(1) Fuentes de petróleo suficientes
Hay tres fuentes de petróleo de arena bituminosa: ①El petróleo crudo en antiguos yacimientos de petróleo migra a la superficie o Las arenas bituminosas se forman en trampas efectivas poco profundas ②; La estructura de los antiguos yacimientos de petróleo se eleva, queda expuesta en la superficie, los estratos se desnudan y el petróleo crudo se lava o se biodegrada para formar asfalto. ③ El petróleo crudo generado a partir de las rocas madre de la cuenca pasa a través de grietas, fallas y discordancias; u otras capas conductoras migran directamente a las áreas de levantamiento o pendientes estructurales de la cuenca.
Abundantes rocas madre son la base material para la formación de depósitos de arenas bituminosas. La evidencia geoquímica (Deroo, McCrossan, etc.) indica que la roca madre de las arenas bituminosas de Alberta es esquisto del Cretácico rico en materia orgánica. Las fuentes de petróleo de petróleo pesado y arenas bituminosas en la Cuenca de Venezuela son rocas madre de petróleo marino del Cretácico Superior, incluida la formación La Luna en la Cuenca de Maracaibo y las formaciones Querecual y San Antonio en la Formación Guayuta en la Cuenca Oriental de Venezuela. Las rocas se produjeron en condiciones anaeróbicas o se depositaron en condiciones casi anaeróbicas.
Durante el proceso de formación de petróleo de arenas bituminosas, ya sea por la migración de petróleo crudo a larga distancia o la pérdida de petróleo crudo a la superficie o profundidades poco profundas, se perderá una gran cantidad de petróleo crudo. Por lo tanto, todas las cuencas con depósitos de arena bituminosa de cierta escala han experimentado una acumulación de petróleo y gas a gran escala. Por lo tanto, la formación de arenas bituminosas requiere un suministro suficiente de petróleo crudo.
Las áreas enriquecidas con arenas bituminosas generalmente se encuentran en las áreas de elevación o en los bordes de grandes cuencas de petróleo y gas, donde la migración y acumulación de petróleo y gas se dirigen durante mucho tiempo y el suministro de fuentes de petróleo es suficiente. . Como el borde noroeste de la cuenca de Junggar, la vertiente occidental de la cuenca de Songliao, la depresión de Kuqa, la depresión del suroeste de Tarim y el área Bachu-Keping de la cuenca de Tarim.
(2) Canales de migración y mecanismos dinámicos ventajosos
Los canales de migración y mecanismos dinámicos de los hidrocarburos afectan la escala y la distribución geográfica de la mineralización de arenas bituminosas. Normalmente, las vías de migración incluyen fallas, fracturas, discordancias u otras capas conductoras. El petróleo y el gas se acumulan y dispersan en áreas específicas a través de canales de migración ventajosos, formando arenas bituminosas. Las discordancias, los canales severamente karstificados y los cuerpos de arena fluviales son los principales canales de migración de los hidrocarburos para formar depósitos de arenas bituminosas en Alberta, Canadá. La compresión del piedemonte de las Montañas Rocosas del Cretácico formó una gran cantidad de discordancias y provocó una intensa karstificación de la piedra caliza del Devónico, proporcionando un buen canal de migración para la migración de los hidrocarburos. Además, los cuerpos de arena del canal de la Formación McMurray del Cretácico también son canales importantes para que los hidrocarburos migren a partes poco profundas. Son estos buenos sistemas de canalización de hidrocarburos los que permiten la migración de hidrocarburos a larga distancia y hacen posible las arenas bituminosas de Alberta. Al mismo tiempo, también es esencial una potencia de movimiento de hidrocarburos suficiente. Los hidrocarburos migran desde las rocas generadoras a través de discordancias y canales de arena durante al menos 360 km hasta Athabasca y al menos 80 km hasta el río Peace (Figura 7.2). La fuerza impulsora de su movimiento proviene principalmente de la compresión del piedemonte de las Montañas Rocosas, lo que aumenta la profundidad de enterramiento del Cretácico y provoca diferencias en el campo de presión del fluido. Además, la piedra caliza del Devónico debajo de la discordancia severamente karstificada proporciona un sistema hidrodinámico muy activo, que permite que los hidrocarburos de baja viscosidad y baja densidad formados en las primeras etapas migren a largas distancias, formando eventualmente depósitos de arena bituminosa.
Figura 7.2 Sección transversal integral de la cuenca occidental de Canadá
(3) Biodegradación, oxidación y lavado con agua
Después de que el petróleo ingresa al yacimiento, sufre un proceso especial. condiciones Se producirá el proceso de espesamiento, que es esencialmente un proceso de migración periódica desde capas profundas a capas poco profundas, desde un sistema que no está conectado al agua superficial a un sistema que está conectado al agua superficial. Este proceso se manifiesta como migración, agregación, remigración y reagregación. El petróleo se vuelve más pesado y espeso y eventualmente se convierte en asfalto.
El petróleo crudo en el cinturón de petróleo pesado del Orinoco en la cuenca oriental de Venezuela proviene de las rocas generadoras de petróleo marino del norte. Durante el proceso de migración de los hidrocarburos, los hidrocarburos livianos se separan primero. En partes poco profundas, debido a la degradación bacteriana causada por el agua de lluvia, la viscosidad y densidad del petróleo crudo aumentan. En la faja de petróleo pesado del Orinoco, a medida que aumenta el grado de biodegradación del petróleo pesado y las arenas bituminosas, la distribución de desmetiltriterpenos y fenantreno cambia, y el petróleo crudo y las arenas bituminosas sufren una biodegradación severa.
El petróleo extremadamente pesado en este cinturón de petróleo pesado se acumula en yacimientos poco profundos por debajo de los 1066 m. En el margen norte del Orinoco, la parte sur del área de la Gran Oficina y las áreas de Temblador y Jobo, el petróleo crudo parcialmente degradado y severamente degradado se acumula entre 914 y 1524 m. Tibetano. También existen algunas acumulaciones de petróleo pesado y extrapesado en la parte norte de la Cuenca Oriental de Venezuela (campos Quiriquire, Manresa y Orocuat) y en el área de Quanoco en la parte noreste de la cuenca. Las porfirinas del petróleo no se ven afectadas por la biodegradación subterránea, mientras que en las arenas bituminosas de Guanoco estas moléculas se destruyen en la superficie. Por tanto, se puede especular que esta zona se vio afectada por algún grado de oxidación.
El agua del borde y del fondo cerca de la interfaz petróleo-agua es relativamente activa y la superficie de contacto petróleo-agua es grande. El efecto de lavado lento con agua a largo plazo hace que los n-alcanos y otros componentes del petróleo entren. el petróleo crudo será consumido por bacterias aeróbicas y gradualmente se espesará, e incluso formará asfalto. La frecuencia de aparición de arena bituminosa negra en la parte superior del grupo de 4 capas de arena en el área sur Wen 79 del campo petrolífero Wenliu en Dongpu Sag es baja, mientras que hay más arena bituminosa negra en la parte inferior (la arena petrolífera negra interfaz del grupo de capas de arena), que puede estar relacionado con esto.
(4) El papel de las condiciones del yacimiento y la roca de recubrimiento en la acumulación de arenas bituminosas
Las arenas bituminosas a escala ultragrande generalmente se depositan en deltas, arenas costeras o de canales. La mayoría de estos cuerpos de arena tienen las características de alta porosidad y alta permeabilidad, lo que proporciona espacio de almacenamiento para la formación de grandes depósitos de arena bituminosa. El entorno de depósito es principalmente marino, pero el entorno de depósito de arenas bituminosas en China es principalmente continental. El contenido de petróleo de la arena bituminosa está estrechamente relacionado con su litología. La litología de la arena bituminosa con mayor contenido de petróleo es principalmente arenisca fina y arenisca medio-fina.
Además, la capa de roca apretada y el blindaje estructural local han formado zonas de enriquecimiento de arena bituminosa y las condiciones de conservación necesarias han frenado la oxidación adicional de los hidrocarburos. La capa de roca regional dificulta la migración longitudinal de petróleo y gas, lo que hace que los hidrocarburos migren lateralmente en deltas antiguos y cuerpos de arena de canales. Según estudios previos, existe caprock regional en varias áreas importantes de depósitos de arenas petrolíferas en el mundo (por ejemplo, la Formación Colorado en el oeste de Canadá, la estructura Freites en el este de Venezuela o los estratos jurásicos de la isla Melville).
Tomemos como ejemplo las condiciones del yacimiento de arenas bituminosas en Alberta, Canadá. Las arenas bituminosas de Alberta se distribuyen principalmente en dos tipos de formaciones: el primer tipo son los depósitos de arenas bituminosas del Cretácico y el segundo tipo es el petróleo pesado en las rocas carbonatadas del Paleozoico debajo de la superficie de discordancia en el fondo del Cretácico. La Formación Mc-Murray y la Formación Clearwater de la Formación Mannville del Cretácico Inferior desempeñan un papel de control clave en la mineralización de arenas bituminosas. La Formación McMurray es un delta y un depósito de bahía formado por el Mar Boreal que desemboca tierra adentro desde el norte. Durante el período de deposición de Clearwater, la transgresión marina se había extendido por toda el área, formando lutitas marinas y en algunas áreas se depositó arenisca costera. Tomando como ejemplo el depósito de arenas bituminosas de Athabasca, el fondo de la Formación McMurray es un canal de migración de hidrocarburos discordante, y la parte inferior de la discordancia es una roca carbonatada del Devónico severamente karstificada, que también es un camino importante para la migración de hidrocarburos. El propio McMurray está dividido en tres secciones: superior, media e inferior. La sección inferior tiene de 5 a 10 m de espesor, con un cuerpo de arena de canal que se vuelve más fino en tamaño de grano en la parte inferior, y lutitas de capa delgada y lutitas carbonosas en la parte superior de la sección media tiene de 55 a 65 m de espesor, y un canal; cuerpo de arena con un espesor de 20 a 30 m de espesor en el fondo que se vuelve fino en tamaño de grano hacia arriba, la parte superior es una lente de arenisca intercalada de lutitas marinas, la parte superior se divide en dos partes, la parte inferior es una facies lacustre; , sedimentos de facies de semi-golfo y facies de pantanos de llanura aluvial, y la parte superior son depósitos de barras de arena marina y arenisca de glauconita que espesan la deposición hacia arriba. Depósitos de esquisto transgresivos de la Formación Clearwater sobre la Formación McMurray. Los extensos cuerpos de arena ubicados sobre la superficie de discordancia proporcionan un buen reservorio para la mineralización de arenas bituminosas, y el esquisto transgresivo regional proporciona una buena capa de roca para la mineralización de arenas bituminosas. Esta es la base de las arenas bituminosas de Alberta.
(5) El efecto de control de las estructuras sobre la acumulación de arena bituminosa
La migración, acumulación y disipación de petróleo y gas están estrechamente relacionadas con las actividades tectónicas. La mayoría de los depósitos de arenas bituminosas que se han investigado son minerales estructuralmente modificados. Durante la evolución de las cuencas petroleras, especialmente durante el período de retorno de la cuenca, el borde de la cuenca se eleva, se forman zonas de elevación interna y el petróleo y el gas migran a gran escala. Si falta capa de roca, el petróleo y el gas migrarán directamente a la superficie y se perderán, formando depósitos de arena bituminosa.
Las actividades tectónicas también destruirán los yacimientos de petróleo existentes, lo que provocará que el petróleo y el gas migren, se acumulen y se disipen para formar minerales, o los yacimientos de petróleo serán elevados y destruidos, dejando petróleo crudo residual para formar minerales.
Un importante movimiento tectónico se produjo en la cuenca de Lunpola en el Tíbet a finales del Eoceno, lo que resultó en un levantamiento y erosión generalizados de la capa sedimentaria del tercer miembro de Niusan, y una deformación amplia y suave de los estratos. Al final del Oligoceno, la Cuenca de Lunpola sufrió una intensa transformación, manifestada principalmente en compresión y acortamiento en el norte y sur, formando una serie de fallas y estructuras compresivas y compresivas-torsionales, la mayoría de ellas distribuidas en los cinturones norte y sur. , con el empuje de Yushan en el norte. El cinturón suprayacente se caracteriza por capas de fallas de napa. Un grupo de anticlinal lineal de eje largo se forma en la parte superior del cinturón de napa y generalmente está invertido hacia el sur. Está dominado por anticlinales de compresión y torsión-compresión. El fuerte efecto de compresión, por un lado, provocó que la falla normal oculta temprana de Hongxingliang cambiara de torsión por tracción a torsión por compresión, cambiando así de abierta temprana a cerrada; por otro lado, se generaron una serie de fallas de compresión en el borde frontal; de la zona de la napa, las grietas se cierran en la dirección paralela a la tensión de compresión principal, es decir, la dirección norte-sur, y se abren en la dirección perpendicular a la tensión de compresión principal, es decir, las direcciones este y oeste. Por lo tanto, las fisuras provocaron directamente que el petróleo y el gas migraran a la superficie en la cuenca de Rumpola, proporcionando las condiciones para la formación de arenas bituminosas en la superficie. El movimiento tectónico al final del Oligoceno también fue directamente destructivo para los primeros yacimientos de petróleo. Esto se debió a la compresión y el levantamiento, lo que provocó que la capa de roca de los primeros yacimientos de petróleo quedara fuertemente desnudada y erosionada para formar arenas bituminosas en la superficie.