La cuenca Chuxiong es una cuenca sedimentaria estructural mesozoica y cenozoica ubicada a 100 30' ~ 102 30' de longitud este y 23° 40' ~ 26° 40' de latitud norte. Tiene 305 km de largo. de norte a sur y 125 km de ancho de este a oeste en promedio km, área 125 km.
Los resultados de la investigación actual de la cuenca Chuxiong muestran que tiene buenas perspectivas de petróleo y gas basándose en el análisis de las propiedades del basamento de la cuenca, la historia del desarrollo, la combinación de litología estratigráfica, los atributos estructurales y las condiciones de acumulación.
La Cuenca Chuxiong ha completado sucesivamente estudios aeromagnéticos, estudios gravimétricos, estudios geoquímicos, estudios de potencial natural, estudios sísmicos, estudios sísmicos digitales y una pequeña cantidad de perforaciones (Tabla 10-46-1), y llevó a cabo investigación sobre la cuenca de Chuxiong, evaluación e investigación sobre recursos de petróleo y gas del Triásico, características geológicas del metano de yacimientos de carbón, condiciones geológicas del gas natural y selección de objetivos de exploración, evaluación inicial de la investigación de la cuenca y optimización de trampas en los bloques y cinturones del norte.
Tabla 10-46-1 Tabla resumen del nivel de exploración en la Cuenca Chuxiong
Sinopec es responsable del trabajo de evaluación de recursos de petróleo y gas en la Cuenca Chuxiong con base en la roca madre. Análisis y evaluación de mapas industriales, se utiliza el método del carbono orgánico y el método de analogía (la depresión occidental de Sichuan de la cuenca de Sichuan es el área estándar análoga de la cuenca de Wangjiang) para calcular la cantidad de recursos.
Los resultados de esta evaluación de recursos de petróleo y gas muestran que los recursos potenciales de gas natural en la cuenca son 6368×108m3, los recursos geológicos de gas natural son 2106×108m3 y los recursos recuperables totales son 1327×108m3 . La cantidad de recursos geológicos de gas natural por descubrir es de 2106×108m3. Los resultados de la evaluación de los recursos de petróleo y gas muestran que la cuenca es rica en recursos de gas natural, está ampliamente distribuida, tiene un nivel de exploración bajo y tiene buenas perspectivas de exploración. La principal roca generadora de la cuenca es el Triásico Superior, que es un buen conjunto de rocas generadoras. El contenido de carbono orgánico de las muestras de lutitas superficiales es generalmente superior al límite inferior de 0,4 para la nueva ronda de evaluación. La investigación de yacimientos muestra que la mayoría de los yacimientos de la cuenca pertenecen a las Categorías II y III, que son yacimientos de "baja porosidad y baja permeabilidad". Las condiciones regionales de la capa de roca en la cuenca alcanzan el Nivel 1 y el Nivel 2, con un único espesor de capa de roca subterránea de lutita de hasta 45 m y una relación de mezcla I/S de 5. El análisis microscópico de lutita muestra buenas propiedades de sellado.
2. Condiciones geológicas
(1) Estudio geológico
1. División de unidades estructurales
Según la zonificación este-oeste de la Cuenca Chuxiong Con base en el patrón de bloques de fallas norte-sur, la Cuenca Chuxiong se divide en 4 áreas de primer nivel, 15 áreas de segundo nivel y 9 áreas subsecundarias utilizando el método de "tres niveles y cuatro niveles" el sistema petrolero (Figura 10-46-1, Tabla 10-46-2).
2. Módulo de evaluación
El sistema de roca madre efectivo en la cuenca de Chuxiong es principalmente el Triásico Superior (Tabla 10-46-3), seguido por el Jurásico Medio-Superior, Medio. -Devónico Inferior y Cámbrico Inferior. La roca generadora del Triásico Superior es la principal roca generadora de la cuenca. Los estratos restantes solo se distribuyen en la zona del borde local de la cuenca y no pueden determinarse como rocas generadoras efectivas y no se utilizan como estratos de evaluación por el momento.
La cuenca de Chuxiong contiene 13 unidades estructurales secundarias, incluidas Pianjiao Sag, Pingchuan Fault Convection, Yunnanyi Sag, Dahongshan Uplift, Yanfeng Sag, Zhonghe Fault Convection, Central Anticlinal Belt, Shuang Bai Sag, Xinping Sag, Yongren- Zona de pendiente de Mouding, Dongshan Sag, Yinachang Uplift y Yunlong Sag.
Dado que la Cuenca Chuxiong es una cuenca con un bajo grado de exploración, los parámetros y datos de evaluación son difíciles de subdividir, por lo que esta vez evaluamos la Cuenca Chuxiong como una unidad de evaluación.
Figura 10-46-1 División de unidades estructurales en la Cuenca de Chuxiong
Tabla 10-46-2 División de unidades estructurales en la Cuenca de Chuxiong
Tabla 10- 46-3 Situación básica de la unidad de evaluación
(2) Roca generadora
Debido a la ubicación estructural única, el entorno sedimentario y el movimiento tectónico de múltiples etapas de la cuenca Chuxiong, la fuente La roca en la cuenca tiene un espesor y acumulación de una sola capa. Tiene las características de gran espesor, múltiples series y tipos de roca fuente (≘1, D1 2, T3, fase de transición de mar a tierra), tipos completos de materia orgánica y Alto grado de evolución térmica de la materia orgánica.
1. Características de desarrollo y distribución de las rocas generadoras.
Un conjunto de rocas generadoras de gas de medida de carbón de fase alterna marina y marino-continental se desarrollaron en el Triásico Superior de la Cuenca de Chuxiong, que son principalmente lutitas y lutitas gris-negras, gris oscuro, gris-verde, también hay algo de caliza gris, gris-negra, margas y una pequeña cantidad de lutitas carbonosas, lutitas y carbón. Se desarrollan diferentes tipos de rocas generadoras en el Jurásico Superior (J2 3), Triásico Superior (T3), Devónico Inferior (D1 2) y Cámbrico Inferior (∈1). La roca madre del Triásico Superior es la principal roca madre de la cuenca. Es principalmente lutita y lutita de color gris-negro-gris oscuro-gris-verde. También hay algo de piedra caliza, marga y una pequeña cantidad de lutita carbonosa. Roca y carbón. La roca generadora tiene las características de alta abundancia de materia orgánica residual, tiempo de generación temprana de hidrocarburos, alta madurez de la roca generadora y gran producción total de gas. Características de la roca madre del Triásico Superior: espesor estratigráfico, 2000 ~ 4000 m; espesor de la roca madre 100 ~ 1000 m, promedio 250 m
2 Tipo y abundancia de materia orgánica
Cuenca El carbono orgánico El rango de distribución del contenido de las rocas fuente en cada sección es: 0,3 ~ 4,16 en la Formación Ganhaizi-Shezi (T3s-G), 0,41 ~ 5,32 en la Formación Luojiashan y 0,55 en la Formación Yunnanyi. Las muestras con valores superiores a 65 en la Formación Yunnan Yi (T3Y) oscilan entre 0,4 y 1,2 y deberían ser rocas generadoras pobres. En la Formación Luojiashan (T3I), sólo 50 muestras tienen valores superiores a 0,8, lo que la convierte en una buena roca generadora. Sólo 35 muestras de la Formación Qianhaizi-Shezi tienen un contenido de carbono orgánico superior a 0,8, y la mayoría de las muestras son inferiores a 0,8, lo que las convierte en buenas rocas generadoras (Tabla 10-46-4).
Tabla 10-46-4 Tabla de datos básicos de las rocas madre de la Cuenca de Chuxiong
3. Características de la evolución térmica de la materia orgánica
Carbón y queso del Triásico Superior en la cuenca La reflectancia de vitrinita de la raíz varía de 0,65 a 5,0, y la Tmax es tan alta como 470°C a 600°C, lo que indica que la evolución térmica general de este conjunto de rocas generadoras es muy alta. El valor Ro de la roca madre de la Formación Yunnan Yi es tan alto como 2,07 ~ 5,86. La materia orgánica ha madurado y ha comenzado a metamorfosearse, y se predice que el petróleo y el gas serán capas de gas secas. El valor Ro de la roca madre de la Formación Luojiashan varía de 1,12 a 5,75, y el valor Ro del área de la napa de empuje occidental y el área de subhundimiento sur varía de 1,12 a 2,09. La materia orgánica se encuentra en el pico de madurez: etapa de alta madurez, hidrocarburos. En las rocas generadoras de la Formación Ganhaizi-Shezi, el valor de Ro en el área de la napa de empuje occidental y el área de subhundimiento del sur está entre 2,45 y 5,78, y la materia orgánica se encuentra en la etapa de generación de gas seca y sobremadura. El valor de Ro del subhundimiento norte, el subbulto central y la depresión poco profunda del este es 0,84 ~ 2,28. La materia orgánica se encuentra en la etapa máxima de generación de petróleo y gas de madurez a alta madurez, y los hidrocarburos son principalmente petróleo. , agua y condensado.
(3) Otras condiciones para la formación de yacimientos
1. Desarrollo y distribución de yacimientos
Los resultados de la investigación de yacimientos en la cuenca de Chuxiong muestran que el Triásico Superior en Chuxiong Cuenca El yacimiento de la Formación Ganhaizi-Shezi es el principal yacimiento de roca y se distribuye en casi toda la región. Generalmente tiene un espesor de 200 m y un espesor máximo de 600 ~ 1000 m. El espacio del yacimiento está dominado por poros secundarios disueltos y microfracturas. Las características de la estructura de los poros son: Poros finos, poros escamosos y alta presión de desplazamiento. El yacimiento presenta baja porosidad y baja permeabilidad, con una porosidad de 1 a 14,7, con un promedio de 3,7; una permeabilidad de 0,03×10-3 a 100×10-3 μm2, con un promedio de 2,0×10-3 μm2; Los yacimientos paleozoicos se pueden dividir en areniscas y rocas carbonatadas, y las capas involucradas son principalmente Cámbrico (∈), Ordovícico (O), Devónico (D) y Pérmico (P). Sin embargo, el rango de distribución es relativamente limitado, distribuido principalmente en Yunlong Sag, Dongshan Sag y la parte norte de la cuenca en el este de la cuenca.
2. Desarrollo y distribución de la roca de capa regional
La roca de capa tiene solo una estructura de una sola capa y el Paleozoico Inferior básicamente falta. Solo se depositan algunos estratos del Paleozoico en los bordes locales. , y el espesor es relativamente grande. Pequeño, principalmente mezclado con rocas carbonatadas marinas y rocas clásticas, la parte superior está compuesta por rocas clásticas y carbonatadas del Mesozoico y Cenozoico; Faltan el Triásico Medio e Inferior, y el Triásico Superior es mar-mar-continente; el Jurásico-Paleógeno es continental; La mayor parte de la capa de roca en la parte norte de la cuenca está formada por lutitas del Jurásico, Cretácico y Paleógeno, lutitas de arenisca apretada y rocas de sal de yeso.
La parte sur de la cuenca está compuesta de lutitas gruesas del Jurásico intercaladas y lutitas de arenisca apretadas, con un espesor de 1000 ~ 2500 m y un espesor máximo de 4000 m. Tiene buenas condiciones de sellado y el espesor de la capa de roca de lutita requerido para formar un gas grande. campo.
3. Canal de migración
Canal de migración del yacimiento de gas primario: Los hidrocarburos generados en el Triásico Superior migraron al yacimiento en forma de solubilidad en agua y difusión en la etapa inicial. Cuando se genera una gran cantidad de petróleo y gas y la presión del fluido es mayor que la presión de aplastamiento de la roca circundante, la roca se rompe y las fracturas se convierten en el modo de migración dominante. El principal período de migración del gas natural del Triásico Superior se produjo tras la generación de grandes cantidades de hidrocarburos. La dirección de la migración se centra en la depresión generadora de hidrocarburos y diverge hacia las áreas circundantes.
Vías de migración de yacimientos de gas secundarios: Las vías de migración de petróleo y gas en yacimientos de gas secundarios del Jurásico dependen de fallas y sus fracturas asociadas. Las fallas formadas durante el período del Himalaya son los canales principales para los yacimientos secundarios de petróleo y gas.
(4) Reglas de distribución de petróleo y gas (migración y acumulación)
Existen procesos de acumulación de múltiples etapas en la cuenca de Chuxiong y existen varios tipos de yacimientos de petróleo y gas. La evolución de los sistemas petroleros está estrechamente relacionada con la evolución estructural. Los movimientos tectónicos que tienen mayor impacto en la cuenca de Chuxiong son el Movimiento Yanshan y el Movimiento del Himalaya. En el período Yanshanian, hace 97 millones de años, se levantaron los primeros pliegues y se desarrollaron trampas, lo que resultó en una escasa potencia petrolera y una migración, acumulación y acumulación de petróleo y gas. El segundo levantamiento y plegamiento a los 45 millones de años durante el período del Himalaya transformó o reconfiguró los yacimientos de petróleo y gas formados en la etapa inicial para formar yacimientos secundarios de petróleo y gas. 97 Ma es el momento crítico para la formación de yacimientos primarios de petróleo y gas, y 45 Ma es el momento crítico para la transformación de yacimientos primarios de petróleo y gas en yacimientos secundarios de petróleo y gas.
Etapa de formación temprana de antiguos yacimientos de petróleo y gas: el grado de evolución térmica de las rocas generadoras del Triásico Superior en la cuenca occidental de Chuxiong es generalmente alto, y las rocas generadoras inferiores han entrado en el período máximo de producción de petróleo y gas. Generación de gas durante la deposición de la Formación Shezi. Antes de la formación de trampas importantes a finales del período Yanshaniense, la mayoría de las áreas se encontraban en la etapa de alta madurez a sobremaduración, excepto algunas áreas de pendiente y bordes de elevación. Por lo tanto, durante la evolución de las rocas generadoras, se forman continuamente yacimientos de petróleo antiguos estratigráficos litológicos y yacimientos de petróleo y gas. En el proceso de evolución posterior, algunos de estos antiguos yacimientos de petróleo y gas se conservaron, otros fueron destruidos y otros se convirtieron en la fuente de petróleo y gas para posteriores yacimientos secundarios de petróleo y gas.
La etapa de formación de grandes yacimientos de petróleo y gas a finales del período Yanshaniano: en el último movimiento Yanshaniano, se formaron una gran cantidad de trampas estructurales en la cuenca. La mayoría de las rocas generadoras en la parte occidental de la cuenca han entrado en la etapa de alta madurez a sobremaduración, formando yacimientos de petróleo y gas dominados por gas. Las rocas generadoras del Paleozoico Cámbrico en la parte oriental de la cuenca han entrado en la etapa alta; etapa de madurez, y los hidrocarburos del Devónico y Triásico Superior. La roca madre entra en la etapa de madurez y forma principalmente yacimientos de petróleo. Estos yacimientos de petróleo y gas, especialmente los del este, sufrieron erosión y transformación posterior, como el Pozo Shen Yun 1. El período sedimentario del Cretácico Superior-Paleógeno fue un período importante para la formación de los primeros yacimientos de petróleo y gas en la cuenca de Chuxiong.
El primer movimiento del Himalaya fortaleció la estructura inicial, desarrolló el sistema de fallas, ajustó y llenó el petróleo y el gas, y también se centró en la construcción. La rotación de bloques y el deslizamiento en el Himalaya medio y tardío, especialmente el levantamiento y la denudación, causaron grandes daños al sistema de petróleo y gas en la cuenca de Chuxiong, como el pozo Wulong 1, el pozo Shenyun 1 y varios yacimientos de petróleo antiguos.
El conjunto de yacimientos de gas se desarrolla principalmente en el oeste de la cuenca, incluyendo el conjunto de yacimientos de gas de cuenca profunda, el conjunto de yacimientos de gas convencionales y el conjunto de yacimientos de gas secundarios. Hay períodos de acumulación temprana y tardía, formados principalmente en la zona. Período del Himalaya en la parte oriental de la cuenca.
3. Métodos y parámetros de evaluación de recursos
(1) Sistema de métodos
En este trabajo de evaluación de recursos, de acuerdo con la nueva ronda de evaluación de recursos de petróleo y gas. plan de implementación De acuerdo con los requerimientos, en cuencas con niveles de exploración medios y bajos, se utiliza principalmente el método de analogía y se complementa el método genético. Según la práctica de exploración de la cuenca de Chuxiong, la cuenca de Chuxiong sigue siendo una cuenca con un grado de exploración de medio a bajo. Por lo tanto, se decidió utilizar el método genético (método del carbono orgánico) y el método de analogía para evaluar la cuenca de Chuxiong. y sobre esta base, se establecieron el método del carbono orgánico y el método de analogía, el sistema de evaluación y los parámetros relacionados del método.
(2) Valores de parámetros clave
1. Método genético (método de carbono orgánico)
Área y espesor de la roca generadora: De acuerdo con el estándar de evaluación de la roca generadora ( El límite inferior de carbono orgánico de la roca fangosa es mayor que 0,4 y el límite inferior de carbono orgánico de la roca carbonatada es mayor que 0,2). Calcule el espesor efectivo de la roca madre en cada punto del perfil.
División efectiva de la roca generadora: el espesor de una sola capa es superior a 30 cm; utilice el método de interpolación para hacer un mapa de contorno efectivo de la roca generadora. Densidad de la roca generadora (g/cm3): el tipo de roca en el área de evaluación es principalmente roca fangosa, con una densidad de 2,5; g/cm3; contenido de carbono orgánico residual de las rocas generadoras (): Los valores de carbono orgánico se miden a partir de afloramientos de campo a lo largo de los años. De acuerdo con los estándares vigentes de evaluación de rocas generadoras, los valores de carbono orgánico de las rocas arcillosas y carbonatadas están todos incluidos en el rango estadístico, y las unidades estadísticas son series o grupos. Tasa de recuperación de carbono orgánico: la tasa de recuperación utilizada en la evaluación inicial de la cuenca de Chuxiong fue 1,22; Tasa de generación de hidrocarburos de carbono orgánico: lea el cuadro unificado de tasa de generación de hidrocarburos de Sinopec en la nueva ronda de evaluación. Coeficiente de exclusión: esta evaluación es análoga; al representante de la Cuenca de Sichuan Derivado de estudios anatómicos de la zona de la escala sexual. En primer lugar, el método de analogía geológica se utiliza para evaluar cuantitativamente las condiciones de formación de yacimientos en el área de evaluación de analogía de acuerdo con estándares de evaluación geológica unificada y compararlas con el área de calibración. Luego compare los valores de los parámetros de evaluación geológica obtenidos en función de los parámetros de evaluación geológica de la capa de gas natural con el área estándar para determinar el coeficiente de descarga de petróleo y gas del área de evaluación análoga (Tabla 10-46-5).
Tabla 10-46-5 Tabla de coeficientes de exclusión de analogía entre la Cuenca de Chuxiong y la Cuenca de Sichuan
2. Método de simulación
Implementación del área de analogía: con la analogía del antepaís occidental de la cuenca de Sichuan (depresión de Sichuan occidental). Cálculo del coeficiente de similitud: utilizamos el método de selección de parámetros analógicos geológicos existente en la cuenca de Sichuan para calcular los parámetros característicos geológicos de cada cuenca, los comparamos con los coeficientes de evaluación geológica de las áreas estándar correspondientes en la cuenca de Sichuan y obtuvimos una similitud. coeficiente de 0,199. El área de implementación del área de cálculo analógico es de 36.500 km2.
3. Coeficiente de recuperabilidad
El coeficiente de recuperabilidad de esta área es 63.
Cuatro. Resultados de la evaluación de recursos de petróleo y gas
(1) Resultados del cálculo de recursos prospectivos mediante el método de carbono orgánico
El cálculo de recursos prospectivos en la cuenca de Chuxiong utiliza principalmente el método de carbono orgánico. El método de cálculo utiliza el método de probabilidad (método de Monte Carlo) para realizar 5.000 cálculos de muestreo aleatorio y calcular los recursos de petróleo y gas de la cuenca en sistemas y bloques jerárquicos (Tabla 10-46-6).
Tabla 10-46-6 Resultados del cálculo de recursos prospectivos en la cuenca de Chuxiong
(2) Resultados del cálculo de recursos geológicos por método de analogía de cuenca
Características del petróleo y los recursos de gas en la cuenca de Chuxiong y la distribución está dominada por el gas natural. Las series de recursos de petróleo y gas en la cuenca se distribuyen principalmente en el Mesozoico y Triásico Superior, con una profundidad de 3000 ~ 4500 m, y se distribuyen en áreas montañosas (Tabla 10-46-7).
Tabla 10-46-7 Resultados del cálculo de analogía de recursos geológicos
Sugerencias de exploración de verbo (abreviatura de verbo)
(A) Análisis de perspectivas de petróleo y gas natural
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La cuenca de Chuxiong debería ser una cuenca petrolera con buenas perspectivas de petróleo y gas y un gran potencial. La exploración se centra en gas de cuencas profundas. Las rocas generadoras del Triásico Superior en la cuenca de Chuxiong están ampliamente distribuidas, son gruesas, ricas en materia orgánica, de tipo diverso y tienen un alto grado de evolución térmica, lo que proporciona una base de fuente de gas suficiente. Las rocas generadoras del Triásico Superior en la cuenca de Chuxiong pueden generar grandes cantidades de hidrocarburos en múltiples períodos, proporcionando condiciones de fuente de gas para la acumulación de petróleo y gas.
(2) Direcciones y sugerencias de exploración
Resumiendo los resultados de exploración de la cuenca de Chuxiong a lo largo de los años, combinados con las reglas de acumulación de petróleo y gas de la cuenca de antepaís, el futuro petróleo y La dirección de la exploración de gas debe elegir la pendiente del antepaís en la parte central y oriental de la cuenca. Para ubicaciones favorables, como el levantamiento del antepaís, la exploración se centrará en áreas de distribución estructural anticlinales con buenas condiciones de conservación y profundidades de enterramiento de la capa objetivo poco profundas.
Hay más de 70 anticlinales terrestres en la cuenca de Chuxiong. En la actualidad, se han confirmado más de 10 trampas estructurales y básicamente se han confirmado mediante datos geofísicos. El primer lote de estructuras objetivo preferidas son la estructura Dayao, la estructura Maotaishan, la estructura Guona y la estructura Shiyang. Además de los cuatro objetivos de exploración clave recientes mencionados anteriormente, Banqiao Broken Nose, Xiaotuanshan Broken Nose y Yongren Sag en las áreas favorables de Yunlong Sag han quedado básicamente atrapados y también pueden usarse como objetivos de seguimiento para exploraciones recientes.
Resumen del verbo intransitivo
Los recursos prospectivos de la cuenca de Chuxiong son 6368×108m3, los recursos geológicos son 2106×108m3 y los recursos recuperables son 1326,78×108m3. La parte central y oriental de la cuenca desde la pendiente del antepaís hasta el levantamiento del antepaís debería ser el foco de futuras exploraciones. Al mismo tiempo, se debe prestar atención a la distribución de estructuras anticlinales con buenas condiciones de conservación y entierro poco profundo de la capa objetivo. .