La cuenca Chaiwobao está ubicada en el sureste de Urumqi, Xinjiang, a 87° 35' ~ 89° 00' de longitud este y 43° 20' ~ 43° 40' de latitud norte. Al norte está la montaña Bogda y al sur está la montaña Tiangeer. Las dos montañas convergen en una cuenca cerrada hacia el este y están separadas de la cuenca de Junggar por el abultamiento del lecho rocoso del Carbonífero Jicaozi en el oeste, que cubre un área de aproximadamente 2620 km2.
A finales de 2004, la cuenca de Chaiwobao había completado un estudio de sondeo gravitacional, magnético y eléctrico de 1:200.000, que cubría un área de 2.425 km2, 2.714 km de sísmica bidimensional y 72 km2. de sísmica tridimensional. La densidad de la red sísmica en toda la región alcanza 2 km × 2 km ~ 2 km × 4 km, y la densidad de la red sísmica estructural clave alcanza 1 km × 4 km. Hay 8 pozos perforados en esta área, con un metraje total de 23.058 metros. Entre ellos, el Pozo Chaishen 1 y el Pozo Da 1 son pozos de bajo flujo de petróleo y gas. La investigación de exploración descubrió y confirmó 12 estructuras trampa (10 de las cuales provenían de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior en la capa objetivo de exploración), en 2002 y 2003, se realizaron cálculos preliminares para el depósito de gas condensado estructural Chaiwopu y el Pozo Chaican 1 según el natural; reservas geológicas de gas en el área y el área del pozo Da 1, las reservas de gas condensado previstas son 347×108m3, las reservas recuperables previstas son 108m3 y las reservas de petróleo crudo previstas son 173,5×108m3.
La evaluación de recursos de la Cuenca Chaiwopu en la nueva ronda de evaluación de recursos nacionales de petróleo y gas fue completada conjuntamente por el Comando de Exploración de la Nueva Área Occidental de Sinopec y la Rama Occidental del Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo de Petróleo de Sinopec. La Cuenca Chaiwopu es una cuenca con bajo nivel de exploración. Hasta el momento, sólo se ha descubierto una estructura petrolera, sin reservas probadas. Por lo tanto, el método genético se utiliza principalmente para evaluar los recursos de petróleo y gas en la cuenca de Chaiwopu. En vista de las características de la Cuenca Chaiwopu, que es pequeña en área y tiene una estructura única, toda la Cuenca Chaiwopu se utiliza como unidad de evaluación para la predicción y evaluación de recursos de petróleo y gas.
2. Condiciones geológicas del petróleo y el gas
(1) Estudio geológico
La cuenca Chaiwopu es una pequeña cuenca entre montañas ubicada en las montañas del norte de Tianshan. El patrón estructural actual se caracteriza por una zonificación norte-sur y este-oeste. Con base en las características estructurales del basamento y la roca de cobertura reflejadas por la gravedad, el magnetismo, los datos sísmicos y geológicos del suelo, la cuenca se divide en cuatro unidades estructurales de primer nivel: área de pliegue de la falla de Bonan, levantamiento de Jicaozi, depresión de la falla de Qaidan y depresión de Dabei (Tabla 8- 10-1, Figura 8-10-. El terreno de la cuenca es alto en el norte y bajo en el sur. La parte norte es el área de exposición del Pérmico Inferior, con un área de aproximadamente 720 km2, y la elevación del terreno es. 1600 ~ 2800 m El terreno es complejo y no hay perspectivas de exploración en el sur. El área de distribución cenozoica cubre un área de aproximadamente 1900 km2 y es el área principal para la exploración de petróleo y gas en la cuenca. El área es relativamente plana, con una elevación del terreno de 1044 a 1800 m. Se compone principalmente de Gobi, lagos, colinas, barrancos y terrazas.
Tabla de división de unidades estructurales de la cuenca de Chaiwopu.
Figura 8-10-1 Tabla de división de unidades estructurales de la cuenca de Chaiwopu
(2) Roca generadora
El período de depresión del Pérmico medio-tardío-Jurásico de Chaiwopu La cuenca es el período más importante para el desarrollo de rocas generadoras en la cuenca. Tres conjuntos de rocas generadoras se desarrollan principalmente en la cuenca, incluida la Formación Lucaogou del Pérmico Superior, la Formación Hongyanchi y la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior. Las formaciones Lucaogou y Hongyanchi son espesas, están ampliamente distribuidas y tienen una alta abundancia y madurez de materia orgánica. Son las rocas generadoras del Jurásico más importantes en la cuenca. Aunque también se desarrolla lutita oscura, generalmente está por debajo del umbral de generación de petróleo y es una. roca generadora inmadura.
1. Roca generadora de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior
Superior 2. La Formación Lucaogou Sucesiva está compuesta principalmente de lutitas y lutitas limosas grises, intercaladas con arenisca fina y limolita. El espesor de la roca madre es de 214 m, el contenido de carbono orgánico es de 1,26 ~ 4,60, con un promedio de 2,52, y el contenido promedio "A" del asfalto de cloroformo es de 0,133. El potencial promedio de generación de hidrocarburos es de 8,4 mg/g, lo que cumple. el estándar de buena roca generadora Las partes norte del Pozo Chaishen 1 (tierra) - Pozo Chaisen 2, Pozo Chai 3 - Pozo Chaishen 1 (roca) de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior son buenas. El área de distribución de roca generadora no solo es rica. de materia orgánica, pero también espeso, con un espesor máximo de unos 400m·m. Hacia el sur, el espesor de la roca madre se vuelve más fino, y la abundancia de materia orgánica disminuye paulatinamente, pasando a ser roca no fuente.
2. La roca madre de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior
La Formación Hongyanchi del Pérmico Superior es un conjunto de arenisca de color amarillo-gris-verde, conglomerado arenoso y lutita litológica de color gris-negro. combinación. La lutita oscura tiene sólo 45 m de espesor y su contenido de carbono orgánico, contenido de cloroformo asfalto "A" y potencial de generación de hidrocarburos son 1,19, 0,027 y 1,06 mg/g respectivamente, lo que la convierte en una roca madre medio pobre. El patrón de distribución de las rocas generadoras en la Formación Hongyanchi es muy similar al de la Formación Lucaogou. La parte sur de la cuenca tiene baja abundancia de materia orgánica y es un área de distribución de roca generadora-roca no generadora pobre. La parte central y norte de la cuenca es rica en materia orgánica y es un área de buena distribución de roca madre. El espesor de la roca madre aumenta gradualmente hacia el norte, alcanzando un espesor máximo de 350 m
3. Hidrocarburos del Grupo Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior Roca generadora
La parte superior de la Formación Huangshanjie del Grupo Xiaoquangou en el Triásico Medio y Superior es lutita gris marrón, gris negro, gris claro intercalada con arenisca, arcillosa fina. arenisca y lutita carbonosa negra. La parte inferior es lutita de color marrón grisáceo, intercalada con conglomerado arenoso y arenisca fina, y intercalada con lutita de color gris negruzco. La lutita oscura de la Formación Xiaoquangou en el Pozo Chaishen 1 en la parte occidental de la cuenca tiene un espesor acumulado de 151 m, un contenido de carbono orgánico de 0,61, un contenido de cloroformo asfalto "A" de 0,01, un hidrocarburo total de 90 ppm y un Cantidad de generación de hidrocarburos de 0,76 mg/. La lutita oscura de la Formación Xiaoquangou en el Pozo Chai 2 tiene un espesor acumulado de 270 metros y es una roca madre de buena a media.
El depocentro del Grupo Xiaoquangou del Triásico Medio-Superior está en el medio de la cuenca, y las rocas generadoras en el borde de la cuenca son rocas magras no generadoras con baja abundancia de materia orgánica. El espesor de la roca generadora aumenta gradualmente hacia el centro de la cuenca, alcanzando el espesor máximo los 400 m, y la abundancia de materia orgánica aumenta gradualmente, convirtiéndola en una roca generadora mediana-buena.
Los tipos de materia orgánica de las rocas generadoras de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior en la Cuenca Chaiwopu son relativamente buenos (Tabla 8-10-2), pero las diferencias son grandes. El kerógeno tipo III, el kerógeno tipo III y el kerógeno tipo IIB se encuentran principalmente en la parte sur del pozo Chaishen 1 (Shi). El kerógeno tipo IIB y el kerógeno tipo III se encuentran principalmente en el área de Xiaopinggougou en la parte oriental de la cuenca. pequeña cantidad de kerógeno tipo IIA. El tipo de materia orgánica de la roca generadora de la Formación Hongyanchi es ligeramente peor que el de la Formación Lucaogou. Solo hay una pequeña cantidad de kerógeno tipo IIb en el centro de la depresión norte de la cuenca, y todas las demás áreas son kerógeno tipo III. La roca madre de la Formación Xiaoquangou en el Triásico Medio y Superior es básicamente kerógeno tipo III (Tabla 8-10-3).
Los resultados experimentales muestran que la reflectancia de vitrinita Ro de la roca madre de la Formación Lucaogou en el Pérmico Superior en la Cuenca Chaiwopu es de 0,64 ~ 1,91, con un valor promedio de 1,57, un valor de OEP de aproximadamente 1,0. y una tasa de craqueo promedio de La temperatura máxima Tmax es de 478 °C y produce principalmente gas condensado y petróleo ligero. La reflectancia de vitrinita Ro de la roca madre de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior es de 0,62 ~ 1,69, con un valor promedio de 1,51, el valor de OEP es de aproximadamente 1,0 y la temperatura máxima de agrietamiento Tmax es de 407 °C ~ 511 °C. Produce principalmente gas condensado y petróleo ligero, y el resultado de la interpretación integral debería ser una roca generadora altamente madura, la roca generadora T2-3xq de la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior tiene una reflectividad de vitrinita Ro de 0,5 ~ 0,6, con un promedio de 0,5 ~ 0,6. 0,55. La mayoría de los valores de OEP son 1,2 y la temperatura máxima de craqueo Tmax es 435 °C ~ 437 °C. No hay evidencia de petróleo o gas, y el resultado de la interpretación integral debería ser roca madre de baja madurez.
Las áreas efectivas de las rocas generadoras de la Formación Lucaogou y la Formación Hongyanchi en la Cuenca Chaiwopu son 942,43 km2 y 828,94 km2 respectivamente, con espesores de 213,2 my 197 m respectivamente, y contenidos de carbono orgánico respectivamente de 1,789 y 1,68. , contenido de betún de cloroformo "A". El área efectiva de la roca generadora de la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior es de 221,12 km2, la madurez de la materia orgánica Ro es 0,55 y el índice de abundancia de materia orgánica también es menor que el de la roca generadora del Pérmico superior, lo que la convierte en una roca generadora de nivel medio y superior. abundancia de roca madre de baja madurez. Está demostrado que la roca generadora del Pérmico Superior es la roca generadora principal de la cuenca, y la roca generadora del Triásico Medio-Superior es la roca generadora secundaria.
Tabla 8-10-2 Tabla de evaluación de la abundancia de materia orgánica de las rocas generadoras en la cuenca de Chaiwopu
Tabla 8-10-3 Tipos completos de kerógenos de las principales rocas generadoras en la cuenca de Chaiwopu Resultados del análisis
Tabla 8-10-4 Tabla de evaluación integral de rocas generadoras en la Cuenca Chaiwopu
(3) Otras condiciones para la formación del yacimiento
Condiciones del yacimiento de petróleo
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Las rocas reservorio se desarrollan en los sistemas Pérmico, Triásico y Jurásico en la Cuenca Chaiwopu, entre los cuales los sistemas Pérmico Superior y Triásico son las principales rocas reservorio.
A excepción de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior (P2l), el espesor de otras rocas reservorio del Pérmico Superior y Triásico representa más del 50% del espesor de la formación.
Las rocas reservorio de la Formación Karamay del Triásico Medio (T2k) cumplen con los estándares de rocas reservorio de Clase I y II. La roca reservorio superior de la Formación Cangfanggou del Triásico Inferior alcanza el estándar de roca reservorio secundario. La roca reservorio de la Formación Cangfanggou Inferior del Pérmico Superior (P2cf) cumple con el estándar de roca reservorio de segundo nivel; la roca reservorio de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior (P2h) cumple con el estándar de roca reservorio de tercer nivel (Tabla 8-10-5). La roca reservorio de la Formación Lucaogou (P2l) del Pérmico Superior también cumple con los estándares de roca reservorio de Clase III. Los resultados de la perforación muestran que las rocas reservorio de la Formación Hongyanchi (P2h) del Pérmico Superior y la Formación Lucaogou (P2l) son los principales yacimientos de petróleo y gas del yacimiento de gas condensado estructural de Chaiwopu. Estos dos conjuntos de rocas reservorio se distribuyen principalmente en las partes sur y centro-sur de la cuenca, y están dominados por areniscas y areniscas del delta en abanico. Entre ellos, durante el período de deposición de la Formación Hongyanchi, la cuenca del lago se redujo gradualmente desde su pico, la masa de agua se volvió menos profunda y las rocas reservorio estaban más desarrolladas que las de la Formación Lucaogou.
2. Condiciones de cobertura
Los sistemas del Pérmico Superior, Triásico y Jurásico en la cuenca de Chaiwopu son depósitos fluviales en etapa de depresión, caracterizados por arena y lutita intercaladas. La roca de cobertura está relativamente desarrollada. El análisis estadístico del espesor de la lutita en la perforación en la cuenca muestra que la Formación Triásica Huangshanjie (T3hs), la Formación Haojiagou (T3hj), la Formación Badaowan del Jurásico Medio e Inferior (J1b) y la Formación Sangonghe (J1s) sobre el Pozo Chai 3, la Formación Xishanyao ( J2x) (incluida la Formación Toutunhe J2t del Jurásico Medio) debería serlo. El grado de desarrollo de la lutita de la Formación Karamay (T2k) del Triásico Medio e Inferior, la Formación Cangfanggou Superior (T1cf), la Formación Cangfanggou Inferior (P2cf) y la Formación Hongyanchi (P2h) es ligeramente peor que el del Triásico Superior y las Pirámides Media e Inferior. El Luo Tong (incluida la Formación Lucaogou P2l) debería ser una buena roca directa.
(D) Condiciones favorables para la acumulación de petróleo y gas
La estructura petrolera de Chaiwopu es la única estructura petrolera descubierta hasta ahora. Ubicada en la parte central y occidental de la cuenca, es una trampa compuesta litológica anticlinal con la Formación Pérmica Hongyanchi y la Formación Lucaogou como capas objetivo. Del análisis de las condiciones de acumulación de petróleo y gas, las estructuras que contienen petróleo tienen los siguientes factores favorables para la acumulación de petróleo y gas:
La estructura Chaiwopu comenzó a formar una monoclinal desde el final del Pérmico hasta el final del el Jurásico En este momento, el Pérmico Superior La roca madre ha entrado en el período pico de generación y expulsión de hidrocarburos, lo que favorece la migración y acumulación de petróleo y gas. Está cerca de la depresión generadora de petróleo en la parte norte de la cuenca y ha estado en la dirección de la migración de petróleo y gas durante mucho tiempo. La parte central de la cuenca es un área favorable para el desarrollo de roca de capa y tiene buena conservación; condiciones durante el período de reforma desde finales del Yanshanian hasta el período del Himalaya, la tensión de compresión en la parte central de la cuenca fue relativamente débil y tuvo poco impacto en los grandes yacimientos de petróleo y gas. La fuente de la cuenca proviene del sur. Durante la deposición del Pérmico Superior, la estructura estaba ubicada en la zona de la fase del frente del delta del abanico, lo que favorece el desarrollo del yacimiento.
Tabla 8-10-5 Tabla estadística de propiedad física del yacimiento de núcleo de perforación en la cuenca de Chaiwopu
Tabla 8-10-6 Tabla estadística de caprock de lutita de perforación en la cuenca de Chaiwopu
Del análisis anterior se desprende que las partes central y occidental de la cuenca son áreas favorables para la acumulación de petróleo y gas, son las principales áreas de distribución de yacimientos de petróleo y gas, y también son las áreas con mejores reservas de petróleo y gas. perspectivas de exploración. Aunque la parte norte de la cuenca se encuentra en el centro de una depresión generadora de petróleo y es rica en fuentes de petróleo y gas, los yacimientos no están desarrollados y se verán fuertemente afectados por modificaciones posteriores, lo que no favorece la preservación del petróleo y yacimientos de gas. Aunque los yacimientos de la parte sur de la cuenca están bien desarrollados, están lejos de las depresiones generadoras de petróleo y tienen malas condiciones de suministro de petróleo y gas. Además, debido a la intensa transformación del período posterior, las condiciones de conservación no son buenas, lo que no favorece la acumulación de petróleo y gas.
3. Métodos de evaluación de recursos y sistemas de parámetros
Debido al bajo nivel de exploración en la cuenca de Chaiwopu y a la falta de datos geológicos y de perforación, es difícil satisfacer las necesidades de simulación de cuenca. Por lo tanto, esta evaluación utiliza principalmente el método del asfalto cloroformo "A", el método del carbono orgánico (tasa de degradación) y el método del carbono orgánico (rendimiento de hidrocarburos) entre los métodos genéticos para predecir la cantidad potencial de recursos de petróleo y gas.
1. Parámetros de distribución estadística
Los parámetros de distribución estadística incluyen: espesor de la roca madre h, abundancia de materia orgánica (contenido de cloroformo asfalto "A", contenido de carbono orgánico C, contenido de carbono orgánico original (C original) y tasa de producción de hidrocarburos (tasa de producción de petróleo E petróleo, tasa de producción de gas E gas).
2. Parámetros de valor fijo
Los parámetros constantes incluyen: área de roca generadora S, densidad de la roca generadora R, tasa de degradación de kerógeno D, relación de generación de petróleo (gas) I, petróleo (Gas). ) coeficiente de expulsión de hidrocarburos K1, coeficiente de expulsión de hidrocarburos de petróleo (gas) K2.
El área de roca madre de petróleo debe ser el área de roca madre de petróleo efectiva, que se delinea estableciendo el límite inferior de contenido de carbono orgánico (C=0,8) y el límite inferior de madurez orgánica (Ro=0,5). Al mismo tiempo, el rango efectivo de roca madre es la base para determinar el rango de la cuadrícula.
3. Diagrama de rendimiento de hidrocarburos y fórmula original del coeficiente de recuperación de carbono orgánico.
La Cuenca Chaiwobao debería haber sido una depresión en el borde sur de la Cuenca Junggar antes del Triásico Tardío. mismo proceso de evolución de cuenca y características sedimentarias. Por lo tanto, la tabla de producción de hidrocarburos, la fórmula original del coeficiente de recuperación de carbono orgánico, el coeficiente de expulsión de hidrocarburos, el coeficiente de expulsión y otros parámetros de cálculo utilizados en esta evaluación adoptan principalmente los resultados de tres evaluaciones de la misma capa en la cuenca de Junggar. La Tabla 8-10-7 enumera la tasa de producción de petróleo, la tasa de producción de gas y los datos de recuperación de carbono orgánico de materia orgánica Tipo III y Tipo IIB relacionados con las rocas generadoras en la Cuenca Chaiwopu.
Tabla 8-10-7 Tabla de capacidad de producción de petróleo y gas de la cuenca Junggar
Nota: La segunda columna de la tabla es el coeficiente de recuperación de carbono orgánico de lutita P2w.
4. Coeficiente de expulsión de hidrocarburos y coeficiente de expulsión de polímeros
La Formación Lucaogou del Pérmico Superior, la Formación Hongyanchi y la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior utilizadas en esta evaluación El coeficiente de expulsión de petróleo (gas) y El coeficiente de expulsión de petróleo (gas) de los tres conjuntos de rocas generadoras del grupo se basa en la generación de petróleo (gas), la expulsión de petróleo (gas) y la acumulación de petróleo (gas) obtenidas de tres evaluaciones de las capas correspondientes en la cuenca de Junggar. Se dan resultados estadísticos. El coeficiente de desplazamiento de petróleo de Xiaoquangou (T2-3xq) en la Formación Lucaogou del Triásico Medio y Superior del Pérmico Superior es 49,373, el coeficiente de agotamiento es 56,802, el coeficiente de desplazamiento de petróleo es 1,301 y el coeficiente de desplazamiento de gas es 0,327.
5. Tasa de conversión de recursos
La Cuenca Chaiwopu es una cuenca con un bajo grado de exploración. Su tasa de conversión de recursos se basa en los resultados estadísticos de los recursos de petróleo y gas en petróleo conocido. -Cuencas portadoras de. La tasa de conversión de recursos de las cuencas del Tarim, Junggar y Ordos es del 40 al 50%, la de la cuenca Yanqi es del 35% y la de las cuencas pequeñas y medianas como el corredor Hexi es del 30%. Dado que la cuenca Chaiwopu es una cuenca pequeña del Paleozoico tardío al Mesozoico, la tasa de conversión de recursos es 30.
7. Coeficiente de recuperación
Los resultados del cálculo de la tasa de recuperación de petróleo y gas de cada capa de evaluación en la Cuenca Chaiwopu se muestran en la Tabla 8-10-8. De acuerdo con la puntuación de evaluación y los estándares de tasa de recuperación de petróleo y gas, se puede obtener la tasa de recuperación correspondiente. La tasa de recuperación de petróleo de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior (P2l) es 24,2 y la tasa de recuperación de gas natural es 46,4. La tasa de recuperación de petróleo crudo de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior (P2h) es 24,72 y la tasa de recuperación de gas natural es 47,2. La tasa de recuperación de petróleo de la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior (T2-3xq) es de 25,4 y la tasa de recuperación de gas natural es de 56.
Tabla 8-10-8 Tabla de cálculo del coeficiente de recuperabilidad de los recursos de petróleo y gas en la cuenca de Chaiwopu
Cuarto, los resultados de la evaluación de recursos
(1) Recursos de petróleo y gas Resultados de la evaluación
1. Recursos potenciales
Los recursos potenciales de la cuenca están determinados por el método de asfalto de cloroformo mejorado "A", el método de carbono orgánico mejorado (tasa de degradación) y el método orgánico. Los resultados de predicción del método de carbono (rendimiento de hidrocarburos) se obtienen mediante el promedio ponderado de Delphi, y el coeficiente de peso se proporciona principalmente en función de los resultados de predicción de los tres métodos. Entre ellos, el método de carbono orgánico (rendimiento de hidrocarburos) tiene un mejor efecto de predicción, con un coeficiente de peso de 0,5; el método de carbono orgánico (tasa de degradación) tiene un mejor efecto de predicción, con un coeficiente de peso de 0,3; "El método tiene un efecto de predicción general, con un coeficiente de ponderación de 0,2. Se puede ver en la Tabla 8-10-9 que los recursos petroleros prospectivos (valor esperado, el mismo a continuación) de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior (P2l) son 0,0663×108t, y los recursos prospectivos de gas natural son 298,6×108 m3; el Pérmico Superior Los recursos petroleros prospectivos de la Formación Hongyanchi (P2h) son 0,1001×108t, y los recursos prospectivos de gas natural son 191,8×108m3. Los recursos petroleros prospectivos de la Formación Xiaoquangou (T2-3xq) en el Triásico Medio y Superior son 0,0192×108t, y los recursos prospectivos de gas natural son 18,4×108m3. Después de la acumulación, los recursos petroleros potenciales en la cuenca son 0,1856 × 108 t, los recursos potenciales de gas natural son 508,8 × 108 m3 y los recursos potenciales totales de petróleo y gas son 0,6944 × 108 t equivalentes de petróleo.
Tabla 8-10-9 Resultados del cálculo de recursos potenciales de petróleo y gas en la cuenca de Chaiwopu
Continuación
2. Según la Tabla 8-10-10, los recursos geológicos de petróleo (valor esperado, el mismo a continuación) de la Formación Lucaogou del Pérmico Superior (P2l) son 0,01989×108t, y los recursos geológicos de gas natural son 89,58×108 m3; Hongyanchi Los recursos geológicos de petróleo del grupo (P2h) son 0,03003×108t y los recursos geológicos de gas natural son 57,54×108m3. Los recursos geológicos de petróleo de la Formación Xiaoquangou (T2-3xq) en el Triásico Medio y Superior son 0,00576×108t, y los recursos geológicos de gas natural son 5,52×108m3. Después de la acumulación, los recursos geológicos de petróleo en toda la cuenca son 0,05568×108t y los recursos geológicos de gas natural son 152,64×108m3.
Tabla 8-10-10 Resultados del cálculo de los recursos geológicos de petróleo y gas en la Cuenca de Chaiwopu
3. Recursos explotables
Lu Pérmico Superior en la Cuenca de Chaiwopu Los recuperables. Los recursos petroleros (valor esperado, el mismo a continuación) de la Formación Caogou (P2l) son 0.004909×108t, y los recursos recuperables de gas natural son 41.565×108m3. Los recursos petroleros recuperables de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior (P2h) son 0,007556×108t, y los recursos recuperables de gas natural son 27,159×108m3. Los recursos petroleros recuperables de la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior (T2-3xq) son 0,001463×108t, y los recursos recuperables de gas natural son 3,091×108m3. Después del enriquecimiento, los recursos petroleros recuperables en toda la cuenca son 0.01393×108t, y los recursos recuperables de gas natural son 71.815×108m3 (Tabla 8-10-11
Tabla 8-10-11 Los recursos de petróleo y gas Los recursos en la cuenca de Chaiwopu son Resultados del cálculo de los recursos de producción
(2) Distribución de recursos de petróleo y gas
1 Serie de distribución de recursos de petróleo y gas
Petróleo y Los recursos de gas en la Cuenca Chaiwopu se distribuyen principalmente en el Pérmico Superior. La Formación Lucaogou (P2l), la Formación Hongyanchi (P2h) y la Formación Xiaoquangou del Triásico Medio y Superior (T2-3xq) (Tabla 8-10-12) muestran que Chaiwopu. La cantidad de recursos geológicos petroleros en la cuenca (valor esperado, lo mismo a continuación) es 0.05568×108t, la cantidad de recursos recuperables es 0.01393×108t y la abundancia de recursos geológicos petroleros es 0.2932×104t/km2 (la cantidad de recursos geológicos naturales Los recursos geológicos de gas en el área de exploración efectiva son 152,64 × 654
2. Distribución en profundidad de los recursos de petróleo y gas
Según los datos de perforación, los recursos de petróleo y gas en la cuenca de Chaiwopu son distribuidos principalmente en el oeste de la cuenca, y los recursos de petróleo y gas se distribuyen principalmente entre 2.000 y 3.500 metros. Los recursos geológicos de petróleo son 0,0499 × 108 t, y los recursos geológicos de gas natural son 147,12 × 108 m3. son 0.0058×108t, y los recursos geológicos de gas natural son 5.52×108m3 (Tabla 8-10-12. Distribución ambiental geográfica de los recursos de petróleo y gas
El entorno geográfico de la cuenca Chaiwopu es principalmente). el Gobi, seguido de colinas, lagos, barrancos, terrazas y otras unidades de relieve debido a las estructuras petrolíferas descubiertas y las buenas perspectivas de exploración. La ubicación se encuentra principalmente en la parte occidental y central de la cuenca, y la distribución geográfica física. de los recursos de petróleo y gas debería estar principalmente en el Gobi (Tabla 8-10-12), con un pequeño número de barrancos, terrazas y otras unidades de relieve
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Los recursos geológicos de petróleo y gas en la Cuenca Chaiwopu son principalmente petróleo y gas convencionales (Tabla 8-10-12). Los recursos geológicos de petróleo convencional son 0,0557×108t y los recursos geológicos de gas convencional son 0,0557×108t. 152,64×108m3.
Sugerencias de exploración verbal (abreviatura de verbo)
Los resultados de esta evaluación muestran que los recursos geológicos petroleros (valor esperado, el mismo a continuación) en la cuenca de Chaiwopu. es 0,05568×108t, los recursos recuperables son 0,01393×108t y los recursos geológicos de gas natural son 152,64×108t.
Al mismo tiempo, los resultados de la investigación también muestran que las áreas occidental y central de la cuenca de Chaiwopu son las mejores áreas para la formación de reservorios. Entre ellas, la estructura occidental de la cuenca de Chaiwopu es un área objetivo de exploración favorable para expandir las reservas existentes. El área central de la cuenca es un área ideal para lograr nuevos avances o nuevos descubrimientos como áreas objetivo de exploración de la Reserva, las áreas sur y norte de la cuenca son áreas objetivo de exploración para una mayor investigación y exploración activa.
Tabla 8-10-12 Tabla de resultados de la evaluación de recursos de la cuenca de Chaiwopu
La cuenca de Chaiwopu sufrió una fuerte compresión, levantamiento y erosión durante los períodos Yanshanian e Himalaya. El margen norte ha estado expuesto durante más de un tiempo. una gran área debido al levantamiento y la erosión a gran escala. El Pérmico Superior, los principales estratos que contienen petróleo y gas, ha sido básicamente despojado, sin dejar perspectivas de exploración. Sólo el área al sur de la falla de Bonan todavía está cubierta por estratos mesozoicos y cenozoicos y tiene buenas perspectivas de exploración de petróleo y gas.
Se recomienda que la reciente exploración en la cuenca de Chaiwopu se centre en la estructura de petróleo y gas de Chaiwopu. Actualmente hay cuatro pozos exploratorios en esta estructura: Pozo Chaishen 1, Pozo Da 1, Pozo Chaishen 1, Pozo Chaishen 1 × Pozo Chaishen 1. Entre ellos, los dos primeros pozos son pozos de petróleo y gas bajos. El siguiente paso es identificar el yacimiento efectivo de la estructura y su rango de distribución de petróleo y gas, expandir el área de petróleo y gas existente, identificar reservas de petróleo y gas, seleccionar ubicaciones estructurales favorables y perforar varios pozos de evaluación. En segundo lugar, se llevó a cabo un estudio sísmico detallado en la estructura Baiyanghe No. 3 en la parte central y sur de la cuenca y en la estructura Xigeda al sur de la falla de Bonan en la parte norte de la cuenca, y se determinaron las características morfológicas de la trampa, su rendimiento de sellado, y se identificaron las propiedades de los yacimientos de estas dos estructuras, las características y las posibles condiciones de petróleo y gas como posibles objetivos de exploración. Al mismo tiempo, continuaremos haciendo un buen trabajo en el estudio e interpretación sísmica en la parte central de la cuenca y nos esforzaremos por encontrar estructuras trampa favorables como objetivos de exploración de respaldo.
Resumen de verbos intransitivos
(1) Según la relación de superposición de fuentes, yacimientos y capas y el modo de migración del petróleo y el gas, la Cuenca Chaiwopu se puede dividir en la Cuenca Superior Pérmico y Pérmico Medio-Superior Hay dos conjuntos de límites de generación y depósito en el sistema superpuesto, y el modo de acumulación es principalmente autogeneración y autoreserva. Los resultados de la exploración muestran que los yacimientos de arenisca de la Formación Hongyanchi y la Formación Lucaogou en el Pérmico Superior son los estratos petrolíferos más importantes de la cuenca, y los cuerpos de arena del frente del delta en abanico de la Formación Hongyanchi son los yacimientos de petróleo y gas más favorables.
(2) Utilice el método mejorado de asfalto de cloroformo "A", el método de carbono orgánico (tasa de degradación) y el método de carbono orgánico (rendimiento de hidrocarburos) para predecir los recursos de petróleo y gas en la cuenca de Chaiwopu. Pérmico superior Los recursos petroleros prospectivos de la Formación Lucaogou (P2l) son 0,0663×108t, y los recursos geológicos son 0,01989×. Los recursos prospectivos de gas natural son 298,6×108m3, los recursos geológicos son 89,58×108m3 y los recursos recuperables son 41,565×108m3. Los recursos petroleros prospectivos de la Formación Hongyanchi del Pérmico Superior (P2h) son 0,1001 × 108 t, los recursos geológicos son 0,03003 × 108 t y los recursos recuperables son 0,007556 × 108 t. Los recursos prospectivos de gas natural son 191,8×108m3, los recursos geológicos son 57,54×108m3 y los recursos recuperables son 27,159×108m3. Los recursos petroleros prospectivos del Grupo Xiaoquangou (T2-3xq) en el Triásico Medio y Superior son 0,0192×108t, los recursos geológicos son 0,00576×108t y los recursos recuperables son 0,001463×108t. Los recursos prospectivos de gas natural son 18,4×108m3, los recursos geológicos son 5,52×108m3 y los recursos recuperables son 3.091×108m3. Los recursos petroleros prospectivos de toda la cuenca son 0,1856 × 108 t, los recursos geológicos son 0,05568 × 108 t y los recursos recuperables son 0,01393 × 108 t. Los recursos prospectivos de gas natural son 508,8×108m3, los recursos geológicos son 152,64×108m3 y los recursos recuperables son 71,815×108m3.
(3) La depresión generadora de petróleo del Pérmico Superior en la cuenca Chaiwopu está ubicada en la parte norte de la cuenca. La ubicación favorable para el desarrollo del cuerpo de arena del frente del delta en forma de abanico está en la parte central y sur de la cuenca. la cuenca. La ubicación de desarrollo de la roca de capa regional es en la cuenca. En la parte central, se desarrollan estructuras trampa en el sur, norte y oeste de la cuenca, y una pequeña cantidad de estructuras anticlinales se desarrollan en la parte central. Por lo tanto, las partes central y occidental de la cuenca son áreas con las mejores condiciones de acumulación de petróleo y gas y las mejores perspectivas de exploración de petróleo y gas.