El análisis de la historia térmica de las cuencas sedimentarias no solo es un factor decisivo en la evaluación de la generación de petróleo y gas, sino también una base importante para clasificar la naturaleza y el tipo de cuencas. Los lavabos con diferentes propiedades tienen diferentes valores de flujo de calor. Las cuencas de rift extensional y las cuencas de separación por deslizamiento generalmente tienen valores de flujo de calor más altos, mientras que las cuencas de flexión por compresión tienen valores de flujo de calor más bajos (Allen et al., 1990). Por lo tanto, un análisis correcto de la historia térmica de las cuencas sedimentarias no sólo ayuda a evaluar las perspectivas regionales de petróleo y gas, sino que también ayuda a determinar la naturaleza y el mecanismo de formación de la cuenca.
Existen dos métodos para estudiar la geotemperatura antigua y el flujo de calor antiguo. Uno es el método de simulación directa, que se basa en la comprensión del proceso de evolución cinemática de la cuenca, asumiendo un modelo cinemático litosférico de la cuenca y dando la relación, y luego aplicando directamente todos los parámetros determinados en el modelo cinemático litosférico para calcular el valor del flujo de calor. . en la fórmula. Este método de modelado de la historia térmica directa ha sido ampliamente utilizado en cuencas extensionales (Mckenzie, 1978; Royden y Keane, 1980; Heller y Slater, 1983; Yuhui y Chen Fajing, 1989). Otro método es el método de evolución inversa, que utiliza varios geotermómetros para recuperar la historia geotérmica antigua de la cuenca. La reflectividad del vidrio tiene una distribución universal y es sensible a la temperatura. Sus cambios están controlados principalmente por la temperatura y la irreversibilidad de la evolución metamórfica orgánica. Es el termómetro geológico más utilizado. En los últimos años, la gente también ha utilizado el "recocido" de minerales como la apatita para determinar el antiguo calor geotérmico (Naeser et al., 1985).
En el método de ajuste de inversión del índice térmico, el índice térmico generalmente se considera una función de la historia de entierro y la historia geotérmica de la formación. Es un nuevo método maduro de simulación de inversión de la historia térmica desarrollado en los últimos años, que puede usarse para simular la historia térmica de cuencas con historias de entierro conocidas. Los indicadores térmicos comúnmente utilizados incluyen reflectancia de vitrinita, 40Ar/39Ar, rotación óptica de esterano y hopano, pista de fisión de apatita y transparencia de esporopolen.
Basado en el método de cálculo del flujo de calor antiguo utilizando la reflectancia de vitrinita propuesto por I. Lerche, el proceso de cambio de la historia térmica se puede describir en forma de una función de flujo de calor antiguo continuo por partes (Chen Fajing et al. ., 1993);
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Evolución tectónica y relaciones de petróleo y gas de las cuencas mesozoica y cenozoica en el noreste de China.
Entre ellos: la temperatura en el momento T en la profundidad z de T(z, T); la temperatura superficial de Ts; el flujo de calor en el momento Q(t)t; profundidad Kz.
En el primer período geológico, la relación entre el flujo de calor antiguo y el flujo de calor moderno se puede expresar como:
*1HFU=41.686mW/m2 (lo mismo a continuación).
Evolución tectónica y relaciones de petróleo y gas en las cuencas Mesozoica y Cenozoica del Noreste de China.
Donde: Q(t) es el flujo de calor en el momento t; Q0i es el flujo de calor a partir del I-ésimo período de tiempo; βi es el coeficiente de variación del I-ésimo período de tiempo.
Durante el proceso de investigación, también se deben establecer una variedad de modelos experimentales para recuperar la historia geotérmica, como el método de reflectancia de vitrinita, el método de densidad y longitud de pistas de apatita, el método de isomerización de compuestos biomarcadores, etc., para probar y Complemente la simulación del historial térmico para que la recuperación del historial térmico sea más precisa y confiable.
El flujo de calor antiguo de dos pozos en la cuenca norte de Songliao, el pozo Du 403 y el pozo Sanshen 1, se calculó utilizando datos del sistema de reflectividad de vitrinita (Chen Fajing et al., 1993). Los resultados muestran que el Pozo Du 403 tiene β = 0,003 y el Pozo Sanshen 1 tiene β = 0,003. Los valores de β de ambos pozos son mayores que cero, lo que indica que el flujo de calor antiguo es mayor que el flujo de calor actual y la cuenca es. enfriándose gradualmente. Según β=0,003 y el flujo geotérmico promedio actual Q0=66,94mW/m2 (1,6HFU), el flujo de calor (flujo de calor máximo) en el último período de rift qmax = Q0 [1 (β× 65438). Calculado con base en la conductividad térmica promedio de 4,2 × 10-3 cal/cm·s °C, el gradiente geotérmico máximo al inicio del hundimiento térmico de la cuenca fue de 5,2 °C/100 m, y el gradiente geotérmico actual es de 3,33 °C /100 m Esto es consistente con el Instituto de Investigación Daqing. Los resultados de la simulación de la historia geotérmica de la Formación Shahezi y la Formación Yingcheng en el Pozo Xu 11 son similares. La tendencia general del flujo de calor antiguo es que el flujo de calor antiguo es mayor que el flujo de calor actual, y el valor máximo del flujo de calor antiguo puede alcanzar 2,2 HFU (Figura 6-4), que pertenece a la naturaleza de una cuenca caliente.
Por lo tanto, la cuenca Songliao es actualmente una cuenca con un campo de flujo de calor alto, y el campo de flujo de calor antiguo era más alto que el actual.
El flujo de calor geotérmico actual en la cuenca de Hailar es relativamente bajo (el flujo de calor promedio es 1,20 HFU) (Tabla 6-1). Los resultados de la simulación de la historia geotérmica muestran que el flujo de calor antiguo era mayor que el flujo de calor actual, y que el mayor flujo de calor ocurrió durante el Período del Templo de Tongbo. Por ejemplo, el valor de flujo de calor más alto en el pozo Haishu 1 es 1,67 HFU (Figura 6-5). Desde el período Nantun hasta el período Damoguaihe, el valor del flujo de calor ha sido bajo desde el período Yimin. El valor de flujo de calor antiguo más alto en el pozo Haishu 4 durante el período Yimin fue de solo 1,27 HFU.
En las depresiones de fallas de Yanji, Sanjiang, Boli y Jixi en el grupo de depresión de fallas oriental, los datos de perforación confirman que la reflectividad de vitrinita a una profundidad de 800 m ~ 1000 m alcanza 0,65 ~ 1,0, lo que indica que la serie de fallas Tiene una alta historia antigua de geotermia.
Según los resultados del análisis de los cambios en el diámetro de fisión en la cuenca de Yanji (Tabla 6-2), se puede inferir que todas las muestras han experimentado decenas de millones de años de calentamiento efectivo. Del diagrama de temperatura-tiempo del recocido de pistas de apatita realizado por Gleadow (1987), se puede ver que los límites de temperatura superior e inferior de la zona de recocido son 70 ~ 125 ℃ y 108 respectivamente. Según el rango de temperatura de la zona de recocido, el gradiente geotérmico antiguo es de 3,55 °C/100 m, que es significativamente mayor que el gradiente geotérmico actual (Figura 6-8).
Tabla 6-1 Flujo geotérmico promedio en la cuenca Hailar
Figura 6-4 Curvas de evolución térmica e historial de madurez de las formaciones Shahezi y Yingcheng en el pozo Xu 11, cuenca Songliao (campo petrolífero de Daqing) Research Institute, 1995)
Figura 6-5 Curvas de evolución térmica e historia de madurez de la Formación Tongbomiao en el Pozo Haishu 1, Cuenca Hailar (Daqing Oilfield Research Institute, 1995)
Figura 6 -6 Curvas de evolución térmica e historia de madurez del fondo de la Formación Tongbomiao en el Pozo Haishu 4, Cuenca Hailar (Instituto de Investigación Daqing, 1995)
Tabla 6-2 Resultados del análisis de la trayectoria de fisión de apatita en el Pozo 1 de Yanchang
*(Recuento de pistas/Recuento de partículas)
Figura 6-7 Superposición de edad aparente y longitud promedio de la pista de fisión de apatita en el pozo 1 de Yanchang
Figura 6 -8 Yanchang Well 1 distribución de la longitud de la pista de fisión de apatita historia térmica simulada y mapa de madurez
La investigación anterior muestra que la historia térmica de esta área está estrechamente relacionada con la evolución tectónica del sistema de rift. Durante el Jurásico Tardío, el noreste de China perteneció al entorno tectónico de la placa del margen continental activo. Durante este período, la subducción de placas fue rápida, lo que no sólo provocó que el noreste de China estuviera en un estado de compresión y elevación, sino que también provocó el derretimiento local del manto debajo de la litosfera y un afloramiento astenosférico debido al pequeño ángulo de subducción y al alto grado de acoplamiento entre placas, lo que resulta en formación de calcio a gran escala en la superficie, volcanes alcalinos y campos de alto flujo térmico.
A principios del Cretácico Inferior, la tasa de convergencia de la placa en subducción disminuyó y fue menor que la tasa de subducción, y la tensión de compresión sobre la litosfera disminuyó. El material fundido a gran escala producido por la subducción de placas se enriquece debajo de la litosfera, sosteniendo el fondo de la parte superior de la litosfera, lo que hace que la litosfera se estire, acompañado de actividad volcánica y un alto flujo de calor. Bajo la acción de la extensión se forman una serie de pequeñas fallas.
A mediados y finales del Cretácico Temprano, el flujo de calor en el Sistema del Rift Noreste entró en la etapa de atenuación, pero el grado de atenuación fue diferente en diferentes unidades tectónicas, y la escala y el tiempo de atenuación del calor en diferentes Las unidades tectónicas también eran diferentes. Los sedimentos de la depresión se desarrollan principalmente en el sistema del valle del rift en la zona media.
En las etapas temprana y media del Cretácico Superior, el valor del flujo de calor disminuyó rápidamente. Debido a la atenuación del enfriamiento térmico, la tasa de sedimentación en la depresión sigue siendo relativamente alta en la zona media del sistema de rift nororiental.
A finales del Cretácico Superior, la tasa de convergencia de placas en el borde oriental del noreste fue más rápida que la tasa de subducción, lo que provocó que el noreste se comprimiera y la tasa de atenuación del flujo de calor disminuyera. Al final del Cretácico, la cuenca estuvo sujeta a una fuerte compresión, levantamiento y erosión extensa, y la paleotemperatura tendió a ser estable.
2. La evolución estructural de la cuenca controla la historia de madurez de las rocas generadoras.
Debido a las diferentes historias antiguas de flujo de calor, entierro y erosión en diferentes zonas del noreste de China, la historia de madurez de las rocas generadoras en diferentes zonas varía mucho.
En resumen, en la cuenca de Songliao, en la zona central del noreste de China, el mayor flujo de calor antiguo durante el período del rift alcanzó los 93 mw·m-2 o 2,24 HFU (recuperados según la simulación de la cuenca). Según el perfil histórico de la evolución estructural del pozo Lai 51-Sanshen 1 en la cuenca norte de Songliao, cuando R0 = 0,5, la profundidad del umbral de madurez de la roca madre es de aproximadamente 1.200 metros, y cuando R0 = 1,3, la profundidad del umbral de sobremadurez de la roca madre es de aproximadamente 1.200 metros. La roca madre mide aproximadamente 2.700 metros m~365438.
Dado que la cuenca Songliao evolucionó hasta convertirse en una depresión intracontinental después del período de rift del Cretácico Inferior, las rocas generadoras en el período tardío del rift estaban profundamente enterradas y el antiguo gradiente geotérmico era alto. Por lo tanto, las rocas generadoras en el período del rift han alcanzado la madurez en la mayoría de las áreas. En esta etapa, se especula que solo se puede encontrar gas natural en la profunda cuenca de Songliao, que es muy diferente de los grupos de cuencas del rift como Erlian en el oeste, Hailar en el este, Yanji en el este y Kailu en el sur. el cinturón medio.
En el grupo de cuencas de rift del Cretácico Inferior de la cuenca de Erlian en la zona occidental, el antiguo flujo de calor en el sistema de rift es generalmente menor que el de la cuenca de Songliao. Algunas de las cuencas del rift, como las cuencas de Anan, Bayindulan, Saihantala, Erlianhaoer, Jilgalantu, Baiyinchagan y Uliatai, han experimentado un mayor hundimiento, pero no se desarrollaron durante el período de depresión, por lo que la mayoría de las rocas generadoras están medianamente enterradas y. en la etapa madura. Sin embargo, otras depresiones de fallas, como Tabei, Chaokewula, Yi, Wusu, etc., tienen amplitudes de subsidencia relativamente pequeñas. Las rocas generadoras no solo son de mala calidad, sino que también se encuentran en una etapa inmadura y no tienen buenas condiciones de generación de hidrocarburos. .
Una situación similar existe en la cuenca del Hailar. La investigación sobre la madurez y la historia de evolución de la materia orgánica en las principales depresiones generadoras de petróleo en la cuenca de Hailar muestra que la Formación Nantun, el cinturón generador de petróleo más favorable, generalmente ingresa al umbral de generación de petróleo en la etapa de depósito temprana del Yimin. Formación, con una profundidad de más de 2 000 m. Entre ellas, las depresiones de las fallas Chagannuoer, Wuerxun, Hulunhu, Huhehu y Beier, las depresiones de las fallas Hongqi y Wugunuoer con baja madurez de materia orgánica y la depresión de la falla Hehongde con materia orgánica inmadura. . La sección inferior de la Formación Damigaihe desarrolla depresiones de fallas orgánicas maduras, como las depresiones de fallas de Chagannuoer y Wuersun Sur, depresiones de fallas de baja madurez como las depresiones de fallas de Huhehu, Beier y Wuersun Norte, las fallas del lago Hulun, Hongqi y Heerhongde. Depresión de falla de Ugunol y otras depresiones de falla inmaduras. Con base en los datos anteriores, la secuencia de depresiones favorables para la generación de petróleo son las depresiones de las fallas Chagannuoer, Wuerxun, Huhehu y Beier. En resumen, no es difícil ver que, a excepción de la Cuenca Songliao, en otros sistemas de rift del Cretácico Temprano, se debe prestar atención a seleccionar depresiones de fallas con grandes áreas maduras de materia orgánica y muchas capas maduras para la exploración.