4.1.2.1 Evolución del perfil estructural
A partir del análisis del perfil histórico del desarrollo estructural de la línea sísmica L93115 en el área de Mobei en el centro de la cuenca (Figura 4.4), se Se puede observar que:
1 ) Las fallas profundas del Carbonífero-Pérmico se formaron tempranamente, en su mayoría desde el lecho de roca hasta el Pérmico, o incluso hasta el Triásico. La falla se formó en las etapas temprana y media del Movimiento Herciniano. Posteriormente, afectada por el movimiento tectónico regional de la cuenca, resucitó muchas veces y se desarrolló durante un largo período de tiempo. Las distancias de las fallas varían ampliamente, controlando el espesor sedimentario del Pérmico y la formación y distribución de las fallas jurásicas suprayacentes.
2) Las fallas normales del Jurásico poco profundo se formaron principalmente a principios del período Yanshan, es decir, el período deposicional tardío de la Formación Xishanyao. En el período Yanshaniano medio, las fallas continuaron moviéndose bajo la influencia de movimientos tectónicos, y la actividad de la falla se debilitó hasta el movimiento Yanshaniano en el Cretácico Superior. Durante el movimiento del Himalaya, la cuenca se comprimió y contrajo, y todo el basamento se inclinó hacia el sur. Excepto por las fallas normales con distancias pequeñas, las fallas normales mayores no se ven afectadas significativamente.
4.1.2.2 Análisis del índice de crecimiento de fallas y tasa de actividad
La tasa de actividad de fallas se refiere a la relación entre las brechas formadas por la actividad de fallas en una determinada unidad estratigráfica y el tiempo de deposición correspondiente dentro un cierto período de tiempo, es decir:
Investigación y aplicación de un sistema de evaluación integral de sellado de fallas con información múltiple
Donde: VF——tasa de actividad de fallas, m/ma;
p>
t——Tiempo de deposición, ma;
Hd——Espesor estratigráfico de la placa de colapso de la falla, m;
Figura 4.4 Perfil de evolución estructural de la línea sísmica L93115 en Mobei área.
Hu——El espesor del estrato en la placa de empuje ascendente de la falla, m
El índice de crecimiento de la fractura (Qs) se refiere a la relación entre el espesor de la placa descendente y el espesor de la placa ascendente de la unidad estratigráfica desplazada por la falla, a saber:
Investigación y aplicación del sistema de evaluación integral de sellado de fallas con información múltiple
Este libro selecciona la principal fuente de petróleo fallas y sistemas de fallas poco profundas en el sistema de fallas profundas en el área de Mobei en el interior de la cuenca. Para la falla este del pozo Mo005, se calcularon el índice de desarrollo de fracturas y la tasa de actividad. Los perfiles de interpretación sísmica utilizados para la falla Mobei son L93109 y l 93115 de sur a norte respectivamente mientras que los perfiles sísmicos estructurales utilizados para la falla Mo005 bien este son Mb6-Mb8, Mb2-M005-M006 y Mb2-Mb3-Mb7 de sur; al norte respectivamente, M001-M004 (Figura 4.6 ~ Figura 4.9), la posición de la sección transversal se muestra en la Figura 4.5.
Figura 4.5 Mapa de distribución plana de fallas al este del Pozo Mo005 en el área de Mobei
Figura 4.6 Sección de litología estructural M001-004 (ver Figura 4.4 para la ubicación de la sección).
Figura 4.7 Sección de litología estructural Mb2-M005-M006 (ver Figura 4.4 para la ubicación de la sección).
Figura 4.8 Sección de litología estructural MB2-MB3-MB7 (ver Figura 4.4 para la ubicación de la sección).
Figura 4.9 Sección de litología estructural MB6-MB8 (ver Figura 4.4 para la ubicación de la sección)
Los resultados del cálculo se muestran en la Tabla 4.1 y la Tabla 4.2. Se puede ver en la tabla que el índice de desarrollo de fallas del Pérmico Herciniano y la tasa de actividad en el sistema de fallas profundas (C-T) en el vientre de la cuenca son mayores y más activos, mientras que el índice de desarrollo de fallas del Triásico Indosiniano y la tasa de actividad son menores que el sistema de fallas hercínico (Fig. 4.10), lo que indica que la intensidad de la actividad de fallas se debilitó durante el período indosiniano. El índice de crecimiento y la tasa de actividad de la misma falla (Mobei) aumentan de sur a norte, lo que refleja la diferente intensidad de actividad en diferentes secciones a lo largo de la dirección de la falla durante el mismo período, es decir, la intensidad de actividad en la sección sur es menor que la en la sección norte.
Tabla 4.1 Índice de crecimiento y tasa de actividad de la falla Mobei (capa profunda)
Tabla 4.2 Índice de crecimiento y tasa de actividad de la falla este del Pozo Mo005 (capa superficial)
Para fallas en el sistema de fallas poco profundas, como la falla del pozo Mo005 en el este, el índice de desarrollo y la tasa de actividad de la Formación Sangonghe-Formación Xishanyao-Formación Toutunhe de abajo hacia arriba aumentan de pequeño a grande (Figura 4.11 ). El índice de desarrollo de la Formación He es el más pequeño, alrededor de 1,1, y la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe están desarrolladas.
Figura 4.10 Índice de crecimiento de la falla Mobei y mapa de tasa de actividad
Figura 4.11 Índice de desarrollo de la falla este de M005 y mapa de tasa de actividad
En dirección horizontal, la misma falla El índice de desarrollo y la tasa de actividad de la falla al este del Pozo Mo005 aumentan gradualmente de sur a norte a lo largo de la dirección de la falla. La intensidad de la actividad de la falla en la sección sur es menor que en la sección norte. Esto es similar a las características de actividad lateral de sus correspondientes fallas grandes y profundas. Esto indica además que las fallas profundas y superficiales han heredado características de actividad.
4.1.2.3 Medición y análisis del paleoestrés de emisiones acústicas
En los últimos años, muchos geólogos estructurales y geólogos del petróleo han comenzado a prestar atención al uso de experimentos de emisión acústica de rocas para medir el paleoestrés en cuencas. . Para determinar el período y la intensidad relativa de la actividad tectónica en el área de estudio, se llevaron a cabo experimentos de emisión acústica en rocas estratigráficas sedimentarias de diferentes edades en el interior de la cuenca. Todas las muestras para el experimento de emisión acústica se tomaron de núcleos nuevos perforados en el abdomen y se analizaron un total de 40 muestras (Tabla 4.3). Las capas recolectadas incluyen principalmente el Pérmico, Triásico, Jurásico, Cretácico y Paleógeno.
Tabla 4.3 Tabla de recopilación de muestras de estrés in situ medidas de estratos en diferentes períodos en el interior de la cuenca de Junggar
De acuerdo con el principio de puesta en escena de paleoestrés, el trabajo de puesta en escena de paleoestrés debe llevarse a cabo de lo nuevo a lo viejo, de lo superficial a lo profundo. Primero, se cuentan los datos de prueba de muestras de roca de la era más reciente y luego se cuentan los estratos antiguos, combinados con análisis geológicos como el período estructural y la división de capas estructurales. Un análisis exhaustivo de los resultados de las pruebas determina las etapas de tensión históricas de la memoria de las rocas en cada época (Tabla 4.4). Los resultados muestran que los estratos del Paleógeno han registrado dos períodos de estrés histórico; los estratos del Cretácico han registrado tres períodos de estrés histórico; los estratos del Jurásico han recordado cuatro períodos de estrés histórico; los estratos del Triásico han recordado cinco períodos de estrés histórico; Pérmico ha recordado 6 períodos de tensión histórica.
Tabla 4.4 Resultados históricos de la periodización de tensiones de la memoria experimental de emisión acústica en la cuenca de Junggar
Con base en los resultados de las pruebas, se determinaron de manera integral los valores de paleotensión de diferentes períodos de movimiento tectónico. Los resultados muestran que el valor efectivo de la tensión principal máxima en el período neotectónico es de 7,8 ~ 1,5 MPa, 32,3 MPa al final del Cretácico (final de la Era Mesozoica), 76,1 MPa en el Jurásico medio y tardío, y 76,1 MPa. al final del Triásico y Pérmico (finales del Paleozoico) fue de 42,9 MPa
A partir de las pruebas y análisis de tensión paleotectónica anteriores, combinados con los resultados de la investigación sobre la evolución del perfil estructural, el índice de desarrollo de fallas y tasa de actividad, se puede ver que el Jurásico medio y tardío (movimiento Yanshan temprano, el período medio) y el Paleozoico tardío (movimiento herciniano temprano y medio) fueron los principales períodos de formación de fallas en la cuenca de Junggar, y también fueron períodos de intensa Actividad tectónica en el interior de la cuenca (incluida la región de Mobei).
4.1.2.4 Investigación sobre información geoquímica de fluidos de la actividad de fallas
En el proceso de actividad de fallas, el fluido es el principal factor participante. Con la rápida migración y disolución de fluidos, se producen una serie de cambios en la composición química de fluidos y rocas dentro y cerca de la zona de falla. La formación de venas de falla es el producto principal de la actividad de los fluidos. Hay rastros de múltiples etapas de acción y actividad de los fluidos en las venas de falla y sus inclusiones de fluido. El fenómeno de llenado de las vetas de la zona de falla es evidencia de migración y redistribución de material en la génesis de la falla. Su formación está relacionada con la actividad periódica de fallas. Por lo tanto, el análisis y estudio de estos registros geológicos detectables puede rastrear el tiempo y la escala de la actividad de la falla, así como la naturaleza, composición, período, modo, período y escala del movimiento de fluidos a lo largo de la zona de la falla, mientras que las características petrológicas de los minerales. , fluidos Las características termodinámicas de la actividad y las características geoquímicas de las rocas modificadas por fluidos son información importante para estudiar la historia de la actividad de las fallas.
Después de una observación detallada y una descripción de los núcleos de perforación a ambos lados de las fallas principales en el área de petróleo y gas Heather-Xishi-Mobei en la parte occidental de la cuenca, este libro analiza las zonas de falla y las reservorios principales en ambos lados. Al estudiar comparativamente las diferencias en petrología y actividad de paleofluidos entre la zona de falla y sus dos lados, se explican las características de actividad de la zona de falla principal en el interior de la cuenca, como se muestra en la Figura 4.12. Cuando el fluido pasa a través de la zona de falla, la falla se encuentra en un período relativamente activo, por lo que el período activo del fluido al menos refleja el período mínimo de actividad de la falla.
Figura 4.12 Diagrama esquemático de la investigación sobre información geoquímica de fluidos activos de falla.
4.1.2.4.1 Registros mineralógicos y petrológicos de la actividad de la falla
Las interacciones fluido-roca entre la zona de la falla y los yacimientos de ambos lados conducen a la formación de nuevos cementos o alteración mineral , o la formación y precipitación de vetas minerales. Con la actividad periódica de las fallas, la intrusión periódica de fluidos puede destruir repetidamente minerales viejos y producir minerales nuevos.
Los resultados de la investigación del movimiento tectónico regional muestran que existen múltiples etapas de actividad de falla en el área de estudio, lo que proporciona requisitos previos y lugares para que los fluidos migren a lo largo de la zona de la falla. Las características minerales y petrológicas de la zona de la falla y los yacimientos en ambos lados proporcionan la evidencia más intuitiva para analizar la actividad de los paleofluidos.
(1) Características petrológicas mineralógicas de los productos de reacción agua-roca
1) Las vetas de calcita que llenan las grietas del núcleo en la zona de la falla están seriamente contaminadas con hidrocarburos y hay grandes cantidades de petróleo, gas, agua y La coexistencia de inclusiones refleja que la zona de falla alguna vez fue un canal importante para la actividad de fluidos de petróleo y gas.
2) El cemento de carbonato de múltiples etapas indica que el fluido ha ingresado al yacimiento a gran escala muchas veces.
3) La variabilidad de la disolución mineral, el metasomatismo y la precipitación muestra la complejidad de las propiedades de los fluidos que ingresan al yacimiento en una etapa posterior, lo que indica la existencia de actividades de fluidos en múltiples etapas en fallas y yacimientos de diferentes propiedades. .
4) Existen dos relaciones simbióticas entre los hidrocarburos y el cemento. Una es que los hidrocarburos formados al mismo tiempo que el cemento causan contaminación del cemento por hidrocarburos, y el cemento a menudo contiene inclusiones orgánicas. En segundo lugar, la escisión del petróleo y el gas a lo largo de las grietas y las vetas de minerales de calcita que pasan a través del cemento es posterior; la del cemento y la formación de vetas, lo que indica que el petróleo y el gas entraron en fallas y yacimientos varias veces.
(2) Características geoquímicas de los productos de la reacción agua-roca
La formación de cementos y minerales autigénicos es el resultado de la interacción entre el fluido y la roca. El análisis de la composición del cemento es un. paso importante en la comprensión de la deposición de rocas sedimentarias. Un medio importante para el proceso de evolución de la interacción fluido-roca.
Se puede ver en los resultados de la prueba y el análisis de la sonda electrónica que la composición química de la zona de falla en el área de estudio y el cemento del yacimiento en ambos lados tiene las siguientes características:
Hay muchos tipos de minerales carbonatados: calcita, calcita con hierro, calcita con manganeso, ankerita, siderita, etc.
2) La calcita diagenética temprana es generalmente calcita o ankerita microcristalina rica en hierro.
3) Los minerales carbonatados formados por la acción de fluidos en el período posterior generalmente tienen tamaños de partículas más grandes, y los minerales metasilicatos generalmente contienen trazas de hierro, magnesio, estroncio y, a veces, clorito y otros minerales.
En el interior (área de aplicación) de la cuenca Junggar, las características del cemento son complejas y las características del cemento de diferentes yacimientos de petróleo y gas varían mucho (Figura 4.13). En general, en los campos de petróleo y gas del Jurásico, la arenisca del yacimiento en el campo petrolífero de Mobei fue fuertemente erosionada por fluidos de última etapa, disolviendo completamente los minerales de carbonato diagenéticos, lo que indica la intervención de fluidos ácidos fuertes, lo cual es consistente con el petróleo y el gas. descargado de rocas generadoras de madurez temprana está relacionado con la gran cantidad de dióxido de carbono que contiene, lo que también explica Mo Bei.
En comparación con el campo petrolífero de Mobei, la composición del cemento de carbonato en el campo petrolífero de Shinan es mucho más compleja. A juzgar por el diagrama triangular FeO-MnO-MgO del cemento carbonatado, se trata principalmente de minerales de extremo mixtos, es decir, Fe, Mn y Mg tienen un cierto contenido (Figura 4.13). Las muestras de la Formación Toutunhe del Carbonífero y del Jurásico se caracterizan por tener minerales de un solo extremo y solo son ricas en carbonato de manganeso, lo que indica no solo cementos fuertemente erosionados por fluidos posteriores, sino también el resultado de la mezcla de fluidos profundos con fluidos profundos en la cuenca, lo que indica que los campos petrolíferos de brezo tienen tanto la erosión ácida y la disolución de los primeros fluidos que contienen hidrocarburos como el ajuste y transformación de los fluidos en las profundidades de la cuenca.
Yacimiento petrolífero de Xishi: La composición del cemento de carbonato es relativamente simple, compuesto principalmente de calcita diagenética que contiene hierro, con contenidos muy bajos de Mn y Mg (Figura 4.13), lo que indica que se ve menos afectado por fluidos profundos y fluidos profundos Sin embargo, algunas muestras de la Formación Jurásica Sangonghe y la Formación Toutunhe fueron severamente erosionadas. El Jurásico Inferior (J1s) está afectado por fluidos diagenéticos y es modificado por una pequeña cantidad de fluidos ácidos, como la Formación Sangonghe en el Pozo Xishi 2 está fuertemente disuelta el Jurásico Superior (J2t) está modificado principalmente por fluidos ácidos que contienen hidrocarburos; sobre cementos de carbonato diagenéticos, lo que indica que el cemento de carbonato está casi completamente disuelto.
4.1.2.4.2 Registros termodinámicos y geoquímicos de la actividad de fluidos
Zonas de falla, vetas de yacimiento e inclusiones de fluidos en minerales autigénicos contemporáneos registran fluidos que contienen hidrocarburos y otras propiedades, composición y Condiciones termodinámicas de fluidos de diversas fuentes.
(1) Tipo, abundancia y características de distribución de las inclusiones
1) El área de estudio es rica en tipos y fases de inclusiones, y su abundancia y composición varían vertical y horizontalmente Las diferentes distribuciones Proporcionan información importante para analizar el historial de actividad de fluidos de diferentes fallas (zonas). Tipos de inclusiones: Este estudio encontró una gran cantidad de inclusiones orgánicas en muestras como zonas de fallas, rellenos de fisuras y areniscas de yacimientos. En general, los principales tipos de inclusiones orgánicas son las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos y las fases líquidas de hidrocarburos, seguidas de las inclusiones bifásicas de hidrocarburos gaseosos + hidrocarburos líquidos. Al mismo tiempo, la aparición de vetas de asfalto indica una evidente migración de petróleo y gas.
2) Abundancia de inclusiones: En general, la abundancia de inclusiones orgánicas no es muy elevada, pero varía en las distintas capas. Por ejemplo, la abundancia de inclusiones orgánicas en la Formación Badaowan en el abdomen es significativamente menor que la de la Formación Sangonghe, la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe (Tabla 4.5). Muestra que la migración e inyección de petróleo y gas están relacionadas con la estructura de la falla y las propiedades físicas del yacimiento.
3) Distribución de las inclusiones: Hay tres tipos principales. Una es que se distribuyen en grietas de disolución o microfisuras dentro de partículas estacionales; la segunda es que se distribuyen en bordes expandidos secundarios estacionales o cemento silíceo; la tercera es que se distribuyen en vetas de calcita llenas de grietas;
A partir de los resultados de la investigación, las inclusiones orgánicas formadas por migración temprana a menudo aparecen en cementos de rocas carbonatadas y areniscas, y las inclusiones orgánicas formadas por migración secundaria a menudo aparecen en diagénesis posterior en poros disueltos, fracturas estructurales o vetas.
(2) Inclusión homogénea de temperatura y periodo de actividad del fluido.
La temperatura uniforme de las inclusiones fluidas en yacimientos y zonas de falla, combinada con las características de la historia de evolución térmica y de enterramiento de la cuenca, pueden determinar el tiempo de migración y el período de acumulación de petróleo y gas (Maszcldine et al. , 1984). La temperatura y composición de las inclusiones (principalmente salinidad y componentes de fase gaseosa) se determinaron en la plataforma fría y caliente Linkam600, con un error de temperatura promedio de ±3°C y un error de punto de congelación de ±5°C. El análisis de temperatura uniforme y los datos de prueba de inclusiones de fluidos en las muestras principales se muestran en la Tabla 4.5.
Figura 4.13 Mapa de composición mineral del cemento del yacimiento a ambos lados de la zona de falla en el vientre de la Cuenca Junggar
Tabla 4.5 Datos de prueba para la temperatura de homogeneización y el análisis de abundancia de inclusiones de fluido en el vientre de la Cuenca Junggar
1) Yacimiento petrolífero Xishi: Hay yacimientos industriales de petróleo y gas en los sistemas Carbonífero y Jurásico, así como petróleo y gas en los sistemas Cretácico, Triásico y Pérmico. Se puede ver en la Tabla 4.5 y la Figura 4.14c que las inclusiones fluidas en los yacimientos de roca volcánica del Carbonífero en el Pozo Xishi 1 y el Pozo Xishi 3 se dividen principalmente en tres fases. La primera fase son las inclusiones fluidas que contienen hidrocarburos, que se producen principalmente en calcita, cementos estacionales y vetas de calcita. Son principalmente inclusiones de fase de hidrocarburos líquidos. La temperatura de homogeneización de las inclusiones de salmuera simbióticas se encuentra principalmente entre 60 °C y 80 °C. En la segunda etapa, todavía existen inclusiones fluidas que contienen hidrocarburos en las vetas de calcita, principalmente inclusiones en fase de hidrocarburos líquidos e inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos. Las temperaturas uniformes de las inclusiones de salmuera simbióticas se encuentran en su mayoría entre 100 y 120°C. En la tercera etapa, las inclusiones de solución salina se distribuyen en las vetas de calcita, principalmente inclusiones de agua, y la temperatura uniforme de las inclusiones de sal es de 150 a 170°C.
Según los resultados de la investigación sobre la historia de entierro y la historia térmica del Pozo Xishi 1 (Wang Feiyu et al., 2000), el tiempo geológico de la formación de dos inclusiones de fluidos de hidrocarburos en el petróleo y gas del Carbonífero El yacimiento fueron los sistemas Triásico y Terciario respectivamente (Paleógeno-Neógeno), lo que refleja que hubo al menos dos inyecciones de petróleo y gas en el Carbonífero del campo petrolífero de Xishi. La primera inyección de fluidos de hidrocarburos ocurrió en el Triásico y estuvo dominada por hidrocarburos líquidos. Los yacimientos de petróleo y gas del Carbonífero fueron inyectados con hidrocarburos principalmente; la inyección tardía de hidrocarburos se produjo en el Período Terciario. No sólo hay hidrocarburos líquidos, sino también una cantidad considerable de hidrocarburos gaseosos. Todavía quedan rastros de la acción del fluido térmico en el sistema carbonífero del yacimiento petrolífero de Xishi. La temperatura uniforme es de unos 160 °C, la escala es pequeña y se limita a las fisuras de las rocas.
Hay dos fases de inclusiones de solución salina e inclusiones orgánicas que coexisten en la Formación Sangonghe y la Formación Xishanyao del Jurásico. Las temperaturas homogéneas de las inclusiones salinas son de 60 ~ 90 °C y 90 ~ 130 °C respectivamente. Las inclusiones orgánicas con una temperatura uniforme de 60 a 90°C son principalmente hidrocarburos líquidos, y la otra fase es una mezcla de hidrocarburos líquidos e hidrocarburos gaseosos. El tiempo de inyección de los dos fluidos de hidrocarburos fue aproximadamente en el Jurásico Tardío-Cretácico Temprano y Neógeno. La Formación Xishanyao y la Formación Sangonghe también tienen una fase relacionada con la actividad del fluido térmico, con una temperatura unificada de 150 ~ 170°C, distribuida principalmente en vetas de calcita en fracturas (Figura 4.14a y B).
2) Campo de petróleo y gas de Shinan: El campo de petróleo y gas de Shinan tiene las características de acumulación multicapa de petróleo y gas, y los yacimientos se distribuyen en la Formación Xishanyao del Jurásico Medio, la Formación Toutunhe del Jurásico Inferior y Sangonghe. Formación. La temperatura uniforme de las inclusiones de fluidos en el campo de petróleo y gas de Shinan muestra una distribución multimodal (Figura 4.14d, E). El rango de distribución de temperatura uniforme de la Formación Sangonghe y la Formación Xishanyao es 60 ~ 100 ℃, 110 ~ 120 ℃. 130. Según el análisis numérico de la historia de entierro y la historia térmica del campo petrolífero de Shinan, el período de yacimiento de la Formación Sangonghe y la Formación Xishanyao es el Cretácico Inferior tardío. La temperatura de homogeneización del fluido de petróleo y gas de la segunda fase representa la formación y la formación temprana del yacimiento. Yacimiento de gas J1s21 en la Formación Sangonghe. El período de lixiviación de gas, en comparación con el período de acumulación de Wang Xulong (2000) y Qiu Nansheng (2000), va desde el Cretácico Superior hasta el Paleógeno.
3) Campo de petróleo y gas de Mobei: los rangos de temperatura homogéneos de las inclusiones de fluidos trifásicos en el yacimiento de la Formación Sangonghe del Jurásico en esta área son 50 ~ 80 °C (inclusiones de fluidos de hidrocarburos) y 80 ~ 120 °C respectivamente (inclusiones de fluidos de hidrocarburos) y 130 ~ 170°C (inclusiones de solución salina) (Fig. Según el análisis de la historia del entierro, los dos primeros períodos representan la acumulación de petróleo y gas desde el Jurásico Tardío hasta el Cretácico Temprano, respectivamente. El período posterior son fluidos hidrotermales a pequeña escala, limitados únicamente a fisuras de rocas. Esto es básicamente consistente con la comprensión obtenida por Liu Deguang y Wang Feiyu (1999) de la temperatura de homogeneización de inclusión y la edad de la illita autigénica. Las inclusiones salinas solo se encuentran en el campo de petróleo y gas de Mobei, lo que refleja el sello de alta presión en el área de la Bahía de Mosuo. Debido a la existencia de la caja, no se inyectan fluidos profundos en el depósito Jurásico. En el interior de la cuenca de Junggar, debido a la compleja dirección de las fallas estratigráficas del Jurásico, el pequeño recorrido de la falla y el suave ángulo de inclinación, las fallas del Jurásico tienen diferentes grados en ambos lados. El suelo se ve afectado por la migración de fluidos a lo largo de las fallas. Los resultados de las mediciones de las inclusiones de yacimientos jurásicos en los campos petrolíferos de Shinan, Xishi y Mobei en el vientre son básicamente similares, lo que indica que estas áreas tienen básicamente la misma historia de actividad de fallas y migración de fluidos. Sin embargo, existen diferencias en el mismo horizonte en ambos lados. de algunas fallas, como Xishi 1 en la pared superior de la falla y Xishi 2 en la pared superior de la falla, y Xishi 1 en la pared inferior de la falla registraron principalmente 60 ~ Trazas de actividad de fluidos de hidrocarburos a 90°C. El rango de temperatura uniforme de las inclusiones de fluido en la pared inferior de la fractura también es el mismo en los pozos Shinan 16 y Shinan 4, que registran rastros de la segunda fase de actividad del fluido. El rango de temperatura uniforme abarca 50 ~ 120 ℃, y solo 80 ~. Se registraron 100 ℃ y 110 ℃ en el pozo Shinan 4 en la pared inferior.
(3) Composición de las inclusiones
Química de las inclusiones (principalmente salinidad y componentes de la fase gaseosa). reflejan las diferencias en las propiedades de los fluidos durante la formación de las inclusiones. El estudio de la composición química de las inclusiones es un medio importante para estudiar la formación y las etapas de las inclusiones.
Figura 4.14. la zona de falla en el centro de la cuenca
1) Salinidad de inclusión. La salinidad se determina en función de la temperatura de congelación de las inclusiones líquidas y, en algunos casos, de la temperatura de fusión de los hidratos o cristales hijos. Aunque la unidad es "porcentaje equivalente de NaCl", el ingrediente real no es necesariamente sólo NaCl, sino que a menudo también contiene CaCl2 y otros ingredientes. Actualmente, las etapas fría y caliente no pueden resolver la composición específica y sólo pueden dar un valor de salinidad comparable. Debido a que las inclusiones diagenéticas son muy pequeñas (sólo una pequeña mancha de menos de 1 mm cuando se observa 400 veces), el fenómeno de congelación es difícil de observar. Sólo se miden una o unas pocas salinidades para cada muestra, y algunas muestras son imposibles de medir en absoluto. Según el punto de congelación de la inclusión de fluido, se calcula la salinidad del fluido cuando se forma la inclusión de fluido, y en base a esto se infieren las propiedades y composición del fluido. Se puede ver en la Tabla 4.6 y la Figura 4.15: A: Desde la perspectiva de la distribución de la salinidad, hay tres fluidos con salinidades de < 5%, 5% ~ 10% y 10% respectivamente, lo que indica que hay al menos tres fluidos con diferentes composiciones formando paquetes. b: La Formación Sangonghe en el campo petrolífero Mobei en el abdomen se distribuye principalmente con alta salinidad, y la Formación Xishanyao se distribuye con baja salinidad, la Formación Toutunhe en el campo petrolífero Xishi es un área de distribución de salinidad media y la Formación Sangonghe es una distribución; Área de distribución de salinidad alta y salinidad media. La Formación Sangonghe en el campo petrolífero de Shinan es un área de distribución de alta y baja salinidad, y la Formación Xishanyao es un área de distribución de salinidad media. Los fluidos de alta salinidad generalmente se asocian con fluidos cada vez más profundos, mientras que las salinidades de superficies poco profundas son generalmente más bajas. El proceso de migración de fluidos que contienen petróleo desde áreas profundas de roca madre a yacimientos poco profundos es un proceso de mezcla de fluidos profundos y fluidos poco profundos. Los fluidos de salinidad alta y media a menudo se registran en los yacimientos, y la Formación Sangonghe se distribuye principalmente en áreas de salinidad alta y media, lo que indica que los fluidos profundos y profundos tienen un impacto significativo en la Formación Sangonghe. La parte superior de la falla está bien sellada debido a la cobertura del área J1 de la Formación Sangonghe, y el fluido profundo de alta salinidad tiene poco impacto en la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe.
Tabla 4.6 Cálculo de salinidad de inclusiones fluidas en el vientre de la Cuenca del Junggar
Continuación
Figura 4.15 Histograma de distribución de salinidad de inclusiones fluidas en el vientre de la Cuenca del Junggar Cuenca
2) Composición de las inclusiones en fase gaseosa: Los resultados del análisis LRM de la composición en fase gaseosa de las inclusiones orgánicas (Tabla 4.7) tienen las siguientes características:
El contenido de gas no hidrocarburo es relativamente alto, generalmente superior al 40%. Principalmente CO2; otros gases no hidrocarburos (como N2, H2S, etc.) sólo aparecen en pozos individuales (N2 en el Pozo Mobei 8).
Tabla 4.7 Resultados del análisis de los componentes del gas en inclusiones fluidas en el vientre de la cuenca de Junggar
El contenido de gas de hidrocarburos es generalmente superior al 20% ~ 30%, y 1/3 del Los componentes en fase gaseosa de la muestra son del tipo hidrocarburos. El contenido de metano en los gases de hidrocarburos es generalmente inferior al 70%, lo que indica que el gas asociado al petróleo es dominante, lo que es consistente con las características del gas disuelto y del gas en los yacimientos petrolíferos.
La relación C1/C+2 de la composición en fase gaseosa de las inclusiones orgánicas de hidrocarburos en la arenisca del yacimiento jurásico en el interior de la cuenca de Junggar es básicamente la misma en diferentes pozos y diferentes capas, oscilando entre 1,6 y 1.8, que indica la fuente de hidrocarburos. Similar, el período de acumulación de suerte es básicamente el mismo. Según la proporción de gases de hidrocarburos y gases no hidrocarburos, los componentes gaseosos en las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos se pueden dividir básicamente en dos categorías: 0,2 ~ 0,7 y 1 ~ 1,3, lo que indica que los hidrocarburos han migrado muchas veces en esta área. La proporción de hidrocarburos a no hidrocarburos en las inclusiones de salmuera que contienen hidrocarburos en la arenisca del Pozo Mobei 8 es 0,2, pero el gas no hidrocarburo es nitrógeno y el gas hidrocarburo es metano, lo que indica que puede existir gas de fuente profunda.
4.1.2.4.3 Información geoquímica fluida controlada por fallas
(1) Información geoquímica fluida controlada por fallas
Según la zona de la falla y sus dos lados Los registros históricos de la actividad de los fluidos de petróleo y gas en yacimientos de petróleo y gas son canales importantes para la migración de fluidos de petróleo y gas:
1) El relleno de las fracturas centrales en la zona de la falla contiene una gran cantidad de hidrocarburos, que se distribuyen en las fracturas y rellenos Los colores de fluorescencia de las inclusiones orgánicas en el relleno son diferentes, principalmente fluorescencia amarillo verdosa fuerte y fluorescencia amarilla de intensidad media, lo que indica que los fluidos de petróleo y gas se han movido muchas veces dentro de la zona de la falla.
2) La consistencia de la temperatura de homogeneización (70 ~ 90 ℃, 90 ~ 120 ℃) de las inclusiones de solución de salmuera que coexisten con las inclusiones de fluido de hidrocarburos en la zona de falla y los yacimientos en ambos lados, así como las inclusiones orgánicas Los componentes de hidrocarburos (datos láser Raman) en el yacimiento indican que los fluidos que contienen petróleo y gas ingresan al yacimiento a través de zonas de falla.
3) La distribución desigual de los fluidos de petróleo y gas en ambos lados de la zona de falla muestra que las fallas controlan la actividad y distribución de los fluidos de petróleo y gas. Para yacimientos con las mismas propiedades físicas en ambos lados de la falla en la parte central de la cuenca Junggar, el fluido generalmente se mueve hacia la pared colgante de la falla y solo una pequeña cantidad de fluido ingresa al yacimiento debido al movimiento de difusión en la pared inferior. de la culpa. Cuanto mayor es el ángulo de buzamiento estratigráfico, más obvia es esta tendencia. Sin embargo, el ángulo de buzamiento estratigráfico local es muy pequeño, y las fases fluidas de petróleo y gas y las propiedades registradas por yacimientos con la misma edad y propiedades físicas en ambos lados de la falla son básicamente las mismas, pero existen diferencias en la abundancia de hidrocarburos. inclusiones fluidas. La abundancia de inclusiones de fluidos de hidrocarburos en la pared colgante de la falla es mayor que en la pared inferior de la falla, lo cual es más obvio en el interior de la cuenca (campo petrolífero Xishi, campo petrolífero Shinan y campo petrolífero Mobei).
4) Aunque las fallas mesozoicas en el vientre son en su mayoría fallas normales con pequeños lanzamientos de falla, a menudo es difícil atravesar estratos con las mismas propiedades físicas y el ángulo de buzamiento de la formación es suave. Los fluidos que contienen pueden migrar hacia arriba a lo largo de las fallas. Los diferentes niveles de inyección en el yacimiento a cada lado de la falla dan como resultado diferentes niveles de actividad de fluidos registrados en ambos lados de la falla. Aunque no existen diferencias obvias en el tipo, abundancia, composición y características geoquímicas de las inclusiones de fluidos en ambos lados de la falla (Tabla 4.8), todavía hay evidencia suficiente de que la falla es un canal para la migración de fluidos que contienen hidrocarburos. principalmente en los siguientes aspectos:
Tabla 4.8 Comparación de características geoquímicas de los fluidos del yacimiento en ambos lados de la falla en el vientre de la Cuenca Junggar
Continúa
A. Diferencias en la abundancia de inclusiones orgánicas. Por ejemplo, la falla este del Pozo Mobei 5 es una falla normal del Jurásico, la abundancia de inclusiones orgánicas en la Formación Sangonghe del Pozo Mobei 7 en la pared superior es del 15% al 20%, y la abundancia de inclusiones orgánicas en el Pozo Mobei 5 en la pared inferior es del 10% al 15%, lo que indica que esta falla controla la migración y acumulación de petróleo y gas. Si la diferencia en la abundancia de inclusiones orgánicas en las paredes superior e inferior de una falla indica que el petróleo y el gas migran a lo largo de la falla, se debe más a la flotabilidad hacia el depósito de la pared colgante. Pero lo mismo ocurre con algunos pozos de petróleo: el pozo Shinan 4 y el pozo Ji 004 están ubicados en la pared inferior de la falla debido a la difusión. La abundancia de inclusiones orgánicas en la Formación Sangonghe en el Pozo Shinan 16 en la pared colgante de la falla alcanza del 15% al 20%, y el Pozo Shinan 4 está orgánicamente envuelto entre las dos fallas. Wells Shinan 8 y Well Shinan 6 son las paredes superior e inferior de la falla. La abundancia de inclusiones orgánicas en el Pozo Shinan 8 en la pared superior es del 15% al 20%, y la abundancia de inclusiones orgánicas en el Pozo Shinan 6 en la pared inferior es del 10% al 15%. El pozo Xishi 1 y el pozo Xishi 2 en ambos lados de la falla, y el pozo Xishi 2 en la pared colgante de la falla, tienen mayores abundancias de inclusión orgánica en la Formación Sangonghe, la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe que en el Pozo Xishi 1 en la pared inferior de la falla. la falla al mismo nivel. Por tanto, las fallas, como canales de migración de petróleo y gas, son la principal razón de la diferencia en la abundancia de inclusiones orgánicas en una misma capa y yacimiento con las mismas propiedades físicas en ambos lados.
Cuanto más cerca de la falla, más abundantes son las inclusiones orgánicas.
Por ejemplo, el pozo Shinan 16 y el pozo Mobei 7 están ubicados en el borde de una falla (la falla se encuentra mediante perforación) y la abundancia de inclusiones orgánicas alcanza entre el 15% y el 20%. El pozo Shinan 6 está ubicado cerca de la fractura y la abundancia de inclusiones orgánicas es del 10% al 15%. Bueno, Shinan 4 está lejos de la falla y la abundancia de inclusión orgánica es del 15%. Verticalmente desde la Formación Sangonghe hasta el Cretácico (Pozo Shinan 6), la abundancia de inclusiones orgánicas disminuye gradualmente, oscilando desde 65,438+00% hasta 65,438+05% en la Formación Sangonghe y 5% en la Formación Xishanyao ~ 65,438+00%, y la Formación Toutunhe y el Cretácico son menos del 3%, lo que indica que el petróleo y el gas migran hacia arriba a lo largo de las fallas.
C. Desde la perspectiva de la temperatura de uniformidad de inclusión, aunque la temperatura de uniformidad promedio de las paredes superior e inferior de la falla es similar, la distribución uniforme de temperatura de la pared colgante es más dispersa que la de la pared inferior. , como en la sección del Pozo Shinan 16-Shinan 4-Ji004, el rango de distribución de temperatura uniforme de las inclusiones en el Pozo Shinan 16 es de 50 ~ 120 ℃, y la distribución es intermitente, mientras que en el Pozo Ji004 solo está en el rango de 70 ~ 80 ℃ Se puede ver que el fluido que contiene aceite ingresa a la pared colgante de la falla que a la pared inferior.
D. La composición de las inclusiones orgánicas en la pared colgante de la falla es más compleja que la de la pared inferior, como la sección del pozo Mobei 5-Mobei 7. En el análisis láser Raman de la composición del gas de las inclusiones de hidrocarburos en el pozo Mobei 7 en la pared superior de la falla, se encuentran tanto gases mixtos de metano y dióxido de carbono como gases de hidrocarburos puros, mientras que el pozo Mobei 5 en la pared inferior de la falla solo contiene metano y dióxido de carbono; la composición de la fase gaseosa de las inclusiones orgánicas en el yacimiento de la Formación Sangonghe en los pozos Xishi 1 y Xishi 2 es la siguiente: El pozo Xishi 2 es gas en fase hidrocarbonada y gas en fase mixta, donde C1/C. +2 > 1 es gas en fase de hidrocarburo puro y gas mixto. El contenido de CO2 en la fase gaseosa es mayor que el contenido de gas en la fase de hidrocarburo, por lo que el pozo Xishi 1 en la pared inferior se fracturó. Lo mismo ocurre con las composiciones de la fase gaseosa de los pozos Shinan 16 y Shinan 4.
E. El rango de distribución de salinidad de las inclusiones fluidas en la Formación Sangonghe en la pared colgante de la falla es mayor que en la pared inferior de la falla. La salinidad de inclusión fluida en el Pozo Shinan 16 coexiste con salinidad alta y baja, mientras que el Pozo Shinan 4 solo se distribuye en el área de baja salinidad.
F. Las areniscas de yacimiento ubicadas a ambos lados de la falla son muy graves, especialmente las muestras ubicadas cerca de la falla, como Mobei 5, Mobei 7, Shinan 16 y Xishi 2. Además, las paredes superior e inferior de la falla se disuelven de manera desigual. Por ejemplo, la Formación Sangonghe, la Formación Xishanyao y la Formación Toutunhe en la pared colgante de la falla generalmente se disolvieron, y el cemento de carbonato en algunas capas de arena se disolvió casi por completo, mientras que la pared inferior del Pozo Xishi 1 se disolvió solo ligeramente.
(2) Análisis del control del petróleo y características de los fluidos de fallas jurásicas en el centro de la cuenca.
Se puede ver en los resultados del análisis anterior que la actividad del fluido en la falla es muy activa y que el fluido que contiene aceite es una parte importante de la actividad del fluido en la falla. un canal importante para el fluido que contiene aceite, pero también controla la dirección de migración del flujo del fluido que contiene aceite.
Hay tres registros principales de actividad de fluidos en el interior de la cuenca de Junggar (campo de petróleo y gas de Shinan, área de Xiayan, campo de petróleo y gas de Xishi y campo de petróleo y gas de Mobei). Las temperaturas homogéneas medidas en cada uno de ellos. Los campos de petróleo y gas son básicamente similares, oscilando entre 60 y 90 °C, 90 ~ 120 ℃ y 130 ~ 160 ℃. Las inclusiones bituminosas fluorescentes y no fluorescentes de color rojo pardusco se distribuyen principalmente en los yacimientos de petróleo y gas del Carbonífero, lo que puede reflejar la destrucción de los primeros yacimientos de petróleo y gas. Los componentes en fase gaseosa de las inclusiones orgánicas generalmente se dividen en fase de hidrocarburo puro y fase mixta. La composición de las inclusiones orgánicas en fase hidrocarbonada pura es relativamente simple, con un valor C1/C+2 entre 1,6 y 1,8, pero la composición del gas en fase mixta es más compleja, especialmente el contenido relativo de gas en fase no hidrocarbonada y gas en fase hidrocarbonada. cambia mucho. La fase gaseosa sin hidrocarburos es principalmente CO2, pero aparece como N2 en el campo de petróleo y gas de Mobei. La salinidad de las inclusiones fluidas en la Formación Sangonghe es principalmente de salinidad media a alta. La última etapa es el resultado de la actividad del fluido térmico, pero la escala es mucho menor y generalmente solo se distribuye en las venas de calcita u otros rellenos en las fracturas. Muestra que los fluidos que contienen hidrocarburos en el Jurásico abdominal generalmente se encuentran en el mismo período activo, y las diferencias en la composición de las inclusiones orgánicas y la dispersión uniforme de la temperatura no solo están relacionadas con las fuentes de hidrocarburos y la evolución térmica, sino también con las características de la actividad de la falla. Dado que los estratos jurásicos en el centro de la cuenca son en su mayoría fallas normales pequeñas, el contenido de inclusiones de fluidos de hidrocarburos de los yacimientos en ambos lados de la falla es mayor que el contenido de inclusiones de fluidos que contienen hidrocarburos está dominado por la migración de fluidos de petróleo y gas. fase de petróleo y gas, y la migración de petróleo y gas está dominada por la flotabilidad. La influencia de los fluidos profundos es secundaria y la influencia de los fluidos térmicos profundos es menor. Es decir, el petróleo y el gas que migran a lo largo de la falla ingresan preferentemente a la pared colgante. la falla debido a la flotabilidad. La escala de la inyección de petróleo y gas en la pared inferior de la falla depende de la inclinación y la inclinación de los estratos en ambos lados. En términos generales, el petróleo y el gas se inyectarán en la pared inferior de una falla cuando el buzamiento de la formación sea casi horizontal o cuando el buzamiento de la formación sea el mismo que el buzamiento de la falla. En cambio, sólo una pequeña cantidad de petróleo y gas entrará en la pared del pie de la falla debido a la difusión del fluido.