Nội dung được dịch bởi AI, chỉ mang tính chất tham khảo
Đặc điểm địa chất và các yếu tố kiểm soát chính của dầu lacustrine chặt chẽ Permian ở phía đông lưu vực Junggar
Tóm tắt
Lưu vực Junggar phong phú tài nguyên dầu khí, và gần đây, các mỏ dầu và khí không truyền thống đã trở thành những mục tiêu quan trọng. Một lượng đáng kể dầu khí nằm trong các tầng Permian tại khu vực Shazhang–Dajing, tuy nhiên, có ít nghiên cứu tập trung vào các mỏ dầu và khí không truyền thống, đặc biệt là vào các yếu tố kiểm soát sự phân bố của các mỏ không truyền thống này. Trong nghiên cứu này, một khung địa tầng chuỗi của khu vực được phát triển dựa trên các mẫu lõi, log giếng và dữ liệu địa chấn. Các mẫu đá nguồn đã được phân tích, bao gồm kiểm tra kerogen, chỉ số phản xạ vitrinite, bitum chloroform, carbon hữu cơ và thành phần nhóm. Các tính chất vật lý và đặc điểm lỗ rỗng của các mẫu mỏ cũng được phân tích bằng kính hiển vi điện tử quét và kính hiển vi điện tử phân giải cao. Tầng Pingdiquan thuộc kỳ Permian bao gồm ba chuỗi thứ ba trong đó mỗi chuỗi có thể được chia thành các trục hệ thấp (LST), trục hệ xâm thực (TST), trục hệ cao đầu (E-HST), và trục hệ cao muộn (L-HST). Nhiều loại đá nguồn có tổng carbon hữu cơ (TOC) cao, và đã trưởng thành, có tiềm năng sinh hydrocarbon xuất sắc. Các đá bị bó hẹp và đá dolomit là các mỏ chính, và các lỗ rỗng quy mô nanomet là không gian chính cho các mỏ chặt chẽ. Sự phân bố dầu chặt chẽ bị kiểm soát bởi địa tầng chuỗi, đơn vị địa hình cổ và kiểu trầm tích. Các trầm tích mịn, thường được lắng đọng gần bề mặt ngập lụt ban đầu (FFS) và bề mặt ngập lụt tối đa (MFS), là các vùng thuận lợi cho dầu chặt chẽ. Sự phân bố của các đá nguồn hydrocarbon bị kiểm soát bởi môi trường lắng đọng, phụ thuộc vào các đơn vị địa hình cổ; các vực sâu trong khu vực Huoshaoshan và vực sâu vừa phải trong khu vực Shishugou là hai trung tâm sinh hydrocarbon khác biệt. Sự phân bố của dầu chặt chẽ rõ ràng bị kiểm soát bởi facies trầm tích; dầu chặt chẽ chủ yếu nằm trong môi trường lắng đọng delta quạt và hồ. Sự phân bố của dầu chặt chẽ trong khu vực này được tóm tắt, và các vùng thuận lợi cho dầu chặt chẽ được đề xuất.
Từ khóa
#Lưu vực Junggar #dầu khí không truyền thống #địa tầng chuỗi #trầm tích #đặc tính mỏ #đá nguồnTài liệu tham khảo
Capm, W.K., 2011, Pore-throat sizes in sandstone, tight sandstones, and shales: discussion. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 95, 1443–1447.
Chen, Z.H., Osadetz, K.G., Jiang, C.Q., and Li, M.W., 2009, Spatial variation of Bakken or Lodgepole oils in the Canadian Williston Basin. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 93, 829–851.
Clarkson, C.R. and Pedemen, P.K., 2011, Production analysis of western Canadian unconventional light oil plays. Canadian Unconventional Resources Conference, Calgary, Nov. 12–17, p. 110–133.
Egenhoff, S.O. and Fishman, N.S., 2013, Traces in the dark sedimentary processes and facies gradients in the upper shale member of the upper Devonian–Lower Mississippian Bakken formation, Williston Basin, North Dakota, USA. Journal of Sedimentary Research, 83, 803–824.
Gu, J.Y., Guo, B.C., and Zhang, X.Y., 2005, Sequence stratigraphic framework and model of the continental basins in China. Petroleum Exploration and Development, 32, 11–15.
Hill, R.J., Zhang, E., Katz, B.J., and Tang, Y.C., 2007, Modeling of gas generation from the Barnet shale, Fort Worth Basin, Texas. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 91, 501–521.
Inan, S., Yalin, M.N., and Nann, U., 1998, Expulsion of oil from petroleum source rocks: Inference from pyrolysis of samples of unconventional grain size. Organic Geochemistry, 29, 45–61.
Jia, C.Z., Zheng, M., and Zhang, Y.F., 2012, Unconventional hydrocarbon resources in China and the prospect of exploration and development. Petroleum Exploration and Development, 39, 121–136.
Jia, C.Z., Zou, C.N., Li, J.Z., Li, D.H., and Zheng, M., 2012, Assessment criteria, main types, basic features and resource prospects of the tight oil in China. Acta Petrolei Sinica, 33, 343–350.
Jiao, C.L., Xin, X.J., and He, B.Z., 2011, Characteristics and genetic types of Cambrian-Ordovician dolomite reservoirs in Tarim basin. Geology in China, 38, 1008–1015.
Law, B.E. and Dickinson, W.W., 1985, Conceptual model for origin of abnormally pressured gas accumulations in low permeability reservoirs. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 69, 1295–1304.
Ledingham, G.W., 1947, Santiago Pool, Kern County, California: Geological notes. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 31, 2063–2067.
Li, M.C. and Li, J., 2010, Dynamic trap: A main action of hydrocarbon charging to form accumulation in low permeability tight reservoir. Acta Petrolei Sinica, 31, 718–722.
Li, Z.X., Qu, X.F., Liu, W.T., Lei, Q.H., Sun, H.L., and He, Y.A., 2015, Development modes of Triassic Yanchang Formation Chang 7 Member tight oil in Ordos Basin, Northwest China. Petroleum Exploration and Development, 42, 1–5.
Liu, C.H., Liu, J.Z., and Zhang, X., 2001, The sequence stratigraphic research on middle dyas series in Wucaiwan-Shishugou region in the eastern Junggar Basin. Journal of Chengdu University of Technology, 28, 371–375.
Miao, J.Y., Qu, H.J., and Gao, S.L., 2009, Research on the sandstone pore structure of upper Paleozoic at Yangchang gas field in Ordos Basin. Journal of Northwest University (Natural Science Edition), 39, 814–820.
Mille, R.M., 2008, The myth of the oil crisis: overcoming the challenges of depletion, geopolitics and global warming. Greenwood Press, Santa Barbara, 336 p.
Miller, B.A., Paneitz, J.M., Mullen, M.J., Meijs, R., Tunstall, K.M., and Garcia, M., 2008, The successful application of a compartmental completion technique used to isolate multiple hydraulic fracture treatments in horizontal Bakken shale wells in North Dakota. Society of Petroleum Engineers Annual Technical Conference and Exhibition, Colorado, Sept. 21–24, p. 132–143.
Mullen, J., 2010, Petrophysical characterization of the Eagle Ford shale in South Texas. Canadian Unconventional Resources and International Petroleum Conference, Alberta, Oct. 19–21, p. 225–244.
Nelson, P.H., 2009, Pore-throat sizes in sandstone, tight sandstones, and shales. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 93, 329–340.
Nordeng, S.H., 2009, The Bakken petroleum system: an example of a continuous petroleum accumulation. North Dakota Department of Mineral Resources Newsletter, 36, 19–22.
Qu, G.S., Ma, Z.J., Chen, X.F., Li, T., and Zhang, N., 2009, Discussion on structures and evolution in Junggar Basin. Xinjiang Petroleum Geology, 30, 1–5.
Sonnenberg, S.A. and Pramudito, A., 2009, Petroleum geology of the giant Elm Coulee field, Williston Basin. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 93, 1127–1153.
Smith, M.G. and Bustin, R.M., 2000, Late Devonian and early Mississippian Bakken and Exshaw black shale source rocks, Western Canada sedimentary Basin: A sequence stratigraphic interpretation. American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 84, 940–960.
Vander, H.M., 2012, Golden rules for a golden age of gas: world energy outlook special report on unconventional gas. OECD/IEA, Paris, 150 p.
Webster, R.L., 1984, Petroleum source rocks and stratigraphy of Bakken formation in North Dakota. Rocky Mountain Association of Geologists Bulletin, 68, 57–69.
Zou, C.N., Zhu, R.K., Wu, S.T., Yang. Z., Tao, S.Z., Yuan, X.J., and Hou, L.H., 2012, Types, characteristics, genesis and prospects of conventional and unconventional hydrocarbon accumulations: Taking tight oil and tight gas in China as an instance. Acta Petrolei Sinica, 33, 173–186.