Classification of Sub-sags in the Erlian Basin and Its Petroleum Prospecting Significance

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.193

Abstract

Abstract:

A total of 56 sags and 21 uplifts have been discovered in the Erlian Basin. Each sag consists of two or three sub-sags, according to the segmentation of sedimentation center in the Tenggeer Formation (1^st member). In order to study the geological classification and its correlation with the hydrocarbon generation potential of the sub-sags, the geological and geochemical statistical data from 23 sub-sags were analyzed. It is found the maximum burial depth of the Paleozoic basement surface, the sub-sag area, and the paleo-water salinity during the epoch of the Aershan and Tenggeer (1^st member) Formation have respectively controlled the maximum total thickness and organic matter maturity, area, organic matter abundance and type of the source rocks in the Aershan Formation and Tenggeer Formation (1^st member). Thus, we propose that the sub-sags could be divided into the highly-mature, mature, and lowly-mature class, and 14 sub-classes according to the differences of the maximum basement burial depth, deep sub-sag area, and paleo-water salinity of the two formation strata. Coupled with hydrocarbon generation potential assessment of 23 sub-sags, we consider that hydrocarbon-rich sub-sags generally belong to highly-mature large-medium sub-sags sub-class or mature large-medium salty sub-sags sub-class. We suggest that the salty or brackish sub-sags are more suitable for tight oil exploration, as they possess more advantageous source and reservoir conditions. As highly-mature saline sub-sags are better developed in the Manite and the Ulanqab depressions, priority of exploration area selection should be given to the sub-sags in these two depressions.

Key words: Erlian Basin, sub-sag classification, basement burial depth, salinization of lacustrine basin, hydrocarbon generating potential

CLC Number:

TE121.1

CAO Lanzhu, WU Piao, HOU Dujie, WEI Xiuli, ZHEN Ronghua. Classification of Sub-sags in the Erlian Basin and Its Petroleum Prospecting Significance[J]. Geoscience, 2022, 36(02): 719-728.

Figures/Tables 9

References 39

[1]	赵贤正, 金凤鸣, 王权, 等. 陆相断陷盆地洼槽聚油理论及其应用--以渤海湾盆地冀中坳陷和二连盆地为例[J]. 石油学报, 2011, 32(1):18-24.
[2]	费宝生. 从二连盆地看东北亚地区裂谷盆地群油气勘探[J]. 大庆石油地质与开发, 2002, 21(3):7-11.
[3]	张文朝, 祝玉衡, 姜冬华, 等. 二连盆地“洼槽”控油规律与油气勘探前景[J]. 石油学报, 1997, 18(4):25-31.
[4]	祝玉衡, 张文朝. 二连盆地层序地层样式及油气意义[J]. 石油勘探与开发, 1999, 26(4):49-53.
[5]	谭洪, 陈庆, 费宝生. 二连盆地中生代裂谷型断陷油气勘探目标[J]. 勘探家, 1998, 3(4):26-31.
[6]	赵贤正, 金凤鸣, 王权, 等. 陆相断陷盆地洼槽聚油理论及其应用--以渤海湾盆地冀中坳陷和二连盆地为例[J]. 石油学报, 2011, 32(1):18-24.
[7]	刘池洋, 赵俊峰, 马艳萍, 等. 富烃凹陷特征及其形成研究现状与问题[J]. 地学前缘, 2014, 21(1):75-88.
[8]	易士威. 二连盆地凹陷结构与成藏模式[J]. 石油勘探与开发, 1998, 25(2):8-12.
[9]	赵贤正, 金凤鸣. 断陷斜坡油气藏形成分布与精细勘探[M]. 北京: 科学出版社, 2012.
[10]	赵贤正, 金凤鸣, 漆家福, 等. 二连盆地早白垩世复式断陷构造类型及其石油地质意义[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(7):1289-1298.
[11]	赵贤正, 金凤鸣, 王权, 等. 华北探区断陷洼槽区油气藏形成与分布[J]. 中国石油勘探, 2008, 13(2):1-8.
[12]	王冰. 二连中生代盆地群构造地质特征与油气[J]. 石油实验地质, 1990, 12(1):8-20.
[13]	杨涛, 徐树宝, 方杰. 二连裂谷系含油气系统特征[J]. 石油勘探与开发, 1996, 23(6):16-19.
[14]	赵贤正, 金凤鸣, 张以明, 等. 二连盆地富油凹陷形成演化与油气富集[M]. 北京: 石油工业出版社, 2018.
[15]	杜金虎, 易士威, 雷怀玉, 等. 二连盆地岩性地层油藏形成条件与油气分布规律[J]. 中国石油勘探, 2004(3):9-13+6.
[16]	赵文智, 方杰. 不同类型断陷湖盆岩性-地层油气藏油气富集规律--以冀中坳陷和二连盆地岩性-地层油气藏对比为例[J]. 石油勘探与开发, 2007, 34(2):129-134.
[17]	方杰, 侯凤香, 孙彤彤, 等. 二连裂谷系下白垩统烃源岩有机质热演化特征[J]. 新疆石油地质, 1998, 19(6):476-479.
[18]	漆家福, 赵贤正, 李先平, 等. 二连盆地早白垩世断陷分布及其与基底构造的关系[J]. 地学前缘, 2015, 22(3):118-128.
[19]	王飞宇. 二连盆地烃源灶精细表征[R]. 任丘: 中国石油华北油田公司勘探开发研究院, 2019.
[20]	曹兰柱. 富油凹陷油气富集规律与规模目标研究[R]. 任丘: 中国石油华北油田公司勘探开发研究院, 2019.
[21]	侯读杰, 冯子辉. 油气地球化学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2011.
[22]	叶爱娟, 朱扬明. 柴达木盆地第三系咸水湖相生油岩古沉积环境地球化学特征[J]. 海洋与湖沼, 2006, 37(5):472-480.
[23]	HAO F, ZHOU X H, ZHU Y M, et al. Lacustrine source rock deposition in response to co-evolution of environments and organisms controlled by tectonic subsidence and climate, Bohai Bay Basin, China[J]. Organic Geochemistry, 2011, 42(4):323-339.
[24]	BECHTEL A, JIA J L, STROBL S, et al. Palaeoenvironmental conditions during deposition of the Upper Cretaceous oil shalesequences in the Songliao Basin (NE China): Implications from geochemical analysis[J]. Organic Geochemistry, 2012, 46:76-95.
[25]	李洪波, 张敏, 张春明, 等. 柴达木盆地西部南区第三系烃源岩地球化学特征[J]. 天然气地球科学, 2008, 19(4):519-523.
[26]	钟剑鸣, 陈孔全, 沈均均, 等. 潜江凹陷毛场-马王庙地区新沟嘴组下段烃源岩地球化学特征[J]. 中国锰业, 2018, 36(2):56-61.
[27]	宋一涛, 吴庆宇, 周文. 未熟低熟油的形成与成因机制[M]. 北京: 石油大学出版社, 2004.
[28]	王会来, 高先志, 杨德相, 等. 二连盆地巴音都兰凹陷下白垩统湖相云质岩成因研究[J]. 沉积学报, 2014, 32(3):560-567.
[29]	王会来, 高先志, 杨德相, 等. 二连盆地下白垩统湖相云质岩分布及控制因素[J]. 现代地质, 2014, 28(1):163-172.
[30]	蒋有录, 苏圣民, 刘华, 等. 渤海湾盆地新生界沉积洼陷类型及与油气富集的关系[J]. 石油学报, 2019, 40(6):635-645.
[31]	王权, 王建, 马学峰, 等. 华北探区第四次资源评价[R]. 任丘: 中国石油华北油田公司勘探开发研究院, 2016.
[32]	杨德相, 蒋有录, 赵志刚, 等. 冀中坳陷洼槽地质特征及其与油气分布关系[J]. 石油地球物理勘探, 2016, 51(5):990-1001.
[33]	程顶胜, 刘松, 吴培红. 塔里木盆地石炭系生烃潜力的模糊数学综合评价[J]. 石油学报, 2000, 21(1):34-39.
[34]	郭长春, 金强, 姚军. 用模糊数学方法评价烃源岩[J]. 石油学报, 2005, 26(4):50-53.
[35]	魏巍, 朱筱敏, 朱世发, 等. 二连盆地阿南凹陷下白垩统腾格尔组湖相云质岩成因[J]. 地球科学, 2017, 42(2):258-272.
[36]	WEI W, ZHU X, HE M, et al. Original sediment composition of the Lower Cretaceous lacustrine tight-oil mudstone and influences on diagenesis and organic matter content, the Erennaoer Sag in Erlian Basin, NE China[J]. Marine and Petroleum Geology, 2018, 94:131-143.
[37]	蓝宝锋, 杨克兵, 彭传利, 等. 二连盆地阿南凹陷致密油勘探潜力分析[J]. 复杂油气藏, 2014, 7(2):9-12.
[38]	邢雅文, 冯赫青, 尹峥, 等. 二连盆地额仁淖尔凹陷云质岩致密油成藏特征与勘探潜力[J]. 大庆石油地质与开发, 2020, 39(4):159-168.
[39]	曹青赟. 二连盆地下白垩统腾格尔组及阿尔善组致密油资源评价[D]. 北京: 中国石油大学(北京), 2016.

洼槽名称	基底类型	Pr/Ph 均值	γ/C₃₀H 均值	基底埋深 /m	泥岩厚度 /m	探明储量/ 10⁴t	最大生油强度/ (10⁴t/km²)	生油量/ 10⁸t	评价指数 Y	评价级别
善南	正向裂陷	0.85	0.30	4 500	1 800	9 859	750	18.71	1.000	A
蒙西	正向裂陷	1.20	0.21	2 000	700	0	/	0.29	/	C
莎东	正向裂陷	1.00	0.33	2 300	800	0	/	0.93	/	C
阿北	正向裂陷	0.63	0.20	3 000	1 000	398	300	5.11	0.324	B
巴南	正向裂陷	0.50	0.24	3 200	1 200	2 249	500	10.49	0.603	A
巴北	正向裂陷	0.56	0.16	3 000	900	0	200	4.57	0.253	B
淖东	正向裂陷	0.53	0.20	3 625	750	1 970	320	7.31	0.405	A
敖包	正向裂陷			2 200	500	0	/	0.62	/	C
乌南	隆起	1.71	0.07	4 000	800	2 287	720	5.59	0.563	A
乌中	隆起			4 500	1 550	0	300	8.30	0.426	A
乌兰花南	隆起	0.78	0.20	3 000	1 150	162.7	350	5.82	0.373	B
乌兰花北	隆起	0.40	0.24	2 900	1 000	0	100	1.11	0.089	C
呼南	隆起	0.41	0.45	3 500	1 000	0	400	8.85	0.497	A
阿尔中	隆起	1.42	0.06	3 900	1 300	3 758	680	5.40	0.536	A
阿尔北	隆起	0.89	0.10	3 100	700	0	420	4.24	0.360	B
阿尔南	隆起	1.35	0.05	2 600	625	0	560	1.75	0.355	B
赛东	斜向裂陷	0.91	0.11	3 600	700	1 038.3	300	8.11	0.420	A
赛北	斜向裂陷	1.03	0.08	1 800	500	0	0	1.59	0.051	C
宝饶	斜向裂陷	0.80	0.13	3 000	700	2 755	450	6.55	0.450	A
吉东	斜向裂陷	0.83	0.13	2 400	450	0	30	1.30	0.058	C
洪中	斜向裂陷	1.08	0.10	2 900	600	200	240	6.81	0.346	B
洪西	斜向裂陷	0.71	0.11	2 200	500	0	0	1.50	0.048	C
洪东	斜向裂陷	1.14	0.13	2 300	450	2 026	160	4.13	0.218	B

洼槽名称	基底类型	Pr/Ph 均值	γ/C₃₀H 均值	基底埋深 /m	泥岩厚度 /m	探明储量/ 10⁴t	最大生油强度/ (10⁴t/km²)	生油量/ 10⁸t	评价指数 Y	评价级别
善南	正向裂陷	0.85	0.30	4 500	1 800	9 859	750	18.71	1.000	A
蒙西	正向裂陷	1.20	0.21	2 000	700	0	/	0.29	/	C
莎东	正向裂陷	1.00	0.33	2 300	800	0	/	0.93	/	C
阿北	正向裂陷	0.63	0.20	3 000	1 000	398	300	5.11	0.324	B
巴南	正向裂陷	0.50	0.24	3 200	1 200	2 249	500	10.49	0.603	A
巴北	正向裂陷	0.56	0.16	3 000	900	0	200	4.57	0.253	B
淖东	正向裂陷	0.53	0.20	3 625	750	1 970	320	7.31	0.405	A
敖包	正向裂陷			2 200	500	0	/	0.62	/	C
乌南	隆起	1.71	0.07	4 000	800	2 287	720	5.59	0.563	A
乌中	隆起			4 500	1 550	0	300	8.30	0.426	A
乌兰花南	隆起	0.78	0.20	3 000	1 150	162.7	350	5.82	0.373	B
乌兰花北	隆起	0.40	0.24	2 900	1 000	0	100	1.11	0.089	C
呼南	隆起	0.41	0.45	3 500	1 000	0	400	8.85	0.497	A
阿尔中	隆起	1.42	0.06	3 900	1 300	3 758	680	5.40	0.536	A
阿尔北	隆起	0.89	0.10	3 100	700	0	420	4.24	0.360	B
阿尔南	隆起	1.35	0.05	2 600	625	0	560	1.75	0.355	B
赛东	斜向裂陷	0.91	0.11	3 600	700	1 038.3	300	8.11	0.420	A
赛北	斜向裂陷	1.03	0.08	1 800	500	0	0	1.59	0.051	C
宝饶	斜向裂陷	0.80	0.13	3 000	700	2 755	450	6.55	0.450	A
吉东	斜向裂陷	0.83	0.13	2 400	450	0	30	1.30	0.058	C
洪中	斜向裂陷	1.08	0.10	2 900	600	200	240	6.81	0.346	B
洪西	斜向裂陷	0.71	0.11	2 200	500	0	0	1.50	0.048	C
洪东	斜向裂陷	1.14	0.13	2 300	450	2 026	160	4.13	0.218	B

类型		R_o/%	埋深/m	深洼面积/km²	Pr/Ph	γ/C₃₁H	洼槽归类
高熟型	大型半咸水洼槽	0.5~2.0	>3 500	>200	0.5~0.8	1.0~2.5	阿南
	大型淡水洼槽			>200	>0.8	<1.0	乌中、赛东
	中型半咸水洼槽			100~200	<0.5	>2.5	淖东
	中型淡水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	乌南、阿尔中
成熟型	大型淡水洼槽	0.5~1.3	2 500~3 500	>200	>0.8	<1.0	洪东、洪中
	中型咸水洼槽			100~200	<0.5	>2.5	呼南、巴南、阿北
	中型半咸水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	宝饶
	小型咸水洼槽			<100	<0.5	>2.5	巴北、乌兰花南
	小型淡水洼槽			<100	>0.8	<1.0	阿尔北、阿尔南
低熟型	大型淡水洼槽	0.4~0.8	<2 500	>200	>0.8	<1.0	赛北
	中型淡水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	吉东
	小型咸水洼槽			<100	<0.5	>2.5	乌兰花北
	小型半咸水洼槽				<0.5	>2.5	敖包、莎东、蒙西
	小型淡水洼槽				>0.8	<1.0	洪西

类型		R_o/%	埋深/m	深洼面积/km²	Pr/Ph	γ/C₃₁H	洼槽归类
高熟型	大型半咸水洼槽	0.5~2.0	>3 500	>200	0.5~0.8	1.0~2.5	阿南
	大型淡水洼槽			>200	>0.8	<1.0	乌中、赛东
	中型半咸水洼槽			100~200	<0.5	>2.5	淖东
	中型淡水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	乌南、阿尔中
成熟型	大型淡水洼槽	0.5~1.3	2 500~3 500	>200	>0.8	<1.0	洪东、洪中
	中型咸水洼槽			100~200	<0.5	>2.5	呼南、巴南、阿北
	中型半咸水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	宝饶
	小型咸水洼槽			<100	<0.5	>2.5	巴北、乌兰花南
	小型淡水洼槽			<100	>0.8	<1.0	阿尔北、阿尔南
低熟型	大型淡水洼槽	0.4~0.8	<2 500	>200	>0.8	<1.0	赛北
	中型淡水洼槽			100~200	>0.8	<1.0	吉东
	小型咸水洼槽			<100	<0.5	>2.5	乌兰花北
	小型半咸水洼槽				<0.5	>2.5	敖包、莎东、蒙西
	小型淡水洼槽				>0.8	<1.0	洪西