Controlling Effects of Gypsum-salt on Hydrocarbon Generation of Source Rocks in Dongpu Sag and Its Significance on Petroleum Geology

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2018.06.02

Abstract

Abstract:

Gypsum-salt rocks were extensively developed in the northern part of the Dongpu Sag, Bohai bay Basin.The effects of gypsum-salt rocks on characteristics and hydrocarbon generation of source rocks are barely documented. Geological and geochemical methods were used to investigate such effects. Obvious differences were observed between the source rocks in the saline and non-saline areas of the sag. Dark grey and brown shales in the north saline area are recognized as excellent source rocks with TOC content over 1.5%, dominated by kerogen type Ⅱ₁ and Ⅰ of organic matter.Source rocks in the south fresh water lacustrine(non-saline area) were dominated by kerogen type Ⅱ-Ⅲ which is favourable for gas generation. This indicates that the property and hydrocarbon generation potential of the source rocks in the area are strongly controlled by gypsum-salt rocks.It was also observed that hydrocarbon generation process of the source rocks is strongly influenced by gypsum-salt rocks.Oil generation window would be expanded obviously when the thickness of gypsum salt is about 50 m.Both the oil and wet gas windows would be enlarged within a certain degree with increase of salt rocks’ thickness. The oil generation window would be narrowed when the thickness of salt rocks reached around 400 m,while wet gas window would be further enlarged. The effects of gypsum-salt rocks on oil and gas generation windows of the source rocks were ascribe to their high thermal conductivity, which could influence geothermal field. Hydrocarbon generation modes for potential source rocks in the saline and non-saline area were established based on a comprehensive study of geology and geochemistry. The models could have a great instructive significance to petroleum exploration in the Dongpu Sag and the similar salt bearing basins.

Key words: Dongpu Sag, gypsum-salt rock, excellent source rock, hydrocarbon generation, oil and gaswindow

CLC Number:

TE122.1

CHEN Xiangfei, LI Sumei, ZHANG Hongan, XU Tianwu, ZHANG Yunxian, WAN Zhonghua, JI Hong, GUO Zhenqian. Controlling Effects of Gypsum-salt on Hydrocarbon Generation of Source Rocks in Dongpu Sag and Its Significance on Petroleum Geology[J]. Geoscience, 2018, 32(06): 1125-1136.

Figures/Tables 9

Fig.1 Petroleum distribution and reservoir cross section of the Wenliu Oilfield(See Fig.1(a) for the location of the cross section)

Fig.2 Statistics of TOC for the source rocks from the Dongpu Depression

Table 1 Pyrolysis data for part of the source rocks in Wenliu area

地区	井号	深度/ m	层位	岩性	S₁/ (mg/g)	S₂/ (mg/g)	T_max/ ℃	HI/(mg HC/ g TOC)	TOC/ %	“A”/ %	降解率/ %
文东地区	文133-12	3 229.4	E $s 3 上 3$	深灰色泥岩	0.02	0.06	458	29	0.20	0.006	3.25
	文92-56	2 722.2	E $s 3 上$	灰色泥岩	0.02	0.38	435	110	0.35		9.46
	文92-56	2 849.0	E $s 3 上 9$	褐色页岩	1.26	14.64	434	651	2.25	0.465	58.65
	文72-104	3 235.8	E $s 3 上 4$	灰色灰质泥岩	0.04	0.12	454	43	0.28	0.005	4.81
	文203-35	3 388.2	E $s 3 中 6$	棕褐色页岩	2.81	8.97	442	579	1.55	0.737	63.08
	文75	4 152.6	E $s 3 中 3$	灰色含盐泥页岩	0.15	0.37	446	84	0.44		9.82
	文88-1	3 639.0	E $s 3 中 8$	灰黑色页岩	1.38	9.45	441	482	1.96	0.498	45.86
	文13-358	3 470.6	E $s 3 中 6$	深灰色页岩	2.06	5.93	446	281	2.11	0.667	31.43
	文13-85	3 506.4	E $s 3 中 8$	褐色页岩	2.34	10.40	450	484	2.15	0.717	49.18
	文204	3 424.7	E $s 3 中 9$	褐色页岩	1.73	3.81	441	320	1.19	1.692	38.64
	濮深7	3 596.3	E $s 3 中 8$	灰-深灰色泥岩	0.03	0.08	473	39	0.20	0.016	4.50
	濮深7	4 154.8	E $s 3 下 7$	黑褐色灰质页岩	1.89	1.54	452	61	2.54	0.618	11.21
	前参2	3 864.5	E $s 3 中 8$	深灰色泥岩	4.44	12.76	446	276	4.62	1.261	30.90
	前参2	4 081.3	E $s 3 下 1$	深灰色泥岩	0.51	0.80	453	122	0.66	0.543	16.60
	前参2	4 198.5	E $s 3 下 3$	灰黑色油页岩	1.76	2.42	459	128	1.89	0.986	18.36
	前参2	4 526.1	E $s 3 下 8$	碳质泥岩	0.26	0.48	353	26	1.84	0.012	3.34
	前参2	4 719.0	Es₄	岩屑	20.65	4.50	446	148	3.04	0.131	68.67
	文204	3 903.8	Es₄	灰黑色泥岩	1.00	0.55	407	39	1.40	0.583	9.19
	文204	4 240.0	Es₄	深灰-灰黑色泥岩	0.07	0.15	507	27	0.55	0.008	3.34
杜寨地区	濮深4	3 895.0	E $s 3 上 10$	深灰色页岩	1.23	2.58	442	179	1.44	0.477	0.84
	濮深4	4 676.3	E $s 3 中 9$	灰黑色灰质泥岩	0.02	0.02	511	5	0.38	0.006	21.96
	濮深4	5 001.8	E $s 3 下 3$	灰黑色灰质页岩	0.27	0.09	553	9	0.95	0.007	0.88
	濮深4	5 195.3	E $s 3 下 6$	黑色灰质页岩	0.07	0.06	318	12	0.52	0.003	3.15
	濮深21	4 771.1	E $s 3 下 1$	黑色含灰泥岩	0.03	0.05	342	25	0.20	0.002	2.07
文西地区	文255	4 537.8	E $s 3 中$	褐灰色泥岩	0.25	0.30	482	29	1.02	0.081	4.48
	文250	3 677.3	E $s 3 下 3$	深灰色含盐泥岩	0.54	1.27	439	165	0.77		19.53
	文201	3 684.1	E $s 3 下 2$	深灰色含盐泥岩	1.42	0.76	427	106	0.72		25.18
	文248	3 345.0	E $s 3 下 6$	褐色页岩	4.28	13.34	443	568	2.35	1.364	62.23
	文248	3 388.7	E $s 3 下 6$	棕褐色灰质页岩	2.65	17.16	441	518	3.31	0.825	49.67
柳屯洼陷	文19-5	2 823.5	E $s 3 上 5$	褐色页岩	0.88	13.50	441	567	2.38	0.322	50.15
	濮深18-1	3 279.8	E $s 3 上 10$	棕褐色含膏页岩	2.90	14.38	451	434	3.31	1.289	43.33
	濮深18-8	3 155.9	E $s 3 上 9$	褐色含膏页岩	1.93	6.74	441	344	1.96	0.878	36.70
	濮深18-8	3 178.4	E $s 3 上 9$	灰色含膏页岩	0.06	0.12	435	20	0.62	0.058	2.43
	濮深18	3 036.0	E $s 3 上 56$	灰-深灰色泥页岩	0.33	0.52	433	160	0.32	0.037	21.77
	濮深18	3 540.0	E $s 3 中 2$	深灰色泥页岩	6.14	17.44	436	589	2.96	1.203	66.12
	濮深18	3 778.0	E $s 3 中 4$	灰黑色泥页岩	9.37	13.70	433	202	6.79	1.670	28.20
	濮深18	4 140.0	E $s 3 中 7$	灰褐色泥页岩	1.15	1.98	446	100	1.98	0.448	13.12
	文409	4 857.0	E $s 3 中 10$	灰黑色泥岩	0.80	3.27	449	289	1.13	0.018	29.89
	濮深18	4 298.0	E $s 3 下 1$	灰黑色泥岩	2.38	2.97	367	169	1.76	0.565	25.23

Table 1 Pyrolysis data for part of the source rocks in Wenliu area

地区	井号	深度/ m	层位	岩性	S₁/ (mg/g)	S₂/ (mg/g)	T_max/ ℃	HI/(mg HC/ g TOC)	TOC/ %	“A”/ %	降解率/ %
文东地区	文133-12	3 229.4	E $s 3 上 3$	深灰色泥岩	0.02	0.06	458	29	0.20	0.006	3.25
	文92-56	2 722.2	E $s 3 上$	灰色泥岩	0.02	0.38	435	110	0.35		9.46
	文92-56	2 849.0	E $s 3 上 9$	褐色页岩	1.26	14.64	434	651	2.25	0.465	58.65
	文72-104	3 235.8	E $s 3 上 4$	灰色灰质泥岩	0.04	0.12	454	43	0.28	0.005	4.81
	文203-35	3 388.2	E $s 3 中 6$	棕褐色页岩	2.81	8.97	442	579	1.55	0.737	63.08
	文75	4 152.6	E $s 3 中 3$	灰色含盐泥页岩	0.15	0.37	446	84	0.44		9.82
	文88-1	3 639.0	E $s 3 中 8$	灰黑色页岩	1.38	9.45	441	482	1.96	0.498	45.86
	文13-358	3 470.6	E $s 3 中 6$	深灰色页岩	2.06	5.93	446	281	2.11	0.667	31.43
	文13-85	3 506.4	E $s 3 中 8$	褐色页岩	2.34	10.40	450	484	2.15	0.717	49.18
	文204	3 424.7	E $s 3 中 9$	褐色页岩	1.73	3.81	441	320	1.19	1.692	38.64
	濮深7	3 596.3	E $s 3 中 8$	灰-深灰色泥岩	0.03	0.08	473	39	0.20	0.016	4.50
	濮深7	4 154.8	E $s 3 下 7$	黑褐色灰质页岩	1.89	1.54	452	61	2.54	0.618	11.21
	前参2	3 864.5	E $s 3 中 8$	深灰色泥岩	4.44	12.76	446	276	4.62	1.261	30.90
	前参2	4 081.3	E $s 3 下 1$	深灰色泥岩	0.51	0.80	453	122	0.66	0.543	16.60
	前参2	4 198.5	E $s 3 下 3$	灰黑色油页岩	1.76	2.42	459	128	1.89	0.986	18.36
	前参2	4 526.1	E $s 3 下 8$	碳质泥岩	0.26	0.48	353	26	1.84	0.012	3.34
	前参2	4 719.0	Es₄	岩屑	20.65	4.50	446	148	3.04	0.131	68.67
	文204	3 903.8	Es₄	灰黑色泥岩	1.00	0.55	407	39	1.40	0.583	9.19
	文204	4 240.0	Es₄	深灰-灰黑色泥岩	0.07	0.15	507	27	0.55	0.008	3.34
杜寨地区	濮深4	3 895.0	E $s 3 上 10$	深灰色页岩	1.23	2.58	442	179	1.44	0.477	0.84
	濮深4	4 676.3	E $s 3 中 9$	灰黑色灰质泥岩	0.02	0.02	511	5	0.38	0.006	21.96
	濮深4	5 001.8	E $s 3 下 3$	灰黑色灰质页岩	0.27	0.09	553	9	0.95	0.007	0.88
	濮深4	5 195.3	E $s 3 下 6$	黑色灰质页岩	0.07	0.06	318	12	0.52	0.003	3.15
	濮深21	4 771.1	E $s 3 下 1$	黑色含灰泥岩	0.03	0.05	342	25	0.20	0.002	2.07
文西地区	文255	4 537.8	E $s 3 中$	褐灰色泥岩	0.25	0.30	482	29	1.02	0.081	4.48
	文250	3 677.3	E $s 3 下 3$	深灰色含盐泥岩	0.54	1.27	439	165	0.77		19.53
	文201	3 684.1	E $s 3 下 2$	深灰色含盐泥岩	1.42	0.76	427	106	0.72		25.18
	文248	3 345.0	E $s 3 下 6$	褐色页岩	4.28	13.34	443	568	2.35	1.364	62.23
	文248	3 388.7	E $s 3 下 6$	棕褐色灰质页岩	2.65	17.16	441	518	3.31	0.825	49.67
柳屯洼陷	文19-5	2 823.5	E $s 3 上 5$	褐色页岩	0.88	13.50	441	567	2.38	0.322	50.15
	濮深18-1	3 279.8	E $s 3 上 10$	棕褐色含膏页岩	2.90	14.38	451	434	3.31	1.289	43.33
	濮深18-8	3 155.9	E $s 3 上 9$	褐色含膏页岩	1.93	6.74	441	344	1.96	0.878	36.70
	濮深18-8	3 178.4	E $s 3 上 9$	灰色含膏页岩	0.06	0.12	435	20	0.62	0.058	2.43
	濮深18	3 036.0	E $s 3 上 56$	灰-深灰色泥页岩	0.33	0.52	433	160	0.32	0.037	21.77
	濮深18	3 540.0	E $s 3 中 2$	深灰色泥页岩	6.14	17.44	436	589	2.96	1.203	66.12
	濮深18	3 778.0	E $s 3 中 4$	灰黑色泥页岩	9.37	13.70	433	202	6.79	1.670	28.20
	濮深18	4 140.0	E $s 3 中 7$	灰褐色泥页岩	1.15	1.98	446	100	1.98	0.448	13.12
	文409	4 857.0	E $s 3 中 10$	灰黑色泥岩	0.80	3.27	449	289	1.13	0.018	29.89
	濮深18	4 298.0	E $s 3 下 1$	灰黑色泥岩	2.38	2.97	367	169	1.76	0.565	25.23

Fig.3 Relationship between TOC content and buried depth of source rocks in the Wenliu area, Dongpu Sag

Fig.4 Kerogen type of source rocks in the Wenliu area indicated by pyrolysis data

Fig.5 Thermal evolution profile of source rocks in the Wenliu areas with various thickness of gypsum-salt rocks (See the location of the wells in Fig.1(a))

Fig.6 Reservoir temperature versus burial depth in the Wenliu area

Fig.7 Diagram illustrating effect of gypsum-salt rock on source rocks evaluation

Fig.8 The concept graph of hydrocarbon generation evolution models for source rocks in no-salt area ((a)) and gypsum-salt areas ((b),(c)) (based on geological model of Fig.5(a), (c) and (e) respectively)

References 28

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