Petroleum generation and expulsion characteristics of Lower and Middle Jurassic source rocks on the southern margin of Junggar Basin, northwest China: implications for unconventional gas potential

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From: Canadian Journal of Earth Sciences(Vol. 51, Issue 6)
Publisher: NRC Research Press
Document Type: Report
Length: 10,249 words
Lexile Measure: 1430L

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Abstract :

Jurassic strata along the southern margin of Junggar Basin are important petroleum system elements for exploration in northwest China. The Lower and Middle Jurassic source rock effectiveness has been questioned as exploration progresses deeper into the basin. These source rocks are very thick and are distributed widely. They contain a high total organic carbon composed predominantly of Type III kerogen, with some Type II kerogen. Our evaluation of source rock petroleum generation characteristics and expulsion history, including one-dimensional basin modeling, indicates that Jurassic source rocks are gas prone at deeper depths. They reached peak oil generation during the Early Cretaceous and began to generate gas in the Late Cretaceous. Gas generation peaked in the Paleogene-Neogene. Source rock shales and coals reached petroleum expulsion thresholds at thermal maturities of 0.8% and 0.75% vitrinite reflectance, respectively, when the petroleum expulsion efficiency was ~40%. The petroleum generated and expelled from these source rocks are 3788.75 x [10.sup.8] and 1507.55 x [10.sup.8] t, respectively, with a residual 2281.20 x [10.sup.8] t retained in the source rocks. In these tight reservoirs, a favorable stratigraphic relationship (where tight sandstone reservoirs directly overlie the source rocks) indicates short vertical and horizontal migration distances. This indicates the potential for a large, continuous, tight-sand gas resource in the Lower and Middle Jurassic strata. The in-place natural gas resources in the Jurassic reservoirs are up to 5.68 x [10.sup.12]-15.14 x [10.sup.12] [m.sup.3]. Jurassic Badaowan and Xishanyao coals have geological characteristics that are favorable for coal-bed methane resources, which have an in-place resource potential between 3.60 x [10.sup.12] and 11.67 x [10.sup.12] [m.sup.3]. These Lower and Middle Jurassic strata have good shale gas potential compared with active US shale gas, and the inferred in-place shale gas resources in Junggar Basin are between 20.73 x [10.sup.12] and 113.89 x [10.sup.12] [m.sup.3]. This rich inferred conventional and unconventional petroleum resource in tight-sand, coal-bed, and shale gas reservoirs makes the deeper Jurassic strata along the southern margin of Junggar Basin a prospective target for future exploration. Les strates jurassiques le long de la bordure sud du bassin de Junggar constituent des elements importants d'un systeme petrolier exploitable dans le nord-ouest de la Chine. L'efficacite de la roche source (Jurassique inferieur et moyen) a ete mise en question a mesure que l'exploration progressait plus profondement dans le bassin. Ces roches sources sont tres epaisses et couvent de grandes etendues. Leur teneur en carbone organique total est elevee et il est principalement compose de kerogene de type III avec un peu de kerogene de type II. Selon notre evaluation des caracteristiques de generation de petrole a partir de roches souches et de l'historique d'expulsion, incluant une modelisation du bassin a une dimension, ces roches sources du Jurassique devraient contenir du gaz a de grandes profondeurs. Ces roches ont atteint un sommet de generation de petrole durant le Cretace precoce et elles ont commence a produire du gaz au Cretace tardif. La generation de gaz a atteint un sommet au Paleogene-Neogene. Les roches sources de shale et les charbons ont atteint des seuils d'expulsion du petrole a des maturites thermiques respectives de reflectance de la vitrinite de 0,8% et de 0,75%, alors que le taux d'efficacite d'expulsion du petrole est d'environ 40%. Le petrole genere par ces roches est de 3788.75 x [10.sup.8] t et celui expulse est de 1507.55 x [10.sup.8] t; 2281.20 x [10.sup.8] t residuelles sont retenues dans les roches sources. Dans ces reservoirs peu permeables, une relation stratigraphique favorable (lorsque des reservoirs de gres peu permeables reposent directement sur les roches sources) signale de courtes distances, verticales et horizontales, de migration, ce qui en retour indique un potentiel pour une vaste ressource ininterrompue de gaz dans un sable peu permeable de strates du Jurassique inferieur et moyen. Les ressources de gaz naturel in situ dans les reservoirs datant du Jurassique atteignent de 5.68 x [10.sup.12] a 15.14 x [10.sup.12] [m.sup.3]. Les charbons Badaowan et Xishanyao (Jurassique) possedent des caracteristiques geologiques favorables aux ressources de methane de houille, lesquelles ont un potentiel in situ entre 3.60 x [10.sup.12] et 11.67 x [10.sup.12] [m.sup.3]. Ces strates du Jurassique inferieur et moyen ont de bons potentiels de gaz de shale comparativement aux gaz de shale americains exploites, et les ressources in situ inferees dans le bassin de Junggar sont de 20.73 x [10.sup.12] a 113.89 x [10.sup.12] [m.sup.3]. Cette riche ressource de petrole inferee, conventionnelle et non conventionnelle, dans des reservoirs de sables peu permeables, de lits de charbon et de gaz de shale, font des strates jurassiques tres profondes le long de la bordure sud du bassin de Junggar une cible prometteuse pour de l'exploration future. [Traduit par la Redaction]

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Gale Document Number: GALE|A379428834