북한 서한만 분지의 석유시스템 분석 (Petroleum system analysis of West Korea Bay Basin, North Korea)

서지정보

· 발행기관 : 대한지질학회
· 수록지 정보 : 지질학회지 / 51권 / 5호 / 433 ~ 449페이지
· 저자명 : 손병국, 박미숙

초록

북한의 서한만 분지는 상당량의 석유가 발견된 것으로 알려지고 있으나, 석유탐사에 대한 정보가 많지 않기때문에 석유 산출에 대해서 정확하게는 알 수가 없다. 그러나 서한만 분지에 대한 지질과 광역층서, 그리고 수집된 탐사와 시추정보를 바탕으로 하여, 석유 생성 및 이동·집적에 대한 석유시스템을 수치 모델링 방법에 의하여 분석하였다. 서한만 분지는 고생대 탄산염암과 선캠브리아기의 변성암을 기반암으로 하며, 중생대층과 신생대층이 중첩되어 두껍게 퇴적되어 있는 열개분지(rift basin)이다. 석유시스템 모델링 결과, 주요 근원암층인 상부 쥬라기층에서 생성된 석유와 가스는 근원암으로부터 배출되어, 이 근원암층 내의 사질암층 지역과, 상부 쥬라기층 하위에 존재하는 탄산염 기반암층으로 이동하는 것이 관찰된다. 이 모델링 결과와 기존의 시추정보를종합하여 해석하면 다음과 같은 석유생성, 이동, 집적에 대한 석유시스템이 추정된다. 즉, 서한만 분지의 석유와 가스를 생성한 주요 근원암은 심호환경에서 퇴적된 후기 쥬라기의 셰일층이다. 서한만 분지발달 과정에서장기간의 융기와 무퇴적 기간이 존재함에 따라 이 근원암층은 지속적으로 매몰이 진행되지 못하였고, 이에 따라 근원암층에서 석유와 가스가 생성은 되었으나 다량의 석유와 가스가 배출되지는 못하였다. 일부 배출된 석유와 가스는 상위의 하부 백악기층(Lower Cretaceous strata)과 제3기층으로 이동하였을 뿐만 아니라, 하위의탄산염 기반암층으로도 이동한 것으로 추정된다. 서한만 분지에는 광역적인 덮개암층은 존재하지 않는다. 따라서 석유와 가스는 고생대, 중생대, 신생대층 각각의 퇴적층 내 암상변화와 관련된 층서트랩의 형태로 집적되어있을 가능성이 많다. 이 연구는 제한된 정보와 자료를 바탕으로 수행된 석유시스템 분석이므로, 추후에도 서한만 분지에 대한 지속적인 정보와 자료의 확보가 요구되며, 이들 자료와 정보를 바탕으로 재해석이 필요하다.

영어초록

It has been known to discover the amount of hydrocarbon in the West Korea Bay Basin, offshore western North Korea. The hydrocarbon occurrence in the basin, however, tends to be assumed due to lack of information on hydrocarbon exploration. As a conceivable understanding on the generation, migration and accumulation of hydrocarbon, the petroleum system was analyzed using numerical modeling on the basis of the drilling information as well as regional stratigraphy and sedimentary geology in the basin. The West Korea Bay Basin is characterized by a rift basin filled with thick Mesozoic and Cenozoic strata that unconformably overlie the Paleozoic carbonates and the Precambrian metamorphic basements. Petroleum system modeling shows that hydrocarbons generated from the Upper Jurassic source rocks expel and migrate into the juxtaposed sandy beds within the Upper Jurassic strata as well as into the underlying Cambrian carbonates. The petroleum system of the basin is presumable based on drilling information as well as the numerical modeling. The major source shale is the Upper Jurassic shaly strata that was deposited in the deep lacustrine environment. A long period of hiatus during the late Cretaceous to Paleocene, however, prevents a constant burial of the source rock, and thereby delays the expulsion of hydrocarbon from the source rock. Regional seal seems to be absent in the basin, therefore, the hydrocarbon would be accumulated within the subtle stratigraphic traps that formed due to facies variations.
Because of the limited information on geology in the basin, the petroleum system analysis in the study needs to modify in some details and should be extended for more sophisticated understanding in the future.

참고자료

· 없음