1. Gas de arenisca apretado
Gas de arenisca apretado (gas de arena apretado o gas de arenisca apretado), también conocido como gas apretado (gas apretado), generalmente se refiere a baja permeabilidad-extra baja. permeabilidad En los yacimientos de arenisca, no existe capacidad de producción natural y se requiere fracturación a gran escala o tecnología especial de producción de gas para producir gas natural con valor económico. Esta definición también se aplica al metano de yacimientos de carbón, al gas de esquisto y al gas de yacimientos de carbonatos compactos. Holditch, 2006). Los yacimientos de gas de arenisca compacta se distribuyen principalmente en el centro de la cuenca o en la parte profunda de la estructura de la cuenca, y se distribuyen continuamente en un área grande, por lo que también se les llama yacimientos de gas de cuenca profunda, yacimientos de gas del centro de la cuenca, yacimientos de gas de distribución continua. embalses, etc
1. Investigación sobre gas de arenisca de arenas compactas
La investigación sobre la acumulación de gas de arenisca de arenas compactas, centrada en la cuenca de San Juan en Estados Unidos, se denominó inicialmente yacimientos de gas ocultos. En 1950, Silver mencionó características importantes como la falta de agua en los bordes y el fondo de la cuenca y la presencia generalizada de gas en los estratos del Cretácico. En la década de 1970, muchos investigadores explicaron varios mecanismos de este tipo especial de yacimiento de gas y propusieron yacimientos de gas trampa de cuerpo aislado (poros), yacimientos de gas trampa estratigráfico-diagenético, yacimientos de gas trampa hidrodinámicos y yacimientos de gas tipo trampa sellados con agua. embalse, etcétera. En 1976, se descubrió el gigantesco yacimiento de gas de la cuenca profunda de Elmworth en la cuenca de Alberta, en el oeste de Canadá. No fue hasta 1979 que Masters propuso el concepto de gas de cuenca profunda basándose en el análisis de los campos de gas de Elmworth, Milk River y Blanco. En 1986, Rose et al. utilizaron por primera vez el término "gas del centro de cuenca" al estudiar la cuenca de Raton. En 1979 y 1980, Law et al. y Spencer et al. en 1985 realizaron investigaciones sobre el "tight sand gas" (tight sand gas o arenas de gas apretado). En 1996 se utilizó oficialmente el concepto de “reservorio continuo de gas” (Schmoker, 1996). Después de la década de 1990, surgieron en China conceptos como “qi profundo” y “qi profundo”.
En 2006, el Servicio Geológico Federal de EE. UU. propuso: gas profundo, gas de esquisto, arenas gaseosas compactas, metano de yacimientos de carbón, seis tipos de gas no convencional (gas no convencional), incluidas arenas gaseosas microbianas poco profundas y gas natural. Los hidratos (hidrato de gas natural o clatrato de metano) se denominan colectivamente gas continuo.
2. Estándares de clasificación de yacimientos de gas de arenisca estrecha
(1) Estándares de clasificación extranjeros
Debido a las diferentes condiciones de recursos y condiciones técnicas y económicas en diferentes países y regiones. La definición de yacimientos de gas compacto aún no ha formado un estándar unificado. En 1980, la Comisión Federal Reguladora de Energía de los Estados Unidos (FERC), de acuerdo con las disposiciones pertinentes de la Ley de Política de Gas Natural de 1978 (NGPA) del Congreso de los Estados Unidos, determinó que el estándar de registro para yacimientos de gas compacto es que la permeabilidad del yacimiento sea menos de 0,1×10-3μm2. Esta definición oficial se utiliza para determinar qué pozos productores de gas califican para créditos fiscales federales o estatales. Elkins (1981) utilizó la permeabilidad subterránea de 0,1×10-3μm2 como límite para dividir los yacimientos en convencionales y no convencionales. Spencer (1985, 1989) definió los yacimientos compactos de gas natural como yacimientos que contienen gas con una permeabilidad al gas natural in situ inferior a 0,1×10-3μm2. Surdam (1997) propuso que el gas de arena compacta se refiere al gas natural no convencional producido en yacimientos de arenisca de baja permeabilidad (generalmente la porosidad es inferior al 12% y la permeabilidad es inferior a 1×10-3μm2). Stephen et al. (2006) creen que los yacimientos de gas compactos son yacimientos de gas que pueden producir y extraer una gran cantidad de gas natural a una tasa de producción económicamente valiosa sólo mediante fracturación hidráulica o el uso de pozos horizontales o pozos de múltiples ramas. Philip H. Nelson (2009) estableció el estándar para yacimientos de arenisca compactos como un diámetro de garganta de poro de 2 a 0,03 μm.
(2) Estándares de clasificación nacionales
No existe una comprensión unificada de la definición y los estándares de los yacimientos de gas de arenisca compacta en China. Yuan Zhengwen (1993) creía que los yacimientos estrechos se refieren a yacimientos de roca clástica con una permeabilidad inferior a 1×10-3μm2. Guan Deshi et al. (1995) señalaron que los yacimientos de gas compactos tienen baja porosidad (<12%), baja permeabilidad (0,1×10-3μm2), baja saturación de gas (<60%) y alta saturación de agua (40%). , yacimientos de gas natural en capas de arenisca en las que el gas natural fluye lentamente.
Zou Caineng et al. (2010) creen que el gas arenisca compacta tiene una porosidad <10 %, una permeabilidad in situ <0,1 × 10-3 μm2 o una permeabilidad al aire <1 × 10-3 μm2 y un radio de garganta de poro. (3) Parámetros de clasificación de yacimientos de gas de arenisca compacta La permeabilidad es un parámetro importante para la clasificación de yacimientos de gas de arenisca compacta. En aplicaciones prácticas se utilizan diferentes definiciones y valores de referencia para la permeabilidad, como permeabilidad de formación, permeabilidad al aire, permeabilidad efectiva, permeabilidad absoluta, etc. De hecho, existe una gran diferencia entre la permeabilidad de la formación y la permeabilidad al aire. Generalmente, un aumento en la saturación de agua y un aumento en la presión de la formación suprayacente conducirán a una disminución significativa en la permeabilidad al gas cuando la saturación de agua de una muestra de roca es del 55%. , la permeabilidad al aire es solo de 1/3 a 1/7 de la muestra; cuando la presión de formación es de 3,5 a 35 MPa, la permeabilidad de la roca es solo de 1/2 a 1/25 de la permeabilidad de Kirschner. Se puede observar que los parámetros más importantes de los yacimientos de gas de arenisca compacta son la permeabilidad de la formación, la tensión in situ, la saturación de agua y la porosidad. Sin embargo, en muchos países, los yacimientos de gas de arenas compactas se definen por el caudal más que por la permeabilidad. Algunos académicos creen que la definición de yacimientos de gas de arenas compactas debería estar determinada por muchos factores físicos y económicos. 3. Definición de gas de arenisca compacta y método de evaluación geológica (1) Definición de gas de arenisca compacta En resumen, la definición de gas de arenisca compacta es: Para las capas de gas de arenisca con una permeabilidad de la matriz superpuesta ≤0,1×10-3μm2, los pozos individuales generalmente no tienen capacidad de producción natural, o la capacidad de producción natural es inferior al límite inferior del flujo de gas industrial. Sin embargo, bajo ciertas condiciones económicas y técnicas. medidas, se puede obtener producción industrial de gas natural. Normalmente, estos incluyen fracturamiento, pozos horizontales, pozos multilaterales, etc. La permeabilidad de la matriz de presión de sobrecarga es la permeabilidad medida bajo la presión de sobrecarga neta del núcleo (matriz) sin fracturas. Para la muestra de prueba, la permeabilidad Ki medida bajo diferentes presiones de confinamiento experimentales se divide por la permeabilidad al aire convencional Ko y se normaliza para obtener la relación entre (Ki/Ko) y la relación de presión de confinamiento experimental pi. curva y, finalmente, utilice la función de ajuste de (Ki/Ko) y pi para calcular la permeabilidad bajo la condición de presión neta de sobrecarga. Sobre esta base, se realiza la corrección de la permeabilidad de la presión de sobrecarga: primero, se establece la curva de relación entre la permeabilidad de la matriz de sobrecarga y la permeabilidad al aire convencional de la muestra de prueba; luego, se utiliza la función de ajuste para corregir la permeabilidad al aire convencional de toda la roca; muestras a la presión de sobrecarga. El error relativo entre la permeabilidad de la presión de sobrecarga corregida y la permeabilidad de la presión de sobrecarga medida debe controlarse dentro del 10%. Si el error relativo de más del 20% de las muestras excede el 10%, es necesario volver a seleccionar la función de ajuste o segmentar el ajuste. (2) Método de evaluación del gas de arenisca compacta La evaluación del gas de arenisca compacta se divide en tres niveles: primero, la determinación de los pozos de gas de arenisca compacta y las muestras de roca de secciones objetivo de un solo pozo La permeabilidad media de la matriz de sobrecarga es ≤0.1×10-3μm2 La prueba de gas en la sección objetivo de un solo pozo no tiene productividad natural o la productividad natural es inferior al límite inferior del flujo de gas industrial. el flujo de gas se puede lograr después de utilizar tecnologías como fracturación, pozos horizontales y pozos de múltiples ramas. El límite inferior del pozo, en segundo lugar, la determinación de la capa de gas de arenisca compacta para todos los pozos de extracción de muestras en la sección objetivo. la permeabilidad de la muestra de roca que recubre la matriz de presión es ≤0,1×10-3μm2. La relación entre el número de pozos de gas de arenisca compacta y el número de todos los pozos de gas debe ser ≥80%. gas de arenisca compacta, que incluye principalmente cuatro partes: evaluación de recursos, evaluación de yacimientos, evaluación de reservas y evaluación de productividad. Evaluación de recursos: con base en la investigación geológica regional, utilizamos datos sísmicos, de perforación, registro, extracción de muestras, análisis, pruebas y otros datos para realizar una investigación integral para identificar los ciclos estructurales y las capas regionales de la evolución regional y de la cuenca. Secuenciar el marco estratigráfico y la distribución del sistema sedimentario, la distribución de la roca madre, determinar los principales sistemas portadores de gas, las combinaciones de formación de reservorios y los tipos de trampas; realizar una evaluación sistemática, un análisis de riesgos y poner en cola e identificar áreas favorables para la acumulación de gas natural y evaluar el potencial de los recursos; . Evaluación del yacimiento: Basado en la división de grupos estratigráficos, describir la litología del yacimiento, propiedades físicas, heterogeneidad, estructura de poros microscópicos, minerales arcillosos, estado de desarrollo de fracturas, sensibilidad del yacimiento, etc. Los yacimientos de arenisca compacta se evalúan en función de indicadores como las propiedades físicas del yacimiento, la estructura de los poros, la heterogeneidad y el espesor efectivo, la consideración integral de la forma y el rango de distribución del yacimiento, y la productividad. Evaluación de reservas: con base en los descubrimientos realizados en la exploración, se utilizan diversos datos de manera integral para evaluar los principales factores de control de la formación de gas en areniscas compactas y la escala de las reservas. Evaluación de la capacidad de producción: en función de la escala de la reserva y las características del yacimiento, combinadas con el rendimiento de producción del pozo de gas, se determina la escala de capacidad de producción razonable. II. Aceite de Arenisca Apretada 1. Definición de Aceite de Arenisca Apretada En cuanto a la definición y características del aceite de arenisca apretada, actualmente existen muy pocas referencias. en la literatura nacional y extranjera, mencionando principalmente el concepto de yacimientos de petróleo compacto en algunos artículos técnicos de ingeniería de desarrollo de yacimientos. Por ejemplo, L. Guan et al (2006) mencionaron en el artículo "Quick Method to Uncover the Potential of Infill Drilling in Mature Tight Oil and Gas Reservoirs" que la perforación de relleno juega un papel importante en la mejora de la tasa de recuperación de petróleo y gas. yacimientos apretados de petróleo y gas Li Zhongxing et al (2006) en el artículo "Key Technologies for Complex Tight Reservoir Development" mencionaron que el yacimiento de permeabilidad ultrabaja de la Formación Yanchang en la Cuenca Ordos tiene las características de litología ajustada, pobre; propiedades físicas, gargantas de poros pequeñas, gradiente de presión de umbral grande y vulnerabilidad al daño. Es perpendicular a la tensión principal de los pozos horizontales y el uso de tecnología de fracturación por chorro hidráulico puede lograr inicialmente un desarrollo efectivo de yacimientos de petróleo compactos. ), en el artículo Liberación del petróleo compacto: fracturación selectiva de múltiples etapas en Bakken Shale, propuesta para el desarrollo del petróleo compacto de Bakken Shale. Se han desarrollado una serie de tecnologías de ingeniería de modificación de yacimientos. Desde la comprensión y la práctica de producción actuales, el petróleo de arenisca compacta, o petróleo compacto, generalmente se refiere a yacimientos compactos como arenisca fina limosa y roca carbonatada que se encuentran en la serie de rocas generadoras de petróleo. 2. Estado actual de la investigación del petróleo de arenisca compacta (1) Estado actual de la investigación extranjera El petróleo compacto se está convirtiendo en un punto brillante en la exploración mundial de petróleo no convencional. Otra zona caliente tras la irrupción del gas de roca. En el año 2000, se logró un gran avance en el desarrollo del petróleo de arenas compactas de Bakken en la cuenca de Williston, con una producción diaria de 7.000 toneladas de petróleo. Los medios estadounidenses llamaron al petróleo de arenas compactas "oro negro". El descubridor, Findley, ganó el premio AAPG Outstanding Explorer. Premio del Año en 2006. En 2008, el petróleo de arenas compactas de Bakken logró un desarrollo a gran escala y se convirtió ese año en uno de los diez mayores descubrimientos del mundo. La Cuenca Williston cubre un área de 34×104km2, abarcando los Estados Unidos y Canadá. La Formación Bakken está dividida verticalmente en 9 secciones litológicas (Figura 3-1), con un espesor de una sola capa de 0,5-15m; se desarrollan lutitas en las partes superior e inferior, de 5 a 12 m de espesor, TOC 14%-10%, Ro 0,6%-0,9%, excepto la cuarta sección, que es un yacimiento convencional, el resto son yacimientos compactos. es la principal capa de aceite de arenisca compacta, polvo dolomítico. La arenisca tiene un espesor de 5 a 10 metros. Los tipos de poros son principalmente poros intergranulares y poros disueltos. La porosidad es del 10% al 13% y la permeabilidad es (0,1 a 1) × 10-. 3μm2 El área del depósito de petróleo es de 7×104km2 y la capa de petróleo tiene un espesor de 5~13% de 15m, la profundidad de enterramiento es de 2590~3200m, la cantidad de recursos es de aproximadamente 566×108t (según el USGS), la calidad del petróleo es liviana. , y el API es 41°~44°. En 2010, había 2.362 pozos de producción de petróleo de arenas compactas en los Estados Unidos, con un solo pozo que producía 12 toneladas de petróleo por día y una producción de petróleo acumulada de 3.192 × 104 toneladas. El petróleo compacto Eagle Ford se descubrió en 2008. Se produce principalmente a partir de piedra caliza intercalada con esquisto. La profundidad de enterramiento es de 914 a 4267 m, la capa de petróleo tiene un espesor de 30 a 90 m y la roca fuente de petróleo es Yingtan. esquisto, el yacimiento es piedra caliza de Yingtan, la porosidad es del 2% al 12%, la permeabilidad es inferior a 0,01×10-3μm2, el área del yacimiento es de aproximadamente 4×104km2 y se han perforado más de 600 pozos. En la actualidad, se han descubierto 19 cuencas de petróleo de apretados en América del Norte, con 4 capas principales de producción de petróleo de apretados. En 2009, las reservas recuperables probadas de petróleo de apretados alcanzaron 6,4×108t y la producción anual fue de 1230. ×104t. (2) Estado de la investigación nacional En mi país, el concepto relativamente común actual es reservorio/piscina de baja permeabilidad (depósito/piscina de baja permeabilidad), que se refiere a los poros del capa de petróleo Los yacimientos petrolíferos con baja permeabilidad a los fluidos, gargantas pequeñas, mala permeabilidad a los fluidos y baja productividad generalmente requieren modificaciones del yacimiento para mantener la producción normal. Geología de petróleo y gas no convencional Figura 3-1 Petróleo de arenas compactas Bakken en la cuenca Williston La exploración y el desarrollo de yacimientos de petróleo de arenas compactas generalmente tienen las siguientes características: (1) El yacimiento tiene propiedades físicas pobres y baja permeabilidad de la matriz. Debido a la baja madurez del sedimento, las partículas finas, la mala clasificación, el alto contenido de cemento y la fuerte post-diagénesis, el yacimiento se vuelve muy. denso, la porosidad del yacimiento es baja y el rango de cambio es grande, la mayor parte del cual es del 7% al 8%. (2) Según su origen, se dividen en yacimientos de petróleo primarios estancos de baja permeabilidad y yacimientos de petróleo secundarios estancos de baja permeabilidad. Generalmente, los yacimientos primarios de petróleo compactos y de baja permeabilidad se ven afectados principalmente por la sedimentación. Los sedimentos tienen un tamaño de grano fino, un alto contenido de lodo, una mala clasificación y están dominados por poros primarios. La mayoría de los yacimientos están enterrados a poca profundidad y no han experimentado una fuerte diagénesis. Después de la transformación, la fragilidad de la roca es baja, no se desarrollan grietas, la porosidad es alta y la permeabilidad es baja, y la mayoría de ellas son de porosidad media-alta y baja permeabilidad. Los yacimientos secundarios de petróleo herméticos de baja permeabilidad son principalmente el resultado de diversas transformaciones diagenéticas. Este tipo de yacimiento era originalmente un yacimiento convencional, pero debido a la compactación, cementación, etc., la porosidad y la permeabilidad se redujeron considerablemente y los poros primarios permanecieron menos. , formando una capa densa. (3) El radio de la garganta de los poros es pequeño, la presión capilar es alta y la saturación de agua original es alta. Generalmente, la saturación de agua es del 30% al 40%, y algunas llegan hasta 60. % La gravedad específica del petróleo crudo es en su mayoría inferior a 0,85 y la viscosidad de la formación es en su mayoría inferior a 3 mPa·s. Alto contenido de minerales arcillosos, sensibilidad severa al agua, sensibilidad a los ácidos y sensibilidad a la velocidad. (4) La arena y el lodo en la capa de petróleo interactúan entre sí y la heterogeneidad es grave. Debido al ambiente de depósito inestable, el espesor de la capa de arena cambia mucho y la permeabilidad entre las capas. Cambia mucho. Algunas areniscas tienen un alto contenido de lodo y la formación La baja resistividad del agua trae grandes dificultades a la división de las capas de petróleo y agua. (5) Las fracturas naturales están relativamente desarrolladas debido a la litología dura y densa, existen sistemas de fracturas naturales de diversos grados. Generalmente están controlados por geoestrés regional y tienen cierta direccionalidad, lo que afecta la efectividad de la misma. Desarrollo de campos petroleros más grandes, las fracturas son pasajes para la penetración de petróleo y gas, y también son condiciones para la inyección y canalización de agua, y la mayoría de las fracturas artificiales están en la misma dirección que las fracturas naturales. Por lo tanto, las fracturas naturales son un factor que debe tomarse en serio en el desarrollo de campos petrolíferos de arenisca de baja permeabilidad. (6) La capa de petróleo está controlada por la litología, tiene una mala conexión hidrodinámica, no es obviamente impulsada por el agua del borde y del fondo, y tiene un suministro de energía natural deficiente. La mayor parte de la producción de petróleo depende del impulso elástico y del gas disuelto. , y la capacidad de producción de la capa de petróleo disminuye rápidamente, y la tasa de recuperación única es baja y solo puede alcanzar del 8% al 12%. Después de que se utiliza la inyección de agua para mantener la energía, la tasa de recuperación secundaria se puede aumentar al 25. % al 30%. (7) Debido a su baja permeabilidad y baja porosidad, debe ponerse en producción mediante fracturación ácida para obtener valor económico. (8) Debido a la compleja estructura de los poros, las gargantas pequeñas, el alto contenido de lodo y la presencia de varios minerales sensibles al agua, es vulnerable a daños durante el proceso minero y la pérdida de producción puede alcanzar 30% a 50%. Por lo tanto, proteger el yacimiento de petróleo es crucial durante todo el proceso de recuperación de petróleo. En la actualidad, mi país ha llevado a cabo la exploración y el desarrollo de yacimientos de petróleo compactos y de baja permeabilidad en Changqing, Daqing, Jilin y otros campos petroleros. El campo petrolífero de Changqing ha desarrollado con éxito un yacimiento de petróleo de baja permeabilidad con una permeabilidad de sólo (0,5~1,0)×10-3μm2 en la cuenca de Ordos, con una producción de petróleo de un solo pozo de 3~4t/d.