(1) Modelo característico del yacimiento (modelo conceptual geológico)
Tanto el petróleo como el gas natural se almacenan en yacimientos, por lo que el objeto principal de la interpretación del registro de pozos es el yacimiento.
Los diferentes tipos de yacimientos tienen diferentes características geológico-geofísicas, diferentes contenidos y características en los métodos de selección e interpretación de las series de registros, y sus efectos de interpretación también son diferentes. Por tanto, es necesario comentar brevemente la clasificación y características de los yacimientos.
En la formación, hay muchos tipos de rocas que pueden usarse como reservorios, con diferentes características de reservorio. Hay muchas formas de clasificar los reservorios que los analistas de registro de pozos están acostumbrados a utilizar métodos de clasificación de litología o reservorios. Establecer estructura espacial para clasificar.
Según la litología, se puede dividir en yacimientos de rocas clásticas, yacimientos de carbonatos y yacimientos de litología especial; según la estructura espacial del yacimiento, se puede dividir en yacimientos de porosidad y yacimientos de fracturas.
1. Yacimientos de rocas clásticas
Los yacimientos de rocas clásticas incluyen conglomerados, areniscas, limolitas y areniscas arcillosas. En la actualidad, alrededor del 40% de las reservas mundiales descubiertas de petróleo y gas se almacenan en este tipo de yacimientos. Este tipo de yacimiento es también el yacimiento de petróleo y gas más importante y ampliamente distribuido en mi país.
Las rocas clásticas están compuestas por fragmentos de minerales, fragmentos de roca y cemento. Los fragmentos minerales más comunes son el cuarzo, el feldespato y la mica; los fragmentos de roca están determinados por el tipo de roca madre; los cementos incluyen fangos, calcáreos, silíceos y ferrosos (Figura 6-1).
El tamaño de las partículas, la clasificación y la redondez de las rocas clásticas, así como la composición, cantidad y forma de cementación de los cementos, controlan las propiedades de yacimiento de las rocas. Generalmente, cuanto mayor es el tamaño de las partículas, mejor es la clasificación y la redondez, y cuanto menos cemento, mayor es el espacio poroso y mejor es la conectividad.
Los analistas de registro de pozos creen que el componente del esqueleto de la arenisca es el cuarzo (SiO2), y el cemento silíceo también se considera esqueleto de cuarzo cuando hay más cemento calcáreo, se considera que el esqueleto de arenisca está compuesto de cuarzo; y Una litología mineral dual compuesta por calcita (CaCO3). Dado que el lodo en el yacimiento tiene un impacto significativo en la litología, las propiedades físicas y las propiedades petrolíferas del yacimiento, también tiene un impacto en varios valores de registro de pozos. Por lo tanto, los analistas de registro consideran el lodo como un componente distinto del esqueleto. Se consideran componentes independientes.
La roca circundante de los yacimientos de roca clástica es generalmente roca arcillosa, que forma un perfil de arenisca-lutita. Las rocas arcillosas incluyen roca arcillosa, lutita, lutita, etc. Los principales componentes de los minerales arcillosos son la caolinita, la montmorillonita y la illita. Existen ciertas diferencias en los valores de registro de rocas arcillosas compuestas de diferentes componentes minerales arcillosos. Por ejemplo, la curva de registro de potencial natural se basa en los valores de registro de rocas arcillosas para sedimentos de diferentes eras geológicas. las propiedades de la arcilla y la salinidad del agua de formación son diferentes, y puede ocurrir un desplazamiento de la línea base de SP, la composición de la arcilla en diferentes regiones y diferentes estratos es diferente, y la visualización en la curva GR también es diferente en la resistividad de varios tipos de rocas arcillosas; diferentes regiones también son diferentes, etc. Sin embargo, las rocas arcillosas son mucho más estables que las rocas clásticas en términos de litología y propiedades físicas. Por lo tanto, los valores de registro de las rocas arcillosas se utilizan a menudo como estándar de referencia en la interpretación del registro de pozos.
Figura 6-1 Estructura y composición de la roca clástica
La estructura de los poros de los yacimientos de roca clástica es principalmente de tipo poroso, con una distribución uniforme de los poros, diversas propiedades físicas e invasión de lodo. isotrópico. En la actualidad, en la evaluación de registros de pozos de varios yacimientos litológicos, los yacimientos de roca clástica tienen los mejores resultados. La evaluación de yacimientos con un contenido de lodo relativamente grande y partículas muy finas, es decir, las llamadas areniscas fangosas, es más difícil de interpretar.
Cuando se realiza la interpretación de registros de pozos en perfiles estratigráficos, a menudo se dividen en estratos puros y estratos fangosos en función de la presencia o ausencia de lodo. El primero no contiene barro y el segundo contiene cantidades variables de barro. Las teorías y técnicas iniciales de interpretación del registro de pozos se basaban en formaciones puras, por lo que los métodos de interpretación de formaciones puras son relativamente completos. Según los tipos de componentes minerales en las formaciones puras, se pueden utilizar modelos de interpretación de un solo mineral, de dos minerales y de tres minerales. Ahora, en la interpretación de registros de pozos, se pueden analizar formaciones compuestas por hasta tres minerales. Por ejemplo, la arenisca pura contiene solo cuarzo como mineral; las rocas de formación litológica complejas contienen más de dos minerales y rara vez constan de un solo mineral.
Con el desarrollo de la exploración y el desarrollo de petróleo y gas, se han descubierto flujos de petróleo industrial en formaciones fangosas.
Por lo tanto, el análisis de registros de pozos debe resolver satisfactoriamente una variedad de cuestiones complejas relacionadas con la oleosidad de las formaciones fangosas. En los últimos años, el análisis de registros de formaciones fangosas se ha desarrollado rápidamente.
El barro es una mezcla de partículas sólidas muy finas y agua. Las partículas sólidas son principalmente minerales arcillosos y arena limosa. El lodo típico contiene aproximadamente un 50% de arcilla, un 25% de arena limosa, un 10% de feldespato, un 10% de roca carbonatada, un 3% de óxido de hierro, un 1% de materia orgánica y un 1% de otros minerales. El contenido de agua en el lodo es de aproximadamente 2 a 40%. Están unidas dentro de la red cristalina de partículas sólidas y no pueden fluir. Se les llama agua cristalina. Por lo tanto, el registro de neutrones se ve afectado por la calidad del lodo. En el Capítulo 1 se señaló que las partículas de lodo tienen buena conductividad eléctrica. Cuando la formación contiene lodo, su resistividad es relativamente baja. Por lo tanto, los resultados del registro eléctrico deben corregirse según la calidad del lodo. No solo eso, las partículas de lodo no están estrechamente combinadas, contienen agua y han desarrollado poros, que tienen un impacto significativo en el registro de la velocidad sónica. Las partículas de lodo adsorben elementos radiactivos, lo que aumenta la amplitud natural del registro gamma.
En definitiva, dado que las propiedades físicas y químicas del lodo son diferentes a las de otros minerales, influye en diversos métodos de explotación forestal. Si no se identifica el lodo y no se realizan las correcciones apropiadas en función de su contenido y distribución en la formación, se producirán errores en la interpretación de los registros.
Se ha encontrado que existen tres formas de distribución del lodo en la formación: lodo en capas, lodo estructural y lodo disperso (Figura 6-2). El lodo en capas se forma cuando se intercalan partículas de lodo y roca. No solo reemplaza parte de las partículas de roca, sino que también ocupa una cierta cantidad de poros. Las rocas que contienen lodo en capas tienen una porosidad reducida. El lodo estructural se forma por la erosión de partículas de roca y no afecta los poros de la formación. Las partículas de lodo dispersas entre partículas de roca son lodo disperso. La presencia de lodo disperso reduce significativamente la porosidad de la formación.
Figura 6-2 Forma de distribución del lodo
La explicación de los estratos que contienen lodo no solo es engorrosa de calcular, sino que además, cuando se calcula un parámetro desconocido, se utiliza otro parámetro desconocido, que debe utilizar más técnicas informáticas, es más conveniente utilizar computadoras para explicar. En la interpretación manual se utilizan generalmente relaciones de interpretación y métodos de interpretación puramente estratigráficos.
2. Yacimientos de carbonato
En los campos de petróleo y gas del mundo, los yacimientos de carbonato representan una gran proporción. Actualmente, hay alrededor del 50% de las reservas y el 60% de las reservas. La producción pertenece a este tipo de yacimientos. Las capas productoras de petróleo del Siniano, Cámbrico y Ordovícico en el norte de China y las capas de petróleo y gas del Siniano, Pérmico y Triásico en Sichuan pertenecen a este tipo de yacimientos.
Las rocas carbonatadas son sedimentos biológicos y químicos, compuestos principalmente por minerales carbonatados. Los principales tipos de rocas son la piedra caliza y la dolomita, y los tipos de transición también pertenecen a esta categoría. La composición mineral de la piedra caliza es principalmente calcita y su composición química es CaCO3. La composición mineral de la dolomita es principalmente dolomita y su composición química es CaCO3·MgCO3. La sección estratigráfica dominada por calizas y dolomías se denomina sección carbonatada.
En piedra caliza y dolomita, los espacios de almacenamiento comunes incluyen poros intercristalinos, poros intergranulares, poros oolíticos, poros de cavidades biológicas, fracturas y cuevas (Figura 6-3).
Desde la perspectiva de la evaluación del yacimiento y la interpretación del registro de pozos, se acostumbra clasificar el espacio del yacimiento de las rocas carbonatadas en dos categorías: poros primarios (como poros intergranulares, intergranulares, oolíticos, etc.) y poros secundarios (como grietas, cuevas, etc.). Las primeras son generalmente pequeñas y uniformemente distribuidas, con baja permeabilidad (a excepción de las rocas carbonatadas porosas, los poros secundarios se caracterizan por poros relativamente grandes, formas irregulares, distribución desigual y alta permeabilidad); Cabe señalar aquí que los poros secundarios producidos por la recristalización y dolomitización de la piedra caliza no se pueden distinguir de los poros primarios en los datos de registro de pozos, por lo que en realidad se clasifican como poros primarios en la interpretación de los registros de pozos.
Figura 6-3 Modelo conceptual de yacimiento fracturado y modelo de registro de pozos
La piedra caliza densa y la dolomita tienen poros primarios pequeños y generalmente solo tienen una porosidad de 1 a 2 si no hay primarios; los poros son no permeables; cuando hay poros secundarios, generalmente se cree que la porosidad total, incluidos los poros primarios y los poros secundarios, es superior a 5, y la roca carbonatada puede ser permeable y convertirse en un reservorio.
Los yacimientos carbonatados se caracterizan por su estructura porosa y se pueden dividir en tres categorías: tipo de poro, tipo de fractura y tipo de cueva.
1) Yacimiento de carbonato poroso.
Es muy similar al espacio de almacenamiento de los yacimientos de rocas clásticas, que incluye dos tipos de poros, uno es poros intergranulares, poros intercristalinos y poros de cavidad biológica, etc., el otro está formado por poros intergranulares.
Las propiedades físicas del yacimiento, la distribución de los poros, la percolación de petróleo, gas y agua y las características de invasión de lodo de los yacimientos de carbonato poroso son similares a las de la arenisca, y los métodos de registro de pozos aplicables y los métodos de interpretación son básicamente los mismos. , también es el tipo de yacimiento más exitoso en el que actualmente se utilizan datos de registro de pozos.
2) Yacimiento carbonatado fracturado. El espacio poroso de este tipo de yacimiento se compone principalmente de fracturas estructurales y fracturas entre capas. Dado que el número, la forma y la distribución de las fracturas pueden ser extremadamente desiguales, la porosidad y la permeabilidad también pueden variar mucho, y la distribución del petróleo y el gas también lo es. Los yacimientos irregulares con fracturas desarrolladas se caracterizan por una alta permeabilidad y una profunda invasión de lodo.
Desde la perspectiva de la interpretación del registro de pozos, los yacimientos fracturados se pueden dividir aproximadamente en dos situaciones. Uno es el desarrollo de fracturas, y la roca está tan rota que se puede considerar que las fracturas están distribuidas uniformemente dentro del rango habitual de detección de registros de pozos, y la porosidad de la fractura es equivalente o numéricamente dominante con la porosidad intergranular (o intercristalina). En este caso, los métodos actuales de registro e interpretación funcionan mejor. La otra es que las fracturas están menos desarrolladas y distribuidas de manera desigual, y la porosidad de la fractura no es tan grande como la porosidad intergranular. En este caso, los métodos actuales de registro e interpretación adecuados para yacimientos porosos a menudo no son suficientes para distinguir el petróleo (gas). , capa de agua.
3) Yacimiento carbonatado tipo cueva. Los espacios porosos de este tipo de reservorios son principalmente cuevas producidas por disolución. Las cuevas tienen diferentes formas, tamaños y distribución desigual. Para el rango de detección de los métodos de registro habituales, la existencia de cuevas suele ser accidental, lo que plantea dificultades considerables a la interpretación de los registros. Sólo cuando las cuevas son pequeñas y están distribuidas uniformemente, la diferencia entre la porosidad de neutrones (o densidad) y la porosidad acústica se puede utilizar como porosidad de la cueva secundaria, y la saturación de petróleo y gas se puede calcular en función de la porosidad de neutrones o de densidad.
Cabe señalar que el tipo de poro de los yacimientos carbonatados reales puede ser una combinación de los tipos anteriores. La tarea de la interpretación del registro de pozos en perfiles de rocas carbonatadas es identificar yacimientos de tipo poroso, de fractura y de cueva de las rocas circundantes estrechas y determinar sus propiedades de petróleo (gas).
Los yacimientos carbonatados generalmente tienen una alta resistividad, por lo que se deben utilizar los métodos actuales de registro de resistividad focalizada, como el registro lateral, el registro microlateral, etc. Los pozos generalmente no funcionan bien en perfiles de rocas carbonatadas. Para distinguir la litología y clasificar las capas permeables (estratos no fangosos), se debe utilizar el registro gamma natural. Dado que los yacimientos a menudo tienen fracturas y cuevas, para evaluar su porosidad, generalmente es necesario utilizar una combinación de registros de neutrones (o densidad) y registros acústicos que solo reflejen los poros primarios.
Desde finales de los años 1970 hasta la actualidad, los métodos de registro de fracturas de yacimientos carbonatados y la tecnología de evaluación de yacimientos fracturados han logrado grandes avances, los cuales se caracterizan por: el desarrollo de nuevos instrumentos y métodos, un registro de fracturas se ha formado gradualmente una serie de técnicas de evaluación integrales que utilizan una combinación de varios métodos de registro para estudiar las fracturas; se han logrado nuevos avances en el estudio cuantitativo de los parámetros de las fracturas.
3. Reservorios de litología especial
Embalses formados por rocas distintas de las clásticas y carbonatadas, como rocas ígneas, rocas metamórficas, lutitas, etc. con litología especial. Cuando los poros secundarios, como las fracturas, la esquistosidad y las cuevas en estas formaciones rocosas, están relativamente desarrollados, también pueden convertirse en buenos reservorios, especialmente la corteza erosionada de antiguas colinas enterradas, que a menudo pueden obtener flujos de petróleo y gas de alto rendimiento de un solo pozo. . Para este tipo de yacimiento, el efecto actual de interpretación del registro de pozos también es deficiente y todavía existen algunas dificultades técnicas que deben superarse.
(2) Base geológica para la interpretación y evaluación del registro
1. El registro a escala geológica sienta una base sólida para mejorar la precisión de la interpretación del registro.
Utilice la información geológica y los parámetros obtenidos de afloramientos de campo, núcleos de perforación y pruebas de análisis de laboratorio para calibrar y escalar varias curvas de registro, y llevar a cabo investigaciones sobre métodos de interpretación de datos de registro, lo que se conoce como "geología". Registro de escala (o registro de escala central)”.
Incluye análisis de viabilidad de interpretación de registros, edición de curvas de registro, corrección y estandarización ambiental, corrección de intrusión de registros, investigación petrofísica, establecimiento de modelos de interpretación de registros, criterios de verificación de resultados y modelos matemáticos para cálculos de parámetros de yacimientos de registros.
2. El contenido de petróleo es un prerrequisito importante para la interpretación y evaluación de registros de pozos de capas de petróleo y gas.
Durante mucho tiempo, la gente ha utilizado a menudo el concepto de utilizar el contenido de petróleo como condición básica para juzgar las capas de petróleo y gas, y utilizar la saturación de petróleo como criterio principal para dividir las capas de petróleo (gas) y agua. . Esto es ciertamente razonable, porque el contenido de petróleo es una característica básica que deben tener las capas de petróleo y gas, y es un requisito previo importante para determinar si la capa de producción puede producir petróleo y gas. Debido a esto, determinar la saturación de agua de la capa de producción es una parte importante de la evaluación de las capas de petróleo y gas. Cabe señalar que este concepto basado únicamente en la saturación de petróleo no es perfecto. Básicamente, el límite de saturación de petróleo de las capas de petróleo, gas y agua no es fijo, sino que a menudo cambia con el cambio del contenido de agua irreducible de la capa de producción. Esto ha sido confirmado por una gran cantidad de datos de extracción de testigos y de minería de prueba. Por lo tanto, después de todo, el contenido de petróleo es sólo una condición necesaria para identificar las capas de petróleo y gas, pero no una condición suficiente.
Con el desarrollo del registro sónico y el registro por inducción, y la adopción generalizada de la tecnología de interpretación de la saturación de petróleo calculada, se ha mejorado el nivel de interpretación del registro. Basado en el límite de saturación de petróleo de 55 a 60 como estándar para dividir las capas de petróleo y gas, el resultado es que, por un lado, se han explicado con éxito muchos petróleo y gas y la tasa de éxito de la interpretación ha mejorado significativamente; Por otro lado, también han aparecido dos tipos de capas de petróleo y gas con diferentes tendencias. Estas dos tendencias son las siguientes.
1) Las capas de petróleo y gas de limolita y arenisca arcillosa generalmente se subinterpretan. Las capas productoras compuestas principalmente por limolitas y areniscas arcillosas se caracterizan por el hecho de que el tamaño medio de las partículas de roca que componen el entramado estratigráfico es generalmente pequeño. Debido a que la litología es generalmente muy fina, el área de superficie alrededor de los poros (medida por el área de la superficie de la roca) es mayor que la de la arenisca ordinaria. Generalmente contiene minerales arcillosos, principalmente illita y montmorillonita, que tienen una absorción de agua relativamente fuerte y generalmente llenan la superficie. poros en su interior, distribuidos de forma dispersa. La combinación de estos dos factores da como resultado una estructura porosa muy compleja de la capa de producción. No sólo las gargantas de los poros son estrechas y el radio medio de las gargantas de los poros rara vez excede los 10 μm, sino que los microporos están bien desarrollados y tienen grandes curvaturas, que generalmente se caracterizan por una baja permeabilidad e hidrofilicidad. Por lo tanto, el alto contenido de agua irreducible es una característica común de las capas de producción dominadas por limolitas y areniscas arcillosas. Dado que el agua en los poros existe en forma de agua unida inamovible, incluso si la saturación de agua es tan alta como 60 a 70, sólo se producirá petróleo y gas. Por lo tanto, este tipo de capa de petróleo y gas es en realidad una capa de petróleo y gas de baja saturación de petróleo (gas) con agua unida como componente principal, o una capa de petróleo y gas de baja resistividad. Los datos de producción de prueba y mediciones reales de pozos de lodo a base de petróleo han demostrado que cuando la saturación de petróleo de las capas de petróleo y gas de limolita y arenisca arcillosa es superior a 30, es posible producir petróleo y gas sin agua. En las primeras etapas de exploración en muchos campos petroleros, ya sea porque no reconocían esta característica o porque no tenían métodos de interpretación efectivos, el fenómeno de la subinterpretación y la falta de este tipo de capas de petróleo y gas era grave.
2) La capa de producción con alta permeabilidad puede fácilmente interpretarse como alta. Otra característica suele ser las zonas de producción de alta permeabilidad. Principalmente, el tamaño medio de partículas es generalmente mayor, contiene menos arcilla y está dominado por caolín. La distribución de los poros es relativamente uniforme, el diámetro de los poros es grande y el radio medio de la garganta de los poros puede alcanzar incluso 60-80 μm. La proporción de roca es pequeña, generalmente entre 0,014 y 0,028 km2/m3. Por lo tanto, la permeabilidad es superior a 1000 × 10-3 μm2, o incluso tan alta como 50000 × 10-3 μm2. Por tanto, el contenido de agua ligada de este tipo de capa de producción es pequeño, generalmente entre 10 y 20. A veces, la saturación de aceite de la capa de producción alcanza entre 60 y 70 y todavía contiene agua en movimiento. Durante el proceso de producción de prueba, el aceite y el agua aparecen al mismo tiempo. Esta característica puede conducir fácilmente a una sobreestimación, y la misma capa de petróleo y agua y la capa que contiene petróleo y agua se interpretan como capas de petróleo.
3. El análisis del agua móvil y la permeabilidad relativa es la principal forma de interpretar y evaluar las capas de petróleo y gas.
La razón por la que las capas de petróleo y gas no producen agua no es porque no contiene agua. De hecho, las formaciones de petróleo y gas siempre tienen un cierto grado de saturación de agua, incluso las mejores formaciones de petróleo y gas. Lo que es aún más interesante es que algunas formaciones de petróleo y gas tienen saturaciones de agua de hasta 60 a 70, que en realidad sólo producen petróleo y gas, pero no agua. Cómo explicar este fenómeno es el primer problema que debe resolverse al evaluar los yacimientos de petróleo y gas.
Como todos sabemos, las capas de petróleo y gas son una unidad formada entre rocas yacimiento y fluidos contenidos (petróleo, gas, agua), que se mantienen mediante interacciones físicas entre sí. En términos generales, cualquier poro de roca que almacene petróleo, gas y agua puede considerarse compuesto por una serie de capilares. Según las características de flujo del fluido en los poros microscópicos, los poros de los yacimientos generalmente se dividen en tres categorías.
1) Poros ultracapilares: se refiere a poros con un radio de poro superior a 250 μm. Dado que la fuerza capilar en esta parte de los poros es casi nula, el líquido puede fluir libremente por ella.
2) Poros capilares: se refiere a poros con un radio de poro entre 0,1 y 250 μm. Su fuerza capilar aumenta a medida que el tamaño de los poros se hace más pequeño. En esta parte de los poros, el líquido puede fluir en ellos sólo cuando la fuerza externa es mayor que la fuerza capilar. Según la microscopía electrónica de barrido, el diámetro de poro más grande de la lutita puede alcanzar aproximadamente 1 μm. Por lo tanto, para los poros con un diámetro de poro inferior a 1 μm, en realidad es difícil que los fluidos fluyan a través de ellos.
3) Poros microcapilares: se refiere a poros con un radio de poro inferior a 0,1 μm. Debido a que esta parte de los poros es extremadamente pequeña, la fuerza de las moléculas sobre la superficie del poro alcanza o casi llega a la línea central del poro, de modo que el líquido retenido en él no puede fluir.
El análisis de inyección de mercurio muestra que el rango de distribución de poros de los yacimientos de arenisca generalmente oscila entre menos de 0,1 μm y 160 μm (refiriéndose al radio de los poros), y el radio medio de los poros también se distribuye entre 0,26 y 60 μm. . Incluso en formaciones de arenisca gruesa con permeabilidad de hasta 60 μm2, la proporción de radios de poros que exceden los 160 μm en el total de poros no es grande, el radio medio de los poros generalmente no excede los 80 μm. Por tanto, los fenómenos capilares que se producen en los poros del yacimiento son más destacados.
Se puede observar que durante la formación de la capa de petróleo, debido a la diferencia de mojabilidad del petróleo (gas) y del agua a la roca y al fenómeno de capilaridad que se produce en los poros, los poros del petróleo (gas) y agua están estipuladas. La forma de distribución única y las características de flujo en el espacio. Antes de la formación de un yacimiento de petróleo, el yacimiento de petróleo era originalmente un medio poroso lleno de agua. Cuando el petróleo (gas) migra gradualmente desde la capa de origen de petróleo al yacimiento de petróleo bajo la acción de diversas fuerzas internas y externas, se produce el proceso de desplazamiento del agua por parte del petróleo (gas). Sin embargo, en última instancia es imposible que el petróleo (gas) descargue completamente el agua en los poros de la capa de producción. Siempre queda una parte del agua nativa que permanece en los pequeños poros capilares de la capa de petróleo y gas debido a la presión de conducción. no puede superar la fuerza capilar o es absorbido por la superficie de partículas de roca hidrófilas. Por lo tanto, la permeabilidad relativa de esta parte del agua es extremadamente pequeña y no puede fluir, por lo que se la llama "agua inamovible". El patrón de distribución del petróleo (gas) y el agua es una característica inherente de las capas de petróleo y gas, es decir, el agua se distribuye principalmente en pequeños poros capilares donde los fluidos son difíciles de fluir o se adsorbe en la superficie de las partículas de petróleo (gas); ) ocupa principalmente poros más grandes Las partes con pequeña resistencia al flujo en los poros o poros forman un estado donde solo fluye petróleo (gas) pero no agua. Este proceso también puede explicarse intuitivamente mediante el concepto de permeabilidad relativa del petróleo y el agua, que equivale al proceso inverso del proceso de desarrollo, como se muestra en la Figura 6-4.
Antes de que el petróleo y el gas migren al yacimiento, el yacimiento es un medio poroso lleno de agua y pertenece a un estado de flujo monofásico. Por lo tanto, Sw=1, krw=1. A medida que el petróleo y el gas migran, el petróleo ocupa primero el lugar con menor resistencia al flujo de fluido en el espacio poroso del yacimiento. Debido a que los principales canales de flujo están bloqueados por petróleo, lo que aumenta la resistencia al flujo de agua, la permeabilidad relativa del agua disminuye rápidamente. Sin embargo, en este momento, la saturación de petróleo del yacimiento es todavía muy pequeña, el petróleo está aislado y discontinuo en el espacio poroso, no puede fluir y su permeabilidad relativa tiende a cero. Esto es equivalente a la situación de la llamada "capa de agua que contiene petróleo", y la saturación de petróleo correspondiente es aproximadamente la saturación de petróleo residual Sor de la formación. A medida que aumenta aún más la saturación de petróleo en el espacio poroso del yacimiento, la permeabilidad relativa kro del petróleo también aumenta en consecuencia y el petróleo comienza a fluir krw continúa disminuyendo, lo que equivale a la situación en la que el petróleo y el agua están en la misma situación; capa. Cuando la saturación de petróleo alcanza un cierto valor crítico, la saturación de agua correspondiente es equivalente a la saturación de agua inamovible Swirr. En este momento, kro alcanza el máximo, krw tiende a cero, el agua no puede fluir y solo fluye petróleo. Obviamente, esto es lo que a menudo llamamos el límite de saturación de petróleo (gas) producido. Por lo tanto, el llamado límite de saturación de petróleo de la capa de petróleo y gas es el valor de saturación de petróleo cuando Sw = Swirr.
El componente principal del "agua inmóvil" es el agua ligada, que aumenta a medida que el diámetro de los poros de la capa de producción se hace más pequeño y los poros microcapilares aumentan. Por lo tanto, está relacionado con la distribución del tamaño de las partículas del esqueleto de la roca y el contenido de arcilla que llena el. poros. Incluso si el contenido relativo de agua unida en los poros está cerca o excede la saturación del petróleo (gas), sus características de no flujo no se pueden cambiar, y la capa de producción todavía solo produce petróleo y gas, pero no agua. Por lo tanto, es una característica común de los yacimientos de petróleo y gas contener sólo "agua inamovible" (agua unida) y nada de "agua móvil". No es difícil entender por qué el límite de saturación de petróleo de las capas de petróleo y gas no es fijo, sino que a menudo cambia con el cambio del contenido de agua ligada de las capas de petróleo y gas. No es difícil entender por qué a veces la saturación de agua de las capas de petróleo y gas es tan alta como 60 a 70, pero solo se produce petróleo y gas pero no agua.
Figura 6-4 Relación entre la permeabilidad relativa y la saturación de agua
4. El análisis del mecanismo de filtración de poros microscópicos es un medio importante para evaluar las propiedades de producción de líquidos.
En De hecho, cuando coexisten fluidos multifásicos (petróleo, gas, agua), las propiedades de producción de líquido del yacimiento obedecen a las leyes dinámicas descritas por la teoría de filtración de fluidos multifásicos, que pueden determinarse mediante la ecuación de flujo parcial multifásico de filtración de fluidos multifásicos. Si la formación es horizontal, la producción de petróleo, gas y agua (volumen de distribución) del yacimiento se puede expresar como respectivamente
Registro de pozos geofísicos
En la fórmula: Qo, Qg , Qw representa el flujo parcial (producción) de petróleo, gas y agua en el yacimiento, respectivamente; ko, kg y kw son las permeabilidades efectivas de petróleo, gas y agua, respectivamente, en μm2, μg y μw; representan petróleo y gas, respectivamente, la viscosidad del agua (mPa·s) es el gradiente de presión, 105Pa·cm-1;
La permeabilidad efectiva se refiere a la permeabilidad relativa. En un sistema de permeabilidad multifásico, es una medida de la capacidad de flujo de cada fase del fluido dentro de la formación. De hecho, para comprender las capacidades de flujo relativas de cada fase del fluido dentro del yacimiento y describir mejor el proceso de flujo multifásico, a menudo se utiliza la permeabilidad relativa, que es igual a la permeabilidad efectiva y la permeabilidad absoluta (k). de La producción relativa de fluidos en cada fase del sistema de permeabilidad de fases es equivalente a la relación de la producción de cada fase con el volumen total de líquido. Por ejemplo, para un sistema de máxima permeabilidad petróleo-agua, la tasa de producción de agua (Fw) del yacimiento se puede expresar aproximadamente como
Registro geofísico de pozos
La tasa de producción de petróleo (F0 ) es entonces
Registro geofísico de pozos
Analizando las fórmulas anteriores, se puede observar que las propiedades de producción de líquido del yacimiento dependen principalmente de la permeabilidad relativa de cada fase, es decir, en el petróleo y el gas, la fuerza relativa del flujo de agua dentro del yacimiento. Si solo hay dos fluidos dentro de la formación, como petróleo y agua. Según los cambios en sus respectivas permeabilidades, existen tres propiedades diferentes de producción de líquidos:
1) Si la permeabilidad relativa krw o kw del agua del yacimiento tiende a 0, y la permeabilidad de fase del petróleo alcanza el Máximo (kro→1, ko→k), lo que equivale a que el agua no puede fluir dentro del depósito y la capacidad de flujo de aceite alcanza el máximo. Según la ecuación anterior, se obtienen Qw→0, Fw→0, F0→1. Muestra que el yacimiento sólo produce petróleo pero no agua, lo cual es una situación de capa de petróleo.
2) La permeabilidad relativa kro o ko del petróleo del yacimiento tiende a 0, mientras que la permeabilidad relativa del agua alcanza el máximo (krw→1, kw→k), lo que equivale al petróleo del interior del El depósito no puede fluir mientras la capacidad de flujo de agua alcance su máximo. Según la ecuación anterior, se obtienen Qo→0, Fw→1, Fo→0, lo que indica que el depósito es una capa de agua en este caso.
3) Si 0＜(krw, kw)＜1 y 0＜(kro, ko)＜1, significa que tanto el petróleo como el agua tienen ciertas capacidades de flujo dentro del yacimiento. De la misma manera, se puede derivar que Qw>0, Qo>0, Fw y Fo son mayores que 0 y menores que 1, lo que indica que el aceite y el agua salieron juntos durante el proceso de producción de prueba.
Esto significa que el hecho de que un yacimiento produzca petróleo, agua o tanto petróleo como agua depende en última instancia de las capacidades relativas de flujo de petróleo, gas y agua dentro del yacimiento.
Por lo tanto, siempre que los datos de registro se utilicen para determinar la permeabilidad relativa de la capa de producción y calcular además su tasa de producción de agua Fw o tasa de producción de petróleo (gas), no solo se puede lograr el propósito de la evaluación final del petróleo, gas y capa de agua, pero también describen cuantitativamente las propiedades productoras de líquido. Por lo tanto, determinar la permeabilidad relativa de la capa de producción es una condición necesaria y suficiente para evaluar las capas de petróleo y gas.
De manera similar, el concepto de permeabilidad relativa se puede utilizar para analizar los factores que afectan el límite de saturación de petróleo (gas) de las capas de petróleo (gas), a fin de proporcionar información sobre las diferentes tendencias que aparecen en la Interpretación de las capas de petróleo, gas y agua. Una explicación relativamente completa.
En general, para las formaciones de arenisca de baja permeabilidad, debido a su pequeño tamaño de partícula y alto contenido de lodo, los microporos están relativamente desarrollados y el radio de los poros es generalmente pequeño. Por lo tanto, incluso si la presión impulsora es bastante grande, todavía hay una cantidad considerable de poros y se retiene más agua unida porque la presión impulsora no puede superar la fuerza capilar. Para formaciones con alta permeabilidad, el contenido de agua unida es menor porque el radio de los poros es generalmente mayor. Esta característica se refleja muy claramente en la curva de presión capilar. La Figura 6-5 muestra la curva de presión capilar medida usando el mismo fluido pero muestras de roca de diferente permeabilidad, mostrando que la saturación de agua irreducible aumenta a medida que disminuye la permeabilidad. La curva de relación entre la permeabilidad relativa y la saturación se muestra en la Figura 6-6.
Esto significa que cuando la saturación de petróleo de las capas de producción de baja permeabilidad es baja, se puede producir petróleo puro sin agua; las capas de petróleo de alta permeabilidad requieren límites de saturación de petróleo más altos. Del mismo modo, debido a que las formaciones mojadas por agua tienden a tener saturaciones de agua irreducible más altas que las formaciones mojadas por petróleo, los límites de la zona de hidrocarburos de las formaciones mojadas por agua también son relativamente bajos. Además de la permeabilidad y humectabilidad del yacimiento, la viscosidad del petróleo crudo también es un factor importante que afecta los límites del yacimiento. Como resultado del espesamiento del aceite, Sor aumentará y kro disminuirá, lo que equivale a un aumento en krw. Es decir, la fluidez del petróleo empeora y el agua se vuelve más activa. La relación entre la permeabilidad relativa y la saturación se muestra en la Figura 6-7. Por lo tanto, para las capas de petróleo pesado, el límite de saturación de petróleo es generalmente mayor que el de las capas de petróleo delgadas.
Figura 6-5 Curva de presión capilar
Figura 6-6 Curva de permeabilidad relativa de rocas con diferente permeabilidad
En resumen, petrolíferas y libres de petróleo rocas El agua en movimiento son dos características importantes de las capas de petróleo y gas y, de hecho, constituyen dos condiciones importantes para juzgar las capas de petróleo (gas) y agua. Entre ellos, el contenido de petróleo es el requisito previo para evaluar las capas de petróleo y gas. El análisis del agua móvil en la capa de producción puede captar los cambios y límites de las capas de petróleo y gas. La evaluación final de las capas de petróleo y gas depende de la permeabilidad relativa. y propiedades microscópicas del petróleo (gas) y agua en la formación. Análisis del mecanismo de filtración de poros.
A través del análisis de registro anterior, existen dos formas principales de lograr el propósito de evaluar las capas de petróleo y gas.
1) Analizar la relación entre la saturación de agua (Sw) y la saturación de agua irreducible (Swi) de la capa de producción. Este es un enfoque relativamente simple. Su principio es revelar los cambios en la permeabilidad relativa del yacimiento y, en última instancia, evaluar la capa de petróleo y gas analizando la relación entre Sw y Swi. El "método de análisis de agua móvil" que se utiliza actualmente es un método de interpretación basado en este principio. Lo presentaremos sistemáticamente en el Capítulo 7.
2) Utilice directamente datos de registro de pozos para calcular la permeabilidad relativa y la tasa de producción de agua (o tasa de producción de petróleo y gas) de la capa de producción para lograr el propósito de determinar cuantitativamente las propiedades de producción de líquidos y la productividad de la capa de producción. formación y evaluación integral de la capa de producción.
Figura 6-7 Curvas de permeabilidad relativa de yacimientos de petróleo pesado y petróleo fino
Según mediciones de laboratorio, la permeabilidad relativa del petróleo y el agua suele ser la saturación de agua del yacimiento (Sw ), saturación de agua irreducible (Swi) y saturación de petróleo residual (Sor). Las ecuaciones (6-7) y (6-8) proporcionan una ecuación empírica más comúnmente utilizada para determinar la permeabilidad relativa del petróleo y el agua. Es decir, siempre que Sw, Swi y Sor se determinen utilizando datos de registro de pozos, la permeabilidad relativa del petróleo y el agua en el yacimiento se puede calcular utilizando datos de registro de pozos.
Según mediciones de laboratorio, la relación empírica entre la permeabilidad relativa petróleo-agua kro y krw es la siguiente:
Registro de pozos geofísicos
Dónde: Sw es agua Grado de saturación; Swi es la saturación de agua irreducible; Sor es la saturación de petróleo residual; m, n, j son coeficientes empíricos, que dependen principalmente de las características de la roca del yacimiento. =1 ~2.
Hay otras dos formas de determinar krw y kro:
Ecuación empírica de Pearson
Registro de pozos geofísicos
Fórmula cuadrada
Registro geofísico de pozos
En la fórmula: Shr es la saturación de petróleo residual.
Además, existe un caso especial de la relación empírica general, que equivale a una forma específica de Shr=0.1, m=3, n=1, j=1:
Registro de pozos geofísicos
Aunque la permeabilidad relativa se puede obtener a partir de la fórmula simplificada anterior, en el uso real, los coeficientes empíricos m, n y j deben obtenerse mediante experimentos y análisis estadísticos basados en la característica Condiciones del embalse en la región. Para un sistema de permeabilidad trifásico, se puede dividir en dos grupos de sistemas de permeabilidad bifásicos: petróleo, gas y petróleo-agua según las características de distribución del petróleo, gas y agua en la dirección longitudinal. La saturación de agua irreducible (Swi) se obtiene a partir de estadísticas de datos regionales, y la saturación de petróleo residual (Shr) se obtiene mediante uno de tres métodos: análisis de núcleos, tecnología de medición de la vida útil de los neutrones mediante una inyección y registro de la relación carbono-oxígeno. .