(1. Universidad de Geociencias de China (Este de China), Qingdao, Shandong 266555; 2. Escuela de Recursos, Universidad de Geociencias de China (Wuhan), Hubei Wuhan 430074; 3. Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo de Tuha Oilfield Company, Hami, Xinjiang 839009)
Resumen: El gas natural de la Formación Shuixigou en el área de Keya al pie norte del La cuenca de Tuha se produce en yacimientos de arenisca estrechos, con una porosidad promedio del 4,8% y una permeabilidad promedio de 0,07 × 10-3 μm2 (la permeabilidad de la formación suprayacente es inferior a 0,02 × 10-3 μm2). La exploración y el desarrollo del yacimiento de gas de Kekeya muestran que, en condiciones técnicas de pozo similares, la producción de un solo pozo de exploración y de desarrollo con diferentes tipos genéticos de cuerpos de arena y ubicaciones estructurales varía mucho. A través de investigaciones sobre las características de los cinturones de facies sedimentarias, los tipos de cuerpos de arena de diferentes orígenes, la composición de las rocas, la evolución diagenética, los desechos plásticos y el contenido de lodo de las areniscas compactas, se cree que la influencia integral de varios factores se refleja en el tamaño de las partículas de Las areniscas y las zonas de fase gruesa de los yacimientos (cerca de la línea de flujo principal) controlan la distribución de las zonas de alto rendimiento, y el desarrollo de puntos estructurales altos y fracturas en el plano también es un factor importante para determinar el enriquecimiento natural y de petróleo. productividad del gas. Mediante el análisis de los factores de control de la productividad, se predijo la distribución de las zonas de facies de yacimientos favorables y las zonas de enriquecimiento de alto rendimiento, y se aclararon los factores de control de los yacimientos de gas natural, lo que tiene una buena importancia orientadora para la exploración y el desarrollo de gas arenisca compacta en la zona de Kekeya.
Palabras clave: gas de arenisca compacta; yacimiento sedimentario; factores de control del yacimiento
Características del yacimiento sedimentario y factores de control del yacimiento de gas de arenisca compacta de la Formación Shuixigou en el área de Keya
Song Yukai 13, Wang Jinsong 2, 3, Pan Hongfang 3, Liu Huchuang 3, Hu Jun 3
(1, Universidad del Petróleo de China, Qingdao, Shandong 266555; 2. Facultad de Recursos de la Universidad de Geociencias de China , Wuhan, Hubei 430074; 3. Instituto de Investigación de Exploración y Desarrollo de Tuha Oilfield Company, Hami, Xinjiang 839009)
Resumen: El gas natural de la Formación Shuixigou en el área de Keya en el piedemonte de la cuenca norte de Tuha se concentra principalmente en arenisca apretada en el yacimiento. Su porosidad y permeabilidad promedio son 4,8% y 0,07×10-3μm2 respectivamente (la permeabilidad de la capa de cobertura es inferior a 0,02×10-3μm2). La exploración de yacimientos de gas en esta área muestra que bajo condiciones técnicas de pozo similares, la producción de un solo pozo varía mucho debido a los diferentes tipos genéticos de cuerpos de arena y diferentes capas estructurales en los pozos exploratorios y de desarrollo. Se estudiaron las características de la fase sedimentaria de las areniscas compactas, los tipos genéticos de los cuerpos de arena de diferentes orígenes, la composición de las rocas, la evolución diagenética, los desechos plásticos y el contenido de lodo. Se cree que el tamaño del grano de arenisca es el factor clave que influye, la zona de fase gruesa del yacimiento (cerca de la línea de flujo principal) controla la distribución de la zona productiva, y la alta estructura y el desarrollo de fracturas en el plano son factores importantes. para determinar la acumulación de petróleo y gas y la producción de gas natural. Con base en el análisis de los factores que afectan el control de la producción, se predijeron zonas de facies de yacimientos favorables y zonas de alto enriquecimiento, y se entendieron los factores de control de los yacimientos de gas natural. Tiene una importancia rectora para la exploración y el desarrollo de gas arenisca compacta en el área de Kirkya.
Palabras clave: gas de arenisca compacta; yacimiento sedimentario; factores de control del yacimiento
El área de Kekeya está ubicada en el medio de la zona de piedemonte norte de la Depresión de Taipei en la Cuenca de Tuha y es una parte del cinturón plegado de empuje del antepaís. Después de la exploración de petróleo y gas en los últimos años, se han descubierto múltiples estructuras que contienen gas como K19, K21, K24, K28, J2x, J1s y J1b655 en el área de Keya. Entre ellas, J1b1 y J1b2 son las formaciones gasíferas más importantes. El área de Kekeya ha alcanzado una capacidad de producción preliminar en los últimos dos años de desarrollo. A juzgar por los resultados actuales de la perforación de pozos de exploración y de desarrollo, existen grandes diferencias en el enriquecimiento de gas natural y la producción de un solo pozo en diferentes regiones, diferentes capas, diferentes condiciones geológicas y diferentes yacimientos de gas. Los factores que controlan el enriquecimiento de los yacimientos de gas de arenisca compacta y la alta productividad se analizan principalmente desde los aspectos del cinturón de facies sedimentarias, el fondo estructural, la madurez de la composición de la roca, el grado de desarrollo de las fracturas y su relación de configuración. Al caracterizar la distribución plana de las principales condiciones geológicas, llevamos a cabo una investigación en profundidad sobre el yacimiento de gas de Kekeya y predijimos zonas favorables de enriquecimiento de gas natural de alto rendimiento, lo que sirvió de base para ampliar el área de exploración en el siguiente paso.
1 Características básicas de los yacimientos de gas en el área de Kekeya
Bajo la antigua forma de relieve sedimentaria a largo plazo que es suave en el sur y empinada en el norte, el Taipei Sag ha formado un patrón de distribución estratigráfica que es grueso en el norte y delgado en el sur. Durante la deposición del Grupo Shuixigou, se formó un conjunto de grandes estratos de series de carbón en el área de Kekeya en la zona de piedemonte norte, con un espesor de 500 a 1100 m. Bajo el estado de enterramiento a largo plazo en la depresión del antepaís. la roca madre tuvo la mayor madurez evolutiva, con el Ro más alto hasta 1.
El Jurásico Inferior de Kirkea está dominado por cuerpos de arena depositados en el delta del río trenzado en la fuente norte. Los principales cuerpos de arena del reservorio de gas son arenisca media y arenisca gruesa en los canales distributivos submarinos del frente del delta del río trenzado. Son gruesos y distribuidos. Estabilizar lateralmente. La porosidad máxima del yacimiento es del 4% al 6%, la permeabilidad máxima es (0,1 ~ 0,5) × 10-3 μ m2 y la permeabilidad de la sobrecarga es menor. La roca generadora del Grupo Shuixigou en esta área está en estrecho contacto con el yacimiento en un área grande, y la roca generadora tiene una estructura de "torta de mil capas". El análisis muestra que el yacimiento de gas de Kekeya tiene características epigenéticas típicas de yacimiento de gas de arenisca compacta.
Hay tres conjuntos de yacimientos de gas en la Formación Shuixigou en el área de Kekeya, con profundidades de entierro de 2800 a 4300 metros: el espesor promedio de una sola capa es de 18,4 m; el espesor promedio de una sola capa es de 55,2 mm, la producción diaria de gas de un solo pozo es (1,9 ~ 7,6) × 104 m3 yacimiento de gas J1b: el espesor promedio de una sola capa es de 49,6 m, la producción diaria de gas de un solo pozo; es (2,9 ~ 5,9) × 104 m3; el espesor acumulado es 105 ~ 280 metros. El análisis estadístico de la producción de un solo pozo y el contenido de gas muestra que el enriquecimiento y la alta producción de los yacimientos de gas en el área de Kekeya tienen las siguientes reglas:
(1) Para los yacimientos ubicados debajo de las principales vetas de carbón de roca generadora, la El cinturón de facies sedimentarias está más cerca del canal del río, cuanto más grueso es el tamaño del grano de arenisca, mayor es la producción de gas y más rico es el gas natural. Por ejemplo, en la sección de 3393,8 ~ 3410 m del yacimiento de gas J1b1 en el pozo K19, después de la acidificación. , aparece un alto flujo de petróleo y gas de 3060 por día, mientras que la sección de 3991 ~ 3999 m del yacimiento de gas J1b1 en el pozo K23 Después de la acidificación, se obtuvo un flujo de gas natural de bajo rendimiento de 3600 m3/d, y las estadísticas del tamaño de las partículas del núcleo mostraron que los tamaños de grano grueso y mediano ocuparon los picos principales. Después de las pruebas de petróleo, solo se encontró una pequeña cantidad de agua en las secciones de exhibición de petróleo y gas J1b1 y j 1bⅲ del pozo K22. Los resultados de las pruebas de petróleo fueron capas secas y las rocas eran de grano medio a fino. Según análisis, el yacimiento de este pozo se encuentra depositado principalmente en la barra de desembocadura y bahía interdistributiva. Por otro lado, la capa de gas en la sección de 3113~3177m de la sección J1b del pozo K24 está cerca de la veta de carbón. La observación microscópica muestra que hay una gran cantidad de poros intergranulares y poros disueltos intracristalinos en la roca. El fenómeno del aumento de poros disueltos intracristalinos también es común, pero está lejos de la sección de veta de carbón 3161 ~ 366.
(2) Los yacimientos de gas de alto rendimiento están estrechamente relacionados con las ubicaciones estructurales y el desarrollo de fracturas. Al comparar las capas de gas de Badaowan, el principal pozo de exploración de gas natural en el bloque K19, se puede ver que K191 y K19-6 en la posición estructural alta tienen la mayor producción de gas. La producción de gas del pozo K19-6 está cerca. 8×104m3/d, mientras que la producción de gas de los flancos estructurales es la más alta. La razón del alto rendimiento en las partes estructuralmente altas es que se producen grietas y microfisuras en los estratos de las partes estructuralmente altas, lo que mejora la conectividad de los poros en la roca. Esto también lo confirman las observaciones de núcleos. En los pozos ubicados en alturas estructurales, a menudo se desarrollan fracturas en la roca yacimiento. Hay 78 fracturas en el núcleo de 65438+14,99 m del Pozo K1, con una densidad de fractura promedio de 5,2 fracturas/m. Después de la fractura, la producción diaria de gas es de 9,79 × 104 m3 y la producción de petróleo es de 7,15 t. Los pozos también muestran que, sin embargo, las fracturas de los pozos en la parte inferior de la estructura son raras.
Distribución de los sistemas sedimentarios y características de distribución de los cuerpos de arena de los embalses
Los resultados del estudio de fondo sedimentario muestran que durante el período de deposición Jurásico, los accidentes geográficos antiguos de "un levantamiento y dos depresiones" formado en la zona norte de Piamonte El patrón controla la dirección del flujo de agua y la distribución de los cuerpos de arena. Hay una montaña submarina casi de norte a sur a lo largo del pozo ws 1-A2, que divide la Depresión de Taipei en dos, lo que obviamente controla la. distribución de cuerpos de arena sedimentaria y acumulación de petróleo y gas en el área, Kirk La subregión está ubicada en el flanco noroeste de la montaña submarina. Es la zona de transición entre tierras altas y depresiones, por lo que esta zona presenta buenas condiciones para el desarrollo de rocas generadoras, yacimientos de areniscas y cinturones de facies. La fuente norte es la fuente principal en esta área, y las principales capas objetivo son los tipos de sistemas sedimentarios de la Formación Badaowan y la Formación Sangonghe, incluidos los sistemas sedimentarios del delta de río trenzado, delta normal y lago. Los cuerpos de arena sedimentarios son principalmente canales distributivos submarinos, cuerpos de arena de barra de boca y una pequeña cantidad de cuerpos de arena de turbidita. Los cuerpos de arena gruesos están compuestos en su mayoría por cuerpos de arena de diferentes orígenes.
2.1 Sistema sedimentario del embalse
Según el análisis de las características sedimentarias, el Grupo Shuixigou en el área de Keya desarrolló una enorme llanura aluvial y estructuras portadoras de carbón en la bahía del lago.
El período de depósito del segundo miembro de la Formación Badaowan: la zona de piedemonte norte tiene un terreno suave y el sistema de depósito está dominado por ríos, deltas y lagos poco profundos. Al mismo tiempo, los pantanos se distribuyeron ampliamente en llanuras aluviales, llanuras deltaicas y lagos costeros poco profundos, y se acumuló un conjunto de rocas clásticas que contienen carbón. El área de Coco consiste principalmente en subfacies de frentes de deltas de ríos trenzados (Fig. 1). Combinado con el estudio de las facies sísmicas J1b2 de la Formación Badaowan, los principales tipos de deposición de cuerpos de arena en el cinturón estructural de Kekeya y su norte son los canales distributarios submarinos del frente del delta del río trenzado y las microfacies de barra de desembocadura.
El espesor de los cuerpos de arena aumenta de sur a norte, y los cuerpos de arena en el norte están muy enriquecidos y distribuidos de forma contigua. Hay cuatro sistemas de agua principales en la estructura de Kekeya y el área norte J1b2. Entre ellos, el sistema de agua en el norte del pozo K22 es más grande, los cuerpos de arena están altamente enriquecidos y continúan desarrollándose, y la escala de desarrollo de los cuerpos de arena en. el sur está debilitado.
Figura 1 Diagrama de facies sedimentarias J1b2 de la zona de piedemonte norte del Taipei Sag
El período deposicional del primer miembro de la Formación Badaowan: similar al segundo miembro en características sedimentarias, todavía es un ambiente de depósito muy superficial. El sistema sedimentario del Piamonte del norte es principalmente un lago poco profundo con orillas del delta de un río trenzado, y el rango de distribución de los cuerpos de arena es similar al del segundo miembro. En la zona de Kirkya, dos conjuntos de sistemas de agua desarrollados en el norte se extienden hacia el sur. El sistema de agua en el norte del pozo K22 es grande, el cuerpo de arena está altamente enriquecido y continúa desarrollándose, mientras que la escala del desarrollo del cuerpo de arena en el sur está debilitada.
Durante el período de depósito de la Formación Sangonghe: el alcance de la cuenca del lago se expandió y la sedimentación de la cuenca del lago seguía siendo un patrón de sedimentación suave y poco profundo. La pendiente en el área de Kokoya es más pronunciada, lo que indica un entorno de depósito de lago poco profundo en la costa del delta de un río trenzado.
2.2 Distribución plana de cuerpos de arena
Según las capas de arena de siete ciclos intermedios divididas en el primer y segundo miembro de la Formación Badaowan en el área de Keya, el grano gamma natural Se adoptó la relación entre el tamaño y la mediana Fórmula:
Actas de la Conferencia Internacional sobre Exploración y Desarrollo de Petróleo y Gas No Convencionales (Qingdao)
Donde: x es el tamaño medio de partícula y es la gamma; valor logarítmico.
Utilizando la tabla de relación gamma mediana-natural del tamaño de partícula, la proporción de arenisca gruesa en cada capa de arena en cada pozo con respecto al espesor estratigráfico se calcula en un plano, que puede reflejar el canal principal y el delta del río durante el período de deposición. Ubicación aproximada de las principales áreas de enriquecimiento de cuerpos de arena. Entre ellas, las áreas con alto contenido de arenisca gruesa en el cuarto grupo de arena del segundo miembro de la Formación Badaowan se concentran en H3, K22, K19, K23 y otras áreas, lo que indica que cuatro sistemas de agua se desarrollaron de norte a sur durante este período. , y la distribución del contenido de arenisca gruesa mostró una tendencia desde el borde de la cuenca hasta la depresión. El área de la pendiente aumenta y luego disminuye hacia el centro de la depresión. La distribución del espesor de arenisca en el segundo y tercer miembro de la Formación Badaowan y el desarrollo heredado del cuarto grupo de arena K27, K28, K22, K19 y K23 son áreas de distribución de arenisca gruesa heredada del área de espesor de arenisca de alto valor en el segundo miembro. de la Formación Badaowan se distribuye principalmente en el pozo K22, el pozo K19 y el pozo K23, el espesor acumulado de arenisca es mayor que el de los grupos de arena 3 y 4. Durante el período de deposición del grupo de arena 2, el rango de influencia del sistema clástico terrígeno del norte tendió a expandirse y espesarse hacia el sur. El espesor de la arenisca en el pozo K23 fue relativamente grande, alcanzando un máximo de más de 70 m. La distribución del espesor de la arenisca en el Grupo de Arena 1 del Miembro 2 de la Formación Badaowan es bastante diferente a la del Grupo de Arena 2. Las áreas con alto espesor de arenisca se distribuyen principalmente en el área del pozo K27 y el área del pozo K19, y el espesor acumulado de la arenisca es más delgado que el del segundo grupo de arena. Se puede observar que durante este período, el rango de influencia del sistema clástico terrígeno del norte tendió a reducirse hacia el norte, especialmente en el área del pozo K22. La capa de arena No. 3 en la primera sección de la Formación Badaowan se encuentra en la etapa inicial de ascenso después de que cae el nivel de base. Por lo tanto, las áreas con alto espesor de arenisca están ampliamente distribuidas, principalmente en los pozos K27, K20, K19 y K23. áreas, y el espesor aumenta. La distribución de áreas de espesor de arenisca de alto valor en el Miembro 1 de la Formación Badaowan es limitada, solo en las áreas de los pozos K20 y K19, y el rango de influencia del sistema clástico terrígeno del norte se reduce rápidamente hacia el norte. En el Grupo de Arena 1 de la Formación Badaowan, los clastos terrígenos tienen el menor impacto en Kirkya. El espesor acumulativo de areniscas medianas y superiores es generalmente de 10 a 30 m. La distribución de áreas de alto valor es limitada, solo en el K20. Áreas de pozos K19 y K23.
Análisis de la dinámica del yacimiento y principales factores de control
3.1 Propiedades físicas del yacimiento J1b
J1b es el único yacimiento de petróleo importante con acumulación a gran escala en Kekoya zona tibetana. Según los resultados estadísticos de los datos de análisis de propiedades físicas convencionales de 219 núcleos de la zona, la porosidad de la Formación Badaowan está entre 2,2% y 8,4%, con un promedio de 4,8%, y la porosidad de la mayoría de las muestras está entre 3,0% y 7,0%. La permeabilidad es (0,002 ~ 3,614)×10-3 μm 2, con un promedio de 0,070×10-3 μm2. La permeabilidad de la mayoría de las muestras es inferior a 0,640 × 10-3 μm2 (Fig. 2), mientras que la permeabilidad de la capa de cobertura es de 0,640 × 10-3 μm2.
El rango de porosidad efectiva de la capa de arena portadora de gas de la Formación Badaowan 1 es de 4,3%-8,4%, con un promedio de 5,9%, y el rango de permeabilidad es de 0,077×10-3 μm 2- 3,614×10-3 μm 2. Promedio 0,373×10. La porosidad de algunas muestras es del 8,0% al 10,0%, la permeabilidad es de 1,00×10-3 μm 2 ~ 100,00×10-3 μm 2 y la permeabilidad es superior a 10,00×. En general, este yacimiento tiene una porosidad y una permeabilidad ultrabajas.
La porosidad del segundo miembro de la Formación Badaowan oscila entre 2,5% y 6,3%, con un promedio de 4,7%, y la permeabilidad oscila entre 0,002×10-3 μm 2 y 11,123×10-3 μm 2, con un promedio de 0,358×. La porosidad efectiva de la capa de arena portadora de gas está entre 4,1% y 6,3%, con un promedio de 5,1%, y la permeabilidad es de 0,002×10-3 μm 2 ~ 1,123×10-.
Figura 2 Histograma de propiedades físicas del yacimiento de la Formación Badaowan en el área de Kirkya
3.2 Análisis de los principales factores de control de la dinámica del yacimiento
Los datos del análisis experimental muestran que Kirk El sedimentario La zona de facies de los reservorios subregionales determina el desempeño del reservorio original de la roca. Los desechos plásticos y el contenido de ilita de la roca son los factores más importantes que afectan el desempeño del reservorio. Su influencia se refleja principalmente en el tamaño de las partículas de la arenisca, que es. el factor clave que determina el rendimiento del yacimiento. El principal parámetro del rendimiento del conjunto, seguido de la fuerza de la diagénesis.
3.2.1 Control de las propiedades del embalse por zonas de facies sedimentarias
El sistema sedimentario del Jurásico Inferior en el área de Kirkya es un sistema sedimentario típico del delta de un río trenzado. Los tipos genéticos de cuerpos de arena son principalmente canales distributivos submarinos, cuerpos de arena de barra de boca y una pequeña cantidad de cuerpos de arena de turbidita. La sedimentación tiene un efecto de control obvio sobre el tamaño de las partículas del yacimiento. Las partes media e inferior de los canales de distribución submarinos y las partes superiores de las barras de desembocadura son zonas de facies de yacimiento favorables con buenas propiedades físicas, especialmente permeabilidad. En la zona de facies de litología gruesa, la fuerza hidrodinámica es fuerte, la composición mineral es altamente madura, el contenido de desechos plásticos es bajo, el contenido de illita también es bajo y el contenido de matriz es aún menor. Por ejemplo, el Pozo K19 está ubicado cerca de la línea de flujo principal del delta, con litología gruesa y obviamente mejores propiedades físicas (Figura 3). El pozo K20 está ubicado en el borde lateral del delta y tiene desviaciones en las propiedades físicas. Especialmente en el pozo K22, el núcleo es arenisca medianamente fina con un contenido relativo de illita de hasta el 93% y una permeabilidad en su mayoría inferior a 0,05×10-3μm2. .
3.2.2 Características petrológicas y dinámica de los yacimientos
El yacimiento de la Formación Shuixigou en el área de Kekeya tiene baja madurez composicional, alta madurez estructural y relleno intersticial. bajo contenido de material, disolución desarrollada e illita generalizada en materiales intersticiales. Los escombros líticos del Grupo Badaowan se componen principalmente de rocas volcánicas, magma y rocas metamórficas, que generalmente representan del 50% al 65%. En el contexto de una fuerte diagénesis por compactación, los recortes plásticos (filita, lutita de bajo metamórfico y pizarra) en los recortes son propensos a la deformación por compactación, especialmente la filita, que destruye fuertemente los poros originales y causa una fuerte disminución de la porosidad y la permeabilidad. Existe una buena correlación entre el contenido de recortes de plástico y la porosidad y permeabilidad.
Además, el contenido de illita también está estrechamente relacionado con el rendimiento del yacimiento. En términos generales, cuanto menor sea el contenido de illita, mejor será el rendimiento del yacimiento. El principal componente de los minerales arcillosos en la Formación Badaowan es la illita, con un contenido relativo del 63% al 92%, seguida por la capa mixta de illita, que representa aproximadamente el 65,438+00%, y el contenido de otros minerales arcillosos es bajo. La illita suele ocupar la posición de los poros y la garganta, lo que tiene una gran influencia en las propiedades físicas.
3.2.3 El tamaño de las partículas es el principal factor que influye en el rendimiento del yacimiento.
Las cantidades relativas de desechos plásticos e illita todavía están determinadas por el tamaño de las partículas de los minerales de arenisca. Cuanto más gruesa sea el tamaño de las partículas, menor será el contenido de recortes de plástico y mejor será el rendimiento del depósito. Cuanto menor sea el contenido relativo de illita en minerales arcillosos de arenisca del mismo tamaño de partícula, mejores serán las propiedades físicas. Por lo tanto, el tamaño de las partículas es el parámetro de control real que determina el rendimiento del yacimiento. Cuanto más grueso sea el tamaño de las partículas, mejores serán las propiedades físicas del yacimiento. La correlación entre el tamaño de las partículas y la porosidad es buena, pero la correlación con la permeabilidad es pobre. La razón principal es que el tipo de poro en esta área es principalmente poros disueltos, con pocos poros intergranulares, en su mayoría llenos de illita, y se desarrollan microfisuras.
Además, el tamaño de las partículas de la arenisca determina la estructura de los poros. La arenisca de grano grueso tiene una fuerte resistencia a la compresión, un bajo contenido de minerales arcillosos, poros y gargantas más reservados y una buena relación de coincidencia entre poros y gargantas. Cuanto más gruesa sea el tamaño de las partículas, mayor será el radio de la garganta y menor será la presión de desplazamiento. La estructura de los poros determina la permeabilidad de la matriz del yacimiento. Cuanto mejor sea la estructura de los poros, mayor será la permeabilidad del yacimiento.
3.2.4 Factores que afectan las propiedades físicas de los yacimientos debido a la diagénesis
La compactación diagenética y la disolución por presión son las principales razones de la disminución en el rendimiento del yacimiento de la Formación Badaowan en esta área. Debido a la influencia de los ácidos orgánicos durante el entierro rápido temprano y la diagénesis, las partículas clásticas de la arenisca del yacimiento de la Formación Badaowan fueron trituradas y rotas, lo que resultó en un estrecho contacto entre las partículas. Además, hay disolución por presión en los puntos de contacto de las partículas, especialmente en el punto de contacto oportuno de las partículas. Debido a la acción de los ácidos orgánicos, se promueve la disolución por presión y el contacto puntual entre las partículas evoluciona gradualmente hacia un contacto lineal y un contacto cóncavo-convexo, el tipo de cementación evoluciona del tipo de poro al tipo de compresión; Los componentes disueltos y los componentes solubles a presión se rellenan principalmente en los poros disueltos granulares y los poros intergranulares residuales en forma de arcilla illita de agrandamiento secundario, microcristalina y escamosa.
Que el fluido fluya suavemente en el depósito tiene un impacto significativo en la diagénesis. El flujo suave de fluidos en arenisca afecta el tipo de minerales arcillosos autigénicos. Para la evolución diagenética de areniscas de yacimiento con efectos evidentes del agua de formación ácida (estratos de medición de carbón), la compactación, la solución a presión y la disolución de partículas clásticas como el feldespato son relativamente fuertes.
Se puede ver en el análisis anterior que el tamaño de las partículas del yacimiento es el factor de control real que determina la dinámica del yacimiento. Cuanto más grueso sea el tamaño de las partículas, mejores serán las propiedades físicas del yacimiento. La fase sedimentaria determina el tamaño de grano de la arenisca. El conglomerado arenoso de grano grueso se encuentra principalmente en las partes media e inferior de los canales distributarios submarinos y en la parte superior de las desembocaduras de los deltas de ríos trenzados.
Fig. 3k Histograma completo de yacimientos sedimentarios en la sección de extracción de muestras del Pozo 191.
Análisis de factores de control de yacimientos y predicción de zonas favorables
4.1 El cinturón estructural en su conjunto contiene gas, y el fondo estructural (posición estructural alta) controla el enriquecimiento de gas natural.
Desde la formación del cinturón subtectónico de Kirk en el período Yanshan, el petróleo generado en el sistema Jurásico en las depresiones de ambos lados comenzó a acumularse, y el gas natural generado en el sistema Jurásico en el período del Himalaya comenzó a acumularse. acumular. Las fallas y los cuerpos de arena están isoestructurados para formar un sistema de transporte para la migración de petróleo y gas. Las trampas como los anticlinales y los bloques de fallas son buenos lugares para la acumulación de gas natural.
El enriquecimiento de gas natural y la alta producción de los cuerpos de arena de grano grueso de la Formación Badaowan en esta área están controlados básicamente por trampas como anticlinales de falla y bloques de falla. Los cuerpos de arena dentro del rango de trampa generalmente tienen alto contenido de gas. producción. La capacidad de protección lateral de las fallas es relativamente pobre, el petróleo y el gas no llenarán completamente el rango de la trampa y la parte inferior básicamente no contiene gas. Por ejemplo, el grado de sellado del bloque de falla en el área del pozo K19 es de 620 m, pero la altura de la columna de gas es de solo unos 200 m, la altura de la columna de gas en el bloque K23 es de 200 metros y la altura de la columna de gas en el bloque K24 es de 250 metros; . Además, el sellado de fallas no es suficiente para sellar yacimientos de gas con alturas de columna de gas demasiado altas, lo que dificulta la formación de yacimientos de gas de alto rendimiento a gran escala en áreas de desarrollo de fallas. En general, el fondo estructural (partes estructurales altas) de esta zona controla el enriquecimiento de gas natural.
Las pruebas de gas y los resultados de las pruebas de gas en el área de Kekoya muestran que los 27 pozos exploratorios y de desarrollo en el área generalmente contienen gas, y que la estructura y las zonas sedimentarias de fase gruesa tienen un control significativo sobre la producción. Los pozos de alto rendimiento se ubican principalmente en áreas superpuestas de zonas de desarrollo de fracturas y zonas de fase gruesa en partes estructurales altas. Según los 19 pozos probados en esta área, los pozos de alto rendimiento y los pozos de gas industrial como K24, K191 y K19 están ubicados principalmente en partes altas del eje estructural, y sus fracturas también están relativamente desarrolladas. Por el contrario, la Formación Badaowan del Pozo K19-3, que tiene la misma litología y propiedades físicas que el Pozo K19, tiene una producción diaria de gas natural de sólo 1008 m3 después de la fractura. El pozo está ubicado en el ala estructural, donde no se desarrollan fracturas y el efecto de fracturación es pobre.
4.2 El tamaño de las partículas de las areniscas, el grado de desarrollo de fracturas y su configuración determinan la productividad.
A juzgar por los resultados de las pruebas de gas y las observaciones del núcleo, básicamente bajo las mismas condiciones estructurales, las secciones del yacimiento de los pozos de alto rendimiento no sólo tienen una litología gruesa y buenas propiedades físicas, sino que también han desarrollado fracturas. El ejemplo más típico es que después de la acidificación de la sección de 3113 ~ 3120 m del pozo K24, la producción diaria de petróleo condensado es de 7,46 t, de gas natural de 208800 m3 y de agua de 5,44 m3. Los yacimientos con tamaños de grano grueso y fracturas desarrolladas son generalmente de tamaño medio. -rango, como la sección de 3393,8 ~ 3410 m del pozo K100 Después de la fractura, por ejemplo, después de que el pozo K21 se acidifique a 3460 ~ 3475 metros, la producción diaria de petróleo es de 5,04 toneladas, la de gas es de 22026 metros cúbicos y la de agua es de 7,12. Metros cúbicos. Los yacimientos con tamaño de grano fino y fracturas no desarrolladas son generalmente capas secas. No se produjo líquido durante la fracturación ácida entre 3681 y 3688 metros en el pozo K22. Por lo tanto, la coordinación efectiva de la zona de fase gruesa de arenisca y la zona de desarrollo de fractura es un factor clave para obtener una alta productividad.
En el avión, la zona de fase gruesa (cerca de la línea de flujo principal) controla la distribución de las zonas de gas natural de alto rendimiento. El mapa superpuesto del rango de distribución de los resultados de las pruebas de petróleo y arenisca gruesa en el área de Kekoya muestra que, básicamente, bajo el mismo contexto estructural, la mayoría de los pozos de alto rendimiento se distribuyen en el canal principal y el tamaño de las partículas del cuerpo de arena es relativamente grueso, y el tamaño de las partículas de arenisca es la base para determinar la productividad (Figura 4).
Figura 4j 1b 22 mapa de contorno de relación arenisca gruesa/espesor de formación
4.3 Predicción de zonas favorables en el área de Kekeya
Al afectar Kekeya El análisis del control del yacimiento de gas Los factores y factores de control de productividad aclararon los factores de control de las capas de alto rendimiento y predijeron efectivamente la distribución de zonas de facies de yacimientos favorables y zonas de enriquecimiento de alto rendimiento. En la predicción y selección de zonas de facies favorables, la base de selección es: (1) En los cinturones de facies sedimentarias, se prefieren las áreas de frente de delta de río trenzado; (2) Los tamaños de grano mineral del yacimiento se seleccionan en áreas de grano medio-grueso; Ubicado en La selección del fondo estructural de anticlinales estructurales, estructuras de nariz, áreas de talud y áreas de desarrollo de fracturas es la parte más efectiva.
Los tres factores anteriores se superpusieron en un plano para determinar las zonas favorables, centrándose en predecir la distribución de zonas favorables para los dos embalses principales J1b13 y J1b21 en el área de Kokoya.
J1b13, sección principal de gas: el área estructuralmente favorable se encuentra principalmente a lo largo de la línea K19-K20 y la línea K21-K24-H3, combinada con el área de desarrollo de fracturas por encima de 20 ~ 30 m y la distribución de carbón y roca. área, se pueden seleccionar dos Área favorable;
Área favorable Tipo I: Está ubicada en el área de talud de levantamiento estructural, con fracturas desarrolladas, carbón espeso y roca en la cima de la Formación Badaowan, y esta área Es un área de distribución de arenisca gruesa. Actualmente, K21 en esta área ha obtenido flujo de aire industrial en la capa de arena J1b3.
Zona favorable tipo II: ubicada en la zona de levantamiento estructural con fracturas desarrolladas. En la actualidad, K20 y K19-6 han obtenido flujos de petróleo y gas de alto rendimiento en J1b13, que pertenece al área entre el frente interior y el frente exterior del delta del río trenzado. El espesor del cuerpo de arena y la roca de carbón superior cambia enormemente. .
Sección principal de gas J1b21: el área estructuralmente favorable se encuentra principalmente a lo largo de las líneas K19-K20 y K21-K24-H3, combinada con el área de desarrollo de fracturas por encima de 20 ~ 30 m y el área de distribución de carbón y roca, dos se pueden seleccionar áreas favorables;
Área favorable Tipo I: ubicada en el área de pendiente de elevación estructural, con fracturas desarrolladas, carbón espeso y roca en la parte superior de la Formación Badaowan, y esta área es una distribución de arenisca gruesa área. Actualmente, la capa de arena J1b21 en esta zona no recibe flujo de aire industrial.
Zona favorable tipo II: ubicada en la zona de levantamiento estructural con fracturas desarrolladas. En la actualidad, K19, K20 y K19 -6 han obtenido flujos de petróleo y gas de alto rendimiento. Debido a la intrusión de agua del lago, el espesor de la masa de arena y la roca de carbón superior en esta área cambia mucho, y tanto K19-3 como K19-4 son de bajo rendimiento.
5 Conclusiones
El yacimiento de gas de la Formación Shuixigou en el área de Kekeya (1) es un típico yacimiento de gas de arenisca compacta según factores como la ubicación estructural, el cinturón de facies sedimentarias y la fractura. desarrollo, existen diferencias obvias en su abundancia y productividad de gas natural de un solo pozo.
(2) Los cinturones de facies sedimentarias de las principales capas de gas en Kekeya, como J1b1, J1b2 y J1s, son principalmente frentes de deltas trenzados y lagos poco profundos, y los principales reservorios se desarrollan bajo los frentes de deltas trenzados. Canales distributivos, cuerpos de arena de barra de boca y una pequeña cantidad de cuerpos de arena turbidita.
(3) La zona de facies sedimentarias del yacimiento determina el rendimiento de almacenamiento primario de la roca. El contenido de recortes plásticos e illita en la roca es el factor más importante que afecta el rendimiento del yacimiento. reflejado en En cuanto al tamaño de partícula de la arenisca, el tamaño de partícula es el principal parámetro que determina el rendimiento del yacimiento, seguido por la fuerza de la diagénesis.
(4) El enriquecimiento y la alta producción de petróleo y gas están controlados por factores como zonas de facies sedimentarias, puntos altos estructurales, tamaño de grano del cuerpo de arena y fracturas. Todo el cinturón estructural de Kekeya contiene gas, y los altos estructurales son las principales áreas de enriquecimiento de gas natural. La zona de fase gruesa del yacimiento (cerca de la línea de flujo principal) controla la distribución de las zonas de alto rendimiento, y su relación con el desarrollo y la forma de la fractura determina la productividad del gas natural.
Referencia
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