Los grupos petroleros Zao 2 y Zao 3 son los principales grupos petroleros en el campo petrolífero Wangguantun. Tienen diversos tipos de poros, diversas formas de garganta y cambios complejos en las propiedades físicas, que afectan directamente el flujo de fluido del yacimiento. y tasa de recuperación. Este artículo caracterizó sistemáticamente la estructura de poros del yacimiento a través de la observación de secciones delgadas, secciones delgadas fundidas y curva de inyección de mercurio, discutió los factores geológicos que afectan la estructura de poros y clasificó y evaluó el yacimiento con base en la estructura de poros y otros factores.
Estructura de poros; conectividad de gargantas de poros; evaluación de yacimientos
La estructura de poros se refiere a la geometría, el tamaño, la distribución y la interconexión de los poros y gargantas en las rocas. Desempeña un papel importante en el almacenamiento y la permeabilidad del yacimiento, la distribución de fluidos, la productividad del petróleo y el gas, el movimiento del petróleo y el agua en el yacimiento, la eficiencia de la inundación de agua y la recuperación de petróleo.
I. Poros y gargantas
1. Tipos de poros
En cuanto a la clasificación de los tipos de poros, los predecesores han propuesto muchos esquemas de clasificación desde diferentes perspectivas. Este estudio reclasificó los tipos de poros considerando el origen, la aparición y la geometría de los poros.
(1) Poros primarios
se refiere a los poros formados al mismo tiempo que la sedimentación y reducidos debido a la compactación y cementación.
A. Poros intergranulares normales
Se refiere a los poros reducidos por compactación sin ningún tipo de relleno. Este tipo de contenido de poro es pequeño, el tamaño de los poros varía, generalmente alrededor de 50 µm, hasta 100 µm, y suele ser un polígono irregular.
B. Poros intergranulares residuales
Se refiere a los poros intergranulares primarios llenos pero no completamente llenos de cemento. Este tipo de poro es común en los yacimientos. Los poros intergranulares residuales se reducen principalmente debido a la expansión secundaria y son generalmente triangulares y poligonales irregulares.
C. Microporos en heterogrupos
Se refiere a los microporos de la matriz arcillosa. Este tipo de poros están relativamente desarrollados en la película, por lo que el diámetro de los poros es relativamente pequeño (generalmente < 0,2 micrones) y hay grupos de impregnación de arcilla, lo que hace que el color del agente de impregnación aquí sea mayor que el de los poros sin grupos de impurezas.
(2) Poros secundarios
Se refiere a los poros formados por disolución secundaria y fracturas, que se desarrollan en el intervalo de estudio.
A. Poros disueltos intercristalinos
Se refiere a los poros distribuidos entre partículas, que se forman por la disolución selectiva del cemento original, grupos heterogéneos y partículas entre partículas. Existen aproximadamente dos condiciones para su formación. Una es que el cemento de carbonato intergranular y los bordes de las partículas clásticas se disuelven simultáneamente; la otra es que el carbonato y otros cementos llenan las partículas y explican los bordes de las partículas al mismo tiempo, y luego el cemento y las partículas se disuelven al mismo tiempo. La segunda situación es más común. Las características de los poros disueltos intergranulares son gargantas de poros gruesas, buena conectividad, poros irregulares y bordes dentados.
B. Poros disueltos en componentes
Incluyendo poros disueltos intragranulares, poros disueltos cementados y poros metasomáticos. Los poros disueltos intragranulares son principalmente poros disueltos intragranulares, como fragmentos de roca y feldespato. En primer lugar, se forman por disolución parcial de las propias partículas, que son los componentes principales de los poros intragranulares disueltos. La segunda es que las partículas primero se metabolizan y luego se disuelven parcial o completamente, formando poros disueltos intragranulares. La forma de los poros disueltos intragranulares es generalmente irregular y los bordes suelen ser dentados y en forma de puerto. Al mismo tiempo, parte de la dolomita con mejor forma cristalina se disuelve y reemplaza, formando poros regulares de molde de cristal de dolomita en las partículas. Los tamaños de apertura también varían mucho y los pequeños sólo pueden resolverse utilizando un microscopio electrónico de barrido.
C. Poros intergranulares y poros intercristalinos disueltos
Se refiere a los poros intergranulares formados por recristalización de partículas o disolución de partículas cristalinas.
D. Poros de fractura
Se refiere a fracturas formadas por procesos tectónicos, contracción diagenética, etc. Las grietas comunes se forman por fragmentación de partículas debido a la compactación mecánica o división a lo largo de fracturas de escisión; grietas formadas cuando las rocas se comprimen o estiran por microfisuras formadas por contracción por deshidratación de la arcilla en zonas de enriquecimiento local de la matriz arcillosa durante la diagénesis. El número de fracturas es generalmente pequeño, pero las fracturas sin rellenar son importantes para mejorar la permeabilidad de la roca.
2. Tipo de garganta
La garganta es un canal estrecho que conecta los poros, lo que juega un papel decisivo en la capacidad de filtración del embalse. El tamaño y la forma de la garganta dependen principalmente de la relación de contacto entre las partículas de roca, el tipo de cementación y la forma y tamaño de las partículas. Según la observación microscópica y el análisis de imágenes de sección delgada, existen cuatro tipos de garganta comunes en el área de estudio.
(1) Constricción de los poros de la garganta
La garganta es la parte estrecha del poro y no tiene un límite obvio con el poro. Estas gargantas a menudo se desarrollan en yacimientos de arenisca dominados por poros intergranulares primarios o secundarios. La estructura de la roca es principalmente soporte de partículas o contacto con objetos flotantes, con pocos cementos y grupos misceláneos de arcilla, tiene poros grandes y gargantas gruesas, y la relación entre el diámetro de los poros y la garganta es cercana a 1.
(2) Garganta con cuello
La garganta es una parte constreñida y la sección transversal entre las partículas es variable. Estas gargantas son comunes en areniscas con contacto puntual entre granos, cementación de revestimiento o cementación autigénica. Esta estructura de poros pertenece al tipo macroporo y de garganta fina, con un diámetro de garganta de poro relativamente grande. Estas rocas reservorio pueden tener una alta porosidad, pero normalmente tienen una baja permeabilidad.
(3) Garganta en escamas
La garganta es en escamas o curvada y es un largo canal entre partículas. A menudo ocurre en areniscas con fuerte compactación mecánica o gran expansión espontánea. La proporción de diámetros de garganta de poro es generalmente mayor.
(4) Garganta del haz de tubos
Es un microporo entre cristales de cemento heterogéneos y autigénicos. El diámetro del poro es generalmente inferior a 0,5 μm y es a la vez poro y garganta. . Si la roca es básicamente microporos, pertenece al tipo de microporos y microgargantas, y la relación entre el diámetro de los poros y la garganta es 1. La permeabilidad de las rocas es extremadamente baja.
3. Tipos de combinación de poros
Aunque el espacio de almacenamiento de los yacimientos de arenisca se compone de múltiples tipos de poros, uno o más tipos de poros suelen ser dominantes. Los diferentes tipos de combinación de poros tienen diferentes efectos sobre las propiedades físicas del yacimiento y la estructura de los poros. Los tipos de poros en la sección estudiada son principalmente poros disueltos intergranulares, poros intergranulares primarios y microporos en la matriz, y otros tipos de poros no están desarrollados. Con base en la identificación de secciones delgadas y los datos de inyección de mercurio, los tipos de combinación de poros de los yacimientos de arenisca en el intervalo de estudio se pueden dividir aproximadamente en las siguientes cuatro categorías.
(1) Tipo de poro intergranular primario
Compuesto principalmente por poros intergranulares normales y poros intergranulares residuales, los poros disueltos intergranulares secundarios y los poros disueltos intragranulares no se desarrollan, y los primarios debido a la baja contenido de matriz de arcilla en la matriz, los microporos no se desarrollan. Las gargantas son principalmente del tipo contracción y del tipo estricción. Los poros están bien ordenados y el porcentaje de poros secundarios es inferior al 25. El contenido de matriz fangosa y cemento es pequeño y las partículas están dispuestas de forma suelta. La porosidad es generalmente superior a 15 y la permeabilidad es superior a 100 × 10-3 μm2. Es común en cuerpos de arena sedimentarios de canales de abanico aluvial con una profundidad de entierro de menos de 2000 mm.
(2) Tipos de poros disueltos intergranulares secundarios
p>
Los poros son principalmente poros disueltos intergranulares secundarios y hay muy pocos poros intergranulares primarios. Además, hay una pequeña cantidad de otros poros disueltos, como poros disueltos intragranulares, poros de moho y poros súper grandes. El contenido de grupos heterogéneos de arcilla es bajo, generalmente inferior a 10, por lo que los microporos en los grupos heterogéneos no se desarrollan. Los tipos de garganta son principalmente gargantas laminares y gargantas constreñidas, con selectividad de poros pobre y disposiciones de partículas en su mayoría de contacto puntual. Generalmente, la porosidad es superior a 20 y la permeabilidad es superior a 500×10-3μm2. Es un yacimiento de porosidad media y permeabilidad media con buen rendimiento de yacimiento. Es común en cuerpos de arena sedimentarios de canales de abanicos aluviales con profundidades de enterramiento superiores a 2.000 metros, fuerte disolución y bajo contenido de matriz arcillosa.
(3) Microporos intragranulares e intergranulares
Los tipos de poros son principalmente de matriz arcillosa, microporos intergranulares de minerales arcillosos autigénicos y microporos intergranulares de cemento de carbonato. Otros tipos de poros no se desarrollan y los. Los tipos de garganta son principalmente gargantas en forma de tubo y gargantas en forma de lámina. El contenido de arcilla es generalmente superior a 10 o el contenido de cemento carbonatado es superior a 15, la porosidad es generalmente inferior a 20 y la permeabilidad es inferior a 10 x 10-3 μm2. Los tipos de rocas son principalmente arenisca arcillosa o limolita, arenisca de grano desigual mal seleccionada, carbonato y otras areniscas fuertemente cementadas. Se encuentran comúnmente en cuerpos de arena como depósitos de canales de abanicos aluviales. La profundidad de entierro es inferior a 2000 metros y la disolución. Es débil o profundamente enterrado, pero con un alto contenido de matriz arcillosa. Pertenece al yacimiento de porosidad media-baja, baja permeabilidad o capa impermeable.
(4) Combinación de poros disueltos intergranulares y microporos.
Los principales tipos de poros son los poros intergranulares disueltos y los microporos intercristalinos de base mixta y cemento. También son comunes otros tipos de poros, pero en menores cantidades. Según el contenido relativo de poros y microporos disueltos intergranulares, se puede dividir en dos combinaciones subprimarias: poros-microporos disueltos intergranulares y microporos-poros disueltos intergranulares.
Los primeros son principalmente poros disueltos intergranulares, con un contenido superior a 50, y son comunes en areniscas con alto contenido de matriz arcillosa (generalmente de 10 a 15) y disolución incompleta de cemento carbonatado; los segundos son principalmente microporos, con un contenido superior a 50; 50, Es común en areniscas con alto contenido de lodo y disolución débil o poco desarrollada. En resumen, los tipos de garganta comunes de este tipo de combinación de poros incluyen gargantas en corte, gargantas en haz de tubos y gargantas en corte dobladas. La porosidad es generalmente inferior a 20 y la permeabilidad está entre 100 × 10-3 y 500 × 10-3 μ. m2. Es un yacimiento de porosidad media y permeabilidad media, comúnmente encontrado en cuerpos de arena como depósitos de canales de abanicos aluviales con una profundidad de enterramiento mayor a 2.000 metros y contenido medio de matriz arcillosa.
En segundo lugar, estudiar las características de la estructura porosa de los yacimientos de rocas clásticas en el intervalo.
1. Tamaño y distribución de poros y gargantas
Según los datos del análisis de imágenes de sección delgada del molde, el diámetro máximo de poro de las muestras en la zona de estudio está entre 160 y 553 micras. , con un valor promedio de 272,5 micrones; el valor mínimo está entre 54 y 165 micrones, y el valor promedio es 89,92 micrones. El tamaño de la garganta de poro y los parámetros característicos de distribución de la sección de investigación en el campo petrolífero Wangguantun se muestran en la Tabla 1. Como se puede observar en la tabla, los yacimientos de arenisca en la sección de estudio están generalmente dominados por gargantas medio-finas, y el contenido de gargantas capilares con diámetros menores a 0,1 μm es relativamente alto, oscilando entre 4,29 y 90,52, con un promedio de 35,93. El tamaño de la garganta de los poros y las características de distribución juegan un papel importante en el control de las propiedades físicas del yacimiento. Según la investigación, la porosidad (Por) del yacimiento de arenisca en la sección objetivo es inversamente proporcional a la garganta de poro promedio (X) y está relacionada positivamente con el radio de garganta promedio (R); Existe una correlación lineal negativa con el logaritmo de la presión de desplazamiento (Pd); es inversamente proporcional a la porosidad mínima insaturada (Smin). El porcentaje de volumen de poros (Vr) controlado por las diferentes gargantas tiene un impacto directo en el almacenamiento y permeabilidad, distribución de fluidos y productividad del yacimiento. A medida que aumenta el porcentaje de volumen de poros controlado por un radio de garganta (r) inferior a 0,1 μm, la porosidad disminuye (Fig. 1); la porosidad y el volumen de poros también disminuyen; la saturación de aceite aumenta; buena correlación lineal positiva; cuando es menor que 25, Sp y D están correlacionados negativamente con él; cuando es mayor que 25, Sp y D están correlacionados positivamente con él; Es inversamente proporcional a r; tiene una buena correlación lineal positiva con P50. Correlación positiva con Pd; buena correlación positiva lineal con Smin.
Tabla 1 Tabla estadística del tamaño de la garganta de poro y parámetros característicos de distribución en el campo petrolífero de Wangguantun
Como el porcentaje de volumen de poro controlado por la garganta (R) es mayor a 10 μm, la porosidad aumenta exponencialmente (Figura 2). Los valores logarítmicos de porosidad y volumen de poros también aumentan exponencialmente; la saturación de petróleo tiene una tendencia ascendente y la saturación de agua tiene una tendencia descendente x es exponencialmente inversamente proporcional a ella; Cuando x < 10, los cambios en X provocarán cambios rápidos. Es directamente proporcional a r; tiene una buena relación inversa exponencial con P50. Tiene una buena relación inversa exponencial con Pd; es inversamente proporcional a Smin.
Figura 1 Gráfico de dispersión de porosidad y porcentaje de volumen de poros controlado por gargantas de menos de 0,1 μm
Figura 2 Gráfico de dispersión de porosidad y porcentaje de volumen de poros controlado por gargantas de más de 10 μm.
2. Conectividad de los poros
La conectividad de los poros se puede caracterizar por la relación entre el diámetro de los poros y la garganta, la tasa de extracción de mercurio y el número de coordinación. Según el análisis de imágenes de sección delgada del modelo, la relación diámetro de poro-garganta oscila entre 1,412 y 5,288, con un promedio de 4,4. El número de coordinación es una medida directa de la conectividad de los poros. Cuanto mayor sea el número de coordinación, mejor será la conectividad del poro. El número máximo de coordinación de los poros del yacimiento de arenisca es generalmente entre 2 y 7, con un promedio de 3,2. El número de coordinación está directamente relacionado con la relación de contacto entre las partículas, el contenido de cemento y el grado de desarrollo de los poros secundarios. En términos generales, cuanto más débil es el grado de compactación mecánica, menor es el contenido de cemento, más desarrollados los poros secundarios y mayor es el número de coordinación de los poros.
En resumen, los yacimientos de arenisca en la sección de estudio están dominados por poros pequeños y medianos y gargantas pequeñas y medianas, con formas de poros complejas, tipos diversos y conectividad deficiente. La heterogeneidad microscópica es de moderada a fuerte y las condiciones de almacenamiento y filtración están moderadamente sesgadas. Por supuesto, no se descarta que secciones individuales de pozos puedan tener un mejor rendimiento del yacimiento en áreas locales.
Tres. Factores geológicos que afectan la estructura de los poros
La estructura de los poros del yacimiento está controlada por varios factores, como el entorno de depósito, la diagénesis y los procesos tectónicos.
1. Influencia del ambiente deposicional
El yacimiento arenisco en el intervalo de estudio es un conjunto de cuerpos areniscos formados en un ambiente de abanico aluvial. En términos generales, las rocas tienen malas propiedades de clasificación, baja composición y madurez estructural, y malas condiciones de estructura de poros originales. Por el contrario, la estructura de los poros de los cuerpos de arena depositados en canales de abanicos aluviales es mejor que la de los cuerpos de arena depositados entre canales.
2. Influencia del tamaño de partícula
La influencia del tamaño de partícula en la estructura de los poros es que la porosidad aumenta con el aumento del tamaño medio de partícula (Figura 3); aumenta con el tamaño de las partículas.
Figura 3 Gráfico de dispersión mediana de porosidad y tamaño de partícula
3. Influencia de la clasificación de partículas
La influencia de la clasificación de partículas en la estructura de los poros es que la porosidad cambia con ella. disminuye con el aumento del coeficiente de separación (Fig. 4); el logaritmo de la permeabilidad disminuye con el aumento del coeficiente de separación.
4. Influencia de la composición y contenido del cemento
Los cementos comunes incluyen carbonatos, minerales arcillosos autigénicos y materiales silíceos. Cuanto mayor es el contenido heterogéneo de arcilla, más microporos y peor es la estructura de los poros. Los minerales arcillosos autigénicos forman una película sobre la superficie de las partículas o llenan los poros en forma de revestimiento o relleno de poros, estrechando la garganta, reduciendo el tamaño de los poros y deteriorando la estructura de los poros. El cemento de carbonato es soluble en la naturaleza, por lo que en la etapa inicial de la diagénesis, si se desarrolla cemento de carbonato, los poros y la conectividad se perderán parcial o completamente en la etapa tardía de la diagénesis, debido a la disolución parcial o completa de los minerales de carbonato, los poros La estructura; mejora; el crecimiento espontáneo llena los poros y la garganta, empeorando la estructura de los poros. El efecto del contenido de cemento sobre la estructura de los poros es que la porosidad disminuye con el aumento del contenido de carbonato (Figura 5); a medida que aumenta el contenido de carbonato, la permeabilidad tiende a disminuir a medida que aumenta el contenido de carbonato, la presión de desplazamiento tiende a aumentar; el contenido de carbonato aumenta, r tiende a disminuir; el porcentaje mínimo de volumen de poros insaturados aumenta a medida que aumenta el contenido de carbonato.
Figura 4 Diagrama de dispersión de porosidad y coeficiente de clasificación granulométrica.
5. Influencia de la diagénesis.
En la etapa temprana de la diagénesis, debido a la compactación mecánica y autigénica. minerales Debido al efecto de cementación, los poros y gargantas originales se dañan mucho y la estructura de los poros empeora. En la etapa diagenética tardía, debido al desarrollo de la disolución, se genera una gran cantidad de poros de disolución secundaria y el cemento se disuelve parcial o completamente, mejorando la estructura de los poros.
Figura 5 Diagrama de dispersión de porosidad y contenido de carbonatos
6. Influencia de la acción tectónica
El movimiento tectónico agrieta las rocas y produce un gran número de fisuras, provocando la Los poros del yacimiento están conectados, mejorando la permeabilidad. En toda esta área, las fracturas estructurales están extremadamente subdesarrolladas y tiene poca importancia mejorar la estructura porosa del yacimiento. Se especula que el yacimiento de arenisca ubicado en la falla puede formar algunas fracturas estructurales debido a la actividad de la falla, mejorando así la estructura de los poros.
Curvas de presión capilar y mapas característicos de radios de gradiente de diferentes tipos de yacimientos.
Tabla 2 Tipos y características de yacimientos de rocas clásticas en la Sección Kongyi del Campo Petrolífero Wangguantun
IV. Clasificación y evaluación de yacimientos
La clasificación y evaluación de yacimientos es una tarea importante en la investigación de yacimientos. Los diferentes tipos de yacimientos tienen diferentes condiciones de yacimiento y estructuras de poros microscópicos, y los mecanismos de filtración de fluidos en ellos también son diferentes, por lo que los efectos de la inundación de agua y la recuperación de petróleo también son diferentes. De acuerdo con las características de la estructura de poros del área de estudio, combinadas con parámetros de propiedades físicas macroscópicas y otras características, los yacimientos de arenisca en la sección de estudio se dividen en cuatro categorías. La clasificación y evaluación de varios tipos de yacimientos se muestran en la Tabla 2. La forma típica de la curva de presión capilar y la distribución de la garganta de poros se muestran en la Figura 6. Entre ellos, el yacimiento Tipo I es un yacimiento de alta porosidad y alta permeabilidad con una permeabilidad superior a 500×10-3μm2, lo que representa aproximadamente el 19,05% de la muestra. La permeabilidad del yacimiento de segunda clase es de 100×10-3 ~ 500×10-3 μm 2 y la porosidad es de 17,5 ~ 26,6, con un promedio de 22,01. Es un buen yacimiento en esta zona. La permeabilidad de los yacimientos de Clase III está entre 10×10-3 ~ 100×10-3 μm 2, la porosidad es generalmente de 14,1 ~ 24,3 y los tipos de garganta son principalmente en forma de escamas, tubulares o de cuello. La permeabilidad del yacimiento de Clase IV es inferior a 10×10-3μm2 y la porosidad está entre 12,3 y 22,1. Aunque la porosidad varía mucho, la permeabilidad medida es pequeña.
Las gargantas son principalmente haces de tubos o gargantas de láminas. Este tipo de yacimiento tiene un rendimiento de almacenamiento deficiente y está compuesto principalmente por depósitos planos de arena y lodo, que representan aproximadamente el 15,87 del total de muestras. En resumen, en términos de estadísticas de muestra, los intervalos de estudio son principalmente los embalses de tipo I, ⅱ y ⅲ, que representan alrededor del 85%. Entre ellos, los embalses de tipo ⅰ y ⅱ tienen un mejor rendimiento de embalses, representando alrededor del 33,34%.
conclusión del verbo (abreviatura del verbo)
(1) Hay 7 tipos de poros, 4 tipos de garganta y 4 tipos de combinación de poros y garganta en los grupos de aceites Zao ⅱ y Zao ⅲ.
(2) La estructura de los poros se ve afectada por el entorno de depósito, el contenido de cemento y la diagénesis.
(3) Con base en indicadores cuantitativos como la permeabilidad y las características de la estructura de los poros, combinados con otros indicadores, los yacimientos de los grupos petroleros Zao 2 y Zao 3 se dividen en cuatro categorías, de las cuales tres tipos de yacimientos representan para el 10% del total de embalses 50,79.
Referencia
(1) Luo Zhetan, Wang Yuncheng. "Estructura de los poros de los yacimientos de petróleo y gas", Beijing: Science Press, 1986.
Qiu Yinan, Xue Shuhao, etc. Tecnología de evaluación de yacimientos de petróleo y gas. Beijing: Petroleum Industry Press, 1994.
Qiu Yinan, Xue Shuhao, Ying Fengxiang. Actas de los yacimientos de petróleo y gas de China (continuación 1). Beijing: Petroleum Industry Press, 1993.
(4) Características y factores que influyen en los yacimientos del Terciario Inferior en Nanpu Sag, Xu Long, Journal of Jianghan Petroleum Institute, 1994, 16(2).
Ying Fengxiang. Códigos de etapas diagenéticas de rocas clásticas. Beijing: Petroleum Industry Press, 1993.
Zheng Junmao, Pang Ming. Diagénesis de rocas yacimientos clásticas. Wuhan: Prensa de la Universidad de Geociencias de China, 1989.
(7) Departamento de Desarrollo Científico y Tecnológico de la Corporación Nacional del Petróleo de China. Actas de los yacimientos de petróleo y gas chinos. Beijing: Petroleum Industry Press, 1993.