Características de los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad y sus factores que influyen: tomando como ejemplo la sección Sha3 de un campo petrolífero en el este

(Servicio Geológico Marino de Guangzhou, Guangzhou 510760)

Acerca del autor: Qian Xing (1985-), hombre, ingeniero asistente, dedicado principalmente a la investigación científica y la producción de petróleo en alta mar. Trabajo de geología. Correo electrónico: made607@126.com.

Para analizar Shasan se utilizó una aplicación integral de registro de pozos y propiedades físicas convencionales, secciones delgadas fundidas, microscopía electrónica de barrido, difracción de rayos X, tamaño de partículas e intrusión de mercurio. , un campo petrolero en el este del Mar de China Meridional. Características y factores que influyen en los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad en esta sección. Los resultados del análisis muestran que los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad en el área de estudio se caracterizan por una baja composición de litofacies y una baja madurez estructural. El espacio del yacimiento incluye poros primarios, poros secundarios, poros mixtos y una pequeña cantidad de poros cementados. Los tipos de estructura de poros son poros pequeños y microgargantas. La formación de yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad en el miembro Es3 se ve afectada principalmente por la sedimentación y la diagénesis. La zona de facies sedimentaria determina esencialmente las características de baja porosidad y baja permeabilidad del yacimiento, y se desarrolla principalmente en el cuerpo del ventilador, la raíz del ventilador y el cuerpo de arena del ventilador frontal del ventilador submarino marino del miembro Es3. La diagénesis tiene una influencia decisiva en las propiedades físicas de los yacimientos. La compactación reduce la porosidad y la permeabilidad del yacimiento, la cementación empeora aún más la porosidad y la permeabilidad del yacimiento y la disolución expande el desarrollo y la conectividad del sistema de poros hasta cierto punto, mejorando las propiedades físicas del yacimiento.

Palabras claves Factores que influyen en las características de los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad

Con el crecimiento continuo de la demanda de energía y el desarrollo continuo de la tecnología de exploración y desarrollo, los yacimientos de petróleo y gas de baja porosidad y baja permeabilidad se han convertido en reservas de petróleo y gas. Nuevas direcciones para el crecimiento. En comparación con los yacimientos convencionales, los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad tienden a tener estructuras rocosas y mecanismos genéticos más complejos. Los datos dinámicos del desarrollo de campos de petróleo y gas también muestran que existen diferencias obvias en los planes de desarrollo y los efectos de los diferentes tipos de yacimientos [1].

Tomando como ejemplo la sección Sha3 de un campo petrolífero en el este del Mar de China Meridional, a través de datos de análisis experimentales como registros de pozos, secciones delgadas fundidas y análisis de propiedades físicas, las características de la baja porosidad y los yacimientos de baja permeabilidad en el campo petrolero, y sus causas y factores que influyen tienen cierta importancia orientadora para una mayor comprensión y desarrollo de los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad.

1 Características del yacimiento de baja porosidad y baja permeabilidad

1.1 Características petrológicas del yacimiento

La litología del tercer miembro de la Formación Shahejie es principalmente escombros feldespáticos de color gris grisáceo. Arenisca y arenisca de feldespato lítico (Figura 1), el contenido de feldespato es de 19,5% ~ 45,0%, con un promedio de 36,71%. El contenido estacional es de 65438±08,0% ~ 58,0%, con un promedio de 465438±0,82%; el contenido de recortes de perforación es de 7% ~ 62,5%, con un promedio de 265.438±0,74%. Los componentes principales son rocas intrusivas, rocas extrusivas y cuarcitas metamórficas. El contenido de relleno de huecos es 65.438+0,5% ~ 35%, con un valor medio de 6,49%. Los componentes principales son cementos carbonatados, como arcillosos, dolomita y calcita, además de cementos silíceos secundarios y algunos cementos sideríticos que en ocasiones son habituales.

Figura 1 Diagrama triangular de tipos de rocas en el tercer miembro de la Formación Shahejie

Figura 2 Características de la curva de presión capilar de yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad

X- El análisis de difracción de rayos muestra que los minerales arcillosos del yacimiento son principalmente illita, con un contenido relativo promedio de 81,77%. El contenido relativo promedio de la capa mixta de illita es 10,44%, con una pequeña cantidad de caolinita, clorita y otros minerales arcillosos. .

El tamaño de las partículas de arenisca es generalmente gruesa, principalmente arenisca gruesa, seguida de arenisca media y arenisca fina. La clasificación de partículas es deficiente, la desviación estándar σ1 está principalmente entre 1 y 2 y la redondez es baja. mayoritariamente prismáticos y prismáticos-subprismáticos.

1.2 Tipos y características de los poros del yacimiento

El análisis de sección delgada del yacimiento muestra que el espacio del yacimiento del tercer miembro de la Formación Shahejie contiene poros primarios, poros secundarios, poros mixtos y una pequeña cantidad De los poros del cemento, la proporción de área es del 0,5% al ​​10%, con un promedio del 3,17%.

El análisis de datos de inyección de mercurio muestra que el rango de distribución de las gargantas de poros del yacimiento es grande, con un radio máximo de garganta de poros de 73,5 micrones, pero hay muy pocas gargantas de poros mayores de 10,0 μm y gargantas de poros menores que 0,63 μm representan el 73,3% del total de gargantas de poros, y las gargantas de poros se distribuyen principalmente entre 1,0 ~ 2,0 micras (Figura 2). Según los estándares de clasificación de estructuras de poros anteriores [2 ~ 3], los tipos de estructuras de poros del yacimiento pertenecen principalmente a poros pequeños y microgargantas.

2 Análisis de los factores que influyen en los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad

2.1 La sedimentación es la base para determinar las propiedades físicas del yacimiento.

Con base en la investigación de exploración previa, a través del estudio de litofacies de cada pozo en el área, combinado con el tamaño de grano y las características de la curva de registro del pozo, se analizó las microfacies sedimentarias de un solo pozo (Figura 3).

Los resultados muestran que la tercera sección de la Formación Shahejie en el campo petrolero es un depósito de abanico submarino cerca de la costa cerca de la fuente, que se puede dividir en depósitos de raíz de abanico, cuerpo principal de abanico y depósitos de abanico frontal. material clástico grueso, y la secuencia única de abajo hacia arriba a menudo se compone de perfiles progresivos hacia adelante y hacia atrás, y la amplitud de la curva GR no es obvia. El cuerpo del abanico se encuentra delante de la raíz del abanico y los conglomerados arenosos se superponen. El tamaño de grano de la secuencia monocapa cambia de abajo hacia arriba a conglomerado-conglomerado arenoso o arenisca granular. El tamaño del grano de arenisca en el frente del ventilador se vuelve más fino y se desarrolla principalmente la turbidita de la secuencia de Mabao. La curva GR tiene principalmente una forma de campana de embudo dentada.

Figura 3 Análisis de facies de pozo único

El análisis estadístico de los datos de propiedades físicas centrales (Tabla 1) muestra que la porosidad del cuerpo de arena en forma de abanico submarino en alta mar en esta sección se distribuye principalmente entre 1,7 % y 16,90% Entre ellos, el promedio es 12,5% y la permeabilidad se distribuye principalmente en 0,011× 65438+. Un análisis estadístico adicional de la porosidad y permeabilidad de diferentes cuerpos de arena de microfacies encontró que existen ciertas diferencias en las propiedades físicas de los cuerpos de arena de microfacies. Entre ellas, las propiedades físicas de la raíz del ventilador y los cuerpos de arena principales del ventilador son relativamente buenas, mientras que las propiedades físicas. de los cuerpos de arena del ventilador frontal son relativamente pobres.

Tabla 1 Comparación de propiedades físicas de cuerpos de arena y yacimientos en diferentes fases sedimentarias

2.2 La diagénesis tiene una influencia decisiva en las propiedades físicas de los yacimientos.

Las propiedades del yacimiento de arenisca del miembro Shahejie 3 en el área de estudio obviamente se ven afectadas y modificadas por la diagénesis, y la diagénesis puede mejorar o destruir las propiedades del yacimiento. Entre ellas, la diagénesis que tiene mayor impacto en las propiedades físicas del yacimiento es la compactación y cementación, y la disolución tiene cierto aporte a la mejora de las propiedades físicas del yacimiento.

(1) Compactación

La compactación es la diagénesis más común e importante en el área de estudio, y es uno de los factores más importantes que causan baja porosidad y baja permeabilidad en los yacimientos. El tercer miembro de la Formación Shahejie está enterrado a profundidad (3350 ~ 4000 m), y el componente de arenisca tiene un alto contenido de partículas blandas como feldespato y recortes. Generalmente experimenta una fuerte compactación, lo que resulta en la pérdida de poros primarios y poca permeabilidad. Sus principales manifestaciones son: (65, 438+0) contactos lineales y puntuales entre partículas de escombros (Figura 4a) (2) Las partículas de plástico se doblan, deforman y alargan, y se comprimen parcialmente en los poros para formar pseudogrumos; (Figura 4b); (3) La mejora de la disolución por presión hace que las partículas se disuelvan en el punto de contacto, proporcionando una base material para un crecimiento secundario oportuno. Un gran número de estudios han demostrado [4 ~ 5] que la ocurrencia de compactación puede cambiar en gran medida la estructura de los poros y la distribución de los cuerpos de arena, lo que lleva a una reducción significativa en el espacio de los poros. La tasa de reducción de la porosidad de algunas areniscas puede ser incluso tan alta. como más del 50%. Esto debilitará en gran medida la movilidad del fluido de los poros en el cuerpo de arena, afectando así el rendimiento del yacimiento del cuerpo de arena.

(2) Cementación

La cementación destruye las propiedades físicas del yacimiento y es otro factor importante que empeora las propiedades físicas del yacimiento en esta área. La cementación con arcilla y la cementación con carbonatos son los factores principales, seguidas por la cementación secundaria estacional.

El análisis de difracción de rayos X muestra que los minerales arcillosos en la tercera sección de Shahejie son principalmente minerales de capa mixta de illita e illita/montmorillonita, con contenidos promedio de 865.438+0,77% y 65.438+00,44% respectivamente. También se encuentran pequeñas cantidades de capas mixtas de caolinita, clorita y montmorillonita. Bajo el microscopio electrónico de barrido, el feldespato se disuelve para formar illita filamentosa (Fig. 4c), mientras que los minerales de illita autigénica son en su mayoría fibrosos o filamentosos, llenando los poros en forma de puentes de red (Fig. 4d), lo que hace que los poros intergranulares se conviertan en intergranulares. poros, bloquea las gargantas de los poros, aumenta los microporos intergranulares, reduciendo así la permeabilidad de la arenisca.

El cemento carbonatado es uno de los cementos habituales en este yacimiento. El análisis de sección delgada de la pieza fundida muestra que el cemento de carbonato es principalmente dolomita (hierro), con un contenido de 0,5% a 4%, con un promedio de 65438±0,28%, y las partículas se rellenan en formas esporádicas o grumosas. Ocasionalmente, los granos contienen esporádicamente calcita granular cristalina (hierro) (Fig. 4e). El análisis estadístico muestra que la porosidad y la permeabilidad del yacimiento están correlacionadas negativamente con el contenido de carbonato. Cuanto mayor es el contenido de carbonato del cemento, peores son sus propiedades físicas. El cemento carbonatado llena los poros y ocupa parte de los escombros, formando así un reservorio hermético que es difícil de transformar, lo que resulta en la pérdida completa de los poros intergranulares, dificultando el desarrollo de poros secundarios y mejorando la heterogeneidad del yacimiento.

La cementación silícea se manifiesta principalmente como el agrandamiento secundario de partículas clásticas estacionales. Algunos materiales silíceos a menudo crecen en forma de crecimiento estacional autigénico en las paredes de los poros o dentro de los poros disueltos de feldespato y otras partículas (Fig. 4f). ), su fracción de masa en arenisca del yacimiento es generalmente del 0,4% al 0,6%. La oportuna expansión secundaria hace que los poros sean más pequeños y las gargantas más estrechas. Las secciones muy desarrolladas pueden incluso bloquear los poros, dañando gravemente el rendimiento del yacimiento y reduciendo su calidad.

Figura 4 Diversos procesos de diagénesis en el tercer miembro de la Formación Shahejie.

(3) Disolución

Los yacimientos de arenisca a menudo experimentan distintos grados de disolución, formando varios tipos de poros secundarios. Los poros secundarios disueltos se forman por la disolución de minerales causada por ácido carbónico o ácidos orgánicos, y tienen un efecto positivo en la mejora del rendimiento de los yacimientos de arenisca [6]. El análisis de las secciones delgadas de fundición muestra que los principales poros disueltos en el área de estudio son los poros disueltos intergranulares expandidos, los poros disueltos intragranulares, los poros del molde y los poros internos del cemento. Entre ellos, los poros intergranulares expandidos son los principales, representando del 60% al 82%. del área de superficie de los poros disueltos. La disolución generalizada en esta área amplía aún más el desarrollo y la conectividad del sistema de poros, y los poros secundarios generados pueden mejorar las propiedades físicas del yacimiento hasta cierto punto.

3 Conclusiones

1) El cuerpo de arena del yacimiento del tercer miembro de la Formación Shahejie está compuesto principalmente por areniscas líticas de feldespato, con mala clasificación de partículas, en su mayoría de formas subangulares, y contactos lineales. Principalmente, las partículas de arenisca generalmente tienen las características de baja madurez en composición y estructura.

2) El espacio de almacenamiento del yacimiento es principalmente poros intergranulares, con cierta cantidad de poros disueltos. El rango de distribución del radio de los poros es grande, pero se distribuye principalmente entre 1,0 y 2,0 μm. La estructura de los poros es del tipo de poros pequeños y microgarganta.

3) El ambiente sedimentario es la base geológica que afecta el desempeño del embalse en el área de estudio. El tercer miembro de la Formación Shahejie es un depósito de abanico submarino cerca de la costa. La raíz del abanico, el cuerpo principal del abanico y el cuerpo de arena del abanico frontal tienen propiedades de almacenamiento deficientes y son todos reservorios de baja porosidad y permeabilidad.

4) La diagénesis tiene una influencia decisiva en las propiedades físicas del Miembro Es3. La compactación y cementación en esta zona tienen un impacto significativo en las propiedades físicas del yacimiento. La disolución amplía aún más el desarrollo y la conectividad del sistema de poros, y los poros secundarios generados pueden mejorar las propiedades físicas del yacimiento hasta cierto punto.

Referencia

【1】Li Daopin. Desarrollo de campos petrolíferos de arenisca de baja permeabilidad [M] Beijing: Petroleum Industry Press, 1997.

Luo Zhetan, Wang Yuncheng. Estructura de poros de yacimientos de petróleo y gas[M]. Beijing: Science Press.

Wang Yuncheng. Evaluación de yacimientos de petróleo y gas [M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 1999.

Liu, Jin Zhijun, Zhang. Estudio experimental sobre la compactación diagenética de rocas clásticas [J]. Acta Sedimentae Sinica, 2006, (3).

Liu, Liu Yang, Zhang. Efecto de la compactación sobre las propiedades del yacimiento de arenisca [J]. Revista de la Universidad de Youshi (Edición de Ciencias Naturales), 2006, (4).

Zheng Junmao, Pang Ming. Estudio sobre la diagénesis de rocas de yacimientos clásticas [M] Wuhan: China University of Geosciences Press, 1989, 82 ~ 156.

Qian Xing

(Servicio Geológico Marino de Guangzhou, Guangzhou, 510760)

Resumen: uso de datos de registro de pozos y análisis de propiedades físicas, seccionamiento de moldes, microscopía electrónica de barrido , Utilizando datos de pruebas y análisis como difracción, análisis de tamaño de partículas e intrusión de mercurio, se llevó a cabo un estudio exhaustivo sobre las características de los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad en la sección Sha3 de un campo petrolero en el este del Mar de China Meridional y sus factores influyentes. Los resultados muestran que los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad se caracterizan por una baja madurez composicional y una baja madurez estructural. Los tipos de yacimientos incluyen poros intergranulares, poros secundarios, poros mixtos y una pequeña cantidad de poros disueltos de cemento. La estructura de los poros está dominada por poros y gargantas microscópicas. La sedimentación y la diagénesis actúan conjuntamente sobre los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad. El ambiente sedimentario del Miembro Es3 determina las propiedades del yacimiento. Los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad se distribuyen principalmente en los cuerpos de arena del sistema de abanicos submarinos marinos. ; la diagénesis es obvia. Las propiedades físicas del cuerpo de arena cambian, y la compactación y la cementación son los principales factores que conducen al deterioro de la porosidad y la permeabilidad de la arenisca turbidita. Por otro lado, la disolución promueve el desarrollo y conexión de sistemas de poros, lo que mejora en cierta medida el rendimiento del yacimiento.

Palabras clave: Factores que afectan las características de los yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad