La connotación de petróleo y gas de arenisca compacta

El gas de arenisca compacta, también conocido como gas de arena compacta, generalmente se refiere a yacimientos de arenisca de permeabilidad baja a ultrabaja sin capacidad de producción natural y solo puede producirse mediante fracturación a gran escala o técnicas especiales. Tecnología de producción de gas. Producir gas natural con valor económico. Esta definición también se aplica al metano de yacimientos de carbón, al gas de esquisto y al gas de yacimientos de carbonatos compactos (Holditch, 2006). Los yacimientos de gas de arenisca compacta se distribuyen principalmente en el centro de la cuenca o en lo profundo de la estructura de la cuenca, y se distribuyen continuamente en un área grande, por lo que también se les llama yacimientos de gas de cuenca profunda, yacimientos de gas del centro de la cuenca y yacimientos de gas de distribución continua.

1. Investigación sobre gas de arenisca compacta

Las primeras investigaciones sobre la formación de yacimientos de gas de arenisca compacta en la Cuenca de San Juan de los Estados Unidos se denominaron yacimientos de gas ocultos. Silver mencionó en 1950 que la cuenca carecía de agua en el borde y en el fondo y que las formaciones del Cretácico generalmente contenían gas. En la década de 1970, muchos investigadores dieron diversas explicaciones para este tipo especial de yacimiento de gas, proponiendo yacimientos de gas aislados (poros), yacimientos de gas estratigráfico-diagenético, yacimientos de gas hidrodinámicos y yacimientos de gas sellados con agua. El gigantesco yacimiento de gas de la cuenca profunda de Elmworth fue descubierto en 1976 en la cuenca de Alberta, en el oeste de Canadá. No fue hasta 1979 que Masters propuso el concepto de gas de cuenca profunda basándose en el análisis de los campos de gas de Elmworth, Milk River y Blanco. En 1986, Rose et al. utilizaron por primera vez el término "gas del centro de cuenca" al estudiar la cuenca de Raton. El "gas de arenisca compacta o arenisca de gas compacta" fue estudiado por Law et al. en 1979 y 1980 y Spencer et al. El concepto de "reservorio continuo de gas" se utilizó oficialmente en 1996 (Schmoker, 1996). Después de la década de 1990, surgieron en China los conceptos de "qi profundo" y "qi profundo".

En 2006, el Servicio Geológico Federal de EE. UU. propuso: gas profundo, gas de esquisto, arena de gas compacta, metano de yacimientos de carbón y arena de gas microbiana poco profunda. y los hidratos de gas natural o hidratos de metano, conocidos colectivamente como gases continuos.

2. Estándares de clasificación para yacimientos de gas de arenisca compacta

(1) Estándares de clasificación extranjeros

Debido a diferentes recursos y condiciones técnicas y económicas en diferentes países y regiones. , gas compacto La definición de Tíbet aún no ha formado un estándar unificado. En 1980, la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) de EE. UU. determinó que el estándar de registro para yacimientos de gas compacto era que la permeabilidad de la formación del yacimiento fuera inferior a 0,1 × 10-3 μm2 de acuerdo con las disposiciones pertinentes de la Ley de Política de Gas Natural de 1978 (NGPA). ) del Congreso de los Estados Unidos. Esta definición oficial se utiliza para determinar qué pozos productores de gas se pueden obtener. Elkins (1981) utilizó la permeabilidad subterránea de 0,1×10-3μm2 como límite para dividir los yacimientos en convencionales y no convencionales. Spencer (1985, 1989) definió los yacimientos compactos de gas natural como yacimientos que contienen gas con una permeabilidad al gas natural in situ inferior a 0,1×10-3μm2. Sudam (1997) propuso que el gas de arenas compactas se refiere al gas natural no convencional producido en yacimientos de arenisca de aguas estrechas con baja permeabilidad (generalmente porosidad inferior a 12, permeabilidad inferior a 1×10-3μm2). Stephanie Tarr. (2006) consideraron que los yacimientos de gas de arenas compactas son yacimientos de gas que pueden producir y producir grandes cantidades de gas natural económicamente valioso sólo mediante fracturación hidráulica o el uso de pozos horizontales o pozos ramificados. Philip H. Nelson (2009) definió los yacimientos de arenisca compacta como aquellos que tienen diámetros de garganta de poro de 2 a 0,03 micrones.

(2) Estándares de clasificación nacionales

No existe una comprensión unificada de la definición y los estándares de los yacimientos de gas de arenisca compacta en China. Yuan (1993) creía que los yacimientos compactos se refieren a yacimientos clásticos con una permeabilidad inferior a 1×10-3μm2. Guan Deshi et al. (1995) señalaron que los yacimientos de gas compactos tienen baja porosidad (< 12), permeabilidad relativamente baja (0,1×10-3μm2), baja saturación de gas (< 60) y alta saturación de agua (40).

Zou Cai et al. (2010) creían que las características del gas arenisca compacta son porosidad < 10, permeabilidad in situ < 0,1 × 10-3 μ m2 o permeabilidad al aire < 1 × 10-3 μ. m2. Radio de garganta de poro.

(3) Parámetros de clasificación de yacimientos de gas de arenisca compacta.

La permeabilidad es un parámetro importante para la clasificación de yacimientos de gas de arenisca compacta.

En aplicaciones prácticas, se utilizan diferentes definiciones y valores de referencia para la permeabilidad, como permeabilidad de formación, permeabilidad al aire, permeabilidad efectiva y permeabilidad absoluta. De hecho, la permeabilidad de la formación y la permeabilidad al aire son muy diferentes. En términos generales, un aumento en la saturación de agua y un aumento en la presión de la formación suprayacente darán como resultado una disminución significativa en la permeabilidad del gas. Cuando la saturación de agua de la muestra de roca es 55, la permeabilidad al aire es sólo de 1/3 a 1/7 de la muestra seca. Cuando la presión de la formación es de 3,5 ~ 35 MPa, la permeabilidad de la formación es solo 1/2 ~ 1/25 de la permeabilidad de Kjeldahl.

Se puede observar que los parámetros más importantes de los yacimientos de gas de arenisca compacta son la permeabilidad de la formación, la presión de la formación, la saturación de agua y la porosidad. Sin embargo, en muchos países, los yacimientos de gas de arenas compactas se definen por el caudal más que por la permeabilidad; algunos académicos creen que la definición de yacimientos de gas de arenas compactas debería estar determinada por muchos factores físicos y económicos.

3. Definición de gas de arenisca compacta y método de evaluación geológica

(1) Definición de gas de arenisca compacta

En resumen, la definición de gas de arenisca compacta es: una capa de gas de arenisca con una permeabilidad de la matriz suprayacente ≤0,1×10-3μm2. Generalmente, un solo pozo no tiene capacidad de producción natural, o la capacidad de producción natural es inferior al límite inferior del flujo de gas industrial, pero la producción de gas natural industrial se puede obtener bajo ciertas condiciones económicas y medidas técnicas. Por lo general, estos incluyen fracturamiento, pozos horizontales y pozos laterales. La permeabilidad de la matriz de sobrecarga está determinada por el núcleo (matriz) no fracturado bajo la presión neta de sobrecarga.

Para la muestra, divida la permeabilidad Ki medida bajo diferentes presiones de confinamiento experimentales por la permeabilidad al aire convencional Ko, y normalícela para dibujar la curva de relación entre (Ki/Ko) y la presión de confinamiento experimental pi. Finalmente, la función de ajuste de (Ki/Ko) y pi se utiliza para calcular la permeabilidad bajo la condición de presión neta de la roca suprayacente. Sobre esta base, se corrige la permeabilidad suprayacente: primero, se establece la curva de relación entre la permeabilidad de la matriz suprayacente y la permeabilidad al aire convencional de la muestra, luego, se corrige la permeabilidad al aire convencional de todas las muestras de roca hasta la capa suprayacente a través del ajuste; función Tasa de penetración. El error relativo entre la permeabilidad de la capa de cobertura corregida y la permeabilidad de la capa de cobertura medida debe controlarse dentro de 65438 ± 00. Si el error relativo excede 10 para más de 20 muestras, debe volver a seleccionar la función de ajuste o el ajuste por partes.

(2) Método de evaluación del gas de arenisca compacta

La evaluación del gas de arenisca compacta se divide en tres niveles: primero, la determinación de los pozos de gas de arenisca compacta, la matriz superpuesta de la muestra de roca en la sección objetivo de un solo pozo La permeabilidad media es ≤0.1×10-3μm2, y la prueba de gas en la sección objetivo de un solo pozo no tiene capacidad de producción natural o la capacidad de producción natural es inferior al límite inferior del flujo de gas industrial después de usar tecnologías. como fracturación, pozos horizontales y pozos de múltiples ramas, se alcanza el límite inferior del flujo de gas industrial seguido de Para determinar la capa de gas de arenisca compacta, la permeabilidad media de la matriz superpuesta de todas las muestras de pozos centrales en la sección objetivo es; ≤0.1×10-3μm2, y la proporción de pozos de gas de arenisca compacta en todos los pozos de gas debe ser ≥80, finalmente, la evaluación geológica del gas de arenisca compacta incluye principalmente evaluación de recursos, evaluación de yacimientos, evaluación de reservas y evaluación de productividad.

Evaluación de recursos: basada en la investigación geológica regional, se lleva a cabo una investigación integral utilizando datos sísmicos, de perforación, registro, extracción de muestras, análisis y pruebas para identificar ciclos tectónicos regionales, marco estratigráfico de secuencia regional y distribución de sistemas sedimentarios y fuentes. rocas, determinar los principales sistemas portadores de gas, combinaciones que forman yacimientos y tipos de trampas en la evolución regional y de cuenca, evaluación sistemática, análisis de riesgos y optimización de colas de posibles sistemas portadores de gas, áreas de prospección y trampas clave en toda la región; áreas para la acumulación de gas natural y evaluar el potencial de recursos.

Evaluación del yacimiento: Con base en la división estratigráfica, describir la litología del yacimiento, propiedades físicas, heterogeneidad, estructura de microporos, minerales arcillosos, desarrollo de fracturas y sensibilidad del yacimiento. Los yacimientos de arenisca compacta se evalúan en función de las propiedades físicas del yacimiento, la estructura de los poros, la heterogeneidad y el espesor efectivo, la consideración integral de la morfología y el rango de distribución del yacimiento, y la productividad.

Evaluación de reservas: basándose en los descubrimientos de exploración, se utilizan diversos datos de manera integral para evaluar los principales factores de control y la escala de las reservas de gas arenisca compacta.

Evaluación de la capacidad de producción: Determinar una escala de capacidad de producción razonable basada en la escala de la reserva y las características del yacimiento, combinadas con la dinámica de producción de los pozos de gas.

En segundo lugar, aceite de arenisca compacta

1. Definición de aceite de arenisca compacta.

En la actualidad, la definición y las características del aceite de arenisca compacta rara vez se mencionan en los medios nacionales y nacionales. literatura extranjera. Se refiere principalmente al concepto de yacimientos estrechos en algunos artículos técnicos de ingeniería de desarrollo de yacimientos. Por ejemplo, L. Guan et al. (2006) mencionaron en el artículo "Methods for Rapid Excavation of Infill Drilling Potential in Mature Tight Reservoirs" que la perforación de relleno juega un papel importante en la mejora de la recuperación de petróleo y gas en yacimientos estrechos. Li Zhongxing et al (2006) mencionaron en el artículo "Tecnologías clave para el desarrollo de yacimientos complejos complejos" que el yacimiento de permeabilidad ultrabaja de la Formación Yanchang en la cuenca de Ordos tiene una litología estrecha, propiedades físicas deficientes y gargantas de poros pequeñas. Debido a sus características de gran gradiente umbral de presión y vulnerabilidad a los daños, los pozos horizontales perpendiculares a la dirección principal de la tensión y la tecnología de fracturación por chorro hidráulico pueden lograr inicialmente un desarrollo efectivo de yacimientos estrechos. En el artículo "Unlocking Tight Oil: Selective Multistage Fracturing in Bakken Shale", Brent Miller (2010) propuso una serie de tecnologías de estimulación de yacimientos para el desarrollo de Bakken Shale en petróleo de arenas compactas.

Desde el conocimiento y la práctica de producción actuales, el petróleo de arenisca compacta, o petróleo compacto, generalmente se refiere a yacimientos compactos como arenisca limosa y roca carbonatada intercalados en el sistema de roca fuente de petróleo.

2. Estado actual de la investigación sobre el petróleo de arenisca compacta

(1) Estado actual de la investigación extranjera

El petróleo de arenas compactas se está convirtiendo en un punto brillante en la exploración de petróleo no convencional. en el mundo y continúa siendo otro punto caliente después del avance del gas de esquisto. En 2000, se logró un gran avance en el desarrollo del petróleo de arenas compactas Bakken en la cuenca Williston, con una producción diaria de 7.000 toneladas. Los medios estadounidenses llamaron al petróleo de arenas compactas "oro negro" y el descubridor Findley ganó el premio AAPG Outstanding Explorer Award en 2006. En 2008, el petróleo de arenas compactas de Bakken logró un desarrollo a gran escala y se convirtió ese año en uno de los diez mayores descubrimientos del mundo. La cuenca Williston cubre un área de 34×104km2 y se extiende por Estados Unidos y Canadá. La Formación Bakun está dividida verticalmente en 9 secciones litológicas (Figura 3-1 del Apéndice), con un espesor de una sola capa de 0,5 a 15 m. Hay dos conjuntos de esquisto, de 5 a 12 metros de espesor, con un contenido de TOC de 14 a 10 y un contenido de Ro de 0,6 a 0,9. A excepción de la cuarta sección, que es un yacimiento convencional, el resto son yacimientos estancos. La Sección 2a es el principal yacimiento de arenisca estanco con un espesor de 5 a 10 m. Los tipos de poros son principalmente poros intergranulares y poros disueltos, la porosidad es de 10 ~ 13 y la permeabilidad es (0,1 ~ 65438). El área del yacimiento es de 7 × 104 km2, el espesor de la capa de petróleo es de 5 ~ 15 m, la profundidad de enterramiento es de 2590 ~ 3200 m, el volumen del recurso es de aproximadamente 566 × 108 t (según el USGS), la calidad del petróleo es liviana y el API es 41 ~44. En 2010, había 2362 pozos de producción de petróleo de arenas compactas en los Estados Unidos, con una producción de petróleo diaria de 12 t y una producción de petróleo acumulada de 3192 × 104 t.

El petróleo de aguas compactas Eagle Ford se descubrió en 2008. Se produce principalmente en piedra caliza intercalada con esquisto, con una profundidad de enterramiento de 914 a 4267 metros y un espesor de capa de petróleo de 30 a 90 metros. La roca madre es esquisto de Yingtan y el yacimiento es piedra caliza de Yingtan, con una porosidad de 2 a 12 y una permeabilidad de menos de 0,06543.

Actualmente, se han descubierto 19 cuencas petrolíferas compactas y 4 conjuntos de capas importantes de petróleo compacto en América del Norte. En 2009, las reservas recuperables probadas de petróleo de arenas compactas fueron de 6,4×108t y la producción anual fue de 1230×104t.

(2) Estado de la investigación nacional.

En la actualidad, en mi país, el concepto común es depósito/depósito de petróleo de baja permeabilidad, que se refiere a campos petrolíferos con baja porosidad, gargantas pequeñas, mala permeabilidad a los fluidos y baja productividad. . Para mantener la producción normal.

Geología del petróleo no convencional

Figura 3-1 Petróleo compacto de Bakken en la cuenca Williston

La exploración y el desarrollo de yacimientos compactos generalmente tienen las siguientes características:

(1) Las propiedades físicas del yacimiento son malas y la permeabilidad de la matriz es baja. Debido a la baja madurez de los sedimentos, las partículas finas, la mala clasificación, el alto contenido de cemento y la fuerte diagénesis epigenética, el yacimiento se vuelve muy denso, con baja porosidad y una amplia gama de cambios, en su mayoría de 7 a 8.

(2) Según su origen, se pueden dividir en yacimientos estancos primarios de baja permeabilidad y yacimientos estancos secundarios de baja permeabilidad. Generalmente, los yacimientos primarios de petróleo compacto de baja permeabilidad se ven afectados principalmente por la sedimentación, con partículas de tamaño fino, alto contenido de lodo y mala clasificación. La mayoría de los embalses están enterrados a poca profundidad y no han experimentado una fuerte modificación diagenética.

La roca tiene baja fragilidad, grietas no desarrolladas, alta porosidad, baja permeabilidad y en su mayoría es de porosidad media-alta y baja permeabilidad. Los yacimientos estancos secundarios de baja permeabilidad son principalmente el resultado de diversas diagénesis. Este tipo de yacimiento era originalmente un yacimiento convencional, pero debido a la compactación y cementación, la porosidad y permeabilidad se reducen mucho, quedando menos poros primarios, formando una capa densa.

(3) El radio de la garganta de los poros es pequeño, la presión capilar es alta y la saturación de agua original es alta. Generalmente, la saturación de agua está entre 30 y 40, y algunas llegan hasta 60. La gravedad específica del petróleo crudo es en su mayoría inferior a 0,85, la viscosidad de la formación es en su mayoría inferior a 3 MPa·s, el contenido de minerales arcillosos es alto y es muy sensible al agua, a los ácidos y a la velocidad.

(4) La interacción arena-lodo en la capa de petróleo es heterogénea. Debido al entorno de depósito inestable, el espesor de la capa de arena varía mucho y la permeabilidad entre capas varía mucho. Algunas areniscas tienen un alto contenido de lodo y una baja resistividad al agua de formación, lo que genera grandes dificultades para la división de las capas de petróleo y agua.

(5) Las fracturas naturales están relativamente desarrolladas. Debido a la litología dura y densa, existen sistemas de fracturas naturales de diversos grados, que generalmente están controlados por geoestrés regional y tienen cierta direccionalidad, lo que tiene un mayor impacto en los resultados de desarrollo del campo petrolero. Las fracturas son canales para la penetración de petróleo y gas y las condiciones para la canalización de inyección de agua suelen estar en la misma dirección que las fracturas naturales. Por lo tanto, al desarrollar campos petrolíferos de arenisca de baja permeabilidad, se debe prestar atención a las fracturas naturales.

(6) El embalse está controlado por la litología, tiene una conexión hidrodinámica deficiente, inundaciones de agua insignificantes en los bordes y el fondo y un suministro de energía natural deficiente. La mayor parte de la recuperación de petróleo se basa en la inundación de gas elástico y en solución, y la productividad del yacimiento disminuye rápidamente, siendo el factor de recuperación primario de sólo 8 a 12. Después de la inyección de agua para mantener la energía, el factor de recuperación secundaria se puede aumentar de 25 a 30.

(7) Debido a su baja permeabilidad y porosidad, se requiere acidificación y fracturación para ponerlo en producción y obtener valor económico.

(8) Debido a la compleja estructura de los poros, las gargantas pequeñas, el alto contenido de lodo y la presencia de una variedad de minerales sensibles al agua, es vulnerable a daños durante el proceso de minería y a la pérdida de La producción puede alcanzar del 30 al 50%. Por lo tanto, es muy importante proteger la capa de petróleo durante todo el proceso de recuperación de petróleo.

En la actualidad, mi país ha llevado a cabo la exploración y el desarrollo de yacimientos de petróleo compacto de baja permeabilidad en Changqing, Daqing, Jilin y otros yacimientos petrolíferos. El campo petrolífero de Changqing ha desarrollado con éxito un yacimiento de baja permeabilidad con una permeabilidad de solo (0,5 ~ 1,0) × 10-3μ m2 en la cuenca de Ordos, con una producción de petróleo de un solo pozo que alcanza 3 ~ 4t/d.