Análisis de los principales factores que controlan la evolución de las propiedades físicas del yacimiento
(1) Distribución de los poros secundarios
La distribución de los poros secundarios en la dirección longitudinal es desigual. La porosidad primaria disminuye gradualmente con el aumento de la profundidad del enterramiento y su tendencia cambiante es básicamente lineal. La distribución de los poros secundarios en el área de Wendong (Figura 2-4-2) muestra que hay dos zonas de desarrollo de poros secundarios en el área en su conjunto. La primera zona de desarrollo está ubicada a 2500 ~ 3500 m, lo que equivale a la etapa madura A; la segunda zona de desarrollo está ubicada a 3500 ~ 4500 m, lo que equivale a la etapa madura B; La existencia de dos zonas de desarrollo de poros secundarios revela múltiples procesos de disolución en esta zona. Este desarrollo de múltiples etapas de los poros secundarios se puede reflejar en el diagrama de evolución de la estructura de los poros (Figura 2-4-3). De inmaduros a semimaduros, los poros primarios básicamente se han reducido a un nivel incompresible. Los poros secundarios se generan en la etapa semimadura cuando el valor de Ro es 0,5 ~ 1,0, es decir, la etapa de baja madurez alcanza el primer pico cuando el valor de Ro es 1,0 ~ 1,3, alcanza el segundo pico en la etapa madura; Por supuesto, el segundo pico es mucho más bajo que el primero.
Figura 2-4-2 Mapa de distribución de poros secundarios en el área de Wendong
(2) Causas de los poros secundarios
La formación de poros secundarios depende principalmente de En la disolución de partículas y cemento y su metasomatismo. Esto requiere una reposición constante de sustancias ácidas.
1. Formación de medio ácido
Aquí se refiere principalmente a la formación de CO2, existen dos mecanismos.
(1) Fuentes orgánicas
La investigación sobre materia orgánica en el área de Wendong muestra que en la etapa de descarboxilación de materia orgánica y generación de aceite de kerógeno entre 2000 y 4000 m, la pirólisis del kerógeno forma Co2, y la La fórmula de reacción es kerógeno →Co2+H2O+N2+petróleo y gas+residuo orgánico.
Figura 2-4-3 Diagrama esquemático de la evolución de la estructura de poros en el área de Wendong
(2) Origen inorgánico
1) Hidrólisis del carbonato
La identificación de secciones delgadas y la observación con microscopio electrónico de barrido en el área de Wendong muestran que hay carbonatos dispersos en la arcilla y su contenido es muy rico, alcanzando del 20% al 30%. Los componentes principales son calcita de hierro y ankerita.
2) Reacción de los minerales arcillosos
En la etapa de entierro profundo de la diagénesis, la reacción entre los minerales arcillosos y los carbonatos puede generar una gran cantidad de CO2 inorgánico, debido principalmente a la desaparición de caolinita y La formación de clorita se puede observar simultáneamente con la disolución de la dolomita y la estacionalidad. La ecuación de reacción es:
Desarrollo de campos petrolíferos profundos, de alta presión y baja permeabilidad, tomando como ejemplo el yacimiento Sha3 del campo petrolífero de Wendong en la depresión de Dongpu
El contenido de mineral arcilloso de Pozo Pushen 7 cambia con la profundidad Los cambios (Figura 2-4-4) muestran que el segundo área pico de clorita corresponde al área de bajo valor de caolinita. La figura muestra que la clorita en el intervalo de 3400 ~ 3600 m también tiene una relación creciente y menguante con la caolinita.
2. Disolución de componentes
La investigación anterior muestra que el CO2, el agua ácida y los solventes orgánicos en la formación son agentes disolventes importantes para la formación de poros secundarios en arenisca, y sus efectos conducen a a la disolución de diferentes partículas. En diversos grados. La formación de poros secundarios en el área de Wendong se debe principalmente a la siguiente disolución:
(1) Disolución de minerales carbonato
En medios ácidos, los minerales carbonato reaccionan de acuerdo con la siguiente disolución :
Desarrollo de campos petrolíferos profundos de alta presión y baja permeabilidad: tomando como ejemplo el yacimiento Sha3 del campo petrolífero Wendong en Dongpu Sag
La disolución de la calcita se puede observar bajo una microscopio, y la calcita de hierro actúa como cemento temprano tiene mejor solubilidad.
Figura 2-4-4 Distribución del contenido de minerales arcillosos en Well Pushen 7
(2) Disolución de minerales de feldespato
Feldespato, especialmente plagioclasa La descomposición química El feldespato es una causa importante de porosidad secundaria. El producto diferenciado del feldespato es la caolinita, y su ecuación de reacción es:
Desarrollo de yacimientos petrolíferos profundos de alta presión y baja permeabilidad, tomando como ejemplo el yacimiento Sha3 del campo petrolífero Wendong en Dongpu Sag
La disolución selectiva del feldespato se puede observar claramente bajo un microscopio electrónico de barrido.
(3) Disolución de los recortes de perforación
La composición de los recortes de Shah 3 Member en el área de Wendong es compleja, y también se pueden disolver cortes fangosos y de roca metamórfica. El pedernal y el pedernal a veces se disuelven, como lo demuestra el fenómeno de disolución por presión. Los componentes más solubles son la arena carbonatada y los ooides.
(4) Disolución de granos de ooide y granos de arena.
Los componentes de los granos de ooide y los restos de arena son la calcita y la dolomita, que son los componentes más solubles. La formación de poros extragrandes suele estar directamente relacionada con la disolución de estos componentes.
(3) Factores de control de los poros secundarios
El desarrollo de los poros secundarios está controlado principalmente por el fondo diagenético. Los antecedentes diagenéticos aquí son un resumen completo de los factores ambientales diagenéticos. Estos factores incluyen la evolución estructural, las características sedimentarias, el historial de entierro, el historial de evolución térmica y el historial de fluidos, así como la presión anormalmente alta exclusiva del yacimiento en el área de estudio [54-58].
1. Evolución tectónica
A finales del período Yanshan, después de la erosión desde finales del Cretácico hasta el Neógeno, la cuenca de la bahía de Bohai experimentó un fuerte rift regional y entró en el ciclo de rift cenozoico. , la Depresión de Dongpu es producto de este proceso de ruptura. La formación y el desarrollo de la Depresión Dongpu experimentaron principalmente el período de tensión inicial, el período de fortalecimiento, el período de fortalecimiento, el período de decadencia y el período de depresión.
El Oligoceno temprano fue un período de intensa ruptura, durante el cual la tensión y la torsión alcanzaron el límite de fuerza y gradualmente se formó una zona de elevación central unificada, sentando las bases para el marco estructural básico de la Depresión de Dongpu. Al final del Oligoceno, el campo de tensiones cambió de tensión a compresión, lo que provocó un levantamiento regional, y las fisuras correspondientes se encontraban en un período de decadencia. El campo petrolífero de Wendong está ubicado en el ala este de la estructura de Liuwen. Es un anticlinal de tracción inversa largo y estrecho que se extiende hacia el noreste. Es un cinturón estructural formado por la tracción inversa de la falla de Wendong. En un radio de 3 kilómetros, Wen 13 y Wen 16 forman dos puntos altos. El punto alto estructural de Wen 13 está ubicado en la estructura anticlinal de eje corto antitracción con fallas complejas, y el punto alto estructural de Wen 16 está ubicado en la estructura en forma de nariz que se inclina hacia el sur y el oeste. La estructura de Hebei tipo "Hu" en esta zona abarca tres unidades estructurales: la vertiente occidental, la depresión occidental y el levantamiento central dentro de un área de menos de 25 kilómetros de este a oeste afectada por la evolución tectónica, su sedimentación y diagénesis. son obviamente diferentes.
Las grietas forman microfisuras que favorecen el flujo del agua y forman una "zona de actividad de tensión", que está estrechamente relacionada con la ley de desarrollo de los poros secundarios planos. La actividad continua de las fallas Wenxi, Wendong y Xulou ha formado una serie de zonas favorables de desarrollo de poros secundarios a lo largo de las áreas activas de la falla, como lo demuestran los campos petrolíferos de bloques de falla de alto rendimiento distribuidos a lo largo de las fallas en la etapa media de la falla. Formación Shahejie.
2. Características sedimentarias
Durante el período de depósito principal del Dongpu Sag, las actividades de rifting fueron intensas y la diferenciación estructural interna fue intensa, lo que resultó en cambios rápidos en los cinturones de facies sedimentarias y migraciones frecuentes. de centros de depósito Diversas vías evolutivas de diagénesis posterior proporcionan la base material necesaria (Figura 2-4-5).
Figura 2-4-5 Perfil sedimentario del miembro Sha3 en el área de Huzhuji-Liuwen
Compare las áreas de Huzhushe y Liuwen. En la etapa inicial, la Formación en forma de Hu era un área más profunda, y un conjunto de sedimentos lacustres compuestos principalmente por rocas clásticas finas y lutitas de yeso se desarrollaron en la etapa inicial y luego evolucionaron hacia rocas sedimentarias clásticas gruesas terrestres caracterizadas por deltas en abanico; En consecuencia, el área de Liuwen desarrolló etapas de sal gema, sal de yeso, lutita de lago semiprofundo y turbidita, el cuerpo de agua se volvió menos profundo y se formó una zona de elevación central. Intercalaciones de arenisca y lutita caracterizadas por fases delta desarrolladas en el área de Huzhuangji, espesor 0000 m. El área de Liuwen se caracteriza por un conjunto de depósitos de chiringuitos lacustres poco profundos, dominados por arenisca fina y limolita.
Controlados por los patrones estructurales y sedimentarios antes mencionados, los sedimentos muestran diferentes características mineralógicas, petrológicas y geoquímicas: ① La arenisca en forma de Hu se compone principalmente de arenisca lítica estacional y arenisca lítica (Figura 2 -4- 6), la madurez mineral es baja, el tamaño de partícula es grueso y el contenido de matriz es alto (8% ~ 14% en el área de Liuwen está dominada por arenisca estacional de feldespato y arenisca estacional, con mayor madurez mineral y tamaño de partícula más fino); , el contenido de la matriz es bajo (3% ~ 10%). ② El área de Huzhuangji tiene un alto contenido de arena (20% ~ 50%) y un pequeño coeficiente de estratificación; el área de Liuwen tiene un bajo contenido de arena (10% ~ 30%) y un gran coeficiente de estratificación. ③La lutita en el área de Huzhuangji es rica en minerales clásticos, mientras que el área de Liuwen es relativamente pura o contiene una cierta cantidad de minerales de sal de dolomita y yeso. El primero es rico en hierro, silicio y otros elementos, mientras que el segundo es relativamente rico en calcio, manganeso, estroncio y otros elementos.
Figura 2-4-6 Tipos de arenisca de yacimientos en las áreas de Huzhuji y Liuwen
1. Arenisca estacional; 2. Arenisca estacional feldespática 3. Corte de arenisca estacional; Son de arenisca de temporada. 5-Arenisca lítica oldspática. Arenisca lítica de 6-feldespato; Arenisca lítica de 7-feldespato; Arenisca 8-Lítica
La microfase sedimentaria determina la estructura y composición de la arenisca y controla el desarrollo de poros secundarios. Las areniscas con menos contenido de lodo suelen favorecer la formación de poros secundarios, y el lodo es una razón importante para la baja porosidad y permeabilidad del yacimiento.
3. Historia de entierro e historia de evolución térmica
La historia de entierro y la historia de evolución térmica son un resumen completo de parámetros diagenéticos como la temperatura de formación, la presión y el tiempo de acción efectivo controlado por la actividad tectónica. La diferenciación estructural interna de la cuenca del rift da como resultado diferentes procesos de enterramiento y evolución térmica en los diferentes bloques: ① Etapa de subsidencia rápida. Esta fase corresponde a un período de intenso rifting seco, especialmente durante la deposición. Al final de esta etapa, la profundidad de enterramiento de la capa objetivo en el área de Liuwen es ligeramente mayor que la de la cubierta en forma de Hu, y puede exceder los 2.500 metros (aproximadamente 90°C) en este momento. ②Etapa de asentamiento lento. Esta etapa corresponde al período de desintegración (Ed) de la grieta, es decir, el período en el que el campo de tensiones cambia de un sistema de tracción-torsión a uno de compresión-torsión. En esta etapa, en comparación con la zona de hundimiento occidental, las áreas de Huzhuji y Liuwen mostraron un levantamiento relativo, y el sótano se asentaba lentamente y tendía a recuperarse. ③Etapa de elevación fuerte. Esta etapa corresponde aproximadamente al final de la Formación Dongying (Ed) y antes de la Formación Shangguantao (ng), y su duración es difícil de determinar. En general, la amplitud de elevación en el área de Huzhuji es mayor que en el área de Liuwen, y la profundidad del entierro y la temperatura del suelo de la capa objetivo se reducen significativamente. Esta regresión estructural conduce a la erosión estratigráfica regional. En particular, el levantamiento y la erosión en áreas concentradas en forma de Hu pueden alcanzar más de 1000 m, y parte de la capa objetivo queda expuesta en la superficie. ④Etapa posterior de asentamiento estable. Esta etapa corresponde al período de depresión Paleógeno-Neógeno y dura aproximadamente 20 Ma. El hundimiento es estable y lento, y la diferenciación estructural interna es débil. Finalmente, la capa objetivo queda enterrada más profundamente y la temperatura del suelo aumenta nuevamente.
4. Historia de la evolución del fluido
El agua nativa en el área de estudio está controlada por el ambiente sedimentario, es decir, desde Hu Xingji hasta Liu Wen, la salinidad del agua de los poros aumenta, Ca. , Sr, Mn y otros elementos El contenido aumenta en consecuencia. Durante el proceso de incrustación y sellado, a medida que aumentan la temperatura y la presión, el agua de los poros primarios se ve afectada alternativamente por el agua de compactación, el agua a presión tibia y el agua exprimida por la circulación interna bajo la acción de la presión hidrostática o la presión del suelo, lo que resulta en salinidad y grado de álcali. aumentó.
Sin embargo, durante el período de ventana de generación de petróleo, debido a la descarboxilación del kerógeno, el agua de los poros se volverá principalmente ácida. Con el consumo de ácido en las reacciones diagenéticas (como la disolución), el agua de los poros se volverá principalmente alcalina. Además, el levantamiento y la erosión al final del Paleógeno hicieron que el agua atmosférica fuera un factor importante en la transformación del fluido de los poros en la capa objetivo, es decir, la circulación externa alterna del agua de filtración se produjo bajo presión hidrostática. Las investigaciones muestran que el agua atmosférica se inyecta principalmente a lo largo del lecho, desalinizando el área de concentración en forma de "Hu" y al mismo tiempo debilitando la alcalinidad. Sin embargo, este proceso tuvo poco impacto en la capa de destino del distrito de Liuwen. El proceso evolutivo anterior finalmente resultó en que la capa objetivo en el área de Liuwen tuviera las características de alta salinidad y fuerte alcalinidad, mientras que la capa en forma de Hu tenía las características de salinidad relativamente baja y alcalinidad débil (Figura 2-4-7).
Figura 2-4-7 Base de ayuda mutua: características de mineralización del agua de formación de la formación Liuwen
5. Alta presión anormal
La alta presión anormal es la clave para controlar los poros de las cuencas de petróleo y gas Factores importantes en la actividad de fluidos, la diagénesis y la migración de petróleo y gas. La actividad de los fluidos oscilatorios de alta presión, estrechamente relacionada con una presión anormalmente alta en las cuencas sedimentarias, cambiará rápidamente las condiciones físicas, químicas y de presión de los fluidos de los medios porosos dentro y fuera de los yacimientos de alta presión, y cambiará el proceso diagenético normal, teniendo así un impacto importante. sobre la diagénesis de embalses de cuenca anormalmente alta presión [59 - 64].
(1) Alta presión anormal y diagénesis de compactación
Las características básicas de la diagénesis sedimentaria del yacimiento de arenisca en Dongpu Sag son capas delgadas de arena, tamaños de grano fino y sedimentaciones obvias. heterogeneidad. La profundidad del entierro es de más de 3000 metros, y la compactación, la cementación temprana de carbonatos, la illita-clorita autigénica tardía y la cementación silícea son fuertes. Sin embargo, las diferencias de diagénesis de diferentes unidades estructurales también son muy obvias (Tabla 2-4-3). La contribución de la alta presión anormal y la actividad del fluido a las diferencias diagenéticas anteriores se analiza a continuación.
Desarrollo de campos petrolíferos profundos de alta presión y baja permeabilidad: tomando como ejemplo el yacimiento Sha3 del campo petrolífero de Wendong en la depresión de Dongpu
1) Comparación del volumen de compactación
Anormalidades La alta presión inhibe la disolución de la presión intergranular al reducir la tensión en los puntos de contacto entre las partículas de arenisca. Este artículo selecciona muestras del pozo PS7 y del pozo Q24 para comparar la cantidad de compactación. El contenido de cemento carbonatado es inferior al 7%. El contenido de impurezas se controla en aproximadamente el 5%; la profundidad de enterramiento de la muestra está limitada a 4000 ~ 4200 m, la historia de enterramiento es similar y es la mayor profundidad de enterramiento en la historia geológica. El tamaño promedio de las partículas está entre 0,08 ~ 0,10 mm, pertenecientes a la misma fase de sedimentación. De esta manera, los resultados estadísticos de la solución a presión reflejan principalmente el estrés de la interacción entre partículas, y el impacto de una presión anormalmente alta en la compactación de las partículas se puede reflejar calculando el porcentaje del volumen de la solución a presión/volumen de partículas. Al calcular la solución de presión, los principales componentes a considerar son la sobrecarga dependiente del tiempo y la sobrecarga dependiente del tiempo del feldespato. Para areniscas con mala madurez estructural, la forma del grano es irregular y la redondez es pobre, lo que aumenta la complejidad de determinar el volumen de granos superpuestos, pero sigue siendo un método eficaz para estimar el volumen de granos disueltos por presión intergranular. El método anterior puede eliminar la influencia de otros factores (como el tamaño de las partículas, la cementación temprana, la profundidad de entierro) en la solución de presión intergranular. El tamaño de la solución de presión intergranular reflejará la magnitud relativa de la tensión de interacción y la alta presión anormal.
Figura 2-4-8 Comparación de solubilidad a presión de arenisca en el Pozo PS7 y Pozo Q24
2) Relación relativa entre compactación y cementación
Figura 2- 4- 9 Diagrama de relación compactación-cementación de arenisca del Pozo PS7 y Pozo Q24
La porosidad de la arenisca antes de la compactación y cementación es el 36,75% de la del área de Wendong.
Analizar la fuerza relativa de compactación y cementación en las áreas de Wendong y Qiaokou (Figura 2-4-9). Muestras seleccionadas
Los resultados estadísticos de la disolución por presión intergranular de las secciones delgadas de arenisca en el Pozo Q24 y el Pozo PS7 muestran (Figura 2-4-9) que la cantidad de disolución por presión intergranular en el Pozo PS7 es menor que la de El pozo Q24 y el pozo Q24 están en 4000. El volumen de disolución a presión promedio entre 4200 metros es 1.762%, mientras que el volumen de disolución a presión promedio del pozo Q24 es 2.1.25%. Como se muestra en la Figura 2-4-, el volumen de superposición máximo. entre partículas es menos del 3% del volumen de la partícula, que es mucho más pequeño que otros. El valor de disolución de la presión calculado por los académicos a una profundidad considerable es del 10%. Además, se encontró que el orden del contenido de acreción de arenisca dependiente del tiempo en la subsección es Qiaokou, Baimiao y Wendong (Tabla 2-4-3), lo que se correlaciona negativamente con una presión alta anormal. debido a una presión anormalmente alta que inhibe la compactación y provoca un crecimiento del grano dependiente del tiempo. Otra evidencia del debilitamiento de la corrosión entre presiones. El tamaño de las partículas de los productos se selecciona cuidadosamente, en su mayoría arenisca medio fina, con un contenido de base variada de aproximadamente el 5%. Los efectos de la compactación y cementación en la reducción de la porosidad en el Pozo PS7 son básicamente los mismos la mayoría de las muestras del Pozo Q24 caen en la parte superior izquierda, lo que indica que la compactación juega un papel decisivo en la reducción de la porosidad, es decir, la compactación que experimenta el Pozo PS7 es más débil; que la experimentada por el pozo Q24, el proceso de compactación del pozo PS7 se ve inhibido por una presión anormalmente alta mayor que la del pozo Q24.
3) La relación entre los parámetros de deposición de la arenisca y la porosidad
La estructura de poros intergranulares de la arenisca está inicialmente controlada por los parámetros de deposición. Con el aumento de la profundidad del enterramiento, especialmente el fortalecimiento de la disolución por presión, la cementación-metasomatismo y la disolución de partículas, la relación de control entre los parámetros de depósito y la porosidad se debilita gradualmente. Por lo tanto, se pueden seleccionar muestras con metasomatismo de cementación débil y profundidades de enterramiento similares para estudiar la correlación entre los parámetros de depósito y la porosidad, y realizar análisis cuantitativos del efecto de compactación (disolución) del yacimiento.
La investigación muestra que existe una relación lineal obvia entre el coeficiente de clasificación, el tamaño medio de las partículas y otros parámetros del tamaño de las partículas del pozo PS7 y la porosidad, y su grado de correlación lineal es significativamente más fuerte que el del pozo Q24. Esto muestra que la estructura de poros intergranulares de la arenisca en el Pozo PS7 todavía está controlada por los parámetros de depósito, mientras que el Pozo Q24 se ve muy afectado por la compactación (disolución).
(2) Alta presión anormal y diagénesis de cementación por disolución
1) Alta presión anormal y características de actividad del fluido relacionadas
Las investigaciones muestran que durante el hundimiento térmico de En la cuenca, la presión El flujo de agua real es muy lento y es poco probable que cause perturbaciones significativas en el campo de temperatura y formación y mineralización de rocas. Los fluidos oscilantes (pulsados) causados por procesos repetidos de apertura y cierre de presión anormalmente alta son eventos geológicos que a menudo ocurren durante la evolución de la corteza sedimentaria e incluso de la litosfera. Es probable que este mecanismo cinético de autoorganización restrinja el proceso de disolución-gelación y la estructura de la zona diagenética a gran escala [59-65].
Durante el proceso de diagénesis de enterramiento en el área de estudio se desarrolló una presión anormal alta, que tuvo un impacto importante en la compactación de la arenisca. Las temperaturas uniformes registradas en las inclusiones de fluido de borde que se expanden dependiente del tiempo en el área de estudio están en su mayoría entre 105 °C y 145 °C. La frecuencia de aparición de temperaturas uniformes de las inclusiones es multimodal, lo que muestra el papel del fluido de cortina de alta presión. , es decir, actividad de fluido oscilatorio de alta presión. La investigación de Xu Huazheng muestra que existe una alta proporción de espacios de microfugas en rodajas de lutita en zonas de presión anormalmente alta, y las microfisuras son las más comunes en los espacios de microfugas. En la actualidad, la mayoría de las microfisuras están llenas de pirita o carbonato. Se puede observar que la contaminación por petróleo se propaga a lo largo de las microfisuras y se absorbe una cierta cantidad de hidrocarburos adsorbidos. Este fenómeno indica que las microfracturas alguna vez fueron canales para la migración de fluidos y puede indicar que las lutitas experimentaron fracturas episódicas y expulsión de fluidos en cuencas sobrepresionadas.
2) Diagénesis de cementación-disolución
La existencia de una alta presión anormal puede aumentar la solubilidad del CO2 en medios porosos, mejorar la acidez de los medios porosos y mejorar la disolución del yacimiento.
La descarga de fluido episódica de lutitas a alta presión destruirá las propiedades físicas del yacimiento. En las lutitas de presión anormalmente alta se producen fracturas hidráulicas frecuentes y actividad episódica de fluidos, lo que reduce rápidamente la presión del fluido que ingresa a la arenisca, y la presión parcial de CO2 en el sistema de fluido también disminuye rápidamente, lo que lleva a un fuerte aumento en el valor del pH bajo condiciones internas del buffer. Finalmente, el yacimiento (zona de baja presión) donde se inyecta el fluido precipitará y cementará, y la dinámica del yacimiento se deteriorará. Esta puede ser una razón importante para el desarrollo extremo de la cementación con carbonatos en el último período del área de estudio [66].
6. Cemento carbonatado
El grado final de desarrollo y conservación de los poros secundarios depende principalmente de la cantidad de cemento posterior. La curva de relación entre el contenido de carbonato y las propiedades físicas en el área de Wendong muestra que existe una correlación negativa obvia entre el contenido de carbonato y la porosidad. La cementación con carbonatos reduce significativamente la porosidad del yacimiento. Sólo mediante la disolución se puede extraer el material carbonatado, formando un espacio poroso favorable para la acumulación de petróleo y gas.
Desarrollo de campos petrolíferos profundos de alta presión y baja permeabilidad: tomando como ejemplo el yacimiento Shahejie 3 en el campo petrolífero de Wendong en la depresión de Dongpu
Figura 2-4-10 Propiedades físicas y características del tercer yacimiento de Shahejie en la curva de relación del contenido de carbonato de Wendong
7. Propiedades del fluido de poro
El medio ácido es una condición necesaria para promover la disolución de los componentes solubles. Los cambios en el medio acuoso pueden disolverse en un lugar y precipitar en otro. Es decir, la migración de iones conduce a una distribución desigual de los poros secundarios en el plano.
Cuando el fluido de los poros fluye a través de medios porosos, además de la precipitación química, también habrá retención mecánica. Cuando un fluido que contiene sustancias disueltas pasa a través de un medio poroso, si el diámetro molecular es menor que la entrada del poro y mayor que la salida del poro, las sustancias disueltas permanecerán mecánicamente en el medio poroso, provocando que los poros se contraigan. Los efectos mecánicos de retención y trampa de los yacimientos de baja permeabilidad son más prominentes que los de los yacimientos de media y alta permeabilidad. La formación de una capa de baja porosidad y baja permeabilidad en el área de estudio no puede excluir el papel de la retención mecánica. La razón principal es que las partículas son finas, principalmente de grado limo; la concentración de fluido es alta y la salinidad en esta área es generalmente (20 ~ 30) × 104 ppm = 10-6.
Entre...
8. Minerales autigénicos
Los minerales autigénicos no sólo destruyen los poros secundarios, sino que también los preservan. La caolinita y otros minerales autigénicos sirven como relleno de poros para empeorar las propiedades físicas del yacimiento. La clorita se puede depositar en la superficie de los cuerpos de arena en las primeras etapas de la diagénesis, evitando así la expansión secundaria estacional y mejorando el potencial de conservación de los poros intergranulares. Bajo un microscopio de sección delgada, se encontró que el crecimiento secundario con película de lodo era muy débil. Sin embargo, las películas de barro a veces actúan bloqueando los poros.
9. La relación entre las zonas de alta porosidad y la diagénesis
Existen múltiples zonas de alta porosidad verticalmente en los yacimientos del área de Wendong, que se deben principalmente a una diagénesis especial en una sal típica. ambiente de depósito del lago Causado por.
(1) El relleno de carbonato es abundante.
El abundante llenado de carbonato en la etapa diagenética temprana del yacimiento no sólo debilita la compactación, sino que también contribuye a la disolución de los medios de alta salinidad en las etapas diagenéticas posteriores (aproximadamente etapa diagenética temprana B y etapa diagenética tardía). etapa A) Proporciona una base material y genera una gran cantidad de poros de disolución. La primera zona de desarrollo de poros es la principal zona de distribución de yacimientos de petróleo y gas en la depresión de Dongpu.
(2) Capa regional de sal de yeso
La existencia de una capa regional de sal de yeso favorece la formación de una "caja sellada" de presión anormalmente alta en la profundidad, lo que ralentiza la Compactación y conservación de los poros originales. También favorece la actividad de las aguas subterráneas ricas en ácidos orgánicos y co: en el proceso posterior de generación de hidrocarburos (equivalente a las etapas A y B de la diagénesis intermedia) y la formación de una gran cantidad de poros secundarios disueltos. Esta es la razón principal por la cual las zonas de desarrollo de poros secundarios se encuentran ampliamente distribuidas en el área de estudio.
(3) Transformación de minerales arcillosos
En el cambio diagenético de los minerales arcillosos, la transformación de montmorillonita en illita puede liberar más agua unida.
El contenido de illita en minerales arcillosos en la fase diagenética tardía A del Dongpu Sag es relativamente alto, oscilando entre 67% y 80%, 36% y 69% y 33% a 84% en las áreas de Liuwen, Weicheng y Pucheng, respectivamente. , lo que significa que el mongol Una gran cantidad de desprendimiento se ha convertido en illita a la profundidad correspondiente, lo que seguramente proporcionará más cemento de carbonato disuelto en agua ácida, lo que favorece la formación de zonas de desarrollo de poros secundarios.
El análisis de la diagénesis del yacimiento y la historia de la evolución de los poros muestra que el yacimiento Sha3zhong en el campo petrolífero de Wendong tiene las siguientes características:
A. capa de sal de yeso más grande en la parte superior e inferior.
B. La compactación es el principal factor en la atenuación de las propiedades físicas de la arenisca.
c Los carbonatos tienen un fuerte efecto cementante y son principalmente calcita, dolomita y dolomita que contienen hierro, principalmente en forma de cementos como partículas clásticas metasomáticas.
D. La cementación con sílice es uno de los factores importantes que causan yacimientos estrechos y baja permeabilidad.
E. La disolución ha mejorado en gran medida las propiedades del yacimiento y ha formado una zona de desarrollo de poros secundarios (2500 ~ 3300 metros afectados por condiciones anormales de alta presión, 3300 ~ 3800 m es la tasa de porosidad y permeabilidad de la zona de alta presión); guardar cinta.
Durante el proceso de diagénesis sedimentaria y de entierro, la evolución diagenética y el grado de evolución de los minerales clásticos están controlados por diferentes factores y exhiben diferentes procesos diagenéticos. Varios factores se pueden resumir en dos aspectos principales.
1) Factores internos
Incluyendo microfacies sedimentarias, tipo de arenisca, composición de la arenisca y características estructurales, contenido de la matriz, tipo y cantidad de cementación y período de cementación [67].
2) Causas externas
Se refiere a los factores ambientales externos que experimentan los sedimentos durante el proceso de diagénesis, incluyendo la influencia de la temperatura, la presión, las propiedades del agua de poro y los hidrocarburos. Por supuesto, estos factores están relacionados con la profundidad del entierro, la tasa de entierro y las condiciones estructurales regionales.
La investigación sobre la arenisca del miembro Shah 3 en el área de Wendong muestra que el contenido de la matriz entre los factores internos tiene una gran influencia en las características diagenéticas de la arenisca. La arenisca fina limosa de estratificación paralela y la arenisca masiva son en su mayoría areniscas limpias con un contenido de matriz inferior al 10%. El principal proceso diagenético al que se someten es la cementación. El relleno de cemento entre las partículas suele ser de minerales carbonatados, seguidos de cemento sensible al tiempo producido por expansión secundaria. La compactación es la principal diagénesis de areniscas complejas con un contenido de matriz superior al 10%. La compactación mecánica obvia hace que las partículas clásticas entre la matriz giren mecánicamente, formando así un tejido diagenético direccional, y el fenómeno de expansión secundaria es débil en el tiempo. La cementación en la grauvaca es débil porque la matriz arcillosa limita la circulación del agua de los poros, lo que dificulta la extracción de componentes de la arenisca y la introducción de componentes externos. Los poros intergranulares continuos y sin obstrucciones en la arenisca limpia son muy propicios para la circulación del agua intergranular que transporta componentes disueltos. A medida que cambian las propiedades del agua, se producirá precipitación o disolución entre las partículas. El área del bloque de falla Wen 13 es un campo petrolero de presión anormalmente alta. La presión de formación original es mucho mayor que la presión hidrostática de la capa correspondiente, y el coeficiente de presión y el gradiente de presión de formación de cada grupo de arena también son diferentes (Figura 1-2-2).
Dentro de los factores externos, la temperatura es el factor diagenético más importante. El papel de la temperatura en el proceso de diagénesis funeraria es el siguiente:
A. Afecta a la solubilidad de los minerales. El aumento de temperatura aumentará la solubilidad de los componentes, y la existencia de un gradiente de temperatura favorecerá la migración de la solución;
B. Afectará a la actividad del (oh)-. Los resultados muestran que a 65438 ± 00 ℃, la velocidad de reacción se duplica al aumentar la temperatura.
C. Favorecer la descomposición de la materia orgánica. La materia orgánica se convierte gradualmente en hidrocarburos complejos.
D.Reducir la hidratación de los iones. Iones como Fe2+ y Mg2+ que están fuertemente hidratados a temperaturas superficiales se combinan con carbonatos para formar minerales carbonato.
E. Minerales hidratados deshidratados. Por ejemplo, los minerales arcillosos y los minerales zeolitas se deshidratan a medida que aumentan las temperaturas, convirtiéndolos en fases minerales más estables.
Según las mediciones reales de temperatura del pozo, el gradiente geotérmico en Sha3zhong en el área de Wendong es de 4,96 ℃/100 m (Figura 1-2-3). Aunque esta es la temperatura actual del suelo, que es diferente de la temperatura del suelo antigua, todavía tiene un valor de referencia importante. De acuerdo con el principio de servir el pasado para el presente, en la etapa madura A (H = 2500 ~ 3500 m, R0 = 0,5% ~ 1,0%) de la etapa diagenética media, la temperatura del suelo ha alcanzado 1,10 ~ 140 ℃. Estas temperaturas tienen un gran impacto en la disolución química de partículas, la formación de diversos minerales autigénicos, la evolución diagenética de minerales arcillosos y la pirólisis de la materia orgánica.