Contenido de descripción de heterogeneidad macroscópica
La heterogeneidad intracapa se refiere a los cambios longitudinales en las propiedades del yacimiento dentro de capas pequeñas o capas individuales de arena. Incluyendo el grado de diferencia en la permeabilidad vertical dentro de la capa, la ubicación de la sección de mayor permeabilidad, el ritmo del tamaño de las partículas, el ritmo de permeabilidad y la heterogeneidad de la permeabilidad dentro de la capa, y la distribución de capas intermedias delgadas y fangosas discontinuas dentro de la capa. La heterogeneidad intracapa es un factor geológico clave que controla y afecta directamente el rango de barrido y el espesor de las inyecciones de capas de arena pequeñas o únicas.
1. Ritmo de tamaño de grano
Los cambios verticales en el tamaño de las partículas clásticas en capas pequeñas o capas individuales de arena se denominan ritmo de tamaño de partícula. Está controlado por el entorno deposicional y el patrón deposicional. Las rimas granulares generalmente se dividen en cuatro categorías: rima regular, rima inversa, rima compuesta y rima homogénea.
◎Ritmo positivo: Es el fenómeno de que el tamaño de las partículas de la roca yacimiento se vuelve más fina de abajo hacia arriba. Por ejemplo, los cuerpos de arena de los canales distributivos tienen un ritmo positivo típico y las propiedades físicas del yacimiento se deterioran de abajo hacia arriba.
◎Antirritmo: Es el fenómeno por el cual el tamaño de las partículas de la roca yacimiento cambia de fina a gruesa de abajo hacia arriba. Por ejemplo, las barras de la boca frontal delta pueden formar un ritmo de secuencia de grano inverso típico, lo que a menudo conduce a una mejora de abajo hacia arriba en las propiedades físicas del yacimiento.
◎Ritmo complejo: combinación de ritmo positivo y negativo. La superposición de ritmos positivos se denomina ritmo positivo compuesto. La superposición de contrarritmos se denomina contrarimas compuestas. Es delgado en la parte superior e inferior y grueso en el medio, lo que se llama ritmo de inversión. Es grueso en la parte superior e inferior y delgado en el medio, lo que se denomina ritmo compuesto positivo y negativo.
◎Ritmo homogéneo: Es un fenómeno en el que el tamaño de las partículas de la roca yacimiento no cambia significativamente en la dirección vertical. Algunos se denominan ritmo masivo o secuencia irregular.
2. Estructuras sedimentarias
En los yacimientos de rocas clásticas existen mayoritariamente diferentes tipos de estructuras de lecho. Las camas comunes incluyen camas paralelas, camas oblicuas, camas cruzadas, camas onduladas, camas graduadas, camas masivas y camas horizontales. El lecho es causado por cambios en el tamaño de grano de la roca, el contenido de lodo y el color y es una manifestación de la heterogeneidad del yacimiento. Por lo tanto, es necesario estudiar la litología, ocurrencia, relación de combinación, ley de distribución del lecho y la direccionalidad de la permeabilidad causada por el mismo. Los diferentes tipos de lecho tienen diferentes efectos sobre la direccionalidad de la permeabilidad.
3. Ritmo de permeabilidad
Los cambios longitudinales en la permeabilidad de capas pequeñas o capas individuales de arena se denominan ritmos de permeabilidad (Figura 3-28). Al igual que el ritmo granular, el ritmo de permeabilidad también se puede dividir en ritmo positivo (la permeabilidad cambia de abajo hacia arriba, de mayor a menor), contrarritmo (la permeabilidad cambia de abajo hacia arriba, de menor a mayor), ritmo homogéneo y compuesto. ritmo (Incluyendo ritmo positivo compuesto, contrarritmo compuesto, ritmo positivo y negativo compuesto y contrarritmo compuesto).
Figura 3-28 Modelo de ritmo de permeabilidad
4. Relación de permeabilidad vertical y permeabilidad horizontal
En el desarrollo de inyección de agua de yacimiento, la permeabilidad vertical es la relación con la horizontal. La permeabilidad (Kv/Kh) tiene una gran influencia en el efecto de lavado con agua. La pequeña relación Kv/Kh indica que la permeabilidad vertical del fluido es relativamente baja, y el barrido de socavación y el espesor dentro de la capa pueden ser pequeños.
5. Grado de heterogeneidad de la permeabilidad
Los parámetros cuantitativos que caracterizan el grado de heterogeneidad de la permeabilidad incluyen el coeficiente de variación de la permeabilidad, el coeficiente de mutación de la permeabilidad, el índice de permeabilidad y el coeficiente de calidad promedio de la permeabilidad.
(1) Coeficiente de variación (VK) de la permeabilidad
El coeficiente de variación es un concepto en estadística matemática, que se utiliza para medir la dispersión o dispersión de ciertos valores estadísticos en relación con su valor promedio de cambio. Utilice la siguiente fórmula para resolver:
Geología del desarrollo de campos de petróleo y gas
En la fórmula: VK - coeficiente de variación de permeabilidad ki - valor de permeabilidad de la muestra en esta capa (I = 1, 2 , 3,...,n), μm 2 - la permeabilidad promedio de todas las muestras en esta capa, μm 2 - el número de muestras internas.
En términos generales, cuando VK
el coeficiente de variación de la permeabilidad obtenido de la fórmula anterior será mayor que 1, lo que no es conveniente para la evaluación de la heterogeneidad. Poettnann F.H introdujo un método para obtener el coeficiente de variación de la permeabilidad entre 0 y 1;
1) Recopilar datos de análisis de permeabilidad del núcleo.
2) Organice la permeabilidad de las muestras centrales de mayor a menor para obtener el número de muestra.
3) En el papel cuadriculado de probabilidad logarítmica, utilice el valor de (número de serie/número total de muestras) × 102 para trazar la permeabilidad de la muestra central para obtener la Figura 3-29.
4) Lea la Figura 3-29 y calcule el coeficiente de cambio de permeabilidad de acuerdo con la siguiente fórmula:
Geología del desarrollo de campos de petróleo y gas
Dónde: VK ——Coeficiente de variación de la permeabilidad; ——Punto estándar [punto (número de serie/número total de muestras) × 100 = 50] permeabilidad, μm 2——Punto de desviación estadística [punto (número de serie/número total de muestras) × 100; = 84,1] Tasa de penetración, μm2.
Figura 3-29 Valores de ítems relevantes en la fórmula de cálculo del coeficiente de variación de permeabilidad
(2) Coeficiente de permeabilidad (TK)
Indica la permeabilidad máxima en la capa La relación entre la tasa de permeabilidad y la permeabilidad promedio en la capa;
En la fórmula: tk - coeficiente de permeabilidad repentina KMAX - la permeabilidad máxima en la capa, generalmente expresada como la capa relativa homogénea; con la mayor permeabilidad en la capa Permeabilidad, μm 2;—la media aritmética de la permeabilidad de esta capa, μm2.
Cuando tk: las 3 en punto, es de un tipo diferente.
(3) Relación de permeabilidad (JK)
Es la relación entre la permeabilidad máxima y la permeabilidad mínima en la capa;
JK=Kmax/Kmin
JK=Kmax/Kmin
p>
En la fórmula: JK——relación de permeabilidad; KMAX——permeabilidad máxima en la capa, generalmente expresada como la permeabilidad de la capa. capa relativamente homogénea con la permeabilidad más alta en la capa, μm 2 KMin——en la capa El valor mínimo de permeabilidad generalmente se expresa como la permeabilidad de la sección relativamente homogénea con la permeabilidad más baja, μm2. Cuanto mayor sea el índice de permeabilidad, más fuerte será la heterogeneidad de la permeabilidad y viceversa.
(4) Coeficiente de uniformidad de permeabilidad (KP)
Indica la relación entre la permeabilidad promedio y la permeabilidad máxima en la capa;
Obviamente, el valor de KP varía de 0 a 1. Cuanto más cerca esté KP de 1, mejor será la homogeneidad.
6. Frecuencia y densidad de distribución de las capas intermedias
Las capas intermedias son capas de roca con permeabilidad o impermeabilidad extremadamente baja. La capa intermedia inestable actúa como una barrera para el flujo de fluidos y afecta los cambios en la permeabilidad longitudinal y transversal. Debido a que su distribución es aleatoria, es difícil rastrearla lateralmente. Generalmente se describe cuantitativamente mediante los dos parámetros siguientes.
(1) La frecuencia de distribución de capas intermedias (PK) se refiere al número de capas intermedias por metro de depósito
PK=N/H
En la fórmula: PK——Frecuencia de distribución de capas intermedias, número de capas/metro; N——Número de capas intermedias en una capa, número de capas; H——Espesor de la capa de aceite, metros
(2) Densidad de distribución de capas intermedias (DK) )
Se refiere al espesor de la capa intermedia en el depósito por metro;
DK=Hsh/H
En la fórmula: DK——densidad de distribución de la capa intermedia , m/m; Hsh— —El espesor total de la capa intermedia en la capa, m; H——El espesor de la capa de aceite, m
Las diferentes microfases sedimentarias tienen diferentes patrones de depósito, que determinan el grano. ritmo de tamaño, ritmo de permeabilidad y permeabilidad en el cuerpo de arena. Heterogeneidad y características entre capas (Tabla 3-4), por lo tanto, la heterogeneidad intracapa tiene una gran relación con las microfases deposicionales.
Tabla 3-4 Características heterogéneas intracapa de cuerpos de arena de microfacies típicas en cuencas de lagos continentales
(2) Heterogeneidad plana
Heterogeneidad plana Las propiedades se refieren a la geometría, escala y continuidad de los cuerpos de arena, así como los cambios planos en la porosidad y la permeabilidad en los cuerpos de arena. Está directamente relacionado con la eficiencia de escaneo del plano inyectado.
1. Geometría del cuerpo de arena
La geometría del cuerpo de arena es un reflejo relativo del tamaño del cuerpo de arena en todas las direcciones. Las descripciones geológicas de la geometría de los cuerpos de arena generalmente se clasifican en términos de relación de aspecto.
◎ Cuerpos de arena en forma de láminas: la relación de aspecto es de aproximadamente 1:1, son equiaxiales en el plano y están distribuidos en un área grande, que va desde unos pocos kilómetros cuadrados hasta decenas de kilómetros cuadrados. .
◎Cuerpos de arena en forma de patata: la relación largo-ancho es inferior a 3:1, el área de distribución es pequeña, la forma es como una "patata", dispersa, en su mayoría con forma de lente pequeña. cuerpos de arena.
◎Cuerpo de arena en forma de tira: la relación de aspecto está entre 3:1 ~ 20:1. Algunos cuerpos de arena de canales de distribución recta entran en esta categoría.
Cuerpo de arena en forma de cordón: relación de aspecto superior a 20:1.
◎Cuerpo de arena dendrítico: El cuerpo de arena se extiende en una determinada dirección y se ramifica continuamente, como ramas. A esta categoría pertenecen los cuerpos arenosos de canales distributivos dendríticos.
◎Cuerpos de arena irregulares: Los cuerpos de arena se extienden sin una dirección dominante. Generalmente tienen una dirección de extensión principal, pero algunos se extienden en otras direcciones. Son cuerpos de arena con orígenes complejos formados por múltiples cambios de río.
2. Escala y continuidad del cuerpo de arena
El tamaño del cuerpo de arena es el tamaño real que se extiende en todas las direcciones, generalmente medido por la longitud del cuerpo de arena, el ancho del cuerpo de arena o el ancho al espesor. relación, encuentro de perforación Caracterizado por la tasa, es un factor geológico clave que determina el patrón y el espaciamiento de los pozos.
(1) La longitud del cuerpo de arena es el rango de dirección dominante de la extensión del cuerpo de arena. Según la longitud de extensión, el cuerpo de arena se puede dividir en cinco niveles:
◎Nivel I: El cuerpo de arena se extiende más de 2.000 metros y tiene buena continuidad.
◎Nivel II: El cuerpo de arena se extiende de 1.600 a 2.000 metros y tiene buena continuidad.
◎Grado III: El cuerpo de arena se extiende 600 ~ 1600 m, con continuidad media.
◎Nivel IV: El cuerpo de arena se extiende de 300 a 600 metros y tiene mala continuidad.
◎Nivel 5: La extensión del cuerpo de arena es inferior a 300 m y la continuidad es extremadamente pobre.
(2) El ancho del cuerpo de arena es el rango perpendicular a la dirección dominante de extensión del cuerpo de arena. La relación ancho-espesor se refiere a la relación entre el ancho y el espesor del cuerpo de arena.
(3) La velocidad de perforación es la relación entre el número de pozos que perforan la capa de arena y el número total de pozos, lo que indica el grado de control sobre el cuerpo de arena bajo un determinado patrón de pozo.
Desde la perspectiva de la práctica de desarrollo de inyección de agua doméstica, los cuerpos de arena en el frente del delta (incluidos los deltas de los ríos y los deltas del abanico de Gilbert) tienen buena continuidad, y la longitud y el ancho de los cuerpos de arena generales pueden alcanzar una escala de miles de metros. Cuando el tamaño del cuerpo de arena alcanza más de 1000 m, la continuidad del cuerpo de arena ya no es el factor principal para determinar el desarrollo de la red de pozos de inyección y producción. Por el contrario, varios cuerpos de arena de ríos y cuerpos de arena de canales, incluidos cuerpos de arena de canales distributivos en llanuras deltaicas, cuerpos de arena de canales distributivos submarinos en deltas de abanicos y cuerpos de arena de canales intra-abanicos en abanicos sublacustres, suelen tener cientos de metros de ancho, por lo que cuerpos de arena El ancho del cuerpo se ha convertido en un factor clave para determinar el patrón de los pozos de inyección y producción. Por lo tanto, estudiar la escala de depósito y la continuidad de los cuerpos de arena es un tema de gran preocupación para los geólogos del desarrollo, y muchos resultados se han publicado en el país y en el extranjero como referencia.
3. Conectividad de los cuerpos de arena
Se refiere al grado de contacto mutuo y penetración de los cuerpos de arena en la dirección y el plano vertical. Puede expresarse mediante el número de coordinación del cuerpo de arena, la conectividad, el coeficiente de conectividad y la densidad de la arenisca.
(1) El número de coordinación de un cuerpo de arena es el número de cuerpos de arena en contacto con un determinado cuerpo de arena.
(2) La conectividad es el porcentaje del área entre cuerpos de arena respecto del área total de los cuerpos de arena.
(3) El coeficiente de conectividad es el porcentaje de capas de cuerpos de arena conectadas en el total de capas de cuerpos de arena. El coeficiente de conectividad también se puede calcular utilizando el espesor, que se denomina coeficiente de conectividad de espesor.
Después de determinar la conectividad de varios cuerpos de arena de microfacies, es necesario estudiar la conectividad entre cuerpos de arena. Los cuerpos de arena conectados de diversas maneras forman en última instancia unidades para el flujo de fluidos durante el desarrollo de campos de petróleo y gas.
Hay muchas formas de conectar cuerpos de arena (Figura 3-30), a saber, multilateral (los cuerpos de arena se apilan lateralmente), multicapa (los cuerpos de arena se apilan verticalmente) y aislados (no conectados a otros cuerpos de arena). cuerpos) ).
Figura 3-30 Diagrama esquemático del modelo de comunicación del cuerpo de arena
4. Porosidad plana, heterogeneidad de la permeabilidad y direccionalidad de la permeabilidad
Porosidad plana Heterogeneidad en la porosidad y la permeabilidad del cuerpo de arena. Se refiere a la variación plana en la porosidad y permeabilidad de los cuerpos de arena. Su grado de cambio puede describirse y evaluarse mediante parámetros estadísticos como el coeficiente de variación del plano, el coeficiente de intrusión del plano, la diferencia de pendiente del plano y el coeficiente de homogeneidad del plano.
La direccionalidad de la permeabilidad significa que la permeabilidad en una dirección es mayor que la permeabilidad en otras direcciones. Es un factor de heterogeneidad del yacimiento que afecta directamente la eficiencia del barrido plano del agente de inyección y también es la causa principal del plano. contradicción.
Las principales razones de la direccionalidad de la permeabilidad son: (1) la diferencia en la permeabilidad de diferentes cuerpos de arena en microfase en el plano; (2) la diferencia en la permeabilidad de diferentes partes del mismo cuerpo de arena en microfase; (3) antigua La dirección principal del flujo de agua (4) Grietas abiertas.
(C) Heterogeneidad entre capas
La heterogeneidad entre capas se refiere a las diferencias en las características del cuerpo de arena y las propiedades físicas del yacimiento entre las capas de petróleo y gas. La heterogeneidad entre capas es la base para dividir las capas de desarrollo y determinar los procesos de producción. Al mismo tiempo, la heterogeneidad entre capas es una razón importante para la interferencia entre capas y las diferencias de inundación de agua durante el desarrollo de inyección de agua.
Los yacimientos de la mayoría de los campos petroleros en las cuencas de los lagos continentales de mi país están compuestos por cuerpos de arena con flujo corto, cinturones de facies estrechos, cambios de fase rápidos y múltiples tipos de orígenes. La heterogeneidad entre capas es generalmente prominente.
1. Coeficiente de estratificación
El coeficiente de estratificación (An) se refiere al número de capas de arena en una determinada sección del pozo, expresado por el número promedio de capas de arena encontradas en un solo pozo. :
p>
Geología del desarrollo de campos de petróleo y gas
En la fórmula: an - coeficiente de estratificación Nbi - el número y número de capas de arena en un pozo; el número de pozos estadísticos y el número de pozos.
Cuanto mayor sea el coeficiente de estratificación, más grave será la heterogeneidad entre capas.
2. Densidad de la arenisca (Sn)
La densidad de la arenisca (Sn), también conocida como relación arena-suelo, se refiere a la relación entre el espesor total de la arenisca en el perfil. al espesor total de la formación, expresado como porcentaje:
Sn = (espesor total de arenisca/espesor total de la formación) × 100
La densidad de arenisca refleja el grado de desarrollo de los cuerpos de arena y la conectividad entre cuerpos de arena.
El Sr. Qiu Yinan complementó y revisó el valor crítico de Allen de la densidad del cuerpo de arena del canal basándose en los datos reales de los cuerpos de arena del canal en las cuencas de los lagos de mi país, y propuso un valor crítico de la densidad del cuerpo de arena del canal para la conectividad. de cuerpos de arena de canal (Figura 3-31).
Figura 3-31 Diagrama esquemático de la conectividad del cuerpo de arena del canal
3 Coeficiente de espesor efectivo
Coeficiente de espesor efectivo (CE), también conocido como neto a. -relación bruta, se expresa de la siguiente manera:
Geología del desarrollo de campos de petróleo y gas
Cuanto más cerca esté el CE de 1, más uniforme será. Por el contrario, mayor es el grado de heterogeneidad.
4. Coeficiente de distribución
La expresión del coeficiente de distribución (CD) es:
Geología del desarrollo de campos de petróleo y gas
En el fórmula: S ——El área máxima de producción de petróleo del yacimiento seleccionado, km2; Si——El área de producción de petróleo de la I-ésima subcapa, km2——El número de subcapas.
Cuanto menor sea el valor del CD, más desigual será.
5. Heterogeneidad de la permeabilidad entre capas
El grado de heterogeneidad de la permeabilidad entre capas se refiere a la diferencia y el grado de cambio en la permeabilidad entre las capas de petróleo y gas. Puede describirse y evaluarse mediante parámetros estadísticos como el coeficiente de variación (VK), el coeficiente de mutación (TK), la relación de permeabilidad (JK) y el coeficiente de homogeneidad (KP) de la permeabilidad entre capas.
6. La relación de configuración entre las capas de petróleo principales y las capas de petróleo no principales en el perfil.
La concentración y dispersión relativas de las capas de petróleo principales y sus posiciones en el perfil son también cuestiones a las que es necesario prestar atención a la hora de determinar las medidas de desarrollo. En particular, debemos prestar atención e identificar la distribución de las capas superabsorbentes de agua, la ubicación de la llamada "capa ladrón" y su origen geológico, para poder formular medidas específicas.
7. Aislamiento entre capas
Las capas intermedias se refieren a capas de roca impermeables y de permeabilidad ultrabaja que separan diferentes cuerpos de arena, como lutitas, lutitas limosas, capas de rocas de yeso, etc. La capa intermedia tiene buena continuidad lateral y puede evitar la filtración vertical entre cuerpos de arena. La función de la capa intermedia es separar completamente las capas adyacentes de petróleo y gas de modo que no haya canalización de petróleo, gas y agua entre las capas de petróleo y gas, formando dos unidades de desarrollo independientes. Para capas intermedias, describa el contenido: (1) El tipo de roca de la capa intermedia; (2) La posición de distribución de la capa intermedia en el perfil; (3) El cambio en el espesor de la capa intermedia en el plano.
8. Fracturas
Las fracturas entre capas pueden provocar fácilmente la canalización de fluido entre las capas de petróleo y gas, lo que tiene un gran impacto en el desarrollo de la inyección de agua. Por lo tanto, se debe prestar suficiente atención a la descripción de la aparición, naturaleza, densidad y extensión de las grietas entre capas.