La relación entre la tensión in situ y el campo de filtración

El geoestrés es uno de los principales factores que impulsan la migración de petróleo y gas. Bajo la acción de la tensión in situ, se forman áreas de alto potencial y áreas de bajo potencial para el movimiento de fluidos en las capas de roca porosa. Según el principio de energía potencial mínima, el petróleo y el gas migran de áreas de alto potencial a áreas de bajo potencial. áreas y se acumulan en lugares apropiados para formar campos petroleros. La investigación sobre campos potenciales de estrés y migración in situ, combinada con el análisis estructural, puede proporcionar una base para la exploración y el desarrollo de petróleo y gas.

Bajo la acción de la tensión in situ en las formaciones rocosas, el fluido fluye en tres direcciones. Según la ecuación de continuidad y la ley de Darcy, se puede derivar la ecuación diferencial del movimiento tridimensional del fluido:

Reservorios de petróleo y gas hoy Método y aplicación de evaluación del campo de tensión in situ

En la fórmula: φ——potencial de migración; σ0——el valor promedio de la tensión in situ A——; indica la existencia de fuentes, como la existencia de capas generadoras de petróleo, el tamaño de A indica la resistencia de la fuente; C - coeficiente del yacimiento; G - coeficiente relacionado con la compresibilidad de la roca, K es la permeabilidad total; y Kx, Ky y Kz son las permeabilidades en tres aspectos. La fórmula anterior se puede abreviar como:

Método de evaluación y aplicación del campo de tensiones in situ actual en yacimientos de petróleo y gas

Si la tensión in situ no cambia con el tiempo durante el flujo de fluido, es decir, entonces la Ecuación (6-27) se convierte en:

El método actual de evaluación del campo de tensiones in situ y la aplicación de yacimientos de petróleo y gas

Sin considerar el cambio de tensión in situ con el tiempo, tampoco considera la compresibilidad de la formación, y si no hay una fuente en esta área, la ecuación (6-28) se convierte en:

ΔTK Δφ= 0 (6-29)

En los problemas prácticos, a menudo se consideran problemas bidimensionales. Los problemas bidimensionales incluyen:

Métodos de evaluación y aplicaciones de los campos de tensiones in situ actuales. en yacimientos de petróleo y gas

Las ecuaciones (6-27) y (6-28) se denominan ecuaciones de flujo transitorio, también llamadas ecuación de flujo inestable. La ecuación (6-29) se denomina ecuación de estado estacionario o ecuación de flujo estacionario. Al resolver las ecuaciones anteriores, podemos obtener la presión de poro de tensión in situ, los cambios del potencial de migración con el espacio y el tiempo, y obtener las líneas equipotenciales y los vectores de flujo de la migración de petróleo y gas. Generalmente es difícil resolver las ecuaciones diferenciales del campo de potencial de migración antes mencionadas, y sólo se pueden obtener soluciones analíticas para casos muy simples. Las condiciones de contorno un poco más complejas no pueden resolverse analíticamente. En este momento, sólo se pueden utilizar métodos de solución numérica, como el método de elementos finitos, el método de diferencias finitas, etc.

Ejemplo: basándose en los datos de tensión medidos in situ del campo petrolífero de Liaohe y la inversión del campo de tensiones, se calculó el potencial de migración del campo petrolífero de Liaohe.

Figura 6-19 Contorno potencial de migración (MPa) del campo petrolífero de Liaohe

(La flecha indica la dirección de la migración; el círculo pequeño indica la ubicación del pozo)

( Según Wang Lianjie et al., 1996)

La Figura 6-19 muestra los resultados del cálculo del campo potencial de migración del avión. Se puede observar que las principales características del campo de potencial de migración son áreas de alto potencial en el borde norte del campo petrolero, incluyendo Blanco 1 (B1), Blanco 2 (B2), Blanco 3 (B3), Blanco 4 (B4). , y White 7 (B7), Bai 8 (B8), Bai 10 (B10) y las áreas del borde occidental son áreas de bajo potencial. La dirección general de migración es del noroeste y del norte al sureste. áreas de bajo potencial y las pendientes de las líneas equipotenciales Propicias para la acumulación de petróleo y gas. La mayoría de los pozos de desarrollo ubicados en estos lugares tienen ricos yacimientos de petróleo.

Figura 6-20 Resultados del cálculo del campo de potencial de migración de la sección transversal. El campo de potencial de migración del perfil considera la lutita como una capa de fuente de petróleo. Debido a la existencia de la capa de fuente de petróleo, el petróleo y el gas migrarán desde la fuente de petróleo a los alrededores. El estudio de la distribución de sus líneas equipotenciales puede determinar la dirección del petróleo. y migración de gases. Se puede ver en la figura que la fuente de petróleo con una capa generadora de petróleo más gruesa tiene un mayor potencial de migración, y el potencial de migración hacia arriba y hacia ambos lados disminuye gradualmente. El petróleo y el gas migran hacia arriba y hacia ambos lados desde la capa generadora de petróleo. .

Figura 6-20 Contornos de potencial de migración (MPa) de la sección Bai2-Bai4-Bai7 en el campo petrolífero de Liaohe

(La flecha indica la dirección de la migración)

(Según Wang Lianjie et al., 1996)

La Figura 6-21 muestra varias fallas importantes y vectores de velocidad de migración de petróleo y gas en el perfil. Los segmentos de línea en la figura representan la magnitud y dirección de la velocidad de migración. Como se puede ver en la figura, el petróleo y el gas tienen una velocidad de migración relativamente grande a lo largo de las fallas. Durante el proceso de migración, cuando se encuentran fallas, el petróleo y el gas migran hacia arriba a lo largo de las fallas.

Figura 6-21 Vector de migración de petróleo y gas en la sección Bai2-Bai4-Bai7 del campo petrolífero de Liaohe

(Según Wang Lianjie et al., 1996)

Discutido anteriormente El campo de potencial de migración en la sección se genera por la existencia de capas generadoras de petróleo. Si este campo de potencial de migración se superpone con el campo de tensión in situ, la tendencia del petróleo y el gas a migrar hacia arriba y hacia ambos lados. desde la profundidad será más obvio. Comparando este campo de potencial de migración con el campo de estrés in situ, podemos encontrar que son básicamente correspondientes. Es decir, las áreas de alto estrés generalmente son áreas con un alto potencial migratorio.