¿Qué es la acumulación de petróleo y gas?

El petróleo y el gas generados en la capa generadora de petróleo están muy dispersos, entonces, ¿cómo migran el petróleo y el gas al yacimiento? ¿Qué tipo de formaciones rocosas pueden servir como reservorios? El petróleo y el gas son fluidos. ¿Seguirán migrando en el yacimiento? ¿Cuáles son las características de los yacimientos de petróleo y gas que hemos encontrado ahora? Éstas son las cuestiones que se estudiarán en esta sección.

1. Yacimiento

Cuando se explotaron por primera vez el petróleo y el gas, la gente veía que el petróleo y el gas fluían continuamente de los pozos petroleros y pensaban que debía haber ríos, lagos y corrientes de petróleo. subterráneo. Más tarde, con el desarrollo de la exploración y el desarrollo, la gente estableció el concepto científico de que el petróleo y el gas se almacenan bajo tierra en los poros, grietas y agujeros de algunas rocas, tal como el agua llena una esponja.

Cualquier formación rocosa que pueda almacenar fluidos y tenga la capacidad de permear se denomina colectivamente reservorio. Si un yacimiento contiene una cierta cantidad de petróleo y gas, se le llama capa portadora de hidrocarburos. Las capas portadoras de petróleo y gas que han sido explotadas se denominan capas de producción o capas de producción.

(1) Propiedades físicas del yacimiento

La condición más fundamental para medir si una determinada formación rocosa puede usarse como yacimiento es si tiene la porosidad para el almacenamiento de petróleo y gas. y permite almacenar petróleo y gas. La permeabilidad que fluye en su interior. La permeabilidad está relacionada con la saturación de petróleo y gas en la roca. Por lo tanto, la porosidad, la permeabilidad y la saturación son parámetros importantes del yacimiento.

1. Porosidad

Estrictamente hablando, todas las rocas de la corteza terrestre tienen algún poro. Sin embargo, el tamaño, la forma y el grado de desarrollo de los poros en diferentes rocas son muy diferentes, por lo que su capacidad para almacenar petróleo y gas también es significativamente diferente. Las rocas clásticas están dominadas por poros intergranulares; las rocas carbonatadas tienen una fuerte cementación y están dominadas por poros de disolución epigenética (secundaria), y también existen poros intergranulares e intragranulares. Todos ellos pueden convertirse en buenos espacios para almacenar petróleo y gas.

El volumen de poros de las rocas se expresa mediante la porosidad. La porosidad se refiere a la relación entre la suma de los volúmenes de todos los espacios porosos en una muestra de roca y el volumen total de la muestra de roca. Dado que se refiere al volumen total de todos los poros de la muestra de roca, se denomina porosidad total o porosidad absoluta.

Cuanto mayor es la porosidad total de la roca, mayor es el espacio poroso de la roca. Pero los poros de diferentes tamaños en las rocas desempeñan diferentes funciones en el almacenamiento y flujo de fluidos. Incluso si el petróleo y el gas se almacenan en poros aislados y desconectados y en poros microcapilares de las rocas, no pueden extraerse en las condiciones tecnológicas modernas y no tienen importancia práctica, por lo que en la práctica se ha propuesto el concepto de porosidad efectiva.

La porosidad efectiva se refiere a la relación entre el volumen total de poros de la roca que están interconectados y permiten que el fluido fluya en condiciones normales de presión y el volumen total de la muestra de roca (expresado como porcentaje).

Evidentemente, la porosidad efectiva de una misma roca es menor que la porosidad absoluta. Para las areniscas que no están cementadas muy apretadas, no hay mucha diferencia entre las dos, pero para las areniscas cementadas y las rocas carbonatadas, puede haber una gran diferencia entre las dos; Actualmente lo que se utiliza en los yacimientos petrolíferos es la porosidad efectiva, por lo que se acostumbra referirse a la porosidad efectiva simplemente como porosidad. La porosidad de los yacimientos oscila principalmente entre el 5% y el 30%, y el rango más común es entre el 10% y el 20%. Generalmente se considera que los yacimientos con una porosidad inferior al 5% no tienen valor minero, a menos que existan otros agujeros o fracturas en la formación que sean difíciles de encontrar o que no puedan conservarse por completo en el núcleo.

2． Permeabilidad

La capacidad de la propia roca para permitir el paso de un fluido en presencia de una diferencia de presión se denomina permeabilidad de la roca. Estrictamente hablando, todas las rocas en la naturaleza son permeables siempre que la diferencia de presión sea lo suficientemente grande y la calidad de la permeabilidad se expresa mediante la permeabilidad (K).

El primero en realizar experimentos de permeabilidad fue el francés Henry Darcy. Encontró que cuando un fluido pasa a través de un medio poroso, su caudal (Q) es proporcional a la diferencia de presión (Δp) ejercida en ambos extremos del medio poroso, proporcional al área de la sección transversal (A) y proporcional a la viscosidad del fluido (μ) y la longitud (L) del medio poroso es inversamente proporcional, es decir:

Q∝ΔpA/μL Introduciendo el coeficiente K en la ecuación anterior y escribiéndolo. Como ecuación, tenemos:

3932

En la fórmula, K——Permeabilidad de la roca, μm2;

Q——Caudal de fluido, cm3/ s;

A——Sección transversal del medio poroso (núcleo), Área, cm2;

L——Longitud del medio poroso (núcleo), cm;

Δp——diferencia de presión en ambos extremos del núcleo, 105 Pa;

μ——Viscosidad del fluido, mPa·s.

La ecuación (2-1) es la famosa "ley de Darcy" o "ley de percolación lineal de Darcy".

K se llama permeabilidad, que está relacionada con la estructura de los poros de la roca (tamaño de los poros, radio, etc.) y no tiene nada que ver con las propiedades del fluido que pasa.

Si es un gas, el gas se expandirá en volumen a medida que la presión disminuye. Tomando el caudal promedio, la ecuación (2-2) se puede convertir en:

donde Qg. - el caudal medio de gas.

La discusión anterior trata sobre la permeabilidad de un fluido (es decir, monofásico) existente en los poros de la roca. Se requiere que este fluido no tenga reacciones físicas ni químicas con la roca y el movimiento del fluido. está en estado de flujo laminar. La permeabilidad de este fluido monofásico a través de la roca se denomina permeabilidad absoluta de la roca.

En los yacimientos de petróleo, a menudo existen tres o dos fases de petróleo, gas y agua cuando fluyen en la roca al mismo tiempo, interfieren y se influyen entre sí. Por lo tanto, la roca afecta a cada una de ellas. El efecto de percolación del fluido monofásico es bastante diferente al del flujo monofásico. Para distinguirla de la permeabilidad absoluta, la permeabilidad de la roca a cada fase del fluido cuando existen fluidos multifásicos se llama permeabilidad relativa o permeabilidad efectiva. Los símbolos Ko, Kg y Kw se utilizan para representar petróleo, gas y permeabilidad relativa. permeabilidad del agua. En las rocas, la permeabilidad relativa de cualquier fase es siempre menor que la permeabilidad absoluta de la roca.

3． Saturación

La saturación se refiere a la relación entre el volumen de una determinada fase de fluido en la roca y el volumen de los poros en la roca. Los símbolos So, Sg y Sw se utilizan para representar la saturación de petróleo, la saturación de gas y la saturación de agua en la roca, respectivamente.

4. La relación entre porosidad, permeabilidad y saturación

Normalmente no existe una relación funcional estricta entre la porosidad y la permeabilidad de un yacimiento porque hay muchos factores que las afectan. Por ejemplo, la porosidad absoluta de la roca arcillosa puede alcanzar del 30% al 40%, pero la permeabilidad es muy pequeña porque los poros son demasiado pequeños. Aunque algunos yacimientos calizos compactos tienen una porosidad muy baja, su permeabilidad es bastante alta debido a la presencia de fracturas. Sin embargo, la relación entre la porosidad efectiva y la permeabilidad de las rocas es relativamente estrecha. Los yacimientos con alta porosidad efectiva también tienen alta permeabilidad. La permeabilidad efectiva está relacionada no sólo con la naturaleza de la roca sino también con la naturaleza de los fluidos que contiene y su saturación. Cuando la saturación de una determinada fase del fluido en la roca es muy pequeña, no fluirá; a medida que aumenta la saturación del fluido en esa fase, la permeabilidad relativa también aumenta. La relación se muestra en la Figura 2-7.

Figura 2-7 Curva de relación entre la saturación de petróleo y agua y la permeabilidad relativa (2) Tipos de yacimientos

Hay muchos tipos de rocas yacimiento, pero hay dos principales Categoría: clástica yacimiento de roca y yacimiento de roca carbonatada.

1. Yacimiento de roca clástica

Los tipos de roca del yacimiento de roca clástica incluyen conglomerado, arenisca y limolita gruesa, entre las cuales las areniscas medias y finas son las principales. Están compuestos principalmente por poros intergranulares, ampliamente distribuidos y con buenas propiedades físicas. La mayoría de las cuencas petrolíferas de mi país son yacimientos clásticos.

Hay muchos factores que afectan a las propiedades físicas de los yacimientos de rocas clásticas. Cuanto mejor sea la clasificación (uniformidad) de las partículas clásticas, mayor será la redondez y cuanto mayor sea el tamaño de las partículas del yacimiento, mayor será la porosidad y la permeabilidad del cemento entre las partículas en los yacimientos de roca clástica. La composición, el contenido y el tipo de cementación tienen; un mayor impacto en sus propiedades físicas de almacenamiento de petróleo. En términos generales, las rocas cementadas fangosas y calcáreas son más sueltas que las rocas cementadas con hierro y silíceas y tienen mejores propiedades físicas de almacenamiento de petróleo, tipo de contacto de poro. Las propiedades físicas de las rocas cementadas son mejores que las de tipo de contacto de poro. los de rocas cementadas de basamento y de base porosa.

2． Yacimientos de carbonato

Los tipos de rocas de los yacimientos de carbonato incluyen varias calizas y dolomitas. El espacio de almacenamiento de los yacimientos carbonatados es extremadamente complejo, pero se puede resumir en tres categorías: poros, fracturas y cuevas. Cabe mencionar que la mayoría de los poros, fracturas y cuevas en los yacimientos carbonatados se forman por la disolución del agua subterránea y la acción de fuerzas tectónicas durante la etapa epigenética de la diagénesis. Las propiedades físicas de sus rocas cambian enormemente. Se miden muestras de núcleos. Los valores de velocidad a menudo no reflejan las características del yacimiento.

Sichuan es un área de distribución importante de yacimientos de gas carbonatado en mi país, con una historia de desarrollo de más de 2.000 años. También hay rocas carbonatadas en los estratos del Paleógeno y Siniano al Ordovícico en el norte de China; Embalse de cuenca.

3． Otros reservorios de rocas

Otros reservorios de rocas se refieren a reservorios compuestos por varias rocas distintas de los reservorios de rocas clásticas y los reservorios de carbonatos, como los reservorios de rocas magmáticas, los reservorios de rocas metamórficas, los reservorios de rocas arcillosas, etc. Aunque este tipo de yacimiento tiene varios tipos de rocas, representa una pequeña proporción de las reservas totales de petróleo y gas del mundo (alrededor del 0,2%).

Se han descubierto petróleo y gas en este tipo de yacimientos tanto en el país como en el extranjero. Por ejemplo, se descubrieron flujos de petróleo y gas industriales en la toba y la traquita en la parte inferior de la Formación Shahejie, Miembro 3 de la Formación Paleógena Shahejie en Liaohe. Yacimiento petrolífero en China; en el yacimiento petrolífero de Yaerxia, en la cuenca de Jiuquan, los yacimientos de petróleo se forman sobre la base de roca metamórfica (pizarra, filita, arenisca metamórfica). Que otros tipos de rocas puedan almacenar petróleo y gas depende de si pueden formar un espacio para almacenar petróleo y gas después de su formación.

2. Caprock

El caprock es una capa protectora ubicada sobre el yacimiento que puede sellar el yacimiento para evitar que el petróleo y el gas escapen hacia arriba. Caprock es una condición importante para la formación de yacimientos de petróleo y gas. Sus propiedades de sellado afectan directamente si el petróleo y el gas pueden acumularse y conservarse en el yacimiento.

La roca de cubierta sella el petróleo y el gas porque tiene una litología apretada, no tiene grietas y tiene poca permeabilidad.

Los tipos de rocas de capa comunes incluyen rocas arcillosas (lutitas y lutitas), evaporitas (rocas saladas, yeso) y rocas carbonatadas. Normalmente, las rocas arcillosas a menudo se asocian con yacimientos de rocas clásticas; las rocas de roca salina y de yeso son a menudo las rocas de cobertura de yacimientos de rocas carbonatadas; las rocas carbonatadas no solo pueden generar petróleo, sino que también forman una roca autogenerada como propia. -Combinación de almacenamiento y autotapado de fuente, depósito y roca de cobertura.

3. Migración de petróleo y gas

El petróleo y el gas natural son ambos fluidos. Se generan en capas generadoras de petróleo y luego migran a los yacimientos. Las capas migran a lugares adecuados y se acumulan. para formar yacimientos de petróleo y gas. Por lo tanto, la migración de petróleo y gas es un proceso importante en la formación de yacimientos de petróleo y gas. Llamamos migración primaria a la migración de petróleo y gas desde la capa fuente de petróleo a la capa del yacimiento, y toda migración después de que el petróleo y el gas migran a la capa del yacimiento se llama migración secundaria.

(1) Métodos de migración de petróleo y gas

Las investigaciones actuales creen que existen dos formas principales de migración subterránea de petróleo y gas: difusión y percolación.

1. Difusión

El fenómeno en el que el movimiento molecular de una sustancia tiende a equilibrar su concentración en todas direcciones se llama difusión. La difusión es causada por diferencias de concentración. Durante la generación de petróleo y gas, la concentración de petróleo y gas en la capa generadora de petróleo es mayor que la del yacimiento adyacente, por lo que se difunde hacia el yacimiento. La velocidad de difusión del petróleo es más lenta que la velocidad de difusión del gas, por lo que la difusión es la principal forma de migración del gas natural. En la formación, cuando el petróleo, el gas o el gas y el agua entran en contacto, el gas natural se difunde en el líquido. A medida que pasa el tiempo, la concentración de moléculas de gas en el petróleo (o el agua) en todas direcciones tiende a equilibrarse, provocando así la formación de gas. líquido hasta alcanzar la saturación.

2． Percolación

El flujo de líquido a través de medios porosos se llama percolación. La percolación del fluido debe realizarse en presencia de una diferencia de presión. La percolación es la principal vía para que el petróleo y el gas migren en la formación. La percolación de petróleo y gas en los canales porosos de la formación obedece a la ley de percolación lineal de Darcy.

(2) Energía que promueve la migración de petróleo y gas

Aunque el petróleo y el gas subterráneos son fluidos, deben tener energía cuando migran bajo tierra. Las investigaciones muestran que existen cinco fuerzas impulsoras principales para la migración de petróleo y gas.

1. Presión Geostática

La presión geostática es la carga causada por el peso del sedimento suprayacente (roca). La magnitud de la presión geostática aumenta con el espesor y la densidad de los estratos suprayacentes. En las cuencas sedimentarias, la capa generadora de petróleo suele ubicarse en el centro de la cuenca, con partículas finas, gran espesor, gran presión geostática y alta temperatura geotérmica, mientras que en las zonas del borde de la cuenca, las partículas son gruesas; Se desarrollan los poros, las propiedades físicas son buenas, el espesor es delgado, la presión geostática es pequeña y la temperatura geotérmica es alta, lo que resulta en una diferencia de presión entre el centro y el borde de la cuenca y el agua en el. formación en el centro y el petróleo y gas generados migran a la zona del borde bajo esta diferencia de presión.

2． Hidrodinámica

Cuando los sedimentos se compactan y consolidan, la presión geostática la soporta principalmente el esqueleto de partículas de la roca. La presión que soporta el fluido en los poros del yacimiento no es la presión geostática, sino la presión causada principalmente por el peso del propio fluido en el yacimiento. Cuando el depósito está estacionario sin un área de drenaje, esta presión es presión hidrostática. La presión hidrostática tiene poco efecto sobre la acumulación de petróleo y gas.

Si el embalse tiene áreas de suministro y descarga de agua en la superficie, el agua puede fluir en la formación rocosa, y la energía generada por este flujo de agua subterránea se llama presión hidrodinámica. Cuanto mayor sea la altura de presión del agua generada por la diferencia de elevación entre el suministro de agua y los intervalos de descarga del depósito, mayor será la presión dinámica del agua. La velocidad del movimiento del agua en un depósito es directamente proporcional al gradiente de presión hidráulica (es decir, la caída de presión por unidad de distancia a lo largo de la dirección del flujo). La presión dinámica del agua hace que el agua se mueva junto con el petróleo y el gas.

3． Fuerza tectónica

La fuerza tectónica promueve indirectamente la migración de petróleo y gas.

En primer lugar, la fuerza del movimiento tectónico hace que las capas de roca subterránea formen un nuevo patrón estructural, rompiendo el equilibrio del área de distribución de presión original, y el petróleo y el gas migran nuevamente de áreas con alta presión a áreas con baja presión; El movimiento tectónico provoca grietas y fallas en las capas de roca subterráneas, creando canales para la migración de petróleo y gas.

4. Flotabilidad

Cuando el petróleo y el gas entran en un yacimiento lleno de agua, se produce una diferenciación de gravedad debido a las diferentes densidades del petróleo, el gas y el agua. Es decir, el gas más ligero flota, el agua más pesada se hunde y el gas más ligero flota. El aceite está en el medio. Esta fuerza que promueve la diferenciación del petróleo, el gas y el agua y hace que el petróleo y el gas floten hacia arriba se llama flotabilidad.

5. Fuerza capilar

La fuerza que hace que el nivel de aceite suba o baje en el tubo capilar (Figura 2-8) se llama fuerza capilar. Su tamaño se puede expresar mediante la fórmula:

Figura 2-8 Diagrama esquemático de la superficie de contacto aceite-agua en los poros capilares

Donde pc - fuerza capilar, N/cm2;

σ——tensión interfacial aceite-agua, N/cm2;

θ——el ángulo entre la interfaz y la pared del orificio;

r——capilar radio.

Las rocas sedimentarias son rocas hidrófilas, es decir, θ <90°, la fuerza capilar apunta al petróleo y el agua juega un papel en el drenaje del petróleo. El radio capilar (r) de la capa de fuente de petróleo es pequeño y la fuerza capilar es grande, mientras que el radio capilar (R) de la capa de depósito es grande y la fuerza capilar es pequeña. Por lo tanto, se produce una diferencia de presión entre la fuente de petróleo. y capas del yacimiento:

A esta presión, bajo la influencia del petróleo y el gas, el petróleo y el gas ingresan al yacimiento desde la capa generadora de petróleo. De manera similar, en el mismo yacimiento, el petróleo y el gas también entrarán desde los poros pequeños hacia los poros grandes.

6. Térmica

Cuanto más profundamente esté enterrada la roca, mayor será la temperatura. Bajo la acción de la temperatura, las rocas y los fluidos en los poros de las rocas se expanden y la expansión aumenta con la temperatura. Dado que el coeficiente de expansión del fluido es mucho mayor que el de las partículas de roca, el petróleo y el gas en los poros migrarán desde el centro de la cuenca (profundo, alta temperatura) hasta el borde de la cuenca (superficial, baja temperatura).

Además de las fuerzas mencionadas anteriormente, las fuerzas que promueven el movimiento del petróleo y el gas incluyen la fuerza de rotación de la tierra, la actividad bacteriana, etc.

(3) Migración inicial de petróleo y gas

El petróleo y el gas se generan a partir de materia orgánica original extremadamente dispersa en la capa generadora de petróleo. Por lo tanto, el petróleo y el gas recién generados están extremadamente dispersos. A menudo utilizan agua de poros como portador (el petróleo y el gas se disuelven en agua o en estado libre) y migran desde la capa generadora de petróleo al yacimiento bajo la acción de. presión geostática. De hecho, además de la presión geostática, la fuerza térmica, la fuerza capilar y la deshidratación del mineral arcilloso son fuerzas impulsoras extremadamente importantes para la migración primaria. Otros creen que el gas metano recién nacido en la capa generadora de petróleo juega un papel importante en la migración inicial de petróleo y gas. El metano puede formar una presión anormalmente alta dentro de la capa generadora de petróleo, causando microfisuras en la formación rocosa y creando. canales para la migración de petróleo y gas. Al mismo tiempo, el gas metano tiene un mayor efecto disolvente sobre el petróleo y sirve como portador de petróleo para lograr la migración primaria.

El principal período de migración inicial de petróleo y gas ocurre durante la generación a gran escala de petróleo y gas (es decir, el período de formación del principal cinturón generador de petróleo).

(4) Migración secundaria de petróleo y gas

Después de que el petróleo y el gas ingresan al yacimiento, comienzan a aparecer en un estado disperso y libre de gotas de petróleo o pequeñas burbujas. En un yacimiento lleno de agua, debido a la flotabilidad causada por las diferencias de densidad, el petróleo y el gas migrarán hacia la parte superior del yacimiento y se acumularán en gotas o columnas de petróleo. Bajo la acción de fuerzas hidrodinámicas y tectónicas, estas gotas o columnas de petróleo libres migrarán de áreas con alta presión a áreas con baja presión a lo largo de los poros, fracturas, fallas o discordancias del yacimiento. En general, se cree que la migración secundaria de petróleo y gas comienza inmediatamente después de la migración primaria de petróleo y gas, pero el período principal de migración secundaria de petróleo y gas es el primer período de movimiento tectónico que ocurre después del período principal de generación de petróleo (primario). período de migración). Porque los movimientos tectónicos no sólo provocan inclinaciones, pliegues o fracturas estratigráficas regionales, sino que también forman nuevas áreas de distribución de presión, creando condiciones geológicas favorables para la migración de petróleo y gas.

La distancia de migración secundaria está relacionada con las características litología-litofacies del yacimiento. La litología de los estratos marinos es estable y la distancia de migración secundaria del petróleo y el gas es larga (hasta miles de kilómetros) la litología y litofacies de los estratos continentales varían mucho y la distancia de migración secundaria es pequeña.

IV. Trampas y yacimientos de petróleo y gas

El petróleo y el gas migran en el yacimiento Sólo cuando existen condiciones de bloqueo en la dirección hacia arriba de la formación rocosa puede el petróleo y. el gas continúa migrando y permite que el petróleo y el gas se acumulen. Estos lugares geológicos donde se puede acumular petróleo y gas se denominan trampas. Las trampas que contienen petróleo y gas se denominan yacimientos de petróleo y gas.

(1) Trampa

1. Composición de la trampa

Cualquier trampa se compone de tres partes:

(1) Depósito: capaz de almacenar y filtrar petróleo y gas.

(2) Caprock: Situado encima del yacimiento, evita que el petróleo y el gas escapen hacia arriba.

(3) Obstrucción: una condición cerrada que puede impedir la migración continua de petróleo y gas desde todas las direcciones. La obstrucción puede ser la curvatura de la propia capa de roca (como un anticlinal), o puede formarse por condiciones de bloqueo como fallas de sellado, superposición estratigráfica, discordancia estratigráfica o pellizco litológico.

2． Tipos de trampas

Según las causas de formación de las trampas, se pueden dividir en tres tipos:

(1) Trampas estructurales: deformaciones o desplazamientos provocados por movimientos tectónicos Las trampas incluyen dos tipos : trampas anticlinales y trampas de fallas.

(2) Trampa estratigráfica: Es una trampa estratigráfica de superposición o discordancia que cubre una superficie formada por el movimiento de elevación y hundimiento de la corteza terrestre.

(3) Trampa litológica: Es una trampa cuando la litología del embalse cambia lateralmente debido a diferencias en las condiciones de sedimentación en la cuenca y se encuentra bloqueada por capas de rocas impermeables, como areniscas Pinchout y lentes de arenisca. captura.

3． Medición de la trampa

Para medir el tamaño del volumen de la trampa, se utilizan los siguientes parámetros (ver Figura 2-9):

(1) Punto de desbordamiento: después de que el fluido se llena la trampa, empieza El bit que se desborda.

Figura 2-9 Diagrama esquemático de parámetros relacionados con el volumen de la trampa

(2) Altura de cierre (h): la diferencia de elevación entre el punto más alto del embalse y el punto de desbordamiento en la trampa, denominada cierre.

(3) Área cerrada (S): el área encerrada por el contorno estructural del punto de desbordamiento.

(4) Espesor efectivo del yacimiento (H): el espesor de esa parte del yacimiento con capacidad de producción de petróleo industrial (las capas intermedias impermeables deben deducirse al calcular).

(5) Porosidad efectiva (φ): Como se mencionó anteriormente.

El volumen efectivo (Q) de una trampa es uno de los parámetros importantes para la evaluación de la trampa:

(2) Yacimiento de petróleo y gas

1. El concepto de yacimiento de petróleo y gas

Yacimiento de petróleo y gas se refiere a la acumulación básica de petróleo y gas en una única trampa con el mismo sistema de presión. Si en una trampa solo se acumula petróleo, se le llama yacimiento de petróleo; si solo se acumula gas, se le llama yacimiento de gas; si se acumula tanto petróleo como gas libre, se le llama yacimiento de petróleo y gas; En términos generales, los yacimientos industriales de petróleo y gas se refieren a yacimientos de petróleo y gas donde, en las condiciones técnicas actuales, la inversión en el desarrollo de yacimientos de petróleo y gas es menor que el valor económico del petróleo y gas producido.

2． Distribución de petróleo, gas y agua en yacimientos de petróleo y gas

En la trampa, la distribución de petróleo, gas y agua es regular según la densidad: el gas es ligero y se acumula en la parte más alta del trampa; el agua es pesada y está en el fondo de la trampa; el aceite está en el medio. Dado que los espacios porosos que almacenan petróleo, gas y agua están interconectados, el mismo yacimiento de petróleo y gas debe tener un sistema de presión unificado. En los trabajos de exploración y desarrollo de petróleo y gas, para explicar los yacimientos de petróleo y gas y la distribución de petróleo, gas y agua en el avión, se utilizan comúnmente los siguientes parámetros (consulte la Figura 2-10):

(1) Contenido de petróleo (gas) Altura: la diferencia de altitud entre la superficie de contacto petróleo-agua y el punto más alto del yacimiento de petróleo (gas). Cuando hay una capa de gas, la altura del petróleo es la diferencia de altitud entre la superficie de contacto petróleo-agua y la superficie de contacto petróleo-gas. La diferencia de altitud entre la superficie de contacto de petróleo y gas y el punto más alto del yacimiento de petróleo y gas es la altura del casquete de gas.

Figura 2-10 Diagrama esquemático de la distribución de petróleo, gas y agua en yacimientos anticlinales de petróleo y gas (2) Borde de petróleo (gas): El borde que contiene petróleo se refiere a la línea de intersección entre los superficie de contacto aceite-agua y la superficie superior de la capa que contiene aceite. Más allá de esta línea, sólo hay agua y no hay petróleo. Para la capa de gas, la línea de intersección entre la superficie de contacto de petróleo y gas y la superficie superior de la capa que contiene petróleo es el borde que contiene gas.

(3) Borde portador de agua: se refiere a la línea de intersección entre la superficie de contacto aceite-agua y la superficie inferior de la capa portadora de petróleo. Dentro de esta línea sólo hay petróleo y no agua.

(4) Área petrolera (gas): El área delimitada por el borde petrolero es el área petrolera. Para la capa de gas, el área encerrada por el borde que contiene gas es el área que contiene gas.

(5) Agua del fondo y agua del borde: el agua que sostiene el depósito de petróleo en la parte inferior del borde que contiene petróleo se llama agua del fondo; el agua que sostiene el depósito de petróleo fuera del borde que contiene petróleo se llama; llamada agua de borde.

3． Condiciones para la formación de yacimientos de petróleo y gas

La formación de yacimientos de petróleo y gas requiere una serie de condiciones básicas:

(1) Debe haber suficientes fuentes de petróleo y gas. Disponer de fuentes suficientes de petróleo y gas es el requisito previo básico para la formación de yacimientos de petróleo y gas. Esto no sólo depende del área de la cuenca sedimentaria y de la duración del hundimiento de la depresión generadora de petróleo, es decir, del tamaño. del volumen de la roca generadora de petróleo, pero también depende de la litología de la roca generadora de petróleo - Características de la litofacies e indicadores geoquímicos, es decir, la cantidad de petróleo generada por la roca generadora de petróleo.

(2) Debe existir una combinación favorable entre producción, almacenamiento y taponado. Para la formación de yacimientos de petróleo y gas, la generación, el almacenamiento y la roca de cobertura son indispensables.

En una combinación normal de fuente-depósito-tapa en la que las capas generadoras de petróleo y los yacimientos aparecen alternativamente, la capa generadora de petróleo en la combinación de generación anterior-depósito-tapa es también la roca de capa de la combinación de yacimiento-tapa de próxima generación. El área entre la capa de generación de petróleo y el yacimiento es grande, la distancia de expulsión de hidrocarburos es corta y oportuna, y se pueden formar yacimientos de petróleo y gas ricos en petróleo y gas.

(3) Se debe formar una trampa eficaz. No todas las trampas de la formación pueden formar yacimientos de petróleo y gas. Sólo aquellas trampas que están cerca del área de la fuente de petróleo, formadas antes de la migración a gran escala de petróleo y gas, y cuyos efectos hidrodinámicos no son demasiado fuertes, pueden formar yacimientos de petróleo y gas. Las trampas que están lejos del área de la fuente de petróleo y tienen fuentes insuficientes de petróleo y gas, se forman después de una migración a gran escala de petróleo y gas y tienen una fuerte erosión hidrodinámica, a menudo están "vacías".

(4) Se requieren buenas condiciones de almacenamiento. Después de la formación del yacimiento de petróleo y gas, si no ha experimentado un fuerte movimiento de la corteza (formación de fallas), actividad de magma y una fuerte erosión hidrodinámica, el yacimiento de petróleo y gas puede conservarse hasta el día de hoy.

Cuando se cumplen las condiciones anteriores, el hecho de que una trampa forme un yacimiento de petróleo, un yacimiento de gas o un yacimiento de petróleo y gas depende de la presión de formación y de la presión de saturación de petróleo y gas (es decir, cuando se reduce la presión, el gas se separa de la presión del aceite en el momento de la primera burbuja). Cuando la presión de formación es mayor que la presión de saturación de petróleo y gas, el gas se disuelve en el petróleo crudo para formar un yacimiento de petróleo puro sin capa de gas. Pero cuando la presión de formación es menor que la presión de saturación de petróleo y gas, el gas se separa del petróleo. El petróleo, el gas y el agua en la trampa inicial experimentan una diferenciación por gravedad, formando un yacimiento de petróleo y gas con una relación de petróleo y agua. -interfaz de gas; con el suministro continuo de petróleo y gas, el petróleo, el gas y el agua experimentan una diferenciación por gravedad, y la interfaz petróleo-gas y la interfaz petróleo-agua disminuirán gradualmente. Cuando la interfaz petróleo-agua alcanza el punto de desbordamiento, solo existen petróleo y gas en el volumen efectivo de la trampa, y sigue siendo un yacimiento de petróleo y gas. Si se vuelve a suministrar petróleo y gas en este momento, el petróleo en la trampa se desbordará desde el punto de desbordamiento y migrará a trampas más altas para su acumulación, y la interfaz petróleo-gas continuará disminuyendo. Si la interfaz petróleo-gas cae hasta el punto de desbordamiento, solo existe gas en la trampa y se forma un depósito de gas puro (ver Figura 2-11). De acuerdo con este principio de formación, entre una serie de trampas con puntos de desbordamiento ascendentes, las trampas inferiores formarán yacimientos de gas, y hacia arriba formarán yacimientos de petróleo y gas, seguidos por yacimientos de petróleo y gas. Esta distribución se denomina "petróleo y gas". principio de acumulación diferencial"” (Ver Figura 2-12).

Figura 2-11: Diagrama esquemático de la acumulación diferencial de petróleo y gas en una sola trampa

Figura 2-12: Diagrama esquemático de la acumulación diferencial de petróleo y gas en una Serie de trampas anticlinales 4. Tipos de yacimientos de petróleo y gas

Existen muchas formas de clasificar los yacimientos de petróleo y gas, pero actualmente el método más utilizado en mi país es clasificarlos según el origen de las trampas, incluidas las estructurales de petróleo y gas. yacimientos, yacimientos estratigráficos de petróleo y gas y yacimientos litológicos de petróleo y gas.

1) Yacimientos estructurales de petróleo y gas

Los yacimientos estructurales de petróleo y gas son la acumulación de petróleo y gas en trampas estructurales, incluidos los yacimientos anticlinales de petróleo y gas y los yacimientos de petróleo y gas de falla.

(1) Yacimientos anticlinales de petróleo y gas: Bajo la acción del movimiento tectónico, los estratos se doblan y deforman, formando un anticlinal que se inclina hacia el entorno, lo que se denomina trampa anticlinal. El yacimiento de petróleo y gas formado por la acumulación de petróleo y gas en una trampa anticlinal se llama yacimiento de petróleo y gas anticlinal. Entre la producción y las reservas de petróleo y gas natural del mundo, los yacimientos anticlinales de petróleo y gas ocupan el primer lugar. Su forma es relativamente simple, principalmente porque la superficie superior del yacimiento es arqueada y la parte superior está cerrada por una capa de roca impermeable. El campo petrolífero de Laojunmiao en la cuenca de Jiuquan de mi país es un yacimiento anticlinal típico de petróleo y gas, como se muestra en la Figura 2-13.

Figura 2-13 Mapa estructural y sección transversal del campo petrolífero de Laojunmiao (2) Yacimientos de petróleo y gas en falla: Los yacimientos de petróleo y gas en falla son acumulación de petróleo y gas en trampas de falla. La condición básica para formar una trampa de falla es que la dirección de buzamiento ascendente del yacimiento sea cortada por una falla y el yacimiento esté en contacto directo con la capa impermeable en el otro lado de la falla, es decir, "la arenisca no no se encuentran", formando así una trampa de barrera de falla, consulte la Figura 2-14, Figura 2-15. Los yacimientos de petróleo y gas en fallas se caracterizan por buenas propiedades físicas de yacimiento cerca de fallas y una distribución compleja de petróleo, gas y agua.

2) Yacimientos estratigráficos de petróleo y gas

La acumulación de petróleo y gas en la cobertura de discordancias y las trampas de superposición estratigráfica formadas por la discontinuidad de la sedimentación estratigráfica son yacimientos estratigráficos de petróleo y gas. Según la relación entre el yacimiento y la superficie de discordancia, se puede dividir aproximadamente en las dos categorías siguientes.

Figura 2-14: Yacimiento de petróleo y gas compuesto por fallas curvas y estratos inclinados

Figura 2-15: Yacimiento de petróleo y gas compuesto por fallas cruzadas y estratos inclinados

(1) Yacimientos de petróleo y gas discordantes (también conocidos como "antiguos yacimientos de petróleo y gas de colinas enterradas"): el petróleo y el gas se encuentran en formaciones rocosas más antiguas bajo la superficie de la discordancia, nuevos yacimientos antiguos, con buenas propiedades físicas y alta producción de un solo pozo, como el campo petrolífero Renqiu de mi país, consulte la Figura 2-16.

Figura 2-16 Estructura y perfil del yacimiento petrolífero de Renqiu

1—Área petrolífera; 2—Contorno de la superficie de erosión de colinas enterradas; 3—Falla 4—Línea de sección 5; Formación Shahejie; 6 - Formación Paleógena Dongying; 7 - Neógeno; 8 - Yacimiento de petróleo

(2) Yacimientos de petróleo y gas superpuestos estratigráficos: cuando la cuenca sedimentaria desciende, el alcance sedimentario se expande (intrusión de agua), el Los sedimentos recién depositados cubren los estratos más antiguos y entran en contacto con el basamento del borde de la cuenca, formando una superposición estratigráfica. La acumulación de petróleo y gas en trampas superpuestas es yacimientos estratigráficos de petróleo y gas superpuestos, como el campo de gas Mahai en Qinghai, ver Figura 2-17.

3) Yacimientos litológicos de petróleo y gas

Los cambios en las condiciones de deposición conducen a cambios laterales en la litología del yacimiento, lo que resulta en pinchout litológico y acumulación de petróleo y gas en trampas de lentes de arenisca. Se denomina yacimiento litológico de petróleo y gas. Los siguientes son varios yacimientos litológicos típicos de petróleo y gas:

(1) Yacimientos litológicos de petróleo y gas con pellizco: en el área de la pendiente, cambia gradualmente a lutita impermeable en la dirección de inmersión hacia arriba y pellizca El cuerpo de arenisca que se encuentra entre la lutita se llama trampa de extracción litológica, en la que el petróleo y el gas se acumulan para formar un yacimiento de petróleo y gas de extracción litológica, como las capas L5 y L6 en la zona. Capa de petróleo Paleógeno-Neógeno "L" en el flanco occidental del campo petrolífero Laojun, ver Figura 2-18.

Figura 2-17 Sección transversal esquemática del campo de gas Mahai (2) Yacimiento de gas y petróleo de lente: los cuerpos de arenisca fusionados superior e inferior están rodeados por lutita, formando una trampa de lente de arenisca, en la que el petróleo y gas La acumulación es un yacimiento de petróleo y gas de lente arenisca, como el campo petrolífero de Dushanzi en mi país, ver Figura 2-19.

Figura 2-18 Vista en sección del flanco occidental del campo petrolífero de Laojun

Figura 2-19 Vista en sección del yacimiento de petróleo y gas de lente arenisca en el campo petrolífero de Dushanzi

(3) Reservorio de petróleo y gas del bloque de arrecifes: es la acumulación de petróleo y gas en los arrecifes orgánicos en la plataforma de carbonato marino poco profundo. Debido a las ricas fuentes de petróleo, las buenas propiedades de los yacimientos y la formación temprana de trampas, los yacimientos de petróleo y gas con grandes reservas y alta producción a menudo se forman y distribuyen en grupos y cinturones.

Además de los tipos anteriores de yacimientos de petróleo y gas, también existen algunos yacimientos de petróleo y gas ocultos, como yacimientos de gas hidratado, yacimientos de petróleo y gas con trampa hidrodinámica, yacimientos de petróleo y gas sinclinales, etc. , que no se describirá en detalle aquí.

(3) Campos de petróleo y gas

Los campos de petróleo y gas se refieren a la suma de varios yacimientos de petróleo y gas superpuestos controlados por el mismo movimiento estructural dentro de la misma área estructural local. Si solo hay yacimientos de petróleo dentro de este rango estructural local, se le llama campo petrolero; si solo hay yacimientos de gas, se le llama campo de gas; si hay yacimientos tanto de petróleo como de gas, se le llama campo de petróleo y gas; .