Evaluación cuantitativa de la migración lateral de petróleo y gas
Este estudio se centró en la parte oriental de Dongying South Slope y llevó a cabo un trabajo de anatomía típico para la evaluación cuantitativa de la conductividad del cuerpo de arena. Esta área es la principal área de desarrollo de cuerpos de arena de estructura delta-fluvial en los miembros medio y superior de la Formación Shahejie. Estos cuerpos esqueléticos de arena están distribuidos de manera estable en el plano y superpuestos verticalmente, proporcionando un buen canal de migración para el petróleo y el gas generado en Niuzhuang Sag.
A través del análisis estadístico de la relación entre los elementos de transporte y las exhibiciones de petróleo y gas en los cuerpos de arena de los miembros Es3 y Es2 en la vertiente oriental de la vertiente sur de la Depresión de Dongying, se determinaron los principales factores de control y Se determinaron los parámetros de caracterización cuantitativa del rendimiento del transporte de cuerpos de arena, se estableció una fórmula de predicción cuantitativa para la conductividad de los cuerpos de arena con el fin de guiar la exploración de yacimientos de petróleo y gas en cuencas similares y mejorar la tasa de éxito de la exploración.
(1) Características geológicas del cuerpo de arena esquelético
1. Características geológicas del cuerpo de arena esquelético del Delta Superior Es3 Medio-Es3
Niuzhuang Wangjiagang Esta área es el cuerpo principal para el desarrollo de cuerpos de arena del delta en Dongying Sag. El delta se desarrolla principalmente en el tramo de sistemas de alto nivel de las secuencias de la Formación Shahejie, la Formación Shahejie y la Formación Shahejie en Dongying Sag. Entre ellos, los deltas Sha3 Medio y Sha3 Medio y Superior son los más típicos. Durante el período de deposición de Shahejie, el desarrollo del delta alcanzó su punto máximo debido al levantamiento de las montañas alrededor de la cuenca, abundantes fuentes clásticas y frecuentes inyecciones de ríos, especialmente a lo largo del eje de la depresión y en el sureste. El área de distribución de los cuerpos de arena del frente del delta en las áreas de Niuzhuang y Wangjiagang alcanza 1137 km2. El depocentro de la cuenca se ha trasladado al área de Lijin-Liangjialou en la sección media y superior de Es3, y los cuerpos de arena del delta de Dongying continúan avanzando hacia el oeste. Durante este período de depósito, a medida que el agua de la cuenca del lago retrocedió aún más, la parte oriental de Niuzhuang y Wangjiagang estuvo dominada por facies de llanura del delta del río. Al mismo tiempo, debido al aumento de la oferta de fuentes en los lados norte y sur, la fase del frente delta es la más desarrollada.
Los principales tipos de rocas que componen el delta son arenisca medio fina de color blanco grisáceo, limolita, lutita gris, verde grisácea y lutita de color rojo púrpura. La porosidad promedio del cuerpo de arena es 25,3 y la permeabilidad promedio es 312,8×10-3 μm 2. Las características de la curva de potencial natural del cuerpo de arena del frente del delta tienen obviamente forma de embudo y de caja. Los sedimentos del delta Dongying muestran formas características internas y externas de reflexión sísmica en los perfiles sísmicos, y aparecen como estructuras de reflexión progradacional en forma de "S" y morfologías en forma de cuña en los perfiles de tendencia sedimentaria. En el tramo inclinado tiene forma de montaña y adelanta hacia abajo en ambos sentidos.
2. Las reglas de desarrollo y las características geológicas de las facies fluviales de la llanura deltaica enmarcan los cuerpos de arena en el segundo miembro de la Formación Shahejie.
Durante el segundo período de depósito de la Formación Shahejie, toda la cuenca se elevó, los estratos subyacentes se erosionaron, el clima fue seco, la cuenca del lago se redujo, el agua del lago era poco profunda y toda la depresión se ocupada básicamente por el sistema río-delta. El cuerpo principal del delta avanza hacia el oeste hasta el área de Liangjialou. Las facies de llanura delta y los cuerpos de arena de facies fluviales se desarrollan en las áreas de Niuzhuang y Wangjiagang en el este, mientras que los pequeños deltas en abanico solo se desarrollan cerca del levantamiento de Guangrao en el sur. Los cuerpos de arena están ampliamente distribuidos y son gruesos, cubriendo un área de aproximadamente 1288,9 km2
La parte inferior de la Formación Shahejie desarrolla depósitos de canales distributarios de la subfase de la llanura deltaica. La litología es lutita verde y gris intercalada con lutita fina limosa y lutita carbonosa, con lutita violeta visible en la parte superior. De abajo hacia arriba presenta generalmente un ciclo completo de grueso-fino-grueso o un ciclo inverso de fino-grueso. El cuerpo de arena está relativamente desarrollado, principalmente arenisca de espesor medio, y el potencial natural tiene forma de dedo, embudo o campana. El segundo miembro de la Formación Shahejie desarrolla depósitos de ríos trenzados, con limolita gris como depósitos del lecho del río y lutita roja como depósitos de llanura aluvial. El espesor del cuerpo de arena es generalmente de 200 m, y la litología es principalmente lutita gris verdosa y púrpura intercalada con arenisca gris. El cuerpo de arena tiene las características de alta porosidad y alta permeabilidad.
(2) Elementos estáticos e indicios de petróleo y gas de cuerpos de arena esqueléticos
La vertiente sur del Dongying Sag es adyacente a la estructura de Chunchunzhen al oeste, la zona de falla de Bamianhe a al este, el levantamiento de Guangrao al sur y el levantamiento de Guangrao al norte. El área de exploración de la depresión de Jieniuzhuang es de unos 500 km2.
Las dos unidades estructurales de la Depresión de Niuzhuang y la Zona de la Cuesta Sur están separadas entre sí. El petróleo y el gas generados en la depresión migraron escalonadamente a Caoqiao, Wangjiagang y Bamianhe en la vertiente sur, y ahora han formado una serie de yacimientos de petróleo y gas relacionados con cuerpos de arena y fallas. El cuerpo de arena esquelético es un sistema de arenisca conectado a gran escala en el sistema sedimentario, junto con fallas y discordancias, constituye los tres elementos del sistema de transporte de petróleo y gas desde la fuente hasta el yacimiento, y es de gran importancia para la migración de petróleo y gas. y acumulación. La práctica de exploración y los experimentos de simulación muestran que la ruta de migración del petróleo y el gas en medios porosos heterogéneos está controlada principalmente por la geometría estructural de la capa de transporte en el nivel macro, y principalmente controlada por las propiedades físicas de la capa de transporte en el nivel micro. El cuerpo de arena esquelético del delta Dongying desarrollado en el miembro Es 3 en la vertiente oriental del Dongying Sag y el cuerpo de arena esquelético de facies fluvial desarrollado en el miembro Shah 2 tienen buena continuidad en las direcciones longitudinal y transversal y son uno de los principales yacimientos de petróleo y Sistemas de migración de gases en la zona. Esta área típica fue seleccionada para analizar el espesor, la forma, la ocurrencia, las propiedades físicas y otras características de desarrollo del cuerpo de arena esquelético desde aspectos macro y micro, y la relación entre el cuerpo de arena esquelético y la exhibición de petróleo y gas se analizó con base en la Características de visualización de petróleo y gas, a fin de estudiar el mecanismo de transporte del cuerpo de arena. Proporcionar una base básica.
1. Características del espesor del cuerpo de arena estructural e indicaciones de petróleo y gas.
Estudio sobre las características sedimentarias de las facies delta-fluviales y las rutas de migración de petróleo y gas del tercer miembro del miembro Shahejie y el segundo miembro de Shahejie en la parte oriental de la vertiente sur de la depresión de Dongying. Sobre esta base, se contó el espesor del cuerpo de arena del tercer miembro de Shahe, el segundo miembro de Shaheer y el segundo miembro de Shaheer de 365 pozos en el área. El mapa de contorno del cuerpo de arena se dibujó para aclarar las características cambiantes del espesor del cuerpo de arena en cada capa.
Durante el período de deposición de la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie, el movimiento de expansión del Dongying Sag fue el más fuerte. Las montañas que rodeaban la cuenca se elevaron, las fuentes clásticas fueron suficientes y los ríos. inyectado con frecuencia, y el desarrollo del delta alcanzó su punto máximo. La distancia de avance inicial del delta fue corta y la parte oriental de la vertiente sur estaba dominada por sedimentos lacustres poco profundos y semiprofundos. En el período medio, la progradación fue evidente y el delta se movió del sureste al noroeste. En este momento, el área de distribución del cuerpo de arena del frente del delta es de aproximadamente 1137 km2, y el centro de espesor está ubicado en Niuzhuang Sag. Debido al levantamiento de la cuenca, el espesor del cuerpo de arena en el sur se vuelve gradualmente más delgado (Figura 3-58a). En el período posterior, comenzó a desarrollarse la sedimentación del sistema del delta del río y los cuerpos de arena del frente del delta avanzaron hacia el oeste hasta la parte occidental de Niuzhuang Sag.
Durante la deposición del submiembro superior del tercer miembro de la Formación Shahejie, las áreas de lagos profundos del Dongying Sag comenzaron a converger, y el delta Dongying se extendió muy lejos, cruzando el actual zona de elevación central y llegando al Lijin Sag. A medida que la cuenca del lago retrocede aún más, la parte oriental está dominada por las facies de la llanura del delta del río, y la facies hundida de Niuzhuang cambia a las subfacies de la llanura del delta. Debido al aumento de la oferta de materiales en el sur y el norte, la fase del frente delta es la más desarrollada. El área de distribución de los cuerpos de arena es de aproximadamente 1432,6 km2. El centro de espesor de los cuerpos de arena está ubicado en la parte sur de la depresión de Niuzhuang, y el espesor de los cuerpos de arena disminuye desde el sur hasta el abultamiento de Guangrao (Figura 3-58b). Durante la deposición del segundo miembro de la Formación Shahejie, la cuenca del lago se redujo aún más y el agua se volvió menos profunda. Toda la depresión está básicamente ocupada por el sistema río-delta, y el cuerpo del delta avanza hacia el oeste hasta el área de Liangjialou. Los cuerpos de arena fluvial se desarrollan en el área de Niuzhuang-Wangjiagang en el este, con un área de distribución amplia de aproximadamente 1288,9 km2, y el centro de espesor se concentra en Niuzhuang Sag (Figura 3-58c). Los cuerpos de arena esqueléticos de Shahejie 3 y Shahejie 2 en la parte oriental de la vertiente sur de la Depresión de Dongying son ricos en petróleo y gas, con 168 pozos y 365 pozos que muestran petróleo y gas. Combinando el espesor del cuerpo de arena y la presentación de petróleo y gas (Figura 3-58), se encuentra que no existe una relación obvia entre el espesor del cuerpo de arena y la presentación de petróleo y gas. Al comparar el espesor del cuerpo de arena esquelético y el espesor de exhibición de petróleo y gas (Tabla 3-2), se encuentra que no importa cuán grande sea el espesor total del cuerpo de arena, el espesor máximo de una sola capa de petróleo y La exhibición de gas es de solo una docena de metros y el espesor mínimo es de solo 0,5 m. Según las estadísticas, la mayor parte de la exhibición de petróleo y gas se encuentra en capas de arena con un espesor de una sola capa de menos de 5 m, esto se debe a que la mayor parte de la migración de petróleo y gas. ocurre en canales ventajosos limitados y la capa de arena es delgada, pero mientras las propiedades físicas sean buenas, el petróleo y el gas aún pueden migrar aquí. Por lo tanto, se cree que el simple espesor del cuerpo de arena tiene poco impacto en la migración de petróleo y gas.
2. Características morfológicas y visualización de petróleo y gas de la superficie superior del cuerpo de arena esquelético.
La profundidad de enterramiento de la superficie superior del cuerpo de arena puede reflejar la forma de la parte superior. superficie del cuerpo de arena. El centro de profundidad de entierro del cuerpo de arena esquelético en la sección media del tercer miembro de la Formación Shahejie se encuentra en Niuzhuang Sag, con una profundidad de enterramiento máxima de 2925 metros. Desde el sur hasta la estructura de la nariz de Caoqiao y la zona de pendiente suave del río Bamianhe, la profundidad del enterramiento disminuye gradualmente hasta que la masa de arena queda extraída. La profundidad mínima de entierro se encuentra en la zona estructural de Caoqiaobi, a unos 794 m desde el oeste hasta el área de Liangjialou, el cuerpo de arena está comprimido;
De sur a norte, perpendicular a la dirección de la zona de paso de falla Chenganzhuang-Wangjiagang, se forma una cresta estructural obvia a lo largo de la línea desde Well Tong 20 hasta Well Wang 661, y hacia el este hay una cresta estructural ligeramente suave a lo largo de la línea. del Pozo Wang 13 al Pozo Wang 101 (Figura 3-59a). El centro de profundidad de entierro del cuerpo de arena esquelético en el submiembro superior de Es3 está ubicado al oeste de Niuzhuang Sag, con una profundidad de entierro máxima de 2801,5 m
Figura 3-58 El espesor y el petróleo y exhibición de gas del cuerpo de arena esquelético en la vertiente este de la vertiente sur de Dongying Sag
Tabla 3-2 Tabla estadística que compara el espesor del cuerpo de arena esquelético y el espesor de la exhibición de petróleo y gas en la parte este de la ladera sur de Dongying Todavía existe una cresta estructural, pero tiende a ser suave y la forma de la superficie superior no ha cambiado mucho (Figura 3-59b).
El centro de profundidad de enterramiento del cuerpo de arena del esqueleto de Shahejie 2 está ubicado en el área de Liangjialou, con una profundidad de entierro máxima de 2612 m. Desde el sur hasta el área elevada, la profundidad de enterramiento disminuye gradualmente hasta que el cuerpo de arena se aprieta. La profundidad mínima de enterramiento es de aproximadamente 866 m. Hay una cresta estructural obvia en la punta de la falla Le'an-Chunhua en el oeste, y el resto. es más gentil que el tercer miembro de Shahejie (Figura 3-59c).
Figura 3-59 La profundidad del enterramiento y la indicación de petróleo y gas de la superficie superior del cuerpo de arena esquelético en la ladera este sur de Dongying Sag
La superficie superior del cuerpo de arena esquelético El cuerpo en la Formación Guantao tardía fue restaurado aproximadamente usando el método de extracción de espesor. En la profundidad del entierro, se encontró que la morfología de la superficie superior de cada sección de la Formación Guantao no ha cambiado mucho en comparación con el presente, y tiende a ser suave ( Figura 3-60).
En general, se cree que la forma de la superficie superior del cuerpo de arena controla la migración lateral de petróleo y gas. Las profundidades de entierro superiores actuales y del período Guantao se combinan con indicaciones de petróleo y gas (Figura 3-60). Las indicaciones de petróleo y gas son ligeramente abundantes a lo largo de la cresta estructural, lo que indica que la migración de petróleo y gas se ve afectada por la morfología de la superficie superior de la arena. cuerpo, pero la relación no es obvia, lo que indica que la superficie superior del cuerpo de arena La morfología de la superficie no es el factor principal que controla la migración de petróleo y gas.
Figura 3-60 Profundidad de enterramiento e indicaciones de petróleo y gas en la parte superior del cuerpo de arena esquelético de la Formación Guantao en la vertiente este sur de Dongying Sag
3. Propiedades físicas y. indicaciones de petróleo y gas del cuerpo de arena esquelético
A través del análisis estadístico de la porosidad de los cuerpos de arena esquelético en 254 pozos en la parte oriental de la vertiente sur del Dongying Sag, se encontró que las propiedades físicas de los cuerpos esqueléticos de arena son generalmente buenos. La porosidad del cuerpo de arena esquelético del miembro Shahejie 3 es principalmente de 15 a 35, con una distribución uniforme. La porosidad del cuerpo de arena esquelético del segundo miembro de Shahejie está mayormente entre 20 y 30, y la porosidad promedio de cada sección es mayor que 20.
Debido a la influencia de la estructura, sedimentación y diagénesis, la morfología y propiedades físicas de la arena esqueleto son muy diferentes entre el período actual y el de acumulación. Por tanto, es necesario restaurar los elementos de transporte de los cuerpos de arena durante el período de acumulación. La restauración de elementos del cuerpo de arena durante el período de acumulación se basa principalmente en investigaciones previas, utilizando propiedades físicas y métodos de decapado de espesor. Los predecesores han investigado mucho sobre el tiempo y el período de acumulación de petróleo y gas en la depresión de Dongying y han logrado un entendimiento unificado. Se cree principalmente que la migración de petróleo y gas a gran escala se produce al final de Ng y al comienzo de Nm. La recuperación del período de formación del yacimiento se basa principalmente en este período. Después de la restauración, las propiedades físicas de cada sección de Guantao Mo son generalmente mejores que las actuales. Entre ellas, la porosidad del cuerpo de arena esquelético del tercer miembro de la Formación Shahejie está entre 21 y 35, y la porosidad del cuerpo de arena esquelético. del segundo miembro de la Formación Shahejie alcanza 30 y 37. La porosidad promedio es superior a 25.
Ya sea ahora o durante el período de acumulación, la porosidad de los cuerpos de arena aumenta gradualmente desde la depresión hasta la zona de pendiente suave. Las propiedades físicas de los cuerpos de arena esqueléticos del tercer miembro del Shahejie en. las áreas de Le'an y Bamianhe son las mejores, y las propiedades físicas de los cuerpos de arena en las áreas de Le'an y Wangjiagang son las mejores. El cuerpo de arena esquelético de la segunda sección de Shahejie tiene las mejores propiedades físicas. Dado que las propiedades físicas de los cuerpos esqueléticos de arena son generalmente buenas, existen muchos caminos para que el petróleo y el gas migren de las depresiones a las pendientes. Sin embargo, en el área de acumulación, las muestras de petróleo y gas todavía se concentran en áreas con mayor porosidad, y existe una buena correspondencia entre las propiedades físicas de los cuerpos de arena y las muestras de petróleo y gas. Esto muestra que cuanto mejores sean las propiedades físicas del cuerpo de arena, menor será la resistencia del petróleo y el gas en el cuerpo de arena y más propicio será para la migración y acumulación de petróleo y gas.
(3) Evaluación de la conductividad de cuerpos de arena estructurales
1. Determinación de los principales factores de control
A partir del análisis del proceso dinámico del petróleo y el gas. Migración, migración de petróleo y gas La fuerza controla su capacidad y dirección de migración. La migración de petróleo y gas a gran escala en el hundimiento de Dongying se produjo durante el período Dongying-Guantao. En este momento, debido a las débiles condiciones hidrodinámicas en las áreas de Niuzhuang y Wangjiagang, se puede ignorar el efecto hidrodinámico. Después de que el petróleo y el gas ingresan al cuerpo de arena esquelético, la fuerza de migración es principalmente la flotabilidad. Bajo la acción de la flotabilidad, el petróleo y el gas migran desde la depresión a la parte alta de la pendiente y se hinchan hacia arriba a lo largo del cuerpo de arena.
El modo de flujo de flotabilidad se refiere al flujo flotante discontinuo de petróleo y gas en el agua de los poros de la formación en forma de gotas de petróleo, burbujas o segmentos de petróleo y gas de una cierta altura (longitud) bajo la acción de la flotabilidad. La dirección de flotabilidad es siempre vertical hacia arriba. Generalmente, para el cálculo se utiliza la fuerza de flotabilidad basada en la altura de la columna de petróleo por unidad de área, es decir, la fuerza de flotabilidad.
F=(ρw-ρo)gvsinθ (3-4)
En la fórmula, f es la fuerza de flotabilidad vertical, ρw es la densidad del agua de formación, g/cm3; ρo es la densidad del petróleo subterráneo, g/cm3; v es el volumen de petróleo y gas, cm3; θ: ángulo de inmersión de la formación, 0 g es la aceleración de la gravedad, m/s2.
Según la Fórmula 3-4, la flotabilidad está relacionada con el volumen de petróleo y gas, la diferencia de densidad petróleo-agua y el ángulo de inclinación de la formación. Generalmente, la densidad del petróleo y el agua no cambia mucho y la flotabilidad está determinada principalmente por la acumulación de petróleo y gas durante el proceso de flotación y el ángulo de buzamiento de la formación. No se puede obtener la cantidad de acumulación en constante cambio durante la migración de petróleo y gas, pero se puede ver en la Fórmula 3-4 que la flotabilidad del petróleo y el gas que migran a lo largo de estratos inclinados está relacionada con el ángulo de inclinación de la formación. Por lo tanto, la tendencia del cambio de flotabilidad se puede juzgar aproximadamente a través del cambio del ángulo de inclinación de la capa de transmisión. El componente de flotabilidad del petróleo en una capa de transmisión inclinada está relacionado positivamente con el ángulo de inclinación de la capa de transmisión. Cuanto mayor es el ángulo de inclinación, mayor es la fuerza de flotación, mayor es la fuerza impulsora para la migración de petróleo y gas y más fácil es migrar. Por lo tanto, los lugares con grandes masas de arena son más propicios para la acumulación de petróleo y gas.
Por otro lado, debido a los cambios en la estructura de las rocas subterráneas, las aberturas de los canales y las temperaturas subterráneas, las gotas y burbujas de petróleo no siempre pueden fluir sin obstáculos durante su migración. El petróleo y el gas siempre se ven afectados por la presión del. La resistencia de la garganta del propio canal es la fuerza capilar. La fuerza capilar está macroscópicamente relacionada con propiedades físicas como la porosidad y la permeabilidad de los cuerpos de arena. Los cambios espaciales en la porosidad y la permeabilidad afectarán inevitablemente el caudal y el volumen de petróleo y gas en los cuerpos de arena, afectando así el efecto de la migración y acumulación de petróleo y gas. Los cuerpos de arena con buenas propiedades físicas tienen baja resistencia a la entrada de petróleo y gas, caudales rápidos y grandes cantidades de acumulación de petróleo y gas. Los cuerpos de arena con malas propiedades físicas tienen una gran resistencia a la entrada de petróleo y gas, caudales lentos de petróleo y gas y poca cantidad de petróleo. y cantidades de acumulación de gas. La fuerza capilar depende de la tensión interfacial entre los dos fluidos, el radio capilar y la humectabilidad del medio. En un solo tubo capilar, la expresión matemática de la fuerza capilar es:
Pc=2σcosθ/r (3-5)
En la fórmula, Pc es la fuerza capilar, MPa; σ es petróleo La tensión interfacial entre (gas) y agua, n/m; θ es el ángulo de contacto del petróleo (gas), el agua y la roca, 0 es el radio de los poros de la capa de transporte de roca, m.
Teoría y práctica de la exploración de petróleo y gas fino en áreas de exploración maduras
k es la permeabilidad de la roca de la capa de transmisión. m2;φ es la porosidad de la roca de la capa de transmisión, adimensional.
La fuerza capilar del cuerpo de arena es la principal resistencia a la migración de petróleo y gas en el cuerpo de arena esqueleto. Impulsados por la flotabilidad, el petróleo y el gas deben superar la fuerza capilar del propio cuerpo de arena para migrar continuamente. Cuando la flotabilidad formada durante el proceso de flotación del petróleo y el gas a una determinada altura no es suficiente para superar la resistencia capilar, es necesario esperar a que el petróleo y el gas se repongan posteriormente para acumular la altura de la columna de petróleo, aumentando así la flotabilidad. Cuando la altura de la columna de petróleo se acumula hasta cierto punto, la fuerza de flotación es suficiente para superar la fuerza capilar y el petróleo y el gas pueden seguir avanzando.
Se puede ver que el acoplamiento de la ocurrencia y las propiedades físicas de los cuerpos de arena controla la ruta dominante de la migración de petróleo y gas. Esta comprensión se puede verificar mediante experimentos de simulación.
2. Evaluación cuantitativa de la capacidad de transporte de arena
1) Cuantificación de los principales factores reguladores del transporte de arena esqueleto
Analizando el mecanismo de migración y principales control del cuerpo de arena esquelético Con base en el análisis de factores, se cree que la aparición y las propiedades físicas de los cuerpos de arena son los principales factores que controlan la dirección de migración dominante. Por lo tanto, en la evaluación cuantitativa de cuerpos de arena, primero se deben determinar los parámetros de caracterización cuantitativa de estos dos principales factores de control.
La cuantificación de la aparición de cuerpos esqueléticos de arena se expresa directamente mediante el ángulo de inclinación de la superficie superior del cuerpo de arena, y la evaluación de las propiedades físicas se expresa mediante la altura crítica de la columna de petróleo. La altura crítica de la columna de petróleo se refiere a la altura mínima de la columna de petróleo por unidad de área en la que el petróleo y el gas deben acumularse para superar la fuerza capilar del cuerpo de arena impulsado por la flotabilidad. La altura de acumulación de petróleo en el cuerpo de arena debe ser mayor que la altura crítica de la columna de petróleo antes de que pueda comenzar la migración. En términos generales, cuanto menor sea la altura crítica de la columna de petróleo, más fácil será la migración del petróleo y el gas. La fórmula de cálculo para la altura crítica de la columna de aceite es:
H=Pd/(ρw-ρo)g (3-7)
Donde, Pd es la fuerza capilar de desplazamiento mínimo de el cuerpo de arena. Esta fórmula se puede utilizar para calcular la altura crítica de la columna de petróleo del cuerpo de arena esquelético en el área de Niuzhuang Wangjiagang.
2) Modelo cuantitativo de la conductividad del cuerpo esqueleto de arena
En resumen, los parámetros de caracterización que determinan la conductividad del cuerpo esqueleto de arena son el ángulo de buzamiento y la columna crítica de petróleo. altura. Considerando plenamente el papel de estos dos factores en la migración de petróleo y gas, se estableció un modelo cuantitativo de la capacidad de transporte del cuerpo de arena:
S=θ/h (3-8)
Donde , s es el coeficiente de conductividad del cuerpo de arena, adimensional; θ es el ángulo de inclinación del cuerpo de arena, 0 h es la altura crítica de la columna de aceite, m;
En la Fórmula 3-8, la conductividad S del cuerpo de arena es directamente proporcional al ángulo de inclinación del cuerpo de arena e inversamente proporcional a la altura crítica de la columna de petróleo. En términos generales, cuanto mayor sea el valor S, más fuerte será la conductividad del cuerpo de arena.
El coeficiente de conductividad del cuerpo de arena se normaliza para hacerlo adimensional, y el coeficiente de conductividad normalizado se utiliza para evaluar la conductividad del cuerpo de arena. Con base en el modelo cuantitativo de la capacidad de transporte de cuerpos de arena, se calcularon los parámetros de capacidad de transporte de los cuerpos de arena esqueléticos en diferentes áreas de pozos en el área de Niuzhuang-Wangjiagang, y se dibujaron los mapas de contorno correspondientes para restaurar la capacidad de transporte de los cuerpos de arena durante el período del yacimiento de la conductividad de Guantao y dibujar los mapas de contorno correspondientes. En el mapa isolineal del coeficiente de transporte del Miembro Shahejie 3 se puede ver que el petróleo y el gas migran a lo largo de las rutas de migración dominantes con coeficientes de transporte más altos que los de las áreas circundantes. Es decir, el petróleo y el gas en Niuzhuang Sag migran principalmente. hacia la ladera sur a lo largo de cuatro rutas de migración dominantes (Figura 3-61). Las rutas de migración de petróleo y gas de izquierda a derecha son: Guan 11-Guan 120-Tonggu 3, Guan Xie 15-Wang 662-Wang 733-Wang 90, Tong 10-Wang 161. Estas cuatro direcciones son áreas donde la ocurrencia de cuerpos de arena y las propiedades físicas están bien acopladas.
Figura 3-61 Superposición de la altura crítica de la columna de petróleo, el ángulo de buzamiento y la visualización de petróleo y gas en el cuerpo de arena esquelético superior de la Formación Shahejie en la ladera sur de Dongying