Discusión sobre la relación entre las características hidroquímicas y la formación en el campo petrolífero de Tahe
(Laboratorio Central del Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste, Urumqi 830011)
Basado en principios estadísticos, se realizó un estudio preliminar sobre el agua de los yacimientos petrolíferos en diferentes niveles de producción. capas del campo petrolífero de Tahe Se han obtenido los siguientes conocimientos: ① Cada bloque en el campo petrolífero de Tahe tiene las mismas condiciones de roca madre que el área de Sidaliya, la relación entre el contenido de iones principales y la concentración de iones del agua del campo petrolífero en diferentes bloques y en diferentes producciones; Las capas en el campo petrolífero de Tahe muestran que el agua del campo petrolífero proviene mutuamente del mar. (2) Existe una buena relación lineal entre densidad y densidad. Cuanto más antigua es la formación, mayor es la pendiente de la línea. ③Cuanto más joven sea la edad de la capa de producción del campo petrolífero de Tahe, mayor será la salinidad total, la densidad y la concentración de Cl y Na del agua del campo petrolífero, mientras que ocurre lo contrario con la concentración de Ca2. Los resultados gráficos de los principales iones característicos muestran que el área de distribución del agua de los yacimientos petrolíferos en los yacimientos de piedra caliza marina es significativamente diferente de la de los yacimientos de arenisca marina y los yacimientos de arenisca continental, y es fácil de distinguir. Sin embargo, los campos petroleros y los cuerpos de agua en los yacimientos de arenisca del Triásico y Carbonífero están estrechamente relacionados y son difíciles de distinguir.
Palabras clave Solubilidad iónica característica de la solución acuosa de Tahe Oilfield
Tahe Oilfield está ubicado en el cruce del condado de Luntai y el condado de Kuqa en Xinjiang, al norte del río Tarim, y su ubicación estructural es en Shaya, Cuenca Tarim El levantamiento se encuentra en la parte sur del levantamiento Akkul.
Desde que el Pozo Sha 23 y el Pozo Sha 29 realizaron pruebas de migración industrial de petróleo y gas en los sistemas Carbonífero y Triásico respectivamente en 1990, a través de una mayor exploración, el Sistema Triásico fue descubierto sucesivamente en los Bloques 1 y 2 de Tahe. En cuanto a yacimientos de petróleo y gas, se han descubierto sucesivamente yacimientos de petróleo y gas del Ordovícico y Carbonífero en los Bloques 3, 4 y 6. La fuente de petróleo del campo petrolífero de Tahe es el sistema Cámbrico-Ordovícico, y el petróleo y el gas provienen principalmente de la cuenca de depresión de Mangal Craton y la pendiente del borde de la plataforma en el sureste. Debido a la influencia de los movimientos tectónicos, los yacimientos de petróleo y gas en el campo petrolífero de Tahe tienen las características de acumulación en múltiples etapas, y las propiedades del petróleo crudo en diferentes etapas de acumulación varían mucho. Una mayor proporción de petróleo crudo se acumuló en el período temprano (período Herciniano-Indosiniano tardío). Dichos yacimientos incluyen el Ordovícico en los bloques Tahe 4 y 6, el Ordovícico Inferior en el bloque Tahe 3 y el petróleo Inferior Tres en el bloque Tahe 1. grupo. El petróleo crudo acumulado en el período medio (Yanshan-período temprano del Himalaya) es de densidad media, y los yacimientos de petróleo y gas incluyen el Triásico en el área de Tahe 2, el Carbonífero en las áreas de Tahe 3 y 4, y el Ordovícico medio y superior en Zona Tahe 3. El petróleo crudo acumulado en el período tardío (después del período temprano del Himalaya) es petróleo ligero, y los yacimientos de petróleo y gas incluyen la Formación Triásica Zhongyao en el bloque Tahe 1.
Las capas de producción puestas en desarrollo y producción de prueba en el campo petrolífero de Tahe son rocas carbonatadas del Ordovícico y areniscas del Carbonífero y del Triásico. La composición química y el contenido de agua en el campo petrolífero de Tahe varían mucho, principalmente en la misma capa de agua en el mismo pozo, y los resultados de sus análisis químicos varían mucho. Los resultados de los análisis químicos del agua de diferentes pozos en la misma capa también varían ampliamente. A través de la recopilación e investigación de datos de análisis de agua de yacimientos petrolíferos en Tahe Oilfield, se cree que el agua de yacimientos petrolíferos en diferentes capas de producción de Tahe Oilfield tiene mayor salinidad y densidad general, mejores condiciones de sellado y es agua de tipo Surin CaCl2_2. Al comparar la composición química y el contenido del agua del campo petrolero, es fácil de distinguir y está estrechamente relacionado con la litología de la capa de producción y la capa de producción y las propiedades del petróleo crudo.
En la exploración de petróleo y gas, los cambios en la composición química y el contenido del agua de los yacimientos petrolíferos se pueden utilizar para describir yacimientos de petróleo en capas en la misma formación, evaluar cualitativamente las condiciones de conservación de los yacimientos de petróleo y gas y estudiar La dirección de migración y acumulación de petróleo y gas indica posibles trampas estratigráficas. En la recuperación primaria y secundaria de petróleo, la fuente de agua intrusiva se puede identificar en función de las características químicas del agua del campo petrolero en diferentes capas de producción. Puede proporcionar orientación para el diseño del plan de tratamiento de salmuera por inyección de agua. La concentración de sólidos solubles y la composición del agua intersticial tienen un gran impacto en los datos de registros eléctricos. Por lo tanto, en la interpretación de registros eléctricos, la fórmula de interpretación de registros o el cuadro de interpretación se pueden corregir en función de las características del agua de formación en diferentes regiones y capas. Por lo tanto, estudiar las características y distribución del agua de los yacimientos petrolíferos es de gran importancia para la exploración y el desarrollo de petróleo y gas.
1 Método de análisis experimental
Los datos del análisis de la calidad del agua del campo petrolífero de Tahe citado en el artículo se obtuvieron mediante análisis químico realizado de acuerdo con los requisitos de especificación por el laboratorio central del Noroeste. Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina del Petróleo de Xinxing Petroleum Company.
Método de muestreo: las muestras de agua de formación se toman principalmente de la válvula de muestreo del separador del cabezal del pozo o de la cámara de muestreo de la tubería de perforación, de la circulación inversa de la tubería de perforación y de otras muestras de agua de formación.
Método de análisis experimental: el método de análisis de titulación se utiliza para Cl-, Ca2 y Mg2; Fe(T) (hierro total), Fe2, I- y Br- se miden mediante colorimetría visual. Utilice el método de equilibrio de aniones y cationes para calcular la suma de Na y K, y utilice el hierro total Fe(T) menos Fe2 para calcular el contenido de Fe3. El método de titulación química es mucho más fiable para determinar los iones principales Cl-, Ca2 y Mg2 que el método de colorimetría visual. Los contenidos calculados de Na, K y Fe3 tienen la peor fiabilidad debido a la transmisión y superposición de errores.
Antes de analizar los datos, al analizar el tiempo de muestreo, el método y las condiciones de prueba de las muestras de agua, se eliminaron algunos datos analíticos que obviamente no pueden reflejar las propiedades químicas del agua de la capa de producción. Además, para que las propiedades químicas del agua de los yacimientos petrolíferos sean representativas, intente seleccionar datos de análisis de la calidad del agua de pozos que tengan una producción de agua estable a largo plazo durante el desarrollo de los yacimientos petrolíferos. Para la capa de producción del Ordovícico, debido a las fugas de los pozos durante la acidificación de la perforación del yacimiento y la estimulación de la fracturación, es probable que los resultados del análisis químico del agua del campo petrolero obtenidos durante las pruebas y la producción inicial se conviertan en fluido de perforación y ácido. Por lo tanto, en la selección de datos, se seleccionan los resultados del análisis químico del agua de pozos con un tiempo de producción de agua prolongado y un volumen de producción de agua relativamente estable.
2 Características químicas del agua del yacimiento petrolífero de Tahe
El petróleo crudo y el gas natural en las estructuras Tahe No. 3 y 4 se producen principalmente en rocas carbonatadas o rocas clásticas, con profundidades de pozo de 4300~ A 5500 m, el agua en el campo petrolífero de Tahe es agua Surin CaCl2_2 con buenas condiciones de conservación, que es débilmente ácida y tiene un valor de pH de 5,5 ~ 5,7.
Los resultados estadísticos muestran que el contenido promedio de iones principales en el agua del campo petrolífero de Tahe no cambia mucho, la salinidad total es 195,2 × 103 ~ 222,1 × 103 mg/L y el valor promedio es 208,65 × 103 mg. /L; mg/L; la densidad es de 1,126 ~ 1,147 g/cm3, el promedio es de 1,137 g/cm3; el contenido de Ca2 oscila entre 173000 ~ 9100 mg/L, el promedio es de 13200 mg/L; , el promedio es 2105 mg/L; el rango de contenido de Na y K es 74000 ~ 56600 mg/L, el valor promedio es 65300 mg/L; el contenido de Cl es 13600 ~ 12500 mg/L, el valor promedio es 127 mg/L; ~ 441 mg/L, el valor promedio es 243 mg/L; el contenido de Br- es 13,8 ~ 4,2 mg/L, con un valor promedio de 9 mg/L; el contenido de I- es 371 ~ 89,3 mg/L, con un valor promedio de 9 mg/L; el valor de 302 mg/L; el contenido es 138 ~ 258 mg/L, el valor promedio es 218 mg/L (ver Tabla 1).
Los valores promedio de salinidad total, densidad y contenido de iones principales del agua en el campo petrolífero de Tahe se compararon con otros campos petrolíferos en el norte de Tabei. Tienen las siguientes características: ① Mineralización total del agua del campo petrolífero en cada bloque. del campo petrolífero de Tahe Los valores promedio de grado, densidad e iones principales como Cl-, Ca2 y Mg2 son cercanos a los del agua del campo petrolero occidental de Dariya, pero son bastante diferentes de los del campo petrolífero del Cretácico Inferior de Yakla. agua, agua del campo petrolero de Bashto y agua del campo petrolero de Yasendi. Por ejemplo, la salinidad total, la densidad y el contenido promedio de iones principales como Cl-, Ca2 y Mg2 en el agua del campo petrolífero de piedra caliza del Ordovícico en las áreas Tahe 3 y 4 son mucho más altos que los de las áreas de Assunti y Bashi del Se apoya el levantamiento de Bachu. La capa de producción de dolomita de la Formación Xiaohaizi del Sistema Carbonífero. ②La salinidad total, la densidad y el contenido promedio de iones principales como Cl-, Ca2 y Mg2 en los yacimientos de arenisca del Carbonífero de las áreas Tahe 3 y 4 y los yacimientos de arenisca del Triásico de las áreas Tahe 1 y Tahe 2 son mucho más altos que los de la arenisca del Cretácico Inferior de Yakla. depósito (ver Tabla 1). La salinidad y densidad total del agua de Tahe Oilfield y Sidaliya Oilfield son básicamente consistentes con el contenido promedio de iones principales como Cl-, Ca2 y Mg2. Los resultados de comparación anteriores muestran que Tahe Oilfield y Sidaliya Oilfield tienen las mismas condiciones de fuente de petróleo y gas (incluida la litología, litofacies, período de generación de petróleo y gas, etc.) y condiciones de conservación de yacimientos de petróleo y gas básicamente similares.
La diferencia obvia entre el agua del campo petrolífero de Tahe y el agua del campo petrolífero del Cretácico Inferior de Yakla y el agua del campo petrolífero de Bachu puede estar relacionada con la diferencia en el cinturón de facies sedimentarias de la roca madre, por un lado, y el agua del campo petrolífero del Cretácico Inferior de Yakla y el agua del campo petrolífero de Bachu. Por otro lado, la roca madre está relativamente madura y el yacimiento de petróleo y gas es un yacimiento de gas condensado. La muestra tomada contiene una cierta cantidad de agua condensada, lo que reduce los principales indicadores de los resultados del análisis de la calidad del agua.
La fracción de masa promedio de los iones principales en el agua del yacimiento petrolífero en diferentes bloques y capas de producción del yacimiento petrolífero Tahe.
Análisis del origen del agua en el campo petrolífero de Tahe
El petróleo y el gas migran desde las rocas generadoras y se acumulan en trampas, ya sea por diferencia de presión o por difusión, el agua es el principal portador de la migración de petróleo y gas. . Aunque el portador de la migración de petróleo y gas se ve afectado por los cuerpos de agua en los yacimientos de petróleo y gas y las capas de acumulación de petróleo y gas a lo largo de la ruta de migración, el agua del campo petrolero aún conserva en gran medida las características hidroquímicas de la roca madre. Al estudiar el porcentaje de materia soluble en el agua de los yacimientos petrolíferos, se pueden identificar cualitativamente las fases sedimentarias de las rocas generadoras en los yacimientos de petróleo y gas (MaSon, 1952).
Al comparar el contenido promedio de componentes solubles en el agua del campo petrolífero de Tahe con los resultados estadísticos de componentes solubles en agua de río y agua de mar, se encontró que las características químicas son las siguientes:
( 1) Aunque las concentraciones de los tres componentes son bastante diferentes, la salinidad del agua de mar es de aproximadamente 30,9 × 103 mg/L y la salinidad del agua del campo petrolífero de Tahe es de aproximadamente 210 × 103 mg/L. Sin embargo, la salinidad de ciertos iones en el campo petrolífero de Tahe. agua y agua de mar es Los porcentajes son similares.
Tabla 2 Comparación de materia soluble en agua del yacimiento petrolífero de Tahe, agua de río y agua de mar Tabla 2 Correlación entre la masa y fracción de materia soluble en agua del yacimiento petrolífero de Tahe, agua de río y agua de mar
(2) Las características químicas del agua, el agua de mar y el agua de río en los campos petroleros Tahe No. 3 y No. 4 son casi opuestas.
Agua del yacimiento petrolífero de Tahe: cationes y aniones
Agua de mar: cationes y aniones
Agua de río: cationes y aniones
De la Desde la perspectiva del contenido de componentes iónicos, los componentes principales de la materia soluble en agua en el campo petrolífero de Tahe son consistentes con el agua de mar, principalmente NaCl. El contenido de Na en el agua de mar es de aproximadamente 11 000 mg/L, y el contenido de Na en el agua del campo petrolífero de Tabei es de 56 600 ~ 74 000 mg/L. El contenido de Na en el agua de mar y en el agua del campo petrolífero de Tabei es mucho mayor que el del agua de río y de río. agua sin sales circulantes. Además, el contenido de Na en el agua de mar y en el agua del propio yacimiento petrolífero de Tahe es mucho mayor que el de otros yacimientos petrolíferos. Los cationes Na, Ca2, Mg2 y el anión Cl- en el agua del campo petrolífero de Tahe tienen las mismas características de cambio de contenido iónico, que son opuestas a las del agua del río. Además, según numerosos datos estadísticos, tanto el agua de mar como el agua de los yacimientos petrolíferos Tahe 3 y 4 contienen I- y Br-, con casi ningún o muy oligoelementos. Por tanto, el agua del yacimiento petrolífero de Tahe se considera marina.
4 La relación entre los principales cambios de concentración de iones en el agua del campo petrolífero de Tahe y la formación
Aunque las rocas generadoras del campo petrolífero de Tahe son las mismas y la composición química de las El agua del campo petrolero es similar, debido al período de acumulación y la etapa posterior del campo petrolero. El proceso de reconstrucción es diferente, la litología y la fase sedimentaria de la capa de producción son diferentes y las características hidroquímicas de los campos petroleros en diferentes bloques y capas de producción también son diferentes. .
Como se puede ver en la Tabla 1, el agua del campo petrolífero de piedra caliza del Ordovícico de Tahe es obviamente diferente de los yacimientos de petróleo de arenisca del Carbonífero y del Triásico en su salinidad total promedio, densidad y contenido de Cl-, Na y K. es bajo y los contenidos de Ca2, Mg2, I- y Br- son altos, especialmente los contenidos de Ca2, Br- e I- son altos. Los yacimientos de arenisca (Carbonífero y Triásico) tienen contenidos de iones de agua similares. Desde la perspectiva de la salinidad total, densidad, concentración de Cl-, Na y K, cuanto más joven es la formación, mayor es la concentración de iones, mientras que la concentración de Ca2 es todo lo contrario.
Los cambios en el contenido de diversas sustancias solubles en el agua de los yacimientos petrolíferos están inevitablemente relacionados con las condiciones de formación y el entorno del agua de los yacimientos petrolíferos. Este artículo analiza principalmente la relación entre las principales composiciones de iones (Ca2, Mg2) y * * * capas de aceite en diferentes capas de agua del campo petrolífero Tahe.
Sabemos que la solubilidad de los compuestos iónicos en agua depende principalmente de ① la estructura de su red cristalina Tamaño; ②Energía de hidratación de los iones.
Una sal soluble en agua en la que la atracción entre los iones y las moléculas de agua es mayor que la atracción entre las sales ligeramente solubles. una red cristalina fuerte. La tendencia a la hidratación de los iones es pequeña. La solubilidad de las sustancias comunes en el agua de formación y el producto de solubilidad de las sustancias insolubles se enumeran a continuación (Tabla 3).
Tabla 3 Solubilidad de sustancias comunes en agua de formación y producto de solubilidad de algunas sustancias insolubles Albahaca, Manual de cálculo para químicos, la temperatura no especificada en la tabla es 25°C.
Tabla 3 La solubilidad de sustancias comunes en el agua de formación y el producto de solubilidad de algunas sustancias poco solubles
La solubilidad de algunas sustancias enumeradas en la Tabla 3 y el producto de solubilidad de sustancias insolubles constante es en agua pura. Sin embargo, debido a la alta salinidad de la solución y la complejidad del ambiente de la formación, existen muchos factores que afectan la solubilidad o el producto de solubilidad Ksp en el agua del campo petrolero, como el efecto sal que aumenta la solubilidad, el efecto del ion común que Disminuye la solubilidad, el valor del pH de la solución, el estado redox Eh, alta temperatura y alta presión, etc. En otras palabras, la composición y concentración de los solubles en agua de los yacimientos petrolíferos son pH, Eh y alta presión. Cuando se determinan varios factores que influyen, se alcanza el equilibrio dinámico. Es difícil describir diferentes estados de equilibrio con una fórmula matemática simple y fija. Los métodos estadísticos sólo pueden usarse para describir las características de los principales iones en el agua de formación.
De acuerdo con el Ksp en la Tabla 3, se puede ver que CaCO3, MgCO3 y FeCO3 son sustancias insolubles. Hay una gran cantidad de Ca2 en el agua de formación del campo petrolífero de Tahe en diferentes períodos y concentraciones. el rango es 9,1 × 103 ~ 17,3 × 103 g/l (teórico: la concentración superior de Ca2 es superior a 6,9 mg/l). Por lo tanto, no existe en el agua del campo petrolífero de Tabei, lo que concuerda con los resultados reales de la medición. Debido a que la suma de Na y K es una estimación con un gran error, no se considera en el proceso estadístico. Pero, de hecho, dado que el K reacciona fácilmente con los minerales arcillosos, el K sólo representa una pequeña parte y el catión principal es el Na. La proporción de contenido de K en el agua superficial es relativamente alta. Debido a la complejidad de Fe3 y Fe2, el Fe2 se oxida fácilmente a Fe3 en el aire y su contenido y estado están estrechamente relacionados con el método de muestreo y el tiempo de análisis de la muestra. Además, debido a factores como la corrosión de las tuberías, es difícil medir el valor real de Fe3, por lo que aquí no se estudia detenidamente la relación entre el Fe y la formación. La información sobre la cantidad y el tipo de compuestos que contienen hierro en el agua de los yacimientos petrolíferos se utiliza principalmente para estimar el alcance de la corrosión en los sistemas de producción y las medidas que se deben tomar cuando se utiliza para la inyección de agua. A partir de la relación de concentración de hierro divalente y hierro de alta valencia, también se puede inferir el entorno redox de la masa de agua.
4.1 La relación entre concentración, densidad y formación
Durante el proceso de producción de petróleo, la materia orgánica se oxidará y descompondrá para producir CO2 y CO2, que son los principales subproductos del vida bacteriana y se disuelven en agua.
En solución acuosa, existe la siguiente relación de equilibrio:
Colección de actas sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Que es decir, el contenido está directamente relacionado con la concentración de H en la solución. De la relación de equilibrio se puede ver que el equilibrio se alcanza cuando el pH es de alrededor de 6,3. Si la acidez aumenta (el valor del pH disminuye), el equilibrio se moverá hacia la producción de agua y dióxido de carbono; si la acidez disminuye, se convertirá en H. Si la presión del gas CO2 en el sistema cerrado aumenta, la reacción anterior se desplazará hacia la derecha. Con la participación de componentes orgánicos, la ecuación de equilibrio cambia y el rango de pH puede aumentar de 2 o 3 a 12. El valor de pH medido del agua en los campos petrolíferos Tahe No. 3 y No. 4 generalmente está entre 5 y 6, lo que es beneficioso para la existencia de dicha acidez. Dado que la acidez del agua de los yacimientos petrolíferos está estrechamente relacionada con el tiempo y el método de muestreo, su relación con la rigurosidad no es fácil de determinar. Además, los factores que afectan la concentración de agua en los yacimientos petrolíferos son la concentración de materia soluble y la composición de la solución. La concentración de la solución es directamente proporcional a la densidad; los cambios en la composición de la solución están directamente relacionados con la composición química de los minerales de la formación. Existe una buena relación lineal entre el agua y la densidad en el campo petrolífero de Tahe, con un coeficiente de correlación de 0,9949 ~ 1. Las pendientes de las rectas son diferentes en distintos estratos (Figuras 1, 2, 3).
Actas de Exploración y Desarrollo de Yacimientos de Petróleo y Gas en la Cuenca Norte de Tarim
4.2 Relación entre las concentraciones y formación de Ca2 y Mg2
Ca2 y Mg2 en el petróleo El agua de campo es absorbida por minerales insolubles CaCO3 y MgCO3. El CO2 disuelto en agua después de la intemperie se convierte en Ca(HCO3)2 y Mg(HCO3)2 solubles en agua, cuya concentración depende, por un lado, del valor del pH y de la concentración de la solución. , y por otro lado la composición química de los minerales del yacimiento y de la solución depende de las propiedades químicas de otros iones. El carbonato de calcio insoluble reacciona con 2 HCO 3- en una solución acuosa de dióxido de carbono.
El contenido de Ca2 en la solución aumenta cuando entra en contacto con minerales que contienen calcio como piedra caliza, dolomita, yeso (CaSO4 · 2H2O) o rocas que contienen yeso. El magnesio se disuelve durante la meteorización química, principalmente en forma de cloruro y sulfato. Los minerales de hierro y magnesio en las rocas ígneas y el carbonato de magnesio en las rocas carbonatadas generalmente se consideran las principales fuentes de magnesio en los sistemas de agua naturales. El magnesio se disuelve a partir de minerales de silicato y carbonato, y el dióxido de carbono desempeña un papel importante. En este momento, el magnesio se disuelve en forma de bicarbonato de magnesio, Mg(HCO3)2. Debido a que tanto el carbonato de calcio como el carbonato de magnesio están estrechamente relacionados con el dióxido de carbono disuelto en agua, en un determinado sistema de equilibrio hídrico de formación, dado que el dióxido de carbono disuelto es limitado, existe una cierta relación restrictiva entre las concentraciones de Ca2 y Mg2 en la solución. Generalmente, el Mg2 disuelto disminuye y el Ca2 disuelto aumenta.
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo de campos de petróleo y gas en la cuenca norte de Tarim
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La concentración de Mg2 en el agua del campo petrolífero de Tahe oscila entre 511 y 2138 mg/L, que es mucho menor que la concentración de Ca2.
El contenido de sulfato en el agua de formación se ve afectado por la actividad bacteriana. Las bacterias oxidantes del azufre pueden oxidar el H2S para proporcionar una fuente de azufre para los organismos. Otro tipo de bacteria reductora de sulfato puede reducir el sulfato en el agua y el agua de los poros a H2S, creando un ambiente reductor fuerte que favorece la preservación de la materia orgánica. Además, el contenido de sulfato en el agua de formación también se ve afectado por la presencia de Ca2, Sr2 y Ba2. Si la concentración de estos tres cationes es bastante alta, la concentración de sulfato es baja. Ca2, Mg2 y 3 se restringen e influyen entre sí. Las concentraciones de Ca2 y Mg2 en el agua de diferentes yacimientos petrolíferos en el norte de Tarim varían mucho. Las concentraciones de Ca2, Mg2 y en diferentes formaciones se muestran en la Figura 4.
Figura 4 La relación entre la concentración de iones sulfato y la concentración de iones calcio y magnesio en el agua de formación del campo petrolífero Tahe Figura 4 La relación entre la concentración de iones sulfato y la concentración de calcio y magnesio iones en el agua de formación del campo petrolífero de Tahe
Figura 5 La relación entre la concentración y la densidad de los iones de calcio y magnesio en el agua del campo petrolífero de Tahe Figura 5 La relación entre la concentración y la densidad de los iones de calcio y magnesio en el agua de formación de Yacimiento petrolífero de Tahe
Como se puede observar en la Figura 4, Ca2, Mg2 y sus concentraciones están estrechamente relacionadas con la estratigrafía, principalmente relacionada con la litología. La piedra caliza del Ordovícico tiene mayores contenidos de Ca2 y Mg2 y un rango más pequeño de cambios de concentración, mientras que el agua de los yacimientos petrolíferos del Carbonífero y del Triásico cambia menos, pero tiene mayores cambios de concentración. El análisis gráfico del agua de los campos petroleros en los yacimientos de piedra caliza del Ordovícico y de arenisca del Carbonífero y del Triásico muestra que la concentración y densidad de Ca2 y Mg2 en el agua de los campos petrolíferos entre los yacimientos de piedra caliza del Ordovícico y de arenisca del Carbonífero y del Triásico se muestran aún más obvios (Figura 5). ).
4.3 I-Características del agua de los yacimientos petrolíferos en diferentes estratos del yacimiento petrolífero de Tahe
I-Como ion característico del agua de los yacimientos petrolíferos, I-se deriva principalmente de algas y otros compuestos orgánicos marinos. asunto. Su concentración en el agua de formación refleja el contenido de algas y otra materia orgánica marina en el agua de mar antigua de la formación. Aunque el agua del campo petrolífero de Tahe es toda agua de mar, el contenido de iones I varía mucho debido a las diferencias en la litología de la formación y las rutas de migración del petróleo y el gas. El mayor contenido se encuentra en el Ordovícico, con contenidos de I que oscilan entre 8 y 20 mg/L, con una media de 13,8 mg/L; el Carbonífero cambia mucho, con contenidos de I que oscilan entre 1,5 y 9 mg/L, con una media; de 4,2 mg/L ; el contenido de I- en el Triásico no cambia mucho y es bajo, oscilando entre 2,5 y 6 mg/L, con un promedio de 4,3 mg/L según los resultados estadísticos y los correspondientes de petróleo y gas. propiedades del petróleo crudo del campo y litología de la formación, I- El contenido está relacionado con la litología de la formación y las facies sedimentarias. La piedra caliza marina tiene un alto contenido de I-; la fase alterna marina y continental El contenido de agua del campo petrolífero de arenisca carbonífera varía mucho. La arenisca plana mareal, que está estrechamente relacionada con el océano, tiene un mayor contenido de I. Las areniscas del delta estrechamente relacionadas con la tierra tienen un menor contenido de I. El contenido de I de la arenisca del Triásico continental no cambia mucho y es relativamente bajo. El análisis gráfico de la concentración de iones I y la concentración de Ca2 en el agua del campo petrolífero de Tahe muestra que la piedra caliza del Ordovícico se distingue fácilmente del agua del campo petrolífero de arenisca del Triásico y del Carbonífero, mientras que el agua del campo petrolífero del Triásico y del Carbonífero no se puede distinguir (Figura 6).
Figura 6 La relación entre los iones de calcio y los iones de yodo en el agua de Tahe Oilfield Figura 6 La relación entre los iones de calcio y los iones de yodo en el agua de información de Tahe Oilfield
5 Conclusión
Del análisis estadístico y la investigación anteriores, se pueden extraer las siguientes conclusiones:
(1) Las características de composición iónica del agua de Tahe Oilfield muestran que el agua de Tahe Oilfield está cerca del agua de Sidaria Oilfield , pero diferente de Ya Hay una gran diferencia entre el agua en el campo petrolífero del Cretácico Inferior de Kela y el agua en el campo petrolífero de Bachu, lo que indica que cada bloque del campo petrolífero de Tahe tiene las mismas condiciones de roca madre que el agua en el campo petrolífero de Sidaria. entre el contenido de iones principales y la concentración de iones del agua en el campo petrolífero de Tahe muestra que proviene de la fase marina.
(2) Existe una buena relación lineal entre concentración y densidad, y la pendiente de la línea recta es diferente en diferentes estratos. Cuanto más antigua es la formación, mayor es la pendiente de la línea.
(3) Cuanto más joven sea la capa de producción del campo petrolífero de Tahe, mayor será la salinidad total, la densidad y la concentración de Cl-, Na y K del agua del campo petrolífero, mientras que ocurre lo contrario con la concentración de Ca2. .
(4) Los resultados gráficos de Ca2, Mg2 y Ca2, Mg2 y densidad, Ca2 e I- muestran que el área de distribución del agua de los yacimientos petrolíferos en los yacimientos de piedra caliza marina es consistente con la de la arenisca marina. yacimientos continentales y de facies arenisca los yacimientos son claramente diferenciados y fáciles de distinguir. Sin embargo, los campos petroleros y los cuerpos de agua en los yacimientos de arenisca del Triásico y Carbonífero están estrechamente relacionados y son difíciles de distinguir.
Referencias
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Tarimu La relación entre características hidroquímicas y formaciones del campo petrolífero de Tahe en la cuenca
Zhou Xiaofen
(Instituto de Planificación y Diseño de la Oficina de Petróleo del Noroeste de Urumqi 830011)
Resumen: Características hidroquímicas de varios formaciones Está demostrado que la relación entre las características químicas del agua del campo petrolífero Tahe y sus estratos correspondientes es compleja y difícil de describir mediante fórmulas matemáticas. Un análisis gráfico del agua del campo petrolero en la capa de producción de Tahe arrojó los siguientes resultados: el bloque Tahe Oilfield (1) y Sidaliya tienen las mismas condiciones de roca madre; las características de los iones de agua de cada bloque y capa de producción demuestran que todos provienen del agua; fase marina; (2) Existe una buena relación lineal entre 3 y la densidad, es decir, cuanto más antigua es la formación, mayor es el valor de la pendiente lineal (3) Para la salinidad total, densidad, Cl-, Na y; K concentración del agua, la formación Cuanto más jóvenes son, más grandes son, y ocurre lo contrario con la concentración de Ca2. El diagrama iónico característico principal demuestra que la distribución del agua de campo de los yacimientos de piedra caliza marina es muy diferente de la de las fases alternas marinas y continentales y la de los yacimientos de arenisca continentales, y es fácil de distinguir que el agua de los campos de gas del Triásico está estrechamente relacionada con el yacimiento del Carbonífero; Agua del yacimiento de gas.
Palabras clave: Tahe Oilfield solución acuosa características iónicas solubilidad iónica