Porosidad de las rocas de almacenamiento de petróleo y gas

5.1.1.1 Definición de porosidad

La porosidad de las rocas de almacenamiento de petróleo y gas se puede definir como la relación entre el volumen total de poros de la roca y el volumen total de la roca, que puede Caracterizar el volumen de poros en la roca. Tamaño, a menudo expresado como porcentaje. Es decir

Geología del yacimiento de petróleo y gas

Dónde:?——Porosidad de la roca;

VT——Volumen total de la roca yacimiento <; /p>

Vm——El volumen de la matriz de la roca yacimiento;

Vp——El volumen de los poros de la roca yacimiento.

En el uso real, la porosidad se puede dividir en porosidad absoluta, porosidad conectada, porosidad efectiva (que contiene hidrocarburos) y porosidad de flujo.

La porosidad absoluta de la roca se refiere a la relación entre el espacio de la roca que no está lleno de materiales clásticos o materiales intersticiales y el volumen total de la roca.

La porosidad conectada de la roca se refiere a la relación entre el volumen de los poros interconectados de la roca y el volumen total de la roca. Este es el valor más utilizado en la industria petrolera.

La porosidad efectiva (que contiene hidrocarburos) de una roca se refiere a la relación entre el volumen de hidrocarburos en la roca y el volumen total de la roca. La porosidad efectiva (que contiene hidrocarburos) de una roca es sólo la porción de la porosidad conectada que contiene hidrocarburos.

La porosidad de flujo de una roca se refiere a la relación entre el volumen de líquido en la roca que puede fluir bajo una diferencia de presión normal y el volumen total de la roca. Este valor se utiliza exclusivamente en el desarrollo de campos petroleros y el valor puede cambiar a medida que cambia la diferencia de presión.

5.1.1.2 Porosidad bajo tensión efectiva

La porosidad de las rocas sedimentarias es función del grado de compactación. Cuando el núcleo se obtiene a una determinada profundidad H en el pozo, el. sobrecarga soportada por el núcleo La presión de la formación rocosa es

Geología del yacimiento de petróleo y gas

En la fórmula: pe——la presión de sobrecarga efectiva soportada por la muestra, MPa;

pR—— La presión del fluido de formación en lo profundo de la muestra, MPa;

H——La profundidad real de la muestra, m;

ρ—— La densidad promedio de la formación rocosa por encima de la profundidad de la muestra, g/cm3.

Al medir la porosidad bajo tensión efectiva en el laboratorio, se debe aplicar alrededor de la muestra la tensión superpuesta efectiva calculada según la fórmula anterior. Esta tensión efectiva se ejerce alrededor de la muestra y también se denomina presión de confinamiento.

A la hora de calcular las reservas probadas se debe utilizar el valor de porosidad bajo presión de confinamiento. El uso de valores de porosidad convencionales sobreestimará las reservas calculadas.

5.1.1.3 Porosidad de fractura

La porosidad del espacio ocupado por las fracturas también es una porosidad importante para los yacimientos de petróleo y gas fracturados, los poros de fractura son espacios de almacenamiento de petróleo y gas. , y es un importante canal de conexión.

Cuando se mide la porosidad de fractura en muestras de roca pequeñas, generalmente se utiliza el método de identificación de sección delgada, es decir, la apertura de la grieta, la longitud de la grieta en la superficie de la sección delgada y el área de ​La grieta se mide directamente bajo un microscopio. La porosidad de fractura, o tasa de fractura, se calcula según la fórmula propuesta por E.M. Smykhov et al. en 1962 [4].

Velocidad de fractura f=bmL/S

Densidad de volumen de fractura

Vfd=1.57L/S

Densidad de área de fractura

Afd＝L/S

En la fórmula: bm——el ancho medido de la grieta en la sección delgada, mm;

L——la longitud de la grieta en la sección delgada sección, mm;

S——el área estadística de la sección delgada, mm2 f——la porosidad de la fractura, decimal;

Vfd——la densidad del volumen de la fractura, 1/mm;

Afd——densidad del área de grieta, 1/mm.

Para una estructura local, con el fin de obtener la porosidad de fractura de todo el yacimiento estructural de petróleo y gas, se puede utilizar el método adoptado por Murray [5] para el campo petrolífero Sanish en el sistema Devónico de la cuenca Williston. usado. La sección petrolera del campo petrolero consta de lutita superior, lutita dolomítica, lutita inferior y arenisca dolomítica, con una porosidad promedio de 5 a 6 y una permeabilidad promedio de menos de 0,1×10-3μm2. Varios signos de producción de pozos indican que la productividad está controlada por fracturas.

La fórmula de cálculo de la porosidad de fractura en este momento es

Geología de yacimientos de petróleo y gas

Donde: T——Espesor de la capa de roca, m;

d2Z/dX2——curvatura de la capa de roca, 1/m; f——porosidad de fractura de la capa de roca, decimal.

5.1.1.4 Porosidad del núcleo de diámetro completo

Para los yacimientos de petróleo y gas carbonatados, debido a su fuerte heterogeneidad, las muestras ordinarias de columnas de roca pequeñas a menudo no pueden representar el rendimiento de las capas de petróleo y gas del yacimiento. . Por lo tanto, los núcleos de diámetro completo se suelen utilizar para pruebas y análisis para obtener datos geológicos completos y precisos de primera mano.

Las muestras de diámetro completo comúnmente utilizadas son ?=5~10 cm, L=15~30 cm. Utilice un extractor grande para extraer el núcleo limpiamente y luego utilice un porosímetro grande para medirlo. El método es el mismo que el método de medición de núcleos pequeños.

Dado que no puede haber muchas muestras de diámetro completo, el método de comparar muestras de diámetro completo y muestras de pilares de roca pequeños generalmente se usa para calcular el coeficiente de corrección y corregir los valores medidos de otros pilares de roca pequeños. muestras. Es decir, pilar de roca pequeño = α·?Diámetro completo

Donde: α - coeficiente de corrección, la roca carbonatada es generalmente menor que 1.

Cuando se utiliza el método volumétrico para calcular reservas probadas de yacimientos de petróleo y gas, se requieren datos de análisis de núcleos de diámetro completo tanto para yacimientos de conglomerados como para yacimientos de carbonato.