Investigación sobre las características de la estructura de los poros del yacimiento

2.2.1.1 Determinación de los parámetros característicos de la estructura de poros

Los parámetros característicos de la estructura de poros son indicadores cuantitativos que describen las características de la estructura de poros de la roca mediante el método de distribución normal y el método de momento (también conocido como mezcla geológica). se utilizan comúnmente. método y método de distribución empírica) para determinar los parámetros característicos cuantitativos de la estructura de los poros, como el valor medio de la garganta de los poros, el coeficiente de separación de los poros y la deflexión de las rocas yacimiento, que se han utilizado ampliamente en el desarrollo de campos petroleros.

Para algunos yacimientos de arenisca de permeabilidad media a alta con gran porosidad y permeabilidad y pequeño daño de poro intergranular original, los tamaños de garganta de poro de las rocas del yacimiento obedecen en su mayoría a la distribución normal, por lo que se puede utilizar la distribución normal. Método para determinar los parámetros característicos de la estructura de los poros de la roca. Sin embargo, los yacimientos de arenisca de baja permeabilidad con pequeña porosidad y permeabilidad tienen estructuras de poros complejas bajo la acción de diversas diagénesis y tensiones tectónicas, incluidas microfisuras en escamas, y la mayoría de ellas no se ajustan a la ley de distribución normal, por lo que se utiliza una sola. No es consistente con la situación real estudiar la estructura de poros de yacimientos de baja permeabilidad utilizando el modelo de distribución de tamaño de garganta de poro, por lo que no es razonable utilizar el método de distribución normal para determinar los parámetros característicos de la estructura de poros de yacimientos de baja permeabilidad. Por lo tanto, no es razonable utilizar el método de distribución normal para determinar los parámetros característicos de la estructura de poros de yacimientos de baja permeabilidad. El método del momento considera la influencia del origen del yacimiento y la epigenética en la estructura de los poros de la roca, y utiliza las características numéricas de la distribución empírica de la mezcla geológica para describir los parámetros característicos de la estructura de los poros. Su principio y método de procesamiento están en línea con la situación real de baja permeabilidad. estructura de poros del yacimiento (Wang Chenggong) et al., 2003). Por lo tanto, para yacimientos de baja porosidad y baja permeabilidad en el sureste de Sichuan, el método del momento debería ser un método razonable para determinar los parámetros característicos de la estructura de los poros.

Este método divide un conjunto de valores observados de radio de garganta de poro y saturación de mercurio en 10-15 intervalos según el tamaño de garganta de poro, y utiliza lenguaje matemático para resumir la información de los valores observados en un método matemático que se puede procesar Los parámetros matemáticos característicos importantes de las gargantas de los poros de las rocas son los siguientes.

(1) Valor promedio

El valor promedio es uno de los parámetros característicos de la posición, que describe la posición promedio de los datos experimentales tomados. Para la estructura de poros de las rocas reservorio, representa la ubicación promedio de la distribución completa de la garganta de poros. El valor promedio se puede obtener mediante el promedio ponderado de los valores observados, es decir,

Identificación y predicción de yacimientos complejos

donde xi es el valor inicial del intervalo (el valor medio y también se puede utilizar el valor final), para la roca yacimiento se representa por el valor Φ; △Si es el valor observado.

(2) Desviación estándar (σ)

La desviación estándar es un parámetro característico de dispersión que describe el grado de dispersión centrado en el valor medio -x. La desviación estándar se utiliza para describir el grado de clasificación del tamaño de la garganta de los poros en la investigación de la estructura de los poros, y también puede denominarse coeficiente de clasificación (Sp) de la garganta de los poros. La desviación estándar se puede utilizar para describir la dispersión de los datos experimentales en todo el eje numérico. Para los sistemas de poros, cuanto mejor sea la clasificación de la garganta de los poros, menor será el coeficiente de clasificación. La desviación estándar σ se puede expresar como:

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(3) Coeficiente de variación (C)

El coeficiente de variación es el diferencia entre la desviación estándar y el valor promedio La relación es un indicador útil de la variabilidad relativa de las observaciones. Se utiliza para describir la comparación entre el valor medio de la garganta de los poros y el grado de clasificación. Si el valor promedio de las gargantas de los poros (valor Φ) es mayor (más poros) y el grado de clasificación es mejor (todos los poros), el valor C será menor. Dentro de un cierto rango, el valor de C puede reflejar la calidad de la estructura de poros de la roca yacimiento. En términos generales, cuanto mayor sea el valor de C, mejor será la estructura de poros de la roca yacimiento. El coeficiente de variación se expresa como:

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(4) Asimetría

La asimetría es uno de los parámetros que caracteriza la distribución. una medida de asimetría de distribución, también conocida como asimetría. La pendiente indica si la distribución está sesgada hacia los poros grandes o los poros pequeños en relación con el valor promedio. Generalmente está entre 2 y -2 y se puede expresar como:

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Además de verse afectada por cambios epigenéticos en la diagénesis, la estructura porosa de las rocas carbonatadas también se ve afectada por el desarrollo de fallas de diferentes escalas, lo que hace que su evaluación de clasificación y determinación del límite inferior sean más complejas.

En los yacimientos de petróleo y gas, hay rocas yacimiento con diferentes litologías en intervalos continuos de petróleo y gas, y es difícil dividir las rocas yacimiento en yacimientos y no yacimientos.

Porque el espacio poroso de las rocas yacimiento es muy heterogéneo, especialmente en formaciones carbonatadas de petróleo y gas. Un enfoque simple es utilizar el tamaño de la garganta como criterio de límite inferior para la roca yacimiento.

La contribución del radio de la garganta a la permeabilidad se calcula en función de los datos de presión capilar de la muestra. Cuando la tasa de contribución de permeabilidad se acumula a 99,9, el radio de garganta de poro correspondiente es equivalente al radio crítico de garganta de poro de la roca donde el fluido es difícil de fluir (Ye Qingquan et al., 2002). Los radios de garganta de poro más pequeños que este valor tienen casi. sin importancia para la permeabilidad. Por lo tanto, el radio de la garganta del poro correspondiente al valor de contribución de permeabilidad acumulada de 99,9 puede considerarse como el límite inferior Rc de la garganta.