Формирование теорий нефти и газа плотных пород в Китае

Нано-масштабная система соединения поровых каналов является фундаментальной для механизма накопления нефти и газа плотных пород ^[1]. Из-за поглощения газа на поверхности породы и взаимодействия между молекулами газа, чтобы углеводород, мигрировал и накапливался, плотный коллектор должен иметь нижний предел диаметра поровых каналов ^[2]. Размер, структура и комбинация каналов являются ключевыми факторами, влияющими на проницаемость пласта. Используя экспериментальные методы анализа окружающей среды, сканирующую электронную микроскопию, введение ртути под высоким давлением, ядерный магнитный резонанс, моделирование нанотехнологий, был определен нижний предел диаметра поровых каналов нефти и газа плотных пород при 20-50 нм, попадающий в диапазон между нижним пределом пор сланца (5 нм) и обычным диаметром поровых каналов нефти и газа (1000 нм) [1]. Для разных типов бассейнов возникли разные теории формирования пластов, что указывает на различную направленность их разведки, что имеет важные указания для исследования газа плотных пород. В котловинах кратона с нежной и стабильной структурой нефть и газ в основном поступают вертикально в коллекторы вблизи материнской породы. Выбор подходящей зоны наполнения является ключевым, и элементы для накопления газ плотных пород показаны в таблице 1. Например, формирования материнской породы в центральной части Сулиге Карбоново-Пермских угленосных свит с интенсивностью образования углеводородов (16 - 28) × 10⁸ м³ / км², в среднем 24 × 10⁸ м³ / км². Слои материнской породы и пласты-коллекторы перемешаны, и газ накапливается вблизи материнской породы, образуя благоприятную зону для заполнения 1,6 × 10⁴ км² с газонасыщенностью, как правило, более 60%. В западном районе Сулиге интенсивность образования углеводородов ниже в среднем (10–18) × 10⁸ м³ / км² и 14 × 10⁸ м³ / км², поэтому заполнение газом недостаточно, что приводит к нечеткой дифференциации газа и воды, и отчетливой переходной зоне газа-воды.

Таблица 1.

Элементы накопления газа плотных пород в кратонном бассейне

Таблица 2.

Элементы накопления газа плотных пород в сбросовом бассейне

Таблица 3.

 Элементы накопления газа плотных пород в форландовом бассейне

В сбросовых впадинах рифты собираются в группы, поэтому материнская порода сильно отличается по распределению, и сочетание материнская порода-коллектор является жизненно необходимым. Элементы для скопления газа плотных пород в этом типе бассейна показаны в Таблице 2. Например, материнские породы в нижнемеловой формации Шахези в районе Анда месторождения Дацин включают в себя озерный аргиллит и уголь; в случае залегания материнской породы и коллектора накопление происходило вблизи материнской породы, без нижней или пластовой воды. Напротив, материнская порода и коллектор 4-й пачки формации Инчэн в меле в районе Синчэн нефтяного месторождения Дацин разобщены, коллектор образован в результате движения разлома с нижней и пластовой водой.

Форландовые бассейны имеют большие углы падения и большую высоту нефтяных и газовых залежей. В форландовых бассейнах ловушки и условия сохранения являются ключом к образованию плотного скопления газа. Элементы для накопления газа плотных пород в них показаны в Таблице 3. Например, газовое месторождение Цигу Джунггарского бассейна расположено в надвигающимся шарьяжном поясе с развитыми разломами и складками. Благодаря заполнению избыточным давлением и эффективному переносу трещин, структурные коллекторы газа образуются в ловушках антиклинальных и разломных блоков. Газовые коллекторы распределены по антиклиналям, граница которых контролируется структурным контуром, нижней и пластовой водой, и отчетливым газо-водным контактом. Дибейское газовое месторождение бассейна Тарим расположено в области предгорного склона, где газовые коллекторы находятся в основном в литологических и тектоно-литологических ловушках, граница которых не контролируется структурными контурами, нет очевидного контакта газ-воды и водный слой расположен над газовым.

Нефть плотных пород развивается в осадочной системе черного сланца и имеется в микронано-поровой системе. Под большой зоной накопления существуют «зоны максимального нефтегазонасыщения» нефти плотных пород. «Зоны максимального нефтегазонасыщения» - это нетрадиционные нефтегазовые зоны с высокой мощностью перпендикулярно к плоскости кливажа. «Зоны максимального нефтегазонасыщения» находятся в слоях чёрного сланца с симбиозом материнской породы и коллектора, в которых после стимуляции можно добывать нетрадиционные нефть и газ с высоким коэффициентом добычи. Метод оценки «шести характеристик» был предложен для анализа качества «зоны максимального нефтегазонасыщения» нефти плотных пород в наземной фации. На основе ключевых параметров, таких как коэффициент плотности запасов (запасы на единицу объема породы) и индекс хрупкости, зоны и участки «зон максимального нефтегазонасыщения» всесторонне оцениваются по «шести характеристикам», материнской породе, литологии, физическим свойствам, электрическим свойствам, характеристики хрупкости и геонапряжения, а также они классифицируются по разным классам и типам, чтобы обеспечить основу для добычи запасов нефти плотных пород.