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油气储层的孔隙度与埋深对地质时代的影响

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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高等石油地质学学号: 杰油气储层孔隙度与深度:对地质时代的影响摘要对世界各地的石油和天然气生产区的平均孔隙度值,研究领域作为本功能深度砂岩和碳酸盐岩性分为 10 等通过储层沉积年龄。储层的平均孔隙度在每个深度范围内的极端反映孔隙度的变化范围,控制因素,如沉积相,早期成岩史,地热梯度和之前大范围的埋深再隆起,在地球发现的油气储层。给定的深度的孔隙率中值既随着深度增加和地质年代的增加,岩石学已经验证。储层的地理分布图各个孔隙度与深度对应显示在储层的地质年龄和岩性特征。引言碳酸盐储层和砂岩储层的孔隙度与埋藏深度有关,由于上覆盖层增加和温度对促进压实和胶结(菲希特鲍尔,1967 年; 。 ,1989;布朗,1997年) 。一个给定的埋藏深度孔隙度的整体降低是可以预期为年龄较大的地层(麦克斯韦,1964 年的实证数据;施莫克等。 ,1985 年)和时间的演变在有利于化学压实和进步胶结(施莫克,1984; 996 年) 。在前面的文章中,我们讨论砂岩和碳酸盐岩性方面的相似和差异的全球平均孔隙度和渗透率汇编从生产油气藏(朗贝格和纳多,2005 年) 。本研究在相同的数据集孔隙率,根据地质年龄分组深入研究该趋势,随着经验的校准目标每个岩性趋势和建立预测概率函数。我们也显示每个储层地质年代和岩性地质图分组显示相应的地理分布与相应的孔深度。据我们所知,这是第一次系统,实证研究的地质年龄的影响对孔隙度进行深入的趋势。在任何情况下,本研究代表最大和最广泛的地理编制储层标准化值已验证了的关于岩性和储层的质量。数据本文研究的数据是对石油和天然气的生产区的平均值。每个数据点代表着一个规模庞大,普遍岩石体积的非均值性(如下图 1,图纳多和朗贝格,2006) 。这些数据是一个挪威国家石油公司在全球的储层数据库,从已公布结果由纳多(1998 年) ,埃伦贝格和纳多(2005 年) ,纳多等人(2005 年) 。埃伦贝格等人(2007 年) 。和朗贝格等(2008 年) 。该数据来自 源咨询公司(萨姆埃丁数据库);在俄克拉荷马大学美国部能源部(托里斯数据库) ;该部贸易和工业;挪威石油管理局;艾伯塔能源和公用事业局;及各种出版物如果数据被检索从任从使用的文字或数字扫描技术(朗贝格等,2007 年) 。原来测量结果并得到平均值依据是未知的,但是从一个组合推导核心即插即用数据和测井解释似乎有可能。为储层深度基准是地表进岸数据和海底宾外数据。这些数据存在许多问题,如水库这些数据具有孔隙度值但没有地质年龄信息。储层的地质年代只是作为新生代,中生代,古生代。所有水库包括孔隙度,深度,年龄,纬度,经度和基本岩性识别,允许地图显示的地理分布的主要油气藏的岩性类别(图 1) 。该地块可能会比较与(图 1 埃伦伯格和纳多,2005 年),那里的位置碎屑和碳酸盐储层分别显示。这里我们将两者结合在一起使用岩性有更大的符号的碳酸盐,使它们的位置是可见的碎屑点。下属的一个数目的位置藏有其他岩性(包括页岩,粉砂岩,地下室,岩性和火山)的红色表示出这些绘制在碎屑地点。结果平均孔隙度与储层开采深度显示在图 2A - J 代表 10 个主要地质间隔时间。对于每一个小区,中位数(孔隙度值已计算每半公里的深度间隔为碎屑和碳酸盐岩储层分开。至于最年轻的时间间隔,但是,太少了碳酸盐岩储层在我们的数据库中,证明计算的 (图 2A) 。也不是的 计算“其他岩性”类别。针对不同地质年代的 层趋势收集图 3A 和 B,其中岩性他们比较了简化表示全球的 势的碎屑和碳酸盐储层(埃伦贝格和纳多,2005 年) 。为探讨平均可能依赖储层孔隙度的地质年代,图 4 准备使用图 3 所示的数据。地质年代被分配到了每个 10 地质时间尺度的时间间隔(,2004 年) 。对于每个增量 1 公里(里) ,埋藏深度,孔隙度值计算出地质时间间隔通过平均相应的 从图 2 和 3 与趋势和底层上覆 里的值观测()的深度。因此,对 3 公里孔隙度值()的碎屑岩性和白垩纪是相应的平均的 ,和 里( )深度。如果只有两个这样可用的值是在图 4 绘制的。如果只有一个这样的价值可用,但是,没有任何价值,采用相应的深度增量如图 4。对于 1 公里(里) ,深度的增加,四个 分别为(如可用):0, 和 里(0,里) 。孔隙度之间的差异进行深入的分布主要反映为不同年代组别和岩性的影响,地质时间和岩性对孔隙度。然而,油气储层的产生并不是与地质时间完全一致,统一这样一些期间可能会占主导地位的一些具体的油气区,其特点是(反映特殊环境,如当地的大地构造,隆起程度,沉积相的差别)很可能影响到这一时期整体孔隙度,深度分布。调查这种可能性,我们准备储层地质图标出了每个岩性我们定义的 10 个地质时间间隔(图 5) 。讨论这次讨论的基础是承认碳酸盐和砂岩孔隙度减少与已埋藏地层的深度的最大比例(麦克斯韦,1964;哈雷和施莫克,1983 年;,1989) 。广泛的一般性的经验记录通过许多岩相岩研究显示,在 1里(埋葬孔隙度损失 主要是通过化学压实 里)主要化学压实和与之联系的溶解物的胶结作用(奥斯瓦德等,1995;沃尔德豪格,1996 年;埃伦伯格,2004 年,2006 年) 。传统意义上,化学压实被认定为随着埋深的增加导致的有效应力的增加,但我们的改变之前的看法,关键参数在露头区的热量(温度集成随着时间的推移,施莫克,1984 年;施莫克和戈蒂埃,1988 年; 996 年;沃尔德豪格,1996 年) 。大多盆地中有效应力和露头去热接触相关在,但种类广泛的相关性是广泛变化的,其敏感性受控于的沉积物沉积速率,抬升和侵蚀。记录目前已经基本编制的储层准则在石油或天然气生产的条件下。因此,限制石油供应的因素和圈闭主要也反映在深度分布图 2。石油产生的控制因素,温度是最根本的原因( 纳多 1998 年和纳多等 2005 年,2006 年) 。 因此,对图 2数据分布分析,世界上大多数油气区石油生产的时代之间是在温度为 60140)之间。丰富孔隙度岩石的储层中这些温度限制的例外,但他们往往不被列入由于本汇编区。来自产油储层的有效期为其他含油层沉积只是代表一般程度的油气藏沉积岩。例如,储层岩石可能倾向于有系统地高孔隙率比的非储层地层如岩性(祈祷和乔凯特,1966 年;费泽尔和辛格尔,1985) 。在油区碳酸盐似乎容易保存孔隙度(斯科尔勒孔隙保存,1977 年;奥斯瓦德等,1995 年;尼尔森等人,1998 年;希斯利等,2000 年) ,但砂岩储层中关于是否表现这种作用则存在着相当大争论(菲希特鲍尔,1967 年;霍金斯,1978 年; 纳多,1998年;沃尔登等,1998 年;奥瑟和沃尔德豪格,2005 年) 。大多用于解释在孔隙度缺乏深入的质料,包括相关在岩性的变化,早期成岩作用和地热梯度。在给定深度孔隙度的高于预期可能,反常的出现来源流体超压,沉积物的快速沉积,泥岩涂抹,早期烃的充注,矿物在地下水的溶解(斯科尔勒,1977; ,1989 年;马祖洛和哈里斯,1992 年;弗里德曼,1995 年;布洛赫等,2002 年) 。在浅水区的低孔隙度是由于岩性差异,早期暴露有关的胶结作用,或之前最大埋深被抬升。上述因素之间可能有很大的在编辑的个别储层时,但这些评价是已经超出了对现有数据和资源的能力。本研究的目标并不是试图解释个别油藏的值,而是表征在分配方面的简单的概率函数,并具体确定这些功能是否显示任何系统与储层沉积年龄的关系。这里的研究功能孔隙度的中位数(间隔一定的深度。在一些特定环境下的例外,这个函数不断下降的随着埋藏深度的增加,在 走向上孔隙度随储层年代的增加而减小(图 3) 。这些总的趋势变得更加显然,当 变得更加平滑连续观测的平均值(图 4) 。当深度每增加 1 公里平滑的 隙度值则减小 1且当储层年龄每增加 100 个百万年 隙度中值则减少 1 4) 。最明显的例外,就是三叠纪碳酸盐岩,其中的 隙度值随着深度的增加(图 2)和平滑的 与对应的其他地质年龄组相反(图 4a) 。这个特例表明三叠纪特有的,但一个关键因素是相对较少的三叠纪碳酸盐岩储层的数量依据已有的孔隙度,深度和年龄数据(图 2) 。这些三叠纪碳酸盐岩储层在地理分布上有限(图 5) ,可能使总孔隙度的很少受到三叠纪油气区的控制。在三叠纪碳酸盐数量受到怀疑。三叠纪的 284 个碳酸盐岩储层的孔隙度,深度,年龄数据大多是来自中国(34%,主要是嘉陵江组) ,中东(21%,朗贝格等,2007 年) ,俄罗斯和哈萨克斯坦(21%,涅夫捷库姆斯克和奥列尼奥克,)和欧洲(21%) 。埋深浅(<2 公里)的三叠纪碳酸盐岩储层的孔隙度有双峰分布(图 2) ,与低孔隙度主要来自中国(90%的 67 个储层小于 里[深度和孔隙度小于 。在图 5 的储层岩性分布图的每个年龄分组显示对比模式相应的地理格局与孔隙度的变化与地质时期关系。储层的地理分布在泥盆纪,石炭纪,二叠纪显示极大的相似性。白垩纪是最广泛的地理分布所有的时间间隔,特别是在中东,东亚和拉美有多产的碳酸盐油气藏。碎屑储层表明在早第三纪中新世和上新世更新世之间的分布相似,但第三系碳酸盐岩分布则有巨大变化,在欧洲和俄罗斯的古近系,在亚洲的东南部广泛分布在中新世,而完全没有在上新世,更新世。调查孔隙度的最大的兴趣在于与成岩作用,构造发育史,地质构造环境,和许多其他可能的控制因素。碳酸盐岩储层的非常广泛,包括低温水与高温水类型和泥质与颗粒为主的类型,所有这些差异已经对孔隙度有重要的影响。然而,甚至没有连续的可用的参数记录在我们的储层数据库中。上构造区的储层的分类正在积极研究。最近审查了中东地区白垩纪亚一级数据表明,白垩纪构造环境与到孔隙度深度对应关系,在伊朗震旦纪的抬升埋深较浅低孔隙度值和附近没有抬升地层(朗贝格等,2008 年) 。全球数据集推断,可以预测该储层中隆起构造环境比非隆起构造环境在一定的深度的低孔隙度。 (朗贝格等,2008 年) 。如果这个理论推断在全球其他数据集,那么可以预测整体在一定的深度下隆起构造背景中的储层应比非隆起背景储层有低孔隙度。在这种情况下,由于孔隙率的影响目前的数据集,从非隆起储层可以预测更清晰沉积年龄比。如果不是;孔隙度有的下降趋势,图 4 的 可以反映了储层中有大面积的隆升(因此低孔隙度)在储层年龄较老的沉积年龄分组中。年代较老的岩层也有这种可能,并已至少经历 1 个威尔逊旋回(威尔逊,1966) 。另一种观点认为应该考虑孔隙率与温度和时间温度指数的关系(施莫克,1984 年) ,这将很好地补充了本研究孔隙度与深度的关系。在墨西哥海湾外宾的砂岩储层表明,储层温度是更直接地与孔隙度耦合比埋藏深度在一个高地热梯度和海底温度(朗贝格等,2008 年) 。考虑到这些,今后对现行结果改进,包括显示在图 4 中的整体趋势应被视为准备工作。大多数油气储层年代组中较大深度对应低的孔隙度值。但是在数量有限的地理分布范围中三叠纪碳酸盐岩储层的数据异。50 值年代较老的储层组中往往有较低的孔深度。这一特点变得更加一致当使用平滑处理的平均深度时。平滑的 深度每增加一公里孔隙度减少 1储层沉积年龄没增加 100 个百万年孔隙度减少1图 4) 。隙深度的汇编的根本依赖于温度,大部分石油和天然气发生 60 至 120℃是由密封的完整性约束和生物降解(纳多等人,2005 年) 。4. 观察随着年龄的增加孔隙率的下降的趋势与可能反映(1)增加时代在时间温度史中在老的储层中(较高的时间温度指数对成岩作用有积极的作用从而有较低的孔隙度值) , (2)在地质年代老的油气田的在较高的地温梯度, (3)在老油气区增加隆起储层(因此,低孔隙度)的比例。
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