The distribution of movable fluid and its coupling influencing factors in ultra-low permeability sandstone reservoirs: a case study of Chang 6 member, Wuqi area, Ordos Basin

Stellen Sie sich die Erdkruste als einen riesigen, uralten Schwamm aus Gestein vor. Seit Jahrzehnten versuchen Wissenschaftler, Öl aus diesem Schwamm herauszupressen. Aber nicht alle Schwämme sind gleich. Einige sind wie ein Küchenschwamm mit großen, offenen Löchern, durch die Wasser (oder Öl) frei fließen kann. Andere sind wie ein dichter Ziegelstein oder ein sehr fester Schwamm, bei dem die Löcher mikroskopisch klein sind und die Flüssigkeit durch Kräfte feststeckt, die wie ein unsichtbarer Kleber wirken. Dies ist die Welt der „ultra-niedrig permeablen“ Reservoire. In diesen dichten Gesteinen liegt das Öl nicht einfach nur da; es ist ein Tauziehen zwischen den winzigen Poren des Gesteins und der Flüssigkeit, die sich zu bewegen versucht. Die große Frage für Energieunternehmen lautet: Wie viel dieses Öls ist tatsächlich „beweglich“? Wenn das Öl in Poren feststeckt, die zu klein oder zu eng sind, ist es nutzlos. Wenn es sich in den richtig dimensionierten Löchern befindet, kann es abgepumpt werden, um unsere Autos anzutreiben und unsere Häuser zu heizen. Das Verständnis der Größe und Form dieser mikroskopischen Löcher ist der Schlüssel, um die tief unter der Erde gefangene Energie freizusetzen.

Diese Arbeit taucht tief in einen spezifischen Ausschnitt dieser unterirdischen Welt ein: das Chang 6-Mitglied im Wuqi-Gebiet des Ordos-Beckens in China. Betrachten Sie dieses Gebiet als eine spezifische, sehr dichte Gesteinsschicht, die Öl enthält, aber berüchtigt dafür ist, schwer zu entwässern. Die Forscher, unter der Leitung von Hongli Zhong, wollten genau herausfinden, wo das „bewegliche“ Öl in diesen winzigen Räumen verborgen liegt und was manche Gesteine besser darin macht, Öl fließen zu lassen als andere. Sie haben nicht nur geraten; sie nahmen echte Gesteinsproben, zerkleinerten sie, betrachteten sie unter leistungsstarken Mikroskopen und verwendeten sogar eine spezielle Maschine, die wie eine Hochdruck-Wasserpistole funktioniert, um zu sehen, wie die Poren miteinander verbunden sind.

Hier ist das, was sie fanden, und es ist ein wenig so, als würde man ein unordentliches Zimmer in zwei sehr unterschiedliche Stapel sortieren.

Zuerlich entdeckten sie, dass diese Gesteine eine Mischung sind. Sie bestehen hauptsächlich aus Quarz und Feldspat (was die Hauptbausteine von Sand sind), mit einigen Gesteinsfragmenten dazwischen. Aber die eigentliche Geschichte liegt in den Löchern. Die Forscher fanden heraus, dass das Öl nicht einfach in einem großen Pool schwimmt, sondern in einem Netzwerk von Poren, die von der Größe eines Sandkorns bis hin zur Größe eines Virus reichen. Sie maßen die „bewegliche Fluidsättigung“ – im Grunde den Prozentsatz des Öls, das sich tatsächlich bewegen kann – über ihre Proben hinweg. Die Zahlen reichten von 31,38 % bis 6-2,67 %. Das ist ein riesiger Unterschied! Einige Gesteine hatten mehr als die Hälfte ihres Öls bereit zur Abnahme, während andere kaum ein Drittel hatten.

Das Team stellte fest, dass sie alle ihre Gesteinsproben in zwei deutlich unterscheidbare Teams aufteilen konnte: Typ I und Typ II.

Typ I Proben sind die „glücklichen“ Gesteine. Sie finden sich meist in der Mitte oder im oberen Teil dicker Sandschichten, wie der Hauptverkehrsader des alten Flusses, der den Sand abgelagert hat. Diese Gesteine haben einen höheren Feldspatgehalt und, entscheidend, mehr „gelöste Poren“. Stellen Sie sich einen Block Schweizer Käse vor, bei dem die Löcher durch Säure weggefressen wurden, was sie größer und besser verbunden macht. In diesen Gesteinen sind die Löcher größer, oft im „Mikron“-Bereich (ein Millionstel Meter). Da die Löcher größer und besser vernetzt sind, kann das Öl leichter fließen. Diese Proben hatten die höchste bewegliche Fluidsättigung, mit einem Durchschnitt von etwa 54,86 %.

Typ II Proben sind die „engen“ Gesteine. Sie finden sich in dünneren Schichten oder am Boden der Sandkörper, oft vermischt mit mehr Schlamm. Diese Gesteine haben mehr winzige, nano-große Poren und sehr enge Verbindungen. Es ist, als versuche man, Wasser durch einen dichten Schwamm statt durch ein Netz zu drücken. Das Öl steckt hier in winzigen Nischen und Ritzen fest. Diese Proben hatten eine viel geringere bewegliche Fluidsättigung, mit einem Durchschnitt von etwa 41,59 %.

Eine der interessantesten Entdeckungen betraf die Größe der Löcher. Die Forscher fanden heraus, dass die Menge des beweglichen Öls stark mit dem Vorhandensein von „mikrongroßen“ Poren (Löcher zwischen 0,3 μm und 3 μm) verknüpft ist. Wenn ein Gestein ein gutes Netzwerk dieser mittelgroßen Löcher besitzt, fließt das Öl. Wenn es nur winzige Nano-Löcher hat, bleibt das Öl stecken. Dies ist ein entscheidender Unterschied zwischen diesen „ultra-niedrig permeablen“ Gesteinen und sogar noch dichteren „Tight Sandstone“-Gesteinen. In den dichtesten Gesteinen wird das Öl in die kleinsten Nano-Löcher gezwungen, was es sehr schwer macht, es herauszubekommen. Aber in den hier untersuchten Chang 6-Gesteinen macht das Vorhandensein dieser etwas größeren Mikron-Löcher einen riesigen Unterschied.

Die Arbeit untersuchte auch, wie das Gestein entstanden ist und sich im Laufe der Zeit verändert hat. Sie fanden heraus, dass die Gesteine einen Prozess namens „Kompaktion“ durchliefen, bei dem das Gewicht der Erde darüber die Poren zusammendrückte und den ursprünglichen Raum um 65 % bis 85 % reduzierte. Dann reduzierte die „Zementation“ (Minerale, die die Körner zusammenkleben) den Raum um weitere 15 % bis 35 %. Trotz all dieses Zusammendrückens behielten die Typ-I-Gesteine ihre größeren Poren offen, wahrscheinlich weil der Feldspat in ihnen im Laufe der Zeit gelöst wurde, was neue, größere Räume schuf, in denen sich das Öl verstecken konnte.

Was ist also das Fazzeit? Die Forscher schlagen vor, dass man, um die „Sweet Spots“ zu finden, in denen Öl aus diesen engen Gesteinen tatsächlich abgepumpt werden kann, nach den Gesteinen suchen muss, die die am besten entwickelten mikrongroßen Poren besitzen. Es geht nicht nur darum, wie viel Öl vorhanden ist; es geht darum, ob das Öl eine Straße hat, auf der es reisen kann. Wenn die Straße zu schmal ist (Nano-Skala), bleibt das Öl stecken. Wenn die Straße breit genug ist (Mikron-Skala), kann das Öl fließen. Diese Studie zeigt, dass selbst in sehr dichten Gesteinen der Unterschied zwischen einem Gestein, das Öl produziert, und einem, das es nicht tut, oft auf die Größe der mikroskopischen Löcher und darauf zurückzuführen ist, wie gut sie miteinander verbunden sind.