Unconsolidated fault vertical sealing ability evaluation method and its application during Stationary phase

Método de evaluación de la capacidad de sellado vertical de fallas no consolidadas y su aplicación durante la fase estacionaria

To study the vertical distribution of oil, gas in the fracture zone of the oil and gas bearing basin, based on the mechanism and influence factors of vertical sealing oil and gas, this paper has studied the necessary conditions of unconsolidated fault vertical sealing oil, gas, determination method for compaction and diagenetic of the fault filling. Concluded that the static period of fault vertical sealing oil and gas required that fault should be cut by mudstone, through comparing the relative period of the fault rock starting consolidate and the fault stopping activity to determine whether the fracture fillings are compacted into rock. If the time fault rocks began compaction into rock is earlier than the time fault stopped activity, fault filling has been consolidated; otherwise not compaction. By determining the displacement pressure of the fracture filling material and the rock displacement pressure of the underlying reservoir, a method is established to evaluate static unconsolidated fault vertical sealing oil and gas ability by comparing the relative size of the two. Applied it in the evaluation of the vertical sealing capacity f₁ in the one to three sections of the Dongying formation and 5 sections of the formation in the southern Bohai Bay Basin. The results show that the fault f₁ in one to three of the Dongying formation have the greater filler displacement pressure than the displacement pressure of underlying reservoir rock, as the vertical sealed is favorable for oil and gas accumulation and preservation. It’s accordant with oil and gas distribution has been found in Dongying formation at present in the formation of the South Fort 5 structure, which indicates that the method is feasible to evaluate the vertical sealing ability of the fault in the stationary phase.

Con el fin de estudiar la distribución vertical de petróleo y gas en la zona de fractura de la cuenca que los contiene, según el mecanismo y los factores de influencia del sellado vertical del petróleo y el gas, en este artículo se estudian las condiciones necesarias de la falla no consolidada de sellado vertical de petróleo y gas, el método de determinación por compactación y la diagenética del llenado de fallas. Se concluye que el período estático de la falla de sellado vertical de petróleo y gas requería que la falla fuera cortada por piedra fangosa, mediante la comparación del período relativo en que la falla de roca se comienza a consolidar y la actividad de detención de fallas para determinar si los rellenos de fractura están compactados en la roca. Si el tiempo en que las rocas comenzaron a compactarse es anterior a que se detuvieran las fallas, el relleno de fallas se ha consolidado; de lo contrario, no hubo compactación. Al determinar la presión de desplazamiento del material de relleno de fractura y la presión de desplazamiento de roca del reservorio subyacente, se estableció un método para evaluar la capacidad de gas y petróleo de sellado vertical de falla estática no consolidada comparando el tamaño relativo de los dos. Se aplicó en la evaluación de la capacidad de sellado vertical f1 en una de las tres secciones de la formación Dongying y en cinco secciones de la formación en la cuenca sur de la Bahía de Bohai. Los resultados muestran que la falla f1 en uno a tres de la formación de Dongying tiene la mayor presión de desplazamiento del relleno que la presión de desplazamiento de la roca del yacimiento subyacente. El sellado vertical es favorable para la acumulación y conservación de petróleo y gas. Se ha encontrado que concuerda con la distribución de gas y petróleo en la formación Dongying en la actualidad en la formación de la estructura South Fort 5, lo que indica que el método es factible para evaluar la capacidad de sellado vertical de la falla en la fase estacionaria.