伊拉克X油田上白垩统Kh2段碳酸盐岩孔隙结构及其对原油动用的影响

发布时间：2020-12-14 10:00

　　论文以伊拉克X油田上白垩统Khasib组Kh2段碳酸盐岩储层为研究对象,主要探讨碳酸盐岩储层孔隙结构特征及其对原油动用的影响。论文使用铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、恒速压汞、数字岩芯等多种技术手段相结合,定性、定量分析了Kh2段储层微观孔喉特征;通过对储层润湿性测试、低场核磁共振、两相相对渗透率测试等评价了Kh2段的原油动用特征。综合对比分析孔隙特征和原油动用特征,本文取得如下认识:(1) Kh2段主力产层的储层岩性为砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩。其中,砂屑灰岩孔隙分布的非均质性强,优势通道显著,渗透性极佳,注水易发生"水窜",生屑藻屑泥晶灰岩中孔隙分布相对均匀但孔隙之间连通性差,注入水难以波及,这是目前制约该油田提升原油采收率的重要微观地质因素;(2)岩样测试的润湿性结果表明,Kh2段的样品大多显示亲油～强亲油的特性,这会导致注水开发过程中,毛管力成为驱油的阻力,进一步加剧注水开发的难度;(3)通过对Kh2段的砂屑灰岩和生屑藻屑泥晶灰岩进行油—水、油—气两相相对渗透率测试发现,在水驱油的情况下,它们的残余油饱和度较高,而采用氮气驱油可以显著降低残余油饱和度。因此,对于渗透性好但孔隙结构... 

【文章来源】：地质论评. 2020年05期 北大核心

【文章页数】：19 页

【部分图文】：

伊拉克X油田下白垩统Kh2段样品恒速压汞相关参数与渗透率相关性统计图

根据上述恒速压汞分析结果,我们可以提炼出以下信息:渗透率和孔隙大小的相关性较差(图10a);与之相对,渗透率和喉道大小呈现高度正相关(图10b)、与孔喉比则呈现良好的负相关(图10c),且Kh2段的平均孔隙半径差别较小,为120～132 μm。这说明,储层渗透性和孔隙的大小没有必然关系,孔隙之间的连通性才是决定储层渗透性的好坏的关键因素。由于储层多孔介质中流体渗流往往受最小断面(喉道)的控制,因而喉道大小是决定孔隙之间连通性好坏的根本。喉道半径越大、数量越多,则储集岩的储渗能力越强、品质越好。因而,喉道和孔喉比的大小可以作为储层好坏的重要依据。其中,Kh2-1-2小层的砂屑灰岩的平均喉道半径范围在3.21～6.98 μm,孔喉比范围在40.96～82.94;而Kh2-3小层的生屑藻屑泥晶灰岩的平均喉道半径范围在0.94～2.21 μm,孔喉比范围在120.25～188.21。由此可见,Kh2-1-2小层砂屑灰岩孔隙之间的连通性明显好于Kh2-3小层的生屑藻屑泥晶灰岩。

(3)用MnCl2水溶液浸泡岩样(120 h),消除岩样内部水相的核磁共振信号并同时保留原油的信号。然后,对泡锰后的岩样测得该状态下岩样的核磁共振 T2 谱。由于消除了水信号,该状态下 T2谱即为纯油相T2谱(图12,曲线3棕色部分);(4)计算含油饱和度,计算公式如下:

【参考文献】：
期刊论文
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硕士论文
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本文编号：2916243