【摘要】：致密油儲(chǔ)層礦物成分的復(fù)雜性和分布的隨機(jī)性決定了巖石孔隙表面的潤濕性是不均勻的。將致密油藏物理模擬實(shí)驗(yàn)方法和核磁共振技術(shù)相結(jié)合,提出了致密油藏混合潤濕性測試新方法。在此基礎(chǔ)上,確定出混合潤濕指數(shù)的分類界限,探討了致密油藏巖心原始潤濕性測量方法。研究表明:致密油巖心經(jīng)過洗油后,所測試的混合潤濕指數(shù)大多數(shù)位于0~0.4,處于弱親水;而未洗油的新鮮巖樣,同一塊致密油巖心所測試初始狀態(tài)下的混合潤濕指數(shù)要大于原始狀態(tài)下的混合潤濕指數(shù);所測試的致密油巖心在原始地層條件下大部分呈弱親油,少部分呈弱親水。這種測試新方法可以對(duì)致密油藏有效開發(fā)提供可靠的技術(shù)參數(shù)。
[Abstract]:The complexity of mineral composition and the randomness of distribution in tight oil reservoirs determine that the wettability of rock pore surface is uneven. A new method for testing the mixed wettability of dense reservoir is proposed by combining the physical simulation method with nuclear magnetic resonance (NMR) technique. On this basis, the classification limits of mixed wettability index are determined, and the original wettability measurement method of dense reservoir core is discussed. The results show that most of the mixed wetting indexes measured after washing oil in dense oil cores are at 0 ~ 0. 4, which are weak hydrophilic, while fresh rock samples with unwashed oil are found to be in a weak hydrophilic state. The mixed wettability index in the initial state of the same dense oil core is higher than that in the original state, and most of the dense oil cores tested in the original formation are weakly oil-friendly and a few are weakly hydrophilic. This new testing method can provide reliable technical parameters for the effective development of dense reservoirs.
【作者單位】： 中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院滲流流體力學(xué)研究所;中國科學(xué)院大學(xué)物理學(xué)院;中國石油長慶油田公司勘探開發(fā)研究院;
【基金】：國家重大科技專項(xiàng)(2016ZX05013-001) 中國石油天然氣集團(tuán)公司重大基礎(chǔ)科技攻關(guān)課題項(xiàng)目(2014B-1203)資助
【分類號(hào)】：TE311

【參考文獻(xiàn)】

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【二級(jí)參考文獻(xiàn)】

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本文編號(hào)：2191899