石油学报

作者：王璐, 杨胜来, 彭先, 邓惠, 李隆新, 孟展, 钱坤, 王千

单位：1. 中国石油大学油气资源与探测国家重点实验室 北京 102249;2. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 四川成都 610041

关键词：缝洞型碳酸盐岩,多类型储层,微观可视化模型,赋存特征,残余水,束缚水

基金：王璐,男,1991年8月生,2013年获西安石油大学学士学位,现为中国石油大学(北京)石油工程学院博士研究生,主要从事油气田开发理论与系统工程、油藏数值模拟等方面的研究。Email:wlhmhxydh@163.com

摘要： 缝洞型碳酸盐岩气藏非均质性强且孔隙结构复杂，多类型储层内水的形成过程与赋存模式难以确定，影响储层内气体渗流能力与气井生产动态预测。将岩心CT扫描与微电子光刻技术结合，设计并研制了3种储层的微观可视化模型，开展气驱水物理模拟实验，定性研究了水的形成机理与赋存模式，并利用ImageJ灰度分析法定量研究了不同压差下的含水饱和度及残余水膜占比变化规律，综合分析了多类型储层内水的赋存特征及其对气体渗流的影响。结果表明：天然气在不同类型储层中的运移成藏过程不同；多重介质中的水由原生可动水和残余水组成，而残余水又分为次生可动水和束缚水；残余水主要以"水膜"、"水团"、"水柱"和"水珠"4种模式赋存在不同类型储层的不同位置，其主要影响因素有毛细管力、表面张力、气驱压差和通道连通性；可动水、残余水饱和度是与储层物性、孔隙结构和气驱压差直接相关的参数；流动通道尺寸越小，相同气驱压差下水膜占据的空间越大，且水膜占比呈指数性增加；随着气驱压差增大，水膜占比减小，当气驱压差增大到一定程度时，水膜占比基本不再减小，形成"薄膜"型束缚水。

来源：2018年第6期

《石油学报》期刊编辑部

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