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Evaluation of the Lower Producing Limit of the Pore Radius for Imbibition and Displacement Based on Shale Oil Reservoir Characteristics

渗吸 油页岩 润湿 水银孔隙仪 多孔性 磁导率 致密油 页岩油 多孔介质 材料科学 石油工程 矿物学 地质学 复合材料 化学 古生物学 生物化学 植物 发芽 生物
作者
Nanjun Lai,Jiawen Deng,Ziqiang Wang,Junqi Wang,Wenguang Guo,Lei Tang
出处
期刊:Energy & Fuels [American Chemical Society]
卷期号:37 (15): 11453-11464 被引量:1
标识
DOI:10.1021/acs.energyfuels.3c01421
摘要

Imbibition after fracturing is an important way of enhancing oil recovery in shale oil reservoirs. It includes three steps: fracturing, huff and puff imbibition, and water flooding. The shale oil reservoir of the Lucaogou Formation in Jimsar Sag was taken as the research object to understand further the mobility of shale oil by imbibition and displacement. First, the porosity, permeability, and wettability of the reservoir were analyzed via experimental methods such as nitrogen permeability porosimetry, automatic mercury porosimetry, microscopic scanning electron microscopy (SEM), and nuclear magnetic resonance technology. The effects of imbibition and displacement processes on various pore sizes were comparatively studied based on the self-absorption method combined with core nuclear magnetic resonance (NMR) to test the wettability. The experimental results show that the reservoir has well-developed micro nano pores and poor pore connectivity. Moreover, the wettability is neutral to oil wetting, and the average pore throat radius distribution is between 0.01 and 0.39 μm. Small (rt < 0.09 μm), medium (0.09 μm < rt < 0.85 μm), and large (rt >0.85 μm) pores account for 42.56%, 28.64%, and 28.8%, respectively. Through pore size conversion, we can know that the lower limits of the fluid utilization radius for the infiltration and displacement processes are 10 and 40 nm, respectively. Therefore, reservoirs with pore distribution between 10 and 40 nm can be exploited through imbibition, while reservoirs above 40 nm are suitable for both imbibition and conventional displacement oil recovery.
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