DOI: https://doi.org/10.3389/feart.2025.1701181
تاريخ النشر: 2026-01-06
المؤلف: Linjie Feng وآخرون
الموضوع الرئيسي: تقنيات استعادة النفط المعززة
نظرة عامة
تستخدم هذه الدراسة تقنية حقن الزئبق تحت الضغط العالي (HPMI) وضغط الشعيرات (CRMI) وتقنيات الرنين المغناطيسي النووي (NMR) لتحليل توزيع المسام والفتحات في خزانات الرمل الصخري الضيق. تحدد الأبحاث سبعة أنظمة مسام-فتحات جينية متميزة، تتميز بأحجام وعمليات تشكيل مختلفة، بما في ذلك الفتحات الصغيرة الشبيهة بالحزم، والفتحات المتوسطة الأنبوبية/الصفائحية، والفتحات الكبيرة الناتجة عن التمدد. تحسب الدراسة الأبعاد الفراكتالية لهذه الأنظمة، مما يكشف أن الفتحات الصغيرة والمتوسطة تتماشى مع نموذج الأنبوب الشعيري، بينما تتوافق الفتحات الصغيرة والمتوسطة والكبيرة مع نموذج المسام الكروية. من الجدير بالذكر أن الفتحات الكبيرة والميكروية تظهر خصائص متداخلة، مما يعقد تصنيفها.
تشير النتائج إلى أن المسامية الكلية ونفاذية الصخور تتأثر بشكل أساسي بالفتحات المتوسطة والفتحات المتوسطة، بينما تلعب الفتحات الصغيرة دورًا ثانويًا. تعتبر الفتحات المتوسطة هي الخزان الرئيسي للسوائل القابلة للحركة. تختتم الدراسة بأن التراص النسبي الضعيف أمر حاسم لتطوير خزانات عالية الجودة في الطبقات المدروسة، بينما تسهم عمليات الذوبان في تحسين جودة الخزان، وإن كان ذلك إلى حد أقل. بشكل عام، تقدم الدراسة نموذج شبكة ثلاثي الأبعاد لتخزين الرمل الصخري الضيق، يجمع بين الفتحات الشبيهة بالشعيرات، والفتحات الشبيهة بالخرز، والمسامات الكروية لفهم خصائص الخزان بشكل أفضل.
مقدمة
تسلط مقدمة هذه الورقة البحثية الضوء على الدور الحاسم لبنية المسام-الفتحات في تحديد سعة التخزين وسلوك التدفق في خزانات الرمل الصخري الضيق، مما يؤثر بشكل كبير على حدوث الهيدروكربونات وكفاءة التطوير. تؤكد الدراسة على أن الدياجينيس المكثف، وخاصة التراص، يغير شبكة المسام-الفتحات، مما يؤدي إلى توزيع أحجام متنوع تهيمن عليه الميزات النانوية إلى الميكروية. تعقد مورفولوجيا هذه الشبكة غير المنتظمة، والاتصال المحدود، والتباين الملحوظ تقييمات تصنيف الهيدروكربونات وتعيق معدلات الاسترداد المحسنة، مما يبرز الحاجة إلى طرق توصيف دقيقة.
تستعرض الورقة تقنيات التوصيف الحالية، التي يتم تصنيفها إلى طرق مباشرة (مثل المجهر الإلكتروني الماسح، والمجهر الذري) وطرق غير مباشرة (مثل حقن الزئبق تحت الضغط العالي، والرنين المغناطيسي النووي). ومع ذلك، لا توجد تقنية واحدة تغطي بشكل فعال النطاق الكامل لأقطار المسام-الفتحات أو تميز بشكل موثوق بين المسام والفتحات. يقترح المؤلفون نهجًا مشتركًا يدمج طرقًا متنوعة لتحقيق توصيف شامل لشبكات المسام-الفتحات. بالإضافة إلى ذلك، تناقش المقدمة تطبيق نظرية الفراكتال في فهم الطبيعة الذاتية الشبيهة بالذات لهذه الأنظمة، حيث تعمل الأبعاد الفراكتالية كمؤشرات على تباين الخزان المجهري. تهدف الأبحاث إلى سد الفجوات الحالية من خلال تطوير إطار توصيف مستمر يقيس بشكل منفصل المسام والفتحات، مما يعزز الفهم للعلاقة بين هياكل المسام-الفتحات وجودة الخزان.
الطرق
توضح قسم الطرق سير العمل التجريبي لتحليل القوالب الأساسية، والذي شمل قطع شريحتين من سمك مختلف من كل قالب لتحليلات مختلفة. تمت معالجة الشريحة الرقيقة إلى أقسام رقيقة مصبوبة (CTS)، بينما خضعت الشريحة السميكة للمجهر الإلكتروني الماسح (SEM). تم إخضاع القالب المتبقي لقياسات غير مدمرة، بما في ذلك المسامية، والنفاذية، وتقييمات الرنين المغناطيسي النووي (NMR)، قبل أن يتم تقسيمه لاختبارات إضافية باستخدام حقن الزئبق تحت الضغط العالي (HPMI) وقياسات ضغط الشعيرات (CRMI). ضمنت هذه الطريقة أن تكون جميع مجموعات البيانات متزاوجة وقابلة للمقارنة بشكل مباشر.
تتفاصيل القسم أيضًا تحويل طيف زمن الاسترخاء العرضي لـ NMR ($T_2$) إلى توزيعات نصف قطر المسام. يتم تحديد العلاقة بين $T_2$ وهندسة المسام من خلال سلسلة من المعادلات، مما يشير إلى أن $T_2$ يتأثر بالاسترخاء السطحي ونسبة السطح إلى الحجم للمسام. تتناول المنهجية أيضًا التباينات في دقة البيانات بين HPMI وCRMI وNMR، باستخدام تقنيات إعادة أخذ العينات لتوحيد البيانات للمقارنات الصحيحة. تكشف النتائج عن قمم متداخلة في منحنيات توزيع نصف القطر من الطرق الثلاث، مما يؤكد موثوقية البيانات ودقة معايرات NMR. تشير النتائج إلى أن نصف قطر الفتحات يتراوح من 0.002 ميكرومتر إلى 3.772 ميكرومتر، مع قيم متوسطة ومتوسطة تعكس توزيع أحجام المسام والفتحات، مما يبرز قيود NMR في اكتشاف الفتحات الصغيرة.
النتائج
تشير نتائج NMR إلى نمط ثنائي القمة في أطياف T2 عبر جميع العينات، يتميز بقمة قصيرة-T2 سائدة تشير إلى وفرة عالية من الفتحات الصغيرة. مع تدهور جودة الخزان، تتحول قمم T2 القصيرة والطويلة نحو أوقات استرخاء أقصر، مع بروز قمة T2 القصيرة بشكل أكبر. تشير هذه الاتجاهات إلى زيادة نسبة الفتحات الصغيرة وتقليل حجم الفتحات بشكل عام.
تظهر منحنيات توزيع نصف قطر المسام-الفتحات، المشتقة من أطياف T2 والمعايرة باستخدام الاسترخاء السطحي، نطاقًا من الاسترخاءات المعايرة من 0.039 ميكرومتر/مللي ثانية إلى 0.411 ميكرومتر/مللي ثانية. تظهر نصف أقطار المسام-الفتحات قيمًا دنيا تتراوح بين 0.002-0.227 ميكرومتر، وقيمًا قصوى تتراوح من 6.477-218.088 ميكرومتر، ومتوسطات تتراوح بين 0.065-11.328 ميكرومتر، ومتوسطات تتراوح بين 0.224-23.998 ميكرومتر. تحافظ التوزيعات المعاد أخذ عيناتها على شكل ثنائي القمة، حيث تتراوح أقطار القمة اليسرى من 0.048 ميكرومتر إلى 1.037 ميكرومتر والقمة اليمنى من 0.365 ميكرومتر إلى 60.107 ميكرومتر. من الجدير بالذكر أنه مع تدهور جودة الخزان، تتحول هذه التوزيعات نحو أقطار أصغر، مما يبرز تأثير ظروف الخزان على بنية المسام.
المناقشة
في هذه الدراسة، تم تحليل 46 قالبًا أساسيًا من الرمل الصخري الضيق من العصر الجوراسي الأوسط في غرب الصين للتحقيق في خصائصها الجيولوجية وخصائصها البتروفيزيائية. خضعت العينات، الخالية من الشقوق الطبيعية، لمجموعة متنوعة من التحليلات بما في ذلك قسم رقيق أساسي (CTS)، والمجهر الإلكتروني الماسح (SEM)، واختبارات المسامية والنفاذية، والرنين المغناطيسي النووي (NMR)، وحقن الزئبق تحت الضغط العالي (HPMI) وحقن الزئبق بمعدل ثابت (CRMI). كشفت النتائج عن ارتباط قوي بين المسامية (متوسط 10.04%) والنفاذية (متوسط 2.218 مللي دارسي)، مع متوسط تشبع المياه القابلة للحركة 44.26%. تم تصنيف العينات إلى أربعة أنواع من الخزانات بناءً على المسامية، مما يشير إلى نطاق من جودة الخزانات.
حددت تحليلات المسام والفتحات نوعين رئيسيين من المسام: المسام المتبقية بين الحبيبات والمسام الثانوية الناتجة عن الذوبان، مع تصنيف أشكال الفتحات إلى شكل مقبب، وأنبوبي/صفائحي، وشبيه بالحزمة. أشارت الأبعاد الفراكتالية المحسوبة من بيانات HPMI وCRMI إلى تعقيدات متباينة في هياكل الفتحات والمسامات، حيث أظهرت الفتحات الصغيرة أبعاد فراكتالية أقل مقارنة بالفتحات الأكبر، مما يشير إلى هندسة أكثر تعقيدًا. تختتم الدراسة بأن شبكة المسام-الفتحات يمكن تصنيفها إلى سبعة أنواع متميزة، تعكس التفاعل المعقد بين هندسات المسام والفتحات، والتي تعتبر أساسية لفهم تدفق السوائل في خزانات الرمل الصخري الضيق.
DOI: https://doi.org/10.3389/feart.2025.1701181
Publication Date: 2026-01-06
Author(s): Linjie Feng et al.
Primary Topic: Enhanced Oil Recovery Techniques
Overview
This study employs High-Pressure Mercury Injection (HPMI), Capillary Pressure (CRMI), and Nuclear Magnetic Resonance (NMR) techniques to analyze pore and throat distributions in tight sandstone reservoirs. The research identifies seven distinct genetic pore-throat systems, characterized by varying sizes and formation processes, including small bundle-like throats, medium tubular/sheet throats, and large throats resulting from dilation. The study computes fractal dimensions for these systems, revealing that small and medium throats adhere to the capillary tube model, while small, medium, and large pores conform to the spherical pore model. Notably, large throats and micropores exhibit overlapping characteristics, complicating their classification.
The findings indicate that total porosity and permeability are predominantly influenced by medium pores and medium throats, with small pores playing a secondary role. Medium pores serve as the primary reservoir for movable fluids. The research concludes that relatively weak compaction is crucial for the development of high-quality reservoirs in the studied strata, while dissolution processes contribute to enhancing reservoir quality, albeit to a lesser extent. Overall, the study presents a ternary network model of tight sandstone storage, integrating capillary-like throats, bead-like pore throats, and spherical pores to better understand reservoir characteristics.
Introduction
The introduction of this research paper highlights the critical role of pore-throat structure in determining the storage capacity and flow behavior of tight sandstone reservoirs, which significantly affects hydrocarbon occurrence and development efficiency. The study emphasizes that intense diagenesis, particularly compaction, alters the pore-throat network, leading to a diverse size distribution dominated by nano-to-micro-scale features. This network’s irregular morphology, limited connectivity, and pronounced heterogeneity complicate hydrocarbon grading evaluations and hinder enhanced recovery rates, underscoring the need for accurate characterization methods.
The paper reviews existing characterization techniques, which are categorized into direct methods (e.g., scanning electron microscopy, atomic force microscopy) and indirect methods (e.g., high-pressure mercury intrusion, nuclear magnetic resonance). However, no single technique effectively spans the entire range of pore-throat diameters or reliably distinguishes between pores and throats. The authors propose a combined approach that integrates various methods to achieve a comprehensive characterization of pore-throat networks. Additionally, the introduction discusses the application of fractal theory in understanding the self-similar nature of these systems, with fractal dimensions serving as indicators of microscopic reservoir heterogeneity. The research aims to fill existing gaps by developing a continuous characterization framework that separately quantifies pores and throats, thereby enhancing insights into the relationship between pore-throat structures and reservoir quality.
Methods
The methods section outlines the experimental workflow for analyzing core plugs, which involved cutting two wafers of varying thickness from each plug for different analyses. The thinner wafer was processed into casting thin sections (CTS), while the thicker one underwent scanning electron microscopy (SEM). The remaining plug was subjected to nondestructive measurements, including porosity, permeability, and nuclear magnetic resonance (NMR) assessments, before being bisected for further testing using high-pressure mercury injection (HPMI) and capillary pressure measurements (CRMI). This approach ensured that all datasets were paired and directly comparable.
The section further details the conversion of NMR transverse relaxation time ($T_2$) spectra into pore radius distributions. The relationship between $T_2$ and pore geometry is established through a series of equations, indicating that $T_2$ is influenced by surface relaxivity and the surface-to-volume ratio of the pores. The methodology also addresses the discrepancies in data resolution among HPMI, CRMI, and NMR, employing resampling techniques to standardize the data for valid comparisons. The results reveal overlapping peaks in the radius distribution curves from the three methods, confirming the reliability of the data and the accuracy of NMR calibrations. The findings indicate that throat radii range from 0.002 μm to 3.772 μm, with median and mean values reflecting the distribution of pore and throat sizes, highlighting the limitations of NMR in detecting smaller pore throats.
Results
The NMR results indicate a bimodal pattern in the T2 spectra across all samples, characterized by a dominant short-T2 peak that signifies a high abundance of small pore throats. As the reservoir quality diminishes, both the short- and long-T2 peaks shift towards shorter relaxation times, with the short-T2 peak becoming more pronounced. This trend suggests an increasing fraction of small pore throats and a reduction in overall pore throat size.
The pore-throat radius distribution curves, derived from the T2 spectra and calibrated using surface relaxivity, reveal a range of calibrated relaxivities from 0.039 μm/ms to 0.411 μm/ms. The pore-throat radii exhibit minimum values between 0.002-0.227 μm, maximum values from 6.477-218.088 μm, medians of 0.065-11.328 μm, and means of 0.224-23.998 μm. The resampled distributions maintain a bimodal shape, with the left peak radii ranging from 0.048 μm to 1.037 μm and the right peak from 0.365 μm to 60.107 μm. Notably, as reservoir quality declines, these distributions shift towards smaller radii, underscoring the impact of reservoir conditions on pore structure.
Discussion
In this study, 46 core plugs from Middle Jurassic tight sandstone in western China were analyzed to investigate their geological characteristics and petrophysical properties. The samples, free of natural fractures, underwent various analyses including Core Thin Section (CTS), Scanning Electron Microscopy (SEM), porosity and permeability testing, Nuclear Magnetic Resonance (NMR), and High-Pressure Mercury Injection (HPMI) and Constant Rate Mercury Injection (CRMI). The results revealed a strong correlation between porosity (mean 10.04%) and permeability (mean 2.218 mD), with movable water saturation averaging 44.26%. The samples were classified into four reservoir types based on porosity, indicating a range of reservoir qualities.
Pore and throat analyses identified two main pore types: residual intergranular pores and secondary dissolution pores, with throat morphologies categorized as necked, tubular/sheet, and bundle-like. Fractal dimensions calculated from HPMI and CRMI data indicated varying complexities in throat and pore structures, with small throats exhibiting lower fractal dimensions compared to larger throats, suggesting a more complex geometry. The study concludes that the pore-throat network can be classified into seven distinct types, reflecting the intricate interplay of pore and throat geometries, which are essential for understanding fluid flow in tight sandstone reservoirs.