Zeitschrift für Aquakulturforschung und -entwicklung

Abstrakt

Porositäts- und Permeabilitätsanalyse anhand von Bohrlochprotokollen und Bohrkernen in Riss-, Hohlraum- und interkristallinen Karbonatreservoirs

Qays Mohammed Sadeq *,Wan Ismail Bin Wan Yusoff

60 % der weltweiten Öl- und 40 % der weltweiten Gasreserven befinden sich in Karbonatlagerstätten. Etwa 70 % der Öl- und 90 % der Gasreserven befinden sich beispielsweise in Karbonatlagerstätten im Nahen Osten. Karbonate können in kleinen Abschnitten der Lagerstätte sehr unterschiedliche Eigenschaften aufweisen (z. B. Porosität, Durchlässigkeit, Fließmechanismen), was ihre Charakterisierung erschwert. Um die heterogene Natur des Gesteins, das die Flüssigkeiten enthält, und die Fließeigenschaften innerhalb der porösen und oft gebrochenen Formationen besser zu verstehen, ist ein gezielter Ansatz erforderlich. Dies erfordert ein detailliertes Verständnis der Flüssigkeitssättigung, der Porengrößenverteilung, der Durchlässigkeit, der Gesteinstextur, der Art des Lagerstättengesteins und der natürlichen Bruchsysteme in verschiedenen Maßstäben. Ablagerung, Sedimentation, Diagenese und andere geologische Merkmale von Karbonatgesteinen wurden untersucht, was zu ihrer Klassifizierung in Tonstein, Wackestein, Packstein, Kornstein, Grenzstein und kristallines Karbonatgestein führte. Verschiedene Merkmale wie Brüche und Drusen, die ihr petrophysikalisches Verhalten beeinflussen, kennzeichnen alle diese Gesteine. Die Untersuchung der Hauptmerkmale von Karbonatreservoirs mithilfe des Archie-Zementierungsexponenten „m“ ist eine akzeptable Methode zur Überprüfung der geologischen Merkmale in dem Reservoir, die tatsächlich zu den Gesteinsfluideigenschaften und anderen Produktionsattributen des Reservoirs beitragen. Dies wurde für einige Reservoirs anhand von Bohrlochprotokollwerten für das KF2-Ölfeld im Irak bestätigt. Die dominierenden geologischen Merkmale des Felds wurden durch eine grafische Darstellung der verschiedenen Daten des Feldreservoirs bestätigt. Die in der Forschung als Fallstudien verwendeten Reservoirs wurden mithilfe einer grafischen Darstellung ihrer Durchlässigkeits-Porositätswerte in unterschiedliche Karbonatgesteine ​​eingeteilt. Dieses Ergebnis liefert einen Hinweis auf die Textur- und Korngrößenmerkmale sowie die effektive Porengröße des Reservoirs. Diese Analysemethode erleichtert die Bewertung der postdiagenetischen Festigkeit der Reservoirgesteine ​​und der Fluidaufnahmefähigkeit bei der Beurteilung der Gewinnung.