应用CT技术研究岩石孔隙变化特征

应用CT扫描系统对13个岩心连续进行扫描,并应用三维重建技术得到岩心的三维孔隙变化,在"孔群级"尺度上清楚地观察到岩心内部的孔隙变化和非均质特征。应用统计学方法,对不同截面上测量的孔隙度进行定量分析与表征。S138号岩心存在着明显的层理现象,非均质性严重,岩心孔隙度的标准偏差和不均匀系数较高,孔隙分布不均匀,分选性差。71号岩心截面内低孔隙区较多,高孔隙区较少,岩心的平均孔隙度较低。S35号岩心的平均孔隙度高,岩心比较均质,岩心孔隙度的标准偏差与不均匀系数最小,孔隙分布均匀,分选性好。     

致密油孔隙结构表征方法——以川中致密油储层岩心为例

致密油孔隙结构表征是该类储层评价的核心,直接制约其规模开发。由于传统方法的局限性,文中运用医用CT、场发射扫描电镜、微米CT和纳米CT 4种技术相结合的方法,从毫米级、微米级和纳米级3个尺度综合描述致密油孔隙结构。以川中致密油岩心为例进行研究,结果表明,川中致密油储层具有多尺度多类型孔隙连续分布的特征。基于医用CT扫描分析,储层连通性较差,孔隙空间分布也极度分散,其孔隙度主要分布范围在0.5%以下;在SEM图像上,观察到大量的微米级粒间残余孔道和纳米级粒内溶蚀孔道,但孔隙网络重建表明,基质孔道在微纳尺度的连通性都很差;除基质孔道外,在渗透率较高的岩心SEM图像中观察到粒间缝和方解石颗粒解理缝2类微裂缝,其存在能较好地改善储层连通性。实验分析认为,在孔隙结构表征中,开展微米级孔道和微裂缝的基础研究是致密油规模勘探开发的关键。     

用CT扫描技术观测岩心中液流特性

CT扫描技术实验表明可以清楚地看到岩心内部所发生的流体流动状况、两相区前缘形态及其变化,以及岩心横断面上液流流经的区域;可以测量出液流的真实速度,进而计算出有效的流动孔隙度(此孔隙度的概念与油层物理中的概念不同);可以观测到水驱油时水区含水饱和度的变化。此外,还介绍了用CT扫描技术研究岩心孔隙结构的情况.     

利用 CT技术研究裂缝性油藏改性淀粉凝胶调堵液流转向

针对常规方法研究裂缝性油藏封堵后液流转向过程不能观察油藏内部孔隙结构和流体运移特征的问题,运用改性淀粉凝胶封堵人工裂缝, 利用 CT扫描技术和岩心驱替实验, 研究了裂缝性油藏调堵液流转向机理, 通过 CT图像呈现岩心孔隙特征、 油水分布及裂缝封堵后注入水扩大波及体积过程。结果表明, 人工裂缝贯穿整条岩心, 孔隙分布均匀, 平均孔隙度 22.7%, 注入水沿着裂缝窜流, 不能建立起有效的驱替压差, 基质波及程度低, 一次水驱原油采收率仅为 10.6%。改性淀粉凝胶可有效封堵裂缝孔道, 迫使注入水液流转向, 启动岩心基质, 二次水驱波及体积大约扩大到岩心基质体积的 2/3, 最终采收率为 46.1%, 提高了 35.5%。CT扫描技术为研究封堵裂缝性油藏机理提供了可视手段。图 7参 18     

CT在油气藏储量计算参数测定中的应用

本文研究了应用第三代医用CT扫描仪进行油气藏储量计算参数测定的可行性,并测定了八块岩心样品的孔隙度及油、水饱和度,证明其结果与常规方法的测定值符合较好.并研制了应用医用CT分析岩心孔隙度和油、水饱和度的配套软件.指出了医用CT在进行岩心分析上的局限性和克服的方法.最后明确了本实验的意义,并展示了裂缝型油气藏储层岩心CT分析的一些情况及其孔隙度测定的数据.     

利用计算机层析（CT）确定岩心的基本物理参数

计算机层析 (CT)是对物体内部横断面进行成像的一种无损检测技术 ,在石油工业中已发展成为一门特殊的定量测试技术。利用CT确定岩心的基本物理参数 (体积密度、孔隙度、饱和度 )具有常规方法无法相比的优越性。用CT确定密度的方法有单能扫描法、双能扫描法、线性插值法 ;确定孔隙度的方法有单次扫描法、两次扫描法、测井解释法、图像分析法 ;确定饱和度的方法有单能两次扫描确定含水率、双能扫描确定含水率、单能扫描确定两相流体饱和度、单能扫描确定三相流体饱和度、双能扫描确定三相流体饱和度、图像分析法确定流体饱和度。利用ACTIS高分辨率工业CT对岩心进行了扫描 ,试验表明利用CT计算的结果与常规方法的测定值符合较好。CT法测得的平均密度与煤油法测定值相比 ,平均绝对误差不到 1 .2 %。饱和煤油法与氦孔隙计法测量孔隙度之间的平均误差为8.5% ,CT两次扫描法与饱和煤油法之间的误差为7.8% ,说明利用CT测量岩心的孔隙度是成功的。利用ACTIS工业CT对油水非稳态相对渗透率驱替试验进行扫描 ,计算驱替过程中饱和度的变化与重量法的计算值一致。图 5表 1参 7(李玉彬摘 )     

致密岩心核磁共振孔隙度影响因素分析

岩心孔隙度是致密储层油气评价和储量预测的基础参数,由于致密岩心孔隙非均质性较强、微孔隙结构发育,且岩心内部磁场畸变严重,利用核磁共振技术准确测量孔隙度是实验室研究的关键技术问题.CPMG脉冲序列是利用核磁共振测量岩心孔隙度的常用方法,尽管可以应用该序列综合分析多种因素对核磁共振测量岩心孔隙度结果的影响,但缺乏核磁共振弛豫机理的定量验证.在核磁共振实验测量的基础上,结合随机行走法的三维数字岩心数值模拟方法,对实验结果提供可靠解释.通过对18块不同类型的致密岩心测试和数字岩心数值模拟辅助验证,发现等待时间、回波间隔、仪器磁场强度及标准样品的选择均对测量结果产生不同的影响.当等待时间大于某一值后,岩石测量孔隙度不再变化,而随着等待时间的减小,岩石测量孔隙度逐渐减小;随着回波间隔的增大,岩石测量孔隙度减小;当核磁仪器的磁场强度较高时,黏土矿物或有机质的存在对核磁共振孔隙度测量结果影响较大;采用峰点弛豫时间较短的核磁共振孔隙度标样进行孔隙度刻度,增加了低孔隙岩心测量结果的精度.综合分析多方面影响因素有助于提高致密岩心核磁共振孔隙度测量结果准确性,为地质建模和油气资源赋存量的估算提供基础数据.     

致密储层压裂液伤害的数字化评价方法——以P59井为例

在压裂改造过程中,压裂液破胶液残渣易对储层造成伤害,特别是致密储层,影响开发效果。为了明确压裂液对致密储层的伤害情况,以往采用的岩心驱替伤害评价方法存在取心数量多、驱替压力高、实验周期长、费用高等问题。低渗透致密储层物性差,常规压裂液伤害评价方法已无法满足该类储层的压裂液伤害快速评价需求。基于数字岩心建模与CT扫描技术,结合致密油储层压裂液伤害渗流模拟,形成了致密储层压裂液伤害数字化评价方法。实验结果表明,压裂液侵入后,致密储层孔渗参数均有不同程度地降低,第3 d时孔隙度、渗透率损失率达到70%,与岩心驱替实验结果对比,符合率达到90%以上,为致密储层压裂液伤害评价提供了新途径。     

低渗透气层岩心破裂裂缝扩展实验分析

为了加深对低渗透砂岩气层压裂过程中裂缝扩展的认识,同时便于科学指导施工,利用CT技术等方法,对含有天然裂缝低渗透砂岩气层的裂缝扩展规律进行了研究。研究结果表明,加压及注液能够造成岩心出现裂纹并扩展,主裂纹与微裂纹在成因上有一定的关系,在一定的应力作用下,岩石在一些具有微裂纹的平面先破裂,随着压力的增加或持续压力作用,微裂纹将会扩展并相互连接,最终形成宏观裂缝。     

低渗透油藏压驱物理模拟与裂缝定量表征

为揭示压驱增注机理，加深对压驱裂缝的产生和拓展机制的认识，通过压驱物理模拟实验，研究了压驱破裂压力的影响因素。实验结果表明：注入排量越大，岩样破裂压力越大；随着岩石渗透率的增加，破裂压力呈指数降低；随着围压的增加，破裂压力呈线性增加。基于微米CT扫描，在微米尺度上分析压驱裂缝展布特征。结果表明，压驱过程中形成沿径向扩展的垂直裂缝，压驱裂缝呈平面状展布特征。在微米尺度上，裂缝扩展路径沿颗粒边界蜿蜒前进。结合压驱物理模拟实验和微米CT扫描，引入孔隙度、孔隙直径和裂缝开度为孔隙结构参数，建立了适用于低渗透油藏压驱物理模拟与微米尺度上裂缝的定量表征方法，该方法能够准确表征压驱破裂压力及微米尺度上压驱裂缝的宽度及形态特征。     

Use of pore network models to interpret laboratory experiments on vugular rocks

Laboratory evaluation of recovery behavior in vugular rocks is unreliable because pore features are relatively large. 3-d Computed Tomography (CT) images of the porosity and of multi-rate waterfloods in a vugular sample show that conventional analysis is inadequate. Through parametric studies, we determine whether our large pore network models contain characteristics observed in the core floods. We then calibrate our models to laboratory inputs to improve quantitative interpretation.     

低渗气藏储层应力敏感性实验研究

低渗透气藏的开采会导致地层压力发生变化,从而引起储层孔隙度和渗透率发生相应的变化。实验表明,孔隙度随有效应力变化很小,而渗透率随有效应力变化较大。利用第二次增减压应力敏感实验的数据进行分析,避免了因为地层压实对渗透率伤害的过高估计,更符合生产实际。使用应力敏感指数对低渗气藏岩心进行评价,得到渗透率较高的岩心应力敏感指数要高于渗透率较低的岩心,这是由于其内部在覆压增加时小孔道闭合比后者要严重;地层压缩所引起的渗透率伤害是可以恢复的。     

基于CO_2置换的低渗透储层岩心饱和方法研究

针对低渗透储层岩心的饱和难题,基于CO2置换吸附气的原理开发了低渗透储层岩心饱和方法和实验装置,通过饱水法孔隙度测量考察了该方法在26块低渗透储层岩心的应用效果。研究发现,该方法饱和后饱水法孔隙度比常规饱和方法饱和后的饱水法孔隙度平均增加0.54%,平均比氦气法孔隙度小0.14%左右,饱和效果有明显改善并近于完全饱和;饱水法孔隙度相对增量与泥质含量存在正相关关系,而与平均粒径、孔隙度、渗透率存在负相关关系,表明该方法在消除致密岩心吸附气对饱和影响方面有很好的针对性,可用于低渗透储层岩心的饱和。     

砂岩油藏聚合物堵塞机理及解堵方法研究

针对砂岩油藏聚合物驱过程中聚合物堵塞严重的问题,利用长填砂管多点测压驱替实验和油藏工程方法确定聚合物堵塞半径,利用电镜扫描、CT扫描、核磁共振等手段研究聚合物堵塞机理。结果表明:聚合物堵塞主要发生在靠近填砂管注入端0～1/4处;高渗岩心表面吸附有大量聚合物,聚合物堵塞主要是由吸附引起的,低渗岩心孔径小,孔喉处机械捕集量大,聚合物堵塞主要是由机械捕集引起的;相比于聚合物驱前,聚合物驱后的岩心孔喉平均半径和平均喉道配位数减少,平均孔喉半径由42.2 μm降至39.9 μm,平均喉道配位数由3.36降至3.19。基于堵塞半径和堵塞位置的研究结果,进行了解堵现场试验,解堵后的视吸水指数为解堵前的10.5倍,达到了配注要求。该研究结果可为砂岩油藏聚合物堵塞机理研究和聚合物驱现场试验提供一定的理论指导。     

低渗透砂岩石油运移及成藏特征模拟实验

采用计算机控制和改变低渗透岩心中流体注入压力的方法,研究低渗透砂岩中石油运移及成藏的特征.模拟实验初步研究结果表明:1)低渗透岩层石油运移表现为非达西流,渗流曲线主要为上凹型曲线,其次为变性达西流曲线;2)岩心渗透率大小对渗流曲线的位置、非线性段的曲率和变化范围及直线段在压力梯度轴的截距具有很大的影响;3)低渗透岩心中含油饱和度的增大过程可划分为快速增长、缓慢增长和稳定3个阶段,其最终含油饱和度大部分在35%～60%;4)低渗透岩心的含油饱和度与孔隙度、渗透率的关系并不是简单的线性关系,但是充注动力与含油饱和度具有相对较好的正相关关系.     

POROSITY AND PERMEABILITY EVOLUTION ACCOMPANYING HOT FLUID INJECTION INTO DIATOMITE

An experimental study of silica dissolution was performed to probe the evolution of permeability and porosity in siliceous diatomite during hot fluid injection such as water or steam flooding. Two competing mechanisms were identified. Silica solubility in water at elevated temperature causes rock dissolution thereby increasing permeability; however, the rock is mechanically weak leading to compression of the solid matrix during injection. Permeability and porosity can decrease at the onset of fluid flow. A laboratory flow apparatus was designed and built to examine these processes in diatomite core samples. At the core level, we measured the pressure drop as a function of time for fixed injection rates to determine permeability variation and utilized an X-ray Computerized Tomography (CT) scanner to measure in-situ porosity. At the pore level, a scanning electron microscope (SEM) was used to observe changes in pore morphology. We found that porosity decreased initially due to compaction caused by the imposed pressure drop across the core. Later, porosity increased as silica dissolved. Dissolution of the rock matrix appeared to be relatively uniform; wormholes were not observed even after tens of pore volumes of fluid injection.     

POROSITY AND PERMEABILITY EVOLUTION ACCOMPANYING HOT FLUID INJECTION INTO DIATOMITE

An experimental study of silica dissolution was performed to probe the evolution of permeability and porosity in siliceous diatomite during hot fluid injection such as water or steam flooding. Two competing mechanisms were identified. Silica solubility in water at elevated temperature causes rock dissolution thereby increasing permeability; however, the rock is mechanically weak leading to compression of the solid matrix during injection. Permeability and porosity can decrease at the onset of fluid flow. A laboratory flow apparatus was designed and built to examine these processes in diatomite core samples. At the core level, we measured the pressure drop as a function of time for fixed injection rates to determine permeability variation and utilized an X-ray Computerized Tomography (CT) scanner to measure in-situ porosity. At the pore level, a scanning electron microscope (SEM) was used to observe changes in pore morphology. We found that porosity decreased initially due to compaction caused by the imposed pressure drop across the core. Later, porosity increased as silica dissolved. Dissolution of the rock matrix appeared to be relatively uniform; wormholes were not observed even after tens of pore volumes of fluid injection.     

低渗透油藏屏蔽暂堵钻井液室内研究

针对X油田G区块储层渗透率差异系数大、低孔、低渗、强水锁效应的特点,通过试验优化出了适应本区特点的新型屏蔽暂堵钻井液,并与原用的PHP—CMC饱和盐水钻井液体系进行了室内岩心伤害分析。结果表明此新型屏蔽暂堵钻井液体系明显优于原用的PHP—CMC饱和盐水钻井液体系,对该区块岩心起了很好的保护作用。