利用体积CT法研究聚合物驱中流体饱和度分布

对CT图像进行了X射线硬化处理、X射线漂移校正、图像矩阵变换及体积CT位置校正,研究出用体积CT对岩心流体饱和度进行测量的技术。利用该技术对聚合物驱过程中油水饱和度分布进行了测量,结果表明,该技术适合于测量聚合物驱过程中油水饱和度分布。尽管试验中使用了均质岩心,在水驱阶段形成了明显的水窜通道,窜流通道上的油饱和度明显低于其他区域,微观波及的不均匀性非常明显。注入聚合物段塞后,有效地富集了水驱之后的剩余油,利用聚合物驱,除了能改善波及体积外,还成功地观察到水驱之后进一步提高洗油效率的现象     

多层螺旋CT三维成像技术岩心裂缝观测

储层裂缝研究是裂隙性油气田勘探开发的一个难点。图像重建是多层螺旋CT技术的主要优势功能之一,它集显微技术、高速激光螺旋分层扫描技术和图像处理技术为一体,在现代临床医学诊断中有着重要的应用,近年来CT技术在石油地质及开发研究中的应用日益增加。选取具有代表性的含裂缝岩心,利用多层螺旋CT机对岩心裂缝进行扫描,把获得的储层含裂缝岩心的图像容积数据导入CT-3D工作站,利用设备附带的图像分析处理软件,对导入数据进行三维立体成像,来探讨多层螺旋CT三维成像技术在储层岩心裂缝研究中的应用价值。实验结果表明,多层螺旋CT成像技术能够实现对储层裂缝形态的定性观察和定量测量,具有原位、快捷、准确、无损岩样等特点,是观测、描述、评价储层岩心裂缝形态的一种新的有效方法。     

X-CT成象研究聚合物驱中流体饱和度

常规岩心的驱替实验只能得到流体通过岩心前后端的参数指标，采用工业微焦点X-CT技术，对聚合物驱油的岩心驱替试验采用二维实验模型平面断层扫描，用CT扫描重建了驱替过程中不同时间的油、水、聚合物的分布情况。从微观的角度直观显示油水分布的不均匀性和液相前沿的指进现象以及注入聚合物段塞后，显示其有效地富集了水驱之后的剩余油。研究结果表明聚合物驱油可以提高孔隙利用系数，从而提高驱油效果。     

微CT扫描重建低渗气藏微观孔隙结构——以新场气田上沙溪庙组储层为例

为了提高气藏采收率,从微观孔隙结构出发,建立孔隙网络模型,定量描述孔隙微观尺度上的渗流机理。以川西新场气田上沙溪庙组岩心为例,开展孔隙结构三维重构研究。首先采用微CT技术对岩心进行扫描获得投影数据,采用FDK算法重建岩心灰度图像,然后以宏观孔隙度为基础利用二值分割法分割灰度图像,最后使用光线跟踪算法得到三维孔隙结构图像,即数字岩心。对数字岩心的相关性质进行统计分析,得到的数字岩心孔隙度与岩心实验孔隙度基本一致,相对误差约为0.1。 这一数值与新场气田上沙溪庙组储层物性相吻合,说明微CT扫描法重构微观孔隙结构是可行的。该研究为建立孔隙网络模型及开展后续微观渗流模拟研究奠定了基础。     

基于Marching Cubes算法的数字岩心建模方法研究

三维岩心可视图像能直观、真实和准确地反映岩石在空间的分布情况,而CT扫描成像法建立数字岩心的准确度最高,最接近真实。为此,利用Micro-CT成像技术采集岩心切面在不同时刻的CT扫描图像,运用改进后的Marching Cubes算法,给出构建数字岩心的方法,将所构建的三维数字化岩心成像,从而实现岩心孔隙结构模型的可视化。阐述了MC算法的基本原理,并通过该方法建立了2块砂岩样品的数字岩心。三维数字岩心重建试验结果表明:基于Marching Cubes算法的数字岩心建模方法能更好地对岩石切片进行重建,且耗时较少、精度更高。研究结果验证了新建模方法的有效性与先进性。     

岩心微观与油藏宏观剩余油临界描述尺度研究

中国陆上油田已整体进入高含水开发期,地下油水关系日趋复杂,剩余油分布更加分散,准确揭示剩余油分布规律,为开发调整措施提供决策依据是亟待解决的难题。利用人工石英砂制作岩心模型,借助微焦点CT系统对岩心模型进行CT切片扫描,在对二维切片进行图像预处理、插值、分割的基础上,对CT切片图像进行三维重建,得到了岩心三维孔喉结构及油水分布情况。基于岩心三维孔喉模型,发现岩心孔喉微观剩余油具有连续、连续—离散、离散等不同分布特征,由离散特征向连续特征转化的临界描述尺度下限为45μm(约为孔喉半径的2倍)、临界描述尺度上限为167μm(约为孔喉半径的7.6倍);基于油藏数值模拟技术,得到了油藏宏观剩余油合理临界描述尺度,当网格尺寸不高于油藏宏观剩余油临界描述尺度时,模拟结果能够有效刻画油藏宏观剩余油局部富集现象。     

采用多点地质统计法重建三维数字岩心

以岩石三方向二维切面图像为基础,利用3个方向加权平均计算总条件概率分布,采用多点地质统计法重建三维数字岩心。为定量评价重建结果的准确性,分别计算了重建三维数字岩心的自相关函数、局部孔隙度分布函数、平均渗流概率函数,与X射线CT扫描得到的三维数字岩心的结果比较。重建的三维数字岩心与真实岩心具有相似的均质性、孔隙尺寸;与基于单方向二维切面图像重建结果相比,该方法重建三维数字岩心的孔隙连通性与真实岩心更加接近,为基于岩石二维图像重建三维数字岩心提供了一种新思路。     

基于CT扫描图像的碳酸盐岩油藏孔隙分类方法

碳酸盐岩油藏具有复杂的储集空间和油气渗流特征,定量描述油藏中孔隙、裂缝、孔洞等储集空间的大小、形状及连通性难度较大。提出了一种基于扫描图像判断碳酸盐岩孔隙类型方法,可定量表征孔隙参数,并对岩心样品进行自动分类。该方法首先对碳酸盐岩的岩心扫描图像进行灰度转换和提高信噪比的预处理,然后对图像进行分割,区分出孔隙区域与基质区域。在此基础上,通过形态学处理和特征参数计算等步骤提取出孔隙特征参数,根据特征参数建立特征向量,采用支持向量机方法对CT图像中的孔隙、孔洞和裂缝进行自动识别并分类。在对岩心所有截面孔隙识别的基础上,提出了判断岩心孔隙类型的分类指数。T油田M油藏和F油藏应用结果表明:该方法识别精度较高,有效确定了油藏中占主导地位的孔隙类型,对油田有效开发具有一定的指导意义。     

CT扫描技术在低渗透砂岩岩心试验中的应用

CT扫描技术能够观测到岩心内部的结构变化情况,在碳酸盐岩岩心试验应用较多。以低渗透砂岩岩心为基础进行CT扫描分析,首先分析CT技术的基本原理,然后按照一定的方法和步骤对某区块气层岩心进行试验,最后按照CT扫描步骤进行扫描分析,并从3个方面对岩心进行分析:干岩心的CT数、岩心的孔隙度及分布特征、力学试验前后的CT扫描。由试验结果可以观察到,岩心越致密,其CT数值相对就越大;CT试验分析的岩心孔隙度值同测量值非常接近;岩心在受力条件下破裂,其裂纹呈现多样化特点。试验结果认为,CT扫描能够判断岩心的致密程度,并且能够确定岩心的孔隙度值,同时能够观察岩心破裂后的裂缝变化情况,便于低渗透岩心裂缝扩展的研究。     

基于CT扫描测定低渗岩心相对渗透率曲线的方法

中国低渗透油藏多采用水驱开采,而作为水驱开采核心参数的相对渗透率数据却难以通过传统的实验手段准确获得。为此,运用CT扫描方法,提出了基于CT扫描测定低渗透岩心相对渗透率曲线的稳态实验法和非稳态实验法。在稳态法中,针对低渗岩心难以达到绝对稳定的问题．给出了基于CT扫描数据的稳定评判依据。采用1种校正方法,克服了射线硬化的影响,提高了CT测量流体饱和度的精度。对2块低渗岩心的测试表明,该方法切实可行。     

用CT技术确定砂岩的孔隙度

周渤然等．用ＣＴ技术确定砂岩的孔隙度．测井技术，１９９４，１８（３）：１７８～１８４本文首先提出用计算机层析（ＣＴ）技术确定砂岩孔隙度的原理和方法。通过对四块人工岩样和六十块砂岩岩样的测定，其结果表明该方法是可靠的。使用ＣＴ技术可定量、定性地解释某些岩样的内部特征，重矿物分布及裂缝变化情况。实践表明，采用图象减法技术则有助于消除光束硬化现象造成的误差。     

岩心CT扫描图像分割计算缝洞孔隙度与测井资料处理结果对比研究

针对缝洞型储层岩心CT扫描图像特征,研究了一种图像分割方法计算岩心缝洞孔隙度,并与常规测井资料三孔隙度模型计算的缝洞孔隙度及成像测井图像分割提取的面孔隙度进行了对比。结果表明,基于CT扫描图像灰度特性的算法可以从CT扫描图像中分割出岩心上尺寸较大的缝洞孔隙。应用该方法从岩心CT扫描图像提取的缝洞孔隙度与三孔隙度模型计算的缝洞孔隙度及成像测井图像分割提取的面孔隙度存在一定的对应关系。     

基于CT 成像的三维高精度储集层表征技术及应用

运用基于CT 成像的三维高精度储集层表征技术,分别对砂岩、白云岩岩心和玄武岩露头样品进行了微观孔隙结构研究,主要包括CT 扫描成像、图像处理和属性计算。根据CT 扫描数据,建立了分析样品的固体相、孔隙相的三维可视化图像。针对砂岩样品,还计算出孔隙度和渗透率值,并将计算结果与常规测定结果进行了比较,结果表明,运用此项技术进行微观孔隙结构的研究,具有对样品的要求低、结果直观、数据丰富以及效率高等优势。     

基于数字岩心的孔隙尺度砂砾岩水敏微观机理

新疆莫北油田是典型的砂砾岩油田,矿场实践表明油藏存在严重的水敏伤害问题。为防止水敏伤害后储层物性变差,针对该地区砂砾岩水敏损伤机理展开研究,提出了一种基于CT扫描实验进行三维矿物分布重构研究水敏损伤机理的方法。通过对比QEMSCAN确定的矿物分布图和Micro-CT扫描岩心切片的灰度图,建立CT扫描灰度值与不同矿物组分的对应关系。然后对CT扫描的整块岩心矿物组分进行识别,并利用X射线衍射分析的矿物含量对识别结果进行验证。通过对比水敏前后重构的三维数字岩心,对水敏损伤机理进行了分析,利用重构的数字岩心并基于侵入-逾渗理论模拟了两相渗流过程,获得了伤害前后相渗曲线的变化特征。结果表明,造成水敏损伤的主要原因是非晶体矿物（黏土）的膨胀、分散和运移,在这一过程中大孔喉被分割成小孔喉,且喉道的损伤程度大于孔隙的损伤程度,进而导致了渗透率的下降。通过相渗曲线分析可知,发生水敏后,不仅绝对渗透率降低,相对渗透率亦降低,水敏对于油水两相的总有效渗透率的伤害是绝对渗透率伤害的1.6~2.0倍。     

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 )     

风城油田齐古组油砂细观结构和渗流特征

为确定风城油田侏罗系齐古组油砂的细观结构和渗流特征,利用微米CT获得的灰度图像,在传统图像分割方法的基础上,提出了适用于油砂的3种介质图像分割方法,并采用物理实验法获得了油砂数字岩心,构建了孔隙网络模型.研究表明:在构建油砂数字岩心时,需要在多孔介质图像二值化方法的基础上提出适用于油砂的3种介质图像分割方法,来区分油砂...     

Reservoir heterogeneity and fracture parameter determination using electrical image logs and petrophysical data(a case study,carbonate Asmari Formation,Zagros Basin,SW Iran)

Assessment of reservoir and fracture parameters is necessary to optimize oil production, especially in heterogeneous reservoirs.Core and image logs are regarded as two of the best methods for this aim. However, due to core limitations, using image log is considered as the best method. This study aims to use electrical image logs in the carbonate Asmari Formation reservoir in Zagros Basin, SW Iran, in order to evaluate natural fractures, porosity system, permeability profile and heterogeneity index and accordingly compare the results with core and well data. The results indicated that the electrical image logs are reliable for evaluating fracture and reservoir parameters, when there is no core available for a well. Based on the results from formation micro-imager(FMI) and electrical micro-imager(EMI), Asmari was recognized as a completely fractured reservoir in studied field and the reservoir parameters are mainly controlled by fractures. Furthermore, core and image logs indicated that the secondary porosity varies from 0% to 10%. The permeability indicator indicates that zones 3 and 5 have higher permeability index. Image log permeability index shows a very reasonable permeability profile after scaling against core and modular dynamics tester mobility, mud loss and production index which vary between 1 and 1000 md. In addition,no relationship was observed between core porosity and permeability, while the permeability relied heavily on fracture aperture. Therefore, fracture aperture was considered as the most important parameter for the determination of permeability.Sudden changes were also observed at zones 1-1 and 5 in the permeability trend, due to the high fracture aperture. It can be concluded that the electrical image logs(FMI and EMI) are usable for evaluating both reservoir and fracture parameters in wells with no core data in the Zagros Basin, SW Iran.     

应用 CT 成像技术研究岩心水驱含油饱和度分布特征

应用 CT 扫描成像技术,建立含油饱和度分布计算方法,通过对干岩心、饱和地层水岩心和水驱油不同状态岩心扫描,得到岩心不同扫描断面、沿某正交切面、三维含油饱和度分布,实现岩心水驱油过程中含油饱和度分布可视化和定量表征。采用标准偏差和变异系数对岩心含油饱和度分布的非均质程度进行评价。应用 CT 成像技术计算岩心原始含油饱和度和残余油饱和度值与驱替法得到的实测含油饱和度值误差均小于 3%,表明 CT 法研究水驱过程中含油饱和度分布具有较高的精度,为描述水驱油过程中含油饱和度分布及变化特征提供了方法。     

EMI成像测井在沉积相研究中的应用

将EMI成像测井资料用于克拉玛依油田八区下乌尔禾组砾岩油藏沉积相研究中，弥利、了因岩心的垂向不连续性、取心较短、岩心错位、破碎和漏失及无方向性等造成的某些沉积信息的漏失和错位。通过岩心的成像测井图像归位，对岩性和沉积构造的EMI成像测井图像响应进行了研究，并首次识别出岩心资料不能识别的逆行沙波交错层理。在此基础上，对该目的层位的河控型扇三角洲各微相的成像测井响应特征进行了讨论，总结出颗粒流沉积、河道沉积、天然堤沉积、河道间沉积、泥石流和碎屑流沉积等大方向沉积微相类型的成像测井图像响应特征，其中颗粒流沉积为首次识别，而取心资料未见及。同时也讨论了EMI成像测井资料在沉积相展布和演化及物源方向的研究中应用。