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1、CT 扫描技术在岩心微观驱油特征分析中的应用梁斌;王喜梅;曾济楚;王权国;魏玉红;唐万宇【摘 要】随着港西油田油气储量采出程度的增高,三次采油技术已渐渐推广应用.在三次开发方案争论中,储集层的微观孔隙构造、渗流规律以及驱油效率试验至关重要.应用高精度 CT 扫描仪录用岩心资料,结合软件 CTan、CTvox 以及 CTvol 分析, 通过岩心微观剩余油的识别、计算及三维建模,有效地对岩心不同驱替方式下微观剩余油赋存状态进展了定性及定量描述,分别得到了岩心切片含油率变化比照、岩心驱替方向上微观剩余油变化表征以及三维微观剩余油形态变化表征,为合理高效的开发方案制定供给客观理论依据,对三次采油方案的
2、合理实施及渗流场的调整具有现实指导意义.【期刊名称】录井工程【年(卷),期】2023(030)002【总页数】4 页(P34-37)【关键词】三次采油;CT 扫描;孔隙构造;驱油效率;剩余油形态【作 者】梁斌;王喜梅;曾济楚;王权国;魏玉红;唐万宇【作者单位】大港油田公司第五采油厂;大港油田公司第五采油厂;大港油田公司第五采油厂;大港油田公司第五采油厂;大港油田公司第五采油厂;大港油田公司第五采油厂【正文语种】中 文【中图分类】TE132.10 引 言岩石自然的孔渗属性使得流体在其中运动状态特别简洁，在石油、自然气领域，应用薄片鉴定、扫描电镜以及压汞曲线等手段进展微观孔隙构造争论1-5，已取得
3、较好的效果，但对岩石孔喉构造和渗流特征等生疏仍存在缺乏6。如受储集层非均质性影响，局限于定性或局局部析储集层物性及渗流规律，很难到达抱负的精度。应用 CT 扫描技术7-11，通过建立三维数字岩心模型，可真实地反映岩石的微观孔隙构造，对储集层进展全方位定量争论，并借助油气驱替试验设备，分析不同驱替介质驱油效率及剩余油特征。1 试验条件及目的CT 扫描技术驱油微观模拟试验，借助于显微放大、录像、图像分析和试验计量技术，应用可视化储集层微观模型，通过从储集层流体微观渗流过程定性机理分析到定量描述的争论，提示储集层内流体微观渗流特征及剩余油微观分布特征。本次试验承受的德国 Bruker 公司 1173
4、 型X 射线断层 CT 扫描仪，该设备具有适用范围广、分析速度快、图像像素高、分析内容丰富、支持用户自编程序等特点。在港西油田三次采油试验区 Nm-9 含油储集层一样深度点密闭取心岩样 4 块， 进展原始 CT 扫描及驱后 CT 扫描，建立三维可视化数字岩心模型；设置比照性驱替参数，对原始状态及驱替后的岩心微观孔隙构造进展比照分析。通过高精度 CT 扫描技术与驱替试验相结合，对驱替前后岩心微观孔隙构造变化及岩心微观剩余油赋存状态进展探究，为油田开发后期开采方案的制定供给理论依据。2 驱替前后微观孔隙构造变化2.1 孔隙度变化运用专业的 CT 分析软件 CTan、CTvox 以及 CTvol 对
5、 Nm-9 储集层同深度 2 块岩心进展分析，并对岩心微观孔隙中闭合孔及开放孔进展识别和分割，比照分析驱替前后孔隙度、开放孔、闭合孔数据(表 1)。编号 5-017K 岩样二元驱至含水率 98%后，岩心总孔隙度大幅降低，由 25.64%降低到 7.22%，开放孔也明显削减，开放孔百分比由原始的 25.3%降到驱替后的6.29%，同时封闭孔增加，闭合孔百分比由原始的 0.34%升到 0.93% ，封闭孔相对百分比由 1.33%增加到 12.88%，孔隙连通性降低。编号 5-017L 岩样水驱至含水率 98%后，岩心总孔隙度由 25.74%增大到 28.4%，相对应的封闭孔削减，微观孔隙空间连通性
6、变好。因此，油藏注采开发中化学驱与水驱比照，孔隙度降低， 封闭孔增加，起到了转变储集层内部渗流场，强化驱油效果的作用。表 1 岩心驱替前后孔隙构造数据比照岩样编号驱替方式驱替前总孔隙度/%开放孔百分比/%闭合孔百分比/%封闭孔相对百分比/%驱替后总孔隙度/%开放孔百分比/% 闭合孔百分比/%封闭孔相对百分比/%5-017K 二元驱至含水率98%25.6425.30.341.337.226.290.9312.885-017L 水驱至含水率98%25.7425.530.210.8128.428.210.160.562.2 孔隙空间变化利用 CT 扫描三维可视化的优势，对岩心孔隙空间进展三维可视化，
7、得到沿驱替方向切片面孔率数据并进展驱替前后比照，建立孔隙三维分布模型，选取特征面孔率二维截面，对驱替方向上的孔隙空间变化进展比照分析。截面图 1 中黑色代表孔隙，灰色及亮白色代表岩石骨架。图 1 岩心驱替前后面孔率切片比照编号 5-017K 岩样二元试剂驱至含水率 98%后，驱替方向上岩心面孔率降低，岩心前段面孔率降低效果更明显，整体平均面孔率从 25.25%减小为 7.17%。从孔隙分布模型及驱替前后孔隙大小分布比照来看，二元驱后，聚表二元介质进入岩心孔喉，明显降低了岩心微观孔隙空间，不同孔径的孔隙均削减，中小孔被堵塞现象明显。编号 5-017L 岩样水驱至含水率 98%后，驱替方向上岩心面
8、孔率呈增大的趋势，整体平均面孔率从 25.35%增大到 27.97%。从孔隙分布模型及驱替前后孔隙大小分布比照来看，水驱后不同孔径的孔隙均呈增多的趋势，水驱过程中，岩心孔隙变多变大，孔隙空间连通性变好。3 微观剩余油特征运用专业 CT 分析软件 CTan、CTvox 以及 CTvol，实现 CT 扫描岩心微观剩余油的识别、计算及建模，有效地对岩心不同驱替方式下微观剩余油赋存状态进展定性及定量描述，分别得到了岩心切片含油率(切片含油面积/切片满级)变化比照、岩心驱替方向上微观剩余油变化表征以及三维微观剩余油形态变化表征。将 Nm-9 含油储集层一样深度点的编号为 5-017G 和 5-017H
9、的岩心进展饱和油处理，直至含油饱和度达 60%，随后进展驱替试验，设置不同的驱替方式，得到驱油效率并对微观剩余油进展可视化建模，对微观剩余油赋存特征进展争论(图2)，图中灰色为岩石骨架，红色为微观剩余油。外形因子表达了微观油滴近似于球体的程度(球体外形因子=1)，按下式计算微观剩余油的外形因子：式中：G 为外形因子，无因次；S 为每块剩余油的外表积，m2；V 为每块剩余油的体积，m3。依据外形因子、微观油滴平均直径及欧拉系数(EN)对微观剩余油分布特征进展分类(表 2)，表中欧拉系数12反映油滴形态的简洁程度，欧拉系数越小，说明形态越简洁。图 2 岩心驱替方向上微观剩余油变化表征表 2 微观剩
10、余油形态定量表征随着驱替的进展，微观剩余油含量降低，油滴直径减小，微观剩余油连通关系变得更加分散。从赋存形态的角度分析，油滴由原始的网络状渐渐向多孔状和孤滴状转变。编号 5-017G 岩心水驱至含水率 98%，从岩心驱替方向上微观剩余油变化分析，随着驱替的进展，微观剩余油赋存形态趋小，小油滴增多，大油滴削减，平均油滴直径由 77.40 m 减小至 69.40 m。驱替前微观剩余油三维赋存状态为网络状，驱替后微观剩余油分布变得分散，主要以多孔状和孤滴状分布。5-017H 岩心先水驱至含水率 90%，再二元驱至含水率 98%，随着驱替的进展，微观剩余油赋存形态趋小，平均油滴直径由 94.40 m
11、减小至 69.40 m。通过 CT 三维建模直观表征微观剩余油三维赋存形态的变化(图 3)，驱替前微观剩余油以网络状的形式存在，驱替后微观剩余油分布变得分散，主要以网络状和多孔状分布。5-017H 与 5-017G 岩心驱替前后剩余油特征参数见表 3。二元驱岩心剩余油饱和度、驱油效率均优于水驱，其网络状和多孔状形态的剩余油较水驱占比削减，主要以孤滴状形态剩余油为主。图 3 岩心驱替前后微观剩余油比照模型表 3 岩心驱替前后含油饱和度及剩余油形态数据岩样编号驱替方式含油饱和度/%平均油滴直径/m 网络状体积百分比/%多孔状体积百分比/%孤滴状体积百分比/% 驱油效率/%原始 60.0077.40
12、12.0927.4260.495-017G 水驱至含水率98%26.4069.4016.3937.7245.89 56.0 原始 60.0094.4013.2128.5358.26 5-017H 先水驱至含水率 90%再二元驱至含水率 98%17.13 69.40 9.6323.4766.9071.44 结论与生疏(1) 驱替前后比照来看，岩心水驱至含水率 98%，孔隙度提高，孔喉半径变大，有效孔隙增多，说明孔喉连通性变好；二元试剂驱至含水率 98%后，岩心孔隙度明显降低，二元试剂进入孔隙，占据了一局部孔隙空间，导致孔隙度降低，同时也体现了聚表二元试剂可以增大涉及面积。(2) 通过建立二维、三
13、维数字岩心模型，直观地对驱替前后岩心内部孔隙空间进展了表征，结合 CT 扫描和驱替试验，得到了不同驱替方式下的驱油效果。二元驱的驱油效率明显高于水驱，并且同种驱油方式下，驱油效率受岩心孔渗影响。随着驱替的进展，微观剩余油含量降低，油滴直径减小，微观剩余油连通关系变得更加分散。从赋存形态的角度分析认为，油滴由原始的网络状渐渐向多孔状和孤滴状转变。参 考 文 献【相关文献】1 CHALMERS G R，BUSTIN R M，POWER I MCharacterization of gas shale pore systems by porosimetry，pycnometry，surface ar
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