CN102095740B

CN102095740B - Ct扫描非均质模型试验系统

Info

Publication number: CN102095740B
Application number: CN2010106106923A
Authority: CN
Inventors: 吕伟峰; 张祖波; 严守国; 罗蔓莉; 刘庆杰
Original assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Current assignee: China Petroleum and Natural Gas Co Ltd
Priority date: 2010-12-17
Filing date: 2010-12-17
Publication date: 2012-08-08
Anticipated expiration: 2030-12-17
Also published as: CN102095740A

Abstract

本发明涉及一种CT扫描非均质模型试验系统，其包括CT扫描系统、驱替系统、覆压系统、压力测量系统、非均质多层岩心夹持器和计量系统；其中非均质多层岩心夹持器由外壳，橡胶筒，岩心左顶头，岩心右顶头，左固定套筒，右固定套筒，左紧固套筒、右紧固套筒和固定支架构成；岩心右顶头上设置多个出液口，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫，以使通过每层岩心模型的液流从各层相应的出液口流出，从而实现层内非均质水驱油分层计量，通过CT扫描系统，实现实时在线监测非均质层内各个层段流体饱和度的沿程分布，观察到层间窜流现象。

Description

CT扫描非均质模型试验系统

技术领域

本发明涉及一种模拟油田合注分层开采试验装置，具体涉及一种CT扫描非均质模型试验系统。

背景技术

CT技术发展很快，已作为岩心分析中常规的测试技术，广泛应用于岩心描述、岩心的非均质性测定、岩心样品选择、裂缝定量分析、在线饱和度的测量、流动实验研究等方面。通过对岩石物性进行定量和图象分析，直观表征岩石的孔隙结构、非均质性、剩余油分布；对驱替过程进行可视化研究，深刻了解采油机理、监测流体分布与窜流特性、认识聚合物驱对提高波及体积影响，揭示地层伤害机理等。利用CT技术可以得到岩心内部流体的饱和度沿程分布信息，而对于层内非均质性的研究，利用CT技术更可直观的得到每个层内的流体饱和度分布信息，并可进一步研究由于重力作用引起的窜流现象。

目前关于非均质的研究，分为层内和层间非均质研究，层间非均质的研究方法简单，多采用多个并联岩心，夹持器和计量相对简单。关于层内非均质性的研究比较少，目前的方法是将人造岩心压制成一个多层模型用环氧树脂胶结作为模拟层内非均质体系。另一种方法是用人造岩心压制成一个多层模型，在岩心夹持器中进行驱替实验，以研究层内非均质体系的驱油规律。其缺点是，现有的岩心夹持器具有一个进液口和一个出液口，只能测量注水过程中多层岩心模型整体驱油效率的变化，而无法实现分层计量，不能观察到层间窜流现象。并且只能测量整个模型的孔隙度、渗透率和含油饱和度，无法测定各个渗透层的参数。因而无法实现合注分层开采中各油层驱油效率的评价。另外用环氧树脂胶结作为模拟层内非均质体系不能模拟上覆压力。此外，常规的岩心夹持器采用的金属外壳对X射线的吸收很强，使得X射线“穿不透”金属外壳，射线硬化造成的“伪影”，这些是影响CT技术应用于层内非均质研究的主要因素。

发明内容

本发明的目的是提供一种CT扫描非均质模型试验系统，该系统可对非均质模型流体饱和度实现实时在线监测，并可得到每个层段的饱和度沿程分布，也可观察层间窜流现象。

为实现上述目的，本发明的技术方案如下：

本发明所述的一种CT扫描非均质模型试验系统，其包括CT扫描系统、驱替系统、覆压系统、压力测量系统、非均质多层岩心夹持器和计量系统；其中非均质多层岩心夹持器由外壳，橡胶筒，岩心左顶头，岩心右顶头，左固定套筒，右固定套筒，左紧固套筒、右紧固套筒和固定支架构成；

聚醚醚酮树脂外壳为圆筒状，橡胶筒置于外壳内部，与外壳同轴心；多层岩心模型位于橡胶筒内空腔中；岩心左顶头，岩心右顶头可拆卸地抵顶在橡胶筒内、多层岩心模型的两端，其形状和尺寸与橡胶筒内壁相符，橡胶筒的内壁与岩心左顶头和岩心右顶头之间形成容纳多层岩心模型的岩心容室；左固定套筒和右固定套筒，分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，左固定套筒和右固定套筒外周与外壳两端通过轴向围压密封圈连接；橡胶筒外壁，左固定套筒和右固定套筒和外壳内壁之间形成一密闭环形围压空间；左紧固套筒和右紧固套筒分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，位于左固定套筒和右固定套筒外侧；外壳上设有围压接口、围压排气孔、围压卸压孔与环形围压空间连通；围压接口连通环形围压空间和覆压系统；岩心左顶头中设有进液口通过压力测量系统连通驱替系统和岩心容室，设有岩心排气孔连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头中设有中层出液口、上层出液口、下层出液口，连通岩心容室与计量系统，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架位于外壳下方置于CT扫描系统的移动床上。

该多层岩心模型由多个具有不同渗透率的天然、露头或人造单层岩心组合而成。

如上所述的CT扫描非均质模型试验系统，其中，各单层岩心优选为形状相同的长方体岩心。

如上所述的CT扫描非均质模型试验系统，其中，该橡胶筒外部优选为正方形，内部具有立方体空腔以容纳长方体岩心，其两端具有圆形接口。

如上所述的CT扫描非均质模型试验系统，其中，在多层岩心模型的相邻两层岩心接触面上可设置隔离油水的薄膜，即可作为CT扫描层间非均质模型试验系统。

如上所述的CT扫描非均质模型试验系统，其中，该多层岩心模型可以用单层均质或非均质岩心替代。

如上所述的CT扫描非均质模型试验系统，其中，该单层岩心为圆柱形或长方形。

本发明的有益效果在于，(1)本发明测试系统中岩心夹持器的外壳采用对X射线吸收弱的聚醚醚酮树脂(PEEK)外壳，可以避免传统金属外壳在CT扫描中因射线硬化造成的“伪影”，从而减小实验误差。PEEK是一种性能优异的特种工程塑料，其耐高温、机械性能优异、自润滑性好、耐化学品腐蚀、阻燃、具有耐剥离性和耐辐照性、绝缘性稳定、耐水解且易加工，PEEK抗蠕变性能高，其它机械性能也比较高，PEEK在高温下，也能保持它的机械性能和尺寸，PEEK的介电性能优良，在很宽的频率，温度，湿度下，都能保持恒定。因此是作为CT扫描用岩心夹持器的理想外壳材料。(2)该系统的岩心夹持器可采用天然的油藏岩心并施加围压，可真实地模拟层内非均质油藏的实际情况。(3)该系统的岩心夹持器通过独特的顶头设计，可以使流经各岩心层的液体分别从不同的出口流出，经过CT扫描，能实现实时在线监测非均质层内各个层段流体饱和度的沿程分布，也可观察到层间窜流现象。(4)该系统能够用于测量层内非均质模型；同时，仅需在相邻多层岩心模型间设置隔离油水的薄膜，即能用来测量层间非均质模型，简化了常规方法中多个岩心夹持器并联的测试装置。(5)该系统可适用于单层、多层、圆形和方形岩心模型的CT扫描。(6)该系统可根据渗透率大小自由组合单层模型，每个单层的参数可以单独获得。

附图说明

图1为本发明的CT扫描非均质模型试验系统示意图；

图2为本发明的非均质多层岩心夹持器的结构示意图；

图3为图2中A-A’的剖视图；

图4为图2中B-B’的剖视图；

其中：1、岩心排气孔 2、岩心左顶头 3、左紧固套筒 4、轴向围压密封圈 5、下层进液口 6、左固定套筒 7、围压排气孔 8、外壳 9、多层岩心模型 10、围压卸压孔 11、固定支架 12、环形围压空间 13、橡胶筒 14、出液口密封垫 15、围压接口 16、右固定套筒 17、岩心右顶头 18、中层出液口19、上层出液口 20、右紧固套筒 21、下层出液口 F、CT扫描系统 A、驱替系统 B、覆压系统 C、压力测量系统 D、岩心夹持器 E、计量系统

具体实施方式

以下结合具体实例对本发明进行详细说明。

实施例1CT扫描层内非均质模型试验系统

如图1所示，层内非均质模型试验系统由CT扫描系统F、驱替系统A、围压系统B、压力测量系统C、岩心夹持器D和计量系统E组成。

CT扫描系统F可以使用常规医用CT扫描系统，例如GE LightSpeed 8多层螺旋扫描系统，最小扫描层厚0.625mm，最大扫描电压140kV，测量饱和度的精确度为1％。

驱替系统A由两台高压计量泵组成，可以同时输送两种流体，是驱替的动力源。流速范围：0.001-15ml/min，最大压力：70MPa。

围压系统B由泵组成，例如JB-800泵组，用于给岩心夹持器和岩心加围压，模拟上覆压力。最大围压70MPa。

压力测量系统C由多个压力传感器组成，两个高压压力传感器量程为70MPa，与驱替泵相连，另外还有三个低压力传感器，用于测量岩心两端压力，量程分别为0.05MPa，0.5MPa，5MPa。精度为0.25％。

计量系统E记录每层的见水时间、见水时的累积产油量和累积产液量。

其中，岩心夹持器D是为本发明试验系统专门设计的用于CT扫描的非均质多层岩心夹持器，请参照图2、3和4，一种用于CT扫描的非均质多层岩心夹持器由外壳8，橡胶筒13，岩心左顶头2，岩心右顶头17，左固定套筒6，右固定套筒16，左紧固套筒3、右紧固套筒20和固定支架11构成；

聚醚醚酮树脂外壳8为圆筒状，橡胶筒13置于外壳8内部，与外壳8同轴心；多层岩心模型9位于橡胶筒13内空腔中；岩心左顶头2，岩心右顶头17可拆卸地抵顶在橡胶筒13内、多层岩心模型9的两端，其形状和尺寸与橡胶筒13内壁相符，橡胶筒13的内壁与岩心左顶头2和岩心右顶头17之间形成容纳多层岩心模型9的岩心容室；左固定套筒6和右固定套筒16，分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头17上，左固定套筒6和右固定套筒16外周与外壳8两端通过轴向围压密封圈4连接；橡胶筒13外壁，左固定套筒6和右固定套筒16和外壳8内壁之间形成一密闭环形围压空间12；左紧固套筒3和右紧固套筒20分别套设在岩心左顶头2和岩心右顶头17上，位于左固定套筒6和右固定套筒16外侧；外壳8上设有围压接口15、围压排气孔7、围压卸压孔10与环形围压空间12连通；围压接口15连通环形围压空间12和覆压系统B；岩心左顶头2中设有进液口5通过压力测量系统C连通驱替系统A和岩心容室，设有岩心排气孔1连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头17中设有中层出液口18、上层出液口19、下层出液口21，连通岩心容室与计量系统E，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头17上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫14，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架11位于外壳8下方置于CT扫描系统F的移动床上。

实施例2层内非均质模型水驱油效率CT扫描评价实验

首先取三个采自不同深度的天然油藏岩心，制成相同规格的长方体单层岩心模型。分别测定各单层岩心模型的孔隙度和空气渗透率；将各单层岩心饱和地层水，分别测定水相渗透率；随后分别对各单层岩心进行油驱水，达到束缚水状态后测定油相的有效渗透率并计算各单层岩心的束缚水饱和度。

将含有束缚水的各层岩心按照反韵律排列放入实施例1所述系统的岩心夹持器的岩心容室中；固定岩心夹持器的岩心上、下顶头和上、下固定套筒。将围压接口连接到围压泵上，将岩心夹持器放入CT扫描系统中[例如采用GE Light Speed 8多层螺旋扫描系统(医用CT)，最小扫描层厚0.625mm，最大扫描电压140kV，测量饱和度的精确度为1％]。启动围压泵加围压0～35MPa。以0～10ml/min的速度对岩心进行水驱油操作。准确记录每层的见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、岩样两端的驱替压差以及上述参数在见水后随时间的变化量，综合含水率达到99.95％时结束实验。利用CT扫描系统，可对流体饱和度实现实时在线监测，并可得到每个单层的饱和度沿程分布，也可观察到层间窜流现象。

Claims

1.一种CT扫描非均质模型试验系统，其包括CT扫描系统、驱替系统、覆压系统、压力测量系统、非均质多层岩心夹持器和计量系统；其中非均质多层岩心夹持器由外壳，橡胶筒，岩心左顶头，岩心右顶头，左固定套筒，右固定套筒，左紧固套筒、右紧固套筒、轴向围压密封圈、条形出液口密封垫和固定支架构成；其特征在于：

非均质多层岩心夹持器的聚醚醚酮树脂外壳为圆筒状，橡胶筒置于外壳内部，与外壳同轴心；多层岩心模型位于橡胶筒内空腔中；岩心左顶头，岩心右顶头可拆卸地抵顶在橡胶筒内、多层岩心模型的两端，其形状和尺寸与橡胶筒内壁相符，橡胶筒的内壁与岩心左顶头和岩心右顶头之间形成容纳多层岩心模型的岩心容室；左固定套筒和右固定套筒，分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，左固定套筒和右固定套筒外周与外壳两端通过轴向围压密封圈连接；橡胶筒外壁，左固定套筒和右固定套筒和外壳内壁之间形成一密闭环形围压空间；左紧固套筒和右紧固套筒分别套设在岩心左顶头和岩心右顶头上，位于左固定套筒和右固定套筒外侧；外壳上设有围压接口、围压排气孔、围压卸压孔与环形围压空间连通；围压接口连通环形围压空间和覆压系统；岩心左顶头中设有进液口，通过压力测量系统连通驱替系统和岩心容室，设有岩心排气孔连通岩心容室与外界大气；岩心右顶头中设有中层出液口、上层出液口、下层出液口，连通岩心容室与计量系统，每个出液口分别对准一层岩心模型，在岩心右顶头上对应相邻两层岩心模型间的接缝处设置条形出液口密封垫，以使通过每层岩心模型的流出液从各层相应的出液口流出；固定支架位于外壳下方置于CT扫描系统的移动床上；

该多层岩心模型由多个具有不同渗透率的天然或人造单层岩心组合而成；在所述多层岩心模型的相邻两层岩心接触面上设置隔离油水的薄膜。

2.根据权利要求1所述的CT扫描非均质模型试验系统，其特征在于：所述的各单层岩心为形状相同的长方体岩心。

3.根据权利要求1所述的CT扫描非均质模型试验系统，其特征在于：所述橡胶筒外部为正方形，内部具有长方体空腔以容纳长方体岩心，其两端具有圆形接口。

4.根据权利要求1所述的CT扫描非均质模型试验系统，其特征在于：所述的多层岩心模型用单层均质或非均质岩心替代。

5.根据权利要求4所述的CT扫描非均质模型试验系统，其特征在于，所述的单层岩心为圆柱形或长方形。

6.一种权利要求1所述的CT扫描非均质模型试验系统的应用，其特征在于：用于层内非均质模型水驱油效率CT扫描评价实验：

首先取三个采自不同深度的天然油藏岩心，制成相同规格的长方体单层岩心模型；分别测定各单层岩心模型的孔隙度和空气渗透率；分别测定各单层岩心饱和地层水水相渗透率；随后分别对各单层岩心进行油驱水，达到束缚水状态后测定油相的有效渗透率并计算各单层岩心的束缚水饱和度；将含有束缚水的各层岩心按照反韵律排列放入岩心夹持器的岩心容室中；固定岩心夹持器的岩心左、右顶头和左、右固定套筒；将围压接口连接到围压泵上，将岩心夹持器放入CT扫描系统中，最小扫描层厚0.625mm，最大扫描电压140kV，测量饱和度；启动围压泵加围压0～35MPa，以0～10ml/min的速度对岩心进行水驱油操作，准确记录每层的见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量、岩样两端的驱替压差以及累积产液量、岩样两端的驱替压差在见水后随时间的变化量；综合含水率达到99.95％时结束实验。