CN104897545A - 岩心孔隙结构变化探测及分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种岩心孔隙结构变化探测及分析方法，所述方法包含：通过CT扫描(即未发生孔隙结构变化)岩心样品，分别获得干岩心样品与完全饱和初始流体岩心样品的相关CT值；根据对CT扫描岩心样品原理的分析，将外来流体CT值与样品初始流体CT值调成一致，这样岩心样品在流动实验过程中其CT值的变化只与孔隙结构的变化相关；对所述岩心样品进行岩心流体流动实验，结合CT扫描获得实验中外来流体与初始流体共存时(此时岩心样品可能发生了孔隙结构变化)岩心样品的CT值等相关实验数据；根据所述实验数据计算获得岩心孔隙结构变化参数；根据所述岩心孔隙结构变化参数获得岩心分析曲线和CT扫描图像。以此，准确探测出岩心中发生孔隙结构变化的具体位置及区域，同时能够对发生孔隙结构变化的位置区域进行相应的定量分析。

Description

岩心孔隙结构变化探测及分析方法

技术领域

本发明涉及一种岩心孔隙结构变化探测及分析方法，具体适用于岩心在流动实验中发生各类潜在储层伤害后所造成的孔隙结构变化的情况。

背景技术

在油田开发过程中，通常采用注入各种流体介质的方式来补充地层能量，例如注水和注CO₂等过程，进而达到保持油田产量稳定并最终获取一个理想采收率的目的。然而，当外来流体与储层不匹配时，储层中的粘土矿物很可能发生水化、膨胀、分散和运移等，从而造成储层渗流能力的下降，进而在不同程度上引起储层伤害。储层敏感性是指储层中某种伤害的发生对外界诱发条件的敏感程度，一般包括水敏、速敏、盐敏、酸敏和碱敏等。在室内岩心分析实验中，常规储层敏感性评价主要是基于流动实验来实现的，通过测量发生伤害前后岩心渗透率的变化来反映储层敏感性，并利用渗透率的相对变化程度来评价敏感程度。但是，该方法存在以下两方面不足，即无法准确描绘出岩心中发生孔隙结构变化的具体区域，同时也缺少对此类孔隙结构变化的定量分析。

发明内容

针对现有分析评价方法中存在问题，本发明目的在于提供一种基于医用CT扫描的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，以此，通过对岩心流体流动实验进行巧妙设计并结合相应的CT数据分析方法，实现对岩心中发生孔隙结构变化的具体区域位置的探测及定量分析。

为达到上述目的，本发明提供了一种岩心孔隙结构变化探测及分析方法，所述方法具体包含：通过CT扫描岩心样品，分别获得干岩心样品与完全饱和初始流体岩心样品的相关CT值；使外来流体CT值与样品初始流体CT值一致；通过所述外来流体对所述岩心样品进行岩心流体流动实验，结合CT扫描获得相关实验数据；根据所述实验数据计算获得岩心孔隙结构变化参数；根据所述岩心孔隙结构变化参数获得岩心分析曲线和CT扫描图像。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，通过医用CT机扫描获得所述CT值。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述对所述岩心样品进行岩心流体流动实验包含：对岩心样品注入与岩心样品初始流体CT值一致的所述外来流体，开始所述岩心流体流动实验；当所述岩心流体流动实验结束后，通过CT扫描所述岩心流体流动实验后的岩心样品，获得相关实验数据。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述对所述岩心样品进行岩心流体流动实验还包含：实时监测所述岩心流体流动实验，当岩心压力高于一阀值时，停止所述岩心流体流动实验。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述岩心孔隙结构变化参数包含岩心产生储层伤害后的孔隙度和岩心储层伤害后的相对孔隙度。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，根据所述实验数据计算获得岩心产生储层伤害后的孔隙度包含：通过以下公式获得所述岩心产生储层伤害后的孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_d=\frac{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}}{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为饱和油(即初始流体)的岩心CT值；CT_t为流动实验中油水(初始流体与外来流体)共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油(初始流体)的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_d为岩心产生储层伤害后的孔隙度，百分比％。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，根据所述实验数据计算获得岩心储层伤害后的相对孔隙度包含：通过以下公式获得所述岩心储层伤害后的相对孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_r=\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为100％饱和油(即初始流体)的岩心CT值；CT_t为流动实验中油水(初始流体与外来流体)共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油(初始流体)的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_r为岩心储层伤害后的相对孔隙度，百分比％。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述岩心样品相关CT值包含：干岩心样品CT值、初始流体的岩心样品(即饱和油岩心样品)CT值、初始流体与外来流体共存岩心样品(即油水共存岩心样品)CT值、岩心样品骨架平均的CT值、实验用油(初始流体)的CT值、空气的CT值和实验用水(即外来流体)的CT值。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述外来流体为水。

在上述岩心孔隙结构变化探测及分析方法中，优选的，所述初始流体为油。

本发明的有益技术效果在于：相比于常规岩心储层伤害评价方法，该方法能够准确探测出岩心中发生孔隙结构变化的具体位置及区域，同时能够对发生孔隙结构变化的位置区域进行相应的定量分析。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1为本发明所提供的岩心孔隙结构变化探测及分析方法流程图；

图2为岩心水驱实验过程相对孔隙度分布曲线示意图；

图3为岩心某切片原始孔隙度和水敏储层伤害孔隙度分析对比示意图。

具体实施方式

为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施例和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

请参考图1所示，图1为本发明提供了一种岩心孔隙结构变化探测及分析方法，所述方法具体包含：S101通过CT扫描岩心样品，分别获得干岩心样品与完全饱和初始流体岩心样品的相关CT值；S102使外来流体CT值与样品初始流体CT值一致；S103通过所述外来流体对所述岩心样品进行岩心流体流动实验，结合CT扫描获得相关实验数据；S104根据所述实验数据计算获得岩心孔隙结构变化参数；S105根据所述岩心孔隙结构变化参数获得岩心分析曲线和CT扫描图像。

上述实施例中，所述岩心样品相关CT值包含：干岩心样品CT值、初始流体的岩心样品(即饱和油岩心样品)CT值、初始流体与外来流体共存岩心样品(即油水共存岩心样品)CT值、岩心样品骨架平均的CT值、实验用油(初始流体)的CT值、空气的CT值和实验用水(即外来流体)的CT值。

鉴于现有的医用CT机对岩心孔隙结构的成像效果并非特别理想，因此，本发明所提供的岩心孔隙结构探测及分析方法的上述步骤中，所述对所述岩心样品进行岩心流体流动实验包含：对岩心样品注入与岩心样品初始流体CT值一致的所述外来流体，开始所述岩心流体流动实验；当所述岩心流体流动实验结束后，通过CT扫描所述岩心流体流动实验后的岩心样品，获得相关实验数据。该处采用的岩心流体流动实验中，所述外来流体需提前制备，使得其外来流体CT值与岩心样品的初始流体的CT值一致，以此减低后期CT扫描时，因外来流体与初始流体CT不一致带来的成像误差。

在上述实施例中，所述外来流体可选择常见的实验用水，所述初始流体可为实验用油。

在上述实施例中，所述岩心流体流动实验开始与结束可由岩心样品的压力值来确定，具体的可为：实时监测所述岩心流体实验，当岩心压力高于一阀值时，停止所述岩心流体流动实验。在实际工作中，岩心内部的孔隙变化会直接带来岩心内压的变化，因此，本发明在上述实施例中，通过直接采集压力值的变化，来确定当前岩心样品内部的孔隙是否发生变化，在确定岩心样品孔隙发生变化时机上，不仅方便也更为准确。

在上述实施例中要确定岩心样品内部孔隙结构的变化则要先行确定岩心产生储层伤害后的孔隙度和岩心储层伤害后的相对孔隙度，为准确确定岩心产生储层伤害后的孔隙度和岩心储层伤害后的相对孔隙度，本发明提供以下公式：。

通过以下公式获得所述岩心产生储层伤害后的孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_d=\frac{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}}{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为饱和油的岩心CT值；CT_t为流动实验中油水共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_d为岩心产生储层伤害后的孔隙度，百分比％。

通过以下公式获得所述岩心储层伤害后的相对孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_r=\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为100％饱和油的岩心CT值；CT_t为流动实验中油水共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_r为岩心储层伤害后的相对孔隙度，百分比％。

在本发明提供的上述实施例中，CT扫描岩石的基本原理如下：CT机发射并接收X射线，通过测定X射线的衰减量，计算出被扫描岩石各单位体积元的X射线衰减系数，这些衰减系数将构成不同的数字矩阵，以清水的衰减系数为基准进行无量纲转换得到对应的CT值，通过CT机内数模转换最后重建出CT图像，图像中每个像素点(即各单位体积元)对应前面的CT值。由于不同物质的CT值是不一样，因此在实际工作中可以利用岩心尺度上CT值的差别来进行相应的研究。

为此，本发明中CT扫描评价储层伤害所造成孔隙结构变化的原理也是基于CT值的变化展开的，首先对干岩心、完全饱和油的岩心以及流动实验中油水共存的岩心进行CT扫描可得到：

CT_dry＝(1-φ_i)CT_grain+φ_iCT_air   (1)

CT_oilwet＝(1-φ_i)CT_grain+φ_iCT_oil   (2)

CT_t＝(1-φ_i)CT_grain+φ_i(S_wCT_water+S_oCT_oil)   (3)

当外来流体造成储层伤害并引起孔隙结构变化时，即水与岩心中粘土矿物接触造成孔隙度变化，对应上述流动实验中油水共存的岩心其CT值表达式将调整为：

CT_t＝(1-φ_d)CT_grain+φ_d(S_wCT_water+S_oCT_oil)＝(1-φ_d)CT_grain+φ_dCT_oi   l(4)

从公式(4)可知，当实验中将油水的CT值调至一致也即外来流体与初始流体的CT值一致时(即CT_water＝CT_oil)，联立式(1)、式(2)和式(4)可推导出产生储层伤害时的孔隙度为：

${\mathrm{\φ}}_d=\frac{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}}{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}--\left(5\right)$

同时为了更好地反映产生水敏伤害后孔隙度的变化程度，定义相对孔隙度如下：

${\mathrm{\φ}}_r=\frac{{\mathrm{\φ}}_d}{{\mathrm{\φ}}_i}=\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}}---\left(6\right)$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为100％饱和油的岩心CT值；CT_t为流动实验中油水共存时刻t的岩心CT值；CT_grain为岩心骨架平均的CT值，可视为恒定不变；CT_water为实验用水的CT值；CT_oil为实验用油的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_i为岩心原始的孔隙度，％；S_w为含水饱和度，％；S_o为含油饱和度，％；Φ_d为岩心产生储层伤害后的孔隙度，％；Φ_r为岩心储层伤害后的相对孔隙度，％。

在上述原理的基础上，本发明在岩心流体流动实验中将原始流体的CT值与外来流体的CT值调整成一致，从而确保岩心在流动实验过程中其CT值的变化只与孔隙度的变化相关，从而直接反映对应孔隙结构的变化，同时提出的以上两个孔隙度相关参数都直接反映储层伤害中的孔隙结构变化，从而实现对孔隙结构变化的定量分析。

实际工作中，本发明以一块产生强水敏储层伤害的岩心流体流动实验为例，对本发明方法进行说明，本领域相关技术人员当可知，该实例仅为进一步解释说明本发明的具体环节便于理解，并不作于对本发明所提供的岩心孔隙结构变化探测及分析方法的限定。

上述产生强水敏储层伤害的岩心流体流动实验的实验过程如下：在本岩心流体流动实验中实验用水和实验用油的CT值被调整成一致，为了避免可能的水敏储层伤害，在岩心抽真空后用添加油相CT增强剂(其目的是使其CT值与外来流体水相保持一致)的模拟白油完全饱和岩心，之后同样采用0.01ml/min的流速进行水驱(即注入外来流体水相)，保持净围压略大于3MPa；CT扫描分别获取干岩心、湿岩心和水驱过程中岩心的CT值，实时监测水驱过程中注入压力，当注入压力出现显著上升趋势时，停止水驱实验。

结合实验中的CT扫描实验数据进行分析，根据本发明中提出的两个孔隙度参数，得出以下分析曲线和CT扫描图像，如下图2和图3所示。从图2中可知，只有岩心进口端附近的相对孔隙度发生显著的降低，而岩心中部和出口端附近的相对孔隙度仍保持在1左右，这说明水敏储层伤害只发生在岩心注入端附件，同时可以估计出水敏储层伤害区域的平均孔隙度大概降低10％至15％。从图3中可知，该切片原始孔隙度频率分布曲线和计算出的水敏储层伤害孔隙度频率分布曲线并没有重合在一起，同时其对应的原始孔隙度图像和水敏储层伤害孔隙度图像也存在显著差别，如图3中黄色圆圈标记所示(即岩心中发生水敏储层伤害的具体区域)；进一步分析两类孔隙度频率分布曲线可知，原始孔隙度频率分布曲线并不是简单地向左平移变成水敏伤害孔隙度频率分布曲线，这说明大孔隙区域孔隙度的降低值并不等于小孔隙区域孔隙度的降低值；考虑水相更易侵入岩心中的大孔隙区域，同时结合孔隙度频率分布曲线的变化方向，可推断出水敏伤害过程的变化模式如下：在大孔隙区域将先产生水敏伤害，而后才是小孔隙区域；由于一部分原先的大孔隙受水敏伤害影响变成小孔隙，因而反映在频率分布曲线上小孔隙的频率将增加；对比最终水敏伤害孔隙度频率分布曲线可知，大孔隙区域孔隙度的降低比小孔隙区域孔隙度的降低要更显著。

以上分析结果既包括准确探测出岩心中发生孔隙结构变化的具体位置(岩心进口端附近)及发生孔隙结构变化的具体区域(图3中黄色圆圈标记区域)，也对孔隙结构的变化进行定量分析(发生孔隙结构变化区域的平均孔隙度大概降低10％至15％)，同时基于对本发明中所提出孔隙度参数频率分布曲线的分析，推断出储层伤害中孔隙结构变化模式。

以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (8)

1.一种岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，所述方法包含：

通过CT扫描岩心样品，获得干岩心样品与完全饱和初始流体岩心样品的相关CT值；

使外来流体CT值与样品初始流体CT值一致；

通过所述外来流体对所述岩心样品进行岩心流体流动实验，结合CT扫描获得相关实验数据；

根据所述实验数据计算获得岩心孔隙结构变化参数；

根据所述岩心孔隙结构变化参数获得岩心分析曲线和CT扫描图像。

2.根据权利要求1所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，通过医用CT机扫描获得所述CT值。

3.根据权利要求1所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，所述对所述岩心样品进行岩心流体流动实验包含：

通过在外来流体中加入示踪剂，将所述外来流体CT值调整成与所述岩心样品初始流体CT值一致；

对岩心样品注入调整后的所述外来流体开始所述岩心流体流动实验；

当所述岩心流体流动实验结束后，通过CT扫描所述岩心流体流动实验后的所述岩心样品，获得相关实验数据。

4.根据权利要求3所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，所述对所述岩心样品进行岩心流体流动实验还包含：实时监测所述岩心流体流动实验，当岩心压力高于一阀值时，停止所述岩心流体流动实验。

5.根据权利要求1所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，所述岩心孔隙结构变化参数包含岩心产生储层伤害后的孔隙度和岩心储层伤害后的相对孔隙度。

6.根据权利要求5所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，根据所述实验数据计算获得岩心产生储层伤害后的孔隙度包含：通过以下公式获得所述岩心产生储层伤害后的孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_d=\frac{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}}{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为初始流体的岩心CT值；CT_t为流动实验中初始流体与外来流体共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_d为岩心产生储层伤害后的孔隙度，百分比％。

7.根据权利要求5所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，根据所述实验数据计算获得岩心储层伤害后的相对孔隙度包含：通过以下公式获得所述岩心储层伤害后的相对孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_r=\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oil}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}-\frac{{\mathrm{CT}}_t-{\mathrm{CT}}_{oilwet}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{oil}}\·\frac{{\mathrm{CT}}_{oil}-{\mathrm{CT}}_{air}}{{\mathrm{CT}}_{oilwet}-{\mathrm{CT}}_{dry}};$

以上各公式中，CT_dry为干岩心CT值；CT_oilwet为初始流体的岩心CT值；CT_t为流动实验中初始流体与外来流体共存时刻t的岩心CT值；CT_oil为实验用油的CT值；CT_air为空气的CT值；Φ_r为岩心储层伤害后的相对孔隙度，百分比％。

8.根据权利要求1所述的岩心孔隙结构变化探测及分析方法，其特征在于，所述岩心样品相关CT值包含：干岩心样品CT值、初始流体的岩心样品CT值、初始流体与外来流体共存岩心样品CT值、岩心样品骨架平均的CT值、实验用油的CT值、空气的CT值和实验用水的CT值。