CN106525881A - 一种储层伤害程度的测定方法及设备 - Google Patents
一种储层伤害程度的测定方法及设备 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供一种储层伤害程度的测定方法以及设备，所述方法包括：获取储层的岩心样品；基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度；获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的；基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度；根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度。实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持。
Description
技术领域
本发明关于石油开采技术领域，特别是关于致密储层和页岩储层的测定技术，具体的讲是一种储层伤害程度的测定方法及设备。
背景技术
压裂液的伤害程度与压裂施工效果直接相关，因此，国内外对压裂液伤害的研究一直是压裂液研究的热点。施工过程结束后压裂液的破胶液如不能及时返排会滞留地层，使储层岩心膨胀、岩屑运移，同时破胶液中的残渣也会堵塞孔隙喉道，这些作用的共同结果是储层岩心孔隙度的下降，导致油气通路受阻产量下降。
为了研究此类伤害，目前常使用的方法是采用膨胀率和伤害率来评价伤害程度。膨胀率实验室将岩心粉磨碎，将压裂液破胶液加入其中用专门仪器评价岩心膨胀效果，通过膨胀效果来评价膨胀伤害的程度。膨胀实验在一定程度上反映了压裂液破胶液带来的膨胀伤害，但是岩心处理为岩心粉后对客观反映膨胀效果有何影响，岩心粉膨胀不反映对储层孔喉的伤害情况，加之研究表明国内许多页岩区块的膨胀并不明显，如何考察这类储层的伤害有待讨论。伤害实验方面，随着致密油气储层比例增加，常规伤害实验压力往往不能模拟施工压力，分析数据与目前理论分析结论有一些出入。
因此，如何研究和开发出一种新的方案，其可以定量直观分析储层伤害程度，在致密储层、页岩储层日益增多现状下显得尤为急迫。
发明内容
为了克服现有技术里常规伤害实验中由于压力无法模拟施工压力造成的分析数据与理论结论有出入的技术问题，本发明提供了一种储层伤害程度的测定方法以及设备，基于CT扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持。
本发明的目的之一是，提供一种储层伤害程度的测定方法，所述方法包括：获取储层的岩心样品；基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度；获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的；基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度；根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度。
在本发明的优选实施方式中，基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度包括对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像；对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像；对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
在本发明的优选实施方式中，基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度包括对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像；对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像；对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
在本发明的优选实施方式中，所述岩心样品为圆柱体，所述岩心样品的直径为0.1cm～2.5cm，所述岩心样品的长度为0.1cm～1cm。
在本发明的优选实施方式中，所述浸泡样品是将所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡24至72小时得到的。
在本发明的优选实施方式中，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度包括：根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域。
在本发明的优选实施方式中，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度包括：根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域。
在本发明的优选实施方式中，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度还包括：根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；根据所述孔隙度下降值以及所述岩心样品中发生伤害的区域确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度
本发明的目的之一是，提供了一种储层伤害程度的测定设备，所述的设备包括岩心样品获取装置，用于获取储层的岩心样品；第一孔隙度确定装置，用于基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度；浸泡样品获取装置，用于获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的；第二孔隙度确定装置，用于基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度；伤害程度确定装置，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度。
在本发明的优选实施方式中，所述第一孔隙度确定装置包括第一扫描模块，用于对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像；第一数字重建模块，用于对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像；第一识别模块，用于对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
在本发明的优选实施方式中，所述第二孔隙度确定装置包括第二扫描模块，用于对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像；第二数字重建模块，用于对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像；第二识别模块，用于对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
在本发明的优选实施方式中，所述岩心样品为圆柱体，所述岩心样品的直径为0.1cm～2.5cm，所述岩心样品的长度为0.1cm～1cm。
在本发明的优选实施方式中，所述浸泡样品是将所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡24至72小时得到的。
在本发明的优选实施方式中，所述伤害程度确定装置包括第一空间图建立模块，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；第二空间图建立模块，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；第一比对模块，用于比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域
在本发明的优选实施方式中，所述伤害程度确定装置包括第一球棍图建立模块，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；第二球棍图建立模块，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；第二比对模块，用于比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域
在本发明的优选实施方式中，所述伤害程度确定装置还包括下降值确定模块，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；伤害程度确定模块，用于根据所述孔隙度下降值以及所述岩心样品中发生伤害的区域确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
本发明的有益效果在于，提供了一种储层伤害程度的测定方法以及设备，基于CT扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持。
为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定方法的流程图；
图2为图1中的步骤S102的流程图；
图3为图1中的步骤S104的流程图；
图4为图1中的步骤S105的实施方式一的流程图；
图5为图1中的步骤S105的实施方式二的流程图；
图6为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备的结构框图；
图7为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中第一孔隙度确定装置的结构框图；
图8为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中第二孔隙度确定装置的结构框图；
图9为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中伤害程度确定装置的实施方式一的结构框图；
图10为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中伤害程度确定装置的实施方式二的结构框图；
图11a为本发明提供的实施例1中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像；
图11b为本发明提供的实施例1中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像；
图11c为本发明提供的实施例1中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像；
图11d为本发明提供的实施例1中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像；
图12a为本发明提供的实施例2中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-真实空间图像；
图12b为本发明提供的实施例2中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像；
图12c为本发明提供的实施例2中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像；
图12d为本发明提供的实施例2中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像；
图13a为本发明提供的实施例3中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像；
图13b为本发明提供的实施例3中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像；
图13c为本发明提供的实施例3中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像；
图13d为本发明提供的实施例3中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
在本发明中，储层的伤害是指当钻井、完井、井下作业及全开采过程中，在储集层近井壁带造成流体产出或注入自然能力的任何障碍，是储集层渗透率下降的现象。
图1为本发明提出的一种储层伤害程度的测定方法的具体流程图，由图1可知，所述的方法包括：
S101：获取储层的岩心样品。在本发明的具体实施方式中，所述岩心样品为圆柱体，其直径为0.1cm～2.5cm，长度为0.1cm～1cm，例如可为2.5cm×1cm、0.1cm×0.5cm。当研究精度需要达到纳米级别时，圆柱体的直径为0.1cm～0.3cm，长度为0.5cm～1cm及更小尺寸的岩心柱。
S102：基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度，图2为步骤S102的流程图。
S103：获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的。在具体的实施方式中，可将岩心样品采用洗油处理排除影响实验的因素，例如残存油对CT扫描准确度的影响。按照行业标准SY/T 5107—2005“水基压裂液性能评价方法”制备压裂液破胶液，并用制得的破胶液按伤害实验方案浸泡经过步骤S102的CT试验处理的岩心样品。优选地，所述伤害实验方案为在恒温水浴中浸泡岩心24到72小时。处理后的岩心用滤纸擦干表面水分。
S104：基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度。图3为步骤S104的流程图。
S105：根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定所述储层的伤害程度。通过对比浸泡前后岩心的孔隙度变化分析可以推知压裂液的伤害程度。图5、图6为捕捉S105的具体流程图。
如上即是本发明提供的一种储层伤害程度的测定方法，旨在解决定性定量分析储层岩心伤害程度问题，基于CT扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持。
图2为步骤S102的流程图，请参阅图2，基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度具体包括：
S201：对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像。根据实际使用需求，可进行微米CT扫描或纳米CT扫描。
CT扫描分析原理是在真空管中被加热的灯丝发出电子，电子被加速后飞向阳极，在某些情况下，穿过阳极的电子进入一个磁透镜，该磁透镜将电子束聚焦到靶的一点。靶是由镀有钨层的轻金属板组成，同时轻金属板也是X射线的发射窗口(发射式管)。电子在钨靶上被突然减速，就产生了X射线。这样，焦点就代表着一个非常小的X射线源，它能使图像具有最清晰的微米-纳米级分辨率。CT扫描可对同一样品进行微米-纳米CT的多尺度扫描成像，获得岩心二维灰度图像。
S202：对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像。
在具体的实施方式中，可利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维图像重建得到三维图像。
S203：对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
在具体的实施方式中，通过岩石内部各成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩石颗粒、孔隙、石油及水等判别出来，并将二维切片图像重建便得到最终的三维数字岩心体，可以将岩石内部的微观孔隙特征等可视化地、真实地反映出来。采用微米-纳米CT扫描技术可以建立岩心内部的三维孔隙图像。
得到三维图像后，可利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，并计算孔隙度。
具体的，将二维图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为3480～5000，孔隙中的水灰度值为3380～3480，将岩石颗粒及孔隙判别出来，利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图像；利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得新鲜岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，计算孔隙度。
图3为步骤S104的流程图，由图3可知，该步骤具体包括：
S301：对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像。根据实际使用需求，可进行微米CT扫描或纳米CT扫描。
S302：对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像。
在具体的实施方式中，可利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维图像重建得到三维图像。
S203：对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
在具体的实施方式中，通过岩石内部各成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩石颗粒、孔隙、石油及水等判别出来，并将二维切片图像重建便得到最终的三维数字岩心体，可以将岩石内部的微观孔隙特征等可视化地、真实地反映出来。采用微米-纳米CT扫描技术可以建立岩心内部的三维孔隙图像。
得到三维图像后，可利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，并计算孔隙度。
具体的，将二维图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为3480～5000，孔隙中的水灰度值为3380～3480，将岩石颗粒及孔隙判别出来，利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图像；利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得新鲜岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，计算孔隙度。
图4为图1中的步骤S105的实施方式一的流程图，请参阅图4，在实施方式一中，步骤S105包括：
S401：根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
以下结合具体的实施例介绍步骤S105。诸如选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，处理得到浸泡前岩心孔隙度为0.51％。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液，压裂液配方为羟丙基瓜尔胶0.35重量份(由中国石油昆山物资公司提供)，BCL-81交联剂0.30重量份(廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，体积浓度为10％氢氧化钠溶液0.2重量份，过硫酸铵0.02重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液，将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，处理得到浸泡后岩心孔隙度为0.31％。
在图11a至图11d所示的实施例中，浸泡前岩心孔隙度为0.51％，浸泡后岩心孔隙度为0.31％，则孔隙度下降值为0.2％。
S402：根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
伤害程度是指发生伤害的区域遭受伤害的严重程度，包括严重、一般、轻微等。在具体的实际应用过程中，可预先设定伤害程度的等级，如按照伤害的严重程度设为3级，1级代表严重，2级代表一般，3级代表轻微，每个等级可设定对应的孔隙度下降值，如孔隙度下降值大于等于a，则判定为1级，孔隙度下降值大于等于b小于a，则判定为2级，孔隙度下降值小于b，则判定为3级。此处的a、b可预先根据不同的经验值进行设定。具体到图11a至图11d，可根据预先设定的a、b进行判断，若具体的应用中a为0.15％，b为0.05％，则图11a至图11d中的孔隙度下降值为0.2％大于a，也即图11a至图11d中的伤害程度为严重。
在本发明的其他实施方式中，如图4所示，步骤S105还包括：
S403：根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；
S404：根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；
步骤S403和步骤S404生成的空间图像是基于真实的孔隙吼道空间建立的，反映真实的孔喉结构。图11a为该实施例中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像，图11b为该实施例中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像。
S405：比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
参阅图11a、图11b，发生伤害的区域涉及多处，如图11a、图11b中所标注出的区域1、区域2，当然还有其他区域，此处未标出。比对图11a、图11b，说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，孔喉明显减少，分布变稀。
S406：对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
图11a中的区域1、区域2的伤害程度均为严重，更具体而言，通过比对图11a、图11b，其中伤害最为明显的则是区域2，即区域2的伤害程度大于区域1的伤害程度。
也即，在该实施方式中，本发明不仅能够确定出压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度，还能进一步的对岩心样品中各个区域发生伤害的严重程度进行排序，定性的分析出哪个区域的伤害程度最深，哪个次之，哪个最轻。
图5为图1中的步骤S105的实施方式二的流程图，请参阅图5，在实施方式二中，步骤S105包括：
S501：根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
以下结合具体的实施例介绍步骤S105。诸如选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，处理得到浸泡前岩心孔隙度为0.49％。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液，压裂液配方为稠化剂FAG500 0.30重量份，FAZ-1增粘剂0.2重量份，FAJ-305交联剂0.5重量份，FAC-201交联促进剂0.5重量份(以上试剂均由廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，过硫酸铵0.04重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液。将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，处理得到浸泡后岩心孔隙度为0.41％。
在图12a至图12d所示的实施例中，浸泡前岩心孔隙度为0.49％，浸泡后岩心孔隙度为0.41％，则孔隙度下降值为0.08％。
S502：根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
设预先设定的a为0.15％，b为0.05％，则图12a至图12d中的孔隙度下降值为0.08％小于a大于b，也即图12a至图12d中的伤害程度为一般。
S503：根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；
S504：根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；
步骤S503和步骤S504生成的球棍图像将大于一定尺寸的空间定义为孔隙，小于一定尺寸的空间定义为喉道在图中以“棍”的方式表现，球棍模图像与空间图像相比，可以更明显的表现浸泡后孔隙和喉道数量的变化，图12c为该实施例中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像，图12d为该实施例中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像。在本实验例中定义孔隙直径大于5微米的孔隙在图中表现为“球”，孔隙直径小于5微米的孔隙在图中表现为“棍”。
S505：比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域。
参阅图12c、图12d，发生伤害的区域涉及多处，如图12c、图12d中所标注出的区域1、区域2，当然还有其他区域，此处未标出。比对图12c、图12d，说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，孔喉明显减少，分布变稀。可以印证空间图形中得到的结论——孔喉明显减少，分布变稀——还可以看到原来彼此连接的喉道断开。
S506：对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
图12c中的区域1、区域2的伤害程度均为一般，更具体而言，通过比对图12c、图12d，其中伤害最为明显的则是区域1，即区域1的伤害程度大于区域1的伤害程度。
也即，在该实施方式中，本发明不仅能够确定出压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度，还能进一步的对岩心样品中各个区域发生伤害的严重程度进行排序，定性的分析出哪个区域的伤害程度最深，哪个次之，哪个最轻。
如上所述，即为本发明提供的一种储层伤害程度的测定方法，基于TC扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持，还可以直观观察伤害前后孔隙微观的变化情况，有效克服了膨胀率测定方法和伤害率测定方法的片面性和非定量性。
图6为本发明提出的一种储层伤害程度的测定设备的具体结构框图，如图6所示，所述设备包括：
岩心样品获取装置101，用于获取储层的岩心样品。在本发明的具体实施方式中，所述岩心样品为圆柱体，其直径为0.1cm～2.5cm，长度为0.1cm～1cm，例如可为2.5cm×1cm、0.1cm×0.5cm。当研究精度需要达到纳米级别时，圆柱体的直径为0.1cm～0.3cm，长度为0.5cm～1cm及更小尺寸的岩心柱。
第一孔隙度确定装置102，用于基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度，图2为步骤S102的流程图。
浸泡样品获取装置103，用于获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的。在具体的实施方式中，可将岩心样品采用洗油处理排除影响实验的因素，例如残存油对CT扫描准确度的影响。按照行业标准SY/T 5107—2005“水基压裂液性能评价方法”制备压裂液破胶液，并用制得的破胶液按伤害实验方案浸泡经过步骤S102的CT试验处理的岩心样品。优选地，所述伤害实验方案为在恒温水浴中浸泡岩心24到72小时。处理后的岩心用滤纸擦干表面水分。
第二孔隙度确定装置104，用于基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度。图3为步骤S104的流程图。
伤害程度确定装置105，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定所述储层的伤害程度。通过对比浸泡前后岩心的孔隙度变化分析可以推知压裂液的伤害程度。
如上即是本发明提供的一种储层伤害程度的测定设备，旨在解决定性定量分析储层岩心伤害程度问题，基于CT扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持。
图7为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中第一孔隙度确定装置的结构框图，请参阅图7，所述第一孔隙度确定装置102具体包括：
第一扫描模块201，用于对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像。根据实际使用需求，可进行微米CT扫描或纳米CT扫描。
CT扫描分析原理是在真空管中被加热的灯丝发出电子，电子被加速后飞向阳极，在某些情况下，穿过阳极的电子进入一个磁透镜，该磁透镜将电子束聚焦到靶的一点。靶是由镀有钨层的轻金属板组成，同时轻金属板也是X射线的发射窗口(发射式管)。电子在钨靶上被突然减速，就产生了X射线。这样，焦点就代表着一个非常小的X射线源，它能使图像具有最清晰的微米-纳米级分辨率。CT扫描可对同一样品进行微米-纳米CT的多尺度扫描成像，获得岩心二维灰度图像。
第一数字重建模块202，用于对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像。
在具体的实施方式中，可利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维图像重建得到三维图像。
第一识别模块203，用于对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
在具体的实施方式中，通过岩石内部各成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩石颗粒、孔隙、石油及水等判别出来，并将二维切片图像重建便得到最终的三维数字岩心体，可以将岩石内部的微观孔隙特征等可视化地、真实地反映出来。采用微米-纳米CT扫描技术可以建立岩心内部的三维孔隙图像。
得到三维图像后，可利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，并计算孔隙度。
具体的，将二维图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为3480～5000，孔隙中的水灰度值为3380～3480，将岩石颗粒及孔隙判别出来，利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图像；利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得新鲜岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，计算孔隙度。
图8为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中第二孔隙度确定装置的结构框图，如图8所示，所述第二孔隙度确定装置104具体包括：
第二扫描模块301，用于对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像。根据实际使用需求，可进行微米CT扫描或纳米CT扫描。
第二数字重建模块302，用于对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像。
在具体的实施方式中，可利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维图像重建得到三维图像。
第二识别模块303，用于对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
在具体的实施方式中，通过岩石内部各成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩石颗粒、孔隙、石油及水等判别出来，并将二维切片图像重建便得到最终的三维数字岩心体，可以将岩石内部的微观孔隙特征等可视化地、真实地反映出来。采用微米-纳米CT扫描技术可以建立岩心内部的三维孔隙图像。
得到三维图像后，可利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，并计算孔隙度。
具体的，将二维图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为3480～5000，孔隙中的水灰度值为3380～3480，将岩石颗粒及孔隙判别出来，利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图像；利用VGStudio MAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得新鲜岩心样品中的岩石颗粒及孔隙判别出来，计算孔隙度。
图9为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中伤害程度确定装置的实施方式一的结构框图，请参阅图9，在实施方式一中，伤害程度确定装置105包括：
下降值确定模块401，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
以下结合具体的实施例进行介绍。诸如选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，处理得到浸泡前岩心孔隙度为0.51％。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液，压裂液配方为羟丙基瓜尔胶0.35重量份(由中国石油昆山物资公司提供)，BCL-81交联剂0.30重量份(廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，体积浓度为10％氢氧化钠溶液0.2重量份，过硫酸铵0.02重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液，将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，处理得到浸泡后岩心孔隙度为0.31％。
在图11a至图11d所示的实施例中，浸泡前岩心孔隙度为0.51％，浸泡后岩心孔隙度为0.31％，则孔隙度下降值为0.2％。
伤害程度确定模块402，用于根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
伤害程度是指发生伤害的区域遭受伤害的严重程度，包括严重、一般、轻微等。在具体的实际应用过程中，可预先设定伤害程度的等级，如按照伤害的严重程度设为3级，1级代表严重，2级代表一般，3级代表轻微，每个等级可设定对应的孔隙度下降值，如孔隙度下降值大于等于a，则判定为1级，孔隙度下降值大于等于b小于a，则判定为2级，孔隙度下降值小于b，则判定为3级。此处的a、b可预先根据不同的经验值进行设定。具体到图11a至图11d，可根据预先设定的a、b进行判断，若具体的应用中a为0.15％，b为0.05％，则图11a至图11d中的孔隙度下降值为0.2％大于a，也即图11a至图11d中的伤害程度为严重。
在本发明的其他实施方式中，如图9所示，伤害程度确定装置还包括：
第一空间图建立模块403，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；
第二空间图建立模块404，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；
生成的空间图像是基于真实的孔隙吼道空间建立的，反映真实的孔喉结构。图11a为该实施例中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像，图11b为该实施例中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像。
第一比对模块405，用于比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
参阅图11a、图11b，发生伤害的区域涉及多处，如图11a、图11b中所标注出的区域1、区域2，当然还有其他区域，此处未标出。比对图11a、图11b，说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，孔喉明显减少，分布变稀。
第一排序模块406，用于对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
图11a中的区域1、区域2的伤害程度均为严重，更具体而言，通过比对图11a、图11b，其中伤害最为明显的则是区域2，即区域2的伤害程度大于区域1的伤害程度。
也即，在该实施方式中，本发明不仅能够确定出压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度，还能进一步的对岩心样品中各个区域发生伤害的严重程度进行排序，定性的分析出哪个区域的伤害程度最深，哪个次之，哪个最轻。
图10为本发明实施例提供的一种储层伤害程度的测定设备中伤害程度确定装置的实施方式二的结构框图，请参阅图10，在实施方式二中，伤害程度确定装置105包括：
下降值确定模块401，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
诸如选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，处理得到浸泡前岩心孔隙度为0.49％。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液，压裂液配方为稠化剂FAG500 0.30重量份，FAZ-1增粘剂0.2重量份，FAJ-305交联剂0.5重量份，FAC-201交联促进剂0.5重量份(以上试剂均由廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，过硫酸铵0.04重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液。将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，处理得到浸泡后岩心孔隙度为0.41％。
在图12a至图12d所示的实施例中，浸泡前岩心孔隙度为0.49％，浸泡后岩心孔隙度为0.41％，则孔隙度下降值为0.08％。
伤害程度确定模块402，用于根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
设预先设定的a为0.15％，b为0.05％，则图12a至图12d中的孔隙度下降值为0.08％小于a大于b，也即图12a至图12d中的伤害程度为一般。
第一球棍图建立模块407，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；
第二球棍图建立模块408，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；
生成的球棍图像将大于一定尺寸的空间定义为孔隙，小于一定尺寸的空间定义为喉道在图中以“棍”的方式表现，球棍模图像与空间图像相比，可以更明显的表现浸泡后孔隙和喉道数量的变化，图12c为该实施例中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像，图12d为该实施例中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像。在本实验例中定义孔隙直径大于5微米的孔隙在图中表现为“球”，孔隙直径小于5微米的孔隙在图中表现为“棍”。
第二比对模块409，用于比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域。
参阅图12c、图12d，发生伤害的区域涉及多处，如图12c、图12d中所标注出的区域1、区域2，当然还有其他区域，此处未标出。比对图12c、图12d，说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，孔喉明显减少，分布变稀。可以印证空间图形中得到的结论——孔喉明显减少，分布变稀——还可以看到原来彼此连接的喉道断开。
第二排序模块410，用于对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
图12c中的区域1、区域2的伤害程度均为一般，更具体而言，通过比对图12c、图12d，其中伤害最为明显的则是区域1，即区域1的伤害程度大于区域1的伤害程度。
也即，在该实施方式中，本发明不仅能够确定出压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度，还能进一步的对岩心样品中各个区域发生伤害的严重程度进行排序，定性的分析出哪个区域的伤害程度最深，哪个次之，哪个最轻。
如上所述，即为本发明提供的一种储层伤害程度的测定设备，基于TC扫描分别确定出压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度，通过压裂液破胶液浸泡前后孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，实现了定量直观分析储层伤害程度，对致密储层、页岩储层日益增多现状下的石油开采提供了数据支持，还可以直观观察伤害前后孔隙微观的变化情况，有效克服了膨胀率测定方法和伤害率测定方法的片面性和非定量性。
下面结合具体的实施例，详细介绍本发明的技术方案。
实施例1
在实施例1中，选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，在岩心中钻取0.3cm×1cm的短岩心柱，岩心柱进行洗油处理；因为岩石中矿物颗粒、孔隙中的致密油和水的密度不同，在二维切片中的灰度值有所差异，以鄂尔多斯盆地长6致密油储层为例，将岩石样品二维切片中的灰度值定义为0-5000，孔隙的灰度值为0-3240。得到岩石样品的二维切片后，首先利用phoenix datos/x 2.0等图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图景；然后再利用VGStudio MAX等软件对三维图景进行内部成分和几何结构相关的分析，其原理是利用透明度和明暗度的差异，将岩石样品中岩石颗粒及孔隙在三维图景中判别出来；并利用软件处理得到孔隙度数据。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液：压裂液配方为羟丙基瓜尔胶0.35重量份(由中国石油昆山物资公司提供)，BCL-81交联剂0.30重量份(廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，体积浓度为10％氢氧化钠溶液0.2重量份，过硫酸铵0.02重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液。将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。
将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，重复未浸泡时进行CT扫描的实验过程，将岩石样品中岩石颗粒及孔隙在三维图景中判别出来；并利用软件处理得到孔隙度数据。
在实施例1中，建立的三维图像份两种：空间图像和球棍图像。空间图像基于真实的孔隙吼道空间建立，反映真实的孔喉结构。图11a为实施例1中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像，图11b为实施例1中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-空间图像，参阅图11a、图11b可知，孔喉明显减少，分布变稀。球棍图像将大于一定尺寸的空间定义为孔隙，小于一定尺寸的空间定义为喉道在图中以“棍”的方式表现，球棍模图像可以更明显的表现浸泡后孔隙和喉道数量的变化，图11c为实施例1中浸泡前的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像，图11d为实施例1中浸泡后的岩心孔喉结构的三维图像-球棍图像。在本实验例中定义孔隙直径大于5微米的孔隙在图中表现为“球”，孔隙直径小于5微米的孔隙在图中表现为“棍”，可以印证空间图形中得到的结论——孔喉明显减少，分布变稀——还可以看到原来彼此连接的喉道断开。
三维图像说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，经定量分析，本试验浸泡前岩心孔隙度为0.51％，浸泡后岩心孔隙度为0.31％，数据定量说明孔隙度由于浸泡产生的伤害降低了0.2％。
实施例2
在实施例2中，选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，与实施例1属同区块同储层。在岩心中钻取0.3cm×1cm的短岩心柱，岩心柱进行洗油处理；因为岩石中矿物颗粒、孔隙中的致密油和水的密度不同，在二维切片中的灰度值有所差异，以鄂尔多斯盆地长6致密油储层为例，将岩石样品二维切片中的灰度值定义为0-5000，孔隙的灰度值为0-3240。得到岩石样品的二维切片后，首先利用phoenix datos/x 2.0等图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图景；然后再利用VGStudio MAX等软件对三维图景进行内部成分和几何结构相关的分析，其原理是利用透明度和明暗度的差异，将岩石样品中岩石颗粒及孔隙在三维图景中判别出来；并利用软件处理得到孔隙度数据。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液：压裂液配方为稠化剂FAG500 0.30重量份，FAZ-1增粘剂0.2重量份，FAJ-305交联剂0.5重量份，FAC-201交联促进剂0.5重量份(以上试剂均由廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，过硫酸铵0.04重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液。将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。
将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，获取二维切片图像；以不同灰度等级将岩石颗粒及孔隙判别出来，并以岩心对应灰度为基础，将二维切片图像数字重建得到三维图像。使用CT实验软件数据处理、建立三维图像。在本实验例中定义孔隙直径大于5微米的孔隙在图中表现为“球”，孔隙直径小于5微米的孔隙在图中表现为“棍”。从图12a、图12b可知，孔喉明显减少，分布变稀，图12c、图12d可以印证空间图形中得到的结论——孔喉明显减少，分布变稀——还可以看到原来彼此连接的喉道断开。
三维图像说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，经定量分析，本试验浸泡前岩心孔隙度为0.49％，浸泡后岩心孔隙度为0.41％，数据定量说明孔隙度由于浸泡产生的伤害降低了0.08％。
实施例3
在实施例3中，选取鄂尔多斯盆地长6储层致密砂岩岩心，与实施例1属同区块同储层。在岩心中钻取0.3cm×1cm的短岩心柱，岩心柱进行洗油处理；因为岩石中矿物颗粒、孔隙中的致密油和水的密度不同，在二维切片中的灰度值有所差异，以鄂尔多斯盆地长6致密油储层为例，将岩石样品二维切片中的灰度值定义为0-5000，孔隙的灰度值为0-3240。得到岩石样品的二维切片后，首先利用phoenix datos/x 2.0等图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图景；然后再利用VGStudio MAX等软件对三维图景进行内部成分和几何结构相关的分析，其原理是利用透明度和明暗度的差异，将岩石样品中岩石颗粒及孔隙在三维图景中判别出来；并利用软件处理得到孔隙度数据。
按照行业标准SY/T 5107—2005水基压裂液性能评价方法制备压裂液破胶液，HPG稠化剂0.20重量份(由中国石油昆山物资公司提供)，FAL-120交联剂0.3重量份，FAC-201重量份，FAL-121交联促进剂0.5重量份(以上试剂均由廊坊市万科石油天然气技术工程有限公司生产的交联剂)，过硫酸铵0.04重量份，水100重量份；上述混合物放入80℃水浴锅破胶4小时可得破胶液。将CT扫描过的岩心放入破胶液中浸泡72小时。
将浸泡后岩心柱用滤纸擦干表面水分后进行CT扫描，获取二维切片图像；以不同灰度等级将岩石颗粒及孔隙判别出来，并以岩心对应灰度为基础，将二维切片图像数字重建得到三维图像；
使用CT实验软件数据处理、建立三维图像。在本实验例中定义孔隙直径大于5微米的孔隙在图中表现为“球”，孔隙直径小于5微米的孔隙在图中表现为“棍”，从图13a、图13b可知，孔喉明显减少，分布变稀；图13c、图13d可以印证空间图形中得到的结论——孔喉明显减少，分布变稀——还可以看到原来彼此连接的喉道断开。三维图像说明浸泡后，由于储层粘土矿物膨胀孔隙缩小、喉道变窄；运移的粘土矿物堵塞孔喉导致孔隙变小、喉道变窄；压裂液残渣也会导致微米级的喉道堵塞；这些作用共同导致岩心孔隙度的下降，经定量分析，本试验浸泡前岩心孔隙度为0.61％，浸泡后岩心孔隙度为0.49％，数据定量说明孔隙度由于浸泡产生的伤害降低了0.12％。
孔隙度减少是浸泡产生的膨胀、运移和残渣伤害的共同结果，因此，可以通过孔隙度变化的程度对比分析压裂液对储层的伤害程度。实施例1、实施例2、实施例3的孔隙度降低数据见表1，用孔隙度的变化判断浸泡伤害程度可知，实施例1伤害程度大于实施例3，实施例3伤害程度大于实施例2。如果将实验结果用于优选与储层施工使用的压裂液体系，从降低伤害的角度来看，实施例2的压裂液体系更适合该区块储层压裂施工。
表1
| 压裂液破胶液 | 实施例1 | 实施例2 | 实施例3 |
| 孔隙度的减少量，％ | 0.2 | 0.08 | 0.12 |
综上所述，本发明提出了一种储层伤害程度的测定方法以及设备，通过CT扫描对压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品进行微米-纳米CT的多尺度扫描成像，获得岩心二维灰度图像，通过岩石、孔隙、喉道等成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩心和孔隙、喉道判别出来，并将二维切片图像数字重建便得到最终的三维图像，并计算压裂液破胶液浸泡前后的储层岩心样品的孔隙度。该实验方法可以建立岩心内部的三维孔隙图像，通过孔隙度的变化定量分析压裂液浸泡对岩心的伤害程度，开辟了一种全新的定量分析储层伤害的方案，还可以直观观察伤害前后孔隙微观的变化情况，有效克服了膨胀率测定方法和伤害率测定方法的片面性和非定量性。
本领域普通技术人员可以理解实现上述实施例方法中的全部或部分流程，可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的程序可存储于一般计算机可读取存储介质中，该程序在执行时，可包括如上述各方法的实施例的流程。其中，所述的存储介质可为磁碟、光盘、只读存储记忆体(Read-Only Memory，ROM)或随机存储记忆体(Random AccessMemory，RAM)等。
本领域技术人员还可以了解到本发明实施例列出的各种功能是通过硬件还是软件来实现取决于特定的应用和整个系统的设计要求。本领域技术人员可以对于每种特定的应用，可以使用各种方法实现所述的功能，但这种实现不应被理解为超出本发明实施例保护的范围。
本发明中应用了具体实施例对本发明的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本发明的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本发明的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。
Claims (16)
1.一种储层伤害程度的测定方法，其特征是，所述方法包括：
获取储层的岩心样品；
基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度；
获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的；
基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度；
根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征是，基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度包括：
对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像；
对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像；
对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
3.根据权利要求2所述的方法，其特征是，基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度包括：
对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像；
对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像；
对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
4.根据权利要求2或3所述的方法，其特征是，所述岩心样品为圆柱体，所述岩心样品的直径为0.1cm～2.5cm，所述岩心样品的长度为0.1cm～1cm。
5.根据权利要求2或3所述的方法，其特征是，所述浸泡样品是将所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡24至72小时得到的。
6.根据权利要求3所述的方法，其特征是，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度包括：
根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征是，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度还包括：
根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；
根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；
比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
8.根据权利要求6所述的方法，其特征是，根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度包括：
根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；
根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；
比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
9.一种储层伤害程度的测定设备，其特征是，所述设备包括：
岩心样品获取装置，用于获取储层的岩心样品；
第一孔隙度确定装置，用于基于CT扫描确定所述岩心样品的孔隙度；
浸泡样品获取装置，用于获取所述储层的浸泡样品，所述浸泡样品是所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡后得到的；
第二孔隙度确定装置，用于基于CT扫描确定所述储层的浸泡样品的孔隙度；
伤害程度确定装置，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度测定所述储层的伤害程度。
10.根据权利要求9所述的设备，其特征是，所述第一孔隙度确定装置包括：
第一扫描模块，用于对所述岩心样品进行CT扫描，得到第一二维图像；
第一数字重建模块，用于对所述第一二维图像进行数字重建，得到第一三维图像；
第一识别模块，用于对所述第一三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述岩心样品的孔隙度。
11.根据权利要求10所述的设备，其特征是，所述第二孔隙度确定装置包括：
第二扫描模块，用于对所述浸泡样品进行CT扫描，得到第二二维图像；
第二数字重建模块，用于对所述第二二维图像进行数字重建，得到第二三维图像；
第二识别模块，用于对所述第二三维图像进行成分和几何结构分析，识别出岩心、孔隙以及喉道，进而确定出所述浸泡样品的孔隙度。
12.根据权利要求10或11所述的设备，其特征是，所述岩心样品为圆柱体，所述岩心样品的直径为0.1cm～2.5cm，所述岩心样品的长度为0.1cm～1cm。
13.根据权利要求10或11所述的设备，其特征是，所述浸泡样品是将所述岩心样品经压裂液破胶液浸泡24至72小时得到的。
14.根据权利要求11所述的设备，其特征是，所述伤害程度确定装置包括：
下降值确定模块，用于根据所述岩心样品的孔隙度以及所述浸泡样品的孔隙度确定孔隙度下降值；
伤害程度确定模块，用于根据所述孔隙度下降值确定出所述压裂液破胶液对所述岩心样品的伤害程度。
15.根据权利要求14所述的设备，其特征是，所述伤害程度确定装置还包括：
第一空间图建立模块，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的空间图，称为第一空间图；
第二空间图建立模块，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的空间图，称为第二空间图；
第一比对模块，用于比对所述第一空间图以及第二空间图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
第一排序模块，用于对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
16.根据权利要求14所述的设备，其特征是，所述伤害程度确定装置还包括：
第一球棍图建立模块，用于根据第一三维图像建立所述岩心样品的球棍图，称为第一球棍图；
第二球棍图建立模块，用于根据第二三维图像建立所述浸泡样品的球棍图，称为第二球棍图；
第二比对模块，用于比对所述第一球棍图以及第二球棍图，定位出所述岩心样品中发生伤害的区域；
第二排序模块，用于对所述岩心样品中发生伤害的各个区域按照所述的伤害程度进行排序。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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