CN107975366B - 一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 - Google Patents
一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN107975366B CN107975366B CN201711187575.9A CN201711187575A CN107975366B CN 107975366 B CN107975366 B CN 107975366B CN 201711187575 A CN201711187575 A CN 201711187575A CN 107975366 B CN107975366 B CN 107975366B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- area
- water
- plugging
- porous medium
- image
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 70
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 title claims abstract description 45
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 title claims abstract description 40
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 20
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 19
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000005245 sintering Methods 0.000 claims abstract description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 9
- 238000005530 etching Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 6
- 230000007704 transition Effects 0.000 claims description 34
- 238000004088 simulation Methods 0.000 claims description 23
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims description 20
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 19
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 9
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims description 9
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 claims description 9
- 238000005266 casting Methods 0.000 claims description 8
- 238000005498 polishing Methods 0.000 claims description 5
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 claims description 3
- 238000001259 photo etching Methods 0.000 claims description 3
- 229920002120 photoresistant polymer Polymers 0.000 claims description 3
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 3
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 3
- 230000004075 alteration Effects 0.000 abstract description 7
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 5
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 2
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 2
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 2
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000019771 cognition Effects 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 238000004451 qualitative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000004445 quantitative analysis Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000012800 visualization Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/002—Survey of boreholes or wells by visual inspection
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/20—Displacing by water
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Investigating Or Analysing Biological Materials (AREA)
- Investigating Materials By The Use Of Optical Means Adapted For Particular Applications (AREA)
Abstract
本发明提供一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,属于油气田微观机理研究技术领域。该方法包括提取孔隙结构、刻蚀模板、烧结模型、前期水驱、图像色差处理、图像区域的色差比值计算、后期驱油和堵水剂封堵性能表征等步骤。该可视化评价方法采用可视化微观模型和图像色差处理技术表征堵水剂在岩心孔喉道中的封堵性能,不仅可以观察到堵水剂封堵调剖的过程,也可以定量计算出堵水剂封堵效果,从定性和定量来综合表征封堵性能。
Description
技术领域
本发明涉及油气田微观机理研究技术领域,特别是指一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法。
背景技术
众所周知,实验室内岩心驱替是研究岩心内部流体流动最基本的手段,在研究石油天然气等地下流体的开发中被广泛应用,但岩心具有不可视化特征,岩心内部流体的变化只能借助于外部的参数来表示(例如进出口压力、流速等),也有通过数值模拟技术手段来描述驱替效果的,但这不能真实描述岩心内部的流动状况,也限制对流体特性更深的认知。在油田开发过程中通常注入堵水剂来封堵多孔介质中的大孔道,调节注入液体的流动方向和范围,达到扩大波及体积以提高采收率的最终目的。如何将堵水调剖过程呈现为可视化,成为石油工程技术领域努力和追求的目标。
发明内容
本发明针对目前堵水剂在多孔介质中封堵调剖无法描绘和表述的难题,提供一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,将可视化微观仿真模型和图像色差处理技术结合,使堵水调剖在多孔介质中能够定量和定性分析。
该方法包括如下步骤:
(1)提取孔隙结构:将天然岩心切割成铸体薄片,根据各个铸体薄片形状绘制出真实多孔介质的孔隙结构;
(2)刻蚀模板:通过掩膜加工技术,制成多孔介质芯片掩膜,通过光刻机曝光技术将多孔介质芯片掩膜的影像呈现在匀胶铬版上,通过祛铬液处理得到孔隙去铬的玻璃薄片,再经刻蚀液浸泡制成预期的多孔介质模板;
(3)烧结模型:高温条件下将步骤(2)制得的多孔介质模板和同等大小抛光片进行烧结,制成可视化微观仿真模型,将该可视化微观仿真模型进行功能划分,划分成主通道、过渡区和边界区;
(4)前期水驱:首先将步骤(3)制得的可视化微观仿真模型抽真空,饱和水后油驱,以便建立有束缚水存在的模拟真实地层,随后再进行水驱油过程,用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像;
(5)图像色差处理:对各个区域的图像进行色差处理,生成色差对比明显的图像,具体为:主通道、过渡区和边界区均具有原油区域、驱替液和基质组成的区域;在图像中分别选择图像上的原油区域,驱替液和基质组成的区域,将原油区域的明度调整至最低,再将驱替液和基质组成的区域明度调整至最高,得到的结果即为色差处理后的图像;
(6)图像区域的色差比值计算:步骤如下:
(6.1)遍历主通道、过渡区和边界区各个区域内图像中的所有点,对每个点记录其色值,黑色的值为0,白色的值为1,灰色的值在0和1之间取值;
(6.2)将每个点所得到色值的结果相加;
(6.3)将步骤(6.2)中所述的结果相加得到的数值除以遍历每个点的循环次数即图像区域的像素点数,即得到前期水驱后图像区域的色差比值总和,记为S1;
(7)后期驱油:用堵水剂驱替经步骤(4)前期水驱之后的所述可视化微观仿真模型,当注入水体积达到预定孔隙体积后,出口端含水率达到预定数值,此时观测到可视化微观仿真模型整体剩余油图像不再变化,即达到平衡;用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像,利用步骤(5)和步骤(6)对后期驱油后的所述图像进行处理,即得到后期油驱后图像区域的色差比值总和,记为S2;
(8)堵水剂封堵性能表征:采用下式对堵水剂封堵性能进行表征:
S=S1/S2;
式中:S1为步骤(4)中前期水驱之后的图像区域的色差比值总和,记为S1,无量纲;S2步骤(7)中的堵水剂驱替之后的色差比值总和,记为S2,无量纲;S为封堵性能值,无量纲。
其中,步骤(3)中可视化微观仿真模型为正方形,其中主通道、过渡区和边界区排列为:正方形的四个顶点分别相对连接构成两条对角线,其中一条对角线的两个顶点分别设置为入口端和出口端,另外一条对角线的两个顶点之间,从其中一个顶点到另外一个顶点依次划分为边界区、过渡区、主通道、过渡区、边界区五个区域,其中主通道位于入口端到出口端的对角线上。
步骤(1)中,根据各个铸体薄片形状通过电镜扫描绘制出真实多孔介质的孔隙结构。
步骤(2)中,制成边长40mm的正方形多孔介质芯片掩膜。
步骤(3)中,高温条件下将多孔介质模板和同等大小抛光片在马弗炉中烧结,可视化微观仿真模型为正方形,边长为40mm。
步骤(3)中,烧结温度为500-600℃,优选为550℃,主通道、过渡区和边界区所占的正方形的一边的边长比为1:1:2;主通道、过渡区、边界区的区域面积比为:主通道:过渡区:边界区=7:5:4。
步骤(7)中,预定孔隙体积为20-40倍,优选为30倍,出口端含水率的预定数值为98%-100%,优选为99.9%。
步骤(4)和步骤(7)中驱替的流量为0.005-0.01ml/min,优选为0.008mL/min。
本发明的上述技术方案的有益效果如下:
本发明采用可视化微观模型和图像色差处理技术表征堵水剂在岩心孔喉道中的封堵性能,不仅可以观察到堵水剂封堵调剖的过程,也可以定量计算出堵水剂封堵效果,从定性和定量来综合表征封堵性能。
附图说明
图1为本发明的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法可视化微观渗流模型示意图;
图2为可视化微观模型区域划分示意图;
图3为可视化微观模型饱和油示意图;
图4为可视化微观模型剩余油示意图;
图5为计算色差比值的程序流程图。
具体实施方式
为使本发明要解决的技术问题、技术方案和优点更加清楚,下面将结合附图及具体实施例进行详细描述。
本发明针对现有的堵水剂在多孔介质中封堵调剖无法描绘和表述的难题,提供一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法。
在实际操作中,本方法按如下步骤进行:
(1)提取孔隙结构。将天然岩心切割成铸体薄片,根据各个铸体薄片形状通过电镜扫描绘制出真实多孔介质的孔隙结构。
(2)刻蚀模板。通过掩膜加工技术,制成有效面积为40mm×40mm的多孔介质芯片掩膜,利用光刻机曝光技术将多孔介质芯片掩膜的影像呈现在匀胶铬版上,通过祛铬液处理得到孔隙去铬的玻璃薄片,再经刻蚀液浸泡制成预期的多孔介质模型。
(3)烧结模型。高温条件下将多孔介质模板和同等大小抛光片在马弗炉中在烧结,烧结温度为550℃,即可制成可视化微观仿真模型,可视化微观仿真模型如图1所示。将该可视化微观仿真模型进行功能划分,划分成主通道、过渡区和边界区,如图2所示;可视化微观仿真模型为正方形,其中主通道、过渡区和边界区排列为:正方形的四个顶点分别相对连接构成两条对角线,其中一条对角线的两个顶点分别设置为入口端和出口端,另外一条对角线的两个顶点之间,从其中一个顶点到另外一个顶点依次划分为边界区、过渡区、主通道、过渡区、边界区五个区域,其中主通道位于入口端到出口端的对角线上;为方便统计堵水剂波及面积,将可视化微观仿真模型水驱油实验模拟多孔介质中单相流速度分布情况,由速度大小分布、驱油效率和水驱油波及面积等因素综合划分其有效区域;面积比为主通道:过渡区:边界区=7:5:4;主通道、过渡区和边界区所占的正方形的一边的边长比为1:1:2。在驱油过程中,我们以注入口到采出口的连线为基准线,将驱替液主要波及的区域(即基准线上下两端一定宽度的区域)划分为主通道,驱替液波及效果最差的区域(即远离基准线并靠近模型边界的区域)划分为边界区,剩余区域即为过渡区。主通道是连接流体注入和采出的纽带,也是驱替液对孔隙封堵的主要区域;过渡区是孔隙封堵后,驱替液液流方向发生转变的起始缓冲区域;边界区是流体流动的终止区域,同时也是波及范围增大的主要区域。划分这三个区域的作用是利用仿真计算(图5),更加准确统计封堵后不同区域照片的色度。
(4)前期水驱,首先将可视化微观仿真模型抽真空,饱和水后油驱,以便建立有束缚水存在的模拟真实地层,随后再进行水驱油过程,用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像;如图3所示。
(5)图像色差处理,对各个区域的图像进行色差处理,生成色差对比明显的图像,具体为:主通道、过渡区和边界区均具有原油区域、以及驱替液和基质组成的区域;在图像中分别选择图像上的原油区域,以及驱替液和基质组成的区域,将原油区域的明度调整至最低,再将驱替液和基质组成的区域明度调整至最高,得到的结果即为色差处理后的图像;该方法较灰度处理技术的优点在于像素点的色度取值更加精准,大大提高了计算的精度;
(6)图像区域的色差比值计算,如图5所示,步骤如下:(6.1)遍历主通道、过渡区和边界区各个区域内图像中的所有点,对每个点记录其色值,黑色的值为0,白色的值为1,灰色的值在0和1之间取值;(6.2)将每个点所得到色值的结果相加;(6.3)将步骤(6.2)中所述的结果相加得到的数值除以遍历每个点的循环次数即图像区域的像素点数,即得到图像区域的色差比值总和,记为S1;其中图5中:Sums——表示有效面积为40mm×40mm的范围内每个点对应的色值的总和;Sum——表示有效面积为40mm×40mm的范围内所遍历的点数的总和;S——表示有效面积为40mm×40mm的范围内每个点对应的色值;Res——表示剩余油面积和有效面积的比值。
(7)后期驱油。用堵水剂驱替经步骤(4)水驱之后的微观模型,通过微观可视化系统实时监控,当注入水体积达到预定孔隙体积30倍孔隙体积后,出口端含水率预定数值为98%-100%,优选为99.9%。此时观测到微观模型整体剩余油图像不在变化,即达到平衡。用高倍显微镜对三个区域进行拍照处理,如图4所示,用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像,利用步骤(5)和步骤(6)对后期驱油后的所述图像进行处理,即得到图像区域的色差比值总和,记为S2;
(8)堵水剂封堵性能表征:水驱替之后和堵水剂驱替后面积比值:
S=S1/S2;
式中:S1为水驱之后的色差比值,无量纲;S2堵水剂驱后色差比值,无量纲;S为封堵性能值,无量纲。
本发明采用可视化微观模型和图像色差处理技术表征堵水剂在岩心孔喉道中的封堵性能,不仅可以观察到堵水剂封堵调剖的过程,也可以定量计算出堵水剂封堵效果,从定性和定量来综合表征封堵性能。
以上所述是本发明的优选实施方式,应当指出,对于本技术领域的普通技术人员来说,在不脱离本发明所述原理的前提下,还可以做出若干改进和润饰,这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:包括如下步骤:
(1)提取孔隙结构:将天然岩心切割成铸体薄片,根据各个铸体薄片形状绘制出真实多孔介质的孔隙结构;
(2)刻蚀模板:通过掩膜加工技术,制成多孔介质芯片掩膜,通过光刻机曝光技术将多孔介质芯片掩膜的影像呈现在匀胶铬版上,通过祛铬液处理得到孔隙去铬的玻璃薄片,再经刻蚀液浸泡制成预期的多孔介质模板;
(3)烧结模型:高温条件下将步骤(2)制得的多孔介质模板和同等大小抛光片进行烧结,制成可视化微观仿真模型,将该可视化微观仿真模型进行功能划分,划分成主通道、过渡区和边界区;
(4)前期水驱:首先将步骤(3)制得的可视化微观仿真模型抽真空,饱和水后油驱,以便建立有束缚水存在的模拟真实地层,随后再进行水驱油过程,用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像;
(5)图像色差处理:对各个区域的图像进行色差处理,生成色差对比明显的图像,具体为:主通道、过渡区和边界区均具有原油区域、驱替液和基质组成的区域;在图像中分别选择图像上的原油区域,驱替液和基质组成的区域,将原油区域的明度调整至最低,再将驱替液和基质组成的区域明度调整至最高,得到的结果即为色差处理后的图像;
(6)图像区域的色差比值计算:步骤如下:
(6.1)遍历主通道、过渡区和边界区各个区域内图像中的所有点,对每个点记录其色值,黑色的值为0,白色的值为1,灰色的值在0和1之间取值;
(6.2)将每个点所得到色值的结果相加;
(6.3)将步骤(6.2)中所述的结果相加得到的数值除以遍历每个点的循环次数即图像区域的像素点数,即得到前期水驱后图像区域的色差比值总和,记为S1;
(7)后期驱油:用堵水剂驱替经步骤(4)前期水驱之后的所述可视化微观仿真模型,当注入水体积达到预定孔隙体积后,出口端含水率达到预定数值,此时观测到可视化微观仿真模型整体剩余油图像不再变化,即达到平衡;用高倍显微镜对主通道、过渡区和边界区进行拍照和记录,从而得到各个区域的图像,利用步骤(5)和步骤(6)对后期驱油后的所述图像进行处理,即得到后期油驱后图像区域的色差比值总和,记为S2;
(8)堵水剂封堵性能表征:采用下式对堵水剂封堵性能进行表征:
S=S1/S2。
2.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(3)中可视化微观仿真模型为正方形,其中主通道、过渡区和边界区排列为:正方形的四个顶点分别相对连接构成两条对角线,其中一条对角线的两个顶点分别设置为入口端和出口端,另外一条对角线的两个顶点之间,从其中一个顶点到另外一个顶点依次划分为边界区、过渡区、主通道、过渡区、边界区五个区域,其中主通道位于入口端到出口端的对角线上。
3.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(1)中,根据各个铸体薄片形状通过电镜扫描绘制出真实多孔介质的孔隙结构。
4.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(2)中,制成边长40mm的正方形多孔介质芯片掩膜。
5.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(3)中,高温条件下将多孔介质模板和同等大小抛光片在马弗炉中烧结,可视化微观仿真模型为正方形,边长为40mm。
6.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(3)中,烧结温度为500-600℃,主通道、过渡区和边界区所占的正方形的一边的边长比为1:1:2;主通道、过渡区、边界区的区域面积比为:主通道:过渡区:边界区=7:5:4。
7.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(7)中,预定孔隙体积为20-40倍,出口端含水率的预定数值为98%-100%。
8.根据权利要求1所述的堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法,其特征在于:所述步骤(4)和步骤(7)中驱替的流量为0.005-0.01ml/min。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201711187575.9A CN107975366B (zh) | 2017-11-24 | 2017-11-24 | 一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201711187575.9A CN107975366B (zh) | 2017-11-24 | 2017-11-24 | 一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN107975366A CN107975366A (zh) | 2018-05-01 |
CN107975366B true CN107975366B (zh) | 2020-07-17 |
Family
ID=62011473
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201711187575.9A Active CN107975366B (zh) | 2017-11-24 | 2017-11-24 | 一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN107975366B (zh) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111915171B (zh) * | 2020-07-21 | 2024-02-13 | 中国石油大学(华东) | 一种深度堵调效果综合评价方法 |
CN112284982B (zh) * | 2020-11-23 | 2024-05-14 | 西南石油大学 | 堵水剂在多孔介质气水界面铺展和封堵性能的评价装置 |
CN113252460A (zh) * | 2021-05-20 | 2021-08-13 | 华美孚泰油气增产技术服务有限责任公司 | 一种页岩气储层中压裂液运移微观可视化实验装置及方法 |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102129548A (zh) * | 2011-03-15 | 2011-07-20 | 中国石油大学(华东) | 多孔介质中流动泡沫结构图像实时采集与识别方法 |
CN104076046A (zh) * | 2013-03-28 | 2014-10-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 多孔介质中剩余油微观分布图像采集与定量表征方法 |
CN105891083A (zh) * | 2016-04-05 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种基于侵蚀-膨胀算法的数字岩心两相流模拟结果定量表征方法及其应用 |
CN105986789A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油藏微观水驱剩余油水动力学表征方法 |
CN105986790A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油藏微观水驱剩余油几何表征方法 |
CN106447644A (zh) * | 2015-07-31 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 微观驱油实验定量分析新方法 |
CN107153074A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-09-12 | 山东省科学院海洋仪器仪表研究所 | 一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法 |
-
2017
- 2017-11-24 CN CN201711187575.9A patent/CN107975366B/zh active Active
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN102129548A (zh) * | 2011-03-15 | 2011-07-20 | 中国石油大学(华东) | 多孔介质中流动泡沫结构图像实时采集与识别方法 |
CN104076046A (zh) * | 2013-03-28 | 2014-10-01 | 中国石油化工股份有限公司 | 多孔介质中剩余油微观分布图像采集与定量表征方法 |
CN105986789A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油藏微观水驱剩余油水动力学表征方法 |
CN105986790A (zh) * | 2015-02-11 | 2016-10-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 高含水油藏微观水驱剩余油几何表征方法 |
CN106447644A (zh) * | 2015-07-31 | 2017-02-22 | 中国石油化工股份有限公司 | 微观驱油实验定量分析新方法 |
CN105891083A (zh) * | 2016-04-05 | 2016-08-24 | 中国石油大学(华东) | 一种基于侵蚀-膨胀算法的数字岩心两相流模拟结果定量表征方法及其应用 |
CN107153074A (zh) * | 2017-03-21 | 2017-09-12 | 山东省科学院海洋仪器仪表研究所 | 一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN107975366A (zh) | 2018-05-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN107975366B (zh) | 一种堵水剂在多孔介质中封堵调剖可视化评价方法 | |
CN106285583B (zh) | 一种微观可视化驱替模拟系统及其使用方法 | |
WO2022148193A1 (zh) | 模拟高温高压下流体驱替的微观可视化实验装置及方法 | |
CN102128837B (zh) | 多孔介质中流动泡沫结构图像实时采集实验装置 | |
CN113252460A (zh) | 一种页岩气储层中压裂液运移微观可视化实验装置及方法 | |
CN202947950U (zh) | 一种多孔介质微观渗流模拟实验装置系统 | |
CN110490858B (zh) | 一种基于深度学习的织物缺陷像素级分类方法 | |
CN102129548A (zh) | 多孔介质中流动泡沫结构图像实时采集与识别方法 | |
CN110210176B (zh) | 一种花岗岩微观裂缝结构识别和微观渗流分析方法 | |
CN103792170A (zh) | 多孔介质微观渗流模拟实验装置系统 | |
CN105569641A (zh) | 一种改善近井压降的水平井瞬态压力快速计算模型建立方法 | |
Hou et al. | Experiments on foam texture under high pressure in porous media | |
CN112417787A (zh) | 非常规油藏两相相对渗透率曲线测定装置及方法 | |
CN109632604B (zh) | 一种孔隙尺度到岩心尺度聚合物驱相对渗透率粗化方法 | |
CN113376057B (zh) | 黏度和凝固特性可控的注浆可视化测试系统 | |
CN104268830A (zh) | 基于数字图像确定不均匀岩土材料渗透系数的方法 | |
CN113570652B (zh) | 基于sem图像的砂岩储层矿物晶间孔的定量分析方法 | |
Dinaryanto et al. | Image processing analysis on the air-water slug two-phase flow in a horizontal pipe | |
CN113533337B (zh) | 一种确定油藏泡沫渗流气泡生成与破灭速度的方法和装置 | |
CN105986790B (zh) | 高含水油藏微观水驱剩余油几何表征方法 | |
CN105158287A (zh) | 一种凝胶在岩石微通道中的运移性的可视化评价方法 | |
CN103984823A (zh) | 一种确定任意管型多孔板流阻的方法 | |
CN112816388A (zh) | 基于ct和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法 | |
CN110609046A (zh) | 一种基于微ct水驱油图像的毛管力预测方法 | |
CN114837645A (zh) | 用于研究水力裂缝内暂堵剂运移-封堵过程的装置及方法 |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |