CN112816388A - 基于ct和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，对高分辨率CT扫描获得的油砂的一系列切片图像进行处理，构建出三维数字岩心模型，选取孔隙网络，对比其孔隙结构参数，确定代表体积单元，根据Navier‑Stokes方程和达西定律求取体积单元的绝对渗透率，避免了现有的实验室内岩心渗透率测试方法容易破坏岩心试样的问题，不仅能为油砂CT图像分割的约束条件将会显著提高图像分割质量，还能为现场施工中渗透率的确定提供了思路和范围。
Description
技术领域
本发明涉及数字岩心技术领域，具体涉及一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法。
背景技术
随着常规油气资源储量日趋减少，作为非常规油气资源的稠油被认为是常规油气资源的替代品。稠油质地粘稠、难挥发，基本不流动。我国稠油资源也极为可观，主要分布在我国西部和东北部盆地的浅层油砂储层中。位于新疆准噶尔盆地的克拉玛依油田，稠油(尤其是超稠油)油砂储量资源丰富，约为3.6×108吨。温度低于50℃的平均黏度超过10000mPa·s的超稠油，价值储层物性条件差，隔夹层发育，给油砂资源有效开发带来巨大挑战。
首先通过加热使沥青质粘度降低到可流动状态是实现长期开采的前提，在开采的不同阶段，油砂储层的渗流能力是随着沥青质的相态变化的。开采初期，油砂储层温度不高，大部分沥青质为固态，是基质骨架的一部分，此时的油砂渗流能力表征为流体在孔隙中流动的能力；在开采中后期，储层中温度相对较高，沥青质粘度降低至可流动状态，同时部分沥青质已被开采出来，此时仅仅将储层中骨架砂矿物颗粒视为基体骨架，其渗流性能表征为流体在孔隙和沥青质所占空间中的流动能力。
实验室内岩心渗透率测试方法是目前研究油砂渗流性能的主要方法之一，其存在的弊端为：油砂储层质地疏松，由其制成的岩心试样在测试过程中极易破坏，且在相同压力下岩心试样渗透率随着开采过程中沥青质流动状态的变化而改变，难以对同一样品重复实验获取开采各阶段的油砂储层渗透率。
发明内容
本发明的目的在于提供一种基于CT扫描的数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，用以解决现有的实验室内岩心渗透率测试方法容易破坏岩心试样的问题。
本发明提供一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，包括以下步骤：
步骤A：使用CT扫描仪扫描油砂岩心试件，得到油砂岩心试件的灰度图像；
步骤B：将油砂岩心试件的灰度图像剪裁，且让灰度图像的油砂岩心试件充满整个画面，对灰度图像进行非局部均值滤波处理，得到去噪后清晰的油砂岩心试件的滤波图像；
步骤C：对油砂岩心试件的滤波图像进行三重介质阈值分割，分别表征出孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片；
步骤D：利用孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片重构出三维数字岩心模型，然后选取结构单元的孔隙网络，不同的孔隙网络的体积不同，分别以沥青质和颗粒为基质和仅颗粒为基质建模；
对比不同体积的孔隙结构的参数，该参数包括孔隙总数、喉道总数、孔隙半径、喉道半径、孔隙配位数、喉道长度和孔隙体积，通过对比分析三维数字岩心中不同边长立方体是否会具有相同的孔隙度，找到孔隙结构参数基本相同的最小孔隙网络模型，作为代表体积单元；
步骤E：对上述体积单元求取代表体积单元沿着轴向方向的绝对渗透率Ka。
进一步地，所述步骤C包括以下步骤：
步骤C1：从油砂岩心试件的灰度图像中划分出岩石骨架和孔隙；
步骤C2：获取岩心实际测试孔隙度；将通过滤波获得的孔隙度与实测孔隙度含量对比调整阈值；将通过滤波获得的孔隙度与岩心实际测试孔隙度进行对比，若两者一致，则将该阈值作为孔隙介质灰度阈值的划分标准，将孔隙与骨架分割出来；
步骤C3：将岩石骨架进一步分割，获得颗粒和沥青质分割图像；
步骤C4：获取实测样品沥青质含量；将获得的沥青质分割图像与实测样品沥青质含量进行对比，若两者一致，则将该阈值作为沥青质介质灰度阈值的划分标准，将沥青质与颗粒分割出来。
进一步地，所述步骤E包括以下步骤：
步骤E1：利用有限体积法求解Navier-Stokes方程组，得到压力分布；
式中，ρ为流体密度，kg/m3；
为流速的时间倒数，m/s；
为流体流速，m/s；t为时间，s；
为流速的空间倒数，m/s；▽P为模型中各点的压力的空间倒数，Pa；μ为流动流体的动力粘度，Pa·s；
其中，
模型流体入口为定流量边界：
式中，q0为通过油砂样品入口的总流量，m3/s；A为流体经过油砂样品入口的截面积，m2；
流体出口为定压边界：
P＝P0 (式3)
式中，P为模型出口处的压力，Pa；P0为标准大气压101.325kPa；
步骤E2：根据压力分布的结果，应用达西定律计算出沿着轴向方向的绝对渗透率Ka，其中达西定律表达式为：
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
本发明公开了一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，对高分辨率CT扫描获得的油砂试件的切片图像进行处理，重构三维数字岩心模型，选取选取结构单元的孔隙网络，通过对比分析三维数字岩心中不同边长立方体是否会具有相同的孔隙度，找到孔隙结构参数基本相同的最小孔隙网络模型，作为代表体积单元，根据Navier-Stokes方程和达西定律计算对上述体积单元求取绝对渗透率，避免了现有的实验室内岩心渗透率测试方法容易破坏岩心试样的问题，不仅能为油砂CT图像分割的约束条件将会显著提高图像分割质量，还能为现场施工中渗透率的确定提供了思路和范围。
附图说明
图1为本发明实施例1提供的油砂岩心试件的CT扫描图像；
图1(a)为油砂岩心试件的CT扫描灰度图像；
图1(b)为油砂图像三重介质阈值分割代表性区域的示意图；
图2为本发明实施例1提供的灰度值随位移变化图；
图3为本发明实施例1提供的灰度值统计频次图。
具体实施方式
实施例1
实施例1提供一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，包括以下步骤：
步骤A：使用CT扫描仪扫描油砂岩心试件，得到油砂岩心试件的灰度图像；
具体地，油砂试件尺寸为直径为25mm、高为50mm的圆柱体岩心试件；CT扫描该岩心试件，沿着样品的轴向方向获得3700个灰度切片，每两个切片之间的轴向间距相等。
步骤B：将油砂岩心试件的灰度图像剪裁，且让灰度图像的油砂岩心试件充满整个画面，对灰度图像进行非局部均值滤波处理，得到去噪后清晰的油砂岩心试件的滤波图像；
步骤C：对油砂岩心试件的滤波图像进行三重介质阈值分割，分别表征出孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片；
具体步骤为：
步骤C1：从油砂岩心试件的灰度图像中划分出岩石骨架和孔隙；
参考图1(a)，在油砂岩心试件的滤波图像上，首先画一条跨过孔隙、沥青质和颗粒的直线A、B、C，如图1(b)所示；然后读取该直线上A、B、C三点的灰度值，绘制灰度值随位移变化图，如图2所示，已知图1中孔隙颜色最深，灰度值小，沥青质次之，颗粒颜色最浅，灰度值最大，统计图2中三点灰度值出现的频次，绘制灰度值统计频次图，如图3所示，图3中第一个包络线覆盖区域对应的最小、最大灰度值为划分孔隙和岩石骨架的初步阈值，以此初步阈值划分出孔隙后计算孔隙度；
步骤C2：获取岩心实际测试孔隙度；将通过初步阈值分割获得的孔隙度与实测孔隙度含量对比调整阈值；将通过滤波获得的孔隙度与岩心实际测试孔隙度进行对比，若两者一致，则将该阈值作为孔隙介质灰度阈值的划分标准，将孔隙与骨架分割出来；
步骤C3：将岩石骨架进一步分割，获得颗粒和沥青质分割图像；
步骤C4：获取实测样品沥青质含量；将获得的沥青质分割图像与实测样品沥青质含量进行对比，若两者一致，则将该阈值作为沥青质介质灰度阈值的划分标准，将沥青质与颗粒分割出来；
步骤D：利用孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片重构出三维数字岩心模型，然后选取结构单元的孔隙网络，不同的孔隙网络的体积不同，分别以沥青质和颗粒为基质和仅颗粒为基质建模；
对比不同体积的孔隙结构的参数，该参数包括孔隙总数、喉道总数、孔隙半径、喉道半径、孔隙配位数、喉道长度和孔隙体积，通过对比分析三维数字岩心中不同边长立方体是否会具有相同的孔隙度，找到孔隙结构参数基本相同的最小孔隙网络模型，作为代表体积单元；
步骤E：对上述体积单元求取代表体积单元沿着轴向方向的绝对渗透率Ka。
步骤E1：利用有限体积法求解Navier-Stokes方程组，得到压力分布；
式中，ρ为流体密度，kg/m3；
为流速的时间倒数，m/s；
为流体流速，m/s；t为时间，s；
为流速的空间倒数，m/s；▽P为模型中各点的压力的空间倒数，Pa；μ为流动流体的动力粘度，Pa·s；
其中，
模型流体入口为定流量边界：
式中，q0为通过油砂样品入口的总流量，m3/s；A为流体经过油砂样品入口的截面积，m2；
流体出口为定压边界：
P＝P0 (式3)
式中，P为模型出口处的压力，Pa；P0为标准大气压101.325kPa；
步骤E2：根据压力分布的结果，应用达西定律计算出沿着轴向方向的绝对渗透率Ka，其中达西定律表达式为：
式中，Ka为绝对渗透率，D，D为达西单位。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施例对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (3)
1.一种基于CT和数字岩心三维重构的油砂渗流性能测试方法，其特征在于，包括以下步骤：
步骤A：使用CT扫描仪扫描油砂岩心试件，得到油砂岩心试件的灰度图像；
步骤B：将油砂岩心试件的灰度图像剪裁，且让灰度图像的油砂岩心试件充满整个画面，对灰度图像进行非局部均值滤波处理，得到去噪后清晰的油砂岩心试件的滤波图像；
步骤C：对油砂岩心试件的滤波图像进行三重介质阈值分割，分别表征出孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片；
步骤D：利用孔隙、沥青质和颗粒的灰度切片重构出三维数字岩心模型，然后选取结构单元的孔隙网络，不同的孔隙网络的体积不同，分别以沥青质和颗粒为基质和仅颗粒为基质建模；
对比不同体积的孔隙结构的参数，该参数包括孔隙总数、喉道总数、孔隙半径、喉道半径、孔隙配位数、喉道长度和孔隙体积，通过对比分析三维数字岩心中不同边长立方体是否会具有相同的孔隙度，找到孔隙结构参数基本相同的最小孔隙网络模型，作为代表体积单元；
步骤E：对上述体积单元求取代表体积单元沿着轴向方向的绝对渗透率Ka。
2.如权利要求1所述的油砂渗流性能测试方法，其特征在于，所述步骤C包括以下步骤：
步骤C1：从油砂岩心试件的灰度图像中划分出岩石骨架和孔隙；
步骤C2：获取岩心实际测试孔隙度；将通过滤波获得的孔隙度与实测孔隙度含量对比调整阈值；将通过滤波获得的孔隙度与岩心实际测试孔隙度进行对比，若两者一致，则将该阈值作为孔隙介质灰度阈值的划分标准，将孔隙与骨架分割出来；
步骤C3：将岩石骨架进一步分割，获得颗粒和沥青质分割图像；
步骤C4：获取实测样品沥青质含量；将获得的沥青质分割图像与实测样品沥青质含量进行对比，若两者一致，则将该阈值作为沥青质介质灰度阈值的划分标准，将沥青质与颗粒分割出来。
3.如权利要求1所述的油砂渗流性能测试方法，其特征在于，所述步骤E包括以下步骤：
步骤E1：利用有限体积法求解Navier-Stokes方程组，得到压力分布；
式中，ρ为流体密度，kg/m3；
为流速的时间倒数，m/s；
为流体流速，m/s；t为时间，s；
为流速的空间倒数，m/s；
为模型中各点的压力的空间倒数，Pa；μ为流动流体的动力粘度，Pa·s；
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式中，q0为通过油砂样品入口的总流量，m3/s；A为流体经过油砂样品入口的截面积，m2；
流体出口为定压边界：
P＝P0 (式3)
式中，P为模型出口处的压力，Pa；P0为标准大气压101.325kPa；
步骤E2：根据压力分布的结果，应用达西定律计算出沿着轴向方向的绝对渗透率Ka，其中达西定律表达式为：
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210518 |
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