CN117110352B - 一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁t1-t2分布的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1‑T2分布的方法,以柱塞样纳米CT裂缝分布为基础,标定中质油填充页岩裂缝的二维核磁T1‑T2分布,绘制图版适用于评价页岩中质油藏裂缝发育特征。包括如下步骤:1)岩样饱和碘化钾水溶液,称重法计算总孔隙度;2)纳米CT扫描量化裂缝参数;3)混合气驱除裂缝油;4)二维核磁差谱法获取裂缝分布,标定T2偏移状态下的裂缝尺寸。本发明使用纳米CT扫描和混合气驱油技术标定裂缝二维核磁分布,解决了低分辨率CT扫描丢失裂缝和高粘裂缝油驱替不全问题,绘制了中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1‑T2分布图版,填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白。
Description
技术领域
本发明涉及一种中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1-T2分布方法,尤其是涉及一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法。
背景技术
常规油气藏的成藏过程包括4个步骤:生、排、运、聚。生就是生烃,排就是初次运移,运就是二次运移,聚就是油气在圈闭中的聚集。生油层通常离圈闭很远。生油层生出的油气,在浮力的作用下向上运移进入储集层,这就是初次运移,也是生油层的排烃过程,初次运移的方向都是向上的。油气进入储集层之后,在浮力的作用下继续向上运移,遇到障碍就转向进行侧向运移,这就是二次运移,二次运移的方向可以向上,也可以侧向上。油气运移到圈闭中,遇到盖层和遮挡层就无法继续运移了,只好聚集起来形成油气藏,这就是油气聚集。然而,页岩油气藏为非常规油气藏,它的成藏过程不同于常规油气藏。页岩是由泥岩(基质)和砂条(砂或粗泥)组成的,它们都很薄,以页理的形式存在。如果没有砂条,页岩就变成了泥岩。页岩的基质即是生油层,又是盖层和围岩;砂条为储集层,也是微型圈闭。页岩的生储盖齐全,生油层离圈闭很近。生油层生出的油气,在浮力的作用下,直接排烃到圈闭中聚集起来,油气经过了初次运移,却没有经过二次运移。因此,页岩油气藏的成藏过程只包括三个步骤:生、排、聚。二次运移给跨过了。
页岩油气藏在全球油气资源中占有重要地位。裂缝是该类油气藏主要的存储空间和运移通道,明确裂缝分布特征是页岩储层评价的关键问题。目前,裂缝评价方法主要分两类:1)直接观测法,如光学显微镜、扫描电镜等,观测结果为二维图像且半定量;2)间接观测法,主要观测手段有压汞、一维核磁共振(NMR T2)和CT扫描等,测试结果为定量的孔径分布曲线。上述方法中仅有NMR和CT能够实现样品无损测试,且NMR是唯一能够开展井下连续测试(核磁共振测井)的方法。二维核磁由T2和T1两部分组成,T1与流体性质相关,T2与孔径相关。二维核磁技术(T1-T2)日渐成熟,但目前还缺少利用二维核磁评价裂缝核磁参数的相关技术,无法直观评价裂缝含油特征。
进一步的,对于油的品质来说,不同组分原油填充裂缝时,裂缝的二维核磁呈现显著差别。受油品T2驰豫性质(弛豫是物理学用语,指的是在某一个渐变物理过程中,从某一个状态逐渐地恢复到平衡态的过程。高能物理中,在外加射频脉冲RF(B1)的作用下,原子核发生磁共振达到稳定的高能态后,从外加的射频一消失开始,到恢复至发生磁共振前的磁矩状态为止,这整个过程叫弛豫过程,也就是物理态恢复的过程。其所需的时间叫弛豫时间。弛豫时间有两种即t1和t2,t1为自旋-点阵或纵向驰豫时间,t2为自旋-自旋或横向弛豫时间)影响。油品越重核磁T2谱发生偏移越明显,校正后才能准确反映岩石孔径。当油藏裂缝中存储的油不是轻质油时,裂缝核磁响应特征会发生偏移现象。因此,对于页岩中质油藏,需要结合地层原油品质绘制新的裂缝二维核磁图版,以满足勘探评价需求。
参考文献:
[1] 王民, 王文广, 卢双舫. 一种火山岩ct图像的预处理和确定分割阀值的方法. 2014.
[2] 魏修平, 李浩, 王丹丹, 冯琼. 储层裂缝识别方法和成像测井储层裂缝识别方法. 2014.
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[5] 俞保财, 任小锋, 蔡芳, 何秋凯. 二维核磁共振测井在致密碳酸盐岩储层中的应用. 测井技术. 2020;2:186-91.
发明内容
本发明提供了一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,解决低分辨率CT扫描丢失裂缝和高粘油驱替裂缝不全的问题,其技术方案如下所述:
一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:
S1:岩样制备并烘干,分别通过饱和水实验以及饱和中质油实验,计算总孔隙度Øt;
S2:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验,量化岩样的裂缝参数;
S3:对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验,排空岩样的裂缝油;
S4:对饱和中质油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。
进一步的,步骤S1中,计算总孔隙度Øt包括以下步骤:
S11:岩样制备,将含裂缝页岩进行线切割,制备标准的页岩柱塞样品;
S12:岩样烘干,将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样,并静置至室温待用,称量干燥岩样质量md,并测量总体积Vb;
S13:对岩样进行饱和水实验以及饱和油实验;
S14:计算岩样的总孔隙度Øt:
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb
其中:ρ为溶液密度,ms为饱和水实验的样品质量;md为干燥岩样质量,Vb为干燥岩样的测量总体积。
进一步的,步骤S13中,饱和水实验,是将干燥岩样抽真空后加压饱和碘化钾水溶液24小时,称量样品质量ms,加压为32MPa;饱和中质油实验,是将干燥样品抽真空后加压饱和油24小时,加压为32MPa,所述中质油选用真空泵油。
进一步的,步骤S2中,对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验,量化岩样的裂缝参数,包括以下步骤:
S21:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验,经过数字图像处理区分样品孔缝;
S22:量化裂缝的孔隙度Øf,用于分析后续裂缝驱替实验完成度,
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt, 公式二
Øf = Ø3 公式三
低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙,其孔隙度为Ø1;CT扫描识别出的基质孔隙,其孔隙度为Ø2;CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf;Øt是总孔隙度;ØCT是CT孔隙度;
S23:量化裂缝孔径分布rf,将连续rf谱转换成柱状图,通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系;
S24:量化裂缝含量Sf,用于监测后续气驱实验出液量,判断驱替实验完成情况;
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25:量化裂缝体积Vf;通过 Vf 监控驱替量,
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中,mf为体积为Vf状态下对应流体的质量,计算裂缝体积Vf,用于监测后续气驱实验出液量,判断驱替实验完成情况;ρ为溶液密度,ms为饱和水实验的样品质量;md为干燥岩样质量。
进一步的,步骤S3中,对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验,排空裂缝油,包括以下步骤:
S31:对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气,利用混合气驱替中质油;
S32:柱塞岩样放入夹持器后,加围压固定,注入混合气继续驱替裂缝油;
S33:出油量计量;
S34:驱替实验结束:当岩心末端出液量小于Vf时,继续混合气驱油实验;当岩心末端出液量达到Vf时,结束气驱实验,Vf为裂缝体积。
进一步的,步骤S31中,所述混合气为氮气、二氧化碳混合气,比例为80%N2+20%CO2。
进一步的,步骤S33中,出油量计量的过程如下所述,在夹持器出口端放置量筒,用于收集排出孔隙的液体,计量累计排出流体的体积V;气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时,对应岩样只有基质孔隙含液,而裂缝完全不含液;在出口端靠近夹持器位置加一根气管,定时吹CO2,防止液体粘在出口端管壁,以免影响裂缝体积Vf计量;量筒前加装气液分离器,防止CO2气体携带油滴逃逸。
进一步的,步骤S4中,对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验,得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf,该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔;对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm。
进一步的,步骤S4中,通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布图谱Tf,包括T1f和T2f两部分,然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f,标定中质油藏裂缝孔径-时间关系,利用步骤S2获取的rf柱状图与T2f做图形匹配,提取不少于4个(T2f,rf)交叉点,建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”;在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值,最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
岩样除烘干步骤外,后续的驱替和核磁测试温度均为35℃。
所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,绘制了中质油填充状态下的裂缝二维核磁T1-T2分布图版,填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白,适用于中质油层,不适用轻质或重质油层;适用于伊利石或伊蒙间层发育页岩,不适用于强吸水性粘土(高岭石、蒙脱石)大量发育的页岩。
附图说明
图1是所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法的流程示意图;
图2是所述孔隙度的分布示意图。
具体实施方式
如图1所示,所述标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,包括以下步骤:
S1:岩样制备并烘干,通过饱和水实验以及饱和油实验,计算总孔隙度Øt;包括以下步骤:
S11:岩样制备。
将含裂缝页岩进行线切割,制备标准的页岩柱塞样品,简称岩样,所述页岩柱塞样品的长度为3-5cm,直径为2.54cm。
S12 岩样烘干。
将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样,并静置至室温待用,称量干燥岩样质量md(g),并测量总体积Vb。
S13:对岩样进行饱和水实验以及饱和油实验。
S131:饱和水实验,是将干燥岩样抽真空后加压(32MPa)饱和碘化钾(KI)水溶液(2000-5000ppm)24小时,称量样品质量ms(g)。
S132:饱和中质油实验,是将干燥样品抽真空后加压(32MPa)饱和油24小时。
已知中质油的密度介于0.87-0.92g/cm3,可以选用真空泵油,所述真空泵油是一种专门为真空设备上的真空泵而研制的润滑油,分矿物油和合成油两种,符合中质油条件,因此选用真空泵油代表中质油开展实验。所述中质油选用美孚68#真空泵油,密度0.89g/cm3,ISO粘度等级68,35℃粘度约68厘泊。
其中,饱和顺序不可调换。遵循“S12-S131-S12-S132”的顺序,先开展饱和水实验后开展饱和油实验。因为同一个样品,先做饱和水实验的话,烘干后可以继续做饱和油实验,先做饱和油实验的话烘不干净,所以必须先做饱和水实验再做饱和油实验。
S14:计算岩样的总孔隙度Øt。
孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值,称为该岩石的总孔隙度,以百分数表示。孔隙度反映了基质的孔隙状况,总孔隙度大,说明基质较轻、较疏松,反之,则基质较重、较坚实。
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb 公式一
其中:ρ为溶液密度,ms为饱和水实验的样品质量;md为干燥岩样质量(g),Vb为干燥岩样的测量总体积。
理论上,同一样品的孔隙空间不变,完全饱和任意流体计算得到孔隙度相同,为避免不完全饱和导致的孔隙度计算错误,本发明用样品饱和水的量计算总孔隙度Øt。样品除烘干外,后续驱替和核磁测试温度均设置为35℃。
S2:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验(KI-CTnm),量化裂缝参数;所述裂缝参数包括:1)裂缝尺度数n;2)裂缝核磁分布时间参数;3)裂缝半径分布尺寸参数等。包括以下步骤:
S21:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验(KI-CTnm),经过数字图像处理区分样品孔缝;
其中,孔是基质孔,缝就是裂缝。
S22:量化裂缝的孔隙度Øf,用于分析后续裂缝驱替实验完成度。
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt, 公式二
Øf = Ø3 公式三
图2中“基质孔1”代表低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙,其孔隙度为Ø1;“基质孔2”代表CT扫描识别出的基质孔隙,其孔隙度为Ø2;“裂缝3”代表CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf。受分辨率影响,低于CT仪器分辨率的基质孔会被视为骨架,因此步骤S21的结果不是岩样真实完整的孔隙分布,属于伪孔隙分布。本发明通过饱和流体法计算孔隙度,解决了CT扫描丢失孔隙引发的裂缝含量计算不准确的问题,同时避免了因过度无效CT扫描导致的实验成本激增问题。
S23:量化裂缝孔径分布rf,将连续rf谱转换成柱状图,通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系;
S24:量化裂缝含量Sf,用于监测后续气驱实验出液量,判断驱替实验完成情况;
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25:量化裂缝体积Vf;通过 Vf 监控驱替量。
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中,mf为体积为Vf状态下对应流体的质量。
监测气驱实验出液量,待驱出流体的体积等于裂缝体积Vf时,驱替实验完成。
S3:对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验,排空裂缝油;包括以下步骤:
S31:对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气,利用混合气驱替中质油。
所述混合气为氮气、二氧化碳混合气(80%N2+20%CO2)。轻质油流动性强,加回压条件下注N2能够实现裂缝油全驱替的目标,但是中质油粘度大于轻质油,流动性比轻质油差很多,利用纯N2驱中质油时裂缝中会有残留,而CO2有改善油品流动性的作用,但其穿透基质孔隙的能力远超N2。为充分发挥二者优势,在N2中掺入体积分数为20%的CO2,采用注混合气(80%N2+20%CO2)的方式驱油,且岩心末端不加回压,避免阻力增大导致CO2进入基质孔隙。
所述注混合气的比例可以适当调换,但一定是N2含量高CO2含量低。CO2比例越高越容易导致基质孔隙的油被动用,影响对裂缝驱替是否完成的判断。基质孔隙属于常识,就是常说的孔缝里面的“孔”,而岩心末端指的是柱塞状岩心靠近出气口的端面。
S32:柱塞岩样放入夹持器后,加围压固定,注入混合气继续驱替裂缝油。
S33:出油量计量方法。
在夹持器出口端放置量筒,用于收集排出孔隙的液体,计量累计排出流体的体积V。气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时,对应岩样只有基质孔隙含液,而裂缝完全不含液。在出口端靠近夹持器位置加一根气管,定时吹CO2,防止液体粘在出口端管壁,以免影响Vf计量。量筒前加装气液分离器,防止CO2气体携带油滴逃逸,从而增大Vf计算误差。
S34:驱替实验结束:
当岩心末端出液量小于Vf时,继续混合气驱油实验(N);
当岩心末端出液量达到Vf时,结束气驱实验(Y)。
受粘度影响,中质油在高压作用下难以完全进入所有小孔隙,饱和中质油实验存在部分小孔不饱和的情况。但中质油在高压作用下能进入所有裂缝,不影响裂缝体积,因此不额外讨论中质油饱和状态下的岩心裂缝充填的流体量。
所述岩心裂缝是指岩心里面的裂缝,岩心就是指这个岩石样品,里面有孔有缝。
S4:对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验,对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。包括以下步骤:
S41:二维核磁扫描实验:
对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验,得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf,该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔。
对混合气驱油实验结束二维核磁扫描实验,得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm。残余流体填充孔隙位于S23所述“部分基质孔”。
S42:通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf。
首先利用Tmf与Tm做差,得到裂缝T1-T2时间分布图谱Tf,包括T1f和T2f两部分。
然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f,标定中质油藏裂缝孔径-时间关系。裂缝尺寸是岩石固有属性,不受油品影响,因此同一样品的rf是固定不变的。受流体性质影响,不同油品的核磁信号分布位置是不同的,中质油填充裂缝的核磁T2谱相比于轻质油会明显左偏。因此,需要专门标定中质油藏裂缝T2分布尺寸。rf柱状图与T2f做图形匹配,提取不少于4个(T2f,rf)交叉点,一般是取6个,建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”。所述交叉点提取的越多,效果越好。关系式T2f-rf是指数关系,具体参数跟样品有关。
进一步的,在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值。
最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
本发明中涉及的关键缩略词释意如下:
1)T2:横向驰豫时间,ms,也代指一维核磁T2谱;
2)T1:纵向驰豫时间,ms;
3)T1-T2:二维核磁谱;
4)Tmf:饱和油状态孔缝二维核磁谱,ms;
5)Tm:含油状态下基质孔二维核磁谱,ms;
6)Tf:含油状态下裂缝二维核磁谱,ms;
7)T2f:含油状态下裂缝横向驰豫谱,ms;
8)T1f:含油状态下裂缝纵向驰豫谱,ms;
9)rf:CT扫描饱和碘化钾样品获得裂缝尺寸分布谱(尺寸量),ms;
10)Sf:裂缝含量,%;
11)Vf:裂缝体积,cm3;
12)V:累计出液体积,cm3;
13)Øt:总孔隙度,%;
14)Øm:基质孔隙度,包括“基质孔1”和“基质孔2”两部分,%;
15)Ø1:“基质孔1”孔隙度,代表低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙的量,%;
16)Ø2:“基质孔2”孔隙度,代表CT扫描识别出的基质孔隙的量,%;
17)Øf,Ø3:裂缝孔隙度,%;
18)ØCT:CT孔隙度,%;
19)KI-CTnm:饱和碘化钾岩样纳米CT扫描。
本发明具有以下特点:
1、CT扫描是裂缝定量评价的基础,本发明先通过CT扫描技术标定裂缝含量和尺寸,再结合气驱实验明确裂缝核磁分布状态。现有利用CT图像区分基质孔和裂缝的方法很多(如王俊杰,2020,碳酸盐岩储层多尺度孔洞缝的识别与表征),本发明沿用现有人工智能图像处理技术提取基质孔和裂缝,不深入讨论孔缝CT识别分类技术细节。
2、在饱和碘化钾溶液岩样中开展CT扫描,是实现利用纳米CT准确区分页岩基质孔和裂缝的关键。碘化钾(KI)具有增强CT信号的作用,孔隙中饱和碘化钾溶液后CT图像会变亮,从而增大岩样基质孔隙、裂缝和骨架颗粒三者的CT区分度。同时KI又不会影响NMR信号精度。
常规方法是干岩样CT扫描提取孔隙信息,本发明在饱和碘化钾样品上开展CT扫描,有两大优势:1)裂缝大量发育导致岩样孔缝区分度变差,饱和碘化钾溶液更利于区分孔和缝。2)CT信号强度增大利于在分辨率允许条件下准确提取“基质孔隙2”,从而明确“基质孔隙1”和“基质孔隙2”边界(图2)。
3、本发明使用纳米CT而不是微米CT扫描柱塞页岩,增强了孔隙识别度,避免了微米CT分辨率(约30-50 um)低导致的微裂缝大量丢失的问题。不可回避的是,纳米CT(分辨率约500 nm)仍会丢失部分基质孔隙。本条属于共识,属于本发明关键点,但不是核心。
4、本发明通过饱和流体法计算孔隙度,解决了因CT扫描分辨率低导致孔隙丢失而引发的临界饱和度计算不准确的问题,同时避免了因过度无效CT扫描导致的实验成本激增问题。完成一次纳米CT扫描通常需要2小时以上,在这个时间周期内气驱实验可能已经完成或超标了,因此持续CT循环扫描是不切实际的。本方案通过饱和样品CT扫描和称重实验计算孔隙度量化临界状态参数Sc,避免过度无效CT扫描。
5、本发明注混合气驱油。所述混合气为氮气与二氧化碳的混合气(80%N2+20%CO2)。N2在含油基质孔隙中的扩散性能较差,利用N2驱油有利于清除裂缝中的油。轻质油流动性强,加回压条件下注N2能够实现裂缝油全驱替的目标。但中质油粘度大于轻质油,其流动性比轻质油差很多,利用纯N2驱油时裂缝中仍会残留部分油。CO2有改善油品流动性的作用,但其穿透基质孔隙的能力远超N2,因此混合气体中CO2浓度不宜过高。为充分发挥二者优势,在N2中掺入20%CO2,采用注混合气(80%N2+20%CO2)的方式冲刷驱油。岩心末端不加回压,避免增大阻力导致CO2进入基质孔隙。
6、适用性一:本发明适用于中质油层,不适用重质油层,轻质油密度小于0.87(g/cm3);中质油密度大于等于0.87小于0.92(g/cm3);重质油密度大于等于0.92小于1.0(g/cm3)。
7、适用性二:本发明涉及饱和水实验,当岩石中粘土矿物类型为高岭石或蒙脱石时,粘土矿物吸水会导致岩样体积膨胀,进而导致样品孔隙结构发生改变,样品失去代表性。适用于伊利石或伊蒙间层发育的页岩,不适用于强吸水性粘土(高岭石、蒙脱石)大量发育的页岩。
本发明使用纳米CT扫描和混合气驱油技术标定裂缝二维核磁分布,解决了低分辨率CT扫描导致的裂缝丢失问题和高粘导致的裂缝油驱替不全问题;使用真空泵油模拟中质油藏,开展定量气驱油实验,绘制了中质油填充状态下裂缝的二维核磁T1-T2分布图版,标定了中质油藏偏移裂缝时间谱与实际尺寸的关系,填补了二维核磁技术在页岩中质油藏裂缝评价中的应用空白,本发明具有科学性和普适性。
Claims (6)
1.一种标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,适用于伊利石或伊蒙间层发育的页岩,其特征在于:
S1:岩样制备并烘干,分别通过饱和水实验以及饱和中质油实验,计算总孔隙度Øt;
S2:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验,量化岩样的裂缝参数;包括以下步骤:
S21:对饱和水实验的柱塞样品进行纳米CT扫描实验,经过数字图像处理区分样品孔缝;
S22:量化裂缝的孔隙度Øf,用于分析后续裂缝驱替实验完成度,
ØCT = Ø2 + Ø3 ØCT < Øt, 公式二
Øf = Ø3 公式三
低于CT扫描仪分辨率而丢失的基质孔隙,其孔隙度为Ø1;CT扫描识别出的基质孔隙,其孔隙度为Ø2;CT扫描识别出的所有裂缝Ø3=Øf;Øt是总孔隙度;ØCT是CT孔隙度;
S23:量化裂缝孔径分布rf,将连续rf谱转换成柱状图,通过使用“图形耦合法”获取裂缝核磁和孔径比例关系;
S24:量化裂缝含量Sf,用于监测后续气驱实验出液量,判断驱替实验完成情况;
Sf =Ø3 / Øt =Øf / Øt 公式四
S25:量化裂缝体积Vf;通过 Vf 监控驱替量,
mf =(ms-md)×(1-Sf) 公式五
Vf = mf / ρ 公式六
其中,ρ为溶液密度,ms为饱和水实验的样品质量;md为干燥岩样质量;mf为体积为Vf状态下对应流体的质量,计算裂缝体积Vf,用于监测后续气驱实验出液量,判断驱替实验完成情况;
S3:对饱和中质油实验的柱塞样品进行混合气驱油实验,排空岩样的裂缝油;包括以下步骤:
S31:对饱和中质油实验的柱塞样品注入混合气,利用混合气驱替中质油;
S32:柱塞岩样放入夹持器后,加围压固定,注入混合气继续驱替裂缝油;
S33:出油量计量;
S34:驱替实验结束:当岩心末端出液量小于Vf时,继续混合气驱油实验;当岩心末端出液量达到Vf时,结束气驱实验,Vf为裂缝体积;
S4:对饱和中质油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布Tf;Tf是指含油状态下裂缝二维核磁谱;
其中,对饱和中质油岩样进行二维核磁扫描实验,得到二维核磁T1-T2分布谱Tmf,该状态下的核磁谱信号包括所有裂缝和部分基质孔;对完成混合气驱油实验的岩样进行二维核磁扫描实验,得到残余流体填充孔隙的二维核磁T1-T2分布谱Tm;Tm是含油状态下基质孔二维核磁谱;
通过差谱法计算裂缝二维核磁T1-T2分布图谱Tf,包括T1f和T2f两部分,T1f是含油状态下裂缝纵向驰豫谱,T2f是含油状态下裂缝横向驰豫谱,然后从Tf中提取裂缝T2谱T2f,标定中质油藏裂缝孔径-时间关系,利用步骤S2获取的rf柱状图与T2f做图形匹配,提取不少于4个(T2f,rf)交叉点,建立“裂缝孔径-时间定量转换关系式T2f-rf”;在分布图谱Tf标注裂缝T2f的rf值,最后完成中质油填充裂缝二维核磁时间及尺寸分布标定。
2.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:步骤S1包括以下步骤:
S11:岩样制备,将含裂缝页岩进行线切割,制备标准的页岩柱塞样品;
S12:岩样烘干,将岩样在200°C的温度下烘干成干燥岩样,并静置至室温待用,称量干燥岩样质量md,并测量总体积Vb;
S13:对岩样进行饱和水实验以及饱和中质油实验;
S14:计算岩样的总孔隙度Øt:
Øt=((ms-md)/ρ)/Vb
其中:ρ为溶液密度,ms为饱和水实验的样品质量;md为干燥岩样质量,Vb为干燥岩样的测量总体积。
3.根据权利要求2所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:步骤S13中,饱和水实验,是将干燥岩样抽真空后加压饱和碘化钾水溶液24小时,称量样品质量ms,加压为32MPa;饱和中质油实验,是将干燥样品抽真空后加压饱和油24小时,加压为32MPa,所述中质油选用真空泵油。
4.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:步骤S31中,所述混合气为氮气、二氧化碳混合气,比例为80%N2+20%CO2。
5.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:步骤S33中,出油量计量的过程如下所述,在夹持器出口端放置量筒,用于收集排出孔隙的液体,计量累计排出流体的体积V;气驱完全饱和流体岩样的累计出液体积V=Vf时,对应岩样只有基质孔隙含液,而裂缝完全不含液;在出口端靠近夹持器位置加一根气管,定时吹CO2,防止液体粘在出口端管壁,以免影响裂缝体积Vf计量;量筒前加装气液分离器,防止CO2气体携带油滴逃逸。
6.根据权利要求1所述的标定页岩中质油藏裂缝二维核磁T1-T2分布的方法,其特征在于:岩样除烘干步骤外,后续的驱替和核磁测试温度均为35℃。
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