一種基於高精度成像的微觀剩餘油定量評價方法與流程
2024-02-24 01:09:15
本發明屬於微觀剩餘油定量表徵技術領域，具體涉及一種基於高精度成像的微觀剩餘油定量評價方法。
背景技術：
油田開發的最終目的就是如何從地層孔隙中儘可能多的採出原油，在國內的老油田大部分進入中後期油田開發的情況下，研究油氣儲層巖石孔隙中的剩餘油在宏觀層面和微觀層面的分布規律有助於我們了解油藏目前的開發情況。因此，從微觀、小尺度微納級別研究剩餘油的分布，開展基於微觀驅替實驗的微觀剩餘油定量評價，深入到孔隙空間內部展開分析，了解和掌握剩餘油的微觀形成機理和分布規律，進而建立宏觀與微觀的關係，為後期提高採收率的措施找到理論上的依據。
在微觀層面上，儲層巖石孔隙空間結構的區別是帶來剩餘油的分布狀態巨變的主要原因。與常規的仿真模型和二維視圖研究方法不同，目前，藉助高精度成像設備以及圖像處理技術，真實三維再現每一類巖心中，每一種驅替方式對其中剩餘油分布的影響，並開展基於拓撲結構的定量評價，是為孔隙尺度上的提高採收率(eor)方法研究提供實驗基礎的重要手段。
吼道：連接各個孔隙空間之間的狹窄部分。
技術實現要素：
本發明為克服現有技術的不足，採用下述技術方案予以實現：
一種基於高精度成像的微觀剩餘油定量評價方法具體包括以下步驟：
s1：用高精度成像設備獲取樣品的三維數字圖像；
s2：設計微觀驅替實驗，獲取不同驅替狀態下流體分布數據；
s21：根據需求設計驅替實驗，通過不同的實驗條件模擬不同的驅替方式。
s22：利用碘化試劑標定驅替液相或者剩餘油，；基於掃描設備，開展微觀驅替實驗，在相應的觀測點，掃描獲取巖心三維流體分布數據。
s3：定量分析剩餘油三維分布數據體；
s31：獲得剩餘油三維數據體，將s2的巖心三維流體分布數據進行數據二值化，分離目標區域對應的所有剩餘油點，標記為目標點，並賦值1，其餘背景區域(驅替相、骨架等)標記為背景點或噪聲點，賦值0，得到只包含0,1的二值數據體；
s32：獲得歐式距離圖，利用三維空間歐式距離變換方法，對步驟s51的二值數據體進行三維距離測度處理，每一個目標體素點都將被賦值為該點與最近的邊界處的距離，邊界點則被賦值為0，得到數據體的歐氏距離圖，
s33：基於s32中得到的歐氏距離圖確定掃描順序，利用基於三維空間鄰居關係的標籤方法，按順序掃描識別，依次以不同數字標定剩餘油數字圖像中相互連通的剩餘油簇，刻畫此解析度下的剩餘油簇三維分布；
s34：基於s33中得到的剩餘油簇三維體積分布，定義剩餘油簇微觀賦存形態，以剩餘油簇體積與歐拉數作為判定標準，統計此解析度下的剩餘油賦存形態變化；
s35：分割孔隙空間，基於s32的歐氏距離圖，利用分水嶺算法，計算距離圖像中的「盆地」或是「山峰」，將各個孔隙空間區別開，計算每個孔隙空間及吼道空間的最大內切球半徑獲得孔隙半徑和吼道半徑，以及剩餘油在每個孔隙空間中的賦存體積。
基於s34的剩餘油賦存形態和s35的孔隙空間分割數據，利用三維空間拓撲結構方法相互匹配，計算各剩餘油基本參數，包括飽和度、體積、表面積、歐拉數、連通程度、賦存形態、賦存位置等。
s4：定量評價微觀剩餘油分布規律。
優選地，高精度掃描設備為ct。
選取巖心樣品，基於ct設備開展不同條件下的微觀驅替實驗，掃描驅替過程中巖心內的流體分布圖像，定性觀測巖心孔隙結構和流體分布變化，通過圖像二值化、歐式距離測度、分水嶺分割方法以及三維圖像形態拓撲匹配方法定量分析巖心中剩餘油賦存形態以及分布位置變化，得到剩餘油飽和度變化曲線、不同賦存狀態的剩餘油相對含量、微觀剩餘油飽和度分布曲線等。
本發明根據不同研究需求，基於ct儀器開展不同實驗條件下的微觀驅替實驗，數位化驅替實驗過程以及巖心中的流體分布，依據拓撲方法對數據體開展分割和匹配，最終獲取微觀剩餘油分布數據，定量分析、評價相應的微觀剩餘油分布規律。本技術方案可定性觀測巖心孔隙結構和流體分布變化、定量評價巖心中的微觀剩餘油分布變化，分析不同開採方式、不同開採階段下微觀剩餘油的分布規律，因地制宜提高採收率。
附圖說明
圖1：本發明一種基於高精度成像的微觀剩餘油定量評價方法流程示意圖；
圖2：本發明實施例對砂巖開展水驅後的剩餘油三維分布圖，分別為飽和油階段，注入1pv、5pv、15pv、50pv(殘餘油階段)；
圖3：本發明實施例砂巖孔隙空間分割圖；
圖4：本發明實施例砂巖水驅過程中不同剩餘油賦存形態；
圖5：本發明實施例砂巖開展水驅後的微觀剩餘油賦存形態變化，分別為飽和油階段，注入1pv、5pv、15pv、50pv(殘餘油階段)；
圖6：本發明實施例開展水驅後原始飽和油階段微觀剩餘油分布曲線圖；
圖7：本發明實施例開展水驅後殘餘油階段微觀剩餘油分布曲線圖。
具體實施方式
下面結合附圖和具體實施方式對本發明的技術方案作進一步詳細的說明。
如圖1-7所示：選取砂巖為樣品，基於ct設備開展不同條件下的微觀驅替實驗，掃描驅替過程中砂巖內的流體分布圖像，定性觀測砂巖孔隙結構和流體分布變化，通過圖像二值化、歐式距離測度、分水嶺分割方法以及三維圖像形態拓撲匹配方法定量分析砂巖中剩餘油賦存形態以及分布位置變化，得到剩餘油飽和度變化曲線、不同賦存狀態的剩餘油相對含量、微觀剩餘油飽和度分布曲線等，得到圖2-圖7。
具體包括以下步驟：
s1：用高精度掃描設備掃描砂巖巖心，獲取包含巖心結構信息的三維數字圖像數據體，如圖3，其中淺灰色為孔隙空間，判斷此掃描參數下可獲取剩餘油在孔隙中的清晰分布圖像；
s2：設計並開展微觀驅替實驗，獲取不同驅替狀態下流體分布數據；
根據需求設計砂巖微觀水驅油實驗，模擬常溫時，水驅對剩餘油分布的影響，分析高含水階段時的剩餘油微觀分布規律。利用碘化試劑配製驅替油相與水相，加入18％的碘化試劑標定水相，測試其在掃描設備中的射線吸收情況；基於掃描設備，開展微觀驅替實驗，在注入體積分別為1pv，5pv，10pv等的觀測點，掃描獲取巖心三維數據。
s3：獲取砂巖中的微觀剩餘油參數
s31：ct數據二值化，獲得剩餘油三維分布數據體；
s32：獲得歐式距離圖，利用基於三維空間鄰居關係的歐式距離變換方法，對步驟s1和步驟s2的數據體進行三維距離測度處理，得到歐氏距離圖；
s33：基於s32的歐氏距離圖，利用基於三維空間鄰居關係的標籤方法，依次以不同數字標定剩餘油數字圖像中相互連通的剩餘油，刻畫此解析度下的剩餘油體積分布；
s34：基於s33的剩餘油體積分布，利用歐拉數理論，將剩餘油賦存分布形態歸納為六種如圖4，並統計分析每種賦存形態在不同驅替時刻下的分布變化規律如圖5。
s35：分割孔隙空間，基於s32的歐氏距離圖，利用分水嶺算法，將各個孔隙空間及孔隙空間中的剩餘油分割開，如圖3，計算每個孔隙空間及吼道空間的最大內切球半徑獲得孔隙半徑和吼道半徑，以及剩餘油在每個孔隙中的賦存體積，統計得到剩餘油分布位置圖如圖6-7；
s4：獲得剩餘油參數，結合剩餘油形態、位置分布定量評價微觀剩餘油分布規律。可獲知本發明實施例砂巖原始含油飽和度階段幾乎全部為連片狀剩餘油，其中連通性最好的剩餘油簇幾乎佔到全部剩餘油體積的99％，剩餘油主要分布在較大孔隙中，在半徑<25μm的小孔隙、小孔喉中分布較少。驅替開始後此大塊剩餘油油簇很快斷裂、轉化為其他賦存形態。水驅15pv後，部分剩餘油以網絡狀剩餘油仍然滯留在孔隙中，且其剩餘油體積沒有發生很大變化，僅吼道狀剩餘油在長期水驅作用下被開採出來。水驅結束後，剩餘油以孤立狀、吼道狀、薄膜狀的剩餘油形態殘留在孔隙半徑約35μm的孔隙中，但由於巖心水驅油過程中很快形成水的優勢通道，部分孔喉比較高處的大孔隙中(孔隙半徑約50-60μm)也有剩餘油富集。針對此類剩餘油分布規律，可以在開發過程中通過注採調控技術來進一步改善開發效果，例如利用不穩定注水等水動力學方法，形成不穩定壓力場，使中高含水期原來由於繞流和阻塞等被捕集在半徑約45-60μm的大孔隙中的簇狀剩餘油，能夠重新動用。
實施例僅說明本發明的技術方案，而非對其進行任何限制；儘管參照前述實施例對本發明進行了詳細的說明，對於本領域的普通技術人員來說，依然可以對前述實施例所記載的技術方案進行修改，或者對其中部分技術特徵進行等同替換；而這些修改或替換，並不使相應技術方案的本質脫離本發明所要求保護的技術方案的精神和範圍。