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CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用_曹永娜

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CT 扫描 技术 微观 实验 剩余 分析 中的 应用 曹永娜
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第24卷第1期CT理论与应用研究Vol.24,No.12015年1月(47-56)CTTheoryandApplicationsJan.,2015曹永娜.CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用[J].CT理论与应用研究,2015,24(1):47-56.doi:10.15953/j.1004-4140.2015.24.01.06.CaoYN.ApplicationCTscanningtechnologyanalysismicro-floodingexperimentsandtheresidualoil[J].CTTheoryandApplications,2015,24(1):47-56.(inChinese).doi:10.15953/j.1004-4140.2015.24.01.06.CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用曹永娜(中国石油大学(北京)地球科学学院,北京102249)摘要:CT扫描技术不仅可以重建不同驱替液在不同驱替时刻的微观剩余油分布图像,而且通过X射线衰减系数换算成CT值,还可以计算岩心的孔隙度和含油饱和度参数,从而对实验岩心的非均质性和每一驱替过程不同驱替时刻的微观剩余油进行定量分析。分析认为实验岩心在不同驱替阶段微观剩余油类型之间存在量的转化。关键词:CT扫描技术;含油饱和度;剩余油;非均质性;驱替实验doi:10.15953/j.1004-4140.2015.24.01.06中图分类号:P631文献标志码:A目前研究剩余油微观分布方法主要有含油薄片法、微观物理模拟法和数值模拟法。研究表明含油薄片分析法取岩心条件苛刻,对流体驱替过程无法描述;微观物理模拟法忽略了填隙物对剩余油分布的影响,对细小孔隙,喉道的刻画存在失真;数值模拟法虽然具有可重复性、可控制性特点,但存在较大的不确定性[1-3]。CT扫描驱替实验就是利用CT扫描技术,对岩心微观孔隙及不同驱替过程进行扫描,能够在不改变岩心外部形态和内部结构的前提下,动态地观察不同压力下不同驱替液在微观孔隙介质中的渗流及分布特征,从而得到每一时刻岩心内部油水的分布信息,直观真实地刻画剩余油在岩心中的分布特征[4]。1CT扫描驱替实验原理1.1CT扫描的基本原理CT扫描仪内X射线管产生的X射线束可以从多个方向沿着岩心选定的断面进行照射(图1),测定透过断面的X射线量,计算该层面单位体积的吸收系数,这些吸收系数构成不同的数字矩阵;通过高速计算机进行数模转换,可在屏幕上显示出来或拍成照片,重建的图像亦可给出每一个像素的X射线衰减系数[4-6]。对于从图像所得的每一个像素X射线衰减系数(μ)的数值,即单位体积的X射线衰减系数,通常是换算成CT值(CTN)来表示,CT值与X射线衰减系数的关系为:收稿日期:2014-09-10。CT理论与应用研究24卷48CTN1000μμμ物水水式中,μ物,μ水分别是物体和水的X射线衰减系数,水的CTN为0,由于在空气中X射线几乎没有衰减,所以空气的CTN为-1000。图1CT扫描原理示意图Fig.1CTscanningprinciplediagrammaticsketch1.2CT扫描岩心参数的计算对于岩心的一个断面,图像给出的CT石数为各体积元的平均值,即:drygrainairCT1CTCT(1)式中,CTdry为干岩心断面CT值;CTgrain为岩心骨架CT值;CTair为空气的CT值;Φ为岩心孔隙度(%)。由于岩心的成分复杂,计算CTgrain时需要知道岩心每一个断面的矿物成分和组成,显然这是很难实现的,所以CT测定岩心孔隙度通常用双次扫描法,即将岩心饱和液体后再次扫描,得到下式:waterwetgrainwaterCT1CTCT(2)式中,CTwaterwet为岩心100%饱和水后断面CT值;CTgrain为岩心骨架CT值;CTwater为水的CT值;Φ为岩心孔隙度(%)。将(1)和(2)相减得到孔隙度的计算方法:waterwetdrywaterairCTCTCTCT(3)驱替过程中某一时刻岩心断面的CT值为:xgrainwwaterooilCT1CTCTCTSS(4)1期曹永娜:CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用49式中,CTwater为某时刻岩心断面CT值;CTgrain为岩心骨架CT值;CTwater为水的CT值;CToil为油的CT值;Φ为岩心孔隙度(%);Sw为含水饱和度(%)。据wo1SS及式(1)、(2)、(4)可以计算出含水及含油饱和度:waterwetxwaterairowaterwetdrywateroilwaterwetxwaterairwwaterwetdrywateroilCTCTCTCTCTCTCTCTCTCTCTCT1CTCTCTCTSS1.3实验仪器与条件CT扫描岩心驱替系统为GELightSpeed8医用多层X光扫描系统(图2),扫描电压100kV,扫描电流120mA,扫描层厚1.25mm。一组QUIZIXSP-5000泵作为注入系统,造束缚水流速为0.1mL/min至1.0mL/min,水驱和聚驱注入速度为0.2mL/min。ISCO泵作为围压系统,围压1450psi。实验温度65℃。注:实验单位为中国石油勘探开发研究院提高石油采收率国家重点实验室。图2CT扫描驱替实验仪器Fig.2CTscansfloodinginstruments2实验过程实验共分为7个步骤:(1)对干岩心样品进行CT扫描(扫描电压100kV,扫描电流120mA),根据CT值的径向和轴向分布确定其均质程度。(2)岩样抽真空并从一端注入水,形成原始的地层水模型,直到用模拟地层水饱和,将完全饱和模拟地层水的岩样分别在夹持器内外扫描,扫描条件同上。计算孔隙度的轴向分布和平均孔隙度。CT理论与应用研究24卷50(3)以0.1mL/min至1.0mL/min的流速用白油注入模型,驱替其中的水;由于模型中的岩石亲水,所以会在孔隙壁形成少量束缚水;建立起原油束缚水模型后,以相同扫描条件图3取样位置JE24井葡I2饱含油细砂岩(1035.7~1039.7m)Fig.2SamplinglocationsJE24oilwellPI2sandstonefullofoil(1035.7~1039.7m)扫描白油束缚水状态下夹持器内岩样,确定岩心样品的束缚水分布状态和平均束缚水饱和度。(4)以0.1mL/min至1.0mL/min的流速用原油驱替白油,驱替倍数大于20PV,驱替结束后置于原油中老化一周。(5)以0.2mL/min的流速用模拟地层水水驱,并分别在1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、12、14、、17、20、25、30、35、40、50、60、90、120、140分钟进行CT扫描,以获取油水饱和度的沿程分布信息,驱至含水99.4%且驱替倍数大于2PV停止水驱。(6)以相同的流速注入聚合物,分别在1、2、3、4、5、6、7、8分钟进行CT扫描,注入0.94PV聚合物后停止注聚。(7)之后以相同流速转入后续水驱,分别1、2、3、4、5、6、7、8、9、10、12、14、17、20、25、30、41、50、60、80、100、120、140、180分钟进行CT扫描,在驱替至不再出油时停止实验。图4样品q1-2孔隙度平均值轴向分布曲线Fig.4Samplesq1-2porositydistributioncurve1期曹永娜:CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用513岩心样品均质性分析对干岩心的孔隙度测定结果可以看出,岩心样品q1-2的每个断面的CT值变化不大,由计算得到的孔隙度轴向分布可见(图4),孔隙度主要分布区间为28.4%到29.2%,说明样品孔隙度分布均匀,均质性较好。4不同驱替过程分析4.1水驱过程从样品q1-2的水驱过程含油饱和度沿程分布曲线可以看出(图5),水驱过程有明显的水驱前缘,但由于岩心均质性较好,注水推进很快。在注水达到0.23PV时,出口端见水。见水后继续注水仍有剩余油产出,但随着注水量的加大,驱替出的剩余油量减小,最终形成无效注水。图5样品q1-2水驱过程含油饱和度沿程分布Fig.5Samplesq1-2oilsaturationdistributioncuresalongwaterflooding图6样品q1-2聚驱过程含油饱和度沿程分布Fig.6Samplesq1-2oilsaturationdistributioncuresalongpolymerfloodingCT理论与应用研究24卷524.2聚驱过程聚驱过程由于受束缚水状态下原油斑块状连续分布影响,同样无驱替前缘。从聚驱过程含油饱和度沿程分布曲线的入口端可以明显看到,聚驱在水驱的基础上扩大了波及面积,使得一部分剩余油得到了动用,但提高幅度不大(图6)。聚驱后剩余油随着聚合物用量的增加相对减少。这是因为聚合物溶液在流经岩心孔隙盲端和喉道时,部分残余油成为可动油。随着聚合物注入量加大,溶液粘弹性增强,对盲端和喉道中的残余油驱替能力也相应增加[7-8]。4.3后续水驱过程注入一定量的聚合物段塞之后再继续注水。其提高采出程度的机理是靠聚合物溶液的高粘性和聚合物大分子的滞留效应来改善流度比、提高波及体积。样品q1-2后续水驱过程岩心后端出现含油饱和度先升后降的现象(图7),这表明在驱替前缘存在“油墙”逐步富集并随之采出,结合聚驱结果建议减少注聚量,提前开始后续水驱。图7样品q1-2后续水驱过程含油饱和度沿程分布Fig.7Samplesq1-2oilsaturationdistributioncuresalongsubsequentwaterflooding5微观剩余油比较分析5.1定量分析经计算,样品q1-2的第一阶段水驱采收率为36.19%。在聚驱阶段较水驱提高了2.25%,在后续水驱阶段又在聚驱的基础上提高采收率12.71%。从水驱末和聚驱末的含油饱和度的分布情况来看,聚驱末含油饱和度大于35%的区域所占的比例略有降低,而含油饱和度小于35%的区域所占的比例升高了(图8),说明聚驱主要的效果是扩大了波及体积,将水驱后未波及到的含油饱和度较高的区域油驱出,达到提高采收率的效果。后续水驱阶段末和聚驱阶段末的含油饱和度分布图也揭示了同样的规律,此处不再赘述。1期曹永娜:CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用535.2剩余油动用情况比较考察微观水驱油后聚驱再后续水驱的全过程发现,聚合物对剩余油的空间分布有着较大的影响,水驱阶段末,水沿优势通道突破,水流通道明显,剩余油以被水卡断的形式,成片状、簇状分布,个别呈孤立状。聚驱在水驱的基础上扩大了波及体积,水驱无法达到的部分得到了一定的动用,流水通道变窄或被阻断,从而使得剩余油在岩心中重新富集,形成聚合物段塞。后续水驱则推动聚合物段塞,驱替出重新富集的部分剩余油。水驱过程:由于岩心均质性较好,基本呈现前缘推进的方式,出口端见水后基本不会再有大量的油产出。继续注水只能形成无效循环,所以推荐在出口端见水后及早注聚。图8样品q1-2聚驱前后含油饱和度分布Fig.8Samplesq1-2oilsaturationdistributioncuresbeforeandafterpolymerflooding图9水驱后(上)聚驱后(下)轴切片剩余油分布Fig.9Samplesq1-2CTscanpictureofoilsaturationduringwaterfloodingCT理论与应用研究24卷54图10聚驱后(上)后续水驱(下)轴切片剩余油分布Fig.10Samplesq1-2CTscanpictureofoilsaturationduringwaterflooding聚驱过程:聚合物通过扩大波及体积以及调堵的作用,使得原先呈“孤岛状”和圈闭的剩余油重新启动,并且将水驱过程中形成的“优势通道”封堵。对比水驱后与聚驱后剩余油分布(图9),可以看出水驱后无法动用的部分剩余油在聚驱后被动用(图中黄色圆圈部分),而水驱形成的“优势通道”又有油出现(图中红色方框部分),聚驱后完全被水占据的区域变小。对比上文已述的聚驱饱和度沿程分布曲线(图6)也可以看出,岩心部分区域出现含油饱和度先升后降的现象,这表明在驱替前缘存在“油墙”逐步富集。后续水驱过程:由水推动聚合物段塞,将聚合物富集的剩余油驱出岩心。结合聚驱及后续水驱后的剩余油分布(图10)可以看出,孤立存在的“孤岛状”剩余油(图10中黄色圆圈部分)大大降低,聚驱后被重新富集占据水驱形成的“优势通道”中的原油饱和度(红色方框部分)也大大降低,以此达到降低残余油饱和度的目的。6结论(1)CT扫描技术是一种直观有效地研究微观剩余油技术,能够定性且定量地刻画不同驱替过程及不同驱替时刻微观剩余油的分布。(2)聚驱能在一定程度上提高水驱后采出程度,但提高幅度不大。后续水驱是一种有效的聚驱后挖潜方式,可以提高聚驱后的采出程度。(3)受不同驱替液不同驱替过程的影响,微观剩余油在每一阶段的赋存状态及剩余油饱和度都存在变化。参考文献[1]NguyenQP,RossenWR,ZithaPLJ.DeterminationofgastrappingwithfoamusingX-rayandeffluentanalysis[A].SPE94764,2005.[2]李中锋,何顺利,杨文新,等.微观物理模拟水驱油实验及残余油分布分形特征研究[J].中国石1期曹永娜:CT扫描技术在微观驱替实验及剩余油分析中的应用55油大学学报:自然科学版,2006,30(3):67-71,76.LiZF,HeSL,YangWX,etal.Physicalsimulationexperimentofwaterdrivingbymicro-modelandfractalfeaturesofresidualoildistribution[J].JournalofChinaUniversityofPetroleum,2006,30(3):67-71,76.(inChinese).[3]苏娜,黄健全,韩国辉,等.微观水驱油实验及剩余油形成机理研究[J].断块油气田,2007,14(6):50-51,92.SuN,HuangJQ,HanGH,etal.Microscopicwaterfloodtestandstudyonremainingoilformingmechanism[J].Fault-BlockOil&GasField,2007,14(6):50-51,92.(inChinese).[4]徐守余,朱连章,王德军.微观剩余油动态演化仿真模型研究[J].石油学报,2005,26(2):69-72.XuSY,ZhuLZ,WangDJ.Dynamicsimulationandevolvementmodelformicroscopicremainingoil[J].ActaPetroleiSinica,2005,26(2):69-72.(inChinese).[5]张顺康,陈月明,侯健,等.岩心CT微观驱替实验的图像处理研究[J].大庆石油地质与开发,2007,(1):10-12.ZhangSK,ChenYM,HouJ,etal.ImageprocessingforCTmicroscopiccorefloodingexperiments[J].DaqingPetroleumGeologyandDevelopment,2007,(1):10-12.(inChinese).[6]冷振鹏,吕伟峰,张祖波,等.基于CT扫描测定低渗岩心相对渗透率曲线的方法[J].特种油气藏,2013,20(1):118-121.LengZP,LvWF,ZhangZB,etal.MethodsofmeasuringrelativepermeabilitycurveswithlowpermeabilitycorebasedonCTscanning[J].SpecialOilandGasReservoirs,2013,20(1):118-121.(inChinese).[7]盛强,施晓乐,刘维甫,等.岩心CT三维成像与多相驱替分析系统[J].CT理论与应用研究,2005,14(3):8-12.ShengQ,ShiXL,LiuWF,etal.3DimagingCTandmulti-phasedriving-substituteanalyticalsystemforrock-coreandoil[J].CTTheoryandApplication.2005,14(3):8-12.(inChinese).[8]岳湘安,张立娟,刘中春,等.聚合物溶液在油藏孔隙中的流动及微观驱油机理[J].油气地质与采收率,2002,9(3):4-6.YueXA,ZhangLJ,LiuZC,etal.Viscoelasticflowandmicroscopicdisplacementmechanismofpolymersolutioninreservoirpores[J].PetroleumGeologyandRecoveryEfficiency,2002,9(3):4-6.(inChinese).[9]夏惠芬,王德民,刘中春,等.粘弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的机理研究[J].石油学报,2001,22(4):60-65.XiaHF,WangDM,LiuZC,etal.Stuyonthemechanismofpolymersolutionwithvisco-elasticbehaviorincreasingmicroscopicoildisplacementefficiency[J].ActaPetroleiSinica,2001,22(4):60-65.(inChinese).[10]何建华,张树林.高含水期微观剩余油分布研究[J].石油天然气学报:江汉石油学院学报,2006,28(4):340-344.HeJH,ZhangSL.Microscopicresidualoildistributionofhighwater[J].JournalofJianghanPetroleumInstitute,2006,28(4):340-344.(inChinese).CT理论与应用研究24卷56ApplicationCTScanningTechnologyAnalysisMicro-floodingExperimentsandtheResidualOilCAOYong-na(Collegeofgeosciences,ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China)Abstract:CTscantechnologynotonlycanrebuildthedistributionimagesofmicroscopicremainingoilindifferentfloodingstages,butalsocancalculatecores’porosityandoilsaturationbyCTvaluethatcanbeconvertedbyX-rayattenuationcoefficient,thusrealizequantitativecharacterizationofthecores’inhomogeneousandmicroscopicremainingoildistributionindifferentfloodingstagesduringtheperiodofeachfloodingexperiment.Theconclusionfromanalysiscanbegotthatthesemicroscopicresidualoilcanbeexchangedquantitativelyindifferentfloodingstages.Keywords:CTScanning;oilsaturation;residualoil;Inhomogeneous;floodingexperiment作者简介:曹永娜(1977-),女,中国石油大学(北京)石油地质专业博士后科研人员,主要研究方向为油藏描述及储层三维精细地质建模,Tel:13810015123,E-mail:caoyongna@gmail.com。
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