水驱后残余油分布成像实验方法研究.docx
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水驱后残余油分布成像实验方法研究
水驱后残余油分布成像实验方法研究
院系哈尔滨石油学院
专业石油工程系
导师马文国
学生谢晓岳
学号201101140108
摘要
本分主要针对水驱后地下油层岩心的残余油成像做研究。
通过核磁共振成像技术、CT成像技术、电镜扫面成像和荧光分析法来对水驱后残余油在岩心中的分布成像方法做研究。
首先对水驱对储层的影响作分析,随后阐述残余油的概念了解区分什么是残余油,并对残余油的分布做研究,大致分为油藏数值模拟法和微观数值模拟法。
然后对核磁共振技术成像、CT成像、电镜扫描成像和荧光分析法这四种成像方法做研究。
了解每种成像方法的原理和适用性。
紧接着进行实验,通过实验过程的研究和对呈现结果的分析来找出最佳的实验方案。
实验表明,应用核磁共振技术模拟驱替过程中岩心内残余油的分布变化,并结合荧光分析法对岩心残余油分布进行成像,能够形象准确的反映出水驱过程和水驱后残余油的分布。
关键词:
残余油;CT成像;荧光分析;水驱;核磁共振技术成像
Abstract
Thisresearchmainlyforresidualoilreservoircoreimagingafterwaterflooding. Theimagingmethodofresidualoilintherockafterwaterfloodingisstudiedbynuclearmagneticresonanceimaging,CTimagingandfluorescenceanalysis.. Firstonthewaterfloodingeffectonreservoiranalysis,thenexplainstheconceptofresidualoillearntodistinguishbetweenwhatistheresidualoil,anddoresearchonresidualoildistributionanddividedforreservoirnumericalsimulationmethodandmicroscopicnumericalsimulationmethod. Then,fourimagingmethods,suchasmagneticresonanceimaging,CTimaging,electronmicroscopyimagingandfluorescenceanalysis,werestudied.Tounderstandtheprincipleandapplicabilityofeachimagingmethod. Theexperimentwascarriedout,andtheresultswereanalyzedtofindthebestexperimentalplan. Experimentalresultsshowthattheapplicationofnuclearmagneticresonance(NMR)simulationdisplacementprocessinthecoreofresidualoildistributionchanges,andcombinedwithfluorescenceanalysisimagingthedistributionoftheresidualoilinthecore,toimageaccuratelyreflectthewaterfloodingprocessofwaterdisplacementandresidualoildistribution.
Keywords:
Residualoil;CTimaging;fluorescenceanalysis;waterflooding;Magneticresanonceimaging
目录
第1章前言1
1.1引言1
1.2概述1
第2章水驱影响与残余油分布研究2
2.1水驱对储层的影响2
2.2残余油的概念界定及详细分类3
2.3残余油分布研究4
2.4微观模拟模型5
第3章实验的准备及实验原理9
3.1实验岩心规格9
3.2实验设备9
3.3实验药品9
3.4利用核磁共振技术成像研究水驱后残余油分布的实验原理9
3.5利用CT成像技术研究水驱后残余油分布成像的实验原理11
3.6利用荧光分析法成像分析残余油分布的实验原理13
3.7利用电镜扫描成像分析水驱后残余油分布的实验原理15
第4章实验部分16
4.1用核磁共振成像技术观察水驱后岩心中残余油的分布16
4.2用CT成像技术观察模拟水驱过程中岩心的变化16
4.3利用电镜扫描成像法分析岩心中残余油的分布17
4.4利用荧光分析法成像分析水驱后岩心中残余油的分布17
第5章实验分析18
5.1分析每个实验的优点与不足18
结论20
参考文献21
致谢22
第1章前言
1.1引言
目前,我国的油田开发已进入了新的开采阶段,随着油田开采时间的增加,油井含水率不断上升,产油量也逐渐下降。
为了进一步保持石油开采速度和提高采收率,我们需要对注水开采过程中与注水开采后储层岩石残余油的分布进行分析,残余油的成像也就成了重点。
本文就是通过对几种不同的成像方法进行对比研究的。
1.2概述
本文通过讲述水驱过程和现在残余油分布的研究理论入手,通过对水驱对储层的影响和残余油的概念、分类、分布、微观模拟研究的学习,进行试验方法研究的。
对比核磁共振成像技术、CT成像技术、电镜扫描成像技术和荧光分析法对水驱后储层岩心中残余油的分布进行成像研究,水驱过程中各阶段的岩心成像分析用核磁共振成像和CT成像进行成像,用扫描电镜和荧光分析法对最终水驱后的岩心进行成像观察残余油的分布。
通过对比试验中各种方法的优点也缺点找出更适合的水驱后残余油分布的成像方法。
第2章水驱影响与残余油分布研究
2.1水驱对储层的影响
水驱过程中储层孔隙结构的变化:
储集层流体存储于岩石颗粒之间的孔隙喉道(裂缝)系统中。
水和油的交换就是在系统中连通部分进行的。
中喉道的大小决定了渗流能力的大小这种复杂的网络状孔隙空间系统具有着大小不一形状相异的孔隙喉道或缝洞并由它们串联或并联交织的特点在一起的特点。
因此这种复杂的孔隙空间结构是影响水驱油效率和渗流规律的重要因素之一。
注水的目的就是为了增加地层压力从而实现增加产量的目的要想获得较高的采收率就必享弄清楚储层微观孔隙结构与水驱油效率的紧密联系,研究分析长期注水对油层孔隙结的影响对今如何定相措施,对提高采收率着䟽要的指导作用。
水驱过程中储层渗透率的变化:
根据渗流力学的达西定律,对于物性各异的储层,在相同的注水条件下高渗透的地层所具有的流动阻力小,因此注入水首先沿高渗透带突进,地层微粒和粘土矿物膨胀、剥落并迁移使孔喉半径增加,水驱后储层孔喉半径增加,形成大孔道,并引起孔隙度、渗透率增加;而低渗段粘土矿物发生水化、膨胀,因为渗透阻力大,低渗段更容易发生储层的速敏反应,颗粒运移移困难;此时由于被溶蚀的粘土矿物和颗粒微粒易发生运移,容易堵塞细小孔喉,造成孔部位的储层结构变差使孔喉半径降低,孔隙度和渗透率降低,这种变化特征刚好增加了储层层内的非均质性。
水驱过程中岩石润湿性的变化:
经历长期的注水开发之后,由于注入水的作用,包括水化、溶蚀、运移等作用,导致使原始油层的润湿性发生重要改。
润湿性是岩石与流体间相互作用的重要特征,同时也是研究外来工作液注入油层的的基础。
在油田注水开发时,岩石的润湿性会对水驱油过程产生重要的影响。
同样长期的水驱过程会使岩石的润湿性发生改。
通过了解岩石的润湿性可以准确判断井下水驱油的情况和水淹情况,同时也可以进一步分析注水开发过程中的水洗油能力。
2.2残余油的概念界定及详细分类
由于剩余油问题的复杂性、剩余油检测认识的困难性和剩余油研究方法的多样性,导致在剩余油研究领域存在一些含混模糊的概念,比如“剩余油”、“残余油”、“剩留油”等。
剩余油一词,就其中文含义来说,是十分明确的,剩余油就是已投入开发的油层、油藏或油田中尚未采出的石油。
但在油田开发界,对剩余油的定义确有不同意见。
为了全面、深入地理解这一问题,现在对有关的基本概念集中阐述,以便进行区别、界定。
(1)地质储量
人们常说的地质储量,指的是油藏或油层在原始条件下(从未被开采)所拥有的工业油气数量。
因为地下油层与油层中的孔隙以及其中的油气的状况和其分布的均匀问题十分复杂,其确切数量很难弄清,所以我们所说的油气地质储量,只是人们在一定勘探开发中掌握足够的勘探资料后对油藏及其油气数量的认识水平。
随着对油田开发的逐步深入,这种认识水平将逐渐接近地下油藏的客观实际。
(2)可采储量
人们所说的可采储量,是指在现代经济技术条件下可以开采出的油气数量。
在油藏开没有结束之前,可采储量都是通过多种方法进行预测估算的,多数情况下是在制作油田开发方案、调整方案或编写储量研究报告时所预测估计的。
它与油藏开发结束时所采出的原油总量(实际最终采油量)是两个概念,并且在数量上通常有很大差异。
(3)束缚油
人们在油田开发中不经常使用束缚油这一概念,但束缚油的含义是明确的,束缚油是指在岩石表面上紧密附着的和狭小的孔隙、裂缝中通常不可流动、无法采出的石油。
束缚水同束缚油有着相似的物理状态,但他们是如何共同存在于岩石孔隙中的问题,这方面的研究目前还没有给出定论。
束缚油可能主要以吸附的形式附着在亲油岩石的颗粒表面,所以通常处于不能流动的状态。
(4)残余油
目前我们所熟知的残余油有两种概念。
①指实验室中岩心水驱油试验时,经过长时间高孔隙体积倍数的水洗后仍留在岩心中的石油;
②指油田开发结束时仍未被开采出的石油。
由于岩心体积比实际油藏小得多,以及在现有技术下对油藏的开采不可能以如此大倍数的油藏孔隙体积的注水量进行水洗,所以实际油藏开采结束时,无论在平面上或是在剖面上,都会存在一定数量的没有被水洗和水洗不充分的油层。
而油田开发结束时仍未被开采出的石油的数量,将比实验岩心中残余油概念所包括的数量高出很多。
实际上,实验室岩心中残余油概念比较接近束缚油的概念,但它又不是束缚油,因为室内水驱油结束时,岩心中仍然存在可动油,可以通过改变岩心水洗方向进行驱出。
显然,油田开采结束时仍未被开采出的石油与实验岩心中的残余油概念相去甚远。
但在研究油田开时,这两种残余油概念可随意使用,很少有人进行严格区别。
石油在岩石微观孔隙中,实际状态与所处的位置,取决于储层的性质,比如孔隙结构和岩石润湿性。
对于亲水岩石,由于水能很好地润湿岩石,所以靠近岩石表面一定是水,油只能存在于孔隙中间,或为珠滴状被卡住,或呈绳索状为条带,如①②③所示。
实验已经证明,孔隙的高孔喉比造成了急变所形成的油珠,可以占据整个孔隙体积,高孔喉比会导致较高的残余油饱和度。
对于亲油岩石,由于油对岩石的润湿能力大于水,因此残余油会贴附在岩石颗粒表面,形成油膜或悬垂环状,如④所示。
当油较粘稠,有时在水湿孔隙中会形成簇状油块,如⑤所示。
1孤岛状②珠状(或滴状)③索状
④悬垂环状⑤簇状油块
图1-1残余油状态分布
2.3残余油分布研究
油藏数值模拟:
目前油藏数值模拟技术是一项可以定量描述储层中剩余油分布及可视化的技术,该技术现已发展成熟。
数值模拟技术是以储集层地质的进一步认识和对油藏的精细描述为基础的研究,使用动态资料与动态分析为依据并结合除此之外的部分油藏研究方法,其立足点是渗流理论方程和其对应的数值解法,通过计算机软件模拟的方法来实现开过程的历史再现,从而进一步的对未来会出现的动态进行综合分析并做预测。
通过油藏数值模拟可以使研究人员客观地描述出地下流体的运动及其变化规律,从而准确的描述出剩余油的三维分布,并对剩余油的富集区域做预测。
尽管从20世纪中期以来,油藏数值模拟技术始终被海内外学者大量使用在对油藏开发过程的再现及其对剩余油分布的预测中,但实际油藏的情况仍与模拟出的情况存在一定差距,没有很好的体现出研究人员所期望的结果。
通过现阶段油藏数值模拟的研究发展现状来看,数值模拟技术从建立数学模型、找出求解方法、模拟结果的显示等方面已经趋于成熟,可以适应各种类型油田开发的需要,但仍有问题需要解决,目前需要解决的主要问题体现在油藏数值模拟技术同其所需要的学科技术的协调方面。
(1)数值模拟的运算能力和对储层精细描述的需求的矛盾。
其中上世纪末提出的对油藏储集层进行三维地质建模就是公认的油藏描述技术中比较先进的一种方法。
该技术能够给出油藏数值模拟所需要的定量且真实反映储层参数在空间的相互影响、分布及非均质性。
储层三维地质建模一般能够为油藏数值模拟提供数十万到百万级不等的网格节点,然而针对目前于计算机的速度和存储量发展的不足,常规油藏数值模拟一般只能进行几万个节点的模拟运算,虽然有的学者提出了各种网格粗化的方法,但是对网格的粗化就会造成参数的不准确;而且网格粗化后其步长增加,常常会达到几十米甚至更多,因此会造成如“微构造”这样对剩余油分布具有重要影响的地质条件在数模模型中得不到真确可靠的描述,同样以高含水期剩余油“精细预测”为目标的数值模拟研究也就失去其价值。
所以得出结论储层地质模型的精细化与模拟运算能力之间的矛盾是目前急于需要解决的。
但矛盾的实质在于计算机运算能力不能满足精细数值模拟的要求。
(2)数值模拟与流动单元结合不够。
油藏表征主要就体现在流动单元上,能够做到对储集体内部流体渗流规律相似相带的划分,同种流动单元内部流体渗流规律相似。
但数值模拟研究认为一个数值模拟网格内部的储层物性相同,原因是满足同一渗流方程,所以二者具有一定的相似之处。
众多研究表明在流动单元与数值模拟相结合的研究上还不够深入,目前仍没有系统的研究方法。
(3)数值模拟拟合调参依据不足历史拟合调参是其研究的重要部分。
因为拟合结果与实际不符,所以数值模拟结果一定不正确。
然而拟合结果与实际相符时,模拟结果也不一定正确,只有实际地层物性特征与地质模型的参数调整一致或接近,所得到的数值模拟的结果才能正确反映油藏开发历史。
而将经过很多年开发后的油藏用恒定不变的数值模拟模型来进行模拟这肯定是没有说服力的。
2.4微观模拟模型
毛细管束模型是1949年Purcell创立的,此模型是模拟孔隙中流体的流通特性的,但他具有局限性不能研究相对复杂的孔隙结构体系。
而真正意义上的孔隙网络模型是1956年由科学家Fatt所提出的。
应用了电路网络型的二维网络模型,该模型使用毛细管半径各不相同。
在网络中,这些毛细管的数量和分布方式都是随机的。
Fatt通过这个模型进行了网络毛管压力和相对渗透率等方面的模拟研究,研究后他发现毛细管束模型能够很好地预测岩石的宏观性质。
有了这个先河往后的科学家们也提出了很多其他的模型。
目前人们认为比较可靠的是:
球形颗粒堆积模型、毛管模型、网络模型和格子模型。
(1)毛管模型
在众多微观模型研究人员率先广泛应用的是毛管模型,该模型的模拟思想是用一束毛管来模拟储层岩石中的孔隙空间。
毛管模型可以更形象的解释毛管力曲线,然而存在极端的各向异性的问题,只能在沿着毛管力的方向上才可以渗透,其他方向都不可渗透。
图2-1毛管模型
(2)球形颗粒堆积模型
球形颗粒堆积模型是用规定直径的球形颗粒遵照一定的方式堆积起来的方法来模拟储层岩石孔隙空间的,因为该模型具有操作繁琐不易观察的缺点所以在实际中应用不多。
图2-2球形颗粒堆积模型
(3)格子模型
格子模型是一种源于物理学中分子布朗运动的模型。
该模型是一种采用简单的微观模型来模拟流体宏观行为的计算机模拟方法。
这一模型可分为两种:
一种是格子气自动机法另一种是格子波尔兹曼法。
可是格子波尔兹曼法是通过对格子气自动机法研究改善发展出来的新方法。
1985年美国的LosAlamos国家实验室首次进行流体力学的格子模拟以来,我国的研究人员也对此进行了广泛深入的研究,中科院渗流所和力学研究所就是用格子法对气体渗流的Klinkenberg滑脱效应与油水两相相对渗透率曲线进行研究的。
图2-3格子模型
(4)网络模型
网络模型是一种将孔隙介质内复杂的孔隙空间用模型化的网络来替代的方法,该模型由喉道和与其相连的孔隙构成,喉道用以表示狭长孔隙空间,孔隙则喉道相接处的较大的孔隙空间。
在该模型中用理想的几何形状来表示喉道以及孔隙,而且给与其设定了相应的几何参数,并用配位数来描述空隙之间的连通状况。
通过渗流过程与网路模型相结合的研究就可以模拟出流体的流动规律。
渗流过程通常分为两大类:
润湿相驱替非润湿相的吸液过程和非湿润相驱替湿润相的排液过程。
研究油藏的形成过程需要应用模拟排液过程,而研究水驱以及其他采油过程中的特征与规律则需要模拟吸液过程。
图2-4网络模型
综上所述残余油的分布研究离不开对储层的渗流模拟,可是模拟毕竟是存在不可知差异的,所以对地下岩心的直接观察就尤为重要了,因为岩心的孔隙结构,岩心内流体的流动规律及特性一般情况下是可以代表其储层的,所以对岩心的成像分析就尤为重要了。
第3章实验的准备及实验原理
3.1实验岩心规格
实验岩心为大庆高渗透储集层岩心,气测渗透率为905×10-3um2,孔隙度为29%.原油粘度10mPa·s,地层水粘度0.9mPa·s,忽略岩心孔隙流体压力变化产生的应力敏感特性,岩心的孔隙结构不发生变化,只是孔隙内含油饱和度发生变化。
3.2实验设备
碳纤维岩心夹持器
恒温箱
驱油泵
实验室用CT扫描机
岩心实验室核磁共振成像分析仪
小型显微成像光谱仪
扫描电子显微镜(SEM)
中间容器及其他辅助设备
3.3实验药品
煤油
蒸馏水
3.4利用核磁共振技术成像研究水驱后残余油分布的实验原理
当岩心样品置于均匀静磁场时,岩心中流体富含的氢原子核1H与磁场之间发生相互作用,产生磁化矢量。
此时在垂直于静磁场方向对岩心样品发射1H拉摩尔频率的射频脉冲就会产生核磁共振信号,核磁共振信号包含有频率、相位和振幅的信息,核磁共振成像是在静磁场上迭加一个梯度磁场,从而建立NMR信号的共振频率与核所处位置的关系,再利用快速傅里叶变换、图像重建等技术,获取核磁共振图像[1]。
表示核磁共振图像信号的分别叫做纵向弛豫时间
(ms)图像和横向弛豫时间
(ms)图像,
图像测量费时,核磁共振岩心分析通常测量
图像,用
图像脉冲序列获取不同回波时间系列
图像,利用不同回波时间系列
图像计算质子密度图像,根据获取
图像、质子密度图像可以得到孔隙度、渗透率、可动流体百分数等油层物理信息。
即
(3-1)
式中
—单位孔道内流体的核磁共振弛豫时间,反映岩石孔隙内比面的大小,与孔隙半径成正比;
P—岩石表面弛豫强度常数;
—孔隙的比面;
储层岩石的多孔介质是由S(i)大小不一的孔隙所组成的,存在多种指数衰减信号,总的核磁弛豫信号S(i)是大小不一的孔隙核磁弛豫信号所叠加的结果:
(3-2)
式中
—第i类孔隙的
弛豫时间;
—弛豫时间为
的孔隙所占的比例;
所对应的岩石多孔介质内孔隙比面
或孔隙半径(r)的分布比。
在获取
衰减信号叠加曲线后,反演计算出不同弛豫时间
的流体所占的份额,即所谓的
弛豫时间。
核磁共振成像可以得到岩样横断面﹑矢状面﹑冠状面图像和三维图像。
图像信号表示在岩心空间内部的分布,图像越亮,代表岩心疏松,饱和度越高,反之代表岩心致密,孔隙度、饱和度越低。
核磁共振图像技术检测的对象是岩样(岩心、岩屑及井壁取心等)孔隙内流体,而储层岩样中的水与轻油具有不同的纵向弛豫时间
,且相差很大,水的纵向弛豫时间
小于轻油的纵向弛豫时间
,因此在核磁共振图像脉冲序列中选择长恢复时间,而岩样中的水与轻油纵向磁化矢量完全恢复,所以采集的图像信号是岩心中轻油、水分布的图像信号,选择短恢复时间,由于水的纵向磁化矢量全部恢复,而轻油的纵向磁化矢量只有很小一部分恢复,所以采集的图像信号岩心中全部水分布的图像信号和很小一部分油分布的图像信号,两幅图像相减,消除了图像中水的信号,得到图像中油的信号,即“差像法”核磁共振图像计算油、水饱和度的方法是:
首先计算岩心中油、水分布图像信号,然后再计算岩心中油分布图像信号和水分布图像信号,用油分布图像信号和水分布图像信号分别除以油、水分布图像信号,即可分别得到岩心中油、水饱和度。
图3-1是含有裂缝灰岩油、水饱和度冠状面图像,图3-1(a)显示岩心残余油与水分布图像,图3-1(b)显示岩心中水的分布图像,图3-1(c)是计算得到岩心内原油的分布图像。
核磁共振图像不仅能够给出岩心总孔隙度,渗透率物性参数,而且能够给出岩心孔隙度,渗透率分布信息。
(a)(b)(c)
图3-1不同岩心残余油分布图
3.5利用CT成像技术研究水驱后残余油分布成像的实验原理
石油工程师于20世纪80年代初开始应用医用CT技术进行岩心分析。
目前,CT技术在石油勘探开发和其他领域中的应用主要包括:
油层物理特性检测与分析,岩心微观孔隙结构分析,少数特别岩性岩心孔洞及其裂缝的分布研究,对岩心的驱替特性及残余油分布规律的研究,提高石油采收率机理与工业无损检测及辅助病理诊断等。
CT技术的基本原理:
该原理的立足点是被扫描物体的密度,通常在使用CT技术来测定岩石和流体特性时,实验中需要测定的只有线性衰减系数这一种特性。
运用CT技术进行扫描时,样品是被X信号源不断围绕旋转的,对于一个固定的横剖面来说在不同角度测量得到的穿过样品的X射线的强度是有所不同的。
这就使CT能在单个横剖面上的u值进行空间析像。
通过不同强度的资料对样品二维横剖面进行重新构建,然后再把一系列二维剖面叠加在一起构成样品的三维图像[2]。
利用SkyScan1172微焦点X射线计算机层析(CT)扫描仪,对天然岩心进行扫描,并进行三维重构和定量精细分析,通过对低渗透进行的成像实验,对直径2.0mm的岩心样品进行了微尺寸测量,在不损害样品内部结构的同时,扫描重构了岩心的孔隙结构,并结合室内流体实验,对不同压力下岩心样品孔隙结构变化规律进行了分析,空间分辨率能够达到0.8μm。
实验结果表明:
压力下降对岩心孔隙结构等数的影响较压力上升更为明显。
利用CT扫描技术能够对低渗透岩心孔隙结构参数进行定量分析,并且三维重构技术能够进行无损研究,应用CT扫描,进行干岩心和饱和地层水后饱和岩心进行扫描,分别得到。
(3-3)
(3-4)
将(3-4)减(3-3),得到应用饱和差值法计算孔隙度公式
(3-5)
式中
Hdry—饱和地层水前干岩心CT值;
Hgrain、Hair—分别为岩心骨架颗粒和空气的CT值;
Hwet—饱和地层水后湿岩心的CT值;Hwater——地层水的CT值。
应用CT扫描成像技术,对不同驱替时刻的岩心进行扫描,得到岩心CT值
(3-6)
将(3-6)减(3-4),得到含油饱和度计算公式
(3-7)
将(3-5)代入(3-7),得到含油饱和度计算公式
(3-8)
式中
Htwo-phase—水驱油某时刻岩心CT值;
Hoil—原油的CT值。
用CT技术扫描驱替过程中不同时刻的岩心,能够得到驱替过程中岩心含油饱和度的分
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