CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方法

摘要

本发明提供CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方法，所述方法包括：提供该储层中的新鲜岩心样品；对该岩心进行CT扫描，获取二维切片图像；以灰度等级将致密油、水、岩石颗粒及孔隙判别出来，将二维切片图像数字重建得到三维图像；将所述致密油分为不同赋存状态，并对每种赋存状态的致密油的体积进行统计，分析每种赋存状态的致密油的体积或质量。所述方法能够定量分析微纳米孔喉中致密油的微观赋存状态。

说明书

技术领域

本发明涉及CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方法，属于石油开 采技术领域。

背景技术

国内外石油地质领域致密油赋存状态的研究主要是针对宏观致密油藏油水关系 等方面，对于微纳米孔喉中致密油的微观赋存状态及其研究方法等方面未查阅到相关 文献。虽然目前国内外在开发领域对储层中宏观及微观剩余油做过大量探索，但都没 有在微观赋存方面做出系统研究与探索。在宏观剩余油研究方面，主要是利用测井、 地震、电磁、数值模拟等方法针对储层中致密油的宏观分布做出观察与预测。在微观 剩余油研究方面，研究方法有含油薄片分析法、微观物理模拟法和数值模拟法。含油 薄片分析是通过分析密闭取心含油岩心薄片来观察分析剩余油分布形态，但只能观察 到平面的、局部的剩余油分布特征；微观物理模拟法是先把天然岩心铸体薄片的孔隙 系统精密地光刻到平面玻璃上，制成微观仿真模型后再借助显微镜放大在孔隙水平上 考察水驱油过程中油水分布规律，但该方法忽略了填隙物对剩余油分布的影响；数值 模拟法则是运用模型化的网络来替代孔隙介质内复杂的孔隙空间，在微观水平进行随 机模拟来研究孔隙介质中的渗流规律，虽然具有可重复性、可控制性的特点，但存在 较大不确定性。

综上所述，本领域亟需一种测试储层中致密油赋存状态的方法，以利致密油层的 开发。

发明内容

本发明的目的在于提供一种CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方 法，所述方法能够定量分析微纳米孔喉中致密油的微观赋存状态。

本发明的另一目的在于提供一种致密油的开采方法，所述方法包括利用所述的 CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方法对储层的致密油进行分析。

为此，本发明提供一种CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的方法， 所述方法包括：

(1)提供该储层中的新鲜岩心样品；

(2)对该新鲜岩心样品进行微米CT扫描或纳米CT扫描，获取二维切片图像；

(3)以灰度等级将致密油、水、岩石颗粒及孔隙判别出来，将二维切片图像数 字重建得到三维图像；

(4)将所述致密油分为不同赋存状态，并对每种赋存状态的致密油的体积进行 统计，分析每种赋存状态的致密油的体积或质量。

本发明方法中CT扫描分析原理是在真空管中被加热的灯丝发出电子，电子被加 速后飞向阳极，在某些情况下，穿过阳极的电子进入一个磁透镜，该磁透镜将电子束 聚焦到靶的一点。靶是由镀有钨层的轻金属板组成，同时轻金属板也是X射线的发 射窗口(发射式管)。电子在钨靶上被突然减速，就产生了X射线。焦点就代表着一 个非常小的X射线源，它能使图像具有最清晰的微米级或纳米级分辨率。CT扫描可 对同一样品进行微米或纳米CT的多尺度扫描成像，获得岩心二维灰度图像，通过岩 石内部各成像单元的密度差异以不同灰度等级将岩石颗粒、孔隙、石油及水等判别出 来，并将二维切片图像重建便得到最终的三维数字岩心体，可以将岩石内部的微观孔 隙特征等可视化地、真实地反映出来。采用微米或纳米CT扫描技术可以分析致密油 在微观孔隙中的赋存状态。

本发明所述“每种赋存状态的致密油的质量”可根据统计得到的每种赋存状态的 致密油的体积与致密油的密度相乘得到。

本发明开辟了一种全新的微观剩余油的分析方法，该方法可观察到三维、立体的 剩余油分布特征，有效克服了较含油薄片仅能观察到平面的、局部的剩余油分布的缺 陷；同时由于不对岩心样品破坏，充分考虑了填隙物对剩余油分布的影响；与数值模 拟法相比，其确定性很高。另外，本发明所述方法可定量分析微纳米孔喉中致密油的 微观赋存状态。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，在步骤(1)后还包括对所 述新鲜岩心样品进行封蜡处理；优选地，封蜡处理时包裹在新鲜岩心样品表面的蜡层 厚度小于等于1mm。具体实施可参照本领域常规的技术手段进行操作，例如可将短 岩心放入融化的蜡浆里进行密封包裹，以防止岩心柱中的致密油及水分在CT扫描过 程中散失，但蜡层厚度不宜超过1mm。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，所述新鲜岩心样品为采用密 闭取芯取得的。采用密闭取心以阻止泥浆侵染岩心，防止新鲜岩心样品中的致密油及 水分散失，影响样品的分析结果。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，所述新鲜岩心样品为岩心圆 柱，其直径×长度为0.1～2.5cm×0.1～1cm。例如可为2.5cm×1cm、0.1cm×0.5cm，当研 究精度需要达到纳米级别，岩心柱需要选择0.1cm～0.3cm×0.5cm～1cm及更小尺寸的岩 心柱。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，所述储层为鄂尔多斯盆地长 7致密油储层；所述以灰度等级将致密油、水、岩石颗粒及孔隙判别出来是将所得新 鲜岩心样品的二维切片图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为 3480～5000，孔隙中的水灰度值为3380～3480，致密油灰度值为3240～3380，孔隙(空 气)的灰度值为0～3240。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，在步骤(3)中利用phoenix datos/x图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图像。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，在步骤(3)中得到所述三 维图像后，利用VGStudioMAX软件对三维图像进行内部成分和几何结构进行分析， 进一步将所得新鲜岩心样品中的致密油、水、岩石颗粒及孔隙判别出来。

根据本发明的具体实施方案，在本发明所述方法中，根据致密油在所述新鲜岩心 样品中的位置将致密油分为乳状油、簇状油、喉道状油、颗粒状油、薄膜状油和孤立 状油。

具体如下表所示，其中乳状油、簇状油和喉道状油三种状态的赋存位置为粒间， 颗粒状油和薄膜状油两种状态的赋存位置为粒表，粒内主要为孤立状油赋存状态。

根据本发明的具体实施方案，所述方法包括：

(a)提供鄂尔多斯盆地长7致密油储层中新鲜的岩心，在该岩心中钻取直径× 长度为0.1～2.5cm×0.1～1cm的岩心圆柱，优选地，钻取直径×长度为 0.1cm～0.3cm×0.5cm～1cm的岩心圆柱；并将所得岩心圆柱进行封蜡处理；优选地，封 蜡处理时包裹在岩心圆柱表面的蜡层厚度小于等于1mm；

(b)将步骤(a)中岩心圆柱进行微米CT扫描或纳米CT扫描，获取二维切片 图像；

(c)将二维切片图像中的灰度值定义为0～5000，则岩石颗粒灰度值为3480～5000， 孔隙中的水灰度值为3380～3480，致密油灰度值为3240～3380，孔隙的灰度值为 0～3240，将致密油、水、岩石颗粒及孔隙判别出来，利用phoenixdatos/x图像重建软 件将所得的二维切片图像重建得到三维图像；利用VGStudioMAX软件对三维图像进 行内部成分和几何结构进行分析，进一步将所得新鲜岩心样品中的致密油、水、岩石 颗粒及孔隙判别出来；

(d)根据致密油在所述岩心圆柱中的位置将致密油分为乳状油、簇状油、喉道 状油、颗粒状油、薄膜状油和孤立状油，并对每种赋存状态的致密油的体积进行统计， 定量分析每种赋存状态的致密油。

另一方面，本发明提供一种致密油的开采方法，所述方法包括利用本发明所述的 方法对待开采储层的不同赋存状态的致密油进行分析。

综上所述，本发明提供了一种CT定量、三维可视化测试储层致密油赋存状态的 方法，所述方法能够定量分析微纳米孔喉中致密油的微观赋存状态。

附图说明

图1A为实施例1所得二维切片图像；

图1B为图1A去掉岩石颗粒后的二维切片图像；

图2为实施例1致密油赋存状态分类图；图中(a)为乳状油，(b)为簇状油， (c)为喉道状油，(d)为颗粒状油，(e)薄膜状油，(f)孤立状油；

图3为实施例1各赋存状态的致密油占比直方图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合具体实施 例及附图对本发明的技术方案进行以下详细说明，应理解这些实例仅用于说明本发明 而不用于限制本发明的范围。

本实施例采用型号为Phoenixnanotomm纳米CT扫描仪，其最大管电压：180kV； 输出功率：15W；几何放大倍率：1.5-300倍；最大扫描样品尺寸：250mm×240mm； 最大扫描样品重量：3kg；探测器像素尺寸：100μm；像素数量:3072×2400。

实施例1

选取鄂尔多斯盆地长7致密油储层的岩心。岩心须密闭取心。在岩心中钻取0.3cm ×1cm尺寸的短岩心柱；将短岩心柱放入融化的蜡浆里进行密封包裹，以防止岩心柱 中的致密油及水分在CT扫描过程中散失，但蜡层厚度不宜超过1mm。岩心柱进行封 蜡处理后使用纳米CT无损检测仪器对岩心柱进行CT扫描，通过X射线管的射线发 射、机械转台的旋转以及探测器的信号接收获取岩心柱360°的二维切片图像，其工 作基本原理是射线从射线管发射之后，经过被测物体，由于被测物体材料、密度和厚 度的关系，射线会有不同程度的衰减，探测器接受射线信号，根据衰减度进行成像。 因为岩石中矿物颗粒、孔隙中的致密油和水的密度不同，在二维切片图像中的灰度值 有所差异，以鄂尔多斯盆地长7致密油储层为例，将岩石样品二维切片图像中的灰度 值定义为0-5000，岩石矿物颗粒灰度值介于3480-5000，孔隙中的水灰度值为 3380-3480，致密油灰度值为3240-3380，孔隙(空气)的灰度值为0-3240，所得二维 切片图像如图1A及图1B所示，图1A中灰白色部分代表岩石颗粒，红色代表致密油， 蓝色代表水，图1B为去掉岩石颗粒后的二维切片图像。得到岩石样品的二维切片后， 首先利用phoenixdatos/x2.0等图像重建软件将所得的二维切片图像重建得到三维图 景；然后再利用VGStudioMAX等软件对三维图景进行内部成分和几何结构相关的 分析，其原理是利用透明度和明暗度的差异，将岩石样品中致密油、水、岩石颗粒及 孔隙在三维图景中判别出来；最后根据图像上致密油所呈现的空间结构形态，并利用 软件处理所得的多项数据，将储层中致密油分为多种赋存状态，按致密油在储层中的 赋存位置将储层中致密油分为6种赋存状态，如图2所示，图2中(a)～(f)分别 代表乳状油、簇状油、喉道状油、颗粒状油、薄膜状油和孤立状油。乳状油、簇状油、 喉道状油为粒间赋存；颗粒状油、薄膜状油为粒表赋存；孤立状油为粒内赋存。乳状 致密油即呈油水混合状的致密油，主要赋存位置为粒间孔和较大的溶蚀孔隙；簇状致 密油呈团簇状，赋存位置也主要为粒间孔和较大的溶蚀孔隙；喉道状致密油呈长条状 及扁平状，赋存位置主要为孔隙间的喉道；颗粒状致密油呈颗粒状吸附在矿物、颗粒 表面，赋存位置主要为粘土矿物及颗粒表面，与簇状致密油相比，其体积较小；薄膜 状致密油呈薄膜状吸附在颗粒表面，赋存位置主要为矿物颗粒表面；孤立状致密油呈 斑点状、孤岛状附着在微孔内，赋存位置主要为溶蚀微孔及晶间孔等纳米级孔隙，连 通性差。

分别对每种赋存状态的致密油的体积进行统计，并利用每种赋存状态的致密油的 体积与致密油的密度相乘得到每种赋存状态的致密油的质量，所得结果如图3所示， 图中乳状致密油含量最高，占比35.9％，其次为薄膜状占比35.1％，簇状占比13.2％， 颗粒状占比8.4％，孤立状占比2.6％，喉道状最少，占比2.3％。对每种赋存状态的致 密油进行累计分析，以得到储层中致密油的含油饱和度。通过测试分析，CT获得含 油饱和度为46.03％。

最后说明的是：以上实施例仅用于说明本发明的实施过程和特点，而非限制本发 明的技术方案，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人 员应当理解：依然可以对本发明进行修改或者等同替换，而不脱离本发明的精神和范 围的任何修改或局部替换，均应涵盖在本发明的保护范围当中。