CN111208049B - 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 - Google Patents
一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111208049B CN111208049B CN202010082639.4A CN202010082639A CN111208049B CN 111208049 B CN111208049 B CN 111208049B CN 202010082639 A CN202010082639 A CN 202010082639A CN 111208049 B CN111208049 B CN 111208049B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core
- porosity
- imbibition
- dimensional model
- rock
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000005213 imbibition Methods 0.000 title claims abstract description 131
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 31
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims abstract description 112
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims abstract description 68
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 62
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 21
- 238000004590 computer program Methods 0.000 claims description 17
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Chemical compound O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000012153 distilled water Substances 0.000 claims description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 12
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 claims description 10
- 238000011161 development Methods 0.000 claims description 10
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 claims description 8
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 8
- 238000003672 processing method Methods 0.000 claims description 6
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000002791 soaking Methods 0.000 claims description 5
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 10
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 9
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 6
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 6
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 4
- 238000002591 computed tomography Methods 0.000 description 4
- 230000006870 function Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 4
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 2
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 238000009736 wetting Methods 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000010191 image analysis Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000005065 mining Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G01—MEASURING; TESTING
- G01N—INVESTIGATING OR ANALYSING MATERIALS BY DETERMINING THEIR CHEMICAL OR PHYSICAL PROPERTIES
- G01N15/00—Investigating characteristics of particles; Investigating permeability, pore-volume or surface-area of porous materials
- G01N15/08—Investigating permeability, pore-volume, or surface area of porous materials
- G01N15/088—Investigating volume, surface area, size or distribution of pores; Porosimetry
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Dispersion Chemistry (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Analytical Chemistry (AREA)
- Biochemistry (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Immunology (AREA)
- Pathology (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
本发明提供了一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置，其中，方法包括：测定岩心参数信息；对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。本发明能够从微观尺度评价致密岩心渗吸效率与岩心内部孔隙结构的关系，对正确认识致密砂岩渗吸规律与影响因素更具指导意义。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发领域，尤其涉及一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置。
背景技术
致密油开发在世界能源结构中的地位日益突出。对于低渗透或致密砂岩油藏，渗吸驱油是一种重要的开采机理，近年来在油田矿场开发中取得了显著的效果。渗吸是指在多孔介质中润湿相在毛管力作用下将非润湿相置换的行为。目前针对渗吸效果的评价研究，多为分析渗吸效率与岩石或流体宏观性质的关系，如阮迪等人(2019)研究了渗吸采油效率与原油粘度、注入水矿化度、温度、渗透率等参数的关系。但是，针对渗吸效率与岩石微观孔隙结构的关系的研究较少。在渗吸过程中，毛细管力起到至关重要的作用，微小孔喉处存在较高毛管压力，使水能够进入微小孔而排驱油，因此在微观孔隙尺度上评价致密砂岩渗吸效果是一个重要的研究方向。顾雅頔等人(2019)分析了孔隙结构特征对渗吸驱油效果的影响，但是该研究利用铸体薄片、扫描电镜等手段，主要着重分析岩石的局部特征，因此实验结果的代表性和可靠性存在不确定性。
发明内容
本发明用于解决现有技术中对致密砂岩渗吸效果的评价方法存在不准确及不全面的缺陷。为了解决上述技术问题，本发明的第一方面提供一种致密砂岩渗吸效果评价方法，包括：测定岩心参数信息；
对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；
根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；
根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；
分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
进一步实施例中，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。
进一步实施例中，根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线，包括：
根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心各扫描切片的孔隙度值；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
进一步实施例中，根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
进一步实施例中，根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率，包括：
将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，待岩心质量变化范围小于预定值时，根据岩心质量与岩心初始质量计算渗吸量；
根据渗吸量，利用如下公式计算岩心的渗吸效率：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
本发明的第二方面提供一种致密砂岩渗吸效果评价装置，包括：参数确定模块，用于测定岩心参数信息；
建模模块，用于对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；
孔隙度计算模块，用于根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
孔隙度变异系数计算模块，用于根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；
渗吸模块，用于根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；
分析模块，用于分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
进一步实施例中，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。
进一步实施例中，孔隙度计算模块根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线，包括：
根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心各扫描切片的孔隙度值；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
进一步实施例中，孔隙度变异系数计算模块根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
进一步实施例中，渗吸模块根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率，包括：
将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，待岩心质量变化范围小于预定值时，根据岩心质量与岩心初始质量计算渗吸量；
根据渗吸量，利用如下公式计算岩心的渗吸效率：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
本发明的第三方面提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述计算机程序时实现前述任一项所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
本发明的第四方面提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有执行计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述任一项所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
本发明提出致密砂岩渗吸效果评价方法及装置，通过测定岩心参数信息；对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系，能够从微观尺度评价致密岩心渗吸效率与岩心内部孔隙结构的关系，对正确认识致密砂岩渗吸规律与影响因素更具指导意义。
为让本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1示出了本发明实施例的致密砂岩渗吸效果评价方法的流程图；
图2示出了本发明实施例的致密砂岩渗吸效果评价装置的结构图；
图3示出了本发明实施例的1#岩心CT扫描三维建模图；
图4示出了本发明实施例的2#岩心CT扫描三维建模图；
图5示出了本发明实施例的1#岩心的孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
图6示出了本发明实施例的2#岩心的孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
具体实施方式
为了使本发明的技术特点及效果更加明显，下面结合附图对本发明的技术方案做进一步说明，本发明也可有其他不同的具体实例来加以说明或实施，任何本领域技术人员在权利要求范围内做的等同变换均属于本发明的保护范畴。
在本说明书的描述中，参考术语“一个实施例”、“一个具体实施例”、“一些实施例”、“例如”、“示例”、“具体示例”、或“一些示例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中，对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且，描述的具体特征、结构、材料或者特点可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。各实施例中涉及的步骤顺序用于示意性说明本发明的实施，其中的步骤顺序不作限定，可根据需要作适当调整。
考虑到现有技术中对致密砂岩渗吸效果的评价方法存在不准确及不全面的缺陷，本发明一实施例中，为了解决这些缺陷，提供一种致密砂岩渗吸效果评价方法，如图1所示，包括：
步骤110，测定岩心参数信息。
详细的说，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。具体实施时，利用电子天平测量岩心质量，利用孔隙度测试仪测定孔隙度，利用PDP-200渗透率测试仪测定渗透率，利用游标卡尺测量岩心的外观尺寸(包括岩心的直径及长度)以求得孔隙体积。
步骤120，对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型。
详细的说，利用CT扫描实现对致密砂岩岩心进行三维扫描，采用连续扫描模式。基于CT三维扫描并利用图像分析技术，得到岩心三维模型。
具体实施时，采用GE Brivo CT385型CT扫描仪对致密砂岩岩心进行三维扫描。
步骤130，根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
具体实施时，步骤130包括：根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心不同扫描切片的孔隙度值；根据岩心不同扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。详细的说，本发明所述的岩心轴向指的是岩心长度方向的中轴线方向，即岩心扫描切片的扫描方向；孔隙度沿岩心轴向分布曲线以扫描切片序号为横坐标，各扫描切片序号对应的孔隙度值为纵坐标。
步骤140，根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数。
详细的说，孔隙度变异系数是指所测量某岩心各扫描切片孔隙度的标准差与孔隙度平均值的比值，用以表征沿岩心轴向各扫描切片的孔隙度非均质性强弱的标量。
根据岩心轴向的孔隙分布特征，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，
为岩心各扫描切片孔隙度的标准差，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
步骤150，根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率。
详细的说，步骤150具体实施时，将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，渗吸过程中利用电子天平测得不同时刻的岩心质量，待岩心质量变化范围小于预定值(例如1％)时，认为渗吸达到平衡，此时的岩心质量与岩心初始质量之差即为渗吸量，进而通过如下公式计算岩心的渗吸效率R：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
步骤160，分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
①利用岩心三维模型，可以得出沿岩心轴向方向的孔隙连通性，分析其与岩心渗吸效率的关系。
②利用孔隙度沿岩心轴向分布曲线，分析孔隙度数值的大小以及分布均匀性。岩心扫描切片的孔隙度数值小于5％，则认为岩心以中小孔发育为主；岩心扫描切片的孔隙度数值大于5％，则认为岩心以大孔发育为主。孔隙度沿岩心轴向分布曲线的波峰与波谷的差值越小，表明沿岩心轴向各扫描切片的孔隙度数值分布越均匀。进而，分析孔隙度数值和分布均匀性与岩心渗吸效率之间的关系；
③孔隙度变异系数σφ越小，则代表孔隙分布的非均质性越弱。进而分析其与渗吸效率之间的关系。
与现有技术相比，本发明具有以下优点：
本发明基于CT扫描技术，在分析岩心微观孔隙分布特征的基础上，从微观尺度评价致密岩心渗吸效率与岩心内部孔隙结构的关系，对正确认识致密砂岩渗吸规律与影响因素更具指导意义。
基于同一发明构思，本发明实施例中还提供了一种致密砂岩渗吸效果评价装置，如下面的实施例所述。由于该装置解决问题的原理与致密砂岩渗吸效果评价方法相似，因此该装置的实施可以参见致密砂岩渗吸效果评价方法的实施，重复之处不再赘述。
具体的，如图2所示，致密砂岩渗吸效果评价装置包括：
参数确定模块210，用于测定岩心参数信息。详细的说，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。
建模模块220，用于对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；
孔隙度计算模块230，用于根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
孔隙度变异系数计算模块240，用于根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；
渗吸模块250，用于根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；
分析模块260，用于分析渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
本发明一实施例中，孔隙度计算模块230根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线，包括：
根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心各扫描切片的孔隙度值；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
本发明一实施例中，孔隙度变异系数计算模块240根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
本发明一实施例中，渗吸模块250根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率，包括：
将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，待岩心质量变化范围小于预定值时，根据岩心质量与岩心初始质量计算渗吸量；
根据渗吸量，利用如下公式计算岩心的渗吸效率：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
本发明一些实施例中，还提供一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行所述计算机程序时实现前述任一实施例所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
本发明一些实施例中，还提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质存储有执行计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现前述任一实施例所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
为了更清楚说明本发明技术方案，下面以一具体实施例进行详细说明，具体的，以某油藏为例，取用两块不同层位和不同井的岩心开展相关测试与分析。
步骤a，测定两块岩心的参数信息，测定结果如下表1所示。
表1：
| 岩心编号 | 直径/cm | 长度/cm | 岩心质量/g | 孔隙度/％ | 渗透率/md | 孔隙体积/ml |
| 1# | 2.526 | 3.185 | 85.828 | 3.8316 | 0.0078206 | 0.611259962 |
| 2# | 2.532 | 3.133 | 49.6051 | 9.7264 | 0.0488824 | 1.533591103 |
步骤b，采用GE Brivo CT385型CT扫描仪对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型。
GE Brivo CT385型CT扫描仪设定的主要实现参数为：
扫描电压120kV；
扫描电流180mA；
像素点分辨率180μm。
扫描后利用软件对实验数据处理，进行岩心内部孔隙结构三维建模，得到对应的三维模型图像(如图3及图4)，可以得知：
①图3的1#岩心灰色区域为孔隙较为发育的部分，透明部分为岩石骨架，灰色越深，CT值越小，即孔隙集中区域。分析可知，1#岩心孔隙连片发育，沿岩心轴向的连通性较好。
②图4的2#岩心灰色区域为孔隙较为发育的部分，透明部分为岩石骨架，灰色越深，CT值越小，即孔隙集中区域，颜色较浅处为过渡区域。分析可知，2#岩心孔隙局部发育，沿岩心轴向的连通性较差，部分截面出现孔隙不发育或发育较少的情况。
步骤c，用软件数据处理获得不同岩心扫描切片的孔隙度数值，1#岩心获取160个扫描切片的孔隙度数值，2#岩心获取160个扫描切片的孔隙度数值，分别绘制成孔隙度沿岩心轴向分布曲线(如图5及图6所示)。可以得知：
①1#岩心孔隙度沿岩心轴向分布曲线中，沿岩心轴向方向，孔隙分布较为均匀，波峰与波谷的差值较小，说明1#岩心孔隙连通性较好；此外岩心各扫描切片孔隙度数值均小于5％，说明1#岩心以中小孔发育为主。
②2#岩心孔隙度沿岩心轴向分布曲线中，曲线呈现明显锯齿状，即谷点为孔隙分布较少或孔隙连通中断的部分扫描切片，说明2#岩心孔隙连通性较差；此外岩心各扫描切片孔隙度数值普遍大于5％，说明2#岩心以大孔发育为主。
步骤d，计算两块岩心的孔隙度变异系数。两块岩心均选取160个岩心扫描切片的孔隙度值计算孔隙度变异系数。根据已给出公式计算多个扫描切片的标准差及孔隙度平均值，即可求得变异系数σφ：
1#岩心σφ1＝0.03407；
2#岩心σφ2＝0.23175；
σφ1<σφ2，则2#岩心的孔隙分布非均质性明显比1#岩心更强。
步骤e，计算两块岩心的渗吸效率。
开展渗吸实验，在渗吸实验过程中天平可测得岩心质量的动态变化，因此可求得最终渗吸量，根据公式求得两块岩心的渗吸效率，如表2所示。
表2：
| 岩心编号 | 孔隙度/％ | 渗透率/md | 孔隙体积/ml | 渗吸效率/％ |
| 1# | 3.8316 | 0.0078206 | 0.611259962 | 92.39931202 |
| 2# | 9.7264 | 0.0488824 | 1.533591103 | 62.46775937 |
步骤f，分别分析各岩心的渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
已知1#岩心孔隙度与渗透率k较低，岩心的渗吸效率达约92.4％，所对应的三种实验结果如下：
①由岩心三维模型(图3)可以得知孔隙分布较为均匀，连通性较好；
②由孔隙度沿岩心轴向分布曲线(图5)得知该岩心孔隙分布差异性较小，且以中小孔发育为主；
③计算得到的变异系数较小(0.03407)，对应的孔隙分布均匀性较好。
已知2#岩心孔隙度较高，渗吸效率仅约为62.5％，相对1#岩心结果偏低，所对应的三种实验结果如下：
①由岩心三维模型(图4)得知岩心孔隙局部发育，连通性较差；
②由孔隙度沿岩心轴向分布曲线(图6)及得知该岩心孔隙分布有较多孔隙连通中断部分，以大孔发育为主。
③计算得到的变异系数较大(0.23175)，对应岩心的孔隙分布非均质性较强。
综合以上分析可知，岩心微观孔隙分布特征对致密砂岩渗吸效果存在较大影响。当岩心以中小孔发育为主，且沿岩心轴向方向的孔隙分布均为均匀，孔隙度变异系数较小，连通性较好的情况下，致密砂岩渗吸效率较高。当岩心以大孔发育为主，且沿岩心轴向方向的孔隙分布非均质性较强，孔隙度变异系数较大，连通性较差的情况下，致密砂岩渗吸效率较低。本发明提供的致密砂岩渗吸效果评价方法及装置，对正确认识致密砂岩渗吸规律与影响因素更具指导意义。
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、***、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(***)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述仅用于说明本发明的技术方案，任何本领域普通技术人员均可在不违背本发明的精神及范畴下，对上述实施例进行修饰与改变。因此，本发明的权利保护范围应视权利要求范围为准。
Claims (12)
1.一种致密砂岩渗吸效果评价方法，其特征在于，包括：
测定岩心参数信息；
对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；
根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；
根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；
分析岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系；
其中，分析岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系包括：
根据岩心三维模型，得出岩心轴向方向的孔隙连通性；
根据孔隙度沿岩心轴向分布曲线，确定孔隙发育类型及孔隙沿岩心轴向分布均匀性；
根据孔隙度变异系数，确定孔隙分布的非均质性；
根据多个岩心对应的孔隙连通性、孔隙发育类型、孔隙沿岩心轴向分布均匀性、孔隙分布的非均质性及岩心渗吸效率，确定岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。
3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线，包括：
根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心各扫描切片的孔隙度值；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
5.如权利要求1所述的方法，其特征在于，根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率，包括：
将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，待岩心质量变化范围小于预定值时，根据岩心质量与岩心初始质量计算渗吸量；
根据渗吸量，利用如下公式计算岩心的渗吸效率：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
6.一种致密砂岩渗吸效果评价装置，其特征在于，包括：
参数确定模块，用于测定岩心参数信息；
建模模块，用于对致密砂岩岩心进行三维扫描，得到岩心三维模型；
孔隙度计算模块，用于根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线；
孔隙度变异系数计算模块，用于根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数；
渗吸模块，用于根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率；
分析模块，用于分析岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系；
其中，分析岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系包括：
根据岩心三维模型，得出岩心轴向方向的孔隙连通性；
根据孔隙度沿岩心轴向分布曲线，确定孔隙发育类型及孔隙沿岩心轴向分布均匀性；
根据孔隙度变异系数，确定孔隙分布的非均质性；
根据多个岩心对应的孔隙连通性、孔隙发育类型、孔隙沿岩心轴向分布均匀性、孔隙分布的非均质性及岩心渗吸效率，确定岩心渗吸效率与岩心三维模型、孔隙度沿岩心轴向分布曲线以及孔隙度变异系数之间的关系。
7.如权利要求6所述的装置，其特征在于，岩心参数信息包括：质量、孔隙度、渗透率及孔隙体积。
8.如权利要求6所述的装置，其特征在于，孔隙度计算模块根据岩心三维模型，确定岩心各扫描切片的孔隙度值及孔隙度沿岩心轴向分布曲线，包括：
根据岩心三维模型，利用数据处理方法，得到岩心各扫描切片的孔隙度值；
根据岩心各扫描切片的孔隙度值，得到孔隙度沿岩心轴向分布曲线。
9.如权利要求6所述的装置，其特征在于，孔隙度变异系数计算模块根据岩心各扫描切片的孔隙度值，确定岩心的孔隙度变异系数，包括利用如下公式计算孔隙度变异系数：
其中，φ为各扫描切片的孔隙度，单位％；
为不同扫描切片孔隙度的平均值，单位％；N为岩心扫描切片数量。
10.如权利要求6所述的装置，其特征在于，渗吸模块根据岩心参数信息，通过渗吸实验，确定岩心的渗吸效率，包括：
将岩心浸泡在蒸馏水中，开展自发渗吸实验，待岩心质量变化范围小于预定值时，根据岩心质量与岩心初始质量计算渗吸量；
根据渗吸量，利用如下公式计算岩心的渗吸效率：
R＝渗吸量÷(蒸馏水密度×岩心孔隙体积)。
11.一种计算机设备，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于，所述处理器执行所述计算机程序时实现权利要求1至5中任一项所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
12.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有执行计算机程序，所述计算机程序被处理器执行时实现权利要求1至5中任一项所述的致密砂岩渗吸效果评价方法。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010082639.4A CN111208049B (zh) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010082639.4A CN111208049B (zh) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111208049A CN111208049A (zh) | 2020-05-29 |
| CN111208049B true CN111208049B (zh) | 2021-01-15 |
Family
ID=70787499
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010082639.4A Expired - Fee Related CN111208049B (zh) | 2020-02-07 | 2020-02-07 | 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111208049B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113702258B (zh) * | 2021-08-19 | 2024-01-19 | 国家烟草质量监督检验中心 | 一种卷烟轴向孔隙分布的检测方法 |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104990851A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-10-21 | 西南石油大学 | 一种新的页岩敏感性实验研究方法 |
| CN107101925A (zh) * | 2017-03-29 | 2017-08-29 | 中国石油大学(华东) | 岩心渗吸机理用实验装置 |
| CN108169097A (zh) * | 2017-12-27 | 2018-06-15 | 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院 | 页岩自吸能力评价实验方法及装置 |
| CN108827986A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-16 | 数岩科技（厦门）股份有限公司 | 一种基于ct扫描的岩心自吸实验方法 |
| CN109030534A (zh) * | 2018-08-20 | 2018-12-18 | 西安石油大学 | 表征粘土矿物对页岩气储层自吸前缘运移能力影响的方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7853045B2 (en) * | 2007-10-31 | 2010-12-14 | Saudi Arabian Oil Company | Geostatistical analysis and classification of core data |
-
2020
- 2020-02-07 CN CN202010082639.4A patent/CN111208049B/zh not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104990851A (zh) * | 2015-06-23 | 2015-10-21 | 西南石油大学 | 一种新的页岩敏感性实验研究方法 |
| CN107101925A (zh) * | 2017-03-29 | 2017-08-29 | 中国石油大学(华东) | 岩心渗吸机理用实验装置 |
| CN108169097A (zh) * | 2017-12-27 | 2018-06-15 | 中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司勘探开发研究院 | 页岩自吸能力评价实验方法及装置 |
| CN108827986A (zh) * | 2018-06-22 | 2018-11-16 | 数岩科技（厦门）股份有限公司 | 一种基于ct扫描的岩心自吸实验方法 |
| CN109030534A (zh) * | 2018-08-20 | 2018-12-18 | 西安石油大学 | 表征粘土矿物对页岩气储层自吸前缘运移能力影响的方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 基于X-CT技术的沁水盆地南部煤储层精细描述;唐淑玲等;《煤炭科学技术》;20161231;第44卷(第12期);167-172 * |
| 致密砂岩渗吸规律研究;何梦莹;《中国优秀硕士学位论文全文数据库 工程科技I辑》;20171115(第11期);B019-374 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111208049A (zh) | 2020-05-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN108763711B (zh) | 一种基于岩心扫描图像分块数值模拟的渗透率预测方法 | |
| CN111428321B (zh) | 一种基于简化数字岩心的砾岩储层孔隙网络模型建模方法 | |
| CN111624147A (zh) | 岩心的相对渗透率测定方法及装置 | |
| CN110927035A (zh) | 一种低渗致密砂岩束缚水饱和度计算方法 | |
| CN104885124A (zh) | 产生用于分析渗透性特征的多孔材料样本的三维特征模型的方法 | |
| CN110441209B (zh) | 一种基于致密储层数字岩心计算岩石渗透率的方法 | |
| CN111208049B (zh) | 一种致密砂岩渗吸效果评价方法及装置 | |
| CN106897531A (zh) | 一种低渗透石灰岩储层渗透率的定量评价方法 | |
| Hasiuk et al. | Validating 3D-printed porous proxies by tomography and porosimetry | |
| CN113075102A (zh) | 一种建立多孔介质自发渗吸量与时间关系数学模型的方法 | |
| CN110309611B (zh) | 基于气水厚度分布的气水两相渗流规律预测方法及*** | |
| Yakimchuk et al. | Permeability and porosity study of achimov formation using digital core analysis | |
| CN110344822A (zh) | 含钙质致密储层含水饱和度的确定方法 | |
| CN109799164A (zh) | 吸附气量的确定方法及装置 | |
| Zakirov et al. | Simulation of two-phase fluid flow in the digital model of a pore space of sandstone at different surface tensions | |
| CN114565116A (zh) | 一种低渗储层物性参数的预测方法和装置 | |
| CN110095399B (zh) | 储层不可及孔隙体积确定方法及装置 | |
| CN115876659A (zh) | 一种获取页岩孔隙和裂缝体积的方法及*** | |
| Chen et al. | A simple water retention model of dual-porosity soils based on self-similarity of bimodal pore size distribution | |
| CN113945497A (zh) | 油气藏储层流体的可动性的评价方法 | |
| CN113688515B (zh) | 非均匀致密砂岩地层干岩石骨架等效弹性模量的计算方法 | |
| Zakirov et al. | Investigation of waterflooding with surfactants of ash'alchinskoye oil-field sandstones using X-ray ct | |
| CN1869637B (zh) | 离心机动态模拟中渗流相似的试验方法 | |
| Linden et al. | An integrated approach to compute physical properties of core samples | |
| CN114065462B (zh) | 岩石孔隙结构演化分析方法及*** |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20210115 Termination date: 20220207 |
|
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |