基于微米CT技术的沥青质识别对岩石物性参数的影响研究

以塔中志留系塔中12井区为例,采用高精度微米CT对含沥青质碎屑岩微岩心进行扫描,并运用人工智能算法对孔隙、沥青质和岩石骨架进行识别,得到基于真实岩心的孔隙网络模型,并分别计算将沥青质识别为岩石骨架和将沥青质识别为孔隙结构两种情况下的岩心孔隙度、渗透率、平均孔喉半径、中值孔喉半径和中值进汞压力,分析沥青质的存在对这些岩石物性参数以及孔渗关系曲线的影响。结果表明:相较于沥青质识别为岩石骨架,当沥青质识别为孔隙时,岩心孔隙度、渗透率、平均孔喉半径和中值孔喉半径明显提高,中值进汞压力有所降低;沥青质对岩心渗透率的影响要大于对孔隙度的影响;沥青质识别为孔隙时的孔渗相关性优于沥青质识别为骨架时的孔渗相关性。

缝洞型碳酸盐岩地下储气库高速注采渗流特征及库容动用机理

四川盆地是中国重要的天然气产能基地,目前已开发相当规模的碳酸盐岩气藏,该类气藏储层缝洞系统发育并具有超低孔隙度、低渗透率特征,气藏枯竭后可改建为地下储气库(以下简称储气库),以满足天然气高峰使用时期和冬季天然气保供的需求。但国内尚无此类型储气库成熟的建库经验,而缝洞型储气库的高速注采渗流特征是验证建库和用库的可行性的重要依据。为此,以中国石油西南油气田公司筹建的首座缝洞型储气库——牟家坪储气库为例,基于地震、露头等数据资料,设计了具备储层特征的缝洞组合方案,并构建了三维数字岩心模型,然后基于模型开展数值仿真模拟,计算其在高速开采过程中各区域气体压力和流速变化规律,最后从微观尺度分析了缝洞型储气库的渗流特征和库容动用机理。研究结果表明:①储层渗透率越高,缝洞内气体动用越快,渗流滞后的效应越显著;②同一缝洞组合条件下,气体流速和开采量与开采压力梯度成正比,开采压力梯度对气体渗流特征有着显著影响;③缝洞系统中存在狭窄裂缝,裂缝开度越小,缝洞间渗流滞后效应越明显;④缝洞组合和形态结构越复杂,渗流滞后越显著。结论认为,该方法能够为研究缝洞型碳酸岩盐储气库注采渗流特征和库容动用机理提供重要的理论基础,还可为同类型储气库建设提供技术支撑。

凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存形态

为了研究凝析气藏开发过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,开展碎屑岩储层多孔介质和碳酸盐岩储层缝洞介质凝析气藏压力衰竭实验,对不同压力衰竭阶段的储层岩心进行微米CT扫描,并对CT扫描图像中的油/气/岩石骨架进行识别和分割,得到油、气在孔隙和缝洞中的三维空间分布状态,通过图像处理和计算结果分析,对凝析气藏不同储层不同开发阶段凝析油赋存形态和位置进行表征。研究表明:在碎屑岩储层多孔介质内,衰竭过程中形成的凝析油主要以单孔状态和油膜状态赋存(占比超过90%),多孔状油占比很少,没有网络状油,整体来说,油相高度分散在孔隙和喉道中;而在碳酸盐岩储层缝洞介质内,压力衰竭过程中形成的凝析油主要以网络状和多孔状赋存(占比超过85%),油相分布相对集中,网络状和多孔状凝析油通过油膜连接,压力衰竭过程主要是油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。本研究为凝析气藏开发方案制定和提高凝析气藏采收率提供了理论支撑。

缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油微观赋存状态

凝析气藏衰竭开采过程中,不同缝洞类型会影响凝析油的析出过程和赋存形态。为了研究缝洞型碳酸盐岩凝析气藏压力衰竭过程中凝析油的形成机理和微观赋存状态,对单缝洞型、多缝洞垂向叠置型和多缝洞横向叠置型三种缝洞类型的碳酸盐储层开展凝析气压力衰竭实验协同微米电子计算机断层扫描技术(computed tomography,CT)扫描,并对不同压力下扫描得到的图像采用人工智能算法进行油、气、岩石骨架分割,得到真实岩心三维孔隙网络模型,通过图像处理和计算分析,实现模拟不同缝洞类型凝析气藏在不同开发阶段凝析油赋存状态的定量和定位置表征。研究表明:碳酸盐岩缝洞储层岩心压力衰竭过程主要是一个油相由多孔状、单孔状和油膜状向网络状转变的过程,最终网络状油增加,多孔状、单孔状和油膜状油减少;利于凝析油析出的储层构造由强到弱排序依次为多缝洞横向叠置型储层、单缝洞型储层、多缝洞垂向叠置型储层;在压力衰竭过程中,随着凝析油增多,油相会向岩石壁面靠近,当凝析油开始产出,油相会远离岩石壁面,随着油相的产出,油相减少,凝析油在表面张力的作用下向岩石壁面靠近。

利用相渗曲线表征致密油藏流体特征

通过室内实验测试获得致密储层油水相对渗透率曲线,根据曲线形态特征划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ四种类型,由Ⅰ至Ⅳ类油水两相共渗区域变小,等渗点降低;束缚水饱和度升高,油相渗流能力变差;油水两相干扰程度增强,驱油效率降低;物性逐渐变差,根据物性及孔隙结构当面开展影响油水相渗曲线变化的具体因素分析。

利用数字岩心抽象孔隙模型计算孔隙体积压缩系数

将真实孔隙简化抽象为长椭球孔、扁椭球孔和球形孔3种类型,基于细观力学理论建立数字岩心的三维抽象孔隙模型;结合Eshelby等效介质理论考虑不同类型孔隙微观结构变形的本构关系,在单孔、多孔和混合孔隙弹性变形条件下研究孔隙结构特征对孔隙体积压缩系数的影响。研究表明,数字岩心的孔隙体积压缩系数与孔隙度、孔隙纵横比以及不同类型孔隙体积占比有关:①长椭球孔孔隙压缩系数与孔隙纵横比正相关,扁椭球孔孔隙压缩系数与孔隙纵横比负相关。②孔隙纵横比满足高斯分布且纵横比均值相同,长椭球孔、扁椭球孔纵横比分布越集中孔隙压缩系数越大,相同应力条件下变形量越大。③孔隙压缩系数随孔隙度增大而增大。④孔隙度一定,扁椭球孔、球形孔越多岩石越容易发生变形,孔隙压缩系数越大;长椭球孔越多岩石越不容易变形,孔隙压缩系数越小。通过10种典型数字岩心样品孔隙体积压缩系数计算结果检验,数字岩心真实孔隙体积压缩系数解析计算方法可用于数字岩心样品的孔隙体积压缩系数计算。

基于岩屑定量数字化分析的吉木萨尔页岩油储层表征方法

页岩油由于储层异常致密,传统储层表征方法存在取心成本高、岩心测试周期长等问题,并且实验室测量方法对页岩储集空间、微观孔隙结构的精细刻画不足。为此提出了一种基于岩屑定量数字化分析的页岩油储层表征方法,通过对岩屑的扫描电子显微镜(SEM)图片进行基于深度学习的图像识别和分割,刻画出纳米级孔隙结构,再结合J函数分析方法,定量分析页岩油储层最低可动孔隙半径,用以辅助页岩油储层的高效开发。研究选取吉木萨尔芦草沟页岩油储层典型井吉174井岩石碎屑样品为研究对象,得到了该井页岩油储层可动用油的孔隙尺寸下限,同时核磁测井结果也验证了该方法的有效性。

泡沫油油藏模拟气泡含量变化初探

随着稠油冷采开采技术的发展,泡沫油油藏模拟作为该领域的重要方向之一,其开采过程中气泡变化情况的研究占有着重要地位。本文结合泡沫油油藏开采过程的表征特性与流动模型,进行了在泡沫油油藏开采过程中气泡含量的变化探究,助力于稠油冷采技术的发展。

数字岩屑录井在海洋油气勘探的应用

海洋油气的勘探和储量评估需要钻取大量岩心进行实验室的孔、渗和岩电曲线等岩石物性参数的测量,其花费昂贵并且耗时长久,大大拖慢了勘探开发的决策周期。本研究采用随钻岩屑进行数字化的检测和分析,步骤包括:①对岩屑进行实验室的快速筛选;②对筛选后的岩屑样品进行高分辨率微米CT扫描;③对扫描获得图像进行人工智能识别,获得真实三维孔隙结构;④在真实三维结构下仿真模拟油水的流动过程,计算孔隙度、渗透率和岩电参数m和n。采用数字岩屑录井技术能够在海洋油气的勘探中大幅度降低取心的成本,快速和精准的获得岩石物性参数以评估饱和度和储量,提高对储层的认识,并加快勘探开发的决策周期。

数字岩屑综合管控云平台设计实现与应用

数字岩屑技术是通过对钻井产生的岩屑样品进行多维高精度扫描(表面图像扫描、矿物扫描、微米CT扫描、扫描电镜扫描等),建立基于岩屑的三维孔隙结构信息、矿物分布信息,从而对岩屑样品进行数字化定量分析,获得对应储层的物性。随着大位移井、水平井钻井的增多,数字岩屑技术的应用能够为难以测井和难以取心井的全井段物性信息提供有效的补充手段。随着该技术的应用,扫描获得的大量岩屑数字化结果,需要通过线上平台进行综合管理和实时共享,该文提供了一种基于网络云平台的岩屑数字化综合管控平台的实现方案,并实现了对海上钻井岩屑的可视化、管控和共享功能。

基于岩屑数字定量分析的高探1井储层特征参数评价

2019年1月,准噶尔盆地南缘四棵树凹陷高探1井取得重大突破,日产千方油气流也创造了创国内陆上碎屑岩产量纪录.为获取第一手储层特征参数实验数据,筛选代表性岩屑,利用岩屑数字定量分析技术开展数字岩心实验.实验评价表明,高产段储层孔隙度14%~19%、渗透率850~1150 mD(1 mD=0.987×10^-3μm^2),为中孔高渗储层;获得岩电关键参数a=0.95,m=1.95,b=1,n=2.21,解释含油饱和度55%~75%;杨氏模量19~20 GPa,泊松比0.319~0.330.基于岩屑数字定量分析的储层特征参数评价技术,在高温超高压油藏储层评价及其他类似领域具有较好的应用前景.