一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法与流程

本发明属于微观剩余油定量表征技术领域，具体涉及一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法。

背景技术：

油田开发的最终目的就是如何从地层孔隙中尽可能多的采出原油，在国内的老油田大部分进入中后期油田开发的情况下，研究油气储层岩石孔隙中的剩余油在宏观层面和微观层面的分布规律有助于我们了解油藏目前的开发情况。因此，从微观、小尺度微纳级别研究剩余油的分布，开展基于微观驱替实验的微观剩余油定量评价，深入到孔隙空间内部展开分析，了解和掌握剩余油的微观形成机理和分布规律，进而建立宏观与微观的关系，为后期提高采收率的措施找到理论上的依据。

在微观层面上，储层岩石孔隙空间结构的区别是带来剩余油的分布状态巨变的主要原因。与常规的仿真模型和二维视图研究方法不同，目前，借助高精度成像设备以及图像处理技术，真实三维再现每一类岩心中，每一种驱替方式对其中剩余油分布的影响，并开展基于拓扑结构的定量评价，是为孔隙尺度上的提高采收率(eor)方法研究提供实验基础的重要手段。

吼道：连接各个孔隙空间之间的狭窄部分。

技术实现要素：

本发明为克服现有技术的不足，采用下述技术方案予以实现：

一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法具体包括以下步骤：

s1：用高精度成像设备获取样品的三维数字图像；

s2：设计微观驱替实验，获取不同驱替状态下流体分布数据；

s21：根据需求设计驱替实验，通过不同的实验条件模拟不同的驱替方式。

s22：利用碘化试剂标定驱替液相或者剩余油，；基于扫描设备，开展微观驱替实验，在相应的观测点，扫描获取岩心三维流体分布数据。

s3：定量分析剩余油三维分布数据体；

s31：获得剩余油三维数据体，将s2的岩心三维流体分布数据进行数据二值化，分离目标区域对应的所有剩余油点，标记为目标点，并赋值1，其余背景区域(驱替相、骨架等)标记为背景点或噪声点，赋值0，得到只包含0,1的二值数据体；

s32：获得欧式距离图，利用三维空间欧式距离变换方法，对步骤s51的二值数据体进行三维距离测度处理，每一个目标体素点都将被赋值为该点与最近的边界处的距离，边界点则被赋值为0，得到数据体的欧氏距离图，

s33：基于s32中得到的欧氏距离图确定扫描顺序，利用基于三维空间邻居关系的标签方法，按顺序扫描识别，依次以不同数字标定剩余油数字图像中相互连通的剩余油簇，刻画此分辨率下的剩余油簇三维分布；

s34：基于s33中得到的剩余油簇三维体积分布，定义剩余油簇微观赋存形态，以剩余油簇体积与欧拉数作为判定标准，统计此分辨率下的剩余油赋存形态变化；

s35：分割孔隙空间，基于s32的欧氏距离图，利用分水岭算法，计算距离图像中的“盆地”或是“山峰”，将各个孔隙空间区别开，计算每个孔隙空间及吼道空间的最大内切球半径获得孔隙半径和吼道半径，以及剩余油在每个孔隙空间中的赋存体积。

基于s34的剩余油赋存形态和s35的孔隙空间分割数据，利用三维空间拓扑结构方法相互匹配，计算各剩余油基本参数，包括饱和度、体积、表面积、欧拉数、连通程度、赋存形态、赋存位置等。

s4：定量评价微观剩余油分布规律。

优选地，高精度扫描设备为ct。

选取岩心样品，基于ct设备开展不同条件下的微观驱替实验，扫描驱替过程中岩心内的流体分布图像，定性观测岩心孔隙结构和流体分布变化，通过图像二值化、欧式距离测度、分水岭分割方法以及三维图像形态拓扑匹配方法定量分析岩心中剩余油赋存形态以及分布位置变化，得到剩余油饱和度变化曲线、不同赋存状态的剩余油相对含量、微观剩余油饱和度分布曲线等。

本发明根据不同研究需求，基于ct仪器开展不同实验条件下的微观驱替实验，数字化驱替实验过程以及岩心中的流体分布，依据拓扑方法对数据体开展分割和匹配，最终获取微观剩余油分布数据，定量分析、评价相应的微观剩余油分布规律。本技术方案可定性观测岩心孔隙结构和流体分布变化、定量评价岩心中的微观剩余油分布变化，分析不同开采方式、不同开采阶段下微观剩余油的分布规律，因地制宜提高采收率。

附图说明

图1：本发明一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法流程示意图；

图2：本发明实施例对砂岩开展水驱后的剩余油三维分布图，分别为饱和油阶段，注入1pv、5pv、15pv、50pv(残余油阶段)；

图3：本发明实施例砂岩孔隙空间分割图；

图4：本发明实施例砂岩水驱过程中不同剩余油赋存形态；

图5：本发明实施例砂岩开展水驱后的微观剩余油赋存形态变化，分别为饱和油阶段，注入1pv、5pv、15pv、50pv(残余油阶段)；

图6：本发明实施例开展水驱后原始饱和油阶段微观剩余油分布曲线图；

图7：本发明实施例开展水驱后残余油阶段微观剩余油分布曲线图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明的技术方案作进一步详细的说明。

如图1-7所示：选取砂岩为样品，基于ct设备开展不同条件下的微观驱替实验，扫描驱替过程中砂岩内的流体分布图像，定性观测砂岩孔隙结构和流体分布变化，通过图像二值化、欧式距离测度、分水岭分割方法以及三维图像形态拓扑匹配方法定量分析砂岩中剩余油赋存形态以及分布位置变化，得到剩余油饱和度变化曲线、不同赋存状态的剩余油相对含量、微观剩余油饱和度分布曲线等，得到图2-图7。

具体包括以下步骤：

s1：用高精度扫描设备扫描砂岩岩心，获取包含岩心结构信息的三维数字图像数据体，如图3，其中浅灰色为孔隙空间，判断此扫描参数下可获取剩余油在孔隙中的清晰分布图像；

s2：设计并开展微观驱替实验，获取不同驱替状态下流体分布数据；

根据需求设计砂岩微观水驱油实验，模拟常温时，水驱对剩余油分布的影响，分析高含水阶段时的剩余油微观分布规律。利用碘化试剂配制驱替油相与水相，加入18％的碘化试剂标定水相，测试其在扫描设备中的射线吸收情况；基于扫描设备，开展微观驱替实验，在注入体积分别为1pv，5pv，10pv等的观测点，扫描获取岩心三维数据。

s3：获取砂岩中的微观剩余油参数

s31：ct数据二值化，获得剩余油三维分布数据体；

s32：获得欧式距离图，利用基于三维空间邻居关系的欧式距离变换方法，对步骤s1和步骤s2的数据体进行三维距离测度处理，得到欧氏距离图；

s33：基于s32的欧氏距离图，利用基于三维空间邻居关系的标签方法，依次以不同数字标定剩余油数字图像中相互连通的剩余油，刻画此分辨率下的剩余油体积分布；

s34：基于s33的剩余油体积分布，利用欧拉数理论，将剩余油赋存分布形态归纳为六种如图4，并统计分析每种赋存形态在不同驱替时刻下的分布变化规律如图5。

s35：分割孔隙空间，基于s32的欧氏距离图，利用分水岭算法，将各个孔隙空间及孔隙空间中的剩余油分割开，如图3，计算每个孔隙空间及吼道空间的最大内切球半径获得孔隙半径和吼道半径，以及剩余油在每个孔隙中的赋存体积，统计得到剩余油分布位置图如图6-7；

s4：获得剩余油参数，结合剩余油形态、位置分布定量评价微观剩余油分布规律。可获知本发明实施例砂岩原始含油饱和度阶段几乎全部为连片状剩余油，其中连通性最好的剩余油簇几乎占到全部剩余油体积的99％，剩余油主要分布在较大孔隙中，在半径<25μm的小孔隙、小孔喉中分布较少。驱替开始后此大块剩余油油簇很快断裂、转化为其他赋存形态。水驱15pv后，部分剩余油以网络状剩余油仍然滞留在孔隙中，且其剩余油体积没有发生很大变化，仅吼道状剩余油在长期水驱作用下被开采出来。水驱结束后，剩余油以孤立状、吼道状、薄膜状的剩余油形态残留在孔隙半径约35μm的孔隙中，但由于岩心水驱油过程中很快形成水的优势通道，部分孔喉比较高处的大孔隙中(孔隙半径约50-60μm)也有剩余油富集。针对此类剩余油分布规律，可以在开发过程中通过注采调控技术来进一步改善开发效果，例如利用不稳定注水等水动力学方法，形成不稳定压力场，使中高含水期原来由于绕流和阻塞等被捕集在半径约45-60μm的大孔隙中的簇状剩余油，能够重新动用。

实施例仅说明本发明的技术方案，而非对其进行任何限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的普通技术人员来说，依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明所要求保护的技术方案的精神和范围。