一種基于巖心ct圖像處理的剩余油微觀賦存表示方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001] 本發(fā)明涉及石油儲(chǔ)層、圖像處理等領(lǐng)域，具體涉及到一種基于巖心CT圖像處理的 剩余油微觀賦存表示方法。
【背景技術(shù)】
[0002] 由于儲(chǔ)層的許多宏觀性質(zhì)(如滲透率、毛管壓力等)均取決于它的微觀結(jié)構(gòu)。因此， 要實(shí)現(xiàn)大幅度提高原油采收率的開發(fā)目標(biāo)，其理論研究及技術(shù)開發(fā)不能僅停留在宏觀層面 上，必須深入到石油的儲(chǔ)集、運(yùn)移空間一一多孔介質(zhì)內(nèi)部，從微觀層面上開展研究。
[0003] 只有通過對(duì)多孔介質(zhì)內(nèi)部決定流體宏觀流動(dòng)現(xiàn)象的本質(zhì)問題開展研究(如孔隙空 間的拓?fù)浞植紝?duì)流體滲流的影響、流體在其中的分布及相互影響機(jī)理等），才能從根本上認(rèn) 識(shí)微觀與宏觀的聯(lián)系，在此基礎(chǔ)上，才能真正找到研究提高原油采收率技術(shù)的正確方向和 應(yīng)該采取的技術(shù)手段，為采取先進(jìn)合理的措施以提高油田采收率提供可靠的指導(dǎo)依據(jù)。在 此之前，高含水儲(chǔ)層中油水分布的微觀機(jī)理大多通過實(shí)驗(yàn)來定性研究，因此，研究得到的賦 存及運(yùn)移理論仍停留在宏觀尺度上，很多微觀機(jī)理未被揭示。
[0004] 所以，有必要依賴先進(jìn)的計(jì)算機(jī)分析手段及算法和物理模擬實(shí)驗(yàn)技術(shù)，對(duì)特高含 水油藏剩余油微觀賦存狀態(tài)進(jìn)行深入研究，達(dá)到定性認(rèn)識(shí)與定量描述的有機(jī)結(jié)合，為采取 先進(jìn)合理措施以提高油田采收率提供可靠的指導(dǎo)依據(jù)。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0005] 為解決現(xiàn)有技術(shù)中的缺點(diǎn)和不足，本發(fā)明提出了一種基于巖心CT圖像處理的剩余 油微觀賦存表示方法，本發(fā)明以特高含水期砂巖油藏巖石為研究對(duì)象，借助高精度CT微觀 測(cè)試與分析技術(shù)，通過對(duì)多孔介質(zhì)內(nèi)孔隙、喉道中剩余油賦存量及賦存狀態(tài)的研究，建立CT 微米級(jí)尺度下剩余油的試驗(yàn)分析技術(shù)及表征方法。其采用的技術(shù)方案如下：
[0006] -種基于巖心CT圖像處理的剩余油微觀賦存表示方法，其特征在于:包括如下步 驟：
[0007] 步驟1，CT圖像的處理，包括CT圖像預(yù)處理、插值操作、圖像分割；
[0008] 步驟2，在CT圖像處理的基礎(chǔ)上對(duì)孔隙、喉道網(wǎng)絡(luò)進(jìn)行建模；
[0009] 步驟3，剩余油微觀賦存的定量統(tǒng)計(jì)；
[0010] 步驟4，剩余油微觀賦存的狀態(tài)表征。
[0011] 所述的步驟1中CT圖像的處理包括：
[0012] (1)主要對(duì)獲取的圖像首先進(jìn)行對(duì)比度增強(qiáng)和銳化兩方面預(yù)處理；
[0013] (2)對(duì)切片圖像進(jìn)行適當(dāng)?shù)牟逯挡僮?，在切片圖像中間插值生成新的圖像以保證 圖像層間的間距與平面圖像分辨率大小相等；
[0014] (3)借助于圖像分割技術(shù)可以分割出微觀驅(qū)替圖像中的孔隙和剩余油。
[0015] 所述的孔隙、喉道網(wǎng)絡(luò)建模是基于CT圖像處理的結(jié)果，用于分析和顯示巖石的結(jié) 構(gòu)信息。首先，對(duì)獲取的二維CT掃描圖像進(jìn)行差值獲得三維數(shù)據(jù)場(chǎng)；然后利用Marching Cube(MC)算法進(jìn)行三維數(shù)據(jù)體構(gòu)建，并在此基礎(chǔ)上完成三維圖像的可視化及剩余油信息的 統(tǒng)計(jì);接下來，創(chuàng)建含有拓?fù)湫畔⒌目紫?、喉道網(wǎng)絡(luò)模型，從而實(shí)現(xiàn)剩余油微觀孔隙級(jí)別的 描述。
[0016] 所述的剩余油微觀賦存的定量統(tǒng)計(jì)包括剩余油微觀賦存量的塊數(shù)、體積以及表面 積。其中剩余油微觀賦存量的塊數(shù)、體積是利用巖心數(shù)據(jù)體中不同的物質(zhì)以灰度值進(jìn)行區(qū) 分的原理進(jìn)行統(tǒng)計(jì)劃分的。其中，基質(zhì)巖心的灰度值為〇,水的灰度值為255,剩余油的灰度 值為128。因此，要想獲得剩余油的塊數(shù)及體積信息，只需對(duì)灰度值為128的體素進(jìn)行統(tǒng)計(jì)即 可。
[0017] 利用移動(dòng)立方體算法可以使離散的三維數(shù)據(jù)體連續(xù)化，因此剩余油表面由立方體 變?yōu)橄鄬?duì)光滑的多邊形，在統(tǒng)計(jì)表面積時(shí)按照剩余油的編號(hào)順序，對(duì)于編號(hào)為i的剩余油， 對(duì)其每個(gè)體素進(jìn)行搜索。若與該體素具有26連通關(guān)系的所有體素均為油，則表明該體素位 于真?zhèn)€剩余油內(nèi)部，不對(duì)其進(jìn)行統(tǒng)計(jì);若與其相鄰的某體素為巖石顆粒，則統(tǒng)計(jì)這兩個(gè)體素 之間的接觸面積并將其加到剩余油面積及接觸面積中；若相鄰的某體素為水，則統(tǒng)計(jì)這兩 個(gè)體素之間的接觸面積并將其加到剩余油面積中。統(tǒng)計(jì)結(jié)束后可以得到編號(hào)為i的剩余油 的表面積設(shè)為Si(i)及與巖石表面的接觸面積設(shè)為&(i)。
[0018] 所述的剩余油微觀賦存的狀態(tài)表征描述包括剩余油微觀賦存量，賦存位置以及賦 存形態(tài)。為進(jìn)一步對(duì)剩余油的賦存量進(jìn)行定量表征，定義剩余油的平均體積為：
[0020] 式中：f為剩余油的平均體積，N為剩余油塊數(shù)，Vi為第i塊剩余油的體積。通過對(duì)剩 余油塊數(shù)和剩余油平均體積的綜合分析，可以定量表征剩余油驅(qū)替過程中剩余油的賦存 量。
[0021] 為進(jìn)一步對(duì)剩余油的賦存位置進(jìn)行定量表征，定義接觸面積比C為：
[0023] 式中，C一接觸面積比，S2(i)-剩余油與孔隙的接觸面積，SKi) -剩余油的表面 積。剩余油的接觸面積為剩余油與孔隙的接觸面積占剩余油總表面積的百分比，該指標(biāo)反 映了剩余油與孔隙表面之間的相對(duì)位置關(guān)系。接觸面積比越小表明剩余油附著在孔隙表面 的比例越小，相應(yīng)的水驅(qū)效果也越好。
[0024] 為定量描述剩余油的賦存形態(tài)，定義剩余油的形狀因子G為：
[0025] G = V/Si.5
[0026] 式中，V-單塊剩余油的體積，S-單塊剩余油的表面積。由剩余油形狀因子的定義 可知，形狀因子越小，相同體積情況下剩余油的表面積越大，表面凹凸變化程度也越大，其 形狀越不規(guī)則。以形狀因子的大小為劃分標(biāo)準(zhǔn)，將各驅(qū)替階段的剩余油分為單孔狀、油膜 狀、多孔狀和連片狀四種類型。
[0027] 有益效果:一種基于巖心CT圖像處理的剩余油微觀賦存表示方法，克服了現(xiàn)有研 究的賦存及運(yùn)移理論仍停留在宏觀尺度上，很多微觀機(jī)理未被揭示缺點(diǎn)，通過CT圖像預(yù)處 理、縱向圖像插值、基于圖像的介質(zhì)分割、巖心模型三維重建、孔喉分割及孔喉拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)重 建等步驟，得到巖心模型中所有孔隙及喉道的三維形態(tài)及其相互拓?fù)溥B接關(guān)系，提出了剩 余油微觀賦存的定量表征指標(biāo)，結(jié)合不同階段巖心樣本中剩余油的分布狀況，對(duì)巖心樣本 中孔隙及喉道內(nèi)的油水形狀、分布模式、運(yùn)移規(guī)律等進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，在此基礎(chǔ)上可以獲得剩余油 微觀賦存狀態(tài)影響因素的定性及定量分析研究，以提高油田采收率提供可靠的指導(dǎo)依據(jù)。
【附圖說明】
[0028] 圖1為本發(fā)明的總體流程圖；
[0029] 圖2為本發(fā)明中孔隙、喉道網(wǎng)格建模流程圖；
[0030] 圖3為本發(fā)明中剩余油塊數(shù)及體積統(tǒng)計(jì)流程圖；
[0031]圖4為本發(fā)明中剩余油表面積統(tǒng)計(jì)流程圖；
[0032] 圖5為本發(fā)明中剩余油編號(hào)示意圖；
[0033] 圖6為本發(fā)明中剩余油塊數(shù)及單塊剩余油平均體積統(tǒng)計(jì)示意圖；
[0034] 圖7為本發(fā)明中不同驅(qū)替時(shí)刻剩余油賦存位置示意圖；
[0035] 圖8為本發(fā)明中飽和油時(shí)刻不同位置切片剩余油賦存狀態(tài)示意圖。
【具體實(shí)施方式】
[0036] 下面通過具體實(shí)施例對(duì)本發(fā)明對(duì)本發(fā)明進(jìn)行詳細(xì)說明。
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