一种基于CT扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法与流程

本发明属于石油天然气，具体涉及一种基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法。

背景技术：

1、随着常规储层的不断开发，剩余油分布越来越分散，提高采收率难度越来越大，并且随着驱替流体的注入，部分骨架颗粒受流体的冲刷会脱落，从而导致储层孔隙结构也不断变化，因此在储层高含水开发阶段需要对储层孔隙结构和流体赋存状态进行更精细的描述，从而为后续开发方案的优化提供指导，目前储层孔隙结构的测定有多种方法，如高压压汞、恒速压汞、氮气吸附、sem、fib-sem和ct等，其中高压压汞、恒速压汞对岩心具有破坏作用，无法对一块岩心进行重复测量，无法得到孔隙结构的变化规律，氮气吸附测量孔隙尺寸范围有限(孔隙直径50nm以下)，sem和fib-sem对岩心具有破坏作用，也无法和驱替过程结合。对岩心中流体测定主要有显微荧光、铸体薄片、环境扫描电镜、冷冻制片激光共聚焦扫描等方法，显微荧光、铸体薄片、环境扫描电镜和冷冻制片激光共聚焦扫描需要制作岩心薄片，无法进行动态测试。

2、申请号cn201910042826.7，公开了一种剩余油微观定量表征方法及系统，该方法通过获取剩余油的油量分布图像，并根据预设处理规则对所述油量分布图像进行分割处理建模以达到自动计算剩余油微观赋存定量表征参数的效果，本方法具有油水区分困难的缺点。

3、申请号cn201510072162.0，公开了一种高含水油藏微观水驱剩余油几何表征方法，本方法需要在玻璃刻蚀模型中进行驱油实验，然后观察剩余油分布，具有无法模拟真实岩心孔隙结构的缺点。

4、申请号cn201710168433.1，公开了一种基于高精度成像的微观剩余油定量评价方法，利用ct扫描剩余油三维空间分布，本方法具有油水区分困难的缺点。

技术实现思路

1、为了解决上述存在的问题，本发明提出：一种基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，包括如下步骤：

2、s1、准备两段不同长度的岩心；

3、s2、岩心抽真空饱和水测定饱和水状态下核磁t2谱；

4、s3、测定岩心饱和油状态下的核磁t2谱；

5、s4、开展水驱油实验，测定采出液含水80％条件下的岩心核磁t2谱和ct扫描；

6、s5、开展水驱油实验，测定采出液含水90％条件下的岩心核磁t2谱和ct扫描；

7、s6、开展水驱油实验，测定采出液含水95％条件下的岩心核磁t2谱和ct扫描。

8、进一步地，所述步骤s1中，将原始岩心切为4cm和0.5cm长度的两段，将两段岩心装入岩心夹持器中。

9、进一步地，所诉4cm长岩心放在夹持器进口端，0.5cm长岩心放在夹持器出口端。

10、进一步地，所述步骤s2中，岩心抽真空饱和水测定饱和水状态下核磁t2谱，利用t2谱峰的位置确定不同孔隙中水的体积分布，200psi离心后测定束缚水核磁t2谱，利用t2谱峰的位置确定不同孔隙中束缚水的饱和度、可动流体饱和度。

11、进一步地，所述步骤s3中，岩心在束缚水状态下饱和原油,测定4cm岩心饱和油状态下的核磁t2谱，减去束缚水t2谱的核磁信号即为油的核磁信号。

12、进一步地，利用线切割在0.5cm岩心钻取2mm直径岩心开展ct扫描确定不同孔隙尺寸分布，将2mm孔洞用胶封堵，核磁和ct扫描完成后将两块岩心再放入岩心夹持器中。

13、进一步地，所述步骤s4中，开展水驱油实验，测定采出液含水80％条件下的4cm岩心核磁t2谱，将该核磁信号与油水的t2谱对比进行分峰，得到该驱替阶段油水在不同孔隙中的含量；利用线切割在0.5cm岩心再钻取2mm直径岩心开展ct扫描确定不同孔隙尺寸分布，将2mm孔洞用胶封堵，核磁和ct扫描完成后将两块岩心再放入岩心夹持器中。

14、进一步地，所述步骤s5中，继续进行水驱油实验，重复步骤s4测定采出液含水90％和极限含水阶段的核磁t2谱和ct扫描，确定不同驱替阶段油水在不同孔隙中的含量和不同孔隙尺寸分布。

15、进一步地，所述步骤s6中，继续进行水驱油实验，重复步骤s4测定采出液含水95％和极限含水阶段的核磁t2谱和ct扫描，确定不同驱替阶段油水在不同孔隙中的含量和不同孔隙尺寸分布。

16、进一步地，基于高压压汞数据和核磁数据对标得到弛豫时间和孔隙直径之间的关系。

17、进一步地，分析水驱油不同驱替阶段，不同尺度孔隙中的油含量的变化，计算对采收率的贡献。

18、本发明的有益效果为：本发明采用ct扫描，ct扫描具有无损、三维可视化的优点，能够分析三维孔隙结构，而且可以和岩心驱替实验相结合，测定不同驱替阶段的三维孔隙结构，本发明通过核磁共振不破坏岩心，可以与驱替实验相结合，测定不同驱替阶段岩心中流体分布，本发明给出了不同驱替阶段不同尺寸孔隙中的剩余油分布。

1.一种基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，包括如下步骤：

2.如权利要求1所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s1中，将原始岩心切为4cm和0.5cm长度的两段，将两段岩心装入岩心夹持器中；所诉4cm长岩心放在夹持器进口端，0.5cm长岩心放在夹持器出口端。

3.如权利要求2所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s2中，岩心抽真空饱和水测定饱和水状态下核磁t2谱，利用t2谱峰的位置确定不同孔隙中水的体积分布，200psi离心后测定束缚水核磁t2谱，利用t2谱峰的位置确定不同孔隙中束缚水的饱和度、可动流体饱和度。

4.如权利要求3所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s3中，岩心在束缚水状态下继续饱和原油，测定4cm岩心饱和油状态下的核磁t2谱，减去束缚水t2谱的核磁信号即为油的核磁信号。

5.如权利要求4所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，利用线切割在0.5cm岩心钻取2mm直径岩心开展ct扫描确定不同孔隙尺寸分布，将2mm孔洞用胶封堵，核磁和ct扫描完成后将两块岩心再放入岩心夹持器中。

6.如权利要求5所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s4中，开展水驱油实验，测定采出液含水80％条件下的4cm岩心核磁t2谱，将该核磁信号与油水的t2谱对比进行分峰，得到该驱替阶段油水在不同孔隙中的含量；利用线切割在0.5cm岩心再钻取2mm直径岩心开展ct扫描确定不同孔隙尺寸分布，将2mm孔洞用胶封堵，核磁和ct扫描完成后将两块岩心再放入岩心夹持器中。

7.如权利要求6所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s5中，继续进行水驱油实验，重复步骤s4测定采出液含水90％和极限含水阶段的核磁t2谱和ct扫描，确定不同驱替阶段油水在不同孔隙中的含量和不同孔隙尺寸分布。

8.如权利要求7所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，所述步骤s6中，继续进行水驱油实验，重复步骤s4测定采出液含水95％和极限含水阶段的核磁t2谱和ct扫描，确定不同驱替阶段油水在不同孔隙中的含量和不同孔隙尺寸分布。

9.如权利要求8所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，基于高压压汞数据和核磁数据对标得到弛豫时间和孔隙直径之间的关系。

10.如权利要求9所述的基于ct扫描和核磁共振的微观剩余油定量表征方法，其特征在于，分析水驱油不同驱替阶段，不同尺度孔隙中的油含量的变化，计算对采收率的贡献。