Uso de tomografía computarizada (CT) para estudiar la distribución de saturación de inundaciones centrales
Li Yubin Shengqiang
Resumen Mientras se realizaban simulaciones físicas de desplazamiento de petróleo y agua, se utilizó una tomografía computarizada para obtener datos cuantitativos tridimensionales de saturación de petróleo y agua dentro del núcleo, a fin de Analizar intuitivamente el estado de migración de fluidos dentro del núcleo. La investigación involucra los métodos y procesos experimentales de la tomografía computarizada, la aplicación de imágenes de tomografía computarizada para reconstruir el estado del flujo de petróleo y agua y el estado de distribución del petróleo restante, y cómo procesar imágenes digitales de tomografía computarizada. A través de dos ejemplos, se reprodujo con éxito la historia de la distribución de saturación en cada etapa de la simulación física del desplazamiento de petróleo y agua, y se observó claramente el mecanismo de los métodos de recuperación de agua, como la inundación de agua y la inundación de polímeros.
Palabras clave CT: Simulación física del mecanismo del modelo de ritmo de inundación de polímeros de saturación
1 Introducción
Utilizar la tomografía computarizada (CT) para estudiar medios porosos Las características de filtración en Los equipos de tratamiento de agua son una tecnología ampliamente aceptada en el país y en el extranjero. Su ventaja es que mientras se realiza el desplazamiento del núcleo, la tomografía computarizada se utiliza para obtener datos cuantitativos tridimensionales de saturación de aceite y agua dentro del núcleo de desplazamiento, analizando así intuitivamente el estado de migración del fluido dentro del núcleo. Las pruebas convencionales sólo pueden dar un valor medio de la saturación dentro de todo el núcleo.
Figura 1 Diagrama esquemático del núcleo de exploración por TC volumétrico
Durante los últimos 20 años desde que la TC se utilizó en la investigación de filtraciones, se ha formado un sistema de prueba completo en el extranjero. En los últimos años, la investigación de la TC se ha combinado continuamente con nuevas teorías y métodos de ingeniería de yacimientos, promoviendo el progreso tecnológico en la mecánica de infiltración. En 1997, el Instituto de Ciencias Geológicas de Shengli Oilfield Co., Ltd. introdujo en los Estados Unidos un sistema de TC industrial de microenfoque con función de tomografía volumétrica. Ha invertido mucho en simulación física de filtraciones, procesamiento de datos y desarrollo de software. formó un Un conjunto eficaz de herramientas de investigación. La investigación involucra los métodos y procesos experimentales de tomografía computarizada, la aplicación de imágenes de tomografía computarizada para reconstruir el estado del flujo de agua y petróleo y el estado de distribución del petróleo restante, y cómo procesar los datos de corte obtenidos. El proceso de la prueba involucrada es similar a la prueba convencional, es decir, primero se aspira el agua saturada, luego se usa aceite para desplazar el agua para establecer el estado del agua unida y luego se inyecta agua para desplazar el aceite restante. La diferencia es que las tomografías computarizadas se toman continuamente durante el ensayo. Además, cuando se utiliza la prueba de desplazamiento de la exploración por TC, se deben agregar sustancias que pueden causar atenuación de los rayos a la fase de aceite y agua, como agregar NaI a la fase de agua.
II. Máquina CT y método de escaneo
En la prueba se utilizó el sistema CT/DR industrial ACTIS. El sistema tiene una función CT de volumen avanzada y se utiliza para escanear el núcleo columnar homogéneo. Prueba de desplazamiento para lograr el valor de distribución de la saturación de petróleo y agua en el espacio tridimensional del núcleo. La configuración del sistema se muestra en la Figura 1. La fuente de rayos X emite un haz de rayos en forma de cono que pasa a través del núcleo colocado en la plataforma giratoria mediante la rotación del núcleo, se obtienen datos de proyección y se reconstruyen 100 cortes en uno; escaneo, completando así el escaneo de un volumen de datos tridimensional.
El sistema dispone de función de radiografía digital (DR) para escanear modelos 2D. La configuración del sistema se muestra en la Figura 2. El haz de rayos en forma de abanico pasa a través del modelo y completa una imagen DR bidimensional mediante el desplazamiento horizontal del modelo. Esta función se utiliza para escanear modelos de reservorio de ritmo compuestos multicapa de manera más efectiva para detectar desplazamiento.
3. Principios básicos del cálculo de la distribución de saturación por TC
Divida el núcleo de prueba en varias cuadrículas en las tres direcciones i, j y k (Figura 3), exploración por TC. Se mide el coeficiente de atenuación lineal de rayos X en cada rejilla. En la práctica, para convertir el coeficiente de atenuación en número de CT para facilitar la aplicación, el número de CT de cada rejilla se representa mediante CTijk. Cuando el núcleo está saturado con fases de petróleo y agua, el número de CT de cada celda se expresa de la siguiente manera:
Colección de actas sobre exploración y desarrollo del área petrolera de Shengli
En la fórmula : ——Cada vez durante el proceso de desplazamiento de aceite y agua, número CT de cada rejilla;
Φijk——Porosidad de cada rejilla, %;
——Saturación de aceite de cada rejilla, %;
——Saturación de agua de cada cuadrícula, %;
——CT número de esqueleto de roca de cada cuadrícula
CTo ——CT número de; aceite ;
CTw——CT número de agua.
Figura 2: Diagrama esquemático del modelo de desplazamiento bidimensional de escaneo DR
Figura 3: Diagrama esquemático del mallado del núcleo
Escanee el núcleo que está completamente saturado con agua o completamente saturado con petróleo, el número CT se expresa de la siguiente manera:
Colección de artículos de exploración y desarrollo en el área petrolera de Shengli
Colección de artículos sobre exploración y desarrollo en el petróleo de Shengli. Área
En la fórmula: ——Cuando está completamente saturado con agua, número de CT de cada rejilla;
————Número de CT de cada rejilla cuando está completamente saturado con aceite.
La saturación de petróleo y agua de cada cuadrícula se obtiene a partir de las ecuaciones (1), (2) y (3):
Colección de artículos de exploración y desarrollo en el área petrolera de Shengli
Se debe utilizar la exploración por TC para obtener la distribución del número de TC cuando el aceite y el agua están completamente saturados. Durante el proceso de desplazamiento, los números de TC en diferentes momentos se obtienen mediante exploración y se puede calcular la distribución de saturación en diferentes momentos. .
IV. Procesamiento de imágenes digitales por TC
El simple uso de imágenes por TC no puede reflejar los cambios dinámicos del aceite y el agua durante el proceso de desplazamiento. Las imágenes por TC deben procesarse mediante matriz de imagen endurecida por radiación. Se requieren transformación y procesamiento de radiación, procesamiento de deriva y corrección de posición de CT de volumen para calcular la distribución de saturación.
1. Tratamiento de endurecimiento por rayos
Dado que los rayos X tienen un espectro policromático continuo, provocarán un artefacto de endurecimiento por rayos. La característica de este tipo de imagen es que la escala de grises del borde es grande y la escala de grises central es baja. La imagen de distribución de saturación resultante también tiene valores de saturación de borde altos y valores medios bajos. Un método actualmente factible es utilizar el promedio de los números de corte de CT para crear una imagen anti-endurecimiento para eliminar el endurecimiento por radiación.
2. Transformación de matriz de imagen
Para un determinado punto de partícula P en medios porosos, el volumen con su centro de masa es △V, su volumen de poros es △Vp y su porosidad. es:
Actas de exploración y desarrollo del área petrolera de Shengli
Dibuje las curvas de φ y △V Cuando △V se contrae a un cierto volumen cerca de △V0, φ comienza a oscilar. violentamente. Cuando △V está en los poros, φ=1; cuando △V está en las partículas del esqueleto, φ=0. Lo mismo ocurre con el cálculo de la saturación. Si la matriz de píxeles CT se utiliza simplemente como una cuadrícula, el valor de distribución de saturación calculado oscilará violentamente. Ésta es la razón de la transformación matricial.
3. Esto da como resultado diferencias considerables en los valores de atenuación de rayos de un mismo material. Los datos de atenuación del material de calibración deben usarse para corregir los datos de la imagen CT en diferentes momentos.
4. Corrección de la posición de la TC de volumen
Por un lado, la TC de volumen utiliza un haz de rayos X cónico, y existe una cierta diferencia de intensidad entre el borde y la mitad del rayo. Por otro lado, la TC de volumen, a excepción del corte central, en realidad reproduce la superposición de múltiples valores de atenuación elipsoidales en otros cortes. Estas dos situaciones conducen a ligeras diferencias en el número de CT promedio de cada corte en la dirección k del núcleo. La prueba requiere el uso de materiales columnares uniformes para la calibración.
5. Ejemplos de aplicación
1. Características de desplazamiento interno de núcleos homogéneos mediante tomografía computarizada
El objetivo principal de la prueba: estudiar la distribución del aceite y saturación de agua en pruebas de desplazamiento de tomografía computarizada Los métodos de prueba y cálculo, las características de distribución de saturación de núcleos homogéneos con diferentes permeabilidades y el uso de tomografías computarizadas para determinar las reglas de desplazamiento de la inundación de agua y la inundación de polímeros.
La prueba utiliza un núcleo artificial homogéneo, completado a temperatura y presión normales, con una velocidad de inyección de 0,1 ml/min; la permeabilidad del núcleo es de 684 × 10-3 μm2, la porosidad es de 27,8; es de 2,5 cm y la longitud es de 5,7 cm. La viscosidad del petróleo crudo es de 38 mPa.s.
Figura 4: Curva de relación entre el factor de recuperación y la inyección múltiple
La exploración por TC se puede utilizar para calcular la distribución de la saturación de petróleo y agua durante el proceso de desplazamiento, el estado de distribución del resto Inundación de aceite en agua y sección de polímero. Se tapa el estado de enriquecimiento de aceite residual y al mismo tiempo se obtiene la curva de recuperación. La Figura 4 son los datos obtenidos después del procesamiento de imágenes por TC. Se puede observar que el efecto de recuperación es obvio después de inyectar babosas de polímero. Después de inyectar la masa de polímero, la tasa de recuperación es aproximadamente del 76 %, que es aproximadamente un 16 % mayor que la inundación con agua.
El mecanismo de recuperación mejorada de petróleo se puede observar claramente en los cortes axiales completados por el procesamiento de imágenes por TC (Figura 5). La Figura 5 muestra los resultados del procesamiento de imágenes del Experimento 1. El negro representa una alta saturación de aceite y el blanco representa una alta saturación de agua, lo que refleja la distribución numérica de la saturación de aceite y agua en diferentes tiempos de inyección. Se puede observar que con la inyección continua de agua, la imagen cambia de negro a blanco y el contenido de aceite dentro del núcleo continúa disminuyendo.
Durante la etapa de inundación de agua, obviamente se forman canales de canalización de agua. En los canales de canalización, la saturación de petróleo es significativamente menor que en otras áreas y la falta de homogeneidad de las ondas microscópicas es muy obvia. La inyección de una masa de polímero de 0,2 PV enriquece eficazmente el aceite restante después de la inundación con agua, formando un desplazamiento similar a un pistón. En general, se cree que la inundación con polímeros puede mejorar el coeficiente de barrido macroscópico, y este experimento observó con éxito que también mejora eficazmente la uniformidad del barrido a nivel microscópico.
Figura 5: Diagrama de distribución de saturación en diferentes tiempos de inyección
Cuanto más oscuro es el color de la imagen, mayor es la saturación de aceite, la saturación de agua disminuye de arriba a abajo y la inyección; los tiempos aumentan en orden son 0, 0,36, 1,31, 2,58 y 2,88; 1 es el estado del agua ligada, 2 a 4 es la distribución de saturación durante la inundación de agua y 5 es el estado después de inyectar una pastilla de polímero de 0,2 PV y luego inyectar. 0.4PV agua
2. Imágenes digitales radiográficas para estudiar las reglas de desplazamiento de los modelos rítmicos
Propósito de la prueba: observar las características de desplazamiento de los modelos rítmicos a diferentes velocidades de inyección, las reglas de intrusión de canales de canalización de agua a lo largo de la capa permeable, y Características de distribución de la saturación de petróleo y agua en las diferentes etapas de desplazamiento.
El modelo es un modelo antirítmico de tres capas cocido artificialmente con dimensiones: largo × alto × ancho = 20 cm × 5 cm × 1,5 cm las alturas de la estructura de tres capas de arriba a abajo son 1,5; cm, 2,5 cm, 1 cm, la permeabilidad es 4μm2, 2μm2, 1μm2 respectivamente. La prueba se realizó a temperatura ambiente (25°C) y las velocidades lineales de inyección promedio fueron 4 mm/min, 2 mm/min y 1 mm/min respectivamente. El aceite de desplazamiento es aceite de motor mixto con una viscosidad de 115 mPa·s a 25°C.
El uso de la exploración DR, al igual que la exploración por TC, puede calcular la distribución de porosidad del modelo en un plano bidimensional, la distribución de la saturación de petróleo y agua durante el proceso de desplazamiento, el estado de distribución del petróleo restante en inundaciones de agua, y la curva de inyección y producción. En comparación con el procesamiento de datos de imágenes de CT, el procesamiento de imágenes de DR es relativamente simple. Al mismo tiempo, la tecnología de sustracción de imágenes de DR también se puede utilizar para observar canales microscópicos impulsados por agua.
Figura 6 Resultados de imágenes DR del modelo rítmico
Como se puede ver en la Figura 6, ambas imágenes son después de que la velocidad de inyección es de 1 mm/min y la inyección de una solución acuosa de 0,07 PV. La capa de alta permeabilidad se precipita. La Figura 6A refleja el estado de distribución de saturación; la Figura 6B es un diagrama de morfología del flujo obtenido mediante sustracción de imágenes. El método de lavado del fluido es diferente al de la experiencia y la digitación microscópica es anormalmente obvia.
Referencias principales
[1]S L Wellington,H J Vinegar.Tomografía computarizada de rayos X.SPE 16983:885～898.
[2]Agrag, ARkovscek.CT Tecnología de escaneo y red neuronal para la construcción de la distribución detallada de la saturación de aceite residual durante la inundación de agua.SPE 35737:695～710.