基于CT扫描技术的岩心孔隙配位数实验研究

夏惠芬，翟上奇，冯海潮，殷代印，马文国，王 影

近年来，CT扫描技术被国内外广泛应用于油藏渗流开发研究中，推动了渗流力学的技术进步。Dana George Wreath［1］利用CT技术测量了岩心中油的饱和度，Seetharaman Ganapathy［2］利用 CT 技术探索了岩心在聚合物驱条件下油饱和度的变化，Mengwu Wang［3］将CT技术用于测量岩心饱和油及聚合物驱替过程流体饱和度分布。国内学者对CT扫描技术也进行了大量研究，曹绪龙等［4－5］研究出用体积CT对岩心流体饱和度进行测量的技术，利用该技术测量了聚驱过程中流体饱和度的分布特点。高建等［6－7］通过CT扫描成像技术，建立了含油饱和度分布计算方法，得到三维含油饱和度分布，利用标准偏差和变异系数等方法对岩心水驱含油饱和度分布特征进行分析。赵碧华［8－9］应用CT扫描技术观察油层岩心的孔隙结构，得出常规渗透率测试所得K值偏低。陈毅华等［10］利用X－CT技术，对安山岩裂缝型岩心进行了研究，提出了利用CT值计算含裂缝岩心的裂缝参数和不同类型孔隙度的方法。孙卫等［11－12］把X－CT扫描成像技术与水驱油实验相结合，认为造成注入水启动压力、水驱油效率差异大的主要原因是储层的低孔、低渗和孔隙结构的双重结构；而造成水驱波及效率低、水驱油效率较低的主要原因是微观孔隙结构非均质性较强。

目前我国在这方面的研究和应用主要集中在图像分析层面，即利用CT图像计算岩心样品的密度、孔隙度、饱和度等，同时对微观孔隙结构及孔隙内流体的分布作定性描述，而对于岩心孔隙结构中的配位数没有明确描述。本文基于CT扫描技术，对岩心孔隙结构进行了研究，且给出了配位数的统计方法。

1 CT扫描实验原理

CT的工作原理：任何X－射线投射影像都符合三维物体的二维投射原则。最简单说来，我们可以把射线束近似看作为平行光束，则投射影像的每一点都包含三维物体对相应X－射线光束吸收程度的综合信息。从几何学角度分析，一系列一维的投射线重构成二维影像，而二维影像又重构为三维影像，如图1所示。

图1 平行光束几何学

2 CT扫描实验

2.1 实验设备和实验材料

高频率CT机SkyScan1172（见图1），以及相应的处理软件是Data Viewer、CTAN、ANT和CTVol等；岩石切割机；大庆油田不同渗透率级别天然岩心。

图2 CT扫描设备系统图

2.2 实验步骤

（1）用切割机将岩心切成CT夹持器要求的尺寸大小。

（2）对实验仪器进行预热15min。

（3）通过观察样品位置，调节到适合的位置开始扫描。

（4）将得到的数据图片通过Nrecon重构出二维横截面图片。

（5）运用CTAN软件进行分析和计算各孔隙结构参数。

（6）运用Data Viewer软件计算配位数。

（7）实验数据分析与总结。

2.3 岩心孔隙结构参数识别软件界面介绍

运用CTAN软件选取合适的感兴趣区域，然后进行灰度值选取，灰度值的范围是0～255，图3给出了灰度值选取时的界面。由图3可以看出，选取灰度在12～255，图像中白色为岩石骨架，黑色为孔隙。

图3 灰度值选取界面

在感兴趣区域范围内，选取合适的灰度值后，计算感兴趣区的孔隙度，图4给出了孔隙度计算的界面。如图可以看出，选取灰度在12～255，该岩石的孔隙度为28.01%。

图4 孔隙度计算界面

运用DataViewer软件，把通过Nrecn处理的图片立体化，把原本的图片分成3个视图，更加清楚地观察各孔隙的具体结构，从而统计配位数的分布。把3个方向的图片分别称为俯视图、左切图和正切图，如图5所示。

图5 配位数识别界面

2.4 配位数的查找方法

配位数是指每个孔道所连通的喉道个数。在DataViewer软件中，我们把岩心扫描的图像设置在三维坐标中，即x、y和z坐标，俯视图为x和y坐标不变，只有z坐标变化；正切图为x和z坐标不变，只有y坐标变化；左切图为y和z坐标不变，只有x坐标变化。在俯视图中的孔隙连通的喉道个数加上正切图和左切图中相同位置孔隙处连通的喉道个数，即为配位数。

以一个孔道为例，图6给出了查找配位数的方法。由图可以看出，俯视图中孔隙的坐标位置是（486，2 128，818），在相同位置正切图中，可以看出标有1、2、3、4的4个位置处都有凸起，都有可能有孔隙延伸发育。为了证明这4处是否是往外延伸，把鼠标放在正切图的1（488，2 128，904）处，查看相同位置俯视图与左切图处是孔隙还是岩石骨架，如果是孔隙，那么就说明1处是连通的，所以可以看作是1个配位数。同理可以看出2处和4处也是，但是3处比较光滑，在相同位置处的俯视图和左切图处是岩石骨架，说明不是连通的，不能认为是配位数。

图6 配位数识别图

3 实验结果分析

3.1 孔隙度测量

用CTAN处理后的岩心横截面图像进行灰度调整，使反白图和孔隙内部结构图最为接近时测量孔隙度。表1给出不同渗透率岩样多个层面孔隙度的平均值。

表1 不同渗透率岩样的孔隙度

3.2 配位数分布

利用DataViewer软件，通过上述对配位数的查找方法，对不同渗透率二类油层岩样的配位数进行了分析。图7和图8给出渗透率为370×10－3μm2和554×10－3μm2的岩样的配位数分布。由图可以看出，渗透率为370×10－3μm2的配位数主要在5～13之间，而且有50%以上的比例在7～9；而渗透率为554×10－3μm2的配位数在6～15之间，有60%以上的比例在10～13。

图7 渗透率为370×10－3μm2的配位数分布

3.3 孔喉比

孔喉比是指孔隙与喉道直径的比值。在CTAN软件中打开BMP格式的图像，选取合适的灰度值后，把图片放大，观察孔隙的连通性和孔喉比。图9给出了二维图像中孔隙和喉道的连通情况，如果流体在孔隙中流动，且流经喉道，那么把垂直流动方向上的孔隙直径除以流经的喉道直径称为孔喉比。

图8 渗透率为554×10－3μm2的配位数分布

图9 孔喉比示意图

在CTAN软件中打开的图像中，黑色为孔隙或喉道，拖动鼠标屏幕即显示出该孔隙或喉道的直径。图9中Distance＝0.5pixel，是表示距离为0.5个像素点。而每一块岩样在通过Nrecon重构出二维横截面图片时，都会自动生成一个文本格式的文件，里面会给出这个岩样的基本信息，其中就包括扫描该块岩样时一个像素代表的距离是多少微米。

表2给出了岩样孔隙和喉道的直径以及对应的孔喉比。由表2可以看出，孔喉比可以由几变化到几十，最大孔喉比可达60，而随着渗透率的增加，孔喉比降低，这与恒速压汞实验得出的结论基本是一致的。

表2 不同渗透率岩样的孔喉比

表2 （续）

4 结论

通过CT扫描实验，对岩心孔隙结构进行分析，得出以下结论：

（1）CT扫描实验给出了岩样的孔隙度、配位数和孔喉比；

（2）渗透率为370×10－3μm2的配位数主要在5～13之间，而且有50%以上的比例在7～9；而渗透率为554×10－3μm2的配位数在6～15之间，有60%以上的比例在10～13；

（3）CT扫描得出的孔喉比由几变化到几十，最大孔喉比可达60，而随着渗透率的增加，孔喉比降低，这与恒速压汞实验得出的结论基本是一致的。

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［1］Dana George Wreath.A study of polymer flooding and residual oil saturation［D］.Austin：the University of Texas，1989：35－49.

［2］Seetharaman Ganapathy.Simulation of heterogeneous sandstone experiments characterized using CT scanning［D］.Austin：the University of Texas，1993：87－95.

［3］Wang Mengwu.Laboratory investigation of factors affecting residual oil saturation by polymer flooding［D］.Austin：the University of Texas，1995：9－21.

［4］曹绪龙，李玉彬，孙焕泉，等.利用体积CT法研究聚合物驱中流体饱和度分布［J］.石油学报，2003，24（2）：65－68.

［5］侯健，李振泉，张顺康，等.岩石三维网络模型构建的实验和模拟研究［J］.中国科学G辑，2008，38（11）：1563－1575.

［6］高建，韩冬，王家禄，等.应用CT成像技术研究岩心水驱含油饱和度分布特征［J］.新疆石油地质，2009，30（2）：269－271.

［7］王家禄，高建，刘莉.应用CT技术研究岩石孔隙变化特征［J］.石油学报，2009，30（6）：888－893.

［8］赵碧华.用CT扫描技术观测岩心中液流特性［J］.石油学报，1993，13（1）：91－96.

［9］赵碧华.用CT扫描技术观察油层岩心的孔隙结构［J］.西南石油学院学报，1989，11（2）：57－64.

［10］陈毅华，赵德明.利用x－CT技术计算岩心的裂缝参数［J］.石油勘探与开发，1990（3）：82－86.

［11］孙卫，史成恩，赵惊蛰，等.X－CT扫描成像技术在特低渗透储层微观孔隙结构及渗流机理研究中的应用［J］.地质学报，2006，80（5）：775－779.

［12］王瑞飞，陈明强，孙卫.特低渗透砂岩储层微观孔隙结构分类评价［J］.地球学报，2008，29（2）：213－220.