Ingrain实验室的特色技术.docx

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Ingrain实验室的特色技术

Ingrain公司实验分析技术介绍

在Ingrain的岩石物理实验室，利用X-CT岩石扫描技术，我们可以测量、计算岩石的物理性质和含油气储层岩石流体的流动特性。

我们的分析测试技术领导着当今世界石油天然气行业中泥页岩、碳酸盐岩、致密含气砂岩和油砂的工业分析测量技术。

关于Ingrain的数字岩石物理实验室

Ingrain的数字岩石物理实验室，可以测量计算含油气岩石的物理特性和流体流动性质，我们提供先进的砂岩、泥页岩、碳酸盐岩、致密含气砂岩和油砂的岩石物性分析。

使用岩心柱体或者钻井岩屑进行分析，Ingrain实验室在2周时间内提供精确的分析结果。

甚至可以使用被钻井液改变性质的岩心样品进行分析测量，并提供精确的分析处理结果。

Ingrain实验室的资深地质家使用微米CT和纳米CT仪器扫描岩石样品并形成数字化资料，对岩石样品扫描的每个数据都形成一个vRock（即形成一个高分辨率的三维数字图像），并提供精确的分析结果。

vRock可以反映岩石样品的实际孔隙网络分布和岩石颗粒结构等特征。

利用vRock数据可以计算岩石的物理性质。

这意味着岩石样品的信息被转换成可以被再度使用的数据体，不会出现在普通实验分析中样品被破坏或者改变岩石物理性质的情况。

图像的分辨率通常取决于样品的类型，一般的岩石样品，像致密的含油气砂岩，其图像的分辨率在微米级，对于泥页岩和复杂的致密含气砂岩，Ingrain实验室使用纳米CT扫描，可以达到100纳米的分辨率。

这种高的分辨率是形成图像和计算岩石孔隙网络分布和岩石颗粒结构的关键。

Ingrain实验室的服务项目

岩石物理性质分析：

孔隙度分析（连通的孔隙和孤立孔隙）、绝对渗透率分析（在x、y、z三个方向上的渗透率）、地层的导电性和弹性参数（体积模量、压缩波速度、杨氏模量、剪切模量、剪切速度、泊松比）

多项流动分析：

两项相对渗透率，油-水、气-油、气-水在不同的湿润相和粘度下的驱替性质；束缚水饱和度和残余油饱和度；在三个轴向方向可选的两项相对渗透率；

Ingrain实验室测量孔隙介质中低雷诺数流体的流动性能；表面张力、界面张力、毛管力。

Ingrain实验室使用几种不同的LatticeBoltzmann格子法进行多相流体测量；Rothman和Keller色谱模型；Shan和Chen的拟势模型；Swift,Osborne,andYeomans的自由能模型。

Ingrain模拟物理实验室的实验过程测量岩样中流体的传递性质，可人为管理实际岩心的实验过程；边界流动和全部流动条件模仿传统的岩心实验测量原理、动态的相对渗透率-排驱和吸汲过程、毛细压力。

精确的物理模型体现在单项和多项流体流动中，就像粘滞性指状突进和导致毛管压力突变行为。

Ingrain实验室的特色

Ingrain实验室与传统的实验室有什么区别？

资深地质家管理和操作所有的分析项目；使用钻井岩屑可以获得未取心井段地层的岩石物理性质；14天的快速的分析周期（即使是低渗透岩石的相对渗透率）；精确的获得复杂岩石（油砂、泥页岩、低渗透岩石）的分析资料；岩石样品以数字化形式储存成vRocks三维立体图像（且样品不被破环）；vRocks数据体可以重复使用，能够在任何假设的油藏（储层）条件下模拟分析；计算结果可结合目前存在的油藏（储层）模型。

Ingrain实验室的分析项目

孔隙度；孔隙度定义为岩石的孔隙体积与岩石的总体积的比值。

沉积物是多孔的，这是非常重要的，孔隙可以充填石油、天然气或者新鲜水等天然资源。

孔隙的测量用百分比表示，沉积物（砂粒）的原始孔隙度大约为40%，由于上覆沉积物的压实作用孔隙度减少到30%左右，而后，由于化学成岩作用的加强孔隙度将进一步减少。

刚沉积的粉砂和粘土，这种沉积物的孔隙度可达60%，甚至更高，这种沉积物在地质埋藏时期被快速的压实，孔隙度很快达到30%，甚至更小。

泥页岩中的孔隙度比砂岩要小得多。

如果砂、粉砂和泥质混合沉积在一起，由于粉砂和泥质颗粒充填于较大颗粒形成的骨架孔隙中，则使原始孔隙度要远远小于40%。

孔隙度很大程度上取决于形成岩石的源岩，由于碳酸盐岩的沉积往往由多孔的水生物骨架和生物礁等，这就是为什么产油的白垩系碳酸盐岩具有50%的孔隙度。

同样，含有硅藻质类的岩石，由于含有硅质骨架这类矿物容易被水溶解而充填于孔隙中，导致孔隙度降低到30%以下。

孔隙度的计算是根据高分辨率的CT数字图像进行的，就像前面所展示的那样。

计算的孔隙度是三维数字图像体中孔隙空间像素（黑色-暗灰色部分）与三维数字图像体总体积像素的比率。

从一个由颗粒物体构成的三维体中分离孔隙的工作，称为像素分离（imagesegmentation），在像素分离中主要的技术关键是在孔隙向孔洞的边缘部位的渐变，即黑色向浅色的灰色调的过渡，Ingrain使用具有知识产权的图像处理系统，包括统计分析和灰度色标图像技术，这样孔洞被精确地从矿物基质中分离开来，从而计算出孔隙度。

绝对渗透率；指的是测量岩石样品允许单一流体通过孔隙结构的能力。

不像测量密度和声速那样简单，在一口井中测量渗透率是困难的，在实验室中，传统的测量渗透率是要用规则的样品采用压力使流体通过岩石，并记录流体流动和压力降低结果。

Ingrain利用高分辨率三维图像资料，通过数字模拟形成了直接用数据表示流体通过孔隙空间的流动特性，大大完善和拓展了渗透率的实验数据库。

缓慢的渗流需要使用latticeBoltzmannmethod（LBM）方法进行模拟渗透率评估，LBM算法模拟纳维-斯托克斯方程的渗流，把流体作为符合一定相互作用原理的一套质点束的流动来处理。

它的最大优点是直接解决了流动方程，并且可以直接处理解决一个真实而复杂的孔隙界面的边界条件问题。

可以形成孔隙度与渗透率有关的数据、各种岩石类型的孔隙几何形态，包括致密含气砂岩、碳酸盐岩及松散的沥青砂。

关于渗透率测定的计算方法

绝对渗透率的计算，实际上类似于实验室测量；一个压力差或者物体的作用力直接应用于数字样品上产生流体流动，根据达西方程原理计算渗透率。

电导率

电导率（地层因子）是岩石的导电能力，Ingrain使用有限元方法（FEM）解决拉普拉斯方程电势场内部数字样品边界电位差。

孔隙内部的电流场被计算，并统计获得通过样品流量的总数。

样品的电导效率简单地说就是单位长度电流对电位差的比率

 弹性特征

当岩石在不同的方向受压所产生形时，在各个方向所测得的弹性倾向是不同的。

Ingrain测量弹性模量是通过模拟三维数字岩石样品静态变形的实验过程得到的。

通过压力使样品骨架产生变形，使用有限元方法计算局部产生的形变，这样导致样品的有效形变是与计算有效弹性模量样品边界上所施加的压力有关的。

这种方法认为在样品内部线性弹性定律是有效的，因此，弹性模量的获得可以被转换成弹性波速。

弹性模量的计算流程

不同的载荷压力施加到相同的数字样品获得有效弹性模量（挤压和剪切）

相对渗透率是一个无量纲的测量值，它表示一种流体相通过岩石孔隙中另外开一种流体相时的渗透能力，相对渗透率的计算如下：

 如果在岩石中只有单一一种流体，那么它的相对渗透率是1.0。

对比先前存在的不同的流体相对渗透率具有不同的性能。

后来的多于一种以上的流体产生相互制约的流动性质。

影响相对渗透率的关键因素包括：

孔喉几何形状（大小吼道和形状的分布）

矿物表面的湿润性

流体相之间的表面张力、每个流体相和岩石之间的表面张力，

这些参数定义为湿润角、它在流体和矿物质之间形成一个界面，当湿润角大于90度时为湿润性，否则， 当湿润角小于90度时为非湿润性。

 缓慢的多项渗流需要相对渗透率评估，模拟使用LBM方法的多项渗流方程，将流体作为一个在相同流体颗粒之间、不同流体颗粒之间、流体和孔壁之间具有相互作用原理的质点集来处理。

 LBM直接模拟静态的和动态的考虑表面张力和接触角这类流动相与孔隙壁接触的类型，它可以评估束缚水和含有饱和度。

常见问题问答

关于和Ingrain公司的合作

样品分析周期是多少？

样品分析时间是比较灵活的，一般我们14天提供结果，特殊情况可7天提供结果。

Ingrain公司卖软件吗？

不，我们提供先进的数字物理实验室分析的岩石性质资料。

Ingrain公司使用什麽样的软件计算处理这些参数？

我们使用Ingrain公司内部自己开发的软件计算处理岩石性质。

为什么用户更喜欢Ingrain公司的图像和计算处理的资料代替实验分析测量的资料？

Ingrain公司提供一种全新的方法，常规岩石物理实验室的分析测量是耗时的，Ingrain公司评价钻井岩屑和岩心是快速的，并且不毁坏样品实物。

在像致密气砂岩、泥页岩和含油砂岩这样困难的地层，也改善了回收过程，Ingrain公司精确的计算、分类评价岩石的物理特性意味着比实验分析法要快速的多。

Ingrain可以成像和分析泥页岩和致密砂岩吗？

可以，使用纳米CT扫描我们可以解决60纳米级别大小的岩石特征，对于测量泥页岩和致密砂岩这是基本的条件。

我们可以成像泥页岩内部的有机质并提供分析总的有机碳（TOC）含量。

可以做油砂和重油的分析吗？

是的，Ingrain由于快速的成像处理过程，在处理含油砂是具有明显的优势，我们可以处理未固结的岩石，由于我们的测试具有非破坏性，可以测量没有进行预处理的油砂的特性。

还可以测量油砂中沥青的百分含量。

但是Ingrain不能提供煤层甲烷气的测量。

使用钻井岩屑计算岩石特性的可信度有多少？

如果样品没有物理损坏，它的精度同井壁取心是一样的。

就某一口井而然，进行储层模拟需要扫描和分析多少岩心样品？

对于不同类型的储层，我们建议至少每英尺一个岩心样品。

另外考虑油藏模拟的程度，通常，我们建议要分析足够的岩心样品，便于在油藏模型中建立流动单元或者建立岩相单元。

Ingrain成像和计算的岩石样品是否浸泡有汞？

汞是有毒害物质我们的工作流程中不含有任何有毒害物质。

岩石样品的准备

Ingrain不提供完全数字化的岩心。

我们能够分析最小的岩心样品是多大？

我们首选的分析最小的岩心样品是1立方英寸（16.4立方厘米），理由是这样大小的岩石样品内部能够具有非均质性，实际上分析样品的最佳大小取决于岩石样品的粒度和孔隙空间大小。

谁来确定岩石样品是使用微米岩心分析还是使用纳米岩心分析？

Ingrain受过培训、据有经验的地质家分析每块岩石样品，并确定处理方案。

我们接受并处理冷冻的岩心（像含有砂岩），并且在分析处理过程中尽可能避免温度有大的变化。

微小的钻井岩屑应避免过热（烘干），最好保存于液氮中。

岩心样品的扫描

Ingrain使用什麽样的CT扫描岩心样品？

它们和医院中的CT类似吗？

Ingrain使用工业级别的CT仪，我们的扫描仪器比医用CT具有很高的分辨率。

我们使用的纳米级CT仅仅是全球石油工业中应用的一种，我们首先利用分辨率较低的CT仪器把样品全部成像，确定样品的非均质性，然后利用这些低级别的CT图像确定那些样品或者样品的哪个部位需要做较高分辨率的微米级CT扫描成像、那些样品或者样品的哪个部位需要做高分辨率的纳米级的CT扫描成像。

同一个样品我们同时做微米CT和纳米CT扫描码?

不，关于进一步的纳米CT扫描，我们使用更小型的样品。

标准的微米岩心样品大小为2.5mm，纳米岩心样品大小为0.5mm。

扫描样品需要多少时间？

致密岩心比多孔隙岩心需要更多的时间，微米级CT扫描需要1-8小时（取决于微米岩心样品的大小和均质性程度），纳米级CT扫描需要24-72小时（取决于纳米岩心样品的大小和均质性程度）。

Ingrain提供3个轴向方向的扫描切片成像、一个三维体成像透视图，我们还提供岩石体的成像图和孔隙体积图。

为计算岩石性质准备图像，微米级CT成像需要扫描多少二维切片？

在扫描过程中要有1024个二维切片产生。

这些切片集合起来创建一个三维数据体。

每个三维数据体要经过图像分割（imagesegmentation）的处理过程，最后进行计算处理。

什么是图像分割（imagesegmentation）？

分割是指在x、y、z三个方向上处理每个三维数字岩石体，它包括转换像黑色度、白色度及灰色梯度等信息成为包含岩石颗粒粒度和孔隙等内容的三维图像像素的数字文件。

利用这些很多的二维X射线的切片，我们创建一个来自于实际岩石颗粒和孔隙的三维数字图像。

岩石物理性质计算

如果我们有了测井数据，为什么还要做样品分析？

孔隙度可以根据中子、声波和密度测井推断，但是至关重要的渗透率参数不能直接从测井数据中推断，需要岩石分析计算。

可以从孔隙储运性质之间的获得接触关系吗？

可以，使用Ingrain技术，我们揭示了孔隙空间形态，包括连通和孤立的孔隙形态，我们不使用模型。

Ingrain提供什么类型的渗透率数据，我们提供三个方向的绝对渗透率，还提供相对渗透率曲线（通常是一个方向上的相对渗透率）。

我们提供先进的岩石特性分析，包括砂岩、碳酸盐岩、油砂、致密气砂岩和泥页岩。

并提供量化的孔隙度（包括连通的孔隙和不连通的孔隙）。

Ingrain如何计算岩石的弹性参数？

被分割的岩石样品的图像（称为vRock），使用有限元方法数字化计算描述由于压力导致变形的结果。

由于相关的压力到变形我们获得岩石的弹性模量。

Ingrain计算体积模量和泊松比吗？

是的，当我们计算岩石的弹性模量时，我们要考虑不同的矿物模量的。

由于成像是在围压条件下进行的，那么，我们可以模拟储层地下压力情况下的压缩性吗？

可以的。

Ingrain怎样获得岩石颗粒的胶结特征？

我们可以利用我们的成像处理来解决胶结特性。

相对渗透率的计算

Ingrain计算岩石的流体流动特性或者计算岩石的物理性质时，常常要计算岩石干样的弹性系数，同时，孔隙度空间格架也要输入流体模拟中。

我们在流体模拟过程中使用地层原位流动性质进行模拟，像原始地层的温度、压力、盐度、油气比等。

当进行渗透率分析时，有时存在变化的流体饱和度，这对于致密气砂岩是很重要的，这时含油饱和度的变化会很大程度影响气的渗透率。

Ingrain公司可以做油、气、水的相对渗透率。

附件原文

IngrainDeliversFast，AccurateRockPropertiesanalysis

AtIngrain'sdigitalrockphysicslab,wecomputethephysicalpropertiesandfluidflowcharacteristicsofoilandgasreservoirrocks.Ourtechnologyleadstheindustryinmeasuringshales,carbonates,tightgassandsandoilsands.

Usingcoreplugsordrillcuttings,Ingraincandeliveraccurateresultsasfastas14days.

AboutIngrain'sDigitalRockPhysicsLab

Ingrain'sdigitalrockphysicslabcomputesthephysicalpropertiesandfluidflowcharacteristicsofoilandgasreservoirrocks.Weprovideadvancedrockpropertiesanalysisforsandstones,shales,carbonates,tightgassandsandoilsands. 

Usingcoreplugsorevendrillcuttings,Ingraincandeliveraccurateresultsasfastas14days.Ingraincanevenprovideaccurateresultsusingsamplesfromcorerepositoriesthathavebeenalteredbydrillingfluids.

AdegreedIngraingeologistusesmicro-andnano-resolutionCTscannerstodigitizethefabricofeachrocksample. EachsetofscansiscombinedandsegmentedtocreateavRock--ahigh-resolution3Dimageoftheactualporenetworkandgrainstructure.RockpropertiesarethencomputedfromthevRocks.Thismeansthattherocksamplesareconvertedintoreusabledigitalobjects,notdestroyedoralteredasisthecasewithphysicallabexperiments.

Theresolutionofimaginguseddependsonthetypeofrock.Conventionalrocksamples,sometightgassandsandoilsandsareimagedatonemicronresolution. Forshalesandcomplextightgassands,Ingrainusesnanometer-scaleCTscanningtoachievearesolutionof100nanometers.Thishighresolutioniscrucialtoimagingandcomputationofporenetworksandgrainstructureintheserocktypes.

Ingrainservices

PhysicalProperties

Ingraincomputesphysicalpropertiesofreservoirrocksusinghighresolution3Dimagesoftheporenetworkandgrainstructureofrocksamples. Ingrain'sprocessworksequallywellwithsamplestakenfromcoreplugs,oilsandssamplesordrillcuttings:

∙Porosity:

 Vv/Vt（%total,connectedandisolatedporosity）

∙Absolutepermeability:

 Permeability（mD）inX,YandZdirections

∙Electricalproperties:

 Formationfactor（S/m）inX,YandZdirections

∙Elasticproperties:

 Bulkmodulus（K）,compressionalvelocity（Vp）,Young'smodulus（E）,Shearmodulus（G）,Shearvelocity（Vs）,Poisson'sratio

MultiphaseFlow

∙Two-phaserelativepermeability:

water-oil,gas-oil,andwater-gasdisplacementatdifferentwettabilityindicesandviscosityvalues

∙Irreduciblewatersaturationandresidualoilsaturation

∙Optionaltwo-phaserelativepermeabilityinthreeaxes

Ingraincomputesmultiphaseflowattheporescaleinanaccuratedigitalrepresentationoftheporespace.Ouralgorithmscanoperateatanydesiredboundaryandsaturationcondition,aswellasvaryingfluidviscosityandwettabilitycontrasts.

数字模拟水驱油

Digitalsimulationofoildisplacingwater.

 使用LatticeBoltzmann方法数字模拟油砂的相对渗透率曲线

RelativepermeabilitycurvesinoilsanddigitallysimulatedusingthemultiphaselatticeBoltzmannmethod. 

Ingrain'sLatticeBoltzmannmethodsincorporateseveraltechnicalbreakthroughs.

∙Ingrain'scomputationshavebeendesignedanddevelopedspecificallyforlowReynoldsnumberfluidflowinporousmedia（notstrictlygasdynamics）andincorporate:

oSurfaceTensions（wetting/fluid-surfaceinteractions）

oInterfacialTensions（fluid-fluidinteractions）

oCapillaryforces

∙SeveraldifferentLatticeBoltzmannschemesareemployedformultiphasefluids:

oChromodynamicmodelofRothmanandKeller

oPseudo-potentialmodelofShanandChen

oFreeenergymodelofSwift,Osborne,andYeomans

∙Ingrainsimulatestheexperimentalprocessesusedinaphysicallaboratorytomeasurefluidtransportpropertiesincoresamples,allowingustoconductvirtualcorelaboratoryexperiments:

oBoundaryandgeneralfluidflowconditionsmimictraditionalexperimentalcoremeasurements