易破損疏松砂巖的數(shù)字巖心構建新方法

唐 放，李海龍，戴 宗，謝明英，周江江

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東 深圳 518067）

迄今為止，高效精確測定疏松砂巖巖心的物性參數(shù)仍然是疏松砂巖油田開發(fā)中的一個難題。疏松砂巖取樣、運輸、保存、處理、分析都與常規(guī)巖心有較大的差異。針對疏松砂巖的傳統(tǒng)物理實驗，行業(yè)標準中已有相關章節(jié)指導工程分析。但需要指出的是，疏松砂巖的本質屬性決定了巖心的處理和分析只有一次機會。在鉆取柱塞、洗油、實驗分析等環(huán)節(jié)都可能會不可逆地破壞巖心的孔隙結構，同時樣品很容易成為一堆散砂；且實驗過程中很容易發(fā)生形變，結果可靠性較差。

近年來，數(shù)字巖心技術在石油和天然氣行業(yè)得到快速發(fā)展，并廣泛應用于地震、測井、地質、油藏等各個領域［1-2］，該技術是對傳統(tǒng)物理實驗的有益補充。數(shù)字巖心技術與傳統(tǒng)物理實驗技術相比：對巖心的尺寸、形狀要求較低，可以對風化較碎的巖心進行分析；實驗周期短，時間可以從數(shù)年縮短到數(shù)月；可以有效保存巖心，能確保巖心可以無限次被使用［3-6］。

文中采用X射線CT掃描法針對目標油藏密閉取心并冷凍保存的疏松砂巖巖心開展數(shù)字巖心建模及分析研究，以解決疏松儲層難以進行巖石物理實驗研究的問題，該方法首先從疏松砂巖地層密閉取心并冷凍保存入手，創(chuàng)新性地通過對飽含原始地下流體的疏松砂巖巖心開展米級、毫米級、微米級（聚焦掃描）多尺度CT掃描和非均質性分析；應用分水嶺算法對掃描的灰度圖分割，實現(xiàn)巖石骨架和孔隙空間劃分；最終通過最大球法提取孔隙網(wǎng)絡，完成數(shù)字巖心建立，并在數(shù)字巖心平臺上開展巖心物性及流動特征分析。

1 方法及流程

本文采用的疏松砂巖數(shù)字巖心建模及分析流程（圖1）與常規(guī)數(shù)字巖心建模及分析流程（圖2）相比，主要差別在于以下幾點：

圖1 疏松砂巖數(shù)字巖心建模及分析流程

圖2 常規(guī)數(shù)字巖心建模及分析流程

①針對密閉、冷凍保存全直徑巖心開展工業(yè)CT掃描；②不進行洗油烘干，直接對含油巖心柱塞開展微米CT掃描；③不進行小樣鉆取，直接針對含油巖心柱塞開展聚焦掃描；④圖像分割考慮孔隙中原始流體和巖石骨架的灰度區(qū)分。

該流程不進行洗油烘干，不進行小樣鉆取，避免了對巖心的物理破壞。而且既簡化了巖心分析前的處理流程，又降低了疏松砂巖天然巖心制樣難度（疏松砂巖巖心鉆取小樣過程中易破碎），同時也為后續(xù)巖心分析結果的可靠性打下基礎。

1.1 密閉取心與冷凍保存

疏松地層取心必須要考慮到松散的巖心結構，不合適的取心方法會導致取得的巖心數(shù)量有限，質量也難以保證。密閉取心技術在取心過程中通過采用密封圈把巖心封存在取心筒內，顯著地提高了疏松地層的巖心收獲率。南海東部海上油田A在1998年應用常規(guī)取心方法在探井中獲得21.3 m疏松巖心，收獲率僅35.5%。2017年該油田在另外一口井相同層位應用密閉取心技術獲得67.3 m疏松巖心，收獲率達96.6%。

無論是含輕質油或稠油的樣品，冷凍法都是疏松巖心保存的推薦方法。A油田密閉取心時每筒次取得的巖心（含外表取心筒）立即放置在冷柜中貯藏，并在取心結束后巖心隨冷柜一起運輸至實驗室。有文獻報道［10］，近年甚至已有應用全程低溫冷凍技術對含稠油疏松砂巖開展常規(guī)巖心分析工作，并且取得了一些非常有價值的認識。

1.2 巖心掃描

1.2.1 密閉全直徑巖心工業(yè)CT掃描

針對A油田3.0 m長的密閉全直徑巖心，使用工業(yè)CT進行密閉全直徑巖心掃描，獲取完整原始狀態(tài)下的全直徑巖心信息。工業(yè)CT是指應用于工業(yè)中的核成像技術，通過對全直徑巖心進行X射線掃描，得到物體的空間結構信息。工業(yè)CT掃描樣品尺寸長度為1.0 m，直徑為2.5～25.0 cm，掃描分辨率0.2 mm。掃描結果可以對巖心的巖性和非均質性進行基本判斷，從而指導微米CT選樣位置（圖3）。

圖3 全直徑巖心掃描三維圖和縱切面

A油藏巖心：非均質性較強，孔隙中填充大量高密度物質；

B油藏巖心：均質性較好，地層紋理方向大約為45°，孔隙中含少量填充高密度物質；

C油藏巖心：均質性較好，少部分填充高密度物質。

針對非均質性較強的A油藏巖心，選取高密度物質分布處取樣；針對均質性較好的油藏選取砂巖分布均勻的地方取樣，保證微米CT選樣的代表性。

1.2.2 巖心柱塞微米CT掃描

根據(jù)密閉全直徑巖心CT掃描確定的位置采用液氮鉆柱塞樣，微米CT掃描樣品尺寸為1～70 mm，掃描分辨率0.7～40.0μm。針對疏松砂巖柱塞樣品，為保證樣品完整性，使用熱縮套密封，同時端面塑料堵頭防止油砂脫落，并通過保鮮膜密封防止油水揮發(fā)。文中以2號柱塞樣品為例，粗掃描分辨率為13μm，該樣品微米CT粗掃描圖像如圖4所示。從樣品整體及縱剖面圖像來看，該樣品分選較好，粒徑中等，含少量泥礫，膠結程度差。

1.2.3 巖心子樣微米CT掃描

根據(jù)柱塞微米CT粗掃描結果選取代表性區(qū)域，進行巖心子樣微米CT掃描，子樣微米CT掃描的常規(guī)步驟是在柱塞樣品的基礎上鉆取小樣。針對疏松砂巖柱塞樣品，巖樣原始孔隙結構容易受到破壞，不適宜鉆取小樣，因此采用聚焦掃描模式進行精細掃描。聚焦掃描屬于精細掃描的一種模式，在不破壞柱塞樣品（不鉆取小樣）的前提下，直接將柱塞樣品放入樣品臺，通過高倍聚焦模式進行高分辨的小區(qū)域掃描。

由于聚焦掃描圖像像素固定為2 000×2 000，聚焦掃描時需要選擇合適的分辨率。如果分辨率過高，掃描區(qū)域會變小，影響分析效果；如果分辨率過低，又不能精細刻畫孔隙空間。另外，為保證所選聚焦掃描區(qū)域具有代表性，需要對整個柱塞巖心進行表征單元體積（REV）分析。結合樣品實際孔隙尺寸和掃描電鏡等資料，選擇聚焦掃描區(qū)域為5 mm×5 mm×5 mm，掃描分辨率2.5μm，圖像如圖5所示。

圖5 柱塞微米CT精掃圖像

1.3 巖心建模與分析

1.3.1 圖像分割

常規(guī)數(shù)字巖心CT灰度圖是在干樣的情況下掃描得到，由于CT圖像的灰度值反映的是巖石內部物質的相對密度，因此CT圖像中明亮的部分認為是高密度物質，而深黑部分則認為是孔隙結構。

本文疏松砂巖柱塞樣品未洗油，利用熱縮套密封，通過保鮮膜密封防止油水揮發(fā)，但是柱塞樣品中的油水對CT掃描圖像中顆粒和孔隙劃分會造成一定的干擾。為了識別孔隙中的流體，在巖心端面的塑料堵頭中的部分小孔中加水進行掃描，進而可以精確獲取水和空氣的灰度范圍。同時，對巖心進行洗油，對比洗油前后的CT掃描圖像，明確顆粒間不確定灰度物質為原始流體，為孔隙精確劃分提供依據(jù)。最后，采用分水嶺算法，對重構的三維微米級CT灰度圖像進行分割，劃分出孔隙與顆粒基質，得到可用于孔隙網(wǎng)絡建模與滲流模擬的分割圖像，建立三維數(shù)字巖心。

1.3.2 孔隙結構分析、物性及滲流特征模擬

本項目采用“最大球法（Maxima-Ball）”進行孔隙網(wǎng)絡結構的提取與建模，既提高了網(wǎng)絡提取的速度，又保證了孔隙分布特征與連通特征的準確性。

利用孔隙網(wǎng)絡模型可以統(tǒng)計巖心的孔隙喉道數(shù)目和相應的幾何拓撲結構參數(shù)，基于分割后的數(shù)字巖心圖像，統(tǒng)計孔隙體積占整個巖石的體積比例，得到巖石的孔隙度。利用流體動力學模擬手段，通過計算流體在某個方向上的流量而得到該方向的絕對滲透率。在低速流動和不可壓縮流體假設前提下，多孔介質中的流體流動可以用線性斯托克斯方程組來描述，流體數(shù)值模擬方法通過有限差分法進行迭代求解方程組，從而得到孔隙空間內流速分布與壓強分布，在計算出通過某一方向橫截面上的平均流量后，可利用達西公式將該流量轉換成絕對滲透率，最終采用擬靜態(tài)流動模擬模型進行孔隙網(wǎng)絡的滲流模擬。

2 實例分析

雖然近二十年來數(shù)字巖心技術取得了突飛猛進的發(fā)展，但技術本身還存在一些難點，如掃描圖像分辨率的選擇、圖像分割的準確程度、孔隙網(wǎng)絡模型構建方法、流動模擬求解算法等［7-9］，由此也對模擬結果帶來一定的不確定性。因此，首先應用該技術對常規(guī)樣品和疏松巖樣開展巖心分析，然后通過采用平行樣來與常規(guī)實驗方法結果對比以證實該技術的適用性，最終將疏松巖樣的常規(guī)室內實驗分析結果和數(shù)字巖心模擬分析結果與油田實際開發(fā)情況開展比較。

2.1 常規(guī)砂巖巖樣

南海東部B油田儲層為風暴席狀砂，以巖屑長石砂巖、巖屑亞長石砂巖為主；分選中等-好，儲集巖的膠結類型以接觸式為主，儲集空間以原生粒間孔為主；測井孔隙度平均值為20.7%，測井滲透率平均值為637×10-3μm2。

以南海東部B油田的固結砂巖樣品a、b為例開展數(shù)字巖心技術和常規(guī)實驗巖心分析結果對比。樣品a同時開展了常規(guī)巖心分析和數(shù)字巖心模擬分析，結果顯示孔隙度兩者相對誤差為4.1%，滲透率兩者相對誤差為5.4%（表1）。樣品b采用平行樣分別開展了常規(guī)巖心分析和數(shù)字巖心模擬分析，結果顯示束縛水飽和度相對誤差為3.7%，殘余油飽和度相對誤差為3.4%（表2）。通過上述兩個例子對比，證明了本文采用的數(shù)字巖心模擬技術誤差較小，能夠準確測試巖心孔滲參數(shù)。

表1 樣品a實驗結果分析對比

表2 樣品b實驗（平行樣）結果分析對比

2.2 疏松砂巖巖心分析對比

南海東部海上油田A儲集巖以石英砂巖為主，礦物成份主要為石英，其次是長石，粒度為中-粗粒，磨圓度為次圓狀，分選中等，膠結度較差。油藏的儲集空間為孔隙型，主要孔隙類型為粒間孔。主要油層儲層物性好，屬于中-高孔隙度，中-特高滲透率儲層。

以南海東部A油田的疏松砂巖樣品為例分別開展傳統(tǒng)室內實驗分析和數(shù)字巖心模擬分析研究，并將分析結果和實際油田開發(fā)效果對比。

傳統(tǒng)室內實驗分析結果（圖6）存在如下問題：

圖6 A油田疏松樣品室內實驗分析結果

①物性好的巖心束縛水飽和度和殘余油飽和度高，物性差的巖心兩個參數(shù)反而低；

②束縛水飽和度、殘余油飽和度比密閉取心飽和度分析結果整體偏高，密閉取心飽和度分析結果顯示凈砂層段束縛水飽和度和殘余油飽和度均不超過20%；

③傳統(tǒng)室內實驗分析的驅油效率與油田實際開發(fā)動態(tài)存在明顯矛盾。部分油層的采收率預測已超過50.0%，而傳統(tǒng)室內實驗分析的驅油效率平均才53.5%。從過路井測井和油藏動態(tài)監(jiān)測儀（RPM）測試結果分析表明，油藏的部分區(qū)域尚未波及到。

數(shù)字巖心模擬分析實驗結果（圖7）與油田實際開發(fā)情況吻合較好，特別是與密閉取心飽和度分析結果整體基本一致。密閉取心飽和度分析結果顯示凈砂層段束縛水飽和度和殘余油飽和度均不超過20%；開發(fā)中晚期的油藏預測采收率已達到50%。

圖7 A油田疏松樣品數(shù)字巖心模擬分析結果

3 結論

（1）與常規(guī)實驗方法相比，數(shù)字巖心構建新方法對巖心的尺寸、形狀要求較低，制樣更方便，新方法省去了洗油步驟，避免了對疏松巖樣原始孔隙結構的破壞。

（2）與常規(guī)數(shù)字巖心構建相比，數(shù)字巖心構建新方法應用聚焦掃描模式開展微米掃描，省去了微米CT掃描鉆取小樣工作。

（3）巖心實際測試分析結果證明了該方法能夠更為準確測試巖心孔滲參數(shù)，相對誤差在5%左右；模擬分析實驗結果與油田實際開發(fā)情況吻合程度高。

（4）該方法能精確測試疏松砂巖物性及流動參數(shù)，減少常規(guī)方法帶來的實驗誤差并縮短實驗周期，可推廣應用于類似疏松砂巖儲層的巖心分析。