李文紅 李英蕾 雷 霄 楊朝強(qiáng) 勞業(yè)春

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

南海西部油田高泥質(zhì)疏松砂巖儲層數(shù)字巖心滲流特征*

李文紅 李英蕾 雷 霄 楊朝強(qiáng) 勞業(yè)春

(中海石油(中國)有限公司湛江分公司 廣東湛江 524057)

李文紅,李英蕾,雷霄，等.南海西部油田高泥質(zhì)疏松砂巖儲層數(shù)字巖心滲流特征[J].中國海上油氣，2015,27(4)：86-92.

Li Wenhong，Li Yinglei，Lei Xiao,et al.Digital core percolation characteristics of loose sandstone reservoir with high mud content in western South China Sea[J].China Offshore Oil and Gas,2015,27(4):86-92.

南海西部油田高泥質(zhì)疏松砂巖儲層眾多，大部分巖樣無法直接利用壓汞法測量其微觀孔隙結(jié)構(gòu)，常規(guī)驅(qū)替實(shí)驗(yàn)易出現(xiàn)巖心漿化現(xiàn)象而失敗。選取南海西部目標(biāo)油藏不同滲透率級別下的4塊典型巖樣，通過顯微CT掃描建立數(shù)字巖心，獲取介質(zhì)孔道的三維幾何構(gòu)型及孔徑尺寸的分布特征，再利用微觀孔道網(wǎng)絡(luò)模擬方法得到了儲層巖石的物性參數(shù)及其非線性滲流特征，并從微觀孔道網(wǎng)絡(luò)的角度分析了儲量動(dòng)用過程。相同壓力梯度下，滲透率越低的巖心，參與流動(dòng)的孔道段數(shù)比例越小；孔徑較大的孔道數(shù)量少，但其總體積與中等孔徑相差不大。對于儲量動(dòng)用程度，壓力梯度較小時(shí)，大孔道對儲量動(dòng)用貢獻(xiàn)率較大，隨著壓力梯度增大，中小孔道貢獻(xiàn)率增加，此時(shí)參與流動(dòng)孔道中的最小孔徑較小。

南海西部油田；高泥質(zhì)疏松砂巖；數(shù)字巖心；微觀孔道網(wǎng)絡(luò)模擬；非線性滲流特征；儲量動(dòng)用過程

南海西部油田高泥質(zhì)疏松砂巖儲層眾多，由于該類儲層巖石骨架礦物顆粒間膠結(jié)強(qiáng)度較弱甚至部分未膠結(jié)，導(dǎo)致介質(zhì)內(nèi)流體流動(dòng)空間的幾何形態(tài)易受外界環(huán)境的影響而發(fā)生改變，加上礦物顆粒間的粒徑相差顯著，也使得介質(zhì)內(nèi)孔道孔徑差異大，不同驅(qū)動(dòng)力下流體在微觀孔道網(wǎng)絡(luò)內(nèi)的流動(dòng)狀態(tài)和孔道網(wǎng)絡(luò)體系內(nèi)的微觀波及程度差異較大。目前的油藏?cái)?shù)值模擬技術(shù)均基于經(jīng)典滲流力學(xué)理論，無法表征高泥質(zhì)疏松砂巖儲層的微觀滲流機(jī)理，因此須尋求一種新方法深入認(rèn)識該類儲層，進(jìn)而為高含水期油田的后續(xù)開發(fā)及挖潛調(diào)整提供理論依據(jù)。

數(shù)字巖心為目標(biāo)儲層微觀滲流機(jī)理研究提供了可能。三維數(shù)字巖心是巖心的三維數(shù)字化圖像，借用顯微CT掃描儀直接獲取巖心的三維圖像，然后采用圖像重建技術(shù)完善數(shù)字巖心。趙秀才 等[1]基于數(shù)字巖心提取的孔隙及喉道特征建立了網(wǎng)絡(luò)模型，利用簡單的幾何體表征復(fù)雜的真實(shí)孔隙喉道，并考慮了各種微觀的毛細(xì)管滲流機(jī)理；王金勛 等[2-5]利用網(wǎng)絡(luò)模型研究了孔隙結(jié)構(gòu)對兩相相對滲透率的影響、致密介質(zhì)中氣體滲流的滑脫效應(yīng)、含層理油藏巖石中的油驅(qū)替及氣液體系吸液過程中的相對滲透率等。鞠楊 等[6]通過砂巖CT圖像獲取了巖石孔隙的幾何特征與分布規(guī)律，構(gòu)建了三維概率孔隙模型;Vogel等[7]以多種方法計(jì)算了多孔填充模型的毛管壓力曲線，對比表明采用顯微CT掃描圖像重構(gòu)模型的計(jì)算結(jié)果最為合理；Okabe等[8]綜合了顯微CT掃描圖像和三維薄片多點(diǎn)統(tǒng)計(jì)信息，建立了碳酸鹽巖多孔介質(zhì)模型，并通過顯微CT掃描圖像獲取了微米級的孔隙(對于更小尺度的孔隙則通過薄片統(tǒng)計(jì)資料獲取)，計(jì)算獲得的滲透率與實(shí)驗(yàn)結(jié)果相吻合。筆者針對南海西部油田不具備常規(guī)巖心實(shí)驗(yàn)條件的高泥質(zhì)疏松砂巖典型巖樣，應(yīng)用微觀孔道網(wǎng)絡(luò)模擬技術(shù)構(gòu)建了真實(shí)儲層巖石的三維數(shù)字巖心，并從微觀孔道網(wǎng)絡(luò)的角度描述了儲層巖石多孔介質(zhì)的非線性滲流機(jī)理、非線性滲流參數(shù)及儲量的非線性動(dòng)用過程，為制定該類油藏的合理開發(fā)技術(shù)政策提供了理論依據(jù)。

1 典型巖樣數(shù)字巖心建模及特征分析

目前數(shù)字巖心的建模方法主要有兩大類:物理實(shí)驗(yàn)法和數(shù)值重建法。本文采用物理實(shí)驗(yàn)法。選用美國450KV微焦點(diǎn)XTH450-LC掃描機(jī)對巖樣進(jìn)行全三維掃描，采用德國海德堡Volume Graphics公司VGStudio MAX-CT軟件進(jìn)行數(shù)據(jù)分析。

1.1 基于CT掃描建立數(shù)字巖心

顯微CT掃描技術(shù)的掃描精度和識別能力是一對矛盾，必須根據(jù)對象的微觀尺度范圍設(shè)定合理的掃描精度。南海西部油田目標(biāo)油藏典型巖樣激光粒度測試的最小粒徑平均值為2.93 μm，根據(jù)球形顆粒架橋的幾何構(gòu)型，巖石最小孔道約為1 μm，因此將掃描識別精度設(shè)定為1 μm。據(jù)此建立了數(shù)字巖心微觀體素的網(wǎng)格系統(tǒng)，網(wǎng)格數(shù)為1 000×1 000×1 000，體素單元邊長為10 μm，每一個(gè)體素單元內(nèi)的孔道稱之為微觀孔道段。按照“形態(tài)完整”的原則，在11塊巖樣中心部位確定了1cm×1cm×1cm的精確顯微掃描位置。單個(gè)巖樣的掃描時(shí)間約為5 h，單個(gè)巖樣數(shù)字巖心數(shù)據(jù)體大小約為3 GB(圖1)。

圖1 數(shù)字巖心建模過程示意圖

1.2 微觀孔道系統(tǒng)的幾何特征

統(tǒng)計(jì)分析數(shù)字巖心內(nèi)各級孔徑的孔道數(shù)量及孔道體積分布特征，南海西部油田目標(biāo)油藏高泥質(zhì)砂巖具有多孔介質(zhì)特征。

1) 孔道數(shù)量為單調(diào)分布(圖2)：大孔道數(shù)量較少，越小的孔道其數(shù)量越多。

2) 孔道體積為偏正態(tài)分布(圖3)：小孔道(孔徑<50μm)數(shù)量多，但總體積較??；大孔道(孔徑>200μm)數(shù)量少，因而總體積也不大；中間孔徑(孔徑介于50～200 μm)的孔道總體積大，是介質(zhì)儲集-滲流能力的主控因素。

圖2 南海西部目標(biāo)油藏?cái)?shù)字巖心內(nèi)的孔道數(shù)量分布

圖3 南海西部目標(biāo)油藏?cái)?shù)字巖心內(nèi)的孔道體積分布

1.3 微觀孔道系統(tǒng)的孔滲特征

常規(guī)物性測試分析表明，南海西部油田目標(biāo)油藏儲層巖石的平均孔隙度為28.2%～34.1%，滲透率為427～4 432 mD，而數(shù)字巖心測算的孔隙度為3.9%～37.0%，絕對滲透率為26～2 272 mD。對于具有微觀非均質(zhì)性的儲層巖石，樣品尺度越小，所能反映出的微觀非均質(zhì)性就越真實(shí)，而樣品尺度越大，樣品間的物性差異就越不明顯。CT掃描區(qū)域的邊長為1 cm，數(shù)字巖心體素網(wǎng)格的邊長僅為10 μm，而常規(guī)巖心測試的尺度均大于1 cm，因此綜合分析認(rèn)為基于數(shù)字巖心建模所獲得的孔道數(shù)量及孔道體積分布特征更加符合實(shí)際。

11塊樣品的數(shù)字巖心均反映出滲透率隨孔隙度的增加而提高的趨勢，說明具多孔介質(zhì)特征的高泥質(zhì)砂巖的滲透率主要取決于孔徑，而孔滲關(guān)系的不一致性(圖4)反映出該類砂巖的滲透率同時(shí)受孔徑的分布特征及具有不同孔徑的孔道間的連通性的較大影響。根據(jù)目標(biāo)油藏儲層滲透率的分布范圍，最后確定了4塊典型巖樣(參數(shù)見表1)分別代表不同的滲透率區(qū)間，開展基于數(shù)字巖心的滲流參數(shù)計(jì)算及非線性滲流特征分析和油水滲流關(guān)系研究。

圖4 南海西部目標(biāo)油藏樣品數(shù)字巖心物性參數(shù)與孔徑幾何特征值的關(guān)系

表1 南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣基礎(chǔ)物性參數(shù)

2 基于數(shù)字巖心的非線性滲流規(guī)律分析

2.1 壓力波及的非線性過程

分別針對南海西部目標(biāo)油藏4塊典型巖樣的數(shù)字巖心，模擬驅(qū)動(dòng)壓力梯度逐漸增大時(shí)數(shù)字巖心內(nèi)參與流動(dòng)的孔道所對應(yīng)的滲流參數(shù)，以數(shù)字巖心微觀波及系數(shù)達(dá)到100%(所有孔道全部參與流動(dòng))的驅(qū)動(dòng)壓力梯度作為模擬上限。

1) 不同驅(qū)動(dòng)壓力梯度下微觀孔道段數(shù)被波及的比例如圖5所示?？梢钥闯?，初期壓力梯度較小，參與流動(dòng)的孔道段數(shù)增速緩慢，說明孔徑較大的孔道數(shù)量較少；隨著壓力梯度的進(jìn)一步增加，參與流動(dòng)的孔道段數(shù)快速增加，說明較小孔徑的孔道段數(shù)占比較大。

數(shù)字巖心表明，較大孔徑的孔道盡管數(shù)量少，但其對應(yīng)的總體積與中等孔徑相差不大。因此，當(dāng)驅(qū)動(dòng)壓力超過啟動(dòng)壓力梯度之后，隨著壓力梯度的增大，有效孔隙度幾乎呈直線增加；進(jìn)一步增大驅(qū)動(dòng)壓力梯度，隨著小孔徑的逐漸被波及，對應(yīng)有效孔隙體積的增幅逐漸平緩；滲透率越低，具有小孔徑的孔道數(shù)量越多，孔隙度緩慢增長的過程越長，其達(dá)到100%的孔道波及所需的壓力梯度也相應(yīng)會更大一些(圖6)。

圖5 南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣參與流動(dòng)的孔道段數(shù)比例

圖6 南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣有效孔隙度非線性特征

2) 4塊典型巖樣的表觀流速特征曲線如圖7所示，可以看出曲線具有以下非線性特征：①具有啟動(dòng)壓力梯度；②大于啟動(dòng)壓力梯度后，表觀流速增加幅度逐漸加大；③孔道完全波及后，表觀流速與壓力梯度的關(guān)系恢復(fù)為直線，延長線均過圓點(diǎn)。計(jì)算表明，絕對滲透率越高，其啟動(dòng)壓力梯度通常越低，但也有例外，這與孔道網(wǎng)絡(luò)內(nèi)各級孔道的尺寸組合有關(guān)。具有不同孔徑與孔道數(shù)量的巖石可能具有相同的絕對滲透率，但在逐漸增大的驅(qū)動(dòng)壓力梯度作用下，孔道網(wǎng)絡(luò)內(nèi)逐漸參與流動(dòng)的孔道數(shù)量以及微觀波及范圍不同，因此對應(yīng)的各級有效滲透率也會不同，體現(xiàn)為表觀流速隨驅(qū)動(dòng)壓力梯度的變化規(guī)律有所差異。例如，在4塊典型巖樣中，滲透率較高的3號巖樣(K=1 066 mD)的啟動(dòng)壓力梯度為0.003 4 MPa/m，超過了滲透率最低的11號巖樣(K=193 mD)的0.003 1 MPa/m。

進(jìn)入線性流階段的壓力梯度稱之為“線性臨界壓力梯度”，其隨著巖樣的滲透率降低而增大，同時(shí)也會由于孔道尺寸組合不同而出現(xiàn)個(gè)別反常的現(xiàn)象(圖7)。

圖7 南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣非線性表觀流速曲線

2.2 儲量動(dòng)用的非線性過程

將參與流動(dòng)孔道的容積與數(shù)字巖心整個(gè)孔道網(wǎng)絡(luò)總?cè)莘e的比值定義為當(dāng)前壓力梯度對應(yīng)的儲量動(dòng)用程度。圖8為南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣在不同微觀波及系數(shù)下各級儲量動(dòng)用程度對應(yīng)的最小流動(dòng)孔徑，可以看出：滲透率最低的11號巖樣(K=193 mD)總體孔徑偏小，參與流動(dòng)的孔徑分布范圍是15～254 μm，當(dāng)波及程度較小(對應(yīng)較小驅(qū)動(dòng)壓力梯度)時(shí)，參與流動(dòng)的均是較大孔道。例如，當(dāng)波及程度為0.5時(shí)，參與流動(dòng)的最小孔徑是49 μm；當(dāng)波及程度只有0.3時(shí)，參與流動(dòng)的最小孔徑是73 μm。滲透率最高的7號巖樣(K=2 272 mD)總體孔徑偏大，參與流動(dòng)的孔徑分布范圍是32～405 μm，當(dāng)波及程度為0.5時(shí)，參與流動(dòng)的最小孔徑是73 μm;而當(dāng)波及程度只有0.3時(shí)，參與流動(dòng)的最小孔徑是112 μm。

圖8 南海西部目標(biāo)油藏不同微觀波及系數(shù)下典型巖樣的儲量動(dòng)用過程

另外，微觀波及系數(shù)及微觀動(dòng)用程度不僅受孔徑的影響，也取決于孔道的連通程度。例如，氣測滲透率482 mD和1 066 mD的2塊巖樣盡管滲透率和孔徑差距較大，但通過數(shù)字巖心技術(shù)計(jì)算的儲量微觀動(dòng)用過程卻非常接近。

2.3 油水滲流參數(shù)計(jì)算

南海西部目標(biāo)油藏4塊巖心滲透率的差異主要是由于孔道數(shù)量差異較大造成的，孔隙度的差異也說明了這點(diǎn)，但巖樣之間的平均孔徑，無論是數(shù)量加權(quán)，還是體積加權(quán)或體積峰值對應(yīng)的孔徑均較為接近(表1)，加上巖樣均來自于同一儲集層，巖石礦物的潤濕性和流體性質(zhì)也十分接近，因此油水在其孔道網(wǎng)絡(luò)中的相對流動(dòng)能力接近，表現(xiàn)為油水相滲曲線的交點(diǎn)(等滲點(diǎn))和曲線形態(tài)基本一致(圖9)。

通過網(wǎng)絡(luò)模型計(jì)算了目標(biāo)油藏典型巖樣不同含水率下各種微觀波及系數(shù)對應(yīng)的有效滲透率與采出程度關(guān)系(圖10)，從微觀機(jī)理上說明了水驅(qū)特征與微觀孔隙結(jié)構(gòu)的關(guān)聯(lián)性。

在實(shí)際油藏的水驅(qū)開發(fā)生產(chǎn)過程中，油藏不同區(qū)域具有不同的壓力梯度分布，由于壓力波及和水驅(qū)油過程的非線性特征，其水驅(qū)油過程非常復(fù)雜；進(jìn)一步提高壓力波及系數(shù)及水驅(qū)油效率，動(dòng)用的都是孔徑較小、連通程度較差的孔道網(wǎng)絡(luò)，所能提高的開發(fā)效果有限，因此應(yīng)該結(jié)合工程成本和效益進(jìn)行綜合技術(shù)經(jīng)濟(jì)優(yōu)化，得到合理的波及程度極限和水驅(qū)極限，作為油田開發(fā)技術(shù)政策的定量依據(jù)。

圖9 數(shù)字巖心計(jì)算的南海西部目標(biāo)油藏典型巖樣油水相滲曲線

圖10 南海西部目標(biāo)油藏不同有效滲透率典型巖樣的水驅(qū)特征

3 結(jié)論

針對南海西部油田不具備常規(guī)巖心實(shí)驗(yàn)條件的高泥質(zhì)疏松砂巖典型巖樣，應(yīng)用數(shù)字巖心技術(shù)獲得了其微觀孔道的結(jié)構(gòu)特征參數(shù)，并利用孔道網(wǎng)絡(luò)模擬技術(shù)分析了該類儲層巖石滲流參數(shù)、壓力波及儲量動(dòng)用過程以及滲流特征變化規(guī)律，結(jié)果表明：相同壓力梯度下，滲透率越低的巖心，參與流動(dòng)的孔道段數(shù)比例越小；孔徑較大的大孔道數(shù)量少，但其對應(yīng)的總體積與中等孔徑相差不大。對于儲量動(dòng)用過程，壓力梯度較小時(shí)，大孔道對儲量動(dòng)用貢獻(xiàn)率較大；隨著壓力梯度增大，波及范圍擴(kuò)大，中小孔道貢獻(xiàn)率增加，此時(shí)參與流動(dòng)孔道中的最小孔徑較小。

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(編輯：楊 濱)

Digital core percolation characteristics of loose sandstone reservoir with high mud content in western South China Sea

Li Wenhong Li Yinglei Lei Xiao Yang Zhaoqiang Lao Yechun

(ZhanjiangBranchofCNOOCLtd.,Zhanjiang,Guangdong524057,China)

The micro-pore structures for rock samples in western South China Sea cannot be directly measured by the mercury intrusion method because of high mud content in loose sandstone reservoirs, and the regular flooding experiments always fail as the core slurring appears. Digital cores established through micro-CT for 4 selected typical rock samples from the target reservoir of western South China Sea under different permeability conditions and their 3D geometrical configurations of tunnels and distribution characteristic of pore size were obtained. The micro-pore-network simulation was used to study physical parameters of reservoir rocks and nonlinear flow characteristics, and reserve producing process was analyzed from micro-pore-network viewpoint. Under the same pressure gradient, the lower the core permeability is, the less the tunnels participate in flow are. Though the number of larger tunnels is low, the total volume difference between large tunnels and mid-pore is small. The reserve producing contribution of large tunnels is high under a small pressure gradient. The reserve producing contribution of medium and small tunnels increases and the minimum pore size participating in flow decreases with the increasing of pressure gradient.

oilfields in western South China Sea; loose sandstone with high mud content; digital core; micro-pore-network simulation; nonlinear flow characteristic; reserve producing process

*中海石油(中國)有限公司綜合科研項(xiàng)目“文昌13-2油田微觀滲流機(jī)理及影響因素研究(編號：ZYKY-2014-ZJ-03)”部分研究成果。

李文紅，女，高級工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的研究工作。地址：廣東省湛江市坡頭區(qū)22號信箱(郵編：524057)。E-mail：liwenhong@cnooc.com.cn。

1673-1506(2015)04-0086-07

10.11935/j.issn.1673-1506.2015.04.012

TE243

A

2014-11-28 改回日期：2015-02-25