王小魯，劉　洪，龐　進，周　瑾，華　青

利用數(shù)字巖芯評價疏松砂巖氣藏滲流特征

王小魯1，2*，劉洪3，龐進3，周瑾4，華青5

1.“油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程”國家重點實驗室·西南石油大學(xué)，四川 成都 610500；2.中國石油青海油田分公司天然氣開發(fā)公司，青海 格爾木 816000；3.重慶科技學(xué)院石油與天然氣工程學(xué)院，重慶 沙坪壩 401331；4.中國石油西南油氣田分公司川西北氣礦，四川 江油 621700；5.中國石油西南油氣田分公司重慶氣礦，重慶 江北 400021

針對疏松砂巖氣藏巖石物理性質(zhì)的測試存在取芯難、巖芯易水化和出砂，傳統(tǒng)的巖芯驅(qū)替實驗無法準(zhǔn)確評價其滲流特征的問題，利用數(shù)字巖芯技術(shù)對其開展了滲流特征的研究。研究中以澀北疏松砂巖氣藏某井巖芯為研究對象，首先利用CT掃描儀掃描巖芯樣品，獲取巖芯的三維圖像，抽取數(shù)字信息，將多孔介質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)直接映射至網(wǎng)絡(luò)，并利用分形幾何原理建立數(shù)字巖芯，再從中抽提出三維孔隙網(wǎng)絡(luò)模型；然后將模型計算結(jié)果與真實巖芯實驗值進行對比和校正，獲取客觀有效的數(shù)字巖芯模型；最后利用該數(shù)字巖芯模型計算了不同有效應(yīng)力、不同地層水傷害時間以及不同泥質(zhì)含量狀態(tài)下的滲流物理參數(shù)和相對滲透率，為疏松砂巖氣藏的開發(fā)提供了重要的巖石物理基礎(chǔ)數(shù)據(jù)。關(guān)鍵詞：數(shù)字巖芯；滲流特征；疏松砂巖；敏感性；澀北氣田

網(wǎng)絡(luò)出版地址：http：//www.cnki.net/kcms/detail/51.1718.TE.20150330.1715.004.html

王小魯，劉 洪，龐 進，等.利用數(shù)字巖芯評價疏松砂巖氣藏滲流特征［J］.西南石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2015，37（2）：107-113.

Wang Xiaolu，Liu Hong，Pang Jin，et al.Evaluating the Seepage Characteristics of Unconsolidated Sandstone Gas Reservoir by Digital Core［J］.Journal of Southwest Petroleum University：Science&Technology Edition，2015，37（2）：107-113.

引言

傳統(tǒng)的儲層滲流特征研究主要依賴室內(nèi)驅(qū)替實驗，但是在某些特殊情況下，受樣品和實驗條件限制，實驗過程和結(jié)果通常無法實現(xiàn)。近年來，隨著計算機科學(xué)和高分辨率圖像處理技術(shù)的發(fā)展［1］，數(shù)字巖芯被逐漸引入到油層物理的研究中，形成了一種新的研究方法［2］。它是一種根據(jù)巖石微觀結(jié)構(gòu)重建反映巖石真實孔隙空間的三維數(shù)字巖芯［3］，其研究范圍涉及到微觀滲流機理、模擬巖芯驅(qū)替實驗、預(yù)測巖芯宏觀傳導(dǎo)性、評價驅(qū)油效果、模擬油藏生產(chǎn)動態(tài)和確定油氣田開發(fā)技術(shù)政策界限等［4］。與傳統(tǒng)的巖石物理實驗相比，數(shù)字巖芯具有樣品易得、速度快、費用低，能定量評價巖石屬性，計算常規(guī)巖石物理實驗難以測得的物理量等優(yōu)點［5］。目前，數(shù)字巖芯已經(jīng)在碳酸鹽巖油藏、頁巖氣藏、致密油氣藏中廣泛應(yīng)用［6-10］，取得了較好的效果。

澀北氣田屬于典型的多層疏松砂巖氣藏，具有巖性疏松易出砂、泥質(zhì)含量高易出水等特點［11］。儲層取芯困難，而疏松砂巖壓敏效應(yīng)又明顯，獲取的少量樣品難以反映地下真實情況，加上泥質(zhì)含量高，粒徑細，驅(qū)替實驗樣品易漿化、出砂。因此，在取芯和常規(guī)驅(qū)替實驗難以實現(xiàn)的情況下，難以獲取儲層的滲流參數(shù)，給氣藏滲流機理的認識帶來較大的困難［12］。鑒于數(shù)字巖芯已經(jīng)在各種復(fù)雜油氣藏中獲得成功應(yīng)用，本次研究將數(shù)字巖芯技術(shù)引入到疏松砂巖氣藏巖石物性分析中，嘗試通過建立疏松砂巖的數(shù)字巖芯來研究不同開采階段和環(huán)境條件下滲流特征。

1　數(shù)字巖芯建立

首先利用醫(yī)用CT掃描儀掃描巖芯樣品，獲取巖芯的三維圖像，抽取數(shù)字信息，將多孔介質(zhì)的孔隙結(jié)構(gòu)直接映射至網(wǎng)絡(luò)，并利用分形幾何原理建立數(shù)字巖芯，再從中抽提出三維孔隙網(wǎng)絡(luò)模型。然后利用該三維孔隙網(wǎng)絡(luò)模型計算不同應(yīng)力狀態(tài)和含水條件下的滲流參數(shù)，重點是滲透率、相對滲透率和毛管壓力，滲流參數(shù)模型建立過程見圖1。

圖1　滲流參數(shù)模型建立過程Fig.1　The process of building a seepage parameter model

1.1巖芯掃描

利用CT掃描儀對取自澀3-15井的全直徑巖芯進行掃描，該巖樣長14.5 cm，取芯井段為1 320.16～1 327.24 m，巖芯質(zhì)地疏松，測井解釋的泥質(zhì)含量為42.04%，孔隙度為28.42%，滲透率為9.87 mD，含氣飽和度為45.20%，束縛水飽和度為54.53%，測井解釋為二類氣層，巖芯樣品及取樣層段物性如圖2所示。

圖2　巖芯樣品及取樣層段物性Fig.2　Physical properties of core samples and sampling layers

1.2圖像數(shù)值化

選取1.5 cm×1.5 cm的圖像區(qū)域作為圖像分析元，對圖像進行像素轉(zhuǎn)換，構(gòu)建等值面，疊合形成真實的三維數(shù)字巖芯，處理過程見圖3。

圖3　三維數(shù)字巖芯處理過程Fig.3　The process of 3D digital core treatment

1.3模型建立

從數(shù)字巖芯中提取孔隙網(wǎng)絡(luò)模型的基本參數(shù)，包括：網(wǎng)絡(luò)模型尺寸、孔喉半徑、平均孔喉比、平均配位數(shù)、形狀因子、泥質(zhì)含量等，詳見表1，建立起孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，并計算氣水相對滲透率曲線及毛細管壓力曲線。

表1　孔隙網(wǎng)絡(luò)模型基本參數(shù)表Tab.1　Basic parameters of pore network model

2　巖芯模型驗證

數(shù)字巖芯模型建立后，能否真實客觀反映儲層巖石的滲流特征，還需要進一步校正和檢驗，這里采用獲得的少量驅(qū)替實驗數(shù)據(jù)和數(shù)字巖芯的計算結(jié)果進行了對比。

從不同有效應(yīng)力下的滲透率巖芯驅(qū)替實驗結(jié)果看（圖4），當(dāng)有效應(yīng)力從4.98 MPa上升到11.12 MPa時，滲透率下降了40%，當(dāng)有效應(yīng)力從7.96 MPa上升到19.95 MPa時，滲透率下降了70%，而數(shù)字巖芯在這兩個壓力變化階段滲透率分別下降了41.2%和61.5%，兩者變化結(jié)果非常接近。從不同泥質(zhì)含量下的滲透率對比來看，數(shù)字巖芯與真實巖芯的誤差也都控制在15.0%以內(nèi)（圖5），誤差較小。

圖4　真實巖芯與數(shù)字巖芯應(yīng)力敏感對比Fig.4　The stress sensitivity comparison between real core and digital core

調(diào)整數(shù)字巖芯的黏土含量、孔喉半徑、孔喉比、形狀因子、配位數(shù)等參數(shù)，并計算得到不同含水飽和度下的氣相和水相相對滲透率，然后擬合真實巖芯的相對滲透率與數(shù)字巖芯的相對滲透率，使二者基本一致（圖6，其中，Krg—氣相相對滲透率，%，Krw—水相相對滲透率，%）。

圖5　真實巖芯與數(shù)字巖芯泥質(zhì)含量影響滲透率對比Fig.5　Comparison of permeability influenced by shale content between real core and digital core

至此，本次研究建立的數(shù)字巖芯與真實巖芯在滲流特征上已基本一致，說明建立的疏松砂巖數(shù)字巖芯可靠，可以用于疏松砂巖氣藏滲流特征的研究。

圖6　真實巖芯與數(shù)字巖芯相對滲透率曲線對比Fig.6　The relative permeability comparison between real core and digital core

3　滲流特征評價

3.1應(yīng)力敏感評價

對于存在應(yīng)力敏感的疏松砂巖儲層，地層壓力的變化造成孔隙度及滲透率的降低，影響流體滲流規(guī)律及特征，導(dǎo)致相對滲透率曲線形態(tài)發(fā)生變化［13］。

首先確定輸入?yún)?shù)以及有效應(yīng)力的變化量，利用應(yīng)力敏感動態(tài)模型計算壓力變化后的儲層孔隙度和滲透率；然后利用該孔隙度和滲透率，結(jié)合特征參數(shù)動態(tài)模型，計算壓力變化后的特征參數(shù)，包括平均孔喉半徑、平均形狀因子、平均配位數(shù)及平均孔喉比（表2）；最后利用孔隙網(wǎng)絡(luò)模型程序計算壓力變化后的相對滲透率曲線（圖7）。

表2　不同有效應(yīng)力下的儲層微觀結(jié)構(gòu)特征參數(shù)Tab.2　Characteristic parameters of reservoir microscopic structures under different effective stresses

圖7　不同有效應(yīng)力作用下的相對滲透率曲線Fig.7　The relative permeability curve under different effective stresses

研究結(jié)果表明，隨著有效應(yīng)力增大，巖石受壓縮，孔喉縮小，毛管力變大，兩相滲流區(qū)變窄，非潤濕相相對流動能力增強，潤濕相相對流動能力減弱。那么，在實際的氣藏開發(fā)的過程中，隨著儲層壓力的下降，有效應(yīng)力會增加，巖石壓縮導(dǎo)致氣井產(chǎn)能大幅下降，因此在降壓開采過程中應(yīng)盡量做到均衡緩慢降壓開采的模式。

3.2地層水傷害評價

疏松砂巖氣藏水侵后，侵入水與砂巖中的水敏性黏土礦物長期接觸，導(dǎo)致黏土礦物膨脹、脫落和運移，降低巖石的滲透率［14］。地層水對巖石的浸泡時間長短將影響巖石滲透率的傷害程度。

利用數(shù)字巖芯評價地層水傷害過程中，除網(wǎng)絡(luò)模型輸入?yún)?shù)初始值外，還需要初始孔隙度和滲透率，不同界面形狀因子占有比例，泥質(zhì)含量（黏土含量），不同水浸泡時間，塑性指數(shù)等。

首先確定輸入?yún)?shù)以及不同的水浸泡時間，利用黏土含量計算黏土膨脹系數(shù)，結(jié)合黏土膨脹動態(tài)模型計算不同水侵時間下，相同泥質(zhì)含量的儲層孔隙度及滲透率；然后利用該孔隙度和滲透率，利用特征參數(shù)動態(tài)模型計算壓力變化后的特征參數(shù)，包括平均孔喉半徑、平均形狀因子、平均配位數(shù)及平均孔喉比（表3），最后利用孔隙網(wǎng)絡(luò)模型程序計算壓力變化后的相對滲透率曲線（圖8）。

表3　不同水侵時間下膨脹后儲層微觀結(jié)構(gòu)特征參數(shù)（泥質(zhì)含量30%）Tab.3　Microscopic structures characteristic parameters after expansion at different water invasion time（shale content 30%）

圖8　不同水侵時間對相對滲透率曲線的影響Fig.8　The relative permeability curve influenced by different water invasion time

研究結(jié)果表明，隨著巖石被水浸泡時間的延長，黏土逐漸膨脹，孔喉逐漸縮小，毛管力加劇，兩相共流區(qū)變窄，非潤濕相相對流動能力增強，潤濕相相對流動能力減弱，當(dāng)巖芯和水接觸時間達到300 d后，巖石孔隙結(jié)構(gòu)參數(shù)的變化變化很小。說明澀北氣田氣井在水侵浸泡后會導(dǎo)致產(chǎn)能明顯下降，開發(fā)過程中必須采取有效的防水、控水及治水措施。

3.3泥質(zhì)含量影響評價

在泥質(zhì)含量高的地層中，飽和高礦化度的地層水后，天然氣對于巖石來說屬于非潤濕相，因此，大大增加了其毛管阻力，滲透率明顯降低［15］。

先確定輸入?yún)?shù)以及不同的黏土含量，利用黏土含量計算黏土膨脹系數(shù)，結(jié)合黏土膨脹動態(tài)模型計算相同水侵時間下，不同泥質(zhì)含量的儲層孔隙度及滲透率；然后利用該孔隙度和滲透率，采用特征參數(shù)動態(tài)模型計算壓力變化后的特征參數(shù)，包括平均孔喉半徑、平均形狀因子、平均配位數(shù)及平均孔喉比（表4）；最后利用孔隙網(wǎng)絡(luò)模型程序計算壓力變化后的相對滲透率曲線（圖9）。

表4　不同黏土含量下膨脹后微觀結(jié)構(gòu)特征參數(shù)Tab.4　Characteristic parameters of reservoir microscopic structures after expansion under different clay

圖9　不同泥質(zhì)含量下的相對滲透率曲線Fig.9　The relative permeability curve under different shale contents

研究表明：泥質(zhì)含量越高，儲層物性越差，孔喉越窄，毛管力越大，兩相共流區(qū)越窄，對水的束縛越強，水相對流動能力下降，氣相對流動能力增加。該組實驗結(jié)果說明在物性較差的三類儲層中，較高的毛管力束縛住了更多的氣，開采效果明顯差于一、二類層，提高三類層的儲量動用程度難度較大。

4　結(jié)　論

（1）利用CT掃描和圖像數(shù)字處理技術(shù)，建立了澀北疏松砂巖氣藏數(shù)字巖芯模型，該數(shù)字巖芯模型在經(jīng)過與實驗數(shù)據(jù)擬合矯正后，可靠性強?？梢钥朔杷缮皫r氣藏取芯難和實驗條件的限制。

（2）利用數(shù)字巖芯對澀北疏松砂巖應(yīng)力敏感的研究表明，澀北疏松砂巖氣藏具有強應(yīng)力敏感特征，因此在降壓開采過程中應(yīng)盡量做到均衡緩慢降壓開采的模式。

（3）利用數(shù)字巖芯對澀北疏松砂巖地層水傷害的研究表明，澀北疏松砂巖氣藏具有強水力敏特征，儲層被水浸泡300 d后，滲流能力將降到最低，開發(fā)過程中應(yīng)盡可能避免邊水侵入對儲層的長期浸泡。

（4）利用數(shù)字巖芯對澀北疏松砂巖泥巖含量敏感性的研究表明，泥巖含量較高的三類儲層中，巖石的滲流能力差，說明提高三類層的儲量動用程度的難度較大。

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王小魯，1975年生，男，漢族，四川南江人，高級工程師，主要從事氣田開發(fā)研究工作。E-mail：wxlqh@petrochina.com.cn

劉 洪，1972年生，男，漢族，重慶人，教授，主要從事油氣田開發(fā)方面的教學(xué)及科研工作。E-mail：liubrett@vip.sina.com

龐進，1981年生，男，苗族，重慶人，講師，博士，主要從事油氣田開發(fā)方面的教學(xué)及科研工作。E-mail：crab1981@126.com

周 瑾，1987年生，女，漢族，四川江油人，助理工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的工作。E-mail：522510607@qq.com

華青，1989年生，女，漢族，重慶人，助理工程師，主要從事油氣田開發(fā)方面的工作。E-mail：huaqing2013@petrochina.com.cn

編輯：王旭東

編輯部網(wǎng)址：http：//zk.swpuxb.com

Evaluating the Seepage Characteristics of Unconsolidated Sandstone Gas Reservoir by Digital Core

Wang Xiaolu1，2*，Liu Hong3，Pang Jin3，Zhou Jin4，Hua Qing5
1.State Key Laboratory of Oil and gas Reservoir Geology and Exploitation，Southwest Petroleum University，Chengdu，Sichuan 610500，China；2.Qinghai Oilfield Natural Gas Development Company，PetroChina，Golmud，Qinghai 816000，China；3.School of Petroleum and Natural Gas Engineering，Chongqing University of Science and Technology，Shapingba，Chongqing 401331，China；4.Northwest Sichuan Gas Field of Southwest Oil&Gas Field Branch，PetroChina，Jiangyou，Sichuan 621700，China；5.Chongqing Gas Field of Southwest Oil&Gas Field Branch，PetroChina，Jiangbei，Chongqing 400021，China

To solve the problems of hard coring，easy hydration for core and sand production during the test of physical properties of rock in unconsolidated sandstone gas reservoir，We carried out the study of the seepage characteristics by digital core technology while the traditional core displacement experiment cannot evaluate its seepage characteristics precisely.Based on the core of a well in Sebei unconsolidated sandstone gas reservoir，firstly，we scan the core samples to get their 3D images with CT scanner，and extract digital information，put the pore structure to directly map onto the network model，establish the digital core and extract the 3D pore network model from it according to the fractal principle.And then，we put the model calculation results and real core experimental results in comparison and correction，and get the effective model of digital core. Finally，use this model of digital core to calculate the physical seepage parameters and relative permeability in various states of effective stress，formation water damaging time and shale content so that it could provide important basic data physical of rock for the unconsolidated sandstone gas reservoir development.

digital core；seepage characteristics；unconsolidated sandstone；sensitivity；Sebei Gas Field

10.11885/j.issn.1674-5086.2014.09.18.02

1674-5086（2015）02-0107-07

TE311

A

2014-09-18網(wǎng)絡(luò)出版時間：2015-03-30

王小魯，E-mail：wxlqh@petrochina.com.cn