基于CT扫描的油藏连通性表征新技术

2020-01-09李凤颖张乔良查玉强孙胜新

石油化工应用 2019年12期

李凤颖，雷霄，张乔良，查玉强，孙胜新

（中海石油（中国）有限公司湛江分公司研究院，广东湛江 524057）

油藏连通性是油田开发方案编制、生产管理和井网调整的重要评价指标。前人在研究连通性时，主要依据地质、地震、动态、测试和数理统计方法。地质和地震方法属于静态范畴，主要根据沉积微相刻画和旋回对比，建立地层格架，结合地震横向预测，描述砂体分布，定性描述砂体连通性，但单一的静态连通性很难反映连通程度；动态和测试方法属于动态范畴，主要根据井间压力变化和注采响应定性描述砂体连通性，但反馈信号存在滞后性，现场测试会耗费大量的时间，影响开发井生产；近年来主要采用数理统计方法分析注采动态数据，判断井间砂体动态连通性，但回归关系函数复杂，关键参数求取难度大，计算结果不确定性较大[1-3]。本文基于非线性渗流机理，开展CT扫描数字化岩心分析，计算微元体非线性渗流参数，建立连通性定量表征函数，利用三维精细地质模型构建油藏数值模拟网格模型，将压力场转化为动态连通场，实现连通性的空间动态定量表征。

涠洲A油田位于南海北部湾海域，构造上位于南海北部湾盆地涠西南凹陷东南斜坡上，为始新世末期形成的伸向凹陷的复杂断块构造。主力生产层位流二段为古近系始新统流沙港组二段地层，发育三角洲外前缘席状砂沉积，属于断块控制的封闭、半封闭断块油藏，驱动类型主要为弹性驱动，天然能量较弱，开发方式为注水保压开发。作为薄互层油藏，流二段单砂体厚度薄，单个油层厚度仅1 m～3 m；储层横向变化快，非均质性较强，储层净毛比仅30 %～50 %；储层物性差，渗透率6 mD～12 mD，主要为中孔低渗储层。由于流二段砂体连通性复杂，明确砂体连通性是指导注采井网优化，提高注水开发效果的关键。

1 连通性空间动态定量表征方法

1.1 非线性渗流机理

针对低渗油藏，由于储层孔隙度和渗透率低，孔道细小，微观结构复杂，流体在多孔介质中的流动会发生贾敏效应、卡断现象、界面分子力作用和边界层效应等现象，增大在流动方向的阻力，遵循非线性渗流规律。毛细管的管径及润湿性是多孔介质内流体微观分布及流动阻力的主要决定因素，在不同的压差条件下，储层岩石内实际参与流动的孔道数量、流动路径及各孔道内的流速将会不同，在不同驱动压差下，多孔介质所表现出来的渗流能力将会不同[4-6]。对于低渗透多孔介质，当压力梯度足够小时，微观上所有孔道均不参与流动，将导致出现无流动的情况，通过不断增大驱动压差，当驱替压差逐渐增大到最小阻力孔道的启动压力梯度A点时（见图1），流体开始流动；随着压差的进一步增大，参与流动的孔道逐渐增多，大部分孔道开始流动，直到压力梯度达到B点时，理论上驱替压差克服了多孔介质中所有孔道的毛管阻力，该多孔介质中的所有孔道参与流动[7-9]。因此，储层连通性与压力梯度有着密切的关系。

图1 非线性渗流连通孔道变化示意图Fig.1 Sketch map of connecting channel change of non-linear permeability

1.2 基于CT扫描分析连通孔道

Micro-CT成像原理是采用微焦点X线球管对样品各个部位的层面进行扫描投射，样品通过样品控制台作高精度的定位和旋转，X射线穿过样品，探测器用于接收图像,每旋转一个角度获得一张模糊不清的透视图，这些图片作为原始信息由计算机处理和重构3D图像（见图2）。考虑到钻取岩心时，其表面层可能被破坏，对于25 mm直径的岩心柱，只选取中部1 cm×1 cm×1 cm的单元体作为研究对象，根据岩心全三维扫描图像，提取岩心中段单元体的孔径分布特征，将其在空间上等分为10 000份，计算每一个小微元内毛细管平均孔径及其对应的毛管压力,识别数字岩心微观孔隙结构参数，为进一步分析非线性渗流规律提供了基础资料，毛管力计算公式如下[10-12]：

提取孔道特征后对孔道分析，得到孔径分布，划分微元体，以轴向截面为单位，统计每个微元面内的平均孔径，根据毛管力公式计算各个微元体的平均毛管力，对比设定的驱动压力，统计参与流动的微元体数，利用Carman公式计算微元体平均孔径对应的渗流能力，给定流体黏度，利用一维线性流公式，计算当前驱替压差下的流量，再除以岩心截面积，得到表观流速，通过分析表观流速与驱替压差之间的关系，评价流动的动力学特征，根据线性段回归直线与横坐标的交点，确定当前条件下的启动压力梯度（见图3）[13-15]。根据计算的每个微元体的启动压力梯度，则可统计在当前压力梯度情况下岩心参与流动的孔道数量，建立岩心连通孔道比例与压力梯度的函数关系式：

图3 计算启动压力梯度的流程Fig.3 Process of calculation of starting pressure gradient

1.3 建立动态连通场

利用CT扫描数字岩心，识别微观孔喉结构参数，基于非线性渗流模型，可计算出连通孔道比例与压力梯度的函数关系，实现了连通性的定量表征。利用CT扫描实验构建的函数关系，基于油藏数值模拟研究，将油藏压力梯度场转化为连通孔道场，进一步实现空间定量表征连通性，但这面临着技术难题[16-18]。传统的数值模拟eclipse软件无法输出压力梯度场，只能输出压力场，针对该问题，提出了以下考虑非线性渗流的连通场计算方法。

1.3.1 压力梯度场的求取压力梯度指的是沿流体流动方向，单位长度上的压力变化，反映了作用在多孔介质两端驱替压差的强度。针对数值模拟，作用到单个网格上的驱替压力主要来自i，j，k三个方向（见图4），考虑到流二段为薄互层油层，单砂体厚度在1 m～3 m，因此，在注水开发情况下，驱替能量主要来自平面上的i，j两个方向，则单个网格的压力梯度也主要来自i，j两个方向上的▽Pj和▽Pi，共同作用下的▽P[19-21]。

单个网格在i方向上压力梯度：

单个网格在j方向上压力梯度：

单个网格压力梯度的模：

图4 数值模拟网格作用压力示意图Fig.4 Sketch map of the pressure on the grid of the numerical simulation

在建立了数值模拟单个网格压力梯度计算公式以后，那么三维压力梯度场E（▽P）与三维压力场E（P）之间的转化关键在于每个网格的转化求取：

按照以上数值模拟压力梯度场求取方法，基于地质油藏一体化软件Petrel-RE平台对网格进行编程计算，就可以将传统数值模拟输出的压力场转化为压力梯度场，这成功解决了传统数值模拟无法输出压力梯度场的不足。

1.3.2 连通场的求取利用CT扫描实验构建了岩心连通孔道比例与压力梯度的函数关系式（公式7），那么连通场的求取关键在于将压力梯度场转化为连通孔道场：

利用以上计算方法，可将油藏数值模拟任意时刻的油藏压力网格模型转化为连通孔道模型，将传统的压力场转化为连通场。动态连通场与地质油藏诸多因素有关，在静态方面与储层物性、非均质性和流体性质等方面有关，在动态方面与油田井网部署、油井生产压差和注采关系等方面有关。动态连通场的建立，实现了连通性的三维、动态和定量表征，可以分析油田在任何开发阶段的油藏连通孔道分布，形成了连通性空间动态定量表征新技术，为油田开发井网调整和生产工作制度优化提供了技术支持。

2 应用实例

2.1 涠洲A油田动态连通场分类评价

利用涠洲A油田6号井在流二段油层段不同物性岩心（3-1岩心渗透率6.80 mD，3-2岩心渗透率10.96 mD）开展CT扫描实验，将重叠的三维X光投影图像分解为二维平面图像信息，并最终通过三维重构技术形成岩心的三维立体图像，实现了岩心的数字化处理。以3-1岩心为例，通过识别微观孔喉结构参数表明，流二段岩心大于1 μm的毛管段数为46.16万，大于10 μm的毛管段数为15.57万，体积峰值管径为98.95 μm，体积加权管径为136.66 μm，数量加权管径为19.84 μm，整体上属于低孔隙度、低渗透和小毛管径的储层。通过计算微元体非线性渗流参数，建立了岩心连通孔道比例和压力梯度的关系（见图5）。当压力梯度小于0.002 MPa/m，即小于最小阻力孔道启动压力梯度时，连通孔道比例为0 %，当压力梯度介于0.002 MPa/m～0.027 3 MPa/m时，连通孔道比例随着压力梯度的增加而逐渐增加，当压力梯度达到0.027 3 MPa/m时，连通孔道比例达到100 %，具体函数关系：

图5 流二段岩心连通孔道比例与压力梯度关系曲线Fig.5 Relation curve of connecting channel ratio and pressure gradient

考虑到不同渗透率储层具有不同的孔喉结构，对应有不同的压力梯度与连通孔道比例的关系，因此在计算连通场时考虑渗透率分级，渗透率6 mD～9 mD储层对应3-1岩心测试结果，渗透率9 mD～12 mD储层对应3-2岩心测试结果。利用本文提出的考虑非线性渗流规律的动态连通性计算方法（公式3～公式7）建立了低渗开发区西一块目前衰竭开发情况下的动态连通场。从连通场叠合平面分布图（见图6a）可以看出，衰竭开发情况下，A1/A2/A3井主体区连通孔道比例在40 %～70 %。为了分类评价连通场的强弱，本文拟定了连通场分类评价标准：

Ⅰ类（好）：连通孔道比例80 %～100 %

Ⅱ类（中）：连通孔道比例50 %～80 %

Ⅲ类（差）：连通孔道比例小于50 %

图6 西一块衰竭开发连通场平面分布图Fig.6 Map of connected field of failure to develop in the Xi block

从连通场分类评价图（见图6b）可以看出，由于西一块储层物性差（渗透率6 mD～12 mD），开发井距大（600 m～1 000 m），衰竭开发情况下地层能量不足（压力系数0.7），导致目前主体区存在大部分的第Ⅲ类连通类型，即储层连通孔道比例低于50 %，衰竭开发的储量动用率不足50 %。由于A1井钻遇储层物性是区块所有开发井中的最差（渗透率6 mD），产能也最低，采液指数仅7.1 m3/（d·MPa），因此生产过程中产量递减较快，目前日产油量已经从初期的100 m3减小至25 m3，生产压差逐步减小，波及动用范围内的压力梯度也逐步减小，普遍在0.02 MPa/m左右，第Ⅱ类连通性仅局限在近井80 m范围内，急需注水补充能量，提高生产压差，提高连通孔道比例，改善开发效果。油藏连通孔道比例的高低和连通类型的分布规律是油田衰竭开发的关键，为后续衰竭开发转为注水开发后，如何优化注采井网具有重要的指示作用。动态连通场的应用关键在于如何改善连通场，以提高油田开发效果。

2.2 动态连通场在注采井网调整中的应用

在西一块现有开发井网下，根据开发方案，计划利用A3井注水，A1井和A2H井采油，形成1注2采的注采井网，考虑注采平衡（瞬时注采比1：1）。由于A1井与A3井之间注采井距达到了约1 000 m，储层物性较差，因此从计算的连通场评价图（见图7a）表现出，A1井与A3井之间存在大部分的第Ⅲ类连通性，注水受效性存在不确定性。为了优化注采井网，提高注水开发效果，本次根据连通场分类评价图，提出在A1井与A3井之间加密调整井A16井进行注水，A1、A2H和A3井采油，形成1注3采井网，注采井距的缩小提高了注采压力梯度，从注水开发后计算的连通场评价图（见图7b）表现出，A1井与A3井之间连通性得到了较高的改善，西一块主体区连通孔道以第Ⅰ类为主，第Ⅱ类为辅。可见，动态连通场可以直观的体现油藏注水开发的注采井网适应性，指导调整注采井网，保证注水受效性，为有效注水开发奠定了基础。

2.3 动态连通场在生产压差优化中的应用

图7 西一块不同注采井网连通场评价图Fig.7 Evaluation of figure of connecting field for different pattern

传统注水开发认为，生产压差越大，采油速度越高，越不利于油田开发。西一块注水开发情况下，若采油井生产压差在2 MPa～3 MPa，产油量50 m3/d～100 m3/d，采油速度3.3 %，从计算的连通场评价图（见图8a）表现出，主体区连通孔道整体上以第Ⅱ类为主，平均连通孔道比例55 %，油藏连通储量约115.5×104m3；若采油井生产压差提高到3 MPa～5 MPa，日产油量提高到50 m3～200 m3，采油速度5.8 %，从计算的连通场评价图（见图8b）表现出，主体区连通孔道整体上以第Ⅰ类为主，平均连通孔道比例65 %，油藏连通储量约136.5×104m3。可见，在合理采油速度范围内，通过提高生产压差，克服小孔隙毛管阻力，可以改善油藏连通孔道比例，达到提高油藏产量和连通储量的目的，最终提高低渗油藏的开发效果。