易破损疏松砂岩的数字岩心构建新方法

2022-06-10李海龙谢明英周江江

石油地质与工程 2022年3期

唐放，李海龙，戴宗，谢明英，周江江

（中海石油（中国）有限公司深圳分公司，广东深圳 518067）

迄今为止，高效精确测定疏松砂岩岩心的物性参数仍然是疏松砂岩油田开发中的一个难题。疏松砂岩取样、运输、保存、处理、分析都与常规岩心有较大的差异。针对疏松砂岩的传统物理实验，行业标准中已有相关章节指导工程分析。但需要指出的是，疏松砂岩的本质属性决定了岩心的处理和分析只有一次机会。在钻取柱塞、洗油、实验分析等环节都可能会不可逆地破坏岩心的孔隙结构，同时样品很容易成为一堆散砂；且实验过程中很容易发生形变，结果可靠性较差。

近年来，数字岩心技术在石油和天然气行业得到快速发展，并广泛应用于地震、测井、地质、油藏等各个领域［1-2］，该技术是对传统物理实验的有益补充。数字岩心技术与传统物理实验技术相比：对岩心的尺寸、形状要求较低，可以对风化较碎的岩心进行分析；实验周期短，时间可以从数年缩短到数月；可以有效保存岩心，能确保岩心可以无限次被使用［3-6］。

文中采用X射线CT扫描法针对目标油藏密闭取心并冷冻保存的疏松砂岩岩心开展数字岩心建模及分析研究，以解决疏松储层难以进行岩石物理实验研究的问题，该方法首先从疏松砂岩地层密闭取心并冷冻保存入手，创新性地通过对饱含原始地下流体的疏松砂岩岩心开展米级、毫米级、微米级（聚焦扫描）多尺度CT扫描和非均质性分析；应用分水岭算法对扫描的灰度图分割，实现岩石骨架和孔隙空间划分；最终通过最大球法提取孔隙网络，完成数字岩心建立，并在数字岩心平台上开展岩心物性及流动特征分析。

1 方法及流程

本文采用的疏松砂岩数字岩心建模及分析流程（图1）与常规数字岩心建模及分析流程（图2）相比，主要差别在于以下几点：

图1 疏松砂岩数字岩心建模及分析流程

图2 常规数字岩心建模及分析流程

①针对密闭、冷冻保存全直径岩心开展工业CT扫描；②不进行洗油烘干，直接对含油岩心柱塞开展微米CT扫描；③不进行小样钻取，直接针对含油岩心柱塞开展聚焦扫描；④图像分割考虑孔隙中原始流体和岩石骨架的灰度区分。

该流程不进行洗油烘干，不进行小样钻取，避免了对岩心的物理破坏。而且既简化了岩心分析前的处理流程，又降低了疏松砂岩天然岩心制样难度（疏松砂岩岩心钻取小样过程中易破碎），同时也为后续岩心分析结果的可靠性打下基础。

1.1 密闭取心与冷冻保存

疏松地层取心必须要考虑到松散的岩心结构，不合适的取心方法会导致取得的岩心数量有限，质量也难以保证。密闭取心技术在取心过程中通过采用密封圈把岩心封存在取心筒内，显著地提高了疏松地层的岩心收获率。南海东部海上油田A在1998年应用常规取心方法在探井中获得21.3 m疏松岩心，收获率仅35.5%。2017年该油田在另外一口井相同层位应用密闭取心技术获得67.3 m疏松岩心，收获率达96.6%。

无论是含轻质油或稠油的样品，冷冻法都是疏松岩心保存的推荐方法。A油田密闭取心时每筒次取得的岩心（含外表取心筒）立即放置在冷柜中贮藏，并在取心结束后岩心随冷柜一起运输至实验室。有文献报道［10］，近年甚至已有应用全程低温冷冻技术对含稠油疏松砂岩开展常规岩心分析工作，并且取得了一些非常有价值的认识。

1.2 岩心扫描

1.2.1 密闭全直径岩心工业CT扫描

针对A油田3.0 m长的密闭全直径岩心，使用工业CT进行密闭全直径岩心扫描，获取完整原始状态下的全直径岩心信息。工业CT是指应用于工业中的核成像技术，通过对全直径岩心进行X射线扫描，得到物体的空间结构信息。工业CT扫描样品尺寸长度为1.0 m，直径为2.5～25.0 cm，扫描分辨率0.2 mm。扫描结果可以对岩心的岩性和非均质性进行基本判断，从而指导微米CT选样位置（图3）。

图3 全直径岩心扫描三维图和纵切面

A油藏岩心：非均质性较强，孔隙中填充大量高密度物质；

B油藏岩心：均质性较好，地层纹理方向大约为45°，孔隙中含少量填充高密度物质；

C油藏岩心：均质性较好，少部分填充高密度物质。

针对非均质性较强的A油藏岩心，选取高密度物质分布处取样；针对均质性较好的油藏选取砂岩分布均匀的地方取样，保证微米CT选样的代表性。

1.2.2 岩心柱塞微米CT扫描

根据密闭全直径岩心CT扫描确定的位置采用液氮钻柱塞样，微米CT扫描样品尺寸为1～70 mm，扫描分辨率0.7～40.0μm。针对疏松砂岩柱塞样品，为保证样品完整性，使用热缩套密封，同时端面塑料堵头防止油砂脱落，并通过保鲜膜密封防止油水挥发。文中以2号柱塞样品为例，粗扫描分辨率为13μm，该样品微米CT粗扫描图像如图4所示。从样品整体及纵剖面图像来看，该样品分选较好，粒径中等，含少量泥砾，胶结程度差。

1.2.3 岩心子样微米CT扫描

根据柱塞微米CT粗扫描结果选取代表性区域，进行岩心子样微米CT扫描，子样微米CT扫描的常规步骤是在柱塞样品的基础上钻取小样。针对疏松砂岩柱塞样品，岩样原始孔隙结构容易受到破坏，不适宜钻取小样，因此采用聚焦扫描模式进行精细扫描。聚焦扫描属于精细扫描的一种模式，在不破坏柱塞样品（不钻取小样）的前提下，直接将柱塞样品放入样品台，通过高倍聚焦模式进行高分辨的小区域扫描。

由于聚焦扫描图像像素固定为2 000×2 000，聚焦扫描时需要选择合适的分辨率。如果分辨率过高，扫描区域会变小，影响分析效果；如果分辨率过低，又不能精细刻画孔隙空间。另外，为保证所选聚焦扫描区域具有代表性，需要对整个柱塞岩心进行表征单元体积（REV）分析。结合样品实际孔隙尺寸和扫描电镜等资料，选择聚焦扫描区域为5 mm×5 mm×5 mm，扫描分辨率2.5μm，图像如图5所示。

图5 柱塞微米CT精扫图像

1.3 岩心建模与分析

1.3.1 图像分割

常规数字岩心CT灰度图是在干样的情况下扫描得到，由于CT图像的灰度值反映的是岩石内部物质的相对密度，因此CT图像中明亮的部分认为是高密度物质，而深黑部分则认为是孔隙结构。

本文疏松砂岩柱塞样品未洗油，利用热缩套密封，通过保鲜膜密封防止油水挥发，但是柱塞样品中的油水对CT扫描图像中颗粒和孔隙划分会造成一定的干扰。为了识别孔隙中的流体，在岩心端面的塑料堵头中的部分小孔中加水进行扫描，进而可以精确获取水和空气的灰度范围。同时，对岩心进行洗油，对比洗油前后的CT扫描图像，明确颗粒间不确定灰度物质为原始流体，为孔隙精确划分提供依据。最后，采用分水岭算法，对重构的三维微米级CT灰度图像进行分割，划分出孔隙与颗粒基质，得到可用于孔隙网络建模与渗流模拟的分割图像，建立三维数字岩心。

1.3.2 孔隙结构分析、物性及渗流特征模拟

本项目采用“最大球法（Maxima-Ball）”进行孔隙网络结构的提取与建模，既提高了网络提取的速度，又保证了孔隙分布特征与连通特征的准确性。

利用孔隙网络模型可以统计岩心的孔隙喉道数目和相应的几何拓扑结构参数，基于分割后的数字岩心图像，统计孔隙体积占整个岩石的体积比例，得到岩石的孔隙度。利用流体动力学模拟手段，通过计算流体在某个方向上的流量而得到该方向的绝对渗透率。在低速流动和不可压缩流体假设前提下，多孔介质中的流体流动可以用线性斯托克斯方程组来描述，流体数值模拟方法通过有限差分法进行迭代求解方程组，从而得到孔隙空间内流速分布与压强分布，在计算出通过某一方向横截面上的平均流量后，可利用达西公式将该流量转换成绝对渗透率，最终采用拟静态流动模拟模型进行孔隙网络的渗流模拟。

2 实例分析

虽然近二十年来数字岩心技术取得了突飞猛进的发展，但技术本身还存在一些难点，如扫描图像分辨率的选择、图像分割的准确程度、孔隙网络模型构建方法、流动模拟求解算法等［7-9］，由此也对模拟结果带来一定的不确定性。因此，首先应用该技术对常规样品和疏松岩样开展岩心分析，然后通过采用平行样来与常规实验方法结果对比以证实该技术的适用性，最终将疏松岩样的常规室内实验分析结果和数字岩心模拟分析结果与油田实际开发情况开展比较。

2.1 常规砂岩岩样

南海东部B油田储层为风暴席状砂，以岩屑长石砂岩、岩屑亚长石砂岩为主；分选中等-好，储集岩的胶结类型以接触式为主，储集空间以原生粒间孔为主；测井孔隙度平均值为20.7%，测井渗透率平均值为637×10-3μm2。

以南海东部B油田的固结砂岩样品a、b为例开展数字岩心技术和常规实验岩心分析结果对比。样品a同时开展了常规岩心分析和数字岩心模拟分析，结果显示孔隙度两者相对误差为4.1%，渗透率两者相对误差为5.4%（表1）。样品b采用平行样分别开展了常规岩心分析和数字岩心模拟分析，结果显示束缚水饱和度相对误差为3.7%，残余油饱和度相对误差为3.4%（表2）。通过上述两个例子对比，证明了本文采用的数字岩心模拟技术误差较小，能够准确测试岩心孔渗参数。