凝析氣藏壓力衰竭過程中凝析油微觀賦存形態

鄧興梁 龍威 伍軼鳴 王冠群 劉志良 陳飛飛

1.中國石油塔里木油田公司；2.深圳清華大學研究院；3.清能艾科(深圳)能源技術有限公司

0 引言

塔中Ⅰ號凝析氣田凝析油儲量豐富［1］。凝析氣藏開發過程中的反凝析現象容易導致凝析油聚集在井底和近井地帶，造成井底積液及近井地帶流動通道堵塞，降低氣井產能［2-4］。因此，研究凝析氣藏壓力衰竭過程中凝析油的析出規律及賦存形態，對于有效提高氣井產能特別是凝析油產量意義重大。

傳統的凝析氣藏生產動態物理模擬實驗［5-7］只能從宏觀上評價開發效果，無法真實反映不同開發階段的油相變化。近年來，CT技術在油氣勘探領域的運用逐漸成熟，CT技術成像質量高、準確、速度快、不損壞巖心，能夠再現巖石微觀孔隙結構及孔隙介質中的流體分布［8］。基于CT技術，油氣勘探領域學者將巖心驅替過程可視化［9］，研究了巖石的孔滲參數［10］、孔隙結構特征［11］以及巖心中的流體分布［12-13］等。但是，對于凝析氣藏衰竭開采過程中凝析油的形態變化方面的研究較少。

本文采用微米CT掃描技術，選取牙哈區塊碎屑巖儲層多孔介質和塔中Ⅰ號氣田露頭碳酸鹽巖儲層縫洞介質巖心樣品，開展凝析氣藏壓力衰竭實驗，對不同壓力衰竭階段的儲層巖心進行微米CT掃描，并對CT掃描圖像中的油/氣/巖石骨架進行識別和分割，得到油、氣在孔隙和縫洞中的三維空間分布狀態，通過圖像處理和計算結果分析，對凝析氣藏不同儲層不同開發階段凝析油賦存形態和位置進行表征。

1 實驗材料及方法

1.1 實驗材料

1.1.1 巖心

第1組3塊樣品(直徑25.4 mm)來自牙哈區塊碎屑巖儲層，對3塊柱塞樣分別鉆取微巖心(直徑5 mm)，編號1、2、3，用于模擬碎屑巖儲層多孔介質壓力衰竭式開發；第2組3塊樣品來自塔中Ⅰ號凝析氣田碳酸鹽巖儲層露頭，其結構極其致密，有少量較小裂縫及孔洞結構，對露頭樣品鉆取3塊直徑25.4 mm柱塞樣，并人工雕刻縫洞，縫洞類型分別為單縫洞型、多縫洞垂向疊置型和多縫洞橫向疊置型，編號分別為4、5、6，用于模擬碳酸鹽巖儲層縫洞介質壓力衰竭式開發。對處理后的巖心進行孔滲測試，結果見表1。處理過的巖心樣品xy方向、xz方向和yz方向的CT掃描圖像見圖1。

表 1實驗巖心樣品孔滲數據Table 1 Porosity and permeability data of laboratory core samples

圖1 實驗巖心CT掃描圖像(黑色為孔隙，灰色為巖石骨架)Fig.1 CT scanning image of laboratory cores(black: pore;gray: rock skeleton)

1.1.2 凝析氣

本實驗配制的凝析氣樣品組分數據見表2。表2中，C11+相對分子質量為135.2，C11+相對密度為0.821 8，凝析油密度為0.758 8 g/cm3，閃蒸氣油比為15 813.1 m3/m3，偏差系數為0.797 1。凝析氣樣品P-T相圖見圖2，圖2中，臨界點(綠色三角形標識)溫度為?24.8℃，臨界點壓力為10.735 MPa，臨界凝析壓力為15.187 MPa；臨界凝析溫度為278.4℃。

表2 凝析氣樣品組分數據Table 2 Composition data of condensate gas samples

圖2 凝析氣樣品P-T相圖Fig.2 P-T phase diagram of condensate gas samples

1.2 實驗裝置

凝析氣壓力衰竭實驗裝置主要由注入系統、采出計量系統、數據采集系統、自動控制系統等組成，系統流程圖見圖3。

1.3 實驗步驟

圖3 凝析氣藏壓力衰竭實驗流程圖Fig.3 Flow chart of the experiment for the pressure depletion of condensate gas reservoir

(1)巖心置于與其尺寸適配的夾持器內，設置圍壓17 MPa、溫度70℃，調整微米CT掃描設備射線源與接收器之間的距離以達到預期分辨率；

(2)首先對設備內部進行抽真空，接著由上到下向巖心內注入凝析氣，待出口見凝析氣后提升回壓至15 MPa，穩定20 min后，對巖心進行CT掃描；

(3)調轉出、入口方向，巖心上端由入口變為出口，壓力逐步降至12、10、8、6、4、2 MPa，每降低一個壓力值，等待20 min至系統穩定后對巖心進行CT掃描，然后再降低至下一個壓力值。

2 圖像處理

2.1 人工智能圖像分割技術

對微米CT掃描得到的高精度灰度值圖像重構后，需要通過分割將每一個體像素歸為某一類物質(本實驗需分割油相、氣相和巖石骨架)，能否精準分割會對之后的建模及定量分析帶來非常大的影響［14］。傳統的圖像分割方法如Otsu、Watershed、Global等方法由于依賴人眼識別和主觀判斷，識別的準確性欠佳［15-16］。人工智能圖像分割技術通過對目標巖心樣本典型孔隙、油相和巖石骨架圖像的灰度特征進行學習，建立數學模型，從而實現通過機器自動識別各相、提高圖像分割的準確性。人工智能算法識別巖心圖像的步驟包括如下：(1)獲取巖心掃描圖像，通過巖心掃描圖像得到巖心所映射三維空間中每個像素點的灰度值；(2)根據所述灰度值的變化提取特征量，通過神經網絡算法識別巖心所含物質，得到三維空間中的物質分布；(3)取若干像素點作為樣本，通過對樣本進行物質識別，所得樣本數據用于訓練神經網絡算法，通過神經網絡檢測上述根據灰度值的變化所提取的特征量，對三維空間中的像素點進行自動識別，從而大幅提高識別精度。

2.2 凝析油賦存形態劃分標準

油、水賦存形態主要由單塊油的形態因子和接觸面積比共同決定［17］，其關系為

式中，G為形狀因子，無因次；S為某塊油的表面積，μm2；V為某塊油的體積，μm3。

接觸面積比為

式中，Ror為某塊油的接觸面積比，無因次；Scor為某塊油與巖石骨架的接觸面積，μm2；Soil為該塊油的表面積，μm2。

根據油相的形態因子和接觸面積比，將油相劃分為以下4種微觀賦存形態：(1)網絡狀，油相分布于多個孔喉中，體積較大且結構極為復雜；(2)多孔狀，油相分布于較少的孔隙和喉道中，形狀較復雜；(3)孤立狀，油相通常分布于單個孔隙中，形狀較規則；(4)油膜狀，油相呈薄膜狀連續附著于巖石表面。劃分標準見表3。

3 流體分布及賦存形態數字化重現

對微巖心樣品按照實驗步驟開展凝析氣壓力衰竭實驗，使用人工智能圖像處理與識別技術對CT掃描圖像進行智能識別和三維重構，得到油、氣在孔隙和縫洞中的三維空間分布，即含有油、氣的巖心網絡模型，對1、2、3號巖心不同壓力下的網絡模型分別截取600×600×600網格數據體用作后續模擬計算，對4、5、6號巖心不同壓力下的網絡模型分別截取800×800×1 200網格數據體(盡可能的保留縫洞構造)用作后續模擬計算。對圖像進行處理得到不同壓力下的三相切片圖及三維圖，見圖4~圖5(以3號巖心和5號巖心為例)。其中灰色代表巖石，藍色代表凝析氣，紅色代表凝析油。

表 3油相賦存形態劃分標準Table 3 Oil phase occurrence classification standard

圖4 3號巖心不同壓力下的三相切片(灰色代表巖石，藍色代表凝析氣，紅色代表凝析油)Fig.4 Three-phase slice of No.3 core under different pressures(gray:rock; blue:condensate gas;red:condensate oil)

圖5 5號巖心不同壓力下的三維圖(灰色代表巖石，藍色代表凝析氣，紅色代表凝析油)Fig.5 Three-dimensional diagram of No.5 core under different pressures(gray:rock;blue:condensate gas;red:condensate oil)

由于孔隙中油相含量非常少，在大視野中無法有效觀察油相的形態變化，因此，在3號巖心600×600×600網格數據體中，以最大體積油滴的中心為中心，截取100×100×100網格數據體作為典型觀察區域；同樣的，在5號巖心800×800×1 200網格數據體中，以最大體積油滴的中心為中心，截取100×100×100網格數據體作為典型觀察區域。對截取的數據體進行切片，見圖6~圖7。

圖6 3號巖心典型區域油相形態變化(灰色代表巖石，藍色代表凝析氣，紅色代表凝析油)Fig.6 Change of oil phase form in the typical zones of No.3 core(gray:rock; blue:condensate gas;red:condensate oil)

圖7 5號巖心典型區域油相形態變化(灰色代表巖石，藍色代表凝析氣，紅色代表凝析油)Fig.7 Change of oil phase form in the typical zones of No.5 core(gray:rock; blue:condensate gas;red:condensate oil)

4 衰竭實驗效果評價及開發規律分析

4.1 油相賦存形態定量表征

基于1、2、3號巖心網絡模型數據體，通過模擬計算可以得到巖心不同壓力下的油、氣相含量，結果見表4。從表4中可以看出，在碎屑巖儲層多孔介質巖心中，油相在孔隙中占比非常低，小于0.2%，在壓力衰竭過程中，凝析油含量呈現出先增多后減少的趨勢，在4 MPa附近達到峰值。這是由于當氣藏壓力降至露點壓力時，開始析出凝析油，隨著壓力下降，凝析油量逐漸增多，在4 MPa附近，凝析油量達到最大值，繼續降壓又有少量凝析油回到氣相中去。

按照表3對多孔介質儲層巖心網絡模型數據體孔隙中凝析油的4種賦存形態進行統計，結果見圖8~圖10。可以看出：(1)在壓力衰竭過程中，凝析油主要以單孔和油膜狀存在，二者合計占比超過90%，多孔狀油占比很少，沒有網絡狀油；(2)對于1號和3號巖心來說，在壓力衰竭過程中，多孔狀油先增加后逐漸減少，而單孔狀油先減少后逐漸增加，壓力衰竭過程主要是一個油相由單孔狀向多孔狀轉變，再由多孔狀向單孔狀轉變的過程，最終多孔狀油有所增加，單孔狀油有所減少；(3)對于2號巖心來說，壓力衰竭過程中，單孔狀油先增加后趨于平穩，油膜狀油先減少后趨于平穩，主要是一個單孔狀油和油膜狀相互轉換的過程，多孔狀油沒有明顯變化。

表 4多孔介質儲層巖心不同壓力下的油、氣相含量Table 4 Oil and gas contents in the cores of porous reservoir under different pressures

圖8 1號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.8 Oil phase occurrence in No.1 core under different pressures

圖9 2號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.9 Oil phase occurrence in No.2 core under different pressures

同樣的，基于4、5、6號巖心網絡模型數據體，通過模擬計算可以得到不同壓力下的油、氣相含量，結果見表5。可以看出，在碳酸鹽巖儲層縫洞介質巖心中，油相在孔隙中的占比非常低，小于0.3%，在壓力衰竭過程中，凝析油含量呈現出先增多后減少的趨勢，在6 MPa附近達到峰值，這與碎屑巖多孔介質儲層中凝析油含量變化趨勢一致，即為靠近氣藏體系臨界點區域的反凝析現象。

圖10 3號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.10 Oil phase occurrence in No.3 core under different pressures

按照表3中油相賦存形態劃分標準對碳酸鹽巖儲層縫洞介質巖心中凝析油的4種賦存形態進行統計，結果見圖11~圖13。

從圖11~圖13可以看出：

(1)對于4號和5號巖心來說，在壓力衰竭過程中，油相主要以網絡狀和多孔狀賦存(占比超過85%)，單孔狀和油膜狀油占比較少；隨著壓力的降低，網絡狀油先增多后減小，多孔狀、單孔狀和油膜狀油先減少后增多；經過整個壓力衰減過程，網絡狀油占比增加，而多孔狀、單孔狀和油膜狀占比較小；兩個樣品的網絡狀油和多孔狀油均分別在6 MPa時達到最大值和最小值。

(2)將6號巖心與4號、5號巖心對比發現，4號和5號巖心網絡狀油先增多后減少，6號巖心網絡狀油波段式增多；4號、5號巖心多孔狀油先減少后增多，6號巖心多孔狀油波段式減少。

表5 碳酸鹽巖縫洞儲層巖心不同壓力下的油、氣相含量Table 5 Oil and gas contents in the cores of fractured-vuggy carbonate reservoir under different pressures

圖11 4號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.11 Oil phase occurrence in No.4 core under different pressures

圖12 5號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.12 Oil phase occurrence in No.5 core under different pressures

圖13 6號巖心不同壓力下的油相賦存形態Fig.13 Oil phase occurrence in No.6 core under different pressures

(3)碳酸鹽巖儲層縫洞介質巖心壓力衰竭過程主要是油相由多孔狀、單孔狀和油膜狀向網絡狀轉變的過程，最終，網絡狀油明顯增加，多孔狀油明顯減少，單孔狀和油膜狀油略有減少。

以3號巖心和5號巖心為例，對巖心網絡模型數據體中4種賦存形態的凝析油的數量(即油滴個數)和體積(即油滴占據的網格數)進行統計，結果見圖14~圖15。

圖14 3號巖心油相賦存形態數量和體積變化Fig.14 Quantity and volume change of oil phase occurrence in No.3 core

圖15 5號巖心油相賦存形態數量和體積變化Fig.15 Quantity and volume change of oil phase occurrence in No.5 core

從圖14可以看出：(1)3號巖心在壓力衰竭過程中沒有網絡狀油，單孔狀油數量和體積均最多，油膜狀油數量多但是由于附著于孔壁上的油非常薄，所以總體積并不大，油相主要以大量的單孔和多孔狀賦存；(2)多孔、單孔和油膜狀油數量和體積均呈現出先增加后減少最后又增加的趨勢，最終每種狀態的油相數量和體積都有增加。

從圖15可以看出：(1)壓力衰竭過程中，網絡狀油數量極少但是體積最大，說明油相以數量較少的巨大網絡狀賦存，多孔狀油的數量和體積都居第二，單孔狀油數量不少但是總體積非常小是因為單個單孔狀油相的體積非常小，油膜狀油數量最多但是由于附著于孔壁上的油非常薄，所以總體積較小；(2)在壓力衰減過程中，多孔、單孔和油膜狀油數量和體積均呈現出先減少后又增加的趨勢，最終每種狀態的油相數量都有減少；網絡狀油數量先減少后增多，體積先增加后減少，這是因為隨著壓力降低，數量較多的小塊網絡狀油聚集成數量較少的大塊網絡狀油從巖心出口端流出；(3)整個壓力衰竭過程是油相由多孔、單孔和油膜狀油向網絡狀油轉化產出的過程。

4.2 不同賦存形態油相的位置變化

壓力衰竭過程中的油相賦存位置用接觸面積比來表征。接觸面積比定義為油相與巖石骨架的接觸面積與巖石孔隙表面積的比例，該值反映了油相遠離或者靠近巖石壁面的程度。以3號巖心和5號巖心為例，對巖心網絡模型數據體中凝析油的4種賦存形態的接觸面積比進行統計，結果見圖16。

圖16 油相賦存形態接觸面積比Fig.16 Contact area ratio of oil phase occurrence

圖16a中，3號巖心在壓力衰竭過程中，各狀態油接觸面積比總體呈現出先增加后減少的趨勢；圖16b中，網絡狀油接觸面積比呈現出先增加后減少的趨勢，多孔狀油接觸面積比呈現出先減少后增加的趨勢，說明多孔狀油先遠離巖石壁面聚集向網絡狀轉化，而網絡狀油隨著體積增大會靠近巖石壁面，隨著凝析油的產出，網絡狀油遠離巖石壁面，而多孔狀油由于體積減小，在表面張力的作用下會靠近巖石壁面。總的來說，在壓力衰竭過程中，隨著凝析油增多，油相會向巖石壁面靠近，當油相開始產出，油相會遠離巖石壁面，隨著油相的產出，油相減少，凝析油在表面張力作用下向巖石壁面靠近。

以3號巖心和5號巖心為例對孔洞底部、孔洞頂部和孔洞側壁的油相數量和體積進行統計。通過計算巖心網絡模型數據體中每滴油的重心，當重心距離孔洞底部小于孔洞頂部時認為該油滴位于孔洞底部，當重心距離孔洞頂部小于孔洞底部時認為該油滴位于孔洞頂部，當重心距離孔洞頂部與底部相同時認為該油滴位于孔洞側壁。統計結果見圖17和圖18。

圖17 3號巖心油滴數量和體積占比Fig.17 Quantity and volume ratio of oil droplets in No.3 core

從圖17中可以看出，3號巖心位于孔隙底部和孔隙頂部的油滴數量和油滴體積基本相等，多于位于孔隙側壁的油滴。這是由于微小孔隙中的單孔狀油體積非常小，油膜狀油滴非常薄，兩種相態油滴主要靠表面張力附著于巖石孔隙上下壁面(底部、頂部、側壁的定義是每個油滴的重心位于所在孔隙的上部、下部和中部，所以這個“側壁”實際上是油滴重心位于孔隙中部的意思，也就是中部油滴比較少)。

圖18 5號巖心油滴數量和體積占比Fig.18 Quantity and volume ratio of oil droplets in No.5 core

圖18中，從油滴數量上看，頂部最多，與底部持平，側壁相對較少，微小油滴可借表面張力附著于頂部，較大油滴受重力作用較易在底部匯聚，而側壁油量極少主要是由于紡錘狀縫洞形態導致不易在側壁形成剩余油附著；從體積上比較，底部油量明顯高于其他位置，主要是由凝析出的油滴匯聚而成，隨著壓力降低，側壁油相比例略微減少，主要是由于凝析油重新回到氣相中離開，而其接觸面積大易脫離造成的。

5 結論

(1)通過對碎屑巖儲層多孔介質巖心和碳酸鹽巖儲層縫洞介質巖心開展凝析氣藏壓力衰竭協實驗，對不同壓力衰竭階段的儲層巖心進行微米CT掃描，并對CT掃描圖像中的油/氣/巖石骨架進行識別和分割，得到油、氣在孔隙和縫洞中的三維空間分布狀態，通過圖像處理和計算結果分析，對凝析氣藏不同儲層不同開發階段凝析油賦存形態和位置進行表征。

(2)凝析氣壓力衰竭過程中的油相賦存形態分析結果表明，在碎屑巖儲層多孔介質內，衰竭過程產生的凝析油主要以單孔狀和油膜狀態賦存(占比超過90%)，多孔狀油占比很少，沒有網絡狀油，整體油相高度分散在孔隙和喉道中；而在碳酸鹽巖儲層縫洞介質內，衰竭過程中形成的凝析油主要以網絡狀和多孔狀賦存(占比超過85%)，油相分布相對集中，網絡狀和多孔狀凝析油通過油膜連接，壓力衰竭過程主要是油相由多孔狀、單孔狀和油膜狀向網絡狀轉變的過程。

(3)凝析氣壓力衰竭過程中的油相賦存位置分析結果表明，在壓力衰竭過程中，隨著凝析油增多，油相會向巖石壁面靠近，當油相開始產出，油相會遠離巖石壁面，隨著油相的產出，油相減少，凝析油在表面張力作用下向巖石壁面靠近。

(4)凝析氣壓力衰竭過程中的油相分布分析結果表明，在碎屑巖儲層多孔介質內，孔隙底部和孔隙頂部的油滴數量和油滴體積基本相等，多于位于孔隙側壁的油滴，這是由于微小孔隙中的油滴主要靠表面張力附著于巖石孔隙上下壁面；而在碳酸鹽巖縫洞介質儲層內，油滴數量頂部與底部持平，側壁相對較少，這是由于微小油滴可借表面張力附著于頂部，體積較大油滴受重力作用較易在底部匯聚，而側壁油量極少主要是由于紡錘狀縫洞形態導致不易在側壁形成剩余油附著，底部凝析油體積明顯高于其他位置是由于凝析出的油滴匯聚在底部，隨著壓力降低，凝析油重新回到氣相中，而側壁油相接觸面積大易脫離造成比例略微減少。

(5)本文通過開展不同儲層巖心壓力衰竭實驗所揭示的不同開發階段凝析油賦存形態的變化規律對于凝析氣藏開發方案制訂及提高凝析油產量具有一定的指導意義。