基于巖屑分析的海上油田儲層特征描述

唐 放，戴 宗，謝明英，李海龍，周江江

（中海石油（中國）有限公司深圳分公司，廣東深圳 518067）

海上油田由于其特殊性（高風險、高成本），一般在評價階段取的資料偏少，主要集中在有油氣發現的層段。在開發后期，針對剩余油潛力較大的油藏挖潛過程中，由于部分室內實驗基礎數據時間久遠參考意義不大；而巖心庫中僅存的儲層代表性巖心往往由于老化嚴重、剩余量少，不具備重新進行物性特征、流動特征等室內實驗測試，進而無法準確體現儲層巖石物理特征，這對老油田挖潛方案制定帶來了較大的困難和挑戰。

隨著計算機圖像處理技術及計算方法的發展，以及CT 掃描等技術在巖石物理實驗中的應用，可以構建能夠反映儲層巖石真實孔隙空間結構特征的數字巖心，為巖石微觀結構特征和滲流模擬提供研究平臺[1-4]。數字巖心構建方法主要包括以CT 掃描為代表的物理建模法和數值重建法[5-8]。針對只有少量老化、松散巖屑的油藏，不具備完整的三維空間結構特征和二維孔隙空間特征的巖屑樣品，數值重建法是搭建數字巖心平臺的唯一手段。地質過程模擬法是數值重建法的主要手段，該方法通過對顆粒的沉積過程及后續的壓實作用、成巖作用進行模擬來建立數字巖心[9，10]。

本文針對目標油藏僅剩余老化、松散的返排巖屑等現況，通過對返排巖屑進行全方位評估，基于清洗后的巖屑進行CT 掃描獲取代表性儲層巖心粒徑分布，通過地質過程模擬方法構建三維數字巖心進而開展儲層孔隙結構、物性特征和滲流特征分析。

1 巖屑樣品評估

A 油田2014 年關停，該油田K 油藏剩余潛力較大，但由于無可用相滲資料，無法準確體現自身巖石物理特征以及油水運動規律，挖潛難度大，油田無巖心資料重做相滲實驗。為構建A 油田K 油藏代表性儲層數字巖心，需要對巖屑樣品進行評估，獲取巖屑中代表性儲層信息。

針對A 油田返排巖屑樣品進行黏土/全巖XRD、QEMSCAN 礦物定量分析，通過與油田開發早期儲層巖心的礦物分析數據進行對比發現，巖屑中含有大量的黏土礦物和泥漿成分（見表1），返排巖屑不能夠直接描述儲層巖心礦物成分特征。另外，根據巖屑樣品激光粒度分析，發現返排巖屑樣品粒度集中在10～50 μm，早期儲層井壁心粒度分布集中在100～300 μm，返排巖屑樣品中的顆粒不能直接代表儲層巖心的顆粒特征。

表1 巖屑樣品XRD 全巖分析

通過巖屑掃描灰度圖（見圖1），發現可觀察到部分形態較好的大顆粒，另外高亮物質為泥漿中的重晶石。返排巖屑需經過清洗后重新評估，獲取巖屑中代表性儲層信息。

圖1 巖屑樣品CT 掃描圖

基于CT 掃描進行粒徑分析（見圖2），可以發現清洗后巖屑粒徑分布主要集中在100～300 μm（見圖3），與早期室內實驗分析的儲層井壁心粒度分布范圍一致，且礦物成分中不含有泥漿成分，其中石英含量69.15%，能夠代表儲層粒徑特征，可以用來進行數字巖心建模。

圖2 清洗后的巖屑樣品CT 掃描圖像

圖3 清洗后巖屑樣品的粒徑分布特征

2 數字巖心構建與模擬

針對巖屑樣品，可以通過地質過程模擬法來建立三維數字巖心模型。地質過程模擬法就是通過對顆粒的沉積過程及后續的壓實作用、成巖作用進行模擬來建立數字巖心。開展地質過程模擬前，需要首先測量巖心的粒度組成，即分析巖心內不同尺寸顆粒的含量。

通過清洗后巖屑粒徑分析，得到一組粒度組成數據，為更好地表征儲層的非均質性，另外采用早期的兩塊K 油藏井壁心室內實驗粒度組成分析結果，通過地質過程模擬法建立數字巖心模型，形成A 油田K 油藏“好、中、差”三類代表性數字巖心，并在此基礎上分析儲層的孔隙結構、物性特征和滲流特征。

采用“最大球法（Maxima-Ball）”進行孔隙網絡結構的提取與建模，利用孔隙網絡模型可以統計巖心的孔隙喉道數目和相應的幾何拓撲結構參數。基于分割后的數字巖心圖像，統計孔隙體素占整個巖石的體素比例，得到巖石的孔隙度。利用流體動力學模擬手段，通過計算流體在某個方向上的流量而得到該方向的絕對滲透率。采用擬靜態流動模擬模型進行孔隙網絡的滲流模擬。以較好物性數字巖心1 號為例，采用早期A油田K 油藏井壁心SWC9 實驗分析結果構建的數字巖心模型及其孔隙結構特征（見圖4、圖5）。

圖4 1 號巖心三維數字巖心和孔隙網絡模型

圖5 1 號巖心孔隙結構特征

1 號巖心孔喉直徑分布在10～200 μm，主要集中在40～70 μm；平均配位數3.6，形狀因子平均值為0.045，巖心整體孔喉較大。通過對比數字巖心計算得到的孔隙度、滲透率與早期室內實驗結果（見表2），驗證了數字巖心計算物性參數結果的準確性。

表2 1 號巖心物性參數對比表

3 結果分析與驗證

針對數字巖心流動模擬結果準確性，由于早期井壁心未開展相對滲透率實驗，本文選取前期借用的鄰近相似B 油田K 油藏的巖心物理實驗結果數據對比分析，從對比結果來看（見表3），相同物性級別巖心的束縛水飽和度、殘余油飽和度結果基本一致，驗證了數字巖心計算滲流特征參數的準確性。

表3 滲流特征參數對比表

從3 號數字巖心相對滲透率曲線結果來看（見圖6），束縛水飽和度相對誤差在3.70%，殘余油飽和度相對誤差在2.80%，相滲曲線整體形態類似。數字巖心結果顯示，不同物性級別巖心殘余油飽和度較前期借用巖心室內實驗結果均有不同程度的降低，為后續開展油藏剩余潛力研究提供了指導。

圖6 3 號數字巖心流動模擬結果分析對比（相滲曲線）

4 結論及認識

（1）在對巖屑進行全方位評估的基礎上，基于代表性巖屑的粒徑分布，結合數字巖心技術可以構建三維數字巖心，進而開展儲層孔隙結構、基本物性和滲流特征分析。

（2）通過與早期井壁心、鄰近相似油藏巖心室內實驗結果對比來看，通過巖屑重構數字巖心計算的物性參數、流動模擬結果基本一致，各項參數相對誤差在7%以內。

（3）該方法可以解決海上油田基礎資料缺乏，開發后期無巖心可用于實驗分析的問題，為后續開展油藏剩余潛力研究提供了指導，同時可推廣應用于海上油田早期油田開發方案設計。