CT扫描技术在水敏伤害评价中的应用

冷振鹏，马德胜，吕伟峰，刘庆杰，贾宁洪

(1.北京大学，北京 100871;2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

CT扫描技术在水敏伤害评价中的应用

冷振鹏1，2，马德胜2，吕伟峰2，刘庆杰2，贾宁洪2

(1.北京大学，北京 100871;2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083)

常规储层敏感性评价方法无法准确反映发生伤害的具体区域，同时也缺少对敏感性伤害程度的定量评价。以2块采自老君庙油田同一层位的岩心为例，利用CT扫描技术开展储层水敏伤害评价实验研究，分别开展水驱和“设计”水驱实验，同时基于CT扫描原理建立相应的水敏伤害评价方法。水驱实验中注入压力和CT值的变化表明，实验用水与岩心接触时存在很强的水敏伤害。在“设计”水驱实验中，分析CT扫描孔隙度分布可确定水敏伤害主要发生在注入端附近，并可估算出平均孔隙度降低10%～15%;同时通过对比水敏伤害切片孔隙度图像前后变化，可准确反映出岩心中发生水敏伤害的具体区域。

水敏;CT扫描;频率分布曲线;微观机理;水驱油实验

0 引言

在经历油田开发初期的天然能量开采后，通常采用注水方式来补充地层能量，以便获取稳定的产量，并最终达到理想的采收率。当外来流体与储层不匹配时，储层中的黏土矿物很可能发生水化、膨胀、分散和运移等，从而导致储层渗流能力下降，进而在不同程度上引起储层伤害［1-4］。储层敏感性是指储层中发生某种伤害对外界诱发条件的敏感程度［5］。

常规储层敏感性评价主要是基于流动实验来实现的，通过测量发生伤害前后岩心渗透率的变化来反映储层敏感性，并利用渗透率的相对变化程度来评价敏感程度。通过广泛调研，大量学者基于常规流动实验对储层敏感性开展深入研究。例如，朱玉双等人利用油层岩心制作的真实砂岩模型，进行水敏伤害条件下的微观水驱油渗流特征实验［6］;韩德金等人在储层岩石成分、物性特征和孔隙结构分析的基础上，应用岩心流动实验，进行油层水敏性研究，深入分析储层水敏形成机理［7-8］;廖纪佳等人通过铸体薄片、扫描电镜、图像分析及全岩分析等手段详细研究储层特征，结合岩心流动驱替实验开展水敏实验研究［9］;祝琦将驱替伤害实验与核磁共振技术相结合，定性分析致密砂岩油气藏水敏性伤害程度［10］。综合分析，以上研究普遍存在2方面缺陷，既无法准确描绘发生伤害的具体区域，也缺少对敏感性伤害程度孔隙尺度级别的定量评价。为此，结合岩心流动实验和岩心CT扫描技术，进行水敏伤害定量评价研究。

1 CT扫描评价水敏伤害原理

CT扫描目前被广泛应用于岩心的非均质性评价、裂缝定量分析、流体饱和度实时在线测量和岩心流动实验研究等方面［11-15］。CT扫描岩石的基本原理如下:CT机发射并接收X射线，通过测定X射线的衰减量，计算出被扫描岩石各单位体积元的X射线衰减系数，这些衰减系数将构成不同的数字矩阵，以清水的衰减系数为基准进行无量纲转换得到对应的CT值，通过CT机内数模转换最后重建出CT图像，图像中每个像素点(即各单位体积元)对应前面的CT值。

由于不同物质的CT值不一样，因此，可利用岩心尺度上CT值的差别来进行相应的研究。CT扫描评价水敏伤害原理基于CT值的变化而展开，对干岩心、完全饱和油的岩心以及流动实验中油水共存的岩心进行CT扫描可得到:

当考虑水敏伤害造成孔隙度变化并在实验中将油水的CT值调至一致(即CTwater=CToil)时，流动实验中油水共存的岩心CT扫描模型表达式如下:

联立式(1)、(2)、(4)可推导出产生水敏伤害时的孔隙度:

为了更好地反映产生水敏伤害后孔隙度的变化程度，定义相对孔隙度如下:

式中:CTdry为干岩心CT值;CToilwet为100%饱和油的岩心CT值;CTt为驱替实验中油水共存t时刻的岩心CT值;CTgrain为岩心骨架平均的CT值，可视为恒定不变;CTwater为实验用水的CT值;CToil为实验用油的CT值;CTair为空气的CT值;φi为岩心原始的孔隙度，%;Sw为含水饱和度，%;So为含油饱和度，%;φd为岩心产生水敏伤害后的孔隙度，%;φr为岩心水敏伤害后的相对孔隙度，%。

2 实验部分

2.1 实验岩心和流体

选用2块采自老君庙油田同一层位的岩心开展实验研究，岩心基本物性参数详见表1。结合岩心CT扫描孔隙度沿程分布信息，2块岩心可作为平行样开展实验研究。铸体薄片分析表明，2块岩心中均含有一定量的水敏性黏土矿物，如绿泥石、蒙脱石和伊利石等。

表1 实验岩心常规参数

由于缺少地层水资料，实验中采用8%的标准盐水作为实验用水，同时为了提高水相在CT扫描中的识别度，上述标准盐水中一部分NaCl按矿化度对等原则置换成NaBr，实验温度24℃下其黏度为1.02 mPa·s。实验用油包括普通模拟白油和添加油相CT增强剂的模拟白油，其中后者的CT值被调至与实验用水保持一致，实验温度下其黏度为15.04 mPa·s。

2.2 实验条件及过程

2.2.1 水驱实验

对岩样ST74开展水驱实验，实验中为了避免可能的水敏伤害，在岩心抽真空后用普通模拟白油完全饱和岩心，之后采用0.01 mL/min的流速进行水驱，实验全过程保持岩心净围压(即实际围压减去注入压力)略大于3 MPa。实验中分别对干岩心、湿岩心(完全饱和油)和水驱过程中岩心进行CT扫描，水驱全过程采集注入压力。当实际围压接近安全压力15 MPa时，停止水驱实验。

2.2.2 “设计”水驱实验

与上面的水驱实验不同，在“设计”水驱实验中实验用水和实验用油的CT值被调整成一致，因此，水驱过程中CT值的变化将直接反映孔隙度的变化。选取岩样ST73进行“设计”水驱实验，同样为了避免可能的水敏伤害，在岩心抽真空后用添加油相CT增强剂的模拟白油完全饱和岩心，之后同样采用0.01 mL/min的流速进行水驱，保持净围压略大于3 MPa。采用CT扫描分别获取干岩心、湿岩心和水驱过程中岩心的CT值，实时监测水驱过程中注入压力。当注入压力出现显著上升趋势时，停止“设计”水驱实验。

3 实验结果与讨论

3.1 水驱实验结果

水驱实验进行至460 min，注入压力接近安全限压12 MPa，实验结束。在水驱初始时刻，少量白油从岩样出口端产出，此时的注入压力相对较低。在之后相当长一段时间内，注入压力缓慢上升，同时在该时间段内出口端几乎不再产液。水驱实验开始105 min左右至实验结束，整个实验进入另一阶段，此时间段内注入压力快速上升并伴有明显的波动，同时出口端开始陆续有少量白油产出。

由于实验中油水CT值存在差异，采用CT差值(即水驱过程中岩心的CT值减去湿岩心的CT值)沿程分布曲线来分析注入水波及范围(图1)。从水驱实验开始到105 min的时间段内，只有岩心进口端附近的CT差值发生显著变化，说明水相只侵入岩样ST74的前端一小部分，而此时实际的注入量超过侵入前端一小部分所需的量，这也预示在岩心的前端很可能产生封堵。从105 min至实验结束，在CT差值沿程分布曲线中出现“鼓包”现象，同时“鼓包”随时间增大有向前推进并变大的趋势，结合注入压力的快速上升并伴有明显波动，推断在岩心的深部位置很可能也产生了封堵。

综合上面对水驱过程中出口产出、注入压力和CT差值沿程分布曲线的分析，可认为实验用水与岩心接触将产生很强的水敏伤害。在水驱初期，水敏伤害主要发生在岩样ST74进口端附近;随着注入压力持续升高，岩心深部区域也将产生水敏伤害。

图1 岩样ST74水驱实验过程CT差值分布

3.2 “设计”水驱实验结果

在“设计”水驱实验中，将重点评价水敏伤害解堵前岩心中孔隙尺度级别的变化，实验进行至140 min，注入压力开始快速上升，实验结束。岩样ST73的注入压力曲线变化趋势基本同岩样ST74在105 min之前的变化趋势保持一致，同时出口的产液情况也基本一致，这些都预示岩样ST73与实验用水接触时也产生很强的水敏伤害。

图2 岩样ST73“设计”水驱实验过程相对孔隙度分布

图3 岩样ST73原始孔隙度和水敏伤害孔隙度分析对比

由于“设计”水驱实验中油水的CT值被调成一样，故基于CT扫描评价水敏伤害原理开展深入分析。图2为“设计”水驱实验中相对孔隙度沿程分布曲线。由图2可知，只有岩心进口端附近的相对孔隙度发生显著降低，而岩心中部和出口端附近的相对孔隙度仍保持在100%左右。这说明在注入压力快速上升前，水敏伤害只发生在岩样ST73注入端附近，同时可以估计出水敏伤害区域的平均孔隙度降低10%～15%。图3是岩样ST73注入端附近的切片4的孔隙度分析对比结果。由图3a可知，切片4原始孔隙度频率分布曲线和计算出的水敏伤害孔隙度频率分布曲线并没有重合在一起，同时其对应的原始孔隙度图像和水敏伤害孔隙度图像也存在显著差别，如图3b中黄色圆圈标记所示(即岩心中发生水敏伤害具体区域)。这些都说明切片4发生水敏伤害，即只在岩心进口端附近产生水敏伤害。进一步分析孔隙度频率分布曲线可知，原始孔隙度频率分布曲线并不是简单地向左平移变成水敏伤害孔隙度频率分布曲线。这说明大孔隙区域孔隙度的降低值并不等于小孔隙区域孔隙度的降低值;考虑水相更易侵入岩心中的大孔隙区域，同时结合孔隙度频率分布曲线的变化方向，可推断出水敏伤害过程的变化模式如下:在大孔隙区域将先产生水敏伤害，而后才是小孔隙区域;由于一部分初始的大孔隙受水敏伤害影响变成小孔隙，因而反映在频率分布曲线上小孔隙的频率将增加;对比最终水敏伤害孔隙度频率分布曲线可知，大孔隙区域孔隙度的降低比小孔隙区域孔隙度的降低要更显著。

4 结论

(1)根据CT扫描的基本原理，建立CT扫描水敏伤害评价方法，分别提出了水敏伤害孔隙度和相对孔隙度计算公式，通过开展“设计”水驱实验，并结合CT扫描评价方法进行分析，实现对水敏伤害的定量评价。

(2)2块岩心实验结果表明，实验用水与老君庙油田同一层位的岩心接触会产生很强的水敏伤害。流动实验表明:实验初期水敏伤害主要发生在岩心注入端附近，同时可估算出水敏伤害区域的平均孔隙度降低10%～15%，此时水敏伤害具体区域也可通过对比水敏伤害切片孔隙度图像前后变化来准确反映;随着注入压力持续升高，岩心深部区域也将产生水敏伤害。

(3)对比分析水敏伤害切片的原始孔隙度和水敏伤害孔隙度频率分布曲线，水敏伤害过程的变化模式可推断总结如下:水相进入岩心后，大孔隙区域将先发生水敏伤害，之后才是小孔隙区域;最终，大孔隙区域孔隙度的降低比小孔隙区域孔隙度的降低要更显著，反映在频率分布曲线上，小孔隙的频率较原始孔隙情况有所增加。

(4)综合流动实验和CT扫描的结果分析认为，当实验用水与岩心中的黏土矿物接触时，二者之间会发生一系列的反应，同时反应生成物会占据一部分孔道空间，而此现象反映在岩心孔隙尺度级别方面表现为CT扫描孔隙度的降低。

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编辑王 昱

TE311

A

1006-6535(2015)05-0100-04

20150122;改回日期:20150830

中国石油天然气集团公司科研项目“油气开发新技术、新方法研究”(2014A-1003)

冷振鹏(1989-)，男，2010年毕业于东北石油大学石油工程专业，现为北京大学与中国石油勘探开发研究院联合培养在读博士研究生，主要研究方向为油层物理与渗流力学。

10.3969/j.issn.1006-6535.2015.05.021