昌倫杰， 龍 威， 伍軼鳴， 陳飛飛， 劉志良， 王冠群

(1.中國(guó)石油塔里木油田公司, 庫(kù)爾勒 841000； 2.深圳清華大學(xué)研究院, 深圳 518057； 3.清能艾科(深圳)能源技術(shù)有限公司, 深圳 518057)

凝析氣藏的開(kāi)發(fā)過(guò)程不同于常規(guī)氣藏，主要原因在于凝析氣體系在壓力衰竭過(guò)程中出現(xiàn)反凝析現(xiàn)象，導(dǎo)致凝析油容易在井底和近井地帶聚集，從而堵塞流動(dòng)通道，使氣井產(chǎn)能降低[1-3]?？p洞型碳酸鹽巖儲(chǔ)層通常溶洞和空洞為主要儲(chǔ)集空間，裂縫為主要流動(dòng)通道，儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)集模式的多樣性及凝析氣相態(tài)變化復(fù)雜性使得開(kāi)采難度大，帶來(lái)一系列生產(chǎn)問(wèn)題[4-6]。因此，研究縫洞型碳酸鹽巖凝析氣藏壓力衰竭過(guò)程中凝析油的賦存狀態(tài)變化及析出規(guī)律對(duì)于其高效開(kāi)發(fā)有重大意義。

傳統(tǒng)的凝析氣藏生產(chǎn)動(dòng)態(tài)物理模擬實(shí)驗(yàn)只能從宏觀上評(píng)價(jià)開(kāi)發(fā)效果，無(wú)法真實(shí)反映不同開(kāi)發(fā)階段的油相變化[7-9]。近年來(lái)，電子計(jì)算機(jī)斷層掃描(computed tomograpgy，CT)技術(shù)在油氣勘探領(lǐng)域的運(yùn)用逐漸成熟。CT技術(shù)成像質(zhì)量高，準(zhǔn)確，速度快，不損壞巖心，能夠再現(xiàn)巖石微觀孔隙結(jié)構(gòu)及孔隙介質(zhì)中的流體分布。Dezabala等[10]通過(guò)實(shí)驗(yàn)建立了與實(shí)際碳酸鹽巖油氣藏類似的物理模型，采用CT研究了巖石的孔隙度、滲透率及巖石中的水驅(qū)過(guò)程。之后，Kamath等[11]又制作了大型碳酸鹽巖非均質(zhì)孔隙物理模型，通過(guò)可視化技術(shù)獲得了巖心水驅(qū)油過(guò)程的圖片。Rangel等[12]開(kāi)展了碳酸鹽巖巖心水驅(qū)油和水驅(qū)氣實(shí)驗(yàn)，通過(guò)CT技術(shù)研究了潤(rùn)濕相在裂縫中的位置及基質(zhì)中的含水飽和度分布情況。趙秀才[13]提出了一種表征孔隙空間分布特征的方法對(duì)人造巖心，砂巖巖心和碳酸鹽巖巖心的數(shù)字巖心的孔隙結(jié)構(gòu)特征進(jìn)行研究。肖陽(yáng)等[14]對(duì)全直徑巖心造縫洞后，通過(guò)開(kāi)展垂直衰竭、水平衰竭，注氣開(kāi)采，注水開(kāi)采等實(shí)驗(yàn)，對(duì)比了不同縫洞結(jié)構(gòu)和不同開(kāi)發(fā)方式對(duì)凝析氣藏凝析油采收率的影響。胡偉等[15]提出一種采用巖心CT掃描與巖心薄片微觀仿真模型相結(jié)合的剩余油分布實(shí)驗(yàn)研究方法，分別從宏觀巖心尺度和微觀孔隙結(jié)構(gòu)方面定性和定量地對(duì)注水和注水機(jī)理，驅(qū)替后剩余油宏觀和微觀分布特征。

基于此，現(xiàn)采用微米CT掃描技術(shù)，選取塔中Ⅰ號(hào)氣田露頭碳酸鹽巖縫洞介質(zhì)儲(chǔ)層樣品進(jìn)行縫洞雕刻，對(duì)雕刻的單縫洞型、多縫洞垂向疊置型和多縫洞橫向疊置型三種縫洞類型巖心開(kāi)展凝析氣壓力衰竭實(shí)驗(yàn)協(xié)同微米CT掃描，采用人工智能圖像識(shí)別算法對(duì)油/氣/巖石骨架進(jìn)行分割，建立真實(shí)巖心孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，在此基礎(chǔ)上通過(guò)模擬計(jì)算結(jié)合圖像識(shí)別軟件，實(shí)現(xiàn)對(duì)凝析氣藏不同儲(chǔ)層不同開(kāi)發(fā)階段凝析油微觀賦存形態(tài)，賦存量及賦存位置進(jìn)行表征。

1 凝析氣壓力衰竭實(shí)驗(yàn)協(xié)同CT掃描

1.1 實(shí)驗(yàn)材料

(1)巖心：三塊樣品來(lái)自塔中Ⅰ號(hào)凝析氣田碳酸鹽巖儲(chǔ)層露頭，其結(jié)構(gòu)極其致密，有少量較小裂縫及孔洞結(jié)構(gòu)，對(duì)露頭樣品鉆取三塊直徑25.4 mm柱塞樣，并進(jìn)行人工雕刻縫洞，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(hào)分別為NO.1、NO.2、NO.3，用于模擬碳酸鹽巖縫洞介質(zhì)儲(chǔ)層衰竭式開(kāi)發(fā)。雕刻后的巖心CT掃描圖像如圖1所示。

圖1 實(shí)驗(yàn)巖心CT掃描圖像Fig.1 CT scanning image of test cores

對(duì)雕刻后的巖心進(jìn)行孔滲測(cè)試，結(jié)果如表1所示。

表1 實(shí)驗(yàn)巖心樣品孔滲數(shù)據(jù)Table 1 Porosity and permeability of test cores

(2)凝析氣：本實(shí)驗(yàn)配置的凝析氣樣品組分?jǐn)?shù)據(jù)如表2所示，其壓力-溫度(pressure-temperature,P-T)相圖如圖2所示。

表2 凝析氣樣品組分?jǐn)?shù)據(jù)Table 2 Components of the condensate gas

臨界點(diǎn)溫度-24.8 ℃；臨界點(diǎn)壓力10.735 MPa；臨界凝析壓力15.187 MPa；臨界凝析溫度278.4 ℃圖2 凝析氣樣品P-T相圖Fig.2 P-T phase image of the condensate gas sample

1.2 實(shí)驗(yàn)裝置

凝析氣壓力衰竭實(shí)驗(yàn)裝置主要由注入系統(tǒng)，采出計(jì)量系統(tǒng)，數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)，自動(dòng)控制系統(tǒng)等組成，系統(tǒng)流程圖如圖3所示。

1為恒速恒壓泵; 2為環(huán)壓跟蹤泵; 3為核磁/CT; 4為大排量循環(huán)泵;5為回壓容器; 6為回壓跟蹤泵; 7為溢流閥; 8為單向閥; 9為截止閥;10為電子壓力計(jì)圖3 實(shí)驗(yàn)裝置流程圖Fig.3 Test device flow chat

1.3 實(shí)驗(yàn)步驟

(1)巖心置于夾持器內(nèi)，圍壓設(shè)置17 MPa，溫度設(shè)置70 ℃，調(diào)整微米CT掃描設(shè)備射線源與接收器之間的距離以達(dá)到預(yù)期分辨率。

(2)首先設(shè)備內(nèi)部進(jìn)行抽真空，接著向巖心內(nèi)由上到下注入凝析氣，待出口見(jiàn)凝析氣后提升回壓至15 MPa，穩(wěn)定20 min后，對(duì)巖心進(jìn)行CT掃描。

(3)調(diào)轉(zhuǎn)出入口方向，巖心上端由入口變?yōu)槌隹冢鸩浇档蛪毫χ?2、10、8、6、4、2 MPa，每降低一個(gè)壓力值，等待20 min至系統(tǒng)穩(wěn)定后對(duì)巖心進(jìn)行CT掃描，然后再降低至下一個(gè)壓力值。

2 圖像處理

2.1 人工智能圖像分割技術(shù)

對(duì)微米CT掃描得到的高精度灰度值圖像重構(gòu)后，需要通過(guò)分割將每一個(gè)體像素歸為某一類物質(zhì)(本實(shí)驗(yàn)需分割油相，氣相和巖石骨架)，能否精準(zhǔn)的分割會(huì)對(duì)之后的建模及定量分析帶來(lái)非常大的影響[16]。傳統(tǒng)的圖像分割方法如Otsu、Watershed、Global等由于依賴人眼識(shí)別和主觀判斷，識(shí)別的準(zhǔn)確性欠佳[17-18]。人工智能圖像分割技術(shù)通過(guò)對(duì)目標(biāo)巖心樣本典型孔隙、油相和巖石骨架圖像的灰度特征進(jìn)行學(xué)習(xí)，建立數(shù)學(xué)模型，從而實(shí)現(xiàn)通過(guò)機(jī)器自動(dòng)識(shí)別各相，提高圖像分割的準(zhǔn)確性。以圖4為例，圖4(a)為原始圖像，采用傳統(tǒng)方法對(duì)其進(jìn)行閾值分割，既可以得到孔隙度6.99%[圖4(b)]，也可以得到孔隙度9.93%[圖4(c)]，得到哪種結(jié)果取決于主觀判斷，[圖4(d)]為采用人工智能圖像分割技術(shù)得到的圖像，孔隙度為8.41%，和實(shí)驗(yàn)結(jié)果也更接近。

圖4 人工智能圖像分割技術(shù)與傳統(tǒng)閾值分割方法對(duì)比Fig.4 Comparison between artificial intelligence image segregation and traditional threshold segmentation method

2.2 凝析油賦存狀態(tài)描述

根據(jù)侯健等[19]對(duì)油水賦存形態(tài)的劃分標(biāo)準(zhǔn)(表3)，即按照油相的形態(tài)因子(G)和接觸面積比(Ror)兩個(gè)參數(shù)將油相劃分為以下4種的微觀賦存形態(tài)：①網(wǎng)絡(luò)狀，油相分布于多個(gè)孔喉中，體積較大且結(jié)構(gòu)極為復(fù)雜；②多孔狀，油相分布于較少的孔隙和喉道中，形狀較復(fù)雜；③孤立狀，油相通常分布于單個(gè)孔隙中，形狀較規(guī)則；④油膜狀，油相呈油膜狀連續(xù)附著于巖石表面。

表3 油相賦存狀態(tài)劃分標(biāo)準(zhǔn)Table 3 Segregation standard of oil occurence

3 衰竭實(shí)驗(yàn)效果評(píng)價(jià)及結(jié)果分析

對(duì)微巖心樣品按照1.3節(jié)中的實(shí)驗(yàn)步驟開(kāi)展凝析氣壓力衰竭實(shí)驗(yàn)，使用人工智能圖像處理與識(shí)別技術(shù)對(duì)CT掃描圖像進(jìn)行智能識(shí)別和三維重構(gòu)，得到真實(shí)巖心三維孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，對(duì)3塊巖心不同壓力下的孔隙網(wǎng)絡(luò)模型分別截取800×800×1 200網(wǎng)格數(shù)據(jù)體(盡可能地保留縫洞構(gòu)造)用作計(jì)算分析。

3.1 油相賦存狀態(tài)

在獲得巖心不同壓力下的孔隙網(wǎng)絡(luò)數(shù)據(jù)體后，通過(guò)模擬計(jì)算可以得到油、氣相含量，結(jié)果如表4所示。從表4可以看出，在碳酸鹽巖縫洞儲(chǔ)層巖心整個(gè)壓力衰竭過(guò)程中，油相在孔隙中的占比非常低，小于2%，凝析油含量呈現(xiàn)出先增多后減少的趨勢(shì)，在6 MPa附近達(dá)到峰值。

表4 巖心在不同壓力下的油、氣相含量Table 4 The contents of oil and gas at different pressure

按照表3中油相賦存狀態(tài)劃分標(biāo)準(zhǔn)對(duì)三塊巖心數(shù)據(jù)體孔隙中凝析油的4種賦存狀態(tài)進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果如圖5所示。

圖5 不同壓力下的油相賦存狀態(tài)Fig.5 Oil occurrence at different pressure

(1)對(duì)于NO.1和NO.2巖心來(lái)說(shuō)，在壓力衰竭過(guò)程中，油相主要以網(wǎng)絡(luò)狀和多孔狀賦存(占比超過(guò)85%)，單孔狀和油膜狀油占比較少；隨著壓力的降低，網(wǎng)絡(luò)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(jīng)過(guò)整個(gè)壓力衰減過(guò)程，網(wǎng)絡(luò)狀油占比增加，而多孔狀、單孔狀和油膜狀占比減小。

(2)NO.1巖心與NO.2巖心的區(qū)別在于NO.1巖心的網(wǎng)絡(luò)狀油比NO.2巖心少而多孔狀油比NO.2巖心多，這是由于，相對(duì)于單縫洞而言，多縫洞垂向疊置型縫洞與洞相互連接的流動(dòng)通道更多，分散的油相更容易被裂縫連接成網(wǎng)絡(luò)狀油。

(3)NO.3巖心單孔狀和油膜狀油變化不大，網(wǎng)絡(luò)狀油波段式增多，多孔狀油波段式減少，這是由于在壓力衰竭初期，油相受自身重力作用主要以分散狀態(tài)分布于橫向洞的底部，壓力衰竭使靠近氣體入口端的洞底部的多孔狀凝析油被推進(jìn)裂縫通道并進(jìn)入下一個(gè)洞，當(dāng)凝析油進(jìn)入下一個(gè)洞并與其中的凝析油匯聚時(shí)形成網(wǎng)絡(luò)狀油，此時(shí)網(wǎng)絡(luò)狀油增多，單孔狀油減少，當(dāng)凝析油被推進(jìn)裂縫通道時(shí)，網(wǎng)絡(luò)狀油被分散，此時(shí)網(wǎng)絡(luò)狀油減少，單孔狀油增多，隨著壓力降低油相析出量越來(lái)越多，油相更容易匯聚，因此從整體上看網(wǎng)絡(luò)狀油越來(lái)越多，而多孔狀油越來(lái)越少。

從4種狀態(tài)油相賦存變化來(lái)看，碳酸鹽巖縫洞介質(zhì)儲(chǔ)層巖心壓力衰竭過(guò)程主要是一個(gè)油相由多孔狀、單孔狀和油膜狀向網(wǎng)絡(luò)狀轉(zhuǎn)變的過(guò)程，最終網(wǎng)絡(luò)狀油增加，多孔狀、單孔狀和油膜狀油減少。

3.2 油相賦存狀態(tài)定量表征

對(duì)3種不同縫洞類型儲(chǔ)層巖心數(shù)據(jù)體孔隙中凝析油的4種賦存狀態(tài)的數(shù)量和體積變化進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，數(shù)量是指凝析油的塊數(shù)，體積指凝析油占據(jù)的網(wǎng)格數(shù)，結(jié)果如圖6～圖8所示。

圖6 NO.1巖心油相賦存狀態(tài)數(shù)量和體積變化Fig.6 The amount and volume changes of oil occurrence of NO.1 core

圖7 NO.2巖心油相賦存狀態(tài)數(shù)量和體積變化Fig.7 The amount and volume changes of oil occurrence of NO.2 core

圖8 NO.3巖心油相賦存狀態(tài)數(shù)量和體積變化Fig.8 The amount and volume changes of oil occurrence of NO.3 core

從圖6可以看出：①NO.1巖心在壓力衰竭過(guò)程中，網(wǎng)絡(luò)狀油數(shù)量極少但是體積最大，說(shuō)明油相以數(shù)量較少的巨大網(wǎng)絡(luò)狀賦存，多孔狀油的數(shù)量和體積都居第二，單孔狀油數(shù)量不少但是總體積非常小是因?yàn)閱蝹€(gè)單孔狀油相的體積非常小，油膜狀油數(shù)量最多但是由于附著于孔壁上的油非常薄，所以總體積較?。虎诙嗫?、單孔和油膜狀油數(shù)量和體積均呈現(xiàn)出先減少后又增加的趨勢(shì)，最終每種狀態(tài)的油相數(shù)量都有減少；網(wǎng)絡(luò)狀油數(shù)量先減少后增多，體積先增加后減少，這是因?yàn)殡S著壓力降低，數(shù)量較多的小塊網(wǎng)絡(luò)狀油聚集成數(shù)量較少的大塊網(wǎng)絡(luò)狀油從巖心出口端流出；③整個(gè)壓力衰竭過(guò)程是油相由多孔、單孔和油膜狀油向網(wǎng)絡(luò)狀油轉(zhuǎn)化產(chǎn)出的過(guò)程。

圖7中，NO.2巖心壓力衰竭過(guò)程中不同狀態(tài)油相數(shù)量和體積的變化趨勢(shì)均與NO.1巖心相似，對(duì)于孔隙度相近的NO.1和NO.2巖心，區(qū)別在于：①NO.2巖心薄膜狀油數(shù)量比NO.1巖心多，而多孔狀油數(shù)量比NO.1巖心少，這是由于多縫洞巖心的洞個(gè)數(shù)多而體積小，油相更容易在吸附作用下以油膜狀附著于縫洞壁面，而多縫洞中各個(gè)洞中分散多孔狀油會(huì)被裂縫連接形成網(wǎng)絡(luò)狀油；②NO.2巖心四種狀態(tài)的油相的體積明顯小于NO.1巖心，這說(shuō)明復(fù)雜的縫洞結(jié)構(gòu)不利于凝析油的析出。

從圖8可以看出：①NO.3巖心在壓力衰竭過(guò)程中，網(wǎng)絡(luò)狀油數(shù)量極少但是體積逐漸增大，多孔狀油數(shù)量變化不大但體積呈減小趨勢(shì)，這是因重力作用位于單個(gè)洞底部的多孔狀油在壓差作用下不斷匯聚和產(chǎn)出的結(jié)果；②單孔狀油和油膜狀油數(shù)量和體積變化不明顯；③從縱向上看，NO.3巖心的孔隙度最小但各階段油相的總體積相近，說(shuō)明多縫洞橫向疊置型儲(chǔ)層更有利于凝析油的析出。

從油相4種賦存狀態(tài)的數(shù)量和體積變化看，3種縫洞類型巖心按照有利于凝析油析出由強(qiáng)到弱的排序依次為多縫洞橫向疊置型，單縫洞型，多縫洞垂向疊置型。

3.3 油相賦存狀態(tài)位置表征

壓力衰竭過(guò)程中的油相賦存位置用接觸面積比來(lái)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，該值的大小反映了油相遠(yuǎn)離或者靠近巖石壁面的程度。對(duì)3種不同縫洞類型儲(chǔ)層巖心孔隙中凝析油的4種賦存狀態(tài)的接觸面積比進(jìn)行統(tǒng)計(jì)，結(jié)果如圖9所示。

圖9 不同壓力下的油相接觸面積比Fig.9 Oil contact area ratio at different pressure

從圖9可以看出：①NO.1和NO.2巖心網(wǎng)絡(luò)狀油接觸面積比呈現(xiàn)出先增加后減少的趨勢(shì)，多孔狀油接觸面積比呈現(xiàn)出先較少后增加的趨勢(shì)，這是由于隨著壓力降低，凝析油析出量增加，多孔狀油遠(yuǎn)離巖石壁面聚集向網(wǎng)絡(luò)狀轉(zhuǎn)化，而網(wǎng)絡(luò)狀油隨著體積增大會(huì)靠近巖石壁面，隨著凝析油的進(jìn)一步析出并從巖心出口端產(chǎn)出，網(wǎng)絡(luò)狀油會(huì)遠(yuǎn)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(huì)靠近巖石壁面；②NO.3巖心與NO.1和NO.2巖心的差異是由于壓力從4 MPa降低到2 MPa過(guò)程中多孔狀油體積顯著減少和網(wǎng)絡(luò)狀油體積顯著增多導(dǎo)致。

4 結(jié)論

(1)通過(guò)對(duì)碳酸鹽巖縫洞介質(zhì)儲(chǔ)層巖心開(kāi)展凝析氣壓力衰竭實(shí)驗(yàn)協(xié)同微米CT掃描，采用人工智能識(shí)別算法對(duì)圖像進(jìn)行分割，建立巖心孔隙網(wǎng)絡(luò)模型，通過(guò)計(jì)算結(jié)合圖像處理，實(shí)現(xiàn)了對(duì)凝析氣藏不同類型儲(chǔ)層在不同開(kāi)發(fā)階段凝析油微觀賦存形態(tài)的定性，定量及位置表征。

(2)碳酸鹽巖縫洞儲(chǔ)層凝析氣壓力衰竭過(guò)程中的油相賦存狀態(tài)結(jié)果表明，衰竭過(guò)程中形成的凝析油主要以網(wǎng)絡(luò)狀和多孔狀賦存(占比超過(guò)85%)，油相分布相對(duì)集中，網(wǎng)絡(luò)狀和多孔狀凝析油通過(guò)油膜連接，壓力衰竭過(guò)程主要是一個(gè)油相由多孔狀、單孔狀和油膜狀向網(wǎng)絡(luò)狀轉(zhuǎn)變的過(guò)程。

(3)凝析氣壓力衰竭過(guò)程中的油相賦存狀態(tài)數(shù)量和體積分析結(jié)果表明，對(duì)于碳酸鹽巖儲(chǔ)層而言，利于凝析油析出的儲(chǔ)層構(gòu)造由強(qiáng)到弱依次為多縫洞橫向疊置型儲(chǔ)層、單縫洞型儲(chǔ)層、多縫洞垂向疊置型儲(chǔ)層。

(4)凝析氣壓力衰竭過(guò)程中的油相賦存狀態(tài)位置分析結(jié)果表明，在壓力衰竭過(guò)程中，隨著凝析油增多，油相會(huì)向巖石壁面靠近，當(dāng)油相開(kāi)始產(chǎn)出，油相會(huì)遠(yuǎn)離巖石壁面，隨著油相的產(chǎn)出，油相減少，凝析油在表面張力的作用下向石壁面靠近。