2020年第2期Petrophysics论文摘要翻译
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用微CT技术确定临界含气饱和度
Determination of Critical Gas Saturation by Micro-C
Steffen Berg2,4, Ying Gao2,4, Apostolos Georgiadis2,4, Niels Brussee2, Ab Coorn2, Hilbert van der Linde2, Jesse Dietderich3, Faruk Omer Alpak3, Daniel Eriksen2, Miranda Mooijer-van den Heuvel2, Jeff Southwick2, Matthias Appel2, and Ove Bjørn Wilson2
通讯方式：2Shell Global Solutions International B.V., Grasweg 31, 1031 KC Amsterdam, The Netherlands; steffen.berg@shell.com; A.Georgiadis@shell.com; niels.brussee@shell.com; ab.coorn@shell.com; Hilbert.VanDerLinde@shell.com; D.Eriksen@shell.com; Miranda.Mooijer@shell.com; Jeff.Southwick@shell.com; Matthias.Appel@shell.com; O.Wilson@shell.com 3Shell International Exploration and Production Inc., 3333 Hwy 6, Houston, TX 77082, USA; jedietderich@gmail.com; Omer.Alpak@shell.com 4Department of Earth Science & Engineering, Imperial College London, South Kensington, London SW7 2BU, UK; y.gao15@imperial.ac.uk
利用微CT流动实验和相关的图像分析技术直接确定了临界含气饱和度。临界含气饱和度是气体在储层中变得可流动且能被产出时对应的最小饱和度。对于生命周期在泡点以下的油藏，知道临界含气饱和度这个参数至关重要，因为此时产生的气体会急剧地减低油产量。众所周知，用在达西渗流尺度下的常规岩心驱替实验很难确定临界含气饱和度。确定临界含气饱和度的难点主要与两个因素有关：气泡的形成是一个受生长动力学控制的成核过程；相应地，这与低于泡点压力下压降降低的程度相关。在达西渗流尺度范围内，形成的气泡相互连接形成渗流路径时的临界含气饱和度通常借助压降渗流实验来确定。这不仅导致沿岩芯方向的成核条件不同，而且不能直接获得气泡在渗流路径形成前的尺寸和增长速度。总之，这两个因素表明在此类实验中临界含气饱和度的观察取决于岩芯的渗透率和实验流速，且必须通过外推来估算与（平衡）储层条件一致的临界含气饱和度。现代数字岩芯实验法和模拟技术提供了一种更简便地确定临界含气饱和度的方法。我们报道了结合X射线计算机断层成像（micro-CT）的微型岩芯压降实验，其微CT技术允许直接确定气相的连通性。确切地说，这些实验借助气泡逾渗阈值实现了临界含气饱和度的测定。再者，通过油气连通路径百分数的单相流动模拟，分别能得到伴生气和油的相对渗透率。（西南石油大学 肖文联 翻译）
A New Apparatus for Coupled Low-Field NMR and Ultrasonic Measurements in Rocks at Reservoir Conditions
Paul R.J. Connolly2, Joël Sarout3, Jérémie Dautriat3, Eric F. May2, and Michael L. Johns2
通讯方式：2Department of Chemical Engineering, M050, The University of Western Australia, 35 Stirling Highway, CRAWLEY WA 6009, Australia; paul.connolly@uwa.edu.au 3CSIRO Energy, ARRC Laboratories Kensington, Perth 6151, WA, Australia.
在这篇文章中，我们展示一种新型的兼容型NMR岩心夹持系统，可以在高温高压的条件下同时对岩心进行超声波P波速度和NMR弛豫参数的测量。据我们所示，这个新型装置也是第一次作为事例，将低场NMR和超声波测量进行耦合，并允许发展的新的方法用于研究孔隙饱和度对于弹性波在岩石中的传播的影响。饱和度-波速模型通常需要一些流体饱和度或者分布的描述，NMR具有测量孔隙流体的局部物理的和化学的环境的能力。因此，与CT、电阻率、流体体积计算相比，NMR的测量结果与超声波测量结果进行耦合会更有利一些。我们的装置与传统的桌面超声波相比是非常成功的，我们也采用了干燥的Berea砂岩岩芯，并同时对Bentherimer砂岩进行了序列NMR和超声波测量，其测量结果与不同盐水饱和度和超临界CO2饱和度建立了方程。（中国石油大学（北京）罗嗣慧 翻译）
低渗透粉碎样品的渗透率测量方法：对比与分析
Low-Permeability Measurement on Crushed Rock: Insights
Sandra Profice, TOTAL CSTJF, avenue Larribau, 64018 Pau Cedex, France; sandra.profice@total.com；
Roland Lenormand
CYDAREX, 31 avenue Gabriel Péri, 92500 Rueil-Malmaison, France; roland.lenormand@cydarex.fr
美国天然气研究协会（GRI）在上世纪九十年代早期提出了针对粉碎样品和钻井岩屑的渗透率测量方法（简称GRI方法）。本文主要阐述由法国Cydarex公司和Total公司完成的关于GRI方法测量渗透率的应用效果分析，收集整理这些方法的基本信息，分析渗透率测量结果的差异性。我们采集了一种均质的露头岩石和两种地层岩石（渗透率分布在1纳达西至50纳达西之间，各向异性系数分布在1至3之间），应用三种具有GRI测量功能的商业仪器（针对毫米级颗粒样品）测量了它们的渗透率，并与达西稳态法（DarcyPress？）和脉冲衰减法(Step Decay？) （针对厘米级柱塞样品）测量结果进行了对比。研究发现，渗透率的分散度随着样品特征长度的降低而增大。为了更好的解释该现象，我们对测量的原始压力数据、测量设备信息和测量过程进行深入分析，并将实验测量的压力数据和数值模拟得到的压力数据进行了对比。对比表明，粉碎样品和柱塞样品的渗透率测量差异主要与实验有关。很明显的，GRI方法得到的压力衰减曲线只能表征气体在部分孔隙网络中的流动特征，甚至被测量初期的热衰减所掩盖，影响了渗透率的计算精度。值得强调的是，只要测量方法和仪器合适，采用GRI方法可得到更加准确的渗透率测量结果。（中国石油大学（华东）葛新民 翻译）
一种利用碎岩高频介电分析替代CEC测量的新方法
A New CEC-Measurement Proxy Using High-Frequency Dielectric Analysis of Crushed Rock
M. Rebecca Stokes, Z. Elton Yang, Prince Ezebuiro, and Timothy Fischer
Chevron Energy Technology Company, 3901 Briarpark Drive, Houston TX, 77042; m.rebecca.stokes@gmail.com; Elton.yang@chevron.com; peny@chevron.com; t¿ scher@chevron.com
作为一种估算蒙脱石含量或其他膨胀粘土矿物的含量的有效手段，测量含粘土岩石的阳离子交换能力（CEC）在油气勘探的许多方面被广泛使用。然而，测量岩石的CEC费时费力，并且依赖于饱和和萃取等步骤以及多种化学试剂、滴定和光谱分析。本研究基于建立的粘土和相对介电常数之间的岩石物理联系，概括出了一个可以利用手持介电探针测量介电常数并利用其进行体积岩石CEC计算的工作流程和一系列公式。针对准备的一系列的石英-蒙脱石矿物混合物，在8% ~ 75%的6个相对湿度（RH）条件下，进行高频（80MHz ~ 1.4GHz）介电测量。实验数据表明，在每一种相对湿度条件下，120MHz条件下测量的介电常数值与实验室测量的矿物混合物的CEC均存在非常强的线性关系（R2>0.98）。利用这些标定获得的公式推导出来三个湿度相关的公式，基于这些公式获得了RH和CEC之间的关系。利用本研究中提出的方法对各类沉积岩石碎样进行了的CEC的求取，计算的CEC值与实验室测量的CEC的误差范围为±6meq/100g，验证了本方法的有效性。这些结果说明，可利用碎岩介电常数测量结果替代CEC的测量，且该方法相对于实验室测量CEC更为快速和灵活。（长江大学 聂昕 翻译）
从纳米尺度提升到岩心尺度的润湿性研究工作
Workflow for Upscaling Wettability From the Nanoscale to Core Scale
Maja Rücker2,4, Willem-Bart Bartels3,4, Tom Bultreys2,5,7, Marijn Boone8, Kamaljit Singh6,7, Gaetano Garfi7, Alessio Scanziani7, Catherine Spurin7, Sherifat Yesufu-Rufai2, Samuel Krevor7, Martin J. Blunt7, Ove Wilson4, Hassan Mahani4, Veerle Cnudde3,5, Paul F. Luckham2, Apostolos Georgiadis2,4 and Steffen Berg2,3,7
2Department of Chemical Engineering, Imperial College London, South Kensington Campus, SW7 2AZ London, UK; m.rucker15@imperial.ac.uk; tom.bultreys@ugent.be; s.yesufu17@imperial.ac.uk; p.luckham01@imperial.ac.uk; a.georgiadis@shell.com; steffen.berg@shell.com 3Earth Sciences Department, Utrecht University, Princetonlaan 8A, 3508 TC Utrecht, NL; willembart.work@gmail.com; veerle.cnudde@ugent.be 4Shell Global Solutions International B.V., Grasweg 31, 1031 HW Amsterdam, NL; o.wilson@shell.com; h.mahani@shell.com 5UGCT- PProGRess, Ghent University, Krijgslaan 281 - Building S8, 9000 Ghent, BE 6Institute of GeoEnergy Engineering, Heriot-Watt University, EH14 4AS Edinburgh, UK; k.singh@hw.ac.uk 7Department of Earth Science and Engineering, Imperial College London, South Kensington Campus, SW7 2AZ London, UK; g.gar¿ 17@imperial. ac.uk; alessio.scanziani16@imperial.ac.uk; catherine.spurin13@imperial.ac.uk; s.krevor@imperial.ac.uk; m.blunt@imperial.ac.uk 8Tescan XRE, Bollenbergen 2B bus 1, 9052 Ghent, BE; marijn.boone@tescan.com
润湿性是影响多孔介质中多相流的关键因素。除了平均接触角外，整个多孔介质中接触角的空间分布也很重要，因为它直接控制润湿相和非润湿相的连通性。控制因素可能不仅与矿物的表面化学有关，而且与矿物的纹理有关，这意味着必须考虑从纳米到厘米的长度-尺度范围。迄今为止，尚不存在一套通过不同尺度解决润湿性研究问题的工作系统。在本文中，我们证明了通过将微计算机断层扫描（μCT）成像与原子力显微镜（AFM）相结合，可以实现这项工作。我们发现在由99.9％的方解石和双重孔隙结构组成的碳酸盐岩中，润湿性最终受矿物的表面纹理控制。岩石的粗糙度和纹理变化控制着适当初始化的含原油岩石接触所需的毛细管压力，从而使岩石疲劳损伤和随后的润湿性发生变化。AFM使我们能够表征这种表面流体相互作用并研究表面纹理。在本文中，我们使用AFM对原生水饱和度下的3D纳米级流体构造进行成像，并在假定毛细管压力不同的情况下，将流体构造与模拟的岩石表面进行比较。（成都理工大学 李可赛 翻译）
Estimation of Gas-Condensate Relative Permeability Using a Lattice Boltzmann Modeling Approach
Josephina Schembre-McCabe2, Jairam Kamath2, Andrew Fager3, and Bernd Crouse3
通讯方式：2. Chevron Energy Technology Company, Reservoir and Production Engineering, USA; jschembremccabe@chevron.com; JairamKamath@chevron.com
3.Dassault Systèmes, USA; Andrew.FAGER@3ds.com; Bernd.CROUSE@3ds.com
预测凝析油储层引起的油井产能损失，需要使用毛细管数作为气/油相对渗透率的函数。这些测量可能很难进行，而且常常无法获得。如果能从常用的排水数据中获得对自吸相对渗透率的合理估计，这将对我们工作有帮助。我们使用多相格子Boltzmann方法来计算Berea砂岩岩心的排水和自吸吸油气/油相对渗透率。构造用于微CT扫描图像的岩心的3D数字孔隙空间，并进行计算。吸胀计算同时适用于驱替过程和脱落过程，以及一定范围的毛细管数。将这些结果与文献报道的作为krg / kro和毛细管数Nc的函数的实验测量结果进行比较，并且它们与不同砂岩的实验结果吻合。（中国地质大学（武汉）郭超华翻译）
注射压力对页岩气基质渗吸相对渗透率及毛管压力曲线的影响
Effect of Injection Pressure on the Imbibition Relative Permeability and Capillary Pressure Curves of Shale Gas Matrix
Aymen Al-Ameri，Bob L. Herd Department of Petroleum Engineering, Texas Tech University; aymen.al-ameri@ttu.edu；
Muhammed Abed Mazeel，Reservoirs and Fields Development Directorate, Iraq Oil Ministry; m.mazeel.rfdd@oil.gov.iq; drmazeel@gmail.com
对于驱动力仅为毛细压力的自发渗吸作用，前人已经建立了多个分析模型来分析饱和多孔介质对润湿相的自发吸收。但是，由于注射压力的影响，这些模型不能准确地表示水力压裂过程中的流体损失。本研究尝试在自吸与注射压力同时作用的情况下，估算水的相对渗透率和毛管压力曲线，并将估算结果与自发渗吸情况进行比较。因此，驱替压力对吸收毛细管压力和水相对渗透率曲线是可能有影响的。
对Eagle Ford页岩的露头样品进行了注水驱油实验，以确定上游压力随时间的变化情况。采用梯形积分方法，对上游压力与时间的关系进行积分计算了渗吸相对渗透率曲线。此外，考虑将Corey方程与相对渗透率进行匹配，以估算等效的Corey水指数。计算出的盐水Corey指数为2，而对于自发渗吸来说等于4。因此，注射压力使水的相对渗透率增强。
利用ECLIPSE商用模拟器模拟水驱实验，并将预测结果与实验得出的压力-时间关系相匹配，计算了渗吸毛管压力曲线。注射压力使毛细管压力为正值，且对自吸毛细管压力无影响。（中国石油大学（北京）赵培强 翻译）
天然气-水在混合润湿孔隙中的自发渗吸
王林1,3,何勇明1,2,肖易航1,王洪辉1,马飞英3
（1成都理工大学 能源学院；2油气藏地质与开发国家重点实验室（成都理工大学）；3广东石油化工学院 石油工程学院）
经典的Lucas-Washburn自吸方程只适用于均质亲水孔隙，不适用于疏水和混合湿润孔隙。页岩和煤岩中含有水湿孔隙、油湿孔隙和混合润湿孔隙。为了描述这些孔隙的自吸，构建了混合润湿圆柱状毛细管的Lucas-Washburn方程，并推导了气-水界面运动速度、表面张力、孔隙尺寸、接触角、粘度和毛管壁面积分数之间的函数关系。研究结果表明，接触角和毛管壁面积分数共同决定了混合润湿孔的自吸方向。文中利用水平集数值模拟方法验证了混合润湿孔的Lucas-Washburn方程，结果表明两种方法的结果具有很好的一致性。混合润湿孔隙的自吸方程可以用来确定压裂液在岩石中是否发生自吸，同时也能为压裂液中添加润湿改性剂提供依据。(原作者)
关键词：混合润湿，流动方向，天然气-水，自吸
页岩中的化学诱导地层损害
Chemically Induced Formation Damage in Shale
Wyatt Wick, Shantanu Taneja, Ishank Gupta, Carl H., Sondergeld, and Chandra S. Rai
通讯方式：Mewbourne School of Petroleum and Geological Engineering, University of Oklahoma, RM 1210, Sarkeys Energy Center, 100, Boyd Street, Norman, OK-73069; Wyattwick@gmail.com; Shantanu.taneja@ou.edu; Ishank@ou.edu; csondergeld@ou.edu; Crai@ou.edu
水力压裂技术使用大量的化学制品来改变地层的性质，从而优化裂缝起始和延伸。酸主要用来清理射孔从而提供更好的渗流通道，使压裂液更容易流入地层。此外，可泵入粘土稳定剂来预防粘土膨胀和细粒迁移。这些化学制品与页岩相互作用，改变页岩的力学性质。然而，由于合适尺寸的样品有限以及自身的各向异性，页岩源岩尤其是易剥裂页岩的力学测试开展非常困难。纳米压痕是一种替代此类岩石杨氏模量和硬度测量的手段，也可以检查岩石对化学暴露的依存度。酸会使页岩框架变弱，酸暴露后杨氏模量会降低13% ~ 80%。从矿物学、孔隙度、微观结构以及其他岩石物理性质方面进行了酸暴露的结果评价。利用扫描电镜（SEM）观察到了酸暴露导致的微观结构改变。压裂液中常用的添加剂造成的杨氏模量的显著改变对地层损害和裂缝表现有着潜在的巨大影响。较低的杨氏模量可加剧支撑剂埋置或地层损害导致岩石垮塌，进而造成裂缝连通性的显著降低。酸暴露后，纳米压痕硬度值降低最高可达82%。了解处理液对地层造成的潜在危害可以让我们更好的进行处理液优选。更好的支撑效果可以通过地层组分、酸暴露、杨氏模量和硬度响应进行预测。（长江大学 聂昕翻译）