Petrophysics 2025年第6期论文摘要翻译
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本期摘要【译者：刘森、梅前哲、马家驹、杨烁奇、廖文龙、周迎、王明星、张远君、侯玉龙、徐雯、熊文浩、郑亚萍、李浩，校稿：聂昕、赵彬、宋红伟、蔡明、张冲、许巍，单位：长江大学】
一种基于孔隙几何结构岩相分类与Corey参数的相对渗透率趋势建模的多功能工作流程
Muhammad Nur Ali Akbar, Ardian Pradhana Putra, and Matthew Guy Reppert
本研究提出了一种将特殊岩心分析（SCAL）实验获得的渗流特性纳入岩石类型定义中的整合方法，以实现全面的储层表征。该方法基于孔隙-渗透率数据，依据孔隙几何结构（PGS）相似性划分岩相，并将特殊岩心分析模拟中的渗流特征参数化，以分析各实验的端点饱和度与Corey曲线形态。这些参数存储于特殊岩心分析数据库中，并结合初始含水饱和度、孔隙度与渗透率进行关联分析。以挪威大陆架（NCS）某案例为例，基于孔隙几何结构岩相曲线确立了11种岩相，进而归纳为6类岩相组。每种岩相均配有一套具有代表性的饱和度函数，涵盖基准情况、乐观与悲观边界。通过整合多组特殊岩心分析实验，建立了符合储层润湿性与岩石物性的代表性饱和度函数，适用于全油田范围。该方法实现了参数化建模、趋势模型应用及数据库类比样本识别，从而获得明确可靠的饱和度函数。所得到的相对渗透率曲线与岩相分类结果可用于全油田储层模拟、不确定性分析及油田动态评估。
利用深度学习从三维灰度图像推断渗透率：大规模数据集如何提升模型泛化能力
Souhail Youssef, Mathieu Feraille, Guillaume Batot, Jean-François Lecomte, François Cokelaer, and Sylvain Desroziers
在本研究中，我们首先采集了一套由九种不同砂岩岩石类型（RTs）中提取的50个微型岩心柱样本，每个样本直径为1厘米，长度为2厘米。这些岩石类型的孔隙度和渗透率范围分别为12%至23%和150至6,000毫达西。利用同步辐射设施，我们获取了三维X射线微计算机断层扫描（μCT）图像，其分辨率为5.82微米，尺寸为1,100 × 1,100 × 2,800体素。基于这些图像，我们采用并行化的双弛豫时间格子玻尔兹曼方法进行了直接速度场模拟。为最大化数据集规模，我们对速度场应用三维卷积算子，为每个样本生成了包含1,350亿个数据点的三维渗透率图，作为真实标签。本研究从六种不同岩石类型中随机采样了600万对数据（100³体素的子体积及其对应的渗透率值），构建了数据集。我们训练了两种不同的三维卷积神经网络（CNN），分别代表浅层平直网络结构（SP3D）和更深的残差网络（R3D_18）。训练过程中使用了灰度或二值分割的三维图像。随后，利用训练好的模型对不同岩石类型的渗透率进行预测，并以决定系数R²作为预测性能的评估指标。我们的结果表明，R3D_18模型在准确性和泛化能力方面 consistently 优于其他模型，无论是在已训练过的还是未见过的岩石类型上均取得了优异的R²分数。此外，我们发现使用灰度图像提升了R3D_18模型的准确性，但对SP3D模型的性能影响较为复杂。
初次驱替方法评述
Victor Fernandes, Benjamin Nicot, Fabrice Pairoys, Franck Nono, Henri Bertin, Jean Lachaud, and Cyril Caubit
在特殊岩心分析（SCAL）领域，初次驱替过程具有重要意义，因其复现了油藏中发生的现象，如原油运移和CO₂注入。该过程首先将非润湿相流体（可为气体或原油）注入完全饱和水的岩样中。通常，实验室进行初次驱替主要具有双重目标：其一，获取多项驱替过程中的岩石物理性质，包括（1）静态属性，如毛细管压力与电阻率指数（RI），这对深入理解原始石油地质储量至关重要；（2）动态属性，如初次驱替相对渗透率，这有助于研究CO₂在含水层注入中的流动性与封存能力，并为滞后效应模拟模型提供数据支持。其二，为渗吸实验制备特定岩样。建立初始流体饱和度与具有代表性的孔隙流体分布状态，是恢复岩样润湿性的关键环节，而润湿性的恢复又直接决定了所获渗吸相对渗透率曲线的代表性。然而，存在一个关键矛盾：初次驱替过程中岩样状态的恢复与岩石物理性质的获取通常相互排斥。这意味着用于初次驱替相关测量的岩样，往往无法完整参与后续采收率实验的全周期。本文旨在引发关于初次驱替这两方面诸多不相容性的讨论，着重阐述在平衡润湿状态恢复需求与获取重要岩石物理参数时所面临的挑战，并进一步提出恢复储层岩样初始状态的最佳实践指导。
利用模拟两相相对渗透率数据估算驱替过程中CO2/盐水体系的相对渗透率曲线
Josephina Schembre-McCabe, Morteza Akbarabadi, Jon Burger, Michael Rauschhuber, and Will Richardson
相对渗透率是模拟多孔介质中多相流的关键参数。然而，受溶解性、水分蒸发等实验难题的影响，二氧化碳/盐水体系的相对渗透率实验数据较为稀缺且往往存在不一致性。因为驱替过程中较高的气体相对渗透率难以实现，所以现有大多数二氧化碳/盐水相对渗透率数据仅覆盖了相对渗透率曲线的初期阶段。在本研究中，我们提出了一种新方法，可利用模拟流体与已有的二氧化碳/盐水相对渗透率数据，估算驱替过程中二氧化碳/盐水体系的相对渗透率曲线。最后，我们结合孔隙尺度模拟以获得更多洞见，并提出了一套工作流程，借助模拟流体的相对渗透率曲线来补充二氧化碳/盐水体系的相对渗透率曲线。我们通过将二氧化碳/盐水相对渗透率曲线与其他流体对的曲线进行系统对比，验证了该方法的有效性，同时证明其能够捕捉二氧化碳/盐水相对渗透率行为的关键特征与变化趋势。我们的方法提供了一套简洁且具有应用前景的工作流程，可利用常规流体体系来预测实验测量难度较高的二氧化碳/盐水相对渗透率。
页岩源岩中CO2吸附能力的测定及其在地质碳封存中的应用
Jin-Hong Chen, Amy J. Cairns, Stacey M. Althaus, and J. David Broyles
地质碳封存（GCS）是减少大气中人为二氧化碳（CO2）排放不可或缺的解决方案。在我们的行业中，非常规页岩源岩储层正日益成为有潜力的GCS储存场所，被视为比传统选择更具前景的替代方案。为确定地下储层是否适合用于GCS，首先需要估算其潜在的最大储存容量或CO2吸附能力。本研究分析了富有机质源岩中的CO2储存机理，并针对该应用开发了一种适用的核心样品分析方法。合适的岩心测量方法取决于岩石特性以及目标地层中所涉及的CO2储存机制类型。为了定量估算储层中的CO2储存量，必须使用含有原位流体的保存岩心样品。尤为重要的是，必须全面考虑与岩石相关的所有储存机制，具体包括：吸附在大孔隙表面的CO2（吸附气）、存在于孔隙空间中的CO2（游离气），以及溶解于干酪根基质和原位孔隙流体中的CO2（吸收/溶解气）。以往对纳米孔隙页岩地层中的CO2储存评估主要采用传统的测压法和/或重量法吸附分析方法。然而，这些方法更适合表征均质、干燥且刚性的材料，尤其适用于粉末或颗粒形态的样品。为克服这些局限性，本研究引入了一种专门的方法，利用配备定制高压围压容器的高场强13C核磁共振（NMR）光谱技术，对含有原位流体的完整保存岩心样品进行CO2吸附能力测量。本文基于页岩源岩中的CO2储存机理，对该方法进行了探讨，旨在量化其在GCS应用中的CO2吸附潜力。研究结果表明，在源岩样品中，相当一部分CO2被吸收进入干酪根基质或溶解于原位流体中，而传统吸附方法无法准确评估这部分储存量。
储层中不同类型岩性润湿性变化及其对数字岩石物理孔隙尺度模拟的影响
Titly Farhana Faisal, Franck Nono, Mohamed Regaieg, Regis Brugidou, and Cyril Caubit
数字岩石物理（DRP）技术为获取模拟相对渗透率曲线提供了一种更快速、更经济的方法，可以为油藏工程师的模拟工作提供额外的岩石物理输入参数。
Regaieg等人（2023a，2025）近期的研究证明了结合快速且实用的孔隙尺度润湿性表征进行大孔网络模拟的影响，这增强了DRP模拟预测相对渗透率曲线能力。尽管速度很快，但这种润湿性实验仍然是DRP模拟工作流程中的瓶颈，大约需要3~4个月的时间，而成像和数值模拟大约需要2周的时间。因此，理解储层润湿性的可变性对于评估需要多久进行一次润湿锚定实验来估算储层相对渗透率是至关重要的。在本研究中，我们在同一操作背景下将相同的DRP工作流程应用于来自同一井的两块储层砂岩（代表了两种不同的岩石类型）。从两个样品中获得的孔隙尺度润湿性表征（如油/水湿润孔隙的比例、润湿性与孔径的相关性等）和锚定信息（如剩余油饱和度的估计、毛细管末端效应、端点渗透率的测量）揭示了两种不同的混合润湿（MW）模型：混合润湿小孔模型（MWS）和混合润湿大孔模型（MWL）。针对每种润湿性类型的相关参数范围，我们进行了实验设计研究，在非常大的孔隙网络模型（PNM）对两个样品进行了数千次流动模拟。结果表明了后续对流动模拟结果的影响，并强调了快速润湿性表征对DRP模拟的重要性，尤其是在由于缺乏先验知识或经验而无法证明整个井或储层具有相似润湿性假设的情况下。
掺杂剂对岩石电动力学性质的影响评估——作为掺杂剂诱导润湿性变化的潜在指标
Matthias Halisch, Fabrice Pairoys, Cyril Caubit, and Thomas Grelle
特殊岩心分析（SCAL）工作流程日益依赖于造影剂，如 NaI 或 KI，以改善基于 X 射线的饱和度监测中的流体分割效果。尽管此类掺杂剂在成像方面效果显著，但可能会干扰岩石 - 流体界面的相互作用，进而可能导致润湿性评估结果出现偏差。包括 Pairoys 等人（2025 年）在内的近期研究发现表明，碘离子可能参与润湿性改变过程，但其潜在物理化学机制尚未明确。本研究采用高分辨率电声分析技术，系统探究了三种砂岩（本特海默砂岩（BE）、奥伯恩基兴砂岩（OK）、贝雷砂岩（BR））对多种离子型掺杂剂的电动力学响应特性。为保留岩石原生矿物表面状态及拓扑结构，实验采用了雷击破碎（selFrag）技术制备岩样，并将不同粒径分布的岩样分别暴露于浓度为 1 g/L、6 g/L 和 12 g/L 的 NaI、 KI、 CsCl、 BaCl₂及 NaCl 水溶液中。通过提取 Zeta 电位（ZPs）数据，分析了掺杂剂类型和浓度对电动力学特性的系统性影响规律。研究发现，不同掺杂剂会导致岩石表面电荷行为出现显著的特异性偏移，且该现象在低离子强度条件下尤为明显。这些偏移被解释为双电层（EDL）变化的直接表征，而双电层变化可能在孔隙尺度上引发润湿性改变。尽管本研究未开展直接的油 - 水 - 岩相互作用测试，但所获得的电动力学响应特征与此前宏观特殊岩心分析（SCAL）观测结果一致，可为润湿性评估偏差的机理阐释提供支持。研究结果表明，电声 Zeta 电位（ZP）筛选技术有望作为一种互补工具，用于评估流体添加剂在岩心分析工作流程中的潜在影响。
孔隙尺度下掺杂剂对润湿性改变的影响研究
Franck Nono, Titly Farhana Faisal, Fabrice Pairoys, Mohamed Regaieg, and Cyril Caubit
润湿性是控制多孔介质中流体流动的关键参数，因为它影响流体在孔隙空间的分布，进而影响毛细管压力和相对渗透率等流动特性。借助微计算机断层扫描（微CT）成像的实验技术，使研究者能够观察孔隙尺度的流动机制，从而协助构建相关的孔隙尺度物理模拟器。这些实验也被用于评估岩石/流体性质（如润湿性）。例如，Regaieg等人（2023, 2025）利用润湿性实验锚定孔隙尺度模拟，提出了一种适用于均质渗透砂岩的相对渗透率预测工作流程。在数字岩石物理中，通常会在盐水/原油中添加掺杂剂以增强流体间的对比度，从而优化图像处理。然而，道达尔能源特殊岩心分析实验室近期对露头砂岩开展的实验研究（Pairoys等人，2025）表明，在老化工序中使用掺杂盐水与使用未掺杂盐水相比，会导致润湿性改变的显著差异。这些发现对数字岩石物理中掺杂剂的使用提出了质疑，并强调了评估掺杂剂对数字岩石物理实验流程影响的重要性。本研究对同一储层砂岩进行了两项不同的类阿莫特实验：（1）第一项实验采用Regaieg等人（2023）提出的传统类阿莫特方案，使用适配的掺杂盐水和原油进行包括老化在内的润湿性测试；（2）第二项实验则改用未掺杂的地层盐水进行老化处理。通过微CT技术，我们在孔隙尺度上对比了两项实验的结果，重点观察了五个方面：（1）平均饱和度与饱和度剖面；（2）孔隙占据状态；（3）毛细管上升速率；（4）流体捕集效应；（5）残余饱和度下的流动特性。研究表明，两项实验存在明显差异。我们观察到掺杂剂会使亲水孔隙表现出更强的亲水性，这与特殊岩心分析的观测结果一致。然而，自发渗吸过程中的吸入体积表明，使用掺杂地层盐水时反而呈现弱亲水特征。需要特别关注自发渗吸阶段产生的流体捕集现象，这可能对润湿性整体理解产生重要影响。采用第二种方案进行的实验提供了不同的模拟润湿性输入参数，使数字岩石物理工作流程更具可靠性。
低盐度盐水对盐下碳酸盐岩潜在润湿性改变/提高采收率研究：从实验到油田尺度模拟
Omid Karoussi, Rex M.S. Wat, Claudio De Lima, and Lidiana Ribeiro
大多数碳酸盐岩储层的润湿性被认为是混合润湿到油湿。由于这些岩石的孔隙系统具有异质性和复杂的多模态特征，其润湿行为变得更加复杂。据我们所知，巴西深水盐下湖相碳酸盐岩储层在复杂程度上处于高产碳酸盐岩系统的极端。相较北海的白垩岩或中东的石灰岩和白云岩等更传统的碳酸盐岩，这些岩石的研究程度更低。它们还与异常高盐度的地层盐水（总溶解固体（TDS）约 330k ppm）共存，这给储层的性质带来了更多的复杂性。当注入海水（TDS 约 35k ppm）以提供压力支撑时，由于盐度的巨大变化，储层岩石的润湿行为会受到极大影响。
在本研究中，针对盐下碳酸盐岩油藏开展了一项联合研究项目，并结合商业专用岩心分析（SCAL）方案，旨在探究海水注入对提高采收率（IOR）的影响，以及在润湿性改变机制下的相对渗透率函数的确定。对实际油藏岩心样本进行了高温自发渗吸试验和油藏条件下稳态相对渗透率实验，实验结果被用作油藏模拟研究的输入数据。
两项测试均表明，有明确证据显示盐度影响了基质润湿性，导致了混合润湿至油湿的盐下碳酸盐岩的含水饱和度发生变化（即润湿性改变），从更油湿变为更水湿。储层模拟结果也证实，在扇区模型中累计石油产量增加了 2%，而在全油田模型中，由于润湿性改变导致水相对渗透率行为发生变化，水产量率大幅降低（即突破时间更晚，含水率更低），这可以解释为盐下碳酸盐岩储层的一种提高采收率机制。
本研究的结果有助于我们更好地理解润湿性改变及其在资产层面规划未来依靠注水提高采收率的油田开发时的潜在影响。这项工作的新见解在于将实验室测试结果与三个尺度（岩心、剖面和油田）的储层模拟模型相结合，以估算可纳入生产曲线的额外油气量，并进行相应的经济分析。
纳米多孔材料中润湿性对流体吸附量及毛细冷凝压力的影响
An T. T. Nguyen, Keerti V. Sharma, and Mohammad Piri
理解润湿性对纳米多孔介质中流体受限相行为的影响，对碳氢化合物开采、二氧化碳封存和气体储存等诸多应用领域具有重要意义。本研究以MCM-41材料为对象，系统探究了其固体表面亲水性与疏水性对乙烷吸附行为的影响机制。通过使用六甲基二硅氮烷（HMDS）对初始亲水的MCM-41样品进行表面改性，成功将其润湿性调整为亲油状态。借助重量法分析，在80 Å和100 Å两种孔径以及不同温度条件下，分别测定了乙烷在原始样品及改性样品中的吸附等温线。实验结果显示，在发生毛细冷凝前，亲水性纳米多孔材料因具有更强的吸附作用力，对乙烷的吸附量显著更高。此外，研究发现在孔径较小的条件下，亲水性与疏水性材料间的乙烷吸附量差异尤为明显。同时，疏水性样品中乙烷发生毛细冷凝的压力略高于亲水性样品。随着温度上升，润湿性对受限乙烷气–液相变过程的影响进一步增强。本研究所得结论，深化了关于润湿性对不同表面化学性质纳米多孔材料中流体吸附行为及其诱导受限相变特性的理解，为该领域的相关研究提供了重要参考。
利用13C核磁共振弛豫时间表征岩心润湿性
Naser Ansaribaranghar, Mohammad Sadegh Zamiri, Fabrice Pairoys, Victor Fernandes, Laura Romero-Zerón, Florea Marica, Andrés Ramírez Aguilera, Derrick Green, Benjamin Nico, and Bruce J. Balcom
润湿性是石油工业中的关键参数，会影响流动（相对渗透率）、流体分布（残余油饱和度、毛管压力）、采收率以及流体连通性。准确确定岩石润湿性对于优化油藏开发策略和最大化资源采收具有重要意义。传统润湿性评价方法（如USBM法和Amott法）通常耗时且需要繁琐的样品制备。相比之下，核磁共振（MR）能够对饱液岩心进行非破坏性测量，为无需大量样品处理的润湿性评价提供了新的途径。MR参数如T1、T2和扩散系数D及其相关性对岩石—流体（表面）相互作用高度敏感，因此是评价岩石润湿性的潜在指标。然而，1H MR容易出现油与水寿命重叠的问题，而天然丰度只有约1.1%、旋磁比低于1H的13C MR 信号更弱，本研究即针对这一挑战展开。我们重点探讨了使用13C MR弛豫时间作为理解孔隙表面润湿性和相互作用的工具。通过比较具有不同润湿性的老化岩样，展示了13C MR弛豫时间在刻画孔隙表面相互作用与润湿性方面的应用潜力。研究结果表明，13C MR作为一种岩石润湿性分析手段在油气工业中具有良好前景。将这一非破坏性方法用于常规岩心分析（SCAL）流程，可实现快速、高效的润湿性定量评价，为油藏表征和开发优化提供重要技术途径。
基于13C和1H磁共振测量的页岩中流体定量与干酪根评价
Mohammad Sadegh Zamiri, Naser Ansaribaranghar, Andrés Ramírez Aguilera, Florea Marica, and Bruce J. Balcom
页岩地层中的烃类生产可能成为未来能源供应的重要组成部分。然而，其经济可行性取决于能否识别出具有良好储层品质、且富含烃类与干酪根的地层区段。干酪根类型通常通过范·克雷弗伦（Van Krevelen）图中H/C与O/C原子比进行判定，该类型可指示生成烃类的类型及其品质。传统用于页岩中流体定量与干酪根评价的常规岩心分析技术通常具有破坏性、耗时较长且易引入误差。近年来，磁共振（Magnetic Resonance，MR）方法逐渐被用于页岩表征。迄今为止，页岩磁共振研究主要集中于探测存在于盐水、原油和干酪根等不同页岩组分中的氢核（1H）。由于页岩中1H来源多样，其磁共振信号通常呈现多组分特征，增加了区分不同页岩组分的难度。此外，页岩中1H的弛豫时间较短，进一步限制了其定量测量的准确性。我们此前已证明，1H的T1-T2*测量在页岩组分定量方面优于传统的1H T1-T2测量。在本研究中，采用天然丰度的13C（碳-13核）对成熟与未成熟的富油页岩样品进行了表征。13C磁共振测量在页岩研究中具有两方面优势：（1）在页岩各组分中，仅干酪根和原油能够产生13C磁共振信号，从而显著降低了信号复杂性并提高了定量精度；（2）与1H相比，13C具有更长的弛豫时间，使得T1-T2定量测量更加可靠。通过二维T1-T2弛豫关联分析分辨的13C磁共振信号，实现了页岩中原油含量及干酪根碳含量的定量表征。进一步结合13C与1H磁共振获得的定量碳、氢测量结果，可计算H/C原子比，该参数是表征干酪根类型及成熟度的重要指标。
利用 23Na 磁共振成像进行快速原位饱和度测量的相对渗透率测量方法
Mohammad Sadegh Zamiri, Naser Ansaribaranghar, Florea Marica, Andrés Ramírez Aguilera, Derrick Green, Cyril Caubit, Benjamin Nicot
相对渗透率（kr）曲线对于油藏管理至关重要。用于估算 kr 曲线的特殊岩心分析（SCAL）技术通常依赖于实验室岩心驱油实验。在这些实验中，诸如产出流体体积和核心塞两端的压力下降等时间数据被用于根据水饱和度（Sw）来评估 kr 曲线。实验中的伪影，特别是毛细管末端效应，阻碍了直接应用达西定律来进行 kr 测量。因此，对时间数据的分析依赖于模拟来分离毛细管压力（Pc）效应与 kr 效应。这些模拟可以使用 Pc（Sw）和 kr（Sw）作为输入函数来预测岩心驱油实验的结果。因此，逆问题通过假设 Pc（Sw）和 kr（Sw）的参数化函数形式来解决。然后通过优化这些参数来拟合时间数据，以获得 Pc 和 kr 曲线。磁共振成像（MRI）可用于监测岩心驱油实验，从而在岩心驱油过程中提供时间和空间上的流体饱和度信息。利用磁共振成像进行的原位饱和度快速监测可用于确定饱和度随时间及位置的变化率。在本研究中，提出了一种技术，该技术利用饱和度的变化率以及核心塞上的压力降来提取无需模型的 kr 曲线。为了验证所提出的方法，使用核心分析模拟程序 CYDAR 生成饱和度剖面以及核心塞在排水和吸水过程中的压力降，假设已知 Pc 和 kr 曲线。然后，使用所提出的方法对模拟实验中的这些数据进行处理，以获取 kr 曲线。为了通过实验验证该方法的有效性，进行了一项排水实验，以评估在本特海默核心塞中进行首次排水时的 kr 曲线。