Petrophysics 2025年第1期论文摘要翻译

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本期摘要【译者：魏然、徐雯、熊文浩、郑亚萍、李浩、阎泽华、马昭阳、黄海涛、甘力雄、刘森、梅前哲，校稿：许巍、聂昕、张冲、白敏、宋红伟、邓瑞，单位：长江大学】

针对碳捕集与封存（CCS）的特殊岩心分析模型（SCAL）：来自挪威大陆架首个商业CO₂项目“北极光”的见解

Einar Ebeltoft, Marion Recordon, Renata Meneguolo, Jorgen Gausdal Jacobsen, Reza Askarinezhad, and Richy Pitman

相对渗透率和毛管压力是决定油气田生产过程以及新油田开发过程中储层储层流体动态的多相流特性参数。这些关键参数通过特殊岩心分析（SCAL）模型进行表征。对于碳捕集与封存（CCS）项目而言，多相流特征同样具有重要价值。本文通过介绍SCAL实验解释方法及全油田数值模拟中SCAL模型的应用，重点揭示SCAL模型不确定性对全球首个开源二氧化碳运输与封存基础设施——“北极光”项目CO₂封存量评估及羽流运移预测的影响。在北极光项目盐水层CO₂封存场景中，当CO₂羽流在储层中运移时，含水饱和度从束缚水状态向残余水状态递减，其渗流过程与油气开采过程相反。因此，需要构建适用于CCS过程的SCAL模型：即CO₂羽流形成时的主要排水类型，以及含水层后期回渗至封存CO₂时的残余捕集CO₂模型。工业界常用氮气（N₂）作为环境条件下CO₂的模拟流体，从而避免在资源密集型的超临界CO₂储层条件下开展SCAL实验。本文提出的SCAL模型同时包含了储层条件下超临界CO₂的实验数据。通过岩心流动模拟工具Sendra®开展了多组多相流实验及综合解释工作，实验内容涵盖：相对渗透率稳态测试、多速离心实验、多孔板法毛管压力测定和残余水饱和度测试以及为测定残余毛细管捕获CO₂提供数据的非稳态捕集气实验。

在储层条件下的CO₂/盐水相对渗透率测量：如何协调稳态和非稳态方法？

Matthieu Mascle, Ameline Oisel, Per Kristian Munkerud, Einar Ebeltoft, Olivier Lopez, Colin Pryme,and Souhail Youssef

将二氧化碳（CO₂）注入深层咸水层进行地质碳封存，作为一种减少温室效应的大规模技术，正在全球范围内得到发展。成功管理此类工业规模的项目需要准确表征储层的动态特性。然而，文献综述表明，在大多数封存案例中，缺乏在储层条件下对CO₂-盐水相对渗透率（k_r）的测量，同时在测量方法上也缺乏共识，这在一定程度上解释了已发表结果中存在的差异。本文工作的目标是协调这些方法，并为测量CO₂的相对渗透率曲线提出“最佳实践”。

在均质的Grès-de-Fontainebleau砂岩上，使用两种实验方案（稳态法（SS）和非稳态法（USS））测量了CO₂/盐水的kr曲线。实验在储层条件（54°C，90 bar）下使用微型岩心驱替平台CAL-X™（Youssef等，2018）进行。该装置将岩心尺寸限制为典型的20 mm长度，但提供了局部饱和度的定性监测。研究发现，结合不同方法（SS和USS）能够得出最可靠的曲线。由于小样品的实验速度比标准样品快一个数量级，这些方法的结合在合理的时间内（几天）即可完成。最后，使用二维（2D）放射成像技术监测局部饱和度被证明是kr曲线或毛细管压力（P_c）曲线解释的关键要素。它为检查驱替在径向和垂直方向上的均匀性提供了可能性。

不同压力条件下稳态超临界CO₂与盐水相对渗透率测量

Stacy Richardson, Bo Gao, Elizabeth Lyons, Daulet Magzymov, Larry Poore, Gloria Besil , and Lisa Lun

相对渗透率是影响CO₂在地下运移的重要特性之一，是动态模拟的关键输入参数。本文回顾了一项实验计划，该计划旨在开发超临界CO₂和盐水（scCO₂-盐水）相对渗透率测试的最佳实践，并深入了解scCO₂-盐水的流动行为。为了克服与scCO₂-盐水系统相关的操作挑战，实施了显著的系统和程序升级（如升级材料、更大的气体泵、流体平衡和压差控制）。我们使用稳态方法在单个Berea砂岩岩心上测量了两个孔隙压力（12.4和30 MPa [1800和4350 psi]）下的排水和吸渗相对渗透率。使用在压力和温度下平衡的循环稳态系统是确保scCO₂-盐水相对渗透率测试中高质量数据收集的关键。

结果表明，在排水周期中，两个压力下的相对渗透率行为没有显著差异，未观察到压力对scCO₂-盐水相对渗透率行为的影响，也未推断出润湿性效应。此外，排水和吸渗相对渗透率表现出强水湿驱替行为，并且在水相对渗透率（K_rw）和气体相对渗透率（K_rg）中没有观察到滞后现象。

这些结果为CO₂封存项目中的scCO₂-盐水相对渗透率测量和流动行为的最佳实践提供了重要参考。

通过 CO₂ 注入提高天然气采收率的实验研究

Chris Jones, Mike Spearing, Maynard Marrion, Arief Maulana, and Frans Silitonga

本文开展了一项岩心驱替实验，以测量CO₂、CH₄和盐水的动态驱替特性，作为拟议碳捕集、利用与封存（CCUS）项目可行性研究的一部分。该项目计划从储层气体中分离CO₂，并将其重新注入储层，以实现CO₂封存并提高来自下伏古残余气（PRG）带的烃类气体采收率。为建立增强气体采收率（EGR）过程的数学模型，实验测量了关键参数，包括排驱与吸湿相对渗透率、滞留气体饱和度以及烃类气体采收效率。为了准确模拟EGR过程中的混相条件，实验采用了储层条件下的平衡流体。同时，由于文献中对超临界状态下CO₂的润湿性尚存争议，因此实验亦在储层条件下进行测试。若储层呈现强亲水性，则滞留甲烷可能会对注入CO₂形成水锁效应；而若CO₂具备一定的润湿性（如部分文献所示），则水锁效应可能会减弱。此外，实验还在特殊岩心分析（SCAL）过程中测量了滞留甲烷和滞留CO₂的含量，并分析了不同流体在相同岩性条件下的Land相关性。研究发现，在相同储层条件下，滞留CO₂的饱和度比滞留CH₄低15%。利用数字岩石物理技术对甲烷和CO₂的滞留气体饱和度进行了建模，结果表明CO₂具有一定的润湿性。

多孔介质中大尺度两相流动代表性单元体积（REV）的推导

James E. McClure, Ming Fan, Steffen Berg, Ryan T. Armstrong, Carl Fredrik Berg, Zhe Li, and Thomas Ramstad

在多孔介质中从孔隙尺度向达西尺度放大的多相流研究中，相对渗透率扮演着核心角色。相对渗透率的定义建立在“代表性单元体积（REV）”概念存在的前提之上。然而，随着我们采用更小尺度的样本（如数字岩心分析）来测量相对渗透率，传统方法定义的代表性单元体积（REV）概念逐渐显示出局限性。传统REV理论认为：要确保空间变异性被平均化，必须选择足够大的体积作为研究对象。在数字岩心方法中（如基于微计算机断层扫描（CT）图像的孔隙尺度模拟），模拟域通常为2至4毫米，这恰与经典REV方法单相流REV的尺度相当。然而，单相流视角未能考虑多相流系统中普遍存在的复杂动力学效应和波动现象，即便是厘米尺度的实验或数值模拟。因此，一个核心问题随之而来：数字岩心模拟中常用的尺度是否提供一致的能量预算，从而支撑相对渗透率概念的成立。从基本原理出发，相对渗透率描述了稳态过程中能量耗散的速率。若动力学存在波动，能量耗散可能会有所变化，但会在足够长的时间尺度下趋于平均。因此，相对渗透率有效性的关键在于测量的时间尺度，而非空间尺度。传统REV理论假设在遍历系统中，空间平均、时间平均和集合平均是等效的，但并未提供验证这一假设的方法。本文提出了一种理论建模方法，通过识别相对渗透率准确表征能量耗散的时间尺度，来验证相对渗透率测量结果并定量评估其准确性。该方法将在一个实际的特殊岩心分析（SCAL）测试中得到验证，以确定流动实验需要持续的时间长度，从而精准刻画流动引起的能量耗散速率。最终，本文的成果将形成一套最佳标准化评估框架，用于指导岩心尺度实验或数字岩心模拟中相对渗透率的确定，确保相对渗透率系数能够完整反映能量预算。

利用数字岩心物理技术预测相对渗透率及快速润湿性评估：基于储层砂岩的实操研究

Mohamed Regaieg, Titly Farhana Faisal , Franck Nono , Fabrice Pairoys , Victor Fernandes , and Cyril Caubit

随着未来几十年石油需求预期下降，油田快速评价对能源公司至关重要。在此背景下，加速岩石物理综合分析在油田快速评价与开发中发挥重要作用。数字岩心物理（DRP）模拟提供了一种经济高效且快速的方法，用于计算岩石/流体系统的相对渗透率曲线。它还为油藏工程师提供了额外的数据，从而提升其模拟中岩石物理输入的质量。先前的研究证明了DRP模拟结合润湿性锚定实验对混合润湿（MW）Bentheimer地层的预测能力（Regaieg等，2022）。本研究将道达尔能源（TotalEnergies）的DRP模拟工作流程与润湿性锚定实验结合，应用于储层砂岩样本的实际操作场景中。该研究以盲测形式在特殊岩心分析（SCAL）测量之前完成。通过增强型超分辨率生成对抗网络（ESRGAN）对低分辨率（LR）大体积初始图像进行增强，获得高分辨率（HR）图像。随后提取孔隙网络，利用并行孔隙网络模拟器进行多相流模拟，并引入锚定实验的约束条件以降低不确定性。将所得结果与内部SCAL实验对比，评估DRP工作流程的预测能力及润湿性锚定实验的准确性。此外，针对不同岩相的新样本，无需重新进行锚定实验即可开展新模拟。最终，通过将外推的模拟结果与内部SCAL实验对比，验证了DRP模拟的外推能力。

双峰孔隙结构灰岩储层复合排水技术开发与工程实践

Victor Fernandes, Franck Nono, Benjamin Nicot, Fabrice Pairoys, Henri Bertin, Jean Lachaud, and Cyril Caubit

可靠的油藏产能预测需以具有代表性的相对渗透率和毛细管压力参数为基础。这些岩石物理参数必须通过实验室实验与数值模拟联合获取，因此需采用适当技术恢复初始含水饱和度（S_wi）及岩石润湿性。在前期研究（Fernandes等，2023）中，我们提出复合排水技术（HDT），一种针对水/油体系的一次驱替方法。相较于传统多孔板法，该方法可在更短时间内生成符合目标S_wi值的均质含水饱和度剖面，其概念验证已在砂岩、灰岩等均质露头岩样中成功实施。本研究将该技术拓展至双峰孔隙结构的灰岩体系，重点对比分析HDT与粘性油驱法（VOF）的技术特性。VOF法因多孔板法对全尺寸岩心脱饱和耗时过长且离心技术无法适用，现已成为全直径岩心一次驱替的主流方法。对比研究聚焦以下核心指标：(1)目标S_wi值的实现精度；(2)驱替结束时的饱和度剖面均质性；(3)润湿性改变程度；(4)通过压差、产油量及饱和度剖面的历史拟合进行渗吸过程反演。实验发现，VOF法在灰岩中难以实现低S_wi值（<35%），这与其双峰孔隙结构及大-小孔隙网络连通性差密切相关。而HDT通过毛细管压力控制阶段可同步作用于双孔隙系统，从而实现更低S_wi值。此外，两种技术的流体侵入机制存在本质差异：即使获得相同S_wi值，双峰孔隙网络中的流体占据模式亦显著不同，这将进一步影响润湿性改变及后续渗吸行为。通过核磁共振(NMR)与微CT(μ-CT)联用监测，实现了孔隙-岩心双尺度的流体饱和度与分布可视化。这些数据不仅为数值模拟反演驱替实验提供关键输入，更深化了对多孔介质两相流动机理的现象学认知。

非水湿储层岩石原始驱替技术的孔隙尺度对比研究

Franck Nono, Fabrice Pairoys, Victor Fernandes, and Cyril Caubit

初始含水饱和度 (S_wi) 是一个关键参数，对多相流动特性、润湿性以及化石燃料能源开采、非水相液体 (NAPL) 修复或 CO₂ 存储过程中的储层动态预测具有重要影响。在最近的一项研究（Nono 等，2022）中，我们探讨了常用初始化方法之间的差异，以及不同实验室实验方案对孔隙尺度 Swi 形成的影响。该研究主要关注亲水性 Bentheimer 砂岩的初始排水过程，并对部分非亲水性 Bentheimer 样品进行了初步观察。研究揭示了一些意想不到的现象。在此前工作的基础上，本研究利用三维 (3D) X射线显微断层扫描技术，进一步研究在初始排水阶段非亲水性的储层岩石。研究重点关注多孔板 (PP) 和注油 (OF) 技术，并分析 S_wi 的平均值及其分布情况、孔隙占据情况以及有效渗透率。研究得出以下关键结论： (i) 多孔板 (PP) 技术始终会导致比注油 (OF) 技术更低的 S_wi 值，即使两种技术在相同的入口压力条件下进行。这种差异可能与饱和前沿的压力积累有关，PP 技术相比 OF 技术会产生更高的压力。此外，流体回流可能会导致扩散器的死体积中滞留的流体重新注入样品，而这种回流主要受岩石对入侵流体的润湿性影响（Nono 等，2019）。(ii) 研究强调了在油润湿储层岩石中，不同初始化方法导致的孔隙占据差异。在这里，重要的影响因素包括样品中润湿性的初始分布方式以及宏观孔隙的连通性。

    研究结果揭示了 S_wi 初始化、孔隙占据情况和流动行为中一些超出预期的复杂性。理解这些因素对于准确表征储层以及优化油气勘探和其他相关应用中的决策至关重要。数字岩石物理 (DRP) 工具可提供深入见解，以预测这些行为。

掺杂剂对SCAL实验的影响，第I¹期

Fabrice Pairoys, Cyril Caubit, Franck Nono, Laurent Rochereau, Ata Nepesov, Quentin Danielczick, and Nicolas Agenet

在特殊岩心分析（SCAL）实验中，向地层水和注入水中添加碘化钠（NaI）是实验室水驱实验的常规操作，这有助于在使用X射线技术进行原位饱和度监测时提高水与油之间的对比度。最新研究发现，NaI在原油-盐水-岩石三相相互作用中对润湿性改变具有不可忽视的影响，这可能对特殊岩心分析实验结果产生显著偏差。本研究系统的评价了束缚水和注入水情况下NaI对岩心驱替实验中原油采收率的影响机制。实验选取了六组Bentheimer砂岩岩样，分别采用未掺杂和掺杂NaI的地层水进行初始饱和，通过离心法使其达到束缚水饱和度（S_wi），随后在储层温度下进行原油老化处理。砂岩岩样经Amott渗吸仪器（完成自发渗吸后，采用离心强制渗吸法使其达到残余油饱和度（S_or）。实验结果表明，NaI对碎屑岩情况下原油采收率具有显著影响，尤其在自发驱替过程中表现突出。后续研究需进一步评估NaI在碳酸盐岩情况下的作用机制以及油相中碘化物（如碘代癸烷等有机掺杂剂）的影响效应。

砂岩双基质孔隙度对流体分布和流动性质的影响

Yingxue Wang and Serge V. Galley

在墨西哥湾某深水砂岩储层中，矿物学和岩相学研究显示出交替、分选的双峰粒径分布和连续的黏土包裹体。假设单孔隙度系统的饱和度函数（如毛管压力和相对渗透率）在流体分布和流动性质的建模中会引入较大的误差。本文提出了一种双基质孔隙度方法，通过核磁共振、岩心测量和岩相学等多种数据表征岩心样本。总孔隙度由大孔隙度和中孔隙度的贡献组成。采用修正的Brooks - Corey函数建立了双孔隙度毛管压力模型，以合理描述两种孔隙系统中的初始含油饱和度分布。随后，该毛细压模型被扩展以模拟渗吸过程，以评估润湿性条件。通过数值模拟评估饱和度函数对油水驱替的影响。研究表明，非均质性在岩心尺度上显著影响流体分布和润湿性。中孔隙度对总体流动的贡献是变化的，应在储层模拟中正确考虑，以模拟水驱和生产过程。

使用¹³C和¹H磁共振技术测量多孔介质中的水和油的体积饱和度

Naser Ansaribaranghar, Mohammad Sadegh Zamiri, Laura Romero-Zerón, Florea Marica, Andrés Ramírez Aguilera, Derrick Green, Benjamin Nicot, and Bruce J. Balcom

在石油储层勘探阶段，了解水饱和度对于确定油气储量至关重要，在生产阶段也有助于监控驱油效率。水饱和度通常采用五种独立的技术之一或多种组合来测量：电阻率测井、介电测井、毛细管压力饱和度建模、磁共振（MR）测井以及实验室MR岩心分析，还有通过Dean-Stark萃取法直接测量岩心样品中的水含量。后者需要使用热甲苯蒸汽提取水分，水被收集到量筒中，通过水的体积来测量。这些步骤中每一个都有可能产生误差。传统方法耗时且涉及有害的有机溶剂。本文提出了一种截然不同的测量多孔岩样水含量的方法：我们利用了烃相中存在的¹³C。¹³C是一个具有磁共振活性的核，它自然存在于烃类中，但在地层水中不存在。我们展示了如何仅通过两次测量（¹³C和¹H磁共振测量）来确定水和烃相的饱和度。¹³C磁共振测量提供岩样中的烃含量，而¹H磁共振测量则可以提供油和水的含量。这两项测量的结合可以计算出岩样中的水和油饱和度。该方法已在饱和了盐水和油的Bentheimer和Berea的岩心样本上进行了测试和验证。基于¹³C和¹H磁共振测量的体积饱和度测量结果与独立的Dean-Stark饱和度测量结果高度一致。结果证实，经过标定的¹³C磁共振信号足以测定多孔介质中的烃含量/饱和度，并且适用于具有复杂烃磁共振信号的实际样本。此方法需要在岩心样本或类似样品上依次进行¹H和¹³C测量。这可以通过两台磁共振仪器完成，一台配备调谐为¹H的射频（RF）探头，另一台则配备调谐为¹³C的RF探头。或者，也可以使用一台设备和一个双调谐RF探头进行测量。可变场磁共振仪器极大地简化了这些测量，该仪器允许在同一台设备中使用同一个RF探头以相同频率依次进行¹H和¹³C的测量。

基于¹³C磁共振技术多孔介质中烃类饱和度的直接成像

Naser Ansaribaranghar, Mohammad Sadegh Zamiri, Laura Romero-Zerón, Florea Marica, Andrés Ramírez Aguilera, Derrick Green, Benjamin Nicot, and Bruce J. Balcom

要成功实施油田注水开发项目，需预先开展实验室岩心驱替实验以理解流体运移规律并预测采收率。对于具有复杂流体分布的储层岩石，成像技术的应用至关重要。传统上，岩心驱替过程中的流体饱和度变化通过X射线监测，但通常需要添加示踪剂以增强流体间的密度对比。这些示踪剂可能改变岩石润湿性，或对某些提高采收率技术（如低矿化度注水）产生化学抑制作用。本研究提出了一种基于磁共振成像（MRI）的简易方法，用于监测烃类饱和度分布。该方法通过选择性检测烃类相，无需使用对比剂或特殊流体。我们利用烃相中碳的¹³C核磁共振测量，直接检测天然丰度¹³C的原油，实现了岩心样品中油相饱和度的空间定量分析。实验样品包括水湿Berea砂岩、水湿Bentheimer砂岩和油湿（经处理）Bentheimer砂岩。油相采用粘度标准油（S6和S20，已知精确粘度的合成油），水相为2.1 wt% NaCl盐水。成像采用一维（1D）混合自旋回波单点成像（hybrid SE-SPI）MRI方法。结果表明，¹³C一维成像可提供高质量的饱和度信息，最终岩心状态的Dean-Stark分析验证了饱和度测量结果，新方法与Dean-Stark分析的饱和度差异小于1个饱和度单位。¹³C标记相可直接观测，无需额外处理即可分离水油信号。通过一维成像考察了不同流体-岩石-润湿性组合的驱替过程，¹³C分布方法清晰揭示了油湿样品中的烃类毛细管末端效应。生成直接¹³C分布图的能力具有普适性，可广泛适用于各类驱替实验和岩心分析。可变场磁体技术极大促进了该研究，允许在同一磁场中使用相同射频探头依次测量¹H和¹³C信号。本工作中¹³C MRI测量在3.1 T磁场下完成，尽管¹³C灵敏度低于¹H，但实验证明仍可获得精确结果。