蒲萬芬，常家靖，鄒濱陽，劉 銳，杜代軍，趙 帥

（西南石油大學(xué)石油與天然氣工程學(xué)院，四川成都 610500）

近些年，隨著常規(guī)油氣儲量逐漸降低，稠油已成為國內(nèi)油氣勘探開發(fā)的重要領(lǐng)域。其中，稠油水驅(qū)開發(fā)潛力和開發(fā)難度較大，已逐漸成為國內(nèi)外油氣田地質(zhì)與開發(fā)領(lǐng)域研究的重點(diǎn)［1-3］。稠油由于黏度較高，水驅(qū)過程易發(fā)生油水乳化現(xiàn)象，導(dǎo)致水驅(qū)注入壓力較高，使得水驅(qū)油過程較復(fù)雜。相對滲透率是開發(fā)實(shí)驗(yàn)中一個(gè)重要的基本測量參數(shù)。傳統(tǒng)的相滲曲線測試通過物理模擬的方法，對水驅(qū)油過程中出口端的油、水量采用人工讀數(shù)或者稱重的方法得到油-水相滲曲線，但計(jì)量精度較差，有較大誤差［4-10］。因此，有必要準(zhǔn)確獲取稠油-水相滲曲線，從而為稠油水驅(qū)開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)。

傳統(tǒng)的相滲曲線測量方法將巖心看作一個(gè)“黑匣子”，對出口端的油、水體積采用人工讀數(shù)或者稱重的方法，準(zhǔn)確率較低，并且無法得到驅(qū)替過程中油、水在巖心中的分布、油本身性質(zhì)的變化等信息，不利于開采機(jī)理的研究［11-14］。而低場核磁共振測量技術(shù)具有準(zhǔn)確、無損、快速和多參數(shù)測量等優(yōu)點(diǎn)，并能模擬石油開采流動實(shí)驗(yàn)過程中高溫、高壓下的地層環(huán)境［15-16］。低場核磁共振擴(kuò)散-弛豫二維譜可利用稠油與地層水自擴(kuò)散系數(shù)（D）的差異進(jìn)行油水區(qū)分，使得油水在核磁共振譜上有更清晰的反映，與核磁共振一維弛豫譜相比極大地提高了區(qū)分油水的能力，可解決單獨(dú)用一維弛豫譜難以判斷油水乳化的問題。

因此，本文選取人造砂巖長巖心以消除端部效應(yīng)［17-20］，進(jìn)而開展稠油-水相滲曲線測量的低場核磁共振實(shí)驗(yàn)研究。通過同時(shí)標(biāo)定渤海B油藏稠油和地層水，采用非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行稠油-水相滲曲線的測量［21-25］，對巖心以及出口端的采出液進(jìn)行T2譜測試［26-30］，對發(fā)生油水乳化的采出液進(jìn)行D/T2二維譜測試，從而較為準(zhǔn)確地得到稠油-水相滲曲線，也較為準(zhǔn)確地判斷油水是否發(fā)生了乳化。研究結(jié)果可以為稠油水驅(qū)開發(fā)提供一定的理論指導(dǎo)，有利于稠油水驅(qū)開采機(jī)理的研究。

1 實(shí)驗(yàn)部分

1.1 材料與儀器

渤海油田B 油藏脫氣脫水稠油，簡稱稠油B，64.5 ℃下的黏度為60.4 mPa·s，20 ℃下的密度為0.917 g/cm3；地層水礦化度為14 596.8 mg/L；丙酮、氯仿，均為化學(xué)純，成都市科龍化工試劑廠；人造砂巖巖樣，尺寸為4.46 cm×4.38 cm×30.10 cm，水測滲透率為670×10-3μm2，海安石油科研儀器有限公司。

低場核磁共振測量設(shè)備為一臺0.35 T 永磁核磁共振分析系統(tǒng)（SPEC-RC035，北京斯派克科技發(fā)展有限公司）。該系統(tǒng)磁體磁場強(qiáng)度為0.35 T，水平方向最大移動距離為800 mm，探測線圈為發(fā)射接收共用線圈。巖心夾持器為北京大學(xué)設(shè)計(jì)的無磁巖心夾持器，不會影響磁體的磁場分布。實(shí)驗(yàn)采用CPMG 序列，共振頻率15.15 MHz，回波時(shí)間300 μs，掃描累加次數(shù)16次，采樣間隔2 μs，回波個(gè)數(shù)15 000 個(gè)。高壓真空飽和裝置分子泵，江蘇聯(lián)友科研儀器有限公司。

1.2 實(shí)驗(yàn)部分

1.2.1 地層水和原油的標(biāo)定實(shí)驗(yàn)

通過低場核磁共振測試同時(shí)標(biāo)定地層水和原油，實(shí)現(xiàn)油、水的信號幅度與油、水體積之間的轉(zhuǎn)化。標(biāo)定步驟如下。（1）將10個(gè)小號樣品瓶分成A、B 兩組，A 組樣品瓶的數(shù)量與B 組樣品瓶的數(shù)量均為5 個(gè)。（2）A 組為裝有地層水的樣品瓶，分別量取3.0～15.0 g 的地層水放于樣品瓶中，然后進(jìn)行核磁共振T2譜測試，根據(jù)地層水的質(zhì)量及對應(yīng)的核磁共振T2譜，獲得地層水信號幅度與地層水體積之間的轉(zhuǎn)化關(guān)系，得到地層水的標(biāo)定曲線。（3）B 組為裝有原油的樣品瓶，分別量取3.0～15.0 g的原油放于樣品瓶中，然后進(jìn)行核磁共振T2譜測試，根據(jù)原油的質(zhì)量及對應(yīng)的核磁共振T2譜，獲得原油信號幅度與原油體積之間的轉(zhuǎn)化關(guān)系，得到原油的標(biāo)定曲線。（4）根據(jù)油、水信號幅度與油、水體積之間的關(guān)系，對核磁共振在線檢測水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)的油、水體積進(jìn)行定量分析，從而獲取巖心的孔隙體積、束縛水飽和度、殘余油飽和度以及出口處的油、水含量。

1.2.2 稠油-水相滲曲線測定實(shí)驗(yàn)

（1）選取人造砂巖巖樣進(jìn)行實(shí)驗(yàn)，用體積比為1∶1 的丙酮/氯仿混合溶劑清洗樣品巖心，排除巖心雜質(zhì)干擾，再將樣品巖心放至恒溫烘箱，在90 ℃下烘干12 h，排除巖心中的水分。（2）使用高壓真空飽和裝置分子泵，在真空狀態(tài)下用地層水飽和巖心24 h。飽和完成后，取出巖心進(jìn)行核磁共振T2譜測試。根據(jù)水的信號幅度求和，得到水的體積與水的信號幅度之間的關(guān)系，進(jìn)而得到巖心的孔隙體積和孔隙度。（3）接著以0.5 mL/min 的速度，用地層水從巖心的進(jìn)口端向出口端的方向驅(qū)替巖心，記錄水驅(qū)穩(wěn)定的驅(qū)替壓力。根據(jù)達(dá)西定律計(jì)算巖心的水測滲透率。（4）在地層溫度（64.5 ℃）下以0.5 mL/min 的速度注入原油，驅(qū)替飽和地層水的巖心。當(dāng)出口端的瞬時(shí)含水率接近0 時(shí)，停止驅(qū)替。把飽和油后的巖心放至核磁共振儀中進(jìn)行核磁共振T2譜測試。根據(jù)油、水的信號幅度分別求和，得到油、水體積與油、水信號幅度的關(guān)系，進(jìn)而得到巖心的束縛水飽和度。（5）用地層水以0.5 mL/min 的恒速進(jìn)行水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)，在巖樣出口端每接出約10 mL 采出液即換一試管，然后進(jìn)行核磁共振T2譜測試。根據(jù)油、水的信號幅度分別求和，得到油、水信號幅度與油、水體積的關(guān)系，當(dāng)出口端的瞬時(shí)含水率達(dá)到98%時(shí)停止驅(qū)替。（6）最后對驅(qū)替完的巖心進(jìn)行核磁共振T2譜測試。根據(jù)油、水的信號幅度分別求和，得到油、水體積與油、水信號幅度的關(guān)系，進(jìn)而得到巖心的殘余油飽和度。（7）對實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)進(jìn)行處理，得到出口端采出液T2譜圖以及稠油-水相滲曲線。

1.2.3 采出液擴(kuò)散-弛豫譜測定實(shí)驗(yàn)

對T2譜變化明顯的第1管、第2管、第3管和第4管進(jìn)行D/T2二維譜測試，得到擴(kuò)散-弛豫二維譜，觀察油水乳化情況。

2 結(jié)果與討論

2.1 地層水和原油標(biāo)定實(shí)驗(yàn)分析

原油和地層水的標(biāo)定曲線見圖1，其標(biāo)線方程分別為：

圖1 原油（a）和地層水（b）的標(biāo)定曲線

根據(jù)流體標(biāo)定的標(biāo)線方程（1）、（2），并結(jié)合核磁共振T2譜的信號幅度得到油、水的體積。當(dāng)Y油、Y水分別為巖心孔隙中油、水的核磁共振T2譜的信號幅度之和時(shí)，x油、x水即代表孔隙中油、水的體積；當(dāng)Y油、Y水分別為某一試管中油、水的核磁共振T2譜的信號幅度之和時(shí)，x油、x水即代表該試管中油、水的體積。

2.2 油-水相滲曲線測定實(shí)驗(yàn)分析

利用非穩(wěn)態(tài)法進(jìn)行恒速驅(qū)替水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)。采用“J.B.N”方法處理實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)［31-35］，按照下列公式計(jì)算油-水相對滲透率和對應(yīng)的含水飽和度。

式中，fo(Sw)—含油率（小數(shù)）—無量綱累積采油量（以孔隙體積的倍數(shù)表示）；(t)—無量綱累積采液量（以孔隙體積的倍數(shù)表示）；Kro—油相相對滲透率（小數(shù)）；Krw—水相相對滲透率（小數(shù)）；μw—水的黏度，mPa·s；μo—油的黏度，mPa·s；I—流動能力比；Δpo—初始驅(qū)動壓差，MPa；Δp(t)—t時(shí)刻驅(qū)替壓差，MPa；Swe—出口端含水飽和度（小數(shù)）；Swi—束縛水飽和度（小數(shù)）。

恒速法進(jìn)行驅(qū)替時(shí)，按式（8）確定注水速度。

式中，L—巖樣長度，cm；μw—測定溫度下水的黏度，mPa·s；Vw—滲流速度，cm/min。

根據(jù)出口端采出液的核磁共振T2譜（圖2），并結(jié)合公式（1）—（8）對數(shù)據(jù)進(jìn)行處理分析得到稠油-水相滲曲線（圖3）。通過數(shù)據(jù)分析得到巖心的孔隙體積為147.18 cm3。由巖心的孔隙體積除以巖心的表觀體積（4.46 cm×4.38 cm×30.10 cm）得到巖心的孔隙度（25.03%）。巖心的束縛水飽和度為25.9%，殘余油飽和度為43.83%，等滲點(diǎn)飽和度為42.42%，兩相共滲區(qū)間為18.02%，采收率為40.82%，殘余油飽和度下的水相相對滲透率為0.0135。由圖3 可見，等滲點(diǎn)的含水飽和度小于50%，可以判斷該巖樣潤濕性為油濕。該巖樣滲透率較高，水相滲透率上升緩慢，水的相對滲透率整體較低，兩相共滲區(qū)間較窄。

圖2 出口端采出液的T2譜圖

圖3 稠油-水相對滲透率曲線

2.3 采出液擴(kuò)散-弛豫譜測定實(shí)驗(yàn)分析

相比于第3管和第4管采出液，第1管和第2管采出液的乳化現(xiàn)象較為明顯。如圖4 所示，從第1管到第4管，由D/T2二維譜中的T2譜可以看出，水驅(qū)油過程中油的信號逐漸減弱，水的信號量逐漸增強(qiáng)，表明巖心孔隙中油的含量逐漸減小，水的含量逐漸增加。這與得到的稠油-水相對滲透率曲線中含水飽和度逐漸增加的結(jié)果一致。相比于第3管和第4管，第1管和第2管D/T2二維譜中的T2譜中短弛豫部分出現(xiàn)多個(gè)峰，并且D/T2二維譜中短弛豫部分多出來一小塊（圓圈中的部分），表明出口端第1 管和第2管采出液中的油水發(fā)生了乳化現(xiàn)象。這是由于水驅(qū)油過程中油水發(fā)生乳化形成了W/O乳化液，水作為分散相受到束縛，擴(kuò)散變慢，即在D/T2譜中表現(xiàn)出自擴(kuò)散系數(shù)變小，T2弛豫時(shí)間變短并向左偏移，解決了單獨(dú)用一維弛豫譜方法難以準(zhǔn)確判斷油水乳化的問題。

圖4 第1—4管采出液（水驅(qū)油）的D/T2二維譜

3 結(jié)論

實(shí)驗(yàn)選用長巖心進(jìn)行稠油-水相滲曲線的測量，打破了傳統(tǒng)測量相滲曲線使用小巖心（直徑約2.5 cm）和全直徑巖心（直徑約6 cm）的局限性，有效解決了端部效應(yīng)的影響問題。通過低場核磁共振測量技術(shù)對原油和地層水進(jìn)行標(biāo)定，準(zhǔn)確獲取了巖心的孔隙體積、束縛水飽和度、殘余油飽和度以及出口端的油、水含量，從而得到較為準(zhǔn)確的稠油-水相滲曲線。通過擴(kuò)散-弛豫二維譜準(zhǔn)確判斷出了油水乳化情況，有效解決了單獨(dú)用一維弛豫譜方法難以準(zhǔn)確判斷油水乳化的問題。