蒲万芬，常家靖，邹滨阳，刘 锐，杜代军，赵 帅
（西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500）
近些年，随着常规油气储量逐渐降低，稠油已成为国内油气勘探开发的重要领域。其中，稠油水驱开发潜力和开发难度较大，已逐渐成为国内外油气田地质与开发领域研究的重点［1-3］。稠油由于黏度较高，水驱过程易发生油水乳化现象，导致水驱注入压力较高，使得水驱油过程较复杂。相对渗透率是开发实验中一个重要的基本测量参数。传统的相渗曲线测试通过物理模拟的方法，对水驱油过程中出口端的油、水量采用人工读数或者称重的方法得到油-水相渗曲线，但计量精度较差，有较大误差［4-10］。因此，有必要准确获取稠油-水相渗曲线，从而为稠油水驱开发提供一定的理论指导。
传统的相渗曲线测量方法将岩心看作一个“黑匣子”，对出口端的油、水体积采用人工读数或者称重的方法，准确率较低，并且无法得到驱替过程中油、水在岩心中的分布、油本身性质的变化等信息，不利于开采机理的研究［11-14］。而低场核磁共振测量技术具有准确、无损、快速和多参数测量等优点，并能模拟石油开采流动实验过程中高温、高压下的地层环境［15-16］。低场核磁共振扩散-弛豫二维谱可利用稠油与地层水自扩散系数（D）的差异进行油水区分，使得油水在核磁共振谱上有更清晰的反映，与核磁共振一维弛豫谱相比极大地提高了区分油水的能力，可解决单独用一维弛豫谱难以判断油水乳化的问题。
因此，本文选取人造砂岩长岩心以消除端部效应［17-20］，进而开展稠油-水相渗曲线测量的低场核磁共振实验研究。通过同时标定渤海B油藏稠油和地层水，采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量［21-25］，对岩心以及出口端的采出液进行T2谱测试［26-30］，对发生油水乳化的采出液进行D/T2二维谱测试，从而较为准确地得到稠油-水相渗曲线，也较为准确地判断油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导，有利于稠油水驱开采机理的研究。
1.1 材料与仪器
渤海油田B 油藏脱气脱水稠油，简称稠油B，64.5 ℃下的黏度为60.4 mPa·s，20 ℃下的密度为0.917 g/cm3；
地层水矿化度为14 596.8 mg/L；
丙酮、氯仿，均为化学纯，成都市科龙化工试剂厂；
人造砂岩岩样，尺寸为4.46 cm×4.38 cm×30.10 cm，水测渗透率为670×10-3μm2，海安石油科研仪器有限公司。
低场核磁共振测量设备为一台0.35 T 永磁核磁共振分析系统（SPEC-RC035，北京斯派克科技发展有限公司）。该系统磁体磁场强度为0.35 T，水平方向最大移动距离为800 mm，探测线圈为发射接收共用线圈。岩心夹持器为北京大学设计的无磁岩心夹持器，不会影响磁体的磁场分布。实验采用CPMG 序列，共振频率15.15 MHz，回波时间300 μs，扫描累加次数16次，采样间隔2 μs，回波个数15 000 个。高压真空饱和装置分子泵，江苏联友科研仪器有限公司。
1.2 实验部分
1.2.1 地层水和原油的标定实验
通过低场核磁共振测试同时标定地层水和原油，实现油、水的信号幅度与油、水体积之间的转化。标定步骤如下。（1）将10个小号样品瓶分成A、B 两组，A 组样品瓶的数量与B 组样品瓶的数量均为5 个。（2）A 组为装有地层水的样品瓶，分别量取3.0～15.0 g 的地层水放于样品瓶中，然后进行核磁共振T2谱测试，根据地层水的质量及对应的核磁共振T2谱，获得地层水信号幅度与地层水体积之间的转化关系，得到地层水的标定曲线。（3）B 组为装有原油的样品瓶，分别量取3.0～15.0 g的原油放于样品瓶中，然后进行核磁共振T2谱测试，根据原油的质量及对应的核磁共振T2谱，获得原油信号幅度与原油体积之间的转化关系，得到原油的标定曲线。（4）根据油、水信号幅度与油、水体积之间的关系，对核磁共振在线检测水驱油实验的油、水体积进行定量分析，从而获取岩心的孔隙体积、束缚水饱和度、残余油饱和度以及出口处的油、水含量。
1.2.2 稠油-水相渗曲线测定实验
（1）选取人造砂岩岩样进行实验，用体积比为1∶1 的丙酮/氯仿混合溶剂清洗样品岩心，排除岩心杂质干扰，再将样品岩心放至恒温烘箱，在90 ℃下烘干12 h，排除岩心中的水分。（2）使用高压真空饱和装置分子泵，在真空状态下用地层水饱和岩心24 h。饱和完成后，取出岩心进行核磁共振T2谱测试。根据水的信号幅度求和，得到水的体积与水的信号幅度之间的关系，进而得到岩心的孔隙体积和孔隙度。（3）接着以0.5 mL/min 的速度，用地层水从岩心的进口端向出口端的方向驱替岩心，记录水驱稳定的驱替压力。根据达西定律计算岩心的水测渗透率。（4）在地层温度（64.5 ℃）下以0.5 mL/min 的速度注入原油，驱替饱和地层水的岩心。当出口端的瞬时含水率接近0 时，停止驱替。把饱和油后的岩心放至核磁共振仪中进行核磁共振T2谱测试。根据油、水的信号幅度分别求和，得到油、水体积与油、水信号幅度的关系，进而得到岩心的束缚水饱和度。（5）用地层水以0.5 mL/min 的恒速进行水驱油实验，在岩样出口端每接出约10 mL 采出液即换一试管，然后进行核磁共振T2谱测试。根据油、水的信号幅度分别求和，得到油、水信号幅度与油、水体积的关系，当出口端的瞬时含水率达到98%时停止驱替。（6）最后对驱替完的岩心进行核磁共振T2谱测试。根据油、水的信号幅度分别求和，得到油、水体积与油、水信号幅度的关系，进而得到岩心的残余油饱和度。（7）对实验数据进行处理，得到出口端采出液T2谱图以及稠油-水相渗曲线。
1.2.3 采出液扩散-弛豫谱测定实验
对T2谱变化明显的第1管、第2管、第3管和第4管进行D/T2二维谱测试，得到扩散-弛豫二维谱，观察油水乳化情况。
2.1 地层水和原油标定实验分析
原油和地层水的标定曲线见图1，其标线方程分别为：
图1 原油（a）和地层水（b）的标定曲线
根据流体标定的标线方程（1）、（2），并结合核磁共振T2谱的信号幅度得到油、水的体积。当Y油、Y水分别为岩心孔隙中油、水的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，x油、x水即代表孔隙中油、水的体积；
当Y油、Y水分别为某一试管中油、水的核磁共振T2谱的信号幅度之和时，x油、x水即代表该试管中油、水的体积。
2.2 油-水相渗曲线测定实验分析
利用非稳态法进行恒速驱替水驱油实验。采用“J.B.N”方法处理实验数据［31-35］，按照下列公式计算油-水相对渗透率和对应的含水饱和度。
式中，fo(Sw)—含油率（小数）—无量纲累积采油量（以孔隙体积的倍数表示）；
(t)—无量纲累积采液量（以孔隙体积的倍数表示）；
Kro—油相相对渗透率（小数）；
Krw—水相相对渗透率（小数）；
μw—水的黏度，mPa·s；
μo—油的黏度，mPa·s；
I—流动能力比；
Δpo—初始驱动压差，MPa；
Δp(t)—t时刻驱替压差，MPa；
Swe—出口端含水饱和度（小数）；
Swi—束缚水饱和度（小数）。
恒速法进行驱替时，按式（8）确定注水速度。
式中，L—岩样长度，cm；
μw—测定温度下水的黏度，mPa·s；
Vw—渗流速度，cm/min。
根据出口端采出液的核磁共振T2谱（图2），并结合公式（1）—（8）对数据进行处理分析得到稠油-水相渗曲线（图3）。通过数据分析得到岩心的孔隙体积为147.18 cm3。由岩心的孔隙体积除以岩心的表观体积（4.46 cm×4.38 cm×30.10 cm）得到岩心的孔隙度（25.03%）。岩心的束缚水饱和度为25.9%，残余油饱和度为43.83%，等渗点饱和度为42.42%，两相共渗区间为18.02%，采收率为40.82%，残余油饱和度下的水相相对渗透率为0.0135。由图3 可见，等渗点的含水饱和度小于50%，可以判断该岩样润湿性为油湿。该岩样渗透率较高，水相渗透率上升缓慢，水的相对渗透率整体较低，两相共渗区间较窄。
图2 出口端采出液的T2谱图
图3 稠油-水相对渗透率曲线
2.3 采出液扩散-弛豫谱测定实验分析
相比于第3管和第4管采出液，第1管和第2管采出液的乳化现象较为明显。如图4 所示，从第1管到第4管，由D/T2二维谱中的T2谱可以看出，水驱油过程中油的信号逐渐减弱，水的信号量逐渐增强，表明岩心孔隙中油的含量逐渐减小，水的含量逐渐增加。这与得到的稠油-水相对渗透率曲线中含水饱和度逐渐增加的结果一致。相比于第3管和第4管，第1管和第2管D/T2二维谱中的T2谱中短弛豫部分出现多个峰，并且D/T2二维谱中短弛豫部分多出来一小块（圆圈中的部分），表明出口端第1 管和第2管采出液中的油水发生了乳化现象。这是由于水驱油过程中油水发生乳化形成了W/O乳化液，水作为分散相受到束缚，扩散变慢，即在D/T2谱中表现出自扩散系数变小，T2弛豫时间变短并向左偏移，解决了单独用一维弛豫谱方法难以准确判断油水乳化的问题。
图4 第1—4管采出液（水驱油）的D/T2二维谱
实验选用长岩心进行稠油-水相渗曲线的测量，打破了传统测量相渗曲线使用小岩心（直径约2.5 cm）和全直径岩心（直径约6 cm）的局限性，有效解决了端部效应的影响问题。通过低场核磁共振测量技术对原油和地层水进行标定，准确获取了岩心的孔隙体积、束缚水饱和度、残余油饱和度以及出口端的油、水含量，从而得到较为准确的稠油-水相渗曲线。通过扩散-弛豫二维谱准确判断出了油水乳化情况，有效解决了单独用一维弛豫谱方法难以准确判断油水乳化的问题。
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