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应用核磁共振测量技术测量稠油-水相对渗透率曲线*

2023-01-10蒲万芬常家靖邹滨阳杜代军

油田化学 2022年4期
关键词:水相油水稠油

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 实验部分

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 结果与讨论

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

3 结论

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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