新鲜疏松砂岩核磁法油水相渗实验技术研究及标准化应用

2023-11-23康楠何伟洪鑫唐磊张露郑祖号段凡张芃郭磊

石油工业技术监督 2023年11期

康楠，何伟，洪鑫，唐磊，张露，郑祖号，段凡，张芃，郭磊

中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司（天津 300452）

0 引言

油-水相对渗透率曲线（以下简称相渗曲线）是研究水驱油藏油水两相渗流规律的基础，同时也是油田开发方案编制、开发动态预测及油藏数值模拟研究中不可或缺的一项参数，因此，油水相渗实验的准确测定关系到所获得的相渗曲线是否合理[1-3]。为了进一步贴近储层真实渗流情况，室内物理模拟实验会使用储层新鲜岩心样品进行油-水相渗实验。

然而，现场实验结果中经常会出现同一个油田、相同层位且物性相近的不同储层样品间相渗曲线差异较大，甚至对于同一油田区域相同沉积类型、物性相近的油田，其样品相渗曲线也会呈现出明显异常特征，给油田开发技术人员带来了极大困扰。相渗曲线异常的原因较多，何建民等对此进行了深入研究[4-5]，认为储层非均质性强、油水黏度比较低等多种因素，都会导致相渗曲线异常。目前，业界对相渗曲线实验数据结果的处理方法有一定研究[6-10]，但从实验环节入手，寻找其影响因素、规范实验方法、提高实验精度的研究基本没有。

针对以上问题，通过对新鲜疏松砂岩样品油水相对渗透率测定的室内实验研究和结果分析，以及现场应用效果评价，建立一套基于低场核磁共振技术测定新鲜疏松砂岩岩心油-水相对渗透率的实验方法，以此确保实验结果刻度测井，指导油田开发的可靠性。

1 室内实验研究

1.1 国标实验方法

国家标准GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》规范了新鲜岩样束缚水状态下的油相渗透率的测试要求，并规定应用Dean Stark 抽提法确定实验结束时的含水量，用物质平衡法计算束缚水饱和度和相应的含水饱和度。

对于疏松砂岩样品来说，其胶结程度低、岩心颗粒易掉落、水驱过程中微粒运移且不同水淹阶段储层物性发生变化，即孔隙结构会存在不同程度的变化（图1）。

图1 同一岩心不同水淹阶段物性变化

大量室内实验及现场应用测试结果表明：目前，GB/T 28912—2012 标准中非稳态法测定油-水相对渗透率实验环节多、周期长（图2），且水驱结束后蒸馏抽提结合物质平衡法获得的疏松砂岩孔隙体积及含油饱和度精度不足，水驱前后孔隙体积计算的原始油饱和度相对误差达到了8%～22%（图3），一定程度上影响油-水相渗曲线的测试精度及应用合理、有效性。

图2 油-水相对渗透率测定实验流程

图3 利用水驱前/后孔隙体积计算油饱和度

1.2 传统法与核磁法油-水相渗实验方法对比

传统法和核磁法油-水相对渗透率实验均是基于非稳态法，以Buckley-Leverett 一维两项水驱油前缘推进理论为基础。而核磁法相对传统法更具优势，传统法、核磁法油-水相渗实验方法对比见表1。

表1 传统法、核磁法油-水相渗实验方法对比

1.3 油-水相对渗透率测定（核磁法）

核磁法油-水相对渗透率实验以较低流速进行水驱油实验，借助低场核磁共振技术监测岩心内部渗流变化，快速、无损且准确获得残余油、束缚水饱和度，以此获得疏松砂岩样品油-水相渗曲线。

1.3.1 样品无磁化包封处理

将处于冷冻状态的疏松样品两端各覆盖一个尼龙网及无磁圆形胶板，并贴合样品柱面缠绕生料带，将写有样品井号和编号的标签一并生料带装入无核磁信号的聚四氟乙烯热缩套中，用热风机对其迅速加热，致其紧密包裹样品。

1.3.2 油、水饱和度测定

1）连续测量不同孔隙度的核磁标准水样和标准油样的核磁信号量，核磁信号测定过程按SY/T 6490—2014的6.5.1条规定执行。

其中，标准水样为设备配套体积10 mL 的硫酸铜溶液标样。为求精确度更高，实际测试中，如有条件，最好配置与待测样品同矿化度的模拟地层水溶液及气油比接近地层的模拟油，水溶液和模拟油分别配置不同体积含量（每种至少5 个体积含量），装入无磁化定量瓶中，作为标准水样及标准油样，分别建立核磁信号量和标准水样的含水量及标准油样的含油量间的标准曲线。

式中：T2标为标样的核磁信号量，无量纲；V为标样中流体的体积，mL；a为斜率；b为截距。

2）将建立束缚水状态下的样品进行核磁共振测试，测得样品初始状态下流体核磁信号量值T2始。

3）在核磁共振成像岩心驱替系统中，用模拟地层水矿化度的含盐氘水溶液低速驱替样品，驱替过程中监测样品中流体核磁信号值，待核磁信号值稳定不变时，停止驱替，测得样品残余油状态下的核磁信号值T2终。以此准确、快速地确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor。

式中：V水为含水体积，mL；（T2始－T2终）信号量差值利用式（1）中核磁信号量-模拟地层水含量标准曲线计算得到水驱实验结束时样品中的含水体积；V1为水驱结束时样品中驱出油的体积，mL；Vp为样品孔隙体积，cm3；水驱结束时由核磁共振测试所得样品含油量V油与含水量V水之和。

2 标准化应用

2.1 标准制定

针对传统油-水相渗测定实验中，孔隙体积、束缚水饱和度和残余油饱和度精度不足、关键参数实验确定步骤多等问题，为进一步提高新鲜疏松砂岩样品油-水相渗实验的测定精度，缩短实验周期，中海油组织编写且于2021 年发布实施了企业标准Q/HSHF ZC109—2021《新鲜疏松砂岩岩心油水相对渗透率测定方法（非稳态法）》，该标准规定了空气渗透率大于50×10-3μm2的新鲜疏松砂岩样品油水相对渗透率的非稳态法测定。通过该标准的制定，从实验源头上把控数据结果的准确度，避免实验方法的局限性，以及对新鲜疏松砂岩样品油-水相对渗透率测定的影响，为油田现场开发及动态评价应用提供有力保障。

2.2 应用效果评价

依据中海油发布实施的企业标准Q/HSHF ZC109—2021《新鲜疏松砂岩岩心油水相对渗透率测定方法（非稳态法）》测定的油-水相渗曲线已在渤海多个油田疏松砂岩储层水淹层评价及渗流规律分析中成功应用。由于残余油饱和度和束缚水饱和度是油-水相渗曲线中两个关键参数，直接关系到测得的相渗曲线的合理性，为进一步验证新标准的合理性和准确性，抽取现场5 个油田的室内物理模拟实验结果与对应试油层组含油饱和度进行对比，发现GB/T 28912—2012《岩石中两相流体相对渗透率测定方法》测定的含油饱和度，较基于核磁法的新企业标准Q/HSHF ZC109—2021误差大。

对于新鲜疏松砂岩来说，依据GB/T 28912—2012测定的含油饱和度相对误差最大可达到23.0%左右（表2），其产生误差的主要原因是GB/T 28912—2012 标准中的传统方法存在如疏松砂岩颗粒掉落、新鲜样原始含油、含水量需间接计算等自身的局限性所致。其含油饱和度的误差造成了Q/HSHF ZC109—2021 新标准测定方法下油-水相渗曲线与GB/T 28912—2012 原国标方法测定的油-水相渗曲线存在差异（图4、图5）。