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    應(yīng)用核磁共振測量技術(shù)測量稠油-水相對滲透率曲線*

    2023-01-10 07:54:36蒲萬芬常家靖鄒濱陽杜代軍
    油田化學(xué) 2022年4期
    關(guān)鍵詞:水相油水稠油

    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[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)實驗中一個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“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,并能模擬石油開采流動實驗過程中高溫、高壓下的地層環(huán)境[15-16]。低場核磁共振擴散-弛豫二維譜可利用稠油與地層水自擴散系數(shù)(D)的差異進行油水區(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],進而開展稠油-水相滲曲線測量的低場核磁共振實驗研究。通過同時標(biāo)定渤海B油藏稠油和地層水,采用非穩(wěn)態(tài)法進行稠油-水相滲曲線的測量[21-25],對巖心以及出口端的采出液進行T2譜測試[26-30],對發(fā)生油水乳化的采出液進行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)開采機理的研究。

    1 實驗部分

    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)計的無磁巖心夾持器,不會影響磁體的磁場分布。實驗采用CPMG 序列,共振頻率15.15 MHz,回波時間300 μs,掃描累加次數(shù)16次,采樣間隔2 μs,回波個數(shù)15 000 個。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 實驗部分

    1.2.1 地層水和原油的標(biāo)定實驗

    通過低場核磁共振測試同時標(biāo)定地層水和原油,實現(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。(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)油實驗的油、水體積進行定量分析,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-水相滲曲線測定實驗

    (1)選取人造砂巖巖樣進行實驗,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)達西定律計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)出口端的瞬時含水率接近0 時,停止驅(qū)替。把飽和油后的巖心放至核磁共振儀中進行核磁共振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 的恒速進行水驅(qū)油實驗,在巖樣出口端每接出約10 mL 采出液即換一試管,然后進行核磁共振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)出口端的瞬時含水率達到98%時停止驅(qū)替。(6)最后對驅(qū)替完的巖心進行核磁共振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,進而得到巖心的殘余油飽和度。(7)對實驗數(shù)據(jù)進行處理,得到出口端采出液T2譜圖以及稠油-水相滲曲線。

    1.2.3 采出液擴散-弛豫譜測定實驗

    對T2譜變化明顯的第1管、第2管、第3管和第4管進行D/T2二維譜測試,得到擴散-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)定實驗分析

    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,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,x油、x水即代表該試管中油、水的體積。

    2.2 油-水相滲曲線測定實驗分析

    利用非穩(wěn)態(tài)法進行恒速驅(qū)替水驅(qū)油實驗。采用“J.B.N”方法處理實驗數(shù)據(jù)[31-35],按照下列公式計算油-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))。

    恒速法進行驅(qū)替時,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 采出液擴散-弛豫譜測定實驗分析

    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,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,擴散變慢,即在D/T2譜中表現(xiàn)出自擴散系數(shù)變小,T2弛豫時間變短并向左偏移,解決了單獨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

    實驗選用長巖心進行稠油-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,有效解決了單獨用一維弛豫譜方法難以準(zhǔn)確判斷油水乳化的問題。

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