新鮮疏松砂巖核磁法油水相滲實驗技術研究及標準化應用

康楠，何偉，洪鑫，唐磊，張露，鄭祖號，段凡，張芃，郭磊

中海油能源發展股份有限公司工程技術分公司（天津 300452）

0 引言

油-水相對滲透率曲線（以下簡稱相滲曲線）是研究水驅油藏油水兩相滲流規律的基礎，同時也是油田開發方案編制、開發動態預測及油藏數值模擬研究中不可或缺的一項參數，因此，油水相滲實驗的準確測定關系到所獲得的相滲曲線是否合理[1-3]。為了進一步貼近儲層真實滲流情況，室內物理模擬實驗會使用儲層新鮮巖心樣品進行油-水相滲實驗。

然而，現場實驗結果中經常會出現同一個油田、相同層位且物性相近的不同儲層樣品間相滲曲線差異較大，甚至對于同一油田區域相同沉積類型、物性相近的油田，其樣品相滲曲線也會呈現出明顯異常特征，給油田開發技術人員帶來了極大困擾。相滲曲線異常的原因較多，何建民等對此進行了深入研究[4-5]，認為儲層非均質性強、油水黏度比較低等多種因素，都會導致相滲曲線異常。目前，業界對相滲曲線實驗數據結果的處理方法有一定研究[6-10]，但從實驗環節入手，尋找其影響因素、規范實驗方法、提高實驗精度的研究基本沒有。

針對以上問題，通過對新鮮疏松砂巖樣品油水相對滲透率測定的室內實驗研究和結果分析，以及現場應用效果評價，建立一套基于低場核磁共振技術測定新鮮疏松砂巖巖心油-水相對滲透率的實驗方法，以此確保實驗結果刻度測井，指導油田開發的可靠性。

1 室內實驗研究

1.1 國標實驗方法

國家標準GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》規范了新鮮巖樣束縛水狀態下的油相滲透率的測試要求，并規定應用Dean Stark 抽提法確定實驗結束時的含水量，用物質平衡法計算束縛水飽和度和相應的含水飽和度。

對于疏松砂巖樣品來說，其膠結程度低、巖心顆粒易掉落、水驅過程中微粒運移且不同水淹階段儲層物性發生變化，即孔隙結構會存在不同程度的變化（圖1）。

圖1 同一巖心不同水淹階段物性變化

大量室內實驗及現場應用測試結果表明：目前，GB/T 28912—2012 標準中非穩態法測定油-水相對滲透率實驗環節多、周期長（圖2），且水驅結束后蒸餾抽提結合物質平衡法獲得的疏松砂巖孔隙體積及含油飽和度精度不足，水驅前后孔隙體積計算的原始油飽和度相對誤差達到了8%～22%（圖3），一定程度上影響油-水相滲曲線的測試精度及應用合理、有效性。

圖2 油-水相對滲透率測定實驗流程

圖3 利用水驅前/后孔隙體積計算油飽和度

1.2 傳統法與核磁法油-水相滲實驗方法對比

傳統法和核磁法油-水相對滲透率實驗均是基于非穩態法，以Buckley-Leverett 一維兩項水驅油前緣推進理論為基礎。而核磁法相對傳統法更具優勢，傳統法、核磁法油-水相滲實驗方法對比見表1。

表1 傳統法、核磁法油-水相滲實驗方法對比

1.3 油-水相對滲透率測定（核磁法）

核磁法油-水相對滲透率實驗以較低流速進行水驅油實驗，借助低場核磁共振技術監測巖心內部滲流變化，快速、無損且準確獲得殘余油、束縛水飽和度，以此獲得疏松砂巖樣品油-水相滲曲線。

1.3.1 樣品無磁化包封處理

將處于冷凍狀態的疏松樣品兩端各覆蓋一個尼龍網及無磁圓形膠板，并貼合樣品柱面纏繞生料帶，將寫有樣品井號和編號的標簽一并生料帶裝入無核磁信號的聚四氟乙烯熱縮套中，用熱風機對其迅速加熱，致其緊密包裹樣品。

1.3.2 油、水飽和度測定

1）連續測量不同孔隙度的核磁標準水樣和標準油樣的核磁信號量，核磁信號測定過程按SY/T 6490—2014的6.5.1條規定執行。

其中，標準水樣為設備配套體積10 mL 的硫酸銅溶液標樣。為求精確度更高，實際測試中，如有條件，最好配置與待測樣品同礦化度的模擬地層水溶液及氣油比接近地層的模擬油，水溶液和模擬油分別配置不同體積含量（每種至少5 個體積含量），裝入無磁化定量瓶中，作為標準水樣及標準油樣，分別建立核磁信號量和標準水樣的含水量及標準油樣的含油量間的標準曲線。

式中：T2標為標樣的核磁信號量，無量綱；V為標樣中流體的體積，mL；a為斜率；b為截距。

2）將建立束縛水狀態下的樣品進行核磁共振測試，測得樣品初始狀態下流體核磁信號量值T2始。

3）在核磁共振成像巖心驅替系統中，用模擬地層水礦化度的含鹽氘水溶液低速驅替樣品，驅替過程中監測樣品中流體核磁信號值，待核磁信號值穩定不變時，停止驅替，測得樣品殘余油狀態下的核磁信號值T2終。以此準確、快速地確定束縛水飽和度Swi和殘余油飽和度Sor。

式中：V水為含水體積，mL；（T2始－T2終）信號量差值利用式（1）中核磁信號量-模擬地層水含量標準曲線計算得到水驅實驗結束時樣品中的含水體積；V1為水驅結束時樣品中驅出油的體積，mL；Vp為樣品孔隙體積，cm3；水驅結束時由核磁共振測試所得樣品含油量V油與含水量V水之和。

2 標準化應用

2.1 標準制定

針對傳統油-水相滲測定實驗中，孔隙體積、束縛水飽和度和殘余油飽和度精度不足、關鍵參數實驗確定步驟多等問題，為進一步提高新鮮疏松砂巖樣品油-水相滲實驗的測定精度，縮短實驗周期，中海油組織編寫且于2021 年發布實施了企業標準Q/HSHF ZC109—2021《新鮮疏松砂巖巖心油水相對滲透率測定方法（非穩態法）》，該標準規定了空氣滲透率大于50×10-3μm2的新鮮疏松砂巖樣品油水相對滲透率的非穩態法測定。通過該標準的制定，從實驗源頭上把控數據結果的準確度，避免實驗方法的局限性，以及對新鮮疏松砂巖樣品油-水相對滲透率測定的影響，為油田現場開發及動態評價應用提供有力保障。

2.2 應用效果評價

依據中海油發布實施的企業標準Q/HSHF ZC109—2021《新鮮疏松砂巖巖心油水相對滲透率測定方法（非穩態法）》測定的油-水相滲曲線已在渤海多個油田疏松砂巖儲層水淹層評價及滲流規律分析中成功應用。由于殘余油飽和度和束縛水飽和度是油-水相滲曲線中兩個關鍵參數，直接關系到測得的相滲曲線的合理性，為進一步驗證新標準的合理性和準確性，抽取現場5 個油田的室內物理模擬實驗結果與對應試油層組含油飽和度進行對比，發現GB/T 28912—2012《巖石中兩相流體相對滲透率測定方法》測定的含油飽和度，較基于核磁法的新企業標準Q/HSHF ZC109—2021誤差大。

對于新鮮疏松砂巖來說，依據GB/T 28912—2012測定的含油飽和度相對誤差最大可達到23.0%左右（表2），其產生誤差的主要原因是GB/T 28912—2012 標準中的傳統方法存在如疏松砂巖顆粒掉落、新鮮樣原始含油、含水量需間接計算等自身的局限性所致。其含油飽和度的誤差造成了Q/HSHF ZC109—2021 新標準測定方法下油-水相滲曲線與GB/T 28912—2012 原國標方法測定的油-水相滲曲線存在差異（圖4、圖5）。

表2 GB/T 28912—2012國家標準、Q/HSHF ZC109—2021企業標準實驗數據與試油結果對比

圖4 渤海L油田1-012C 新標準與原標準油-水相滲曲線

由于室內實驗樣品從地層中取出時，溫度、壓力的釋放，致使巖心降壓脫氣導致油中的輕質組分及水存在部分損失，所以依據Q/HSHF ZC109—2021新企業標準核磁法測定的含油飽和度與現場試油結果仍然存在偏差，其相對誤差在12%以內。但在一定程度上，較國標傳統方法提高了現場水淹層及剩余油分布評價精度。

3 結論

1）建立的新鮮疏松砂巖樣品油-水相對滲透率實驗方法，能夠精準確定束縛水飽和度和殘余油飽和度等關鍵參數，進一步提高疏松砂巖樣品油-水相對滲透率測定精度，且可減少實驗步驟，有效縮短實驗周期。

2）新的企業標準Q/HSHF ZC109—2021 中提出的基于低場核磁共振技術測定油-水相對滲透率，能夠完善新鮮樣油-水相滲測定方法，內容全面且方法高效。

3）Q/HSHF ZC109—2021企業標準的發布實施，將會顯著提升疏松砂巖儲層水淹層及剩余油分布評價的合理性，為下一步新鮮疏松砂巖油-水相對滲透率測定（非穩態法）的行業標準編制奠定基礎。