【摘 要】
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相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数。由于稠油黏度较高，水驱过程易发生油水乳化现象，使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法存在测量精确度低、获得信息少等缺点。为准确测量稠油-水相渗曲线，选取人造砂岩长岩心，并基于低场核磁共振测量技术，通过同时标定渤海B油藏的稠油和地层水，采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量。结果表明，通过对岩心以及出口端的采出液进行T2谱测试，较为
【基金项目】
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国家自然科学基金“黏度可控的原位增黏体系构建及高效驱油机理研究”（项目编号U19B2010）；
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相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数。由于稠油黏度较高，水驱过程易发生油水乳化现象，使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法存在测量精确度低、获得信息少等缺点。为准确测量稠油-水相渗曲线，选取人造砂岩长岩心，并基于低场核磁共振测量技术，通过同时标定渤海B油藏的稠油和地层水，采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量。结果表明，通过对岩心以及出口端的采出液进行T2谱测试，较为准确地获取了岩心的孔隙体积(147.18 cm3)、束缚水饱和度（25.9%）、残余油饱和度（43.83%）以及出口端的油、水含量，并得到较为精确的稠油-水相渗曲线。通过对发生油水乳化的采出液进行自扩散系数（D）/T2二维谱测试，可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。
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