一种计算原始含水饱和度的方法与应用与流程

本发明属于石油开发领域，涉及一种计算原始含水饱和度的方法与应用。

背景技术：

在原始状态下，储层中岩石孔隙中含水的孔隙体积与总孔隙体积之比称为原始含水饱和度，一般用百分数或小数表示。

目前，储层原始含水饱和度的确定方法主要有两类，分别为密闭取芯直接测定、测井解释法和毛管压力法等间接计算。中国石油天然气行业标准SY/T5336-2006中已经明确给出了目前最可靠的原始饱和度测定技术为保压密闭取芯法。但是由于保压密闭取芯技术价格昂贵，技术成本高，难度大，该技术在国内油田推广使用受到限制。而间接计算原始饱和度的方法应用更为普遍，主要有三种方法：①经验统计法，利用油基泥浆或密闭取芯井的岩心直接测定的原始数据，建立与常规物性的关系，或编制油柱高度与饱和度图版等。该方法简单实用，但依赖于密闭取芯井资料并仅适用于构造油藏，实际应用受限制。②地球物理测井方法，以阿尔奇公式为理论基础，通过电阻率测井数据建立与油层原始数据的关系，但其不适用于低电阻率的油气藏。③实验油藏工程方法，利用现代实验技术模拟油驱水的过程分析油层，常用的有压汞曲线和相渗透率曲线法、J函数法、最小孔喉半径法、油柱高度法、产水率与原始饱和度方程等方法，但这些方法一般适用于构造油气藏。

综上所述，利用密闭取芯井岩心直接测定的数据目前被认为是最准确的方法，但是现场密闭取芯井数量有限，使得实测的饱和度数据只能表征部分油藏位置的油水分布关系，实际应用受到限制。J函数只与储层的孔隙度、渗透率、油水性质及油藏内的油柱高度有关，与储层流体的电阻率无关，但通过J函数法求取原始含水饱和度的过程较为繁琐。

技术实现要素：

鉴于上述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种计算原始含水饱和度的方法，该方法能够适用于无密闭取芯井的构造油藏，且不受现场密闭取芯井数量的限制。

为了达到前述的发明目的，本发明提供一种计算原始含水饱和度的方法，其包括以下步骤：

步骤一：测量原油的岩心渗透率K、岩心孔隙度φ和岩心束缚水饱和度S_wir；

步骤二：测量所述原油的界面张力σ、润湿角θ和质量密度ρ_o；

步骤三：确定岩心的海拔深度h和油水界面的海拔深度h₀；

步骤四：根据岩心原始含水饱和度S_w与所述岩心孔隙度和渗透率的关系式，计算得到原始含水饱和度；

在所述式Ⅰ中，g为原油的岩心所在地的重力加速度，ρ_w为水密度，A为岩心的J函数无因次排驱压力，B为岩心的J函数曲线指数。

在上述方法中，优选地，在所述步骤一中，所述原油为油水界面以上纯油层和油水过渡带的原油。

在上述方法中，所述岩心渗透率K、岩心孔隙度φ、岩心束缚水饱和度S_wir、界面张力σ、润湿角θ以及质量密度ρ_o的测量方法可以为本领域常规方法；或者所述岩心渗透率K和岩心孔隙度φ直接引用岩心物性分析报告，所述岩心束缚水饱和度S_wir、界面张力σ、润湿角θ直接引用流体分析报告。

在上述方法中，所述海拔深度h和油水界面的海拔深度h₀可以通过本领域常规方法确定。

在上述方法中，优选地，在所述步骤四中，所述J函数无因次排驱压力A和岩心的J函数曲线指数B的确定步骤为：

测量岩心所属沉积区域的毛管压力P_c，并对该P_c数据进行回归分析，得到该沉积区域岩石类型的岩心的J函数无因次排驱压力A和岩心的J函数曲线指数B。

本发明还提供上述计算原始含水饱和度的方法在油藏开采中的应用。

在上述应用中，优选地，所述油藏包括无密闭取芯井构造的油藏。

本发明的有益效果：

在现实开采的油藏中，位于油水界面以上的纯油层和油水过渡带，随着油柱高度的增加，原始含水饱和度逐渐减小，且初期降幅较大，随后降幅逐渐减缓，而现有技术的计算结果与实际测量数据相比偏小。本发明提供的计算原始含水饱和度的方法，能适用于无密闭取芯井的构造油藏；此外，该方法针对储层含水饱和度计算步骤较为繁琐、计算精度较低等难点，在现有储层参数(如孔隙度、渗透率、构造数据等)的基础上，更为快捷准确地计算不同油藏区域的原始含水饱和度，该原始含水饱和度的计算结果更为接近实际情况，使得确定的含水饱和度更加符合原始油藏的实际规律和油水分布特征，提高了储层原始油水分布的描述精度。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种计算原始含水饱和度的方法，其包括以下步骤：

选取辽河油田某区块岩心样品进行实验，该岩心样品的海拔深度区间为-1142.3m至-1152.9m，长度为10.6m，该岩心样品所在地的重力加速度g为9.8m/s²，油、水质量密度分别为0.98g/m³、1.0g/m³。

第一步：实验室内测定，地层条件下，原油的界面张力σ为32.3mN/m，润湿角θ为30°，因此，σcosθ为28dyne/cm＝28mN/m；

第二步：实验室内测定，地层条件下，原油的岩心孔隙度φ为20％，岩心渗透率K为500mD，束缚水饱和度S_wir为0.03；

第三步：将测量得到的该油藏原油的界面张力σ，润湿角θ，渗透率K，孔隙度φ，结合测量得到的毛管压力数据P_c通过计算出实验室条件下对应的8个J函数，通过计算出实验室条件下对应的8个获得回归分析数据组，如表1所示；

表1

第四步：对表1中的回归分析数据组进行回归分析，回归出含水饱和度对数lg(S_w)与J函数对数lgJ的关系式，如下所示：

$J=0.02\×{\left(s_w^{*}\right)}^{-1.45}$

即该沉积区域岩石类型的岩心的J函数无因次排驱压力A和岩心的J函数曲线指数B，分别为A＝0.02，B＝-1.45，相关系数是0.9941；

第五步：确定所述岩心样品的取样中部海拔深度h为-1147.6m和油水界面的海拔深度h₀为-1170m，该样品在油藏内的油柱高度为22.4m；

第六步：将上述得到的σcosθ＝28mN/m，原油的岩心孔隙度φ＝20％，岩心渗透率K＝500mD，束缚水饱和度S_wir＝0.03，岩心的J函数无因次排驱压力A＝0.02和岩心的J函数曲线指数B＝-1.45，岩心样品的取样中部海拔深度h＝-1147.6m和油水界面的海拔深度h₀＝-1170m，油、水质量密度ρ_o＝0.98g/m³、ρ_w＝1.0g/m³代入原始含水饱和度的计算公式

中进行计算，计算出岩心的原始含水饱和度为：

$S_w={(\frac{(1-0.98)\×9.8\×(-1147.6+1170)}{0.02\×28}\×\sqrt{\frac{500}{20}})}^{1/(-1.45)}\×(1-0.03)+0.03=0.10726;$

第七步：密闭取芯测定该岩心样品的原始含水饱和度为0.11，经计算，实施例1得到的岩心的原始含水饱和度＝0.10726与密闭取芯测定该岩心样品原始含水饱和度的相对误差仅为2.49％。

由此可见，本实施例提供的计算原始含水饱和度的方法，其计算结果与实验室测定结果十分接近；该方法针对储层含水饱和度计算步骤较为简单、计算精度较高，在现有储层参数(如孔隙度、渗透率、构造数据等)的基础上，快捷准确地计算出了油藏区域的原始含水饱和度，该原始含水饱和度的计算结果接近实际情况。

对比例1

本对比例提供一种计算原始含水饱和度的实验油藏工程方法，其利用现有实验技术模拟油驱水的过程分析油层，具体包括以下步骤：

步骤一：根据Corey’s方程，确立含水饱和度S_w与毛管压力之间的关系式，

在该式(1)中，S_w为含水饱和度(％)，P_e为门槛压力(即J₁₀₀对应的毛管压力)，单位为N，P_c为毛管压力，单位为N，λ为岩性系数，其与孔隙度和渗透率有关，无量纲；

步骤二：根据Leverett的J函数理论，对于同一油藏内，J函数与该油藏条件下的毛细管压力具有相同的分布特征，

在该式(2)中，J为函数，无量纲，P_c为毛管压力，单位为N，σ为界面张力，单位为mN/m，θ为润湿角，单位为度(°)K为渗透率，单位为mD，φ为孔隙度(％)；

步骤三：根据式(1)和式(2)建立含水饱和度S_w与J函数之间的关系：

在该式(3)中，J₁₀₀为含水饱和度为100％时的J函数；

步骤四：将式(3)等号两边取对数，得式(4)，

lg(S_w)＝λlgJ+λlg(J₁₀₀) 式(4)，

步骤五：根据实验室毛管压力曲线，通过式(2)可求出实验室条件下各岩样对应毛管压力下的J函数，并采用实验室常规方法直接测量每一个J函数值对应该毛管压力下的有效含水饱和度值，这样便可得到一组数据，利用这组数据便可回归出含水饱和度对数lg(S_w)与J函数对数lgJ的关系式(每一个J函数值对应该毛管压力下的含水饱和度的数据越多，回归系数越准确)，其形式如式(4)，进而可求出λ和J₁₀₀。将油藏条件下的参数代入式(2)可求得油藏条件下的J函数，再通过实验室数据建立的含水饱和度与J函数的关系式，式(4)，可求得油藏的原始含水饱和度。

对比例可通过以下具体方式实施，例如：

选取辽河油田某区块岩心样品进行实验，该岩心样品的海拔深度区间为-1142.3至-1152.9m，长度为10.6m。地层条件下，σcosθ为28mN/m，油、水质量密度分别为0.98g/m³、1.0g/m³，油水界面-1170m，孔隙度为20％，渗透率为500mD，束缚水饱和度为0.03；

第一步：根据Corey’s方程，确立含水饱和度S_w与毛管压力之间的关系式，

第二步：根据Leverett的J函数理论，对于同一油藏内，J函数与该油藏条件下的毛细管压力具有相同的分布特征，

计算油藏条件下J函数：测量8个毛管压力数据P_c，以及每一个毛管压力数据P_c对应该毛管压力下的含水饱和度S_w，将测量得到的该油藏原油的界面张力σ，润湿角θ，渗透率K，孔隙度φ，结合测量得到的毛管压力数据P_c通过式(2)计算出实验室条件下对应的8个J函数，获得回归分析数据组，如表2所示：

表2

第三步：根据式(1)和式(2)建立含水饱和度S_w与J函数之间的关系：

第四步：将式(3)等号两边取对数，得式(4)，

lg(S_w)＝λlgJ+λlg(J₁₀₀) 式(4)；

第五步：对表2中的回归分析数据组进行回归分析，回归出含水饱和度对数lg(S_w)与J函数对数lgJ的关系式，如下所示：

lg(S_w)＝-1.8432lgJ+1.912，

相关系数为0.99，即岩性系数λ为-1.8432；

第六步：求取油藏条件下的J函数：

岩心深处的油柱高度为22.4m，根据

P_c＝(ρ_w-ρ_o)gH

计算该岩心深处的毛管压力P_c，其中，ρ_w和ρ_o分别为水和油的质量密度，单位为g/m³，H为油水界面以上的油柱高度，单位为m；

计算得到该岩心深处的毛管压力P_c为4.39N，并将其代入

计算得到该岩心深处的J函数为78.4；

第七步：将上述第五步求得的J函数78.4代入公式lg(S_w)＝-1.8432lgJ+1.912中，求得该岩心深处的原始含水饱和度为0.0263；

第八步：密闭取芯测定该岩心样品的原始含水饱和度为0.11，经计算，对比例1得到的岩心的原始含水饱和度＝0.0955，与密闭取芯测定该岩心样品原始含水饱和度的相对误差为76.09％。

在本对比例中，所述岩心渗透率K、岩心孔隙度φ、岩心束缚水饱和度S_wir、界面张力σ、润湿角θ以及质量密度ρ_o引用自岩心物性分析报告。

由实施例1和对比例1可知，与现有技术利用现有实验技术模拟油驱水的过程分析油层、计算原始含水饱和度的实验油藏工程方法相比，本发明提供的一种计算原始含水饱和度的方法，计算步骤更少，代入数据即可获得结果。

对比试验1

本对比试验针对同一油层(即实施例1和对比例1辽河油田某区块岩心样品)，采用实施例1提供计算原始含水饱和度的方法和对比例1提供的计算原始含水饱和度的实验油藏工程方法分别计算了不同海拔深度、油水界面以上纯油层和油水过渡带的原始含水饱和度，并与实际原始含水饱和度的测量结果进行比较，比较结果如表3所示：

表3

由表3可知，由于位于油水界面以上的纯油层和油水过渡带，随着油柱高度的增加，原始含水饱和度逐渐减小，且降幅逐渐减缓，与实际测量的各海拔深度的原始含水饱和度Sw相比，对比例1提供的利用现有实验技术模拟油驱水的过程分析油层、计算原始含水饱和度的实验油藏工程方法的计算结果偏小，这是由于，随着油柱高度的增加，原始含水饱和度的初期降幅较大导致的。而实施例1提供的计算原始含水饱和度的方法的计算结果与实际测量值相近。

选取表3中，海拔深度为-1050m、-1060m、-1070m、-1140m和-1150m的油层，将实施例1的方法与对比例1的方法计算得到的原始含水饱和度分别与实际测量值比较，并分别计算相对误差，其结果如表4所示：

表4

从表4可知，与对比例1利用现有实验技术模拟油驱水的过程分析油层、计算原始含水饱和度的实验油藏工程方法相比，实施例1提供的计算原始含水饱和度的方法的计算结果与实际测量值更为接近，相对误差更小。说明，实施例1提供的方法能够对储层原始油水分布进行更高精度的描述。

综上所述，本发明提供的计算原始含水饱和度的方法，能适用于电阻率较低或无密闭取芯井的构造油藏；此外，该方法针对储层含水饱和度计算步骤较为繁琐、计算精度较低等难点，在现有储层参数(如孔隙度、渗透率、构造数据等)的基础上，更为快捷准确地计算不同油藏区域的原始含水饱和度，该原始含水饱和度的计算结果更为接近实际情况，使得确定的含水饱和度更加符合原始油藏的实际规律和油水分布特征，提高了储层原始油水分布的描述精度。