本发明属于石油开发油藏工程
技术领域：
，尤其是涉及一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法。
背景技术：
：砾岩油藏具有与常规砂岩储层不同的沉积特性、常规物性和复杂的孔隙结构以及平面上和垂向剖面上的严重非均质性，给砾岩油藏的开发带来极大的难度。砾岩储层渗透率是油藏开发评价的重要内容之一，相对渗透率曲线反映油层中各相流体渗流能力的变化规律，是预测油田开发生产指标和动态变化情况的重要指标。砾岩油藏在聚驱过程中，储层物性会发生变化，导致油水相对渗透率曲线发生变化。常规稳态和非稳态法岩心试验测定岩心相对渗透率曲线方法主要反映岩心相渗关系，是否能适用于强非均质性的砾岩油藏尚需讨论，同时相对渗透率曲线资料是油藏工程和油藏数值模拟工程计算工作中的重要参数，地层岩石相对渗透率曲线的变化对试井解释研究影响也很大。申请号为201210276977.7的专利公开了一种确定完整油水相对渗透率曲线的方法，该方法依据高注水冲刷倍数实验数据，确定不同储层渗透率下的极限驱油效率和水相最大相对渗透率，建立极限驱油效率、水相最大相对渗透率随岩心渗透率的变化规律及油相、水相相对渗透率计算公式。申请号为201020557847.7的专利公开了一种实验室用相渗透率曲线测试一体化装置，包括容器、平流泵、中间容器、压力传感器、中间夹有岩心的岩心夹持器，所述装置还包括数据处理器、油水分离器和数据采集器；装有水的容器出口连接平流泵，平流泵出口通过阀门与中间容器连接，中间容器出口通过阀门与岩心连接，岩心出口通过阀门与油水分离器连接；岩心入口处和岩心夹持器顶部均设有压力传感器，压力传感器与数据处理器连接，数据处理器与设在油水分离器上部的数据采集器连接。该专利能实时监测实验过程中压力变化趋势、出油出水数据和相渗曲线走势，减少了人为处理与读数误差。申请号为201110094678.7公开了一种聚合物溶液流变性与岩心相对渗透率联合测试装置及方法。该装置包括注聚单元、注油单元、在线流变仪、岩心夹持器、油液分离器、压差传感器、电子称重仪，各部分通过管线和控制阀连接。其方法是将岩心置于岩心夹持器中，利用注聚单元向岩心夹持器内的岩心注入聚合物溶液样品，采集压差和流量数据，算出不同流量下的聚合物溶液粘度，结合在线流变仪内的剪切速率与流量的关系得出聚合物溶液的流变曲线；用注油单元注油把岩心内的聚合物溶液驱走，用注聚单元向岩心内注聚合物溶液进行驱油，驱替过程中油液分离器实时测得油量的变化，电子称重仪实时测得油和聚合物总液量的变化；最后运用取得的流量、产油量、产液量、压差和时间数据进行聚合物溶液及油的相对渗率计算。上述测定相对渗透率的室内试验方法，试验耗费时间长，要求高，费用大，人为误差大，难以保证测量结果的代表性和准确性，同时岩心试验的局限性，也难以真实的反应砾岩油藏开发过程中的动态特征。技术实现要素：针对上述技术问题，为描述砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线，利用砾岩油藏的开发数据，本发明提供一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法，利用动态资料准确计算砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线，以准确表征砾岩油藏动态特征，克服了实验室测定岩心有效渗透率与实际地层有效渗透率偏差过大的缺点，综合考虑了砾岩油藏强非均质性特点建立有效渗透率计算模型，为油田开发预测提供有效的支持，具有重要的实际意义。本发明采用的技术方案是：一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法，包括以下步骤：(1)计算聚驱油井综合含水率fwfw=qwρwqwρw+qo]]>式中：fw为聚驱油井综合含水率，小数；qw为月产水量，m3/d；ρw为聚驱水相密度，g/cm3；qo为月产油量，t/d；(2)建立一级线性拟合关系式y1＝ax+b，由步骤(1)中得到的fw，获得拟合参数a、b，拟合精度R1，其中，y1=ln(1fw-1)+ln(Boμoρwμwρo),x=NPN]]>式中Bo为聚驱油相体积系数，小数；μo为原油粘度，mPa·s；μw为聚驱水相粘度，mPa·s；ρo为聚驱水相密度，g/cm3；NP为累计产油量，×104t；N为地质储量×104t；(3)由步骤(2)中得到的拟合参数a和b，利用相对渗透率与聚驱含水饱和度关系式计算不同聚驱含水饱和度Sw下的聚驱油水相对渗透率比值(4)建立二级线性拟合关系式y2＝k1x1+k2x2+k3，并由步骤(3)中得到的获得拟合参数k1、k2和k3，拟合精度R2，其中，y2=lg(KroKrw),x1=lg(1-Sor-Sw1-Sor-Swi),x2=lg(Sw-Swi1-Sor-Swi);]]>式中Sor为聚驱残余油饱和度，小数；Swi为聚驱束缚水饱和度，小数；(5)由步骤(4)中得到的拟合参数k1、k2和k3，计算聚驱不同含水饱和度Sw下的油水两相相对渗透率Kro、Krw；Kro=Kroswi(1-Sor-Sw1-Sor-Swi)k1]]>Krw=Krwsor(Sw-Swi1-Sor-Swi)-k2]]>其中：Kro为聚驱油相相对渗透率，小数；为聚驱束缚水饱和度下的油相相对渗透率，小数；Krw为聚驱水相相对渗透率，小数；为聚驱残余油饱和度下的水相相对渗透率，小数；Sw为聚驱地层含水饱和度，小数；(6)根据步骤(5)中计算获得的聚驱油相相对渗透率Kro、聚驱水相相对渗透率Krw数据，绘制聚驱油水两相相对渗透率曲线。本发明所述的砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法，其中，步骤(3)中本发明有益效果：本发明所述的砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法，方法原理清晰，定量化、可操作性强，便于使用，为油藏数值模拟、后续开发方案预测以及现场的施工作业提供了更加可靠的参考依据。本发明可快速获得更加精确的砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线，成本低，效率高，大大减少工作量。对于以有岩心驱替实验数据的区块，可通过对比修正室内岩心驱替试验结果，有效地减小实验误差节省实验时间。同时，该方法实现了油藏工程方法和油层物理实验的有机结合，对解决其他类似问题具有较强的借鉴作用。附图说明图1为本发明中的聚驱油水两相相对渗透率曲线图。下面将结合具体实施例和附图对本发明作进一步说明。具体实施方式本实施例一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法，以新疆克拉玛依A1井砾岩油藏聚驱为例，包括以下步骤：(1)计算聚驱油井综合含水率fwfw=qwρwqwρw+qo]]>式中：fw为聚驱油井综合含水率，小数；qw为月产水量，m3/d；ρw为聚驱水相密度，g/cm3；qo为月产油量，t/d；(2)建立一级线性拟合关系式y1＝ax+b，由步骤(2)中得到的fw，获得拟合参数a、b，拟合精度R1，其中，y1=ln(1fw-1)+ln(Boμoρwμwρo),x=NPN]]>式中Bo为聚驱油相体积系数，小数；μo为原油粘度，mPa·s；μw为聚驱水相粘度，mPa·s；ρo为聚驱水相密度，g/cm3；NP为累计产油量，×104t；N为地质储量×104t，聚驱参数基础数据和聚驱生产数据分别如表1和表2所示；(3)由步骤(2)中得到的拟合参数a和b，利用相对渗透率与聚驱含水饱和度关系式计算不同聚驱含水饱和度Sw下的聚驱油水相对渗透率比值其中计算结果如表3所示；(4)建立二级线性拟合关系式y2＝k1x1+k2x2+k3，并由步骤(3)中得到的获得拟合参数k1、k2和k3，拟合精度R2，其中，y2=lg(KroKrw),x1=lg(1-Sor-Sw1-Sor-Swi),x2=lg(Sw-Swi1-Sor-Swi);]]>式中Sor为聚驱残余油饱和度，小数；Swi为聚驱束缚水饱和度，小数；(5)由步骤(4)中得到的拟合参数k1、k2和k3，计算聚驱不同含水饱和度Sw下的油水两相相对渗透率Kro、Krw；Kro=Kroswi(1-Sor-Sw1-Sor-Swi)k1]]>Krw=Krwsor(Sw-Swi1-Sor-Swi)-k2]]>其中：Kro为聚驱油相相对渗透率，小数；为聚驱束缚水饱和度下的油相相对渗透率，小数；Krw为聚驱水相相对渗透率，小数；为聚驱残余油饱和度下的水相相对渗透率，小数；Sw为聚驱地层含水饱和度，小数；(6)根据步骤(5)中计算获得的计算获得聚驱油相相对渗透率Kro、聚驱水相相对渗透率Krw数据，计算结果如表3所示，绘制聚驱油水两相相对渗透率曲线，绘制的聚驱油水两相相对渗透率曲线如图1所示。表1输入聚驱参数基础数据表N(×104t)ρo(g/cm3)μo(mPa·s)BoSwiKro(Swi)2000.8332.411.160.291ρw(g/cm3)μw(mPa·s)BwSorKrp(Sor)1.3113.211.020.270.892表2聚驱生产数据表表3油、水相相对渗透率Kro、Krw计算结果Swkro/krwKroKrw0.29100.3013809.15420.917600.334048.55940.70900.361186.95420.53750.00030.39347.99050.39850.00130.41102.02360.28780.0040.4429.91120.20160.00960.478.76940.13590.02010.502.5710.08750.03760.530.75380.05310.06510.560.2210.02990.10590.590.06480.01510.16390.620.0190.00660.24360.640.00560.00220.35020.670.00160.00050.48940.700.000500.66750.730.000100.8917以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案作出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。当前第1页1 2 3