CN104948150A - 一种确定地层排驱压力的方法和装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种确定地层排驱压力的方法和装置，该方法包括：分析排驱压力的影响因素，筛选出主控因素；建立渗透率、界面张力与排驱压力的关系表达式；获取地层间断的渗透率数据或连续的渗透率数据；依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。采用本发明方法可避免采用繁琐昂贵的压汞法和实验室直接测定法，快速准确的求取地层间断或连续的排驱压力值，为油气成藏研究、试油层位选择及区带评价提供依据。

Description

一种确定地层排驱压力的方法和装置

技术领域

本发明涉及油气成藏研究、试油层位选择和区带评价技术领域，特别涉及一种确定地层排驱压力的方法和装置。

背景技术

排驱压力是非润湿相流体排驱润湿相流体进入地层(岩样)的最小压力，是油气成藏研究的重要参数，通常情况下，排驱压力主要用于评价盖层和断层封闭性，但排驱压力对储层同样重要。排驱压力关系到油气能否突破储层聚集成藏的问题，只有当成藏期的成藏动力足够克服地层排驱压力时，油气方可突破储层界面聚集成藏。排驱压力可广泛的应用于油气运移路径研究、油气成藏研究、试油层位的选择及区带评价等领域。因此，排驱压力求取方法研究具有重要的科学及现实意义。

排驱压力的求取方法多种多样，大致可归为4类：

(一)毛管压力曲线法

该方法是通过绘制毛管压力曲线，然后沿曲线的平缓段作切线，切线与压力轴的交点处对应的压力即为排驱压力。实际应用中也通常选取毛管压力曲线中非润湿相饱和度达到10％时对应的压力为排驱压力。这类方法包括半渗透隔板法、高压压汞法、离心法、孔渗拟合法等。半渗透隔板法是借助外压抽吸位或驱替于半渗透隔板上方的完全饱和润湿相岩样中的流体，使其解析，并利用测试装置记录压力值与岩样中润湿相饱和度，绘制毛管压力曲线。高压压汞法是借助高压将非润湿相水银注入固体多孔介质，记录水银注入量即注入压力，绘制毛管压力曲线。离心法是将完全饱和润湿相流体的岩样至于岩心夹持器中，通过高速旋转的离心力来排驱岩样中的流体，利用平衡状态时的离心力与毛管压力的等式，求取毛管压力，再通过测量岩样前后重量，获取岩样中润湿相流体的饱和度信息，如此不断的提高旋转速度，就可获取连续的毛管压力和润湿相饱和度信息，然后绘制毛管压力曲线图版。孔渗拟合法是通过孔隙度和渗透率与毛管压力之间的相关关系，以及毛管压力与水银饱和度之间较好的双曲线关系，实现通过孔隙度和渗透率建立毛管压力曲线的方法。

基于毛管压力曲线求取排驱压力的方法研究早且深入，但该法存在一定缺陷，如实际地层中非润湿相为油气，而该法中非润湿相流体为水银，二者存在差异，故求取结果与地层真实排驱压力之间存在一定误差；求取过程较复杂且测速慢，实验设备昂贵；该法对岩心样品的依赖程度高，且求取的均是地层某点处的排驱压力，而非连续的排驱压力，用以研究储层成藏性能时存在一定局限性。

(二)实验室直接测定法

实验室直接测定法是指在实验室条件下，首先制备一定规格的样品，对其进行洗油烘干，然后饱和煤油，置于岩心夹持器中，增压通气，直到检测到气体从岩样另一端逸出时，记录压力，该压力即为岩样排驱压力。该法测量结果较为精确，但求取过程复杂，且高度依赖特定规格岩心样品，求取结果同样是地层某点处的排驱压力，难以获得地层连续的排驱压力。同时该法所求的是气体排驱煤油的压力，与实际地层情况中油气排驱地层水的情况存在一定差异。

(三)地球物理资料法

地球物理资料法包括地震资料法和测井资料法。地震资料法是通过建立地层排驱压力与地震参数之间的定量关系式，利用地震资料来求取地层排驱压力。测井资料法是通过拟合测井参数与排驱压力之间的定量关系，应用测井数据求取地层排驱压力值，最主要的是核磁共振测井T₂谱法。该方法可求取地层连续的排驱压力值，但该法求取结果的精确性相对较低，适用范围较窄，且对于地震资料及核磁共振测井资料缺乏的地区难以应用。

(四)影响因素法

影响因素法是指通过拟合研究区内实测获得的排驱压力影响因素数据和排驱压力数据，获得排驱压力与影响因素之间的定量关系式，然后通过实测排驱压力影响因素数据来求取排驱压力。该方法过程简单快速经济，并且可求取地层连续的排驱压力值，但所获得的排驱压力与影响因素之间的定量关系式只适用于该研究区内，在该研究区以外地区需要重新拟合排驱压力与影响因素之间的定量关系式，使得该方法的使用受限。

综上，虽然排驱压力的求取方法多种多样，但都不同程度的存在一定缺陷，因此，从更加广泛的意义上，寻求既可求取地层间断的排驱压力，亦可求取连续的排驱压力，同时兼顾精确性、简单性、快速性及经济性等原则的方法研究具有重要的科学及现实意义。

发明内容

本发明实施例提供了一种确定地层排驱压力的方法，可避免采用过程复杂缓慢且昂贵的方法，能够快速准确的求取地层间断或连续的排驱压力值，该方法适用范围广泛。该方法包括：

分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

在一个实施例中，所述影响因素包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成、岩石颗粒表面吸附水膜厚度、岩石颗粒表面吸附油膜厚度、岩石密度、比表面积、流体物质组成、界面张力、黏度、密度、地层所处的压力及温度之一或组合。

在一个实施例中，所述在建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式之后，还包括：

应用实际样品资料验证所述建立的建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式的可靠性。

在一个实施例中，所述渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式具体如下：

$P_t=\mathrm{\λ}\mathrm{\σ}\sqrt{\frac{1}{K}};$

其中，P_t为排驱压力；K为渗透率；σ为界面张力；λ为常数。

在一个实施例中，所述在依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值之后，还包括：

根据已知的排驱压力数据、渗透率数据及界面张力数据确定所述λ值。

本发明实施例提供了一种确定地层排驱压力的方法，可避免采用过程复杂缓慢且昂贵的方法，能够快速准确的求取地层间断或连续的排驱压力值，该方法适用范围广泛。该装置包括：

主控因素筛选单元，用于分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

关系表达式建立单元，用于建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

渗透率数据获取单元，用于基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

界面张力值选取单元，用于依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

排驱压力求取单元，用于依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

在一个实施例中，所述影响因素包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成、岩石颗粒表面吸附水膜厚度、岩石颗粒表面吸附油膜厚度、岩石密度、比表面积、流体物质组成、界面张力、黏度、密度、地层所处的压力及温度之一或组合。

在一个实施例中，该装置还包括：

关系表达式验证单元，用于应用实际样品资料验证所述建立的建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式的可靠性。

在一个实施例中，所述渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式具体如下：

$p_t=\mathrm{\λ}\mathrm{\σ}\sqrt{\frac{1}{K}};$

其中，P_t为排驱压力；K为渗透率；σ为界面张力；λ为常数。

在一个实施例中，该装置还包括：

λ值确定单元，用于根据已知的排驱压力数据、渗透率数据及界面张力数据确定所述λ值。

与现有的排驱压力的求取方法相比，本发明方法利用相关原理，经过推导建立主控因素(渗透率和界面张力)与排驱压力的定量关系表达式，所获得的关系表达式使用范围广泛；通过获得的主控因素(渗透率和界面张力)与排驱压力的定量关系表达式，再根据获得的界面张力数据、地层间断的渗透率数据或地层连续的渗透率数据，既可以求取地层间断排驱压力，又可求取地层连续排驱压力，且求取过程简单、快速、经济，结果较为精确，可为油气成藏研究、石油层位选择及区带评价提供依据和方便。

附图说明

此处所说明的附图用来提供对本发明的进一步理解，构成本申请的一部分，并不构成对本发明的限定。在附图中：

图1是本发明实施例提供的一种确定地层排驱压力的方法流程图；

图2是本发明实施例提供的准噶尔盆地不同时代地层孔隙度与排驱压力相关关系图；

图3是本发明实施例提供的准噶尔盆地不同时代地层渗透率与排驱压力相关关系图；

图4是本发明实施例提供的一种确定地层排驱压力的装置示意图；

图5是本发明实施例提供的准噶尔盆地S4井区地层渗透率与有效孔隙度拟合关系图。

具体实施方式

为使本发明的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下面结合实施方式和附图，对本发明做进一步详细说明。在此，本发明的示意性实施方式及其说明用于解释本发明，但并不作为对本发明的限定。

现有的求取排驱压力的方法多种多样，但是各种方法均具有不同的程度的缺陷，比如难以精确地求取地层连续的排驱压力；求取过程复杂缓慢且昂贵等。若可以提出一种新的方法，即可以求取地层间断的排驱压力，亦可求取连续的排驱压力，同时兼顾精确性、简单性、快速性及经济性等原则的方法，就可以解决现有的求取排驱压力的方法存在的问题。基于此，本发明提出一种确定地层排驱压力的方法。

图1是本发明实施例提供的一种确定地层排驱压力的方法流程图；如图1所示，该方法包括：

步骤101：分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

步骤102：建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

步骤103：基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

步骤104：依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

步骤105：依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

本发明方法是借鉴的现有的求取排驱压力的方法(四)影响因素法，但与之不同之处在于：影响因素法是通过数据拟合的方法获得排驱压力与影响因素的关系表达式，而本发明是从排驱压力最主要的控制因素入手，利用相关原理，经过推导建立更为普遍的定量关系式，以此来求取排驱压力。以下，以准噶尔盆地二叠系地层、三叠系地层、侏罗系地层和白垩系地层为研究对象。

具体实施时，步骤101为分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素。其中，排驱压力的影响因素可分为三大类，分别为地层因素、流体因素及客观因素。

1、地层因素

影响排驱压力的地层因素包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成及岩石颗粒表面吸附水膜和油膜厚度等。

岩石的孔喉结构是决定地层排驱压力最关键的因素，其与排驱压力呈反比关系，孔喉结构越好(孔喉半径越大，连通性越好)，排驱压力越小。但对于未知的地层，微观孔喉结构刻画难度非常大。微观孔喉结构的宏观表现是孔隙度与渗透率的高低。图2是本发明实施例提供的准噶尔盆地不同时代地层孔隙度与排驱压力相关关系图(R²表示数据点与拟合关系式的相关程度，R²越大，相关程度越高，表达式越可靠；N表示数据的点数)，其中，图2a)为准噶尔盆地二叠系地层孔隙度与排驱压力相关关系图；图2b)为准噶尔盆地三叠系地层孔隙度与排驱压力相关关系图；图2c)为准噶尔盆地侏罗系地层孔隙度与排驱压力相关关系图；图2d)为准噶尔盆地白垩系地层孔隙度与排驱压力相关关系图。由图2a)至图2d)可知，孔隙度与排驱压力之间没有明确的相关关系，但其总体趋势可能具有一定的负相关关系。渗透率与排驱压力的关系极为密切，呈反比关系，地层渗透率越高，排驱压力越低，反之则越高。岩石的矿物组成对排驱压力具一定影响。不同的矿物对地层水润湿性存在差异，地层水润湿性越强，油气越不容易驱替地层水进入储集层，因而排驱压力也越大。由水云母变化而成的粘土矿物具有很强的亲水性，其余按亲水强弱次序排列为：石英、方解石、白云石、长石。岩石密度和比表面积也可影响排驱压力，一般情况下，岩石密度越大，排驱压力越大；比表面积越大，排驱压力越大。地层颗粒表面的吸附水膜和油膜对排驱压力也存在一定影响，吸附水膜和油膜可一定程度上减小喉道半径，使排驱压力增大。

2、流体因素

影响排驱压力的流体因素包括流体物质组成、界面张力、黏度、密度等因素。

流体物质组成是排驱压力的微观控制因素，其宏观表现为流体间的界面张力的大小，密度和黏度的高低，如原油中烃类、溶解的天然气数量、地层水中矿物成分及无机盐类等含量不同，流体的界面张力、黏度和密度均不相同。而在这三因素中，黏度和密度均是针对单一流体而言的，而界面张力是两相流体接触面之间的力，排驱压力正是两相流体之间相互作用时受到的力，因此对排驱压力影响最为重要的是流体间界面张力，界面张力越大，油气排驱地层中的水时所受到的阻力越大，故排驱压力越大。

3、客观因素

影响排驱压力的客观因素主要指地层所处的压力及温度等条件。

温度和压力主要通过作用于油水界面张力和原油中溶解气量来影响排驱压力。天然气和原油极性相似，与地层水极性差别较大，故天然气易溶于地层原油中，而原油中溶解的天然气越多，油水极性差越大，油水界面张力越大，排驱压力越大。温度和压力对天然气在原油和地层水中的溶解度有一定的影响，但是，在温压一定情况下，原油中可溶解的天然气数量是有限的。

与压力相比，温度对储集层排驱压力的影响比较明显，主要表现在油水界面张力方面。温度升高，增大了液体分子间的距离，使液相分子间的引力减小，油水界面张力降低，排驱压力降低。当原油中有溶解气的条件下，温度升高，油中溶解气量减少，油水极性差减小，界面张力减小，排驱压力减小。

温度和压力对排驱压力具一定影响，但与地层及流体因素相比影响较小，并且其主要通过作用于流体界面张力来影响排驱压力，此外对特定的研究层位，温压较为相似，故未将其纳入主控因素来建立定量关系式。

综上所述分析可知，排驱压力最主要的控制因素是渗透率及界面张力。

具体实施时，步骤102为建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

利用物理学量纲分析法中的瑞利Rayleigh法进行推导，具体的推导过程如下：

假设排驱压力P_t、渗透率K及界面张力σ之间呈幂函数关系式(λ为常数)：

P_t ^x·K^y·σ^z＝λ  (1)

式(1)中x、y、z均为非零常数。

分别将表达式(1)中各量用物理学中质量[M]、长度[L]和时间[T]三个基本量纲来表示：

[P_t]＝[M][L]^-1[T]^-2  (2)

[K]＝[L]²  (3)

[σ]＝[M][T]^-2  (4)

[λ]＝[M]⁰[L]⁰[T]⁰  (5)

带入表达式(1)，将其转换为量纲形式

[M]^x[L]^-x[T]^-2x·[L]^2y·[M]^z[L]^-2z＝[M]⁰[L]⁰[T]⁰  (6)

对式(6)进行量纲运算，并整理得

[M]^x+z[L]^-x+2y[T]^-2x-2z＝[M]⁰[L]⁰[T]⁰  (7)

依据量纲和谐原理，建立联立方程式组

$\left\{\begin{array}{c}x+z=0\\ -x+2y=0\\ -2x-2z=0\end{array}\right.---\left(8\right)$

解方程组(8)，求取x、y、z的值，因x，y，z为非零常数，设x＝1，那么

$\left\{\begin{array}{c}y=\frac{1}{2}\\ z=-1\end{array}\right.---\left(9\right)$

将x、y、z带入(1)式整理

$P_t=\mathrm{\λ}\mathrm{\σ}\sqrt{\frac{1}{K}}---\left(10\right)$

式(10)中λ为常数。

具体实施时，在建立了渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式(10)之后，还需要应用实际样品资料来验证关系表达式(10)的可靠性。

收集准噶尔盆地不同时代800余组地层排驱压力、渗透率及界面张力数据。因该排驱压力是采用高压压汞法获得的，故界面张力均为水银与空气界面张力值，为一固定值。分别拟合盆地二叠系、三叠系、侏罗系和白垩系地层排驱压力与渗透率关系式，图3a)至图3d)所示，拟合关系式如下

$P_t={\mathrm{\λ}}_1\·{\left(\frac{1}{K}\right)}^{0.45~0.52},R^2=0.71~0.83---\left(11\right)$

其中，R²为数据点与拟合关系式的相关程度，R²的大小介于0～1，R²越接近于1，表明数据点与关系式的相关程度越高，即拟合关系式越可靠。

当界面张力σ为定值时，表达式(10)为

$P_t={\mathrm{\λ}}_2{\left(\frac{1}{K}\right)}^{0.5}---\left(12\right)$

对比分析可知，表达式(11)与(12)高度相似，幂指数均分布于0.5左右，这就说明排驱压力与渗透率的倒数呈幂函数关系式，理论幂指数为0.5，而实际拟合关系式中介于0.45～0.52之间，出现这种现象的原因主要包括以下三个方面：一是渗透率测试中的误差；二是流体差异，表达式(11)中的排驱压力是基于压汞实验所得，是水银排驱空气的排驱压力，与地层中油气排驱地层水存在差异，并且压汞实验求取的排驱压力其自身也存在误差；三是裂缝的影响，裂缝的存在会使渗透率偏大，利用偏大的渗透率拟合其与排驱压力的关系时，会导致幂指数偏大。

综合以上分析验证，得出的表达式(10)可靠，可以用来求取地层排驱压力。

具体实施时，步骤103为基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据。其中，依据测井技术求取的地层连续渗透率值必须经过校正后方可使用，校正方法需将测井解释渗透率与该井或临区岩心实测渗透率对比分析之后确定。

具体实施时，步骤104为依据不同深度及温压条件下界面张力数据表，选取对应深度界面张力值。

因流体界面张力难以测定和求取，且同一地区，同深度段内，相似温压条件下流体界面张力值差别不大，故该方法实施过程中流体界面张力的确定可依据不同深度及温压条件下界面张力经验数据表，选取对应条件下油-水或气-水界面张力值。

步骤104中还包括依据已有的排驱压力、渗透率及界面张力数据标定该地区λ(表达式(10)中)的具体数值。

具体实施时，步骤105依据定量表达式(10)，以及步骤103获得地层间断的渗透率数据、步骤104选取的界面张力值，及标定的λ值，求取间断的地层排驱压力；或步骤103获得地层连续的渗透率数据、步骤104选取的界面张力值，及标定的λ值，求取连续的地层排驱压力。

本发明还提出一种确定地层排驱压力的装置，如图4所示，该装置包括：

主控因素筛选单元401，用于分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

关系表达式建立单元402，用于建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

渗透率数据获取单元403，用于基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

界面张力值选取单元404，用于依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

排驱压力求取单元405，用于依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

具体实施时，主控因素筛选单元401中分析的排驱压力的筛选影响因素有多种，可以包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成、岩石颗粒表面吸附水膜厚度、岩石颗粒表面吸附油膜厚度、岩石密度、比表面积、流体物质组成、界面张力、黏度、密度、地层所处的压力及温度等等。

具体实施时，关系表达式建立单元402建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式具体如下：

$P_t=\mathrm{\λ}\mathrm{\σ}\sqrt{\frac{1}{K}};$

其中，P_t为排驱压力；K为渗透率；σ为界面张力；λ为常数。

除上述所包含的单元之外，该装置还可以包括：关系表达式验证单元，用于应用实际样品资料验证所述建立的建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式的可靠性。

λ值确定单元，用于根据已知的排驱压力数据、渗透率数据及界面张力数据确定所述λ值。

下面以准噶尔盆地S4井为例来详细描述本发明方法。

以准噶尔盆地S4井实际资料为基础，基于岩心样品的实测渗透率求取地层间断的排驱压力；依据原始测井数据为基础，结合岩心实测孔渗数据求取地层连续的排驱压力，在此基础上求取该井间断或连续的排驱压力值。

实施例1：求取地层间断排驱压力。

首先，通过选取不同深度段对应的油-水界面张力值。表1是不同深度及温压条件下界面张力经验数据表。

表1

其中，2400-2700米时，油-水界面张力值为0.012N/m，2800-3000米时，油-水界面张力值为0.009N/m。

其次，整理S4井岩心样品的实测孔隙度、渗透率及排驱压力数据表，如表2所示。

表2

样品深度(m)	层位	有效孔隙度(％)	渗透率(10-3μm2)	排驱压力(MPa)
					2461.06	J2t	13.6	8.61	0.136
2463.52	J2t	16.19	23.5	0.112
					2573.05	J2x	19.1	131.16	0.03
2586.1	J2x	17.51	41.84	0.06
					2587.08	J2t	19.3	164.6	0.03
2587.43	J2x	18.58	190.78	0.06
					2587.96	J2t	19.2	320.85	0.04
2589.48	J2x	9.98	2.09	0.2
					2614.77	J2x	13.95	3.52	0.317
2672.87	J1s	17.21	0.89	0.629
					2673.81	J1s	16.81	0.57	0.971
2674.44	J1s	13.67	0.12	4.572
					2891.33	J1s	14.81	56.91	0.07
2891.97	J1s	13.11	3.07	0.28
					2895.71	J1s	10.16	0.67	0.48
2896.92	J1s	13.36	5.07	0.16

依据研究区已有的(即表2中存在的)一组或多组排驱压力、渗透率，及界面张力数据，依据表达式(10)标定该地区的λ，结果为51。

依据表达式(10)，表1中得出的界面张力值，表2中得到的渗透率值，和λ＝51，求取排驱压力，并对比“计算排驱压力值”与“实测排驱压力值”，具体如表3所示。

表3

样品深度(m)	层位	实测排驱压力(10-3μm2)	计算排驱压力(10-3μm2)
				2461.06	J2t	0.136	0.209
2463.52	J2t	0.112	0.126
				2573.05	J2x	0.03	0.053
2586.1	J2x	0.06	0.095
				2587.08	J2t	0.03	0.048
2587.43	J2x	0.06	0.044
				2587.96	J2t	0.04	0.034
2589.48	J2x	0.2	0.423
				2614.77	J2x	0.317	0.326
2672.87	J1s	0.629	0.649
				2673.81	J1s	0.971	0.811
2674.44	J1s	4.572	1.766
				2891.33	J1s	0.07	0.061
2891.97	J1s	0.28	0.262
				2895.71	J1s	0.48	0.561
2896.92	J1s	0.16	0.204

由表3可知，计算排驱压力值与实测排驱压力值存在一定的误差，经过分析可知，误差主要源于三个方面：一是渗透率测试中的误差；二是流体差异，表2中的排驱压力是基于高压压汞实验所得，是水银排驱空气的排驱压力，与地层中油气排驱地层水存在差异，故高压压汞实验所得的“实测排驱压力”其自身也存在误差；三是裂缝的影响，裂缝的存在会使渗透率偏大，利用偏大的渗透率求取排驱压力时，会导致“计算排驱压力”偏小。

实施例2：求取地层连续排驱压力。

依据测井技术获取地层连续渗透率的方法有多种，本实施例中采用如下方法：首先通过密度测井求取密度孔隙度，结合中子孔隙度求取平均孔隙度，然后依据平均孔隙度求取有效孔隙度，再根据有效孔隙度与渗透率的拟合关系式求取渗透率，经过校正后得到最终的连续渗透率。

整理S4井的密度测井数据、中子孔隙度测井数据、自然伽马测井数据，依据下式首先求取密度孔隙度：

${\mathrm{\φ}}_{Den}=\frac{{\mathrm{Den}}_m-Den}{{\mathrm{Den}}_m-{\mathrm{Den}}_f}---\left(13\right)$

式(13)中，φ_Den为密度孔隙度，％；Den_m＝2.65g/cm³为基质密度，Den为地层密度，Den_f＝1.0g/cm³为流体密度。

然后结合中子孔隙度求取平均孔隙度，按照下式计算：

${\mathrm{\φ}}_{Ave}=\frac{{\mathrm{\φ}}_{Den}-{\mathrm{\φ}}_{CNL}}{2}---\left(14\right)$

式(14)中，φ_Ave为平均孔隙度，％，φ_CNL为中子孔隙度，％。

利用下式求取S4井地层泥质含量：

$\mathrm{\Δ}G=\frac{GR-{\mathrm{GR}}_{\min }}{{\mathrm{GR}}_{\max }-{\mathrm{GR}}_{min}}--\left(15\right)$

$V_{sh}=\frac{2^{c\·\mathrm{\Δ}G}-1}{2^c-1}---\left(16\right)$

式(15)中，ΔG为自然伽马相对值，GR为自然伽马值，GR_min为纯砂岩自然伽马值，GR_max为纯泥岩自然伽马值；V_sh为泥质含量，c为经验系数，通常，老地层c＝2，对于新地层c＝3.7～4，该处取4。

依据如下关系式求取S4井测井有效孔隙度：

φ_Eff'＝φ_Ave·(1-V_sh)  (17)

式(17)中，φ_Eff'为测井有效孔隙度，％。

结合表2中对应深度的实测有效孔隙度，依据如下拟合关系式校正测井有效孔隙度：

$\left\{\begin{array}{cc}{\mathrm{\&phi;}}_{Eff}=0.535{{\mathrm{\&phi;}}_{Eff}}^{\&prime;}+7.49,& {{\mathrm{\&phi;}}_{Eff}}^{\&prime;}<21\%\\ {\mathrm{\&phi;}}_{Eff}=21\%,& {{\mathrm{\&phi;}}_{Eff}}^{\&prime;}\&GreaterEqual;21\%\end{array}\right.---\left(18\right)$

式(18)中，φ_Eff为校正后有效孔隙度，上限值21％是依据该井最大实测有效孔隙度设定的。

根据图5所示的研究区有效孔隙度与渗透率的拟合关系图，按照下式求取地层连续的渗透率：

ln(K')＝0.5745φ_Eff-5.7499  (19)

式(19)中，K'为渗透率，10^-3μm²。

结合表2中S4井实测渗透率，依据拟合关系式校正K'：

$\left\{\begin{array}{cc}K=0.76997e^{0.05666K^{\&prime;}},& K^{\&prime;}<555.52\&times;{10}^{-3}{\mathrm{\&mu;m}}^2\\ K=555.52,& K^{\&prime;}\&GreaterEqual;555.52\&times;{10}^{-3}{\mathrm{\&mu;m}}^2\end{array}\right.---\left(20\right)$

式(20)中，K为地层最终的(修正后的)连续渗透率，10^-3μm²。上限值555.52×10^-3μm²是依据该井最大实测渗透率设定。

依据表1，深度介于2450～2600米，油水界面张力为0.012N/m；系数λ同实施例1中一致，为51。

依据表达式(21)求取地层连续的排驱压力：

$P_t=\mathrm{\&lambda;}\mathrm{\&sigma;}\sqrt{\frac{1}{K}}---\left(21\right)$

实施例2中涉及到的各种数据如表4所示。

表4

Depth	Den	φCNL	GR	φDen	φAve	ΔG	Vsh	φEff'	φEff	K'	K	σ	Pt
														2460.50	2.35	22.40	79.72	18.38	20.39	0.50	0.20	16.27	16.64	45.44	10.08	0.012	0.193
2460.62	2.35	22.69	82.04	18.26	20.48	0.52	0.22	16.04	16.52	42.39	8.48	0.012	0.210
														2460.75	2.34	22.99	83.45	18.79	20.89	0.53	0.23	16.18	16.59	44.15	9.37	0.012	0.200
2460.88	2.33	23.01	84.17	19.28	21.15	0.54	0.23	16.27	16.64	45.48	10.10	0.012	0.193
														2461.00	2.33	22.98	82.71	19.17	21.07	0.53	0.22	16.42	16.72	47.58	11.37	0.012	0.181
2461.13	2.34	23.27	82.87	18.53	20.90	0.53	0.22	16.26	16.64	45.32	10.01	0.012	0.193
														2461.25	2.36	22.38	83.16	17.83	20.11	0.53	0.22	15.61	16.29	37.06	6.27	0.012	0.244
2461.37	2.36	22.47	83.05	17.59	20.03	0.53	0.22	15.56	16.26	36.54	6.09	0.012	0.248
														2461.50	2.36	23.03	85.17	17.78	20.41	0.55	0.24	15.56	16.26	36.58	6.10	0.012	0.248
2461.63	2.35	23.70	82.81	18.04	20.87	0.53	0.22	16.24	16.63	45.08	9.87	0.012	0.195
														2461.75	2.36	25.31	81.10	17.60	21.45	0.51	0.21	16.94	17.00	55.76	18.07	0.012	0.144
2461.88	2.37	24.66	79.80	16.73	20.70	0.50	0.20	16.51	16.77	48.85	12.22	0.012	0.175
														2462.00	2.37	24.29	78.37	16.68	20.49	0.49	0.19	16.51	16.77	48.96	12.30	0.012	0.175
2462.12	2.37	23.76	76.74	17.20	20.48	0.48	0.18	16.70	16.87	51.83	14.46	0.012	0.161
														2462.25	2.35	23.39	77.67	18.05	20.72	0.49	0.19	16.78	16.92	53.18	15.61	0.012	0.155
2462.38	2.34	23.64	76.40	18.92	21.28	0.48	0.18	17.39	17.24	64.19	29.12	0.012	0.113
														2462.50	2.34	23.69	75.80	18.98	21.33	0.47	0.18	17.50	17.30	66.40	33.00	0.012	0.107
2462.62	2.33	22.65	74.94	19.22	20.94	0.46	0.17	17.28	17.18	61.98	25.70	0.012	0.121
														2462.75	2.34	22.66	74.14	19.01	20.84	0.46	0.17	17.28	17.19	62.08	25.84	0.012	0.120
2462.88	2.34	22.97	75.62	18.68	20.82	0.47	0.18	17.11	17.09	58.75	21.41	0.012	0.132
														2463.00	2.34	23.22	75.52	18.54	20.88	0.47	0.18	17.17	17.12	59.85	22.78	0.012	0.128
2463.13	2.34	24.07	77.33	18.67	21.37	0.48	0.19	17.35	17.22	63.34	27.74	0.012	0.116
														2463.25	2.34	22.96	78.10	18.50	20.73	0.49	0.19	16.74	16.89	52.49	15.02	0.012	0.158
2463.37	2.36	23.93	78.26	17.79	20.86	0.49	0.19	16.82	16.94	53.89	16.25	0.012	0.152
														2463.50	2.36	25.11	78.43	17.34	21.23	0.49	0.19	17.10	17.09	58.62	21.24	0.012	0.133
:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :
														2572.50	2.46	22.47	64.97	11.45	16.96	0.38	0.13	14.82	15.87	29.13	4.00	0.012	0.306
2572.63	2.48	22.89	62.58	10.55	16.72	0.36	0.12	14.78	15.85	28.75	3.92	0.012	0.309
														2572.75	2.48	24.26	61.48	10.14	17.20	0.35	0.11	15.28	16.11	33.53	5.13	0.012	0.270
2572.88	2.47	25.67	61.43	11.19	18.43	0.35	0.11	16.38	16.70	46.97	10.99	0.012	0.185
														2573.00	2.42	25.45	61.46	13.72	19.58	0.35	0.11	17.40	17.25	64.30	29.30	0.012	0.113
2573.12	2.37	25.04	60.32	16.73	20.88	0.35	0.11	18.65	17.92	94.41	161.11	0.012	0.048
														2573.25	2.35	22.88	65.24	18.01	20.45	0.39	0.13	17.84	17.48	73.69	49.86	0.012	0.087
2573.38	2.35	21.23	70.37	17.92	19.58	0.43	0.15	16.62	16.83	50.55	13.46	0.012	0.167
														2573.50	2.38	19.82	76.18	16.27	18.05	0.47	0.18	14.77	15.84	28.65	3.90	0.012	0.310

:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :	:  :
														2585.50	2.38	22.00	63.71	16.41	19.20	0.37	0.12	16.88	16.97	54.88	17.20	0.012	0.148
2585.62	2.37	22.72	64.15	17.16	19.94	0.38	0.12	17.50	17.30	66.25	32.72	0.012	0.107
														2585.75	2.36	23.24	61.56	17.71	20.48	0.36	0.11	18.19	17.67	81.88	79.26	0.012	0.069
2585.88	2.35	23.56	61.18	18.06	20.81	0.35	0.11	18.51	17.84	90.47	128.90	0.012	0.054
														2586.00	2.35	23.70	63.98	18.12	20.91	0.38	0.12	18.36	17.76	86.43	102.54	0.012	0.060
2586.13	2.35	23.72	68.11	18.05	20.89	0.41	0.14	17.96	17.54	76.30	57.78	0.012	0.081
														2586.25	2.35	23.68	71.28	18.31	21.00	0.43	0.16	17.73	17.42	71.14	43.15	0.012	0.093
2586.37	2.34	24.35	72.46	18.50	21.43	0.44	0.16	17.96	17.55	76.47	58.33	0.012	0.080
														2586.50	2.34	24.23	68.23	19.03	21.63	0.41	0.14	18.58	17.88	92.58	145.21	0.012	0.051
2586.63	2.33	23.94	65.16	19.59	21.77	0.38	0.13	19.00	18.10	105.20	296.66	0.012	0.036
														2586.75	2.32	23.69	62.17	20.15	21.92	0.36	0.11	19.41	18.32	119.36	555.52	0.012	0.026
2586.88	2.31	23.35	60.57	20.70	22.03	0.35	0.11	19.65	18.45	128.36	555.52	0.012	0.026
														2587.00	2.31	22.46	62.60	20.48	21.47	0.36	0.12	18.97	18.09	104.33	282.42	0.012	0.036
2587.12	2.31	23.09	62.71	20.55	21.82	0.36	0.12	19.28	18.25	114.56	503.79	0.012	0.027
														2587.25	2.32	22.75	63.77	20.20	21.48	0.37	0.12	18.88	18.04	101.28	237.69	0.012	0.040
2587.38	2.32	22.63	62.63	19.85	21.24	0.36	0.12	18.77	17.98	98.03	197.68	0.012	0.044
														2587.50	2.33	23.02	60.45	19.61	21.31	0.35	0.11	19.02	18.11	105.88	308.24	0.012	0.035
2587.62	2.34	22.54	58.76	19.01	20.77	0.33	0.10	18.67	17.93	95.16	168.06	0.012	0.047
														2587.75	2.34	23.05	57.91	19.08	21.06	0.33	0.10	19.00	18.10	105.25	297.44	0.012	0.035
2587.88	2.34	22.93	58.34	18.76	20.85	0.33	0.10	18.77	17.98	98.08	198.21	0.012	0.043
														2588.00	2.34	23.17	58.34	18.57	20.87	0.33	0.10	18.79	17.99	98.74	205.86	0.012	0.043
2588.13	2.34	23.68	57.77	18.54	21.11	0.32	0.10	19.06	18.13	107.05	329.31	0.012	0.034
														2588.25	2.34	24.21	56.69	18.55	21.38	0.32	0.09	19.38	18.31	118.37	555.52	0.012	0.026
2588.37	2.34	25.24	55.71	18.82	22.03	0.31	0.09	20.05	18.66	145.22	555.52	0.012	0.026
														2588.50	2.34	24.98	57.76	18.82	21.90	0.32	0.10	19.77	18.51	133.14	555.52	0.012	0.026
2588.63	2.34	24.94	56.98	18.86	21.90	0.32	0.09	19.83	18.55	135.80	555.52	0.012	0.026
														2588.75	2.34	23.95	57.27	18.57	21.26	0.32	0.10	19.23	18.23	112.91	459.04	0.012	0.029
2588.88	2.36	21.63	56.83	17.46	19.54	0.32	0.09	17.71	17.41	70.68	42.05	0.012	0.094
														2589.00	2.40	18.60	55.04	14.97	16.79	0.30	0.09	15.32	16.13	33.90	5.24	0.012	0.267
2589.12	2.48	14.56	54.06	10.44	12.50	0.29	0.08	11.45	14.06	10.31	1.38	0.012	0.521
														2589.25	2.55	11.52	52.88	6.02	8.77	0.29	0.08	8.07	12.25	3.65	0.95	0.012	0.629
2589.38	2.60	9.43	53.09	3.02	6.23	0.29	0.08	5.72	11.00	1.78	0.85	0.012	0.663
														2589.50	2.62	8.46	55.84	1.89	5.17	0.31	0.09	4.71	10.45	1.30	0.83	0.012	0.672
2589.63	2.61	8.90	59.15	2.62	5.76	0.34	0.10	5.17	10.70	1.50	0.84	0.012	0.669
														2589.75	2.57	11.21	60.37	4.96	8.09	0.35	0.11	7.22	11.80	2.81	0.90	0.012	0.644
2589.87	2.50	14.74	59.91	9.24	11.99	0.34	0.11	10.73	13.68	8.27	1.23	0.012	0.552
														2590.00	2.45	17.91	57.76	11.91	14.91	0.32	0.10	13.46	15.14	19.15	2.28	0.012	0.406

综上所述，与现有的排驱压力的求取方法相比，本发明方法利用相关原理，经过推导建立主控因素(渗透率和界面张力)与排驱压力的定量关系表达式，所获得的关系表达式使用范围广泛；通过获得的主控因素(渗透率和界面张力)与排驱压力的定量关系表达式，再根据获得的界面张力数据、地层间断的渗透率数据或地层连续的渗透率数据，既可以求取地层间断排驱压力，又可求取地层连续排驱压力，且求取过程简单、快速、经济，结果较为精确，可为油气成藏研究、试油层位选择及区带评价提供依据和方便。同时，该方法适用于碎屑岩地层和孔隙型碳酸盐地层排驱压力的求取。

显然，本领域的技术人员应该明白，上述的本发明实施例的各模块或各步骤可以用通用的计算装置来实现，它们可以集中在单个的计算装置上，或者分布在多个计算装置所组成的网络上，可选地，它们可以用计算装置可执行的程序代码来实现，从而，可以将它们存储在存储装置中由计算装置来执行，并且在某些情况下，可以以不同于此处的顺序执行所示出或描述的步骤，或者将它们分别制作成各个集成电路模块，或者将它们中的多个模块或步骤制作成单个集成电路模块来实现。这样，本发明实施例不限制于任何特定的硬件和软件结合。

以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明实施例可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (10)

1.一种确定地层排驱压力的方法，其特征在于，包括：

分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述影响因素包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成、岩石颗粒表面吸附水膜厚度、岩石颗粒表面吸附油膜厚度、岩石密度、比表面积、流体物质组成、界面张力、黏度、密度、地层所处的压力及温度之一或组合。

3.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述在建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式之后，还包括：

应用实际样品资料验证所述建立的建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式的可靠性。

4.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式具体如下：

$P_t=\mathrm{\&lambda;}\mathrm{\&sigma;}\sqrt{\frac{1}{K}};$

其中，P_t为排驱压力；K为渗透率；σ为界面张力；λ为常数。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述在依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值之后，还包括：

根据已知的排驱压力数据、渗透率数据及界面张力数据确定所述λ值。

6.一种确定地层排驱压力的装置，其特征在于，包括：

主控因素筛选单元，用于分析排驱压力的影响因素，筛选主控因素；所述主控因素包括渗透率和界面张力；

关系表达式建立单元，用于建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式；

渗透率数据获取单元，用于基于岩心样品分析测试技术获取地层间断的渗透率数据；或依据测井技术获取地层连续的渗透率数据；

界面张力值选取单元，用于依据不同深度及温压条件下的界面张力数据表，选取对应深度的界面张力值；

排驱压力求取单元，用于依据所建立的渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式，根据获取的地层间断的渗透率数据和界面张力值，求取间断的地层排驱压力；或根据获取的地层连续的渗透率数据和界面张力值，求取连续的地层排驱压力。

7.如权利要求6所述的装置，其特征在于，所述影响因素包括微观孔喉结构、渗透率、孔隙度、岩石矿物组成、岩石颗粒表面吸附水膜厚度、岩石颗粒表面吸附油膜厚度、岩石密度、比表面积、流体物质组成、界面张力、黏度、密度、地层所处的压力及温度之一或组合。

8.如权利要求6所述的装置，其特征在于，还包括：

关系表达式验证单元，用于应用实际样品资料验证所述建立的建立渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式的可靠性。

9.如权利要求6所述的装置，其特征在于，所述渗透率、界面张力与排驱压力的定量关系表达式具体如下：

$p_t=\mathrm{\&lambda;}\mathrm{\&sigma;}\sqrt{\frac{1}{K}};$

其中，P_t为排驱压力；K为渗透率；σ为界面张力；λ为常数。

10.如权利要求9所述的装置，其特征在于，还包括：

λ值确定单元，用于根据已知的排驱压力数据、渗透率数据及界面张力数据确定所述λ值。