CN106468169B - 计算油藏含油饱和度的方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种计算油藏含油饱和度的方法。根据本发明的方法，在不同进汞饱和度下，通过拟合孔隙度、渗透率与孔喉半径的孔渗喉关系，得出不同位置孔喉半径特征值。根据该特征值将岩芯样品分类，并建立每类岩芯的孔渗关系。最终依据所获得的孔渗关系、孔渗喉关系和Thomeer模型得到油藏含油饱和度。根据本发明的方法能够得到油藏含油饱和度的更加准确的数值。

Description

计算油藏含油饱和度的方法

技术领域

本发明涉及石油勘探开发领域，特别涉及一种计算油藏含油饱和度的方法。

背景技术

在油田勘探开发过程中，石油含量是评估油田资源性资产的重要依据。然而，准确的石油含量数字是难以确定的，并且只能通过相关的参数来估算。含油饱和度是估算石油含量的一个重要且常用的参数。

在现有技术中，通常使用密闭取心、油基泥浆取心等方法，直接获得地层条件下含油饱和度资料。但是上述方法不可能在所有油田都采用，特别对于我国控股的一些国外油田，由于经济、环境等因素影响，上述方法都没有得到推广。

此外，还经常使用阿尔奇公式和毛管压力曲线来确定含油饱和度。然而，对于一些特殊的油藏，例如碳酸盐岩油藏而言，其非均质性远较砂岩高，常规物性资料(孔、渗等)难于满意地作为储层岩石的品质，因此仅使用阿尔奇公式和毛管压力曲线难以得到较为准确的含油饱和度。

发明内容

针对上述问题，本发明提出了一种计算油藏含油饱和度的方法。根据本发明的方法能够得到油藏含油饱和度的更加准确的数值。

根据本发明的计算油藏含油饱和度的方法包括以下步骤，

步骤一：对多个岩芯样品分别测量孔隙度渗透率k，并且对该多个岩芯样品分别进行毛管压力试验，以对于每个岩芯样品均测得多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w，

步骤二：基于Thomeer模型，将每个岩芯样品的多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行拟合，得到Thomeer模型中的排驱压力P_ce和关联系数G的多个值，

步骤三：对于每个岩芯样品，基于由毛管压力试验获得的多个毛管压力P_c得到多个孔喉半径r，

在相同的非润湿相饱和度S_w下，拟合得到所述多个孔喉半径r与所述孔隙度和渗透率k之间的多个孔渗喉关系，选择多个孔渗喉关系中相关系数R²最大的为特征孔渗喉关系，该特征孔渗喉关系中的孔喉半径r为特征孔喉半径r_x，由此对于每个岩芯样品均获得一个特征孔喉半径r_x，

步骤四：拟合得到特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系，并且拟合得到特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系，

步骤五：根据多个特征孔喉半径r_x的分布状况，将多个特征孔喉半径r_x分成不同的特征区间，并且对于每一个特征区间，拟合得到孔隙度与渗透率k之间的一个通用孔渗关系，

步骤六：获得待计算油藏的孔隙度和毛管压力，并将该油藏与特征区间对应，通过特征区间的通用孔渗关系得到油藏的渗透率，然后根据特征孔渗喉关系得到油藏的特征孔喉半径r_x，接下来根据特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系以及特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系得到油藏的排驱压力和关联系数，由此，基于油藏的孔隙度、毛管压力、排驱压力、关联系数以及Thomeer模型而得到含水饱和度S’，进而得到油藏含油饱和度S。

在现有技术中，通常建立初始含水饱和度和孔隙度、渗透率的关系，依据孔隙度和渗透率的值计算含油饱和度。但是，这没有考虑到油藏岩石的孔喉半径的大小对油藏孔隙结构的影响，从而导致所得到的含油饱和度值并不准确。申请人则将油藏岩石的孔喉半径的大小作为计算油藏含油饱和度的一个因素，从而更全面地考虑了影响油藏含油饱和度的因素，所得到的含油饱和度数值也更准确。

在一个实施例中，油藏含油饱和度S＝1-S’。

在一个实施例中，在步骤一中，根据地层条件将经毛管压力试验测得的毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行校正。由于实验室条件与实际地层条件并不完全相同，因此将毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行校正后能更准确地反应岩芯样品的性质。

在一个具体的实施例中，该校正为应力校正：

其中，P*为应力校正后的毛管压力，S_w*为应力校正后的非润湿相饱和度，为地层条件下的孔隙度；能通过测井资料而获得。

在另一个实施例中，在对毛管压力进行应力校正后，还进行润湿性校正：

其中，P_res*为润湿性校正后的毛管压力，σ为实验室条件下的界面张力，θ为实验室条件下的接触角，σ_res为地层条件下的界面张力，θ_res为地层条件下的接触角，σ_res和θ_res能通过测井资料而获得。

在一个实施例中，Thomeer模型由下式表示：

其中，Sw为非润湿相饱和度，G为关联系数，P_ce为排驱压力，P_c为毛管压力。

在一个实施例中，对于待计算油藏而言，毛管压力P_c由下式表示：

P_c＝ΔρgH_AFWL，

其中，Δρ为油水密度差，g为重力加速度，H_AFWL为自由水面高度，Δρ和H_AFWL能通过测井资料而获得。

在一个实施例中，在步骤六中，获得每个岩芯样品所处地层的地层参数，通过测井获得所述待计算油藏的地层参数，当待计算油藏的地层参数与多个岩芯样品中的某一个的地层参数相匹配时，则岩芯样品的特征孔喉半径r_x对应的通用孔渗关系适用于待计算油藏的地层。应理解地是，这里所述的“相匹配”并不是完全相等，而是在一定的误差范围之内。例如，该误差范围可以为±5％。

在一个实施例中，地层参数为去铀伽马值、总伽马值、光电吸收截面指数、电阻率、岩石密度、声波时差、中子孔隙度中的至少四个。

与现有技术相比，本发明的优点在于：将油藏岩石的孔喉半径的大小作为计算油藏含油饱和度的一个因素，从而更全面地考虑了影响油藏含油饱和度的因素，所得到的含油饱和度的数值也因此更准确。

附图说明

在下文中将基于实施例并参考附图来对本发明进行更详细的描述。其中：

图1示意性地显示实施根据本发明的方法的步骤示意图。

图2示意性地显示了根据本发明的一个实施例的毛管压力曲线。

图3示意性地显示了根据本发明的一个实施例的特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce的关系曲线。

图4示意性地显示了根据本发明的一个实施例的特征孔喉半径r_x与关联系数G的关系曲线。

图5示意性地显示了根据本发明的一个实施例的根据特征孔喉半径r_x的分布状况而划分的特征区间。

图6示意性地显示了根据本发明的一个实施例计算的含水饱和度与测井解释含水饱和度的对比。

具体实施方式

下面将结合附图对本发明作进一步说明。

图1示意性地显示了实施根据本发明的方法的步骤。如图1所示，实施根据本发明的方法包括以下步骤。

步骤1：分别测量多个岩芯样品的孔隙度渗透率k，并且对该多个岩芯样品分别进行毛管压力试验而测得多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w。

对岩芯样品的测量方法是本领域的技术人员所熟知的，毛管压力试验方法也是本领域的技术人员所熟知的，这里不再赘述。

步骤2：将该多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行拟合，得到Thomeer模型中的排驱压力P_ce和关联系数G的多个值。

Thomeer模型是本领域中常用的模型，其可由式1来表示：

式1

在式1中，S_w为非润湿相饱和度，G为关联系数，P_ce为排驱压力，P_c为毛管压力。对于所述待计算油藏而言，毛管压力P_c由式2表示：

P_c＝ΔρgH_AFWL 式2

在式2中，Δρ为油水密度差，g为重力加速度，H_AFWL为自由水面高度，Δρ和H_AFWL能通过测井资料而获得。

步骤3：基于由多个毛管压力P_c得到多个孔喉半径r，拟合得到该多个孔喉半径r与该岩芯样品的孔隙度和渗透率k之间的多个孔渗喉关系。选择该多个孔渗喉关系中相关系数R最大的为特征孔渗喉关系，特征孔渗喉关系中的孔喉半径r为特征孔喉半径r_x。

毛管压力P_c与孔喉半径r之间的关系是本领域的技术人员所熟知的，例如可由式3表示：

式3，

在式3中，σ为实验室条件下的界面张力，θ为实验室条件下的接触角。

应理解地是，对于每一个岩芯样品而言，在进行毛管压力试验时，毛管压力P_c是不断变化的，因此所得到的孔喉半径r也是变化值。实验人员可根据实际情况任意选择需要记录的孔喉半径r的数值。由于毛管压力P_c与非润湿相饱和度S_w是对应的，因此所记录的孔喉半径r也是与非润湿相饱和度S_w相对应的。

在一个实施例中，孔渗喉关系由式4表示：

式4

其中，A、B和C为大于零的系数，r为孔喉半径、k为渗透率、为孔隙度。

应理解地是，对于一个确定的岩芯样品而言，lg(k)和是始终不变的常数。

还应理解地是，对于多个岩芯样品而言，在相同的非润湿相饱和度S_w下测得的孔喉半径r均不相同。因此，对于多个岩芯样品而言，可在相同的非润湿相饱和度S_w下来拟合式4，而得到在不同非润湿相饱和度S_w下的多个孔渗喉关系。由此，可选择相关系数R²最大的孔渗喉关系作为特征孔渗喉关系，特征孔渗喉关系中的孔喉半径r为特征孔喉半径r_x。

步骤4：拟合得到特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系，并且拟合得到特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系。

步骤5：将多个特征孔喉半径r_x分成不同的特征区间，并且对于每一个特征区间，拟合得到孔隙度与渗透率k之间的一个通用孔渗关系。

通过划分特征区间，实际上相当于对岩芯样品进行了分类，这样就能更精细地区分不同类型的地层状况。这对于提高根据本发明方法的计算结果的精度非常重要。

步骤6：获得待计算油藏的孔隙度和毛管压力，并通过通用孔渗关系得到该油藏的渗透率，然后根据特征孔渗喉关系得到油藏的特征孔喉半径r_x。接下来根据特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系以及特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系得到该油藏的排驱压力和关联系数。最后，基于油藏的孔隙度、毛管压力、排驱压力、关联系数以及Thomeer模型而得到含水饱和度S’，进而得到该油藏含油饱和度S。

在一个实施例中，可将每个岩芯样品所处地层的地层参数与通过测井获得待计算油藏的地层参数相比较，来判断该待计算油藏与哪一个岩芯样品相匹配。然后，将岩芯样品的特征孔喉半径r_x对应的通用孔渗关系适用于该待计算油藏的地层。地层参数可以为去铀伽马值、总伽马值、光电吸收截面指数、电阻率、岩石密度、声波时差、中子孔隙度中的至少四个。

油藏含油饱和度S＝1-S’。

根据本发明的方法特别适用于碳酸盐岩油田。

实施例1：

在碳酸盐岩油田中取49个岩芯样品，采用中华人民共和国石油天然气行业标准SY/T 6385—1999“覆压下岩石孔隙度和渗透率测定方法”分别测其孔隙度渗透率k，如表1所示。然后对该49个岩芯样品进行毛管压力试验，并且基于Thomeer模型将所得到的毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行拟合。在本实施例中，非润湿相选择为汞。图2示意性地显示了一条修正之后的毛管压力曲线，其中P_ce等于0.5，G等于0.3。应理解地是，可以得到49条毛管压力曲线，这里未一一示出。由该49条毛管压力曲线可以得到49个排驱压力P_ce和49个关联系数G，如表1所示。

表1

接下来，对于每一个岩芯样品，基于毛管压力实验资料，得到进汞饱和度(即，非润湿相饱和度S_w)从10％到85％的孔喉半径r。这里，进汞饱和度每提高5％，记录一次数据。因此，在每一个进汞饱和度下均有49个孔喉半径r。然后，在每一个进汞饱和度下拟合孔渗喉关系，如表2所示。

表2

从表2中可看出，进汞饱和度为30％时，相关系数R²最大，因此下式5为特征孔渗喉关系，并且r30为特征孔喉半径r_x。应理解地是，对于每一个岩芯样品而言，每一个岩芯样品的特征孔喉半径r_x均为r30，但是具体数值各不相同，如表1所示。

式5

拟合表1中的排驱压力P_ce与r30之间的关系，如式6。拟合表1中的关联系数G与r30之间的关系，如式7。图3显示了P_ce与r30之间的图像，图4显示了G与r30之间的图像。

y＝0.0348x^-1.0221 式6，

y＝0.3605x^0.3185 式7，

在式6中，y代表P_ce，x代表r30。在式7中，y代表G，x代表r30。

根据表1中的r30(即，特征孔喉半径r_x)的分布状况，使用r30＝0.1，r30＝0.5，r30＝2.0，r30＝10.0分成五个不同的特征区间，如图5所示。在每个特征区间的孔渗关系如表3所示。

表3

在该碳酸盐岩油田的另一油藏位置，通过测井测量了该位置孔隙度为18.39，地层参数为去铀伽马值为12.581API，总伽马值为13.728API，光电吸收截面指数为6.869bar/e，电阻率为5.494Ω·m，地层密度为2.364g/cm³，声波时差为72.656μs/ft，中子孔隙度为0.16。还通过DST测试测得的自由水面高度H_AFWL为-3030m，该油藏位置距离自由水面高度为97m，油水密度差Δρ为0.35g/cm³。

经比较地层参数发现，待测油藏位置与岩芯样品24相匹配，岩心24孔隙度为18.56，地层参数为去铀伽马值为13.107API，总伽马值为11.467API，光电吸收截面指数为6.621bar/e，电阻率为4.518Ω·m，地层密度为2.403g/cm³，声波时差为72.041μs/ft，中子孔隙度为0.145。从上述地层参数中可得知，至少孔隙度、去铀伽马值、光电吸收截面指数、地层密度、声波时差的误差值在±5％的范围内，因此认为岩芯样品24的特征孔喉半径r30对应的通用孔渗关系适用于待测油藏位置。

岩芯样品24的r30(即，特征孔喉半径)为0.625，因此待测油藏位置的孔渗关系为由此，计算得到待测油藏位置的渗透率k为1.113。

将该待测油藏位置的孔隙度和渗透率k带入式5中，计算得到该待测油藏位置的r30为0.567μm。然后，根据式6和式7计算得到该待测油藏位置的排驱压力P_ce等于0.061，关联系数G等于0.301。

将上文得到的Δρ、H_AFWL带入式2中，计算得到毛管压力P_c等于0.34MPa。

然后，将上文得到的毛管压力P_c、关联系数G、排驱压力P_ce带入式1中，计算得到非润湿相饱和度S_w等于0.335。在本实施例中，非润湿相饱和度Sw就是含水饱和度。因此，该待测油藏位置的含油饱和度S＝1-S_w＝0.665。

实施例1仅示意性地显示了对油藏的一个位置计算了其含油饱和度。实际上，可以使用本发明的方法对该油藏的多个位置进行计算。图6显示了根据本发明的方法得到计算结果(即，曲线61)与测井解释结果(即，点62)之间比较。从图6可看到，根据本发明的方法得到的结果与测井解释结果在绝大部分位置都重合，这表明根据本发明的方法可以准确地计算油藏含油饱和度值。

虽然已经参考优选实施例对本发明进行了描述，但在不脱离本发明的范围的情况下，可以对其进行各种改进并且可以用等效物替换其中的部件。尤其是，只要不存在结构冲突，各个实施例中所提到的各项技术特征均可以任意方式组合起来。本发明并不局限于文中公开的特定实施例，而是包括落入权利要求的范围内的所有技术方案。

Claims (9)

1.一种计算油藏含油饱和度的方法，包括以下步骤：

步骤一：对多个岩芯样品分别测量孔隙度渗透率k，并且对所述多个岩芯样品分别进行毛管压力试验，以对于每个岩芯样品均测得多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w；

步骤二：基于Thomeer模型，将每个岩芯样品的多组毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行拟合，得到Thomeer模型中的排驱压力P_ce和关联系数G的多个值；

步骤三：对于所述每个岩芯样品，基于由所述毛管压力试验获得的多个毛管压力P_c得到多个孔喉半径r；

在相同的非润湿相饱和度S_w下，拟合得到所述多个孔喉半径r与所述孔隙度和渗透率k之间的多个孔渗喉关系，选择所述多个孔渗喉关系中相关系数R²最大的为特征孔渗喉关系，所述特征孔渗喉关系中的孔喉半径r为特征孔喉半径r_x，由此对于每个岩芯样品均获得一个特征孔喉半径r_x；

步骤四：拟合得到特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系，并且拟合得到特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系；

步骤五：根据多个特征孔喉半径r_x的分布状况，将多个特征孔喉半径r_x分成不同的特征区间，并且对于每一个特征区间，拟合得到孔隙度与渗透率k之间的一个通用孔渗关系；

步骤六：获得待计算油藏的孔隙度和毛管压力，并将所述油藏与所述特征区间对应，通过所述特征区间的通用孔渗关系得到所述油藏的渗透率，然后根据所述特征孔渗喉关系得到所述油藏的特征孔喉半径r_x，接下来根据特征孔喉半径r_x与排驱压力P_ce之间的关系以及特征孔喉半径r_x与关联系数G之间的关系得到所述油藏的排驱压力和关联系数；

由此，基于所述油藏的孔隙度、毛管压力、排驱压力、关联系数以及Thomeer模型而得到含水饱和度S’，进而得到所述油藏含油饱和度S。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，在所述步骤一中，根据地层条件将经毛管压力试验测得的毛管压力P_c和非润湿相饱和度S_w进行校正。

3.根据权利要求2所述的方法，其特征在于，所述校正为应力校正：

其中，P*为应力校正后的毛管压力，S_w*为应力校正后的非润湿相饱和度，为地层条件下的孔隙度；能通过测井资料而获得。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，在对所述毛管压力进行所述应力校正后，还进行润湿性校正：

其中，P_res*为润湿性校正后的毛管压力，σ为实验室条件下的界面张力，θ为实验室条件下的接触角，σ_res为地层条件下的界面张力，θ_res为地层条件下的接触角，σ_res和θ_res能通过测井资料而获得。

5.根据权利要求1到4中任一项所述的方法，其特征在于，所述Thomeer模型由下式表示：

其中，S_w为非润湿相饱和度，G为关联系数，P_ce为排驱压力，P_c为毛管压力。

6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于，对于所述待计算油藏而言，所述毛管压力P_c由下式表示：

P_c＝ΔρgH_AFWL，

其中，Δρ为油水密度差，g为重力加速度，H_AFWL为自由水面高度，Δρ和H_AFWL能通过测井资料而获得。

7.根据权利要求1到4中任一项所述的方法，其特征在于，在所述步骤六中，获得所述每个岩芯样品所处地层的地层参数，通过测井获得所述待计算油藏的地层参数，

当所述待计算油藏的地层参数与所述多个岩芯样品中的某一个的地层参数相匹配时，则所述岩芯样品的特征孔喉半径r_x对应的通用孔渗关系适用于所述待计算油藏的地层。

8.根据权利要求7所述的方法，其特征在于，所述地层参数为去铀伽马值、总伽马值、光电吸收截面指数、电阻率、岩石密度、声波时差、中子孔隙度中的至少四个。

9.根据权利要求1到4中任一项所述的方法，其特征在于，所述油藏含油饱和度S＝1-S’。