CN109838230B - 油藏水淹层的定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供了一种油藏水淹层的定量评价方法。该方法包括：测量岩心样品的油水相对渗透率曲线；获取岩心样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or，计算其可动油指数K_o和可动水指数K_w；模拟绘制岩心样品的K_ro—K_o和K_rw—K_w曲线；取目标油藏水淹层的岩心待评价样品，获取其束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or及含水饱和度S_w，得出其相对渗透率指数K_rf，进而对目标油藏进行水淹层定量评价。该方法以储层的渗流特征为基础，以岩心相对渗透率测试数据为依据，分析油水相对渗透率曲线随含水饱和度的变化趋势。基于此构造了油水相对渗透率指数来表征油藏的水淹程度，建立其测井解释模型，对于油藏水淹层的评价更准确。

Description

油藏水淹层的定量评价方法

技术领域

本发明涉及油田开发地质领域，具体而言，涉及一种油藏水淹层的定量评价方法。

背景技术

中国绝大多数油田为陆相沉积，油藏非均质性严重，天然能量不足，主要采用注水方式开采，注水开发油田的储量占总储量的85％以上。经过几十年的注水开发，大多数油田已经进入高含水、高采出程度阶段，开发中后期面临的主要问题之一就是水淹层评价。无论是砂岩储层还是砾岩储层，其水淹层评价都是十分困难的，储层的非均质性越强，评价越困难；注入水的矿化度差异越大，电学性质响应越复杂；注水时间越长，油层水洗越严重等，所有这些因素的变化，都会使水淹层的岩石物理响应机理、微观孔隙结构特征及流体分布规律等发生变化，进而影响水淹层定量评价的精度。因此，水淹层的识别和评价从一开始就是油田工作的重点和难点，目前水淹层定量评价技术仍然需要继续深入研究，特别是复杂储层的水淹层解释。

目前，国内外对水淹层定性解释方法的研究已经十分深入，主要包括常规测井、特殊测井、生产测井及油藏动态监测等方法，多种方法的综合应用基本可以解决油田生产中水淹层定性解释的要求。但是，随着油田开发精细程度的不断提高以及一些非常规油气藏的持续发现，定性解释已经不能满足油田开发的需求，水淹层的定量评价成为技术发展趋势。含油饱和度(S_o)和产水率(F_w)作为两个传统的水淹层定量评价参数，对于非均质性弱的砂岩储层有着很好的应用效果，但是，针对非均质性强、岩性变化剧烈及储层微观孔隙结构呈多模态分布的复杂油气藏，例如砾岩油气藏，水淹层定量评价的精度比较低，不能满足实际测井解释的要求，需要构造其他敏感参数进行水淹层的定量评价。

发明内容

本发明的主要目的在于提供一种油藏水淹层的定量评价方法，以解决现有技术中对于油藏水淹层评价精度较低的问题。

为了实现上述目的，根据本发明的一个方面，提供了一种油藏水淹层的定量评价方法，其包括以下步骤：S1，取水淹储层的岩心样品，测量岩心样品不同含水饱和度S_w时的油相相对渗透率K_ro、水相相对渗透率K_rw，并分别绘制油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw随含水饱和度S_w的变化曲线，记为油水相对渗透率曲线；S2，获取岩心样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or，并根据公式(1)和公式(2)分别计算岩心样品的可动油指数K_o和可动水指数K_w：

S3，模拟绘制岩心样品的油相相对渗透率K_ro随可动油指数K_o的变化曲线，记为K_ro—K_o曲线；模拟绘制岩心样品的水相相对渗透率K_rw随可动水指数K_w的变化曲线，记为K_rw—K_w曲线；S4，取目标油藏水淹层的岩心待评价样品，获取待评价样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or及含水饱和度S_w，根据公式(1)、公式(2)、K_ro—K_o曲线、K_rw—K_w曲线计算得出待评价样品的油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw；S5，按公式(3)计算待评价样品的相对渗透率指数K_rf：

S6，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价。

进一步地，步骤S4中，获取待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or的步骤包括：测量岩心样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or、岩心渗透率K及有效孔隙率

将岩心渗透率K和有效孔隙率

的比值定义为孔隙指数，模拟绘制束缚水饱和度S_wi随孔隙指数的变化曲线，记为

曲线，模拟绘制残余油饱和度S_or随孔隙指数的变化曲线，记为

曲线；测量待评价样品的岩心渗透率K和有效孔隙率

根据

曲线和S_or

曲线计算得到待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or。

进一步地，步骤S4中，获取待评价样品的含水饱和度S_w的步骤包括：利用Archie公式计算得到待评价样品的含水饱和度S_w。

进一步地，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价的步骤中，待评价样品的相对渗透率指数K_rf越高，表明目标油藏的水淹程度越强。

进一步地，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价的步骤之前，评价方法还包括以下步骤：测量岩心样品的产水率F_w随含水饱和度S_w的变化曲线，记为F_w—S_w曲线；将岩心样品的产水率F_w进行区间划分，并在F_w—S_w曲线上找到每个产水率F_w区间对应的含水饱和度S_w区间；根据每一个含水饱和度S_w区间，在油水相对渗透率曲线上对油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw进行区间划分，进而根据公式(3)对岩心样品的相对渗透率指数K_rf进行区间划分；以及将待评价样品的相对渗透率指数K_rf与各岩心样品的相对渗透率指数K_rf区间进行比对，以评价目标油藏的水淹程度。

进一步地，对岩心样品的产水率F_w进行区间划分的步骤中，将岩心样品的产水率F_w划分为以下几个区间：第一区间为F_w≤10％，第二区间为10％<F_w≤40％，第三区间为40％<F_w≤60％，第四区间为60％<F_w≤80％，第五区间为F_w>80％，且第一区间、第二区间、第三区间、第四区间、第五区间的水淹程度依次加强。

进一步地，评价方法还包括对岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化的步骤，优化步骤包括：获取目标油藏水淹层的油井产液剖面数据，根据产液剖面数据对应的水淹强度对岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化。

本发明提供的油藏水淹层定量评价方法，以实际储层的渗流特征为基础，以岩心相对渗透率测试数据为依据，分析油水相对渗透率曲线随含水饱和度增加的变化趋势。在此基础上，构造了油水相对渗透率指数来表征油藏的水淹程度，建立其测井解释模型，对于油藏水淹层的评价更加准确，能够定量评价油藏的水淹强度，对于实际生产更具指导意义。

附图说明

构成本申请中一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：

图1示出了本发明的实施例1中岩心样品的油水相对渗透率曲线；

图2示出了本发明的实施例1中岩心样品的油相相对渗透率与可动油指数交会图；

图3示出了本发明的实施例1中岩心样品的水相相对渗透率与可动水指数交会图；以及

图4示出了本发明的实施例1中岩心样品的产水率F_w随含水饱和度S_w的变化曲线。

具体实施方式

需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。

以下结合具体实施例对本申请作进一步详细描述，这些实施例不能理解为限制本申请所要求保护的范围。

正如背景技术部分所描述的，现有技术中对于油藏水淹层的定量评价精度较低。

为了解决这一问题，本发明提供了一种油藏水淹层的定量评价方法，其包括以下步骤：

S1，取水淹储层的岩心样品，测量岩心样品不同含水饱和度S_w时的油相相对渗透率K_ro、水相相对渗透率K_rw，并分别绘制油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw随含水饱和度S_w的变化曲线，记为油水相对渗透率曲线；

S2，获取岩心样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or，并根据公式(1)和公式(2)分别计算岩心样品的可动油指数K_o和可动水指数K_w：

S3，模拟绘制岩心样品的油相相对渗透率K_ro随可动油指数K_o的变化曲线，记为K_ro—K_o曲线；模拟绘制岩心样品的水相相对渗透率K_rw随可动水指数K_w的变化曲线，记为K_rw—K_w曲线；

S4，取目标油藏水淹层的岩心待评价样品，获取待评价样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or及含水饱和度S_w，根据公式(1)、公式(2)、K_ro—K_o曲线、K_rw—K_w曲线计算得出待评价样品的油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw；

S5，按公式(3)计算待评价样品的相对渗透率指数K_rf：

S6，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价。

油层物理学中所涉及的油水相对渗透率是表示油或水在岩石孔隙中相对流动能力的一种参数，由于油水相对渗透率与油水饱和度及储层的含水率直接相关，并且能够反映油水在岩石孔隙中各自所占的百分比。当油相相对渗透率越高，孔隙含油饱和度越高，含水率越少，说明储层的水淹程度越弱；反之，当油相相对渗透率越低，孔隙含油饱和度越低，含水率越高，说明储层的水淹程度越强，对水相来讲规律相同。因此，基于油水相对渗透率随储层含水饱和度的变化趋势，结合孔隙结构特征和流体分布规律、构造可以反映储层水淹级别的定量评价参数。

本发明提供的油藏水淹层的评价方法，以实际储层的渗流特征为基础，以岩心相对渗透率测试数据为依据，分析油水相对渗透率曲线随含水饱和度增加的变化趋势。在此基础上，构造了油水相对渗透率指数来表征油气水淹层的水淹程度，建立其测井解释模型，对于油藏水淹层的评价更加准确，对于实际生产更具指导意义。

具体地，油水相对渗透率曲线可以较为明晰地反映油藏的水淹强度，其中随着含水饱和度的增加，储层水淹程度增强，油相相对渗透率变小，水相相对渗透率变大，如果定义相同含水饱和度数值下油相相对渗透率值与水相相对渗透率值之间的距离为AB，即随着储层水淹强度增大，AB段距离变小，并且A点与B点的相对渗透率比值也变小。本发明基于以上原理构造了相对渗透率指数K_rf，上述公式(3)，以实际油藏水淹层的待评价样品的相对渗透率指数K_rf对油藏水淹层的水淹强度进行更准确的评价，K_rf的变化可以有效地刻度水淹程度，指数越大，水淹越弱；K_rf越小，水淹越强，当过了油水相对渗透率平衡点以后，K_rf会变为负数，表明此时储层的水淹程度比较高，水淹级别比较强。

为了准确计算实际油藏水淹层的待评价样品的相对渗透率指数K_rf，本发明建立了一系列的计算模型，其中：

上述公式(1)、公式(2)，其中可动油指数K_o表示孔隙中可动油占孔隙可动流体的百分数，K_o越大，说明孔隙中的可动油越多，油相相对渗透率也越大；可动水指数K_w表示孔隙中可动水占孔隙可动流体的百分数，K_w越大，说明孔隙中的可动水越多，水相相对渗透率也越大。

油层渗流物理研究表明，油、水的相对渗透率与可动油指数和可动水指数分别呈现指数相关关系，利用实验分析数据建立水淹储层油相和水相相对渗透率的计算模型，即上述K_ro—K_o曲线、K_rw—K_w曲线。

利用上述公式(1)、公式(2)、K_ro—K_o曲线、K_rw—K_w曲线能够较为准确的计算油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw，进而通过公式(3)能够较准确地计算得出相对渗透率指数K_rf。

在一种优选的实施方式中，步骤S4中，获取待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or的步骤包括：测量岩心样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or、岩心渗透率K及有效孔隙率

将岩心渗透率K和有效孔隙率

的比值定义为孔隙指数，模拟绘制束缚水饱和度S_wi随孔隙指数的变化曲线，记为

曲线，模拟绘制残余油饱和度S_or随孔隙指数的变化曲线，记为

曲线；测量待评价样品的岩心渗透率K和有效孔隙率

根据

曲线和

曲线计算得到待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or。

上述

曲线依据了水淹储层的孔隙结构特征，将岩心渗透率K和有效孔隙率

引入计算模型，更方便束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or的获取。

在一种优选的实施方式中，步骤S4中，获取待评价样品的含水饱和度S_w的步骤包括：利用Archie公式计算得到待评价样品的含水饱和度S_w。

在一种优选的实施方式中，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价的步骤中，待评价样品的相对渗透率指数K_rf越高，表明目标油藏的水淹程度越强。

在一种优选的实施方式中，根据待评价样品的相对渗透率指数K_rf和油水相对渗透率曲线对目标油藏进行水淹层定量评价的步骤之前，评价方法还包括以下步骤：测量岩心样品的产水率F_w随含水饱和度S_w的变化曲线，记为F_w—S_w曲线；将岩心样品的产水率F_w进行区间划分，并在F_w—S_w曲线上找到每个产水率F_w区间对应的含水饱和度S_w区间；根据每一个含水饱和度S_w区间，在油水相对渗透率曲线上对油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw进行区间划分，进而根据公式(3)对岩心样品的相对渗透率指数K_rf进行区间划分；以及将待评价样品的相对渗透率指数K_rf与各岩心样品的相对渗透率指数K_rf区间进行比对，以评价目标油藏的水淹程度。

F_w—S_w曲线的测量采用的是本领域的常用方法，本发明以含水饱和度S_w为中间桥梁，建立了产水率F_w和相对渗透率指数K_rf之间的对应关系，更准确地对相对渗透率指数K_rf进行了定量区间划分，并将相对渗透率指数K_rf与油藏水淹强度进行了定量匹配，以进一步提高相对渗透率指数K_rf的评价精确度。

在一种优选的实施方式中，对岩心样品的产水率F_w进行区间划分的步骤中，将岩心样品的产水率F_w划分为以下几个区间：第一区间为F_w≤10％，第二区间为10％<F_w≤40％，第三区间为40％<F_w≤60％，第四区间为60％<F_w≤80％，第五区间为F_w>80％，且第一区间、第二区间、第三区间、第四区间、第五区间的水淹强度依次增大。基于产水率F_w的划分标准，对于相对渗透率指数K_rf的区间划分更为准确，能够进一步提高相对渗透率指数K_rf的评价精确度。

在一种优选的实施方式中，评价方法还包括对岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化的步骤，优化步骤包括：获取目标油藏水淹层油井的产液剖面数据，根据产液剖面数据对应的水淹强度对岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化。

优选地，步骤S1中针对不同的研究对象选取对应沉积环境及层位的岩心作为典型样品，测量其油水相对渗透率曲线，这样可以使实验数据更为准确，能够兼顾特殊性与普遍性的原则。

以下通过实施例进一步说明本发明的有益效果：

实施例1

(1)岩心样品油水相对渗透率测量：以克拉玛依油田一中区下克拉玛依组(克下组)砾岩油藏为例，结合研究区的地质背景与油藏特征，选取水淹储层典型的砾岩样品，在实验室对选取样品进行油水相对渗透率的测量，并且绘制岩心样品的油水相对渗透率随含水饱和度增加的变化趋势图，记为油水相对渗透率曲线(如图1所示)。

(2)油水相对渗透率曲线的变化特征分析：从油水相对渗透率曲线的变化趋势图中可以看出，随着含水饱和度的增加，储层水淹程度增强，油相相对渗透率变小，水相相对渗透率变大。在相同的含水饱和度数值下分别取油相相对渗透率(A点)和水相相对渗透率(B点)，定义A-B＝K_ro-K_rw，A/B＝K_ro/K_rw，随着储层水淹强度增大，AB段距离变小，即油水相对渗透率差值变小；另外，A点与B点的相对渗透率比值也随储层水淹程度的增强而逐渐变小。因此，可以用油水相对渗透率的变化来判断砾岩油藏的水淹级别。

(3)构造相对渗透率指数(K_rf)：油水相对渗透率的变化可以反映储层的水淹强度，为了定量刻度两个参数的变化趋势，构造相对渗透率指数，其计算公式如下：

式中，K_ro和K_rw分别表示油相和水相的相对渗透率测量值，无量纲；K_rf为相对渗透率指数，无量纲。

由式(A)可以看出，油水相对渗透率指数的大小可以有效地指示储层的水淹强度，指数越大，水淹越弱；指数越小，水淹越强，当过了油水相对渗透率平衡点以后，指数会变为负数，表明此时储层的水淹程度比较高，水淹级别比较强。另外，要准确计算储层的相对渗透率指数，油、水相对渗透率的计算是前提。

(4)束缚水饱和度(S_wi)和残余油饱和度(S_or)计算模型的建立：通过对XX砾岩油藏5口密闭取心井物性和饱和度资料的综合分析，发现储层束缚水饱和度和残余油饱和度均与岩心渗透率和有效孔隙度的比值

有很好的相关性，因此，利用该参数分别建立上述岩心样品的束缚水饱和度和残余油饱和度模型，具体计算公式如下：

式中，S_wi和S_or分别表示束缚水饱和度和残余油饱和度，％；K为储层渗透率，10^-3μm²；

为储层有效孔隙度，％。R²这是两个参数相关性数值的平方，该数值越大，说明两个参数的相关性越好，即拟和的程度越高，如果这个数值为1时，两个参数对应的点就完全在该曲线上；如果参数越小，说明拟和程度越低，即参数的点离该曲线的平均距离就越远。

(5)确定储层油水相对渗透率计算模型：定义孔隙流体参数K_o和K_w，分别表示岩心样品孔隙中可动油与可动水占孔隙可动流体的百分数，计算公式如下：

式中，S_or和S_wi分别表示残余油和束缚水饱和度，小数；S_w为储层的含水饱和度，小数，可由Archie公式计算获得；K_o为可动油指数，表示孔隙中可动油占孔隙可动流体的百分数，K_o越大，说明孔隙中的可动油越多，油相相对渗透率也越大；K_w为可动水指数，表示孔隙中可动水占孔隙可动流体的百分数，K_w越大，说明孔隙中的可动水越多，水相相对渗透率也越大。

结合油层渗流物理理论，通过对XX砾岩油藏相渗资料的综合分析发现，储层油相相对渗透率和水相相对渗透率分别与可动油指数和可动水指数有很好的相关性，两者呈现指数变化趋势(图2示出了岩心样品的油相相对渗透率与可动油指数交会图；图3示出了岩心样品的水相相对渗透率与可动水指数交会图)。

由图2和图3可以得到岩心样品的油相和水相相对渗透率计算模型(式6和式7)：

R²＝0.7566 (F)

R²＝0.7152 (G)

式中，K_ro和K_rw分别表示油相和水相的相对渗透率，无量纲；K_o和K_w分别表示可动油指数和可动水指数，无量纲。

(6)确定相对渗透率指数的水淹级别定量评价标准：在准确计算相对渗透率指数的基础上，结合有试油结论的井，依据产水率的5级划分标准(行业标准)(F_w>80％，强水淹；60％<F_w<80％，中强水淹；40％<F_w<60％，中水淹；10％<F_w<40％，弱水淹；F_w<10％，油层)确定相对渗透率指数的水淹级别定量评价标准。具体确定过程如下：测量岩心样品的产水率F_w随含水饱和度S_w的变化曲线，记为F_w—S_w曲线(如图4所示)；将岩心样品的产水率F_w进行区间划分，并在F_w—S_w曲线上找到每个产水率F_w区间对应的含水饱和度S_w区间；根据每一个含水饱和度S_w区间，在油水相对渗透率曲线上对油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw进行区间划分，进而根据公式(A)对岩心样品的相对渗透率指数K_rf进行区间划分(表1)；

表1 XX砾岩油藏水淹级别定量评价标准表

(7)对于待评价的水淹油藏，利用测井曲线计算其含水饱和度、岩心渗透率和有效孔隙度，根据上述公式(B)、(C)、(D)、(E)计算出储层的可动油指数和可动水指数；进而利用式(F)和式(G)求取储层的油相相对渗透率和水相相对渗透率；最后利用式(A)可以计算得到储层的相对渗透率指数。将待评价样品的相对渗透率指数与岩心样品的相对渗透率指数K_rf区间进行比对，从而评价所述目标油藏的水淹强度。

(8)模型优化与现场应用：选取XX砾岩油藏12口有产液剖面的生产井，利用建立的相对渗透率计算模型及其水淹层定量识别标准综合评价每口井的水淹级别，并且与产液剖面数据进行对比分析，优化计算模型，完善评价标准。最终，基于相对渗透率指数的水淹层定量评价方法可以应用于现场解释，准确识别克下组砾岩油藏不同小层的水淹级别，为提高采收率方案的制定提供地质依据。

利用本实施例建立的相对渗透率指数计算模型及水淹层定量判断标准对XX砾岩油藏水淹层进行综合评价，取得了很好的识别效果，解释结论与实际生产情况比较吻合，相对渗透率指数的应用大大提高了砾岩油藏水淹层定量解释的精度。利用建立的评价方法对研究区110口新井进行了水淹层定量解释，共计避射强水淹层23个，合理调整射孔井段264层，调整后XX砾岩油藏日产液764t，日产油283t，综合含水率为62.96％，相较与2015年综合含水率78.48％下降了15.52％，达到了很好的控水稳油和增储挖潜的效果，保证了XX砾岩油藏二次开发提高采收率整体方案的顺利实施。

从以上的描述中，可以看出，本发明上述的实施例实现了如下技术效果：

本发明提供的油藏水淹层定量评价方法，以实际储层的渗流特征为基础，以岩心相对渗透率测试数据为依据，分析油水相对渗透率曲线随含水饱和度增加的变化趋势。在此基础上，构造了油水相对渗透率指数来表征油气层的水淹程度，建立其测井解释模型，对于油藏水淹层的评价更加准确，对于实际生产更具指导意义。

具体的本发明所述的基于相渗曲线的油藏水淹层评价方法，充分利用了油水相对渗透率的变化特征来定量表征储层的水淹级别，把孔隙中可动流体的信息提取出来计算油水相对渗透率指数，提高了油藏水淹级别的定量评价精度，为下一步水驱提高采收率开发方案的制定提供了技术支撑。

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 (3)

1.一种油藏水淹层的定量评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

S1，取水淹储层的岩心样品，测量所述岩心样品不同含水饱和度S_w时的油相相对渗透率K_ro、水相相对渗透率K_rw，并分别绘制油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw随含水饱和度S_w的变化曲线，记为油水相对渗透率曲线；

S2，获取所述岩心样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or，并根据公式(1)和公式(2)分别计算所述岩心样品的可动油指数K_o和可动水指数K_w：

S3，模拟绘制所述岩心样品的油相相对渗透率K_ro随可动油指数K_o的变化曲线，记为K_ro—K_o曲线；模拟绘制所述岩心样品的水相相对渗透率K_rw随可动水指数K_w的变化曲线，记为K_rw—K_w曲线；

S4，取目标油藏水淹层的岩心待评价样品，获取所述待评价样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or及含水饱和度S_w，根据所述公式(1)、所述公式(2)、所述K_ro—K_o曲线、所述K_rw—K_w曲线计算得出所述待评价样品的油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw；

S5，按公式(3)计算所述待评价样品的相对渗透率指数K_rf：

S6，根据所述待评价样品的相对渗透率指数K_rf和所述油水相对渗透率曲线对所述目标油藏进行水淹层定量评价，所述待评价样品的相对渗透率指数K_rf越高，表明所述目标油藏的水淹程度越强；

其中，根据所述待评价样品的相对渗透率指数K_rf和所述油水相对渗透率曲线对所述目标油藏进行水淹层定量评价的步骤之前，所述评价方法还包括以下步骤：测量所述岩心样品的产水率F_w随含水饱和度S_w的变化曲线，记为F_w—S_w曲线；将所述岩心样品的产水率F_w进行区间划分，并在所述F_w—S_w曲线上找到每个产水率F_w区间对应的含水饱和度S_w区间；根据每一个含水饱和度S_w区间，在所述油水相对渗透率曲线上对油相相对渗透率K_ro和水相相对渗透率K_rw进行区间划分，进而根据所述公式(3)对所述岩心样品的相对渗透率指数K_rf进行区间划分；以及将所述待评价样品的相对渗透率指数K_rf与各所述岩心样品的相对渗透率指数K_rf区间进行比对，以评价所述目标油藏的水淹程度；

其中，对所述岩心样品的产水率F_w进行区间划分的步骤中，将所述岩心样品的产水率F_w划分为以下几个区间：第一区间为F_w≤10％，第二区间为10％<F_w≤40％，第三区间为40％<F_w≤60％，第四区间为60％<F_w≤80％，第五区间为F_w>80％，且所述第一区间、所述第二区间、所述第三区间、所述第四区间、所述第五区间的水淹程度依次加强；

其中，所述评价方法还包括对所述岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化的步骤，所述优化步骤包括：获取所述目标油藏水淹层的油井产液剖面数据，根据所述产液剖面数据对应的水淹强度对所述岩心样品的相对渗透率指数K_rf的区间划分进行优化。

2.根据权利要求1所述的评价方法，其特征在于，所述步骤S4中，获取所述待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or的步骤包括：

测量所述岩心样品的束缚水饱和度S_wi、残余油饱和度S_or、岩心渗透率K及有效孔隙率

将所述岩心渗透率K和所述有效孔隙率

的比值定义为孔隙指数，模拟绘制所述束缚水饱和度S_wi随所述孔隙指数的变化曲线，记为

曲线，模拟绘制所述残余油饱和度S_or随所述孔隙指数的变化曲线，记为

曲线；

测量所述待评价样品的岩心渗透率K和有效孔隙率

根据所述

曲线和所述

曲线计算得到所述待评价样品的束缚水饱和度S_wi和残余油饱和度S_or。

3.根据权利要求2所述的评价方法，其特征在于，所述步骤S4中，获取所述待评价样品的含水饱和度S_w的步骤包括：利用Archie公式计算得到所述待评价样品的含水饱和度S_w。

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