CN111350497A - 一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，属于复杂油气藏储层评价领域。本发明的评价方法，包括：1)获取区域试油、投产的储层测井响应特征值；2)计算So、Swi和Sw；3)构建区域水相相对渗透率模型和油相相对渗透率模型，得到水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro，并依据Krw和Kro计算储层含水率Fw；4)以Fw为纵坐标，Sw为横坐标，构建流体识别交会图；5)计算待评价储层的含水率Fw和含水饱和度Sw，将Fw和Sw投射到交会图上，利用交会图识别储层的流体性质。本发明解决了单一的电性或者物性计算储层含油饱和度造成含油饱和度的失真的问题。

Description

一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法

技术领域

本发明属于复杂油气藏储层评价领域，尤其是一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法。

背景技术

近年来，低饱和度油藏是油田勘探开发的热点话题之一，也是勘探开发及测井评价的难点之一。而含油饱和度也是评价低饱和度油藏储层评价的重要内容之一，通常含油饱和度受岩性特征、电学性质、储层物性特征影响，当储层岩性较纯时，物性较好，孔隙结构比较单一时，通过储层电阻率可以估算储层含油饱和度。通过含油饱和度对储层的流体性质进行判别，即：

式中：So为储层含油饱和度，、So1为区域油层饱和度下限，SoSo2为区域水层含油饱和度上限。

静态的含油饱和度或者电阻率很难有效识别出低饱和度油层。在实际油田勘探开发中，以复杂类型储层为主，岩性、物性、电性多变，各因素同时影响储层流体性质的判别；当储层存在细岩性、低阻油层时，依靠单一的电性或者物性计算储层含油饱和度会造成含油饱和度的失真，使得测井解释的可信度严重下降。

因此，根据低饱和度油层的开采动态特征，构建基于相对渗透率模型的含水率计算模型，实现低饱和度油层的有效识别。

发明内容

本发明的目的在于解决单一的电性或者物性计算储层含油饱和度造成含油饱和度的失真的问题，提供一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法。

为达到上述目的，本发明采用以下技术方案予以实现：

一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，包括以下步骤：

1)获取区域试油、投产的储层测井响应特征值；

2)将相关参数代入储层含油饱和度计算模型、束缚水饱和度计算模型计算储层含油饱和度So和储层束缚水饱和度Swi，并通过阿尔奇公式计算得到含水饱和度Sw；

3)构建区域水相相对渗透率模型和油相相对渗透率模型，将所述储层含油饱和度和储层束缚水饱和度代入相应的相对渗透率模型，得到水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro，并依据水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro计算储层含水率Fw；

4)以步骤3)储层含水率Fw为纵坐标，步骤2)储层含水饱和度Sw为横坐标，构建流体识别交会图；

5)计算待评价储层的含水率Fw和含水饱和度Sw，将所述含水率Fw和含水饱和度Sw投射到交会图上，利用交会图上油层、油水同层、低饱和度油层、水层的界限识别储层的流体性质。

进一步的，步骤1)中的储层中的层位包括油层、低饱和度油层、油水同层和水层。

进一步的，步骤2)中储层含油饱和度So的计算过程为：

当储层存在细岩性、低阻油层时，储层含油饱和度So为：

So＝1-Sw＝f(ΔGR,ΔRT,ΔPOR,PI) (1)

式中：ΔGR为自然伽马相对值，ΔRT为储层电阻率相对值，ΔPOR为孔隙度相对变化量，PI为渗透性指数；

否则，储层含油饱和度So为：

式中：Rt为储层电阻率，Rw为储层视水电阻率，A、B、C为区域特征系数。

进一步的，步骤2)中储层束缚水饱和度Swi的计算公式为：

式中：ΔGR为自然伽马相对值，RT为地层电阻率，DEN为储层体积密度。

进一步的，步骤3)中水相相对渗透率模型和油相相对渗透率模型分别为：

其中，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swi为束缚水饱和度，a、b、c为区域特征值，通过区域相对渗透率数据进行标定得到。

进一步的，步骤3)中储层含水率Fw的计算过程为：

其中，Kro油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，uw为水的粘度，uo为油的粘度。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

本发明的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，首先获取经试油、投产生产验证的储层的测井响应特征值，计算储层含油饱和度与束缚水饱和度，然后结合区域试油数据与相对渗透率实验数据构建区域含水率计算模型，得到储层含水率，之后利用储层含水率和储层含水饱和度构建交会图；将待评价的储层含水饱和度、储层束缚水饱和度、储层含水率等相关参数投射到交会图上，根据油、水界限区域判断出新井中的储层流体性质；本发明的评价方法，针对低饱和度油层综合考虑到储层岩性、电性、物性的变化对储层含水饱和度的影响，在准确计算含水饱和度及束缚水饱和度的基础上，估算目标层含水率，从而快速、准确、有效识别目标层的流体性质，为油田勘探开发过程中低饱和度油层的识别提供了有效地动态评价方法。

附图说明

图1为本发明提供的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法的流程图；

图2为实施例中束缚水饱和度模型计算的与核磁测量束缚水对比图；

图3为实施例中束缚水饱和度模型计算的与压汞实验的束缚水对比图；

图4为实施例的孔隙度与含油饱和度的交会图；

图5为实施例的孔隙度与电阻率的交会图；

图6为实施例的含水饱和度与含水率的交会图；

图7为实施例的流体识别测井解释图。

具体实施方式

为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面将结合实施例例中的附图，对实施例例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分的实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都应当属于本发明保护的范围。

需要说明的是，本发明的说明书和权利要求书及上述附图中的术语“第一”、“第二”等是用于区别类似的对象，而不必用于描述特定的顺序或先后次序。应该理解这样使用的数据在适当情况下可以互换，以便这里描述的本发明的实施例能够以除了在这里图示或描述的那些以外的顺序实施。此外，术语“包括”和“具有”以及他们的任何变形，意图在于覆盖不排他的包含，例如，包含了一系列步骤或单元的过程、方法、系统、产品或设备不必限于清楚地列出的那些步骤或单元，而是可包括没有清楚地列出的或对于这些过程、方法、产品或设备固有的其它步骤或单元。

下面结合附图对本发明做进一步详细描述：

(1)选择区域上有试油、投产数据的储层，获取其5年内的投产数据；

(2)根据步骤(1)的投产数据，分析其储层油水比的变化规律，找出具有低饱和度油层、油水同层、油层产出特征的储层；

(3)根据步骤(2)获取对应储层的测井响应特征参数及相关的特征参数，找出低饱和度储层敏感参数，建立储层相关参数交会图，并在交会图上采用层层分离的方法确定出油层、油水层、水层的界限区域；

(4)在步骤(3)的基础上加入开采动态数据，结合区域储层相对渗透率构建新的储层评价参数-含水率的计算模型，与常规测井相关特征参数相结合，并将计算结果投射到交会图上，有效识别低饱和度油层；油水同层试油或投产为油水同出，低饱和度油层为试油或投产初期为油水同出，一定时间后为油层；

在进行步骤(1)的，收集区域内具有低饱和度油层特征并经过试油验证的储层，获取其具有代表性的测井响应特征值及相关参数值，即储层含油饱和度、束缚水饱和度；

当储层岩性较纯时，物性较好，孔隙结构比较单一时，通过储层电阻率可以估算储层含油饱和度。

式中：Rt为储层电阻率，Rw为储层视水电阻率，A、B、C为区域特征系数。

对于复杂类型储层，考虑到不同流体性质对测井响应岩性、物性、电性特征的影响，建立复合型含油饱和度计算模型：

So＝1-Sw＝f(ΔGR,ΔRT,ΔPOR,PI) (1)

式中：ΔGR为自然伽马相对值，ΔRT为储层电阻率相对值，ΔPOR孔隙度相对变化量，PI为渗透性指数。

综合考虑了岩性、电性、物性变化为含油饱和度的影响，消除了依靠单一的电性或者物性计算储层含油饱和度会造成的含油饱和度的失真。

储层束缚水饱和度计算模型为：

式中：ΔGR为自然伽马相对值，RT为地层电阻率，DEN为储层体积密度。

根据开采、试油数据、相对渗透率计算具有代表性的不同流体性质(油层、油水层、水层等)的储层含水率。

区域相对渗透率模型通过以下公式计算得到：

其中，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swi为束缚水饱和度，a、b、c为区域特征值，通过区域相对渗透率数据进行标定得到。

含水率计算模型为：

其中，Kro油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，uw为水的粘度，uo为油的粘度。

所述步骤(4)在建立交会图时，以试油和开采结论为系列，以步骤(3)和步骤(4)计算的含水率为纵坐标，以相关特征参数为横坐标，绘制低饱和度油层交会图。

不同的试油、开采结论主要包含油层、油水层、低饱和度油层、水层。

参见图1，本发明提供的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，按照以下步骤操作：

S1、选取区域内具有试油、投产数据的井，在已经试油、投产的储层获取其具有代表性结论的测井响应特征值，要求所选储层流体包含油层、油水同层、低饱和度油层和水层。

S2、利用S1所获取的测井响应特征值，按照步骤2)、3)分别计算每个储层的含油饱和度So、束缚水饱和度Swi和含水率Fw，具体计算如表1所示：

表1实施例的计算数据

参见图2和图3，图2和图3分别为实施例中束缚水饱和度模型计算的与核磁测量束缚水对比图、实施例中束缚水饱和度模型计算的与压汞实验的束缚水对比图，从图中能够看出，对束缚水饱和度计算模型通过压汞实验数据和核磁测井计算的束缚水饱和度进行对比分析，一致性较好。

S3、利用S2计算出的含水饱和度Sw和含水率Fw，根据试油、投产结论分系列绘制交会图，如图6所示，图6为实施例的含水饱和度与含水率的交会图，根据交会图确定油层、油水同层、低饱和度油层、水层各自的区域及界限。图6与图4、图5相比，识别率更高，图4、图5分别为实施例的孔隙度与含油饱和度的交会图、孔隙度与电阻率的交会图，图4、图5中不同层集中在一个区域，不容易区分开来，识别错误的概率增大。

S4、对于一口新井，利用公式(2)、(3)、(4)计算目的储层的含水率和含水饱和度，然后将新井目的层的含水率和含水饱和度数值投射到交会图上，利用交会图上油层、油水同层、低饱和度油层、水层界限区域快速判识目的层的储层流体性质。

如图7所示，图7为实施例的流体识别测井解释图，38、8、10、11、12号层落入低饱和度油区，7号层落入油水区，37、39号层落入水区，与表1中的结果相符合。说明本发明的储层流体识别方法能够准确、可靠地判别出低饱和度油层和常规储层流体性质，在低饱和度油藏中有很好的应用效果。

以上内容仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明权利要求书的保护范围之内。

Claims (6)

1.一种基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，包括以下步骤：

1)获取区域试油、投产的储层测井响应特征值；

2)将相关参数代入储层含油饱和度计算模型、束缚水饱和度计算模型计算储层含油饱和度So和储层束缚水饱和度Swi，并通过阿尔奇公式计算得到含水饱和度Sw；

3)构建区域水相相对渗透率模型和油相相对渗透率模型，将所述储层含油饱和度和储层束缚水饱和度代入相应的相对渗透率模型，得到水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro，并依据水相相对渗透率Krw和油相相对渗透率Kro计算储层含水率Fw；

4)以步骤3)储层含水率Fw为纵坐标，步骤2)储层含水饱和度Sw为横坐标，构建流体识别交会图；

5)计算待评价储层的含水率Fw和含水饱和度Sw，将所述含水率Fw和含水饱和度Sw投射到交会图上，利用交会图上油层、油水同层、低饱和度油层、水层的界限识别储层的流体性质。

2.根据权利要求1所述的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，步骤1)中的储层中的层位包括油层、低饱和度油层、油水同层和水层。

3.根据权利要求1所述的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，步骤2)中储层含油饱和度So的计算过程为：

当储层存在细岩性、低阻油层时，储层含油饱和度So为：

So＝1-Sw＝f(ΔGR,ΔRT,ΔPOR,PI) (1)

式中：ΔGR为自然伽马相对值，ΔRT为储层电阻率相对值，ΔPOR为孔隙度相对变化量，PI为渗透性指数；

否则，储层含油饱和度So为：

式中：Rt为储层电阻率，Rw为储层视水电阻率，A、B、C为区域特征系数。

4.根据权利要求1所述的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，步骤2)中储层束缚水饱和度Swi的计算公式为：

式中：ΔGR为自然伽马相对值，RT为地层电阻率，DEN为储层体积密度。

5.根据权利要求1所述的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，步骤3)中水相相对渗透率模型和油相相对渗透率模型分别为：

其中，Krw为水相相对渗透率，Kro为油相相对渗透率，Sw为含水饱和度，Swi为束缚水饱和度，a、b、c为区域特征值，通过区域相对渗透率数据进行标定得到。

6.根据权利要求1所述的基于含水率的低饱和度油层动态评价方法，其特征在于，步骤3)中储层含水率Fw的计算过程为：

其中，Kro油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，uw为水的粘度，uo为油的粘度。

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