CN112464476A - 一种评价储层剩余油饱和度分布场的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于：根据目标储层岩心在不同压力梯度下驱油效率测定实验结果，绘制渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版；利用所述关系图版进行数值模拟以获得所述目标储层的剩余油饱和度分布场；解决现有油藏数值模拟技术通过相渗曲线建模以致计算出的目标储层剩余油饱和度偏低，从而导致开发人员对目标储层剩余油分布特征不能进行正确判断的问题。

Description

一种评价储层剩余油饱和度分布场的方法

技术领域

本发明涉及一种评价储层剩余油饱和度场的方法。

背景技术

针对当前陆上油田所面临的高含水和复杂的地下水油关系，人们更加关注对剩余油富集规律的研究。

结合国内外实践经验看，密闭取芯法、开发地质学法、油藏数值模拟等方法越来越多地应用于剩余油饱和度的确定方面。而油藏数值模拟技术的应用更加广泛，油藏数值模拟是通过相渗曲线建立数学模型，对实际油藏的流体动态进行模拟，并得出各时间点流体分布情况的模拟技术。

相渗曲线反映的是各相流体相对渗透率随饱和度的变化，能够综合反映储层各相流体渗流特征。

但相渗曲线测定实验过程中，为了克服末端效应，水驱注入速度设定值通常较大，岩心两端压力较高，导致进一步利用相渗曲线进行数值模拟的过程中，即使该网格压力梯度超过启动压力梯度较小，也会由于该网格相渗曲线的赋值而得到较高的驱油效率，根据驱油效率与剩余油饱和度的计算公式，使得计算出的储层剩余油饱和度偏低，从而误导开发人员以为该储层没有进一步挖潜潜力，最终做出对该储层的错误判断。

另外，使用相渗曲线进行数值模拟法计算储层剩余油分布特征时，通常会对大型地质模型进行粗化处理，之后将数据对接到数值模拟中，这意味着某些非均质属性会被忽略，将会对模拟结果的精确程度产生一定影响。

发明内容

有鉴于此，本发明提供一种评价储层剩余油饱和度场的方法，解决现有油藏数值模拟技术通过相渗曲线建模以致计算出的目标储层剩余油饱和度偏低，从而导致开发人员对目标储层剩余油分布特征不能进行正确判断的问题。

为实现上述发明目的，所述的一种评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于：

根据目标储层岩心在不同压力梯度下驱油效率测定实验结果，绘制渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版；

利用所述关系图版进行数值模拟以获得所述目标储层的剩余油饱和度分布场。

进一步地，所述关系图版的绘制方法是：

测定所述目标储层至少10个岩心的渗透率；

测定饱和油后的所述岩心的水驱启动压力；

在所述水驱启动压力下对所述岩心进行水驱油直至不出油，记录出油量，计算所述水驱启动压力下的驱油效率；

梯度提高所述水驱油的压力以获得所述岩心在各个压力梯度下的所述驱油效率，直至所述驱油效率增加幅度小于0.1%；

取所有所述岩心的所述渗透率、所述压力梯度及所述驱油效率，建立所述渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版。

进一步地，所述水驱启动压力的测定方法是：

使用驱替泵；

所述驱替泵的压力稳定在0.001 MPa，观察出口端油水分离器毛细管中带色液珠是否移动，观察时间至少30分钟；若不移动，则梯度提高压力直至移动，发生移动时的压力即为所述水驱启动压力。

进一步地，所述驱替泵，具备恒压模式，可控制的最小压力为0.001MPa。

进一步地，所述数值模拟的方法是：

建立所述目标储层的精细属性网格模型并求取某一驱替条件下的压力梯度分布场；

根据所述压力梯度分布场，在所述关系图版上查找对应的驱油效率并对各个网格进行驱油效率赋值，计算出某一驱替条件下所述目标储层的所述剩余油饱和度分布场。

进一步地，所述计算所采用的公式为：

其中，

为驱油效率，

为剩余油饱和度,

为束缚水饱和度；

所有网格的所述剩余油饱和度即组成所述剩余油饱和度分布场。

进一步地，所述建立目标储层精细属性网格模型并求取某一条件下的压力梯度场的方法，包括：

使用地质建模软件petrel对所述目标储层的待评价区块或层位进行精细地质建模，设置所需要模拟的井网，将模型导入至油藏数值模拟软件eclipse中；

设置各个注采井压力，在所述软件eclipse的模拟结果文件result模块中输出模型各网格的压力分布数据，计算出所述模型的所述压力梯度分布场。

本发明具有如下有益效果：

本发明的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，使用目标储层真实岩心测定的“渗透率-压力梯度-驱油效率关系图版”进行数值模拟，与现有采用相渗曲线进行数值模拟相比，增加了压力梯度和剩余油饱和度的关系，即使用关系图版可以考虑储层各个网格的压力梯度对剩余油饱和度影响，使得计算得到的剩余油饱和度分布场符合真实岩心物理模拟结果，更精准的表征了储层不同开发条件下剩余油分布情况。

另外，因为采用“渗透率-压力梯度-驱油效率关系图版赋值法计算储层剩余油饱和度，仅需要在建立好的图版上，对已赋渗透率、压力梯度的各个网格查找对应的驱油效率，然后直接对各个网格进行驱油效率赋值，规避了现有采用相渗曲线进行数值模拟计算量大而需进行粗化处理的问题，因本申请方法不需要对精细地质模型进行粗化处理，更好的描述了非均质性对剩余油分布的影响，从而可以更好的帮助开发人员摸清储层的实际剩余油饱和度分布状况。

附图说明

通过以下参考附图对本发明实施例的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚，在附图中：

图1是本发明实施例的某目标储层的渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版；

图2是本发明实施例的模型压力分布等值线图；

图3是本发明实施例的模型压力梯度分布图；

图4是本发明实施例的模型的驱油效率分布图；

图5是本发明实施例的模型的剩余油饱和度分布图；

图6是对比例中的相渗曲线图；

图7是对比例得到的剩余油饱和度分布图。

具体实施方式

以下基于实施例对本发明进行描述，但是值得说明的是，本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中，详尽描述了一些特定的细节部分。然而，对于没有详尽描述的部分，本领域技术人员也可以完全理解本发明。

此外，本领域普通技术人员应当理解，所提供的附图只是为了说明本发明的目的、特征和优点，附图并不是实际按照比例绘制的。

同时，除非上下文明确要求，否则整个说明书和权利要求书中的“包括”、“包含”等类似词语应当解释为包含的含义而不是排他或穷举的含义；也就是说，是“包含但不限于”的含义。

本发明的研究人员在进行相渗曲线测定实验过程中发现，由于仅使用同一个注入压力，所以无法得到不同压力梯度条件下的剩余油饱和度。

而水驱油效率测定实验表明，水驱存在启动压力，驱替压力梯度越大驱油效率越高、剩余油饱和度越低，相同驱替压差下渗透率越大驱油效率越高、剩余油饱和度越低，所以剩余油饱和度应与渗透率和压力梯度均直接相关，而非背景技术中的剩余油饱和度仅与渗透率直接相关。

有鉴于此，本发明的评价储层剩余油饱和度分布场的方法是在考虑上述因素的前提下，在原有只考虑渗透率这一影响因素的基础上，又引入压力梯度对剩余油饱和度这一影响因素，从而更加真实的反应目标储层的实际剩余油饱和度分布场。

实施例

以某一目标储层为例，详细说明本申请计算方法如下：

一、绘制目标储层的渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版

（1）确定待评价目标储层的区块及层位，对该区块取芯井所述层位岩心进行钻取得到水平方向柱塞岩心10块，依次进行洗油并进行孔隙度测定、渗透率测定，见表1；

（2）将10块岩心抽真空饱和模拟地层水；

（3）采用配置的模拟油对饱和水后的岩心进行驱替，造束缚水（S_wc）；

（4）把造束缚水后的岩心放在水驱油实验流程中，该步骤需要使用具备恒压模式的精密驱替泵，可控制最小压力梯度为0.0001MPa/m。先采用0.0001MPa进行恒压驱替，记录该压力条件下岩心出口端产油量，若该压力条件下6h内不产油，则逐渐增大压力，直到岩心出口端不再产油；

（5）计算岩心的压力梯度和驱油效率，见表2和表3；

（6）根据表1、表2和表3，以渗透率为横坐标，驱油效率为纵坐标，选取21个压力点，每个压力点作出一条曲线，即可得到渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版，见图1。

二、建立目标储层网格模型并求取注采压差为15MPa条件下的压力梯度分布场；

（1）打开petrel地质建模软件，设置模型尺寸为180m×180m×5m，设计网格系统为180×180×1，以表1中样品编号为9的岩心为例，水平渗透率设置为1583mD，孔隙度设置为27.55%，井网为一注一采；

（2）打开eclipse软件，将地质模型导入到软件中，输入岩石流体性质参数，注采压差设置为15MPa，运行软件，在后处理模块中输出模型的压力分布数据，见图2，计算出模型的压力梯度分布，见图3。

三、通过渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版对各个网格进行驱油效率赋值，得到储层剩余油饱和度分布场；

（1）因为模型的渗透率为1583mD，因此在图1的横坐标上通过点1583作一条垂直于横坐标的直线，如果网格的压力梯度为0.14MPa/m，则垂线与0.14MPa/m曲线进行相交，通过交点作一条与横坐标相平行的平行线，平行线与纵坐标相交的点即为这一网格对应的驱油效率值；

（2）根据步骤（1）找出所有网格的驱油效率值，即可得到模型的驱油效率分布图，图4；

（3）根据驱油效率分布图（图4）计算出每个网格的剩余油饱和度，进而得到模型的剩余油饱和度分布图，见图5。

对比例

仍以表1中样品编号为9的岩心为例，背景技术中采用相渗曲线进行油藏数值模拟预测剩余油饱和度分布场的主要步骤为：

（1）打开petrel地质建模软件，设置模型尺寸为180m×180m×5m，设计网格系统为180×180×1，水平渗透率设置为1583mD，孔隙度设置为27.55%，井网为一注一采。

（2）打开eclipse软件，将地质模型导入到软件中，在岩石流体性质参数模块中输入模型相渗曲线，见图6，注采压差设置为15MPa，运行软件，在后处理模块中直接输出模型的剩余油饱和度图，见图7。

通过该对比例与上述实施例得到的剩余油饱和度分布图（见图5）进行对比发现，在相同的压力梯度分布下（图3），对比例方法得到的剩余油动用程度，远大于实施例中采用渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版进行数值模拟的计算方法中得到的剩余油的动用程度，这与实际情况不符合。

因为，实际上当压力梯度小于启动压力梯度时，模型中的油是不应该被动用的，并且，各个网格因压力梯度各不相同，不可能会出现所有网格均达到相渗曲线中的残余油饱和度，因此本实施例的计算方法更符合矿场实际。

另外，井网调整、注采压差调整、注采方向调整属于单一的压力梯度分布场变化，若发生上述任一变化，可重新输出新的压力梯度分布场，然后继续计算目标储层调整后的剩余油饱和度分布场及目标储层的驱油效率，根据驱油机理，需预设网格驱油效率只能提高不能降低。

还有，压裂、酸化等储层改造措施不仅改变目标储层渗透率场，而且会使压力梯度分布场也发生变化，可使用压裂酸化模拟软件FracproPT计算预设方案裂缝展布及裂缝导流能力，对已经建立的储层精细属性网格模型对应网格渗透率进行调整，而后继续计算目标储层改造后的剩余油饱和度分布场及目标储层的驱油效率。

再有，调剖堵水对目标储层渗透率场和压力梯度分布场均产生影响，可使用CMG软件计算预设调剖堵水方案的作用深度和渗透率下降幅度，然后继续进行目标储层剩余油饱和度分布场计算。

以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形、同等替换、改进等，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。

Claims (7)

1.一种评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于：

根据目标储层岩心在不同压力梯度下驱油效率测定实验结果，绘制渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版；

利用所述关系图版进行数值模拟以获得所述目标储层的剩余油饱和度分布场。

2.根据权利要求1所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于，所述关系图版的绘制方法是：

测定所述目标储层至少10个岩心的渗透率；

测定饱和油后的所述岩心的水驱启动压力；

在所述水驱启动压力下对所述岩心进行水驱油直至不出油，记录出油量，计算所述水驱启动压力下的驱油效率；

梯度提高所述水驱油的压力以获得所述岩心在各个压力梯度下的所述驱油效率，直至所述驱油效率增加幅度小于0.1%；

取所有所述岩心的所述渗透率、所述压力梯度及所述驱油效率，建立所述渗透率—压力梯度—驱油效率关系图版。

3.根据权利要求2所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于，所述水驱启动压力的测定方法是：

使用驱替泵；

所述驱替泵的压力稳定在0.001 MPa，观察出口端油水分离器毛细管中带色液珠是否移动，观察时间至少30分钟；若不移动，则梯度提高所述压力直至移动，发生移动时的所述压力即为所述水驱启动压力。

4.根据权利要求3所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于：

所述驱替泵，具备恒压模式，可控制的最小压力为0.001MPa。

5.根据权利要求1-4任一项所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于，所述数值模拟的方法是：

建立所述目标储层的精细属性网格模型并求取某一驱替条件下的压力梯度分布场；

根据所述压力梯度分布场，在所述关系图版上查找对应的驱油效率并对各个网格进行驱油效率赋值，计算出某一驱替条件下所述目标储层的所述剩余油饱和度分布场。

6.根据权利要求5所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于：

所述计算所采用的公式为：

其中，

为驱油效率，

为剩余油饱和度,

为束缚水饱和度；

所有网格的所述剩余油饱和度即组成所述剩余油饱和度分布场。

7.根据权利要求5所述的评价储层剩余油饱和度分布场的方法，其特征在于，所述建立目标储层精细属性网格模型并求取某一条件下的压力梯度场的方法，包括：

使用地质建模软件petrel对所述目标储层的待评价区块或层位进行精细地质建模，设置所需要模拟的井网，将模型导入至油藏数值模拟软件eclipse中；

设置各个注采井压力，在所述软件eclipse的模拟结果文件result模块中输出模型各网格的压力分布数据，计算出所述模型的所述压力梯度分布场。

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