CN114167030A - 泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备 - Google Patents

泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备 Download PDF

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CN114167030A CN202010950600.XA CN202010950600A CN114167030A CN 114167030 A CN114167030 A CN 114167030A CN 202010950600 A CN202010950600 A CN 202010950600A CN 114167030 A CN114167030 A CN 114167030A
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张承森
黄若坤
王建伟
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柳先远
周波
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Abstract

本申请提供一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备，该方法包括：获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况。通过该方法能够确定出不同孔渗指数的泥质砂岩储层的含水率，提高确定不同孔渗储层的泥质砂岩储层的含水率的准确性。

Description

泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备
技术领域
本申请实施例涉及油田开采技术领域，尤其涉及一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备。
背景技术
含水率是指储层单独开采条件下储层的含水比例，该指标的准确获取对于油田的开发具有重要的指导意义。
目前，含水率的获取方法主要有可动水分析法、利用含水饱和度计算含水率法等测井方法确定泥质砂岩储层的含水率。
但是此两种方法均是基于高孔渗岩样实验数据分析提出来的，适合于特定的高孔渗储层，对于中低孔渗储层效果不好。
发明内容
本申请提供一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备，该方法能够提高确定不同孔渗储层的泥质砂岩储层的含水率的准确性。
第一方面，本申请提供了一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法，包括：获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况。
可选的，根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi，包括：根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定束缚水饱和度Swi：
Figure BDA0002675743950000021
其中，A为常数，取值范围为34～41，B为常数，取值范围为8～9。
通过该方法能够使束缚水饱和度Swi与储层渗透率K和储层孔隙度Φ之间建立函数关系，能够确定出不同孔渗指数，即不同孔隙度和渗透率情况下，泥质砂岩储层对应的束缚水饱和度，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
可选的，根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定残余油饱和度Sor，包括：根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定残余油饱和度Sor：
Figure BDA0002675743950000022
其中，C为常数，取值范围为21～24，D为常数，取值范围为0.8～0.9。
通过该方法能够使残余油饱和度Sor与储层渗透率K和储层孔隙度Φ之间建立函数关系，能够确定出不同孔隙度和渗透率情况下的泥质砂岩储层对应的残余油饱和度，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
可选的，根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw，包括：根据含水饱和度SW和束缚水饱和度Swi，通过如下公式，确定水相对渗透率Krw：
Figure BDA0002675743950000023
其中，E为常数，取值范围为0.5～0.6；F为常数，取值范围为0.05～0.07。
通过该方法能够使水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间建立函数关系，能够确定出不同含水饱和度、束缚水饱和度情况下，泥质砂岩储层对应的水相对渗透率。基于上述步骤可知，束缚水饱和度是关于储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，因此，该方法建立的水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间的函数关系进一步反映了水相对渗透率与含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数关系，通过该方法能够确定出不同情况下的泥质砂岩储层对应的水相对渗透率，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
可选的，根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro，包括：根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，通过如下公式，确定油相对渗透率Kro：
Figure BDA0002675743950000031
其中，G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，H为常数，取值范围为7.0～8.0。
通过该方法能够使油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间建立函数关系，能够确定出不同含水饱和度、束缚水饱和度情况下，泥质砂岩储层对应的油相对渗透率。同样的，基于前述步骤可知，束缚水饱和度是关于储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，因此，该方法建立的油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间的函数关系进一步反映了油相对渗透率与含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数关系，通过该方法能够确定出不同情况下的泥质砂岩储层对应的油相对渗透率，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
可选的，根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw，包括：获取油的粘度uo和水的粘度uw；根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw。
通过该方法能够使含水率和水相对渗透率、油相对渗透率、油的粘度和水的粘度之间建立函数关系，由于，水相对渗透率、油相对渗透率实质上是关于含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数。此外，可以理解的是，油的粘度和水的粘度是唯一确定的，因此，含水率可以理解为关于水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro的函数。
可选的，根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw，包括：根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，通过如下公式，确定含水率Fw：
Figure BDA0002675743950000032
第二方面，本申请提供了一种泥质砂岩储层的含水率的确定装置，包括：
获取模块，用于获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ。
确定模块，用于根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor。
确定模块，还用于根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw。
确定模块，还用于根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro。
确定模块，还用于根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况。
可选的，该确定模块，具体用于根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定束缚水饱和度Swi：
Figure BDA0002675743950000041
其中，A为常数，取值范围为34～41，B为常数，取值范围为8～9。
可选的，该确定模块，具体用于根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定残余油饱和度Sor：
Figure BDA0002675743950000042
其中，C为常数，取值范围为21～24，D为常数，取值范围为0.8～0.9。
可选的，该确定模块，具体用于根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，通过如下公式，确定水相对渗透率Krw：
Figure BDA0002675743950000043
其中，E为常数，取值范围为0.5～0.6；F为常数，取值范围为0.05～0.07。
可选的，该确定模块，具体用于根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，通过如下公式，确定油相对渗透率Kro：
Figure BDA0002675743950000044
其中，G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，H为常数，取值范围为7.0～8.0。
可选的，该确定模块，具体用于获取油的粘度uo和水的粘度uw；根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw。
可选的，该确定模块，具体用于根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，通过如下公式，确定含水率Fw：
Figure BDA0002675743950000051
第三方面，本申请提供一种电子设备，包括：至少一个处理器；以及与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使至少一个处理器能够执行如第一方面或第一方面的可选方式的方法。
第四方面，本申请提供一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现如第一方面或第一方面的可选方式的方法。
本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定方法、装置和设备，通过获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；进一步，根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw，相较于现有技术，使得泥质砂岩储层的含水情况不在与实验样品的孔渗指数有关，而是与其自身的含水饱和度、储层渗透率和孔渗指数相关，具体的，泥质砂岩储层的含水率Fw随其含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ的变化而变化，通过该方法不仅能够确定出高孔渗岩样含水率，也能够准确确定出中低孔渗岩样的含水率，提高确定不同孔渗储层的泥质砂岩储层的含水率的准确性。
附图说明
图1为本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定方法的一种流程示意图；
图2为本申请提供的束缚水模型的一种示意图；
图3为本申请提供的残余油饱和度模型的一种示意图；
图4为本申请提供的水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系的一种示意图；
图5为本申请提供的油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系的一种示意图；
图6为本申请提供的含水率与孔渗指数、含水饱和度的关系的一种示意图；
图7为本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定装置的一种结构示意图；
图8为本申请提供的电子设备的一种结构示意图。
通过上述附图，已示出本公开明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本公开构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本公开的概念。
具体实施方式
这里将详细地对示例性实施例进行说明，其示例表示在附图中。下面的描述涉及附图时，除非另有表示，不同附图中的相同数字表示相同或相似的要素。以下示例性实施例中所描述的实施方式并不代表与本公开相一致的所有实施方式。相反，它们仅是与如所附权利要求书中所详述的、本公开的一些方面相一致的装置和方法的例子。
下面对本申请文件中涉及到的名词作简要介绍。
含水饱和度：在油层中，水所占的孔隙的体积与岩石孔隙体积之比。
储层渗透率：衡量流体在压力差下通过多孔岩石有效孔隙能力的一种量值，以K表示。它是根据达西公式确定的。
储层孔隙度：又称储层孔隙率。衡量油气储层岩石中所含孔隙体积多少的一种参数，孔隙度反映岩石储存流体的能力。
束缚水饱和度：束缚水在油气孔隙中所占的体积与孔隙体积之比。
残余油饱和度：又称剩余油饱和度。残余油在岩石孔隙中所占体积的百分数。
水相对渗透率：绝对渗透率是指当单相流体通过横截面积为A、长度为L、压力差为ΔP的一段孔隙介质呈层状流动时，流体粘度为μ，则单位时间内通过这段岩石孔隙的流体量为：Q＝KΔPA/μL。有效渗透率是当多流体共存时，岩石允许每一相对流体通过的能力。油和水的有效渗透率总是低于岩石的绝对渗透率。水的相对渗透率则是多相流体共存时，水的有效渗透率与绝对渗透率的比值。
油相对渗透率：是多相流体共存时，油的有效渗透率与绝对渗透率的比值。
含水率：是岩石实际含水多少的指标，岩石孔隙中所含的水重量与干燥岩土重量的比值，重量含水量；岩土含水的体积与包括空隙在内的岩土体积的比值，称为体积含水量。
粘度：是指流体对流动所表现的阻力，是流体的粘滞性的一种量度，是流体流动力对其内部摩擦现象的一种表示。当流体(气体或液体)流动时，一部分在另一部分上面流动时，就受到阻力，这是流体的内摩擦力。要使流体流动就需在流体流动方向上加一切线力以对抗阻力作用。
孔渗指数：指同一储层对应的孔隙度和渗透率比值的开方。
目前，含水率的获取方法主要有可动水分析法、利用含水饱和度计算含水率法等测井方法确定泥质砂岩储层的含水率，但是此两种方法均是基于高孔渗岩样实验数据分析提出来的。具体的，利用含水饱和度计算含水率法是基于高孔渗柱塞岩样的相对渗透率实验，利用高孔渗柱塞样实验结果拟合含水率与含水饱和度的关系，通过计算储层含水饱和度估算储层的含水率。然而，利用高孔渗柱塞样实验结果拟合含水率与含水饱和度的关系，通过计算储层含水饱和度估算储层的含水率的方法只适用与实验柱塞样孔渗条件相当的储层含水率计算，但是，由于砂岩储层的沉积环境不同、水动力条件各异，导致砂岩储层的孔隙度、渗透率以及孔隙结构也各不相同，这就会造成相同的饱和度条件下储层的含水率不同，以高孔渗岩样建立的含水率模型在中低孔渗条件下会产生较大的误差，即在复杂沉积环境下的储层计算含水率误差大。
如果能够结合泥质砂岩储层的孔渗指数，建立含水率、含水饱和度、孔渗指数三维模型，使得含水率是含水饱和度与孔渗指数的函数，则能够确定出不同孔渗条件下泥质砂岩储层的含水率，提高确定含水率的准确性。
基于此，本申请提供了一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法，通过获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况，即建立含水率与含水饱和度和孔渗指数之间的函数关系，结合含水饱和度和孔渗指数确定泥质砂岩储层的含水率，该方法适用于不同的沉积环境、不同孔隙结构的泥质砂岩储层的含水率的计算，相较于现有技术能够提高确定不同孔渗储层的泥质砂岩储层的含水率的准确性。
图1为本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定方法的一种流程示意图，该方法可以被电子设备执行，如图1所示，该方法包括：
S101、获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ。
电子设备可以是通过其交互界面接收用户输入的泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K、储层孔隙度Φ中的一种或者多种；也可以是从其他设备获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K、储层孔隙度Φ中的一种或者多种，例如电子设备可以从地层测试器获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K、储层孔隙度Φ。
S102、根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor。
具体的，在一种可能的实现方式中，根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi，包括：根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过公式(1)构建束缚水模型，确定束缚水饱和度Swi：
Figure BDA0002675743950000081
其中，A为常数，取值范围为34～41；B为常数，取值范围为8～9，
Figure BDA0002675743950000082
表示孔渗指数。图2为本申请提供的束缚水模型的一种示意图，在图2所示的坐标系中，横坐标为孔渗指数
Figure BDA0002675743950000091
纵坐标为束缚水饱和度Swi，图2所示的曲线为束缚水模型，表示束缚水饱和度随孔渗指数的变化情况。具体的，该束缚水模型可以表示为：
Figure BDA0002675743950000092
通过该方法能够使束缚水饱和度Swi与储层渗透率K和储层孔隙度Φ之间建立函数关系，能够确定出不同孔渗指数，即不同孔隙度和渗透率情况下，泥质砂岩储层对应的束缚水饱和度，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
进一步的，在一种可能的实现方式中，根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定残余油饱和度Sor，包括：根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过公式(2)构建残余油饱和度模型，确定残余油饱和度Sor：
Figure BDA0002675743950000093
其中，C为常数，取值范围为21～24；D为常数，取值范围为0.8～0.9，
Figure BDA0002675743950000094
表示孔渗指数。图3为本申请提供的残余油饱和度模型的一种示意图，图3所示坐标系中，横坐标为孔渗指数
Figure BDA0002675743950000095
纵坐标为残余油饱和度Sor，图3所示的曲线为残余油模型，表示残余油饱和度随孔渗指数的变化情况，即表示残余油饱和度随储层渗透率K和储层孔隙度Φ的变化情况。具体的，该残余油模型可以表示为：
Figure BDA0002675743950000096
通过该方法能够使残余油饱和度Sor与储层渗透率K和储层孔隙度Φ之间建立函数关系，能够确定出不同孔隙度和渗透率情况下的泥质砂岩储层对应的残余油饱和度，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
S103、根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw。
在一种可能的实现方式中，根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw，包括：根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，通过公式(3)确定水相对渗透率Krw：
Figure BDA0002675743950000101
其中，E为常数，取值范围为0.5～0.6；F为常数，取值范围为0.05～0.07。图4为本申请提供的水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系的一种示意图，图4所示的坐标系中，横坐标表示
Figure BDA0002675743950000102
纵坐标表示水相对渗透率Krw，图4所示曲线表示水相对渗透率Krw随
Figure BDA0002675743950000103
的变化情况，即表示水相对渗透率Krw随含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi的变化情况，具体的图4所示的水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系可以表示为
Figure BDA0002675743950000104
通过该方法能够使水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间建立函数关系，能够确定出不同含水饱和度、束缚水饱和度情况下，泥质砂岩储层对应的水相对渗透率。基于上述步骤可知，束缚水饱和度是关于储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，因此，该方法建立的水相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间的函数关系进一步反映了水相对渗透率与含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数关系，通过该方法能够确定出不同情况下的泥质砂岩储层对应的水相对渗透率，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
S104、根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro。
在一种可能的实现方式中，根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro，包括：根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，通过公式(4)确定油相对渗透率Kro：
Figure BDA0002675743950000105
其中，G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，例如，G为0.0015，H为常数，取值范围为7.0～8.0，例如，H为7.5365。图5为本申请提供的油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系的一种示意图，图5所示的坐标系中的横坐标表示
Figure BDA0002675743950000111
纵坐标表示油相对渗透率Kro，图5所示的曲线表示油相对渗透率Kro随
Figure BDA0002675743950000112
的变化情况，即表示油相对渗透率随含水饱和度、束缚水饱和度的变化情况，具体的图5所示的油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度的关系可以表示为
Figure BDA0002675743950000113
通过该方法能够使油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间建立函数关系，能够确定出不同含水饱和度、束缚水饱和度情况下，泥质砂岩储层对应的油相对渗透率。同样的，基于前述步骤可知，束缚水饱和度是关于储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，因此，该方法建立的油相对渗透率与含水饱和度、束缚水饱和度之间的函数关系进一步反映了油相对渗透率与含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数关系，通过该方法能够确定出不同情况下的泥质砂岩储层对应的油相对渗透率，适用于不同孔渗度的泥质砂岩储层。
S105、根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw。
其中，含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况。
在一种可能的实现方式中，根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw，包括：获取油的粘度uo和水的粘度uw；根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw。
电子设备可以通过其交互界面接收用户输入的泥质砂岩储层的油的粘度和/或水的粘度，也可以从其他设备获取泥质砂岩储层的油的粘度和/或水的粘度。
具体的，根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw，包括：
根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，通过公式(5)确定含水率Fw：
Figure BDA0002675743950000114
通过该方法能够使含水率和水相对渗透率、油相对渗透率、油的粘度和水的粘度之间建立函数关系，由于，水相对渗透率、油相对渗透率实质上是关于含水饱和度、孔隙度和渗透率的函数。此外，可以理解的是，对于具体的泥质砂岩储层，其油的粘度和水的粘度是唯一确定的，可通过实验分析得到。因此，含水率可以理解为关于水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro的函数。
结合上文分析可知，水相对渗透率Krw是含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi的函数；油相对渗透率Kro是含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor的函数。具体的，结合公式(3)、(4)和(5)可以得到公式(6)：
Figure BDA0002675743950000121
进一步的结合上文分析可知，束缚水饱和度Swi是储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，残余油饱和度Sor也是储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，具体的，结合公式(1)、(2)和(6)，可以得到公式(7)：
Figure BDA0002675743950000122
其中，A为常数，取值范围为34～41，例如可以是37.476；B为常数，取值范围为8～9，例如可以是8.421；C为常数，取值范围为21～24，例如可以是22.56；D为常数，取值范围为0.8～0.9，例如可以是0.86321；E为常数，取值范围为0.5～0.6，例如可以是0.54；F为常数，取值范围为0.05～0.07，例如可以是0.0608；G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，例如可以是0.0015，H为常数，取值范围为7.0～8.0，例如可以是7.5365。具体的，含水率Fw可以表示为：
Figure BDA0002675743950000131
根据上面分析可知，对于具体的泥质砂岩储层，其油的粘度和水的粘度是唯一确定的。由此可知，含水率Fw是含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ的函数，即Fw＝f(Sw、K、φ)。
图6为本申请提供的含水率与孔渗指数、含水饱和度的关系的一种示意图，图6所示的坐标系中，X轴表示含水饱和度、Y轴表示孔渗指数、Z轴表示含水率。图6所示的曲线表示含水率随含水饱和度和孔渗指数的变化情况，即表示含水率Fw随含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ的变化情况。
本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定方法，通过获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；再根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；进一步，根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw，相较于现有技术，使得泥质砂岩储层的含水情况不在与实验样品的孔渗指数有关，而是与其自身的含水饱和度、储层渗透率和孔渗指数相关，具体的，泥质砂岩储层的含水率Fw随其含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ的变化而变化，通过该方法不仅能够确定出高孔渗岩样含水率，也能够准确确定出中低孔渗岩样的含水率，提高确定不同孔渗储层的泥质砂岩储层的含水率的准确性。
图7为本申请提供的泥质砂岩储层的含水率的确定装置的一种结构示意图，如图7所示，该装置包括：
获取模块71，用于获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ。
确定模块72，用于根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor。
确定模块72，还用于根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw。
确定模块72，还用于根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro。
确定模块72，还用于根据水相对渗透率Krw和油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；含水率Fw用于表示泥质砂岩储层的含水情况。
可选的，确定模块72，具体用于根据储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定束缚水饱和度Swi：
Figure BDA0002675743950000141
其中，A为常数，取值范围为34～41，B为常数，取值范围为8～9。
可选的，确定模块72，具体用于根据含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定残余油饱和度Sor：
Figure BDA0002675743950000142
其中，C为常数，取值范围为21～24，D为常数，取值范围为0.8～0.9。
可选的，确定模块72，具体用于根据含水饱和度Sw和束缚水饱和度Swi，通过如下公式，确定水相对渗透率Krw：
Figure BDA0002675743950000143
其中，E为常数，取值范围为0.5～0.6；F为常数，取值范围为0.05～0.07。
可选的，确定模块72，具体用于根据含水饱和度Sw、束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor，通过如下公式，确定油相对渗透率Kro：
Figure BDA0002675743950000144
其中，G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，H为常数，取值范围为7.0～8.0。
可选的，确定模块72，具体用于获取油的粘度uo和水的粘度uw；根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，确定含水率Fw。
可选的，确定模块72，具体用于根据水相对渗透率Krw、油相对渗透率Kro、油的粘度uo和水的粘度uw，通过如下公式，确定含水率Fw：
Figure BDA0002675743950000151
该泥质砂岩储层的含水率的确定装置可以执行上述的计算泥质砂岩储层的含水率的方法，其内容和效果可参考方法实施例部分，对此不再赘述。
图8为本申请提供的电子设备的一种结构示意图，如图8所示，本实施例的电子设备包括：处理器81、存储器82；处理器81与存储器82通信连接。存储器82用于存储计算机程序。处理器81用于调用存储器82中存储的计算机程序，以实现上述方法实施例中的方法。
可选地，该电子设备还包括：收发器83，用于与其他设备实现通信。
该电子设备可以执行上述的泥质砂岩储层的含水率的确定方法，其内容和效果可参考方法实施例部分，对此不再赘述。
本申请还提供了一种计算机可读存储介质，计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，计算机执行指令被处理器执行时用于实现上述泥质砂岩储层的含水率的确定方法。
该计算机可读存储介质所存储的计算机执行指令被处理器执行时能实现上述泥质砂岩储层的含水率的确定方法，其内容和效果可参考方法实施例部分，对此不再赘述。
本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本公开的其它实施方案。本申请旨在涵盖本公开的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本公开的一般性原理并包括本公开未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的，本公开的真正范围和精神由下面的权利要求书指出。应当理解的是，本公开并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本公开的范围仅由所附的权利要求书来限制。

Claims (10)

1.一种泥质砂岩储层的含水率的确定方法，其特征在于，包括：
获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；
根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；
根据所述含水饱和度Sw和所述束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；
根据所述含水饱和度Sw、所述束缚水饱和度Swi和所述残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；
根据所述水相对渗透率Krw和所述油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；所述含水率Fw用于表示所述泥质砂岩储层的含水情况。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi，包括：
根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定束缚水饱和度Swi：
Figure FDA0002675743940000011
其中，A为常数，取值范围为34～41，B为常数，取值范围为8～9。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，确定残余油饱和度Sor，包括：
根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，通过如下公式，确定残余油饱和度Sor：
Figure FDA0002675743940000012
其中，C为常数，取值范围为21～24，D为常数，取值范围为0.8～0.9。
4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述含水饱和度Sw和所述束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw，包括：
根据所述含水饱和度Sw和所述束缚水饱和度Swi，通过如下公式，确定水相对渗透率Krw：
Figure FDA0002675743940000013
其中，E为常数，取值范围为0.5～0.6；F为常数，取值范围为0.05～0.07。
5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述根据所述含水饱和度Sw、所述束缚水饱和度Swi和所述残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro，包括：
根据所述含水饱和度Sw、所述束缚水饱和度Swi和所述残余油饱和度Sor，通过如下公式，确定油相对渗透率Kro：
Figure FDA0002675743940000021
其中，G为常数，取值范围为0.0014～0.0016，H为常数，取值范围为7.0～8.0。
6.根据权利要求1-5任一项所述的方法，其特征在于，所述根据所述水相对渗透率Krw和所述油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw，包括：
获取油的粘度uo和水的粘度uw；
根据所述水相对渗透率Krw、所述油相对渗透率Kro、所述油的粘度uo和所述水的粘度uw，确定含水率Fw。
7.根据权利要求6所述的方法，其特征在于，所述根据所述水相对渗透率Krw、所述油相对渗透率Kro、所述油的粘度uo和所述水的粘度uw，确定含水率Fw，包括：
根据所述水相对渗透率Krw、所述油相对渗透率Kro、所述油的粘度uo和所述水的粘度uw，通过如下公式，确定含水率Fw：
Figure FDA0002675743940000022
8.一种泥质砂岩储层的含水率的确定装置，其特征在于，包括：
获取模块，用于获取泥质砂岩储层的含水饱和度Sw、储层渗透率K和储层孔隙度Φ；
确定模块，用于根据所述储层渗透率K和所述储层孔隙度Φ，确定束缚水饱和度Swi和残余油饱和度Sor；
所述确定模块，还用于根据所述含水饱和度Sw和所述束缚水饱和度Swi，确定水相对渗透率Krw；
所述确定模块，还用于根据所述含水饱和度Sw、所述束缚水饱和度Swi和所述残余油饱和度Sor，确定油相对渗透率Kro；
所述确定模块，还用于根据所述水相对渗透率Krw和所述油相对渗透率Kro，确定泥质砂岩储层的含水率Fw；所述含水率Fw用于表示所述泥质砂岩储层的含水情况。
9.一种电子设备，其特征在于，包括：
至少一个处理器；以及
与所述至少一个处理器通信连接的存储器；其中，
所述存储器存储有可被所述至少一个处理器执行的指令，所述指令被所述至少一个处理器执行，以使所述至少一个处理器能够执行如权利要求1至7中任一项所述的方法。
10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质中存储有计算机执行指令，所述计算机执行指令被处理器执行时用于实现如权利要求1至7中任一项所述的方法。
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