CN114544459B - 一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，首先根据同一个地区所有岩样的孔隙度和渗透率，绘制出流动单元指数的累计频率分布图，划分出岩样的不同类别，其次根据已测油水相渗实验的岩样测量结果，建立每一类的构建参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率衍生参数之间的多个通用拟合关系式，然后针对未测油水相渗实验岩样的孔隙度和渗透率，计算出相应的构建参数、n、m*和b*值，代入Willhite模型的水相相对渗透率公式和李克文模型的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样的水相相对渗透率和油相相对渗透率，最后绘制出该块岩样的油水相渗曲线。利用本发明方法构建的油水相渗曲线与实验测量的结果相比较，吻合性较好。
Description
技术领域
本发明涉及储层开发评价领域，更具体地，涉及一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法。
背景技术
油水相渗曲线是油田开发分析必不可少的重要资料，通过分析油水相渗曲线可以反映出油藏在水驱开发过程中的生产动态的变化，对于确定不同开发时期中储层油水饱和度分布的计算有着重要的意义。目前，油水相渗曲线的获取仍需要在实验室中完成，实验方式多采用非稳态法。相比稳态实验法，实验周期要缩短很多，却依然改变不了受制于实验费用、实验周期以及有限的岩心样品数量等因素，实验室中得到的离散数据点对全井段进行细致评价时存在着较大的局限性。加之，面对的研究对象砂岩物性从中高孔渗变成中低孔渗储层，孔隙结构和储层非均质性带来许多复杂的变化，油水相渗曲线形态更加复杂，加大了对储层开发评价的难度。因此，本技术重点研究如何利用储层参数分类构建岩心油水相渗曲线，为最终实现通过储层参数获得全井段的油水相渗曲线进行储层开发评价的目的。
目前已发表的文献中有关构建油水相渗曲线有以下几种方法：
1、神经网络刻度方法。参见2003年8月《勘探地球物理进展》期刊中，谢然红等人在《利用神经网络和相渗曲线预测储层的润湿性》一文中，研究人员利用反向传播神经网络模型预测束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率以及油水两相等渗点对应的油(水)相对渗透率，进而确定油水相对渗透率曲线。
2、测井电阻率刻度方法。参见2008年和2011年《Transport in Porous Media》期刊中，LI K在《A new method for calculating two-phase relative permeability fromresistivity data in porous media》和《Interrelationship between resistivityindex，capillary pressure and relative permeability》一文中，研究人员从常规测井电阻率出发推导出油水相渗曲线计算公式。而后，参见2015年《石油与天然气地质》期刊中，马东等人在《从电阻率数据中得到相对渗透率的新方法》一文中，研究人员对LI K的方法进行改进，通过毛细管模型和阿尔奇电阻率公式，引入迂曲度参数，推导一种从电阻率数据中计算相对渗透率数据的新方法。
3、理论模型优化刻度方法。第一种参见2014年10月《新疆石油地质》期刊中，高文君等人在《水驱油田油水相对渗透率曲线研究》一文中，研究人员在应用Willhite模型时，发现总是会出现单独拟合油相、水相数据与实验数据相差较大的现象，尤其是含水饱和度越低，拟合油相数据点误差越大，而水相整体虽然误差相对较小，但也出现含水饱和度越大，拟合数据点误差越大，因此在Willhite模型的基础上提出了改进模型，将模型中饱和度的幂指数从单一的定值变成饱和度的函数关系，最终绘制出相应的油水相渗曲线。第二种参见2018年吴光焕等人在发明专利《基于Harris模型的油相相对渗透率曲线表征方法》中(申请号：CN 108717498 A)，研究人员首先选取能反映区块或油藏物性特征的典型油水相对渗透率曲线数据，其次，对油相相对渗透率和含水饱和度进行标准化处理，判断标准化后的油相相对渗透率与含水饱和度之间的关系，然后基于Harris模型构建油相相对渗透率与含水饱和度曲线的函数表达式，最后应用最小二乘法求解构建油相相对渗透率与含水饱和度关系曲线的函数表达式中的系数，从而建立起构建油相相对渗透率的方法，构建出油水相渗曲线。第三种参见2018年李颖等人在发明专利《一种油藏相渗曲线模型及相渗曲线计算方法》中(申请号：CN 108717498 A)，研究人员首先将实验测试所得相渗曲线和GML模型、GBL模型进行拟合，得到多组β、γ和m的参数值，然后确定模型中各参数的平均值，得到通用模型参数，再将得到的通用模型参数值代入GML模型、GBL模型中，构建出油水相渗曲线。
4、基准曲线幂指数刻度方法。参见2017年3月《西安石油大学学报(自然科学版)》期刊中，陆云龙等人在《黄河口凹陷相渗曲线构建方法及其应用》一文中，研究人员根据相渗实验数据特征，通过对数据归一化处理，以其中一条相渗曲线作为基准曲线，引入反映储层孔隙结构差异的特征指数λ对归一化数据进行特征值提取，通过特征指数消除孔隙结构差异等因素，使得不同相渗曲线变化规律趋于一致，进而拟合相对渗透率与含水饱和度之间的关系，构建出油水相渗曲线。
采用上述四种方法的缺陷为：
第一种神经网络刻度方法主要缺陷在于需要大量的学习样本，在通过实际样本训练时，需要尽可能的收集到大量资料来表征束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率以及油水两相等渗点对应的油(水)相对渗透率这六个参数，否则训练会趋向于集中在训练模式集中的区域，而忽略那些训练模式稀疏分布的区域，从而会产生不精确的预测结果。
第二种测井电阻率刻度方法主要缺陷在于缺乏考虑孔隙结构的影响。无论在求解水相相对渗透率或者油相相对渗透率的计算时，都需要求解电阻率增大率这个参数。而这个参数受孔隙结构的影响，与含水饱和度之间呈多个幂指数关系，如果笼统地用单个的幂指数来计算，就会影响水相相对渗透率或者油相相对渗透率的计算精度。因此，要想得到准确的水相相对渗透率或者油相相对渗透率结果，就需要对电阻率增大率这个参数做孔隙结构优化模型的计算。
第三种理论模型优化刻度方法无论是Willhite模型改进型，还是Harris模型、GML模型、GBL模型和李克文模型，其中最大的问题在于两方面，一方面模型中系数或者指数都用定值是不合适的，实际上这些模型中的系数或指数应为变量，取值受孔隙结构的影响，当研究对象的储层物性为高孔高渗时，地层均质性较好，模型中系数或者指数为定值是可以表征相同或相近的储层特征。但是当研究对象的储层物性为中低孔渗时，地层非均质性强，模型中系数或者指数为变量。另一方面，理论公式本身对于相渗曲线的表征同样受孔隙结构的影响，对于水相相对渗透率曲线的表征，绝大部分的理论公式都可以表征，但是油相相对渗透率曲线的表征就有很大的出入，比如常用的Willhite模型在储层物性较小的时候，就表征性差，因此在实际中必须考虑孔隙结构的影响，不但要选择合适的理论公式，还要考虑对公式中系数和指数取值的影响。
第四种基准曲线幂指数刻度方法主要缺陷在于缺乏分类的思路在里面，所有曲线很笼统放在一起，当所有的相渗曲线的特征相近时，利用基准曲线建立反映储层孔隙结构差异的特征指数λ与归一化数据关系的相关性会很好，但是当所有的相渗曲线的特征有很大不同时，换而言之，非均质性较强，λ与归一化数据关系的相关性会呈现不同的趋势，因此在这套方法中，应该着眼于先对相渗曲线分类，再不同的类中分别构建λ与归一化数据关系，最终构建出更为准确的油水相渗曲线。
发明内容
为了克服现有技术中几种构建油水相渗曲线方法的不足，本发明提供一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，旨在提高构建油水相渗曲线的精度，最终实现通过全井段构建的油水相渗曲线进行储层开发评价的目的。
本发明提供了一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，包括：
(1)在同一地区选取有代表性的岩心上钻取多个岩样，对钻取的所有岩样做洗油洗盐处理；
(2)利用全自动孔渗测定仪对每一块岩样进行孔隙度和渗透率测量；
(3)将步骤(2)中每块岩样测量得到的孔隙度和渗透率转化成流动单元指数，并做出该地区流动单元指数的累计频率分布图；
(4)根据流动单元指数的累计频率分布图确定该地区流动单元指数划分的类别数目，以及确定每一类流动单元指数的区间界限值；
(5)依据该地区流动单元指数的分类，在每一类中选取设定数量的实验岩样进行油水相渗实验测量；
(6)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果，确定每一块油水相渗实验岩样的构建参数，所述构建参数包括束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率；
(7)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果和步骤(6)确定的构建参数分别代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，求出每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值；
(8)根据步骤(4)确定的流动单元指数的分类标准、步骤(6)确定的构建参数以及步骤(7)确定的每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值，分别建立每一类的构建参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率的衍生参数之间的多个通用拟合关系式，其中，每一类岩样的束缚水饱和度对应油相相对渗透率为定值；
(9)针对同一地区岩心中只测量了孔隙度和渗透率的岩样，按步骤(8)得到的通用拟合关系式计算出该块岩样对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n、m*和b*值，以及定值的束缚水饱和度对应油相相对渗透率，一起代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率，绘制出该地区该块岩样的油水相渗曲线。
本发明提供一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，首先根据同一个地区所有岩样的孔隙度和渗透率，计算出对应的流动单元指数，做出流动单元指数的累计频率分布图，划分出相应的不同类别，其次根据已测油水相渗实验的岩样测量结果，建立每一类的构建参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率衍生参数之间的多个通用拟合关系式，然后针对未测油水相渗实验岩样的孔隙度和渗透率，计算出相应的构建参数、n、m*和b*值，代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样的水相相对渗透率和油相相对渗透率，最后绘制出该块岩样的油水相渗曲线。利用本发明方法构建的油水相渗曲线与实验测量的结果相比较，吻合性较好。
附图说明
图1为本发明提供的一种基于储层参数的油水相渗曲线构建方法流程图；
图2是本发明实施例提供的通过217块岩心对应的孔隙度和渗透率计算得到的流动单元指数的累计频率分布图；
图3是本发明实施例提供的9-1号样品的油水相渗曲线示意图；
图4是本发明实施例提供的9-4-5号样品的油水相渗曲线示意图；
图5是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗曲线中提取的束缚水饱和度，按照流动单元指数分类后分别与综合物性指数之间建立关系的示意图；
图6是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗曲线中提取的残余油饱和度，按照流动单元指数分类后分别与束缚水饱和度之间建立关系的示意图；
图7是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗曲线中提取的油水两相等渗点含水饱和度，按照流动单元指数分类后分别与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图；
图8是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗曲线中提取的残余油饱和度对应水相相对渗透率，按照流动单元指数分类后与残余油和束缚水饱和度比值之间建立关系的示意图；
图9是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗曲线中提取的残余油饱和度对应水相相对渗透率，按照流动单元指数分类后与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图；
图10是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的n值，按照流动单元指数分类后与残余油和束缚水饱和度比值之间建立关系的示意图；
图11是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的n值，按照流动单元指数分类后与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图；
图12是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的m*值，按照流动单元指数分类后与残余油和束缚水饱和度比值之间建立关系的示意图；
图13是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的m*值，按照流动单元指数分类后与有效孔隙度之间建立关系的示意图；
图14是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的b*值，按照流动单元指数分类后与残余油和束缚水饱和度比值之间建立关系的示意图；
图15是本发明实施例提供的从27块样品的油水相渗实验结果中提取的b*值，按照流动单元指数分类后与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图；
图16是本发明实施例提供的9-15号样品实测的油水相渗曲线与构建的油水相渗曲线对比的示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
实施例一
一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，参见图1，该岩心油水相渗曲线构建方法主要包括以下步骤：
(1)在同一地区选取有代表性的岩心上钻取多个岩样，对钻取的所有岩样做洗油洗盐处理。
(2)利用全自动孔渗测定仪对每一块岩样进行孔隙度和渗透率测量。
(3)将步骤(2)中每块岩样测量得到的孔隙度和渗透率转化成流动单元指数，并做出该地区流动单元指数的累计频率分布图。
(4)根据流动单元指数的累计频率分布图确定该地区流动单元指数划分的类别数目，以及确定每一类流动单元指数的区间界限值。
(5)依据该地区流动单元指数的分类，在每一类中选取设定数量的实验岩样进行油水相渗实验测量。
(6)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果，确定每一块油水相渗实验岩样的构建参数，所述构建参数包括束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率。
(7)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果和步骤(6)确定的构建参数分别代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，求出每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值。
(8)根据步骤(4)确定的流动单元指数的分类标准、步骤(6)确定的储层参数以及步骤(7)确定的每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值，分别建立每一类的储层参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率的衍生参数之间的多个通用拟合关系式，其中，每一类岩样的束缚水饱和度对应油相相对渗透率为定值。
(9)针对同一地区岩心中只测量了孔隙度和渗透率的岩样，按步骤(8)得到的通用拟合关系式计算出该块岩样对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n、m*和b*值，以及定值的束缚水饱和度对应油相相对渗透率一起代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率，绘制出该地区该块岩样的油水相渗曲线。
本发明与现有技术相比，具有以下有益效果：
1、首先利用流动单元指数进行储层分类，优先考虑孔隙结构的影响，分类后极大地提高油水相渗曲线的拟合精度；
2、在油水相渗模型的选择上，不是单单只采用一种学者提出的公式，而是结合两位学者提出公式的优缺点，发挥各自的计算优势；
3、将Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式的参数用储层参数的函数来表征，充分考虑孔隙结构的影响，而不是使用平均值来表征；
4、将油水两相等渗点含水饱和度作为分段和标定的条件，提高油水相渗曲线的拟合精度。
实施例二
一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，在实验条件下，建立了利用储层参数信息构建岩心油水相渗曲线的方法，为实现通过全井段构建的油水相渗曲线进行储层开发评价奠定了基础，从而可以准确提供油藏工程含水率上升规律、油藏采收率等关键参数，省去大量岩心进行油水相渗实验时间及费用。
下面以国内某盆地某凹陷某地区砂岩储集层岩样为例，来说明本发明的技术方案，并非用以限制本发明。
本发明的基于储层参数信息的岩心油水相渗曲线构建方法，依次包括如下步骤：
(1)在某盆地某凹陷某地区砂岩储集层有代表性的岩心上钻取217个直径为25.4mm，长度为50mm～65mm的岩样，并且对所有岩样进行洗油洗盐处理；要求符合SY/T5336-2006中的岩心常规分析方法标准。
(2)利用全自动孔渗测定仪对岩样进行孔隙度和渗透率测量；要求符合SY/T5336-2006中的岩心常规分析方法标准。
(3)将步骤(2)中每块岩样测量得到的孔隙度和渗透率转化成流动单元指数，并做出该地区流动单元指数的累计频率分布图。其中，所述流动单元指数表示为：
φz＝Φe/(1-Φe) (3)；
式中，FZI为流动单元指数，无量纲；RQI为综合物性指数，无量纲；K为空气渗透率，×10-3μm2；φe为有效孔隙度，小数；φz为标准化孔隙度指标，小数；sgv为单位颗粒体积的表面积，cm2；τ为孔隙介质的迂回度，无量纲；τ为Kozeny常数，在5～100范围取值。
(4)从流动单元指数的累计频率分布图上确定该地区流动单元指数划分为几类，以及确定每一类流动单元指数的区间界限值。
图2为实施例通过217块岩心对应的孔隙度和渗透率计算得到的流动单元指数的累计频率分布图。其中，横坐标为流动单元指数，单位为无量纲；纵坐标为频率，单位为％。从图2上可以看出，不同的流动单元指数在频率分布图上表现出不同斜率的直线段，明显呈现四段，划分为FZI≤1.12，1.12﹤FZI≤1.85，1.85﹤FZI≤2.55，FZI﹥2.55。
(5)依据该地区流动单元指数的分类，在每一类中选取一定数量的岩样进行油水相渗实验的测量。
参见表1是实施例地区砂岩储集层217块样品的流动单元指数分类区间对应的样品数量，以及从每一类中选取的油水相渗实验样品数量的统计表。
表1
从表1中可以看出，217块样品绝大多数集中在Ⅰ类和Ⅱ类中，Ⅲ类和Ⅳ类分布样品较少，因此在Ⅰ类和Ⅱ类中集中选取18块样品进行油水相渗实验，在Ⅲ类和Ⅳ类中共选取13块进行油水相渗实验，保证相渗实验所得的数据能够反映该地区的储层特征。其中，在31块样品中只选择27块参与方法建模，另外4块样品不参与方法建模，只作为方法检验。
作为实施例，步骤(5)具体包括如下子步骤：(5.1)用于油水相渗实验的岩心首先进行10～24小时的烘干，再进行100％模拟地层水饱和，模拟地层水矿化度为30000mg/L，而后装入岩心夹持器中，加围压，加热岩心至地层温度80℃，用模拟地层水测定岩心100％饱和水时的绝对渗透率。
(5.2)在恒速下进行油驱水实验，模拟油密度为0.835g/cm3，模拟油粘度为5.4mPa·S，得到驱替过程的相对渗透率曲线，当累计注入油量为岩心10倍孔隙体积时，此时岩心内含水饱和度为束缚水饱和度，并测得束缚水饱和度下油相相对渗透率。
(5.3)在恒速下进行水驱油实验，得到吸入过程的相对渗透率曲线，当累计注入水量为岩心10倍孔隙体积时，此时岩心内含油饱和度为残余油饱和度，并测得残余油饱和度下水相相对渗透率。
(6)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果，确定每一块油水相渗实验岩样的构建参数，所述构建参数包括束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率。
参见图3和图4分别是9-1号和9-4-5号样品的油水相渗曲线示意图。其中，横坐标为含水饱和度，单位为％；纵坐标为油相或水相相对渗透率，单位为％。21号样品孔隙度为14.55％，渗透率为10.68×10-3μm2。24号样品孔隙度为22.49％，渗透率为249.41×10-3μm2。图中A点对应的含水饱和度为束缚水饱和度，100％减去B点对应的含水饱和度为残余油饱和度，C点对应的含水饱和度为油水两相等渗点含水饱和度，D点对应的油相相对渗透率为束缚水饱和度对应的油相相对渗透率，E点对应的水相相对渗透率为残余油饱和度对应水相相对渗透率。
对比图3和图4可以看出，随着孔隙度和渗透率的增大，束缚水饱和度、油水两相等渗点含水饱和度和残余油饱和度对应水相相对渗透率都会发生明显的变化，其中束缚水饱和度随孔隙度和渗透率的增大而变低，油水两相等渗点含水饱和度随孔隙度和渗透率的增大而变低，残余油饱和度对应水相相对渗透率随孔隙度和渗透率的增大而变高。这是由于孔隙度和渗透率相对大的样品，往往孔隙结构较好，表现为孔隙系统中的大孔和中孔所占的比重较大，小孔和微孔所占的比重较小，相对孔隙的内表面积小，能够束缚的水体积较小，表现为束缚水饱和度较低，吼道以中-粗为主，单相渗透率相对较高，在较低的含水饱和度时，就能达到油水两相渗透率相等，表现为油水两相等渗点含水饱和度较低，残余油饱和度对应水相相对渗透率较高。
参见表2是国内某盆地某凹陷某地区砂岩参与方法建模的27块岩样的油水相渗曲线，按流动单元指数分类对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率以及残余油饱和度对应水相相对渗透率的统计表。
从表2中可以看出，按照流动单元指数分类可以看出，从Ⅰ类-Ⅱ类-Ⅲ类-Ⅳ类总体趋势为束缚水饱和度随之降低，残余油饱和度变化趋势不明显，油水两相等渗点含水饱和度随之变小，束缚水饱和度对应的油相相对渗透率为定值100％，残余油饱和度对应的水相相对渗透率随之变大。
表2
(7)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果和步骤(6)确定的构建参数分别代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，求出每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值；
其中，Willhite模型中水相相对渗透率公式表示为：
李克文模型中油相相对渗透率公式表示为：
式中，Krw为水相相对渗透率，％；Krw(Sor)为残余油饱和度对应的水相相对渗透率，％；为相对饱和度，小数；Kro为油相相对渗透率，％；Kor(Swir)为束缚水饱和度对应的油相相对渗透率，％；n、m*和b*值为待求参数，无量纲；Sw为含水饱和度，％；Swir为束缚水饱和度，％；Sor为残余油饱和度，％。
可以理解的是，公式(6)中的含水饱和度Sw、Swir束缚水饱和度和Sor残余油饱和度均可以通过油水相渗实验测量得到，根据公式(6)可计算出计算出/>根据公式(4)可计算出n值，可根据公式(5)计算出m*和b*。
参见表3是实施例地区砂岩参与方法建模的27块岩样的油水相渗曲线，按照流动单元指数分类对应的孔隙度、渗透率、n值、m*值和b*值的统计表。
从表3中可以看出，n值、m*值和b*值都变化很大，n值范围从0.90～1.88，m*值范围从1.90～3.71，b*值范围从0.11～0.25，从而说明文献中将这些参数作为定值或者以平均值来考虑是不合适的。另外，按照流动单元指数分类可以看出，从Ⅰ类-Ⅱ类-Ⅲ类-Ⅳ类总体规律为n值随之变大，m*值随之减小，b*值随之变大，说明n、m*和b*值与流动单元指数的变化有关，而流动单元指数的变化与孔隙结构变化有关，也就是说明n、m*和b*与孔隙结构变化有关，在拟合关系的时候要考虑孔隙结构参数或者与孔隙结构有关的衍生参数。
表3
/>
(8)根据步骤(4)确定的流动单元指数的分类标准和步骤(6)、步骤(7)得到的各个参数，建立每一类的束缚水饱和度与综合物性指数之间的通用拟合关系式一，残余油饱和度与束缚水饱和度之间的通用拟合关系式二，油水两相等渗点含水饱和度与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式三，残余油饱和度对应水相相对渗透率与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式四，n值与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式五，m*值与残余油和束缚水饱和度比值，或与有效孔隙度之间的通用拟合关系式六，以及b*值与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式七。根据建立的多个通用拟合关系式，可建立每一类岩样的构建参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率的衍生参数之间的多个通用拟合关系式。其中，需要说明的是，束缚水饱和度对应的油相相对渗透率为定值100％，因此，实施例中无需建立每一类岩样的束缚水饱和度对应的油相相对渗透率与孔隙度、渗透率的衍生参数之间的通用拟合关系式。
参见图5所示是从27块样品的油水相渗曲线中提取的束缚水饱和度，按照流动单元指数分类后分别与综合物性指数之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：
Ⅱ类：
Ⅲ类：/>
Ⅳ类：
参见图6所示是从27块样品的油水相渗曲线中提取的残余油饱和度，按照流动单元指数分类后分别与束缚水饱和度之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：Sor＝A5×Swir 2+B5×Swir；
Ⅱ类：Sor＝A6×Swir 2+B6×Swir；
Ⅲ类：Sor＝A7×Swir 2+B7×Swir；
Ⅳ类：Sor＝A8×Swir 2+B8×Swir；
参见图7所示是从27块样品的油水相渗实验结果中提取的油水两相等渗点含水饱和度，按照流动单元指数分类后分别与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：Sdw＝A9×lnK+B9；
Ⅱ类：Sdw＝A10×lnK+B10；
Ⅲ类：Sdw＝A11×lnK+B11；
Ⅳ类：Sdw＝A12×lnK+B12；
参见图8和图9所示是从27块样品的油水相渗曲线中提取的残余油饱和度对应水相相对渗透率，按照流动单元指数分类后分别与残余油和束缚水饱和度比值，以及与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：
Ⅱ类：
Ⅲ类：
Ⅳ类：
参见图10和图11所示是从27块样品的油水相渗实验结果中提取的n值，按照流动单元指数分类后分别与残余油和束缚水饱和度比值，以及与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：
Ⅱ类：
Ⅲ类：/>
Ⅳ类：n＝A20×lnK+B20。
参见图12和图13所示是从27块样品的油水相渗实验结果中提取的m*值，按照流动单元指数分类后分别与残余油和束缚水饱和度比值，以及与有效孔隙度之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：
Ⅱ类：
Ⅲ类：
Ⅳ类：m*＝A24×lnΦe+B24；
参见图14和图15所示是从27块样品的油水相渗实验结果中提取的b*值，按照流动单元指数分类后分别与残余油和束缚水饱和度比值，以及与渗透率的自然对数之间建立关系的示意图。分类建立的关系式如下：
Ⅰ类：
Ⅱ类：
Ⅲ类：
Ⅳ类：b*＝A28×lnK+B28；
式中：Sdw为油水两相等渗点含水饱和度，％；A1、A2、A3、A4、A5、A6、A7、A8、A9、A10、A11、A12、A13、A14、A15、A16、A17、A18、A19、A20、A21、A22、A23、A24、A25、A26、A27、A28、B1、B2、B3、B4、B5、B6、B7、B8、B9、B10、B11、B12、B13、B14、B15、B16、B17、B18、B19、B20、B21、B22、B23、B24、B25、B26、B27、B28为拟合系数，无量纲。
从图8、图10、图12和图14中可以看出，在Ⅰ类-Ⅱ类-Ⅲ类中，残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值都与残余油和束缚水饱和度比值之间有很好的关系，但是在Ⅳ类中，由于这类是物性最好的，相对残余油饱和度和束缚水饱和度其值相对稳定，残余油和束缚水饱和度比值在一个很小的范围内，变化不大，因此在Ⅳ类中，残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值与残余油和束缚水饱和度比值之间基本没有相关性，在这类中选用变化比较大的孔隙度或者渗透率的自然对数分别建立与残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值的关系更好(如图9、图11、图13和图15)。
(9)针对同一地区岩心中只测了孔隙度和渗透率的岩样，按步骤(8)得到的通用拟合关系式计算出对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度以及残余油饱和度对应水相相对渗透率，以及定值的束缚水饱和度对应油相相对渗透率一起代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率，绘制出该块岩样的油水相渗曲线。
作为实施例，步骤(9)具体包括如下子步骤：
(9.1)已知了某块岩样的孔隙度和渗透率，通过公式(1)转化成流动单元指数，按照实例地区的流动单元指数分类标准确定这块样品属于哪一类。
(9.2)按照实施例某块岩样对应的流动单元指数分类类别，选择步骤(8)中相对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值的通用拟合关系式，计算出该块岩样的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值。
(9.3)对于该块岩样，以束缚水饱和度作为横坐标含水饱和度的起点，以100％减去残余油饱和度后的含水饱和度作为终点，在束缚水饱和度和油水两相等渗点含水饱和度之间采用线性插值划分六等份，在油水两相等渗点含水饱和度和100％减去残余油饱和度后的含水饱和度之间采用线性插值划分四等份，共计得到11个含水饱和度值，利用公式(6)得到11个值。
(9.4)在计算实施例某块岩样的水相相对渗透率时，通过步骤(9.2)和(9.3)中得到的某块岩样的残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值和11个值代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式，最终得到11组含水饱和度和相对应的水相相对渗透率数值。
(9.5)在计算实施例某块岩样的油相相对渗透率时，通过步骤(9.2)和(9.3)中得到的某块岩样m*值、b*值和11个值，以及束缚水饱和度对应油相相对渗透率(其值为100％)一起代入李克文模型中油相相对渗透率公式，最终得到11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值。
(9.6)在步骤(9.4)和(9.5)得到的实施例某块岩样的11组含水饱和度及对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率数值中，要求在油水两相等渗点含水饱和度处，与之对应的油相相对渗透率等于相对应的水相相对渗透率，如果两者不相等，以油水两相等渗点含水饱和度相对应的水相相对渗透率为基准，束缚水饱和度对应的油相相对渗透率和残余油饱和度对应的油相相对渗透率这两个点不需要平移，对剩下的9个油相相对渗透率数据进行统一线性平移，使线性平移后的油水两相等渗点含水饱和度所对应的油相相对渗透率等于水相相对渗透率，最终重新得到11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值。
(9.7)以含水饱和度为横坐标，以油相或水相相对渗透率为纵坐标，将步骤(9.4)中11组含水饱和度和相对应的水相相对渗透率数值连成曲线，将步骤(9.6)中11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值连成曲线，绘制出实施例某块岩样的油水相渗曲线。
利用以上的方法对实施例地区砂岩4块未参与建模分析的样品做了效果检验。参见图16所示是9-15号样品实测的油水相渗曲线与构建的油水相渗曲线对比的示意图。从图上可以看出，构建的油水相渗曲线与实测的油水相渗曲线基本上相一致，说明利用本发明建立的方法完全可以表征实施例地区的油水相渗曲线特征。
尽管已描述了本发明的优选实施例，但本领域内的技术人员一旦得知了基本创造概念，则可对这些实施例作出另外的变更和修改。所以，所附权利要求意欲解释为包括优选实施例以及落入本发明范围的所有变更和修改。
显然，本领域的技术人员可以对本发明进行各种改动和变型而不脱离本发明的精神和范围。这样，倘若本发明的这些修改和变型属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则本发明也意图包括这些改动和变型在内。
Claims (6)
1.一种基于储层参数的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，包括：
(1)在同一地区选取有代表性的岩心上钻取多个岩样，对钻取的所有岩样做洗油洗盐处理；
(2)利用全自动孔渗测定仪对每一块岩样进行孔隙度和渗透率测量；
(3)将步骤(2)中每块岩样测量得到的孔隙度和渗透率转化成流动单元指数，并做出该地区流动单元指数的累计频率分布图；
(4)根据流动单元指数的累计频率分布图确定该地区流动单元指数划分的类别数目，以及确定每一类流动单元指数的区间界限值；
(5)依据该地区流动单元指数的分类，在每一类中选取设定数量的实验岩样进行油水相渗实验测量；
(6)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果，确定每一块油水相渗实验岩样的构建参数，所述构建参数包括束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、束缚水饱和度对应的油相相对渗透率、残余油饱和度对应水相相对渗透率；
(7)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果和步骤(6)确定的构建参数分别代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，求出每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值；
(8)根据步骤(4)确定的流动单元指数的分类标准、步骤(6)确定的构建参数以及步骤(7)确定的每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值，分别建立每一类的构建参数、n、m*和b*值与孔隙度、渗透率的衍生参数之间的多个通用拟合关系式，其中，每一类岩样的束缚水饱和度对应油相相对渗透率为定值；
(9)针对同一地区岩心中只测量了孔隙度和渗透率的岩样，按步骤(8)得到的多个通用拟合关系式计算出该块岩样对应的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n、m*和b*值，以及定值的束缚水饱和度对应油相相对渗透率一起代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，计算出该块岩样对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率，绘制出该地区该块岩样的油水相渗曲线。
2.根据权利要求1所述的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，所述步骤(3)将每块岩样测量得到的孔隙度和渗透率转化成流动单元指数，包括：
φz＝Φe/(1-Φe) (3)；
式中，FZI为流动单元指数，无量纲；RQI为综合物性指数，无量纲；K为空气渗透率，×10-3μm2；φe为有效孔隙度，小数；φz为标准化孔隙度指标，小数；sgv为单位颗粒体积的表面积，cm2；τ为孔隙介质的迂回度，无量纲；为Kozeny常数，在5～100范围取值。
3.根据权利要求1所述的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，所述步骤(5)依据该地区流动单元指数的分类，在每一类中选取设定数量的实验岩样进行油水相渗实验测量，包括：
(5.1)用于油水相渗实验的岩心首先进行10～24小时的烘干，再进行100％模拟地层水饱和，而后装入岩心夹持器中，加围压，加热岩心至地层温度，用模拟地层水测定岩心100％饱和水时的绝对渗透率；
(5.2)在恒速下进行油驱水实验，得到驱替过程的油相相对渗透率曲线，当累计注入油量为岩心10倍孔隙体积时，此时岩心内含水饱和度为束缚水饱和度，并测得束缚水饱和度下油相相对渗透率；
(5.3)在恒速下进行水驱油实验，得到吸入过程的水相相对渗透率曲线，当累计注入水量为岩心10倍孔隙体积时，此时岩心内含油饱和度为残余油饱和度，并测得残余油饱和度下水相相对渗透率。
4.根据权利要求3所述的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，所述步骤(7)根据步骤(5)中测量得到的油水相渗实验结果和步骤(6)确定的构建参数分别代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式和李克文模型中的油相相对渗透率公式，求出每块油水相渗实验岩样的n、m*和b*值，包括：
Willhite模型中水相相对渗透率公式表示为：
李克文模型中油相相对渗透率公式表示为：
式中，Krw为水相相对渗透率，％；Krw(Sor)为残余油饱和度对应的水相相对渗透率，％；为相对饱和度，小数；Kro为油相相对渗透率，％；Kor(Swir)为束缚水饱和度对应的油相相对渗透率，％；n、m*和b*为待求参数，无量纲；Sw为含水饱和度，％；Swir为束缚水饱和度，％；Sor为残余油饱和度，％。
5.根据权利要求1所述的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，所述步骤(8)中多个通用拟合关系式包括束缚水饱和度与综合物性指数之间的通用拟合关系式一、残余油饱和度与束缚水饱和度之间的通用拟合关系式二、油水两相等渗点含水饱和度与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式三、残余油饱和度对应水相相对渗透率与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式四、n值与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式五、m*值与残余油和束缚水饱和度比值，或与有效孔隙度之间的通用拟合关系式六、以及b*值与残余油和束缚水饱和度比值，或与渗透率的自然对数之间的通用拟合关系式七。
6.根据权利要求5所述的岩心油水相渗曲线构建方法，其特征在于，所述步骤(9)包括：
(9.1)根据该块岩样的孔隙度和渗透率，计算出该块岩样的流动单元指数，按照对应实际地区的流动单元指数分类标准确定该块岩样的类别；
(9.2)根据该块岩样的类别，根据步骤(8)中多个通用拟合关系式，计算出该块岩样的束缚水饱和度、残余油饱和度、油水两相等渗点含水饱和度、残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值、m*值和b*值；
(9.3)对于该块岩样，以束缚水饱和度作为横坐标含水饱和度的起点，以100％减去残余油饱和度后的含水饱和度作为终点，在束缚水饱和度和油水两相等渗点含水饱和度之间采用线性插值划分六等份，在油水两相等渗点含水饱和度和100％减去残余油饱和度后的含水饱和度之间采用线性插值划分四等份，共计得到11个含水饱和度值，并计算出对应的相对饱和度值；
(9.4)在计算该块岩样的水相相对渗透率时，通过步骤(9.2)和(9.3)中得到的该块岩样的残余油饱和度对应水相相对渗透率、n值和11个相对饱和度值代入Willhite模型中的水相相对渗透率公式，最终得到11组含水饱和度和相对应的水相相对渗透率数值；
(9.5)在计算该块岩样的油相相对渗透率时，通过步骤(9.2)和(9.3)中得到的该块岩样的m*值、b*值和11个相对饱和度值，以及定值的束缚水饱和度对应油相相对渗透率，一起代入李克文模型中的油相相对渗透率公式，最终得到11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值；
(9.6)在步骤(9.4)和(9.5)得到的该块岩样的11组含水饱和度及对应的水相相对渗透率和油相相对渗透率数值中，要求在油水两相等渗点含水饱和度处，与之对应的油相相对渗透率等于相对应的水相相对渗透率，如果两者不相等，以油水两相等渗点含水饱和度相对应的水相相对渗透率为基准，束缚水饱和度对应的油相相对渗透率和残余油饱和度对应的油相相对渗透率这两个点不需要平移，对剩下的9个油相相对渗透率数据进行统一线性平移，使线性平移后的油水两相等渗点含水饱和度所对应的油相相对渗透率等于水相相对渗透率，最终重新得到11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值；
(9.7)以含水饱和度为横坐标，以油相相对渗透率或水相相对渗透率为纵坐标，将步骤(9.4)中11组含水饱和度和相对应的水相相对渗透率数值连成曲线，将步骤(9.6)中11组含水饱和度和相对应的油相相对渗透率数值连成曲线，绘制出该块岩样的油水相渗曲线。
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