CN115329685A - 利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，包括：步骤1，计算稠油油藏启动压力梯度；步骤2，计算考虑启动压力梯度的稠油流体势；步骤3，建立稠油流体势三维模型；步骤4，确定油水界面的稠油流体势值；步骤5，确定稠油油藏油水空间分布。该利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，考虑了稠油油藏等非达西渗流油藏中启动压力梯度对流体势的影响，建立了稠油油藏等非达西渗流油藏流体势计算方法，解决了稠油油藏油水界面倾斜，油水空间分布复杂的难题，为稠油油藏合理有效开发奠定了基础，对稠油油田开发实践具有重要的指导意义。

Description

利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法

技术领域

本发明涉及石油开发技术领域，特别是涉及到一种利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法。

背景技术

常规的稀油油藏，由于原油密度较地层水的密度有较大差别，通常表现为构造高部位为油，构造低部位为水的“上油下水”的分布模式，油水界面近似于一个水平面，油水分布相对简单。但是对于稠油油藏而言，由于地层原油粘度大，稠油与水之间的密度差异较小，造成了流体界面差异大，油水关系特别复杂的状况，甚至出现“水高油低”的分布模式，油水界面也极不规则，无法精确确定稠油与地层水的空间分布，造成生产井只出水不出油，这给油田开发带来了巨大的挑战，也严重制约着稠油油田的经济有效开发。因此，亟需一种有效的方法，来确定稠油油藏的油水空间展布，进而制定相应的稠油油藏开发对策，这对稠油油藏的经济有效开发具有重要的指导意义。

目前对于稠油油藏油水分布规律的研究，仅限于已钻井之间油水界面简单的构造深度的描述，无法分析油水空间展布的控制因素，因此也无法在此基础上进行的稠油油藏空间展布的描述和预测。同时，对于稠油油藏油水分布复杂的原因，也仅仅是进行了定性的说明，未能开展定量的解释和预测，这极大地影响了稠油聚集有利地带的预测和钻井成功率，也极大地制约了稠油油藏的经济有效开发。

在申请号：CN201510223722.8的中国专利申请中，涉及到一种基于流体势场的剩余油表征方法及装置，该方法包括：建立油藏开发阶段的油水两相流体渗流数学模型；根据所述油水两相流体渗流数学模型获取开发流体势中各参数的取值；根据所述开发流体势中各参数的取值建立油藏的实际流体势场的分布模型；根据所述实际流体势场的分布模型分析流体势场的高势区与低势区的分布，以实现剩余油的表征。

在申请号：CN201610709563.7的中国专利申请中，涉及到一种多层砂岩油藏低阻油层识别方法及装置。所述方法包括结合地震资料对目标勘探区域进行储层类型划分，进行油水层识别，确定出可疑低阻油层；根据圈闭成因，确定所述可疑低阻油层所属层位的油气藏类型；对油气藏类型进行成藏机理分析处理，判断是否满足所述油气藏类型的成藏条件；若满足，则将可疑低阻油层所在层位内所有砂体按油气藏为单位进行单元细分；在单个油气藏内，读取可疑低阻油层的海拔高程和所在油藏的油水界面，识别出可疑低阻油层的含油性。

在申请号：CN201310266117.X的中国专利申请中，涉及到一种不规则油水界面建模实现方法，该方法包括：初步模拟含油区的油水界面空间展布；根据单井钻遇的最深和最浅的油水界面深度，确定油水界面波动范围，并以此作为约束控制，约束上一步骤得到的结果；对纯水区，根据水砂的顶面构造，确定纯水区的水顶界面；将含油区的油水界面与纯水区的界面进行合并，最终得到全区的不规则油水界面。

以上现有技术均与本发明有较大区别，未能解决我们想要解决的技术问题，为了准确确定稠油油藏油水空间分布，准确预测稠油聚集的有利地带，需要改变传统稠油油水分布规律研究方法。为此我们发明了一种利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，解决稠油油藏油水空间分布复杂，认识不清的难题。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，该利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法包括：

步骤1，计算稠油油藏启动压力梯度；

步骤2，计算考虑启动压力梯度的稠油流体势；

步骤3，建立稠油流体势三维模型；

步骤4，确定油水界面的稠油流体势值；

步骤5，确定稠油油藏油水空间分布。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，在稠油油藏这种非达西渗流的油藏中，原油流动存在启动压力梯度；稠油启动压力梯度通过室内油藏启动压力梯度实验测得，由于稠油的启动压力梯度J通常与稠油的粘度μ_o以及储层的渗透率K密切相关，因此可建立稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系式。

在步骤1中，建立的稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系式为：

lnJ＝alnμ_o+blnK+c (1)

即

J＝e^cμ_o ^aK^b (2)

令常量e^c＝A

可得

J＝Aμ_o ^aK^b (3)

式中：

J—稠油启动压力梯度，Pa/m；

μ_o—地层状态稠油粘度，mPa·s；

K—稠油油藏储层岩石介质渗透率，10^-3μm²；

a、b、c、A—待定系数；

由此，可用上述公式(3)表征稠油油藏不同井不同位置的稠油启动压力梯度。

在步骤2中，首先，计算包括位能Φ_z、压能Φ_p、动能Φ_q和界面能Φ_r在内的传统原油流体势Φ’；然后，在此基础上计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。

在步骤2中，传统原油流体势表示为：

式中：

Φ’—传统原油流体势，J/m³；

Φ_z—流体位能，J/m³；

Φ_p—流体压能，J/m³；

Φ_q—流体动能，J/m³；

Φ_r—流体界面能，J/m³；

ρ_o—原油密度，kg/m³；

ρ_w—地层水密度，kg/m³；

g—重力加速度，m/s²；

z—测点海拔高度，m；取海平面为基准面，基准面以上为正，基准面以下为负；

p—测点压力，Pa；

q_o—流速，m/s；

σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

r—岩石介质孔喉半径，m；

在步骤2中，在计算考虑启动压力梯度的稠油流体势时，在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，由于储层物性差，原油粘度高，导致液固界面相互作用力增大，原油流动性变差；原油在一般条件下不能流动，只有驱动力大于启动压力的时候，原油才开始流动，这个时候原油与储层之间的粘滞力是不能忽略的，因此，将单位体积单位长度的流体在储层某点开始流动时所需要克服的固液界面粘滞力做的功定义为流体粘滞能Φ_J，其表达式为：

式中：

Φ_J—流体粘滞能，J/m³；

J—流体启动压力梯度，Pa/m；

l—沿启动压力梯度方向流体液柱长度，m；

计算考虑启动压力梯度的稠油流体势，其表达式为：

式中：

Φ—考虑启动压力梯度的稠油流体势，J/m³；

油水一般是不可压缩的，当在静水环境或者流体流动很缓慢时，可将动能忽略不计。此时，稠油流体势可简化为：

由此可实现考虑启动压力梯度的稠油流体势的计算。

在步骤3中，首先，根据已钻井测井二次解释结果，利用三维地质建模软件建立目标区块油藏的三维海拔深度模型model(z)、三维孔隙度模型model(Por)、三维渗透率模型model(Perm)；其次，通过压汞试验数据，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系；最后，计算稠油流体势三维模型model(Φ)。

在步骤3中，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系：

即

令常量e^u＝M

可得

式中：

—岩石介质孔隙度，％；

K—岩石介质渗透率，10^-3μm²；

m、n、u、M—待定系数；

由此建立流体界面能Φ_r三维模型model(Φ_r)：

式中，σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

并根据稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系建立流体粘滞能Φ_J三维模型model(Φ_J)。

model(Φ_J)＝Aμ_o ^a[model(Perm)]^b (12)

a、b、A—待定系数。

在步骤3中，计算的稠油流体势三维模型model(Φ)为：

由此可建立稠油流体势的三维模型。

在步骤4中，依据测井资料，计算统计已钻井油水界面处稠油流体势值，多井综合判断，确定油水界面的稠油流体势值。

在步骤5中，流体势是地下流体能量状态的描述和表征，用来描述流体的能量变化和流体的运移规律，流体往往由高势区流向低势区；因此稠油流体势的高低决定了地下稠油的空间分布；利用已确定的油水界面的稠油流体势值，在三维模型中稠油流体势低于或等于油水界面处稠油流体势值的空间即是稠油的分布空间，高于油水界面处稠油流体势值的空间即是地层水的分布空间。

本发明中的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，考虑了稠油油藏等非达西渗流油藏中启动压力梯度对流体势的影响，建立了稠油油藏等非达西渗流油藏流体势计算方法，解决了稠油油藏油水界面倾斜，油水空间分布复杂的难题，为稠油油藏合理有效开发奠定了基础，对稠油油田开发实践具有重要的指导意义。

附图说明

图1为本发明的一种利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法的一具体实施例的流程图；

图2为本发明的一具体实施例中稠油流体势三维模型图；

图3为本发明的一具体实施例中稠油油藏构造图。

具体实施方式

为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合所附图式，作详细说明如下。

本发明的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法包括了以下步骤：

步骤1，计算稠油油藏区块启动压力梯度。在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，原油流动存在启动压力梯度。稠油启动压力梯度可通过室内油藏启动压力梯度实验测得，由于稠油的启动压力梯度J通常与稠油的粘度μ_o以及储层的渗透率K密切相关，因此可建立稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系：

lnJ＝alnμ_o+blnK+c (1)

即

J＝e^cμ_o ^aK^b (2)

令常量e^c＝A

可得

J＝Aμ_o ^aK^b (3)

式中：

J—稠油启动压力梯度，Pa/m；

μ_o—地层状态稠油粘度，mPa·s；

K—稠油油藏储层岩石介质渗透率，10^-3μm²；

a、b、c、A—待定系数。

由此，可用上述公式(3)表征稠油油藏不同井不同位置的稠油启动压力梯度。

步骤2，计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。

首先，计算包括位能Φ_z、压能Φ_p、动能Φ_q和界面能Φ_r在内的传统原油流体势Φ’。传统原油流体势可表示为：

式中：

Φ’—传统原油流体势，J/m³；

Φ_z—流体位能，J/m³；

Φ_p—流体压能，J/m³；

Φ_q—流体动能，J/m³；

Φ_r—流体界面能，J/m³；

ρ_o—原油密度，kg/m³；

ρ_w—地层水密度，kg/m³；

g—重力加速度，m/s²；

z—测点海拔高度，m(取海平面为基准面，基准面以上为正，基准面以下为负)。

p—测点压力，Pa。

q_o—流速，m/s。

σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

r—岩石介质孔喉半径，m。

然后，在此基础上计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，由于储层物性差，原油粘度高，导致液固界面相互作用力增大，原油流动性变差。原油在一般条件下不能流动，只有驱动力大于启动压力的时候，原油才开始流动，这个时候原油与储层之间的粘滞力是不能忽略的，因此，将单位体积单位长度的流体在储层某点开始流动时所需要克服的固液界面粘滞力做的功定义为流体粘滞能Φ_J，其表达式为：

式中：

Φ_J—流体粘滞能，J/m³；

J—流体启动压力梯度，Pa/m；

l—沿启动压力梯度方向流体液柱长度，m。

计算考虑启动压力梯度的稠油流体势，其表达式为：

式中：

Φ—考虑启动压力梯度的稠油流体势，J/m³；

油水一般是不可压缩的，当在静水环境或者流体流动很缓慢时，可将动能忽略不计。此时，稠油流体势可简化为：

由此可实现考虑启动压力梯度的稠油流体势的计算。

步骤3，建立稠油流体势三维模型。

首先，根据已钻井测井二次解释结果，利用三维地质建模软件建立目标区块油藏的三维海拔深度模型model(z)、三维孔隙度模型model(Por)、三维渗透率模型model(Perm)。

其次，通过压汞试验数据，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系：

即

令常量e^u＝M

可得

式中：

—岩石介质孔隙度，％；

K—岩石介质渗透率，10^-3μm²；

m、n、u、M—待定系数。

由此建立流体界面能Φ_r三维模型model(Φ_r)。

并根据稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系建立流体粘滞能Φ_J三维模型model(Φ_J)。

model(Φ_J)＝Aμ_o ^a[model(Perm)]^b (12)

a、b、A—待定系数。

最后，计算稠油流体势三维模型model(Φ)。

由此可建立稠油流体势的三维模型。

步骤4，确定油水界面的稠油流体势值。依据测井资料，计算统计已钻井油水界面处稠油流体势值，多井综合判断，确定油水界面的稠油流体势值。

步骤5，确定稠油油藏油水空间分布。流体势是地下流体能量状态的描述和表征，用来描述流体的能量变化和流体的运移规律，流体往往由高势区流向低势区。因此稠油流体势的高低决定了地下稠油的空间分布。利用已确定的油水界面的稠油流体势值，在三维模型中稠油流体势低于或等于油水界面处稠油流体势值的空间即是稠油的分布空间，高于油水界面处稠油流体势值的空间即是地层水的分布空间。

在应用本发明的一具体实施例1中，如图1所示，图1为本发明的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法的流程图。

在一实施例中，选取胜利油田馆陶组某油层进行利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布研究。该油层为一具有边底水的构造岩性稠油油藏，油藏目的层构造埋深z为-1170～-1230m，油藏原始地层压力P为11～12Mpa，地层状态下原油粘度为500mPa·s，原油开始流动时具有明显的启动压力梯度。该油层地层状态下原油密度为959kg/m³，地层状态下地层水密度为1000kg/m³。该稠油油藏油水界面张力σ为25×10^-3N/m，稠油油水接触角θ为35°，油层孔隙度一般为30～40％，渗透率一般为500～6000×10^-3μm²，为一高孔高渗稠油油藏。

在步骤101，计算稠油油藏区块启动压力梯度。在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，原油流动存在启动压力梯度。稠油启动压力梯度可通过室内油藏启动压力梯度实验测得，由于稠油的启动压力梯度J通常与稠油的粘度μ_o以及储层的渗透率K密切相关，因此可建立稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系：

lnJ＝alnμ_o+blnK+c (1)

即

J＝e^cμ_o ^aK^b (2)

令常量e^c＝A

可得

J＝Aμ_o ^aK^b (3)

式中：

J—稠油启动压力梯度，Pa/m；

μ_o—地层状态稠油粘度，mPa·s；

K—稠油油藏储层岩石介质渗透率，10^-3μm²；

a、b、c、A—待定系数。

根据试验结果，该油层原油启动压力梯度J与石油粘度μ_o与储层渗透率K的关系为：

由此可得该油层每一口井的石油粘滞能Φ_J。

流程进入到步骤102。

在步骤102，计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。首先，计算包括位能Φ_z、压能Φ_p、动能Φ_q和界面能Φ_r在内的传统原油流体势Φ’。传统原油流体势可表示为：

式中：

Φ’—传统原油流体势，J/m³；

Φ_z—流体位能，J/m³；

Φ_p—流体压能，J/m³；

Φ_q—流体动能，J/m³；

Φ_r—流体界面能，J/m³；

ρ_o—原油密度，kg/m³；

ρ_w—地层水密度，kg/m³；

g—重力加速度，m/s²；

z—测点海拔高度，m(取海平面为基准面，基准面以上为正，基准面以下为负)。

p—测点压力，Pa。

q_o—流速，m/s。

σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

r—岩石介质孔喉半径，m。

然后，在此基础上计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，由于储层物性差，原油粘度高，导致液固界面相互作用力增大，原油流动性变差。原油在一般条件下不能流动，只有驱动力大于启动压力的时候，原油才开始流动，这个时候原油与储层之间的粘滞力是不能忽略的，因此，将单位体积单位长度的流体在储层某点开始流动时所需要克服的固液界面粘滞力做的功定义为流体粘滞能Φ_J，其表达式为：

式中：

Φ_J—流体粘滞能，J/m³；

J—流体启动压力梯度，Pa/m；

l—沿启动压力梯度方向流体液柱长度，m。

计算考虑启动压力梯度的稠油流体势，其表达式为：

式中：

Φ—考虑启动压力梯度的稠油流体势，J/m³；

油水一般是不可压缩的，当在静水环境或者流体流动很缓慢时，可将动能忽略不计。此时，稠油流体势可简化为：

由此可实现考虑启动压力梯度的稠油流体势的计算。

流程进入到步骤103。

在步骤103，建立稠油流体势三维模型。首先，根据已钻井测井二次解释结果，利用三维地质建模软件建立目标区块油藏的三维海拔深度模型model(z)、三维孔隙度模型model(Por)、三维渗透率模型model(Perm)。

其次，通过压汞试验数据，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系：

即

令常量e^u＝M

可得

式中：

—岩石介质孔隙度，％；

K—岩石介质渗透率，10^-3μm²；

m、n、u、M—待定系数。

根据试验结果，该油层孔喉半径r岩石介质孔隙度

与渗透率K的关系为：

由此建立流体界面能Φ_r三维模型model(Φ_r)。

并根据稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系建立流体粘滞能Φ_J三维模型model(Φ_J)。

model(Φ_J)＝Aμ_o ^a[model(Perm)]^b

＝4900×μ_o ^0.0853×[model(Perm)]^-0.0853 (14)

最后，计算稠油流体势三维模型model(Φ)。

由此可建立稠油流体势的三维模型。

流程进入到步骤104。

在步骤104，确定油水界面的稠油流体势值。依据测井资料，计算统计已钻井油水界面处稠油流体势值，多井综合判断，确定油水界面的稠油流体势值为382×10³Pa。

流程进入到步骤105。

在步骤105，确定稠油油藏油水空间分布。流体势是地下流体能量状态的描述和表征，用来描述流体的能量变化和流体的运移规律，流体往往由高势区流向低势区。因此稠油流体势的高低决定了地下稠油的空间分布。利用已确定的油水界面的稠油流体势值，在三维模型中稠油流体势低于或等于油水界面处稠油流体势值的空间即是稠油的分布空间，高于油水界面处稠油流体势值的空间即是地层水的分布空间。即在稠油流体势三维模型model(Φ)中稠油流体势值小于等于382×10³Pa的范围为稠油的分布范围，稠油流体势值大于382×10³Pa的范围为地层水的分布范围。

根据以上步骤，可实现利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布。

在应用本发明的一具体实施例2中，由此建立的考虑启动压力梯度的稠油流体势三维模型(图2)，从图中可以明显的看出，稠油主要分布在低势区，预测原油流体势等值线382×10³Pa以下的范围为稠油的空间分布范围。与该油层顶面构造图(图3)相比，能将西北部2口产水井(Z185井和Z29-35井)准确圈出，更精确的确定了稠油分布范围，为稠油油藏的经济有效开发提供了坚实的基础。该利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，考虑了稠油油藏等非达西渗流油藏中启动压力梯度对流体势的影响，建立了稠油油藏等非达西渗流油藏流体势计算方法，解决了稠油油藏油水界面倾斜，油水空间分布复杂的难题，为稠油油藏合理有效开发奠定了基础，对稠油油田开发实践具有重要的指导意义。

最后应说明的是：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，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。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。

除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。

Claims (11)

1.利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，该利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法包括：

步骤1，计算稠油油藏启动压力梯度；

步骤2，计算考虑启动压力梯度的稠油流体势；

步骤3，建立稠油流体势三维模型；

步骤4，确定油水界面的稠油流体势值；

步骤5，确定稠油油藏油水空间分布。

2.根据权利要求1所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤1中，在稠油油藏这种非达西渗流的油藏中，原油流动存在启动压力梯度；稠油启动压力梯度通过室内油藏启动压力梯度实验测得，由于稠油的启动压力梯度J通常与稠油的粘度μ_o以及储层的渗透率K密切相关，因此可建立稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系式。

3.根据权利要求2所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤1中，建立的稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系式为：

lnJ＝alnμ_o+blnK+c (1)

即

J＝e^cμ_o ^aK^b (2)

令常量e^c＝A

可得

J＝Aμ_o ^aK^b (3)

式中：

J—稠油启动压力梯度，Pa/m；

μ_o—地层状态稠油粘度，mPa·s；

K—稠油油藏储层岩石介质渗透率，10^-3μm²；

a、b、c、A—待定系数；

由此，可用上述公式(3)表征稠油油藏不同井不同位置的稠油启动压力梯度。

4.根据权利要求1所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤2中，首先，计算包括位能Φ_z、压能Φ_p、动能Φ_q和界面能Φ_r在内的传统原油流体势Φ’；然后，在此基础上计算考虑启动压力梯度的稠油流体势。

5.根据权利要求4所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤2中，传统原油流体势表示为：

式中：

Φ’—传统原油流体势，J/m³；

Φ_z—流体位能，J/m³；

Φ_p—流体压能，J/m³；

Φ_q—流体动能，J/m³；

Φ_r—流体界面能，J/m³；

ρ_o—原油密度，kg/m³；

ρ_w—地层水密度，kg/m³；

g—重力加速度，m/s²；

z—测点海拔高度，m；取海平面为基准面，基准面以上为正，基准面以下为负；

p—测点压力，Pa；

q_o—流速，m/s；

σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

r—岩石介质孔喉半径，m。

6.根据权利要求5所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤2中，在计算考虑启动压力梯度的稠油流体势时，在稠油油藏等非达西渗流的油藏中，由于储层物性差，原油粘度高，导致液固界面相互作用力增大，原油流动性变差；原油在一般条件下不能流动，只有驱动力大于启动压力的时候，原油才开始流动，这个时候原油与储层之间的粘滞力是不能忽略的，因此，将单位体积单位长度的流体在储层某点开始流动时所需要克服的固液界面粘滞力做的功定义为流体粘滞能Φ_J，其表达式为：

式中：

Φ_J—流体粘滞能，J/m³；

J—流体启动压力梯度，Pa/m；

l—沿启动压力梯度方向流体液柱长度，m；

计算考虑启动压力梯度的稠油流体势，其表达式为：

式中：

Φ—考虑启动压力梯度的稠油流体势，J/m³；

油水一般是不可压缩的，当在静水环境或者流体流动很缓慢时，可将动能忽略不计；此时，稠油流体势可简化为：

由此可实现考虑启动压力梯度的稠油流体势的计算。

7.根据权利要求6所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤3中，首先，根据已钻井测井二次解释结果，利用三维地质建模软件建立目标区块油藏的三维海拔深度模型model(z)、三维孔隙度模型model(Por)、三维渗透率模型model(Perm)；其次，通过压汞试验数据，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系；最后，计算稠油流体势三维模型model(Φ)。

8.根据权利要求7所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤3中，建立的岩石孔喉半径r与岩石介质孔隙度

和渗透率K的关系：

即

令常量e^u＝M

可得

式中：

—岩石介质孔隙度，％；

K—岩石介质渗透率，10^-3μm²；

m、n、u、M—待定系数；

由此建立流体界面能Φ_r三维模型model(Φ_r)：

式中，σ—流体界面张力，N/m；

θ—多相流体接触角，°；

并根据稠油启动压力梯度J和稠油粘度μ_o与储层渗透率K的关系建立流体粘滞能Φ_J三维模型model(Φ_J)；

model(Φ_J)＝Aμ_o ^a[model(Perm)]^b (12)

a、b、A—待定系数。

9.根据权利要求8所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤3中，计算的稠油流体势三维模型model(Φ)为：

由此可建立稠油流体势的三维模型。

10.根据权利要求1所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤4中，依据测井资料，计算统计已钻井油水界面处稠油流体势值，多井综合判断，确定油水界面的稠油流体势值。

11.根据权利要求1所述的利用稠油流体势确定稠油油藏油水空间分布的方法，其特征在于，在步骤5中，流体势是地下流体能量状态的描述和表征，用来描述流体的能量变化和流体的运移规律，流体往往由高势区流向低势区；因此稠油流体势的高低决定了地下稠油的空间分布；利用已确定的油水界面的稠油流体势值，在三维模型中稠油流体势低于或等于油水界面处稠油流体势值的空间即是稠油的分布空间，高于油水界面处稠油流体势值的空间即是地层水的分布空间。

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