CN112696194A - 一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法。本发明的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法主要包括以下步骤：根据高倍数水驱后的目标储层岩心样品的油相相对渗透率曲线以及水相相对渗透率曲线确定高倍数水驱后的残余油饱和度，然后根据高倍数水驱前的残余油饱和度以及高倍数水驱后的残余油饱和度确定可动油饱和度。本发明的方法精度高，可以反映特高含水期的渗流特征，并且可以应用于油田现场，为注水开发油藏方案的调整提供依据。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法。
背景技术
油田经过长期的注水开发，有的油田现进入到特高含水开发期，寻找地下剩余油的分布规律并制定相应的挖潜措施已成为当务之急。剩余油包括残余油及可动油，其中残余油指水驱后仍然不能采出而残留于油层孔隙中的原油，可动油是指在一定的采油工艺条件下在储层中可以流动且部分地从油层中产出的油。虽然水驱后的可动油不能完全从储层中生产出来，但水驱后剩余油挖潜的主要目的是降低水驱后的可动油饱和度，因此可动油饱和度是油藏下一步调整挖潜的对象，也是油藏评价中的一个重要参数。
目前水驱后可动油饱和度研究主要采用室内岩心，结合核磁共振技术、常规压汞技术、油驱水和水驱油实验，只能得到岩心剩余可动油百分数。张树宝等在《关于剩余油饱和度分布的研究方法》(断块油气田，2000年第03期，19～22页)一文中公开了一种确定可动油饱和度的方法，包括以下步骤：在半对数坐标上作出油水相对渗透率比值与含水饱和度的关系曲线，进行线性回归，得到Kro/Krw＝ae-bSw；根据油水分流理论求含水率fw；根据含水率求含水饱和度Sw；根据含水饱和度求水驱剩余油饱和度；根据剩余油饱和度求水驱可动油饱和度。在该方法的计算过程中存在相互求取迭代的缺陷，另外精度低。并且上述方法不能直接应用于油田现场，不便于油藏工程方案编制实施。
发明内容
本发明的目的在于提供一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，该方法能够提高得到的可动油饱和度的精度。
为实现上述目的，本发明的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法采用的技术方案为：
一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，包括以下步骤：
(1)将目标储层的岩心样品洗油、干燥、然后饱和水，再饱和油制造束缚水，得到一定含水饱和度的岩心样品；将制造束缚水后的岩心样品进行高倍数水驱，测定岩心样品高倍数水驱后的油相相对渗透率、水相相对渗透率以及含水饱和度；所述高倍数水驱的驱替倍数至少为1000pv；
(2)重复步骤(1)测定不同含水饱和度下岩心样品水驱后的油相相对渗透率、水相相对渗透率数据以及含水饱和度，然后对式(Ⅰ)进行拟合，确定系数a、b、c，得到岩心样品的相对渗透率曲线：
ln(Kro/Krw)＝aSw 2+bSw+c (Ⅰ)
式(Ⅰ)中：Kro为油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，Sw为含水饱和度，a、b和c为无单位系数；
(3)根据拟合后的公式(Ⅰ)对不同含水饱和度下的油相相对渗透率以及水相相对渗透率进行校正，确定特高含水油藏水驱后的残余油饱和度Sorh＝1-Sw；
(4)利用高倍数水驱后的残余油饱和度Sorh和特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq确定特高含水油藏的可动油饱和度Sd：Sd＝Sorq-Sorh。
特高含水期表现出的渗流规律、特征不同于中高含水阶段，特高含水期的相对渗透率比值曲线明显呈现非线性，因此特高含水阶段水驱特征曲线都出现“上翘”现象，当水驱特征曲线出现“上翘”现象时，传统油藏工程的方法不再适用。本发明利用目标储层在高倍数水驱前后的相对渗透率数据，定量表征了高倍数水驱前后的残余油饱和度，从而确定特高含水油藏可动油饱和度。本发明的确定可动油饱和度的方法精度高，适用于特高含水油藏，能够直接应用于油田现场，便于油藏工程方案编制实施。
步骤(4)中所述特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq由以下方法确定：
1)获取目标储层的物性参数和流体特征参数；所述物性参数包括渗透率和孔隙度；所述流体特征参数包括地层原油粘度和地层水粘度；
2)利用所述物性参数和流体特征参数，测定目标储层岩心样品在不同含水饱和度下的油相相对渗透率数据和水相相对渗透率数据；
3)根据步骤2)所得油相相对渗透率和水相相对渗透率确定相对渗透率曲线，然后利用相对渗透率曲线确定特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq。
优选的，步骤(1)中所述高倍数水驱的驱替倍数为1000pv。
优选的，步骤2)中测定不同含水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率时的水驱倍数为20～50pv。
优选的，所用岩心样品的孔隙度为0.2～0.3。
附图说明
图1为本发明的实施例中高倍数水驱前归一化后的油水相相对渗透率图；
图2为本发明的实施例中高倍数水驱后归一化后的油水相相对渗透率图；
图1和图2中，曲线ⅰ为油相相对渗透率曲线，曲线ⅱ为水相相对渗透率曲线。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明的技术方案作进一步说明。
实施例1
本实施例采用濮城油田西区沙二下储层为例，采用以下方法确定储层的可动油饱和度：
一、确定高倍数水驱前的残余油饱和度
(1)利用濮城油田沙二下储层的岩心样品(渗透率k为115mD)，测定其孔隙度为0.214，长度为5cm，半径为2.5cm；
(2)利用濮城油田沙二下储层的油水样品，测定地层原油粘度μo为6.9mPa·s，地层水粘度μw为1.34mPa·s；
(3)将经过吸油、烘干后的岩心样品放入岩心夹持器内饱和水，然后采用与地层原油粘度相同的模拟油驱水制造束缚水，测定束缚水状态下的油相相对渗透率。然后水驱(水驱倍数为20～50pv)，在水驱过程中记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量和驱替压差。
(4)利用以下公式可得到岩心样品在不同饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率：
其中：fo(Sw)—含油率的数值，用小数表示；
Kro—油相相对渗透率的数值，用小数表示；
Krw—水相相对渗透率的数值，用小数表示；
I—相对注入能力的数值，又称流动能力比；
Q(t)—t时刻岩样出口端面产液流量的数值，单位为立方厘米每秒(cm3/s)；
Qo—初始时刻岩样出口端面产液流量的数值，单位为立方厘米每秒(cm3/s)；
Δpo—初始驱动压差的数值，单位为兆帕(MPa)；
Δp(t)—t时刻驱动压差的数值，单位为兆帕(MPa)；
Swe—岩样出口端面含水饱和度的数值，用小数表示；
Sws—束缚水饱和度的数值，用小数表示。
通过对储层中岩心样品的相渗实验，测试岩心样品在不同含水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率，测试结果如表1所示。
表1高倍数水驱前相渗实验结果
(5)根据表1中的相对渗透率数据得相对渗透率曲线(如图1所示)。根据表1、图1可知，高倍数水驱前的含水饱和度Sw1为0.7288，则高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq＝1-Sw1＝0.2712。
二、确定高倍数水驱后的残余油饱和度
(1)将上述岩心样品洗油后烘干，然后饱和水，之后饱和油制造束缚水。
(2)对制造束缚水后的岩心样品进行高倍数水驱，驱替倍数为1000pv，在水驱过程中记录见水时间、见水时的累积产油量、累积产液量和驱替压差，然后根据确定高倍数水驱前的残余油饱和度的步骤(4)中的各公式得到不同含水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率如表2所示。
表2高倍数水驱后相渗实验结果
| 驱替倍数/pv | 含水饱和度/％ | 油相相对渗透率(K<sub>ro</sub>) | 水相相对渗透率(K<sub>rw</sub>) |
| 0.34 | 0.385 | 1.0000 | 0.0000 |
| 1.25 | 0.436 | 0.4980 | 0.001 |
| 2.84 | 0.569 | 0.1613 | 0.012 |
| 5.66 | 0.664 | 0.0100 | 0.022 |
| 8.04 | 0.677 | 0.0072 | 0.025 |
| 11.22 | 0.698 | 0.0038 | 0.028 |
| 24.92 | 0.719 | 0.0021 | 0.032 |
| 30.68 | 0.732 | 0.0014 | 0.034 |
| 107.56 | 0.74 | 0.0011 | 0.035 |
| 353.79 | 0.755 | 0.0007 | 0.038 |
| 588.10 | 0.762 | 0.0005 | 0.039 |
| 822.41 | 0.767 | 0.0005 | 0.04 |
| 1001.92 | 0.778 | 0.0001 | 0.042 |
(3)将表(2)中的数据，依据式(Ⅰ)通过数据拟合可得反映特高含水期渗流特征的相渗公式(Ⅱ)。
ln(Kro/Krw)＝aSw 2+bSw+c (Ⅰ)
ln(Kro/Krw)＝-131.692Sw 2+164.615Sw-53.747 (Ⅱ)
(4)依据步骤(3)中的公式(Ⅱ)得到校正后的特高含水期的相对渗透率曲线数据如表3所示，校正后的特高含水期的相渗曲线如图2所示。
表3校正后的相对渗透率数据
| 含水饱和度/％ | 油相相对渗透率(K<sub>ro</sub>) | 水相相对渗透率(K<sub>rw</sub>) |
| 0.385 | 1 | 0 |
| 0.436 | 0.348 | 0.001 |
| 0.569 | 0.122 | 0.012 |
| 0.664 | 0.01 | 0.022 |
| 0.677 | 0.007 | 0.025 |
| 0.698 | 0.004 | 0.028 |
| 0.719 | 0.0025 | 0.032 |
| 0.732 | 0.002 | 0.034 |
| 0.74 | 0.0015 | 0.035 |
| 0.755 | 0.0009 | 0.038 |
| 0.762 | 0.0008 | 0.039 |
| 0.767 | 0.0006 | 0.04 |
| 0.778 | 0.0002 | 0.042 |
| 0.823 | 0.0001 | 0.042 |
根据图2可知，高倍数水驱后的含水饱和度Sw2为0.823，高倍数水驱后的残余油饱和度Sorh＝1-Sw2＝0.177。
三、确定可动油饱和度
根据高倍水驱前后的残余油饱和度，可知可动油饱和度Sd＝Sorq-Sorh＝0.2712-0.177＝0.0942，即采用水驱方式可以流动且从油层中产出的油的饱和度为0.0942。
Claims (10)
1.一种确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，包括以下步骤：
(1)将目标储层的岩心样品洗油、干燥、然后饱和水，再饱和油制造束缚水，得到一定含水饱和度的岩心样品；将制造束缚水后的岩心样品进行高倍数水驱，测定岩心样品高倍数水驱后的油相相对渗透率、水相相对渗透率以及含水饱和度；所述高倍数水驱的驱替倍数至少为1000pv；
(2)重复步骤(1)测定不同含水饱和度下岩心样品水驱后的油相相对渗透率、水相相对渗透率数据以及含水饱和度，然后对式(Ⅰ)进行拟合，确定系数a、b、c，得到岩心样品的相对渗透率曲线：
ln(Kro/Krw)＝aSw 2+bSw+c (Ⅰ)
式(Ⅰ)中：Kro为油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，Sw为含水饱和度，a、b和c为无单位系数；
(3)根据拟合后的公式(Ⅰ)对不同含水饱和度下的油相相对渗透率以及水相相对渗透率进行校正，确定特高含水油藏水驱后的残余油饱和度Sorh＝1-Sw；
(4)利用高倍数水驱后的残余油饱和度Sorh和特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq确定特高含水油藏的可动油饱和度Sd：Sd＝Sorq-Sorh。
2.根据权利要求1所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，步骤(4)中所述特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq由以下方法确定：
1)获取目标储层的物性参数和流体特征参数；所述物性参数包括渗透率和孔隙度；所述流体特征参数包括地层原油粘度和地层水粘度；
2)利用所述物性参数和流体特征参数，测定目标储层岩心样品在不同含水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率；
3)根据步骤2)所得油相相对渗透率和水相相对渗透率确定相对渗透率曲线，然后利用相对渗透率曲线确定特高含水油藏高倍数水驱前的残余油饱和度Sorq。
3.根据权利要求1或2所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，步骤(1)中所述高倍数水驱的驱替倍数为1000pv。
4.根据权利要求2所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，步骤2)中测定不同含水饱和度下的油相相对渗透率和水相相对渗透率时的水驱倍数为20～50pv。
5.根据权利要求1、2或4所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，所用岩心样品的孔隙度为0.2～0.3。
6.根据权利要求1、2或4所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，不同含水饱和度下的油相相对渗透率Kro根据以下公式计算得到：
其中fo(Sw)为含油率，
为无因此累积采油量的数值，I为相对注入能力的数值。
7.根据权利要求6所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，所述含油率fo(Sw)根据以下公式计算得到：
其中
为无因此累积采油量的数值，
为无因次累积采油量的数值。
8.根据权利要求6所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，所述相对注入能力的数值I根据以下公式计算得到：
其中Q(t)为t时刻岩样出口端面产液流量的数值，Qo为初始时刻岩心样品出口端面产液流量的数值，Δpo为初始驱动压差的数值，Δp(t)为t时刻驱动压差的数值。
9.根据权利要求1或2任一项所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，所述不同含水饱和度下的水相相对渗透率Krw根据以下公式计算得到：
fo(Sw)为含油率，μw为地层水粘度，μo为地层原油粘度，Kro为油相相对渗透率。
10.根据权利要求1所述的确定特高含水油藏可动油饱和度的方法，其特征在于，式(Ⅰ)拟合后为：ln(Kro/Krw)＝-131.692Sw 2+164.615Sw-53.747，其中Kro为油相相对渗透率，Krw为水相相对渗透率，Sw为含水饱和度。
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