一种处理碳酸岩油藏饱和度模型的方法研究

徐文斌，尚希涛，谭学群

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石化勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

一种处理碳酸岩油藏饱和度模型的方法研究

徐文斌1,2,3，尚希涛3，谭学群2

(1.中国石油大学，北京 102249；2.中国石化勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石化国际石油勘探开发有限公司，北京 100083)

静态建模过程中饱和度模型的准确性对于油藏合理开发，储量计算有着重要意义。对于非均质性较强的储层，单一岩石类型和单一的K-φ难以准确描述储层物性的变化，也无法准确的计算储层含水饱和度。针对非均质性较强的碳酸岩油藏，通过岩石类型划分，并结合实验室毛管力数据逐类进行处理，进而确定出每类岩石类型的饱和度模型。基于此建立的饱和度模型能够准确的反应地下流体的真实流动状况和流体分布特征。通过与常规测井结果进行对比，计算结果准确可靠，能够较好的反应储层的流体分布特征。这种方法对于非均质较强的储层尤为适用。

静态模型 毛管力 饱和度 岩石类型 非均质储层

地质模型建模过程中饱和度场是一个非常重要的属性，直接影响着地层储量计算可靠性。针对储层含水饱和度的计算，国内外的研究者针对此问题进行过大量的尝试性研究，试图通过将储集层视为由细小孔隙和喉道组成的毛细管系统，进而应用实验室的毛管力数据进行饱和度计算[1-8]。这些研究针对应用毛管力数据进行单点的数值计算，无法系统的应用到地质模型中，有些学者试图通过采用J函数对毛管力数据进行平均化处理，来计算含水饱和度[9-10]。但是这些方法是将所有的毛管力数据进行统一处理，没有考虑储层非均质性的影响，无法精细地描述储层物性的变化。

在储层非均质较强的油藏或者碳酸盐岩油藏，由于后期成岩作用的改造，储层孔喉关系差异极大。因此针对非均质性较强的储层进行岩石类型分类，再针对每类岩石类型结合毛管力数据单独进行处理，求解每类的饱和度函数，进而对模型进行饱和度初始化。这对于合理反应流体流动特征，准确计算储量有着十分重要的实际意义。

1 岩石类别的划分

由于沉积在相似的地质条件下，经历了相似的成岩过程，形成具有唯一的孔喉结构和润湿性的一类岩石，具体表现在具有唯一的孔渗关系和毛管压力分布特征。目前针对岩石类型的研究国内外有很多方法[11-15]，目前常用的两种方法为WinlandR35方法和RQI/FZI方法。本文应用WinlandR35方法进行研究。

WinlandR35方法描述了地层岩石孔喉半径与孔隙度和渗透率的关系，它不考虑地层中岩石的沉积和成岩过程，直接通过岩石孔喉半径划分岩石类型，反映了不同岩石类型地层在目前状态下的渗流能力。该方法描述了岩石孔喉半径与渗透率和孔隙度之间的关系，根据毛管力测试过程中对进汞饱和度为35%时的孔喉半径与渗透率和孔隙度之间关系的统计数据得到WinlandR35经验关系式：

log(R35)=0.732+1.588Log(K)-0.864Log(φ)

(1)

式中：R35为压汞过程中进汞饱和度为35%时的对应孔喉半径，μm；K为渗透率，10-3μm2；φ为孔隙度，%。同一岩石类型具有相似的吼道结构和流动特征，利用公式(1)处理大量的毛管力数据，可以得到不同孔喉半径的分布曲线。根据不同孔喉半径的分布曲线(图1)，图中显示了不同的5个波峰，代表了5类不同岩石类型的孔喉结构。具体划分如下：

图1 不同岩石类型孔吼半径分布曲线

孔喉类型1(RRT1)：巨型孔喉R35值大于10 μm；

孔喉类型2(RRT2)：大型孔喉R35值大于2 μm，小于10 μm；

孔喉类型3(RRT3)：中型孔喉R35值大于0.5 μm，小于2 μm；

孔喉类型4(RRT4)：微型孔喉R35值大于0.1 μm，小于0.5 μm；

孔喉类型5(RRT5)：纳米孔喉R35值小于0.1 μm。

根据上述分类标准，将定义的孔喉半径所对应的孔渗数据做出图版，然后再将实验室已测岩心的孔隙度和渗透率绘制在图版上，结果如图2所示。针对每一类岩石类型所在区域的孔渗数据进行孔渗关系回归，回归后岩石类型的K-φ关系如图2。

图2 不同岩石类型孔渗关系图版

基于此类分类标准将实验室岩心数据同样进行归类。分类后的可用岩心数据和类别对比表如表1.

表1 储层类别和岩心数据对应表

2 毛管力数据的处理

2.1毛管力数据的校正

根据WinlandR35定义的不同岩石类型对应有一组毛管力数据，在将这些毛管力数据应用到饱和度计算和数模模拟计算前，需要对毛管力数据进行平均化处理。目前常用的平均化处理方法有J函数方法。但是在平均化之前，由于实验室利用压汞法得到的毛管力数据不能直接用来平均化，需要首先进行校正。这包括应力敏感校正、麻皮效应校正，以及从实验室到油藏条件下表面张力的校正。图3是其中一块岩心的毛管力数据校正前后的对比示意图。

图3 毛管力数据多重校正的前后对比典型曲线

图4 不同岩石类型J函数关系曲线

2.2不同岩石类型的毛管力曲线平均化

在将毛管力数据校正后，针对每类岩石类型的毛管力数据进行平均化处理，计算出每类岩石类型对应的J函数。图4是五类岩石类型对应的J函数。

基于此J函数，再将其转化成饱和度高度函数，根据每类储层对应的特征参数和油水相的密度差，即可计算储层中对应自由水面高度Hfwl处的含水饱和度。

3 分类饱和度函数的计算

3.1含水饱和度的试算和校正

在计算含水饱和度时，除了油水密度差外，还必须要知道油藏的自由水面的位置。由于油藏的自由水面通常通过SFT压力测试数据的回归计算得到，但是由于这一过程中SFT压力数据很难表现出明显的规律性，因此确定的自由水面存在很大的不确定性。针对这个问题，一般采用试算的方法，首先以SFT数据得到的自由水面为初始值，进行首次计算，然后结合测井得到的含水饱和度进行回推计算，最后得到最终的自由水面，图5是计算自由水面累计方差直方图，计算的自由水面在3 079.83 m。

图5 累计方差计算的自由水面曲线

3.2含水饱和度的计算结果对比

由于油藏具有统一的自由水面，对于每一口井，距离自由水面某一高度处的含水饱和度，取决不同的岩石类型和岩石类型对应的饱和度函数方程。在计算时，首先判断岩石类型，不同岩石类型采用不同的含水饱和度方程即可计算对应的含水饱和度值，将计算得到的含水饱和度再与实测的进行对比以检验计算结果的规律性和可靠性。图5是某口井计算的含水饱和度和实测的含水饱和度对比图，Sw_Ht是油藏某一深度距离自由水面高度处的含水饱和度值。Sw_zone是测井解释的含水饱和度。KNN代表岩石类型。从图5中可以看出两个计算的含水饱和度曲线具有相同的趋势，近似的值。对于在油层高部位，在某些地层由于岩性造成的高电阻率(如图6中的左边图)，测井阿尔奇公式解释的含水饱和度结果往往偏低，但是应用本方法能避免这样的问题出现，由此证明此方法能有效提高饱和度计算的精度，能表征非均质性强的油藏的含油性。

图6 计算含水饱和度和实测含水饱和度对比

3.3饱和度高度函数

油层厚度最大250 m，距离自由水面高度Hfwl深度处，不同岩石类型对应的理论饱和度值如图6。在图6中每一类岩石类型的储层，据有不同的WOC，一类储层，对应的物性越好，WOC值也越低。同样，距离自由水面越高，含水饱和度越低，含油饱和度越高，油层的高部位含水饱和度无限接近束缚水饱和度。

图7 不同岩石类型的饱和度高度函数图

根据岩石类型计算J函数的饱和度计算方法是基于整个储层处于过渡带之中的假设，油层的顶部就是含水饱和度等于束缚水饱和度的位置。如果将整个油层中的饱和度分布也按照岩石类型进行分类，分类后的示意图如图7。

4 结论

(1)利用实验室毛管压力数据得到的孔隙吼道半径进行岩石类型划分，建立了不同岩石类型的吼道半径标准，进而确定出了不同岩石类型对应的K-φ关系函数和J函数。

(2)基于不同岩石类型的J函数建立了不同岩石类型的饱和度高度函数，通过自由水面和油水密度差即可计算出储层中不同岩石类型的饱和度。准确反应了非均质性储层的含水饱和度场。

(3)建立的饱和度场与测井解释结果对比结果显示，两者有很好的一致性和准确性。

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(编辑 王建年)

A method study of water saturation model for carbonate reservoir

Xu Wenbin1,2,3,Shang Xitao3,Tan Xuequn2

(1 .ChinaUniversityofPetroleum,Beijing102249,China;2.ResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China;3.SINOPECInternationalExplorationandProductionCorporation,SINOPEC,Beijing100083,China)

Water saturation is an important parameter for building up a static model,which is the base of STOOIP calculation.Generally,single rock type andK-φrelationship can not be used to describe the flow characteristics of liquid due to not considering the impact of formation heterogeneity,especially in carbonate reservoir.Aiming at the pore type of carbonate reservoir with serious heterogeneity,an advanced method is proposed to characterize formation according to rock type.Meanwhile,based on the results of capillary pressure data for each rock type,several saturation height functions are introduced for saturation initialization.The established saturation model through this method can reveal actual flow characteristics of liquid under reservoir conditions.This method showed an excellent agreement with log interpretation after being compared with log saturation.For heterogeneous reservoirs,this method is highly suggested on building-up the saturation model.

static model;capillary pressure;water saturation;rock type;heterogeneous reservoir

TE344

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.011

；改回日期。

收稿日期：徐文斌(1972—)，高级工程师，博士，现为中国石化勘探开发研究院在站博士后，现从事石油生产开发与科研工作。电话：13716079379，E-mail：wbxu.sipc@sinopec.com。

国家科技重大专项“孔隙型碳酸盐岩油藏提高采收率关键技术”(2011ZX05031-003)。