基于常规孔渗定量预判束缚水饱和度合理值范围

陈丹磬（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）



基于常规孔渗定量预判束缚水饱和度合理值范围

陈丹磬
（中海石油（中国）有限公司天津分公司渤海石油研究院，天津 300452）

针对影响相渗参数的两大主控因素——流体性质及岩心物性，根据实验数据深入分析在相同油水黏度比值下束缚水饱和度随着岩心物性改变的变化规律。将渤海油田相渗实验所用岩心划分为稀油中高渗固结、稀油低渗/特低渗固结、稀油疏松、稠油疏松四大类，并建立各类岩心束缚水饱和度预判图版，以指导后续相渗实验数据的质量控制，并在已知常规孔渗数据的条件下，根据不同油水黏度比值的图版预判束缚水饱和度的合理值范围。目前该方法已应用于渤海油田。

相对渗透率；束缚水饱和度；孔隙度；渗透率

0　引言

相渗实验是开发实验中非常重要的一环，相渗曲线应用范围极广［1-3］，从产能设计、单井配产、含水上升规律研究［4-5］到矿场数值模拟等方面均有应用。

相渗实验中束缚水饱和度（Swi）随岩心渗透率增大而减小的规律已被国内学者认知，在对渤海油田油水相渗实验束缚水饱和度数据统计中发现，无论稀油相渗数据还是稠油相渗数据也均体现出这一规律。但是，这一规律只是根据岩心物性对束缚水饱和度的简单定性判断。实际上，由于实验流体黏度的差异，在相同渗透率条件下，束缚水饱和度值的变化范围上下偏差仍然较大，即使偏离均值线幅度较大也不能完全判断该点束缚水饱和度值是否合理。因此，简单回归束缚水饱和度和渗透率的定量公式来预测束缚水饱和度会产生较大误差。

为解决这一问题，结合国内学者在油水相渗方面已取得的各种影响因素分析成果［6-15］，围绕岩心物性和流体性质这两大主控因素对渤海油田相渗束缚水饱和度数据进行深入分析，旨在建立一种在相渗实验前，可以根据已取得的岩心孔渗数据和将采用的实验流体黏度，提前定量预判束缚水饱和度的合理值范围，有效筛选出不合格实验数据。目前国内尚未看到针对相渗实验数据质量把控的成果总结文献。

1　渤海油田相渗实验岩心分类

由于储层成藏过程的差异性，渤海油田相渗实验岩心类型主要分为固结岩心和疏松岩心两大类。固结岩心主要分布在东三段、沙河街组及以下层位，疏松岩心主要分布在明化镇组、馆陶组及部分东一、东二段。固结岩心和疏松岩心由于岩心颗粒、矿物组分及结构的差异，导致在相同的孔渗实验条件下，相渗的束缚水饱和度值分布会不一样。因此，在研究相渗束缚水饱和度时，有必要进一步细分岩心类型。考虑到渤海油田稠油相渗实验所用岩心均是疏松岩心，渤海油田稀油相渗实验所用岩心为固结岩心和疏松岩心，同时稀油固结岩心中的低渗/特低渗岩心的微观孔隙结构又不同于稀油中高渗固结岩心，所以根据岩心类型、岩心物性和实验流体性质等主要影响因素，将渤海油田相渗实验岩心细分为稀油中高渗固结岩心、稀油低渗固结岩心、稀油疏松岩心、稠油疏松岩心4种类型（见表1）。

表1　4种类型相渗实验岩心对应的岩心物性、流体性质

2　束缚水饱和度变化规律

在相渗实验岩心细分的基础上，进一步深入研究常规孔渗与束缚水饱和度的关系。研究方法如下：1）为排除流体性质的干扰，每5个油水黏度比值归为一类（油水黏度比值从0开始，步长为5），同一类中流体性质对束缚水的影响可以忽略；2）在同一类油水黏度比值范围内，再将每5.0%的束缚水饱和度归为一类（束缚水饱和度从5.0%开始，步长为5.0%），对渤海油田4种岩心的相渗束缚水饱和度变化规律进行室内实验研究；3）把实验室得到的束缚水饱和度对应岩心孔渗情况绘制成图，通过图版分析束缚水饱和度的变化规律。

以稀油固结岩心在油水黏度比值为0～5时得到的孔渗分布图为例（见图1）加以说明。

图1　Swi对应孔渗分布

图1a为稀油固结岩心在油水黏度比值为0～5时的束缚水饱和度预判模板。从模板中不仅可以定性看出束缚水饱和度随着孔隙度和渗透率的增大而减小的趋势，同时可以将束缚水饱和度减小的程度定量区分开（体现为不同色标数据点不夹杂在一起）。尽管相同色标内对应束缚水饱和度数值上还存在5.0%的不确定性，但是这个精度已经可以满足在相渗实验前，仅仅根据测得的孔渗数据来提前定量预判束缚水饱和度合理值范围，并以此筛除不合格样品的需要。

图1b为渤海油田某A井稀油固结岩心相渗实验结果的预判。该井岩心孔隙度为20.7%，渗透率为613.0×10-3μm2，实验用油黏度为2.1 mPa·s，油水黏度比值为4，实验室测得束缚水饱和度为24.6%。在稀油固结岩心油水黏度比值为0～5的这一类图版里，根据该岩心的孔渗，可以定量判断出其束缚水饱和度的合理值，即其束缚水饱和度分布在30.0%～35.0%。很显然实验室测得的束缚水饱和度偏小，属于不合格数据。

3　束缚水饱和度预判图版

根据以上研究方法，建立了渤海油田4种相渗实验岩心类型的束缚水饱和度预判图版。图2—图5为不同类型岩心的部分束缚水饱和度预判图版。

从图3a可以看出，在油水黏度比值为0～5时，稀油低渗固结岩心相渗实验点较少，无法反映出规律；从图3b可以看出，在油水黏度比值为0～5时，特低渗固结岩心相渗实验点随着岩心物性的增大，束缚水饱和度在逐渐减小。

根据分别建立的各种束缚水饱和度预判图版，可以有效地筛选出渤海油田相渗实验数据的不合格样品，同时也可以在相渗实验前，根据已取得的常规孔渗数据对相渗束缚水饱和度范围进行定量预判，目前该方法已在渤海油田应用多井次（见图6）。

图2　稀油中高渗固结岩心Swi预判图版

图3　稀油低渗/特低渗固结岩心Swi预判图版

图4　稀油疏松岩心Swi预判图版

图5　稠油疏松岩心Swi预判图版

图6　Swi预判图版应用

从图 6a可以看出，B井 Swi合理值在 30.0%～35.0%，实验数据（45.1%）判断为异常点；从图6b可以看出，C井 Swi合理值在35.0%～40.0%，实验数据（54.1%）判断为异常点；从图6c可以看出，D井Swi合理值在45.0%～50.0%，实验数据（33.1%）判断为异常点；从图 6d可以看出，E井 Swi合理值在 25.0%～30.0%，实验数据（32.9%）判断为异常点。

4　结论

1）预判图版可以在相渗实验前，结合已有的常规孔渗数据进行束缚水饱和度合理值的预判，也可以从已取得的实验结果中筛选出不合理值样品。

2）通过图版的形式首次完成对相渗实验数据质量的客观定量判断，研究思路及方法具备一定的推广应用价值。

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（编辑史晓贞）

Reasonable value estimation of irreducible water saturation by porosity and permeability characteristics

Chen Danqing
（Bohai Oilfield Research Institute，Tianjin Branch of CNOOC Ltd.，Tianjin 300452，China）

in view of fluid property and petrophysics，the two main control factors of the relative permeability parameters，we established a set of application charts which show the rules how irreducible water saturation varies with petrophysics under the same oil/water viscosity ratio by experimental data.Four kinds of application charts were established by convention consolidated core of diluted oil，low permeability consolidated core of diluted oil，loose core of diluted oil and loose core of heavy oil，which could guide the quality control of relative permeability experiment data and estimate the range of reasonable value of irreducible water saturation.Now，this method has been applied to Bohai Oilfield.

relative permeability；irreducible water saturation；porosity；permeability

国家科技重大专项课题“海上油田丛式井网整体加密及综合调整油藏工程技术示范”（2011ZX05057-001）

TE135

A

10.6056/dkyqt201601017

2015-07-01；改回日期：2015-11-12。

陈丹磬，女，1964年生，高级工程师，1987年本科毕业于江汉石油学院油气田开发专业，主要从事开发实验研究。E-mail：chendq@cnooc.com.cn。

引用格式：陈丹磬.基于常规孔渗定量预判束缚水饱和度合理值范围［J］.断块油气田，2016，23（1）：77-80.

Chen Danqing.Reasonable value estimation of irreducible water saturation by porosity and permeability characteristics［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（1）：77-80.