密闭取心饱和度正演分段插值校正方法*

付敏杰 李 伟 王亚会 陈维华 伍文明

(中海石油(中国)有限公司深圳分公司 广东深圳 518054)

准确认识油田开发各阶段地下流体饱和度情况，对储层评价、动态分析、剩余油分布研究及后续开发方案调整等都具有重要意义[1-3]。目前各油田普遍采用密闭取心方法进行未饱和油藏油、水饱和度分析[4],但受地层、井筒和地面环节等因素影响，实验室测定的油、水饱和度之和多小于100%，相关实验数据无法直接应用，因此有必要开展密闭取心饱和度校正方法研究。综合分析密闭取心作业及地面分析化验流程方法[5-10]，认为井筒环节温度、压力的变化是造成未饱和油藏密闭取心饱和度误差的主要原因，且误差不可避免，必须进行校正；地面环节影响次之，应以规范岩心出筒、丈量、运输、切割、制作及实验操作步骤和加强质量控制为主；地层环节影响最弱，当岩心密闭率检测合格时，剔除侵入段，剩余岩心饱和度校正可忽略钻井液侵入的影响。

目前针对未饱和油藏密闭取心井筒环节饱和度损失的校正方法从原理上可分为数理统计法、物理实验法和分流率校正法[7-12]，其中利用相渗曲线进行油、水分流率校正的方法理论依据充分、成本低，应用前景更大。但由于该方法数据处理过程相对复杂，现有文献在损失量计算、相渗点选取等细节处理上各有不同；校正过程多未考虑物性品质对相渗的影响，校正量多采用单因素校正后简单加和；尤其是在油水损失量较大时，未考虑分段插值，影响了校正结果的准确性。因此，在前人研究基础上，本文充分考虑储层物性品质与物质守恒规律，结合相渗分流理论与插值法原理，提出了一种密闭取心正演分段插值饱和度校正方法。

1 正演分段插值饱和度校正方法

1.1 校正思路

岩心在井筒中上提时，环境压力和温度不断下降，岩心孔隙体积、流体体积随温压系统的变化而不断变化。特别是当环境压力低于泡点压力后，溶解气脱出，孔隙流体在溶解气驱作用下不断外溢，整个过程逐步缓慢进行，孔隙流体流动始终符合渗流规律，可采用相渗分流理论对饱和度损失量进行校正。

针对饱和度校正过程，笔者认为必须从以下几个方面进行优化、完善：

1) 根据岩心物性品质进行精细相渗分类，实现对好、中、差储层的全覆盖。

2) 遵循物质守恒定律，地下油水损失总体积等于地面剩余油、水体积折算到地下后不能充满地下孔隙体积的部分。

3) 流体饱和度损失是各因素综合作用的结果，各因素同时发生；以体积概念代替饱和度进行过程计算，可实现各影响因素的协同考虑，避免单因素分别计算饱和度损失量后简单加和。

4) 整个排液过程符合相渗分流规律。当地层油脱气后，气相损失量最大，但油、水两相分流比例仍成立。

5) 由于损失后的含水饱和度(折算到地下)偏小，因此必须以损失前的饱和度数据进行分流率的迭代正演计算。

6) 当流体损失量较大时，必须进行分段插值计算。随着流体不断损失，油相渗透率沿Kro曲线右移，水相渗透率沿Krw曲线左移，原理示意图见图1。

图1 正演分段插值饱和度校正法原理示意图

1.2 校正步骤

基于以上思路，通过VBA编程实现密闭取心饱和度校正。具体步骤如下：

1) 基础数据收集整理，如PVT、覆压孔渗、相渗、饱和度测定等。

2) 精细相渗分类数据处理，回归分析岩心覆压孔隙度与地面孔隙度关系。

3) 计算地下油、水损失总体积ΔVow=Vpr-VwsBw-VosBo，即地面剩余油、水体积折算到地下后不能充满地下孔隙体积的部分。

4) 结合实验测定饱和度，给定地下初始含水饱和度Swr边界条件，赋初始值Swr0，计算地下初始油、水体积，即Vwr0=VprSwr0，Vor0=Vpr(1-Swr0)；将Swr0代入对应岩石分类的相渗曲线，计算Krw0、Kro0，并进一步计算fw0、fo0。

5) 根据地下油、水损失总体积占地下孔隙体积倍数(ΔVow/Vpr)，给定合理的插值步长dV= ΔVow/n。

6) 计算一次损失后的油、水体积，即Vwr0[1]=Vwr0-dVfw0，Vor0[1]=Vor0-dVfo0，并计算一次损失后的油、水饱和度，即Swr0[1]=(Vwr0[1])/Vpr，Sor0[1]=(Vor0[1])/Vpr。

7) 将Swr0[1]与(1-Sor0[1])再次分别代入相渗曲线，计算Krw0[1]、Kro0[1]，并计算fw0[1]、fo0[1]。

8) 重复步骤6)和7)，直到n步。

9) 判断经过n次正演插值计算后的Vwr0[n]、Vor0[n]与实验室得到的水、油体积(换算到地下)是否相等。

10) 若步骤9)成立，则运算结束；否则，重复步骤4)～9)依次迭代计算Swr1，Swr2,…,Swri，直至步骤9)成立，此时Swri即为校正后的地下含水饱和度，地下含油饱和度为(1-Swri)。

2 实例应用

南海东部X油田早期全部采用大位移定向井合采，动用油藏20个。由于缺乏生产测试资料，层间贡献难以判断，地下油水关系复杂，剩余油挖潜难度大。为进一步了解油藏现状，保障综合调整方案的顺利实施，在B井进行了密闭取心作业。

2.1 资料分析

图2 南海东部X油田校正前地面水、油饱和度分布关系

图3 南海东部X油田地面损失饱和度与储层渗透率关系

在H3G、H6A、H6B、H11和H13潜力目标油藏作业共取得密闭心9筒，岩心密闭率较高，现场及实验室检测总密闭率分别为95.5%、89.4%。实验室饱和度分析测定的地面油、水饱和度之和介于61.7%～99.8%，如图2所示。绘制密闭取心地面油、水饱和度损失总量与岩心渗透率关系(图3)，结果表明：当岩心渗透率小于10 mD时，油水饱和度损失较少，平均低于5%；随着渗透率增大，损失量呈逐渐上升趋势，有必要开展饱和度校正。

2.2 饱和度校正

对X油田相渗数据进行精细分类处理，共划分15类，相关参数见表1。利用本文方法开展密闭取心正演分段插值饱和度校正，校正后油、水饱和度之和恒等于100%。

表1 南海东部X油田精细相渗分类数据汇总表

注：K为实验岩心渗透率，D；φ为实验岩心孔隙度；Swc为束缚水饱和度，%；Sor为残余油饱和度，%；Krwmax为残余油饱和度下的水相相对渗透率；m为水相指数；n为油相指数。

图4 南海东部X油田密闭取心校正饱和度与Elan解释对比图

以H13和H6B两个典型油藏为例，将饱和度校正结果与Elan解释成果进行对比分析，结果如图4所示。H13油藏为储层物性较好的纯净砂岩油藏，密闭取心饱和度校正结果与Elan解释成果高度吻合，相互印证；但密闭取心具有更高的解释精度，可精细刻画出夹层下部“屋檐油”的存在。H6B油藏储层非均质性强，密闭取心校正饱和度与Elan解释成果存在较大差异；Elan解释认为上部砂体纯净、物性好的层段含油，下部泥质含量高、物性差的层段基本不含油；但密闭取心校正结果显示，上部储层由于物性较好，早期合采动用程度高，校正后含油饱和度约为30%；而下部储层由于物性差，早期动用程度低，校正后含油饱和度在45%～65%，仍具有一定的后期挖潜潜力。利用3 123.7～3 127.7 m处的岩心白光、荧光照片对H6B油藏分析结果进行进一步校验，如图5所示，发现H6B油藏下部为粉砂岩夹泥质条带，砂岩段具有较好的荧光显示，且现场岩心出筒时发现原油明显外溢；综合分析认为，密闭取心饱和度校正结果更为准确，岩性变化影响使得Elan解释结果偏悲观。

图5 南海东部X油田H6B油藏白光、荧光照片

同理，对其他各油藏油、水饱和度校正量和校正比例进行统计(表2)，并结合储层物性对剩余油挖潜潜力进行梳理，取得以下主要认识：①H3G、H13油藏上部流体饱和度校正以含油饱和度为主，剩余油饱和度较高；同时由于物性较好，为综合调整方案挖潜的主力油藏。②H6B油藏下部物性相对较差，早期动用程度低，具有一定的后期挖潜潜力。③H11、H13油藏下部已高度水淹，校正得到残余油饱和度分别为15%、21%，后期挖潜潜力小。

表2 南海东部X油田各油藏油、水饱和度校正量及校正比例

3 结论

1) 充分考虑储层物性品质与物质守恒规律，结合相渗分流理论与插值法原理，提出了密闭取心正演分段插值饱和度校正方法；以体积概念开展校正计算，实现了不同影响因素的协同考虑；采用正演分段插值方法，对油水损失较多的岩心具有更高的解释准确度。

2) 本文新方法已在南海东部X油田成功应用，将密闭取心饱和度校正结果与Elan解释以及岩心荧光、白光照片进行对比分析，证实本文方法对于不同物性品质油藏都具有很好的校正准确度和解释精度。

符号注释

ΔVow—地下油、水损失总体积，mL;

Vpr—岩心地下孔隙体积，mL;

Vws—实验室测得的水相体积，mL;

Bw—地层水体积系数；

Vos—实验室测得的油相体积，mL;

Bo—地层原油体积系数；

Vor—地下油相体积,mL;

Vwr—地下水相体积，mL;

Swr—地下含水饱和度，f;

Sor—地下含油饱和度，f。

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