拟毛细管压力曲线在水淹层评价中的应用

李兴丽，吕洪志，张占松，崔云江，陆云龙

（1．中海石油（中国）有限公司天津分公司，天津300452；2．长江大学，湖北 荆州434023）

0 引 言

随着渤海部分油田开发程度的不断深入，油田进入中—高含水期，面临着综合调整挖掘剩余油产能的任务。这个过程中水淹层评价是测井解释的首要工作。水淹层评价主要通过测井计算驱油效率再依据岩心相渗实验确定的驱油效率和含水率关系进行水淹级别划分［1］。计算驱油效率的关键是得到原始含油饱和度。渤海油田采用反演原始电阻率的方法求取原始含油饱和度。该方法要借助周围邻井未水淹储层电阻率与物性（例如，孔隙度）的相关关系，综合考虑周边各井相关性求取目标井原始地层电阻率［2］，适用于横向变化小的储层。在渤海三角洲相沉积的SZ油田应用效果好。对于河流相沉积的储层，原始电阻率与物性相关关系往往较差，不能简单地通过物性参数（孔隙度、泥质含量等）与原始电阻率统计关系求取原始电阻率，使评价水淹级别成为难题。

本文利用压汞毛细管压力曲线可以得到地层原始含油饱和度的性质，引入拟毛细管压力曲线重构技术，根据测井资料获得连续的拟毛细管压力曲线，结合油柱高度计算原始含油饱和度，进而得到驱油效率，实现水淹层的定量解释。

1 拟毛细管压力曲线重构技术

1．1 拟毛细管压力曲线

1960年Thomeer［3］发现压汞实验得到的毛细管压力曲线可以用数学上的双曲线表示

式中，Vb为pc压力下的进汞体积，%；Vb∞为压力无限大时的进汞体积，即完全连通的孔隙体积，%；Fg为孔喉几何因子，无量纲；pc为毛细管压力，MPa；pd为排驱压力，MPa。式（1）中Vb／Vb∞为进汞饱和度Sb。

1块岩心对应1条毛细管压力曲线，毛细管压力曲线由排驱压力、无限大压力下进汞体积、孔喉几何因子确定（见图1）。

1．2 孔喉几何因子的确定

1981年，Swanson［4］研究发现，在双对数坐标下，45°线与毛细管压力曲线的交点预示着非润湿相流体从连通的大孔道进入更小孔隙的开始，称为Swanson’s point（图1中A点）。把A点的进汞体积、毛细管压力代入式（2）可得到孔喉几何因子Fg

式中，VA为拐点对应的进汞体积，%；pc，A为拐点对应的毛细管压力，MPa。

图1 拐点示意图

图2 拐点计算方法

由此可见，毛细管压力曲线重构过程中A点的选取极为关键。在双曲线上A点即为该曲线导数极大值所对应的点，其进汞饱和度与压力的比值最大［5］（见图2）。通过大量实验证实排驱压力pd、拐点压力pc，A、拐点进汞饱和度与压力比值（Sb／pc，A）与渗透率K具有非常好的相关关系［6］（见图3），有

图3 排驱压力、拐点与渗透率的相关关系

1．3 拟毛细管压力曲线重构效果

图4是根据上述重构技术，利用渗透率得到的拟毛细管压力曲线。通过对比发现，重构的拟毛细管压力曲线与实验测量毛细管压力曲线基本一致。从渤海几个油田应用效果来看，在中—高渗透率储层拟毛细管压力曲线与实验测量结果符合率可达70%。

图4 拟毛细管压力曲线与实验测量毛细管压力曲线对比

2 利用拟毛细管压力曲线评价水淹层

2．1 原始含油饱和度计算

根据拟毛细管压力曲线重构技术，通过测井渗透率获得连续的拟毛细管压力曲线。结合油田各个油组油水界面，由式（4）确定油藏不同深度对应的毛细管压力

式中，pc为油藏条件下毛细管压力，MPa；h为距油水界面的高度（油柱高度），m；ρw地层水密度，g／cm3；ρo原油密度，g／cm3；σL为实验室条件下界面张力，mN／m；σR为油藏条件下界面张力，mN／m；θL为实验室条件下润湿角，（°）；θR为油藏条件下润湿角，（°）。

将油藏条件下毛细管压力pc代入式（1）拟毛细管压力曲线饱和度与毛细管压力之间的关系中，即可得到原始含油饱和度。

2．2 水淹层定量划分与评价

根据原始含油饱和度计算驱油效率

式中，η为驱油效率，无量纲；So，oip为原始含油饱和度，%；So为剩余油饱和度，%。

图5 驱油效率与含水率关系图

如果已知原油黏度，结合油田岩心相对渗透率分析数据，得到相应原油黏度下驱油效率与含水率关系（见图5），根据含水率划分水淹级别（见表1）。

表1 水淹级别划分

3 拟毛细管压力曲线评价水淹层效果

将拟毛细管压力曲线评价水淹层的结果与密闭取心井岩心分析结果、原始电阻率反演法处理结果对比发现，该方法对于评价中—高渗透性储层水淹层具有良好的效果。

图6为原始电阻率反演法评价水淹级别效果较好的SZ油田×－N9井、×－C38井拟毛细管压力曲线法（第7道）与原始电阻率反演法（第6道）结果对比图。可以看出2种方法对于水淹级别的划分（第3道、第8道）一致。

图7 ×－A31井拟毛细管压力曲线处理结果与岩心分析结果对比图

图8 ×－1井低电阻率油层拟毛细管压力曲线法与电阻率法计算的含油饱和度对比

图7为典型河流相沉积的QD油田密闭取心井×－A31拟毛细管压力曲线处理结果与岩心分析结果对比图。拟毛细管压力曲线得到的原始含油饱和度（第5道红线）与岩心分析结果（第5道圆点）十分吻合。根据驱油效率（第6道）划分的水淹级别与岩心观察水淹级别（第9道）基本一致。图8为×－1井低电阻率油层拟毛细管压力曲线法（第4道红线）与电阻率法（第4道黑线）计算的含油饱和度对比图。在正常电阻率油层（图8中①号层底部），两种方法计算的含油饱和度相同；在低电阻率层（图8中②号层），拟毛细管压力曲线法计算的饱和度（50%～70%）明显高于电阻率法计算的含油饱和度（30%～40%），该层3MPa压差下DST测试产油41．9m3／d、产气52296m3／d，证实拟毛细管压力曲线法计算结果更合理。

4 结 论

（1）根据毛细管压力曲线代表着油柱高度与原始含油饱和度之间的关系建立了利用毛细管压力曲线计算原始含油饱和度评价水淹层的方法。

（2）通过引入毛细管压力曲线重构技术实现了利用渗透率获取拟毛细管压力曲线，确保未取心井段能够得到高质量拟毛细管压力曲线，达到原始含油饱和度的精确计算，实现水淹级别的定量评价。

（3）通过渤海油田应用证实，在中—高渗透性储层拟毛细管压力曲线法评价水淹层效果与岩心分析结果吻合较好，对于低孔隙度、低渗透率等复杂孔隙结构储层仍需做进一步研究。对于低电阻率油、气层，该方法能够得到较为合理的原始含油饱和度。

［1］胡俊，杨旭明，陈燕章．水淹层测井评价之产水率方法研究［J］．新疆石油学院学报，2004，16（4）：25－28．

［2］顾保祥．利用原始电阻率反演定量评价水淹层［J］．中国海上油气，2009，21（2）：105－108．

［3］Thomeer J H M．Introduction of a Pore Geometrical Factor Defined by the Capillary Pressure Curve［J］．Journal Petroleum Technology，1960，12（3）：73－77．

［4］Swanson B F．A Simple Correlation Between Permeabilities and Mercury Capillary Pressures［J］．Journal Petroleum Technology，1981，33（12）：2498－2504．

［5］Joseph M Hawkins．Capillary Pressure Model Predicts Distance to Gas／Water，Oil／Water Contact［J］．Oil and Gas Journal，1993，91（3）：39－43．

［6］王培春，李兴丽，张琳琳，等．利用常规测井物性曲线重构毛细管压力曲线［J］．测井技术，2012，36（1）：33－36．