低渗透储层油水相对渗透率最优目标函数处理方法

摘要

对于非均质和亲水性强的低渗透岩心,使用常规JBN方法整理非稳态实验数据得到的相对渗透率曲线,存在因计算失效导致的水相相对渗透率曲线出现“驼峰”等异常现象。除了岩样的非均质性、出口端提前见水、驱替速度不合适以及难以测定油水黏度比等实验因素,利用JBN等常规方法处理非稳态水驱油实验资料的局限性是产生相对渗透率曲线异常形态的主要原因。针对上述问题,建立了考虑毛管力效应的低渗透储层油水渗流模型,采用自动历史拟合方法对油水相对渗透率实验数据进行处理,并且对比研究了不同方法对低渗透岩心油水相对渗透率的影响。结果表明:基于最优目标函数的低渗透油藏油水相对渗透率自动历史拟合方法相较于JBN和Jones方法,在计算结果上具有曲线光滑、规律明显的优势,最大程度减少了低渗透油藏相对渗透率的计算误差;考虑毛管力时,3种方法得到的结果都是油相相对渗透率增加,水相相对渗透率基本不变,而自动历史拟合方法能更加合理均匀地体现出油相相对渗透率的变化趋势。自动历史拟合方法克服了JBN等常规方法的局限性,适用性更好,可为后续的数值模拟等研究提供重要参数。