一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法

摘要

本发明公开了一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法，本发明通过岩心分析气‑水相对渗透率实验计算气‑水相对渗透率比值，构建包含含水饱和度变量的新参数，建立气‑水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型，再代入简化的分流量方程，构建产水率与含水饱和度新的预测模型。经实际资料的分析，新的模型比传统油层物理学方法预测的产水率精度高，且适用于不同的油气藏(不同的油气藏具有不同的油/气‑水粘度比)，具有良好的普适性，有很好的推广应用价值。

说明书

技术领域

本发明属于储层评价技术领域，具体涉及一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法。

背景技术

产水率评价是油田储层评价工作中的一项基础内容，现有技术中主要是利用两相流体相对渗透率分析数据，采用传统油层物理学和不完全Beta函数等拟合计算分流量方程来预测产水率。由于致密砂岩储层的非达西渗流特征，导致传统油层物理学拟合模型在中-低含水和高含水情况下产水率预测精度低，不利于储层产水情况的精细评价；不完全Beta函数法要求数理功底扎实，懂计算机编程，应用起来难度相对较大，不利于方法的推广应用。

发明内容

本发明的目的在于克服上述不足，提供一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法，模型方法简单，预测的产水率精度高，且适用于不同的油气藏。

为了达到上述目的，本发明包括以下步骤：

步骤一，对研究区目的储层的岩心进行气-水相对渗透率实验，获取含水饱和度、气相相对渗透率和水相相对渗透率的数据；

步骤二，利用岩心气-水相对渗透率实验计算气-水相对渗透率比值，并构建包含含水饱和度变量的参数；

步骤三，对步骤一得到的数据与步骤二得到的参数进行分析，建立气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型；

步骤四，将步骤三得到的拟合模型代入简化的分流量方程，完成构建产水率与含水饱和度新的预测模型。

步骤一中，岩心气-水相对渗透率实验数据是按照《GB/T 28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》标准规定的流程进行获取的。

步骤二中，气-水相对渗透率比值的计算公式如下：

y＝k

式中，k

步骤二中，包含含水饱和度变量的新参数计算公式如下：

式中，S

步骤三中，拟合模型的表达式为：

式中，y为气-水相对渗透率比值k

步骤四中，简化的分流量方程表达式为：

式中：f

步骤四中，产水率与含水饱和度新的预测模型的表达式为：

式中：μ

与现有技术相比，本发明通过岩心分析气-水相对渗透率实验计算气-水相对渗透率比值，构建包含含水饱和度变量的新参数，建立气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型，再代入简化的分流量方程，构建产水率与含水饱和度新的预测模型。经实际资料的分析，新的模型比传统油层物理学方法预测的产水率精度高，且适用于不同的油气藏(不同的油气藏具有不同的油/气-水粘度比)，具有良好的普适性，有很好的推广应用价值。

附图说明

图1为本发明的流程图；

图2为本发明实施例中气-水相对渗透率比值与含水饱和度关系图；

图3为本发明实施例中气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量的新参数关系图；

图4为本发明实施例中新模型与传统油层物理学方法预测的产水率对比图；

图5为本发明实施例中不同气-水粘度比下新模型与传统油层物理学方法预测的产水率对比图；其中，(a)中气-水粘度比μ

具体实施方式

下面结合附图对本发明做进一步说明。

参见图1，本发明包括以下步骤：

步骤一，对研究区目的储层的岩心进行气-水相对渗透率实验，获取含水饱和度、气相相对渗透率和水相相对渗透率的数据；

步骤二，利用岩心气-水相对渗透率实验计算气-水相对渗透率比值，并构建包含含水饱和度变量的参数；

步骤三，对步骤一得到的数据与步骤二得到的参数进行分析，建立气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型；

步骤四，将步骤三得到的拟合模型代入简化的分流量方程，完成构建产水率与含水饱和度新的预测模型。

实施例：

参见图1，本发明实施例提供了一种构建致密砂岩储层产水率预测模型的方法，包括如下步骤：

步骤一，对研究区目的储层的岩心进行气-水相对渗透率实验，获取含水饱和度、气相相对渗透率和水相相对渗透率数据。岩心气-水相对渗透率实验数据是按照《GB/T28912-2012岩石中两相流体相对渗透率测定方法》标准规定的流程进行获取的。

步骤二，利用步骤一中的岩心分析的气-水相对渗透率实验计算气-水相对渗透率比值，并构建包含含水饱和度变量的新参数。

气-水相对渗透率比值的计算公式如下：

y＝k

式中，k

包含含水饱和度变量的新参数的计算公式如下：

式中，S

岩心分析的气-水相对渗透率实验分析结果如表1所示。

表1气-水相对渗透率实验分析结果表

步骤三，所述两个参数进行分析，建立气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型，其模型表达式为：

式中，y为气-水相对渗透率比值k

将表1中含水饱和度S

步骤四，所述拟合模型代入简化的分流量方程，构建产水率与含水饱和度新的预测模型。简化的分流量方程为：

式中：f

按照传统油层物理学方法，建立的产水率模型为：

按照本专利构建的包含含水饱和度变量的新参数建立的产水率模型，其模型表达式为：

在实际资料的处理中，将两种方法计算的产水率曲线与实际实验结果进行了对比，如图4所示，研究区的气-水粘度比为0.0157。从图中可以看出，传统油层物理学拟合模型预测的产水率与实际分析数据点存在很大的误差，特高含水情况下预测的产水率会低于实际产水率，在中含水情况下预测的产水率会高于实际产水率。本专利建立的预测模型计算的产水率与分析数据点有很好的一致性，吻合程度明显高于传统油层物理学方法，有效提高了产水率的预测精度。

由于不同的油气藏，具有不同的水粘度和油/气粘度，在不同油/气-水粘度比的情况下，对本专利建立的模型方法与传统油层物理学预测的产水率进行了对比分析，如图5所示。图中气-水粘度比μ

本发明实施例提供的方法，通过岩心分析气-水相对渗透率实验计算气-水相对渗透率比值，构建包含含水饱和度变量的新参数，建立气-水相对渗透率比值与包含含水饱和度变量新参数的拟合模型，再代入简化的分流量方程，构建产水率与含水饱和度新的预测模型。对比传统油层物理学方法，新的模型方法有效提高了产水率的预测精度，且适用于不同的油气藏(不同的油气藏油/气-水粘度比不一样)，具有良好的普适性，有很好的推广应用前景。