CN101413388A - 获得油水同层原始含油饱和度的方法及估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法 - Google Patents

Abstract

获得油水同层原始含油饱和度的方法及估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法，涉及储量参数测井解释中计算原始含油饱和度的方法。它解决了现有获得油水同层原始含油饱和度方法存在的计算误差较大的问题。在获得油水同层原始含油饱和度的方法中，首先应用油层的原始含水饱和度模型计算出油水同层的视油层原始含油饱和度，然后依据相渗资料和试油资料对视油层原始含油饱和度进行校正，得出已试油的油水同层的原始含油饱和度。它适合于原始含油饱和度与电阻率相关性较差的油水同层，可用于容积法计算石油储量。依据相渗资料和试油资料估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法是应用研究工区油水同层的平均含水率估算未试油油水同层原始含油饱和度。

Description

获得油水同层原始含油饱和度的方法及估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法

技术领域

本发明涉及储量参数测井解释中计算原始含油饱和度的方法，

背景技术

随着我国石油勘探的不断发展，新增石油储量中油水同层的比例不断增加，准确计算油水同层的原始含油饱和度日益重要。

适用条件：本计算油水同层原始含油饱和度的方法适合于原始含油饱和度与电阻率相关性较差的油水同层。

目前计算同类油藏油水同层原始含油饱和度的方法是将油水同层视为油层，借用油层的原始含油饱和度解释模型计算“视油层原始含油饱和度”，直接作为油水同层的原始含油饱和度。这种方法的适用条件是油水同层原始含油饱和度与电阻率相关性较好，因而可以根据电阻率等参数准确计算油水同层原始含油饱和度。对于原始含油饱和度与储层电阻率相关性较差的油水同层，计算结果误差较大。

发明内容

为了解决现有获得油水同层原始含油饱和度方法存在的计算误差较大的问题，本发明提出了一种获得油水同层原始含油饱和度的方法及估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法。

获得油水同层原始含油饱和度的方法的具体过程为：

步骤一、根据自然伽马测井曲线获得自然伽马相对值ΔGR：

在自然伽马测井曲线上读取油水同层的自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层段自然伽马值GR_max，然后由公式：

ΔGR＝(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

获得自然伽马相对值ΔGR，其中目的层自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层自然伽马值GR_max的单位均是API，自然伽马相对值ΔGR的单位是f；

步骤二、建立泥质含量解释模型：

用岩心分析泥质含量资料与自然伽马进行一元线性回归，建立泥质含量解释模型：

V_sh＝a·ΔGR+b，

其中泥质含量V_sh是百分数，a、b是系数；将步骤一获得的油水同层的自然伽马相对值ΔGR代入所述泥质含量解释模型获得油水同层的泥质含量V_sh；

步骤三、建立有效孔隙度解释模型：

应用声波时差测井曲线、泥质含量与岩心分析有效孔隙度进行二元线性回归，建立有效孔隙度解释模型：

φ＝a·AC+b·V_sh+c，

有效孔隙度φ为百分数，a、b、c是系数；

将读取油水同层的声波时差值AC、步骤二获得的泥质含量值V_sh代入有效孔隙度解释模型，获得油水同层的有效孔隙度φ；

步骤四、在密闭取心井的油层中建立油层原始含水饱和度模型：

利用束缚水饱和度和空气渗透率的关系建立束缚水饱和度解释模型，即由空气渗透率确定油层原始含水饱和度模型，即物性原始含水饱和度模型：

Sw_油＝f(K)，

式中Sw_油是油层原始含水饱和度，单位是百分数，f()是含水饱和度与渗透率之间的经验函数，通常可能是线性函数、幂函数、指数函数或对数函数，具体函数可通过相关系数优选得出，K是空气渗透率，单位是mD；

步骤五、建立未取心井油层的原始含水饱和度解释模型：

根据步骤四所述的油层原始含水饱获得常规取心层的含水饱和度，并与有效孔隙度、深侧向电阻率进行二元线性回归，建立了未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，即电性原始含水饱和度模型：

logS_w＝a·logφ+b·logR_LLD+c，

式中R_LLD是深侧向电阻率，单位是Ω·m，a、b、c是系数；

将油水同层视为油层，将读取的本区油水同层的深侧向电阻率R_LLD、将根据步骤三所述的有效孔隙度解释模型获得的油水同层的有效孔隙度φ代入未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，获得油水同层的“视油层原始含油饱和度”；

步骤六、建立多个不同含水率对应的油水同层含水饱和度校正量ΔSw随与视油层原始含水饱和度Sw之间的校正模型：

ΔSw＝a·Sw+b，

式中油水同层的视油层含水饱和度Sw、油水同层含水饱和度校正量ΔSw均是百分数，a、b是系数；

步骤七、获得已试油的油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层，进而获得含油饱和度So_同层：

对于已试油的油水同层，根据试油结果得到含水率Fw，再根据所述含水率选择步骤六中的校正模型获得该含水率条件下油水同层含水饱和度校正量ΔSw；或依据相邻二个含水率Fw₁、Fw₂对应的校正模型分别计算出ΔSw₁、ΔSw₂，并通过线性插值得到最终的ΔSw：

$\mathrm{\ΔSw}=\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1+({\mathrm{\ΔSw}}_2-\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1)\frac{\mathrm{Fw}-{\mathrm{Fw}}_1}{{\mathrm{Fw}}_2-{\mathrm{Fw}}_1}$

根据步骤五获得本层的视油层含水饱和度Sw，确定油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层：

Sw_同层＝Sw+ΔSw，

式中油水同层的实际含水饱和度Sw_同层单位是百分数，

由于油水同层的含水饱和度和含油饱和度之和为100，进而可以确定油水同层的实际含油饱和度So_同层＝100-Sw_同层。

采用本发明的方法能够依据相渗资料和测井资料准确的获得油水同层的原始含油饱和度，实现原始含油饱和度的准确计算。

本发明所述方法的原理为：相渗实验结果反映了储层含水率与含水饱和度的关系，随着含水饱和度的增大，储层由产纯油(含水率为0％)逐渐过渡到油水同产，最终成为产纯水层(含水率为100％)，因此，含水率和及其变化过程可以反映油水同层原始含油饱和度的变化过程。在相渗含水率曲线上，当含水率为0％时，对应的含水饱和度为纯油层原始含水饱和度；一般当含水率为10％至90％时，对应的含水饱和度均为油水同层的含水饱和度。在一定含水率的条件下(如含水率为50％时)，油水同层含水饱和度与纯油层含水饱和度的差值，可作为油水同层含水饱和度校正量。

相渗资料分析表明：对于含水率为一定值的油水同层，油水同层含水饱和度校正量随储层孔隙度的增大而增大；由于“视油层原始含水饱和度”随储层孔隙度的增大而减小，因此，油水同层含水饱和度校正量随“视油层原始含水饱和度”的增大而减小。由此即可建立不同含水率时，油水同层含水饱和度校正量随“视油层原始含水饱和度”变化的校正模型。

对于已试油的油水同层，可以根据试油结果得到含水率，此时计算出本层的“视油层含水饱和度”，就可以得到同层含水饱和度校正量，进而确定油水同层的原始含水饱和度。

该方法尤其适合于原始含油饱和度与电阻率相关性较差的油水同层，可以用于容积法计算石油储量。

本发明还提供一种估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法，它在上述方法的基础之上，增加了以下步骤：

步骤八、获得未试油油水同层的原始含油饱和度：

统计所有各个区的含水率，并计算全区的平均含水率，然后应用相渗资料，建立含水率为平均含水率时，油水同层含水饱和度校正量与同层的“视油层含水饱和度”的关系模型，获得未试油油水同层的原始含水饱和度近似校正量，进而确定油水同层的含水饱和度，然后根据含水饱和度与含油饱和度之和为100的条件获得油水同层的含油饱和度。

上述方法是依据全区油水同层的平均含水率，用类似的方法估算未试油油水同层的原始含油饱和度。

首先根据本区单层试油资料，统计全区油水同层的平均含水率。

相渗资料分析表明：对于含水率为一定值的油水同层，油水同层含水饱和度校正量随储层孔隙度的增大而增大；由于“视油层原始含水饱和度”随储层孔隙度的增大而减小，因此，油水同层含水饱和度校正量随“视油层原始含水饱和度”的增大而减小。由此即可建立含水率为平均含水率时，油水同层含水饱和度校正量与“视油层含水饱和度”的关系。进而根据“视油层原始含水饱和度”计算油水同层含水饱和度校正量。

油水同层的“视油层原始含水饱和度”加上油水同层含水饱和度校正量即为油水同层的原始含水饱和度。

本发明适用于研究工区油水同层的平均含水率估算未试油油水同层原始含油饱和度。

附图说明

图1为具体实施方式三中的泥质含量与自然伽玛相对值关系图；

图2为具体实施方式三中的岩心分析与测井解释有效孔隙度关系图；

图3为具体实施方式三中的油层含水饱和度与空气渗透率关系图；

图4为具体实施方式三中的电性计算原始含油饱和度关系图；

图5为具体实施方式三中用相对渗透率资料确定油水同层含水饱和度校正量原理图；

图6为具体实施方式三中的不同含水率时，同层含水饱和度校正量与同层“视油层含水饱和度”关系图；

图7为具体实施方式三中的未试油同层含水饱和度校正量与未试油同层“视油层含水饱和度”关系图；

图8为具体实施方式四中的岩心分析与测井解释有效孔隙度关系图；

图9为具体实施方式四中的油层含水饱和度与空气渗透率关系图；

图10为具体实施方式四中的电性计算原始含油饱和度关系图；

图11为具体实施方式四中的不同含油率时，同层含油饱和度校正量与同层“视油层含油饱和度”关系图；

图12为具体实施方式四中的未试油同层含油饱和度校正量与未试油同层“视油层含油饱和度”关系图。

具体实施方式

具体实施方式一、本实施方式所述的一种获得油水同层原始含油饱和度的方法的具体过程为：

步骤一、根据自然伽马测井曲线获得自然伽马相对值ΔGR：

在自然伽马测井曲线上读取油水同层的自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层段自然伽马值GR_max，然后由公式：

ΔGR＝(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

获得自然伽马相对值ΔGR，其中目的层自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层自然伽马值GR_max的单位均是API，自然伽马相对值ΔGR的单位是f；

步骤二、建立泥质含量解释模型：

用岩心分析泥质含量资料与自然伽马进行一元线性回归，建立泥质含量解释模型：

V_sh＝a·ΔGR+b，

其中泥质含量V_sh是百分数，a、b是系数；将步骤一获得的油水同层的自然伽马相对值ΔGR代入所述泥质含量解释模型获得油水同层的泥质含量V_sh；

步骤三、建立有效孔隙度解释模型：

应用声波时差测井曲线、泥质含量与岩心分析有效孔隙度进行二元线性回归，建立有效孔隙度解释模型：

φ＝a·AC+b·V_sh+c，

有效孔隙度φ为百分数，a、b、c是系数；

将读取油水同层的声波时差值AC、步骤二获得的泥质含量值V_sh代入有效孔隙度解释模型，获得油水同层的有效孔隙度φ；

步骤四、在密闭取心井的油层中建立油层原始含水饱和度模型：

利用束缚水饱和度和空气渗透率的关系建立束缚水饱和度解释模型，即由空气渗透率确定油层原始含水饱和度模型，即物性原始含水饱和度模型：

Sw_油＝f(K)，

式中油层原始含水饱和度Sw_油是百分数，f()是含水饱和度与渗透率之间的经验函数，通常可能是线性函数、幂函数、指数函数或对数函数，具体函数可通过相关系数优选得出，K是空气渗透率，单位是mD；

步骤五、建立未取心井油层的原始含水饱和度解释模型：

根据步骤四所述的油层原始含水饱获得常规取心层的含水饱和度，并与有效孔隙度、深侧向电阻率进行二元线性回归，建立了未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，即电性原始含水饱和度模型：

logS_w＝a·logφ+b·logR_LLD+c，

式中R_LLD是深侧向电阻率，单位是Ω·m，a、b、c是系数；

将油水同层视为油层，将读取的本区油水同层的深侧向电阻率R_LLD、将根据步骤三所述的有效孔隙度解释模型获得的油水同层的有效孔隙度φ代入未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，获得油水同层的“视油层原始含油饱和度”；

步骤六、建立多个不同含水率对应的油水同层含水饱和度校正量ΔSw随与视油层原始含水饱和度Sw之间的校正模型：

ΔSw＝a·Sw+b，

式中油水同层的视油层含水饱和度Sw、油水同层含水饱和度校正量ΔSw均是百分数，a、b是系数；

步骤七、获得已试油的油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层：

对于已试油的油水同层，根据试油结果得到含水率，根据含水率对应选择步骤六获得的校正模型，获得该含水率条件下油水同层含水饱和度校正量ΔSw；或依据相邻二个含水率Fw₁、Fw₂对应的校正模型分别计算出ΔSw₁、ΔSw₂，并通过线性插值得到最终的ΔSw：

$\mathrm{\ΔSw}=\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1+({\mathrm{\ΔSw}}_2-\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1)\frac{\mathrm{Fw}-{\mathrm{Fw}}_1}{{\mathrm{Fw}}_2-{\mathrm{Fw}}_1}$

根据步骤五确定的油水同层的“视油层原始含油饱和度”Sw，确定油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层：

Sw_同层＝Sw+ΔSw，

式中油水同层的实际含水饱和度Sw_同层是百分数，

由于油水同层的含水饱和度和含油饱和度之和为100，进而可以确定油水同层的实际含油饱和度So_同层＝100-Sw_同层。

由于在油层中，含水饱和度即为束缚水饱和度，因此，在步骤四中的束缚水饱和度解释模型就是含水饱和度。

在步骤六中所述的多个含水率，可以根据实际情况进行选择，一般是将0％至100％之间均匀分成多个区间，然后选择每个区间的端点建立对应的油水同层含水饱和度校正量ΔSw随与视油层原始含水饱和度Sw之间的校正模型。

步骤六的原理为：相渗实验结果反映了储层含水率与含水饱和度的关系，在相对渗透率资料确定的含水率曲线上，当含水率为0％时，对应的含水饱和度为纯油层原始含水饱和度；含水率为10％至90％时所对应的含水饱和度均为油水同层的原始含水饱和度。在一定含水率的条件下(如含水率为50％时)，油水同层的含水饱和度与纯油层的含水饱和度的差值，可作为已试油的油水同层的含水饱和度校正量。研究表明：对于含水率为一固定值的油水同层，油水同层含水饱和度校正量随“视油层含水饱和度”的增大而减小，利用这一关系建立油水同层含油饱和度模型。进而根据已试油油水同层的含水率和“视油层原始含水饱和度”计算油水同层含水饱和度校正量。油水同层的“视油层原始含水饱和度”加上油水同层含水饱和度校正量即为油水同层的原始含水饱和度。

步骤七的原理为：根据已试油的油水同层的含水率，选择对应的步骤六中的校正模型，选择的原则是，选择所述含水率与步骤六所述的多个含水率的差值最小的含水率对应的校正模型，获得油水同层含水饱和度校正量；还可以选择相邻的两个校正模型分别计算获得两个校正量，然后取其平均值作为最终的校正量。油水同层的“视油层含水饱和度”与油水同层含水饱和度校正量的和即为油水同层的原始含水饱和度。

本实施方式所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，可以充分利用实验室相渗分析资料，综合测井、岩心分析、相渗等多种资料推算油水同层的原始含油饱和度，较准确地计算同层原始含油饱和度，相对误差小于8％。

具体实施方式二：本实施方式所述的估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法，是在具体实施方式一所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法的基础之上，增加了以下步骤：

步骤八、获得未试油油水同层的平均原始含水饱和度：

统计所有各个区的含水率，并计算全区的平均含水率，然后应用相渗资料，建立含水率为平均含水率时，油水同层含水饱和度校正量与同层的“视油层含水饱和度”的关系模型，获得未试油油水同层的原始含水饱和度近似校正量，进而确定油水同层的含水饱和度，然后根据含水饱和度与含油饱和度之和为100的关系获得油水同层的含油饱和度。

本实施方式依据全区油水同层的平均含水率，估算出未试油油水同层的原始含油饱和度。

具体实施方式三：本实施方式是具体实施方式一所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法的实例。

本实施方式以G油田P油层为例进行说明，

步骤一、根据自然伽马测井曲线获得自然伽马相对值ΔGR：

在自然伽马测井曲线上读取油水同层的自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层段自然伽马值GR_max，然后由公式：

ΔGR＝(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

获得计算自然伽马相对值ΔGR；

步骤二、建立泥质含量解释模型：V_sh＝a·ΔGR+b，

优选本区25口井101层的资料，其泥质含量变化范围为6.0～39.3％，平均值为14.9％，较好地代表了全区泥质含量的变化，利用这些层的岩心分析泥质含量和自然伽马测井资料进行一元线性回归分析，建立泥质含量解释模型。参见说明书附图中的图1所示，通过回归确定系数a＝42.65，b＝5.912，代入所述泥质含量解释模型为：

V_sh＝42.65ΔGR+5.912，

一元线性回归相关系数R²＝0.673，说明泥质含量与自然伽玛相对值相关性较好；

步骤三、建立有效孔隙度解释模型：φ＝a·AC+b·V_sh+c，

优选本区33口井132层的资料，其有效孔隙度变化范围为5.1～23.9％，平均值为15.9％，较好地代表了全区有效孔隙度的变化。利用这些层的岩心分析孔隙度和泥质含量、声波时差进行二元线性回归分析，建立P油层有效孔隙度解释模型。参见说明书附图中的图2所示，通过回归确定系数a＝0.6115，b＝-0.1264，c＝-30.36，代入所述有效孔隙度解释模型为：

φ＝0.6115AC-0.1264V_sh-30.36，

二元线性回归复相关系数为R²＝0.847；说明有效孔隙度与声波时差、泥质含量相关性较好；

步骤四、在密闭取心井的油层中建立油层原始含水饱和度模型：Sw_油＝f(K)，

应用本区1口井27块油层样品的岩心分析原始含水饱和度和空气渗透率资料，其空气渗透率变化范围为0.21mD～115.00mD，平均为16.21mD，较好地代表了全区空气渗透率的变化。利用这些样品的岩心分析的资料，建立了空气渗透率与油层含水饱和度关系图，参见说明书附图中的图3所示，即物性原始含水饱和度模型，所述函数f()＝57.23K^-0.1050，相关系数R²＝0.689；

对应的原始含油饱和度So为：So＝100-Sw。

步骤五、建立未取心井油层的原始含水饱和度解释模型：

logS_w＝a·logφ+b·logR_LLD+c，

由于测井解释的渗透率误差较大，步骤四获得的油层原始含水饱和度模型仅适用于取心井中有岩心分析渗透率资料的储层。为了计算未取心井油层的含水饱和度，优选本区27口井116个取心层，其有效孔隙度变化范围为9.4％～24.5％，平均为16.1％，其空气渗透率变化范围为0.14mD～159.85mD，平均为19.87mD，较好地代表了全区孔渗的变化。应用步骤四获得的油层原始含水饱和度模型计算所述116个取心层的含水饱和度，并与有效孔隙度、深侧向电阻率进行数理统计回归，建立了未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，即电性原始含水饱和度模型：

logS_w＝2.757-0.7678logφ-0.1275logR_LLD

相关系数R²＝0.812。

上述电性原始含水饱和度模型与步骤四中获得的物性原始含水饱和度模型关系良好，参见说明书附图中的图4。

将油水同层视为油层，读取本区油水同层的深侧向电阻率，根据步骤三所述的有效孔隙度解释模型计算有效孔隙度，根据所述未取心井油层的原始含水饱和度解释模型即可计算油水同层的“视油层原始含油饱和度”。

本区油层平均有效孔隙度为18.1％，平均深侧向视电阻率为17.4Ω·m，应用未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算平均含油饱和度为56.8％；本区油水同层平均有效孔隙度为16.9％，平均深侧向视电阻率为14.5Ω·m，应用未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算平均含油饱和度为53.3％。说明由于本区油层和油水同层的物性、电性相差都不大，计算得到的油层和油水同层原始含油饱和度相差也不大，需要对油水同层原始含油饱和度进行校正。

本区2口密闭取心井油层平均有效孔隙度为16.9％，较好地代表了全区油层有效孔隙度的变化，实测平均含油饱和度为53.9％；2口密闭取心井油水同层平均有效孔隙度为16.3％，也较好地代表了全区油水同层有效孔隙度的变化，实测平均含油饱和度为43.6％。说明应用未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算的油层原始含油饱和度基本准确，而应用所述未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算的油水同层“视油层原始含油饱和度”偏高。原因是上述模型是基于油层建立的，适用于油层，而不适用于与油层电性特征相近的油水同层。

步骤六、建立多个不同含水率对应的油水同层含水饱和度校正量ΔSw随与视油层原始含水饱和度Sw之间的校正模型：

ΔSw＝a·Sw+b，

相渗实验结果反映了储层含水率与含水饱和度的关系，随着含水饱和度的增大，储层由产纯油(含水率为0％)逐渐过渡到油水同产，最终成为产纯水层(含水率为100％)，因此，含水率和及其变化过程可以反映油水同层原始含油饱和度的变化过程。在相渗含水率曲线上，当含水率为0％时，对应的含水饱和度为纯油层原始含水饱和度；一般当含水率为10％-90％时，对应的含水饱和度均为油水同层的含水饱和度。在一定含水率的条件下(如含水率为50％时)，油水同层含水饱和度与纯油层含水饱和度的差值，可作为油水同层含水饱和度校正量，参见说明书附图中的图5所示。

为了建立相渗含水率模型，优选本区5口井12块样品的相渗资料，这12块样品空气渗透率变化范围为1.91mD～76.80mD，平均为26.41mD；有效孔隙度变化范围为13.3％～18.3％，平均为16.3％，较好地代表了全区有效孔隙度的变化。对这12块样品实验室测得的相渗资料分析表明：对于含水率为一定值的油水同层，油水同层含水饱和度校正量随储层孔隙度的增大而增大；由于“视油层原始含水饱和度”随储层孔隙度的增大而减小，因此，油水同层含水饱和度校正量随“视油层原始含水饱和度”的增大而减小，参见说明书附图中的图5。由此即可建立不同含水率Fw时，油水同层含水饱和度校正量ΔSw随“视油层原始含水饱和度Sw”的校正模型，参见说明书附图中的图6所示：

Fw＝90％时：ΔSw＝-0.8206Sw+52.80，R²＝0.644；

Fw＝80％时：ΔSw＝-0.7299Sw+45.71，R²＝0.650；

Fw＝70％时：ΔSw＝-0.6518Sw+39.91，R²＝0.649；

Fw＝60％时：ΔSw＝-0.5778Sw+34.69，R²＝0.642；

Fw＝50％时：ΔSw＝-0.4986Sw+29.46，R²＝0.637；

Fw＝40％时：ΔSw＝-0.4104Sw+23.88，R²＝0.639；

Fw＝30％时：ΔSw＝-0.3223Sw+18.39，R²＝0.632；

Fw＝20％时：ΔSw＝-0.2162Sw+12.28，R²＝0.575；

Fw＝10％时：ΔSw＝-0.1033Sw+5.897，R²＝0.510。

步骤七、获得已试油的油水同层的实际含水饱和度Sw_同层：

由图6可见：对于已试油的油水同层，可以根据试油结果得到含水率Fw，依据Fw选择适当的校正公式计算含水饱和度校正量ΔSw；如果储层产水率Fw介于某二个公式的产水率Fw₁、Fw₂之间，可以用这二个公式分别计算含水饱和度校正量ΔSw₁、ΔSw₂，并对计算结果进行线性插值得到最终的含水饱和度校正量ΔSw：

$\mathrm{\ΔSw}=\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1+({\mathrm{\ΔSw}}_2-\mathrm{\Δ}{\mathrm{Sw}}_1)\frac{\mathrm{Fw}-{\mathrm{Fw}}_1}{{\mathrm{Fw}}_2-{\mathrm{Fw}}_1}$

根据步骤五计算的“视油层原始含水饱和度”Sw，就可以应用同层含水饱和度校正量ΔSw确定油水同层的含水油饱和度：

Sw_同层＝Sw+ΔSw。

当需要获得未试油油水同层的原始含水饱和度的时候，继续执行下一步：

步骤八、获得未试油油水同层的原始含水饱和度：

为计算未试油油水同层的原始含水饱和度，统计了本区的平均含水率：本区未进行压裂试油的单试油水同层共有10口井11个层，其平均含水率为47.8％。

应用步骤六中所述12块样品的相渗资料，建立含水率为47.8％时，油水同层含水饱和度校正量与同层的“视油层含水饱和度”的关系模型参见说明书附图中的图7，即可计算未试油油水同层的原始含水饱和度校正量，进而确定油水同层的含水油饱和度：

Fw＝47.8％时：ΔSw＝-0.4800Sw+28.25，相关系数：R²＝0.638

根据Sw_同层＝Sw+ΔSw获得未试油油水同层的原始含水饱和度。

为了验证本实施方式所述的方法的计算结果的精度，将计算结果与2口密闭取心井实测6个油水同层原始含油饱和度进行了对比，具体参数参见表1。从表一可见，应用本方法计算油水同层平均原始含油饱和度为44.4％，接近密闭取心井结果(43.6％)；油水同层原始含油饱和度平均相对误差为6.1％，小于8％，满足储量规范的要求。

表1：油水同层原始含油饱和度精度对比表

具体实施方式四：本实施方式是具体实施方式一所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法的另一个实例，本实施例中，在步骤六中建立的是多个不同含水率对应的含油饱和度校正模型。

本实施方式以A-E油田S油层为例进行说明，

步骤一、根据自然伽马测井曲线获得自然伽马相对值ΔGR：

在自然伽马测井曲线上读取油水同层的自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层段自然伽马值GR_max，然后由公式：

ΔGR＝(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

获得计算自然伽马相对值ΔGR；

步骤二和步骤三、建立有效孔隙度解释模型

由于A-E油田S油层泥质含量资料较少，无法建立泥质含量解释模型，应用声波时差和自然伽马相对值直接建立有效孔隙度解释模型。

优选本区21口井79个层的资料，其有效孔隙度变化范围为20.3～36.7％，平均值为29.9％，较好地代表了全区有效孔隙度的变化。利用这些层的岩心分析孔隙度和声波时差、自然伽马相对值进行二元线性回归分析，建立了S油层有效孔隙度解释模型。参见说明书附图中的图8所示，通过回归确定系数a＝0.2000，b＝-5.924，c＝9.449，代入所述有效孔隙度模型为：

Φ＝0.2000AC-5.924ΔGR+9.449

二元线性回归复相关系数为R²＝0.567；说明有效孔隙度与声波时差、泥质含量相关性较好；

步骤四、在密闭取心井的油层中建立油层原始含水饱和度模型：Sw_油＝f(K)，

由于A-E油田S油层没有密闭取心井，但本区属于稠油油藏，可以应用1口冷冻取心井的岩心分析资料代替密闭取心井资料确定岩心分析原始含水饱和度。

应用本区1口井28块油层样品的岩心分析原始含水饱和度和空气渗透率资料，其空气渗透率变化范围为42.50mD～4317mD，平均为1130mD，较好地代表了全区空气渗透率的变化。利用这些样品的岩心分析的资料，建立了空气渗透率与油层含水饱和度关系图，参见说明书附图中的图9所示，即物性原始含水和度模型，所述函数f()＝226.1K^-0.2600，相关系数R²＝0.705；

对应的原始含油饱和度So为：So＝100-Sw。

步骤五、建立未取心井油层的原始含水饱和度解释模型：

logS_w＝a·logφ+b·logR_LLD+c，

由于测井解释的渗透率误差较大，步骤四获得的油层原始含水饱和度模型仅适用于取心井中有岩心分析渗透率资料的储层。为了计算未取心井油层的含水饱和度，优选本区6口井9个取心层，其有效孔隙度变化范围为25.0％～35.1％，平均为30.5％，其空气渗透率变化范围为46.40mD～2921.33mD，平均为756.84mD，较好地代表了全区孔渗的变化。应用步骤四获得的油层原始含水饱和度模型计算所述9个取心层的含水饱和度，并与有效孔隙度、深侧向电阻率进行数理统计回归，建立了未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，即电性原始含水饱和度模型：

logS_w＝4.339-1.546logφ-0.3038logR_LLD

相关系数R²＝0.977。

上述电性原始含水饱和度模型与步骤四中获得的物性原始含水饱和度模型关系良好，参见说明书附图中的图10。

将油水同层视为油层，读取本区油水同层的深侧向电阻率，根据步骤三所述的有效孔隙度解释模型计算有效孔隙度，根据所述未取心井油层的原始含水饱和度解释模型即可计算油水同层的“视油层原始含油饱和度”。

本区油层平均有效孔隙度为31.3％，平均深侧向视电阻率为27.7Ω·m，应用未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算平均含油饱和度为56.3％；本区油水同层平均有效孔隙度为32.5％，平均深侧向视电阻率为17.7Ω·m，应用未取心井油层的原始含水饱和度解释模型计算平均含油饱和度为56.0％。说明由于本区油水同层的物性略高于油层、油水同层电性略低于油层，计算得到的油层和油水同层原始含油饱和度相差不大，需要对油水同层原始含油饱和度进行校正。

步骤六、建立多个不同含水率对应的油水同层含油饱和度校正量ΔSo随与视油层原始含油饱和度So之间的校正模型：

ΔSo＝a·So+b。

因为含油饱和度与含水饱和度的和为100％，所以，含油饱和度校正量与含水饱和度校正量数值上相等，即：

So＝100-Sw，

ΔSw＝ΔSo，

由此即可根据含油水饱和度校正量ΔSw与视油层含油饱和度Sw的关系确定含油饱和度校正量ΔSo与视油层含水饱和度So的关系。

相渗实验结果反映了储层含水率与含水饱和度的关系，随着含水饱和度的增大，储层由产纯油(含水率为0％)逐渐过渡到油水同产，最终成为产纯水层(含水率为100％)，因此，含水率和及其变化过程可以反映油水同层原始含油饱和度的变化过程。在相渗含水率曲线上，当含水率为0％时，对应的含水饱和度为纯油层原始含水饱和度；一般当含水率为10％-90％时，对应的含水饱和度均为油水同层的含水饱和度。在一定含水率的条件下(如含水率为50％时)，油水同层含水饱和度与纯油层含水饱和度的差值，可作为油水同层含水饱和度校正量，参见说明书附图中的图5所示。

为了建立相渗含水率模型，优选本区1口井3块样品的相渗资料，这3块样品空气渗透率变化范围为373mD～4139mD，平均为2623.67mD；有效孔隙度变化范围为27.2％～31.1％，平均为29.6％，较好地代表了全区有效孔隙度的变化。对这3块样品实验室测得的相渗资料分析表明：对于含水率为一定值的油水同层，油水同层含油饱和度校正量随储层孔隙度的增大而增大；由于“视油层原始含水饱和度”也随储层孔隙度的增大而增大，因此，油水同层含水饱和度校正量随“视油层原始含水饱和度”的增大而增大。由此即可建立不同含水率Fw时，油水同层含油饱和度校正量ΔSo随“视油层原始含油饱和度So”的校正模型，参见说明书附图中的图11所示：

当Fw＝90％时，ΔSo＝1.592So-77.82  R²＝0.851；

当Fw＝80％时，ΔSo＝1.314So-64.05  R²＝0.812；

当Fw＝70％时，ΔSo＝1.029So-49.35  R²＝0.740；

当Fw＝60％时，ΔSo＝0.7682So-35.80 R²＝0.670；

当Fw＝50％时，ΔSo＝0.5520So-24.70 R²＝0.583；

当Fw＝40％时，ΔSo＝0.3583So-14.89 R²＝0.448；

当Fw＝30％时，ΔSo＝0.2167So-8.108 R²＝0.319；

当Fw＝20％时，ΔSo＝0.0956So-2.549 R²＝0.150。

步骤七、获得已试油的油水同层的实际含水率，并根据所述含水率选择步骤六中对应的含油饱和度校正模型，进而获得实际含油饱和度So_同层＝So+ΔSo。

由图11可见：对于已试油的油水同层，可以根据试油结果得到含水率Fw，依据Fw选择适当的校正公式计算含油饱和度校正量ΔSo；如果储层产水率Fw介于某二个公式的产水率Fw₁、Fw₂之间，可以用这二个公式分别计算含油饱和度校正量ΔSo₁、ΔSo₂，并对计算结果进行线性插值得到最终的含油饱和度校正量ΔSo：

$\mathrm{\ΔSo}=\mathrm{\Δ}{\mathrm{So}}_1+({\mathrm{\ΔSo}}_2-\mathrm{\Δ}{\mathrm{So}}_1)\frac{\mathrm{Fw}-{\mathrm{Fw}}_1}{{\mathrm{Fw}}_2-{\mathrm{Fw}}_1}$

根据步骤五计算的“视油层原始含油饱和度”So，就可以应用同层含水饱和度校正量ΔSo确定油水同层的含水油饱和度：

So_同层＝So+ΔSo。

当需要获得未试油油水同层的原始含水饱和度的时候，继续执行下一步：

步骤八、获得未试油油水同层的原始含油饱和度：

为计算未试油油水同层的原始含油饱和度，统计本区的平均含水率：本区未进行压裂试油的单试油水同层共有10口井10个层，其平均含水率为44.8％。

应用步骤六中所述3块样品的相渗资料，建立含水率为44.8％时，油水同层含油饱和度校正量与同层的“视油层含油饱和度”的关系模型，参见说明书附图中的图12，即可计算未试油油水同层的原始含油饱和度校正量，进而确定油水同层的含油饱和度：

Fw＝44.8％时：ΔSo＝-0.4490So-19.47 R²＝0.521。

为了验证本实施方式所述的方法的计算结果的精度，将计算结果与1口井实测3个油水同层原始含油饱和度进行了对比，具体参数参见表2，其平均相对误差为2.7％，小于8％，满足储量规范的要求。

表2：油水同层原始含油饱和度精度对比表

Claims (6)

1、获得油水同层原始含油饱和度的方法，它的具体过程为：

步骤一、根据自然伽马测井曲线获得自然伽马相对值ΔGR：

在自然伽马测井曲线上读取油水同层的自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层段自然伽马值GR_max，然后由公式：

ΔGR＝(GR-GR_min)/(GR_max-GR_min)

获得自然伽马相对值ΔGR，其中目的层自然伽马值GR、目的层段纯砂岩层自然伽马值GR_min和目的层段纯泥岩层自然伽马值GR_max的单位均是API，自然伽马相对值ΔGR的单位是f；

步骤二、建立泥质含量解释模型：

用岩心分析泥质含量资料与自然伽马进行一元线性回归，建立泥质含量解释模型：

V_sh＝a·ΔGR+b，

其中泥质含量V_sh是百分数，a、b是系数；将步骤一获得的油水同层的自然伽马相对值ΔGR代入所述泥质含量解释模型获得油水同层的泥质含量V_sh；

步骤三、建立有效孔隙度解释模型：

应用声波时差测井曲线、泥质含量与岩心分析有效孔隙度进行二元线性回归，建立有效孔隙度解释模型：

φ＝a·AC+b·V_sh+c，

有效孔隙度φ为百分数，a、b、c是系数；

将读取油水同层的声波时差值AC、步骤二获得的泥质含量值V_sh代入有效孔隙度解释模型，获得油水同层的有效孔隙度φ；

步骤四、在密闭取心井的油层中建立油层原始含水饱和度模型：

利用束缚水饱和度和空气渗透率的关系建立束缚水饱和度解释模型，即由空气渗透率确定油层原始含水饱和度模型，即物性原始含水饱和度模型：

Sw_油＝f(K)，

式中Sw_油是油层原始含水饱和度，单位是百分数，f()是含水饱和度与渗透率之间的经验函数，通常可能是线性函数、幂函数、指数函数或对数函数，具体函数可通过相关系数优选得出，K是空气渗透率，单位是mD：

步骤五、建立未取心井油层的原始含水饱和度解释模型：

根据步骤四所述的油层原始含水饱获得常规取心层的含水饱和度，并与有效孔隙度、深侧向电阻率进行二元线性回归，建立了未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，即电性原始含水饱和度模型：

logS_w＝a·logφ+b·logR_LLD+c，

式中R_LLD是深侧向电阻率，单位是Ω·m，a、b、c是系数；

将油水同层视为油层，将读取的本区油水同层的深侧向电阻率R_LLD、将根据步骤三所述的有效孔隙度解释模型获得的油水同层的有效孔隙度φ代入未取心井油层的原始含水饱和度解释模型，获得油水同层的“视油层原始含油饱和度”；

步骤六、建立多个不同含水率对应的油水同层含水饱和度校正量ΔSw随与视油层原始含水饱和度Sw之间的校正模型：

ΔSw＝a·Sw+b，

式中油水同层的视油层含水饱和度Sw、油水同层含水饱和度校正量ΔSw均是百分数，a、b是系数；

步骤七、获得已试油的油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层，进而获得含油饱和度So_同层：

对于已试油的油水同层，根据步骤五获得本层的视油层含水饱和度Sw，并根据试油结果得到含水率，再根据所述含水率选择步骤六中的校正模型获得该含水率条件下油水同层含水饱和度校正量ΔSw，确定油水同层的实际含水油饱和度Sw_同层：

Sw_同层＝Sw+ΔSw，

式中油水同层的实际含水饱和度Sw_同层是百分数，

由于油水同层的含水饱和度和含油饱和度之和为100，进而可以确定油水同层的实际含油饱和度So_同层＝100-Sw_同层。

2、根据权利要求1所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，其特征在于在步骤六中所述的多个不同含水率，根据实际情况进行确定。

3、根据权利要求1所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，其特征在于，将0％至100％之间均匀分成多个区间，所述多个不同含水率是每个区间的端点值。

4、根据权利要求1或2或3所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，其特征在于步骤七中根据已试油的油水同层的含水率，选择对应的步骤六中的校正模型的方法为：选择所述含水率与步骤六所述的多个不同含水率的差值最小的含水率对应的校正模型。

5、根据权利要求1或2或3所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，其特征在于步骤七中根据已试油的油水同层的含水率，选择对应的步骤六中的校正模型获得油水同层含水饱和度校正量ΔSw的方法为：分别选择与步骤六中与所述含水率相邻的两个含水率对应的校正模型分别计算获得两个校正量，然后应用线性插值的方法计算油水同层含水饱和度校正量ΔSw。

6、估算未试油油水同层原始含油饱和度的方法，它包括权利要求1所述的获得油水同层原始含油饱和度的方法，其特征在于它还包括：

步骤八、获得未试油油水同层的原始含油饱和度：

统计所有各个区的含水率，并计算全区的平均含水率，然后应用相渗资料，建立含水率为平均含水率时，油水同层含水饱和度校正量与同层的“视油层含水饱和度”的关系模型，获得未试油油水同层的原始含水饱和度校正量，进而确定油水同层的含水饱和度，然后根据含水饱和度与含油饱和度之和为100的条件获得油水同层的含油饱和度。

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