油水相对渗透率曲线是评价油水两相渗流的基础,是油藏动态分析、数值模拟研究不可或缺的数据,一般通过室内岩心实验得到相对渗透率曲线^[1-3].流体在多孔介质中的流动符合多相流体在多孔介质中的渗流规律,地层的产液性质主要取决于流体在孔隙中的渗流能力,因此,利用相对渗透率还可以较好地描述储集层的产液性质^[4].

镇泾区块属于鄂尔多斯盆地天环凹陷南段,面积约2 511.15 km^2[5],如图1.该区块主要沉积中、新生代碎屑岩,其中,上三叠统延长组长8油层组是研究区重要的产油层.长8油层组沉积主体为浅水三角洲体系,分流河道发育^[6].受沉积相、成岩作用和构造因素影响,储集层物性总体表现为低孔低渗和非均质强的特点,且孔隙类型多样,微观孔隙结构复杂,储集性能和渗流特征相差悬殊^[7-10].

图1 研究区构造位置
Fig.1 Tectonic location of the study area

微观孔隙结构特征是影响相对渗透率的主控因素,同时岩石物理相充分考虑了影响储集层物性、孔隙结构和渗流特征的沉积相、成岩相等主控因素^[11-13],因此,在基于岩石物理相分类的基础上可更好地实现储集层相对渗透率的分类评价.本文在前人研究基础上,充分利用岩心、薄片、钻井和测井资料,对影响研究区长8 油层组渗流特征的沉积相、成岩相和孔隙结构特征进行研究,对长8油层组进行岩石物理相分类和相对渗透率的分类评价,描述储集层的产液性质.

相对渗透率可以反映储集层两相流体的渗流状况,相对渗透率的确定有利于测井分析从定性及定量方面确定地层流体的渗流情况,进而对储集层的产液状况有更直观、清晰的认识^[19].依据研究区样品的相渗曲线形态特征可知,油相相对渗透率(K_ro)曲线形态随含水饱和度(S_w)的变化规律基本一致,而水相相对渗透率(K_rw)曲线形态差异较大,本研究基于岩石物理相分类,依据水相相对渗透率曲线形态差异,将研究区长8油层组储层相渗曲线分为以下4类(图3).

基于岩石物理相分类进行相对渗透率计算模型:prison模型、Jones模型、乘方公式及一种普适公式与52块相渗实验数据进行相关分析,分别确定其经验模型参数,并分别对油相及水相的相对渗透率模型进行优选.

图3 长8油层组典型相对渗透率曲线特征
Fig.3 Typical relative permeability characteristics curves of Chang 8 oil-bearing layer sandstone

由于Jones公式、乘方公式和普适公式3种方法的水相相对渗透率计算方法完全一致,故优选水相相对渗透率模型时,直接将prison模型、Jones公式计算与岩心分析的水相相对渗透率对比.以PF1类岩石物理相为例,图4(a)为PF1类岩石物理相典型岩样不同含水饱和度下不同方法得到的水相相对渗透率对比图.由图4(a)可知,prison模型计算的水相相对渗透率曲线形态和数值与实验室相渗测量结果基本一致,故本研究优选prison模型式(2)作为水相相对渗透率模型.图4(b)为PF1类岩石物理相典型岩样不同含水饱和度下不同方法得到的油相相对渗透率对比结果.由图4(b)可知,乘方公式计算结果与其他方法计算结果及岩心相渗分析结果差异性大,不能用于油相相对渗透率计算; 普适公式计算的油相相对渗透率与岩心实验测量油相相对渗透率一致性最好,因此,本研究优选普适公式式(3)作为油相相对渗透率模型.如表3,相对渗透率模型参数随着岩石物理相的差异而不同.

图4 模型计算与岩心分析油水相对渗透率对比
Fig.4 Comparison of relative permeability derived by model calculation and test

水相相对渗透率模为

K_rw=((S_w-S_wb)/(1-S_wb))^mS_wⁿ(2)

油相相对渗透率模型为

K_ro=(1-(S_w-S_wb)/(1-S_wb-S_hr))^p

[1-((S_w-S_wb)/(1-S_wb-S_hr))^h](3)

其中,K_rw是计算的水相相对渗透率(无量纲); K_ro是计算的油相的相对渗透率(无量纲); S_w是含水饱和度; S_wb是束缚水饱和度; m、 n、 p和h是地区经验系数(无量纲).

表3 四类岩石物理相相对渗透率模型参数
Table 3 Relative permeability model parameters based on four petrophysical facies

在该区的致密储层测井评价解释中,通过对PF1—PF4这4类岩石物理相开展相对渗透率的分类评价,不仅提高了致密储层测井解释的精度及效果,且可利用岩石物理相预测含油气有利层段.图5是该区X井和Y井长8油层组相对渗透率分类评价成果图.图5(a)中X井2 257.2～2 259.6 m井段沉积微相主要为水下分流河道,其次为河口坝(第6道),成岩相以绿泥石-长石溶蚀为主,在泥岩处发育致密泥岩压实成岩相(第7道),由于沉积相及成岩相程度的差异引起储层孔隙结构是变化多样的,以小孔细喉型和小孔微喉型为主(第8道),结合沉积微相,成岩相及孔隙结构,进行了储层岩石物理相分类(第9道),由孔隙结构分类与岩石物理相分类进行对比显示两者有较好的对应关系,孔隙结构越好,岩石物理相类型越优质,储层越是有利储集层.在2 269.2～2 271.1 m处,孔隙结构评价显示为中孔细喉型,对应的岩石物理相类型为PF1类,2 249.8～2 253.6 m沉积微相为河口坝,成岩作用以绿泥石-长石溶蚀为主,孔隙结构以小孔细喉和小孔微喉为主,最终评价的岩石物理相类型以PF3为主.基于岩石物理相的分类结果,进行相对渗透率的分类评价(第10道),X井2 773 m以上深度的储集层油相相对渗透率远大于水相相对渗透率,为油层.在X井2 262～2 273 m井段压裂试油,产油336 m³,无水,与测井处理分析结果相符.对图5(b)中Y井2 250～2 260 m 分别进行沉积微相、成岩相、孔隙结构、岩石物理相、相对渗透率分类评价,水相相对渗透率大于油相相对渗透率,为水层.

图5 X井和Y井长8油层组相对渗透率分类评价
Fig.5 Relative permeability evaluation of Chang 8 oil-bearing layer sandstone in well X and Y

利用计算的相对渗透率,对研究区40口井40个试油层进行含水率的计算,与试油得到的含水率进行对比,如图6所示,两者一致性较好,间接验证了相对渗透率分类评价的精度和利用相对渗透率和含水率进行流体识别的可性.

图6 长8油层组含水率对比
Fig.6 Calculated and tested water content comparison of Chang 8 oil-bearing layer sandstone

综上分析可知:

1)依据沉积相、成岩相和孔隙结构差异,将镇泾地区长8油层组储集层归纳为PF1—PF4共4类岩石物理相,由PF1至PF4类岩石物理相,孔隙结构变差.

2)基于岩石物理相分类,优选prison水相、普适公式油相相对渗透率模型分别作为研究区水相、油相相对渗透率的计算模型,并利用测井信息计算的油水相对渗透率能较好地识别储集层产液性质.