康麗俠，李玉強

（1.中國石油長慶油田分公司第四采油廠，寧夏銀川 750006；2.第四安全環(huán)保監(jiān)督站，陜西靖邊 718500）

近年來隨著油藏開發(fā)的進一步深入，精細油藏描述工作提升到了一定的高度，而數(shù)值模擬則是油藏數(shù)字化的工具，油水相對滲透率曲線是油水兩相滲流特征的綜合反映,是油藏數(shù)值模擬工作最基礎的資料之一，如何準確的認識、合理的選取并處理油水相對滲透率曲線越來越得到油藏工程師的重視。

1 相對滲透率曲線的概念及意義

1.1 油水相對滲透率曲線的概念

油相和水相相對滲透率和含水飽和度的關系曲線稱為油水相對滲透率曲線，隨著含水飽和度的增加油相滲透率減小，水相滲透率增加。

1.2 油水相對滲透率的三個區(qū)域

A區(qū)（單相油流動區(qū)）：表明含水飽和度很小時，水對油的流動影響很小，油相滲透率降低很少；B區(qū)（兩相流動區(qū)）：油水在孔隙中分別呈迂回狀分布，各取其道流動，由于相互影響作用較大，油相滲透率迅速下降，水相滲透率則快速上升；C區(qū)（純水流動區(qū)）：當含水飽和度繼續(xù)增大，油以孤滴狀存在時，失去了流動性，油相滲透率為零，水相滲透率急劇變化（見圖1）。

1.3 油水相對滲透率的關鍵點

相滲曲線的端點值決定可流動油的飽和度。初始含水飽和度Swi決定水驅開始時原油的地質儲量，殘余油飽和度Sor表示水驅過后殘余油所占孔隙空間的百分數(shù)，Swc為共滲點飽和度，在共滲點時對應的相對滲透率值越大，表明兩相滲流能力越強，毛管壓力越弱。

1.4 油水相對滲透率曲線的應用

應用相滲曲線可以做以下計算：確定束縛水飽和度、殘余油飽和度；計算原始含油飽和度；確定油水在儲層中得垂相分布；確定自由水面；計算驅油效率和油藏水驅采收率；判斷油藏潤濕性等。因此，獲得有代表性的相對滲透率資料對油田開發(fā)十分重要。

2 數(shù)值模擬前對油水相對滲透率的處理

一般對于實驗室測定的油水相對滲曲線在數(shù)值模擬應用前做如下的處理。

2.1 歸一化相對滲透率曲線

選擇巖心測定的有代表性的相滲曲線進行歸一化處理，將單個樣品的特征值進行算術平均，求取一條平均相對滲透率曲線。歸一化公式如下：

這種方法在數(shù)值模擬中普遍應用，但對于非均質嚴重的油藏，由于毛管壓力的作用，在物性差異的區(qū)域實際相對滲透率兩相共滲區(qū)范圍不同，若整個油藏采用一條平均相滲曲線，雖然整個油藏產量參數(shù)與實際吻合，但物性較好的區(qū)塊產量低于實際，物性差得區(qū)域產量高于實際，對于開發(fā)時間較長的油田，采用平均相滲曲線導致其含水擬合也較差。

2.2 分區(qū)歸一化相滲曲線

對于非均質性較為嚴重的油藏，為減少擬合誤差，可采用分區(qū)歸一化處理相滲曲線，根據(jù)油藏的地質特點，將物性相近、滲透能力相近的儲層化為一個區(qū)。通?？梢愿鶕?jù)油藏的沉積微相或流動單元將油藏分為若干的區(qū)域，然后對各區(qū)相滲曲線進行歸一化處理。這種方法突破了將油藏處理為一條平均相滲的平均效應，模擬精度有所提高，但在區(qū)域邊界處的飽和度發(fā)生突變，單個分區(qū)內仍然存在平均效應導致的模擬誤差。

2.3 端點標定相對滲透率曲線

利用網(wǎng)格離散值對非均質油藏的相對滲透率曲線端點進行標定，可有效消除平均效應。假設一個網(wǎng)格單元的含水飽和度為Sw＇,束縛水飽和度為Swi＇,殘余油飽和度為Sor＇,則該網(wǎng)格相對滲透率曲線標定公式為：

相滲端點標定考慮了非均質性油藏不同網(wǎng)格飽和度分布特征，端點標定后隨著Swi，Soi的增大，Kiwmax減小，相滲曲線交點向右移動，標定結果符合不同空氣滲透率下油水相對滲透率變化規(guī)律。

3 油水相對滲透率在數(shù)值模擬中的應用

3.1 相滲曲線的演變

由于油藏存在著非均質性的差異，一條相滲曲線無法表達全油田的油水分布規(guī)律，及產量變化規(guī)律，在做歷史擬合時，對相滲曲線根據(jù)生產狀況、沉積相、以及流動單元進行演變。

3.2 相滲曲線的調整

在做歷史擬合時，一般方法是定液量擬合油量和含水、在保證液量完全擬合的情況下，用相滲曲線的形態(tài)去分配油井的產油量與含水。在歷史擬合時會出現(xiàn)以下幾種情況（見圖2）。

（1）油井在初期含水擬合不好，見水過早，或見水滯后，可通過左右移動水相滲透率曲線達到擬合的效果（見圖3）。

應用實例：某口井應用原始相滲，油井在前期產油少，產水多，屬前期見水過早類型，將該相滲曲線的水相滲透率曲線向右平移，束縛水飽和度由0.42調整為0.52，減少前期產水，擬合效果較好（見圖3）。

（2）油藏在后期擬合不好可以做以下兩種處理，油井后期含水太低，上移水相滲透率曲線，或右移水相滲透率曲線，增大水相滲透率。油井后期含水太高，下移水相滲透率曲線，或左移油相滲透率曲線，使水相滲透率在后期減?。ㄒ妶D4，圖5，圖6）。

應用實例：某井應用原始相滲曲線，前期擬合較好，后期產油較多，屬后期含水偏低的類型。右移原始相滲曲線油相滲透率，殘余油飽和度由0.91移至0.84，降低后期油的滲透率，增加水相流通能力，擬合效果較好。

4 影響相對滲透率的因素

大量研究表明，對一塊給定的巖心相對滲透率不是飽和度的唯一函數(shù)，它受巖石的非均質性、孔隙結構及分布、巖石的潤濕性、流體類型、流體飽和度與分布、飽和歷程，上覆地層壓力、溫度、粘度及初始潤濕飽和度等因素的影響。

4.1 巖石孔隙結構的影響

由于流體飽和度的分布及流動渠道直接與巖石孔隙大小，幾何形態(tài)及其組合特征有關，因而孔隙結構會直接影響相滲曲線。

4.2 巖石潤濕性的變化影響

油藏開發(fā)初期，地層中只有單相的油流動，以束縛水存在的水相不流動，親水微粒在束縛水的保護下不參與流動，油藏注水后，油水同時流動，親水微粒與親油微粒同時運動，巖心表面逐漸由親水向親油轉變，油相滲透率趨于降低。

4.3 驅替壓力、壓力梯度，和流動速率的影響

由于驅替壓力和壓力梯度產生變化，使毛管力發(fā)生了變化，產生了相對滲透率的變化。

4.4 界面張力的影響

液-液、液-固界面上的界面張力是造成孔隙介質中殘余油飽和度保持的主要原因，當界面張力發(fā)生變化時，對相滲曲線有明顯的影響作用。流體的界面張力是影響相對滲透率和殘余油飽和度值的重要因素。界面張力值降低。水濕巖心的殘余油飽和度降低。

4.5 生產措施的影響

油井的壓裂：孔隙結構發(fā)生變化。壓裂后有裂縫，滲透率會發(fā)生很大變化。油井酸化：界面性質發(fā)生變化，若腐蝕性很強，近井地帶的孔隙結構會發(fā)生變化。酸化、壓裂措施改變了巖石的導流能力，進而使油井的孔隙度、滲透率發(fā)生了變化，引起初始的相滲不能滿足擬合的需要，隨著開發(fā)時間的延長已有的相滲也不能滿足擬合需求，所以在油井發(fā)生異常變化時，可適當?shù)母淖兿酀B曲線。

5 分段應用相對滲透率曲線

生產參數(shù)頻繁變化的油井，歷史擬合難度較大，往往會出現(xiàn)前期擬合較好，參數(shù)調整后擬合較差，或者后期擬合較好，前期擬合較差的情況（見圖7）。

某井前期擬合較好，補孔壓裂措施后，產油量升高，應用原始相滲在補孔后產油量高于歷史油量。將原始相滲后期油相滲透率降低，水相滲透率升高，應用調整后相滲曲線，使后期產油量減少，擬合較好。

6 結論

相滲曲線在數(shù)值模擬中是影響產油量和含水的重要因素，在數(shù)值模擬中一般可分為演化、調整等應用，在油井參數(shù)發(fā)生頻繁變化時，已有相滲曲線不能滿足歷史擬合需求，可根據(jù)需求進行分段應用相滲曲線。

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