油藏形成过程实际上是石油浮力不断克服毛管压力而发生垂向或侧向运移，在遇到遮挡层而在储集岩聚集而成。石油浮力与油柱高度及油水密度差有关，毛管压力则与界面角、接触张力和孔喉结构有关(式1，2) [5] [6] 。两者的相对大小决定了油气是否能进入储层孔隙，也就决定了油藏的原始分布状态(式3) [7] 。

F 浮 = Δ ρ g H (1)

P c = 2 σ cos θ r (2)

当油气充注结束，毛管压力与浮力达到平衡时，有以下关系：

P c = Δ ρ g H (3)

式中，F_浮为石油浮力，N； Δ ρ 为油水密度差，g/cm³； P c 为毛细管压力，MPa；σ为流体两相的界面张力，mN/m；θ为流体与固体的接触角，˚；r为毛细管半径，μm； H 为油柱高度，m； P c 为毛细管压力，Mpa。

利用这个基本原理可以根据毛管压力曲线计算油藏的原始含油饱和度。岩块样品的毛管压力曲线只能代表该点上的油藏特征，在实际研究过程中，为了得到整个油藏范围内各类储层条件下的油藏特征曲线，需要对多块岩心样品进行平均化处理。Leverett于1941年提出无因次J函数(式4，5) [8] ，拟合S_wn与J(_Swn)以得到代表各类储层条件的毛管压力曲线，从而实现对原始含油饱和度的计算。

J ( S w n ) = P c σ K φ (4)

S w n = S w − S w i 1 − S w i (5)

式中 S w ，岩心含水饱和度，%； S w i ，岩心束缚水饱和度，%；K，岩心水平渗透率，mD；φ，岩心有效孔隙度，%。

实际储层中，由于非均质性的影响，一条毛管压力曲线不能代表储层每个点的性质，因此分类前需要根据物性和储集层质量系数指数(I_rq) (式6) [9] 对样品进行分类 [10] 。I_rq可以定性反映储层孔隙结构，I_rq值越大，储层孔隙结构越好，孔喉半径越大。利用I_rq指数分类后，每类样品具有类似的孔隙结构，因此也可以同一毛管压力曲线代表。

I r q = K φ (6)

式中I_rq，储集层质量系数指数，无量纲；K和φ同上。

获得平均毛管压力曲线后，将实验室条件下的毛管压力曲线转变为储层条件下的毛管压力曲线(式7) [11] 。

P c ( r e s ) = σ r e s cos θ r e s σ l a b cos θ l a b ∗ P c ( l a b ) (7)

式中 P c ，毛管压力，Mpa；σ，界面张力，dyn/cm；θ，润湿接触角，˚； P c ( r e s ) 表示油藏条件下的毛管压力值，Mpa； P c ( l a b ) 表示实验室条件下的毛管压力测量值，Mpa。

由于平衡时毛管压力与浮力相等，对于已知的任意高度，可以计算其原始含油饱度 [5] 。

根据上述理论，在孔隙度、渗透率模型的基础上，结合流体界面深度认识及界面张力、润湿角等参数，可以完成基于J函数的含油饱和度建模。

对于开发成熟的油气田，利用Ｊ函数建立的含油饱和度模型，更符合油气田开发实际，可以更真实地反映出地层的原始含油(气)状态，为储量复算和油藏数值模型提供准确依据。