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1、水淹层评价技术,新疆石油管理局测井公司,目 录,前 言 水淹机理及其影响因素 水淹层测井响应特征及定性解释方法 常规测井水淹层定量解释方法 双频介电测井解释及其影响因素 碳氧比能谱测井解释 水淹层测井系列的选择 结束语,前 言,我国原油产量的90%以上来源于陆相非均质油藏，其中占87%储量的油田属于注水开发，油藏的强非均质导致了原油采收率较低，一般为33%左右（裘怿楠），其中约20%的可采储量还可以通过注水方式采出。2000年全国油田平均含水已达到89.2%，含水80%以上的生产井已占总生产井数的50.6%以上，采出程度为25.3%，剩余油可采储量的采油速度为7.8%，强非均质、高含水、高采出
2、程度、高采油速度和低储采比之间的矛盾突出。要想进一步提高原油采收率，首先需要搞清楚油藏中的剩余油分布，但油藏非均质性和注水开发导致开发后期可采剩余油分布规律复杂多变，准确评价和预测剩余油分布是当前急需研究解决的技术难题。,剩余油饱和度评价方法,剩余油饱和度评价方法,岩心规模的剩余油饱和度方法包括岩心分析和物理模拟。岩心分析是获取地下油层信息最直接、最重要的手段，但其费用高、周期长、向外延展性差，且规模只代表取心时刻岩心段的剩余油分布。物理模拟是根据地下流体性质、油藏参数，利用实验手段模拟油藏流体渗流规律，确定不同水淹条件和水淹程度的剩余油饱和度分布，为其它研究提供依据。 测井是评价剩余油饱和度
3、最广泛、最重要的方法，测井具有普及性、资料细分性和廉价性等优点，但确定剩余油饱和度的准确性取决于评价模型的精度。根据井眼条件将测井方法分为裸眼测井和套管测井两类，这些方法只能确定测井时刻的剩余油饱和度。目前，我国评价剩余油的测井资料绝大多数是常规裸眼测井、常规套管饱和度测井及生产测井资料，所以测井评价剩余油的核心和关键在于对常规测井资料的利用上，我国常规测井资料的利用和解释水平处于世界领先水平（谭延栋）。,剩余油饱和度评价方法,近年来发明的裸眼测井评价方法包括电阻率成像FMI、FMS、核磁共振、宽频带声波、复电阻率等，这些方法价格比较昂贵，在我国应用范围较小。如复电阻率测井（2001.9在我国
4、首次测井）受岩性、地层水矿化度影响小，直接反映地层含油情况，但只能对水淹层进行定性、半定量解释，测井公司正在实验该仪器。井间电磁成像直接测量井间地层岩石的导电特性，通过对实测数据的反演，得到井间电阻率分布的二维乃至三维图橡，分析剩余油分布。该方法也可在套管井中测量，要得到同样的效果，其井距约为裸眼井距的1/3。核磁测井目前在克拉玛依油田的开发区块八区已测了多口井。但目前，油田用于裸眼井评价剩余油的方法仍以常规电阻率为主，在裸眼测井评价剩油中还有许多问题需要进一步解决。,剩余油饱和度评价方法,套管测井包括单井套管饱和度测井、生产测井和井间测试，相应地有三类评价剩余油饱和度的方法。次生伽玛能谱测井
5、是在非弹性散射伽玛能谱测井方法基础上，进一步改进实现的（RST，1992）；例如脉冲中子衰减（PND）测井（2000.3在我国首次测井），基本不受岩性影响、精度提高、要求孔隙度大于10%，可用俘获截面和非弹性散射伽玛能谱两种方式得到含水饱和度，我国油田该类测井资料较少，但对其他测井资料可起到标定作用。过套管电阻率测井（TCR，Atlas;CHFT,Schlumberger,2002.10在我国首次测井）可以过钢套管测量地层电阻率，其测量结果基本能够反映水淹层真实电阻率，但受地层混合水电阻率求取精度影响，限制了其解释精度。硼中子寿命测井是确定剩余油饱和度较成熟的一种方法，不受地层水矿化度限制，通
6、过测一注一测实现对剩余油饱和度的测量，但受工艺影响较大。玻璃钢套管测井通过感应测井对剩余油评价精度较高，但数量极少。目前，非弹性散射伽玛能谱（C/O）测井是油田用于套管井剩余油饱和度测井评价最广泛的测井方法，要求孔隙度大于20%，有一定的测量误差。另外，随开发时间变化的测井方法有感应电阻率时间推移测井、介电常数时间推移测井、脉冲中子时间推移测井等，这些测井能评价测井时间控制范围内井眼附近的剩余油饱和度随开发时间的变化。,剩余油饱和度评价方法,生产测井评价方法主要包括产出剖面和注入剖面两种测井方法。比较先进的生产测井法有井筒流体成像、波导持水率计（吴锡令）、持率测量仪（FLOVIEW，Schlu
7、mberger）、径向井眼流体成像仪（DEFT）、多电容流量计（MCFM）等；但目前，井筒中评价剩余油的主要生产测井资料是产出剖面、注入剖面等。利用持水率、流量资料可反求剩余油饱和度（赵培华，1997），通过注入剖面只能定性评价剩余油。井间测试示踪测井包括放射性示踪和化学示踪，可以定性或半定量评价产层剩余油分布，受储层、流体、井眼附近地层和工程技术影响较大。,剩余油饱和度评价方法,油藏动态分析利用储层、岩石、流体和生产动态等资料，采用物质平衡原理和数值模拟方法，通过历史拟合，对剩余油进行评价和预测，可提供模拟层网格单位随开发时间变化的剩余油饱和度平均值，预测在一定开发方案下剩余油饱和度随开发时
8、间的变化。其最大的缺点是纵向是高渗层段淹没了其他层段，突出水在油蒇中的运动和宏观分布。 可见，岩心分析及测井方法得到的剩余油饱和度精度较高，但只能描述一口井附近小范围内的剩余油分布；由油藏动态分析法得到的剩余油分布则是全油田（研究层）范围内的平均剩余油分布，其误差较大。各种剩余油评价方法各有优缺点、局限性和应用范围，并在一定程度上相互补充。目前，各种方法基本上都是相对独立应用，或以一种方法为主结合其它方法对剩余油进行评价。并没有综合考虑各种方法的优点，形成系统有效的评价和预测剩余油方法，要实现对剩余油全面、准确的评价和预测，必须将各种方法结合起来。,剩余油综合评价方法比较,剩余油评价存在的主要
9、问题,1、油层水淹机理与测井特征关系； 2、水淹层测井识别方法； 3、裸眼井测井评价剩余油模型； 4、套管井测井评价剩余油模型； 5、生产井评价剩余油模型； 6、剩余油动态预测方法及模型； 7、剩余油平面分布评价技术； 8、剩余油综合研究方法和技术。,目 录,前 言 水淹机理及其影响因素 水淹层测井响应特征及定性解释方法 常规测井水淹层定量解释方法 双频介电测井解释及其影响因素 碳氧比能谱测井解释 水淹层测井系列的选择 结束语,克拉玛依油田砾岩储层特点,水淹机理及其影响因素,1、水淹层的地质特征 2、水淹层的地球物理特征 3、水淹层的影响因素,水 淹 层 的 地 质 特 征,一、储层特征 1、
10、粘土矿物的微观结构变化 2、孔隙度和渗透率的变化 3、岩石润湿性的变化 二、流体特征 1、地层含油饱和度降低 2、油水分布变化复杂 3、地层水性质变化规律 4、驱油效率变化 5、束缚流体饱和度变化特征 6、油层水淹后的地层压力与温度的变化 7、原油性质变化特征,粘土矿物的微观结构变化,注入水同油层中粘土矿物的作用很复杂，它同注入水性质、粘土矿物的性质、分布状态及含量等有关。不同的油田，这种作用也不尽相同。而且注入水同粘土矿物的作用，是注入水引起油层物理参数发生变化的重要原因。因此，研究本地区注入水同油层粘土矿物的作用，对于研究注入水后油层的物理参数变化和评价水淹层具有十分重要的意义。 如克拉玛
11、依油田七区储层填隙物主要为粘土矿物、粉砂岩和泥级的陆源碎屑及碳酸盐矿物（方解石、菱铁矿），少量的水黑云母等。根据取心井X衍射分析，粘土矿物中伊利石和伊蒙混层矿物相对含量均为44%，高岭石相对含量为12%。高岭石以蠕虫状或板状自形晶体分布于粒间；伊蒙混层多为似蜂巢状或衬垫式分布在碎屑颗粒表面；伊利石为片状或定向片状分布于粒间。粘土矿物易产生颗粒运移及膨胀堵塞孔隙喉道，对储层产生伤害，使渗透率变低。根据水敏感性分析资料，该区储层具中强水敏，水敏指数为0.40.7，渗透率损失率达30%-80%。储层存在体积流量敏感性，随注入孔隙体积倍数的增加，渗透率有下降的趋势，损失率为30%-50%。,孔隙度和渗
12、透率的变化,由于注入水的冲刷，岩石孔壁上贴附的粘土被剥落，含油砂岩较大孔隙中的粘土被冲散、冲走，沟通孔隙的喉道半径加大，孔隙变得干净、畅通，孔隙半径普遍增大、迂曲度减小、连通性变好，缩短了流体实际渗流途径，岩石孔隙结构系数变小，因而孔隙性、渗透性好的储层孔隙度有一定程度的增加，而岩石渗透率明显增大，是由于大孔隙喉道在其中所占比例增大，以及水洗层中微裂缝的产生。 所以，距注水井近、水洗程度高的井中，水淹层的渗透率要比距注水井较远的、水洗程度低的井有明显的增高。 根据克拉玛依油田岩样水驱油实验分析，水驱10倍和20倍后的孔隙度比水驱前分别增加1.03倍和1.06倍,而渗透率比水驱前分别增加1.18
13、倍和1.33倍；粒度中值在0.1mm以下，渗透率小于0.015的砂砾岩，水洗前后油层的孔隙度、渗透率无明显变化。,不同水淹时期孔、渗的变化,不同水淹时期储层特征的变化,孔隙度和渗透率 随注水量增加而不同程度的增大，而且水洗倍数越高，增大程度越大。孔隙度的变化不十分明显，而渗透率的变化则比较显著。在克拉玛依砾岩油藏，声波时差测井曲线受水淹影响并不十分严重。,不同地层水矿化度孔、渗的变化,岩 石 润 湿 性 的 变 化,在油藏岩石表面是亲水的情况下，在未受到注入水波及的地方，含水饱和度较低，水在附着于颗粒表面的水膜和粒隙尖角的地方存在着，呈环状分布；而油则以迂回状分布连续存在于孔隙中间。在水驱油过
14、程中，水沿着岩石孔壁窜流，在油水同时流动的地方，部分油以渠道态流动，有些油则处于死胡同式的岔道内；部分油则被侵入水分割包围，形成滞留的油滴、油珠或油块，并堵塞小孔道。水淹后岩石孔隙空间只剩下被分割的孤立油滴、油珠。,岩 石 润 湿 性 的 变 化,当油藏岩石表面亲油时，进入岩石的注入水首先沿着大孔道形成曲折迂回的连续水流渠道；当继续注水时，水逐渐侵入较小的孔道，并使这些水浸小孔道串联起来形成另外一些水流渠道。当形成的水流渠道数目多得使水能畅通地渗流时，油流实际已被憋死。残余的油除了一些停留在小的油渠道内，其余则在大的水流渠道固相表面形成油膜。,岩 石 润 湿 性 的 变 化,在注水开发过程中，
15、油、水、岩石三者之间原有的吸附和脱附作用的动态平衡遭到破坏，随着含水饱和度不断增加，注入水一方面逐渐占据岩石孔隙中有利位置，将原油驱赶走；另一方面，注入水又将油切断，形成滞留的油滴、油珠、油膜，增加油流的毛细管阻力，并产生水锁效应。岩石表面的润湿性会发生变化。 根据克拉玛依七区历年取心井润湿性分析资料分析，储层原始状况下，岩石表面润湿性特征显示为中性，但是，随着注水开发的推进，储层润湿性有向强亲水转化的趋势，水洗程度越高即驱油效率越高，剩余油饱和度越小时，储层亲水性越强。 当含水饱和度小于50%时，储层以弱亲水为主； 含水饱和度为50%70%时，储层中亲水为主； 含水饱和度大于70%时，储层强
16、亲水。,水 淹 层 的 地 质 特 征,一、储层特征 1、粘土矿物的微观结构变化 2、孔隙度和渗透率的变化 3、岩石润湿性的变化 二、流体特征 1、地层含油饱和度降低 2、油水分布变化复杂 3、地层水性质变化规律 4、束缚流体饱和度变化特征 5、驱油效率变化 6、油层水淹后的地层压力与温度的变化 7、原油性质变化特征,地层含油饱和度降低,在注水开发中，随着注入水不断驱替地层中的可动油，水淹层的含水饱和度不断增加，剩余油饱和度不断降低，并逐渐趋近于残余油饱和度，这一变化过程的长短与油层的物性、油层与注水井的连通情况、原油性质以及注采速度等的关系十分密切，而且水淹程度越高，这一现象越显著。该现象直到注水将全部可动油驱替完为止，此时，储层孔隙中只含可动水、束缚水和残余油，储层只产水，不再产油。,油水分布变化复杂,水淹层的油水分布一般都与沉积韵律有着密切的关系。物性好的高孔隙性、高渗透性部位早水淹，水洗强度大；低孔隙性、低渗透性部位晚水淹，水洗强度小，甚至未被水淹。 如在克拉玛依油田七东1区开发初期，油井在注水井投注半年后就有70%的井相继见效见水，
