水淹层测井方法（精选4篇）
水淹层测井方法 第1篇
1.1 含油性变化
油层水淹后随着水淹程度增大, 含水饱和度逐渐增加;含油饱和度逐渐降低, 与水洗程度成比例。弱水淹层含油饱和度降低约10%;中等水淹含油饱和度降低约20%~30%;强水淹时含油饱和度降低约30%以上。
1.2 孔隙度和渗透率变化
由于注入水的冲洗, 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;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, 缩短了流体实际渗流途径;岩石孔隙结构系数变小, 物性好的岩石孔隙度, 可能有一定程度的增加, 而渗透率明显增大。 (图1) 为水淹层前后孔隙度和渗透率变化对比图。
1.3 油、气、水分布状态和流动特点的变化
水淹前的油层, 水呈束缚状附着在孔壁的粗糙表面上或微小的细孔中。注入水进入地层后, 水驱油的过程中, 水相和油相由开始的连续流动状态逐渐转变为不连续窜流或分散状态。在亲水性的岩层中, 孔道较小或孔道拐弯处, 沿孔壁窜流的水会在此处将油切断, 形成滞留的油块或油滴;在亲油性岩层中, 沿大孔道中心流动的水, 流经狭小孔道截面时, 也可能在此处形成水滴。因此, 油田在注水开发以及油层水淹后, 对于偏亲油的岩层, 注入水将不断驱替大孔道的油而占据大孔隙空间。对于偏亲水性岩层, 注入水会不断将油切断形成油水混合液, 两者都会使地层的含水饱和度升高, 剩余油饱和度降低, 使油的流动阻力增加、相对渗透率减小, 在测井曲线上的反应是地层电阻率发生变化。油水分布发生的具体变化, 与地层的非均质性、重力、注水井地层吸水状况等因素有关。
1.4 油层饱和度的横向分布
由于地层孔隙分布和大小不均, 孔隙结构复杂等原因, 注入地层的水在它所流经的孔隙过程中, 不可能将孔隙中的油全部驱替干净。对于一个投入注水采油的油层来说, 从注入端到采出端区域内, 在采油井中出现注入水之前, 地层中的含油饱和度或含水饱和度的分布是不连续的。在注水前缘地带, 饱和度会出现突变。从前缘到注水端之间, 含水饱和度逐渐升高, 含油饱和度逐渐降低, 在这区间内的地层段为油水两相共同流动地段。在前缘端到采油端方向上位于前缘端附近的小区域内, 含油饱和度可能要高一些, 但越过这一小区域含水 (含油) 饱和度会很快趋于原始含水 (含油) 饱和度, 或趋近于束缚水饱和度 (纯油层) 。当地层的含水饱和度等于束缚水饱和度的条件下, 地层段内的流体为单相 (油) 流动。随着注水时间的延长, 前缘位置会逐渐地由注水方向朝采油方向移动, 使双向流动的区域不断扩大, 单相流的区域不断缩小。到采油端见到注入水时, 地层内流体就全部成为双相流动区域。显然, 随着注水驱油的不断进行, 油层内每一处含水饱和度将随时间的推移而不断上升, 即使在同一时刻、油层内各部位的含水饱和度也会是不同的, 由此可见, 在注水开发期间, 产层内每一处、每一时刻的剩余油饱和度都是变化的。
1.5 压力与温度
注水开发过程中, 由于各层段产出量和注水量不同, 造成各层段地层压力明显不同于原始地层压力, 并产生不同的差异;长期从地面注入冷水, 可使地层温度降低注水井附近更为明显。
2 水淹层测井曲线特征
2.1 自然电位曲线特征
由于注入水与原始地层水矿化度存在差异, 导致自然电位曲线基线发生偏移, 甚至自然电位曲线异常方向发生翻转。基线偏移部位和方向取决于水淹部位和注入水矿化度的高低, 基线偏移的幅度随原始地层水矿化度与水淹层中的混合液矿化度的差别增大而增大, 且岩性越细偏移幅度越小。
淡水水淹, 局部水淹部位上常发生幅度变化和基线偏移;全部水淹或中部水淹时, 基线不发生偏移, 但幅度与未水淹层明显不同;污水水淹, 由于注入水与地层水矿化度相差不大, 自然电位的基线偏移不明显或无偏移。 (图2) 为X井水淹层自然电位发生偏移实例图。
2.2 电阻率曲线特征
油层水淹后由于地层含水饱和度的增大和地层水矿化度的变化导致电阻率的变化, 图3油田某断块一口取心井做的岩电相驱实验图。从图上可以看出:当地层注入淡水后, 地层电阻率随着含水饱和度的增加呈“U”形特征变化, 即:水淹初期, 随着含水饱和度增加, 电阻率有明显下降趋势;但到水淹中后期, 电阻率随着含水饱和度的进一步增加不但不减少, 反而呈增加趋势, 有时甚至超过油层电阻率值。当地层注入水与地层水相近时, 地层电阻率的变化比较单一, 基本呈线性单调下降趋势。当地层注入污水后, 电阻率随含水饱和度的增加而降低。
2.3 声波时差曲线特征
一般认为下, 油气层水淹后压力变化时产生的孔隙空间结构的变化必然会对测井响应造成一定程度的影响, 尤其当邻井注水导致评价井压力升高, 直接造成弹性波幅度有很强的衰减, 致使声波时差增加。但本油田反映孔隙度的声波时差曲线在水淹前后并无明显的变化。油气层水淹初期, 由于孔隙度变化不大, 声波时差曲线的变化并不明显;油气层水淹中后期, 尤其是强水淹层, 声波时差曲线有明显增大的现象, 但并不尽然。声波时差变化与储层岩性、物性、非均质性以及砂体的连通性、注水情况等因素有关。
2.4 自然伽马曲线特征
油层注水后, 在水驱油过程中, 对自然伽马值的影响有两部分, 水淹层受水洗影响, 地层中的粘土矿物和泥质成分被注入水溶解和冲走, 使粘土和泥质含量降低, 因而使自然伽马测井值降低;同时注入水溶解油层中一些放射性盐类, 并在油水过度带随着矿化度升高增强, 从围岩中淋漓出的镭的同位素额外富集使自然伽马值增大。对中、强水淹层, 自然伽马值测井值降低, 层内非均质响应减弱;渗透性差的弱水淹层, 自然伽马值测井值增大。
2.5 微电极与微梯度曲线特征
微电极与微梯度曲线主要测量井壁附近冲洗带的电阻率, 一般的水淹状况对此影响较小。其幅度值主要依赖于岩性骨架电阻率的贡献, 孔隙内流体的贡献较小。开发初期, 油层微电极与微梯度曲线呈锯齿状, 曲线幅度差异小, 水淹后期曲线变得光滑, 幅度差异增大
3 结语
注水开发中后期水淹层在油田普遍存在, 能否准确识别水淹层直接影响射孔投产、作业生产。因此利用现有的测井资料准确识别水淹层非常重要。本文利用常规测井资料归纳出识别水淹层方法, 希望能给水淹层解释提供可以借鉴的作用, 以在有限的资料情况下提高水淹层认识水平。
摘要：油层水驱开采是提高采收率的一种方法, 水淹层测井解释是注水开发油藏监测的关键技术, 其解释精度直接影响油田开发效果。在水驱过程中油层的性质会发生一系列变化, 这些变化在储层及测井曲线上有所显示。通过分析研究这些特征, 对水淹层解释具有重要的指导意义。
关键词：水淹层,渗透率,孔隙度,测井,曲线特征
参考文献
[1]雍世和.测井数据处理与综合解释[M].山东东营:石油大学出版社, 1996:42～46.
[2]吴锡令.生产测井原理[M].北京:石油工业出版社, 1997:266～270.
[3]孟凡顺, 孙铁军, 注炎.利用常规测井资料识别砂岩储层大孔道方法研究[J].中国海洋大学学报, 2007, 37 (3) :463～468.
核磁新方法在水淹层解释中的应用 第2篇
核磁新方法在水淹层解释中的应用
针对MApⅡ的计算方法只适合于信噪比较高(SNR＞80)的数据反演,当数据信噪比较低时,反演结果的分辨率较低,研制了一套方法稳定,反演结果的连续性好,可适应较低的信噪比(SNR＞20)的.数据反演方法-模平滑法,编制了MRPPS软件处理方法,应用该方法的流体识别技术,搞清油藏水驱、油层物性在水驱油过程中的变化,搞清剩余油分布,为油田的后期挖潜提供基础数据,同时提高对水淹层测井评价的精度.
作 者：冯自刚 Feng Zigang 作者单位：辽河油田分公司裕隆股份有限公司,辽宁,盘锦,124011 刊 名：国外测井技术 英文刊名：WORLD WELL LOGGING TECHNOLOGY 年，卷(期)： “”(2) 分类号：P631 关键词：核磁共振 信噪比 模平滑法 剩余油饱和度 流体识别 水淹层八面河油田水淹层测井资料解释方法 第3篇
八面河油田于1986年投入开发, 1987年开始注水开发, 从2000年开始, 油田综合含水达到90%, 已进入特高含水期, 截止2013年底, 全油田综合含水91.4%。部分老区如南区、北区地质储量占全油田70.7%, 综合含水高达92.2%和93.5%。八面河油田油藏含油层系多, 非均质性严重。由于长期注水开发, 储层的流体性质、孔隙结构、岩石的物理化学性质、油气水分布规律等都发生了十分复杂的变化, 给水淹层识别、评价带来极大困难。本研究针对八面河油田的地质及油藏特点, 总结了储层水淹后, 测井曲线响应特征的变化规律, 确定了评价方法。
一、自然电位变化
1. 基线漂移
当储层有不同于原始地层水矿化度的注入水侵入时, 就会出现自然电位曲线基线偏移现象。基线偏移的大小, 主要取决于原始地层水矿化度与水淹层混合液矿化度的比值。原始地层水矿化度与水淹层混合液矿化度差异越大, 自然电位基线偏移也越大。通常, 自然电位曲线上基线偏移, 储层上部水淹;自然电位曲线下基线偏移, 储层下部水淹。八面河油田各注水开发区块目前基本采用污水回注。注入水矿化度与原始地层水矿化度差别不大。从测井曲线上来看, 自然电位基线偏移不是很明显。
2. 异常幅度增大
在地层水矿化度较为稳定的目的层段, 储层岩性、物性基本相同时, 一般油层的自然电位曲线异常幅度小于水层。油层水淹后, 其含水饱和度增加, 导致自然电位曲线异常幅度增大。八面河油田南区由于原油粘度较大, 为浅层、普通Ⅰ类稠油, 储层水淹后残余油饱和度仍较高, 自然电位曲线异常幅度增大幅度较小, 只有在储层物性较好, 渗透性较高的厚层, 水淹后自然电位曲线异常幅度增大明显。北区、广北区原油粘度相对较小, 为中深层、稀油, 储层水淹后, 自然电位曲线异常幅度增大比较明显。
二、声波时差变化
储层在注水开发过程中, 注入水的推进和冲刷会改变孔喉结构, 中-强水淹时, 由于水的长期冲刷, 使得那些呈离散状附着在砂岩颗粒表面, 或占据粒间孔隙中的粘土矿物和泥质成分被注入水溶解或冲掉, 使孔隙喉道半径增大, 从而造成水淹层的声波时差比未水淹油层的声波时差增大。
三、井径变化
砂泥岩剖面的地层, 在井眼条件好时, 渗透性储层一般都能形成泥饼, 造成井眼缩径, 所测井径值小于钻头值。注水开发后, 由于邻井注采压差及注入水冲刷作用, 渗透性储层井壁附近形不成泥饼, 造成井眼垮塌、扩径, 所测井径值大于钻头值。
四、微电极变化
油田开发初期, 储层非均质性强, 微电极曲线呈现锯齿状, “正差异”明显, 且油层差异幅度大于水层;随着注水开发的深入, 水淹程度的增加, 储层泥质含量减少, 颗粒变得更均匀, 非均质性减弱, 微电极曲线变得比较光滑, 随着水淹程度的增加, 微电极曲线幅度差异也明显减小。
五、电阻率、自然电位、声波时差对应性变化
油层水淹前, 一般物性好、孔隙度大、渗透性好的储层, 自然电位异常幅度大, 声波时差测井值高, 饱含油时, 电阻率最大, 具有良好的对应性。油层水淹后, 物性好、孔隙度大、渗透性好的地方, 外来水推进最快, 电阻率曲线随含油饱和度的降低而减小, 而自然电位异常幅度反而增大, 声波时差也有所增大, 此时电阻率曲线与自然电位、声波时差曲线对应性变差。综合利用这一变化, 可以定性识别边水水淹层和中等级别的污水注入水淹层。
八面河油田南区由于原油粘度较大, 为普通Ⅰ类稠油, 储层水淹后残余油饱和度仍较高, 在长期注水区块, 注入水在大孔隙中, 而剩余油在小孔隙中, 同时, 部分区块由于长期注水开发, 形成了“水舌”类大孔径通道, 导致储层虽然电阻率较高, 但开抽生产时, 由于水沿“水舌”等大孔径通道推进较快, 生产后很快就含水较高, 出现高阻水层现象。
概括总结水淹层测井曲线的主要变化特征见表1。有些水淹层这些变化特征都有, 有些层只有部分曲线有变化, 有些只有一条有显示。综合考虑这些曲线变化特征及其对应关系, 结合邻井注采动态开发情况, 可以定性识别水淹层及水淹程度。
结束语
八面河油田油藏含油层系多, 沉积类型多样, 储层纵向上和平面上物性变化大, 非均质性严重。因此, 水淹后储层的岩性、物性、电性、含油性都会发生十分复杂的变化, 其对测井曲线响应的影响也十分复杂。常规测井曲线中自然电位、自然伽马、声波时差、电阻率、微电极、井径等曲线或多或少有相应的反映。
摘要：目前八面河油田已进入特高含水期, 综合含水达到92%以上。本研究针对八面河油田的地质及油藏特点, 总结了储层水淹后, 测井曲线响应特征的变化规律, 确定了评价方法, 制定了八面河油田特高含水期水淹层测井解释分级标准。
水淹层测井方法 第4篇
关键词：升平油田,水淹层,定量评价,测井解释
升平油田是大庆长垣外围最早开发的油田,属于中、低渗透油田。油田从1987年投入开发,截至2006年底,有油水井566口,其中采油井379口,注水井187口,采油速度0.39%,采出程度16.28%,综合含水57.4%,地层压力10.94 MPa。目前已进入中高含水期,经过多次注采系统和注水结构调整以及压裂等增产增注改造,措施效果逐渐变差[1]。随着加密规模的进一步扩大,又增加了较多的评价控制井等的储层参数资料,为了满足提交新增探明储量、储量复算及储层地质建模、精细地质描述等需求,改变目前只是根据简单的测井曲线特征及邻井生产数据进行水淹层定性判断的现状,开展水淹层测井解释的定量评价方法研究,建立适合研究区的水淹层评价体系,是提高水淹层测井解释符合率的必要手段[2]。
研究从升平油田葡萄花油层的参数特征出发,以密闭取心井和加密调整井的水淹特征为基础,分析水淹层不同水淹级别时的测井曲线水淹特征。根据不同的水淹阶段选取不同的地层水电阻率值,在定性判别的基础上,采用定量计算的方法判断最终水淹级别。并选取密闭取心资料井对解释方法进行了验证,结果与取芯和初产含水情况一致,为进一步挖掘剩余油潜力提供可靠科学依据。
1 葡萄花油层孔渗参数特征
根据实际的资料情况,对研究区内在葡萄花油层有取心资料的井的岩心进行实验分析,取得了645个孔隙度、619个渗透率岩心分析数据,经过统计表明,研究区平均孔隙度为21%,在岩心分析数据频率分布图上总体表现为不对称分布,最高频率处孔隙度值为25%,全区孔隙度主要集中在22%26%之间;渗透率的平均值为172.610-3μm2,分布范围较广,在(0.11 00010-3) μm2之间,主要集中在(10025010-3) μm2之间(图1)。
2 水淹层测井曲线定性识别特征
在注水开发的油田,水淹层测井响应特征及变化规律的研究是水淹层定性和定量研究的基础。水驱油过程中的流体性质变化及其相关作用导致了储层电学、声学、放射性场等方面都有了不同程度的变化,从而使得测井响应特征也发生很大的变化[3]。
2.1 测井曲线的选取
依据实际的资料情况,通过对研究区大量井的微电祖率曲线幅度差进行统计分析,并没有表现出明显的水淹与非水淹、高水淹与低水淹的区别特征(图2)。因此,能够用来判别研究区内储层水淹与否或水淹程度的常规测井信息实际上只有电阻率和自然电位曲线。
2.2 定性划分水淹层特征
2.2.1 电阻率曲线特征
由于电阻率的大小与孔隙度、含油饱和度、混合地层水电阻率以及泥质含量等有关[4],因此本身的大小也不能判断是否水淹或水淹程度,通过实验和观察得到的水淹层电阻率降低一般是指相对值,即水淹情况下的电阻率与没有水淹或纯水层情况下的电阻率相比较而言的。用公式(1)表示为
式(1)中,Rt表示当前地层的电阻率;Rti表示原始地层电阻率。ΔR1表示水淹以后同没有水淹以前相比电阻率的相对减小量。
对于研究工区来说,随着含水饱和度的增加,地层电阻率值降低。因此ΔR1趋近于0,则说明没有发生水淹,ΔR1值越大,说明水淹越严重,其关键是获得Rti的值。本文中将原始油层的含水饱和度视为与束缚水饱和度相当,直接用改进的印度尼西亚公式求得Rti的值。
从根据加密井的生产情况分类计算的电阻率相对值的统计结果图中可以看出(图3),在未水淹时,电阻率相对值主要分布在-10%20%之间,主峰在0%;低水淹时,电阻率相对值主要分布在-10%20%之间,主峰在10%;中水淹时,电阻率相对值主要分布在0%10%之间,主峰在10%;高水淹时,电阻率相对值主要分布在10%20%之间,主峰在10%。
2.2.2 自然电位曲线特征
在水淹层定性判别中,另一个重要的指标特征是自然电位曲线基线的偏移[5],这里所说的是自然电位曲线基线葡萄花油层的总偏移,由于对于某一个单层来说自然电位曲线的基线可能没有发生任何偏移现象,但当考虑整个葡萄花油层时会发现随着水淹程度的不同,总偏移量也发生变化。图4中升5135井葡萄花油层,油层下部水淹,反映在自然电位曲线上的特点是储层上、下两个泥岩处基线发生21 mV偏移。通过调整井产水率与自然电位曲线总体基线偏移关系的研究,发现高水淹井都有明显的基线偏移。且统计表明:高水淹井(含水大于80%)的总体偏移量在10 mV以上,中水淹井(含水在40%80%之间)的总体偏移量在(010) mV之间,低水淹井(含水在10%40%之间)和无水淹井(含水小于10%)一般不发生基线偏移。
2.2.3 测井曲线纵向变化
在水淹层定性判别中,第三个实际上有重要意义的可能是同一层中测井曲线的纵向变化,由于在同一单层中存在着不均匀的水淹,这就可能引起测井曲线在同一单层的变化,这一变化可以作为水淹层判别的重要依据。由于深电阻率测井在水淹层研究中的重要作用,本研究中主要研究深电阻率的纵向变化规律:即把它们划分为钟形、柱形和漏斗形。在以正韵律为主的地层中,则它们可能分别表示未水淹或低水淹(钟形)、中水淹(柱形)和高水淹(漏斗形)。
3 水淹层定量评价
3.1 建立相渗透率计算模型
目前,应用测井资料直接计算储集层各相流体的相对渗透率仍然是一种比较困难的工作。在实际应用中,广泛地采用实验室测定的经验关系式分析油(气)水的相对渗透率。对于两相共渗体系,例如油和水,并假设水为润湿相,油为非润湿相,最常见的一般经验方程[6]
令。则Krw=K;Kro=K
这一方程中水相对渗透率方程是纯水层模型,没有包含残余油,把它用于油层会带来很大误差。但通过分析,Krw和Kw以及Kro和Ko之间存在正比关系,因此采用它们之间的指数回归方程作为计算相渗透率的模型(图5),剔除奇异点后得到表1中的相渗透率计算模型。
3.2 束缚水和残余油饱和度的计算模型
在对升4127井检测数据归位之后,建立束缚水饱和度和残余油饱和度与测井数据之间的关系(表2)。
(1) 经过优选参数,得到束缚水饱和度的回归模型为
lgSwi=1.447+0.219lgφ+0.018 89lgΔgr-0.077 2lgk (4)
式(4)中n=10, r=0.927;结果的平均绝对误差为1.81,平均相对误差为4.8%。
使用密度曲线建立的模型为
lgSwi=0.314+0.464lgφ+0.363ρb-0.095 3lgk (5)
式(5)中n=10,r=0.951;
使用粒度中值建立的模型为
lgSwi=1.983-0.429lgφ-0.217lgMD-0.004 22lgk (6)
式(6)中n=10, r=0.944;
其中粒度中值计算模型使用式(7)
MD=0.223-0.266ΔGR (7)
式(7)中r=0.727,平均绝对误差为0.82,平均相对误差为2.4%。
(2) 经过优选参数,得到的残余油饱和度的回归模型为
Sor=56.03-0.951φ-3.617 lgk-2.454 lgΔgr (8)
式(8)中n=10,r=0.884,平均绝对误差为0.935,平均相对误差为3.5%。
使用密度曲线建立的模型为
Sor=116.673-1.778φ-20.874ρb (9)
式(9)中n=10,r=0.892;
使用粒度中值建立的模型为
Sor=51.312-0.627φ+1.981 lgMD-3.622 lgk (10)
式(10)中n=10,r=0.84。
3.3 产水率及水淹级别划分
产水率按照式(11)计算
根据相对渗透率检查结果,由于该区束缚水饱和度较高,且产水率从40%到80%的变化所对应的含水饱和度变化区间非常小,因此按表3所示进行水淹级别定量划分。
4 应用效果
升29检17井是位于区内的一口密闭取心井,密闭率94.9%。该井于2004年8月射开1 460.4 m1 467.0 m井段投产,初期含水100%,至2004年12月日产液6 m3,日产油1 m3,日产水5 m3,含水84%。该井电阻率测井曲线上部呈正韵律钟形,底部曲线成漏斗形,因此综合取地层水电阻率Rw=0.6,通过资料处理其成果如图6所示。图中1号层(相当于葡I2)除底部有小部分高水淹外,整个层未出现水淹现象,为油层,与取心结果相符。图中2号层(相当于葡I3)整体上可以分为4段,上部为2 m厚油层,中上部为1.6 m厚高水淹致密储层,中下部为2.2 m厚低水淹层,下部为1 m厚高水淹层,解释结果与岩心分析相一致,岩心分析结果认为葡I3小层顶部为未水淹油层,下部为水淹层,水淹层中部为未水淹或低水淹层段,上部及下部为高水淹。3号层(相当于葡I7)根据解释结果确定为水层,与取心结果比较,只有层中部可能存在的钙质层有差异,解释结果和取心结果基本一致。从整口井看,解释结果与取芯结果及初产的含水情况相符合,建立的解释模型在升平油田具有推广价值。
5 结论
(1) 针对水驱过程中储层流体性质的变化及其相关作用导致的水淹层测井响应特征的变化及规律,总结了升平油田葡萄花油层的水淹特征及测井曲线变化特征。油层水淹后,含水饱和度的下降电阻率曲线值降低,同时水淹段与未水淹段地层水矿化度的不同导致了自然电位基线发生偏移。
(2) 根据水淹层测井响应变化特征以及建立的相渗透率模型、束缚水和残余油饱和度模型、产水率模型等,在定性判别水淹层的基础上进行定量评价,将葡萄花油层的水淹层划分为未水淹、低水淹、中高水淹和高水淹四个级别。
(3) 应用密闭取心井升29检17井的动态资料,对建立的从定性判别到定量评价体系进行验证,3个层中只有第3层解释结果与取芯结果有些许差异,解释结果与初产的含水情况相符,建立的解释模型可以用于整个升平油田。
