水淹层测井精细评价技术课件

水淹层测井精细评价技术8/4/2023水淹层测井精细评价技术7/30/2023水淹机理水淹层特征分析水淹识别技术研究目录水淹机理目录1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征变化开发因素井网因素工作制度因素地质因素注采不连通（断层遮挡、透镜体、尖灭）油水粘度比渗透性非均质性重力分异作用剩余油形成原因水淹机理1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征变化开发因素井网因素地质1.含油饱和度降低，含水饱和度上升；2.流体性质发生变化：（1）地层水性质发生变化；（2）原油性质发生变化，存在沥青质沉积现象；3.地层的温度、压力发生变化；4.储层的物性发生变化；5.微观孔隙结构发生变化；6.润湿性及敏感性发生变化；7.微粒迁移、粘土矿物转化导致岩石矿物成分发生变化，并导致储层密度发生变化；8.储层的宏观及微观非均质性增强水淹后油藏特征变化1.含油饱和度降低，含水饱和度上升；水淹后油藏特征变化水淹后储层泥质含量的变化（其它油田）

水淹后储层泥质含量的变化（其它油田）

水淹后储层物性的变化水淹状态孔隙度渗透率泥质含量原始平均19.4104.7811.18未水淹层16.2519.4712.3中水淹层19.973.219.8强水淹层25.3238.726.9

水淹后储层物性的变化水淹状态孔隙度渗透率泥质含量原始平均

水驱岩石电阻率实验分析水驱a、b、m、n值特征地层产水率与含水饱和度的关系混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系孔隙度变化规律渗透率变化规律2.岩石物理特征变化机理水驱岩石电阻率实验分析2.岩石物理特征变化机理①水驱岩石电阻率水淹层岩石物理体积模型

原始水淹层理论上淡水驱油过程中油层电阻率变化①水驱岩石电阻率水淹层岩石物理体积模型原始水淹层理论上淡水多矿化度水驱实验岩石电性变化特征

两种溶液电阻率相差不大时，电阻率单调下降低；两种溶液电阻率相差中等时，含水饱和度达到一定程度后，电阻率变化比较平缓，有略微上升的趋势；两种溶液电阻率相差较大时，电阻率呈现“U”形变化双河油田CL：1320-1380江河油田CL：1500-1700下二门油田CL：230-320多矿化度水驱实验岩石电性变化特征两种溶液电阻率相差不大时，A区：电阻率单调下降区，多块岩石样品实验表明：含水饱和度低于50%时电阻率显著降低；B区：电阻率平缓下降区，与储层含水饱和度关系不敏感，含水饱和度在50-70%之间C区：电阻率平缓下降、抬升区，电阻率变化缓慢，部分样品略有抬升，含水饱和度大于70%以后原始地层水3000ppmABCA区：电阻率单调下降区，多块岩石样品实验表明：含水饱和度低于②饱和度参数a、m、b、n实验数据来源a、m参数b、n参数am相关系数R样品点数Nbn相关系数R样品点数N水驱前实验数据1.0931.4600.897161.0221.6100.987131水驱10倍实验数据1.0801.4630.895161.0271.6360.990131水驱30倍实验数据1.0381.4820.905161.0321.6620.987131水驱50倍实验数据0.9991.4960.912161.0331.6800.988131所有水驱实验数据1.0481.4770.902641.0281.6510.993524②饱和度参数a、m、b、n实验数a、m参数b、n参数am1、a和m的关系最为密切，不论在任何情况下，只要a值大，m值就小；a值小，m值就大。a是m的函数。2、在a、m、b、n值中，b值的变化范围最小，一般接近1.0；n值的变化范围总是m比值变化范围小。在水驱实验中，b和n的关系最为密切，n是b的函数。1、a和m的关系最为密切，不论在任何情况下，只要a值大，m值3、水驱实验结果表明，随水驱程度的增加，a值逐渐减小，而m、n、b值逐渐增大。岩心的胶结指数m、饱和度指数n随注水的加大而增大，并趋近2，这是由于注水造成岩心中泥质的减小，岩心纯度增高，因而注水程度越高，m、n值越趋近于2。4、在南阳油田，无论是岩性、沉积环境还是水淹程度等如何变化，a、m、b、n值的变化总是服从一定的规律性。在南阳油田，地层剩余油饱和度精度允许条件下，a、m、b、n值可以选取：a=1.0486；m＝1.4773b=1.0281；n=1.65113、水驱实验结果表明，随水驱程度的增加，a值逐渐减小，而m、③地层产水率与含水饱和度的关系

Fw～Swm关系Fw～Sw关系1、高含水阶段地层产水率与含水饱和度相关性变差2、产水率高于80％以后，含水饱和度与产水率的关系好于可动水饱和度与产水率的关系③地层产水率与含水饱和度的关系Fw～Swm关系Fw～Sw关淡水注入相对低矿化度水注入高矿化度水注入储层岩石整体电阻率的变化，在不同的注入情况下与混合液电阻率具有良好的对应关系，因此可以利用储层的电阻率建立混合液电阻率的求取模型。④混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系淡水注入相对低矿化度水注入高矿化度水注入储层岩石整体电阻率的⑤水淹层孔隙度变化规律序号井号编号孔隙度10σ1030σ3050σ501双6-12718516.320.231.4090.513.1250.744.534218913.180.181.3660.433.2630.614.628319914.720.231.5630.412.7850.714.823422518.370.271.4700.341.8510.723.9195双H6-14727720.550.512.4820.532.5790.934.5266双H6-14730116.700.231.3770.573.4130.724.3117双H14529319.990.201.0010.462.3010.663.30283008.200.212.5610.232.8050.445.366931711.860.231.9390.484.0470.726.0711032926.130.321.2250.652.4880.993.7891133120.800.321.5380.643.0770.874.18312双H45538512.350.151.2150.403.2390.665.3441341615.610.070.4480.352.2420.553.52314双H20850620.800.291.3940.713.4130.844.03815新S21757324.930.291.1630.361.4440.652.6071659016.290.332.0260.563.4380.905.52517K41092033.570.143.9550.215.8820.298.123⑤水淹层孔隙度变化规律序号井号编号孔隙度10σ1030σ水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心孔隙度增大率就越大。其中孔隙度增大的最大绝对值为0.99%，而最大相对增大率为8.12%。储层物性差、岩心孔隙度小的储层，水淹之后，虽然其孔隙度相对增大率大，但是其绝对增大值变化不大，即孔隙度变化不大储层物性较好、岩心孔隙度属于中至大的储层，水淹之后其孔隙度绝对和相对增大率均较高，即孔隙度变化明显水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心孔隙度增大率就越大。其中⑥水淹层渗透率变化规律序号井号编号渗透率

10-3μm210-3μm2%10-3μm2%10-3μm2%1双6-127185600.7940.076.670116.219.34138.923.112189253.0720.708.18033.1413.1043.7717.30319951.1305.1109.99459.87117.162.05121.44225753.9535.404.695148.319.67166.622.095双H6-147277169.886.9904.11525.6715.1136.2321.336双H6-147301767.3936.734.78671.159.27294.0012.257双H145293566.6736.666.46958.9910.4187.5615.45830032.1702.2206.9015.76017.918.66026.92931731.7203.1709.9945.66017.848.50026.8010329178.4317.8510.0027.4715.4039.0721.9011331660.9836.105.46268.8110.41118.817.9712双H455385144.0310.407.22126.2518.2337.6726.151341624.2901.4305.8872.1008.654.04016.6314双H20850682.5004.2505.1529.33011.3117.3120.9815新S2175731232.043.203.506117.79.555167.813.6216590356.9125.697.19854.9515.4075.5121.1617K41092030.09000.01011.110.05055.560.07077.78⑥水淹层渗透率变化规律序号井号编号渗透率

10-3μm2水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心渗透率增大率就越大。其中渗透率增大的最大绝对值为167.8,而最大相对增大率为121.4%储层物性差的储层，因岩心渗透性差，所以，水淹之后虽然其渗透率相对增大率大，但是其绝对增大值变化不大，即渗透率变化不大储层物性好的储层，水淹之后其渗透率绝对和相对增大率均较高，即渗透率变化明显水驱倍数越大（即水淹程度越强），岩心渗透率增大率就越大。其中水淹机理水淹层特征分析水淹识别技术研究目录水淹机理目录水淹层特征分析①油层水淹后电阻率显著降低30Ω·m小于20Ω·m水淹层特征分析①油层水淹后电阻率显著降低30Ω·m小于20Ω②油层水淹后电阻率出现平直甚至“内凹”特征②油层水淹后电阻率出现平直甚至“内凹”特征油层水淹后电阻率出现“内凹”特征油层水淹后电阻率出现“内凹”特征③油层水淹后电阻率出现“增阻侵入”特征③油层水淹后电阻率出现“增阻侵入”特征④油层水淹后自然电位基线发生偏移④油层水淹后自然电位基线发生偏移⑤油层水淹后自然电位负异常幅度降低RFT0.88⑤油层水淹后自然电位负异常幅度降低RFT⑥油层水淹后自然电位负异常幅度增大RFT0.77⑥油层水淹后自然电位负异常幅度增大RFT⑦油层水淹后自然电位无幅度或者正异常⑦油层水淹后自然电位无幅度或者正异常⑧储层水淹后声波时差增大声波时差增大43ms/m⑧储层水淹后声波时差增大声波时差增大厚度较大的油层容易水淹储层厚度5.2米储层厚度3.6米厚度较大的油层容易水淹储层厚度储层厚度电阻率特征电阻率值显著降低（83%)；曲线形态不饱满，表现出平直甚至内凹（陷）的特征（42%)；表现出增阻侵入特征（35%）；自然电位特征自然电位基线发生偏移（39%）；自然电位负异常幅度降低或增大；高压层自然电位出现无幅度甚至正异常现象；测井响应特征声波曲线特征声波曲线测井值增大；电阻率特征测井响应特征声波曲线特征其它特征厚度特征厚度越大，水淹程度越强；压力特征高压层原因：超高压注水开发方式下所导致的压力升高；低压层原因：注采关系、井网配置不合理，注入能量补充不上造成储层亏空，已动用层压力降低钻井特征井涌原因：高压水淹所导致的钻井液上涌井漏原因：已动用层压力低所导致的钻井液漏失井壁取心、录井显示及岩心描述特征含油不饱满，具明显水洗特征其它特征厚度特征水淹机理水淹层特征分析水淹识别技术研究目录水淹机理目录水淹层识别技术研究定性识别技术研究定量识别技术研究水淹层识别技术研究定性识别技术研究定量识别技术研究1）、RD与RD-RS交绘图识别水淹层

随着油层水淹强度增加，电阻率数值降低是油层水淹的显著特点，同时，不同级别的水淹电阻率数值也存在差异。

RD-RS的数值显示，样本点大部分为正值，小部分为负值，为中水淹点；表明用侧向负差异（增阻侵入）识别水淹层，少部分地方有效。

1）、RD与RD-RS交绘图识别水淹层2）、RD与电阻率增大倍数交绘图识别水淹层

随着油层的水淹级别增加，电阻率增大倍数的减小，不同级别的水淹电阻率增大倍数差异更为明显。2）、RD与电阻率增大倍数交绘图识别水淹层随3）、POR_ac与POR_cnl交绘识别水淹层

该图的右上角，POR_ac大于16%，POR_cnl大于16%区，POR_ac与POR_cnl数值非常接近，物性最好，为明显水淹区；说明POR_AC-POR_CNL交绘法，在物性好的地方效果明显。同时这也说明另一个问题，物性好的油层易水淹。

3）、POR_ac与POR_cnl交绘识别水淹层4）、自然电位异常识别水淹层典型特征：基线偏移；原因：层间非均质性导致不同层段动用不均衡，水淹级别不同的层段其地层水矿化度不同。其它特征：（1）负异常幅度降低；原因：水淹后混合水矿化度降低。（2）出现无幅度甚至正异常现象；原因：高压层导致地层到井筒的流体流动所产生的流动电位。（3）负异常幅度增大；原因：地层压力降低，低压层导致井筒到地层的流体流动所产生的流动电位。

4）、自然电位异常识别水淹层典型特征：5700成像测井系列技术及应用5700成像测井系列在测量精度和剩余油饱和度计算的精度上相对于常规测井系列具有明显的提高。目前主要应用于裸眼井5700成像测井剩余油饱和度分析的测井技术主要有“高分辨率阵列感应测井（HDIL）、新型核磁共振成像测井（MREX）、薄层电阻率测井（TBRT）。利用这些测井技术可以更为精确的确定储层纵向的剩余油饱和度分布，精细划分水淹层不同水淹级别和水淹部位，为油层纵向剩余油的开发提供可靠依据，为横向单层剩余油饱和度预测提供更为精确的预测参数。5700成像测井系列技术及应用5700成像测井系列在测量精度5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用TBRT电阻率进行薄互层解释，寻找薄油层薄互层解释，寻找薄油层TBRTRT5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用TBRT电阻率进利用薄层电阻率测井进行水淹层精细解释和层内细分底部水淹顶部水淹TBRTRT125700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用薄层电阻率测井进行水淹层精细解释和层内细分底部水淹顶部水和微球电阻率结合指示薄层可动油气5700成像测井资料在剩余油描述中的应用和微球电阻率结合指示薄层可动油气5700成像测井资料在剩余油利用高分辨率感应测井侵入特征定性识别油水层5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨率感应测井侵入特征定性识别油水层5700成像测井资利用高分辨感应测井精细评价水淹层

1英尺高分辨率感应电阻率双侧向电阻率底部水淹顶部水淹5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨感应测井精细评价水淹层1英尺高分辨率感应电阻率双利用高分辨率感应测井定量分析油层可动油饱和度

4英尺6条不同探测深度感应电阻率曲线6条不同探测深度含水饱和度曲线5700成像测井资料在剩余油描述中的应用利用高分辨率感应测井定量分析油层可动油饱和度4英尺6条不同南80利用高分辨率感应测井进行薄互层分析日产油1.4吨5700成像测井资料在剩余油描述中的应用南80利用高分辨率感应测井进行薄互层分析日产油1.4吨570双K2104井MREX计算水淹层剩余油饱和度成果图5700成像测井资料在剩余油描述中的应用双K2104井MREX计算水淹层剩余油饱和度成果图5700赵51井油层识别实例目前捞油初产1吨／日，不含水5700成像测井资料在剩余油描述中的应用赵51井油层识别实例目前捞油初产1吨／日，不含水5700成像下T7-372井油层识别实例日产油11.8方水2.7方5700成像测井资料在剩余油描述中的应用下T7-372井油层识别实例日产油11.8方水2.7方570水淹层识别技术定性识别技术研究定量识别技术研究水淹层识别技术定性识别技术研究定量识别技术研究①孔隙度模型②渗透率模型③泥质含量模型④饱和度模型水淹层的定量评价主要是在各类储层参数模型建立的基础上，配以模型中各参数的合理选取，实现对水淹储层各参数的定量计算⑤束缚水饱和度方程⑥残余油饱和度方程⑦产水率模型①孔隙度模型水淹层的定量评价主要是在各类储层参数模型建立的基①孔隙度模型XX区块：Φ＝-34.7498＋0.2032△tXX区块：纯砂岩

粉细砂岩Φ＝-35.3224＋0.2052△t①孔隙度模型XX区块：Φ＝-34.7498＋0.2032△②渗透率模型XX区块：XX区块：LogK=0.009347Φ2-0.02074Φ-0.5566

LogK=-2.4026+0.2267Φ

②渗透率模型XX区块：XX区块：LogK=0.009347③泥质含量模型XX区块：XX区块：Vsh=2.65053(26.7104lgGR)

③泥质含量模型XX区块：XX区块：Vsh=2.65053(④含水饱和度模型传统的阿尔奇公式计算储层含水饱和度；公式中参数m、n不仅与岩石的岩性有关，而且与储层中流体矿化度有很大的联系；式中Rw是储层水淹后，混合液的电阻率，这是比较难确定的参数④含水饱和度模型传统的阿尔奇公式计算储层含水饱和度；饱和度模型--电阻率比值法

XX区块XX区块Sw=-1.866*I3+20.989*I2-86.118*I+164.1675个样本，相关系数为0.8992Sw=93.724*I-0.471687个样本，相关系数为0.8379饱和度模型--电阻率比值法XX区块XX区块Sw=-1.86混合液电阻率的选取原始地层水：3000-5500ppm，水型为NaHCO3

由于污水回注，混合液矿化度：1800-2800ppm。地层水矿化度分析图版法

研究区地表温度约为12℃；地温梯度约为2.9℃/100m；目的层埋深3200-3600米；利用图版法，换算地层水（混合液）电阻率Rwz为0.8～0.9Ω.m。混合液电阻率的选取原始地层水：3000-5500ppm，水型自然电位法：

logRwz＝PSP/KC+logRmf

1）PSP是由SP经厚度、井径、电阻率、泥浆侵入、流动电位等校正后的自然电位，与静自然电位相似；2）KC＝65＋0.24×T(℃)3）U=0.77*△P*Rmf/0.5混合液电阻率的选取自然电位法：logRwz＝PSP/KC+logRmf1理论模型法混合液电阻率的选取理论模型法混合液电阻率的选取XX区块XX区块Swi=0.4029*POR2-15.1984*POR+36.53*e-0.0028*Perm+147.8065

10个样本,复相关系数为.94，平均相对误差为1.65%

Swi=0.1586*POR2-6.2823*POR+29.83*e-0.0049*Perm+71.73

11个样本，复相关系数为0.77，平均相对误差为3.42%

⑤束缚水饱和度模型XX区块XX区块Swi=0.4029*POR2-15.198XX区块XX区块Sor=0.1853*POR2-7.9016*POR+36.53*Perm-0.1081+101.09110个样本，复相关系数为0.728，平均相对误差为3.12%

Sor=0.2489*POR2-8.1878*POR+