注水开发油田储层的测井评价方法

叙述了中国注水开发油田开发测井及水淹层测井技术的概况，系统地阐述了水淹层在水驱过程中岩石物性等参数的变化规律，论述了岩石基础实验、水淹层测井系列的选择和以求准高含水期剩余油饱和核心的水淹层测井解释方法，并提供储层剩余油饱和度（或残余油饱和度）、产能、含水率、水淹级别等参数，为调整开发方案、提高采收率提供地质依据。     

饱和三相流体粗砂的弹性和电性

近年，地球物理技术逐步用于研究油藏，油层污染及评价修复程度和成功率，但对地层的弹性和电性与油及各种污染物的污染程度及性质的关系了解甚少，在澳大利亚悉尼的Ｍａｃｑｕａｒｉｅ大学在室内作了粗砂饱和三相流体的弹性及电性实验，结果表明，弹性及电性随不同流体饱和度变化在性质可应用到地球物理勘探资料的处理中，实验室测量用空气，脱气水，柴油，海洋船用油及高粘重质量原油饱和粗砂样品的弹性及电性，弹性包括纵波速度，     

气相色谱分析资料水洗响应特征研究

注水驱油实验是水淹机理研究的一种基本方法。为建立水淹层地化评价方法提供理论依据，通过室内模拟水驱油实验，开展了岩石气相色谱分析资料随含水率上升的变化规律的研究。以稳态法测定油-水相对渗透率的注水实验制备不同含水率岩样，分析研究这些岩样气相色谱分析参数的变化规律，探讨水淹层的气相色谱分析响应特征。实验结论为：随含水率的上升，饱和烃色谱谱图发生明显变化，峰形从正态向扁平形态变化，各个单峰饱和烃面积、饱和烃总面积、主峰碳及主要碳数响应值等参数均呈规律性的降低；饱和油和低含水率样品之间的区别不明显，但进入中含水状态以后，色谱峰总面积等参数降幅增大，水洗特征明显。     

核磁共振谱形因子法识别水淹储层

现有核磁共振测井解释方法常使用双水模型计算储层参数,计算中使用的地层水电导率,在水淹过程中受原状地层水、注入水矿化度及水淹程度等多种因素影响很难被准确获得,用该方法对水淹层进行解释并不适用。对鄂尔多斯盆地延长组地层岩心样品在实验室内进行油驱水和水驱油试验来模拟油层水淹过程,分析在该过程中岩心所对应核磁共振T_2谱的变化特征,提出一种基于核磁共振谱形因子评价水淹储层的新方法。该方法通过数值模拟建立了核磁共振谱形因子与残余油饱和度方程,通过试验模型计算两者有较好的相关性与一致性,并在实际解释应用中取得较好效果。     

基于水驱油实验的饱和烃录井水淹层评价方法

饱和烃录井取得的饱和烃参数资料不受地层水矿化度的影响,受储层非均质性的影响较小,可较为直观、准确地判断油层水淹程度。江苏油田G区块经多年注水开发,已进入高含水阶段,水淹层评价已成为当务之急。通过对采用该区块天然岩心制备的28块不同产水率岩心样品饱和烃录井水驱油岩心实验取得的饱和烃参数分析知:随产水率的升高,饱和烃图谱峰型整体损失由正态分布逐渐变为平头峰;饱和烃总面积参数As呈下降趋势,CPr+Ph、CPr/Cn C17参数呈上升趋势,且规律明显。在此基础上,优选出CPr/Cn C17、CPr+Ph和总面积作为该区块水淹敏感参数,利用试油及已投产井井壁取心分析资料,建立了CPr/Cn C17-总面积和CPr+Ph-总面积水淹层定性识别图版。经实际井验证,图版判定结果与试油结果相符。     

砂砾岩厚油层的水淹层测井评价技术

油田综合含水越来越高，利用常规测井资料进行水淹层评价变得越来越难，针对这一问题提出确定混合水电阻率，剩余油饱和矿和油，水相对渗透率的办法：（１）对自然电位曲线影响因素进行分析和校正，利用校正后的数值与自然伽马组合计算地层混合水电效率；（２）对储层的电阻率影响因素进行校正，建立精度较高的乘余油饱和解释模型；（３）建立新的油，水相对渗透率图版，并可利用测井资料求出方程中的有关参数，为利用测井资料求准产     

水驱油岩心电阻率测量及数值模拟分析

水驱油岩石物理实验可以近似模拟储层水淹过程,但不能逐一分析岩心电阻率变化的影响因素。本文利用多倍数物质平衡方法模拟水驱油岩心电阻率实验,并分别讨论各项地层因素的影响。结果表明,随注入水量的增加,岩心电阻率先降低后升高。数值模拟与岩心实测具有较高的匹配度,能够精确描述各参数水淹过程中对地层电阻率的影响。     

马岭油田水淹层测井解释

对马岭油田南二区、中一区４９口井的沉积环境、沉积微旋回和水淹特征进行了分析，并根据油层的非均质性理论，采用新，老井叠合对比法，瑛清了水淹后油层的岩性、物性、电性，含油性、地层水矿化度的变化规律以及块状砂岩状砂岩各自的水淹机理和水淹特征。     

中、高渗透性油层水驱油实验及水淹机理分析

通过开展中、高渗透性油层模拟注水驱油实验，以稳态法测定油-水相对渗透率，制备饱含油至残余油的不同含水率岩样，对岩样进行岩石热解、饱和烃气相色谱及荧光显微图像分析，研究岩石热解、饱和烃气相色谱参数及荧光显微图像特征随含水率上升的变化规律及趋势，总结中、高渗透性油层水淹变化录井资料响应特征，探讨其水淹机理并对实验数据中产生的特殊现象进行分析。实验证明录井各单项资料能够反映中、高渗透性油层不同水洗状况下的特征，为今后录井资料评价中、高渗透性油层水淹程度奠定了理论基础。     

复电阻率测井在油田生产中的应用

岩石电性参数(电阻率、介电常数等)频散是岩石介质的重要特征之一，利用岩石电阻率频散特性发展起来的复电阻率测井方法．有望改善和提高陆相沉积地层油气评价的质量和能力。应用电性参数的频散特性进行地层评价是目前定义的复电阻率测井的主要特点。本文从电阻率测井基本原理出发．介绍了复电阻率测井的理论依据及测井原理，仪器性能指标及适用范围，通过在SN及WN油田部分井上的测井解释实施，取得了较好效果，证明了复电阻率测井方法的有效性．特别是对低水淹层的解释上与油藏动态生产特征符合率较高。     

重构电阻率曲线识别水淹层的方法及应用

测井解释评价水淹层时,由于原生地层水与注入水混合后性质多变,混合地层水电阻率变化没有普遍规律可循。利用神经网络能够准确模拟输入与输出之间复杂非线性关系的特点。重构油层水淹前的电阻率,利用重构电阻率曲线与实测电阻率的差异,表征注入水对电阻率曲线的影响。根据注入水性质,利用水淹前、后电阻率的变化量定性表征流体性质的变化,利用水淹指数对水淹层进行分级评价,能够准确识别水淹层,在实际生产中应用效果好。     

克拉玛依油田砾岩油藏水淹层定量解释

克拉玛依油田砾岩油藏储集层岩性复杂、非均质性强、注入水矿化度变化大,水淹层定量解释较困难。通过多元回归建立分岩性的饱和度模型以及产水率、水洗指数等解释模型,结合地层电阻率变化特征,能够有效地提高水淹层测井解释的精度,满足实际应用要求。     

低阻油气层评价方法

在广泛收集低阻油气层资料的基础上对低阻成因进行了划分,进一步明确了低阻油气层的概念与分类.低阻成因分为内因和外因,内因是指油气层本身岩性物性变化引起的,外因是指非地层因素变化引起的,如地层水变化.针对低阻油气层的评价难点,首次提出用测井相的概念进行低阻油气层的定性识别,见到了明显成效.提出并完善了双孔隙水模型[1],应用多种矿化度盐水的岩电测量,通过线性拟合及理论推导解决了模型参数(如饱和度指数等)的确定问题,从而比较容易地直接用该模型进行饱和度定量计算.应用该模型计算得到的油气层含水饱和度与束缚水饱和度误差一般不超过5%.这带有普遍性的方法在数油田的实际应用证明是成功的.     

葡西油田油水层识别

葡西油田葡萄花油层以油水同层为主,油水分布复杂,储层类型多样,给测井解释油、水层带来较大难度。测井响应机理研究表明：储层高含泥、高束缚水饱和度和薄层、薄互层是形成低电阻率油层的主要原因;而储层致密、舍钙、舍残余油是形成高电阻率水层的主要因素;此外,油藏被破坏造成油水呈非均质分布,致使储层产油、产水交替出现。通过储层“四性”（指岩性、物性、含油性、电性）关系研究,应用细分层交会图版法、曲线形态对应性分析方法采综合识别油、水层。经试油、生产动态资料检验,综合解释符合率在85．0％以上。     

确定束缚水饱和度的方法研究

储集层产出流体的类别和产量高低,不但与地层孔隙度和含油气性质有关,而且与地层束缚水饱和度、渗透率和原油性质等有关。束缚水饱和度与含水饱和度的相互关系是决定能否无水产油气的主要因素。束缚水饱和度与测井参数之间的关系比较复杂,在本文中就目前比较实用的三种获取方法分别进行了研究。     

确定高含水期剩余油饱和度的方法

褚人杰．确定高含水期剩余油饱和度的方法．测井技术，１９９４，１８（５）：３６６～３６７高含水期剩余油饱和度计算，对二次及三次采油是至关重要的数据，尤其是高孔隙高渗透的疏松砂岩储油层。它的束缚水饱和度在不同开发时期都在发生变化。为了精细了解油藏的参数变化，提高油田的采收率，不能不考虑束缚水饱和度减小时的剩余油饱和度的数据。     

注水开发油田残余油的物理化学性质变化特征与变化因素研究

本文根据大庆油田历年来密闭取心油水饱和度与残余油物理化学性质分析资料,研究了注水开发油田储层残余油物理化学性质变化特征与变化因素,初步探讨了储层不同含水饱和度与残余油含量变化与分布,并提出了残余油物理化学性质与变化因素的研究方法。 本文认为储层残余油性质变化很大程度上决定于水洗程度、注入水的性质及水中各种金属元素含量变化。由于注入水的长期冲刷,必然造成残余油中轻组分的减少,重组分富集,而使储层残余油的相对密度,平均分子量,非烃和沥青质含量发生变化。本文研究结果表明,残留在微细孔隙中受毛细管力束缚及未水洗到夹层内与低渗透带的残余油物理化学性质稳定。     

应用 CT 成像技术研究岩心水驱含油饱和度分布特征

应用 CT 扫描成像技术,建立含油饱和度分布计算方法,通过对干岩心、饱和地层水岩心和水驱油不同状态岩心扫描,得到岩心不同扫描断面、沿某正交切面、三维含油饱和度分布,实现岩心水驱油过程中含油饱和度分布可视化和定量表征。采用标准偏差和变异系数对岩心含油饱和度分布的非均质程度进行评价。应用 CT 成像技术计算岩心原始含油饱和度和残余油饱和度值与驱替法得到的实测含油饱和度值误差均小于 3%,表明 CT 法研究水驱过程中含油饱和度分布具有较高的精度,为描述水驱油过程中含油饱和度分布及变化特征提供了方法。     

采出液含水对生产气油比的影响规律

针对一些开发中后期水驱油田区块生产气油比异常升高的问题,为研究采出液含水对生产气油比的影响规律,采用从油田获取的油、气、水样品,开展了模拟地层流体高压物性测试、水驱油等一系列物理模拟实验。结果表明,在充分搅拌的条件下,模拟地层油的饱和压力和溶解气油比随水的注入而降低,且降低的幅度随含水质量分数的增加而增大。当含水质量分数为60%时,模拟地层油的饱和压力降低5.92%,溶解气油比降低9.78%,溶解气水比为2.065 cm³/g。无搅拌条件下,溶解气水比随水-油接触时间的增加而逐渐增大,注入水与模拟油静置接触约24 h,水中的溶气量达到稳定,表明注入水从注入到产出在地层运移过程中与原油接触可从油相获取气体而成为含气水。模拟采出液在地层条件下的折算溶解气油比随模拟采出液含水率的升高逐渐升高。在出口压力高于饱和压力的岩心驱替实验过程中,当含水率超过95%时,生产气油比随采出液含水率的增大而急剧升高,表明采出液高含水时,采出液含水率的变化对生产气油比具有较大的影响。     

罗52区地层水与注入水水质分析及结垢趋势预测

在油田注水开发过程中,如果有两种以上不相容的水相遇,就容易产生无机垢,结垢造成了油田开采过程中大量的经济损失。本文首先通过一系列的实验研究,分析了罗52区地层水和注入水的水质特征,总结了目前碳酸钙和硫酸钙结垢趋势的预测方法,进而对不同配比下地层水与注入水混合后碳酸钙和硫酸钙的结垢趋势进行了预测。实验结果表明:罗52区地层水与两种类型注入水按不同比例混合后,基本上无碳酸钙和硫酸钙结垢趋势,即两种水样静态配伍性较好,这将有利于油田的注水开发。