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水淹层测井精细评价技术


水淹层测井精细评价技术

2013-7-13


? 水淹机理



? 水淹层特征分析 ? 水淹识别技术研究

水淹机理
1. 剩余油形成原因及水淹后油藏特征变化
注采不连通(断层遮挡、透镜体、尖灭)

剩 余 油 形 成

原 因

油水粘度比

地质因素

渗透性非均质性
重力分异作用

井网因素

开发因素
工作制度因素

1. 含油饱和度降低,含水饱和度上升; 2. 流体性质发生变化:

水 淹 后 油 藏 特 征 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

水淹后储层泥质含量的变化(其它油田)

水淹状态
原始平均 未水淹层 中水淹层 强水淹层

孔隙度
19.4 16.25 19.9 25.3

渗透率
104.78 19.47 73.21 238.72

泥质含量
11.18 12.3 9.8 6.9

水淹后储层物性的变化

2. 岩石物理特征变化机理

① 水驱岩石电阻率实验分析
② 水驱a、b、m、n值特征

③ 地层产水率与含水饱和度的关系
④ 混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系

⑤ 孔隙度变化规律
⑥ 渗透率变化规律

①水驱岩石电阻率
理论上淡水驱油过程中油层电阻率变化

原始

R

(o) t

a ? b ? Rw ? m n ? ? Sw

水淹层

R t(w) ?
水淹层岩石物理体积模型

a ' ? b ' ? Rwz

? ?S
m' 1

n' w1

?多矿化度水驱实验岩石电性变化特征

双河油田
Rt(Ω .m)

?CL:1320-1380 江河油田 ?CL:1500-1700 下二门油田 ?CL:230-320

90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 0.2 0.4 0.6 Sw(小数)

双K4409(地层水9000PPM) 矿化度2000PPM 矿化度5000PPM 矿化度10000PPM

0.8

1

?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

600 500
电阻率
L10-18 44# 600ppm 1000ppm 1500ppm 2000ppm

? A区:电阻率单调下降区,多块
A 岩石样品实验表明:含水饱和 度低于50%时电阻率显著降低;

400 300

? B区:电阻率平缓下降区,与储
C 层含水饱和度关系不敏感,含 水饱和度在50-70%之间

B
200 100 40 50 60 含水饱和度 70 80

? 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3000 ppm

②饱和度参数a、m、b、n
a、m参数 b、n参数
样品 点数 N 相关 系数 R 样品 点数 N

实验数 据来源

a

m

相关 系数 R

b

n

水驱前实验数据

1.093

1.460

0.897

16

1.022

1.610

0.987

131

水驱10倍实验数据

1.080

1.463

0.895

16

1.027

1.636

0.990

131

水驱30倍实验数据

1.038

1.482

0.905

16

1.032

1.662

0.987

131

水驱50倍实验数据

0.999

1.496

0.912

16

1.033

1.680

0.988

131

所有水驱实验数据

1.048

1.477

0.902

64

1.028

1.651

0.993

524

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。

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 b=1.0281 ;m=1.4773 ;n=1.6511

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

④混合液电阻率与岩石电阻率变化的关系
100.00
10.00
1.20

注 入 水 矿 化 度 为 2000mg/l 注 入 水 矿 化 度 为 500mg/l

1.00

0.80
Rwz

Rwz

10.00

1.00

Rwz

0.60

注 入 水 矿 化 度 为 5000mg/l 注 入 水 矿 化 度 为 7500- 10000mg/l
0.40

注入水矿化度高与原生水矿化度
1.00 10.00

淡水注入
100.00 1000.00

0.10 1.00

相对低矿化度水注入
10.00 100.00

0.20 5.00

高矿化度水注入
10.00 15.00 20.00 25.00 30.00

Rtc

Rtc

Rtc

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。

⑤水淹层孔隙度变化规律
序 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 双H145 双H6-147 双H6-147 井号 编 号 18 5 18 9 19 9 22 5 27 7 30 1 29 3 30 0 31 7 32 9 33 1 38 5 41 6 50 6 57 3 59 0 20 3 孔隙 度 16.32 13.18 14.72 18.37 20.55 ?10 0.23 0.18 0.23 0.27 0.51 σ 10 1.409 1.366 1.563 1.470 2.482 ?30 0.51 0.43 0.41 0.34 0.53 σ 30 3.125 3.263 2.785 1.851 2.579 ?50 0.74 0.61 0.71 0.72 0.93 σ 50 4.534 4.628 4.823 3.919 4.526

双6-127

16.70
19.99

0.23
0.20

1.377
1.001

0.57
0.46

3.413
2.301

0.72
0.66

4.311
3.302

8.20
11.86

0.21
0.23

2.561
1.939

0.23
0.48

2.805
4.047

0.44
0.72

5.366
6.071

10
11

26.13
20.80 12.35 15.61 20.80 24.93 16.29 3.57

0.32
0.32 0.15 0.07 0.29 0.29 0.33 0.14

1.225
1.538 1.215 0.448 1.394 1.163 2.026 3.955

0.65
0.64 0.40 0.35 0.71 0.36 0.56 0.21

2.488
3.077 3.239 2.242 3.413 1.444 3.438 5.882

0.99
0.87 0.66 0.55 0.84 0.65 0.90 0.29

3.789
4.183 5.344 3.523 4.038 2.607 5.525 8.123

12
13 14 15 16 17

双H455 双H208 新S217 K4109

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

⑥水淹层渗透率变化规律
序 号 1 2 双6-127 井号 编 号 185 189 渗透率 10-3μm2 600.79 253.07
? 10-3μm2

% 6.670 8.180

? 103μm2

% 19.34 13.10

? 103μm2

% 23.11 17.30

40.07 20.70

116.2 33.14

138.9 43.77

3
4 5 6 7 8 9 10 11 12 双H455 13 14 15 新S217 16 17 K4109 双H208 双H145 双H6-147 双H6-147

199
225 277 301 293 300 317 329 331 385 416 506 573 590 203

51.130
753.95 169.88 767.39 566.67 32.170 31.720 178.43 660.98 144.03 24.290 82.500 1232.0 356.91 0.0900

5.110
35.40 6.990 36.73 36.66 2.220 3.170 17.85 36.10 10.40 1.430 4.250 43.20 25.69 0.010

9.994
4.695 4.115 4.786 6.469 6.901 9.994 10.00 5.462 7.221 5.887 5.152 3.506 7.198 11.11

59.87
148.3 25.67 71.15 58.99 5.760 5.660 27.47 68.81 26.25 2.100 9.330 117.7 54.95 0.050

117.1
19.67 15.11 9.272 10.41 17.91 17.84 15.40 10.41 18.23 8.65 11.31 9.555 15.40 55.56

62.05
166.6 36.23 94.00 87.56 8.660 8.500 39.07 118.8 37.67 4.040 17.31 167.8 75.51 0.070

121.4
22.09 21.33 12.25 15.45 26.92 26.80 21.90 17.97 26.15 16.63 20.98 13.62 21.16 77.78

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


? 水淹机理



? 水淹层特征分析 ? 水淹识别技术研究

水淹层特征分析
柳19-21井
自然电位/mv 浅侧向/Ω m 中子/%

柳侧19-21井
86 -14
深 自然电位/mv 浅侧向/Ω m 中子/%

-70
自然伽马/API

-20

解 释 结 论

0.5
深侧向/Ω m

50 1.2
密度/g/cm3 声波/μ s/ft

20
自然伽马/API

45

2.8 40

度 (m)

解 释 结 论

86 50 1.2
密度/g/cm3 声波/μ s/ft

-14 2.8 40

0.5
深侧向/Ω m

30

150

0.5

50

180

2780

30

150

0.5

50

180

2790

20

2800

30Ω·m
2810

2820

小于 20Ω·m

20
2830

①油层水淹后电阻率显著降低

3770

深 度 (m)

15 20 -45

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

65 170 5

解 释 结 论

0.8 0.8 0.8

微球/Ω m 浅侧向/Ω m 深侧向/Ω m

80 80 80

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm
3

40 -14 2.8

3780

63

3790

②油层水淹后电阻率出现平直甚至“内凹”特征

64

3460

深 度 (m)

18 20 -135

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

68 170 -35

解 释 结 论

1 1 1

微球/Ω m 浅侧向/Ω m 深侧向/Ω m

100 100 100

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm3

40 -14 2.8

3470

39

3480

油层水淹后电阻率出现“内凹”特征

3400

深 度 (m)

18 30 -65

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

68 130 -15

解 释 结 论

浅侧向/Ω m 1 深侧向/Ω m 1 40 40

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm
3

40 -14 2.8

3410

31

3420

③油层水淹后电阻率出现“增阻侵入”特征

32

44

3550 深 度 (m) 3560 18 20 -40 井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv 68 170 -15 解 释 结 论 浅侧向/Ω m 1 深侧向/Ω m 1 100 100 180 86 1.2 声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm 3 40 -14 2.8

46

3570

48

3580

50

3590

51

3600

3610

④油层水淹后自然电位基线发生偏移

深 3690 度 (m)

15 20 -45

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

65 170 5

解 释 结 论

0.8 0.8 0.8

微球/Ω m 浅侧向/Ω m 深侧向/Ω m

80 80 80

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm3

40 -14 2.8

3700
55

RFT 0.88

3710

⑤油层水淹后自然电位负异常幅度降低

69

深 度 3750 (m)

18 20 30

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

65 170 80

解 释 结 论

浅侧向/Ω m 0.7 深侧向/Ω m 0.7 70 70

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm3

40 -14 2.8

72

3760

3770

3780

RFT 0.77

74

3790

⑥油层水淹后自然电位负异常幅度增大

⑦油层水淹后自然电位无幅度或者正异常

柳19-21井
自然电位/mv

柳侧19-21井
86 1.2
中子/% 密度/g/cm3 声波/μ s/ft

-70
自然伽马/API

-20 150

解 释 结 论

浅侧向/Ω m

0.5
深侧向/Ω m

50 50

-14 2.8 40

深 度 (m)

自然电位/mv

20
自然伽马/API

45 150

解 释 结 论

浅侧向/Ω m

0.5
深侧向/Ω m

50 50

86 1.2 180

中子/% 密度/g/cm3 声波/μ s/ft

-14 2.8 40

30

0.5

180

2740

30

0.5

2750

声波时差增大 43 ms/m
19

2760

2770
19

2780

2790 ⑧储层水淹后声波时差增大

3710 深 度 (m) 3720

18 20 30

井径 /cm 自然伽马/API 自然电位/mv

65 170 80

解 释 结 论

浅侧向/Ω m 0.7 深侧向/Ω m 0.7 70 70

180 86 1.2

声波时差/μ s/ft 中子 /% 密度/g/cm3

40 -14 2.8

3730

储层厚度 5.2米

69

3740

3750

3760

储层厚度 3.6米

3770

厚度较大的油层容易水淹

72

测井响应特征
? 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;

? 声波曲线特征
? 声波曲线测井值增大;

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


? 水淹机理



? 水淹层特征分析 ? 水淹识别技术研究

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。

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。

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。

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。

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成像测井资料在剩余油描述中的应用
薄互层解释, 寻找薄油层
TBRT

RT

利用TBRT电阻率进行薄互层解释,寻找薄油层

5700成像测井资料在剩余油描述中的应用
TBRT RT 底部水淹

1 2

顶部水淹

利用薄层电阻率测井进行水淹层精细解释和层内细分

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成像测井资料在剩余油描述中的应用
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

利用高分辨感应测井精细评价水淹层

5700成像测井资料在剩余油描述中的应用

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

利用高分辨率感应测井定量分析油层可动油饱和度

5700成像测井资料在剩余油描述中的应用

日产油1.4 吨

南80利用高分辨率感应测井进行薄互层分析

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成像测井资料在剩余油描述中的应用
目前捞油初产 1吨/日,不 含水

赵51井油层识别实例

5700成像测井资料在剩余油描述中的应用

日产油11.8 方水2.7方

下T7-372井油层识别实例

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 ①孔隙度模型 ⑤束缚水饱和度方程

②渗透率模型
③泥质含量模型 ④饱和度模型

⑥残余油饱和度方程
⑦产水率模型

① 孔隙度模型

XX区块: XX区块:纯砂岩 粉细砂岩

Φ =-34.7498+0.2032△t

Φ =-35.3224+0.2052△t
? ? ?0.1401 ? 92.6399
1 ? 0.1386V sh ?t

② 渗透率模型

XX区块: XX区块:

LogK=0.009347Φ 2-0.02074Φ -0.5566

LogK=-2.4026+0.2267Φ

③ 泥质含量模型

XX区块:

Vsh=2.65053(26.7104lgGR)

XX区块: V ? 2 GCUR ??GR ? 1 sh GCUR
2 ?1

GR ? GRmin ?GR ? GRmax ? GRmin

④ 含水饱和度模型

? abRw Sw ? ? m ?? R t ?

? ? ? ?

?1 / n

? 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

? 饱和度模型--电阻率比值法 ? XX区块
100.0 80.0
Sw(%)

Sw=-1.866*I3+20.989*I2-86.118*I+164.16 75个样本,相关系数为0.8992
6

60.0 40.0 20.0 y = -1.8659x3 + 20.989x2 - 86.118x + 164.16 R = 0.8992 0.0 0 1 2 3 4 5 I(小数)

?XX区块
100.0 80.0

Sw(%)

60.0 40.0 20.0 0.0 0 2 4 6 I(小数) 8 10 y = 93.724x R = 0.8379
-0.4716

Sw = 93.724*I-0.4716 87个样本,相关系数为0.8379

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

? 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 ? 理论模型法

?W
RWZ
RWZ

1 ? ?W 1 ? ? RM RT

RT ? RM ? ?W ? RM ? ?W ? RT ? RT

RM ?

(1 ? a) ? ? ? RXO ? Rmf Rmf ? a ? ? ? RXO

⑤束缚水饱和度模型
60 50 40 30 20 10 0 0.0 50.0 y = 45.278e -0.0028x R = 0.7257 100.0 150.0 200.0
50 40 30 20 y = 0.5869x 2 - 22.139x + 243.4 10 R = 0.5612 0 10.0 15.0 20.0 孔隙度(%)
模型计算(束缚水%)

60
束缚水饱和度(%)

100 80 60 40 20 0 0 50 岩芯分析(束缚水%) 100

? XX区块

束缚水饱和度(%)

25.0

渗透率(10 -3 μ m 2 )

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%
模型分析(束缚水饱和 度%)
60 60
束缚水饱和度(%)

100 80 60 40 20 0 0 20 40 60 80 100 岩芯分析(束缚水饱和度%)

束缚水(%)

50 40 30 20 10 0 0 20 40
-3 2

50 40 30 20 10 0 0 5 10 孔隙度(%) 15 20 y = 0.2416x 2 - 9.5709x + 126.23 R = 0.5972

? XX区块

y = 48.267e -0.0049x R = 0.6074 60 80

渗透率(10 μ m )

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%

⑥残余油饱和度模型
模型分析(残余油饱和 度%)
40 30 20 10 0 0.0 50.0 y = 51.886x -0.1081 R = 0.6714

? XX区块

残余油饱和度(%)

残余油饱和度(%)

50

100.0

150.0

200.0

50 45 40 35 30 25 20 10.0

y = 0.2493x 2 - 10.629x + 143.75 R = 0.5737 15.0 20.0 25.0 孔隙度(%)

100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 0 岩芯分析(残余油饱和度%)

渗透率(10 -3 μ m 2 )

Sor=0.1853*POR2-7.9016*POR+36.53* Perm-0.1081+101.091 10个样本,复相关系数为0.728,平均相对误差为3.12%
模型分析(残余油饱和 度%)

残余油饱和度(%)

残余油饱和度(%)

40 30 20 10 0 0 20 y = 34.363e-0.0044x R = 0.7015 40 渗透率(10 -3 μ m 2 ) 60 80

40 35 30 25 20 10

y = 0.3663x 2 - 12.048x + 125.02 R = 0.7044

50 40 30 20 10 0 0 10 20 30 40 50 岩芯分析(残余油饱和度%)

? XX区块

12

14 孔隙度(%)

16

18

Sor=0.2489*POR2-8.1878*POR+22.0267* e-0.0044*perm+75.54 11个样本,复相关系数为0.924,平均相对误差为1.21%

? 储能参数(K/?)法确定Swi、Sor
? 当Perm/Por比值小于1时,束缚 水饱和度集中在45%左右,残余 油饱和度为集中在32%左右; ? 当Perm/Por比值为1~2时,束 缚水饱和度集中在38%左右,残 余油饱和度为集中在31%左右; ? 当Perm/Por比值为3~4时,束 缚水饱和度集中在37%左右,残 余油饱和度为集中在30%左右; ? 当Perm/Por比值大于5时,束缚 水饱和度集中在33%左右,残余 油饱和度为集中在29%左右。
序号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 孔隙度 (%) 13.62 16.57 14.01 12.49 13.80 12.89 15.02 16.87 17.67 13.23 17.50 15.75 12.23 11.12 15.20 17.02 14.53 20.20 13.84 16.61 16.41 渗透率 (10 μm ) 2.28 2.99 3.71 3.96 8.10 11.12 19.24 22.78 38.91 29.55 44.18 39.93 32.35 36.99 52.85 63.30 58.12 103.41 72.63 102.32 145.71
-3 2

束缚水饱和度 (%) 46.00 43.10 50.70 49.00 44.00 45.00 45.70 40.50 35.90 36.00 38.20 37.50 35.00 30.00 38.50 37.00 37.00 35.00 35.00 31.30 32.00

残余油饱和度 (%) 27.50 22.83 30.10 33.90 32.00 34.20 31.30 31.10 46.00 25.00 32.50 31.50 25.00 39.00 27.00 34.50 15.70 29.40 29.40 31.20 35.60

孔渗比 (小数) 0.17 0.18 0.26 0.32 0.59 0.86 1.28 1.35 2.20 2.23 2.52 2.54 2.65 3.33 3.48 3.72 4.00 5.12 5.25 6.16 8.88

⑦ 产水率模型

0.5 0.4 y = 0.3228x 0.7771 R 2 = 0.92

Krw(小数)

水相 渗透率

0.3 0.2 0.1 0 0.0000

0.2000

0.4000 0.6000 S(小数)

0.8000

1.0000

1

y = 0.5101x

3

Kro(小数)

0.8 0.6 0.4 0.2 0 0.0000

+ 0.4167x + 0.0325x + 0.0018 2 R = 0.8902

2

油相 渗透率

0.2000

0.4000 0.6000 P(小数)

0.8000

1.0000

Fw=1/(1 + Kro *mO/ Krw *mw)

水淹级别的划分

水淹级别

水淹程度 油层(未水淹)

产水率 <10% 10%~40% 40%~80% >80%

三级水淹 二级水淹 一级水淹

弱水淹 中水淹 强水淹

产水率与含水饱和度
1.2 1
产水率(%)



层: Sw<36%

0.8 0.6 0.4 0.2 0 0 0.2 0.4 0.6 含水饱和度(%) 0.8 1

弱水淹: 36%<Sw<47% 中水淹: 47%<Sw<58%

强水淹: >58%

水淹层精细评价基本流程

新井钻、测、录资料 及其地质设计

小层平面构 造图

小层数据表

邻井资料:钻、测、录 资料,试油、注采资料

资料收集及资料 初步分析

目的层位 的确定

原始油层曲 线特征分析

水淹层响应 特征应用

邻井注采层 位的确定

小层划分以及 平面对比分析

油层水淹可能性 分析

水淹层定性 识别方法的 综合应用

各小层平面上测 井曲线变化趋势 及其规律分析

注水井吸水剖面、 采油井产液动态资 料详细分析

特殊测井项 目资料分析

水淹层定性识别 分析

孔隙度 渗透率

含油饱 和度

剩余油 饱和度

残余油 饱和度

束缚水 饱和度

含水 率

原始油层 电阻恢复

水淹层定量处理 解释

水淹级别划分
提交解释成果


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