双河油田特高含水期水淹层测井曲线响应特征

第22卷第5期油气地质与采收率Vol.22,No.52015年9月Petroleum Geology and Recovery EfficiencySep.2015—————————————收稿日期：2015-07-21。

作者简介：梁保红（1981—），女，山东德州人，工程师，硕士，从事油田开发综合战略研究。

联系电话：（0546）8715298，E-mail ：83771271@ 。

基金项目：国家科技重大专项“胜利油田特高含水期提高采收率技术”（2011ZX05011）。

特高含水期水驱特征曲线拐点时机判别新方法梁保红（中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）摘要：水驱特征曲线在中、高含水开发阶段得到广泛应用。

然而，油田进入特高含水开发期后，水驱特征曲线会发生上翘，出现拐点。

针对这一现象，通过室内124组高注入倍数（1000倍孔隙体积）水驱油实验，明确了水驱特征曲线出现拐点的根本原因是水相渗透率急剧增加，并指出水驱特征曲线出现拐点是客观存在的。

同时，由于水驱特征曲线的累积效应，使得拐点在发生之后才能被发现，存在严重的滞后性，造成对拐点时机的误判。

为了消除水驱特征曲线的累积效应对拐点出现滞后性的影响，从甲型水驱特征曲线入手，推导出了含油率与累积产油量在半对数坐标上的关系式，应用该关系式，消除了累积效应的影响，可准确判断水驱特征曲线拐点时机，及时制定开发技术对策，为矿场改善开发效果奠定基础，更好地指导油田开发生产实践。

关键词：特高含水期水驱特征曲线拐点时机含油率新方法中图分类号：TE341文献标识码：A文章编号：1009-9603（2015）05-0103-04A new method for determining the inflection point of water drive characteristic curve in extra high water cut periodLiang Baohong（Research Institute of Exploration and Development ，Shengli Oilfield Company ，SINOPEC ，Dongying City ，Shandong Province ，257015，China ）Abstract ：Water drive characteristic curve is widely used in the middle-high water cut development stage.However ，when oilfield entered extra high water cut period ，the water drive characteristic curve will slope upward and an inflection point will occur.Focusing on this phenomenon and according to124water flooding experiments with high multiple injection （1000pore volume ），it was found that the fundamental reason for the upward water drive characteristic curve is due to the sharp increase in water permeability ，and it was pointed out that the inflection point is an objective existence for the waterdrive characteristic curve.At the same time ，affected by the cumulative effect of water drive characteristic curve ，the inflec⁃tion point can only be found after its appearance ，resulting in a delayed estimation on its occurring time.In order to elimi⁃nate the influence of the cumulative effect of water flooding characteristic curve on the inflection point estimation ，a lg f o -N pformula was derived starting from the first water drive characteristic curve.The cumulative impact of water drive character⁃istic curve can be overcome by application of this formula to estimate the accurate occurring time of the inflection point.The new method can help to make technical development strategies in time ，which lay the foundation for the field to im⁃prove the development effect of oilfield production and to guide the practice better.Key words ：extra high water cut period ；water drive characteristic curve ；occurring time of inflection point ；oil saturation ；new method水驱特征曲线是注水开发预测油藏动态的主要方法之一，理论研究和矿场实践均表明，水驱开发油藏在中、高含水阶段水驱特征曲线呈线性关系，但在特高含水开发后期，水驱特征曲线不再是一条直线，而是含水率达到某一值时，实际数据点会偏离直线段而高于直线外推点，表现为上翘现·104·油气地质与采收率2015年9月象。

油田水淹层测井技术特征分析作者：张鑫李超然来源：《硅谷》2014年第09期摘要我国大部分油田采用水驱对石油进行开采，在水驱的过程中油层将被水淹，储油层和岩石的性质都会发生一定程度的影响和变化，要用测井技术对水淹层进行监测和解释，文章在分析水淹层的基础上，对水淹层测井曲线的变化和水淹层测井解释方法进行探讨，对认识水淹层具有一定的指导作用。

关键词水淹层；特征分析；解释方法；测井技术中图分类号：P631 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2014）09-0199-01世界能源危机正在上演，21世纪最为最重要的经济资源——石油，我国乃至全世界对于石油的供给需求的矛盾日渐尖锐。

但是由于各个油田的注入水的性质、地质结构和开发条件等都有所差异，不同的油田的水淹层测井方法技术也会有所差异。

1 油田水淹层油田经过注水后，其物理性质也会发生一系列的变化。

渗透率、驱油效率、电阻率、油水分布、孔隙度、润湿性和温度等等都会有变化。

注水时间的不同，同样也会影响水淹层的质量。

经过水洗之后，油层含量下降的是泥质和粘土。

束缚水饱和度对着粒度中值的变大而降低，因为油层的渗透性和孔隙性有着非均质性，所以在有些非均质性比较严重的油层中注入水时的途径、速度和方式并不是均匀进行和推进的，这个过程主要是通过注入的水把大孔隙中的油推进到渗透性能好的区域，这个过程十分迅速，当孔隙中的油被几乎全部驱走后，大量的原油基本保存在渗透性不高的区域。

在油田注水开采中最常见的就是孔隙大的原油被驱走，空隙小的保留着大量原油，所以小孔隙，渗透性能不是良好的区域则成为高产油量的“潜力股”。

2 水淹井测井曲线变化油田开发过程中，测井曲线数据主要受以下几个因素的影响：油层中的含油饱和度和含水饱和度对着开采程度的变化而变化；地层矿化度对着注水量的变化而变化；在水的冲洗作用下，岩石的物理和化学性质随着注水量的变化而变化；单井纵向压力受到油储层压力的不规则压力的影响而变化。

双河油田特高含水期改善注水产液结构工艺新技术及应用效果孙建平;张烈辉;李联五;樊中海;任玉秀;冯兴武【期刊名称】《石油天然气学报》【年(卷),期】2004(026)003【摘要】针对双河油田厚油层储层结构特点和特高含水期注水产液结构现状,研制开发了机械定位技术、高压分层注水技术、斜井分层注水技术、注水井细分酸化技术、注水井暂堵酸化技术、缓生酸深部酸化技术,形成了改善注水结构的工艺技术系列.研制开发了闭式机械找堵水技术、机械细分卡堵水技术、油井酸化技术,形成了改善产液结构的工艺技术系列;封隔器最小坐封距达0.69m,最小卡封距达1.8m;斜井分层注水技术可实现3～5层分注,卡封井段最大井斜达到34°;细分酸化工艺技术具有定位、验封、不动管柱对3个层段分别进行酸化的特点.各项技术现场推广应用的工艺成功率94%～100%,有效成功率88%～97%.开展了配套技术的现场试验,试验区采收率提高了2.95%,可采储量增加14.48×104t.全面推广应用后,极大地改善了注水产液结构,使双河油田注水合格率提高了15.6%.【总页数】3页(P106-108)【作者】孙建平;张烈辉;李联五;樊中海;任玉秀;冯兴武【作者单位】西南石油学院石油工程学院,四川,成都,610500;西南石油学院石油工程学院,四川,成都,610500;河南石油勘探局,河南,南阳,473132;河南石油勘探局,河南,南阳,473132;河南石油勘探局,河南,南阳,473132;河南石油勘探局,河南,南阳,473132【正文语种】中文【中图分类】TE357.6【相关文献】1.产液结构调整改善砂砾岩油藏特高含水期开发 [J], 董科武2.注采试井恢复在双河油田开发后期注采结构调整中的应用 [J], 李红青;王富来;葛小珍;吴保先;黄瑞婕3.双河油田特高含水后期开发阶段注采结构调整的实践与应用 [J], 邱坤态;敬国超;董科武;曾俊;程爱巧4.应用周期注采技术改善特高含水期开发效果 [J], 高淑明5.应用周期注采技术改善特高含水期开发效果 [J], 高淑明因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

化学驱后水淹层地质特征及测井响应分析摘要：大庆长垣喇萨杏油田经多年开发，已进入水驱、聚驱、三元复合驱并存阶段。

注入溶液改变了储层的物理性质，地层水矿化度、含油饱和度、孔隙结构以及岩石润湿性等都会发生变化，不同的驱替方式导致了不同的储层地质特征。

油层水淹后，电阻率、自然电位、微电极幅度差等测井响应的变化规律也不同。

本文利用大庆油田丰富的密闭取芯检查井资料，系统的研究了化学驱后水淹层地质特征及测井响应特征分析，对提高水淹层测井解释的精度奠定了基础。

关键词：聚合物驱油；三元复合驱；水淹层；地质特征；测井响应张春露，程梦薇（大庆油田有限责任公司勘探开发研究院）·特邀论文·0前言大庆长垣喇萨杏油田经多年开发，已进入水驱、聚驱、三元复合驱并存阶段[1-4]。

注入溶液改变了储层的物理性质，地层水矿化度、含油饱和度、孔隙结构以及岩石润湿性等都会发生变化，不同的驱替方式导致了不同的储层地质特征。

油层水淹后，电阻率、自然电位、微电极幅度差等测井响应都会发生变化，测井参数的变化规律也不同。

本文利用大庆油田丰富的密闭取芯检查井资料，系统的研究了化学驱后水淹层地质特征及测井响应特征分析，对提高水淹层测井解释的精度奠定了基础。

大庆油田注聚开发采用的聚合物主要有两种，一种为清水配制的聚合物，清水总矿化度变化范围为：350～750mg/L，平均500mg/L 左右；另一种为污水配制的高浓度聚合物，污水总矿化度变化范围为：3000～4000mg/L，平均3500mg/L 左右。

三元复合驱油剂的成分包括聚合物、表面活性剂、碱，其中聚合物和表面活性剂都是弱电解质，而碱是强电解质。

注入聚合物或三元复合驱开发后，使储层的测井响应特征与水驱存在较大差异。

1聚驱、三元驱后水淹层地质特征1.1地层含油性及油水分布的变化在油田开发过程中，随着注入聚合物、三元复合剂不断驱替地层中的原油，水淹油层的含水饱和度不断增加，剩余油饱和度不断降低，随着水洗程度的增加，储层油水分布规律将发生很大的变化。

双河油田下层系Ⅶ油组精细分层与精细评价摘要：双河油田属于注聚区块，文章以聚合物介质驱替下水淹机理研究成果为依据，以常规测井资料为基础，以测井新技术、新方法为指导，总结一套特高含水开发后期不同介质驱替下不同水淹级别水淹层测井曲线特征，建立一套特高含水开发后期聚驱方式下水淹层精细分层与精细评价标准、以及强水淹潜力层评价标准，为双河油田油藏精细描述和精细挖潜提供可靠的技术支持；同时也可满足双河油田特高含水开发后期多种驱替方式下水淹层今后进一步开发的需求。

关键词：聚驱强水淹潜力层精细分层精细评价引言Ⅶ油组是双河油田主力开发单元，自1977年12月全面投入开发以来注采井网先后经历了基础井网阶段、层系细分调整阶段（细分为Ⅶ上、Ⅶ下两套层系)、井网一、二次加密阶段、井网局部完善调整阶段、井网综合调整阶段，目前已进入特高含水开发后期。

进入特高含水期开采以来，各种增产措施余地逐渐减小，效果越来越差，平面、层间矛盾越来越突出，原注采井网工艺条件下继续提高储量动用的难度越来越大。

为确保稀油老油田“十一五”期间油田的持续发展，一方面需要勘探上有新的突破增加后备储量，另一方面仍需要对老油田精雕细刻。

因此，千方百计挖掘老油田剩余资源潜力，增加稀油老油田稳产基础已成为油田开发中十分紧迫任务。

一、水淹层导电机理从图1可以看出聚驱和二元驱替时，地层电阻率的变化主要受到注入水电阻率的影响，所以岩心电阻率随含水饱和度的变化度呈现出单调递减的趋势。

又由于不同浓度聚合物和复合物影响不明显，所以三条电阻率曲线变化差别不是特别明显。

图1、聚驱实验岩心电阻率随含水饱和度的变化规律二、双河油田下层系水淹层特征第一节水淹后储层变化特征分析油层被水淹后水淹程度在纵向上主要受沉积韵律的控制，双河油田主力油层主要受以下三种韵律的控制：(1)正韵律油层正韵律油层下部或底部物性较上部好，粒度也较上部粗，纵向渗透率级差大，下部常存在高渗或特高渗段，油层下部水驱油推进速度快，水洗充分。

石油地质与工程2019年7月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING 第33卷第4期文章编号：1673–8217（2019）04–0065–04特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例李远光1，方越1，石璐1，朱浩1，韩吉璞2（1．中国石化河南油田分公司勘探开发研究院，河南郑州450048；2．中国石化河南油田分公司采油一厂，河南南阳474780）摘要：受储层非均质性及长期注水开发的影响，特高含水油田高耗水层带发育，注水低效无效循环，不利于提高采收率且大大增加运行成本。

为了准确识别出高耗水层带分布状况，采用数值模拟技术，定量表征油藏不同位置的驱替倍数，先根据驱替倍数与采出程度、驱替倍数与含油饱和度的关系对驱替倍数进行分级评价，将驱替倍数大于50倍的区域界定为高耗水区，再根据数值模拟评判结果形成高耗水层带识别方法。

该方法在双河油田实际应用中取得了较好的效果，为高耗水层带治理对策的制定提供了依据。

关键词：双河油田；高耗水层带；驱替倍数；识别方法中图分类号：TE341 文献标识码：AIdentification method of high-water consumption zone in super high water cut oilfield-- by taking Shuanghe oilfield as an exampleLI Yuanguang1, FANG Yue1, SHI Lu1, ZHU Hao1, HAN Jipu2(1. Exploration & Development Research Institute of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Zhengzhou, Henan 450048, China;2. No.1 Oil Production Plant of Henan Oilfield Company, SINOPEC, Nanyang, Henan 474780, China)Abstract: Due to the influence of reservoir heterogeneity and long-term water injection development, the high-water-consumption zone in the ultra-high water-cut oilfield develops, while the low-efficiency and ineffective circulation of water injection is not conducive to improving recovery and greatly increasing operating cost. In order to accurately identify the distribution of high-water consumption zones, numerical simulation techniques were used to quantitatively characterize the displacement multiples of different reservoir locations. According to the relationship between displacement multiple and recovery degree, displacement multiple and oil saturation, the displacement multiple is graded and evaluated, and the area with displacement multiple greater than 50 times is defined as high water consumption zone. Then, the identification method of high-water consumption zone is formed based on the evaluation results of numerical simulation. This method has achieved good results in the practical application of Shuanghe oilfield, which provides a basis for the formulation of control countermeasures in high water consumption zones.Key words: Shuanghe oilfield; high water consumption zone; displacement multiple; identification method油田开发进入特高含水后期，受储层非均质性影响，注入水在平面和纵向上沿着高渗透段发生突进，形成注水低效无效循环的高耗水层带。

典型地层测井响应特征煤层:(三高三低）电阻率高、声波时差高、中子孔隙度高、密度值低、GR低、光电有效截面积Pe低。

SP变化不明显碳酸盐岩和火成岩裂缝性地层：（三低一高）GR低、电阻率低、孔隙度低、声波时差高.纯泥岩(特殊泥岩除外）：电阻率系列值低、声波时差值高、GR高、密度值低、中子孔隙度高.高致密层:电阻率系列高阻对齐、对应其他曲线应是：密度高、中子孔隙度值低、声波低、GR低。

1、油、气、水层在测井曲线上显示不同的特征：(1)油层：声波时差值中等，曲线平缓呈平台状。

自然电位曲线显示正异常或负异常，随泥质含量的增加异常幅度变小。

微电极曲线幅度中等,具有明显的正幅度差,并随渗透性变差幅度差减小。

长、短电极视电阻率曲线均为高阻特征。

感应曲线呈明显的低电导（高电阻）。

井径常小于钻头直径。

油层:当Rmf>Rw时: 电阻率为低侵特征（ILD >ILM〉LL8）(2）气层：在自然电位、微电极、井径、视电阻率曲线及感应电导曲线上气层特征与油层相同，所不同的是在声波时差曲线上明显数值增大或周波跳跃现象,中子、伽玛曲线幅度比油层高。

气层：声波时差变大（在未压实的疏松地层出现周波跳跃)、中子孔隙度低、密度值低、电阻率高、(3）油水同层：在声波时差、微电极、井径曲线上，油水同层与油层相同，不同的是自然电位曲线比油层大一点，而视电阻率曲线比油层小一点，感应电导率比油层大一点。

（4)水层：自然电位曲线显示正异常或负异常，且异常幅度值比油层大;微电极曲线幅度中等，有明显的正幅度差，但与油层相比幅度相对降低；短电极视电阻率曲线幅度较高而长电极视电阻率曲线幅度较低,感应曲线显示高电导值，声波时差数值中等,呈平台状，井径常小于钻头直径.砂岩地层(水层）：当Rmf>Rw时:SP负异常、微电极为正差异（微电位〉微梯度）、电阻率为高侵特征（LL8>ILM〉ILD）、井径缩径、当Rmf＝Rw或咸水泥浆时：SP无差异、当Rmf<Rw时：SP正异常、微电极为负差异（微电位<微梯度）水淹层：视电阻率曲线值降低、曲线形状变得圆滑、微电极曲线数值降低且出现较大正差异、SP曲线基线偏移、补偿声波值变大。

双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征马艳;李洪生;刘大猛;周生友;董文龙【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2010(034)001【摘要】应用精细油藏数值模拟方法、密闭取心方法,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,根据平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水高采出程度油藏Ⅳ5-11层系目前剩余油进行三维定量化描述. 结果表明:平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,在局部构造高点、低渗透部位及井网不完善部位剩余油及可动油饱和度较高,非主流线剩余油饱和度高于主流线;纵向上采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对较多,非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少;层内剩余油集中在厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段,取心井试油结果与研究结果一致.【总页数】5页(P51-55)【作者】马艳;李洪生;刘大猛;周生友;董文龙【作者单位】中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132;中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国石化石油勘探开发研究院,北京,100083;中国石化河南油田分公司,河南,南阳,473132【正文语种】中文【中图分类】TE328【相关文献】1.高含水、高采出程度阶段油田剩余油定量表征及其综合评价 [J], 郑春峰;赵忠义;郝晓军;彭良群;李芳;谷丽红2.高含水高采出程度阶段砂岩油藏提液开采研究——以彩南油田彩9井区三工河组油藏为例 [J], 郑强;张武;杨新平;加玉峰;唐东3.双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策 [J], 徐进成;姜建伟;刘峥君;王文升;冯毅;胡云亭4.特高含水高采出程度油藏提高采收率研究-以官80断块为例 [J], 杨尚武5.双河油田核二段高含水期剩余油分布特征 [J], 马家虎;崔灿因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。