水淹层识别.doc

水淹层测井识别方法一、水淹油层的特征在油田开发工程中，由于注水驱油或是边底水推进，油层都要发生不同程度的水淹，引起储集层物性、电性一系列的变化。主要有以下特征。1、水淹油层的地质特征储层含油性和油水分布变化地层水矿化度和电阻率变化孔隙结构变化-孔隙度和渗透率变化岩石的湿润性变化油层水淹后的地层压力与温度变化（1）地层含油性及油水分布的变化在油田注水开发过程中，随着注入水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，而且它们与水洗程度成比例。大庆油田根据水驱油岩心实验和试油资料统计分析表明，油层弱水淹时含油饱和度下降约10；油层中等水淹时降低约2030；油层强水淹时下降30以上。在水洗作用下，油层的粘土和泥质含量下降，粒度中值相对变大，随之也使束缚水饱和度相应降低。在注水开发中，随着注入水不断增加，地层中的油水分布也随之发生很大变化。一般来说油层的孔隙性和渗透性都有程度不同的非均质性。显然，注入水在非均质严重的油层中并非活塞式的推进，而是沿着孔隙度大、渗透性好的部位推进，直到高渗透性地带中大部分油被水驱走时，中、低渗透部分的孔隙中仍保留着相当多的原油。物性好的高孔隙、高渗透性部位早水淹，水洗强度大；低孔隙、低渗透性部位晚水淹，水洗强度小，甚至未被水淹。这样，在高含水期，原来的好油层变成强水淹层；而较差的油层(包括物性差的油层和薄油层)，则又可能成为“主力油层”。因此，尽管某些油井的产水率很高，但低孔隙性、低渗透性油层、薄油层或厚油层中的低孔隙性、低渗透性部分仍有可观的潜在产能，它们将成为高和特高含水期油田挖潜稳产的主要对象。在高含水期，水淹油层的油、水分布一般都有按沉积旋回水淹的规律。正韵律油层如河道砂、点砂坝油层，岩性自上而下逐渐由细变粗，注入水先沿底部粗岩性高渗透部位突进，形成大孔道的水窜，造成底部先被水淹，上部晚水淹；底部强水淹、上部弱水淹或未水淹。在反韵律沉积的三角洲河口砂坝等油层，岩性自上而下逐渐由粗变细，注入水先沿顶部突进，但由于受毛细管力和重力的影响，使注入水推进相对稳定，且注入水波及面积、厚度及驱油效率都较高，水洗强度自上而下由强变弱。复合韵律油层，属多次沉积旋回叠加而成的互层，沉积厚度大(一般层厚520m左右，平均约10m)，层内具有多个岩性夹层。注入水沿沉积单元推进，垂向窜流受到抑制，形成水淹程度极不均匀。岩石颗粒粗、岩性均匀、物性好的层段，水淹强度高；而岩石颗粒细、物性差的层段，注入水波及影响小，水淹程度低。（2）地层水的矿化度和电阻率变化油层水淹后，注入水(或边水、底水)与原始地层水相混合。混合地层水矿化度和电阻率将取决于原始地层水和注入水(或边水、底水)的矿化度以及注入水量。相对于原始地层水矿化度来说，注入水有淡水、地层水和污水，相应地有淡水型、盐水型和污水型水淹层。地层水型水淹油层(如边水、底水水淹油层)中，混合地层水矿化度变化不大。污水型水淹层混合地层水矿化度有一定的变化，其大小视注入水的污水矿化度及注入量而变。淡水型水淹层的混合地层水矿化度变化最大。大庆油田原始地层水矿化度约为8000mg/l，注入水(河水、水塘水、或污水回注)矿化度通常小于地层水，故属于淡水型水淹。目前水淹油层地层水矿度在30005000 mg/l之间，地层水矿化度变化情况大致是：弱水淹层中地层水的含盐量降低约35，强水淹油层中地层水的含盐量下降达75以上。从电阻率来看，与原始地层水电阻率Rw相比，混合地层水电阻率Rwz也有三种可能：淡水型水淹层，Rwz增高， RwzRw；地层水型水淹层，Rwz近似不变， RwzRw ；污水型水淹层，当污水的矿化度大于、等于、小于原始地层水矿化度时，则有RwzRw、 RwzRw、 RwzRw三种情况。因此，同样是污水型水淹，但从电阻率来看，水淹性质却不一样。（3）孔隙度和渗透率的变化孔隙度和渗透率是描述储集层岩石结构重要的两个宏观特征参数。由于注入水的冲刷，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、冲走，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，迂曲度减小，连通性变好，缩短了流体实际渗流途径，岩石孔隙结构系数变小(据河南油田统计，约减少713)，因而孔渗好的岩石孔隙度，可能有一定程度的增加，而岩石渗透率明显增大。故在距注水井近、水洗程度高的井中，水淹层的渗透率要比距注水井较远的、水洗程度低的井有明显的增高。河南油田相邻两井水洗后，油层岩心资料与相同层位的原始状态油层岩心资料对比表明：粒度中值大于0.25mm的中细砂岩，水洗后的渗透率比水洗前增加1.2倍1.7倍；粒度中值在0.15mm以下，渗透率小于0.065的含油细砂岩、粉细砂岩，水洗前后油层的渗透率、孔隙度无明显变化。大庆油田对三口井五块渗透性较好的岩样水驱前后测量结果表明，油层经长期注水后，不仅岩石的孔隙度和渗透率增加，而且相对渗透率曲线也发生明显变化，主要表现为：残余油饱和度平均降低约5，油水共渗范围平均增加约5.6。此外，无水采收率降低约2.7，最终采收率平均提高约2。在其它油田还发现，在蒙脱石较多的油层中，由于蒙脱石具有遇水膨胀的水敏特性，渗透率变化比较复杂，对地层的疏通与堵塞作用都可能存在。（4）粘土矿物的微观结构变化大庆油田对岩心的电镜扫描观察到：未被水洗岩样，岩石颗粒和孔道表面粘土覆盖比较丰富，在喉道处有粘土堆积，高岭石的“书页状”结构完整，排列整齐。岩样经过长期水洗后，岩石表面覆盖的粘土明显减少，岩石颗粒表面与粒间附着的高岭石被溶解，贴附在颗粒表面的高岭石晶形很差(呈叶片状)，绿泥石和伊、蒙混合粘土明显相对减少，而伊利石明显增加。注入水同油层中粘土矿物的作用很复杂，它同注入水性质、粘土矿物的性质、分布状态及含量等有关。不同的油田，这种作用也不尽相同。而且注入水同粘土矿物的作用，是注入水引起油层物理参数发生变化的重要原因。因此，研究地区注入水同油层粘土矿物的作用，对于研究注入水后油层的物理参数变化和评价水淹层具有十分重要的意义。（5）岩石润湿性的变化岩石润湿性是指在岩石-油-水体系中，一种流体在分子力的作用下，自发地驱赶另一种流体的能力。它是油层岩石的基本特性之一，油层岩石表面润湿性在很大程度上控制了油和水在岩石孔隙中的分布状态，并对毛细管压力、相对渗透率曲线以及水驱油的效率都产生影响；当然，对岩石的导电性也产生影响。油层岩石表面的润湿性分成亲油的、亲水的和中性的三种。在亲水岩石中，水是润湿相，油是非润湿相；在亲油的岩石中，油是润湿相，水是非润湿相。润湿相总是附着在岩石颗粒的表面和孔壁上。润湿相在地层中一般呈连续分布状态；非润湿相多处于孔道的中心部位，呈不连续分布状态，如滴状，珠状、块状等等。油层岩石表面润湿性一般为亲油的。在油层注水开发过程中，由于水冲刷作用，使贴附在岩石颗粒表面的油膜逐渐变薄或脱落，结果就使岩石-油-水三者之间原有的吸附和脱附作用的动态平衡关系遭到破坏，随着注入水的长期大量地冲刷，就使这种动态平衡不断向脱附方向变化，最后导致油层岩石表面润湿性发生变化。这就是油层岩石润湿性变化的过程。例如大庆油田对21口井水淹油层的270块岩样的测定结果表明，油层经水淹后，岩石的润湿性由偏亲油转化为偏亲水的非均匀润湿性。大量实践表明资料还表明，岩石润湿性与含水饱和度有关。当含水饱和度大于40时，大部分油层岩石润湿性由偏亲油转化为偏亲水；当含水饱和度大于60时，将全部转化为亲水。（6）驱油效率的变化驱油效率主要决定于岩石的孔隙结构、润湿性及注水量。经过长期注水后，油层岩石表面比较干净，孔喉的粘土明显减少，大孔隙比例增多，孔隙连通性变好，渗透率增高，岩石润湿性转化为亲水性。因而，注入水的驱油效率也随之增大。大庆用未水洗岩样在实验室内用高倍数水驱油的实验结果表明，驱油效率还随着注入水倍数(孔隙体积的倍数)增高而增大，用高倍数注入水驱油可得到相当高的驱油效率，最高可达99.6，平均为79.1。（7）油层水淹后的地层压力与温度的变化油田投入开发后，油层的压力逐渐降低，到了开发中后期，地层压力的变化更为明显。在注水开发过程中，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，产生高压地层或欠压地层。被测地层压力越是低于原始地层压力，说明油层动用程度越高。被测地层压力高于原始地层压力，说明被测地层与注水层的连通性好，压力已经波及到被测地层，这类地层或是已经水淹或是虽未水淹但是打开后将很快水淹。另外，注入水冲刷还可使岩石的力学性质发生变化，岩石的机械强度下降。根据资料统计，在砂砾岩井段，水冲刷后的岩心破碎率可高达72，这也是渗透率增高的一个因素。长期从地面注入冷水，可使地层温度降低，这在注水井附近更为明显。2、水淹油层的电性特征油层水淹后，储层的电阻率、自然电位、声学性质以及核物理性质等物理性质均会发生变化。而且地层性质、注入水的含盐量与注入量不同，这些测井参数的变化规律也不同。研究水淹油层的岩石物理性质变化，对于应用测井资料准确地评价水淹层具有极重要意义。(1)水淹油层的电阻率“U”型变化按注入水与地层水矿化度或电阻率的相对大小，可将注入水分为淡水(Rwj/Rw10)地层水(1Rwj/Rw5)污水(5Rwj/Rw10)。其中， Rwj和Rw分别为注入水与地层水的电阻率。矿化度或电阻率不同的注入水，在不同的注水期间产生的水淹层电阻率变化是不同的。为了便于分析，现用Archie公式来讨论水淹层的电阻率变化。式中Sw和分别表示水淹层的含水饱和度与孔隙度；Rwz为水淹层内混合地层水电阻率。可见，对于一个地区，孔隙度一定的地层，水淹层的电阻率，取决于混合地层水电阻率与含水饱和度。对于RwzRw类水淹层，如驱动水为边水、底水等地层水类水淹层，油层水淹后，由于含水饱和度增加，由上式可知，水淹层电阻率将比未水淹的油层电阻率要降低，水洗强度越高，水淹层电阻率越低。因而，可通过电阻率降低来判断水淹层。对于RwzRw类水淹层，如注入水为矿化度比地层水的还要高的盐水，油层水淹后，Sw和Rwz的增加均使水淹层电阻率比未水淹的油层电阻率要降低很多。且水洗强度越高，水淹层电阻率越低。故用电阻率的降低能可靠判断水淹层。淡水型水淹层的电阻率与含水饱和度的关系(据林纯增) 对于RwzRw类水淹层，如注入水为淡水的水淹层，情况就较为复杂。由上式可看出，Rwz将使水淹层电阻率Rt增大，而含水饱和度Sw的增加又将使水淹层电阻率降低。因而相对未水淹的油层来说，水淹层电阻率可能降低，也可能增高，还有可能不变，这由Rwz和地层水淹程度(即Sw)综合决定。许多油田在淡水驱油时实验室岩心测量结果表明，淡水水淹层电阻率与含水饱和度的关系为一非对称的“U”形曲线。显然，在这种条件下，对于一个电阻率Rt值就会对应两个Sw值，存在多解性，这给应用电阻率测井解释Sw、识别水淹层的水淹程度及油、水层造成很大困难。目前，应用电阻率测井资料识别地层水型的水淹层还比较容易，但识别淡水型和污水型的水淹层就比较困难。根据实验分析，当注入水与地层水电阻率的比值(Rwj/Rw)大于2.4时，从电阻率曲线上就很难将油水层分开；而当Rwj/Rw2.4时，即相当于采用矿化度接近地层水的注入水时，在电阻率曲线上水淹层与油层就有较明显区别。因此，在可能条件下，应采用矿化度接近地层水(或Rwj/Rw2.4)的注入水。(2)水淹层的自然电位基线偏移油层水淹时，其SP曲线要发生明显的变化。由于油层内部的非均值性，大多数油层水淹时均具有局部水淹的特点，此时在局部水淹部位上常常发生SP幅度变化和SP基线偏移。其主要原因是当油层被淡水水淹时，被水淹部位的地层水矿化度被淡化，从而引起SP幅度发生变化，SP基线发生偏移。在油田早、中期注水期间，利用SP曲线的这些变化特征，常能较好地判断油层水淹部位。应当指出，在有些情况下，自然电位测井曲线不能用来解释水淹层，如：当RwzRw时，如地层水(边水、底水)型水淹时，在SP曲线上几乎没有什么反应，故此时不能用SP曲线来判断水淹层。当注水造成高压地层，即地层压力高于泥浆柱压力时，此时泥浆滤液的侵入地层的现象不会发生，不能形成扩散-吸附电动势，故水淹层的SP曲线平直。(3)水淹层的声波时差变化油层水淹后，常常发生声波时差增大的现象。引起声波时差增大的主要原因有：在注水开发中，油层中含量较高的蒙脱石等粘土矿物会吸水膨胀，产生蚀变，体积增大，使岩石结构发生变化，总孔隙度增大(有效孔隙度相对减小)，故使t增大；在长期注水开采中，那些呈离散状附着在砂岩颗粒表面或占据粒间孔隙空间的粘土矿物和泥质成分又可能被注入水溶解或冲走，造成储集层孔隙喉道半径增大。此外，钻井过程中可能在地层中产生径向裂缝；在注水过程中，地层压力可能上升到原始地层压力以上，也会形成裂缝。由于这些原因，往往造成水淹层的声波时差比末水淹时(油层)的声波时差增大，声波幅度衰减也增大。玉门油田M层由于蒙脱石遇到水膨胀，造成水淹层声波时差平均增大50Sm以上；辽河油田的油层在水淹后，声波时差值要增大2040 Sm ，最高达50Sm；南阳油田水淹层声波时差比未水淹油层的增大约50150Sm 。因此，有时可以利用声波时差增大来判断水淹层。(4)水淹层的自然伽马变化 长期的生产实践发现，油层水淹后，有些油田的GR测井值降低，另一些油田的GR却增高。水淹层GR测井值降低，是因为注入水水洗油层时，油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GR测井值降低。某些油田在注水开发中，注入水可能溶解油层中某些放射性盐类，溶解于水中的铀离子能被氢氧化铁吸附，且常与钙盐一起沉淀。不溶于水的放射性重晶石Ba(Ra)S04微晶以悬浮物的形式，在水驱油的动态条件下被胶体溶液带走，通过渗透性储集层，最后沉淀在已射孔(或尚未射开)井段的套管周围，形成放射性积垢。因此，在水淹层处，可能形成高的GR和铀曲线异常。水淹层定性识别依据自然电位、电阻率 井径以及自然伽马等曲线的变化特征进行水淹层定性判别。自然电位曲线是划分水淹层最重要曲线之一。油层水淹后由于孔隙流体矿化度的改变导致自然电位曲线的变化。自然电位曲线有3种响应特征：底部淡水水淹型，基线向下偏移；顶部淡水水淹型，基线向上偏移。淡水水淹层SP幅度差呈台阶状减小，当Rt平直时，上部减小型为顶部水淹，下部减小型为底部水淹。淡水水淹层SP无幅度差或幅度差较邻层、邻井小，当SP出现正的幅度差，表明油层已强水淹。电阻率曲线也是划分水淹层最重要曲线之一。岩石物理实验揭示无论注淡水或污水回注，水淹层电阻率在中低含水阶段均表现出降低特征。注淡水储层在高含水阶段水淹层电阻率表现出增加特点，甚至超过原状油层电阻率。自然伽马曲线有2种响应特征。与开发初期邻井相同层位的自然伽马对比，砂岩段自然伽马出现异常高值。表明在水流作用下，微细颗粒发生位移，将来水方向其他部位原视均匀分布的U+ 离子在此处富集，由此认为油层已水淹。与开发初期邻井相同层位的自然伽马对比，疏松砂岩段自然伽马出现异常低值。表明在水流作用下，微细颗粒发生位移，将富含放射性的粘土颗粒带走，由此认为油层已水淹。井径曲线响应特征。油层强水淹后，将发生井眼塌垮。(5)微电极测井曲线特征 微电极视电阻率数值反映岩性的变化，微电位与微梯度的幅度差，反映储层的物性和渗透性。在常规的钻井条件下(泥浆柱压力大于地层压力)，渗透层由于泥浆的侵入，渗滤而形成泥饼，使良好的渗透层显示为低电阻率和正的大的幅度差(微电位电阻率大于微梯度电阻率)。在注水开发中，注入水进入油层后，使水淹层的地层压力明显高于原始地层压力，地层压力大于泥浆柱压力，形成所谓的“相对高压层”，此时不再发生泥浆渗滤和结泥饼现象，测井过程中微电极极板直接与井壁接触，加之井壁周围地层岩石表面的残余油、或束缚水淡化，使得微电极视电阻率数值升高，变化急剧，幅度差较小且不易分辩其幅度差。这些特性往往是某些油田定性识别水淹层或水淹部位的重要依据。 1、地层电阻率下降，声波时差有所增高油层水淹后，其水淹部位含水饱和度增大，孔隙连通性变好，特别是强水淹的情况下，因而导致水淹部位电阻率下降，声波时差有所增高，它们成为指示强水淹层的标志(如图)。在强水淹部位，侧向测井曲线有明显的下降趋势。对于弱一中等水淹层，这一特点不明显，需要结合其它测井曲线，才能提供比较明确的解释。2、自然电位基线偏移法引起自然电位基线偏移的原因主要在于储集层地层水矿化度的局部淡化。油层局部的水淹部位，也就是自然电位基线偏移部位。试油结果已经证实：自然电位上段基线偏移，标志油层主要上部水淹。自然电位下段基线偏移，标志油层主要底部水淹，如图所示。基线偏移值的大小，取决于地层水矿化度与水淹部位的混合液矿化度的比值。地层水和注入水矿化度都比较稳定时，水淹程度越高，混合液矿化度越低，比值越大，自然电位基线偏移值也越大。对于边水推进或污水水淹，自然电位基线偏移不明显。 3、自然电位与电阻率曲线对应性分析法污水驱油后，在水淹部位增加了产层的导电性，使电阻率降低，自然电位幅度在水淹部位必然会增加。正韵律沉积的油层和岩性、物性较均匀的油层，底部水淹部位的电阻率降低，对应的自然电位幅度增大。对于中、高矿化度的边水水淹层，一般均具有电阻率曲线和自然电位曲线在形态上不对称的显示特征。下图给出的是水淹层电性对应性分析的实例，可以看出，8、9、10三层上显示的不对称，由此可以推断边水水淹情况。4、冲洗带电阻率法大量资料表明，在产层的岩性及物性相近的情况下，由于含油性的差别，一般油层冲洗带的电阻率较高，水层冲洗带电阻率较低。经研究水淹层区大直径取心资料得知，只有在岩性较粗、渗透性好的大孔道处，油层被严重冲刷，残余油饱和度很低。5、径向电阻率比较法在钻井过程中，泥浆柱压力是略大于地层压力。因此，钻开产层时就会发生泥浆侵入现象，并改变着产层的原始状态，使油层和水层具有不同的径向电阻率侵入特征。当泥浆滤液电阻率大于地层水电阻率时，油层一般显示为减阻侵入或无径向侵入特征，即RtRiRxo。下图是油层减阻侵入的一个实例，图中第1至第4层为明显的减阻侵入，试油结果为低含水油层。水层和含油水层一般显示增阻侵入径向特征，即：RtRiRxo。下图是一个增阻侵入实例，该井的第10层为明显的增阻侵入径向特征，单层试油为高含水水淹层。6、综合分析法油层水淹后，其测井响应及响应组合特征与原状地层的特征相比，存在着许多不同之处，根据前面述及的水淹层特征，测井响应的特点及测井响应之间的组合关系，经综合分析，来共同确定水淹层的水淹状况。实际上，水淹层的识别是一项非常困难的工作，定性识别水淹层除了采用测井资料外，还要结合地质、油藏工程等信息，需要进行综合分析评价。首先在总结和掌握本地区水淹层测井显