井楼油田稠油水淹层常规测井响应特征研究

郭欢欢，戴家才，赵宏梅，栾庆芝，刘桂林

(1.长江大学研究生院，湖北武汉 430100；2.中国石化河南石油工程公司测井公司；3.中国石化河南油田分公司石油物探技术研究院)

井楼油田稠油水淹层常规测井响应特征研究

郭欢欢1, 2，戴家才1，赵宏梅2，栾庆芝2，刘桂林3

(1.长江大学研究生院，湖北武汉 430100；2.中国石化河南石油工程公司测井公司；3.中国石化河南油田分公司石油物探技术研究院)

以石油地质学和测井学作为理论基础，从岩心、岩电实验、测井资料入手，对井楼油田稠油水淹层常规测井曲线的响应特征进行了深入细致的研究，得出了在稠油水淹层中电阻率呈不对称“U”型、声波时差增大、自然电位有异常(水淹初期异常幅度降低、中后期异常幅度正差异、边水淹异常幅度增大)的测井响应特征，为下一步稠油水淹层测井解释方法和标准的建立奠定了基础。

井楼油田；测井特征；稠油；水淹层；岩电实验；电阻率；自然电位

井楼油田是河南油田稠油开发的主力油田，经过十几年的开发，探明储量动用程度已高达76%。1995年热采区块吞吐井已累积吞吐2573井次，平均单井吞吐6.4个周期。6周期以上的生产井231口，占吞吐井数的68%。

稠油区加密井测井储层评价由于受蒸汽吞吐和边水水淹的影响，油层存水范围及分布状况较难确定，稠油热采水淹导致测井曲线响应特征异常，给测井精细解释带来诸多困难。为了弄清稠油油藏水淹后测井变化规律、满足稠油水淹层测井评价需要、提高油田经济效益、延长油田经济有效开发期，开展了井楼油田稠油水淹机理与常规测井水淹层响应特征研究。

1 井楼油田地质概况

井楼油田地处河南省唐河县古城乡境内,构造上位于南襄盆地泌阳凹陷西斜坡,面积约50 km2。井楼区块内部断层不发育，但在其北部和南部主控断层发育，并对油气运移和聚集起着重要控制作用。其南部以背斜油藏为主，北部有断鼻、地层不整合和岩性等多种类型油藏，油层具有埋藏浅、厚度薄、原油粘度稠、分布散的特点[1]。

井楼油田岩性主要为灰绿色及浅灰色砾岩、含砾砂岩、细砂岩、粉砂岩。储集层以细砂岩为主，样品占岩心取样总数的64.7%；粒度中值范围0.01～9.93 mm，平均值0.25 mm左右，粒度分布直方图有明显的峰值，表明储层粒度分选性较好，颗粒较细，以细砂岩、粉砂岩为主。

油藏储层胶结疏松，物性好，含油饱和度高。深度450 m以上井段取心观察，油层似沙糖状，原油沥青质胶结。非油层或450 m以下油层，胶结相对较好。

2 稠油水淹机理实验研究

本研究利用不成形稠油岩心岩样，根据视颗粒密度大小构造三块人工岩样6-2、10-4、13-2，由于岩心直径和长度较小，注蒸汽得不到较好的实验效果，因此在实验过程中直接利用蒸馏水对饱含油的岩心进行驱替，观测岩心淡水驱替过程中的电阻率变化趋势[2]。

2.1 稠油水淹电性特征变化规律

井楼油田稠油油藏存在两种水淹形式，即蒸汽吞吐形成的淡水水淹和边水水淹。利用钻井取心分析资料和室内岩电实验分析，对稠油层蒸汽吞吐的水淹后电性特征进行了深入的研究。实验岩样性质如表1所示，三块岩样蒸馏水驱替电阻率与含水饱和度关系如图1所示。

从图1中可以看到，岩心电阻率的变化形态呈现不对称“U”型变化曲线特征，在含水饱和度小于0.5时，电阻率呈现快速下降的趋势；在含水饱和度处于0.5～0.6时，电阻率几乎没有变化；在含水饱和度高于0.6时，电阻率呈小幅度的上升趋势。这种现象主要是两种因素在起作用：一是开始阶段随着注入水的增多，注入水与岩心中的束缚水混合，使岩心中导电通路不断增多造成岩心整体电阻率下降；二是当岩心中饱含的油被不断驱替出以后，由于岩心中的束缚水矿化度不断被淡化，从而表现出岩心整体电阻率的上升[3]。

表1 岩样实验参数

图1 岩样蒸馏水驱替电阻率与含水饱和度关系

总之，对于淡水水淹的地层，相对于原始油层电阻率变化而言都是呈下降趋势，注入淡水后期其电阻率并未高于油层。

2.2 稠油层水淹前后孔隙度、渗透率的变化

稠油层进行蒸汽吞吐和注气开采，在采油层内形成的高温、高压环境，以及周期性吞吐开采对储层孔隙度、渗透率以及孔隙结构都具有一定的改造作用。

弱水洗区，黏土受注入水浸泡发生膨胀，孔喉变窄，孔径缩小，孔隙度和渗透率都会降低；强水洗区，由于注入水的冲刷，岩石孔壁上粘附的黏土被剥落带走，泥质含量降低，孔喉增大，连通性变好，孔隙度和渗透率都将增大。

油层水淹之后，孔隙度和渗透率参数均有所增大，其增大率与岩性、矿物成分及其含量、以及水淹程度等因素有关。表2、表3为水驱前以及水驱10倍、20倍、50倍实验岩心孔隙度、渗透率的变化数据[4]。

表2 不同驱替倍数水驱前后岩心孔隙度变化数据

注：Δφ表示孔隙度的增大值，δφ表示岩心孔隙度的相对增大率。

表3 不同驱替倍数水驱前后岩心渗透率变化数据

注：ΔK表示岩心渗透率的增大值，δK表示岩心渗透率的相对增大率。

从岩心水驱实验可知，水淹倍数越大，岩心孔隙度和渗透率增大率就越大。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%。渗透率增大的最大绝对值为167.8×10-3μm2，而最大相对增大率为121.4%。

岩心孔隙度小、渗透率低的储层，水淹之后，虽然其孔隙度、渗透率相对增大率大，但是其绝对增大值变化不大。

岩心孔隙度、渗透率高的储层，注入水很容易冲刷并带走岩石孔隙表面的泥质和胶结物颗粒，极易形成连通性较好的孔隙通道，孔隙度、渗透率变化明显。

3 稠油水淹层后测井响应特征分析

井楼油田稠油层开发主要是采用注蒸汽吞吐的方式，注采周期结束后，水蒸汽波及到井周围油层。利用测井资料确定稠油水淹层位，应首先在水淹层和原始地层测井响应特征进行对比分析，根据对比分析结果，找出水淹层测井响应特征，为下一步水淹层的定性和定量解释奠定基础。

3.1 电阻率曲线整体呈降低趋势

稠油水淹机理实验已经表明，淡水淹储层电阻率整体呈降低趋势。图2是井楼油田不同时期钻的两口井，图2A是一口老井(油层未水淹)，图2B是一口新井(油层已水淹)，从图中第三道可以看出，油层水淹前，电阻率值在200 Ω·m以上，油层水淹后，电阻率只有90 Ω·m，油层电阻率是水淹层电阻率的2倍左右，电阻率明显降低。

3.2 声波时差增大

图2 油层与水淹层电阻率曲线对比

稠油水淹机理实验已经表明，淡水淹储层孔隙度呈增大趋势。图3是井楼油田不同时期钻的两口井，图3A是一口老井(油层未水淹)，图3B是一口新井(油层已水淹)，从图中第二道可以看出，楼XX井是该区油层水淹前打的一口采油井，该井声波时差为340 μs/m，楼XY为楼XX井的邻井，是油层水淹后打的一口评价井，油层水淹后，声波时差增大为520 μs/m，主要是因为稠油层进行蒸汽吞吐开采后，导致地层中的原油或沥青受温度影响黏度降低。

3.3 井径曲线和自然伽马曲线在水淹层响应特征

井径曲线对于水淹层和未水淹层没有明显的规律可循，但是在部分井中井径曲线可以反映水淹部位和测井时地层压力情况。

自然伽马曲线对于水淹层反应的规律不明显，根据目前总结的资料表明，自然伽马值在部分水淹层变化不明显，部分水淹层由于放射性矿物的堆积，造成局部自然伽马增大的现象，但总体上没有明显的规律性[5]。

3.4 自然电位曲线

自然电位曲线幅度差变化与地层的渗透性、泥浆性能、地层水性质，以及钻井泥浆与地层压力之间的压力差有关系，在原始稠油层，自然电位的幅度一般为负差异。在水淹初期，自然电位幅度差减小；在地层水淹情况较强的情况下，地层水矿化度被较大程度地淡化，自然电位幅度差则减小或出现正差异；在边水水淹时，由于注入水矿化度与地层水矿化度相似，自然电位幅度差增大或这一特征不明显，所以自然电位只能作为稠油水淹层判别的一条参考曲线。

图3 油层与水淹层声波时差曲线对比

4 应用效果

现场应用表明，利用上述研究成果提高了新井解释符合率，水淹层解释符合率达到了83.87%，高于符合率75%的考核指标。

利用新井水淹层解释结果，可以使新井投产射孔避开强水淹部位，提高新井投产效率，达到稠油高效开发的目的。

5 结论

(1)井楼油田稠油水淹机理表明，稠油水淹后储层电阻率呈不对称“U”特征，整体上呈降低趋势；孔隙度渗透率随水淹倍数的增大，增大率就越大。

(2)测井资料表明，稠油水淹层电阻率降低、声波时差增大、自然电位异常，常规测井资料和实验研究结果相一致。

[1] 冯瑞霞，徐松忠，袁燕丽，等.井楼油田一区Ⅲ5-6、Ⅲ8-9层吞吐后期综合治理对策[J].石油地质与工程，2012，26(2)：77-79，83.

[2] 周雯鸽，张绍宁，张荣新，等．油藏水淹机理与测井响应实例分析[J].测井技术，2003，27(4)：298-301.

[3] 申辉林，方鹏．水驱油地层电阻率变化规律数值模拟及拐点影响因素分析[J].中国石油大学学报(自然科学版)，2011，35(3)：58-62.

[4] 赵军，赵福宣，燕军．岩心刻度法在测井解释模型中的应用[J].新疆石油地质，1998，19(5)：421-423.

[5] 钟思存，王怒涛，黄炳光．一种计算含水饱和度与产水率关系的新方法[J].天然气技术，2008，2(2)：26-27.

编辑：吴官生

1673-8217(2015)02-0111-04

2014-11-16

郭欢欢， 工程师，1984年生，2007年毕业于河南师范大学计算机科学与技术专业，在读硕士研究生，现从事测井数字处理、解释和新方法研究。

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