双河油田特高含水期水淹层测井曲线响应特征
特高含水期水驱特征曲线拐点时机判别新方法
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
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。
双河油田水驱油藏特高含水期深度开发技术实践
双 河 油 田水 驱 油 藏特 高含 水 期 深 度 开 发 技 术 实 践
王城 ，郭 文 卿 ，李 志 超 ，高 启 江 到 １ 明 明 ，陈洪 山 ，闻亮 （ 中 石化河南 油田 分公司 第一采油厂’ 河南 南阳４ 。 。 ）
［ 摘 要 ］ 双 河 油 田经 过 ３ Ｏ多年 高 效 开 发 ， 目前 已经 进 入 特 高 含 水 期 ，综 合 含 水 达 ９ ６ ． １ ％ ，如 何 持 续 提 高 采 收 率 ， 是 目前 面 临 的 主要 问题 。在 剩 余 油 精 细 描 述 的基 础 上 ， 对 单 砂 体 进 行 细 化 分 类 评 价 ， 重 构 开 发 单 元 ；依 托 动 态分 析 调 配 、有 效 提 液 、长 期 封 堵 层 剩 余 油 评 价 动 用 等 技 术 集 成 ，深 度 开 发 高 含 水 主 力 油
０ ． ４ ｍ 的标 准 ，开 展流 动单 元划 分 。双 河油 田核 桃 园组 Ⅳ下 、 Ｖ下 、Ⅵ 、Ⅶ和 Ⅷ 、Ⅸ油 组 等 开 发 单 元 ， 进行 流动 单元 划分 ，将 ７ １个小层 划 分为 １ ５ ７个 流动单 元 。 ２ ）夹层识 别描 述 由于夹层 阻碍 流体 在垂 向上 的重 力分 异 作用 ，夹层 上 下 的水 淹 程度 受 注采 强 度 控 制 。夹层对 剩余 油 的控 制作 用 ，主要是 通过层 内非 渗透或 低渗 透层 ，对流体 渗 流的分 割而导 致剩 余油 富集 。通 过取 心井 资料标 定测 井数 据 ，建 立 不 同类 型 夹层 测 井 识 别标 志 ；对 非 取 心井 依 据 测 井识 别 标
产油 ４ ２ ８ ４ ×１ ０ ｔ 。
双河 油 田厚 油层 发育 ，层 间层 内非均质 性严 重 ，主力层 主体 区在 同时兼顾 非主力 层开 发 的开采方式 和井 网条 件下 ，难 以适 应后 期细分 挖潜 的需 要＿ １ ］ 。主体 区大 面积高含 水封堵 或关停 ，潜 力难 以动用 ；尖 灭 区域和 非主力 层井 网完 善程度 低 ，开发形 势 日益严 峻 。
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
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。
双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策
（ ．中国海洋石油基地集 团 采油 技术 服 务分公 司渤 海石 油研 究 院，天津 塘沽 ３０ ５ １ ０ ４２；２ ．河 南油 田分 公 司 勘探 开 发研 究 院 ，河 南 南 阳
４３３ ） ７ １２
摘要：根 据 双河 油 田江 河老 区的 构造特 征及 开发 现状 ， 系统 分析 了高含 水期 剩余 油 分 布特 征 ，并对 该 区的增 储 潜 力做 了 系统 分析 ，提 出 了多种 挖 潜对 策 。利 用这 些技 术 ，在 双 河 油田连 续 多年 不 断获得 新
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第２ ５卷
第 ５期
大庆石油地质与开发
ＰＧ Ｏ Ｄ Ｄ ．．．．．
２０ ０６年 ｌ ０月
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文章编 号 ：１０ －７４ （０ ６ ５０ ５ －４ ０ ０３ ５ ２０ ）０ － ３． ０ ０
双 河 油 田江 河 区高 含 水 期 剩 余 油 分 布 特 征 及 挖 潜 对 策
投 入开 发 以来 ，该 油 田先后 经 历 了上产期 、稳产 期 和 递 减期 ， 目前 己进入 特高 含水 开 发后期 ，综 合含 水 高 达 ９ ％ ，开发 形 势 非 常 严 峻 。 虽 然 双 河 油 田经 过层 ３ 系细分 、一 次加 密 、二次 加密 以及 以井 组 为单元 的局
作者简介 ：徐进成 （９ ７一） １６ ，男 ，河南南阳人 ，工程师 ，从事地质研究工作。
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大庆石油地质与开发
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第２ ５卷
第 ５期
勘探 、开 发初期 ，由于井 网稀 ，资料 较少 ，构 造
化学驱后水淹层地质特征及测井响应分析
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。
双河油田水淹层论文
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。
特高含水油田高耗水层带识别方法研究——以双河油田为例
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
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
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。
高含水期油田新型水驱特征曲线的推导及应用
与归 一化 含水 饱 和度有 如下关 系 ：
Ｚ ，ｚ
ｓ 在稳 定渗 流条 件下 ，水油 比的定 义 为
。Ｒ： Ｑｗ ＃ｏＢ Ｙｗ Ｋ￣ ｏ ＝
（６） （７）
：
（１－Ｓ ｄ）“
（３）
骄雅 ＿２）， Ｋｌｗ与奇
算 ，通 过取 不 同 的值 ，利 用 式 （９）对 实际数 据 进行 回归 ， 当取 值正 确时 ，能 够 出现式 （９）所 表 达 的直线 关 系。
通 过线性 回归确 定系 数 ｍ，ｎ及 日 之后 ，给定水 油
比 （如 当 含 水 率 （厂ｗ）为 ９８．００％时 ，ＷＯＲ＝４９．００），由 式
１０７
其 中
ｍ：ｌｇ
’ｏ
式 中 ： ， 分 别 为 地层 原 油 、地层 水 的黏 度 ，ｍＰａ·Ｓ；
Ｂ。 ，Ｂ 分 别为 地层 原油 、地 层水 的体 积 系数 ； 。， 分 别 为地 面脱 气原 油 、地 面水 的相对 密度 。
式 （９）即为一 种 新 型 的水 驱特 征 曲线 关 系式 。其 中 ， 可 由矿 场 经验或 实 验室研 究 确定 ，也 可 以人 为估
３ 新 型水 驱 特 征 曲线 的应 用
３．１ 一 维 水 驱 油 理 论 模 型 对 新 型 水 驱 特 征 曲 线 的 验 证 设均 质 一维 线 性注 采 单元 ，地质 储 量 为 ２６．４￣１０
ｔ，渗透 率为 ２８０￣１０ Ｉｘｍ ，原油 黏度 为 ２０ ｍＰａ·ｓ。油水 井 距 ５００ ｍ，注 采 压 差 恒 定 为 ２ ＭＰａ，相 渗 曲线 如 图 ２ 所 示 ，在 晚期段 相对 渗透 率 比值 已经 偏离 了直 线段 。为 了进 行模 型验 证 ，采用 贝 克莱 一列维 尔特 驱 油理 论 ，不 限生产 时 间 ，计算 当 出 口端 含水 饱 和度分 别 是相 渗 曲 线 中各 点 时的 开发 指标 ，结果 见表 ２。
双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征
４３ ３； ３ ７ ｌ ２ ．中 国 石 化
摘
要 ： 用精 细 油 藏 数 值 模 拟 方 法 、 闭 取 心 方 法 ， 合 油藏 动 态 分 析 、 态 资 料 测 试 等 方 法 ， 据 平 面 、 向 上 和 应 密 结 动 根 纵
层 内分 布 对 双河 油 田 高 含 水 高 采 Ｈ 程 度 油 藏 Ⅳ５ １ 层 系 目前 剩 余 油进 行 三 维 定 量 化 描 述 ．结 果 表 明 ： 面 上 剩 余 储 量 ｛ — 】 平
程 度 不 均 匀 ， 余 储 量 相对 较 少 ； 内 剩 余 油 集 中 在 厚 油 层 及 正 韵 律 油 层 顶 部 及 低 渗 透 层 段 ， 心 井 试 油 结 果 与 研 究 结 剩 层 取
果一致．
关
键
词 ： 余 油分 布 ；含 水 率 ；采 ｍ程 度 ；油 藏 ；数 值 模 拟 ；密 闭 取 心 井 ；双河 油 田 剩 文献标识 码 ： Ａ 文 章 编 号 ： ０ ０—１ ９ （ ０ Ｏ ０ —０ ５ 一Ｏ １０ ８ｌ２】） １ ０ １ ５
双河 油 田Ｉ ５ １ 层 系 自 １ ７ Ｖ — １ ９ ７年 ｌ ２月 投 入 开 发 ， 历 ４个 开 发 阶段 ： 然 能 量 加 早 期 注 水 开 发 阶 经 天
中图 分 类 号 ： ３ ８ ＴＥ ２
０ 引 言
双 河 油 田 Ⅳ ５— １ １层 系 目前 综 合 含 水 率 为 ９ ． ３ ， 出 程 度 高 达 ５ ． ６ （ 定 水 驱 采 ６ ， 高采 出程 度 的“ 双高 ” 发 阶段 ， 下 剩余 油 呈“ 体 高度 分散 、 部相对 富 集” 开 地 整 局 的
马 艳 。 ，李 洪 生 大 猛 ，周 生友 。 ，刘 ，董 文 龙。
特高含水期油藏倾角及韵律性对油滴受力状态影响研究
层 内剩余 油描 述及 挖潜技 术 ；徐 正顺等 ＿ ７ 以 喇萨杏 油 田为例研 究 了特 高含 水期开 发调 整技 术 ；李 洁等 ｌ ８ ｊ
研 究 了大庆 长垣油 田特 高含 水期精 细 油藏描 述技 术 ；李彦平 等 研究 了陆 丰 凹陷块状 砂岩 油藏 特高 含水 期 剩余 油分 布 ；徐 国民等口 叩 研 究 了特高 含水期 精 细分 层 注水 需 要解 决 的 问题 ；钟 仪 华 等口 提 出 了特 高
［ 收稿日期］２ ｏ ｌ ３ ｏ ７一 ｏ ８
［ 基金项目］高等院校博士点基金项 目 （ ２ ０ ０ ９ ５ 】 ２ １ １ １ ０ ０ ０ ３ ） 。 ［ 作者简介］李金丹 （ １ ９ ６ ６一 ） ，男 ，１ ９ ８ ７ 年大学毕业 ，副教授 ，目前从事油气渗流机理研 究。
第 ３ ６卷 第 ２期
产和 高产意 义重大 。笔 者将 以毛 细管 中 的剩 余 油滴为 研究 对象 ，研究 特 高含水 期 油藏倾 角及 韵律性 对 油
滴受 力状 态影 响 。
１ 特 高含水期油藏倾角作用下油滴微观 受力状态 方程
对 于特高 含水 期毛 细管 中油滴微 观 受力状 态 分析 ，参见 文献 ［ １ ２ ］ 。进 入特 高含 水期 ．重 力 、浮力 、
sf0gcos为驱替压力mpa为润湿角rad为界面张力mn等径毛细管中的油滴欲运动时由于两端界面形变便会产生滞后效应阻力此时油滴受注入水驱力楔压效应阻力重力浮力摩擦力及滞后效应阻力的共同作用其所受合力表达式如下cos2cos11sf0gcoscos2cos1分别为前后端润湿角rad不等径毛细管中的油滴通过狭窄孔道时会产生液阻效应阻力此时油滴受注入水驱替力重力浮力的分力液阻效应阻力重力浮力的分力产生的摩擦力共同作用其所受合力表达式如下sinsf0gcos2cos2cos1当油滴运动时还必须克服黏滞阻力的作用此时所受合力变为sinsf0gcos2为油滴的移动速度cm为原油黏度mpascos2cos1dv一旦油滴全部进入窄小孔道此时受力情形变回到了油滴在等径毛细管中的受力情形只是必须考虑黏滞力对运移速度的影响
水淹层测井识别方法
一、水淹油层的特征
（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。
在胡状集油田测井解释失误率高的是电阻率达到34个欧姆投产后产水率却大于80的水淹层而这种较高电阻率的强水淹层并不是由于淡水水淹引起的主要是由于储层非均质造成电阻率直接识别法电阻率直接识别法自然电位辅助法自然电位辅助法测井曲线综合判断法测井曲线综合判断法1深感应电阻率下降法地层电阻率是地层岩性物性含油性和地层水矿化度等因素的综合响应
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。
一、水淹油层的特征
（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
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。
一、水淹油层的特征 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。
油田水淹层测井技术特征分析
相渗 透率 、渗 透 截 面 以及 流 体 性 质 决定 着 定压 差条 件 下 的储 油 层 的油、 气 、水 的 量 以及 产 业 的 性 能 。这 里的相 渗 透 率 主 要 是 指有 效 的渗 透率 ， 通 过岩 石 能 力 的 大 小来 度量 每 一相 流 体 ， 并 且 其 受到岩石 的粘 比度 、湿润 性和 孔 隙度 结构的影 响 。 自然 电位 法 ， 油 层 内部 各 种不 均 匀 性 ， 水淹 程 度 也 很不 均
关键词 水淹 层 ； 特征 分析 ； 解 释 方法 ； 测井技 术 中图 分类号 ： Ｐ ６ ３ １ 文 献标 识码 ： Ａ 文章 编 号 ： １ ６ ７ 卜７ ５ ９ ７（ ２ ０ １ ４ ）０ ９ － ０ １ ９ ９ — ０ １ 世 界能 源危 机正 在 上演 ， ２ １ 世 纪最为 最重 要的经 济 资源 一一
匀 ， 这样 很容 易产 生 自然 电位 基 线 的偏 移 。之所 以会 发 生 电位
基线偏 移 ， 主要 是 因为 水淹 致使 矿化 度 发生 变化 ， 局 部发 生淡 化 ， 水淹 前后 的 地层 矿 化 度 的 比值 决 定 着基 线 偏移 的大 小 ，比值 越
２ 水淹井测井曲线变化
双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征
大庆石油学院学报第34卷第1期2010年2月JOURNAL OF DAQING PET ROLEU M INS TIT UT EV o l.34No.1Feb.2010收稿日期:2009 09 10;审稿人:张继成;编辑:任志平作者简介:马 艳(1975-),女,博士生,高级工程师,主要从事油田开发方面的研究.双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征马 艳1,2,李洪生2,刘大猛1,周生友3,董文龙2( 1.中国地质大学(北京)能源学院,北京 100083; 2.中国石化河南油田分公司,河南南阳 473132; 3.中国石化石油勘探开发研究院,北京 100083)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 5-11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.关 键 词:剩余油分布;含水率;采出程度;油藏;数值模拟;密闭取心井;双河油田中图分类号:TE328 文献标识码:A 文章编号:1000 1891(2010)01 0051 050 引言双河油田 5-11层系目前综合含水率为96.93%,采出程度高达50.26%(标定水驱采收率55.65%),已进入高含水、高采出程度的 双高 开发阶段,地下剩余油呈 整体高度分散、局部相对富集 的状态.为准确预测剩余油,特别是其富集部位的分布状态,综合运用地质、测井、精细数值模拟等技术,分析剩余油的分布状况,将是这类高含水油田调整挖潜、应用提高采收率技术改善开发效果的基础和关键[1].剩余油研究分为岩心分析法、地质分析法、动态分析法、油藏数值模拟法、油藏工程法等[2-5].其中,密闭取心分析资料是反映储层物性和含油性最直观最准确的资料[6],而数值精细模拟技术能够对剩余油从三维空间进行定量化描述[5].综合运用密闭取心井结果和数值精细模拟技术,结合油藏动态分析、动态资料测试等方法,分别从平面、纵向上和层内分布对双河油田高含水、高采出程度油藏 5-11层系目前剩余油进行定性和三维定量化描述,为该单元实施井网重组和化学驱、提高采收率提供依据.1 油藏概况双河油田 5-11层系位于南襄盆地泌阳凹陷西南斜坡双河鼻状构造带上,油藏类型主要为由东南向西北上倾尖灭且受鼻状构造控制的岩性油藏,属于扇三角洲沉积,含油区内主要发育水下分流河道、河口坝、前缘席状砂体、水下溢岸砂体等沉积微相.油藏埋藏深度为1550~1770m,含油井段长度为220m,含油面积为4.75km 2,地质储量为445.7 104t,自上而下包含11个含油小层、13个油砂体,主力小层有3个,主体区发育厚油层为主.平均油层温度为81 ,属于二类储量,原始地层压力为15.88M Pa,地下原油黏度为3.3mPa s,原油密度为0.979g/cm 3,含蜡质量分数为32.44%,凝固点为36.0 ,饱和压力为2.86MPa,地饱压差为13.02M Pa,属于未饱和油藏.地层水为N aH CO 3型,矿化度为7947mg /L.双河油田 5-11层系自1977年12月投入开发,经历4个开发阶段:天然能量加早期注水开发阶段,细分层系综合调整阶段,井网一次加密、二次加密为主的调整阶段,局部细分完善调整阶段.到200951年6月, 5-11层系总井数为62口,油水井数比为2.26,平均井距为268m,井网密度为13.57口/km 2,综合含水率为96.93%,采油速度为0.51%,采液速度为14.8%,采出程度为50.26%,标定水驱采收率为55.65%,累积注采比为0.9,地层压力为10.73MPa,压力保持水平为67.0%.目前水驱开发含水率上升速度快,采油速度低,单元水驱开发效果变差.2 剩余油研究方法2.1 油藏精细数值模拟数值模拟技术是在对不同储层、井网、注水方式等条件下,应用流体力学模拟油藏中流体的渗流特征,定量研究剩余油分布的主要手段.数值模拟的精度受到地质建模的影响,在已有的地质认识基础上,利用Petrel 建模软件建立Eclipse 数值模拟软件需要的网格和属性模型.2.1.1 地质模型及网格系统由于该层系地饱压差大,生产过程中不易脱气,模型采用黑油模型、三维二相渗流特征.纵向上分为25个模拟层;平面上方向网格数为107个,步长为30m;层内方向网格数为135个,步长为30m ,网格总数为361125个(107 135 25).2.1.2 相渗及流体PVT 数据为准确描述油水渗流特点,对 5-11层系6口井35条相对渗透率曲线,按不同的沉积相带分区,并分别归一化处理后得到相应的油、水相对渗透率曲线(见图1).流体PV T 数据采用实验室实测结果.图1 双河油田 5-11层系不同沉积相带的油水相对渗透率曲线2.1.3 模型初始化依据地质小层认识建立平衡分区,采用重力与毛管压力平衡初始化系统.2.1.4 历史拟合采用定产液对全区(累计产油量、含水率、区块平均地层压力)及单井进行拟合.到2008年12月,拟合结果为累计产油量为223.47 104t,含水率为96.3%;实际累计产油量为222.24 104t,实际含水率为96.7%,区块拟合符合率在95%以上.单井生产史拟合结果较好,多数井计算结果和实际生产动态基本一致,拟合符合率在80%以上.结合现场实际,通过单井拟合调整,数值模拟结果很好地指示油水运动的规律,提高剩余油分布的可信度.2.2 密闭取心井密闭取心是指在水基钻井液中取得的岩心基本不受钻井液的污染,能真实再现地层原始地质孔隙度、含油饱和度及水侵和含水率等资料.它是通过专用密闭取心工具和密闭液的共同作用实现的一种特殊钻井取心工艺[6-7].由于饱和度资料在测量过程中存在脱气、挥发等损失,应该对测量饱和度加以矫正[8].根据密闭取心资料,可以快速、直观判断小层的水淹状况及剩余油的分布特征.为认识 5-11层系高含水期不同物性层段的水洗特征及剩余油分布特征,部署2口密闭取心井.其中K4511井位于注采井的分流线上,K4512井位于注采井的主流线上.2口井在 5-11层系取心进尺为89.22m ,收获心长为82.51m,平均收获率为97.65%.52 大 庆 石 油 学 院 学 报 第34卷 2010年数模拟合结果与K4511,K4512取心井分析化验结果见表1.由表1可见,数值模拟结果与取心解释剩余油饱和度接近,相对误差为1.03%~ 6.30%,绝对误差为0.42%~1.17%,吻合程度较高.表1 取心解释与数值模拟分层含油饱和度结果%井号层位取心解释含油饱和度数值模似剩余油饱和度相对误差绝对误差K4511 5134.7933.62-3.36-1.17 5232.5630.51-6.30-2.05 7143.0243.94 2.140.92 7248.6449.27 1.300.63 9138.9037.62-3.29-1.28 9242.8141.95-2.01-0.86K4512 5134.6933.92-2.22-0.77 5235.9534.56-3.87-1.39 7125.9724.78-4.58-1.19 7227.1027.97 3.210.87 8240.6141.03 1.030.42 9238.3437.62-1.88-0.723 剩余油分布特征3.1 平面分布特征(1)剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,约占总剩余储量的1/2.数值模拟结果显示, 5 -11层系油层已大面积严重水淹,到2008年底,层系总剩余地质储量为222.2 104t,含水率小于40%的未弱水淹区的剩余储量为21.31 104t,占全部剩余储量的9.59%;含水率大于90%的强水淹区的剩余储量为108.63 104t,占全部剩余储量的48.97%,受到地质构造因素、平面上渗透率的非均质性和注采井网的完善程度等因素影响,平面上水淹并不均匀.(2)构造高点及边角部位剩余油及可动油饱和度较高,但剩余储量丰度低.由于构造高点及边角部位储层物性差,注水见效差,剩余油饱和度较高[9](见表2).由表2可见,构造高点和边角部位平均饱和度为48.9%~56.2%,由于厚度较薄,剩余储量少,分别为6.78 104t和8.35 104t,剩余油丰度较低,平均只有(4.8~6.5) 104t/km2.表2 构造高点及边角部位剩余储量分布位置剩余油饱和度/%可动油饱和度/%剩余储量丰度/(104t k m-2)范围平均范围平均范围平均主力小层剩余储量/104t构造高点55~6556.240~5045.32~8 6.5 6.78边角部位40~5548.930~4535.62~6 4.88.35(3)低渗部位及井网不完善区域剩余油饱和度及剩余储量丰度较高.由于储层非均质性和注采井网不完善,在低渗部位及井网不完善区域形成剩余油,这些局部区域目前剩余油饱和度、可动油饱和度及剩余储量丰度较高,一般呈连片状分布和部分区域分布(见表3).由表3可见,低渗部位及井网不完善区域的平均剩余油饱和度为45.6%~50.1%,平均剩余油丰度为(31.2~43.8) 104t/km2,而剩余储量相对较少,分别为29.7 104t和18.9 104t.表3 井网不完善区域及低渗部位剩余储量分布位置剩余油饱和度/%可动油饱和度/%剩余储量丰度/(104t k m-2)范围平均范围平均范围平均主力小层剩余储量/104t低渗部位45~5545.630~4032.725~3531.229.7井网不完善区40~5550.130~4537.638~4543.818.9(4)主体区剩余油及可动油饱和度相对较低,剩余储量丰度较高.根据数值模拟结果,主力小层主体部位由于油层厚度大、非均质严重,水驱油的非活塞性形成可动剩余油,分布在中强水淹区内,平均剩余油饱和度为30%~40%.尽管主体区剩余油饱和度较低,但面积大、油层厚,单层平均剩余储量丰度为(25~53第1期 马 艳等:双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征35) 104t km-2,主体区剩余储量为107.23 104t,占全区剩余储量的48.26%.(5)非主力小层井网不完善区域剩余油及可动油饱和度相对较高,但整体上剩余储量丰度较低.由于非主力小层面积小,形态不规则,井网控制程度低,其储量动用程度相应较低,目前非主力小层含油饱和度相对较高,平均剩余油饱和度为35%~45%.由于非主力小层厚度薄,一般剩余储量丰度为(6~12) 104 t/km2,非主力小层剩余储量为49.05 104t,占全区剩余储量的22.07%.(6)非主流线剩余油饱和度高于主流线.平面上剩余油分布主要与取心井所处位置有关,但不同位置有剩余油富集,平面上非主流线饱和度略高于主流线.2口密闭取心井的岩心分析结果表明,不同位置取心井油层已全部水洗,双K4511井处于非主流线,平均含油饱和度为37.46%,驱油效率为50.13%;双K4512井处于主流线,平均含油饱和度为31.86%,驱油效率为54.44%,处于非主流线井比处于主流线井平均油饱和度高5.6%,驱油效率低4.31%.3.2 层间分布特征表4 5-11层系剩余储量分布状况小层层位采出程度/%剩余储量/104t占单元比例/%剩余储量丰度/(104t km-2)主力 51-256.1958.4026.2818.25 91-249.3997.0243.6628.62 7154.1317.757.9912.24小计52.39173.1777.93非主力7255.50 6.63 2.9811.24 11248.8811.86 5.348.01 8244.07 4.53 2.047.31 61-213.668.03 3.6112.35 10137.14 4.40 1.98 5.50 10232.12 3.53 1.5911.77 10325.35 5.30 2.3910.39 11333.75 4.77 2.157.45小计40.1849.0522.07合计222.2210046.785-11层系剩余储量分布状况见表4.由表4可见,层间采出程度差异大,主力小层采出程度为52.39%,非主力小层采出程度为40.18%.如 51-2采出程度达到56.19%, 61-2采出程度为13.66%.(1)主力小层采出程度高,剩余储量相对较多. 5-11层系中 51-2,71,91-2主力小层的物性相近,渗透率级差为1.67,层间非均质性较弱,且注采井网相对完善、动用较好,各小层驱替较均匀,采出程度较高(49.39%~56.19%).由于主力小层地质储量多、厚度大,剩余储量和剩余储量丰度较高,其中单层剩余储量为(17.75~97.02) 104t,占单元总剩余储量的77.9%.另外,双K4511,K4512密闭取心井资料表明: 51-2,71,91-2主力小层平均含油饱和度为31.86%~ 37.46%,所以 51-2,71,91-2主力小层是开发的重点.(2)非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少. 5-11层系 61-2, 72, 82, 101-3, 112-3等非主力小层,由于层间非均质性较强,渗透率级差为3.17,各层采出程度差异较大(13.66%~ 48.88%).由于非主力小层地质储量小、厚度薄,剩余储量相对较少,剩余储量占单元总剩余储量的22.07%,剩余储量丰度为(5.50~12.35) 104t/km2.3.3 层内剩余油分布特征密闭取心井水淹级别统计结果见表5.由表5可见,2口密闭取心井的55.9m油层厚度已全部见水.强水洗厚度为28.14m,占所取岩心厚度50.34%;弱水洗厚度为8.10m,占所取岩心厚度14.49%,弱水洗层段主要分布于厚油层及正韵律油层顶部、层中低渗透层段. 51-2,71,91-2主力小层弱水洗厚度,占所表5 密闭取心井水淹级别统计结果井号强水洗中水洗弱水洗厚度/m厚度比/%厚度/m厚度比/%厚度/m厚度比/%K451110.3537.5012.2244.28 5.0318.22K451217.7962.867.4426.29 3.0710.85合计28.1450.3419.6635.178.1014.49取岩心厚度11.36%,非主力小层弱水洗厚度占所取岩心厚度30.78%,主力小层水淹程度较非主力小层更为严重.54大 庆 石 油 学 院 学 报 第34卷 2010年第1期 马 艳等:双河油田高含水高采出程度油藏剩余油分布特征注入水在渗流过程中,由于受到流体自身的重力下沉作用,沿下部流动的动力大于沿上部流动的,结果造成上部驱油效率低于下部的现象[10-12].如双K4511井 92层顶部1.5m层段含油饱和度比下部高10.56%,驱油效率低6.67%.试油验证 92层顶部产量较高、含水率相对较低,日产液量为47.17m3,日产油量为10.72m3,含水率为77.27%.在水驱开采过程中,正韵律油层注入水首先沿着底部高渗透层段突进,由于受到重力作用,使得这种突进加剧,造成油层底部水洗严重,注入水波及体积小,储层内动用不均匀,水洗效果出现差异.如双K4511井 52层顶部0.9m层段含油饱和度比下部高10.83%,驱油效率低13.15%.由于存在非均质性和层间干扰,注入水易沿高渗透层突进,物性相对较差的低渗透层是剩余油富集区[13-14].如双K4511井 72层下部1636.8~1638.4m层段,平均渗透率只有275.21 10-3 m2,孔隙度为20.22%,含油饱和度为50.66%,驱油效率为25.36%.试油验证 72层下部日产液量为22.50m3,日产油量为20.25m3,含水率为10.00%.4 结论(1)平面上剩余储量主要集中在含水率大于90%的区域内,其储量占总剩余储量的近1/2;构造高点及边角部位剩余油饱和度及可动油饱和度较高,但剩余储量丰度低;低渗部位及井网不完善区域剩余油饱和度及剩余储量丰度较高;非主流线剩余油饱和度高于主流线.(2)层间采出程度差异大,主力小层采出程度高,但剩余储量相对多;非主力小层采出程度不均匀,剩余储量相对较少.(3)层内总体上弱水洗以下厚度所占比例较小,且主力小层弱水洗厚度小于非主力小层;厚油层及正韵律油层顶部及低渗透层段含油饱和度高,剩余油相对富集.参考文献:[1] 韩大匡.准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率[J].石油学报,2007,28(2):73-78.[2] 郭平,冉新权,徐艳梅,等.剩余油分布研究方法[M].北京:石油工业出版社,2004:8-12.[3] 冯明生,别爱芳,方宏长.高含水期剩余油分布研究方法探讨[J].世界石油工业,2000,7(7):40-43.[4] 赵筱艳,杜春龙,任战利,等.应用地质 动态分析法预测剩余油分布[J].西北大学学报,2008,38(4):622-628.[5] 贾爱林,郭建林,何东博,等.精细油藏描述技术与发展方向[J].石油勘探与开发,2007,34(6):691-695.[6] 徐冬燕,唐庆梅.应用井壁取心热解分析资料计算剩余油饱和度[J].油气地质与采收率,2007,14(6):103-106.[7] 文政,赖强,魏国章,等.应用密闭取心分析资料求取饱和度参数[J].大庆石油学院学报,2006,30(5):17-19.[8] 刘丽.基于物理模拟实验的密闭取心井油水饱和度校正[J].石油钻采工艺,2009,31(2):82-85.[9] 徐进成,姜建伟,刘峥君,等.双河油田江河区高含水期剩余油分布特征及挖潜对策[J].大庆石油地质与开发,2006,25(5):53-56.[10] 盖玉国.喇嘛甸油田厚油层顶部剩余油水平井挖潜方法[J].大庆石油学院学报,2009,33(1):109-111.[11] 王德喜,张建军,高志刚,等.喇嘛甸油田特高含水期厚油层挖潜工艺[J].石油学报,2007,28(1):98-100.[12] 陈程,贾爱林,孙义梅,等.厚油层内部相结构模式及其剩余油分布特征[J].石油学报,2000,21(5):99-102.[13] 杨勇.剩余油分布规律影响因素分析研究[J].石油天然气学报,2009,31(1):100-103.[14] 张雁,冯殿辉,林虎哲,等.不同河道砂体内夹层个数对剩余油分布的影响[J].大庆石油学院学报,2008,32(3):108-110.55Abstracts Journal of Daqing Petroleum Institute Vo l.34 No.1 Feb.2010v oir.And by using numerical integration,w e have calculated the corr esponding pseudo pressure value under any stress to determ ine inflow dynam ic equations o f w ater-producing gas well in deep volcanic gas reser voir.We hav e also analyzed that pressur e sensitiv ity and w ater g as ratio have impact o n g as res ervo ir productiv ity.T he application result show s that the g eneralized pseudo pressur e method is r eliable and reasonable w hen used to determine the productiv ity mo del o f deep volcanic gas reservoir.Key words:g eneralized pseudo pressur e function;deep volcanic rock;pressure sensitive gas r eser voir;inflo w dy nam ics;productivity equation;w ater pr oducing gas w ellPilot test of polymer enhanced foam flooding in C hengdong oilfield/2010,34(1):47-50ZH ANG Li1,2,GU O Lan lei2,REN Shao ran1(1.Colleg e of Petr oleum E ngineer ing,China Univer sity of Petroleum,Dongy ing,Shandong 257061,China;2.G eological Scientif ic Resear ch I nstitute,Sheng li Oilf ield Corp.L td.,Dongy ing, Shandong257015,China)Abstract:T he pilot test of polym er enhanced foam flooding w as im plemented in2004in Cheng dong oil field,representative of stro ng heter ogeneity r eserv oirs and pore and vo id gro w ing reservoirs.T his paper describes and analyzes the perform ance of injecting and production w ells and evaluates the flo oding effects.The injection pressur e w ent5.2M Pa up and the flow resistance co efficient incr eased to4.86, far greater than that of po lymer floo ding.T he displacement v elo city w as low er than that of w ater flo od ing in plane and the profile m odified ev idently in vertical.T he o il pro duction increased and the w ater cut decreased in the three center w ells.T he increm ental o il production w as16810t by the end of July, 2009.T he decline trend of w ater cut is similar to that of poly mer floo ding in Gudao oilfield.Therefor e the poly mer enhanced fo am system could plug up the pore and v oid effectively,increase the flow resist ance greatly,extend the sw ept vo lum e in plane,enhance the displacement efficiency in vertical,and then enhance the o il recov ery in strong heterog eneity reservoirs and in pore and v oid g row ing r eser voirs in Shengli o ilfield.Key words:po lymer enhanced foam flooding;plugg ing;pr ofile mo dify ing;enhanced oil reco very;Chengdong o ilfield;filed testDistribution characteristic of the remaining oil in high water cut and high recovery percent of reserves reser voir of Shuanghe Oilfield/2010,34(1):51-55MA Yan1,2,LI H ong sheng2,LIU Da meng1,ZH OU Sheng y ou3,DON G Wen long2(1.E ner gy College,China Univer sity of Geosciences,Beij ing100083,China;2.H enan Oilf ield Comp any,S IN OPEC,N any ang,H e nan473132,China;3.Petroleum Ex p lor ation and P roduction Resear ch I nstitute,SI N OP EC,B eij ing100083,China)Abstract:Based on the plane,vertical,and internal distr ibutio n,the3D quantitative description o f the present remaining oil in high w ater cut and hig h recovery percent of reserves in IV5-11fo rmatio n o f Shuang he oilfield have been carr ied o ut,by the fine reservoir num er ical simulatio n m ethod,sealed coring method,combined w ith reserv oir dy namic analy sis,dy namic data testing methodolog y.The results show ed that the plane's remaining reserv es are concentrated in the ar ea w her e the w ater cut is mor e than 90%;the remaining oil and recoverable oil satur ation is relatively hig h in lo cal structural high,low-permeability area and w ell pattern imper fect area;the remaining oil saturatio n of the non mainstr eam line is higher than that of the mainstream line;the ex tent of v er tical m ining is v er y different,the mining。
利用三参数定量划分二元复合驱水淹级别
第４０卷 第５期２０１６年１０月测 井 技 术ＷＥＬＬＬＯＧＧＩＮＧＴＥＣＨＮＯＬＯＧＹＶｏｌ．４０ Ｎｏ．５Ｏｃｔ２０１６作者简介：王含红，女，１９７５年生，高级工程师，从事测井解释与方法研究工作。
Ｅ‐ｍａｉｌ：ｌｉｊｕｎｈｏｎｇ１６８＠ｑｑ．ｃｏｍ文章编号：１００４‐１３３８（２０１６）０５‐０６２３‐０６利用三参数定量划分二元复合驱水淹级别王含红，赵宏梅，张亚莉，阚朝辉，肖红梅，田芹（中石化河南石油工程有限公司测井公司，河南南阳４７３１３２）摘要：以岩心常规试验和二元复合驱水淹机理实验为依据，在分析水淹后测井响应特征的基础上，利用常规测井技术的电阻率相对幅度法和交会图法，建立了以产水率、电阻率相对幅度和孔隙结构三参数为主要指标的二元复合驱水淹层分级评价标准。
综合利用三参数定量评价双河油田Ⅴ油组新钻开发井水淹层，解释符合率达９１.１６％，为双河油田Ⅴ油组二元复合驱开发调整提供技术支撑。
关键词：测井解释；二元复合驱；水淹机理；三参数；定量评价中图分类号：Ｐ６３１.８４ 文献标识码：ＡＤｏｉ：１０．１６４８９／ｊ．ｉｓｓｎ．１００４‐１３３８．２０１６．０５．０１８ＱｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｌｙＤｉｖｉｄｉｎｇＷａｔｅｒＦｌｏｏｄｅｄＬｅｖｅｌｏｆＢｉｎａｒｙＣｏｍｂｉｎａｔｉｏｎＤｒｉｖｉｎｇｗｉｔｈＴｈｒｅｅＰａｒａｍｅｔｅｒｓＷＡＮＧＨａｎｈｏｎｇ，ＺＨＡＯＨｏｎｇｍｅｉ，ＺＨＡＮＧＹａｌｉ，ＫＡＮＺｈａｏｈｕｉ，ＸＩＡＯＨｏｎｇｍｅｉ，ＴＩＡＮＱｉｎ（ＷｅｌｌＬｏｇｇｉｎｇＣｏｍｐａｎｙ，ＨｅｎａｎＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｍｐａｎｙＬｉｍｉｔｅｄ，ＳＩＮＯＰＥＣ，Ｎａｎｙａｎｇ，Ｈｅｎａｎ４７３１３２，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｂａｓｅｄｏｎｃｏｒｅｒｏｕｔｉｎｅｔｅｓｔｓａｎｄｔｈｅｍｅｃｈａｎｉｓｍｏｆｂｉｎａｒｙｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｄｒｉｖｉｎｇｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｅｄｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔｓａｎｄａｎａｌｙｚｉｎｇｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｌｏｇｒｅｓｐｏｎｓｅｓａｆｔｅｒｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｉｎｇａｎｄｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｌｏｇｇｉｎｇｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓ———ｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｌａｔｉｖｅａｍｐｌｉｔｕｄｅａｎｄｃｒｏｓｓ‐ｐｌｏｔｍｅｔｈｏｄ，ｗｅｅｓｔａｂｌｉｓｈｔｈｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｃｒｉｔｅｒｉａｏｆｂｉｎａｒｙｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｄｒｉｖｉｎｇｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｅｄｌｅｖｅｌｂｙｍａｉｎｔｈｒｅｅｐａｒａｍｅｔｅｒｓ，ｓｕｃｈａｓ，ｗａｔｅｒｐｒｏｄｕｃｔｉｏｎｒａｔｅ，ｒｅｓｉｓｔｉｖｉｔｙｒｅｌａｔｉｖｅａｍｐｌｉｔｕｄｅａｎｄｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅ．Ｔｈｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎｃｒｉｔｅｒｉａｉｓｕｓｅｄｔｏｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｌｙｅｖａｌｕａｔｅｔｈｅｎｅｗｗｅｌｌ’ｓｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｏｆｆｌｏｏｄｉｎｇｒｅｓｅｒｖｏｉｒａｔＶｏｉｌｌａｙｅｒｉｎＳｈｕａｎｇｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ．Ｔｈｅｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎｃｏｉｎｃｉｄｅｎｃｅｒａｔｅｉｓ９１.１６％．ＩｔｐｒｏｖｉｄｅｓｔｅｃｈｎｉｃａｌｓｕｐｐｏｒｔｆｏｒｂｉｎａｒｙｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｄｒｉｖｉｎｇｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＶｏｉｌｇｒｏｕｐｉｎＳｈｕａｎｇｈｅｏｉｌｆｉｅｌｄ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｌｏｇｉｎｔｅｒｐｒｅｔａｔｉｏｎ；ｂｉｎａｒｙｃｏｍｂｉｎａｔｉｏｎｄｒｉｖｉｎｇ；ｗａｔｅｒｆｌｏｏｄｅｄｍｅｃｈａｎｉｓｍ；ｔｈｒｅｅｐａ‐ｒａｍｅｔｅｒ；ｑｕａｎｔｉｔａｔｉｖｅｅｖａｌｕａｔｉｏｎ０ 引 言双河油田储层中厚油层发育、非均质性严重。
特高含水期新型水驱特征曲线
was proposed based on statistics of measured oil-water relative permeability data in oilfields. This expression fits the later section of conventional relative permeability ratio curve more accurately. Two new water drive characteristic curves at the ultra-high water cut stage (fw>90%) were derived by combining the new oil-water relative permeability ratio expression and reservoir engineering method. Then, the numerical simulation results of five point well pattern and production data of Yangerzhuang Oilfield and Liuzan Oilfield were used to verify the adaptability of the new water drive characteristic curves. The results showed that the new water drive characteristic curves are more accurate than conventional water drive characteristic curves after A type and B type water drive curves rise, and can be used to predict production performance at ultra-high water cut stage, ultimate recovery efficiency and recovera国内外注水开发油田 具有普遍的适用性，可以用来预测油田生产动态，确 定最终采收率以及可采储量 [1-3]。然而，在实际油田生 产以及室内实验过程中发现，甲型和乙型水驱特征曲 线在特高含水阶段不再适用，若仍然采用直线段外推 的方法来确定最终采收率以及可采储量，其值较实际 值会明显偏大。
注水开发油田水驱后油层物性参数变化特征研究
注水开发油田水驱后油层物性参数变化特征研究[摘要] 双河油田已进入特高含水开发期,为研究其水驱后期储层参数的变化特征,本文在未水淹的同一岩心上进行长期水冲刷前后物性参数测试,同时利用数理统计方法对新、老密闭取心井(对子井)岩心分析资料进行统计,从而得出双河油田水驱后油层物性参数变化特征如下:水驱后油层孔隙度变化很小,渗透率小于1µm2的油层渗透率增加幅度较大,大于1µm2的油层水驱后渗透率基本不变;水驱后油层毛细管排驱压力和中值压力降低、喉道半径增加、分选性变好、微喉所占孔隙体积降低。
[主题词] 双河油田物性参数变化特征水驱同一岩样对子井1前言油层物性参数是油田全开发过程中必不可少的基础资料。
对于注水开发油田,随注入水的波及,地下岩石学特征、流体性质及渗流特征参数均将发生不同程度的变化。
双河油田综合含水大于90%,已进入特高含水开发期,如何进一步挖掘潜力,实施控水稳油措施,成为首要技术关键。
因此,研究油层参数的变化,建立精细的井间参数预测模型是重要的技术课题。
双河油田为砂砾岩储层,宏、微观非均质性非常严重,经验证明,即使在同一点上所取的相同岩性的两个岩心柱,其所检测出的渗透率与微观孔隙结构都相差很大,因此,如何寻找基准点并研究其水驱前后孔、渗参数变化成为一个十分棘手的问题,本文的突破点是:在未水淹的同一岩心上进行长期水冲刷前后物性参数测试,同时利用数理统计方法对新、老密闭取心井(以下称对子井,井距小于100m)岩心分析资料进行统计,从而得出双河油田水驱后油层物性参数变化特征。
2水驱后油层孔隙度变化特征图1为同一岩样注入水长期冲刷前后孔隙度变化的交会图,水冲刷倍数100~2500PV(孔隙体积),孔隙度变化与水冲刷倍数关系不明显,孔隙度在实验误差范围内小幅度变化,水驱前后孔隙度回归关系式为:F后=1.0236F前-0.5181 n=33 r=0.96 (1)式中:F前、F后分别为同一样水驱前、水驱后孔隙度,百分数。
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第32 卷第 5 期（2013.05）〈试验研究〉
双河油田特高含水期水淹层测井曲线响应特征
段佩君河南油田测井公司解释研究中心
摘要：根据岩电实验结果，建立双河油田特高含水开发后期多种驱替方式下的水淹层测井
解释模型，储层孔隙度、渗透率、饱和度的精度分别小于7.6%、28.9%、7.8%。
不同级别水淹层测井响应特征的研究还是以水驱时水淹层测井响应特征为主。
特高含水期的双河油田水淹级别
可划分为四个等级：油层（产水率≤10%）；弱水淹层（10%＜产水率≤40%）；中水淹层（40%＜产水率≤80%）；强水淹层（80%＜产水率≤100%）。
建议加强碳氧比能谱测井仪、中子寿命测井以及过套管电阻率测井等测井技术的应用，以监测剩余油分布，提高水淹层测井解释的精度。
关键词：双河油田；水淹层；测井曲线；特征；评价标准；解释精度
doi:10.3969/j.issn.1006-6896.2013.5.010
河南双河油田开发已30 年，目前综合含水率
已高达95%以上。
该油田的三次采油已从单纯的注聚合物进入二元和三元复合驱先导试验阶段。
从最
初的注淡水阶段，再到目前的特高含水开发后期的
污水回注、注聚合物和复合物开发阶段，由于长
期、多种驱替方式的开采，又由于该油田中、厚油
层发育，非均质性严重，导致该油田储层剩余油分
布日趋复杂。
因此，在测井解释方面，开展双河油
田特高含水开发后期多种驱替方式下中、厚油层水
淹研究，对于其剩余油精细描述，精细挖潜工作和
进一步提高该油田经济效益，延长油田经济有效开
发期具有十分重要的作用与意义[1]。
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
曲线特征研究，是关键的研究内容之一[2-3]。
1水淹后储层变化应关注的层面
（1）油水分布的变化。
双河油田每个砂体均由扇三角洲所组成，每个扇带由扇根、扇中、扇端三个相带组成，各相带在平面上以叶状形式由东南向西南延伸，相带较窄，相变很快，砂层厚度变化大，而相带岩性特征与水淹状况关系密切。
油层被水淹后，水淹程度在纵向上主要受沉积韵律的控制。
（2）地层水矿化度的变化。
从电阻率测井资料看，与原始地层水电阻率R w相比，淡水水淹层地
层混合液电阻率R wz增高，即R wz> R w。
该油田
目前属于污水回注，注入水矿化度与原始地层水矿
化度接近。
（3）润湿性的变化。
依据该油田历年取心井润湿性分析资料，储层在原始状况下，岩石表面润湿即驱油效率越高，剩余油饱和度越小时，储层亲水性越强。
目前双河油田岩石润湿性特征总体表现为中亲水～强亲水。
此外，还应关注地层物性的变化、地层压力的变化、参数m与n值的变化。
2水淹层的测井曲线响应特征
上述这些变化大部分在测井资料上会有所反映，主要体现在水淹层的电阻率、自然电位、声波时差、密度、碳氧比资料等方面。
（1）深侧向电阻率测井曲线响应特征。
根据水驱油时实验室的测量结果表明，淡水水淹层电阻率R t与含水饱和度S w的关系为一非对称的U 型曲线或S 型曲线；污水和地层水水淹层的电阻率与含水饱和度的关系表现为随含水饱和度的增大电阻率单调递减，如图 1 所示。
处于特高含水期的双河油田目前属于污水回注，因此油层水淹后，随含水饱和度的增大储层电阻率单调递减。
在厚层或巨厚层，水淹层还有一个显著的特征就是出现凹缺的现象。
性特征显示为中性，但是随着注水开发的推进，储图1 水驱实验岩心电阻率变化规律
层润湿性有向强亲水转化的趋势，水洗程度越高，（2）自然电位测井曲线响应特征。
油层被水淹
第32 卷第 5 期（2013.05）〈试验研究〉
后，自然电位测井曲线（SP）要发生变化。
由于油层内部的非均质影响，大多数油层水淹时都有局部水淹的特点，被水淹部位就常会发生SP 曲线幅度的变化和基线偏移。
双河油田是污水水淹
（R w< R wz）、淡水泥浆，则有R mf> R w> R wz，
自然电位为负异常，自然电位基线向右（正）偏移（以未偏移的泥岩基线SP 值为准），水淹层位自然电位异常幅度值增大；R wz越低，自然电位基线越往右（正）偏移。
处于特高含水期的该油田由于长期的污水回注，自然电位基线偏移不明显。
（3）自然伽马测井曲线响应特征。
自然伽马测井资料是划分储层和计算粒度中值的重要信息。
注水开发的油藏，随着注入水的不断推进和注水时间的增加，与开发初期相同层位的自然伽马曲线对比，自然伽马曲线有两种响应特征：一是自然伽马高值，二是自然伽马低值。
（4）声波时差测井曲线响应特征。
由该油田多年资料统计表明，水淹层声波时差比水淹前的声波时差平均增大50~100 μs/m，说明在该区水淹前后对地层声波时差的影响不显著。
所以，在该区单纯利用声波时差增大或GR 测井值降低来判断水淹层是较困难的。
同层或含油水层。
射开这种类型的水淹层，由于垂
向渗透性的差异，不同产层的含水率差别较大，对
于反韵律储层常上部电阻率降低较多。
如双新资 1
井的39号层（1 584.6~1 589.2 m），试油日产油量4.2 t，日产水量9.4 m3，含水率为69.1%。
如整体较均匀
水淹或该类水淹层厚度较薄，一般电阻率会整体降
低，略低于油层电阻率，识别难度加大。
（4）强水淹层测井曲线特征。
强水淹由于水淹
程度较高，测井特征较明显，电性明显低于油层电
阻率，或电阻率与其他曲线对应性不好，可能出现
SP 基线偏移等特征。
如双河K4512 井的32、33、
34 号层，其中1 719.6~1 720.4 m 井段试油，该层试
油日产油量0，日产水量47 m3，含水率为100%。
4结论及建议
（1）层内细分与精细评价基础上强淹潜力层的
提出，满足了河南双河油田目前油藏精细描述和精
细挖潜的需求，可指导开发方案的编制，避免了不
必要的射孔，达到了降本增效的效果。
（2）根据岩电实验结果，建立双河油田特高含
水开发后期多种驱替方式下的水淹层测井解释模
型，储层孔隙度、渗透率、饱和度的精度分别小于
7.6%、28.9%、7.8%，满足了生产需求；该油田特
3 不同水淹级别水淹层测井响应特征高含水开发后期多种驱替方式下水淹层测井响应特
不同级别水淹层测井响应特征的研究还是以水驱时水淹层测井响应特征为主。
特高含水期的双河油田水淹级别可划分为四个等级：油层（产水率≤10%）；弱水淹层（10%＜产水率≤40%）；中水淹层（40%＜产水率≤80%）；强水淹层（80%＜产水率≤100%）。
（1）油层测井曲线特征。
自然电位明显负异常，同等物性情况下异常幅度小于水层；自然伽马低值；微电极差异一般较水层大；电阻率高值，一
般高于100 Ω·m，电阻率常受泥质、层厚等因素
降低，电阻率常呈低侵特征，电性与孔隙度之间具有良好的对应关系。
（2）弱水淹层测井曲线特征。
测井特征类似油层测井特征，电性较高，侵入关系也多呈减阻侵入，但是由于水淹的影响，曲线之间的对应关系略差。
如双河T457 井9 号层（1 629.6~1 631.6 m），电
阻率较高，深侧向电阻率高达100 Ω·m，试油日
产油量30.5 t，日产水量 4.5 m3，含水率为14.7%。
征，为水淹层解释提供了可靠的技术支持，满足了生产需要。
（3）高分辨率阵列感应和薄层电阻率测井资料在双河油田水淹层解释中的应用效果分析结果为：HDIL 测井技术在识别储层流体性质、水淹层水淹级别划分和水淹层潜力层评价方面具有独特优势；而TBRT 测井技术在水淹层水淹级别划分和水淹层潜力层评价方面对常规资料有良好的辅助作用。
建议加强碳氧比能谱测井仪、中子寿命测井以及过套管电阻率测井等测井技术的应用，以监测剩余油分布，提高水淹层测井解释的精度。
参考文献
[1] 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.
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划分[J]．测井技术，2004，28 （1）：75-77.
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特种油气藏，2006，13 （3）：58-59.
（3）中水淹层测井曲线特征。
中等程度水淹随（栏目主持杨军）水淹部位不同而显示不同的测井特征，如上弱下强
型，上部测井特征就类似油层或弱水淹，下部类似
双河油田特高含水期水淹层测井曲线响应特征
作者：
作者单位：刊名：
英文刊名：年，卷(期)：段佩君
河南油田测井公司解释研究中心油气田地面工程
Oil-Gasfield Surface Engineering 2013(5)
本文链接：/Periodical_yqtdmgc201305012.aspx。