取芯井水淹级别判断方法.pdf

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1、取芯井水淹级别判断方法李旭东(吉林油田分公司勘探开发研究院，吉林松原138000)摘要：本文从岩心观察、驱油效率、岩芯氯化盐含量法、试油资料法、新井动态法等几个方面，较系统完善的论述了取芯井水淹级别判断方法。创新发展了含油荧光薄片法判别储层水洗级别。关键词：取芯井；水淹级别；判断方法；氯化盐；含油荧光薄片笔者根据多年工作经验，系统总结完善了取芯井水淹级别判断方法。本文以砂岩油藏为例介绍五种判断方法。1岩心观察(1)油层水淹段的岩芯颜色明显变浅，含油饱满程度明显变差。未经水淹油层岩芯含油饱满，易染手，颜色多为深棕～棕褐色。油层岩芯水洗后，颜色为棕色～浅棕色，一般不染手

2、，随着水洗程度的增高，岩芯的颜色变浅棕至灰白色。(2)气泡：随着水洗程度和开发时间延长，气油比降低，岩心表面冒泡也越少。(3)油味浓度：一般水洗越轻，油气味越浓；反之越闻不到油味，随水洗加深，越来越感觉到岩心散透着油田污水的成腥味。(4)渗油现象：跟气泡一样，油层水洗越轻，其中剩余油越多，油层中原油随着压力释放，渗出岩心表面的面积也会越大；渗油井段也会越长。水洗越强，岩心就基本不会渗油。(5)污手：水洗越弱，手摸岩心越容易污手，手指感觉油污滑腻；水洗越强，这种感觉越弱。(6)岩芯滴水试验：在未水洗油层岩芯新鲜劈面上，水滴3～5分钟内仍可保持扁圆状，或不渗入岩芯。相反

3、，水洗油层岩芯，滴水l～3分钟基本渗入或润湿角大于90度。(7)沉降法：主要是将岩屑敲碎了，在有机溶剂中浸泡，放置一定时间后观察其堆积形态；如果呈分散状，则为未水洗；凝絮一絮状则为弱水洗。(8)双目镜观察：双目镜观察劈开油层岩芯断面，水洗油层岩芯新鲜劈面岩石颗粒表面干净，显示出岩石颗粒灰白的本色。颗粒孔隙间充满着小水珠或水膜，颗粒孔隙间多呈玻璃光泽，具明显的潮湿感，而未水淹油层岩芯新鲜劈面多见油膜，具油脂光泽，无潮湿感。(9)含油荧光薄片观察：可以通过荧光亮度、孔喉充填程度、原油显微形态、切面目视几种方式来判别。荧光显微镜下孔喉中原油的充填饱满程度是可以观测到的，根

4、据其饱满程度就可以判断油层水淹状况。油层水洗越轻，孔喉中原油充填越饱满，浓度越大，反映到的荧光亮度也越强。原油显微形态在未水洗或轻水洗阶段，通常是与孔隙孔喉形态一致，或呈簇状；随着水洗加深，逐渐呈圆环、半圆环、港湾状甚至油膜状或者游离态局部富集于孔隙中；当孔喉比较小时，孔隙内原油呈圆环状的就较少，多呈稀释态的雾状分布，其雾浓度与原油浓度(水淹程度)呈正相关性。当特强水淹阶段，孔隙中多呈薄雾状游离烃。2水驱油效率与含水关系分析该方法是利用相渗资料计算得出理论上的储层含水饱和度一产水率一驱油效率的关系，进而规定各地区驱油效率与产水率的关系。以扶余油田检23井为例：未水淹

5、：产水率<10％，驱油效率<5％。弱水淹：产水率10％～40％，驱油效率5％～15％。中水淹：产水率40％～80％，驱油效率15％～25％。强水淹：产水率80％～95％，驱油效率25％～35％。特强水淹：产水率>95％，驱油效率>35％。水淹程度根据驱油效率、岩心观察、含水观察及化验与资料综合确定本油田水淹程度判别指标。以上方法须经试油验证，特别是驱油效率与含水的关系尤其应受到试油验证。3油层岩芯水氯化盐含量从研究结果来看，氯化盐含量通常在微相交界面或者说是微相顶部含量较大。油田开发原始储层氯化盐含量比开发后高，因为油田开发后，其含量又受到注水开发影响，水淹重的地方

6、，氯化盐含量被冲洗稀释的越淡；因此，其含量又一定程度上反映了水淹强弱。利用氯化盐／Sw无因次系数、sO、水平渗透率、测井曲线以及岩心照片，可以较好的识别油层水淹段。低氯化盐、低氯化盐／s两、低s0、较高渗透率、电测曲线下滑或低幅度等均是强水淹段特征。4试油资料法试油资料与含油岩样化验饱和度资料类似，但其可借鉴性和精确性要相对较差一些。因为试油结果通常是对某一数米厚的井段进行试油，其结果代表了这个井段的采出流体含水率。这种方法最大限度的接近得到了某段储层最初的产水率。而且由于油层钻井、压裂污染、排液期等影响，试油阶段的含水率只能作为油层产水率的一个参考。5新油井日动态

7、分析法当区块新水井未投注时，新油井的含水率通常相对低得多。而一旦新水井投注，地下的压力系统改变，流体主流线发生变化，油井产水率又会有较大变化，一般是升高。新油井由于排液，投产第一、甚至二个月都有可能平均产水率较高，而在第三个月基本代表了初期的产水率。观察油井在投产1～4月间的含水率日变化，也可以大致推测出该区域水淹程度的强弱。6结语(1)储层水淹程度判别应多种方法相结合并利用生产动态进行验证。(2)不应拘泥于已有的方法，储层水淹程度判别方法应根据认识程度与技术手段发展而发展创新。参考文献：[1]张斌成，石晓燕等．水淹层测井综合解释及水淹特性研究．测井技术，201