喇嘛甸油田北北塊開發(fā)中測井曲線變化特征及開發(fā)效果評價(jià)

陳亦寒，李雄炎，啜曉宇

（中國石油大學(xué)地球物理與信息工程學(xué)院，北京102249）

喇嘛甸油田北北塊開發(fā)中
測井曲線變化特征及開發(fā)效果評價(jià)

陳亦寒，李雄炎，啜曉宇

（中國石油大學(xué)地球物理與信息工程學(xué)院，北京102249）

對喇嘛甸油田北北塊開發(fā)30余年來的儲層特性及測井曲線變化進(jìn)行了研究。通過對467口井測井資料的統(tǒng)計(jì)分析，總結(jié)了聲波時(shí)差曲線、自然電位曲線、自然伽馬和密度曲線、電阻率曲線和微電極曲線的變化規(guī)律及其原因。隨著開發(fā)階段不同，聲波時(shí)差曲線呈現(xiàn)出先降后升再下降和先降后升2種趨勢；自然電位曲線呈現(xiàn)出先升后降的趨勢，并伴隨著基線漂移；自然伽馬和密度曲線呈現(xiàn)出下降的趨勢；電阻率曲線趨勢比較復(fù)雜，主要呈現(xiàn)出先升后降再上升、先降后升、先降后升再下降3種趨勢；微電極曲線幅度表現(xiàn)為先降后升和先升后降再上升2種趨勢。這些變化都反映了儲集層在開發(fā)過程中的變化。通過注聚前后孔隙度滲透率、采出程度、水洗狀況、含油飽和度、潤濕性和驅(qū)油效率對比可知，注聚后各指標(biāo)有變好趨勢，說明聚合物驅(qū)后開發(fā)效果顯著增加。

聲波時(shí)差；自然電位；電阻率；微電極；儲集層開發(fā)；喇嘛甸油田北北塊

0 引 言

喇嘛甸油田是松遼盆地大慶長垣二級長軸背斜構(gòu)造帶最北端的一個(gè)三級短軸背斜構(gòu)造單元，于1973年投入開發(fā)，采用反九點(diǎn)面積井網(wǎng)、早期內(nèi)部注水、分層保持油層壓力的開發(fā)方式。30多年的開發(fā)歷程大體可劃分為自噴開采、層系調(diào)整、全面轉(zhuǎn)抽、注采系統(tǒng)調(diào)整、二次井網(wǎng)加密和主力油層聚合物驅(qū)等6個(gè)階段。1973～1980年為自噴開采階段，通過自噴開采，使年產(chǎn)油量從1976年起始終保持在1 200×104t以上，階段末油田綜合含水已達(dá)60.70%。1981～1985年為層系調(diào)整階段，調(diào)整期間，年產(chǎn)油量一直保持在1 140×104t左右，含水上升率下降至2.1%左右。水驅(qū)動(dòng)用儲量增加2×108t，可采儲量增加近6 500×104t。階段末全油田綜合含水為76.8%。1986～1988年為全面轉(zhuǎn)抽階段，平均年產(chǎn)油1 065×104t，階段末油田綜合含水已達(dá)84.36%，進(jìn)入高含水后期開采階段。1989～1992年為注采系統(tǒng)調(diào)整階段，全油田比規(guī)劃多產(chǎn)油58× 104t，少產(chǎn)液1 908×104t，少注水340×104m3。油田含水上升率由1988年的1.59%降至1992年的0.21%，是油田開發(fā)以來最低點(diǎn)。產(chǎn)量自然遞減率降至8.0%以下，注入水利用率也有提高，全油田水驅(qū)采收率提高2.0%，增加可采儲量1 600×104t。1992～1995年為二次加密階段，二次加密井1995年產(chǎn)油154×104t，年底綜合含水76.0%，年產(chǎn)量占全油田的20.9%，使全油田含水少升1.4%。1996年以后為聚驅(qū)階段，至2006年底，聚驅(qū)產(chǎn)油已占油田總產(chǎn)量的48.4%，截止2008年底，已累計(jì)生產(chǎn)原油超過3×108t，含水已增至94.45%。

開發(fā)過程中的測井曲線提供了大量的儲集層及其變化的信息。原始測井曲線主要反映油藏開發(fā)初期油層的巖石物性和流體性質(zhì)，隨著后期開發(fā)的深入，儲集層的物理性質(zhì)發(fā)生變化，不同開發(fā)階段儲集層測井的響應(yīng)特征也發(fā)生著變化［1－3］。本文通過對喇嘛甸油田北北塊467口井的統(tǒng)計(jì)分析總結(jié)聲波時(shí)差、密度、自然電位、自然伽馬、電阻率及微電極等測井曲線的變化規(guī)律并對其原因進(jìn)行分析。

1 不同開發(fā)階段儲集層測井曲線變化規(guī)律及原因

1.1 聲波時(shí)差曲線在開發(fā)過程中的變化及原因分析

從不同的開發(fā)階段測井曲線值對比中可見聲波曲線從基礎(chǔ)井到二次聚驅(qū)井5個(gè)階段有2種趨勢（見圖1）。

圖1 不同開發(fā)階段各油層組聲波時(shí)差變化趨勢圖

（1）表現(xiàn)出先下降后上升再下降的趨勢。8個(gè)油層組中S1、S2、S3、P2、G1和G2這6個(gè)油層組屬于這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段，聲波時(shí)差表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.7～4.1μs／m；從一次加密井到二次加密井階段，聲波時(shí)差也表現(xiàn)為下降趨勢，但下降幅度遠(yuǎn)大于基礎(chǔ)井到一次加密井階段，下降幅度為6.2～19.4μs／m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井聲波時(shí)差表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度較大，上升幅度為12.3～20.1μs／m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井聲波時(shí)差表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度較小，下降幅度為1.7～3.0μs／m。

（2）表現(xiàn)出先降后升的趨勢。在8個(gè)油層組中P1和G3油層組聲波曲線屬于第2種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井聲波時(shí)差表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為1.3～2.9μs／m；從一次加密井到二次加密井階段聲波時(shí)差也表現(xiàn)為下降趨勢，但下降幅度遠(yuǎn)大于基礎(chǔ)井到一次加密井階段，下降幅度為3.5～7.1 μs／m；從一次加密井到二次加密井階段聲波時(shí)差表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為11.5～12μs／m，上升幅度較大；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段，聲波時(shí)差也表現(xiàn)出上升趨勢，但上升幅度較小，上升幅度為1.0～5.4μs／m（見表1）。

聲波時(shí)差下降的原因：注水開發(fā)過程中，注入水部分驅(qū)替油。油的聲速為1 100m／s，相應(yīng)的聲波時(shí)差為910μs／m，水的聲速為1 500m／s，相應(yīng)的聲波時(shí)差為666μs／m，故而聲波時(shí)差下降。

聲波時(shí)差上升的原因：當(dāng)大量水持續(xù)注入時(shí)，膠結(jié)物遭到破壞，油層中含量較高的蒙脫石等黏土礦物會(huì)吸水膨脹，產(chǎn)生蝕變，體積增大，使巖石結(jié)構(gòu)發(fā)生變化，有效孔隙度增大，聲波傳播速度也必然下降，導(dǎo)致聲波時(shí)差增大。此外，長期注水開發(fā)，使附著在巖石顆粒表面或占據(jù)粒間孔隙空間的黏土礦物和泥質(zhì)成分有可能被注入水溶解或沖走，泥質(zhì)含量減少，造成水淹層孔喉半徑增大。鉆井過程中在地層中產(chǎn)生徑向裂縫，注水過程中地層壓力可能上升到原始地層壓力以上，產(chǎn)生的微裂縫等。注聚開發(fā)前后，聲波時(shí)差變化幅度不大，多數(shù)表現(xiàn)為略有下降，僅在P1和G3油層組中略有上升。注聚前后聲波時(shí)差數(shù)值升降與注入流體的性質(zhì)有關(guān)，注入流體的性質(zhì)不同導(dǎo)致聲波時(shí)差上升也可能下降。

表1 喇嘛甸北北塊薩爾圖油層測井曲線特征

1.2 密度曲線在開發(fā)過程中的變化及其原因分析

從不同的開發(fā)階段（缺少基礎(chǔ)井、一次加密和二次加密階段的密度數(shù)據(jù)，故密度僅有2個(gè)階段的數(shù)據(jù)）測井曲線值對比中可以看出密度曲線從聚合物驅(qū)到二次聚驅(qū)2個(gè)階段表現(xiàn)出下降的趨勢。在8個(gè)油層組中不同階段的密度曲線均表現(xiàn)出這種趨勢，下降幅度為0.03～0.06g／cm3。

密度下降原因：注水開發(fā)后，儲集層的孔隙度增大，其中不僅參與流體交替的有效孔隙度增大，而且在注水沖洗過程中由于儲集層的泥質(zhì)含量下降，致使總孔隙度增加，從而導(dǎo)致密度減少。這與下文提及的自然伽馬值降低是一致的。

1.3 自然電位曲線

從不同的開發(fā)階段看，自然電位曲線從基礎(chǔ)井網(wǎng)到二次聚驅(qū)井網(wǎng)5個(gè)階段主要表現(xiàn)出先升后降的趨勢。在8個(gè)油層組除G2油層組略有不同外，其余油層組不同階段的自然電位曲線均表現(xiàn)出這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段，自然電位負(fù)異常幅度加大，上升幅度為14.2～31.2mV；從一次加密井到二次加密井階段除G2油層組負(fù)異常幅度繼續(xù)加大2.4mV外，其余7個(gè)油層組自然電位負(fù)異常幅度表現(xiàn)為減小趨勢，下降幅度為0.3～7.2 mV；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段自然電位負(fù)異常幅度表現(xiàn)為減小趨勢，下降幅度較大，下降幅度為1.8～21.3mV；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段自然電位負(fù)異常幅度繼續(xù)減小，下降幅度較小，下降幅度為0.7～7.0mV（見圖2、表2）。

圖2 不同開發(fā)階段各油層組自然電位變化趨勢圖

自然電位主要由擴(kuò)散吸附電位、過濾電位和氧化還原電位疊加而成。對于砂泥巖剖面，影響擴(kuò)散吸附電位和過濾電位的主要因素是地層水礦化度、鉆井液電阻率及密度和地層壓力，可以忽略氧化還原電位。自然電位的變化主要表現(xiàn)在2個(gè)方面：①含水率的不斷上升使流體的礦化度大幅度降低，導(dǎo)致自然電位曲線中擴(kuò)散吸附電位明顯減小，破壞了自然電位中擴(kuò)散吸附電位的主導(dǎo)地位；② 由于儲集層的非均質(zhì)性使層間壓差增大，導(dǎo)致過濾電位變化范圍增大，自然電位的變化主要由過濾電位的變化所引起。

表2 喇嘛甸北北塊葡萄花油層測井曲線特征

注水開發(fā)過程中自然電位升高的原因：注水初期，由于水洗程度較弱，泥質(zhì)中有些成分溶解造成礦化度升高的幅度大于注入水降低地層流體混合溶液的礦化度導(dǎo)致自然電位負(fù)異常幅度升高。注水開發(fā)過程中，自然電位下降的原因是由于注入水礦化度低于地層水礦化度，導(dǎo)致礦化度降低引起自然電位負(fù)異常幅度降低。注聚前后自然電位降低，引起自然電位變化的主要原因是砂巖地層水含鹽濃度與鉆井液濾液含鹽濃度比值的變化。鉆井液濾液含鹽濃度一般在4 000mg／L左右，而注聚前后砂巖地層水含鹽濃度則變化較大，注聚后油層中的地層水含鹽濃度就會(huì)較注聚前減小，會(huì)引起擴(kuò)散電動(dòng)勢減小，使自然電位的幅度值減小［6］。

1.4 自然伽馬曲線

從不同的開發(fā)階段（缺少基礎(chǔ)井和一次加密階段的GR數(shù)據(jù)，故GR僅有3個(gè)階段的數(shù)據(jù)）測井曲線值對比中可以看出自然伽馬曲線從二次加密到二次聚驅(qū)3個(gè)階段均表現(xiàn)出下降的趨勢，在8個(gè)油層組中自然伽馬曲線均表現(xiàn)出這種趨勢。從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段自然伽馬下降幅度較大，下降幅度為7.4～18.4API；從聚合物驅(qū)到二次聚驅(qū)井階段也表現(xiàn)為下降趨勢，但下降幅度較小，下降幅度為1.1～2.3API。

在開發(fā)過程中，自然伽馬測井值降低，是因?yàn)樽⑷胨从蛯訒r(shí)，油層中的黏土礦物和泥質(zhì)成分被注入水溶解和沖走，使黏土和泥質(zhì)含量降低，其儲集層的放射性降低。因而自然伽馬測井值降低［7］。至于注聚后自然伽馬降低的原因則是由于油層里含有的少量放射性元素減少以及泥質(zhì)含量減少造成。

1.5 電阻率曲線

從不同的開發(fā)階段看，電阻率測井曲線從基礎(chǔ)井到二次聚驅(qū)井5個(gè)階段表現(xiàn)出3種類型。① 先升后降再上升的趨勢，S1、G1、G2和G3油層組屬于這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井，電阻率表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.9～2.3Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.5～3.8Ω·m；從二次加密到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為1.5～6.6Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段，電阻率表現(xiàn)為微幅上升趨勢，上升幅度為0.1～1.4Ω·m。②先下降再上升的趨勢，S2、S3和P2油層組油層組表現(xiàn)為這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段電阻率表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.4～2.5Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段電阻率表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為1.0～6.7Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段電阻率表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為1.3～5.9Ω·m；從聚合物驅(qū)到二次聚驅(qū)井階段電阻率表現(xiàn)為上升趨勢，但上升幅度減小，上升幅度為0.3～1.5Ω·m。③先降后升再下降趨勢，P1油層組表現(xiàn)為這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段電阻率下降3.6Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段電阻率下降3.8 Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段電阻率表現(xiàn)為上升趨勢，上升1.8Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段表現(xiàn)為1.6Ω·m（見圖3）。

圖3 不同開發(fā)階段各油層組電阻率變化趨勢圖

在注水開發(fā)過程中，隨著水淹程度的增加，含水飽和度不斷增加，產(chǎn)水率不斷上升，直到油層完全產(chǎn)水。另一方面，注入的淡水不斷溶解地層中的鹽類，并與油層中的束縛水進(jìn)行離子交換，盡管注入水的礦化度有一定的增加，但整個(gè)儲集層中混合液地層水的礦化度卻不斷下降，即所謂地層水被淡化，混合液電阻率不斷增高，直到混合地層水礦化度與注入水礦化度接近，整個(gè)離子交換趨于動(dòng)態(tài)平衡。因此，油層水淹初期，隨著具有一定導(dǎo)電性的淡水進(jìn)入油層，油層含水飽和度增加，電阻率呈明顯下降趨勢。當(dāng)油層水淹到一定程度時(shí)，由于淡化作用，混合地層水礦化度下降，它對電阻率的影響程度超過含水飽和度增加對電阻率的影響時(shí)，水淹油層的電阻率便會(huì)迅速增加［7］。由于聚合物溶液的電阻率比巖心孔隙中水的電阻率大，聚合物驅(qū)油過程中隨著含水飽和度增大，注入的聚合物溶液不斷淡化和驅(qū)替巖心孔隙中的水，使油層的電阻率增大。聚合物驅(qū)后，油層中由于殘留有聚合物溶液，造成電阻率值偏高，從而造成電阻率測井結(jié)果與水驅(qū)油層水淹后相比，電阻率值升高［4，8］。

1.6 微電極測井曲線

1.6.1 RMG曲線

從不同的開發(fā)階段來看，RMG曲線從基礎(chǔ)井到二次聚驅(qū)井5個(gè)階段表現(xiàn)出2種類型。① 先降后升的趨勢，8個(gè)油層組中S1、S2、P1、P2、G1、G2和G3油層組屬于第1種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段，RMG表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0～0.8 Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段，RMG也表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.1～1.1Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.9～3.1Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段，RMG表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.8～2.2Ω·m。②先升后降再上升趨勢，8個(gè)油層組中S3屬于第2種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段，RMG表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.1Ω·m；從一次加密井到二次加密井表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.7Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度較大，下降幅度為3.6Ω·m；從聚合物驅(qū)到二次聚驅(qū)井階段，表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為2.2Ω·m（見表3）。

表3 喇嘛甸北北塊高臺子油層測井曲線特征

1.6.2 RMN曲線

RMN曲線從基礎(chǔ)井到二次聚驅(qū)井5個(gè)階段表現(xiàn)出2種類型。①先降后升的趨勢，8個(gè)油層組中S1、G2和G3油層組屬于第1種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.2～0.5 Ω·m；從一次加密到二次加密井表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.2～0.9Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度較大，下降幅度為2.0～3.2Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.9～1.6Ω·m。②先升后降再上升趨勢，8個(gè)油層組中S2、S3、P1、P2和G1油層組屬于第2種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.1～0.6 Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.4～1.3Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為3.3～4.4Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為1.8～2.5Ω·m。

1.6.3 微電極幅度差

微電極幅度差表現(xiàn)為2種趨勢：① 先微升后下降再上升的趨勢，8個(gè)油層組中除G2油層組外均為此種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段，微電極正幅度差表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.1～0.6Ω·m；從一次加密到二次加密井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0～0.6Ω·m；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.3～1.3Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.1～0.3Ω·m。②先升后降趨勢，G2油層組屬于這種趨勢。從基礎(chǔ)井到一次加密井階段微電極幅度差表現(xiàn)為上升趨勢，上升幅度為0.3Ω·m；從一次加密井到二次加密井階段，數(shù)值無變化；從二次加密井到聚合物驅(qū)井階段表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.7Ω·m；從聚合物驅(qū)井到二次聚驅(qū)井階段也表現(xiàn)為下降趨勢，下降幅度為0.1Ω·m（見圖4）。

微電極是由微電位和微梯度2條曲線迭加組成的淺探測電阻率曲線，在常規(guī)微電阻率測井中，微電阻率曲線反映地層的滲透性。不同開發(fā)過程中微電極測井響應(yīng)在曲線幅度及幅度差方面都有較大變化，注水開發(fā)過程中，微電極幅度及幅度差下降的原因一是由于含水率的上升，二是新鉆井的鉆井液電阻率與開發(fā)初期相比較低，微電極探測深度較淺，鉆井液電阻率對曲線影響較大。注入水進(jìn)入油層后，使水淹層的地層壓力明顯高于原始地層壓力，注入水使儲層導(dǎo)電能力增強(qiáng)，同時(shí)注入水長期對儲層的沖刷，使孔隙空間及喉道變大，也增強(qiáng)了對電流的傳導(dǎo)能力在水淹層處微電極測井曲線幅度及幅度差相對變小［5］。至于注聚后微電極幅度及幅度差升高的原因在于在聚驅(qū)過程中，隨著聚合物注入量的增加，巖心電阻率逐漸升高，可增大2～5倍，油層中由于有聚合物溶液，造成電阻率值偏高，即使在沖洗帶地層中也仍有殘留的聚合物溶液，從而造成電阻率測井結(jié)果與水驅(qū)油層水淹后相比，微電極幅度及幅度差升高［9－10］.

圖4 不同開發(fā)階段各油層組微電極幅度差變化趨勢圖

2 開發(fā)效果評價(jià)

通過注聚前后孔隙度、滲透率及采出程度對比可知，S2油層組注聚后較注聚前孔隙度增加1.4%，滲透率下降0.223×10－3μm2，采出程度增加了7.5%；S3油層組注聚后較注聚前孔隙度增加0.3%，滲透率下降0.626×10－3μm2，采出程度增加2.2%；P1油層組注聚后較注聚前孔隙度增加0.4%，滲透率上升0.001×10－3μm2，采出程度增加14.8%；P2油層組注聚后較注聚前孔隙度增加1.2%，滲透率上升0.242×10－3μm2，采出程度增加4.8%；G1油層組注聚后較注聚前孔隙度下降0.4%，滲透率沒有變化，采出程度增加0.2%；G2油層組注聚后較注聚前孔隙度上升0.3%，滲透率下降0.052×10－3μm2，采出程度增加7.8%；G3油層組注聚后較注聚前孔隙度上升0.8%，滲透率下降0.138×10－3μm2，采出程度增加1.6%（見表4）。

喇嘛甸油田主力油層油田開發(fā)的初期階段就已經(jīng)見水，水洗厚度比例為62.32%，一次加密調(diào)整后，井距縮小，水洗厚度比例為69.38%，水洗強(qiáng)度也有所增加，中、強(qiáng)水洗厚度比例分別為27.03%和20.74%。1996年進(jìn)行聚合物驅(qū)開采后，水洗厚度達(dá)到了98.1%，水洗程度以中、強(qiáng)水洗為主，中、強(qiáng)水洗厚度比例分別為47.26%和47.71%，聚驅(qū)調(diào)整見到了明顯的效果［11］。

表4 喇嘛甸油田北北塊水淹層注聚前后定量評價(jià)表

在聚驅(qū)后的主力油層的河道砂體含油飽和度下降幅度最大，從1981年（油田綜合含水64.51%）的58.1%下降到2001年（油田綜合含水92.32%）的37.7%，累計(jì)下降幅度達(dá)到了20.4%，尤其是在聚驅(qū)期間就下降了12.9%，說明聚驅(qū)達(dá)到了一定的開發(fā)效果［12］。

前人研究表明［13－14］，主力油層巖石在基礎(chǔ)井網(wǎng)開發(fā)時(shí)期，儲層巖石潤濕性為偏親油；隨著開發(fā)階段的深入，經(jīng)過一次井網(wǎng)加密、二次井網(wǎng)加密，使儲集層巖石潤濕性向親水方向變化；聚驅(qū)階段儲集層巖石的親水潤濕特征進(jìn)一步加強(qiáng)。從驅(qū)油效率看，聚驅(qū)前平均驅(qū)油效率為41.3%，聚驅(qū)后平均驅(qū)油效率為53.1%，提高了11.8%。

喇嘛甸油田北北塊聚合物工業(yè)推廣區(qū)塊總體效果也表明，聚驅(qū)累積增油286.75×104t，聚驅(qū)累計(jì)產(chǎn)油419.78×104t，注聚增油87t，階段提高采收率為13.43%。

綜上所述，注聚后較注聚前各指標(biāo)均有變好趨勢，說明聚合物驅(qū)后開發(fā)效果顯著增加。

3 結(jié) 論

（1）油田開發(fā)過程中的測井曲線提供了大量的儲集層及其變化的信息，隨著后期開發(fā)的深入，儲集層的物理性質(zhì)發(fā)生變化，不同開發(fā)階段儲集層測井的響應(yīng)特征也發(fā)生著變化，且測井曲線的變化呈現(xiàn)一定規(guī)律性。

（2）測井曲線變化是由于儲集層特性及流體性質(zhì)發(fā)生變化。注聚前后聲波時(shí)差數(shù)值升降是與注入流體的性質(zhì)有關(guān)；密度和自然伽馬值下降原因是注水開發(fā)后，儲集層的孔隙度增大；引起自然電位變化的主要原因是砂巖地層水含鹽濃度與鉆井液濾液含鹽濃度比值的變化。

（3）這些變化都反映了儲集層在開發(fā)過程中的變化。通過注聚前后孔隙度滲透率、采出程度、水洗狀況、含油飽和度、潤濕性和驅(qū)油效率對比可知注聚后各指標(biāo)有變好趨勢，說明聚合物驅(qū)后開發(fā)效果顯著增加。這些特征及變化可作為開發(fā)效果的評價(jià)指標(biāo)。

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Log Curve Variation Characteristics and Evaluation of Different Development Phases in Beibei Block of Lamadian Oilfield

CHEN Yihan，LI Xiongyan，CHUAI Xiaoyu（College of Geophysics and Information Engineering，China University of Petroleum，Beijing 102249，China）

Studied are the reservoir characteristics and log curves changes in more than 30years developments in Beibei block of Lamadian oilfield.Analyzed are the log data from 467wells of Beibei block，and summarized are the log curves changes laws and courses of acoustic logging，SP logging，natural gamma－ray logging，density logging，resistivity logging and micro－electric logging.In different developing periods，acoustic time curves display 2trends of down－to－up and down－to－up－to－down.Spontaneous potential curves present up－to－down trends along with baseline drift.Natural gamma－ray and density curves show decline trends.Resistivity curves show 3 trends of up－to－down－to－up，down－to－up and down－to－up－to－down.Micro－electric curves present 2 trends of down－to－up and up－to－down－to－up.These trends reflect corresponding changes of various reservoirs in oilfield developments.The changing trends of poroperm characteristics，degree of reserve recovery，watered status，oil saturation，wettability and displacement efficiency in the oilfield developments imply agood effect of polymer flooding.

acoustic interval transit time，spontaneous potential，resistivity，micro－electrode，reservoir development，Beibei block of Lamadian oilfield

P631.84 文獻(xiàn)標(biāo)識碼：A

2011－05－26 本文編輯 王小寧）

嚴(yán)正國，男，1976年生，副教授，碩士，研究方向?yàn)閿?shù)字信號傳輸及處理。