刘晓璐,赵 毅,王先荣,丁 圣

(1.中国石化江苏石油工程有限公司地质测井处，江苏 扬州 225000；2.中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏 淮安 211600)

苏北盆地金湖凹陷A6断块中低孔渗岩心水驱油岩电实验研究

刘晓璐1,赵 毅1,王先荣1,丁 圣2

(1.中国石化江苏石油工程有限公司地质测井处，江苏 扬州 225000；2.中国石化江苏油田分公司采油二厂，江苏 淮安 211600)

通过37块中低孔渗砂岩样品的水驱油岩电实验结果得出，当注入水矿化度与原始地层水矿化度相差越大时，电阻率与含水饱和度呈“U”型变化特征越明显；反之，电阻率与含水饱和度的“U”型变化幅度越小，电阻率随含水饱和度增加而单调递减的趋势越明显。另外温度、压力以及孔隙结构都对电阻率随含水饱和度变化有很大的影响。根据研究地区的实验结果，分别确定了地层条件下不同注入水矿化度下的含水饱和度模型以及相应“U”型变化中拐点含水饱和度的模型。通过实际处理的井和产液剖面资料对比分析，得出水驱油实验建立的饱和度模型相比传统阿尔奇公式计算的结果更接近实际情况。该方法可以有效地提高定量评价的精度，为实现油田开发中后期水淹层定量分级和精细评价提供可靠的技术支持。

岩电实验 水驱油 含水饱和度 中低孔渗储层

水驱油过程中地层电阻率随含水饱和度的变化规律对认识油田水淹规律、评价水淹级别和剩余油饱和度具有十分重要的意义。注水开发过程中，由于注入水矿化度与原始地层水矿化度的不同，导致地层水淹后混合液电阻率发生变化，另外注入水引起含水饱和度上升，地层含水量增大，导致地层电阻率复杂变化[1-6]。因此，本文系统地开展岩心驱替实验，通过模拟地层水驱过程，分析岩心电阻率与含水饱和度之间的关系，为A6断块砂岩储层含水饱和度计算模型的确定奠定了基础。

本文选取苏北盆地金湖凹陷西斜坡带中段的A6断块砂岩储层为研究对象，其中A6断块古近系阜宁组砂岩储层岩性以细砂岩和含粉砂细砂岩为主，孔隙度变化范围10.70%～24.30%，平均16.10%，渗透率变化区间(2.90～251.80)×10-3μm2，平均40.80×10-3μm2，属中低孔中低渗储层。

1 水驱油岩电实验测量方法

本次实验利用CMM150/70-A型高温高压三轴岩心多参数测量仪对岩样进行测量，实验测量分以下4个步骤[7-9]：

(1)清洗岩样，并测量一定围压条件下的孔隙度和渗透率；

(2)将岩样放在模拟地层水8 000 mg/L中抽真空饱和，加压至一定压力(常压取3MPa，地层压力取20MPa)、一定温度(常温取25℃，地层温度取80℃)，分别测量出相应饱和状态下的岩心电阻率；

(3)逐步驱替岩心中的水，开始第一轮油驱水的实验过程，测量不同含水饱和度时岩石的电阻率，直至岩心只出油不出水为止(即相当于束缚水时情形)，第一轮驱替完成；

(4)驱替以上岩石样品中的油，进行第二轮水驱油的过程，用DZB-1微量泵注入适量的各种地层水(矿化度分别为1 000,4 000,8 000 mg/L)，封闭岩心，测量不同含水饱和度时岩石的电阻率，直至岩心只出水不出油为止(即相当于残余油时情形)，第二轮驱替完成。

一般认为在油藏形成之前，地层岩石孔隙中是饱和水的，生油岩生成的原油经过运移进入岩石将孔隙空间的水驱替而形成油藏。因此，第一轮油驱水过程模拟的是油藏的形成过程，第二轮水驱油过程模拟的是注水开发或二次开采过程。

2 实验结果分析与讨论

2.1岩样的选取

选取A6-2井、A6-5井和A6-104井阜宁组不同孔隙结构的37块砂岩样品进行室内水驱油岩电实验测试(表1)，并对实验结果进行分析。

表1 实验样品清单

图1 4号样品岩心电阻率与含水饱和度的关系

图2 岩心电阻率与含水饱和度的实验关系

2.2岩心电阻率随含水饱和度变化特征

(1)在低矿化度地层水、相同孔隙结构的地层中，不管是常温常压或高温高压测量条件下，注入水矿化度越低，电阻率与含水饱和度呈“U”型越明显，当注入水矿化度越接近地层水矿化度(8 000 mg/L)，电阻率与含水饱和度的“U”型变化幅度越小，电阻率随含水饱和度增加而单调递减的趋势越明显。另外，图中电阻率测量结果表明，在高温高压条件下测量的电阻率结果比在常温常压下测量的结果低，整体规律性较强(如图1)。因此直接利用在常温常压下的水驱油岩电测量结果计算的地层含水饱和度往往偏大，需要校正到实际油藏条件下方可计算含水饱和度。

(2)通过考虑注入水矿化度变化影响可得到这样的认识，在一个区域某段时间内，当注入水矿化度一定的情况下，电阻率测井资料具有可对比性，而当注入矿化度不同时，电阻率测井资料不具备可对比性，因此水淹层解释模型和电阻率标准应根据注入水矿化度分类建立。

2.3拐点饱和度与“U”特征的关系及确定方法

对于研究地区的注入水情况来说，开发初期一直注清水，注入水矿化度在1 000 mg/L左右，从2008年以后改为为清污混注，注入水矿化度在4 000 mg/L左右，因此从实验模拟的情况来看，当注入水矿化度为1 000 mg/L和4 000 mg/L时，本地区的电性与含水饱和度的关系为“U”型变化特征。

图3 岩心电阻率与含水饱和度的“U”关系

在“U”型变化特征中存在一个拐点B[10](如图3)，根据前人的认识，拐点的左边A点到B点的位置属于弱水淹区和中水淹区，拐点的右边B点到C点的位置属于高水淹区。对于同一个电阻率，“U”型曲线上对应两个含水饱和度Sw1和Sw2，这样拐点处的含水饱和度就是弱-中水淹和强水淹的边界值。基于以上的认识可以得出这样一个结论，对于电阻率随含水饱和度变化的“U”型特征，水淹层饱和度的定量化只需要识别出弱-中水淹和强水淹两类即可。因此水驱过程中拐点的变化对于认识水淹特征及水淹级别划分具有重要意义。

从水驱油的过程上来看，注入水首先沿着大孔隙驱油，在孔隙结构好的地层，大孔隙较多，在达到强水淹时，含水饱和度的升高需要有一个过程。而在孔隙结构差的地层，小孔隙、微孔隙占得比例大，大孔隙占得比例较小，注入水需要克服毛细管力才能进入小孔隙、微孔隙。在同等驱替条件下，注入水在孔隙结构差的地层中很快驱替掉大孔隙中的油，而后很难驱替进入小孔隙、微孔隙中，在达到强水淹时，含水饱和度的升高很快。因此从水驱油的过程中可以得出拐点处的饱和度与孔隙结构有很大关系。

考虑拐点处的含水饱和度可以分解成束缚水饱和度和可动水饱和度，而束缚水饱和度与孔隙结构有很好的关系，因此拐点处的含水饱和度的求取可以转化成先利用孔隙结构参数计算拐点处的可动水饱和度，再与束缚水饱和度相加得出拐点处的含水饱和度。图4是在高温高压下注入水矿化度为1 000 mg/L和4 000 mg/L时拐点处的可动水饱和度与综合物性指数的关系，两者的单相关都0.89以上，由此得出拐点处的含水饱和度模型(如表2)。

图4 拐点处的可动水饱和度与综合物性指数的关系

2.4实验下含水饱和度解释模型

根据上面对实验结果的分析，笔者建立了研究地区地层水淹后的含水饱和度解释模型。图5是37块样品高温高压下在不同注入水矿化度下按渗透率分类的含水饱和度与岩心电阻率的关系。从图上可以看出，当注入水矿化度(1 000 mg/L和4 000 mg/L)与原始地层水矿化度相差很大时，在双对数坐标下岩心电阻率与含水饱和度呈二次函数关系；当注入水矿化度与原始地层水矿化度(8 000 mg/L)相同或相近时，岩心电阻率与含水饱和度呈幂函数关系，分类建立的模型如表3。

图5 按渗透率分类的含水饱和度与岩心电阻率的关系

图6 A6-105井1875～1905m处理成果

3 效果检验

为了验证利用水驱油实验得到的含水饱和度模型计算结果的合理性，本文处理了2011年1月完钻的A6-105井，并且将此次新建立饱和度模型和以往使用的阿尔奇公式计算的含水饱和度分别做了比较。图6是A6-105井处理的成果图，其中左边四道分别是自然伽马测井值(GR)、声波时差(AC)、双感应电阻率(RILD，RILM)、八侧向电阻率(RXO)、微电位和微梯度电阻率(RNML，RLML)，右边五道分别为井径(CAL)、计算的孔隙度、渗透率(POR，PERM)、束缚水饱和度(SWI)、阿尔奇公式计算的含水饱和度(Sw-Archie)、岩性剖面、水驱油实验建立饱和度模型计算的含水饱和度(Sw-水驱油)。阿尔奇公式中岩电参数a，b，m，n分别取1.990 0，0.940 4，1.196 8和1.569 4。根据A6块实际注水采用清污混注的方式，饱和度模型根据区块实际注水情况选择注入水4 000 mg/L时。

从图6中可以看出，第12层利用阿尔奇公式计算的含水饱和度略大于束缚水饱和度，两者差值在9%左右，反映可动水较少，水淹较弱，而利用水驱油实验建立饱和度模型计算的含水饱和度在85%左右，明显大于束缚水饱和度，两者差值在40%左右，反映可动水较多，水淹较强。根据这口井的产液剖面资料证实12号层含水率92.84%，属于强水淹，说明本次实验建立的饱和度模型计算的含水饱和度更接近实际情况。

4 结论

(1)从地层条件下水驱油岩电实验及其资料分析入手，总结出不同水淹类型下的含水饱和度计算模型。当注入水矿化度小于原始地层水矿化度时，地层电阻率与含水饱和度呈“U”型，其矿化度差异越大，“U”型越明显。

(2)对于地层电阻率与含水饱和度的“U”型关系中，拐点控制着弱-中水淹和强水淹时饱和度取值的边界，而拐点处含水饱和度与孔隙结构有很大关系。

(3)依据淡水水淹下电阻率与含水饱和度的“U”型特征，得出直接依靠电阻率划分水淹等级的方法是行不通的，必须借助其它手段先识别出弱-中水淹和强水淹两类，再通过饱和度的定量化细化水淹等级。

(4)根据A6块实际注水采用清污混注的方式，选用注入水4 000 mg/L时的饱和度模型相比阿尔奇公式计算的结果更接近实际情况，该方法可以有效地提高定量评价的精度，为流体识别提供保障。

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(编辑 王建年)

Rock-resistivity experiment of medium-low porosity and permeability coreflooding for A6 fault-block of Jinhu Sag of Subei Basin

Liu Xiaolu1,Zhao Yi1,Wang Xianrong1,Ding Sheng2

(1.GeologicalLoggingDepartmentofJiangsuPetroleumEngineeringCorporation,SINOPEC,Yangzhou225000,China；2.No.2OilProductionPlantofJiangsuOilfieldCompany,SINOPEC,Huai’an211600,China)

It is concluded by the rock-resistivity experiments of water flooding of 37 sandstone cores with medium-low porosity and permeability that the greater difference between the salinities of the injected and original formation water is,the more obvious the “U” type characteristic of resistivity and water saturation is.But conversely,the smaller the variation in “U” type characteristic is ,the more obvious the decreasing trend of resistivity with the increasing resistivity is.In addition,temperature,pressure and pore structure have great influences on the resistivity changes with water saturation.Based on experimental results,the water saturation model of different injected water salinities under formation conditions and the corresponding water saturation model of inflection point in “U” type were separately identified.Through comparison and analysis between the data from several processed wells and data of producing liquid section,it is concluded that the model established from water displacing oil experiment was more practical than the results from Archie equation.

rock- resistivity experiment;water displacing oil;water saturation;medium-low porosity and permeability reservoir

TE135

A

10.16181/j.cnki.fzyqc.2015.01.014

2014-07-10；改回日期2014-09-12。

收稿日期：刘晓璐(1990—)，女，现从事岩石物理机理分析和测井解释方法研究工作,电话：13511757788，E-mail:179223298@qq.com。