喇嘛甸油田北北块开发中测井曲线变化特征及开发效果评价

陈亦寒，李雄炎，啜晓宇

（中国石油大学地球物理与信息工程学院，北京102249）

喇嘛甸油田北北块开发中
测井曲线变化特征及开发效果评价

陈亦寒，李雄炎，啜晓宇

（中国石油大学地球物理与信息工程学院，北京102249）

对喇嘛甸油田北北块开发30余年来的储层特性及测井曲线变化进行了研究。通过对467口井测井资料的统计分析，总结了声波时差曲线、自然电位曲线、自然伽马和密度曲线、电阻率曲线和微电极曲线的变化规律及其原因。随着开发阶段不同，声波时差曲线呈现出先降后升再下降和先降后升2种趋势；自然电位曲线呈现出先升后降的趋势，并伴随着基线漂移；自然伽马和密度曲线呈现出下降的趋势；电阻率曲线趋势比较复杂，主要呈现出先升后降再上升、先降后升、先降后升再下降3种趋势；微电极曲线幅度表现为先降后升和先升后降再上升2种趋势。这些变化都反映了储集层在开发过程中的变化。通过注聚前后孔隙度渗透率、采出程度、水洗状况、含油饱和度、润湿性和驱油效率对比可知，注聚后各指标有变好趋势，说明聚合物驱后开发效果显著增加。

声波时差；自然电位；电阻率；微电极；储集层开发；喇嘛甸油田北北块

0 引 言

喇嘛甸油田是松辽盆地大庆长垣二级长轴背斜构造带最北端的一个三级短轴背斜构造单元，于1973年投入开发，采用反九点面积井网、早期内部注水、分层保持油层压力的开发方式。30多年的开发历程大体可划分为自喷开采、层系调整、全面转抽、注采系统调整、二次井网加密和主力油层聚合物驱等6个阶段。1973～1980年为自喷开采阶段，通过自喷开采，使年产油量从1976年起始终保持在1 200×104t以上，阶段末油田综合含水已达60.70%。1981～1985年为层系调整阶段，调整期间，年产油量一直保持在1 140×104t左右，含水上升率下降至2.1%左右。水驱动用储量增加2×108t，可采储量增加近6 500×104t。阶段末全油田综合含水为76.8%。1986～1988年为全面转抽阶段，平均年产油1 065×104t，阶段末油田综合含水已达84.36%，进入高含水后期开采阶段。1989～1992年为注采系统调整阶段，全油田比规划多产油58× 104t，少产液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%，是油田开发以来最低点。产量自然递减率降至8.0%以下，注入水利用率也有提高，全油田水驱采收率提高2.0%，增加可采储量1 600×104t。1992～1995年为二次加密阶段，二次加密井1995年产油154×104t，年底综合含水76.0%，年产量占全油田的20.9%，使全油田含水少升1.4%。1996年以后为聚驱阶段，至2006年底，聚驱产油已占油田总产量的48.4%，截止2008年底，已累计生产原油超过3×108t，含水已增至94.45%。

开发过程中的测井曲线提供了大量的储集层及其变化的信息。原始测井曲线主要反映油藏开发初期油层的岩石物性和流体性质，随着后期开发的深入，储集层的物理性质发生变化，不同开发阶段储集层测井的响应特征也发生着变化［1－3］。本文通过对喇嘛甸油田北北块467口井的统计分析总结声波时差、密度、自然电位、自然伽马、电阻率及微电极等测井曲线的变化规律并对其原因进行分析。

1 不同开发阶段储集层测井曲线变化规律及原因

1.1 声波时差曲线在开发过程中的变化及原因分析

从不同的开发阶段测井曲线值对比中可见声波曲线从基础井到二次聚驱井5个阶段有2种趋势（见图1）。

图1 不同开发阶段各油层组声波时差变化趋势图

（1）表现出先下降后上升再下降的趋势。8个油层组中S1、S2、S3、P2、G1和G2这6个油层组属于这种趋势。从基础井到一次加密井阶段，声波时差表现为下降趋势，下降幅度为0.7～4.1μs／m；从一次加密井到二次加密井阶段，声波时差也表现为下降趋势，但下降幅度远大于基础井到一次加密井阶段，下降幅度为6.2～19.4μs／m；从二次加密井到聚合物驱井声波时差表现为上升趋势，上升幅度较大，上升幅度为12.3～20.1μs／m；从聚合物驱井到二次聚驱井声波时差表现为下降趋势，下降幅度较小，下降幅度为1.7～3.0μs／m。

（2）表现出先降后升的趋势。在8个油层组中P1和G3油层组声波曲线属于第2种趋势。从基础井到一次加密井声波时差表现为下降趋势，下降幅度为1.3～2.9μs／m；从一次加密井到二次加密井阶段声波时差也表现为下降趋势，但下降幅度远大于基础井到一次加密井阶段，下降幅度为3.5～7.1 μs／m；从一次加密井到二次加密井阶段声波时差表现为上升趋势，上升幅度为11.5～12μs／m，上升幅度较大；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段，声波时差也表现出上升趋势，但上升幅度较小，上升幅度为1.0～5.4μs／m（见表1）。

声波时差下降的原因：注水开发过程中，注入水部分驱替油。油的声速为1 100m／s，相应的声波时差为910μs／m，水的声速为1 500m／s，相应的声波时差为666μs／m，故而声波时差下降。

声波时差上升的原因：当大量水持续注入时，胶结物遭到破坏，油层中含量较高的蒙脱石等黏土矿物会吸水膨胀，产生蚀变，体积增大，使岩石结构发生变化，有效孔隙度增大，声波传播速度也必然下降，导致声波时差增大。此外，长期注水开发，使附着在岩石颗粒表面或占据粒间孔隙空间的黏土矿物和泥质成分有可能被注入水溶解或冲走，泥质含量减少，造成水淹层孔喉半径增大。钻井过程中在地层中产生径向裂缝，注水过程中地层压力可能上升到原始地层压力以上，产生的微裂缝等。注聚开发前后，声波时差变化幅度不大，多数表现为略有下降，仅在P1和G3油层组中略有上升。注聚前后声波时差数值升降与注入流体的性质有关，注入流体的性质不同导致声波时差上升也可能下降。

表1 喇嘛甸北北块萨尔图油层测井曲线特征

1.2 密度曲线在开发过程中的变化及其原因分析

从不同的开发阶段（缺少基础井、一次加密和二次加密阶段的密度数据，故密度仅有2个阶段的数据）测井曲线值对比中可以看出密度曲线从聚合物驱到二次聚驱2个阶段表现出下降的趋势。在8个油层组中不同阶段的密度曲线均表现出这种趋势，下降幅度为0.03～0.06g／cm3。

密度下降原因：注水开发后，储集层的孔隙度增大，其中不仅参与流体交替的有效孔隙度增大，而且在注水冲洗过程中由于储集层的泥质含量下降，致使总孔隙度增加，从而导致密度减少。这与下文提及的自然伽马值降低是一致的。

1.3 自然电位曲线

从不同的开发阶段看，自然电位曲线从基础井网到二次聚驱井网5个阶段主要表现出先升后降的趋势。在8个油层组除G2油层组略有不同外，其余油层组不同阶段的自然电位曲线均表现出这种趋势。从基础井到一次加密井阶段，自然电位负异常幅度加大，上升幅度为14.2～31.2mV；从一次加密井到二次加密井阶段除G2油层组负异常幅度继续加大2.4mV外，其余7个油层组自然电位负异常幅度表现为减小趋势，下降幅度为0.3～7.2 mV；从二次加密井到聚合物驱井阶段自然电位负异常幅度表现为减小趋势，下降幅度较大，下降幅度为1.8～21.3mV；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段自然电位负异常幅度继续减小，下降幅度较小，下降幅度为0.7～7.0mV（见图2、表2）。

图2 不同开发阶段各油层组自然电位变化趋势图

自然电位主要由扩散吸附电位、过滤电位和氧化还原电位叠加而成。对于砂泥岩剖面，影响扩散吸附电位和过滤电位的主要因素是地层水矿化度、钻井液电阻率及密度和地层压力，可以忽略氧化还原电位。自然电位的变化主要表现在2个方面：①含水率的不断上升使流体的矿化度大幅度降低，导致自然电位曲线中扩散吸附电位明显减小，破坏了自然电位中扩散吸附电位的主导地位；② 由于储集层的非均质性使层间压差增大，导致过滤电位变化范围增大，自然电位的变化主要由过滤电位的变化所引起。

表2 喇嘛甸北北块葡萄花油层测井曲线特征

注水开发过程中自然电位升高的原因：注水初期，由于水洗程度较弱，泥质中有些成分溶解造成矿化度升高的幅度大于注入水降低地层流体混合溶液的矿化度导致自然电位负异常幅度升高。注水开发过程中，自然电位下降的原因是由于注入水矿化度低于地层水矿化度，导致矿化度降低引起自然电位负异常幅度降低。注聚前后自然电位降低，引起自然电位变化的主要原因是砂岩地层水含盐浓度与钻井液滤液含盐浓度比值的变化。钻井液滤液含盐浓度一般在4 000mg／L左右，而注聚前后砂岩地层水含盐浓度则变化较大，注聚后油层中的地层水含盐浓度就会较注聚前减小，会引起扩散电动势减小，使自然电位的幅度值减小［6］。

1.4 自然伽马曲线

从不同的开发阶段（缺少基础井和一次加密阶段的GR数据，故GR仅有3个阶段的数据）测井曲线值对比中可以看出自然伽马曲线从二次加密到二次聚驱3个阶段均表现出下降的趋势，在8个油层组中自然伽马曲线均表现出这种趋势。从二次加密井到聚合物驱井阶段自然伽马下降幅度较大，下降幅度为7.4～18.4API；从聚合物驱到二次聚驱井阶段也表现为下降趋势，但下降幅度较小，下降幅度为1.1～2.3API。

在开发过程中，自然伽马测井值降低，是因为注入水水洗油层时，油层中的黏土矿物和泥质成分被注入水溶解和冲走，使黏土和泥质含量降低，其储集层的放射性降低。因而自然伽马测井值降低［7］。至于注聚后自然伽马降低的原因则是由于油层里含有的少量放射性元素减少以及泥质含量减少造成。

1.5 电阻率曲线

从不同的开发阶段看，电阻率测井曲线从基础井到二次聚驱井5个阶段表现出3种类型。① 先升后降再上升的趋势，S1、G1、G2和G3油层组属于这种趋势。从基础井到一次加密井，电阻率表现为上升趋势，上升幅度为0.9～2.3Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.5～3.8Ω·m；从二次加密到聚合物驱井阶段表现为上升趋势，上升幅度为1.5～6.6Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段，电阻率表现为微幅上升趋势，上升幅度为0.1～1.4Ω·m。②先下降再上升的趋势，S2、S3和P2油层组油层组表现为这种趋势。从基础井到一次加密井阶段电阻率表现为下降趋势，下降幅度为0.4～2.5Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段电阻率表现为下降趋势，下降幅度为1.0～6.7Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段电阻率表现为上升趋势，上升幅度为1.3～5.9Ω·m；从聚合物驱到二次聚驱井阶段电阻率表现为上升趋势，但上升幅度减小，上升幅度为0.3～1.5Ω·m。③先降后升再下降趋势，P1油层组表现为这种趋势。从基础井到一次加密井阶段电阻率下降3.6Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段电阻率下降3.8 Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段电阻率表现为上升趋势，上升1.8Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段表现为1.6Ω·m（见图3）。

图3 不同开发阶段各油层组电阻率变化趋势图

在注水开发过程中，随着水淹程度的增加，含水饱和度不断增加，产水率不断上升，直到油层完全产水。另一方面，注入的淡水不断溶解地层中的盐类，并与油层中的束缚水进行离子交换，尽管注入水的矿化度有一定的增加，但整个储集层中混合液地层水的矿化度却不断下降，即所谓地层水被淡化，混合液电阻率不断增高，直到混合地层水矿化度与注入水矿化度接近，整个离子交换趋于动态平衡。因此，油层水淹初期，随着具有一定导电性的淡水进入油层，油层含水饱和度增加，电阻率呈明显下降趋势。当油层水淹到一定程度时，由于淡化作用，混合地层水矿化度下降，它对电阻率的影响程度超过含水饱和度增加对电阻率的影响时，水淹油层的电阻率便会迅速增加［7］。由于聚合物溶液的电阻率比岩心孔隙中水的电阻率大，聚合物驱油过程中随着含水饱和度增大，注入的聚合物溶液不断淡化和驱替岩心孔隙中的水，使油层的电阻率增大。聚合物驱后，油层中由于残留有聚合物溶液，造成电阻率值偏高，从而造成电阻率测井结果与水驱油层水淹后相比，电阻率值升高［4，8］。

1.6 微电极测井曲线

1.6.1 RMG曲线

从不同的开发阶段来看，RMG曲线从基础井到二次聚驱井5个阶段表现出2种类型。① 先降后升的趋势，8个油层组中S1、S2、P1、P2、G1、G2和G3油层组属于第1种趋势。从基础井到一次加密井阶段，RMG表现为下降趋势，下降幅度为0～0.8 Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段，RMG也表现为下降趋势，下降幅度为0.1～1.1Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.9～3.1Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段，RMG表现为上升趋势，上升幅度为0.8～2.2Ω·m。②先升后降再上升趋势，8个油层组中S3属于第2种趋势。从基础井到一次加密井阶段，RMG表现为上升趋势，上升幅度为0.1Ω·m；从一次加密井到二次加密井表现为下降趋势，下降幅度为0.7Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度较大，下降幅度为3.6Ω·m；从聚合物驱到二次聚驱井阶段，表现为上升趋势，上升幅度为2.2Ω·m（见表3）。

表3 喇嘛甸北北块高台子油层测井曲线特征

1.6.2 RMN曲线

RMN曲线从基础井到二次聚驱井5个阶段表现出2种类型。①先降后升的趋势，8个油层组中S1、G2和G3油层组属于第1种趋势。从基础井到一次加密井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.2～0.5 Ω·m；从一次加密到二次加密井表现为下降趋势，下降幅度为0.2～0.9Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度较大，下降幅度为2.0～3.2Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段表现为上升趋势，上升幅度为0.9～1.6Ω·m。②先升后降再上升趋势，8个油层组中S2、S3、P1、P2和G1油层组属于第2种趋势。从基础井到一次加密井阶段表现为上升趋势，上升幅度为0.1～0.6 Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.4～1.3Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度为3.3～4.4Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段表现为上升趋势，上升幅度为1.8～2.5Ω·m。

1.6.3 微电极幅度差

微电极幅度差表现为2种趋势：① 先微升后下降再上升的趋势，8个油层组中除G2油层组外均为此种趋势。从基础井到一次加密井阶段，微电极正幅度差表现为上升趋势，上升幅度为0.1～0.6Ω·m；从一次加密到二次加密井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0～0.6Ω·m；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.3～1.3Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段表现为上升趋势，上升幅度为0.1～0.3Ω·m。②先升后降趋势，G2油层组属于这种趋势。从基础井到一次加密井阶段微电极幅度差表现为上升趋势，上升幅度为0.3Ω·m；从一次加密井到二次加密井阶段，数值无变化；从二次加密井到聚合物驱井阶段表现为下降趋势，下降幅度为0.7Ω·m；从聚合物驱井到二次聚驱井阶段也表现为下降趋势，下降幅度为0.1Ω·m（见图4）。

微电极是由微电位和微梯度2条曲线迭加组成的浅探测电阻率曲线，在常规微电阻率测井中，微电阻率曲线反映地层的渗透性。不同开发过程中微电极测井响应在曲线幅度及幅度差方面都有较大变化，注水开发过程中，微电极幅度及幅度差下降的原因一是由于含水率的上升，二是新钻井的钻井液电阻率与开发初期相比较低，微电极探测深度较浅，钻井液电阻率对曲线影响较大。注入水进入油层后，使水淹层的地层压力明显高于原始地层压力，注入水使储层导电能力增强，同时注入水长期对储层的冲刷，使孔隙空间及喉道变大，也增强了对电流的传导能力在水淹层处微电极测井曲线幅度及幅度差相对变小［5］。至于注聚后微电极幅度及幅度差升高的原因在于在聚驱过程中，随着聚合物注入量的增加，岩心电阻率逐渐升高，可增大2～5倍，油层中由于有聚合物溶液，造成电阻率值偏高，即使在冲洗带地层中也仍有残留的聚合物溶液，从而造成电阻率测井结果与水驱油层水淹后相比，微电极幅度及幅度差升高［9－10］.

图4 不同开发阶段各油层组微电极幅度差变化趋势图

2 开发效果评价

通过注聚前后孔隙度、渗透率及采出程度对比可知，S2油层组注聚后较注聚前孔隙度增加1.4%，渗透率下降0.223×10－3μm2，采出程度增加了7.5%；S3油层组注聚后较注聚前孔隙度增加0.3%，渗透率下降0.626×10－3μm2，采出程度增加2.2%；P1油层组注聚后较注聚前孔隙度增加0.4%，渗透率上升0.001×10－3μm2，采出程度增加14.8%；P2油层组注聚后较注聚前孔隙度增加1.2%，渗透率上升0.242×10－3μm2，采出程度增加4.8%；G1油层组注聚后较注聚前孔隙度下降0.4%，渗透率没有变化，采出程度增加0.2%；G2油层组注聚后较注聚前孔隙度上升0.3%，渗透率下降0.052×10－3μm2，采出程度增加7.8%；G3油层组注聚后较注聚前孔隙度上升0.8%，渗透率下降0.138×10－3μm2，采出程度增加1.6%（见表4）。

喇嘛甸油田主力油层油田开发的初期阶段就已经见水，水洗厚度比例为62.32%，一次加密调整后，井距缩小，水洗厚度比例为69.38%，水洗强度也有所增加，中、强水洗厚度比例分别为27.03%和20.74%。1996年进行聚合物驱开采后，水洗厚度达到了98.1%，水洗程度以中、强水洗为主，中、强水洗厚度比例分别为47.26%和47.71%，聚驱调整见到了明显的效果［11］。

表4 喇嘛甸油田北北块水淹层注聚前后定量评价表

在聚驱后的主力油层的河道砂体含油饱和度下降幅度最大，从1981年（油田综合含水64.51%）的58.1%下降到2001年（油田综合含水92.32%）的37.7%，累计下降幅度达到了20.4%，尤其是在聚驱期间就下降了12.9%，说明聚驱达到了一定的开发效果［12］。

前人研究表明［13－14］，主力油层岩石在基础井网开发时期，储层岩石润湿性为偏亲油；随着开发阶段的深入，经过一次井网加密、二次井网加密，使储集层岩石润湿性向亲水方向变化；聚驱阶段储集层岩石的亲水润湿特征进一步加强。从驱油效率看，聚驱前平均驱油效率为41.3%，聚驱后平均驱油效率为53.1%，提高了11.8%。

喇嘛甸油田北北块聚合物工业推广区块总体效果也表明，聚驱累积增油286.75×104t，聚驱累计产油419.78×104t，注聚增油87t，阶段提高采收率为13.43%。

综上所述，注聚后较注聚前各指标均有变好趋势，说明聚合物驱后开发效果显著增加。

3 结 论

（1）油田开发过程中的测井曲线提供了大量的储集层及其变化的信息，随着后期开发的深入，储集层的物理性质发生变化，不同开发阶段储集层测井的响应特征也发生着变化，且测井曲线的变化呈现一定规律性。

（2）测井曲线变化是由于储集层特性及流体性质发生变化。注聚前后声波时差数值升降是与注入流体的性质有关；密度和自然伽马值下降原因是注水开发后，储集层的孔隙度增大；引起自然电位变化的主要原因是砂岩地层水含盐浓度与钻井液滤液含盐浓度比值的变化。

（3）这些变化都反映了储集层在开发过程中的变化。通过注聚前后孔隙度渗透率、采出程度、水洗状况、含油饱和度、润湿性和驱油效率对比可知注聚后各指标有变好趋势，说明聚合物驱后开发效果显著增加。这些特征及变化可作为开发效果的评价指标。

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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 文献标识码：A

2011－05－26 本文编辑 王小宁）

严正国，男，1976年生，副教授，硕士，研究方向为数字信号传输及处理。