水淹層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)課件

水淹層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)1/4/2023水淹層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)12/29/2022水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征變化開發(fā)因素井網(wǎng)因素工作制度因素地質(zhì)因素注采不連通（斷層遮擋、透鏡體、尖滅）油水粘度比滲透性非均質(zhì)性重力分異作用剩余油形成原因水淹機(jī)理1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征變化開發(fā)因素井網(wǎng)因素地質(zhì)1.含油飽和度降低，含水飽和度上升；2.流體性質(zhì)發(fā)生變化：（1）地層水性質(zhì)發(fā)生變化；（2）原油性質(zhì)發(fā)生變化，存在瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象；3.地層的溫度、壓力發(fā)生變化；4.儲(chǔ)層的物性發(fā)生變化；5.微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化；6.潤(rùn)濕性及敏感性發(fā)生變化；7.微粒遷移、粘土礦物轉(zhuǎn)化導(dǎo)致巖石礦物成分發(fā)生變化，并導(dǎo)致儲(chǔ)層密度發(fā)生變化；8.儲(chǔ)層的宏觀及微觀非均質(zhì)性增強(qiáng)水淹后油藏特征變化1.含油飽和度降低，含水飽和度上升；水淹后油藏特征變化水淹后儲(chǔ)層泥質(zhì)含量的變化（其它油田）

水淹后儲(chǔ)層泥質(zhì)含量的變化（其它油田）

水淹后儲(chǔ)層物性的變化水淹狀態(tài)孔隙度滲透率泥質(zhì)含量原始平均19.4104.7811.18未水淹層16.2519.4712.3中水淹層19.973.219.8強(qiáng)水淹層25.3238.726.9

水淹后儲(chǔ)層物性的變化水淹狀態(tài)孔隙度滲透率泥質(zhì)含量原始平均

水驅(qū)巖石電阻率實(shí)驗(yàn)分析水驅(qū)a、b、m、n值特征地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系混合液電阻率與巖石電阻率變化的關(guān)系孔隙度變化規(guī)律滲透率變化規(guī)律2.巖石物理特征變化機(jī)理水驅(qū)巖石電阻率實(shí)驗(yàn)分析2.巖石物理特征變化機(jī)理①水驅(qū)巖石電阻率水淹層巖石物理體積模型

原始水淹層理論上淡水驅(qū)油過程中油層電阻率變化①水驅(qū)巖石電阻率水淹層巖石物理體積模型原始水淹層理論上淡水多礦化度水驅(qū)實(shí)驗(yàn)巖石電性變化特征

兩種溶液電阻率相差不大時(shí)，電阻率單調(diào)下降低；兩種溶液電阻率相差中等時(shí)，含水飽和度達(dá)到一定程度后，電阻率變化比較平緩，有略微上升的趨勢(shì)；兩種溶液電阻率相差較大時(shí)，電阻率呈現(xiàn)“U”形變化雙河油田CL：1320-1380江河油田CL：1500-1700下二門油田CL：230-320多礦化度水驅(qū)實(shí)驗(yàn)巖石電性變化特征兩種溶液電阻率相差不大時(shí)，A區(qū)：電阻率單調(diào)下降區(qū)，多塊巖石樣品實(shí)驗(yàn)表明：含水飽和度低于50%時(shí)電阻率顯著降低；B區(qū)：電阻率平緩下降區(qū)，與儲(chǔ)層含水飽和度關(guān)系不敏感，含水飽和度在50-70%之間C區(qū)：電阻率平緩下降、抬升區(qū)，電阻率變化緩慢，部分樣品略有抬升，含水飽和度大于70%以后原始地層水3000ppmABCA區(qū)：電阻率單調(diào)下降區(qū)，多塊巖石樣品實(shí)驗(yàn)表明：含水飽和度低于②飽和度參數(shù)a、m、b、n實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來源a、m參數(shù)b、n參數(shù)am相關(guān)系數(shù)R樣品點(diǎn)數(shù)Nbn相關(guān)系數(shù)R樣品點(diǎn)數(shù)N水驅(qū)前實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0931.4600.897161.0221.6100.987131水驅(qū)10倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0801.4630.895161.0271.6360.990131水驅(qū)30倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0381.4820.905161.0321.6620.987131水驅(qū)50倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)0.9991.4960.912161.0331.6800.988131所有水驅(qū)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0481.4770.902641.0281.6510.993524②飽和度參數(shù)a、m、b、n實(shí)驗(yàn)數(shù)a、m參數(shù)b、n參數(shù)am1、a和m的關(guān)系最為密切，不論在任何情況下，只要a值大，m值就??；a值小，m值就大。a是m的函數(shù)。2、在a、m、b、n值中，b值的變化范圍最小，一般接近1.0；n值的變化范圍總是m比值變化范圍小。在水驅(qū)實(shí)驗(yàn)中，b和n的關(guān)系最為密切，n是b的函數(shù)。1、a和m的關(guān)系最為密切，不論在任何情況下，只要a值大，m值3、水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨水驅(qū)程度的增加，a值逐漸減小，而m、n、b值逐漸增大。巖心的膠結(jié)指數(shù)m、飽和度指數(shù)n隨注水的加大而增大，并趨近2，這是由于注水造成巖心中泥質(zhì)的減小，巖心純度增高，因而注水程度越高，m、n值越趨近于2。4、在南陽(yáng)油田，無論是巖性、沉積環(huán)境還是水淹程度等如何變化，a、m、b、n值的變化總是服從一定的規(guī)律性。在南陽(yáng)油田，地層剩余油飽和度精度允許條件下，a、m、b、n值可以選?。篴=1.0486；m＝1.4773b=1.0281；n=1.65113、水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨水驅(qū)程度的增加，a值逐漸減小，而m、③地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系

Fw～Swm關(guān)系Fw～Sw關(guān)系1、高含水階段地層產(chǎn)水率與含水飽和度相關(guān)性變差2、產(chǎn)水率高于80％以后，含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系好于可動(dòng)水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系③地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系Fw～Swm關(guān)系Fw～Sw關(guān)淡水注入相對(duì)低礦化度水注入高礦化度水注入儲(chǔ)層巖石整體電阻率的變化，在不同的注入情況下與混合液電阻率具有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，因此可以利用儲(chǔ)層的電阻率建立混合液電阻率的求取模型。④混合液電阻率與巖石電阻率變化的關(guān)系淡水注入相對(duì)低礦化度水注入高礦化度水注入儲(chǔ)層巖石整體電阻率的⑤水淹層孔隙度變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)孔隙度10σ1030σ3050σ501雙6-12718516.320.231.4090.513.1250.744.534218913.180.181.3660.433.2630.614.628319914.720.231.5630.412.7850.714.823422518.370.271.4700.341.8510.723.9195雙H6-14727720.550.512.4820.532.5790.934.5266雙H6-14730116.700.231.3770.573.4130.724.3117雙H14529319.990.201.0010.462.3010.663.30283008.200.212.5610.232.8050.445.366931711.860.231.9390.484.0470.726.0711032926.130.321.2250.652.4880.993.7891133120.800.321.5380.643.0770.874.18312雙H45538512.350.151.2150.403.2390.665.3441341615.610.070.4480.352.2420.553.52314雙H20850620.800.291.3940.713.4130.844.03815新S21757324.930.291.1630.361.4440.652.6071659016.290.332.0260.563.4380.905.52517K41092033.570.143.9550.215.8820.298.123⑤水淹層孔隙度變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)孔隙度10σ1030σ水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心孔隙度增大率就越大。其中孔隙度增大的最大絕對(duì)值為0.99%，而最大相對(duì)增大率為8.12%。儲(chǔ)層物性差、巖心孔隙度小的儲(chǔ)層，水淹之后，雖然其孔隙度相對(duì)增大率大，但是其絕對(duì)增大值變化不大，即孔隙度變化不大儲(chǔ)層物性較好、巖心孔隙度屬于中至大的儲(chǔ)層，水淹之后其孔隙度絕對(duì)和相對(duì)增大率均較高，即孔隙度變化明顯水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心孔隙度增大率就越大。其中⑥水淹層滲透率變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)滲透率

10-3μm210-3μm2%10-3μm2%10-3μm2%1雙6-127185600.7940.076.670116.219.34138.923.112189253.0720.708.18033.1413.1043.7717.30319951.1305.1109.99459.87117.162.05121.44225753.9535.404.695148.319.67166.622.095雙H6-147277169.886.9904.11525.6715.1136.2321.336雙H6-147301767.3936.734.78671.159.27294.0012.257雙H145293566.6736.666.46958.9910.4187.5615.45830032.1702.2206.9015.76017.918.66026.92931731.7203.1709.9945.66017.848.50026.8010329178.4317.8510.0027.4715.4039.0721.9011331660.9836.105.46268.8110.41118.817.9712雙H455385144.0310.407.22126.2518.2337.6726.151341624.2901.4305.8872.1008.654.04016.6314雙H20850682.5004.2505.1529.33011.3117.3120.9815新S2175731232.043.203.506117.79.555167.813.6216590356.9125.697.19854.9515.4075.5121.1617K41092030.09000.01011.110.05055.560.07077.78⑥水淹層滲透率變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)滲透率

10-3μm2水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心滲透率增大率就越大。其中滲透率增大的最大絕對(duì)值為167.8,而最大相對(duì)增大率為121.4%儲(chǔ)層物性差的儲(chǔ)層，因巖心滲透性差，所以，水淹之后雖然其滲透率相對(duì)增大率大，但是其絕對(duì)增大值變化不大，即滲透率變化不大儲(chǔ)層物性好的儲(chǔ)層，水淹之后其滲透率絕對(duì)和相對(duì)增大率均較高，即滲透率變化明顯水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心滲透率增大率就越大。其中水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄水淹層特征分析①油層水淹后電阻率顯著降低30Ω·m小于20Ω·m水淹層特征分析①油層水淹后電阻率顯著降低30Ω·m小于20Ω②油層水淹后電阻率出現(xiàn)平直甚至“內(nèi)凹”特征②油層水淹后電阻率出現(xiàn)平直甚至“內(nèi)凹”特征油層水淹后電阻率出現(xiàn)“內(nèi)凹”特征油層水淹后電阻率出現(xiàn)“內(nèi)凹”特征③油層水淹后電阻率出現(xiàn)“增阻侵入”特征③油層水淹后電阻率出現(xiàn)“增阻侵入”特征④油層水淹后自然電位基線發(fā)生偏移④油層水淹后自然電位基線發(fā)生偏移⑤油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度降低RFT0.88⑤油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度降低RFT⑥油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度增大RFT0.77⑥油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度增大RFT⑦油層水淹后自然電位無幅度或者正異常⑦油層水淹后自然電位無幅度或者正異常⑧儲(chǔ)層水淹后聲波時(shí)差增大聲波時(shí)差增大43ms/m⑧儲(chǔ)層水淹后聲波時(shí)差增大聲波時(shí)差增大厚度較大的油層容易水淹儲(chǔ)層厚度5.2米儲(chǔ)層厚度3.6米厚度較大的油層容易水淹儲(chǔ)層厚度儲(chǔ)層厚度電阻率特征電阻率值顯著降低（83%)；曲線形態(tài)不飽滿，表現(xiàn)出平直甚至內(nèi)凹（陷）的特征（42%)；表現(xiàn)出增阻侵入特征（35%）；自然電位特征自然電位基線發(fā)生偏移（39%）；自然電位負(fù)異常幅度降低或增大；高壓層自然電位出現(xiàn)無幅度甚至正異?，F(xiàn)象；測(cè)井響應(yīng)特征聲波曲線特征聲波曲線測(cè)井值增大；電阻率特征測(cè)井響應(yīng)特征聲波曲線特征其它特征厚度特征厚度越大，水淹程度越強(qiáng)；壓力特征高壓層原因：超高壓注水開發(fā)方式下所導(dǎo)致的壓力升高；低壓層原因：注采關(guān)系、井網(wǎng)配置不合理，注入能量補(bǔ)充不上造成儲(chǔ)層虧空，已動(dòng)用層壓力降低鉆井特征井涌原因：高壓水淹所導(dǎo)致的鉆井液上涌井漏原因：已動(dòng)用層壓力低所導(dǎo)致的鉆井液漏失井壁取心、錄井顯示及巖心描述特征含油不飽滿，具明顯水洗特征其它特征厚度特征水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄水淹層識(shí)別技術(shù)研究定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究水淹層識(shí)別技術(shù)研究定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究1）、RD與RD-RS交繪圖識(shí)別水淹層

隨著油層水淹強(qiáng)度增加，電阻率數(shù)值降低是油層水淹的顯著特點(diǎn)，同時(shí)，不同級(jí)別的水淹電阻率數(shù)值也存在差異。

RD-RS的數(shù)值顯示，樣本點(diǎn)大部分為正值，小部分為負(fù)值，為中水淹點(diǎn)；表明用側(cè)向負(fù)差異（增阻侵入）識(shí)別水淹層，少部分地方有效。

1）、RD與RD-RS交繪圖識(shí)別水淹層2）、RD與電阻率增大倍數(shù)交繪圖識(shí)別水淹層

隨著油層的水淹級(jí)別增加，電阻率增大倍數(shù)的減小，不同級(jí)別的水淹電阻率增大倍數(shù)差異更為明顯。2）、RD與電阻率增大倍數(shù)交繪圖識(shí)別水淹層隨3）、POR_ac與POR_cnl交繪識(shí)別水淹層

該圖的右上角，POR_ac大于16%，POR_cnl大于16%區(qū)，POR_ac與POR_cnl數(shù)值非常接近，物性最好，為明顯水淹區(qū)；說明POR_AC-POR_CNL交繪法，在物性好的地方效果明顯。同時(shí)這也說明另一個(gè)問題，物性好的油層易水淹。

3）、POR_ac與POR_cnl交繪識(shí)別水淹層4）、自然電位異常識(shí)別水淹層典型特征：基線偏移；原因：層間非均質(zhì)性導(dǎo)致不同層段動(dòng)用不均衡，水淹級(jí)別不同的層段其地層水礦化度不同。其它特征：（1）負(fù)異常幅度降低；原因：水淹后混合水礦化度降低。（2）出現(xiàn)無幅度甚至正異?，F(xiàn)象；原因：高壓層導(dǎo)致地層到井筒的流體流動(dòng)所產(chǎn)生的流動(dòng)電位。（3）負(fù)異常幅度增大；原因：地層壓力降低，低壓層導(dǎo)致井筒到地層的流體流動(dòng)所產(chǎn)生的流動(dòng)電位。

4）、自然電位異常識(shí)別水淹層典型特征：5700成像測(cè)井系列技術(shù)及應(yīng)用5700成像測(cè)井系列在測(cè)量精度和剩余油飽和度計(jì)算的精度上相對(duì)于常規(guī)測(cè)井系列具有明顯的提高。目前主要應(yīng)用于裸眼井5700成像測(cè)井剩余油飽和度分析的測(cè)井技術(shù)主要有“高分辨率陣列感應(yīng)測(cè)井（HDIL）、新型核磁共振成像測(cè)井（MREX）、薄層電阻率測(cè)井（TBRT）。利用這些測(cè)井技術(shù)可以更為精確的確定儲(chǔ)層縱向的剩余油飽和度分布，精細(xì)劃分水淹層不同水淹級(jí)別和水淹部位，為油層縱向剩余油的開發(fā)提供可靠依據(jù)，為橫向單層剩余油飽和度預(yù)測(cè)提供更為精確的預(yù)測(cè)參數(shù)。5700成像測(cè)井系列技術(shù)及應(yīng)用5700成像測(cè)井系列在測(cè)量精度5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用TBRT電阻率進(jìn)行薄互層解釋，尋找薄油層薄互層解釋，尋找薄油層TBRTRT5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用TBRT電阻率進(jìn)利用薄層電阻率測(cè)井進(jìn)行水淹層精細(xì)解釋和層內(nèi)細(xì)分底部水淹頂部水淹TBRTRT125700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用薄層電阻率測(cè)井進(jìn)行水淹層精細(xì)解釋和層內(nèi)細(xì)分底部水淹頂部水和微球電阻率結(jié)合指示薄層可動(dòng)油氣5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用和微球電阻率結(jié)合指示薄層可動(dòng)油氣5700成像測(cè)井資料在剩余油利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井侵入特征定性識(shí)別油水層5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井侵入特征定性識(shí)別油水層5700成像測(cè)井資利用高分辨感應(yīng)測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)水淹層

1英尺高分辨率感應(yīng)電阻率雙側(cè)向電阻率底部水淹頂部水淹5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨感應(yīng)測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)水淹層1英尺高分辨率感應(yīng)電阻率雙利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井定量分析油層可動(dòng)油飽和度

4英尺6條不同探測(cè)深度感應(yīng)電阻率曲線6條不同探測(cè)深度含水飽和度曲線5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井定量分析油層可動(dòng)油飽和度4英尺6條不同南80利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井進(jìn)行薄互層分析日產(chǎn)油1.4噸5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用南80利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井進(jìn)行薄互層分析日產(chǎn)油1.4噸570雙K2104井MREX計(jì)算水淹層剩余油飽和度成果圖5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用雙K2104井MREX計(jì)算水淹層剩余油飽和度成果圖5700趙51井油層識(shí)別實(shí)例目前撈油初產(chǎn)1噸／日，不含水5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用趙51井油層識(shí)別實(shí)例目前撈油初產(chǎn)1噸／日，不含水5700成像下T7-372井油層識(shí)別實(shí)例日產(chǎn)油11.8方水2.7方5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用下T7-372井油層識(shí)別實(shí)例日產(chǎn)油11.8方水2.7方570水淹層識(shí)別技術(shù)定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究水淹層識(shí)別技術(shù)定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究①孔隙度模型②滲透率模型③泥質(zhì)含量模型④飽和度模型水淹層的定量評(píng)價(jià)主要是在各類儲(chǔ)層參數(shù)模型建立的基礎(chǔ)上，配以模型中各參數(shù)的合理選取，實(shí)現(xiàn)對(duì)水淹儲(chǔ)層各參數(shù)的定量計(jì)算⑤束縛水飽和度方程⑥殘余油飽和度方程⑦產(chǎn)水率模型①孔隙度模型水淹層的定量評(píng)價(jià)主要是在各類儲(chǔ)層參數(shù)模型建立的基①孔隙度模型XX區(qū)塊：Φ＝-34.7498＋0.2032△tXX區(qū)塊：純砂巖

粉細(xì)砂巖Φ＝-35.3224＋0.2052△t①孔隙度模型XX區(qū)塊：Φ＝-34.7498＋0.2032△②滲透率模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：LogK=0.009347Φ2-0.02074Φ-0.5566

LogK=-2.4026+0.2267Φ

②滲透率模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：LogK=0.009347③泥質(zhì)含量模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：Vsh=2.65053(26.7104lgGR)

③泥質(zhì)含量模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：Vsh=2.65053(④含水飽和度模型傳統(tǒng)的阿爾奇公式計(jì)算儲(chǔ)層含水飽和度；公式中參數(shù)m、n不僅與巖石的巖性有關(guān)，而且與儲(chǔ)層中流體礦化度有很大的聯(lián)系；式中Rw是儲(chǔ)層水淹后，混合液的電阻率，這是比較難確定的參數(shù)④含水飽和度模型傳統(tǒng)的阿爾奇公式計(jì)算儲(chǔ)層含水飽和度；飽和度模型--電阻率比值法

XX區(qū)塊XX區(qū)塊Sw=-1.866*I3+20.989*I2-86.118*I+164.1675個(gè)樣本，相關(guān)系數(shù)為0.8992Sw=93.724*I-0.471687個(gè)樣本，相關(guān)系數(shù)為0.8379飽和度模型--電阻率比值法XX區(qū)塊XX區(qū)塊Sw=-1.86混合液電阻率的選取原始地層水：3000-5500ppm，水型為NaHCO3

由于污水回注，混合液礦化度：1800-2800ppm。地層水礦化度分析圖版法

研究區(qū)地表溫度約為12℃；地溫梯度約為2.9℃/100m；目的層埋深3200-3600米；利用圖版法，換算地層水（混合液）電阻率Rwz為0.8～0.9Ω.m?；旌弦弘娮杪实倪x取原始地層水：3000-5500ppm，水型自然電位法：

logRwz＝PSP/KC+logRmf

1）PSP是由SP經(jīng)厚度、井徑、電阻率、泥漿侵入、流動(dòng)電位等校正后的自然電位，與靜自然電位相似；2）KC＝65＋0.24×T(℃)3）U=0.77*△P*Rmf/0.5混合液電阻率的選取自然電位法：logRwz＝PSP/KC+logRmf1理論模型法混合液電阻率的選取理論模型法混合液電阻率的選取XX區(qū)塊XX區(qū)塊Swi=0.4029*POR2-15.1984*POR+36.53*e-0.0028*Perm+147.8065

10個(gè)樣本,復(fù)相關(guān)系數(shù)為.94，平均相對(duì)誤差為1.65%

Swi=0.1586*POR2-6.2823*POR+29.83*e-0.0049*Perm+71.73

11個(gè)樣本，復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.77，平均相對(duì)誤差為3.42%

⑤束縛水飽和度模型XX區(qū)塊XX區(qū)塊Swi=0.4029*POR2-15.198XX區(qū)塊XX區(qū)塊Sor=0.1853*POR2-7.9016*POR+36.53*Perm-0.1081+101.09110個(gè)樣本，復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.728，平均相對(duì)誤差為3.12%

Sor=0.2489*POR2-8.1878*POR+22.0267*e-0.0044*perm+75.54

11個(gè)樣本，復(fù)相關(guān)系數(shù)為0.924，平均相對(duì)誤差為1.21%

⑥殘余油飽和度模型XX區(qū)塊XX區(qū)塊Sor=0.1853*POR2-7.9016儲(chǔ)能參數(shù)（K/）法確定Swi、Sor當(dāng)Perm/Por比值小于1時(shí)，束縛水飽和度集中在45%左右，殘余油飽和度為集中在32%左右；當(dāng)Perm/Por比值為1～2時(shí)，束縛水飽和度集中在38%左右，殘余油飽和度為集中在31%左右；當(dāng)Perm/Por比值為3～4時(shí)，束縛水飽和度集中在37%左右，殘余油飽和度為集中在30%左右；當(dāng)Perm/Por比值大于5時(shí)，束縛水飽和度集中在33%左右，殘余油飽和度為集中在29%左右。儲(chǔ)能參數(shù)（K/）法確定Swi、Sor當(dāng)Perm/Por比值⑦產(chǎn)水率模型水相滲透率油相滲透率Fw=1/(1+Kro*O/Krw*w)

⑦產(chǎn)水率模型水相油相Fw=1/(1+Kro*O/水淹級(jí)別的劃分水淹級(jí)別水淹程度產(chǎn)水率油層(未水淹)<10%三級(jí)水淹弱水淹10%～40%二級(jí)水淹中水淹40%～80%一級(jí)水淹強(qiáng)水淹>80%水淹級(jí)別的劃分水淹級(jí)別水淹程度產(chǎn)水率油層(未水淹)<10%三產(chǎn)水率與含水飽和度油層：Sw<36%弱水淹：36%<Sw<47%中水淹：47%<Sw<58%強(qiáng)水淹:>58%產(chǎn)水率與含水飽和度油層：水淹層精細(xì)評(píng)價(jià)基本流程水淹層定量處理解釋資料收集及資料初步分析油層水淹可能性分析水淹級(jí)別劃分提交解釋成果水淹層定性識(shí)別分析新井鉆、測(cè)、錄資料及其地質(zhì)設(shè)計(jì)鄰井資料：鉆、測(cè)、錄資料，試油、注采資料原始油層曲線特征分析目的層位的確定水淹層定性識(shí)別方法的綜合應(yīng)用小層劃分以及平面對(duì)比分析水淹層響應(yīng)特征應(yīng)用特殊測(cè)井項(xiàng)目資料分析小層平面構(gòu)造圖小層數(shù)據(jù)表剩余油飽和度含水率殘余油飽和度束縛水飽和度孔隙度滲透率含油飽和度原始油層電阻恢復(fù)鄰井注采層位的確定各小層平面上測(cè)井曲線變化趨勢(shì)及其規(guī)律分析注水井吸水剖面、采油井產(chǎn)液動(dòng)態(tài)資料詳細(xì)分析水淹層精細(xì)評(píng)價(jià)基本流程水淹層定量處理解釋資料收集及資料初步分謝謝大家！謝謝大家！水淹層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)1/4/2023水淹層測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)技術(shù)12/29/2022水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征變化開發(fā)因素井網(wǎng)因素工作制度因素地質(zhì)因素注采不連通（斷層遮擋、透鏡體、尖滅）油水粘度比滲透性非均質(zhì)性重力分異作用剩余油形成原因水淹機(jī)理1.剩余油形成原因及水淹后油藏特征變化開發(fā)因素井網(wǎng)因素地質(zhì)1.含油飽和度降低，含水飽和度上升；2.流體性質(zhì)發(fā)生變化：（1）地層水性質(zhì)發(fā)生變化；（2）原油性質(zhì)發(fā)生變化，存在瀝青質(zhì)沉積現(xiàn)象；3.地層的溫度、壓力發(fā)生變化；4.儲(chǔ)層的物性發(fā)生變化；5.微觀孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生變化；6.潤(rùn)濕性及敏感性發(fā)生變化；7.微粒遷移、粘土礦物轉(zhuǎn)化導(dǎo)致巖石礦物成分發(fā)生變化，并導(dǎo)致儲(chǔ)層密度發(fā)生變化；8.儲(chǔ)層的宏觀及微觀非均質(zhì)性增強(qiáng)水淹后油藏特征變化1.含油飽和度降低，含水飽和度上升；水淹后油藏特征變化水淹后儲(chǔ)層泥質(zhì)含量的變化（其它油田）

水淹后儲(chǔ)層泥質(zhì)含量的變化（其它油田）

水淹后儲(chǔ)層物性的變化水淹狀態(tài)孔隙度滲透率泥質(zhì)含量原始平均19.4104.7811.18未水淹層16.2519.4712.3中水淹層19.973.219.8強(qiáng)水淹層25.3238.726.9

水淹后儲(chǔ)層物性的變化水淹狀態(tài)孔隙度滲透率泥質(zhì)含量原始平均

水驅(qū)巖石電阻率實(shí)驗(yàn)分析水驅(qū)a、b、m、n值特征地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系混合液電阻率與巖石電阻率變化的關(guān)系孔隙度變化規(guī)律滲透率變化規(guī)律2.巖石物理特征變化機(jī)理水驅(qū)巖石電阻率實(shí)驗(yàn)分析2.巖石物理特征變化機(jī)理①水驅(qū)巖石電阻率水淹層巖石物理體積模型

原始水淹層理論上淡水驅(qū)油過程中油層電阻率變化①水驅(qū)巖石電阻率水淹層巖石物理體積模型原始水淹層理論上淡水多礦化度水驅(qū)實(shí)驗(yàn)巖石電性變化特征

兩種溶液電阻率相差不大時(shí)，電阻率單調(diào)下降低；兩種溶液電阻率相差中等時(shí)，含水飽和度達(dá)到一定程度后，電阻率變化比較平緩，有略微上升的趨勢(shì)；兩種溶液電阻率相差較大時(shí)，電阻率呈現(xiàn)“U”形變化雙河油田CL：1320-1380江河油田CL：1500-1700下二門油田CL：230-320多礦化度水驅(qū)實(shí)驗(yàn)巖石電性變化特征兩種溶液電阻率相差不大時(shí)，A區(qū)：電阻率單調(diào)下降區(qū)，多塊巖石樣品實(shí)驗(yàn)表明：含水飽和度低于50%時(shí)電阻率顯著降低；B區(qū)：電阻率平緩下降區(qū)，與儲(chǔ)層含水飽和度關(guān)系不敏感，含水飽和度在50-70%之間C區(qū)：電阻率平緩下降、抬升區(qū)，電阻率變化緩慢，部分樣品略有抬升，含水飽和度大于70%以后原始地層水3000ppmABCA區(qū)：電阻率單調(diào)下降區(qū)，多塊巖石樣品實(shí)驗(yàn)表明：含水飽和度低于②飽和度參數(shù)a、m、b、n實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)來源a、m參數(shù)b、n參數(shù)am相關(guān)系數(shù)R樣品點(diǎn)數(shù)Nbn相關(guān)系數(shù)R樣品點(diǎn)數(shù)N水驅(qū)前實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0931.4600.897161.0221.6100.987131水驅(qū)10倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0801.4630.895161.0271.6360.990131水驅(qū)30倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0381.4820.905161.0321.6620.987131水驅(qū)50倍實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)0.9991.4960.912161.0331.6800.988131所有水驅(qū)實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)1.0481.4770.902641.0281.6510.993524②飽和度參數(shù)a、m、b、n實(shí)驗(yàn)數(shù)a、m參數(shù)b、n參數(shù)am1、a和m的關(guān)系最為密切，不論在任何情況下，只要a值大，m值就??；a值小，m值就大。a是m的函數(shù)。2、在a、m、b、n值中，b值的變化范圍最小，一般接近1.0；n值的變化范圍總是m比值變化范圍小。在水驅(qū)實(shí)驗(yàn)中，b和n的關(guān)系最為密切，n是b的函數(shù)。1、a和m的關(guān)系最為密切，不論在任何情況下，只要a值大，m值3、水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨水驅(qū)程度的增加，a值逐漸減小，而m、n、b值逐漸增大。巖心的膠結(jié)指數(shù)m、飽和度指數(shù)n隨注水的加大而增大，并趨近2，這是由于注水造成巖心中泥質(zhì)的減小，巖心純度增高，因而注水程度越高，m、n值越趨近于2。4、在南陽(yáng)油田，無論是巖性、沉積環(huán)境還是水淹程度等如何變化，a、m、b、n值的變化總是服從一定的規(guī)律性。在南陽(yáng)油田，地層剩余油飽和度精度允許條件下，a、m、b、n值可以選?。篴=1.0486；m＝1.4773b=1.0281；n=1.65113、水驅(qū)實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，隨水驅(qū)程度的增加，a值逐漸減小，而m、③地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系

Fw～Swm關(guān)系Fw～Sw關(guān)系1、高含水階段地層產(chǎn)水率與含水飽和度相關(guān)性變差2、產(chǎn)水率高于80％以后，含水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系好于可動(dòng)水飽和度與產(chǎn)水率的關(guān)系③地層產(chǎn)水率與含水飽和度的關(guān)系Fw～Swm關(guān)系Fw～Sw關(guān)淡水注入相對(duì)低礦化度水注入高礦化度水注入儲(chǔ)層巖石整體電阻率的變化，在不同的注入情況下與混合液電阻率具有良好的對(duì)應(yīng)關(guān)系，因此可以利用儲(chǔ)層的電阻率建立混合液電阻率的求取模型。④混合液電阻率與巖石電阻率變化的關(guān)系淡水注入相對(duì)低礦化度水注入高礦化度水注入儲(chǔ)層巖石整體電阻率的⑤水淹層孔隙度變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)孔隙度10σ1030σ3050σ501雙6-12718516.320.231.4090.513.1250.744.534218913.180.181.3660.433.2630.614.628319914.720.231.5630.412.7850.714.823422518.370.271.4700.341.8510.723.9195雙H6-14727720.550.512.4820.532.5790.934.5266雙H6-14730116.700.231.3770.573.4130.724.3117雙H14529319.990.201.0010.462.3010.663.30283008.200.212.5610.232.8050.445.366931711.860.231.9390.484.0470.726.0711032926.130.321.2250.652.4880.993.7891133120.800.321.5380.643.0770.874.18312雙H45538512.350.151.2150.403.2390.665.3441341615.610.070.4480.352.2420.553.52314雙H20850620.800.291.3940.713.4130.844.03815新S21757324.930.291.1630.361.4440.652.6071659016.290.332.0260.563.4380.905.52517K41092033.570.143.9550.215.8820.298.123⑤水淹層孔隙度變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)孔隙度10σ1030σ水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心孔隙度增大率就越大。其中孔隙度增大的最大絕對(duì)值為0.99%，而最大相對(duì)增大率為8.12%。儲(chǔ)層物性差、巖心孔隙度小的儲(chǔ)層，水淹之后，雖然其孔隙度相對(duì)增大率大，但是其絕對(duì)增大值變化不大，即孔隙度變化不大儲(chǔ)層物性較好、巖心孔隙度屬于中至大的儲(chǔ)層，水淹之后其孔隙度絕對(duì)和相對(duì)增大率均較高，即孔隙度變化明顯水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心孔隙度增大率就越大。其中⑥水淹層滲透率變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)滲透率

10-3μm210-3μm2%10-3μm2%10-3μm2%1雙6-127185600.7940.076.670116.219.34138.923.112189253.0720.708.18033.1413.1043.7717.30319951.1305.1109.99459.87117.162.05121.44225753.9535.404.695148.319.67166.622.095雙H6-147277169.886.9904.11525.6715.1136.2321.336雙H6-147301767.3936.734.78671.159.27294.0012.257雙H145293566.6736.666.46958.9910.4187.5615.45830032.1702.2206.9015.76017.918.66026.92931731.7203.1709.9945.66017.848.50026.8010329178.4317.8510.0027.4715.4039.0721.9011331660.9836.105.46268.8110.41118.817.9712雙H455385144.0310.407.22126.2518.2337.6726.151341624.2901.4305.8872.1008.654.04016.6314雙H20850682.5004.2505.1529.33011.3117.3120.9815新S2175731232.043.203.506117.79.555167.813.6216590356.9125.697.19854.9515.4075.5121.1617K41092030.09000.01011.110.05055.560.07077.78⑥水淹層滲透率變化規(guī)律序號(hào)井號(hào)編號(hào)滲透率

10-3μm2水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心滲透率增大率就越大。其中滲透率增大的最大絕對(duì)值為167.8,而最大相對(duì)增大率為121.4%儲(chǔ)層物性差的儲(chǔ)層，因巖心滲透性差，所以，水淹之后雖然其滲透率相對(duì)增大率大，但是其絕對(duì)增大值變化不大，即滲透率變化不大儲(chǔ)層物性好的儲(chǔ)層，水淹之后其滲透率絕對(duì)和相對(duì)增大率均較高，即滲透率變化明顯水驅(qū)倍數(shù)越大（即水淹程度越強(qiáng)），巖心滲透率增大率就越大。其中水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄水淹層特征分析①油層水淹后電阻率顯著降低30Ω·m小于20Ω·m水淹層特征分析①油層水淹后電阻率顯著降低30Ω·m小于20Ω②油層水淹后電阻率出現(xiàn)平直甚至“內(nèi)凹”特征②油層水淹后電阻率出現(xiàn)平直甚至“內(nèi)凹”特征油層水淹后電阻率出現(xiàn)“內(nèi)凹”特征油層水淹后電阻率出現(xiàn)“內(nèi)凹”特征③油層水淹后電阻率出現(xiàn)“增阻侵入”特征③油層水淹后電阻率出現(xiàn)“增阻侵入”特征④油層水淹后自然電位基線發(fā)生偏移④油層水淹后自然電位基線發(fā)生偏移⑤油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度降低RFT0.88⑤油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度降低RFT⑥油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度增大RFT0.77⑥油層水淹后自然電位負(fù)異常幅度增大RFT⑦油層水淹后自然電位無幅度或者正異常⑦油層水淹后自然電位無幅度或者正異常⑧儲(chǔ)層水淹后聲波時(shí)差增大聲波時(shí)差增大43ms/m⑧儲(chǔ)層水淹后聲波時(shí)差增大聲波時(shí)差增大厚度較大的油層容易水淹儲(chǔ)層厚度5.2米儲(chǔ)層厚度3.6米厚度較大的油層容易水淹儲(chǔ)層厚度儲(chǔ)層厚度電阻率特征電阻率值顯著降低（83%)；曲線形態(tài)不飽滿，表現(xiàn)出平直甚至內(nèi)凹（陷）的特征（42%)；表現(xiàn)出增阻侵入特征（35%）；自然電位特征自然電位基線發(fā)生偏移（39%）；自然電位負(fù)異常幅度降低或增大；高壓層自然電位出現(xiàn)無幅度甚至正異?，F(xiàn)象；測(cè)井響應(yīng)特征聲波曲線特征聲波曲線測(cè)井值增大；電阻率特征測(cè)井響應(yīng)特征聲波曲線特征其它特征厚度特征厚度越大，水淹程度越強(qiáng)；壓力特征高壓層原因：超高壓注水開發(fā)方式下所導(dǎo)致的壓力升高；低壓層原因：注采關(guān)系、井網(wǎng)配置不合理，注入能量補(bǔ)充不上造成儲(chǔ)層虧空，已動(dòng)用層壓力降低鉆井特征井涌原因：高壓水淹所導(dǎo)致的鉆井液上涌井漏原因：已動(dòng)用層壓力低所導(dǎo)致的鉆井液漏失井壁取心、錄井顯示及巖心描述特征含油不飽滿，具明顯水洗特征其它特征厚度特征水淹機(jī)理水淹層特征分析水淹識(shí)別技術(shù)研究目錄水淹機(jī)理目錄水淹層識(shí)別技術(shù)研究定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究水淹層識(shí)別技術(shù)研究定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究1）、RD與RD-RS交繪圖識(shí)別水淹層

隨著油層水淹強(qiáng)度增加，電阻率數(shù)值降低是油層水淹的顯著特點(diǎn)，同時(shí)，不同級(jí)別的水淹電阻率數(shù)值也存在差異。

RD-RS的數(shù)值顯示，樣本點(diǎn)大部分為正值，小部分為負(fù)值，為中水淹點(diǎn)；表明用側(cè)向負(fù)差異（增阻侵入）識(shí)別水淹層，少部分地方有效。

1）、RD與RD-RS交繪圖識(shí)別水淹層2）、RD與電阻率增大倍數(shù)交繪圖識(shí)別水淹層

隨著油層的水淹級(jí)別增加，電阻率增大倍數(shù)的減小，不同級(jí)別的水淹電阻率增大倍數(shù)差異更為明顯。2）、RD與電阻率增大倍數(shù)交繪圖識(shí)別水淹層隨3）、POR_ac與POR_cnl交繪識(shí)別水淹層

該圖的右上角，POR_ac大于16%，POR_cnl大于16%區(qū)，POR_ac與POR_cnl數(shù)值非常接近，物性最好，為明顯水淹區(qū)；說明POR_AC-POR_CNL交繪法，在物性好的地方效果明顯。同時(shí)這也說明另一個(gè)問題，物性好的油層易水淹。

3）、POR_ac與POR_cnl交繪識(shí)別水淹層4）、自然電位異常識(shí)別水淹層典型特征：基線偏移；原因：層間非均質(zhì)性導(dǎo)致不同層段動(dòng)用不均衡，水淹級(jí)別不同的層段其地層水礦化度不同。其它特征：（1）負(fù)異常幅度降低；原因：水淹后混合水礦化度降低。（2）出現(xiàn)無幅度甚至正異常現(xiàn)象；原因：高壓層導(dǎo)致地層到井筒的流體流動(dòng)所產(chǎn)生的流動(dòng)電位。（3）負(fù)異常幅度增大；原因：地層壓力降低，低壓層導(dǎo)致井筒到地層的流體流動(dòng)所產(chǎn)生的流動(dòng)電位。

4）、自然電位異常識(shí)別水淹層典型特征：5700成像測(cè)井系列技術(shù)及應(yīng)用5700成像測(cè)井系列在測(cè)量精度和剩余油飽和度計(jì)算的精度上相對(duì)于常規(guī)測(cè)井系列具有明顯的提高。目前主要應(yīng)用于裸眼井5700成像測(cè)井剩余油飽和度分析的測(cè)井技術(shù)主要有“高分辨率陣列感應(yīng)測(cè)井（HDIL）、新型核磁共振成像測(cè)井（MREX）、薄層電阻率測(cè)井（TBRT）。利用這些測(cè)井技術(shù)可以更為精確的確定儲(chǔ)層縱向的剩余油飽和度分布，精細(xì)劃分水淹層不同水淹級(jí)別和水淹部位，為油層縱向剩余油的開發(fā)提供可靠依據(jù)，為橫向單層剩余油飽和度預(yù)測(cè)提供更為精確的預(yù)測(cè)參數(shù)。5700成像測(cè)井系列技術(shù)及應(yīng)用5700成像測(cè)井系列在測(cè)量精度5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用TBRT電阻率進(jìn)行薄互層解釋，尋找薄油層薄互層解釋，尋找薄油層TBRTRT5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用TBRT電阻率進(jìn)利用薄層電阻率測(cè)井進(jìn)行水淹層精細(xì)解釋和層內(nèi)細(xì)分底部水淹頂部水淹TBRTRT125700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用薄層電阻率測(cè)井進(jìn)行水淹層精細(xì)解釋和層內(nèi)細(xì)分底部水淹頂部水和微球電阻率結(jié)合指示薄層可動(dòng)油氣5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用和微球電阻率結(jié)合指示薄層可動(dòng)油氣5700成像測(cè)井資料在剩余油利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井侵入特征定性識(shí)別油水層5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井侵入特征定性識(shí)別油水層5700成像測(cè)井資利用高分辨感應(yīng)測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)水淹層

1英尺高分辨率感應(yīng)電阻率雙側(cè)向電阻率底部水淹頂部水淹5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨感應(yīng)測(cè)井精細(xì)評(píng)價(jià)水淹層1英尺高分辨率感應(yīng)電阻率雙利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井定量分析油層可動(dòng)油飽和度

4英尺6條不同探測(cè)深度感應(yīng)電阻率曲線6條不同探測(cè)深度含水飽和度曲線5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井定量分析油層可動(dòng)油飽和度4英尺6條不同南80利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井進(jìn)行薄互層分析日產(chǎn)油1.4噸5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用南80利用高分辨率感應(yīng)測(cè)井進(jìn)行薄互層分析日產(chǎn)油1.4噸570雙K2104井MREX計(jì)算水淹層剩余油飽和度成果圖5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用雙K2104井MREX計(jì)算水淹層剩余油飽和度成果圖5700趙51井油層識(shí)別實(shí)例目前撈油初產(chǎn)1噸／日，不含水5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用趙51井油層識(shí)別實(shí)例目前撈油初產(chǎn)1噸／日，不含水5700成像下T7-372井油層識(shí)別實(shí)例日產(chǎn)油11.8方水2.7方5700成像測(cè)井資料在剩余油描述中的應(yīng)用下T7-372井油層識(shí)別實(shí)例日產(chǎn)油11.8方水2.7方570水淹層識(shí)別技術(shù)定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究水淹層識(shí)別技術(shù)定性識(shí)別技術(shù)研究定量識(shí)別技術(shù)研究①孔隙度模型②滲透率模型③泥質(zhì)含量模型④飽和度模型水淹層的定量評(píng)價(jià)主要是在各類儲(chǔ)層參數(shù)模型建立的基礎(chǔ)上，配以模型中各參數(shù)的合理選取，實(shí)現(xiàn)對(duì)水淹儲(chǔ)層各參數(shù)的定量計(jì)算⑤束縛水飽和度方程⑥殘余油飽和度方程⑦產(chǎn)水率模型①孔隙度模型水淹層的定量評(píng)價(jià)主要是在各類儲(chǔ)層參數(shù)模型建立的基①孔隙度模型XX區(qū)塊：Φ＝-34.7498＋0.2032△tXX區(qū)塊：純砂巖

粉細(xì)砂巖Φ＝-35.3224＋0.2052△t①孔隙度模型XX區(qū)塊：Φ＝-34.7498＋0.2032△②滲透率模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：LogK=0.009347Φ2-0.02074Φ-0.5566

LogK=-2.4026+0.2267Φ

②滲透率模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：LogK=0.009347③泥質(zhì)含量模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：Vsh=2.65053(26.7104lgGR)

③泥質(zhì)含量模型XX區(qū)塊：XX區(qū)塊：Vsh=2.65053(④含水飽和度模型傳統(tǒng)的阿爾奇公式計(jì)算儲(chǔ)層含水飽和度；公式中參數(shù)m、n不僅與巖石的巖性有關(guān)，而且與儲(chǔ)層中流體礦