专利名称：基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法
技术领域：
本发明涉及地球物理勘探测试方法，具体为一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，是一种在地球物理勘探开发物理模拟中对含油水岩芯的地质层的电阻率变化进行测量的方法。
背景技术：
在地震勘探和开采中，由于地下存在或残留大量剩余油，需要进一步勘探和开发，所以勘探开发研究人员就利用多种手段进行开采。在其中利用电位差异或电阻率差异来判别油或矿物的位置得到的极大推广使用。
例如，在中国专利申请号01123944.1中公开了对岩石中电阻率的测量，其中在岩石中设置探棒和电极，在外加电场的作用下，通过岩石的全电流是传导电流和位移电流之和，前者与岩石电导率有关，后者与岩石的介电常数有关，当外场频率改变时，岩石电导和介电常数都是频率函数；选择适合测量的频率范围，通过供电极的环行电极供给被测对象地层电流，在地层中建立电场后，探棒外周的另两个环行电极感受到地层介质的电流变化，用测量仪器对两个电极进行电位差测量。这个电位差或电阻率变化反映了电场分布特性，从而通过电位差或电阻率变化的测量在对被测对象的各项系数确定后，就可确定剩余油的位置。
另外，在中国专利申请专利号ZL02117896.8中公开了线圈法岩石复电阻率自动扫频测量方法，其采用自动扫频方式通过测量线圈系向被测介质发射测量信号，通过接收该经过被测介质的测量信号来获取被测介质的复电阻率。
但是上述方法缺少物理模拟，不能很好地准确确定地下物理状况，因此准确度不高。并且随着油田化学驱油已经全面实现了工业化，二元和三元复合驱试验区也在逐步的扩大，而目前部分二类油层也将相继开展化学驱油，化学驱油已经逐步成为了油田可持续发展的主要手段。但研究结果表明聚驱后地下仍然残存大量剩余油，因此，进一步深化勘探开发技术，从而准确识别地下剩余油的位置及油水前缘的变化规律，对油田开发生产规划、制定开发调整措施和提高综合效益均意义重大。另外，开发更优良的油水前缘监测模拟手段，可以进一步丰富油水前缘理论认识，为产量运行安排、产量接替及开发过程中不同时期开展有针对性的跟踪调整措施提供理论依据。
发明内容
为了解决上面背景技术中存在的问题，本发明提出一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，该方法不仅仅能够很好地模拟了地下地质状况，还可以进一步获知储层剩余油的位置及油水前缘的变化规律。
依据本发明，提供一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，该方法包括以下步骤 (1)模拟实际地层，制作人造胶结岩心模型即制作石英砂与环氧树脂胶结的人造胶结岩心模型，对每一种渗透率，选择合理粒度分布均方差σ的石英砂，通过调整石英砂粒度分布中值Φ，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型； (2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式； (3)在人造胶结岩心模型中设置前缘监测系统该前缘监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制人造胶结岩心模型前，插入到人造胶结岩心模型中，在平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连； (4)测量人造胶结岩心模型中的电阻率变化通过供电电极A、B两电极供给电流强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在人造胶结岩心模型中的地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间的电位差ΔUMN；根据ΔUMN的变化与电流强度I的关系，得出人造胶结岩心模型的岩层电阻率的变化。
优选地，在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。
优选地，根据公式计算沿井孔剖面岩层电阻率；其中K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关；在电阻率测量中对供电电极供给低频(频率分档可调)矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUMN；按公式R＝KRL计算电阻率，RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得电阻率； 在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为 根据欧姆定律微分形式，得 将E积分得 如果电极系是由A、M、N组成，则 则 电极系系数为 使用本发明的提供的基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，进一步深化勘探开发技术，从而准确识别地下剩余油的位置及油水前缘的变化规律，对油田开发生产规划、制定开发调整措施和提高综合效益均意义重大。并且，利用本发明的基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，在非均质油层不同层位中的前缘运移规律、油水饱和度分布及波及系数，量化了扩大波及体积和提高驱油效率在驱替各阶段对不同渗透层采收率的贡献上，均具有突出效果。
附图简要说明
图1是本发明中使用的电位电极系示意图； 图2是模型渗透率与石英砂粒度分布中值关系曲线； 图3是岩心渗透率随压力变化曲线； 图4是岩心孔隙度与制作压力曲线； 图5是天然岩心与人造岩心孔喉大小分布对比； 图6是层间非均质模型示意图； 图7是本发明中的油水前缘系统实物照片图； 图8是利用本发明的各对电极电阻随累积注入PV数的变化规律； 图9是利用本发明的第七对电极电阻随累积注入PV数的变化规律； 图10是利用本发明的中渗层从化学驱体系驱开始前缘随注入PV数推进趋势的示意图； 图11是利用本发明的低渗层从化学驱体系驱开始前缘随注入PV数推进趋势的示意图； 图12示出了人造胶结岩心模型的均质模型结构示意图； 图13示出了人造胶结岩心模型的平面非均质模型结构示意图； 图14示出了人造胶结岩心模型的纵向三层非均质模型结构示意图； 图15是油田实际井网示意图； 图16是人造胶结岩心模型中的井网分布示意图； 图17是使用本发明方法的聚水同驱物理模拟示意图。
具体实施例方式 依据本发明的技术方案，提供一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，该方法的设计思想为 (1)研究和制作监测化学驱油水前缘的物理模型，即人造胶结岩心模型； (2)在人造胶结岩心模型的模型驱替过程中，利用数据采集系统，监测各层、各点电阻率的变化； (3)将采集的所有电阻率按照化学驱油水前缘监测原理，记录化学驱前缘到达的所有点的位置(即A点)与该时刻代表的累计注入PV数(PV是孔隙体积英单词的缩写，通常描述向油田注入的水或化学体系的用量均使用PV，用于描述注入地层中的水或化学体系的用量占整个地层孔隙体积的倍数)。
(4)以布置在人造胶结岩心模型中的电极在人造胶结岩心模型上的位置为X、Y坐标，以得到PV数为Z坐标，利用采集到的数据将前缘推进情况表示出来。
具体地，基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法包括以下步骤 (1)模拟实际地层，制作人造胶结岩心模型；石英砂与环氧树脂胶结模型，对每一种渗透率，选择石英砂合理粒度分布均方差σ，通过调整石英砂粒度分布中值Φ，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型。通常不同油田的不同层位，其油层粒度分布方差σ不同；如大庆油田葡萄花油层的粒度分布方差σ为1.0，通过找出石英砂粒度分布中值Φ与不同渗透率之间关系，即可确定葡萄花油层中渗透率与中值Φ的标准曲线。
(2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式。进一步地，在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。
(3)在人造胶结岩心模型中设置前缘监测系统该前缘监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中，在平面上等距离分布；测量电极布好以后，按照图1中所示电路连接关系，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连。曾经有研究人员使用银作为测量电极，银质电极的特点是比使用铜质电极的电阻大，但是成本较高，不利用模型的制作和多次反复模拟使用；经过多次试验，本发明申请采用铜质电极，使用铜质电极不仅仅所反映出的电阻已经可以满足监测油水前缘的要求，另外选用铜质电极成本低，无需专门加工，市场上均可买到，且并且实验中铜质电极均为一次性使用，另外可以布置多路铜质电极，从而减少了因电极损坏造成的实验失败，极大地提高了试验成功率。
(4)测量人造胶结岩心模型中的电阻率变化通过供电电极A、B两电极供给强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间(位于A、B两电极之间)的电位差ΔUMN；ΔUMN的变化即反映了沿井孔剖面岩层电阻率的变化。
其中，根据公式计算沿井孔剖面岩层电阻率；其中，K为电极系系数，它只与电极系尺寸、类型有关；在电阻率测量中对供电电极供给低频(频率分档可调)矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUMN；按公式R＝KRL计算电阻率，RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得电阻率； 在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为 根据欧姆定律微分形式，得 将E积分得 如果电极系是由A、M、N组成，则 则 电极系系数为 更优选地地，通过在供电电极A、B两段加上精准电压，再经精密的标准电阻和电极间电阻值组成一个回路，测量电极间电压值，通过换算可得到两个电极间的电阻值。测量探针采用四电极系A、B为供电电极，M、N为测量电极，在电极棒上有三个电极，回路电极B在较远处。要在有限介质中准确测量电阻率，电极系不应该太大，才能尽量满足点电源的条件，但是由于探针不可能做的很小。目前测量电极直径为1.0mm，两个测量电极之间的距离为10mm。
为了更详细地说明本发明，下面说明人造胶结岩心模型中不同模型结构的设计，在附图12-14中分别示出了均质模型结构图、平面非均质模型结构图和纵向三层非均质模型结构图；实际制作的人造胶结岩心模型可以按照图12-14的任意组合进行设计均质或/和非均质地层结构和井网布置。
图15是油田实际井网示意图，图16是人造胶结岩心模型中的井网分布示意图，其中▲表示注水井和注聚井，在油田实际井网示意图四角及上下边线中心点处的●表示采出井，在人造胶结岩心模型中的井网上边线上的三个●表示采出井，在人造胶结岩心模型内部及下边线上的
表示测压井和取样井；油田实际井网井网中包含了两个一注四采井网单元，人造胶结岩心模型中的井网模拟了两个井网单元的二分之一，如图17中所示的使用本发明方法的聚水同驱物理模拟示意图，其中A、B部分可以根据实际地层的平面、纵向非均质特征进行模拟。
为了更详细地说明本发明的技术方案，将与本发明相关的技术详述如下 一、人造胶结岩心制造技术 1.工艺技术路线选择 物理模型研制的任务，就是在保证其物性与实际地层相似的基础上，提高其渗透率、孔隙度等参数的控制精度，使制作出的均质及非均质模型具有较好的重复性。
人造岩心胶结方式主要有环氧树脂胶结和烧结法。由于烧结法需要较高的温度，对于大尺寸模型的制造难度较大，而环氧树脂可以常温(室温～120℃)固化，因而环氧树脂胶结法在国内得到了较为广泛的使用。本项工作就是以环氧树脂为胶结剂，探讨岩心制作参数控制方法。
在成型工艺上，一般采用振夯机夯实法，即利用振夯机产生的机械震动，将拌胶后的石英砂夯实。本项工作是采用了压力实验机加压制作工艺。与夯实法相比较，该技术显著提高了模型的重复性和各部位的均匀型，是岩心制作较为理想的成型工艺技术。
2.岩心渗透率控制方法 在岩心渗透率控制方法上，一般采用以下方法用不同粒级的石英砂按一定配比配制成基准砂，通过调整基准砂和细砂的比例，制作较低渗透率岩心，调整基准砂与粗砂的比例制作高渗透性岩心，该方法需要建立两条标准曲线。为了更好的模拟实际地层特征，在本申请中采用如下方法 对于天然碎屑岩，其颗粒大小分布具有一定的规律。一般情况下，如果定义石英砂粒度分布中值Φ＝-log2d，其中d为颗粒直径，则Φ值分布近似于正态分布规律。也就是说，碎屑岩颗粒的Φ值的分布参数直接影响其物性参数。
岩心制作过程中，石英砂粒度分布是决定岩心物理性质的主要因素，如果控制一定的加压强度、胶质用量及粒度分布方差σ，则Φ(Φ中值)和岩心渗透率之间必然存在着很强的依赖关系。
在加压强度3MPa及σ＝0.8条件下，选用Φ分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9和4.2的粒度组成，制作了一系列人造岩心。图2给出了Φ与岩心渗透率之间的关系曲线(曲线1)。可以看出，岩心渗透率与Φ之间具有很好的相关性。
与传统的配制基准砂，通过调整基准砂与细砂(或粗砂)配比控制岩心渗透率的方式相比，调整Φ控制岩心渗透率的方式具有一定的优势。一方面，由于粒度分布方差σ相同，不同渗透率岩心之间孔隙结构更加接近，因而更具科学性。另一方面，简化了基准曲线工作量(将基准曲线由两条减为一条)，因而更具实用性。
综上所述，在选择石英砂合理粒度分布方差σ并控制制作工艺条件不变的情况下，通过调整石英砂粒度分布Φ值，可以较好地控制岩心渗透率。这种岩心渗透率控制方法具有较好的科学性和实用性。
3..岩心孔隙度控制方法 岩心制作加压强度直接影响着模型渗透率、孔隙度等物性参数。为了研究加压强度的影响，选用不同配比的石英砂(Φ分别为2.1、2.4、2.7、3.0、3.3、3.6、3.9)，在加压强度分别为3、5、7.5、10和15MPa下制作一系列岩心，恒温固化后钻取岩心，分析其物性变化规律。
图3同时给出了不同配比的石英砂所制作的岩心，其渗透率与岩心制作加压强度之间的关系。从中可以看出，随加压强度的提高，岩心渗透率明显降低。
图4给出了岩心孔隙度随岩心制作压力变化曲线。
通过图2和图4标准曲线的结合，即可达到控制人造岩心渗透率和孔隙度的目的。目前国内大部分油田的孔隙度的范围均在本制作技术的控制范围内。
4.岩心润湿性控制方法 4.1弱亲油岩心制作 将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，使制作出的岩心呈弱亲油性。
将部分40～60、60～100和100～200目石英砂用硅油处理，制备成硅油砂。制作岩心时由粗到细选用总用砂重量的三分之一(首先对粗砂40～60目进行硅油处理，若处理的砂量没达到总砂量的三分之一，再处理60～100目砂，直到处理的总砂量占全部砂量的三分之一为止。
硅油砂制备过程如下将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时。
4.2中性及水湿岩心制作 用未经处理石英砂和环氧树脂(E-44)，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造岩心具有中性偏亲油的润湿性质。
除石英砂表面性质外，胶结剂的表面性质同样对人造岩心润湿性起着重要的作用。实验研究表明，在固化剂中加入一定量添加剂可以显著改变所制作岩心的润湿性质。通过大量筛选实验工作，确定了一种油溶性非离子型表面活性剂(OP-10)，控制添加百分比，可以使制作的人造岩心润湿性由中性偏亲油性向亲水性转化，从而达到一定程度上控制人造岩心润湿性的目的。
利用Amott法测定了上述方法制作出岩心的润湿性。表1-1给出了经不同方法处理的石英砂制作的岩心润湿性测定结果。从中可以看出，利用上述方法，可以较好地控制人造岩心润湿性。
表1.经不同方法处理的石英砂制作的岩心润湿性测定 5.岩心孔隙结构控制方法 在天然岩心中，用压汞法测得的岩心孔吼分布曲线呈双峰态，而普通环氧树脂胶结岩心孔隙大小分布呈单峰。图5对比了天然岩心与这种人造岩心的孔隙大小分布状态的差别。
采用向石英砂中掺入天然岩心碎屑的方法可以制作出具有细微孔隙的人造岩心。取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，人造岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造岩心孔吼分布接近于天然岩心(如图5所示)。如果按此方法制备人造岩心，其渗透率与孔隙度的控制需要建立相应标准曲线。
二、人造岩心制作标准 1.材料准备 A.石英砂石英含量99％以上。用震筛机重新筛选为40-60目、60-100目、100-200目、200目以下几个级别。
B.环氧树脂E-44。
C.临苯二甲酸二丁酯化学纯以上。
D.乙二胺化学纯以上。
D.丙酮化学纯以上。
F.石油醚化学纯以上。
2.岩心制作工艺原理 (1)工艺技术路线选择 环氧树脂加入固化剂和增韧剂后，经过丙酮稀释后与石英砂充分拌合，装入模具加压成型，120℃下恒温固化。
(2)岩心渗透率控制方法 根据制备岩心渗透率控制标准曲线，通过调整石英砂粒度分布Φ值，实现人造岩心渗透率控制 (3)岩心孔隙度控制方法 制备标准曲线(图2、图4)，通过图2和图4标准曲线的结合，即可达到控制人造岩心渗透率和孔隙度的目的 (4)岩心润湿性控制方法 A.弱亲油岩心制作 将石英砂用量的三分之一进行硅油处理，制作出的岩心呈弱亲油性。
硅油砂制备过程如下将砂重1％的硅油用20倍石油醚稀释，与石英砂搅拌均匀，室温下挥发20小时后，放入电热鼓风干燥箱中加热至180℃，恒温8小时。
B.中性及水湿岩心制作 用未经处理石英砂和环氧树脂(E-44)，采用20％邻苯二甲酸二丁脂做为增韧剂、7％乙二胺做固化剂，所制作的人造岩心具有中性偏亲油的润湿性质。在固化剂中加入表面活性剂(OP-10)，可以使制作的人造岩心润湿性由中性偏亲油性向亲水性转化。
(5)岩心孔隙结构控制方法 取低渗透性天然岩心，压碎成20-40目颗粒，人造岩心拌砂后，成型前均匀加入30％天然岩心碎屑，加压成型后所制作的人造岩心孔吼分布接近于天然岩心。
3.岩心制作工艺参数确定 (1)Φ及加压强度确定 加压强度与Φ值由人造岩心渗透率与孔隙度，通过图2中的标准曲线确定。
(2)环氧树脂用量 制作某种人造岩心，如果40～60目、60～100目、100～200及200目以下各种组分石英砂用量分别为W1、W2、W3和W4，据环氧树脂与比面呈正比的原则，总环氧树脂用量 W＝C×(16.8×W1+29.0×W2+57.5×W3+150×W4) 其中常数C推荐选定为0.0012。
(3)增韧剂用量 选用邻苯-二甲酸二丁酯作为环氧树脂增韧剂，用量为环氧树脂用量的20％。
(4)固化剂用量 环氧树脂固化剂选用乙二胺，其较好的固化范围为环氧树脂用量的6～9％，模型制作时，其用量为环氧树脂重量的7％。
(5)稀释剂用量 使用丙酮作为稀释剂，用量采用与石英砂比面呈正比的原则，各种渗透性模型制作均可较好的拌砂 X＝D×(16.8×W1+29.0×W2+57.5×W3+150×W4) 其中常数D选定为0.00065。
4.岩心制作工艺流程 ①按设计渗透率、孔隙度及用砂量，选择Φ值及加压强度，并计算各粒级石英砂(包括硅油砂)用量以及胶结剂组成配比。
②按配方称取各粒级石英砂，拌匀并过20目筛。
③按比例配制环氧树脂胶结剂。
④拌砂并过10目筛。
⑤装入模具并加压恒定10分钟。
⑥卸下模具，恒温120℃六小时以上。
⑦根据需要，切割、钻取、整形。
三.大型三维物理模型制作及油水前缘监测系统的安装 1、大型三维物理模型制作 模型采用石英砂与环氧树脂胶结模型，对每一种渗透率，选择石英砂合理粒度分布均方差σ，通过调整石英砂粒度分布Φ(中值)，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型。
模型平面几何尺寸为60cm×60cm×4.5cm，从几何相似看，它可以模拟驱油过程中的各种注采方式。在模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，每口井采用裸眼井。这样通过对各井的开关，就可以实现五点法井网、九点法井网和七点法井网注采方式。本次给出的模型是在模型的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，用来模拟五点井网单元的四分之一，模拟的是层间非均质模型(即油层与油层之间有泥质夹层)，模型示意图及参数见图6、图7及表3-1。
2、油水前缘监测系统的安装 化学驱前缘监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制模型前，插入到模型中的待测部位，平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连。本次处理流程在平面上各行各列分别布8对测量电极，共有64个测量电极检测点；纵向上按模型的分层情况，每一根测量电极的一端插入待测层中部，另一端裸露在模型的表面。测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连，这就实现了不同时刻、不同位置的测量电极对进行测定的目的。
表3-1层间非均质模型基本物性参数表
四、化学驱油水前缘的确定 1、化学驱油水前缘测量原理 通常储集油气层的基质是不导电的，而岩石中的水溶解了盐份，盐在水中电离出正、负离子，在电场的作用下，离子运动，从而形成电流。盐浓度越大，导电率越大，电阻率越小。因此，驱替过程中油水前缘位置的判断可通过模型内部各点电阻率值的变化进行确定。地层中电阻率的大小主要受孔隙介质的形状、水矿化度和油水比例的影响。当孔隙介质不变时，电阻率的大小只和水矿化度、含油水的比例有关(模拟模型的孔隙介质中只有油水两相)。由于聚合物为弱电解质，若直接用清水配制化学驱体系，当化学驱开始后，所测出模型内部各点的电阻率值与水驱时比较会无明显变化，将无法准确找到化学驱替前缘。当化学驱替体系前缘到达某一电极时，为了使该点电阻有明显的下降，自然想到了用一种高矿化度的水来配制化学驱体系。例如，可以选择强电解质NaCl或KCl的溶液来配制化学驱体系，由于NaCl、KCl是强电解质，这样当用一定浓度的NaCl、KCl溶液配制的化学驱体系到达某一点时，该点电阻就会急剧地下降，从而就很容易判断化学驱体系到达该点了。对于强电解质NaCl或KCl溶液浓度的选择应遵循两个原则1.选择的浓度应对化学体系的粘度影响不大，粘度损失控制在10％以内；2.选择的浓度使溶液的电阻下降明显。
2、一维物理模型化学驱油水前缘测量 室内利用一维物理模型验证了采用电极法测定化学驱体系油水前缘位置方法的可行性，化学体系采用聚合物。图8为各对电阻在聚合物驱替过程中电阻率的变化曲线，图中各对电阻的电阻率均有很规律的变化，并清楚地显示出了油墙的大小和聚合物前缘到达某位置时的PV数。这一结果表明，电阻率的突然增大说明油饱和度突增，预示油墙的形成，从油墙形成这一现象可以推断化学驱体系可以提高驱油效率。该实验技术具有驱油实验所必要的精确度。
图9为实验所得到的第七对电极的电阻率随化学驱体系注入PV数变化的关系曲线。图中曲线表示，随着化学驱体系的注入，初期电阻率基本上保持不变，它表示油水以一定的比例向前流动，当注入一定PV后，电阻率突然上升，这表示含油饱和度突增，即油墙形成，然后电阻率很快下降，表示化学驱体系已经到达。油墙到达之前电阻率的趋势线与油墙到达后电阻率曲线的交点(A点)即为化学驱体系前缘的位置。
表3-2列出了化学驱体系在一维长方岩心中的前缘测定结果，可以看出随着化学驱体系的不断注入，各对电极处的电阻发生规律变化。表中的彩色数据可以很明显判断前缘的位置。采用1000mg/LKCl溶液配制化学驱体系的采收率更接近于采用清水，而又由于K+活性要比Na+强，故实验最终认为选择浓度为1000mg/L的KCl溶液来配制化学驱体系更为合理。
3、三维模型化学驱油水前缘监测 表3-3为大型平面物理模型(模型纵向上分高、中、低三层，模拟的是油层与油层之间没有泥质夹层的正韵律油层)中、低两个渗透层中所布电极的电阻率。其中奇数列为中渗透层所布电极的电阻率，偶数列为低渗透层所布电极的电阻率。
将大型平面物理模拟实验中采集的所有位置的电极电阻率的各个时刻进行对比，将前缘到达的所有点的位置与该时刻代表的注入PV数纪录下来，最后以该点在模型上的位置为X、Y坐标，以PV数为Z坐标，利用软件将前缘推进图画出来(如图10、图11)。
图10、图11为前缘位置(从注聚合物开始)随注入PV数变化情况。从图中可以看出，前缘位置随注入PV数从注入井向采出井方向均匀推进。低渗层明显没有中渗层波及的面积大、速度快低渗层在0.5PV时波及系数大约为0.51，而中渗层在注聚0.5PV时波及系数就已经达到0.72。
中、低渗透层的16个数列采用处理软件分别将奇数列(中渗透层电阻率)、偶数列(低渗透层电阻率)提取出来，形成表3-4、表3-5两个电阻率数据表。
实施例1 针对大庆油田杏二区中部区块主力油层，开展了不同化学驱替剂(聚合物、二元及三元)的驱油机理研究，给出了聚合物、二元及三元驱替过程中，在非均质油层不同层位中的前缘运移规律、油水饱和度分布及波及系数，量化了扩大波及体积和提高驱油效率在驱替各阶段对不同渗透层采收率的贡献大小。在进一步挖潜剩余油方案上，充分考虑该油层的非均质性，不同渗透层对提高采收率方法的具体要求，采用前置聚合物段塞加三元复合驱的开发方式。截至2005年该区取得了较好的增油降水效果，9口中心采油井日产油94t与水驱相比日增油51t，综合含水76.5％，与水驱相比含水下降了18.9个百分点。预计试验区井网控制程度较高的区域，采收率有望提高18％以上。
表3-21000mg/IKCl溶液配化学驱体系驱各对电极电阻变化(千欧)
表3-3大型平面物理模型中、低两个渗透层中所布电极的电阻率 表3-4奇数序列电阻率数组(中渗透层所布电极的电阻率) 表3-5偶数序列电阻率数组(低渗透层所布电极的电阻率) 实施例2 针对首个整站规模开展注聚前期高浓度驱的南一区东块1#站区块，开展不同分子量、不同浓度聚合物驱前缘运移规律及影响因素实验研究。通过室内物理模拟实验，给出了均质模型中不同分子量、不同浓度的聚合物形成油墙时机的差异；给出了不同分子量、不同浓度聚合物在高渗透层突破之前注入的PV数，并提出了最佳调整时机；给出了模型见效时，不同分子量、不同浓度聚合物前缘运移的位置；给出了不同分子量、不同浓度的聚合物在模型中运移的速度差异。为该区块聚驱产量运行安排、产量接替及注聚过程中不同时期开展有针对性的跟踪调整提供理论依据。
南一区东块1#站区块依据室内驱油实验研究指导，进行了全过程注高浓度聚合物的矿场应用。截至目前高浓度聚合物驱取得了较好的驱油效果。具体表现在一是每米有效厚度增油量高，高浓度中心井每米有效厚度累计增油2357t，高于常规浓度中心井625t；二是含水下降幅度大，阶段提高采收率高。含水最多下降27.35％，中心井含水下降幅度更大，达到35.05％，高浓度中心井阶段提高采收率12.42％，高于常规浓度中心井5.26％。实际提高采收率幅度与室内物模对比，趋势基本一致高浓度聚合物驱含水下降幅度大、低含水稳定时间长，单位厚度累计增油量高；注入高浓度聚合物，能够延长注入剖面的反转时间0.1PV左右。预测聚驱阶段可提高采收率16.53％，高浓度中心井提高采收率22.89％。
实施例3 针对南二区140号断层以东地区葡I 1-4油层，开展聚合物驱油实验研究，给出了非均质油层不同渗透层聚合物驱的油水前缘运移规律；层间窜流规律；主流线和不同位置分流线油水前缘突破时机；不同渗透层主流线与分流线上的剩余油分布情况。研究结果为聚驱过程中的开发调整以及后续剩余油挖潜工作提供技术支持。
南二区140号断层以东地区葡I 1-4油层，注聚后见到了较好的效果，但高渗透层或大孔道的存在，使得油井见聚浓度过快增大，造成聚合物沿高渗透层主流线单向突进，层间窜流严重，高渗透层的分流线区域以及中低渗透层还存在大量剩余油，为此采取调剖封堵措施，改善注聚剖面，提高驱油效率。
为解决该区块存在的矛盾，矿场实施了必要的开发调整。(1)注聚初期注入高浓度段塞，调整层间矛盾。，对13口注聚压力较低的井注入加交联剂的高浓度聚合物段塞，实施后平均注入压力升高1.5Mpa，层间矛盾得到较好改善，表现为高吸水层吸水量下降，低吸水层和不吸水层吸水量增加，从而扩大波及体积，强化了未动用层的开采。(2)采用高强度调剖剂，封堵大孔道。控制了大孔道和高渗透层段的注入量，加强了中低渗透层段的注入，启动了不吸水层。(3)在剩余油富集区打更新、完善井单采非主力层，解决层间矛盾，在主力层砂体边部及注水滞流区打完善井，进一步完善注采井网，提高驱油效果。通过以上措施，该区块聚合物驱取得了明显的增油降水效果，到2000年12月累计增油36.5×104t，阶段提高采收率2.8％。
如上述，已经清楚详细地描述了本发明提出的一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法。尽管本发明的优选实施例详细描述并解释了本发明，但是本领域普通的技术人员可以理解，在不背离所附权利要求定义的本发明的精神和范围的情况下，可以在形式和细节中做出多种修改。
权利要求
1.一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，该方法包括以下步骤
(1)模拟实际地层，制作人造胶结岩心模型即制作石英砂与环氧树脂胶结的人造胶结岩心模型，对每一种渗透率，选择合理粒度分布均方差σ的石英砂，通过调整石英砂粒度分布中值Φ，确定各种粒径砂子的用量与环氧树脂用量，将砂子搅拌均匀后，放入模具中加压成型；
(2)在人造胶结岩心模型的四角、边线的中点以及正方形的中心，各安装一口井，共布置有九口模拟井，利用这九口井来模拟驱油过程中的各种注采方式；在每口井中安装有电子闭合开关，通过对各井的开关，来实现五点法井网、九点法井网或七点法井网注采方式；
(3)在人造胶结岩心模型中设置前缘监测系统该前缘监测系统由供电电极、测量电极、传输电缆、A/D转换接口板、数字量输出板和计算机组成，测量电极是由直径1mm的两根铜漆包线组成，测量电极是在压制人造胶结岩心模型前，插入到人造胶结岩心模型中，在平面上等距离分布；测量电极布好以后，将测量电极与扁电缆焊接，并与A/D转换板和计算机相连；
(4)测量人造胶结岩心模型中的电阻率变化通过供电电极A、B两电极供给电流强度为I的电流，在井壁周围建立电场，即在人造胶结岩心模型中的地层中建立电场，然后测量测量电极M、N两点间的电位差ΔVMN；根据ΔUMN的变化与电流强度I的关系，得出人造胶结岩心模型的岩层电阻率的变化。
2.依据权利要求1中所述的基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，其中在人造胶结岩心模型中的一条对角线的两端各开一口井，采用一注一采布井方式，可以用来模拟五点井网单元的四分之一井网单元。
3.依据权利要求1或2中所述的基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，其根据公式计算沿井孔剖面岩层电阻率；其中K为电极系系数，它只与电系尺寸、类型有关；在电阻率测量中对供电电极供给低频(频率分档可调)矩形波交流电，测量M和N之间的电位差ΔUMN；
按公式R＝KRL计算电阻率，RL为两个电极M、N之间的电阻值，所以只需要测得RL通过计算就可得电阻率；
在电阻率测量中以点电源为球心，以r为半径作一球，在球上电流密度为
根据欧姆定律微分形式，得
将E积分得
如果电极系是由A、M、N组成，则
则
电极系系数为
全文摘要
提供一种基于油水前缘的电阻率数据采集处理方法，它属于一种在地球物理勘探开发物理模拟中对含油水岩芯的地质层的电阻率变化进行测量的方法，该方法包括步骤模拟实际地层(制作人造胶结岩心模型)、布置模拟井、设置前缘监测系统和测量人造胶结岩心模型中的电阻率变化步骤。所述方法不仅仅能够很好地模拟测量了地下地质状况，还可以进一步获知储层剩余油的位置及油水前缘的变化规律。
文档编号E21B49/00GK101769151SQ20101000080
公开日2010年7月7日 申请日期2010年1月18日 优先权日2010年1月18日
发明者李宜强, 侯吉瑞, 刘其成, 隋新光, 张冬玲, 任刚 申请人:刘其成