二十一世纪，世界面临着能源危机，我国石油需求与供给之间的矛盾也日益突出。作为我国最大的石油生产基地--大庆油田经过几十年的注水开发，目前油田已进入高含水后期，稳油控水难，储采比失衡，原油产量已开始逐年递减，形势非常严峻。要保证“高水平、高效益、可持续发展”，实现“百年油田”的宏伟蓝图，深化油藏地质研究，搞清剩余油分布，搞清油层水淹程度，提高油田调整挖潜效率，是一项十分迫切而又有深远意义的任务。近几年来，随着录井资料采集、处理、解释评价技术方面的长足进步，尤其是储层地化分析技术和荧光显微镜技术日益成熟，为水淹层精细评价提供了新的技术手段。地化录井技术在获取储层含油饱和度等评价参数方面，手段直接，定量化程度较高；荧光显微镜技术可获取储层岩性、物性、含油性等方面的微观可视化信息。同时，井壁取心作为各项分析的主要样品，受层厚度及非均质性的影响较小，对于薄、差油层水淹程度的识别与评价具有较强的针对性。　　 本论文以储层“四性”关系及水淹机理研究为基础，着重在使用录井新技术，并与实验室分析及测井技术等结合，对薄差层和非均质层水淹程度评价方法进行深入的研究和探讨。在研究过程中，阅读分析了国内外文献资料，收集了研究区块的5口老井密闭取心分析资料，开展了新井井壁取心与密闭取心对比分析实验，开展了室内模拟水驱油实验，同时对46口新井井壁取心所有含油岩样进行地化分析，部分含油岩样进行了荧光显微镜分析。经过两年多的努力工作，完成了课题的全部研究任务，建立了一种新的应用录井资料综合评价水淹层的方法，经实际生产应用见到了较好的效果，较大地提高了水淹层精细评价水平。　　 主要取得了以下研究成果：　　 1、在文献调研基础上，总结了低渗透油藏注水开发后储层特性参数变化特征、开发特征及剩余油分布规律。　　 ①注水开发后储层特性参数及流体的变化。长期注水后，渗透率小于100×10-3μ m2的储层，水趋前后岩石渗透率基本相同，其泥质含量和粒度中值在水驱过程中变化不大或基本不变，孔隙度前期略有下降，后期趋于稳定。　　 ②注水开发含水上升规律。低渗透砂岩油藏一般属于中、低原油粘度和中等非均质储层，含水率上升曲线形态为Ⅲ类S型曲线至Ⅴ类凹型曲线。统计大庆外围油田各开发区块老井含水随采出程度的变化关系，经曲线形态确认结果主要为S型-凹型，其特点是油井见水比较晚，含水率初期上升比较慢，后期上升比较快。　　 ③剩余油的分布规律。低渗透储层中，中、高渗透率部位注水开发后剩余油形成类型遵循一般规律，即片状、簇状、柱状、角隅状、膜状及孤岛状剩余油：渗透率较低的部位由于孔隙结构和润湿性等地层条件的差异，也会出现一些特殊的剩余油产状。　　 2、通过开展模拟水驱油实验，总结了低渗透油层水淹后录井资料的响应特征，并对水驱油实验效果进行了分析。　　 ①随含水率上升，地化热解总烃含量降低，原油轻重组分比降低。水驱油实验表明，热解含油气总量变化的总体趋势是：随含水上升热解含油气总量降低，但在不同的汗水阶段，降低的幅度差不等。　　 ②随含水率上升，正构烷烃含量降低，气相色谱谱图峰型呈现明显的异常变化。水驱油实验进一步证实了气相色谱分析资料对水淹程度的敏感性。随含水率上升，气相色谱分析主峰碳数基本不变化，但主峰碳响应值呈明显降低趋势：碳数范围及主要碳数范围均有小幅度变化，但规律性不强，主要碳数响应值呈明显降低趋势；∑nC21-/∑nC22+及C21+C22/C28+C29指数均呈明显下降趋势，反映着轻质组分损失程度较大。气相谱图通过峰高(主峰碳响应值)和峰型(相对组分指数)两项关键要素的变化特征，可以快速准确地捕捉到油层水淹变化信息。峰高也是与含油饱和度呈正相关的定性参数，峰型与原油组分相对含量变化相关，实质上是反映原油性质变化的参数，两个要素中只要有一项发生明显变化，就可以判定油层发生水淹。总体规律是：随含水上升，气相色谱谱图峰高降低，峰型从正态型-“V”字型-梯形-不规则形等复杂形态变化，各种形态反映着原油组分的不同变化。　　 ③随含水率上升，荧光显微图像含水特征逐渐增强。水驱油实验表明，所有饱和油样品具有大致相当的荧光图像特征，矿物颗粒边缘不清晰，主要为粒间孔隙侵染发光，发光强度中等-偏弱，荧光颜色以棕黄-黄-黄绿色为主，剩余油以片状及簇状吸附态存在。荧光颜色是因油质不同而略有差异，黄色是油的荧光主色调，油质轻，荧光颜色偏黄绿；油质重，则荧光颜色偏黄褐。由于孔隙中基本为油占据，孔隙通道不清楚。残余油时的荧光图像特征，孔隙结构清晰，并且几乎所有粒间连通孔隙都被水占据，少量剩余油以薄膜状、孤岛状和簇状等呈孔表吸附、大孔道中被水包裹以及微孔吸附态存在。水一般具绿-黄绿色荧光，强度从亮-暗弱，差别较大。随含水上升，孔隙内含水量，即含水面积逐渐增加，剩余油则被挤向孔表边缘、微孔中，油的侵染作用减弱，颗粒间泥质成分减少，颗粒表面逐渐清新干净，孔隙及孔隙边缘轮廓逐渐清晰。　　 3、开展了井壁取心与密闭取心对比实验，系统地校正了地化分析参数，以测井、录井资料为基础，建立了水淹层评价参数的求取方法。　　 ①开展了井壁取心与密闭取心对比实验，系统地校正了地化分析参数，提高了剩余油饱和度的精度。油层水淹以后，实测的含油气总量的损失不仅是来自于钻井液侵入，注水水洗也是主要因素，在中高水淹层内，水洗的影响是很大的，不对热解含油气总量进行校正，就无法区分是钻井液侵入的影响还是中高水淹的影响。因此，建立有效的井壁取心热解参数的校正方法，最低限度地减少钻井液侵入及轻烃挥发的影响，是准确求取剩余油饱和度的关键。通过进行密闭取心与井壁取心对比分析实验，对井壁取心热解分析参数进行了较系统的校正，较大地提高了井壁取心热解分析法求取剩余油饱和度的精度，在此基础上，建立了驱油效率的求取方法。　　 ②以测并、录井资料为基础，建立了水淹层评价参数的求取方法。综合测、录井资料，建立了有效孔隙度、渗透率、含油饱和度、有效厚度、泥质含量等主要评价参数的求取方法。　　 4、以大庆外围油田密闭取心和试油资料为依据，建立了岩石热解、气相色谱、荧光图像等单项资料判别水洗级别的标准。　　 ①建立了有效孔隙度(ψe)与剩余油饱和度(Som)水洗程度判别图版。在相同孔隙度条件下，随剩余油饱和度的降低，水洗程度增大；同样，在相同剩余油饱和度条件下，随孔隙度的增加，水洗程度增大。　　 ②以水驱油实验及密闭取心资料为依据，建立了轻烃色谱分析资料判别水洗级别标准。　　 ③以水驱油实验及密闭取心资料为依据，建立了气相色谱分析资料判别水洗级别标准。　　 ④以水驱油实验及密闭取心资料为依据，主要从荧光特征、岩石及孔隙变化特征、油水赋存状态等几个方面，建立了荧光图像资料判别水洗级别标准。油珠、孔表结膜等现象是发生强水洗的明显标志。　　 5、建立了水洗油层与原始油水同层的区别方法。　　 外围油田存在多套油水组合，且无统一的油水界面，准确区分水淹层与原始油水同层可为开发方案提供更可靠的依据，根据录井资料，建立了岩石热解分析资料、饱和烃气相色谱分析资料及荧光显微图像分析资料判别方法。　　 6、在综合分析录井单项解释、区块开发地质规律、测井资料基础上，建立了水淹层综合评价新方法。应用该方法解释了46口井，经试油验证，解释符合率达到了80％以上，较大地提高了水淹层的评价水平。