低电阻率油层广泛发育于墨西哥、委内瑞拉、美国、印度及中国各大含油气盆地的砂岩和碳酸盐岩储集层中, 占比最高可达50%^{[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7]}, 其中墨西哥湾砂岩低电阻率油层产量可达100 t/d; 因此, 该类油层一种重要的油层类型, 其识别评价和饱和度解释对正确认识油水关系、合理评价地质储量、实现油藏整体开发和均衡动用意义重大^{[8, 9]}。

低电阻率油层电阻率低、测井对比度低^{[10, 11, 12, 13]}, 多由高不动水饱和度、低幅度构造、薄互层、油水层矿化度差异、矿物附加导电、天然裂缝、钻井液侵入等复杂成因导致^{[14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24]}, 测井识别特别是饱和度定量解释难度大。通过长期攻关, 目前针对上述成因机理形成了系统的饱和度评价方法, 如采用J函数油柱高度法、碳氧比测井、储集层饱和度测井（RST）等非电阻率技术及修正的阿尔奇公式、W-S模型、Gulf Coast、薄互层、经验公式等技术计算饱和度^{[21, 25, 26, 27, 28, 29]}。

中东东鲁卜哈利盆地A油田储集层黄铁矿含量为2%~4%, 裂缝和包壳颗粒不发育, 低电阻率油层形成于中—低能沉积环境, 孔喉小, 电阻率主体为0.4~0.7 Ω · m, 与下部水层相当甚至略低, 估算含水饱和度为33%~70%, 但投产后以极少或几乎无水状态生产6~8年, 是典型的碳酸盐岩微孔型低电阻率油层^[28]。该类油层与高不动水饱和度成因的低电阻率油层有相似之处, 但在导电路径及导电机理方面又有所不同, 其他类型成因和对应方法不适用该类储集层。为揭示油层分布, 在取心井采用Dean Stark实验、在生产井测试RST套管测井取得较好效果, 但核磁测井、油柱高度法、常规油层方法计算的饱和度精度低, 而且在油藏开发阶段, 大量生产井以常规测井为主, 油藏开发面临着以常规测井为基础的饱和度精细解释的重大技术需求^{[4, 30]}。但该类储集层低电阻率成因及导电机理与高不动水饱和度储集层有何区别, 其形成的地质条件（同时也是评价指标, 因为测井单学科评价符合率低）是什么, 其饱和度计算是否适用阿尔奇公式, 饱和度解释参数与常规储集层有何不同, 在上述问题方面目前未见相关报道。基于此, 本文通过分析该类储集层的低电阻率成因、特殊导电特征及其与常规油层、低孔隙度储集层的差异, 建立基于裸眼井常规电阻率测井的饱和度解释技术, 实现含油饱和度快速和相对精确评价, 既解决生产难题, 同时也为丰富低电阻率油层理论提供技术支持。

中东东鲁卜哈利盆地白垩系Shuaiba组是一套碳酸盐岩地层^[31]（见图1）, 白垩纪在阿拉伯盆地发育Bab等多个次级盆地, 并在其周缘形成典型缓坡或镶边的碳酸盐岩地层, 厚度达2 000 m^[32]。20世纪50—80年代, Bab盆地周缘接连发现了Bu Hasa、Bab、Asab等大型构造油藏和以Margham、Musallim等为代表的构造岩性油藏。

图1

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	图1 研究区位置及其白垩系地层柱状图

Shuaiba组碳酸盐岩发育开阔台地、台地边缘、台缘斜坡及盆地相4种沉积相和台内浅滩、滩间海、台缘生物礁、上缓坡、下缓坡及盆地6种亚相^{[31, 33]}。研究区发育于开阔台地和台地边缘相带, X层岩相模式如图2所示, 主要包括3种^[34]：鲕粒藻屑颗粒灰岩发育于台内浅滩, 伴生较大的藻屑、鲕粒、有孔虫、双壳和棘皮, 藻屑间基质由球粒颗粒到泥粒组成, 颗粒被环绕棘皮碎屑的突触状胶结物原地胶结; 球粒潜穴泥粒灰岩发育于水体浅、藻类无法发育的内潟湖, 含有丰富的球粒和小双壳类、有孔虫类和棘皮类生屑, 生物扰动普遍; 藻屑漂砾岩相发育于外潟湖, 带藻屑, 与双壳贝类、厚壳蛤和棘皮类生物共生, 沉积能量低、灰泥含量高。其中, 球粒潜穴泥粒灰岩和藻屑漂砾岩沉积能量低, 是低电阻率油层发育的潜力储集层。W层岩相中, 生屑球粒泥粒灰岩、有孔虫生屑泥粒灰岩和藻屑-生屑-球粒漂砾岩也是潜力储集层。

图2

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	图2 研究区古水体环境及沉积剖面示意图

首先确定低电阻率油层界定标准。根据研究区8口井试油及生产资料, 明确研究区低电阻率油层电阻率不大于1 Ω · m, 以此为第1界定标准。如前所述, 研究区束缚水饱和度为33%~70%^[28], 确定以含水饱和度70%的岩石电阻率不大于1 Ω · m作为第2界定标准。低电阻率油层电阻增大系数通常小于2, 因此以饱含水状态岩石电阻率不大于0.5 Ω · m作为第3界定标准。此外, 以微孔型储集层特征为辅助界定标准, 利用岩石薄片、压汞和核磁共振实验揭示的孔喉结构数据进行筛选和验证。利用上述界定标准, 将岩电实验岩样划分为潜在低电阻率油层样品、非低电阻率油层样品和低孔隙度（ϕ < 15%）样品3种类型并据此进行对比分析。

Gyllensten A、Griffiths R等^{[30, 39]}认为, 碳酸盐岩油藏饱和度计算适用经典阿尔奇公式, 但低电阻率油层是否适用, 其模型参数与常规储集层有何区别, 这是低电阻率油层饱和度解释的核心。Ayadiuno C B和Worthington P F认为阿尔奇公式用于饱和度计算需要满足的储集层条件包括^{[13, 16]}：矿物成分单一, 储集层均质, 黏土矿物、泥质或粉砂含量少; 储集层水湿, 地层水电解质为高盐量, 地层水电阻率低; 单一的孔喉系统, 粒间孔为主; 不含导电矿物或导电矿物无影响。

研究区储集层矿物成分以方解石为主, 基本不含黏土矿物, 黄铁矿含量小于4%, 对岩石导电性影响甚微; 储集空间以粒间孔为主, 低电阻率油层以粒间微孔为主, 孔喉系统单一; 低电阻率油层全部水湿, 地层水矿化度大于170 mg/g, 地下地层水电阻率约0.013 Ω · m。在图7所示的模拟成藏的驱替电阻率实验中, 潜在低电阻率油层样品与非低电阻率油层样品、低孔隙度样品都满足阿尔奇公式规律, 因此低电阻率油层饱和度计算也适用阿尔奇公式。

图7

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	图7 电阻增大系数与含水饱和度关系图

计算低电阻率油层含水饱和度的阿尔奇公式为：

${{S}_{\text{w}}}=\sqrt[\begin{smallmatrix} n \end{smallmatrix}]{\frac{ab{{R}_{\text{w}}}}{{{R}_{\text{t}}}{{\left( \frac{\phi }{100} \right)}^{m}}}}\times 100\%$ （2）

其中m、n是最重要的模型参数。

通过上述实验分析, 根据研究区低电阻率油层的成因机理、界定标准和形成条件, 在单井上定性识别低电阻率油层; 然后利用低电阻率油层饱和度解释技术, 定量计算储集层饱和度, 并用Dean Stark、RST、动态测试和实际生产数据等对解释结果进行验证（见图14、图15）, 当取得较好应用效果后, 即可推广到整个油田甚至其他油区。

图14

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	图14 研究区A、B井X层饱和度测井解释

图15

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	图15 研究区A井生产曲线

定性识别结果见图14中第8道。A井低电阻率油层发育于2 998.6~3 002.3 m, 藻屑漂砾岩相（BF）, 下部邻层为鲕粒藻屑颗粒灰岩相（OBG）高渗条带, 避水高度仅1.5 m, 但与含水层之间由薄隔层分隔（见图14a）。B井低电阻率油层发育于3 033.4~3 034.0 m和3 034.9~3 035.6 m井段, 藻屑漂砾岩相, 避水高度3.4 m, 其与含水层之间储集层物性变差（见图14b）。

饱和度定量解释结果见图14中第7道。本文方法解释的低电阻率油层含油饱和度为30%~50%, 比常规方法解释结果约高15%, 与前述实际生产揭示的束缚水饱和度基本一致^[28], 考虑到低电阻率油层油柱高度小、储集层受微孔隙控制, 分析认为计算结果较为合理。

Dean Stark数据验证。B井测有Dean Stark饱和度数据, 但因数据收集问题缺乏含油饱和度数据。从图14b第7道可以看出, 测井计算的含水饱和度与实验分析的含水饱和度（浅蓝色杆状图）变化趋势一致, 但测井计算值明显偏高, 这与实验数据存在一定的测量损失（通常S_w+S_o< 100%）有关。低电阻率油层段新方法计算的含油饱和度高于常规方法计算结果, 与实验数据差异缩小到15%以内, 解释效果得以改善。

RST数据验证。A井有两次RST测井, 由于受井眼条件和流体影响, 两次测试出现较大差异（见图14a第7道）。在低电阻率油层上半部, 常规技术解释结果更接近第2次RST, 新方法解释结果则介于两次RST之间; 在低电阻率油层下半部, 两次RST都显示较低的含油饱和度, 常规方法解释结果与RST相当, 新方法解释的含油饱和度则显著高于测试结果, 对比该层上、下段电性特征及油水关系, 认为新方法解释结果相对更合理。

试油数据验证。A井于2003年4月射开低电阻率油层及下部高渗条带（见图14a第10道）, 用127 mm油嘴自喷试油, 井底流体压力为33.3 MPa, 日产原油717 t, 不含水, 证实该段电阻率较低, 仅0.4~0.7 Ω · m, 但不是含水层。B井该段未射孔, 但根据油藏、邻井资料及该井自身纵向油水关系, 证实3 033.4~3 034.0 m和3 034.9~3 035.6 m两段低电阻率储集层并非含水层。

生产数据验证。A井生产曲线如图15所示, 该井2006年投产后日产原油272 t, 不产水, 2008年开始产水。分析认为原油高产及后期产水都与高渗条带有关, 因此2012年封掉高渗条带并射开下部3 004.0~3 007.5 m井段（见图14a第12道）, 测试初期日产液180 m³, 含水率10%, 稳定生产至2013年, 含水率上升到40%~50%, 原油产量降至68 t/d, 进一步证实下部射孔段为含水层, 上部射孔段为低电阻率油层。

新方法在研究区推广应用, 经过15口井试油测试和生产验证, 符合率超过90%, 进一步验证了该方法的可行性, 研究成果为研究区低电阻率油层定量评价和规模有效开发奠定了基础。

与砂泥岩低电阻率油层不同, 中东地区白垩系碳酸盐岩低电阻率油层发育于中—低能沉积环境, 储集空间受微细孔喉控制, 导电路径受束缚水膜影响, 导电路径迂曲度低于中—大孔型储集层, 相同饱和度条件下电阻率低, 属于典型的微孔型低电阻率油层。

研究区低电阻率油层电阻率为0.4~0.7 Ω · m, 仅为常规油层的1/3~1/2, 与水层相当甚至略低, 测井对比度低。其形成条件及识别标准包括高孔隙度（大于15%）、低渗透率（小于4×10^-3 μm²）、低孔喉半径（小于0.7 μm）、储集层水湿、地层水高矿化度。

中东海相碳酸盐岩微孔型低电阻率油层饱和度解释适用阿尔奇公式, 但其m、n值整体小于常规储集层。研究区低电阻率油层m值范围为1.77~1.93, 受孔隙结构及导电路径迂曲度控制, 开采过程中变化小; n值范围为1.82~2.03, 受油水分布影响, 开采过程中变化大。与低电阻率油层相比, 常规储集层在原油开采过程中受油水分布影响更大, 特别是油湿储集层。因此, 实际操作中, 低电阻率油层的m、n分别取平均值1.85, 1.90, 其他储集层则根据PGs分类取平均值, 计算误差最高约4%, 合理可控。

新方法计算的研究区低电阻率油层含油饱和度为30%~50%, 比常规方法高约15%, 经Dean Stark、RST、试油和生产验证合理。在研究区全区推广应用, 15口井解释符合率超过90%。

符号注释：

a—与岩性有关的岩性系数, 无因次; b—与岩性有关的常数, 无因次; F—地层因素, 无因次; GR—自然伽马, API; m—胶结指数, 无因次; n—饱和度指数, 无因次; R—相关系数, 无因次; R_LLD—深侧向电阻率, Ω · m; R_LLS—浅侧向电阻率, Ω · m; R_o—饱含水状态岩石电阻率, Ω · m; R_t—含油岩石电阻率, Ω · m; R_w—地层水电阻率, Ω · m; S_o—含油饱和度, %; S_w—含水饱和度, %; S_wLRP—考虑低电阻率油层计算的含水饱和度, %; S_wRST1—第1次RST计算的含水饱和度, %; S_wRST2—第2次RST计算的含水饱和度, %; ϕ —孔隙度, %; ϕ _CNL—中子孔隙度, %; ρ —密度, g/cm³; τ —导电路径迂曲度, 无因次。

（编辑 黄昌武）