王拥军 ，孙圆辉 ，杨思玉 ，吴淑红 ，刘辉，童敏 ，吕恒宇

（1. 提高石油采收率国家重点实验室，北京 100083；2. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083）

0 引言

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%[1-7]，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[10-13]，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[14-24]，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[21,25-29]。

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。

1 地质背景

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 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 研究区古水体环境及沉积剖面示意图

2 低电阻率油层成因

2.1 岩石导电模式

研究区碳酸盐岩矿物成分简单，但岩石结构和孔隙结构复杂[35-38]，高能沉积的颗粒灰岩“大孔小喉”，低能沉积的泥粒灰岩或粒泥灰岩“小孔微喉”，由于少有黏土矿物的附加导电，按照“阻力最小导电路径原理”[39]，其导电模式与砂岩储集层有所不同。图 3是A14井两块岩样的铸体薄片及导电路径对比图，其中岩样a为颗粒灰岩，岩样b为泥粒灰岩，表1是两者储集层参数对比。两块岩样孔隙度大致相同，但岩样a导电路径更复杂，相同条件下电阻率更高（见图 3、表1）；当岩心饱含水（见图3c、图3d），岩样a与岩样b电阻率比值为1.9；当含油饱和度增大，岩石导电路径逐渐由孔喉束缚水和孔壁束缚水控制，岩样 a导电路径更加复杂（见图 3e、图 3f），岩样含水 50%及束缚水状态时，岩样a与岩样b电阻率比值分别为3.4，2.8，含油使岩样a导电路径复杂化，而岩样b变化相对较小。

图3 岩样a、b铸体薄片及导电路径对比图

表1 研究区A14井岩样a、b储集层参数对比表

2.2 低电阻率油层成因机理

为进一步研究导电路径对岩石导电能力的影响，引入导电路径迂曲度的概念及计算公式[40]：

中东地区碳酸盐岩储集层束缚水导电能力强，其导电路径迂曲度不完全等同于孔道迂曲度，由于缺乏非电阻率计算方法，本文利用岩电实验数据计算，并用平均孔喉半径、孔隙度等进行检验。如图4所示，计算的导电路径迂曲度随压汞实验平均孔喉半径增大而增大、随常规实验孔隙度增大而减小，相关性好，说明导电路径迂曲度受岩石粒度、孔隙结构和孔隙度控制，与前述认识一致，证明计算结果较为合理。因此，导电路径迂曲度与饱含水状态岩石电阻率较好的正相关性说明迂曲度是岩石导电能力的重要控制因素（见图5）。

图4 导电路径迂曲度影响因素分析图

进一步利用驱替电阻率实验进行验证。图 6是岩样a、b的驱替电阻率实验对比图，结合表1可以看出，岩样 a的平均孔喉半径、渗透率、导电路径迂曲度及相同饱和度条件的岩石电阻率都高于岩样b，这是与砂岩储集层的不同之处。

图6 岩样a、b驱替电阻率特征对比图

综上，碳酸盐岩储集层及低电阻率油层成因复杂[41-43]，研究区碳酸盐岩微孔型储集层在高孔隙度条件下导电路径迂曲度低、导电能力强；在双模态或多模态泥粒灰岩储集层中，可动油储集于相对孤立的中—大孔，束缚水富集于微孔和孔壁，当成藏充注压力不足以使原油进入微细孔喉时，岩石导电路径受含油影响小，岩石电阻率与纯水层相当，据此形成了低电阻率油层。

3 饱和度解释方法及模型

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。

计算低电阻率油层含水饱和度的阿尔奇公式为：

其中m、n是最重要的模型参数。

图7 电阻增大系数与含水饱和度关系图

4 饱和度解释模型参数分析

4.1 胶结指数

岩石物理研究及相关实验是建立饱和度解释模型的基础[44-45]。首先分析饱含水状态岩石电阻率（Ro）的影响因素。如图8所示，Ro与孔隙度相关性好，且随其增大而减小，孔隙度大于15%的高孔隙度储集层Ro小于1 Ω·m，其中潜在低电阻率油层样品小于0.5 Ω·m（见图 8a）；高孔隙度储集层Ro与平均孔喉半径相关性好，且随其增大而增大，其中潜在低电阻率油层样品的平均孔喉半径小于 0.7 μm（见图 8b），推测为导电路径随孔喉尺度增大而变复杂；高孔隙度储集层Ro与渗透率相关性好，且随其增大而增大，其中潜在低电阻率油层样品的渗透率小于4×10-3μm2（见图8c）。润湿性对Ro影响大，高孔隙度油湿岩样Ro大于 0.5 Ω·m，水湿岩样Ro则小于0.5 Ω·m。综上，中东碳酸盐岩油藏微孔型低电阻率油层发育必须同时满足高孔、低渗、小孔喉、水湿等基础地质条件。

图8 饱含水状态岩石电阻率影响因素分析图

然后分析低电阻率油层m值变化规律及取值范围。如图 9所示，m值与孔隙度相关性差，高孔隙度储集层变化大，其中潜在低电阻率油层样品小于 1.93（见图9a）；m值与渗透率、平均孔喉相关性好，随2者增大而增大，与前述低电阻率油层导电路径迂曲度低的认识一致（见图9b、图9c），但当渗透率大于1 000×10-3μm2时，储集层变为高渗条带，其m值相比反而略低，这与储集层较好的自由水导电有关；当渗透率小于0.5×10-3μm2时，其m值相比也略有升高，这与喉道太小导致的导电能力减弱有关。

图9 胶结指数影响因素分析图

PGs是 Petrophysical Groups的简写，是中东地区针对碳酸盐岩储集层开展岩石物理研究的分类方法，它利用毛管压力曲线和 Thomeer、Baker等提出的方法划分岩石类型[34]。研究区共划分了 6类 PGs，其中 PG1代表大尺度孔喉系统，PG2及往后孔喉尺度逐级变小（见图 9c），低电阻率油层多为 PG4—PG5。

不同润湿性岩样中，水湿样m值明显偏低，这与其油水分布简单、导电路径迂曲度低的认识一致。

综上所述，潜在低电阻率油层样品m值为1.77～1.93，普遍小于非低电阻率油层样品（2.00～2.14）和低孔隙度样品（1.96～2.02），进一步证明了微孔型低电阻率油层导电路径迂曲度低、导电能力强。根据储集层类型确定饱和度解释参数是常见方法[46]，实际操作中根据PGs分类取平均值确定m值，研究区低电阻率油层m值取值1.85，其余储集层中PG1取值2.20、PG2取值 2.10、PG3和PG4取值1.96、PG5取值1.77、PG6取值 1.93。以低电阻率油层为例，若地层水电阻率（Rw）取值0.013 Ω·m、n取值1.9、孔隙度取值0.2、岩石电阻率（Rt）取值0.7 Ω·m，m值分别取下限1.77、平均值1.85和上限1.93时，计算的含水饱和度（Sw）分别为55%，59%，63%，m取平均值时上、下误差最大约4%，合理可控。

4.2 饱和度指数

应用模拟成藏及开发过程的驱替电阻率实验来分析油水分布对岩石电阻率的影响。图10为油湿岩样实验实例，该实验包括8个步骤：①饱和矿化度170 518×10-3mg/g的盐水，模拟原始地层饱含水状态，见图中步骤①；②初次低压油驱替，模拟成藏早期，储集层发育膜状束缚水和连通自由水，见图中步骤①—②；③第1次油驱水，模拟成藏期，地层水为膜状束缚水，见图中步骤②—③；④老化还原润湿性，部分水膜变成油膜，见图中步骤③—④；⑤盐水自吸，模拟开采或破坏初期，见分散连通自由水，见图中步骤④—⑤；⑥水驱油，模拟开采或破坏过程，连通自由水逐步发育，见图中步骤⑤—⑥；⑦油自吸，模拟二次成藏初期，连通自由水为主，见图中步骤⑥—⑦；⑧第 2次油驱水，模拟二次成藏，分散连通自由水为主，见图中步骤⑦—⑧。

图10 油湿岩样驱替电阻率实验方法及步骤示意图（①—⑧为实验步骤）

该实验揭示了储集层在成藏及开采过程中较大的油水分布变化特征，并采用Amott-Harvey指数及相关标准来判定岩样润湿性[47]，如图10a所示，该岩样水、油自吸指数分别为0.144，0.443，润湿性Amott-Harvey指数为-0.3，判定岩样为油湿；油湿岩心老化后部分膜状束缚水消失，油包水成为常态，水湿岩样则与此不同，膜状束缚水长期存在，水包油为常态。

图11为两类岩样测试结果，其中图11a油湿样为颗粒灰岩，孔隙度为 20.2%，渗透率为114.0×10-3μm2；图11b水湿样品为粒泥灰岩，孔隙度为19.5%，渗透率为1.7×10-3μm2。对比两图可以发现：①饱含盐水时，水湿样电阻率达到了低电阻率油层的标准；②第 1次油驱水初期，进油压力油湿样低而水湿样高；③第 1次油驱水后，油湿样束缚水饱和度约 13%、水湿样品则达 20%；④老化后二者电阻率都升至最高，但水湿样品升幅低；⑤水自吸后，含油饱和度降幅油湿样为6%、水湿样则为27%；⑥水驱油后，饱和度二者大致相当；⑦油自吸后，含油饱和度增幅油湿样为 17%，水湿样则无；⑧第 2次油驱水结束后，两类岩样饱和度相同。从电阻率变化趋势看，油湿样在初次油驱水时最低、老化后最高、第2次油驱水则介于二者之间；水湿样品电阻率趋势则保持不变，仅在第 2次油驱水过程中略有降低，说明油湿样在驱替过程中油水分布逐步复杂化，而水湿样品则由于保持膜状束缚水而较为稳定。

图11 油湿、水湿岩样驱替电阻率实验结果图（①—⑧为实验步骤）

进一步分析该实验过程中不同岩样饱和度指数n的变化规律（见图12）：①同一岩样在实验过程中油水分布变得复杂，n值通常会增大，变化最大可达0.85，说明油水分布影响大；②油湿样开采阶段的n值高于成藏阶段，且随含水饱和度增大而增大，二次成藏阶段趋于稳定；③水湿样n值整体变化小，可能与其束缚水膜及油水关系稳定分布有关；④潜在低电阻率油层样品与水湿样品相似，成藏过程中n值相对更低。

图12 不同类型储集层在3轮次自吸及驱替实验中饱和度指数特征

饱和度评价以油藏开采前的原始油藏为主，因此以模拟成藏的驱替电阻率实验为基础，分析n值变化规律。如图13所示，n值随孔隙度增大而减小、随渗透率和孔喉尺度增大及PGs变好而增大，潜在低电阻率油层样品n值为1.82～2.03，整体低于非低电阻率油层样品，包含于低孔隙度样品范围内。同样采用 PGs分类取平均值方法确定n值，其中潜在低电阻率油层样品取值1.90，其他储集层中，PG1、PG2取值2.10，PG3、PG4取值2.00，PG5、PG6取值1.85。以低电阻率油层为例，采用与4.1节相同的储集层参数，m取值1.85，n值分别取值 1.82，1.90，2.03时，计算的Sw分别为57%，59%，61%，n取平均值、上限、下限，计算误差最大约2%，合理可控。

图13 饱和度指数影响因素及低电阻率油层饱和度指数特征

5 应用及效果

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。

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）。

图14 研究区A、B井X层饱和度测井解释

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Sw+So＜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。

图15 研究区A井生产曲线

6 结论

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 4×10-3μm2）、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；RLLD——深侧向电阻率，Ω·m；RLLS——浅侧向电阻率，Ω·m；Ro——饱含水状态岩石电阻率，Ω·m；Rt——含油岩石电阻率，Ω·m；Rw——地层水电阻率，Ω·m；So——含油饱和度，%；Sw——含水饱和度，%；SwLRP——考虑低电阻率油层计算的含水饱和度，%；SwRST1——第1次RST计算的含水饱和度，%；SwRST2——第2次RST计算的含水饱和度，%；φ——孔隙度，%；φCNL——中子孔隙度，%；ρ——密度，g/cm3；τ——导电路径迂曲度，无因次。