中東東魯卜哈利盆地碳酸鹽巖微孔型低電阻率油層飽和度評價方法

王擁軍 ，孫圓輝 ，楊思玉 ，吳淑紅 ，劉輝，童敏 ，呂恒宇

（1. 提高石油采收率國家重點(diǎn)實驗室，北京 100083；2. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

低電阻率油層廣泛發(fā)育于墨西哥、委內(nèi)瑞拉、美國、印度及中國各大含油氣盆地的砂巖和碳酸鹽巖儲集層中，占比最高可達(dá)50%[1-7]，其中墨西哥灣砂巖低電阻率油層產(chǎn)量可達(dá)100 t/d；因此，該類油層一種重要的油層類型，其識別評價和飽和度解釋對正確認(rèn)識油水關(guān)系、合理評價地質(zhì)儲量、實現(xiàn)油藏整體開發(fā)和均衡動用意義重大[8-9]。

低電阻率油層電阻率低、測井對比度低[10-13]，多由高不動水飽和度、低幅度構(gòu)造、薄互層、油水層礦化度差異、礦物附加導(dǎo)電、天然裂縫、鉆井液侵入等復(fù)雜成因?qū)е耓14-24]，測井識別特別是飽和度定量解釋難度大。通過長期攻關(guān)，目前針對上述成因機(jī)理形成了系統(tǒng)的飽和度評價方法，如采用J函數(shù)油柱高度法、碳氧比測井、儲集層飽和度測井（RST）等非電阻率技術(shù)及修正的阿爾奇公式、W-S模型、Gulf Coast、薄互層、經(jīng)驗公式等技術(shù)計算飽和度[21,25-29]。

中東東魯卜哈利盆地A油田儲集層黃鐵礦含量為2%～4%，裂縫和包殼顆粒不發(fā)育，低電阻率油層形成于中—低能沉積環(huán)境，孔喉小，電阻率主體為 0.4～0.7 Ω·m，與下部水層相當(dāng)甚至略低，估算含水飽和度為 33%～70%，但投產(chǎn)后以極少或幾乎無水狀態(tài)生產(chǎn)6～8年，是典型的碳酸鹽巖微孔型低電阻率油層[28]。該類油層與高不動水飽和度成因的低電阻率油層有相似之處，但在導(dǎo)電路徑及導(dǎo)電機(jī)理方面又有所不同，其他類型成因和對應(yīng)方法不適用該類儲集層。為揭示油層分布，在取心井采用Dean Stark實驗、在生產(chǎn)井測試RST套管測井取得較好效果，但核磁測井、油柱高度法、常規(guī)油層方法計算的飽和度精度低，而且在油藏開發(fā)階段，大量生產(chǎn)井以常規(guī)測井為主，油藏開發(fā)面臨著以常規(guī)測井為基礎(chǔ)的飽和度精細(xì)解釋的重大技術(shù)需求[4,30]。但該類儲集層低電阻率成因及導(dǎo)電機(jī)理與高不動水飽和度儲集層有何區(qū)別，其形成的地質(zhì)條件（同時也是評價指標(biāo)，因為測井單學(xué)科評價符合率低）是什么，其飽和度計算是否適用阿爾奇公式，飽和度解釋參數(shù)與常規(guī)儲集層有何不同，在上述問題方面目前未見相關(guān)報道。基于此，本文通過分析該類儲集層的低電阻率成因、特殊導(dǎo)電特征及其與常規(guī)油層、低孔隙度儲集層的差異，建立基于裸眼井常規(guī)電阻率測井的飽和度解釋技術(shù)，實現(xiàn)含油飽和度快速和相對精確評價，既解決生產(chǎn)難題，同時也為豐富低電阻率油層理論提供技術(shù)支持。

1 地質(zhì)背景

中東東魯卜哈利盆地白堊系 Shuaiba組是一套碳酸鹽巖地層[31]（見圖 1），白堊紀(jì)在阿拉伯盆地發(fā)育Bab等多個次級盆地，并在其周緣形成典型緩坡或鑲邊的碳酸鹽巖地層，厚度達(dá)2 000 m[32]。20世紀(jì)50—80年代，Bab盆地周緣接連發(fā)現(xiàn)了Bu Hasa、Bab、Asab等大型構(gòu)造油藏和以Margham、Musallim等為代表的構(gòu)造巖性油藏。

圖1 研究區(qū)位置及其白堊系地層柱狀圖

Shuaiba組碳酸鹽巖發(fā)育開闊臺地、臺地邊緣、臺緣斜坡及盆地相 4種沉積相和臺內(nèi)淺灘、灘間海、臺緣生物礁、上緩坡、下緩坡及盆地6種亞相[31,33]。研究區(qū)發(fā)育于開闊臺地和臺地邊緣相帶，X層巖相模式如圖2所示，主要包括3種[34]：鮞粒藻屑顆?；?guī)r發(fā)育于臺內(nèi)淺灘，伴生較大的藻屑、鮞粒、有孔蟲、雙殼和棘皮，藻屑間基質(zhì)由球粒顆粒到泥粒組成，顆粒被環(huán)繞棘皮碎屑的突觸狀膠結(jié)物原地膠結(jié)；球粒潛穴泥?；?guī)r發(fā)育于水體淺、藻類無法發(fā)育的內(nèi)潟湖，含有豐富的球粒和小雙殼類、有孔蟲類和棘皮類生屑，生物擾動普遍；藻屑漂礫巖相發(fā)育于外潟湖，帶藻屑，與雙殼貝類、厚殼蛤和棘皮類生物共生，沉積能量低、灰泥含量高。其中，球粒潛穴泥?；?guī)r和藻屑漂礫巖沉積能量低，是低電阻率油層發(fā)育的潛力儲集層。W層巖相中，生屑球粒泥粒灰?guī)r、有孔蟲生屑泥?；?guī)r和藻屑-生屑-球粒漂礫巖也是潛力儲集層。

圖2 研究區(qū)古水體環(huán)境及沉積剖面示意圖

2 低電阻率油層成因

2.1 巖石導(dǎo)電模式

研究區(qū)碳酸鹽巖礦物成分簡單，但巖石結(jié)構(gòu)和孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜[35-38]，高能沉積的顆粒灰?guī)r“大孔小喉”，低能沉積的泥?；?guī)r或粒泥灰?guī)r“小孔微喉”，由于少有黏土礦物的附加導(dǎo)電，按照“阻力最小導(dǎo)電路徑原理”[39]，其導(dǎo)電模式與砂巖儲集層有所不同。圖 3是A14井兩塊巖樣的鑄體薄片及導(dǎo)電路徑對比圖，其中巖樣a為顆?；?guī)r，巖樣b為泥?；?guī)r，表1是兩者儲集層參數(shù)對比。兩塊巖樣孔隙度大致相同，但巖樣a導(dǎo)電路徑更復(fù)雜，相同條件下電阻率更高（見圖 3、表1）；當(dāng)巖心飽含水（見圖3c、圖3d），巖樣a與巖樣b電阻率比值為1.9；當(dāng)含油飽和度增大，巖石導(dǎo)電路徑逐漸由孔喉束縛水和孔壁束縛水控制，巖樣 a導(dǎo)電路徑更加復(fù)雜（見圖 3e、圖 3f），巖樣含水 50%及束縛水狀態(tài)時，巖樣a與巖樣b電阻率比值分別為3.4，2.8，含油使巖樣a導(dǎo)電路徑復(fù)雜化，而巖樣b變化相對較小。

圖3 巖樣a、b鑄體薄片及導(dǎo)電路徑對比圖

表1 研究區(qū)A14井巖樣a、b儲集層參數(shù)對比表

2.2 低電阻率油層成因機(jī)理

為進(jìn)一步研究導(dǎo)電路徑對巖石導(dǎo)電能力的影響，引入導(dǎo)電路徑迂曲度的概念及計算公式[40]：

中東地區(qū)碳酸鹽巖儲集層束縛水導(dǎo)電能力強(qiáng)，其導(dǎo)電路徑迂曲度不完全等同于孔道迂曲度，由于缺乏非電阻率計算方法，本文利用巖電實驗數(shù)據(jù)計算，并用平均孔喉半徑、孔隙度等進(jìn)行檢驗。如圖4所示，計算的導(dǎo)電路徑迂曲度隨壓汞實驗平均孔喉半徑增大而增大、隨常規(guī)實驗孔隙度增大而減小，相關(guān)性好，說明導(dǎo)電路徑迂曲度受巖石粒度、孔隙結(jié)構(gòu)和孔隙度控制，與前述認(rèn)識一致，證明計算結(jié)果較為合理。因此，導(dǎo)電路徑迂曲度與飽含水狀態(tài)巖石電阻率較好的正相關(guān)性說明迂曲度是巖石導(dǎo)電能力的重要控制因素（見圖5）。

圖4 導(dǎo)電路徑迂曲度影響因素分析圖

進(jìn)一步利用驅(qū)替電阻率實驗進(jìn)行驗證。圖 6是巖樣a、b的驅(qū)替電阻率實驗對比圖，結(jié)合表1可以看出，巖樣 a的平均孔喉半徑、滲透率、導(dǎo)電路徑迂曲度及相同飽和度條件的巖石電阻率都高于巖樣b，這是與砂巖儲集層的不同之處。

圖6 巖樣a、b驅(qū)替電阻率特征對比圖

綜上，碳酸鹽巖儲集層及低電阻率油層成因復(fù)雜[41-43]，研究區(qū)碳酸鹽巖微孔型儲集層在高孔隙度條件下導(dǎo)電路徑迂曲度低、導(dǎo)電能力強(qiáng)；在雙模態(tài)或多模態(tài)泥?；?guī)r儲集層中，可動油儲集于相對孤立的中—大孔，束縛水富集于微孔和孔壁，當(dāng)成藏充注壓力不足以使原油進(jìn)入微細(xì)孔喉時，巖石導(dǎo)電路徑受含油影響小，巖石電阻率與純水層相當(dāng)，據(jù)此形成了低電阻率油層。

3 飽和度解釋方法及模型

首先確定低電阻率油層界定標(biāo)準(zhǔn)。根據(jù)研究區(qū)8口井試油及生產(chǎn)資料，明確研究區(qū)低電阻率油層電阻率不大于1 Ω·m，以此為第1界定標(biāo)準(zhǔn)。如前所述，研究區(qū)束縛水飽和度為 33%～70%[28]，確定以含水飽和度70%的巖石電阻率不大于1 Ω·m作為第2界定標(biāo)準(zhǔn)。低電阻率油層電阻增大系數(shù)通常小于2，因此以飽含水狀態(tài)巖石電阻率不大于0.5 Ω·m作為第3界定標(biāo)準(zhǔn)。此外，以微孔型儲集層特征為輔助界定標(biāo)準(zhǔn)，利用巖石薄片、壓汞和核磁共振實驗揭示的孔喉結(jié)構(gòu)數(shù)據(jù)進(jìn)行篩選和驗證。利用上述界定標(biāo)準(zhǔn)，將巖電實驗巖樣劃分為潛在低電阻率油層樣品、非低電阻率油層樣品和低孔隙度（φ＜15%）樣品3種類型并據(jù)此進(jìn)行對比分析。

Gyllensten A、Griffiths R等[30,39]認(rèn)為，碳酸鹽巖油藏飽和度計算適用經(jīng)典阿爾奇公式，但低電阻率油層是否適用，其模型參數(shù)與常規(guī)儲集層有何區(qū)別，這是低電阻率油層飽和度解釋的核心。Ayadiuno C B 和Worthington P F認(rèn)為阿爾奇公式用于飽和度計算需要滿足的儲集層條件包括[13,16]：礦物成分單一，儲集層均質(zhì)，黏土礦物、泥質(zhì)或粉砂含量少；儲集層水濕，地層水電解質(zhì)為高鹽量，地層水電阻率低；單一的孔喉系統(tǒng)，粒間孔為主；不含導(dǎo)電礦物或?qū)щ姷V物無影響。

研究區(qū)儲集層礦物成分以方解石為主，基本不含黏土礦物，黃鐵礦含量小于4%，對巖石導(dǎo)電性影響甚微；儲集空間以粒間孔為主，低電阻率油層以粒間微孔為主，孔喉系統(tǒng)單一；低電阻率油層全部水濕，地層水礦化度大于 170 mg/g，地下地層水電阻率約0.013 Ω·m。在圖7所示的模擬成藏的驅(qū)替電阻率實驗中，潛在低電阻率油層樣品與非低電阻率油層樣品、低孔隙度樣品都滿足阿爾奇公式規(guī)律，因此低電阻率油層飽和度計算也適用阿爾奇公式。

計算低電阻率油層含水飽和度的阿爾奇公式為：

其中m、n是最重要的模型參數(shù)。

圖7 電阻增大系數(shù)與含水飽和度關(guān)系圖

4 飽和度解釋模型參數(shù)分析

4.1 膠結(jié)指數(shù)

巖石物理研究及相關(guān)實驗是建立飽和度解釋模型的基礎(chǔ)[44-45]。首先分析飽含水狀態(tài)巖石電阻率（Ro）的影響因素。如圖8所示，Ro與孔隙度相關(guān)性好，且隨其增大而減小，孔隙度大于15%的高孔隙度儲集層Ro小于1 Ω·m，其中潛在低電阻率油層樣品小于0.5 Ω·m（見圖 8a）；高孔隙度儲集層Ro與平均孔喉半徑相關(guān)性好，且隨其增大而增大，其中潛在低電阻率油層樣品的平均孔喉半徑小于 0.7 μm（見圖 8b），推測為導(dǎo)電路徑隨孔喉尺度增大而變復(fù)雜；高孔隙度儲集層Ro與滲透率相關(guān)性好，且隨其增大而增大，其中潛在低電阻率油層樣品的滲透率小于4×10-3μm2（見圖8c）。潤濕性對Ro影響大，高孔隙度油濕巖樣Ro大于 0.5 Ω·m，水濕巖樣Ro則小于0.5 Ω·m。綜上，中東碳酸鹽巖油藏微孔型低電阻率油層發(fā)育必須同時滿足高孔、低滲、小孔喉、水濕等基礎(chǔ)地質(zhì)條件。

圖8 飽含水狀態(tài)巖石電阻率影響因素分析圖

然后分析低電阻率油層m值變化規(guī)律及取值范圍。如圖 9所示，m值與孔隙度相關(guān)性差，高孔隙度儲集層變化大，其中潛在低電阻率油層樣品小于 1.93（見圖9a）；m值與滲透率、平均孔喉相關(guān)性好，隨2者增大而增大，與前述低電阻率油層導(dǎo)電路徑迂曲度低的認(rèn)識一致（見圖9b、圖9c），但當(dāng)滲透率大于1 000×10-3μm2時，儲集層變?yōu)楦邼B條帶，其m值相比反而略低，這與儲集層較好的自由水導(dǎo)電有關(guān)；當(dāng)滲透率小于0.5×10-3μm2時，其m值相比也略有升高，這與喉道太小導(dǎo)致的導(dǎo)電能力減弱有關(guān)。

圖9 膠結(jié)指數(shù)影響因素分析圖

PGs是 Petrophysical Groups的簡寫，是中東地區(qū)針對碳酸鹽巖儲集層開展巖石物理研究的分類方法，它利用毛管壓力曲線和 Thomeer、Baker等提出的方法劃分巖石類型[34]。研究區(qū)共劃分了 6類 PGs，其中 PG1代表大尺度孔喉系統(tǒng)，PG2及往后孔喉尺度逐級變?。ㄒ妶D 9c），低電阻率油層多為 PG4—PG5。

不同潤濕性巖樣中，水濕樣m值明顯偏低，這與其油水分布簡單、導(dǎo)電路徑迂曲度低的認(rèn)識一致。

綜上所述，潛在低電阻率油層樣品m值為1.77～1.93，普遍小于非低電阻率油層樣品（2.00～2.14）和低孔隙度樣品（1.96～2.02），進(jìn)一步證明了微孔型低電阻率油層導(dǎo)電路徑迂曲度低、導(dǎo)電能力強(qiáng)。根據(jù)儲集層類型確定飽和度解釋參數(shù)是常見方法[46]，實際操作中根據(jù)PGs分類取平均值確定m值，研究區(qū)低電阻率油層m值取值1.85，其余儲集層中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。以低電阻率油層為例，若地層水電阻率（Rw）取值0.013 Ω·m、n取值1.9、孔隙度取值0.2、巖石電阻率（Rt）取值0.7 Ω·m，m值分別取下限1.77、平均值1.85和上限1.93時，計算的含水飽和度（Sw）分別為55%，59%，63%，m取平均值時上、下誤差最大約4%，合理可控。

4.2 飽和度指數(shù)

應(yīng)用模擬成藏及開發(fā)過程的驅(qū)替電阻率實驗來分析油水分布對巖石電阻率的影響。圖10為油濕巖樣實驗實例，該實驗包括8個步驟：①飽和礦化度170 518×10-3mg/g的鹽水，模擬原始地層飽含水狀態(tài)，見圖中步驟①；②初次低壓油驅(qū)替，模擬成藏早期，儲集層發(fā)育膜狀束縛水和連通自由水，見圖中步驟①—②；③第1次油驅(qū)水，模擬成藏期，地層水為膜狀束縛水，見圖中步驟②—③；④老化還原潤濕性，部分水膜變成油膜，見圖中步驟③—④；⑤鹽水自吸，模擬開采或破壞初期，見分散連通自由水，見圖中步驟④—⑤；⑥水驅(qū)油，模擬開采或破壞過程，連通自由水逐步發(fā)育，見圖中步驟⑤—⑥；⑦油自吸，模擬二次成藏初期，連通自由水為主，見圖中步驟⑥—⑦；⑧第 2次油驅(qū)水，模擬二次成藏，分散連通自由水為主，見圖中步驟⑦—⑧。

圖10 油濕巖樣驅(qū)替電阻率實驗方法及步驟示意圖（①—⑧為實驗步驟）

該實驗揭示了儲集層在成藏及開采過程中較大的油水分布變化特征，并采用Amott-Harvey指數(shù)及相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)來判定巖樣潤濕性[47]，如圖10a所示，該巖樣水、油自吸指數(shù)分別為0.144，0.443，潤濕性Amott-Harvey指數(shù)為-0.3，判定巖樣為油濕；油濕巖心老化后部分膜狀束縛水消失，油包水成為常態(tài)，水濕巖樣則與此不同，膜狀束縛水長期存在，水包油為常態(tài)。

圖11為兩類巖樣測試結(jié)果，其中圖11a油濕樣為顆?；?guī)r，孔隙度為 20.2%，滲透率為114.0×10-3μm2；圖11b水濕樣品為粒泥灰?guī)r，孔隙度為19.5%，滲透率為1.7×10-3μm2。對比兩圖可以發(fā)現(xiàn)：①飽含鹽水時，水濕樣電阻率達(dá)到了低電阻率油層的標(biāo)準(zhǔn)；②第 1次油驅(qū)水初期，進(jìn)油壓力油濕樣低而水濕樣高；③第 1次油驅(qū)水后，油濕樣束縛水飽和度約 13%、水濕樣品則達(dá) 20%；④老化后二者電阻率都升至最高，但水濕樣品升幅低；⑤水自吸后，含油飽和度降幅油濕樣為6%、水濕樣則為27%；⑥水驅(qū)油后，飽和度二者大致相當(dāng)；⑦油自吸后，含油飽和度增幅油濕樣為 17%，水濕樣則無；⑧第 2次油驅(qū)水結(jié)束后，兩類巖樣飽和度相同。從電阻率變化趨勢看，油濕樣在初次油驅(qū)水時最低、老化后最高、第2次油驅(qū)水則介于二者之間；水濕樣品電阻率趨勢則保持不變，僅在第 2次油驅(qū)水過程中略有降低，說明油濕樣在驅(qū)替過程中油水分布逐步復(fù)雜化，而水濕樣品則由于保持膜狀束縛水而較為穩(wěn)定。

圖11 油濕、水濕巖樣驅(qū)替電阻率實驗結(jié)果圖（①—⑧為實驗步驟）

進(jìn)一步分析該實驗過程中不同巖樣飽和度指數(shù)n的變化規(guī)律（見圖12）：①同一巖樣在實驗過程中油水分布變得復(fù)雜，n值通常會增大，變化最大可達(dá)0.85，說明油水分布影響大；②油濕樣開采階段的n值高于成藏階段，且隨含水飽和度增大而增大，二次成藏階段趨于穩(wěn)定；③水濕樣n值整體變化小，可能與其束縛水膜及油水關(guān)系穩(wěn)定分布有關(guān)；④潛在低電阻率油層樣品與水濕樣品相似，成藏過程中n值相對更低。

圖12 不同類型儲集層在3輪次自吸及驅(qū)替實驗中飽和度指數(shù)特征

飽和度評價以油藏開采前的原始油藏為主，因此以模擬成藏的驅(qū)替電阻率實驗為基礎(chǔ)，分析n值變化規(guī)律。如圖13所示，n值隨孔隙度增大而減小、隨滲透率和孔喉尺度增大及PGs變好而增大，潛在低電阻率油層樣品n值為1.82～2.03，整體低于非低電阻率油層樣品，包含于低孔隙度樣品范圍內(nèi)。同樣采用 PGs分類取平均值方法確定n值，其中潛在低電阻率油層樣品取值1.90，其他儲集層中，PG1、PG2取值2.10，PG3、PG4取值2.00，PG5、PG6取值1.85。以低電阻率油層為例，采用與4.1節(jié)相同的儲集層參數(shù)，m取值1.85，n值分別取值 1.82，1.90，2.03時，計算的Sw分別為57%，59%，61%，n取平均值、上限、下限，計算誤差最大約2%，合理可控。

圖13 飽和度指數(shù)影響因素及低電阻率油層飽和度指數(shù)特征

5 應(yīng)用及效果

通過上述實驗分析，根據(jù)研究區(qū)低電阻率油層的成因機(jī)理、界定標(biāo)準(zhǔn)和形成條件，在單井上定性識別低電阻率油層；然后利用低電阻率油層飽和度解釋技術(shù)，定量計算儲集層飽和度，并用Dean Stark、RST、動態(tài)測試和實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)等對解釋結(jié)果進(jìn)行驗證（見圖 14、圖 15），當(dāng)取得較好應(yīng)用效果后，即可推廣到整個油田甚至其他油區(qū)。

定性識別結(jié)果見圖14中第8道。A井低電阻率油層發(fā)育于2 998.6～3 002.3 m，藻屑漂礫巖相（BF），下部鄰層為鮞粒藻屑顆粒灰?guī)r相（OBG）高滲條帶，避水高度僅1.5 m，但與含水層之間由薄隔層分隔（見圖14a）。B井低電阻率油層發(fā)育于3 033.4～3 034.0 m和3 034.9～3 035.6 m井段，藻屑漂礫巖相，避水高度3.4 m，其與含水層之間儲集層物性變差（見圖14b）。

圖14 研究區(qū)A、B井X層飽和度測井解釋

飽和度定量解釋結(jié)果見圖14中第7道。本文方法解釋的低電阻率油層含油飽和度為 30%～50%，比常規(guī)方法解釋結(jié)果約高 15%，與前述實際生產(chǎn)揭示的束縛水飽和度基本一致[28]，考慮到低電阻率油層油柱高度小、儲集層受微孔隙控制，分析認(rèn)為計算結(jié)果較為合理。

Dean Stark數(shù)據(jù)驗證。B井測有Dean Stark飽和度數(shù)據(jù)，但因數(shù)據(jù)收集問題缺乏含油飽和度數(shù)據(jù)。從圖14b第7道可以看出，測井計算的含水飽和度與實驗分析的含水飽和度（淺藍(lán)色桿狀圖）變化趨勢一致，但測井計算值明顯偏高，這與實驗數(shù)據(jù)存在一定的測量損失（通常Sw+So＜100%）有關(guān)。低電阻率油層段新方法計算的含油飽和度高于常規(guī)方法計算結(jié)果，與實驗數(shù)據(jù)差異縮小到 15%以內(nèi)，解釋效果得以改善。

RST數(shù)據(jù)驗證。A井有兩次RST測井，由于受井眼條件和流體影響，兩次測試出現(xiàn)較大差異（見圖14a第7道）。在低電阻率油層上半部，常規(guī)技術(shù)解釋結(jié)果更接近第2次RST，新方法解釋結(jié)果則介于兩次RST之間；在低電阻率油層下半部，兩次RST都顯示較低的含油飽和度，常規(guī)方法解釋結(jié)果與RST相當(dāng)，新方法解釋的含油飽和度則顯著高于測試結(jié)果，對比該層上、下段電性特征及油水關(guān)系，認(rèn)為新方法解釋結(jié)果相對更合理。

試油數(shù)據(jù)驗證。A井于2003年4月射開低電阻率油層及下部高滲條帶（見圖14a第10道），用127 mm油嘴自噴試油，井底流體壓力為33.3 MPa，日產(chǎn)原油717 t，不含水，證實該段電阻率較低，僅0.4～0.7 Ω·m，但不是含水層。B井該段未射孔，但根據(jù)油藏、鄰井資料及該井自身縱向油水關(guān)系，證實3 033.4～3 034.0 m和 3 034.9～3 035.6 m 兩段低電阻率儲集層并非含水層。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)驗證。A井生產(chǎn)曲線如圖15所示，該井2006年投產(chǎn)后日產(chǎn)原油272 t，不產(chǎn)水，2008年開始產(chǎn)水。分析認(rèn)為原油高產(chǎn)及后期產(chǎn)水都與高滲條帶有關(guān)，因此 2012年封掉高滲條帶并射開下部 3 004.0～3 007.5 m井段（見圖14a第12道），測試初期日產(chǎn)液180 m3，含水率10%，穩(wěn)定生產(chǎn)至2013年，含水率上升到40%～50%，原油產(chǎn)量降至68 t/d，進(jìn)一步證實下部射孔段為含水層，上部射孔段為低電阻率油層。

新方法在研究區(qū)推廣應(yīng)用，經(jīng)過15口井試油測試和生產(chǎn)驗證，符合率超過 90%，進(jìn)一步驗證了該方法的可行性，研究成果為研究區(qū)低電阻率油層定量評價和規(guī)模有效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

圖15 研究區(qū)A井生產(chǎn)曲線

6 結(jié)論

與砂泥巖低電阻率油層不同，中東地區(qū)白堊系碳酸鹽巖低電阻率油層發(fā)育于中—低能沉積環(huán)境，儲集空間受微細(xì)孔喉控制，導(dǎo)電路徑受束縛水膜影響，導(dǎo)電路徑迂曲度低于中—大孔型儲集層，相同飽和度條件下電阻率低，屬于典型的微孔型低電阻率油層。

研究區(qū)低電阻率油層電阻率為0.4～0.7 Ω·m，僅為常規(guī)油層的1/3～1/2，與水層相當(dāng)甚至略低，測井對比度低。其形成條件及識別標(biāo)準(zhǔn)包括高孔隙度（大于15%）、低滲透率（小于 4×10-3μm2）、低孔喉半徑（小于0.7 μm）、儲集層水濕、地層水高礦化度。

中東海相碳酸鹽巖微孔型低電阻率油層飽和度解釋適用阿爾奇公式，但其m、n值整體小于常規(guī)儲集層。研究區(qū)低電阻率油層m值范圍為 1.77～1.93，受孔隙結(jié)構(gòu)及導(dǎo)電路徑迂曲度控制，開采過程中變化?。籲值范圍為1.82～2.03，受油水分布影響，開采過程中變化大。與低電阻率油層相比，常規(guī)儲集層在原油開采過程中受油水分布影響更大，特別是油濕儲集層。因此，實際操作中，低電阻率油層的m、n分別取平均值1.85，1.90，其他儲集層則根據(jù)PGs分類取平均值，計算誤差最高約4%，合理可控。

新方法計算的研究區(qū)低電阻率油層含油飽和度為30%～50%，比常規(guī)方法高約15%，經(jīng)Dean Stark、RST、試油和生產(chǎn)驗證合理。在研究區(qū)全區(qū)推廣應(yīng)用，15口井解釋符合率超過90%。

符號注釋：

a——與巖性有關(guān)的巖性系數(shù)，無因次；b——與巖性有關(guān)的常數(shù)，無因次；F——地層因素，無因次；GR——自然伽馬，API；m——膠結(jié)指數(shù)，無因次；n——飽和度指數(shù)，無因次；R——相關(guān)系數(shù)，無因次；RLLD——深側(cè)向電阻率，Ω·m；RLLS——淺側(cè)向電阻率，Ω·m；Ro——飽含水狀態(tài)巖石電阻率，Ω·m；Rt——含油巖石電阻率，Ω·m；Rw——地層水電阻率，Ω·m；So——含油飽和度，%；Sw——含水飽和度，%；SwLRP——考慮低電阻率油層計算的含水飽和度，%；SwRST1——第1次RST計算的含水飽和度，%；SwRST2——第2次RST計算的含水飽和度，%；φ——孔隙度，%；φCNL——中子孔隙度，%；ρ——密度，g/cm3；τ——導(dǎo)電路徑迂曲度，無因次。