摘要：低渗透岩性油气藏发育的黏土膜吸附原油造成了储层亲油，电阻率异常高，高阻油水层、水层的存在给储层流体性质识别带来了很大挑战.为了明确不同润湿性储层的电阻率响应特征以及微观导电机理，本文选取了鄂尔多斯盆地西部三叠系延长组长8段的岩心，模拟了油驱水、老化和水驱油过程，并测量了岩心薄片洗油后的接触角.实验结果表明，洗油后异常高阻岩心已表现为不完全亲水，然而，其测量的胶结指数m与正常电阻率岩心相差很小.油驱水至束缚水时，正常电阻率岩心的电阻增大率Ir与含水饱和度Sw的关系在双对数坐标下基本表现为直线的关系，而异常高阻岩心则表现为明显的凸曲线特征.且老化过程前后，异常高阻岩心的电阻率基本不变.结合对异常高阻岩心不同状态下的核磁共振T2谱的分析，表明在油驱水过程中，岩石的润湿性已经向亲油方向发生转变，老化过程对润湿性的改变影响很小.水驱油至残余油时，异常高阻岩心的Ir-Sw曲线表现为近似直线特征，反映出水驱油过程中岩石的导电结构并未发生改变.基于实验结果的分析与讨论，明确了一种适用于低渗透复杂润湿性储层的成藏模式及其导电机理，说明了高阻水层主要是亲油润湿性条件下的连续导电路径遭到破坏造成的.
关键词：电阻率实验; 成藏模式; 导电机理; 润湿性; 低渗透
1 引言
润湿性是流体附着固体的性质，决定着原始油藏流体在岩石孔隙空间中的微观分布，对储层电性特征有很大的影响(Anderson, 1986a; Tiab and Donaldson, 1996).Archie公式表明电阻率参数是储层含油性评价的重要参数(Archie, 1942)，因此，研究润湿性对岩石电阻率以及导电机理的影响具有重要意义.
润湿性对岩石电阻率影响的研究起始于二十世纪五、六十年代，早期的研究主要以物理实验为基础，研究人员的焦点多集中于饱和度指数n值随润湿性改变的变化.Sweeney和Jennings(1960)通过实验研究得到了油润湿岩心的n值远大于水润湿岩心，这种定性关系主要反映在Sw较低时.1989年，Donaldson和Slddiqul通过对Berea砂岩和Elgin砂岩的实验研究，发现了n值与岩石的润湿性呈线性相关性，并将上述关系定量化.在同一时期，很多研究人员对于n值的研究也得到了相似的实验结论(Morgan and Pirson, 1964; Mungan and Moore, 1968; Anderson, 1986b; Sondenaa et al., 1991; 毛志强等, 1997; 高楚桥等, 1998).
饱和度指数n值与润湿性固然有较好的关系，但是，测量得到的n值只能反映岩石在饱含油状态下的电性特征，只有弄清了岩石的导电机理，才能明白成藏过程中每一时刻岩石的电性特征所发生的变化，因此，理解岩石电阻率的变化过程以及导电机理显得异常重要.在Archie公式提出之时，主要针对纯砂岩或泥质含量很低的砂岩，Ir-Sw曲线在双对数坐标下表现为直线.随着复杂储层的出现，实验测量得到的Ir-Sw曲线在双对数坐标下表现出多样化，在油驱水时，主要表现为凹曲线和凸曲线两种(Mungan and Moore, 1968; Rasmus, 1986; 毛志强和章成广, 1995; Stalheim et al., 1999; 刘堂宴等, 2003; Kumar et al., 2010; 欧阳健等, 2009).其中，前者表示随着Sw的降低，n值逐渐升高，产生的原因主要是亲油润湿性；后者表示随着Sw的降低，n值逐渐降低，产生的原因主要包括黏土矿物、导电矿物、微孔隙和矿物表面粗糙等(Stalheim et al., 1999).在水驱油的过程中，Ir-Sw曲线在双对数坐标下主要表现为“U”型、“S”型以及一种“先陡后缓”的两段式(范宜仁等, 1998; 杨春梅等, 2005).
鄂尔多斯盆地西部三叠系延长组长8段(深度大于2000 m)发育着典型的低渗透岩性油藏.在成岩和成藏过程中复杂的水岩作用下，大量的绿泥石不仅以胶结物的形式充填于孔隙，还以薄膜的形式附着在岩石颗粒的表面，形成了厚度不一的绿泥石膜.当原油充注进入储层时，吸附于富含铁的绿泥石膜表面，形成油膜，使得岩石表现为亲油润湿性(Trantham and Clampitt, 1977; Zhang et al., 2000).如图1所示，图中矿物边缘发出的强荧光，即是上述油膜所表现出的特征.因此，实际测井资料中高阻油水层、水层大量出现(冯程等, 2015).为了明确亲油润湿性影响下储层的成藏模式和导电机理，本文选取了典型岩心，进行了润湿接触角、油驱水、老化和水驱油实验.并对得到的润湿接触角和电阻率等实验数据进行了详细地分析与讨论，明确了研究区的成藏模式及其导电机理及高阻水层产生的根本原因，这对于低渗透复杂润湿性储层微观导电机理的认识、油水层识别以及水淹层评价等具有理论指导意义.
图1 研究区长8段岩心荧光薄片图
Fig.1 Fluorescence photomicrograph of a core sample from Chang 8 formation in the study area
2 实验样品、方法和流程
现今的认识表明，所有的储层最初形成时都被认为表现亲水润湿性，当储层转变为亲油润湿后，其电阻率与相似条件下的亲水储层相比会变得异常高(Tiab and Donaldson, 1996)，并且，核磁共振T2分布不能反映孔隙结构(王克文和李宁, 2009; Ge et al., 2016).从上述观点出发，本文共选取了典型的异常高阻和正常电阻率岩心进行实验，并将部分岩心切取薄片，测量润湿接触角.所有岩心都是砂岩，胶结良好，无微裂缝.岩心的直径和长度分别为2.5 cm和4 cm左右，孔隙度主要分布于3.85%～19%之间，而渗透率则是位于(0.03～20.4)×10-3μm2之间，大部分岩心渗透率在1×10-3μm2以下.实验用油为地层原油和航空煤油按照一定比例的混合物(轻质油)，混合油黏度与地下原油的实际黏度相当.为了避免地层水矿化度的差异对实验结果以及结论造成影响，实验用水全部使用配制的30 g/L的NaCl溶液，该矿化度为研究区地层水的平均矿化度.
本次实验主要测量了不同润湿性、含水饱和度状态下的电阻率，得到了岩心的地层因素F与孔隙度POR的关系、油驱水至束缚水和水驱油至残余油状态下的Ir-Sw曲线，并监控了老化过程中电阻率的变化，岩心薄片用于测量洗油后的润湿接触角.实验中，采用溶剂抽提法进行洗油，根据行业标准(SY/T 5385-2007)(王存田等，2008)，利用荧光照射浸过岩心的溶剂，确定荧光等级小于三级.同时，间隔一段时间重复测量低渗透岩心的渗透率和孔隙度，当两者的数值和一致性变化关系基本不变时，认为洗油过程完成，这样能够基本消除由于洗油不充分造成的实验误差.油驱水和水驱油过程采用半渗透隔板法测量，电阻率由四极法测量得到.润湿接触角利用德国制造的实验仪器EASYDROP DSA20测量，测量中使用的固体和两相流体分别为岩石、空气和水.老化过程中的温度和压力分别为70 ℃和25 MPa，老化时间均超过30天.具体的实验流程如图2所示.
图2 实验流程图
Fig.2 The experimental flow chart
3 实验结果
基于上述实验材料及流程，岩心薄片洗油后的润湿接触角测量结果如图3所示.其中，异常高阻岩心洗油后测量的润湿接触角基本分布在55°～70°之间，正常电阻率岩心则分布在40°左右.按照Anderson(1986)提出的润湿性分类标准，正常电阻率岩心洗油后表现出明显的亲水润湿性，而异常高阻岩心洗油后则处于亲水润湿和中性润湿的分界部分.
图4为岩心F与φ的关系，通过回归得到的胶结指数m分别为1.79和1.73，两者差别很小.图5中展示了4块典型岩心洗油后油驱水过程Ir-Sw曲线实验测量结果，如图所示，岩心A1和A2为选取的异常高阻岩心，其油驱水过程Ir-Sw曲线在双对数坐标下为明显的凸曲线特征，岩心A3和A4为正常电阻率岩心，其油驱水过程Ir-Sw曲线在双对数坐标下基本表现为直线特征，这4块岩心所对应的φ、渗透率PERM和束缚水饱和度Swi如表1所示.图6为异常高阻岩心老化前后电阻率的对比情况，图中可以看出老化前后异常高阻岩心的电阻率基本不变.图7展示了异常高阻岩心A1、A2洗油后油驱水和水驱油过程中Ir-Sw曲线，其中，水驱油过程中的Ir-Sw曲线表现为近似直线特征，由于现有的文献对正常电阻率岩心水驱油的Ir-Sw曲线的认识已经比较清楚(范宜仁等, 1998; 杨春梅等, 2005)，故本文不再讨论正常电阻率岩心水驱油过程的Ir-Sw曲线变化特征.
图3 洗油后岩心薄片润湿接触角实验结果
Fig.3 Experimental results of contact angle after washing oil
图4 岩心地层因素F与孔隙度φ的关系圆形和三角形分别表示异常高阻和正常电阻率岩心的测量结果，实线为异常高阻岩心实验数据的幂函数回归关系，虚线为正常电阻率岩心的幂函数关系.
Fig.4 The relationship of formation factor and porosity
表1 岩心孔隙度、渗透率和束缚水饱和度
Table 1 Porosity, permeability and irreducible water saturation of cores
图5 油驱水过程Ir-Sw曲线实验结果
Fig.5 Experimental results of Ir-Sw curve in oil displacing water process
图6 异常高阻岩心老化前后电阻率对比
Fig.6 Resistivity contrast of abnormally high resistivity cores before and after aging
图7 异常高阻岩心A1和A2的油驱水和水驱油过程Ir-Sw曲线实验结果
Fig.7 Abnormally high resistivity core experimental results of Ir-Sw curve in oil displacing water process and water displacing oil process
4 分析与讨论
4.1 异常高阻岩心洗油后并不完全亲水
前人的研究成果表明，岩心在经历洗油和洗盐过程后，其润湿性会发生改变(Anderson, 1986; Zhang et al., 2000).然而，这并不意味着洗油后岩心一定完全亲水.为了能够更好地清洗岩心中的原油，本次实验的岩心均经过了两次长时间的有机溶剂洗油，洗油后测量得到的润湿接触角如图3所示，按照Anderson(1986)提出的润湿性分类标准，正常电阻率岩心洗油后表现出明显的水润湿性，而异常高阻岩心则处于水润湿和中性润湿的分界部分.这说明研究区的亲油润湿岩心洗油后并不会完全亲水，故认为此时部分油膜已经成为一种岩石的结构组分，无法被完全清洗干净.
4.2 油驱水及老化过程
岩心电阻率的分析以Archie公式(Archie, 1942)为基础，式(1)为Archie公式常见的一种变形式：
(1)
式中，a和b为地区系数；m为胶结指数；n为饱和度指数；φ为孔隙度；Sw为含水饱和度；Rw为地层水电阻率；Rt为原状地层电阻率.
在洗油后完全饱和实验用水状态下，异常高阻岩心和正常电阻率岩心测量得到的胶结指数m分别为1.79和1.73，两者差别很小(图4).表明异常高阻岩心在100%含水状态下测量得到的电阻率与正常电阻率岩心相当，虽然异常高阻岩心洗油后测量的润湿接触角显示其比正常电阻率岩心更偏向中性润湿，但是这并未对岩心的导电通道以及测量的电阻率造成影响.
将式(1)两端同时取10的对数，可以得到：
lg(Ir)=-n lg(Sw)+lg(a×b)-m lg(φ),
(2)
式中，对于相似储层而言，a、b和m都近似为固定值，当已知孔隙度φ时，电阻增大率Ir与含水饱和度Sw在双对数坐标下应表现为线性相关性.
图8 油驱水实验Ir-Sw曲线分析
Fig.8 The analysis of Ir-Sw curves in oil displacing water process
如图8所示，图中正常电阻率岩心A3和A4洗油后测量的Ir-Sw曲线在双对数坐标下基本为直线，尤其是在Sw大于55%时，计算的n值为1.78(图5)，符合Archie公式以及研究区亲水储层的n值特征.然而，异常高阻岩心A1和A2的Ir-Sw曲线在双对数坐标下则表现出明显的凸曲线特征，并且，这与前人研究中出现的凸曲线特征并不相同.前人研究成果中的凸曲线特征主要表现为在高含水饱和度时，油驱替大孔隙中的水，Ir-Sw曲线主要为直线，n值近似等于亲水砂岩的n值，如图8中线段Ι所示；当驱替压力较大，油驱替小孔隙中的水时，由于黏土矿物、导电矿物和微孔隙等影响，Ir随着Sw的减小，增加的幅度减小，从而使得Ir-Sw曲线表现为凸曲线特征(Stalheim et al., 1999).本次实验中A1和A2岩心油驱水过程中的Ir-Sw曲线的凸曲线特征主要包括以下两个阶段：阶段一如图8中线段II所示，岩心油驱水过程的初始阶段，Ir随着Sw的减小骤增，n值明显大于正常电阻率岩心，且Ir-Sw曲线呈现明显弯曲状.当Sw降低到一定程度(Sw<Sw1)以后，随着Sw的降低，Ir的增加幅度明显减小，如图8中线段III所示.而且，此时的Ir随着Sw降低而增加的幅度与正常电阻率岩心初始驱替阶段相近(线段I)，呈近似直线特征.同时，对比表1中4块岩心的基本参数可知，利用孔隙度、渗透率计算的综合物性指数以及束缚水饱和度相对稳定，说明常见的电性影响因素(岩性、物性、孔隙结构等)不是造成这种异常现象的主要原因.
上述油驱水过程Ir-Sw凸曲线特征表明：在油驱水的过程中，油膜已经形成，岩石的润湿性已经向亲油方向发生转变.对于A1和A2岩心，线段II表示油驱水初期，岩心润湿性已经向亲油的方向转变，此时Ir的异常增大，不仅仅由Sw的降低造成，还有润湿性向亲油方向转变带来的影响，并且，后者的贡献更大.当Sw降低至小于Sw1后，Ir随着Sw变化的幅度(线段III)与正常电阻率岩心的幅度(线段I)相近，表现为直线特征，说明此时Ir的增大主要受到Sw减少的影响，润湿性向亲油方向的转变带来的影响已经不再明显，对Ir增加的贡献也很小.通过上述分析还可知，A1和A2岩心油驱水过程中的Ir-Sw曲线表现弯曲的主要原因是润湿性的不均匀变化造成.油驱水开始时，进入岩心的油很大程度上都用于形成油膜.随着油膜的逐渐形成，后续进去的油开始一方面形成油膜，另一方面聚集在孔隙空间中.再后来，当Sw降低至小于Sw1后，驱替进入岩心的原油基本充填于孔隙空间中，而几乎不再吸附于孔隙表面.并且，上述过程呈现连续变化，使得Ir-Sw曲线表现出弯曲特征.
图6中显示，老化前后异常高阻岩心测量得到的电阻率基本不变，这表明老化前后异常高阻岩心的润湿性基本没有发生变化.
图9 油、水的体积弛豫T2谱
Fig.9 Volume relaxation time of oil and water
图10 异常高阻岩心A1不同状态下的核磁T2谱
Fig.10 NMR T2 spectra of abnormally high resistivity core A1 under different conditions
为了进一步验证上述通过油驱水过程中的Ir-Sw曲线得出的结论，对异常高阻岩心A1不同状态下的核磁T2谱进行分析(Xiao et al., 2012; Ge et al., 2015).如图9，10所示，该谱均由英国牛津仪器公司生产的MARAN DRX2核磁实验仪测量，等待时间为6 s，回波间隔为0.2 ms.实验过程中，洗油、洗盐以后，先饱和水，再离心，然后重新饱和水，接着进行油驱水以及后续实验过程.饱和水过程中，对比液测孔隙度和氦孔隙度，当两者基本一致时，认为饱和完全.下面对上述实验结果进行分析和讨论.
Looyestijn和Hofman(2006)认为，均匀磁场中，岩石水相的核磁T2信号可以表示为
(3)
式中，T2为横向弛豫时间(ms)；T2b,w为水的体积弛豫时间(ms)；ρw为水相表面弛豫强度(μm·ms-1)；Aw为表现为亲水润湿性的孔隙表面积(μm2)；V为孔隙体积(μm3)；Sw为含水饱和度.
首先，通过图10中油驱水至束缚水(未老化、老化后)状态下的核磁T2谱对比可知，两者基本相同，验证了老化过程中岩石的润湿性几乎没有改变.对比图10中100%含水和水驱油至残余油状态下的T2谱，两种情况下，对应的大孔隙中都是完全含水，这部分孔隙所对应的T2时间应该通过式(3)来计算，式中，T2b,w不变，ρw不变，V×Sw基本不变.然而，从图10中明显看出，水驱油至残余油以后，T2时间明显变大，这表明，油驱水以及后续老化过程中，Aw减小，换言之，亲水润湿性的孔隙表面积减小，即对应的孔隙向亲油方向转变了.然而，上述分析说明老化过程中岩石的润湿性几乎没有改变，故润湿性向亲油方向的转变主要发生在油驱水过程中.
结合电阻率和核磁T2谱的分析认为，异常高阻岩心在洗油后油驱水过程中已经形成阻碍导电的油膜，润湿性已经向亲油方向发生转变，老化过程对其润湿性改变的作用很小.
4.3 水驱油过程
为了突出润湿性对导电机理的影响，本次实验油驱水以及水驱油过程中采用配制水完全相同，因此，在分析的过程中可以忽略驱替水矿化度对岩心电阻率造成的影响.杨春梅等(2005)采用与岩心中矿化度相同的水驱替饱含油的岩心，在亲油储层中，得到的水驱油Ir-Sw曲线是一种“陡降—缓降”的两段式.即在水驱油初期，随着含水饱和度的增加，岩心电阻率迅速降低，当含水饱和度达到某一特征值后，电阻增大率的降低趋势变缓，直至不再发生明显降低.然而，本次实验得到的结果却明显不同，如图7所示，异常高阻岩心 A1和A2水驱油过程测量的Ir-Sw曲线表现出直线的特征.为了弄清这种异常的Ir-Sw曲线特征，本文以A1岩心为例进行分析与讨论(图11).前述分析表明，在油驱水过程中，A1岩心的润湿性已经向亲油方向发生变化，并且老化过程对润湿性的改变很小，因此，此时的岩心已不再表现完全亲水特征了.水驱油过程中A1岩心的Ir-Sw曲线如线段“IV”所示，其表示Ir随着Sw的升高，其降低的幅度小于油驱水过程中线段“III”增大的部分，这说明岩心油驱水时期形成的导电结构并未发生明显变化，水驱油过程中A1岩心Ir降低的主要原因来自于Sw的升高.当到达残余油饱和度Sor时，虽然含水饱和度已经较高，此时的残余油主要以油膜的形式赋存，连续的导电通道并未明显增加，因此，本次实验中异常高阻岩心的水驱油过程Ir-Sw曲线表现为直线特征，并未出现杨春梅(2005)所描述的两段式.
图11 水驱油实验Ir-Sw曲线分析
Fig.11 The analysis of Ir-Sw curves in water displacing oil process
5 一种适用的成藏模式及其导电机理
基于上述实验分析与讨论，在假设地层水矿化度不变的前提下，本文明确了一种适用于低渗透复杂润湿性储层的成藏模式及其导电机理.
对于完全亲水的低渗透储层，其成藏模式与前人的研究成果相似(杨春梅等，2005).在油驱水以及水驱油的各个时刻，储层始终保持着连续的导电通道，如图12a所示.
对于研究区现今处于非亲水润湿性的储层而言，其经历成藏过程之前，饱含水时的岩石截面图如图12b所示.此时储层中100%含水，具备连续的导电通道，电性特征与相同条件下亲水储层一致，因此，异常高阻和正常电阻率岩心洗油后测量得到的m几乎相等(图4).当成藏作用发生时，原油在驱替压力和毛管力的双重作用下，先易后难地驱替地层的原生水(假设原油从右至左进入储层，下同)，如图12c所示.由于成岩过程中形成了附着在岩石颗粒表面的绿泥石膜，当原油接触富含铁的绿泥石膜时，原油便吸附在其表面，当喉道两端的油膜相互连接时，就会造成喉道发生堵塞，此时，通过喉道连接的导电通道便发生中断，连续的导电通道只能通过其他孔道进行串接，如图12c中箭头所示的方向.这导致储层中导电路径明显增大以及连续的导电通道减少，伴随着Sw的减小和连续导电通道遭到破坏的两个因素，势必造成储层的电阻率快速增加.随着成藏过程继续进行，原油逐渐接触更难进入的孔道，此时，富含铁的绿泥石膜吸附的原油更容易堵塞该喉道，从而出现图12d中的情况，即当成藏作用进行一段时间后，储层中原油充注过的大小孔隙已经被相互连接的油膜分隔，相互之间不再连通，至此，储层中连通的导电通道大大减少，其导电能力迅速降低.而此时的储层，虽然含油饱和度并不高，甚至孔隙中有可能并未存在可以自由流动的油，但是，储层的电阻率却显得异常高，这就是储层中连续的导电通道遭到破坏造成的.当成藏动力足够大，成藏过程继续进行时，原油开始充填于大孔隙以及部分小孔隙，如图12e所示，此时发生变化的仅仅是孔隙空间中的含水饱和度，因此，储层的电阻率的增长速度将明显减缓.
图12 油驱水及水驱油过程岩石油水分布截面图 (a) 亲水岩石完全含油状态； (b) 亲油岩石100%含水状态； (c) 亲油岩石油驱水过程Ir-Sw曲线阶段II； (d) 亲油岩石油驱水过程 Ir-Sw曲线到达拐点Sw1的状态； (e) 亲油岩石油驱水过程Ir-Sw曲线阶段III； (f) 亲油岩石水驱油过程Ir-Sw曲线阶段IV.
Fig.12 The cross-sectional views of oil and water distribution in rocks (a) Represents water-wet rocks under irreducible water saturation condition; (b) Represents oil-wet rocks under fully brine- saturated condition; (c) and (d) Represent oil-wet rocks in oil displacing water process; (e) Represents oil-wet rocks under irreducible water saturation condition; (f) Represents oil-wet rocks under residual oil condition.
在水驱油过程中，孔隙中处于自由流动状态的油会逐渐被地层水所替代，然而，当这部分油减少至一定程度时，孔隙及喉道表面用于阻隔导电通道的油膜却并未遭到破坏，储层始终保持原油充注最饱满时期的导电结构，新连通的导电通道很难形成，直至储层被地层水驱替至仅剩残余油的状态，如图12f所示.因此，水驱油过程中，Ir的降低主要受控于Sw的增加，此时的导电结构并未发生明显变化.
基于上述的成藏模式及导电机理，现今低渗透复杂润湿性储层中存在的诸多电性特征异常的现象可以得到很好地解释.选取最典型的高阻水层作为分析实例，通过上述的导电机理进行解释.当储层曾经发生过原油充注的过程中，在成藏过程中到达图12d的状态后，由于其他原因，成藏动力不足，原油停止充注，但此时已形成阻碍导电通道的油膜，即可能形成高阻油水层和水层.另一种可能性更大的情况是：在成藏过程中，储层充注饱满，然而后来又遭到破坏，原油逸散时，油膜并没有遭到破坏，因此，其很可能出现喉道被相互连接的油膜阻塞，如图12f所示.导致其虽然Sw很高，但是连续的导电通道却很少，表现为高阻水层.而正常的油层，如图12a所示，虽然含水饱和度低，但其储层内部却存在大量连续的导电通道，同时，低渗透储层中即使纯油层的含油饱和度也不会太高，油的电阻率信号不够强.因此，从定性的角度讲，在低渗透复杂润湿性储层中，高阻水层的电阻率完全可以高于油层的电阻率，这对于低渗透复杂润湿性储层微观导电机理的认识、油水层识别以及水淹层评价等具有重要意义.
6 结论
本文通过对低渗透复杂润湿性储层油驱水、老化和水驱油过程中测量的电阻率及润湿接触角实验数据进行了详细的分析和讨论，明确了复杂润湿性储层的电阻率响应特征以及微观导电机理.洗油后，异常高阻岩心仍然不完全亲水，但此时的润湿性差异并未对电阻率造成影响，正常电阻率岩心和异常高阻岩心测量得到的m几乎相等.在油驱水过程中，正常电阻率岩心和异常高阻岩心的Ir-Sw曲线分别表现为直线和凸曲线，并且，老化前后，异常高阻岩心的电阻率基本不变.同时，结合异常高阻岩心不同状态下的核磁T2谱分析，反映出油驱水过程初期，岩石的润湿性已经发生改变，Ir的异常增大主要受控于润湿性的改变，当Sw到达一定程度后，润湿性变化很小，Ir随着Sw的降低而缓慢增大，老化过程对润湿性的改变影响很小.在水驱油过程中，异常高阻岩心的Ir-Sw曲线表现为近似直线特征，反映出Ir主要受控于Sw的增大而降低，而油驱水过程中形成的油膜和遭到破坏的连续导电通道并未得到有效恢复.根据上述分析和讨论，明确了适用于低渗透复杂润湿性岩性油藏的成藏模式及其导电机理，其很好地解释了高阻水层主要是亲油润湿性条件下储层的连续导电路径遭到破坏造成的.本文的研究及实验对于低渗透复杂润湿性储层微观导电机理的认识、油水层识别以及水淹层评价等具有重要意义.
