红台构造带位于吐哈盆地台北凹陷东部，其所处的小草湖洼陷是台北凹陷的三个主要生烃洼陷之一，为一独立的含油气单元；鄯善弧形带位于吐哈盆地台北凹陷中部，为一复式油气聚集带，区带内包括丘陵构造带和温米构造带。目前两个区块发现的低含油饱和度油藏都分布在西山窑组，红台构造带主要分布在上砂组(X1-X3)，温吉桑构造带主要分布在下砂组(X3-X5) (图2)。两个构造带的主力砂体均为辫状河三角洲前缘水下分流河道和河口坝的沉积砂体，单层厚度一般为8.0 m~30.0 m，不同期次、不同沉积相带的砂体发育，常反复叠置构成巨厚层。储层岩石类型主要以细粒、粗粒长石岩屑砂岩为主，其次为岩屑长石砂岩、岩屑砂岩，压实作用强烈，岩石成分成熟度及结构成熟度低，为近源沉积。

图2. 鄯善弧形带-红台构造带地层对比图

红台构造带西山窑组储层整体比较致密，西山窑组孔隙度一般在6%~11%之间，渗透率在0.18 × 10⁻³μm²~6.23 × 10⁻³μm²。孔喉半径一般小于0.05 μm，储集空间类型主要为剩余粒间孔、溶蚀粒内孔。孔喉结构具有双峰特征，以微细孔喉为主，局部存在大孔喉，大量微细孔喉发育，造成了束缚水含量高。温吉桑构造带储层孔隙度平均10.3%，渗透率平均1.86 × 10⁻³μm²，少量发育构造缝，二者均属于低孔低渗储层。

红台、温吉桑构造带西山窑组原油密度分布在0.78 g/cm³~0.81 g/cm³、粘度2.5 mPa.s~5.5 mPa.s、凝固点小于25℃，属中–低密度、低粘度、中等凝固点的轻质原油。

红台构造带目的层段地层水水型为NaHCO₃型，总矿化度8946 mg/l~15,577 mg/l，平均11,444 mg/l。温吉桑构造带不同区块、不同砂层组间地层水的水型和水性变化较大，既有NaHCO₃型、又有CaCl₂型，总矿化度变化也较大，最低14,295 mg/l，最高57,400 mg/l，地层水的变化与该区油藏的形成与调整有关。

通过对岩心分析孔渗特征、压汞曲线及核磁共振资料分析，将储层基本分为三类。其中一类储层孔隙度大于10.0%，渗透率大于0.5 × 10⁻³μm²，排驱压力小于0.5 MPa，常规试油一般低产，体积压裂可获工业产能，水平井及体积压裂可获高产。二类储层孔隙度分布在8.0～10%之间，渗透率在0.2~0.5 × 10⁻³μm²之间，排驱压力在0.5~1 MPa之间, 常规试油一般无产能，水平井及体积压裂可获工业产能；三类储层孔隙度6.0%~8.0%，渗透率小于0.1~0.2 × 10⁻³μm²，排驱压力1.0 MPa~3.0 MPa，目前技术条件下，一般仅获低产。

以岩石物理实验为基础，建立低饱和度油藏的孔隙度与渗透率模型。精确确定核磁共振测井T2起算值与截止值，而不是沿用以往在常规砂岩储层中33 ms的经验截止值，为精确求取总孔隙度及可动流体孔隙度奠定了基础。

红台304和红台219井进行了密闭取心(表1)，岩心分析含水饱和度基本能代表储层的地下情况，不考虑挥发的因素，由此计算的含油饱和度等同为油层的原始含油饱和度 [ 12 ] 。从表中看出密闭取心分析含水饱和度45%~60% (含油饱和度40%~55%)；共存水(束缚水 + 自由水)含量高，油气水三相共存。

表1. 红台304井密闭取心含油饱和度统计表

此外，红台2301、红台304等井目的层段油水相对渗透率曲线显示，等渗点处的含水饱和度高达53.0%~63.0%，平均为58%。通过这两种资料得到的含水饱和度范围基本一致，说明该类油藏符合低含油饱和度油藏的特点。

应用阿尔奇公式 [ 13 ] [ 14 ] [ 15 ] 和岩电参数可以计算储层的含水饱和度(公式4)，但由于红台、温吉桑构造带不同区块和砂层组地层水矿化度变化较大，应用固定的地层水电阻率值计算饱和度值误差较大，应用变地层水电阻率的方法才能体现不同区块、不同层系地层水对电阻率的影响，是解决问题的关键。

S o = 1 − [ a b R R t * φ m ] 1 n (4)

其中：S_o——地层原始含油饱和度，f；R_t——地层电阻率，Ω∙m；R_w——地层水电阻率，Ω∙m；Φ——平均有效孔隙度，f；a、b——与岩性有关的系数；m——孔隙结构指数；n——饱和度指数。

通过多种方法的对比，本区利用测井信息计算连续深度的地层水电阻率值(静自然电位法——公式5、泥岩电阻率法——公式6) [ 16 ] [ 17 ] ，反映了不同油组电性的变化特征，减小了地层水电阻率的误差，提高了饱和度计算的精度。

根据 S S P = − k lg R m f R w ，用自然电位测井计算地层水电阻率的公式为：

R w = R m f ⋅ 10 S P − S P 基 线 k (5)

式中： k = 70.7 ( 273 + T ) 298 ，

其中： R m f ：泥浆滤液电阻率，Ω∙m；SP：自然电位曲线，mV； S P 基 线 ：纯泥岩段自然电位值，mV；T：地层温度，℃。

根据泥岩电阻率法计算地层水电阻率的公式为：

R w = R 泥 e 0.023 A C 泥 41446 (6)

其中： R 泥 ：临近泥岩电阻率，Ω·m； A C 泥 ：临近泥岩声波时差，μs/m。

通过红台304井系统取心井岩心分析的刻度与对比，说明针对研究区建立的经验公式和核磁共振等不同方法计算的孔、渗、饱等参数与岩心分析值吻合性较好(图4)，建立的经验模型和处理参数能够准确的计算饱和度、评价有效储层，为产水率的预测及有利井层的优选提供依据 [ 18 ] 。对计算的结果分析表明，不同期次的砂体叠置沉积，造成层内及层间极强的非均质性和油气的“差异”聚集，纵向上没有明显油水界面，即同一层内含油饱和度没有自下而上逐渐变高的趋势，而主要受物性控制。

图4. 红台304井西山窑组孔隙度、渗透率、饱和度计算成果

根据红台构造带西山窑组各井的岩心分析，将孔隙度、渗透率进行交会，产层的数据点较集中分布在孔隙度 ≥ 8.0%、渗透率 ≥ 0.1 × 10⁻³μm²的区域内。利用各井试油试采井段读取对应的测井响应值，将深侧向电阻率值与孔隙度进行交会(图5)开展有效层的解释，油层/油水同层、气层、水层和干层区分较明显。由此确定出红台构造带西山窑组低含油饱和度油气藏的有效层物性、电性下限标准为：孔隙度(Φ) ≥ 8.0%，渗透率 ≥ 0.1 × 10⁻³μm²，含油饱和度(So) ≥ 45%，电阻率(LLD) ≥ 40 Ω·m。

图5. 红台构造带孔隙度–电阻率交会图版

低含油饱和度油藏在试采及投产过程中普遍油水同出，如何通过评价的方法预测各井层在生产中油水产出比的关系，进而有效的指导射孔井段和完井方案是解决生产需求的重点。

根据达西定律，产水率可近似表示为油水相对渗透率的函数，而油水相对渗透率是油藏含水饱和度的函数，即油水相对渗透率决定了地层产水率的高低，饱和度的大小决定了油水相对渗透率的变化(公式7、8)。因此，以含水饱和度为基础建立产水率预测模型和图版，依据产水率的高低，进一步细化油水同层的分类标准，提出合理的完井和试油方案，有效指导油气勘探开发生产。

具体方法是通过实验分析的油水相对渗透率建立产水率计算公式，利用红台构造带的相渗资料计算的产水率与对应的含水饱和度建立起交会图版、计算模型及解释标准(图6、表2)，再通过实际的试采资料来验证模型的符合率，并不断的修正和完善模型，实现利用测井资料计算的饱和度来预测不同井层产水率的目标，从而最终指导生产。

F w = 1 1 + ( μ w μ o ) ⋅ ( K r o K r w ) (7)

F w = 1 1 + ( μ w μ o ) ⋅ a ⋅ e − b ⋅ S w (8)

其中：F_w——产水率，小数；Kro、krw——油、水的相对渗透率；μ_o、μ_w——地下油、水粘度，mPa∙s；a、b为拟合系数。

图6. 产水率预测图版及模型

将红台构造带部分生产井的产量数据点入由相渗资料建立的储层产水率图版中(图6)，整体变化趋势一致，说明模型具有较好的实用性。在红台304井解释过程中，除了开展孔、渗、饱等参数的计算和有效层的解释外，还对2959.0 m~2968.2 m井段等重点层段开展了产水率的评价，预测该段产水率约为55.0%，综合解释为Ⅱ类油水同层，试油后实际产水率60.2%；利用该方法还对温1304井X5试油层进行了预测，计算产水率为72.0%，综合解释为Ⅲ类油水同层，实际产水率80.0%，评价方法较好地指导了生产。

表2. 低饱和油藏油水层划分标准