成志刚，罗少成，杜支文，常森，李戈理，李华

（1.中国石油集团测井有限公司，陕西 西安 710077；2.长庆油田公司采气五厂，内蒙古 乌审旗 017300）

0 引 言

非均质性严重的致密砂岩储层渗透率变化大，即使考虑不同沉积相带，利用传统方法通过拟合岩心分析的渗透率与孔隙度得出一个经验关系，其相关系数并不高，有时甚至没有相关性，无法准确预测渗透率。利用核磁共振测井数据计算储层渗透率的经典Coates模型和SDR模型，以T2分布谱为基础，通过T2截止值的选取计算渗透率[1－2]。而T2截止值的选取受很多因素的影响[3]，存在一定的误差，因而无法保证渗透率的计算精度。为解决利用核磁共振测井数据计算储层渗透率时存在的问题，本文根据压汞和核磁共振测井T2分布均反映储层孔隙结构的事实，利用核磁共振T2谱构建伪毛细管压力曲线求取表征孔隙结构定量参数，结合地区经验，优选参数，构建能表征渗透率的δ函数进行渗透率预测，取得了较好的应用效果。

1 传统孔隙度与渗透率关系模型

××井区岩性致密，根据岩心物性资料统计，孔隙度主要分布在2%～9%，平均4.4%；渗透率分布在（0.05～10）×10－3μm2，峰值在0.05×10－3μm2。按照传统的孔隙度和渗透率拟合方法进行拟合，其拟合效果很差，几乎没有相关性（见图1）。

图1 常规物性孔隙度和渗透率关系图

2 核磁共振计算渗透率的常用模型

确定核磁共振渗透率的方法是以T2分布为基础，通过T2截止值的选取计算可动流体以及束缚流体的体积，然后利用SDR、Coats-cutoff、Coats-SBVI、SDR-Reg模型等4种经验公式计算渗透率[4]。……