储层岩石储集流体的能力称为孔隙性，而它在一定压差下允许流体渗透的能力称为渗透性，两者合称储层物性。根据测井资料可定性判断储层的孔隙性和渗透性，也可以岩心分析值作为客观标准计算反映储层孔隙性和渗透性的有关参数 （岩心刻度测井）。
（一） 储层物性相互之间的关系
储层的岩性、沉积环境、埋藏深度及后期的地质变化决定了储层的地质特征，而储层地质参数之间又是相互关联的。表5-6是储层地质参数之间的相关关系，取自某油田的岩心分析资料。表中绝对值越大，说明两者关系越密切，反之关系越差；正值说明一个参数随着另一个参数的增加而增加，负值说明一个参数随另一个参数的增加而减小。如渗透率与粒度中值的相关系数为0.839，说明相关性很好，束缚水饱和度与粒度中值的相关系数为-0.602，说明两者关系较好但为负相关的关系。
表5-6 储层地质参数之间的相关关系
（二） 储层孔隙度
储层的孔隙度是指其孔隙体积占岩石体积的百分数。测井解释中常用的孔隙度概念有总孔隙度、有效孔隙度、缝洞孔隙度。总孔隙度是指全部孔隙体积占岩石体积的百分数；有效孔隙度是指具有储集性质的有效孔隙体积占岩石体积的百分数；缝洞孔隙度是指缝洞孔隙体积占岩石体积的百分数。
储层孔隙度用孔隙度测井资料确定。孔隙度测井资料主要指声波速度测井、密度测井或岩性-密度测井及中子孔隙度测井。在已知岩性和泥质含量较少的情况下，用任何一种孔隙度测井的读数和相应的纯岩石响应方程，都可获得较好的孔隙度值。对于泥质含量较高的储层孔隙度解释，要进行泥质含量校正。这种方法对油、水层的孔隙度解释精度较高；对含轻质油或天然气的储层解释效果不好，只有经过油气校正才能提高精度。
1. 密度、中子、声波曲线确定孔隙度
（1） 纯砂岩水层孔隙度公式
声波孔隙度：
φS＝（△t-△tma）/（△tf-△tma）
密度孔隙度：
φD＝（ρb-ρma）/（ρf-ρma）
中子孔隙度：
φN＝（φN-φNma）/（φNf-φNma）
（2） 泥质砂岩水层孔隙度的公式
声波孔隙度：
φs＝（△t-△tma）/（△tf-△tma）-Vsh（△tsh-△tma）/（△tf-△tma）
密度孔隙度：
φD＝（ρb-ρma）/（ρf-ρma）-Vsh（ρsh-ρma）/（ρf-ρma）
中子孔隙度：
φN＝（φN-φNma）/（φNf-φNma）-Vsh（φNsh-φNma）/（φNf-φNma）
中子-密度交绘孔隙度φND的公式有：
油气田开发地质学
式中：φS、φD、φN——用声波时差、密度、中子孔隙度测井解释的储层孔隙度，小数；△t—要解释储层的声波时差，μs/m；ρb——要解释储层的地层密度，g/cm3；φN——要解释储层的中子孔隙度，％；△tma——岩石骨架的声波时差，μs/m；ρma——岩石骨架的密度，g/cm3；φNma——岩石骨架的中子孔隙度，％；△tf——流体的声波时差，μs/m；ρf——流体的密度，g/cm3；φNf——流体的中子孔隙度，％；Vsh——泥质含量，小数；△tsh——泥岩的声波时差，μs/m；ρsh——泥岩的密度，g/cm3；φNsh——泥岩的中子孔隙度，％。
2. 骨架参数
（1） 由已知矿物含量求骨架参数
组成岩石的矿物一般为两种或两种以上，则骨架参数的求取方程为：
油气田开发地质学
式中：V1，V2，…，Vn——n种矿物各自含量，％；△tma1，△tma2，…，△tman——n矿物各自的声波时差，μs/m；ρma1，ρma2，…，ρman——n矿物各自的密度，g/cm3；φNma1，φNma2，…，φNman——n矿物各自的中子孔隙度，％。各种矿物的声波时差、密度、中子孔隙度值可查阅有关测井解释手册。
（2） 由已知孔隙度求骨架参数
以测井值为纵坐标，以岩心分析的孔隙度为横坐标，建立相关直线，回归出如声波孔隙度方程，直线在孔隙度为零处的纵坐标上的值即为骨架参数值。应用这种方法计算骨架声波时差时，条件是地层已被压实。
（3） 利用实验室分析的密度和孔隙度值计算骨架密度值
空气条件下，岩石的密度为ρb ＝φ·ρg＋ （1-φ）ρma。实验室测定时一般为抽真空的条件下，ρg＝0，则ρma＝ρb/（1-φ），因此当孔隙度为零时对应的密度为骨架密度值。
3. 声波压实系数的确定
对于未被压实的地层，声波时差求孔隙度的方程为：
φs＝（△t-△tma）/（△tf-△tma）·（1/Cp）
式中：Cp——压实系数，随深度增加而逐渐接近于1；其他参数同上。
求压实系数一般采用如下方法：
（1） 根据泥岩声波时差确定压实系数
在正常沉积环境，深度约3000～3300m为泥岩压实深度，声波时差值约300～330μs/m左右，则压实系数为Cp＝△t/300，300为泥岩压实声波时差，也可在300～330μs/m选一值。在我国东部断陷盆地中，压实程度与地层埋深密切相关，因此可以把计算出Cp与埋深建立关系，用于校正不同井的声波时差计算孔隙度。如：某开发区1500m以下求得的Cp与埋深的关系：
Cp＝1.3033-0.0001H
式中：H—埋深，m。
（2） 用声波时差孔隙度与岩心孔隙度比值确定压实系数由声波时差孔隙度方程计算声波孔隙度φS，相应深度的岩心分析孔隙度为φcore，则比值φS/φcore为该深度的压实系数，然后建立压实系数与埋深的关系。如某开发区1500m
以上的压实系数与埋深的关系为Cp＝1.9453-0.0004H。
（3） 用密度孔隙度与声波时差孔隙度确定压实系数由声波时差孔隙度和密度孔隙度公式确定声波时差孔隙度φS和密度孔隙度φD。由于地层密度不受压实作用影响，因此用密度计算的孔隙度可替代真实的地层孔隙度。由此可见，φS/φD为压实系数。同样，中子孔隙度也不受压实作用影响，因此φS/φN也可以代
表压实系数。
（三） 储层渗透率
1. 国内外广泛采用的渗透率解释模型用测井资料确定地下储层渗透率是一种简便而有效的途径。现有的方法基本上都是通过大量实际资料的统计，寻找出测井值或转换后的某种地层参数与岩心分析的渗透率之间
的相关关系，然后将这种关系推广到未知井的渗透率计算上。根据大量实验分析，普遍认为决定储层渗透率 （K） 的主要因素是孔隙度 （φ）、岩石比面 （Sv）、孔道弯曲度 （t） 及孔道半径 （r），即：
K＝f（φ，Sv，t，r）
为了进一步确定它们之间的确切关系，国内外研究工作者曾进行过大量的研究工作。
（1） 渗透率与孔隙度和岩石比面的关系
Kozeny （1927），Fair＆ Hatch （1933） 最早研究了渗透率与孔隙度和岩石比面之间的关系，随后提出的种种关系式，基本上都是在他们研究的基础上发展的。一个较普遍的方程是Kozeny-Carman方程 （1956）：
油气田开发地质学
式中：A——经验系数 （Kozeny常数）；Sv——单位体积岩石的颗粒表面积 （岩石比面）。
由于单位体积岩石孔隙度和岩石颗粒表面积可表示为：
油气田开发地质学
式中：r——平均有效孔隙半径；n——单位体积岩石中的孔道数目；le——有效孔隙长度。
利用Kozeny-Carman方程式，可导出由孔隙度和有效孔隙半径计算渗透率的关系式：
K=0.25AФ·r2
以上关系式表明，渗透率与孔隙度成正比，与岩石比面成反比，与有效孔隙半径成正比。然而，这些关系式基本上都是理论上的或实验性的。在用测井资料估计渗透率时，更多的是应用下面一种关系。
（2） 渗透率与孔隙度和束缚水饱和度的关系
确定这种关系的较早形式是Wyllie-Rose方程 （1950）：
油气田开发地质学
式中：K——渗透率，10-3μm2；φ——孔隙度，％；Swi——束缚水饱和度，％；C1——经验系数；C2——常数。
1968年Tixier统计得一个经验方程：
油气田开发地质学
式中：C——与油气特性有关的系数。对于中等比重的油，C＝250；对于气，C＝79。
后来，Timur （1972年） 根据北美3个油田155块砂岩岩样在实验室内测定渗透率、孔隙度和束缚水饱和度的结果，建立了一个类似的经验关系式：
油气田开发地质学
该式被认为是对Tixier方程的修正，并已编入斯仑贝谢测井解释图版集中。
然而，正如Coates ＆ Dumanoir（1974） 所指出的，Tixier方程和Timur方程都是在岩性较纯的固结砂岩，孔隙度值为中等 （15％～25％） 的条件下建立的，它们对于与此情况不相符合的其他岩石并不完全适用。为了改善测井求得的渗透率值，他们提出了一个新的变量，即用一个与胶结指数m和饱和度指数n有关的参数w来作为φ/Swi的指数，所得关系式为：
油气田开发地质学
式中：w＝m＝n。
再进一步考虑到影响渗透率的重要因素孔道弯曲度和毛管压力还与胶结指数有关。于是，还可用w来调整C。通过试验，得出的较好关系式为：
油气田开发地质学
式中： （ρh为油气密度）。
以上分析基本上反映了国外利用孔隙度和束缚水饱和度估计岩石渗透率的大体进展和研究现状。尽管提出的方程形式各异，但基本上都可用一个统一的通式来表示：
油气田开发地质学
式中：系数C、指数a与b是一定的油气类型、一定的地区及岩性的统计常数。可通过自由水面之上含油气层的大量岩心分析数据的统计来确定。
围绕这一基本关系式，国内外各测井部门还提出了各自的经验统计公式，如德莱赛公司常用的公式是：
油气田开发地质学
国内大港油田新近系的关系式是：
油气田开发地质学
河南魏岗油田的关系式是：
油气田开发地质学
以上说明渗透率与孔隙度、束缚水饱和度的基本关系的存在，但无法找到一个普遍适用的方程。
2. 确定束缚水饱和度的方法
虽然人们对束缚水饱和度在储层评价中的重要作用早有认识，但一直没有一种能独立评价束缚水饱和度的测井解释方法。过去将经试油证实的或综合分析确有把握的产油气而不产水的储层作为束缚水饱和的储层。在这种储层中用油基泥浆取心测量的含水饱和度，就是束缚水饱和度。也可以把油气层用深探测电阻率计算的含水饱和度作为束缚水饱和度。还可以根据油基泥浆岩心分析的含水饱和度和试油、测井资料的统计分析，按地区按层位定出判断油气层的含水饱和度标准，这个含水饱和度自然也认为是束缚水饱和度。然而这些根据岩心和试油资料得出的束缚水饱和度，只是在一定岩性范围内束缚水饱和度的最大值，并不是储层实际的束缚水饱和度，尤其不能代表岩性变化时实际的束缚水饱和度。而实际上，因岩性变化，束缚水饱和度变化范围相当大。表5-7是美国路易斯安那州海湾地区中新世砂岩束缚水饱和度最大值。从表中可以看到，不同的储层，其束缚水饱和度与砂岩类型和孔隙度有关，变化范围相当大。由此可以看出，迫切需要有一种电阻率测井之外能独立评价束缚水饱和度的方法。
表5-7 砂岩的束缚水饱和度最大值
因粒度中值和孔隙度对束缚水饱和度影响最大，粘土含量和岩石的润湿性也有一定影响，但粘土含量与粒度中值有一定相关性，因此，可以考虑根据粒度中值Md、孔隙度、润湿性建立束缚水饱和度经验关系。我国根据6个油田1774块岩心分析数据，统计分析建立的经验关系式如下：
（1） 中到高孔隙度砂岩 （φ≥20％）
油气田开发地质学
式中：Swi——束缚水饱和度，小数；φ——孔隙度，小数；Md——粒度中值，mm；A0，B0——经验系数。
实际资料分析表明，A0随胶结程度变弱、孔隙度增加及亲水性变强而减小，B0与此相反。对于高孔隙度 （25％≤φ≤40％）、弱到中等胶结的砂岩，A0＝0.36，B0＝0.114；对中等孔隙度 （20％≤φ≤30％）、中等胶结的砂岩，A0＝0.36，B0＝0.1；对强亲水的高孔隙度（25％≤φ≤45％） 浅部疏松砂岩层，A0＝0.18，B0＝0.18。
（2）低孔隙度砂岩 （φ<20％）
油气田开发地质学
式中：B0——与压实程度和润湿性有关的经验系数，一般约为0.7～0.8，随压实程度增加而增加；其他参数同上。
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