请问煤层渗透率与煤层透气性系数之间的数值关系？即二者之间的换算
煤层透气性表征煤层对瓦斯流动的阻力，它反映着瓦斯沿煤层流动的难易程度，是煤层瓦斯抽采的一个重要指标。其物理意义是在1m长的煤体上，当压力平方差为1MPa2时，通过1m2煤体的断面，1D流过的瓦斯量m3。在一定压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。甲烷的动力黏度在0℃时为1.084×10^-8帕·秒，煤层透气性系数（λ）为平方米/（平方兆帕·日），大致相当于煤层渗透率为0.025×10^-3平方微米。故透气性系数和渗透视率的换算公式为：1m2/MPa2·d相当于0.025mD即1mD=40m2/MPa2·d。透气性系数与渗透性系数是两个不同意义的概念，前者主要是指煤体对瓦斯的流动粘滞作用，后一个指煤岩体通过不同气体的能力。
请问渗透率1um2与毫达西是怎样换算的?
1 um2=1000 mD (毫达西）=1达西一。
实际上就是渗透系数乘以含水层的厚度，它实际上只是一个一维流或平面二维流的指标。描述渗透性能的是渗透系数K，单位是米每秒或每天也就是通常看到的m/d。
拓展资料：
渗透率
是指在一定压差下，岩石允许流体通过的能力。
是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。其大小与孔隙度、液体渗透方向上孔隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。渗透率（k）用来表示渗透性的大小。
渗透率大小
渗透率是储油（气）岩的物性基础，不论对油气运移聚集，还是油（气）田开发都是基础数据。但其数值在不同的油（气）层中差别是很大的。由几个毫达西（md)到几千个毫达西（md）不等。
测定与计算
1、以达西定律为基础的实验测定方法。
2、间接法（测井方法或油藏工程方法）。
参考资料：百度百科-渗透率
钻井液、完井液引起储层损害评价新方法——高温高压岩心动态损害评价系统的研究
余维初1，2，3 苏长明1 鄢捷年2
（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京），北京102249；3.长江大学，荆州434023）
摘要 高温高压岩心动态损害评价系统是石油勘探开发中评价储层损害深度与程度的新的评价实验方法与实验仪器，它可以测量岩心受入井流体损害前各分段的原始渗透率值，然后不需取出岩心，就可以直接在模拟储层温度、压力及流速条件下，用泥浆泵驱替高压液体罐中的入井流体，在岩心端面进行动态剪切损害。损害过程完成后，也不需取出岩心，而是通过换向阀门改变流体的流动方向，再由平流泵驱替液体，测量储层岩心受损害后各段的渗透率值。通过对比岩心各分段的渗透率变化情况，即可确定岩心受入井流体损害的深度和程度，从而优选出满足保护油气层需要的钻井液与完井液。目前“评价系统”及配套智能化软件已在多个油田企业投入使用，并取得了良好的应用效果。
关键词 岩心 储层保护 动态损害 评价系统 钻井液与完井液
A New Method Used to Evaluate Formation Damage Caused by Drilling ＆ Completion Fluids——Investigation of the HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System
YU Wei-chu1，2，3，SU Chang-ming1，YAN Jie-nian2
（1.Exploration ＆ Production Research lnstitute，SlNOPEC，Beijing100083；2.China University of Petroleum，Beijing102249；3.Yangtze University，Jingzhou434023）
Abstract The HTHP Core Dynamic Damage Evaluation Testing System is newly developed a new method and apparatus used for evaluation of the extent of formation damage caused by drilling and completion fluids in petroleum exploration and development.It can be used to measure the original permeability of each section of the core sample before contamination by the drilling or completion fluid.Then，the core does not need to be taken out and the process of dynamic damage can be directly conducted by flushing with the drilling or completion fluid using mud pump under the conditions of the simulated formation temperature，pressure and flow rate.After the damaged process is completed，the core is still kept in the holder and the permeability of each section of the core sample after damage can be measured by altering the flow direction with the reversal valve and flushing a fluid（cleaning water or kerosene）by the constant flow-rate pump.By comparing the permeability data that occur at each section of the core sample，the damage level and invasion depth can be determined，and the drilling and completion fluids that meet the requirements of formation protection can be selected.Currently，the new evaluation method，the testing system and associated software for formation damage induced by drilling fluid and completion fluids were applied in several oilfields widely，and favorable results have been obtained.
Keywords core formation protection dynamic damage testing system drilling and completion fluids
随着世界石油生产的不断扩大与发展，油层伤害与保护的问题日益为各国石油工程师们所关注。油层伤害一旦产生，其补救措施需要付出昂贵的代价。因此，国外早在20世纪40～50年代就开始了油层伤害与保护的室内试验研究。我国也在20世纪70～80年代开始着手研究油层伤害问题，并建立了相应的储层损害评价实验方法及相关仪器。然而随着油气田勘探与开发逐步转向深层，原有的储层损害评价方法已不能适应。因此，要想在油气层保护技术领域取得突破性成果，有必要建立一套完整的、能够适应更深的地层勘探开发的储层损害评价新方法和与之相配套的评价手段，既可以测量岩心各段的原始和损害后渗透率，又能模拟储层温度、压力及泥浆上返速度等条件对岩心进行动态损害评价的新方法、新仪器。
本文主要介绍了该“评价系统”的设计思路、设计原理、技术性能指标、实验参数计算方法及其应用情况。
1 “评价系统” 的设计思路和工作原理
1.1 设计思路
（1）该“评价系统”首先要能够测量岩心各段的原始渗透率（Koi）和受损害后渗透率（Kdi）。根据本项目组的专利技术渗透率梯度仪（专利号：91226407.1）的工作原理和设计思路，由达西定理公式便可很方便地计算出岩心各段损害前后的渗透率参数。
（2）根据本项目组专利技术新型智能高温高压岩心动态失水仪（专利号：ZL200420017823.7）的工作原理和设计思路，在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆上返速率的条件下对岩心某个端面进行动态剪切污染损害实验。
（3）根据本项目组专利技术高温高压岩心动态损害评价实验仪（专利号：200410030637.1，ZL200420047524.8）在渗透率测量完成后，不需取出岩心，而是在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染实验。在对岩心进行动态损害时，利用相关阀门，关闭岩心多段渗透率的测量机构，采用特制泥浆泵，在模拟地层温度、压力和井眼环空泥浆上返速度的条件下，对岩心的某个端面进行动态剪切污染，动态污染采用端面循环剪切式结构。实现一次装入岩心就可以在模拟地层温度、压力、井眼环空泥浆返速的条件下对岩心进行动态污染，以及污染前后岩心多项渗透率参数测试的评价实验研究。
（4）在多段渗透率测试过程中“评价系统”的重要组成部分使用了本项目组的专利技术高压精密平流泵（专利号：ZL02278357.1）首次实现恒流、恒压以及无脉动微量液体的输送技术。
（5）“评价系统”的核心部分使用了本项目组的专利技术岩心夹持器（专利号：ZL93216048.4）首次采用金属骨架硫化技术、“O”型密封圈技术以及橡胶的自封原理，打破了老型产品的挤压式密封结构，顺利地实现了沿岩心轴向建立多测点技术。
该“评价系统”的一个突出特点是将岩心损害前后各段渗透率变化测试和对岩心端面的动态污染损害机构有机地结合起来，从而顺利地实现了设计目的。
1.2 仪器的组成结构及工作原理
为了实现在同一台仪器上完成岩心的多段渗透率测试和模拟井下条件对岩心的动态损害，从而准确高效地评价钻井液保护油气层的效果，根据钻井工艺要求和上述设计思路，把高温高压岩心动态损害评价系统设计成如图1所示的工艺流程，它主要由精密平流泵、泥浆泵、液体罐、端面动循环并带多个测压点的岩心夹持器、流量计、电子天平、气源、压力传感器、温度传感器、环压泵、回压控制器、加热系统、数据采集与处理系统等部分组成。
图1 高温高压岩心动态损害评价系统流程
1—气源；2—高压减压阀；3—高压液体罐；4—泥浆泵；5—流量计；6—电子天平；7—回压控制器；8—环压泵；9—端面循环的多测点岩心夹持器；10—阀门；11—压力传感器；12—精密平流泵；13—排污阀；14—数据采集器；15—数据处理系统（计算机、打印机）；16—加热体
其主要工作原理是：当关闭泥浆泵及相关阀门时，由精密平流泵驱替可进行岩心损害前后渗透率的测试；而当打开泥浆泵、流体管路及相关阀门时，可对液体罐中的钻井液或完井液在实际储层条件下进行循环，从而实现对储层岩心端面进行动态损害模拟。软件界面如图2右上角所示。
“评价系统”由两大部分组成：钻井过程的动态损害仿真系统和多段渗透率测试系统。在动态损害仿真系统中（如图2左边部分），氮气瓶给泥浆罐加压，泥浆循环泵控制流量，使钻井液以一定的压力和流量从泥浆罐里泵出，通过岩心夹持器与岩心的端面接触，对岩心端面进行高温高压动态损害评价实验，最后流回泥浆罐，形成密闭循环。在压力作用下，泥浆中的液体经过岩心而滤失，其动态失水经过管线流到电子天平称重，就可以测量出岩心的动失水速率等多项实验参数。
在渗透率测试部分（如图2右边部分），精密平流泵驱动实验液体进入岩心，经过岩心流至电子天平。另外，多个压力传感器实时采集岩心各测压点的压力值，根据达西定理进而可以算出岩心损害前后各分段的渗透率参数。
图2 高温高压岩心动态损害评价系统软件界面
1.3 数据采集与控制原理
1.3.1 硬件设计的总体思路
该“评价系统”控制部分硬件设计应具备以下主要功能：①温度控制，模拟井下高温工况；②流量控制，能够根据流量设定值准确地控制磁力泵的排量，从而控制岩心端面钻井液的流速，以模拟钻井作业过程中实际泥浆环空返速；③围压监测，岩心夹持器围压通过步进电机控制，仪器能够根据设定值自动控制并监测压力，实时显示在人机交互界面上；④仪器工作压力监测，泥浆循环的工作压力由气源调节给定，同时受泥浆温度的影响，软件仪器自动检测压力参数；⑤动滤失量计量，钻井液对岩心的损害是否已经完成，主要是看动滤失速率，当损害已充分时，动滤失速率曲线上升趋于平衡，不再变化或变化微小，说明钻井液对岩心的动态损害实验已经完成，这个过程一般需要150min，滤纸的动静滤失速率道理也是一样。
1.3.2 软件部分
该“评价系统”控制软件的人机交互、数据处理等功能由PC机完成，借助PC机强大的绘图、数据处理功能为用户提供一个实时性好、稳定性强、界面直观、使用方便的操作管理平台。用户可通过计算机软件非常清晰地掌握整个仪器运行的情况，可方便、及时地对实验过程中的各项参数进行调整，并对数据进行分析。为研究人员提供友好、便捷的人机交互全中文界面及数据处理环境，同时实现数据的存储，实验曲线的绘制，数据报表的输出和历史数据的查询等功能，其中包括流体通过岩心的孔隙体积倍数，岩心各段的渗透率、渗透率损害率、渗透率恢复率、钻井液与完井液通过岩心时的动滤失速率等实验参数，并且由计算机直接打印出实验数据报表，“评价系统”控制软件的人机交互主界面见图2所示。
1.4 主要技术指标
该“评价系统”的主要技术性能指标如下：（1）钻井液与完井液污染压力：0～10MPa，测量岩心渗透率流动压力最大可达60MPa；（2）工作温度：室温～150℃（最大可达230℃）；（3）岩心端面流体线速度：0～1.8m/s；（4）实验岩心规格：人造或天然储层岩心，其尺寸为φ25×25-90；（5）测压精度：±2‰；（6）钻井液用量：2～3L；（7）渗透率测量范围：（1～5000）×10-3μm2；（8）电源：220V，50Hz（要求使用稳压电源）。
与其他油气层损害评价实验装置相比，该“评价系统”无论在工作压力和工作温度方面，还是在岩心的渗透率测量范围方面，均具有明显优势。不难看出，它适用于各种渗透性储层，以及出现异常高压或异常低压的储层，还适用于在井底温度超过150℃的深井中应用。
2 实验参数及计算方法
2.1 V返的计算
在钻井过程中，钻杆和钻铤处的环空返速可用下式进行计算：
油气成藏理论与勘探开发技术
式中：Q为钻井现场泥浆泵排量（L/s）；D1，R分别为钻头直径和半径（in）；D2，r分别为钻杆或钻铤的直径和半径（in）；
为泥浆在环空处的上返速度（m/s）。
岩心端面处剪切速率的大小通过使用变频器调节泥浆泵的转速来实现，选择合理排量的泥浆泵就可以任意模拟钻井现场泥浆泵的排量。在钻井过程中，根据泥浆环空水力学计算结果，当钻杆或钻铤处环形空间泥浆的上返速度
推荐值为0.5～0.6m/s时，才能形成平板型层流，从而满足钻井工艺的要求［4］。
2.2 岩心动滤失速率的计算
根据钻井液动滤失方程，钻井液或完井液通过岩心时的动滤失速率可使用下式计算：
油气成藏理论与勘探开发技术
式中：fd为动滤失速率（mL/cm2·min）；Δθ为Δt时间内的动滤失量（mL）；Δt为渗滤时间（s）；A为岩心端面渗滤面积（cm2）。
2.3 动态污染损害前后岩心各段渗透率的计算
在一定压差的作用下，流体可在多孔介质中发生渗流。一般情况下，其流动规律可用达西定律来描述。因此，在动态污染前后，岩心各段渗透率参数的计算可通过应用达西定律公式来实现。由于是多点测试，可以将达西定律公式写成：
。
3 实施效果
该项目技术产品已在江汉、江苏、大庆、大港、吉林、中原、南方勘探公司、克拉玛依、塔里木等各油田单位推广了五十多台套，大量的实验研究表明，使用效果良好，它可以测量出岩心沿长度方向的非均质性，并能判断同一岩心在受钻井、完井液损害前后各段渗透率和损害深度程度，也可评价各种增产措施的效果，优选钻井、完井液体系配方、优化增产措施，达到保护油气层的目的，并认识了油气层特性，提高了油气田的勘探和开发效率。上述各油田通过该“评价系统”筛选出的优质钻井、完井液，起到了保护油气层的效果，既降低了生产成本，又提高了油气井产量，已经取得了巨大的经济效益和社会效益。该成果的推广应用为保护油气层技术研究和油气田评价工作的开展提供了全新的评价手段和评价方法，还使得其在理论和实验技术上获得了重大突破，其实验研究结果对油气田勘探与开发方案的科学决策、油气田的发现、提高油气井产量、延长油田的开发周期以及保护油气层领域的科学研究将起到十分重要的指导作用。
该评价新方法以及相关技术产品使科研成果及时转化为生产力，填补了我国在相关实验技术领域装备制造上的空白，具有同类技术的国际先进水平。
参考文献
［1］李淑廉等.JHDS-高温高压动失水仪的研制.江汉石油学院学报［J］，1988，10（1）：32～35.
［2］余维初，李淑廉等.渗透率梯度测试仪的研制.石油钻采工艺［J］，1995，17（5）：82～86.
［3］樊世忠.《油气层保护与评价》［M］.北京：石油工业出版社.1988.
［4］Bourgoyne A T，et al.，Applied Drilling Engineering.SPE Textbook，1991.
［5］岩石物性渗数测试装置CN2188205Y全文1995.1.25.
［6］一种岩心物性能自动检测装置CN2342371Y，1999.10.6.
［7］Joseph Shen J S，Brea，Calif Automated Steady State Relative Permeability Measurement System US4773254M1988.9～27.
［8］Appartus and method for measuring relative permeability and capillary pressure of porous rock.US5297420，1994.3～29.
陡坡带砂砾岩扇体有效储层与含油性评价
（一）复杂扇体储层有效性评价
对复杂扇体储层有效性评价思路是在沉积特征、成岩特征、储集特征研究的基础上，通过计算孔隙结构和试油试采结果约束下的有效储层物性下限，然后分析有效储层发育的控制因素，最后按各控制因素的重要程度，分别对其赋予权值，通过权重系数法对有效储层进行分类评价（操应长，2010）。
1.有效储层物性下限计算
1）孔隙结构特征及其与物性关系
储层宏观孔隙度、渗透率是由微观孔隙结构决定的。在收集整理胜利油田已有的几千块压汞、孔隙度、渗透率资料的基础上，对东营凹陷北部陡坡带沙三中-沙四上亚段砂砾岩体分别进行孔隙度、渗透率测试和压汞测试分析。排驱压力Pd是汞开始进入岩样最大连通孔隙而形成连续流所需的启动压力，它决定了储层能否成为有效储层，或者是否具有封堵油气能力。因此，重点考虑碎屑岩储层压汞资料中排替压力的特征，结合毛管压力曲线特征、常规物性、R50，平均孔隙半径、均方差等特征，将东营凹陷沙河街组中深层碎屑岩储层孔隙结构分为3大类6小类，各类孔隙结构特征如图5-23。在此基础上，建立了不同孔隙结构类型控制下的渗透率/孔隙度与渗透率的定量函数关系（图5-24）。
图5-21 盐222井砂砾岩体期次综合分析图
图5-22 沉积期次精细划分（近南北向地震剖面）图
图5-23 东营凹陷沙河街组碎屑岩储层孔隙结构类型及特征
图5-24 不同孔隙结构类型储层渗透率/孔隙度与渗透率关系
2）经济产能和孔隙结构约束下的采出下限计算
有效储层采出下限是指在现有的工艺技术条件下，能够采出具有经济产能（油气水）的储层所对应的最小孔隙度、渗透率值。有效储层采出下限除受工艺技术水平和经济条件限制外，主要受原油性质、油层厚度、采出压差和储层的渗流能力控制，对于中深层来说，原油性质基本一致，而采出压差可人为控制，所以，储层有效性主要受储层的渗透率控制。而储层孔隙度、渗透率又受储层微观孔隙结构控制，由于储层孔隙结构不同，同一渗透率下限可对应有多个孔隙度下限（周德志等，2005；李幸运等，2008；王艳忠等，2009）。因此，在现有工艺技术水平条件下，有效储层采出下限主要受经济产能和储层孔隙结构控制，且同一渗透率下限对应多个孔隙度下限。
在东营凹陷沙储层孔隙结构分类及其控制下渗透率/孔隙度与渗透率关系研究的基础上，充分利用北部陡坡带沙三中亚段-沙四上亚段砂砾岩储层孔渗、压汞、试油试采资料，运用分布函数曲线法、试油法、测试法、最小有效孔隙半径法、束缚水饱和度法等多种方法，首先求取了不同深度范围渗透率下限，建立了渗透率下限与深度的函数关系，然后根据孔隙结构控制下渗透率/孔隙度与渗透率函数关系，分别计算了不同孔隙结构储层对应的孔隙度下限（图5-25）。
图5-25 东营凹陷北带砂砾岩有效储层采出下限
2.有效储层发育的控制因素分析
1）沉积作用对有效储层发育的控制作用
东营凹陷北部陡坡带古近系深层共发育砾岩、砾状砂岩、含砾砂岩、砂岩、泥质砂岩五类储层。由各类岩性有效储层百分含量直方图可知，含砾砂岩、砾状砂岩、砂岩、泥质砂岩、砾岩有效储层百分含量依次递减（分别为55.6%、55.1%、52.3%、35.2%、25.7%），说明各岩性发育有效储层的几率依次递减（图5-26）。
对于近岸水下扇而言，辫状水道、外扇、水道间、主水道储层物性依次变差，辫状水道有效储层百分含量最高，为54.7%，外扇、水道间分别为18.7%和10.6%，而主水道不发育有效储层（图5-26）。
2）超压对有效储层发育的控制作用
东营凹陷北部陡坡带古近系储层超压与有效储层发育有着良好的对应关系，随着地层压力升高，储层物性变好，有效储层百分含量增大，如常压、弱超压、中超压、强超压环境下有效储层百分含量分别为41.6%、41.8%、56%、57.5%（图5-26）。
3）成岩作用对有效储层发育的控制作用
成岩作用对储层改造主要表现为：压实作用和胶结作用使储层孔隙度降低，溶解作用使储层形成次生孔隙，裂缝的形成能够大大提高储层的渗透率，粘土矿物的转化脱水形成异常高压抑制压实作用等。总体来说，对储层物性影响程度最大的是压实作用、胶结作用和溶解作用，因此，采用视压实率、视胶结率、视溶解率来表现成岩作用对储层的改造程度。视压实率、视胶结率越高，储层孔隙度越低；视溶解率越高，储层物性越好（图5-27）。
图5-26 陡坡砂砾岩不同岩性、不同亚相、不同地层压力有效储层百分含量直方图
图5-27 东营凹陷北部陡坡带古近系成岩作用影响下有效储层百分含量直方图
3.有效储层分类评价
1）权重系数确定
通过东营凹陷北部陡坡带砂砾岩有效储层控制因素间关系分析可知，沉积作用是控制有效储层发育的基础，在超压发育的情况下，超压对成岩作用起到明显的控制作用，说明超压对有效储层发育的影响强于成岩作用。因此，根据各控制因素对有效储层发育控制作用的主次关系，分别赋予其权重系数，为下一步储层评价奠定基础。在超压发育的情况下，有效储层发育受沉积作用、超压、成岩作用三个因素控制，分别赋予其权重系数为0.5，0.2，0.3。在正常压力情况下，有效储层发育程度受沉积作用和成岩作用两个因素控制，且沉积作用控制成岩作用，即沉积作用强于成岩作用，因此，分别赋予其权重系数0.6，0.4。此外，沉积作用中沉积相和岩性分别赋值0.5，其中含砾砂岩1，砾状砂岩0.8，砂岩0.6，泥质砂岩0.4，砾岩0.2；辫状水道1，外扇0.4，水道间0.2，主水道0.1。溶解作用增加孔隙，压实和胶结都降低孔隙，可以把压实和胶结看做一体，和溶解作用分别赋值0.5。强超压赋值1，中超压0.6，弱超压0.4。
2）有效储层分类评价
对东营凹陷北部陡坡带沙三中-沙四上亚段砂砾岩体101块样品各控制因素进行赋值，根据上述确定的权重系数，首先计算沉积作用、超压、成岩作用控制因素的单项得分Sm（式5-5），然后计算综合得分REI（式5-6）。
Sm=a1*U1+a2*U2+······+an*Un （5-5）
U1、U2+······Un：单项控制因素中次一级控制因素；
a1、a2……an：单项控制因素内不同次一级因素的权重系数，其中a1+a2+……+an=1
REI=β1*Sm1+β2*Sm2+β3*Sm3 （5-6）
Sm1、Sm2、Sm3分别为沉积作用、超压、成岩作用三个控制因素的单项得分；
β1、β2、β3分别为沉积作用、超压、成岩作用三个控制因素的权重系数，在超压情况下分别为0.5、0.3、0.2；常压情况下分别为0.6、0、0.4。
在储层综合分类的基础上，结合各类储层类别与产能的关系统计，将东营凹陷北部陡坡带砂砾岩储层划分为优质有效储层、中等有效储层、差有效储层、非有效储层四个级别。优质有效储层（得分≥0.7），日产油（或水）可达10t/d以上；中等有效储层（得分0.5～0.6），日产油（或水）为5～10t/d，压裂后部分井产能可大于10t/d；低等有效储层（得分0.2～0.5），日产油（或水）5t以下；非有效储层（得分＜0.2），无产能（图5-28；表5-6）。
图5-28 东营凹陷北部陡坡带物性-沉积-压力综合剖面
（二）深层砂砾岩扇体含油性评价
1.油藏类型
由于盖层条件、断裂作用、岩性变化、地层不整合及水动力等对圈闭的形成均有一定影响，加之不同成因类型扇体与周围生油岩及扇体间的接触方式各异，决定了它们在成藏控制因素上的差异，从而可形成不同类型的油气藏：包括构造、岩性-构造、地层及岩性油气藏。
表5-6 东营凹陷北部陡坡带砂砾岩储层类别与产能关系
2.油气纵向聚集分布特点
陡坡带在主控断裂及次级同生断层的控制下，主要发育一系列退积式的不同类型砂砾岩体，由湖盆至凸起，沿主控断裂由古近系至新近系形成有规律的油气聚集。在湖盆深水部位，主要发育与扇体有关的岩性油气藏，在湖盆断阶位置则主要发育与扇体有关的构造－岩性油藏，至湖盆边缘则主要发育地层超覆和不整合油藏，至凸起部位，不整合面以下及其附近，可形成基岩潜山、不整合等油藏，至新近系可形成稠油油藏和气藏，从而形成了在纵向上分带明显，平面上呈环带分布的稀油－稠油－气环复式油气聚集区。
东营凹陷陡坡带古近系砂砾岩体各层段均探明储量，或发现油气，但各层段发现储量百分比差异很大，表现极不均衡，储层演化的差异性控制了含油的差异性。近岸水下扇的扇根亚相砂砾岩物性较差，形成侧向封堵；洪水型近岸水下扇扇中和扇端的多重成岩改造作用控制优质储层的形成。通过典型解剖和大量统计，建立了“扇根遮挡、扇中富集、含油分带”的砂砾岩油藏相带控藏模式。在油藏模式指导下，形成了“四性模版定油层，三元叠合圈范围，优化方案报储量”的砂砾岩体油藏含油性评价技术（图5-29）。
图5-29 深层砂砾岩扇体含油性评价技术流程图
3.流体性质判识
在储层孔隙度解释模型重建基础上，结合地层水矿化度分析，可以确定不同地区油水层的测井解释标准，使用该标准使砂砾岩扇体油层识别的成功率由原来的70%提高到97%。“四性模板定油层”的砂砾岩体油层测井解释标准的主要评价参数的选取过程如下：
1）储层孔隙度解释模型
由于砂砾岩扇体的岩性、物性变化大，岩石骨架参数难以确定，以及孔隙度较小等因素，孔隙度的解释精度很低。盐家地区盐22、永920区块沙四上段取得了大量的岩心分析化验资料，都进行了三孔隙度测井，部分井还进行了核磁等新方法的测井，为孔隙度解释模型的建立提供了可靠的基础资料。
根据盐22块和永920块13口取心井47个层取心资料，经岩心归位后，采用岩心收获率≥80%，岩性均匀、测井曲线能读准的层建立了孔隙度解释模型：
公式1，声波时差孔隙度解释模型（图5-30）：
Φ=0.7404×Δt－39.12
式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft。
该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.70%，平均相对误差8.56%，相关系数0.9628（图5-31）。
图5-30 盐家地区沙四上段声波时差与孔隙度关系图
图5-31 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式1）
公式2，为提高解释精度，引入密度和中子测井曲线，进行多元回归建立孔隙度解释模型：
Φ=0.7515×Δt－3.5×DEN+0.036×CNL－31.3
式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft；DEN为密度测井值，g/cm3；CNL为中子测井值，%。
该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.70%，平均相对误差7.97%，相关系数0.9609。相对误差小于8%（图5-32）。
公式3，为提高解释精度，引入反映岩性的参数N，进行多元回归建立孔隙度解释模型：
Φ=0.7231×Δt－17.7656×N－27.2887
N=(100－CNL)/(DEN－1)/100
式中，Φ为孔隙度，%；Δt为声波时差测井值，μs/ft；DEN为密度测井值，g/cm3；CNL为中子测井值，%。
图5-32 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式2）
图5-33 盐家地区沙四上段孔隙度解释精度图（式3）
该图版根据47个层误差统计，平均绝对误差0.65%，平均相对误差7.56%，相关系数0.9666。相对误差小于8%，符合储量规范要求（图5-33）。
公式3的解释精度较公式1、公式2的相关系数高，解释精度较高（表5-7）。
表5-7 孔隙度解释公式对比表
2）储层含油性测井判识标准
根据盐家地区多口井的试油、试采资料，结合测井资料，建立声波时差与深电阻率关系图（图5-34，图5-35）、密度与深电阻率关系图（图5-36，图5-37）。从图中可以得出出油层的声波时差、密度、深电阻率值，从而建立储层含油性测井判识标准（图5-38）。
4.扇根封堵性定量评价
扇体成藏不仅要有较为稳定的盖层，还要特别注意储层物性变化造成的侧向封堵条件。扇根成分混杂，物性差，能否做为扇中亚相的有效封堵层，取决于扇根、扇中的相势条件。
图5-34 盐22井区声波时差与深电阻率关系图
图5-35 盐22井区密度与深电阻率关系图
图5-36 永920井区声波时差与深电阻率关系图
图5-37 永920井区密度与深电阻率关系图
图5-38 永920井四性关系定油层图版
从沙四上亚段的扇根、扇中微观特征上可以看出（典型井有永920、永928、盐22、盐22-2井等）：扇根亚相以砂砾岩为主，粒度粗、分选差、颗粒堆积致密、强压实、填隙物含量高，成岩相包括高黄铁矿致密胶结成岩相、砂泥质致密胶结成岩相、铁白云石致密胶结成岩相，孔隙不发育，基本未见可见孔；扇中亚相以粗、中砂为主，分选中-差，相对扇根而言，粒度细、分选好、压实弱、填隙物含量低，成岩相包括泥质弱胶结成岩相、方解石弱胶结成岩相、铁白云石弱胶结成岩相、酸性流体溶蚀成岩相局部粒间溶孔发育，少部分长石及岩屑溶孔，偶见长石溶缝。
实践表明并不是任何深度扇根都能封堵。沙四上亚段近岸水下扇扇根为块状砾岩见棱角状砾石，扇根分选差，随着深度的加大，扇根压实程度比扇中更加强烈，形成封堵，分析发现，存在着两个明显的界限值3200m和2200m（图5-39，5-40）。3200m以下，扇根成岩作用强，岩性致密，毛管压力大，封闭性强，扇体油藏充满度高，扇中部位油层集中发育，有非油即干的特征，且以岩性油藏为主。3280m至2200m，扇根成岩作用减弱，毛管压力降低，封闭能力变差，剖面上表现为下干-中油-上水的含油性结构，油藏充满度较低，具有底水，部分扇根具有储集性，形成油层。2200m以上扇根不能封堵，成藏主要受构造控制。上述成藏门限值在不同的地区有所不同，如胜坨地区三个深度分别变为3700m、3000m和2200m，而利津地区的三个深度为3600m、2900m和2500m（图5-41）。
扇根封堵性一般用突破压力方法进行评价，需要实验测定，如果缺乏相关数据，可以用排驱压力近似替代。根据实际资料统计，盐家地区沙四段砂砾岩体扇的排替压力与孔隙度之间存在一定的定量关系（图5-42）。因此，扇根亚相的成岩程度及孔渗性能可以反映扇根亚相的侧向封堵能力。扇根能否形成封堵取决于扇根的成岩程度及孔渗性能，而扇根封闭能力最终取决于同一深度条件下扇根的最小孔隙度，由扇根封堵最小排替压力与孔隙度的对应关系可知，孔隙度＜5.3%是形成封堵的临界条件。
扇根孔渗性能与埋藏深度之间呈正相关关系，为了确定有利扇根封堵油藏形成的埋藏深度上限，统计了盐家地区不同层位、不同埋深扇体孔隙度与埋深的关系，剔除了构造控制的数据，结果表明埋藏大于3280m，扇根亚相的孔隙度绝大部分低于5.3%。
扇根封堵油藏的含油高度有所差异。扇根封闭油藏高度、扇体坡度角与油藏宽度之间存在一定的关系（图5-43）。根据实际资料统计，盐家地区砂砾岩扇根封闭性与油藏高度及油藏宽度之间均存在相关性（图5-44，图5-45）。将大量钻井资料统计结果进行拟合，得出的关系式可以计算不同深度砂体扇根相带的宽度。如按照地层坡度3°、扇根孔隙度1.5%计算，盐22块所能封堵的含油宽度为3860m，从盐22块E2S412控制含油面积图测量出的宽度为3329m基本吻合。
图5-39 扇根孔隙度与埋深散点图
图5-40 盐家地区孔隙度-埋深-含油性散点图
图5-41 东营北带利津—胜坨—盐家地区深度与物性关系示意图
5-42 扇根排驱压力与孔隙度关系图
图5-43 扇根封闭油藏高度、扇体坡度角与油藏宽度关系示意图
图5-44 扇根封堵性与油藏高度关系图
图5-45 扇根封堵与油藏宽度关系图
5.砂砾岩体扇根封堵油气成藏模式
盐家地区沙四上亚段可作为一个独立的含油气系统，沙四上亚段烃源岩生成的油气在超压作用下沿泥岩超压裂缝和扇缘裂缝型砂体侧向运移至扇中辫状水道含砾砂岩、砂岩储层中，由于侧向扇根砾岩封堵和顶部泥岩或砾岩层封盖，在沙四上亚段扇中砂砾岩有效储层中富集形成油气藏，具有“多油藏相控分布”的油气成藏模式（图5-46）。
图5-46 过盐22块—盐162—盐19-1井近南北向油藏剖面
砂砾岩扇体的“多油藏相控分带”油气成藏模式可以分为两个层次来理解：其一，针对同一期砂砾岩扇体而已，可以概括为“相带分异控藏”模式，即扇根侧向封堵、扇缘裂缝输导、扇中油气富集成藏。其二，对于多套叠置的砂砾岩扇体而言，又可根据油藏的含油分带性，把砂砾岩扇体成藏模式细分为三类（图5-47，表5-8）。
图5-47 东营凹陷北部东段近岸水下扇砂砾岩体成藏模式
表5-8 盐家地区油气成藏要素表
1）低充满带构造油藏模式
埋深介于1700～2300m，成岩作用处于早成岩A阶段，因此扇根的封堵能力较差，油藏类型多为靠断层封堵的构造油藏，油气的充满度较低，水多油少，含油高度一般在10～70m，油藏的宽度一般介于200～1000m之间。
2）过渡带构造-岩性油藏模式
埋深介于2300～3280m之间，成岩作用处于早成岩B阶段，扇根的封堵能力中等，油藏类型为构造-岩性或岩性油藏，油气充满度中等，油水间互，含油高度在20～90m之间，油藏的宽度一般介于300～1500m之间。
3）高充满度扇根封堵岩性油藏模式
埋深介于3280～4300m之间，成岩作用处于中成岩A阶段，扇根的封堵能力强，油藏类型为扇根封堵的岩性油藏，油气充满度高，油藏非油即干，含油高度在80～190m之间，油藏的宽度一般介于600～2500m之间。
渗透率的定义
用于表示孔隙介质中流体在其孔隙中流动难易程度的量称为该介质的渗透率。孔隙介质中单相稳定流的流量，原则上可以由达西公式（H.Darcy，1856）描述：
储层岩石物理学
式中：Q是通过介质的流体流量，m3/s；μ为流体的黏度，Pa·s；A为垂直于流体运动方向的介质横截面，m2；L为流体穿过介质的厚度，m；ΔP为流体两端的压力差，Pa；K为渗透率，它具有面积量纲，m2，但是显得过大，通常以μm2作为单位，过去采用达西（D）或毫达西（mD）作为单位。因渗透率具有面积的量纲，可以将其理解为介质中孔隙通道面积的大小。多孔介质孔道面积越大，渗流越容易，渗透率越高。
当岩心全部孔隙为单相液体所充满并在岩心中流动，岩石与液体不发生化学和物理化学作用的条件下，对同一岩心，比例系数值K的大小是与液体性质无关的常数。对不同孔隙结构的岩心，K值不同。因此，在上述条件下，由式（1－22）定义的渗透率K是仅仅取决于岩石孔隙结构的参数，我们把这一系数称为岩石的绝对渗透率。
需要注意的是，达西定律是有一定的适用条件的，当渗流速度增大到一定程度之后，除产生黏滞阻力外，还会产生惯性阻力。此时流量与压差不再呈线性关系，达西定律不再适用。如已知岩石和流体的物性参数如岩石孔隙度φ、渗透率K及流体密度ρ、黏度μ，可根据卡佳霍夫提出的雷诺数Re表达式（说明：雷诺数是判断流体流动是层流或是湍流的标准），确定出一个保持线性渗流的最高渗滤速度，对于一般储层岩石和流体物性参数，其形式如下：
储层岩石物理学
式中：vc为渗流符合达西定律的临界流速。
当岩石中含有多相流体时，每相流体的渗透率称为该相流体的有效渗透率。例如在孔隙中存在油和水两相液体时，对于油或水的渗透率。
有效渗透率与绝对渗透率的比值称为相对渗透率。在多相液体同时存在时，通常用相对渗透率来衡量某种流体通过岩石的难易程度。图1－6是油水、气水和气油两相流体情况下的相对渗透率的示意图。
图1－6 相对渗透率与饱和度的关系
此外，由于气体与液体的性质不同，如可压缩性和微小孔隙中的滑动现象等，使同一岩石的气体渗透率与液体渗透率出现差异，因此需要专门在下面加以讨论。
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