砾岩、含砾砂岩和砾状砂岩，对厚度小于0.5m的薄层按综合含砂砾量划分岩性。
中子、声波、密度三孔隙度测井受油气影响小，受储层物性、岩性、矿物成分影响较大，因此，采集不同岩性的测井特征值，利用交会图技术制作了声波孔隙度-中子孔隙度、声波孔隙度-密度孔隙度和中子孔隙度-密度孔隙度交会图。交会图显示含砾砂岩、砾状砂岩、砾岩分布区域重叠较少，砂岩在中子-声波交会图上可以与含砾砂岩分开，而在中子孔隙度-密度孔隙度和声波孔隙度-密度孔隙度交会图基本重叠。可见声波孔隙度-中子孔隙度交会图相对中子孔隙度-密度孔隙度交会图和声波孔隙度-密度孔隙度交会图区分岩性能力略好，但是，单纯孔隙度测井交会受深度影响较大，因为不同的深度，岩石压实程度不同，但埋度差别较大时，不同岩性分布区域会发生较大变化，出现重叠现象，从而影响岩性识别能力。
1412108DEN 141210864砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩AC6420-2-20246CNL8101214砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩20-2-404AC81216
图3.1.3-1声波孔隙度-与中子孔隙度交会图 图3.1.3-2 密度孔隙度-与声波孔隙度交会图
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14120.660.641080.62DEN420-20246CNL8101214N6砾岩永920含砾砂岩永920砾状砂岩永920砂岩永920砾岩盐22-22含砾砂岩盐22-22砾状砂岩盐22-22砂岩盐22-220.6砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩0.580.560.540.750.8M0.850.9
图3.1.3-3密度孔隙度-与中子孔隙度交会 图3.1.3-4 M、N值交会图
M-N值交会图是一种岩性骨架识别技术，克服了孔隙度大小变化的影响，不同的岩性一般沿某一斜率分布，砾岩与砂岩分布区域明显不同于含砂砾岩、砾状砂岩的分布区域，砾状砂岩分布略偏向砾岩，含砾砂岩略偏向砂岩区域，这显示了砾岩、砂岩的骨架值不同于另两种岩性骨架值，而含砂砾岩和砾状砂岩的骨架值较为相近。同时，该图还显示，不同的岩性分布范围较大，显示该地区岩性成分变化较大。
根据M-N值交会图制作了不同岩性的N/M直方图（图3.1.3-5），
图3.1.3-5不同岩性N/M分布直方图
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该图显示不同岩性的N/M值分布区域不同，砾岩分布在0.69~0.71；砾状砂岩分布在0.7~0.75，主要分布在0.71~0.74；含砾砂岩分布在0.71~0.76，主要分布在0.71~0.75；砂岩分布在0.715~0.7 75，主要分布在0.73~0.76。
可见，各岩性都有重合，但他们的主要分布区间还是存在一定的差异，因此，可以利用N/M值来划分岩性。砾状砂岩与含砾砂岩重合区域较多，不易区分，同时，这两种岩性孔渗关系、电性特征、a、m、n值也差异较小，因此，处理时可以不将砾状砂岩与含砾砂岩区分，将两种岩性合并为砂砾岩。
泥岩N/M值分布范围广，覆盖了各种岩性区间，但是泥岩NM值都比较小，因此，可以直接利用N、M值来划分泥岩。M值小于0.77或N值小于0.56为泥岩。
（2）分岩性a、b、m、n参数的确定
根据孔隙度和岩电实验数据建立了F～Φ、I～Sw图版，确定含油饱和度计算参数a、b、m、n值。
根据常规物性分析，该区孔隙度、渗透率都比较低，属于低孔、低渗储层；非均质性严重，深度相近的岩心物性差异较大；总体上深度越深物性越差；孔隙度与储层岩石颗粒分选、胶结物类型及其含量密切相关。
地层因素 F 350300250200150100y = 2.0332x2R = 0.9214-1.4098300250200地层因素 F
砾岩含砾砂岩砾状砂岩砂岩15010050050000.050.10.150.2孔隙度 Φ00.050.10.15孔隙度0.2
图3.1.3-6岩心Φ～F交会图 图3.1.3-7不同岩性Φ～F交会图
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300乘幂 (砾岩)250180150y = 2.4589x2R = 0.9203-1.3425地层因素 Fy = 7.0614x2R = 0.687800.020.04-1.0049地层因素 F2001501005000.060.08孔隙度Φ120906030000.050.1乘幂 (砾状砂岩、含砾砂岩)图3.1.3-8砾岩Φ～F交会图 图3.1.3-9 砾状砂岩、含砾砂岩Φ～F交会图
0.150.2孔隙度 Φ
250200100y = 1.0376x2R = 0.8794-1.571电阻率增大倍数(I)地层因素 F101501005000y = 0.6474x2R = 0.9551-1.89781砂岩乘幂 (砂岩)0.050.10.150.2孔隙度0.10.20.4图3.1.3-10砂岩Φ～F交会图 图3.1.3-11 岩心Sw～I交会图
0.60.8饱和度(SW)1
N值4.543.532.521.51砾岩砾状砂岩和含砾砂岩砂岩
0.5000.050.1孔隙度 Φ0.150.2图3.1.3-12不同岩型的N值
建立了F～Φ图版(图3.1.3-6)，回归计算m、a值,显示孔隙度
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小于5%时，F与Φ的关系较为分散，因此，分岩性制作了F～Φ图版(图3.1.3-7)，该图显示含砾砂岩、砾状砂岩F～Φ关系一致，与砾岩、砂岩的F～Φ关系略有不同，故分岩性制作了F～Φ图版（见图图3.1.3-8、图3.1.3-9、图3.1.3-10），分别回归计算m、a值(表3.1.3-1)，a值随着岩石颗粒粒径变小而减小，m值随着岩石颗粒粒径变小而增大，并且，砂岩的a、m与经验值差别较小，砾岩、含砾砂岩、砾状砂岩与经验值相差较大。
表3.1.3-1 盐家-永安油田阿尔奇公式常数 常数 适用条件 适用所有岩性 砾岩 砾状砂岩 含砾砂岩 砂岩 a 2.0332 7.0614 2.4589 0.6474 B 1.0376 1.0049 1.0062 1.0100 m 1.4098 1.0049 1.3425 1.8978 n 1.571 2.045 1.67 1.43 a等于1时 m值 1.6862 1.5996 1.7009 1.712 （3）分岩性渗透率渗透率模型建立
渗透率与孔隙度的关系最为密切，除此之外还受多种因素制约，如孔隙结构、岩石颗粒粒度、胶结物含量等。针对不同因素的影响，进行了大量的基础研究工作，制作了储层岩心分析渗透率与孔隙度（图3.1.3-13）、泥质含量（图3.1.3-14）、碳酸盐岩含量（图3.1.3-15）等其它地质参数的关系图，确定影响储层渗透率的主要因素。
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