图3.1.3-13 不同岩性的孔隙度渗透率关系图
渗透率 (×10μm)2-310001001010.10.010510泥质含量(%)1520图3.1.3-14 泥质含量与渗透率关系图
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1000渗透率（10-3μm2）1001010.10.01010203040
碳酸盐岩含量 %图3.1.3-15碳酸盐岩含量与渗透率关系图
孔隙度 （%）30252015105005101520253035碳酸盐岩含量 （%）
3.1.3-16碳酸盐岩含量与孔隙度关系图
图3.1.3-13显示渗透率与孔隙度之间的变化存在着一个总趋势，即渗透率随着岩石孔隙度的增大而升高，但是孔隙度与渗透率关系
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相对分散，将岩心分类后可以看出含砾砂岩、砾状砂岩分布相对集中，砾岩分布相对分散，砂岩分布趋势也略有不同。含砾砂岩、砾状砂岩是该区的最主要的产油层，为更精确计算渗透率，应分岩性建立渗透率计算模型。
图3.1.3-14、图3.1.3-15显示渗透率受泥质含量、碳酸盐岩含量影响严重，一般是随着这两者含量的增加渗透率减小。碳酸盐岩含量对孔隙度具有同样的影响作用（图3.1.3-16）。砂砾岩储层准确计算碳酸盐岩含量难度很大，故在准确计算孔隙度的情况下可以不考虑碳酸岩含量的影响。该地区砂砾岩岩石颗粒粒径变化范围大，渗透率与粒度中值没有明显的关系，相关性甚差。故在计算渗透率时可以不考虑粒度中值的影响。
在上述分析基础上，利用孔隙度、泥质含量分岩性建立渗透率计算模型：
含砾砂岩、砾状砂岩渗透率计算模型：
log(k)=0.160066Ф-0.07195Vsh-0.78688 R=0.810 砾岩渗透率计算模型：
log(k)=0.074551*Ф-0.08782Vsh-0.09417 R=0.461 砂岩渗透率计算模型：
log(k)=0.040526Ф-0.06424Vsh-0.4542 R=0.678 式中：k-渗透率，×10-3μm2；Ф-孔隙度，%；Vsh-泥质含量，%。 （4）不同岩石相油水层判别
砂砾岩体储层非均质性强、物性变化大，油水层测井电阻率差
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别较小。研究发现：油层测井电阻率主要受三方面因素影响，即：岩性、物性和地层水矿化度。通过研究发现，其岩性与含油性有着密切的关系。首先，岩性决定着物性，砂岩、含砾砂岩、砾状砂岩、砾岩物性依次变差，储层的含油性与物性密切相关，从本地区取心资料看，含油层段含油极不均，物性好则含油性好，物性差则含油性差，致密岩性基本不含油。不同岩性的油层，其测井特征差异较大，针对不同岩性的油层，选择一定厚度（通常大于0.5米）的纯岩石，分别制作了电阻率与孔隙度交会图（图3.1.3-17）。交会图显示砂岩、含砾砂岩和含砂砾岩可以利用常规测井资料识别出流体性质，砾岩油水层混合在一起，几乎不能识别，需要综合常规测井资料、核磁共振测井以及录井、气测等第一性资料识别流体性质。从油层电阻率影响因素看，油层的电阻率与物性和地层水矿化度有关，孔隙度大，电阻率低，反之，电阻率高，地层水矿化度高，油层电阻率低，反之，电阻率高，由于中深层砂砾岩主要成藏岩性为砾状砂岩和含砾砂岩，因此，针对砾状砂岩和含砂砾岩两种岩性分区块建立永北地区油水层判别标准。（表3.1.3-2、表3.1.3-3）。
表3.1.3-2 永921井区沙四段深层电性标准
流体性质 油层 孔隙度 电阻率 油水同层 27 RT≥33 RT≥27 23 图3.1.3-17不同岩性电阻率与孔隙度交会图 （二）开展注水先导实验及工艺配套技术研究 通过积极探索砂砾岩油藏注水开发适应性及工艺配套技术，初步取得了一定认识。 为有效开发砂砾岩油藏提供技术支撑，优选盐22-2井组进行注水先导试验，含油面积:1.1km2，地质储量:172×104t。采用反九点面积井网，总井数8口，注采井距250米，角距350米。注水试验前，将井组层系归位至第三套砂体1砂组。 2008年，为了深入研究砂砾岩油藏注水开发技术适应性，加强了“三项监测”，开展了“三项试验”。 加强了“三项监测”：吸水状况监测；地层压力监测；裂缝高度监测。 1、加强水井监测工作量力度 通过实施水井测试3井次、测吸1井次监测资料,中深层砂砾岩油藏具备一定的吸水能力，平均启动压力在15.7兆帕，每米吸水指 24