西区油田位于陕西省志丹县境内，其中的研究区——寨科区和旦八北部区位于志丹县西南部的旦八镇境内，面积约82 km²（图 1），地质构造上属于鄂尔多斯盆地陕北斜坡的中部偏南处，该斜坡为微向西倾斜的单斜构造，其雏形出现于侏罗纪晚期，形成于早白垩世^[1]。研究区域现有井约775口，寨科区主要开采层位为长2，旦八北部区主要开发层位为长3、长4+5。目前该区域长6储层特征未进行过系统的研究，不利于区域的后继开发。因此，对该区长6储层油藏的研究对于实现油田产层及区块接替、增储上产、后续高效开发具有重要的意义。

1 孔渗模型建立

孔渗模型的研究是储层特征及其评价的重要基础，而储层的评价结果将直接影响油藏评价的效果^[2]。因此，有必要对储集层孔隙度、渗透率进行较为详细的研究。对长6油层组岩心进行分析，在物性分析和粒度分析资料的基础上作出了长6油层组碳酸盐含量与孔隙度、渗透率的关系图（图 2、图 3）。

从图上可以看出，长6油层组中孔隙度和渗透率总体上随碳酸盐含量增大而减小。从相关性来看，测井声波时差与岩心分析孔隙度直接的关系很差（图 4），主要是碳酸盐含量的影响。而对于长6油层组碳酸盐含量与孔渗相关性上较好，因此在利用测井声波时差计算孔隙度时需要考虑碳酸盐含量对孔隙度的影响，可以利用相关的体积模型（图 5）建立孔隙度关系^[3-4]，利用体积模型校正碳酸盐含量后的孔隙度模型^[5]为：

(1)

(2)

(3)

式中：AC为声波时差响应值，µs/m；AC_ma为骨架声波测井响应值，µs/m；AC_oil-water为流体声波测井响应值，µs/m；AC_sh为泥质的测井响应值，µs/m；AC_ca为碳酸盐含量的测井响应值，µs/m；φ为孔隙度；V_sh泥质含量；V_ca为碳酸盐含量；B、A为相应系数。

由此可以得出AC-AC_ca×V_ca与孔隙度呈现线性关系，因此，我们将AC-AC_ca×V_ca（即校正碳酸盐岩含量后的声波时差）作为横坐标，孔隙度为纵坐标做线性回归，得到长6油层组校正碳酸盐含量后的声波时差与孔隙度关系图（图 6），所示的线性关系式：y=0.131 2 x-19.196。

本区的渗透率解释模型直接采用与孔隙度的单相关形式（图 7）所示：y=0.033 4×e^{（0.226 3x）}。因此得出本区长6油层组的孔隙度、渗透率计算模型见表 1。

2 孔渗解释模型验证

模型的准确性需要实际生产的验证^[6]。对于长6油层组，由测井解释建立的孔渗模型也需要相应的验证。以正470井为例，从长6油层组参数处理成果图（图 8）可知，其中长6油层组的测井计算孔隙度（PORX）和渗透率（PERM）与岩心分析的孔隙度（CPOR）和渗透率（CPERM）重叠很好。此外，从长6测井孔隙度与岩心孔隙度对比图（图 9）和长6测井渗透率与岩心渗透率对比图（图 10）中可以看出，长6油层组测井计算的孔隙度和渗透率与实验测得的孔隙度和渗透率基本上落在45°对角线上，长6计算的孔隙度的绝对误差在0.91%左右，计算的渗透率的相对误差在18.5%左右，因此储层参数的计算误差达到了行业标准，可以用于油田实际生产需要。

3 结论

（1）利用研究区体积模型建立校正碳酸盐岩含量后的声波时差与孔隙度之间关系，进而得出孔隙度计算模型。

（2）利用实测孔隙度与实测渗透率的相关关系得出渗透率的计算模型。

（3）计算的孔隙度的绝对误差在0.91%左右，计算的渗透率的相对误差在18.5%左右，因此储层参数的计算误差达到了行业标准，可以用于油田实际生产需要。