基于孔喉连通性约束的核磁共振渗透率计算方法—以渤中凹陷砂岩储层为例

来源：石油科学通报杂志2026年第2期北京时间：

作者：王培春, 崔云江, 李志愿, 张新宇, 肖立志, 廖广志

单位：1 中海石油(中国)有限公司天津分公司， 天津 3004592 中国石油大学(北京)油气资源与工程全国重点实验室， 北京 102249

摘要：在强成岩作用改造的中低渗砂岩储层中，非连通孔隙普遍发育，使传统核磁共振(NMR)渗透率评价方法难以准确反映储层真实渗流能力。该类方法通常采用经验T2截止值划分可动流体体积(FFV)与束缚流体体积(BVI)，并基于经典Timur-Coates模型进行渗透率计算。然而，由于其未能有效区分连通孔隙与非连通孔隙，往往导致渗透率评价结果出现系统性高估。针对这一问题，本文提出一种基于孔喉连通性约束的T2截止值确定方法，并将其嵌入Timur-Coates渗透率计算流程。首先联合利用岩心核磁共振T2谱与高压压汞毛管压力实验数据，将二者统一转换为等效孔径分布及累积分布曲线，通过对两类曲线的对应关系进行定量分析，识别非连通孔隙体积及其所对应的临界孔径范围，确定具有明确物理约束意义的可动流体T2截止值。基于该截止值重新划分可动与束缚流体体积，并代入Timur-Coates模型实现渗透率计算。以渤海湾盆地渤中凹陷砂岩储层为例开展方法验证，新方法能够有效削弱非连通孔隙对可动流体体积估算的干扰，使T2截止值由经验选取转变为受孔喉连通性约束的定量确定过程。与传统经验截止值方法相比，该方法所得渗透率结果与岩心实测渗透率具有更好的一致性，对数均方根误差由1.079降低至0.104，显著提升了复杂成岩背景下渗透率评价的准确性与稳定性。研究表明，该方法可为复杂成岩背景下低渗砂岩储层渗透率精细评价提供新的技术思路，为低渗复杂砂岩储层渗透率评价提供了更具地质意义和应用价值的技术途径。

关键词：孔喉连通性,渗透率,核磁共振,毛管压力实验,碳酸盐岩胶结物