下载文档原格式
【大学介绍】东北石油大学简介东北石油大学是一所全国重点院校，是伴随大庆油田的发现而诞生的一所以工学为主，工、理、管、文、经、法、教育学多学科协调发展的省属普通高等学校。
学校以本科教育为主，研究生教育已具规模。
学校有 53种本科专业， 8个国家级特色专业建设点， 14个省级重点专业， 1 个国家重点一级学科， 3 个国家重点二级学科， 1 个省级重点学科群，6个省重点一级学科； 4 个博士后科研流动站， 1 个博士后科研工作站， 3 个博士学位授权一级学科， 18个硕士学位授权一级学科， 19个博士学位点， 88个硕士学位点；同时建有国家级大学科技园。
学校现有 18 个教学院（部），占地面积 150.3万平方米，教学行政用房面积 62万平方米。
室内外体育场所面积 15.7万平方米。
万兆级校园网与教学区、办公区及师生生活区的所有主要建筑物相连。
教学科研仪器设备总值2.7亿元。
有单体建筑面积为 4.5万平方米的现代化图书馆，馆藏图书210 万册，有数据资源 18 种。
学校已建成省部级以上重点实验室16个，其中省部共建国家重点实验室培育基地1个，国家工程研究室1个，教育部重点实验室1个，省级重点实验室4个，部级重点实验室9个。
省部级工程技术研发中心5个，省高校重点实验室5个，省高校人文社科基地2个。
有本科教学实验中心（室） 41 个；有省级“双基”条件合格实验室 6 个；国家级实验教学示范中心 1 个；省级实验教学示范中心 5 个；有校内外实习基地 122 个。
学校拥有一支素质优良、结构合理的师资队伍。
现有教职工2216人，其中，教授251人，副教授545人；具有博士学位教师206人，具有硕士学位教师718人，博士生导师49人；中国科学院院士1人（贾承造）；中国工程院院士3人（王德民、苏义脑、王玉普，其中王玉普为我校1982届毕业生）；国务院学位委员会学科评议组成员1人；教育部高等学校教学指导委员会委员3人；享受国务院政府特殊津贴专家24人；“龙江学者特聘教授”5人，省级优秀专家2人，黑龙江省学科带头人、后备带头人20人；学校有全国模范教师、全国优秀教师，黑龙江省教学名师，黑龙江省模范教师，黑龙江省优秀教师18人。
各省市国家重点实验室一览表北京
[编辑]天津
[编辑]上海
江西
无
[山东
济南
[编辑]河南无
[编辑]湖北[编辑]武汉
中国地质大学（武汉）地质过程与矿产资源国家重点实验室
香港理工大学深圳研究院的中药国家重点实验室无实验室代码，详情请参见本条目附表二。
香港
[编辑]澳门
∙由澳门大学、澳门科技大学联合设立：中药质量研究国家重点实验室∙由澳门大学设立：模拟与混合信号超大规模集成电路国家重点实验室
重庆
[编辑]青海无
[编辑]宁夏无
[编辑]新疆无。
气相饱和度对气体滑脱效应影响实验唐永强;侯吉瑞【摘要】开展砂岩CO2驱实验,研究滑脱效应与气相饱和度关系;利用束缚水测定高气相饱和度下的滑脱因子,引入强凝胶体系和高黏淀粉溶液测定低气相饱和度下的滑脱因子;通过在24.45％～100％气相饱和度条件下微观实验测定滑脱因子,分析滑脱因子随气相饱和度变化的原因.结果表明:随着气相饱和度的增加,气体滑脱效应先增加后减小,最后达到稳定.在气驱前期CO2不是连续相,滑脱效应影响较小;在气驱中期随着窜流通道数量的增加,滑脱效应不断增大;在气驱后期随着气窜通道的拓宽,滑脱效应逐渐减小.滑脱效应同时受气相饱和度和气相饱和度分布的影响.【期刊名称】《东北石油大学学报》【年(卷),期】2014(038)006【总页数】7页(P85-91)【关键词】CO2驱;克努森数;气体滑脱效应;气相饱和度;相对渗透率【作者】唐永强;侯吉瑞【作者单位】中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京 102249;中国石油大学(北京)教育部油田开发重点实验室,北京 102249;中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室,北京 102249;中国石油大学(北京)提高采收率研究院,北京 102249;中国石油大学(北京)教育部油田开发重点实验室,北京102249;中国石油三次采油重点实验室低渗油田提高采收率应用基础理论研究室,北京 102249【正文语种】中文【中图分类】TE357.7随着低渗油气田的开发及气驱技术的发展，气体渗流规律的研究越来越引起人们的关注，其中滑脱效应是气体渗流的主要影响因素之一，对气驱渗流规律的研究及气藏产出井的产能计算具有重要意义[1-3].气体渗流性质仅与自身的饱和度有关，不受液相性质影响[2-11].因此，需要研究气体滑脱效应与气相饱和度之间的关系，目前存在两种截然相反的观点：一种观点认为气体滑脱效应随气相饱和度的增加而减小.Klinkenberg L J、万军凤等认为，由于气—液的分子间作用力比气—固的小，含束缚水时管壁的气体分子受到的束缚力降低，气体滑脱效应随束缚水饱和度的增加更加明显[4-5]；Li Kewen等在20～170℃温度内进行N2—水和蒸汽—水稳态法实验，得到与克氏理论一致的结果[6].另一种观点认为气体滑脱效应随气相饱和度的增加而增加.Rose W D通过人造岩心和天然岩心水气两相非稳态驱替实验，发现滑脱因子随气相饱和度的增加而增加[7]；Fulton P F通过在含水饱和度低于30%的条件下滑脱因子测定实验得到同样的结论[8].Rushing J A等利用稳态法和非稳态法，研究不同含水饱和度条件下低渗岩心的滑脱效应，在渗透率为（0.01～0.10）火10-3μm2、含水饱和度为5%～40%条件下滑脱效应随含水饱和度增加而降低[9].得到与克氏理论一致结果的实验为两相稳态驱替实验，得到相反结果的实验处于较高气相饱和度范围内.肖晓春等针对煤层渗流，在渗透率为0.3火10-6～0.2火10-3μm2、含水饱和度为29.5%～51.3%条件下测定滑脱因子，发现围压为4～6 MPa时滑脱效应随气相饱和度的增加而减小；围压为8～10 MPa时滑脱效应随气相饱和度的增加而增加[10].笔者设计驱替实验，在气相饱和度为24.45%～100%条件下测定滑脱因子，研究气相饱和度对滑脱效应的影响，并通过微观实验解释滑脱效应随气相饱和度变化的原因.Klinkenberg L J通过实验发现气体滑脱效应，提出考虑气体滑脱效应的渗透率表达式[4]：K g=K g0（1+b/p c），（1）式中：K g为含有滑脱效应的气测渗透率；K g0为绝对渗透率；b为气体滑脱因子；p c为驱替压力.其中，气体滑脱因子b为式中：c为比例因子；λ为气体分子平均自由程，受温度和压力影响；r c为气体流动通道半径；Kn为克努森数，其值越大气体滑脱效应越大.2.1 高气相饱和度2.1.1 实验材料实验所用天然岩心和地层水来自延长油田，地层水组成见表1.所用气体为浓度大于99.9%的CO2.在地层条件下，CO2常处于气态（温度T＞31.1℃、压力p＜7.382 MPa）或超临界状态（T＞31.1℃、p＞7.382 MPa），在两种状态下CO2存在气体滑脱效应.用CO2气体测定107块取心岩心的孔隙度、渗透率及滑脱因子，统计滑脱因子与渗透率、孔隙度之间的关系，拟合结果为用DO7气体流量计计量气体流量；用JYB-K压变传感器计量岩心两端的压力差. 2.1.2 实验步骤压力变化影响分子自由程和滑脱因子.为了降低压力变化的影响，在较低压力下进行实验：（1）将抽提后的天然岩心烘干、称重，并用气态CO2以50.0、100.0、200.0、300.0、400.0、500.0 k Pa的压力差测定岩心渗透率（根据靖边采油厂某区块地层条件，设定温度为45℃、回压为6 MPa）；（2）抽真空并饱和地层水后称重，分别以0.2、0.5、1.0、1.5、2.0、3.0、4.0、5.0 m L/min的流速测定水测渗透率，比较相同流速下的气测和水测渗透率，计算滑脱因子；（3）气驱岩心至不再出水并称重，在残余水饱和度下测定气测渗透率（与步骤（1）相同），计算气相饱和度及滑脱因子；（4）烘干岩心至不同含水饱和度、称重，测定气测渗透率（与步骤（1）相同），计算气相饱和度及气体滑脱因子.2.1.3 实验结果及分析针对渗透率为25.7火10-3μm2的延长油田岩心，气测和水测渗透率结果见图1（a），通过式（1）计算滑脱因子b为149.6 k Pa.在不同气相饱和度下气测渗透率部分结果见图1（b），通过式（1）的导函数计算滑脱因子：得到气相饱和度S g为89.02%、80.26%、71.29%对应的气体滑脱因子分别为150.3、150.7、161.4 k Pa.近似认为图1（b）中各压力曲线较高点的趋势线与纵坐标的交点是渗透率K g0（即压力极大时的渗透率）.由图1（b）可以看出，随着含水饱和度的增加，气体滑脱效应逐渐增加.在含水饱和度下水相为束缚水，占据孔隙多为无效孔隙，孔隙对渗流的贡献率很低；对滑脱效应的主要影响来自水膜的作用，影响相对较小.2.2 低气相饱和度2.2.1 实验材料CO2不仅能降低油相黏度，对糖溶液、甘油等高黏流体也具有降黏作用.因此，选择改性淀粉溶液调剖剂测定低气相饱和度下的气体滑脱因子.改性淀粉调剖剂作为强凝胶体系，主要成分包括改性淀粉、丙烯酰胺单体、交联剂和引发剂.该调剖体系在凝胶前是小分子溶液，注入性好，可以模拟正常的气液分布；在凝胶后强度大，且CO2对体系的凝胶强度几乎没有影响，可以在一定程度上保留气体窜流通道形态[3].2.2.2 实验步骤当气相饱和度较低时，凝胶后的气体通过岩心时所受阻力大于凝胶前的；原因是气体停止驱替后，较细的气窜通道在卡断效应下被截成小段，在凝胶后将油水分布状态保留下来，通过注水突破封堵，可以恢复气窜通道.实验步骤：（1）用CO2驱替饱和过凝胶体系岩心，至不再有液相采出，温度升至80℃，并候凝8 h；（2）用地层水注入岩心，气驱至不再出水，称重并计算气相饱和度，在残余水饱和度下测定气测渗透率，用式（3）计算气体滑脱因子；（3）将黏度为50.00、100.00、150.00、200.00 mPa·s的改性淀粉溶液过滤并注入岩心，用CO2驱替改性淀粉溶液至不再出液，计量出液量并计算气相饱和度，用式（3）计算气体滑脱因子.2.2.3 实验结果黏度约为35.30 mPa·s的凝胶体系占据的岩心体积，与地层水条件下的束缚水体积相近，且成胶后的滑脱因子也相似，说明强凝胶体系能够模拟CO2驱替过程的气液两相分布，并能够将它保留下来（见图2）.利用高黏流体制造束缚水，使含气饱和度迅速下降，且渗透率急剧降低.实验得到的气相饱和度分别为41.37%、32.64%、28.25%、24.45%，所对应的滑脱因子分别为267.2、337.7、321.4、190.4 k Pa.这说明在低气相饱和度条件下，滑脱因子随气相饱和度的变化规律与高气相饱和度条件下的完全不同（见图2）.当气相饱和度低于束缚气相饱和度时不再发生气体滑脱效应.在低气相饱和度条件下，随着气相饱和度增加，滑脱因子先增加后降低.当水相变为束缚水时，滑脱因子随着气相饱和度增加而降低，但气体滑脱效应的变化幅度较小.通过微观驱替实验分析气体滑脱因子随气相饱和度变化的原因.3.1 实验模型及材料采用南通华兴石油仪器有限公司定制的微观驱替模型，可放大1 000倍，承压上限为50 MPa，含有保温装置，设备内置复合式光源，其中透射光源为面荧光灯，反射光源为正交照射光源.微观模型是以延长油田天然岩心的铸体薄片为依据刻蚀而成的玻璃模型.实验所用油、水来自延长油田，地层水组成见表1.原油密度为0.858 t/m3、脱气油黏度为11.54 mPa·s，含气原油黏度为4.87 mPa· s，模拟蒸馏得到的脱气原油碳数组分见表2.3.2 实验步骤文献[4-10]利用稳态法和非稳态法研究滑脱效应与气相饱和度的关系，并得到不同的结果，文中采用不同驱替方式的微观实验研究滑脱效应.为了保持CO2的气体自由程不变，实验采用恒压驱替：（1）用真空泵抽出各组模型空气，直接饱和延长原油.（2）第一组实验通过控制气瓶以10.0 k Pa的压力恒压注入CO2，观察驱替过程. （3）第二组实验首先用微量计量泵以10.0μL/min的流速将水注入水驱模型，至含水率达到90%；然后通过控制气瓶以10.0 k Pa的压力恒压注入CO2，观察驱替过程.（4）第三组实验通过控制气瓶以10.0 kPa的压力恒压注入CO2，同时用微量计量泵以5.0μL/min的流速将水注入水驱模型，观察驱替过程.3.3 实验结果及分析3.3.1 CO2驱替实验在CO2驱替初期，在注气压力下油相被启动并开始运移，注入气体在毛管中间随着油相运动.由于气体的黏滞力小于油相的，注入气体在卡断效应下被截成小段，部分气体处于束缚气状态（见图3（a））.此时气相不再是连续相，自由运动的气体分子受到气液界面的阻隔，从而严重削弱气体滑脱效应.随着注气进行，CO2逐渐形成窜流通道，随着窜流通道数量增多，气体滑脱效应逐渐增大（见图3（b））；在CO2驱替中后期，由于CO2窜流通道逐渐扩大，气体分子自由程几乎没变，根据式（2）克努森数不断减小，气体滑脱效应的影响逐渐减小（见图3（c））.3.3.2 水驱后CO2驱替实验在水驱过程中，由于岩心具有非均质性，形成水流优势通道（见图4（a））.水驱后开始CO2驱替，由于水相的流度远大于油相的，水相更容易被气相驱动，因此CO2优先沿着水窜通道前进，迅速取代连续的水相并形成气窜通道（见图4（b）），从而产生气体滑脱效应.由于新形成的气窜通道半径已经很大，因此气窜通道被拓宽而使气体滑脱效应减小的能力减弱；随着气相饱和度的增大，不断形成新的气窜通道，使气体滑脱效应逐渐增加.在CO2驱发生气窜前，气体滑脱效应对气相渗流的影响很小；随着气窜通道的形成，气体滑脱效应迅速增大，使气窜的气体流量急剧增大；在高气相饱和度区域，滑脱效应的影响趋于稳定.3.3.3 水—CO2同注驱替实验CO2驱替实验和水驱后CO2驱替实验模拟非稳态排驱过程的气相分布.在水—CO2同注驱替时能够模拟稳态驱替过程.水被CO2气体携带进入岩心后，CO2与水相可以分离并与油相接触（见图5（a））.气相与水相进入岩心后，气相段塞的两侧被水相封闭，形成交替的水气相小段塞流（见图5（b））.此时气体不再是连续相，因此滑脱效应被削弱；在驱替过程中产生贾敏效应，使驱替阻力增加，也影响滑脱效应的测定.因此，用稳态法测定气体滑脱效应与饱和度的关系与非稳态法测定的结果存在差异.利用油藏数值模拟研究CO2驱，除了考虑CO2的相态性质、CO2在油中的溶解性质、溶解造成的油相黏度变化等[18-19]，还要考虑气体滑脱效应的影响[1]，当修正相对渗透率时，一般将滑脱因子作为定值.由于在不同含水饱和度下的气体滑脱效应不同，在相对渗透率曲线测定过程中滑脱因子也不是定值，因此无论是实验测定数据还是现场实测数据，需要将气体滑脱效应随气相饱和度的变化规律引入相对渗透率的计算.在延长油田地层条件下，修正取心岩心的非稳态排驱实验数据，得到考虑气体滑脱因子与气相饱和度关系的相对渗透率曲线（见图6）.由图6可以看出，忽略滑脱因子随气相饱和度的变化，使用在CO2饱和度为100%条件下测定滑脱因子计算的油气相对渗透率，其气相相对渗透率偏大，并且曲线也更直.在气相饱和度小于20%时，气相处于束缚状态或非连续相状态，几乎不存在气体滑脱效应；在驱替前期滑脱效应随气相饱和度增加而增大；在气相饱和度为30%左右时滑脱效应达到最大；在驱替后期气体窜流通道不断扩大，由式（2）可知气体流动通道半径扩大使气体滑脱因子减小，气体滑脱效应的影响逐渐被削弱. 根据靖边采油厂某试验区长6层特低渗油藏的测井资料及地质资料，同时考虑启动压力梯度、非均质性和原油性质变化等因素，利用Eclipse建立相控地质模型及属性模型；使用模拟蒸馏结果（见表2）建立组分模型，结合PVT实验数据，利用PVTi模拟油气藏流体相态特性及溶解性质.将气体滑脱因子与气相饱和度的关系引入建立的模型，根据各网格的气相饱和度修正CO2滑脱因子和流速，并引入修正的相对渗透率曲线分析每个网格动态和总体动态.根据注采压力、注入量等生产数据对CO2驱油效果进行模拟.在未通过历史拟合修正相对渗透率时，与定滑脱因子的模拟结果比较，采用变滑脱因子进行数值模拟能更好地拟合生产气油比、换油率等生产数据，在一定程度上提高历史拟合的效率，提高预测提高采收率的效果和气窜通道形成的准确性.（1）针对CO2非混相驱，研究气体滑脱效应与气相饱和度的关系，测定高气相饱和度条件下的滑脱因子，气体滑脱效应随着气相饱和度的降低而降低.在高气相饱和度条件下水相主要占据对渗流贡献较低的孔隙，气相饱和度变化对气体滑脱效应的影响较小.（2）利用改性淀粉凝胶体系和改性淀粉高黏流体测定低气相饱和度下的滑脱效应，在24.45%～100.00%的气相饱和度内测定滑脱因子，得到较完整的气体滑脱效应与气相饱和度的关系，在低气相饱和度下气体滑脱效应随着气相饱和度的增加先增加后降低.（3）在气驱前期，未形成气窜通道时，由于气体不是连续相，气体滑脱效应不大，但随着气体窜流通道的形成和窜流通道数量的增加，气体滑脱效应增大；随着气窜通道的扩大，气窜通道的数量不再增加，气体滑脱效应的影响不断减小.[1] 熊健，郭平，李凌峰.滑脱效应和启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响[J].大庆石油学院学报，2011，35（2）：78-81.Xiong Jian，Guo Ping，Li Lingfeng.Impact of slippage effect and startup pressure gradient on deliverability of low-permeability gasreservoirs[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2011，35（2）：78-81.[2] Alireza Ashrafi Moghadam，Rick Chalaturnyk.Expansion of the Klinkenber g’s slippage equation to low permeability porous media [J].International Journal of Coal Geology，2014，123：2-9.[3] Mahnaz Firouzi，Khalid Alnoaimi，Anthony Kovscek，et al.Klinkenberg effect on predicting and measuring heliumpermeability in gasshales[J].International Journal of Coal Geology，2014，123：62-68.[4] Klinkenberg L J.The permeability of porous media to liquid sandgases[C].API Drilling and Production Practice，1941：200-213.[5] 万军凤，卢渊，赵仕俊.低渗气藏滑脱效应研究现状及认识[J].新疆石油地质，2008，29（2）：229-231.Wan Junfeng，Lu Yuan，Zhao Shiiun.Status and under standings of gas slippage effect studies on low-permeability gas reservoir[J]. Xiniiang Petroleum Geology，2008，29（2）：229-231.[6] Li Kewen，Horne R N.Gas slippage in two-phase flow and the effect of temperature[C].SPE 68778，2001.[7] Rose W D.Permeability and gas-slippage phenomena[C].API Drilling and Production Practice，1949：209-217.[8] Fulton P F.The effect of gas slippage on relative permeability measurements[J].Producers Monthly，1951，15（12）：14-19.[9] Rushing J A，Newsham K E，VanFraassen K C.Measurement of the two-phase gas slippage phenomen on and its effect on gas relative permeability in tight gas sands[C].SPE 84297，2003.[10] 肖晓春，潘一山，于丽艳.水饱和度作用下低渗透气藏滑脱效应实验研究[J].水资源与水工程学报，2010，21（5）：15-19.Xiao Xiaochun，Pan Yishan，Yu Liyan.Experiment of slippage effect under water saturation in hypotonic coal bed[J].Journal of WaterResources&Water Engineering，2010，21（5）：15-19.[11] 陈国宏，罗从勇，龙学江，等.多孔介质中气体滑脱效应及其对渗流的影响分析[J].内蒙古石油化工，2008（20）：133-135.Chen Guohong，Luo Congyong，Long Xueiiang，et al.Effect analysis of gas slippage on percolation in porous media[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2008（20）：133-135.[12] 霍凌婧，杨正明，张硕.滑脱因子的经验关系式研究[J].武汉工业学院学报，2009，28（3）：36-41.Huo Lingiing，Yang Zhengming，Zhang Shuo.On the empirical relation of slippage factor[J].Journal of Wuhan Polytechnic University，2009，28（3）：36-41.[13] Mc Mahon J J.An investigation of air permeabilities of porousmedia[D].University Park：The Pennsylvania State University，1949. [14] Sampath K，Keighin C W.Factors affecting gas slippage in tight sandstones of cretaceous age in the Uinta basin[J].J.Pet.Technol，1982，34（11）：2715-2720.[15] Jones S C.A rapid accurate unsteady-state Klinkenberg permeameter[C].SPE 3535，1972.[16] Reinecke S A，Sleep B E.Knudsen diffusion，gas permeability，and water content in an unsaturated porous medium[J].Water Resources Research，2002，38（12）：1280-1294.[17] 章星，杨胜来，章玲，等.低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究[J].油气地质与采收率，2012，19（2）：84-86.Zhang Xing，Yang Shenglai，Zhang Ling，et al.Experimental study on factors of Klin Kenberg permeability in low permeable gas reser voir.PGRE，2012，19（2）：84-86.[18] 钟立国，韩大匡，李莉，等.特低渗透油藏二氧化碳吞吐模拟[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：120-124.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li，et al.Simulation of carbon dioxidehuff&puff for reservoirs with extra low permeability[J]. Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：120-124.[19] 钟立国，韩大匡，李莉.人工压裂低渗透油藏二氧化碳吞吐因素敏感性分析[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：125-129.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li.Analysis of the sensitivity of carbon dioxide huff&puff for fractured reservoirs with low permeability[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：125-129.【相关文献】[1] 熊健，郭平，李凌峰.滑脱效应和启动压力梯度对低渗透气藏水平井产能的影响[J].大庆石油学院学报，2011，35（2）：78-81.Xiong Jian，Guo Ping，Li Lingfeng.Impact of slippage effect and startup pressure gradient on deliverability of low-permeability gas reservoirs[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2011，35（2）：78-81.[2] Alireza Ashrafi Moghadam，Rick Chalaturnyk.Expansion of the Klinkenberg’s slippage equation to low permeability porous media [J].International Journal of Coal Geology，2014，123：2-9.[3] Mahnaz Firouzi，Khalid Alnoaimi，Anthony Kovscek，et al.Klinkenberg effect on predicting and measuring heliumpermeability in gas shales[J].International Journal of Coal Geology，2014，123：62-68.[4] Klinkenberg L J.The permeability of porous media to liquid sand gases[C].API Drilling and Production Practice，1941：200-213.[5] 万军凤，卢渊，赵仕俊.低渗气藏滑脱效应研究现状及认识[J].新疆石油地质，2008，29（2）：229-231.Wan Junfeng，Lu Yuan，Zhao Shiiun.Status and under standings of gas slippage effect studies on low-permeability gas reservoir[J]. Xiniiang Petroleum Geology，2008，29（2）：229-231.[6] Li Kewen，Horne R N.Gas slippage in two-phase flow and the effect oftemperature[C].SPE 68778，2001.[7] Rose W D.Permeability and gas-slippage phenomena[C].API Drilling and Production Practice，1949：209-217.[8] Fulton P F.The effect of gas slippage on relative permeabilitymeasurements[J].Producers Monthly，1951，15（12）：14-19.[9] Rushing J A，Newsham K E，VanFraassen K C.Measurement of the two-phase gas slippage phenomen on and its effect on gas relative permeability in tight gas sands[C].SPE 84297，2003.[10] 肖晓春，潘一山，于丽艳.水饱和度作用下低渗透气藏滑脱效应实验研究[J].水资源与水工程学报，2010，21（5）：15-19.Xiao Xiaochun，Pan Yishan，Yu Liyan.Experiment of slippage effect under water saturation in hypotonic coal bed[J].Journal of Water Resources&Water Engineering，2010，21（5）：15-19.[11] 陈国宏，罗从勇，龙学江，等.多孔介质中气体滑脱效应及其对渗流的影响分析[J].内蒙古石油化工，2008（20）：133-135.Chen Guohong，Luo Congyong，Long Xueiiang，et al.Effect analysis of gas slippage on percolation in porous media[J].Inner Mongolia Petrochemical Industry，2008（20）：133-135.[12] 霍凌婧，杨正明，张硕.滑脱因子的经验关系式研究[J].武汉工业学院学报，2009，28（3）：36-41.Huo Lingiing，Yang Zhengming，Zhang Shuo.On the empirical relation of slippagefactor[J].Journal of Wuhan Polytechnic University，2009，28（3）：36-41.[13] Mc Mahon J J.An investigation of air permeabilities of porous media[D].University Park：The Pennsylvania State University，1949.[14] Sampath K，Keighin C W.Factors affecting gas slippage in tight sandstones of cretaceous age in the Uinta basin[J].J.Pet.Technol，1982，34（11）：2715-2720.[15] Jones S C.A rapid accurate unsteady-state Klinkenberg permeameter[C].SPE 3535，1972.[16] Reinecke S A，Sleep B E.Knudsen diffusion，gas permeability，and water content in an unsaturated porous medium[J].Water Resources Research，2002，38（12）：1280-1294.[17] 章星，杨胜来，章玲，等.低渗透气藏克氏渗透率影响因素室内实验研究[J].油气地质与采收率，2012，19（2）：84-86.Zhang Xing，Yang Shenglai，Zhang Ling，et al.Experimental study on factors of Klin Kenberg permeability in low permeable gas reser voir.PGRE，2012，19（2）：84-86. [18] 钟立国，韩大匡，李莉，等.特低渗透油藏二氧化碳吞吐模拟[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：120-124.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li，et al.Simulation of carbon dioxide huff&puff for reservoirs with extra low permeability[J]. Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：120-124.[19] 钟立国，韩大匡，李莉.人工压裂低渗透油藏二氧化碳吞吐因素敏感性分析[J].大庆石油学院学报，2009，33（4）：125-129.Zhong Liguo，Han Dakuang，Li Li.Analysis of the sensitivity of carbon dioxide huff&puff for fractured reservoirs with low permeability[J].Journal of Daqing Petroleum Institute，2009，33（4）：125-129.中图分类号：TE357.7。
文章编号：１００１－６１１２（２０２１）０１－００７７－０９㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｄｏｉ：１０．１１７８１／ｓｙｓｙｄｚ２０２１０１０７７致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用钟红利１，张凤奇２，赵振宇３，魏㊀驰２，４，刘㊀阳２（１．西安科技大学地质与环境学院，西安㊀７１００５４；２．西安石油大学地球科学与工程学院，西安㊀７１００６５；３．中国石油勘探开发研究院，北京㊀１０００８３；４．中交一公局集团有限公司，北京㊀１０００２４）摘要：为分析致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布对可动流体的控制作用，以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系延长组长６㊁长７和长８油层组为例，将高压压汞与核磁共振技术结合，研究致密砂岩储层多尺度微观孔喉分布特征，将离心实验与核磁共振Ｔ２谱分析技术相结合，探讨致密砂岩储层可动流体的分布特征，两者结合研究致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用㊂研究区延长组致密砂岩储层微观孔喉半径分布范围宽，分布在０．６ ３０５０．８ｎｍ，主体分布在１０ ５００ｎｍ，表明该致密砂岩储层主要发育微㊁纳米级孔喉，主体为纳米级孔喉；致密砂岩储层中可动流体饱和度为９．８３％ ２５．６４％，平均值为１７．５３％，普遍较低㊂储层孔隙度和储层渗透率与可动流体孔隙度具有较好的正相关性，表明储层物性条件对致密砂岩储层可动流体分布具有较好的控制作用；大于５０ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁大于１００ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁最大孔喉半径㊁峰值孔喉半径等参数与储层可动流体孔隙度均具有较好的正相关性，表明储层中相对较大孔喉，尤其大于１００ｎｍ孔喉的分布对致密砂岩储层可动流体含量具有重要的控制作用；孔喉的分选系数与可动流体含量表现为正相关，这主要与致密砂岩储层中孔喉半径分布较宽且分选好的致密砂岩主要以细小孔喉为主有关㊂关键词：高压压汞；核磁共振；可动流体；致密砂岩；延长组；鄂尔多斯盆地中图分类号：ＴＥ１２２．２㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀文献标识码：ＡＭｉｃｒｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｉｔｓｃｏｎｓｔｒａｉｎｔｏｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄＺＨＯＮＧＨｏｎｇｌｉ１，ＺＨＡＮＧＦｅｎｇｑｉ２，ＺＨＡＯＺｈｅｎｙｕ３，ＷＥＩＣｈｉ２，４，ＬＩＵＹａｎｇ２（１．ＣｏｌｌｅｇｅｏｆＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｎｖｉｒｏｎｍｅｎｔ，Ｘｉ ａｎＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙｏｆＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙ，Ｘｉ ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００５４，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥａｒｔｈＳｃｉｅｎｃｅｓａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ ａｎ，Ｓｈａａｎｘｉ７１００６５，Ｃｈｉｎａ；３．ＲｅｓｅａｒｃｈＩｎｓｔｉｔｕｔｅｏｆＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００８３，Ｃｈｉｎａ；４．ＣＣＣＣＦｉｒｓｔＨｉｇｈｗａｙＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇＣｏｍｐａｎｙＬｔｄ．，Ｂｅｉｊｉｎｇ１０００２４，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｏｕｎｄｅｒｓｔａｎｄｔｈｅｃｏｎｓｔｒａｉｎｓｏｆｍｕｌｔｉ⁃ｓｃａｌｅｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｔｏｔｈｅｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，ｈｉｇｈ⁃ｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｎｄｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅ（ＮＭＲ）ｗｅｒｅｅｍｐｌｏｙｅｄｔｏｏｂｔａｉｎｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｉｃｒｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｓｏｆＣｈａｎｇ６，Ｃｈａｎｇ７ａｎｄＣｈａｎｇ８ｏｉｌ⁃ｂｅａｒｉｎｇｓｅｃｔｉｏｎｓｏｆｔｈｅＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｔｈｅｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎｐａｒｔｏｆｔｈｅＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ．ＴｈｅｏｃｃｕｒｒｅｎｃｅｓｆｅａｔｕｒｅｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｅｒｅａｌｓｏｉｎｖｅｓｔｉｇａｔｅｄｂｙｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｎｄｔｈｅＴ２ｓｐｅｃｔｒｕｍａｎａｌｙｓｉｓｏｆＮＭＲ．Ｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｈｅｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｏｆＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｈａｓａｗｉｄｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ（ｒａｎｇｉｎｇｆｒｏｍ１．１３ｔｏ３０５０．８０ｎｍ），ｍａｉｎｌｙｄｉｓｔｒｉｂｕｔｅｄｆｒｏｍ１０ｔｏ５００ｎｍ，ｒｅｆｅｒｒｉｎｇｔｏｍｉｃｒｏ⁃ａｎｄｎａｎｏ⁃ｓｃａｌｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓａｎｄｍａｉｎｌｙｗｅｒｅｎａｎｏ⁃ｓｃａｌｅ．Ｔｈｅｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓａｔｕｒａｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｒａｎｇｅｄｆｒｏｍ９．８３％ｔｏ２５．６４％ｗｉｔｈａｎａｖｅｒａｇｅｖａｌｕｅｏｆ１７．５３％，ｉｎｄｉｃａｔｉｎｇａｌｏｗｃｏｎｔｅｎｔｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｕｄｉｅｄｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｅｒｅｐｏｓｉｔｉｖｅｌｙｃｏｒｒｅｌａｔｅｄｔｏｔｈｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｈａｖｉｎｇｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄ，ｉｎｄｉｃａｔｉｎｇｔｈｅｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｐｌａｙｉｎｇａｒｏｌｅｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．收稿日期：２０１９－０８－１４；修订日期：２０２０－１２－０４㊂作者简介：钟红利（１９７９ ），女，博士，讲师，从事储层地质学和地震资料解释方面的研究㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：４９７３２２７２５＠ｑｑ．ｃｏｍ㊂通信作者：张凤奇（１９８１ ），男，博士，副教授，从事非常规油气形成机制与富集规律方面的研究㊂Ｅ⁃ｍａｉｌ：１５５２０５４１７＠ｑｑ．ｃｏｍ㊂基金项目：国家自然科学基金项目（４１５０２１３７）㊁国家油气重大专项项目（２０１７ＺＸ０５０３９－００１－００３）㊁陕西省自然科学基础研究计划（２０１７ＪＭ４００４）和陕西省教育厅重点实验室科研计划项目（１７ＪＳ１１０）联合资助㊂㊀第４３卷第１期２０２１年１月㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＧＥＯＬＯＧＹ＆ＥＸＰＥＲＩＭＥＮＴ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀Ｖｏｌ．４３，Ｎｏ．１Ｊａｎ．，２０２１Ｔｈｅｒａｔｉｏｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｗｈｉｃｈｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ５０ｎｍ，ａｎｄｒａｔｉｏｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ１００ｎｍ，ｔｈｅｍａｘｉｍｕｍｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓ，ｐｅａｋｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｅｔｃ．，ｓｈｏｗｅｄａｐｏｓｉｔｉｖｅｃｏｒｒｅｌａｔｉｏｎｗｉｔｈｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｉｔｃａｎｂｅｉｎｄｉｃａｔｅｄｔｈａｔｔｈｅｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｒｅｌａｔｉｖｅｌａｒｇｅｒｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｓｔｓ，ｅｓｐｅｃｉａｌｌｙｔｈｏｓｅｌａｒｇｅｒｔｈａｎ１００ｎｍ，ｈａｖｅｓｔｒｏｎｇｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇａｆｆｅｃｔｉｏｎｔｏｔｈｅｒｅｌａｔｉｖｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄ⁃ｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｓｏｒｔｉｎｇｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｉｓｐｏｓｉｔｉｖｅｌｙｃｏｒｒｅｌａｔｅｄｗｉｔｈｔｈｅｃｏｎｔｅｎｔｏｆｆｌｅｘｉｂｌｅｆｌｕｉｄｄｕｅｔｏｔｈｅｗｅｌｌ⁃ｓｏｒｔｅｄｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓｗｉｔｈａｗｉｄｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｄｏｍｉｎａｔｅｄｂｙｆｉｎｅｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓ．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ｈｉｇｈ⁃ｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎ；ｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅ；ｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄ；ｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅ；Ｙａｎ⁃ｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ；ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊀㊀非常规油气中致密砂岩油气的勘探开发在我国油气勘探领域占据着越来越重要的地位［１－４］㊂其中，鄂尔多斯盆地延长组发育有多套致密砂岩油储层，其孔隙结构较为复杂，主要发育微㊁纳米级孔喉，且以纳米级孔喉为主［５－８］，流体在该尺度孔喉中流动性如何？孔隙结构的分布对流体流动性如何影响？目前，在这些方面研究和认识程度较低［９］㊂对国内外文献调研发现，致密砂岩储层的孔隙结构研究方法较多［１０－１２］，这其中核磁共振与高压压汞联合可较好地获取致密砂岩储层中多尺度孔喉的大小分布［１３－１４］；而离心实验和核磁共振结合可较好地分析致密砂岩储层中可动流体的赋存孔喉范围及含量［９，１５］㊂本文以鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部延长组长６㊁长７和长８致密砂岩储层为研究对象，将核磁共振与高压压汞分析测试技术结合，精细表征致密砂岩储层中孔喉大小，利用离心实验和核磁共振Ｔ２谱分析相结合，来定量表征致密砂岩储层可动流体的分布，两者结合，揭示致密砂岩储层中孔喉大小分布对可流动流体的控制作用㊂该研究对致密砂岩储层中油气的勘探开发具有一定的指导作用㊂１㊀实验１．１㊀实验原理核磁共振方法研究岩石孔隙结构的理论基础在于流体储层岩石孔隙大小与氢核弛豫率成反比［１６］㊂当岩样中孔隙表面对孔隙中流体作用力较强时，岩样中部分流体会处于不可流动状态或束缚状态，它的核磁共振Ｔ２弛豫时间较小；反之，流体处于可流动状态或自由状态，它的核磁共振Ｔ２弛豫时间较大㊂当对饱和流体的岩样进行核磁共振测试时，得到的横向弛豫时间Ｔ２值是岩样孔隙㊁岩石矿物和孔隙中流体的综合体现㊂因此，利用核磁共振Ｔ２谱可对岩心孔隙中水的赋存（束缚或可动）状态进行分析，定量给出束缚流体饱和度及可动流体饱和度㊂离心实验中，离心机以不同大小离心力高速旋转，促使岩心孔隙中的可动流体（水／油）克服毛细管力而不断被分离出来，不同大小的离心力值对应不同的岩心孔喉半径值，孔喉半径值与离心力大小之间遵循毛管压力计算公式［１５，１７－１８］；本次实验气 水系统的界面张力δ＝７１．８ｍＮ／ｍ，润湿角θ＝０ʎ㊂岩样每次离心后都进行核磁共振Ｔ２谱测试，离心实验和核磁共振结合可获得不同孔喉大小区间的可动流体饱和度信息［１５］㊂本次离心实验选用４级不同离心力，分别为０．１４ＭＰａ（２１ｐｓｉ），０．２９ＭＰａ（４２ｐｓｉ），１．４３ＭＰａ（２０８ｐｓｉ），２．８８ＭＰａ（４１７ｐｓｉ），分别对应的孔喉半径大小为１．００，０．５０，０．１０，０．０５μｍ㊂高压压汞实验是研究致密砂岩储层孔喉结构特征最重要的方法之一㊂实验时将非润湿相汞注入储层孔隙，每个压力点对应一定的累积进汞量，利用毛管压力公式可求出每个压力值对应的孔喉半径值［１１］，从而计算出不同大小孔喉在岩石孔隙中的体积占比［１９］㊂根据进汞饱和度与进汞压力可做出毛管压力曲线，该曲线不仅可以描述岩样连通孔喉的大小分布［２０］，还可以反映储层孔隙度和渗透率与孔喉大小分布的关系㊂１．２㊀样品及实验步骤１．２．１㊀样品研究区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部，中生界主力油层为三叠系延长组长６㊁长７㊁长８油层组，其中，长６和长８油层组储层主要为三角洲前缘沉积砂体，长７储层则主要为浊积砂体（图１）㊂对６口井４０个铸体薄片的观察统计表明：长６㊁长７和长８储层的岩性主要为浅灰色细粒长石砂岩或岩屑长石砂岩；碎屑组成主要为长石，次为石英，再者为岩屑和云母；填隙物主要为（铁）方解石㊁绿泥石和水云母等㊂其储层孔隙度和渗透率均较低，属于典型的致密砂岩储层［１０－１１］（表１）㊂长６ 长８储层的面孔率为０ ３．８％；孔隙类型主要㊃８７㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区位置及地层综合柱状图Ｆｉｇ．１㊀Ｌｏｃａｔｉｏｎａｎｄｃｏｍｐｒｅｈｅｎｓｉｖｅｓｔｒａｔａｐｒｏｆｉｌｅｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ表１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区核磁共振实验样品基本参数Ｔａｂｌｅ１㊀Ｂａｓｉｃｐａｒａｍｅｔｅｒｓｏｆｔｅｓｔｉｎｇｓａｍｐｌｅｓｆｏｒｎｕｃｌｅａｒｍａｇｎｅｔｉｃｒｅｓｏｎａｎｃｅｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ样品号井号取心资料油层组顶深／ｍ岩性常规物性气测孔隙度／％水测孔隙度／％渗透率平均值／（１０－３μｍ２）核磁共振Ｔ２谱转换孔喉分布转化系数／（ｎｍ㊃ｍｓ－１）最小孔喉半径／ｎｍ最大孔喉半径／ｎｍ１Ｍ５７－１长６９０８．７８砂岩５．１５５．３４０．００４１３．０１．３０１６１８．８２Ｍ５７－１长６９０９．４２砂岩６．１３６．１００．０２２１３．０１．３０２３３３．０３Ｍ１０１长７８５９．９８砂岩８．７３８．３５０．１０４１０．０１．００２１５４．４４Ｍ６６－２长７９７５．３３砂岩５．０７４．６８０．００１８．００．８０８２９．８５Ｍ１４－２长７７３９．２４砂岩８．９０８．３４０．１２４１２．０１．２０１７９３．８６Ｍ１４－２长７７４２．６９砂岩１１．２９１０．７９０．０５１１７．０１．７０３０５０．８７Ｍ１４－２长８９１１．９４砂岩５．５９５．２９０．００２６．００．６０１８６３．０平均值１１．３１．１３１９４９．１为剩余粒间孔㊁溶蚀孔和晶间孔㊂本次实验选取了４口井中长６㊁长７和长８储层的７块样品，进行饱和水和４级不同离心力核磁共振实验及高压压汞测试，实验样品参数见表１㊂１．２．２㊀实验仪器及步骤本次实验使用的仪器为ＰＣ－１８型专用岩样离心机以及ＲｅｃＣｏｒｅ－０４型岩心核磁共振分析仪㊂实验方法严格按照‘岩心分析方法：ＳＹ／Ｔ５３３６－２００６“和‘岩样核磁共振参数实验室测量规范：ＳＹ／Ｔ６４９０－２０１４“执行㊂实验在２２ħ恒温下开展㊂具体实验步骤如下：（１）岩心洗油，烘干，气测孔隙度，气测渗透率；（２）抽真空加压饱和盐水，利用湿重与干重差计算孔隙度（水测孔隙度），进行核磁共振Ｔ２测量；（３）利用高速离心机，以０．１４，０．２９，１．４３，２．８８ＭＰａ离心力对岩心进行离心实验，并分别进行核磁共振Ｔ２谱测量；（４）将做完核磁共振测试的剩余样品分别进行高压压汞测试，与不同离心力下的核磁共振Ｔ２谱结合，计算样品不同大小孔喉的分布和不同孔喉半径控制的可动流体㊂２㊀实验结果讨论２．１㊀致密砂岩储层微观孔喉分布特征核磁共振横向弛豫时间Ｔ２与喉道半径ｒ存在幂指数相关关系［１４］；利用伪毛细管曲线法，通过高㊃９７㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀压压汞累积频率曲线的标定（图２），可将核磁共振Ｔ２谱分布转换为孔喉半径分布［２１］，它们之间的对应关系可用下式表示：ｒ＝ＣＴ２（１）式中：ｒ表示孔喉半径，ｎｍ；Ｔ２为弛豫时间，ｍｓ；Ｃ为转换系数，ｎｍ／ｍｓ㊂因此，确定Ｃ值之后，就可以将核磁共振Ｔ２分布转换为孔喉半径分布㊂通过计算，可得研究区７块核磁共振样品转换系数Ｃ值分布在６ １７ｎｍ／ｍｓ，平均值为１１．３ｎｍ／ｍｓ（表１）㊂分析７块核磁共振样品的孔喉分布，得到研究区致密砂岩储层最小孔喉半径为０．６０ １．７０ｎｍ，平均值为１．１３ｎｍ；最大孔喉半径为８２９．８３０５０．８ｎｍ，平均值为１９４９．１ｎｍ；主体孔喉半径分布在１０ ５００ｎｍ，占全部孔喉的８１．２％ ９５．４％（图３）㊂因此，鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部延长组长６㊁长７和长８致密砂岩储层主要发育微㊁纳米级孔喉，主体为１０ ５００ｎｍ的纳米级孔喉㊂图２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品５核磁共振Ｔ２谱标定Ｆｉｇ．２㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒｕｍｃａｌｉｂｒａｔｉｏｎｄｉａｇｒａｍｏｆｓａｍｐｌｅ５ｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图３㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区７个致密砂岩样品的孔喉半径分布Ｆｉｇ．３㊀Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｏｆｓｅｖｅｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓａｍｐｌｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ２．２㊀致密砂岩储层中的可动流体分布研究区３个典型致密砂岩样品在不同离心力离心后，核磁共振Ｔ２谱形态发生了不同程度的变化（图４－６），主要有３个阶段㊂（１）初始状态：Ｔ２谱在饱和水状态下，３块样品的含水饱和度均为１００％㊂（２）饱和度曲线缓慢变化阶段：当离心力为０．１４ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９６．５４％，９７．７９％和９８．８９％，此时，岩心含水饱和度下降幅度均较小，核磁共振Ｔ２谱变化也较小；当离心力为０．２９ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９４．５４％，９５．３９％和９６．１６％，其含水饱和度下降幅度仍不明显，表明此时样品中还有大量的可动流体未被分离出来㊂（３）饱和度明显变化阶段：当离心力为１．４３ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为９０．６５％，９３．１０％和９０．３１％，岩心含水饱和度变化相对较大，核磁共振Ｔ２谱变化也相对较大；当离心力为２．８８ＭＰａ时，３块样品的含水饱和度变为８５．３９％，８６．５５％和８２．３６％，岩心含水饱和度变化最大㊂图４㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品５不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化Ｆｉｇ．４㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ５ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊃０８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图５㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品６不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化Ｆｉｇ．５㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ６ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图６㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区样品７不同离心力后Ｔ２谱分布及含水饱和度变化特征Ｆｉｇ．６㊀Ｔ２ｓｐｅｃｔｒａｌｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｗａｔｅｒｓａｔｕｒａｔｉｏｎｖａｒｉｅｔｙｏｆｓａｍｐｌｅ７ｕｎｄｅｒｄｉｆｆｅｒｅｎｔｃｅｎｔｒｉｆｕｇａｌｆｏｒｃｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊀㊀可动流体Ｔ２谱截止值（Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ）及最佳离心力，一般是通过观察不同离心力累积Ｔ２谱曲线的变化趋势［１７－１８］来确定的㊂本次７块样品最佳离心力取２．８６ＭＰａ（４１７ｐｓｉ），离心力累积Ｔ２谱曲线水平延伸线与饱和水样Ｔ２累积曲线的交点对应Ｔ２截止值；７块样品Ｔ２截止值分布于３．８６６３５ １３．０６４６８ｍｓ，平均值７．５１ｍｓ㊂从不同离心力对应的Ｔ２谱累积曲线可看出（图４－６），可动流体在不同大小孔喉中的分布：小于Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ的孔喉流体体积占比，随着离心力的增大，没有明显变化，应主要为束缚态毛细管水；大于Ｔ２ｃｕｔｏｆｆ的孔喉流体体积，离心力的增加使各孔隙区间中离心出的流体量相差不大，反映这部分孔喉中多为可动流体及以束缚水膜的形式存在的束缚水㊂研究区７块岩心样品的可动流体饱和度介于９．８３％ ２５．６４％之间，平均值为１７．５３％（表２），样品可动流体饱和度普遍偏低㊂为了描述可动流体在整个岩样中的发育程度，求取了可动流体孔隙度（Φｍ）：Φｍ＝Φ㊃ＳＤ（２）式中：Φ为岩石孔隙度，％，ＳＤ为可动流体饱和度，％㊂结果显示研究区７块样品的可动流体孔隙度介于０．４９％ １．８４％之间，平均值为１．２５％㊂可动流体在不同孔喉区间的分布特征如下：０．０５ ０．１０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为５．２６％ １３．６８％，平均值为８．８８％；０．１０ ０．５μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为２．２２％ ６．７８％，平均值为４．２１％；０．５ １．０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为１．４３％ ３．３９％，平均值为２．４７％；大于１．０μｍ孔喉所控制的可动流体饱和度为０．４５％ ３．４６％，平均值为１．９７％（表２）㊂对比发现，每个测试样品的４个孔喉区间控制的可动流体饱和度不同，其中０．０５ ０．１０μｍ孔喉区间的最高，大于１．０μｍ孔喉区间的普遍最小，而纳米级的０．０５ １μｍ孔喉区间控制的可动流体占总可动流动的７６．３２％ ９５．３２％，平均值为８８．４６％㊂综上所述，认为研究区致密砂岩储层中可动流体主要被０．０５㊃１８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀表２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区７个致密砂岩样品不同孔喉半径区间所控制的可动流体饱和度Ｔａｂｌｅ２㊀Ｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓａｔｕｒａｔｉｏｎｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｂｙｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｉｎｔｅｒｖａｌｓｏｆｓｅｖｅｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓａｍｐｌｅｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ样品号不同状态下岩心含水饱和度／％０．１４ＭＰａ离心后０．２９ＭＰａ离心后１．４３ＭＰａ离心后２．８８ＭＰａ离心后不同孔喉半径区间控制的可动流体饱和度／％大于１．０μｍ０．５１．０μｍ０．１００．５μｍ０．０５０．１０μｍ大于０．０５μｍ总和１９８．５０９６．２７９２．６０７９．６１１．５０２．２３３．６６１３．００２０．３９２９８．２１９４．８２８８．０４７４．３６１．７９３．３９６．７８１３．６８２５．６４３９６．７６９３．６６８８．８８７８．８６３．２４３．１０４．７８１０．０２２１．１４４９９．５５９８．１２９５．８９９０．１７０．４５１．４３２．２２５．７２９．８３５９６．５４９４．５４９０．６５８５．３９３．４６２．００３．８９５．２６１４．６１６９７．７９９５．３９９３．１０８６．５５２．２１２．４０２．２９６．５５１３．４５７９８．８９９６．１６９０．３１８２．３６１．１１２．７３５．８５７．９５１７．６４１μｍ的纳米孔喉所控制，为研究区致密砂岩储层赋存可动流体的主体孔喉空间（表２）㊂２．３㊀致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的控制作用２．３．１㊀储层物性储集性能㊁渗流性共同影响着流体在孔喉中的流动㊂由于致密砂岩储层孔喉的大小分布㊁孔隙类型与常规砂岩储层存在较大差异，所以致密砂岩储层物性与可动流体参数之间不一定具有明显的正相关关系［１５，１７－１８，２２－２３］㊂研究区７块样品的可动流体孔隙度与储层孔隙度㊁渗透率之间均表现出明显正相关性，而且，其与渗透率的相关性更高（图７），反映了渗透率对可动流体具有更显著的控制作用㊂原因可能是核磁共振和高压压汞所揭示的７块样品的峰值孔喉半径值分布在２０ ８０ｎｍ区间内（图３，８），对应的孔喉类型主要为黏土矿物晶间孔以及细小喉道；而对渗透率贡献最大的是半径值为１００ ７００ｎｍ的孔喉（图８），这部分孔喉空间主要为剩余粒间孔㊁溶蚀孔㊁微裂缝等㊂因此，较细小孔图７㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与孔隙度及渗透率的关系Ｆｉｇ．７㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图８㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区高压压汞孔喉分布及渗透率贡献Ｆｉｇ．８㊀Ｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｏｎｔｒｉｂｕｔｉｏｎｂｙｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｔｅｓｔｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ喉数量的增加不能显著改善流体的自由流动，孔径更大的孔隙及喉道数量的增加才能提高可动流体含量㊂２．３．２㊀孔喉大小及分布前人研究认为，孔喉大小及分布对致密储层的可动流体含量具有重要的控制作用［２４－２７］㊂统计７块测试样品的孔喉分布，得到大于５０ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁大于１００ｎｍ孔喉占全部孔喉比率㊁最大孔喉半径㊁峰值孔喉半径和孔喉分选系数等定量表征孔喉分布的５个代表性参数，分别将其与可动流体孔隙度建立关系，分析致密砂岩储层孔喉分布对可动流体的影响㊂其中，孔喉分选系数是孔喉分布累计曲线上累积频率７５％时所对应的孔喉半径（ｒ７５）与累积频率２５％时所对应的孔喉半径（ｒ２５）之比㊂从图９可看出可动流体孔隙度与不同孔喉区间占比存在相关性，孔喉半径小于５０ｎｍ的孔喉占㊃２８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀图９㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与不同孔喉区间占比的关系Ｆｉｇ．９㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｔｈｅｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎｏｆｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｉｎｔｈｅｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ比与可动流体孔隙度呈负相关，表明小孔隙限制着可动流体的发育；孔喉半径５０ １００ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度呈弱正相关，表明这一区间既有不利可动流体发育的小孔喉，也有利于可动流体发育的较大孔喉；孔喉半径１００ ５００ｎｍ及５００ １０００ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度均呈显著正相关，表明大于１００ｎｍ的孔喉对可动流体的分布具有较强的控制作用㊂图１０也反映了这一点，虽然可动流体孔隙度与大于５０ｎｍ孔喉占比和大于１００ｎｍ孔喉占比两者均具有明显的正相关性，但是，大于１００ｎｍ孔喉占比要比大于５０ｎｍ孔喉占比与可动流体孔隙度的相关性更高，反映了５０ １００ｎｍ孔喉半径是可动流体开始在孔喉中分布的关键孔径范围㊂７块样品核磁共振Ｔ２谱求取的最大孔喉半径值图１０㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与大于５０ｎｍ及大于１００ｎｍ孔喉占比的关系Ｆｉｇ．１０㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｔｈｅｐｒｏｐｏｒｔｉｏｎｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｇｒｅａｔｅｒｔｈａｎ５０ａｎｄ１００ｎｍｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ均小于３０５０ｎｍ，峰值孔喉半径值均小于３８ｎｍ㊂可动流体孔隙度与最大孔喉半径呈正相关，与峰值孔喉半径略具正相关性（图１１），也表明致密砂岩储层中相对较大的孔喉分布对可动流体的发育程度具有重要的控制作用㊂７块样品的孔喉分选系数分布范围为２．４８ ６．４５，平均值为４．０９㊂相关分析表明：致密砂岩储层可动流体孔隙度与孔喉分选系数略具正相关（图１２）㊂原因是孔喉分选系数越小，孔喉的分选程度就越好，但对于致密砂岩储层来说，分选系数较小时，细小孔喉占主要地位，这时就可导致可动流体孔隙度较小；孔喉分选系数变大时，孔喉分布范围就变大，这时大孔喉占比就会有所增加，可动流体孔隙度也会相应增大㊂因此，致密砂岩储层中孔喉分选系数与可动流体孔隙度会表现图１１㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与最大孔喉半径及峰值孔喉半径的关系Ｆｉｇ．１１㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｒａｔｉｏｏｆｍａｘｉｍｕｍｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓａｎｄｐｅａｋｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ图１２㊀鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部研究区可动流体孔隙度与孔喉分选系数的关系Ｆｉｇ．１２㊀Ｒｅｌａｔｉｏｎｓｈｉｐｂｅｔｗｅｅｎｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｓｏｒｔｉｎｇｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔｏｆｐｏｒｅ－ｔｈｒｏａｔｓｏｆｓｔｕｄｙａｒｅａ，ｓｏｕｔｈｅａｓｔｅｒｎＹｉｓｈａｎｓｌｏｐｅ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ㊃３８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀出正相关关系㊂３㊀结论（１）鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部三叠系长６ 长８油层组致密砂岩储层孔喉大小分布范围较宽，半径值分布在０．６ ３０５０．８ｎｍ，主体分布在１０ ５００ｎｍ，主要为微㊁纳米级孔喉，主体为纳米级孔喉㊂（２）研究区长６ 长８致密砂岩储层的可动流体含量普遍较低，可动流体饱和度为９．８３％ ２５．６４％，平均值为１７．５３％；可动流体孔隙度为０．４９％ １．８４％，平均值为１．２５％㊂（３）研究区致密砂岩储层中可动流体含量和分布受孔喉大小分布的影响㊂主体孔喉类型为黏土矿物晶间孔及细小喉道，由于孔喉半径较小，不利于可动流体渗流，孔喉数量增加不能显著提高可动流体饱和度㊂小于５０ｎｍ的孔喉不利于可动流体的发育；５０ １００ｎｍ范围内的孔喉开始有利于可动流体的发育；大于１００ｎｍ的孔喉对致密砂岩储层可动流体含量具有重要控制作用㊂（４）孔喉分选系数与可动流体含量呈现正相关，原因是研究区致密砂岩储层非常致密，分选系数小时，孔隙半径往往集中在５０ｎｍ以下；分选系数较大时，孔喉半径分布较宽，大孔喉数量增加，从而可动流体含量增加㊂参考文献：［１］㊀付金华，喻建，徐黎明，等．鄂尔多斯盆地致密油勘探开发新进展及规模富集可开发主控因素［Ｊ］．中国石油勘探，２０１５，２０（５）：９－１９．㊀㊀㊀ＦＵＪｉｎｈｕａ，ＹＵＪｉａｎ，ＸＵＬｉｍｉｎｇ，ｅｔａｌ．ＮｅｗｐｒｏｇｒｅｓｓｉｎｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎａｎｄｍａｉｎｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｌａｒｇｅ⁃ｓｃａｌｅｅｎｒｉｃｈｍｅｎｔａｎｄｅｘｐｌｏｉｔａｂｌｅｃａｐａｃｉｔｙ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ，２０１５，２０（５）：９－１９．［２］㊀杨华，李士祥，刘显阳．鄂尔多斯盆地致密油㊁页岩油特征及资源潜力［Ｊ］．石油学报，２０１３，３４（１）：１－１１．㊀㊀㊀ＹＡＮＧＨｕａ，ＬＩＳｈｉｘｉａｎｇ，ＬＩＵＸｉａｎｙａｎｇ．ＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｒｅｓｏｕｒｃｅｐｒｏｓｐｅｃｔｓｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌａｎｄｓｈａｌｅｏｉｌｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１３，３４（１）：１－１１．［３］㊀杨智，付金华，郭秋麟，等．鄂尔多斯盆地三叠系延长组陆相致密油发现㊁特征及潜力［Ｊ］．中国石油勘探，２０１７，２２（６）：９－１５．㊀㊀㊀ＹＡＮＧＺｈｉ，ＦＵＪｉｎｈｕａ，ＧＵＯＱｉｕｌｉｎ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｃｏｖｅｒｙ，ｃｈａｒａｃｔｅ⁃ｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｒｅｓｏｕｒｃｅｐｏｔｅｎｔｉａｌｏｆｃｏｎｔｉｎｅｎｔａｌｔｉｇｈｔｏｉｌｉｎＴｒｉａｓｓｉｃＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＣｈｉｎａＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏ⁃ｒａｔｉｏｎ，２０１７，２２（６）：９－１５．［４］㊀邹才能．非常规油气地质［Ｍ］．北京：地质出版社，２０１１．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ．Ｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｐｅｔｒｏｌｅｕｍｇｅｏｌｏｇｙ［Ｍ］．Ｂｅｉｊｉｎｇ：ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＰｕｂｌｉｓｈｉｎｇＨｏｕｓｅ，２０１１．［５］㊀邹才能，陶士振，袁选俊，等． 连续型 油气藏及其在全球的重要性：成藏㊁分布与评价［Ｊ］．石油勘探与开发，２００９，３６（６）：６６９－６８２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＵＡＮＸｕａｎｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｇｌｏｂａｌｉｍｐｏｒ⁃ｔａｎｃｅｏｆ ｃｏｎｔｉｎｕｏｕｓ ｐｅｔｒｏｌｅｕｍｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ：ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎ，ｄｉｓｔｒｉｂｕ⁃ｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２００９，３６（６）：６６９－６８２．［６］㊀陶士振，邹才能，高晓辉，等．不同类型油气运移动力㊁聚集机理与分布规律［Ｃ］／／中国地球物理学会第二十七届年会论文集．长沙：中国地球物理学会，２０１１：７２－７３．㊀㊀㊀ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＧＡＯＸｉａｏｈｕｉ，ｅｔａｌ．Ｍｉｇｒａｔｉｏｎｄｙｎａｍｉｃ，ａｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎｍｅｃｈａｎｉｓｍａｎｄｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｌａｗｏｆｏｉｌａｎｄｇａｓｉｎｄｉｆｆｅｒｅｎｔｔｙｐｅｓ［Ｃ］／／ＣｈｉｎｅｓｅＧｅｏｐｈｙｓｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙＳｙｍｐｏｓｉｕｍ．Ｃｈａｎｇｓｈａ：ＣｈｉｎｅｓｅＧｅｏｐｈｙｓｉｃａｌＳｏｃｉｅｔｙ，２０１１：７２－７３．［７］㊀贾承造，郑民，张永峰．中国非常规油气资源与勘探开发前景［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１２，３９（２）：１２９－１３６．㊀㊀㊀ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ，ＺＨＥＮＧＭｉｎ，ＺＨＡＮＧＹｏｎｇｆｅｎｇ．ＵｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｈｙｄｒｏｃａｒｂｏｎｒｅｓｏｕｒｃｅｓｉｎＣｈｉｎａａｎｄｔｈｅｐｒｏｓｐｅｃｔｏｆｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，２０１２，３９（２）：１２９－１３６．［８］㊀邹才能，陶士振，杨智，等．中国非常规油气勘探与研究新进展［Ｊ］．矿物岩石地球化学通报，２０１２，３１（４）：３１２－３２２．㊀㊀㊀ＺＯＵＣａｉｎｅｎｇ，ＴＡＯＳｈｉｚｈｅｎ，ＹＡＮＧＺｈｉ，ｅｔａｌ．ＮｅｗａｄｖａｎｃｅｉｎｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｐｅｔｒｏｌｅｕｍｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄｒｅｓｅａｒｃｈｉｎＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＢｕｌｌｅｔｉｎｏｆＭｉｎｅｒａｌｏｇｙ，ＰｅｔｒｏｌｏｇｙａｎｄＧｅｏｃｈｅｍｉｓｔｒｙ，２０１２，３１（４）：３１２－３２２．［９］㊀ＬＩＰｅｎｇ，ＪＩＡＣｈｅｎｇｚａｏ，ＪＩＮＺｈｉｊｕｎ，ｅｔａｌ．ＴｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｈｅＴｒｉａｓｓｉｃｌａｃｕｓｔｒｉｎｅｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆｔｈｅＣｈａｎｇ７ｍｅｍｂｅｒｏｆＸｉｎ ａｎｂｉａｎＢｌｏｃｋ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，Ｃｈｉｎａ［Ｊ］．ＭａｒｉｎｅａｎｄＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ，２０１９，１０２：１２６－１３７．［１０］㊀朱如凯，白斌，崔景伟，等．非常规油气致密储集层微观结构研究进展［Ｊ］．古地理学报，２０１３，１５（５）：６１５－６２３．㊀㊀㊀ＺＨＵＲｕｋａｉ，ＢＡＩＢｉｎ，ＣＵＩＪｉｎｇｗｅｉ，ｅｔａｌ．Ｒｅｓｅａｒｃｈａｄｖａｎｃｅｓｏｆｍｉｃｒｏｓｔｒｕｃｔｕｒｅｉｎｕｎｃｏｎｖｅｎｔｉｏｎａｌｔｉｇｈｔｏｉｌａｎｄｇａｓｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＰａｌａｅｏｇｅｏｇｒａｐｈｙ，２０１３，１５（５）：６１５－６２３．［１１］㊀蒋裕强，陈林，蒋婵，等．致密储层孔隙结构表征技术及发展趋势［Ｊ］．地质科技情报，２０１４，３３（３）：６３－７０．㊀㊀㊀ＪＩＡＮＧＹｕｑｉａｎｇ，ＣＨＥＮＬｉｎ，ＪＩＡＮＧＣｈａｎ，ｅｔａｌ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅｓａｎｄｔｒｅｎｄｓｏｆｔｈｅｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ，２０１４，３３（３）：６３－７０．［１２］㊀ＬＡＩＪｉｎ，ＷＡＮＧＧｕｉｗｅｎ，ＷＡＮＧＺｉｙｕａｎ，ｅｔａｌ．Ａｒｅｖｉｅｗｏｎｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｓ［Ｊ］．Ｅａｒｔｈ⁃ＳｃｉｅｎｃｅＲｅｖｉｅｗｓ，２０１８，１７７：４３６－４５７．［１３］㊀公言杰，柳少波，赵孟军，等．核磁共振与高压压汞实验联合表征致密油储层微观孔喉分布特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１６，３８（３）：３８９－３９４．㊀㊀㊀ＧＯＮＧＹａｎｊｉｅ，ＬＩＵＳｈａｏｂｏ，ＺＨＡＯＭｅｎｇｊｕｎ，ｅｔａｌ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｚａ⁃ｔｉｏｎｏｆｍｉｃｒｏｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｒａｄｉｕｓｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂｙＮＭＲａｎｄｈｉｇｈｐｒｅｓｓｕｒｅｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１６，３８（３）：３８９－３９４．［１４］㊀刘刚，吴浩，张春林，等．基于压汞和核磁共振对致密油储层㊃４８㊃石㊀油㊀实㊀验㊀地㊀质㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀ｈｔｔｐ：ʊｗｗｗ．ｓｙｓｙｄｚ．ｎｅｔ㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀第４３卷㊀㊀渗透率的评价：以鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长７油层组为例［Ｊ］．高校地质学报，２０１７，２３（３）：５１１－５２０．㊀㊀㊀ＬＩＵＧａｎｇ，ＷＵＨａｏ，ＺＨＡＮＧＣｈｕｎｌｉｎ，ｅｔａｌ．ＰｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｅｖａｌｕａｔｉｏｎｏｆｔｉｇｈｔｏｉｌｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂａｓｅｄｏｎＭＩＣＰａｎｄＮＭＲｄａｔａ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｆｔｈｅＹａｎｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎｔｈｅＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＪｏｕｒｎａｌｏｆＣｈｉｎａＵｎｉｖｅｒｓｉｔｉｅｓ，２０１７，２３（３）：５１１－５２０．［１５］㊀雷启鸿，成良丙，王冲，等．鄂尔多斯盆地长７致密储层可动流体分布特征［Ｊ］．天然气地球科学，２０１７，２８（１）：２６－３１．㊀㊀㊀ＬＥＩＱｉｈｏｎｇ，ＣＨＥＮＧＬｉａｎｇｂｉｎｇ，ＷＡＮＧＣｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．ＡｓｔｕｄｙｏｎｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｆｅａｔｕｒｅｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｓｆｏｒＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１７，２８（１）：２６－３１．［１６］㊀王学武，杨正明，李海波，等．核磁共振研究低渗透储层孔隙结构方法［Ｊ］．西南石油大学学报（自然科学版），２０１０，３２（２）：６９－７２．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＸｕｅｗｕ，ＹＡＮＧＺｈｅｎｇｍｉｎｇ，ＬＩＨａｉｂｏ，ｅｔａｌ．ＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔａｌｓｔｕｄｙｏｎｐｏｒｅｓｔｒｕｃｔｕｒｅｏｆｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｃｏｒｅｗｉｔｈＮＭＲｓｐｅｃｔｒａ［Ｊ］．ＪｏｕｒｎａｌｏｆＳｏｕｔｈｗｅｓｔＰｅｔｒｏｌｅｕｍＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ（Ｓｃｉｅｎｃｅ＆Ｔｅｃｈｎｏ⁃ｌｏｇｙＥｄｉｔｉｏｎ），２０１０，３２（２）：６９－７２．［１７］㊀吴浩，牛小兵，张春林，等．鄂尔多斯盆地陇东地区长７段致密油储层可动流体赋存特征及影响因素［Ｊ］．地质科技情报，２０１５，３４（３）：１２０－１２５．㊀㊀㊀ＷＵＨａｏ，ＮＩＵＸｉａｏｂｉｎｇ，ＺＨＡＮＧＣｈｕｎｌｉｎ，ｅｔａｌ．ＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒ⁃ｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＧｅｏｌｏｇｉｃａｌＳｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＩｎｆｏｒｍａｔｉｏｎ，２０１５，３４（３）：１２０－１２５．［１８］㊀时建超，屈雪峰，雷启鸿，等．致密油储层可动流体分布特征及主控因素分析：以鄂尔多斯盆地长７储层为例［Ｊ］．天然气地球科学，２０１６，２７（５）：８２７－８３４．㊀㊀㊀ＳＨＩＪｉａｎｃｈａｏ，ＱＵＸｕｅｆｅｎｇ，ＬＥＩＱｉｈｏｎｇ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓａｎｄｃｏｎｔｒｏｌｌｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏ⁃ｓｃｉｅｎｃｅ，２０１６，２７（５）：８２７－８３４．［１９］㊀李海波，郭和坤，杨正明，等．鄂尔多斯盆地陕北地区三叠系长７致密油赋存空间［Ｊ］．石油勘探与开发，２０１５，４２（３）：３９６－４００．㊀㊀㊀ＬＩＨａｉｂｏ，ＧＵＯＨｅｋｕｎ，ＹＡＮＧＺｈｅｎｇｍｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｔｉｇｈｔｏｉｌｏｃｃｕｒ⁃ｒｅｎｃｅｓｐａｃｅｏｆＴｒｉａｓｓｉｃＣｈａｎｇ７ＭｅｍｂｅｒｉｎｎｏｒｔｈｅｒｎＳｈａａｎｘｉａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ，ＮＷＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＥｘｐｌｏｒａｔｉｏｎａｎｄＤｅｖｅｌｏｐ⁃ｍｅｎｔ，２０１５，４２（３）：３９６－４００．［２０］㊀高辉，解伟，杨建鹏，等．基于恒速压汞技术的特低 超低渗砂岩储层微观孔喉特征［Ｊ］．石油实验地质，２０１１，３３（２）：２０６－２１１．㊀㊀㊀ＧＡＯＨｕｉ，ＸＩＥＷｅｉ，ＹＡＮＧＪｉａｎｐｅｎｇ，ｅｔａｌ．Ｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓ⁃ｔｉｃｓｏｆｅｘｔｒａ－ｕｌｔｒａｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｂａｓｅｄｏｎｃｏｎｓｔａｎｔ⁃ｒａｔｅｍｅｒｃｕｒｙｐｅｎｅｔｒａｔｉｏｎｔｅｃｈｎｉｑｕｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏ⁃ｌｏｇｙ＆Ｅｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１１，３３（２）：２０６－２１１．［２１］㊀郭睿良，陈小东，马晓峰，等．鄂尔多斯盆地陇东地区延长组长７段致密储层水平向可动流体特征及其影响因素分析［Ｊ］．天然气地球科学，２０１８，２９（５）：６６５－６７４．㊀㊀㊀ＧＵＯＲｕｉｌｉａｎｇ，ＣＨＥＮＸｉａｏｄｏｎｇ，ＭＡＸｉａｏｆｅｎｇ，ｅｔａｌ．ＡｎａｌｙｓｉｓｏｆｔｈｅｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｈｏｒｉｚｏｎｔａｌｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｈｅＣｈａｎｇ７ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＮａｔｕｒａｌＧａｓＧｅｏｓｃｉｅｎｃｅ，２０１８，２９（５）：６６５－６７４．［２２］㊀黄兴，李天太，王香增，等．致密砂岩储层可动流体分布特征及影响因素：以鄂尔多斯盆地姬塬油田延长组长８油层组为例［Ｊ］．石油学报，２０１９，４０（５）：５５７－５６７．㊀㊀㊀ＨＵＡＮＧＸｉｎｇ，ＬＩＴｉａｎｔａｉ，ＷＡＮＧＸｉａｎｇｚｅｎｇ，ｅｔａｌ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｔｓｉｎｆｌｕｅｎｃｅｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｆｒｏｍＣｈａｎｇ⁃８ｏｉｌｌａｙｅｒｏｆＹａｎ⁃ｃｈａｎｇＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉｙｕａｎｏｉｌｆｉｅｌｄ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２０１９，４０（５）：５５７－５６７．［２３］㊀董鑫旭，冯强汉，王冰，等．苏里格西部致密砂岩储层不同孔隙类型下的气水渗流规律［Ｊ］．油气地质与采收率，２０１９，２６（６）：３６－４５．㊀㊀㊀ＤＯＮＧＸｉｎｘｕ，ＦＥＮＧＱｉａｎｇｈａｎ，ＷＡＮＧＢｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｇａｓ⁃ｗａｔｅｒｐｅｒｃｏｌａｔｉｏｎｌａｗｏｆｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｗｉｔｈｄｉｆｆｅｒｅｎｔｐｏｒｅｔｙｐｅｓｉｎｗｅｓｔｅｒｎＳｕｌｉｇｅ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＲｅｃｏｖｅｒｙＥｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，２０１９，２６（６）：３６－４５．［２４］㊀徐永强，何永宏，卜广平，等．基于微观孔喉结构及渗流特征建立致密储层分类评价标准：以鄂尔多斯盆地陇东地区长７储层为例［Ｊ］．石油实验地质，２０１９，４１（３）：４５１－４６０．㊀㊀㊀ＸＵＹｏｎｇｑｉａｎｇ，ＨＥＹｏｎｇｈｏｎｇ，ＢＵＧｕａｎｇｐｉｎｇ，ｅｔａｌ．Ｅｓｔａｂｌｉｓｈ⁃ｍｅｎｔｏｆｃｌａｓｓｉｆｉｃａｔｉｏｎａｎｄｅｖａｌｕａｔｉｏｎｃｒｉｔｅｒｉａｆｏｒｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓｂａｓｅｄｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓｏｆｍｉｃｒｏｓｃｏｐｉｃｐｏｒｅｔｈｒｏａｔｓｔｒｕｃｔｕｒｅａｎｄｐｅｒｃｏｌａｔｉｏｎ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＣｈａｎｇ７ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＬｏｎｇｄｏｎｇａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＥｘｐｅｒｉｍｅｎｔ，２０１９，４１（３）：４５１－４６０．［２５］㊀李闽，王浩，陈猛．致密砂岩储层可动流体分布及影响因素研究：以吉木萨尔凹陷芦草沟组为例［Ｊ］．岩性油气藏，２０１８，３０（１）：１４０－１４９．㊀㊀㊀ＬＩＭｉｎ，ＷＡＮＧＨａｏ，ＣＨＥＮＭｅｎｇ．Ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒ⁃ｖｏｉｒｓ：ａｃａｓｅｓｔｕｄｙｏｆＬｕｃａｏｇｏｕＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＪｉｍｓａｒＳａｇ，ＮＷＣｈｉｎａ［Ｊ］．ＬｉｔｈｏｌｏｇｉｃＲｅｓｅｒｖｏｉｒｓ，２０１８，３０（１）：１４０－１４９．［２６］㊀王瑞飞，陈明强．特低渗透砂岩储层可动流体赋存特征及影响因素［Ｊ］．石油学报，２００８，２９（４）：５５８－５６１．㊀㊀㊀ＷＡＮＧＲｕｉｆｅｉ，ＣＨＥＮＭｉｎｇｑｉａｎｇ．Ｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｉｎｆｌｕｅｎｃｉｎｇｆａｃｔｏｒｓｏｆｍｏｖａｂｌｅｆｌｕｉｄｉｎｕｌｔｒａ⁃ｌｏｗｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒ［Ｊ］．ＡｃｔａＰｅｔｒｏｌｅｉＳｉｎｉｃａ，２００８，２９（４）：５５８－５６１．［２７］㊀邱隆伟，穆相骥，李浩等．杭锦旗地区下石盒子组致密砂岩储层成岩作用对孔隙发育的影响［Ｊ］．油气地质与采收率，２０１９，２６（２）：４２－５０．㊀㊀㊀ＱＩＵＬｏｎｇｗｅｉ，ＭＵＸｉａｎｇｊｉ，ＬＩＨａｏ，ｅｔａｌ．ＩｎｆｌｕｅｎｃｅｏｆｄｉａｇｅｎｅｓｉｓｏｆｔｉｇｈｔｓａｎｄｓｔｏｎｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｏｎｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｏｆＬｏｗｅｒＳｈｉｈｅｚｉＦｏｒｍａｔｉｏｎｉｎＨａｎｇｊｉｎｑｉａｒｅａ，ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ［Ｊ］．ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＲｅｃｏｖｅｒｙＥｆｆｉｃｉｅｎｃｙ，２０１９，２６（２）：４２－５０．（编辑㊀黄㊀娟）㊃５８㊃㊀第１期㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀㊀钟红利，等．致密砂岩储层微观孔喉分布特征及对可动流体的控制作用㊀。
石油行业国家级实验室：
一、国家工程实验室
1、油气钻井技术国家工程实验室中石油钻井工程技术研究院
2、低渗透油气田勘探开发国家工程实验室中石油长庆石油勘探局等
3、油气管道输送安全国家工程实验室中石油管道局等
4、石化工业水处理国家工程实验室中海油天津化工研究设计院
5、海洋石油勘探国家工程实验室中海油研究总院
二、国家重点实验室
1、重质油加工国家重点实验室中国石油大学(北京、华东)
2、油气藏地质与开发工程国家重点实验室西南石油大学、成都理工大学
3、化工资源有效利用国家重点实验室北京化工大学
4、油气资源与探测国家重点实验室中国石油大学(北京)
5、石油化工催化材料与反应工程国家重点实验室中石化石油化工科学研究院
6、提高石油采收率国家重点实验室中石油勘探开发研究院
7、化学品安全控制国家重点实验室中石化青岛安全工程研究院
三、国家工程研究中心
1、油气探测计算机软件国家工程研究中心中油油气勘探软件公司
2、炼油工艺与催化剂国家工程研究中心中石化石油化工科学研究院
3、基本有机原料催化剂国家工程研究中心中石化上海石油化工研究院
4、合成纤维国家工程研究中心中石化上海石化公司
5、橡塑新型材料合成国家工程研究中心中石化北京燕山分公司
6、聚烯烃国家工程研究中心中石化北京化工研究院
7、煤层气开发利用国家工程研究中心中联煤层气有限责任公司
8、表面活性剂国家工程研究中心中国日用化学工业研究院
9、精细石油化工中间体国家工程研究中心中科院兰州化学物理所。
东北石油大学简介东北石油大学（原名东北石油学院、大庆石油学院）位于黑龙江省大庆市，创建于1960年，是一所以工学为主，工、理、管、文、经、法、教育、艺术多学科协调发展的高校。
1978年被确定为88所全国重点大学之一。
学校是黑龙江省与中国石油天然气集团公司、中国石油化工集团公司、中国海洋石油总公司共建高校，是黑龙江省重点建设的高水平大学。
学校从1961年开始招收本科生，1981年获硕士学位授予权，1993年获博士学位授予权。
学校有65个本科专业，23个高职专业。
8个国家级特色专业建设点，1个国家级综合改革试点专业，6个国家级“卓越工程师教育培训计划”试点专业，19个省级重点专业，13个省级一流专业建设点。
1个国家重点一级学科，1个省级重点学科群，6个省级重点一级学科；4个博士后科研流动站，1个博士后科研工作站；4个博士学位授权一级学科，21个硕士学位授权一级学科；9种硕士专业学位类别（包括电子信息、机械、材料与化工、资源与环境、能源动力、土木水利、工商管理硕士、社会工作硕士、会计硕士）；工程学2016年进入世界ESI前1%。
学校占地169.13万平方米，其中秦皇岛校区占地33.28万平方米。
教学科研仪器设备总值超过5.8亿元。
建有万兆级校园网，图书馆藏图书255.05万册，有数据资源16种。
建有国家级大学科技园。
有科研平台44个，其中，省部共建国家重点实验室培育基地1个、省部共建教育部重点实验室2个、国家能源研发中心1个、国家工程实验室（研究室）1个、省重点实验室11个、省技术创新中心3个、与中海油研究总院有限责任公司共建联合研究院1个、省哲学社会科学重点研究基地1个。
有国家级实验教学示范中心1个，国家级虚拟仿真实验教学中心1个，省级实验教学示范中心6个，省级虚拟仿真实验教学中心1个。
有校外实践教学基地165个，其中，国家级工程实践教育中心3个，国家级大学生校外实践教育基地2个、省级1个。
学校有双聘院士8人，其中，中国科学院院士1人，中国工程院院士7人；国务院学位委员会学科评议组成员1人；教育部高等学校教学指导委员会委员5人；享受国务院政府特殊津贴专家25人（现在职10人）；教育部长江学者特聘教授、科技部中青年科技创新领军人才、长江学者青年学者、国家自然科学基金优秀青年基金资助获得者1人；国家杰出青年基金获得者、万人计划青年拔尖人才1人；国家百千万人才工程人选2人；教育部新世纪优秀人才支持计划入选者5人；省杰出青年科学基金获得者14人；“龙江科技英才”特殊支持计划科技创新人才1人；龙江学者特聘教授17人、青年学者6人、讲座教授5人；省领军人才梯队带头人15人、后备带头人29人。
东北石油大学科协共青团东北石油大学委员会东北石油大学研究生院文件东北石油大学科研处东北石油大学教务处东油科青研科教联发（2016）１号-------------------★-------------------关于东北石油大学第十一届“挑战杯”大学生课外学术科技作品竞赛的表彰决定东北石油大学第十一届“挑战杯”大学生课外学术科技作品竞赛，在各二级院的积极组织下，经过全体指导教师和参赛同学的共同努力，历经9个多月的时间，已经圆满结束。
大赛共申报139项学术科技作品，最后评出特等奖4项、一等奖9项、二等奖36 项、三等奖90 项。
为鼓励在第十一届“挑战杯”大学生课外学术科技作品竞赛中取得优异成绩的单位和大学生，校科协、校团委、研究生院、科研处和教务处决定对以下单位和大学生予以表彰：荣获“挑战杯”的单位：电气信息工程学院荣获“优胜杯”的单位：机械科学与工程学院、人文科学学院荣获优秀组织奖的单位：化学化工学院、经济管理学院一等奖：（9项）三等奖：（90项）希望受到表彰的单位和大学生，在今后的科技创新活动中，更加支持和积极参与“挑战杯”科技竞赛活动，努力培养大学生的创新精神和实践能力，营造一个良好的学术科技氛围。
希望各二级学院和全校大学生，重视科技，锐意进取，不断开创大学生课外学术科技活动的新局面。
在提升办学实力、建设创新型校园的过程中，努力打造我校的竞赛品牌，力争在全省和全国“挑战杯”大学生课外学术科技作品竞赛中取得优异成绩。
东北石油大学科学技术协会共青团东北石油大学委员会东北石油大学研究生院东北石油大学科研处东北石油大学教务处二0一六年三月一日主题词：“挑战杯”表彰决定抄报：大庆市科学技术协会发：各二级院科协、团委东北石油大学科协 2016年3月1日印发存档共印40份。
2020年东北石油大学硕士研究生招生专业目录（招生各院(部)招生人数为2020年拟招生人数，招生名额以国家实际下达计划为准）
注：原工程领域调整为专业学位类别后按照研究方向招生，下设的具体研究方向（灰色字体）仅供考生报考参考。
2020年东北石油大学研究生招生考试自命题参考书目
著，高等教育出版社，2017年。
810材料力学：
1.《材料力学》（Ⅰ、Ⅱ）(第5版)，刘鸿文编著，高等教育出
1 《信号与系统》郑君里 高等教育出版社复试科目：
1地质工程非全日制160三矿20 地球化学10
2石油与天然气工程非全日制200
3化学工程非全日制30环境工程非全日制10
力学研究所非全日制10
材料学非全日制10
安全工程非全日制10
7动力工程非全日制10
8建筑与土木工程非全日制15
12计算机技术非全日制30教育计算学非全日制10 13软件工程非全日制10
社会工作非全日制30
数学非全日制10
马克思非全日制20
教育学 非全日制10。
University Education2013年11月November ，2013University Education［收稿时间］2013-07-06［基金项目］“跨学院跨企业联合培养石油与天然气工程全日制专业学位研究生的改革与实践”项目经费资助。
［作者简介］周彦霞（1979-）女，山东栖霞人，硕士，讲师，研究方向：油气集输教育科研。
［摘要］在深入剖析目前全日制专业学位硕士研究生培养过程中存在的问题和难点基础上，针对东北石油大学石油与天然气工程领域研究生的培养实际，充分发挥石油与天然气工程学科形成的跨专业优势，利用多年来与油田产学研结合的深度合作关系，开展跨学院跨企业联合培养全日制专业学位研究生的研究与实践，能够有效提高应用型、复合型、高层次人才的培养质量，增强校企之间的了解与合作，进一步夯实与践行校企产学研结合的实践本质内涵。
而且研究生跨学院跨企业联合培养模式，有利于研究生教育培养模式的多样化发展，对于其他领域全日制专业学位研究生招生计划方案的实施、培养机制的研究及培养目标与评价指标的制定可以提供重要的参考，对于今后全日制专业学位硕士研究生培养模式的深化改革具有指导性意义。
［关键词］联合培养专业学位研究生［中图分类号］G643［文献标识码］A［文章编号］2095-3437（2013）22-0005-02一、引言为了更好地满足国家科技发展对工程应用型、复合型、高层次交叉学科、多领域技能型人才的迫切需要，进一步优化全日制专业学位研究生培养的类型和结构，完善研究生培养体系，增强研究生服务于国家和社会全方位综合性能力，推动全日制专业学位研究生“多学科交叉培养、多领域共同教育，同时校企间通过深度合作、资源间积极共享”的培养模式与培养理念，实现东北石油大学全日制专业学位硕士研究生培养模式转变。
石油与天然气工程结合自身学科的专业特点与学科优势，努力探索出跨学院、跨企业的“两跨”深度合作全日制专业学位硕士研究生培养模式，依据全日制专业学位硕士研究生的生源特点，以“生源招生、学位培养与考核评估”三个主体方面为研究主线，开展多学科、多领域之间专业理论的全日制专业学位硕士研究生交叉教育培养。
