砂岩、致密砂岩及页岩中孔喉大小的研究

致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度的关系I. 引言A. 研究背景B. 研究目的C. 研究意义II. 定义和理论基础A. 致密油储层B. 孔喉比C. 渗透率D. 孔隙度E. 相关理论原理III. 不同孔喉比条件下渗透率与孔隙度的实验研究A. 实验方法B. 实验结果C. 实验分析IV. 岩石孔喉比对致密油储层物性的影响A. 实验方法B. 实验结果C. 实验分析V. 岩石孔喉比与致密油储层渗流特性之间的关系A. 孔隙度、孔喉比和渗透率之间的关联B. 孔隙度、孔喉比和渗透率的影响因素C. 岩石孔喉比与渗透率的定量关系VI. 总结与展望A. 主要结论B. 不足与展望C. 进一步研究方向参考资料第一章：引言岩石孔喉比是致密油储层物性研究中的关键参数之一，其与渗透率和孔隙度的关系对于致密油储层的勘探、开发和生产具有极大的意义。

本篇论文旨在探讨致密油储层岩石孔喉比与渗透率、孔隙度之间的关系，提出相关理论和实验验证，为致密油储层的优化开发和高效利用提供理论基础和实践指导。

第二章：定义和理论基础2.1 致密油储层致密油储层是指孔隙度低、渗透率小、并具有压裂增透潜能的油气储层。

其储层孔隙度大多小于10%，渗透率小于1mD，因此储集油气的能力较差，开发难度大。

目前，万亿级储量的致密油储层已成为油气勘探开发的热点之一。

2.2 孔喉比孔喉比是岩石内孔的总表面积与孔隙体积之比，是描述岩石孔隙分布的重要参数之一。

在同一孔隙度的条件下，孔喉比愈高，岩石内通道的长度愈短，油气移动的路径愈简短。

因此，在致密油储层的勘探开发中，对岩石孔喉比的研究与理解对于油气产出的精准估计和有效开发具有重要意义。

2.3 渗透率渗透率指流体在孔隙中移动时，单位时间内通过单位横截面积的流体体积。

它是储层对流体流动的阻力大小的反映，可用于评估储层的含油气性和开采潜力。

在致密油储层的开发中，渗透率低，导致凝析积累，致使油气开采难度大。

2.4 孔隙度孔隙度是指岩石中孔隙的体积与岩石体积之比，用来描述岩石储集油气的能力。

第7期肖胜东:非常规油气地质理论与勘探技术进展・65•♦川“叩、专论与综述|"^■iiii>iiii>iiii>iiii>iiii>iiii>iiii>iiii>inX非常规油气地质理论与勘探技术进展肖胜东，赵思远，杨宏拓(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院，陕西西安710075)摘要:进入21世纪，以北美引导的页岩革命，在非常规油气地质理论和勘探技术方面取得战略突破，改变了世界能源分布格局。

本文系统阐述了常规和非常规油气地质理论的差异，梳理了近年来非常规油气勘探技术取得的重大进展;详细分析了非常规勘探“六特性”测井评价技术系列和非常规“甜点区”评价的4项关键技术。

最后探讨了非常规油气取得重大突破，对石油工业理论技术、世界能源结构和格局产生的深远影响。

关键词:非常规油气;非常规地质理论；“甜点区”评价;页岩油中图分类号：TE122文献标识码；A文章编号：1008-021X(2021)07-0065-02Progress in Geological Theory and Exploration Technology ofUnconventional Oil and GasXiao Shengdong,Zhao Siyuan,Yang Hongtuo(Research Institute of Shaanxi Yanchang Petroleum(Group)Co.,Ltd.,Xi'an710065,China)Abstract:Into the21st century,the shale revolution led by North America has achieved strategic breakthroughs in unconventional oil and gas geological theories and exploration technologies,in addition reshaping the world's energy landscape.This article compares the differences between conventional and unconventional oil and gas geological theories,and summarizes the major advances in unconventional oil and gas exploration technologies in recent years；A detailed analysis of unconventional exploration "six characteristics"logging evaluation technology series and unconventional"sweet spot"evaluation of4key technologies.Finally，it discusses the major breakthroughs in unconventional oil and gas，which have a profound impact on the theory and technology of the petroleum industry,and the world's energy structure and pattern.Key words：unconventional oil and gas；unconventional geological theory；"sweet spot"evaluation；shale oil1非常规油气特征非常规油气是用传统技术无法获得自然工业油流，需用新技术改善储层渗透率或地层流体性质才能经济开采的连续或准连续型聚集油气资源［1］。

延气2井区盒8段致密砂岩储层低产的微观孔喉原因黄国丽;张静;薛辉;王卓;张婷;张乐乐【摘要】结合薄片鉴定、X衍射、压汞、气水两相相渗及核磁共振测试数据,研究认为延气2井区盒8段储层孔渗平均分别6．8%,0．81×10-3μm2,为典型致密砂岩气层；其发育溶蚀作用形成的孔隙,如岩屑溶孔、粒内溶孔,面孔率最大达3．5%；受溶蚀作用形成的溶孔与其他孔隙类型组合形成了复杂的孔隙空间,如晶间孔-粒间溶孔,面孔率达3．1%。

压汞曲线分析表明,盒8段Ⅱ类储层最发育,局部出现裂缝,造成储层高渗、低饱特点。

Ⅱ类储层孔喉虽多,但半径细小,绝大多数喉道无贡献,大于0．86μm喉道仅占21%,对渗透率贡献达78%；储层孔喉半径比484,孔喉结构差；加之高束缚水饱和度,强亲水,虽含气饱和度高于15%时,天然气就能流动,但可动流体饱和度普遍低于35%,造成盒8气层产能偏低,需采取措施改善增加连通性。

%According to the thin section authentication, X-ray diffraction, mercury injection, two phase relative permeability and nuclear magnetic resonance ( NMR) , it is concluded that:He 8 reservoir was a typical tight sand-stone gas-formation, with average porosity 8. 4%, permeability 0. 81 mD, dissolution pores with surface porosity 3. 5% developed most. The intragranular dissolved-intracrystalline pore was the main combination type. In terms of mercury injection parameters curve characteristics, the favorable reservoir is mainly the type II. Sometimes, be-cause of crack, reservoir with high permeability, low saturation characteristic in the study area. There are serious fine throats in type II reservoir, with no contribution most. Although the throat than 0. 86 μm account for only 21%, but contribution to permeability of 78%;the structure of pore-throat is badwith pore throat radius ratio 484. In additionally, He 8 reservoir, with strongly water wetting. As long as the gas saturation of reservoir is higher than 15%, the natural gas can flow under the appropriate pressure drop, the movable fluid saturation of the reservoir are generally less than 35%. Hence,improvement measures are essential to improve the yield of gas.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2016(016)014【总页数】6页(P146-151)【关键词】致密砂岩;孔隙结构;核磁共振【作者】黄国丽;张静;薛辉;王卓;张婷;张乐乐【作者单位】延安大学石油工程与环境工程学院，延安716000;延安大学石油工程与环境工程学院，延安716000;中国石油长庆油田勘探开发研究院，西安710065;延安大学石油工程与环境工程学院，延安716000;延安大学石油工程与环境工程学院，延安716000;延安大学石油工程与环境工程学院，延安716000【正文语种】中文【中图分类】TE112.23鄂尔多斯盆地致密砂岩储层是继特低渗储层研究之后的新热点。

致密砂岩的岩石物理特征研究文献综述摘要：致密砂岩是一种非常规的砂岩，一般由致密的碎屑岩组成，主要包括粉砂岩、细砂岩以及部分中-粗砂岩。

致密砂岩气藏与深盆气藏和盆地中心气藏以及持续性聚集型气藏有着紧密的联系。

本文在对致密砂岩气层的成藏地质特征进行了总结，并介绍了地震响应特征有关的岩石物理参数（例如纵横波速度、密度、泊松比、含气饱和度）等相关概念，在此基础之上，介绍了关于国内外致密砂岩的岩石物理特征研究的基本情况。

关键词：致密砂岩气层岩石物理特征研究现状一、致密砂岩气层及其岩石物理特征1.致密砂岩气层的成藏地质特征致密砂岩气藏的地质成因由多方面因素控制，主要有沉积作用、成岩作用和构造作用，但前面二者起到主控作用。

沉积物的物源特征和沉积环境控制着储层物性、岩性以及孔喉结构分布，其中，地层的沉积作用是形成储层低孔低渗特性最基本的作用条件，不仅控制着这类储层的物性特征，还决定了成岩作用的类型和强度。

一般情况下，低孔低渗储层主要形成于冲积扇沉积等近源沉积相带或前三角洲沉积等远源沉积相带中。

致密砂岩气藏的一般特征为：（1）基质颗粒杂乱，分选性差，孔喉结构复杂，渗透率较低；（2）致密气藏的非均质性较强，岩性变化大，井与井之间的小层划分及对比难度大；（3）储层具有高含水饱和度，低可流动流体饱和度，以及低气体相对渗透率；（4）气体驱替压力高，存在启动压力现象；（5）气水关系复杂，油、气、水的重力分异不明显，在毯状致密砂层中气和水呈明显的倒置关系，在透镜体状致密砂岩含气层系中一般无明显的水层，致密气藏一般不出现分离的气水接触面，产水不大，含水饱和度高（大于40%）；（6）分布隐蔽，常规的勘探方法难以发现。

深层浅层成藏关系密切——在致密化程度高而晚期构造相对活动地区，高丰度超压天然气侧向运移困难，势必寻求垂向突破，产生烟囱作用。

2.致密砂岩气层的岩石物理参数早期的地震数据主要用于构造解释，通过构造结合其它地质信息的综合研究，进行间接地推断该构造的含油气性。

CT技术在致密砂岩微观孔隙结构研究中的应用——以鄂尔多斯盆地延长组长7段为例尤源;牛小兵;李廷艳;杨孝;淡卫东【摘要】为揭示致密砂岩复杂的孔隙结构特征,应用高分辨率CT技术,对鄂尔多斯盆地延长组长7段致密砂岩样品开展了定量研究.利用CT阈值差异识别样品中的孔隙和喉道,从而获得致密砂岩高精度二维及三维孔喉图像;应用数字岩心方法建立致密砂岩孔隙网络模型,并根据模型中的定量参数分析,获得孔隙及喉道的半径分布及其对储集空间的贡献率、孔喉连通性等特征,实现了长7段致密砂岩微观孔隙结构特征定量表征:长7段致密砂岩微米级孔喉连续分布;半径大干2μm的孔隙是长7段致密砂岩的主要储集空间;孔隙、喉道间具有一定的连通性,配位数主要为1～3.应用高分辨率CT技术可定量表征致密砂岩孔隙结构特征.【期刊名称】《新疆石油地质》【年(卷),期】2016(037)002【总页数】4页(P227-230)【关键词】鄂尔多斯盆地;延长组;致密砂岩;孔隙;喉道;CT技术【作者】尤源;牛小兵;李廷艳;杨孝;淡卫东【作者单位】低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018;中国石油长庆油田分公司油藏评价处,西安710018;低渗透油气田勘探开发国家工程实验室,西安710018;中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院,西安710018【正文语种】中文【中图分类】TE112.3鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长7段发育典型的致密砂岩储集层，勘探开发实践证明，油气在这种致密砂岩中也能聚集成藏，并能形成规模巨大且具有勘探潜力的油气资源[1-2]，这引起了人们对致密砂岩微观孔隙结构的普遍关注[3-4]。

论低渗透储层的研究方法所谓低渗透油藏，不仅指其渗透率低，而且指其是有独特的微观孔隙结构，最主要的原因是其孔喉结构较常规储层要密集。

目前，大部分油田开发开采已进入中后期，多以低渗透和特低渗透储层为主，开发难度大，开采方式有别于常规储层。

微观孔隙结构特征直接制约着宏观地质现象，宏观地质现象的形成由微观孔隙结构组成决定。

所以从微观孔隙结构特征入手进行研究，来认识储层宏观地质特征并指导开发是一种非常重要的手段。

因此，我们通过研究储层的微观孔隙结构特征及分类研究来，加快研究区储层开采及提高采收率最重要的研究方向。

标签：低渗透储层;孔隙结构;数字岩心1引言我国大多数油田经历数十年的勘探与开发，常规储层资源的产能日益枯竭，从目前石油资源剩余储量及勘探规划来看，现存可开采的石油资源主要分布在低渗透和特低渗透储层。

今后石油地质开采很可能以低渗透储层为主，低渗透储层具有巨大的开发空间和开发潜力，同时也具有较大的开发难度，因此低渗透储层成为学术研究和油田生产中勘探开发的重点，若要实现低渗透储层的大力开采，提升油气采出率，就要深入研究了解低渗透储层特点并作出符合实际开采的合理评价。

2 低渗透储层的研究方法常规储层孔隙结构特征的研究方法主要包括岩石物理实验和数值模拟方法两种，常用的岩石物理实验包括物理模型法、铸体薄片、扫描电镜、常规压汞实验、恒速压汞实验和核磁共振等，目前国内外研究微观孔隙结构特征中应用最广泛、对孔隙结构描述精度最高的方法是CT 扫描方法。

数值模拟方法是针对无法进行的实验，通过计算机模拟和数据处理，比较抽象，然而可以快速得到结果，耗时短，可以弥补实验工作的不足。

低渗透储层的研究正不断深入，关键在于对其具有的微观孔隙结构进行研究。

通过实验和观察发现低或特低渗透性的油气层与多数正常类型油气层本质上的不同在于微观孔隙结构的不同，所以描述低渗透储层的特征就是描述其微观孔隙结构特征。

研究微观孔隙结构的方法经过不断改进，最初的物性分析到常规方法，再到现阶段应用高端仪器的实验测量法。

致密砂岩孔喉结构分析与渗透率预测方法——以川中地区侏罗系沙溪庙组为例陈少云;杨勇强;邱隆伟;王小娟;杨保良;叶热杰普·哈布腊什木【期刊名称】《石油实验地质》【年(卷),期】2024(46)1【摘要】致密砂岩储层孔喉结构精细表征和渗透性预测是优质储层评价和开发的关键。

以川中地区侏罗系沙溪庙组为例,利用高压压汞实验和分形理论,对孔喉结构进行静态表征,探讨孔喉结构、分形维数、储层物性之间的关系,进而分析孔喉结构对渗透率的贡献,建立渗透率预测模型。

沙溪庙组样品可分为4种类型:Ⅰ类样品排驱压力低、物性好、孔隙连通性好、平均分形维数为2.11,孔隙以半径大于0.1μm 的大孔和中孔为主,半径大于1μm的孔喉贡献了90%以上的渗透率;Ⅱ类样品排驱压力在0.4~1.0 MPa之间,平均孔渗分别为9.72%、0.375×10^(-3)μm^(2),分形维数为2.20,半径大于0.1μm的中孔含量上升,并贡献了大部分渗透率;Ⅲ、Ⅳ类样品排驱压力与分形维数明显高于Ⅰ、Ⅱ类样品,孔隙度低且缺乏大孔导致渗透率较低。

半径大于0.1μm的大孔和中孔贡献了沙溪庙组98%以上的渗透率。

分形维数是指示孔喉结构的良好标志,分形维数与孔喉半径、最大进汞饱和度、渗透率均呈现明显的负相关关系,而与排驱压力、孔喉相对分选系数呈正相关关系。

分形维数与孔喉组成有着强相关性,基于分形维数、孔隙度、最大孔喉半径建立了“孔隙型”储层渗透率定量预测模型。

【总页数】13页(P202-214)【作者】陈少云;杨勇强;邱隆伟;王小娟;杨保良;叶热杰普·哈布腊什木【作者单位】中国石油大学(华东)地球科学与技术学院;深层油气全国重点实验室;中国石油西南油气田公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.多参数约束的致密砂岩储层渗透率预测方法——以川西拗陷中江气田沙溪庙组为例2.致密砂岩储层孔隙结构分形研究与渗透率计算\r——以川西坳陷蓬莱镇组、沙溪庙组储层为例3.基于核磁测井孔喉分布的致密砂岩储层评价方法——以四川盆地Q地区沙溪庙组二段为例4.四川盆地川中地区沙溪庙组致密含气砂岩地震预测方法及应用5.四川盆地川中地区侏罗系沙溪庙组致密砂岩储层特征及成因因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

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。

页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价卢双舫;李俊乾;张鹏飞;薛海涛;王国力;张俊;刘惠民;李政【摘要】利用高压压汞技术对页岩油储集层微观孔喉进行表征,并在此基础上建立页岩油储集层分级评价标准及成储下限,建立基于测井资料进行页岩油流动单元划分的新方法.依据进汞曲线的拐点及分形特征,提出了适合于页岩油储集层的分类新方案:微孔喉(小于25 nm)、小孔喉(25～100nm)、中孔喉(100～1 000nm)、大孔喉(大于1 000 nm),进一步按照页岩所含不同类型微观孔喉的数量将其分为Ⅰ级、Ⅱ级、Ⅲ级和Ⅳ级储集层,分级点对应的孔喉平均半径分别为150,70,10 nm.利用渗透率与孔喉半径的相关关系,建立了储集层分级评价的渗透率标准门槛分别为1.00×10-3,0.40×10-3,0.05× 10-3 μm2.利用同一水力流动单元内孔隙度、渗透率良好的指数关系,构建了由测井资料评价储集层流动带指数、划分页岩油流动单元的新方法.在东营凹陷的应用表明,所建立的标准可以应用于页岩油储集层的分级评价.%On the basis of the characterization of microscopic pore-throats in shale oil reservoirs by high-pressure mercury intrusion technique,a grading evaluation standard of shale oil reservoirs and a lower limit for reservoir formation were established.Simultaneously,a new method for the classification of shale oil flow units based on logging data was established.A new classification scheme for shale oil reservoirs was proposed according to the inflection points and fractal features of mercury injection curves:microscopic pore-throats (less than 25 nm),small pore-throats (25-100 nm),medium pore-throats (100-1 000 nm) and big pore-throats (greater than 1 000 nm).Correspondingly,the shale reservoirs are divided into four classes,Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ and Ⅳ according to the number ofmicroscopic pores they contain,and the average pore-throat radii corresponding to the dividing points are 150 nm,70 nm and 10 nm respectively.By using the correlation between permeability and pore-throat radius,the permeability thresholds for the reservoir classification are determined at 1.00× 10-3 μm2,0.40× 10-3 μm2 and 0.05× 10-3 μm2 respectively.By using the exponential relationship between porosity and permeability of the same hydrodynamic flow unit,a new method was set up to evaluate the reservoir flow belt index and to identify shale oil flow units with logging data.The application in the Dongying sag shows that the standard proposed is suitable for grading evaluation of shale oil reservoirs.【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2018(045)003【总页数】9页(P436-444)【关键词】页岩油;微孔喉;高压压汞;成储下限;分级评价;渤海湾盆地;东营凹陷【作者】卢双舫;李俊乾;张鹏飞;薛海涛;王国力;张俊;刘惠民;李政【作者单位】中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院,山东青岛266580;山东省致密(页岩)油气协同创新中心,山东青岛266580;中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院,山东青岛266580;山东省致密(页岩)油气协同创新中心,山东青岛266580;中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院,山东青岛266580;山东省致密(页岩)油气协同创新中心,山东青岛266580;中国石油大学(华东)非常规油气与新能源研究院,山东青岛266580;山东省致密(页岩)油气协同创新中心,山东青岛266580;中国石化股份有限公司科技发展部,北京100728;中国石化股份有限公司科技发展部,北京100728;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营257015【正文语种】中文【中图分类】TE122.10 引言中国页岩油资源丰富[1-5]，美国能源署评估中国页岩油的技术可采资源量仅次于俄罗斯和美国，位居世界第3位，其中陆相湖盆发育的以泥页岩为主层系中的页岩油可采资源量高达（30～60）×108 t[4]。