运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四
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
３００ ｎｍ；含油饱 和度介 于 １０％～４０％的样 品孑Ｌ喉集 中在 ２０～１ ０００ ｎｍ；含油饱和度大于 ４０％的样 品孔 喉集 中在 ２０～３ ０００ ｔｉｍ。致
密储层 中不 同级别微纳米级孔 隙系统 的发育控制 了致 密油含油性 。
关 键 词 ：核 磁 共 振 ；高压 压 汞 ；微 纳 米 孑Ｌ喉 ；孔 喉 分 布 ；致 密 油
Ｇｏｎｇ Ｙａｎｊｉｅ ，Ｌｉｕ Ｓｈａｏｂｏ ，Ｚｈａｏ Ｍｅｎｇｊｕｎ 一，Ｘｉｅ Ｈｏｎｇｂｉｎｇ ，Ｌｉｕ Ｋｅｙｕ ＇ ，
（１．Ｒｅｓｅａｒｃｈ Ｉｎｓｔｉｔｕｔｅ ｏｆ Ｐｅｔｒｏｌｅｕｍ Ｅｘｐｌｏｒａｔｉｏｎ ａｎｄ Ｄｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔ，ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ，Ｂｅｉｊｉｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ； ２．Ｓｔａｔｅ Ｋｅｙ Ｌａｂｏｒａｔｏｒｙ ｏｆ Ｏｉｌ Ｒｅｃｏｖｅｒｙ，Ｂｅ ｎｇ １０００８３，Ｃｈｉｎａ；
第 ３８卷第 ３期 ２０１６年 ５月
石 油 雾 劈 沾 届
ＰＥＴＲ ０ ＬＥＵ Ｍ Ｇ Ｅｏ Ｌ０ ＧＹ ＆ ＥＸ ＰＥＲＩＭ ＥＮＴ
Ｖｏ１．３８．Ｎｏ．３ Ｍ ａｙ，２０１６
文 章 编 号 ：１００１—６１１２（２０１６）０３－０３８９－０６
ｄｏｉ：１０．１ １７８ｌ／ｓｙｓｙｄｚ２Ｏ１６Ｏ３３８９
３．ＣＳＩＲＯ Ｅａｒｔｈ Ｓｃｉｅｎｃｅ ａｎｄ Ｒｅｓｏｕｒｃｅ Ｅｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｐ．０．Ｂｏｘ １ １３０，Ｂｅｎｔｌｅｙ ＷＡ ６１ １２，Ａｕｓｔｒａｌｉａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ：Ｔｈｒｏｕｇｈ ｔｈｅ ｄｅｓｉｇｎ ｏｆ ａｎ ａｌｇｏｒｉｔｈｍ ，ｔｈｅ ｃｏｎｖｅｒｓｉｏｎ ｃｏｅｆｆｉｃｉｅｎｔ ｏｆ ＮＭＲ Ｔ２ ｒｅｌａｘａｔｉｏｎ ｔｉｍｅ ａｎｄ ｐｏｒｅ ｔｈｒｏａｔ ｒａｄｉｕｓ ｗａｓ ｏｐｔｉｍｉｚｅｄ ｂｙ ｕｓｉｎｇ ｔｈｅ ｐｏｒｅ ｔｈｒｏａｔ ｄｉｓｔｒｉｂｕｔｉｏｎ ｄａｔａ ｉｎ ｔｉｇｈｔ ｏｉｌ ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ ｏｂｔａｉｎｅｄ ｆｒｏｍ ｍｅｒｃｕｒｙ
致密砂岩储层敏感性分析及损害机理
致密砂岩储层敏感性分析及损害机理作者：朱国政孙锦飞张旭孙连爽来源：《西部论丛》2020年第03期摘要：致密砂岩储层因其具有低孔、低渗、黏土矿物多样以及孔隙结构复杂等特点，在勘探开发过程中比较容易造成严重的储层损害。
利用扫描电镜、铸体薄片、X-衍射黏土矿物等实验方法，分析研究区储层特征，分析储层敏感性及损伤机理。
伊/蒙混层和蒙脱石的含量较高是形成强水敏和强盐敏的最主要因素，高岭石的存在是引起速敏的主要因素，绿泥石的存在使部分岩样呈弱酸敏性，石英颗粒及铝硅酸盐矿物的溶蚀是造成碱敏的最主要原因。
关键词：低渗油藏;致密砂岩;储层特征;储层损害致密砂岩储层孔隙度低、渗透率低、孔隙结构复杂、微裂缝发育以及黏土矿物含量高等特点，在钻井、压裂酸化以及生产作业过程中外来流体与储层相互作用下，极容易引起储层敏感性变化，造成严重的储层损害，进而影响致密砂岩油藏的高效开发[1]。
国内外对致密砂岩储层敏感性评价实验中通常采用行业标准中的岩心流动实验评价方法。
本文以鄂尔多斯盆地某油田致密砂岩储层段为研究对象，通过薄片鉴定、X射线衍射、扫描电镜分析以及压汞测试实验等手段，对目标区块基本储层特征进行了研究[2]。
并在此基础之上，通过大量的天然岩心流动实验评价，开展了储层敏感性的研究工作，分析了储层敏感性损害形成的机理。
一、储层特征1.1岩石学特征通过对研究区块岩石薄片的观察分析数据统计，依据砂岩成分—成因分类方法对研究区岩石类型进行研究。
结果表明，研究区长6储层以长石砂岩、长石岩屑砂岩和岩屑长石砂岩为主，但不同地区岩石类型有所差异。
岩屑及组合对物源区母岩有良好的反映，同时对成岩作用具有一定的影响和控制，特别是对粘土矿物的生成有很大的作用，本次研究对研究区岩屑成分也进行了统计分析。
统计表明岩屑以是变质岩岩屑为主，相对含量占68.86%，其次为岩浆岩屑，占27.83%，二者和为96.69%，变质岩岩屑中以高变质岩岩屑含量最高，占21.83%，岩浆岩岩屑中以喷发岩岩屑含量最高，占17.74%。
211151691_渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层非线性渗流特征
第35卷第3期2023年5月岩性油气藏LITHOLOGIC RESERVOIRSV ol.35No.3May 2023收稿日期：2022-05-09；修回日期：2022-07-20；网络发表日期：2022-10-12基金项目：中国石油天然气股份有限公司前瞻性与基础性重大科技项目“不同类型大气田（区）成藏主控因素及领域评价”（编号：2021DJ0605）资助。
第一作者：曾旭（1987—）男，中国石油大学（北京）在读博士研究生，高级工程师，研究方向为非常规油气地质、含油气盆地分析。
地址：（102249）北京市海淀区学院路中国石油勘探开发研究院。
Email ：**********************。
文章编号：1673-8926（2023）03-0040-11DOI ：10.12108/yxyqc.20230304引用：曾旭，卞从胜，沈瑞，等.渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层非线性渗流特征［J ］.岩性油气藏，2023，35（3）：40-50.Cite ：ZENG Xu ，BIAN Congsheng ，SHEN Rui ，et al.Nonlinear seepage characteristics of shale oil reservoirs of the third memberof Paleogene Shahejie Formation in Qikou Sag ，Bohai Bay Basin ［J ］.Lithologic Reservoirs ，2023，35（3）：40-50.渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层非线性渗流特征曾旭1，2，卞从胜1，沈瑞1，周可佳2，刘伟1，周素彦3，汪晓鸾3（1.中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京），北京102249；3.中国石油大港油田公司，天津300280）摘要：通过高压压汞与低温气体吸附实验，结合核磁共振在线检测系统和驱替实验，对渤海湾盆地歧口凹陷古近系沙三段页岩油储层的渗流特征进行了研究。
致密砂岩储层微观孔隙结构特征及物性影响因素分析——以延长探区上古生界山西组为例
致密砂岩储层微观孔隙结构特征及物性影响因素分析——以延长探区上古生界山西组为例尚婷;曹红霞;郭艳琴;吴海燕;强娟;武渝;高飞;罗腾跃【摘要】Based on the core observation,analyses on lug data of casting thin sections,SEM,cathode lumi-nescence,image size,high pressure Hg injection,mercury and etc,the microscopic pore structure character-istics and its effects on reservoir quality were studied. The result shows that the porosity and permeability were positively correlated unless the cracks affect the development of high permeability,and the Shan 1 reservoir physical property is a little better than that of the Shan 2. The overall pore doesn′t develop and has poor physi-cal property. The size and connectivity of the pore and roar lines determine the quality of the reservoir. The study area shows the typical tight sandstone reservoir gas reservoirs. The distributary channel sandstone reser-voir is better than inter-distributary bay. The layer rock is mainly lithic quartz sandstone,lithic sandstone and quartz sandstone. The final physical properties is generally better than the former,and the latter is relatively poor. The high permeability reservoir has big particle size with pore development. Compaction is the general background of reservoir densification,siliceous cementation and late carbonate cementation are the main cause of densification. Cemetation of illite,kaolinite and illite-smectite are the main controlling factors of permeabili-ty. A great quantity chlorite thin film formation on detrital grains have resulted in significant primary inter-granular porespreserved,and limited dissolution has a certain degree of improvement to the reservoir porosity and permeability. The above results are of significance both in theory and practice for tracing "sweet spots"in natural gas-bearing reservoir as well.%在岩心观察的基础上,根据大量的岩石薄片、扫描电镜和阴极发光镜下的观察和统计,运用图像粒度和高压压汞分析,探讨鄂尔多斯盆地山西组砂岩储层微观孔隙结构的特征及物性影响因素.研究结果表明,研究区除局部存在受裂缝影响发育的高孔渗段外,整体孔隙度与渗透率呈正相关;山1段物性较山2段好,整体孔隙不发育,物性较差;孔隙和吼道的大小及连通性直接决定着物性的好坏,表现出典型的致密砂岩型气藏.在沉积相中,水下分流河道较分流河道间的孔隙度和渗透率好.研究区以发育岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主,其次为石英砂岩,石英砂岩的孔渗物性整体较好,岩屑石英砂岩次之,岩屑砂岩最差;砂岩的粒度越粗,孔隙越发育,物性越好.在经历了强烈的压实作用后,硅质胶结及晚期形成的碳酸盐胶结是储层致密、物性差的主要原因.黏土矿物中,伊利石、高岭石和混层类的充填胶结作用是影响渗透率的关键性因素.石英颗粒表面绿泥石薄膜保护了原生粒间孔隙,而本区有限的溶蚀作用对储层起到一定程度的改善作用.该研究对在上古生界大面积低丰度天然气藏的背景下,发现"甜点式"的油气富集区具有重要的理论意义和实际指导意义.【期刊名称】《西北大学学报（自然科学版）》【年(卷),期】2017(047)006【总页数】10页(P877-886)【关键词】微观孔隙结构;上古生界;山西组;延长探区【作者】尚婷;曹红霞;郭艳琴;吴海燕;强娟;武渝;高飞;罗腾跃【作者单位】延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;西安石油大学地球科学与工程学院,陕西西安 710065;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069;延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安 710069【正文语种】中文【中图分类】TE122.2鄂尔多斯盆地是一沉降稳定、扭动明显、拗陷迁移的多旋回克拉通盆地,由不同时代、不同沉积类型叠合到一起而成，富含石油、天然气、煤炭和铀矿等多种能源[1-2]。
联合高压压汞和核磁共振分类评价致密砂岩储层--以鄂尔多斯盆地临
天 然 气 工 业NATURAL GAS INDUSTRY 第40卷第3期2020年 3月· 38 ·联合高压压汞和核磁共振分类评价致密砂岩储层——以鄂尔多斯盆地临兴区块为例孔星星1 肖佃师1 蒋恕2 卢双舫1 孙斌1 王璟明11. 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院2.构造与油气资源教育部重点实验室•中国地质大学（武汉）摘要：致密砂岩气藏储层的孔渗关系通常都较差，沿用常规的储层分类方案难以满足该类储层分类评价的需要。
为此，以鄂尔多斯盆地东缘临兴区块二叠系致密砂岩气藏为例，借助高压压汞、核磁共振和扫描电镜等多种手段，刻画致密砂岩储层微观结构，研究微观结构参数对宏观物性的控制作用，进而在此基础上开展致密砂岩储层分类评价。
研究结果表明：①核磁共振能够识别不同大小的孔隙分布，高压压汞能够反映储层的孔喉配置关系及渗流能力；②两种手段刻画结果吻合较好，随T2谱右峰比例的增加，进汞曲线呈现下凹形、孔喉半径增大，孔隙类型由粒内溶蚀孔和晶间孔逐渐过渡为粒间孔和粒间溶蚀孔，储层品质变好；③微观孔隙结构控制储层物性及流体可动性，大孔的孔隙度和有效孔隙度的相关性最佳，大孔孔隙度可用于评价致密砂岩的储集能力；④高压压汞获得的孔喉半径R15与孔隙度、渗透率相关性最佳，可用于评价致密砂岩的渗流能力；⑤综合大孔孔隙度和R15将临兴区块致密砂岩储层分为4类，分类结果与现场试气结果吻合度较高。
结论认为，高压压汞和核磁共振两种方法相结合，能够有效识别反映致密砂岩储集能力和渗流能力的关键参数，提高储层分类的可靠性和完整性；通过优选反映储集能力和渗流能力的关键参数，可以指导致密砂岩储层的分类评价。
关键词：致密砂岩气藏；储集层分类；储集能力；渗流能力；高压压汞；核磁共振；鄂尔多斯盆地；临兴区块；二叠纪DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2020.03.005Application of the combination of high-pressure mercury injection and nuclear mag-netic resonance to the classification and evaluation of tight sandstone reservoirs:A case study of the Linxing Block in the Ordos BasinKONG Xingxing1, XIAO Dianshi1, JIANG Shu2, LU Shuangfang1, SUN Bin1, WANG Jingming1(1. School of Geosciences and Technology, China University of Petroleum - East China, Qingdao, Shandong 266580, China;2. Key Labora-tory of Tectonic and Hydrocarbon Resource, Ministry of Education//China University of Geosciences - Wuhan, Wuhan, Hubei 430074, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 40, ISSUE 3, pp.38-47, 3/25/2020. (ISSN 1000-0976; In Chinese)Abstract: Tight sandstone gas reservoirs have poorer porosity–permeability relationships, so conventional reservoir classification schemes can hardly satisfy the classification and evaluation demand of this type of reservoirs. To solve this problem, this paper took the Permian tight sandstone gas reservoir in the Linxing Block along the eastern margin of the Ordos Basin as an example to describe the micro-structures of the tight sandstone reservoirs by means of high-pressure mercury injection, nuclear magnetic resonance (NMR), scanning electron microscope (SEM) and so on. Then, the control effect of micro-structure parameters on the macrophysical properties was studied. Finally, classification and evaluation of tight sandstone reservoirs were carried out on this basis. And the following research results were obtained. First, NMR can identify the distribution of pores of different sizes, and high-pressure mercury injection can re-flect the pore-throat configuration and percolation capacity of a reservoir. Second, both methods are better coincident in the description results. With an increase of the right peak of T2 spectra, the mercury intrusion curve presents a concave shape and the pore throat radius increases while the pore type gradually changes from intragranular dissolution pores and intercrystalline pores to intergranular pores and intergranular dissolution pores and the reservoir quality gets better. Third, micro-pore structure controls reservoir physical properties and fluid mobility. And the porosity of large pores is best correlated with the effective porosity, so it can be used to evaluate the reservoir ca-pacity of tight sandstone. Fourth, the throat radius R15 obtained by high pressure mercury injection is in the best correlation with porosity and permeability, so it can be used to evaluate the percolation capacity of tight sandstone. Fifth, by combining the porosity of large pores with the R15, the tight sandstone reservoirs in the Linxing Block are classified into 4 categories, and the classification results are in a good agreement with the on-site well test data. It is concluded that the combination of high-pressure mercury injection and NMR can effective-ly identify the key parameters which reflect the reservoir capacity and percolation capacity of tight sandstone, and improve the reliability and integrity of reservoir classification. And by selecting the key parameters that reflect reservoir capacity and percolation capacity, it can provide the guidance for the classification and evaluation of tight sandstone reservoirs.Keywords: Tight sandstone gas reservoir; Reservoir classification; Reservoir capacity; Percolation capacity; High-pressure mercury in-jection; Nuclear magnetic resonance; Ordos Basin; Linxing Block; Permian基金项目：国家自然科学基金项目“基于图像法和流体法融合的致密砂岩全孔径孔喉表征及建模”（编号：41602141）、国家自然科学基金项目“压裂液在原位页岩气层中渗吸、滞留机理及影响”（编号：41972139）、高校自主创新基金项目“海相页岩气储层有机非均质性成因及其对孔隙结构的影响”（编号：18CX02069A）。
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
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。
渤海湾盆地束鹿凹陷古近系沙河街组湖相混积泥灰岩致密油储层特征
渤海湾盆地束鹿凹陷古近系沙河街组湖相混积泥灰岩致密油储层特征付小东;吴健平;寿建峰;王小芳;周进高;张天付;郭永军【摘要】渤海湾盆地束鹿凹陷沙河街组三段下亚段(Es3(下))广泛发育一套湖相混积成因“泥灰岩”,是致密油勘探的主要目标层系.通过岩心和薄片观察、孔渗、压汞、扫描电镜、CT、核磁共振等分析,揭示了该套特殊成因混积泥灰岩储层地质特征;结合地质、地球化学综合分析,明确有利储层发育主控因素,建立储层分类评价标准,指出致密油勘探有利区带.结果表明:束鹿凹陷Es3(下)泥灰岩主要包括互层混积的纹层状泥灰岩和结构混积的块状泥灰岩两类,矿物组成均以方解石为主,其次为白云石,粘土矿物与石英、长石含量低.储层孔隙度一般低于4.0％,基质渗透率一般小于10×10-3 μm2,属特低孔特低渗储层.储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂,发育两大类8亚类储集空间,基质孔以纳米级孔隙为主.不同岩石结构的泥灰岩储层物性与孔隙结构差异明显,纹层状泥灰岩孔隙分布非均质性强,表现出双重或多重孔隙介质特征,孔渗条件和孔隙结构优于块状泥灰岩.混积泥灰岩有利储层发育受沉积亚相、岩石组构、有机质丰度与成熟度、构造缝等因素综合控制;斜坡内带及洼槽区半深湖-深湖亚相的高TOC纹层状泥灰岩是致密油勘探的有利目标.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2019(040)001【总页数】14页(P78-91)【关键词】混积泥灰岩;致密油储层;沙河街组;束鹿凹陷;渤海湾盆地【作者】付小东;吴健平;寿建峰;王小芳;周进高;张天付;郭永军【作者单位】中国石油杭州地质研究院,浙江杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,浙江杭州310023;中国石油华北油田分公司,河北任丘062552;中国石油杭州地质研究院,浙江杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,浙江杭州310023;中国石油杭州地质研究院,浙江杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,浙江杭州310023;中国石油杭州地质研究院,浙江杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,浙江杭州310023;中国石油杭州地质研究院,浙江杭州310023;中国石油集团碳酸盐岩储层重点实验室,浙江杭州310023;中国石油华北油田分公司,河北任丘062552【正文语种】中文【中图分类】TE122.2国外学者Mount 1985年首次提出“混合沉积物”的概念,提出了4种混合沉积物的成因类型[1]。
致密砂岩储层微观孔隙结构特征——以鄂尔多斯盆地延长组长7储层为例
中图分类 号 ： Ｔ Ｅｌ ２ ２ ． ２ ２ １
文献标 志码 ： Ａ
Ｃｈａ ｒ ａ ｃ ｔ ｅ ｒ ｉ ｓ ｔ ｉ ｃ ｓ ｏ ｆ ｍｉ ｃ ｒ ｏ — ｐｏ ｒ ｅ ｓ ｔ ｒ ｕｃ ｔ ｕ ｒ ｅ ｏ ｆ ｔ ｉ ｇ ｈｔ ｓ ａ ｎｄ ｓ ｔ ｏ ｎｅ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ： Ａ ｃ ａ ｓ ｅ ｓ ｔ ｕｄ ｙ ｆ ｒ ｏ ｍ Ｃｈａ ｎｇ ７ ｒ ｅ ｓ ｅ ｒ ｖ ｏ ｉ ｒ ｏ ｆ Ｙａ ｎ ｃ ｈａ ｎｇ Ｆｏ ｒ ｍａ ｔ ｉ ｏ ｎ ｉ ｎ Ｏｒ ｄ ｏ ｓ Ｂａ ｓ ｉ ｎ
３ ． 低 渗透 油 气田勘探 开发 国家工程 实验 室， 陕西 西安 ７ １ ０ ０ １ ８ ） 摘要 ： 运 用物性 分析 、 扫描 电镜 、 铸 体 薄 片及 恒速 压汞 等技 术 ， 对 致 密砂 岩储 层 进行 了微 观 孔 隙结 构定 量
分析 。研 究结果表 明 ： 鄂 尔多斯 盆地 长 ７油层组 为典 型 的致 密砂岩 储层 ， 渗 透率 小于 ０ ． ３ ｍ Ｄ． 孔 隙 类型
Ｈ Ｅ Ｔａ ｏ ，Ｗ ＡＮ Ｇ Ｆａ ｎ ｇ 一，Ｗ ＡＮ Ｇ Ｌｉ ｎｇ ｌ ｉ ＇
（ １ ． Ｓ ｏ ｕ ｔ ｈ Ｓ ｕ ｌ ｉ ｇ ｅ Ｏ ｐ ｅ ｒ ａ ｔ ｉ ｏ ｎ Ｃ ｏ ｍ ｐ ａ ｎ ｙ ， Ｐ ｅ ｔ ｒ ｏ Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ Ｃ ｈ ａ ｎ ｇ ｑ ｉ ｎ ｇ Ｏ ｉ ｌ ｉ ｆ ｅ ｌ ｄ Ｃ ｏ ｍｐ ａ ｎ ｙ ， Ｘ ｉ ’ ａ ｎ ７ １ ０ ０ １ ８ ， Ｃ ｈ ｉ ｎ ａ ；
致密砂岩储 层微观孔 隙结构特征
— —
以鄂尔多斯盆地延长组长 ７ 储层为例
定边地区长４＋５致密储层特征及成因
收稿日期：２０２３－０５－２６；修订日期：２０２３－１２－０５。
作者简介：姬长拴（１９９７—），男，在读硕士研究生，现从事沉积学与储层研究。
Ｅ－ｍａｉｌ：ｊｃｓ１１１８０＠１６３．ｃｏｍ。
通信作者：郭峰（１９７８—），男，教授，博士，现从事储层地质学研究。
Ｅ－ｍａｉｌ：４４８０７３９００＠ｑｑ．ｃｏｍ。
文章编号：１６７３－８２１７（２０２４）０２－００２７－０６定边地区长４＋５致密储层特征及成因姬长拴１，２，郭 峰１，２（１．西安石油大学地球科学与工程学院，陕西西安７１００６５；２．陕西省油气成藏地质重点实验室，陕西西安７１００６５）摘要：针对定边地区长４＋５储层物性特征不明确的问题，以岩心观察和取样为基础，利用铸体薄片、扫描电镜、压汞及测井等技术手段，对长４＋５段样品进行测试分析。
结果表明：定边地区长４＋５层位发育三角洲前缘沉积亚相，储层岩性以长石砂岩和岩屑长石砂岩为主，孔隙类型以粒间孔为主，孔隙度为３．４％～１５．５％，平均为１２．２％，渗透率为０．０５×１０－３～３．７×１０－３μｍ２，平均为０．５７×１０－３μｍ２，属于低孔特低孔、低渗特低渗储层；影响储层质量的主要因素是压实作用，其次是胶结作用。
由压实作用导致孔隙度损失为２２．４％，损失率约为５５．７％；由胶结作用造成的孔隙度损失为８．２７％，损失率约为２０．６％；溶蚀作用可以改善储层物性，有利于保存原始孔隙，对孔隙度贡献率为２．９３％。
关键词：鄂尔多斯盆地；长４＋５；致密储层；储层特征中图分类号：ＴＥ１１１．２３ 文献标识码：ＡＣｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓａｎｄｇｅｎｅｓｉｓｏｆＣｈａｎｇ４＋５ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＤｉｎｇｂｉａｎａｒｅａＪＩＣｈａｎｇｓｈｕａｎ１，２，ＧＵＯＦｅｎｇ１，２（１．ＳｃｈｏｏｌｏｆＥａｒｔｈＳｃｉｅｎｃｅｓａｎｄＥｎｇｉｎｅｅｒｉｎｇ，Ｘｉ’ａｎＳｈｉｙｏｕＵｎｉｖｅｒｓｉｔｙ，Ｘｉ’ａｎ７１００６５，Ｓｈａａｎｘｉ，Ｃｈｉｎａ；２．ＳｈａａｎｘｉＰｒｏｖｉｎｃｉａｌＫｅｙＬａｂｏｒａｔｏｒｙｏｆＯｉｌａｎｄＧａｓＡｃｃｕｍｕｌａｔｉｏｎＧｅｏｌｏｇｙ，Ｘｉ’ａｎ７１００６５，Ｓｈａａｎｘｉ，Ｃｈｉｎａ）Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＩｎｖｉｅｗｏｆｔｈｅｕｎｃｌｅａｒｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｏｆＣｈａｎｇ４＋５ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｉｎＤｉｎｇｂｉａｎａｒｅａ，ｂａｓｅｄｏｎｃｏｒｅｏｂｓｅｒｖａｔｉｏｎａｎｄｓａｍｐｌｉｎｇ，ｔｈｅｓａｍｐｌｅｓｏｆＣｈａｎｇ４＋５ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｗｅｒｅｔｅｓｔｅｄａｎｄａｎａｌｙｚｅｄｂｙｕｓｉｎｇｃａｓｔｔｈｉｎｓｅｃｔｉｏｎ，ｓｃａｎｎｉｎｇｅｌｅｃｔｒｏｎｍｉｃｒｏｓｃｏｐｙ，ｍｅｒｃｕｒｙｉｎｊｅｃｔｉｏｎａｎｄｗｅｌｌｌｏｇｇｉｎｇ．Ｔｈｅｒｅｓｕｌｔｓｓｈｏｗｔｈａｔｔｈｅｄｅｌｔａｆｒｏｎｔｓｅｄｉｍｅｎｔａｒｙｓｕｂ－ｆａｃｉｅｓａｒｅｄｅｖｅｌｏｐｅｄ，ｔｈｅｌｉｔｈｏｌｏｇｙｉｓｍａｉｎｌｙｏｆｆｅｌｄｓｐａｔｈｉｃｓａｎｄｓｔｏｎｅａｎｄｌｉｔｈｉｃｆｅｌｄｓｐａｔｈｉｃｓａｎｄｓｔｏｎｅ，ａｎｄｔｈｅｐｏｒｅｔｙｐｅｉｓｍａｉｎｌｙｏｆｉｎｔｅｒ－ｇｒａｎｕｌａｒｐｏｒｅｓ．Ｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｉｓ３．４％～１５．５％，ｗｉｔｈａｎａｖｅｒａｇｅｏｆ１２．２％，ａｎｄｔｈｅｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｉｓ０．０５×１０－３～３．７×１０－３μｍ２，ｗｉｔｈａｎａｖｅｒ ａｇｅｏｆ０．５７×１０－３μｍ２，ｗｈｉｃｈｂｅｌｏｎｇｓｔｏｌｏｗａｎｄｕｌｔｒａ－ｌｏｗｐｏｒｏｓｉｔｙａｎｄｐｅｒｍｅａｂｉｌｉｔｙｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ．Ｔｈｅｍａｉｎｆａｃｔｏｒａｆｆｅｃｔｉｎｇｒｅｓｅｒｖｏｉｒｑｕａｌｉｔｙｉｓｃｏｍｐａｃｔｉｏｎ，ｆｏｌｌｏｗｅｄｂｙｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎ．Ｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｌｏｓｓｃａｕｓｅｄｂｙｃｏｍｐａｃｔｉｏｎｉｓ２２．４％，ｗｉｔｈａｌｏｓｓｒａｔｅｏｆ５５．７％；ｗｈｉｌｅｂｙｃｅｍｅｎｔａｔｉｏｎｉｓ８．２７％，ｗｉｔｈａｌｏｓｓｒａｔｅｏｆ２０．６％．Ｔｈｅｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎｉｍｐｒｏｖｅｓｔｈｅｐｈｙｓｉｃａｌｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓａｎｄｈｅｌｐｓｔｏｐｒｅｓｅｒｖｅｔｈｅｏｒｉｇｉｎａｌｐｏｒｅｓ，ａｎｄｔｈｅｃｏｎｔｒｉｂｕ ｔｉｏｎｒａｔｅｔｏｔｈｅｐｏｒｏｓｉｔｙｉｓ２．９３％．Ｋｅｙｗｏｒｄｓ：ＯｒｄｏｓＢａｓｉｎ；Ｃｈａｎｇ４＋５；ｔｉｇｈｔｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓ；ｒｅｓｅｒｖｏｉｒｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃｓ 近年来，致密油气勘探展现出巨大的发展潜力［１－３］。
致密砂岩储层微观孔隙结构特征分析——以鄂尔多斯盆地姬塬长7致
通过铸体薄片及扫描电镜等测试，研究区长 ７ 砂岩孔隙类型主要以粒间孔和长石溶孔为主，其余 为岩屑溶孔、晶间孔和微裂缝等。
研究区面孔率平均为 ２．１１％，粒间孔含量为 ０． ９１％，长石溶孔含量为 ０．９８％，岩屑溶孔含量为 ０． ０８％，晶间孔等含量为 ０．１４％。
研究区长 ７油层组砂体厚约 ２０～４０ｍ，油藏埋 深 １５００～１７００ｍ，油藏主要发育在长 ７１和长 ７２油 层组中。通过岩心和铸体薄片观察，岩石主要为灰 色、灰褐色极细 －细粒岩屑质长石砂岩，石英含量为 ２８．１５％，长 石 含 量 为 ３５．７１％，岩 屑 含 量 为 １９． ３２％。粒度分选中等，碎屑颗粒为次棱角状，胶结类 型以加大 －孔隙型为主。填隙物以伊利石、绿泥石 和铁方解石为主。储层孔隙度平均值为 ８．４８％，渗 透率平均值为 ０．２３×１０－３ μｍ２，储层孔喉狭小，粘 土矿物含量高，为典型致密砂岩油藏。 ２孔喉类型
图 ２ 姬塬地区长 ７储层微观孔隙结构
研究区粒间孔形态多为三角形和不规则多边 浮力使密度较低的流体向上运动，而毛细管力使密
形，如图 ２（ｄ）。粒间孔中有绿泥石等填隙物，降低 度较大的流体向下运动，在同一储层中，如果 NhomakorabeaＰｂ（浮
孔隙含量。长石溶孔形态以港湾状等不规则形状为 力）比 Ｐｃ（毛细管力）小，烃类就不能向上运移排替
随着全球油气勘探开发的进展，致密油藏已成 为了全球油气勘探的重要组成部分，鄂尔多斯盆地 作为我国第二大沉积盆地［１］，对我国油气的产出有 着重要的贡献。中生界上三叠统延长组是鄂尔多斯 盆地主要的石油开发层段，其三叠系长 ７油层组发 育致密砂岩油藏，是目前油气勘探开发的热点［２－７］， ２０１４年在鄂尔 多 斯 盆 地 西 部 发 现 了 致 密 油 储 量 超 亿吨级的新安边大油田，表明该区域具有巨大的资 源潜力。长 ７致密油藏与超低渗油藏的孔喉结构差 异较大，研究致密油藏孔隙结构是进行大规模稳产 开发的前提 。 ［８－１０］
渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩储层特征及页岩油可动性评价
３．ＰｅｔｒｏＣｈｉｎａ Ｄａｇａｎｇ Ｏｉｌｆｉｅｌｄ Ｃｏｍｐａｎｙ， Ｔｉａｎｊｉｎ ３００２８０， Ｃｈｉｎａ）
Ａｂｓｔｒａｃｔ： Ｔｈｅ ｓｈａｌｅ ｏｉｌ ｒｅｓｏｕｒｃｅｓ ｉｎ Ｍｅｍｂｅｒ ２ ｏｆ Ｋｏｎｇｄｉａｎ Ｆｏｒｍａｔｉｏｎ ｏｆ Ｃａｎｇｄｏｎｇ Ｓａｇ， Ｂｏｈａｉ Ｂａｙ Ｂａｓｉｎ ａｒｅ ａ⁃
一个区域性拉张背景下形成断陷盆地，夹持于沧县
隆起、孔店凸起及徐黑凸起之间，包括南皮斜坡、孔
实验所选 １８ 块样品为渤海湾盆地沧东凹陷孔
二段页岩，埋深为 ２ ９００ ～ ４ ２００ ｍ。 ＸＲＤ 实验表
明，样品成分较为复杂，其中，碳酸盐矿物含量为
西斜坡、孔东斜坡、舍女寺断鼻带和孔店构造带 ５
７ ７０％ ～ ７１ ８０％，平均为 ４１ ５０％，其主要成分为白
油流具有一定困难。 近年来，不同学者研究发现页
岩油主要赋存于纳米和微米孔隙中 ［３］ ，且常规储
层的孔隙结构描述方法并不完全适用于页岩储层。
目前主要采用直接观测法、流体注入法等对页岩储
层孔隙结构特征进行描述。 直接观测法可以对孔
隙类型、大小、数量展开清晰描述，但受页岩非均质
性的影响，其结果的代表性并不理想 ［４］ ；流体注入
２ 美国德克萨斯大学，德克萨斯州 阿灵顿 ７６０１９；
３ 中国石油大港油田分公司，天津 ３００２８０）
摘要：渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油资源丰富，但对于页岩油的储层特征、油气赋存、可动
性及其关联性研究较少。 为此，采用氩离子抛光－场发射扫描电镜、中子散射、高压压汞、低温
氮气吸附等实验，对孔二段页岩油储层开展微观孔隙结构描述，对比抽提前后的孔体积之差与
ｏｍｅｔｅｒ－ｓｉｚｅｄ ｉｎｔｒａ－ｇｒａｎｕｌａｒ ｐｏｒｅｓ， ｄｉｓｓｏｌｕｔｉｏｎ ｐｏｒｅｓ， ｏｒｇａｎｉｃ ｐｏｒｅｓ ａｎｄ ｍｉｃｒｏｎ－ｓｉｚｅｄ ｍｉｃｒｏ－ｆｒａｃｔｕｒｅ ａｎｄ ｏｔｈｅｒ ｒｅｓ⁃
渤海湾盆地南堡凹陷沙河街组一段泥页岩微观孔隙特征及其主控因素
大庆石油地质与开发Petroleum Geology ＆ Oilfield Development in Daqing2023 年 10 月第 42 卷第 5 期Oct. ，2023Vol. 42 No. 5DOI ：10.19597/J.ISSN.1000-3754.202301049渤海湾盆地南堡凹陷沙河街组一段泥页岩微观孔隙特征及其主控因素秦德超1 汤济广1，2胡美玲3 张玥1 冯涛1（1.长江大学地球科学学院，湖北 武汉430100；2.非常规油气省部共建协同创新中心，湖北 武汉430100；3.中国石油华北油田公司勘探开发研究院，河北 任丘062552）摘要： 为阐明渤海湾盆地南堡凹陷沙河街组一段湖相页岩的微观孔隙结构，深化泥页岩储集性能认识，通过氩离子抛光扫描电镜、恒速压汞及低温氮气吸附实验等方法，对沙一段泥页岩微观孔隙结构进行深入研究。
结果表明：沙一段泥页岩储层储集空间以粒间孔、晶间孔、粒内孔、溶蚀孔及微裂缝为主，部分储集空间被有机质充填，发育少量有机质溶孔；储层微米级孔隙以大孔隙（孔隙半径≥100 μm ）和微小孔隙（孔隙半径<50 μm ）为主，纳米级微孔隙以微孔（孔隙半径<10 nm ）为主；喉道以粗喉道、细喉道和微细喉道为主，非均质性较强；受地层异常高压及脆性矿物含量的影响，泥页岩储层岩石脆性较强，裂缝较发育，物性较好，有利于后期的页岩油气开采；由于泥页岩有机质成熟度较低，部分烃类物质滞留于储层中，堵塞了部分孔隙，降低了孔喉连通性。
研究成果可为南堡凹陷页岩油有利区的优选提供理论依据。
关键词：喉道；孔隙；泥页岩；页岩油；孔喉结构；沙一段中图分类号：TE122.2+3 文献标识码：A 文章编号：1000-3754（2023）05-0047-10Micro⁃pore characteristics and its main controlling factors of shale inSha 1 Member of Shahejie Formation in Nanpu Sag of Bohai Bay BasinQIN Dechao 1，TANG Jiguang 1，2，HU Meiling 3，ZHANG Yue 1，FENG Tao 1（1.School of Geosciences ，Yangtze University ，Wuhan 430100，China ；2.Cooperative Innovation Center ofUnconventional Oil and Gas ，Yangtze University ，Wuhan 430100，China ；3.Research Institute of Exploration and Development ，PetroChina Huabei Oilfield Company ，Renqiu 062552，China ）Abstract ：In order to clarify micro -pore structure of lacustrine shale in Sha 1 Member of Shahejie Formation in Nan‑pu Sag of Bohai Bay Basin ， and to deepen the understanding of shale reservoir performance ， micro -pore structure of shale in Sha 1 Member is finely characterized by means of argon -ion polishing SEM ， constant -rate mercury intru‑sion and low -temperature nitrogen adsorption experiments. The results show that reservoir space of shale reservoir in Sha 1 Member of Shahejie Formation is mainly composed of intergranular pores ， intercrystalline pores ， intragranu‑lar pores ， dissolution pores and microfractures. Some reservoir spaces are filled with organic matter ， developing small amount of organic matter dissolved pores. Micron -scale pores in reservoir are mainly macropores （pore radius≥100 μm ） and micropores （pore radius<50 μm ）. Nano -scale micropores are dominated by micropores （pore radius<收稿日期：2023-01-31 改回日期：2023-05-15基金项目：“十三五”国家科技支撑计划项目“大型油气田及煤层气开发”子课题“我国含油气盆地深层油气分布规律与资源评价”（2017ZX05008-006）。
渤海湾盆地东营凹陷砂岩储层地震特征及对岩石结构的指示
渤海湾盆地东营凹陷砂岩储层地震特征及对岩石结构的指示邓继新;王尚旭;伍向阳【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2009(030)003【摘要】系统选取渤海湾盆地东营凹陷古近系各层段砂岩样品250块(以沙河街组为主),并在模拟储层条件下利用脉冲穿透法测试样品的纵、横波速度,在此基础上给出储层条件下速度 -孔隙度、速度 -密度等的统计岩石物理模型.样品在纵波速度 -泊松比交汇图中呈现出两种主要变化趋势,分别对应泥质与钙质胶结物的影响.在每个变化趋势中,随泥质含量与钙质胶结物含量的增加,岩石结构从颗粒支撑逐渐表现为基质支撑,弹性波能量的传播也从通过颗粒接触边界转变为通过岩石基质传播.这是使砂岩样品测试结果表现出两种截然不同变化趋势的主要原因,为利用岩石物理特性从地震资料中提取岩石结构、沉积与成岩特征的信息提供了依据.【总页数】7页(P294-299,309)【作者】邓继新;王尚旭;伍向阳【作者单位】成都理工大学,信息工程学院,四川,成都,610059;中国石油大学,CNPC 物探重点实验室,北京,102249;中国科学院,地质与地球物理研究所,北京,100029【正文语种】中文【中图分类】TE122.2【相关文献】1.运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例 [J], 严强;张云峰;付航;姜美玲;王军;隋淑玲;付晗;郝芮;郭明翰2.渤海湾盆地南堡凹陷东营组地层水化学特征的成藏指示意义 [J], 徐德英;周江羽;王华;庄新国3.渤海湾盆地东营凹陷砂岩透镜体油藏成藏动力学模式 [J], 卓勤功;蒋有录;隋风贵4.渤海湾盆地东营凹陷高青地区中生界低渗透碎屑岩有效储层特征及发育控制因素[J], 王亚;杨少春;路研;马宝全;赵永福;王永超5.基于岩石物理的致密砂岩油藏叠前优势储层预测——以渤海湾盆地南堡凹陷4号构造东营组二段为例 [J], 张建坤;吴吉忠;徐文会;吴开龙;臧梅;邢文军因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征
渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组页岩油储集层微米—纳米级孔隙体系表征胡钦红;张宇翔;孟祥豪;李政;谢忠怀;黎茂稳【期刊名称】《石油勘探与开发》【年(卷),期】2017(044)005【摘要】针对渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组典型(块状、纹层状、层状)灰质泥页岩样品的微米—纳米级孔隙体系结构特征进行了系统研究.利用高压压汞法(MICP)检测多个连通孔隙体系,同时表征其孔隙度、渗透率和孔道迂曲度;采用不同样品(粒径500～841 μm GRI(美国应用天然气研究所)标准的颗粒,边长1 cm的立方体,直径2.54 cm、高度2～3 cm的岩心柱),通过低压气体物理吸附、基质渗透率测定、高压压汞分析、氦气孔隙度测定、非稳态脉冲渗透率测定等分析方法测定泥页岩的孔渗参数.高压压汞法测得泥页岩样品平均孔隙度为(6.31±1.64)％,基质渗透率在(27.4±31.1)×10-9 μ.m2,基于体积法的中值孔喉直径为(8.20±3.01)nm,孔隙主要分布在孔喉直径5 nm区域,孔喉比随着孔隙直径的减小而降低.具有层理的泥页岩样品的渗透率是泥页岩基质渗透率的近20倍.泥页岩纳米级(孔喉直径为2.8～10.0 nm)孔隙体系的几何迂曲度高达8.44,说明具有较差的孔隙连通性和输导流体的能力,会影响泥页岩油气的保存和开采.【总页数】10页(P681-690)【作者】胡钦红;张宇翔;孟祥豪;李政;谢忠怀;黎茂稳【作者单位】页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,中国石化石油勘探开发研究院,北京100083;The University of Texas at Arlington,Arlington,Texas76019,USA;The University of Texas at Arlington,Arlington,Texas 76019,USA;成都理工大学,成都610059;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;页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室,中国石化石油勘探开发研究院,北京100083【正文语种】中文【中图分类】TE122【相关文献】1.渤海湾盆地东营凹陷古近系沙河街组三段沉积相类型及平面分布特征 [J], 林会喜;鄢继华;袁文芳;陈世悦2.渤海湾盆地东营凹陷沙河街组页岩油储层微观孔隙特征 [J], 刘毅;陆正元;冯明石;王军;田同辉;晁静3.渤海湾盆地东营凹陷利津洼陷古近系沙河街组湖相风暴沉积特征及控制因素 [J], 魏小洁;姜在兴;李一凡;张元福;赵伯宇;王俊辉4.湖相页岩油有利甜点区优选方法及应用——以渤海湾盆地东营凹陷沙河街组为例[J], 张鹏飞; 卢双舫; 李俊乾; 薛海涛; 李文镖; 张宇; 王思远; 冯文俊5.盐间超压裂缝形成机制及其页岩油气地质意义——以渤海湾盆地东濮凹陷古近系沙河街组三段为例 [J], 刘卫彬; 周新桂; 徐兴友; 张世奇因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
致密砂岩储层微观孔喉表征及渗流模拟
致密砂岩储层微观孔喉表征及渗流模拟沈珊;卢双舫;唐明明;梁宏儒;燕贲惠【期刊名称】《河南科学》【年(卷),期】2016(034)010【摘要】In order to characterize the micro pore structure of the tight oil reservoir comprehensively ,multi-scale (submicron-to-micro)three-dimensional CT imaging was used to study the tight sandstone reservoir sample which was taken from Lower cretaceous Qingshankou formation of Songliao basin. On a micrometer scale ,the pore throat structure of sample 1 is heterogeneous,and that of sample 2 has strong heterogeneity. On a submicron scale,the diameter of sample 1 pore throat ranges from 2.0 to 3.9μm,and there are some small tube-shaped and ball-shaped micropores in microscale. The diameter of sample 2 pore throat ranges from 2.2 to4.2μm,and there are some tube-shaped micropores around the particles showing certain connectivity. Therefore,these tube-shaped micropores serve as throats and pores. Then the Lattice Boltzmann method was used to do the single-phase microscopic flowing simulation and analysis. Under 0.7μm resolution,the extractio n porosity of sample 1 and sample 2 are6.25%and 9.3%,and the stimulated permeability are 0.042 mD and 0.13 mD. Under 1.46μm resolution,the extraction porosity of sample 2 is 9.14%and the stimulated permeability is 0.071 mD. The permeability of two samples have a certain anisotropy. Based on the above results,five crucial factorswhich cause the low permeability of this area have been concluded.%为全面表征致密油储层的微观孔隙结构，对松辽盆地下白垩统青山口组致密砂岩储集层样品进行微米、亚微米尺度CT三维成像研究.在微米尺度下，样品1的孔喉结构表现一定的非均质性；样品2的孔吼结构整体均质性较强.在亚微米尺度下，样品1的孔喉直径主要为2.0~3.9μm，其中存在一些较小的短管状、孤立球状微米级孔隙；样品2的孔喉直径主要为2.2~4.2μm，颗粒周围存在一些具有一定连通性的短管状微孔，兼具喉道与孔隙的双重功能.利用格子Boltzmann方法进行单相微观渗流模拟分析，在0.7μm分辨率下，样品1、2的提取孔隙度分别为6.25%、9.3%，模拟渗透率分别为0.042、0.13 mD；在1.46μm分辨率下，样品2的提取孔隙度为9.14%，模拟渗透率为0.071 mD .两块样品的渗透率都具有一定的各向异性.基于上述结果，总结出该地区超低渗的五个决定性因素.【总页数】7页(P1699-1705)【作者】沈珊;卢双舫;唐明明;梁宏儒;燕贲惠【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; 中国石油大学华东地球科学与技术学院，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;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;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; 中国石油大学华东地球科学与技术学院，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; 中国石油大学华东地球科学与技术学院，山东青岛 266580【正文语种】中文【中图分类】TE319【相关文献】1.运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征——以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例 [J], 严强;张云峰;付航;姜美玲;王军;隋淑玲;付晗;郝芮;郭明翰2.恒速压汞技术在定边长7致密砂岩储层微观孔喉空间表征中的应用 [J], 张鹏;张金功;赵谦平;畅斌;张亮;高飞;曹成;李康3.致密砂岩储层微观孔喉结构及其对渗流特征的影响——以鄂尔多斯盆地周长地区长8储层为例 [J], 刘广峰;白耀星;王文举;潘少杰;王猛;高星星4.致密砂岩储层微观孔喉结构表征方法及其应用——以鄂尔多斯盆地红河地区长8层为例 [J], 邹敏;夏东领;庞雯;徐婷5.致密砂岩储层微观孔喉结构表征方法综述 [J], 米悦;陈朝兵;王江涛因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
页岩油储集层微观孔喉分类与分级评价
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]。
致密砂岩储层微观孔喉结构及其分形特征
致密砂岩储层微观孔喉结构及其分形特征
刘硕;王飞;于瑞;高建星;师昊;朱玉双
【期刊名称】《吉林大学学报(地球科学版)》
【年(卷),期】2024(54)1
【摘要】孔喉微观结构定量评价一直是致密砂岩储层研究的热点和难点。
以分形维数为突破口,在鄂尔多斯盆地子长地区不同井中采集了上三叠统延长组长6段12个岩心样品,通过扫描电镜、铸体薄片、高压压汞等实验方法以及分形理论对致密砂岩样品的孔喉结构及其分形特征进行了研究。
结果表明,研究区致密砂岩储层的孔隙类型主要由剩余粒间孔、溶孔和晶间孔组成。
总分形维数与孔隙度和渗透率存在良好的负相关性,表明研究区致密砂岩储层孔喉结构的复杂程度和非均质性对物性具有一定的影响。
中孔的分形维数与孔喉结构参数的相关性更好,表明中孔的非均质性和表面粗糙度主要影响储集空间和渗流性质。
致密砂岩储层的品质与分形维数呈明显的负相关关系,越有利于油气富集的储层,其分形维数越小。
【总页数】12页(P96-107)
【作者】刘硕;王飞;于瑞;高建星;师昊;朱玉双
【作者单位】西北大学大陆动力学国家重点实验室/地质学系;延长股份有限公司子长采油厂
【正文语种】中文
【中图分类】TE122
【相关文献】
1.致密砂岩储层微观孔喉结构及其对渗流特征的影响——以鄂尔多斯盆地周长地区长8储层为例
2.合水地区长7致密砂岩储层微观孔喉结构分形特征
3.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
4.致密砂岩储集层微观孔喉结构及其分形特征
——以西加拿大盆地A区块Upper Montney段为例5.基于致密砂岩储层孔喉系统分形理论划分的可动流体赋存特征认识
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鄂尔多斯盆地东部山西组山1段致密气砂岩储层分类评价
鄂尔多斯盆地东部山西组山1段致密气砂岩储层分类评价上官静雯;胡芸冰【摘要】鄂尔多斯盆地东部山1段是天然气开发的重要层位之一,该储层非均质性较强,勘探难度较大,进行储层特征研究及评价对山1段储层的勘探开发意义重大。
运用铸体薄片鉴定、扫描电镜、X-衍射及高压压汞等测试方法,系统研究了鄂尔多斯盆地东部山1段砂岩储层的岩石学特征、孔隙结构特征、物性特征;根据物性特征、微观孔隙结构特征等并结合前人研究,对研究区山1段储层进行了分类评价。
结果表明：研究区山1段储层的填隙物主要以伊利石、高岭石、硅质、碳酸盐为主,还有少量的泥质、绿泥石及菱铁矿等;孔隙类型主要为次生孔隙,包括粒内溶孔及粒间溶孔、晶间孔、微裂隙;研究区山1段以Ⅱ、Ⅲ类储层为主,属于低孔低渗致密砂岩储层。
研究结果对有利储层勘探具有指导意义。
【期刊名称】《非常规油气》【年(卷),期】2017(004)002【总页数】8页(P56-63)【关键词】鄂尔多斯盆地;东部;山1段;储层特征;储层评价【作者】上官静雯;胡芸冰【作者单位】西北大学大陆动力学国家重点实验室／西北大学地质学系,陕西西安710069【正文语种】中文【中图分类】TE121鄂尔多斯盆地是我国重要的含油气盆地，其内油气资源丰富[1-4]。
盆地内上古生界山西组地层是我国重要的天然气勘探层位[5-11]，目前对其勘探的重点在山1段。
前人已经对山1段致密砂岩储层进行了较为深入的研究[12-18]，但相对集中于盆地北部或其他区域，对盆地东部山1段储层的研究相对较少。
山1段储层非均质性强[19-20]，加之井控的不断增加，对山1段进行精细研究势在必行。
本次研究综合利用铸体薄片、压汞分析、X-衍射全岩和黏土矿物分析、扫描电镜测试等技术手段，研究了山1段储层的岩石学特征、物性特征、储层微观孔喉特征，并根据各特征参数对其进行了分类、分区，结果对该区天然气勘探有指导意义。
鄂尔多斯盆地原归属于大华北盆地，直至中生代晚期才独立发育演化成我国第二大沉积盆地，是华北地台西部的一个凹陷盆地，整体构造为东高西低的平缓单斜。
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第40卷第2期 2018年3月石油实验地质PETROLEUM GEOLOGY & EXPERIMENTV〇1.40,N〇.2Mar. ,2018文章编号：100卜6112(2018)02-0280-08 doi：10.n78L/sysydz201802280运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征—以渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙四段致密砂岩储层为例严强张云峰付航u，3,姜美玲王军4,隋淑玲4,付晗1,2,郝芮1,2,郭明翰1,2(1.东北石油大学地球科学学院，黑龙江大庆163318;2.油气藏形成机理与资源评价重点实验室，黑龙江大庆163318;3.大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿，黑龙江大庆163318;4.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015)摘要:选取渤海湾盆地沾化凹陷义176区块沙河街组四段32块致密砂岩样品进行高压压汞、覆压孔渗等实验，结合环境扫描电镜的镜下特征，探讨致密砂岩储层的微观孔喉结构特征及其渗透性，特别是流体在纳米级及微米级喉道的渗流特征。
实验表明：研究区的排替压力分布范围大,结合孔喉的分布情况和渗透率的相对大小，将该区的储层分成4大类6亚类;d V d(lo g d)能够准 确形象地反映各级孔喉分布情况，结合环境扫描电镜对孔喉相对大小的识别结果，将研究区的孔喉体系分为纳米级、微纳米级、纳微米级及微米级等4类，将喉道分为纳米级喉道和微米级喉道;通过相关性分析，发现纳米级喉道控制着渗透率，而微米级喉道更多贡献于孔隙度；高压压汞在研究致密储层的孔喉特征时，不仅能够表征常规孔喉的结构特征，同时也能反映微纳米级孔喉的大小及流体在其中的渗流特征，对进一步精细评价储层具有良好效果。
关键词：高压压汞;扫描电镜;微纳米孔喉;致密砂岩储层;渤海湾盆地中图分类号:TE122.2 文献标识码：AHigh pressure mercury injection and scanning electron microscopy applied to characterize micro- and nano-scale pore throats in tight sandstone reservoirs ：A case study of the fourth member of Shahejie Formationin Y i176 block,Zhanhua Sag,Bohai Bay BasinY A N Qiang1’2,Z H A N G Y u n f e n g1，2,F U H a n g1’2’3,J I A N G Meiling1，2,W A N G Jun4,S UI Shuling4,F U H a n1’2,H A O R u i1’2,G U O M i n g h a n1，2(1. Department of Earth Sciences，Northeast Petroleum, University，Daqing，Heilongjiang163318, China；2. Oil and Gas Reservoir Forming Mechanism and Resource Evaluation Key Laboratory，Daqing，Heilongjiang163318, China；3. First Oil Mine of Third Oil Plant，Daqing Oil Field Limited Liability Company，Daqing，Heilongjiang163318，China；4. Exploration and Development Institute，SINOPEC Shengli Oilfield Company，Dongying，Shandong 257015，China) Abstract：Thirty-two samples of tight sandstone from the fourth m e m b e r of Shahejie Formation in Y i176 block, Zhanhua S a g,Bohai Bay Basin were selected for high pressure mercury injection and overpressure pore infiltration experiments.The microscopic pore throat structure and permeability of tight sandstone reservoirs,especially the flow characteristics of fluid in nano-and micro-scale throats,were discussed along with their microscopic features observed with environmental scanning electron microscopy (S E M).Experiments showed that the discharge pressure in the study area has a wide distribution.According to the distribution of pore throats and relative permeability,the reservoirs in this area were divided into 4 major types and 6 sub-categories.dv/d(logd)reflects the distribution of pore throats at all levels.C o m b i n e d with the identification of the relative sizes of pore throats by environmental S E M, the pore throat system in the study area was divided into4 categories：nano scale,micro-nano scale,nano-micro 收稿日期：2017-06-30;修订日期：2018-01-09。
作者简介:严强（1990—），男，硕士研究生，从事沉积与储层地质学研究。
E-m ail:412234179@。
通信作者：张云峰（ 1968—），男，教授，博士生导师，从事沉积与储层地质学研究。
E-m ail:ym1feng4510@基金项目：国家自然科学基金面上项目（41572132)和国家自然面上项目（41772144)联合资助。
第2期严强，等.运用高压压汞及扫描电镜多尺度表征致密砂岩储层微纳米级孔喉特征• 281 •scale and micro scale , while throat was classified into nano and micro types . According to the correlation analysis , i t was found that the nano-scale throats controlled permeability , while the micro throats contributed more to porosity . High pressure mercury injection not only characterizes the structural characteristics of conventional pore throats , but also reflects the size of the micro - and nano-pore throats and the fluid flow characteristics in t h e m , which allows further detailed evaluation of reservoirs .Key words ： high-pressure mercury injection ； scanning electron microscopy ； micro and nano pore throat ； tightsandstone reservoir ； Bohai B a y Basin随着国内常规油气勘探开发难度的加大以及 储量的降低，仅仅依靠传统的油气资源无法满足当 今社会发展的需求[1_4]。
致密油气的出现为油气 资源注人了新的生命力，而其储层的微观孔喉结构 直接决定了油气富集情况及后期勘探开发的难易 程度。
致密油气无自然产能，需经过后期处理才能 产出具有经济价值的油气[1,5]，故仅仅依靠传统的 孔隙度和渗透率已无法准确地表征致密砂岩储层。
基于这一点，针对致密油气储层的微观孔喉结构， 国内外学者做了大量研究，但对纳米级喉道渗流特 征的研究相对较少[6_8]。
目前间接测试手段主要 包括高压压汞、覆压孔渗等，而直接观测手段主要 包括扫描电镜、纳米CT等。
扫描电镜及纳米C T能够直观地反映孔喉形状、大小并构建三维立体结构[9-11]，但不能够表征流体在其中的渗流特征[2]。
超高压力的压汞和退汞曲线不仅能够反映常规的 孔喉信息及流体在其中的渗流特征，还能表征储层 纳微米级孔喉的渗流特征。
在前人微观孔喉研究的基础上，笔者主要运用 铸体薄片、扫描电镜、高压压汞及覆压孔渗等实验 方法，以渤海湾盆地沾化凹陷渤南洼陷义176区块 沙四段致密储层为例，多尺度表征储层微观孔喉特 征，运用高压压汞定量表征流体在微纳米级喉道中 的渗流特征，进而对该区储层做出相应的分类评 价，为今后致密油微观运聚特征研究及勘探开发奠 定了可靠的地质基础。
1储层基本特征渤南洼陷位于沾化凹陷的中部，其北邻埕子口凸起，并以埕东断层和埕西断裂带为界，西连义和 庄凸起，并以义东断层为界，东侧为孤北洼陷，并以孤东断层为界，而义176区块位于渤南油田义 176—渤深4断阶带上（图1)。
研究区主要为中、 新生代沉积地层，自上而下发育明化镇组、馆陶组、 东营组、沙河街组及孔店组[12]，其中沙河街组是本 次研究的主要层系。
研究区沙四段为一套浅湖一深湖相沉积地层， 既是烃源岩又是储层，为自生自储型油藏[5]。
储 层矿物主要包括石英、长石及岩屑，粒度变化范围 较大，包括粉砂、细砂、中砂及泥，非均质性强，故相 对致密。