3-1储层物性
有效储层物性下限的确定方法及应用_马松华
内蒙古石油化工 2009年第 9期
图 2 东营凹陷某层位单位厚度日产量与渗透率关系图 1. 2 经验统计法
该方法在美国的油田广泛使用 ,其内容为: 对于 中、 低渗透性油田 ,将全油田的平均渗透率乘以 5% 就可作为该油田的渗透率下限 ; 对于高渗性油田 ,或 者远离油水界面的含油层段 ,则应乘以比 5% 更小的 数字作为渗透率下限 [12]。 这样估算可能造成油层实 际丢失的储渗能力相当可观。 现在较为通行的方法
有效储层的物性下限包括孔隙度、渗透率和含 油饱和度三个参数。其中 ,前两者是储层物性下限最 常用的指示参数。 确定有效储层物性下限有多种方 法 [3- 10] ,但是每一种方法都有其局限性和适用范围 , 所得出的下限值也并不一定代表储层物性的实际下 限。因此 ,在实际过程中应采用多种方法进行对比和
验证 ,综合得出有效储层的物性下限值。本论文在众 多前人研究成果的基础上 ,系统总结了有效储层下 限的确定方法 ,并结合实际进行了应用。 1 有效储层下限的确定方法及实际应用 1. 1 测试法
2009年第 9期 内蒙古石油化工
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有效储层物性下限的确定方法及应用
马松华 ,田景春 ,林小兵
(成都理工大学沉积地质研究院 ,四川 成都 610059)
摘 要: 有效储层是指现有工艺条件下能获得工业油流的储层。 有效储层的物性下限包括孔隙度、 渗透率和含油饱和度三个参数。 本论文详细讨论了有效储层物性下限的确定方法 ,主要包括测试法、经 验统计法、 含油产状法、束缚水饱和度法、含油量累积法和最好孔喉半径法等。不同方法所依据的原理和 资料不同 ,得出的结论会有所差异。在实际应用中 ,可以根据相关测试数据选取适当的方法 ,从不同侧面 对有效储层物性下限进行综合分析和评定。
储层有效厚度物性标准确定方法分析
储层有效厚度物性标准确定方法分析作者：闫华来源：《科学与财富》2018年第03期摘要：有效厚度物性标准是储层评价和储量计算的基础。
本文系统阐述了目前确定有效厚度物性标准的常用方法，并详细分析了各方法的适用条件，为合理制定有效厚度物性标准提供参考。
关键词：有效厚度物性下限影响因素确定方法孔隙度、渗透率和含油饱和度是反映油层储油能力和产油能力的重要参数。
油层有效厚度物性标准是指孔隙度、渗透率和含油饱和度的下限截止值，其中，含油饱和度是基础。
然而，含油饱和度确实最难与石油产量建立量化统计相关关系的参数，这一方面是由于一般岩心资料和测井资料难以求准油层原始含油饱和度，另一方面，试油作业不可能只以含油饱和度为准确量化的依据来选择试油层，同时，油气层试油产能的高低并不唯一或主要取决于含油饱和度，鉴于此，通常用孔隙度和渗透率来反映物性下限。
有效厚度物性标准是指储集层能够成为有效储层应具有的下限截止值，通常用孔隙度、渗透率的某个确定值来表征[1，2]。
确定有效储层物性下限的方法繁多，各有利弊，适用范围也各有差异，必须优选适用的方法。
对物性标准研究的方法大致可分为三类[1，2]：测试法、统计学方法以及借助分析化验资料分析方法。
1 物性标准确定方法1.1 测试法测试资料是确定物性下限的最直接和最可靠的资料。
常用的方法包括：比采油指数与物性关系法和试油法。
（1）比采油指数与物性关系法若原油性质变化不大，建立每米采油指数与空气渗透率的统计关系，平均关系曲线与渗透率坐标轴的交点值为渗透率下限；若原油性质变化较大，可建立每米采油指数与流度的统计关系，平均关系曲线与流度坐标轴的交点值为原油流动与不流动的界限，该交点值乘以原油地下粘度为渗透率下限。
（2）试油法将试油结果中的非有效储储层（干层）和有效储层（油层、低产油层、油水同层、含油水层等）对应的孔隙度、渗透率绘制在同一坐标系内，二者的分界处对应孔隙度、渗透率值为有效储层物性下限值。
储量计算方法
油、气储量是油、气油气勘探开发的成果的综合反应，是发展石油工业和国家经济建设决策的基础。
油田地质工作这能否准确、及时的提供油、气储量数据，这关系到国民经济计划安排、油田建设投资的重大问题。
油、气储量计算的方法主要有容积法、类比法、概率法、物质平衡法、压降法、产量递减曲线法、水驱特征曲线法、矿场不稳定试井法等，这些方法应用与不同的油、气田勘探和开发阶段以及吧同的地质条件。
储量计算分为静态法和动态法两类。
静态法用气藏静态地质参数,按气体所占孔隙空间容积算储量的方法,简称容积法;动态法则是利用气压力、产量、累积产量等随时间变化的生产动态料计算储量的方法,如物质平衡法(常称压降法)、弹性二相法(也常称气藏探边测试法)、产量递法、数学模型法等等。
容积法：在评价勘探中应用最多的容积法，适用于不同勘探开发阶段、不同圈闭类型、储集类型和驱动方式的油、气藏。
容积法计算储量的实质是确定油（气）在储层孔隙中所占的体积。
按照容积的基本计算公式，一定含气范围内的、地下温压条件下的气体积可表达为含气面积、有效厚度。
有效孔隙度和含气饱和度的乘积。
对于天然气藏储量计算与油藏不同，天然气体积严重地受压力和温度变化的影响，地下气层温度和眼里比地面高得多，因而，当天然气被采出至地面时，由于温压降低，天然气体积大大的膨胀（一般为数百倍）。
如果要将地下天然气体积换算成地面标准温度和压力条件下的体积，也必须考虑天然气体积系数。
容积法是计算油气储量的基本方法，但主要适用与孔隙性气藏（及油藏气顶）。
对与裂缝型与裂缝-溶洞型气藏，难于应用容积法计算储量纯气藏天然气地质储量计算G = 0.01A ·h ·φ(1-Swi )/ Bgi= 0.01A ·h ·φ(1-Swi )Tsc·pi/ (T ·Psc·Zi)式中，G----气藏的原始地质储量，108m3;A----含气面积, km2;h----平均有效厚度, m;φ ----平均有效孔隙度,小数；Swi ----平均原始含水饱和度,小数；Bgi ----平均天然气体积系数Tsc ----地面标准温度，K；（Tsc = 20ºC）Psc ----地面标准压力， MPa; （Psc = 0.101 MPa） T ----气层温度，K；pi ----气藏的原始地层压力, MPa;Zi ----原始气体偏差系数，无因次量。
苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构及可动流体饱和度影响因素
苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构及可动流体饱和度影响因素惠威;贾昱昕;程凡;刘斐雯;任大忠【摘要】鄂尔多斯盆地苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构复杂、渗流规律研究相对薄弱,利用常规方法难以对储层品质进行合理评价.为此,综合利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振及真实砂岩微观水驱油模型对苏里格气田东部盒8储层微观孔隙结构与可动流体饱和度的影响因素进行研究.结果表明,研究区孔隙组合类型以残余粒间孔-晶间孔型、晶间孔-岩屑溶孔型和微裂缝-微孔型为主,其发育程度及储层物性依次变差,储层渗流能力、驱油效率、矿场采收率及可动流体饱和度依次降低,相应的驱替类型由网状-均匀驱替转变为指状驱替.核磁共振数据表明,研究区盒8储层可动流体饱和度平均为39.16％,以Ⅱ类、Ⅲ类及Ⅳ类储层为主.可动流体饱和度与孔隙度、渗透率、残余粒间孔面孔率、喉道半径平均值、有效孔隙体积和喉道体积呈正相关,而与孔喉半径比呈负相关.【期刊名称】《油气地质与采收率》【年(卷),期】2018(025)005【总页数】7页(P10-16)【关键词】孔隙结构;可动流体核磁共振;恒速压汞;苏里格气田【作者】惠威;贾昱昕;程凡;刘斐雯;任大忠【作者单位】西安交通大学能源与动力工程学院,陕西西安710049;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,陕西西安710201;西北大学大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,陕西西安710201;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,陕西西安710201;中国石油长庆油田分公司第十一采油厂,陕西西安710201;西北大学大陆动力学国家重点实验室,陕西西安710069【正文语种】中文【中图分类】TE122.2+3致密砂岩储层中复杂的微观孔隙结构是影响可动流体在多孔介质中赋存及流动效率的重要因素之一［1-4］。
综合利用铸体薄片、扫描电镜、恒速压汞、核磁共振及真实砂岩微观水驱油模型等手段，筛选出苏里格气田东部盒8储层具有代表性的8块样品，分析其微观孔隙结构及可动流体饱和度影响因素，研究其微观孔隙特征参数与可动流体饱和度之间的关系，以期为气藏下步高效开发提供依据。
储层物性特征
地区层位 砂体类型 砂岩累厚 孔隙度 渗透率 伊 盟地 区西部 东 部西缘逆冲带天环北段陕北中段陕北南段渭北晋西4.3 储层物性特征争论区石炭～二叠系砂岩储层属于一套低渗、特低渗透致密型、非均质性格外强的储集层。
孔隙度一般＜1%～21%，渗透率＜0.01×10-3μm 2～561×10-3μm 2 之间，争论区南北，东西都具有很明显的差异。
不同的区块，不同的沉积相带， 储集物性差异较大(表5〕。
鄂尔多斯盆地上古生界各地区、不同沉积相带物性统计表 表5(m) 〔％〕 〔×10-3μm 2〕 下石盒子组 河道砂体 60～150 7～13 0.3～1.3 山西组 冲积扇砂体 20～80 5.5～8.0 0.1～0.6 太原组 扇三角洲砂体 40～90 6～11 0.1～0.4下石盒子组 河道砂体40～1008～20>0.6 山西组 冲积扇砂体 25～55 6～10 0.3～2.5 太原组 扇三角洲砂体 10～30 5～10 0.1～1.0 上石盒子组 湖泊三角洲砂体50～80 12～16 6.9 下石盒子组 河道砂体50～70 6～16 6.6 山西组 河道、分流河道砂体20～80 4～12 5.0 太原组 扇三角洲砂体 60～90 7～12 15.0 下石盒子组 扇三角洲砂体 50～60 5～8 0.3～2.8 山西组 近海三角洲砂体20～30 2～4 0.1～0.8 太原组 潮坪砂坝10～20 2～3 0.1～3.0 下石盒子组 河道砂体、分流河道砂体 40～80 6～11 0.3～2.0 山西组 分流河道砂体、河口砂坝 30～50 4.5～8.0 0.15～1.3 太原组 潮夕砂坪、障壁砂坝 10～20 5～10 0.25～2.0 下石盒子组 分流河道砂体、河口坝砂体 40～70 5～10 0.4～2.0 山西组 湖泊三角洲分流河道砂体25～50 4～8 0.15～0.12 太原组 三角洲前缘砂体 5～25 5～90.2～1.5 本溪组 河口坝砂体 0～10上石盒子组 浅湖三角洲砂体 30～50 4～6 0.1～0.6 下石盒子组 浅湖三角洲砂体 15～35 5～7 0.1～0.35 山西组 浅湖三角洲砂体 10～25 3～7 0.1～0.15 太原组 宾浅海障壁砂体 10～30 1.24 <0.01 下石盒子组 河道、三角洲砂体 30～70 / / 山西组 河道、三角洲砂体 30～50 //太原组 三角洲浅海砂体 10～15/ /本溪组海相三角洲、潮坪砂体4～8 6～1013.09〔据杨俊杰，2023年〕4.3.1 佳县—米脂地区：盒7孔隙度分布区间主要在6%～12%，平均8.9%， 渗透率分布区间〔0.1～0.5〕×10-3μm 2,平均0.18×10-3μm 2；盒8上部储层孔隙度分布区间4%～8%，平均6.21%，渗透率主要分布区间〔 0.1～0.2〕×10-3μm 2, 平均0.17×10-3μm 2；盒8下部砂岩储层孔隙度主要分布于 6%～10%之间，平均7.2%，渗透率主要分布区间〔0.2～0.5〕×10-3μm 2,平均0.3×10-3μm 2；山1孔隙度主要分布区间<4%～6%之间，平均4.97%，渗透率〔0.1～0.2〕×10-3μm 2,平均0.15×10-3μm 2；山2砂岩储层孔隙度主要介于4%～6%至8%～12%之间，平均6.41%，渗透率主要分布区间〔 0.2～0.5〕×10-3μm2,平均0.21×10-3μm2，盒8下、山2 砂体物性好于其它层位。
储层地质学(中国石油大学)-3储层的主要物理性质
在注水开发油田，含水百分数不断上升，其变化的含水饱
和度称之为自由水饱和度。 3 、含水饱和度与孔隙度、渗透率等参数间的关系 关系较为密切。
四、岩石的比表面
1、概念 单位体积岩石中所有颗粒的总表面积。是度量岩石颗粒 分散程度的物理参数。颗粒越细，比表面越大。 2、岩石比表面的计算
沙姆韦和伊格曼提出的沉积物的颗粒比表面积估算图
晶粒之间形成片状喉道。
（四）碳酸盐岩储集岩中的孔隙结构
捷奥多罗维奇根据孔隙的大小、形状和相互连通关系的分类： 1、孔隙空间由孔隙及相当于孤立的近乎狭窄的连通喉道组 成。
（2）孔隙空间的缩小部分为连通喉道，喉道变宽即成孔隙。
（3）孔隙由 细粒孔隙性 连通带所连
通
（4）孔隙系 统在白云岩
的主体或胶
（3）相对渗透率 饱和多相流体的岩石中，每一种或某一种流体的有效渗透 率与该岩石的绝对渗透率的比值。
（二）碳酸盐岩的渗透率
1、碳酸盐岩总渗透率和渗透率贡献值
2、利用岩心资料计算裂隙渗透率
3、帕森斯的碳酸盐岩储集岩裂隙渗透率公式
（三）渗透率的影响因素 主要影响因素：粒度和分选，有正相关性。 研究资料：结晶石灰岩和白云岩的粒径大于0.5mm时，
二、砂岩储集岩的孔隙与喉道类型以及孔隙结构特征 （一）砂岩储集岩的孔隙类型 1、原生孔隙
是岩石沉积过程中形成的孔隙。形成后没有遭受过溶蚀
或胶结等重大成岩作用的改造。 （1）粒间孔隙 发育于颗粒支撑碎屑岩的碎屑颗粒之间的孔隙。具有孔 隙大、喉道较粗、连通性好以及储渗条件好的特征，是最重
要的有效储集孔隙类型。
分为3大类15种基本类型。
2、根据碳酸盐岩储渗条件的孔隙分类 主要考虑储层孔隙对流体的储集与渗滤影响，采用根据
储层“四性”关系与电测油层的解释
五、储层“四性"关系与电测油层的解释（一)、储层的“四性”关系储层的“四性”关系是指储层的岩性、物性、含油性与电性之间的关系。
沉积相是控制岩性、物性和含油性的主要因素，电性是对其三者的综合反映，不同的沉积相带,决定了不同岩性、物性和含油性,并决定了不同的电性特征.只有正确地认识岩性，准确地掌握沉积环境、沉积规律和所处的沉积相带，认清各种岩性在电测曲线上的反应，才能正确地认识它的物性和含油性，才能与电性特征进行有机的结合，正确地进行油水层判断，提高解释符合率和钻井成功率.测井曲线能反映不同的岩性,尤其对储集层及其围岩有较强的识别能力。
南泥湾油田松700井区长4+5、长6储集层测井显示:自然电位曲线为负异常，自然伽玛低值，微电极两条曲线分开，声波时差曲线相对较低，而且比较稳定，电阻率曲线随含油性不同而变化。
泥岩表现为:自然电位为基线，自然伽玛高值，微电极两条曲线重合，声波时差曲线相对较高,且有波动，电阻率曲线表现为中-高阻.过渡岩性的特征界于纯砂岩与泥岩之间.储层的钙质夹层显示为,声波时差低值，自然伽玛低值，电阻率高值；而泥质、粉砂质夹层显示为，自然伽玛增高，电阻率增大。
普通视电阻率曲线的极大值对应高阻层底界面。
感应曲线及八侧向曲线在储集层由于侵入而分开，而在泥岩及致密层3条曲线较接近。
但是,由于该区大部分井采用清水泥浆，所以，井径曲线在渗透层曲线特征不明显，微电极曲线在渗透层特征不明显。
长4+5储层岩性致密，渗透率值比较集中，在渗透性较好的储层段，一般含油性较好。
长4+5油层组含油层的曲线特征比较明显，油、水层的特征总体上便于识别.电阻率曲线是识别油水层最重要的曲线。
理论上来说，感应曲线因其在地层中的电流线是环状的，那么，地层的等效电阻是并联的，它比普通视电阻率曲线及侧向测井更能识别相对低阻的地层。
所以，一般最好用感应测井曲线识别油水层.油层电阻率幅度大，含油段的储层电阻率是水层电阻率的1。
SYT 6168-1995 气藏分类
气藏分类SY/T6168—19951范围本标准规定了天然气藏单因素分类和多因素组合分类系列与指标，同时规定了组合分类的原则和命名方法。
本标准适用于天然气常规气藏、凝析气藏和非常规等气藏的分类。
3.1按气藏圈闭因素分类天然气藏按圈闭类型可分为四类十亚类，见表1。
3.2按储层因素分类3.2.1依据储层岩石类型划分。
见表2。
3.2.2依据储层物性划分，见表3。
按储层物性划分气藏类型时，应以试井资料求取得有效渗透率为主，绝对渗透率和孔隙度参数仅作参考使用。
尤其是非孔隙型储层，绝不能仅使用绝对渗透率进行划分。
表1 按圈闭因素划分表2 气藏按储层岩类的划分表3 气藏按储层物性的划分表4 气藏储渗空间类型特征表气藏按驱动方式可分为三类，其类型划分及特征见表5。
表5 气藏按驱动因素分类3.4按相态因素分类：按天然气藏地层条件下的压力—温度相态可分为干气藏、湿气藏、凝析气藏、水溶性气藏、水化物气藏五类。
3.4.1干气藏：储层气组成中部含常温常压条件下液态烃（C5以上）组分，开采过程中地下储层内和地面分离器中均无凝析油产出，通常甲烷含量大于95%，气体相对密度小于0.65。
3．4.2湿气藏：气藏衰竭式开采时储层中不存在反凝析现象，其流体在地下始终为气态，而地面分离器内可有凝析油析出，但含量较低，一般小于50g/m3 。
3.4.3凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态，储层温度处于压力--温度相图的临界温度与最大凝析温度之间。
在衰竭式开采时储层中存在反凝析现象，地面有凝析油产出。
3.4.4水溶性气藏：烃类气体在地层条件下溶于地层水之中，形成的具有工业开采价值的气藏。
3．4.5水化物气藏：烃类气体与水在储层条件下呈固态存在，具有工业开采价值的气藏。
3.5凝析气藏的分类3.5.1按露点在压力—温度相图中的位置划分A）常规凝析气藏：储层温度距流体压力—温度相图的临界温度点较远，露点压力随凝析油含量增多而增高。
B）近临界态凝析气藏：在初始储层条件下流体呈气态。
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。
储层物性特征范文
储层物性特征范文储层物性特征指的是描述储层岩石和流体性质的一系列参数和特征。
这些特征对于石油和天然气储层的勘探、开发和生产具有重要意义。
下面将详细介绍储层物性特征，包括孔隙度、渗透率、饱和度、孔喉结构和岩石力学性质等。
首先，孔隙度是指储层岩石中的孔隙体积与总体积之比。
它是评价岩石贮藏岩石孔隙系统开发利用的重要物性参数。
高孔隙度的岩石具有更大的储层容量，可以储存更多的石油和天然气。
孔隙度通常使用插入管法、水饱法和密度法等方法进行测量。
其次，渗透率是指储层岩石中流体通过岩层的能力。
它反映了岩石对流体流动的阻力大小。
渗透率是衡量储层岩石储集性能的重要指标，也是评价岩石渗流性质和油气开采条件的关键参数。
渗透率的测量常使用压汞法、导纳法和核磁共振法等。
第三，饱和度是指储层中孔隙内所含有的有效流体体积与总孔隙体积之比。
饱和度可以分为原油饱和度和水饱和度。
它对评价石油和天然气藏的丰度和储层质量有着重要的意义。
测量饱和度的方法主要有物理推算法、测井法和实验测定法等。
此外，孔喉结构是指储层岩石中孔隙和孔喉的尺寸、形状和连通程度。
不同的孔隙结构对流体的储集和流动具有不同的影响。
例如，细颗粒和细孔喉可以增加流体的剪切力和黏滞力，降低渗透率和渗透能力。
孔隙结构的表征可以使用孔隙度、渗透率、孔喉直径分布和孔隙连通度等参数。
最后，岩石力学性质是指储层岩石的抗压强度、抗剪强度和变形特性。
它们对地层的稳定性和流体运移具有重要影响。
例如，岩石的抗压强度决定了储层的破坏压力，而抗剪强度则影响储层的剪切破裂。
测定岩石力学性质的常用方法包括三轴压缩试验、剪切试验和变形试验等。
综上所述，储层物性特征对于评价储层岩石的储集性能和开采条件具有重要意义。
通过测量和分析储层物性特征，可以更好地理解储层的储存能力、流动性质和稳定性，为石油和天然气的勘探、开发和生产提供科学依据。
3-四性关系PPT课件
230
270
310
350
AC(ms/ft)
细砂岩: RT>-0.1256*AC+49.004 粉砂岩: RT<=0.1256*AC+49.004 and RT>5.5 泥岩:RT<=5.5
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2.储层四性特征及四性关系研究
2.1储层四性特征分析
油斑 22%
油迹 11%
油浸 18%
荧光 11%
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测井储层参数定量研究
1 测井资料预处理
2 储层四性特征及四性关系研究
3 储层参数测井解释模型的建立
4 测井资料二次数字处理
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2021/7/23
结论与建议
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1.测井资料预处理
测井曲线环境校正
测井曲线环境校正主要是消除井眼的影响。井眼条件的 影响一般包括两个部分：一是泥浆的影响，二是指井眼几何 形状的影响，本次研究利用FORWARD2.7面向对象测井解 释平台中测井资料预处理模块对部分测井曲线进行环境校正， 主要是对易受井眼条件影响的声波时差曲线和易受泥浆侵入 影响的感应测井曲线的环境校正。
新立外围油田共完钻 钻井取芯井45口，进 尺3637.95.83m，芯 长3100.36m，收获率 87.22%，其中油浸级 以上284.14m，油斑 以上芯长561.36m。
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2.储层四性特征及四性关系研究
2.1储层四性特征分析
物性特征
细砂岩孔隙度分布直方图
粉砂岩孔隙度分布直方图
细砂岩储层孔隙度集中分布在5.7～20.5% 之间，平均孔隙度为14.6%，特征峰值为17
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第一篇 第三章 储层流体的物理特性
第三章储层流体的物理特性所谓储层流体，这里指的是储存于地下的石油、天然气和地层水。
其特点是处于地下的高压、高温下，特别是其中的石油溶解有大量的气体，从而使处于地下的油气藏流体的物理性质与其在地面的性质有着很大的差别。
例如，当储层流体从储层流至井底，再从井底流至地面的过程中，流体压力、温度都会不断降低，此时会引起一系列的变化—原油脱气、体积收缩、原油析蜡；气体体积膨胀、气体凝析出油；油田水析盐—即离析和相态转化过程，而这一系列变化过程对于油藏动态分析、油井管理、提高采收率等都有重要的影响。
又如，进行油田开发设计和数值模拟时，必须掌握有关地下流体的动、静态物理参数，如石油和天然气的体积系数、溶解系数、压缩系数、粘度等；在进行油气田科学预测方面，如在开采初期及开采过程中，油田有无气顶、气体是否会在地层中凝析等，都需要对油气的物理化学特性及相态变化有深刻的认识，才能作出判断。
因此可以毫不夸张地说，不了解石油、天然气和水的性质及其问的相互关系，不掌握它们的高压物性参数，那么，科学地进行油田开发、采油及油气藏数值模拟等便无从讲起。
第一节油气藏烃类的相态特征石油和天然气是多种烃类和非烃类所组成的混合物。
在实际油田开发过程中，常常可以发现：在同一油气藏构造的不同部位或不同油气藏构造上同一高度打井时，其产出物各不相同，有的只产纯气，有的则油气同产。
在油气藏条件下，有的烃是气相，而成为纯气藏；有的是单一液相的纯油藏；也有的油气两相共存，以带气顶的油藏形式出现。
在原油从地下到地面的采出过程中，还伴随有气体从原油中分离和溶解的相态转化等现象。
那么，油藏开采前烃类究竟处于什么相态，为什么会发生一系列相态的变化，其主要原因是什么？用什么方式来描述烃类的相态变化？按照内因是事物变化的根据，外因则是事物变化的条件，可以发现油藏烃类的化学组成是构成相态转化的内因，压力和温度的变化是产生相态转化的外部条件。
因此，我们从研究油藏烃类的化学组成人手，然后再进一步研究压力温度变化时对相态变化的影响。
储层物性研究
4.3 储层物性及其影响因素分析4.3.1 储层物性分布特征统计油田范围内46口取心井3043个孔、渗样品数据，孔隙度0.6～33.8%，平均值10.83%；渗透率0.01～4093mD，平均值32.37mD（图4-3-1、4-3-2）。
其中，Ⅰ油组孔隙度1.7～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.01～2681mD，平均值55.47mD；Ⅱ油组孔隙度2.5～21.9%，平均值12.95%；渗透率0.01～4093mD，平均值154.03mD。
图4-3-1 储层孔隙度分布直方图图4-3-2 储层渗透率分布直方图根据中石油储层评价标准（表4-3-1）判断铜钵庙组储层物性以低孔、超低渗为主，特低孔、特低渗次之。
对应油层段991个物性样品资料统计，孔隙度6.0～27.1%，平均值13.58%，主峰分布于7～17%之间（图4-3-3）；渗透率0.1～4093mD，平均值2.57mD，主峰分布于0.1～4.2mD之间（图4-3-4）。
其中Ⅰ油组孔隙度6.0～27.1%，平均值12.53%；渗透率0.1～2681mD，平均值1.47mD。
Ⅱ油组孔隙度6.0～21.9%，平均值13.95%；渗透率0.1～4093mD，平均值3.03mD。
图4-3-3 油层段孔隙度分布直方图图4-3-4 油层段渗透率分布直方图孔隙度和渗透率有一定的正相相关关系，随孔隙度的增大渗透率也增大（图4-3-5）。
油层段孔-渗和含油气显示之间相关性较差，总体表现出随孔-渗的增大逐步由荧光、油斑显示变为油浸和含油显示，当孔隙度大于20％，渗透率大于20mD时，含油显示级别为油浸和含油显示。
图4-3-5 铜钵庙组油层孔-渗～含油性关系图根据储层属性反演结果，以测井解释孔隙度值为人工调整依据，完成了铜钵庙组孔隙度平面分布特征研究。
从各油组孔隙度等值线图分析（图4-3-6、图4-3-7），储层物性受沉积相带控制明显，在扇三角洲内前缘亚相区和近物源的扇三角洲平原亚相分布区物性较好，而扇三角洲外前缘亚相和滨浅湖区物性明显变差。
储层分类标准
0.2~1.5
<20
7.5~37.5
很好
c
粒间孔或溶孔,微孔
矿物解理缝
中、细、极细
20~30
100~300
0.02~0.1
1.5~3
<30
7.5~37.5
好
Ⅱ
a
微孔,晶间孔,剩余粒间孔
粒间孔,溶孔,构造缝
细、极细
13~20
10~100
0.1~0.3
0.5~1.5
20~35
2.5~7.5
物性
毛管压力特征
最大连通孔喉半径μm
评价
主要的
次要的
孔隙度%
渗透率10-3μm2
排驱压力Mpa
饱和中值压力Mpa
束缚水饱和度%
Ⅰ
a
粒间孔或溶孔
微孔,晶间孔,矿物解理缝
细、中（粗）
>25
>600
<0.02
0.07~0.2
<10
>37.5
非常好
b
粒间孔或溶孔
微孔,晶间孔,层间缝,解理缝
中、细
20~30
100~600
储层分类评价
储层分类标准（表1）和碎屑岩储层分类标准（表2，3）
表1储层分类评价标准比较
分类
部门
储层
分类
孔隙度
(%)
渗透率
(×10-3um2)
分类
部门
储层
分类
孔隙度
(%)
渗透率
(×10-3um2)
评价
原石
油天
然气
总公司
Ⅰ
>30
>2000
松辽盆地火山岩相_类型_特征和储层意义_王璞珺
文章编号:16715888(2003)04044908松辽盆地火山岩相:类型、特征和储层意义王璞1,迟元林2,刘万洙1,程日辉1,单玄龙1,任延广2(1.吉林大学地球科学学院,吉林长春130061;2.大庆油田研究院,黑龙江大庆163712)摘要:松辽盆地火山岩相可分为5相、15亚相。
5相为火山通道相、爆发相、喷溢相、侵出相和火山沉积岩相。
火山岩孔、缝及其组合关系受亚相控制。
喷溢相上部亚相原生气孔和构造裂缝发育,储集物性优良;爆发相各个亚相之间常发育松散层构造,是有利的储集空间;侵出相内带亚相原生裂缝和粒间空隙发育,是优质的大型储集体。
不同亚相的成岩方式不同,有熔浆冷凝胶结、压实成岩和二者复合3种方式。
火山沉积岩相、爆发相的空落亚相和热基浪亚相均以压实成岩为主,其物性随埋深增加变差;火山通道相、喷溢相和侵出相均以熔浆冷凝固结成岩为主,其孔、渗与埋深无关。
爆发相的热碎屑流亚相是复合成岩,其储层物性与埋深的关系视两种成岩方式相对弱而变化。
关键词:松辽盆地;火山岩相;火山岩储层;中生界中图分类号:P618.13 文献标识码:A收稿日期:20030428基金项目:国家自然科学基金资助项目(4989419013)作者简介:王璞(1959),男,黑龙江绥滨人,教授,博士生导师,德国洪堡基金会研究奖学金学者,主要从事油气地质勘查和沉积学研究,E mail :wpjslw @public .cc .jl .cn .1火山岩相研究回顾“相”是地质体中能够反映成因的地质特征的总和。
火山岩相一词(volcanogenous facies ,volcanic fa -cies ,volcanic phase )由前苏联学者较早引入地质文献[1]。
早期主要指火山熔岩,即溢流相火山岩。
火山岩相能够揭示火山岩空间展布规律和不同岩性组合之间的成因联系。
不同岩相带的孔隙和裂隙及其组合不同。
因此,岩相是火山岩成因和物性研究的重要内容。
油田储层四性
储层四性关系：包括岩性、物性、电性和含油气性
储层岩性：指反映岩石特征的一些属性，如岩性、成分、结构、构造、胶结物、交接类型及特殊矿
物等；
储层物性：指储层岩石的物理特性，如岩石骨架粒度组成和比面、骨架颗粒分选和磨圆程度、孔隙
结构和孔隙性、岩石流体饱和度以及储层的渗透率等；
储层电性：指电测曲线特征，电测曲线是测井曲线的总称，并非单一电阻率测井，主要内容一般是
曲线的形状、响应值相对大小等。
含油气性：指储层的所含流体及相应流体特性，如地层水矿化度、油流特征以及气体特征等。
储层分类标准
表1储层分类评价标准比较
分类部门
储层分类
孔隙度
（%）
渗透率
（×10-3um2）
分类部门
储层分类
孔隙度
（%）
渗透率
（×10-3um2）
评价
原石油天然气总公司
Ⅰ
>30
>2000
中国石油
Ⅰ
>25
>1000
最好
Ⅱ
25-30
500-2000
Ⅱ
20-15
100-1000
好
Ⅲ
15-25
100-500
Ⅲ
排驱压力MPa
饱和中值压力MPa
束缚水饱和度%
Ⅰ
a
粒间孔或溶孔
微孔，晶间孔，矿物解理缝
细、中（粗）
>25
>600
<0.02
0.07-0.2
<10
>37.5
非常好
b
粒间孔或溶孔
微孔，晶间孔，矿物解理缝
中、细
20-30
100-600
0.02-0.1
0.2-1.5
<20
7.5-37.5
很好
c
粒间孔或溶孔，微孔
15-20
10-100
较好
Ⅳ
10-15
10-100
Ⅳ
10-15
1-10
较差
Ⅴ
<10
<10
Ⅴ
5-10
0.1-1.0
差
表2碎屑岩储层分类评价表
分类依据
Ⅰ类储层
Ⅱ类储层
Ⅲ类储层
Ⅳ类储层
渗透率
>100
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4．孔隙度的测定
（1）直接法：岩心实测孔隙度
岩石体积、颗粒体积和孔隙体积——三个中测二个。
❖抽提法：根据岩心抽提流体量或吸入流体量，如氮气、氦
气。
❖颗粒体积测试法：在测量岩样总体积的基础上再测量碾
碎颗粒的体积。
4．孔隙度的测定
（2）间接法：解释孔隙度
利用各种地球物理参数，通过公式计算岩石孔隙度。
3、孔隙度 （1） 总孔隙度
——岩石中全部孔隙体积占岩石总体积
（Vt）的百分数。
t Vp 100 % Vt
总孔隙度越大，能容纳的流体量越多
（2）有效孔隙度（率） ——岩石中相互连通的、在一定压差下
允许流体在其中渗滤的孔隙体积占岩石总体积 （Vt）的百分数。
e Ve 100 % Vt
有效孔隙度小于或等于总孔隙度。
――碎屑岩类储层主要储集空间。
次生孔隙——沉积成岩之后的后生变化过程中，由于化
学、物理等作用，使岩石组分溶解、收缩、破裂等产生的孔 隙。
――溶蚀孔隙、收缩孔、裂隙。
（2）根据岩石中孔隙的大小：
超毛细管孔隙——孔隙直径大于0.5mm，裂缝宽度大于0.25mm，
重力 作用下流体在其中自由流动。
毛细管孔隙—— 孔径0.5-0.0002mm，裂缝宽0.25-0.0001mm，
2
• 生成 运移 聚集 分布
第三章 储集层和盖层
第一节 储集层的岩石物性参数 第二节 碎屑岩储集层 第三节 碳酸盐岩储集层 第四节 特殊岩类储集层 第五节 盖层的类型及其封盖机制
•储集岩(层) 具有一定储集空间，能够储存和渗滤流体
的岩石称为储集岩。
由储集岩所构成的地层称为储集层，简称储层。
❖基本特性：
P1 L F
P2 F
P P1 P2
流体粘度为μ，则单位时间内通过这段岩石孔隙的流体量为：
Q液＝K（P1－P2）F
L
K——绝对渗透率，与岩石本身有关。
K
P2Q2 g L
(P12 P22 )F
2.有效渗透率（相渗透率）
岩石孔隙中多相流体共存时，岩石对其中每相流体的渗透率，
称相渗透率。分别用Ko、Kg、Kw表示。
外力大于毛细管阻力时，流体可流动。
微毛细管孔隙— 孔径小于0.0002mm，裂缝宽度小于0.0001mm，
流体在其中不能流动。
（3）按其对流体渗流的影响：
❖有效孔隙：连 通的毛细管孔 隙和超毛细管 孔隙；
❖无效孔隙：微 毛细管孔隙， 死孔隙或孤立 的孔隙。
净砂岩的连通孔隙度、孤立孔隙度和总孔隙度示意图
孔隙性： 储存流体的数量 渗透性： 流体的渗滤能力
若储集层中含有商业数量的油气——含油气层； 或简称油层、气层
已投入开采的含油气层——产层。
•储集层的分类
❖按岩类分为： 碎屑岩储层、 碳酸盐岩储层、 特殊岩类储层（岩浆岩、变质岩、泥质岩等）
❖按储集空间类型分为： 孔隙型储层、裂缝型储层、孔缝型储层、 缝洞型储层、孔洞型储层、孔缝洞复合型储层
相渗透率不仅与岩石本身性质有关，而且与其中的流体性 质及它们的数量比例也有关。
3.相对渗透率：Ko/K、Kg/K、Kw/K
有效渗透率与绝对渗透率的比值即相对渗透率，
变化值在0～1之间。
Ko K
相
对
渗 透
油
率
Kw K
水
0 10 20 30 40 50 60 70 含水饱和度（%）
90 100
油水饱和度与相对渗透率的关系曲线》
——绝对渗透率、有效渗透率、相对渗透率
一般先将岩样抽提、洗净、烘干，制成一定的几何形状，在 一定温压下，应用空气、氮气或水渗透岩样来直接测定。
2、间接测定（解释渗透率）
利用岩石渗透率与其它参数之间的关系，应用一些经验公式， 利用地球物理测井资料、水动力学试井资料、地震资料等资料 间接地计算出渗透率。
第一节 储集层的岩石物性参数
一、储集岩（层）的孔隙性
1.岩石中的孔隙：
广义：岩石中未被固体物质充满的空间。包括 孔隙（狭义）、溶洞和裂缝。
狭义：岩石中颗粒（晶粒）间、颗粒（晶粒） 内和填隙物内的空隙。
岩石中的孔隙，有大孔隙也有小孔隙；孔隙的形状有的很 简单、有的很复杂。
根据不同部位在流体储存和流动过程所起作用的差异分：
相对渗透率 曲线与岩样的 润湿性和岩心 的非均质性密 切相关。
典型水湿性和油湿性油藏中油-水饱和度与相对渗透率 的关系曲线(Luca Cosentino,2001)
各相异性对相对渗透率的影响(Luca Cosentino,2001)
4．渗透率的测定方法
1、直接测定（实测渗透率）
储层的岩样 实验室 渗透率测定仪
三、岩石孔隙度与渗透率的关系
级
1、碎屑岩储层 别
有效孔隙度φe Ⅰ 与渗透率 K 有较 Ⅱ
测井法、地震法、试井法
二、储集岩（层）的渗透性
一定压差下，岩石允许流体通过的能力。
地层压力条件下流体能否通过 渗透性岩石：砂岩 非渗透性岩石：泥岩
渗透性用渗透率来表示：
绝对、有效、相对渗透率
1.绝对渗透率：K
当单相流体通过横截面积为F、长度为L、压力差为 （P1—P2）的一段孔隙介质呈层状流动时，
❖按渗透率的大小分为： 高渗储层、中渗储层、低渗储层
•盖层 覆盖在储集层之上能够阻止油气向上运动
的细粒、致密岩层称为盖层。
盖层之所以能够封盖油气，是由于它们具备相对 低的孔隙度和渗透率。
蒸发岩类、泥页岩类。
第一节 储集层的岩石物性参数
一、储集岩（层）的孔隙性 二、储集岩（层）的渗透 三、 岩石孔隙度与渗透率的关系 四、流体饱和度 五、储集层的孔隙结构
孔隙 和 喉道
孔隙（Pore）：空隙中的粗大部分，既影响储存流体的
数量，也影响岩石渗滤能力；
喉道（Throat）——沟通孔隙的通道，主要影响岩石
渗滤流体能力。
Pore Throat Pore
孔隙的类型
（1）根据成因：
原生孔隙——在沉积成岩过程中与岩石本身同时生成的
孔隙。包括粒间孔隙、岩层层理、层面间的层间孔隙和喷发 岩中的气孔等。
石油天然气地质与勘探
主讲人：张传河 中国石油大学胜利学院
石油天然气地质与勘探
•绪论 •第一章 石油、天然气、油田水的基本特征 •第二章 石油和天然气的成因 •第三章 储集层和盖层 •第四章 石油和天然气的运移 •第五章 油气聚集与油气藏的形成 •第六章 油气藏的类型及特征 •第七章 油气聚集单元与油气分布 •第八章 油气资源评价与勘探理论技术 •第九章 油气田勘探的程序和任务