11-万林

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氏缪
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1 2018 年 8 月, 第 24 卷, 第 4 期, 页 August 2018,Vol. 24,No.4, pp 高校地质学报 Geological Journal of China Universities DOI: /j.issn 应用恒速压汞技术定量评价低渗特低渗砂岩储层微观孔喉特征 : 以石臼坨凸起陡坡带东三段为例万琳, 王清斌, 代黎明, 汤国民, 彭琴中海石油 ( 中国 ) 有限公司天津分公司渤海石油研究院, 天津摘要 : 砂砾岩储层中的低渗特低渗砂岩对储层整体油气运聚成藏起到了重要影响利用恒速压汞技术探讨石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中不同渗透率级别的低渗特低渗砂岩储层微观孔喉分布特征及不同尺度孔喉的物性贡献研究表明 :(1) 低渗特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等, 喉道半径偏小, 孔喉比异常大的特点渗透率受孔喉半径变化影响更明显, 大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素 ;(2) 低渗特低渗砂岩孔隙主控进汞区是控制流体流动最有效最主要的空间, 渗透率越高, 孔隙主控区的喉道半径范围越大孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞, 随着喉道半径减小, 细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间 ; 喉道主控区渗透率贡献也很低, 微细喉道及微喉道是进汞主体空间, 孔隙贡献基本为 0, 该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大随着渗透率增加, 低渗特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从 1~2 μm 增大到 ~4 μm 基于恒速压汞技术的低渗特低渗砂岩微观孔喉定量表征填补了渤海海域相关研究的空白, 从而有助于实现该类储层全面准确的储层评价关键词 : 低渗特低渗砂岩 ; 砂砾岩 ; 恒速压汞 ; 微观孔喉特征中图分类号 :P618.1 文献标识码 :A 文章编号 : (2018) Quantitative Evaluation of Micro-Pore and Throat Characteristics in Low-Ultra Low Permeability Sandstone Reservoirs by Using Constant-Rate Mercury Injection Technique: A Case Study of the Ed in the Steep Slope Zone (Shijiutuo Uplift) WAN Lin,WANG Qingbin,DAI Liming,TANG Guomin,PENG Qin Bohai Research Institute of Petroleum, CNOOC China Limited Tianjing Branch, Tianjin 00459, China Abstract: The low-ultra low permeability sandstones in the glutentite reservoirs play an important role in the oil migration and accumulation. To understand the micro-pore and throat distribution and contribution of different sizes of pores and throats to physical property of tight sandstones with different permeability grades, a case study was conducted in the fan delta glutenite reservoirs of the steep slope zone of the Shijiutuo uplift by using constant-rate mercury injection technique. Results show that low-ultra low permeability sandstones are characterized by medium pore size, small throat radius and large pore throat ratio compared with conventional sandstones. Permeability is affected by pore and throat radius obviously, and the number and distribution of the throat with large radius are key to affect the seepage capacity of reservoir. The pore-controlled mercury entry zone is the most effective and important space for fluid flow. The higher the permeability is, the larger the throat radius of the pore master zone is. In the pore-throat transition mercury zone, mercury is mainly combined by pore and throat. With the decreasing of throat radius, fine throat gradually becomes the main space for fluid storage and flow. The contribution of permeability in the main control area is also very low. The micro-and fine-throat are 收稿日期 : ; 修回日期 : 基金项目 : 十三五国家科技重大专项 (2016ZX ) 资助作者简介 : 万琳, 女,1988 年生, 硕士, 工程师, 从事沉积岩石学方面的研究 ; wanlin2@cnooc.com.cn

2 4 期万琳等 : 应用恒速压汞技术定量评价低渗特低渗砂岩储层微观孔喉特征 : 以石臼坨凸起陡坡带东三段为例 585 the main body of the injected mercury, with almost no contribution from pores. The fluid flow capacity at this stage is greatly affected by throat radius. With the increasing of permeability, the critical throat radius of the permeability of the low-ultra low permeability sandstones increases from 1-2 μm to -4 μm. Therefore, based on the constant-rate mercury injection technique, quantitative characterization of micro-pore and throat of low and ultra low permeability sandstones fills the research gap in the Bohai area. This would be helpful to the realization of comprehensive and accurate evaluation of such reservoirs. Key words: low-ultra low permeability sandstone; glutenite; constant velocity mercury injection; micro pore throat characteristics First author: WAN Lin, Engineer; wanlin2@cnooc.com.cn 随着中国东部油区油气勘探重点逐渐从中浅层转向中深层甚至是深层, 以重力流沉积成因为主的中深层砂砾岩储层的研究越来越受到学者的重视 ( 罗蛰谭等,1986; 朱如凯等,2016) 勘探实践证明渤海海域石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层具有良好的油气显示及广阔的勘探前景, 但同时也发现砂砾岩储层具有岩性混杂颗粒分选差物性差异大的特点, 渗透率相对高的中粗砂岩上下常出现渗透率小于 μm 2 甚至小于 μm 2 的低渗特低渗砂岩, 对储层整体油气运聚成藏起到重要影响储层微观孔喉结构作为控制储层渗流能力的关键因素一直是专家学者研究的热点 ( 张创等, 2012; Philip, 2009), 由于低渗特低渗砂岩储层的非均质性较强, 其微观孔喉展布和常规砂岩储层相比更为复杂, 同时对储层中流体流动能力的影响更为明显 ( 李道品,1997), 因此对其微观孔喉空间进行定量精确刻画表征是低渗特低渗砂岩储层研究评价的重要内容前人对低渗特低渗砂岩孔隙结构的研究主要集中在鄂尔多斯盆地松辽盆地等致密砂岩气储层 ( 吴浩等,2016; 任晓霞等,2015; 操应长等,2015; 林潼等,2016), 陡坡带砂砾岩中低渗特低渗砂岩微观孔喉结构的研究相对空白, 渤海湾盆地古近系砂岩孔隙结构的相关研究主要采用铸体薄片和常规压汞法对孔隙类型和形状进行定性表征 ( 徐守余等,201), 缺少孔喉结构的多尺度定量精细刻画, 低渗砂岩储层微观孔喉结构的复杂性和常规研究方法的定性化使得古近系低渗优质储层预测难度进一步加大, 更加制约了该区的勘探开发进程, 因此本次研究的重要性和迫切性显而易见目前, 获取微观孔隙结构定量数据最重要的途径仍是压汞实验 Purcell (1949) 依据简单的平行毛细管束模型首次将压汞技术应用到石油地质行业,Fatt (1956) 基于多孔介质的静态动态性质建立了二维网络模型常规压汞是通过测量实验样品某一恒定压力的进汞量来计算该进汞压力下控制的孔喉半径及体积 ( 肖佃师等,2016), 没有办法准确区分出孔隙和喉道的数量半径, 而对低渗特低渗砂岩来说喉道半径大小分布及孔喉空间配置关系是影响其物性渗流能力的关键因素与常规压汞相比, 恒速压汞通过测量极低进汞速度下压力的涨落变化情况可以将岩石内部孔隙和喉道区分开, 从而克服了常规压汞的不足, 尤其适用于孔喉非均质性较强的低渗特低渗砂岩微观孔隙结构研究 ( 马剑等,2015; 蒋裕强等,2014) 本次研究对渤海海域石臼坨凸起陡坡带东三段扇三角洲砂砾岩储层中的低渗特低渗砂岩样品进行恒速压汞测试, 结合铸体薄片扫描电镜等多种技术手段, 深入刻画孔隙喉道分布及配置关系, 定量分析微观孔喉分布与储层物性特别是渗透率的关系, 揭示陡坡带近源快速沉积中的低渗特低渗砂岩储层微观孔喉空间分布特征, 从而实现该类储层全面准确的储层评价 1 地质背景与样品石臼坨凸起位于渤海海域中西部 ( 图 1), 南邻渤中凹陷, 其北为秦南凹陷, 为长期继承性宽缓型隆起, 周边富集了多个重要的含油气盆地, 中深层储集体广泛发育石臼坨凸起西段大断层下降盘陡坡带东三段沉积期主要为扇三角洲沉积, 物源主要来自凸起上中生界火成岩太古界变质花岗岩和寒武系奥陶系灰岩, 东三段地层在边界断层控制下经历了完整的先张后挤的构造旋回, 扇三角洲沉积具有源沟耦合的近源沉积特征沉积岩性以灰黄色砂岩砂砾岩灰色

3 586 高校地质学报 2 4 卷 4 期 (a) (b) Fig. 1 图 1 研究区构造位置 (a) 及东三段沉积体系平面展布 (b) Tectonic position of the study area(a) and the spatial distribution of sedimentary system in the Ed (b) 泥岩为主, 储层岩石类型主要为中粗粒细粒岩屑长石砂岩储层孔隙度主要分布在 10%~20% 区间 ( 图 2a), 渗透率主要分布在小于 μm 2 区间 ( 图 2b) 根据中国海洋石油总公司碎屑岩储层分类标准 ( 中国海洋石油总公司勘探专业标准委员会,2008), 在砂砾岩储层中常常出现岩性相对致密孔隙度处于 10%~15% 渗透率处于 ~ μm 2 的低孔低渗特低渗砂岩储层, 以颗粒直径小于 0.25 mm 的极细砂岩和细砂岩为主, 粒间被大量碳酸盐矿物胶结, 部分粒度较大的砂砾岩由于被黏土等杂基充填也造成其渗透率极低, 低渗特低渗砂岩储层的存在是造成储层整体储集能力特别是渗流能力变差的关键因素本次研究选取石臼坨凸起陡坡带曹妃甸 6-4 构造东三段砂砾岩储层中 7 块渗透率不同的低渗特低渗砂岩样品 ( 表 1), 深度均为 2800 m 之下, 岩性为灰色极细细砂岩中细砂岩及砂砾岩, 孔隙度分布在 12.4% ~16.% 之间, 渗透率分布在 ~ μm 2 之间根据渗透率差异可以将 7 块样品分为三组,Ⅰ 组 (Y1 Y2 Y 样品 ) 平均渗透率为 μm 2,Ⅱ 组 (Y4 Y5 Y6 样品 ) 平均渗透率为 μm 2,Ⅲ 组 (Y7 样品 ) 渗透率最高, 达到 μm 2 薄片 X 衍射及 SEM 分析表明, 研究区东三段低渗特低渗砂岩样品整体具有颗粒分选中等差粘土含量高胶结明显的特点, 特别是在 Fig. 2 图 2 研究区东三段砂岩孔隙度 (a) 和渗透率 (b) 分布范围 Histograms showing the distribution of sandstone porosity (a) and permeability (b) of the Ed reservoir of the study area

4 4 期万琳等 : 应用恒速压汞技术定量评价低渗特低渗砂岩储层微观孔喉特征 : 以石臼坨凸起陡坡带东三段为例 587 Table 1 表 1 低渗特低渗砂岩样品岩性物性及薄片鉴定特征 Lithology, physical property and characteristics of thin section identification of low to ultra low permeability sandstone samples 分组样品编号深度 /m 岩性氦气孔隙度 /% 渗透率 /(10 - μm 2 ) 粒度中值 /mm 薄片鉴定数据 ( 面积 %) 方解石 ( 铁 ) 白云石 ( 铁 ) 黏土矿物 Y 极细 - 细砂岩 Ⅰ Y 砂砾岩 Y 中细砂岩 Y 中细砂岩 Ⅱ Y 极细细砂岩 Y 极细细砂岩 Ⅲ Y 极细细砂岩极细 - 细砂岩中碳酸盐胶结占据了大量孔隙空间, 而砂砾岩粒间被大量泥质杂基自生高岭石自生石英所充填, 渗透率相对较好的样品薄片下可以观察到次生溶蚀孔隙, 但由于喉道整体连通性较差导致溶蚀对渗透率贡献并不明显 2 低渗特低渗砂岩孔喉分布特征 2.1 实验方法恒速压汞技术是国际上目前最先进的研究微观孔隙结构的手段之一 ( 窦文超等,2016; 朱华银等,2015;Jozefaciuk,2015),Yuan 和 Swanson 在 1989 年对恒速压汞原理进行了详细论述, 明确描述了不同毛管压力下孔隙和喉道的响应特征, 恒速压汞实验是以极低的近似准静态的速度向样品中注入汞, 进汞过程中, 汞需要利用压力上升来突破喉道限制, 进入孔隙体的瞬间压力降低同时汞以极快的速度重新分布, 随着该孔隙充满压力回升从而进入下一个喉道的汞突破过程在这个过程中基于界面张力与接触角保持不变的理论假设, 毛细管压力的改变来源于孔隙形状的变化 (Aguilera,2002;Masalmeh,200) 每个孔隙单元中进汞突破点压力可以确定主喉道半径, 进汞体积确定孔隙大小, 因此在进汞压力曲线上可以准确得到喉道孔隙的大小和数量等数据 ( 表 2) 本次实验基于 Q/SY DQ 检测标准利用 ASPE-70 型恒速孔隙分析仪对 7 块低渗特低渗砂岩样品进行检测, 直径为 2.54 cm 长度约 1 cm 的柱形岩石样品抽真空后浸泡在汞液中, 以 ml/min 注入速度进汞, 在 25 温度下最高进汞压力为 900 psia (1psia= MPa), 润湿接触角为 140, 水银表面张力为 0.48 N/m, 最高进汞压力下对应的喉道半径约为 0.12 μm, 小于该半径的喉道及其所控制的孔隙未能被测出, 虽然在地层原始条件下小于 0.12 μm 的喉道参与了流体流动, 但由于其对渗流贡献非常微弱, 张创等 (2011) 在低渗储层有效喉道半径下限研究中发现, 不同级别渗透率样品的有效喉道半径下限为 0.16 μm, 因此在本次研究中小于 0.12 μm 的喉道视为无效喉道 2.2 孔喉分布特征进汞特征恒速压汞毛管压力曲线可以分别记录总进样品分组 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Table 2 样品编号 Y1 Y2 Y Y4 Y5 Y6 Y7 喉道半径平均值 /μm 孔隙半径平均值 /μm 表 2 低渗特低渗砂岩样品恒速压汞实验结果 Experimental results of constant rate mercury injection in sandstone samples with low to ultra low permeabilities 孔喉半径比平均值总孔隙进汞饱和度 /% 总喉道进汞饱和度 /% 主流喉道半径 /μm 最大连通喉道半径 /μm 排驱压力 / MPa 微观均质系数

5 588 高校地质学报 2 4 卷 4 期汞孔隙进汞喉道进汞随压力变化而变化的情况研究区渗透率不同的三类低渗特低渗砂岩进汞曲线差别明显, 平均渗透率在 μm 2 左右的样品 Y1,Y2,Y 驱替压力最高 ( 图 a), 孔隙进汞段最短, 总进汞曲线与喉道进汞趋势保持一致, 这说明这类样品有效孔隙体积最少, 喉道大小及数量连通性是控制其储集能力渗流能力的关键第二类为平均渗透率约 μm 2 的 Y4, Y5,Y6 样品 ( 图 b), 进汞早期孔隙控制总进汞, 随进汞压力增大, 总进汞逐渐受喉道变化控制第三类样品 Y7 渗透率超过了 μm 2, 孔隙进汞曲线平缓段在这三类孔隙中最长 ( 图 c), 孔隙增量出现在最窄的压力范围内, 并且喉道进汞量随压力增大始终保持增大状态, 说明孔隙体积较大但是进汞能力受控于数量较少的大喉道孔隙分布及孔喉比孔隙和喉道大小的划分, 目前尚无统一的划分标准, 在总结前人划分的基础上 ( 李道品, 1997), 根据研究区的实际资料, 建立了低渗特低渗砂岩孔隙喉道大小划分方案 ( 表 ) 根据恒速压汞建立孔隙喉道半径及孔喉比分布, 由图 4a 可知, 不同渗透率的样品, 孔隙半径均表现为接近正态的分布特征, 半径多为 100~ 200 μm, 主峰在 120 μm 附近, 大孔隙 (>100 μm) 成为孔隙体积最大的贡献者喉道半径主要分布在 0.5~4 μm 之间 ( 图 4b), 不同渗透率样品的喉道半径分布形态有明显差异, 渗透率越高的样品, 喉道半径分布越宽随着渗透率增大, 喉道半径峰值逐渐增加, 从 Y1 样品的 0.8 μm 增大到 Y7 样品的 2 μm, 喉道类型也从主要发育微细喉道变化为细喉道再变为中喉道孔喉半径比通常用来衡量孔隙开度的均匀程度 ( 喻建等,2015), 孔喉比越大说明孔隙较粗但是喉道相对细小, 孔隙中的油气较难通过喉道被驱替出, 油气渗流能力较差, 反之, 储层渗流能力较好研究区三组样品孔喉半径比分布在 50~ 00 之间 ( 图 4c), 渗透性最好的第三组 Y7 样品峰值明显小于其他两组, 渗透率最低的第一组样品孔喉比主峰范围最宽并且峰值接近 200, 说明其喉道非均质性最强, 喉道相对较细恒速压汞实验结果说明, 研究区砂砾岩里低渗特低渗砂岩整体表现为孔隙中等喉道偏孔隙喉道图 Fig. 三类孔喉类型典型样品恒速压汞进汞曲线特征 Characteristics of inlet curves in constant rate mercury 分类大孔中孔小孔微孔粗喉道中喉道细喉道微细喉道微喉道 injection for the three types of pore and throat based on typical samples 表孔隙与喉道大小划分方案 ( 据李道品 1997, 修改 ) Table Classification scheme of pore and throat size 本文标准 /μm >100 50~100 <50 >4 2~4 1~2 0.~1 <0. 长庆油田标准 /μm >20 6~20 <6 >10 0.6~2 <1.6 <0. 丘陵油田标准 /μm >50 <10 >2 1~4 0.~0.6 <0.5 李道品划分方案 /μm >40 20~40 4~20 <4 >4 2~4 1~2 0.5~ ~0.5

6 4 期万琳等 : 应用恒速压汞技术定量评价低渗特低渗砂岩储层微观孔喉特征 : 以石臼坨凸起陡坡带东三段为例孔喉结构参数与物性关系孔隙喉道半径平均值均与渗透率存在良好的正相关关系 ( 图 5a, b), 和与孔隙度关系相比其斜率明显较大, 说明样品渗透率受孔喉半径变化影响更明显, 喉道半径均值和渗透率相关性好于孔隙半径均值, 说明喉道特征相关参数是控制储层渗透率的关键参数由孔喉比和物性参数的相关性可知 ( 图 5c), 孔喉比半径平均值与渗透率相关性好于与孔隙度相关性, 较大的孔隙被细小喉道包围, 较强的贾敏效应导致油气通过窄小喉道必须克服较大的阻力, 与砂砾岩中高渗储层相比, 低渗特低渗相对致密砂岩孔隙和喉道的连通性明显较差, 这也是其孔隙结构的突出特点最大连通喉道半径与渗透率相关系数达到 0.77 ( 图 5d), 进一步说明喉道中大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素, 研究区低渗特低渗砂岩中小喉道数目较多, 但大喉道控制着储层物性不同尺度孔喉的物性贡献图 4 低渗特低渗砂岩样品的孔隙喉道及孔喉比分布 Fig. 4 Distribution of pore, throat and pore throat ratio for sandstone samples with low and ultra low permeabilities 小孔喉比异常大的特点, 这是区分低渗特低渗砂岩和常规砂岩最显著的差异 ( 王瑞飞等, 2009) 不同渗透率级别的样品孔隙大小及分布相似, 但喉道大小和分布差异明显, 并且渗透率越低, 孔喉比越大 ( 图 4c) 因此, 砂砾岩中低渗特低渗砂岩储层性质主要受喉道影响, 喉道的大小分布及孔喉配置关系控制着砂砾岩储层整体的流体流通能力和开发效果通过不同孔喉半径值对岩样渗透率影响差别明显, 某一特定孔喉半径对渗透率起到决定性的影响作用 ( 马新仿等,2004) 利用进汞曲线斜率的倒数 S Hg/ P c ( 单位压力变化下进汞增量 ) 可以表征某一时刻样品的进汞难易程度, 从而反映该孔喉半径下的结构特征, S Hg/ P c 曲线顶点值对应渗透率贡献最大值点 ( 表 4, 图 6) 进汞曲线上 A 点为初始进汞点,B 点对应渗透率贡献最大值半径,AB 段 S Hg/ P c 值迅速增大到最高值, 这个阶段孔喉半径较粗, 汞较容易突破喉道进入孔隙 BC 段仍为相对高效的进汞区,AC 段整体为大量进汞的孔隙主控进汞区, 该阶段孔喉连通性较好, 是控制流体流动最有效最主要的空间 C 点为孔隙主控进汞区下限, 该点喉道进汞量增加到总进汞量的三分之一以上, S Hg/ P c 值迅速减小, 渗透率贡献值也随着喉道半径减小而递减, 当孔隙进汞量减小到总进汞量的三分之一时对应 D 点 ( 孔喉过渡进汞区下限 ),CD 阶段进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞, 随着喉道半径减小, 细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间压汞曲线上 DE 阶段, 对应的喉道半径已经

7 590 高校地质学报 2 4 卷 4 期 Fig. 5 图 5 孔隙结构参数与物性关系 Relationship between pore structure parameters and physical property 表 4 不同尺度孔喉的物性贡献 Table 4 Contribution of pore and throat to physical property with different scales 样品 Y2 ( SHg/ Pc)A 0.6 初始进汞孔喉半径 /μm 1.8 ( SHg/ Pc)B ( SHg/ Pc)C 孔隙主控进汞区孔喉半径下限值 /μm 0.85 ( SHg/ Pc)D 孔喉过渡进汞区孔喉半径下限值 /μm 0.58 ( SHg/ Pc)E.087 Y Y 减小到 1 μm 之下, S Hg/ P c 值已经降到很小, 渗透率贡献也很低, 微细喉道及微喉道是进汞主体空间, 孔隙贡献基本为 0,DE 阶段流体优先进入相对粗的喉道, 因此流体流动能力受喉道半径变化影响较大对比三组不同渗透率的低渗特低渗砂岩样品数据, 渗透率越高, S Hg/ P c 最高值随之增大, 孔隙主控区的喉道半径范围越大, 渗透率为 μm 2 的 Y2 样品孔隙主控区为喉道半径 0.8~ 2 μm, 渗透率为 μm 2 的 Y4 样品孔隙主控区为喉道半径 2~5 μm, 渗透率为 μm 2 的 Y7 样品孔隙主控区为喉道半径 2~9 μm Y2 样品渗透率贡献最大值对应的喉道半径为 1.14 μm, 而 Y4 样品和 Y7 样品渗透率贡献最大值对应的喉道半径均在 ~4 μm 范围内, 说明该范围内的喉道半径是相对中等高渗透率 ( ~ μm 2 ) 低渗特低渗砂岩样品渗流能力的决定性半径值孔喉过渡区下限对应的喉道半径值随渗透率增加从 0.5 μm 增加到 2 μm, 这也是渗透率较高的低渗特低渗砂岩样品喉道主控区进汞量相对较高的主要因素 4 结论 (1) 石臼坨凸起陡坡带东三段砂砾岩沉积中低渗特低渗砂岩和常规砂岩相比具有孔隙大小中等, 喉道半径偏小, 孔喉比异常大的特点不同渗透率级别的低渗特低渗砂岩孔隙大小及分布相似, 喉道大小和分布差异明显, 渗透率越低, 孔喉比越大研究区低渗特低渗砂岩渗透率受孔喉半径变化影响更明显, 喉道特征相关参

8 4 期万琳等 : 应用恒速压汞技术定量评价低渗特低渗砂岩储层微观孔喉特征 : 以石臼坨凸起陡坡带东三段为例 591 Fig. 6 图 6 低渗特低渗砂岩恒速不同半径下渗透率贡献特征及 S Hg- S Hg/ P c 关系 Characteristics of permeability contribution at different radius under constant rate in low and ultra low permeability sandstones and relationship of S Hg- S Hg/ P c 数是控制储层渗透率的关键参数, 中小喉道数目较多, 但大半径喉道数量和分布是影响储层渗流能力的关键因素 (2) 研究区低渗特低渗砂岩孔隙主控进汞区孔喉连通性较好, 是控制流体流动最有效最主要的空间, 渗透率越高, 孔隙主控区的喉道半径范围越大 ; 孔喉过渡进汞区进汞贡献主要来自孔隙和喉道联合进汞, 随着喉道半径减小, 细喉道逐渐成为流体储集和流动的主要空间 ; 喉道主控区渗透率贡献也很低, 微细喉道及微喉道是进汞主体空间, 孔隙贡献基本为 0, 该阶段流体流动能力受喉道半径变化影响较大随着渗透率增加, 低渗特低渗砂岩渗流能力的决定性喉道半径值从 1~2 μm 增大到 ~4 μm 参考文献 (References): 操应长, 葸克来, 朱如凯, 等松辽盆地南部泉四段扶余油层致密砂岩储层微观孔喉结构特征 [J]. 中国石油大学学报 ( 自然科学版 ),9(5): 窦文超, 刘洛夫, 吴康军, 等基于压汞实验研究低渗储层孔隙结构及其对渗透率的影响以鄂尔多斯盆地西南部三叠系延长组长 7 储层为例 [J]. 地质论评, 62(2): 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,(): 李道品低渗透砂岩油田开发 [M]. 北京 : 石油工业出版社 :4-8. 林潼, 魏红兴, 谢亚妮以喉道为参数的致密砂岩气储层评价方法以库车凹陷迪北地区致密砂岩气为例 [J]. 沉积学报, 4(5):

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5 : %, μm 2, -, μm 2,,, CT,, 3 ( 1), 0.21 mm,, %, μm 2 ; 0.32mm,, %, μm 2 ; 0.71mm 1.1

5 : %, μm 2, -, μm 2,,, CT,, 3 ( 1), 0.21 mm,, %, μm 2 ; 0.32mm,, %, μm 2 ; 0.71mm 1.1 37 5 2018 9 GeologicalScienceandTechnologyInformation Vol.37 No.5 Sep. 2018 doi:10.19509/j.cnki.dzkq.2018.05012,,,. : [J].,2018,37(5):90-99. :,,,, ( ), 300459) : CT,, :,,,,,, 80%, : ; ; ; :P736.15;P618.13