引用本文
王永诗, 高阳, 方正伟. 济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征与分类评价[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(2): 266-278.
WANG Yongshi, GAO Yang, FANG Zhengwei. Pore throat structure and classification of Paleogene tight reservoirs in Jiyang depression, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(2): 266-278.  
Doi: 10.11698/PED.2021.02.04
Permissions
Copyright©2021, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征与分类评价
王永诗1, 高阳2, 方正伟2
1.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司,山东东营 257000
2.中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015
联系作者简介：高阳（1982-）,男,山东滨州人,博士,中国石化胜利油田勘探开发研究院副研究员,主要从事石油天然气地质综合研究。地址：山东省东营市东营区聊城路2号,胜利油田勘探开发研究院,邮政编码：257015。E-mail：gaoyang565.slyt@sinopec.com

第一作者简介：王永诗（1964-）,男,山东邹平人,博士,中国石油化工股份有限公司教授级高级工程师,主要从事油气勘探研究和管理工作。地址：山东省东营市东营区济南路258号,中国石化胜利油田分公司,邮政编码：257000。E-mail：wangyongshi.slyt@sinopec.com

收稿日期: 2020-04-21 修回日期: 2021-02-20
摘要

综合利用铸体薄片、常规压汞、恒速压汞、微纳米级CT扫描等资料,研究了济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩孔喉结构特征并进行类型划分。首先利用铸体薄片资料分析致密储集层物质组成和结构特征,然后利用常规压汞、恒速压汞和微米级CT扫描等测试手段研究致密储集层的孔喉结构特征,并对10个孔喉结构参数开展系统聚类分析,结合分类结果与试油成果,建立古近系致密储集层的分类方案。研究认为,济阳坳陷古近系致密储集层具有大孔微喉的特征,孔隙为微米级,喉道为次微米级—纳米级,孔喉半径比变化较大。致密储集层的渗透性受喉道半径控制,孔隙与喉道半径差别越小、孔喉分布均值性越好,渗透性越好。不经过压裂改造措施就能够产出工业油流的致密砂岩和致密砂砾岩的孔喉半径均值的下限分别为0.6 μm和0.8 μm,需要经过压裂改造措施后才能够产出工业油流的储集层孔喉半径均值为0.2~0.6 μm,孔喉半径均值小于0.2 μm的储集层为现有压裂改造措施条件下的无效储集层。由此对不同类型致密砂岩和砂砾岩储集层进行分类评价,在勘探评价中得到良好应用。图9表5参34

关键词: 孔喉结构; 致密储集层; 储集层评价; 古近系; 济阳坳陷; 渤海湾盆地
中图分类号:TE122 文献标志码:A
Pore throat structure and classification of Paleogene tight reservoirs in Jiyang depression, Bohai Bay Basin, China
WANG Yongshi1, GAO Yang2, FANG Zhengwei2
1. Shengli Oilfield Company, Sinopec, Dongying 257000, China
2. Exploration and Development Research Institute, Shengli Oilfield Company, Sinopec, Dongying 257015, China
Abstract

The pore throat structure characteristics of Paleogene tight sandstone and sandy conglomerate in the Jiyang depression are studied using cast thin section, conventional mercury injection, constant rate mercury injection and micro CT scanning data, and a reservoir classification scheme based on pore throat structure parameters is established. The material composition and structural characteristics of tight reservoirs are analyzed by casting thin section data. The pore throat structure characteristics of tight reservoirs are studied by conventional mercury injection, constant rate mercury injection and micro CT scanning. Ten pore throat structure parameters are analyzed by cluster analysis. Based on the classification results and oil test results, the classification scheme of Paleogene tight reservoirs is established. The Paleogene tight reservoirs in the Jiyang depression have the characteristics of macropores and microthroats, with pores in micron scale, throats in nano-submicron scale, and wide variation of ratio of pore radius to throat radius. The permeability of the tight reservoir is controlled by throat radius, the smaller the difference between pore radius and throat radius, and the more uniform the pore throat size, the higher the permeability will be. The lower limits of average pore throat radius for the tight sandstone and tight sandy conglomerate to produce industrial oil flow without fracturing are 0.6 μm and 0.8 μm, respectively. Reservoirs that can produce industrial oil flow only after fracturing have an average pore-throat radius between 0.2-0.6 μm, and reservoirs with average pore throat radius less than 0.2 μm are ineffective reservoirs under the current fracturing techniques. Different types of tight sandstone and sandy conglomerate reservoirs are classified and evaluated, which are well applied in exploratory evaluation.

Keyword: pore throat structure; tight reservoir; reservoir evaluation; Paleogene; Jiyang Depression; Bohai Bay Basin
0 引言

进入21世纪, 全球非常规油气发现进入活跃期, 2018年, 全球石油产量为44.5× 108t, 其中非常规油约占14%[1, 2], 作为其中的重要组成部分, 致密油已成为全球非常规石油发展的“ 亮点领域” [3]。全球致密油资源分布广、潜力大[4], 全球技术可采致密油储量约为639.3× 108t[5]。

致密油是指储集在覆压基质渗透率小于或等于0.1× 10-3 μ m2（空气渗透率小于1× 10-3 μ m2）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集层中的石油[6]。贾承造等在2012年运用资源丰度类比法初步预测中国致密油地质资源总量约为（106.7~111.5）× 108 t[7], 截至2020年初, 中国石油已探明致密油和页岩油地质储量为7.37× 108t, 剩余控制+预测储量为18.3× 108t, 建成产能400× 104t/a以上[1], 已在准噶尔盆地二叠系芦草沟组、风城组[8]、鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称“ 长7段” ）[9]、松辽盆地白垩系泉头组[10]、渤海湾盆地古近系孔店组— 沙河街组[11, 12]、四川盆地侏罗系[13]等地区发现陆相致密油。济阳坳陷古近系致密油资源丰富, 截至2019年, 已上报致密油探明储量为1.94× 108 t、控制储量为0.87× 108 t、预测储量1.1× 108 t, 预测远景资源量超过5× 108 t。

致密储集层多发育纳米级孔喉（孔径小于1 μ m）[14], 具有孔喉尺寸小、结构复杂、非均质性强的特点, 影响了致密油的储集和渗流[15]。前人研究发现, 济阳坳陷古近系致密储集层孔渗关系复杂, 相同孔隙度的储集层渗透率相差几十至数百倍, 而孔喉结构决定了储集层的渗透性[16], 因此有必要对济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征开展分析研究。目前国内外学者在致密储集层孔喉结构研究方法方面取得了很多进展[17, 18, 19, 20]。目前储集层孔喉大小和形态研究的定性和定量方法可以分为数据分析技术和图像分析技术两类。数据分析技术包括压汞技术、低温N2吸附技术、核磁共振技术等, 其优点是可以通过实验数据对致密储集层微观孔喉结构进行准确定量的表征, 但缺点是每一种技术测试的孔隙范围有限。图像分析技术包括铸体薄片、扫描电镜技术、聚焦离子束显微镜技术、微纳米CT扫描技术等, 以及由此发展而来的数字岩心技术[21, 22]。由于每一项技术方法都有其适用的测试和观测范围, 有其各自的优点和缺点, 因此为表征致密储集层微观孔喉结构, 很多学者将多种方法进行融合, 例如杨正明等综合利用高压压汞、低温N2吸附和核磁共振与离心相结合的物理模拟实验方法, 建立了致密油岩心全尺度孔喉测试方法[23]。刘薇等利用场发射扫描电镜、恒速压汞、高压压汞和低温N2吸附等技术, 对松辽盆地龙虎泡油田龙26井外扩区上白垩统青山口组二、三段致密砂岩储集空间类型以及微观全孔喉直径分布进行定性及定量表征[24]。基于目前济阳坳陷致密储集层地质条件和资料现状, 选用了常规压汞、恒速压汞、微纳米级CT扫描相结合的方法描述储集层孔喉结构特征。济阳坳陷致密储集层有1 100组常规压汞分析资料, 依托大量的常规压汞分析资料, 可以查清储集层孔喉尺寸及分布, 但不能分别得到孔隙和喉道的尺寸和分布情况, 因此需要补充样品开展恒速压汞分析。研究发现济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构复杂, 孔喉连通性对物性影响较大, 因此补充了微纳米级CT扫描, 用以直观表征孔喉的连通性。

为查清济阳坳陷古近系致密储集层孔喉结构特征, 基于激光粒度分析、铸体薄片等测试资料研究致密储集层的岩石学组成及结构特征, 通过常规压汞资料、恒速压汞、微纳米级CT扫描等实验手段, 分析致密储集层的孔喉结构特征, 利用统计学方法开展基于孔喉结构参数的储集层分类研究, 对济阳坳陷古近系不同类型致密储集层进行分类评价, 以期在济阳坳陷古近系致密油的勘探实践中得到良好的应用。

1 致密储集层分类与岩石组构特征
1.1 致密储集层分类

根据构造位置和沉积成因, 将济阳坳陷古近系发育的致密储集层划分为致密砂岩和致密砂砾岩两大类, 其中致密砂岩主要是指发育在箕状断陷湖盆洼陷带和缓坡带的致密砂岩, 按照沉积相不同又可以进一步分为浊积相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩, 这些砂岩以中— 细粒砂岩、粉砂质细砂岩为主[16]。

致密砂砾岩主要发育在箕状断陷湖盆的陡坡带, 其沉积类型多, 包括近岸水下扇相致密砂砾岩、扇三角洲相致密砂砾岩、湖底扇相致密砂砾岩等, 岩性上包括砾岩、砂质砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩, 岩石中普遍含砾, 砂质颗粒以中粒和粗粒为主。尽管这些砂砾岩在沉积成因上有所不同, 但都是近源快速堆积的重力流沉积物, 在物质组成、结构、孔喉特征和成岩特征等方面具有相似性, 因此将陡坡带的这些含砾砂岩、砾岩等沉积岩统称为“ 致密砂砾岩” 。

济阳坳陷的致密储集层主要分布在古近系沙河街组三段和四段（后文简称“ 沙三段” 、“ 沙四段” ）, 统计4 897组岩心物性分析数据, 储集层孔隙度小于12%, 平均孔隙度为7%, 空气渗透率为（0.001~3.000）× 10-3μ m2, 平均空气渗透率为0.64× 10-3μ m2, 其中77%的储集层样品空气渗透率低于1× 10-3μ m2, 23%的样品空气渗透率为（1~3）× 10-3μ m2, 各评价单元内致密油层井数与所有油井数之比均超过74%, 按照《致密油地质评价方法》国家标准[6], 为致密储集层。

由于沉积环境和成岩过程差异, 济阳坳陷古近系相同孔隙度的致密砂岩和砂砾岩渗透性及含油性差别很大, 以孔隙度为核心的常规储集层评价方法不适用于致密储集层的评价, 而从大量压汞资料统计来看, 储集层的渗透性与储集层孔喉结构之间有明显的相关关系, 因此有必要研究济阳坳陷致密储集层孔喉结构特征, 并根据其孔喉结构特征对储集层进行分类。

1.2 致密储集层物质组成

对济阳坳陷古近系2 013组致密砂岩和砂砾岩铸体薄片资料统计, 发现致密砂岩和砂砾岩中的含砾砂岩、砾质砂岩具有石英含量低、长石和岩屑含量高, 成分成熟度低的特征（见图1a）。其中浊积相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩和滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩颗粒组成具有高度一致性, 其石英、长石和岩屑含量相近, 而致密砂砾岩中的含砾砂岩、砾质砂岩石英含量低, 平均仅30.7%, 长石和岩屑含量高, 分别为38.5%和30.8%（见表1）。

图1 济阳坳陷古近系致密储集层砂岩分类三角图和岩屑组成三角图

表1 济阳坳陷古近系不同沉积类型致密砂岩和砂砾岩岩石学组成统计表

石英含量与长石、岩屑总含量之比能够表征砂岩的成分成熟度。砂砾岩中砂岩的石英含量与长石、岩屑总含量之比为0.40~0.80, 平均值仅0.46, 而三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的石英含量与长石、岩屑总含量之比的分布频率相似, 集中分布在0.60~1.00, 平均值分别为0.85、0.79和0.80（见表1）。

济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩中的含砾砂岩、砾质砂岩具有沉积岩岩屑含量低, 变质岩和岩浆岩岩屑含量高的特征（见图1b）, 其中变质岩岩屑主要来自太古宇的片麻岩、结晶岩; 岩浆岩岩屑主要为伟晶岩、花岗岩岩屑; 沉积岩岩屑主要来自下古生界碳酸盐岩以及中生界的沉凝灰岩、砂岩。致密砂岩和砂砾岩的岩屑组成有明显差别, 致密砂砾岩中的含砾砂岩、砾质砂岩的变质岩岩屑含量高, 平均含量为77.5%, 远高于三角洲前缘亚相致密砂岩、滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的58.1%~63.3%, 致密砂砾岩中的含砾砂岩、砾质砂岩的岩浆岩岩屑含量低于后三者, 平均值为11.5%（见表1）。

济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩的填隙物主要由碳酸盐胶结物和泥质杂基构成, 埋深集中在3 200~4 500 m, 处于中成岩B期, 由于成岩流体环境和成岩演化程度相似, 砂岩和砂砾岩中胶结物成分以碳酸盐胶结物为主, 发育方解石、白云石、铁方解石和铁白云石胶结, 以及少量的菱铁矿胶结、沸石胶结, 偶见石英次生加大。杂基以泥质杂基、泥云质杂基为主, 杂基的含量受沉积相带和岩石分选程度控制。

1.3 致密储集层结构特征

浊积相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩和滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩以细砂岩、含粉砂细砂岩、粉砂质细砂岩为主, 细砂岩占70%, 粉砂岩占5%~20%, 三者的粉砂岩占比分别为9%, 5%, 20%, 不等粒砂岩分别占22%, 20%, 5%, 粒度中值的平均值分别为0.20, 0.14, 0.11 mm。而致密砂砾岩粒度粗、分选差, 含砾砂岩和砾质砂岩中不等粒砂岩占44.5%, 粗砂岩占48.1%, 中砂岩和细砂岩仅占6.9%, 粉砂岩占0.5%, 粒度中值的平均值为0.61 mm, 与前三者具有明显的差别。

镜下薄片发现, 济阳坳陷古近系90%的致密砂岩和砂砾岩的颗粒呈次棱角状— 棱角状、颗粒支撑, 部分杂基含量高的样品为杂基-基质支撑（见图2a）, 胶结类型都是以孔隙式胶结为主（见图2b、图2c）, 偶见连晶、嵌晶胶结（见图2d）。颗粒之间的接触关系以点-线、线接触为主, 少见凹凸接触和压溶现象, 表现出相近的压实程度。致密砂岩和砂砾岩储集空间类型多样, 发育残余原生孔隙（见图2e）、次生溶蚀孔隙（见图2f）、颗粒破裂缝和粒缘缝（见图2g、图2h）, 次生溶蚀多发育在原生孔隙周缘、或是对堵塞原生孔隙的碳酸盐胶结物的溶蚀, 对储集层孔喉结构具有一定改善作用。

图2 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩典型镜下薄片照片
（a）Y935井, 沙四段上亚段, 3 885.39 m, 含砾不等粒长石岩屑砂岩, 泥质杂基支撑, 大小颗粒漂浮于泥质杂基中（-）; （b）F31-10井, 沙四段上亚段, 3 254.67 m, 含灰质不等粒岩屑长石砂岩, 方解石胶结物充填原生孔隙（+）; （c）S541-1井, 沙三段中亚段, 3 150.10 m, 含灰质细粒岩屑长石砂岩, 碳酸盐胶结物充填孔隙（+）; （d）L853-2井, 沙四段, 2 742.60 m, 灰质中粒长石岩屑砂岩, 方解石基底式胶结, 孔隙不发育（-）; （e）J503井, 沙三段下亚段, 4 048.30 m, 细粒岩屑长石砂岩, 残余原生粒间孔隙发育（-）; （f）L853-2井, 沙四段上亚段, 2 756.95 m, 砾岩, 砾石选择性溶蚀, 次生溶蚀孔隙发育（-）; （g）Y34-100井, 沙三段, 3 555.61 m, 不等粒岩屑长石砂岩, 颗粒内裂缝发育, 港湾状溶蚀, 沿裂缝溶蚀（-）; （h）Y935井, 沙四段上亚段, 3 915.22 m, 砾质不等粒岩屑长石砂岩, 砾石周缘缝发育（-）

综上可知, 济阳坳陷古近系三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩在岩石组构上具有相似性, 而致密砂砾岩与前三者有明显差别。

2 致密储集层孔喉结构特征
2.1 基于常规压汞实验的孔喉结构分析

常规压汞实验的最大进汞压力约为29.7 MPa, 能够表征半径大于25 nm的孔喉的分布特征。

统计了济阳坳陷古近系647组致密砂岩和砂砾岩常规压汞资料（见表2）。在孔喉尺寸上, 济阳坳陷古近系致密砂砾岩的R0值为0.050~4.669 μ m, 平均值为1.635 μ m。三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的R0值平均分别为1.461, 1.298, 1.459 μ m, 致密砂砾岩R0值平均比3种致密砂岩大170~340 nm。4种类型致密储集层的R50值和Ra值相差不大, R50值为0.025~0.661 μ m, 不同类型致密储集层的R50平均值仅相差20~40 nm。Ra值为0.025~0.966 μ m, 其中致密砂砾岩Ra值平均值为0.348 μ m, 三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的Ra平均值分别为0.363, 0.290, 0.335 μ m。在结构系数上, 致密砂砾岩结构系数为0.06~9.70, 平均值为2.59, 三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的结构系数为0.27~8.96, 平均分别为2.92, 2.76, 2.95, 致密砂砾岩的结构系数变化范围大, 结构系数的平均值低于其余三者, 体现出致密砂砾岩孔喉迂曲程度低。

表2 济阳坳陷古近系致密砂岩常规压汞孔喉结构特征参数统计表

在最大进汞饱和度上, 致密砂砾岩的最大进汞饱和度平均值为57.1%, 而三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩的最大进汞饱和度平均值分别为67.2%, 60.8%, 63.8%, 致密砂砾岩的进汞饱和度平均值明显低于其余三者。

在均质系数上, 4种类型致密砂岩的均质系数相近, 均质系数的平均值为0.25~0.27, 表明主要的渗流孔喉半径约为最大孔喉半径的1/4, 但考虑到致密砂砾岩的最大孔喉半径较高, 其主要的渗流孔喉半径也较大。

在特征结构参数上, 致密砂砾岩和浊积相致密砂岩的特征结构参数平均值分别为0.50和0.49, 远低于三角洲前缘亚相致密砂岩和滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩的0.55和0.56（见表2）, 体现了重力流成因的致密砂砾岩与浊积相致密砂岩的孔喉分选性差。

总的来看, 三角洲前缘亚相致密砂岩、浊积相致密砂岩和滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩在孔喉尺寸、孔喉分布均值性、孔喉的迂曲程度上高度相似, 与前三者相比, 致密砂砾岩的最大孔喉半径大, 孔喉迂曲程度低, 孔喉的分选性差, 最大进汞饱和度低。

2.2 基于恒速压汞实验的孔喉结构分析

恒速压汞能够得到准确的孔隙、喉道、孔喉比大小及含量分布, 更适用于孔喉性质差别很大的特低渗— 致密砂岩储集层。但恒速压汞实验最终进汞压力约为6.2 MPa, 仅能够表征半径大于120 nm的孔隙和喉道的分布特征[25]。

从济阳坳陷古近系11块致密砂岩和砂砾岩样品恒速压汞实验分析结果来看, 致密砂岩和砂砾岩孔隙半径均值为128.702~150.917 μ m, 平均值为141.894 μ m。喉道半径均值为0.342~1.834 μ m, 平均值为0.735 μ m, 主流喉道半径为0.055~2.117 μ m, 平均值为0.411 μ m, 呈现大孔微喉的孔喉分布特征, 表现为微米级孔隙, 次微米级— 纳米级喉道, 孔喉半径比均值变化较大, 为99.382~441.159（见表3）。

表3 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩恒速压汞实验结果统计表

从孔隙和喉道半径频率分布图上看, 致密砂岩和砂砾岩的孔隙大小集中在100~150 μ m（见图3a）, 样品的喉道半径分布有较大的差别（见图3b）, 与样品的渗透性密切相关, 其中B667-1样品孔喉半径主要为1~2 μ m, 渗透率为2.455× 10-3 μ m2, Y172-1、S126-2、Y22-22-2和S548-1样品的喉道半径为0.4~0.9 μ m, 样品的渗透率分别为0.126× 10-3, 0.237× 10-3, 0.112× 10-3, 0.186× 10-3 μ m2。S126-1、Y172-2样品喉道半径为0.3~0.4 μ m, 其渗透率分别为0.046× 10-3, 0.052× 10-3 μ m2。

图3 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩恒速压汞孔隙半径和喉道半径频率分布图

从恒速压汞参数与渗透率的关系来看, 喉道半径均值、主流喉道半径、最大连通喉道半径都与渗透率呈现明显正相关关系, 表明研究区致密砂岩和砂砾岩渗透性主要受喉道大小控制。孔喉半径比均值与渗透率之间呈负相关, 表明孔隙、喉道半径差别越小, 样品的渗透性越好, 孔喉半径比越大, 流体渗流空间非均质性越强, 容易发生“ 贾敏效应” , 使得流体渗流不易。相对分选系数与渗透率明显正相关, 表明孔喉分选越好, 岩石的渗透性越好（见图4）。

图4 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩恒速压汞孔喉结构参数与渗透率关系

Skp表征孔喉大小分布的对称性, Skp=0时表明孔喉对称分布, Skp> 0为粗歪度, Skp< 0为细歪度, Kp表征孔喉分布频率曲线陡峭程度, Kp=1时为正态分布曲线, Kp> 1为高尖峰曲线, Kp< 1时为缓峰或者双峰, 研究区致密砂岩孔喉分布表现为粗歪度、高尖峰特征, 且峰态与渗透率成正比, 歪度与渗透率成反比。

2.3 基于微米级CT扫描的孔喉结构三维表征

X射线断层成像（CT）技术是一种利用X射线对岩石样品全方位、大范围快速无损扫描成像, 然后利用扫描图像数值重构孔喉三维结构特征的技术方法[26, 27, 28]。本次研究采用Sanying（三英）精密仪器公司的nanoVoxel2000型X-CT扫描仪, 并利用Avizofire数字岩心分析软件对数据进行了图像分析与参数计算。为解决致密砂岩多尺度孔喉描述难题, 首先对将岩心制备成2.54 cm的圆柱体, 采用X-CT扫描观察其微观孔喉特征（根据仪器扫描参数设定, 图像分辨率达10~25 μ m）, 并利用探针标定图像中矿物信息, 然后在2.54 cm直径柱样上钻取2~3个直径为1.0~5.0 mm的圆柱体子样, 开展较高精度X-CT扫描, 理论图像分辨率最高可达0.5 μ m。在不同精度图像下, 利用同视域图像孔隙分割一致的原则, 在低分辨率图像上孔隙-颗粒边界模糊或灰度值高于孔隙灰度值时, 进行给定阈值分割, 逐步调整阈值使其分割后的孔隙面积与高分辨率图像同视域一致, 最后利用该阈值对低分辨率图像进行分割, 获取直径为2.54 cm柱样的孔隙三维分布, 这样可以近似实现柱样内部多尺度孔隙的分布特征。

通过微米级CT扫描与图像处理软件相结合, 可以实现对孔喉结构三维可视化定量表征（见图5a）, 配合孔喉骨化模型, 除了能够获取孔隙半径分布、喉道半径分布, 还可以计算出喉道长度、配位数等孔喉结构参数（见图5b）。

图5 济阳坳陷古近系致密砂岩微米级CT扫描重构孔隙结构三维表征

对B667-2、Y22-22-1、Y22-22-2、S548-1、S548-2、S126-1、Y172-2共7块样品开展微米级CT扫描及孔喉结构参数定量分析, 从分析结果来看, 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩具有微米级孔隙、次微米级— 纳米级喉道, 其中平均喉道半径为1.20~4.35 μ m, 最大喉道长度为23.9~67.7 μ m, 平均喉道长度为5.60~14.11 μ m, 平均配位数为1~5, 整体的喉道短、连通性差, 但在局部连通性较好, 样品的最大配位数可达9~34（见表4）。由于本次实验仪器的理论空间分辨率为500 nm, 实际能够表征半径超过1~2 μ m的孔隙和喉道, 根据CT扫描得到的平均喉道半径比压汞实验得到的平均喉道半径偏大。

表4 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩CT扫描计算孔喉结构参数

对比同一沉积类型, 同一井段、渗透率不同的两个样品CT扫描重构的孔喉结构三维图可以看出：孔隙度为3.6%、渗透率为0.099× 10-3 μ m2的Y22-22-1样品（见图5c）微米级CT能够识别的孔喉仅在样品的局部孤立发育, 孔喉之间的连通性差, 孔隙度为5.9%、渗透率为0.112× 10-3 μ m2的Y22-22-2样品（见图5d）孔喉连通性较好, 微米级CT能够识别的孔喉在样品中分布较为均匀。孔喉结构决定了两块样品的含油性, 孔喉连通性好、孔喉分布均匀的Y22-22-2样品含油级别为油浸, Y22-22-1样品不含油。

对比不同测试手段得到的致密储集层孔喉分布, 发现有较大差异, 这主要是由于各表征方法的测量范围和测量精度存在差异。常规压汞实验能够表征半径超过25 nm的孔喉的分布, 恒速压汞实验表征的是半径超过120 nm的孔隙和喉道的分布特征, 而受限于分辨率, 微米级CT扫描能够表征的孔喉分布范围更局限, 后二者得到的平均孔喉半径等参数明显高于常规压汞资料, 但为获取配位数、孔喉体积比、孔喉半径比、孔喉空间分布特征等结构参数, 仍然需要借助恒速压汞和CT扫描资料。

3 基于孔喉结构特征的储集层评价

《致密油地质评价方法》给出了致密储集层的分类建议, 对于碎屑岩而言, 标准规定：孔隙度大于12%, 覆压渗透率大于0.1× 10-3μ m2的储集层为Ⅰ 类; 孔隙度为8%~12%, 覆压渗透率大于（0.01~0.10）× 10-3μ m2的储集层为Ⅱ 类; 孔隙度为5%~8%, 覆压渗透率大于（0.001~0.010）× 10-3 μ m2的储集层为Ⅲ 类, 为致密油的储集层物性评价提供了依据[6]。但致密储集层能产出多少油气受地层流体、储集层本身的孔喉结构等多种因素控制, 需要根据研究区储集层特征和产量情况建立储集层分类标准。目前国内很多学者基于储集层孔喉结构分析, 开展储集层分类评价, 取得了良好的应用效果[18, 22, 29, 30, 31, 32, 33]。高阳等人利用大量压汞资料开展聚类分析, 划分了空气渗透率小于15× 10-3 μ m2的低渗透— 致密砂岩储集层类型[16]。本文基于大量压汞资料, 利用系统聚类分析的方法, 结合试油产量, 对空气渗透率小于3× 10-3μ m2的特低渗透— 致密砂岩和砂砾岩进行分类。

3.1 聚类分析原理

聚类分析的基本思想来自于方差分析, 聚类原则是指两类合并则离差平方和增加, 选择使离差平方和增加最小的两类合并。本次聚类分析选用Ward系统聚类法, 样品间距离量度采用平方Euclidean距离。将压汞实验得到的孔喉半径均值（Ra）、最大孔喉半径（R0）、孔喉半径中值（R50）、均质系数、变异系数、结构系数、最大进汞饱和度、退汞效率、岩性系数、特征结构系数共10个参数作为聚类分析的变量参与聚类。

3.2 分类结果分析

通过聚类分析可以将参与聚类的样品划分为多种类型, 然后对比分析每一类致密储集层的渗透率分布和压汞曲线形态差异, 据此对聚类分析的结果进行合并[24]。通过分析, 将济阳坳陷古近系不同类型致密砂岩和砂砾岩储集层划分为Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 、Ⅳ 共4类。

统计了不同类型Ⅰ — Ⅳ 类储集层的R0、Ra和R50的分布, 发现Ⅰ — Ⅳ 类储集层Ra和R50差异明显, 其中Ⅰ 类储集层Ra的平均值约0.6 μ m, R50的平均值约0.25 μ m, Ⅱ 类储集层Ra的平均值约0.40 μ m, R50的平均值约为0.14 μ m, Ⅲ 类储集层Ra的平均值约为0.30 μ m, R50的平均值约为0.10 μ m, Ⅳ 类储集层Ra的平均值仅有0.15 μ m, R50的平均值约为0.06 μ m, 可以利用R50、Ra作为划分储集层孔喉结构类型的参数。

进一步对比不同类型致密砂岩和致密砂砾岩Ⅰ — Ⅳ 类储集层孔喉结构参数的分布, 发现三角洲前缘亚相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和浊积相致密砂岩Ⅰ — Ⅳ 类储集层孔喉半径参数的分布具有相似性, 同一类储集层不同沉积类型砂岩的R50值、Ra值相差不到0.1 μ m, 而致密砂砾岩Ⅰ 类、Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层的R0值、Ra值明显高于其他3种类型, R50值则相近, 说明在相同渗透率的情况下, 致密砂砾岩的最大孔喉半径较高、孔喉半径均值较高, 而孔喉半径中值相似, 孔喉分布非均质性强（见图6）。

图6 济阳坳陷古近系致密砂岩和致密砂砾岩Ⅰ — Ⅳ 类储集层Ra、R50、R0分布（样品数为647）

以浊积相致密砂岩为例, Ⅳ 类储集层R0值主要分布在小于0.8 μ m的区间, Ra值低于0.2 μ m, R50值低于0.15 μ m; Ⅲ 类储集层R0值分布呈现双峰态, 主要为0.2~0.8 μ m、1.4~1.6 μ m, Ra值为0.2~0.4 μ m, R50值为0.05~0.15 μ m; Ⅱ 类储集层R0也呈现双峰态, 主要分布区间为1.4~1.6 μ m、2.0~2.6 μ m, Ra值为0.4~0.7 μ m, R50值为0.05~0.20 μ m; Ⅰ 类储集层R0值的主要分布区间为1.4~1.6 μ m、2.0~2.6 μ m, Ra值为0.6~1.0 μ m, R50值为0.15~0.55 μ m（见图7）。滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩与浊积相致密砂岩孔喉结构参数的分布具有相似性, 不再赘述。

图7 济阳坳陷古近系浊积相致密砂岩Ⅰ — Ⅳ 类储集层R0、Ra、R50频率分布直方图（样品数为215）

致密砂砾岩的Ⅳ 类储集层R0值也分布在小于0.8 μ m的区间, Ra值小于0.2 μ m, R50值小于0.1 μ m; Ⅲ 类储集层R0值分布呈现双峰态, 主峰为1.2~1.6 μ m, 次峰为2.2~2.6 μ m, Ra值为0.2~0.4 μ m, R50值低于0.15 μ m; Ⅱ 类储集层R0值呈双峰态, 为1.2~1.6 μ m和2.2~3.2 μ m, Ra值主要为0.4~0.7 μ m, R50值为0.05~0.25 μ m; Ⅰ 类储集层R0值主要为2.2~3.2 μ m, Ra值主要为0.5~1.0 μ m, R50值呈双峰态分布, 主要为0.05~0.15 μ m和0.30~0.55 μ m（见图8）。

图8 济阳坳陷古近系致密砂砾岩Ⅰ — Ⅳ 类储集层R0、Ra、R50频率分布直方图（样品数为114）

根据系统聚类分析结果, 建立了基于孔喉结构参数的致密储集层分类方案（见表5）。从分类方案中可以看出, Ra是影响储集层分类效果的重要指标, 可以作为储集层孔喉结构分类的主要参数, R50、R0可以作为分类的次要参数, 其中Ⅲ 、Ⅳ 类储集层分类界线最明确, Ⅰ 类和Ⅱ 类储集层孔喉结构参数分布有明显重叠, 重叠区在200 nm范围。

表5 济阳坳陷古近系致密砂岩和砂砾岩基于孔喉结构的储集层分类方案
3.3 致密储集层分类与油气产能

统计了66口井101层致密储集层试油层的压汞数据, 发现砂岩孔喉半径均值与地层测试产量之间具有明显的正相关关系, 即储集层Ra值越大, 油气产量越高。对于浊积相致密岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和三角洲前缘亚相致密砂岩, Ⅰ 类储集层不经过压裂等改造措施就能产出工业油流, 其砂岩的Ra平均值都超过0.6 μ m, 其中84%的试油层Ra平均值超过0.8 μ m; Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层常规测试为低产油层或干层, 经过压裂改造措施才能产出工业油流, 其砂岩的Ra平均值为0.3~0.8 μ m, 其中64%的试油层Ra平均值为0.4~0.6 μ m; Ⅳ 类储集层在现有技术条件下经过压裂等改造措施不能产出工业油流, 其砂岩的Ra平均值小于0.2 μ m（见图9a）。

图9 济阳坳陷古近系致密砂岩试油层平均孔喉半径均值与日产液量关系图

对于致密砂砾岩而言, Ⅰ 类储集层不经过压裂等储集层改造措施就能产出工业油流, 其平均孔喉半径均值都超过0.8 μ m; Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层常规测试为低产油层或干层, 经过压裂改造措施才能产出工业油流, 其砂岩的Ra平均值为0.3~0.8 m; Ⅳ 类储集层在现有技术条件下, 经过压裂等改造措施不能产出工业油流, 其砂岩的Ra平均值小于0.2 μ m。

结合试油层砂岩Ra值分析结果和聚类分析结果, 认为Ⅰ 类储集层不经过压裂改造措施就能够产出工业油流, 将浊积相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和三角洲前缘亚相致密砂岩Ⅰ 类储集层Ra值下限定为0.6 μ m, 致密砂砾岩Ⅰ 类储集层Ra值下限定为0.8 μ m; 认为Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层经过压裂改造措施后能够产出工业油流, 其Ra值下限为0.2 μ m; Ra值小于0.2 μ m的砂岩储集层为现有压裂改造措施条件下的无效储集层。文中提及的储集层压裂改造措施为常规压裂改造, 压裂总液量为103.60~441.46 m3, 地层加砂量为5.3~51.5 m3。

对比了近年来多位学者提出的致密储集层分类评价方案[18, 22, 29, 30, 31, 32, 33]。与松辽盆地白垩系致密砂岩、鄂尔多斯盆地长7段致密砂岩相比, 本次研究提出的分类方案界线值偏高。徐永强等研究了鄂尔多斯盆地陇东地区长7段致密砂岩[33], 提出Ⅰ 类储集层渗透率大于0.25× 10-3μ m2, Ra值超过0.3 μ m, 相当于本区的Ⅲ 类, Ⅱ 类储集层渗透率为（0.10~0.25）× 10-3μ m2, Ra值为0.15~0.30 μ m, 相当于本区的Ⅳ 类, Ⅲ 类储集层渗透率小于0.1× 10-3 μ m2, Ra值小于0.15 μ m。通过分析认为：导致本区致密储集层分类方案偏高的原因在于流体的流动性。目前储集层分类均立足于储集层物性, 而对流体影响考虑较少, 但对于同为纳米级别的孔隙介质和流体系统, 流体的尺寸及结构的影响不可忽视[34]。考虑到流体流动性的因素, 济阳坳陷古近系油源为沙三段、沙四段的咸水烃源岩, 目前主力烃源岩的Ro值小于0.9%, 受生烃母质的影响, 生成的原油密度大多超过0.85 g/cm3, 原油的含蜡量高, 长链烷烃分子尺度更大、导致原油在纳米级孔喉中流动性较差, 产出工业油流所需的储集层孔喉半径下限更高, 因此济阳坳陷古近系的致密储集层孔喉分类界线高于鄂尔多斯盆地长7段。

3.4 储集层分类方案评价及应用

上述储集层分类方案在济阳坳陷古近系致密储集层压裂层优选、甜点预测等领域得到广泛应用。

在压裂层优选方面, 利用测井资料评价储集层孔喉结构参数, 优选Ⅰ — Ⅱ 类有效储集层发育的井段作为优选压裂段, 有效提高了压裂后单井产能。以YX233区块为例, 该区钻探的3口探井测井解释致密砂砾岩油层3层, 分别为YX232井4 470~4 480 m、YX229井4 266.0~4 273.2 m、YX233井3 670.0~3 678.5 m, 3套致密砂砾岩油层测井解释孔隙度相近, 分别为7.1%、7.7%、7.8%, 但利用测井资料评价了储集层的孔喉结构参数, 3层的Ra平均值分别为1.01, 0.54, 0.38 μ m, 按照分类标准分别为Ⅰ 类、Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层。根据上述评价结果, 对3个致密砂砾岩油层采取不同的试油方式, 针对YX232井4 470~4 480 m井段的Ⅰ 类储集层进行常规测试（不压裂）, 采用直径为5 mm的油嘴、直径为22 mm的孔板试油, 获得日产油24.5 t, 日产气3 473 m3; 针对YX229井4 266.0~4 273.2 m的Ⅱ 类储集层开展CO2增能压裂作业, 压裂前该井段敞放日产油2.89 t, 为低产油层, 压裂后日产油43.5 t（压裂总液量472 m3, 加砂44 m3, 施工最大排量5.58 m3/min）; 针对YX233井3 670.0~3 678.5 m的Ⅲ 类储集层开展大型CO2增能压裂, 压裂前该层不产油气, 压裂后日产油5.27 t（压裂总液量988 m3, 加砂50 m3, 施工最大排量9.5 m3/min）。3套致密砂砾岩油层的产量与储集层分类方案预测吻合。目前该套致密储集层分类方案已在41口井压裂层优选中得以应用, 其中37口井获得工业油气流, 取得良好的应用效果。

利用核磁共振测井横向弛豫时间谱反演伪毛细管压力曲线, 或者利用压汞资料标定常规测井曲线, 建立孔喉结构参数测井评价模型, 可以得到单井储集层孔喉结构参数, 结合本文建立的分类标准, 可以得出单井Ⅰ — Ⅱ 类有效储集层厚度, 利用大量单井测井评价结果, 可以预测致密油评价单元Ⅰ +Ⅱ 类有效储集层的空间展布。利用上述方法, 对济阳坳陷古近系致密油19个预测储量区块和23个控制储量区块开展基于孔喉结构的储集层分类评价。通过评价优选出Ⅰ 类+Ⅱ 类储集层比例超过70%的YX233沙四段上亚段致密砂砾岩、T764沙四段上亚段致密砂砾岩、XX49沙三段下亚段致密三角洲前缘砂岩等12个区块开展评价部署, 在2015— 2019年期间, 部署YX236等探井16口, 升级控制储量3 880.5× 104t, 升级探明储量408.8× 104t, 取得良好的勘探效果。

4 结论

济阳坳陷古近系致密储集层包括致密砂岩和致密砂砾岩两类, 其中致密砂岩按照沉积相又可以分为浊积相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩3种类型, 其中致密砂岩具有粒度细、成分成熟度和结构成熟度低、杂基和碳酸盐胶结物为主要填隙物的特征, 而致密砂砾岩中含砾砂岩和砾质砂岩粒度粗、砂岩的成分成熟度和结构成熟度更低。

基于常规压汞、恒速压汞、和微米级CT扫描实验分析, 济阳坳陷古近系致密储集层具有大孔微喉的特征, 孔喉半径比变化较大。浊积相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩、三角洲前缘亚相致密砂岩在孔喉尺寸、孔喉分布均值性、孔喉的迂曲程度上高度相似, 而致密砂砾岩的最大孔喉半径大, 孔喉迂曲程度低, 孔喉的分选性差, 最大进汞饱和度低。

依据致密砂岩和砂砾岩常规压汞实验分析结果, 优选孔喉半径均值作为储集层孔喉结构分类的主要参数, 孔喉半径中值和最大孔喉半径作为分类的次要参数。结合试油结果, 认为Ⅰ 类储集层不需压裂改造措施就能够产出工业油流, 浊积相致密砂岩、滨浅湖亚相滩坝微相致密砂岩和三角洲前缘亚相致密砂岩Ⅰ 类储集层孔喉半径均值下限为0.6 μ m, 致密砂砾岩Ⅰ 类储集层孔喉半径均值下限为0.8 μ m; Ⅱ 类和Ⅲ 类储集层需要经过压裂改造措施后能够产出工业油流, 其下限为0.2 μ m; Ⅳ 类储集层的孔喉半径均值小于0.2 μ m, 为现有压裂改造措施条件下的无效储集层。

上述标准的建立, 为济阳坳陷古近系致密储集层分类评价提供依据, 有效指导了储集层压裂层优选、甜点储集层评价和致密油储量的勘探评价。

符号注释：

Kp— — 压汞实验得到的孔喉半径分布曲线的峰态, 无因次; R0— — 压汞实验得到的最大孔喉半径, μ m; R50— — 压汞实验得到的孔喉半径中值, μ m; Ra— — 压汞实验得到的孔喉半径均值, μ m; Skp— — 压汞实验得到的孔喉半径分布曲线的歪度, 也称为偏度, 无因次。

（编辑 魏玮）

参考文献
[1] 李国欣, 朱如凯. 中国石油非常规油气发展现状､挑战与关注问题[J]. 中国石油勘探, 2020, 25(2): 1-13.
LI Guoxin, ZHU Rukai. Progress, challenges and key issues of unconventional oil and gas development of CNPC[J]. China Petroleum Exploration, 2020, 25(2): 1-13. [本文引用:2]
[2] US Energy Information Administration. Annual energy outlook 2019 with projections to 2050[R]. Washington: US Energy Information Administration, 2019. [本文引用:1]
[3] 孙龙德, 邹才能, 贾爱林, 等. 中国致密油气发展特征与方向[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(6): 1015-1026.
SUN Longde, ZOU Caineng, JIA Ailin, et al. Development characteristics and orientation of tight oil and gas in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(6): 1015-1026. [本文引用:1]
[4] 王社教, 蔚远江, 郭秋麟, 等. 致密油资源评价新进展[J]. 石油学报, 2014, 35(6): 1095-1105.
WANG Shejiao, YU Yuanjiang, GUO Qiulin, et al. New advance in resources evaluation of tight oil[J]. Acta Petrolei Sinica, 2014, 35(6): 1095-1105. [本文引用:1]
[5] GOULD T, MCGLADE C. Could tight oil go global?[R]. Paris: International Energy Agency, 2019. [本文引用:1]
[6] 中国国家标准化管理委员会. 石油学报致密油地质评价方法: GB/T 34906—2017[S]. 北京: 中国标准出版社, 2017.
Stand ardization Administration. Geological evaluating methods for tight oil: GB/T 34906—2017[S]. Beijing: Stand ards Press of China, 2017. [本文引用:3]
[7] 贾承造, 邹才能, 李建忠, 等. 中国致密油评价标准、主要类型、基本特征及资源前景[J]. 石油学报, 2012, 33(3): 343-350.
JIA Chengzao, ZOU Caineng, LI Jianzhong, et al. Assessment criteria, main types, basic features and resource prospects of the tight oil in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2012, 33(3): 343-350. [本文引用:1]
[8] 匡立春, 唐勇, 雷德文, 等. 准噶尔盆地二叠系咸化湖相云质岩致密油形成条件与勘探潜力[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(6): 657-667.
KUANG Lichun, TANG Yong, LEI Dewen, et al. Formation conditions and exploration potential of tight oil in Permian saline lacustrine dolomitic rock, Junggar Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(6): 657-667. [本文引用:1]
[9] 付金华, 李士祥, 牛小兵, 等. 鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油地质特征与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(5): 870-883.
FU Jinhua, LI Shixiang, NIU Xiaobing, et al. Geological characteristics and exploration of shale oil in Chang 7 Member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(5): 870-883. [本文引用:1]
[10] 孙雨, 邓明, 马世忠, 等. 松辽盆地大安地区扶余油层致密砂岩油分布特征及控制因素[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(5): 589-597.
SUN Yu, DENG Ming, MA Shizhong, et al. Distribution and controlling factors of tight sand stone oil in Fuyu oil layers of Da’an area, Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(5): 589-597. [本文引用:1]
[11] 宋明水, 刘惠民, 王勇, 等. 济阳坳陷古近系页岩油富集规律认识与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(2): 225-235.
SONG Mingshui, LIU Huimin, WANG Yong, et al. Enrichment rules and exploration practices of Paleogene shale oil in Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(2): 225-235. [本文引用:1]
[12] 赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 等. 断陷湖盆湖相页岩油形成有利条件及富集特征: 以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例[J]. 石油学报, 2019, 40(9): 1013-1029.
ZHAO Xianzheng, ZHOU Lihong, PU Xiugang, et al. Favorable formation conditions and enrichment characteristics of lacustrine facies shale oil in faulted lake basin: A case study of Member 2 of Kongdian formation in Cangdong sag, Bohai Bay Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(9): 1013-1029. [本文引用:1]
[13] 黄东, 杨光, 杨智, 等. 四川盆地致密油勘探开发新认识与发展潜力[J]. 天然气地球科学, 2019, 30(8): 1212-1221.
HUANG Dong, YANG Guang, YANG Zhi, et al. New understand ing and development potential of tight oil exploration and development in Sichuan Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2019, 30(8): 1212-1221. [本文引用:1]
[14] 邹才能, 杨智, 陶士振, 等. 纳米油气与源储共生型油气聚集[J]. 石油勘探与开发, 2012, 39(1): 13-26.
ZOU Caineng, YANG Zhi, TAO Shizhen, et al. Nano-hydrocarbon and the accumulation in coexisting source and reservoi[R][J]. Petroleum Exploration and Development, 2012, 39(1): 13-26. [本文引用:1]
[15] 朱如凯, 吴松涛, 苏玲, 等. 中国致密储层孔隙结构表征需注意的问题及未来发展方向[J]. 石油学报, 2016, 37(11): 1323-1336.
ZHU Rukai, WU Songtao, SU Ling, et al. Problems and future works of porous texture characterization of tight reservoirs in China[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(11): 1323-1336. [本文引用:1]
[16] 高阳, 王永诗, 李孝军, 等. 基于岩石孔喉结构的致密砂岩分类方法: 以济阳坳陷古近系为例[J]. 油气地质与采收率, 2019, 26(2): 32-41.
GAO Yang, WANG Yongshi, LI Xiaojun, et al. Classification method of tight sand stone based on pore throat structure: A case study of Paleogene in Jiyang Depression[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2019, 26(2): 32-41. [本文引用:3]
[17] 邹敏, 夏东领, 庞雯, 等. 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]. 西安石油大学学报(自然科学版), 2019, 34(2): 46-53.
ZOU Min, XIA Dongling, PANG Wen, et al. Characterization method of micropore-throat structure of tight sand stone reservoir and its application: Taking Chang 8 reservoir of Honghe area, Southern Ordos Basin as an example[J]. Journal of Xi’an Shiyou University (Natural Science Edition), 2019, 34(2): 46-53. [本文引用:1]
[18] 蔡来星, 卢双舫, 张训华, 等. 基于孔喉结构建立致密砂岩储层评价方案: 以松南中央坳陷泉四段为例[J]. 吉林大学学报(地球科学版), 2017, 47(6): 1654-1667.
CAI Laixing, LU Shuangfang, ZHANG Xunhua, et al. Establishment of evaluation scheme of tight sand stone reservoirs based on pore throat: A case study on the 4th Member of Quantou formation at central depression of southern Songliao Basin[J]. Journal of Jilin University (Earth Science Edition), 2017, 47(6): 1654-1667. [本文引用:3]
[19] 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), 2015, 39(5): 7-16.
CAO Yingchang, XI Kelai, ZHU Rukai, et al. Microscopic pore throat characteristics of tight sand stone reservoirs in Fuyu layer of the fourth member of Quantou Formation in southern Songliao Basin[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2015, 39(5): 7-16. [本文引用:1]
[20] 张飞飞. 特低渗-致密砂岩孔喉结构特征､演化及其对物性的控制: 以松辽盆地北部下白垩统为例[J]. 东北石油大学学报, 2018, 42(5): 54-62.
ZHANG Feifei. Characterization and evaluation of pore-throat structures in ultra-low permeability and tight sand stones and their impacts on petrophysical properties: A case study of the lower Cretaceous in northern Songliao Basin[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2018, 42(5): 54-62. [本文引用:1]
[21] 杨正明, 赵新礼, 熊春生, 等. 致密油储层孔喉微观结构表征技术研究进展[J]. 科技导报, 2019, 37(5): 89-98.
YANG Zhengming, ZHAO Xinli, XIONG Chunsheng, et al. Research progress on microstructure characterization of pore throat for tight oil reservoirs[J]. Science & Technology Review, 2019, 37(5): 89-98. [本文引用:1]
[22] 李易霖. 致密砂岩储层微观孔喉结构精细表征: 以齐家地区高三、高四油层组为例[D]. 大庆: 东北石油大学, 2017.
LI Yilin. Tight sand stone reservoir microscopic pore throat structure fine characterization: With G3 and G4 of Gaotaizi Oil Layer in Qijia Area as an example[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2017. [本文引用:3]
[23] 杨正明, 马壮志, 肖前华, 等. 致密油藏岩芯全尺度孔喉测试方法及应用[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2018, 40(3): 97-104.
YANG Zhengming, MA Zhuangzhi, XIAO Qianhua, et al. Method for all-scale pore throat measurements in tight reservoir cores and its application[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2018, 40(3): 97-104. [本文引用:1]
[24] 刘薇, 卢双舫, 王民, 等. 致密砂岩储集空间全孔喉直径表征及其意义: 以松辽盆地龙虎泡油田龙26外扩区为例[J]. 东北石油大学学报, 2018, 42(6): 41-51.
LIU Wei, LU Shuangfang, WANG Min, et al. Overall pore characterization of tight sand stone reservoir space and its significance: A case study of the outer expansion area of Long 26 in Longhupao oilfield, Songliao Basin[J]. Journal of Northeast Petroleum University, 2018, 42(6): 41-51. [本文引用:2]
[25] 肖佃师, 卢双舫, 陆正元, 等. 联合核磁共振和恒速压汞方法测定致密砂岩孔喉结构[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(6): 961-970.
XIAO Dianshi, LU Shuangfang, LU Zhengyuan, et al. Combining nuclear magnetic resonance and rate-controlled porosimetry to probe the pore-throat structure of tight sand stones[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(6): 961-970. [本文引用:1]
[26] 白斌, 朱如凯, 吴松涛, 等. 利用多尺度CT成像表征致密砂岩微观孔喉结构[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(3): 329-333.
BAI Bin, ZHU Rukai, WU Songtao, et al. Multi-scale method of Nano(Miro)-CT study on microscopic pore structure of tight sand stone of Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(3): 329-333. [本文引用:1]
[27] HU Yong, GUO Changmin, XU Xuan, et al. Pore throat structure and flow characteristics of sand stone reservoirs[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2015, 37(3): 390-393, 961. [本文引用:1]
[28] 韩文学, 高长海, 韩霞. 核磁共振及微､纳米CT技术在致密储层研究中的应用: 以鄂尔多斯盆地长7段为例[J]. 断块油气田, 2015, 22(1): 62-66.
HAN Wenxue, GAO Changhai, HAN Xia. Application of NMR and micrometer and nanometer CT technology in research of tight eservoir: Taking Chang 7 Member in Ordos Basin as an example[J]. Fault-block oil & gas field, 2015, 22(1): 62-66. [本文引用:1]
[29] 张代燕. 吉木萨尔凹陷致密油储层孔隙结构特征研究[J]. 新疆地质, 2017, 35(1): 70-73.
ZHANG Daiyan. The research of pore throat characteristics of tight reservoir in Jimusar Sag[J]. Xinjiang Geology, 2017, 35(1): 70-73. [本文引用:2]
[30] 安详, 王殿生, 向李平, 等. 致密油储层岩石孔隙结构特征的聚类分析: 以吉木萨尔凹陷芦草沟组储层为例[J]. 油气藏评价与开发, 2016, 6(4): 7-13.
AN Xiang, WANG Diansheng, XIANG Liping, et al. Cluster analysis of pore structure characteristics of tight oil reservoir: A case study in Lucaogou formation of Jimusar Sag[J]. Reservoir Evalution and Development, 2016, 6(4): 7-13. [本文引用:2]
[31] 陈犁. 致密油储层类型划分方法研究: 以大情字井地区青一段储层为例[D]. 西安: 西安石油大学, 2017.
CHEN Li. Study on division method of tight reservoir: Taking the reservoir in Qn1 in area of Daqingzi well for example[D]. Xi’an: Xi’an Shiyou University, 2017. [本文引用:2]
[32] 孙瑛莹. 基于压汞实验资料研究低渗透储层微观特征: 以鄂尔多斯盆地陇东地区长81储层为例[J]. 石油地质与工程, 2017, 31(5): 84-87.
SUN Yingying. Micro-characteristics of low permeability reservoir based on mercury injection experiment: A case study of Chang 7 reservoir in Longdong area, Ordos Basin[J]. Petroleum Geology and Engineering, 2017, 31(5): 84-87. [本文引用:2]
[33] 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[J]. 石油实验地质, 2019, 41(3): 451-460.
XU Yongqiang, HE Yonghong, BU Guangping, et al. Establishment of classification and evaluation criteria for tight reservoirs based on characteristics of microscopic pore throat structure and percolation[J]. Petroleum Geology & Experiment, 2019, 41(3): 451-460. [本文引用:3]
[34] 唐红娇, 杨立辉, 朱峰, 等. 吉木萨尔凹陷芦草沟组致密油分子尺寸及结构特征[J]. 地球科学, 2018, 43(5): 1587-1593.
TANG Hongjiao, YANG Lihui, ZHU Feng, et al. Molecular size and structure characteristics of tight oil of Lucaogou Formation in Jimusar Depression[J]. Earth Science, 2018, 43(5): 1587-1593. [本文引用:1]