Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 10: 1828 - 1841

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.014

Pore structure characteristics and reservoir classification and evaluation of tight tuffaceous sandstone gas reservoir： Taking the tight tuffaceous sandstone of Yingcheng Formation in southern Songliao Basin as an example

  • Xiaomin SHI ,
  • Yunsheng WEI ,
  • Hanqing ZHU ,
  • Chenhui WANG ,
  • Suqi HUANG ,
  • Minhua CHENG
Expand
  • PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China

Received date: 2023-02-14

  Revised date: 2023-03-18

  Online published: 2023-10-08

Supported by

The Basic Prospective Project of PetroChina(2021DJ2102)

Fold

Abstract

Tight tuffaceous sandstone is a special type of tight sandstone. Its pore structures and porosity permeability relationships are quite different from those of conventional tight sandstone. It is difficult to classify and evaluate the tight tuffaceous sandstone by using conventional reservoir classification methods. This paper studied the tight tuffaceous sandstone of Yingcheng Formation of Dehui fault depression in southern Songliao Basin， where Nuclear Magnetic Resonance （NMR） and high pressure mercury injection are the main means. Pore structure characteristics of tight tuffaceous sandstone are analyzed and the differences with conventival tight sandstone are compared. Correlation analysis was adopted where R 50 （The throat radius corresponding to the mercury saturation of 50%） and movable fluid saturation are selected as the key parameters to establish a comprehensive new evaluation model for reservoir classification of tight tuffaceous sandstone. Results demonstrate that premium tight tuffaceous sandstone develops intergranular and intragranular dissolution effective pores， has noticeable right-sided T 2 spectrum distribution and high movable fluid saturation， while inferior tight tuffaceous sandstone mainly has tuffaceous dissolution pores and intercrystalline pores and left-sided T 2 sepctrum. In addition， the pore structure characteristics were analyzed by means of high pressure mercury injection and constant velocity mercury injection， and four typical mercury injection curves were identified，i.e.， large pore-tiny throat， middle pore-tiny throat， middle pore-micro throat and small pore-micro throat. The corresponding tuffaceous content gradually increases， and it was believed that the main reason for poor correlation between porosity and permeability was that tuff blockes key throats and then decreases permeability. Pore structures between tight tuffaceous sandstone and conventional tight sandstone are compared and analyzed. Tight tuffaceous sandstone developes more tiny pores， has worse porosity-permeability correlations， less effective storage capability and connectivity than conventional tight sandstone. R 50 and movable fluid saturation are adopted and tight tuffaceous sandstond reservoirs are divided into type Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ reservoirs and dry reservoir， where the classification results coincide with the testing results.

Key words： Tight tuffaceous sandstone; Reservoir classification; Mercury injection; Nuclear magnetic resona-nce; Storage capacity; The seepage ability

Cite this article

Xiaomin SHI , Yunsheng WEI , Hanqing ZHU , Chenhui WANG , Suqi HUANG , Minhua CHENG . Pore structure characteristics and reservoir classification and evaluation of tight tuffaceous sandstone gas reservoir： Taking the tight tuffaceous sandstone of Yingcheng Formation in southern Songliao Basin as an example[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(10) : 1828 -1841 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.03.014

0 引言

在众多类型的致密砂岩中，致密凝灰质砂岩作为其中特殊的一种，其孔隙结构、孔隙度—渗透率配置关系与普通致密砂岩相比差异较大，普通致密砂岩的储层物性认识对致密凝灰质砂岩的指导性不强［1-2］，基于孔隙度、渗透率表征储层物性的常规储层评价方法对该类储层适用性较差。一般的致密砂岩填隙物含量较低（多数低于10%），孔渗关系呈现弱相关性［3-5］。致密凝灰质砂岩与普通致密砂岩相比，碎屑颗粒来源更加复杂，先后经历火山作用、沉积作用和多期成岩作用，易发生次生蚀变，孔隙演化更复杂，储层非均质性更强，气藏孔渗关系更差，相近孔隙度所对应的渗透率相差可达2~3个数量级［6-7］，凝灰质含量高，大量火山灰滞留在孔隙中，形成互不连通的死孔隙，束缚水含量高。因此，一方面致密砂岩储层渗流能力的评价参数，如分选系数、歪度、最大渗透率贡献半径、平均孔喉比等［8-12］常用的划分依据或经验公式不适用于致密凝灰质砂岩储层。另一方面，针对传统致密砂岩的储集能力的评价参数，如面孔率、平均孔隙直径、均质系数等［13-14］，也不适用于致密凝灰质砂岩储层，相反，有效储集能力的评价对于致密凝灰质砂岩储层来说更为关键。因此，应综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选关键评价参数，以提高分类结果的合理性和准确性。
近年来，松辽盆地下白垩统火山岩天然气藏勘探开发取得了显著进展，成功开发了多个火山岩气藏，该区相伴生的致密砂岩气藏展示出较好的勘探开发潜力［15-18］。本文以松辽盆地南部德惠断陷鲍家地区营城组致密凝灰质砂岩为研究对象，开展岩石学和微观孔隙结构特征研究，利用高压压汞、恒速压汞和核磁共振方法，优选出与渗流能力和有效储集能力相关性最好的中值孔喉半径R 50和可动流体饱和度作为关键参数，建立评价模型，并对致密凝灰质砂岩储层进行分类评价，该方法对孔隙结构类似的其他类型储层分类评价也具有一定的借鉴意义［19-20］。

1 致密凝灰质砂岩基本特征

1.1　研究区地质背景

德惠断陷位于松辽盆地南部，整体为北北东向双断式结构，呈西高东低的断背斜特点，鲍家地区位于德惠断陷中部，所处的营城组分为4段（图1），营一段为德惠断陷的主力含气层位，埋藏深度为2 500~4 500 m，地层厚度为800~1 600 m。
图1 松辽盆地南部德惠断陷构造单元划分（a）及综合柱状图（b）

Fig.1 The tectonic unit division (a) and the comprehensive histogram of the Dehui fault depression in southern Songliao Basin (b)

1.2　鲍家地区储层岩石学特征

选取研究区埋深2 621~4 470 m储层的38块岩心铸体薄片进行分析，发现该区矿物成分主要为凝灰岩、花岗岩和安山岩，另见少量变质石英砂岩（典型样品信息如表1、图2所示）；岩石颗粒分选中等，磨圆呈次棱角状；对20块样品进行全岩定量检测发现，该区碎屑颗粒主要为石英和长石，另见少量晶屑（图3），颗粒粒径介于0.1~0.3 mm之间，其中石英含量为25%~35%，长石含量为30%~45%，另含少量黄铁矿、黑云母。
表1 典型铸体薄片样品特征

Table 1 Characteristic table of typical casting thin sections

序号 井段/m 岩性定名 特征描述
1 2 621.0 沉角砾凝灰岩 岩石中见陆源碎屑，局部见碳酸盐交代，见轻度蚀变，主要是伊利石化。岩石致密，镜下观察不到孔隙
2 2 803.5 含角砾凝灰质砂岩 岩石碎屑粒级主要分布在中—粗粒，粒间见火山灰和碳酸盐充填；岩石孔隙主要是粒间火山灰溶蚀孔，少量岩屑内溶蚀孔，面孔率为2%~3%
3 2 909.0 含角砾沉凝灰岩 岩石局部见碳酸盐交代；局部凝灰质见伊利石化，少量绿泥石化；岩石致密，镜下观察不到孔隙
4 3 140.0 沉凝灰岩 岩石中见有机质，见伊利石化、白云母化；岩石致密，镜下观察不到孔隙
5 3 554.5 凝灰质砾岩 砾石见花岗岩、凝灰岩、安山岩等岩屑，砾间见大量火山灰充填；岩石孔隙主要是粒间凝灰质和凝灰岩岩屑脱玻化、溶蚀产生的微孔隙，少量不贯通的微裂隙，面孔率为1%~2%
6 4 442.0 岩屑晶屑沉凝灰岩 岩石中见花岗岩、变质石英砂岩砾石；岩石局部见少量碳酸盐充填，凝灰质见伊利石化；岩石致密，镜下观察不到孔隙
图2 典型铸体薄片样品特征

(a) 样品1，2 621.0 m,铸体,沉角砾凝灰岩,单偏光,×10;(b) 样品2，2 803.5 m,铸体,含角砾凝灰质砂岩,单偏光,×10;(c) 样品3，2 909 m,铸体,含角砾沉凝灰岩,单偏光,×10;(d) 样品4，3 140 m,铸体,沉凝灰岩,单偏光，×10;(e) 样品5，3 554.5 m,铸体,凝灰质砾岩,单偏光,×10;(f) 样品6，4 442 m,铸体,岩屑晶屑沉凝灰岩,单偏光，×10

Fig.2 Characteristic diagrams of typical casting thin sections

图3 致密凝灰质砂岩岩心

Fig.3 Core plug images of tight tuffaceous sandstone

鲍家地区砂岩储层凝灰质（火山碎屑物小于2 mm）含量在10%~50%之间，多以火山灰的形式充填孔隙空间，因此定名为凝灰质砂岩。其中，部分凝灰质受后期脱玻化作用和强压实作用形成大量自生黏土矿物（蒙脱石、绿泥石、伊利石和高岭石等），这些黏土矿物易发生异地胶结作用堵塞孔隙和喉道。

1.3　凝灰质储层物性特征

对营一段凝灰质砂岩45块岩心样品的孔渗信息进行统计分析，该区孔隙度中值为6.7%，平均值为6.45%，渗透率中值为0.031×10-3 μm2，平均值为0.049×10-3 μm2，孔渗相关性较差，这与凝灰质的发育有关，随着储层凝灰质含量的增加，较多的凝灰质滞留在粒间孔隙中，经压实而致密，并在成岩过程中发生蚀变形成自生黏土矿物，在此过程中细小喉道被异地胶结的黏土矿物堵塞从而使渗透率降低，形成大孔低渗特征，但这一过程对总孔隙度影响有限，总孔隙度变化不大而渗透率大幅降低，因此造成研究区内储层孔隙度—渗透率相关性较差［21-22］。其中，11块大孔低渗样品的共同特征是凝灰质含量较高，普遍大于20%，部分渗透率极低的样品凝灰质含量大于30%，渗透率和凝灰质含量呈负相关性（R 2=0.76）（图4），但渗透率与孔隙度的相关性较弱。
图4 研究区岩样凝灰质含量和渗透率关系

Fig.4 Relationship between tuff contents and permeability of rock samples in the study area

2 储集空间与孔隙结构特征

2.1　不同类型孔隙结构对储层物性的影响

研究区致密凝灰质砂岩主要发育原生粒间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔、凝灰质溶蚀孔以及晶间孔。原生粒间孔发育较少，且大部分被火山灰和自生黏土矿物充填；溶蚀孔隙常见粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔和凝灰质溶蚀孔，其中粒间溶蚀孔主要由不稳定组分如长石、火山岩岩屑等溶蚀形成，分布较集中，发育较多，孔径多小于原生粒间孔［图5（a）］，粒内溶蚀孔多由长石、岩屑、方解石等矿物选择性溶解而成，孔隙连通性较好，但孔径较小，该区发育最多［图5（b）］，凝灰质溶蚀孔以火山灰基质溶孔为主，常见火山灰内易溶组分如细小的晶屑、岩屑发生溶蚀形成大量微孔［图5（c）］；晶间孔发育较多，主要由自生矿物晶体（如石英、方解石和黏土矿物）生长和沉淀形成，在凝灰质蚀变严重、黏土矿物含量高的岩样中，常见绒球状、针叶片状绿泥石和丝絮状伊利石充填粒间孔和溶蚀孔，形成集中分布的黏土晶间孔，导致孔喉半径减小，流通性变差，不可动流体增加［图5（d），图5（e）］。
图5 致密砂岩孔隙类型薄片和扫描电镜照片

(a) DS80井,3 096 m,单偏光,×10,粒间孔、粒间溶孔,孔隙度为11.2%,渗透率为0.03×10-3 μm2; (b) DS80井,2 740 m,单偏光,×10,长石粒内溶孔,孔隙度为6.0%,渗透率为0.01×10-3 μm2; (c) DS32-13井,2 700 m,单偏光×10,凝灰质粒内溶孔,孔隙度为4.2%,渗透率为0.01×10-3 μm2; (d) DS32-10井,2 879 m,单偏光,×10,黏土矿物晶间孔,孔隙度为6.8%,渗透率为0.003×10-3 μm2; (e) DS32-10井,2 879 m,扫描电镜,黏土矿物晶间孔,孔隙度为6.8%,渗透率为0.003×10-3 μm2; (f) DS32-10井,2 881.29 m,单偏光,×10,粒内溶蚀孔绿泥石化,孔隙度为9.9%,渗透率为0.038×10-3 μm2

Fig.5 Thin sections and scanning electron microscope images of pore types of tight sandstones

发育不同孔隙类型的储层物性有很大差异，其中，发育粒间溶蚀孔的储层物性最好［如图5（a），孔隙度为11.2%、渗透率为0.03×10-3 μm2］，发育粒内溶蚀孔的储层次之［如图5（b）和图5（c），分别孔隙度为6.0%、渗透率为0.01×10-3 μm2和孔隙度为4.2%、渗透率为0.01×10-3 μm2），发育晶间孔的储层物性最差［如图5（d）和图5（e），分别孔隙度为6.8%、渗透率为0.003×10-3 μm2和孔隙度为9.9%、渗透率为0.038×10-3 μm2］。究其原因，主要是随着凝灰质含量的增加，溶蚀作用微弱，溶蚀孔基本不发育，储层发生各种次生蚀变，自生黏土矿物充填大孔隙形成晶间孔，而晶间孔孔喉半径较小，流通性差，大多为无效孔隙，使储层物性变差［23-24］。

2.2　基于核磁共振技术的孔隙有效性表征

核磁共振技术以核磁共振弛豫信号的幅度和速率描述岩石的孔隙结构，数据处理后得到的核磁共振T 2谱可反映孔喉的大小及分布［25-26］。通常认为较大孔径对应较长的T 2值，运用T 2截止值法确定流体状态，小于该值的流体为束缚态，占据较小的孔隙空间，大于该值的流体为自由态，占据较大的孔隙空间（有效孔隙）。不同地区、不同储层类型T 2截止值不同，通过对研究区48个岩心核磁样品进行分析，该区可以归纳出4类T2 谱形态，分别对应不同孔径特征的储层，本文参考了邵维志等［27］对不同形态的T2 谱用不同的方式确定T 2截止值的方法，得到该区T 2截止值为10 ms（表2，图6）。
表2 典型核磁共振样品基本信息

Table 2 Basic information of typical NMR rock samples

样品

分类

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

凝灰质含量

/%

可动流体饱和度

/%

T 2值分布

/ms

 孔隙类型
一类 >10 0.05~0.1 <5 >35 0.1~500 ms；双峰形态，主峰偏右 粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔
二类 6~10 0.01~0.05 5~15 25~35

0.1~1 000 ms；双峰形态，主峰偏左，右峰

不明显

 粒内溶蚀孔和凝灰质溶蚀孔，粒间溶蚀孔较少
三类 4~6 0.001~0.01 15~20 15~25

0.1~300 ms；单峰形态，峰值偏左，

相对第二类T 2谱略提升

 凝灰质溶蚀孔和晶间孔
四类 <4 <0.001 >20 <15

0.1~100 ms，双峰形态，右峰幅度极小，左峰

幅度相对之前三类T 2谱更高，峰值更靠左

 晶间孔
图6 典型岩心样品T2 谱

Fig.6 T 2 spectrum of typical core samples

对4类典型T 2谱所代表的致密凝灰质砂岩储层进行分析，结果表明大部分可动流体赋存于以粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔为代表的较大孔隙中，而凝灰质溶蚀孔和晶间孔由于孔隙尺度较小，其内流体多以束缚态的形式存在，即无效孔隙。从第一类T 2谱到第四类T 2谱，随着凝灰质含量的增加，溶蚀作用逐渐变弱，储层孔隙尺度也逐渐变小，储层因压实而致密，物性变差，储层孔隙空间从主要赋存自由流体的有效孔隙变成主要赋存束缚流体的微孔隙，当凝灰质含量大于15%时，溶蚀孔基本不发育，孔隙多为互不连通的晶间孔，此时流体几乎完全束缚于孔隙空间内，不能流动。

2.3　基于压汞实验法的孔隙结构特征分类

压汞实验法主要根据压汞曲线的形态、进汞参数、孔喉分布等特征进行储层分类，分为高压压汞法和恒速压汞法2类，高压压汞法通过高压向样品中进汞，能够揭示储层孔喉连通性和孔喉分布特征；恒速压汞法以准静态向样品中进汞，根据压力变化分别测量孔隙和喉道体积及数量，进而确定孔隙和喉道的大小分布及孔喉比参数。
该区储层具有4类典型高压压汞曲线形态，分别对应4类具有不同岩石学、物性和孔隙结构特征的致密凝灰质砂岩储层［28-29］（表3，图7）。对这4类典型压汞曲线所代表的凝灰质砂岩进行对比分析，可以看出，从第一类储层到第四类储层，随着凝灰质含量的增加，溶蚀作用逐渐被次生蚀变作用取代，凝灰质与蚀变产生的黏土矿物含量增加，逐渐堵塞喉道，使储层渗透率大幅降低，高压压汞需要克服的毛管压力也随之增大，而储层渗透率主要由关键喉道半径决定［30］，这从本质上表明凝灰质含量与渗透率相关性较强。第三类储层样品的孔隙度并不算低，有些甚至大于第二类储层样品，例如样品3的孔隙度接近样品2（孔隙度13.8%与孔隙度13.6%），但渗透率却比后者低一个数量级（小于0.05×10-3 μm2）；第三类储层内具有相似进汞曲线的样品（样品3、样品4）渗透率也可能相差一个数量级。究其原因，全岩X射线衍射显示这类储层的凝灰质含量较高（大于15%），镜下可见大量凝灰质和黏土矿物堵塞孔喉［图5（c）］，物性较好的粒内溶蚀孔被物性较差的凝灰质溶蚀孔代替，随着凝灰质含量继续增加，溶蚀孔隙基本不发育，但物性更差的晶间孔大量发育［图5（d），样品5］，由于凝灰质与其蚀变产生的黏土矿物堵塞关键喉道，但又未能堵塞所有孔隙（晶间孔的存在），故对总孔隙体积影响有限，因此对孔隙度影响较小，但无效孔隙对流体的束缚使得渗透性大大降低，这也是研究区孔渗相关性较差的原因。从孔喉分布区间图［图7（a）］也可以看出，物性越好，喉道半径越大且分布越分散（样品1、样品2），大喉道对渗透率的贡献显著增大；反之，物性越差，对渗透率起主要贡献的喉道半径越小且分布越集中（样品3、样品4、样品5）。
表3 典型高压压汞样品基本信息

Table 3 Basic information of typical high pressure mercury injection rock samples

样品分类

孔隙度

/%

渗透率

/（10-3 μm2）

凝灰质含量

/%

 进汞曲线 孔隙类型 孔喉类型
一类 >10 >0.05 <5 低平下凹 较大的粒间溶蚀孔 大孔细喉类储层
二类 6~10 0.01~0.05 5~15 “斜直状” 粒内溶蚀孔 中孔细喉类储层
三类 4~6 0.001~0.01 15~20 略上凸状 大量凝灰质溶蚀孔、晶间孔 中孔微细喉道储层
四类 <4 <0.001 >20 明显上凸 黏土矿物晶间孔 小孔微细喉道储层
图7 典型岩心高压压汞曲线（a）和孔喉分布区间（b）

注：孔隙大小从左往右逐渐减小

Fig.7 Typical high pressure mercury injection curve of cores （a） and throat size distribution （b）

恒速压汞法可得到3条曲线，分别反映总进汞特征、孔隙进汞特征及喉道进汞特征［31］。研究区内凝灰质砂岩储层具有“低平下凹”和“斜直”状递增两类典型形态（表4，图8）。样品6到样品8，随着凝灰质含量的增加，曲线形态从明显“低平下凹”变为“斜直”状递增，孔喉配置关系从大孔被细喉沟通逐渐变为孔隙和喉道区分不明显，总进汞量逐渐受喉道进汞量影响，说明凝灰质后期蚀变产生的黏土矿物运移难度较大，在细小孔喉中产生沉淀，影响孔喉连通性，进而影响储层物性。
表4 典型恒速压汞样品孔渗数据

Table 4 Porosity and permeability data of typical constant velocity mercury injection samples

样品编号 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 凝灰质含量/% 喉道半径平均值/μm 孔隙半径平均值/μm
6 9.6 0.141 9 0.488 152.88
7 8.23 0.059 16 0.646 93.21
8 5.6 0.052 22 0.378 164.92
图8 典型岩心恒速压汞曲线

Fig.8 Typical mercury injection curves at constant speed of core samples

3 储层评价微观参数优选

储层的宏观评价参数一般指孔隙度、相对渗透率、绝对渗透率等，微观评价参数一般包括孔喉半径、喉道半径均质系数、孔喉比、孔喉形状等，宏观参数是微观参数的宏观体现，微观参数的变化能够直接影响宏观参数。在进行储层评价时，综合考虑储层的渗流能力和有效储集能力，优选出R 50与可动流体饱和度2个参数进行综合分类评价［32-35］。

3.1　储层渗流能力微观评价参数

40块高压压汞样品分析表明，储层渗流能力对喉道半径敏感性较强，在本文研究样品中，峰值喉道半径变化3~5倍，渗透率相应改变一个数量级（典型样品数据如表5所示）。前人研究表明［36-39］，在喉道半径参数中，存在某一特定值，对渗流能力起决定性影响，该值即为关键喉道半径。本文研究优选R 50（进汞饱和度为50%时所对应的喉道半径）为该区关键喉道半径并作为评价储层渗流能力的关键参数，优选方法如下：
表5 典型样品渗透率与喉道半径数据

Table 5 Permeability and throat radius data of typical rock samples

样品

编号

渗透率

/（10-3 μm2）

 孔隙度/% 孔喉半径/μm 峰值孔喉分布/%
1 0.001 3.300 0.005 12.966
2 0.001 4.400 0.006 15.781
3 0.009 2.974 0.014 24.070
4 0.016 9.897 0.028 34.005
5 0.041 2.004 0.059 11.489
6 0.088 6.447 0.084 11.113
7 0.064 13.952 0.147 21.317
WINLAND通过对科罗拉多油田样品进行岩石物理实验，指出在以孔隙为主要储集空间的岩石中，进汞饱和度为35%时储层形成连续的渗流通道，且与其他进汞饱和度所对应孔喉半径相比，其对应的孔喉半径与孔隙度和渗透率的相关性最高，并据此建立经验公式 L g R 35 = 0.732 - 0.864 L g Φ + 0.588 L g K（R 35为进汞饱和度35%时所对应的喉道半径µm；K为渗透率，10-3 µm2；Ф为孔隙度，%）［40］。随后有学者在实际应用中发现，针对不同储层，关键喉道半径对应的进汞饱和度不同，公式中系数的值亦不同［41］，并得到通用的经验公式： L g R i = a + b L g Φ + c L g K（Ri 为进汞饱和度为i%时对应的孔喉半径，a、b、c为系数）。
为确定本文研究区储层关键喉道半径，对不同喉道半径Ri 与孔隙度和渗透率进行回归分析，分别选取进汞饱和度为15%、30%、40%、50%、60%、95%进行对比，发现进汞饱和度50%所对应的喉道半径值R 50与孔隙度和渗透率的相关性最高（表6），在该喉道半径下，储层开始形成连续渗流通道，当进汞饱和度低于50%时，相对连续的渗流通道尚未形成，当进汞饱和度高于50%时所对应的孔喉半径较小，多为互不连通的死孔隙，对储层的渗流能力基本没有贡献。因此选用R 50作为表征储层渗流能力的关键喉道半径，并通过对样品数据的线性回归得到该半径所对应的系数，得到表达式： L g R 50 = 0.36 - 0.233 L g Φ + 0.846 L g K， R 2 = 0.750   2。在实际运用中，若R 50数据较少，可以用该式求取R 50作为储层分类的关键参数。
表6 不同喉道半径Ri 与孔隙度、渗透率回归分析

Table 6 Regression analysis of different throat radius Ri with porosity and permeability

公式 相关系数
LgR 95=3.18－1.535LgФ＋1.335LgK 0.601 5
LgR 60=0.05－0.041LgФ＋0.741LgK 0.725 8
LgR 50=0.36－0.233LgФ＋0.846LgK 0.750 2
LgR 40=0.48－0.256LgФ＋0.814LgK 0.704 7
LgR 30=0.07－0.052LgФ＋8.621LgK 0.397 8
LgR 15=0.09－0.007LgФ＋14.925LgK 0.429 6

3.2　储层有效储集能力微观评价参数

核磁共振表明，该区储层中并非所有孔隙都能作为有效储集空间。在凝灰质含量高的储层中，虽然常规孔隙度分析得到的孔隙度较高（总孔隙度为4%~6%），但其多为凝灰质溶蚀孔和晶间孔，流体多以束缚态赋存，形成互不连通的无效孔隙而且不具备储集能力。因此，在致密凝灰质砂岩中，总孔隙度并不能很好地表征储层的实际储集能力。核磁共振分析通过可动流体T 2截止值可划分有效孔隙和无效孔隙，对样品进行离心再通过核磁共振分析可以定量化求取可动流体饱和度，可动流体饱和度是核磁共振实验中的一个临界饱和值，定义为致密气藏储层在离心力作用下岩心中可以脱出水的饱和度，该参数对储层中有效孔隙占比进行表征，能更好地反映储层的有效储集能力［42］。
实验得到48块样品的可动流体饱和度（典型样品数据如表7所示），并与孔隙度和渗透率进行相关性分析，相关系数较高（R2 =0.86），在孔渗关系相关性较差的情况下，可动流体饱和度可以作为表征该储层有效储集能力的最优参数。利用多元线性回归分析法求取可动流体饱和度的表达式为： L g S m = 1.748 + 0.011   5 L g Φ + 0.158 L g K（其中S m为可动流体饱和度，K为渗透率，Ф为孔隙度）。该式在缺少核磁共振资料的情况下，可近似拟合可动流体饱和度值，以作为储层分类的关键参数。
表7 典型核磁样品数据信息

Table 7 Basic data information of typical nuclear magnetic samples

序号

气测孔隙度

/%

气测渗透率

/（10-3 μm2）

束缚水饱和度

/%

可动流体饱和度

/%

 序号

气测孔隙度

/%

气测渗透率

/（10-3 μm2）

束缚水饱和度

/%

可动流体饱和度

/%
1 5.05 0.043 64.76 35.24 13 8.01 0.045 64.57 35.43
2 5.5 0.032 66.27 33.73 14 2.56 0.031 67.06 32.94
3 2.84 0.038 65.38 34.62 15 3.07 0.03 66.52 33.48
4 3.82 0.026 68.65 31.35 16 5.33 0.043 63.75 36.25
5 4.02 0.034 67.37 32.63 17 4.94 0.06 62.14 37.86
6 5.51 0.035 64.82 35.18 18 11.22 0.109 57.37 42.63
7 5.16 0.029 70.25 29.75 19 9.71 0.117 60.52 39.48
8 3.08 0.019 73.04 26.96 20 9.62 0.141 54.45 45.55
9 9.03 0.029 69.11 30.89 21 11.15 0.072 61.15 38.85
10 2.74 0.031 66.41 33.59 22 7.65 0.032 66.18 33.82
11 4.19 0.027 67.38 32.62 23 9.12 0.059 63.63 36.37
12 6.52 0.022 66.46 33.54 24 7.02 0.056 64.26 35.74

3.3　结合微观评价参数的储层结构对比

致密砂岩储层与普通砂岩储层相比孔渗关系较差，致密凝灰质砂岩储层与常规致密砂岩储层相比孔渗关系更差。前文储集空间与孔隙结构特征的分析表明，凝灰质含量增加，堵塞渗流通道，从而使其孔渗关系变差。本节综合运用前述方法，对致密凝灰质储层与常规致密储层的孔隙结构进行了对比分析。

3.3.1　孔渗关系对比

致密凝灰质砂岩储层经过压实作用、硅质胶结作用及蚀变作用等，造成储层较致密，孔渗关系相关性差。该区孔隙度与其他致密砂岩储层相近，为4%~12%，但渗透率（0.031×10-3 μm2）明显低于其他地区，如苏里格致密砂岩储层渗透率中值为0.27×10-3 μm2，长岭登娄库组致密砂岩储层渗透率中值为0.086×10-3 μm2。
图9为本文研究区与川中沙溪庙组储层的孔渗关系交会图。从图9中可以看出，相比于常规致密砂岩储层，致密凝灰质砂岩储层的渗透率低一个数量级。采用线性拟合孔渗关系，致密凝灰质砂岩储层的孔渗相关性更差，相关系数（R 2=0.45）仅约为常规致密砂岩储层（R 2=0.82）的一半。
图9 致密凝灰质砂岩和常规致密砂岩储层孔渗关系对比

Fig.9 Porosity permeability comparative cross plots between tight tuffaceous sandstone and conventional tight sandstone

3.3.2　核磁共振结果对比

核磁共振技术得到的T 2谱图通常表明，较大的孔径对应了较长的T 2值，峰值越偏左，储层物性越差。图10对比了致密凝灰质储层和常规致密砂岩储层的核磁共振T 2谱，从图10中可以看到，常规致密砂岩储层的T 2值分布较宽，介于0.1~1 000 ms之间［19］，研究区致密凝灰质砂岩储层的T 2值则分布更窄，介于0.1~100 ms之间，并且，致密凝灰质砂岩T 2谱峰值明显偏左，对应较小的孔隙大小。横向对比扫描电镜图片，孔隙类型发育更多的粒内溶孔与晶间孔，因此，致密凝灰质砂岩储层发育更多的小孔。
图10 致密凝灰质储层与临兴区块致密储层T2 谱对比

Fig.10 Comparative plots of T2 spectrum between tight tuffaceous sandstone and tight sandtone in the Linxing block

3.3.3　高压压汞结果对比

高压压汞显示的关键喉道半径是评判储层渗流能力的关键参数，常规致密储层在较小的进汞饱和度下就能形成连续的渗流通道，如临兴区块关键喉道半径为R 15 ［19］，而本文研究的致密凝灰质砂岩储层的关键喉道半径为R 50。下标的数字为进汞饱和度，数字越小，说明越容易形成连续渗流通道，因此样品的连通性也越好。致密凝灰质砂岩需要进汞饱和度达到50%时才能形成连续的渗流通道，因此，相比于常规致密砂岩，致密凝灰质砂岩孔隙连通性更差，渗流能力更差。
结合核磁共振法、高压压汞法的孔隙结构表征结果，可以发现，相比于常规致密砂岩储层，致密凝灰质砂岩储层发育更多小孔，渗透率低于前者近一个数量级，孔渗相关关系更差，开始形成连续渗流通道的进汞饱和度更高，孔隙连通性更差。

4 致密凝灰质储层分类评价

综合R 50和可动流体饱和度两项微观参数建立分类图版，该图版考虑了储层的渗流能力和有效储集能力，可作为储层综合分类的依据。具体步骤为：建立孔隙度—渗透率坐标系下不同R 50和可动流体饱和度趋势线，将样品点投射到坐标系中，按照储层实际试气产能将样品点分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层和干层，分别对应试气产能大于10×104 m3/d、（1~10）×104 m3/d、小于1×104 m3/d和完全无试气产能。对研究区40个高压压汞和48个核磁共振分析样品的分类结果表明，R 50和可动流体饱和度趋势线能很好地区分不同实际产能的致密储层，因此可依据这两项参数建立储层综合分类标准（表8，图11）。
表8 致密凝灰质砂岩储层分类评价标准

Table 8 Classification and evaluation criteria for tight tuffaceous sandstone reservoir

评价参数 Ⅰ类 Ⅱ类 Ⅲ类 干层
R 50/μm >0.1 0.1~0.02 0.008~0.02 <0.008
可动流体饱和度/% >35 25~35 15~25 <15
图11 致密凝灰质砂岩储层分类

Fig.11 Classification type curves of tight tuffaceous sandstone reservoir

其中，Ⅰ类储层凝灰质含量普遍小于5%，压汞曲线具有明显“低平下凹”特征，核磁常表现出右峰大于左峰的双峰形态，对应研究区内最优质的大孔细喉类储层，孔隙类型以粒间溶蚀孔为主；Ⅱ类储层凝灰质含量普遍小于10%，压汞曲线呈“斜直”状递增，核磁常表现出右峰小于左峰的双峰形态，对应研究区内次优质的中孔细喉类储层，孔隙类型以粒内溶蚀孔为主，较少见粒间溶蚀孔；Ⅲ类储层凝灰质含量普遍大于10%，压汞曲线呈“略上凸”状，核磁常表现出单峰形态，对应研究区内储层质量较差的中孔—微细喉道储层，孔隙类型除粒内溶蚀孔外，还发育大量凝灰质溶蚀孔、晶间孔；干层凝灰质含量普遍大于20%，孔隙类型以黏土矿物晶间孔为主，物性极差，不可作为储层。
值得注意的是，在综合分类图版中，不同类型储层之间孔隙度有较多重叠区域，说明研究区储层渗流能力和有效储集能力与孔隙度相关性较差，孔隙度不能作为储层分类的有效参数。

5 结论

（1）松辽盆地南部鲍家地区营一段储层具有凝灰质含量高（多大于10%）、渗透率低（平均值为0.049×10-3 μm2）和孔隙度—渗透率相关性差（R 2=0.45）的特点，基于孔隙度、渗透率的传统分类方法不适用于本研究区。储层凝灰质含量对渗透率有较强控制（R 2=0.76），储层孔隙类型多样，粒间溶蚀孔和粒内溶蚀孔占比较高，凝灰质含量较高的砂岩中主要发育凝灰质溶蚀孔和晶间孔。
（2）以10 ms为T 2谱截止值划分有效孔隙，识别出4类典型核磁T 2谱，研究区可动流体的有效孔隙以粒间、粒内溶蚀孔等相对较大尺度孔隙为主，T 2值分布范围为0.1~1 000 ms，但T 2谱无明显右峰，说明大孔隙占比较少；随着储层主要孔隙类型由粒间、粒内溶蚀孔过渡到晶间孔，较差储层T 2值多分布在0.1~100 ms之间，左峰幅度加大、峰值偏左，流体更多地以束缚态赋存于晶间孔等小孔隙和喉道中。
（3）识别出大孔—细喉、中孔—细喉、中孔—微喉和小孔—微喉4类典型高压压汞曲线，对应的凝灰质含量逐渐升高，孔喉半径峰值由大变小，孔隙类型由以粒间溶蚀孔为主过渡到以晶间孔为主，凝灰质堵塞关键喉道并降低渗透率是造成孔渗相关性差的主要原因。
（4）结合微观评价参数对致密凝灰质储层与常规致密储层进行对比，发现2类储层的孔隙度分布相当但前者渗透率低一个数量级，致密凝灰质储层孔渗相关性更差，核磁共振与压汞曲线表明致密凝灰质储层的渗流能力与有效储集能力更差，与凝灰质增加降低孔隙连通性有关。
（5）优选关键孔喉半径R 50和可动流体饱和度分别表征致密凝灰质砂岩储层的渗流能力与有效储集能力，联合R 50和可动流体饱和度建立致密砂岩储层分类图版，建立了综合分类参数表，可以用于凝灰质砂岩的储层分类，分类结果和与现场试气结果吻合度较高。

References

Publishing order | Descend order by publishing year | Descend order by cited within
1
罗静兰， 邵红梅， 张成立. 火山岩油气藏研究方法与勘探技术综述［J］. 石油学报， 2003， 24（1）： 31-38.

LUO J L， SHAO H M， ZHANG C L. Summary of research methods and exploration technologies for volcanic reservoirs［J］. Acta Petrolei Sinica， 2003， 24（1）： 31-38.

2
靳子濠， 远光辉， 张向涛， 等. 砂岩储集层凝灰质溶蚀作用的差异性及其物性响应——以珠一坳陷惠州—陆丰地区古近系文昌组为例［J］. 石油勘探与开发， 2023， 50（1）： 100-112.

JIN Z H， YUAN G H， ZHANG X T， et al. Differences of tuffaceous components dissolution and their impact on physical properties in sandstone reservoirs： A case study on Paleogene Wenchang Formation in Huizhoulufeng area， Zhu I Depression， Pearl River Mouth Basin， China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2023， 50（1）： 100-112.

3
陈欢庆， 曹晨， 梁淑贤， 等. 储层孔隙结构研究进展［J］. 天然气地球科学， 2013， 24（2）： 227-237.

CHEN H Q， CAO C， LIANG S X， et al. Research advances on reservoir pores［J］. Natural Gas Geoscience， 2013， 24（2）： 227-237.

4
吴浩， 刘锐娥， 纪友亮， 等. 典型致密砂岩气储层孔隙结构分类及其意义——以鄂尔多斯盆地盒8段为例［J］. 天然气地球科学， 2016， 27（5）： 835-843.

WU H， LIU R E， JI Y L， et al. Classification of pore structures in typical tight sandstone gas reservoir and its significance： A case study of the He8 Member of Upper Palaeozoic Shihezi Formation in Ordos Basin，China［J］. Natural Gas Geoscience， 2016， 27（5）： 835-843.

5
柴晓龙， 田冷， 孟艳， 等. 鄂尔多斯盆地致密储层微观孔隙结构特征与分类［J］. 天然气地球科学， 2023， 34（1）： 51-59.

CHAI X L，TIAN L，MENG Y，et al. Study on characteristics and classification of micro-pore structure in tight reservoirs for Ordos Basin［J］. Natural Gas Geoscience，2023，34（1）：51-59.

6
王宏语， 樊太亮， 肖莹莹， 等. 凝灰质成分对砂岩储集性能的影响［J］. 石油学报， 2010， 31（3）： 432-439.

WANG H Y， FAN T L， XIAO Y Y， et al. Effect of tuffaceous components on physical property of sandstone reservoir［J］. Acta Petrolei Sinica， 2010， 31（3）： 432-439.

7
孙浩伟， 范存辉， 张云峰， 等. 川东地区二叠系火山岩储层特征［J］. 石油地质与工程， 2022， 36（2）： 34-40.

SUN H W， FAN C H， ZHANG Y F， et al. Reservoir characteristics of Permian volcanic rocks in eastern Sichuan［J］. Petroleum Geology and Engineering，2022，36（2）：34-40.

8
文龙， 刘埃平， 钟子川， 等. 川西前陆盆地上三叠统致密砂岩储层评价方法研究［J］. 天然气工业， 2005， 25（S1）： 49-53.

WEN L， LIU A P， ZHONG Z C， et al. Method of evaluating Upper Triassic tight sandstone reservoirs in West Sichuan foreland basin［J］. Natural Gas Industry， 2005， 25（S1）： 49-53.

9
鲁洪江， 邢正岩， 王永诗. 压汞和退汞资料在储层评价中的综合应用探讨［J］. 油气采收率技术， 1997， 4（2）： 53-58.

LU H J， XING Z Y， WANG Y S. Comprehensive application of intrusive-mercury and mercury-ejection data to reservoir evaluation［J］. Oil & Gas Recovery Technology，1997，4（2）： 53-58.

10
李海燕， 岳大力， 张秀娟. 苏里格气田低渗透储层微观孔隙结构特征及其分类评价方法［J］. 地学前缘， 2012， 19（2）： 133-140.

LI H Y， YUE D L， ZHANG X J. Characteristics of pore structure and reservoir evaluation of low permeability reservoir in Sulige Gas Field［J］. Earth Science Frontiers， 2012，19（2）： 133-140.

11
胡明毅， 李士祥， 魏国齐， 等. 川西前陆盆地上三叠统须家河组致密砂岩储层评价［J］.天然气地球科学，2006，17（4）： 456-458.

HU M Y，LI S X，WEI G Q， et al. Reservoir appraisal of tight sandstones of Upper Triassic Xujiahe Formation in the western Sichuan foreland basin［J］. Natural Gas Geoscience，2006，17（4）： 456-458.

12
刘为付， 刘双龙， 孙立新， 等.大港枣园油田孔二段储层综合评价［J］. 大庆石油学院学报， 2000，24（3）： 5-7，101.

LIU W F， LIU S L， SUN L X， et al. Comprehensive evaluation of reservoir on K2 formation of Zaoyuan Oil Field［J］. Journal of Daqing Petroleum Institute， 2000，24（3）： 5-7，101.

13
李冠男， 孙卫， 任大忠， 等. 基于孔隙组合类型的低渗透储层孔隙结构特征研究［J］. 石油化工应用， 2017， 36（6）： 102-107.

LI G N， SUN W， REN D Z， et al. The study of the features of pore-throat structures based on pore assembly type［J］. Petrochemical Industry Application， 2017， 36（6）： 102-107.

14
赵新智. 鄂尔多斯盆地陇东地区低渗透储层特征及分级评价［D］. 北京：中国地质大学（北京），2012.

ZHAO X Z. Characteristics and Grading Evaluation of Low Permeability Reservoir in the Longdong Region， Ordos Basin［D］.Beijing： China University of Geosciences（Beijing），2012.

15
李海平， 贾爱林， 何东博， 等. 中国石油的天然气开发技术进展及展望［J］. 天然气工业， 2010， 30（1）： 5-7.

LI H P， JIA A L， HE D B， et al. Technical progress and outlook of natural gas development for the PetroChina［J］. Natural Gas Industry， 2010， 30（1）： 5-7.

16
谭显春. 徐深气田火山岩岩性岩相序列［J］. 天然气工业， 2009， 29（8）： 12-14.

TAN X C. Lithologic and lithofacies sequences of volcanic rocks in Xushen Gas Field［J］. Natural Gas Industry， 2009， 29（8）： 12-14.

17
邹才能， 赵文智， 贾承造， 等. 中国沉积盆地火山岩油气藏形成与分布［J］. 石油勘探与开发， 2008， 35（3）： 257-271.

ZOU C N， ZHAO W Z， JIA C Z， et al. Formation and distribution of volcanic hydrocarbon reservoirs in sedimentary basins of China［J］. Petroleum Exploration and Development， 2008， 35（3）： 257-271.

18
宋新飞， 李忠诚， 郭先涛， 等. 松辽盆地南部德惠断陷合隆—兰家反转带泉一段致密气储层特征及分级评价［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（3）： 375-384.

SONG X F， LI Z C， GUO X T， et al. Characteristics and classification evaluation of tight gas reservoirs in the 1st member of Quantou Formation of Helong-Lanjia inversion zone in Dehui Fault Depression［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（3）： 375-384.

19
陈雪珍， 曲永强， 许多年， 等. 准噶尔盆地玛北斜坡区甜点储层分类及成因模式［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（11）： 1524-1536.

CHEN X Z， QU Y Q， XU D N， et al. Classification and genetic model of “sweet spot” reservoirs in Mabei slope area， Junggar Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（11）： 1524-1536.

20
周丽艳， 罗少成， 林伟川， 等. 基于孔隙结构综合评价指数的致密砂岩储层分类方法［J］. 测井技术， 2022， 46（6）： 707-713.

ZHOU L Y，LUO S C，LIN W C， et al. Classification method of tight sandstone reservoir based on comprehensive evaluation lndex of pore structure［J］. Well Logging Technology，2022，46（6）： 707-713.

21
李军， 王炜， 王书勋. 青西油田沉凝灰岩储集特征［J］. 新疆石油地质， 2004， 25（3）： 288-290.

LI J， WANG W， WANG S X. Bedded tuff reservoir in Qingxi Oilfield［J］. Xinjiang Petroleum Geology， 2004， 25（3）： 288-290.

22
高瑞琴， 杨继波， 丛培栋， 等. 二连油田沉凝灰岩储层特征分析［J］. 测井技术， 2006， 30（4）： 330-333.

GAO R Q， YANG J B， CONG P D， et al. Analysis of the characteristics of tuffite reservoir in Erlian Oilfield［J］. Well Logging Technology， 2006， 30（4）： 330-333.

23
马剑， 黄志龙， 刘再振， 等. 三塘湖盆地条湖组沉积有机质凝灰岩致密储层特征［J］. 地学前缘， 2015， 22（6）： 185-196.

MA J，HUANG Z L，LIU Z Z， et al. Tight reservoir characteristics of sedimentary organic matter-bearing tuff in Tiaohu Formation of Santanghu Basin［J］. Earth Science Frontiers，2015， 22（6）： 185-196.

24
高岗， 李华明， 梁浩， 等. 三塘湖盆地侏罗系油气来源与油气成藏模式［J］. 天然气地球科学， 2010， 21（1）： 18-25.

GAO G， LI H M， LIANG H， et al. Origin of Jurassic hydrocarbon and accumulation model in Santanghu Basin［J］. Natural Gas Geoscience， 2010， 21（1）： 18-25.

25
姜鹏， 郭和坤， 李海波， 等. 低渗透率砂岩可动流体T 2截止值实验研究［J］. 测井技术， 2010， 34（4）： 327-330.

JIANG P， GUO H K， LI H B， et al. Experimental study on T 2，cutoff in low permeability sandstones［J］. Well Logging Technology， 2010， 34（4）： 327-330.

26
王志战. 页岩油储层D—T 2核磁共振解释方法［J］. 天然气地球科学， 2020， 31（8）： 1178-1184.

WANG Z Z. Discuss on D-T 2 NMR interpretation of oil shale［J］. Natural Gas Geoscience， 2020， 31（8）： 1178-1184.

27
邵维志， 丁娱娇， 肖斐， 等. 利用T 2谱形态确定T 2截止值的方法探索［J］. 测井技术， 2009， 33（5）： 430-435.

SHAO W Z， DING Y J， XIAO F， et al. On the method of determing T 2，cutoff Value with the T 2 spectrum characteristics［J］. Well Logging Technology， 2009， 33（5）： 430-435.

28
于俊波， 郭殿军， 王新强. 基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征［J］. 大庆石油学院学报， 2006， 30（2）： 22-25.

YU J B， GUO D J， WANG X Q. Study of microscopic behaviors of low permeable reservior through constant velocity mercury injection technique［J］.Journal of Daqing Petroleum Institute， 2006， 30（2）： 22-25.

29
孔星星， 肖佃师， 蒋恕， 等. 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［J］. 天然气工业， 2020， 40（3）： 38-47.

KONG X X， XIAO D S， JIANG S， et al. Application of the combination of high-pressure mercury iniection and nuclear magnetic resonance to the classification and evaluation of tight sandstone reservoirs： A case study of the Linxing Block in the Ordos Basin［J］. Natural Gas Industry， 2020， 40（3）： 38-47.

30
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——以库车坳陷迪北地区致密砂岩气为例［J］. 沉积学报， 2016， 34（5）： 983-990.

LIN T， WEI H X， XIE Y N. Using throat parametre to assess tight sandstone gas reservoir： A case study of Dibei tight sandstone gas in the East of Kuqa Depression［J］.Acta Sedime-ntologica Sinica， 2016， 34（5）： 983-990.

31
郑庆华， 柳益群. 特低渗透储层微观孔隙结构和可动流体饱和度特征［J］. 地质科技情报， 2015， 34（4）： 124-131.

ZHENG Q H，LIU Y Q.Microscopic pore structure and movable fluid saturation of ultra low permeability reservoir［J］. Bulletin of Geological Science and Technology，2015，34（4）：124-131.

32
侯健， 高达， 李振泉， 等. 储层微观参数对宏观参数影响的网络模拟研究［J］. 计算力学学报， 2011， 28（1）： 78-83.

HOU J， GAO D， LI Z Q， et al. Network modeling of the influence of reservoir microscopic parameters on macroscopic parameters［J］. Chinese Journal of Computational Mechanics， 2011， 28（1）： 78-83.

33
李振泉， 侯健， 曹绪龙， 等. 储层微观参数对剩余油分布影响的微观模拟研究［J］. 石油学报， 2005，26（6）：69-73.

LI Z Q， HOU J， CAO X L， et al. Microscopic simulation for influence of microscopic reservoir parameters on remaining oil distribution［J］. Acta Petrolei Sinica， 2005，26（6）： 69-73.

34
高慧梅， 姜汉桥， 陈民锋， 等. 储集层微观参数对油水相对渗透率影响的微观模拟研究［J］.石油勘探与开发，2006，33（6）： 734-737.

GAO H M， JIANG H Q， CHEN M F， et al. Microscopic simulation of the effect of microscopic reservoir parameters on oil-water relative permeability［J］. Petroleum Exploration and Development， 2006，33（6）： 734-737.

35
刘颜， 谢锐杰， 柴小颖， 等. 基于铸体薄片的致密砂岩储层孔隙微观参数定量提取技术［J］. 河南科学， 2017， 35（1）： 134-138.

LIU Y， XIE R J， CHAI X Y， et al. Quantitative extraction technology of micro pore structure parameters based on thin section for tight sand reservoir［J］. Henan Science， 2017， 35（1）： 134-138.

36
陈杰， 周改英， 赵喜亮， 等. 储层岩石孔隙结构特征研究方法综述［J］. 特种油气藏， 2005， 12（4）： 11-14.

CHEN J， ZHOU G Y， ZHAO X L， et al. Overview of study methods of reservoir rock pore structure［J］. Special Oil & Gas Reservoirs， 2005， 12（4）： 11-14.

37
肖佃师， 卢双舫， 姜微微， 等. 基于粒间孔贡献量的致密砂岩储层分类——以徐家围子断陷为例［J］. 石油学报， 2017， 38（10）： 1123-1134.

XIAO D S， LU S F， JIANG W W， et al. Classification of tight sandstone reservoirs based on the contribution of intergranular pores： A case study of Xujiaweizi fault depression［J］. Acta Petrolei Sinica， 2017， 38（10）： 1123-1134.

38
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， 2016， 62（2）： 502-512.

DOU W C，LIU L F，WU K J，et al. Pore structure characteristics and lts effect on permeability by mercury lnjection measurement：An example from Triassic Chang-7 Reservoir，Southwest Ordos Basin［J］. Geological Review，2016，62（2）：502-512.

39
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 D S， LU S F， LU Z Y， et al. Combining nuclear magnetic resonance and rate-controlled porosimetry to probe the pore-throat structure of tight sandstones［J］. Petroleum Exploration and Development， 2016， 43（6）： 961-970.

40
PITTMAN E D. Relationship of porosity and permeability to various parameters derived from mercury injection-capillary pressure curves for sandstone［J］. AAPG Bulletin， 1992， 76（2）： 191-198.

41
AGUILERA R. Incorporating capillary pressure， pore throat aperture， height above free-water table， and Winland R35 values on Pickett plots［J］. AAPG Bulletin，2002，86（4）：605-624.

42
师调调， 孙卫， 何生平. 低渗透储层微观孔隙结构与可动流体饱和度关系研究［J］. 地质科技情报，2012，31（4）：81-85.

SHI D D， SUN W， HE S P. Relationship between micro-pore structure and movable fluid saturation in low permeability reservoir［J］. Bulletin of Geological Science and Technology，2012，31（4）： 81-85.

Options
Outlines

/

〈 〉

陇ICP备2021001824号-7　 甘公网安备 62010202000678号
Copyright © Natural Gas Geoscience, All Rights Reserved.
Tel: (0931)8277790　
E-mail：geogas@lzb.ac.cn
Total visitors:　 Visitors of today: 　 Now online:
Powered by Beijing Magtech Co. Ltd,.