Natural Gas Geoscience >

2024 , Vol. 35 >Issue 4: 623 - 634

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.009

Characteristics of pore throat structure and its control on oiliness in tight sandstone reservoirs：Case study of the 8th member of Yanchang Formation in Zhijing-Ansai area， Ordos Basin

  • Daoshen WANG , 1 ,
  • Honggang XIN 2, 3 ,
  • Kelai XI , 1 ,
  • Weidong DAN 2, 3 ,
  • Chi LI 2, 3
Expand
  • 1. National Key Laboratory of Deep Oil and Gas，China University of Petroleum （East China），Qingdao 266580，China
  • 2. Research Institute of Exploration and Development，PetroChina Changqing Oilfield Company，Xi'an 710018，China
  • 3. National Engineering Laboratory for Exploration and Development of Low Permeability Oil and Gas Fields，Xi'an 710018，China

Received date: 2023-07-17

  Revised date: 2023-10-12

  Online published: 2023-10-23

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The Forward-looking Fundamental Major Science and Technology Objects in the Upstream Field of PetroChina during the 14th Five Year Plan Period(2021DJ0402)

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Abstract

The study of pore throat structure characteristics of tight sandstone reservoirs in the 8th member of Yanchang Formation （Chang 8 Member） in Zhijing-Ansai area of Ordos Basin is mainly based on qualitative description methods such as casting thin sections， scanning electron microscopy and micron CT scanning， combined with quantitative analysis methods such as high pressure mercury injection and nuclear magnetic resonance. The analysis mainly focuses on the correlation between the pore throat structure and the oiliness of tight sandstone reservoir. The results indicate that the tight sandstone reservoir in the study area mainly features residual intergranular pores， solution pores， and intercrystalline pores. The overall displacement pressure and median pressure of pore throat are high， the radius of pore throat is small and the connectivity is poor. The mercury injection capillary pressure curve for intergranular pores is superior to that of intragranular pores， showing high mercury saturation， and NMR exhibits clear bimodal or trimodal patterns. The oiliness of the tight sandstone reservoir is influenced by pore throat size distribution， the relative proportion of pores to throats， and pore throat connectivity. Pore-throats favoring oil and gas charging fall within the radius range of 0.01-1.0 μm， and the frequency distribution of pore-throats within this range should account for over 40% of the total pore-throat count. Optimal oiliness is associated with a moderate ratio of pores to throats， better pore-throat sorting， and improved connectivity.

Key words： Zhijing-Ansai area; Chang 8 Member; Tight sandstone reservoir; Pore throat structure; Oiliness of reservoir

Cite this article

Daoshen WANG , Honggang XIN , Kelai XI , Weidong DAN , Chi LI . Characteristics of pore throat structure and its control on oiliness in tight sandstone reservoirs：Case study of the 8th member of Yanchang Formation in Zhijing-Ansai area， Ordos Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2024 , 35(4) : 623 -634 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.10.009

0 引言

随着油气勘探开发程度的不断提高，非常规油气资源所占比例持续增加，致密储层注定成为下步勘探开发的焦点［1-4］。鄂尔多斯盆地延长组8段（长8段）储层致密，且孔隙度普遍小于10%，渗透率低于0.3×10-3 μm2，为典型的致密砂岩［5］，是目前鄂尔多斯盆地致密油勘探开发的主要对象之一。孔喉结构的复杂性增加了储层勘探开发难度，成为影响油气充注、控制储层含油性的关键因素。因此，微观孔喉结构特征是致密砂岩储层研究的核心内容。近年来，志靖—安塞地区长8段油藏勘探取得重要进展，落实了规模含油富集区，成为下一步增储上产的重要接替层系。但志靖—安塞地区长8段油藏储层致密，非均质性强，孔喉结构复杂且对油气富集程度的影响尚不明确，制约着后续油藏有效勘探开发。
目前已运用多种定性及定量手段开展孔喉结构表征方面的研究。铸体薄片观察和扫描电镜分析能够直观反映二维平面孔喉大小及形态，但无法定量表征孔喉分布特征［6-7］。激光扫描共聚焦显微镜、微米CT扫描能够刻画三维孔喉网络形态，但前者在识别部分孔隙和矿物时精度有限，后者成本昂贵不便广泛开展［8-10］。高压压汞能够测量的孔喉尺度范围广，获取的各项参数可以定量表征孔喉结构，但仅适用于相互连通的孔喉，且可能会遗漏部分较大孔喉［11-12］。恒速压汞虽能将孔隙和喉道区分开来，但因其进汞压力较小，难以有效表征小于0.12 μm的孔喉［13］。核磁共振测试具有快速、无损的孔喉表征优势，其横向弛豫时间（T 2）谱能够获取孔喉尺寸的分布特征及可动流体赋存特征，该方法目前被广泛用于孔喉结构表征，以补充目前压汞法及其他方法固有的局限性［14-15］。因此，在致密砂岩储层孔喉结构研究的过程中，多种方法相互结合才能够全面表征储层的孔喉结构特征。此外，关于孔喉结构对油气充注的控制作用尚缺乏系统性研究，当下主要围绕孔喉半径下限对油气充注的影响开展了相关研究［16-19］。因此，亟需开展孔喉结构对储层含油性的深入研究，明确有利于油气充注的孔喉结构，为研究区致密砂岩储层后期开发建产提供依据。本文通过铸体薄片、扫描电镜、微米CT扫描等定性描述方法并结合高压压汞、核磁共振等定量研究方法系统阐明了志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层孔喉结构特征，探讨了孔喉结构对储层含油性的控制作用，开展了孔喉结构参数与含油饱和度的相关性分析，以期为致密砂岩油气富集机理的认识提供良好的理论指导。

1 地质背景

鄂尔多斯盆地整体构造相对简单，为大型多旋回克拉通盆地［20］，南北长770 km、东西宽490 km，面积为25×l04 km2［21］。盆地的二级构造单元可划分为北部伊盟隆起、中部陕北斜坡、南部渭北隆起、东部晋西挠褶带以及西部的天环坳陷和西缘逆冲带［22］［图1（a）］。
图1 研究区区域位置及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层柱状图（据文献［27］修改）

（a）研究区区域位置； （b）鄂尔多斯盆地上三叠统延长组地层柱状图

Fig.1 Location map of the study area and generalized Upper Triassic Yanchang Formation stratigraphy of the Ordos Basin（modified from Ref.［27］）

志靖—安塞地区地处鄂尔多斯盆地陕北斜坡中西部，面积约为1×104 km2，断层活动弱，地层平缓，沉降稳定，整体构造为向西倾的低角度单斜［23-24］。
上三叠统延长组自下而上可依次划分为长10—长1共10个油层组，延长组长8油层组与上覆长7油层组构成典型的上生下储式油藏［25］［图1（b）］。研究区长8油层组以浅水三角洲环境下形成的一套水下分流河道砂体沉积为主［26］。

2 样品及分析方法

实验样品选自志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层，储层岩性主要为细砂岩。为研究本区致密砂岩储层孔喉结构特征，在岩心观察及薄片鉴定基础之上，选取4块典型致密砂岩样品进一步开展扫描电镜、高压压汞、核磁共振、微米CT扫描等实验 （表1）。
表1 志靖—安塞地区长8段典型致密砂岩样品基本信息及物性特征

Table 1 Basic information and physical properties of typical tight sandstone samples from Chang 8 Member in Zhijing-Ansai areas

井号 深度/m 层位 岩性 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）
G122 2 058.70 长8段 细砂岩 8.57 0.100
X318 2 124.77 长8段 细砂岩 6.93 0.097
D130 1 668.05 长8段 细砂岩 4.21 0.048
X410 1 993.90 长8段 细砂岩 3.64 0.019
扫描电镜及高压压汞测试分别在深层油气全国重点实验室（中国石油大学（华东））的聚焦离子束/电子束双束系统实验室、应用岩石物理实验室进行。扫描电镜仪器型号为Coxem EM-30，高压压汞仪器型号为Micromeritics AutoPore IV9500压汞仪，执行标准为《岩心分析方法》（SY/T 5336—2006）。核磁共振测试在山东石油化工学院进行，实验所用的核磁共振仪器为MicroMR12-025V核磁共振岩心分析仪，执行标准为《岩样核磁共振参数实验室测量规范》（SY/T 6490—2014）。微米CT扫描测试在重庆科技学院进行，测试仪器为Carl Zeiss三维立体X射线显微镜，型号为Xradia 520 Versa。技术参数为承重能力15 kg，X、Y、Z方向移动范围分别为45 mm、100 mm、50 mm，旋转360°。低于700 nm的真实空间分辨率，最小体素低于70 nm。

3 储层岩石学特征

根据岩心观察和薄片鉴定，志靖—安塞地区长8段储层岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主［图2（a）］。研究区储层中石英颗粒含量介于23.5%~73.4%之间，平均含量为40.5%；长石颗粒含量介于11.2%~54.3%之间，平均含量为32.9%；岩屑颗粒含量介于8.8%~50.8%之间，平均含量为26.6%。因此，研究区岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主［图2（b）］。此外，长石类型以钠长石为主，斜长石和钾长石含量较低；岩屑类型主要为变质岩岩屑，火成岩岩屑次之，沉积岩岩屑相对较少。整体上储层中填隙物平均含量约占10%，胶结物含量高于杂基，以方解石胶结、硅质胶结、绿泥石及伊利石等为主。
图2 研究区长8段致密砂岩储层岩石组成特征

（a）岩石组分特征；（b）岩石类型划分三角图注：Q为石英，F为长石，R为岩屑

Fig.2 Rock composition of tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

根据薄片粒度分析可知，研究区长8段储层岩石颗粒分选中等［图3（a）］，磨圆度以次棱角状为主［图3（b）］。综上所述，志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层成分成熟度低、结构成熟度中等，近源沉积特征明显。
图3 研究区长8段致密砂岩储层岩石结构特征

（a）颗粒分选特征；（b）颗粒磨圆特征

Fig.3 Rock structure characteristics of tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

4 微观孔喉结构特征

4.1　储集空间类型及特征

通过对志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层样品镜下观察结合表征分析，可将储层孔隙类型划分为残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔3类。
残余粒间孔是成岩过程中原生粒间孔经压实作用及胶结物填充后的剩余孔隙，形态较为规则，内部洁净［图4（a）］，边缘常见绿泥石薄膜填充［图4（b）］。该类孔隙沿长轴方向直径一般为10~100 μm，连通性较好。
图4 研究区长8段致密砂岩储层孔隙类型及压汞曲线特征

（a）残余粒间孔，Y19井，1 168.40 m，（-）；（b）残余粒间孔，Y19井，1 168.40 m，SEM；（c）残余粒间孔压汞曲线，G122井，2 058.70 m；（d）粒间溶孔，X318井，2 124.77 m，（-）；（e）粒间溶孔，X318井，2 124.77 m，SEM；（f）粒间溶孔压汞曲线，X318井，2 124.77 m；（g）粒内溶孔，D130井，1 668.05 m，（-）；（h）粒内溶孔，D130井，1 668.05 m，SEM；（i）粒内溶孔压汞曲线，D130井，1 668.05 m；（j）伊/蒙混层晶间孔，X410井，1 993.90 m，SEM；（k）伊/蒙混层晶间孔，X410井，1 993.90 m，SEM；（l）晶间孔压汞曲线，X410井，1 993.90 m

Fig.4 Pore types and mercury injection curve characteristics of tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

研究区溶蚀孔可分为粒间溶孔和粒内溶孔。粒间溶孔是指碎屑和填隙物在成岩过程中发生溶解改造而成，主要为长石及部分岩屑颗粒的溶蚀，被溶颗粒边缘不规则，常呈港湾状，连通性较好，多数沿长轴方向直径约为10~50 μm，部分可达100~200 μm［图4（d），图4（e）］。粒内溶孔主要为沿解理方向的长石溶蚀及少量云母、岩屑溶蚀，少数长石完全溶解可形成仅保留其外形和骨架的铸模孔，孔隙直径一般较小，多数都在50 μm以下，连通性较差［图4（g），图4（h）］。
晶间孔主要为自生黏土矿物晶间孔，研究区晶间孔常见于高岭石、伊利石、伊/蒙混层等黏土矿物之间［图4（j），图4（k）］。晶间孔主要为纳米级孔隙，连通性差。虽然此类孔隙微小，但可以对储层储集性能及渗流能力的改善提供一定的贡献。

4.2　孔喉大小及分布特征

定量分析显示，研究区致密砂岩储层排驱压力及中值压力大，中值半径及最大孔喉半径较小。排驱压力主要分布范围为0.3~7.0 MPa，集中分布于0.6~5.0 MPa之间［图5（a）］；中值压力主要分布范围为5.0~30.0 MPa，集中分布于5.0~20.0 MPa之间［图5（b）］；孔喉中值半径主要分布范围为0.01~1.0 μm［图5（c）］；最大孔喉半径主要分布范围为0.1~10 μm［图5（d）］。综上所述，志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层主要发育微米—纳米级孔喉系统。
图5 研究区长8段致密砂岩储层孔喉大小分布特征

（a）排驱压力频率分布特征；（b）中值压力频率分布特征；（c）中值半径频率分布特征；（d）最大孔喉半径频率分布特征

Fig.5 Distribution characteristics of pore throat size in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

此外，对分别以残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔及晶间孔为主的4种孔隙类型的典型致密砂岩样品分析发现，粒间孔（残余粒间孔、粒间溶孔）进汞曲线呈弱“水平台段”，排驱压力低（0.6~0.9 MPa），进汞饱和度高（80%~90%）［图4（c），图4（f）］，孔喉半径主要分布在0.1~1.0 μm之间（图6）。孔隙快速进汞集中发生在低排驱压力段，表现相对滞后，揭示“大孔—细喉型”连通关系，即“墨水瓶型孔”［28］。粒内孔（粒内溶孔、晶间孔）进汞曲线呈“递增段”，排驱压力高（大于1.2 MPa），进汞饱和度低（小于70%）［图4（i），图6（l）］，孔喉半径主要分布范围小于0.1 μm（图6）。粒内孔多呈蜂窝状集中分布，具有一定的内部连通性，进汞量随进汞压力增加而逐渐增大，孔隙进汞无明显滞后，近似为“类树形网络孔隙”［29］。
图6 研究区长8段致密砂岩储层不同类型孔喉分布特征

Fig.6 Distribution characteristics of different types of pore throat in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

经核磁共振分析，残余粒间孔孔喉半径分布曲线呈明显双峰特征，其孔喉半径主要分布于0.01~0.1 μm与1.0~10 μm之间，且左右两峰面积相当［图7（a）］。粒间溶孔孔喉半径分布曲线呈三峰特征，其孔喉半径在0.01~10 μm之间连续分布，表明粒间溶蚀能够显著增加储集空间、改善连通性［图7（b）］。粒内溶孔及晶间孔孔喉半径分布曲线皆呈近似三峰特征，左峰所代表的小孔隙占比很大。粒内溶孔孔喉半径主要位于0.01~0.5 μm之间［图7（c）］，晶间孔孔喉半径主要位于0.001~0.1 μm之间［图7（d）］，表明粒内溶蚀对储层物性的改善有限，两者整体上以发育纳米级孔隙为主，连通性差。
图7 研究区长8段致密砂岩储层核磁共振分析不同类型孔喉分布特征

（a）残余粒间孔，G122井，2 058.70 m；（b）粒间溶孔，X318井，2 124.77 m；（c）粒内溶孔，D130井，1 668.05 m；（d）晶间孔，X410井，1 994.70 m

Fig.7 NMR analysis of different types of pore throat distribution characteristics of tight sandstone reservoirs of Chang 8 Member in the study area

此外，高压压汞测试结果显示孔喉半径主要分布在0.01~1.0 μm之间， 大于1.0 μm的孔喉较少。这是因为，高压压汞实际上测量的是喉道大小分布，且由于小孔喉的屏蔽效应，导致最终实测的相对大孔隙数量较少，因而该方法更适用于研究致密砂岩储层中的相对小孔喉分布特征［30-32］。核磁共振则能同时反映所有的孔隙空间，因此在致密砂岩储层孔喉结构研究中，两者联合表征更能体现孔喉信息的全面性［33］。

4.3　孔喉连通性特征

高压压汞所得最大进汞饱和度与残余汞饱和度参数，结合微米CT扫描分析所得孔喉空间分布特征可以反映孔喉连通性特征。研究区致密砂岩储层最大进汞饱和度主要分布范围为50%~90%［图8（a）］，残余汞饱和度主要分布范围为40%~70%［图8（b）］。因此，志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层孔喉连通性较差，渗透率低。
图8 研究区长8段致密砂岩储层孔喉连通性特征

（a）最大进汞饱和度频率分布特征；（b）残余汞饱和度频率分布特征

Fig.8 Connectivity characteristics of pore throat in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

结合薄片观察及物性分析，挑选2块物性相近的致密砂岩储层典型样品进行微米CT扫描分析。三维图像面貌显示孔隙分布较为孤立，孔隙之间多以细小喉道沟通，连通性较差［图9（a），图9（b）］。此外，通过CT扫描还可以定量获取孔喉配位数参数，配位数越大则孔喉连通情况越好，配位数为0则表示不连通的孤立孔隙。结果显示，G122井样品孤立孔喉占比为43.8%，渗透率为0.100×10-3 μm2；Y19井样品孤立孔喉占比为26.7%，渗透率为0.162×10-3 μm2，即随空间中孔喉连通性变好，储层渗透率也随之增大［图9（c），图9（d）］。
图9 研究区长8段致密砂岩储层CT扫描分析

（a）三维CT图像，G122井，2 058.70 m，Φ=8.6%，K=0.100×10-3 μm2；（b）三维CT图像，Y19井，1 176.8 m，Φ=8.1%，K=0.162×10-3 μm2；

（c）孔喉配位数，G122井，2 058.70 m；（d）孔喉配位数，Y19井，1 176.8 m注：Φ为孔隙度，K为渗透率

Fig.9 CT scanning analysis of tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

5 微观孔喉结构对储层含油性的控制

5.1　孔喉半径分布与储层含油性

为探讨孔喉半径及含量对储层含油性的影响，根据高压压汞及核磁共振反映出的孔喉半径分布情况，将孔喉半径分为小于0.01 μm、0.01~1.0 μm、以及大于1.0 μm的3个不同级别分布区间，进而研究各区间及区间内所含孔喉半径含量与储层含油饱和度之间的相关性。通过密闭取心获取储层含油饱和度，利用压汞分析能够得出孔喉分布频率，进一步得到上述3个不同半径区间孔喉分布频率总和，将不同区间孔喉分布频率总和与含油饱和度进行相关性分析。
结果表明，孔喉半径小于0.01 μm及大于1.0 μm的分布区间与储层含油饱和度之间无明显相关性［图10（a），图10（c）］。分析认为，志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层渗流能力弱，应存在一个使得油气发生充注的孔喉半径下限值，唯有大于该值时油气充注动力才能克服毛管阻力，使其有效赋存于孔隙之中。研究表明鄂尔多斯盆地长8段储层油气充注的孔喉半径下限约为15~24 nm［18］，因此孔喉半径小于0.01 μm时难以发生油气充注。而孔喉半径过大时，油气则会在浮力驱使下转而发生运移，研究表明，浮力成藏下限的孔喉半径临界值一般约为2 μm［34］。故而导致在孔喉半径分布大于1.0 μm的区间，储层含油性无显著分布规律。
图10 研究区长8段致密砂岩储层区间孔喉分布频率总和与含油性相关性分析

（a）区间孔喉分布频率总和与含油饱和度相关性，R<0.01 μm；（b）区间孔喉分布频率总和与含油饱和度相关性，0.01 μm< R <1.0 μm；（c）区间孔喉分布频率总和与含油饱和度相关性，R>1.0 μm；（d）储层TSF荧光强度，0.01~1.0 μm孔喉区间频率72%；（e）储层TSF荧光强度，0.01~1.0 μm孔喉区间频率60%；（f）储层TSF荧光强度，0.01~1.0 μm孔喉区间频率40%

Fig.10 Correlation analysis between summation of pore throat distribution frequency and oiliness in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

此外，在孔喉半径为0.01~1.0 μm的分布区间，当孔喉分布频率总和大于40%时，含油饱和度普遍大于15%，且两者之间呈良好正相关关系［图10（b）］。分析认为，孔喉的含量同样对储层含油饱和度起到控制作用。为进一步验证孔喉含量对储层含油性的控制作用，挑选上述不同孔喉区间频率的3块岩心样品另进行定量颗粒荧光测试，借助TSF荧光光谱强度表现储层含油性强弱，荧光强度越大，储层含油性越好。分析结果显示，随着有利孔喉半径（0.01~1.0 μm）的区间分布频率减少，储层TSF荧光强度减弱［图10（d），图10（e），图10（f）］，说明储层含油性变差。因此，有利于致密砂岩储层油气充注的孔喉半径大小应介于0.01~1.0 μm之间，且该区间内孔喉含量应占总孔喉数量的40%以上。

5.2　孔隙喉道相对比例与储层含油性

孔喉分选系数及均质系数分别用来表示孔喉分布的均一程度与集中程度。其集中程度随分选系数的增加而减小，随均质系数的增加而增加。结果显示，孔喉分选系数与储层含油饱和度具有较好正相关关系，分选系数大于1.6时，含油饱和度普遍大于15%［图11（a）］。孔喉均质系数则与储层含油饱和度呈较好负相关关系，均质系数小于0.1时，含油饱和度普遍大于20%；均质系数介于0.10~0.18之间时，含油饱和度主要分布范围为15%~25%；均质系数大于0.18时，含油饱和度普遍小于20%［图11（b）］。
图11 研究区长8段致密砂岩储层孔喉分布及连通性与含油性相关性分析

（a）孔喉分选系数与含油饱和度相关性；（b）孔喉均质系数与含油饱和度相关性；（c）孔喉体积比与含油饱和度相关性；（d）退汞效率与含油饱和度相关性

Fig.11 Correlation analysis of pore-throat distribution and connectivity with oil-bearing property in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

一般而言，以喉道为主的渗流通道连通以孔隙为主的储集空间形成孔喉网络，因此孔隙与喉道的相对比例同样影响油气充注与聚集。进汞时汞可以依次注入喉道和孔隙中，因而进汞饱和度可以代表两者体积之和，而退汞时汞率先从连通的喉道退出，受限于大孔细喉的配置关系，使残余汞绝大部分滞留于孔隙之中，故而其饱和度用以表征孔隙体积。因此，为计算样品的孔喉体积比，引入下列公式［35］：
V r = S r S m a x - S r
式中：V r为平均孔喉体积比；S r为残余汞饱和度，%；S max为最大进汞饱和度，%。
计算结果表明随孔喉体积比增大，储层含油饱和度呈先递增后递减的非单调性特征，当孔喉体积比小于2.5时，两者呈正相关性；当孔喉体积比大于2.5时，两者呈负相关性。当孔喉体积比约小于2.2时，储层含油饱和度均小于25%；当孔喉体积比介于2.2~3.1之间时，储层含油饱和度主要分布于15%~30%之间；而当孔喉体积比大于3.1时，含油饱和度均在25%以下［表2，图11（c）］。分析认为，孔喉体积比过小时，喉道占据孔喉空间主体，缺少孔隙作为储集空间；孔喉体积比过大时，孔隙占据孔喉空间主体，缺少喉道作为渗流通道。因此，志靖—安塞地区长8段致密砂岩储层孔喉体积比约在2.2~3.1之间时，为油气充注优势区间，含油性最好。
表2 研究区长8段致密砂岩储层样品孔喉体积比计算结果

Table 2 Calculation results of pore throat volume ratio of tight sandstone reservoir samples of Chang 8 Member in the study area

井号 深度/m S max/% S r/% V r
Y19 1 176.80 84.80 53.13 1.68
D130 1 668.05 74.50 56.06 3.04
S268 1 739.40 79.00 63.14 3.98
S268 1 795.85 85.80 71.38 4.95
S165 1 975.20 73.70 52.65 2.50
X410 1 993.90 70.30 44.03 1.68
X410 1 994.70 84.70 67.93 4.05
G122 2 058.70 86.20 69.01 4.02
G122 2 061.75 51.20 36.50 2.48
G122 2 065.60 73.60 49.43 2.05
X318 2 124.77 79.10 55.91 2.41
X318 2 125.22 89.40 66.62 2.92

5.3　孔喉连通性与储层含油性

研究区致密砂岩储层孔喉连通性复杂，孔喉连通状况同样对油气充注起到至关重要的作用。高压压汞分析参数中，退汞效率可以反映储层孔喉连通性好坏，退汞效率越高，表示孔喉连通性越好。结果显示，储层中连通孔喉的相对含量与油气充注有显著正相关关系，当退汞效率小于18%时，储层中含油饱和度普遍小于15%；退汞效率在18%~26%之间时，储层中含油饱和度在15%~25%之间；退汞效率大于26%时，储层中含油饱和度均大于15%，且含油饱和度分布范围大［图11（d）］。因此，储层中连通孔喉的含量越高，连通性越好，越有利于储层中油气充注。
前人［36］研究发现，退汞效率与可动流体有效孔隙度呈正相关性，因此，可动流体有效孔隙度能够间接反映储层中孔喉连通情况，其值越大说明储层孔喉连通性越好。为进一步探究孔喉连通性对储层含油性的控制作用，通过对物性相近的2块致密砂岩样品进行可动流体有效孔隙度分析发现，含油饱和度为21.8%的S117井样品的可动流体有效孔隙度Φ em值为4.6%；含油饱和度为16.9%的W484井样品的可动流体有效孔隙度Φ em值为1.5%，有效证实了孔喉连通性对储层含有饱和度的控制作用（图12）。
图12 研究区长8段致密砂岩储层核磁共振分析可动流体有效孔隙度

（a）可动流体有效孔隙度分析，S117井，1 836.85 m，Φ em=4.6%；（b）可动流体有效孔隙度分析，W484井，1 985.05 m，Φ em=1.5%

Fig.12 NMR analysis of effective porosity of movable fluid in tight sandstone reservoir of Chang 8 Member in the study area

6 结论

（1）鄂尔多斯盆地志靖—安塞地区延长组8段岩石类型以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主，成分成熟度低、结构成熟度中等。基于储层微观孔喉结构表征研究，将研究区致密砂岩储集空间划分为残余粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间孔4种孔隙类型。
（2）粒间孔（残余粒间孔、粒间溶孔）与粒内孔（粒内溶孔、晶间孔）在高压压汞曲线上分别表现出“水平台状”和“递增式”进汞特征，揭示“大孔—细喉型”连通关系和类树形结构的孔隙网络。核磁共振分析显示，粒间孔孔喉半径分布曲线呈明显双峰或三峰特征，显示微米—纳米级孔隙都有发育。粒内孔孔喉半径分布曲线呈近似三峰特征，以发育纳米级孔隙为主。
（3）研究区孔喉半径及含量、孔喉分布及相对比例、孔喉连通性对储层含油性皆有显著控制作用。孔喉半径大小介于0.01~1.0 μm之间，且该区间内孔喉含量满足占比40%以上，该区间占比越大储层含油性越好；储层中孔喉分选越好，孔喉体积比在2.2~3.1之间时储层含油性最好；此外储层中连通孔喉的含量越高、孔喉配置关系越好，储层含油性越好。

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