徐家圍子斷陷沙河子組致密儲層孔徑分布定量表征

郭思祺，肖佃師, 2，盧雙舫，張魯川，谷美維

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徐家圍子斷陷沙河子組致密儲層孔徑分布定量表征

郭思祺1，肖佃師1, 2，盧雙舫1，張魯川1，谷美維1

(1. 中國石油大學(華東) 非常規油氣與新能源研究院，山東青島，266580；2.成都理工大學油氣藏地質與開發工程國家重點實驗室，四川成都，610059)

以徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖儲層為例，聯合低溫氮氣吸附和高壓壓汞資料標定核磁共振2譜，實現核磁弛豫時間2向孔喉半徑c的轉換；結合核磁孔徑分布曲線和鑄體薄片資料，定量評價沙河子組致密儲層的微觀孔徑分布及其影響因素。研究結果表明：核磁孔徑分布曲線與低溫氮氣吸附及壓汞的孔徑分布曲線基本吻合，彌補前人標定核磁弛豫時間時較小、孔徑部分精度較差的不足。沙河子組致密砂礫巖儲層孔徑主要分布區間為0.01~10 μm，分布曲線多表現為雙峰狀。孔徑主要受壓實作用、膠結作用及溶蝕作用影響。隨著壓實作用的增強，孔隙及喉道變小；膠結物含量的增加進一步降低孔喉連通性；溶蝕作用是致密儲層大孔發育的主要因素。

致密儲層；低溫氮氣吸附；核磁共振；壓汞技術；孔徑分布

隨著常規油氣的日益枯竭，資源潛力巨大的非常規油氣資源逐步引起廣泛的關注及重視，尤其以致密砂巖油氣的增長速度最快[1?3]。油氣在致密儲層中的流動、聚集機理明顯不同于常規儲層，這主要歸因于致密儲層中發育微納米級別的復雜孔喉系統[4]。因此，致密儲層成儲機理及分級評價的研究，需要精細表征致密儲層的微觀孔喉結構。儲層微觀孔隙是指儲集巖中孔隙和喉道的幾何形狀、大小、分布及其連通關系，其是影響儲層物性的重要因素[5]。國際純粹與應用化學協會(IUPAC)命名方法將致密儲層孔隙分為3類，孔徑小于2 nm的孔隙稱為微孔；孔徑介于2~50 nm的孔隙稱為介孔(或稱中孔)；孔徑大于50 nm的孔隙稱為大孔。孔隙結構的表征方法分流體法、射線法和數值模擬法，其中流體法是定量表征孔隙體積及孔徑分布的主要方法，包括壓汞、低溫氮氣吸附，射線法包括掃描電鏡、核磁共振及中子散射等手段，但各種方法均存在局限性。目前最常用的孔隙結構表征方法為高壓壓汞法，孔徑測量范圍受注汞壓力限制，不適用于致密儲層微孔和介孔的評價。低溫氮氣吸附可用于表征孔徑小于50 nm的微孔及介孔的體積及孔徑分布，對大孔部分無法表征。核磁共振對孔隙內流體響應敏感[6]，2譜中包含有關孔喉結構的信息，但測量單位為弛豫時間，需要進行標定，將其轉換為孔隙半徑。在傳統表征技術方法的基礎上，多學科、多領域測試手段和方法的有效結合是致密儲層孔隙結構表征技術的發展趨勢。松遼盆地徐家圍子斷陷沙河子組SS9H井在2013年獲得20.8萬m3高產工業氣流，展示了沙河子組致密氣的良好勘探前景，但沙河子組致密氣的勘探與評價工作仍處于起步階段，亟需對其開展儲層微觀表征工作，分析孔隙結構及其影響因素，從而明確儲層分級評價標準，開展儲層綜合評價。因此，以松遼盆地北部徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖儲層為研究對象，建立一種聯合低溫氮氣吸附和壓汞資料標定核磁共振2譜的方法，定量表征了沙河子組致密儲層的孔徑分布，并結合薄片、X線衍射分析等研究了其孔徑分布的影響因素。

1 研究區地質概況

1.1 區域地質概況

徐家圍子斷陷為松遼盆地深層的一個低角度單斷型箕狀斷陷，近北北西向展布。該斷陷位于松遼盆地東部凹陷區內，可進一步劃分為徐西斷坳、升平斷坳、榆西斷坳和徐東斜坡四個次級構造單元[7]。徐家圍子地區斷陷期地層主要包括白堊系下統的火石嶺組、沙河子組和營城組，其中沙河子組地層形成于斷陷鼎盛期，構造活動強烈、持續拉張，在深湖-半深湖背景下，發育了扇三角洲、辮狀河三角洲及湖底扇等沉積體系。XT1井在沙河子組4 000 m以下地層中獲9萬m3的工業產能，展示沙河子組致密砂礫巖氣良好的勘探潛力。前人研究工作表明，沙河子組氣藏具“源儲疊置、近源聚集”的特點，油氣分布不受構造控制，具備致密砂巖氣藏的典型特征，油氣甜點區主要受優質儲層的控制。因此，開展沙河子組致密儲層微觀孔隙分布及影響因素的研究，有利于指導該區儲層分級評價及優質儲層的預測。

1.2 儲層特征

1.2.1 儲層巖石學特征與物性

通過對研究區64塊致密砂礫巖樣品的薄片鑒定可知：沙河子組巖石類型主要為長石質巖屑砂巖和巖屑長石砂巖(圖1(a))。巖屑質量分數最高，達42.53%，以巖漿巖巖屑為主，變質巖屑及沉積巖屑不發育；長石次之，為25.64%；石英質量分數為17.56%。填隙物質量分數平均值為14.24%，主要以泥質雜基及碳酸鹽為主。

統計44口井645個物性測試數據，沙河子組致密儲層的孔隙度分布在0.3%~11.3%，平均值為4.18%，其中小于6%的樣品點占73.5%(圖1(b))；滲透率分布范圍為(0.001~11.2)×10?3μm2，平均值為0.26×10?3μm2，其中小于0.1×10?3μm2的樣品點占71%(圖1(c))。孔隙度與滲透率間無明顯正相關性，表明該區致密儲層的孔喉結構較為復雜。

(a) 沙河子組巖性三角圖；(b) 沙河子組孔隙度分布直方圖；(c) 沙河子組滲透率分布直方圖

1.2.2 儲集空間類型

儲層物性是孔隙結構的宏觀反映，物性的差別主要受微觀孔隙結構的控制[8]。利用偏光顯微鏡對鑄體薄片進行觀察，發現沙河子組儲層孔隙類型主要為粒間溶孔及長石、巖屑等顆粒的粒內溶孔，發育少量微裂縫，原生粒間孔不甚發育。

經歷了強壓實及膠結作用后，沙河子組致密儲層中原生粒間孔規模較小或基本被碳酸鹽等膠結物充填，粒間孔所占比例較小，薄膜狀發育的綠泥石是殘余粒間孔保存的主要原因(圖2(a))，因其在埋藏過程中的持續生長增強了儲層的抗壓實能力，并阻止石英次生加大[9?10]。溶蝕孔隙是沙河子組普遍發育的孔隙類型，有效改善了沙河子組儲層的物性，是沙河子組獲得高產氣流的關鍵。溶蝕孔可分為粒間溶孔和粒內溶孔，碳酸鹽膠結物的溶蝕是沙河子組粒間溶孔形成的主要原因(圖2(b))，長石和巖屑中不穩定組分被溶蝕后形成粒內溶孔(圖2(c)和(d))。沙河子組黏土礦物以伊利石和綠泥石為主，這些礦物晶體間存在大量的晶間孔[11]，是沙河子組致密氣的另一較發育的孔隙類型(圖2(e))。微裂縫多由壓實作用造成的鋼性顆粒破裂而形成，主要發育在砂質礫巖及礫巖中(圖2(f))。微裂縫對致密儲層孔隙度貢獻較小，但明顯改善了儲層的滲透性，可以為有機酸等流體的運移提供良好通道，利于儲層內溶蝕孔的形成。

2 孔隙表征方法對比

表征儲層孔隙結構，深入揭示油氣儲層的內部結構，對油氣田的勘探和開發具有重要意義。壓汞技術是目前定量研究巖石孔隙結構最主要的方法之一，壓汞曲線的形態可以反映巖石孔隙大小及分布。核磁共振2譜在油層物理上的含義為巖石的孔隙大小分布，即不同大小孔隙的體積占總孔隙體積的比例。通過分析2分布，能夠確定油水分布狀態，估算儲集層的孔隙度、滲透率和飽和度等常規物性參數，快速無損地顯示巖石內部結構。前人大量研究表明，核磁共振2譜分布與壓汞所獲得的孔徑分布曲線之間存在密切的相關性，二者都能反映巖石的孔隙結構，可以用高壓壓汞進行核磁共振2譜的標定[12?17]。但由于致密儲層孔喉窄小，孔隙連通性差，導致最大進汞飽和度低，進汞飽和度多低于60%，表明高壓壓汞只能反映出一部分較大的孔隙空間，當孔喉半徑小于50 nm時，2分布曲線與毛管壓力曲線分布形態出現較大差異[15?17]，不能精細表征致密儲層中的微孔及介孔。低溫N2吸附受樣品的限制，大孔被破壞，只對中低孔有效。因此，多種實驗方法的有效結合是致密儲層孔隙結構表征技術的發展趨勢。

聯合多種方法可以表征出不同范圍內孔隙的分布，能全面反映孔徑分布，但各種方法在重疊部分通常會表現出矛盾。核磁共振易受巖石中的順磁物質影響使測得的孔徑偏小，由X線衍射全巖定量分析得知研究區內黃鐵礦和菱鐵礦的質量分數平均值分別為0.04%和0.71%，對核磁共振2譜的影響可以忽略不計。相對于高壓壓汞和低溫氮氣吸附，核磁共振反映的孔隙結構相對全面，可以識別孔徑大于 10 nm的孔隙，但是測量單位為弛豫時間，需要對其進行轉換。因此，可以結合低溫N2吸附和壓汞資料，來標定核磁共振2譜。

(a) 綠泥石呈薄膜狀膠結，粒間孔發育(XS401井，4 529.42 m)；(b) 粒間溶孔(XS801井，4 027.32 m)；(c) 長石粒內溶孔(XT1井，3 938.56 m)；(d) 巖屑粒內溶孔(SS4井，2 772.21 m)；(e) 粒間絮狀伊蒙混層發育晶間孔(FS9井，3 066.91 m，SEM)；(f) 微裂縫(XS44井，4 137.71 m)

3 基于核磁標定的孔隙表征方法

3.1 基本原理

當飽和油水的樣品置于均勻分布的靜磁場中時，流體中的氫核(1H)會被磁場極化，表現出磁化矢量。此時對樣品施加一定頻率的射頻場便可產生核磁共振現象。撤掉射頻場，可以接收到一個幅度隨時間以指數函數衰減的信號。可以用縱向弛豫時間1和橫向弛豫時間2來描述核磁共振信號衰減的快慢。由于2測量速度快，多采用2來測量核磁共振信號的衰減。氫核因做橫向弛豫運動與孔隙壁發生碰撞，造成能量損失。孔隙半徑越小，碰撞越頻繁，氫核能量損失越快，弛豫時間越短，因此孔隙半徑與氫核弛豫率呈反比關系[18?20]，即：

式中：2為孔道內流體的核磁共振2弛豫時間，ms；為巖石的橫向表面弛豫率，是表征巖石性質的參數，μm/ms；/為孔隙的比表面積，μm?1。

從式(1)可以看出：弛豫時間2和孔隙比表面積有關，而比表面積受孔隙形狀及大小影響。假設孔隙是由理想的球體或柱狀管道組成，孔隙半徑與喉道呈正比[21?22]，則式(1)可改寫為

式中：s為形狀因子，球形孔隙s=3，柱狀喉道s=2；c為孔喉半徑，μm。

從式(2)可以看出2與c成正比，引入橫向弛豫時間與孔喉半徑的轉換系數，單位為μm/ms，式(2)可進一步改寫為

根據式(3)可以實現核磁橫向弛豫時間2向孔喉半徑c的轉換，從而得到核磁孔隙分布，對儲層的孔隙結構進行表征。

3.2 實驗步驟

本文聯合低溫氮氣吸附及壓汞資料得到復合累計孔隙度曲線，用其標定，實現核磁弛豫時間與孔隙半徑的轉換。具體實驗步驟如下：

1) 將低溫氮氣吸附和壓汞實驗結果轉變為孔隙度分量。通過壓汞資料可以得到不同毛管壓力下的進汞飽和度增量ΔHg，ΔHg乘以巖石總孔隙度便可得到不同毛管壓力所對應的孔隙度分量，根據毛管壓力計算出相應的孔喉半徑，得到不同孔隙半徑對應的孔隙度分量；通過氮氣吸附可以得到不同孔隙半徑(＜100 nm)下單位質量巖石的吸附體積，將孔隙體積乘以巖石骨架密度即得到不同孔隙半徑對應的孔隙度分量；根據上述處理，即可得到壓汞與氮氣吸附不同級別孔徑的孔隙體積分數分布(圖3(a))。

2) 確定孔隙累計分布。圖3(a)中氮氣吸附、壓汞孔徑分布曲線在0.01~0.1 μm處有重疊部分，在重疊部分選擇一個符合曲線整體走勢的點，該點對應的孔喉半徑記為a。圖3(a)中根據曲線的整體走勢，在考慮高壓壓汞和氮氣吸附實驗精度的前提下，選取二者孔徑分布曲線縱坐標差值最小的點，即a選取為0.053 μm。以a為界，保留氮氣吸附中孔徑小于a的孔喉部分與壓汞中孔徑大于等于a的孔喉部分，將保留部分的孔隙度累加即可得到總孔隙度，t=5.121%；將保留下來的不同孔徑的孔隙度分量除以t得到其所占比例，繪制不同孔喉半徑下孔隙比例累計分布曲線(圖3(b))。

3) 確定最佳標定系數。將核磁共振2譜曲線轉變為孔隙比例累計曲線，假定不同值，根據式(3)可將2弛豫時間轉變為孔喉半徑，得到不同孔喉半徑的孔隙比例累計曲線。對比核磁得到的孔隙比例累計曲線與N2吸附和壓汞得到的累計曲線，進行誤差計算，找到誤差最小時所對應的，該即為最佳的轉換系數。誤差計算公式為

式中：r為壓汞和N2吸附復合累計曲線中的孔喉半徑，μm；C為2譜在一定下換算得到孔隙半徑，μm；為壓汞和N2吸附復合累計曲線中孔喉半徑分布 點數。

圖3(c)中，假定取5，15和50，繪制不同值下孔隙比例累計曲線，通過與N2和壓汞累計曲線相比，當為15時，二者誤差最小，兩條孔隙比例累積曲線形態趨于一致，確定最佳標定系數為15。

4) 根據優選出的，實現核磁共振曲線由2弛豫時間向孔喉半徑c的轉換，得到致密儲層中全尺度不同孔徑的孔隙體積分布(圖3(d))。

3.3 實驗精度分析

將核磁轉換后的孔徑分布與高壓壓汞及低溫N2吸附的結果進行疊合(圖4)，以檢驗核磁標定結果的精度。由圖4可知：標定后的核磁共振2譜曲線與低溫N2吸附及壓汞獲得的孔徑分布基本一致，兩者孔徑分布范圍基本重合，且孔徑的峰值區間也基本一致，這說明標定后的核磁曲線能有效反映致密儲層的孔徑分布。

(a) N2吸附和壓汞孔隙度分量圖；(b) N2吸附和壓汞的復合孔隙度累積分布圖；(c) 核磁孔隙累積分布圖；(d) 標定后的核磁、壓汞和低溫N2吸附孔徑分布圖

(a) SS4井轉化后的核磁、壓汞和低溫N2吸附的孔徑分布圖；(b) DS14井轉化后的核磁、壓汞和低溫N2吸附的孔徑分布圖

核磁共振2譜曲線與壓汞及低溫N2吸附表征孔徑并不完全重合，主要因為3種方法的測量原理不同。高壓壓汞通過測量不同壓力下的進汞量來反映喉道半徑及其相連的孔隙體積，核磁共振測量氫核在孔隙中的弛豫時間來表征不同半徑的孔隙，因此對于與小喉道相連的大孔部分，在高壓壓汞中出現的位置較核磁2譜滯后，即高壓壓汞在大孔徑部分(＞50 nm)表征值要小于核磁共振的表征值，而在較小孔徑部分(＜50 nm)表征值則大于核磁共振的表征值。低溫N2吸附需要粉碎樣品，通過氣體吸附和脫附原理來表征微孔和介孔的孔徑分布，對于孔徑小于10 nm的孔隙，核磁橫向弛豫時間變得很小，核磁測量值明顯低于低溫N2吸附結果，而對于孔徑為10~50 nm的孔隙，由于粉碎樣品破壞巖石中部分孔隙，低溫N2吸附結果近似或稍小于核磁共振的表征值。綜合上述分析，核磁共振在表征孔徑大于10 nm的孔隙部分的精度較高，能全面表征出致密儲層不同級別孔隙的分布。

4 沙河子組致密儲層孔徑分布及其影響因素

4.1 孔徑分布特征

為研究沙河子組致密砂礫巖儲層的孔徑分布，選取16塊砂礫巖樣品分別開展核磁共振、高壓壓汞及低溫N2吸附實驗，利用本文中標定方法對核磁共振2譜進行標定，進而分析沙河子組儲層的孔徑分布及影響因素。致密砂礫巖儲層孔徑分布范圍為0.002~100 μm(圖5(a))，孔徑分布表現為雙峰狀，大孔部分峰值集中在2~10 μm，小孔部分峰值集中在10~100 nm。整體上孔徑幾何均值集中在50~150 nm，孔徑大于 1 μm的孔隙所占比例小于20%，表明沙河子組致密儲層孔喉半徑窄小，以納米級孔隙為主(圖5(b))。

4.2 孔徑分布的影響因素

4.2.1 黏土礦物質量分數對孔徑的影響

國內外研究表明：在沉積及成巖條件相同的情況下，黏土礦物質量分數越高，儲層的孔隙度和滲透率越低，儲層物性越差[23]。黏土礦物作為填隙物或膠結物充填粒間孔隙，縮小孔喉半徑、降低孔喉連通性，使孔隙度及滲透率降低。沙河子組致密儲層中黏土質量分數為2%~43%，其中大于10%的樣品占77%；黏土礦物質量分數與孔徑幾何均值呈明顯負相關，隨黏土礦物質量分數的增加，孔隙半徑明顯降低，這表明高黏土含量是控制該區致密儲層物性差、孔喉半徑窄小的一個重要原因(圖6(a))。

沙河子組致密儲層中黏土礦物以伊利石、伊蒙混層和綠泥石為主，其中伊利石對孔喉半徑的影響最大，其含量與孔徑表現出極強的負相關性(圖6(b))。研究發現：工區內伊利石多呈片絲狀、片絮狀，由生長點向孔隙空間內伸展，極大地縮小了孔喉半徑(圖6(c))。同時，在伊蒙混層向伊利石轉化過程中，將產生額外的硅元素(圖6(d))，這些硅質通常以石英次生加大或自形微晶的方式沉淀，減小孔徑、甚至阻塞喉道，使孔隙結構變得更加復雜[24]。

(a) 沙河子組核磁孔徑分布圖；(b) 孔徑幾何均值分布區間

(a) 黏土質量分數與孔徑幾何均值關系；(b) 伊利石質量分數與孔徑幾何均值關系；(c) 粒表片絲狀伊利石及石英次生加大(DS1井，3 085.06 m，SEM)；(d) 伊利石質量分數與石英質量分數關系

4.2.2 成巖作用對孔徑的影響

沙河子組普遍發育的破壞性成巖作用有壓實作用及膠結作用，建設性成巖作用主要為溶蝕作用。其中壓實作用較強，顆粒多呈點?線接觸，局部可見凹凸接觸。主要發育的膠結作用有3類：碳酸鹽膠結、硅質膠結及黏土礦物膠結。溶蝕作用是致密儲層物性得以改變的重要途徑，長石及巖屑的溶蝕在沙河子組內最為發育。成巖作用對儲層物性的影響具有雙重性，壓實作用和膠結作用使孔隙度降低，而溶蝕作用則增加了孔隙度[25]，結合鑄體薄片及核磁孔徑分布曲線來分析不同成巖作用對孔徑的影響。

分析不同壓實強度下巖石孔徑的變化，鑄體薄片顯示圖7(a)中Ⅰa，Ⅰb，Ⅰc及Ⅰd 4塊樣品的壓實作用依次增強。其中，Ⅰa樣品呈基底膠結，碳酸鹽膠結物充填粒間孔隙，顆粒多呈點接觸，壓實作用弱；Ⅰb樣品為孔隙膠結，顆粒間多為點?線接觸，壓實作用較弱；Ⅰc樣品為接觸膠結，顆粒多呈線接觸，壓實作用中等；Ⅰd樣品呈鑲嵌式膠結，云母壓彎變形、局部石英發育壓裂縫。觀察4塊樣品的核磁孔徑分布曲線(圖7(a))可知：曲線多具雙峰，主峰主要分布在10 nm至1 μm區間上，次峰主要分布區間為1~10 μm。隨著壓實作用的增強，雙峰均表現出總孔隙度減小，主峰孔徑變化不大，而次峰孔徑降低幅度較大，說明壓實作用使大孔部分孔徑減小，小孔部分體積變小。

膠結作用是造成儲層致密的主控因素。分析不同程度的膠結作用下巖石孔徑的變化。通過鑄體薄片觀察，圖7(b)中Ⅱa，Ⅱb，Ⅱc及Ⅱd 4塊樣品的膠結物含量依次增加，觀察核磁孔徑分布曲線(圖7(b))可知：隨著膠結作用的增加，孔隙度及主峰孔喉半徑均減小，且大孔的發育明顯減弱。當膠結作用較強時(Ⅱd樣品)，孔隙連通性變差，曲線表現出孤立多峰狀分布，說明膠結作用使孔徑減小，嚴重時可堵塞喉道，增加孔隙結構的復雜性。

溶蝕作用是改善致密儲層物性的關鍵。研究區普遍發育的長石及巖屑為次生孔隙的發育提供了必要條件。圖7(c)中Ⅲa，Ⅲb，Ⅲc及Ⅲd 4塊樣品的溶蝕作用依次增強，核磁孔徑分布曲線(圖7(c))多為雙峰，主峰中孔徑主要分布區間為0.01~1 μm，次峰中孔徑主要分布區間為1~10 μm。隨著溶蝕作用的增強，主峰孔隙度增加幅度不大，孔徑變化不大，次峰孔隙度及孔徑明顯增大，說明致密儲層中的大孔多為溶蝕孔隙。

(a) 壓實作用對孔徑的影響；(b) 膠結作用對孔徑的影響；(c) 溶蝕作用對孔徑的影響

5 結論

1) 壓汞法、低溫N2吸附及核磁共振之間存在內在聯系，三者都可反映巖石的孔隙結構。聯合低溫N2吸附及高壓壓汞資料標定核磁共振2譜，將核磁弛豫時間2向孔喉半徑c轉換，可以實現致密儲層多尺度孔喉系統的全面表征，表征精度達10 nm。

2) 徐家圍子斷陷沙河子組致密砂礫巖儲層孔徑的主要區間為0.01~10 μm，孔徑小于1 μm的孔隙占80%以上，表明沙河子組致密儲層孔喉半徑窄小，以納米級孔隙為主。

3) 黏土礦物質量分數越高，孔徑越小。其中，伊利石對孔徑的影響最大。壓實作用和溶蝕作用對大孔隙的影響顯著。壓實作用使大孔部分孔徑減小，小孔部分體積變小。溶蝕作用使大孔隙數量明顯增加，而對小孔隙影響不大。膠結作用是導致致密儲層孔隙結構復雜的關鍵因素。

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(編輯 楊幼平)

Quantificational characterization of tight reservoir pore size distribution of Shahezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression

GUO Siqi1, XIAO Dianshi1, 2, LU Shuangfang1, ZHANG Luchuan1, GU Meiwei1

(1. Research Institute of Unconventional Oil & Gas and Renewable Energy, China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China;2. State Key Laboratory of Oil & Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610059, China)

Taking tight glutenite reservoir of Shehezi Formation in Xujiaweizi Fault Depression as an example, conversions from nuclear magnetic resonance (NMR)2to pore throat radius (c) were realized by cryogenic nitrogen adsorption experiment and mercury injection to calibrate NMR2, then microscopic pore size distribution and its influence factors were quantitatively evaluated by NMR pore size distribution curves and casting thin sections. The results show that NMR pore size distribution curves are similar to those of nitrogen adsorption and of mercury injection, which remedy the shortages of previous studies that smaller pore sizes have low precision. The main pore sizes of tight glutenite reservoirs of Shahezi Formation range from 0.01 to 10 μm. Distribution curves are always bimodal. Pore size is mainly affected by compaction, cementation and dissolution. With enhanced compaction, pores and throats become smaller. Increasing cement content reduces connection further, while dissolution is the major factor that tight reservoirs develop megalopores.

tight reservoirs; cryogenic nitrogen adsorption; nuclear magnetic resonance; mercury injection; pore size distribution

10.11817/j.issn.1672-7207.2016.11.018

P618.13

A

1672?7207(2016)11?3742?10

2015?11?27；

2016?02?23

國家自然科學重點基金資助項目(41330133)；國家重點基礎研究發展計劃(973計劃)項目(2014CB239005-001)；山東省優秀中青年科學家科研獎勵基金資助項目(2014BSE28018)；中國石化科技攻關項目(P15028)；高校自主創新科研計劃項目(15CX05046A，15CX07004A) (Project(41330313) supported by the Key Program of National Natural Science Foundation of China; Project(2014CB239005-001) supported by the National Basic Research Development Program (973 Program) of China; Project(2014BSE28018) supported by Outstanding Young Scientist Research Reward Fund of Shandong Province; Project(P15028) supported by the Research Project Funded by the SINOPEC Corporation; Projects(15CX05046A, 15CX07004A) supported by the Fundamental Research Funds for the Central Universities)

盧雙舫，教授，博士生導師，從事聚焦于非常規油氣地質學和油氣地球化學方面研究；E-mail: lushuangfang@qq.com