松遼盆地南部泉四段扶余油層致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

操應(yīng)長，葸克來，朱如凱，張少敏，張響響，鄭曉驕

（1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

松遼盆地南部泉四段扶余油層致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

操應(yīng)長1，葸克來1，朱如凱2，張少敏1，張響響2，鄭曉驕1

（1.中國石油大學(xué)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東青島266580；2.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083）

綜合運(yùn)用鑄體薄片觀察、掃描電鏡、高壓壓汞、恒速壓汞及圖像分析等技術(shù)手段，對松遼盆地南部泉四段扶余油層致密砂巖儲層儲集空間、儲集物性、微觀孔喉分布及不同尺度孔喉對儲層物性的貢獻(xiàn)等特征進(jìn)行精細(xì)表征，并分析不同微觀孔喉參數(shù)與儲層物性的相關(guān)關(guān)系。結(jié)果表明，研究區(qū)致密砂巖儲層物性差、孔喉半徑小；儲集空間以粒內(nèi)和粒間溶孔為主，含部分原生孔和黏土礦物晶間孔。儲層孔隙半徑分布差異不明顯，而喉道半徑與孔喉比分布差異較大；儲層物性越好，喉道半徑分布范圍越寬，峰值喉道半徑越大，并且右偏特征越明顯；儲層滲透率越高，對滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑越大；孔喉比分布與喉道半徑分布呈現(xiàn)相反的特征。滲透率主要由巖石中少量的微米級孔喉貢獻(xiàn)；納米級孔喉所占體積很大，卻只有較小的滲流能力，并且滲透率越低，納米級孔喉所占的相對比例越大。微觀孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)對儲層物性的影響主要體現(xiàn)在滲透率上，而對孔隙度的影響較小。

孔喉結(jié)構(gòu)；孔喉參數(shù)；致密砂巖；泉四段；松遼盆地南部

致密砂巖是指孔隙度小于10%，空氣滲透率小于或等于1×10-3μm2（或原地滲透率小于或等于0.1×10-3μm2）的砂巖［1-2］，致密砂巖油氣作為非常規(guī)油氣資源的重要類型之一，近年來勘探開發(fā)取得了突破性進(jìn)展，已成為油氣增儲上產(chǎn)的“重點(diǎn)領(lǐng)域”與“亮點(diǎn)類型”［3-8］。但是，致密砂巖儲層儲集空間復(fù)雜，孔喉結(jié)構(gòu)多尺度，儲層物性極差，導(dǎo)致其勘探開發(fā)難度大，風(fēng)險高［9-12］。對于致密砂巖而言，儲層物性不再是含油氣性的主控因素，而微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征決定了儲層滲透性的好壞，進(jìn)而影響儲層含油氣特征［11-14］。微觀孔喉結(jié)構(gòu)的精細(xì)表征，特別是孔喉大小、分布特征及對物性的影響分析，成為致密砂巖儲層研究的關(guān)鍵內(nèi)容和基礎(chǔ)問題，并對致密砂巖油氣勘探開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義。筆者綜合運(yùn)用鑄體薄片觀察、掃描電鏡、高壓壓汞、恒速壓汞及圖像分析等技術(shù)手段，對松遼盆地南部泉四段扶余油層致密砂巖儲層儲集空間、儲集物性、微觀孔喉分布及不同尺度孔喉對儲層物性的貢獻(xiàn)等特征進(jìn)行精細(xì)表征，并分析不同微觀孔喉參數(shù)與儲層物性的相關(guān)關(guān)系。

1　區(qū)域地質(zhì)概況

研究區(qū)位于松遼盆地南部中央坳陷區(qū)，包括長嶺凹陷與華字井階地兩個二級構(gòu)造單元，是松遼盆地主要的富油氣區(qū)之一［15］。下白堊統(tǒng)泉四段扶余油層發(fā)育于盆地演化的坳陷階段，為一套大型淺水三角洲分流河道沉積，地層厚度穩(wěn)定，與上白堊統(tǒng)青一段廣覆式烴源巖整合接觸，形成“上生下儲、源儲緊鄰”的組合關(guān)系［16-17］。扶余油層儲層致密，巖石類型以長石質(zhì)巖屑砂巖為主，成分成熟度低，石英平均含量為34.83%，斜長石平均含量為21.63%，鉀長石平均含量為7.28%，噴出巖巖屑平均含量為32.34%，變質(zhì)巖巖屑平均含量為1.74%，沉積巖巖屑平均含量為1.17%，其他顆粒平均含量為1.01%；儲層壓實(shí)作用強(qiáng)烈，以硅質(zhì)與碳酸鹽膠結(jié)為主，可見長石及巖屑溶蝕。泉四段扶余油層各井均見油，但多數(shù)油井產(chǎn)量不高，是典型的致密砂巖油分布層系。

2　致密砂巖儲層儲集特征

2.1儲集空間特征

泉四段巖石整體致密，孔隙連通性差（圖1（a）），原生孔與次生孔共存。原生孔主要發(fā)育于石英與長石含量較高的儲層中，孔隙邊緣平直（圖1（b）），內(nèi)部潔凈（圖1（c）），半徑較大，常見油氣充注（圖1（b））。次生孔主要有長石及巖屑粒內(nèi)與邊緣溶孔（圖1（d）、（e）），少量碳酸鹽膠結(jié)物溶孔（圖2（f）），黏土礦物晶間孔（圖1（g）、（h））。其中，溶蝕孔隙形狀不規(guī)則，半徑較小，連通性較差；黏土礦物的晶間孔隙主要包括伊利石與高嶺石晶間孔隙（圖1（g）、（h）），數(shù)量多，但半徑小，主要為納米級孔隙，連通性差。

次生孔隙應(yīng)專指成巖過程中形成的新孔隙，在定量識別儲集空間類型時應(yīng)將原始粒間孔隙和其周圍顆粒溶解形成的新孔隙區(qū)分為原生孔和次生孔［18］。據(jù)此原則，對扶余油層致密砂巖儲層13口井76塊鑄體薄片中原生與次生孔隙含量進(jìn)行定量統(tǒng)計。結(jié)果表明，研究區(qū)致密砂巖儲層原生孔隙相對含量以小于50%為主，僅少數(shù)大于50%；而次生孔隙相對含量主要大于50%，部分高達(dá)80%以上。由此可知，研究區(qū)儲層儲集空間以次生孔為主。

2.2儲集物性特征

儲層孔隙度主要分布范圍為2%～14%，平均為8.54%，其中小于10%的占70.04%；滲透率主要分布范圍為（0.01～5）×10-3μm2，平均為0.493× 10-3μm2，其中小于1×10-3μm2的占92.80%；孔滲相關(guān)性較差，不同含油飽和度的儲層物性無明顯差異。孔喉半徑分布范圍大，為0.018～1.776 μm，平均為0.206 μm，主要分布范圍為0.1～0.25 μm。研究區(qū)儲層物性差，孔喉半徑小，尺度范圍廣，為致密砂巖所具有的物性特征。

圖1　致密砂巖儲層儲集空間特征Fig.1 Reservoir space characteristics of tight sandstone

3　致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征

儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)表征方法多樣，包括常用的鑄體薄片觀察、掃描電鏡、圖像分析以及較為先進(jìn)的恒速壓汞及CT掃描等，不同的方法側(cè)重點(diǎn)不同，可獲取不同的表征參數(shù)［19-20］。高壓壓汞壓力高，能夠測量的喉道半徑小，可獲取反映孔喉大小、分選、連通性及滲流能力的參數(shù)，但無法將孔隙與喉道分開［21］；恒速壓汞壓力低，能夠測量的孔喉半徑較大，可獲取孔隙、喉道及孔喉比等參數(shù)，實(shí)現(xiàn)了孔隙與喉道的分別表征［22］；圖像分析無法表征孔喉分布情況，但可獲取面孔率、配位數(shù)及比表面等參數(shù)［23］。將上述方法結(jié)合，可以精細(xì)表征致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征，綜合分析各參數(shù)對儲層物性的影響。

3.1孔喉分布特征

利用高壓壓汞，建立孔喉半徑與進(jìn)汞量所占比例間的關(guān)系表明，孔隙度越大，滲透率越高時，孔喉半徑分布范圍越寬，峰值孔喉半徑（所占進(jìn)汞量比例最大的孔喉半徑）越大，孔喉半徑分布一般只有一個主峰，呈右偏特征（圖2（a））；隨著孔隙度減小，滲透率降低，儲層孔喉半徑分布范圍變窄，峰值孔喉半徑變小，孔喉半徑分布出現(xiàn)主峰與次峰并存的特征，并逐漸向左偏轉(zhuǎn)變（圖2（a））。因此，物性較好的儲層孔喉半徑較大；物性較差的儲層以小孔喉為主；并且儲層物性越好大孔喉相對含量越高。

孔喉半徑與滲透率貢獻(xiàn)間的關(guān)系表明，不同滲透率級別的儲層，對滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑分布規(guī)律基本相同，均表現(xiàn)為分布范圍較窄，且僅有一個孔喉半徑分布峰值（圖2（b））。對于致密砂巖儲層，滲透率主要由小于1 μm的孔喉所貢獻(xiàn)，且隨著滲透率升高，峰值孔喉半徑增大（圖2（b））。

恒速壓汞是以極低的準(zhǔn)靜態(tài)恒定速度向巖樣喉道及孔隙內(nèi)進(jìn)汞，通過檢測進(jìn)汞壓力的漲落將孔隙與喉道有效分開，喉道半徑由突破壓力確定，孔隙半徑由進(jìn)汞體積確定［21，24］。6塊樣品恒速壓汞表明，不同物性的致密砂巖儲層，孔隙半徑分布差異不明顯，主要集中分布于100～200 μm，峰值孔隙半徑約為110 μm（圖3（a））；喉道半徑與孔喉比分布差異較大（圖3（b）、（c））。喉道半徑分布均呈單峰特征，樣品滲透率越高，喉道半徑分布范圍越寬，峰值喉道半徑越大，右偏特征越明顯；滲透率降低時，喉道半徑的分布范圍變窄，峰值喉道半徑減?。▓D3（b））?？缀肀确植寂c喉道相反，即滲透率越高的樣品，孔喉比分布范圍越集中，峰值孔喉比越小，而隨著滲透率降低，孔喉比分布范圍變寬，峰值孔喉比增大（圖3（c））。

高壓壓汞過程中進(jìn)汞速度快，彎液面會發(fā)生相應(yīng)變化，使毛管壓力變大，導(dǎo)致測量的喉道半徑偏?。缓闼賶汗^程逼近準(zhǔn)靜態(tài)，測得的喉道半徑與真實(shí)喉道半徑很接近。對讓59井2108.42 m深度處樣品同時進(jìn)行高壓壓汞與恒速壓汞分析。結(jié)果表明，二者均可測得對滲透率起主要貢獻(xiàn)的喉道半徑，高壓壓汞測量的峰值喉道半徑為0.63 μm，恒速壓汞測量值為0.8 μm；二者測量滲透率基本相同，高壓壓汞測量值為0.2×10-3μm2，恒速壓汞測量值為0.189×10-3μm2。但是，恒速壓汞無法測量對滲透率貢獻(xiàn)較小的喉道（喉道半徑小于0.12 μm）及其控制的孔隙，該部分孔喉對滲透性貢獻(xiàn)不明顯，但對儲集性具有明顯的貢獻(xiàn)，可利用高壓壓汞測得，例如該樣品高壓壓汞測量孔隙度為10.066%，而恒速壓汞測量值為6.690%。利用二者相結(jié)合，可以較準(zhǔn)確地測量對滲透率起主要貢獻(xiàn)的喉道半徑及其控制的孔隙半徑，也可以對不同尺度喉道及其控制的孔喉體積定量表征，明確不同尺度孔喉對致密儲層儲集性與滲透性的貢獻(xiàn)。

圖2　利用高壓壓汞分析的不同物性級別致密砂巖儲層孔喉半徑分布特征Fig.2 Distribution characteristic of tight sandstone reservoir pore throat radius of different physical properties using high pressure mercury

圖3　利用恒速壓汞分析的不同物性級別致密砂巖儲層孔、喉半徑及孔喉比分布特征Fig.3 Distribution characteristic of tight sandstone reservoir pore and throat radius of different physical properties using rate-controlled mercury penetration

3.2不同尺度孔喉的物性貢獻(xiàn)

不同物性的致密砂巖樣品分析表明，對滲透率起主要貢獻(xiàn)的孔喉半徑為樣品中半徑較大的少量孔喉。在峰值孔喉半徑處，累積滲透率貢獻(xiàn)迅速增加，并且當(dāng)累積滲透貢獻(xiàn)率達(dá)90%時，累積進(jìn)汞量一般不足10%（圖4（a）、（b）），即樣品中不足10%的大孔喉可貢獻(xiàn)大于90%的滲透率。例如，孤7井1554.4～1 554.53 m深度段滲透率為0.483×10-3μm2的樣品累積滲透率貢獻(xiàn)達(dá)90%時，累積進(jìn)汞量僅約為5%（圖4（a））；讓53井2110.58～2110.68 m深度段滲透率為0.06×10-3μm2的樣品，累積滲透率貢獻(xiàn)達(dá)90%時，累積進(jìn)汞量僅約為3%（圖4（b））。致密砂巖儲層滲透率主要由樣品中較大的孔喉所貢獻(xiàn)，而這些大孔喉所占的體積很??；小孔喉占了大部分體積，卻對滲透率貢獻(xiàn)極??；并且滲透率越低，小孔喉所占的相對比例越大（圖4（c））。

圖4　致密砂巖儲層累積進(jìn)汞量、滲透率貢獻(xiàn)及累積滲透率貢獻(xiàn)分布特征Fig.4 Distribution characteristic of tight sandstone reservoir amount of intake mercury and permeability contribution and cumulative permeability contribution

選取恒速壓汞分析樣品對比表明，當(dāng)滲透率相同，而孔隙度不同時，孔隙半徑分布特征基本相同，但孔隙度較小的樣品中往往存在較大的喉道，且孔喉比較小（圖5（a））。例如，讓53-2井2169.32 m深度處孔隙度為6.08%，喉道半徑分布范圍為0.16～0.24 μm，讓59井2 106.61 m深度處孔隙度為5.54%，喉道半徑分布范圍為0.2～0.5 μm，二者滲透率基本相同；孤27井1226.4 m深度處孔隙度為10.21%，喉道半徑分布范圍為0.1～0.4 μm，查45井2108.2 m深度處孔隙度為4.79%，喉道半徑分布范圍為0.24～0.64 μm，二者滲透率基本相同（圖5（a））。高壓壓汞分析結(jié)果表明，孤19井1 659.03 m深度處儲層孔隙度為10.38%，孤58井1 619.98 m深度處儲層孔隙度為10.35%，二者基本相同，但是前者存在少量半徑較大的孔喉，使其滲透率比后者高一個數(shù)量級（圖5（b））。

從孔隙度與滲透率分布峰位來看，滲透率分布峰位一般比孔隙度分布峰位大（圖6），并且物性越差，二者間的差值越大，說明滲透率主要由半徑較大的孔喉控制，而半徑較小的孔喉雖然對滲透率的貢獻(xiàn)小，但是其在致密砂巖儲層中數(shù)量多、比例高、體積之和大，對孔隙度具有重要的影響。

綜上表明，研究區(qū)致密砂巖中納米級喉道（直徑＜1 μm）控制的儲層占92.72%，微米級喉道（直徑＞1 μm）控制的儲層占7.28%。滲透性主要由少量的微米級孔喉控制；納米級孔喉滲流能力弱，但數(shù)量多、比例高，體積之和大，對儲層儲集性具有重要影響。儲層物性越差，納米級孔喉相對含量越高。由此可知，致密砂巖儲層中微米級孔喉是油氣產(chǎn)量的主要貢獻(xiàn)者，納米級孔喉對油氣儲量具有重要的影響。

圖5　致密砂巖儲層典型樣品恒速壓汞與高壓壓汞分析結(jié)果對比Fig.5 Rate-controlled mercury penetration and high pressure mercury penetration results contrast of typical tight sandstone samples

圖6　致密砂巖儲層孔隙度分布峰位與滲透率分布峰位Fig.6 Porosity and permeability distribution peak of tight sandstone reservoir

3.3孔喉結(jié)構(gòu)參數(shù)與儲層物性關(guān)系

3.3.1高壓壓汞參數(shù)

最大孔喉半徑和平均孔喉半徑與孔隙度和滲透率均為正相關(guān)關(guān)系，且二者與滲透率之間的相關(guān)性明顯好于孔隙度；平均孔喉半徑與孔隙度和滲透率之間的相關(guān)性更好（圖7）。由此可見，平均孔喉半徑反映了儲層孔喉大小的集中分布區(qū)間，更能表征致密砂巖儲層物性的好壞。

孔喉分選系數(shù)直接反映了孔喉分布的集中程度，分選系數(shù)越小，表明孔喉分選越好，分布越均勻。分析結(jié)果表明，孔喉分選系數(shù)與孔隙度和滲透率之間呈正相關(guān)關(guān)系（圖7），與常規(guī)儲層明顯不同。這是因?yàn)?，致密砂巖儲層整體上以小孔喉為主，孔喉分布均勻；分選變差，意味著存在少量較大孔喉，這些較大孔喉對儲層物性，特別是對滲透率貢獻(xiàn)明顯（圖7）。

特征結(jié)構(gòu)參數(shù)可以描述儲層滲流特征，其值越大，表明滲流能力越好。特征結(jié)構(gòu)參數(shù)與相對滲透率曲線關(guān)系十分密切，主要受巖石的潤濕性等控制，對孔隙度的影響較小。因此，特征結(jié)構(gòu)參數(shù)與孔隙度的相關(guān)性較差，而與滲透率存在較好的正相關(guān)關(guān)系（圖7），可以作為判斷滲透性好壞的主要參數(shù)之一。

圖7　高壓壓汞參數(shù)與儲層孔隙度和滲透率之間的相關(guān)關(guān)系Fig.7 Relationships between high pressure mercury penetration parameters and porosity or permeability

3.3.2恒速壓汞參數(shù)

喉道半徑平均值與孔隙度間的相關(guān)性較差，而與滲透率之間存在良好的正相關(guān)關(guān)系；孔隙半徑平均值與孔隙度和滲透率之間均存在較好的正相關(guān)關(guān)系，且與孔隙度的相關(guān)性好于滲透率（圖8），說明喉道是控制儲層滲透率的關(guān)鍵參數(shù)?？紫抖仁軆又锌紫杜c喉道的寬度與彎曲程度等的影響很小，而二者或其中之一的改變均可以在孔隙度不變的情況下改變滲透率。

主流喉道半徑是指累積滲透率貢獻(xiàn)達(dá)90%時，所有喉道的加權(quán)平均值；而主流喉道半徑下限是指累積滲透率貢獻(xiàn)達(dá)90%時所對應(yīng)的喉道半徑。主流喉道半徑及主流喉道半徑下限與孔隙度的相關(guān)性均較差，但二者與滲透率呈現(xiàn)較好的正相關(guān)關(guān)系，且主流喉道半徑與滲透率的相關(guān)性更好（圖8）。

孔喉比與孔隙度的相關(guān)性較差，而與滲透率呈較好的負(fù)相關(guān)關(guān)系（圖8）?？缀肀容^小時，孔喉差異性小，滲透率較高，孔隙中的油氣容易通過喉道而被驅(qū)替出來。扶余油層致密砂巖儲層，孔喉比較大且分布范圍較寬，孔喉比較高的樣品，孔隙度不一定較大，還可能是孔隙被細(xì)小的喉道包圍所致。

微觀均值系數(shù)與孔隙度間的相關(guān)關(guān)系較差，而與滲透率呈較好的負(fù)相關(guān)關(guān)系（圖8）。微觀均值系數(shù)越小，說明巖石中存在部分相對較大的孔喉，此類孔喉對滲透率貢獻(xiàn)較大；而當(dāng)微觀均值系數(shù)較大時，儲層整體以小孔喉為主，不利于滲流。微觀均值系數(shù)只表示孔喉的集中程度，而與孔隙數(shù)量及體積無關(guān)，因而對孔隙度的影響較小。

圖8　恒速壓汞參數(shù)與儲層孔隙度和滲透率之間的相關(guān)關(guān)系Fig.8 Relationships between rate-controlled mercury penetration parameters and porosity or permeability

3.3.3圖像分析參數(shù)

配位數(shù)對流體的滲流起重要作用，配位數(shù)越大，儲層孔隙系統(tǒng)的連通性越好。平均配位數(shù)與儲層孔隙度相關(guān)性較差；而與儲層滲透率呈較好的正相關(guān)關(guān)系；當(dāng)平均配位數(shù)接近1時，儲層滲透率極差，當(dāng)平均配位數(shù)增加至2時，儲層滲透率即可增加一個數(shù)量級（圖9）。

平均比表面對儲層孔隙度影響不大，二者相關(guān)性較差；但比表面與滲透率呈負(fù)相關(guān)關(guān)系（圖9）。一般情況下，孔喉半徑越小，數(shù)量越多時，其比表面越大，此時孔隙表面吸附能力增強(qiáng)，束縛水飽和度增高，滲流阻力增大，滲透性變差。

圖9　圖像分析參數(shù)與儲層孔隙度和滲透率之間的相關(guān)關(guān)系Fig.9 Relationships between image analysis parameters and porosity or permeability

4　結(jié) 論

（1）研究區(qū)致密砂巖儲層物性差，孔喉半徑??；儲集空間類型主要有原生孔隙、粒內(nèi)及粒間溶蝕孔隙及黏土礦物晶間孔隙，并且以次生溶蝕孔隙為主。

（2）研究區(qū)致密砂巖儲層孔隙半徑分布差異不明顯，喉道半徑與孔喉比分布差異較大。樣品滲透率越高，喉道半徑分布范圍越寬，峰值喉道半徑越大，并且右偏特征越明顯；孔喉比分布與喉道分布相反。

（3）儲層滲透性主要由巖石中少量的微米級孔喉控制；納米級孔喉滲流能力弱，但數(shù)量多、比例高，體積之和大，對儲層儲集性具有重要影響。儲層物性越差，納米級孔喉的相對含量越高；少量微米級孔喉的存在，可以使儲層滲透率呈數(shù)量級的增加。

（4）不同微觀孔喉參數(shù)對儲層物性的影響存在差異，各微觀孔喉參數(shù)與孔隙度和滲透率之間存在一定的相關(guān)關(guān)系；微觀孔喉參數(shù)對儲層物性的影響主要體現(xiàn)在滲透率上，而對孔隙度的影響較小。

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（編輯 修榮榮）

Microscopic pore throat characteristics of tight sandstone reservoirs in Fuyu layer of the fourth member of Quantou Formation in southern Songliao Basin

CAO Yingchang1，XI Kelai1，ZHU Rukai2，ZHANG Shaomin1，ZHANG Xiangxiang2，ZHENG Xiaojiao1
（1.School of Geosciences，China University of Petroleum，Qingdao 266580，China；2.PertroChina Research Institute of Petroleum Exploration&Development，Beijing 100083，China）

The Fuyu Oil layer of the fourth member of Quantou Formation in southern Songliao Basin was studied in detail for the reservoir space，physical property，micro pore throat distribution and contribution of different pore throat scales to reservoir physical property of tight sandstone reservoirs.A series of techniques were used，including thin section，SEM，high pressure mercury penetration，rate-controlled mercury penetration and image analysis.The correlation of different pore throat parameters and reservoir physical property was analyzed.The results show that，the physical properties of the tight sandstone reservoirs in the study area are poor with small pore throat radius；the reservoir spaces are mainly intra-particles and interparticles dissolved pores with some primary pores as well as inter-crystal pores in clay minerals.The pore distribution rangeshave no significant difference，but the distribution ranges of throat radius and pore throat ratio had apparent difference.In the reservoirs of good physical properties，distribution ranges of throat radius are wider with larger peak values，and more obvious right-skewness.When reservoirs have higher permeability，the pore throat radius that plays major contributions to permeability are larger.Opposite distribution features exist between pore throat ratio and throat radius.Reservoir permeability is mainly contributed by a small amount of pore throat with micron sizes，although the pore throat with nanoscale sizes accounts for great volume because they hold lower filtration capacity.The lower the reservoir permeability is，the larger proportion is for the pore throat with nanoscale sizes.Micro pore throat parameters have effects mainly on permeability but less on porosity.

pore throat structure；pore throat parameters；tight sandstone；fourth member of Quantou Formation；southern Songliao Basin

TE 122.3

A

1673-5005（2015）05-0007-11

10.3969/j.issn.1673-5005.2015.05.002

2015-01-05

國家自然科學(xué)基金石油化工聯(lián)合基金重點(diǎn)項(xiàng)目（U1262203）；國家“973”計劃項(xiàng)目（2014CB239002）；中央高?；究蒲袠I(yè)務(wù)費(fèi)專項(xiàng)資金項(xiàng)目（14CX06013A）

操應(yīng)長（1969-），男，教授，博士，博士生導(dǎo)師，研究方向?yàn)槌练e學(xué)、層序地層學(xué)和油氣儲層地質(zhì)學(xué)。E-mail：cyc8391680@163. com。

葸克來（1988-），男，博士研究生，研究方向?yàn)橛蜌鈨拥刭|(zhì)學(xué)。E-mail：kelai06016202@163.com。

引用格式：操應(yīng)長，葸克來，朱如凱，等.松遼盆地南部泉四段扶余油層致密砂巖儲層微觀孔喉結(jié)構(gòu)特征［J］.中國石油大學(xué)學(xué)報：自然科學(xué)版，2015，39（5）：7-17.

CAO Yingchang，XI Kelai，ZHU Rukai，et al.Microscopic pore throat characteristics of tight sandstone reservoirs in Fuyu layer of the fourth member of Quantou Formation in southern Songliao Basin［J］.Journal of China University of Petroleum（E-dition of Natural Science），2015，39（5）：7-17.