随着油气勘探开发的不断深入,低渗透砂岩越来越成为油气增储上产的重要勘探开发目标,但低渗透砂岩储层孔隙类型多样、孔隙结构复杂,导致有效储层难以识别.储层有效性与孔径分布及最小孔径下限关系密切,国内外学者对于储层孔隙结构的研究主要通过铸体薄片、扫描电镜或纳米CT扫描等技术对岩样进行三维成像来直观获得孔隙度、孔径分布等特征[1-3](Yao Y,2012;Clarkson C R,2012;Kanipanyacharoen W),但铸体薄片分析由于光学显微镜低分辨率的限制,通常仅用于观察微米级别的孔隙,而微纳米CT及扫描电镜法所用样品尺寸小,代表性不强[4](孙亮,2016).压汞法和氮气吸附法可测得孔隙大小分布,压汞实验探测上限为1mm,通过测量不同压力下的进汞量能够反映宏孔信息,氮气吸附实验的探测下限为0.35nm,可反映中孔的分布,并且通过BET和DFT方程可计算比表面积及体积分布,压汞法和氮气吸附法联合应用可以探测中孔到宏孔范围内的孔隙分布情况.笔者以东营凹陷南斜坡沙三段(Es3)低渗透砂岩为研究对象,在分孔隙结构类型的基础上,利用压汞、氮气吸附、AutoScan等资料研究不同孔隙结构类型的特征及储层有效性.压汞法反映出低渗透砂岩Ⅰ1、Ⅰ2、Ⅱ1类储层中介于200～5000nm孔径的孔隙较发育,且孔径大于1000nm的孔隙占比较多,是低渗透砂岩中潜在的有效储层;氮气吸附实验反映出低渗透砂岩内部中-微孔较发育,表现为狭缝状的毛细孔,孔径主要集中在3～7nm之间,平均孔径较大,孔隙体积、比表面积往往较小,意味着中孔孔隙体积不是有效储层的决定性因素.再结合AutoScan渗透率测试、物性、薄片与CT资料分析发现,储层的有效性与孔隙分布的均匀性与集中程度关系密切,进而确定出Es3有效储层的大孔孔径下限约为160nm,且大于该孔径的孔隙占比为90％以上,对应的孔隙度与渗透率下限约为8.0％和0.10mD,这为东营凹陷南坡低渗透砂岩储层流体识别及有效储量估算与开发提供了依据.
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