煤层甲烷的运移可简化为解吸、扩散、渗流三个过程。气体从煤层中产出的每个过程都与储层孔隙大小密切相关，每个过程的实现都需要相应孔径段的孔隙发育并且孔隙形态易于气体运移。这就要求孔径结构配置合理，只有这样才有利于气体产出。如果某一孔径段的孔隙极不发育，便造成渗透堵塞，这便是高煤级煤储层中煤层气渗透中的“瓶颈”现象。因此，煤的孔径结构特征对煤的渗透性具有重要意义。
本书以河南平顶山、安鹤、焦作、荥巩、永夏等五个煤田（表26），以及淮南和淮北两个煤田（表27）为例来研究煤的渗流孔的孔隙结构发育特征。河南各个煤田内煤的压汞孔隙度变化较大，为048％～195％，其中焦作、安鹤、荥巩和平顶山煤田煤的孔隙度稍高，两淮煤田较低，而永夏煤田最低。所有样品的压汞排驱压力和孔喉直径均值的变化较大，分别为007～137MPa和001～1349μm，其中以两淮煤田的排驱压力明显比其他煤田低，而孔喉直径均值明显比其他煤田高，说明两淮煤田煤的孔径结构中渗流孔的比例较大，渗透性相对较好。将压汞测试的孔隙按孔径段分开统计后发现，所有样品均以小于100nm的孔隙为主。除淮北和焦作煤田小于100nm的孔隙的百分含量的平均值在70％以下外，其他矿煤田均在70％以上，其中大同煤田最高，平均达到931％。煤的中孔含量在全区的变化也较大，其中平顶山、安鹤、荥巩和淮北煤田较高，而其他区较低。另外，除淮北煤田外，所有其他煤田的样品的进汞饱和度都非常低，同时样品的退汞效率仅分布在50％上下，这些特征表明这些区的煤的孔喉以细喉为主，孔隙相对偏细，这样的孔隙系统不利于煤层气的渗流。比较几个煤田的孔隙结构发现，两淮煤田煤的的孔径结构具有典型的“双峰”分布的特点，即以微、小孔占绝对优势，平均约占总孔隙含量的70％，大孔其次，约占20％，中孔含量最少。这种孔径结构特点极易导致渗流的“瓶颈”或“不连续”问题，从而降低孔隙的渗透性。同时孔径的不连续分布特征也是造成两淮煤田样品的压汞孔隙度测试结果普遍较低的主要原因之一。
表26 河南各煤田煤的压汞孔隙发育特征
表27 淮南和淮北煤田煤的压汞孔隙发育特征
图218 华北地区煤的典型压汞曲线类型
储集层的物性平常都用孔隙度和渗透率表示，但是孔隙度高的储集层，渗透率不见得高。这主要是受到岩石孔隙结构的影响，只有孔隙度高、渗透率高，才是优质的储层。孔隙结构对渗透率的影响，主要是孔隙喉道大小的影响。储集层的结构成熟度、成分成熟度、杂基特别是泥质杂基的含量、自生粘土矿物的含量、胶结物的成分与含量等，都是岩石结构的影响因素。总起来说，主要是压实作用、胶结作用、溶蚀作用等成岩作用为其主要影响因素。
众所周知，研究流体在多孔介质内的流动时，不能不考虑多孔介质的特征。在多孔介质的特征方面，首要的是孔隙结构。一般把油层间孔隙结构分成3种类型，即大孔粗喉型、大孔细喉型以及小孔细喉型。高渗透油层的孔隙类型一般属于大孔粗喉型，大孔隙的体积占总体积的比例很大，在压汞曲线 (毛细管压力曲线)上表现为排驱压力较低，曲线上有一个范围较大的“平台”，毛细管压力曲线偏向左下方。中渗透油层的孔隙类型一般属于中孔细喉型，毛细管压力曲线的“平台”范围很小，排驱压力较高，毛细管压力曲线离左下方较远。低渗透或特低渗透的油层孔隙类型属于小孔细喉型，孔隙很小，喉道很细，渗透率的贡献值主要由占孔隙体积比例小、较粗的孔道提供，毛细管压力曲线偏左上方。对比这3种类型的孔隙结构，可以看到，低渗透或特低渗透油层的孔隙系统与中高渗透层显著不同，它孔隙很小，喉道很细，孔喉比也增大。孔隙结构上的差异会对其中多项流体的分布及渗流规律产生影响，特别是对低渗或特低渗透油层，其影响是很明显的。这个特征反映在流体饱和度上，其表现主要是油层一般原始含水饱和度高、含油饱和度低、压汞实验中退汞效率低，这表示原油储量中难开采的部分占有很大比例，并且经常遇到的是早期无退汞或退汞很少。
从储层的粒度组成来看，特低渗透砂岩的粒度组成也与中高渗透层不同，它的主要成分是极微细的粉砂岩，且有较高的泥质含量，因此，它的孔隙结构特征主要表现为孔隙半径小、孔隙分布不均匀，经常出现双峰态分布、微孔隙的比例增大、比表面增大、孔喉比增大等特点。当流体经过这种具有特低渗透孔隙结构特点的油层时，必然会产生更多的物理化学现象，这将直接影响低渗油层中的渗流特征和规律。
1储层常规物性
储层常规物性包括孔隙度、渗透率等，孔隙度是指单位体积沉积物或岩石中孔隙总体积所占的比例。在一定的压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。合肥盆地中、新生界碎屑岩储层物性见表7-13。
下侏罗统防虎山组，岩性以长石中—粗粒砂岩、长石石英砂岩为主，砂岩储层约占组厚的97%。孔隙度变化范围304%～641%，平均值为436%，渗透率变化于（0008～0034）×10-3μm2之间，平均值为00211×10-3μm2。
中侏罗统圆筒山组，岩性以长石石英砂岩、石英粉砂岩为主，厚约占组厚的97%。孔隙度变化范围249%～148%，露头样品孔隙度变化不大，为535%～765%，平均孔隙度679%，渗透率为（0004～247）×10-3μm2，平均约0540×10-3μm2。
中侏罗统三尖铺组，主要发育细粒石英长石砂岩、长石石英砂岩，砂岩储层厚约占该组厚的100%。其孔隙度变化于25%～142%之间，平均孔隙度为873%；渗透率为（0101～512）×10-3μm2，平均值为249×10-3μm2。
中侏罗统凤凰台组，岩性以红色巨厚层砾岩夹紫红色石英长石砂岩为主，碎屑岩储层占100%。
上侏罗统周公山组，岩性以含砾粗粒长石砂岩、长石石英砂岩、铁质石英粉砂岩为主，碎屑岩储层占100%。其孔隙度变化于19%～1204%之间，平均值约634%。渗透率（0017～393）×10-3μm2，平均值约0774×10-3μm2。
表7-13 合肥盆地中、新生界碎屑岩储层物性
上侏罗统黑石渡组，储层岩性以凝灰质砾岩、砂岩和粉砂岩为主，约占组厚的98%，其孔隙度变化范围为39%～74%，平均值约565%；渗透率（0106～0694）×10-3μm2，其平均值0400×10-3μm2。
下白垩统新庄组，主要岩性为细、中砂岩，厚度约占组厚的71%。其孔隙度为524%～794%，平均值约为6%，渗透率（020～509）×10-3μm2，平均值为188×10-3μm2。
下白垩统晓天组，储层岩性以黄绿色中粗粒凝灰质砂岩、细砂岩、粉砂岩为主。泥质岩类十分发育，约占组厚的89%，而砂岩、粉砂岩的厚度，仅占11%。
下白垩统邱庄组，储层岩性以长石石英砂岩、长石砂岩为主，其厚约占组厚的84%。孔隙度变化范围616%～223%，平均值为10%；渗透率（050～15549）×10-3μm2，平均值约为3282×10-3μm2，一般在（6～7）×10-3μm2左右。
上白垩统张桥组，储层岩性以砖红、棕褐、浅红色砾岩、中粗粒砂岩、细砂岩、粉砂岩为主，孔隙度约645%。
上白垩统戚家桥组，厚约1783 m，为冲积扇相沉积的砖红色松散砂砾岩、含砾粗砂岩，细粒沉积物极不发育，该组储层岩性以砖红色巨厚层含砾粗砂岩、砂砾岩为主。
古近系定远组，储层岩性以红灰色、浅棕色中细粒砂岩、含砾砂岩、粉砂岩为主。其孔隙度变化范围307%～1437%，其平均值约为10%，渗透率（022～47523）×10-3μm2，一般多在（11～20）×10-3μm2左右。
2孔隙结构特征
合肥盆地侏罗系砂岩孔隙结构可见表7-14。
表7-14 合肥盆地侏罗系砂岩孔隙结构参数表
据压汞分析资料，深层砂岩孔喉分布具有分选差、歪度偏细的特点，表现在毛管压力曲线上排驱压力（Pd）、中值压力（P50）和最小非饱和孔隙体积大，随毛管压力增大，曲线紧靠坐标右侧攀升，退汞效率低。在八块压汞样品中，优势孔隙在00366～0293 μm之间；排驱压力除FZ86-1样品为03836 MPa外，其余均在2 MPa之上，最大可达1267 MPa；中值压力，除FZ86-1样品为15975 MPa外，其余均在98 MPa以上，最大达200 MPa；最大连通孔隙半径，除FZ86-1样品为1955 μm 外，其余均小于0367 μm；退汞效率，除FZ86-1样品为41606%外，其余均小于27321%；最小非饱和孔隙体积为771%，其余均大于12%，最大值为70313%；中值半径变化范围为0004～0074μm之间，属微—细喉道型。
中侏罗统三尖铺组QV-1-1样品，长石质岩屑中—细砂岩铸体薄片图像分析，揭示了该组砂岩孔隙结构的细节见图7-13。
面孔率平均值为4886%，最小值17291%，最大值80768%，方差31798。孔隙最小直径16394 μm，最大值为237259 μm，平均值为 134295 μm，方差 435953。孔隙最大直径，平均为265538 μm，小者仅 59108 μm，大者可达 373734 μm，方差为 109535。孔隙等效圆直径平均为139948 μm，最小值 48941 μm，最大值可达 200436 μm，标准偏差190316。孔隙宽长比平均值为04635，最小值为00624，最大值08948，标准偏差01879。孔隙面积平均为411084μm2，最小值18812μm2，最大值301503μm2，标准偏差181233。依其孔隙等效圆直径139948，该砂岩属微孔隙类型。
由上白垩统张桥组长石质岩屑含砾粗砂岩的铸体薄片图像分析（图7-14）可以看出，面孔率平均值64477%，最小值37356%，最大值102462%，标准偏差20946；孔隙最小直径的平均值为131942 μm，其变化范围 16393～24343 μm，标准偏差167279；孔隙最大直径平均值为267769 μm，变化于69551～496208 μm之间，标准偏差290022；孔隙等效圆直径，平均139307 μm，变化于52320～252821 μm之间，标准偏差162455；孔隙等效圆直径中值半径41381 μm，属微孔隙类型。孔隙宽长之比平均值为04703，变化于00357～09052之间；孔隙面积平均为337898 μm2，变化于214995～411446 μm2，标准偏差154902。
图7-13 中侏罗统长石质岩屑中-细砂岩铸体薄片图像分析
图7-14 上白垩统张桥组长石质岩屑含砾粗砂岩铸体薄片图像分析
模拟岩石孔隙结构的步骤如下：
1、了解岩石类型和成分：不同的岩石类型和成分会影响岩石的孔隙结构，因此需要先了解岩石的基本信息。
2、确定模拟方法：通常有两种模拟方法，一种是基于数学模型，另一种是基于实验模拟。数学模型可以通过计算机模拟来生成岩石的孔隙结构，而实验模拟通常是将模拟材料注入真实岩石中，然后在实验室中进行观察。
3、选择模拟工具和软件：根据模拟方法选择相应的工具和软件。例如，数学模型可以使用MATLAB或Python等软件，实验模拟可以使用注入工具和显微镜等实验设备。
4、进行模拟：根据所选的工具和软件进行模拟。在进行数学模型时需要选择适当的参数来生成岩石的孔隙结构。
2211 孔隙结构特征参数的确定方法
孔隙结构特征参数是描述岩石孔隙结构特征的定量指标，常用正态分布法、矩法（也称地质混合经验分布法）确定储层岩石的孔喉均值、孔隙分选系数、歪度等孔隙结构定量特征参数，并在油田开发中得到了广泛的应用。
对于一些具有较大的孔隙度和渗透率及原始粒间孔隙遭到破坏不多的中、高渗透率砂岩储层，大多数储层岩石孔隙喉道大小遵从正态分布，因此，可利用正态分布法确定岩石孔隙结构特征参数。而低渗透砂岩储层，具有较小的孔隙度和渗透率，在各种成岩作用以及构造应力的作用下，岩石具有包括片状微裂缝等在内的复杂孔隙结构，多数已不具有正态分布规律，用单一的孔喉大小分布模型研究低渗透储集层的孔隙结构不符合实际情况，所以，利用正态分布法确定低渗透储层的孔隙结构特征参数就不合理了。矩法考虑了储层的成岩作用及后生作用对岩石孔隙结构的影响，利用地质混合经验分布的数字特征描述孔隙结构的特征参数，其原理及处理方法符合低渗透储集层孔隙结构的实际情况（王长城等，2003）。因此，对于川东南地区低孔低渗储层，矩法应是确定其孔隙结构特征参数的合理方法。
该方法将孔喉半径和进汞饱和度这一组观测值按喉道大小分为10～15个区间，用数学语言把关于观测值的信息概括为可进行处理的数学方法，岩石孔喉的重要数学特征参数有以下几种。
（1）均值
均值是位置特征参数之一，它是描述实验数据取值的平均位置。对储集岩的孔隙结构来说，表示全孔喉分布的平均位置。均值可以用观测值的加权平均得到，即
复杂储层识别及预测
式中xi为区间的始值（中值、末值亦可），对于储集岩来说用Φ值表示；△Si为观测值。
（2）标准差（σ）
标准差属于散布特征参数，它是描述以均值－为x中心的散布程度。孔隙结构研究中标准差用来描述孔喉大小的分选程度，它也可以称为孔喉的分选系数（Sp）。标准差可用以描述实验数据在整个数轴上的分散程度。对于孔隙系统来说，孔喉分选越好，其分选系数越小。标准差σ可表示为：
复杂储层识别及预测
（3）变异系数（C）
变异系数是标准差对平均值之比，是观测值相对变化性的一种很有用的度量。它用以描述孔喉平均值和分选程度的比较。若孔喉的平均值（Φ值）越大（细孔越多）、分选越好（都是细孔），则C值越小。在一定范围内，C值可以反映储集岩孔隙结构的好坏。一般来说，C值越大，则表示储集岩的孔隙结构越好。变异系数表示为：
复杂储层识别及预测
（4）歪度（Sk）
歪度是分布特征参数之一，它是分布不对称的测度，又可称为偏度。歪度表示分布相对于平均值来说是偏于大孔还是偏于小孔，一般在＋2～－2之间，可表示为：
复杂储层识别及预测
2212 储层喉道下限的确定
碳酸盐岩的孔隙结构除了受到成岩后生变化的影响外，还受到不同规模裂缝发育的影响，从而使其分类评价和下限确定变得更为复杂。
在一个储油气层中，连续含油气剖面上有不同岩性的储集岩，此时，截然将储集岩划分成有储集性和无储集性两类是比较困难的。因为储集岩的孔隙空间很不均匀，特别是碳酸盐岩油气层更是如此。一种简单的方法是用喉道大小作为储集岩的下限标准。
根据样品的毛管压力资料计算喉道半径对渗透率的贡献值，当渗透率的贡献值累积达999%时所对应的喉道半径，相当于岩石中流体难流动的临界孔喉半径（叶庆全等，2002），此时小于该值的孔喉半径对渗透率几乎没有意义。因此，可把渗透率累积贡献值为999%时所对应的孔喉半径视作喉道下限Rc。
储层孔隙结构研究发现，没有哪一个特征参数与退汞效率、退汞饱和度之间呈现较好的相关关系（表3-2-5）。这也说明影响SE,Ew的因素较多，没有哪一个单一因素占绝对优势。
表3-2-5 孔喉特征参数与退汞饱和度、退汞效率的关系
近几十年来，不少研究者用某些孔隙结构参数来评价储层孔隙结构，获得了较好的效果[72]。杜林（FALDullien）等建立了结构难度因子（D）与水湿系统三次采油残余油饱和度间的相关关系[73]。随后白托拉（vKBatra）和杜林[74]基于结构难度因子D中的重积分项接近于1，而平均孔隙半径 比平均喉道半径 大得多，与 相比，将 忽略，简化了结构难度因子的计算。结果表明， 与表面活性剂驱的驱油效率也具有很好的相关性。瓦特洛和卡森[75]（NCWardlaw and JPCassan）把高压压汞的退汞效率同用相对渗透率实验测得的水驱油效率进行比较，发现两者具有很好的相关性。王传禹、杨普华[76]根据孔隙的迂曲度（Φp）和相对分选系数（D）提出了表征孔隙结构的特征参数（1/DΦp），它与岩样的驱油效率、空气渗透率的相关性较好。沈平平等[77]提出了砂岩储层的均质系数 。结果表明，在强水湿和强油湿系统中，a与驱油效率的相关性都很好。罗明高等[78]利用多种统计学方法统计孔隙度、渗透率、中值半径等参数的分布，对储层微观孔隙结构进行研究。马明福等[79]（2001）从微观非均质性的角度对低渗透储层进行了研究，取得了一定认识。另外，国内学者还比较了低渗透储层与中、高渗储层孔喉特征参数的差别；提出以填隙物场的观点认识低渗透储层微观孔隙结构；利用数值实验的方法，从微观尺度上研究岩石的复杂孔隙结构；基于分形理论，提出以微观孔隙结构的复杂度对储层进行定量表征；利用X-CT成像技术中的CT值对特低渗透储层孔隙结构进行定量评价，取得了较好效果；利用平均喉道半径和主流喉道半径参数对大庆和长庆的低渗储层孔隙结构进行对比，发现两者喉道发育程度有较大不同。
上述前人所提出的储层孔隙结构特征（评价）参数，大都是基于中、高渗储层，对于中、高渗储层有较好的适用性和应用效果。但对于低渗及深层高压低渗透储层基于常规压汞技术还没有一个较为满意的储层孔隙结构评价参数。在此笔者基于压汞实验的结果参数（退汞效率和退汞饱和度）提出以退汞饱和度与退汞效率的乘积作为评价该类储层孔隙结构的综合参数。退汞饱和度对应于油田开发的可动资源量及产能，退汞效率对应于油田开发中的最终采收率，影响两者的因素相当复杂。只有两者达到最佳匹配时认为是最优的低渗透储层。其计算公式：
E=Ew×SE
式中：E为储层孔隙结构综合评价参数；Ew,SE为退汞效率、退汞饱和度，%。
这里E值过小，故将其放大100倍，并不影响评价结果（图3-2-5；表3-2-5）。图3-2-5为储层孔隙结构综合评价参数E的分布。从图中可以看出，E的分布具有明显的三段式，两端为陡峭段，中间为平缓段。按散点的分布可将特低渗透储层孔隙结构分为三类。当E小于290时储层孔隙结构较差，表现出较低的E值，定为Ⅲ类储层。当E值大于1121时，表现为较好的孔、喉特征，定为Ⅰ类储层。中间段E在290～1121范围，定为Ⅱ类储层。
图3-2-5 储层综合评价参数E的分布
图3-2-4，图3-2-5，图3-2-6具有相同的规律，即随着储层物性变好，SE,EW,E有变好的趋势且上述相关性较差。究其原因是深层高压低渗砂岩储层非均质性强，且物性越好，非均质性越强；非均质性越强，SE,Ew,E的变化越不稳定。由表3-2-6可知，储层分类结果与储层物性并不存在明显的相关关系，也就是说物性对储层分类结果的控制作用不大。说明深层高压低渗砂岩储层，影响开发效果的决定性因素不是物性，而是储层非均质性（储层非均质性越强，控制储层的因素越复杂）。分析表3-2-6，各类储层间某一物性或孔喉特征参数的差别并不明显。可见，深层高压低渗砂岩储层微观孔隙结构的影响因素较多，单纯强调某一因素、或某几个因素都是片面的。
图3-2-6 物性与综合评价参数（E）的相关关系
表3-2-6 储层综合评价分类结果
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