CN103645125B - 一种致密油储层渗流能力的评价方法和系统 - Google Patents

Abstract

本申请提供了一种致密油储层渗流能力的评价方法，所述方法包括：获取所述致密油储层中长石的第一含量；分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度。本申请总结了长石族矿物对致密油储层储渗能力的贡献及在储层评价中的优先级，对今后致密油储层的评价和开发提供依据。

Description

一种致密油储层渗流能力的评价方法和系统

技术领域

本发明涉及油气田勘探和开发的技术领域，特别涉及一种致密油储层渗流能力的评价方法和一种致密油储层渗流能力的评价系统。

背景技术

随着油气勘探开发的不断发展，非常规油气的存在打破了传统的油气成藏理论和思维模式，在现有的经济技术条件下显示出了巨大的潜力。非常规油气包括致密气、页岩气、煤层气、致密油、页岩油和油砂等。致密油是致密储层油的简称，泛指与生油岩层系互层共生或紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩、致密火山岩、致密变质岩等渗透率小于1×10^-3μm²的储层中聚集的石油资源。致密油通常源储一体或紧邻，一般大面积层状连续分布，无明显的圈闭与油气水界限，含油条件好，储量大，但需要借助压裂等技术手段才能实现经济开采，是继页岩气之后的又一勘探热点领域。

有压力差时岩石允许液体及气体通过的性质称为岩石的渗透性，渗透率是岩石渗透性的数量表示。它表征了油气通过地层岩石流向井底的能力，是开发油层的重要参考标准之一。而一般而言，渗透率是孔隙特性的反映。孔隙开度越大，孔隙数目越多，渗透率就越高。

但是，非常规油气储集空间主体为纳米级孔喉系统，局部发育微米～毫米级孔隙，其中页岩气储层孔径为5nm～200nm，致密灰岩油储层孔径为40nm～500nm，致密砂岩油储层孔径为50nm～900nm，致密砂岩气储层孔径为40nm～700nm。

显然，以孔隙为主要影响因素的渗透率在致密油的勘探开发过程中并不适用，无法准确评价其渗流能力。

因此，需要本领域技术人员迫切解决的一个技术问题就是：如何能够提供一种渗流能力的准确的评价方法，适用于孔喉不发育的致密油。

发明内容

本申请所要解决的技术问题是提供一种致密油储层渗流能力的评价方法，准确评价致密油储层的渗流能力。

相应的，本申请还提供了一种致密油储层渗流能力的评价系统，用以保证上述方法的实现及应用。

为了解决上述问题，本申请公开了一种致密油储层渗流能力的评价方法，所述方法包括：

获取所述致密油储层中长石的第一含量；

分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度。

优选地，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

优选地，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

优选地，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述预设规则包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。

本申请还公开了一种致密油储层渗流能力的评价系统，所述系统包括：

第一获取模块，用于获取所述致密油储层中长石的第一含量；

第二获取模块，用于分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

评价结果获取模块，用于按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度。

优选地，所述系统还包括：

第三获取模块，用于获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

优选地，所述系统还包括：

第四获取模块，用于获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述系统还包括：

第五获取模块，用于获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

优选地，所述系统还包括：

第六获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述系统还包括：

第七获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

优选地，所述预设规则包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。

与背景技术相比，本申请具有以下优点：

本申请总结了长石族矿物对致密油储层储渗能力的贡献及在储层评价中的优先级，对今后致密油储层的评价和开发提供依据。

本申请通过铸体薄片鉴定、高分辨率场发射扫描电镜观察、高压压汞实验和恒速压汞实验，对研究区延长组长6油层的孔喉类型、孔喉结构与分布特征进行分析，并综合多种分析测试资料从沉积作用、成岩作用、构造作用三个方面总结致密油储层孔渗的影响因素。

附图说明

图1是本申请的一种致密油储层渗流能力的评价方法实施例的步骤流程图；

图2是本申请本申请的研究区长6油层碎屑颗粒直方图；

图3是本申请的研究区长6油层填隙物直方图；

图4a-图4b是本申请的研究区岩心CT扫描图；

图5a-图5c是本申请的研究区储层孔喉分布示意图；

图6是本申请的研究区长6油层毛管压力曲线示意图；

图7是三长石混溶图；

图8a-图8f是本申请的研究区长6油层的长石族矿物的脆性及差异溶蚀的示意图；

图9a-图9d是本申请的研究区长6油层的长石含量与孔隙度的关系示意图；

图10a-图10d是本申请的研究区长6油层的长石含量与渗透率的关系示意图；

图11是本申请的研究区长6油层的样品2和样品10毛管压力曲线的示意图；

图12是本申请的一种致密油储层渗流能力的评价系统实施例的结构框图。

具体实施方式

为使本申请的上述目的、特征和优点能够更加明显易懂，下面结合附图和具体实施方式对本申请作进一步详细的说明。

参照图1，示出了本申请的一种致密油储层渗流能力的评价方法实施例的步骤流程图，具体可以包括如下步骤：

步骤101，获取所述致密油储层中长石的第一含量；

步骤102，分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

步骤103，按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度。

长石是分布十分广泛的重要造岩矿物，占地壳总重量的55%，在岩浆岩中的含量最多，也是构成沉积岩的主要骨架矿物之一。在沉积岩储层孔隙类型中，长石溶孔是一种重要的次生孔隙类型，因此，长石与致密油储层微观储渗条件有着必然的联系。长石族矿物由于元素组成和晶体结构存在差异， 在相同地层条件下的力学性质和溶解性有所不同，对致密油储层储渗条件的影响也有强弱之分。

为使本领域技术人员更好地理解本申请实施例，在本说明书中，将以鄂尔多斯盆地陕北斜坡带东部七里村油田某区块作为致密油储层渗流能力的评价的一种示例进行说明。

本实施例中，对研究区74个岩石薄片、83个铸体薄片进行了鉴定，利用高分辨率场发射扫描电镜对24个喷碳探针薄片进行了观察，对110个样品进行了粒度分析，参与完成了30个样品的高压压汞实验、10个样品的恒速压汞实验、22个样品的CT扫描实验、10个样品的核磁共振实验和16个样品的X衍射实验（参照表1）。

表1岩石实验统计表

编号实验名称	样品个数	编号	实验名称	样品个数
					1岩心CT扫描	22	6	高压压汞实验	30
2岩石薄片鉴定	74	7	恒速压汞实验	10
					3铸体薄片鉴定	83	8	X衍射实验	21
4场发射扫描电镜	24	9	核磁共振实验	10
					5元素能谱测量	24	10	粒度分析	110

参照图2，示出了本申请的长6油层碎屑颗粒直方图。

参照图3，示出了本申请的长6油层填隙物直方图。

根据研究区取心井长6油层74块样品的普通薄片鉴定资料分析，长6油层的岩石类型主要为中细粒～细粒岩屑长石砂岩，碎屑分选中等、磨圆度多为次棱角状，矿物成分成熟度低，结构成熟度较高。砂岩碎屑以长石、石英、岩屑、黑云母为主，含有少量重矿物。其中长石平均49.03%，其中斜长石最多，正长石次之，含有少量微斜长石和条纹长石。石英平均28.75%，黑云母平均1.89%，岩屑平均12.74%，以沉积岩岩屑为主，含有少量岩浆岩岩屑和变质岩岩屑。重矿物很少，平均不到1%。颗粒之间以线接触为主， 也可见凹凸接触和少量点接触。胶结类型主要为接触式，其次为接触—孔隙式。

填隙物总体含量8%～16%，平均12.51%，填隙物以胶结物为主，杂基含量较少，胶结物主要由方解石(0.5%～12.3%)、浊沸石（0.5%～5.3%）、伊利石（1.5%～10.9%）、绿泥石（0.8%～3.1%)、长石及石英（0.5%～1.1%）的次生加大组成。方解石含量具有较强的非均质性，局部很高，可达10%，大部分含量在1%～5%之间，平均含量3.62%。伊利石发育也较普遍，平均含量2.89%。此外,还有假杂基化的水云母，极少量铁方解石、重晶石和黄铁矿等。

孔隙结构是指孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其连通状况。掌握储层的微观孔隙结构特征及分布，对于揭示致密油储层开发特征产生的原因、以及研究剩余油的分布规律和提高采收率都有着非常重要的意义。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S1，获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

通过研究区长6油层83块样品的铸体薄片和24块样品的扫描电镜观察，可以看出，储层孔隙类型主要为粒间孔、溶蚀孔和极少量的微裂缝。

绝大多数原生粒间孔内沿颗粒边缘生长有伊利石等粘土矿物，使孔隙成为残余孔隙，是致密油储层的主要孔隙类型之一。溶蚀孔包括粒间溶孔、粒内溶孔和胶结物溶孔，粒间溶孔发育较少，主要沿长石或岩屑的边缘溶蚀成不规则的港湾状。粒内溶孔主要是长石的粒内溶蚀，一般沿长石解理发育微小溶孔或溶缝，也可以是颗粒大部分甚至整体被溶蚀形成的粒内溶孔或铸模孔。这些粒内溶孔与粒间残余孔隙连通，对改善致密油储层渗透率具有重要的作用。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S2，获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含 量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

胶结物溶孔主要是浊沸石和方解石的溶蚀，也在一定程度上改善了储层的渗流条件。微裂缝在致密油储层中的分布表现出很强的非均质性，数量很少。喉道为连通孔隙的狭窄通道，通过铸体薄片和扫描电镜观察，研究区储层的喉道不足0.5μm，粘土矿物都很难生长，喉道类型主要为片状、弯片状及管束状。这些储集空间以不同的形式叠加组合，从而构成了长6储层的孔喉组合。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S3，获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

CT是计算机断层成像技术（Computed Tomography）的简称，CT扫描成像技术能够在不改变岩心外部形态和内部结构的前提下，对岩心的密度分布及内部孔隙结构进行定量表征。对于干燥的岩心，CT数和岩心致密度成正比，CT数越高的区域岩心越致密，孔喉越不发育，CT数越低的区域岩心越疏松，孔喉相对较发育。参见图4a和图4b，通过对研究区22块岩心的CT扫描实验，得到CT数的平均值为2175，与标准贝雷砂岩岩心相比，研究区储层的CT数高出约一倍，因此该区块属于低孔特低渗砂岩储层。

根据30块样品的高压压汞和10块样品的恒速压汞实验数据统计，长6储层孔隙度主要分布在6%～8%之间，平均值为7.06%，渗透率主要分布在0.05×10^-3μm²～0.15×10^-3μm²之间，平均值为0.099×10^-3μm²。参照图6，毛细管压力曲线可以反映孔喉大小分布，根据压汞曲线的形态和定量参数可以总结出储层的孔隙结构特征。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S4，获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

排驱压力是非湿相开始进入岩样最大喉道的毛管压力。长6油层的排驱压力很高，主要分布在0.3MPa～2.1MPa之间，平均1.548MPa，说明储层的最大喉道半径很小，渗透性很差。中值压力是在驱替毛管压力曲线上饱和度为50%时相应的毛管压力值，对应的喉道半径称为中值半径。中值压力越小，中值半径越大，说明储层的孔渗性越好。长6油层的中值压力主要分布在3MPa～10MPa之间，平均8.11MPa，中值压力较大，中值半径分布在0.05μm～0.20μm之间，平均0.396μm，以微细喉道和微喉道为主。平均孔隙直径为158.75μm，取压汞资料中的中值半径作为喉道半径平均值，孔喉比较大，平均值为211.67。参照图5a-图5c，孔喉组合类型主要为小孔隙微喉道型和小孔隙微细喉道型，孔喉大小分布见表2。

表2研究区长6油层储层孔隙和喉道大小分级统计表

需要说明的是，孔隙大小分级标准据邸世祥；喉道大小分级标准据长庆油田。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S5，获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

分选系数反映孔喉大小的均一程度，分选性越好，分选系数就越接近于0，毛管压力曲线上会出现一段水平的平台，分选较差，毛管压力曲线就是倾斜的。研究区长6油层的分选系数介于1.7～2.8之间，平均值为2.108，分选中等，毛管压力曲线倾斜不大。歪度反映孔喉众数的相对位置，表示孔 喉分布的对称性，对称分布的歪度为0，歪度大于1为粗偏，歪度小于1为细偏。研究区长6油层的歪度主要介于0.3～0.5之间，平均值为0.363，也说明孔喉分布偏细孔喉型。孔隙结构受沉积和成岩作用的控制,在长6油层组中的分布不均匀。较细的喉道很容易被粘土矿物堵塞，成为影响储层渗流能力的主要因素。

在本申请的一个优选实施例中，所述预设规则包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。

本申请所配置的权重可以按照沉积作用、成岩作用、构造作用中的一个或多个配置，本申请对此不加以限制。

需要说明的是，权重可以是配置于长石的第一含量、中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和、钠长石的第四含量、浊沸石的第五含量、方解石的第六含量、绿泥石的第七含量、粒内溶孔的第八含量、粒间残余孔隙的第九含量孔喉的中值压力、中值半径、孔喉的分选系数、歪度中的一个或多个，也可以独立配置于某个公式中，还可以是其他形式的配置，本申请实施例对此也不加以限制。

储层的形成基本上经历了三种地质作用，即沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积作用对储层的控制主要表现在对岩性的控制，成岩作用和构造作用对储层的孔渗起着改造作用，这三种作用对储层物性的控制即是相互联系的，在不同方面作用的大小又是不同的。

沉积作用是影响储层物性的地质基础，沉积相带在宏观上控制着岩石结构（碎屑的粒度、分选性、磨圆度、排列方式及其含量），岩石结构控制着储层的原始孔渗。在三角洲相砂体中，河口坝砂体储层物性好，其次为水下分流河道砂体、远端席状砂和三角洲平原分流河道砂体，而在主砂体展布带内，砂体中心部位储层物性相对好，向两侧储层物性逐渐变差。颗粒粒径与孔隙大小成正比，渗透率与孔隙大小的平方成正比，颗粒粒径越大，渗透率也越大。在其他条件相同时，砂岩的分选越好，其抗压实作用越强，孔隙度越高。不同沉积体系的储层非均质程度也不同，远物源的沉积体系由于搬运距离远，岩石结构成熟度较高、成分成熟度较低。近物源的沉积体系由于搬 运距离近，分选和磨圆度不好，岩石排列方式复杂，非均质性强，储层纵横向变化比较明显。

鄂尔多斯盆地延长组为一套陆相河流—三角洲—湖泊相沉积体系，研究区发育三角洲前缘亚相，从岩心观察和CT扫描成果图中均可见平行层理，以长6₂ ²小层砂体分布最广泛，主要发育水下分流河道微相，可见矿物颗粒沿古水流方向紧密排列，平行水流方向孔隙喉道相对发育，渗流条件较好。

在沉积作用的基础上，成岩作用是控制储层物性变化的主要地质营力。依据成岩阶段划分标准，鄂尔多斯盆地延长组古地温为90℃～120℃，镜质体反射率0.57%～0.98%，平均0.75%，长6油层普遍处于晚成岩早期。伊利石及伊蒙混层含量较高，占据了大量的孔隙和喉道，仅剩下残余粒间孔,长石溶孔发育。

压实作用是沉积物沉积后在其上覆水体或沉积层的重荷下或在构造形变应力的作用下，发生水分排出、原始孔隙度降低、体积缩小的作用，可使矿物颗粒发生滑动、转动、位移、变形、破碎。随着沉积物埋深的加大，压实作用增强，颗粒接触方式由点接触转为线接触、凹凸接触甚至缝合线接触，矿物颗粒破碎程度增加。如果储层中石英含量较高，则抗压实能力较强，原生粒间孔损失较小。通过岩石薄片可以看到，黑云母被挤压变形，说明压实作用很强。同时，压实作用也会造成脆性矿物的破碎，这又在一定程度上改善了储层的孔渗。研究区可见长石沿解理和双晶面破碎，长石族矿物由于脆性差异，在相同地层条件下的脆性及对孔渗的贡献也不同。

胶结作用充填原生孔隙降低了储层的原始孔隙度，但也为溶解作用对孔渗的改造提供了物质基础。研究区长6油层的主要胶结物类型为钙质胶结和浊沸石胶结。方解石含量可达10%，甚至更高，钙质胶结比较致密，使原始孔渗降低。浊沸石对钙离子和硅离子的消耗限制了碳酸岩和石英的沉淀，在浊沸石发育的层位和地区，钙质胶结和硅质胶结相对不发育，储层储渗条件相对较好。因此，填隙物成分在平面上的变化对储层具有一定的控制作用。

在本申请的一个优选实施例中，所述方法还可以包括如下步骤：

步骤S6，获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

自生粘土矿物也可以对储层起到改造作用，绿泥石多呈颗粒包膜或孔隙衬边的形式产出，它可以吸附原油堵塞孔隙导致储层渗透率下降，其吸附作用也会造成原油流动能力降低，但绿泥石环边形成之后，岩石骨架颗粒间的相对位置便基本稳定，抗压实能力增强，从而使各种类型的孔隙不会因压实作用而显著减少，同时，绿泥石环边阻止了矿物的生长，使粒间孔隙得到了较好的保存，综合这两方面的因素，绿泥石在储层演化中的作用是积极的，其含量相对高的地方，储层物性相对较好，因此，绿泥石也是储层物性好坏的指示矿物。

溶解作用是改善致密油储层孔渗的主要因素，其中长石溶孔是最主要的次生孔隙类型。溶解作用主要包括大气淡水淋滤作用和有机酸溶解作用。大气淡水淋滤作用主要发生于浅层或邻近不整合面附近的储层中，例如延长组在印支期暴露地表并遭受大气淡水的淋滤作用，水体交换强烈，因此长2储层溶蚀作用较强。有机酸溶解作用主要发生于生油门限深度以下以及紧邻烃源岩的储层中。有机质热演化脱羧基作用形成的大量有机酸和CO₂进入孔隙流体中，使孔隙水呈酸性。酸性流体通过裂隙进入储层并促使其中不稳定的碎屑颗粒及胶结物发生溶解，使储层物性得到改善。长6储层靠近长7烃源岩层，溶解作用主要发生在早成岩晚期和晚成岩早期，特别是晚成岩早期的溶蚀作用对储层次生溶孔的形成最为重要。溶蚀孔隙的形成必然要求一定量容纳酸性介质的原生孔隙，由于早白垩世末期延长组的有机质才成熟，并产生大量酸性流体，而此时延长组砂岩由于长期的压实和胶结作用已经非常致密，酸性流体的渗透扩散受到阻碍，因此长6储层基本以长石颗粒或含长石的岩屑颗粒溶蚀为主，早期碳酸盐胶结物溶解作用形成的次生孔隙含量不高。酸蚀作用也会造成浊沸石溶蚀，形成次生孔，起到改善储层储渗条件的作用。

研究区长6油层长石溶孔较发育，对储层孔隙度的贡献大约20%，长6油层的孔渗分布具有非均质性，一般在长石含量较高，次生孔喉发育的区域 渗流条件较好。不同长石的溶蚀特征存在差异，对储层孔渗贡献的大小也有所不同。

构造作用控制着沉积环境和成岩作用，在宏观上控制着储层的物性。鄂尔多斯盆地是在华北克拉通上经过长期演化叠加形成的中生代沉积盆地，在印支期以前，盆地的基底为东倾，印支期在构造积压的作用下东部开始隆起，燕山期强烈的构造挤压使盆地东部大幅度抬升，抬升幅度至少在3km以上，盆地大部分地区变为一个西倾的单斜，喜马拉雅期盆地进一步抬升，盆地最终成为东翼宽缓，西翼陡窄的不对称向斜，地层平缓，局部发育差异压实形成的低幅度鼻状隆起。

构造作用在成岩后期的改造作用对岩石的性能的影响主要表现在使岩石破碎而形成裂缝。裂缝的存在不仅提供了油气运移通道，也为大气淡水和酸性流体进入储层提供了通道，有利于次生孔隙的形成，从而改善储层的物性。因此，构造作用在局部地区对储层物性具有较大的改善作用。

长石族矿物的物理性质比较相似，晶体多呈短柱状或板状，颜色浅，为灰白色或肉红色，玻璃光泽，摩氏硬度为6.0～6.5，相对密度2.5～2.8，两组完全解理，分别平行{010}和{001}，解理夹角在单斜长石中为90°，在三斜长石中近于90°。长石族矿物在薄片中无色，干涉色多为一级灰白，双晶较为普遍，且种类较多，如卡斯巴双晶、钠长石双晶、卡钠复合双晶、聚片双晶、格子状双晶等。天然长石主要有四种基本组分，分别为钾长石（KAlSi₃O₈，Or）、钠长石（NaAlSi₃O₈，Ab）、钙长石（CaAl₂Si₂O₈，An）和钡长石（BaAl₂Si₂O₈，Cn）。

自然界中钡长石很少见，故一般的长石分类共有三个端元组分，即钾长石（Or）、钠长石（Ab）和钙长石（An）（参照图7），钾长石和钠长石在高温下可以形成完全类质同像系列，在低温下可以形成不完全类质同像系列，这两个系列统称为碱性长石亚族。该亚族的矿物根据钾钠含量的差别又分为：透长石、正长石、微斜长石和歪长石，其中富钾的透长石、正长石、微斜长石的结晶温度逐渐降低，富钠的歪长石结晶温度介于正长石和微斜长石之间，高温混溶区的长石在温度下降后可结晶析出条纹长石。碱性长石亚族 卡斯巴双晶较为常见，其中微斜长石常见格子状双晶。钠长石和钙长石在任何温度下都能形成完全类质同像系列，称为斜长石亚族。该亚族的矿物根据钠钙含量的差别又分为：钠长石、奥（更）长石、中长石、拉长石、培长石和钙长石，从基性的钙长石到酸性的钠长石，它们的结晶温度和色度均依次降低。斜长石双晶种类较多，以聚片双晶为主要特征，从钙长石到钠长石，聚片双晶的形态总趋势是由宽疏到细密，由参差不齐到比较平整，但一般钠长石双晶较奥（更）长石稀疏。钾长石和钙长石的互溶性虽然会随着温度的升高以及压力的增大有所增大，但它们一般不能相互混溶形成完全类质同像系列。三个端元之间不同程度的类质同像与K⁺、Na⁺、Ca²⁺的离子半径有关，Na⁺（r=0.099nm）和Ca²⁺（r=0.098nm）半径差最小，所以最易发生类质同像置换；K⁺（r=0.14nm）和Na+半径差稍大，高温下易发生置换，低温下不易置换；K⁺和Ca²⁺半径差最大且不等价，最不易发生类质同像置换。

长石属架状结构硅酸盐矿物，这种架状结构类似于石英，长石最重要的结构单元为[TO₄]（T=Si、Al等）四面体组成的四元环，K⁺、Na⁺、Ca²⁺等阳离子充填于四元环所围成的空隙中，四元环共角顶连接成链，链与链之间再以桥氧相连，构成整个架结构。由于一部分Si⁴⁺被Al³⁺代替，产生了多余的负电荷，这种络阴离子可以用[(Al_xSi_n-x)O_2n]^x-表示，从而引进架状骨干外的阳离子来进行中和。由于架状络阴离子中都存在有较大的空隙，且剩余负电荷偏低，因此，与之相结合的都是一些电价低、半径大、配位数高的阳离子，如K⁺、Na⁺、Ca²⁺、Ba²⁺等。

矿物的力学性质包括硬度、弹性、挠性、脆性、延展性、解理及裂理等。矿物的硬度是指当矿物受到刻划、研磨或压入等作用时，所表现出来的机械强度。岩石骨架矿物成分对力学性质有一定的影响，石英砂岩杨氏模量明显大于长石砂岩。可见砂岩的成分成熟度是判别岩石抗压强度的一个重要因素。矿物的弹性是指矿物在外力作用下发生弯曲形变，当外力解除后又恢复原状的性质。如云母、石棉等，其薄片被弯曲后，能够自动恢复平展。与弹性相反，矿物的挠曲性是指矿物受外力作用发生弯曲形变，当外力作用取消后不能恢复原状的性质。如滑石、绿泥石等，其薄片可以任意弯曲而不会自 动回复恢复平展。矿物的脆性是指矿物受外力作用时易破碎的性质，被刻划时容易出现粉末，刻痕无光滑感。大多数离子晶格的矿物具此种性质，如石盐、方解石等。矿物的延展性是指矿物受力后能发生塑性变形的性质，即在锤击或拉伸下，容易成为薄片或细丝的性质，这是具金属晶格矿物的一种特性，如自然金等。解理是当矿物受到外力作用后，能沿晶格中某一或某些面网发生破裂的固有性质，只有结晶质矿物才具有解理。解理面一般平行于化学键力最强的方向，平行于晶体中面网密度最大的面网，或平行于由异号离子组成的电性中和的面网。当相邻面网为同号离子的面网时，其间易产生解理。矿物的裂理是指某些矿物晶体在应力作用下，可沿着晶格内一定的结晶方向破裂成平面的性质，从现象上看，裂理和解理相似，但裂理不是矿物本身的固有特性，不直接受晶体结构控制，而取决于杂质的夹层及机械双晶等结构以外的非固有因素，如斜长石可沿聚片双晶的接合面方向滑移裂开。在这些力学性质中，矿物的脆性、解理及裂理与致密油储渗条件的关系最为密切。

石英和长石都具有架状的晶体结构，石英的每个硅原子以4个单键分别连结4个氧原子，构成硅氧四面体。这些单键中60%是共价键，40%是离子键，且各个方向的键力相等，因此无解理面形成。长石等架状硅酸盐矿物与石英的晶胞参数不同，[AlO₄]四面体取代了1/4的[SiO₄]四面体，其中Al-O键键长为0.176nm，Si-O键键长为0.160nm，因此晶体结构上有微小的改变。与石英一样，在长石晶体中，也是通过公共氧原子来实现环与环、链与链、键与键的连结的，但与石英不同的是，由于Al³⁺代替了一部分Si⁴⁺，使各向的连结力不同。连结环与环的公共氧的两侧均为Si-O键，受力均衡，因此结合很紧，不易断开，即使断裂也只能使长石出现不规则的断口。在键与键之间，由于存在骨架外阳离子，这些半径较大的阳离子与O^2-之间的离子键强度很低，加上键之间Si-O键密度也低，故连结力较弱，同时长石族矿物骨架外阳离子分布的地方是架状结构中空隙大的地方，相对也是结构较薄弱的地方，这些阳离子呈带状分布，因此产生{010}和{001}两组完全解理。

长石族矿物结构相似，但存在差异，在相同的环境下的脆性有所不同。 引起这些差异的主要原因是骨干外阳离子的大小和骨干内（即[TO₄](T=Si或Al)四面体中）Al³⁺代替Si⁴⁺占位是有序还是无序。阳离子越大，越能撑开整个架状结构，对称性越高；阳离子越小，越不能撑开整个架状结构，结构发生收缩变形，对称性变低。三种端元长石的骨架外阳离子中，K⁺、Na⁺、Ca²⁺的半径依次减小，撑开架状结构的能力依次减弱，晶体对称性依次变差。因此，钾长石属于单斜晶系，钠长石和钙长石属于三斜晶系。长石的有序度直接影响着晶体的对称和轴长，随着温度的降低，Al³⁺代替Si⁴⁺由无序向有序转变，有序程度越低，晶体对称性越差，轴长也越长。三种端元长石中，钙长石—钠长石—钾长石的结晶温度依次降低，有序度依次降低，晶体对称性依次变好，轴长依次减小，其中钙长石沿c轴的长度约是钠长石和钾长石的2倍。晶体的对称性越差、轴长越长，其脆性越强。因此，在相同应力条件下，钙长石最容易沿解理破裂。

长石族矿物在风化和埋藏过程中受大气淡水的淋滤作用以及酸性流体作用发生溶解，其溶解性受自身化学键以及温度压力的影响，通常是通过以下反应进行的：

2KAlSi₃O₈（钾长石）+2H⁺+H₂O＝Al₂Si₂O₅(OH)₄（高岭石）+4SiO₂+2K⁺

2NaAlSi₃O₈（钠长石）+2H⁺+H₂O＝Al₂Si₂O₅(OH)₄（高岭石）+4SiO₂+2Na⁺

CaAl₂Si₂O₈（钙长石）+2H⁺+H₂O＝Al₂Si₂O₅(OH)₄（高岭石）+Ca²⁺

3KAlSi₃O₈（钾长石）+2H⁺＝KAl₃Si₃O₁₀(OH)₂（伊利石）+6SiO₂+2K⁺

3NaAlSi₃O₈（钠长石）+K⁺+2H⁺＝KAl₃Si₃O₁₀(OH)₂（伊利石）+6SiO₂+2Na⁺

3CaAl₂Si₂O₈（钙长石）+2K⁺+4H⁺＝KAl₃Si₃O₁₀(OH)₂（伊利石）+3Ca²⁺

三种端元长石中，钙长石溶解反应的吉布斯自由能增量最低，并明显具有正的温度效应，因此，钙长石在低温条件下更易溶解。钾长石溶解反应的吉布斯自由能增量最高，并具有较大的负的温度效应，因此，钾长石在相对高温的埋藏成岩条件下更易溶解。钠长石溶解反应的吉布斯自由能增量中等，受温度影响不大，温度升高时其溶解性略有增强。与温度相比,压力对长石溶解反应的吉布斯自由能增量几乎没有影响。

此外，长石的溶蚀作用也受长石、粘土矿物之间物质转换等多因素的影 响。长石在浅埋藏条件下，主要溶解形成高岭石，随着埋藏深度增加，从酸性介质到碱性介质，高岭石的稳定性变差。如果有K⁺存在，则转化为伊利石；如果有Ca²⁺、Mg²⁺、Na⁺存在，则转化为蒙脱石或绿泥石。随着埋藏深度增加，如果孔隙水为碱性且有K⁺存在，蒙脱石向伊利石转化；如果有Fe²⁺、Mg²⁺存在，蒙脱石向绿泥石转化。

在埋藏成岩初期到古地温120℃～140℃的成岩阶段中，蒙脱石的含量是控制长石溶解的主要因素，蒙脱石向伊利石的转化是一个消耗K⁺的反应，这促进了钾长石的溶解，也导致钠长石在埋藏成岩条件下溶解相对较困难，并可能造成斜长石的钠长石化或自生钠长石的沉淀，如果砂岩骨架颗粒中缺乏钾长石，蒙脱石的含量也较少，此时形成的次生孔隙则主要由钠长石等酸性斜长石溶解提供。在古地温120℃～140℃以后的成岩作用阶段，钾长石和高岭石的含量控制着长石的溶解，因为较高温度下，钾长石的溶解和高岭石的伊利石化是两个相互促进的成岩反应。只要钾长石或高岭石没有消耗完，该反应就可以持续发生。

研究区长石溶蚀形成的次生孔隙占全部孔隙体积的20%左右。通过扫描电镜可以观察到不同矿物的溶蚀特征（参照图8a-图8f），通过元素能谱测量可以测出矿物中各元素的含量，从而确定出矿物的名称，参照表3。

表3图8a-图8f中矿物的元素原子数百分比

需要说明的是，样品“a-A”指的是图8a中A区矿物，其他的样品也是此种命名方式。

通过高分辨率场发射扫描电镜可以看到，石英由于晶体结构和化学性质比长石稳定，且抗压强度也比长石大，因此晶体比较完整，表面比较光滑，溶蚀孔隙和破裂都不发育，与次生孔喉产生的关系较小。

鄂尔多斯盆地长6油层的古地温为90℃～120℃，这种温度条件下，钾长石溶解反应的吉布斯自由能增量相对较低，反应较易发生。地层中蒙脱石向伊利石的转化也促进了钾长石的溶解，导致钠长石的溶解相对困难。在研究区地层条件下，钾长石等富钾的碱性长石溶解性较强，易沿解理溶蚀形成细长的溶蚀孔隙（样品a-A、b-A、c-A、d-A）或颗粒溶蚀（样品a-D）。

三种端元长石中，钙长石晶体的对称性最差，轴长最长，对应力最敏感，因此钙长石等偏基性的斜长石脆性较强，易沿解理碎裂成矩形的小块，各小块之间的微裂缝构成了新的喉道（样品a-B、e-A、f-A），这些喉道成群、成 带定向分布，构成喉道群落，有效的改善了致密油储层的渗透率。

钠长石的脆性和在地层条件下的溶解性分别介于钾长石和钙长石之间，其溶蚀孔隙和微裂缝均不太发育（样品a-C、b-D、c-C、d-B），因此钠长石等酸性斜长石与次生孔喉的关系相对较小。

长石是构成沉积岩的重要骨架矿物，在鄂尔多斯盆地致密油储层中的含量平均可达50%，钙长石等偏基性的斜长石具有较好的脆性，易沿解理破碎，钾长石等富钾的碱性长石在埋藏成岩过程中具有较好的溶解性，它们与次生孔喉密切相关，对储层孔渗的改造具有重要的控制作用。

长石族矿物在相同的条件下的力学性质和溶解性存在差异，这是其化学成分、晶体对称性和晶体轴长不同而导致的。三种端元长石中，钙长石、钠长石、钾长石的有序度依次增强，同时，骨架外阳离子K⁺（r=0.14nm）、Na⁺（r=0.099nm）和Ca²⁺（r=0.098nm）的半径依次减小，晶体对称性依次降低，晶体轴长依次增加。因此，钙长石脆性最强，最易破裂形成微裂缝，构成新的渗流通道。长石族矿物的溶解性还会受温度、压力及其与粘土矿物之间的物质转换等多因素的影响。在成岩作用中，钾长石溶解性最强，易沿解理溶蚀，也可以使致密油储层的储渗条件得到改善。

长石族矿物致密油储渗条件的影响不仅受矿物自身的力学性质和溶解性的控制，也会受到含量多少的影响。通过对研究区长6油层18个样品的X衍射实验，得到了砂岩中主要矿物的百分含量。长石类型以斜长石为主，钾长石含量较少，一般小于10%。

表4研究区长6油层主要矿物含量

参照图9a-图9d，研究区致密油储层的孔隙度受长石总含量变化的影响不明显，钾长石、钠长石和钙长石的含量与孔隙度的相关性均不明显。虽然,通过铸体薄片和扫描电镜观察均可以看到钾长石沿解理的溶蚀孔隙比较发育,钙长石破裂形成较多的微裂缝，但由于研究区钾长石的含量较低,因此,钾长石与孔隙度的关系不明显，钙长石形成的微裂缝主要构成喉道，改善了渗流条件，但对孔隙度的贡献不大。钠长石虽然含量较多，但溶解性和脆性介于钾长石和钙长石之间，溶蚀孔和微裂缝均不发育，因此，钠长石与孔隙度的关系也不明显。

参照图10a-图10d，研究区致密油储层的渗透率随着长石总含量的增加而增加，三种端元长石中，钙长石的含量与渗透率有较好的正相关性,钾长石和钠长石的含量与渗透率的相关性不明显。虽然，通过铸体薄片和扫描电镜观察可以看到钾长石沿解理的溶蚀孔隙比较发育，但由于研究区的钾长石一方面由于含量较低，另一方面溶蚀孔隙不一定为连通孔隙，因此，钾长石与渗透率的关系不明显。钙长石破碎形成的微裂缝成群成带构成了喉道群落， 有效的改善了渗流条件，使储层渗透率增大。钠长石虽然含量较多，但溶解性和脆性介于钾长石和钙长石之间，因此，钠长石与渗透率的关系也不明显。

从表4中可以看出，样品2和样品10中除了钙长石和钠长石含量差别较大，其他矿物含量以及孔隙度都比较接近，由于钠长石与渗透率的关系不明显，因此，样品2和样品10的毛管压力曲线的差异主要是钙长石含量不同导致的。

参照图11，从两个样品的毛管压力曲线可以看出，样品2和样品10的毛管压力曲线倾斜度不大,且比较接近,说明两个样品的分选比较接近。样品2的排驱压力比样品10的排驱压力高，说明样品2的最大喉道半径较小，渗透性较差。中值压力是在驱替毛管压力曲线上饱和度为50%时相应的毛管压力值，中值压力越小，中值半径越大，说明储层的孔渗性越好。样品2的中值压力明显大于样品10，且样品2的中值半径小于样品10，因此，样品10的孔渗性好于样品2。取高压压汞资料中的中值半径作为喉道半径平均值，样品2的孔喉比较大，样品2的孔喉组合类型为小孔隙微细喉道，样品10的孔喉组合类型为小孔隙微喉道，较细的喉道很容易被粘土矿物堵塞，是影响储层渗透率的主要因素。钙长石易沿解理破裂的性质为致密油储层贡献了新的喉道，有效的改善了致密油储层的渗流条件。

长石与致密油储层的储渗条件关系密切，长石含量越高的地区，储层储渗条件相对较好，长石含量可以作为鄂尔多斯盆地长6油层储层评价的一项重要指标。

长石族矿物的力学性质与溶解性影响着致密油储层的储渗条件，三种端元长石是长石族矿物中最具有代表性的。其中，钾长石在晚成岩早期的地层条件下的溶解反应最容易发生，它与大气淡水或埋藏成岩过程中的酸性流体相互作用，为储层贡献了次生孔隙。钠长石的溶解性介于钾长石和钙长石之间，因此，研究区长6油层长石族矿物溶解性的优先级为钾长石、钠长石、钙长石。

钙长石的脆性最强，易沿解理面或双晶面破裂，形成新的喉道群落，钠长石的脆性介于钾长石和钙长石之间，与次生喉道的关系不明显。因此，研 究区长6油层长石族矿物脆性的优先级为钙长石、钠长石、钾长石。

长石族矿物对储层孔渗的影响也受到含量的控制，研究区内钾长石含量较少，钙长石和钠长石的含量较高，因此，钾长石对储层孔渗的贡献不明显，钙长石破裂形成新的渗流通道对研究区致密油储层孔渗的改善起到了最主要的作用，因此，综合长石族矿物自身性质（晶体结构和稳定性）和含量的控制，在研究区长6油层，三种端元长石按对储层储渗条件贡献的大小排序，依次为钙长石、钾长石、钠长石。

综上所述，研究区长6油层组在钙长石或偏基性斜长石含量较多的层段渗透率较高，钙长石的脆性较强，压裂开发效果较好，这一成果认识不仅优化了压裂施工参数，为下一步合理高效开发致密油储层提供依据，而且对致密油储层评价也具有一定的指导意义。

本申请中的预设规则是本领域技术人员根据实际情况进行设定，可以是按照一定的公式计算获取一个评价值，可以是根据各个影响因素进行对比后获取对比值然后配置一定的权重然后按照一定的公式计算获取一个评价值，可以是将各个影响因素配置一个或多个权重画出多轴雷达式图等等，本申请对此不加以限制。

需要说明的是，影响因素可以包括长石的第一含量、中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和、钠长石的第四含量、浊沸石的第五含量、方解石的第六含量、绿泥石的第七含量、孔喉的中值压力、中值半径、孔喉的分选系数、歪度中的一个或多个，权重可以按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置的权重，本申请对此不加以限制。

参照图12，示出了本申请的一种致密油储层渗流能力的评价系统实施例的结构框图，所述系统可以包括如下模块：

第一获取模块1201，用于获取所述致密油储层中长石的第一含量；

第二获取模块1202，用于分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

评价结果获取模块1203，用于按照预设规则获取评价结果；所述预设规 则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度。

在本申请的一种优选实施例中，所述系统还可以包括如下模块：

第三获取模块，用于获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

在本申请的一种优选实施例中，所述系统还可以包括如下模块：

第四获取模块，用于获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

在本申请的一种优选实施例中，所述系统还可以包括如下模块：

第五获取模块，用于获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

在本申请的一种优选实施例中，所述系统还可以包括如下模块：

第六获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

在本申请的一种优选实施例中，所述系统还可以包括如下模块：

第七获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

在本申请的一种优选实施例中，所述预设规则可以包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。

对于系统实施例而言，由于其与方法实施例基本相似，所以描述的比较 简单，相关之处参照方法实施例的部分说明即可。

以上对本申请所提供的一种致密油储层渗流能力的评价方法以及一种致密油储层渗流能力的评价系统，进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理+解本申请的方法及其核心思想；同时，对于本领域的一般技术人员，依据本申请的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本申请的限制。

Claims (12)

1.一种致密油储层渗流能力的评价方法，其特征在于，所述方法包括：

获取所述致密油储层中长石的第一含量；

分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度；

其中，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

4.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

5.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述方法还包括：

获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

6.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述预设规则包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。

7.一种致密油储层渗流能力的评价系统，其特征在于，所述系统包括：

第一获取模块，用于获取所述致密油储层中长石的第一含量；

第二获取模块，用于分别获取所述长石中钙长石的第二含量、钾长石的第三含量和钠长石的第四含量；

评价结果获取模块，用于按照预设规则获取评价结果；所述预设规则包括所述长石的第一含量与对渗流能力的贡献度成正比，所述钙长石对渗流能力的贡献度大于所述钾长石对渗流能力的贡献度，所述钾长石对渗流能力的贡献度大于所述钠长石对渗流能力的贡献度；

其中，所述系统还包括：

第五获取模块，用于获取所述致密油储层中粒内溶孔的第八含量与粒间残余孔隙的第九含量；

所述预设规则包括所述粒内溶孔的第八含量与所述粒间残余孔隙的第九含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

8.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：

第三获取模块，用于获取所述致密油储层中浊沸石的第五含量和方解石的第六含量；

所述预设规则包括所述浊沸石的第五含量和所述方解石的第六含量分别与对渗流能力的贡献度成正比。

9.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：

第四获取模块，用于获取所述致密油储层中绿泥石的第七含量；

所述预设规则包括所述绿泥石的第七含量与对渗流能力的贡献度成反比。

10.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：

第六获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的中值压力和中值半径；

所述预设规则包括所述中值压力和所述中值半径之比与对渗流能力的贡献度成反比。

11.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述系统还包括：

第七获取模块，用于获取所述致密油储层中孔喉的分选系数和歪度；

所述预设规则包括所述分选系数和歪度分别与对渗流能力的贡献度成反比。

12.根据权利要求7所述的系统，其特征在于，所述预设规则包括按照沉积作用、成岩作用和/或构造作用配置权重。