CN110231268A - 一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法 - Google Patents

Abstract

本发明涉及一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法。主要解决了现有油水在储层岩石中赋存孔径分布特征不能完全反映储层实际情况的问题。其特征在于：在实施样品油水饱和度分析的取心层段上制备待测样品，依据取心样品油水饱和度分析数据及该样品与待测样品的核磁T₂谱分布情况，建立待测样品含水饱和度为储层真实含水饱和度的判别条件后，采用迭代法求取满足判别条件的待测样品储层真实的含水饱和度，再经磁共振T₂谱与孔径转换技术分析后，获得真实的被测样品孔径分布与储层油水赋存的孔径分布。该分析方法避免了以往油水在孔隙分布特征研究中油水在储层岩石中分布及其赋存孔径分布特征不能完全反映储层实际情况的弊端。

Description

一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法

技术领域

本发明涉及油气勘探开发技术领域，特别涉及一种致密储层岩石油水饱和度赋存孔径分布的分析方法。

背景技术

储层含油饱和度在不同孔径中的分布是提高储层认识、成藏机理研究、油田生产方案制定不可缺少的基础资料，核磁共振技术在油田岩心分析领域的应用为储层孔隙结构及其流体分布研究提供手段。目前，采用核磁技术研究油、水饱和度在不同孔径中分布主要是以高速离心脱水实验为基础，实验样品在预定离心力下脱水后，开展样品核磁共振测定实验，通过核磁共振T₂截止值或根据脱水后T₂谱分布确定实验样品可动与束缚水饱和度，进而获取束缚水与可动流体在不同孔径中的分布。该实验的束缚水与可动流体分布与离心力、离心时间直接相关，离心力大，离心时间长，获得束缚水饱和度较低。油气成藏是油气在储层温度压力下，经过漫长地质历史时期，在成藏动力驱动下克服岩石毛管等阻力而聚集。由于油气成藏条件、成藏动力难以确定，实验样品在储层中油水饱和度也不清楚，

因此采用上述模拟实验获得的储层含水饱和度不能全面反映储层含水饱和度分布特征，一批样品按此实验条件开展实验，对于物性条件好、岩性均质样品，能够得到与储层油水分布接近的实验结果，但对于物性差、孔隙结构复杂的致密岩石样品，获得实验结果与储层实际油水分布相差较大，不论哪种样品实验结果，由于没有资料能够说明实验结果与储层油水分布的一致性，因此，该实验获得的束缚水饱和度不能完全反映储层岩石水分布情况，只能是含水饱和度，不能成为束缚水饱和度，可动流体饱和度更不能称为含油饱和度。

也有采用不含氢核的模拟油驱替岩石样品(100％饱和水)中水，当驱替压力增加或在给定压力条件下不再有水被驱出，认为是该条件下岩石含水为储层束缚水，其对应于束缚水饱和度，驱出的水或驱进的油构成储层油饱和度。该实验除了油的粘度增大一些外，与离心实验存在同样问题，在成藏条件、成藏动力以及储层含水饱和度未知条件下，实验不能适应不同岩性的样品，仍具有局限性，有些样品实验结果与储层实际油水分布相差较大。

发明内容：

本发明的目的在于提供一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，提高致密岩油水赋存孔径分布分析的准确性与可靠性，同时缩短实验周期，提高工作效率。

本发明所要解决的技术问题是克服背景技术中存在的现有储层岩石油水赋存孔径分布分析技术获得的油水在孔径中分布及其特征不能完全反映储层实际情况的问题。

本发明解决其问题可通过如下技术方案来达到：该致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，包括以下步骤：

1)块状饱和度分析样品制备：在所取样品中间部位砸取10g-30g块状样品，并装入盛有定量乙醇的容器内密封后，记录所取岩心井深、取心筒次、本次取心块次等岩心位置信息，并描述岩心岩性、含有油性、外观颜色等信息，该样品为待测柱塞样品的平行样，故以下简称平行样或平行样品；

2)待测柱塞样品制备：在步骤(1)平行样品的同深度样品上，钻取2.5cm×2.5cm柱塞样品,在岩性、含油性、颜色，取样深度与块状样品保持一致，并记录样品编号、井深等位置信息，该样品以下简称待测样或待测样品；

3)柱塞饱和度样品制备：在新鲜待测全直径样品上用液氮冷冻冷却钻取2.5cm×2.5cm柱塞样品，称重、编号后装入盛有定量乙醇的钢质容器内密封，标注样品编号，记录样品井深，并描述岩心岩性、含有油性、外观颜色等信息；

4)含水量测定：步骤(1)平行样品或步骤(3)柱塞饱和度样品在盛有乙醇的容器内浸泡72小时后，置入115℃的恒温箱内恒温16h，再用气相色谱分析其乙醇内含水量，进而确定岩心含水量；

5)样品除油：采用有机试剂，除掉步骤(1)平行样品、步骤(2)待测样品或步骤(3)柱塞饱和度样品内的油。对于需要计算油水饱和度样品的步骤(1)平行样品或步骤(3)柱塞饱和度样品通过除油前后质量差计算该样品含油量；

6)孔隙度测定：采用高真空高压饱和方式即样品装入高压饱和罐内抽真空后加压饱和，测定步骤(1)平行样品、步骤(2)待测样品或步骤(3)柱塞饱和度样品的孔隙度；

7)样品筛选：按岩性、含油性、物性选取开展油水赋存孔径分布实验的步骤(2)待测样品，步骤(2)使待测样品与步骤(1)平行样品的孔隙度相差≤2％；

8)配置模拟地层水：根据样品所在地区的地层水资料，配置与地层水矿化度基本相同、水中阴阳离子基本一致的碳酸钠、碳酸钙型模拟地层水；

9)饱和地层水：采用高真空高压饱和方式，饱和模拟地层水，使筛选后的步骤(1)平行样品与步骤(2)待测样品或步骤(3)柱塞饱和度样品到达100％饱和模拟地层水；

10)100％水饱和平行样品核磁共振分析：对步骤(9)中100％饱和模拟地层水的平行样品进行核磁共振分析，获得所分析样品的T₂谱；

11)100％水饱和待测样品核磁共振分析：对步骤(9)100％饱和模拟地层水的待测样品或柱塞饱和度样品进行核磁共振分析，获得所分析样品的T₂谱；

12)被测样品初始值：根据待测样品与平行样品T₂谱分布情况，确定待测样品初始含水饱和度值；柱塞饱和度样品初始值为该样品饱和度测定值；

13)含水饱和度恢复：采用储层束缚水饱和度模拟技术，模拟油藏形成过程，使饱有地层水的步骤(2)待测样品或步骤(3)柱塞饱和度样品孔隙中的水按孔隙由大到小顺序排出，直至与给定步骤(12)的被测样品初始含水饱和度或步骤(15)再次确定待测样品含水饱和度的值一致为止；

14)储层含水饱和度样品核磁共振分析：按步骤(11)100％水饱和样品核磁共振分析的分析条件，测定具有步骤(13)含水饱和度的待测样品或柱塞饱和度样品核磁共振T₂谱；

15)含水饱和度判断：根据步骤(14)待测样品T₂谱与步骤(10)平行样品T₂谱分布情况，确定平行样品含水饱和度，当用待测样品表示的平行样品含水饱和度与岩心分析含水饱和度之差满足误差要求即辨别条件时，进行下一步(16)分析步骤，当二者不满足误差要求，根据步骤(14)待测样品T₂谱与步骤(10)平行样品T₂谱分布变化情况，再进一步确定待测样品含水饱和度，并重复步骤(13)、(14)、(15)；

16)压汞分析：获得储层含水饱和度的待测样品核磁分析后，测定压汞法毛细管压力曲线；

17)孔径转换：将步骤(11)待测样品或柱塞饱和度样品的T₂谱纵坐标转换成饱和度分量，横坐标转换成不同毛管压力，形成核磁法毛管压力曲线，该曲线与压汞法毛细管压力曲线拟合，拟合误差最小的毛管压力曲线对应的孔隙半径就是待测样品孔径分布。该核磁毛管压力曲线与T2谱之间存在一比例系数，该系数成为C值。

18)含油赋存孔径分布求取：依据步骤(17)C值将待测样品或柱塞饱和度样品具有步骤(14)储层含水饱和度条件下的T₂谱，转换成不同孔径下含水饱和度分布谱图，二者差减后可得到含油饱和度赋存孔径分布谱；

19)分析步骤：利用步骤1)、2)、4)、5)、6)、7)、8)、9)、10)、11)、12)、13)、14)、15)、16)、17)、18)即流程一或3)、4)、5)、6)、8)、9)、11)、13)、14)、16)、17)、18)即流程二或2)、6)、7)、8)、9)、10)、11)、12)、13)、14)、15)、16)、17)、18)即流程三测得储层岩石油水饱和度赋存孔径分布。

本发明与上述背景技术相比较可具有如下有益效果：

1.本发明方法是以与被测样品具有相同成岩、成藏条件的岩心分析饱和度数据为基准，在能够反映样品孔隙结构的核磁T₂谱控制下，求取被测样品含水饱和度即为储层束缚水饱和度，确保了本发明方法求取的储层岩石油水饱和度真实地反映了储层油水分布特征，提高了储层岩石油水饱和度恢复的准确性，克服了背景中所述方法的缺点。

2.本发明方法采用求取储层束缚水饱和度专有设备，求取被测样品含水饱和度，设备中增加了亲水性半渗透性隔板，也避免了排替流体从较大孔径的渗流，因此，油水在孔隙中的分布真实体现了储层油水赋存孔径分布特征。

3.本发明求取的样品饱和度反映了储层真实油水分布情况，及其储层油水赋存孔隙分布特征，而核磁T2谱与孔径的转换系数是在压汞法的毛管压力曲线控制下求取，因此，确保了本发明方法的岩石样品孔径分布以及油水赋存孔径分布分析准确、可靠，进而也保证了采用“束缚水饱和度”与“含油饱和度”为坐标绘制的油水赋存孔径分布图更加真实的显示了储层岩石油水赋存孔径的分布特征，避免了背景中所述方法用“可动流体饱和度”绘图而导致不能准确确定油水界线的弊端。

4.采用迭代技术求取目标值，而与目标值误差可以根据需要缩小，提高了储层含水饱和度测定的精确性，确保了能够满足不同的科研生产需求。

5.本发明为研究致密储层岩石油水在储层中赋存孔径分布提供了一种科学方法，该方法获得的结果真实、准确、可靠，而且该方法实验周期短，效率高，不涉及有毒有害物质，符合HSE分析化验理念。

附图说明

附图1是本发明的实施例中待测样品与平行样品T2谱分布对比图；

附图2是本发明的实施例中待测样品与平行样品T2谱分布关系图；

附图3是本发明的实施例中孔径转化效果图；

附图4是本发明的实施例中离心法储层岩石可动流体与束缚水赋存孔径分布；

附图5是本发明的实施例中按本专利提供方法油水赋存孔径分布图。

具体实施方式：

下面结合附图及其具体实施例将对本发明作进一步说明：

实施例1

该致密储层岩石油水饱和度赋存孔径分布的分析方法，实验采用的实验样品取自松辽盆地北部齐家—古龙凹陷扶余油层组的密闭取心，本次实验选取了有代表性且用于饱和度分析的平行样与待测样品，二者岩性、含油性一致，岩性主要是细砂岩、粉砂岩、以及含泥含钙粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩。

本次实验是在该储层钻井取心半年以后开展的，平行样块状样品油水饱和度分析是岩心从井筒提到地面后就开始取样分析，因此本次实验选用流程三。待测样品钻取采用水冷却方式，并按照中华人民共和国国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》规定制备柱塞样品。1、常规分析

密闭取心岩心从井底提到地面出筒后，现场制备了饱和度分析块状样品即属于待测样品平行样，采用乙醇热萃取法，按企业标准Q/SY DQ 1670-2015《致密砂岩含油饱和度检测方法》要求测定样品水饱和度，分析结果见表1。在开展储层岩石油水赋存孔径分布分析时，依据饱和度分析数据及其岩心资料，筛选了6块样品，并按中华人民共和国国家标准GB/T 29172-2012《岩心分析方法》规定进行除油与孔隙度测定，样品分析数据表具体情况见表1。

表1

2、饱和地层水

由地区同层位地层水资料了解到，该油层地层水属于NaHCO₃水型见表2，为避免水中离子含有的H核对样品的核磁共振测定产生影响，配置模拟地层水时用CO₃ ^-2替换HCO₃ ^-1离子(扶余油层地层水资料见表2)，配置成矿化度为4500mg/L的Na₂CO₃水型，即确保样品饱水不发生水敏，又保证了核磁共振测试的准确性。

表2

3、T₂谱分布

样品采用高真空高压饱和法确保样品100％饱和模拟地层水后，开展核磁共振分析，对比块状样品与柱塞样品T₂谱分布情况见图1。可以看出，4块待测样品与平行样品T₂谱分布范围一致，形状一致，分布幅度也基本一致，2块样品幅值相差较大，但核磁孔隙度均小于2％。

4、储层含水饱和度确定与求取

待测样品含水饱和度是以平行样品含水饱和度为基准，根据二者T₂谱分布情况而确定，二者T₂谱分布形状、范围、幅值，以及孔隙度均一致，二者近似通一块样品，可以相互替代，待测样品含水饱和度可采用平行块状样品含水饱和度为真值直接求取。待测样品与平行样品T₂谱分布形状、范围、幅值有差异，待测柱塞样品含水饱和度要依据二者T₂谱的分布与平行样品含水饱和度重新确定并求取。

见如图2所示，待测样品与平行样品T₂谱不同弛豫时间上分布幅值有差异，二者T₂谱围成的S₁、S₂区域差异较大，对于深度相同、岩性、含油性一致的平行样品来说，S₁、S₂区域是造成二者含水饱和度不同的主要原因，因此，确定了S₁、S₂区域油水分布比例关系，就可以求取待测柱塞样品含水饱和度。S₁、S₂区域油水分布比例求取方法是用已知岩心分析的平行样品含水饱和度及其核磁分析的T₂谱卡控待测样品含水饱和度而求取，即先给定S₁、S₂区域含水饱和度初始值，采用束缚水饱和度实验技术获得由S₁、S₂区域初始值与平行样品含水饱和度所组成的待测柱塞样品的含水饱和度，并测定该状态下待测样品核磁共振T₂谱，再根据T₂谱不同弛豫时间的幅值分布确定S₁、S₂区域水饱和度分布比例，获得待测柱塞样品含水饱和度新值，以及分析此状态待测样品核磁共振T₂谱，如此反复(迭代)，直至由S₁、S₂区域含水饱和度与待测柱塞样品含水饱和度所组成平行样品的含水饱和度与平行样品岩心分析的含水饱和度一致时为止。可以看到S₁、S₂区域油水分布比例求取过程也就是待测柱塞样品含水饱和度求取过程，求取方法如下：

1)、柱塞样品初始含水饱和度

从图可看出，待测样品含水饱和度为：

式中：

待测样品最终水饱和度，单位为％；

平行样品饱和度分析的含水饱和度，单位为％；

是S₁区域最终水饱和度，单位为％；

S₂ ^w是S₂区域最终水饱和度，单位为％。

从上文可知，待测样品含水饱和度求取是不断排替样品内水，逐步逼近样品真实含水饱和度，故设S₁、S₂区域含水饱和度为j为排替次数(实验次数)，j＝0时为初始值，初始值应大于待测样品真实值，故待测柱塞样品为最大含水饱和度时，初始值为：

柱塞样品初始含水饱和度为：

式中：

△S^W分析样品最大水饱和度允许误差，一般为5％；

为待测样品初始含水饱和度，单位为％；

S₁为S₁区域总饱和度，单位为％；

2)、柱塞样品含水饱和度确定

采用储层水饱和度实验模拟技术，排驱样品内水，使待测样品含水饱和度等于后，再测定该状态下的待测样品核磁共振T₂谱，并按下式转换纵坐标为饱和度分量的核磁共振T₂谱：

S1、S2区域不同弛豫时间饱和度分量为：

并计算待测样品在该区域不同弛豫时间(T2)下水饱和度分配比例系数与水饱和度，表达形式是：

式中：

S_Ti是待测样品弛豫时间为i时的饱和度分量，单位％；

φ_Ti待测样品核磁共振T₂谱的第i时刻的纵坐标孔隙度分量，单位％；

φ_总待测样品核磁法总孔隙度，单位％；

i为待测样品T₂谱弛豫时间，单位μm；

为平行样品弛豫时间为i时的饱和度分量，单位％；

△S_Ti是S₁、S₂区域不同弛豫时间i时的饱和度分量；

为第j(j＝1,2,3···)次排驱实验后核磁共振弛豫时间(T₂)为i时的水饱和度分量，单位为％；

S_ZTi待测样品100％水饱和时，核磁共振弛豫时间(T₂)为i时的水饱和度分量，单位为％；

待测样品含水饱和度在第j(j＝1,2,3···)次排驱实验后的核磁弛豫时间(T2)为i时的分配比例；

是S₁、S₂区域待测样品在第j(j＝1,2,3···)次排驱实验后的核磁弛豫时间(T2)为i时的水饱和度分量。

S₁、S₂区域含水饱和度为：

a、b、c为平行样品与待测样品T₂谱交点处弛豫时间(见图2)单位μm。

待测样品含水饱和度依据核磁共振T₂谱计算：

平行样品饱和度为：

待测样品储层束缚水饱和度求取的判别条件：

式中：

为S1区域第j(j＝1,2,3……)次排驱实验后含水饱和度，单位％；

为S2区域第j(j＝1,2,3……)次排驱实验后含水饱和度，单位％；

为待测样品第j(j＝1,2,3……)次排驱实验后含水饱和度，单位％；

为平行样品第j(j＝1,2,3……)次排驱实验后含水饱和度，单位％；

为平行样品饱和度分的含水饱和度，单位％。

当时(j＝0,1,2,3……)，以为待测样品目标水饱和度，采用束缚水饱和度实验技术求取目标水饱和度，并再次测定该状态下核磁共振T₂谱，获得新的待测样品含水饱和度再次比较关系，直至为止，此时为最终柱塞样品含水饱和度，T₂谱为该状态下含水饱和度T₂谱。

式中：

△S_Kj ^W为平行样品第j次排驱实验后含水饱和度与平行样品饱和度分的含水饱和度差值，单位％。

5、孔径转换

测定被测样品束缚水状态下核磁共振T₂后，开展压汞分析，获取毛管压力曲线分析数据，依据式(3)将被测样品的100％饱和地层水的T₂谱纵坐标转换成饱和度分量S_Ti，横坐标由式(11)转换成毛管压力P_Ci，形成核磁法毛管压力曲线。

依据式(11)选择不同C值，获得不同C值条件下的核磁法lg P_Ci～S_Ti毛管压力曲线，该曲线与压汞lg P_i～S_i毛管压力曲线拟合，选取式(12)误差最小δ的核磁法毛管压力曲线对应的C值，经式(11)将T₂谱弛豫时间转换成毛管压力，再经式(13)转换成孔隙半径。

毛管压力与孔隙半径关系：

式中:T_i为核磁T₂谱弛豫时间，单位，ms；

δ为误差,单位为Mpa；

p_i为压汞毛管压力，单位为Mpa；

p_ci为T2谱在一定C值下换算得到的核磁法毛管压力，单位为Mpa；

ω(p_ci)核磁法某c值下对应于p_ci的水饱和度谱频率分布，无量纲；

r_i为孔隙半径，单位，μm。

同样再利用式(3)、所求C值、式(11)、式(13)将具有储层含水饱和度条件下的T₂谱，转换成不同孔径下含水饱和度分布谱图，与被测样品100％饱和地层水的不同孔径含水饱和度分布谱差减后，可得到不同孔径下含油饱和度分布谱，进而得到储层油水赋存孔径分布。

图3是其中一块样品，可以看到，核磁共振T₂谱弛豫时间与压汞毛管曲线拟合后，获得岩石孔隙分布谱与压汞孔孔喉分布曲线是吻合的，但由于常规压汞法得到的孔隙分布反映的是某一级别的孔隙(或孔喉)所控制的孔隙体积，而不是样品所有孔隙的孔径分布，因此二者分布幅度是有区别的。

6、实验结果

为了对比，实验样品在100％饱和模拟地层水后，按行业标准推荐的离心力(密度＞2.6g/cm3时，推荐最佳离心力为150psi)进行了离心，并开展该状态下核磁T₂谱分析，然后样品再重新饱和模拟地层水，按本专利提供的方法开展油水赋存孔径分布分析，不同方法分析数据及对比见表3，分析情况见表3、图4、图5。

表3

从上述图表中可以看出，两种方法获得的储层不同流体饱和度分布及不同流体赋存孔径分布特征部分样品存在较大差异，标准推荐方法差异较大样品可动流体饱和度与储层岩石含油性不符，可动流体不能代表含油饱和度。

本专利提供的方法是用具有相同成岩、成藏条件的已知含水饱和度控制、求取待测样品束缚水饱和度，结果符合实际储层情况，获得不同流体分布规律能够真实反映出储层油、水分布规律，以及其赋存孔径分布。

可以看到，含油饱和度及其孔径分布情况是受储层岩石孔隙结构控制，随样品孔径分布不同而不同。岩石样品孔径有效分布范围大(不包括前后尾部)、形状平缓、峰值孔径偏于大孔径，其含油饱和度越高，油饱和度孔径分布的范围广、幅值大。而孔径分布范围小，形状越尖，峰值偏重小孔径，其含油饱和度越小，油饱和度分布范围窄且幅值小。

图5(见b、c)细砂岩，孔径大，分布范围宽，孔径分布范围介于3nm～10000nm之间，波形平缓，近似平顶峰或骆驼双峰形状，峰值孔径大于200nm。其油饱和度孔径主要分布在20nm～6000nm，其峰位孔径大于300nm，最小含油孔径在15nm以上，而含油饱和度在60％以上。取心含油性描述为油浸。

图5(d)粉砂岩，孔径分布范围变小，孔径分布范围一般在3000nm以内，形态变窄，呈现三角型峰，峰值向小孔径偏移，峰位孔径小于100nm，油饱和度孔径分布峰位孔径为150nm，最小含油孔径在15nm左右，油饱和度一般大于50％。

图5(a、e)含泥粉砂岩，孔径分布范围变窄，主要分布在2nm～2000nm之间，孔径分布形态三角型，后尾逐渐变长，峰值偏向小孔径，小于30nm，导致较大孔径的孔隙体积变小，对岩石孔隙贡献率变低。因此，含油饱和度分布幅度变低，孔径分布随之变小，油主要赋存孔径为15nm～1000nm，油饱和度峰位孔径小于50nm，油饱和度一般低于40％，取心含油性描述为油班。

图5(f)粉砂质泥岩，主峰分布范围更窄，形态更尖，峰值孔径只有低于10nm，孔隙主要贡献孔径分布为1nm～30nm，孔径分布主要贡献孔径不含有油，只有后尾部较大孔径或微裂隙含油，其孔径主要分布为50nm～500nm，油饱和度一般在10％以内。

从分析结果看，采用本专利分析技术，测定油水在不同孔径中的分布情况，反映了储层实际情况，得到了非常好的效果。

Claims (6)

1.一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：包括以下步骤：

1）块状饱和度分析样品制备：在所取样品中间部位砸取10g-30g块状样品，并装入盛有定量乙醇的容器内密封后，记录所取岩心井深、取心筒次、本次取心块次等岩心位置信息，并描述岩心岩性、含有油性、外观颜色等信息，该样品为待测柱塞样品的平行样，故以下简称平行样或平行样品；

2）待测柱塞样品制备：在步骤（1）平行样品的同深度样品上，钻取2.5cm×2.5cm柱塞样品, 在岩性、含油性、颜色，取样深度与块状样品保持一致，并记录样品编号、井深等位置信息，该样品以下简称待测样或待测样品；

3）柱塞饱和度样品制备：在新鲜待测全直径样品上用液氮冷冻冷却钻取2.5cm×2.5cm柱塞样品，称重、编号后装入盛有定量乙醇的钢质容器内密封，标注样品编号，记录样品井深，并描述岩心岩性、含有油性、外观颜色等信息；

4）含水量测定：步骤（1）平行样品或步骤（3）柱塞饱和度样品在盛有乙醇的容器内浸泡72小时后，置入115℃的恒温箱内恒温16h，再用气相色谱分析其乙醇内含水量，进而确定岩心含水量；

5）样品除油：采用有机试剂，除掉步骤（1）平行样品、步骤（2）待测样品或步骤（3）柱塞饱和度样品内的油；对于需要计算油水饱和度样品的步骤（1）平行样品或步骤（3）柱塞饱和度样品通过除油前后质量差计算该样品含油量；

6）孔隙度测定：采用高真空高压饱和方式即样品装入高压饱和罐内抽真空后加压饱和，测定步骤（1）平行样品、步骤（2）待测样品或步骤（3）柱塞饱和度样品的孔隙度；

7）样品筛选：按岩性、含油性、物性选取开展油水赋存孔径分布实验的步骤（2）待测样品，步骤（2）使待测样品与步骤（1）平行样品的孔隙度相差≤2%；

8）配置模拟地层水：根据样品所在地区的地层水资料，配置与地层水矿化度基本相同、水中阴阳离子基本一致的碳酸钠、碳酸钙型模拟地层水；

9）饱和地层水：采用高真空高压饱和方式，饱和模拟地层水，使筛选后的步骤（1）平行样品与步骤（2）待测样品或步骤（3）柱塞饱和度样品到达100%饱和模拟地层水；

10）100%水饱和平行样品核磁共振分析：对步骤（9）中100%饱和模拟地层水的平行样品进行核磁共振分析，获得所分析样品的T₂谱；

11）100%水饱和待测样品核磁共振分析：对步骤（9）100%饱和模拟地层水的待测样品或柱塞饱和度样品进行核磁共振分析，获得所分析样品的T₂谱；

12）被测样品初始值：根据待测样品与平行样品T₂谱分布情况，确定待测样品初始含水饱和度值；柱塞饱和度样品初始值为该样品饱和度测定值；

13)含水饱和度恢复：采用储层束缚水饱和度模拟技术，模拟油藏形成过程，使饱有地层水的步骤（2）待测样品或步骤（3）柱塞饱和度样品孔隙中的水按孔隙由大到小顺序排出，直至与给定步骤（12）的被测样品初始含水饱和度或步骤（15）再次确定待测样品含水饱和度的值一致为止；

14）储层含水饱和度样品核磁共振分析：按步骤（11）100%水饱和样品核磁共振分析的分析条件，测定具有步骤（13）含水饱和度的待测样品或柱塞饱和度样品核磁共振T₂谱；

15）含水饱和度判断：根据步骤（14）待测样品T₂谱与步骤（10）平行样品T₂谱分布情况，确定平行样品含水饱和度，当用待测样品表示的平行样品含水饱和度与岩心分析含水饱和度之差满足误差要求即辨别条件时，进行下一步（16）分析步骤，当二者不满足误差要求，根据步骤（14）待测样品T₂谱与步骤（10）平行样品T₂谱分布变化情况，再进一步确定待测样品含水饱和度，并重复步骤（13）、（14）、（15）；

16）压汞分析：获得储层含水饱和度的待测样品核磁分析后，测定压汞法毛细管压力曲线；

17）孔径转换：将步骤（11）待测样品或柱塞饱和度样品的T₂谱纵坐标转换成饱和度分量，横坐标转换成不同毛管压力，形成核磁法毛管压力曲线，该曲线与压汞法毛细管压力曲线拟合，拟合误差最小的毛管压力曲线对应的孔隙半径就是待测样品孔径分布；该核磁毛管压力曲线与T2谱之间存在一比例系数，该系数成为C值；

18）含油赋存孔径分布求取：依据步骤（17）C 值将待测样品或柱塞饱和度样品具有步骤（14）储层含水饱和度条件下的T₂谱，转换成不同孔径下含水饱和度分布谱图，二者差减后可得到含油饱和度赋存孔径分布谱；

19）分析步骤：利用步骤1）、2）、4）、5）、6）、7）、8）、9）、10）、11）、12）、13）、14）、15）、16）、17）、18）即流程一或3）、4）、5）、6）、8）、9）、11）、13）、14）、16）、17）、18）即流程二或2）、6）、7）、8）、9）、10）、11）、12）、13）、14）、15）、16）、17）、18）即流程三测得储层岩石油水饱和度赋存孔径分布。

2.根据权利要求1所述的一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：所述步骤2）在步骤1）所取全直岩心上，选取岩性、含油性一致的位置，钻取待测样品；步骤2）与步骤1）岩性、含油性尽可能一致，为后续样品对比奠定基础；步骤2）与步骤1）取样时间一般相差较长，样品内油水大量散失，含油性与岩心出筒时差异很大，因此应该以岩性为主。

3.根据权利要求1所述的一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：所述步骤4）样品含水量测定，根据所测样品的岩性、物性选择不同方法，物性好的砂岩选用色谱法或蒸馏法，致密砂岩选用乙醇热萃取；所述步骤4）中平行样品或待测饱和度样品是致密岩时，需放入115℃的恒温箱内恒温16h。

4.根据权利要求1所述的一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：所述步骤7）样品如果为液氮冷却的待测饱和度样品不用筛选，饱和度分析与赋存孔径分布分析采用同一块样品 。

5.根据权利要求1所述的致一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：所述步骤13）采用设备是储层束缚水饱和度实验设备，模拟储层条件采用不同压力排驱岩心内流体，获得不同含水饱和度；在待测样品含水饱和度恢复时，为避免驱替流体只从大孔径中流出，采用亲水半渗透性隔板，实验更符合实际。

6.根据权利要求1所述的一种致密储层岩石油水赋存孔径分布的分析方法，其特征在于：所述步骤19）是不同条件下分析方法，采用哪种方法是由实际情况决定的；方法一与方法三是采用平行样品开展饱和度分析，其平行样品柱塞样品开展油水饱和度赋存孔径分布实验，方法一包含了平行样品油水饱和度分析，方法三不包含平行样品饱和度分析，但该方法必须清楚块状样品含水饱和度，以及能够提供饱和度分析的平行样品；方法二岩心含油水饱和度与其赋存孔径分布实验是采在同一块岩心样品。