大庆石油学院学报
第30卷第2期2006年4月JOURNAL OF DAQING PET ROLEU M INS TIT UT E V o l.30No.2A pr.2006
收稿日期:20050524;审稿人:傅 广;编辑:陆雅玲
基金项目:中国石油天然气股份有限公司超前技术研究(20042-2)
作者简介:于俊波(1963-),男,硕士,高级工程师,主要从事石油地质方面的研究.基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征
于俊波1,郭殿军2,王新强2
( 1.中国科学院渗流流体力学研究所,河北廊坊 065007; 2.大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆
163853)
摘 要:低渗透储层喉道特征是决定储层物性好差的关键因素.为了解大庆布木格地区低渗透扶杨油层特点和渗流
特征,利用恒速压汞技术对该区扶杨油层孔隙特征进行了研究.结果表明,该地区渗透率低的主要原因是储层孔隙结构
中喉道半径过于细小所致.因此该地区整体投入有效开发难度较大.
关 键 词:恒速压汞法;扶杨油层;喉道;低渗透
中图分类号:TE122 文献标识码:A 文章编号:10001891(2006)02002204
大庆布木格地区位于龙虎泡背斜和敖古拉断裂带之间.由于该地区扶杨油层平均空气渗透率为2.3@10-3L m 2,孔隙度为13.29%,属于中-低孔、低渗储层,为了解大庆布木格地区低渗透扶杨油层储层特点及渗流特征,有效动用这部分难采储量,采用恒速压汞法进行储层物性特征研究[1].
1 基本原理
孔隙在结构上可划分为孔道和喉道.储层岩石微观结构决定其宏观储、渗性质,由微观孔隙结构参数计算岩石的宏观性质是石油工业中的一个重要研究领域.目前,压汞技术仍是获取微观孔隙结构定量资料的重要途径.常规压汞技术是在恒定某一进汞压力下,计算喉道半径,通过计量进汞量,计算对应于进汞压力的喉道控制体积;通过进汞压力实验,给出岩样中喉道大小分布.常规压汞实验只是给出了某一级别的喉道所控制的孔隙体积,并没有直接测量喉道数量
,因此只能给出喉道半径及对应的喉道控制体积分布.而这个分布由于掺杂了孔道体积的因素,所以并非是准确的喉道分布.而恒速压汞技术在实验过程中可测量喉道数量,并克服常规压汞技术的不足.由于恒速压汞技术能同时得到孔道和喉道的信息,更适用于孔、喉性质差别很大的低渗透、特低渗透储层.
图1 孔喉结构示意图2 恒速压汞原理 恒速压汞技术的进汞速度低,可
保证准静态进汞过程的发生.在此过
程中,界面张力与接触角保持不变;进
汞端经历的每个孔隙形状的变化,都
会引起弯月面形状的改变,从而引起
系统毛细管压力的改变,其过程见图
1和图2.图1为孔隙群落以及汞前
缘突破每个结构的示意,图2为相应
的压力变化.当进汞前缘进入到主喉道1时,压力逐渐上升,突破后,压力突然下降,见图2中的第1个压力降落O(1),然后汞逐渐将第1个孔室填满并进入下1个次级喉道,产生第2个次级压力降落O(2),逐渐将主喉道所控制的所有次级孔室填满.直至压力上升到主喉道处的压力,为一个完整的孔隙单元.主喉道半径由突破点的压力确定,孔隙的大小由进汞体积确定.喉道的大小及数量在进汞压力曲线上得到#
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明确的反映[2,3].
2实验数据分析
采用美国Coretest公司生产的ASPE730恒速压汞仪,对大庆布木格地区扶杨油层的岩心进行恒速压汞实验.进汞压力约为7M Pa,进汞速度为5.0@10-6mL/m in,接触角为140b,界面张力为485@10-5 N/cm.样品外观体积约为1.5cm3.
测得8块样品的喉道分布统计结果见表1.从表1可以看出,随着渗透率K增高,最大喉道半径、平均喉道半径以及主流喉道半径相应增大.K小于1@10-3L m的岩心,其最大喉道半径仅为1.6L m,平均喉道半径与主流喉道半径均小于1.00L m.K为(1~5)@10-3L m2的岩心,最大喉道半径约为3.0L m,平均喉道半径约为1.00~2.00L m,主流喉道半径约为2.00L m.K大于5@10-3L m2的岩心,最大喉道半径可达10.0L m,平均喉道半径约为4.00L m,主流喉道半径超过4.00L m.此外,相对分选因数有随渗透率增高而增加的趋势.说明低渗透岩心的渗透率越大,孔隙越不均匀.
表1所测样品的喉道分布统计结果
岩心号K/10-3L m2最大喉道半径/L m微观均质因数平均喉道半径/L m相对分选因数主流喉道半径/L m
19-2 5.58 3.20.525 1.820.397 2.09
18-219.308.70.399 3.960.496 4.76
14-3 2.83 3.00.570 1.800.308 2.10
8-20.09 1.60.2170.370.3590.40
23-20.220.80.6750.560.2520.58
21-218.8010.00.333 3.850.518 4.42
40.39 1.60.3630.610.3000.66
15-1 1.50 2.50.513 1.400.409 1.66
注:相对分选因数越小,说明喉道大小分布越集中于平均值,孔隙结构越均匀.
测得8块样品的孔道半径分布曲线见图3,喉道半径分布曲线见图4,喉道半径的累计分布曲线见图
5.从图3~5可以看出,布木格地区扶杨油层不同渗透率的岩心其孔道半径分布差别并不大,
其主要体现
图3测试样品孔道半径分布曲线
图4测试样品喉道半径分布曲线
在喉道半径分布曲线上.低渗透、特低渗透储层性质主要受喉道控制,喉道半径可决定储层性质,进而影响开发效果.从图4还可以看出,样品明显表现为3类:K小于1@10-3L m的岩心,平均喉道半径在1.0 L m以下处非常集中;K为(1~5)@10-3L m的岩心,平均喉道半径为1.0~2.0L m,喉道半径的分布相对有所展宽;K为(10~20)@10-3L m的岩心,平均喉道半径大于3.0L m,喉道半径的分布则比前2类宽得多,既有小于1.0L m的小喉道,也有5.0~7.0L m比较大的喉道.
测试样品渗透率与孔道半径关系见图6,测试样品渗透率与喉道半径关系见图7.从图7可以看出,储层性质受喉道而不是受孔道控制.
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第2期于俊波等:基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征
图5 测试样品喉道半径累计分布曲线
图6 测试样品渗透率与孔道半径关系
根据测试结果整理所测试的岩心喉道大小对渗透率贡献的关系曲线[4,5],其特征见图8.图8表明大
庆布木格地区扶杨油层不同渗透率级别岩心,其渗透率由不同级别的喉道半径所贡献.根据油层物性,如果储层渗透率主要由较大的喉道所贡献,那么流体的渗流通道大,渗流阻力小,渗流能力强,储层的开发潜力大;反之,如果储层渗透率主要由细小的喉道所贡献,那么流体的渗流阻力就大[6],渗流能力弱,储层的开发难度加大.从图8可以看出,所测试的样品中喉道半径对渗透率贡献率也明显表现为3类:K 小于1@10-3L m 的岩心,对渗透率作主要贡献的喉道半径集中在0.5L m 附近;K 为(1~5)@10-3L m 的岩心,对渗透率作主要贡献的喉道集中在2.0L m 附近;K 为(10~20)@10-3L m 的岩心,对渗透率作主要贡献的喉道半径集中在5.0~7.0L m.
图7 测试样品渗透率与喉道半径关系
图8 岩心喉道大小对渗透率贡献关系曲线
对开发试验区尽管采取了整体压裂投产,开发效果也不够理想.目前靠提捞采油,采油速度只有0.38%,采出程度为3.34%.可见储层整体投入有效开发难度很大.
3 结论
(1)利用恒速压汞技术研究岩心的孔隙结构结果表明,储层的喉道是决定储层物性的关键因素.
(2)大庆布木格地区岩心渗透率低的原因是孔隙结构中喉道半径过于细小所致.因此该地区整体投入有效开发难度较大.
(3)因恒速压汞技术可揭示储层(低渗透储层)孔隙、喉道特性,建议将其纳入储层评价技术之中.#
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第2期于俊波等:基于恒速压汞技术的低渗透储层物性特征
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(上接第15页)
3结论
(1)北缘断裂平面展布具有南北成带,东西分块的的特征;纵向上分为发育深层和浅层两大断裂系统.
(2)油气分布严格受断裂控制,具有平面上成带展布,构造部位上主要分布于两盘,即浅层滑脱断层下盘和深层基底断裂的上盘.
(3)柴北缘具有断裂反转型、地层反转型、同生隆起型和挤压褶皱型四大成因类型油气圈闭类型.其中断裂反转型、同生隆起型最有利于油气聚集.因为这2种成因类型圈闭的断裂不仅控制构造圈闭的形成和分布,而且也是沟通油源和圈闭的通道,具有优越的油气成藏条件.
参考文献:
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(上接第19页)
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Abstracts Journal of Daqing Petroleum Institute Vo l.30No.2Feb.2006
tig raphy and geophy sics,using cores,logg ing,w ell lo gg ing,seismics,analy sis assay data and paleo n-to logy data.The transgressive tract of the forth-gr ade sequence1co rresponds to the upside par t o f the No.4sand beds set of Gaotaizi reservo irs.T he distributio n area o f the transgressive tr act of the forth-grade sequence1is relativ ely ex tended.It is m ostly com posed of delta facies and lacustrine facies in plane.It develops delta estuarine bar and distal end bar micr ofacies in its north and south-w ester n bo undary area.It develops lo ng-zo nary shore-shallow lacustrine sand bar w ith abundant sho re-shallow lacustrine mix ing beach sedim ent in m ost other area w here it distributes spor adically sho re-shallow la-custrine sand bar and muddy beach.T hese sandsto ne bodies are bedded in the middle of condensed sec-tions of ov er lying rock and underly ing sequence,w hich are adv antaged dev elo pm ent location of strata-l-i tholo gy reservoirs.
Key words:Song liao Basin;the four gr ade sequence;transg ressive tract;sedimentary micro facies;estu-arine bar;distal bar;sho re-shallow lacustrine mixing beach
Statistic model based on drill footage proved reserves and its application/2006,30(2):20-21
ZH ANG Dao-yong
(Oil and Gas Strategic Resear ch Center,Ministr y of L and and Resour ces,Beij ing100034,China) Abstract:T w o relation models betw een the drill footage and proved r eser ves are intr oduced:Go mpertz model and Exponential m odel.The resour ces of Cang dong-Nanpi depress and Renqiu play are est-i m ated by the tw o m odels employed.And the r elationship betw een the m odels and type of g eolog ical u-nits is derived:Go mpertz m odel is suitable for the geolo gical unit w ith a com plex g eolog ical setting w hile Exponential model is suitable for the geolo gical unit w ith a sing le geolo gical settings and this kind o f models can be applied to areas of less complicated g eo logical featur es.
Key words:reso urce evaluation;g ompertz m odel;exponential model;drill footage;pr oved reserve
Study of microscopic behaviors of low permeable reservior through constant velocity mercury injection tech-nique/2006,30(2):22-25
YU Jun-bo1,GUO Dian-jun2,WANG Xin-qiang2
(1.H y dr od y namics I nstitute,China A cademy of Science,L angf ang,H ebei065007,China;2.Oil Recov ery P lant N o.3,Daqing Oilf ield Corp.L td.,Daqing,H eilongj iang163853,China) Abstract:T he thro at character istic o f the low permeability reservoir is the crucial factor that decides if physical quality is go od in low perm eability lay er.The por osity characteristic low perm eability o f FY oi-l layer in Bu-m ug e ar ea is studied by means of rate contr olled m ercur y penetration metho d,its result ind-i cates that the crucial or ig in of low permeability is that the thro at radius of po rosity configuratio n in the layer is too sm all,and ther efore it is difficult to hav e the oi-l layer o f the area hig hly effectively deve-l o ped.
Key words:rate-co ntro lled m ercury;FY oil-lay er;throat;lo w perm eability
Preparation of an ASP system using high salinity water from oilfield sewage treated by electrodialysis/2006, 30(2):26-29
KANG Wan-li1,NIU Jing-g ang1,2,JIA H ong-bing1,M ENG Ling-w ei1
(1.College of P etr oleum Engineer ing,Daqing P etroleum I nstitute,D aqing,163318,China;2.Oil Recov ery P lant N o.4Daq ing Oil F ield Co.L td.,D aqing,H eilongj iang163511,China) #
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1、微观孔隙结构特征对比 利用恒速压汞仪，分别测试了东16扶油层的一块岩样和树322区块的一块岩样。 （1）恒速压汞试验原理 恒速压汞的实验原理简述如下：恒速压汞以非常低的速度进汞，其进汞速度为0.000001mL/s，如此低的进汞速度保证了准静态进汞过程的发生。在此过程中，界面力与接触角保持不变；进汞前缘所经历的每一个孔隙形状的变化，都会引起弯月面形状的改变，从而引起系统毛管压力的改变。其过程如下图所示，左图为孔隙群落以及汞前缘突破每个结构的示意图，右图为相应的压力变化。当进汞前缘进入到主孔喉1时，压力逐渐上升，突破后，压力突然下降，如右图第一个压力降落O(1)，之后汞将逐渐将这第一个孔室填满并进入下一个次级孔喉，产生第二个次级压力降落O(2)，以下渐次将主孔喉所控制的所有次级孔室填满。直至压力上升到主孔喉处的压力值，为一个完整的孔隙单元。主孔喉半径由突破点的压力确定，孔隙的大小由进汞体积确定。这样孔喉的大小以及数量在进汞压力曲线上得到明确的反映。
图1-4 恒速压汞测试原理图 实验采用美国Coretest 公司制造的ASPE730恒速压汞仪。进汞压力0-1000psi （约7MPa ）。进汞速度0.000001ml/s 。接触角140o，界面力485达因/厘米。样品外观体积约1.5cm 3。 （2）恒速压汞测试与分析 表1-3、图1-5～图1-12给出了榆树林两个特低渗透岩样的数据测试结果。 0510******** 350 100 200 300 400500 孔道半径（um） 分布频率（%） 树322升371 图1-5 样品孔道半径分布情况图
浅谈恒速压汞法与常规压汞法优缺点 作者：王新江于少君 【摘要】油藏勘探开发过程中，储集层岩石的孔隙结构是非常复杂的，岩石的孔隙结构特征对储层的渗流特性有直接的影响，一直是油层物理学的一个重要研究内容。目前对孔隙结构认识的资料都是建立在理论模型上的，岩石孔隙结构参数的测定方法主要是常规压汞法、半渗透隔板法、扫描电镜、铸体薄片分析等，都受到检测方法和技术手段的局限性限制，都做了相当的假设性处理，这种假设增加了预测结果的随意性，很难精确地描述储层岩石真实的孔隙结构特征。恒速压汞法是一种测试储层岩石孔隙结构的新技术，对孔隙结构复杂性的认识方面，比以往的研究方法和手段更先进一步，对储层岩石的孔隙结构特征有了更精细的描述和刻画。本文以美国ASPE-730压汞仪为例，浅谈该检测技术的优缺点。 【关键词】常规压汞法；恒速压汞法；孔隙结构；孔喉比 汞对绝大多数造岩矿物来说都是非润湿的。如果对汞施加压力，当注入汞的压力达到孔隙喉道的毛管压力时，汞就会克服毛管阻力进入孔隙内，根据不断注入汞的孔隙体积百分数和对应压力，便能绘制出压汞毛管压力曲线。由于汞的表面张力和润湿接触角比较恒定，常用注入型的压汞法（恒压法和恒速法）毛管压力曲线换算孔隙大小及分布。 式中：PC—毛管压力，单位为（MPa）；σ—表面张力，单位为（N/m），取σ= 0.48 N/m；θ—润湿接触角，单位为（°），取θ=140°； rc—毛管半径，单位为（?m）。 1.常规压汞法 常规压汞法是在一定的压力下记录进汞量测定岩石的孔隙结构的方法，进汞过程可以看成是从一个静止的状态到另外一个静止的状态过程，在两个压力差的作用下，就会有一定量体积汞被注入进被检测的岩石孔隙中，根据压力的涨落变化和相对应进入岩石汞体积的涨落变化情况，就可以测得岩石的孔隙大小和分布曲线，绘制出岩石的进入-退出毛管压力曲线，经过进一步计算就可以得出该样品的其它孔隙结构特征参数。 1.1优点： 该方法测试样品速度快、准确，仪器设备测试原理相对简单、操作比较容易，是大多数油田测试储集岩孔隙结构最普遍、采用最多的方法，也是油田开发初期的勘探开发、储量计算、开发方案的设计等最重要的基础资料。 1.2缺点： 1）常规压汞法的测试过程是发生在两个静止状态之间，这就丢失了很多孔隙结构的信息，比如无法得到孔喉比的信息。 2）虽然常规压汞法测试技术接近事实，确实对发生在孔隙空间中的渗流运动进行了测试。但是测试过程本身包含了太多人工干预的因素，使得许多与自然渗流过程联系在一起的孔隙结构特征无法得到更具体的体现。
2.2 孔隙结构特征参数的定义 为了对不同类型的岩心的孔隙结构进行定量分析，根据恒速压汞实验结果，结合国内外近十年来恒速压汞的应用成果，我们对相关孔隙结构特征参数的定义如下。 2.2.1平均喉道(throat)半径: 设喉道半径为r i的每一喉道的分布频率为f i,则每一喉道半径归一化的分布频率密度αi， (2-1) 平均喉道半径为： (2-2) 2.2.2平均孔隙(pore)半径 定义为孔隙半径加权平均值。设孔隙半径为r i的每一孔隙的分布频率为f i,则每一孔隙半径归一化的分布频率密度βi， (2-3) 平均孔隙半径为： (2-4) 2.2.3孔喉半径比平均值 定义为孔隙/喉道半径比的加权平均值。设孔隙/喉道半径比为ηi的分布频率为f i,则每一孔隙/喉道半径比的归一化分布频率密度γi， (2-5) 平均孔隙/喉道半径比为： (2-6)
2.2.4平均毛管(tube)半径 建立在毛管束模型基础之上。任一毛管孔道r i的体积V i与所有毛管孔道体积和V p的比值相当于该毛管孔道在总毛管系统中的饱和度。 (2-7) (2-8) 2.2.5 喉道半径方均根值： (2-9) 2.2.6 单个喉道对渗透率的贡献率 在泊谡叶公式的基础上，推导出单根喉道对整个岩心的贡献率公式： (2-10) 式中Si的定义见（2-7）。比较（2-9）得： (2-11) 2.2.7主流喉道半径 采用喉道对渗透率累积贡献率达80%以前喉道半径的加权平均值，因为对于低渗透油藏，有效渗流能力随驱替动力增加而增加，只有当驱替动力达到一定值时，有效渗流能力趋于稳定。其转折点处的压力梯度很大，油藏开发时不可能达到如此大的压力梯度。因此取渗透率贡献率达到80%时喉道的加权平均值。 主流喉道半径R M定义如下： (2-12)
北京大学学报(自然科学版), 第48卷, 第5期, 2012年9月 Acta Scientiarum Naturalium Universitatis Pekinensis, Vol. 48, No. 5 (Sept. 2012) 人造岩芯孔喉结构的恒速压汞法评价柴智1师永民1,?徐常胜2张玉广3李宏2吴文娟1徐洪波3王磊1 1.北京大学地球与空间科学学院, 北京大学石油与天然气研究中心, 北京 100871; 2.中国石油天然气股份有限公司 新疆油田分公司采油一厂, 克拉玛依 834000; 3.大庆油田有限责任公司采油工程研究院, 大庆 163458; ?通信作者, E-mail: sym@https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html, 摘要利用恒速压汞实验, 对3种不同工艺制作的人造岩芯孔喉特征进行研究, 并与天然岩芯实验结果进行对比。3种方法制作的人造岩芯孔隙尺度分布均十分接近, 且与天然岩芯数据吻合良好。人造岩芯喉道尺度分布集中, 相比之下天然岩芯喉道尺度分布范围较宽, 在极小的区间内也有可渗流喉道分布, 同时平均喉道半径大于人造岩芯。天然岩芯可能呈现出大孔细喉的配置关系, 存在更大的孔喉比, 因而驱油效率更低, 剩余油饱和度较人造岩芯更大。 关键词人造岩芯; 恒速压汞; 孔喉结构; 驱油效率 中图分类号TD315 Pore-Throat Structure Evaluation of Artificial Cores with Rate-Controlled Porosimetry CHAI Zhi1, SHI Yongmin1,?, XU Changsheng2, ZHANG Yuguang3, LI Hong2, WU Wenjuan1, XU Hongbo3, WANG Lei1 1. School of Earth and Space Science, Institute of Oil and Gas, Peking University, Beijing 100871; 2. No.1 Oil Production Plant, Xinjiang Oilifeld Company, PetroChina, Karamay 834000; 3. Institute of Oil Production Engineering, Daqing Oilfield Company, Daqing 163458; ? Corresponding author, E-mail: sym@https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html, Abstract The pore-throat structure properties of artificial cores made with three different methods are compared with the approach of rate-controlled porosimetry. The feasibility of the artificial cores to replace real cores in micro-structure experiments of reservoirs is evaluated. Pore size distribution of the artificial cores exhibits similar trait as the real core sample, while the throat size is slightly smaller, and the range is narrower compared to the real core. Meanwhile, larger pore-throat ratio may exist in real cores rather than in artificial cores, therefore the displ- acement efficiency of artificial cores is slightly higher and the residual oil saturation is lower than that of real cores. Key words artificial core; rate-controlled porosimetry; pore and throat structure; displacement efficiency 由于取芯难度和费用方面的限制, 油田区块内取芯井所占比例少, 所钻取的岩芯大部分用于油藏描述以及储层岩性、物理性质、含油性等参数的测定, 能够用于采油工程实验的岩芯较少。为了弥补天然岩芯对后期实验的供应不足, 本文对人造岩芯替代天然岩芯的可行性进行评价。对3种不同工艺下制作的人造岩芯进行恒速压汞实验, 比较不同工艺对岩芯孔喉结构的影响, 并将实验结果与天然岩芯进行对比, 优选人造岩芯制作工艺。 1 恒速压汞原理 恒速压汞是由Yuan等[1]提出并发展应用的一种储层微观孔喉特征的研究方法, 即在极低并且恒定的压汞速率下, 使用高敏感度压力测量仪器记录 国家重点基础研究发展计划(2009CB219300)资助 收稿日期: 2011-12-23; 修回日期: 2012-04-06; 网络出版日期: 2012-07-12网络出版地址: https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html,/kcms/detail/11.2442.N.20120712.1621.001.html 770
油田开发过程中储层性质变化的机理和进本规律 班级：石工10-9班姓名：林鑫学号：2010022116 对于大多数油田来说，随着开发的进行，注水量的增加，油田储层的性质也随着变化，大多数情况是储层物性变差，以下，主要从储层孔隙度、渗透率，储层岩性、原油性质和润湿性变化这几个角度进行分析。 1.孔隙度和渗透率变化 孔隙度在油田开发中不是一成不变的，在注入水的冲刷下，中高渗储层水洗后，孔道内的衬边粘土矿物多被冲刷掉，孔道增大，且连通性能变好，发生了增渗速敏，尤其是“大孔道”在注水开发中变得越来越大, 相应地储层( 尤其是高渗储层)的渗透率增高,从而加剧了注入水的“水窜”,影响油藏的开发效果。另一方面, 一些泥质含量较高的砂体,孔隙大小一般未发生变化, 甚至有缩小趋势。 在实际条件下，注水井与产出井之间由于地层的非均质性、流体的流动速度不同及岩性的差异，不同岩石中的微粒对注入速度增加的反应不同，有的反应甚微，则岩石对流动速度不敏感；有的岩石当流体流速增大时, 表现出渗透率明显下降。因此，地层的渗透率变化是受岩性、注入速度等条件限制的，可能增大也可能减小。这种孔隙度和渗透率的变化，导致了储层非均质性的加重，加大了储层开发的难度。 例如：胜坨油田二区沙二段3层为砂岩储层，泥质胶结为主，在注水开发过程中，随着注水倍数的增加，砂岩中的胶结物不断被冲刷带出，胶结物含量逐渐减少。开发初期颗粒表面及孔隙间充填较多的粘土矿物，到特高含水期，样品颗粒表面较干净，粒间的粘土矿物减少。从不同含水期相同能量带的毛管压力曲线对比也可看出，由开发初期到特高含水期, 毛管压力曲线的门限压力减小，说明最大孔喉半径增大，随着最大孔喉半径增大，流体的流动能力增强，渗透率有较大幅度提高。而沙二8层粒度细、孔喉细小、泥质含量高，随着油田注水开发，蒙脱石膨胀、高岭石被打碎等原因部分堵塞喉道，使得孔喉半径变得更小，导致了储层的渗透率降低。 储层岩性的变化 对于储层岩性的变化主要从粘土矿物和岩石骨架两个方面进行研究。 注入水对粘土矿物的作用主要有两种：水化作用和机械搬运与聚积作用。注水过程中储层内水敏性强的粘土矿物吸水膨胀，原来的矿物结构遭到破坏。因此，水驱后储层中孔道中心的粘土矿物被冲散、冲走，在微孔隙处富集。由于注入水总是沿着物性好、渗透性好的部位流动，这样就使原来粘土矿物少的部位水驱后粘土矿物变得更少，而原来物性差、分选差的部位粘土矿物含量变得更多，结果是粗孔道更加通畅，细孔道更容易被堵塞，从而使两者的差距加大。 注入水对岩石骨架的作用为溶蚀作用。虽然储层中矿物的溶解度很低，但是长期积累的效果对整个储层而言也不可忽视，溶蚀作用的结果是水淹层的孔隙结构发生变化、孔隙度增大。尤其是高渗透条带，注入介质所造成的冲刷、溶解现
煤层气储层渗透率影响因素 摘要：煤层气作为一种新型能源，而且我国煤层气储量丰富，因此其开采利用可以很大程度上缓解我国常规天然气需求的压力。煤储层的渗透率是煤岩渗透流体能力大小的度量，它的大小直接制约着煤层气的勘探选区及煤层气的开采等问题。因此掌握煤储层渗透率的研究方法及影响因素，对于指导煤层气开采具有重要的指导意义。本文主要在前人的基础上，从裂隙系统、煤变质程度、应力及当前其他领域的技术对渗透率的研究的理论、认识及存在的问题等进行总结，对煤储层渗透率的预测有一定的理论指导意义。 Abstract: Our country is rich in the CBM which is a new resource. So the development of CBM can lighten our pressure for the requirement of conventional gas.The permeability of the coal reservoir is a measure of fluid’s osmosis permeability, restricting the exploration area and mining of CBM. Therefore, controlling the method of mining and the effect factoring has an important guiding significance for mining .This article is summarized from fracture system,the degree of coal metamorphism, stress for the theory, matters and so on of permeability’s study which is based on the achievement of others，having a great guiding significance for the permeabilityprediction.关键词：煤层气；渗透率；影响因素 1、引言 煤层气是指赋存在煤层中常常以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主并部分游离于煤孔隙中或溶解在煤层水中的烃类气体[1]。美国是最早开发煤层气并取得成功的国家，其富产煤层气的煤级主要是气、肥、焦煤，即中级煤。我国煤盆地一般都具有复杂的热演化史和构造变形史，构造样式复杂多样，煤储层物性差异较大，孔渗性偏低，富产煤层气的煤级是几个高级煤、无烟煤和贫煤[2]。因此我们不能照搬美国的理论来指导我国煤层气的生产。近十几年来，我们在实践中不断认识到这种差异，并针对我国煤层气储层的特征进行了一系列的研究，在煤储层物性方面取得了丰硕的成果，已初步形成了一套研究的理论与方法。渗透性是制约煤层气勘探选区的最重要的参数之一，有效预测煤储层渗透性对我国煤层气的勘探开发具有重要意义[3]。笔者主要从煤储层裂隙系统、煤变质程度、有效应力等方面作以阐述。
148 1?储层物性特征1.1?储层岩石学特征 储层岩石学特征的研究，是对储层的后续特征研究的一个基础，它包括对储集层岩石的组分、分选、磨圆、粒度、填隙物成分等一系列与储集岩体有关的内容，这些都是储集层的先天条件，是决定油气储层性能的关键因素[1]。 根据岩心和铸体薄片观察统计，储层的岩石类型基本为含长石石英砂岩、长石砂岩和岩屑长石砂岩，含少量岩屑石英砂岩。研究区长6油层组主要为长石砂岩，偶见岩屑长石砂岩，说明研究区长6油层组砂岩成分成熟度低。 1.2?储层填隙物成分 研究区长6油层组储层砂岩粘土杂基含量较少，平均为3.76%，最高达8.5%，表现出分布的不均匀性，一般位于河道砂体中下部的中～细粒长石砂岩中，泥质杂基含量很少；而位于河道砂体中上部和河道间沉积的粉砂岩中，泥质分布较为普遍，含量1%～7%不等；由于研究区长6油层组储层砂岩杂基普遍较少，因而胶结物对储层物性的影响更为重要。胶结物种类较多，有碳酸盐矿物、粘土矿物、次生石英和长石等，其含量分别为云母0.93%，绿泥石3.32%，方解石2.56%，石英加大0.96%，长石加大0.66%。 1.3?储层物性 根据研究区样品的物性分析，研究区粒间孔含量8.6%，溶孔含量1.1%，晶间孔含量0.3%，面孔率10.1%，平均孔径63.6μm。储层孔隙度最小值为4.55%，最大值为11.86%，平均值为9.2%，储层渗透率分布在（0.10~3.47）×10-3 μm 2 之间，平均1.0×10-3 μm 2 ，为低孔、低渗储层。 2?储层物性影响因素 2.1?机械压实作用和压溶作用 压实作用是在一定的埋深下，在上覆地层压力或构造运动力等能使其发生体积变小的力的作用下导致储层的空间结构变小，进而使得孔隙度变差的一种成岩作用[2]。在压实作用下，储层的砂岩颗粒可能会发生变形，破裂等， 进而形成更加致密的岩层，主要发生在成岩作用早期，对储层的破坏性较大。 2.2 溶蚀作用 溶蚀作用是对储层具有贡献性的成岩作用之一，多是在酸性条件下，碎屑颗粒及填隙物发生溶解而使得储层孔隙变大的作用[3]。工区长6储层发生溶蚀的组分主要以碎屑、杂基为主，主要与有机质演化过程中所形成的酸性物质发生化学反应，而产生一系列的空间较大的次生孔隙，该类孔隙连通性相对较好。 2.3?胶结作用 石英次生加大胶结在工区内较为常见，长石次生加大胶结稍微少见，据室内资料统计分析，石英次生加大是导致工区渗透性变差的主要因素之一，常见于粒度较粗、含碳酸盐胶结物的砂岩中，充填与粒间孔隙中。石英加大边在早期压溶作用的改造下产出，多覆盖于颗粒边缘。另自生石英胶结呈六方双锥状充填于粒间孔，致使储层孔隙度因空间结构减小而降低。 3?结论 1）研究区储层孔隙度平均为9.2%，渗透率平均为1.0×10-3μm 2，为低孔、低渗储层。 2）研究区长6储层砂岩成分成熟度较低。 3）影响研究区储层物性的主要因素有，压实作用、压溶作用、胶结作用以及溶蚀作用。其中，压实、胶结作用降低了储层物性，压溶作用、溶蚀作用对储层物性是有利的。 参考文献 [1]孙健，姚泾利，廖明光，等.?陇东地区延长组长_（4+5）特低渗储层岩石学特征[J].?特种油气藏，2015（6）：70-74；144. [2]高潮，孙兵华，孙建博，等.?鄂尔多斯盆地西仁沟地区长2低渗储层特征研究[J].?岩性油气藏，2014（1）：80-85. [3]李彩云，李忠兴，周荣安，等.?安塞油田长6特低渗储层特征[J].?西安石油学院学报：自然科学版，2001（6）：30-32；3. 低渗储层物性特征分析 苗贝1，2? ? 鲁晋瑜1，2 1.西安石油大学 陕西 西安 710065 2.延长油田井下作业工程公司 陕西 延安 716000 摘要：目前低渗储层已成为我国开发的重点，对低渗储层物性特征进行研究对低渗储层的开发具有重要指导意义，本文对M区低渗储层物性特征进行了分析。 关键词：低渗储层?物性特征?成岩作用 Analysis?of?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs Miao?Bei?1，2，Lu?Jinyu?1，2 1.Xi ’an Shiyou University ，Xi ’an 710065，China Abstract：The?low?permeability?reservoirs?have?become?the?focus?of?oilfield?development?in?China.?The?research?on?the?physical?properties?of?low?permeability?reservoirs?is?of?great?significance?to?the?development?of?low?permeability?reservoirs.?This?article?describes?the?characteristics?of?low?permeability?reservoirs?in?M?Block. Keywords：low?permeability?reservoir；physical?property；diagenesis
收稿日期:2002 08 30 基金项目:国家重点基础研究专项资助项目(G1999022510) 作者简介:王金勋(1965-),男(汉族),山东莒县人,博士,目前在石油大学博士后流动站从事油藏工程方面的研究工作。 文章编号:1000 5870(2003)04 0066 04 应用恒速压汞实验数据计算相对渗透率曲线 王金勋1,杨普华2,刘庆杰2,郭和坤3 (1.石油大学石油天然气工程学院,北京102249; 2.石油勘探开发研究院,北京100083; 3.中国科学研究院渗流所,河北廊坊065007) 摘要:截取一段实际储层岩样,利用恒速压汞实验技术测定其孔喉频数分布,并拟合成连续分布函数,该函数符合伽马函数分布。对剩余岩样进行了油、水相对渗透率的测定。以所拟合的孔喉频数分布为主要输入参数,利用孔隙网络模型计算了油、水相对渗透率。计算结果与利用JBN 法处理的实测结果对比表明,恒速压汞实验是确定岩石微观孔喉分布的一种非常有效的实验手段,可直接为孔隙网络模型提供主要的输入参数,能够得到反映微观孔隙结构特征的较合理的相对渗透率曲线,这对于用JBN 法不满足或者处理结果不理想的实验具有重要的意义。 关键词:恒速压汞;喉道数分布;孔隙网络模型;相对渗透率曲线;实验数据中图分类号:T E 311 文献标识码:A 引 言 储层岩石微观结构决定其宏观储渗性质,由微观孔隙结构参数计算岩石的宏观性质一直是石油工业中一个重要的研究领域。Purcell [1]首次将压汞技术应用于石油工业,推出了计算绝对渗透率和相对渗透率的公式,但依据的只是简单的平行毛管束模型。Fatt [2] 用二维网络系统研究了多孔介质的动、静态性质,为网络模型的真正应用做了基础性的工作。目前,压汞实验仍是获取微观孔隙结构定量资料的最重要的途径。常规压汞实验采用的是恒压法,只能得出孔隙大小的体积分布,而网络模型的建立一般需要的是孔喉频数的分布。恒速压汞技术就解决了这一问题,可直接获取喉道和孔隙的数目分布,也克服了恒压法对应同一毛管压力曲线会有不同孔隙结构的缺陷。笔者利用恒速压汞实验技术测定实际储层岩样的孔喉频数分布,并将其拟合成特定的连续分布函数用于计算相对渗透率。将计算结果与实测结果进行对比,以判定恒速压汞实验方法的可行性。 1 恒速压汞实验 J.I.Gates 早在1959年就在室内用水银孔隙 仪测定溶洞性碳酸盐岩样时观察到了压力波动。1966年,Craw ford 和H oover [3]在人造多孔介质的注水过程中记录下压力波动。1970年,Morrow [4]对非湿相以极低的速度驱替湿相的情况进行了详细讨论,并且引入了一些术语来描述压力波动特征。1971年,Gaulier [5]也发表了类似实验技术的文章,但他的测试精度较低。真正实际应用的恒速压汞实验是Yuan 和Sw anson [6] 在孔隙测定仪APEX(Ap paratus for Pore Exam ination)上首先开展的。其关键设备是与高分辨率压力测量相结合的自动数据采集系统。 该实验是以极微小的速度向多孔介质注入水银,假定注入过程中接触角和界面张力保持不变,通过监测注入过程中水银的压力波动,提供孔隙空间结构的详细信息。对于相同大小的喉道半径所呈现的不同孔隙类型,将会有不同的压力反应。笔者使用Coretest Systems 公司生产的ASPE 730恒速压汞实验装置,测定了苏丹和冀东油田的砂岩储层岩样(N101和L307)的孔喉分布。表1是实验基本参数,图1,2是实验过程中记录的局部压力曲线,由此可得到喉道频数分布。计算中,水银的界面张力为485mN/m,接触角为140 。实测喉道数频率分布直方图见图3,4。 2003年 第27卷 石油大学学报(自然科学版) Vol.27 No.4 第4期 Journal of the U niversity of Petroleum,China Aug.2003
石油地质与工程 2011年3月PETROLEUM GEOLOGY AND ENGINEERING第25卷第2期文章编号:1673-8217(2011)02-0019-04 沙埝油田沙7断块阜三段低渗储层孔隙结构研究 张奉1,孙卫1,韩宗元2 (1.大陆动力学国家重点实验室/地质学系西北大学,陕西西安710069;2.中国石化胜利油田分公司石油开发中心) 摘要:在铸体薄片、扫描电镜研究的基础上,采用高压压汞和恒速压汞方法对沙7断块E1f3储层的孔隙结构进行了研究。研究区储层的孔隙类型主要为粒间孔、长石溶孔和岩屑溶孔,喉道类型以点状喉道为主,次为片状、弯片状喉道。高压压汞研究发现,研究区储层的孔隙结构非均质性较强,不同部位岩心的孔隙结构特征差异较大:由于胶结作用而使孔隙连通性变差的岩心其储集和渗流性能较差,而溶蚀作用较为发育的岩心,其孔隙极为发育且连通性好,因此其储集和渗流性能较好。恒速压汞实验表明,研究区储层岩石孔隙半径分布范围为100~200m;不同孔渗的样品之间孔隙分布特征相差不大,但其喉道分布特征却迥然不同。喉道对渗透率起主要控制作用,砂岩储层的微观非均质性主要由喉道的非均质性引起。 关键词:孔隙结构;低渗储层;阜三段;沙7断块 中图分类号:TE112.23文献标识码:A 储集层岩石的孔隙结构特征是影响储层流体(油、气、水)的储集能力和开采油、气资源的主要因素,尤其对于低渗透储层而言,明确岩石的孔隙结构特征是发挥油气层的产能和提高油气采收率的关键[1-3]。 沙埝油田位于江苏省高邮市境内,区域构造位置处于高邮凹陷北斜坡带中部宽缓的破碎断鼻构造带上,是由多个分散的含油断块组成的复杂断块群油藏,具有含油断块多,含油层系多,各含油断块面积小且破碎,储层非均质性严重等诸多的复杂地质情况[4-6]。沙7断块位于沙埝油田中部,是江苏油田典型的低渗透窄条状油藏,其含油层系为古近系阜宁组阜三段。近年来随着中低渗透储量投入的逐年增加,低渗透窄条状油藏的开发现状成为影响江苏油田标定采收率的关键,因此,沙7断块提高采收率的研究具有重要的战略意义。在储层孔隙结构镜下分析研究的基础上,采用常规高压压汞和恒速压汞实验方法,对沙7断块E1f3储层的孔隙结构进行了研究。 1储层微观孔隙结构镜下特征 据岩心分析资料统计显示,沙7断块E1f3储层孔隙度为6%~%,平均%,渗透率为~33,平均63,属中孔、低渗储层[]。储层主要岩石类型为岩屑长石砂岩及长石砂岩,碎屑颗粒分选程度好,粒级分布为细砂及极细砂,磨圆程度以次棱状为主,胶结类型主要为孔隙式胶结。 通过铸体薄片和扫描电镜分析,沙7断块E1f3储层岩石平均面孔率为15.1%,孔隙类型主要以粒间孔为主,占孔隙总含量的75.8%左右,长石溶孔、岩屑溶孔次之,分别占总孔隙含量的15.5%和6. 7%,此外还可见少量晶间孔和微裂缝。图象孔隙显示,平均孔隙直径10.04~79.32m,平均46.88 m;均质系数为0.34~0.52,平均0.42。粒间孔:包括原生粒间孔和粒间溶孔。原生粒间孔呈边缘较平直的三角形状、多边形状、片状或不规则状;粒间溶孔形态多样,有港湾状溶蚀、长条状溶蚀、特大溶蚀和蜂窝状溶蚀。长石溶孔:长石颗粒部分或全部受溶形成的溶蚀孔隙,溶孔具长石颗粒的短柱状晶体轮廓,其中既有颗粒内部呈孤立状的粒内溶孔,又有沿颗粒边缘或解理缝溶蚀的溶孔。岩屑溶孔:由岩屑颗粒部分溶蚀或全部溶蚀而成,当颗粒完全被溶时,多有残余物质显示出颗粒轮廓,与周围粒间孔一起构成明显超过邻近颗粒尺寸的大孔。 收稿日期:2010-10-25;改回日期:2010-11-30 作者简介:张奉,1985年生,2008年毕业于西北大学地质学系地质学专业,现为该校矿产普查与勘探专业在读硕士研究生,研究方向为油气储层评价。 基金项目国家科技支撑计划低渗超低渗油田高效增产改造和提高采收率技术与产业化示范(B B B)资助。 .228.220.19 0.122.010-m242.210-m2 7:- 2007A1700
第32卷第2期 地球科学———中国地质大学学报 Vol.32 No.22007年3月 Earth Science —Journal of China University of G eosciences Mar. 2007 基金项目:国家自然科学基金项目(No.40572091);国家重点基础研究发展计划课题(No.2002CB211702);中国地质调查局资助项目(No. 20021010004);国家重点基础研究发展计划课题(No.2006CB202202). 作者简介:姚艳斌(1978-),男,博士研究生,从事油气及煤层气地质研究工作.E 2mail :yaoyanbin @https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html, 平顶山煤田煤储层物性特征与煤层气有利区预测 姚艳斌1,刘大锰1,汤达祯1,唐书恒1,黄文辉1,胡宝林2,车 遥1 1.中国地质大学能源学院,北京100083 2.安徽理工大学资源和环境系,安徽淮南232000 摘要:通过对平顶山煤田采集煤样的煤质、煤岩显微组分、煤相、煤岩显微裂隙分析,低温氮比表面及孔隙结构和压汞孔隙 结构测试,研究了该区的煤层气赋存地质条件、煤层气生气地质条件和煤储层物性特征.并采用基于GIS 的多层次模糊数学评价方法计算了该区的煤层气资源量,预测了煤层气资源分布的有利区.研究结果表明,该区煤层气总资源量为786.8×108m 3,煤层气资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具有很好的煤层气资源开发潜力.其中,位于煤田中部的八矿深部预测区和十矿深部预测区周边地区,煤层累计有效厚度大,煤层气资源丰度高,煤层埋深适中,同时由于该受挤压构造应力影响,煤储层孔裂隙系统发育、渗透性高,是该区煤层气勘探、开发的最有利目标区.关键词:煤层气;平顶山煤田;储层物性;有利目标区.中图分类号:P618.130.2+1 文章编号:1000-2383(2007)02-0285-06 收稿日期:2006-05-20 Coal R eservoir Physical Characteristics and Prospective Areas for CBM Exploitation in Pingdingshan Coalf ield YAO Yan 2bin 1,L IU Da 2meng 1,TAN G Da 2zhen 1,TAN G Shu 2heng 1,HUAN G Wen 2hui 1,HU Bao 2lin 2,C H E Yao 1 1.Facult y of Energ y Resources ,China Universit y of Geosciences ,Bei j ing 100083,China 2.Department of Resources and Environmental Engineering ,A nhui Universit y of Science and T echnology ,Huainan 232000,China Abstract :Based on the elemental ,maceral ,micro 2fracture ,coal facies ,liquid nitrogen adsorption/desorption and mercury injection analyses ,the coalbed methane (CBM )geological characteristics ,coal reservoir physical characteristics ,CBM re 2sources and its exploration and exploitation prospect in Pingdingshan coalfield were systematically studied.The in 2place CBM resource was calculated using the f uzzy mathematics and stacking analysis of GIS (geographic information system )method.The results show that the in 2place CBM resources and the resources abundance in Pingdingshan coalfield are about 786.8×108m 3and 1.05×108m 3/km 2respectively ,which are very favorable for CBM exploration and development.The optimum target areas in this coalfield are the deep prediction districts of No.8and No.10coal districts ,where the coal reser 2voirs have higher coal thickness and CBM resource abundance ,good burial depth ,well connected pore 2cleat systems ,and higher permeability resulting f rom the tectonic stress. K ey w ords :coalbed methane ;Pingdingshan coalfield ;coal reservoir characteristics ;prospective and target area. 平顶山煤田位于河南省平顶山市,横跨宝、叶、襄、郏4县.东起洛岗正断层,西北至韩梁矿区,东北到襄郏正断层,南至煤层露头,整个煤田的勘探矿区和预测区面积约980km 2,煤炭探明储量和预测储量共计92亿t ,煤层气资源量786.8×108m 3,资源丰度平均为1.05×108m 3/km 2,具备良好的煤层气资源潜力.同时该区也是我国煤与瓦斯突发事故严重矿区,开发利用该区的煤层气具有充分利用资源、保
储层物性参数解释方法研究 宋岩竹 （大庆油田有限责任公司第十采油厂黑龙江大庆 166405） 摘要：首先以测井曲线的分辨率、探测原理为基础，优选出与孔隙度、渗透率相关性较高的声波时差曲线和自然伽玛曲线来建立孔隙度和渗透率的解释方程，并且用非建立关系的密闭取心井和评价井进行验证，解释结果比较合理，为多学科油藏研究奠定良好的基础。 主题词：孔隙度渗透率多元回归 Study on reservoir physical property interpretation method Song Yanzhu (No.10 Oil Production Plant of Daqing Oilfield Co.,Ltd.,Heilongjiang Daqing 166405) 「Abstract」It is a difficult problem in the Oilfield.First，we choose the well log of AC and GR to establish the reservoir physical property interpretation equation,in the base of the differentiated rate and exploration principle of well log.Then it is verified that the result is reasonable based on datas of sealing core drill well and assessment well,and it lays a favorable foundation for the study on multidisciplinary reservoir. 「Keywords」porosity;permeability;multiple regression 1 前言 统计某油田扶余油层探明区内86口探井、几千个样品分析结果表明，油层砂岩平均孔隙度15.3%，平均渗透率10.8×10-3μm2。 作者简介：宋岩竹，工程师，1994年毕业于大庆石油学院采油工程专业，主要从事精细地质描述工作。E-mail:songyanz@https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html,
· 64 ·2019年 1 月 天 然 气 工 业 煤的多尺度孔隙结构特征及其对渗透率的影响 潘结南1,2 张召召1,2 李猛1,2 毋亚文1,2 王凯1,2 1. 河南理工大学资源环境学院 2. 中原经济区煤层(页岩)气河南省协同创新中心 摘 要 煤中孔隙大小分布不均且分布范围较广，因而利用单一的方法难以对煤的多尺度孔隙结构进行有效地表征。为此，综合运用扫描电镜、低温液氮吸附、高压压汞、恒速压汞等实验方法，对煤的多尺度孔隙结构特征进行综合分析，并揭示变质作用对煤孔体积、孔比表面积的影响，以及煤岩渗透率与孔隙结构特征参数的关系。研究结果表明：①随煤变质程度增强，煤中纳米孔体积及孔比表面积均呈现先减小后增大的趋势，并且在R o,max为1.8%左右时达到最小值；②煤样孔隙半径、喉道半径整体均呈现正态分布，并且随着煤变质程度的增加，最大分布频率对应的孔隙半径增大；③低煤阶烟煤煤样的喉道半径分布范围最宽，最大连通喉道半径及喉道半径平均值均最大；④无烟煤煤样的喉道半径分布范围最窄且最大连通喉道半径最小；⑤低、中煤阶烟煤煤样的孔喉比分布存在着单一主峰，并且主峰对应孔喉比相对较小；⑥煤岩渗透率与孔隙度、喉道半径平均值表现出了较好的正相关关系，其与孔喉比平均值呈负相关关系，而与孔隙半径平均值的关系则不明显。 关键词 煤 多尺度孔隙结构 扫描电镜 液氮—压汞联合实验 恒速压汞 渗透率 变质程度 DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.01.007 Characteristics of multi-scale pore structure of coal and its influence on permeability Pan Jienan1,2, Zhang Zhaozhao1,2, Li Meng1,2, Wu Yawen1,2 & Wang Kai1,2 (1. Institute of Resources & Environment, Henan Polytechnic University, Jiaozuo, Henan 454000, China; 2. Henan Col-laborative Innovation Center of Coalbed Methane and Shale Gas for Central Plains Economic Region, Jiaozuo, Henan 454000, China) NATUR. GAS IND. VOLUME 39, ISSUE 1, pp.64-73, 1/25/2019. (ISSN 1000-0976; In Chinese) Abstract: Due to the uneven distribution of pore size in coal and its wide distribution range, it is difficult to effectively characterize the multi-scale pore structure of coal by a single method. In this paper, the multi-scale pore structure characteristics of coal were analyzed comprehensively by using scanning electron microscope, low-temperature liquid nitrogen adsorption, high-pressure mercury intrusion and constant-rate mercury intrusion. In addition, the effects of metamorphism on the volume and specific surface area of pores in coal were revealed, and the relationships between coal rock permeability and pore structure characteristic parameters were described. And the fol-lowing research results were obtained. First, with the increase of coal metamorphism, the volume and specific surface area of nanopores in coal decrease first and then increase, and they reach the minimum value when Ro,max is about 1.8%. Second, the pore and throat radii of coal samples are overall in the form of normal distribution. And with the increase of coal metamorphism, the pore radius correspond-ing to the maximum distribution frequency increases. Third, the samples of low-rank bituminous coal are the highest in throat radius distribution range, connected throat radius and average throat radius. Fourth, the samples of anthracite coal are the lowest in throat radius distribution range and connected throat radius. Fifth, there is a single main peak in the distribution of pore throat ratios of low- and me-dium-rank bituminous coal samples, and the pore throat ratios corresponding to the main peak is relatively low. Sixth, the permeability of coal is in a positive correlation with porosity and an average throat radius, and in a negative correlation with an average pore throat ratio, but in no obvious correlation with an average pore radius. Keywords:Coal; Multi-scale pore structure; Scanning electron microscope; Combined liquid nitrogen adsorption and high-pressure mer-cury intrusion; Constant-rate mercury intrusion; Permeability; Degree of metamorphism 基金项目：国家自然科学基金项目“构造煤微裂隙结构演化特征及对煤储层渗透性控制”（编号：41772162）、河南省高校科技创新团队支持计划项目“煤层气储层物性及其地质控制”（编号：17IRTSTHN025）。 作者简介：潘结南，1972年生，教授，博士生导师；主要从事煤与煤层气地质方面的研究工作。地址：（454003）河南省焦作市高新区世纪大道2001号。ORCID: 0000-0001-7995-0129。E-mail: panjienan@https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html, 通信作者：张召召，1991年生，硕士；主要从事煤与煤层气地质方面的研究工作。地址：（454003）河南省焦作市高新区世纪大道2001号。E-mail: zhangzhao_2017@https://www.doczj.com/doc/0e7087988.html,