岩石孔隙度是油气储层评价的核心参数，直接决定油气可采储量。全球页岩气开发中，孔隙度<6%的储层需采用水平井压裂技术才能经济开采。本文依据SY/T 6385-2016《岩石孔隙度和渗透率测定方法》，系统阐述实验室与现场测试技术，并提供页岩、砂岩、碳酸盐岩等典型岩性的解决方案。

　　一、岩石孔隙度核心检测指标

　　1.1 孔隙度分类与测量范围

　　1.2 国际标准对照

　　二、主流测试方法原理与操作要点

　　2.1 实验室检测技术

　　氦孔隙度测定法(SY/T 6385-2016)

　　原理：基于波义耳定律，测量氦气膨胀前后的压力变化

　　步骤：

　　岩心柱塞(直径2.5cm)烘干至恒重(105℃±5℃，24h)

　　氦气参考室压力设定0.8MPa

　　计算孔隙体积：Vp = (P1V1 - P2V2)/(P2 - P1)

　　精度：±0.5%(孔隙度>5%时)

　　核磁共振法(SY/T 6490-2014)

　　参数设置：

　　回波间隔(TE)：0.2ms

　　等待时间(TW)：6s(满足T1弛豫)

　　数据解读：T2截止值33ms区分束缚流体与可动流体

　　2.2 原位测试技术

　　随钻测井(LWD)：

　　中子孔隙度测井(CNL)：适用于淡水地层

　　密度测井(DEN)：补偿式探测器消除泥饼影响

　　成像测井：

　　微电阻率扫描(FMI)识别裂缝孔隙度(精度0.1%)

　　三、常见问题与解决方案

　　3.1 数据偏差分析

　　3.2 特殊岩性处理方案

　　页岩：

　　问题：纳米孔隙(<100nm)检测困难

　　方案：联合低压N2吸附(BET法)+聚焦离子束(FIB-SEM)

　　碳酸盐岩：

　　问题：溶蚀孔与裂缝并存

　　方案：Micro-CT扫描(分辨率1μm)结合Avizo软件三维建模

　　四、行业应用案例(数据实证)

　　4.1 鄂尔多斯盆地致密砂岩气藏

　　问题：常规氦孔隙度2.1%，但试采产能超预测

　　分析：微裂缝贡献0.8%有效孔隙度(CT扫描确认)

　　措施：修正储层模型，水平井间距优化至400m

　　效果：单井EUR提升至1.2亿方(+35%)

　　4.2 四川盆地页岩气田

　　测试需求：纳米级有机质孔隙定量

　　技术组合：

　　氦孔隙度测定(总孔隙度5.8%)

　　高压压汞(微孔占比62%)

　　FE-SEM图像分析(孔径峰值28nm)

　　应用：优选甜点区，初始产量达25万方/天

　　五、设备选型与实验室建设

　　5.1 设备配置方案

　　5.2 检测流程优化

　　岩样预处理：

　　洗油(索氏抽提72h)

　　烘干(湿度<1%)

　　多尺度数据融合：

　　实验室数据校准测井解释模型(误差<8%)

　　质量控制：

　　每批次插入标准样品(如Indiana limestone)