CN111006985A - 地质条件下陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种地质条件下陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法。该方法包括：建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式；测定饱和水后的待测储层岩心在常压环境下的T₂谱；对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压模拟地层埋藏过程中岩石孔隙结构的承压变化情况，并分别测定饱和水后的待测储层岩心在不同压力值的围压下的T₂谱；测定的T₂谱、结合建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间关系式，确定不同压力值下的待测储层岩心的孔径‑孔隙度分布，定量评价地质条件下致密储层不同尺度有效孔喉的变化，从而实现地质条件下陆相湖盆致密储层不同尺度孔喉有效性定量评价。

Description

地质条件下陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法

技术领域

本发明涉及一种陆相湖盆致密储层含油量的评价方法，具体涉及一种定量评价致密储层连通与未连通孔隙含油量的方法。

背景技术

近年来，致密(页岩)油资源作为常规油田的接替资源逐渐成为全球石油增储上产的热点。致密油储集体发育纳米-微米多尺度的复杂孔喉***(邹才能,朱如凯,白斌等.国油气储层中纳米孔喉首次发现及其科学价值[J].岩石学报,2011,27(6):857-1864)。相比常规油气注重“六要素”的匹配关系，储集体的微观孔喉结构特征精细研究及定量评价，是致密油资源勘探开发的关键。微观孔喉结构特征包括孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通性关系(吴胜和,琦华.气储层地质学[M].北京:石油工业出版社,1998:20-65)，是建立非常规油气储层评价标准，揭示致密油气形成因素、储集性能、富集规律的基础。深入了解致密储层的微观孔喉特征和定量评价结构对于有效动用致密(页岩)油资源意义重大。

中国致密油储层以陆相沉积、分布面积相对小、物性差、孔隙以微纳米级、非均质性强等为主要特征(杜金虎,刘合,马德胜等.试论中国陆相致密油有效开发技术[J].石油勘探与开发,2014,41(2):198-205；杨智峰,曾溅辉,冯枭等.致密砂岩储层小尺度非均质性与石油富集特征[J],2016,45(1):119-127)，薄片鉴定、图像分析、压汞法、铸体分析法等常规油气储层孔隙结构研究技术难以实现纳米级孔喉结构体系的精细准确表征。国内外学者积极探索致密(页岩)储层微观孔喉表征技术，现已形成恒速压汞、Maps成像分析技术、数字岩心技术等多个测试方法。在孔喉形貌、大小和分布分析方面形成了氩离子抛光制样设备、场发射扫描电镜图像观测、小角X射线散射等高分辨率观测技术，以及高压压汞、恒速压汞、核磁共振、气体吸附等测试技术，获取不同级别样品孔喉形态和孔径分布等信息(白斌,朱如凯,吴松涛等.非常规油气致密储层微观孔喉结构表征新技术及意义[J].中国石油勘探,2014,19(3):78-86)。在原油赋存状态研究方面主要结合场发射、环境扫描电镜和能谱分析，判断有机质的吸附及游离状态(邹才能,杨智,崔景伟等.页岩油形成机制、地质特征及发展对策[J].石油勘探与开发,2013,40(1):14-26)。在孔吼形貌和连通性方面主要采用激光扫描共聚焦重构三维图像法、三维纳米成像CT和聚焦离子束成像技术等方法。

多方法、多尺度配套技术有效提高了致密(页岩)储层微观孔喉结构的表征精度，但在实际刻画致密(页岩)油微观孔喉结构特征上仍存在一些问题。例如不同方法在测试原理、测试范围和精度方面存在差异；样品处理和实验过程可能破坏原始孔隙结构；孔喉特征实验大多数没有考虑地下的实际温-压条件等。已有不少研究表明在沉积、成岩及成熟演化等过程中温度和压力条件的变化影响并改造了储层孔喉结构特征(姜在兴,张文昭,梁超等.页岩油储层基本特征及评价要素[J].石油学报,2014,35(1):184-196；崔景伟,朱如凯,崔京钢.页岩孔隙演化及其与残留烃量的关系：来自地质过程约束下模拟实验的证据[J].地质学报,2013,87(5):730-736；张林晔,包友书,李钜源等.湖相页岩油可动性一以渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷为例[J].石油勘探与开发2014,41(6):641-649)，不考虑温压条件仅改变充注压力进行的分析测定，无法满足致密(页岩)真实微观孔喉结构的准确评价。

发明内容

针对现有技术的不足，本发明的目的在于提供一种能够实现地质背景下致密储层微观孔喉动态变化的定量表征的致密储层孔喉有效性定量评价方法。

为了实现上述目的，本发明提供了一种地质条件下陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法，其中，该方法包括：

1)建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式；

2)测定饱和水后的待测储层岩心在常温常压环境下的T2谱；用以表征待测储层岩心有效孔隙结构的情况；

3)对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压且在施加围压时待测储层岩心处于相应的地层温度下，用以模拟地层埋藏过程相应地层温度下岩石孔隙结构的承压变化情况，并分别测定饱和水后的待测储层岩心在不同压力值的围压下的T₂谱；用以表征待测储层岩心在不同压力值的围压下的有效孔隙结构的情况；

4)根据步骤2)、步骤3)测定的T₂谱，结合步骤1)建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式，确定不同压力值下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布即不同直径孔喉的孔隙度分布；

5)根据步骤4)确定的不同压力值下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布，定量评价随压力变化致密储层不同尺度有效孔喉的变化即地质条件下致密储层不同尺度有效孔喉的变化，从而实现地质条件下陆相湖盆致密储层不同尺度孔喉有效性定量评价。

在上述定量评价方法中，待测储层岩心饱和水处理后可以有效表征内部有效孔隙结构即内部连通孔隙结构。

在上述定量评价方法中，对饱和水后待测储层岩心依次施加不同压力值的围压能够有效实现模拟地层埋藏过程岩石孔隙结构在承压时的变化情况。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤1)通过下述方式实现：利用标准刻度样品实现致密储层孔隙度与核磁共振信号的标定，从而实现建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式。在一优选实施方式中，核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式为：

其中Φ为标准刻度样品的孔隙度，

为待测储层岩心的孔隙度，NS为标准刻度样品的累加次数，ns为待检测样品的累加次数，RG1、RG2分别为标准刻度样品的模拟增益(简称RG1)、数字增益(简称RG2)，rg1、rg2分别为待测储层岩心的模拟增益(简称RG1)、数字增益(简称RG2)，S为标准刻度样品的核磁信号强度值，s为待测储层岩心的核磁信号强度值；基于该公式对标准刻度样品的孔隙度与核磁共振信号强度进行线性拟合，确定核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式。

在上述定量评价方法中，优选地，所述饱和水后待测储层岩心通过对待测储层岩心进行真空加压饱和水处理的方式获得；其中，抽真空的时间优选为8h，加压饱和水的压力优选为15Mpa，加压饱和水的时间优选为12h。

在上述定量评价方法中，优选地，该方法还包括：根据步骤2)、步骤3)中测得的饱和水后的待测储层岩心的T₂谱结合步骤1)中建立的关系式，计算不同压力下待测储层岩心的孔隙度；定量评价地质条件下致密储层孔隙度的变化。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤3)所述对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压选用外部模拟夹持器进行围压施加。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤3)所述依次施加不同压力值的围压通过依次施加由小到大的压力值的围压的方式实现。

在上述定量评价方法中，围压值可以按照待测储层岩心所在地区的实际地层条件确定，通常可以根据不同盆地压力梯度计算待测储层岩心所处地质时代对应的压力值，选取有研究意义的深度计算对应的压力值作为围压值；例如可以选取关键成藏期对应的深度结合地层压力梯度计算对应的压力值作为围压值(地层压力梯度×地层深度＝该深度地层的压力值)；例如可以按照待测储层演化过程中的地层深度结合地层压力梯度确定；例如为3MPa、6MPa、9MPa、12MPa。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤3)所述相应的地层温度为围压值对应的地层温度，该温度由地温梯度结合围压值对应的地层深度确定(所述温度＝地表温度+地温梯度×地层深度)。不同围压值以及相应的温度用可实现模拟待测储层岩心在不同地质时期的压力以及地层的温度。

在上述定量评价方法中，优选地，围压值不高于岩石破裂压力。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤3)所述对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压的施加过程包括升压过程和保压过程；此时步骤3)所述并分别测定饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱具体为分别测定各个围压值保压后的饱和水后待测储层岩心的T₂谱；例如，可以通过施加压力1h实现升压并保压1h完成围压的施加。该施加围压的方式有助于充分模拟不同压力环境。

在上述定量评价方法中，优选地，步骤3)进一步包括饱和水后待测储层岩心在不同围压下进行保压时，测定不同保压时长的饱和水后待测储层岩心的T₂谱。在一具体实施方式中，对饱和水后待测储层岩心施加一定围压并保压一段时间，测定不同保压时长的饱和水后待测储层岩心的T₂谱；然后在下一个围压值下重复上述过程，直到完成所有围压值下的测定；测定不同保压时间的T₂谱避免因实验中施加的围压存在滞后效应而带来的不利影响，测定不同保压时间下的T₂谱观察孔隙变化是否一致，更真实的反映围压带来的影响。

在上述定量评价方法中，优选地，根据步骤2)、步骤3)测定的T₂谱、结合步骤1)建立的关系式，确定不同压力值下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布即不同直径孔喉的孔隙度分布的具体实现方式包括：

A、根据步骤3)测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱的核磁信号强度分布以及步骤2)测定的饱和水后的待测储层岩心在常压下的T₂谱的核磁信号强度分布，结合步骤1)建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算饱和水后待测储层岩心在不同压力条件下的孔隙度分布特征；

B、基于根据步骤3)测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T2谱以及步骤2)测定的饱和水后的待测储层岩心在常压下的T2谱计算不同压力条件下的孔喉直径分布即不同压力条件的不同直径的孔喉的核磁信号强度分布；

C、由A与B结合得到不同压力下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布。

在一具体实施方式中，本发明提供的地质条件下陆相湖盆致密储孔喉有效性定量评价方法包括：

步骤1：利用标准刻度样品实现致密储层孔隙度与核磁共振信号的标定，建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式；

步骤2：常压下对待测储层岩心进行饱和水处理，具体为采用真空加压饱和装置进行饱水处理，抽空时间8h，压力15MPa，饱和时间12h；然后测定常温常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱；根据测得的常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算常压下待测储层岩心的孔隙度；

步骤3：利用外部模拟夹持器对饱和水后待测储层岩心依次施加由小到大的围压，围压值依次为3MPa、6MPa、9MPa、12MPa；在施加各个压力值时，压力持续施加时间为1h，保压1小时，且在施加各压力值时，待测储层岩心处于相应的温度下(该温度为围压值对应的地层温度，该温度由地温梯度结合围压值对应的地层深度确定)；并分别测定饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱；根据测得的待测储层岩心在不同围压下的T₂谱结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式确定不同围压下待测储层岩心的孔隙度；

步骤4：根据步骤3测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱的核磁信号强度分布以及步骤2测定的饱和水后的待测储层岩心在常压下的T₂谱的核磁信号强度分布，结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算饱和水后待测储层岩心在不同压力条件下的孔隙度分布特征；

步骤5：基于根据步骤3测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱以及步骤2测定的常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱计算不同压力条件下的孔喉直径分布即不同压力条件的不同直径的孔喉的核磁信号强度分布；

步骤6：由步骤4确定的不同压力条件下的孔隙度分布特征与步骤5确定的不同直径的孔喉的核磁信号强度分布得到不同压力下的饱和水后的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布；基于不同压力下的饱和水后的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布，定量评价随压力变化致密储层不同尺度有效孔喉的变化(即地质条件下致密储层不同尺度有效孔喉的变化)以及随压力变化致密储层有效孔隙度的变化(即地质条件下致密储层有效孔隙度的变化)，从而实现地质条件下陆相湖盆致密储层不同尺度孔喉有效性定量评价。

本发明针对致密储层，开展了基于真实地质条件下温压地质过程约束下的微观孔喉结构评价，建立了一套陆相致密(页岩)油储层多尺度孔喉结构特征的精确评价方法。本发明提供的评价方法以模拟不同压力条件致密储层(页岩)储层孔隙度为基础，利用施加围压实现模拟不同地层压力条件下，样品储层孔隙变化特征定量测定，最终拟合建立不同压力条件下不同直径的孔喉的孔隙变化曲线，定量预测了地质背景下致密储层(页岩)储集性能变化规律(即不同压力条件下的孔隙度变化情况)，为陆相页岩(致密)油甜点评价预测提供参数。

本发明针对陆相致密储层(包括页岩油储层)，基于真实地质背景提出了不同温压地质过程约束下的微观孔喉变化的定量评价方法，其准确定量评价陆相致密储层随地质演化的变化过程中的孔喉有效性变化情况。与现有技术相比，本发明具有以下优点：

1、本发明提供的技术方案实现了微观孔喉动态演化的模拟；致密储层微观孔喉结构是甜点评价的重要参数，是揭示致密油形成条件与富集规律的重要特征，现有技术仅关注致密储层微观孔喉结构现今地表特征，但随着地质演化，微观孔喉结构均发生了相应的变化，本发明提供的技术方案实现了致密储层微观孔喉动态变化的定量表征。

2、本发明提供的技术方案实现了不同尺度微观孔喉精确表征；致密储层微观孔喉直径分布范围大，从几个纳米到几个微米，均构成了致密储层储集空间，本发明提供的技术方案基于地质条件的温压环境，测试不同尺度孔喉随压力变化的特征，实现了致密储层不同尺度微观孔喉精确表征。

附图说明

图1为定量评价陆相湖盆致密储层未连通孔隙含油量的方法流程图。

图2为实施例1的样品孔隙度定标曲线图。

图3A为实施例1的不同压力下(0Mpa、3Mpa、6Mpa、9Mpa)样品弛豫时间T2谱值。

图3B为实施例1的12Mpa下样品弛豫时间T2谱值。

图4A为实施例1的不同压力下(0Mpa、3Mpa、6Mpa、9Mpa)样品介孔孔喉核磁信号变化曲线图。

图4B为实施例1的12Mpa下样品介孔孔喉核磁信号变化曲线图。

图5A为实施例1的不同压力下(0Mpa、3Mpa、6Mpa、9Mpa)样品宏孔孔喉核磁信号变化曲线图。

图5B为实施例1的12Mpa下样品宏孔孔喉核磁信号变化曲线图。

图6为实施例1的不同压力下样品孔径-孔隙度分布图。

图7为实施例1的不同压力下样品不同尺度孔喉对应孔隙度相对变化曲线图。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法(参见图1所示)，其中，该方法包括：

步骤1：利用标准刻度样品实现致密储层孔隙度与核磁共振信号的标定，建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式；

具体地，核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式为：

其中Φ为标准刻度样品的孔隙度，

为待测储层岩心的孔隙度，NS为标准刻度样品的累加次数，ns为待测标准刻度样品的累加次数，RG1、RG2分别为标准刻度样品的模拟增益、数字增益，rg1、rg2分别为待测储层岩心的模拟增益、数字增益，S为标准刻度样品的核磁信号强度值，s为待测储层岩心的核磁信号强度值；基于上述公式对标准刻度样品的孔隙度与核磁共振信号强度进行线性拟合，确定核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式如图2所示，y＝360.72x+123.06；x为孔隙度，y为核磁共振信号强度；

步骤2：常压下对待测储层岩心进行饱和水处理，具体为采用真空加压饱和装置进行饱水处理，抽真空时间8h，压力15MPa，饱和时间12h(岩心数据参见表1)；然后测定常温常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱；根据测得的常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算常压下待测储层岩心的孔隙度；

表1常温常压饱和水条件下样品孔隙度值

原始质量(g)	饱和质量(g)	密度(g/cm<sup>3</sup>)	体积(cm<sup>3</sup>)	核磁法孔隙度(％)
					54.1452	55.1094	2.52	21.87	5.42

步骤3：利用外部模拟夹持器对饱和水后待测储层岩心依次施加由小到大的围压，围压值依次为3MPa、6MPa、9MPa、12MPa(此围压值通过关键成藏期对应的深度结合地层压力梯度计算得到，其中压力梯度0.88Mpa/100m；地温梯度2.5℃/100m)；在施加各个压力值时，压力持续施加时间为1h，并保压3小时、15小时，且在施加围压时待测储层岩心处于相应的温度下(具体请参见表2)；分别测定饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱(测得的T₂谱如图3A-图3B所示，只有12Mpa在保压不同时间存在孔隙度的变化，3MPa、6MPa、9MPa围压下不同保压时间的T₂谱曲线重合)；确定待测储层岩心的岩石破裂压力P临，施加的各围压值均不超过P_临；根据测得的不同围压下的T₂谱结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算常压下待测储层岩心的孔隙度，即3MPa、6MPa、9MPa、12MPa对应孔隙度分别为7.10％、5.36％、5.43％、5.42％；

表2围压值以及相应的温度

深度(m)	300	700	1022	1500
					围压(Mpa)	3	6	9	12
温度(℃)	7.5	18	25	38

步骤4：基于根据步骤3测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱以及步骤2测定的常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱中的核磁信号强度分布结合步骤1建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算不同压力条件下的孔隙度分布特征图；

基于根据步骤3测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱以及步骤2测定的常压下饱和水后的待测储层岩心的T₂谱计算不同压力条件下的孔喉直径分布即不同压力条件的不同直径的孔喉的核磁信号强度分布(如图4A-图4B、图5A-图5B所示)；

步骤5：由步骤4确定的不同压力条件下的孔隙度分布特征与不同直径的孔喉的核磁信号强度分布得到不同压力下的饱和水后的待测储层岩心实测孔径分布特征对应孔隙度值即孔径-孔隙度分布(不同直径孔喉的孔隙度分布，如图6所示)；基于不同压力下的饱和水后的待测储层岩心实测孔径分布特征对应孔隙度值，定量评价随压力变化，致密储层不同尺度孔喉的有效性(具体请参见表3以及图7)，从而实现陆相湖盆致密储层不同尺度孔喉有效性定量评价。

表3不同压力条件下样品不同尺度孔喉变化特征

项目

0MPa

3MPa

6MPa

9MPa

12MPa

12MPa-3h

12MPa-15h

介孔信号幅度

56746.10

56679.98

54732.25

54607.54

54568.41

53343.96

52660.79

宏孔信号幅度

10332.42

10377.14

10584.35

10740.21

10843.64

10775.71

10768.63

介孔体积相对变化

0％

-0.12％

-3.55％

-3.77％

-3.84％

-6.00％

-7.20％

宏孔体积相对变化

0％

0.43％

2.44％

3.95％

4.95％

4.29％

4.22％

介孔为孔径位于2-50nm的孔，宏孔为孔径大于50nm的孔。

根据不同围压下的测试数据(如表3所示)，待测储层岩心在施加围压后，在低于3MPa时未出现明显变化，当压力逐渐升高到某一压力时(约6MPa)，出现相对较大的变化。介孔随着围压的增大逐渐减小，后期逐渐平缓。宏孔随着压力增大逐渐增大，后期也逐渐平缓。

Claims (12)

1.一种地质条件下陆相湖盆致密储层孔喉有效性定量评价方法，其中，该方法包括：

1)建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式；

2)测定饱和水后的待测储层岩心在常温常压环境下的T₂谱；

3)对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压且在施加围压时待测储层岩心处于相应的地层温度下，用以模拟地层埋藏过程中相应地层温度下岩石孔隙结构的承压变化情况，并分别测定饱和水后的待测储层岩心在不同压力值的围压下的T₂谱；

4)根据步骤2)、步骤3)测定的T₂谱、结合步骤1)建立的关系式，确定不同压力值下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布即不同直径孔喉的孔隙度分布；

5)根据步骤4)确定的不同压力值下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布，定量评价地质条件下致密储层不同尺度有效孔喉的变化，从而实现地质条件下陆相湖盆致密储层不同尺度孔喉有效性定量评价。

2.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，步骤1)通过下述方式实现：利用标准刻度样品实现致密储层孔隙度与核磁共振信号的标定，从而建立核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式。

3.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，所述饱和水后待测储层岩心通过对待测储层岩心进行真空加压饱和水处理的方式获得。

4.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，该方法还包括：

根据步骤2)、步骤3)中测得的饱和水后的待测储层岩心的T₂谱结合步骤1)中建立的关系式，计算不同压力下待测储层岩心的孔隙度；定量评价地质条件下致密储层孔隙度的变化。

5.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述围压的压力值通过待测储层的关键成藏期对应的深度结合地层压力梯度计算对应的压力值来确定。

6.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述围压值为3MPa、6MPa、9MPa、12MPa。

7.根据权利要求1、5、6任一项所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述相应的温度为围压值对应的地层温度，该温度由地温梯度结合围压值对应的地层深度确定。

8.根据权利要求1或5所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述依次施加不同压力值的围压是通过依次施加由小到大的压力值的围压的方式实现。

9.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压的施加过程包括升压过程和保压过程。

10.根据权利要求9所述的定量评价方法，其中，步骤3)进一步包括：在不同围压下对饱和水后待测储层岩心进行保压时，测定不同保压时长的饱和水后的待测储层岩心的T₂谱。

11.根据权利要求1、9、10任一项所述的定量评价方法，其中，步骤3)所述对饱和水后的待测储层岩心依次施加不同压力值的围压选用外部模拟夹持器进行围压施加。

12.根据权利要求1所述的定量评价方法，其中，步骤4)的实现方式包括：

A、根据步骤3)测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱的核磁信号强度分布以及步骤2)测定的饱和水后的待测储层岩心在常压下的T₂谱的核磁信号强度分布，结合步骤1)建立的核磁共振信号强度与孔隙度之间的关系式计算饱和水后待测储层岩心在不同压力条件下的孔隙度分布特征；

B、基于根据步骤3)测定的饱和水后待测储层岩心在不同围压下的T₂谱以及步骤2)测定的饱和水后的待测储层岩心在常压下的T₂谱计算不同压力条件下的孔喉直径分布即不同压力条件的不同直径的孔喉的核磁信号强度分布；

C、由A与B结合得到不同压力下的待测储层岩心的孔径-孔隙度分布。

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