表4王家湾区长2油层组储层综合评价主要参数指标

　　Tab.4 Reservoir classification standards of Chang 2 oil layer in Wangjiawan area 参数指标 储 层 类 型 I类 II类 III类 IV类 孔隙度(%) 15.0~25.0 12.0~17.0 10.0~15.0 2.0~10.0 渗透率(×10-3μm2) >50.0 50.0~10.0 10.0~0.5 <0.5 排驱压力(MPa) <0.1 0.05~0.2 0.1~0.5 >1.0 中值压力(MPa) <0.5 0.6~5.0 1.0~5.0 >5.0 最大连通孔喉半径(μm) >15.0 4.0~16.0 2.0~12.0 0.1~1.5 中值孔喉半径(μm) 2.5~5.0 0.15~1.2 0.15~0.72 0.01~0.1 孔喉半径均值(μm) 1.5~5.0 0.8~2.15 0.7~1.25 0.01~0.25 优势孔喉半径(μm) >5.0 2.0~5.0 0.5~2.0 0.01左右 岩 性 中～细砂岩

　　细砂岩 细砂岩

　　粉～细砂岩 粉-细砂岩

　　细砂岩 粉砂岩

　　钙质砂岩 表5 王家湾区长2油层组储层综合评价结果

　　Tab.5 The results of Comprehensive evaluation of of Chang 2 oil layer reservoirs in Wangjiawan area 层位 Ⅰ类(%) Ⅱ类(%) Ⅲ类(%) Ⅳ类(%) 样品数 长21 10.0 45.0 35.0 10.0 20 长22 0.0 53.8 23.1 23.1 13 结论1、本区长2油层组储层主要为细粒长石砂岩，孔隙类型以粒间孔、溶孔为主，孔隙式胶结或薄膜～孔隙式胶结，胶结物主要为绿泥石和方解石，主要为一套低孔~低渗到特低孔~特低渗储层。孔隙结构主要为大孔粗喉型及大孔中细喉两种类型。

　　2、通过对影响本区储层物性的主要因素分析，认为成岩作用对砂岩储集层物性的影响既有建设性也有破坏性。压实作用、碳酸盐、粘土矿物的胶结作用是破坏储集层孔隙度、降低渗透率的主要因素;而粘土薄膜形成作用和溶蚀作用的发育则保存了原生粒间孔隙并且产生次生溶蚀孔隙，改善了储集层的物性。

　　3、通过储层的岩性、物性、渗流特征等方面的分析，对储层进行了评价，本区长2油层组储层以II类和III类储层为主，其次为IV类和I类储层。 参考文献：[1] 郑浚茂,庞明.碎屑储集岩的成岩作用研究[M].北京:中国地质大学出版社,1988.25-98.

　　[2] 吴少波,赵靖舟,罗继红,等.子长油田上三叠统长2油层组储层成岩作用及物性的影响因素[J].西安石油大学学报:自然科学版,2003,18(4):1-4.

　　[3] 武富礼,李文厚,李玉宏,等.鄂尔多斯盆地上三叠统延长组三角洲沉积及演化[J].古地理学报,2004, 6(3):1-9.

　　[4] 王艳,洪宇,王运所,等.陕北富县探区延长组长3储层特征及评价[J].西北地质,2006,39(4):97-104.

　　[5] 朱国华.陕甘宁盆地上三叠系延长统低渗透砂体和次生孔隙砂体的形成[J].沉积学报,1985,3(2):12-17.

[6] 赵虹,党犇,陈永胜,等.鄂尔多斯盆地姬塬地区三叠系延长组长2油层组储层特征及影响因素[J].西安科技大学学报,2009,29(5):579-583. 图版Ⅰ 1.子146井，Z16，粒间孔、粒间溶孔为组合，连通性好。×100 2.子146井，Z12，溶孔最大0.6mm。孔隙中有自生石英和自生钠长石析出。部分喷发岩屑溶孔明显。×50 3.子146井，Z28，长石溶蚀×600 4.子146井，Z20，溶蚀粒间孔，绿泥石胶结。×700

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