岩性油气藏  2017, Vol. 29 Issue (6): 32-42       PDF    
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鄂尔多斯盆地正宁地区长8油层组储层特征
曾源1, 陈世加1, 李士祥2, 路俊刚1    
1. 西南石油大学 地球科学与技术学院, 成都 610500;
2. 中国石油长庆油田分公司勘探开发研究院, 西安 710018
摘要: 为推进鄂尔多斯盆地正宁地区致密油气的勘探开发,基于长8油层组岩心薄片、扫描电镜及压汞资料,分析了储层发育特征、储层致密化的原因及物性与含油性的关系。结果表明,长8油层组岩性以岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩为主,填隙物含量较高,碎屑颗粒结构成熟度低。储层孔隙包括基质孔隙和裂缝两大类,基质孔隙主要发育粒间孔和长石溶孔,裂缝主要发育构造裂缝和成岩微裂缝。基质孔隙以小孔、细喉为主。压实作用和胶结作用均是储层致密的主要原因,天然裂缝是油气重要的渗流通道,溶蚀作用和天然裂缝均改善了储层物性。物性分布与砂体分布具有较好的一致性,长81小层物性明显优于长82小层。良好的物性是油井高产的关键因素。
关键词: 致密油      长8油层组      储层特征      正宁地区      鄂尔多斯盆地     
Characteristics of Chang 8 reservoir in Zhengning area, Ordos Basin
ZENG Yuan1, CHEN Shijia1, LI Shixiang2, LU Jungang1     
1. School of Earth Science and Technology, Southwest Petroleum University, Chengdu 610500, China;
2. Research Institute of Exploration and Development, PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710018, China
Abstract: In order to promote the exploration and development of tight oil and gas in Zhengning area, Ordos Basin, based on core slice, scanning electron microscope and mercury injection data, reservoir characteristics, reservoir densification and relationship between physical properties and oil-bearing property were analyzed. The Chang 8 sandstone is mainly composed of feldspar lithic sandstone and lithic feldspar sandstone, with high content of interstitial matter, which is mainly composed by ferroan calcite, hydromica, chlorite membrane, kiesel, and kaolinite. The Chang 8 sandstone is low in clastic structure maturity, which is mainly medium-sorted subangular particles. Matrix pores and natural fractures jointly form reservoir pore system, and matrix pores are mainly small pores with fine throat. Compaction and cementation are main densification origins for Chang 8 tight reservoir. Natural fractures are main percolation pathway, and together with dissolution, they improved reservoir physical properties. Physical properties of Chang 81 reservoir are obviously better than that of Chang 82 reservoir. Oil-bearing is relative with physical property. Better physical property is the key for high oil production.
Key words: tight oil      Chang 8 reservoir      reservoir characteristics      Zhengning area      Ordos Basin     
0 引言

近年来,致密砂岩油藏逐渐成为我国油气储量和产量增长的重要领域。当前,致密砂岩储层研究主要关注的是储层特征及成因、储层裂缝发育特征、储层孔隙演化及成岩作用对储层的影响等,且多沿用常规的技术和方法[1-3]。随着勘探工作的逐步深入,深层碎屑岩储层逐渐成为研究的新方向,且主要关注的是储层特征、储层形成机理及控制因素等[4-7]。其中,储层控制因素是深层碎屑岩储层的研究重点,研究的主要地质要素包括沉积环境、温度、深埋藏时间、烃类充注、溶解作用和胶结作用等,研究方法多以统计分析为主[4-7]

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组致密油气藏勘探不断取得突破,正宁地区长8油层组具有较大的勘探开发潜力。许多研究者[8-10]系统研究了鄂尔多斯盆地华池、英旺、西峰等地长8油层组储层孔隙结构特征、裂缝发育特征、储层物性及有效性、储层致密成因、成岩作用与孔隙演化等,而对正宁地区长8油层组储层研究较为薄弱,物性分布规律、影响因素及其与含油性的关系不够清楚,制约了该区致密油勘探开发。

基于此,采用薄片、扫描电镜和压汞资料,对长8油层组储层发育特征进行分析,并探讨长8油层组储层物性影响因素及其与含油性的关系,以期为研究区长8油层组优质储层分布预测、“甜点”区优选、致密油勘探开发提供地质依据。

1 区域地质背景

鄂尔多斯盆地上三叠统延长组是重要的含油层位。根据沉积旋回及岩性组合特征,延长组自上而下可划分为长1~长10共10个油层组,长8油层组位于延长组下部,以湖相沉积的砂泥岩为主,是延长组优质储层之一[11-12]

正宁地区位于鄂尔多斯盆地南部,构造区划上横跨陕北斜坡和渭北隆起,主要受渭北隆起、陕北斜坡和晋西挠褶带这3个构造单元形成和演化的控制,后期抬升幅度较大,遭受剥蚀的程度相当严重,地层由南向北、自东而西剥蚀程度逐渐变小(图 1)。

下载eps/tif图 图 1 正宁地区区域位置 Fig. 1 Location of Zhengning area

长8油层组岩性以细砂岩和粉砂岩为主,夹薄层泥岩。根据岩性及沉积特征,长8油层组自上而下可进一步划分为长81小层和长82小层。长8油层组主要发育三角洲前缘亚相沉积,长81小层以湖泊相沉积为主,但深度整体较浅(图 2)。受沉积、成岩作用影响,长8油层组储层致密且物性较差,但勘探实践发现储层裂缝较发育。

下载eps/tif图 图 2 正宁地区长81小层和长82小层储层岩性及沉积特征(正33井) Fig. 2 Lithologic and sedimentary characteristics of Chang 81 and Chang 82 sublayers in Zhengning area
2 储层发育特征

为深入认识长8油层组的储层特征,对分布于研究区内的31口钻井进行采样,共采集200块样品用于开展岩心裂缝观察、薄片鉴定及扫描电镜分析。其中,对120块样品进行压汞实验,用以分析储层物性及储层孔隙结构。所选样品具有广泛的代表性。

钻井岩心裂缝观察主要用于分析裂缝类型及其发育特征。由于镜下微观裂缝不太发育,因此对岩心上宏观裂缝的主要定量参数进行了统计,包括裂缝长度、开度、密度及充填性等。同时,对裂缝地下开度进行了恢复,计算了裂缝孔隙度和渗透率,并将其用于定量分析裂缝对储层物性的贡献。

实验及岩心观察结果均表明,研究区长8油层组以砂岩为主,填隙物含量及胶结程度较高,孔隙以小孔、细喉为主,储层致密,物性较差。

2.1 储层岩石学特征 2.1.1 岩石类型

根据133块长81小层砂岩样品、39块长82小层砂岩样品薄片鉴定和扫描电镜分析结果,对长8油层组砂岩碎屑组分和填隙物组分特征进行了分析。结果表明,长8油层组储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,夹少量长石砂岩;长81小层碎屑成分中石英、长石、岩屑的体积分数分别为28.11%,30.63%和25.82%,而长82小层碎屑成分中石英、长石、岩屑的体积分数分别为25.09%,25.67%和33.03%。长81小层石英和长石含量均高于长82小层,但岩屑含量明显低于长82小层。在长81小层岩屑组分中沉积岩岩屑、变质岩岩屑、火山岩岩屑分别占8.12%,12.54%和5.15%,长82小层岩屑组分中沉积岩岩屑、变质岩岩屑、火山岩岩屑分别占10.73%,14.20%和8.10%。长81小层各岩屑组分含量均低于长82小层(表 1)。

下载CSV 表 1 正宁地区长8油层组储层岩石组成 Table 1 Mineral composition of Chang 8 sandstone in Zhengning area
2.1.2 填隙物组分特征

172块样品薄片鉴定和扫描电镜分析结果均表明,长8油层组储层填隙物含量较高,主要由胶结物和杂基构成,胶结类型主要为孔隙式胶结。填隙物总体积分数为13.52%,主要由铁方解石、水云母、绿泥石膜、硅质以及少量高岭石组成。其中,铁方解石的体积分数最高,为4.72%,其次为水云母,体积分数为3.9%,绿泥石膜的体积分数为1.77%,硅质的体积分数为1.3%,高岭石的体积分数为0.89%。黏土矿物、方解石、白云石及长石质的体积分数均小于0.3%,含量较低(表 1)。长82小层的填隙物总量高于长81小层。

2.1.3 碎屑颗粒结构

根据172块样品砂岩粒度分析结果,长8油层组储层砂岩颗粒总体以细砂岩和中砂岩为主,含少量粉砂岩。长81小层的细砂岩、中砂岩和粉砂岩分别占53.39%,39.83%和6.78%,长82小层的细砂岩、中砂岩和粉砂岩分别占72.22%,25%和2.78%。长81小层的中砂岩明显高于长82小层,但细砂岩明显低于长82小层,长81小层砂岩粒度相对较粗。

根据172块样品分析统计结果,长8油层组储层砂岩样品大多数具有中等分选性,占统计岩石样品的56.82%。其中,分选性为中—好和好的样品分别占2.27%和34.09%,分选性为差和差—中的样品较少,分别占统计岩石样品的6.06%和0.76%。长8油层组储层砂岩颗粒分选性一般。

根据172块样品分析与统计结果,长8油层组储层砂岩碎屑颗粒的磨圆度以次棱角状为主,占统计岩石样品的88.64%,其次是次棱角—次圆和棱角—次棱状,分别占统计样品的7.58%和2.27%,最少的是棱角与次圆状,分别占统计样品的0.76%和0.75%。

根据172块样品分析统计结果,长8油层组储层碎屑颗粒接触方式为孔隙式胶结、加大-孔隙式胶结、薄膜-孔隙式胶结、接触式胶结、薄膜式胶结、再生-孔隙式胶结和压嵌式胶结。胶结类型以孔隙式胶结为主,占统计样品的50%,其次为加大-孔隙式胶结,占统计样品的23.60%。

2.2 孔隙类型及特征

正宁地区延长组长8油层组储层储集空间类型包括基质孔隙和裂缝两大类。其中,基质孔隙主要为粒间孔和长石溶孔,而岩屑溶孔和晶间孔相对较少。裂缝主要包括2类:宏观岩心尺度上的构造裂缝,包括张裂缝和剪裂缝,以高角度剪切裂缝为主;微观薄片尺度上的成岩裂缝,特征差异性明显。基质孔隙和裂缝共同组成了长8油层组的储集空间(图 3)。

下载eps/tif图 图 3 正宁地区长8储层孔隙类型 (a)正59井,1 310.0 m,铸体薄片,粒间孔;(b)宁80井,1 816.1 m,铸体薄片,粒间孔;(c)正31井,1 671.5 m,铸体薄片,粒间孔;(d)宁37井,1 537. 2 m,铸体薄片,长石溶孔;(e)宁78井,1 680.8 m,铸体薄片,长石溶孔及粒间孔;(f)宁37井,1 537.2 m,铸体薄片,长石溶孔;(g)正40井,1 525.0 m,岩心,高角度剪切裂缝;(h)正31井,1 674.9 m,岩心,高角度剪切裂缝;(i)宁39井,1 715.6 m,铸体薄片,成岩微裂缝 Fig. 3 Types of reservoir pores of Chang 8 reservoir in Zhengning area
2.2.1 粒间孔

以粒间孔为主的储集岩,其孔隙大、喉道粗、连通性好,储层储集能力和渗透能力相对较好。粒间孔是长8油层组储层最主要的储集空间,但分布很不均匀,粒间孔多为三角形、多边形或不规则形状[图 3(a)~(c)]。从统计结果来看,长8油层组储层粒间孔面孔率平均为0.8%。长8油层组储层粒间孔相对比较发育,是长8油层组主要的储集空间。

2.2.2 长石溶孔

长8油层组储层中主要的溶蚀孔隙类型为长石粒内溶孔[图 3(d)~(f)]。长石溶孔的发育程度随方解石胶结物含量的增高而降低,方解石胶结越强的地方,越不利于孔隙水的流动,从而导致长石的溶蚀变得困难。从统计结果来看,长石溶孔面孔率平均为0.87%,是长8油层组储层主要的储集空间。

2.2.3 裂缝

根据研究区36口钻井岩心及薄片观察结果,长8油层组储层裂缝主要有2种类型,分别是构造裂缝和成岩微裂缝。构造裂缝多为宏观尺度上的裂缝,岩心上较多见,裂缝平直、延伸较长、规模相对较广,充填程度相对较低,以高角度剪切裂缝为主[图 3(g)~(h)];成岩微裂缝多为微观尺度上的裂缝,薄片上较多见,裂缝多呈弯曲状,裂缝开度变化较大,充填程度相对较高[图 3(i)]。

长8油层组主要发育北东东—南西西向裂缝,偶见近东西向裂缝,且以高角度缝和垂直缝为主,低角度缝和水平缝欠发育。钻井岩心上裂缝线密度在平面上分布不均,主要为0.03~2.60条/m,平均为0.38条/m。裂缝长度分布范围较广,50%以上的裂缝长度大于40 cm。裂缝宽度变化较大,多为0.2~0.3 mm,0.9~1.0 mm和大于1 mm,分别占统计裂缝的15.9%,14.7%和14.8%。裂缝充填程度一般,有效性相对较好。

2.3 孔隙结构特征

微观孔隙结构直接影响储层的渗流能力,对认识储层的渗流机理具有重要意义。研究区15口钻井21块岩心样品常规压汞实验结果表明,正宁地区长8油层组储层砂岩的平均排驱压力为2.35 MPa,中值压力为22.79 MPa,砂岩最大进汞量平均为69.46%,砂岩退汞效率平均为26.88%,孔喉中值半径为0.06 μm。正宁地区长8油层组储层以小孔、细喉孔隙为主,退汞率低。

2.4 物性特征 2.4.1 储层物性

对研究区31口井120块岩心物性进行了测试,结果显示:长8油层组储层基质孔隙度主要为4%~8%,平均为6.45%;基质渗透率主要为0.01~ 0.09 mD,平均为0.09 mD。长8油层组储层孔喉结构较差,孔隙度和渗透率均较低,表现为低孔、特低渗特征。

2.4.2 物性平面分布

长8油层组中长81小层和小82小层沉积相分布、砂体分布及物性分布大体一致,三角洲前缘砂体相对较厚,物性较好,浅湖砂体较薄,物性相对较差(图 4~图 7)。长81小层储层孔隙度为6%~ 10%的砂体分布范围最广,其与10~20 m厚的砂体分布范围基本一致,主要为三角洲前缘亚相,其次为孔隙度小于4%的砂体,其分布范围与厚度小于5 m的砂体分布范围基本一致,主要为浅湖亚相。孔隙度为4%~6%的砂体主要分布在东北部的盘客一带,其分布范围较窄。研究区东侧长81小层砂体孔隙度总体明显高于西侧,孔隙度大于10%的区域位于上畛子农场以南正96井区周围,浅湖亚相储层孔隙度最低;长82小层孔隙度为4%~ 10%的砂体分布最广,其分布范围与砂体厚度大于10 m的砂体分布范围基本一致,其次为孔隙度小于4%的砂体,其分布范围与厚度小于5 m的砂体分布范围基本一致。孔隙度大于10%的砂体主要分布在上畛子农场右侧及盘客一带。长82小层砂体孔隙度明显小于长81小层砂体孔隙度[图 6(a)图 6(c)]。

下载eps/tif图 图 4 正宁地区长81小层和长82小层沉积相 Fig. 4 Sedimentary facies of Chang 81 and Chang 82 sublayers in Zhengning area
下载eps/tif图 图 5 正宁地区长81小层和长82小层砂体分布 Fig. 5 Sandbody distribution of Chang 81 and Chang 82 sublayers in Zhengning area
下载eps/tif图 图 6 正宁地区长81小层和长82小层孔隙度分布 Fig. 6 Porosity distribution of Chang 81 and Chang 82 sublayers in Zhengning area
下载eps/tif图 图 7 正宁地区长81小层和长82小层渗透率分布 Fig. 7 Permeability distribution of Chang 81 and Chang 82 sublayers in Zhengning area

长81小层和长82小层砂体渗透率分布与孔隙度分布具有非常好的一致性。长81小层渗透率小于0.03 mD,0.03~0.06 mD,0.06~0.09 mD和大于0.09 mD的砂体分布范围分别与孔隙度小于4%,4%~6%,6%~8%和大于8%的砂体分布范围基本一致,渗透率大于0.12 mD的砂体主要分布在上畛子农场西侧的正93井区、南侧正95井区和转角北部部分区域,其分布范围较窄。东侧长81小层砂体渗透率总体高于西侧;长82小层渗透率小于0.03 mD,0.03~0.06 mD,0.06~0.09 mD,0.09~0.12 mD和大于0.12 mD的砂体分布范围分别与孔隙度小于4%,4%~6%,6%~8%,8%~10%和大于10%的砂体分布范围基本一致。渗透率大于0.12 mD的砂体主要分布于西北侧盘客地区宁90井区,分布范围较小。长82小层砂体渗透率同样明显小于长81小层砂体的渗透率[图 7(b)图 7(d)]。

3 讨论 3.1 储层致密原因

成岩作用对储层物性具有明显的控制作用。薄片观察结果显示,正宁地区长8油层组储层成岩作用主要有机械压实、压溶、胶结、溶蚀以及交代5种类型,其中压实作用和胶结作用是长8油层组储层致密的主要原因。

3.1.1 压实作用

长8油层组储层经历了强烈压实作用,主要表现为颗粒的点、线接触[图 8(a)]及局部缝合线接触、塑性岩屑或矿物的弯曲变形[图 8(b)~(c)]、石英、长石等刚性颗粒的破裂变形[图 8(d)]。压实作用造成岩石原生孔隙损失,渗透率变差。

下载eps/tif图 图 8 正宁地区长8储层成岩作用特征 (a)正40井,1 530.4 m,普通薄片,颗粒线、凹凸接触;(b)宁37井,1 530.7 m,普通薄片,云母压实变形;(c)宁39井,1 715.6 m,普通薄片,塑性岩屑变形;(d)正59井,1 310.0 m,普通薄片,钢性颗粒破裂;(e)正32井,1 331.1 m,铸体薄片,碳酸盐-铁方解石胶结;(f)正35井,1 362.0 m,铸体薄片,黏土矿物胶结-绿泥石膜;(g)正66井,1 322.9 m,铸体薄片,黏土矿物胶结-伊利石充填孔隙;(h)宁113井,1 544.9 m,普通薄片,黏土矿物胶结-高岭石充填孔隙;(i)正65井,1 381.1 m,扫描电镜,硅质胶结-石英加大充填生长;(j)正36井,1 378.8 m,铸体薄片,硅质胶结-硅质加大发育;(k)宁113,1 544.9 m,铸体薄片,长石溶孔;(l)宁80井,1 816.1 m,铸体薄片粒间孔溶孔 Fig. 8 Diagenesis characteristics of Chang 8 reservoir in Zhengning area
3.1.2 胶结作用

长8油层组储层中多见碳酸盐胶结、黏土矿物胶结、硅质胶结及石英次生加大胶结。碳酸盐胶结物最为常见,其体积分数为4%~20%,成分主要为铁方解石,部分为铁白云石,多呈晶粒状充填在粒间孔和各类溶蚀孔中,占据部分或大部分空间,使储层原生孔隙度降低,渗透率也随之降低[图 8(e)]。

黏土矿物以绿泥石、伊利石为主,夹少量高岭石[图 8(f)~(h)]。绿泥石胶结物多呈薄膜状产出,在包绕矿物颗粒的同时交代颗粒并形成次生加大边。颗粒间的薄膜可增强砂岩的抗压实能力,对剩余孔隙起保护作用。伊利石呈它形充填于孔隙之间,部分交代颗粒并形成次生加大边[图 8(g)]。黏土矿物胶结物减少了砂岩孔隙空间,孔隙喉道变得迂回曲折,甚至堵塞喉道,使渗透率降低。此外,还可见硅质胶结及石英次生加大胶结[图 8(i)~(j)],它们均对物性产生不利影响。

3.2 改善致密储层物性的主要地质要素 3.2.1 溶蚀作用

薄片分析表明,不稳定矿物普遍发生过溶蚀[图 8(k)]现象,这是砂岩次生孔隙形成的主要原因。研究区石英次生加大现象十分普遍(为压溶的表现形式之一),但石英颗粒间压溶现象很少。此外,粒间孔沿边缘也可以见到溶蚀现象的发生[图 8(l)]。

研究区长石溶蚀作用最为普遍,且主要发生在淡水环境中。长石在搬运沉积时就已经开始溶蚀,沉积之后,由于印支运动使延长组整体抬升,接受大气淡水的淋滤,使研究区长石溶蚀较为发育。研究区钾长石和斜长石的溶蚀通常形成粒内溶孔和粒缘溶孔,导致长石呈网状、岛弧状,乃至形成铸模孔隙。研究区长石的溶蚀可分为2期:第1期发生在成岩早期,第2期发生在埋藏期—抬升期。成岩早期长石溶蚀,高岭石生成。随着孔隙溶液由酸性到碱性的变化,高岭石稳定性变小,并与K+,Na+,Ca2+,Mg2+和Fe2+等反应,转变成伊/蒙混层、伊利石及绿泥石等,这些长石溶孔形成的粒内溶孔基本被后期的铁方解石胶结物充填。杂基和粒缘也有溶蚀现象,这些溶孔常被沥青充填,表明这种溶蚀作用与烃的成熟运移有关。因此,杂基和粒缘溶蚀可能与干酪根降解形成的酸性流体有关。

溶蚀作用不仅可以新增或加大储集空间,还可以沟通未连通基质孔隙或提高原有孔隙的连通性。统计结果显示,次生孔隙中仅长石溶孔的平均面孔率就达0.87%,表明溶蚀作用在一定程度上提高了储层的储集性能及孔隙的连通性,对优质储层的形成具有重要意义。

3.2.2 天然裂缝

岩心观察结果显示,研究区多口井岩心裂缝面有油浸、油斑、油迹等不同级别的油痕迹显示,显微荧光镜下微裂缝中同样可见原油荧光显示,表明裂缝形成后,油气在裂缝中聚集或通过裂缝发生运移(图 9)。裂缝不但是油气的储集空间,还是油气运移的通道。

下载eps/tif图 图 9 正宁地区长8油层组裂缝含油显示 Fig. 9 Oil-bearing of natural fractures of Chang 8 reservoir in Zhengning area

前人研究表明,裂缝可改善储层物性。根据高温、高压三轴岩石力学实验恢复了地下围压条件下的裂缝开度,研究区地下围压条件下岩心裂缝宽度为0.06~0.57 mm,平均为0.29 mm。根据地下围压条件下裂缝开度对裂缝孔隙度和渗透率的计算[14-15],长8油层组储层裂缝孔隙度为0.044%,渗透率为0.086 mD。裂缝孔隙度较小,但裂缝渗透率与基质渗透率基本相当。

对裂缝发育段岩心物性进行统计,其孔隙度为2.76%~17.76%,平均为9.43%;渗透率为0.118~ 8.650 mD,平均为0.535 mD。裂缝发育段储层孔隙度明显大于储层平均孔隙度,裂缝发育段储层渗透率是储层平均渗透率的5倍以上。上述计算及统计对比结果表明,裂缝对储层储集能力具有一定的贡献,裂缝主要起渗流作用,且明显改善了储层物性,对油气运移和开发起到了重要作用[16]

3.3 物性与含油性的关系

对研究区31口井120块岩心物性进行对比,结果显示:油井孔隙度主要为6%~10%,占全部样品的38.73%,孔隙度平均为5.9%,渗透率主要为0.05~0.30 mD,占全部样品的64.67%,渗透率大于1 mD的样品占7.09%,渗透率平均为0.29 mD;水井的孔隙度主要为4%~8%,占全部样品的61.93%,孔隙度平均为5.0%,渗透率主要为0.01~0.10 mD,占全部样品的61.84%,其中渗透率大于1 mD的样品占3.96%,渗透率平均为0.18 mD;干井的孔隙度主要为2%~8%,占全部样品的82.23%,孔隙度平均为4.4%,渗透率主要为0~0.05 mD,占全部样品的81.68%,其中渗透率大于1 mD的样品占全部样品的0.23%,渗透率平均为0.05 mD(图 10)。

下载eps/tif图 图 10 正宁地区长8油层组储层物性与含油性关系 Fig. 10 Core porosity and permeability distribution in oil, water and dry wells of Chang 8 reservoir in Zhengning area

正宁地区长8油层组储层物性对产能具有明显的控制作用。油井物性高于水井和干井,而水井物性则高于干井,干井物性极差。储层渗透率的差异尤其明显,油井储层渗透率明显高于水井和干井及基质渗透率。良好的储层物性是油井高产的重要原因[17]

4 结论

(1)正宁地区长8油层组储层岩性主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩,填隙物含量较高,碎屑颗粒结构成熟度低。长81小层砂岩粒度相对较粗,其石英和长石含量、岩屑含量均较长82小层高,而填隙物含量相对较低。

(2)正宁地区基质孔隙和裂缝是长8油层组储层的两大储集空间类型。基质孔隙主要发育粒间孔和长石溶孔,裂缝主要发育构造裂缝和成岩微裂缝。基质孔隙以小孔、细喉为主,裂缝较为发育,裂缝渗透率与基质渗透率相当。

(3)正宁地区长8油层组储层物性较差,物性分布与沉积相分布、砂体分布具有较好的一致性,长81小层储层物性明显优于长82小层。裂缝是重要渗流通道,天然裂缝及溶蚀作用改善了致密储层物性。储层物性与含油性关系较好,良好的物性是油井高产的重要原因。

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