甘泉油田延长组长7致密储层孔喉结构特征及分类评价

2023-11-09杜贵超王聪娥陈奕阳崔耀科

成都理工大学学报（自然科学版） 2023年5期

仓辉,杜贵超,王聪娥,陈奕阳,3,崔耀科,3,王颖,3

(1.陕西延长石油(集团)有限责任公司,西安 710065;2.西安石油大学地球科学与工程学院,西安 710065;3.陕西省油气成藏地质学重点实验室,西安710065;4.延长油田股份有限公司下寺湾采油厂,陕西延安 716100)

致密油是指夹在或紧邻优质生油层系的致密碎屑岩或碳酸盐岩等储层中,未经长距离运移而形成的油藏,一般无自然产能或自然产能低于经济油流下限,需经大规模措施改造才能形成工业产能。致密储层物性差,基质渗透率低,地面空气渗透率一般小于1×10-3μm2,覆压空气渗透率小于0.1×10-3μm2［1］。近年来,致密油藏正成为全球非常规石油勘探开发的亮点领域。中国致密油分布范围广、类型多,具有广阔的勘探开发前景［2-3］。截至目前,在鄂尔多斯盆地三叠系延长组、松辽盆地青山口组和扶扬油层、准噶尔盆地二叠系等层系致密油勘探开发已取得了重要进展［4-5］。致密油储层一般碎屑颗粒细,分选差,后生成岩作用强烈,储层致密［6-7］。其孔喉半径小,纳米级孔喉系统发育,孔喉结构复杂［8-10］。同时,由于泥质含量高,储层敏感性严重,导致开采过程中储层易受伤害［11］;其次,油层主要受岩性控制,非均质性强,水动力联系差,自然能量补给差,产量递减快、生产周期长,多依靠弹性和溶解气驱采油,一次采收率低［12-13］。

又由电流表内接电路可知，当电压表和电流的读数分别是U和I时，由于电流表内阻的两端分压，这样使得二极管两端的实际电压U'小于U，它们满足以下关系式[7]：

甘泉地区致密油勘探开发始于2008年,在甘泉油田以下组合长7及长8为主要目的层钻探发现了长7、长8油层组致密油藏。截至目前,共钻探井60余口,探明含油面积约30.5 km2、地质储量达千万吨,具有较大的勘探开发潜力［14］。但试油试采及开发特征表明,该区域致密油藏产量下降较快、地层压力低,稳产难度大,是制约油藏有效开发的瓶颈［15-16］。主要原因在于受沉积物源及成岩作用的双重控制,研究区长7致密油藏储层孔隙结构复杂,表现为储层岩石颗粒细、杂基及胶结物含量高、压实程度强,喉道狭小、非均质性强,对流体渗流有着极大影响,是油藏开发下限的主要制约因素,亟待开展深入研究。

1 区域地质特征

甘泉油田位于陕西省延安市南部甘泉县桥镇地区,构造上属陕北斜坡带西南部(图1)。油田面积约280 km2,主要含油层系为三叠系延长组长8、长7及长2油层组［17］。晚三叠纪时期,鄂尔多斯盆地处于大型内陆坳陷湖盆演化阶段,延长组自下页上发育了长10至长1共10个油层组［18］。长7沉积时期,由于盆地周缘断裂活动增强及基底整体沉降,湖盆范围明显扩大,并达到鼎盛期［19-20］。该时期湖盆形态仍具西陡东缓特征,沉积中心主要位于直罗—张家湾—旦八—吴堡沿线,呈北西—南东向展布。鄂尔多斯盆地南部半深湖—深湖亚相主要位于吴起—甘泉一线,发育浊流及半深湖—深湖沉积［21］。甘泉油田长7油层组构造为坡度平缓的西倾单斜,地层倾角小于1°。区内断层和褶皱不发育,局部发育由差异压实形成的小幅度鼻状隆起。这些局部构造为油藏提供了有利的构造配置,对油气分布有一定的控制作用［22-23］。研究区长7油层组厚度在105～135 m,主要岩性为灰黑—黑色泥岩、页岩夹中、薄层细砂及粉砂岩,浊积砂体为主要的油气储集体。浊积砂体单层厚度差异较大,一般2～15 m,砂体宽度2～4 km。

2 致密砂岩储层特征

2.1 储层岩石学特征

岩心描述、镜下薄片观察及X射线衍射分析表明,研究区长7油层组砂岩主要为岩屑长石砂岩,次为长石岩屑砂岩(图2)。碎屑颗粒分选较差,以次棱角状—次圆状为主。粒径中值主要介于0.13～0.28 mm,平均值为0.142 mm。统计结果表明,长7岩屑长石砂岩占比约93.8%,长石岩屑砂岩为6.2%。其中,石英质量分数为26.7%～36.1%,平均为31.5%;长石质量分数为36.9%～54.4%,平均为44.8%;岩屑主要以火成岩屑为主,质量分数为11.1%～35.4%,平均为23.7%。

图2 甘泉油田延长组长7砂岩三角分类图Fig.2 Sandstone triangular classification diagram for Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in Ganquan Oilfield

研究区储层砂岩填隙物成分复杂且含量变化范围较大,主要包括碳酸盐胶结物、黏土矿物胶结及硫酸盐类矿物胶结。碳酸盐胶结物主要呈基底式胶结及孔隙式胶结2种类型产出,其整体含量较高,质量分数平均为17.8%。其中,方解石胶结质量分数介于1.36%～3.86%之间,平均约为2.25%;白云石质量分数介于0.87%～1.63%之间,平均约为1.13%;铁白云石质量分数介于1.66%～2.57%之间,平均约为2.28%;菱铁矿质量分数介于0.10%～0.60%之间,平均约为0.46%。硫酸盐胶结物主要为少量硬石膏胶结,质量分数约为0.10%～0.36%,平均约为0.23%。

2.2 储层物性特征

2.2.1 地面条件孔渗特征

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研究区延长组长7油层组储层砂岩地面分析孔隙度介于1.7%～14.5%,平均值7.41%,中值7.04%。孔隙度主体介于4%～12%约占85.7%,孔隙度大于12%的样品约占8.0%,孔隙度小于5.5%的样品约占8.8%;渗透率介于(0.032～1.46)×10-3μm2,渗透率几何平均值0.344×10-3μm2,中值0.292×10-3μm2。渗透率主体介于(0.11～0.80)×10-3μm2的样品约占83.2%,渗透率大于0.8×10-3μm2的样品约占3.5%,渗透率小于0.11×10-3μm2的样品约占13.3%(图3)。

图3 甘泉油田长7油层地面条件岩心物性分布直方图Fig.3 Histogram of core physical property distribution under surface conditions in Chang 7 reservoir,Ganquan Oilfield

此类喉道往往呈细小、弯曲、表面粗糙等特征,同时受高岭石、伊利石、石英次生加大等胶结物充填喉道形成堵塞,主要呈细喉、微细喉特征(图7-E、F)。管束状喉道主要发育于溶蚀作用及粘土矿物胶结较为发育的样品中,胶结物以伊利石、高岭石、绿泥石等充填粒间孔形成管束状微孔,以及长石溶蚀作用形成管束状微孔隙网络,特点是孔喉半径比小,孔喉结构较上述几类进一步复杂化(图7-G、H)。

准确称量50 g各干燥模式下最终毛叶山桐子，放入小型榨油机进行压榨，收集毛油，测定各组中毛叶山桐子果实榨取的毛油质量，重复3次，按照公式（4）计算出油率，并进行对比。

何纯教授认为：“新闻叙事人，既指叙述文本的讲述者，也指叙述文本的写作者，二者在很多时候是重合的。”[5]在此基础之上，何氏将经典叙事学中的“隐指作者”归类为一个集合体，而这个集合体才是真正的新闻叙事人。该思想将新闻叙事者进行了表里划分。表层的新闻叙事者就是记者，新闻经由其手产生，但记者作为单独的个体依附于媒体机构，本质上其所归属的媒体机构才是新闻叙事者，表里结合才构成了完整的新闻叙事者。但陈霖、陈一在《事实的魔方：新叙事学视野下的新文本》中提出了截然不同的观点，他们认为记者不是叙述者，并指出何氏观点的误区在于：“极容易导致抽空叙事学的观念和方法的具体内容，而徒剩一些名词术语的躯壳。”[6]

图4 甘泉油田延长组长7岩心覆压物性分布直方图Fig.4 The physical property distribution histogram of core overlying pressure of Chang 7 of Yanchang Formation, Ganquan Oilfield

从覆压孔渗数据来看,研究区长7储集层95%的样品覆压渗透率值在0.1×10-3μm2以下。按照《石油天然气储量计算规范》储层划分标准和《致密油储量估算规范》［24-25］,研究区长7储层均属于典型的致密储层。

3.3.2 中孔-微细喉型

2.3 储层孔隙类型及特征

铸体薄片及扫描电镜观察表明,碎屑颗粒受沉积作用、压实、溶蚀及胶结作用等后期成岩作用影响,研究区长7油层组孔隙类型以残余粒间孔为主(图5-A),次为溶蚀孔(图5-B),亦见少量晶间孔及微裂缝发育(图5-D)。溶蚀孔包括长石溶孔、岩屑溶孔及少量粒间溶孔(图5-C、F)。铸体薄片镜下观察表明,储层砂岩孔隙直径呈宽范围大尺度分布,孔径一般0.23～57.35 μm,平均孔径约为48.16 μm。主要以小孔为主,占比约为73.5%;次为中孔、细孔及微孔,占比分别约为11.6%、9.3%及5.6%。储层砂岩面孔率一般0.8%～9.7%,平均约为3.45%,其中粒间孔面孔率一般0.5%～6.3%,平均为2.65%,溶蚀孔面孔率一般0.3%～3.5%,平均为0.68%(图6)。

项目部要结合工程的实际情况，定期开展相关的项目安全生产例会，及时总结上周工程建设的实际情况，并且分析与总结施工安全生产中存在的不足，以及施工中遇到的难题。根据安全生产例会的总结出的相关结果，加强对该结果进行分析，做好次周的安全生产安排。此外，施工现场管理人员，要加强对施工现场安全检查，开展班组安全生产例会，将每天的生产安全要点、以及当日生产危险点进行讲解，使施工人员及时掌握当天任务的安全区域。

图5 研究区延长组长7储层孔隙类型Fig.5 Pore types of Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in the study area(A)桥探24井,1 451.15 m,长7段,粒间孔、溶蚀孔、片状喉道及缩颈状喉道;(B)桥探24井,1 447.92 m,长7段,粒间孔、溶蚀孔及片弯状喉道;(C)桥探24井,1 510.1 m,长7段,粒间孔、粒间溶孔及片状喉道;(D)桥探37,1 418.6 m,长7段,微裂隙;(E)桥探38井,1 552.3 m,长7段,长石粒内溶孔;(F)桥探41井,1 463.8 m,长7段,长石粒内溶孔

图6 研究区延长组长7储层砂岩面孔率Fig.6 The sandstone face rates of Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in the study area

研究区储层砂岩孔隙发育具有较强的非均质性特征,表现为不同成因的孔隙组成了丰富的孔隙组合类型。常见有粒间孔型、溶孔型、粒间孔-溶孔型、溶孔-粒间孔型、微孔型、微裂缝型等多种孔隙组合类型。分析结果表明,研究区长7储层孔隙组合类型以粒间孔-溶蚀型为主,次为溶孔-粒间孔型、溶孔型、粒间孔型,以及少量微孔型及微裂缝型,各孔隙组合类型占比分别为59.3%、17.2%、12.6%、6.9%、4%和0.5%。

综上所述,采取分阶段护理模式临床干预老年痴呆患者,可明显改善其生活质量,提高其自理能力,是一种理想的护理方案。

3 储层孔喉结构特征

3.1 储层喉道类型和特征

受沉积作用及强烈成岩改造的共同影响,研究区长7储层砂岩中成因不同、孔径各异的孔隙与喉道组成了复杂多样的孔喉结构,常见的组合类型有:①残余粒间孔、溶蚀孔与细喉道组合。此类型孔喉组合中,原生粒间孔保存相对较好,长石及岩屑粒内溶孔等次生溶蚀孔隙亦较发育,孔隙以小孔为主,见少量中孔发育。喉道多为缩颈状细喉,少量较粗喉道和片状细喉道(图5-A、B,图7-A)。此类孔喉组合有较好连通性,储层孔渗性能较好,是最有利的孔喉组合类型。但在研究区储层内部占较少。②溶蚀孔与缩颈状、片状中-细喉道组合类型,此类组合类型中,储层在较强烈溶蚀作用下,粒内、粒缘溶蚀孔隙较为发育。以类孔隙以小孔为主,微孔隙亦较发育。喉道多是细窄的缩颈状、片状的细、微细喉道(图5-B,图7-B、C)。此类孔喉组合也具有较好的连通性,在研究区储层内部广泛分布。③小孔隙与片状细-微细喉道组合类型,此类组合类型中,储层砂岩遭受较强烈的压实和胶结作用,但后期储层又受到一定程度的溶蚀作用,残余粒间孔、溶蚀孔等均较发育,但以小孔为主。喉道类型主要为片状细喉道及微细喉道为主(图7-C、D、E)。这种孔喉组合控制下的储层孔渗性相对较差。在研究区储层内亦分布广泛。④微孔、微细喉型组合,此类孔隙组合砂岩样品中,储层孔隙多为各类微小的残余粒间孔隙及溶蚀孔隙,喉道细小,多为片状、片弯状喉道及管束状喉道(图7-G、H)。此类孔喉组合使得储层孔渗性较差。在研究区储层内亦分布广泛。⑤小-微孔隙和微裂缝组合类型,此类储层的孔隙、喉道均较小,且连通性较差,使得孔渗性能较差,但偶见微裂缝发育,储层渗性一定程度上得到改善(图5-F,图7-I)。

缩颈型喉道主要分布于粒间孔隙较为发育的砂岩样品中,受压实作用影响,石英及长石等刚性颗粒发生重排,颗粒间接触形式以线接触及点-线接触为主,颗粒间发育缩颈状喉道(图5-A)。同时,由于长石颗粒边缘的溶蚀作用往往拓宽了孔隙空间及喉道半径,改善了孔喉连通性。此类样品主要呈细喉、微细喉特征(图5-A、B,图7-A、B)。受压实作用及碳酸胶结等因素影响,颗粒骨架内部的未接触颗粒表面间残留的喉道,其形态主要呈片状特征,形成片状喉道。此类喉道内径往往较细,主要呈微细喉特征(图7-A、B、C、D)。当长石颗粒溶蚀作用较为发育时,较细的片状喉道亦易被改造增粗,主要呈细喉、微细喉特征(图5-B,图7-C、D)。当颗粒骨架中包含火山岩屑等塑性颗粒时,塑性颗粒遭受挤压弯曲变形,导致残留喉道形态呈弯片状特征。喉道大小取决于压实作用强烈程度及塑性颗粒的变形程度(图5-A)。

图7 研究区延长组长7储层喉道类型及特征Fig.7 Throat types and characteristics of Chang 7 reservoir of Yanchang Formation in the study area(A)桥探24井,1 451.15 m,长7段;溶蚀孔及片状、片弯状喉道;(B)桥探24井,1 447.92 m,长7段,片状喉道及粒间溶孔;(C)桥探41井,1 352.37 m,长7段,粒间孔、溶蚀孔及片状、片弯状喉道;(D)桥探37井,1 418.6 m,长7段,粒间孔、晶间孔及片状喉道;(E)桥探41井,1 356.01 m,长7段,残余粒间孔;(F)桥探36井,1 377.3 m,长7段;管束状喉道及片状喉道;(G)桥探41井,1 350.45 m,长7段,粒间孔及管束状喉道;(H)桥探38井,1 372.3 m,长7段,管束状喉道;(I)桥探41井,1 350.45 m,长7段,微裂隙。

2.2.2 覆压孔渗特征

社会是由政治、经济、文化、社会、生态等要素组成的相互联系、相互作用的有机整体。中国特色社会主义坚持系统分析方法，就是坚持中国特色社会主义是一个系统，其各个构成要素之间存在相互制约和相互依存的关系，从而是全面地而不是片面地、系统地而不是零散地、普遍联系地而不是孤立地分析和解决社会问题的分析方法。

3.2 孔喉组合类型

孔喉结构是指孔隙和喉道的大小、联通状况、匹配关系及其演化特征。孔隙反应了储层的储集能力,喉道则控制着孔隙的渗透和储集能力［26-28］。喉道大小、分布及其几何形态不仅会对储层中流体的流动产生重要影响,对油气藏开采具有显著影响［29-30］。铸体薄片及扫描电镜观察表明,根据颗粒间喉道不同的形态,可将研究区储层砂岩喉道类型划分为缩颈型喉道、片状/弯片状喉道、管束状喉道等多种主要类型。

3.3 孔喉结构特征

该类孔喉为研究区长7孔渗较好的孔隙结构类型,但发育数量和规模相对较少。平均孔径大于50 μm,喉道半径为1～2 μm;孔隙度主要分布一般大于11%,平均孔隙度13.5%;渗透率一般大于0.8×10-3μm2,平均渗透率为0.82×10-3μm2。多发育于粒度较粗,分选性和磨圆度较好,且杂基含量低的浊积水道中部较厚层砂体中。孔隙类型主要以残余粒间孔、粒内溶孔为主,喉道类型主要为缩颈状及片状喉道。储层砂岩排驱压力较低,平均为0.67 MPa;最大孔喉半径平均值为1.1 μm,孔喉半径分布峰值一般介于15～20 μm;峰态大于1,呈现为高尖峰曲线。饱和度中值压力介于5～9 MPa;孔喉半径中值介于0.06～0.15 μm,平均孔喉半径中值为0.12 μm。喉道分选系数一般介于1.5～2之间,分选性较差;最大进汞饱和度约为70%～85%,退汞饱和度大于40%,平均为45.6%。歪度为0.42,反映粗歪度特征,均值系数为0.15～0.2,平均为0.17(图8-A)。

3.3.1 中孔-细喉型

依据毛细管压力曲线和孔隙结构参数特征,结合铸体薄片图像孔喉特征可将长7致密砂岩孔喉结构主要发育中孔-细喉型、中孔-微细喉型、小孔-细喉型,小孔-微细喉型及微孔-微细喉型5种主要类型。

图8 研究区长7致密储层孔喉结构分类及特征Fig.8 Types and characteristics of pore throat structure of Chang 7 tight reservoir in the study area

固始鸡舍养和放养比较，氨基酸总量肉中3.45%和4.54%，肝脏中28.14%和34.38%，放养较高；必需氨基酸肉中0.779 6%和1.143 7%，肝脏中12.12%和15.7%，放养较高；非必需氨基酸肉中2.658 8%和3.393 4%，肝脏中16.034%和18.712%，放养较高；呈鲜味氨基酸中肉中0.579 7%和0.66%，肝脏中5.71%和6.71%，放养较高。

根据表5计算各铣削局部区域表面粗糙度平均信噪比分别如表6～表8所示，绘制平均信噪比曲线分别如图4～图6所示。

该类储层在研究区长7储层中发育数量和规模优于中孔-细喉型。平均孔径大于50 μm;喉道半径为0.5～1 μm;孔隙度一般主要分布在9%～11%;渗透率一般介于(0.8～0.55)×10-3μm2,平均渗透率为0.57×10-3μm2。多发育于分选磨圆较好且杂基含量低的浊积扇扇根主水道砂体中。孔隙类型主要以残余粒间孔、粒内溶孔为主,喉道类型主要为缩颈型喉道、片状喉道。排驱压力相对于中孔-细喉型较低,平均为1.35 MPa;最大孔喉半径平均值为0.56 μm,孔喉半径分布峰值一般介于15～28 μm;峰态大于1,呈现为高尖峰曲线。饱和度中值压力平均为8.7 MPa,孔喉半径中值平均为0.084 μm。喉道分选系数一般介于2～3之间,分选为较差,最大进汞饱和度为70%,退汞饱和度为36%。歪度为0.15,同样反映粗歪度特征;均值系数平均为0.2,孔喉分布较中孔-细喉型均匀程度相对较高(图8-B)。

3.3.3 小孔-细喉型

岩心样品覆压孔渗分析表明,研究区长7油层组储层砂岩覆压孔隙度介于4.57%～11.29%,平均值6.97%,中值5.45%。砂岩储集层孔隙度主体介于5%～12%的样品约占64.3%,孔隙度大于10%的样品约占21.4%,孔隙度小于6%的样品约占57.1%;渗透率介于(0.004 1～0.248 4)×10-3μm2,渗透率几何平均值0.055 4×10-3μm2,中值0.006 9×10-3μm2。渗透率介于(0.001～0.01)×10-3μm2的样品约占62.0%,渗透率大于0.1×10-3μm2的样品约占31%(图4)。

为研究区长7段致密储层广泛发育的孔隙结构类型。孔隙度主要分布在7%～9%,渗透率一般介于(0.55～0.3)×10-3μm2,平均渗透率为0.36×10-3μm2,发育于分选中等-较差的细砂岩中,填隙物含量较多,主要见于浊积扇浊积水道和浊积水道间砂体中。孔隙类型主要以残余粒间孔、粒内溶孔为主,喉道以窄片状为主,少量管束状。排驱压力较前2类孔喉有所提高,平均为4.2 MPa;最大孔喉半径介于1.2～3 μm,平均值为0.19 μm;孔喉半径分布峰值一般介于15～43.5 μm;峰态大于1,呈现为高尖峰曲线。饱和度中值压力相较于前2类大幅提高,介于20～35 MPa,平均为24.9 MPa;孔喉半径中值平均为0.064 μm。喉道分选系数一般介于1～1.5之间,平均分选系数为1.2,表明分选性较差。最大进汞饱和度为79%,退汞饱和度为33%。歪度介于0～0.35之间,平均为0.2,同样反映粗歪度特征。均值系数平均为0.2,孔喉分布较中孔-细喉型均匀程度高(图8-C)。

3.3.4 小孔-微细喉型

该孔喉结构孔渗特征相对较差,但在研究区长7发育最广,为其油气运移及储集的主力类型。孔隙度一般介于5.5%～7%;渗透率介于(0.3～0.05)×10-3μm2,平均渗透率为0.1×10-3μm2,发育于分选中等-较差的细砂岩、细粉砂岩、泥质粉砂岩中,填隙物含量较多,主要见于浊积扇浊积水道间和浊积水道前缘砂体中,具有该类孔隙结构型的砂岩具有泥质和朔性颗粒含量高、粒度细(细粉砂—泥级)、碳酸盐胶结作用较强等特征。排驱压力为所有孔喉类型之最,平均为9.2 MPa,最大孔喉半径介于0.03～0.18 μm,平均值为0.098 μm。孔隙以微孔为主,管束状喉道,喉道半径分布峰值小于0.03 μm;峰态大于1,呈现为高尖峰曲线。饱和度中值压力起伏变化较大,介于0～150 MPa,平均为50.3 MPa;孔喉半径中值平均为0.03 μm。喉道分选系数一般介于1.2～2.5之间,平均分选系数为1.7,表明分选性较差。最大进汞饱和度介于40%～70%之间,平均为57%;退汞饱和度为31%;歪度介于-0.5～0.4之间,平均为-0.04,同样反映细歪度,均值系数平均为0.26,孔喉分布较均匀(图8-D)。

3.3.5 细孔-微细喉型

该孔喉结构在研究区长7部分发育,孔渗性极差,几乎不具备油气运移及储集的能力。孔隙度一般小于5.5%,渗透率一般为0.05×10-3μm2,发育于分选较差的粉砂岩、细粉砂岩、泥质粉砂岩中,填隙物含量较多,主要见于浊积扇浊扇端砂体中,具有该类孔隙结构型的砂岩具有泥质和朔性颗粒含量高、粒度细(细粉砂—泥级)、碳酸盐胶结作用、黏土矿物胶结作用较强等特征。

4 致密油储层分类及评价

从覆压孔渗数据来看,研究区长7储集层95%的样品覆压渗透率值在0.1×10-3μm2以下。按照《石油天然气储量计算规范》储层划分标准和《致密油储量估算规范》,研究区长7储层属于低—特低孔、超低渗储层,即致密储集层。依据储层宏观参数包括沉积微相、砂体结构、砂体厚度,微观参数包括物性参数、孔隙类型、孔隙结构特征参数,对研究区长7油层砂岩储层进行了分类综合评价,共划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ 5类储层(表2)。

表2 甘泉油田延长组长7致密储层分类评价表Table 2 Classification and evaluation of Chang 7 tight reservoirs in Yanchang Formation in Ganquan Oilfield

Ⅰ类储层:为本区最好的储层。多分布于水下分流河道及浊积水道微相,多期砂体叠置,砂体厚度一般大于15 m;储层孔喉类型主要为中孔-细喉型为主,少量中孔-微细喉型等。孔隙度一般大于11%,渗透率一般大于0.8×10-3μm2;样品薄片面孔率基本大于3.0%,平均孔径大于50 μm,孔隙以中孔为主;平均喉道半径大于0.5 μm,中值半径大于0.06 μm,退出效率一般在40%以上;属于高脆性。

Ⅱ类储层:是本区主要发育的储层类型,多分布于浊积水道微相厚-薄层砂体内部,砂体厚度一般10～15 m;储层孔喉类型主要为小孔-细喉型为主,少量中孔-微细喉型、小孔-微细喉型等。储层孔隙度一般介于9%～11%,渗透率一般一般介于(0.55～0.8)×10-3μm2;样品薄片面孔率基本在0.5%～3%之间,平均孔径大于10～50 μm,孔隙以小-中孔为主;平均喉道半径较Ⅰ类储层小,中值半径大于0.05 μm,退出效率一般在30%以上;脆性指数比较高。

Ⅲ类储层:主要发育在浊流水道微相侧缘,砂体厚度一般5～10 m;储层孔隙度一般7%～9%,渗透率一般大于(0.3～0.55)×10-3μm2;样品薄片面孔率基本在0.5%～3%之间,平均孔径大于0.5～50 μm,孔隙以小孔-微孔为主;平均喉道半径较Ⅱ类储层小,中值半径大于0.02 μm,退汞效率一般在25%以上;脆性指数也较高。

为此，我该感谢什么呢？也许应该感谢我国之大。因其大，才有了各种理念包括审美的不平衡；因这不平衡，才有了我这样钝鲁者的栖身空间。正因此，我其实最应该感谢编辑者的宽容和支撑。

Ⅳ类储层:差-非储层,多分布于浊积水道侧缘或浊积扇体前缘,砂体厚度小;储层孔隙度一般为5.5%～7%,渗透率一般为(0.05～0.3)×10-3μm2;样品薄片面孔率基本小于0.5%,孔隙以细孔-微孔为主;平均喉道半径细小,中值半径小于0.02 μm,退汞效率一般小于30%;脆性指数低。

Ⅴ类致密层:为致密非储层,多分布于浊积水道侧缘或浊积扇体前缘与泥岩接触部位,砂体厚度小;储层孔隙度一般小于5.5%,渗透率一般小于0.05×10-3μm2;样品薄片面孔率基本小于0.05%,孔隙以微孔为主;平均喉道半径细小(表2)。