重点油层组储层评价

富县地区延长组中，长2、长4+5、长6、长7、长8等油层组为主要含油层。其中，长2、长6、长8 油层组砂岩厚度大，平面分布稳定，含油显示普遍，勘探潜力大，因而在此予以重点评价。

1.长8油层组

本区长8油层组主要发育前缘河口砂坝、分流河道微相细砂岩和粉砂岩储层，岩石粒度整体较细。砂岩孔隙度均值为9.42%，渗透率平均0.243×10^-3μm²，碳酸盐胶结致密；排驱压力变化大，为（0.02～16.6）×10⁶ Pa，平均3.3×10⁶ Pa；中值压力平均为20.81×10⁶ Pa；平均喉道半径为0.011～1.02μm，平均0.128μm；最大喉道半径跨度大，为0.044～36.014μm，平均1.413μm；歪度为1.24～5.75，平均2.31；均方差为0.146～1.61，平均1.37。

砂岩孔隙度大于12%的样品占31%，渗透率大于 1×10^-3μm² 的样品仅占 2%；孔隙度为12%～9%的样品数为18%，渗透率为（1～0.2）×10^-3μm² 的样品达 40%，孔隙度为9%～7%的样品数为15%，渗透率为（0.2～0.1）×10^-3μm² 的样品数达17%，而孔隙度小于7%的样品数达到 36%，渗透率小于 0.1×10^-3μm² 的样品达 41%之高（图 6-4）。可见，长8油层组储层主要属于Ⅲ、Ⅱ类储层（达55%以上），其实为Ⅳ类储层（36%左右），整体上主要发育中下等—差储层。

2.长6油层组

长6油层组发育三角洲前缘亚相河口砂坝和水下分流河道微相储集岩，主要为细砂岩，次为粉砂岩。砂岩厚度大、分布稳定，粒度相对较长 8 段粗。砂岩孔隙度平均为9.09%，渗透率平均为0.509×10^-3μm²；碳酸盐胶结比较致密。储层排驱压力为（0.18～20）×10⁶ Pa，平均3.69×10⁶ Pa；中值压力分布范围大，为（0.37～155.36）×10⁶ Pa，平均25.31×10⁶ Pa；平均喉道半径变化大（0.007-2.65μm），平均0.365μm；最大喉道半径为0.017～1.477μm，平均0.753μm。表明喉道以微细喉为主，次为细喉、微喉及少量中喉。

砂岩孔隙度大于12%的样品占19%，渗透率大于1×10^-3μm² 的样品约为16%；孔隙度为12%～9%的样品占35%，渗透率为（1～0.2）×10^-3μm² 的样品达 43%；孔隙度为9%～7%的样品数为20%，渗透率为（0.2～0.1）×10^-3μm² 的样品达16%；而孔隙度小于7%的样品数占 26%，渗透率小于 0.1×10^-3μm² 的样品为 25%（图6-4）。可见，长 6油层组储层物性总体好于长8油层组，其中Ⅱ类储层达16%以上，Ⅲ类储层占55%以上，Ⅳ类储层仅25%左右，整体以中—差等的Ⅱ、Ⅲ类储层为主（达70%以上），次为Ⅳ类储层。

与其西部邻区长6油层组含油砂岩储层物性及孔隙结构参数对比（表 6-16），富县地区长6砂岩储集条件与之大致相当，均主要为Ⅲ、Ⅱ、Ⅳ类储层，而在西部这些地区长6油层组油气显示也较为丰富，部分获工业油流，表明富县地区长6油层组具有良好的勘探潜力。

表6-16 富县西部邻区延长组长6油层组储层物性、孔隙结构数据表

3.长2油层组

长2油层组储集岩主要分布于三角洲平原的水上分流河道微相中，次为三角洲前缘河口砂坝和水下分流河道微相。岩性主要为细砂岩，少量中砂岩和粉砂岩；储层单层厚度大、粒度粗。砂岩平均孔隙度高达12.99%，渗透率均值为0.455×10^-3μm²；碳酸盐胶结物平均仅2.48%，岩石结构相对较疏松。岩石排驱压力较低，平均为1.285×10⁶ Pa；中值压力平均为7.19×10⁶ Pa；平均喉道半径均值为0.261μm，最大喉道半径平均为0.85μm，退汞率平均22.36%。可见，长2油层组砂岩总体孔隙度较高、渗透性较好，排驱压力、中值压力明显较低，喉道略微偏粗且相对集中。

砂岩孔隙度大于12%的样品数高达 75%，渗透率大于 1×10^-3μm² 的样品数为 9%；孔隙度为12%～9%的样品数为 22%，渗透率为（1～0.2）×10^-3μm² 的样品高居 73%；孔隙度小于9%的样品数仅为3%，渗透率小于0.2×10^-3μm² 的样品仅占 18%（图6-4）。可见长2油层组储层的孔隙度、渗透率都明显高于长 8、6 油层组，Ⅱ、Ⅲ类储层高达90%以上，尤其是Ⅱ类储层的比例大幅度增加，岩石孔隙度普遍较高，储集空间发育，总体上以差—中等的Ⅱ、Ⅲ类储层为主，Ⅳ类储层不发育。