华北油田地层特征研究备份资料.doc

1.储层地质特征1.1储层地质概况华北二连盆地是内蒙古一兴安岭西褶皱基地上发育起来的中新生带沉积盆地。盆地由五坳隆组成，赛汉塔拉凹陷是位于该盆地腾格尔坳陷中最西部的一个凹陷。凹陷东西宽23km，南北长108km，总面积2300km2。二连地震勘探证实，该凹陷基本格局为东断西超，凹内为三个带，东部和西部洼糟带及中央隆起带。基底地层中部为下古生界温都尔庙群变质岩系，南北两侧为石炭一二叠系分布区。盖层从老至新依次为侏罗系下统阿拉坦合力群、侏罗系上统兴安岭群、百垩下统巴彦花群以及第三系、第四系。该区块所钻井普遍钻遇地层为新生界地四系、第三系，中生系百垩系下统塞汉塔拉组，腾格尔组腾二段、腾一段，阿尔善组。二连赛汉塔拉凹陷地区的含油层系集中在腾二段、腾一段以及阿尔善组。二连区地层层序见表1-1。表1-1二连赛汉塔拉凹陷地区地层简表地 层界系统组段新生界第四系第三系中生界白垩系下 统赛汉塔拉组腾格尔组腾一段腾二段阿尔善组古生界冀中坳陷霸县凹陷鄚州构造带位于淀北洼槽以东、文安斜坡以西、任西洼槽以北地区。区域地层西倾，区内构造由一系列北东向、反向断裂构造带，是断裂潜山与第三系挤压构造复合迭置的断裂构造带。在断裂潜山背景上，第三系发育了一组轴向北西，雁行式排列构造，自西向东有七间房、鄚西、李庄、于庄等背斜构造。这些构造被北东向断层切割，形成诸多的断鼻、断块、端背斜圈闭，该地区沙一下段为滨浅湖相沉积，砂体发育。沙一段、沙二段、沙三段沉积了大套深灰色泥岩和油页岩，是主要的生油层系同时也具备了自生自储和下生上储的有利条件，形成了多种类型的油气藏。本地区钻遇的地层自上而下依次为：平原组、明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段、沙二上段、沙二下段、沙三段。其中淀18X井所钻遇的地层层序见表1-2。 表1-2淀南-鄚州地区淀18X井钻井揭示地层简表地层地层代号厚度（m）界系统组新生界第四系更新统平原组QP194.5上第三系上新统明化镇组Nm1663.5中新统馆陶组Ng1970.6下第三系渐新统东营组Ed2940.0沙河街组Es1(上)3178.5Es1(下)3294.0Es23433.5Es3 （未穿）3480.01.2储层流体（地层水）特征分析二连赛汉塔拉凹陷地区从所取地层水资料来看，地层水水型以NaHCO3水型居多，另外还有CaCl2和MgCl2型，PH值在6.09.5之间，总矿化度因地层层系和井位的不同存在较大差异，最高矿化度达到45209.80 mg/L，最低矿化度仅为47550.8mg/L，具体情况见表1-2。淀南-鄚州地区从所取地层水资料来看，地层水水型以NaHCO3水型居多，另外还有MgCl2型，PH值在6.57.5之间，总矿化度因地层层系和井位的不同存在较大差异，最高矿化度达到29004.5 mg/L，最低矿化度仅为728mg/L，具体情况见表1-3。表1-2 二连赛汉塔拉凹陷地区地层水性质简表井号井段（m）K+Na+(mg/l)Ca2+(mg/l)Mg2+(mg/l)Cl-(mg/l)SO42-(mg/l)HCO3-(mg/l)pH总矿化度(mg/l)水型赛631315.001338.404582.10116.251.06716.4240.2906.17.012612.0NaHCO3赛441875.801918.204118.2016.036.564938.89133.041801.39.011014.03NaHCO3赛561501.001507.005341.04317.4348.118681.71142.65259.346.014790.28MgCl2赛561525.001528.005917.60164.521.79174.1253.6145.27.515705.2CaCl2赛791986.001993.006088.405731.4048.6019497.5096.10172.706.031634.70CaCl2赛662217.402244.0013714.502004.0170.124426.5432.3762.86.041510.2Cacl2赛662315.402388.403264.6016.09.702517.0317.01342.49.08786.7NaHCO3赛691764.401804.00893.9050.127.9537.1286.3893.98.52926.5NaHCO3赛691474.601484.00722.6072.1648.80648.7072.001179.507.02744.7NaHCO3赛691764.401804.00524.9030.929.4457.3286.3335.07.51737.0NaHCO3赛691764.401804.00888.6050.1023.10537.10270.90837.208.72863.2NaHCO3赛832029.402052.003485.1056.12.42294.3840.52489.09.510114.8NaHCO3赛802179.002200.009539.932006.00514.551840.5.64554.751626.87.032947.66CaCl2赛841560.001577.0015056.601863.70388.8027190.20288.20422.306.545209.8CaCl2赛841560.001577.00369.4080.276.5581.4237.3306.96.51615.7MgCl2赛841595.801597.8016067.501827.60374.2028820.9076.80383.806.547550.8CaCl2井号井段（m）K+Na+(mg/l)Ca2+(mg/l)Mg2+(mg/l)Cl-(mg/l)SO42-(mg/l)HCO3-(mg/l)pH总矿化度(mg/l)水型淀18X3294.003298.605090.90114.2013.407134.3011.501632.306.813996.60NaHCO3淀18X3328.203331.206490.10192.4025.509704.4024.001205.106.817641.50NaHCO3淀20X3344.003351.606576.3078.2015.809704.40240.20762.806.517377.70NaHCO3淀212669.002672.002972.4090.2017.002747.40141.203340.807.09309.00NaHCO3鄚323141.103152.0010471.9200.4121.515456144.12227.27.028621.3NaHCO3鄚323200.103152.0010885.8240.585.11687496.1762.87.029004.5MgCl2鄚5013173.103176.1022035.9310.630.433766264.21128.96.557536.1NaHCO3鄚48X3238.603242.604907.260.117.06529.967.21967.97.013549.3NaHCO3鄚48X3259.203242.607078.6124.214.69819.738.42288.37.019363.8NaHCO3淀17X3652.803657.402928.942.97.32977.86.72806.97.08770.5NaHCO3淀17X3652.803657.40225.312.04.1152.4102.8201.47.5728.0NaHCO3淀17X3652.803657.403081.83.010.03148.048.02745.97.09036.7NaHCO3淀17X3652.803657.403117.432.19.13176.352.82883.27.09270.9NaHCO3淀15X3124.403139.602204.7038.103.601834.50100.902700.107.06881.90NaHCO3表1-3淀南-鄚州地区地层水性质简表1.3储层岩性研究赛汉塔拉凹陷赛东洼槽腾二段岩性上部为灰色砂砾岩与灰色泥岩呈不等厚互层，中上部以灰色泥岩为主夹灰色砾砂岩，中下部为灰色砂砾岩、灰质粉砂岩与灰色深灰色泥岩呈等厚不等厚互层，局部为灰色含砾砂岩，下部为大套的深灰色泥岩夹灰色砂砾岩、灰质粉砂岩。根据赛63井岩心薄片鉴定报告，从19块样品分析，粘土矿物含量为07，平均值为4.2，石英含量为4048，平均值为64.8，碱性长石含量3039，平均值4.2，斜长石含量23，平均值11.1，花岗石含量1420，平均，方解石含量120，平均值3.2另外，少量岩样含有泥碳酸盐。岩性：砂砾岩：砾石成分以石英为主，少量火成岩碎屑，砾径砾径一般23mm，最大4mm。砂为粉细砂岩，成分为石英，长石。分选差，次棱角次圆状，泥质胶结，较疏松。含沙砾岩：砂为粉细砂岩，成分以石英为主，长石次之。砾石成分以石英为主。砾石成分以石英为主，少量火成岩碎屑，砾径13mm。分选差，次棱角次圆状，泥质胶结，较疏松。灰质粉砂岩：灰质分布均匀，胶结致密名与盐酸反应强。粉砂质泥岩：粉砂分布不均匀局部较重，性较软，吸水性强，岩屑呈块状。泥岩：灰色，质不纯，局部含粉砂及灰质，性软，吸水性强，岩屑呈团块状；深灰色，质纯，性较硬，局部含灰质，吸水性差，岩屑呈片状。赛汉塔拉凹陷赛东洼槽腾一段岩性上部为灰色含沙砾岩、白云质砂岩、灰质砂岩、细砂岩夹深灰色泥岩、细砂岩及粉砂岩。下部为大段深灰色泥岩，局部见灰质泥岩。岩性：含砂砾岩：砂为细砂，成分以石英为主，长石次之、砾石成分以石英为主，少量火成岩碎屑，；砾径13mm。分选差，次棱角次圆状，白云质胶结，较致密，与冷盐酸不反应，与热盐酸反应强烈。白云质砂岩：砂为粉细砂，成分以石英为主，长石次之，分选中等，次圆状，白云质分布较均匀，胶结较致密，与冷盐酸不反应，与热盐酸反应强烈。灰质砂岩：砂为细砂，成分以石英为主，长石次之，分选中等，次圆状，与盐酸反应强烈。细砂岩：成分以石英为主，长石次之，分选中等，次圆状，灰泥质胶结较致密，与盐酸弱。粉砂岩：泥质胶结，胶结致密，间碳屑呈条纹状于盐酸不反应。泥岩：质纯，性硬，脆，吸水性弱，岩屑呈片状。赛汉塔拉凹陷赛东洼槽阿尔善组组合含生油岩均已成熟为灰色砂砾岩，砾状砂岩以及细砂岩。岩心观察泥岩色较深，质较纯，见黄铁矿斑块及微波丈层理，岩屑观察颜色以深灰色为主，质较纯，岩屑呈片状。本储层岩性为灰色砂砾岩，砾状砂岩，粗砂岩及细砂岩，变质岩等较均匀的分布在整个组合段中。随着井深增加储层粒度，变细。据岩屑、岩心观察：砂砾岩，砾状砂岩，次棱角-次圆状，分选差，泥质含量较重，胶结较致密，与盐酸不反应-反应强。粗砂岩、细砂岩，次棱角-次圆状分选中等-较好，泥质含量较重，胶结较致密，与盐酸不反应。表14赛56井岩性分析报告岩样编号井深（m）岩性描述孔隙度（）渗透率（103um2）11483.65褐色富含油砂砾岩2.2813.221485.55褐色富含油砂砾岩2.1218.731487.03褐色油斑砂砾岩2.2115.641494.08褐色含油砂砾岩2.1816.651494.91褐色富油砂砾岩2.0421.761505.93灰褐色富含油砂砾岩2.1119.271506.93褐色富含油砂砾岩2.1118.981507.60褐色富含油砂砾岩2.0919.991508.58褐色富含油砂砾岩2.1119.021054.58浅灰色泥质含沙砾岩1.9825.841407.65棕色油侵砂砾岩2.0721.291414.53棕色油侵砂砾岩2.0621.7141418.58浅灰色细砂岩2.2216.4161420.08棕色含油细砂岩2.0323.2201481.95棕色含油细砂岩2.1519.4251488.43棕色含油含砂砾岩2.2415.0281494.33棕色含油含砂砾岩2.2116.3311496.81棕色 含油细砂岩2.1220.3361502.11灰白色粗砂岩2.496.4391504.73棕色含油含砂砾岩2.0821.0421508.03棕色油侵砂砾岩2.2016.111407.151413.48灰褐色油侵细砂岩19.113.121407.151413.48灰褐色油侵细砂岩22.513731413.481420.88灰白色荧光灰质砂砾岩2.5020.8441413.481420.88灰褐色油侵砾状砂岩21.923151413.481420.88褐色油斑砂砾岩17.755.461413.481420.88褐色油斑砂砾岩19.0182表14赛56井岩性分析报（续表）岩样编号井深（m）岩性描述孔隙度（）渗透率（103um2）71413.481420.88褐色油斑砂砾岩18.010881413.481420.88褐色油斑砂砾岩18.922091413.481420.88褐色油斑砂砾岩18.8103101413.481420.88褐色油斑砂砾岩19.2266111413.481420.88褐色油斑砂砾岩19.460.5121413.481420.88褐灰色油斑细砂岩21.7288131413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩21.0296141413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩20.0223151413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩17.248.7161413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩20.0380171413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩20.0258181413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩20.1218191413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩18.6144201413.481420.88灰色油迹粉砂岩20.8257211413.481420.88灰色油迹粉砂岩18.0339221413.481420.88灰色油迹粉砂岩20.2213231413.481420.88灰色油迹粉砂岩20.725.4241413.481420.88褐灰色油斑含沙砾岩19.4352251413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩21.3164261413.481420.88褐灰色油斑砂砾岩21.3148271478.451486.93灰褐色油斑含沙砾岩12.5100281478.451486.93灰白色荧光含砂砾岩5.720.84291478.451486.93褐色富含油砂砾岩13.94.47301478.451486.93褐色富含油砂砾岩15.318.9311478.451486.93褐色富含油砂砾岩17.552.5321478.451486.93灰色油迹粉砂岩16.925.9331478.451486.93灰色油迹粉砂岩18.49.13341478.451486.93褐灰色油斑细砂岩18.45.04351478.451486.93褐灰色油斑细砂岩18.310.4361478.451486.93褐灰色油斑细砂岩19.513371478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩19.25.02381478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩14.443.2391478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩17.9152401478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩20.422411478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩16.354.2421478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩17.324.0431478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩17.515.9441478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩15.451.5451478.451486.93灰色油迹泥质粉砂岩15.351.5表15赛63井岩性分析报告岩样编号井深（m）岩性描述孔隙度（）渗透率（103um2）11289.081293.08浅灰色砂砾岩4.31.1721289.081293.08浅灰色细砂岩5.70.8431289.081293.08深灰色油斑含砾砂岩7.88.9441289.081293.08浅灰色荧光灰质砂岩5.20.8451289.081293.08欠灰色荧光砂岩7.90.8461289.081293.08浅灰色荧光含砾砂岩13.10.8471289.081293.08灰褐色油侵砂砾岩13.20.8481289.081293.08灰褐色油侵砂砾岩16.50.8491289.081293.08灰褐色油侵砂砾岩21.4408101289.081293.08灰褐色油侵砂砾岩24.2625111336.721345.22浅灰色油斑砂岩13.430.4121336.721345.22深灰色油侵砂砾岩22.0222131336.721345.22深灰色油斑砂岩22.076.4141336.721345.22深灰色油浸砂砾岩23.0872151336.721345.22深灰色油斑粗砂岩22.129.6161336.721345.22深灰色油浸含砾砂岩22.9584171336.721345.22深灰色油浸砂砾岩24.2140181336.721345.22浅灰色油浸砂砾岩9.43.49191336.721345.22浅灰色油斑含砾砂岩14.216.3201336.721345.22浅灰色荧光灰质粉砂岩11.50.84211336.721345.22浅灰色荧光灰质粉砂岩20.169.7221336.721345.22浅灰色油迹细砂岩8.60.84231336.721345.22浅灰色油斑砂砾岩10.00.84241336.721345.22浅灰色油斑砂砾岩15.04.08251336.721345.22浅灰色油斑砂砾岩11.6200261336.721345.22浅灰色油斑砂砾岩22.8695271336.721345.22浅灰色油斑砂砾岩25.0536281336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩25.70.84291336.721345.22灰褐色油浸砂砾岩18.5104301336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩4.70.84311336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩21.4228321336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩2.90.84331336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩10.70.84341336.721345.22浅灰色荧光砂砾岩23.2244表16淀鄚区块岩心岩性物性统计表井 号井 深层 位岩 性孔隙度（）渗透率（10-3m2）淀212699.002672.00沙一段粉砂岩8.919.00.9748.65淀212727.402847.00沙三段含砾粉砂岩15.719.117.33157鄚48X3131.603238.60沙一段细砂岩、粉砂岩11.320.78.6946.57鄚48X3238.603242.60沙二段细砂岩、灰质细砂岩5.517.33.8418.32鄚48X3242.603309.10沙三段灰质细砂岩、粉砂岩11.221.01.49121.18淀19X3610.403731.80沙一段细砂岩、灰质细砂岩8.621.72.39379.98淀19X3738.603824.40沙二段灰质细砂岩5.819.51.1851.98淀17X3227.003601.00沙一段细砂岩、灰质细砂岩11.819.40.0969.91淀17X3630.003830.00沙二沙三细砂岩、灰质细砂岩6.218.50.0052.36淀15X2760.003118.00沙一段粉砂岩9.322.60.47150.47淀15X3124.403139.60沙二段粉砂岩7.513.10.227.94淀15X3140.003346.00沙三段粉砂岩、细砂岩1.114.80.0011.24淀162370.202705.00东三段细砂岩、粉砂岩6.423.51.77414.94淀162732.602915.00沙一段细砂岩、灰质细砂岩6.417.91.8674.27淀162932.003095.60沙二段灰质细砂岩7.014.20.3132.92淀20X3100.603113.00沙一段细砂岩4.6218.20.0726.70淀20X3127.203422.00沙二段细砂岩3.416.10.0118.52淀20X3431.203623.00沙三段细砂岩5.014.50.0216.23鄚502800.003037.50沙一上细砂岩14.124.36.10110.82鄚503037.503188.00沙一下灰质细砂岩21.118.91.7030.44鄚503188.003325.50沙二段细砂岩7.925.00.14194.43鄚503325.503607.00沙三段细砂岩7.520.20.1046.23鄚493161.003475.00沙一段细砂岩6.415.40.6992.69鄚493530.003865.00沙二沙三细砂岩4.47.60.2813.10根据淀18X、淀20，鄚19等井地质录井资料，淀南-鄚州区块东三段储层岩性主要特征特征为紫红色泥岩与浅灰色细砂岩呈不等厚互层，与下沙一段底层整合接触。岩性：泥岩：质纯，性软，成岩较差，岩屑呈团块状，吸水性较强。与盐酸不反应。细砂岩：成分以石英为主，长石次之，暗色矿物少量，颗粒结构，分选好，磨圆度次圆状，泥质胶结，较疏松。淀南-鄚州区块沙一上段储层岩性特征主要为泥岩与浅灰色细砂岩。泥岩：色均，质纯，性硬，成岩性好，岩屑呈片状，端口参差状。细砂岩：成分以石英为主，长石次之，暗色矿物少量，细粒结构，分选好，磨圆度次圆状，泥质胶结，较疏松。淀南-鄚州区块沙一下段储层岩性为深灰色泥岩与浅灰色灰质细砂岩、粉砂岩呈不等厚互层。泥岩：色均，质纯，性硬，成岩性好，岩屑呈片状，端口参差状。粉砂岩：成分以石英为主每场是次之，暗色矿物少量，分布均匀，细粒结构，分选好，磨圆度次圆状，泥质胶结，较致密。细砂岩：成分以石英为主，长石次之，暗色矿物少量，含灰质重，分布均匀细粒结构，分选好，磨圆度次圆状，灰质胶结，较致密。根据岩心薄片分析结果：陆源碎屑7782，砂岩胶结物或碳酸盐岩成分227，风化度中，分选好，磨圆度次圆状。胶结类型为接触，孔隙接触胶结，颗粒接触关系为点接触，孔缝率210，致密度为中致密。淀南-鄚州区块沙二沙三段岩性为紫红色泥岩与浅灰色细砂岩、灰质粉砂岩呈不等厚互层，底部见深灰色泥岩。泥岩：色均，质纯，性硬，成岩性好，岩屑呈片状，端口参差状。细砂岩：成分以石英为主，长石次之，暗色矿物少量，细粒结构，分选好，磨圆度次圆状，泥质胶结，较疏松。灰质粉砂岩：成分以石英为主，长石次之，暗色矿物少量，含灰质重，分布均匀细粒结构，分选好，磨圆度次圆状，灰质胶结，较致密。本段岩心薄片鉴定分析结果：陆源碎屑7888，砂岩胶结物或碳酸盐岩成分121，风化度中，分选性中好，磨圆度为次圆状。胶结类型为接触，接触孔隙，孔隙接触。孔缝率115，较致密。根据鄚49井的35个样品来看，粘土矿物含量为08，平均值为3，石英含量为5157，平均值为54，碱性长石含量2734，平均值31，斜长石含量13，平均值2，方解石含量824，平均值16，白云石含量13，平均2另外，少量岩样含有黄铁矿，凌铁矿。见表17。表17鄚49井岩样矿物类型及含量表编号粘土矿物石英碱性长石斜长石碳酸盐方解石白云石1251323583235328251024257272418525430241626056302524178563116108452341316104543214141114563013102120403013102130503348131142573243101515534426160553442211715635231718154352118192563612114201563611482125635112102225435122323259382122242513622222505436221126151353211271532222294372728323305036121023405634121623514839111221.3储层物性与非均质性研究根据赛83X，赛63，赛56，赛79井等115块在5002100m左右井段所取岩心物性分析，除两块灰质砂砾岩孔渗低外，孔隙度分别为2.51和5.70水平渗透率小于0.8410-3m2，其余113块样品孔隙度最小12.5最大21.7，一般619，平均18.19，水平渗透率最小1.0010-3m2最大500410-3m2，一般1016110-3m2平均134.410-3m2。综合评价赛汉,塔拉凹陷腾二段储层主要为中孔中低渗型储层。见表14,表1-5.根据赛83X，赛63，赛44，赛80，赛89井等物性分析岩心岩屑37块，孔隙度2.914.2，平均孔隙度10.4，渗透率0.0879.36103m2，平均渗透率0.230103m2。岩心物性分析为中孔低渗型储层。见表14,表1-5。另根据测井解释在腾一井段资料统计有效孔隙度2.913.7，平均10.0，渗透率（0.0127.12）103m2，为低孔,特低孔低渗，特低渗型储层。综合评价赛汉塔拉凹陷腾一段储层为低孔，低渗特低渗储层。根据赛79井来自1836.33-1994.80m井段岩心，分析样品141块，有效孔隙度最大12.9%，最小为1.3%，平均7.3%，水平渗透率117块样品均为110-3m2，其它12块样品平均为1.610-3m2。测井解释最大孔隙度为9.2%，最小2.1%，平均6.1%。综合评价阿尔善古生界储层总体上为低孔特低渗型储层。根据淀18X、淀20，鄚19等井的测井解释资料，淀南-鄚州区块东三段储层电测有效孔隙度一般6.423.5，渗透率1.77414.9410-3m2，见表16。总体上东三段储层属于低孔中渗储层。根据淀南-鄚州区块沙一段物性统计分析，沙一段有效孔隙度一般12.621.0。水平渗透率11518610-3m2，最大23110-3m2。碳酸岩一般6.914.7。电测解释有效孔隙度一般4.6224.3，渗透率0.07150.4710-3m2,最大379.9810-3m2。泥质含量一般13.635.1，最大41.6。见表16、表18、表110，本段储层总体上为孔低低渗型储层，部分属于中孔渗储层。淀南-鄚州区块沙二沙三段，有效孔隙度一般16.522.7，水平渗透率一般29.090.810-3m2，最大43410-3m2，碳酸岩一般2.75.9。电测解释有效孔隙度一般4.425，渗透率0.0051.9810-3m2，最大194.4310-3m2，泥质含量6.412.1，最大29.7。见表16、表110，综合分析本段储层总体上属于低孔低渗储层，个别属于中孔低渗储层。表18 淀20X井岩性物性分析报告编号井深层位岩性描述孔隙度（）渗透率（10-3m2）13110.60沙一浅灰色荧光细砂岩6.90.0723110.85沙一浅灰色荧光细砂岩9.00.1133111.05沙一浅灰色荧光细砂岩11.80.2343112.30沙一浅灰色细砂岩5.70.0953112.55沙一浅灰色细砂岩4.90.0763112.80沙一浅灰色细砂岩14.426.773113.05沙一浅灰色细砂岩18.20.3883113.30沙一浅灰色细砂岩17.20.3493113.55沙一浅灰色细砂岩16.50.42103114.35沙一浅灰色细砂岩7.50.12113114.60沙一浅灰色细砂岩17.60.44123225.00沙二灰褐色油浸细砂岩20.220.3133225.25沙二灰褐色油浸细砂岩19.030.1143225.50沙二灰褐色油浸细砂岩17.323.9153225.70沙二灰褐色油浸细砂岩17.014.1163226.00沙二灰褐色油浸细砂岩13.65.41173226.20沙二灰褐色油浸细砂岩15.18.3183226.45沙二浅灰色细砂岩10.60.1193226.70沙二浅灰色细砂岩13.40.12203226.95沙二浅灰色细砂岩6.50.11213277.20沙二浅灰色细砂岩8.90.29223227.45沙二浅灰色细砂岩10.90.18233227.70沙二浅灰色细砂岩14.80.09243228.05沙二灰色油斑细砂岩18.535253228.55沙二灰色油斑细砂岩19.639.1263228.80沙二灰色油斑细砂岩16.52.33273229.05沙二灰色油斑细砂岩17.21.09283229.25沙二浅灰色细砂岩7.80.07293229.60沙二浅灰色细砂岩9.90.05303311.00沙二灰褐色油浸细砂岩18.535.8313111.05沙二灰色泥质粉砂岩5.30.09323113.30沙二灰色泥质粉砂岩11.60.12333311.60沙二灰褐色油浸细砂岩13.94.03343311.85沙二灰褐色油浸细砂岩15.85.1353312.05沙二棕褐色含油细砂岩18.27.85 表19 鄚49井沙一段物性分析表编号井深岩性描述孔隙度（）渗透率（10-3m2）13404.52浅灰色细砂岩12.60.5223405.04浅灰色细砂岩9.50.4733405.54浅灰色细砂岩11.10.5243406.07浅灰色细砂岩8.50.4953406.48浅灰色细砂岩9.00.5163407.10浅灰色粉砂岩6.80.5273407.78浅灰色粉砂岩5.10.4383408.45浅灰色粉砂岩4.60.43表110淀16井岩心物性分析表编号井深层位孔隙度（）渗透率（10-3m2）13015.29沙二8.70.0523016.01沙二7.10.0133017.28沙二11.20.2743017.96沙二13.20.7953018.12沙二14.21.1163018.22沙二16.11.5873018.52沙二14.80.0983018.72沙二15.52.1993018.94沙二14.21.03103019.14沙二120.74113019.40沙二4.60.02123021.77沙二10.10.041.4储层孔隙孔喉特征研究根据淀南莫州地区毛管压力曲线及其孔喉特征参数可以看出，该地区储层孔喉半径分布在0.0110m，大部分储层孔喉半径较小，其中半径0.014m的孔喉占了总孔喉数的55以上。储层排驱压力基本上处于0.21.5MPa，孔喉半径分布在0.014m范围内，其中小于0.4m的孔喉占比例较大，分选较好些。孔喉结构参数见表1-11。根据二连赛汉塔拉凹陷地区几口井毛管压力曲线及其孔喉特征参数可以看出，该地区储层孔喉半径分布在0.0110m，大部分储层孔喉半径较小，其中半径0.016.3m的孔喉占了总孔喉数的90以上。储层排驱压力基本上大于0.2MPa，最大孔候半径根据小区块不同有较大差异，基本集中在1um. 图11淀18X井样品孔候分布图图12淀18X井样品孔候分布图图13淀18X井样品孔候分布图图14淀21井孔候分布图图15赛83X井孔候分布图图16赛83X井孔候分布图表111淀南莫州、赛汉塔拉凹陷几口井孔喉结构参数表井号KPdP50RmaxR50R平均（%）（10-3m2）（MPa）（MPa）（m）（m）（m）淀18X13.71.990.322.341.514.90.123.920.190.235.30.043.760.1990.23淀215.50.044.280.1750.16赛8311.42.540.183.54.170.2142.6311.71.170.431.8117.440.4141.43赛8010.71.190.542.041.3890.3688.198.20.590.636.581.190.1144.529.41.10.544.781.3890.1574.9910.50.171.645.540.4570.1358.149.80.410.855.150.8820.1368.429.