压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用_王维喜
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（3）Ⅲ类（差）储层岩性以致密砂岩为主，微孔型 孔隙组合。 孔隙度小于 8.0%，渗透率小于 0.1×10-3μm2。 毛 管压力曲线位置靠上，为高斜坡型，孔喉分选差，喉 道半径微小。 排驱压力平均 11.18MPa，最大孔喉半 径小于 0.15μm，孔喉半径均值小于 0.10μm，无中值
3~7 岩、细-粉砂 流河道、分 9.9 12.6~8.0 0.61 0.82~0.27 0.55 0.34~1.02 31.90 27.02~40.72 0.20 0.29~0.08 0.11 0.27~0.02 2.81 3.68~0.92
岩
流间湾
储层
粉-细粒长石
1~5
分流间湾 7.9 9.1~6.7 0.07
砂岩
<0.1 11.18 >2.50
0.02 <0.1
差储 0.31 <0.15
层
岩为主，其次为中-细粒、中粒长石砂岩。 石英次生 加大普遍，溶孔较发育，主要储集空间为溶孔-粒间 孔组合，以原生粒间孔为主。
渗透率在 1.29×10-3~2.08×10-3μm2 之间，孔隙度 在 9.5%~12.0%之间。 毛管压力曲线中间平缓段较 长，位置靠下，孔喉分选好，喉道半径大。 排驱压力 及中值压力分别为 0.13~0.39MPa 和 0.92~1.99MPa。 平 均 喉 道 半 径 及 中 值 喉 道 半 径 分 别 为 0.21 ~ 0.82μm 和 0.37~0.80μm， 最 大 孔 喉 半 径 为 4.90~ 8.17μm，属 中 孔 细-小 孔 细 喉 道 。 评 价 为 好 储 层 。 这 类 储 层 主 要 见 于 长 61 三 角 洲 平 原 分 流 河 道 及 长 62 三 角 洲 前 缘 水 下 分 流 河 道 ， 尤 其是在单砂层 厚度比较大的主河道上。
中 图 分 类 号 ：TE122
文 献 标 识 码 ：A
文 章 编 号 ：1673-1980（2010）03-0018-03
众所周知，低渗、特低渗只是相对概念，文中所 提到的特低渗储层是根据赵靖舟提出的分类方法， 将 渗 透 率 为 50×10-3~10×10-3μm2 定 义 为 低 渗 储 层 ， 10×10-3~1×10-3μm2 定义为特低渗储层。
单 层 厚 度/m 分类
岩性
微相
孔 隙 度/%
渗 透 率 ／ ×10-3μm2 排 驱 压 力/MPa
中 值 压 力/MPa
毛管压力特征参数 平 均 孔 喉 半 径/μm 中 值 半 径/μm 最 大 喉 道 半 径/μm 储 层
平均 范围值
平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 评价
较好
5~8 及 细 粒 长 石
10.1 13.2~8.0 0.56 1.13~0.24 0.68 0.25~1.51 6.75 2.56~16.56 0.17 0.40~0.08 0.14 0.29~0.04 2.41 7.35~0.49
砂岩
流河道
储层
IIb 5 III 3
细粒长石砂 （水下）分
较差
细-中粒、中 （水下）分
好储
I
9 8~12 粒 及 细 粒 长
10.7 12.0~9.5 1.58 2.08~1.29 0.25 0.13~0.39 1.48 0.92~1.99 0.51 0.82~0.21 0.56 0.80~0.37 6.81 8.17~4.90
石砂岩
流河道
层
IIa 6
细-中粒 （水下）分
低孔-特低渗为主，微观结构以中孔细-小孔细组合为主，孔喉结构特征对储层渗透性有决定性影响。 储层渗流能力
主要由比较大的孔隙提供，对本区长 6 储层的评价表明，本区长 6 储层可以分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，并以Ⅰ类、Ⅱ类储层为
主，其中Ⅰ类储层的孔喉结构优于Ⅱ类，渗流能力也好于Ⅱ类。
关键词：压汞曲线；低渗透油藏；长 6 储层；分类评价
由于在实验室中每块样品只能代表该油藏中某 点的特征， 因此要把具有相同性质的毛管压力曲线 平均 （即还原） 为一条代表油藏特征的毛管压力曲 线，才能有利于反映储层的储集性能。
2 实例分析
根据南泥湾油田区内样品的压汞分析资料综合分 析表明，本区渗透率与孔隙结构相关性较好，见表1。
收 稿 日 期 ：2010-01-06 基 金 项 目 ：“十 一 五 ”国 家 科 技 支 撑 计 划 项 目 （2007BAB17B05） 作 者 简 介 ：王 维 喜 （1968-），男 ，延 长 油 田 股 份 有 限 公 司 高 级 工 程 师 ，研 究 方 向 为 石 油 地 质 及 勘 探 开 发 。
100
100
IIa 类
10
IIb 类
10
Pc/MPa Pc/MPa
1
0.1
资 3,363
资 4,185
0.01
资 4,224
100 80 60 40 20 0
SHg/%
100
IIb 类 10
1源自文库
0.1 0.01
100
资 1,3
资 1,7 资 1,15
资 1,21 资 2,5 资 2,9 资 2,13 资 2,23 资 3,100 资 3,341 资 4,73 资 4,125
·19·
王维喜，曹天军，朱海涛：压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
砂体，是本区的主要含油储层类型。 由Ⅱa 类储层参 数特征可见，其中也有孔渗较差的毛管压力曲线，通 过对照沉积相和有效厚度发现，这种储层位于薄砂 体上或厚砂体边缘。
Ⅱb 类（较差）储层特征：Ⅱb 类储层岩性为细粒 长石砂岩及细-粉砂岩， 这类储层颗粒多为镶嵌状 接触，溶蚀较弱，仅见部分长石颗粒有溶蚀。 砂岩致 密， 物性差。 渗透率在 0.27×10-3~0.82×10-3μm2 之 间 ， 普 遍 较 低 ； 孔 隙 度 一 般 为 8.0% ~12.6% ， 但 可 见少量高值。 毛管压力曲线形态陡峭，初始段、中 间平缓段和末端上翘段无明显区分界限， 中间平 缓段短，孔喉分选差。 排驱压力及中值压力高，分 别 为 0.34~1.02MPa 和27.02~40.72MPa。 平 均 喉 道 半 径 及 中 值 喉 道 半 径 小 ， 分 别 为 0.08~0.29μm 和 0.02~0.27μm， 最 大 孔 喉 半 径 为 0.92~3.68μm， 属 小孔细喉和细孔微细喉。 这类储层主要见于三角 洲平原和前缘的细-粉砂岩或分流间湾沉积，含 油性较差。 由Ⅱb 类储层参数特征可见，其中不乏 有孔渗较好的毛管压力曲线， 说明部分细-粉砂岩 储层也具有相对较好的孔渗条件。
资 1,5 资 1,11 资 1,19 资 2,1 资 2,7 资 2,11 资 2,17 资 3,50 资 3,118 资 4,63 资 4,95 资 4,143
80 60 40
20 0
SHg/%
100
III 类 10
Pc/MPa Pc/MPa
1 0.1 0.01
资 1,1 资 1,9 资 1,13 资 1,17
资 3,16
资 3,274
资 4,163 资 2,3 资 2,21
100 80 60 40 20 0
1
0.1
资 3,142
资 4,488
0.01 100 80 60 40 20 0
SHg/%
SHg/%
图 1 南泥湾油田长 6 储层毛管压力曲线分类图
b 类储层长，位置靠下，孔喉分选较好，喉道半径较 大。 排驱压力及 中 值 压 力 分 别 为 0.25~1.51MPa 和 2.56~16.56MPa。 平均喉道半径及中值喉道半径分别 为 0.08 ~0.40μm 和 0.04 ~0.29μm， 最 大 孔 喉 半 径 0.49~7.35μm，属中孔细-小孔细喉道，以小孔细喉道 型为主。 这类储层主要见于长 4+52、长 61 三角洲平 原分流河道及长 62 三角洲前缘水下分流河道沉 积
中值压力（P50）：非润湿相饱和度为 50%时所对 应的毛细管压力。 P50 越小，反映岩石的孔喉半径越 大，其渗透性能就越好。
中 值 半 径 （R50）： 与 饱 和 度 中 值 压 力 相 对 应 的 孔 喉半径。它可近似地代表样品平均孔喉半径的大小。
最大连通孔喉半径 Rd：与排驱压力相对应的孔 喉半径， 为非润湿相驱替润湿相所经过的最大连通 喉道半径。
1 理论基础及主要参数
油气藏形成过程是油气运移的驱动力（主要是 浮力）不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过程， 由于储层中流体渗流的基本空间是毛管，因此研究 油气水在毛管中出现的特性就显得十分重要。 油气 水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结 果， 因此把毛管力与润湿相 （或非润湿相） 流体饱 和度的关系曲线，称为毛管压力曲线。 它不仅是孔 喉半径分布和孔隙体积的函数，也是孔喉连接方式 的函数，更是孔隙度、渗透率和饱和度的函数，而通
第 12 卷 第 3 期
重庆科技学院学报（自然科学版）
2010 年 6 月
压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
王维喜 1 曹天军 1 朱海涛 2 （1. 陕西延长石油集团有限责任公司，延安 716000；2. 西安石油大学，西安 710065）
摘 要：根据实验分析，结合录井、试采等成果，对南泥湾油田长 6 储层进行分类研究和综合评价，认为长 6 储层以
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王维喜，曹天军，朱海涛：压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
表 1 南泥湾长 6 油层孔隙结构参数表
渗透率 排驱压 中值压 中值半 退出效 微观均 特征结 样号
/μm2 力/MPa 力/MPa 径/μm 率/% 值系数 构系数 16 0.11×10-3 4.95 27.25 0.027 13.93 0.54 0.49 112 0.14×10-3 1.51 11.71 0.063 17.92 0.23 1.02 47 0.05×10-3 2.03 0.00 0.000 20.33 0.24 0.85 68 0.06×10-3 1.98 25.96 0.028 27.75 0.21 0.18 174 0.90×10-3 0.21 5.08 0.145 27.38 0.19 6.33 151 0.45×10-3 0.50 12.78 0.058 28.62 0.23 3.16
结合本区储层物性、储集空间的宏观特征、微观 孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层厚度、岩性 等，将本区长 6 储层分为Ⅰ、Ⅱ（Ⅱa、Ⅱb 亚类）、III 三 类。 各类储层的毛管压力曲线特征如表 2、图 1 所示。
3 储层分类评价
（1）Ⅰ类（好）储层。Ⅰ类储层岩性以细粒长石砂
表 2 南泥湾油田长 6 储层分类评价表
前人大量的研究资料表明，延长组孔隙结构在 纵向上的变化受沉积条件的影响。 印证了延长组沉 积 相 的 演 化 ［1-3］， 而 油 水 分 布 随 孔 隙 结 构 的 变 化 而 变 化。 在同一地区，不仅不同层的砂岩存在不同的油 水关系，即使是同一层砂岩，其油水界面亦是不均一 的，甚至可以出现自上而下随孔隙结构变好，含油情 况变好的现象 。 ［1-4］ 因此，用压汞法毛管压力曲线研 究油层孔隙结构特征，不仅是认识低渗油层的重要 方法，也可以客观、准确的反映特低渗储层的本质以 及对其进行合理的分类评价。
过压汞法取得的毛管压力资料是孔隙结构分布的主 要来源。 能够表征储层孔隙结构特征的毛管压力曲 线的定量特征参数有：排驱压力、中值压力、中值半 径和最大连通孔喉半径等， 而这些参数直接反映了 储层储集性能的好坏 。 ［5-7］
排驱压力（Pd）：指孔隙系统 中 最 大 连 通 孔 隙 喉 道所对应的毛细管压力。该压力越低，岩石渗透性越 好，最大喉道半径越大，储层储集性能越好;反之，该 压力越高，储层储集性能越差。
（2）Ⅱ类（较好-较差）储层。 Ⅱ类储层是本区的 主要储层。 根据毛管压力曲线特征将Ⅱ类储层分为 Ⅱa 类和Ⅱb 类两个亚类。 两个亚类储层物性相近， 毛管压力特征参数也基本相近， 但其中Ⅱb 类储层 中值压力较Ⅱa 类储层大， 两者平均中值压力分别 为 6.75MPa 和 31.90MPa。
Ⅱa 类（较好）储层特征：岩性主要以细-中粒长 石砂岩为主，其次为细粒长石砂岩。 溶孔较不发育， 主要储集空间为由溶蚀粒间孔、原生粒间孔和微孔 隙组成的复合孔，以残余的溶蚀粒间孔为主。 这类 储层渗透率在 0.24×10-3~1.13×10-3μm2 之间，孔隙度 一般为 8.0%~13.2%。毛管压力曲线中间平缓段较Ⅱ
3~7 岩、细-粉砂 流河道、分 9.9 12.6~8.0 0.61 0.82~0.27 0.55 0.34~1.02 31.90 27.02~40.72 0.20 0.29~0.08 0.11 0.27~0.02 2.81 3.68~0.92
岩
流间湾
储层
粉-细粒长石
1~5
分流间湾 7.9 9.1~6.7 0.07
砂岩
<0.1 11.18 >2.50
0.02 <0.1
差储 0.31 <0.15
层
岩为主，其次为中-细粒、中粒长石砂岩。 石英次生 加大普遍，溶孔较发育，主要储集空间为溶孔-粒间 孔组合，以原生粒间孔为主。
渗透率在 1.29×10-3~2.08×10-3μm2 之间，孔隙度 在 9.5%~12.0%之间。 毛管压力曲线中间平缓段较 长，位置靠下，孔喉分选好，喉道半径大。 排驱压力 及中值压力分别为 0.13~0.39MPa 和 0.92~1.99MPa。 平 均 喉 道 半 径 及 中 值 喉 道 半 径 分 别 为 0.21 ~ 0.82μm 和 0.37~0.80μm， 最 大 孔 喉 半 径 为 4.90~ 8.17μm，属 中 孔 细-小 孔 细 喉 道 。 评 价 为 好 储 层 。 这 类 储 层 主 要 见 于 长 61 三 角 洲 平 原 分 流 河 道 及 长 62 三 角 洲 前 缘 水 下 分 流 河 道 ， 尤 其是在单砂层 厚度比较大的主河道上。
中 图 分 类 号 ：TE122
文 献 标 识 码 ：A
文 章 编 号 ：1673-1980（2010）03-0018-03
众所周知，低渗、特低渗只是相对概念，文中所 提到的特低渗储层是根据赵靖舟提出的分类方法， 将 渗 透 率 为 50×10-3~10×10-3μm2 定 义 为 低 渗 储 层 ， 10×10-3~1×10-3μm2 定义为特低渗储层。
单 层 厚 度/m 分类
岩性
微相
孔 隙 度/%
渗 透 率 ／ ×10-3μm2 排 驱 压 力/MPa
中 值 压 力/MPa
毛管压力特征参数 平 均 孔 喉 半 径/μm 中 值 半 径/μm 最 大 喉 道 半 径/μm 储 层
平均 范围值
平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 平均 范围值 评价
较好
5~8 及 细 粒 长 石
10.1 13.2~8.0 0.56 1.13~0.24 0.68 0.25~1.51 6.75 2.56~16.56 0.17 0.40~0.08 0.14 0.29~0.04 2.41 7.35~0.49
砂岩
流河道
储层
IIb 5 III 3
细粒长石砂 （水下）分
较差
细-中粒、中 （水下）分
好储
I
9 8~12 粒 及 细 粒 长
10.7 12.0~9.5 1.58 2.08~1.29 0.25 0.13~0.39 1.48 0.92~1.99 0.51 0.82~0.21 0.56 0.80~0.37 6.81 8.17~4.90
石砂岩
流河道
层
IIa 6
细-中粒 （水下）分
低孔-特低渗为主，微观结构以中孔细-小孔细组合为主，孔喉结构特征对储层渗透性有决定性影响。 储层渗流能力
主要由比较大的孔隙提供，对本区长 6 储层的评价表明，本区长 6 储层可以分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类，并以Ⅰ类、Ⅱ类储层为
主，其中Ⅰ类储层的孔喉结构优于Ⅱ类，渗流能力也好于Ⅱ类。
关键词：压汞曲线；低渗透油藏；长 6 储层；分类评价
由于在实验室中每块样品只能代表该油藏中某 点的特征， 因此要把具有相同性质的毛管压力曲线 平均 （即还原） 为一条代表油藏特征的毛管压力曲 线，才能有利于反映储层的储集性能。
2 实例分析
根据南泥湾油田区内样品的压汞分析资料综合分 析表明，本区渗透率与孔隙结构相关性较好，见表1。
收 稿 日 期 ：2010-01-06 基 金 项 目 ：“十 一 五 ”国 家 科 技 支 撑 计 划 项 目 （2007BAB17B05） 作 者 简 介 ：王 维 喜 （1968-），男 ，延 长 油 田 股 份 有 限 公 司 高 级 工 程 师 ，研 究 方 向 为 石 油 地 质 及 勘 探 开 发 。
100
100
IIa 类
10
IIb 类
10
Pc/MPa Pc/MPa
1
0.1
资 3,363
资 4,185
0.01
资 4,224
100 80 60 40 20 0
SHg/%
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IIb 类 10
1源自文库
0.1 0.01
100
资 1,3
资 1,7 资 1,15
资 1,21 资 2,5 资 2,9 资 2,13 资 2,23 资 3,100 资 3,341 资 4,73 资 4,125
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王维喜，曹天军，朱海涛：压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
砂体，是本区的主要含油储层类型。 由Ⅱa 类储层参 数特征可见，其中也有孔渗较差的毛管压力曲线，通 过对照沉积相和有效厚度发现，这种储层位于薄砂 体上或厚砂体边缘。
Ⅱb 类（较差）储层特征：Ⅱb 类储层岩性为细粒 长石砂岩及细-粉砂岩， 这类储层颗粒多为镶嵌状 接触，溶蚀较弱，仅见部分长石颗粒有溶蚀。 砂岩致 密， 物性差。 渗透率在 0.27×10-3~0.82×10-3μm2 之 间 ， 普 遍 较 低 ； 孔 隙 度 一 般 为 8.0% ~12.6% ， 但 可 见少量高值。 毛管压力曲线形态陡峭，初始段、中 间平缓段和末端上翘段无明显区分界限， 中间平 缓段短，孔喉分选差。 排驱压力及中值压力高，分 别 为 0.34~1.02MPa 和27.02~40.72MPa。 平 均 喉 道 半 径 及 中 值 喉 道 半 径 小 ， 分 别 为 0.08~0.29μm 和 0.02~0.27μm， 最 大 孔 喉 半 径 为 0.92~3.68μm， 属 小孔细喉和细孔微细喉。 这类储层主要见于三角 洲平原和前缘的细-粉砂岩或分流间湾沉积，含 油性较差。 由Ⅱb 类储层参数特征可见，其中不乏 有孔渗较好的毛管压力曲线， 说明部分细-粉砂岩 储层也具有相对较好的孔渗条件。
资 1,5 资 1,11 资 1,19 资 2,1 资 2,7 资 2,11 资 2,17 资 3,50 资 3,118 资 4,63 资 4,95 资 4,143
80 60 40
20 0
SHg/%
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III 类 10
Pc/MPa Pc/MPa
1 0.1 0.01
资 1,1 资 1,9 资 1,13 资 1,17
资 3,16
资 3,274
资 4,163 资 2,3 资 2,21
100 80 60 40 20 0
1
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资 3,142
资 4,488
0.01 100 80 60 40 20 0
SHg/%
SHg/%
图 1 南泥湾油田长 6 储层毛管压力曲线分类图
b 类储层长，位置靠下，孔喉分选较好，喉道半径较 大。 排驱压力及 中 值 压 力 分 别 为 0.25~1.51MPa 和 2.56~16.56MPa。 平均喉道半径及中值喉道半径分别 为 0.08 ~0.40μm 和 0.04 ~0.29μm， 最 大 孔 喉 半 径 0.49~7.35μm，属中孔细-小孔细喉道，以小孔细喉道 型为主。 这类储层主要见于长 4+52、长 61 三角洲平 原分流河道及长 62 三角洲前缘水下分流河道沉 积
中值压力（P50）：非润湿相饱和度为 50%时所对 应的毛细管压力。 P50 越小，反映岩石的孔喉半径越 大，其渗透性能就越好。
中 值 半 径 （R50）： 与 饱 和 度 中 值 压 力 相 对 应 的 孔 喉半径。它可近似地代表样品平均孔喉半径的大小。
最大连通孔喉半径 Rd：与排驱压力相对应的孔 喉半径， 为非润湿相驱替润湿相所经过的最大连通 喉道半径。
1 理论基础及主要参数
油气藏形成过程是油气运移的驱动力（主要是 浮力）不断克服毛管压力而排驱水达到平衡的过程， 由于储层中流体渗流的基本空间是毛管，因此研究 油气水在毛管中出现的特性就显得十分重要。 油气 水分布的现状是驱动力和毛管压力相对平衡的结 果， 因此把毛管力与润湿相 （或非润湿相） 流体饱 和度的关系曲线，称为毛管压力曲线。 它不仅是孔 喉半径分布和孔隙体积的函数，也是孔喉连接方式 的函数，更是孔隙度、渗透率和饱和度的函数，而通
第 12 卷 第 3 期
重庆科技学院学报（自然科学版）
2010 年 6 月
压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
王维喜 1 曹天军 1 朱海涛 2 （1. 陕西延长石油集团有限责任公司，延安 716000；2. 西安石油大学，西安 710065）
摘 要：根据实验分析，结合录井、试采等成果，对南泥湾油田长 6 储层进行分类研究和综合评价，认为长 6 储层以
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王维喜，曹天军，朱海涛：压汞曲线在特低渗油藏储层分类中的应用
表 1 南泥湾长 6 油层孔隙结构参数表
渗透率 排驱压 中值压 中值半 退出效 微观均 特征结 样号
/μm2 力/MPa 力/MPa 径/μm 率/% 值系数 构系数 16 0.11×10-3 4.95 27.25 0.027 13.93 0.54 0.49 112 0.14×10-3 1.51 11.71 0.063 17.92 0.23 1.02 47 0.05×10-3 2.03 0.00 0.000 20.33 0.24 0.85 68 0.06×10-3 1.98 25.96 0.028 27.75 0.21 0.18 174 0.90×10-3 0.21 5.08 0.145 27.38 0.19 6.33 151 0.45×10-3 0.50 12.78 0.058 28.62 0.23 3.16
结合本区储层物性、储集空间的宏观特征、微观 孔隙结构特征、毛管压力曲线特征以及储层厚度、岩性 等，将本区长 6 储层分为Ⅰ、Ⅱ（Ⅱa、Ⅱb 亚类）、III 三 类。 各类储层的毛管压力曲线特征如表 2、图 1 所示。
3 储层分类评价
（1）Ⅰ类（好）储层。Ⅰ类储层岩性以细粒长石砂
表 2 南泥湾油田长 6 储层分类评价表
前人大量的研究资料表明，延长组孔隙结构在 纵向上的变化受沉积条件的影响。 印证了延长组沉 积 相 的 演 化 ［1-3］， 而 油 水 分 布 随 孔 隙 结 构 的 变 化 而 变 化。 在同一地区，不仅不同层的砂岩存在不同的油 水关系，即使是同一层砂岩，其油水界面亦是不均一 的，甚至可以出现自上而下随孔隙结构变好，含油情 况变好的现象 。 ［1-4］ 因此，用压汞法毛管压力曲线研 究油层孔隙结构特征，不仅是认识低渗油层的重要 方法，也可以客观、准确的反映特低渗储层的本质以 及对其进行合理的分类评价。
过压汞法取得的毛管压力资料是孔隙结构分布的主 要来源。 能够表征储层孔隙结构特征的毛管压力曲 线的定量特征参数有：排驱压力、中值压力、中值半 径和最大连通孔喉半径等， 而这些参数直接反映了 储层储集性能的好坏 。 ［5-7］
排驱压力（Pd）：指孔隙系统 中 最 大 连 通 孔 隙 喉 道所对应的毛细管压力。该压力越低，岩石渗透性越 好，最大喉道半径越大，储层储集性能越好;反之，该 压力越高，储层储集性能越差。
（2）Ⅱ类（较好-较差）储层。 Ⅱ类储层是本区的 主要储层。 根据毛管压力曲线特征将Ⅱ类储层分为 Ⅱa 类和Ⅱb 类两个亚类。 两个亚类储层物性相近， 毛管压力特征参数也基本相近， 但其中Ⅱb 类储层 中值压力较Ⅱa 类储层大， 两者平均中值压力分别 为 6.75MPa 和 31.90MPa。
Ⅱa 类（较好）储层特征：岩性主要以细-中粒长 石砂岩为主，其次为细粒长石砂岩。 溶孔较不发育， 主要储集空间为由溶蚀粒间孔、原生粒间孔和微孔 隙组成的复合孔，以残余的溶蚀粒间孔为主。 这类 储层渗透率在 0.24×10-3~1.13×10-3μm2 之间，孔隙度 一般为 8.0%~13.2%。毛管压力曲线中间平缓段较Ⅱ