庆阳地区长8油层组属于典型的低渗透储层,是现在油气地质研究的热点。在对储层综合研究的基础上进行储层的评价分类,并进一步筛选有利的勘探区块,常常是低渗透储层实现有效勘探开发的重要基础。本文利用岩心观察、岩石薄片、扫描电镜、图像粒度、图像孔隙、高压压贡、包裹体测温、X-衍射、镜质体反射率等分析测试手段,系统研究了庆阳地区长8油层组的沉积相及储层岩石学、孔隙结构、物性、成岩作用等特征,对研究区的储层进行综合的描述和评价,并进一步筛选出有利的勘探开发区块。并取得以下几点认识：沉积相特征：研究区长8沉积期属于三角洲前缘亚相,并进一步识别出水下分流河道和分流间湾微相。沉积相及砂体展布整体呈南东-北西向和南-北向,且长81沉积期的河道规模及厚砂体分布范围均较长82沉积期大。储层岩石学特征：研究区的储层为一套以细粒、中细粒为主的岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩的岩石组合,长81油层亚组粒度较长82油层亚组稍粗,填隙物含量平均为12.62%,主要由碳酸盐矿物和自生绿泥石组成。储层孔隙结构特征：研究区的主要孔隙类型为粒间孔和长石溶孔,孔隙和喉道均较细小,孔隙的平均直径为60.8μm,喉道平均直径为0.34μm,主要为纳米级孔吼,层位上,长82油层亚组的喉道直径(0.18μm)较长81油层亚组(0.40μm)明显减小。储层物性特征：研究区储层孔隙度平均值为8.63%；渗透平均值为0.70×10-3μm2,属于低-特低孔、特低-超低渗储层；根据概率经验统计法和压汞实验参数法,确定研究区的有效储层物性下限为孔隙度6%,渗透率0.1×10-3μm2。平面上,长81油层亚组的孔渗高值区范围和连片性均较长82油层亚组好,整体上表现出长81油层亚组较长82油层亚组好。储层成岩作用特征：研究区主要经历了压实-压溶作用、胶结作用、交代作用和溶蚀作用等成岩作用类型,已普遍进入中成岩A期。孔隙度的成岩演化研究表明,研究区长8油层组储层的原始孔隙度平均为38.03%,压实作用后储层的孔隙度平均为21.58%,压实作用导致了平均43.15%的储层原始孔隙度损失,胶结作用后储层孔隙度平均为6.89%,胶结作用导致了平均39%储层原始孔隙度损失,压实作用和胶结作用是导致储层孔隙度减小的直接原因,后期溶蚀作用形成了约3.88%的次生孔隙,引起了约10.23%的孔隙度增加,是导致孔隙度增加的主要因素。储层物性的影响因素：沉积微相是导致储层物性差异的控制因素,砂岩的较细粒度和较高的塑性组分含量是形成致密储层的基础,压实作用和胶结作用导致储层的致密化,在胶结作用中,不同的胶结作用类型对储层的影响不同,溶蚀作用产生了次生孔隙,改善了储层的物性；微观上,广泛发育的纳米级喉道是导致储层低渗透的主要原因。储层综合评价：在单因素分析的基础上,进行储层的综合评价分类,将储层分为四类,其中的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层分属于当前技术条件下具备工业产油能力的好、较好和较差的有效储层,Ⅳ类则为目前不具备工业产油能力的非有效储层。层位上,长81油层亚组的Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类储层的分布范围及连片性均较长82油层亚组好。依据储层综合评价分区和试油试采数据,筛选预测含油面积大于45km2的2个最有利新增区块目标、含油面积15-45km2的4个有利区块目标和含油面积小于15km2的8个较有利区块目标。