AH5井区八道湾组砂质和砾质储层孔隙结构特征及评价

刘文锋，张小栓，刘谨铭，艾力曼·道尔吉，杨远峰，张曦文，祁利祺，于景维

(1.新疆石油分公司百口泉采油厂，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油大学(北京)克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

AH油田构造位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡区，成藏条件有利。20世纪80年代部署艾参1井在侏罗系见到油气显示，证实斜坡区侏罗系具有勘探潜力。后续部署的M8井、M10井等多口侏罗系专项探井，却均未获得突破；直至2017年部署AH5井在下侏罗统八道湾组获得工业性油流，2019年底部署于AH油田AH5井区的AH501井在下侏罗统八道湾组也收获工业油流，同时开展老井复查，实施恢复试油5井均见油，获工业油流3井，证实该区八道湾组油气资源潜力，AH5井区侏罗系八道湾组重新受到关注。

随着勘探进程的加快，发现研究区八道湾组发育具有一定规模的厚层砂体，但含油饱和度不高，为3.4%～32.5%，平均含油饱和度为13.4%，表现为低饱和油藏特征。能否形成大面积成藏局面取决于储层的储集性能、流体的分布以及渗流特征，而储层微观孔隙结构特征对于上述内容有重要的控制作用[1-3]。因此对研究区八道湾组微观孔隙结构特征进行分析，为油藏进一步勘探开发提供坚实基础资料。

前人对于孔隙结构研究最常见的方法是在铸体薄片观察的基础上，利用高压压汞、核磁共振、CT扫描等分析技术对孔隙结构进行划分和评价，虽然对孔隙结构进行定量化分析，但是测试成本相对较高[4-6]；部分学者主要采用数理统计的方法，在高压压汞分析资料基础上，选取部分参数或将部分参数进行变换以表征孔隙结构，虽然也是对孔隙结构进行定量化分析，但是参数较多，存在盲点，不易普遍应用[7-9]。本次研究利用荧光、铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、岩心油水饱和度、相渗及物性分析等资料，综合研究区八道湾组储层特征，针对孔隙结构特征进行精细定量化研究，既包括实验测试分析定量化分析，也有数理统计的定量化表征，并对有利储层进行评价，为有利储层的寻找提供直接证据，也为周围相似地区有利储层预测提供指导。

1 区域地质概况

准噶尔盆地为我国西部大型含油气盆地之一，为我国工业发展提供极大的帮助[10-13]。AH油田AH5井区构造位于准噶尔盆地中央坳陷玛湖凹陷西斜坡区，南部紧邻玛纳斯湖，北部与M18井区相接，整体为一东南倾的单斜，行政隶属新疆维吾尔自治区和布克赛尔蒙古自治县(图1)。受克百断裂带持续向盆地中心挤压影响，研究区深、浅层断裂发育，起到沟通油源、控制油气成藏的作用[14-15]，具有较好的成藏条件。研究区内自上而下钻揭的地层有白垩系吐谷鲁群(K1tg)，侏罗系头屯河组(J2t)、西山窑组(J2x)、三工河组(J1s)、八道湾组(J1b)，三叠系白碱滩组(T3b)、克拉玛依组(T2k)、百口泉组(T1b)及二叠系上乌尔禾组(P3w)、下乌尔禾组(P2w)。侏罗系与三叠系和白垩系为区域性不整合接触，本次研究目的层为下侏罗统八道湾组5段(J1b5)，埋深为2 700～3 000 m，最大砂体厚度可达140 m，平均为108.1 m。J1b5发育辫状河三角洲沉积，包括辫状河三角洲前缘和前辫状河三角洲，可分为水下分流河道、分流间湾以及河口坝等5种微相，以水下分流河道为主，其次为河口坝。目前区内完钻井185口，虽都钻遇J1b，但大多以二叠纪、三叠系为重点试油层段，以J1b 为试油层段的钻井仅5口，包括2口取心井，分布于研究区西南及东北方向。本次研究常规选样105点，选取659块样品进行普通薄片、铸体薄片及扫描电镜等24项实验分析。

图1 研究区位置图Fig.1 Structural location of the study area

2 储层岩石学及物性特征

2.1 岩石学特征

通过2口取心井100余米岩心观察，发现J1b5整体以正旋回沉积为主，微相由下向上多从水下分流河道过渡为分流间湾，局部过渡为河口坝。岩性由下向上从砂砾岩、含砾中-细砂岩过渡为泥岩，中间发育约10 m厚的煤层，夹有薄层泥岩及砂岩。结合镜下普通薄片观察，发现研究区J1b5储集岩石的类型多样，包括砾岩、含砂砾岩、砂质砾岩、含砾中-粗砂岩、中砂岩、细中砂岩以及细砂岩(图2(a)-(d))。含砂砾岩、砾岩、砂质砾岩以及中砂岩占总岩石类型的80%，含砂砾岩、砾岩以及砂质砾岩平均厚度为39.19 m，中砂岩平均厚度为8.31 m。为便于后续储层研究及分类，在岩心以及普通薄片观察的基础上，以砾石颗粒体积分数为依据，将储集岩石类型简化为砾质(砾石颗粒体积分数>50%，包括砾岩、含砂砾岩和砂质砾岩)和砂质(砾石颗粒体积分数<50%，包括含砾中-粗砂岩、中砂岩、细中砂岩以及细砂岩)，以砾质储层为主。

图2 研究区八道湾组储层岩石学特征Fig.2 Petrological characteristics of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 880 m，砾岩，部分砾石呈叠瓦状定向排列(红色边框标注)；(b)M625，2 636.7 m,砾质砂岩；(c)M625，2 619 m，含砾砂岩；(d)M625，2 639.5 m，中砂岩；(e)储层砂岩三角投点图；(f)AH501，2 823.96 m，砾石成分为凝灰岩(右上红框)和安山岩(左下红框)；(g)AH501，2 868.76 m,砾石成分为霏细岩；(h)填隙物类型及平均体积分数；(i)胶结物类型及分布频率；(j)黏土矿物类型及分布频率

砾质储层中砾石成分多样，包括凝灰岩、安山岩、花岗岩、霏细岩及流纹岩等，以凝灰岩为主(图2(e))，其次为霏细岩和安山岩(图2(e)、(f))。砾质颗粒间接触关系以线为主，且颗粒分选较差，但磨圆度较好，常发现砾石颗粒的定向排列(图2(a))，反映牵引流特征。砾石颗粒间填隙物成分主要为细-粉砂岩，极少为泥质。

砂质储层岩石类型主要为长石质岩屑砂岩，少量为岩屑砂岩，总体岩屑相对体积分数高，平均为58.4%(图2(g))，以中酸性岩屑为主，见凝灰岩、安山岩、霏细岩、花岗岩等岩屑，同时伴有少量沉积岩以及变质岩岩屑，整体反映出砂岩的成分成熟度较低，颗粒之间的接触关系以点-线为主。填隙物平均体积分数在5%以下(图2(h))，包括杂基和胶结物，其中杂基以泥质为主，胶结物类型多样，包括黏土矿物、铁白云石、方解石、菱铁矿以及硅质胶结物(图2(i))，黏土矿物类型以高岭石为主(图2(j))，局部绿泥石体积分数较高。

2.2 物性特征

储层物性常常反映储层储渗能力[16-18]。依据104块样品的物性分析，发现研究区J1b5储集岩石的孔隙度为3.10%～13.90%，平均为7.80%，>10%的孔隙度占总数的12.50%。基于沉积微相角度，确定水下分流河道物性为最好，孔隙度平均为9.12%，渗透率平均为5.6×10-3μm2；河口坝物性一般，孔隙度平均为6.6%，渗透率平均为2.61×10-3μm2。基于岩性划分，砂质储层孔隙度平均为8.1%，砾质储层孔隙度平均为7.8%；渗透率为0.02×10-3～145.00×10-3μm2，平均为3.90×10-3μm2。其中>5×10-3μm2的渗透率仅占总数的11.88%，<0.1×10-3×10-3μm2的渗透率占总数的12.87%，0.1×10-3～1×10-3μm2的渗透率占总数的48.51%。基于岩性划分，砂质储层渗透率平均为0.52×10-3μm2，砾质储层渗透率平均为4.63×10-3μm2。按照碎屑岩储层分类，研究区储集层类型普遍为特低孔特低渗储层。

将物性同深度进行交会，发现随深度的增加，物性变化较大，未呈现明显减小趋势，反映物性随成岩作用影响较大。将研究区内储层孔隙度和渗透率进行交会，发现关联性并不高(图3(a))。按照岩性进行统计，发现砂质储层孔隙度和渗透率相关性比较高(图3(b))，砾质储层孔隙度和渗透率相关性很低(图3(c))，反映不同岩性储层储渗能力的控制因素会有差异。

图3 研究区八道湾组储层物性特征Fig.3 Physical properties of reservoirs in Badaowan Formation in the study area(a)研究区八道湾组储层孔隙度与渗透率交会图；(b)研究区八道湾组砾质储层孔隙度与渗透率交会图；(c)研究区八道湾组砂质储层孔隙度与渗透率交会图

2.3 成岩特征

前已述及，研究区目的储层物性受成岩作用影响明显。利用原始孔隙度的计算以及铸体薄片面孔率的相关分析方法(式(1)-(4))[19-20]，发现压实作用对储层孔隙度的损害平均为68.7%，胶结作用对于储层孔隙度的损害率平均为18.3%，溶蚀作用对于储层孔隙度增加率平均为8.2%。

Φ=20.91+22.9/S0

(1)

Φ1=Φ×e-ah

(2)

Φ2=M溶胶×Φ/M+σ

(3)

Φ3=M溶×Φ/M

(4)

其中，Φ为原始孔隙度，S0为特拉斯克分选系数，Φ1为剩余孔隙度，a为压实因子，取0.000 40，h为样品埋深，Φ2为因胶结作用减少孔隙度，M溶胶为薄片统计的胶结物溶蚀面孔率，M为薄片统计的总面孔率，σ为胶结物含量，Φ3为因溶蚀作用增加孔隙度，M溶为薄片统计的溶蚀面孔率。

3 储层孔隙结构特征

对储层孔隙结构特征的描述主要包括定性描述和定量描述，定性描述主要应用铸体薄片及扫描电镜对储层孔隙和喉道特征进行分析，定量描述主要应用压汞资料对孔隙结构进行表征和分类。

3.1 孔隙结构的定性描述

研究区目的储层孔隙类型多样，包括剩余粒间孔、粒间和粒内溶孔、铸模孔、微裂缝以及晶间孔(图4(a)-(e))，以粒内溶孔和剩余粒间孔为主，其次为粒间溶孔。基于上述储层岩性划分，发现砾质储层以粒内溶孔为主，其次为粒间溶孔和剩余粒间孔，局部发育微裂缝；砂质储层以粒内溶孔和剩余粒间孔为主，其次为粒间溶孔。粒内溶孔在砾质储层中主要为岩屑的溶蚀，在砂质储层中表现为长石以及岩屑的溶蚀，溶蚀程度较大时可形成铸模孔；剩余粒间孔往往为被胶结物部分充填之后残余孔隙，连通性相对较差；粒间溶孔往往伴生粒内溶孔，孔隙由于保存溶蚀痕迹而形态表现不规则；晶间孔表现为高岭石以及铁白云石之间的孔隙。

图4 研究区八道湾组孔隙喉道特征Fig.4 Pore throat characteristics of Badaowan Formation in the study area(a)AH501，2 827.63 m，细-中砂岩，原生粒间孔，面孔率约3%，孔隙度为12.8%，铸体薄片；(b)AH501，2 836.61 m，砾岩，粒间溶孔，面孔率约4%，孔隙度为10%，铸体薄片；(c)AH501，2 823.96 m，砾岩，岩屑颗粒内的溶孔，面孔率小于1%，孔隙度为6.3%，铸体薄片；(d)AH501，2 832.36 m，高岭石晶间孔，面孔率小于1%，孔隙度为7.3%，扫描电镜；(e)AH501，2 880.15 m，砂砾岩，微裂缝，面孔率小于1%，孔隙度为5.6%，铸体薄片；(f)AH501，2 830 m，片弯状喉道，面孔率约为2%，孔隙度为10.5%，铸体薄片；(g)AH501，2 827.63 m，片状喉道，面孔率约3%，孔隙度为12.8%，铸体薄片；(h)AH501，2 839.89 m，缩颈型喉道，面孔率约为1%，孔隙度为8%，铸体薄片；(i)AH501，2 839.89 m，孔隙缩小型喉道，面孔率约为1%，孔隙度为8%，铸体薄片

研究区目的储层喉道类型多样，包括孔隙缩小型、缩颈型、片状、片弯状以及管束状喉道(图4(f)-(i))，以片状及片弯状喉道为主。基于储层岩性划分，发现砾质储层以片状及片弯状喉道为主，局部为管束状喉道，缩颈型喉道极少；砂质储层仍以片状及片弯状喉道为主，其次发育缩颈型和管束状喉道，发育少量孔隙缩小型喉道。

基于储层岩性划分，砾质储层内颗粒分选较差，薄片中可见颗粒之间多为线-凹凸接触，随着泥质含量的增加，颗粒凹凸接触更加明显，压实强度普遍较强，因此原生粒间孔较难保存。在压实作用很强背景下，胶结作用使砾质储层孔隙进一步损失，加剧储层致密化，胶结强度较弱。由于砾石磨圆较好，不能同周围塑性岩屑以及填隙物形成充分咬合，在较强地层压力条件下容易产生切穿颗粒的构造微裂缝，其数量以及分布方式为溶蚀作用发育提供关键通道，常见的线状裂缝对于储层物性改善较小，局部多个线状裂缝同砾石边缘成岩缝形成网状分布有利于大量次生溶孔发育，对于储层物性改善明显，有利于油气储集及渗流。

砂质储层内颗粒分选较好，在一定程度上具有抗压实效果，砂质储层薄片内颗粒常见点-线接触，反映的压实强度多为中等，较多原生孔隙得以保存，随砾石以及泥质含量增加，压实强度逐渐变强。砂质储层中流体流动性相对较强，胶结物含量相对较多，对孔隙的损害进一步增强，胶结强度为中等，但方解石等易溶胶结物为后期溶蚀提供物质基础。砂质储层中构造微裂缝较少，常见火山质岩屑脱水在颗粒边缘形成的成岩缝，为溶蚀作用发育提供通道，造成粒内以及粒内溶孔普遍发育。在砂质储层中溶蚀作用造成的孔隙度增加率最高为28%，整体对于砂质储层物性改善好于砾质储层。

3.2 孔隙结构的定量表征和分类评价

前人基于高压压汞、核磁共振或者恒速压汞资料对储层孔隙结构进行定量表征及分类评价[6,21-24]，但由于表征参数过多，不同地质背景下参数值范围会有差异，导致孔隙结构的定量表征方式不统一，分类评价的应用推广受到限制。因此，本研究结合前人研究方法，从所有孔隙结构固有属性——分形特征角度考虑[25]，在高压压汞基础参数统计基础上，对不同岩性储层孔隙结构复杂性进行定量表征与评价，也为相似地区储层孔隙结构的研究提供思路。

研究区目的层取心井仅有2口，利用单井试油情况挑选样品进行试验并不现实。本次研究将岩心油水饱和度试验分析中含油饱和度数据作为参考标准，收集含油饱和度<15%、15%～20%及>20%范围内共33块样品(其中砾质储层样品22块、砂质储层样品11块)压汞实验分析数据，并利用压汞基础参数和压汞曲线形态对分别对砂岩和砾岩储层孔隙结构进行划分。

研究区砂质储层可划分为3类孔隙结构(图5)，I类孔隙结构多为水下分流河道微相，孔隙度分布范围为9.90%～12.80%，渗透率分布范围为0.41×10-3～1.25×10-3μm2。排驱压力分布于0.16～0.31 MPa之间，中值半径分布于0.13～0.16 μm之间，分选系数分布于2.04～2.48之间，变异系数分布于0.18～0.22之间，最大进汞饱和度为72.03%～78.30%。样品的孔隙类型包括剩余粒间孔、粒间和粒内溶孔，喉道类型包括孔隙缩小型、缩颈型和片状喉道，薄片面孔率大于2%。

图5 砂质储层3类典型压汞曲线分类图Fig.5 Classification of three typical mercury injection curves in sand reservoirs

II类孔隙结构属于水下分流河道和河口坝微相，孔隙度分布范围为7.60%～9.00%，渗透率分布范围为0.12×10-3～0.25×10-3μm2。排驱压力分布于0.31～0.59 MPa之间，中值半径分布于0.04～0.09 μm之间，分选系数分布于1.85～2.15之间，变异系数分布于0.15～0.18之间，最大进汞饱和度分布于52.27%～72.03%之间。样品的孔隙类型包括粒内溶孔、剩余粒间孔和粒间溶孔，喉道类型包括缩颈型、片状及片弯状喉道，薄片面孔率为1%～2%。

III类孔隙结构属于水下分流河道和河口坝微相，孔隙度分布范围为3.10%～9.40%，渗透率分布范围为0.015×10-3～0.051×10-3μm2。排驱压力为0.31～1.39 MPa，中值半径为0.05～0.13 μm，分选系数为1.79～2.17，变异系数为0.07～0.22，最大进汞饱和度为24.00%～52.27%。样品的孔隙类型主要为粒内溶孔和粒间溶孔，喉道类型主要为片状及片弯状喉道，薄片面孔率小于1%。

分形理论用来描述孔隙结构复杂的储层，分形维数可以定量表征孔隙结构的非均质程度，多孔岩石的分形维数多为2～3。分形维数越小，表明储层孔喉分布越均匀，均质性越强[23-24]。研究区八道湾组砂岩储层分形维数的计算基于Brook-Corey模型，利用压汞曲线的孔喉半径及相应的进汞饱和度绘制分形曲线，利用曲线的斜率计算孔喉的分形维数[26-27]。通过压汞资料分析，发现研究区八道湾组砂质储层孔喉半径普遍为纳米孔(孔径小于0.1 μm)和中孔(孔径范围0.5～2.5 μm)(图6(a))，其次为微孔[28-30]。通过分形曲线特征的绘制(图6(b))，发现研究区砂岩储层孔隙结构分形系数范围为2.56～2.93。为对砂质储层进行定量化分类，将分形维数同储层物性以及相关孔隙结构参数进行交会(图6(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，发现分形维数同储层物性呈反比，反映孔隙结构越复杂，储层物性越差；同变异系数和分选系数呈反比，反映孔隙结构越复杂，孔喉分布程度越集中；同排驱压力以及中值压力呈正比，反映孔隙结构越复杂，储层的储集性能越差，注入曲线的毛细管压力越高。总之，以上参数能准确反映储层孔隙结构，而分形维数同以上参数关联度较好，可对孔隙结构进行定量表征。

利用分形维数，对八道湾组砂岩孔隙结构进行重新分类(表1)，结合压汞基础资料相关参数的范围及变化，认为分形维数对于孔隙结构的分类更加合理和准确。

表1 研究区八道湾组砂质储层孔隙结构分类标准Table 1 Classification criteria of pore structures in sand reservoirs of Badaowan Formation in the study area

研究区砾质储层可划分为3类孔隙结构(图7)，都属于水下分流河道微相。I类孔隙结构孔隙度分布范围为9.80%～10.60%，渗透率分布范围为1.93×10-3～2.69×10-3μm2。排驱压力分布于0.14～0.31 MPa之间，中值半径分布于0.11～0.17 μm之间，分选系数分布于2.10～2.47之间，变异系数分布于0.18～0.22之间，最大进汞饱和度为75.60%～77.86%。样品的孔隙类型包括粒内溶孔和剩余粒间孔，喉道类型包括片状及片弯状喉道，薄片面孔率大于1%。

图7 砾质储层3类典型压汞曲线分类图Fig.7 Classification of three typical mercury injection curves in conglomerate reservoirs

II类孔隙结构孔隙度分布范围为7.30%～7.70%，渗透率分布范围为0.33×10-3～1.69×10-3μm2。排驱压力分布于0.59～0.62 MPa之间，中值半径分布于0.06～0.13 μm之间，分选系数分布于1.72～1.83之间，变异系数分布于0.14～0.16之间，最大进汞饱和度分布于61.52%～75.20%之间。样品的孔隙类型包括剩余粒间孔和粒内溶孔，喉道类型包括片弯状和片状喉道，薄片面孔率小于1%。

III类孔隙结构孔隙度分布范围为4.60%～10.50%，渗透率分布范围为0.09×10-3～7.00×10-3μm2。排驱压力为0.28～2.49 MPa，中值半径为0.05～0.08 μm，分选系数为1.03～2.21，变异系数为0.08～0.19，最大进汞饱和度在27.71%～63.65%之间。样品的孔隙类型主要为粒内溶孔，喉道类型包括片弯状及管束状喉道，薄片面孔率小于1%。

研究区八道湾组砾质储层通过压汞资料分析，发现储层孔喉半径以纳米孔为主，其次为中微孔(图8(a))[25]。通过分形曲线特征的绘制(图8(b))，发现研究区砾质储层孔隙结构分形系数范围为2.50～2.84。为对砾质储层进行定量化分类，将分形维数同储层物性以及相关孔隙结构参数进行交会(图8(c)、(d)、(e)、(f)、(g)、(h))，发现分形维数与孔隙结构相关参数交会趋势同砂岩储层孔隙结构基本一致，但相关程度偏差，其原因是孔喉类型以纳米孔为主，孔喉半径较小，储层微观非均质性更加复杂。整体来看，砂质储层孔隙结构要好于砾质储层。

利用分形维数，对八道湾组砾岩孔隙结构进行重新分类(表2)，结合压汞基础资料相关参数的范围及变化，认为分形维数对于孔隙结构的分类更加合理和准确。

表2 研究区八道湾组砾质储层孔隙结构分类标准Table 2 Classification criteria of pore structures in conglomerate reservoirs of Badaowan Formation in the study area

对于研究区目的层未取心井孔隙结构的评价，应在已有取心井的孔隙结构评价基础上，通过相关测井曲线表征不同类型的孔隙结构，建立研究区目的层孔隙结构评价标准，为全区具有较好孔隙结构储层的勘探和开发提供指导。对研究区已恢复试油井段分析，结合测录井综合信息，筛选出6口井15层建议恢复试油，目前已有2口井出油，反映出研究区利用分形维数对于储层孔隙结构的表征具有重要的现实意义和应用价值。

4 储层渗流特征

为反映油水两相在不同岩性储层中流动规律，同时为了解油藏生产状况提供直接帮助，对分布较为广泛的II类砾质和砂质储层共2个样品进行油水相渗实验。实验仪器主要为QUIZIX精密驱替泵，测试依据为GB/T28912-2012，实验温度条件为24 ℃，地层水矿化度为5 803.13 mg/L，岩心样品的处理方法为抽取(图9)。砂质储层岩性为中细砂岩，分选相对较好，岩屑以凝灰质为主，储层孔隙度为9.3%，渗透率为0.2×10-3μm2；砾质储层岩性为砂质细砾岩，砾石成分主要为凝灰质，储层孔隙度为7.3%，渗透率为0.33×10-3μm2。

图9 典型相渗曲线分类图Fig.9 Classification of diagram of typical phase permeability curves

砂质储层孔隙结构的束缚水饱和度为38.3%，残余油饱和度26.8%，无水期驱油效率为34.8%，最终水驱油效率为56.5%，两相共渗区为34.9%；砾质储层孔隙结构的束缚水饱和度为37%，残余油饱和度23.4%，无水期驱油效率为41.9%，最终水驱油效率为62.8%，两相共渗区为39.6%。

相比而言，砂质储层孔隙结构的束缚水饱和度高于砾质储层孔隙结构的束缚水饱和度，驱油效率要低于砾质储层，砾质储层的两相共渗区要高于砂岩储层，因此研究区砾质储层产能相对砂质储层更好。

针对孔隙结构特征，发现砂质储层样品孔隙类型以剩余粒间孔为主，喉道类型以片状为主，局部可见缩颈型，利用分形理论进行计算，该样品分形维数为2.72；砾质储层样品孔隙类型以次生溶孔为主，微裂缝相对较发育，喉道类型常见片状及片弯状，分形维数为2.74。在同为II类孔隙结构背景下，网状分布的微裂缝为油气储集提供一定空间，同时为后期溶蚀作用发育提供重要的通道条件，虽然在一定程度上增加孔隙结构的非均质性，但提高储层渗透能力，对产能影响较大。

5 结 论

(1)研究区八道湾组储层可分为砂质和砾质储层。砂岩储层以粒内溶孔和剩余粒间孔为主，其次为粒间溶孔，喉道类型以片状及片弯状喉道为主，其次发育缩颈型和管束状喉道，发育少量孔隙缩小型喉道；砾岩储层以粒内溶孔为主，其次为剩余粒间孔，喉道类型以片状及片弯状喉道为主，局部为管束状喉道，缩颈型喉道极少。

(2)在油水饱和度实验分析和压汞基础参数分析基础上，将砂质和砾质储层根据分形维数对孔隙结构综合定量划分为Ⅰ—Ⅲ类，整体认为砂质储层孔喉结构要好于砾质储层。结合油水相渗实验分析，认为研究区属于II类孔隙结构背景下，微裂缝较发育的砾岩储层产能相对砂岩储层更好。