黄骅坳陷孔南地区中下侏罗统储层特征及成藏组合模式

2019-04-03时战楠蒲秀刚韩文中祝必兴

中国石油勘探 2019年6期

时战楠蒲秀刚韩文中，2 周静祝必兴

（ 1中国石油大港油田公司勘探开发研究院；2 中国石油大学（华东）地球科学与技术学院；3中国石油大港油田公司勘探事业部）

0 引言

20 世纪80 年代中后期，按照构造油气藏的勘探思路，先后在王官屯、舍女寺及枣园地区中生界发现了规模性的砂岩油气藏，打开了孔南地区中生界油气勘探新局面[1]，为此前人在该区开展了一系列基础性研究工作[1-6]。研究表明，来自北部燕山褶皱带的辫状河河道是该区主力含油砂体[1]；该砂体按成岩阶段处于中成岩阶段未成熟期至成熟早期[2]，多为中孔、中—特低渗透储层，同时也对中生界地层特征、储层特征及展布规律等进行了初步分析[5-8]。但是由于缺乏对该区中生界储层特征特别是对有利区带平面展布规律的清楚认识，导致对油气成藏规律的认识不足，因此多年来在该区未实现新的勘探突破。

近年来，随着勘探的不断深入，在紧邻大断层的探井中发现了大量次生溶蚀孔隙，受此启发，转变勘探思路，重点在有机酸优势运聚区寻找次生孔隙发育带，在孔南地区多口井中生界中下侏罗统（J1+2）砂岩、火成岩获得新的油气突破，再次开启中生界油气勘探新研究。但由于早期资料缺乏等原因，沉积储层成果认识已无法满足当今精细化勘探的需求，基于此，在2000km2三维地震资料（含小面元高密度三维资料195.05km2）、11 口新钻井资料及分析化验资料补充基础上，以王官屯、枣园等重点地区中下侏罗统辫状河砂体及浅水三角洲砂体为研究对象，系统开展了储层特征、储集物性主控因素、有利区综合预测及成藏组合特征等方面的研究，以期为油气的勘探部署、规模增储增效提供理论上的支撑和指导。

1 区域地质概况及沉积特征

黄骅坳陷是渤海湾盆地次级坳陷之一，周缘被北部的燕山褶皱带、西部的沧县隆起、东南部的埕宁隆起及东北部的海中隆起所包围[1-4，9]，总面积约为17000km2。孔南地区位于黄骅坳陷的南部，主要指现今吴桥凹陷以北、羊三木断层以南的地区，主要包括沧东、南皮等5 个次级凹陷及孔店、徐杨桥、黑龙村等5 个正向构造带，面积约为4600km2（图1a）。中生界主要包括三叠系、中下侏罗统、上侏罗统—下白垩统3 套地层，不同地层之间呈角度不整合接触，其中目的层段中下侏罗统主要以灰色、灰绿色中细砂岩、砾岩与灰色、浅灰色、红（紫）棕色泥岩的互层为主，局部可见薄层煤线，厚度主要分布在280～460m 范围内[5，7-9]。

图1 黄骅坳陷孔南地区构造位置图（a）及沉积体系图（b）Fig.1 Structural location（a）and depositional system（b）of Kongnan area in Huanghua depression

由古地貌及物源分析可知，陆源碎屑物质主要来自北部的孔店物源及西部的舍女寺物源，两物源在王官屯地区交会（图1b）。孔店物源自东北向西南展布，物源供应能力强、砂体输送距离远，直至叶三拨和灯明寺地区，是孔南地区的主物源，主要发育冲积扇—辫状河—浅水三角洲沉积体系，冲积扇仅在北侧局部山区发育，面积相对较小；辫状河分布面积广，以辫状河河道及泛滥平原沉积为主，多条辫状河河道频繁分叉、交会，往南延伸至王官屯地区，在浅水洼地形成小范围浅水三角洲沉积，东部一支辫状河往西南延伸至灯明寺地区，进入湖泊形成小面积辫状河三角洲。舍女寺物源由西向东及西南方向延伸，物源供应能力弱、砂体输送距离近，主要以冲积扇外扇及辫状河沉积为主，同时在舍女寺—叶三拨一带发育浅水三角洲，岩性组合上以厚层灰色细砂岩、粉砂岩夹少量灰色、灰绿色泥岩为主，辫状河往西南延伸至乌马营地区进入湖泊，形成小面积辫状河三角洲。由于资料缺乏，推测研究区东南部可能发育小范围的冲积扇（图1b）。厚层砂体分布区主要集中在北部的孔店—自来屯、枣园地区及中部的王官屯、舍女寺地区，平面上呈北东—南西向的条带状分布[2]。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

孔南地区中下侏罗统以长石砂岩、岩屑长石砂岩为主，其次为长石岩屑砂岩（图2）。总体上成分成熟度较低，长石和岩屑含量偏高，石英含量较低，其中石英含量一般为26%～54%，平均为30.2%，多来自火山岩，偶见石英次生加大边；长石含量一般为42%～52%，平均为47.0%，以斜长石、正长石及微斜长石为主，遭受溶蚀、交代程度较高；岩屑含量一般为10%～25%，平均为22.8%，岩屑成分主要为流纹岩、安山岩、变质岩、泥晶灰岩、燧石和花岗岩等。砂岩结构成熟度为中等—较低，分选中等，磨圆度以次棱状、次棱状—次圆状为主；颗粒之间接触类型以点接触—线接触为主；胶结类型主要为孔隙式、连晶式、接触式，偶见基底式、薄膜式等。砂体成分成熟度较低、结构成熟度中等—较低的特征也印证了研究区距离物源区较近、搬运距离较短。

图2 孔南地区中下侏罗统岩石学特征Fig.2 Rock composition of J1+2 reservoirs in Kongnan area

2.2 储集空间类型

通过对G142 井、Z1510 井、W10 井等10 余口重点井300 余张铸体薄片镜下观察发现，储层孔隙类型丰富，储集空间以粒间溶孔及残余原生孔为主，其次为粒内溶孔，同时可见少量铸模孔、胶结物内孔、微裂缝及颗粒破裂缝等（图3）。粒间溶孔和粒内溶孔在研究区非常发育，局部层段可能因较强溶蚀作用而形成超大孔甚至铸模孔，是储集空间的主要贡献者[2]；残余原生孔也是研究区重要孔隙类型之一，多与粒间溶孔混合连通，边界不易区分；微裂缝在研究区相对少见，偶见微裂缝与粒间溶孔或残余原生孔连通，对提高储层渗透能力起到一定作用。

2.3 孔隙结构

孔隙结构较储层物性能更加全面地反映储层的产能、渗透能力及储集性能等[10]。通过压汞、铸体薄片及物性资料的系统分析，以孔隙度为主要参数，同时参考孔喉大小、几何形态、排驱压力等参数，将中下侏罗统储层孔隙结构划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三大类，以及ⅠA、ⅠB、ⅡA、ⅡB、ⅢA、ⅢB 六小类(图4)，其中以ⅡA、ⅡB 和ⅢA 类孔隙结构为主，ⅠA、ⅠB 及ⅢB 型孔隙结构相对较少。

ⅡA 类孔隙结构：多见于中孔中渗透储层，孔隙度为15%～20%，渗透率为10～100mD，启动压力为0.1～0.5MPa，毛细管压力中值介于1～4MPa，最大汞饱和度超过80%；孔隙分选性中等，平均孔隙喉道半径介于2～6μm，最大连通喉道半径介于10～20μm；该类储层喉道类型以中—细喉道为主，孔渗性能较好，属于中孔中喉型储层(图4a—c)。

ⅡB 类孔隙结构：多见于低孔低渗透储层，孔隙度为10%～18%，渗透率为1～10mD，启动压力介于0.5～2MPa，毛细管压力中值介于3～10MPa，最大汞饱和度大于60%；孔隙分选性较差，平均孔隙喉道半径介于2～6μm，最大连通喉道半径介于2～9μm；该类储层喉道类型以细喉道为主，孔渗性能较差，属于低孔细喉型储层(图4d)。

ⅢA 类孔隙结构：多见于低—特低孔特低渗透储层，孔隙度为5%～10%，渗透率为0.1～1mD，启动压力介于0.7～5MPa，毛细管压力中值多大于3MPa，最大汞饱和度介于30%～80%；孔隙分选性差，平均孔隙喉道半径介于0.05～2μm，最大连通喉道半径介于0.1～3μm；该类储层喉道类型以极细喉道为主，孔渗性能很差，属于特低孔—细喉型储层(图4e)。

图3 孔南地区中下侏罗统碎屑岩储层微观特征Fig.3 Microscopic characteristics of J1+2 clastic reservoirs in Kongnan area

2.4 储集物性特征

2.4.1 储集物性分级评价

根据42 口井1066 样品点孔隙度和渗透率数据统计分析，孔南地区中下侏罗统以中孔、中—特低渗透储层为主，孔隙度主要分布在5.65%～24.8%，平均值为16.4%；渗透率主要分布在0.53～141mD，几何平均值为2.36mD。从孔隙度的分布区间看，孔隙度在15%以上的样品分布频率达50%以上，其次为孔隙度在10%～15%的样品，分布频率为24.39%（图5a）；从渗透率的分布区间看，渗透率在1mD以上的样品分布频率达75.74%，其中分布于1～10mD的样品占比为39.51%，分布于10～50mD 样品占比为18.64%（图5b）。同时孔隙度与渗透性具有明显的正相关性，孔隙度越好的储层渗透性越好[11-12]。

图4 孔南地区中下侏罗统储层孔隙结构特征Fig.4 Pore structures of J1+2 reservoirs in Kongnan area

图5 孔南地区中下侏罗统孔隙度和渗透率分布频率直方图Fig.5 Frequency histogram of porosity and permeability of J1+2 reservoirs in Kongnan area

2.4.2 储集物性随深度的变化特征

物性分析发现，随着储集砂体的持续埋深，储集物性整体呈现降低的趋势，但物性与深度之间并非线性关系。纵向上，中下侏罗统存在4 个有利的孔隙发育带（图6）。埋深小于2700 m时，孔隙度随深度线性降低趋势明显，该深度段内以发育原生残余孔为主，为中—高孔、中—高渗透储层；埋深为2800～2900 m时，在建设性成岩作用下出现第一个次生孔隙发育带，属中孔、中渗透储层；埋深为3000～3200 m时，为第二个次生孔隙发育带，为中低孔、中低渗透储层；埋深为3400～3600 m时，为第三个次生孔隙发育带，为低孔、低渗透储层。中下侏罗统埋深主要分布在2400～3600m 深度范围段，其中2800～3600m 是次生孔隙主要发育带，次生孔隙发育带的发育有效提高了中下侏罗统储层的储集性能，为油气聚集与成藏提供了有利条件。

3 储层储集性能主控因素

综合分析表明，沉积条件是研究区优质储层形成的基础，溶蚀作用是优质储层形成的关键，而断层性质直接影响溶蚀作用强度及范围，碳酸盐胶结作用、压实作用起到次要作用，其他类型的胶结作用（硅质胶结、泥质胶结等）、交代作用、破裂作用等对目的层影响相对较小[13-30]。

图6 孔南地区中下侏罗统孔隙度、渗透率随埋深变化图Fig.6 Variation of porosity and permeability with depth of J1+2 reservoirs in Kongnan area

3.1 沉积微相对砂体储集性能的宏观控制

孔南地区中下侏罗统发育多种类型沉积相，北部孔店物源发育冲积扇、辫状河、浅水三角洲等沉积相类型；西部舍女寺物源以辫状河及冲积扇外扇等沉积相类型为主。数据统计表明，辫状河主河道、分流河道及浅水三角洲水下分流河道、河口坝等微相砂体具有“厚度大、粒度粗、分选好、物性高”的特征，孔隙度平均为17.9%，渗透率几何平均值为2.17mD；辫状河河道间、冲积扇外扇等微相储集物性相对较差，孔隙度平均为9.8%，渗透率几何平均值为0.2mD（图7）。沉积微相类型不仅控制着储层原生孔隙、岩石成分、粒度、结构及成熟度等，同时还控制着碎屑岩储集砂体的形态、分布、规模等，从宏观上决定了有利砂体的空间展布[31-32]，其中以枣园地区原生孔隙发育程度最高，其次是王官屯地区。

3.2 溶蚀作用对砂体储集物性的微观影响

3.2.1 溶蚀作用的重要性和普遍性

图7 孔南地区中下侏罗统沉积微相物性分布Fig.7 Distribution of physical properties of J1+2 sedimentary microfacies in Kongnan area

镜下观察发现，中下侏罗统溶蚀现象非常普遍，溶蚀对象主要以长石、岩屑及碳酸盐胶结物为主，同时可见杂基及黏土胶结物的选择性溶蚀等，溶蚀作用造成颗粒边缘呈港湾状、不规则齿状及颗粒内部呈斑点状等；粒间溶孔多与残余原生孔连通形成混合孔隙，颗粒遭受强烈溶蚀作用可形成超大孔甚至铸模孔，颗粒内部因溶蚀作用多形成蜂窝状孔隙(图3)。通过7 口井334 样品点孔隙度与长石、岩屑含量相关关系图可知，长石、岩屑含量与孔隙度呈明显的正相关性（图8），大量资料证实，有机酸通过络合硅铝酸盐中的Al3+，造成硅铝酸盐被溶蚀程度要高于碳酸盐胶结物[33-34]，因此长石、岩屑含量的增高能够增强溶蚀作用，提高溶蚀孔隙发育程度，为有利储层的形成起到重要作用。统计表明，孔南地区中下侏罗统溶蚀孔隙占总孔隙的一半以上，可见溶蚀强度对砂体储集物性的好坏起着关键性作用。

图8 孔南地区中下侏罗统孔隙度与长石+岩屑含量相关图Fig.8 Correlation between porosity and the content of feldspar +clastic composition of J1+2 in Kongnan area

3.2.2 断层对次生溶孔的控制作用

通过铸体薄片的鉴定、物性资料统计、孔隙度等值线和断裂系统的平面叠合可知（图9）：位于主干断层上升盘且紧靠断层面的G142、W10 等井区砂体溶蚀作用相对强烈。分析认为，溶蚀现象主要是由于孔二段有机质脱羧和干酪根生油过程中产生的有机酸、CO2、H2S 等酸性流体进入中下侏罗统砂体中，导致碳酸盐胶结物及长石、岩屑等硅铝酸盐矿物的溶蚀。断层是沟通孔二段烃源岩与中下侏罗统砂体的主要通道，砂体所处断盘位置、断距大小及与断层面的横向距离等，均影响次生溶孔的发育区带及强度。其中断盘控制着中下侏罗统砂体的埋藏深度及与孔二段主力生烃层系之间的源位关系；断距大小是沟通孔二段主力生烃层系与中下侏罗统砂体之间联系的关键，适当的断距才能保证孔二段烃源岩生成的酸性流体沿断面运移至中下侏罗统砂体中产生溶蚀作用；砂体与断层面之间横向距离决定了溶蚀区带的范围，靠近断层面的砂体因接触酸性流体的程度和概率较高，溶蚀程度较高，远离断层面的砂体溶蚀程度相对较低。其中孔东断层、官101 断层、李天木断层等对溶蚀作用的控制相对较强。

图9 孔南地区中下侏罗统孔隙度等值线与断裂系统叠合图Fig.9 Overlap of porosity contours and fault systems of J1+2 in Kongnan area

4 酸溶模式

通过以上分析可知，孔南地区中下侏罗统有利砂体的分布主要受沉积相带、溶蚀强度、断层等因素的叠合控制，形成了以次生溶孔和残余原生孔混合为主的多种储集空间类型，但由于次生溶孔在研究区发育程度非常高，主力出油层段都存在大量次生溶孔，因此明确形成次生孔隙发育带的酸溶模式与特征，对寻找有利勘探目标区具有重要的指导作用。

次生孔隙发育带的分布主要受断层、源位关系、酸性流体输送方式等因素的控制，研究认为，形成次生孔隙发育带的酸溶模式主要有两种，Ⅰ类酸溶模式：孔二段主力烃源岩和中下侏罗统砂岩储层之间的联络性较强，二者直接对接或通过断层面输导沟通，生烃过程中产生的有机酸、H2S 等酸性流体可直接沿断层面向上输导或向下输导进入砂体使其发生溶蚀作用，这种酸溶模式称之为“近源—强联—直接输导型”（图10a），次生孔隙发育带多围绕断层上升盘、紧靠断层面呈辐射状分部，向外溶蚀强度逐渐降低，王官屯地区及枣园地区常见该类型溶蚀；Ⅱ类酸溶模式：孔二段主力烃源岩与中下侏罗统砂体之间联络性较弱，酸性流体需要经过砂体（通过对处于优势运移路径上的孔三段砂体镜下鉴定发现了较强的溶蚀孔隙）及断层的接力输导进入中下侏罗统砂岩储层，在运移路径中已消耗掉部分酸性流体，所以对主圈闭内砂体产生溶蚀作用的酸性流体流量较小、相互接触程度低、接触概率小，对砂体的溶蚀作用不如Ⅰ类酸溶强烈，这种酸溶模式称为“远源—弱联—接力输导型”（图10b），次生孔隙发育带围绕断层上升盘和下降盘分布，溶蚀强度相对较弱，枣园地区发育这类酸溶类型。此外，由于距离断层相对较远、断层或砂体输导性差而导致酸性流体无法有效进入的砂体，溶蚀孔隙发育程度相对更低或没有。

图10 孔南地区中生界中下侏罗统砂体酸溶模式图Fig.10 Dissolution modes of J1+2 sand bodies in Kongnan area

5 有利储层发育区综合评价

5.1 有利储层划分标准

本文主要通过“孔隙度—砂体有效厚度—埋藏深度—断层性质”四要素定量叠合评价的方法[35]（表1），对中下侏罗统有利储层进行综合评价，其中孔隙度是最主要评价参数，是有利储层最直接的表现，权重设置为0.5；砂体有效厚度控制着砂体总储集空间的大小，权重设置为0.3；埋藏深度影响储层物性和目前技术条件下是否经济可采及开采难度等，权重设置为0.2；断层主要对砂体埋藏深度、溶蚀孔隙的发育程度及发育面积产生影响，但由于断层的影响作用已经在孔隙度、埋藏深度等参数中反映出来，所以不重复参与综合评价指数的计算，在此将权重系数设置为0，仅作为有利区边界划分的辅助性参数。为方便不同单位或量级指标之间比较和加权，首先利用离差标准化法[xi=（x-xmin）/（xmax-xmin）]对数据进行无量纲标准化处理，使各数据均落到[0，1]，然后根据不同参数的权重系数建立综合评价指数EI[35]：

式中 EI——综合评价指数；

φ′——标准化孔隙度；

H′——标准化砂体有效厚度；

D′——标准化埋藏深度。

表1 孔南地区中下侏罗统有利储层发育区划分标准Table 1 Classification criteria for J1+2 favorable reservoir zones in Kongnan area

5.2 有利储层发育区预测

上述四要素叠合评价方法指导了王官屯、枣园地区中下侏罗统有利储层发育区预测（表1、图11）。其中Ⅰ1类主要分布在主断层（主要指能够沟通中下侏罗统砂体与孔二段主力烃源岩的断层）上升盘并紧靠断层面（横向距离小于1.2km）的区域，断距相对较大，孔隙度一般在15%以上，砂体有效厚度大于25m，埋藏深度一般小于2700m，主要为辫状河主河道、分流河道及浅水三角洲前缘水下分流河道沉积，分布面积为24km2；Ⅰ2类主要分布在主断层上升盘并距离断层面相对较近（横向距离小于2.5km）的区域，断距相对较大，孔隙度一般在10%以上，砂体有效厚度多分布在20～25m，埋藏深度一般小于3000m，主要为浅水三角洲水下分流河道及河口坝、辫状河主河道及局部的分流河道沉积，分布面积为40km2；Ⅱ类主要分布在主断层下降盘或者上升盘但距离断层面相对较远的区域（横向距离小于3.6km），断距相对较小，孔隙度多在10%以上，砂体有效厚度为10～20m，埋藏深度为3000～3500m，主要为辫状河分流河道及部分主河道沉积，分布面积为42km2；Ⅲ类主要分布在主断层下降盘或者上升盘距离断层面相对更远的区域，储集空间以残余原生孔为主、溶蚀孔隙为辅，孔隙度多在10%以上，砂体有效厚度小于10m，埋藏深度多超过3500m，主要为辫状河分流河道沉积，分布面积为20km2；Ⅳ类主要分布在远离主断层下降盘、岩性较细的辫状河分流河道侧缘沉积区域，难以见到明显的溶蚀现象，孔隙度多为5%～10%。

图11 孔南地区中下侏罗统有利储层发育区综合评价图Fig.11 Comprehensive evaluation of J1+2 favorable reservoir zones in Kongnan area

6 油气成藏组合及油气勘探实践

6.1 油气成藏组合特征

研究区构造—沉积演化特征显示，中下侏罗统沉积时期，孔南地区以大范围的辫状河沉积为主，局部地区可见冲积扇及浅水三角洲沉积，形成了以辫状河道、三角洲前缘砂体为主的储层；至孔二段沉积期，研究区为沧东断层和徐西断层所夹持的地堑式沉积凹陷，湖盆内部整体构造稳定、底形平缓、水体较深，形成了该凹陷主力生烃层系；孔一段沉积中后期构造活动逐渐强烈，沧东断层和徐西断层铲式滑脱，两断层所夹持的上盘断块两翼渐渐滚动旋转控制斜坡的演化，孔店凸起出现雏形；至沙河街组、东营组沉积期，孔店凸起基本形成，形成现今孔店、枣园及王官屯等地区构造反转的格局，这种“早凹晚凸”的构造反转史，造就了中下侏罗统特殊的构造反转型成藏组合。

根据烃源岩和储层的空间位置关系及油气输导方式[36]，将中下侏罗统划分为“源上”成藏和“源下—源侧”成藏两类成藏组合（图12）。“源上”成藏组合：在构造反转作用下，孔二段烃源岩位于中下侏罗统储层之下，二者直接对接或通过油源断裂侧接沟通，孔二段烃源岩形成的烃类在浮力作用及势差驱动双重动力作用下直接运移至对接的储层或通过断裂输导进入储层而成藏，油气运移通道简单、高效，该类型成藏组合主要分布在王官屯地区（图11）；“源下—源侧”成藏组合：孔二段烃源岩位于中下侏罗统储层之上或侧向，形成上生下储或侧储的关系，二者之间经过断裂向下输导，或经过断裂与砂质输导层接力传输，该类型成藏组合主要分布在枣园地区（图11）。

孔二段是孔店组最大湖泛期的沉积，以湖相深灰色、灰黑色(油)页岩为主，是该区主力生烃层系，以Ⅰ型、Ⅱ1型有机质为主，有机质丰度高，热演化程度适中，处于大量生油阶段（表2），为中下侏罗统油气成藏提供了充足的油源[37-38]；中下侏罗统沉积时期，研究区以辫状河、浅水三角洲及冲积扇沉积为主，形成了以辫状河道、水下分流河道等为主的砂体类型，在后期溶蚀作用下，形成了以溶蚀孔隙和残余原生孔为主的储层，为油气成藏提供了大量的储集空间；后期构造活动为孔二段烃源岩与中下侏罗统砂体之间的沟通提供了有效的油气运移通道；中下侏罗统大面积的泛滥平原泥岩及孔三段下部泥岩以物性封闭的形式对油气藏起到封堵作用，是有效阻挡油气逸散的良好盖层；烃源岩、储层、断裂通道、盖层及主生烃期、构造反转期的时空耦合关系是决定油气成藏的关键，沙河街组和东营组沉积期，圈闭及油气运移通道已基本形成，至馆陶组和明化镇组沉积期，孔二段烃源岩逐渐进入主生烃期，生成的大量油气沿断裂通道进入圈闭并聚集成藏。

图12 孔南地区中下侏罗统成藏组合模式图Fig.12 Accumulation models of J1+2 favorable reservoirs in Kongnan area

表2 孔南地区孔二段烃源岩指标Table 2 Hydrocarbon source rock index of Kong 2 Member in Kongnan area

6.2 勘探发现

在有利储层发育区综合评价的指导下，近年来，重点针对王官屯、枣园地区Ⅰ1类及Ⅰ2类储层有利勘探目标区部署10 余口探井，其中G142 井、G1611井、Z1510 井等8 口井获得工业性油流。王官屯地区G142 井位于孔东断层上升盘，钻遇主砂体距离断层面约0.98km，以浅水三角洲前缘水下分流河道砂体沉积为主，铸体薄片镜下观察发现砂体溶蚀作用强烈，平均孔隙度为24.5%，渗透率几何平均值为65.8mD，自喷最高日产油达47.38t；枣园地区Z1510 井位于枣12 断层上升盘，钻遇主砂体距离断层面0.7km，以辫状河主河道砂体沉积为主，铸体薄片镜下观察发现砂体溶蚀作用强烈，平均孔隙度为15.2%，渗透率几何平均值为12.4mD，解释油层18.3m/4 层，日产油20.1t。工业性油流井的共同特点是：①分布在主断层上升盘且距离断层面较近，埋藏深度较浅，一般小于2800m，断层不仅为溶蚀孔隙的形成提供了酸性流体，而且为油气藏的形成提供了运移通道；②以辫状河主河道、辫状河分流河道、浅水三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体沉积为主；③铸体薄片镜下可观察到砂体遭受强烈溶蚀现象，常形成超大孔甚至铸模孔。勘探实践证实，王官屯、枣园等地区中下侏罗统砂体被断裂切割成多个深浅不一的断块带，分布着多个断块油气藏及地层不整合遮挡油气藏，其中紧靠主断层上升盘的辫状河主河道或浅水三角洲前缘沉积区构造—砂体有利匹配、油源—断裂良好耦合，空间上形成多套含油层系，预计新增控制储量达千万吨，展示了孔南地区中下侏罗统碎屑岩良好的勘探前景。用是控制砂体储集性能的关键，并进一步总结出“近源—强联—直接输导型”和“远源—弱联—接力输导型”两类酸溶模式，前者是形成大量次生溶孔的主要类型，也是未来探索的重点。

综合利用控制储层发育的四要素“孔隙度—砂体有效厚度—埋藏深度—断层性质”定量叠合的方法评价中下侏罗统有利储层发育区，较过去定性评价方法，钻井成功率提高至70%以上；提出的“源上”成藏组合和“源下—源侧”成藏组合为有利目标区井位部署提供了重要依据，也证实了孔南地区中下侏罗统碎屑岩具备良好的勘探前景。