準噶爾盆地瑪南地區烏爾禾組砂礫巖優質儲層特征

王 劍，周 路，靳 軍，向寶力，胡文瑄，楊 洋，康 遜

（1.西南石油大學油氣藏地質及開發工程國家重點實驗室，成都 610500；2.中國石油新疆油田分公司實驗檢測研究院，新疆克拉瑪依 834000；3.新疆礫巖油藏實驗室，新疆克拉瑪依 834000；4.南京大學地球科學與工程學院，南京 210023）

0 引言

砂礫巖一直是油氣勘探的重要領域之一。受沉積作用、成巖過程及溶蝕性地質流體活動等多重因素的控制，砂礫巖儲層的非均質性非常顯著，特別是在陸相湖盆發育的砂礫巖［1-4］。沉積作用形成了砂礫巖的巖石組構和成巖作用的物質基礎。以準噶爾盆地瑪湖凹陷為例，砂礫巖沉積環境由沖積扇向扇三角洲的轉變，極大地拓展了凹陷斜坡區砂礫巖的勘探范圍，直接支撐了百口泉組砂礫巖百里油區的勘探發現［4-7］。而在扇三角洲沉積體系內，優質儲層又集中發育于扇三角洲前緣水下分流河道等有限沉積微相中，經過水體較長時間的淘洗，雜基含量少，分選性和磨圓度也較高，初始物性較好［4，6］。在成巖過程中，在含烴流體等溶蝕性流體作用下，促使長石等堿性礦物大量溶蝕，進而形成有利的次生孔隙發育帶，又進一步提高了儲層物性。靳軍等【8】認為艾湖油田百口泉組扇三角洲前緣的水下河道與顆粒流沉積等具有較好初始物性的砂礫巖儲層，在斷裂溝通含烴流體促進下,鉀長石等礦物的溶解形成了次生孔隙發育帶,顯著改善了砂礫巖的儲集性能。康遜等【9-10】在儲層中發現了鉀長石和鈉長石的差異溶蝕現象,具體體現在與油氣充注相關的酸性流體促進了鉀長石溶蝕,并且隨著烴類充注強度不斷減弱,鉀長石溶蝕程度不斷降低。而鈉長石不溶解,甚至次生加大。可見，在砂礫巖儲層成因研究中，厘清沉積作用、成巖過程及溶蝕性地質流體等關鍵因素的影響與貢獻至關重要。

近年來，以準噶爾盆地二疊系—三疊系為代表的砂礫巖儲層油氣勘探取得重大突破，使之成為目前石油地質學研究的熱點［11-12］。2016 年在瑪南地區的瑪湖8 井上二疊統烏爾禾組獲得工業油流，而后從白堿灘扇到中拐扇部署探井，發現該地區上烏爾禾組砂礫巖油藏連片分布，顯示出瑪南較好的勘探潛力。實踐表明，研究區烏爾禾組與上覆的百口泉組的沉積特征類似，為一套扇三角洲入湖的粗碎屑沉積體系，具有近源快速堆積、巖石粒徑范圍廣、孔隙類型多樣、儲層非均質性強等特點［13-16］。在這些扇三角洲沉積體系，除了河道、水下河道沉積等正常的沉積外，大量發育泥石流等事件性重力流沉積［13-14］，最終構建成砂礫巖夾泥巖的互層沉積體。受巖石分選、泥質含量差異以及后期成巖作用改造等因素的影響，不同巖相儲集性能差異顯著［14-16］，最終導致油氣差異性聚集［10,12］。龐德新等【14】將砂礫巖按成因的不同劃分為牽引流砂礫巖及重力流砂礫巖兩類,它們在成熟度、泥質雜基含量、孔隙類型等諸多方面均具有明顯的差異,繼而造成儲集物性的巨大差異。目前針對該組儲層成因的研究仍較為薄弱，優質儲層發育的沉積微相不明確，關鍵成巖過程不清晰，儲集空間類型也不明確。優質儲層發育的主控因素及其成因成為下一步油氣勘探的瓶頸，也制約著該層位砂礫巖油氣藏的高效開發。

在明確巖石類型和沉積展布的基礎上，分析瑪南地區烏爾禾組儲層成巖過程和儲集空間類型，厘清優質儲層形成的主控因素，并建立儲層發育綜合模式，以期指導該區砂礫巖油藏的勘探開發。

1 地質概況

瑪南地區二疊系烏爾禾組處于克百斷裂帶與中拐凸起之間［圖1（a）］，存在中拐扇和白堿灘扇兩大物源體系。上烏爾禾組（P3w）與上覆的百口泉組（T1b）呈不整合接觸，下烏爾禾組（P2w）與下伏的夏子街組（P2x）呈不整合接觸，地層向西、北、東超覆尖滅，頂部地層被剝蝕［17-18］［圖1（b）］。研究區烏爾禾組與百口泉組的沉積環境類似，為一套重力流粗碎屑扇三角洲沉積體系，除水下河道等正常沉積外，還發育了水下泥石流和水下細礫質顆粒流等重力流沉積［4，15-16］。扇體礫巖間大量發育的水下河道間洪泛沉積褐色泥巖和較少的深灰色淺湖泥巖指示了扇體沉積水體較淺［19］。儲集巖類型基本為礫巖和砂巖，且厚度較大，接受瑪湖凹陷風城組等多套烴源巖供烴，具備形成大油區的良好地質條件［12，20-23］。

圖1 研究區位置與烏爾禾組綜合柱狀圖Fig.1 Location of the study area and stratigraphic column of Urho Formation

2 儲層特征

2.1 巖相劃分與沉積微相

通過對瑪南地區12 口取心井共271.36 m 巖心開展細致觀察描述和153 張薄片鑒定，劃分了瑪南烏爾禾組的巖相與沉積微相類型。不同巖相對應于不同的沉積微相，具體又可細分為以下7 種：

（1）含泥礫巖Gm。主要為灰色、灰綠色，顆粒分選中等至好，雜基支撐至顆粒支撐。礫石磨圓較好，以次圓狀為主，主要由粒徑10～30 mm 的中礫組成，其以青灰色至黑色的基性火山巖礫石或凝灰巖礫石為主；基質以泥質為主，體積分數一般大于40%，見少量鈣質膠結，巖石強度較低，易于松散。常發育塊狀構造，層理少見［圖2（a）］，單層厚度為0.5～3.0 m，為水下泥石流沉積。

（2）含泥含砂礫巖Gcm。主要為灰色或灰綠色，也見灰褐色，顆粒大小混雜，分選差至中等，顆粒支撐。礫石次棱角狀至次圓狀，基本由粒徑10～50 mm 的中粗礫組成，成分為暗色的凝灰巖與火山熔巖為主，含少量長英質礫石；基質為砂質、砂泥混雜［圖2（b）］。粒間泥質體積分數一般大于10%，局部層段可見方解石與沸石類膠結物。常見塊狀構造，少見疊瓦狀構造，底部常發育沖刷面，單層厚度為0.2～1.0 m。該巖性為水下河道滯留沉積或水下泥石流沉積。

（3）砂質細礫巖Gcs。灰色，顆粒分選較差至中等，顆粒支撐。礫石體積分數大于50%，次圓狀為主，粒徑為2～6 mm 的細礫，成分為凝灰巖、火山熔巖、少量長英質礫。基質主要為砂質，其中泥質體積分數一般小于8%；砂質顆粒以次圓狀為主，砂質主要為細小的火山熔巖礫石，其次為巖屑和長石與石英。常見遞變層理與塊狀構造［圖2（c）—（d）］，單層厚度為0.3～1.0 m，為水下主干河道顆粒流朵葉體沉積。

（4）砂巖與含礫砂巖Sc（含礫粗砂巖、中細砂巖）。灰色、灰白色，顆粒分選較好至一般，以次圓狀為主，顆粒支撐。粒間填隙物中，以泥質雜基為主，常見鈣質膠結以及部分沸石類膠結。見塊狀層理、平行層理與交錯層理［圖2（c）—（d）］，單層厚度為0.1～0.5 m。砂巖一般為水下分支河道沉積，指示了牽引流水動力條件。

圖2 瑪南地區烏爾禾組的巖相和儲集空間類型（a）含泥砂礫巖，P3w，瑪湖11 井，3 367.76 m；（b）粗砂巖與砂質礫巖，P2w，瑪湖14 井，3 888.15 m；（c）平行層理粗砂巖于砂質礫巖，P3w，瑪湖18 井，3 685.24 m；（d）遞變層理細礫巖，P3w，瑪湖14 井，3 682.05 m；（e）粒序層理含礫粗砂巖，P3w，瑪湖014 井，3 682.05 m；（f）褐粉砂質泥巖夾少量含礫粗砂，P3w，瑪湖14 井，3 683.5 m；（g）褐色粉砂質泥巖含砂質條帶，P3w，瑪湖014 井，3 683.50 m；（h）灰綠色泥巖夾粉砂巖，P2w，瑪湖11 井，3 463.5 m；（i）灰綠色泥巖，P2w，瑪湖11 井，3 463.5 m；（j）原生粒間孔部分被濁沸石膠結充填，P2w，瑪湖11 井，3 462.90 m；（k）濁沸石再次溶蝕形成不規則狀溶孔，P2w，瑪湖11 井，3 461.50 m；（l）方解石部分溶蝕，且解理縫發育，P3w，瑪湖8 井，3 350.45 m；（m）雜基收縮縫，P3w，瑪湖11 井，3 373.25 m；（n）礫緣縫發育，部分充注油氣，P3 w，瑪湖8 井，3 350.45 m；（o）見構造成因的粒內縫，P2 w，瑪中7 井，4 564.54 mFig.2 Lithofacies and reservoir space types of Urho Formation in Manan area

（5）泥質粉砂巖Sl。暗灰色，顆粒分選差，雜基支撐。為平行層理［圖2（g）—（h）］，單層厚度為0.1～0.5 m。為水下河道間或前扇三角洲沉積。

（6）粉砂質泥巖Fsm。褐色，偶含細礫，含20%～40%的粉砂，厚度為0.1～2.0 m。巖石呈塊狀［圖2（g）］，指示了水下河道間洪泛沉積過程。

（7）泥巖Fl。為灰綠色、暗灰色，偶含細礫，局部含少量粉砂，厚度為0.1～1.0 m。該巖相發育的湖相紋層［圖2（k）］，指示了正常湖相沉積環境。

2.2 儲集空間特征

烏爾禾組砂礫巖儲層發育原生孔隙、次生溶蝕孔隙與微裂縫。受較高的泥質含量和壓實作用的影響，烏爾禾組砂礫巖原生孔隙僅在部分巖相得到保存，而在成巖過程中形成了大量次生孔隙及裂縫。

原生孔隙為顆粒間未被雜基或次生膠結物充填的剩余孔隙［圖2（j）］。原生孔隙的發育與沉積物泥質含量密切相關，受巖石類型與沉積微相的控制明顯，主要形成于水下河道砂質細礫巖和砂巖中。這兩種巖相泥質含量低，顆粒支撐，抗壓實作用強，保存了部分原生粒間孔，利于后期油氣充注。次生孔隙主要是濁沸石和方解石膠結物溶蝕以及長石碎屑溶蝕形成的孔隙［圖2（k）—（i）］。在沸石發育段，可見明顯的濁沸石溶蝕。該溶蝕是在酸性流體作用下，沿著解理縫開始，逐漸擴大，最終可形成100 μm 以上的孔隙空間。方解石的溶蝕也較為常見，一般在沿解理縫發生溶蝕，形成港灣狀不規則的溶孔。長石的溶蝕也較為常見，但受長石碎屑含量相對低的控制，長石溶蝕的對儲層的改善有限。次生孔隙中常見油氣殘留，指示次生孔隙是烏爾禾組砂礫巖重要的油氣儲集空間。整體而言，水下河道砂質細礫巖和砂巖等原生孔隙發育的巖相，次生孔隙較為發育。

研究區烏爾禾組砂礫巖的微裂縫普遍發育，呈礫間泥質雜基收縮縫、礫緣縫、粒內縫和解理縫產出［圖2（m）—（o）］。微裂縫寬度可達30 μm，相互連通的微裂縫成為了砂礫巖儲層油氣的儲集空間與很好的運移通道。

總體而言，濁沸石溶孔是瑪南烏爾禾組砂礫巖儲層的主要貢獻者，其次為原生粒間孔與微裂縫。長石溶孔雖然普遍，但是由于烏爾禾組長石碎屑含量相對低，導致長石溶孔整體占比低。方解石膠結物溶孔受樣品含油氣豐度控制顯著，在油浸至富含油的樣品較為發育。

2.3 物性特征

烏爾禾組不同巖相物性差異顯著（圖3）。對231 個樣品物性數據統計分析表明，水下河道砂質細礫巖（Gcs）孔隙度為0.2 %～13.0 %，平均為6.84 %；滲透率為0.01～274 mD，平均為26.8 mD，集中在100 mD 左右。水下分支河道砂巖（Sc）孔隙度為4.2%～13.4%，平均為8.43%；滲透率在0.03～25.9 mD，平均為5.02 mD。其孔隙度分布具有雙峰特征，一部分約為4%，另一部分為13%，可能指示了較多次生孔隙的形成。泥石流沉積的含泥礫巖（Gm）和含泥含砂礫巖（Gcm）孔隙度為0.2%～16.9%，平均為7.85%；滲透率為0.01～31.80 mD，平均為2.94 mD。前扇三角洲泥質粉砂巖（Sl）孔隙度為6.3%～15%，平均為9.43%；滲透率在0.02～6.14 mD，平均為2.19 mD。對比可見，水下河道砂質細礫巖和砂巖的物性遠好于泥石流沉積的含泥礫巖和含泥含砂礫巖。

圖3 瑪南地區烏爾禾組不同沉積微相孔隙度與滲透率交會圖Fig.3 Cross plot of permeability and porosity of different microfacies of Urho Formation in Manan area

3 成巖作用

烏爾禾組礫巖埋深已至3 500～4 000 m，常見的壓實、溶蝕和膠結等成巖作用均已發生。對儲層質量而言，破壞性成巖作用有壓實作用與膠結作用（沸石膠結、方解石膠結、硅質膠結、泥質膠結），建設性成巖作用主要為溶蝕作用（沸石與方解石膠結物的溶蝕、長石溶蝕）。

3.1 壓實作用

壓實作用在成巖作用過程中一直存在。在泥質雜基較少的巖石中，部分塑性巖屑壓實變形、顆粒之間呈線接觸和凹凸接觸［圖4（a）］。

3.2 膠結作用

烏爾禾組發育沸石、方解石、硅質和黏土礦物膠結作用。其中，沸石膠結是烏爾禾組非常特殊的一種成巖現象，包含了濁沸石和片沸石［圖4（b）—（c）］。沸石常呈基底式膠結或者孔隙式膠結產出，并與硅質或方解石膠結物伴生。在鏡下，濁沸石多為無色，一級灰白干涉色，兩組完全解理，解理縫發育［圖2（b）］。片沸石呈橘紅色—橘黃色或者無色，一級灰白干涉色，多呈板條狀，緊密堆積［圖4（c）］。濁沸石常發生后期溶蝕，片沸石溶蝕有限。碎屑巖沸石膠結物普遍被認為與火山物質有關［25］，研究區廣泛存在的火山熔巖礫石、凝灰巖礫石以及火山物質雜基，很可能是形成沸石的物質基礎。

方解石膠結物在研究區廣泛分布，呈基底式或孔隙式膠結［圖4（d）］，至少可以劃分為2 個期次。早期方解石于孔隙邊緣緊貼顆粒發育，晚期方解石充填孔隙中間。部分層段可見方解石溶蝕，可能在一定程度上增大了物性。

硅質膠結主要以石英次生加大和自生石英晶體為特征。整體上，硅質膠結的含量不高。次生黏土礦物可見葉片狀綠泥石、書頁狀高嶺石集合體和少量絲發狀伊利石［圖4（e）—（g）］。

3.3 溶蝕作用

烏爾禾組發生了膠結物和長石碎屑的溶蝕。膠結物溶蝕以濁沸石和方解石溶蝕為主［圖4（h）］。方解石溶蝕量相對濁沸石較小。長石碎屑常見鉀長石的溶蝕［圖4（i）］。由于烏爾禾組長石含量較低，長石溶蝕對儲層改善的貢獻較低。

圖4 瑪南地區烏爾禾組發育的典型成巖作用（a）塑性巖屑壓實變形，瑪湖11 井，3 360.13 m，P3w，單偏光；（b）濁沸石膠結，瑪中7 井，4 463.05 m，P2 w，正交光；（c）片沸石膠結，瑪湖14 井，3 810.05 m，P3w，單偏光；（d）碳酸鹽膠結，瑪湖013 井，3 886.25 m，P2w，單偏光；（e）伴隨鉀長石溶蝕沉淀的高嶺石，瑪湖11 井，3 361.7 m，P3w，背散射成像；（f）葉片狀綠泥石，瑪湖18 井，3 685.25 m，P3w，SEM；（g）粒間雜基中蒙皂石轉化生成的伊利石，瑪湖11 井，3 462.9 m，P2w，SEM；（h）濁沸石膠結物再次溶蝕，瑪湖11 井，3 462.6 m，P2w，正交光；（i）條紋長石中鉀長石發生了選擇性溶蝕，溶孔充注了油氣，瑪湖11 井，3 361.7 m，P3 w，單偏光Fig.4 Typical diagenetic phenomena of Urho Formation in Manan area

4 優質儲層發育的影響因素

以上分析表明，瑪南地區烏爾禾組儲集空間的形成受沉積微相的控制顯著，部分層段受后期成巖流體改造，濁沸石、方解石和長石的溶蝕作用，明顯改善了儲層的物性。沉積微相基本對應于巖相，決定了巖石組成和結構，決定了原始物性的好壞。成巖過程在巖石巖礦組成和初始物性的約束下，主要受控于埋藏歷史、熱史、成巖流體類型與活動強度等因素［4，5，10，13］。從沉積微相、砂質顆粒組成、膠結物與黏土礦物含量等方面，探討對儲層物性的影響因素，進而總結瑪南地區烏爾禾組砂礫巖儲層的形成模式。

4.1 沉積微相對儲層發育的影響

雖然烏爾禾組扇三角洲砂礫巖呈大面積厚層展布，但優質儲層基本集中在扇三角洲前緣水下河道沉積微相中。礫巖儲層的儲集性能受礫石間填隙物成分的控制顯著。礫間為砂質填隙物的巖相，由于顆粒支撐和泥質含量低，具有較好的初始物性，在成巖過程中可部分保持原生粒間孔隙，利于后期溶蝕性流體活動，進而形成大量次生孔隙。而礫間泥質發育的巖相，則具有較差的初始物性，原生粒間孔不發育，也不利于形成次生孔隙。對比可見，扇三角洲前緣水下河道砂質細礫巖和砂巖，填隙物泥質含量低，仍保存了一定量原生粒間孔隙，并發育次生孔隙，具有相對好的物性，形成了研究區礫巖儲層的優勢沉積相帶（圖5）。

從典型取心井來看，也是水下河道砂質細礫巖或砂巖疊置發育的層段為物性好、含油性好的優質儲層。以瑪湖014 井為例，上烏爾禾組取心段可分為水下河道砂質細礫巖疊置發育的上段和水下泥石流含泥或泥質礫巖集中的下段。上段和下段孔隙度差異不大，但上段的滲透率顯著高于下段。試油結果顯示，上段為油層和差油層，下段為差油層或干層，含油性明顯比上段差（圖5）。

4.2 砂質顆粒組成對儲層物性的影響

壓實作用下碎屑巖儲層孔隙度會逐漸降低［圖6（a）］，但次生孔隙的發育、地層超壓可減緩甚至增大儲層孔隙度［2，10］。因此，礫巖中砂質顆粒的礦物組成可能影響原生孔隙保存和次生孔隙的形成，本文進行了針對性分析。結果顯示，石英含量整體上與物性具有正相關關系：石英含量較高的層段，孔隙度和滲透率，特別是滲透率，為較高值［圖6（b）］。此外，烏爾禾組孔隙度和滲透率均隨斜長石含量的增加而降低［圖6（c）］。這可能是堿性長石中鉀長石選擇性溶解，鈉長石相對含量隨之增大的結果［10］。鉀長石的選擇性溶解形成次生孔隙，一方面局部增加了孔隙度，另一方面改善了流體滲流的空間，增大了滲透率。

4.3 沸石膠結物對儲層物性的影響

沸石膠結物常充填砂礫巖原生粒間孔隙，使得孔隙度大大降低［圖6（d）］。但部分沸石在后期會發生溶蝕，大量次生孔隙的產生可改善礫巖儲層［24］。濁沸石溶蝕孔即是研究區重要的儲集空間類型。從下烏爾禾組到上烏爾禾組再到百口泉組，沸石呈現出方沸石逐漸增加，濁沸石與片沸石逐漸減少的趨勢（圖5）。

圖6 瑪南地區烏爾禾組孔隙度與深度、不同礦物含量交會圖Fig.6 Relationships of porosity with depth and mineral contents of Urho Formation in Manan area

整體而言，儲層物性與濁沸石和片沸石含量之間沒有明顯的相關關系，但是在上烏爾禾組上段底部，高的沸石膠結物含量，對應于高的孔隙度與滲透率（圖5）。這可能指示了水下河道沉積砂礫巖存在較多濁沸石溶蝕作用，產生了較多次生孔隙。沸石含量與物性之間不明顯的相關性，也指示了其膠結減孔作用與溶蝕增孔作用是相輔相成的，只是不同層段的次生溶蝕存在差異。

4.4 方解石和黏土礦物對儲層物性的影響

方解石膠結物在烏爾禾組發育不均勻，粒間黏土礦物為高嶺石、伊蒙混層和綠泥石。自下而上，伊蒙混層、綠泥石含量整體上逐漸降低，它們與孔隙度、滲透率的關系并不顯著。高嶺石、方解石自下而上呈現出逐漸升高的趨勢，與伊蒙混層、綠泥石表現出相反的規律（圖5）。從瑪湖014 井來看，方解石、高嶺石含量與物性之間，特別是滲透率，存在一定的正相關關系，該關系可能是方解石和鉀長石溶蝕的響應。

5 優質儲層發育模式

綜合分析瑪南烏爾禾組沉積微相、砂質碎屑顆粒組成、膠結物類型以及黏土礦物含量等因素對砂礫巖儲層物性的影響，研究區優質儲層的形成可總結為“沉積控制+斷裂溝通+流體改造”三位一體的發育模式（圖7）。

圖7 瑪南地區烏爾禾組砂礫巖優質儲層發育模式圖Fig.7 Genesis patterns of high-quality glutenite reservoirs of Urho Formation in Manan area

首先，沉積相帶是優質儲層形成的基礎。不同沉積相帶發育有不同的巖相，它們具有不同的巖石組構以及雜基含量。在該粗碎屑扇三角洲體系內，泥質雜基的含量直接影響了原生孔隙的發育程度，進而影響著原始物性的好壞。研究區水下河道砂質細礫巖和砂巖沉積物性最好，其次為水下主干河道滯留沉積含泥含砂礫巖。

其次，含油氣流體溶蝕改造是研究區優質儲層形成的關鍵。烏爾禾組礫巖中沸石溶孔是重要的儲集空間，方解石膠結物和長石碎屑的溶蝕也貢獻了部分次生孔隙。次生孔隙顯著提高了該深埋礫巖體的儲集性能。由于未經歷顯著的構造抬升和缺少深大斷裂溝通幔源流體，下伏烴源巖層位排出的含油氣流體是研究區主要的溶蝕性流體來源。含油氣流體趨向于沿著滲透性好的優勢泄壓通道運移。在烏爾禾組，水下河道砂質細礫巖和砂巖為含油氣流體運移的優勢方向（圖7）。

再者，斷裂溝通深部烴源灶，斷裂帶一定程度約束了優質儲層的分布。瑪南斜坡區主要發育兩期斷裂：晚海西期—印支期逆斷裂、印支期—燕山期繼承性的壓扭性質走滑斷裂［25］。對于烏爾禾組，在上覆區域性泥巖蓋層和側向泥質礫巖的遮擋下，主要由于走滑斷裂體系連通下伏烴源灶和上部儲集層，油氣才最終在該組砂礫巖體內得以成藏［2，25］。斷裂溝通下伏烴源灶，成為含油氣流體的運移通道，是目的層位礫巖儲集性能得以改善的地質條件之一（圖7）。在斷裂的上傾方向，含油氣流體優先充注水下河道砂質細礫巖和砂巖多期疊置層段，并持續溶蝕濁沸石、方解石和長石等堿性礦物，并最終形成烏爾禾組優質儲層帶。

6 結論

（1）瑪南地區烏爾禾組沉積于淺水扇三角洲體系，共發育了7 種巖相，不同巖相基本對應于不同的沉積微相，具體包括扇三角洲前緣的水下泥石流含泥礫巖、水下主干河道含泥含砂礫巖、水下主干河道顆粒流朵葉體砂質細礫巖、水下分支河道砂巖與含礫砂巖、水下河道間洪泛泥巖、前扇三角洲的粉砂巖和湖相泥巖。其中水下河道砂質細礫巖和砂巖物性較好，是儲層形成的優勢沉積相帶。

（2）成巖過程中，壓實作用、濁沸石等次生礦物的膠結作用破壞了原生粒間孔隙，但濁沸石膠結物和長石碎屑的溶蝕產生大量次生孔隙。這導致了該組儲集空間以次生孔隙為主，其次為剩余粒間孔和微裂縫。水下河道砂質細礫巖和砂巖的初始物性相對好，有利于后期流體活動，濁沸石在該優勢相帶溶蝕較強，產生了較多次生孔隙。

（3）烏爾禾組優質儲層的分布主要受沉積微相、沸石膠結物類型與含量、地質流體活動強度等因素的影響。優質儲層發育具有“沉積控制+斷裂溝通+流體改造”三位一體的成因模式。在斷裂溝通下，與下伏烴源灶連通起來的水下河道等優勢沉積相帶，酸性含油氣流體活動較強，有利于濁沸石等礦物的溶蝕。靠近斷裂的水下河道疊置沉積層為研究區優質儲層，具有良好的油氣顯示。