红车拐地区百口泉组储层特征及控制因素

贾春明，姚卫江，余海涛，关键，况昊，于景维，于美琪，陈楷睿

(1.中国石油新疆油田分公司 勘探开发研究院，新疆 乌鲁木齐830014；2.重庆科技学院 石油与天然气工程学院，重庆 401331；3.中国石油大学(北京)克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

近几年，基于良好的成藏条件分析，准噶尔盆地西北缘玛湖凹陷的百口泉组(T1b)砂岩和砾岩大面积岩性油藏获得整体突破，玛湖西斜坡形成百里油区，玛东斜坡形成亿吨级储量区，落实三级储量3.1亿t，玛中平台(玛中4井)百口泉组也同样获得突破[1-8]。位于玛湖凹陷西南部的重要油气产区——红车拐地区(红车断裂带、车排子凸起、中拐凸起和沙湾凹陷)在百口泉组油气勘探不太顺利，仅在三叠系克拉玛依组(T2k)和白碱滩组(T3b)发现多个油气藏[9-14]。2018年新疆油田公司针对红车拐地区百口泉组部署沙探1井，获得油气重大突破，压裂后最高日产油量达4.62 t，揭示百口泉组存在规模岩性油藏，值得进一步探索。前人针对三叠系沉积以及成藏方面进行较多研究，认为百口泉组发育冲积扇-扇三角洲沉积，砂体展布范围较大，具备大规模岩性油气成藏条件[11-12]。由于前期相关测试分析资料较少，前人以组为单位，对百口泉组的储层特征进行分析[12]，未有进行更细致研究。因此，对于百口泉组基础工作，特别是储层特征及控制因素需要重新研究和整理。本文以红车拐地区三叠系百口泉组储层为研究对象，在遍布研究区的6口重点井112 m岩心观察的基础上，结合100余张薄片(普通、铸体以及荧光)、扫描电镜、高压压汞等大量分析测试资料，对于百口泉组储层特征以及控制因素进行详细分析，有利于优质储层预测奠定基础，同时以期为研究区百口泉组油气进一步突破提供理论指导。

1 区域地质概况

红车拐地区位于准噶尔盆地西北缘，地处克拉玛依市和沙湾县，面积约3 000 km2(图1)。早三叠世构造运动较强烈，沉积物直接覆盖于区内两个凸起之上，其厚度在车排子东部斜坡带最大[13]。前人将研究区构造演化分成4期：初始发育(C3-P) 、持续隆升(T-J) 、稳定埋深(K-E) 和局部伸展掀斜阶段[15]。由于受多期构造运动改造[15-17]，区内构造环境较为复杂，存在较多大型不整合以及断裂构造。通过前人对研究区烃源岩的相关研究[11]，发现三叠纪末油气充注同大型不整合以及断裂形成期匹配，沿古构造及上倾方向是发现大目标的有利条带，因此，三叠系具有良好的成藏条件。

图1 红车拐地区位置、百口泉组二段沉积相平面图以及中佳1井综合柱状图

研究区三叠系包括上三叠统百口泉组、中三叠统克拉玛依组以及上三叠统白碱滩组，本次重点关注埋深3 000 m以下的上三叠统百口泉组。百口泉组自下而上分为百一段(T1b1)、百二段(T1b2)和百三段(T1b3)，由于早三叠世初期，构造运动较强[15-17]，百一段沉积物大部分被剥蚀，尤其在研究区西部，百口泉组多为百二段和百三段沉积，本文岩心全部来自于百二段与百三段。百二段为大套砂岩和砾岩互层，百三段主要为大套泥岩中夹薄层砂岩。通过对储集岩石统计分类(图2(a)～(c))，发现红车拐地区百口泉组储集岩主要为砾岩，其次为砂岩。其中砾岩(占65%)包括中岩屑砾岩和小岩屑砾岩，砂岩(占33%)包括不等粒砂岩、中砂岩和细砂岩。百二段接近80%为砾岩，以中岩屑砾岩为主，砂岩以细砂岩为主；百三段32%左右为砾岩，全部为小岩屑砾岩，砂岩占68%，以中砂岩和不等粒砂岩为主。

2 储层特征

2.1 岩石学特征

2.1.1 砾岩

对研究区6口重点井岩心进行观察，发现百口泉组的砾岩主要包括小岩屑砾岩、中岩屑砾岩，百三段小岩屑砾岩比较发育(图2(d))，百二段以中岩屑砾岩较常见(图2(e))。

图2 研究区百口泉组岩石类型Fig.2 Rock types of Baikouquan formation in study area

基于薄片分析，百二段中岩屑砾岩中石英相对体积分数占1.6%～5.2%，平均3%；长石相对体积分数占1.2%～3.4%，平均2%；岩屑相对体积分数占93%～98%，平均95%。砾岩中砾石大小不一，有些达8 cm以上，大多数灰绿色，磨圆常为次圆状-次棱角，分选整体较差，砾石成分以凝灰岩为主。砾岩中填隙物体积分数3.2%～7.7%，平均5%，多为颗粒支撑，主要为中砂岩和细砂岩，少见泥岩填隙物为主的砾岩。

百三段岩屑砾岩中石英相对体积分数6.2%～17.6%，平均13.7%；长石相对体积分数6.3%～12.4%，平均9.1%；岩屑相对体积分数93%～98%，平均77.2%。砾岩大多数呈灰色，砾石磨圆度较好，常常为次圆状，分选要好于百二段砾岩，砾石成分以霏细岩为主。砾岩填隙物体积分数为6.8%～10.1%，平均7.5%，整体为颗粒支撑，填隙物多为细砂岩和粉砂岩，未见泥岩支撑砾岩。

2.1.2 砂岩

根据百口泉组砂岩样品的碎屑成分含量统计(图2(f))，研究区百口泉组岩石类型主要为岩屑砂岩，百二段和三段储层砂岩的岩石类型相差不大。

基于薄片分析，发现百二段岩屑砂岩中石英占3%～10%，平均5.25%，其体积分数大于百二段，主要为单晶石英组成；岩屑占89%～94%，平均92.75%。岩屑成分主要以凝灰岩岩屑为主，泥岩次之。另外百二段岩屑砂岩中杂基体积分数分布在1%～7%间，平均4.3%，杂基主要由泥级矿物组成。胶结物的体积分数最大为10.6%，平均6.67%，矿物成分以方解石为主，其次为高岭石、浊沸石以及硅质矿物(表1)。磨圆度以次棱状为主，分选一般，碎屑普遍具颗粒支撑，砂岩颗粒间多为点接触，胶结类型以接触性胶结为主，其次为压嵌型和压嵌-孔隙型。

百三段岩屑砂岩中石英相对体积分数占比为4.9%～36%，平均15%，石英主要由单晶石英组成，大多数单晶石英来自于岩浆岩，在储集砂岩中次生加大边的石英少见；岩屑相对体积分数75%～80%，平均77.5%，岩屑成分主要以霏细岩岩屑为主，蚀变岩次之，泥岩体积分数最少；长石相对体积分数比为4.9%～18%，平均7.5%。岩屑成分主要以霏细岩岩屑为主，蚀变岩次之，泥岩体积分数最少。百三段岩屑砂岩杂基体积分数为1%～8%，平均4.25%。所含杂基主要由泥级矿物组成。胶结物的体积分数最大为14%，平均9.95%，矿物成分主要为方解石，高岭石次之，另有少量浊沸石和硅质矿物(表1)。砂岩磨圆度以次棱-次圆状为主，分选较好，百三段结构成熟度要好于百二段。碎屑普遍具颗粒支撑，砂岩颗粒间多为点-线接触，胶结类型主要为接触性胶结，其次为压嵌型和压嵌-孔隙型。

表1 研究区百口泉组砂岩填隙物以及岩屑体积分数

2.2 储集特征

2.2.1 物性特征

储层物性是决定储层储集性能及产能的主要因素[18-20]，研究百口泉组试油井位较少，结合区内储层含油性与物性交汇图(图3(a))，发现百口泉组含油性明显受到储层物性控制。

根据66个物性数据显示，百口泉组储层孔隙度分布在4.4%～16.69%间，平均10.37%；渗透率0.15×10-3～142×10-3μm2，平均为6.85×10-3μm2，整体表现为低孔低渗储层。其中百二段储层孔隙度4.4%～16.69%，平均为9.23%；渗透率0.15×10-3～142×10-3μm2，平均9.11×10-3μm2，表现为低孔低渗储层，局部为低孔中高渗储层。百三段储层孔隙度4.6%～16.53%，平均12.66%；渗透率0.15×10-3～2.9×10-3μm2，平均0.8×10-3μm2，表现为低孔特低渗储层。相比而言，百二段储层物性整体要好于百三段的。

储集岩的孔隙度与渗透率的相关性在一定程度上可以反映储层物性特征[21-23]。对于碎屑岩储层，渗透率随着有效孔隙度增加而有规律地增加，反映碎屑岩储层物性主要受沉积作用影响[18-23]。从孔隙度和物性交汇图可发现，百口泉组孔隙度和渗透率呈现负相关关系(图3(b))，即随着孔隙度增加，渗透率逐渐降低。反映百口泉组砂岩和砾岩随着埋藏深度增加，成岩环境发生较大变化，砂岩和砾岩受成岩作用的改造十分强烈，导致孔渗关系复杂。具体而言，百二段孔渗呈现负相关关系，百三段孔渗呈现正相关关系(图3(c)～(d))，因此可知，百三段储集性能主要受到沉积作用影响，百二段储集性能除受到沉积作用影响，结合薄片认为受到构造作用影响较大(下文论述)。

图3 研究区百口泉组储层物性特征

2.2.2 孔隙结构特征

储层的孔隙结构是控制孔隙储、渗性的基本要素，也是进行储层研究的重要内容之一，孔隙结构主要根据压汞曲线的形态和定量参数来评价[24]。

从百口泉组高压压汞典型曲线图可以发现(图3(e)～(f))，百二段排驱压力并不一致，一种类型为高的排驱压力曲线，显示含汞饱和度较低，进汞曲线呈现快速增长的趋势，反映孔隙结构差异不大，同时退汞效率不高，反映细小喉道不利于孔隙内部流体的运移，这种类型压汞曲线在百三段最为常见；另一种类型为较低的排驱压力，显示含汞饱和度相对较高，汞饱和度随着排驱压力的增高而增大，反映孔隙结构差异较大，同时退汞效率极低，反映极细喉道严重阻挡孔隙内部流体的运移。百三段孔隙结构相对百二段较为均匀。

根据10口井压汞试验所得数据，发现百口泉组最大孔喉半径平均为3.41 μm，平均毛管半径为0.83 μm，排驱压力平均为1.1 MPa，中值压力平均为3.92 MPa，反映储层喉道较细。孔喉的分选系数平均为2.19，反映储层孔隙大小分布不太均匀[24]。具体来看，百二段平均排驱压力平均为1.37 MPa，百三段平均排驱压力为0.6 MPa，百三段均压比百二段排驱压力要低。百二段饱和度中值压力平均为5.51 MPa，百三段饱和度中值压力平均为3.09 MPa，百三段比百二段饱和度中值压力要低，表明百三段比百二段渗滤性能要好。百二段中值半径平均值为0.02 μm，百三段中值半径平均值为0.3 μm，表明百三段储层喉道较百二段的偏粗。百二段分选系数为1.77～3.56，平均2.55，百三段分选系数为1.48～1.97，平均1.68，发现百三段储层较百二段砂岩和砾岩储层孔隙大小分布更均匀，也表现出百二段储层微观非均质性较强[18,24-25]。另外，百二段变异系数平均值为0.22，百三段变异系数平均值为0.14，百二段比百三段具有更高的变异系数，整体反映出百二段孔隙结构变化程度较大。由于构造作用产生的异常压力以及裂缝对百二段储层物性改善影响较大，虽然百三段孔隙结构的分布比百二段要均匀，但是整体表现出普遍的低孔低渗特征；百二段非均质性非常强，储层除了表现出低孔低渗-特低渗的特征，局部储层物性达到低孔中渗甚至中孔高渗的特征。

2.2.3 储集空间特征

随着埋藏深度增加，受沉积以及成岩作用影响，储集岩的储集空间类型也不断发生变化[26-28]。对研究区百口泉组100余片薄片照片进行观察与统计，发现储集空间主要包括原生粒间孔、次生溶孔和微裂缝，以原生粒间孔为主(图4(a))。原生粒间孔在百二段和百三段储层都有发育，其形态多样，大都呈颗粒之间的多边形孔(图4(b))。在埋深达到3 000～5 000 m，原生孔隙的大量保存推测同异常压力以及黏土矿物的胶结有关系[29-34]。次生溶孔在百二段发育较广泛，包括粒内溶孔和粒间溶孔。粒内溶孔常见长石溶孔，长石溶孔多具方向性，主要沿解理方向发育。粒间溶孔主要为长石颗粒和粒间方解石、沸石等胶结物被溶蚀后形成的溶孔(图4(c))，其边缘呈锯齿状或港湾状。微裂缝在百二段储层中较为常见(图4(d))，根据裂缝不同数量及形态，推测成因有所不同。裂缝数量较多，形态较粗，推测为构造裂缝，充填石英主要是因为火山岩岩屑的溶蚀所释放的二氧化硅聚集，该类型所占比例为20%～30%；有的裂缝较细，主要沿颗粒边缘，推测是受到酸性流体的溶蚀所形成的有效裂缝，属于成岩裂缝，该类型所占比例为10%左右。

图4 研究区百口泉组储层储集空间特征

3 储层控制因素

储层物性受多种因素控制[18-23]，通过前文所述，认为沉积、成岩以及构造作用是储层物性主要控制因素。

3.1 沉积作用

3.1.1 沉积微相

研究区百口泉组储集砂体的沉积环境主要为扇三角洲体系，沉积微相多样，包括碎屑流、水下碎屑流、分流河道、水下分流河道等，根据取心以及物性资料发现，水下分流河道环境下储层储集物性最好，其次为分流河道砂体，碎屑流以及水下碎屑流储层物性最差(图5(a))。

3.1.2 沉积组构

受古地貌、物源以及水动力等条件的影响，百口泉组沉积组构特征(指颗粒大小、碎屑组分、填隙物体积分数)差异较大。百二段以砾岩为主，孔隙度和渗透率一致性较差，随着深度增加，孔隙度和渗透率有不同程度改善(图5(b))。原因是砾石的成分主要为岩浆岩，砾石间填隙物中不稳定组分(岩屑)含量较高，石英相对体积含量较低，抗压性较弱，同时颗粒大小不一，分选整体较差，在较强压实作用下，原生孔隙受到严重破坏。在4 000 m左右深度，储集岩石中不稳定组分(如长石以及火山岩屑)容易受到溶蚀[35-36]，因此，次生溶孔在百二段储集层内普遍发育。同时颗粒间不稳定组分的溶蚀有利于增加孔隙之间连通性，成岩微裂缝较为发育，储层渗透性得以改善。百三段以砂岩为主，孔隙度和渗透率一致性较好，随着深度增加明显降低(图5(c))，反映出储层物性取决于原始沉积组构[19]。砂质颗粒相对较小，颗粒的磨圆和分选较百二段整体要好，尤其在水动力较强条件下，岩石泥质填隙物体积分数较低，同时刚性组分(主要指石英)相对体积分数较多，在一定程度上抵消压实作用产生的影响，保存部分原生孔隙，减缓孔隙度破坏。由于塑形可溶颗粒体积分数较少，后期溶蚀作用对物性改善作用不大。因此，百三段储层的孔隙类型主要为原生孔隙。

图5 研究区百口泉组储层物性演化

3.2 成岩作用

3.2.1 压实作用

研究区百口泉组埋深在3 000 m以下，由于受到强烈的压实作用，因此，百口泉组储集层物性破坏严重。主要表现为：(1)颗粒呈线接触，甚至呈凹凸接触，几乎不见原生孔隙(图6(a))；(2)石英发生波状消光，消光影呈扇状扫过颗粒。这是由于颗粒受到压力较大，引起晶格发生畸变的结果[37](图6(b))；(3)可见长条状的碎屑如岩屑、云母被压弯或褶皱甚至折断(图6(c))；(4)碎屑颗粒出现定向排列现象(图6(d))。

前人利用分选系数求取原始孔隙度[38]，Lundegard根据原始孔隙度、胶结物体积分数、溶蚀增加孔隙度和现今孔隙度计算砂岩和砾岩压实作用强度的孔隙度损失量公式[39]。利用上述计算方法，发现压实作用使原生粒间孔隙度损失50%～90%。百二段储层根据前人经验公式，计算得出储层原始孔隙度为52.77%，胶结物体积分数平均为7%，现今孔隙度平均为9.23%，溶孔孔隙度增加为6.36%，平均压实作用强度为81%；百三段储层原始孔隙度为55.66%，胶结物体积分数平均为10%，现今孔隙度平均为12.66%，溶孔孔隙度增加为2%，平均压实作用强度为55.7%。百二段的压实程度要远高于百三段压实程度。按照压实强度分级方案[40]，研究区百口泉组属于强压实区域，这是孔隙结构变差的主要因素。

3.2.2 胶结作用

通过大量薄片观察，研究区百口泉组胶结物类型丰富，主要包括以下几种：

(1)碳酸盐胶结物，包括方解石、铁方解石、白云石和铁白云石，以方解石为主。胶结物呈粒状、镶嵌状、衬边状或栉状充填于较紧密接触及紧密接触的粒间孔中，并常对碎屑颗粒有不同程度的交代(图6(e))。早期方解石的胶结虽然对原生孔隙的破坏较大，但也有利于岩石抗压性的提升，减缓压实作用对原生孔隙的破坏，后期为溶蚀作用提供物质基础，为次生孔隙发育提供场所。

(2)黏土矿物胶结物在研究区百口泉组碎屑岩中分布较广泛，由于砂岩和砾岩中黏土杂基含量通常较高，常有大量陆源黏土矿物混入其中，根据黏土矿物的自形程度推断成因[32]。常见有高岭石、伊蒙混层和伊利石等黏土矿物，自生高岭石多呈片状、书页状、蠕虫状集合体形式存在于原生粒间孔或次生溶蚀孔(图6(f))，伊蒙混层镜下呈不规则弯曲片状、似花朵状包绕碎屑，薄膜式胶结，部分沿孔隙周缘形成孔隙衬垫(图6(g))，伊利石在碎屑岩胶结物中常呈毛发状、丝缕状、菜花状产出于原生孔隙中(图6(h))。黏土矿物的胶结作用，尤其是黏土矿物包膜对于原生孔隙起到一定保护作用，但对于粒间渗透性能破坏较严重。

(3)沸石类胶结物(浊沸石、钙沸石)常见于富含火山碎屑和长石的砂岩，镜下呈板状、针状及束状产出(图6(i))。沸石类矿物易充填于粒间孔隙，对于孔隙度影响较大，但后期容易发生溶蚀作用，有利于次生孔隙的发育。

(4)扫描电镜下少量石英次生加大较强，部分石英次生加大可以达到Ⅲ级，且有较多自生石英晶体充填于粒间孔隙中(图6(j))，由于铸体薄片中未观察到石英的溶解现象，认为硅质胶结物主要是由于黏土矿物演化释放硅离子并造成硅质胶结物沉淀[32]。硅质胶结作用可以减缓压实作用对于原生孔隙的破坏。

前人利用胶结物的体积分数对胶结作用造成的孔隙损失度进行计算，利用上述方法，发现胶结作用使原生孔隙度损失不超过10%。百二段储层胶结物体积分数平均为7%，百三段储层胶结物体积分数平均为10%，百三段胶结作用造成的孔隙损失度要大于百二段。

3.2.3 溶蚀作用

经历较强的压实和胶结作用，孔隙类型中原生孔隙几乎被破坏殆尽，次生孔隙来源于颗粒的溶蚀，溶蚀作用的发育对于储集物性的改善有很大的意义[41-42]。从图5可以看出，百二段以砾岩为主的储层，随埋深的增加，孔隙度有先减小后增加的趋势(图5(b))；百三段是以砂岩为主的储层，随埋深的增加，孔隙度逐渐减小(图5(c))。整体反映出溶蚀作用对于百二段储层物性改善意义较大。

溶蚀作用的发展具有阶段性，早期长石以及塑形岩屑发生溶解，形成较多黏土矿物，为黏土膜的形成提供物质基础(图6(k))。黏土膜的发育有利于减缓压实作用对于原生孔隙的破坏，但破坏喉道的正常形态，造成渗透率下降，导致喉道非均质性增强[24]。后期方解石、火山碎屑(凝灰质)的溶蚀(图6(l))，对孔隙度和渗透率的改善意义重大[35]。百二段储层溶孔孔隙度增加为6.36%，百三段储层溶孔孔隙度增加为2%，次生孔隙在百二段储层中较为发育。

(a)车排5井，4 635.8 m，压实作用较强，面孔率几乎为0；(b)沙排1井，4 631.6 m，石英颗粒波状消光；(c)拐6井，3 026 m，云母被压弯变形；(d)沙排1井，4 631.6 m，颗粒定向排列；(e)车排5井，4 068.93 m，方解石交代现象；(f)拐6井，3 021.65 m，粒间孔充填书页状高岭石；(g)沙排1井，4 630.78 m，砂岩颗粒表面形成的蜂巢状伊蒙混层；(h)沙排1井，4 636.5 m，砂岩颗粒间形成的菜花状伊利石；(i)拐10井，3 596 m，砂岩粒间孔发育的钙沸石胶结物；(j)沙排1井，4 636.5 m，砂岩间同黏土矿物同时发育的石英单晶；(k)拐10井，3 596 m，砂岩颗粒表面衬垫式伊蒙混层；(l)车45井，3 811.37 m，火山岩屑颗粒溶蚀

3.3 构造作用

多期次的构造运动对于研究区古地貌的形成具有控制作用(图7(a))，西部明显凸起，向东部斜坡逐渐扩大，而古地貌的形成对于沉积物的分布有着重要的影响[8]，坡折带下斜坡区控制着前缘相沉积物，水动力较强，为有利砂岩和砾岩储集体发育区。

多期次的构造运动产生强烈挤压，造成研究区存在异常高压(图7(a))，压力系数由西向东逐渐升高，而异常高压的存在有利于原生孔隙的保存[29]。将压力系数与孔隙度增加量进行交会，发现压力系数大于1.4时，超压保孔作用明显，孔隙度可以增加4%以上(图7(b))。同时，在压力系数大于1.4时，百口泉组储层溶蚀作用明显增强，这同前人认为有机质生烃有助超压形成的观点较为一致[22]，主要是下伏乌尔禾组烃源岩内有机质的演化释放CO2，增强成岩环境的酸度，对体积分数较大的凝灰质成分进行大量溶蚀，形成较高的孔渗带。异常压力的“保孔增溶”效应对于百口泉组优质储层的形成起着关键作用。

强烈的挤压作用造成颗粒产生裂缝，裂缝主要在百二段储层中可观察到。由于百二段储层中石英等碎屑成分含量较低，导致百二段相比百三段更容易受到挤压产生裂缝。通过观察裂缝发育程度不同的薄片，图7(c)深度所对应的孔隙度和渗透率分别是7.8%和41.2×10-3μm2，图7(d)所处深度对应的孔隙度和渗透率分别为7.2%和4.62×10-3μm2。整体反映裂缝的存在对于储层物性的改善效果明显。结合荧光薄片发现，裂缝一方面导致储层微观非均质性增加，改善低孔低渗储层中流体的渗流能力，另一方面为油气运移和聚集提供通道(图7(e)～(f))。百二段和百三段储层控制因素不同，造成储层物性关系相反，百三段砂岩储层控制因素包括沉积作用(沉积微相和组构)、成岩作用以及异常压力，百二段砾岩储层物性还受控于裂缝的发育。

结合试油等资料，发现百口泉组靠近剥蚀线附近、压力系数大于1.4的凸起部位扇三角洲平原砂体发育有利储层，同时位于斜坡带压力系数大于1.4的扇三角洲前缘砂体发育有利储层。

(a)研究区百口泉组古地貌及压力系数分布图；(b)研究区百口泉组压力系数与孔隙度增加量交会图；(c)沙排1井，4 631.89 m，T1b2，砾岩；(d)沙排1井，4635.89 m，含砾中砂岩，T1b2；(e)～(f)沙排1井：4 630.56 m，油气沿切穿石英颗粒微裂隙成带状分布，呈淡黄色-淡褐色的液烃、气液烃包裹体，显示绿色荧光

4 结 论

(1)红车拐地区百口泉组主要发育砂岩和砾岩储层，其中百二段以砾岩为主，百三段以砂岩为主。百口泉组储层孔隙度平均值10.37%，渗透率平均值6.85×10-3μm2，整体表现为低孔低渗储层，其中百二段储层物性优于百三段储层物性，同时储层含油性受控于物性。喉道以细喉为主，百三段储层孔隙结构优于百二段。百口泉组储集空间以原生粒间孔为主，其次为次生溶孔和微裂缝。

(2)红车拐地区百口泉组储层物性主要受控于沉积作用、成岩作用和构造作用。沉积微相和岩石组构对有利储层分布和储集质量有较大的影响，成岩作用中压实作用是储集物性较低的根本因素，胶结作用对渗透率破坏较大，但胶结物以及沉积组分为后期溶蚀作用提供物质基础；古地貌控制有利储层平面展布，强烈挤压造成的异常压力有“保孔增溶”的效果，微裂缝有利于储集物性的改善。