研究区的储层也包括下古生界碳酸盐岩和上古生界、中生界、新生界的碎屑岩。其中，下古生界储层主要发育于奥陶系上马家沟组和下马家沟组；上古生界储层主要发育于二叠系石千峰组下段、上石盒子组下段和下石盒子组上段；新生界储层主要是发育在沙三段和沙四段。
1.古生界储层特征及评价
（1）下古生界储层
上马家沟组碳酸盐岩储层即通常所说的奥陶系风化壳，岩性以石灰岩为主，主要由加里东期岩溶作用形成，储集空间包括溶蚀孔隙、裂缝和孔洞3种类型，后期充填严重；孔隙度一般为0.84%～2.44%，渗透率一般小于0.2×10-3μm2（表7-13）；下马家沟组碳酸盐岩储层主要为白云岩，储集空间为晶间孔隙和裂缝。据邻区资料，奥陶系白云岩孔隙度最大可达8%以上，渗透率一般小于1×10-3μm2，局部由于裂缝的存在，可达（74～220）×10-3μm2。白云岩和灰质白云岩物性明显好于灰岩。例如，临清坳陷东部堂古5井下部的冶里组白云岩储层，厚度67.6m，占全井段的58%，对3802.57～3900.00m 层段测试，日产水46.3m3。这说明下古生界具有一定的油气储集能力，根据碳酸盐岩储层划分标准（表7-14），下古生界储层以Ⅲ类为主。
表7-13 开封坳陷及鲁西豫东隆起区古生界储层物性数据表
表7-14 奥陶系碳酸盐岩储层划分标准
（2）上古生界储集层
以砂岩为主，单层厚度2.0～13m，最大单层厚度19m，总厚近300m。由粉砂岩和细砂岩组成，集中分布于石千峰组和石盒子组（黄口、成武、鱼台地区缺失石千峰组）。储层物性较差，孔隙度一般小于5%，渗透率多数小于0.1×10-3μm2。根据鄂尔多斯上古生界砂岩储层划分标准（表7-15），该区储层属于Ⅲ类和Ⅳ类储层。
表7-15 鄂尔多斯盆地上古生界砂岩储层划分标准
2.中生界储集层特征及评价
中生界储层主要分布在济源凹陷、黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷，其中，黄口、成武和鱼台等3个凹陷的青山组砂岩储集物性较好。
（1）储集层发育特征
济源凹陷的中生界储层主要发育在上三叠统谭庄组、中下侏罗统鞍腰组和马凹组，以浅灰、灰白、浅棕色细砂岩、粉砂岩为主。分选中等至好，磨圆度以次棱－次圆为主，填隙物含量一般高达20%以上，胶结类型以孔隙型为主，成分成熟度低，填隙物中胶结物含量高，成岩作用强烈。砂岩累计厚度590m，占地层总厚的46%～69%。其中，鞍腰组砂岩厚160m，马凹组砂岩厚110m，单层厚度多为3～5m。马凹组底部三角洲分流河道砂发育，是中生界主要储集层段。
黄口凹陷中生界储层在中、下侏罗统汶南组、上侏罗统－下白垩统分水岭组、下白垩统青山组均有发育，其中上侏罗统－下白垩统砂岩分布比较稳定，是主要储集层段。据黄1井、丰参1井和商1井资料统计，中生界储层厚度在89.1～342.5m 之间，由凹陷东部向西部减薄。
在成武凹陷和鱼台凹陷，中生界储层的岩性以中、细砂岩和砂砾岩为主，例如凹陷内的78-4孔分水岭组发育有303m的粉细砂岩。目前尚无物性分析资料、只能参考邻区资料。
（2）储集层物性特征
济源凹陷的中生界储层物性普遍较差（表7-16），例如谭庄组砂岩孔隙度平均为2.95%（56块），渗透率平均为0.76×10-3μm2（46块）；鞍腰组孔隙度平均为6.28%；马凹组平均为4.71%（50块），渗透率平均为0.068×10-3μm2（45块）。而马凹组底部三角洲分流河道砂物性较好。该河道砂在邓5井电测解释孔隙度平均为6.5%，济参1井电测解释孔隙度可达13%～15%。强烈的压实作用和较高的胶结物含量是造成济源凹陷中生界砂岩物性差的主要原因。
表7-16 济源凹陷中生界储层物性统计表
济源凹陷中生界砂岩成岩作用较强，平面上砂岩物性分布受控于沉积相的变化，而在纵向上随深度变化不太明显。黄口凹陷中生界储层物性以青山组砂岩最好，孔隙度为12.64%，渗透率为19.58×10-3μm2（表7-17），为中生界主要储集层段。汶南组及分水岭组亦可作为储层，但据丰参1井资料，储层物性较差，孔隙度在10%以下。根据沉积相（图7-10）推测，分水岭组在南部斜坡地带储层物性可能变好。平面上凹陷边缘的黄3井和丰参1井储层物性较差，而位于凹陷中的黄1井和商1井物性较好。成武凹陷和鱼台凹陷中生界储集层目前尚无物性分析资料，只能参考邻区资料。推测中生界储层与黄口凹陷中生界储层物性差别不大。
表7-17 黄口凹陷中生界储层物性统计
图7-10 黄口凹陷中生界分水岭组沉积相图
（3）储集层评价
依据《石油天然气储层划分标准》（表7-18）判定，济源凹陷中生界谭庄组、鞍腰组和马凹组的储层以特低孔特低渗型储层为主，储集能力极差。马凹组底部的一套三角洲分流河道砂岩，是低孔低渗型储层的代表。该套砂岩的厚度在48～70m，总体呈西厚东薄的趋势（图7-11）。电测解释该套砂岩孔隙度为13%～15%。黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷的中生界储层以青山组砂岩较好，为低孔低渗型储层，汶南组及分水岭组砂岩物性较差，属特低孔特低渗型储层。
表7-18 石油天然气总公司碎屑岩储层分类分级标准
图7-11 济源凹陷马凹组底部河道砂岩厚度变化示意图
3.新生界储集层特征及评价
该区新生界主要为粉砂岩、细砂岩及含砾砂岩。以黄口凹陷、成武凹陷和鱼台凹陷沙三段和沙四段砂岩最为发育，砂岩含量在31%～60%之间，单层厚为1～4m，最厚为16.5m，累积厚度232～508m。储集层物性普遍较好，孔隙度平均为14.58%～26.5%，渗透率平均为（26～324）×10-3μm2，具较好的储集能力。
（1）济源凹陷古近系储集层
1）储集层发育特征：济源凹陷古近系各组段砂岩发育，类型主要是长石砂岩，其次是长石石英砂岩和岩屑长石砂岩。粒度以细砂和粉砂为主，分选中等至好。磨圆度以次棱角－次圆状为主，填隙物较高。一般在20%左右，胶结物以碳酸盐为主。以孔隙式胶结为主。
2）储集层物性：济源凹陷古近系储层物性较好，孔隙度平均为10.69%，渗透率为8.51×10-3μm2。其中南姚－泽峪组孔隙度为14.16%，渗透率为22.24×10-3μm2，物性好于其他组，以低孔低渗型储层为主；聂庄组孔隙度多在9%以下，属特低孔特低渗型储层。
（2）中牟、民权凹陷古近系储集层
1）储集层发育分布特征：中牟、民权凹陷古近系可作为储集层的砂岩在各组中均有出现。杜营次凹开参2井和杜2井岩性较细，砂岩占10%～20%，一般单层厚度2～5m，最大厚8m。边缘开参1井、开参6井砂岩占30%～50%，砂岩一般厚度5～7m，最大厚20m，砂岩以细砂岩、中砂岩为主。开深1 井孔店组含砾砂岩为主，一般厚5m 左右，最大厚18m。
2）储集层物性：由于取心极少，分析资料也少，该区仅杜1井沙三段有9个样品，孔隙度最大为12.18%，平均为6.95%，渗透率小于1×10-3μm2，不能代表该区的物性情况。电测解释的孔隙度大部分在10%～20%之间，个别大于20%。常规物性的测试数据表明：中牟凹陷古近系砂岩的孔隙度平均为10.22%，渗透率平均为7.72×10-3μm2。该区新生界储集层以沙二段最好，孔隙度一般在15%以上，渗透率一般达20×10-3μm2，为中孔中渗型储层。
（3）黄口凹陷古近系储集层
黄口凹陷孔店组、沙三段和四段砂岩发育，储集层常规物性普遍较好。孔店组孔隙度为12.07%～17.54%，渗透率为（21.01～450.93）×10-3μm2；沙三段－沙四段孔隙度为13.51%～29.95%，渗透率为（3.34～67.37）×10-3μm2（表7-19），为中孔中渗型－高孔高渗型储层，储集条件优越。
表7-19 黄口凹陷新生界储集层物性统计
（4）成武凹陷和鱼台凹陷古近系储层
成武凹陷和鱼台凹陷古近系主要为河流相粗碎岩沉积建造，古近系储层皆不缺乏。砂岩含量都在30%以上。以砂岩、细砂岩为主，最大单层厚度13.5m，一般为2～3m，孔隙度大都在10%以上，最大为32.6%，渗透率最大达855.9×10-3μm2（表7-20）。为中孔中渗型－高孔高渗型储层。
表7-20 成武凹陷新生界储层物性分析表
