储层岩石类型有砂岩和灰岩两类。灰岩见于本溪组和太原组，多为致密泥晶灰岩和含生物泥晶灰岩，孔隙不发育，为无效储层；砂（砾）岩储层广布全区，并已发现多个油气藏（田），是渤海湾盆地石炭系—二叠系最主要的储层（王秉海等，1991）。
1.储集空间
砂岩类储层经过漫长、复杂的成岩作用，原生孔隙几乎消失殆尽。储集空间主要有原生粒间余孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶间微孔、杂基微孔、超大孔及裂缝等，次生孔隙为孔隙主体。
（1）原生粒间余孔
主要见于上、下石盒子组石英砂岩中，约占总孔隙的5%～8%，局部层段比率较高。多呈不规则状，孔隙内常残留胶结物（图3-4-23a）。
（2）粒间溶孔
最主要的孔隙类型。常见于长石石英砂岩和岩屑石英砂岩中，由方解石、白云石以及隐晶易溶组分溶解而成（图3-4-23b）。
（3）颗粒溶孔
主要由长石、岩屑等易溶碎屑组分溶解而成（图3-4-23c），对储层物性有一定改善作用。
（4）晶间微孔
常见于长石石英砂岩和岩屑石英砂岩中，粒间孔隙常被高岭石充填。自生高岭石结晶程度较高，晶间发育5～10μm微孔（图3-4-23d）。
（5）杂基微孔
孔小喉细，很难作为有效孔隙。但在煤层气储层中，可作为连通不同粒径孔隙的通道，并能成为有效储集空间。
（6）超大孔隙
颗粒与填隙物同时溶解会形成大于粒径的超大孔（一般1～1.5mm）。常见的溶解组分有长石、岩屑及碳酸盐胶结物（图3-4-23e）。
（7）裂缝
形状多不规则（图3-4-23f）。
图3-4-23 渤海湾盆地石炭系—二叠系储集空间
2.储层物性
（1）孔隙结构
孔隙结构大致可分为以下3类：
高孔高渗型，n=15%～20%，k=50×10-3～400×10-3μm2；
中孔中渗型，n=12%～17%，k=4×10-3～20×10-3μm2；
低孔低渗型，n=5%～14%，k＜4×10-3μm2。
1）高孔高渗型。以苏20井产气层为代表，砂岩杂基少，以粒间孔及特大孔隙为主。孔喉连通性好，分选系数平均为0.18，孔喉比较均匀，压汞曲线呈粗歪度，分选中等。孔喉分布主要在4～40μm之间，黏土微孔隙占孔隙总量的5%～20%。
2）中孔中渗型。以苏20井下段和苏401井砂岩为代表，孔隙以粒内孔隙为主，连通性较差。孔喉分选系数平均0.39，均匀程度较差。压汞曲线呈偏细歪度，分选中等。孔喉分布范围在1～4μm之间，微孔隙（小于0.1μm）占10%～30%。
3）低孔低渗型。以黏土充填的砂岩为主。长石溶孔和黏土晶间孔发育，少量碳酸盐溶解孔隙。孔隙连通性差，孔喉分选系数平均为0.42。压汞曲线呈细歪度，分选中等。孔喉分布主要区间在0.16～1.6μm之间，黏土微孔隙比率达50%。
（2）孔隙度与渗透率
石炭系—二叠系砂岩储层以低孔低渗为主（表3-4-3）。研究区北部砂岩物性高于南部，上、下石盒子组砂岩物性高于山西组和太原组。
表3-4-3 华北石炭系—二叠系孔隙度、渗透率统计表
（据郭绪杰等，2002）
据统计（王德发，1996），孔隙度小于5%、5%～10%和大于10%的样品分别占74%、22%和4%；渗透率小于0.1×10-3μm2、（0.1～1）×10-3μm2、（1～10）×10-3μm2和大于10×10-3μm2的样品分别占78%、15%、5%和2%。
3.有效储层下限及评价标准
在前人储层分类评价标准的基础上，结合研究区砂岩储层物性特征（图3-4-24），将石炭系—二叠系储层划分为4类（表3-4-4）。有效储层物性下限参考值为：孔隙度4%，渗透率1×10-3μm2。
图3-4-24 石炭系—二叠系砂岩孔隙度与渗透率关系图
（郭绪杰等，2002）
a—黄骅坳陷孔隙度与渗透率关系图；b—济阳坳陷孔隙度与渗透率关系图
表3-4-4 石炭系—二叠系储层评价分类表
（1）Ⅰ类储层
孔隙度大于10%，渗透率大于10×10-3μm2。以上、下石盒子组河流相砂体为代表，距离不整面100m以内或靠近断层，溶蚀改造强。
（2）Ⅱ类储层
孔隙度6%～10%，渗透率5×10-3～10×10-3μm2。以上、下石盒子组河流相砂体为代表，距离不整面100～400m或靠近断层，有溶蚀改造。
（3）Ⅲ类储层
孔隙度4%～6%，渗透率1×10-3～5×10-3μm2。以上、下石盒子组河流相砂体或山西组三角洲砂体为代表，远离不整面和断层，压实、胶结作用强，溶蚀弱。
（4）Ⅳ类储层
孔隙度小于4%，渗透率小于1×10-3μm2。以上、下石盒子组河流相砂体、山西组三角洲砂体或太原组潮坪相砂体为代表，远离不整合面和断层，压实、胶结作用强，基本无溶蚀。
从储层质量看，I类为好储层、Ⅱ类为中等储层、Ⅲ类为差储层、Ⅳ类为非有效储层。