第三章储层与盖层
内容提要］储集层的基本特征是孔隙性和渗透性，而决定二者好坏的根本因素是孔隙结构。储集层的特征及分布规律与其形成条件密切相关。本章按岩性将储集层划分为碎屑岩、碳酸盐岩及其它岩类，重点分析了各类储集层的孔隙特征、影响物性的主要因素，介绍了储层评价的原则与我国主要油气区的储层类型分布。从盖层的三种封闭机制着手，讲述了盖层的形成机理、盖层的相对性及其评价方法。
§1 储集层的物理性质
油气在地下是储存在一些岩石的孔、洞、缝之中的，其储集方式就象水充满在海绵里一样。凡是能够存储和渗滤流体（油、气、水）的岩层都可以称之为储集层。这一概念只是强调岩石具有此种能力，并不一定在其中肯定存在油气（若有，称含油气层）。
储层之所以能够储集油气，是因为具备了两个特征：
孔隙性——直接决定岩层储集油气的数量；
渗透性——控制了储层内所含油气的产能。
而决定孔、渗性好坏的基本因素是岩石的孔隙结构，这些构成了储层物性分析的主要内容。
一．孔隙性
储集层中的孔隙是指岩石未被固体物质充填的那部分空间。为了衡量岩石孔隙的发育程度，人们提出了孔隙度（率）的概念。岩石中全部孔隙体积（V p）与岩石总体积（V t）的百分比，叫岩石的总孔隙度或绝对孔隙度（φt）：
孔隙度越大，说明岩石中的孔隙空间越多，能容纳的流体数量也应越大。但是，并不是所有的孔隙都有利于流体的储存和流动，因为孔隙通常可分为三类：
①超毛细管孔隙：管形孔隙直径＞0.5mm（＞500μm）或裂缝宽度＞0.25mm，液体在重力作用下可自由流动；
②毛细管孔隙：管形直径=0.5～0.002 mm之间，裂缝度宽0.25～0.0001mm，流体的运动受毛管力阻滞，只有在外力＞Pc时才能流动。
③微毛细管孔隙：管形孔隙直径＜0.0002mm，裂缝宽度＜0.0001mm，流体与周围介质间存在巨大的分子间引力，在通常的T、P下不能流动。
从实用角度出发，只有那些连通的超毛细管孔隙和毛细管孔隙才具有实际意义,而那些微毛细管孔隙和孤立的孔隙对油气储集和开采没有多少实际意义，因此人们又提出了有效孔隙度（φe）的概念，其含义是岩石中相互连通的、允许流体在其中流动的孔隙体积（V e）与岩石总体积（V t）之比。即：
对同一岩石样品来讲，显然φt＞φe，生产单位一般使用有效孔隙度这个概念，习惯上把φe简称为φ。
砂岩：φe=5～30%，一般10～20%；碳酸盐岩，φe＜5%。
二．渗透性
岩石的渗透性是指在一定压力差下，岩石允许流体通过的能力。严格讲，自然界的一切岩石在足够大的压差下都具有一定的渗透性，而通常所说的渗透性与非渗透性岩石，是指在地层压力条件下，流体是否能通过岩石而言，只是一个相对概念，并没有截然的界限。一般情况下，砂岩、砾岩、多孔的石灰岩、白云岩等都是渗透性岩石；而泥岩、膏盐、泥灰岩等则是非渗透性岩石。
岩石渗透性的好坏是用渗透率来表示的。当单相流体通过孔隙介质并沿孔隙通道呈层状流动时，服从达西公式——达西直线渗透定律：
式中比例系数k即为渗透率：
按SI制，k的单位是μm2，CGS制中，K的单位为达西（D）和毫达西（mD），换算关系是：1mD=987×10-6μm2=0.987×10-3μm2。
储层k值一般在5～1000mD之间，无论在横向上还是垂向上都有很大变化，捷奥多罗维奇按k大小将储集层分为五级: Ⅰ级k＞1000mD 渗透性极好
Ⅱ级k=1000～100mD 好
Ⅲ级k=100～10mD 中等
Ⅳ级k=10～1mD 差
Ⅴ级k=1～0.1mD 不渗透
Ⅵ级k＜0.1mD致密层
应该指出，上述渗透率k为单相流体充满孔隙所测得的岩石渗透率，称为岩石的绝对渗透率。而在自然界中储层孔隙内常为两相（油—气、油—水、气—水）甚至三相（油—气—水）流体共存，它们彼此干扰、相互影响，岩石对其中每一单相的渗滤作用与前述单相渗流时有很大差别，为此提出了有效渗透率和相对渗透率的概念。
有效渗透率是指储层中有多相流体共存时，岩石对其中每一单相流体的渗透率。油、气、水的单相渗透率分别用k o、k g、k w表示。在实际工作中使用更多的是有效渗透率与岩石总渗透率之比，称相对渗透率（k ro、k rg、k rw）：
显然k ro = 0～1，上式可用来表示多相渗流时每一相流体的渗透率所占的比例。有效渗透率和相对渗透率不仅与岩石性质有关，还与流体的性质及其数量比例（饱和度）有关（图3-1）。
图3-1 油水、油气饱和度与相对渗透率关系图
（转引自Levorson，1954）
三、孔隙结构
储集岩的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系（罗蛰潭、王允诚，1986）。
岩石的孔隙结构由孔隙和喉道两部分组成。孔隙是其中的膨大部分，它们通过较细的喉道得以沟通。孔隙主要是起储存流体的作用，而喉道主要影响岩石的渗透性。岩石中孔、喉分布对油藏的形成与开采意义重大。
通过压汞法、铸体法及铸体薄片等多种方法，可以对岩石的孔隙结构有一个较全面的了解。
用压汞法研究岩石孔隙结构主要是根据毛细管原理设计的。因为非润湿相流体通过由润湿相流体组成的介质表面，必然会产生毛细管压力P c，其大小与毛细管半径r c、界面张力δ、润湿角θ有关，可表示为：
P c随δ、θ、r c的大小不同而变化。
由于沉积岩大部分形成于水成环境中，故岩石一般为亲水的，那么油气通过孔隙介质时一般是作为非润湿相的，都要面临毛细管压力的作用。
在实验时，汞作为非润湿相，其属性可近似代表油、气通过岩石孔隙介质时的情形。非润湿相的汞通过孔隙介质时，首先要克服毛管压力的阻碍，根据上述公式，毛管半径大的孔隙毛管压力小。这样从外界向岩样注入汞时，随外界压力由小逐渐增大，汞最先进入的是一些大的孔隙，然后才是小的孔隙和喉道。根据不同的外界压力下注入岩样的汞量，绘出压力与汞饱和度的关系曲线，即为毛细管压力曲线或压汞曲线（图3-2）。
图3-2 毛细管压力曲线示意图
（引自西北大学石油地质教研室，1979）
铸体薄片法在研究孔隙结构时，将液体有机玻璃（红、蓝）单体在常温下注入岩样，经高温聚合成有机玻璃，磨片后在显微镜下观察，由于有机玻璃明显不同于岩石介质，故可分辨岩石中的孔、喉分布。铸体法则是在注入有机玻璃后，将岩样在HF中浸泡，溶掉岩石骨架部分后，可观察孔隙的空间展布、立体构架。但此法有时溶解不彻底。
通过以上种种方法，即可对岩石的孔隙结构进行分类评价。一般采用下列几个参数：
1、排驱压力（P d）
排驱压力是指孔喉系统中最大连通孔隙所对应的毛细管压力，亦即沿毛细管压力曲线的平坦部分作切线与纵轴相交的压力值。与之相对应的是最大连通孔喉半径（r d）。
由于排驱压力既反映了岩石孔隙喉道分布的集中程度，又反映了孔喉的绝对大小，因而是划分岩石储集性能好坏的主要指标之一。一般说来，孔隙度高、渗透率好的岩样，其排驱压力值就低。
2、饱和度中值压力（P c50）
饱和度中值压力是指在注入非润湿相为孔隙空间的50%时相应的毛细管压力，可以反映孔隙中油、水两相共存时，油的产能大小。P c50越大，表明岩石越致密（偏向于细歪度），生产石油的能力越低，反之，则表示岩石对石油的相对渗滤能力越好，具有较高的产油能力。
3、最小非饱和的孔隙体积百分数（S min%）
最小非饱和的孔隙体积百分数表示当注入水银的压力达到仪器的最高压力时，没有被水银侵入的孔隙体积百分数。一开始被人们解释为束缚孔隙在整个岩石孔隙中所占的比例，后来人们发现，该值的大小与实验仪器的最高压力、岩石的润湿性、岩石颗粒大小及均一程度、孔隙度与渗透率，甚至胶结类型，都有密切关系，而不一定总是代表束缚水饱和度（陈荣书，1994）。但理论上，束缚孔隙越多，S o越低，孔隙结构越差。
4、孔喉半径集中范围和频数
当岩石的孔喉大小分布集中时，在毛细管压力曲线就会出现一个水平的平台。岩石的分选性越好，岩石的孔隙结构越均匀，即最大连通的孔隙喉道集中程度越高，平台就越平且长。孔喉的大小和分布一般可用孔隙喉道的柱状分布直方图、频率分布曲线来反映。显然，孔喉半径越大，分布越集中，说明岩石孔隙结构越好。
值得注意的是，越来越多的人在划分储集层的孔隙结构级别时，综合使用了岩性、常规物性、压汞试验、铸体薄片、电镜扫描及产能等多方面的资料，无疑，这样的研究更有实用价值。邸世祥等（1991）将孔隙结构级别划分的三级六亚级方案，即属此类划分方法。
§２常见的储集层类型
通常，按组成储集层的岩石类型可将其分为三大类：
碎屑岩储集层
碳酸盐岩储集层
其他岩类储集层
前两类在现今的储量和产量上都很重要，后一类则可望有一些新突破、新进展。
一．碎屑岩储集层
岩石类型主要包括各种砂岩、砂砾岩、砾岩、粉砂岩等。
（一）孔隙特征及影响物性的主要因素
碎屑岩储集层由成分复杂的矿物碎屑、岩石碎屑和一定数量的胶结物组成，其储集空间主要是碎屑颗粒之间的粒间孔隙，属于原生孔隙。
其次是溶孔。包括粒间溶孔、粒内溶孔铸模孔等。它们主要由溶蚀（溶解/淋滤）作用形成。
最后还有裂缝、解理缝、层理缝和层间缝。
而孔径小于2μm的微孔则多数为无效孔隙。
邸世祥等（1991）以孔隙产状为主并考虑溶蚀作用，将碎屑岩储层的孔隙划分为八种类型——粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物内孔隙、裂缝孔隙及其溶蚀类型（见图3-3）。
图3-3 孔隙类型示意图
（据邸世祥等，1991）
影响碎屑岩储集层物性的主要因素有以下几个方面：
1．岩石的矿物组分
岩石的矿物组分以石英和长石为主。一般说来，在其它条件基本相同时，石英砂岩比长石砂岩储集物性好，因为：①长石的亲水性和亲水油性都比石英强，表面形成较厚液体膜，减少了孔隙流体流动能力；②长石抗风化能力不如石英，颗粒表面常有次生高岭土和绢云母，后者既可吸附油气，又可因吸水而膨胀堵塞孔隙。
2．颗粒的排列方式和大小
假设碎屑颗粒是由同一直径的理想球体组成，其孔隙度只与排列方式有关，而与球体大小无关。计算发现，当理想球体以立方体方式排列时，无论其大小如何，其理论孔隙度始终为47.6%，孔、渗都大；而当理想球体以菱面体方式排列时，其理论孔隙度为25.9%，孔、渗都小。
自然界中，颗粒大小不可能完全一样，故由大颗粒构建的大孔隙将可能被小的颗粒所充填，于是岩石物性就会变差，因此，细粒碎屑沉积的孔、渗性（如细砂岩）也不见得一定就比粗粒沉积物（如砾岩）差。
砂岩的孔隙度与渗透率之间一般具有良好的半对数相关关系。
3．颗粒的分选和磨圆程度
颗粒的分选和磨圆度越高，即杂质越少，颗粒越近于球形，越有利于形成较高的孔、渗性。
4．成岩后生作用
压实作用：使物性变差，但在高压带仍可保持很高的孔隙度，如英国北海K～E的含粉砂白垩，在3000m深处的孔隙度达45%。
溶解作用：使物性变好，因为它是产生溶蚀孔隙，改善储集层孔隙结构的一种重要作用。值得一提的是，有机质热成熟产生的有机酸和CO2可使储集层中的碳酸盐胶结物及铝硅酸盐颗粒大量溶解，从而有助于次生孔隙的形成（Surdam，1984）。对油气藏的形成来说，深部的溶解作用更有意义，因为它所产生的溶蚀孔隙与油气的生成、运移和聚集往往有比较好的匹配关系。
将压实作用和溶解作用综合起来，孔隙度由浅至深具有由大到小，在某一深度之下又有回升的现象（图3-4）。
图3-4 砂岩孔隙结构演化阶段的划分与孔隙度的分布
（据V. Schmidt等，1979）
胶结作用：胶结物的数量、类型和成分对物性也起一定作用。一般，胶结物的含量高者为基底式或孔隙-基底式胶结；含量低者多为接触式或接触-孔隙式胶结；在成分上硅质或硅-铁质或铁质胶结的岩石较致密，储油物性较差，泥-钙质或钙质胶结的岩石较疏松，储油物性较好。应该说，胶结作用通常被看作是影响物性的消极因素。
（二）碎屑岩储集层的成因类型
碎屑岩储集层的主体是砂岩体，研究储集层就必须从砂岩体着手。所谓砂岩体是指在某一沉积环境下形成的具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂质岩为主的沉积岩体。其形状有席状、带状和树枝状等。近年来逐渐建立了以沉积环境为主要依据的砂岩体成因分类，已提出的与油气有关的常见成因类型有：河流、三角洲、海岸、浊积、湖泊砂岩体等。每一种成因类型的砂岩体都具有其一定的空间展布特征。
1．河流砂岩体
河流砂岩体以砂质为主，成分复杂、分选差～中等，形状不规则，平面常呈带状，可分叉，剖面上呈下凹上凸形状，孔、渗性常随地区而异，变化很大，厚几～几十米，宽几～几百米，长可达数百km。
2．三角洲砂岩体
三角洲可分为：三角洲平原：分流砂道砂岩体
三角洲前缘：水下分流河道、河口坝、远坝、前缘席状等砂岩体
前三角洲：以泥岩为主
3．海岸砂岩体
主要有海滩砂、砂坝、堤岛、风成砂丘等砂岩体，一般呈带状或串珠状沿岸线分布，分选好，圆度大，岩性以中细砂岩为主，较疏松，孔、渗都较高，有良好储油性能。
其中又以海退型砂岩体含油性更好（因下细上粗，具良好生储配置条件）。
4．浊积砂岩体
平面形态是扇形，成因有海底扇、深海扇、湖底扇等。由根部→前缘，由下部→上部，分选由差变好，扇体的扇中部分（“扇腰”）一般有分选较好的砂质沉积，可构成良好储层，由于砂岩体发育于深水泥岩之中，故有丰富油源。
5．湖泊砂岩体
砂岩体类型多种多样，其中以滨浅湖的湖滩砂岩和湖成三角洲砂岩体最为发育，储集物性也好。如大庆K湖成三角洲砂岩复合体即构成其主要产层。
二．碳酸盐岩储集层
1960s以来，从碳酸盐岩中获得的油气产量和储量迅速上升。有资料报道：其石油储量已接近世界储量的50%，产量已达世界产量的60%以上（赵重远，1988）。据不完全统计：目前世界上有9口日产量曾达万吨以上的高产油井，其中有8口属于碳酸盐岩储集层。油气资源丰富的中东地区有34个储量大于3亿t的大油气田，以碳酸盐岩为储集层的就有28个，占总数的82%，拥有的可采储量362.8亿t，占总量的67.8%。近20年
来，我国先后在四川、冀中（任丘）、塔里木、陕甘宁等地找到了以碳酸盐岩为储层的大型油气田。这些资料说明，在碳酸盐岩中寻找油气资源的前景是广阔的。
（一）孔隙空间特征及其影响因素
碳酸盐岩储集层主要是一些多孔的粒屑灰岩、生物骨架灰岩和白云岩等。其孔隙类型可分为：原生孔隙、次生孔隙（图3-5）和裂缝三类。
图3-5 碳酸盐岩孔隙类型示意图（黑影部分代表孔隙）
（张厚福、据张万选，1989）
1．受组构控制的原生孔隙（组构——岩石颗粒排列结构）
受组构控制的原生孔隙是碳酸盐岩沉积过程中形成的，没有遭受严重成岩作用改造的孔隙，属于这一类型的有：
①粒间孔隙：受能量条件限制；
②遮蔽孔隙：在较大生物壳体/碎片遮蔽下形成；
③粒内孔隙：沉积前颗粒生长过程形成，如生物体腔内孔；
④生物骨架孔隙：原地生长的造礁生物，如群体珊瑚骨架间保留的一部分空间；
⑤生物钻孔（潜穴）孔隙：较为少见，常被完全充填；
⑥鸟眼孔隙：沉积物所含有机体腐烂，降解放出气体后形成的；
⑦收缩孔隙：灰泥沉积由于间歇性暴露于空气中，脱水收缩而成不规则裂隙；
⑧晶间孔隙：常呈棱角状，边缘平直。
2．溶解作用形成的次生孔隙
指碳酸盐岩矿物或其它伴生的易溶矿物被地下水、地表水溶解后形成的孔隙。主要有：
①粒内溶孔和印模孔：由于颗/晶粒内部选择性溶解作用溶蚀形成，早期产物是粒内溶孔，如负鲕粒，后期整个颗粒被溶，形成与原颗粒大小、形状完全相似的孔隙称为印模孔；
②粒间溶孔：粒间胶结物/杂基被溶之后形成的；
③溶孔、溶洞、溶沟：属非组构选择性孔隙，不受原岩结构控制，而受地质构造、地下水、地表水的溶解作用控制，直径几个mm为溶孔，大型
为溶洞，在裂缝基础上溶蚀成的是溶沟孔隙；
④角砾孔隙：强烈溶解引起原岩崩塌，形成局部角砾堆积，发育角砾孔。
3．裂隙
裂隙是碳酸盐岩储层中重要的、早为人知的孔隙类型。一般产生于成岩期和成岩后，都属于次生范畴，按成因可分为成岩裂缝和构造裂缝：
成岩裂缝主要产生在压实和压溶作用下，受岩性影响较大，如层间缝、缝合线。由于其延伸不远，故其意义远远小于构造裂缝。
构造裂缝是岩石受构造应力作用产生的。其特点是延伸远、成组分布、具一定方向性，可分为张、压、扭性。
裂缝的分布在剖面上往往出现在一定层位（岩性），并且一般来说，岩石越脆越易于形成裂缝；平面上受构造控制，发育在一定的构造部位，如背斜的顶部。
影响碳酸盐岩储集层物理性质的因素主要有：
①沉积环境：即介质的水动力条件，水动力条件强有助于原生孔隙的形成。
②溶解作用：地下水带走了易溶矿物，结晶矿物的溶解度与许多因素有关。
③成岩后生作用：碳酸盐岩的孔隙在它形成的地质历史中是不断变化的。沉积时期所形成的原生孔隙会因其后发生的各种次生变化而改变。主要包括：
重结晶作用——随温度、压力的升高，矿物成分不变，而晶体大小、形状和排列方位发生了变化，使得原本致密、细粒结构的岩石→粗粒、疏松、多晶间孔隙的岩石，从而改善了储层物性；
白云岩化作用——即白云石取代方解石、硬石膏和其它矿物的作用。一般对孔、渗性有好的作用。
④胶结作用：在碳酸盐岩的孔隙系统改造中无疑是头等重要的。可发生在沉积物堆积之后的任何阶段，并可以多次进行，多世代的胶结对孔隙系统的破坏作用更为严重。碳酸盐岩中的主要胶结物是亮晶方解石，此外石膏、硬石膏也较常见。
（二）常见碳酸盐岩储层的类型及其特征
由于碳酸盐岩储集特征受后期改造的作用较大，因此不能象碎屑岩那样单纯根据其成因环境（砂岩体）进行分类。理想的分类方案应将碳酸盐岩沉积的成因特征与其中的孔隙形成特征相结合，目前所见到的分类方案还不能完全满足上述要求，这里我们暂按碳酸盐岩中储集空间类型的不同，将碳酸盐岩储集层分为四种：
1.孔隙型储集层（包括礁型）
发育颗粒间的各种孔隙，世界上许多特大油田的储层都属此类，如沙特加瓦尔油田是J3砂屑灰岩（主要由钙藻、有孔虫、层孔虫等生物骨屑组成）产油；
2.溶蚀型储集层
指各种结晶了的岩浆岩和变质岩系，它们往往构成了沉积盖层的基底，故这类储层多发育在不整合带。在盆地边缘斜坡及盆内古地形突起上，位置较高，风化孔隙更发育，同时构造条件使裂隙加强，形成有一定方向性和连通性的裂隙密集带。因此这类储层的储集空间主要是一些风化孔隙，裂隙，以及构造裂缝。
3.泥质岩储集层
泥质岩一般可作生油层，而无法作为储层，因其孔隙细小（属微毛细管孔隙），毛细管压力很大，流体在地层压力下不易流动。只有那些较脆的泥质岩，如页岩、钙质泥岩，在构造应力作用下产生了较密集的裂缝，或泥质岩中含有易溶成分如石膏、盐岩等，经地下水溶蚀形成溶孔、溶洞时，才能作为储集层。
柴达木盆地油泉子油田第三系钙质泥岩，因有了密集的裂缝而使油储集于其中，形成工业产层。
四、储层评价的原则与方法
储集层是油、气储存、聚集的场所，它的有无与发育程度，往往影响一个地区油气的有无及丰富程度，是评价一个地区、一个构造含油性的重要条件，是油气勘探中的核心问题之一，所以在油气勘探的各个阶段对储层的评价和研究，从来都是石油地质学家的一项十分重要的任务。
从储集层研究的实际出发，我们认为储层评价中应遵循以下两个基本原则（据祝总祺，1988修改）：
1.宏观与微观研究相结合
储层研究的任务主要有：
（1）通过区域性相分析，找出有利相带的部位，并确定其类型、展布和规模。
（2）查明该地质体（如砂岩体）中孔隙发育的层段、厚度、储集空间的类型与成因及孔隙结构持征。
（3）确定孔隙空间的分布规律及其连通性情况
（4）研究油气水在其中的分布规律
这里（1）是宏观研究方面内容，（2）（3）（4）是关于微观研究的。
也就是说，对储集层的分布可以从宏观上加以研究，如相分析、地震地层学解释，而对储集层的物理性质，则从微观角度研究在某种程度上更为重要，因为储集层物性直接控制了在有利相带中是否能够含油，以及产油的潜能等等。
2.采取综合研究的方法
储集层的性质单靠一种技术手段恐怕难以反映其全部面貌，而必须采用综合研究的方法。
储层的微观研究从根本上讲就是研究其孔隙性和渗透性，目前的研究分析技术和研究手段归纳起来有以下五个方面：
（1）野外地质调查，盆地四周出露地层；
（2）地层录井资料分析（气泡）；
二、盖层的相对性
当然，盖层的封闭性并不是绝对的，是在一定条件下才具有的，具有一定相对性（祝总祺，1992）。具体表现为：
（1）盖层是相对于储层而存在的，离开某个具体储层；盖层也就失去其存在的意义；
（2）上覆岩层能否起盖层作用，单就毛细管封闭而言，关键在于它与下伏岩层间是否存在毛细管压差，而岩石类型没有绝对意义，仅凭岩石类型来确定储、盖层远远不够，如有的地区泥岩作储层，而有的地区砂岩却可作盖层。
（3）由上述公式可知，因为天然气密度ρg≤ρo，具有的浮力更大，故封闭气层更加不易。因而，一个拥有一定排驱压力的岩层可能对油来说是很好的盖层，而对气则不一定有效。
（4）由于岩层的毛管性质在空间上的变化，在同一盆地或地区的一个岩层，在甲地是下伏储层的有效盖层，到了乙地可能因其性质发生改变而失去其封闭油气的功能。
此即盖层相对性的全部内涵。
三、盖层的主要岩性类型
尽管岩石类型对盖层来说没有什么绝对意义，但以统计意义上讲，常见的盖型又往往局限于以下几种类型：
盐岩、石膏层，由于具可塑性和流变效应，封闭性最好，如中原C-P煤成气层的盖层。
泥质岩层：泥岩、层岩，我国大部分油田的盖层均属此类，如渤海湾盆地的主力产油层ES2-4，其区域盖层为ES1中部的暗色泥岩、页岩（自上而下，依次是Es1→Es4）。
渗透性较差的砂岩、石灰岩也可作为盖层，如长庆T3y含水细砂岩，即封存了其下的含油层，但由于盖层封闭性差，盖层下的油层产能往往不高。
除此之外，铝土岩和煤层有时也可作为油气藏的盖层，如陕甘宁盆地中部大气田，下古生界主力储层是马家沟组第五段，盖层是奥陶系不整合面上的本溪组均质性铝土岩（厚3-8m，由菱形团柱状三铝水石组成，k=6.5×10-9μm2,φ=3.5%，突破压力13.3MPa）。
四、盖层评价及其参数的选择
有关盖层的研究最初仅建立在岩性-岩石学等的定性标志基础之上，随后人们曾提出过一些定量标志，如岩石的物理、机械性、渗滤性和扩散渗透性等，另外，利用沉积相和地球物理测井资料在评价盖层分布和判别封盖能力方面取得良好的效果。
王少昌等人（1987）对陕甘宁盆地16口探井的441块上古生界泥岩样品在饱含不同介质（空气、煤油和水）条件下的排替压力、渗透率等多项物理参数的分析结果表明，排替压力受渗透率控制，其大小与岩石的泥质含量、颗粒结构、矿物成份和岩石所含流体的性质有关，可以作为衡量、评价盖层封闭能力的标准。
排替压力在饱含水时最高，饱和空气所时最低；泥质含量增高，渗透率降低；岩石结构较粗且单一时，渗透率大，反之则较小；矿物成分以高岭石和伊利石为主时，具有较高封闭性，而当绿泥石含量＞20%时，封闭能力较差。
他们还根据气体绝对渗透率和岩石饱含不同介质（空气、煤油和水）条件下的排替压力两项实验数据，结合岩性标志，对盖层封闭能力划分了等级