Natural Gas Geoscience >

2025 , Vol. 36 >Issue 3: 493 - 507

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.12.005

Characteristics and main controlling factors of reservoir of Pinghu Formation in N tectonic zone， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

  • Jie BAI , 1, 2 ,
  • Chuang ER , 1, 2 ,
  • Jianbin LIU 3 ,
  • Miao HE 3 ,
  • Lei LI 1, 2 ,
  • Chong HU 1, 2
Expand
  • 1. School of Earth Sciences and Engineering，Xi'an Shiyou University，Xi'an 710065，China
  • 2. Shaanxi Key Laboratory of Petroleum Accumulation Geology，Xi'an 710065，China
  • 3. Shanghai Branch，CNOOC Ltd. ，Shanghai 200335，China

Received date: 2024-09-09

  Revised date: 2024-12-16

  Online published: 2024-12-25

Supported by

The National Natural Science Foundation of China(41702132)

the Graduate Innovation and Practical Ability Training Program of Xi'an Petroleum University(YCS23213070)

Fold

Abstract

In view of the unclear understanding of the reservoir distribution characteristics and the genetic mechanism of high-quality reservoirs in the Pinghu Formation of the N structural belt in the Xihu Sag of the East China Sea shelf basin， the reservoir characteristics and the main controlling factors of high-quality reservoirs are analyzed by using rock thin sections， scanning electron microscopy， XRD whole rock minerals and clay minerals， logging and testing data. The results show that the rock type of Pinghu Formation is mainly feldspar lithic sandstone. The lithology is mainly fine and medium sandstone. The buried depth of the main reservoir is more than 3 400 m. The primary pores are mainly intergranular pores， and the dissolution pores are mainly intergranular pores. The porosity is 5.0%-23.60%， the average porosity is 14.88%， and the median is 14.67%. The permeability is （0.10-1 377.52）×10-3 μm2， the average permeability is 71.19×10-3 μm2， and the median is 3.99×10-3 μm2. High-quality reservoirs are mainly medium-coarse sandstone. The thickness of the sand body is generally greater than 10 m， the quartz content is 60.0%-84.0%， the cement content is 1.0%-23.0%， the porosity is 15.0%-23.6%， and the permeability is （1.7-1 377.52）×10-3 μm2. High-quality reservoirs are affected by various factors such as sedimentary conditions， diagenesis and overpressure. Under the influence of tide， the tidal channel， tidal sand dam and other types of sand bodies developed under strong hydrodynamic conditions are mainly medium-coarse sandstone. The sandstone has good sorting， low shale and matrix content， and good physical conditions. The overall content of cements is low and the content of carbonate cements is 10 m， which provides a good material basis for high-quality reservoirs. The interbedded structure of coal seam-mudstone-sandstone is the most favorable lithologic combination condition for dissolution. Hydrocarbon generation pressurization promotes organic acid flow.

Key words： Diagenesis; Reservoir characteristics; Quantitative analysis of diagenesis; Overpressure; Main controlling factors; Pinghu Formation; Xihu Sag

Cite this article

Jie BAI , Chuang ER , Jianbin LIU , Miao HE , Lei LI , Chong HU . Characteristics and main controlling factors of reservoir of Pinghu Formation in N tectonic zone， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2025 , 36(3) : 493 -507 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.12.005

0 引言

随着深层油气勘探的不断突破，深层储层的研究已逐渐成为研究热点［1-2］。深层砂岩由于埋藏深度大，经历了多期次的成岩作用和复杂的构造改造，往往具备岩性变化快，储层整体偏差，压力较高等特征［3-4］。深层常是以原生孔隙为主导的优质储层［3，5-9］。大量研究表明，深层砂岩储层形成机制复杂，埋藏方式、沉积环境、成岩作用以及异常超压等均对深层储层的形成具有重要的控制作用［1-9］。近年来，东海陆架盆地西湖凹陷浅层常规油气勘探发现越来越少，走向深层—超深层勘探是必然的方向之一［2-3，6，10-11］。目前西湖凹陷深层油气勘探获得重大突破，证实了深部储层的勘探前景，但深层储层的非均质性、复杂性是勘探面临的主要难题，落实优质储层发育的主控因素是提高勘探成功率的关键［8-9，12-13］。前人［12，14-21］在沉积环境、成岩演化、储层质量控制因素、孔隙演化、地震储层预测以及低渗储层成因等方面积累了一定的研究成果，认为沉积条件是控制储层质量及储层发生差异成岩演化的重要因素，压实作用是导致储层孔隙减小的最主要原因，石英次生加大和碳酸盐胶结使储层储集空间被进一步压缩，黏土矿物胶结降低孔喉大小，溶蚀孔隙发育和异常高压的存在是深部储层物性得以改善的主要原因。前期研究虽然关注了N构造带平湖组储层的控制因素及超压保孔，但对成岩作用的系统分析，煤层—泥岩—砂岩互层结构的作用效果，优质储层主控因素及超压对原生孔隙和溶蚀孔隙影响方面的研究还有待深入。
N构造带平湖组储层埋深大，砂岩储层大都经历了复杂的埋藏演化过程，成岩改造强烈，优质储层受多个因素共同控制。因此，从沉积条件、成岩作用、超压等方面对物性的影响进行深入研究，明确研究区优质储层发育的成因和控制因素。

1 区域地质概况

东海陆架盆地是中国近海重要的含油气沉积盆地之一，西湖凹陷位于东海陆架盆地的东部坳陷带，北与福江凹陷毗邻，南邻钓北凹陷，西接海礁隆起和渔山东低隆起，东与钓鱼岛隆褶带毗邻，总体呈NE向狭长状展布［图1（a）］。研究区是平湖斜坡带，从南到北依次出现一系列局部构造［22-23］。
图1 东海陆架盆地西湖凹陷地质概况

（a）西湖凹陷构造带位置；（b）西湖凹陷地层简表

Fig.1 Geological survey of Xihu Sag in East China Sea Shelf Basin

平湖斜坡带自下而上发育始新统宝石组与平湖组，渐新统花港组，中新统龙井组、玉泉组、柳浪组，上新统三潭组与更新统东海群等地层［22，24］。本文研究区主要勘探目的层为平湖组，自上而下可细划分为平湖组上段、平湖组中上亚段、平湖组中下亚段和平湖组下段［图1（b）］。

2 储层基本特征

从中海石油（中国）有限公司上海分公司收集253样次薄片鉴定结果、146样次扫描电镜鉴定结果、323样次储层物性数据（孔隙度和渗透率）、227样次X射线衍射（全岩和黏土）数据、96样次阴极发光鉴定结果、84样次粒度数据和录井、测井资料。其中，薄片鉴定结果均有与其对应的物性数据。研究区平湖组现今埋深总体大于3 500m，文中用“相对深度”代替埋深。

2.1　岩石学特征

综合岩屑录井、岩心观察和薄片鉴定结果，研究区平湖组储层以细砂岩和中砂岩为主，见少量粉砂岩和粗砂岩（图2），其中细、中砂岩的岩石类型均以岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩为主［图2（b），图2（c）］。碎屑颗粒中石英含量最多，相对含量为60%~87%，平均值为72.17%；岩屑相对含量次之，含量为6%~28.5%，平均值为16.20%，以变质岩为主；长石相对含量最少，含量为5%~19%，平均值为11.59%，以钾长石为主。
图2 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组不同岩性岩石类型三角图

Ⅰ.石英砂岩；Ⅱ.长石石英砂岩；Ⅲ.岩屑石英砂岩；Ⅳ.长石砂岩；Ⅴ.岩屑长石砂岩；Ⅵ.长石岩屑砂岩；Ⅶ.岩屑砂岩

（a）粉砂岩岩石类型三角图；（b）细砂岩岩石类型三角图；（c）中砂岩岩石类型三角图；（d）粗砂岩岩石类型三角图

Fig.2 Triangle diagram of different rock types in the Pinghu Formation of the N structural belt in the Xihu Sag of the East China Sea Shelf Basin

碎屑颗粒磨圆度为次棱角—次圆状，分选性为中等偏好，颗粒之间呈点—线接触，部分呈凹凸—线接触，以孔隙型胶结为主，风化蚀变程度为中等。主要颗粒粒径分布在0.25~0.5 mm之间。成分成熟度指数——石英/（长石+岩屑）值为2.60，总体表现为低成分成熟度特征。

2.2　储集空间特征

研究区储集空间孔隙发育较好，以原生孔隙为主，其中多为粒间孔。原生粒间孔形态呈三角状、多边形状等，孔隙边缘多呈平直状，未见明显的溶蚀现象［图3（a）］；溶蚀粒间孔形状呈不规则状、多边形状、微孔状等，部分呈港湾状，局部孔隙见颗粒的溶蚀残余［图3（b）］；铸模孔形态多为长石、易溶岩屑等被完全溶蚀形成［图3（c）］；粒间溶孔由局部长石、易溶岩屑等内部受溶形成［图3（d）］；粒内溶孔见长石溶蚀形成［图3（e）］；裂缝中见充填沥青和褐铁矿［图3（f）］。
图3 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组孔隙类型特征

（a）原生粒间孔（B8井，平湖组）；（b）溶蚀粒间孔（B2井，平湖组）；（c）铸模孔（B3井， 平湖组）；

（d）粒间溶孔（B3井，平湖组）；（e）粒内溶孔（B6井， 平湖组）；（f）裂缝（B1井，平湖组）

Fig.3 Characteristics of pore types in the Pinghu Formation of the N structural belt in the Xihu Sag of the East China Sea Shelf Basin

2.3　物性特征

研究区储层物性中等，60%左右的样品孔隙度在15%~25%之间，大部分渗透率小于5×10-3 μm2，研究区储层主要为中孔—低渗储层。中粗砂岩平均孔隙度为15.25%，平均渗透率为113.69×10-3 μm2，中值为3.74×10-3 μm2；细砂岩平均孔隙度为14.56%，平均渗透率为54.48×10-3 μm2，中值为2.75×10-3 μm2；粉砂岩平均孔隙度为9.41%，平均渗透率为2.97×10-3 μm2，中值为0.89×10-3 μm2。整体中粗砂岩物性最好，细砂岩物性次之，粉砂岩物性较差［图4（a），图4（b）］。纵向上，储层孔隙度、渗透率具有随埋深增加而逐渐减小的趋势［图4（d）， 图4（e）］。研究区储层孔隙度和渗透率具有一定的正相关关系，总体上渗透率随孔隙度的增大有增大的趋势，相关系数为0.327，反映了储层中孔隙结构复杂的特点［图4（c）］。
图4 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层物性特征

（a）孔隙度频率分布直方图；（b）渗透率频率分布直方图；（c）孔隙度—渗透率交会图；（d）孔隙度随埋深变化图；（e）渗透率随埋深变化图

Fig.4 Physical characteristics of Pinghu Formation reservoir in the N structural belt of Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

2.4　成岩作用特征

2.4.1　压实作用

研究区N构造带平湖组颗粒之间的接触关系可以判断压实作用的强弱，埋深相对较浅的地层，压实作用是最关键因素，碎屑颗粒之间多以点—线接触为主；云母受挤压变形弯片状［图5（a）］；石英颗粒因强压实发生碎裂［图5（b）］。
图5 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层成岩作用特征

（a）云母受挤压呈弯片状（B2井，平湖组）；（b）石英颗粒因强压实发生碎裂（B6井， 平湖组）；（c）早期方解石充填孔隙（B3井， 平湖组）；（d）菱面体状铁方解石充填粒间孔隙（B4井， 平湖组）；（e）白云石呈细晶状充填于粒间（B5井，平湖组）；（f）石英次生加大（B4，平湖组）；（g）石英窄边次生加大充填粒间孔隙（B3，平湖组）；（h）丝缕状伊/蒙混层、伊利石共生并充填粒间孔隙（B4井， 平湖组）；（i）钾长石剧烈溶蚀并形成次生溶孔，并且梭状菱铁矿充填次生溶孔（B4井， 平湖组）；（j）长石发生溶蚀形成粒内溶孔（B3井， 平湖组）；（k）岩屑发生溶蚀形成粒间溶孔（B4井， 平湖组）；（l）先发生溶蚀作用，产生的高岭石充填孔隙后又被石英挤压变形（B3井， 平湖组）。Mi.云母；Q.石英；q.石英加大；Ca.方解石；I/S.伊/蒙混层；Fe-Ca.铁方解石；Do.白云石；I.伊利石；Ab.钠长石；K-F.钾长石；F.长石；R.岩屑；Por.溶蚀孔隙；K.高岭石

Fig.5 The diagenetic characteristics of the Pinghu Formation reservoir in the N structural belt of the Xihu Sag in the East China Sea Shelf Basin

2.4.2　胶结作用

随着埋藏深度不断加深，胶结作用普遍发育，研究区的胶结类型多样，在全区发育有碳酸盐胶结、硅质胶结和黏土矿物胶结等类型，其中铁方解石、白云石在胶结物中的比重较大。碳酸盐胶结物（含量为0.50%~34.50%，平均值为6.76%）、硅质胶结物（含量为0.50%~3.00%，平均值为0.94%）、黏土矿物（含量为0.50%~14.00%，平均值为4.97%）。
（1） 碳酸盐胶结。研究区碳酸盐胶结较发育，在不同井中，甚至在同一口井中，可以观察到各种不同类型，不同程度的碳酸盐胶结。块状方解石充填在溶蚀孔隙中［图5（c）］；中晚期菱面体状铁方解石充填粒间孔隙［图5（d）］；长石被溶蚀后附近出现淡黄色呈细晶状白云石胶结物充填于粒间［图5（e）］。各类碳酸盐胶结物充填在溶蚀孔隙内说明碳酸盐胶结物的形成时间晚于溶蚀作用，即“先溶蚀后胶结”。
（2） 硅质胶结。根据薄片观察，研究区硅质胶结较少。次生加大的石英颗粒往往较不规则，形态较多样，部分薄片中原始石英颗粒与加大边之间尘线清晰可见［图5（f）］；石英窄边次生加大充填于石英周边粒间孔隙内，导致部分粒间孔消失或孔隙缩小［图5（g）］。
（3）黏土矿物。依据黏土矿物X射线衍射数据、岩石薄片和扫描电镜分析，研究区发育高岭石（绝对含量为0.05%~13.30%，平均值为2.03 %）、伊利石（绝对含量为0.09%~29.97%，平均值为7.65 %）、伊/蒙混层（绝对含量为0.08%~16.43%，平均值为3.56 %）、绿泥石（绝对含量为0.06%~10.22%，平均值为1.41%），丝缕状自生伊利石和伊/蒙混层含量较高，丝缕状伊利石主要来自高岭石转化以及长石的蚀变［25］（图6）。蜷曲片状或丝缕状伊/蒙混层以及丝缕状伊利石共生并充填粒间孔隙［图5（h）］。
图6 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层黏土矿物（绝对含量）箱型图

Fig.6 Box plot of clay minerals （absolute content） in the Pinghu Formation reservoir of the N structural belt in the Xihu Sag of the East China Sea Shelf Basin

2.4.3　溶蚀作用

一定的温度、压力下，在酸性流体的作用下可以发生溶蚀作用，是建设性成岩作用。研究区溶蚀作用普遍存在，主要以长石溶蚀作用为主，岩屑和碳酸盐胶结物溶蚀次之。长石被溶蚀最为普遍，沿着长石颗粒边缘或者解理等易发生溶蚀的部位发生溶蚀，形成长石溶孔和铸模孔［图5（j）］。岩屑颗粒内部溶蚀形成粒内溶孔，部分岩屑颗粒沿边缘溶蚀形成粒间孔，溶蚀颗粒边缘呈不规则状或港湾状［图5（k）］。另外，较多样品中出现菱铁矿和方解石等胶结物充填溶蚀孔隙，因此研究区“先溶蚀后胶结”现象普遍［图5（c），图5（i）］。溶蚀孔隙发育较少，孔隙连通性差，其孔隙可能被胶结物填充和堵塞，或早期形成的溶蚀孔隙受压实作用影响再次闭合，导致连通性下降［图5（l）］。

3 优质储层发育主控因素

3.1　沉积条件对储层的影响

沉积水动力条件决定了沉积物的粒度，进而影响储层孔隙发育及后期成岩改造。在B4井平湖组的一段厚18.09 m的砂体中，粒度均值（Φ）与物性呈负相关性［图7（a），图7（b）］，整体上不同粒径储层物性特征表现为粉砂岩向中砂岩逐渐变好。粒度的标准偏差范围为0.38~0.87，平均值为0.47，说明分选性好，标准偏差与物性整体呈负相关性［图7（c），图7（d）］。这是由于随着颗粒分选的降低，颗粒分布越不均匀，降低了抗压实能力，使物性变差。
图7 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组储层粒度均值、标准偏差与物性关系

（a）、（b）粒度均值与物性相关性；（c）、（d）标准偏差与物性相关性

Fig.7 Relationship between grain size mean， standard deviation， and physical properties of Pinghu Formation reservoir in the N structural belt of Xihu Sag，East China Sea Shelf Basin

研究区压实减孔量 C O P L可定量表述为［26］：
C O P L = O P - I G V ( 1 - O P ) 1 - I G V
式中：CO P L为压实减孔量，%； O P为各样品初始孔隙度均值，%； I G V为粒间体积，%。
研究区N构造带平湖组主要受压实作用的影响，使储层有效孔隙减少（图8）。中砂岩对应的压实减孔量为29.63%，残余原生孔隙为4.32%，而细砂岩和粉砂岩对应的压实减孔量分别为30.30%、31.56%，原生孔隙分别为4.03%、3.50%。在相同或相近埋深条件下，中砂岩比细、粉砂岩有更强的抗压实能力和更好的原始物性。研究区储层主要发育在冲积扇、分流河道、潮汐砂坝和潮道为主的相带内［27-28］。强水动力条件下粒度偏大，分选性好，泥质和杂基含量低的中砂岩最有利于储层发育。
图8 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组粒间体积与胶结物含量交会图

Fig.8 Intersection diagram of intergranular volume and cement content of Pinghu Formation in the N structural belt of Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

3.2　胶结作用对储层的影响

随埋藏时间逐渐变长，胶结作用对储层的影响逐渐显现，胶结减孔量为0.32%~16.77%，平均值为5.54%，其中，碳酸盐胶结物含量变化对储层物性有明显变化。
研究区胶结减孔量CEPL可定量表述为［26］：
C E P L = ( O P - C O P L )   - C E M I G V
式中：COPL为压实减孔量，%；OP为各样品初始孔隙度均值，%；IGV为粒间体积，%；CEM为胶结物总量，%。
砂体厚度与所含碳酸盐胶结物含量呈负相关关系［图9（a）］。厚10 m以下的砂体中胶结物含量可达30%以上，10 m以上的砂体中胶结物含量总体不超过15%（表1）。源自砂岩相邻煤层和泥岩的含 C a 2 +、 M g 2 +、 C O 3 2 -等离子的流体进入砂体，厚层砂体顶底部向砂体中部形成明显的浓度差异，砂体顶底饱和度高，易形成碳酸盐胶结物沉淀，而砂体中部浓度较低，在含碳酸盐流体未达到饱和条件下，可能不会形成碳酸盐胶结物，砂体中部碳酸盐胶结物含量偏低。而薄层砂体顶底部和中部的浓度差异可能并不明显，易达到碳酸盐过饱和的流体环境，砂体整体碳酸盐胶结物含量高（图10）。
图9 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组碳酸盐胶结物平均值与砂体厚度、物性关系

（a）砂体厚度与胶结物平均值关系；（b）、（c）碳酸盐胶结物与物性交会图

Fig.9 Carbonate cement genesis and clay mineral relationship of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

表1 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组不同岩性、砂厚胶结物平均含量

Table 1 Average content of cements with different lithology and sand thickness in Pinghu Formation of N structural belt, Xihu Sag, East China Sea Shelf Basin

岩性

/砂厚

胶结物总量

/%

 碳酸盐胶结物含量/%

硅质胶结物

含量/%

 黏土矿物胶结物含量/%
粗砂岩 4.43 2.50 1.32 6.00
中砂岩 8.61 5.07 1.50 5.73
细砂岩 11.08 7.63 1.41 7.30
粉砂岩 14.05 13.05 2.00 8.00
<5 m 9.46 6.18 1.00 8.5
5~10 m 10.62 7.96 1.25 7.62
10~15 m 6.86 5.96 0.92 5.64
>15 m 6.37 5.50 1.62 6.58
图10 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组不同砂厚流体扩散模式

Fig.10 Fluid diffusion model of different sand thickness in Pinghu Formation of N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

胶结作用形成的碳酸盐胶结物含量>8.0%时，碳酸盐胶结物与物性呈负相关性［图5（c），图9（b），图9（c）］。这是由于胶结物堵塞喉道，充填孔隙，导致非均质性增强，渗透率变小。碳酸盐胶结物含量<8.0%时，碳酸盐胶结物与物性呈正相关性［图5（d），图9（b），图9（c）］。对应的平均压实减孔量为30.23%，平均溶蚀增孔量为3.12%，但全区平均压实减孔量为31.22 %，平均溶蚀增孔量为2.26%。说明对岩石骨架颗粒具有支撑作用，抵抗压实，对储层孔隙改善具有积极作用。
另外，碳酸盐胶结物在不同粒度砂岩中均有分布，中、粗砂岩碳酸盐胶结物含量较细、粉砂岩含量低（表1）。碳酸盐胶结物使孔喉结构变得复杂，渗透能力降低，但整体上看碳酸盐胶结物含量低。砂厚>10 m时，整体上中粗砂岩碳酸盐胶结物含量<8.0%，对储层具有积极影响，为储层的保存提供了条件。因此，优质储层以砂体厚度>10 m，胶结物含量低的中、粗砂岩为最佳。

3.3　溶蚀作用对储层的影响

随埋藏深度不断加大，溶蚀作用对储层的改善逐渐显现，溶蚀孔面孔率为0.5%~9.0%，平均值为3.22%，溶蚀增孔量为0.32%~6.14%，平均值为2.28%。其中，粉砂岩和细砂岩溶蚀增孔量平均值分别为1.98%、2.12%；中砂岩和粗砂岩溶蚀增孔量平均值分别为2.45%、2.69%。
研究区溶蚀增孔量 D A可定量表述为［26］：
D A = ( O P - C O P L )   - D I G V
式中：COPL为压实减孔量，%；OP为各样品初始孔隙度均值，%；IGV为粒间体积，%；D为溶孔，%。
研究区为煤系地层，由于沉积时陆生植物快速腐烂产生腐殖酸，使得部分铝硅酸盐矿物、岩屑等变成高岭石等黏土矿物，产生少部分溶蚀孔隙［29-31］。中晚期由于薄煤层、泥岩等烃源岩逐渐成熟，提高酸性流体供给强度，长石和岩屑稳定性较差，溶蚀强烈，形成高岭石和溶蚀孔隙。次生面孔率与孔隙度、渗透率有较好的正相关性，溶蚀孔隙有效改善储层物性 ［图11（a），图11（b）］。从岩性上看，中砂岩溶蚀孔隙发育好，抗压实能力强，易形成较好的孔隙和喉道，深层超压段形成的溶蚀孔隙，溶蚀作用强，中砂岩溶蚀增孔量大于细、粉砂岩，中砂岩物性好于细、粉砂岩尤为明显［图11（c）］。在不同粒度下，粒度均值（Φ）越小，所对应的中、粗砂岩溶蚀程度较粉、细砂岩强。在同一深度条件下，中砂岩次生面孔率好于粉、细砂岩，原因在于粉、细砂岩抗压实能力弱，颗粒间排列紧密，减少了孔隙和喉道的形成空间，导致酸性流体很难进入。而中砂岩抗压实能力较强，孔喉较大，酸性流体易进入［32］。总面孔率和原生孔面孔率随埋深逐渐减小，这是由于随着埋藏深度逐渐加深，强压实导致孔隙减小［图12（a），图12（c）］。溶蚀孔面孔率具有随埋深增加有增大的趋势，原因是随着埋藏深度的增加，烃源岩逐渐成熟释放大量有机酸，提高酸性流体供给强度，促进溶蚀作用［图12（b）］。溶蚀作用改善储层效果明显，为油气提供了良好的储集空间。
图11 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组次生面孔率与物性、岩性关系

（a）、（b）次生面孔率与物性相关性；（c）不同岩性与溶蚀面孔率箱线图

Fig.11 Relationship between secondary porosity and physical properties， lithology of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

图12 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组面孔率随埋深变化

（a）原生孔面孔率随埋深变化图；（b）溶蚀孔面孔率随埋深变化图；（c）总面孔率随埋深变化图

Fig.12 Variation of face rate of Pinghu Formation with burial depth in the N structural belt of Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

3.4　煤、砂、泥互层对储层的影响

研究区煤系是重要的烃源岩类型，生烃潜力大，薄煤层中的有机质经过了热演化和降解作用，为油气生成提供了条件［16-17，22］。而薄煤层成因主要是因为沉积时期，植物茂盛，气候炎热潮湿，且为海岸平原—潮坪相或湖湾—三角洲平原相沉积，利于形成煤层［16-17，33-35］。薄煤层厚度约为1 m，煤层间隔约5~10 m，具有厚度薄、层数多、分布广的特点，薄煤层和暗色泥岩中的有机质热演化过程中释放的有机酸对储层具有较强的溶蚀能力。受煤层、暗色泥岩和砂岩互层结构的影响，平湖组储层段通常具有如下特征：①一套砂体的上部和下部的孔渗总体大于砂体中部孔渗。②胶结物总量及碳酸盐胶结物含量整体上上部和下部大于中部。现今长石含量与高岭石含量无明显相关性，近似恢复后长石含量（现今长石绝对含量+溶蚀孔面孔率+高岭石含量）与高岭石含量呈正相关性，说明作为长石溶蚀产物之一的高岭石具有就近堆积充填孔隙的特征［图13（a）， 图13（b）］。③上部和下部由于溶蚀作用面孔率大于中部（图14）。原因在于溶蚀作用优先溶蚀砂体上部和下部，溶蚀强度向中部逐渐减弱，而产生的高岭石就近堆积使得砂体上部和下部被填充［图5（l）］。较多样品中出现菱铁矿和方解石等胶结物充填溶蚀孔隙，说明研究区“先溶蚀后胶结”的现象普遍［图5（i），图5（l）］。压实减孔量上部和下部小于中部，溶蚀增孔量和剩余孔隙上部和下部大于中部（表2）。碳酸盐胶结物虽抵消了部分溶蚀增加的孔隙，但不足以占据全部孔隙，使得砂体上部和下部仍保留了一部分原生孔隙和溶蚀孔隙。
图13 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组长石含量与高岭石含量相关性

Fig.13 Correlation between feldspar content and kaolinite content of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin

图14 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组薄煤层与物性柱状图（B6井，砂厚6.5 m）

Fig.14 Thin coal seam and physical property histogram of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin （Well B6， sand thickness 6.5 m）

表2 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组一套砂体成岩作用定量分析

Table 2 Quantitative analysis of diagenesis of Pinghu Formation-set sandbodies in N structural belt, Xihu Sag, East China Sea Shelf Basin

砂岩

压实减孔量

/%

碳酸盐胶结减孔量

/%

溶蚀增孔量

/%

剩余孔隙

/%
上部 25.30 9.07 2.71 4.07
中部 29.31 7.48 1.15 3.74
下部 23.65 5.29 2.72 10.13
薄煤层、暗色泥岩和砂岩互层的物性总体好于砂泥互层结构，2种情况的原生孔隙发育相差不大，但前者对应的溶蚀孔隙发育好于后者，并且薄煤层离砂体顶底越近，物性越好，溶蚀孔隙越发育。这是由于薄煤层较泥岩能够生成更多的有机酸，发生溶蚀作用，明显改善储层物性（图15）。因此，优质储层以砂岩顶底部为泥岩夹薄煤层的物性最好。
图15 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组薄煤层、泥岩与物性柱状图（B2井，砂厚12.8 m）

Fig.15 Thin coal seam， mudstone and physical property histogram of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin （Well B2， sand thickness 12.8 m ）

3.5　生烃作用形成局部超压对储层影响

研究区镜质体反射率R O值主要分布在0.5%~0.9%之间，整体处于低成熟—成熟演化阶段，并且烃源岩有机质丰度高，类型好，已进入成熟阶段，并处于持续生烃中［29，32，36-37］。通过超压的测井判别特征进行分析，超压段随着埋深增大，电阻率增大，声波时差增大，密度不变，因此研究区存在局部超压主要是由生烃膨胀造成［38-39］（图16）。N构造带平湖组超压主要集中在平湖组中下亚段，通过镜下薄片［图5（l）］观察，早期有机酸溶蚀长石产生高岭石就近堆积充填孔隙后被石英挤压变形，石英颗粒与高岭石充填物之间呈凹凸接触，暗示早期形成的溶蚀孔隙后期在压实作用下可能发生闭合，而有机酸主要形成于烃源岩低成熟—成熟阶段，超压在该阶段同步形成，因此时间上，压实作用减孔发育要早于超压，而且原生面孔率随埋深加大不断减小，所以超压对原生孔隙没有明显的保护作用，但次生面孔率在超压段明显好于常压段，深层超压段发育溶蚀孔隙有效改善孔隙度，原因在于超压促进了有机酸流体的运移，提高酸性流体供给强度，促使长石加速溶蚀，促进溶蚀孔隙的形成与保存。生烃增压对溶蚀作用的强化效果是深部储层保持良好物性的关键因素。
图16 东海陆架盆地西湖凹陷N构造带平湖组地层压力与电性特征（B4井）

Fig.16 Formation pressure and electrical characteristics of Pinghu Formation in N structural belt， Xihu Sag， East China Sea Shelf Basin （Well B4 ）

4 结论

（1）东海盆地西湖凹陷N构造带平湖组优质储层以压实和溶蚀作用主导，主要发育以中粗砂岩为主，石英含量为60.0%~84.0%，胶结物含量为1.0%~23.0%，孔隙度为15.0%~23.6%，渗透率为（1.7~1 377.52）×10-3 μm2。以原生孔为主，溶蚀孔较发育，主要对应石英含量较高以及埋藏较浅的地层。
（2）研究区受潮汐作用影响，强水动力条件下发育的潮道、潮汐砂坝等类型的砂体（厚度>10 m），砂岩粒度偏大，分选性好，泥质和杂基含量低，物性条件好，为优质储层提供了良好的物质基础。
（3）研究区总体上“先溶蚀后胶结”的现象普遍，胶结物整体含量低且碳酸盐胶结物含量<8%时，对岩石骨架颗粒具有支撑作用，抵抗压实，对储层孔隙保存具有积极作用。溶蚀作用是改善深部储层物性的关键因素。煤层—泥岩—砂岩互层结构是最有利于溶蚀作用发生的岩性组合条件。生烃增压促进了有机酸流体运移，促进了溶蚀孔隙的形成和保存。

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