渤中凹陷西次洼是渤中凹陷重要的油气勘探区，近年来陆续发现多个油田，且西次洼北部的陡坡带是石臼坨凸起亿吨级大油田油气的运移通道，成藏位置十分有利，油气勘探潜力巨大^[1-3]。渤中凹陷是渤海海域重要的储量增长区，但勘探主要集中在新近系浅层储层^[4]，对渤中凹陷次洼和中深层储层的勘探尚处于探索阶段。渤中凹陷西次洼陡坡带作为油气运移的主通道，东营组储层与下层沙河街组烃源岩直接接触，具有优越的油源条件和运移条件，为下生上储尖灭型岩性油气藏的形成创造了条件。以往研究指出渤中凹陷西次洼东三段为湖盆陡坡带的吉尔伯特型扇三角洲沉积，为中孔中渗型储层，且沉积微相、岩屑类型和成岩作用均可对砂岩储层的岩石组分、储集空间等产生影响，但目前相关针对性研究尚待深入^[5-7]。渤中凹陷西次洼古近系东营组以岩性—地层、岩性—构造等复合圈闭类型为主，因此储层的基本特征、孔隙分布特征和成岩演化是勘探突破的难点^[8-9]。

储层孔隙度和渗透率高于典型砂岩的深度区间为异常高孔带，高孔带在深层或超深层储层中依然保持较高的孔隙度^[10-11]。异常高孔带的形成涉及复杂的地质过程，原始沉积环境^[12]、成岩改造作用^[13-14]、储层内部异常高压^[15-17]、后期流体活动^[18-19]及早期油气充注等均会不同程度的改善储层孔隙度。据此，基于铸体薄片、岩石薄片和储层物性分析实验数据并结合前期相关研究，对渤中凹陷西次洼古近系东营组碎屑岩储层开展岩石学特征、储集空间特征、物性特征等方面的研究，并在此基础上阐明其异常高孔带的分布特征和次生孔隙类型，同时探讨异常高孔带的形成机理和控制因素，以期为渤中凹陷深层—超深层油气资源的勘探和开发提供科学依据和理论支撑。

渤中凹陷西次洼位于渤中凹陷西北部，是埕宁隆起的一个二级构造单元，位于石臼坨凸起和沙垒田凸起之间^[20-21]，边界断层发育（图 1a）。渤中凹陷古近系为断陷期，形成了一系列三角洲-浅湖-半深湖沉积，沉积地层自下而上发育孔店组、沙河街组和东营组^[22-23]。其中东营组分为东一段（E₃d₁）、东二段（E₃d₂）和东三段（E₃d₃），东一段地层部分井被部分或完全剥蚀，东二段可细分为东二上亚段（E₃d₂^U）和东二下亚段（E₃d₂^L）。在咸化湖盆沉积背景下，东三段沉积时期以半深湖—深湖相为主，岩性为深灰色泥岩夹薄层粉砂岩；东二下亚段沉积时期湖泊相转变为辫状河三角洲相，岩性为黄色砂岩夹少量薄层浅灰色泥岩；东二上亚段和东一段沉积时期为浅水三角洲沉积，岩性为黄、灰色厚层砂岩夹薄层粉砂岩（图 1b）。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 渤中凹陷西次洼构造位置（a）及古近系东营组岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Structural location in western sub-sag of the Bozhong Sag (a) and stratigraphic column of the Paleogene Dongying Formation (b)

通过铸体薄片、岩石薄片观察和鉴定，渤中凹陷西次洼古近系东营组储层岩性以长石砂岩、含岩屑长石砂岩、岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主（图 2a）。砂岩碎屑分选性好—中等，磨圆度呈次圆—次棱角状，颗粒支撑，颗粒之间以线—点接触，砂岩粒级不等，主要为细砂岩、粗粉砂岩和中砂岩，次为粗砂岩和含砾砂岩。储层岩屑主要为火山岩岩屑和变质岩岩屑。火成岩岩屑含量较高（主要为流纹岩和安山岩等酸性喷出岩岩屑），其中东三段体积分数平均为15.58%，东二下亚段体积分数平均为13.05%，东一—东二上亚体积分数平均为10.72%；变质岩岩屑主要为石英岩岩屑，少量云母与燧石碎片分布于粒间，东三段变质岩岩屑体积分数平均为7.53%，东二下亚段体积分数平均为6.16%，东一—东二上亚段体积分数平均为10.83%。沉积岩岩屑普遍较少，主要为泥岩岩屑，东三段体积分数平均为1.66%，东二下亚段体积分数平均为2.14%，东一—东二上亚段体积分数平均为1.54%（图 2b）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 渤中凹陷西次洼古近系东营组砂岩三角投点图（a）及岩屑相对含量（b） Ⅰ. 石英砂岩；Ⅱ. 长石质石英砂岩；Ⅲ. 岩屑质石英砂岩；Ⅳ. 长石砂岩；Ⅴ. 岩屑质长石砂岩；Ⅵ. 长石质岩屑砂岩；Ⅶ. 岩屑砂岩。 Fig. 2 Triangular projection map of sandstone (a) and relative content of rock chips (b) of the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag

铸体薄片观察及扫描电镜分析结果表明，渤中凹陷西次洼古近系东营组储层孔隙频率直方图具有明显的双峰特征，次生增孔显著（图 3a）。储层储集空间以次生溶孔为主，表现为颗粒溶蚀孔、粒间溶蚀孔和胶结物溶蚀孔，平均占孔隙类型的56% 以上，其次为原生粒间孔，有少量微裂缝分布（图 3a）。岩心实测物性数据统计结果表明，东三段储层孔隙度较差，为10.70%~16.00%，平均为13.5%，最大可达24.5%；渗透率为0.20~133.32 mD，平均值为90.42 mD，最大可达563.70 mD，属于低孔、中渗储层；东二下亚段储层孔隙度较好，但渗透率最差，孔隙度为15.30%~21.47%，平均为18.23%，最大可达29.10%；渗透率为0.2~102.2 mD，平均值为66.3 mD，最大可达312.4 mD，属中孔、中渗储层；东一—东二上亚段储层孔隙度与渗透率均较好，孔隙度为18.07%~25.10%，平均值为21.13%，最大可达34.00%；渗透率为0.70~368.92 mD，平均值为414.23 mD，最大可达4 027.5 mD，属中孔、中渗—高渗储层（图 3b）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 渤中凹陷西次洼古近系东营组储层孔隙类型占比直方图（a）及东营组各层段储层孔渗物性关系（b） Fig. 3 Histogram of the proportion of reservoir pore types in the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag (a) and the relationship between the porosity and permeability properties of each layer of the Dongying Formation (b)

在不受外界影响的沉积条件下，储层孔隙度因受压实作用影响会随深度的增加而呈指数式减小^[24-25]。然而，在地质沉积时期，储层孔隙度往往会受到多种外界因素的影响，因此孔隙度与深度并不总是呈现简单的指数关系。在埋藏深度较大的储层中，仍可能存在一些异常高孔隙度的区域，这些区域也是油气勘探开发的重点目标。本次研究采用Bloch等^[11]识别异常高孔带的方法，将储层孔隙度按照一定的深度范围进行分类统计，并分析各个深度段的孔隙度分布直方图。根据该方法，在仅受正常压实作用的情况下，孔隙度分布直方图通常呈单峰正态分布或右拖尾分布趋势（图 4a）。然而，当储层受其他建设性成岩作用影响时，孔隙度分布直方图则会呈左拖尾或双峰值分布趋势（图 4b）。这种分类统计和直方图分析方法，能够更准确地识别不同深度段内孔隙度的变化规律，从而有助于确定储层的优质区域和潜在的油气富集带。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 渤中凹陷西次洼不同深度段孔隙度频数分布直方图 Fig. 4 Histogram of porosity frequency distribution at different depths in western sub-sag of the Bozhong Sag

在研究区目的层中，地层压力系数均小于1.2，未出现超压现象，表明这些地层仅受正常压实作用影响^[26]。本次研究目的层在1 000~3 500 m的深度内，每隔100 m对孔隙度进行分类统计和分析，绘制孔隙度分布直方图（图 4）。通过对各个深度段直方图特征的分析，提取了最大孔隙度和正常孔隙度的数值，并基于这些数据，拟合出渤中凹陷西次洼古近系东营组储层的最大孔隙度演化曲线和正常孔隙度演化曲线^{[11, 26]}。研究结果显示，异常高孔带主要发育在2 400~3 400 m的深度内。在这一深度范围内，对应的井位和层段包括BZ1-A-B井和BZ2-A-B井的东一—东二上亚段和东二下亚段，以及CFD6-D-B井的东二下亚段（图 5）。

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 渤中凹陷西次洼孔隙度、异常高孔带分布范围（a）及高岭石含量（b）随深度的变化趋势 Fig. 5 The variation trend of porosity and abnormal high porosity zone (a) and kaolinite content (b) with depth in western sub-sag of the Bozhong Sag

通过铸体薄片观察，发现渤中凹陷西次洼古近系东营组储层孔隙类型有原生粒间孔、次生溶孔和少量溶缝（参见图 3b）。其中研究区砂岩储层次生孔隙主要有以下几种类型：①粒间溶蚀孔，储层中砂岩颗粒边缘及颗粒之间的填隙物（绿泥石膜、高岭石黏土和碳酸盐胶结物等）被有机酸溶蚀而产生次生孔隙；粒间孔形状主要为三角形、四边形和不规则形状，大小通常为0.08~0.20 mm，最大可见0.30 mm。该类孔隙是次生溶孔的主要类型，占次生孔隙总量的69%，在储层中占总孔隙度的38.6%，是储层的主要孔隙类型。②颗粒溶蚀孔，次生溶蚀的颗粒主要为长石和酸性喷出岩岩屑，含少量英质碎屑颗粒，研究区东一—东二上亚段和东二下亚段储层中岩屑含量较高，火山岩岩屑相对质量分数分别达44% 和46%（参见图 2），从而产生大量颗粒溶孔。该类孔隙类型占次生溶孔的31%，占总孔隙度的17.4%，是储层的主要孔隙类型之一。③溶缝，由于上覆压力或构造作用，颗粒遭受挤压导致颗粒破裂，在颗粒之间形成微裂缝，或砂岩颗粒受到不同程度的热应力，温度变化大导致矿物颗粒膨胀或收缩，产生应力差异，进而形成微裂缝。该类孔隙类型占总孔隙度的11%，多产生于储层的中深层段（图 6）。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 渤中凹陷西次洼古近系东营组储层储集空间微观照片 （a）原生粒间孔与颗粒溶孔，颗粒之间存在黄铁矿胶结，东一—东二上亚段，BZ1-A-B井，2 935 m，单偏光；（b）碳酸盐胶结物被溶蚀形成粒间溶蚀孔，黄铁矿胶结，东二上亚段，BZ2-A-B井，2 776 m，单偏光；（c）粒间溶蚀孔，受压实作用颗粒破裂形成微裂缝，东三段，CFD6-D-B井，2 509 m，单偏光；（d）原生粒间孔，分选性差，东三段，CFD6-D-B井，3 138.66 m，单偏光；（e）原生粒间孔与粒间溶蚀孔，东三段，CFD6-D-B井，2 908 m，单偏光；（f）长石颗粒被溶蚀、粒间溶蚀孔，东三段，CFD6-D-C井，3 262 m，单偏光；（g）颗粒溶蚀并受压实作用出现颗粒破裂形成微裂缝，东三段，CFD6-D-C井，3 262 m，单偏光；（h）颗粒溶孔和颗粒破裂形成微裂缝，东三段，CFD6-D-B井，2 967 m，单偏光；（i）颗粒受热应力差异形成微裂缝，东三段，CFD6-D-B井，2 955 m，单偏光；（g）次生加大石英、蠕虫状高岭石和丝片状伊利石粒间孔隙，东三段，CFD6-D-B井，2 874.7 m，SEM；（k）长石沿解理溶蚀产生粒内微孔隙，东二下亚段，BZ1-A-B井，3 239 m，SEM；（l）丝片状伊利石，见微裂缝发育，东一—东二上亚段，CFD6-D-E井，2 418.73 m，SEM。 Fig. 6 Microscopic photo of the reservoir space of the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag

渤中凹陷西次洼古近系东营组储层表现为晚期成藏特征，储层成岩作用尤其是破坏性成岩作用完成之后储层才进行烃类充注，所以烃源岩侵入对储层的改善增孔作用不明显。通过分析得出研究区储层异常高孔带的形成主要受原始沉积环境、成岩作用和一定的硫酸盐的热氧化还原反应（Ther mochemical Sulfate Reduction，简称TSR）影响。

原始沉积作用对沉积微相分布、岩石大小和泥质含量等均具有显著影响，进而导致了储层质量在空间上的差异^[27-29]。渤中凹陷西次洼古近系东营组储层孔渗在平面上的分布主要受沉积相的控制，浅水三角洲和辫状河三角洲沉积相物性较好，而滨浅湖相和扇三角洲相物性相对较差。扇三角洲相和浅水三角洲外前缘沉积亚相中砂体颗粒分选性差，泥质含量高，物性相对较差（图 7、图 8）；辫状河三角洲内前缘和浅水三角洲内前缘分选性好，粒度粗，经压实作用后残留的原生孔隙较多，有利于酸性流体的渗流交替，进行溶解作用，形成次生孔隙（图 7）。

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 渤中凹陷西次洼古近系东营组孔隙度（a）和渗透率（b）与粒径中值的关系 Fig. 7 Relationship between porosity (a) and permeability (b) and median particle size of the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 渤中凹陷西次洼古近系东营组黏土矿物含量（a）及其与孔隙度关系（b） Fig. 8 Clay mineral content (a) and its relationship with porosity in the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag (b)

不同沉积环境下所形成的砂体碎屑成分、粒度、分选性等均具有明显差异，也决定了不同沉积相类型具有不同的原始储集条件^[30-32]。渤中凹陷西次洼受边界断裂控制，在东三段沉积时期断层活动速率最高（153.58 m/Ma）^{[9, 20]}，随着湖盆面积不断扩张，可容纳空间不断增大，在西次洼沉积扇三角洲，岩屑含量较高，岩石颗粒以粗砂为主，渗透性较好，但粗砂中充填黏土和细粒杂基，分选性较差，泥质含量高，减孔明显，孔隙度较小（图 7b、图 8a）。在东二下亚段沉积时期，断层活动速率降低（83.17 m/Ma）^{[9, 20]}，研究区接收来自石臼坨凸起的物源，发育辫状河三角洲内前缘沉积体系，距物源较远，岩性主要为长石砂岩，刚性颗粒含量最高，以粗粉砂和细砂岩为主，泥质含量低，抗压缩性强，有效抵抗了压实作用对孔隙的破坏，孔渗较好（图 7）。在东一—东二上亚段沉积时期，断层活动速率最低（25.02 m/Ma）^{[9, 20]}，渤中凹陷西次洼受燕山物源影响，发育浅水三角洲沉积体系，在浅水三角洲内前缘沉积亚相中主要发育岩屑质长石砂岩，长石、石英刚性颗粒含量中等，但岩石颗粒分选性好，以中砂和细砂为主，不易形成紧密的颗粒排列，保留较高的孔隙度（图 7b），为形成异常高孔带创造了良好基础。

依据黏土矿物组合、最大热解峰温和镜质体反射率（R_o）对渤中凹陷西次洼古近系东营组碎屑岩储层成岩演化序列进行分析，主要划分为早成岩A期、B期和中成岩A₁亚期、A₂亚期（图 9）。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 渤中凹陷西次洼埋藏史及储层孔隙演化过程 Fig. 9 Burial History and Reservoir Pore Evolution Process of the western sub-sag of Bozhong Sag

早成岩A期以机械压实作用为主，该阶段埋藏深度小于1 200 m，储层主要受到强烈的压实作用，砂岩固结程度呈弱固结—半固结状态，孔隙类型主要为原生粒间孔隙。早成岩B期仍主要受压实作用，导致原生粒间孔减少，埋藏深度为1 200~2 250 m，成岩流体环境变为弱酸性环境，黏土矿物主要为蒙脱石，石英开始早期的次生加大，长石及火山岩岩屑开始溶蚀，高岭石含量增加，孔隙类型以原生粒间孔为主，含少量次生溶孔和微裂缝。

中成岩A₁亚期，埋深深度为2 250~3 000 m，随着压力和温度的升高，地层有机质热演化程度增大，形成大量有机酸，此时溶蚀作用增强，形成大量颗粒溶孔和粒间溶蚀孔隙。同时伴随方解石和自生高岭石黏土矿物的沉淀和二期石英次生加大的形成，该阶段孔隙类型为原生—次生混合孔隙。中成岩A₂亚期，压实作用的减孔作用逐渐减弱，该阶段埋藏深度为3 000~4 000 m。高岭石向伊利石转化，填充于原生孔隙中，高岭石含量陡崖式减少，碳酸盐进一步形成铁方解石和铁白云石等晚期胶结物，储层物性逐渐变差，孔隙类型主要为次生孔隙。

综上所述，成岩阶段的演化与储层次生孔隙的变化具有密切关系，在中成岩A₁亚期和中成岩A₂亚期次生孔隙广泛发育，其深度与异常高孔带深度（2 400~3 400 m）相匹配，也是次生溶孔形成的主要原因。

在有机质热演化过程中，生成的有机酸（如醋酸、甲酸等）会随流体进入储层，这些酸性流体对储层的溶蚀作用是形成异常高孔带的重要因素。酸性流体通过溶蚀储层中的长石、岩屑及碳酸盐等不稳定矿物，从而增加储层的孔隙度和渗透率。由图 9可看出，在东一—东二上亚段沉积时期因区域构造抬升和湖平面升降引起的基准面变化使得石臼坨凸起全区遭受剥蚀，该时期研究区主要发育辫状河三角洲前缘亚相，埋藏深度浅，压实作用弱，储层物性普遍较好。在中成岩A₁亚期和中成岩A₂亚期，地层温度为80~130 ℃，随着热演化程度的提高（0.5% ≤ R_o ≤ 1.0%），泥岩和酸性喷出岩岩屑颗粒中有机质热演化有机酸浓度迅速增加。东二下亚段储层以砂泥互层为主，为有机酸溶蚀储层提供了有利的空间配置。酸性流体排入临近砂岩，储层中长石、岩屑等不稳定组分和大量碳酸盐胶结物开始溶蚀，次生孔隙和储层孔隙度大幅增加，同时自生高岭石相对含量迅速增长，且伴随石英加大边的形成（图 10），是研究区异常高孔带形成的主要原因。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 渤中凹陷西次洼古近系东营组储层微观特征 （a）长石颗粒溶孔，BZ2-A-A井，2 791.5 m，东一—东二上亚段，单偏光；（b）长石颗粒溶孔，BZ2-A-A井，2 776 m，东一—东二上亚段，单偏光；（c）长石颗粒溶孔，CFD6-D-C井，2 155 m，东一—东二上亚段，单偏光；（d）长石颗粒溶孔，CFD6-D-B井，3 026 m，东三段，单偏光；（e）安山岩岩屑被溶蚀，CFD6-D-C井，3 592.5 m，东三段，，单偏光；（f）石英次生加大，CFD6-D-B井，3 007 m，东三段，正交光；（g）方解石溶蚀产生晶内孔隙，并和丝片状伊利石、鳞片状高岭石充填粒间孔，CFD6-B-B井，2 509 m，东一—东二上亚段，SEM；（h）钠长石沿解理溶蚀产生粒内孔隙，CFD6-B-B井，2 967 m，东三段，SEM；（i）次生加大石英和少量伊利石充填粒间孔隙，CFD6-D-B井，2 876.08 m，东三段，SEM。 Fig. 10 Microscopic photo of the Paleogene Dongying Formation reservoir in western sub-sag of the Bozhong Sag

硫酸盐热氧化还原反应在特定地质条件下会对储层的成岩作用和孔隙演化产生重要影响。在储层深度达到2 000~6 000 m，温度为80~100 ℃和150~200 ℃，且处于中—晚成岩阶段时，通常会发生硫酸盐的热氧化还原反应（TSR）^[33-34]。这一反应在深埋藏高温条件下会导致储层中硫酸盐矿物在烃类（主要为CH₄）作为还原剂的情况下被还原生成黄铁矿和硫化氢，储层的化学和物理性质发生显著变化^[35-36]。其化学方程式为CaSO₄+2FeCO₃+4CH₄ →2FeS₂+CaCO₃+4CO₂+4H₂O+H₂S，在BZ1-A-B井、BZ2-A-B井和CFD6-D-B井均发现了莓球状黄铁矿（FeS₂）的存在，与异常高孔带分布井及层段相匹配（图 11）。这种黄铁矿的形成是硫酸盐热氧化还原反应的一个重要指示，因为该反应会产生一定量的H₂S（硫化氢）。硫化氢是一种具有较强化学活性的气体，它可以溶蚀储层中的长石和碳酸盐等不稳定矿物组分，从而影响储层的孔隙结构和渗透性。通过X-衍射全岩分析数据和扫描电子显微镜观察，发现黄铁矿主要分布在深度为2 380~3 300 m的地层中，这一分布深度与研究区域内异常高孔隙带的分布深度相匹配。表明硫酸盐热氧化还原反应在这一深度范围内较为活跃，对该区域储层的岩石性质产生了显著影响。在同一构造带内有黄铁矿存在的井普遍比没有黄铁矿的井的储层的孔隙度高（图 12a），黄铁矿发生的TSR反应生成的H₂S溶蚀了储层中早期碳酸盐胶结物，黄铁矿含量越高和碳酸盐含量越低，与储层的孔隙度则呈明显的正相关关系（图 12b，12c）。TSR反应需要特定的温度和压力条件，以及足够的有机质和硫酸盐的存在，因此这种反应并不普遍。在BZ1-A-B井、BZ2-A-B井和CFD6-D-B井中，尽管发现了黄铁矿的存在，指示了TSR反应的发生，但该反应的发生条件相对苛刻，无法在大范围内大量进行。因此，虽然H2S的生成和随之而来的溶蚀作用会对局部的储层特性产生影响，但整体上，次生孔隙并不会显著增加。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 渤中凹陷西次洼古近系东营组砂岩储层黄铁矿微观特征 （a）粒间孔隙充填丝片状伊利石、高岭石和黄铁矿集合体，BZ1-A-B井，2 798.13 m，东一—东二上亚段，SEM；（b）颗粒溶蚀产生粒内孔隙，高岭石和黄铁矿集合体充填粒间孔隙，BZ1-A-B井，2 900.13 m，东一—东二上亚段，SEM；（c）长石溶蚀，伊利石、绿泥石和黄铁矿充填粒间孔隙，BZ1-A-B井，3 260 m，东二下亚段，SEM；（d）鳞片状高岭石和球状黄铁矿附着颗粒表面，BZ2-A-B井，3 198.13 m，东二下亚段，SEM；（e）粒间孔隙内充填球状黄铁矿，CFD6-D-B井，2 529.2 m，东一—东二上亚段，SEM；（f）黄铁矿、伊利石和高岭石充填粒间孔隙，CFD6-D-B井，2 798.13 m，东二下亚段，SEM。 Fig. 11 Microscopic characteristics of pyrite in the Paleogene Dongying Formation sandstone reservoir in western sub-sag of the Bozhong Sag

图 12

Fig. 12

下载原图 图 12 渤中凹陷西次洼古近系东营组孔隙度随深度变化特征（a）、黄铁矿与碳酸盐岩（b）及孔隙度（c）关系散点图 Fig. 12 Characteristics of porosity with depth variation (a), scatter plot of the relationship between pyrite and carbonate rock (b) and scatter plot of the relationship between pyrite and porosity (c) of the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag

渤中凹陷西次洼古近系东营组储层主要受沉积微相、成岩作用和TSR反应等的影响（图 13）。东二下亚段沉积时期的辫状河三角洲内前缘沉积微相和东一—东二上亚段沉积时期的浅水三角洲内前缘沉积微相孔隙度值和渗透率值均较高，其细/中—粗砂的粒径中值、较好的分选性和较高的刚性颗粒含量，抑制了储层压实减孔作用，且有机酸含量的升高增强了储层的溶蚀作用；TSR反应进一步促进了储层中早期碳酸盐胶结物的溶蚀。因此，在2 400~3 400 m储层中形成了异常高孔带，在平面上辫状河三角洲内前缘和浅水三角洲内前缘沉积微相中TSR反应区和胶结—溶蚀相分布区是研究区内有利储层发育区。

图 13

Fig. 13

下载原图 图 13 渤中凹陷西次洼古近系东营组储层有利区分布 Fig. 13 Distribution map of favorable reservoir areas of the Paleogene Dongying Formation in western sub-sag of the Bozhong Sag

（1）渤中凹陷西次洼古近系东营组储层岩性主要为长石砂岩及岩屑长石砂岩，砂岩粒级以细砂岩和中砂岩为主，碎屑颗粒分选性好—中等，岩屑以火山岩岩屑和变质岩岩屑为主。储层孔隙度和渗透率均存在较大差异，东三段属于低孔、低渗储层，东二下亚段为中孔、中渗储层，东一—东二上亚段孔隙度和渗透率均较高，属于中孔、高渗储层。储集空间主要由次生溶孔构成，溶蚀作用显著。储层呈现出较为复杂的物性特征。

（2）渤中凹陷西次洼古近系东营组储层中，异常高孔带主要发育在2 400~3 400 m的深度内。具体井位和层段包括BZ1-A-B井、BZ2-A-B井的东一—东二上亚段和东二下亚段以及CFD6-D-B井的东二下亚段。

（3）渤中凹陷西次洼古近系东营组储层异常高孔带的形成主要受原始沉积环境、成岩作用、TSR等因素影响。

（4）渤中凹陷西次洼古近系东营组储层主要受原始沉积环境的控制，沉积物的粒度和分选性决定了储层的初始孔隙度，成岩作用和TSR反应对储层进行了后期改善，使得次生溶蚀孔成为主要储集空间。在深度为2 400~3 400 m的储层中形成了异常高孔带，在平面上辫状河三角洲内前缘和浅水三角洲内前缘沉积微相中，TSR反应区和胶结—溶蚀相分布区构成了研究区内有利的储层发育区。