G构造位于东海陆架盆地西湖凹陷三潭深凹中南部，是一个形态完整的北北东向长轴状背斜构造。三口探井均发现较好的油气显示，尤其是G2井通过钻杆测试在大于4 000 m的深度获得具有自然产能的商业油气流，实现了三潭深凹深层勘探的重大突破。该构造主要储层位于花港组和平湖组，但各层段油气储集能力存在较大差异。通过成藏分析研究认为：储层条件是影响油气的主要原因之一。

为了进一步解决上述问题，本文通过对钻井取心、井壁取心的化验资料研究，结合区域构造和沉积背景，分析得出G构造储层特征。最后对储层影响因素作出总结，对西湖凹陷其他地区深层勘探具有一定借鉴作用。

1 储层岩石学特征

通过岩心观察和薄片鉴定，研究区储集层岩性主要为浅灰色细砂岩、中砂岩和粉砂岩。岩石类型以长石岩屑砂岩为主（图版 A），其次是岩屑长石砂岩和岩屑砂岩（图 1），碎屑成分中石英质量分数55%~87%，长石质量分数5%~30%，岩屑质量分数10%~25%，以变质岩、沉积岩岩屑为主。填隙物主要由碳酸盐（方解石、白云石等）、黏土矿物（高岭石、伊利石、伊/蒙混层等）、硅质、铁质等组成（图版 B）。颗粒主要粒径大小0.1~0.52 mm，分选中等，磨圆为次棱~次圆状。砂岩为颗粒支撑，颗粒间接触方式多是点—线接触，深部储层见缝合接触。胶结物结构类型以孔隙型、接触型和压嵌—接触型为主（图版 C）。

总之，研究区砂岩储层成分成熟度中等，结构成熟度中等，表明该地区沉积物未经过长距离搬运和强烈水流改造，为近源陆相沉积。

2 储层孔隙类型和孔隙结构特征 2.1 孔隙类型

岩石薄片粒度分析、铸体薄片孔隙结构图像分析以及扫描电镜分析表明，研究区储层的孔隙类型以原生粒间孔隙和次生溶蚀孔隙为主。次生溶蚀孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔以及铸模孔。原生粒间孔的形态呈三角形状、多边形状等，孔隙边缘多呈平直状，未见明显的溶蚀现象（图版D）。溶蚀粒间孔呈不规则状、多边形状、微孔状等，孔隙边缘见明显的溶蚀现象，部分呈溶蚀港湾状。局部孔隙见颗粒的溶蚀残留（图版E）。铸模孔多为长石、易溶岩屑等被完全溶蚀形成（图版F）。粒内溶孔为局部长石、易溶岩屑等内部受溶形成。喉道以细喉为主，主要是可变断面的收缩部分，其次为片状、弯片状喉道。

粒间溶孔占孔隙类型的比例最高，其次是铸模孔、粒内溶孔、原生粒间孔。随着埋藏深度的增加，孔隙面孔率值逐渐减小，而平湖组中段有增大的趋势。原生粒间孔减小至平湖组中段未发现（表 1）。

2.2 孔隙结构特征

根据取心样品压汞分析可知：向左下方凸出的压汞曲线几乎没有，表明储层粗孔喉很少，无明显平行于横坐标的曲线平台，说明孔隙发育程度中等，分选一般。随埋深增加，进汞曲线斜率增大，但基本形态无较大差异，毛管压力曲线特征为细歪度压汞曲线（图 2）。

储层的喉道系数为5.38~12.85，平均为9.35；喉道分选系数1.61~5.86，平均2.69；结构系数0.01~19.85，平均1.00；配位数0.2~3；特征系数0.14~196.17，平均12.68。结合其他定量参数分析（表 1），研究区储层具有孔隙中值半径小、排驱压力低、中值压力中等、退汞效率低、喉道较细、分选一般、孔喉配位较差、非均质严重的特点。

3 储层物性特征

储层孔隙度渗透率相关分析结果（图 3）表明，孔渗大小呈指数增长，相关性较好，R²值达到0.7865。储层孔隙度分布范围为1.1%~25.8%，平均孔隙度9.6%，渗透率分布范围为0.01×10^-3~190×10^-3μm²，平均渗透率2.70×10^-3μm²，根据《海上石油天然气储量计算规范（DZ/T0252—2013）》中储层物性分类标准，花港组上段储层主要为中等孔隙度、中等渗透率储层，花港组下段储层为低孔隙度、低渗透率储层，平湖组上段、平湖组中段储层为特低孔隙度、特低渗透率储层。

4 储层物性影响因素 4.1 沉积条件

沉积相是控制储层发育和分布的重要因素，不同沉积环境形成的砂岩岩性特征不同，从而导致储层物性也大不相同^[2-4]。研究表明：优质储层与其岩石学特征都有密切关系，一般来说，石英含量高，成分纯，分选好，粒度中等的石英砂岩，孔隙发育，后期的溶蚀作用也较强，易于形成优质储层^[5]。

G构造毗邻物源区，受北北东向西湖主断裂的影响，花港组发育辫状河河道、辫状河三角洲沉积，平湖组发育潮控三角洲、潮坪沉积。随埋深增加，储集岩重矿物成熟度ZRT指数（锆石%+金红石%+电气石%），成分成熟度指数CMI（石英/长石+岩屑）总体上呈现降低趋势。矿物成分中石英、长石含量降低，而岩屑含量较为稳定。受矿物成分变化影响，孔隙度和渗透率呈线性降低（图 4）。但平湖组中段部分砂岩储层ZRT值大于20%，CMI比值大于2.8，物性明显提高，是储集性能较好的储层。

4.2 成岩作用

按照碎屑岩成岩阶段划分标准（SY/T5447— 2003），结合黏土矿物组合、有机质成熟度、流体包裹体、油田水分析等资料分析，G构造储层处于淡水~半咸水水介质碎屑岩成岩阶段中的晚成岩阶段A期。对储层影响较大的成岩作用类型有压实作用、胶结作用、溶蚀作用、交代作用等。

4.2.1 压实（压溶）作用

随埋深增加，压实（压溶）作用加强，孔隙度也逐渐减小。通过镜下薄片观察和成分分析，研究区花港组储层颗粒接触关系以点-线接触为主，向深部平湖组储层逐渐过渡到线接触和缝合接触，岩屑、云母等颗粒经压实（压溶）作用发生弯曲变形（图版B），导致原生孔隙度的减小。

4.2.2 胶结作用

研究区储层胶结物主要是黏土矿物、硅质和碳酸盐矿物。通过X射线衍射定量分析可知，随深度增加，黏土矿物总量呈线性降低，而碳酸盐含量变化不大，局部密集取样段出现个别高值。

黏土含量、类型及成分的不同是影响储层物性和敏感性的内在因素之一^[6]，研究区黏土矿物成分主要是绿泥石、高岭石、伊利石、伊蒙混层等。绿泥石含量、产状、分布对原生孔隙保存具有重要意义。抑制上覆地层的压实作用，阻碍石英的次生加大^[7]，与孔隙度变化具有正相关性（图 4）。浅部储集层，在开放、半开放成岩作用下，长石在碱性流体的作用下发生溶蚀^[8]，形成了大量高岭石，额外形成了孔隙，增加储集能力（图版G）。随着埋深增加，高岭石逐渐向伊利石转化，尤其是进入平湖组储层中，次生伊利石、伊蒙混层含量增加，呈鳞片状、纤维状，以孔隙呈充填式、搭桥式产状分布于颗粒表面和孔隙内，使有效渗流空间减小，对储层的渗透性具有明显的降低作用（图版H、图版I）。

硅质胶结主要是石英次生加大边和次生石英，在扫描电镜下观察，石英晶面发育，次生加大边属Ⅱ级，次生石英晶体向孔隙空间生长，减小了砂岩的原生孔隙（图版I）。

碳酸盐胶结物包括方解石、白云石等，以粒间胶结、次生孔隙内充填等形式出现，从而缩小或堵塞喉道，降低了储层物性和储集能力（图版B）。

4.2.3 溶蚀作用

溶蚀作用可以形成大量的次生粒间溶孔、粒内溶孔（图版D、图版E），从而改善储层物性，研究区储层溶蚀孔类型主要为长石溶蚀孔、石英颗粒边缘溶蚀、方解石溶蚀孔，高岭石溶蚀孔等，碳酸盐胶结物和黏土矿物溶蚀孔有效增大已堵塞的孔隙，使3 700 m以下的储层形成次生孔隙发育带，使储层物性有明显的改善。

4.2.4 交代作用

交代作用主要表现为碎屑颗粒和杂基的黏土化和碳酸盐化，研究区储层黏土化主要表现为绢云母化、伊利石化和绿泥石化，碳酸盐化表现为方解石对碎屑颗粒组分的交代，形成了铁方解石、铁白云石等次生矿物（图版C）。

4.3 异常高压

前人研究认为，异常高压延缓机械压实作用，有效保护岩石孔隙，有利于形成次生孔隙和裂缝，在地下深层形成优质储层^[9]。G2井在平湖组中段储层中钻遇异常高压层，实测地层压力系数1.475，后经常规测试获得商业油气流，证实研究区异常高压与储层物性具有正相关性。

5 结论

（1）西湖凹陷G构造储层岩石类型主要是长石岩屑石英砂岩，其次是岩屑长石砂岩和岩屑砂岩，分选中等，磨圆多为次棱~次圆状，成分成熟度、结构成熟度中等，为近源陆相沉积。

（2）孔隙类型以次生溶蚀孔隙和原生粒间孔为主。次生溶蚀孔隙主要包括粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔。其中粒间溶孔是储层最重要的储集空间。孔隙与喉道连通性一般，孔喉以较细喉为主，属于分选中等、细歪度压汞曲线。

（3）G构造储层孔渗相关性好，其中花港组上段储层为中等孔隙度、中等渗透率储层，花港组下段储层为低孔隙度、低渗透率储层，平湖组上段、平湖组中段储层为特低孔隙度、特低渗透率储层。

（4）储层特征受到沉积条件、成岩作用、异常高压等因素共同控制。沉积环境是主要的控制因素。在成岩作用中，早期溶蚀作用，深部储层中次生孔隙发育对储层的储集性能起到改善作用。压实作用、黏土胶结物中伊利石、伊蒙混层的堵塞是造成低渗透的主要原因，对储集性能起破坏性作用。