西湖凹陷是东海陆架盆地油气资源最丰富的凹陷^[1]。近年来，随着油气勘探向深层拓展，寻找具有良好孔渗条件的储层成为地质研究工作的重点。砂岩中原生孔隙的保存和次生孔隙的发育与储层成岩作用有密切关系，前人的研究多关注成岩过程中自生矿物的形成机制及其对储层物性的影响^[2-4]。近年来，储层相关研究集中在深凹区和中央背斜带花港组致密砂岩储层特征、成岩作用与孔隙演化等方面^[5-8]，针对斜坡区主要目的层平湖组的相关研究尚显薄弱。斜坡区油气地质条件优越，且不受外交因素影响，是西湖凹陷拓展储量规模最现实的勘探区带。本文利用保俶斜坡平北地区K构造钻井岩心、壁心、测井资料及岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜和物性等分析化验资料，通过储层岩石学特征、孔隙特征、物性研究，总结了影响平湖组储层储集性能的主要因素，为相对优质储层的预测和评价奠定基础。

1 区域地质概况

西湖凹陷是位于东海陆架盆地东部坳陷中部的一个古近系富烃凹陷，呈NNE向展布，面积约5.9×10⁴ km^{2 [1]}。自西向东凹陷可划分为5个构造单元，即保俶斜坡、三潭深凹、中央背斜带、白堤深凹和天屏断阶带^[1]。K构造位于保俶斜坡平湖构造带北部（图 1），是一个发育于古隆起之上的继承性鼻状构造。NE、NNE向东倾正断层呈雁行排列，相交形成多个断块构造。始新统平湖组为断陷期沉积，由海陆过渡环境下的半封闭海湾-受潮汐影响三角洲沉积构成，是西湖凹陷最重要的油气勘探目的层之一。主要发育两大类含油气储层，分别是平中下段潮道砂体和平上段三角洲前缘的水下分流河道和河口坝砂体。钻井揭示平湖组埋藏较深（3 350~4 900 m），最深的气层深度达4 800 m。

2 储层特征 2.1 岩石学特征

根据研究区钻井岩心观察及228件岩石薄片鉴定结果的分析，平湖组砂岩类型主要为长石岩屑质石英砂岩，其次为岩屑质石英砂岩、长石质岩屑砂岩和岩屑砂岩（图 2）。砂岩以细－中粒砂岩为主，部分为中－粗粒砂岩，少量为含砾粗砂岩和粗粉砂岩。砂岩的结构成熟度中等，分选性中－好，磨圆度次棱－次圆。碎屑颗粒接触关系以线接触－缝合线接触为主，胶结类型孔隙式－压嵌式胶结为主，反映平湖组砂岩已进入成岩后期，岩性较致密。

2.2 孔隙特征

孔隙类型主要为次生溶蚀孔和原生粒间孔。其中次生溶蚀孔以粒内溶孔、粒间扩大孔为主，少量为铸模孔。溶蚀现象常见，多呈蜂窝状，溶蚀对象主要是长石（图 3）。

尽管埋藏深，且经历了强烈的成岩作用，平湖组砂岩仍保留了部分原生粒间孔隙，次生溶蚀孔隙也常见。因此，4 000~4 200 m（含油气层段）较深的储层仍具备较好物性（孔隙度大于12%，渗透率大于5×10^-3 μm²）。在这个深度范围以下原生粒间孔被进一步压缩，次生溶蚀孔成为主要孔隙类型，其发育状况决定了储层储集性能。

2.3 储层物性 2.3.1 物性特征

平湖组取心段砂岩实测孔隙度9.05%~22.23%，但大部分样点孔隙度在13%左右，渗透率（0.5~402）×10^-3 μm²；测井解释平湖组储层孔隙度9.1%~20.5%（平均值12.9%），渗透率（0.4~50.7）×10^-3 μm²（平均为9.47×10^-3 μm²）。综合岩心分析及测井解释结果，平湖组储层主要为中低孔隙度、中低渗透率储层，部分为特低孔、特低渗储层。

2.3.2 物性与埋深关系

从岩心和壁心实测的孔隙度和渗透率与埋深关系图（图 4）可以看出，大致以4 200 m为界，此深度以上属于常规储层的范畴，平均孔隙度大于12%，平均渗透率大于5×10^-3 μm²，此类储层如果具有较好的含油气性，常规测试即可获得工业油气流；而此深度以下，以低孔渗储层为主，经过压裂后可望获得一定产能。这种物性与埋深的关系与镜下观察到的孔隙发育特征是相对应的，即4 200 m以上仍保留了部分原生孔隙，是储层仍能保持较好储集性能的重要原因，也说明压实（压溶）作用是导致储层物性变差的关键因素。

从研究区各井储层孔隙度与埋深变化趋势（图 5）看，中浅层孔隙度随埋深逐渐下降，但在深部存在孔隙度变好的层段，可能与深部存在次生孔隙发育带有关。这一点在1井和4井表现的尤为明显。但两井出现拐点的深度不同，处于构造中带的1井在大约4 000 m出现拐点，而处于低带的4井大约4 200~4 400 m处出现拐点，说明在不同构造部位次生孔隙发育深度不同。

3 储层影响因素

通过上述岩石学、储层物性和孔隙结构特征分析，结合研究区的沉积特征，本文认为沉积环境、成岩作用和异常高压是影响研究区平湖组储层储集性能的重要因素。

3.1 沉积环境

沉积环境是影响储层储集性能的基本因素。本区处于相同深度范围（4 000~4 200 m）两类不同相带含油气层砂体（一类为潮道砂体，如2井P8c和3井P10，另一类为三角洲前缘水下分流河道砂体，如4井P2a和5井P4a）的岩性、物性和产能对比（表 1，图 6）可以看出潮道砂体岩性变化大，非均质性强，对储层含油气性造成一定影响，产能较低；水下分流河道砂体岩性较单一、物性条件好（均质性好）、产能较高，是本区最有利的储层类型。

3.2 成岩作用

研究区平湖组砂岩经历了多种成岩作用，其中压实（压溶）、胶结和溶蚀作用对储层影响最大。

3.2.1 压实（压溶）作用

研究区平湖组砂岩颗粒接触关系多呈线接触、凹凸接触和缝合线接触，胶结类型多呈压嵌式胶结，并可见云母弯曲断裂，显示已进入成岩后期。岩石经历了强烈的压实和压溶作用（图 7），是导致岩石致密、储集空间压缩的重要原因。

3.2.2 胶结作用

胶结作用是影响储层的另一重要因素。

（1）黏土矿物胶结

自生黏土矿物胶结是本区主要的胶结类型，粒间孔、孔喉中常见叠片状高岭石和卷片状伊利石，绿泥石较少见。

（2）二氧化硅胶结

硅质胶结是研究区另一种重要的胶结类型，主要以石英次生加大边的形式出现，在研究区各井普遍存在，且次生加大程度高（Ⅲ~Ⅳ级），使储集空间被进一步压缩（图 8）。

（3）碳酸盐胶结

碳酸盐矿物以方解石为主，其次为菱铁矿和铁白云石。菱铁矿和铁白云石是早成岩阶段的产物，在长石溶蚀次生孔隙之前，主要以粒间环边形式产出，对储层物性影响不大，甚至有一定积极意义^[2]。方解石大部分以粒状或连晶方解石形式出现，形成于成岩晚期，普遍占据长石溶解空间，对储层物性影响较大。

3.2.3 溶蚀作用

长石颗粒的溶解和蚀变，造成砂岩粒间孔隙增大或粒内孔隙发育（图 3），使其储集性能有所改善，是深部次生孔隙发育的重要原因。平湖组泥岩和煤发育，有机质丰度高，有机质在大量生烃之前，会释放出大量有机酸，推测有机酸对长石的溶蚀作用可能是促使次生孔隙发育的主要机制。

3.3 异常高压

前人研究认为，异常高压的存在可减缓上覆地层的强烈压实，抑制压实作用，有效保护已形成的原生或次生孔隙^[9-10]；另外，矿物的溶解度会随着压力的增加而加大，促进溶解作用的进行，使储层保持较高的异常储集空间^[9-10]。

研究区深部存在异常高压。如前所述，4井深部部分井段孔隙度有明显增大的趋势（图 5），该井P4b层（深度约4 550 m）实测压力系数1.51，为异常高压，其下地层虽有所降低，但仍属高压，如P6层（深度约4 850 m）压力系数为1.34。此异常高压带的深度与孔隙度增大的深度范围基本吻合。因此，推测异常高压带的存在可能是深部储层物性改善的原因之一。

4 结论

（1）K构造平湖组砂岩以细－中粒长石岩屑质石英砂岩为主，结构成熟度中等，颗粒接触关系以线接触－缝合线接触为主，岩性总体较致密；孔隙类型主要为次生溶蚀孔和原生粒间孔，溶蚀现象常见，溶蚀对象主要是长石。物性上主要为中低孔隙度、中低渗透率储层，且深部地层有孔隙度增大的趋势。

（2）沉积环境是影响储层的基本因素，三角洲前缘的分流河道和河口坝砂体是本区最有利的储层类型；压实和胶结作用是造成储层孔隙减少、物性变差的主要原因；溶蚀作用则是次生孔隙发育的重要因素，从而在一定程度上改善物性，尤其对深部储层，次生孔隙的发育状况是控制储层物性的关键；推测异常高压带的存在是深部地层物性改善的原因之一。