南堡凹陷碎屑巖儲層質量層間差異及成因

摘 要 【目的】隨著勘探程度的提高，中深層已成為成熟探區油氣勘探開發的重要目標，其儲層控制因素和發育規律是油田增儲上產的關鍵。【方法】利用掃描電鏡、鑄體薄片、壓汞分析等技術，分層系分析了南堡凹陷4號構造帶古近系碎屑巖儲層巖石學、孔滲、孔隙結構特征及儲層質量差異原因。【結果】不同層系砂巖組分相似，均以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主，但儲層質量層間差異明顯。東營組二段（東二段）、三段（東三段）儲層質量隨埋藏深度增大而快速變差，但下伏的沙河街組一段（沙一段），儲層質量反而有所改善，表現出“反常”的儲層演化現象。統計證實，從沙一段到東二段，儲層孔隙度和滲透率平均值降低，分別從16.61%和9.58×10-3 μm2降至12.96%和3.39×10-3 μm2。受構造演化控制的沉積相是產生儲層演化層間“反常”的主要原因。【結論】沙一段到東三段、東二段，裂陷活動增強、地貌變陡，曲流河三角洲演變為辮狀河三角洲，儲層粒度增粗、砂巖成分與結構成熟度降低，砂巖抗壓能力下降，壓實減孔率增大，導致下部的沙一段儲層原生孔隙保存較好。此外，深層溶蝕強度增大、異常高壓發育的成巖環境差異，進一步加大了儲層質量的層間“反常”。

關鍵詞 儲層質量；層間差異；沉積相；成巖作用；南堡凹陷

第一作者簡介 唐禾元，男，1997年出生，碩士研究生，儲層地質學，E-mail： heyuantang1997@foxmail.com

通信作者 鮮本忠，男，教授，博士生導師，沉積學與儲層地質學，E-mail： xianbzh@cup.edu.cn

中圖分類號 P618.13 文獻標志碼 A

0 引言

埋藏過程中儲層的層間差異及質量評價是開展沉積盆地油氣勘探與開發高效部署的重點和難點[1]。碎屑巖儲集層的形成需要經歷一系列成巖作用，導致儲層質量通常隨深度增大而不斷變差。國內外學者的大量研究表明，孔隙的形成及演化受沉積作用、成巖作用、構造作用、埋藏史、地溫、異常高壓及流體等多種因素的綜合影響[2?6]。

南堡凹陷油氣資源豐富，是渤海灣盆地重要的富烴凹陷。隨著南堡凹陷油氣勘探的不斷深入，勘探開發的目標逐漸由淺層轉向中深層[7]。前人對南堡凹陷古近系碎屑巖儲層的研究主要集中在儲集空間、孔隙結構、成巖作用、成巖演化等方面[8?11]。古近系的沙河街組和東營組是南堡4號構造帶的重點勘探層位，其中東二段是冀東油田產能建設與升級的主要含油層系[12]，沙一段也發現了工業油流，并發現埋藏相對較深的沙一段儲層質量反而優于其上覆的東三段和東二段[13?14]，揭示了南堡凹陷古近系碎屑巖儲層非均質性很強，可能受到構造運動、沉積環境的差異以及復雜的埋藏成巖過程的控制。油氣勘探的目標層系日漸轉向中深部，中深層低孔低滲儲層廣泛發育的背景下，如何探索巖石內部成分、結構差異及其影響下的儲層發育規律，準確評價不同層系儲層質量的差異性特征及主控因素，建立優質儲層預測地質模型，成為包括南堡凹陷在內的我國東西部地區中—高勘探程度沉積盆地中深層油氣勘探科技攻關的重點和難點。

本文以南堡凹陷4號構造帶古近系沙河街組一段（沙一段，Es1），東營組三段（東三段，Ed3）、東營組二段（東二段，Ed2）為研究對象，綜合利用物性測試及掃描電鏡、鑄體薄片、高壓壓汞等技術，系統開展了三個層段儲層巖石學、儲集物性及孔隙結構特征研究，分析了層間儲層質量的差異性及其影響因素，旨在深化研究區中深層儲層發育規律，為我國東西部地區中—高勘探程度沉積盆地中深層油氣儲層預測提供地質支撐。

1 區域地質概況

南堡凹陷位于渤海灣盆地黃驊凹陷東北部，勘探面積1 362 km2。構造位置上北以西南莊斷層—柏各莊斷層為界，南以沙壘田凸起為界[15]。南堡凹陷自中生代就處于裂陷期，中新生代構造演化可分為早期的侏羅系—白堊系與晚期沙河街組—東營組的兩期斷陷和侏羅系、白堊系、沙河街組、東營組四幕裂陷。在沙河街組三段—二段經歷強烈斷裂活動，在沙一段由抬升轉為斷陷，斷裂活動性相對減弱；東營組時期高柳斷層活動性增強，到東營組末期構造抬升，地層剝蝕作用較強烈，裂陷活動逐漸消失；之后館陶組開始進入坳陷沉積期，斷裂活動性明顯變弱[16]。根據構造特征，南堡凹陷可劃分為南堡1-5號構造帶、北堡、老爺廟、林雀、老堡、高尚堡、曹妃甸等11個次級構造區塊（圖1）。研究區南堡4號構造帶，主體面積約220 km2，受西北方的西南莊斷層、東北方的柏各莊斷層及內部斷層斷裂帶控制，形成了“北斷南超”的構造格局[18]。

南堡凹陷古近系自下而上發育古近系沙河街組與東營組，其中沙河街組細分為沙一段、沙二段、沙三段、沙四段，東營組細分為東一段、東二段、東三段。研究的目的層為沙一段、東三段、東二段，其中沙一段內可識別出兩個三級層序（沙一上亞段層序與沙一下亞段層序），東三段內識別出兩個三級層序（東三上亞段層序與東三下亞段層序），而東二段只識別為一個三級層序。主要發育辮狀河三角洲和正常（曲流河）三角洲沉積，其中水下分流河道、河口壩等沉積微相均可作為良好儲集體。近年來，南堡4號構造北部在沙一段、東三段、東二段發現了較大儲量規模的低滲透油藏，普遍存在油層厚度薄、產量低、豐度低、埋藏深等特點[13]，規模性優質儲層的預測成為制約后續油氣勘探的主要問題之一。

2 資料與方法

本次研究數據來源于南堡凹陷4號構造帶古近系，具體包括測井及錄井資料。其中，基于巖心錄井資料制作砂巖普通巖石薄片295 塊，主要來自NP401X33、43-X4830、43-X4805等6口井；鑄體巖石薄片、高壓壓汞37份，主要來自NP403X14、43-4950、4-68、4-80等11口井。

利用砂巖普通薄片、鑄體薄片進行儲層巖石學和成巖作用研究，結合巖石學特征和儲層物性測試，開展儲層物性特征研究，綜合利用高壓壓汞測試結果和掃描電鏡分析開展儲層孔隙結構分析。高壓壓汞采用GB/T 29171—2012《巖石毛管壓力曲線的測定》標準，利用美國corelab CMS300和美國AutoPoreⅣ 9500壓汞儀測定。

在常規儲層巖石學、物性與成巖作用研究基礎上，根據前人提出的經驗公式（式1～6）定量討論成巖強度差異[19?21]：

COPL = Фo - [ IGV × （100 - Фo ） ] /（100 - IGV）（1）

CEPL = （Фo - COPL ） × （CEM/IGV ） （2）

CRPI = CRP × （100 - COPL ）/100 （3）

COPL - P = （COPL/Фo ） × 100% （4）

CEPL - P = （CEPL/Фo ） × 100% （5）

CRPI - P = （CEPL/TP） × 100% （6）

式中：COPL 為壓實作用減少孔隙度（%），CEPL 為膠結作用減少孔隙度（%），CRPI 為溶蝕作用增加孔隙度（%）；Φ0為原始孔隙度（%），可以用Beard et al.[19]提出的原始孔隙度與分選系數之間的經驗公式Φ0=20.91+22.9/So求得；IGV為負膠結物孔隙度（%），即原生孔隙度與膠結物體積之和（%）；CEM為膠結物含量（%），CRP為溶蝕孔含量（%）；COPL-P為壓實作用減孔率（%），CEPL-P為膠結作用減孔率（%），CRPL-P為溶蝕作用增孔率；TP為面孔率（%）。

3 儲層基本特征

3.1 巖石學特征及差異

研究區巖石類型以巖屑長石砂巖和長石巖屑砂巖為主（圖2）。沙一段到東二段石英平均質量分數分別為51%、45%、37%，東二段石英含量低，其成分成熟度較東三段和沙一段低，指示了近物源的沉積環境。東二段與東三段巖屑類型及含量相似，以巖漿巖和變質巖巖屑為主，沙一段巖屑含量較低，占比為13%，以變質巖和沉積巖巖屑為主。

儲層巖石的碎屑結構特征對儲層質量起著至關重要的作用，粒度粗細、分選好壞、膠結類型、磨圓度以及顆粒間接觸關系是主要的評價指標。東二段巖性以中砂巖為主，東三段以細砂巖為主，沙一段以細砂巖和不等粒砂巖為主。分選系數介于1.22～3.78，平均為1.60，隨深度加深，分選逐漸變好。東二段磨圓度以次圓為主，東三段以次棱—次圓為主，沙一段以次棱、次棱—次圓為主。從接觸關系上來看，自東二段到沙一段顆粒接觸程度逐漸降低，反應壓實作用影響變小，沙一段以點接觸為主，受壓實作用影響較小，東二段、東三段受壓實作用影響相對較強，以點—線接觸為主（表1）。

3.2 物性特征差異

南堡凹陷4號構造帶古近系砂巖在整體低孔低滲的背景下，局部發育少量中孔中滲型儲層。儲層物性數據表明，沙一段儲層孔隙度介于4.20%～23.90%，平均值為16.61%；滲透率介于0.46×10-3～96.48×10-3 μm2，平均值為9.58×10-3 μm2，孔、滲分布頻率多集中在15%～20%與1×10-3～10×10-3 μm2區間（圖3d，f）；東三段儲層孔隙度介于4.30%～28.80%，平均值為13.74%；滲透率介于0.05×10-3～20.91×10-3 μm2，平均值為2.39×10-3 μm2；東二段儲層孔隙度介于0.15%～20.50%，平均值為12.96%；滲透率介于0.002×10-3～59.00×10-3 μm2，平均值為3.39×10-3 μm2。結合各層段孔隙度垂向演化（圖3）發現，同一層段樣品，孔隙度隨埋藏深度的增加而變差，但不同層位孔隙度隨埋藏深度變化下降幅度存在較大差異。沙一段埋藏深度更大但孔隙度下降不明顯（圖3a），而東三段與東二段孔隙度隨埋藏深度變化更加明顯（圖3b，c）。綜上，沙一段埋藏深度雖然較大，但儲層孔滲分布頻率與孔滲均值均優于東三段與東二段（圖3d，e）。

3.3 孔隙結構特征差異

壓汞曲線可以很好地反應儲集層微觀孔喉特征。對研究區沙一段、東三段、東二段的孔喉特征參數分析發現，排驅壓力、中值壓力與物性好壞呈負相關，沙一段排驅壓力平均為1.0 MPa，低于東三段的1.2 MPa和東二段的2.7 MPa。孔喉半徑與孔滲呈正相關，沙一段最大孔喉半徑為3.5 μm，平均孔喉半徑為0.62 μm，中值孔喉半徑平均為0.23 μm。均質系數與儲層物性呈負相關關系，沙一段均質系數為0.2，小于其他兩段。整體來看，沙一段儲層孔喉特征參數較東三段、東二段好，但分選系數略高，非均質性略強，說明沙一段儲集層存在連通性好的粗孔喉，同時也存在連通性差的細微孔喉（表2）。

沙一段、東三段、東二段的壓汞曲線形態可劃分為Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三種類型（圖4a～c）。Ⅰ型壓汞曲線（圖4中藍色曲線）形態呈向下凹的斜線，曲線平臺段不明顯或發育位置很低，α角角度較小，代表分選較好、略粗歪度的毛管曲線類型。Ⅱ型壓汞曲線（紅色）形態可見平緩的傾斜直線段，有明顯的平臺段且發育位置較高，α角角度小，代表分選好、略細歪度的毛管曲線類型。Ⅲ型壓汞曲線（黃色）形態為上凸的斜線狀，α角角度很大，未見明顯的平緩臺階段，代表分選差、細歪度的毛管曲線類型。

研究層段均具有上述三類曲線特征，單從形態上無法反映層間差異，于是結合孔喉分布來討論。Ⅰ型壓汞曲線孔隙度平均為18.61%，滲透率平均為71.26×10-3 μm2，排驅壓力在三類曲線中最小，平均為0.055 MPa。該類壓汞曲線的孔喉半徑大于10 μm，孔喉組合種類多樣，粒間孔、縮頸喉道、微裂縫組合是滲透率主要貢獻者（圖4d，g）。Ⅱ型壓汞曲線孔隙度平均為11.26%，滲透率平均為8.56×10-3 μm2，排驅壓力略大，平均為0.68 MPa。該類曲線滲透率主要貢獻來源于分選好的粒間孔和縮頸狀喉道組合（圖4e，h），由于缺少微裂縫，孔喉半徑小于10 μm，物性略差于Ⅰ型。Ⅲ型壓汞曲線孔喉分布與Ⅱ型類似，但粒間孔和縮頸型喉道組合發育程度較低，孔喉半徑多小于1 μm，物性較Ⅱ型更差。孔隙度平均為7.78%，滲透率平均為1.29×10-3 μm2，排驅壓力最大，平均為3.56 MPa。滲透率主要貢獻來自于粒內孔，片狀、彎片狀喉道組合和少量粒間孔，縮頸型喉道組合（圖4f，i）。

通過研究層段三種壓汞曲線類型占比顯示，沙一段Ⅰ型壓汞曲線占比為43.75%，Ⅱ型壓汞曲線占比為25%，Ⅲ型壓汞曲線占比為31.25%；東三段壓汞曲線類型占比分別為28.57%、64.29%、7.14%；東二段壓汞曲線類型占比分別為36.36%、45.45%、18.18%。總體來看，沙一段既發育Ⅰ型優質孔喉也存在孔喉半徑小的Ⅲ型孔喉，物性優于其他層段。

3.4 砂巖儲層的沉積成因

莊斷層、柏各莊斷層活動性減弱，高柳斷層開始活動[22?23]，盆地內外地貌差異不明顯，地勢較平坦，水深變淺，呈現曲流河三角洲的沉積特征（圖5a），在水下分流河道微相中可以識別出波紋交錯層理、楔狀交錯層理、平行層理等層理構造。進入東營組沉積時期后，斷層活動性增強，其中高柳斷層活動尤為強烈[22]，地貌高差增大，水體加深，早期的曲流河三角洲演變為近源特征的具有塊狀構造、遞變層理等沉積構造的辮狀河三角洲前緣沉積（圖5b，c）。

4 儲層質量影響因素分析

經儲層物性、孔隙結構研究發現，南堡凹陷4號構造帶中深層碎屑巖儲層中，沙一段儲層條件優于東三段、東二段。針對埋藏較深的儲層反而具有相對好的物性、孔喉特征這個現象，從沉積相帶、成巖作用差異及其對孔隙發育影響入手，開展了儲層質量的主要控制因素分析。

4.1 沉積相差異及其對儲層質量的影響

結合砂體成因分析，認為研究區沙一段沉積時期以曲流河三角洲前緣沉積為主，東營組沉積時期主要發育辮狀河三角洲前緣沉積。物性資料顯示，曲流河三角洲前緣儲層平均孔隙度為17.13%，平均滲透率為10.69×10-3 μm2；辮狀河三角洲前緣儲層平均孔隙度為14.68%，滲透率平均值為5.26×10-3 μm2，由此反應曲流河三角洲前緣儲層物性整體優于辮狀河三角洲前緣儲層物性（圖6a）。

進一步對比微相差異，沙一段曲流河三角洲前緣沉積以細粒巖屑質長石砂巖為主，由于經歷長距離的搬運淘洗作用，鏡下分選好，磨圓以次棱角狀、次棱角—次圓狀為主，石英含量高，雜基含量少（圖6b，c），成分成熟度與結構成熟度均優于東營組。東三段與東二段主要發育具近源特征的辮狀河三角洲前緣沉積，粒度較粗，分選較差，雜基含量高，易被后期壓實（圖6d，e）。因此，沙一段曲流河三角洲前緣水下分流河道微相（平均孔隙度16.70%，滲透率11.32×10-3 μm2）、分流河道間微相（平均孔隙度14.55%，滲透率8.93×10-3 μm2）物性分別優于東營組的辮狀河三角洲前緣水下分流河道微相（平均孔隙度15.73%，滲透率6.04×10-3 μm2）與分流河道間微相（平均孔隙度7.60%，滲透率0.01×10-3 μm2）（圖6a）。結合毛管壓力曲線及對應的孔喉分布圖可以發現，水下分流河道微相常對應Ⅰ型壓汞曲線，粒間孔+縮頸喉道+微裂縫的孔喉組合是滲透率主要貢獻者，物性較好；水下分流河道間對應Ⅱ型壓汞曲線，粒間孔+縮頸狀喉道為其主要孔隙喉道組合；前緣席狀沙等物性較差微相對應Ⅲ型壓汞曲線，多為片狀、彎片狀喉道組合和少量粒間孔，縮頸型喉道組合。

4.2 成巖作用對孔隙發育的影響

成巖作用對碎屑巖儲層非均質性起到了重要的影響作用，其中破壞性成巖作用以壓實作用和膠結作用為主，不利于儲層孔隙的保存，建設性成巖作用以溶蝕作用為主，是儲層發育的重要影響因素之一。本次通過對南堡凹陷4號構造帶古近系碎屑巖儲層的壓實、膠結作用減孔率以及溶蝕作用增孔率的定量計算（表3），并結合其他資料，明確不同層段的成巖作用強度差異性并對這種差異性進行解釋。

4.2.1 壓實作用

研究區碎屑巖儲層普遍經歷壓實作用，直接表現為石英、長石等剛性顆粒破碎，云母等塑性礦物壓實變形（圖7a）。正常情況下，隨著埋藏深度加深，壓實作用越強，顆粒碎屑之間的接觸關系變緊密。結合表3定量討論壓實作用強度差異，沙一段壓實減孔率平均為38.13%，東三段為53.30%，東二段為45.87%。由此可知，東營組壓實作用強度隨深度加深逐漸增大，而埋藏最深的沙一段受壓實作用影響反而較小，有利于孔隙保存。

就壓實減孔率“反常”的原因進行深入研究，總結為沉積差異與地層超壓的綜合影響。結合前文關于沉積相觀點，沙一段主要發育曲流河三角洲前緣亞相，優質儲層主要發育在水下分流河道與河口壩微相，沉積物經歷長距離的搬運與淘洗作用，分選性、磨圓性、成熟度均優于東營組，雜基含量低，石英顆粒含量高（平均為51%），所以沙一段抗壓實性強于東三段與東二段。

正常情況下，隨深度加深，壓實作用加劇會使巖石顆粒壓實、密度變大，泥巖聲波時差曲線呈逐漸減小的趨勢，而在欠壓實環境下會形成局部超壓，曲線會出現偏離正常壓實趨勢的異常[24]。通過對南堡凹陷4號構造帶的典型井NP4-57井的泥巖聲波時差特征曲線分析發現，在3 500 m以深的沙一段局部發育超壓，3 500 m以淺的東三段、東二段以常壓為主（圖8）。沙一段超壓能夠有效降低正常壓實對儲層的影響，對原生粒間孔隙有一定的保護作用。

4.2.2 膠結作用

研究區主要發育碳酸鹽、硅質和黏土礦物膠結。其中沙一段以鐵白云石膠結為主，還有少量白云石與方解石膠結，自生硅質與黏土礦物含量高（表4）；東三段同樣以鐵白云石膠結為主（圖7c），方解石含量升高，其余膠結物含量不超過1%；東二段以方解石膠結為主，主要膠結形式包括粒間充填和充填次生溶蝕孔（圖7b），也可見方解石交代長石、巖屑顆粒，其次為鐵白云石膠結以及黏土礦物膠結，局部可見鐵方解石膠結，整體溶蝕作用弱。

同壓實減孔率類似，定量計算膠結減孔率，沙一段到東二段分別為21.97%、20.22%、19.41%（表3），三個研究層段膠結減孔率整體相差不大，沙一段儲層因膠結作用損失孔隙度與東營組損失孔隙度差距在1%左右，對儲層貢獻較小。在研究層段中，壓實減孔率平均為45.77%，膠結作用減孔率平均為20.53%，所以認為壓實作用減孔是研究區主要減孔機制，膠結作用減孔是次要機制。

碳酸鹽膠結物是研究區最主要的膠結類型，碳酸鹽含量與儲層物性呈明顯的負相關，碳酸鹽含量越高，孔喉被阻塞，儲層孔隙度越小（圖9a～c）；其次為黏土礦物膠結，高嶺石主要以晶間孔的形式發育（圖7d），能提供部分儲集空間，且隨著溶蝕作用的進行，鉀長石被溶蝕產生次生高嶺石沉淀[25]，一定限度內較多的高嶺石膠結物也間接地反應此時儲層中長石顆粒的溶蝕作用較強，因此高嶺石含量在一定限度內常與物性呈正相關。綠泥石包殼可以通過分隔孔隙水與石英表面接觸來阻止石英膠結物在碎屑石英的表面成核，從而抑制石英次生加大使孔喉縮小[26?27]，有一定的保孔作用。東二段綠泥石多充填于孔隙間（圖7e），阻塞孔隙喉道，導致物性下降，孔隙度與綠泥石含量呈負相關（圖9i）；而沙一段與東三段（圖7f）綠泥石主要以包殼形式存在，能夠抑制石英次生加大，并且提供一定抗壓實性。在一定限度內綠泥石含量與孔隙度呈正相關（圖9g，h），但隨著綠泥石含量增多，也會逐漸向著阻塞孔隙的方向發展。伊利石通常呈絲縷狀與毛發狀（圖7g），易以橋塞式阻塞于儲層孔隙喉道中，研究區沙一段與東二段伊利石含量與孔隙度呈弱相關性，伊利石膠結作用影響不明顯，而東三段相關性卻更優（圖9k），說明伊利石在東三段阻塞孔喉作用顯著。

4.2.3 溶蝕作用

溶蝕作用是改善儲層物性的重要成巖作用，面孔率統計發現，沙一段原生孔隙面孔率（5%）略大于東營組（4.5%），但次生孔隙面孔率存在明顯差異，沙一段、東三段、東二段分別為7%、4%、2%，應該是次生孔隙面孔率差異導致了總面孔率存在差異。粒間與粒內的溶蝕作用能夠有效地改善孔喉連通性，提高儲層質量。通過薄片觀察與膠結物含量統計發現，沙一段、東三段以方解石等碳酸鹽膠結物溶蝕、長石、巖屑溶蝕為主（圖7h，i），而東二段以長石、巖屑溶蝕為主。

通過定量計算得到溶蝕作用增加孔隙度，沙一段溶蝕作用最強，孔隙度增加5.43%，東三段其次，孔隙度增加2.15%，東二段溶蝕作用最弱，孔隙度增加1.72%。由于溶蝕增孔率與面孔率呈負相關（式6），所以東三段增孔率（26.03%）小于東二段增孔率（30.54%），沙一段溶蝕作用增孔率最高為46.47%（表3）。

結合成巖階段劃分標準以及鏡質體反射率Ro、伊蒙混層比I/S/%等數據（圖10），對研究區地層成巖階段進行劃分。由于沙一段伊蒙混層比多在0～15%、15%～35%，整體達到中成巖A階段，同時部分儲層已達到中成巖B階段，大量有機酸生成匹配連通性好的孔隙喉道，使得溶蝕作用對沙一段儲層的改造最強，次生溶蝕孔發育。東三段成巖演化程度與沙一段類似，伊蒙混層比大部分集中在15%～35%，成巖階段達到中成巖A1段，部分進入中成巖A2段，此時有機酸大量產生，溶蝕作用強，但由于東三段顆粒間壓實作用極強，有機酸等流體在孔隙中運移被限制，導致對孔喉的改造不徹底，使得溶蝕增孔不明顯。東二段演化程度相對較弱，伊蒙混層比大部分集中在15%～35%、35%～50%，主體達到中成巖A1階段，但部分仍處于早成巖階段，有機酸含量低，不利于溶蝕作用。此外，地層中發育超壓不僅能保護原生孔隙，還可以抑制有機酸生成，使得烴源巖發生熱演化生酸高峰的深度明顯更深[28]。因此，研究區儲層能夠在埋藏更深的沙一段進行更強的溶蝕。

5 結論

（1） 南堡凹陷4號構造帶古近系不同層系砂巖儲層巖性相似，但儲層質量差異明顯，呈隨埋深增大、時代變老，儲層質量反而變好的“反常”演化現象。埋藏較淺的上覆地層東二段、東三段砂巖孔隙度與滲透率數值平均值分別為12.96% 和13.74%，3.39×10-3 μm2和2.39×10-3 μm2；但埋深較大的下伏地層沙一段中砂巖平均孔隙度、滲透率反而分別增加至16.61%、9.58×10-3 μm2。

（2） 研究區儲層孔滲“反常”現象的主要原因是受構造演化影響的沉積作用，其次為加強的成巖演化作用。深部地層沉積作用搬運距離遠、成分成熟度和結構成熟度高，其巖石抗壓能力則越強，原生孔隙相對發育且保存度好。與此同時，埋深較大的下伏地層溶蝕程度增大、異常高壓保孔作用，也進一步擴大了儲層質量演化的“反常”現象。

（3） 隨著埋藏深度加大，研究區儲層質量并不總是變差。準確區分不同層系沉積環境、沉積作用和成巖演化的差異，從原生孔隙發育程度與保存條件、成巖過程的儲層貢獻研究儲層發育演化規律，這為構造活動型沉積盆地的儲層預測和油氣勘探提供了新的思路。

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基金項目：國家自然科學基金項目（41872113，42172109，42172108）；中國石油天然氣集團有限公司—中國石油大學（北京）戰略合作科技專項（ZL?ZX2020-02）；國家重點研發計劃（2018YFA0702405）；中國石油大學（北京）科研啟動基金項目（2462020BJRC002，2462020YXZZ020）