西湖凹陷位于东海陆架盆地，油气地质资源量为（5～6）×10¹² m³气当量，是东海最有勘探潜力的凹陷^[1-2]。近年来，在中央反转背斜带和三潭深凹发现了多个油气田和含油气构造，钻井证实，中深层（＞3 500 m）砂岩普遍致密，致密砂岩气资源量巨大，约占凹陷天然气总资源量的80%^[3]。目前，低渗致密砂岩气已成为西湖凹陷油气勘探开发的主体^[4]，其中，花港组是西湖凹陷中央反转背斜带和三潭深凹致密砂岩勘探的重点层位，也是近年来致密砂岩研究的热点之一。前人在致密砂岩成藏条件^[5-8]、储层物性特征及致密化成因^[9-12]、储层致密化与油气充注时序关系^[13-16]等方面开展了大量研究，重点集中于致密砂岩储层物性演化方面，而对于其成藏特征及控制因素的研究鲜有发表。西湖凹陷致密砂岩勘探实践表明，致密储层物性的优劣对气层发育并不具备绝对的控制作用，较差储层中仍“随机”发育一定规模气层。因此，在致密储层物性特征研究基础上，结合致密砂岩储层含气性，开展花港组砂岩成藏控制因素的研究，建立其成藏模式具有重要意义。本文选取西湖凹陷三潭深凹致密砂岩发育的主要地区，且近年来油气勘探取得突破的Y构造为对象，采用岩石薄片鉴定、扫描电镜、压汞实验等测试手段，在储集层岩石学特征、微观孔喉特征和物性特征分析基础上，从沉积环境和相带、保持性成岩矿物作用等方面，综合分析了花港组致密砂岩中相对优质储层发育控制因素，并结合储层发育特征及其含气性，总结了研究区致密砂岩成藏过程及控制因素，以期对下一步勘探部署提供参考具有重要的指导。

西湖凹陷为东海陆架盆地东部坳陷中北部的一个含油气凹陷，依据新生代构造格局、沉积特征及断裂发育特征，自西向东又可划分为多个次级构造单元：西部保俶斜坡带、三潭深凹、中央反转背斜带、白堤深凹及东部天屏断阶带。新生界地层发育齐全，自下而上依次为：古新统（E₁），下始新统（E₂b）和平湖组（E₂p），渐新统花港组（E₃h），中新统龙井组（N₁¹l）、玉泉组（N₁²y）和柳浪组（N₁³l），上新统三潭组（N₂s）及第四系东海群（Qd）^[17]（图1）。前人研究表明，断陷期始新统平湖组煤系地层是西湖凹陷主要烃源岩层系^[7-8]。Y构造处于三潭深凹平湖组烃源岩沉积中心和生烃中心，低隆起背景是油气有利的指向区，成藏条件得天独厚，是西湖凹陷油气勘探的重点区域之一。研究区主要发育断背斜圈闭，重点勘探层系为渐新统花港组，主要发育滨浅湖及三角洲沉积体系，沉积厚度为1 000～1 800 m，与下伏始新统平湖组烃源岩构成“下生上储”成藏组合。断陷期发育的正断层（F1和F2等），反转期持续活动，向下断穿平湖组烃源岩层，向上断穿至花港组或者龙井组，是研究区油气主要的垂向运移通道。目前，花港组是三潭深凹及中央背斜带主力产层之一，其纵向上可划分为上、下2段，依据钻井岩性及地震反射界面特征，花港组自上而下可划分为12个砂层组，其中花上段包含 H1—H5共5个砂层组（T2⁴—T2⁵），花下段包含H6—H12共7 个砂层组（T2⁵—T3⁰）^[13]。研究区Y构造位于三潭深凹中北部，东部与中央背斜带玉泉构造相接，目前已有钻井5口，揭示了花港组H1—H9砂层组，其中H1—H2以滨浅湖相泥岩为主，为区域盖层发育段；H3—H9以三角洲相砂岩储层发育，储层埋深主要在4 200～5 200 m（图2）。

图  1  研究区位置及新生界地层综合柱状图

Figure 1.  Location and the Cenozoic strata of the Y Structure in the Xihu Sag

图  2  西湖凹陷Y构造过井地震剖面

Figure 2.  Seismic profile across the wells of the Y Structure in the Xihu Sag

研究区花港组主要为三角洲平原-三角洲前缘-湖泊沉积体系，发育三角洲平原分流河道和分流间湾微相，三角洲前缘河口砂坝、远砂坝以及坝间等微相。辫状河道砂体规模大，分布广，主要发育粗-中砂岩、中-细砂岩、砂砾岩等。从取芯段可以看出河道砂体存在河道的多期叠加，在河道下段，粒度较粗以砂砾岩和粗-中砂岩沉积为主，向上发育心滩沉积，以中-细砂岩为主（图3g—i），是主要的储层发育段。

图  3  Y构造花港组储层岩石学特征

Figure 3.  Petrological characteristics of Huagang Formation reservoir of the Y Structure

Y构造5口钻井岩芯薄片287个数据点分析统计显示，岩石类型主要为岩屑长石砂岩和长石岩屑砂岩，石英平均含量63.74%，长石平均含量17.36%，岩屑平均含量18.89%，显示相对富含岩屑和长石、贫石英。岩屑类型以变质岩岩屑为主，平均8.94%，占岩屑总量的47%以上；其次为易溶的火成岩岩屑，平均含量6.89%，占岩屑总量的36.4%。

根据铸体薄片鉴定、扫描电镜观察等手段综合分析，研究区储层发育原生孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔和微裂缝（图3a—b）。花港组储层原生孔隙分布不均匀，粒缘常有较薄的绿泥石薄膜生长。次生孔隙是最主要的孔隙类型，平均次生面孔率约3.56%，占总面孔率的58%以上，主要表现为长石和岩屑的溶解。裂缝主要发育在含砾砂岩和砂砾岩中，以砾缘缝为主，增加了孔隙的连通程度，大大提高了岩石的渗透率（图3c）。

花港组不同类型储集砂岩孔隙结构参数存在差异。中砂岩、含砾砂岩或者砂砾岩中排替压力普遍要小得多，多数为0.01～0.02 MPa，中值压力普遍<1 MPa，最大连通孔隙半径普遍在几十微米，孔隙均值半径普遍>2 μm，多数>5 μm，喉道较粗，毛细管压力曲线平台明显，孔隙结构较好。中-细砂岩中，排替压力0.1～1 MPa，中值压力1～5 MPa，最大连通孔隙半径普遍<2 μm，孔隙半径均值普遍<0.5 μm，该类砂岩中孔隙结构的差异可能主要是由于差异溶蚀造成的。致密胶结中-细砂岩，排替压力进一步增大，>1 MPa，中值压力普遍>10 MPa，喉道偏细，分选差，孔隙个体小，孔隙结构差，例如YY1井H8砂层组碳酸盐岩致密胶结砂岩。

研究区5口井1 300余块岩芯样品物性统计表明（表1），Y构造花港组储层总体致密，孔隙度为1.9%～19.9%，平均值7.28%，主要分布在5%～9%，占总样品数的85%以上；渗透率（0.013 7～366）×10⁻³ μm²，平均值2.5×10⁻³ μm²。主要分布在（0.2～0.5）×10⁻³ μm²，占总样品数的40%以上。

Y构造花港组砂岩储层经历了复杂和强烈的成岩变化，主要成岩作用类型有压实压溶作用、胶结充填作用和溶解作用。Y构造带花港组H3—H9砂岩组储层埋深基本上都>4 200 m，砂岩储层埋深较大，颗粒成线-凹凸接触，压溶作用形成的缝合线式接触在埋深相对较深的层段也较常见，基本上都达到了紧密压实的阶段。胶结作用主要是碳酸盐、硅质和黏土矿物胶结，胶结物有方解石、（含）铁方解石、白云石、（含）铁白云石、硅质和黏土矿物。溶解作用主要表现为不同碎屑颗粒（长石和岩屑）的溶解所形成的次生孔隙，占总的孔隙体积的58%以上。Y构造花港组储层整体处于中成岩B期成岩演化阶段^[9]。

研究区砂岩储层整体致密，按常规储层分类标准，并不能有效的区分储层差异，反映本区致密砂岩储层特征。本次研究以储层微观孔喉研究为基础，结合储层沉积和成岩特征以及大量物性统计数据，建立了研究区储层分类的标准（表2）。其中Ⅰ类储层物性较好，主要在分流河道砂坝和河口坝中的粗-中砂岩、含砾砂岩或砂砾岩段中发育，原生孔、溶蚀孔和砾缘缝相对发育，是研究区相对优质储层；Ⅱ类和Ⅲ类储层主要在分流河道砂坝和河口坝中-细砂岩中发育，Ⅱ类储层孔隙中由于绿泥石衬垫的发育，溶蚀孔隙相对较强，胶结作用相对较弱，与剩余粒间孔叠加，物性相对Ⅲ类储层略好；IV类储层多为分流间湾、远砂坝和坝间沉积，且胶结作用强烈，以微孔隙和少量剩余粒间孔为主，多为无效储层。

砂层组各类储层分布差异大，储层非均质性强。从厚度特征来看，以H3和H5砂层组为例， Y地区总体以Ⅱ类和Ⅲ类储层为主，其次为IV类储层，Ⅰ类储层发育很少，厚度薄，仅有几米，常作为Ⅱ类或Ⅲ类储层附近的相对优质层段，是优势运移通道，但不足以形成规模储集体（图4）。结合沉积微相及成岩相进行储层平面分布预测，以H3砂层组为例，结果显示，Ⅰ类储层仅在中—强溶蚀的分流河道砂岩中发育，例如YY2井区，累计厚度>30 m；Ⅱ类和Ⅲ类储层在中—弱溶蚀中—弱胶结的分流河道和河口坝砂岩中大范围发育，是形成规模富集的主要储层，IV类储层主要分布在强胶结区（图5）。

图  4  砂层组不同类型储层厚度分布

Figure 4.  Distribution of thickness of different types of reservoir in sand groups

图  5  H3砂层组沉积相（a）、成岩相（b）和储层分类（c）平面图

Figure 5.  Plan of sedimentary facies （a）, diagenetic facies （b） and reservoir classification （c） of the H3 sand group

沉积环境控制储集砂体的类型，也是决定储层孔渗特征的重要因素^[18-23]。研究区不同粒度砂岩物性统计表明，各粒度砂岩孔隙度没有明显的差异，孔隙度普遍为6%～10%，但渗透率存在一定差异，粗粒径砂岩（<2Ф）的渗透率相对较好，渗透率普遍>1×10⁻³ μm²，而细粒径砂岩（>2Ф）渗透率普遍<1×10⁻³ μm²（图6）。不同沉积微相孔隙度统计表明，分流河道砂岩和河口坝砂岩储层物性相对较好，孔隙度平均值分别达7.64%和7.6%，Ⅰ类和Ⅱ类储层相对发育，而低能环境中的分流间湾、坝间等储层孔隙度相对较低，Ⅲ类和IV类储层相对发育（图5、7）。因而，高能沉积环境中的粗粒径砂岩物性总体要优于细粒径砂岩，这是由于高能环境中砂质较纯，杂基少，且含砾砂岩往往发育较多的砾缘缝，对储层的渗透性能具有较为明显的改善，利于后期溶蚀，是研究区厚层砂岩段中相对优质的储层段。

图  6  孔隙度和渗透率与粒径大小关系

Figure 6.  Correlation between porosity and permeability or particle size

图  7  不同沉积微相储层孔隙度统计直方图

Figure 7.  Histogram of reservoir porosity of different sedimentary microfacies

从砂岩成岩作用与储层发育演化的关系来说，砂岩的成岩作用可以分为破坏性成岩作用（如压实作用）、建设性成岩作用（如溶解作用）和保持性成岩作用^[24-27]。Y地区花港组储层中，自生孔隙衬垫绿泥石是研究区重要的保持性成岩矿物，对原生孔隙的保留、后期溶蚀作用的发生及抑制晚期自生矿物的充填具有重要的意义。

Y地区孔隙衬垫绿泥石的发育，抵消了一部分上覆沉积物的压实作用，同时由于绿泥石衬垫的存在，减少了颗粒之间的接触面积，有效地抑制了压溶作用，减少了埋藏压实过程中石英次生加大的物质来源，抑制石英的次生加大，使储层在最后的演化阶段仍残留一定量的原生粒间孔（图3d、e）。Y地区自生绿泥石含量与原生粒间孔隙呈明显正相关性（图8a），证实研究区孔隙衬垫绿泥石的发育对粒间原生粒间孔隙的保存具有积极作用。

图  8  花港组储层矿物组分与物性关系散点图

Figure 8.  Scatter plot of reservoir mineral composition and porosity of the Huagang Formation

同生到埋藏成岩作用的初期阶段就会造成长石等铝硅酸盐矿物的广泛溶解，该机理已被不同学者的研究所证实，但该阶段形成的次生孔隙很难保存到埋藏成岩作用的晚期^[28-30]。晚期溶蚀作用（钾长石的溶蚀）才是花港组相对优质储层发育的重要因素，埋深4 275～5 097 m的40块样品中实测钾长石（溶蚀残留）含量越少的样品其孔隙度相对越大，证实了溶蚀过程的发生（图8b）。

早成岩阶段B期始（埋藏成岩作用初期）到中成岩阶段A期末（120～140 ℃），该阶段碎屑组分中蒙皂石的有无控制钾长石的次生溶蚀方式^[31-32]。若地层中有足够的蒙脱石，不断促进钾长石溶蚀，出现斜长石的钠长石化或者自生钠长石沉淀^[31]。Y地区扫描电镜照片中，可见自生钠长石，且钠长石往往存在于具备绿泥石衬垫的孔隙中（图3d），表明绿泥石衬垫的存在，提供了有效的流体交换通道，有利于该阶段溶蚀作用的发生，对该阶段钾长石的溶蚀起到较好的促进作用。

中成岩B期以后（120～140 ℃古地温以后），该阶段温度已经达到高岭石伊利石化的启动温度，钾长石溶解（提供钾离子）成为高岭石伊利石化的必须伴随反应^[29]。该反应是一个减体积反应，过程中伴随着钾长石和高岭石的消耗，储层溶蚀次生孔隙度增加。但是该反应在进行过程中，必然伴随着SiO₂的生成，绿泥石衬垫能够阻止富含SiO₂的孔隙流体在碎屑石英表面成核，碎屑石英失去成核作用的能力，就不能形成共轴再生胶结物，抑制石英的进一步次生加大（图3e），而绿泥石衬垫欠发育地区，自生石英或者石英次生加大堵塞孔喉，使孔隙的有效性变差（图3f）。

从Y地区实际勘探中可以发现，储层物性越好，天然气层越发育。研究区Ⅰ类储层普遍含气，Ⅱ类储层中气层和干层均有发育，Ⅲ类储层中发育少量气层，Ⅳ类储层中气层不发育，相对优质的储层有利于天然气的富集成藏。这是由于Y地区储层成藏时已普遍致密^[13]，相对优质储层是天然气优先充注的通道，在含气饱和度<10%时，游离气泡处于就近积累的过程，当相对优质储层中含气饱和度>10%，形成能克服毛细管阻力的临界气柱高度后，产生气体的进一步侧向运移，累计气柱高度进一步加大，储层含气饱和度不断增加^[33]。因而相对优质储层的发育是天然气充注和富集的基础，具有普遍含气特征。但研究区相对优质储层（Ⅰ类储层）厚度薄（图4），不足以形成规模储量，且实际勘探结果显示，物性优劣对该地区储层含气性并不具备绝对的控制作用，相对较差的储层（Ⅱ类和Ⅲ类储层）中同样可以发育纯气层（图9），且具备一定产能，因而除物性外，气层的发育还受到其他因素控制。

图  9  Y地区各类储层含气性散点图

Figure 9.  Scatter plot of gas-bearing reservoir in the Y Structure

致密砂岩存在2种成藏组合：一种是邻近烃源岩的叠覆近邻组合，源岩生烃超压是主要的运聚成藏动力；一种是烃源岩和储层垂向分割的叠覆跨越组合^[34]。Y构造花港组致密砂岩与其下始新统烃源岩垂向分割，且在主要生排烃高峰期时储层已经致密^[13]，依靠油源断裂沟通，属于叠覆跨越成藏组合，累计气柱高度产生的浮力是气体运聚的主要动力。突破一定孔喉半径所需要的压差或气柱高度，计算公式如下^[35]：

式中：P_c为毛管压力，Pa；

σ为气水之间的表面张力，N/m；

θ为气水之间的润湿角，（°）；

D为吼道直径，μm；

P_f为浮力，Pa；

ρ_w为地下水密度，g/cm³；

ρ_g为气体密度，g/cm³；

h为气柱高度，m；

g为常数，取9.8 N/kg。

以研究区内YY1井H3砂层组为例，在4 343 m处地层水密度为1.05 g/m³，地层条件下气体密度0.188 5 g/cm³，σ气水之间的表面张力取0.03 N/m，气水之间夹角取40°，由前面的压汞实验可以看出，含气饱和度要达到50%，累计气柱产生的浮力要能够突破0.1 μm的孔喉，需要气柱高度54.4 m，因而只有幅度>54.4 m的储层才能有效聚集天然气。实际勘探中，YY1井区构造幅度约95 m，H3砂层组Ⅰ类和Ⅱ类储层中，钻后探明烃柱高度约35 m，其下为气水同层或者含气层，表明了致密砂岩中相同物性形条件下，圈闭幅度控制了储层中天然气有效充注及富集程度。另一方面，以H3砂层组为例， YY2井区圈闭幅度约40 m，孔隙度7.3%～9.6%，渗透率（0.43～1.1）×10⁻³ μm²，以Ⅰ类和Ⅱ类储层为主，含气饱和度39.7%～56.4%，而YY4井区圈闭幅度约170 m，孔隙度7.0%～7.3%，渗透率（0.20～0.34）×10⁻³ μm²，以Ⅲ类储层为主，含气饱和度43.3%～61.0%，储层物性较YY2井区明显变差，但含气饱和度明显高于YY2井区，说明圈闭幅度的增加，有利于累计烃柱高度增加，进而突破致密储层的充注启动压力，一定程度上可以弥补储层孔渗的降低，形成天然气的有效充注和富集。

基于Y地区储层特征及成藏特征建立了相对优质储层+构造幅度共同控藏的天然气运聚模式，天然气经断层优先向相对优质储层段内进行充注，初期以游离气泡形式进行运移，在相对优质层段高部位形成断续的运移气丝（图10a），随着运移气丝的不断累积和连接，累积气柱高度增加，充注能力增强，在相对优质储层段高部位形成纯气层，且达到突破次一级储层的累计烃柱高度，进而向次一级储层内运移充注，形成新的运移气丝（图10b），只要具备足够的构造幅度，在次一级储层中同样可以形成纯气层，而在构造幅度不足的地区含气饱和度低，形成含气层，甚至干层（图10c）。因而，在实际勘探部署中，不仅要考虑储层的发育特征，还要结合构造幅度区进行有利区的优选，扩大勘探和开发的效益。

图  10  Y地区天然气成藏过程模式图

Figure 10.  Model of gas accumulation process in the Y Structure

（1）Y构造致密砂岩孔隙度主要分布在5%～9%，渗透率主要分布在（0.2～0.5）×10⁻³ μm²，整体致密，可划分为4类储层，其中Ⅰ类储层是研究区相对优质储层。高能沉积环境中，分流河道砂岩和河口坝砂岩，砂质较纯，含砾层段，发育砾缘缝，是相对优质储层发育的基础。

（2）Y构造花港组致密砂岩储层中绿泥石衬垫不仅有利于早期原生孔隙保存，且有利于晚期溶蚀孔隙的形成和保存，改善储层物性，是Ⅱ类和Ⅲ类储层物性产生差异的关键。

（3）相对优质储层有利于天然气的富集成藏，但储层物性优劣对储层含气性并不具备绝对的控制作用，构造幅度的增加，有利于相对优质储层中累计气柱高度增加，进而向次级储层内充注，增加气层厚度，提高储层含气饱和度。Y地区发育相对优质储层+构造幅度共同控制的成藏模式。