深层碎屑岩储层异常高孔研究进展

田兵， 郑有伟， 赵俊梅， 朱雪峰， 何滔， 罗晓峰

(内蒙古科技大学矿业与煤炭学院， 包头 014010)

深层已成为全球油气勘探的重要领域[1-3]。资料统计表明，在全世界深层油气总储量中，碎屑岩储层占比63.3%，勘探潜力最大[4]。中国深层碎屑岩储层东新西老，其中东部断陷盆地主要发育新生界古近系，中西部盆地主要发育古生界与中生界，整体具有深度分布范围广、发育时代跨度大、储层物性差异大和孔隙类型多样的特征[5]。深层构造应力作用增大，异常高压发育，地温增高，储层孔隙度和渗透率普遍较低，非均质性强，极大地制约了深层油气勘探。深层储层评价研究成为目前深层油气地质研究最为活跃的领域，其中，异常高孔研究是其核心。

异常高孔研究在中外已引起广泛重视。Bloch等[6]认为溶蚀作用形成次生孔隙，绿泥石包壳、烃类充注、早期超压保存原生孔隙是异常高孔的主要成因。中国学者也较早地认识到异常高孔研究在深层油气勘探的重要性[7-8]。普遍认为，次生孔隙的发育对于异常高孔具有主要贡献，针对次生孔隙集中发育的储集层先后提出了次生孔隙带[9]、次生孔隙发育带[10]、次生溶蚀带[11]、次生孔隙发育密集带[12]等概念，以强调次生孔隙在形成深层异常高孔中的重要作用。此外，埋藏方式[13]、异常高压[14]、膏盐效应[15]、黏土膜对原生孔隙的保存作用[16]等也对深层异常高孔的形成具有积极贡献。对近年来中外对深层碎屑岩储层异常高孔、成因机制、量化及可预测性方面的研究现状和重难点进行了综述，针对理论发展和实际需求展望未来的发展趋势，以期对中国深层油气勘探开发提供进一步的参考和依据。

1 异常高孔的厘定与发育特征

异常高孔(anomalously high porosity，AHP)是地质统计学概念，由Ehrenberg[17]首次提出，是指深埋藏碎屑岩中比相同岩相(组分、结构)、相同埋深、经历正常的沉积成岩演化(年代、埋藏史、热演化史、地压演化史)的碎屑岩亚群中形成的最大孔隙度还要高的那一部分孔隙度，其界定是动态的(图1)。深层碎屑岩中的异常高孔通常呈平面分区、垂向分带、范围有限、非均质性强的分布特征。

图1 深层碎屑岩异常高孔空间分布示意图Fig.1 Schematic diagram of spatial distribution of anomalously high porosity of deep clastic reservoirs

识别、厘定和划分异常高孔是深层碎屑岩储层研究的基础及核心。异常高孔的识别是通过孔隙度-深度剖面对比孔隙度正常演化基准线确定正常与异常孔隙度分界线[6]来实现的。而作为判识标准的基准线目前有多种确定方法。如通过压实模拟实验拟合出不同成分砂岩(净砂岩、石英砂岩/岩屑砂岩等)的孔隙度随埋深及黏土矿物含量变化的正常压实趋势线[10,18]；引入有效储层孔隙度下限值作为基准线[11]；基于剔除异常法获得最大孔隙度正常演化趋势线[12]等。随着研究的深入，异常高孔的识别由定性逐渐发展到了定量识别刻画，地质历史时期中的绝对高孔值(比正常压实最大孔隙度值高)的厘定及其演化过程与机理分析越来越受到重视。

异常高孔储层的本质是大量孔隙的形成和保存，其中包含深埋藏后保留下来的原生孔隙及埋藏成岩过程中形成并保存下来的次生孔隙两大孔隙类型。近年来逐渐有部分学者认识到，深层异常高孔储层发育带并非一定是次生孔隙发育带[6,8]。这一认识与实际地质条件更为相符。因此，基于异常高孔中孔隙类型相对含量，将深部碎屑岩储层中的异常高孔划分为原生孔保存型(原生孔隙相对含量>60%)，次生孔改造型(次生孔隙相对含量>60%)及复合型(两者相对含量在40%～60%，存在溶蚀痕迹但边界不明显，较难识别孔隙类型的储层)。

深层碎屑岩储层中异常高孔普遍发育，其发育和保存使得深层有效储层埋深下限不断拓深。然而，不同盆地(坳陷)间异常高孔发育的埋深差异较大，导致不同盆地(坳陷)间的深层勘探界限差异较大。深层勘探实践和研究证实，中国西部地区盆地深层界线普遍要比东部深1 000～1 500 m，典型的如西部塔里木盆地内埋深大于5 500 m的石炭系-泥盆系东河砂岩孔隙度高达8%～15%，且以异常保存的原生孔隙为主，平均渗透率大于(1～10)×10-3μm2[19]；克拉2气田白垩系巴什基奇克组砂岩储层经历超过6 000 m的最大古埋藏深度却保持比较高的原生孔隙(4%～20%)[20]；中部鄂尔多斯盆地在主力气层上古生界及主力油层三叠系均发育异常高孔，但其发育深度较西部盆地明显变浅，为1 450～2 600 m[21]；东部盆地近年来深层勘探效果显著，异常高孔发育深度不断拓深，但仍浅于西部盆地(坳陷)，如渤海湾盆地东营凹陷南坡沙四上亚段滩坝砂岩储集层中最深异常高孔段的埋深为3 100～3 600 m[22]，辽河坳陷双清地区古近系2 940～3 850 m深度段为坳陷埋深最大的一套异常高孔段[8]，中国近海海域琼东南盆地西部崖城区在4 500～4 800 m深度段[23]，西湖凹陷中央反转构造带花港组在3 800～4 000 m的深度发育一套低孔渗背景下的异常高孔储层发育带[24]。

同一盆地(坳陷)内异常高孔的发育亦具有明显的垂向分段差异。如东部富油气断陷湖盆的典型代表东营南坡沙四上亚段滩坝砂岩储集层中划分出3个异常孔隙度段，其深度范围自上而下分别为：2 110～2 400 m、2 540～3 000 m和3 100～3 600 m[22]。琼东南盆地西部崖城区明显存在3段异常高孔带，各自发育在2 400～3 100 m、3 600～4 100 m和4 500～4 800 m的3个深度段[23]。西湖凹陷中央反转构造带花港组在3 500～3 600 m与3 800～4 000 m的深度发育2套低孔渗背景下的异常高孔储层发育带[24]。

2 异常高孔的成因机制

2.1 区域保孔-增孔机制影响盆地(坳陷)间异常高孔埋深差异

深部碎屑岩异常高孔的形成与保存受多方面因素的综合影响与控制，其中，区域保孔-增孔机制是造成盆地(坳陷)间异常高孔发育的埋深差异的主要机制，包括低地温梯度、早期长期浅埋，晚期短期快速深埋的埋藏过程和盆地超压三种重要机制，这三种机制的区域保孔-增孔耦合是导致盆地深层碎屑岩储层异常高孔保存、有效储层埋深下限拓深的关键因素[9,25]。

以塔里木盆地为例，区域范围内存在几点特殊的成储地质条件。

(1)低地温梯度。作为极具特色的低温冷盆，盆地现今平均地温梯度为(20.7±2.9)℃/km[26]。已有研究成果显示，区域内较低的地温梯度会减缓砂岩成岩作用速率，尤其是降低砂岩的机械压实速率[27]。

(2)特殊的埋藏方式。克深-大北地区白垩系巴什基奇克组砂岩经历了特有的早期长期浅埋[17,20](埋藏阶段130～20 Ma、埋藏速率25 m/Ma)、晚期快速深埋(上新世至今，储层持续埋深达6 000 m以上)的埋藏过程(图2)。

图2 克深地区埋藏史曲线图[18]Fig.2 Burial history curve of wells in Keshen & Dabei district[18]

(3)深层超压的发育。多种区域因素都可以形成超压，如构造挤压、快速埋藏、断层封闭、黏土矿物脱水、生烃增压、稳定膏盐层和泥岩盖层覆盖等等。如库车坳陷克拉2气田在巴西盖组、巴什基奇克组和姆格列木群中普遍发育异常高压，实测压力系数最大可达2.1[28]。类似地，莺歌海盆地黄流组[29]和东营凹陷沙三—沙四段深层[30]，南里海盆地深层砂岩储层[31]和北海中部地堑深盆区上侏罗统滨岸-浅海相砂岩优质储层[32-33]的形成，也明显受到了区域保孔-增孔机制的影响。

区域保孔-增孔机制可在多个方面影响深层砂岩孔隙度的演化。首先，可有效减小岩石格架所承受应力，抑制压实作用，从而导致异常高的原生孔隙保存；其次，可明显减缓有机质热演化程度，利于对深埋胶结物、杂基及矿物颗粒的溶蚀，形成异常高的次生孔隙[34]。还表现在其抑制或减缓破坏性成岩作用的发生[35]，如抑制黏土矿物转化，降低碳酸盐胶结物和石英次生加大的发育。

2.2 沉积条件决定盆地(坳陷)内深层异常高孔段发育的物质基础

对深部碎屑岩而言，储层的岩石成分、结构与其孔隙发育状况有密切关系。原始沉积条件控制了沉积碎屑岩的骨架组分和杂基组分，是后期深埋藏成岩演化形成异常高孔的物质基础。

原始沉积条件控制了碎屑岩的初始物性，较强水动力环境、较远搬运距离形成的优势相带内沉积的结构和成分成熟度相对高、分选更好、黏土等杂基含量低的碎屑岩具有更好的原生孔隙结构，发育丰富的原生粒间孔且孔隙连通性好，为异常高孔的发育奠定了物质基础。如济阳坳陷车镇凹陷古近系深层有效储层与沉积相带关系密切。凹陷南部缓坡带以发育三角洲沉积的中细砂岩为主，原始孔隙结构好、成分和结构成熟度均较高、抗压实能力强，在4 000～4 400 m有效储层孔隙度下限为5.6%，渗透率下限为0.5 mD，三角洲沉积42.11%的砂岩为有效储层，其中有92.5%的储层孔隙度大于10%、66.25%的储层渗透率大于1 mD。北部陡坡带则以湖底扇、近岸水下扇、扇三角洲、冲积扇沉积为主，近源重力流沉积主要岩性为杂基支撑粗碎屑岩，且主要为灰质、白云质砾石、抗压实能力差，总体上储层孔隙差，异常高孔储层发育少，有效储层占比仅为8.03%，其中36.17%的储层孔隙度小于3%、44.68%的储层渗透率小于1 mD[36]。原始沉积条件影响后期埋藏成岩改造，石英、长石等刚性颗粒含量高、结构成熟度和成分成熟度都较高的碎屑岩抗压强，相同埋深条件下能够保存更多的孔隙，同时为后期各类成岩流体的进入提供优势通道，增强溶蚀作用。

岩性组合方式及组合内砂体厚度对深层碎屑岩物性有重要影响。研究表明，深埋藏砂泥岩互层组合中，砂岩在砂泥岩界面处一般胶结更强，物性较差。随着砂岩厚度增大，呈砂包泥结构，远离砂泥岩界面的厚层砂岩内部胶结作用变弱，孔隙保存相对较好。而且，原始沉积条件控制了泥质烃源岩的发育程度及其与沉积砂体的组合关系，进而又控制了砂体次生孔隙发育程度。如东营凹陷薄片观察及储层物性与碳酸盐胶结物含量相关性分析表明，单一薄层砂体(厚度<2 m)，砂体碳酸盐胶结物含量高，储层物性较差；厚层砂体(厚度>2 m)在砂泥岩接触界面附近，碳酸盐胶结物含量高，储层物性差，但随着距泥岩距离增大，储层碳酸盐胶结物含量减少，物性变好[37]。在松辽、鄂尔多斯等盆地深层同样发现了类似的物性发育特征[38-39]。

2.3 内部改造机制控制深层异常高孔发育的垂向差异

深层异常高孔发育的垂向差异普遍存在，主要受控于储层演化过程中的区域或局部内部改造机制。常见且影响明显的内部改造机制包括次生溶蚀作用、颗粒包膜及烃类充注。

2.3.1 次生溶蚀作用

目前普遍认为，次生溶蚀孔的发育与否及多少是异常高孔形成并局部富集的关键因素。相应的，有机质热演化机制[40]、大气淡水淋滤机制[41]、碱性流体溶蚀机制[42]、深部热液溶蚀机制[43]等多种次生溶蚀机制也发展迅速，并有力地推动了深层异常高孔的判识和机理发展。

理论分析及实际观测表明，各类胶结物(碳酸盐、沸石、石膏胶结物等)尤其是碳酸盐胶结物溶蚀[8,10-12]是深层异常高孔的重要成因，次生孔隙与孔隙度—深度曲线凹凸变化的正相关关系和次生孔隙—胶结物含量的负相关关系均验证了这一观点。经典的Schmidt模式[40]——有机质脱羧形成酸性流体——是胶结物溶蚀的主要机制。此外，骨架颗粒(以长石为主)的次生溶蚀改善储层物性，对深部碎屑岩异常高孔的形成也具有积极作用[11-12]，溶蚀次生胶结产物(如高岭石)含量与异常高孔发育带的正相关关系加以印证。然而，实际地质环境中由长石等颗粒溶蚀形成深层异常高孔的案例并不多，尤其是深层流体普遍处在封闭、半封闭环境中，流动不畅，溶蚀即使发生，也会原地或附近沉淀堆积大量的自生黏土矿物和硅质胶结物等次生产物，造成原生及溶蚀孔的堵塞。因此，深层流体系统是否开放流畅、溶蚀产物能否被有效带出溶蚀区并搬运出储层段，是次生溶蚀作用能否改善储层物性及改善程度大小的决定因素[40-41]。

深层还存在一类流体热循环对流溶蚀机制[44-45]。表现为：①地层倾角较大，发育流体运移通道；②深部热流体的热膨胀作用导致密度降低，垂向上产生密度差，沿通道向上运移；③随热流体的向上运移，供给不足、封闭性断层遮挡及超压带封存等状况使得上移流体趋于停止，转而表现为热循环对流运动。在上述热流体循环过程中，可在深层高温部位溶蚀大量易溶物质，并将其溶解产物带到上倾低温部位形成矿物沉淀，流体再次循环至深部时又可导致深层的溶蚀。对流使溶解物质不断迁移，从而形成深层高温带异常高孔，顶部低温带致密封堵层的孔隙发育模式(图3)。这种机制可见于以东濮凹陷为代表的东部断陷盆地内[45]。

图3 渤海湾盆地东濮凹陷地层流体的热循环对流示意图[45]Fig.3 Schematic diagram of fluid-flowing convection in Dongpu Depression, Bohai Bay Basin[45]

2.3.2 颗粒包膜

深层碎屑岩中异常高孔的发育还与局部存在颗粒包膜紧密相关[46-47]。国外很早在海相石英砂岩中就发现了这一规律，如挪威大陆架深层海相砂岩中无论是绿泥石还是伊利石颗粒包膜的发育，都明显形成异常高孔的发育(图4)[17,48]。针对中国塔里木盆地志留系和泥盆系、四川盆地三叠系和侏罗系、鄂尔多斯盆地三叠系、松辽盆地侏罗系和白垩系、东濮凹陷第三系等陆相砂岩中颗粒包膜(以绿泥石为主)的形成机制及其与异常高孔关系的研究亦发现，陆相砂黏土膜的发育大多有利于异常高孔储层的发育[49-56]。

颗粒包膜的发育可有效抑制次生石英在颗粒表面的潜在成核，从而限制石英胶结物的发育(图4)，为原生孔隙的保存提供重要支撑，使得孔隙能够被保存到深层[46-47]。但并不是在任意情况下颗粒包膜都可以发挥原生孔隙保存的作用。颗粒包膜的含量太少、厚度太薄或完整性差，将不能有效地占据结晶基底或充当保护屏障而无法有效抑制石英次生加大的发育；而含量过多或厚度过厚，则不断膨胀的颗粒包膜体积会占据大量砂岩储层原生孔隙，也不利于后期次生孔隙的发育。目前的普遍共识是，异常高孔储层往往与同生(准同生)或相对早期成岩过程中形成的黏土膜共生。

图4 鲕粒及石英颗粒表面发育绿泥石膜(埋深5 096 m)[48]Fig.4 Chlorite coats was developed on the surface of oolite and quartz particles at 5 096 m[48]

2.3.3 烃类充注

烃类是深层碎屑岩中流体的重要组成部分，对储层成岩及物性的影响值得关注。一般来说，烃类充注可导致局部异常高压，抑制压实减孔。其次，烃类充注排驱孔隙内原有流体，改变流体成分，改变储层成岩环境，尤其是降低孔隙流体流动性及离子浓度，减低矿物/离子间的有效置换，从而抑制或延缓自生黏土矿物、硅质以及碳酸盐胶结物的形成，起到保存孔隙的效果[57]。需要注意的是，烃类充注过程中如石英颗粒仍能保持水润湿，且硅质来源充足，则烃类充注对硅质胶结的影响较小[58]。此外，烃类侵位后仍有可能会有规模酸性流体注入并形成溶蚀进而改善深层储层物性。

库车坳陷克拉2气田存在三期油充注和一期天然气充注，流体包裹体揭示后两期油充注发生在库车组快速沉积阶段早期(距今5.5～4.5 Ma)，对应砂岩储层埋藏深度小于3 500 m，地层温度小于100 ℃，当时储层原生孔隙度较高。该期的构造挤压使地层快速沉降，断层活动，烃源岩滞留油排出并充注至储层，因而形成欠压实或者阻止胶结物的形成，同时在砂岩储层中形成异常高的孔隙流体压力。在距今3～2 Ma，构造挤压增强，地层发生抬升剥蚀并伴随通源断层活动，储层中天然气充注，使早期充注的油从背斜边缘泄漏。由于烃源岩孔隙流体压力大于储层孔隙流体压力，排出的高压、高密度天然气使储层一直维持异常高的流体压力和孔隙度(图5)[28]。

图5 库车坳陷克拉2气田地层埋藏、 油气充注和孔隙演化模式[28]Fig.5 Burial and thermal history as well as hydrocarbon charging and porosity evolution mode in Kela-2 gas field, the Kuqa Depression[28]

3 异常高孔评价预测的关键和难点

通过以上对深层碎屑岩储层异常高孔的主控因素及其在不同盆地(坳陷)内的应用，可以看出异常高孔在深层碎屑岩储层中发育的普遍性，以及分析不同主控因素及其储层效应对异常高孔发育评价预测的重要性。然而，在异常高孔评价预测中除了细致分析各主控因素及储层效应外，还存在几个需要重点关注的关键点和难点。

3.1 异常高孔类型归属划分

不同类型的异常高孔成因机制不同，规模大小不同，对储层评价、预测的指导意义也不同，准确识别其归属类型对于深层油气勘探至关重要。但是，由于直观观测区分孔隙类型存在很大的多解性，异常高孔储层中发育的大量孔隙归属划分一直存在较大争议，争论的焦点在于依据有限的溶蚀痕迹很难将镜下观察的大量粒间孔隙界定为原生孔隙或溶蚀孔隙。因此，在识别与划分异常高孔类型时要格外谨慎，孔隙归属划分的鉴别手段和识别精度急需提高。

此外，根据Schmidt有机质热演化溶蚀模式，胶结物尤其是碳酸盐胶结物的大量溶蚀需要有机酸的大量生成、有效保存、快速运移及途中低损耗等诸多前提条件。部分学者从有机质生、排酸能力、流体供给能力等这一根源去系统计算了深埋成岩过程中有机酸的溶蚀增孔能力，表明在最大生酸—最大排酸—最低消耗的情况下，如果缺少不整合和断裂体系等优势运移通道，有机酸溶解碳酸盐胶结物仅能形成1%～2%的次生溶孔[59-60]。骨架颗粒尤其是长石溶蚀的贡献度也是存在较大分歧。如东营凹陷北带[61]的研究表明，尽管长石溶蚀较快，能够形成最大约4.0%面孔率的次生溶蚀孔隙，但高温封闭环境下的流体在颗粒间流动速度缓慢，伴随硅质胶结物和自生黏土矿物的原地或准原地沉淀，因此长石溶蚀净增孔隙度普遍小于0.25%。Taylor等[62]对全球盆地不同层位储层镜下鉴定孔隙度及骨架颗粒次生孔隙度的系统总结表明，大多数层位中由骨架颗粒溶蚀导致的次生孔隙平均值小于2%～3%，对储层整体孔隙的影响相对有限。各盆地间及盆地内不同地质时期的成岩环境存在差异，在分析异常高孔中次生溶蚀孔的贡献度时要因地制宜。

3.2 关键成藏期异常高孔表征

当前，对于深层碎屑岩储层中异常高孔的研究主要集中于现今储层表征。而对于实际地质情况来说，普遍低孔低渗的深层碎屑岩能否成藏的关键在于地质历史时期关键油气充注-成藏时的古孔隙度发育情况，也就是古异常高孔隙度与关键油气成藏期的耦合匹配关系。“先致密、后成藏”“先成藏、后致密”以及“边致密、边成藏”等耦合机制下的深层碎屑岩油气藏的勘探潜力及勘探策略大有不同。近年来，已有部分学者对深层碎屑岩储层孔隙演化过程及其与油气成藏的耦合关系开展了探索。如从孔隙度与深度为切入点，建立孔隙度随深度与时间演化的关系，结合埋藏史可得历史时期任一点的储层孔隙度；更多的研究尝试对成岩过程中孔隙度变化特征及其控制因素进行多方面探讨，将孔隙度增-减过程、成岩演化史、埋藏史三者结合，建立了诸多函数关系或经验方程，利用“反演回剥法”[22]和“成岩作用效应模拟法”[63]，并对各期成岩作用中损失孔隙度进行压实校正[64]，对储层的孔隙度演化进程进行恢复。

3.3 异常高孔空间分布预测

通常学者们侧重于对异常高孔纵向分布特征的确定，对于其确定方法当前学术界认识也较为统一，即通过多种方法厘定储层的孔隙度正常压实趋势线，以此作为异常高孔纵向发育的基准线在孔隙度—深度剖面识别异常高孔。而在实际油气勘探开发过程，深层碎屑岩中异常高孔的发育评价与预测更应注意其发育的三维空间属性。

碎屑岩沉积展布的空间非均质性及成岩流体在不同区域的空间非均质性决定了深层碎屑岩储层的三维空间分布都具有较强的非均质性，而异常高孔的平面分布特征则是当前研究的重点和难点，中国学者在这方面也做了很多有益的尝试，主要在沉积相图、地层压力图和成岩相等关键控制因素平面图划分的基础上，采用多图叠合法预测异常高孔的平面分布[65]。

4 未来趋势展望

为了解决现今深层碎屑岩储层异常高孔评价与预测过程中存在的不足与问题，未来的研究方向和发展趋势有以下几点。

(1)类型划分区域化。在异常高孔孔隙类型划分时，在微观图像识别的基础上，加强区域流体场及流体-岩石相互作用研究，着重聚焦不同类型沉积盆地、不同构造、沉积背景及不同成岩流体环境下碎屑岩储层埋藏演化的差异性与特殊性，应用多种分析测试技术(如场发射扫描电镜、CT等)明确储层微观孔喉结构及不同成因孔隙的贡献度，提高异常高孔定量表征与类型划分的精度与准度。次生孔隙的规模化发育与区域流体场演化密切相关，封闭成岩环境下流体的注入和排除都很困难，难以形成大规模次生孔隙的物质基础环境。因此，更加注重宏观成岩环境分析与微观成岩现象表征之间的结合，则能更有效地开展深部碎屑岩异常高孔归属类型划分工作。

(2)孔隙演化模型化。目前，孔隙度演化的定量评价及在地史中不同控制因素的贡献度研究已引起领域内的重视但仍有待深入。如何再现或重演漫长地质历史时期内的孔隙演化过程，一直是储层地质学界的难题。近些年来发展起来的高温高压长周期多环境成岩演化物理模拟实验，可最大限度地推演真实地史中的流体、成岩作用及孔隙演化过程。在深层碎屑岩异常高孔评价及形成机制研究过程中，应充分利用并改进成岩演化物理模拟，加强定量的异常高孔形成演化—主油气成藏期次耦合匹配关系研究，以更科学地评价深层碎屑岩储层的勘探潜力。

(3)交叉资料集成化。在分析异常高孔的诸多控制因素及其效应时，越来越多的应用现代数学统计方法，分析评价各单因素在有效储层形成过程中的权重系数，为有利储层分布预测奠定基础。如今，在地震地层学基础上发展起来的储层地震学(地震沉积学与层控非线性随机反演等)，将地球物理资料、地质、测井及油藏工程等资料有机结合起来，对储层岩性变化及含油气性变化作出综合预测，不仅实现了证据链的集成化利用，还提高了评价预测的可信度。这些交叉学科的理论体系和技术研究方法均有很大的发展空间，也是未来异常高孔形成机理研究的主要发展趋势。

5 结论

异常高孔发育区带是深层碎屑岩储层油气勘探的“甜点区”。介绍了异常高孔的内涵、厘定及分类方法，总结了异常高孔区带发育特征。重点叙述了异常高孔的成因机制及其储层效应，引出了开展异常高孔评价预测中的类型归属划分、关键成藏期异常高孔表征和空间分布预测是其重点和难点所在，并对今后异常高孔研究展望了类型划分区域化、孔隙演化模型化及交叉资料集成化的未来发展趋势。以助于业界准确把握目前深层碎屑岩储层异常高孔的主要识别、评价预测方法，清晰认识异常高孔的成因机制和面临的关键问题，对提高深层碎屑岩储层评价预测精度和未来深层油气勘探开发提供一定的参考和借鉴。