渤中西次洼位于渤海湾盆地渤中凹陷西北部，古近系东营组储层是目前重要的勘探层位，其在埋藏过程中经历了复杂的成岩改造作用，导致不同构造带内储层特征存在明显差异，而现今研究没有系统地说明在相近区域东营组储层物性差异大的原因，对于整个西次洼区域成岩响应特征认识不明，极大地增加了勘探风险和难度。结合目前的研究现状，拟分析渤中西次洼东营组储层其储层物性、成岩阶段差异大的具体原因及控制因素。 论文以渤中西次洼古近系东营组碎屑岩储层为研究对象，综合运用扫描电镜、薄片鉴定、流体包裹体、岩石物性分析等技术，研究了渤中西次洼东营组储层的岩石学特征、储集空间及物性特征，划分了渤中西次洼的沉积相类型，开展了储层物性分类评价，确定了储层物性下限，厘清了异常高孔带的发育分布特征，明确了有利储层发育的控制因素。 利用地震资料、测井资料划分了该区沉积相类型，研究区东营组沉积相类型以辫状河三角洲、扇三角洲、湖底扇为主，其中东一段和东二段以辫状河三角洲砂体为主，东三段以扇三角洲砂体为主。 通过镜下观察，区内储层岩石类型为长石砂岩、岩屑质长石砂岩和岩屑长石砂岩。经历了机械压实作用、胶结作用、溶蚀作用等成岩作用，现今主要处于中成岩A1阶段与中成岩A2阶段，部分井区达到中成岩B阶段。孔隙发育类型主要为溶蚀作用形成的次生孔隙。喉道类型主要为中低孔-细喉组合。 东营组储层其异常高孔带发育深度范围为2400 m~3400 m。根据碎屑岩油气评价方法，东营组储层为中-高孔、低-超低渗储层。通过静态法与动态法确定研究区内东营组储层孔隙度下限为15%，渗透率下限为2.1 mD。 研究区内储层受沉积作用、成岩作用等因素的影响，沉积作用从宏观的相类型和微观的沉积物结构特性两个方面控制储层质量，成岩作用从建设性成岩作用和破坏性成岩作用两个方面影响储层物性。东营组辫状河三角洲平原水上分流河道微相为优质储层，粒度、分选、刚性颗粒的含量与储层物性存在较好的相关性；不同的构造带内，储层的埋藏深度相差大，导致成岩作用强度存在差异；通过流体包裹体分析，油水包裹体形成于强烈的成岩作用之后，说明油气充注时间较晚，对于储层物性的改善有限。
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