随着油气勘探向具有更复杂环境的盆地更深层发展,认识高温和高压对储层品质和岩石性质的影响就变得更加重要.北海中部Skagerrak组的河道砂岩储层表现出与埋深(>海床下3500m)不匹配的异常高的孔隙度和渗透率.尽管Skagerrak组存在复杂的沉积环境、成岩史、强超压和高温,但是现在该地层正在产出油气.本研究中介绍的Skagerrak组现今处于最大埋深,具有大于40 MPa的超压和最高约185℃的温度.为了确定砂岩储层中高温高压的作用,我们使用了包括岩石学、流体包裹体和埋藏史模拟的多学科方法进行研究.研究结论认为,这些油田浅部埋藏阶段时产生的超压抑制了机械压实,同时最大限度地抑制了压溶作用的发生,证据为较低的石英胶结程度.在石英次生加大中发现的流体包裹体表明石英胶结物在晚埋藏阶段形成,储层温度为130℃-170℃,这与其(晚埋阶段)埋深一致.在石英胶结作用之后发生烃类物质充注,对孔隙度保持影响很小到无影响.在埋藏过程中形成的晶形良好的自生绿泥石(单个油田所有样本具有包壳颗粒所占比例的平均值>70%)以及含量较低的伊利石粘土颗粒包壳对孔隙度保持有积极作用,尽管在富含伊利石的砂岩中渗透率略微受到影响.本文建立了一个孔隙度与石英胶结物含量模型,该模型考虑了Heron油田群储层品质的钻前预测,并可为其它复杂的高温高压油藏研究提供参考.