Las condiciones de acumulación de petróleo y gas en la depresión profunda de Santan de la cuenca de la plataforma continental del Mar de China Oriental son relativamente buenas; se han descubierto varias estructuras como Y, Q, G, con abundantes recursos de petróleo y gas. El factor clave para la acumulación es el reservorio, pero la zona de estudio experimentó un enterramiento profundo temprano, lo que causó desviaciones generales en las propiedades físicas; el área de desarrollo del reservorio "sweet spot" no está clara, limitando el proceso de exploración de petróleo y gas en capas medias y profundas. Para buscar áreas de reservorios de alta calidad y escala, basado en láminas delgadas de roca, difracción de rayos X y propiedades físicas, a través de la comparación de la sedimentación, la estructura microporosa y las diferencias en la evolución diagénica de los reservorios en las partes sur, central y norte de la depresión profunda de Santan, se obtienen dos comprensiones: ① En características y diagénesis de los reservorios, la zona de estudio tiene principalmente reservorios de baja porosidad y baja permeabilidad – porosidad y permeabilidad ultra bajas – reservorios compactos, la evolución del reservorio está en la etapa diagénica B media; los poros secundarios de disolución son el principal tipo de espacio de almacenamiento, la película de clorita y la disolución son procesos diagénicos constructivos. ② En diferencias de propiedades del reservorio, influenciadas por la fuente, la diagénesis y el gradiente geotérmico, se generan diferentes profundidades del límite superior del reservorio compacto en el sur y norte de la depresión; en el sur, profundidad de 4000 m, temperatura de 140 ℃; en centro/norte, profundidad de 4700 m, temperatura de 160 ℃. La formación Pinghu ha experimentado una cementación carbonatada más fuerte, menor compactación y una mayor disolución que la formación Huagang, desarrollando más reservorios de alta calidad en la sección convencional, mientras que la sección compacta está controlada por el efecto de supresión diagénica de la sobrepresión interna de la fuente, desarrollando reservorios efectivos. Basándose en este conocimiento, se propone un modelo de desarrollo de reservorio de alta calidad controlado principalmente por "facies de grano grueso, cuerpo arenoso de canal principal, sobrepresión interna de la fuente", el cual tiene una importante guía para buscar yaceres de petróleo y gas de escala media y profunda en la depresión profunda de Santan.

cuenca de la plataforma continental del Mar de China Oriental; depresión de Santan; depresión profunda de Santan; reservorios compactos; estructura porosa; evolución diagénica de reservorios; modelo de desarrollo de reservorios de alta calidad