油气藏评价与开发

地区	斜坡带	断阶带
埋深/m	800~2 200	1 900~3 400	2 500~3 200	3 000~4 300	2 000~2 400	2 250~2 400	2 600~2 700	1 655~2 700
平均孔隙度/%	16.90	13.80	10.90	2.10	10.66	13.60	9.34	18.86

地区	斜坡带	断阶带
埋深/m	800~2 200	1 900~3 400	2 500~3 200	3 000~4 300	2 000~2 400	2 250~2 400	2 600~2 700	1 655~2 700
平均孔隙度/%	16.90	13.80	10.90	2.10	10.66	13.60	9.34	18.86

	原始孔隙度	压实作用	早期胶结作用	交代作用	溶蚀作用	晚期胶结作用
成岩作用后孔隙度/%	37.3	18.8	7.6	8.2	15.4	5.3
平均影响孔隙度/%	无影响	减16.5	减13.2	增0.6	增7.2	减10.1

	原始孔隙度	压实作用	早期胶结作用	交代作用	溶蚀作用	晚期胶结作用
成岩作用后孔隙度/%	37.3	18.8	7.6	8.2	15.4	5.3
平均影响孔隙度/%	无影响	减16.5	减13.2	增0.6	增7.2	减10.1

高邮凹陷阜宁组一段深层异常高孔成因类型及演化模式

李储华

油气藏评价与开发 | 综合研究 2026,16(1): 162-173

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油气藏评价与开发 |综合研究 2026 , 16 (1) : 162 -173

高邮凹陷阜宁组一段深层异常高孔成因类型及演化模式

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李储华（1975—），男，硕士研究生，高级工程师，主要从事石油地质勘探方面的工作。地址：江苏省扬州市文汇西路1号，邮政编码：225009。E-mail： lich.jsyt@sinopec.com

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李储华

作者信息

中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏　　扬州　225009

作者简介:

Genetic types and evolution models of abnormally high porosity in deep field of first member of Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin

CHUHUA LI

Affiliations

Research Institute of Exploration and Development, Sinopec Jiangsu Oilfield Company, Yangzhou, Jiangsu 225009, China

出版时间: 2026-01-26 doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024318

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关键词

苏北盆地 / 高邮凹陷 / 阜宁组一段 / 致密砂岩 / 深部储层 / 异常高孔 / 成因类型 / 孔隙演化模式

Key words

Subei Basin / Gaoyou Sag / first member of Funing Formation / tight sandstone / deep reservoirs / abnormally high porosity / genetic types / pore evolution models

引用本文

李储华. 高邮凹陷阜宁组一段深层异常高孔成因类型及演化模式. 油气藏评价与开发, 2026 , 16 (1) : 162 -173 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024318

CHUHUA LI. Genetic types and evolution models of abnormally high porosity in deep field of first member of Funing Formation, Gaoyou Sag, Subei Basin[J]. Petroleum Reservoir Evaluation and Development, 2026 , 16 (1) : 162 -173 . DOI: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024318

正文

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近年来，随着勘探技术的提高，深部储层在国内外取得较多成果，已逐渐成为新的勘探突破领域，深层是一个相对概念，不同地区存在一定差异。2005年，中国矿产储量委员会根据中国油气勘探实践，将中国东部地区埋深介于3 500~4 500 m的地层称为东部深层，而埋深介于4 500~6 000 m则为西部深层^[1-2]。苏北盆地高邮凹陷与东部其他地区相比，受构造演化等方面的影响，成岩作用更强烈，相同埋深下储层物性更差，一般将深层界定为埋深大于3 000 m的区带。其中，古近系阜宁组一段（阜一段）深部储层主要位于斜坡带内坡及断阶带低台阶（图1a），分布范围较广、勘探程度较低，具有较大勘探潜力，是高邮凹陷勘探拓展的有利阵地。

高邮凹陷是苏北盆地油气富集的主要凹陷之一^[3-5]，位于苏北盆地东台坳陷中部（图1a），阜一段成藏条件有利，是该凹陷6个油气富集层系之一（图1b），截至2023年底，累计发现探明储量占该凹陷探明总量的28%。阜一段已发现油藏主要集中在中浅层，油藏高点埋深一般介于1 000~3 000 m，分布在斜坡带中外坡和断阶带中高台阶，储层物性较好；超过3 000 m油藏发现较少，仅占阜一段探明总量的7.9%，中浅部储层勘探程度整体较高，亟待向深部储层拓展。

钻井等资料表明，储层物性整体较差制约了阜一段深部储层的勘探拓展。部分学者对阜一段储层物性开展过一系列研究，施振飞等^[6]认为其储集空间以次生孔隙为主；戴祉平等^[7]明确了其储层物性受流体性质、流体活动阶段等多因素影响；纪友亮等^[8-9]、陆梅娟等^[10]认为油气充注抑制了晚期碳酸盐岩胶结、保护了储层，对阜一段储层孔隙类型及主控因素进行了深入分析；于雯泉^[11-13]、尹开贵等^[14]把致密砂岩储层类型划分为原生型和次生型两类，并从成藏与储层致密的先后关系分析了储层致密演化的差异性，明确了储层致密化的类型及分布规律。这些研究成果推动了阜一段中浅层的勘探进展，但受深部储层钻井资料较少等方面的限制，缺乏对深层储层物性展布及成因类型的深入研究。

在部分学者研究成果的基础上，利用实测储层物性分析、薄片观察等手段，通过剥去盐城组厚度及划分构造单元等方法，明确了阜一段深部储层异常高孔发育、储集条件良好的“甜点”储层物性区带展布差异特征，在此基础上，开展了不同区带的异常高孔成因类型及演化模式分析，最终优选了深部储层“甜点”储层发育区，为深部储层的拓展勘探提供了依据。

1　区域地质概况

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1.1　成藏基本特征

高邮凹陷阜一段成藏条件有利。平面上，阜一段主要分布在斜坡带和断阶带2个构造单元内，目前已发现油藏主要分布在埋藏较浅、储层物性较好的斜坡带中外坡和断阶带高台阶区带（图1a）。纵向上，高邮凹陷分为上、中、下3个含油气系统，阜一段属于中含油气系统（图1b），发育阜一段砂岩—阜宁组二段（以下简称阜二段）泥岩有利储盖组合，其上覆阜二段为优质烃源岩和盖层；阜一段砂岩储层较发育，其中北部斜坡带以浅水三角洲前缘亚相为主，南部断阶带以扇三角洲前缘亚相为主，深部储层主要处在南北物源交汇处，砂岩占地层厚度的20%~40%，储层条件良好（图2）。阜二段烃源岩生成的油气向下排替进入阜一段储层，沿构造高带及输导断层向斜坡带及断阶带运移，最终，充注到阜一段有利圈闭中聚集成藏。在深部储层，储集物性良好的有效储层是油气成藏的关键。

1.2　储层物性差异性展布

研究主要对储层物性进行分析，阜一段孔隙类型以次生孔隙为主，含少量原生孔隙、微裂缝^[6-12]，孔隙度介于2.10%~18.86%，为中低孔—特低孔储层，其中，深部储层孔隙度介于2.10%~13.60%，为低孔—特低孔储层，储层物性较差。纵向上，孔隙度随埋深增大而降低，并受溶蚀作用、地层异常高压等因素影响，在一定埋深范围产生异常高孔发育段（图3），渗透率随埋深也有类似变化规律。

虽然高邮凹陷阜一段储层基本符合孔隙演化一般规律，即孔隙度随埋深增大而降低，但在一定埋深出现异常高孔发育段使其储层物性与现今埋深关系复杂、不清晰。一方面从区域上看，斜坡带及断阶带的储层物性与现今埋深的关系存在差异，其异常高孔的埋深不同，斜坡带约2 650 m，而断阶带约2 150 m；另一方面从各地区来看，现今埋深相近的地区，储层孔隙度差异较大，如断阶带方巷和许庄地区；孔隙度相近的地区，其现今埋深相差较大，如斜坡带花瓦地区和断阶带方巷地区，孔隙度约10%，但埋深相差了500~800 m（表1），反映出阜一段储层物性控制因素多样、分布规律复杂。

受高邮凹陷多期强烈构造活动、剥蚀沉降差异的影响，不同地区异常高孔发育的埋深存在差异。分析认为最大埋深对异常高孔的影响作用较大，而不同地区最大埋深与现今埋深的差值变化较大，需要消除埋深差值因素的影响。

构造演化分析表明：晚白垩世以来，研究区经历了多期构造运动，其中仪征运动事件奠定了晚白垩世—新生代盆地的基底，之后又经历了吴堡、三垛等2次较大的构造运动事件，将高邮凹陷的构造演化分为断坳、断陷、坳陷3个主要演化阶段^[15-16]，分别形成了下构造层、中构造层和上构造层（图1b）。多期构造运动对构造格局、储层物性等造成重要影响，其中断坳、断陷演化阶段，凹陷持续沉降，断陷阶段末期凹陷埋深最大，是压实成岩作用的关键埋深，对储层物性影响较大。坳陷阶段早期遭受了强烈抬升剥蚀，之后再发生盐城组及之后地层的沉降，在凹陷大部分地区盐城组及之后地层厚度小于剥蚀厚度，但不同地区的剥蚀及沉降厚度存在明显差异，造成了阜一段现今埋深与储层物性的整体关系不清晰，不能反映最大埋深与储层物性的变化关系，需要分区带开展埋深与储层物性的研究。

部分学者认为阜一段最大埋深是现今埋深剥去盐城组埋深加上坳陷阶段剥蚀的厚度，不同构造单元剥蚀量存在明显差异，其中斜坡带构造相对稳定，剥蚀量相对较小；断阶带构造活动强烈，剥蚀量相对较大且单井的剥蚀量恢复难度大，而各构造单元内部剥蚀量大致相当。因此，研究将高邮凹陷分为斜坡带和断阶带两个区带，并用剥去盐城组的埋深代替最大埋深开展物性与埋深关系分析^[17-22]。

纵向上，从分斜坡带、断阶带建立的阜一段储层孔隙度与剥去盐城组的埋深关系来看（图4）：储层孔隙度整体随埋深增大而递减，但不同区带阜一段储层孔隙度的纵向分布存在明显差异。斜坡带发育2个异常高孔发育段，在埋深较小的中外坡，储层物性随埋深增大而递减，到平均孔隙度最低约14%、对应剥去盐城组的埋深约1 200 m后孔隙度不减反增，出现第一个异常高孔发育段，其峰值平均孔隙度达16%，对应剥去盐城组的埋深约为1 400 m之后孔隙度下降；当孔隙度降到9%后孔隙度又增大，出现第二个异常高孔发育段，其峰值平均孔隙度达11%，对应剥去盐城组的埋深约为2 000 m，第二个异常高孔发育段主要分布在阜一段深部储层。而断阶带只有1个异常高孔发育段，其峰值平均孔隙度达15%，对应剥去盐城组的埋深约为1 400 m，肖刘庄等断阶带低台阶地区属于深部储层。

平面上，斜坡带形成了2个异常高孔发育带，而断阶带只有1个异常高孔发育带，异常高孔的区带差异表明其成因类型存在差异（图5）。斜坡带中外坡异常高孔发育带整体埋深较浅，东部局部地区处在深层储层，对应第一个异常高孔发育段；内坡异常高孔发育带对应第二个异常高孔发育段，整体埋藏较深，主要处在阜一段深部储层。断阶带异常高孔发育带对应断阶带异常高孔发育段，低台阶属于深部储层^[23-25]。

2　阜一段深层异常高孔成因类型

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2.1　储层物性控制因素分析

部分学者的研究证实，高邮凹陷阜一段储层物性受沉积微相类型，压实、胶结、溶蚀等成岩作用，地层异常压力等多种因素共同控制^[26]。沉积微相控制着碎屑岩原始的组分、结构特征，研究结果表明：水下分流河道、河口坝等是形成异常高孔有利的微相类型，其砂体展布控制着异常高孔的平面展布，纵向上，不同埋深的成岩作用是影响异常高孔发育的主要因素。根据不同成岩作用的镜下统计结果，并通过“反演回剥法”及定量校正计算出孔隙度^[27-31]，获得原始孔隙度及各种成岩作用前后的孔隙度变化值，从而明确了高邮凹陷阜一段深层储层成岩作用对孔隙的影响（表2）。在地层常压区，早晚两期胶结共造成平均23.3%的孔隙损失，压实作用也造成了平均16.5%的孔隙损失，是孔隙损失主要的两类作用；溶蚀作用则平均提高了7.2%的孔隙度，是深层储层异常高孔发育、“甜点”储层形成的主要成岩作用。在地层异常高压区，成岩作用同样经历了压实、早期胶结、溶蚀、交代及晚期胶结等成岩作用，同时，地层异常高压对储层物性具有保护作用，成岩演化阶段整体较晚，对比来看，次生孔隙发育带比常压区深了约600 m，异常高压带孔隙度平均提高了7%，表明地层异常高压也是深部储层异常高孔发育的关键因素。

通过对储层物性控制因素分析，认为异常高孔的成因类型主要受溶蚀成岩作用及地层异常高压控制。其中，溶蚀作用主要与烃源岩热解生烃排烃阶段形成的酸性环境有关，往往伴随着油气充注^[10]，因此，根据控制异常高孔关键因素的差异，将异常高孔成因分为油气伴生型和异常高压型。

2.2　异常高孔成因类型

2.2.1　油气伴生型

受多期构造运动的影响，阜一段流体活动具有多期性，经历了碱性-酸性-碱性-酸性-碱性五期不同性质流体的交替活动^[7]。其中两期酸性流体与油气充注关系密切，并导致了碳酸盐、长石等矿物的溶蚀^[3-11]。从FSX1井单井埋藏史、烃源岩成烃史及油气成藏期次来看（图6）：阜一段油气充注主要分为2期，第一期油气充注时间为戴南组沉积期，FSX1井检测到包裹体均一温度为80~95 ℃；第二期油气充注时间为垛一段沉积末期到垛二段沉积早期，该区成熟度较高，是油气成藏主期次，FSX1井检测到包裹体均一温度介于125~135 °C。两期油气充注带来了酸性流体，对储层形成溶蚀孔起到关键作用，为储层改善奠定了基础。

从成岩演化看，阜一段早期发生中等程度的压实及胶结作用（图7d、图8a），阴极发光下早期碳酸盐胶结物颜色以亮黄色为主（图8d）并伴随轻微发生石英次生加大现象。烃源岩热解生烃排烃阶段提供了溶蚀作用所需要的酸性流体并伴随油气充注，在酸性流体作用下，碳酸盐胶结物、长石等不稳定组分发生溶蚀，从而增大储层孔隙，如在韦庄地区W5-44井取心证实，早期油气充注段孔隙发育、而紧邻的没有油气充注段碳酸盐胶结明显，表明早期油气充注有利于保护孔隙、抑制胶结（图7）^[10]。同时，有机酸伴随着油气充注进入圈闭形成油藏后，有效抑制碳酸盐晶体的生长^[8-13]，保护了孔隙，储层物性较好，如WX4井3 168.8 m附近伴随着油气充注形成有效储层并富集成藏，伴随着油气充注的有机酸对异常高孔形成作用明显，溶蚀作用较强烈，粒内溶孔、粒间溶孔较发育，局部发育原生粒间孔（图8）；而未形成油藏的储层，早期的碳酸盐胶结物溶蚀现象不明显，并随着碱性流体的替换，孔隙发生碳酸盐胶结，物性再次变差，如HX40井3 930.07 m部分孔隙发生碳酸盐胶结（图8a）。

研究结果表明：伴随着油气充注的酸性环境有利于形成并保护次生孔隙，是第一个异常高孔发育段形成的关键因素，是目前油气发现的主要异常高孔成因类型。

2.2.2　异常高压型

钻井资料证实，高邮凹陷阜一段砂岩储层整体以常压为主，但受埋深较大的斜坡带内坡阜二段烃源岩生烃增压能力强、泥岩盖层保存好等方面的影响^[32-34]，在斜坡带内坡发育异常高压，压力系数可达到1.30，主要分布在花庄、瓦庄地区和沙埝、发财庄南部地区。

FSX1等井的油气成藏史证实：油气多期充注一方面为早期孔隙保存提供了酸性流体条件；另一方面主成藏期烃源岩大量生烃为孔隙保存提供了异常高压条件；阜二段烃源岩产生的异常高压为生排烃的提供了动力，有助于油气等酸性流体进入阜一段储层，并促使阜一段储层产生大量粒内或粒间溶蚀孔隙。同时，储层的异常高压能够支撑部分上覆岩体的荷重，减缓了埋深对储层的压实、压溶作用^[29]，使颗粒仍保持点-线接触，减缓或抑制了胶结交代等成岩作用。如沙埝南部地区SX51井受地层异常高压的影响，在埋深近2 850 m处阴极发光下方解石颜色略微变暗，以橘黄色为主（图8e），表明碳酸盐胶结作用相对较晚。异常高压减缓或抑制了压实、胶结等成岩作用，并伴随着油气充注后形成油藏，发生长石、碳酸盐等溶蚀作用，在一定埋深范围内，储层形成异常高孔，如HX33井，在3 287.23 m处压力系数为1.34，地层明显异常高压，油气显示为油斑，溶蚀现象明显，次生孔隙较发育（图9a、图9d、图9e）；正常地层压力的相似埋深下，随着孔隙容易被压实而减小，孔隙少、联通性差；即使在异常高压区，若之后继续沉降，随着压实作用的加强，遭受晚期含铁碳酸盐胶结等成岩作用，方解石呈粒状，阴极发光下颜色进一步变暗，以橙红、橙黄色为主（图8f），超过异常高压的支撑则可能形成致密岩（图9b、图9f）。

研究结果表明：异常高压是该类型异常高孔的关键控制因素，能够在一定埋深保护次生孔隙形成有效储层，是深部储层异常高孔发育的主要类型。

3　阜一段深层孔隙演化模式

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3.1　成岩演化规律

高邮凹陷阜一段储层经历了压实、胶结、交代、溶蚀等成岩作用，在成岩演化早期阶段，随着埋深增大，压实、早期碳酸盐胶结等作用明显，造成了原生孔隙大量损失，该阶段处在早成岩B期。随着埋深增大和生烃过程的差异，孔隙成岩演化发生分化，在斜坡带中外坡及断阶带等远离成熟烃源岩的常压地区，由于储层埋深较浅，物性相对较好，油气能够伴随着酸性流体在常压条件下充注到储层，促进了长石、碳酸盐胶结物等溶蚀，形成了大量异常高孔并得以较好保存，该阶段大致处在晚成岩A1期；随着埋深的增加，储层物性条件变差，逐渐向晚成岩A2、B期演化；而斜坡带内坡等烃源岩成熟区，地层压力逐渐向异常高压过渡，生烃增压形成地层异常高压区，减缓了压实、胶结等成岩作用进一步发生，油气充注带来的酸性流体注入储层，同样促进了碳酸盐胶结物、长石等溶蚀，从而形成大量异常高孔并得以较好保存，该阶段大致处在晚成岩A2期；随着埋深的增加，储层物性条件变差，该阶段大致处在晚成岩B期（图10）。

3.2　成岩演化模式

在此基础上，建立了两种异常高孔演化模式：油气伴生溶孔保孔模式和油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式。

3.2.1　油气伴生溶孔保孔模式

异常高孔演化模式形成的异常高孔发育段主要受溶蚀作用影响，不同地区的溶蚀作用也存在差异。斜坡带中外坡，伴随着油气充注的酸性溶蚀是形成异常高孔的主要因素，由此建立了油气伴生溶孔保孔模式。该模式孔隙早期埋深较大，发生中等程度的压实及胶结作用（图10a），三垛组沉积末期遭受抬升剥蚀，此时烃源岩热解生烃排烃生成大量有机酸，并伴随油气充注，发生中强程度的酸性溶蚀，形成异常高孔，油气聚集成藏，油气持续保护的孔隙减缓了胶结等作用，异常高孔保存相对完好而没有受到油气充注保护的孔隙随着埋深增大则发生铁方解石胶结等作用，孔隙被再次充填致密（图10a、图8b），在斜坡带中坡形成了第一个异常高孔发育段，孔隙度介于14%~16%，主要分布在断裂带中—高台阶、斜坡带中坡及西部地层压力正常的储层。该模式整体处在中浅层储层，在断阶带局部地区如肖刘庄等深部储层也有存在。

3.2.2　油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式

在斜坡带内坡，伴随油气充注的有机酸溶蚀作用和异常高压共同作用是深层储层物性改善的主控因素，建立了油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式，主要分布在斜坡带内坡异常高压发育区，是深层储层异常高孔发育的主要模式。该模式早期埋深大，岩石发生中强压实、中强胶结作用，孔隙减少；三垛组末期斜坡带内坡烃源岩生烃增压强烈，排替不畅，形成异常高压（图10b）。一方面，异常高压有助于烃源岩热解生排烃形成的有机酸及油气充注到储层中，促进了储层发生溶蚀作用，形成异常高孔；另一方面，异常高压减缓了压实等作用，同时，油气充注形成油藏，抑制了胶结交代等成岩作用，受异常高压、有机酸及油气充注的共同作用，有效保护了异常高孔，形成较好储层物性。该模式在斜坡带内坡形成了第二个异常高孔发育段，对应剥去盐城组的斜坡带埋深介于1 800~2 200 m，孔隙度介于9%~11%，随着埋深的继续增大，压实和胶结作用增强，则孔隙可能被再次破坏，储层致密（图10b、图9a）。

4　深层“甜点”储层优选

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油气伴生溶孔保孔模式形成了良好储层，已发现多个油藏，主要分布在中浅层及断阶带局部深部储层；油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式是深层改善储层、形成异常高孔的演化模式，目前发现油藏较少，是深部储层拓展重点寻找的异常高孔发育模式。

利用实测储层物性绘制阜一段储层物性分布，结合储层物性与剥去盐城组埋深关系分别确定斜坡带和断阶带异常高孔发育带对应的孔隙，明确异常高孔发育带的大致分布范围（图11）。两类演化模式形成的异常高孔发育带存在间隔带，表明储层发育区不相邻，需要越过间隔带，在更深的区带寻找储集条件良好的“甜点”储层。

演化模式分析认为，有助于有机酸流体及油气输导充注的构造高带与地层异常高压叠合区是深部储层异常高孔发育的有利区带。在此基础上，开展圈闭落实、圈闭输导、保存条件等成藏有效性分析，寻找油气成藏的有效圈闭，深层“甜点”储层发育区带内的有效圈闭有利于有机酸流体及油气充注并成藏，能够形成并保护异常高孔。因此，深层构造高带与地层异常高压叠合区内的有效圈闭是“甜点”储层发育的有利位置，是阜一段深部储层的重要勘探对象。

5　结论

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1）通过对盐城组埋深与储层物性影响关系的分析，明确了不同区带阜一段储层物性的分布特征存在明显差异，其中斜坡带发育2个异常高孔发育段，而断阶带则只发育1个异常高孔发育段。

2）伴随油气充注的有机酸溶蚀作用、地层异常高压是阜一段改善储集空间的关键因素。根据关键因素的差异，将异常高孔分为油气伴生型和异常高压型两种类型，其中异常高压型是深部储层的主要类型。

3）根据各控制因素在不同区带、不同深度的差异作用，建立了阜一段两种孔隙演化模式，其中中浅层储层为油气伴生溶孔保孔模式，深层储层为油气伴生与异常高压叠合溶孔保孔模式。

4）在确定异常高孔及“甜点”储层发育区基础上，通过圈闭落实、输导、保存条件等成藏有效性分析，指出了构造高带与地层异常高压叠合区内的有效圈闭是 “甜点”储层发育的有利位置，是阜一段深部储层的重要勘探对象。

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参考文献引证文献

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2026年第16卷第1期

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文章信息

doi: 10.13809/j.cnki.cn32-1825/te.2024318

接收时间：2024-09-02
首发时间：2026-10-30
出版时间：2026-01-26

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收稿日期：2024-09-02

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中国石化江苏油田分公司勘探开发研究院，江苏　　扬州　225009

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2种不同金属材料的力学参数

科 Family	属数 Number of genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)	属 Genus	种数 Number of species	占总种数比例 Percentage of total species (%)
鹅膏菌科Amanitaceae	2	11	5.26	鹅膏菌属 Amanita	10	4.78
小菇科 Mycenaceae	2	12	5.74	丝盖伞属 Inocybe	5	2.39
多孔菌科 Polyporaceae	8	14	6.70	蜡蘑属 Laccaria	5	2.39
红菇科 Russulaceae	3	23	11.00	小皮伞属 Marasmius	6	2.87
				小菇属 Mycena	11	5.26
				光柄菇属 Pluteus	5	2.39
				红菇属 Russula	17	8.13
				栓菌属 Trametes	5	2.39

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地区	斜坡带				断阶带
地区	韦码地区	沙埝地区	花瓦地区	斜坡带内坡	方巷地区	许庄地区	小纪地区	陈堡地区
埋深/m	800~2 200	1 900~3 400	2 500~3 200	3 000~4 300	2 000~2 400	2 250~2 400	2 600~2 700	1 655~2 700
平均孔隙度/%	16.90	13.80	10.90	2.10	10.66	13.60	9.34	18.86