随着各大油气田勘探与开发难度的增加,优化勘探部署,降低勘探风险,避免“高投入,低回报”成了亟待解决的科学问题,人们更迫切地需要了解渗透率的时空展布。北部湾盆地涠西南凹陷涠洲12-X油田为典型陆相复杂断块油田,主要发育辫状河三角洲前缘水下分流河道,储层非均质性较强。涠洲12-X油田中块3、4井区在沉积环境相近的情况下,储层孔隙度相近,而渗透率差异大。本文通过岩心常规物性分析、薄片镜下鉴定、扫描电镜、粘土X衍射及激光粒度分析等相关资料,研究了涠西南凹陷涠洲12-X油田古近系渐新统涠洲组三段砂岩储层的基本特征,分析了砂岩储层渗透率的控制因素,探讨了涠洲12-X油田古近系渐新统涠洲组三段异常高渗带的分布、类型和成因机制,定量模拟了古近系渐新统涠洲组三段砂岩储层成岩指数的时空展布,建立了钻前储层渗透率预测模型,预测了涠洲12-X油田古近系渐新统涠洲组三段砂岩储层平面渗透率的分布,刻画了涠洲12-X油田古近系渐新统涠洲组三段砂岩储层异常高渗带的分布。结果表明,（1）涠西南凹陷涠洲12-X油田涠洲组三段砂岩储层以岩屑石英砂岩和长石岩屑砂岩为主,颗粒粒度较细,分选中等,多呈次圆—次棱状;储层平均孔喉在5.00μm～10.00μm之间,孔喉类型为较细喉-细喉;砂岩储层各油组的孔隙度和渗透率存在明显差异。（2）涠洲组三段砂岩储层主要以点-线和线-点接触为主,总体处于中等压实强度;在给定岩相的情况下,砂岩储层自生高岭石与孔隙度和渗透率呈正相关、包膜或衬里绿泥石与孔隙度和渗透率呈正相关、孔隙充填式绿泥石与孔隙度和渗透率呈负相关、自生伊利石与孔隙度和渗透率呈负相关;涠洲组三段砂岩储层酸碱性成岩环境交替,处于以溶蚀作用为主导的阶段—A1~1-A2~1成岩微期。（3）纵向上发育3个异常高渗带,其深度范围分别为2300m～2400m、2420m～2580m、2650m～2900m,对应的成岩阶段分别为A1~1微期、A1~2微期、A2~1微期;受碎屑颗粒结构、溶蚀作用及早期油气侵位等因素的影响,研究区主要存在2种异常高渗带类型和2种成因机制:分别为沉积-成岩型和成岩型异常高渗带及增渗型和保渗型成因机制。（4）研究区内,粘土矿物对储层渗透率具有较大影响,可用粘土因子β定量表征,当β=0.4时,涠洲组三段砂岩储层渗透率预测误差最小;新的砂岩储层渗透率预测模型在北部湾盆地涠西南凹陷涠洲12-X油田砂岩储层渗透率预测的应用中取得了良好的效果,渗透率预测值绝对误差在0.01×10-3μm~2～192.65×10-3μm~2之间变化,平均值为38.6×10-3μm~2;相对误差在0.00～1.00之间变化,平均值为0.33;其中,涠西南凹陷涠洲12-X油田涠洲组三段油气主要分布在异常高渗带内,且多级异常高渗带存在时,油气总是优先分布于高级异常高渗带内。