第84卷 第2期2010年2月 地 质 学 报 AC TA GEOLO GICA SIN ICA Vol.
84 No.2
Feb. 2010
注:本文为国家“863”计划课题(编号2007AA06Z210)、国家自然科学基金(编号40772082)、山东省自然科学基金(编号Y2008E25)、中国石油天然气集团公司石油科技中青年创新基金(编号07E1018)资助成果。收稿日期:2009202208;改回日期:2009207201;责任编辑:周健。
作者简介:任拥军,男,1968年生。副教授,从事油气地球化学研究工作。Email :renzhwu @https://www.doczj.com/doc/031883935.html, 。
东营凹陷民丰洼陷深部天然气储层酸性
溶蚀作用的流体包裹体证据
任拥军,陈勇
中国石油大学(华东)地球资源与信息学院,山东青岛,266555
内容提要:通过对东营凹陷民丰洼陷深部天然气储层岩芯描述、薄片观察、流体包裹体显微观察和拉曼光谱分析,讨论了民丰洼陷深部天然气储层的酸性溶蚀类型,描述了流体包裹体的岩相学特征和成分。实验分析表明,酸性溶蚀作用是东营凹陷民丰洼陷深部天然气储层次生孔隙形成的重要机制之一,碳酸盐、长石和岩屑的溶蚀现象较明显,石英溶蚀主要发生在颗粒边缘。储层包裹体成分分析结果显示,包裹体中CO 2的含量与储层物孔隙度和渗透率呈正相关性,与储层碳酸盐含量呈负相关性。包裹体中烃类流体与CO 2流体共存,证实天然气成藏过程中存在酸性流体。CO 2对碳酸盐等胶结物的溶蚀作用使得储层次生孔隙发育,促进了民丰洼陷的天然气成藏。同时,包裹体中的不饱和烃类物质为民丰洼陷热解成因天然气成因给出了直接证据。本次研究为东营凹陷民丰洼陷深部储层的酸性溶蚀作用给出了证据,研究结果暗示酸性溶蚀作用形成的次生孔隙发育带在未来东部深层勘探中应当受到重视。
关键词:储层;酸性溶蚀;流体包裹体;拉曼光谱;东营凹陷
酸性溶蚀作用是储层次生孔隙发育的重要机制
之一,国内外已有众多学者进行报道和探讨(Carol ,1990;Paula et al.,1992;Ezat et al.,2002;K atz et al.,2006;王勇等,2008)。有关济阳坳陷深部储层酸性溶
蚀作用的研究已有报道(钱铮等,1994;蔡进功等,
2002;朱筱敏等,2007)。钱铮等(1994)对济阳坳陷深层天然气储层研究认为存在某种流体作用使得储层发生溶蚀作用,从而增大了储集空间。蔡进功等(2002)、李军亮(2007)对济阳坳陷深部储层研究都指出了酸性流体溶蚀作用的存在。作为济阳坳陷次级构造单元的东营凹陷,其深部储层的酸性溶蚀作用已被广泛重视,并有不少学者对其机制作了探讨(袁静等,2001;袁静,2003;钟大康等,2003),但很少见到报道酸性流体存在的直接证据。研究深部储层主要储集空间类型及其形成机理,解释储层形成和油气成藏的有利成岩环境,可以为寻找有利储层物性的成岩相带以及勘探、开发提供有力理论依据。由于流体包裹体可以记录沉积岩的成岩条件,通过对储层包裹体分析可以了解有关储层成岩成藏的流体性质。本文采用激光拉曼光谱技术对东营凹陷民丰洼陷深层天然气储层包裹体成分进行了分析,研究结果为该区深部
储层酸性溶蚀作用提供了直接证据,并讨论了酸性流体对储层成岩成藏的影响。
1 储层岩石学特征
东营凹陷深层产气井主要位于民丰洼陷,民丰洼陷位于东营凹陷东北部,是东营凹陷的4个次级洼陷之一。通过11口井的岩芯观察获知:东营凹陷民丰地区天然气储集层为含砾砂岩、砂岩、少量砾岩及砂泥互层,岩石类型主要为杂基含量较高的含细砾中粗砂岩和砂岩,砂泥互层比较致密,储集物性很差。多套厚层的膏盐岩或膏泥岩作为良好的盖层。砾岩成分复杂,大小不均,分选、磨圆极差,表现双模态或复模态。砂砾岩成分和结构成熟度都很低,反映了砂砾岩体近距离搬运、快速沉积的特点。研究区岩石类型中含砾砂岩所占比例较大,其次是砂岩和砾岩,泥岩和粉砂岩含量最少。大量薄片观察和统计结果表明,民丰地区砂岩分选较差,差—中等,磨圆中等,以次圆状—次棱角状居多。碳酸盐胶结物含量普遍较高,约大于15%,高者可达50%以上,主要是方解石和铁方解石、白云石等碳酸盐胶结物,还有少量硅质胶结物为石英次生加大。碳酸盐含量较高的岩石主要为嵌
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晶式胶结或基底式胶结,含量较低的为孔隙式胶结。大多是颗粒支撑,少量是杂基支撑。2 储层岩石溶蚀现象
研究区储层岩石溶蚀现象比较普遍,大多数在显微镜下可见,有的需要借助于扫描电镜才可以观察到,如图1所示。溶蚀现象主要包括:①稳定组分石英出现溶蚀的港湾状边缘,颗粒之间发育大量的贴粒缝,如图1A 和B ;②长石颗粒内部沿双晶纹和解理缝发生溶解形成粒内溶孔,边缘发生溶蚀形成贴粒缝,如图1C ;③颗粒间碳酸盐胶结物和内碎屑发生溶解,即去胶结作用,反映了地层水性质变化,如图1D
。
图1 民丰洼陷深部储层中的溶解现象
Fig.1 Dissolution phenomena in deep reservoirs in Minfeng sag
A —石英溶蚀现象;
B —颗粒间的贴粒缝;
C —长石颗粒内部溶蚀现象;
D —碳酸盐岩胶结物溶蚀现象A —Phenomena of quartz dissolution ;B —cling gap between grains ;C —phenomena of feldspar dissolution ;
D —phenomena of carbonate cement dissolution
3 储层包裹体特征
本次研究样品均来自东营凹陷的民丰洼陷沙河街组四段下亚段储层,实验中主要选择了砂岩中石英矿物中的成岩流体包裹体作为分析研究对象,通过共生两相盐水包裹体的均一温度验证了该类包裹
体非原生,其均一温度在埋藏史温度范围内(将有另
文报道)。流体包裹体主要分布在石英颗粒的微裂隙和次生加大边中,个别在硅质胶结物中,以盐水包裹体为主,在部分样品中可见油2气2水共生流体包裹体,如图2所示。盐水包裹体(包括含烃盐水包裹体)是最常见的包裹体类型,相态上表现为纯液相包裹体(较少)、气液两相包裹体(较多);包裹体形状多样,以近圆、椭圆、长条、不规则状为主,有少量的矩形和三角形,在镜下一般为无色。包裹体的大小主要在2～7μm ,个别的长度达到25μm ,气液比主要在1%～5%之间。烃类包裹体相对较少,它们一般呈褐色或棕黑色,体积不大,与同期水溶液包裹体大小相当,多数在3～5μm ,基本上都为气态烃类包裹体,个别含有沥青。
4 储层包裹体成分分析
激光拉曼光谱技术是目前流体包裹体成分分析有效方法之一,本文采用拉曼光谱技术对民丰洼陷深部储层的部分成岩流体包裹体成分进行了分析,分析
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第2期任拥军等:
东营凹陷民丰洼陷深部天然气储层酸性溶蚀作用的流体包裹体证据图2 民丰洼陷储层流体包裹体照片
Fig.2 Photos of fluid inclusions in reservoirs of Minfeng sag
实验在南京大学内生金属矿床成矿机制研究国家重
点实验室完成,实验环境温度为25℃,每次信号积分时间为30s ,重复累加3次,分析数据计算结果如表1所示。分析结果显示,大多数产气层位的包裹体都含有CO 2气体,而非产气层位一般不含CO 2或者含量较低,这暗示CO 2流体与天然气成藏有着密切的关系。对民丰地区包裹体中CO 2含量相对样品深度的变化关系作图(图3)。由图3可以看出,在3900～4350m 之间,随深度增大CO 2含量增加;而在4400～4700m CO 2含量陡然变小,4800～4900m CO 2含量又随深度增大而增加。CO 2含量的分段现象反应了储层的不均一性特征。由表1分析结果,我们可以初步根据CO 2的含量预测有利储层的分布情况,即CO 2含量出现极大值的层位对应最有利的储层。
5 酸性溶蚀作用与天然气成藏
气相烃类包裹体拉曼光谱特征显示,烃类流体
与二氧化碳流体共存,如图4所示,1389.7cm -1和1286.3cm -1处的拉曼峰是CO 2
的费米共振双峰拉
图3 民丰洼陷包裹体中CO 2含量随深度变化的关系图
Fig.3 The relationship between the content of carbon dioxide in inclusions and depth in Minfeng sag
曼光谱信号(Rosso et al.,1995),2254cm -1代表了不饱和烃类(C ≡C 2C ≡C )的碳骨架振动,2900～3000cm -1附近的波带是烃类物质C 2H 键振动的拉曼光谱信号(朱自莹等,1998)。已有研究报道民丰
洼陷天然气为裂解油型气(王秀红等,2008;冯伟光,2008),包裹体中不饱和烃的存在说明油气发生了裂
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表1 民丰洼陷储层包裹体成分分析结果
T able 1 Composition of fluid inclusions in reservoirs of Minfeng sag 包裹体编号
相对摩尔百分含量(%)
样品特征CO 2CH 4C 2H 6H 2O 合计
井号
深度(m )
层位岩性是否气层
RM 2013210.610.310.0099.08100.00丰深13915E s
4上深灰色砂质泥岩否RM 2
0310.000.030.0099.97100.00丰深14323.2E s 4下
深灰色细砂岩是RM 2034 1.320.000.0098.68100.00丰深14323.2E s
4下深灰色细砂岩是RM 20360.170.120.0099.71100.00丰深14323.2E s 4下
深灰色细砂岩是RM 20370.220.030.0099.76100.00丰深14323.2E s 4下
深灰色细砂岩是RM 205220.050.000.0099.95100.00丰深13761.7E s
4上深灰色泥岩否RM 20524W 0.000.050.0099.95100.00丰深13761.7E s 4上
深灰色泥岩否RM 206220.160.000.0099.84100.00丰深14350E s
4下深灰色砾状砂岩否RM 206240.000.060.0399.91100.00丰深14350E s 4下
深灰色砾状砂岩否RM 207210.340.130.0099.53100.00丰深14322.5E s
4下深灰色含砾砂岩是RM 211240.000.090.0099.91100.00丰深14495E s 4下
深灰色中砾岩否RM 208210.110.030.0099.86100.00丰深34785.3E s
4下灰色砾岩是RM 208230.000.070.0099.93100.00丰深34785.3E s 4下
灰色砾岩是RM 209210.830.000.0099.17100.00丰深34867.5E s
4下含砾泥质粗砂岩是RM 209220.000.050.0099.95100.00丰深34867.5E s 4下
含砾泥质粗砂岩是RM 209240.190.120.0099.70100.00丰深34867.5E s
4下含砾泥质粗砂岩是RM 21010.200.050.0099.76100.00丰84181.6E s 4下
泥质粉砂岩是RM 2101210.170.060.0099.77100.00丰84181.6E s
4下泥质粉砂岩是RM 210124
1.07
0.00
0.00
98.93
100.00丰8
4181.6
E s 4下
泥质粉砂岩是
图4 民丰洼陷气相烃类包裹体的拉曼光谱
Fig.4 Raman spectra of gas hydrocarbon
2bearing inclusion in Minfeng sag
解反应,由于裂解过程缺氢,容易形成不饱和烃,这
为民丰地区天然气的成因提供了重要证据,而CO 2气体的出现暗示天然气成藏过程中有酸性流体存在。对储层岩石薄片观察发现,产气层岩石样品中存在碳酸盐胶结物,但是含量较少,而且可见明显的溶蚀现象。以丰深1井为例,丰深1井储层的孔隙度、水平渗透率与包裹体中CO 2含量相对深度的变化如图5所示。由图5可以看出孔隙度、渗透率与包裹体中CO 2含量之间有着很好的正相关性,说明CO 2流体对改善研究区储层物性是有利的。丰深1
图5 民丰洼陷丰深1井储层物性参数
与包裹体中CO 2含量关系图
Fig.5 The relationship between physical parameters of
reservoirs and content of CO 2of inclusions
in well Fengshen 1in Minfeng sag
井储层碳酸盐含量、孔隙度和总面孔率随深度的关系如图6所示,由图可见,4322.5～4324.6m 储层的总面孔率和孔隙度明显增大,而对应的碳酸盐含量却变低,这说明碳酸盐溶蚀有利于储层孔隙的增加,而这个层段正好对应包裹体中的高CO 2含量。所以,综合分析可知,研究区早期成岩的碳酸盐等胶结物被后期天然气充注所携带的酸性流体溶蚀,这一过程促使储层产生更多次生孔隙,提高了孔隙度和渗透率,从而有利于天然气成藏。
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第2期任拥军等:
东营凹陷民丰洼陷深部天然气储层酸性溶蚀作用的流体包裹体证据图6 民丰洼陷丰深1井碳酸盐含量与孔隙度的关系图
Fig.6 The relationship between porosity and content of carbonate in reservoir of well Fengshen 1in Minfeng sag
6 结论
(1)酸性溶蚀作用是东营凹陷民丰洼陷深部天
然气储层次生孔隙形成的重要机制之一,碳酸盐、长
石和岩屑的溶蚀现象较明显,石英溶蚀主要发生在颗粒边缘。储层中存在油2水共生包裹体,该类包裹体为储层成岩和成藏环境研究提供了样品。
(2)储层包裹体成分分析结果显示,储层包裹体中CO 2的含量与储层物性有着较好的正相关性,与储层碳酸盐含量呈负相关性,即高CO 2含量对应高孔隙度和高渗透率和低碳酸盐含量。拉曼光谱分析表明,气相烃类包裹体中烃类流体与二氧化碳流体共存,证实天然气成藏过程中存在酸性流体。CO 2对碳酸盐等胶结物的溶蚀作用使得储层次生孔隙发育,促进了民丰洼陷的天然气成藏。通过储层包裹体分析,为深层储层的酸性溶蚀作用给出了证据,研究结果显示酸性溶蚀作用形成的次生孔隙发育带是深层勘探的有利区带。
(3)包裹体中存在不饱和烃类物质为民丰洼陷热解成因天然气成因给出了直接证据。
致谢:感谢南京大学地球科学系倪培教授在流体包裹体拉曼光谱分析上的帮助和评审专家的建设性意见。
参 考 文 献
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Acid Dissolution of Deep N atural G as R eservoirs in the Minfeng Sag in the Dongying Depression:Evidence from Fluid Inclusions
REN Y ongjun,C H EN Y ong
College of Geo2resources and I nf ormation,China Universit y of Pet roleum,Qing dao,S handong,266555
Abstract
This st udy discussed t he types of acid dissolution in reservoirs and described t he characteristics and compositions of fluid inclusions based on t he description of drilling cores,observation of t hin sections, microscopic and Raman analysis of fluid inclusions at deep nat ural gas reservoirs in t he Minfeng sag in t he Dongying dep ression.The result s show t hat acid dissolution is one of t he important mechanisms responsible for formation of secondary porosity in deep nat ural gas reservoirs in t he Minfeng sag.The dissolutio n of carbonates,feldspars and rock bit s is o bvious,wit h dissolution of quartz occurring mainly around margin of grains.Analysis of t he compo sitions of fluid inclusions in reservoirs using Raman spect roscopy shows t hat content of carbon dioxide in inclusions shows positive relation wit h t he porosity and filter rate of reservoir rocks but negative relation wit h t he content of carbonates in reservoir rocks. Coexistence of hydrocarbon fluid wit h CO2fluid p roves existence of acid water during t he accumulation of nat ural gas.Secondary porosity in reservoirs is well developed due to t he cement dissolution by carbon dio xide,giving way to t he formation of nat ural gas reservoirs in t he Minfeng sag.Meanwhile,unsat urated hydrocarbon material in t he fluid inclusion provides direct evidence for t he t hermal cracking origin nat ural gas.This st udy give reliable evidence for acid dissolution of deep reservoirs in t he Minfeng sag,and t he result s imply t hat we should pay more attention to t he secondary porosity zone caused by acid dissolution during f ut ure exploration.
K ey w ords:reservoirs;acid dissolution;fluid inclusions;raman spect roscopy;Dongying dep ression
xx凹陷的构造特征 东营凹陷属于渤海湾盆地济阳坳陷中的一个中新生代断陷，东西长90km，南北宽65km，面积5700km2。从区域构造上分为： 北部陡坡带、中央隆起带、洼陷带和南部缓坡带四部分。 从方位上划分： 其南为鲁西隆起，北为陈家庄凸起，东有青坨子凸起，西有滨县、青城凸起，是一个四周有凸起环绕的凹陷。凹陷具有北断南超的萁状凹陷特点，凹陷内部发育一系列正向二级构造带，近东西走向的中央断裂背斜带就发育于深洼陷之中。 平方王潜山披覆构造带是在前第三系古地形隆起的背景上,下第三系地层超覆,上第三系地层披覆的沉积构造，位于东营凹陷西部边缘地带,东北部紧邻利津洼陷,南部为博兴洼陷,西为里则镇洼陷,为一洼中之低隆起。其南面为青城凸起和鲁西隆起区,北面为滨县凸起,为平方王地区提供充足的物源。 平方王—平南潜山是济阳坳陷东营凹陷西斜坡上的北东—南西方向上延伸的断块型古生界潜山带，构造上处于北东—北西断裂带的交汇处，应力集中，中深层断裂很发育。南侧的断层长期剧烈活动，一方面，在断层上升盘形成与断层走向基本一致的一系列中古生界断块山；另一方面，在构造应力的作用下使断层附近古生界地层产生裂缝，为潜山创造了良好的储集空间。本区南临博兴生油洼陷，东临利津洼陷，距油源区近，油气资源充足，断层可作为油气的主要运移通道，具备良好的潜山成藏条件。通过地质分析及钻井揭示，平方王—平南潜山带存在4套潜山储集层，形成了该潜山带特有的“四层楼”潜山成藏模式，是寻找潜山油气藏的重要场所。 平方王—平南潜山储集空间类型多、分布不均匀,裂缝、溶孔和溶洞发育,储集空间具有结构形态上的复杂性和空间变化的突变性。研究区裂缝的方向主要是北东向,裂缝主要发育在大断层附近的构造高点,西北部沿断层走向有个裂缝不发育的条带,其他各层段储层的特征表现为一定的相似性。
东营凹陷的构造特征 东营凹陷属于渤海湾盆地济阳坳陷中的一个中新生代断陷，东西长90km，南北宽65km，面积5700km2。从区域构造上分为：北部陡坡带、中央隆起带、洼陷带和南部缓坡带四部分。从方位上划分：其南为鲁西隆起，北为陈家庄凸起，东有青坨子凸起，西有滨县、青城凸起，是一个四周有凸起环绕的凹陷。凹陷具有北断南超的萁状凹陷特点，凹陷内部发育一系列正向二级构造带，近东西走向的中央断裂背斜带就发育于深洼陷之中。 平方王潜山披覆构造带是在前第三系古地形隆起的背景上,下第三系地层超覆,上第三系地层披覆的沉积构造，位于东营凹陷西部边缘地带,东北部紧邻利津洼陷,南部为博兴洼陷,西为里则镇洼陷,为一洼中之低隆起。其南面为青城凸起和鲁西隆起区,北面为滨县凸起,为平方王地区提供充足的物源。 平方王—平南潜山是济阳坳陷东营凹陷西斜坡上的北东—南西方向上延伸的断块型古生界潜山带，构造上处于北东—北西断裂带的交汇处，应力集中，中深层断裂很发育。南侧的断层长期剧烈活动，一方面，在断层上升盘形成与断层走向基本一致的一系列中古生界断块山；另一方面，在构造应力的作用下使断层附近古生界地层产生裂缝，为潜山创造了良好的储集空间。本区南临博兴生油洼陷，东临利津洼陷，距油源区近，油气资源充足，断层可作为油气的主要运移通道，具备良好的潜山成藏条件。通过地质分析及钻井揭示，平方王—平南潜山带存在4套潜山储集层，形成了该潜山带特有的“四层楼”潜山成藏模式，是寻找潜山油气藏的重要场所。 平方王—平南潜山储集空间类型多、分布不均匀,裂缝、溶孔和溶洞发育,储集空间具有结构形态上的复杂性和空间变化的突变性。研究区裂缝的方向主要是北东向,裂缝主要发育在大断层附近的构造高点,西北部沿断层走向有个裂缝不发育的条带,其他各层段储层的特征表现为一定的相似性。 受北东和北西向断裂作用的影响，东营凹陷西部地区形成了北东、北西2个方向上的潜山带。 北东向德青城凸起、于家庄、平南、滨县、陈家庄西段构成了东营凹陷西部边界；北西向德草桥、纯化、平方王、林樊家构成了东营凹陷内部分隔博兴洼陷和利津洼陷的古隆起带。平王方—平南—于家庄潜山带位于北东—北西断裂带的交汇处，平王方—平南地区构造活动频繁，新老断层都很发育。断层以北东走向为主。由于断层长期剧烈活动，一方面，在断层上升盘形成于断层走向基本一致的一系列中古生届断块山；另一方面，在构造应力的作用下使断层附近古生界地层产生裂缝，为潜山创造了良好的储集空间。本区南临博兴生油洼陷，东临利津洼陷，距油源区近，油气资源充足，断层可作为油气的主要运移通道，具备良好的潜山成藏条件。平方王潜山发现的滨78.、滨188块含油富集区块；平南潜山上探明含油面积4.5km2，石油地质储量为443*10^4吨，都充分说明了平方王—平南潜山带成藏条件良好，油气资源丰富。但鉴于该潜山带地震资料品质较差以及对潜山成藏规律认识不清，为此多年来对该地区的勘探一直未有大的进展。 1.东营凹陷历经了印支期、燕山期、喜山期三期重要的构造运动。其潜山的形成演化可分为5个阶段。 2.东营凹陷潜山油藏主要分布在凹陷的南部、北部和西部边缘。 3.王古1潜山是属于内幕式的褶皱块断山，该潜山的内幕构造十分复杂，是经历了从古生界到新生界多期次挤压、拉张应力场相互叠加所发展起来的复杂地质体。 4.东营凹陷南斜坡能够形成油气藏的潜山应该具备以下三个特征：⑴具有有效的烃源岩(沙四上、沙三段或孔二段)及油气运移通道；⑵有发育大量裂缝以及溶蚀孔洞的有效储集层；⑶具有较好的油气保存条件。并且指出了下一步可能的有利勘探区。 中央隆起带是东营凹陷最重要的含油气构造。 东营凹陷属渤海湾盆地济阳凹陷南部的一个一级凹陷，凹陷中构造特征是褶皱少、断层
东营凹陷底层及层序地层特征 东营凹陷位于渤海湾盆地东部，属于济阳凹陷中的一个次级构造单元。凹陷内古今系地层沉积厚度超过五千米，主要由湖泊成因的砂岩和泥岩组成。东营凹陷古近系由深到浅依次发育孔店组（Ek）、沙河街组（Es）、东营组（Ed）；新近系由深到浅依次发育馆陶组（Ng）和明化镇组（Nm）；第四系发育有平原组（Qp）。 一、古近系 东营凹陷在古近纪构造演化中发育了5个较大的区域性不整合面或局部不整合面,在地震剖面上相当于地震标准层TR(前古近系基底与古近系孔店组之间的不整合面)、T7(沙河街组四段与孔店组之间的不整合面)、T6′(沙河街组四段与三段之间的不整合面)、T2′(沙河街组二段上亚段与下亚段之间的不整合面)、T1(古近系与新近系之间的不整合面)(图1),由此将东营凹陷古近系分为4个二级层序,分别对应于孔店组、沙河街组四段、沙河街组三段-沙河街组二段下亚段、沙河街组二段上亚段-东营组。 （一）孔店组（Ek） 孔店组呈角度不整合主要覆盖在中生界之上地层年龄65Ma,其中凹陷西部的临商地区孔店组之下是下白垩统,凹陷北部是上侏罗统和下白垩统,凹陷中部以及与东营凹陷的过渡地区,孔店组主要覆盖在古生界之上,局部地区在太古界之上。处于盆地初始缓慢沉降时期,扇三角洲、湖底扇等沉积相均有发育,凹陷中央发育烃源岩和大套膏盐岩; 形成于早期初始裂陷构造演化阶段，处于湖泊、河流冲积扇沉积环境。 其中，孔店组二段以砾岩、泥岩互层分布为主，发育湖相暗色泥岩沉积，夹杂轴页岩和碳质泥岩，目前认为孔店组地层主要分布在东营凹陷的深层,；孔店组一段砂岩和碳质泥岩广泛分布。 孔店组层序在东营凹陷分布范围较广,在地震剖面上较易识别初次湖泛面与最大湖泛面,这两个面将孔店层序划分为地震反射特征明显不同的三个体系域:低位体系域、水进体系域和高位体系域。 （二）沙河街组（Es） 沙河街组又进一步细分为沙一段、沙二段、沙三段和沙四段。 其中，沙四段主要分布膏岩、泥岩和少量白云岩，地质年龄50.5Ma。处于晚期初始断陷构造演化阶段。主要形成于滨浅湖、咸水湖、辫状河三角洲冲积扇、扇三角洲及半深湖等沉积环境； 沙三段主要由深色泥岩组成，同时含有砂岩和页岩，砂岩透镜体发育。地质年龄42Ma。处于断陷伸展期构造演化阶段。主要形成于湖底扇、扇三角洲、三角洲等沉积环境。沙三段是东营凹陷第三盆主要断陷期，也是湖盆最大扩张期。 沙二段主要由砂岩、砾岩、碳质泥岩组成。处于构造演化的断陷伸展期于断陷收敛期的过渡阶段。主要形成于扇三角洲、湖泊相沉积环境； 沙一段主要分布砂岩、泥岩和生物灰岩，地质年龄36Ma。处于断陷收敛期构造演化阶段。主要形成于浅-半深湖体系、碳酸盐岩沉积以及三角洲和辫状河流环境； （三）东营组（Ed） 在东营组沉积末期，东营凹陷处于整体上升剥蚀过程东营组沉积末期至馆陶组沉积前具有8-10Ma。沉积间断期间东营组遭受明显剥蚀，一般剥蚀厚度为400米以上。地层年龄为32.8Ma，处于断陷收敛构造演化阶段。主要形成于浅水湖泊及辫状河三角洲沉积环境。 岩性为紫红、棕红色及灰、灰绿色泥岩与砂岩互层，局部夹炭质泥岩、油页岩及灰岩。一般厚600—800米，最厚1000—1500米。 二、新近系 东营凹陷之新近系由深到浅发育有馆陶组和明化镇组。 （一）馆陶组 馆陶组为河流相沉积，其短期基准面旋回界面主要是由河道下切冲刷面构成，每个完整的 河流沉积相序组合均可构成一个短期基准面旋回。单个短期基准面旋回的地层厚度较小， 旋回界面只能在岩心、露头和测井曲线上识别。东营凹陷馆陶组短期基准面旋回可划分为
扇背斜成因及其与油气的关系 ——以东营凹陷北部陡坡带为例 夏景生，高祥成，王海侨 中国石油大学(华东)地球资源与信息学院，山东东营（257061） E-mail：xjs20031205@https://www.doczj.com/doc/031883935.html, 摘要：东营凹陷是中国东部最著名的产油气凹陷之一，其北部陡坡带在沙三—沙四沉积时期堆积了很厚的砂砾岩碎屑沉积物,成为后来油气聚集的重要场所，同时期在该区也发育了大量的扇背斜。扇背斜有别于一般意义上的背斜，它是一种沉积背斜，是砂砾岩体堆积后，其上又由盖层覆盖而成的背斜。虽同为沉积背斜，扇背斜与披覆背斜有很多不同之处。扇背斜由冲积扇、近岸水下扇扇体堆积、相互叠置及砂砾岩体的差异压实作用等机制形成的，而披覆背斜与基底地形的凸起有关。位于东营凹陷北部陡坡带中段的丰深1井在沙四段钻遇了扇背斜。扇背斜油藏是岩性油藏的一种，其成藏条件受控于砂砾岩扇体距油源的距离、砂砾岩扇体和油源之间的连通性以及砂砾岩扇体上覆盖层的封堵能力。该类型的油气藏大多发育在断陷湖盆的陡坡带区域。 关键词：扇背斜；陡坡带砂砾岩体；冲积扇；近岸水下扇；东营凹陷 1．引言 东营凹陷是中国东部最著名的产油气凹陷之一,属于中新、生代陆相断陷含油气盆地。从构造形态上讲东营凹陷是典型的北断南超的箕状断陷[1-4]，其北部陡坡（坡度15°—35°）带是指青坨子凸起、陈家庄凸起和滨县凸起南侧盆地内缘的狭长的陡坡带,东西长95km,南北宽10～25km,面积约1000km2，它北靠盆地边缘凸起,南临盆地内生油洼陷。早第三纪早期,以前震旦系花岗片麻岩为基底的陈家庄凸起发生构造抬升和剥蚀作用,在其临凹一侧形成了谷—梁相间的古地形,沙三—沙四时期,在坡角处发育了多期的冲积扇、近岸水下扇和滑塌浊积扇砂体(图1)，堆积了很厚的砂砾岩碎屑沉积物,成为后来油气聚集的重要场所。已钻探发现含油气砂砾岩体50余个,探明石油地质储量超亿吨[5]。 图1 东营凹陷北部陡坡带及其扇体发育简图 在东营凹陷北部陡坡带的这些砂砾岩体形成的岩性油气藏中我们发现了这样的一种油气藏：底部平面上呈扇形，顶部呈穹隆状，从外部形态上看类似背斜。但它不是一般意义上
东营凹陷深层天然气潜力分析 通过对东营凹陷深层烃源岩和储层等特征进行分析，并结合现有井天然气产量的精细解剖，探讨东营凹陷北部陡坡、南部缓坡以及洼陷地带的天然气藏的形成条件以及潜力。分析表明，沙四段膏盐层可分为三段，一段为为主要烃源岩。东营凹陷北部受构造控制作用，发育多套砂砾岩扇体及异常高压带，为油气聚集提供了良好的储层，此外，上层的膏岩层提供了优质的盖层，当适当的温压条件且温压场的耦合，决定了该天然气藏的形成。 标签：东营凹陷；深层；膏盐岩；异常高压 0 引言 东营凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷内部的一个二级负向构造单元，其构造发育阶段总体可以分为早期初始裂陷、晚期初始裂陷、裂陷伸展、晚期裂陷收敛4个阶段，具有北断南超的箕状断陷盆地结构[1]，图1所示为东营凹陷古地貌。4个阶段分别对应于古近系孔店组沉积期、沙四段沉积期、沙三段—沙二段下亚段沉积期、沙二段上亚段—东营组沉积期及新近系沉积期。其中孔店组和沙四段沉积时期基本对应于裂陷初始发育阶段，在该时期沉积充填过程中，地层超覆和剥蚀对油气形成的作用更加突出，各类地层型圈闭十分发育，成藏条件极为有利，潜在地质储量极为可观[1]。深入分析认识该地区的烃源岩的机理性研究以及储集层的发育分布特征，具有极为重要的意义。 1 区域勘探概况 东营北带深层钻遇Es4x地层的井有27口，钻穿第一盐膏段的井有11口，新利深1井、丰深1井、利深101、丰深3获得高产气流，丰深4、5、郝科1等井在沙四下地层均解释了多套气层或见油气显示。之后相继评价和部署了丰深4、丰深5、丰深10等砂砾岩体目标，这些探井均见到了良好的油气显示，也展示了该区带砂砾岩体油气的勘探潜力，如丰深5井在泥浆比重高达 1.73～1.75g/cm3的情况下，该井4250～4360m、4378～4412m、4421～4457m气测全烃分别为53.04～100%、54.49～100%、46.13～100%，由于各种原因该井未下套管。这预示着东营盆地深层具备天然气藏的形成条件，也预示着东营盆地乃至整个济阳坳陷深层天然气藏勘探具有较大的潜力。制约该区裂解气勘探的关键问题是：源、储以及源储对接关系。 2 成藏条件分析 2.1烃源岩条件。 1）烃源岩分布及指标。 东营凹陷沙四段下亚段为间歇性盐湖—盐湖相沉积，主要由棕红色、灰色、