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
沉积相分析方法论述 沉积相的研究对沉积环境的分析和古地理的恢复均有十分重要的意义。文章论述了沉积相分析的思路和方法，并以辽河盆地曙一区馆陶组湿地冲积扇沉积为例，通过分析，最终得出其为半干旱-潮湿环境下的冲积扇沉积，并提出了沉积相分析应注意的事项。 标签：沉积相；分析思路和方法；冲积扇 1 沉积相的分析思路及方法 沉积相研究的直接目的是恢复古地理，即以现代自然地理面貌等环境条件和沉积特征作为借鉴，进行比较和推断。当然，古今自然地理及其他环境条件不尽相同，但其沉积环境的总轮廓和总特征确有许多共同之处。 1.1 沉积相的分析思路 先对相的控制因素进行分析，包括沉积物供给、气候、构造、海平面变化、生物活动及火山活动。其中，沉积物供给控制沉积相的组成和厚度；气候控制相类型与水介质性质；构造控制古地理格局、沉积空间、沉积厚度、沉积物供给及盆地类型；海平面变化控制沉积边界、沉积物供给、相变等；生物活动控制有机物的堆积速率、沉积结构等；火山活动控制沉积物供给、水介质性质、古地理等。 觀察沉积相的空间形态，然后从相标志下手分析沉积岩的特征，这包括岩性特征、古生物特征及地球化学特征。先找具有指相性的标志，如海绿石指示的是海相地层。相标志能反映出当时的沉积环境状况，例如，岩石的颜色为红色则一般是干旱、氧化的环境；矿物成为主要为方解石的一般以海相为主，湖泊相为少数；岩石的颗粒大小反映水动力的强弱，磨圆度反映物源的距离；沉积构造中的波痕、泥裂反映环境更明显。 先对相的控制因素进行分析，进而观察沉积相的空间形态，然后从相标志下手分析沉积岩的特征，先找具有指相性的标志，如海绿石指示的是海相地层。以相序递变规律为基础，分析出沉积相的亚相及微相，将所研究的沉积相空间组合形式与沉积相模式进行对比，最终确定沉积相具体类型。 1.2 沉积相的分析方法 沉积相的研究最重要的是相标志的获取，其次是确定沉积相模式，应遵循相序递变规律。相序递变规律是只有那些没有间断的，横向与纵向时间空间上的关联为只有在横向上紧密相邻并且成因相近而发育着的相，才能在垂相上没有间断的依次叠覆出现。 1.2.1 相标志的获取。相标志包括岩性特征、古生物特征地球化学特征及地
第37卷第2期地质调查与研究 Vol.37No.22014年6月 GEOLOGICAL SURVEY AND RESEARCH Jun.2014 收稿日期：2014-02-18 资助项目：天津市滨海新区馆陶组热储回灌技术集成及示范研究（国土房任[2009]27号）作者简介：江国胜（1982-）男，水工环工程师，工程硕士在读，主要从事地热地质、钻井地质和地热回灌方面的工作，Email: jgs_1982@https://www.doczj.com/doc/cf5395392.html,。 滨海新区西部馆陶组回灌井填砾成井 工艺的应用分析 江国胜1，王光辉2，赵娜1，黄贤龙1，沈健1 （1.天津地热勘查开发设计院，天津，300250； 2.天津市国土资源和房屋管理局地质事务中心，天津300042） 摘 要：为了解决以往成井工艺存在的新近系储层回灌堵塞问题，根据热储条件，滨海新区西部25#地热回灌井采用大 口径管外填砾的成井工艺。在施工重点工序上，一方面为了减小热储层的水流阻力，提高回灌量，25#回灌井采用下管前的破壁洗井和填砾前的正循环管外洗井，破坏井壁泥皮和清除渗入热储层中的稠泥浆，使过滤器周围形成一个良好的人工过滤层；另一方面总结以前填砾经验和教训，25#回灌井采用动水填砾，有效避免了填砾过程中的砾料膨胀与搭桥现象，保证了填砾安全到位。25#回灌井成井后进行了科研性回灌试验和生产性回灌试验，最大稳定灌量达66m 3/h，稳定动水位埋深71.37m，回灌效果良好，而且后期回灌运行稳定，进一步验证了填砾成井工艺有利于回灌。 关键词：地热；馆陶组回灌井；填砾成井工艺；破壁洗井；回灌试验；滨海新区中图分类号：P314.1;P641.25 文献标识码：A 文章编号：1672－4135（2014）02－0149-06 天津地区新近系热储层的回灌研究工作始于1982年，实质性的回灌试验于1995年冬季供暖期间在塘沽区新近系馆陶组热储层进行，此后陆续在不同地区开始了不同热储类型、不同方式和目的的回灌研究。由于不能实现供暖期的正常回灌运行，导致回灌工作一直处于停滞状态。回灌连续时间较短、回灌率偏低、灌量衰减明显是困挠孔隙型热储层回灌工作快速发展的主要原因[1]。自2001年开始，在基岩回灌取得经验的基础上对新近系热储层回灌井成井工艺及地面水质控制系统进行了大量的研究和试验工作，主要采用单层滤水管和双层滤水管成井结构，并进行对井回灌开采生产性试验，试验方式主要为自然回灌，并尝试了加压回灌，系统地分析了时间与水位、回灌量、回灌温度的变化关系，得出在自然回灌状态下水位与温度呈正相关变化，而水位与灌量呈负相关变化，研究认为成井工艺是决定成败的关键因素之一[2-4]。 目前天津地区馆陶组热储层主要采用三种成井工艺单层过滤器成井工艺、填砾成井工艺和射孔成井工艺。近年来，射孔成井工艺已成功应用于天津市滨海新区和武清区馆陶组回灌井中，稳定回灌量 达到100m 3/h 以上，回灌效果良好。滨海新区西部与中东部的地质条件存在一些差异，馆陶组砂岩热储层厚度相对较薄，且结构较松散[5]，不适宜采用射孔成井工艺，因此，该区馆陶组热储层主要采用单层过滤器成井工艺和填砾成井工艺，而实践表明采用单层过滤器成井工艺回灌效果不太理想。为了解决新近系回灌井堵塞、回灌量连年递减、热储水位逐年下降等问题，滨海新区西部25#回灌井采用填砾成井工艺。笔者将从该回灌井的成井工艺入手，通过对成井后回灌试验的数据分析和后期运行实践，研究该工艺在砂岩地热回灌井中的应用效果。 1区域地质背景 滨海新区西部位于山岭子地热田内，构造位置处于沧县隆起之潘庄凸起东南边缘的沧东断裂带附近，东与北塘凹陷相邻，热储条件主要受沧东断裂与海河断裂控制（图1），基岩顶板埋深约1300～1500m 。附近发育主要断裂构造有沧东断裂和海河断裂。 沧东断裂，形成于中生代印支—燕山期构造旋回，总体走向北北东（NNE ），倾向南东东（SEE ），倾角为30～48°。该断裂纵贯山岭子地热田，区域上被
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
南堡凹陷高柳构造带馆陶组辫状河沉积特征研究 Ξ 刘 澍 (辽河油田华油公司) 摘 要:本文对冀东油田南堡凹陷高尚堡-柳赞构造带馆陶组储层进行整体分析,运用层序地层学观点建立层序格架,然后在层序格架的控制下划分出河道、溢岸及河道间亚相。进而通过岩心观察,测井相分析以及对岩心取样进行化学分析,细化了馆陶组沉积相,划分出河道、废弃河道、心滩、决口扇等沉积微相。分析了沉积相对油气运移聚集成藏的决定性作用,有力地影响了冀东油田陆上乃至滩海的勘探进程。 关键词:冀东油田;南堡凹陷;馆陶组;辫状河沉积;油气运聚 高柳构造带上第三系(新近系)油藏位于南堡凹陷北部柏各庄断层和西南庄断层的下降盘,主要包括高尚堡、柳赞和唐海油田(图1)的浅层油藏,工区范围大约300km 2,含油面积25km 2,地质储量6266万吨。 南堡凹陷中新生代以来经历了断陷、裂陷发育、充填、裂后发育和构造再活动的演化阶段,每个演化阶段形成了不同的构造断裂特征,从而控制着不同沉积体系的形成。渐新世末期,喜马拉雅运动使本区整体抬升广遭剥蚀,而后进入了坳陷发展阶段,发育了中新世馆陶组、明化镇组冲积扇-河流沉积体系。受构造背景控制,下第三系沉积时表现为北高南低的古地貌格局,古地形坡度较陡,临近西南庄凸起和柏各庄凸起两个物源区,为馆陶组地层的形成,提供了有利的沉积空间和丰富的碎屑物质 。 图1 唐海—高尚堡-柳赞油田位置图 1 沉积特征 1.1 岩石学特征 据我们对G 117-8等井的岩芯样品分析结果认为,馆陶组储层岩石结构疏松,以岩屑长石砂岩及长石砂岩为主,石英含量34%～38%,平均含量为36%,长石含量为34%～42%,平均含量为37.8%,岩屑含量为23～29.2%,平均含量为26.2%,成分成熟度较低。碎屑颗粒呈次圆状,磨圆度相对较高,长石矿物以碱性长石为主,具中等风化程度,以泥化为主,绢云母化次之。岩屑的成分较为单一,以酸性喷出岩岩屑为主,其次为少量的变质岩岩屑。岩石结构以细砂岩为主,平均分选系数为1.84,分选中等。 从胶结物来看,胶结物单一,为云母质且含量高,粘土矿物以高岭石和蒙托石为主,并见少量的绿泥石和伊利石。储集空间以原生粒间孔为主,偶见次生溶孔。影响储集性能的因素主要为胶结作用,其次为机械压实作用和溶蚀作用。1.2 结构及粒度特征 碎屑颗粒的特征及颗粒的原始堆积结构反映了沉积时的水动力特点,碎屑岩的原始结构是判断沉积环境的重要标志。 岩芯观察表明,碎屑粒级较粗,各种粒级均有,包括砾岩、砂砾岩、含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩及粉砂岩、泥质粉砂岩,工区砂岩粒级属于细-粗砂岩类。镜下砂岩具不等粒结构。碎屑颗粒磨圆度中等,一般为次棱-次圆状;颗粒胶结类型为孔隙式-接触式,胶结物含量少,反映搬运介质能量较强。 从G 34、LN 2-6、G 63井粒度概率累积曲线图上(图2)可以看出,馆陶组砂岩概率累积曲线大多为三段式,即由滚动、跳跃和悬浮三个次总体构成,其 7 31 2009年第20期 内蒙古石油化工 Ξ 收稿日期:2009-07-23 作者简介:刘澍(1978—),男,汉族,毕业于盘锦市辽河石油学校采油工程,现从事石油开采。
电性特征（没有考虑油气层。） 平原组：2.5m为中低值，SP无基值。原因：地层水为淡水，大多未成岩。 明化镇组：中上部2.5m为中高值、下部为低值，构成弓形电阻；中上部SP正异常，下部为正异常幅度逐渐减小，呈现向负异常的过渡趋势。原因：中上部地层存在淡水层，向下地层水矿化度逐渐加大。地层成岩性较差。 馆陶组：2.5m为低值，SP为箱状负异常。原因：地层水为咸水，存在厚层含砾砂岩。 东营组：2.5m为低值，SP为箱状负异常。原因：地层水为咸水，存在厚层含砾砂岩。 沙一段：2.5m为中值，呈梳状特征；SP偶见负异常。原因：呈还原环境，水动力弱，沉积物中出现暗色泥岩、灰质泥岩、油页岩，另有薄层灰岩、生物灰岩、针孔状灰岩、白云岩存在，砂岩较少，粒度一般较细。单层为簿层。 沙二段：2.5m为低值，SP为指状负异常。原因：砂岩单层厚度不大、粒度中等。 沙三段：上部：2.5m为低值，SP为箱状负异常。原因：存在厚层含砾砂岩。 中部：2.5m为中值，SP偶见小的负异常。原因：接受了巨厚泥岩、灰质泥岩沉积，自上向下还原环境逐渐加强、泥岩颜色逐渐变暗，砂岩极少。 下部：2.5m为中高值，SP偶见负异常或基值不明显。原因：还原环境强，有巨厚暗色泥岩、灰质泥岩、油页岩沉积，泥岩硬、脆，由于压实作用强故裂缝较发育。砂岩由浊积形成，厚度相差较大，粒度不均、含泥较重——物性差。 沙四段：上部： 2.5m为中高值，具逐渐抬升的“王八盖”特征。 SP见负异常。原因： 灰质泥岩、劣质油页岩为主，簿层碳酸盐岩是高阻的原因，砂岩量不多。 中部： 2.5m多为中值，SP见负异常。原因：泥岩、灰质页岩为主，砂岩量不多。 下部： 2.5m多为中低值，SP见负异常。原因：蓝灰色泥岩为主，砂岩量不多。 孔一段： 2.5m为低值，SP为负异常。原因：灰、红泥岩中只夹灰、红砂岩。 孔二段： 2.5m为中低值，SP为负异常。原因：灰色泥岩中夹砂岩、碳质页岩、泥灰岩。 孔三段： 2.5m多为中高值，SP为负异常。原因：玄武岩中夹砂、泥岩。 青山组： 2.5m为中高值。原因：火山喷出岩系和火山碎屑岩系。? 三台组： 2.5m为低值，SP为负异常。原因：砂砾岩、泥岩互层。 坊子组：2.5m为中低值，SP为负异常。原因：泥、砂互层夹煤层、碳质泥岩。? 前震旦系： 2.5m为高值。原因：深变质的片麻岩。 测井曲线分层特征 平原组：2.5m由低到高的低值处，SP刚刚趋于泥岩基值的基部。 明化镇组：2.5m无特征,SP正异常结束,出现负异常的底。结合邻井特征。? 馆陶组：2.5m小尖峰的最大值（底砾）处，SP箱状负异常的底。 东营组：2.5m无特征（上下为低值），SP箱状负异常的底。 沙一段：2.5m梳状电阻的底，SP无特征。?
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/cf5395392.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、