东营凹陷北带胜坨地区深水浊积扇体分布与成藏主控因素研究

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东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价

东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价东营凹陷位于中国山东半岛东北部，是中国最重要的油气勘探开发区之一。

凹陷沙四段是该地区最重要的低阻油藏之一。

本文将以该低阻油藏的成因特征和评价为重点进行讨论。

东营凹陷沙四段是在尼亚系和第四系地层中发育的砂岩油藏。

根据研究，沙四段主要发育于晚中生代晚白垩世至古近纪早白垩世间。

成藏主要受控于构造作用和沉积作用相互作用的结果。

构造上，东营凹陷位于兴关断裂带的东南边界，具有强烈的构造变形和断裂活动，形成了锯齿状的断裂带和复杂的胀缩构造。

这些构造特征为油气的运聚和保存提供了良好的储集空间。

沉积上，沙四段主要由砂岩和泥岩组成，呈现出碎屑岩沉积的特征。

评价凹陷沙四段低阻油藏主要从勘探层位、油藏类型、储量和渗透率等方面进行。

勘探层位主要分为高产区和低产区。

高产区主要发育于朝阳洼陷、中部设区和聂庄异地三个区块。

这些区块具有较大的油气勘探潜力，是低阻油藏的重要分布区。

低产区主要分布于南部和东南部区块，油气勘探潜力较低。

油藏类型主要包括构造油藏和沉积油藏两类。

构造油藏由构造圈闭和构造圈闭内的储层组成，具有较高的勘探风险和潜力。

沉积油藏主要发育于河道沉积或海岸沉积环境中，多为块状或条状连续油藏。

储量是评价油藏价值的关键指标之一。

根据历次勘探发现的油气储量，可以评估沙四段油藏的潜力和开发价值。

渗透率是油藏储量的另一个关键因素。

沙四段低阻油藏的渗透率一般在100md以上，较高的渗透率有利于油气的流动和开发。

综合上述评价指标，东营凹陷沙四段低阻油藏具有较大的勘探潜力和开发价值。

由于勘探深度较大，并且勘探区域地质复杂，使得油气勘探面临很大的挑战。

需要采用适当的勘探方法和技术，包括地震勘探、测井解释和试油开发等。

东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征主要受构造作用和沉积作用的影响。

评价该油藏从勘探层位、油藏类型、储量和渗透率等方面进行。

综合评价指标表明该油藏具有较大的勘探潜力和开发价值，但也存在一定的挑战和风险。

东营凹陷北带东部古近系近岸水下扇储集物性演化及其油气成藏模式

砾岩体沉积特征与隐蔽油藏勘探．积学报，３１：１２．沉２（）２～８董荣鑫，美珍．５近岸水下冲积扇午特征及实例．油实验地苏１８．９ ¨ 石
质，（）２４０．７４：９～３２
其油气成藏具有以下特点：近岸水下扇扇根具有 ① 侧向封堵油气能力，中具有良好储集条件，扇扇缘分
布于生油岩之中，超压微裂缝发育，油气运移提且为供了运移、导条件，成了 “ 缘输导、中富集、输形扇扇扇根封堵 ” 岩性圈闭成藏模式；油气来自同期发的 ② 育的、近岸水下扇侧向接触的烃源岩，现为 “ 与表自
罗静兰，小洪，潼，．０６成岩作用与油气侵位对鄂尔多斯盆刘林等２０．地延长组砂岩储层物性的影响．质学报，０５：６～６３地８（）６４７．
好和断层发育，气主要沿砂体和断层运移（风油隋贵，０４。２０）
３２成 ቤተ መጻሕፍቲ ባይዱ 模式．
参考文献
陈纯芳，澄林，会军．０２板桥和歧北凹陷沙河街组深层碎屑岩赵李２０．
储层物性特征及其影响冈索．汕大学学报（然科学版）２石自，６
陈中红，明．０６东营凹陷流体超压封存箱与油气聚集．积学查２０．沉

东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇沉积特征

! 沉积学特征
东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇的岩石类型主要包括砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、细砂岩和深灰色泥岩。砾石成分复杂，以灰岩为主，亦有泥砾、碎屑岩砾石。其中内扇为巨厚的砾岩沉积，砾石富集且粒径大，一般在!.4 以上，最大可达7#.4，可见少而薄的灰色泥岩夹层。砾岩分选、磨圆差，多为次棱角状，层理不发育，为厚层块状，具有近源快速堆积的特点。底部见冲刷面，泥岩夹层处伴生小型的同生正断层，是断裂带活动的遗留标志。中扇为砾岩层与薄层深灰色泥岩层、砂质泥岩层间互出现，砾石粒径相对内扇明显减小，泥岩夹层在岩心中频繁出现，反映了沟道的频繁改道，常见冲刷构造和强烈的同生变形构造。外扇为深灰色泥岩夹薄层粗砂岩、含砾砂岩，为扇体沉积末期小型沟道的延伸。
的正旋回，平面上主要分布于陈南断层东段下降盘和滨县凸起东南侧紧邻凸起的地区，其扇体根部为巨厚的砂砾岩
沉积，砾岩体积分数超过*".，砂岩和砾岩总体积分数超过%".。受断层活动期次和横向活动差异的影响，近岸水下扇具有在平面上与扇三角洲间互出现，剖面上与扇三角洲相互叠置的特点。尽管近岸水下扇的形成受古构造、古
$"#以上，并且与深大断层的形成时期和发育位置相对应，主要分布在沙三早、中期的滨南断裂带附近和陈南断裂带东段，而北带其他地区的砂砾岩体则为扇三角洲沉积，从而出现平面上近岸水下扇与扇
形进积体。扇体发育的中心地带砂砾岩体积百分含量一般高达 !"# 以上，砾岩体积百分含量也多在
三角洲间互出现的现象（图%，图&）。
万方数据
图# 东营凹陷北部陡坡带沙三下沉积相平面分布
第#+卷第’期
鄢继华等：东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇沉积特征
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东营凹陷沙一段滩坝-泻湖沉积体系和层序发育的控制特点

东营凹陷沙一段滩坝-泻湖沉积体系和层序发育的控制特点东营凹陷沙一段滩坝-泻湖沉积体系和层序发育的控制特点东营凹陷沙一段位于北纬37°30'~38°30'、东经118°30'~120°30'之间，具有丰富的滩坝-泻湖沉积体系和层序发育。

该区域的地质构造特点和气候条件是控制该区沉积地层发育的主要因素。

在地质构造方面，东营凹陷是一个较为典型的逆冲构造，形成了由南向北依次为南北递减的三级构造单元。

该区域东部受华北克拉通影响明显，地壳稳定，基岩露头，而西部则处于弱活动构造带中，地壳较活跃，受强烈的构造应力作用。

由于构造运动的周期性和变幅性，滩坝、湖泊和河流等沉积体系会在不同的构造单元中发育出不同的层序体系和沉积相。

此外，东营凹陷的气候条件也对其沉积地层的发育产生了重要的影响。

该区域属于北亚热带季风气候区，冬季寒冷，夏季炎热，降水充沛，气候季节性强。

春夏季节的大量降水特别是强烈的降水过程，容易引发洪水灾害，并给该区的滩坝-泻湖沉积体系带来丰富的泥沙物质。

综合以上因素，东营凹陷沙一段滩坝-泻湖沉积体系和层序发育的控制特点可总结为以下几点：1.受构造和沉积条件的综合作用，该区地层分布极为复杂，层序体系发育多样，主要包括陡坡坪滩坝-泻湖三级沉积体系和波浪沉积体系。

2.气候条件的影响导致该区滩坝-泻湖沉积物质较为丰富，包括泥沙、砾石等多种形态的沉积物，其深度和厚度变化明显。

3.构造和气候条件还影响了该区沉积相类型的分布和相互关系。

在构造单元和地质年代上，不同的沉积相分布不同，且相互转化和交错鲜明。

4.最后，该区沉积地层的自然史演化对全球的古环境-地质事件都有一定的参考意义。

对于沉积层序及其对应环境和生物演化的研究，可为油气勘探、自然灾害防护和地质灾害评估等提供重要数据支持。

东营凹陷北带不同类型砂砾岩扇体“相-势”控藏作用

多物源、构造活动强烈、水体变化频繁等特点，而因在不同部位、同层系发育不同类型的砂砾岩体。不勘探实践证实，究区主要发育６类砂砾岩体，研即近
岸水下扇、三角洲、扇深水浊积扇、积扇、冲辫状河三
好，含油性越好。
砾岩体所拥有的巨大勘探潜力，在精细解剖典型砂砾岩扇体的沉积物性和现今地层异常高压分布的基
础上，结了砂砾岩体 “ ” “ ” 藏特征以及总相、势控 “ 相一势 ” 合控藏模式，建立了砂砾岩扇体耦并
“ 相一势” 藏定量评价公式。控
１ “ 控藏特征相”
在对东营凹陷北带砂砾岩扇体进行地质分析和精确定量描述的基础上，精细解剖了近岸水下扇、深水浊积扇和扇三角洲等３类扇体。在对扇体不同微
东营凹陷北带指位于东营凹陷中央断裂背斜带以北、陈家庄凸起和滨县凸起以南的地区，西长约东ｌＯｍ，Ｏｋ南北宽约１ｋ勘探面积约为１５０ｍ，５ｍ，０ｋ占凹陷面积的１４以上，东营凹陷的主要油气聚集／是
近岸水下扇可细分为扇根、中和扇端，中扇扇其
根以主水道微相为主，中可分为辫状水道、道扇水间、前缘等微相。对该区西段沙四段上亚段利８５近
角洲和滑塌浊积扇，中以前３种扇体最为发育Ｊ其。由于东营凹陷北带砂砾岩扇体类型多样，层压力地

东营凹陷岩性油藏主控因素及成藏模式

东营凹陷岩性油藏主控因素及成藏模式祝厚勤;庞雄奇;林世国;姜振学;张俊;张如才【期刊名称】《沉积与特提斯地质》【年(卷),期】2006(26)1【摘要】在对东营凹陷145个岩性油藏含油性统计分析的基础上,结合典型岩性油藏和典型落空圈闭的剖析,对岩性油藏成藏主控因素和成藏模式进行了系统研究.岩性油藏成藏主要受构造沉积背景、烃源岩(围岩)生排烃强度和砂体储集物性等3个因素控制,不同的构造带上具有不同的成藏模式.洼陷带主要发育典型的自生自储自盖的砂岩透镜体油藏,陡坡带主要发育砂岩透镜体、物性封闭、砂岩上倾尖灭、构造-岩性油藏组合,缓坡带、中央背斜带的翼部主要发育砂岩透镜体、砂岩上倾尖灭和断层-岩性油藏.【总页数】7页(P74-80)【作者】祝厚勤;庞雄奇;林世国;姜振学;张俊;张如才【作者单位】中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学,石油天然气成藏机理教育部重点实验室,北京,102249【正文语种】中文【中图分类】TE122.1【相关文献】1.马朗凹陷西山窑组岩性油藏成藏条件与主控因素 [J], 刘俊田;任淑玲;曾文;强金美;蒋凯旋2.高邮凹陷戴南组断层-岩性油藏成藏体系及主控因素研究 [J], 董才源;刘震;刘启东;罗贝维;李储华;王伟俊3.凹陷不同构造区油富集主控因素及成藏模式——以松辽盆地三肇凹陷葡萄花油层为例 [J], 刘宗堡;孙龙;吕延防;刘云燕;仇翠莹4.吐哈盆地台北凹陷西缘油气成藏过程主控因素及成藏模式 [J], 肖冬生;杨占龙5.束鹿凹陷潜山油气成藏主控因素及其成藏模式 [J], 王丹君;范柱国;杨淑华;韩冰;于璐;王永君;王德良;韩天宝;王帅;魏一冰因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇沉积特征_鄢继华

1 沉积学特征
东营凹陷北部陡坡带近岸水下扇的岩石类型主要包括砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、细砂岩和深灰色
泥岩。砾石成分复杂, 以灰岩为主, 亦有泥砾、碎屑岩砾石。其中内扇为巨厚的砾岩沉积, 砾石富集且粒径大, 一般在 3 cm 以上, 最大可达 15 cm , 可见少而薄的灰色泥岩夹层。砾岩分选、磨圆差, 多为次棱角状, 层理不发育, 为厚层块状, 具有近源快速堆积的特点。底部见冲刷面, 泥岩夹层处伴生小型的同生正断层, 是断裂带活动的遗留标志。中扇为砾岩层与薄层深灰色泥岩层、砂质泥岩层间互出现, 砾石粒径相对内扇明显减小, 泥岩夹层在岩心中频繁出现, 反映了沟道的频繁改道, 常见冲刷构造和强烈的同生变形构造。外扇为深灰色泥岩夹薄层粗砂岩、
表 1 近岸水下扇扇体砂砾岩、砾岩厚度和体积百分含量
砂砾岩厚度砾岩厚度砂砾岩含量砾岩含量
砂砾岩厚度砾岩厚度砂砾岩含量砾岩含量
层位井号
h s/ m
h l/ m
Vs/%
Vl/ % 层位井号
h s/ m
h l/ m
V s/ %
Vl/ %
盐 11
121
15
82. 0
10. 5
盐 11
138
116
98. 6
83. 0
盐 181
375
沙三中
永 85 单 12
168 59
单 25
177
164
77. 0
33. 8
盐 181
214
98 50
100. 0 78. 0
58. 0 65. 8
沙三下
永 85 单 12
188 37
175
73. 0

东营凹陷利津洼陷北部沙三段地震相类型及其展布特征研究

・６・７
东营凹陷利津洼陷北部沙三段地震相类型及其展布特征研究
周建林（中国石油大学（北京）地球科学学院，北京１２４）２９０
［要］通过对东营凹陷利津洼陷北部地质、地震和测井资料综合分析，应用层序地层学理论，建立了沙摘三中、下亚段层序地层格架。研究认为，该层段可划分为３个三级层序，其中Ｓ、Ｓ２对应沙三下亚Ｑ１Ｑ
渐变小）、透镜状地震相以及平行一平行地震相和充填地震相（育在半深湖～亚发深湖区）。
［键词］利津洼陷；地震相；展布特征关
［图分类号］Ｐ３．４中６１４
［献标识码］Ａ文
［章编号］１０ —９５【００４— ００一０文００７２２１）０００Ｏ
地震相类型和特征
根据对地震反射参数属性的分析，从内部反射结构和外部几何形态出发，在地震剖面上识别出平
行、亚平行席状地震相、前积地震相、楔状地震相、充填地震相和杂乱地震相以及透镜状地震相等
（１。表）
研究区平行、亚平行席状地震相是由一组平行或相互近于平行的地震反射同相轴构成的，平行席状地震相以中强振幅、中好连续性、平行反射结构为特征，与上下反射层呈平行接触关系，其外部几何形

东营凹陷宁海地区构造演化特征及对沉积、成藏的控制作用

东营凹陷宁海地区构造演化特征及对沉积、成藏的控制作用胜利油田胜利采油厂山东省东营市东营区257000摘要：宁海地区发育陈南断层、坨古1断层和坨94断层3条主要的控沉积断层，将该地区分为北部“二台阶”和南部“下降盘”2个构造带，在“二台阶”和“下降盘”之间，几条主要断层相互连接，形成断层转换带。

构造带和断层转换带的构造特征及演化规律对来自北部陈家庄凸起的物源向南推进具有重要的控制作用。

“二台阶”之上，主要发育近岸水下扇，为厚层砂砾岩沉积，构造形态及地层产状对其成藏有重要的影响；“下降盘”主要发育深水浊积扇，为相对较薄的浊积扇体，古冲沟是其沉积的有利场所，而构造演化对古冲沟的形成具有积极的意义。

断层转换带则是扇体推进的有利通道。

关键词：东营凹陷宁海地区构造演化二台阶断层转换带引言胜坨地区发育多条古冲沟，其中宁海地区为一继承性、复合型的大型古冲沟，物源来自北部陈家庄凸起，是砂砾岩扇体发育的有利场所。

经过多年的勘探开发，宁海地区发现了多层系、多类型的油藏，其中北部主要发育近岸水下扇岩性-构造油藏；南部主要发育深水浊积扇岩性、构造-岩性油藏。

构造形态及演化规律对圈闭的形成和保存具有重要的意义，同时对扇体的沉积也有重要的控制作用，因此，对该区进行构造演化特征的研究，对今后的勘探开发具有重要的指导意义。

图1 宁海地区构造示意图1区域构造格局宁海地区北部以陈南断层为边界，南部靠近东营中央隆起带，西接利津地区，东临胜坨地区主体。

构造上被几条控沉积的大断裂分为若干个构造带：由陈南断层、坨古1断层南段和坨94断层西段所包围的“宁海二台阶”；由坨古1断层、胜北断层西段、坨94断层东段差异延伸形成的“断层转换带”；坨94断层下降盘的“坨71古冲沟”（图1）。

2构造演化特征2.1主要断层的活动性分析断层的活动对宁海地区构造的形成和演化具有决定性作用。

北部的陈南断层为盆缘边界大断层，其活动要早于其他二级断层，在沙四上纯上亚段和沙三下时期活动性达到最强，之后逐渐减弱。

东营凹陷民丰洼陷沙河街组三段岩性油藏控制因素

第28卷　第2期O I L &G AS GE OLOGY 2007年4月　收稿日期:2007-01-09 第一作者简介:张晶(1977—),女,博士研究生,油气成藏与油气田开发基金项目:中国石油化工集团公司科技攻关项目(P02084)文章编号:0253-9985(2007)02-0235-05东营凹陷民丰洼陷沙河街组三段岩性油藏控制因素张　晶1,王伟锋1,荣启宏2,赵密福2(11中国石油大学地球资源与信息学院,山东东营257061;21中国石油化工股份有限公司胜利油田有限公司东辛采油厂,山东东营257094)摘要:通过对民丰洼陷的油气成藏特点、油气富集规律及主控因素进行研究,表明该区处在凹陷东北边缘的特殊位置,成藏条件优越。

古近系岩性油藏主要包括砂岩透镜体油藏、砂体上倾尖灭油藏和砂体被断层切穿的岩性油藏3种类型。

三角洲前缘砂体、滑塌浊积岩砂体的性质和分布,砂体分布范围内有利的构造位置和有利的沉积储集相带成为控制岩性油藏形成的主要因素。

油气勘探方向应围绕不同时期、不同部位两种成因的储集砂体展开。

关键词:岩性油藏;控制因素;三角洲;浊积岩;民丰洼陷;济阳坳陷中图分类号:TE12211 文献标识码:AFactors con trolli n g the E s 3L itholog i c O il Reservo i ri n M i n feng s ag,D ongy i n g depressi onZhang J ing 1,W ang W eifeng 1,Rong Q ihong 2,Zhao M ifu2(11China U niversity of Petroleum ・East China,D ongying,Shandong 237061;21D ongxin Production Plant,Shengli O ilfield,S inopec,D ongying,Shandong 257094)Abstract:A study on the characteristics,patterns,and contr olling fact ors of hydr ocarbon pooling in M infeng sag reveals that the sag occup ies an advantageous p lace for oil pooling in the northeastern margin of Dongying de 2p ressi on .The Paleogene lithol ogic oil reservoirs are mainly sand lens reservoirs,updi p p inchout sandbody,and sandbody reservoirs cut thr ough by faults .Maj or contr olling fact ors of the lithol ogic oil reservoirs include the p r operties and distributi on of delta fr ont sandbodies and fluxoturbidite sandbodies,the favorable structural l oca 2ti on within the distributi ons of sandbodies,and the p r os pective sedi m entary reservoir facies belts .It is suggested that the exp l orati on be focused on the delta fr ont and fluxoturbidite reservoir sandbodies of different ages f or med in difference structural positi ons .Key words:lithol ogic oil reservoir;contr ol fact ors;delta,fluxoturbidite;M infeng sag;J iyang dep ressi on “九五”以来,隐蔽型油气藏已逐渐成为东营凹陷重要的勘探对象[1]。

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体储层物性主控因素分析

东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体储层物性主控因素分析摘要：东营凹陷北部陡坡带利津地区砂砾岩体由于沉积背景不稳定、储层均质性强但具有良好的含油气性。

从沉积物的沉积到最终固结成岩的漫长地质历史时期中，沉积、成岩和构造作用在储层物性的演化中扮演了重要的角色。

控制因素很多，如沉积条件，包括颗粒的成分、粒度、分选、磨圆、颗粒间的杂基含量等，以及埋藏过程中经历的一系列成岩作用，包括压实、胶结、溶解和交代作用等。

当然，这些因素对储集物性的影响不是单独起作用的，往往是多种因素交织在一起。

1 砂砾岩体孔隙演化砂砾岩体在东营凹陷北部陡坡带的沉积厚度约800m左右，从北部盆缘到洼陷区，水介质从弱酸性到弱碱性，变化较大，以大量的粘土杂基充填为特征。

东营组沉积前，沙三中埋深小于1800m，如北部陡坡带地温梯度取38℃/Km，则温度低于75℃，Ro值小于0.5%，有机质末成熟，属于早成岩A期，由于冲积扇、扇三角洲等快速堆积，造成沉积物成分成熟度和结构成熟度低。

此时以机械压实作用为主，颗粒之间多为点接触，以原生孔为主。

胶结作用弱，可见早期泥晶菱铁矿、手风琴或蠕虫状的自生高岭石，几乎无石英次生加大。

东营组沉积早期，沙三中埋深在1800-2100m之间，古地温在75 -90℃之间，Ro值在0.35-0.5%，有机质成熟，处于早成岩B期。

成岩作用仍以机械压实作用为主，颗粒为点-线接触；高岭石含量较高，而碳酸盐含量较低。

明化镇组沉积早期，沙三再次深理，一般在2000-3500m左右，此时古地温在90℃-130℃之间，0.5%10%甚至更高的杂砂岩类，压实作用则普遍较强，颗粒间可出现凹凸接触，岩屑中部分软颗粒也变形为假杂基，本区碎屑岩杂基含量一般<10%，平均为7.5%，但本区刚性颗粒石英含量较低，而塑性颗粒岩屑含量较高，平均为24.1%。

总体而言，利津地区压实作用较强，颗粒间多为线接触，但纵向上压实作用造成的减孔率越来越小。

胶结作用的减孔主要发生在2600米以下，这个范围内，低碳酸盐和高孔渗有很好的对应关系。

东营凹陷古近系砂岩储集层物性控制因素评价

96
石油勘探与开发·济阳坳陷古近系沉积体系与油气运聚机理研究论文专辑 Vol. 30 No. 3
系显著。从该方程可看出 :砂岩埋深每增加 1000m ,孔隙度下降 6. 8 %。
研究北部陡坡带 8000 多个样品孔隙度随埋深的变化发现 ,在相同岩性条件下 ,碳酸盐胶结程度越高 , 压实减孔率越低 (见表 2) ,说明在某种程度上碳酸盐的胶结作用有利于原生孔隙的保存。上述相关方程也能证实这一点 ,碳酸盐胶结物含量每增加 1 % ,孔隙度只减少 0. 38 %。比较相同碳酸盐胶结程度下不同岩性的压实减孔率发现 ,岩性对压实作用影响很小 ,与图 2c 反映的结论一致。
< = 40. 93 - 0. 0068 h - 0. 38 Ca
式中 < ———孔隙度 , % ; h ———埋深 , m ; Ca ———碳酸盐胶结物含量 , %。
该方程的复相关系数为 0. 76 ,大于临界值 ,各项系数的置信度均在 95 %以上 ,说明其中各变量的相关关
3 胶结作用对储集层物性的影响
1300
孤东 Ng
1900
胜坨 Es2
3000
现河庄 Es3
3000
牛庄 Es3
3000
林樊家 Es3
2000～滨南、利津地区 3000
1200
南斜坡 (草 112) Es3
1300 南斜坡 (金 31) Es2
1900 永安镇 (永 116) Es3
3000 胜坨 (坨 713) Es3
将孔隙度与深度的五次多项式拟合曲线与正常孔2 深趋势线比较发现 ,北部陡坡带次生的孔隙度大约在 0 ～15 % ,最大可达 20 % ;中央隆起带与北部相近 ,但分布范围大 ;南部缓坡带次生的孔隙度仅 5 %左右。在垂向上 , 溶蚀作用在北部陡坡带主要发育于 1650 ～ 2450m 和 3200 ～ 3500m 两个深度段 ; 中央隆起带在 1800m 以下的井段溶蚀作用均较发育 ; 南部缓坡带的溶蚀作用不如北部陡坡带和中央隆起带发育。

东营凹陷盐下凝析气成藏主控因素及勘探方向

阶段，是石油热催化作用形成的油型气，为０６～１３，甲烷含量大于５，Ｃ／Ｃ介于０５Ｒ。．．Ｏｃ一．０
～
Ｏ９；裂解凝析气处于有机质演化的高成熟阶段，为１３～２０，是石油热催化和热裂解复合．０Ｒ。．．
制因素，具有十分重要的意义。
１油气性质与成因
１１气体及原油性质．
东营凹陷深层天然气以凝析气和纯气藏两种形式赋存。其中丰深１、丰８、新利深１气藏为井井井
凝析气藏。气藏埋深为３３．￣４７．ｍ，其甲烷含量８．１～８．２，甲烷碳同位素为一４％～９５１３４０１Ｏ７８％８０。
利津等油田，主力含油气层系为沙三段及沙四上亚段，但深层（５０以下）油气勘探未见起色。３０ｍ
２００５年，丰深１在沙四下亚段４１．￣４４．ｍ处获得高产工业气流，首次在济阳坳陷深部地层获井３６０３３０得重大突破，也揭示了膏盐层以下（简称盐下）一个新的含油气系统。因此，研究其深层天然气成藏控
东营凹陷为济阳坳陷次一级负向构造单元，是中新生代形成的箕状断陷盆地，具有 “ 断南超” 的北
结构特征，勘探面积约５０ｋ７０ｍ。东营北带是其北部陡岸边缘，由陈南断层及其所控制的一系列构造和

东营凹陷北部陡坡带东段深水浊积扇储集特征

中低幅对称曲线或钟形到指形曲线组合，向上幅度
减小。外扇亚相位于中扇辫状水道的末端，当于相
砾岩；颗粒分选中等一差；圆度低，磨多呈棱角一次棱角状，构成熟度低，映了一种较近源的快速结反
搬运和沉积。
１２沉积模式及微相单元划分．
文献标识码：Ａ文章编号：００２４（０８０－４１０１０．７Ｘ２０）３０５－４
中图分类号：５２２Ｐ１．
东营凹陷经过３０多年的勘探与开发，油气勘探
逐渐由构造油藏转到岩性地层油藏。浊积扇砂体以其有利的生储盖组合条件而成为油田最具潜力的勘探目标之一＿Ｊ由于储层具有非均质性和敏感１。性，因此储量难以动用。笔者从宏观和微观两个方面，对储层的沉积特征、集性及控制因素进行研储
究，探究储层发育规律，为勘探开发提供依据。东营凹陷北部陡坡带东段主要为永安镇油田，
北部为陈家庄凸起，东部为青坨子凸起，Ｊ南民丰生油洼陷，研究区南端被坨一胜一永断裂切割（图见
１。４段沉积晚期，）沙为半干旱湿热气候条件，沿坨～胜一永断裂及其派生的次级小型断层，发育长轴方向的断裂凹槽，自来北部陈家庄凸起的沉积物重力流在前进方向上受阻，沿断槽进入湖底，向低洼方向流动，卸载后形成永５５区块陡坡深水浊积扇群。

东营凹陷古近系天然气成藏条件及其主控因素

东营凹陷古近系天然气成藏条件及其主控因素陈中红;查明;张善文;宋国奇【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2008(028)009【摘要】东营凹陷古近系深层裂解气勘探呈现出良好的态势,但目前对其成藏条件及其主控因素认识不清,因而制约了该区深层天然气的进一步勘探.对研究区大量的地球化学生烃指标、天然气组成指标及地层压力指标等进行了综合分析研究,结果认为东营凹陷古近系深层拥有古近系渐新统沙河街组沙三下亚段、沙四段以及古近系古新统-始新统孔店组二段共计3套烃源岩层系,形成复合天然气生烃系统,深层裂解气形成于新近系上新统明化镇组中晚期,属于晚期成藏.由于沙四段中部大套膏盐岩的分割,古近系深层超压体系具有盐上、盐下两个次一级超压"封存箱"系统,相应形成盐上、盐下两套天然气成藏系统.各类扇体及次生孔隙是该区深层气主要的储集体及储集空间.该区沙三段中、下部沉积的深湖相灰色泥岩、油页岩,沙三段中上部的中厚层暗色泥岩夹钙质泥岩,以及沙四段中部的大套膏盐层构成了多套优质区域盖层,与弱的后期构造运动相互配置,形成良好的裂解气保存条件.古近系深层发育断层气藏、构造-岩性气藏、各类沉积扇体形成的岩性气藏,其中后者应为该区近期深层天然气勘探的主要目标.【总页数】5页(P9-12,16)【作者】陈中红;查明;张善文;宋国奇【作者单位】中国石油大学·华东;中国石油大学·华东;中国石化胜利油田股份有限公司;中国石化胜利油田股份有限公司【正文语种】中文【中图分类】P61【相关文献】1.东营凹陷北带古近系砂砾岩有效储层主控因素分析 [J], 张娣2.南堡凹陷老爷庙地区古近系东营组沉积体系及其主控因素 [J], 曹中宏;贺锋;郑治宇;王开忠3.东营凹陷古近系地层水化学特征及其演化主控因素分析 [J], 银燕4.东营凹陷天然气成藏及分布主控因素分析 [J], 杨显成5.渤海湾盆地南堡凹陷天然气成藏条件及其主控因素 [J], 徐安娜;汪泽成;郑红菊;马乾;王兆云;崔瑛;杨爽因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

东营凹陷北带天然气类型及成藏规律研究

分布于凸起上的浅层气，如陈气８、陈气ｌｌ井，以甲烷为主，干燥系数大于０．９９，为干气；烷烃碳同位素明显有别于正常油型气，呈现８。。 ’ Ｃ．＜８。。 ’ Ｃ＞８Ｃ．＞８ ’ Ｃ。的倒转特征。导致这一
现象的主要原因是：小于２０００ｍ的埋深有利于微生物的存在，而
膏盐层将该区天然气分为盐上和盐下两个含油气系统。盐上天然气主要受 “ 温压一断裂 ”控制，溶解相天然气沿着断裂运移，至中浅层呈游离气相在断裂带附近形成构造气藏；盐下天然气藏主要受 “ 温相一势 ”控制，油裂解气向流体势降低的
图２民丰一利津地区沙四下地层流体势分布图
（３） “ 温压一相一断裂 ”控制中浅层气。陈家庄凸起上的储
层主要是馆陶组辫状河沉积砂体和明化镇组曲流河沉积砂体。馆陶组岩性以细砂岩、粉细砂岩及粉砂岩为主，其中心滩微相砂体颗粒较粗，平均孔隙度３１．７％，平均渗透率为５９２１Ｘｌ０ｍ，是较好的储层；明化镇组明下段河道相砂体最有利，孔隙度２８％～３５％，渗透率在３０００× ｌ０ｍ。左右。坨一胜一永断裂带
３天然气的成藏模式
的泥岩是下部砂岩良好的局部盖层；陈家庄凸起馆上段紫红色泥岩和灰绿色泥岩是馆陶组气藏良好的局部盖层。
（２）“ 温一相一势 ”控制深层裂解气。沉积相～溶蚀相一裂缝相三相匹配控制储层。沉积相直接决定了砂砾岩体的储集性。在生烃过程中由于热反应能生成大量的有机酸，不断地溶蚀储层，形成大量次生溶蚀孔隙，从而改善了储集物性。此外，由于埋深

东营凹陷胜坨地区深层油气成藏期及其主控因素分析

（．ＦａｕｔｆＥａｔｓｕｃｓ１ｃｌｙｏｒｈＲｅｏｒｅ，ＣｈｎｉｅｓｔｆＧｅｓｉｎｅ，Ｗｕａ３０４，ＣｈｎｉａＵｎｖｒｉｙｏｏｃｅｃｓｈｎ４０７ｉａ；２．ＳｉｏｅｈｎｌＯｉｆｉｌｍｐｎｎｐｃＳｅｇｉｌｅｄＣｏａｙ，Ｄｏｇｎ５０５，Ｃｈｎ）ｎｙｉｇ２７１ｉａ
ｅｖｒｒｉｆｒｎｒｍｈｈｅｍｉｄｌ— ｈａｌｗｅｅｖｉｓｉｈｅｏｄｅｐｌａｉｉｌ．Ｔｈｌｉｒｎｉｎｄｉｒａｃｉｌｓｏｎｒｏｉｓａｅｄｆｅｅｔｆｏｔａｔｏｆｔｄｅｓｌｏｒｓｒｏｒｎｔｌｘｏｒｔｏｎｆｅｄｓｅｆｕｄｏｇａｃａｎｏｇｎｉｎｃｕｉａａｙｅ４５ａｐｌｓｆｏｌｓｉｎｌｓｓｏｆＥｓ０ｓｍｅｒｍ９ｗｅｌｎＳｈｅｎｇｔｏａｒａｏｕｅｆＤｏｎｉｅｒｓｉｎｄｉａｅｈａｈｅｅｗｅｅｔｈａｅｆｈｙｏｃｒｇｙｎｇＤｐｅｓｏｎｉｃｔｄｔｔｔｒｒｗｏｐｓｓｏｄｒａｂｈａｇｉｎＥｓ．Ｉｈｅｐｒｏｒｍ９Ｍａｔ．ａｂｅｏｒｅｅ，ｍａｕｒｉｗｉｈｌｏｎｃｒｎｇｉ４ｎｔｅｉｄｆｏ３ｏ３１９ＭｆｅｐｒｓｎｔｔｅｏｌｔｉｅｌｗｌｏｒｓｅｃｓｃｒｄＩｇｈｔｙｌｏｆｕｅｃｎｅｗａｈａｇｅ．ｎ
成藏模式。
关键词：胜坨地区；陷盆地；气成藏期；断油流体包裹体；控因素；气成藏模式主油

东营凹陷北带砂砾岩扇体相-势控藏定量化研究——以利85区块为例

起来，同决定了油气成藏必须满足的基本共
庞雄奇等通过统计的方法，总结出东营凹陷
：
成藏期为前提，利８在５区块选取剖面利９一利２
稿日期：０９０ — ９修回日期：００Ｏ — ４２０ — ９２：２１一１０者简介：俊杰，９５年生，，都理工大学在读硕士研究生，事油田开发与石油地质研究工作。地址：６０５）都理工大学能源学张１８男成从（１０９成
一
期：３８．Ｍａ成藏第三期：．￣００Ｍ。其中，１．～８０；８０．ａ
２～１．Ｍａ为成藏间歇期。利８４３８５区块Ｅ在３ｓ层个成藏期的大致古埋深分别是：５０ｌ９０Ｉ、１３～８ｎ１０￣２００ｍ、５～２７０本文研究以此３０９２２Ｏ５６ｍ。个
近东西走向的古断剥面，有具山高坡陡、梁相间的古地貌特沟
征。由于控制东营凹陷沉积的陈南基岩断裂在发育过程中次级断
层的持续活动，坡上形成了高斜
乎、窄不一的断阶。在这种特殊构造背景下，宽同部位分别形成了冲积扇、三角洲、岸水扇近
、
藏作用，了具体的量化分析，指出其与油藏之做并间的关系。
“ 一 ” 藏缺乏系统量化表征：点的表述相势控观仅限于油气成藏与诸要素之间统计规律基础上的定性描述，法揭示成藏过程内在的必然联系。无 “ 一 ” 相势耦合控藏量化表征是实现油气成藏真正意义上的定量评价与预测的努力方向。根据陈红汉等 ① 究成果，营凹陷大体表现研东为３个成藏期．藏第一期：４４Ｍａ成藏第二成３￣２；

东营凹陷北带基岩风化壳储层发育特征及控制因素

东营凹陷北带基岩风化壳储层发育特征及控制因素朱茂林;刘震;刘惠民;张鹏飞;赵振【期刊名称】《地学前缘》【年(卷),期】2024(31)3【摘要】东营凹陷北带西段王庄潜山油藏的发现,揭示了太古宙基岩储层极大的油气勘探潜力。

本文基于露头、岩心、薄片、测井、成像测井、孔渗数据以及试油资料,对东营凹陷北带太古宙基岩风化壳储层发育特征进行了总结,对其主控因素进行了深入探索,取得了以下主要认识:(1)太古宙基岩主要为二长花岗岩和花岗闪长岩,局部发育花岗片麻岩,岩石脆性较强,容易产生裂缝,具备形成优质储层的岩性基础。

(2)基岩风化壳储层纵向上可划分为崩解型储层、溶蚀崩解型储层以及残积崩解型储层三类。

(3)崩解型储层主要以构造缝、溶蚀缝和节理缝为主,储层物性较差,平均孔隙度为2.2%,平均渗透率为0.25 mD,主要分布在构造高部位;溶蚀崩解型储层表现为明显的双层结构,上覆溶蚀层发育厚度为50~150 m,储层物性好,平均孔隙度为4.7%,平均渗透率为1.3 mD,储集空间以溶蚀孔、溶蚀增强缝为主,下伏的崩解层物性差,储集空间以裂缝为主,主要分布在构造中低部位;残积崩解型储层表现为上薄下厚特点,上覆残积层厚度分布在10~43 m,岩体松散破碎,储集空间以溶蚀孔为主,平均孔隙度为4.5%,平均渗透率为1.7 mD,下伏崩解层致密,块状结构明显,储集空间以各种成因的裂缝为主,主要分布在研究区临近构造高部位的缓坡带。

(4)基岩风化壳储层物性及分布主要受控于4个因素:富含高脆性矿物含量的岩石影响裂缝的发育程度,构造应力控制裂缝的形成及产状分布,发达的断裂体系加速了基岩风化壳有效储层的形成,古海拔高程最终控制了基岩风化壳储层分布。

研究成果对于东营凹陷以及其他断陷盆地基岩风化壳储层评价和油气勘探具有重要的借鉴意义。

【总页数】13页(P324-336)【作者】朱茂林;刘震;刘惠民;张鹏飞;赵振【作者单位】中国石油大学(北京)油气资源与探测国家重点实验室;中国石油大学(北京)地球科学学院;中国石化胜利油田分公司油气勘探管理中心;中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院【正文语种】中文【中图分类】P618.130.21【相关文献】1.东营凹陷南坡沙四上亚段滩坝储层碳酸盐胶结壳发育特征及控制因素2.黄河口凹陷莱北斜坡带玄武岩发育区砂岩成岩特征、孔隙流体及储层控制因素3.渤海湾盆地东营凹陷高青地区中生界低渗透碎屑岩有效储层特征及发育控制因素4.东营凹陷北带沙四段近岸水下扇砂砾岩储层物性演化特征5.东营凹陷北带沙四上亚段砂砾岩储层物性主控因素分析因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。