东营凹陷王家岗油田通61区块储层特征研究
东营凹陷油藏低渗透砂岩储层特征及机理
东营下沉地带低渗透Es4滩坝砂岩油藏砂岩储层特征及机理摘要：岩心及铸体薄片观察与描述、测井、扫描电镜及岩心实验室分析资料等。
用于东营下沉地带油气藏Es低渗透砂岩储层特征及机理研究。
结果表明，该储层4具有中、低孔隙，低渗透，低成分和结构成熟度，细喉道德特征。
这主要是由于沉积（细颗粒和泥质夹层）和成岩作用（压实、胶结、溶解）。
胶结作用降低了储层物性主要有碳酸盐胶结、石英自生激怒，及自生粘土。
粘土矿物通常通过填充孔，紧密贴合孔的壁，桥接，包裹颗粒，和单独的连接孔等堵塞毛孔。
溶蚀作用不明显，不提高储层的孔隙度和渗透率。
所以它是低渗透油藏的形成也是一个重要因素。
关键词：滩坝砂岩；低渗透；储层特征；沉淀；成岩作用1简介随着地层岩性油气藏理论的发展和勘探技术的不断完善，滩坝砂岩岩性油气藏勘探取得了成功。
到目前为止，中国渤海湾，东营下沉地带已发现了八个滩坝砂岩油藏，其中三层次的石油储量报告多达一亿吨，表明滩坝砂岩岩性油气藏勘探潜力巨大。
随着油气勘探的不断进步，滩坝砂岩油气储量将持续增加，但油气勘探和开发受到了滩坝砂岩物理性质的制约。
通过研究探讨中国渤海湾沉东营下滩坝砂岩油藏储层的岩性特征，对剩余油的研究和提高采收率的沉地带低渗透Es4方案具有重要意义，积储层低渗透的机理、成岩作用和构造作用等几个方面。
中国，渤海湾盆地，东营下沉地带的一个次级构造单元暨阳凹陷，随着特征与南北和重叠的缺点，是在东西90公里长，宽65公里，南北，面积约5700公里2，又可分为北部陡坡带、中央断裂背斜带，南部缓坡带，和牛庄、利津、拳击、民丰地势低的次级构造单元等[2–3 ]。
从底部到顶部的地层分为孔店组、沙河街（分为成员4，3，2和1再从底部到顶部）和东营组轮流。
2油层特征2.1岩石学特征少量是长石砂岩和长石石英砂岩（图1）。
中国东营下沉地带低渗透滩坝砂岩Es4一般来说，石英的含量是40% - 50%，最高可达53%。
长石含量是26%–44%，碎屑含量是12%–30%。
东营凹陷低渗透油藏分布规律及储层改造效果
收稿日期:2008-08-04;改回日期:2008-08-21作者简介:苏国英(1973 ),女,工程师,1998年毕业于石油大学(华东)石油地质勘查专业,长期从事测井二次解释与储量研究工作。
E -mail:s uguoyi ng@ 。
文章编号:1008-2336(2008)04-0021-05东营凹陷低渗透油藏分布规律及储层改造效果苏国英(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015)摘 要:东营凹陷2001年之前探明的低渗透油藏主要分布在洼陷带、中央背斜带及北部陡坡带,以沙三段深水浊积扇及沙四段滨浅湖相砂岩滩坝、扇三角洲前缘等沉积体系为主。
油藏类型主要是岩性油藏,其次为构造 岩性复合型油藏。
低渗透油藏以中深层、常压~超高压、低产、中产为特征,多为特小型、小型油藏,储量丰度为低丰度~特低丰度。
低渗透油藏的探井试油过程中,经历了从酸化逐步到压裂的技术发展过程。
统计探井的试油效果表明,沙四段碳酸盐含量较高的砂岩低渗透油藏,酸化效果较好;黏土含量较高的沙三段低渗透油藏,压裂效果较好。
关键词:东营凹陷;低渗透油藏;分布规律;酸化;压裂;储层改造中图分类号:T E122.3;T E348 文献标识码:ADistribution and transforming effects of low permeability reservoirsin Dongying DepressionSu Guoying(Geological Scientif ic Resear ch I ns titute ,SI N OPEC Shengli Oilf ield Comp any ,Dongying 257015)Abstract:T he low permeability reservoirs(LPR)proved before 2001in Dongying Depression are distributed mainly in depression,central anticline,and northern steep slope.The main sedimentary systems of LPR are deep w ater turbidite fan in Es3,shore sand beach bar and fan delta front in Es4.The main types of LPR are lithologic reservoirs,follow ed by structural lithologic reservoirs.The features of LPR are middle -deep burial depth,atmospheric -extra high pressure,low -middle yielding ,min-i small scale,low abundance,and etc.The oil testing of LPR in exploration w ells experiences a process from acidification to fracturing.Good effects have been achieved from acidification in sand LPR with high carbonate content in Es4,while g ood effects have been achieved form fracturing in sand LPR with high clay content in Es3.Key words:Dongy ing Depression;low permeability reservoir;reservoir distribution;acidification;fractur -ing ;reservo ir transforming截至2001年底,东营凹陷累计探明石油地质储量20.48 108t,其中,低渗透油藏(空气渗透率<50 10-3 m 2)[1]144个、探明石油地质储量2.38 108t,占11.6%。
东营凹陷花古区块下古生界潜山界面识别特征及卡取方法
东营凹陷花古区块下古生界潜山界面识别特征及卡取方法1. 引言1.1 研究背景东营凹陷位于中国东部河北省，是中国重要的油气勘探区之一。
在该区域，下古生界是石油气藏的主要产状层，特别是潜山组是优质储集层。
然而，由于地质条件复杂、结构变化大等因素的影响，潜山界面在地震剖面上往往表现不清晰，给油气勘探和开发带来了一定的困难。
随着油气勘探技术的不断发展，地震勘探已成为油田勘探开发中不可或缺的手段，而准确地识别潜山界面则是地震解释的关键之一。
因此，研究对东营凹陷下古生界潜山界面的特征进行识别并提出有效的卡取方法，对优化油气勘探工作、提高勘探效率具有重要意义。
为了解决上述问题，本文将对东营凹陷区块的地质背景进行分析，对下古生界潜山界面的特征进行研究，并提出相应的识别方法和卡取方法，最终通过案例分析验证方法的有效性，为地震解释工作提供参考依据。
1.2 研究目的通过对东营凹陷花古区块下古生界潜山界面识别特征及卡取方法的研究，本文旨在探讨该区块地质特征，帮助更好地理解地质构造和油气勘探开发。
具体研究目的包括：1. 综合分析东营凹陷潜山界面地质特征及形成机理，揭示其油气资源潜力，为勘探开发提供理论依据；2. 探讨潜山界面的识别方法和卡取方法，提出高效、准确的识别技术，为实际勘探工作提供技术支持；3. 结合案例分析，验证识别方法和卡取方法的有效性，为类似地质构造区的研究提供借鉴。
通过本研究，希望能够为东营凹陷花古区块的地质研究和油气勘探开发提供新的思路和方法，促进该区块的资源勘探开发工作取得更好的效果。
1.3 研究意义研究下古生界潜山界面的识别特征能够帮助油田地质工作者更准确地找到潜在的油气藏层，为勘探决策提供科学依据。
通过探究卡取方法，可以提高油田工作效率，降低勘探成本，从而为我国油气资源的开发和利用做出贡献。
研究下古生界潜山界面的识别特征及卡取方法也可以为油田的地质储量评价、资源勘探和精细化开发提供技术支持，促进油气勘探产业的可持续发展。
东营凹陷沙二段构造油藏成藏规律
Advances in Geosciences地球科学前沿, 2021, 11(2), 207-212Published Online February 2021 in Hans. /journal/aghttps:///10.12677/ag.2021.112017东营凹陷沙二段构造油藏成藏规律宁方兴1，杨永红1，张顺1，李伟2，朱德燕1，银燕1，丁桔红1，关丽11胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营2中国石油大学(华东)，山东青岛收稿日期：2021年1月4日；录用日期：2021年2月18日；发布日期：2021年2月26日摘要东营凹陷沙二段是认识程度较低的层系，具有较大勘探潜力。
通过对东营凹陷沙二段构造油藏成藏条件进行统计分析和典型油藏解剖，明确了沙二段构造油藏成藏规律：沙二段构造油藏来自沙三下亚段和沙四上亚段烃源岩，具有单一油源或多源混合成藏得特点，既有沙三下亚段、沙四上亚段烃源岩产生油气的混合，也有不同洼陷来源的油气混合；输导体系由油源断层和骨架砂体组成，具有三种油气输导方式，即油源断层垂向输导，断层砂体侧向输导，断层砂体阶梯性输导，以油源断层垂向输导为主；断层和三角洲平原–前缘和滩坝砂体匹配控制了构造圈闭的形成。
该成果对济阳坳陷沙二段构造油藏勘探有一定指导作用。
关键词沙二段，构造油藏，成藏规律，油源断层，三角洲，东营凹陷Reservoir Formation Law for StructureReservoir of the Second Member ofShahejie Formation in DongyingDepressionFangxing Ning1, Yonghong Yang1, Shun Zhang1, Wei Li2, Deyan Zhu1, Yan Yin1, Juhong Ding1, Li Guan11Exploration and Development Institute, Shengli Oilfield Company, SINOPEC, Dongying Shandong2China University of Petroleum (East China), Qingdao ShandongReceived: Jan. 4th, 2021; accepted: Feb. 18th, 2021; published: Feb. 26th, 2021宁方兴 等Abstract The second member of Shahejie Formation in Dongying Depression is a low level of understanding and has great exploration potential. Through the statistical analysis of reservoir formation condi-tions and typical reservoir anatomy of structure reservoirs, the reservoir formation law of the second member of Shahejie Formation is determined: The structure reservoirs of the second member of Shahejie Formation from the source rocks of the lower part of the third member of Shahejie Formation and the upper part of the fourth member of Shahejie Formation have features of single oil source or multi-source mixing from Es 3L source rock and Es 4u source rock or different sags; The transport system is composed of oil source fault and skeleton sand body. It has many kinds of oil and gas transport modes that are oil source fault vertical transportation, fault-sand body lateral transportation, fault-sand body ladder transportation, mainly oil source fault vertical transportation; Fault and delta plain-front and beach bar sand body matching control the forma-tion of structure traps. The results have certain reference for structure reservoir exploration in Jiyang depression. KeywordsThe Second Member of Shahejie Formation, Structure Reservoir, Reservoir Formation Law, Source Fault, Delta, Dongying DepressionCopyright © 2021 by author(s) and Hans Publishers Inc. This work is licensed under the Creative Commons Attribution International License (CC BY 4.0). /licenses/by/4.0/1. 引言断陷盆地油气成藏规律研究，一直是石油地质学界研究的热点[1] [2] [3]。
东营凹陷油气分布特征
东营凹陷油气分布特征东营凹陷属于渤海湾盆地济阳坳陷内部的一个次级构造单元，是一个受陈南断层控制、总体呈“北断南超”的箕状断陷，也是我国东部断陷盆地油气最丰富的凹陷之一。
该凹陷油气藏类型丰富、油气资源量大，但勘探程度不一。
2007年东营凹陷南部发现三级储量累计超过1.6×108t，但南坡带仍有大片勘探空白区，沙四上滩坝砂体和沙四下红层均是缓坡带勘探程度较低的层系。
2006年钻探的陈官庄官126、127、王66等井在沙四下获得较高产工业油流；2007年钻探的王664、官119井又获得成功，上报控制储量908.5×104t。
东营南部缓坡带沙四段滩坝砂近年更是屡见突破，已探明滨南油田滨425块、梁家楼油田梁4块、梁112块，以及正理庄油田高89块等区块。
据最新全国油气资源评价表明东营凹陷剩余资源量约为20.91×108t，对于东营凹陷南部而言，目前剩余资源量达11.36×108t，约占东营凹陷剩余资源总量的57%，充分展示了东营凹陷南坡具有良好的勘探前景。
南坡主要包含缓坡带及洼陷带，其中洼陷带是凹陷长期性的沉降中心，发育了由盆内坡折控制形成的规模宏大的三角洲—浊积扇沉积体系；缓坡带地层平缓，发育一系列盆倾断层以及由缓坡断阶控制形成的冲积扇—低位三角洲—滩坝砂体系。
在上述构造与沉积体系的控制下，在东营南坡发育了各种类型、规模不等的油气藏。
但有关成藏条件、成藏机理和成藏过程研究还有待深入，如南坡不同断裂构造带的构造特征不同，其油气赋存的部位也不同；成藏期成藏条件的定量匹配条件直接关系到油气能否成藏；滩坝砂体成藏是“倒灌”式还是侧向运移成藏；油气成藏过程的精细研究还不够。
因此，深入开展南坡油气藏及其分布特征研究，定量恢复油气成藏期成藏地质条件，再现油气成藏过程，深化油气成藏机理研究，建立南坡不同构造带油气成藏模式，形成一套陆相断陷盆地典型油气藏解剖、油气运移与成藏过程定量分析与预测方法，对于系统总结断陷盆地缓坡带油气分布特征、探讨油气成藏机理、预测与评价有利勘探区、指导油田勘探实践均具有重要的理论和现实意义。
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【摘要】本文主要针对东营凹陷沙四段低阻油藏展开研究，通过地质特征分析和成因分析探讨了该油藏形成的原因。
对低阻油藏的特征及评价方法进行了详细阐述，包括评价结果和评价总结。
研究发现东营凹陷沙四段低阻油藏具有特定的地质特征和形成机制，评价结果表明该油藏潜力较大。
对东营凹陷沙四段低阻油藏的成因进行总结，并展望未来研究方向，为该地区油藏的勘探开发提供了一定的参考价值。
通过本文的研究，可以更好地认识东营凹陷沙四段低阻油藏的特点，为相关领域的研究和开发提供重要参考依据。
【关键词】东营凹陷、沙四段、低阻油藏、成因、特征、评价、地质特征、评价方法、评价结果、结论、展望、研究背景、研究目的、研究意义1. 引言1.1 研究背景东营凹陷是中国东部最大的陆相盆地之一，其沙四段是该地区重要的油气生产层系之一。
随着油气勘探开发的深入，低阻油藏逐渐成为研究的焦点之一。
低阻油藏具有储量大、采收率高、开发潜力大等特点，对油田的开发和管理具有重要意义。
东营凹陷沙四段低阻油藏的发现和开发，不仅对油气勘探开发技术提出了更高的要求，也为该地区油气资源的合理开发利用提供了重要的科学依据。
深入研究东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价方法，对于完善油田勘探开发技术、提高资源利用效率具有积极的意义。
本文旨在探讨东营凹陷沙四段低阻油藏的形成机制，通过对其地质特征和成因进行分析，以期为相关领域的研究提供参考和借鉴。
1.2 研究目的研究目的是对东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征进行深入分析，探讨其形成机理和运移规律。
通过研究油藏地质特征，揭示油气在储集层中的分布规律和流动性质，为油田的有效开发提供理论依据和技术支持。
通过评价油藏的低阻特征和评价结果，分析油田产能潜力和油气资源丰度，为合理规划油田开发方案和提高油田采收率提供参考。
本研究旨在全面了解东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征，为深化对该油藏的认识，优化开发策略，实现油田资源的高效利用，提供科学依据和技术支持。
东营凹陷油源特征分析_张林晔
石油 勘探与开发 PET R OLEU M EX PLORA T IO N AN D DEVELOP M EN T
文章编号: 1000- 0747( 2003) 03-0061- 04
V ol. 30 N o. 3 61
东营凹陷油源特征分析
张林晔1, 蒋有录2, 刘华2, 谭丽娟2, 张乐2
Es4
0. 95~ 2. 7 1. 6~ 5 1. 4~ 7 1. 4~ 3
0. 8~ 1. 1 0. 65~ 1 0. 3~ 1. 2 0. 7~ 3. 7
0. 31~ 0. 36 0. 2~ 0. 35 0. 2~ 0. 5 0. 22~ 0. 41
牛庄
Es3
1~ 1. 9
1. 2~ 2. 3
0. 43~ 0. 48
前人对东营凹陷石 油地质特征已有较多研究, 但 对油气具体源区尚缺乏系统分析。为了查明已发现油 田的油气来源, 为东营凹陷进一步滚动勘探提 供理论
图 1 东营凹陷油田分布图
依据, 进行系统的油( 气) 源研究十分重要。
2 烃源岩地质及地球化学特征
东营凹陷共有 6 套烃源岩系, 即上古生界的石炭二叠系、中生界和古近系的孔店组 ) 沙四下亚段、沙四 上亚段、沙三段、沙一段。由于只发现了来自沙四上亚 段和沙三段烃源岩的原油, 因此笔者认为东营凹陷只 存在沙四上亚段和沙三段两套有效油源岩[ 1] 。
0. 3~ 0. 34 0. 51~ 1. 11 0. 36~ 0. 46 0. 43~ 0. 46 0. 53~ 0. 55
0. 51 0. 19~ 0. 45
Pr/ Ph
代表井 样品数 原油类型 来源洼陷
0. 37~ 0. 6 广 6-22
东营凹陷太古界储层裂缝发育控制因素及油气勘探方向-精品文档
东营凹陷太古界储层裂缝发育控制因素及油气勘探方向引言东营凹陷太古界古潜山属于断陷―断坳式凹陷岩浆岩潜山,其储层分为2类,即由构造作用产生的裂缝型储层和由风化淋滤作用形成的孔隙型储层,胜利油气区太古界岩浆岩储层多属于前者,如王庄油田[1]。
目前,东营凹陷有323口井钻遇太古界,太古界潜山油藏上报探明石油地质储量777×104t,显示了较大的勘探潜力[2]。
但从勘探类型看,已经发现的油气藏主要为潜山表面的风化壳油藏,而潜山内幕油气藏一直未钻遇。
只有多口探井在其花岗岩潜山300 m以下钻遇一、二级缝洞段,并见到油气显示,说明潜山内幕储层在一定程度上发育,具备油气成藏条件,对该类油藏勘探可能有较大的突破意义。
1 地质概况东营凹陷为济阳坳陷中的四周有凸起环绕的晚侏罗世―古近纪的断陷复合盆地,太古代岩石主要归属新太古代岩体,太古界潜山可分为滨县―陈家庄、平方王―青城、广饶―纯化3个带[3],本次研究以东营凹陷北部的滨县―陈家庄一带作为重点区域。
研究区内的王庄、郑家等基岩潜山油藏储层具有低孔、低渗特征。
统计204块岩心样品,孔隙度最小值为0.4%,最大值为21.08%,平均值为5.04%,渗透率平均值为3.850×10-3μm2,仅在相对高孔段,孔隙度与渗透率才具有较强的相关性,进一步佐证太古界储层为裂缝型储层,必须对裂缝特征进行深入研究。
2 裂缝特征2.1 裂缝类型及特征(1) 根据裂缝成因,可以将研究区内的裂缝分为构造缝、风化缝和溶蚀缝,其中,构造缝为基岩潜山中最主要的裂缝,其发育段厚度占裂缝总厚度的90%以上。
(2) 根据裂缝组合形态,可以将研究区裂缝分为斜交缝和网状缝,斜交缝密度最大可达到10条/m,但最小则只有0.5条/m,而网状裂缝密度较大,可达28条/m。
(3) 根据裂缝倾角大小,研究区内发育1组高角度近直立裂缝、1组低角度近水平裂缝及1组共轭倾斜缝,其中,以高角度近直立缝最为常见。
东营凹陷沙四上亚段滩坝相储层特征及物性控制因素研究
东营凹陷沙四上亚段滩坝相储层特征及物性控制因素研究摘要：综合运用岩心、测井、分析化验等资料，对王家岗油田沙四上亚段储层的岩石类型、物性特征进行分析，并对储层物性的控制因素进行了研究。
研究区沙四上亚段储层物性主要受沉积相和成岩作用的控制，优势相带对应的储层物性最好；成岩作用对储层物性具有双重作用。
其中，改善储层物性的作用有溶蚀作用，导致储层物性变差的成岩作用有压实作用、胶结作用等；构造作用在一定程度上对储层物性起到改善作用。
关键词：王家岗油田储层特征成岩作用控制因素引言王家岗油田位于东营凹陷的南斜坡，西北为牛庄油田、东南接八面河油田、东北与广利油田相连、西南与乐安油田相邻。
随着研究的不断深入，研究成果表明：王家岗油田沙四上亚段储层物性主要受沉积作用和成岩作用的双重控制[1-2]。
前期已有不少学者对相似类型的油田开展了专项研究，如刘康宁、赵伟等对东营凹陷古近系沙四上亚段滩坝储层特征及次生孔隙展布模式开展了研究[3]。
因此，正确认识王家岗油田沙四上亚段储层特征及物性控制因素具有重要意义。
一、储层特征1.岩石学特征研究区12口井142块样品的分析化验资料表明：储层岩性主要以长石质岩屑砂岩为主，砂岩碎屑物质主要为石英、长石和岩屑，平均含量分别为62.2%、16.7%、21.1%。
分选中等，磨圆度以次棱角状为主，属中等结构成熟度砂岩。
2.储集空间类型通过对王家岗油田沙四上亚段砂岩储层的铸体薄片、扫描电镜及压汞资料分析表明，研究区储层孔隙类型复杂，储集空间以次生孔隙为主，原生孔隙次之。
次生孔隙主要包括粒内溶孔、粒间溶孔、铸模孔、超粒孔、晶间孔等。
3.物性特征根据研究区王24-37井、王24-38井2口取心井（14块样品）的岩心常规分析表明：研究区储层孔隙度集中分布在11%-18%，平均为14.6%；渗透率分布在0.3mD-7.1mD，平均渗透率为4.7mD，属于低孔-特低渗储层。
二、物性的控制因素影响储层非均质性的因素主要有沉积作用、成岩作用、构造作用。
东营凹陷地质概况及勘探前景
勘探方向
在勘探程度低和新的领域寻找油气田： 3500米以下的深层（孔店，沙三，沙四）。 3500米以下的深层（孔店，沙三，沙四）。 岩性油藏的勘探。 注重古地貌对油气分布的控制，潜山内幕， 隐蔽油气藏。 对古生界，中生界等老地层的勘探。
盆地区域地质概况
东营凹陷早第三系断陷湖盆与重力异常区相对应， 东营凹陷早第三系断陷湖盆与重力异常区相对应， 特征、 依据区内的构 特征、构造发育历史和构造应力 场，其地质构造主要由两个同向错位叠合的箕状 洼陷及两者之间的隆起带所组成。由此可以划分 洼陷及两者之间的隆起带所组成。 为以下5个基本构造单元：东营东部洼陷， 为以下5个基本构造单元：东营东部洼陷，博兴 洼陷，中央隆起带，北部坡折带和南部坡折带。 洼陷，中央隆起带，北部坡折带和南部坡折带。 研究表明，盆地中正、 研究表明，盆地中正、负构造单元之间的边界不 仅是构造转换带，而且也是重要的沉积相转换带， 仅是构造转换带，而且也是重要的沉积相转换带， 对沉积体系、 对沉积体系、厚度和砂体的分布有重要的控制作 此外， 用。此外，负向次级构造单元决定了凹陷油气潜 量的大小， 量的大小，而正向次级构造带则控制了油气的聚 因此， 集。因此，对盆地内次级构造单元及其规律的认 识对油气勘探开发有重要指导意义。 识对油气勘探开发有重要指导意义。
主要油田
济阳坳陷的东营凹陷生油最丰富，其内部 济阳坳陷的东营凹陷生油最丰富， 及周围有10多个油气田 多个油气田， 及周围有10多个油气田，探明地质储量占 60%以上 60%以上。 以上。 其中同生断层逆牵引背斜、 其中同生断层逆牵引背斜、块断隆起披覆 构造和古潜山等三种油气藏油气富集程度 最高， 最高，其地质储量占油气藏地质储量的 70～75%。 70～75%。
盆地构造格架
浅析东营凹陷王家岗地区构造演化及形成机制
浅析东营凹陷王家岗地区构造演化及形成机制作者：文斌来源：《中国科技博览》2013年第11期[摘要]本文对东营凹陷王家岗地区的区域构造演化及形成机制进行了细致的分析。
并列举不同构造演化时期应力场的变化，应力的方向以及应力作用的地层层位，构建了相应的力学模型。
同时建立了该区区域构造模型。
[关键词]构造演化；应力变化；应力模型中图分类号：P631.4 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）05-0236-01王家岗地区构造位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡，东营凹陷是济阳坳陷的一个重要构造单元，为典型的北断南超、北陡南缓的不对称箕状盆地。
王家岗地区处于南部缓坡带，基底埋藏浅，刚性强，属于较稳定的块体，相对陡坡带的构造变动要弱些。
褶皱变形主要为鼻状构造，轴向与缓坡带的走向垂直或斜交，这些鼻状构造与不同规模和方向的断裂组合形成规模不等的断鼻状构造，如王家岗断鼻状构造带、八面河-羊角沟断裂鼻状构造带等。
1 区域构造演化特征。
王家岗地区构造演化与区域构造演化大致相当，大体可划分为三个阶段。
1.1 印支期构造发展阶段。
1.1.1 印支期构造格架奠定了该区构造格局的基础，也控制着东营凹陷的演化。
1.1.2 中生代早期即印支期区域受南北向的挤压，形成以东西向逆冲断层、褶皱为主体的构造格局。
南部以济阳断裂为主体的逆冲断层，旁侧伴随以广饶凸起为核部的背斜带，北部是以陈家庄凸起为核部的背斜带，其间为以石炭-二叠系为核部的向斜带。
同时伴随有NW 和NE 向剪切断裂，在两剪切断裂的交汇处，或是汇聚隆起，石炭-二叠系地层被剥蚀，或是离散沉降，接受沉积。
1.2 燕山期构造发展阶段。
1.2.1 燕山期区域发展和整个中国东部一样，主要受到2个应力场的作用。
早期的南北向的反扭力偶作用或受郯庐断裂左行平移的影响，区内NW和NWW向断裂普遍出现拉张。
NE 向断裂以剪切为主，NEE向断裂以挤压为主。
东营凹陷中生代沉积最厚在东营市，且呈NW向分布，在王家岗地区NW 向断裂的西侧有巨厚的中生代沉积，而在东侧很薄或缺失，NW 向断裂控制了中生代的沉积。
东营凹陷南坡下古生界潜山界面识别特征及卡取方法
东营凹陷南坡下古生界潜山界面识别特征及卡取方法东营凹陷是中国东北地区重要的油气勘探区之一，其南部的古生界潜山是油气富集的主要区域。
准确识别潜山界面及卡取潜山界面是实施油气勘探开发的关键。
本文将介绍东营凹陷南坡下古生界潜山界面识别特征及卡取方法。
在东营凹陷南坡下，古生界潜山一般表现为褶皱状构造，其界面特征主要包括以下几个方面：1.地震反射特征：古生界潜山的地震反射特征显示为阶梯状或褶皱状的反射剖面，反射幅值相对较强，呈现出低频高能的特点。
古生界潜山界面通常伴随着一些地震异常，如弧形反射等。
2.地层对比特征：古生界潜山界面上下方地层对比关系较为明显。
上方是具有良好储集性质的下白垩统和寒武系地层，下方是低孔隙度和渗透率的古生界地层。
在潜山界面处，地层发育了较为完整的沉积盖层，具有良好的封盖性能。
3.物化特征：古生界潜山的物化特征包括岩性、电性、声波速度等。
根据岩性差异，古生界潜山与周围地层具有较大的物化差异，可以通过电阻率和声波速度反演及解释等方法进行识别。
在识别古生界潜山界面之后，需要进行界面卡取工作。
基于地震资料和地质模型的综合分析是界面卡取的主要方法，具体步骤如下：1.预处理地震资料：对采集的地震资料进行时深转换、时差校正和频率增益等预处理工作，以改善地震反射的清晰度和地层辨识度。
2.制作层位对比剖面：在已经识别出的潜山界面上下方选择地震道进行相位匹配，以制作出层位对比剖面，帮助确定古生界潜山的界面位置。
3.建立地震与地质模型：根据已有的地震和地质资料，绘制出地震和地质模型，分析地震反射特征与地质层位之间的对应关系，从而确定古生界潜山的界面位置。
4.采用反演方法卡取界面：通过地震属性反演方法，如反射振幅、反射角度、波阻抗等，对古生界潜山界面进行进一步解释和卡取。
5.地质解释和验证：根据卡取出的古生界潜山界面，在地震剖面和地质模型中进行地质解释和验证，以确定界面的准确位置。
东营凹陷南坡下古生界潜山界面的识别特征包括地震反射特征、地层对比特征和物化特征，其卡取方法主要包括预处理地震资料、制作层位对比剖面、建立地震与地质模型、采用反演方法卡取界面和地质解释和验证等步骤。
东营凹陷岩性油气藏成藏动力学特征
石油与天然气地质 第19卷 第4期OIL &G AS GEOLO GY 1998年12月 3 中国石油天然气总公司“九五”重点科技攻关项目“大、中型油气田成藏定量模式”研究(960007)的部分成果收稿日期:19980609东营凹陷岩性油气藏成藏动力学特征3曾溅辉(石油大学盆地与油藏研究中心,北京102200)郑和荣 王 宁(胜利油田地质研究院,山东东营257062)东营凹陷岩性油气藏主要为砂岩透镜体油气藏和砂岩上翘尖灭油气藏。
受地层压力的影响,东营凹陷岩性油气藏表现为不同的成藏动力学特征。
在正常压力系统,岩性油气藏油气运移的驱动力主要为浮力,油气沿断裂、不整合面或储集岩向上运移并在岩性圈闭中聚集成藏,运移相态主要为游离相;而在异常高压系统,油气运移的驱动力主要为压实和欠压实作用下产生的地层压力差,这种压力差可以驱动油气由高势区向低势区运移并在岩性圈闭中成藏,运移相态主要为混(溶)相和游离相。
关键词 岩性油气藏 成藏动力学 东营凹陷第一作者简介 曾溅辉 男 36岁 副教授 石油地质和水文地质1 类型和分布东营凹陷岩性油气藏,可分为砂岩透镜体油气藏和砂岩上翘尖灭油气藏(图1)。
它们多分布在凹陷边缘附近的砂砾岩发育区和凹陷中心部位的浊积岩发育区,主要在沙河街组四段和沙河街组三段,与构造和断裂的依赖性相对较小。
沙河街组三段中、下部浊积砂岩透镜体岩性图1 东营凹陷的砂岩透镜体油气藏(a )和砂岩上翘尖灭油气藏(b )[1]油藏在济阳坳陷各凹陷中均有发现,尤以东营凹陷中央隆起带中段的东营、郝家、现河庄地区及其南部的牛庄、六户地区最多,含油气最丰富。
据不完全统计,东营、郝家、现河庄地区沙河街组三段中、下部共有大小砂岩透镜体152个,其中82个含油,占总数的5014!+,如东营凹陷东营构造北翼的营6井沙河街组三段中部砂岩透镜体油藏、营2井沙河街组三段中部砂岩透镜体油藏等(图1)。
一般为高产、异常压力、低饱和度轻质油油藏。
东营凹陷古近系超压成因分析
218 ·2020年05期精 品JINGPIN东营凹陷古近系超压成因分析■杨景楠中国石化胜利油田分公司物探研究院 山东东营 257022摘 要：东营凹陷的超压主要分布于沙三中、下段大套泥岩和沙四段灰色膏盐段中，主要赋存于气藏和稠油藏内；中环为超压带，主要发育于沙三上亚段以上；内环超高压系统主要发育在沙三中、下亚段和沙四段。
东营凹陷古近系储层超压的主要成因机制有超压传递、欠压实、原油裂解。
关键词：东营凹陷；古近系；超压成因1.东营凹陷超压分布特征东营凹陷的超压主要分布于沙三中、下段大套泥岩和沙四段灰色膏盐段中。
压力分布在剖面上呈现“二段式”，上段为正常压力系统，下段为异常压力系统（图1），在浅部（约2750m）为常压系统，深部（2750m 以下）超压系统。
压力系统的平面分布具有一定的结构性特征：平面上呈现环状结构，内环为超高压系统，中环为高压系统，外环为低压—常压系统，并且中环高压系统和内环超高压系统构成了封闭的巨型超压封存箱复合体，而封存箱内产生压力分隔现象，形成了若干个由压力输导系统联系的次级超压封存箱。
从剖面上看，常压—低压系统发育于上部。
在盆地边缘、盆倾断层之外及基底不整合面附近普遍为正常压力，局部发育低压异常，主要赋存于气藏和稠油藏内；中环为超压带，主要发育于沙三上亚段以上；内环超高压系统主要发育在沙三中、下亚段和沙四段。
在超高压系统内局部存在相对高压带和常压带，是输导系统卸压作用的结果。
(Mp a )压力系数孔隙流体压力深度/m图1 东营凹陷岩性剖面与压力系统分布2.东营凹陷古近系储层超压成因储层超压成因机制包括超压传递、欠压实、原油裂解、构造、浮力、水热增压、成岩作用等。
据鲍晓欢（2007）、操应长（2009）等研究认为，超压传递、欠压实、原油裂解是东营凹陷古近系储层超压的主要成因机制。
2.1超压传递图2 超压传递示意图（据操应长，2009，有修改）泥岩地层经历欠压实、生烃作用之后，产生超压，当泥岩内部压力聚集到一定程度时，异常压力超过岩石的机械阻抗，泥岩发生破裂，产生微裂缝，成为超压流体释放的通道，由于相接触砂体相对而言是低压，于是超压流体以混相涌流形式进入砂体（图2），储层达到超压状态，待压力减小到一定程度时，微裂缝封闭，开始下一循环。
东营凹陷王家岗油田通61区块沉积相研究
煤机 选型应 充分考虑 ： ①极薄 煤层破矸 多 ， 煤 机功率应选 用相对 较大的 ， 但 煤 机牵 引速度不 能太高 。 ②根 据极薄煤 层开 采经验 ， 极 薄煤层 顶板—般 较好 ， 为 保证循环 进度及 减少作业 人员在 狭窄空 间 内的作业 时间 ， 应选用截 深相对 较大 的煤 机。 ③机 身高度应 与支架高度 、 采高相 匹配 ， 设 计时机身高度 应适当降低 。 综 合以上 考虑上海 天地 分公司 生产的ＭＧ ２ ： ＜ １ ５ ０ ／ ６ ６ ８ － ＷＤ型采煤机 较为为 配套 。
３ 回采 工艺 的选 择
链板 机选型应 充分考虑 ： ①极 薄煤层工 作面链板 机拉矸多 ， 机械磨 损大 ， 应 选用 整机 刚性 、 强度较 强的链板 机 。 ②确保两 口通风 断面和煤 机对机头 、 机尾煤
壁割煤 质量 ， 机头、 机尾设 计 时高度应 适 ： 当降低 。 ③应 采用 中双 链传 动结 构。 保 证 支架检 修时 作业人 员 的安 全 。 ④支 架支撑 高度应 与煤层 厚度变 化 相 适应 ， 但最小 支撑 高度 确保作业 人员 的空 间 ⑤极薄煤 层保 护层开 采虽然 本 煤 层 瓦斯含量 小 ， 但 回采 时被 保 护层卸压 瓦斯 大量 涌人工 作面 ， 支架 选型 时应 考虑支 架配 风量 问题 ， 一般 要求 配风量 不得小 ６ ０ ｏ ｍ３ ／ Ｉ Ｔ １ ｉ ｎ 。 综合 以上考 虑郑州 煤机 集 团生产 的ｚ Ｙ ５ Ｏ ｏ ｏ ／ ８ ． ５ ／ １ ７ 型 支架 较适合 极薄 煤层 保护 层综 采工 作面 。
５ ３链 板机 选型
薄 煤层 ｌ ４ 煤层解 放 。 这样 极薄 煤层保 护层 开 采技术 势在 必行 ， 这项 技术 的研 究
东营凹陷太古界储层裂缝发育控制因素及油气勘探方向
主 ， 填物 主要 为方解 石和 石英 。裂缝 间切 割关系 充
表现 为未充 填缝 切割充 填缝 ， 机质充 填裂缝 切割 有 方解 石充填 裂缝 ， 平 缝 切 割 高角 度 缝 ， 角度 缝 水 高
切割 直立缝 。
作用 ， 多期构造运动改造 下 ２组 断裂的 交汇处 裂缝 最为发 育， 为潜 山内幕储层 的有 利发 育 成
区 。据 此 并 结合 油 源及 盖 层 条 件 即 可预 测 有 利 目标 区。
关键词 ： 山； 潜 太古界 ； 裂缝 ； 制 因素 ； 控 有利勘探 目标 ； 东营 凹陷
中 图分 类 号 ：Ｅ ２ ． Ｔ ｌ２２ 文献 标 识 码 ： Ａ
较 大 的突破意 义 。
山中最 主要 的裂缝 ， 发育段 厚度 占裂 缝 总厚度 的 其
９ ％ 以上 。 ０
１ 地质概况
东 营 凹陷 为济 阳坳 陷 中 的四周 有 凸起 环绕 的
（ ）根据裂缝组合形态 ， ２ 可以将研究 区裂缝分为 斜交缝和 网状缝 ， 斜交缝密度最大可达 到 １ ０条／ 但 ｍ， 最 小则 只有 ０ ５条／ 而 网状裂 缝 密 度 较大 ， ． ｍ， 可达
素进行研究 ， 并对研 究区进行 了有利勘探 目标预测。研 究表 明 ， 东营凹陷太古界 潜山裂缝 多为
高 角度 张 开 缝 ， 裂缝 发 育 井段 井径 曲 线 高 、 幅 度 交 替 变化 ， 波 曲 线 上 出现 时 差 增 大 或 周 波 低 声 跳 跃 。 高导 缝 和 节 理 缝 在 Ｆ 图像 上 均 表 现 为 深 色正 弦 曲 线 。 裂 缝 发 育 的 主 控 因 素 为 构 造 ＭＩ
３ ６
特 种 油 气 藏
第 １ ７卷
角度 近直立 裂缝 、 组 低角 度 近水 平 裂缝 及 １ 共 １ 组 轭倾斜 缝 ， 中 ， 其 以高角 度 近直立缝 最 为常见 。 （ ）根 据充 填程度 ， ４ 研究 区内裂缝 以充填 缝为
东营凹陷王家岗地区构造演化及形成机制
浅析东营凹陷王家岗地区构造演化及形成机制[摘要]本文对东营凹陷王家岗地区的区域构造演化及形成机制进行了细致的分析。
并列举不同构造演化时期应力场的变化，应力的方向以及应力作用的地层层位，构建了相应的力学模型。
同时建立了该区区域构造模型。
[关键词]构造演化；应力变化；应力模型中图分类号：p631.4 文献标识码：a 文章编号：1009-914x（2013）05-0236-01王家岗地区构造位于济阳坳陷东营凹陷南斜坡，东营凹陷是济阳坳陷的一个重要构造单元，为典型的北断南超、北陡南缓的不对称箕状盆地。
王家岗地区处于南部缓坡带，基底埋藏浅，刚性强，属于较稳定的块体，相对陡坡带的构造变动要弱些。
褶皱变形主要为鼻状构造，轴向与缓坡带的走向垂直或斜交，这些鼻状构造与不同规模和方向的断裂组合形成规模不等的断鼻状构造，如王家岗断鼻状构造带、八面河-羊角沟断裂鼻状构造带等。
1 区域构造演化特征。
王家岗地区构造演化与区域构造演化大致相当，大体可划分为三个阶段。
1.1 印支期构造发展阶段。
1.1.1 印支期构造格架奠定了该区构造格局的基础，也控制着东营凹陷的演化。
1.1.2 中生代早期即印支期区域受南北向的挤压，形成以东西向逆冲断层、褶皱为主体的构造格局。
南部以济阳断裂为主体的逆冲断层，旁侧伴随以广饶凸起为核部的背斜带，北部是以陈家庄凸起为核部的背斜带，其间为以石炭-二叠系为核部的向斜带。
同时伴随有nw 和ne 向剪切断裂，在两剪切断裂的交汇处，或是汇聚隆起，石炭-二叠系地层被剥蚀，或是离散沉降，接受沉积。
1.2 燕山期构造发展阶段。
1.2.1 燕山期区域发展和整个中国东部一样，主要受到2个应力场的作用。
早期的南北向的反扭力偶作用或受郯庐断裂左行平移的影响，区内nw和nww向断裂普遍出现拉张。
ne 向断裂以剪切为主，nee向断裂以挤压为主。
东营凹陷中生代沉积最厚在东营市，且呈nw向分布，在王家岗地区nw 向断裂的西侧有巨厚的中生代沉积，而在东侧很薄或缺失，nw 向断裂控制了中生代的沉积。
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东营凹陷王家岗油田通61区块储层特征研究王家岗油田位于东营凹陷南斜坡王家岗断阶构造带上[1]，通61断块位于王家岗鼻状构
造的北部高点上，是一个受弧形大断层控制的短轴背斜，为一个北东～南西向延伸的狭长地垒块。
其主力含油层系为沙二段，油藏埋深为2060～2140m左右。
据1987年王家岗油田储量报告[2]，通61断块沙二段油藏含油面积3.7km2，地质储量1808×104t，可采储量
869×104t。
一储层砂体空间展布特征
通61断块储层主要为东三段、沙一、沙二和沙三中四套层系。
沙三段为沙三中1、2两个浊积砂体，仅为局部分布；沙二段发育有沙二（1-9）9个砂层组，64个含油小层；沙一段发育有沙一1-3三个砂层组，共21个小层。
从纵向上看，油层多，厚度大，平均油层厚度高达40.4米，分布面积变化大；油层为中高渗透，有效渗透率范围为600～3200×10-3μm2，孔隙度25～30%。
油层非均质较严重，平面渗透率变异系数为2.61，纵向上同一砂层组渗透率级差为18。
岩性以粉细砂岩为主，泥质胶结。
二隔夹层展布特征
2.1隔夹层成因
通61断块沙二段七～八砂层组韵律段储层隔夹层的成因类型可分为两大类[3]：沉积作用和成岩作用。
沉积作用形成的隔夹层主要特点是厚度相对较大、数量多、分布极较规则，储层非均质性很强，增大了油藏中油气采出的难度。
成岩作用形成的隔夹层在成岩过程中，来自于泥岩层中的Ca2+能使储层中的薄层砂岩、储层顶底部与泥岩接触的部位、储层内部的泥质团块附近等部位胶结成岩，使得相对较粗的砂岩在成岩作用下物性变差、渗透率变低而成为夹层，此类夹层的形成条件、分布规律复杂，横向预测难度大，给油气开发带来了极大困难。
2.2隔夹层的识别
不同隔夹层的成因、特点和分布有较大差异，它们对油水运动的控制也有所不同。
因取心井资料有限，而测井资料较普遍，因此，识别、划分、描述隔夹层的最佳方法是应用岩心标定测井资料，建立不同类型隔夹层的测井识别划分标志[4]。
（1）泥质隔夹层
包括泥岩、粉砂质泥岩，主要为灰色、深灰色泥岩，其次为碳质泥岩及粉砂质泥岩，厚度为0.2～3m不等。
其突破压力最高，封隔流体的能力最好，在高含水后期对剩余油的封堵效果也最好。
其测井曲线响应主要反映为泥岩特征，自然电位靠近基线，自然电位的负异常一般大于-105mv，微电极幅度明显下降，幅度差很小或几乎为零，深侧向电阻率下降的幅度高于邻层的50%以上，GR值大于50GAPI，中子值大于0.2，声波时差高值，一般在400μs/m以上；井径曲线有明显扩径显示。
（2）钙质隔夹层
钙质隔夹层的分布具较强随机性，出现频率相对较小，主要与沉积物碳酸盐胶结作用、溶解作用等成岩作用不均匀性有关。
钙质夹层导电性差，密度大，渗透率低，其深侧向电阻率高于或接近油层电阻率。
微电极比值超过邻层的1.2倍以上，呈尖峰状。
声波时差明显低值，一般小于300μs/m。
（3）物性隔夹层
物性隔夹层是指厚层较高渗透率砂岩储层中的低渗透条带，主要由粉砂岩和泥质细砂岩组成，物性较差，局部往往与砂质呈波状或水平状韵律或递变接触，厚度一般小于1m。
物性夹层突破压力最低，封隔流体的能力最差，对剩余油的封堵效果也最差。
2.3隔夹层的展布
（1）砂层组间隔夹层分布
通61断块沙二段六砂层组与七砂层组间隔夹层厚度1.4～53m，在研究区的中东部和西端隔夹层厚度大于10m，沿通61-36井～通61-33井～通61-27井～通61-X166井底一线隔夹层薄，厚度小于5m。
展布方向为北西向，封隔性较好。
通61断块沙二段七砂层组与八砂层组间隔夹层厚度0～10.7m，在研究区的中、西部隔夹层不稳定、厚度1～2米；研究区中东部隔夹层发育、厚度大于2m。
研究区中东部隔夹层北东向展布。
（2）七砂层组内砂体隔夹层分布
通61断块沙二段七砂层组上部砂体间隔夹层相对较稳定，砂层组下部砂体间隔夹层相对较雹分布不稳定。
沙二段七砂层组1～2小层砂体间隔夹层较发育、分布较稳定，沿通61-X155井～通61-88井～通61-27井～通61-4井一线隔夹层薄，厚度为0.2～3m；沙二段七砂层组2～3小层砂体间隔夹层较发育、分布稳定、厚度大，厚度大于3m，隔夹层延伸方向大致为北东向；沙二段七砂层组3～4小层砂体间隔夹层较发育、分布较稳定、厚度大于2m，延伸方向大致为北东向。
（3）八砂层组内砂体隔夹层分布
通61断块沙二段八砂层组内砂体间隔夹层相对较雹分布不稳定。
沙二段八砂层组11～12小层砂体间隔夹层既有岩性隔夹层又有物性隔夹层，隔夹层雹分布不稳定、厚度变化大，厚度0～2m。
隔夹层延伸方向为北东向。
沙二段八砂层组12～21小层砂体间隔夹层相对较雹分布较稳定、厚度变化大。
隔夹层延伸方向为北东向。
厚度0～2.7m，一般0.4～1.0m。
沙二段八砂层组21～22小层砂体间隔夹层雹分布不稳定、厚度变化大，厚度小于1.0m，隔夹层延伸方向为北东向。
沙二段八砂层组22～31小层砂体间隔夹层雹分布不稳定、厚度变化大，厚度小于1.0m。
沙二段八砂层组31～32小层砂体间隔夹层雹分布不稳定，厚度一般小于0.4m，延伸方向为北东向。
沙二段八砂层组32～4小层砂体间隔夹层相对较发育、分布较稳定，厚度0～4.0m，一般1.0～3.0m，延伸方向为北东向。
三结论
通61断块沙二段七～八砂层组"隔夹层"的展布为北东向，而且各韵律段间隔夹层分布相对不稳定、且厚度变化较大，其原因首先与物源有关，七～八砂层组沉积时物源来自研究区的北东向，使得沉积的砂体及间湾展布为北东向；其次隔夹层的发育和展布受到了沉积模式的控制，通61断块沙二段七～八砂层组为三角洲前缘以河口坝为主的沉积，沉积时物源供应充足，使得砂体发育，而且由于分流河道的摆动与迁移，使得后沉积的砂体时常下切早沉积的砂体，造成了砂体间隔夹层不稳定、厚度变化大。
隔夹层把厚油层划分成若干个段，减少了注水和产液的有效截面积和有效厚度，同时在
横向上和纵向上阻挡注入水驱替，因此隔夹层的存在对油层动用状况和水驱波及体积系数具
有重要影响。
1、隔夹层的存在降低了储量丰度：由于隔夹层的存在占据了油气的体积，造成了油藏
的强非均质。
2、隔夹层的发育降低了油层的动用程度：夹层的存在使厚油层水淹状况变得
复杂，水淹非均匀性增强，影响了厚油层纵向厚度波及系数，随着夹层频率与密度的增加，
强水淹段的厚度与油层厚度的比值减校3、底部发育的隔夹层对油井的含水上升具有一定的
控制作用：隔夹层发育，射开隔夹层上部的油井的含水上升速度校同时，较稳定夹层对油井
的含水上升的控制作用要大于不稳定夹层的控制作用。
参考文献
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学学报， 2004，29（2）：211-218。