东营凹陷地质概况及勘探前景
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
东营凹陷沙四段是中国东部海域的一种重要的低阻油藏，已经被广泛的开发利用了。
这种低阻油藏的形成是由多种地质因素共同作用的结果，其中最重要的包括沉积海平面的
提升和沉积物的垂向变化，构造运动导致的沉积相的变化，以及生物活动在沉积物化学成
分上的作用等。
首先，沉积海平面的提升是东营凹陷沙四段低阻油藏形成的最初动力。
在中新世时期，北部黄海海水向东缩退，海平面开始下降，河口扩张，形成了一个大面积的凹陷盆地。
后来，随着岩层的不断沉积和盆地地形的变化，海平面提升，水深逐渐变浅，成为低阻油藏
的必要条件。
另外，构造运动也是沙四段沉积相变化的主要原因。
在中新世时期，东营凹陷经历了
两次重要的构造运动：一次是早中新世晚期的隆升事件，另一次是新近纪早期的断陷事件。
这两次构造运动导致东营凹陷内部的沉积相有了明显的变化，从深水相向浅水相的转变，
对于低阻油藏的形成起到了关键性的作用。
此外，生物活动的作用也是影响东营凹陷沙四段低阻油藏形成的非常重要的因素。
生
物作用可以改变沉积物的化学成分，置换原有的沉积物，使得沉积物的孔隙度大，并增加
孔隙间的连通性。
在东营凹陷沙四段中，生物活动导致了腐泥和水动力沉积物的混合，增
加了沉积物的细度和分散度，从而有利于低阻油藏的形成。
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律引言东营凹陷位于济阳坳陷的东南部，东营凹陷北部陡坡带是东营凹陷的一个二级构造单元，西起滨南凸起，东到青坨子凸起，南起民丰洼陷带，北至陈家庄凸起，呈近东西向展布，勘探面积约2000km2北邻陈南断层，东部为青西断层，西接利津断裂带，南部由一系列同生断层与民丰洼陷相沟通。
东营凹陷北部陡坡带既是砂砾岩扇体发育区，也是油气聚集有利区，主要含油层系为沙三段和沙四段，主要发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇和滑塌浊积扇4 种沉积体系，扇体规模较大，纵横向叠合连片，具有丰富的储集空间，储层类型多样，加之邻近民丰生油洼陷，油源丰富，具有十分广阔的勘探前景。
1砂砾岩体演化主控因素断陷湖盆中砂砾岩体纵横向演化往往具有明显规律性，表现为不同成因、不同类型砂砾岩体沿陡坡带演化、组合形式的不同，并以构造演化、断裂活动发育程度、古气候变迁、湖平面变化等为主要影响因素。
1.1 断裂活动陆相断陷湖盆的形成和发育是断裂活动的结果，盆地陡坡带断裂活动对沉积具有很强的控制作用，表现为构造控制地层沉积与分布，因此，断陷盆地陡坡带砂砾岩扇体发育、演化主要受控于断裂活动发育程度：断裂活动控制了东营凹陷的形态和规模，北部较强的断裂活动形成北断南超、北陡南缓的箕状湖盆，北部陡坡为砂砾岩扇体近物源沉积提供了丰富的碎屑物质和有利的搬运条件；断裂控制沉积物源与水系，断裂活动使地形出现高差，断裂上升盘成为剥蚀区，而沿断裂带附近发育的横张断裂决定了上升盘水系的流动方向，并在下降盘沉积一系列扇体；断裂活动强度和边界断裂结构直接影响砂砾岩扇体类型、规模、形态和分布，不同类型陡坡带将发育不同的扇体组合。
1.2 古气候古气候的变迁对沉积物类型具有很大影响，不同气候条件下，地表干湿度、植被和地球化学环境等不同，风化剥蚀、搬运和沉积条件差异明显，最终必然导致沉积物类型不同。
当周期性气候变化与幕式构造运动共同控制层序体系域分布及内部构成时，不同时期沉积的砂砾岩扇体成因类型、发育程度等将产生明显区别。
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。
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律-精选文档
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律引言东营凹陷位于济阳坳陷的东南部，东营凹陷北部陡坡带是东营凹陷的一个二级构造单元，西起滨南凸起，东到青坨子凸起，南起民丰洼陷带，北至陈家庄凸起，呈近东西向展布，勘探面积约2000km2。
北邻陈南断层，东部为青西断层，西接利津断裂带，南部由一系列同生断层与民丰洼陷相沟通。
东营凹陷北部陡坡带既是砂砾岩扇体发育区，也是油气聚集有利区，主要含油层系为沙三段和沙四段，主要发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇和滑塌浊积扇4种沉积体系，扇体规模较大，纵横向叠合连片，具有丰富的储集空间，储层类型多样，加之邻近民丰生油洼陷，油源丰富，具有十分广阔的勘探前景。
1砂砾岩体演化主控因素断陷湖盆中砂砾岩体纵横向演化往往具有明显规律性，表现为不同成因、不同类型砂砾岩体沿陡坡带演化、组合形式的不同，并以构造演化、断裂活动发育程度、古气候变迁、湖平面变化等为主要影响因素。
1.1断裂活动陆相断陷湖盆的形成和发育是断裂活动的结果，盆地陡坡带断裂活动对沉积具有很强的控制作用，表现为构造控制地层沉积与分布，因此，断陷盆地陡坡带砂砾岩扇体发育、演化主要受控于断裂活动发育程度：断裂活动控制了东营凹陷的形态和规模，北部较强的断裂活动形成北断南超、北陡南缓的箕状湖盆，北部陡坡为砂砾岩扇体近物源沉积提供了丰富的碎屑物质和有利的搬运条件；断裂控制沉积物源与水系，断裂活动使地形出现高差，断裂上升盘成为剥蚀区，而沿断裂带附近发育的横张断裂决定了上升盘水系的流动方向，并在下降盘沉积一系列扇体；断裂活动强度和边界断裂结构直接影响砂砾岩扇体类型、规模、形态和分布，不同类型陡坡带将发育不同的扇体组合。
1.2古气候古气候的变迁对沉积物类型具有很大影响，不同气候条件下，地表干湿度、植被和地球化学环境等不同，风化剥蚀、搬运和沉积条件差异明显，最终必然导致沉积物类型不同。
当周期性气候变化与幕式构造运动共同控制层序体系域分布及内部构成时，不同时期沉积的砂砾岩扇体成因类型、发育程度等将产生明显区别。
一、东营凹陷地层及层序地层特征
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。
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东营凹陷位于中国东部，属于中国主要的油气盆地之一，由于独特的地质构造和丰富的油气资源，成为了国内外广泛关注的勘探领域。
而在东营凹陷中，凹陷花古区块是一个非常重要的地质构造单元，其下古生界潜山界面识别特征及卡取方法的研究对于区块内油气勘探具有重要的意义。
一、潜山界面识别特征1. 地质构造特征凹陷花古区块的地质构造复杂多样，包括了凹陷边界断裂、古隆起、裂谷、凹陷等多种构造形态。
这些构造对潜山界面的形成和分布产生了重要影响，因此在识别潜山界面时需要充分考虑这些地质构造特征。
2. 地震资料特征地震资料是识别潜山界面最为重要的依据之一，通过地震资料的反射特征、地震相和地震属性分析，可以有效识别出潜山界面的位置和形态。
而在凹陷花古区块中，地震资料的分析需要结合地质构造和地层性质等因素进行综合分析，才能得出准确的潜山界面识别结果。
3. 地层特征潜山界面的识别还需要充分考虑地层的特征，包括了岩性、孔隙度、饱和度、压力等多种因素。
通过岩心分析、测井数据分析和岩石物理参数计算等手段，可以得出潜山界面所在地层的详细特征，从而进一步指导油气勘探工作。
二、卡取方法1. 地震卡取地震卡取是识别潜山界面最为直接和有效的方法之一，通过地震资料的层位分析和属性提取，可以明确潜山界面的位置和特征。
在卡取过程中，需要采用多种地震属性方法，包括了振幅包络、相位、熵等多种手段，以获取更为准确的地震卡取结果。
2. 地质卡取在卡取过程中，地质卡取同样是非常重要的一环，通过地层特征、岩性分析和地层压力等因素的综合考虑，可以得出更为可靠的潜山界面卡取结果。
地质卡取需要采用测井、岩心和岩石物理等数据，结合地震资料进行综合分析，以确保卡取结果的可靠性和准确性。
3. 数值模拟数值模拟是卡取过程中的重要辅助手段，通过地震反演、地层模型建立和剖面匹配等方法，可以对潜山界面进行数值模拟和模型验证，从而提高卡取结果的准确性和可靠性。
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
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价
东营凹陷页岩油岩相要素测井评价摘要：一、引言二、东营凹陷泥页岩油气资源概述三、泥页岩测井评价技术的需求和挑战四、测井评价技术的研究和应用五、结论正文：一、引言随着我国非常规油气勘探的不断深入，东营凹陷古近系沙四段、沙三段暗色泥岩、页岩等厚层生油岩系中的油气资源逐渐受到关注。
然而，由于泥页岩岩性复杂、油气赋存方式和储集空间多样、明显的各向异性及勘探的隐蔽性等，利用测井信息对泥页岩油气解释评价具有很大的难度。
因此，研究东营凹陷泥页岩测井评价技术对于油气勘探具有重要意义。
二、东营凹陷泥页岩油气资源概述东营凹陷位于我国胜利油气区，拥有丰富的油气资源。
其中，古近系沙四段、沙三段暗色泥岩、页岩等厚层生油岩系是当前非常规油气勘探的主要阵地之一。
这些泥页岩具有较高的有机质含量、较好的生烃条件和储层物性，蕴藏着丰富的油气资源。
三、泥页岩测井评价技术的需求和挑战泥页岩作为一种重要的烃源岩和盖层，在油气勘探中具有重要的应用价值。
然而，由于泥页岩的特殊性，如岩性复杂、油气赋存方式和储集空间多样、明显的各向异性及勘探的隐蔽性等，使得泥页岩油气测井评价技术面临着诸多挑战。
首先，泥页岩的岩性复杂，包含有机质、矿物质和流体等多种相，传统的测井方法难以准确评价其油气资源；其次，泥页岩油气的赋存方式和储集空间多样，导致测井信号的响应特征复杂，难以识别和解释；最后，泥页岩的各向异性和勘探的隐蔽性，使得测井评价结果的可靠性和准确性受到严重影响。
四、测井评价技术的研究和应用为了解决泥页岩油气测井评价技术面临的挑战，研究人员开展了一系列的研究工作。
首先，通过岩心试验分析，研究了泥页岩的物性特征和油气赋存规律；其次，利用多种测井方法，如自然伽马、中子、密度、声波、电阻率等，获取了泥页岩的纵、横、径向特征参数；最后，结合地质模型和地球物理模型，建立了泥页岩油气测井评价技术体系，提高了评价的准确性和可靠性。
五、结论东营凹陷泥页岩油气测井评价技术在克服了一系列挑战后，取得了显著的成果。
东营凹陷沙三下亚段页岩气前景分析
１ ２ （ ４ ） ： ５ ５ １— ５ ５ ９ ．
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特征 ［ Ｊ ］ ． 中国石油大学 学报 （ 自然科学版 ）， ２ ０ ０ ６， ３ ０ （ ４ ）： ７—
１ １ ．
范 围内 ， 为热 演 化 程 度低 的 页岩 ， 但 大 于 页 岩气 储 量起 算标 准下 限 Ｒ ＝０ ． ７ ％ 。此 外 ， 据 万 从 礼 等 研 究成 果 ， 东 营凹 陷沙 三 段 地层 中发 育 有 面 积 超 过 ２ ８ ｋ ｍ 的辉 长岩 侵人 岩 体 ， 这 些 侵入 岩 体 的 热 作用 与催化 作用 能 大大 提高周 边页 岩 中有 机质 的热 成熟 度＿ ｌ 。综 上所 述 ， 东 营 凹陷沙 三 下亚 段具 备 形 成 页
东营凹陷优质烃源岩分布规律研究
第一节东营地区简介1、区域简介［位置面积］东营市位于山东省北部黄河三角洲地区，中华民族的母亲河--黄河，在东营市境内流入渤海。
东营市地理位置为北纬36°55′～38°10′，东经118°07 ′～119°10′。
东、北临渤海，西与滨州市毗邻，南与淄博市、潍坊市接壤。
南北最大纵距123公里，东西最大横距74公里，总面积7923平方公里【地质】东营市地处华北坳陷区之济阳坳陷东端，地层自老至新有太古界泰山岩群，古生界寒武系、奥陶系、石炭系和二叠系，中生界侏罗系、白垩系，新生界第三系、第四系；缺失元古界，古生界上奥陶统、志留系、泥盆系、下古炭统及中生界三叠系。
凹陷和凸起自北而南主要有：埕子口凸起（东端）、车镇凹陷（东部）、义和庄凸起（东部）、沾化凹陷（东部）、陈家庄凸起、东营凹陷（东半部）、广饶凸起（部分）等。
【地貌】地势沿黄河走向自西南向东北倾斜。
西南部最高高程为２８米（大沽高程，下同），东北部最低高程１米，自然比降为１／８０００～１／１２０００；西部最高高程为１１米，东部最低高程１米，自然比降为１／７０００。
黄河穿境而过，背河方向近河高、远河低，背河自然比降为１／７０００，河滩地高于背河地２～４米，形成“地上悬河”。
全市微地貌有５种类型：古河滩高地，占全市总面积的４.１５％，主要分布于黄河决口扇面上游；河滩高地，占全市总面积的３.５８％，主要分布于黄河河道至大堤之间；微斜平地，占全市总面积的５４.５４％，是岗、洼过渡地带；浅平洼地，占全市总面积的１０.６８％，小清河以南主要分布于古河滩高地之间，小清河以北主要分布于微斜平地之中、缓岗之间和黄河故道低洼处；海滩地，占全市总面积的２７.０５％，与海岸线平行呈带状分布。
【气候】东营市地处中纬度，背陆面海，受亚欧大陆和西太平洋共同影响，属暖温带大陆性季风气候，气候温和，四季分明。
春季回暖快，降水少，风速大，气候干燥，有“十春九旱”的特点；夏季气温高，温度大，降水集中，有时受台风侵袭；秋季气温急降，雨量骤减，秋高气爽；冬季雨雪稀少，寒冷干燥。
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】本文围绕东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价展开研究。
在介绍了研究背景和研究意义。
在分析了该低阻油藏的特征、油藏成因、地质结构特征以及评价方法。
结合改造技术，探讨了其应用前景。
结论部分总结了研究成果，提出未来研究展望。
通过本研究，有望对东营凹陷沙四段低阻油藏开发提供理论支撑和技术指导，促进油田勘探与生产的进一步提升，具有一定的实践意义和推广价值。
【关键词】东营凹陷、沙四段、低阻油藏、成因分析、地质结构、评价、改造技术、应用前景、研究结论、展望。
1. 引言1.1 研究背景东营凹陷地处渤海湾东北部，是中国重要的油气勘探区之一。
沙四段是该区域重要的含油气层，而其中的低阻油藏更是备受关注。
随着石油开发技术的不断进步，对低阻油藏的研究也日益深入。
研究表明，东营凹陷沙四段低阻油藏具有以下特征：岩性复杂、孔隙结构发育、地质构造复杂等。
这些特征使得低阻油藏的开发面临诸多挑战，如有效评价储层的渗透性分布、确定地质构造对油藏产能的影响等问题。
本文旨在对东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价进行深入研究，为该区域的油气勘探开发提供科学依据。
通过对油藏特征、成因分析和地质结构特征的研究，结合改造技术应用前景的探讨，以期为该地区的油气勘探开发提供可靠的技术支持。
1.2 研究意义东营凹陷是中国重要的油气勘探开发区域之一，而沙四段是该区域开发的重要油藏层系之一。
对于沙四段低阻油藏的研究具有重要的意义。
低阻油藏的研究可以帮助提高勘探开发效率，更好地指导油田开发工作，提高油气资源的利用率。
通过对低阻油藏成因特征及评价的研究，可以更好地认识东营凹陷地质特征，为后续勘探开发工作提供重要参考。
低阻油藏的研究也有利于推动改造技术的应用，提高油田的生产力和经济效益。
对东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征及评价的研究具有重要的现实意义和科学价值。
通过深入开展相关研究工作，可以为油田勘探开发提供更为可靠的科学依据，推动油气资源的合理开发利用。
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沙四段是中国渤海湾盆地的重要产油层系之一，低阻区域普遍出现了大量高产油井。
因此，对沙四段低阻油藏的成因特征进行评价研究，对于指导该地区的勘探开发具有重要的意义。
一、成因特征（一）砂体分布特征沙四段低阻油藏主要分布在盆地南部的河口、海口和滩涂等泥质含量较高的区域。
这些区域的主要沉积类型为三角洲前缘滩涂相和海口沙坝相，在这些相中，砂体纵向发育，平面上呈大面积展布的特征，整体形成了较为连续的砂体框架，为油藏的形成提供了有利条件。
（二）岩石物性特征低阻油藏中的主要储集岩石为长石石英砂岩和石英砂岩，属于中粗砂岩。
这些岩石的孔隙度和渗透率较高，具有较好的储集性能，是低阻油藏的关键控制因素之一。
（三）断裂控制沙四段砂体的展布受到断裂控制，一般以走向为主，断层割裂和破碎带的发育程度较明显。
低阻油藏的形成和展布区域往往与大断裂带和油气富集带有一定的关系，但断裂对油藏的影响程度并不是很大。
二、评价方法评价低阻油藏的方法主要有地质综合分析法和岩心识别法两种方法。
（一）地质综合分析法地质综合分析法是根据研究区域的地质、地球物理和地球化学特征，评价油藏的储集和运移能力，判断油藏的勘探和开发前景的综合科学方法。
其中包括：岩性和物性分析、砂体展布及厚度分析、断层和构造特征分析等。
（二）岩心识别法岩心是油藏研究中的重要数据来源，岩心识别法是通过对岩心样品的观察和测试，确定成因、储层和储集能力等性质的科学方法。
其中包括：岩组和岩石成分分析、岩石物性和孔隙度测试、岩心图像分析等。
三、评价结论经过地质综合分析和岩心识别法的评价，得出东营凹陷沙四段低阻油藏的形成机理主要与泥石比、破碎度、岩相古地理位置、封闭性等因素有关。
在勘探和开发中，需要考虑砂体分布特征以及储层岩石物性和断裂控制等因素的作用，确保勘探和开发的成败。
同时，针对沙四段低阻油藏特征，采取新的勘探方法和技术手段，将是未来该区域石油勘探和开发的重点方向。
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】东营凹陷是我国主要的油气勘探区之一，凹陷内的沙四段低阻油藏吸引了广泛的研究关注。
本文从沙四段低阻油藏的特征分析入手，探讨了其成因及地质构造特征对油藏的控制作用。
还分析了岩性特征对油藏的影响，并提出了相应的评价方法及成果。
通过对沙四段低阻油藏的综合评价，揭示了其潜力和发展前景。
结论部分指出了未来进一步研究的方向，为该区域油气勘探与开发提供了参考。
本研究旨在深入探讨东营凹陷沙四段低阻油藏的特征及成因，为区域勘探开发提供科学依据。
【关键词】东营凹陷、沙四段、低阻油藏、特征、成因、地质构造、岩性、评价、潜力、研究方向。
1. 引言1.1 研究背景东营凹陷位于中国东部山东半岛，是中国大陆油气勘探开发的重要区域之一。
在东营凹陷中，沙四段低阻油藏是研究的热点之一。
该类油藏具有低渗透、低温、低垂直性等特点，具有一定的开发潜力。
研究背景：随着我国石油资源的逐渐枯竭和对高品质原油需求的增加，对低阻油藏的研究日益引起人们的重视。
东营凹陷的沙四段低阻油藏具有独特的地质构造和岩性条件，需要深入研究其成因和特征，为其有效开发提供理论支撑。
该类油藏的形成机制及油气运移规律对油藏的评价和开发具有重要意义。
本文旨在探讨东营凹陷沙四段低阻油藏的成因特征及评价方法，为油田勘探开发提供理论依据。
1.2 研究目的：通过对东营凹陷沙四段低阻油藏成因特征的深入分析和评价，旨在揭示这类油藏的形成机制，探讨地质构造和岩性特征对油藏的控制作用，为油田勘探开发提供科学依据和技术支持。
通过评价方法的运用，进一步挖掘沙四段低阻油藏的潜力，为油田的高效开发提供理论指导和实践支持。
通过本研究成果的总结和分析，为未来进一步研究沙四段低阻油藏提供方向和思路，推动油田勘探开发工作的持续发展与进步。
2. 正文2.1 东营凹陷沙四段低阻油藏特征分析东营凹陷位于中国东部沿海地区，是中国主要油气盆地之一。
在该地区，沙四段是一个重要的油藏层，被发现具有低阻特征，为油气勘探开发提供了极大的潜力。
东营凹陷深层天然气潜力分析
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。
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区域沉积条件及主要地层
沉积条件：东营凹陷作为渤海湾裂陷盆地的次级 凹陷，早第三纪沉积具有明显的旋回性。每个旋 回表现为冲积扇一河流一滨浅湖一深湖、半深湖 一浅湖、残留湖一河流、三角洲平原、沼泽等的 演化规律，每个旋回也有其自身的古环境及古水 系、古生物化石组合及岩性组合和电性特征。燕 山运动之后，东营凹陷经历了晚白垩世至古新世 的抬升剥蚀。始新世，在隆起的基础上开始发生 断陷沉降，在陈南断层和高青 平南断层等边界断 层的控制下形成了周围为凸起所环绕的东营半地 堑掀斜断块盆地。
1早期初始裂陷幕即孔店组沉积时期 2晚期初始裂陷幕即沙四段沉积时期 3裂陷伸展幕即山三段及沙二段下部沉 积期 4裂陷收敛幕即沙二上及东营组沉积期
区域构造发展史
二 裂后充填期
裂后充填期以其简单的沉积体系构成，补偿式 沉积和大面积发育河流体系为特点，沉积体系展 布已不再受主干断裂的活动性的控制，地层厚度 在全区比较稳定，表明东营凹陷此时已统一于整 个渤海湾盆地之中，进入裂后热沉降阶段，其构 造活动性相对较弱而且均一化分两个时期： 1热沉降期即馆陶组沉积期 2加速降期即明化镇组沉积期
主要地层及岩性
区域构造发展史
一、多幕裂陷充填期：
东营凹陷从侏罗系到第三系经历了早、中侏罗世的挤压 作用，晚侏罗一早白垩和老第三纪的裂陷作用以及晚第三纪 的坳陷作用。因此，东营凹陷按其内发育的较大规模的不整 合面、沉积充填的特征、火山岩发育特点及构造发育特征， 具有多幕裂陷充填期，可进一步划分为四个阶段：
东营凹陷地质概况及勘探前景
概述 盆地区域地质概况 区域沉积条件及主要地层 构造演化史 主要油田 勘探方向
一概述
东营凹陷属于渤海湾鹏地济阳坳陷中的一个中新生代断 陷 ，南北宽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90千米，南北宽65千米，面积为 5700平方千米。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箕状凹陷特点，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。凹陷中构造特征是褶 皱少、断层多，不同性质、不同级序的断层组成各种型 式的断裂，它们相互联合或复合，形成现今复杂的构造 面貌。东营凹陷生油丰富，其内部及周围有10多个油气 田，探明地质储量占60%以上。勘探程度高，开发历史 长。
盆地构造格架
一、断裂构造：
该凹陷的断裂按走向可分为NE，EW，NWW，NEE向四组。NE向 如高青，八面河断裂， 这些断层属中生代郯庐断裂系NE向走滑断层 转化为下第三系走滑正断层。NWW向断裂在本区主要为石村断裂， 青坨子-永安断裂，断面形态为铲式，控制了中新生代的沉积。EW 向断层在本区为陈南断裂及其派生的胜北断裂，其断面形态呈铲式或 坐椅式。 二者组合形成典型的伸展构造样式。陈南断裂发育早，控 制沙四孔店沉积中心的展布，而胜北断层发育较晚，主要控制了沙三 段的沉积。NEE向断裂在本区主要发育于博兴断裂带、陈官庄断裂 带、王家岗断裂带和梁家楼一现河构造带，它们一般只切割下第三系， 断面一般为铲式或平面式，主要控制沙三段的沉积，是典型的下第三 系同沉积构造。
三向斜构造
它是受主要断裂控制的负向构造单元，一般分布在控洼断 裂的下盘（如博兴洼陷、利津洼陷、民丰洼陷）或背斜构 造的侧翼如牛庄洼陷。洼陷带主要发育了巨厚的下第三系， 是烃源岩的主要发育区。 下第三系构造按其在平面和剖面上的组合形式及其对油气 聚集的控制作用，可进一步划分为陡坡断阶构造带（如滨 南 利津陡坡断阶构造带、胜北永安陡坡断阶构造带、平 南 高青陡坡断阶构造带）、缓坡断阶构造带（如陈官庄 王家岗缓坡断阶构造带、博兴缓坡断阶构造带），中央底 辟断裂背斜带、洼陷带（牛庄、民丰、利津、博兴洼陷） 和位于盆地边缘的地层超覆带。
盆地构造格架
二背斜构造
该凹陷的背斜构造主要是同沉积背斜现河底辟背斜。 胜坨-宁海滚动背斜、辛镇-现河底劈背斜。胜坨- 宁 海滚动背斜是该凹陷最大的含油气构造，它是发育在 胜北断层上盘的大型滚动背斜构造，其滚动背斜的主 体由沙三上、沙二段组成，走向呈近EW向，背斜又 被三级张性断裂斜构造复杂化。辛镇-现河底劈背斜 其主体由沙三段-东营组构成，据分析该构造形成于 沙二段以后，其成因与沙四段石膏层、膏泥岩及沙三 段泥岩等物质沿断裂带底辟作用有关。
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， 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 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。 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， 对沉积体系、厚度和砂体的分布有重要的控制作 用。此外，负向次级构造单元决定了凹陷油气潜 量的大小，而正向次级构造带则控制了油气的聚 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。
主要油田
济阳坳陷的东营凹陷生油最丰富，其内部 及周围有10多个油气田，探明地质储量占 60%以上。 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，其地质储量占油气藏地质储量的 70～75%。
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）。 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。
区域沉积条件
孔店组早期，气候稍有湿润，此时山谷相间，洼陷范围小，湖水聚集有限， 以形成局限湖泊和冲积扇、近源冲积平原为主。该时期东营凹陷分为南北两 个互不连通的次级洼陷：博兴和东营北部洼陷。 孔店组后期至沙四早期，气候转为干旱，在凹陷四周发育巨厚的红色冲积扇， 洼陷中心则间歇性地沉积了盐湖相膏盐层和泥岩。 沙四晚期气候稍转湿润，在经历了早期的剥蚀后，凹陷内物源供给减少，湖 水面积扩大而清澈，形成了广延而薄层的砂质和碳酸盐质滩坝沉积体系，只 在凹陷中北部有半深湖、深湖相沉积体系。 沙三段气候湿润，早期物源供给少，在基底持续沉降的条件下，可容空间增 大，形成欠补偿的大面积半深湖 深湖沉积。中期开始沿凹陷近东西轴向发育 远源河流三角洲充填。此阶段沉积物补给速度和基底沉降速度基本相当，以 滨浅湖、深湖和半深湖为主；晚期，来自四面凸起上的物源注入盆地，形成 过补偿沉积。 沙二段气候转为干热，凹陷被填平后，遭受剥蚀。后期边界断层重新活动， 开始了新一期充填演化阶段。 沙一段沉积时，气候又开始变得湿润，早期物源供给量小，基底沉降缓慢， 从而广泛发育了砂质和碳酸盐质滨浅湖及半深湖沉积。 东营组沉积上为河流三角洲持续向湖内进积并再一次将湖盆填平。此时，渤 海湾盆地抬升经历了准平原化，形成冲积平原沉积，即馆陶组地层
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