东营凹陷

东营凹陷（精选九篇）

东营凹陷 篇1

关键词：水化学,特征系数,同位素,成因分析

东营凹陷位于济阳坳陷西部,新生界发育较为齐全,其新近系—古近系平均地温梯度为3.2~4.3℃/100m,古近系东营组至沙三段平均为4.1~5.7℃/100m,属典型的地温正异常区,蕴含着巨大的地热利用潜力。对于水热型地热资源,查明地热流体的化学成分及其水文地球化学特征对于地热流体腐蚀性、结垢性等流体质量评价和地热成因分析具有重要意义。

1 水化学性质

1.1 矿化度和水型

本次分析的水样主要来自东营中央带地热田的古近系东营组地热水和广饶地热田新近系馆陶组。可以看出,东营组地热水为中性偏碱性水,PH值为6.91~7.53,TDS为9.0~21.6g/L,绝大部分样品的TDS大于18.0g/L,矿化度较高,典型的水化学类型为Cl-Na型,反映出地热水处于相对滞留状态。馆陶组热水为偏碱性水,矿化度10~13g/L,相比东营组矿化度稍低,水化学类型为Cl-Na型。

1.2 水化学成分

地热流体中的最常见水化学成分含量高的常见离子有Cl-、SO42-、HCO32-、CO32-、Na+、Mg2+、Ca2+、K+。地热流体中因含有Cl-、SO42-、游离CO2和H2S等组分而对金属有一定的腐蚀性,本次测试的水样综合腐蚀性系数和拉申指数分析,结果表明东营组及馆陶组的地热流体基本上属于强腐蚀性水,在综合利用时需要采取相应的抗腐蚀性材料。

1.3 地下水特征系数

地下水化学成分特征系数(或比例系数)是研究地下水起源及演化规律的重要内容。化学成分特征系数是指能够表征地下水成因类型和地下水化学成分形成和演化过程中各种化学和生物化学变化特征的化学组分之间的比例系数。

钠氯系数主要表示地下水中钠盐的富集程度。正常海水此值为0.85~0.87。残余地下卤水一般小于0.85~0.87。非海相蒸发岩地层中保存的沉积地下卤水钠氯系数更小。本区的分析结果显示,钠氯系数普遍在0.5左右,说明本区地下热水所处环境比较封闭,初步推测为沉积埋藏水。

2 微量元素

微量元素分析结果(表1)表明,东营凹陷地热水中富含锂、锰、铬、锶和硅等元素,其中地热水中锂的平均值为2.1~3.6mg/L,锶的平均值为67.8~119.4mg/L,锂和锶的浓度达到了矿水的标准,具有作为矿水的开发利用潜力。

3 同位素分析

地热水中的同位素成分,尤其是O、H等稳定同位素对理解地热水的成因和在深部热储中出现及影响其上升到地表的各种作用起着十分重要的作用。

3.1 氢氧稳定同位素特征

从氢氧同位素测试结果来看,东营中央带地热水的δ2H值的范围为-63.5‰~-64.6‰,δ18O值的范围为-6.9‰~-8.2‰,位于全球雨水线的右下角,有轻微的氧漂移现象。广饶潜山地热田新近系馆陶组地热水氢氧稳定同位素分布范围大,其δ2H值的范围为-67.0‰~-72.9‰,δ18O值的范围为-7.69‰~-8.17‰;奥陶系地热水氢氧稳定同位素则比较集中,δ2H值的范围为-66.8‰~68.2‰,δ18O值的范围为-7.7‰~-8.2‰。

3.2 碳-14及锶同位素特征

碳-14是估计古地下水或原生水年龄的最重要的工具。这种方法的原理是源于土壤中光合作用固定碳衰变的大气C14的合成。

东营地热田地热水碳-14数据表明济阳坳陷新近系东营组地层水属于老水,根据Perason校正模型,其地层水年龄普遍为1~1.4万年,一定程度上说明其流速缓慢,处于停滞状态,地层的封闭性较好。地热水的碳-13值为-1.3~-6.4‰,其中有个别异常值,可能与样品有关。重碳酸根和δ13C值的关系可以作为地层水中碳酸盐来源的判断依据,可见该地热水中重碳酸根主要来源于储层岩石矿物。

3.3 地热流体成因分析

地层流体成因指的是地层水的最初来源。目前有关地热流体的成因主要有渗入溶滤成因、沉积成因、重力分异成因、蒸发成因、岩浆成因、物理化学成因等,普遍来说主要有以下三种成因类型的地层水:溶滤—渗入水、沉积—埋藏水和混合水。

其中溶滤-渗入水的成分受到岩性、气候、地貌等因素的影响,在位置较浅或构造开启性好的含水系统,由于其径流途径短,流动相对较快,溶滤作用发育,地热水矿化度较低。沉积-埋藏水位于地质构造比较封闭的部分,由于经历了漫长埋藏期间的一系列水-岩相互作用,其矿化度相对较高。化学成分取决于沉积水的原始成分以及埋藏在地层中的沉积-埋藏水,在经历若干时期以后,由于地壳运动而剥蚀出露地表,或者由于开启性构造断裂使其与外界相通则容易形成混合水。

根据以上水化学方法及氢氧同位素法的分析,东营凹陷主要热储层系地热水属于水岩作用强烈的沉积埋藏水,变质程度较高,水体循环性较差,地热流体基本没有地上径流或大气水渗入,没有补给、径流和排泄区,属于水体循环性差的高变质沉积埋藏水。

参考文献

东营凹陷 篇2

自然伽玛测井资料取自山东省东营市胜利油田的`牛38井.该井的沙河街组划分为四个段,其中沙三段依据含艾氏鱼群组合的鲱科化石和沉积物旋回堆积速率(AR)等研究,可与北美始新统绿河组进行对比.根据上世纪90年代沙三段古地磁研究结果,井深3 263m处C18n.1n/C18n.1r界线调整为38.975MaBP.通过频谱分析和数字滤波计算,得出了沙三段几个界线的年龄值,其中,在沙三下、中亚段界线算出的36.9MaBP,岁差旋回幅度有明显变化,这一变化与P(a)like(P(a)like et al.,)在ODP 71线1052孔中发现的类似图像(36.7Ma)可比较.

作 者：姚益民 徐道一 李保利 张海峰 张守鹏 姚盛 YAO Yi-min XU Dao-yi LI Bao-li ZHANG Hai-feng ZHANG Shou-peng YAO Sheng  作者单位：姚益民,李保利,张海峰,张守鹏,姚盛,YAO Yi-min,LI Bao-li,ZHANG Hai-feng,ZHANG Shou-peng,YAO Sheng(中石化胜利油田有限公司地质科学研究院,山东东营,257015)

徐道一,XU Dao-yi(中国地震局地质研究所,北京,100029)

东营凹陷 篇3

关键词：济阳坳陷东营凹陷；油气成藏；条件分析

1.地质概况

1.1地理位置位于山东省高青县高城镇前孙村南偏东距离约300m，樊126井井口方位234°距离1524m。构造位置为济阳坳陷东营凹陷博兴断裂带上升盘樊54块较高部位。测线位置为东营凹陷西部三维：SN1601/EW 713测线交点。本井是一口预探井，设计井深3710.00m，设计完钻层位为奥陶系。钻探目的层：沙四段、孔店组、奥陶系。钻探目的是了解博兴断裂带中部第三系及古生界含油气情况。完钻原则：进下古生界200m，井底50m无油气显示完钻。该井完钻井深：343220m。

1.2济阳坳陷东营凹陷博兴断裂带地质概况博兴断裂带区域上与北部的正理庄油田、大芦湖油田和博兴油田带相接：南为鲁西隆起，该区整体上新生界地层超覆在中、古生界基底之上，上覆地层向北倾斜。在新生代时期该区由于其靠近鲁西隆起，碎屑物质来源丰富，新生界地层广泛沉积了砂砾岩储层，其中沙四段滨浅湖相滩坝砂体是本区最有利的储层之一。该区沙三、沙四段地层烃源岩发育，生成的油气通过储层、断层及不整合面运移至此，为本区的主要油源。

1.3构造样式及低序级断层博兴洼陷是济阳坳陷东营凹陷西部的一个次级洼陷，西以高青断裂为界与青城凸起相接，东以纯化构造带与东营东部洼陷相隔，南邻鲁西隆起，北与东营中央隆起带西南端相接，地层产状总体上是北低南高。博兴断阶带是在前古近系古地形控制的斜坡背景上同生断层切割形成的，呈北东东向延伸，由北向南依次抬高的断块组成的断阶带，具有“先斜后断”的发育历史。主断层博兴断层是一条北东走向、继承性发育的正断层，博兴断阶带北临油源丰富的博兴洼陷，是油气聚集的有所。

2.層序地层

根据地质录井、地球物理测井、地震资料和岩性坚定结果，结合区域地质及邻井资料综合分析，该断裂带有新生界第四系平原组，新近系明化镇组、馆陶组，古近系东营组、沙一段、沙二段、沙三上、沙三中、沙三下、沙四上纯上亚段、沙四上纯下亚段、沙四下、孔店组、上古生界二叠系上石盒子组万山段、下石盒子组、石炭系太原组、本溪组及下古生界八陡组地层。3油气成藏条件分析

3.1油源条件沙三段、沙四纯上亚段发育巨厚的暗色泥岩、油泥岩、油页岩，厚度大，埋藏深，均在生烃门限2200m以下，成熟度高，有机质丰富，具有较好的生烃能力。洼陷内生成的油气，通过断层、储层及不整合面，可运移至本区，为本区的主要油源。

3.2

储盖组合根据实钻资料结合邻井及区域地质资料综合分析，本断裂带地层自上而下共钻遇八套储、盖组合。1）沙三下、纯上亚段的泥岩作盖层，纯上亚段的砂岩作储层，组成的储、盖组合。2）纯上亚段的泥岩作盖层，纯下亚段的砂岩作储层，其间的泥岩作隔层，组成的储盖组合。3）沙四下的砂岩作储层，其间的泥岩作隔层和盖层，组成的储盖组合。4）孔店组下部的泥质岩类作盖层，其间砂岩夹层及万山段砂岩做储层的储盖组合。5）下石盒子泥岩做盖层，内部砂岩做储层形成的储盖组合。6）太原组砂岩、玢岩做储层，内部泥岩做盖层的储盖组合。7）本溪组砂岩做储层，内部泥岩做盖层的储盖组合。8）八陡组灰岩做储层，本溪组底部泥岩及八陡组内部致密灰岩做盖层的储盖组合。其中第2、4、8套为储盖条件较好，次为第5、6、7套储盖组合：1、3套储盖组合较差。

3.3沙四段未成藏原因分析沙四段地层南高北低，西低东高，本井处于上升盘较低部位，位于高部位，因此综合分析认为储层物性差是本断裂带沙四段未成藏的主要原因。

3.4孔店组未成藏原因分析本断裂带孔店组上部储层物性差，而中下部砂岩储层物性较好，为中等储层，砂岩储层不发育，以至未见油气显示。

3.5上古生界未成藏原因分析本断裂带上古生界地层侧向上通过断层与孔店组红色地层对接，而上古生界暗色泥岩生烃能力有限，缺乏有效的油源条件是上古生界潜山未成藏的主要原因。

3.6下古生界八陡组未成形油藏原因分析同上古生界地层类似，断裂带下古生界地层侧向上通过断层与“孔店组和上古生界”地层对接，而孔店组无生烃能力，上古生界生烃能力也有限，缺乏有效的油源条件是下古生界潜山未成藏的主要原因。

4.结论与建议

4.1结论

1）通过研究证实，本断裂带缺失中生界、上古生界奎山段及万山段上部地层，并断缺山西和部分太原组地层，底地层为奥陶系地层。2）实钻地层与设计差别较大，上古生界底界实钻与地震剖面量深误差为334.0m。分析该区的层速度变化大是导致地震预测各层位深度与实际深度存在较大误差的主要原因。3）实钻证实，沙四段储层物性差是未成藏的主要原因：孔店组储层物性上差下好。综合分析认为断层侧向封堵差，且构造位置低导致其下部储层未成藏的主要原因：上、下古生界潜山未成油藏的主要原因是缺乏有效油源条件所致。4）本断裂带下古生界形成的二氧化碳气藏为构造气藏，为无机幔源气成因。

4.2建议本断裂带在下古生界钻遇二氧化碳气藏，为本井区的一个重要勘探成果。建议下步继续对本区二氧化碳气藏成藏控制因素进行深入研究，以期取得更大勘探成果。

东营凹陷 篇4

关键词：东营凹陷,油气显示,沙河街组,砂岩,沉积

0 引言

东营凹陷河401-2井为胜利油田的一口滚动井, 位于山东省东营市垦利县郝家乡孙家村西北方向, 距离约1.2 km。井区地质条件复杂, 施工期间经历了盐水入侵、井漏、泥浆密度失效、固井失败挤水泥等一系列曲折, 给勘探工作带来许多困难。

本井沙三中上部 (2 645.00~2 733.00 m) 地层, 为PDC钻头施工。录井现场依据邻井地层对比、岩屑、钻时等直接证据, 认为是一套砂岩地层。但电测后, 测井曲线显示为泥岩地层特征;后经综合分析和讨论, 本段地层岩性应为泥岩。该段地层的测、录井信息产生如此重大的差异, 表明录井现场造成了地层误判。砂岩往往作为储层, 是钻井施工的重点层位, 尤其是目的层内的砂岩, 其重要性不言而喻。文章现选取东营凹陷河401-2井相关段地层 (2 500.00~2 800.00 m) 作为研究对象, 分析地层误判原因。

1 地质概况

东营凹陷河401-2井, 构造上位于渤海湾盆地-济阳坳陷-东营凹陷-中央断裂背斜构造带-郝家构造带-河401-2断鼻构造较高部位, 东营南坡三维SN2989-EW2209测线交点。设计和完钻井深为2 960.00 m, 目的层为沙河街组沙三中段地层。

钻遇地层自上而下为:第四系更新统平原组;新近系上新统明化镇组 (棕黄色泥岩) , 中新统馆陶组 (棕红色泥岩、灰白色砂砾岩) ;古近系渐新统东营组 (灰白色含砾细砂岩) , 沙河街组沙一段 (浅灰色粉砂岩) 、沙二段 (浅灰色细砂岩、灰绿色泥岩) 、沙三上 (浅灰色粉砂岩、深灰色泥岩) 和沙三中 (深灰色泥岩、砂质泥岩) (未穿) 。其中平原组与明化镇组、馆陶组和东营组分别为角度不整合接触, 沙一段与沙二段为平行不整合接触。

目的层沙三段储层发育, 并见到沙三中2 591.20~2 594.80 m和2 869.90~2 875.00 m两层良好的油气显示, 成藏类型属构造-岩性油气藏。

2 连井地震测线剖面

河401-2井区郝家构造局部的T4砂体反射层顶部构造如图1所示。

河401-2井与邻井的连井地震测线剖面如图2所示。图2中T2、T3、T4、T6为地震反射层编号, 这些地震反射层构成本区的地层划分界线;图2中的虚线为设计预测的地震反射层深度位置, 实线为钻遇的T4反射层深度位置。

由图1、图2可以看出本井区地层起伏和井间断层构造的分布特征: (1) 河401-2井位于东营南坡三维SN2989/EW2209测线交点, T4顶深约为2 550 m。 (2) 郝4井位于河401-2井口方位44°, 距离575 m, T4砂体顶深约为2 555 m, 与河401-2井基本位于同一深度, T4界面以下有断层发育, 故在T4界面以下郝4井和河401-2井之间有断层错开。 (3) 河157井位于河401-2井口方位330°, 距离1 123 m, T4砂体顶深约为2 675 m, 比河401-2约低75 m, 河401-2与河157在T4左右附近并无断层。 (4) 河401井位于河401-2井口方位240°, 距离1 122 m, T4顶深度为2 415 m, 比河401-2井约高85 m, 河401井与河401-2井之间有断层隔离。 (5) 图2中的反射层尽管有断层错段, 但连续性较好。图2中地质设计的T4砂体深度与实际深度, 二者相差约100 m以上, 表明本区地质条件复杂。

3 邻井地层对比

以河401-2井2 500.00~2 800.00 m段 (沙三上底部和沙三中上部) 地层作为分析对象, 选取郝4、河401和河157 3口邻井的对应地层进行对比。通过地层厚度统计、标志层对比、井间地层起伏与构造分布等工作, 绘制连井示意图如图3所示。河401-2井与郝4、河401和河157等3口邻井的沙三上底部的砂体为T4地震反射层, 进入沙三中地层后, 普遍存在一套油气显示层, 这两个特殊地层作为地层对比的标志层。

结合地震测线剖面分析结果, 由图3可知: (1) 河401-2井同3口邻井的标志层 (沙三上底部T4砂层、沙三中上部油气显示层) 存在较好的对应。 (2) 同郝4井与河401井地层对比, 油气显示层下部的砂体在河401-2井是存在的;但同河157井地层对比, 油气显示层下部的砂体在河401-2井中是不存在的。 (3) 由图1可知, 河401-2井和郝4井属于同一断块录井现场最关键的钻时、气测与岩屑等信息, 都表明河401-2井中油气显示层下的这套地层显示出明显的砂岩特征。

4 沉积相分析

4.1 沉积背景

河401-2井位于济阳坳陷东营凹陷中央断裂背斜构造带郝家构造带河401-2断鼻构造较高部位。沉积特征从属于东营凹陷的沉积大环境。东营凹陷中央断裂背斜构造带沉积特征如表1所示[1]。

由表1可知:河401-2井的沙三上和沙三中地层是在湖水水退的背景下沉积, 沉积体系主要为河流-三角洲-滨浅湖-半深湖沉积体系。

4.2 测井相与沉积相

根据河401-2井的自然伽马和自然电位曲线的形态变化特征, 绘制测井相特征的示意图如图4所示。该井测井相表现出钟形、漏斗形和直线形[2]3个形态。在东营凹陷中央断裂带的沉积大背景下, 结合河401-2井的单井地层特征, 并参考本区邻井的岩性、电测等地质信息, 对河401-2井的2 500.00~2 800.00 m段进行单井沉积相分析。

由图4可以看出:河401-2井所在区为由深

5 结论

东营凹陷河401-2井沙三中上部 (2645.00~2 733.00 m) 地层为一套泥岩地层, 录井现场地层误划分为砂岩地层。尽管造成地层误判的根本原因在于地质条件的复杂性, 但是做好原因分析和经验总结能为钻井地质设计和随钻地层预测提供十分必要的帮助。因此, 今后要有针对性的注意以下几点: (1) 加强PDC钻头条件下岩屑录井方法的研究。本井为PDC钻头施工, 岩屑较难辨认。岩屑作为地层岩性划分的直接证据, 施工中该段发现的砂岩岩屑并非是本段地层的真实岩屑, 这是造成误判的直接原因。加强PDC钻头条件下岩屑录井方法的研究, 总结经验, 提高岩屑识别的准确率。 (2) 重视钻井地质设计工作。本井的重要标志层T4砂岩反射层, 钻井地质设计和实际钻遇深度相差100 m以上。表明钻井地质设计中的地层划分误差较大, 这对现场地层预测具有重要影响。在地质设计过程中要充分收集资料, 加强综合分析, 提高地层预测的准确性。 (3) 加强井区地质综合研究工作。本段砂岩的沉积背景为半深湖-浅湖体系, 该沉积体系中可形成浊积扇砂岩, 但浊积扇砂岩易发生相突变而尖灭。这种沉积相突变是本段未见砂岩的根本原因。加强井区地质综合研究工作, 有助于整体把握井区地层岩性。在资料详尽的情况下做必要的沉积分析, 对地层预测则可以提供充分的理论依据。

参考文献

[1]马小刚, 李子峰, 张春梅.测井相分析在岩性油气藏储层预测中的应用[J].勘探地球物理进展, 2010, 33 (1) :58-63.

[2]李延钧, 宋国奇, 李文涛, 等.济阳坳陷东营凹陷北带丰深1井区深层沙四下古油藏与天然气成因[J].石油与天然气地质, 2010, 31 (2) :173-179.

东营凹陷 篇5

鲁北济阳坳陷东营凹陷南坡沙河街组第四段上亚段高分辨率层序地层格架

应用高分辨率层序地层学与沉积学等理论,通过对地震、录井、测井资料的分析,对鲁北东营凹陷南坡沙河街组第四段上亚段进行了高分辨率层序地层学的划分与对比,总结出各层序地层单元及其界面在录井和地震资料中的判识标志,把研究区基准面旋回划分为短期、中期和长期3个级别的`旋回层序.整个沙河街组第四段上亚段由一个长期基准面旋回组成,并划分出5个中期基准面旋回,首次建立了研究区内该亚段高分辨率层序地层格架,有利于东营凹陷南坡该亚段沉积微相和储层结构描述等精细地质研究的进一步开展.

作 者：戴朝强 张金亮 DAI Chao-qiang ZHANG Jin-liang  作者单位：中国海洋大学海洋地球科学学院,山东,青岛,266003 刊 名：地质通报  ISTIC PKU英文刊名：GEOLOGICAL BULLETIN OF CHINA 年，卷(期)：2006 25(9) 分类号：P5 关键词：鲁北   东营凹陷   沙河街组第四段上亚段   高分辨率层序地层学   基准面旋回   地层格架  

东营凹陷 篇6

1地质概况

东营凹陷草桥地区的乐安油田是一个勘探开发近50 年的老油田[3], 该区发现了馆陶组、沙河街组、孔店组、奥陶系等多套含油层系探明储量近1.5 亿吨, 储量集中发育在围绕石村断层的鼻状构造带附近, 油藏类型以石村断层附近的构造或构造岩性油藏及广饶潜山周缘的地层油藏两种类型为主。草桥北坡沙四上亚段古地貌以广饶凸起为边缘的向北延伸的宽缓斜坡带, 沉积类型上广泛发育扇三角洲~滨浅湖沉积体系, 该时期在其东北部王家岗地区发现王146滩坝砂油藏之后, 南部一直未发现典型的滩坝砂油藏, 今年完钻的王955、王956、王955~斜1、斜2等井, 其岩性组合及沉积构造上具有较为典型的滩坝沉积特征, 沉积相上的新认识给本区的勘探方向带来了新的指导。

2滩坝砂沉积特征

2.1沉积特征

草桥北坡沙四上早期主要发育来自广饶凸起的扇三角洲沉积, 岩性组合以蓝灰色、浅灰色的含砾砂岩、粉细砂岩为主, 与前期的沙四下红扇沉积物相对应的称之为“蓝扇”沉积, 沉积物砂体单层厚度较大, 一般3~10m左右, 垂向上表现为弱正旋回序列。近期在草桥东坡完钻的王955、王956 等井在沙四上纯下3砂组钻遇多套油层, 岩性组合以灰色、浅灰色粉砂岩、白云质砂岩、泥岩及薄层泥灰岩沉积为主, 垂向上具有细~粗的反旋回或细~粗~细的复合旋回为主, 从该区岩心砂体的沉积特征来看, 沉积构造上具有浪成砂纹交错层理、脉状层理、层内发育垂直生物潜穴等特征 (图1a、图1b) , 这些层理发育集中段砂体厚度相对较大, 砂岩分选较好的为近岸砂坝沉积微相;同时砂泥互层中的砂质条带在显微镜下可见碎屑岩中发育薄皮灰质鲕粒、灰质内碎屑等特征 (图1c) , 这些沉积特征具有滨浅湖岸边砂体被沿岸流改造的浅滩环境的特点[4~7]。本区砂岩结构成熟度低, 石英、长石等碎屑颗粒呈次棱角状为主, 杂基含量高, 分选一般到差的特点反映了研究区的滩坝砂被湖浪改造的强弱不均, 间歇期波浪的作用造成水流淘洗不彻底, 形成本区结构成熟度相对不高的滩坝砂。

2.2沉积物结构特征及水动力环境

结合取心井的累积粒度概率曲线特征来看, 整体斜率中等偏低, 反映砂岩颗粒分选一般到差, 粒度曲线特征上王956井区表现为“两跳一悬式”和“一跳一悬式”, 王73~斜1 曲线表现为跳跃组分多段式为主的特征, 主要表现为“一跳一悬夹过渡式”, 反应沉积期波浪作用不稳定, 岸边冲刷回流的水动力特征[8], 由此认为王955~王73一带为扇三角洲侧翼的滩坝砂沉积相类型。然而从典型的滩坝沉积环境特点来看, 一般表现为碎屑颗粒分选好、成熟度高的特点, 本区颗粒分选一般到差、成熟度低应该是由于该区波浪作用不稳定, 波浪间歇期与冲刷期交互造成水动力的强弱频繁变化, 形成不定时的碎屑物质搅动、混合状态, 从而造成颗粒整体成分成熟度不高的根本原因。

3滩坝展布与发育模式

3.1滩坝平面展布

草桥地区沙四上亚段沉积相传统认识来说, 主要发育来自广饶凸起的多个扇三角洲往北推进到滨浅湖内, 由于近期的沉积新认识发现, 本区主要发育两支扇体, 其中草桥西坡的扇体发育较大, 位于草328~通20~官115一带, 草桥东坡扇体较为局限, 位于草古3~王斜141 一带, 两支扇体中间为扇体侧翼的王955~王73井区的滩坝沉积环境, 基于此认识指导了笔者重新解剖了草桥西坡的砂体展布, 发现西坡仍发育通古7、通古5等滩坝砂体。由此可见, 草桥地区扇三角洲侧翼及前方发育多个与主体脱离的滩坝砂。

3.2滩坝发育模式

通过调研东营凹陷南坡东段沙四上沉积体系研究成果[9,10], 发现研究区发育两种类型的滩坝发育模式, 一种是以广饶凸起周缘的扇三角洲~滩坝沉积体系 (图4a) , 该体系滩坝主要发育于扇三角洲侧翼, 目前发现的有草桥东坡的王955 井区、王66井区及西坡的通古7井区, 另外还发育扇三角洲前方的滩坝环境, 如陈官庄地区的官121井区。其中本次新发现的滩坝相王955 井区为沿岸或近岸的沉积环境, 水动力特点主要为扇三角洲侧翼根部的冲浪回流带及碎浪带交界处形成的近岸砂坝, 表现为受陆源影响及间歇性湖浪改造的原因, 滩坝表现成熟度低、多段式跳跃组分的沉积物粒度特征;另外一种滩坝模式表现为草桥东北方向的王家岗三角洲~滩坝沉积体系 (图4b) , 以王146井区滩坝砂为例, 表现为三角洲前方形成条带状展布的近岸~远岸砂坝沉积特征, 水动力以三角洲前方的碎浪~破浪带不断改造的前缘砂形成的滩坝砂。

4油气勘探意义

基于以上新认识, 草桥地区扇三角洲侧翼及前方发育多个与主体脱离的滩坝砂, 该认识重新指导了本区的勘探部署。通过精细的小层划分与储层对比, 结合油藏关系解剖, 搞清扇体与滩坝之间分布关系, 另外结合储层反演预测, 搞清不同类型砂体的边界与展布特征, 构造叠合储层展布搞清楚滩坝砂的有利圈闭规模近1000万吨, 在王955~王956井区部署2口滚动井搞清该块储量规模, 其中王955~斜1 (油层12.7m/3层) 、王955~斜2 (油层13.5m/8层) 均获得成功, 另外在通20扇体西翼和前方成功部署2 口评价井。由于沉积新认识的突破, 王955 井区2015年成功上报滩坝砂控制储量161万吨, 勘探意义显著。

摘要：东营南坡草桥地区沙河街组沙四上亚段广泛发育以紧邻广饶凸起为物源的扇三角洲～滨浅湖沉积体系, 近期草桥东坡的王955井区发现扇体侧翼发育岩性油藏, 通过古地貌分析、岩心观察及沉积物粒度分析的综合研究基础上, 发现该区扇三角洲侧翼发育滩坝相环境, 沉积物水动力分析认为此类滩坝砂具有结构成熟度低、磨圆呈次棱角状、粒度上跳跃组分多段式的特点, 反映了扇体被间歇性湖浪改造形成的滩坝, 由此建立了本区滩坝相发育模式。研究区沉积相的新认识指导了该区勘探取得众多突破, 为油田增储上产提出重要的理论依据。

关键词：草桥北坡,沙四上亚段,沉积体系,滩坝

参考文献

[1]阳孝法, 林畅松, 刘景彦, 等.博兴洼陷沙四段滩坝沉积体系及其主控因素[J].油气地质与采收率, 2009, 17 (1) :51~56.

[2]张宇.东营凹陷西部沙四上亚段滩坝砂体的沉积特征[J].油气地质与采收率, 2008 (06) :35~38.

东营凹陷 篇7

东营凹陷位于山东省北部, 东西长90k m, 南北长65k m, 面积5700k m2。其构造单元属于中国东部新生代渤海湾裂谷盆地中的一个次级构造盆地。北以陈南断裂与陈家庄凸起和滨县凸起接触, 南与鲁西隆起及广饶凸起呈超覆关系, 西为倾城凸起, 东与青坨子凸起相接, 是一个四周有凸起环绕的断—坳复合盆地[1]。基底断裂对凹陷的发育演化有明显的控制作用, 总的特点是北部断裂活动强烈、落差大, 南部相对较弱, 落差小, 从而构成北断南超、北陡南缓的箕状断陷盆地。胜坨油田位于东营凹陷北部陡坡带坨庄-胜利村-永安镇二级构造带的中段。

本区在早第三纪期间共经历了3次较大的沉降期, 即孔店组至沙四下、沙三段和沙一段—东下段沉积时期。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, 形成欠补偿的大面积半深湖—深湖沉积。在此沉积条件下, 本区沙三段时期发育了一套巨厚的暗色泥岩, 包括在下部发育一组厚度达100~150m油页岩, 具有较好的生油条件。受物源控制、断层活动及古地貌的影响, 沙三中时期, 在胜北断层下降盘及东营三角洲前缘发育了大量的浊积砂体, 为上述巨厚泥岩所包裹, 成藏条件极为有利[2]。

2 井震结合建立地层格架

地层格架的建立是构造特征、储层评价等研究的前提。本次建立地层格架的思路在胜坨南部地区首先建立南北、东西向的几条骨架剖面, 选取骨架剖面上的关键井, 结合目的层段可作为标志层的层位进行层位的标定和地震追踪解释, 最终与钻井资料相结合建立研究区地层格架。

地震层位标定是连接钻井与地震资料的桥梁, 研究区内沙三中存在全区可追踪对比的沙三中“鼓包”泥岩, 对该套泥岩, 利用多口井进行了地震层位标定;沙三中下部对比标志不稳定, 仅利用钻井、测井、录井难以实现全区的精确对比, 为此, 借助地震资料的标定, 实现了地层对比的横向可控性 (如图1) 。通过地震与地质资料相结合, 最终, 将胜坨南部地区沙三中划分为沙三中1、沙三中2、沙三中3、沙三中4四个砂层组。

3 浊积砂体的发育及分布特征

在地层格架的控制下, 对研究区内200多口钻遇沙三中地层的井作了精细地层对比研究的工作, 结合之前对该地区的认识, 此次将胜坨南部沙三中地区统层划分为沙三中1、沙三中2、沙三中3、沙三中4四个砂层组。其中, 将沙三中1、沙三中2、沙三中3划分为3个小层, 沙三中4划分为两个小层。

沙三中地层厚度约为250米, 埋深3000米左右。纵向上来看, 沙三中浊积砂体分布较为零散, 砂体的发育规模都不是很大, 厚度平均5~6米。虽规模不大, 但砂体在各个层系都有发育, 各砂体之间, 夹巨厚泥岩。砂体含油性较好, 高部位基本都含油。由于沙三中储层发育的特殊性, 油气藏类型多为岩性上倾尖灭油气藏、构造-岩性油气藏及少数断层遮挡油气藏。

利用该区200多口已钻井资料作出的砂体厚度图 (如图2) , 从平面上看, 浊积砂体的分布与三角洲推进方向平行展布, 规模小、数量多。在坨76、坨152、坨143、坨74等井区发育了一些规模相对较大浊积砂体储层。

胜坨南部浊积砂体的沉积主要受两大物源控制, 其一, 来自于北部陈家庄凸起的物源;其二, 来自于东部东营三角洲的物源。沙三下、沙三中时期, 正处于盆地构造拉伸最强烈的时期, 沿陡坡带自西向东发育了坨71、坨76、坨73等多个继承性的古冲沟, 这些古冲沟往往成为物源供给的主要通道和砂体沉积发育的主要场所, 北部物源沿古冲沟滑塌, 在坡度变缓处迅速将大量碎屑物质堆积下来, 从而形成深水浊积扇体。受古地貌的控制及物源供给量的差异, 砂体规模存在较大差异, 其中来自于北部物源的坨76古冲沟沉积规模最大, 南北延伸近2公里, 而其东部的坨73古冲沟内仅沿胜北断层附近发育, 规模小, 南北延伸距离短。来自于东部东营三角洲的物源, 以浊积水道为主, 东西向展布。由于浊积水道的物源补给, 沙三中的该类型浊积岩储层发育沿东西向可延伸较远的距离, 最具有代表性的为坨143井区沙三中油藏, 东西延伸距离近4公里, 南北仅有100-600m。

4 浊积砂体的沉积模式

受古地貌及物源的控制, 东营凹陷胜坨南部沙三段浊积岩体系的沉积模式可划分为有水道补给的浊积扇和前缘滑塌浊积砂体 (扇、水道) 。沙三中沉积时期, 胜坨南部地区同时接受来自多个方向的物源沉积, 包括北部陡坡带陈家庄凸起、东北-西南方向永安镇三角洲及东部东营三角洲砂体, 丰富的物源形成推进速度较快的三角洲沉积, 当补给水道延伸至深水区之后, 随着物源供给的加剧, 位于斜坡带上的沉积物不断沿着补给水道向下滑塌, 使得浊积扇向前推进, 在古地形低洼部位沉积, 发育为远源的浊积扇体, 进一步可划分为辫状水道、水道间、中扇、外扇等浊积微相 (如图3a) [3]。另一种类型浊积砂体无水道补给, 为三角洲前缘滑塌或浊积扇二次滑塌形成, 该类扇体分布面积小, 由于阵发性滑塌成因, 不存在固定的物源, 滑塌距离远近无固定规律 (如图3b) 。

5 结论

(1) 胜坨油田勘探实践表明, 陆相湖盆一般都存在类型不同的浊积砂体。这些浊积砂体被包裹于烃源岩中, 成藏条件极好, 易于生成油气藏, 其特点是埋藏深, 规模小。随着胜坨油田勘探程度的日益提高, 油气勘探的难度越来越大, 这类隐蔽油气藏将是本油田今后重点勘探区带, 因而具有重要的现实意义[4]。

(2) 此次对于胜坨油田沙三中浊积砂体的研究, 是从整体上, 在一个相对较长的地质沉积时期内研究该区砂体的展布规律, 是基于以往单砂体、单油藏研究认识的基础上的综合和提升。该地区沙三中浊积砂体的展布主要受东营三角洲及北部陈家庄凸起两大物源体系的支配, 砂体多为东西向或南北向展布, 其中, 东西向展布浊积砂体发育规模较大, 延伸距离远。在明确砂体整体展布规律的基础上, 对该地区沙三中各砂层组发育砂体逐个梳理, 发现若干潜力点, 从而顺利的将对该地区的地质基础研究转化为效益。

参考文献

[1]庞瑞锋, 高树新, 王风华, 等.胜坨地区勘探研究与实践[M].中国石化出版社, 2004:14-15

[2]李春光.东营盆地浊积岩原生油气藏[J].石油勘探与开发:1992, 19 (1) :.7-12

[3]李文厚, 邵磊, 魏红红, 等.西北地区湖相浊流沉积[J].西北大学学报 (自然科学版) :2001, 31 (1) :57-62

东营凹陷 篇8

1 地质概况

胜坨地区位于东营凹陷北部陡坡带中段, 北邻陈家庄凸起, 勘探面积约230km2。由于胜坨地区具有阶梯式的陡坡断裂边界条件[1], 沿着大大小小的沟谷, 大量的碎屑物质由河流携带经断崖入湖, 因此在胜北断层上升盘发育了近岸水下扇和扇三角洲等粗粒沉积体系, 而胜北断层下降盘发育了陡坡深水浊积扇体。

2 扇体分布特征及主控因素

2.1 扇体分布特征

胜坨地区的深水浊积扇沉积物具有分选性、磨圆度较差, 多形成辫状沟道沉积区, 缺乏稳定的水道等特点。其分布特点是:

(1) 沟扇对应:陡坡带砂砾岩体边界断裂影响, 主要在古冲沟前方发育, 古梁前方欠发育;砂砾岩体具有大沟对大扇、小沟对小扇, 沿陡坡带呈裙带状分布, 在垂向上相互叠置, 平面上连片, 大小不一, 形态各异的特点;

(2) 两盘对应:由于具有阶梯式边界断裂, 同时发育了同沉积断层—胜北断层, 因此本区发育了具有典型重力流沉积特点的深水浊积扇体, 而且断层两盘砂砾岩扇体往往具有较好的对应关系, 即在上升盘砂砾岩体发育的地区, 其前方深水浊积扇体也比较发育。

(3) 底形控砂、相间分布:深水浊积扇体受控于沉积古地形, 平面上沿边界断裂前方呈土豆状相间分布, 二者具有较好的匹配性。

2.2 扇体分布主控因素

2.2.1 物源特征

陈家庄凸起为胜北断层下降盘深水浊积扇体的沉积提供了主要物源。在沙四-沙三时期, 山区河流携大量的陆源碎屑物质从陈家庄凸起经断崖进入深水区, 冲蚀湖底形成水道, 继续向前推进一定距离, 形成深水浊积扇体[2]。根据胜北断层下降盘地区实钻井的化验资料分析, 胜坨地区深水浊积扇体中全岩矿物、粘土矿物及各种微量元素的含量具有较好的可对比性和继承性。

2.2.2 断裂活动

该区发育的主要断层是胜北大断层, 它的活动直接控制着本区第三系的沉积, 特别是沙四末~沙三初期, 构造及块断运动最为剧烈, 而陆相断陷湖盆的形成、发育往往是由于断裂活动的结果。断裂活动的强弱程度、边界断裂结构不同及同沉积断层—胜北断层的活动性差异直接导致胜北断层下降盘深水浊积扇体的规模、形态和分布的具有不同的组合形式。

3 深水浊积扇成藏主控因素

陡坡带砂砾岩体靠近洼陷带且砂砾岩体在油气大规模生成和运移之前也是油气运移聚集的主要途径和方向, 因此其成藏条件非常有利。对砂砾岩扇体而言, 由于其坡陡、近源、相变快等特点, 决定了它主要受地层不整合和岩性变化因素的控制, 主要形成地层及岩性油气藏。在构造因素占主导地位的控制下, 也可以形成一系列的构造、岩性—构造油气藏。

从油气平面分布来看, 边界断裂、同生断裂带控制了油气藏的成带状分布特点, 临近继承性的深洼陷对陡坡带的油气聚集有利, 各种砂砾岩扇体的分布控制了油气的平面分布。胜坨地区深水浊积扇体的沉积特征决定了其成藏主控因素主要取决以下方面:

3.1 油源

东营凹陷油源分析资料表明, 原油主要源自沙四上亚段-沙三下亚段暗色泥岩、钙质页岩 (油页岩) , 个别原油源自沙三中亚段暗色泥岩。

从油气运聚规律来看, 主要有两个运移方向:一是由生油洼陷运至盆地边缘, 二是由较深处向较浅处运移, 这一运聚规律决定了处于正向构造体系的陡坡带是有利的油气聚集区[3]。胜坨地区西南为董集洼陷和利津洼陷, 发育了以沙四、沙三段为主的多套烃源岩系, 其地层厚度大、埋藏深, 有机质转化程度高[4], 为扇体成藏提供了有利的油源条件, 因此该区的圈闭成藏条件优于东营北带的其它地区。

油气能否在深水浊积扇体中聚集成藏, 取决于扇体储层是否形成了各种有效圈闭, 并直至达到与油气压力相平衡后再进入上方有效圈闭[5];陡坡带断裂活动的发育则又使油气压力平衡遭到严重破坏, 油气在纵向上重新进行再分配, 形成多含油层系、多油藏类型等等。在油源较充足的条件下, 陡坡带各层序扇体的发育、演化程度, 断裂特征决定了油气纵向分布不均衡, 油藏类型也有大的不同。

3.2 储层物性

深水浊积扇体的成藏与其物性特征具有直接的关系。由于胜坨地区深水浊积扇体整体包裹于夹持在生油岩之中, 加之利津洼陷北坡烃源岩厚度大, 砂砾岩体直接接触沙四下烃源岩, 位置非常有利, 在油源、储层和圈闭配置有利的条件下, 具有“近水楼台”的便利, 从理论上讲可形成各种类型的岩性油气藏, 也可以成为油气聚集带, 其富集油气与否主要取决于物性特征。

4 结束语

胜坨地区深水浊积扇体的发育是在胜北断层下降盘山高谷深、断坡发育、沟梁相间的古地貌背景上的沉积产物, 以陈家庄凸起为物源供给, 空间展布和延伸距离受陈南断层断裂和胜北断层活动控制。其成藏主要取决于油源和储层物性两个方面的控制。由于具有独特的阶梯式二台阶构造特征, 胜北断层下降盘区深水浊积扇体在东营北带砂砾岩扇体中的成藏优势尤为明显, 因此在勘探程度较低的胜北断层下降盘西段的坨719古沟槽和坨79古沟槽扇体具有十分广阔的勘探空间。

摘要：综合利用测井、钻井、地震和分析测试资料, 结合古地貌恢复立体显示技术, 从物源特征、断裂活动等方面对东营凹陷北带胜坨地区深水浊积扇体的沉积环境和空间展布特征进行研究, 确定了沟扇对应、两盘对应和底形控砂、相间分布的分布规律;明确了油源及储集物性对深水浊积扇体成藏的主控作用, 为东营北部陡坡带深水浊积扇体的勘探提供了重要依据。

东营凹陷 篇9

东营凹陷是中国陆相盆地中三角洲发育区的典型代表, 尤其是沙三中段的三角洲, 发育稳定, 形态清楚, 期次明显, 是研究三角洲发育过程的优秀靶区。在三角洲形态分析过程中, 三角洲沉积坡度和古水深是极其重要的两个参数, 对于三角洲体系相带及内部构成均具有重要的意义。

1三角洲区原始沉积坡角的求取

1.1三角洲区原始沉积坡角恢复技术

在三角洲形态分析过程中, 三角洲沉积坡度是极其重要的一个参数, 对于三角洲体系相带及内部构成均具有重要的意义, 由于三角洲朵体沉积之后压实及后期变形, 很难准确界定三角洲原始沉积坡度。本项目首次提出了利用回剥和正演相结合的方法, 对三角洲原始沉积坡度进行了定量计算。

1.2三角洲原始沉积坡角分析

第一:采用回剥法求取每个四级层序厚度, 沿三角洲进积方向选择地震剖面, 采集各地层单元的数据点, 在时深转换之后运用回剥法恢复各个四级层序原始地层厚度。

第二:结合井震资料在剖面上划分欠补偿、补偿和过补偿沉积带, 特别是滨线轨迹线的位置, 每个四级层序末期仍为三角洲前缘沉积即为欠补偿沉积区, 三角洲平原为补偿沉积区, 更靠物源方向显示明显削截区为过补偿沉积区, 或沉积物过路区。

第三:确定2个关键点, 即三角洲平原与三角洲前缘分界的湖岸线和三角洲前缘尖灭点, 如前所述, 根据地震剖面反射特征可以很容易地识别出每个四级层序末期的滨线位置, 而三角洲前缘尖灭点为三角洲前积楔形体的尖灭点。

第四:采用正演法求取每个四级层序三角洲原始沉积坡度, 由于三角洲前积过程中沉积物厚度和沉积坡度受到前一个三角洲朵体形成之后的古地貌影响, 因此, 研究过程需要选取一个相对较为平坦的面作为参考面, 以沙三下的底面作为参考面, 随后采用正演法将沉积层逐层相加。每加1层即可获取该层沉积末的古沉积坡度。

1.3三角洲原始沉积坡角求取

对东营三角洲东两条西向剖面进行了定量计算, 计算结果表明沙三下三角洲前缘坡角相对较小;沙三中三角洲前缘坡角呈现从陡变缓再变陡再变缓过程, 其中沙三中低位体系域第9进积体坡角稍大一些, 湖扩体系域很缓, 进入高位体系域坡角逐渐变陡, 在第4 进积体达到最大, 可以达到1.49, 随后坡角再变缓, 向盆地方向推进更远。

2 古水深定量恢复

盆地古水深的恢复是盆地古环境恢复的核心内容之一。前人通过研究, 已经提出了许多方法来求取古水深, 本研究采取滨线轨迹法求取古水深。

2.1滨线轨迹法求取古水深

2.1.1基本原理

滨线, 又称湖岸线, 是指水陆边界线, 为一个典型的水深基准面。滨线可记录可容纳空间的顶部, 并可以将之作为一条水体标准等深线。滨线轨迹的垂向分量指示了可容纳空间的变化。以盆地初始地形水平为例, 则对于三角洲进积体而言, 由滨线处记录的垂向厚度代表了可容纳空间 (A) 的大小, 于是对于其他任何厚度为S的地层, 其对应的古水深D可用公式D=A~S, 来求取, 其中A代表可容纳空间, S代表沉积物供给量, D代表水深。对于具有n套进积体的三角洲体系而言, 第nn期时的古n水深Dn可用如下公式求取:Dn=An~Sn;其中, , Ai为第i套进积体形成时的可容纳空间变化, Si为第n套进积体的沉积物厚度。

2.1.2负载地层压实

三角洲形成过程中, 会对其下地层产生负载压实, 从而引起现今地层厚度小于实际沉积时的地层厚度。所以, 滨线轨迹可以定义为两类:视滨线轨迹和真滨线轨迹。视滨线轨迹中同时含有了负载压实和可容纳空间两种信息, 因此需要对其进行去负载压实, 得到只含有可容纳空间信息的真滨线轨迹。为地层去负载压实情况下求取古水深, 在该情况下求取的古水深为真实古水深。

2.1.3盆地不同地区差异沉降

3古地貌特征分析

对东营凹陷三角洲区沙三中九个进积体的古地貌进行了系统性恢复, 包括不同时期地层的残余厚度;不同时期古水深的恢复以及不同时期的可容纳空间特征。在古地貌恢复过程中, 运用滨线轨迹法对Z1~Z9九个进积体进积开始时的古水深恢复。沙三中时期, 古水深经历了由浅到深再到浅的变化过程。另外, 第五、六套进积体沉积时期水最深, 大约在400m左右。这个时期, 正好对应三角洲前缘砂体沉积坡度最大的时期, 此时浊积岩的沉积厚度最大, 且沉积的主要部位正是水深最大处, 即地形的低洼处。自此之后, 水深变浅, 加之物源供应充足, 三角洲前缘砂体的沉积厚度最大, 推进距离较远。

参考文献

[1]王敏芳, 焦养泉等.沉积盆地中古地貌恢复的方法与思路——以准噶尔盆地西山窑组沉积期为例[J].新疆地质, 2006, 24 (3) :326~330.

[2]吴丽艳, 陈春强, 江春明等.浅谈我国油气勘探中的古地貌恢复技术[J].石油天然气学报, 2005, 27 (4) :559~560.