长江大学石油地质课程设计

1、目录第1章 东营凹陷区域地质概况11.1 概述11.2 东营凹陷构造体系及类型1构造格架21.2.1.1 断裂构造21.2.1.2 背斜构造21.2.1.3 向斜构造31.2.2 构造特征31.2.2.1 北部陡坡带31.2.2.2 南部缓坡带41.2.2.3 洼陷带41.2.2.4 中央隆起带51.3 区域沉积条件及主要地层61.3.1 区域沉积条件6、主要地层及岩性71.4 区域构造开展史71.4.1 多幕裂陷充填期71.4.2 裂后充填期7参考文献8第2章 烃源岩的发育情况82.1 概述82.2 沙河街组三段烃源岩92.2.1 沉积学特征92.2.2 矿物组成10地球化学特征10沙三上亚

2、段102.2.3.2 沙三中亚段102.2.3.3 沙三下亚段112.3 沙河街组四段烃源岩122.3.1 沉积学特征122.3.2 矿物组成122.3.3 地球化学特征122.3.3.1 暗色泥岩段122.3.3.2 油页岩段132.4 孔店组烃源岩132.4.1 沉积学特征132.4.2 地球化学特征132.5 结论14参考文献15第3章 储层发育情况163.1 概述163.2 储层岩性特征及演化模式16岩性特征163.3 储层孔隙类型183.3.1 原生孔隙183.3.2 次生孔隙183.4 储层物性及控制因素203.4.1 储层物性203.4.2 控制因素21参考文献22第4章东营凹陷

3、盖层发育及演化23东营凹陷盖层特征23东营凹陷盖层宏观地质特征23东营凹陷盖层微观地质特征23东营凹陷区域性超压盖层25沙三段的泥岩超压盖层形成机制25沙三段的泥岩超压盖层的演化特征与成藏27参考文献30第5章 东营凹陷圈闭发育概况305.1 圈闭类型305.1.1 砂砾岩体岩性圈闭315.1.2 断层侧向沟通圈闭325.1.3 滩坝砂体岩性圈闭335.2 成藏条件335.2.1 砂砾岩体岩性圈闭成藏条件33滩坝砂岩性圈闭成藏条件34总结34参考文献35第6章东营凹陷油气运移及保存条件356.1 油气运移所需要的区域地质条件356.2 油气运移的主要动力37油气运移的主要通道376断层的油气运

4、移中的作用386.4 油气保存需要盖层的根本条件39有利于油气保存的区域构造396.6 油气保存的研究意义40参考文献40第7章东营凹陷有利区带预测41东营凹陷油气开发概况4172东营凹陷岩油藏有利分布区预测41预测原理及方法41岩性油气藏有利区预测42东营凹陷构造-岩性油气藏预测421断块型油气藏42背斜型油气藏43东营凹陷太古界有利油气预测新的储存模式44储层裂缝类型44预测原那么44预测目标区44东营凹陷深层隐蔽构造分析及油气预测45隐蔽构造概念457.5.2 走滑断裂457.5.3 负反转构造46逆冲构造和潜山内幕46岩浆底辟46构造对油气预测的实际意义46参考文献47第1章 东营凹陷

5、区域地质概况 概述 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 ，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1。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见图1-1。 图1-1 东营凹陷大地构造位置图1.2 东营凹陷构造体系及类型 东营凹

6、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个根本构造单元：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见图1-2。研究说明，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2。此外，负向次级构造单元决定了凹陷油气潜量的大小，而正向次级构造带那么控制了油气的聚集。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。图1-2 东营凹陷根本构造单元分布图1.构造格架1.

7、1 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

8、沉积，是典型的下第三系同沉积构造。见图1-31.2 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3。图1-3 东营凹陷主要断裂平面分布图1.3 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、

9、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。 构造特征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，形成先进复杂的构造面貌。东营凹陷早第三世

10、断陷湖盆与重力异常区相对应，依据区内的构造特征、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萁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个根本构造单元：洼陷带东部为北东向的东营东部洼陷、博兴洼陷、中央隆起带、北部陡坡带和南部斜坡带。 北部陡坡带位于北部的是永胜利滨陡坡带，发育在陈家庄和滨县凸起与凹陷接触，长100km，主要由永南、胜北、利津、滨南4条同生断裂组成，呈向北凸出的左行斜列展布，在下降盘发育断阶带、逆牵引构造和其他断裂组合型式。上升盘常发育超覆不整合和削蚀不整合。位于凹陷之中的是辛镇东营现河庄梁家楼中央隆起带，东西长50km，南北长814km，面积550km

11、2，东端主要由被两条东西向纵断层破坏的辛镇背斜组成。两端那么是由北东向延伸，向南凸起的三条弧形断裂组成，平面上呈现北东收敛、南北撒开的帚状展布，两者在东营地区复合。见图1-4图1-4 东营凹陷北部缓坡带平面图 南部缓坡带位于南部的缓坡带，发育了三个主体呈NE向或NEE向延伸的弧形断裂体系 。从南向北依次为八面河断裂带、陈官庄王家岗断裂带。东营现河梁家楼弧形滑脱生长断裂系统。见图1-5 图1-5 东营凹陷南部缓坡带平面图1 洼陷带位于深洼陷区的是洼陷带，自沙三段时期以后，由于东营凹陷“中央背斜隆起带的发育，该构造带在东部洼陷沉降中心的升起，逐渐把东营东部洼陷分隔成几个次级小洼陷，即南部的牛庄洼陷

12、、西部的利津洼陷和北部的民丰洼陷。这些次级洼陷没有北断南超的萁状结构，构造相对简单，主要为大型向斜或伴生了为数不多的断层，它们都是下第三系的深陷区和沉积中心，也是重要的生油区。位于凹陷南部的是八面河草桥金家斜坡带，构造简单，主要为北倾单斜，其上发育了断鼻状构造带，东部为北东向的王家岗和八面河断鼻构造带，西部有北西向的草桥纯化镇鼻状构造带，其间是陈官庄断阶带。见图1-6图1-6 东营凹陷洼陷带平面分布图1.2.2.4 中央隆起带中央隆起带是东营凹陷最重要的含油气构造。中央隆起带特点：位于东营凹陷中央深陷区，呈NE或近EW走向，其三面被洼陷包围 。分为东西两段：东段为辛镇构造带，西段可再分为南北两

13、支：南支为梁家楼现河构造带，北支为东营郝家构造带。见图1-7(1)、断层的分布东多西少。中央背斜带上有大小不等的10个次级构造，均被断层复杂化，它们之间通过鞍部、斜坡和小的向斜相连。(2)、总体上断层多而密集。中央背斜带式一个断层非常发育的构造断裂带，全带有大小断层399条均为正断层，划分301个断块，断块面积平均只有1.8km2。(3)、大断层少，小断层多。按照济阳坳陷断层分级标准，中央背斜带共有二级断层5条，为背斜带的边界断层；三级断层48条，为分割断块区之间的断层；四级断层346条，对构造和油田的复杂变化起了重要作用。其中中央隆起带有二级断层4条、三级断层34条、四级断层204条。各级断

14、层对构造的形成及油气的控制作用也大不一样。图1-7 东营凹陷中央隆起带平面图 区域沉积条件及主要地层1.3.1 区域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，在隆起的根底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4。n 孔店组早期，气候稍有湿润，此时山谷相间，洼

15、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。 n 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，洼陷中心那么间歇性地沉积了盐湖相膏盐层和泥岩。 n 沙四晚期气候稍转湿润，在经历了早期的剥蚀后，凹陷内物源供应减少，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。n 沙三段气候湿润，早期物源供应少，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

16、给速度和基底沉降速度根本相当，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。n 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。n 沙一段沉积时，气候又开始变得湿润，早期物源供应量小，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。n 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1.3.2、主要地层及岩性表1-1 东营凹陷中央隆起带钻遇地层表1.4 区域构造开展史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

17、早白垩和老第三纪的裂陷作用以及晚第三纪的坳陷作用。1.4.1 多幕裂陷充填期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：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1.4.2 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，地层厚度在全区比拟稳定，说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

18、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5参考文献1 钟华，刘娟；山东省志山东省：山东人民出版社，2021年：90-1292 万晓龙，邱楠生，张善文；东营凹陷岩性油气藏动态成藏过程；北京：中国石化出版社；2004年：448-4513 钟延秋，李勇，郭洪金钟建华；济阳坳陷古近系同沉积背斜构造及其与油气的关系J；大地构造与成矿学；2006年01期4 林畅松，张燕梅，李思田，任建业，张英志；中国东部中新生代断陷盆地幕式裂陷过程的动力学响应和模拟模型J；地球科学-中国地质大学学报；2004年05期 5 李阳，蔡进功，刘建民；东营凹陷下第三系高分辩率层序地层学研究A；20

19、01年全国沉积学大会摘要论文集C；2001年6 冯有良；东营凹陷下第三系层序地层格架及盆地充填模式J；地球科学-中国地质大学学报；1999年06期第2章 烃源岩的发育情况2.1 概述 东营凹陷古近系地层厚度较大，以暗色砂泥岩沉积并夹有石膏、油页岩为主，属潮湿至半干旱性气候条件下的湖相沉积。本区古近系从下到上包括孔店组、沙河街组和东营组，可分出三个沉积旋回：孔三段至孔一段、沙四段至沙二段、沙二段上部至东一段。这三个旋回几乎均经历氧化浅湖-复原较浅湖-氧化浅湖的过程，气候上也可分出干旱-湿润-干旱的变化规律。东营凹陷属济阳坳陷中的一个中新生代凹陷，由表2-1可知，主要积地层如下：表2-1 东营凹陷

20、中央隆起带钻遇地层就目前的资料及开发情况可知，东营凹陷存在两套优质烃源岩Es3下和Es4上1-5。由于孔店组埋藏较深，且由于分析取样的人为因素及取样连续性差、分析化验昂贵等因素，导致孔店组的研究程度较低。因此一般认为孔店组的生烃潜力一般，但近年来，通过油源比照及孔店组烃源岩的地球化学分析说明，孔店组是东营凹陷另一套具有巨大生烃潜力的烃源层6-8。 沙河街组三段烃源岩 东营凹陷沙三段烃源岩以暗色泥岩和油页岩为主，其中暗色泥岩在沙三上、中、下三个亚段均有发育，油页岩集中分布在沙三下亚段的下部，而在沙三中亚和沙三上亚段油页岩呈零星分布的特点见表2-2。 沉积学特征沙三下烃源岩主要由深灰色、灰黑色泥岩

21、、钙质泥岩、褐灰色油页岩或泥页岩组成，藻类化石富集成层，；古盐度在20 28之间，说明沙三段下部沉积时，东营凹陷的沉积水体属于咸水半咸水环境。暗色泥页岩累计厚度在80 200 m左右，而且全凹陷厚度比拟均匀。在岩心观察中，常发现保存精美完好的鱼化石(图3，作者收藏)，反映了所处的环境较为稳定。另外从原始沉积结构保存情况来看，底水安静缺氧时纹层发育；底水流动时，纹层凌乱，甚至被搅动消逝。从东营凹陷沙三下烃源岩的微观纹层来看，那些连续而平行的纹理显然反映了沙河街组沉积时期的静水缺氧环境；但还有局部烃源岩纹层连续性很差，难以识别，显然遭受了不同程度的改造和破坏，它们常常是在洪水期发育的浊积砂体打破水

22、体的分层结构，形成波动深湖相沉积，使底部水体成为含氧环境。但湖底这种短暂微弱的充氧环境并没有完全破坏有机质的保存，在对牛38井沙三下加密采样中，一百余块样品的有机碳含量在2% 13%之间波动，显示出东营凹陷沙三下烃源岩强烈的非均质性5。表2-2东营凹陷典型井源岩分布特征一览表.2 矿物组成 由表2-3和表2-4可以看出， Es3中烃源岩主要矿物成分是粘土矿物和石英，占总组成的87%， 斜长石、钾长石为次要成分，土矿物中伊蒙混层含量较高。而Es3下烃源岩的主要矿物成分为方解石、粘土和石英，粘土矿物中伊利石含量较高。随着埋深的增加，高岭石和绿泥石逐渐减少，以至消失，伊蒙混层逐渐减少，伊利石增多。有

23、机质热演化与伊/蒙混层矿物的混层比关系研究结果说明，混层比70%，40%，15%时所对应的有机质成熟度分别为0.35%，0.70%，1.25%。比照分析可见，东营凹陷有效烃源岩伊/蒙混层矿物的混层比根本上可以较真实的反映烃源岩成熟度特征9。表2-3沙河街组三、四段烃源岩样品的矿物组成分析结果表2-4 沙河街组三、四段烃源岩样品的粘土矿物分析结果2 该亚段暗色泥岩总体分布特征为由南向北厚度逐渐增大，介于40 300m，平均厚度达208m。TOC介于0.5% 2.0%，均值为1.4%，有机质类型以2-型为主。演化程度较低，Ro值在0.4% 0.6%。见图2-1、2-2及表2-52.2.3.2 沙三

24、中亚段 该亚段暗色泥岩厚度在60 480m范围内，平均厚度达360m，在三个亚段中其厚度最大。该套源岩在东营凹陷的大局部地区TOC介于1.0% 2.5%，平均为1.9%。有机质类型以1-型为主，演化程度中等，Ro值在0.5% 0.7%。见图2-1、2-2及表2-52.2.3.3 沙三下亚段沙三下亚段暗色泥岩在四个洼陷均呈现出高值，厚度在20 220m，均值为180m，相对较薄。TOC为3.0% 5.0%，有机质类型主要为型，演化程度较高，Ro值在0.6% 0.8%。该亚段油页岩厚度在0 120m范围内，在利40井以南、民丰洼陷、博兴洼陷和花22井以东地区厚度显示较高值，分别到达了120m、90

25、m、60m和60m。其余地区厚度一般在30m左右，而且在林樊家低凸起、青城凸起、广饶凸起等地区存在缺失带。TOC值较高，最大值到达了4.5%，均值也在2%。有机质类型为型，演化程度较高，Ro值在0.6% 0.9%。见图2-1、2-2及表2-5图2-1 东营凹陷沙河街组三段有机碳(TOC/% )分布直方图图2-2 东营凹陷沙河街组三段干酪根类型分布直方图表2-5 沙河街组三、四段烃源岩样品的生烃指标及热解分析结果2.3 沙河街组四段烃源岩2 沉积学特征沙四上烃源岩岩性以灰褐色钙质页岩、灰色、深灰色和黑色泥岩为主，夹薄层白云岩、泥质白云岩等，靠近顶部夹有薄层褐灰色油页岩，在局部深洼处见有条带状膏盐

26、等蒸发岩沉积，总体上是浅湖半深湖沉积环境。颗石藻、德弗兰藻、渤海藻、盘星藻等常富集成层。从微观上看，沙四上页岩常具有三层式结构，底层主要成分是颗石藻鳞板或隐晶方解石，并含有少量粘土，中层主要是有机质和粘土，上层主要由黄铁矿颗粒组成。这一特点记录了藻类的勃发、死亡和埋藏的地质历程。从微量元素组成来看，B/Ga值平均为6.1见表2-5，据古盐度计算，沙四上古盐度在22 32之间，平均值为31，因此沙四上是咸水沉积环境。同时，水体具有明显的分层结构，强复原环境使得沉积有机质得到了最大限度的保存。暗色泥页岩累计厚度在40 120m之间。2.3.2 矿物组成 由表2-3和2-4可知Es4上烃源岩的主要矿

27、物成分为方解石、粘土和石英， 且粘土矿物中伊利石含量较高。随着埋深的增加， 高岭石和绿泥石逐渐减少， 以至消失， 伊蒙混层逐渐减少， 伊利石增多。2.3.3 地球化学特征表2-6 东营凹陷陷沙四上和沙三下烃源岩特征比照2.3.3.1 暗色泥岩段沙四上亚段暗色泥岩的厚度为20 245 m，总体显示在营89井、牛81井和樊3井处出现最大值。这三口探井所处位置对应于利津洼陷、牛庄洼陷和博兴洼陷。其中，在营89井处，厚度到达最大值(245 m)，在樊3井和牛81井处厚度分别为150 m和180 m。从该亚段暗色泥岩的总体分布情况看，其厚度变化较平缓，且遍布整个凹陷，即使在凸起边界附近暗色泥岩的厚度仍在

28、20 m以上。该套烃源岩的总有机碳质量分数w(TOC)介于1% 5%间，均值为3.5%，有机质类型以-1型为主，其演化程度较高，镜质体反射率Ro为0.6% 0.9%。2.3.3.2 油页岩段沙四下亚段亚段油页岩的厚度为0 90 m，总体显示出自南向北厚度逐渐增大的特点。在利津洼陷、民丰洼陷、牛庄洼陷厚度出现高值，分别到达90，70，60 m，而在博兴洼陷厚度最大值仅为50 m。在东营凹陷的大局部地区该套烃源岩的w(TOC)介于2% 5%间，均值为4%。有机质类型以型为主，其演化程度较暗色泥岩稍高，Ro为0.7%1.0%。2.4 孔店组烃源岩 东营凹陷孔店组主要发育于中北带地区及博兴洼陷，暗色泥

29、岩发育面积为1 000 1 300km 2； 干酪根类型主要为1 型，有机质含量为0.91% 0.99%，镜质体反射率为0.85% 1.58%，为中等烃源岩， 108t，具有巨大的勘探潜力。2.4.1 沉积学特征 孔二段以灰、深灰色泥岩为主，含少量灰色粉砂质泥岩及灰黑色炭质泥岩。王46井区以及相邻昌潍坳陷地震资料显示，孔二段地震反射特征呈现出振幅较强强、频率较低、连续性好、平面上易追踪的特点，反映其为稳定的湖相沉积；该套反射波组由2 4个同相轴组成，不同区块同相轴数量不同，反映出孔二段沉积厚度具有较大变化；其下地层与该套反射具有明显的角度不整合，为中生界顶面Tr标准轴反射，南部斜坡带Tr之上孔

30、二段向南可见明显的地层超覆现象。受构造背景控制，孔二段主要发育于现今东营凹陷中北带地区和博兴洼陷，其中东营凹陷中北带地区孔二段整体东北低，西南高，厚度中心位于新东风10井西南，地层最大厚度超过1 200m，向南至陈官庄王家岗一线尖灭；博兴洼陷孔二段总体上呈三角形，厚度中心位于通2井区，最厚达1 000m，向南减薄，至金家南逐渐尖灭。发育陆相和湖相沉积体系，其中陆相主要包括洪积扇和洪积平原，发育于湖盆边缘；湖相可分为滨浅湖、半深湖和深湖亚相，其中暗色泥岩发育于半深湖和深湖区。东营凹陷中北带地区孔二段暗色泥岩分布面积约800km 2，最厚达700m，平均厚度为400m，厚度中心位于现今民丰洼陷的西

31、南部；博兴洼陷暗色泥岩分布面积约为500km 2，最厚达500m，平均厚度为300m，厚度中心位于洼陷的北部6。2.4.2 地球化学特征孔二段显示较高的有机质丰度见表2-7，如林2、柳参2、莱深1等井有机碳含量为0.28% 1.41%，平均为0.50%，干酪根类型为1 型，氯仿沥青“A含量平均为0.073%，总烃含量平均为75910- 6g/g。Ro值为0.85% 1.58%，属较高热演化阶段。氯仿沥青“A含量偏低可能与成熟度较高有关，烃源岩所生烃多数已排出。故依据现今的氯仿沥青“A含量不能判断其曾经的生烃潜力。与临近地区相比，东营凹陷南斜坡孔店组有机质类型总体好于昌潍坳陷，前者以混源相、水下

32、植源亚相为主，有机碳含量为0.91% 0.99%，有机显微组分以高等植物与低等水生生物混源为主，低等水生生物来源的无定形占总有机显微组分的35%78%，有机质类型为1 型见图2-3。从可溶物烷烃色质特征看，其规那么甾烷均呈“V型分布，高等植物和浮游生物均有奉献见表2-8。这些特征说明东营凹陷孔二段沉积时期为亚热带暖热湿润气候，发育半深湖浅湖相，处于微咸半咸水环境，水动力能量微弱，有利于烃源岩沉积。总体而言，东营凹陷孔二段暗色泥岩有机质丰度较高，类型较多，成熟度高，综合评价属中等生烃能力烃源岩6-8。表2-7东营凹陷孔店组烃源岩局部地化分析数据图2-3东营凹陷不同层段烃源岩有机碳(TOC/% )

33、和干酪根类型分布直方图表2-8王46井孔二段烃源岩地化特征2.5 结论综合分析可知，沙三下和沙四上是东营凹陷的两套优质烃源岩，目前来说孔店组的生烃潜力一般，但具有较好的油气远景。东营凹陷沙三段烃源岩以干酪根降解成烃为主，但是由于特定的沉积相所形成的烃源岩在有机质类型、富集程度等方面均有差异，因而其生烃特征也有所不同。沙三段下亚段烃源岩比沙三段中亚段烃源岩具有更高的生烃潜力，且生烃区间较大，是更为有效的烃源岩。结合油源比照成果认为，沙三下亚段烃源岩为东营凹陷的主力烃源岩，沙三中亚段烃源岩尽也有一定的排烃，但并非主力源岩，对岩性油藏成藏奉献不大。东营凹陷沙四上亚段烃源岩具有较大的资源潜力，能够成为

34、岩性油藏的有效供烃灶3。通过对东营凹陷孔二段泥岩沉积环境和生烃指标等进行综合分析，发现东营凹陷孔店组是一套微咸半咸复原沉积泥岩，有机质成熟度已进入成熟阶段。源源比照结果说明，孔店组烃源岩与沙三段烃源岩不同，与沙四段烃源岩相似，但可以区分。油源比照结果还说明，南斜坡深层原油与孔店组烃源岩具有一定的亲缘关系。根据石油地球化学比照结果和孔店组烃源岩特征，综合判断东营凹陷孔店组孔二段应是一套不可无视的重要烃源岩。至于孔店组烃源岩具有怎样的生烃潜力，按照其有机质类型向洼陷深部逐渐优化的趋势推测，应抱乐观态度。参考文献1王建军. 东营凹陷下第三系优质烃源岩评价研究D. City： 中国地质大学北京， 20

35、06.2姜福杰， 庞雄奇， 姜振学， et al. 东营凹陷沙三段源岩排烃特征及潜力评价J. 西南石油大学学报， 2007， (04)： 7-11+185-6.3姜福杰， 庞雄奇， 姜振学， et al. 东营凹陷沙四上亚段烃源岩排烃特征及潜力评价J. 地质科技情报， 2007， (02)： 69-74.4朱光有， 金强， 戴金星， et al. 东营凹陷沙四中亚段盐湖相烃源岩研究J. 高校地质学报， 2004， (02)： 257-66.5朱光有， 金强. 东营凹陷两套优质烃源岩层地质地球化学特征研究J. 沉积学报， 2003， (03)： 506-12.6盖玉磊. 东营凹陷孔二段烃源岩发育

36、特征及生烃潜力J. 油气地质与采收率， 2021， (05)： 46-8+114.7刘海宁， 李红梅， 魏文， et al. 东营凹陷孔二段源岩有利烃源分布及南坡深层潜山气藏勘探J. 科学技术与工程， 2021， (33)： 186-91.8钱克兵， 彭宇， 王圣柱， et al. 东营凹陷孔二段烃源岩特征及测井评价J. 断块油气田， 2006， (05)： 15-7+90.9李志明， 余晓露， 徐二社， et al. 渤海湾盆地东营凹陷有效烃源岩矿物组成特征及其意义J. 石油实验地质， 2021， (03)： 270-5.第3章 储层发育情况3.1 概述 东营凹陷北带古近系深部碎屑岩储层存在

37、酸性、碱性和酸性碱性交替等多重成岩环境。酸性成岩环境以碳酸盐矿物溶解、长石溶解蚀变为高岭石并伴生石英次生加大等为标志，碱性成岩环境以石英质颗粒及其次生加大边溶解、长石次生加大和晚期碳酸盐矿物沉淀为标志。研究区古近系深部碎屑岩储层成岩环境由浅至深大致经历了碱性)酸性)酸性碱性交替(局部碱性较强)碱性、弱碱性的演化过程，并建立了沙河街组四段的成岩演化和储层改造模式。东营凹陷古近系碎屑岩储层类型多样，大多形成在冲积扇-河流、扇三角洲、近岸水下扇、深水浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝等多种沉积环境中。碎屑岩储层类型主要包括砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩及粉砂岩。其中中砂岩和细砂岩是最好的储

38、层。但是不同地区、不同类型储层物性存在较大的差异。物性最好的储层为河道、(扇)三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体。在相同深度条件下，中央隆起带的物性最好，北部和南部次之。另外，本区随埋藏深度增加，碎屑岩储层物性逐渐变差(剔除次生孔隙的影响)。根据碎屑岩储层物性差异性分析和储层成岩演化研究结果，其储层物性主要受压实作用、碳酸盐溶蚀与胶结作用及沉积条件四大因素控制，其中压实作用、溶蚀作用及胶结作用是主要控制因素，而沉积条件对物性的影响主要表现在控制原生孔隙的发育程度，并进一步控制溶蚀、胶结等成岩作用。3.2 储层岩性特征及演化模式3.2.1岩性特征东营凹陷沙河街组储层主要在沙四段，沙四段深部储层岩

39、石类型主要为不等粒砂岩、中粗砂岩、含砾砂岩、细砾岩。砂岩类型主要为岩屑质长石砂岩，其次为长石质岩屑砂岩，以及少量长石砂岩、亚长石砂岩和岩屑砂岩。砂岩碎屑颗粒分选、磨圆较差，成分成熟度较低，介于 0.091.86 之间，平均为 0.57；颗粒中石英含量为 865%，平均为 33.6%；钾长石 222%，斜长石 230%，长石总含量平均值为 33.2%；岩屑以沉积岩和变质岩碎屑为主，岩浆岩碎屑含量一般少于 10%，个别地区甚至未见岩浆岩碎屑，岩屑总含量为 288%，平均为 33.2%；杂基一般为泥质，平均含量为 5.5%；胶结物主要为白云石，其次为方解石，总含量131.5%，平均含量为 9.9%。

40、另一主要储层段是孔店组，孔店组深部储层岩石类型主要为砂岩、粉砂岩、以及北部陡坡带的砂砾岩。砂岩类型主要为长石砂岩、其次为岩屑质长石砂岩，以及少量亚长石砂岩、长石质岩屑砂岩。碎屑颗粒分选、分选磨圆程度中等，成分成熟度较沙四段高，介于 0.114 之间，平均为 1.35；颗粒中石英含量为 1080%，平均含量为 55.4%；长石含量为 1565%，平均含量为34.8%；岩屑含量为 041%，平均为 9.8%。杂基一般为泥质，平均含量为5.04%，胶结物主要为白云石，其次为方解石，总含量 0.542%，平均含量为 18.8%。【1-2】3.2.2 岩石演化特征东营凹陷北部古近系碎屑岩储层由浅至深大致

41、经历了碱性-酸性-酸性碱性交替-碱性-弱碱性的多重成岩环境。东营凹陷古近系深部碎屑岩储层(以沙四段为例)大体经历了同生期到早成岩期膏盐、岩盐主导的碱性环境，中成岩A2亚期有机酸主导的酸性环境，构造活动期碱性卤水、碱金属和碱土金属离子和有机酸、烃类双重作用影响的总体酸、碱性交替与局部碱性较强的成岩环境，中成岩A2亚期碱金属和碱土金属离子主导的碱性环境和CO2、硅酸和烃类缓解的弱碱性环境等多重成岩环境演化过程。在酸性成岩环境下，早期碳酸盐溶解和长石类物质溶解产生的溶蚀孔隙，略早于烃类的产生或与烃类的产生同期，是最有利于油气聚集的次生孔隙。碱性成岩环境下石英溶蚀而成的次生孔隙，往往能与油气的持续注入

42、相匹配，也是不可无视的有效孔隙。【2-3】 图3-2 东营凹陷古近系沙四段储层成岩演化及改造模式3.3 储层孔隙类型 3.3.1 原生孔隙原生孔隙主要是岩石原始沉积下来就已经形成并保存至今的孔隙。这类孔隙又可细分为压实剩余的原生粒间孔隙和胶结剩余粒间孔隙，主要分布在埋深浅于1500 m的地层中或后期胶结剩余的原生粒间孔隙，是由于沉积物压实和碳酸盐胶结、石英次生加大和粘土矿物胶结作用形成的剩余孔隙，另外在杂基中的微孔隙也属于此类。整体上，原生粒间孔隙形状规那么，边缘平直，无明显的溶蚀改造痕迹，局部粒间孔隙发生油气充注，并且粒间发育的碳酸盐胶结物晶形完整，边缘平直，未发生次生溶蚀作用。3.3.2

43、次生孔隙 次生孔隙主要是由长石、岩屑等酸性不稳定矿物的少量溶蚀而形成孤立的粒内溶孔或颗粒边缘的粒间溶扩孔隙，孔隙形状不规那么，常呈锯齿状或港湾状溶蚀边缘，孔隙间连通性差；还可见少量粒间碳酸盐胶结物溶解形成的次生孔隙，孔隙形状不规那么，常见碳酸盐溶蚀剩余。另外，研究区还发育少量的超压裂缝及贴粒缝等微裂缝岩石在埋藏过程中由于各种成岩作用或其他地质因素如构造作用、脱水收缩作用等形成的孔隙。在这类孔隙中溶蚀作用产生的各种溶蚀孔隙，如粒间溶孔、粒内溶孔、铸模孔和超大孔是主要的。济阳坳陷古近系储层的次生孔隙主要是由于长石颗粒和碳酸盐胶结物的溶解形成的，主要发育深度为15003500 m，但在不同沉积凹陷，

44、次生孔隙发育深度和溶蚀对象不同。 表3-2 济阳坳陷古近系储层孔隙类型和特征 砂岩储层发育原生和次生孔隙，砂岩次生孔隙的形成主要是烃源岩成熟产生的有机酸对长石颗粒和碳酸盐胶结物溶蚀形成的，但在不同凹陷储层溶蚀对象存在差异。如东营凹陷储层次生孔隙的形成主要为碳酸盐胶结物溶蚀成因，长石溶蚀次之；沾化凹陷和惠民凹陷次生孔隙的形成主要为长石溶蚀成因，碳酸盐胶结物溶蚀次之；车镇凹陷储层的上部次生孔隙为长石溶蚀成因，下部为长石和碳酸盐溶蚀成因。济阳坳陷古近系垂向上2个深度段发育次生孔隙，其发育深度自西向东、由南向北加深，发育位置受控于凹陷内生油中心位置，临近生油中心的砂体内次生孔隙发育。储层综合评价说明，

45、不同沉积凹陷的良好储层发育的地区和深度是不同的。东营凹陷北部坡陡带及中央隆起带储层主要为、类好储层，沾化凹陷孤岛、孤东和孤南层序及、(沙河街组沙三段上亚段至东营组东三段)的储层物性较好，车镇凹陷北部陡坡带、南部缓坡带的层序及(沙河街组沙三段上亚段至沙一段)发育良好储层，惠民凹陷中央隆起带和夏口断裂带层序、(沙河街组沙三段下亚段至沙二段下亚段)发育较好储层。【4-5】东营凹陷古近系发育次生孔隙，其形成与碳酸盐溶蚀、长石和岩屑颗粒的溶蚀密切相关。根据镜下铸体薄片观察，大局部次生孔隙是由粒间碳酸盐胶结物溶蚀产生，被溶蚀的碳酸盐有成岩早期形成的方解石和成岩晚期Fe方解石和Fe白云石。孔隙度和渗透率与碳

46、酸盐含量之间具有良好的镜像对应关系。高孔、高渗储层深度段恰好对应低含量碳酸盐深度段。碳酸盐含量越高物性越差，碳酸盐含量越低，物性越好。尤其是当碳酸盐含量低于15%以后，孔隙度、渗透率增加很快。例如，在次生孔隙较发育的北部陡坡带，在16502500 m次生孔隙发育的深度范围恰好碳酸盐含量很低，高孔高渗带刚好对应低含量碳酸盐段。古近系局部次生孔隙是由长石(包括斜长石和钾长石)、中基性火山喷出岩屑和杂基溶蚀形成。这类次生孔隙主要为粒内溶孔、铸模孔、超大孔。从高岭石含量在纵向上的变化规律可以间接地证实这一点。在16002500 m的次生孔隙发育深度范围，高岭石含量异常高，在2000 m附近，高岭石的含

47、量可达70%90%，而超过2600 m以后，高岭石的含量很快下降，平均只有30%左右。说明在16002500 m深度范围有相当局部的长石发生了溶蚀作用，此后转化为自生高岭石。东营凹陷古近系砂岩次生孔隙在北部陡坡带主要发育于16502450 m深度范围，28003500 m可能存在第二个次生孔隙发育带；中央隆起带次生孔隙在埋深1650 m以下尤其是在18502500 m最发育；南部缓坡带次生孔隙主要发育于19002600 m。由此可以看出，由北向南东营凹陷古近系次生孔隙发育的深度有增大趋势，但发育程度明显减弱，南部缓坡带次生孔隙不如北部陡坡带和中央隆起带发育。3.4 储层物性及控制因素3.4.1

48、 储层物性东营凹陷古近系不同地区、不同埋深、不同沉积成因类型及不同岩性的碎屑岩储层，由于其原始沉积条件和所经历的埋藏成岩作用不同，储层物性特征亦不相同。不同沉积相碎屑岩储层物性特征比照东营凹陷碎屑岩储层类型多样，分布广泛，大多形成在冲积扇-河流、扇三角洲、近岸水下扇、深水浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝等多种沉积环境中。其中岩石类型主要包括砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩及粉砂岩。物性参数分析统计结果说明，本区中砂岩和细砂岩储层物性最好。不同成因类型储层也具有不同的物性特征，物性最好的为河道、(扇)三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体，其次为(扇)三角洲前缘席状砂及滨浅湖滩坝砂体。由于

49、东营凹陷碎屑岩储层所处的构造、沉积背景及所经历的埋藏成岩作用均存在着较大的差异，从而储层特征也极不相同：在相同深度条件下，中部地区的物性最好；北部和南部的物性次之。但北部和南部相比，在次生孔隙发育带深度范围之内，北部的物性比南部好，而在该范围之外，南部的物性比北部好。中央隆起带CaCO3溶蚀作用最强，次生孔隙最发育；北部陡坡带CaCO3溶蚀作用中等，次生孔隙发育中等；南部CaCO3溶蚀作用最弱，次生孔隙最不发育。北部陡坡带次生孔隙发育的时间最早，出现的深度最浅，约1 650 m2 450 m；中央隆起带次生孔隙发育的时间略晚一些，出现的深度较浅，约1 800 m2 500 m；南部缓坡带次生孔

50、隙发育的时间最晚，出现的深度大，约1 900 m2 600 m。另外，东营凹陷古近系碎屑岩储层物性随埋藏深度增加而逐渐变差(剔除次生孔隙的影响)，这种变化除了与沉积作用因素有关外，主要由埋藏成岩作用引起。对于相同的沉积微相储层，由于处于不同的地区和不同的埋藏深度，其岩石学特征相差较大，所经历的各种成岩作用也不一样，所以物性差异较大。如同是三角洲前缘分流河道沉积，在永安镇地区永116井沙三段(1 900 m)孔隙度高达30%35%，而在林樊家地区樊104井沙三段(3 000 m)孔隙度只有5%18%，储层物性远不如前者。表3-3 不同沉积相碎屑岩储层的孔隙度和渗透率表3-4 东营凹陷不同地区储层

51、特征比照3.4.2 控制因素 根据储层物性和储层成岩演化的研究结果，东 营凹陷古近系碎屑岩储层的物性主要受沉积条件、压实作用、碳酸盐溶蚀与胶结作用四大因素控制。也受到成岩作用、地层压力及地层温度等多种因素的综合作用。 从前面的分析结果看出，不同的沉积相的物性是不同的，河流相与三角洲前缘水下分流河道和河口坝物性最好，滨浅湖与浊积扇物性略差，似乎可以认为沉积条件对储层物性的影响是最重要的。但仔细分析便会发现，这种差异并非完全由沉积条件所引起，在很大程度上是受压实作用和成岩演化程度控制的。 根据东营凹陷不同地区(北部陡坡带、中央隆起带和南部缓坡带)、不同沉积相(河流、三角洲、滨浅湖、深水浊积扇)、不

52、同岩石类型(含砾砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩和粉砂岩)储层物性随埋藏深度的变化研究可以清楚看出，无论哪个地区、哪种相带、哪种岩石类型，也无论是否处于次生孔隙发育段，其储层随着埋藏深度增加，孔隙度和渗透率都是不断下降的，只是在不同地区、不同深度段、不同地质背景下，下降速度不同而已，早期压实影响较大，后期较小。这一现象说明压实作用对储层物性具有较大的影响。 东营凹陷砂岩的胶结作用以碳酸盐为主，其次是石英次生加大和自生粘土矿物胶结。从对储层性质的影响来看，碳酸盐胶结作用最重要，它使储层的孔隙度和渗透率大大降低。根据对整个北部陡坡带的碳酸盐含量与孔隙度关系的研究，两者呈非常明显的负相关关系，当碳酸盐含

53、量低于15%时，砂岩的孔隙度根本维持在20%以上，超过15%以后，储层性质迅速变差，孔隙度大多只有百分之十几。碳酸盐胶结作用越强，物性越差。 东营凹陷古近系砂岩中的溶解现象比拟多见，各种骨架颗粒和胶结物均有被溶解的现象，最常见的是碳酸盐胶结物和长石与局部岩屑的溶蚀，石英很少有溶蚀现象。如果溶解下来的物质能被环流的地下水带到远处，那么溶解作用对改善储层的物性无疑是十分有利的。溶蚀作用在宏观上主要受区域构造背景控制，在微观上主要受岩性控制。古近系溶蚀作用在1 6502 450 m的第一次生孔隙发育带可使孔隙度增加8%12%，在3 000 m附近的第二次生孔隙带可使孔隙度增加4%6%。【6-8】 参

54、考文献1、王艳忠。东营凹陷古近系深部有效储层评价研究。2、张善文，袁静，隋风贵，陈鑫。东营凹陷北部沙河街组四段深部储层多重成岩环境及演化模式。地质科学，2021，7。3、马立桥，杨树峰等。渤海湾盆地南北两侧奥陶系古风壳储层的不同发育模式。高校地质学报，2007，3。4、朱筱敏，王英国等。济阳坳陷古近系储层孔隙类型与次生孔隙成因。地质学报，2007，2。5，、王艳忠，操应长等。碎屑岩储层地质历史时期孔隙度演化恢复方法以济阳坳陷东营凹陷沙河街组四段上亚段为例。石油学报，2021，11。6、张琴，朱筱敏，钟大康，宋刚。山东东营凹陷古近系碎屑岩储层特征及控制因素。古地理学报，2004，11。7、朱筱敏

55、，吴冬等。东营凹陷沙河街组近岸水下扇低渗储层成因。石油与天然气地质，2021，10。8、王淑萍，徐守余，董春梅，王丽萍。东营凹陷北带沙四下亚段深层砂砾岩储层储集空间特征及成因机制。天然气地球科学，2021，10。第4章 东营凹陷盖层发育及演化 东营凹陷沙三段沉积时期盆地陷落加剧，湖水加深，盆地一度进入非补偿阶段，形成了深湖-半深湖及三角洲相沉积，在沙三中、下亚段形成厚度大、分布面积广的泥岩、油页岩，主要分布于民丰洼陷、利津洼陷及牛庄洼陷，累计厚度为60900m，南部、东南部泥岩厚度减小。剖面上，泥岩单层厚度191m (表1)，泥岩与地层总厚度比大于65%，最大可达100%。由此可以看出，沙三中、下亚段泥岩盖层不仅厚度大、质纯，而且横向分布广泛，是该区封闭天然气较为理想的区域性盖层。表4-1东营凹陷局部井沙三中、下亚段泥岩发育特征 大量的研究说明，盖层毛细管封闭能力的强弱主要取决于其突破压力的大小，突破压力越大，毛细管封闭能力越强。通过研究区26个样品实测突破压力分析，其分布范围为0162914MPa。其中突破压力大于10 MPa的5个，占19123%；介于310 M