地質評論投稿怎麼樣
1. 節理的工程地質評價要解決的三個基本問題是什麼
節理的工程地質評價要解決的三個基本問題是：節理的發育方向， 節理的發育程度， 節理的性質。
2. 突破壓力在地質評價中是如何應用的
突破壓力由於受沉積環境、成岩作用、地層溫壓條件及構造應力作用等多種因素的影響，雖具有一定規律，但也不盡然。同一地區同一沉積環境，不同埋深、不同物質組成，其突破壓力也可能差異較大。因此在進行蓋層評價時應根據研究區內各種地質條件的影響程度，結合儲層及其它實測資料進行評價。
表3—4 不同模擬條件下突破壓力變化表排替壓力主要是阻滯油氣的滲流運移，是毛細封閉的重要評價參數。排替壓力越高，突破壓力越大或突破時間越長，則表明蓋層的最大連通孔徑越小，毛細阻力越大，封蓋能力越強。除了上述直接測定參數外，還可用相對封閉壓力、封蓋系數及封蓋氣柱高度等參數將儲層和蓋層納入同一系統中進行分析評價，這樣結果將更加可靠。
（1）相對封閉壓力：
蓋層封閉壓力與儲層剩餘壓力的差值，即：Pr1=Pd-ΔPres；或採用蓋層封閉壓力與儲層剩餘壓力的比值，即：Pr2=Pd/ΔPres。
（2）封蓋系數：
除了用壓力評價外，還可以用時間做評價參數，根據普賽爾公式，突破時間由3—2式確定。假設取樣的樣品與地質條件下蓋層岩石孔隙結構一致，由此可以根據實測突破時間計算穿越蓋層的突破時間：
式中tw——蓋層的突破時間，s；H——蓋層厚度，cm。
如果氣藏的形成時間為t，則定義封蓋系數為：tW與t的比值。
（3）封閉烴柱高度：
在不考慮地層超壓及水動力條件下，蓋層封閉油氣的條件是Pdc≥PF，由此可得封閉的最大烴柱高度為：
式中THC——封閉最大烴柱高度，m；ρW、ρHC——水和烴的密度，g/cm3；g——重力加速度，9.8m2/s。
3. 勘探階段地質評價
在區域地質評價提供的遠景區塊布置探井，通過鑽井測試作業得出更為可靠的回儲層參數。根據這些參數對探答區進行勘探階段的地質評價，進一步認識探區內煤層氣的開發潛力，優選出最佳區塊。勘探階段通常要完成以下任務：
1）取全目的層煤心：對煤心進行含氣量、吸附等溫線、鏡質組反射率、工業分析、元素分析、孔隙度、滲透率、孔隙體積壓縮率等測試。
2）測井：至少應進行密度、伽馬、電阻率、微電極、自然電位等測井，由此可精確識別煤層及其厚度、深度、密度、孔隙度、灰分產率等。
3）試井：由此可獲取試井滲透率和原地應力等參數。
通過以上獲得的參數可對煤層氣的開發潛力做出較為可靠的評價，同時還可運用儲層模擬軟體對主要參數進行敏感性分析，確定影響煤層氣產量的主控因素，指導下一步的勘探開發。
4. 地質找礦論叢排名，地質找礦論叢投稿，地質找礦論叢怎麼樣
朋友你好，如果投稿更有針對性，命中率會更高一些。這就關繫到，你是哪裡的回？干什麼的？寫的稿件是答什麼體裁？什麼內容？如果說投稿的話，最好投當地的報刊、網路或者是你從事的職業報刊發表，要投哪個媒體首先要研究哪個媒體，看它需要什麼內容、什麼體裁、什麼格式的稿件，「對症下葯」，這樣會更輕松一些、方便一些，命中率會更高一些。如果你能夠告訴我你的具體情況（干什麼工作，哪裡的，寫的小說的大致內容等），我可以給你一些建議。我1993年開始在部隊時開始發表各類文章，包括：報告文學、新聞、詩歌、散文、小說、評論等體裁的，到目前發表的大約5000篇左右吧，有40多篇獲獎。另外：投稿時，第一要有信心，第二要投對報刊媒體，這兩點非常重要。祝你成功！
5. 開發地質評價
6.2.4.1 煤層埋藏深度
煤層的埋藏深度是影響煤層氣開發重要因素之一。一方面，煤層埋藏越深，投入的開發成本會越高；更重要的另一方面是，煤層埋藏越深，儲層所受的地應力越高，高地應力導致裂隙閉合滲透率急劇降低，開發難度加大。
以沁水盆地南部為例，該區主力煤儲層的深度為400～800m，煤儲層的埋藏深度與滲透率和產能有很強的相關關關系（圖2.24）。在650m以淺的埋深，煤儲層的最小水平主應力小於12MPa，現今地應力場狀態處於伸張帶，煤儲層滲透性相對較好，煤儲層試井滲透率平均大於1×10-3μm2；在650～1000m埋深時，煤儲層最小水平主應力為12～20MPa，現今地應力狀態為由伸張轉化為壓縮的過渡帶，煤儲層滲透性變差，煤儲層試井滲透率平均大於0.1×10-3μm2；在1000～1500m埋深時，最小水平主應力大於20MPa，現今地應力狀態轉化為壓縮帶，煤儲層試井滲透率平均大於0.01×10-3μm2，由此可知煤儲層滲透率隨深度呈不同的變化梯度顯著降低（孟召平等，2010）。同時，根據對沁水盆地樊庄和鄭庄區塊煤層埋深與煤層氣井氣、水產量的耦合關系也發現，該地區最有利於煤層氣開發的煤儲層埋藏深度在500～700m之間。其中，埋藏較淺區域（300m以淺）多處於煤礦開發區或處於煤層甲烷風化帶的影響范圍，因此氣含量較低，不利於煤層氣的開發，而高於700m的區域大部分井為低產氣井。
綜合考慮上述因素，確定煤儲層埋深埋深（D，單位：m）的隸屬度函數為：
煤儲層精細定量表徵與綜合評價模型
6.2.4.2 儲層壓力
儲層壓力，又稱為地層壓力或儲層裂縫中的流體壓力，多由試井獲得。煤儲層壓力對煤層氣含量、氣體賦存狀態起著重要作用。同時，儲層壓力也是水和氣體從煤的裂隙中流向井筒的能量之源。當煤儲層壓力降低時，煤孔隙中吸附的氣體便開始解吸，向裂隙中擴散，在壓力差作用下從裂隙向井筒流動。煤層氣開采就是根據這一原理，通過排水降低儲層壓力而實現采氣的。同時，儲層壓力的改變影響到正常有效應力的改變，進而控制滲透率。以沁水盆地鄭庄區塊為例，儲層壓力低於5MPa時大部分井為低產井，而高於5MPa時儲層壓力越高，產氣量越高，兩者呈冪指數關系（圖6.5a）。因此，儲層壓力越高，對煤層氣的儲集和開發都越有利。
圖6.5 鄭庄區塊產氣量與煤儲層壓力（a）和臨界解吸壓力（b）之間的關系
一般用壓力梯度去衡量儲層壓力的大小。煤儲層壓力的非均質性（縱向和橫向）非常嚴重，即一個礦區內的不同地區的儲層壓力可能呈現顯著的差別。據前人的研究結果（葉建平等，1998；張延慶和唐書恆，2001），這里統計了全國目前有煤層氣勘探鑽井的20個礦區的煤儲層壓力梯度數據，並將各數據繪製成高低圖（圖6.6）。
圖6.6 我國部分礦區儲層壓力分布（原始數據引自葉建平等，1998）
我國煤儲層的壓力梯度一般為2.3～18.31kPa/m。平均儲層壓力梯度高於10kPa/m的地區包括遼寧的紅陽煤田、鐵法礦區，安徽的淮南煤田，陝西的韓城礦區、山西的河東煤田和貴州的六盤水礦區等。儲層壓力梯度低於7kPa/m的地區包括河北的峰峰礦區和開灤煤田，山西的屯留礦區等。在研究儲層壓力時，一般按照壓力梯度將煤儲層劃分為：低壓儲層（<9.30kPa/m）、正常壓力儲層（9.30～10.30kPa/m）、高壓儲層（10.30～14.70kPa/m）和超壓儲層（>14.70kPa/m）。張延慶和唐書恆（2001）按照儲層壓力低於、等於和高於9.79kPa/m而將儲層劃分為欠壓、正常壓力和超壓儲層。綜合這些分類標准，這里定義儲層壓力梯度（P，單位：kPa/m）的評價函數為：
煤儲層精細定量表徵與綜合評價模型
6.2.4.3 臨儲壓力比
煤層氣開發不僅取決於原始儲層壓力的高低，更與臨界解吸壓力密切相關。通常臨界解吸壓力反應了煤層氣可開採的潛力。煤儲層的臨界解吸壓力越大，在排水降壓過程中，煤層氣越多且越容易解吸，因此煤層氣井穩定產氣高峰到來越早，單井氣產量越高，可動用儲量越高。
如圖6.5所示，沁水盆地南部鄭庄區塊產氣量與煤儲層壓力呈冪指數關系，而與臨界解吸壓力呈線性正相關關系。對於煤層氣儲層來說，臨界解吸壓力不低於儲層壓力。所以，當儲層壓力較低時，臨界解吸壓力也較低，煤層氣井極易低產或不產氣；當儲層壓力較高時，需要考慮臨界解吸壓力的高低。當煤儲層為高飽和氣藏時，其臨界解吸壓力也較高，因此氣井產量也較高，當煤儲層為欠飽和氣藏時，其臨界解吸壓力相對較低，因此氣井產量也相對較低。因此，對於煤儲層評價來講，儲層壓力和臨界解吸壓力均較高才能稱為是優質的儲層。
由於前文在儲層評價時已考慮儲層壓力評價參數，這里取臨儲壓力比作為另一個主要評價參數。臨儲壓力比，即為臨界解吸壓力與煤層氣儲層壓力的比值。臨儲壓力比（PC，無量綱）的評價隸屬度函數定義為：
煤儲層精細定量表徵與綜合評價模型
6. 地質評價的內容和原則
區域地質評價階段是根據已有的生產、科研資料，對含煤盆地或含煤區進行煤層氣開發潛力的初步評價，優選出有利的投資地區。
1.區域地質評價的內容
資料收集與野外調研：對研究的含煤盆地或含煤區已有的實際資料進行全面收集，主要包括基礎地質資料、煤資源量資料、氣資源量資料和儲層特性資料4個方面。野外調研包括露頭及井下地質剖面的實際觀測和取樣。
室內資料整理和分析：從收集到的和實測的各方面資料中提取出有用的地質參數，建立符合研究區實際情況的預測評價模型，即各種評價參數的適用性、評價原則、評價標准等。
初步評價：根據已經建立的評價模型，進行全面的煤層氣開發潛力評價，優選出煤層氣勘探開發區的有利遠景區。
前景勘探區的確定：通過各種圖件（煤厚等值線圖、含氣量等值線圖、煤級圖、埋深圖等）分析，從遠景區中優選出有利區塊，供進一步勘探。有利勘探區塊的優選主要從以下幾方面入手：
1）煤層氣含量：確定富含煤層氣的煤層及其厚度，由解吸實驗確定煤層氣含量及其分布規律，圈定煤層氣風化帶，確定可能的氣藏范圍並計算遠景資源量。
2）確定可滲透儲層：根據煤中裂隙的描述、測井資料、構造麯率分析、構造應力分析等確定滲透性較好的儲層。
3）水文地質條件分析：查明煤岩層含水性、徑流條件、煤岩層之間的水力聯系，獲取水文地質參數。在某些地區水文地質條件可能是控制煤層氣開發的主要因素，因為地下水的運移不僅能導致煤層氣的逸散，而且更重要的是導致煤層氣的富集。
綜合評價：確定可供勘探的有利區塊和煤層，提出勘探井位。
2.評價原則
煤層氣區域地質評價應以高資源豐度、高滲透性為原則。具體為：
1）煤層厚度與含氣量：煤層越厚，層數越多，含氣量越高，越有利於煤層氣的勘探開發。
2）裂隙發育情況：決定了滲透率的高低，發育完好的裂隙、割理系統預示著滲透性好。以原生結構煤與碎裂煤的滲透性最好。
3）後期構造作用：後期構造作用越強烈，煤體結構破壞越嚴重，越不利於煤層氣勘探開發。
7. 圈閉地質評價
一、圈閉的一般特徵
圈閉是儲層中可以阻止油氣繼續向前運移，並在那裡儲存起來成為油氣聚集的場所。圈閉是1934年由麥科克夫(E.H.McCough)提出的比背斜理論更具概括性的油氣成藏理論。
圈閉條件的構成，可以是地層向上彎曲成為背斜(背斜圈閉);也可以是儲層沿上傾方向與非滲透層以斷層相接(斷層圈閉);也可以是儲層沿上傾方向被非滲透層不整合覆蓋(地層圈閉);或是儲層沿上傾方向物性變差或發生尖滅(岩性圈閉)以及前述諸因素的組合(復合圈閉)等(圖5－7)(《地球科學大辭典》編委會，2005b)。
圖5－7主要圈閉類型示意圖黑色為油氣聚集部位
形成圈閉有三個重要條件:①適合於儲存油氣的儲層;②阻止油氣逸散的蓋層(有時下界為水);③從各個方向上阻止繼續運移並造成油氣聚集的遮擋物，它可以是蓋層本身的彎曲，如背斜。也可以是另外的遮擋物，如斷層或岩性變化等。確切地說，形成圈閉這種油氣聚集場所的必要條件，或者說圈閉所表現的主要特徵，是具有封閉條件的構造形式。
圈閉中未必都有油氣，一旦有足夠數量的油氣進入圈閉，充滿圈閉或占據圈閉的一部分，便可形成油氣藏。然而，是油氣藏就一定存在圈閉，就一定是具有封閉條件的構造形式。據此推理，多數油氣藏(田)大都適宜CO2地質儲存。
圈閉的儲層為油氣提供了儲存的空間，這就要求在儲層內部有足夠的孔隙，這些孔隙可以是原生的(沉積的)、次生的(成岩作用的)或裂縫。同時儲層也必須具有傳輸和交換流體的能力，這就要求儲層內和沿連接儲層和有效烴源岩體的運移通道有充分、有效的滲透性。蓋層同樣是圈閉的必要組成部分，沒有有效的蓋層，烴類就會隨時間推移運移到儲層之外，那麼圈閉就失去了有效性。所有的圈閉都要求有一定形式的頂部蓋層，當然由於圈閉的復雜性，許多圈閉還需要其他有效蓋層，如側向蓋層等(陳昭年，2005)。
圈閉類型的劃分主要有:①以儲層形態，把油氣藏分為層狀、塊狀和不規則狀;②按圈閉的封閉性劃分為封閉型、半封閉型和不封閉型;③按成因把圈閉劃分為構造圈閉、地層圈閉和復合圈閉3種。
我國對圈閉類型的劃分，主要從成因和形態出發，一般把圈閉分為構造、地層、復合圈閉幾種;也有分為構造、岩性、地層和水力圈閉的。各類還可繼續細分為若干亞類，如構造圈閉可進一步分為背斜、斷層、刺穿接觸等;地層圈閉還可進一步分為岩性不整合、古地貌圈閉等。背斜圈閉是世界上最早被認識的圈閉類型，實踐表明，背斜圈閉是最主要、最普遍、最明顯，也最易找到的圈閉類型;而非背斜圈閉成因復雜，形態多樣。
原生地層圈閉由同生沉積中的變化而形成的原生的沉積地層圈閉。原生地層圈閉一般可以被分為兩類:一類是由側向沉積變化而形成的圈閉，諸如相變和沉積尖滅;另一類是由埋藏的沉積起伏而形成的圈閉。
次生地層圈閉又稱成岩圈閉。是地層沉積後的變化形成的地層圈閉。成岩作用受原始沉積環境、沉積岩石成分、結構、埋藏深度、孔隙流體等多種因素的影響，壓實、膠結等使孔隙減小，溶蝕、重結晶、礦物轉化等使孔隙增大。因而成岩變化既可形成孔滲相對較高的儲層，同時也可形成緻密的封閉岩層。碳酸鹽岩和碎屑岩地層均可形成成岩圈閉。
水動力圈閉是指水動力條件形成的油氣圈閉。大約自20世紀中期以來，勘探人員就已經知道在許多含烴圈閉中油－水界面是傾斜的。在其他情況下，沒有靜態閉合度的圈閉含有烴，而確實有靜態閉合度的圈閉卻不合乎常理地不含烴。對這些現象的解釋是，儲集條件是水動力的，而不是水靜力的。通常油－水界面的傾斜度很少超過幾度，但也有高傾斜度的報道(高達10°)。如果油－水界面的傾角超過了圈閉側翼的傾角，圈閉就將被沖掉(一般來說，如果圈閉側翼傾角超過5°，那麼就很少有圈閉沖掉的風險)。因此，在評價側翼相對平緩的構造圈閉時，應對水動力條件予以足夠重視。傾斜的油－水界面可能同水動力現象以外的其他現象有關也是非常重要的，如儲層變化和新構造運動。同時應注意到，現時的水動力條件不可能反映過去的水動力條件。在流動方向上油－水界面的傾斜是烴和水的水力梯度及密度的函數，油的密度越低，水流越大，石油就越容易被驅替。
二、陸相沉積盆地圈閉特徵
(一)陸相沉積盆地圈閉成因類型及特徵
陳敏傑等(2007)從科學性和實用性出發，將油氣藏劃分為背斜圈閉、斷塊圈閉、岩性圈閉、地層圈閉和混合圈閉等油氣藏類型。
1.構造圈閉油氣藏
1)背斜構造油氣藏:背斜構造油氣藏是指背斜圈閉中的油氣聚集，其數量眾多，儲量和產量比例大，成為中國重要的油氣藏類型(圖5－8a)。在側向擠壓力和同生沉積作用下，可以形成多種成因類型構造圈閉油氣藏。可分為擠壓背斜、逆牽引背斜、披覆背斜和底辟拱升背斜等四種油氣藏亞類。這類油氣藏的共同特點是:①背斜圈閉形式，閉合高度控制油氣分布;②油氣藏內部流體聚集按重力分異進行;③有統一的油、氣、水系統，即有統一的油(氣)水界面，又有統一的壓力系統;④以層狀油氣藏為主，部分為塊狀油氣藏。
圖5－8主要油氣圈閉類型示意圖
2)斷塊油氣藏:斷塊油氣藏是指油氣在斷塊圈閉中的聚集，油氣的分布和富集程度主要受斷層形成與油氣形成運移時間匹配和斷層遮擋條件控制。由於斷層線與儲集層頂面構造等高線之間相互組合形式不同(圖5－8b)，可分為斷鼻、階狀斷塊、屋脊斷塊、地壘式斷塊、交叉斷塊、逆掩斷塊和多斷層組合等8種類型圈閉，相應形成8種類型油氣藏。斷塊油氣藏是中國分布最廣，最為重要的油藏。
3)裂縫油氣藏:構造斷裂作用和成岩後生作用都能使各種緻密、性脆薄層、緻密灰岩、白雲岩、砂岩、油頁岩、泥灰岩和泥岩產生層間裂縫或局部裂縫發育區，成為儲集空間和滲透通道。在一定構造背景下，形成裂隙層間縫圈閉。裂縫產生的原因很多，在成岩過程中可以形成收縮裂縫和層間縫。在泥岩異常高壓帶，由於壓實和脫水，泥岩逐漸由塑性變成剛性，形成大量的微裂縫。地層褶皺或斷裂也可產生構造裂縫。其油氣藏分布特點為:①裂隙層間縫儲集岩體緊鄰生油岩，組成自生自儲成油組合;②油氣分布主要受裂縫系統控制，且裂隙和層間縫分布不均勻，含油層段變化大，短距離即消失，含油范圍分布不規則;③單井產能變化大，日產油量數噸至近千噸不等，初產油量高，產油量不穩定，產能遞減快;④按緻密岩層類型及其裂隙、縫的成因差異，可分為以下幾種裂縫層間岩性油氣藏:包括泥岩裂縫油藏，如潛江凹陷泥岩裂隙油氣藏;碳酸鹽岩裂縫性油氣藏，如四川盆地雲錦向斜中的灰岩裂縫和大安寨區裂縫油氣藏;砂岩裂縫油氣藏，如四川盆地逐南裂縫砂岩油氣藏。
2.岩性圈閉油氣藏
在陸相沉積盆地中岩性、岩相變化頻繁，儲集岩體類型眾多，在平面上和垂向上不同類型儲集岩體相互疊置，有利於形成多種類型的岩性圈閉。由於岩性圈閉成因和遮擋條件的差異，相應可分為儲集層(砂岩和碳酸鹽岩)上傾尖滅油氣藏、古河道砂岩岩性油氣藏、透鏡狀岩性油氣藏、裂隙和層間縫岩性油氣藏、儲集層物性封閉油氣藏等5種亞類。岩性圈閉油氣藏的共同特徵是:①岩性圈閉的儲集體往往穿插和尖滅在生油岩體中，不僅有充足的油源，還有良好儲蓋組合條件;②岩性圈閉的遮擋條件往往與儲集體同期形成，圈閉形成期均早於油氣生成和運移期;③油源來自同期沉積的生油岩，油氣一次運移直接排入儲集層，油氣性質與其四周圍岩的成岩階段有關。生油岩體後期產生的裂縫帶和溶蝕帶，油氣重新聚集，形成岩性裂縫封閉油氣藏;④岩性油氣藏分布有一定規律性，與河湖沉積體系和古地形有關，具有環帶狀分布特徵。
3.地層圈閉油氣藏
地層圈閉油氣藏大多是由構造運動引起的沉積間斷、削蝕和超覆沉積等作用下，儲集體沿不整合面或侵蝕面被非滲透性岩層圍限或遮擋，形成地層圈閉，並在其中發生油氣聚集。按圈閉所處位置和遮擋條件可分為地層超覆油氣藏、地層不整合「基岩」油氣藏和不整合油氣藏等3種亞類:
1)地層不整合「基岩」油氣藏(又稱潛山油氣藏)。古潛山油氣藏成因特點是:①「新生古儲」成油組合，原油性質具陸相成因特徵;②生油岩與「基岩」儲集體直接接觸，以斷層面和不整合面為供油通道，成為「基岩」油氣藏形成的必要條件;③「基岩」塊體的儲集層由碳酸鹽岩、滲透性砂岩、變質岩、火成岩和火山碎屑岩等岩石組成，縫、洞、裂縫系統發育。
2)地層不整合油氣藏。這類油氣藏成因特點是:①油源可以來自下傾方向的同期生油岩系，也可以來自古油藏的油氣;②按不整合遮擋條件大致可分為兩種不同類型的地層不整合油藏，即瀝青稠油封堵層(在化學風化作用下油藏頂部部分原油遭受氧化，在不整合面附近的滲透性砂岩中形成瀝青塞封閉條件，如遼西凹陷曙光油田和酒西盆地石油溝油田)和不整合面上覆為泥岩不滲透地層覆蓋(形成良好封堵條件，如東營凹陷金家油藏等);③原油普遍氧化，油質較重，向油層下傾方向油質變輕;④以層狀油藏為主(圖5－8c)。
3)地層超覆油藏:在湖盆主要發育階段的水進時期，發育了一套由粗到細的正旋迴沉積，並自下而上逐層向湖盆邊緣斜坡帶超覆，不僅向緩坡帶超覆，還向陡坡斷崖超覆，超覆層上部泥岩蓋層分布范圍往往大於其下伏的砂岩體分布面積。而地層超覆不整合面附近由緻密不滲透的火成岩、變質岩或泥岩組成，形成良好的頂底板遮擋層。在斜坡帶的古鼻狀構造背景下地層超覆線與構造等深線交切，形成了地層超覆圈閉。地層超覆油氣藏主要分布在盆地斜坡邊緣帶、盆地內部古隆起、古凸起的邊緣，多呈舌狀、裙邊狀斷續分布。如東營凹陷單家寺油藏、遼河凹陷齊家油藏、柴達木盆地馬海油藏和准噶爾盆地烏爾禾油藏等。
(二)岩性地層圈閉的主控因素
據劉震等(2006)研究，岩性地層圈閉與構造圈閉在成藏條件和成藏機制方面存在一定差別。岩性地層圈閉的形成條件復雜，決定了其成藏主控因素具有自身的特點。提出了岩性地層圈閉成藏「四元主控」觀點。即運移通道條件、流體動力條件、儲層臨界物性特徵和砂體封閉條件。
1.油氣運移通道條件
運移通道條件包括通道類型及其輸導油氣的能力。運移通道包括具有一定孔滲條件的岩體、具有滲透能力的斷裂或裂隙體系以及可作為流體運移通道的不整合面，常分為斷層型、輸導層型、裂隙型及不整合型等4種類型(王照錄等，2000)。運移通道與油氣聚集相輔相成，含油氣系統的運移通道不同，則油氣運聚的方式各異;反過來油氣的不同運聚方式又可以改造甚至形成新的運移通道。運移通道具有相對獨立性、時空性和復雜性。運移通道的結構特徵及其與烴源區的空間配置關系，對油氣成藏有著十分重要的意義。對於岩性地層油氣藏而言，岩性輸導層的孔隙度、滲透率等表徵其輸導能力的參數值的空間變化可能尤為重要。
2.流體動力條件
沉積盆地油氣富集在宏觀上是由地層壓力、浮力、水動力和構造應力等因素控制的流體動力條件綜合作用的結果(葉加仁等，1999)。壓力場、地溫場和地應力場的分布及彼此相互耦合的關系直接影響著油氣的運移與聚集。構造油氣藏一般發育在相對的構造高部位且大多處於成藏以來的長期繼承性的低勢能區。岩性地層油氣藏的流體動力條件相對要復雜一些，成藏期岩性地層圈閉處於低勢能區，由於不同類型的壓力系統形成及演化的差異，造成在現今的低勢能區和高勢能區岩性地層油氣藏均有分布。因此，成藏期的古流體勢場分布及勢能梯度特徵等古流體動力條件對於岩性地層圈閉能否成藏尤為重要。
3.儲層臨界物性條件
構造圈閉受構造作用可以改善儲層物性條件(如構造裂縫)，構造油氣藏局部范圍內儲層的岩性與物性相對比較均一。而岩性地層圈閉的物性條件主要受沉積相控制和成岩作用兩種機制控制，並影響儲層的孔滲性，構造運動對儲層的物性影響一般相對較弱。同時，岩性地層圈閉由於常常跨越不同岩相帶，同一油藏范圍內儲層的岩性物性變化很大(胡見義等，1986)。其儲層物性條件不僅直接影響圈閉的油氣充滿度，而且由於岩性地層圈閉油氣運移的特點，滲透性地層同時起到運移通道和儲層的雙重作用，其物性條件明顯影響油氣運移通道的輸導能力。
1)儲層物性影響烴類充注:砂體內部物性對砂岩體含油氣性具有控製作用，當分選在差—中等時，只有物性達到一定條件，砂體內部才開始含油氣。劉震等(2006)在鶯歌海盆地發現氣層的平均孔隙度與含氣水層、水層的平均孔隙度值差別不大，一般相差小於7%。但滲透率差別卻十分明顯，氣層平均滲透率比含氣水層、水層的滲透率大(30～40)×10－3μm2，表明只有當砂層滲透率達到24.62×10－3μm2後，天然氣才可能充注進入砂體。龐雄奇等(1998)在研究東營凹陷時發現，砂體平均粒徑達到0.2mm時，砂體內部才開始含油氣，含油氣岩性砂體分布在其平均孔隙度>12%的砂體內，平均滲透率>1×10－3μm2時才能含油。因此，儲層物性的臨界條件對油氣充注有著重要的影響。
2)儲層物性主要受儲集相類型和成岩作用雙重控制:岩性圈閉的形成，主要受沉積相帶展布和最大經歷埋深控制(雷茂盛等，1999)。相應的儲層物性主要受儲集相和成岩作用的雙重控制，一般來說三角洲、濱湖、風成砂相儲層儲集物性較好;而沖積扇體、河流、深水濁積體各亞相儲集物性變化大。成岩作用過程中，岩石中的不穩定礦物被原生孔隙中的流體溶解形成了次生孔隙，所形成的次生孔隙改善了儲層的物性，有利於油氣的充注和優良儲層的形成。
4.砂體封閉條件
表面上看，由於岩性地層圈閉是在沉積過程中多因岩相相變形成，其成藏後封閉條件似乎不成問題，但實際上岩性地層圈閉的封閉保存條件與構造油氣藏相比，同樣至關重要。如果儲層與蓋層的能量配置不利，同樣會由於蓋層發生水力破裂而使油氣散失。岩性地層等隱蔽圈閉封閉保存條件不僅受遮擋層厚度的影響，而且與圈閉內的流體動力強弱有關。
成岩作用控制了蓋層的突破壓力大小以及物性因素等封蓋性能。岩性圈閉油氣藏的形成深度一般大於2500m，當砂體頂面泥岩蓋層埋藏太淺，泥岩壓實程度低，成岩程度差，物性一般較好。此外，上部地層孔隙流體活躍，則不利於緻密岩的形成(宋鐵星等，2001)，導致封堵油氣的能力較差。若埋藏過深，在超壓流體的作用下易發生水力破裂，泥岩中產生裂縫而發生油氣的散失。只有埋藏達到適當深度，岩石經過強烈壓實作用後孔隙大量損失，滲透率大幅度降低，地層流體不活躍並且礦化度較高，大量礦物沉澱，泥岩緻密性變強，才可能形成有效的蓋層或遮擋層。砂體頂面的泥岩蓋層的封閉性能由於油氣的幕式充注及儲蓋的能量匹配情況變化而表現出一定的旋迴性:當流體未充滿或外溢、滲漏時，砂岩流體壓力和泥岩孔隙壓力都小於孔隙臨界壓力，發生流體持續充注，蓋層封閉;烴柱高度增加到一定程度時，儲層砂岩流體壓力大於孔隙臨界壓力，蓋層發生水力破裂，蓋層封閉性能喪失，隨著流體的泄漏，儲層砂岩流體壓力降低，重復上述過程。因此，封閉條件是岩性地層圈閉成藏的重要因素之一。
三、行業標准技術規范提出的圈閉評價方法
據中華人中華人民共和國石油天然氣行業標准《圈閉評價技術規范》(SY/T5520－2005)，圈閉評價是以油氣成藏理論為依據，以石油、天然氣勘探資料庫為依託，充分利用地面物化探資料、井筒資料和綜合研究資料，採用綜合評價方法，對識別出的圈閉進行含油氣性綜合分析、資源量計算、經濟評價、圈閉綜合排隊優選和可鑽圈閉的精細描述，進而提出預探井部署設計意見，並對已鑽探圈閉進行圈閉鑽探效果分析和反饋評價。
(一)圈閉含油氣性評價內容、評價參數選擇和標准
1.評價內容
評價的內容和程序依次為:預探階段的圈閉評價按圈閉識別、圈閉含油氣性評價、圈閉經濟評價、圈閉綜合評價和圈閉鑽探效果分析。評價時宜循序漸進地進行。
2.圈閉識別
以盆地評價優選出的有利含油氣區帶為對象，以地震資料為主要依據，識別可能存在的所有圈閉，劃分圈閉序列，對其形態進行描述評價，並確認其可靠程度。
1)構造類圈閉的識別:作出各地震反射層的構造圈閉平面圖、關鍵部位的構造剖面圖，按照規范相關附表填寫圈閉與斷層基礎數據，並利用地質錄井、垂直地震、測井、測試、分析化驗和綜合研究等資料，對主要目的層的地層、岩性、儲層物性、斷層封堵性、油氣賦存條件進行研究，開展地震相、沉積相、儲層預測和特殊地質體解釋及圈閉發育史分析。
2)岩性地層等非構造類圈閉的識別:在新油氣區根據二維或三維地震解釋資料和層序地層學研究成果，利用構造等高線、地層超覆線、地層剝蝕線、儲層尖滅線、斷層線相互間的組合關系，作出反映岩性地層等非構造類圈閉形態的平面圖、控制岩性地層等非構造類圈閉形態的剖面圖，確認岩性地層等非構造類圈閉。按照規范相關附表填寫圈閉與斷層基礎數據。利用地質錄井、垂直地震、測井、測試、分析化驗等資料和綜合研究成果，開展主要目的層的地震相、沉積相和儲層預測，同時進行圈閉發育史分析。
在老油氣區進行岩性地層等非構造類圈閉的識別過程中，必須充分應用三維地震資料，同時結合層序地層學理論，開展高精度層序地層、高級次等時地層單元、沉積體系、沉積相(亞相、微相)、儲層、岩性地層等非構造類圈閉特徵等方面的研究，在此基礎上確認岩性地層等非構造類圈閉及其分布的基本規律，進一步提高識別岩性地層等非構造類圈閉的精度。
3.圈閉識別成果
包括圈閉識別文字成果、圈閉識別成果表和圈閉識別附圖等成果。
4.圈閉含油氣性評價參數的選擇和標准
由於油氣形成條件和分布規律的差異性，不同盆地或探區的圈閉評價參數及其標准有所不同，同一盆地或探區不同目的層系的圈閉評價參數及其標准也有所不同，應區別對待。對於新區勘探或風險勘探中的圈閉評價，受資料的限制，一些評價參數可以根據實際情況進行參數確定和選擇。
1)圈閉條件評價參數和標准:包括圈閉類型、可靠程度、圈閉面積、幅度和高點埋深等。依據圈閉的可靠程度、類型和基礎數據，制定評價標准，確定權值，求得圈閉條件評價系數。
2)儲層條件評價參數和標准:包括儲層類型、沉積相帶、厚度、滲透率、孔隙度、儲層岩性和分布的穩定性。依據沉積相、儲層類型、規模、物性及岩石學特徵，建立評價標准，確定權值，求得儲層條件評價系數。
3)保存條件評價參數和標准:蓋層厚度及其岩性、其他遮擋條件(背斜、斷層、岩性等圈閉側向上的封堵條件)、後期破壞情況(指圈閉成藏後，對油氣藏產生破壞的斷層、火山岩、水動力活動)、蓋層性質(區域性或局部性蓋層)。依據區域沉積相資料，對蓋層性質、斷層封堵性、地下水及區域水動力等資料進行分析，建立保存條件評價標准，確定權值，求得保存條件評價系數。
4)圈閉優選:依據圈閉綜合排隊結果和預探的需要，在綜合評價後的Ⅰ、Ⅱ類圈閉中優選那些圈閉排隊靠前，沒有鑽探或有進一步鑽探意義的圈閉。通過運用勘探決策分析法，選擇那些評價系數高、油氣資源量大、經濟評價效益好、主要目的層儲層好以及地表工程條件好的圈閉，即排隊靠前的圈閉。
(二)圈閉的描述
1.圈閉精細描述
1)地震剖面標定:利用區內或相鄰地區已有鑽井的井筒資料，對地震剖面進行層位、岩性和深度標定，以提高解釋精度。
2)圈閉形態特徵描述:進一步落實、修正構造等值線、斷層線、地層超覆線、剝蝕線、儲層尖滅線，並描述其平、剖面形態特徵及組合關系，編制圈閉目的層平面精細構造圖。
3)保存條件描述:①蓋層發育情況描述。包括蓋層的岩性、厚度和分布;②斷層封堵性描述。包括可塑性、微觀結構及後期破壞程度，斷層斷穿層位和橫向延伸長度，斷層性質和活動時期，以及斷層兩側岩性配置關系等。
2.儲層描述
包括儲層橫向追蹤;儲層沉積相、規模、厚度及空間展布預測;儲層孔隙度、滲透率和壓力預測等;利用儲層反演技術識別單砂體並刻畫其形態及邊界等。
8. 區域地質及礦體地質評價
（一）區域成礦地質背景評價
魯春-紅坡中三疊世晚期至晚三疊世早期的碰撞後拉張和裂陷導致的成谷、成盆作用及其裂谷作用過程中的「雙峰式」火山岩漿活動，為噴流-沉積型（SEDEX）塊狀硫化物礦床的形成提供了有利的盆地-火山-成礦的構造動力學背景。在魯春-紅坡「雙峰式」火山岩帶中，除已有的魯春鋅-銅-鉛（銀）多金屬礦床以外，近年來，以魯春礦區為典型代表的礦床成因和區域成礦地質條件分析研究，於該帶中發現了新的礦點和礦化線索。在魯春礦區北部的相同層位中尚有布研拉渣鋅-銅-鉛（銀）多金屬礦點及地球化學異常區，在魯春-紅坡「雙峰式」火山岩帶南端的相同層位中還發現了紅坡牛場銅-金（鉛-鋅-銀）礦點及地球化學異常區，顯示出很好的找礦地質前景。
（二）魯春礦區的礦體地質評價
（1）魯春Zn-Cu-Pb（Ag）多金屬礦床是產於中三疊世晚期至晚三疊世早期裂谷盆地中的噴流-沉積型塊狀硫化物礦床，屬同生層控型礦床，具有形成大型/特大型Zn-Cu-Pb（Ag）多金屬礦床的優越地質條件，賦礦盆地保存尚好，找礦前景很好。
（2）魯春礦區的含礦岩系厚度大（大於200m），空間延伸較穩定（約3600m），Zn-Cu-Pb（Ag）礦體（層狀礦體）呈多層狀順層產出。含礦岩系可劃分上含礦層和下含礦層兩個層位，除上含礦層出露區地表及淺部有一定數量的工程式控制制礦體外，下含礦層中沒有工程揭露或控制礦（化）體，從已出露各地質點的情況看，下含礦層中還有多層礦（化）體分布，進一步工作可望找到新的礦（化）體。
（3）魯春礦區的原礦體儲量計算的最低工業品位指標為：w（Cu）≥0.5%,w（Pb）≥1.55%,w（Zn）≥3.0%，遠高於國家規定標準的最低工業品位指標：w（Cu）≥0.5%,w（Pb）≥0.7%,w（Zn）≥1.0%（礦產工業要求參考手冊，1986），且礦區內有相當數量的工程取樣未揭穿和完全控制礦體，因此魯春礦床的資源潛力仍很大。
（4）魯春礦區中除主要有用組分Zn、Cu、Pb分別能圈出礦體形成礦床規模外，礦體中伴生有相當高的Ag組分。已有分析成果顯示，單工程取樣的礦石中含Ag為2.7～990.2g/t，平均含Ag為64.6g/t，礦石組合分析含Ag為24.0～157.0g/t，選礦樣中含Ag為47.0g/t，礦石簡項分析平均含Ag為47.75g/t。亦即礦石中伴生Ag品位均大於20.0g/t，平均可達47.0g/t，遠遠高於Zn-Cu-Pb礦床中伴生Ag的最低工業品位2.0g/t。同時對礦化綠泥板岩、硅質岩和礦石中的含Au性進行了分析，伴生Au為0.02～0.06g/t，亦達到Zn-Cu-Pb礦床中伴生Au的最低工業品位0.02g/t（礦產工業要求參考手冊，1986）。魯春礦區中伴生元素Au、Ag均可回收利用，從而提高礦床中有用組分的綜合利用價值。
9. 水文地質評價
4.2.1地下水系統劃分及其特徵
在東營市轄區地表下數百米以內到處分布有多層系統結構的粉砂、淤泥和粘土，除土壤水帶以外，地下水充填在多層系統沉積物的孔隙中，地下水在砂層中的運移要相對比在淤泥和粘土中運移通暢得多，高滲透性層稱為含水層，反之稱為隔水層。轄區內地下淺部數百米的地質特徵變化不大，相反地下水的鹽化程度和地下水的起源卻變化很大，因而這種特徵被用來作為概化地下水系統的標准（圖4-2，圖4-3，圖4-4）。
總體上，地下水可以劃分為以下系統：①小清河南淺層地下淡水；②三角洲沿黃河地帶淺層地下淡水；③中深層地下淡水；④深層地下淡水；⑤淺層地下鹵水；⑥深層地下鹵水；⑦地下微鹹水和鹹水（圖4-5）。
小清河南地下淡水系統位干東營市轄區南部山前平原，其餘地下水系統均位於三角洲地區，且在淺部分布多為微鹹水和鹹水，各系統特徵論述如下：
1.小清河南淺層地下淡水
沖洪積扇平原水文地質區，分布於石村—顏徐—稻庄—西劉橋一線以南以西地區（基本以小清河為界），面積460km2，主要為淡水，僅北部有少量微鹹水和鹹水分布。淺層地下水含水介質主要為全新統和中更新統沖積洪積物，屬沖洪積扇型賦存模式，具有較典型的沖洪積扇型水文地質特徵。在一般情況下，40～50m左右深度內，無穩定的隔水層存在，形成潛水和微承壓水。60m以下，往往具有幾十米厚的粘性土隔水層，與中深層孔隙承壓水水力聯系較微弱。
2.三角洲沿黃河地帶淺層地下淡水
三角洲沖海積物主要呈近於水平層狀分布，全新世之前的沉積環境為淺海環境，然而淺部卻是以強烈的沖積作用為主。由泛濫平原和決口扇形地組成的現今黃河河床帶和古河床帶導致了岩相的突變。形成了相對高滲透性的淺部砂體，河水的不斷滲入形成了一些淺層地下淡水透鏡體，它們漂浮在微鹹水或鹹水體之上，隨著時間的推移，這些淡水透鏡體的體積可能會增大或縮小，甚至消失。
3.中深層地下淡水
中深層地下淡水系統系指，含水層頂板埋深大於60m，底板埋深180～370m。孔隙承壓淡水分布於官莊—陳橋—王屋—廣北農場一線以南，含水介質為中更新統和下更新統沖洪積物。在古村—廣饒—稻庄以南為全淡結構。該線以北為上咸下淡結構。小清河一帶上部鹹水底界埋深120m左右，向北逐漸加深。
圖4-2水文地質條件示意圖
圖4-3淺層水文地質剖面示意圖
圖4-4深層水文地質剖面示意圖
中深層承壓淡水含水層岩性，南部以粉細砂、細砂為主，局部有中粗砂，含水層厚40～50m，單井出水量一般大於1000m3/d。向北含水層顆粒由粗變細，含水層厚度由大變小。北部含水層岩性以粉細砂為主，含水層厚10～30m，單井出水量500～1000m3/d（局部地區單井出水量小於500m3/d）。
4.深層地下淡水
深層孔隙裂隙承壓水含水岩組含水層頂板埋深大於180～370m。含水介質為上新統明化鎮組上段碎屑岩類。孔隙裂隙承壓淡水分布於前劉—郝家—史口鎮—勝利電廠—廣利聯合站一線以南，該線以北在目前勘探深度（600m）內無承壓淡水。承壓淡水含水層岩性以中砂、中細砂及粉細砂為主，呈固結及半固結狀態，由南向北顆粒逐漸變細。南部砂層累計厚40～50m，單井出水量一般大於1000m3/d。北部支脈河以北砂層累計厚度小於30m，單井出水量一般小於500m3/d。深層孔隙裂隙承壓水與中深層孔隙承壓水之間有厚達30餘米的連續性較好的粉質粘土、粘土隔水層，二者之間水力聯系微弱。
5.淺層地下鹵水
沿渤海1855年以前的海岸線展布，賦存於第四系更新統海積沖積和海積地層中的地下水，其礦化度（TDS）高於50g/dm3，形成了淺層地下鹵水帶。鹵水是由埋藏海水蒸發濃縮而成，呈帶狀分布，寬度10～20km不等。東營市內面積為432km2，包括廣饒縣東北部、東營區東南部的一部分。一般埋藏於10～40m深的粉砂層中，厚3～10m，最厚30m，形成於8萬～10萬年前。在鹵水層之間，一般有弱隔水層，局部略具承壓性。淺層鹵水儲量豐實，易采，單井產量大，最大可達250m3/d，礦化度40～80g/dm3，最高116g/dm3，水化學類型為Cl-Na水，是東營市鹵水的主要開采區。據測算，東營市淺層鹵水儲量9.6×108m3。
6.深層地下鹵水
深層鹵水是古鹵水與鹽岩或石油地質構造有關的封閉型高礦化鹵水，屬原生鹵水。主要賦存在東營市東營凹陷深部2500～3000m處，以東營西城為中心，面積為700km2的第三系中。而且在鹵水下部3000～4000m處，面積為600km2，還埋藏有豐富質純的膏鹽、岩鹽礦層，為鹽鹵開發利用提供了豐富的資源條件。分布范圍東起辛鎮，北至勝利村，南至六戶—現河—郝家一線，西到利津窪子。該區18口井鑽遇岩鹽層，其中8口井己穿岩鹽層，埋深3000～4000m，平均厚度440m以上，最厚達1000m余。而在岩鹽層上部，普遍存在高濃度鹵水。據60口井統計，鹵水單層厚度一般在4m以上，有的厚達30m。坨深1井、東風10井等自噴出的鹵水總礦化度200g/dm3左右，深層鹵水的形成與地質構造條件、古地理環境、古水文地質條件有關。估算深層鹵水儲量達35×108m3。東營深層鹵水除含豐富的氯化鈉外，更重要的是含有較高的碘、溴、鋰、鉀、銫、硼、銣等微量元素。尤其是碘、溴、鋰、鈣工業品位已達到國家單獨開采和綜合利用的標准。
圖4-5地下水系統劃分剖面示意圖
7.地下微鹹水和鹹水
除全淡水區外，其他地區均有厚薄不等的微鹹水和鹹水分布，是黃河三角洲地區含水量最大的水體，含水層厚度自南向北增厚，到廣饒縣卧佛庄—丁屋—廣北農場一線以北在200m以淺已無地下淡水分布，微鹹水與鹹水連為一體，整個鹹水體呈一楔形插入南部淡水體中，而最終尖滅於全淡水區。礦化度20～40g/dm3，為氯化物硫酸鹽型水。在淡水與鹹水之間，由於上游淡水體的補給和混合作用，存在著微鹹水。總之，微鹹水和鹹水分布面積及體積巨大，漂浮在其上的地下淡水透鏡體不可比擬。
4.2.2地下淡水（微鹹水）補給、徑流、排泄條件及動態特徵
1.淺層淡水（微鹹水）補給、徑流、排泄條件及動態特徵
小清河南淺層地下淡水系統，主要接受大氣降水入滲補給、河渠側滲補給和田間灌溉回歸水的補給為主，還有區外從南向北的地下水側向徑流補給。補給量的大小，受控於降水量、降水強度、地下水埋深以及包氣帶岩性、地形、地貌等因素。淺層地下水主要從南向北徑流，人工開采是主要排泄方式。在廣饒南部井灌區由於目前淺層地下水大量開采形成了大面積區域下降漏斗。根據地下水0m等水位線，1997年漏斗面積為321km2。由於地下水力坡度加大，水位埋深增加，不但改變了淺層地下水天然流場，而且使淺層地下水垂向補給，大部分消耗在包氣帶地層中，減少了淺層地下水垂向補給量。同時，又是造成鹹水向南入侵的一個重要因素。沖洪積扇水文地質區，在石村—稻庄一線以北的淺層微鹹水區，水位埋深一般在2～5m，地下水以垂直運動為主。排泄方式主要為蒸發。地下水動態與當地氣象、水文密切相關，屬氣象—蒸發型。石村—稻庄一線以南的淺層淡水區，因大量超采，目前已形成區域下降漏斗，漏斗中心水位埋深30.25m，地下水由四周向漏斗中心水平徑流運動。主要接受大氣降水和周邊徑流補給。地下水動態為氣象—開采型。動態特徵主要受降水和人工開采量控制。年內，地下水動態變化的一般特徵是4～6月為地下水位下降期。由於春灌和降水少以及枯水期的農業大量開采，地下水位大幅下降。7～9月降水多，農業開采減少，地下水位回升，8月或9月出現一個小峰值。10～12月，降水少，小麥冬灌，水位波狀下降。1～3月較長時間無農業開采，地下水位上升。2月或3月地下水位達到年內最高值。
小清河以北，古黃河三角洲和近代黃河三角洲區，淺層孔隙潛水僅部分地區分布有淺層淡水和微鹹水。淺層淡水和微鹹水主要以大氣降水、黃河側滲補給、渠系入滲補給為主。根據同位素地下水年齡鑒定，大氣降水的補給主要是近40年的大氣降水補給為主。地下水的徑流，總的來說，以現代黃河河床為地下分水嶺，向黃河兩側方向及黃河下遊方向呈扇狀徑流。在近代黃河三角洲亞區，主要沿古河道帶和故道帶向北徑流。蒸發是地下水的主要排泄方式，有部分人工開采。淺層淡水和微鹹水以垂向運動為主。地下水動態主要受大氣降水、地表水、渠系入滲的影響。其動態特徵與氣象、水文等因素有關。地下水動態特徵主要為氣象—蒸發型。一般年內變化分幾個階段，每年3～4月春灌開始，地下水位開始升高，出現一個小峰值。5～6月，為枯水期，水位下降，6月底達到最低值。7～9月為豐水期，水位上升，8月水位達到最高值。10月至次年2月為調整期。
2.中深層地下淡水補給、徑流、排泄條件
在支脈河以南地區，中深層孔隙承壓淡水主要接受山前沖洪積扇由南向北的側向徑流補給。由於中深層承壓水含水層間均具有較穩定較連續且厚度較大的粘性土隔水層，因此含水層間水力聯系微弱，越流補給量較小。人工開采是主要的排泄方式。目前中深層孔隙承壓水已形成廣饒—石村為中心的一個南北向下降漏斗，根據-14m等水位線，1996年中深層水漏斗面積255km2。形成漏斗東西兩側中深層孔隙承壓水向漏斗中心方向徑流、補給。
中深層孔隙承壓淡水主要受區外側向徑流補給，以水平運動為主，徑流滯緩，其動態特徵與當地氣象水文條件等季節性變化無關，主要與開采區的開采強度有關。地下水動態特徵屬徑流—開采型。
支脈河以南地區中深層承壓水因人工大量開采，區內形成以廣饒縣城—石村為中心的南北向區域下降漏斗，改變了地下水天然流場，形成了漏斗周邊向漏斗中心補給。地下水以水平徑流運動為主。地下水動態特徵，年內高水位出現在3月，5～6月水位最低，7～9月水位又逐漸抬升。地下水位總體是下降趨勢。
3.深層地下淡水補給、徑流、排泄條件
深層地下淡水主要接受山前沖洪積扇平原側向徑流補給。由南向北徑流。人工開采是主要排泄方式。深層孔隙裂隙承壓淡水補給條件差，水平徑流滯緩，水交替作用微弱。牛庄地區，按-25m等水位線，1996年深層水降落漏斗面積為233km2。草橋地區，按-20m等水位線，1996年深層水降落漏斗面積為121km2。形成漏斗周邊向中心的徑流補給。深層孔隙裂隙承壓淡水的運動主要以水平運動為主。受人工開采強度控制。其地下水動態特徵為徑流—開采型。
目前已形成以草橋、牛庄為中心的區域下降漏斗，形成漏斗周邊向漏斗中心的補給，人工開采是主要的排泄方式。地下水動態主要受人工開采強度控制，年內2月份水位最高，5～6月水位最低，多年呈下降趨勢。
4.2.3水資源開發利用現狀、未來需水量及可供水量分析
1.水資源開發利用現狀
全市年均供水量（1991～1996年）141243×104m3，其中地表水131036×104m3，佔92.8%；地下水10207×104m3，佔7.2%。地表水供水量主要是黃河引、提水工程供水量，但引水時間與引水量大小與黃河季節來水量及當地降雨量密切相關，一般相機而供，多水多供，少水少供。1991～1996年東營市年均引黃河水量129822×104m3，佔全市年均供水量的92%，佔地表水年均供水量的99%。如表4-3。
表4-3東營市1991～1996年實際供水量統計表單位：104m3/a
註：各縣、區的供水量均含油田。
地下水供水受降雨量影響較大，降雨量大則農業開采量小，反之則開采量大。1991～1996年淺層地下水年均供水量8048×104m3，約佔地下水供水量的78.8%。中深層地下水年均供水量2159×104m3，佔地下水供水量的21.2%。東營市地下水年均超采2500×104m3。
按用途分，工業用水17918.6×104m3/a，佔12.7%，城鎮生活用水2962.9×104m3/a，佔2.1%，農業用水99632.2×104m3/a，佔70.5%，畜、牧、漁業用水3104×104m3/a，佔2.2%，農村生活用水4645.0×104m3/a，佔3.3%，其他用水12980.3×104m3/a，佔9.2%。
2.未來需水量
預測的需水量涉及對工農業發展的估計和用水定額等未定因素。東營市水利局按工業、農業灌溉、林牧副魚、城鎮和農村居民生活用水，對黃河三角洲地區需水量進行了預測分析，劃分高低兩個方案。如表4-4。
表4-4黃河三角洲地區需水量預測表單位：104m3
3.可供水量分析
東營市可供水源包括當地地表水、黃河客水和地下淡水、微鹹水。由於區內地表水受污染嚴重，水質較差，可利用量很小，近期不作為可利用量考慮。黃河客水可供水量分析考慮引黃時有4個限制條件：①汛期黃河來水量大於5000m3/s不能引。②含砂量大於30kg/m3不能引。③冰凌期引水天數按70%計。④由於渠道的限制，實際引水量較設計引水量小，僅為270m3/s，即為設計值的60%。以此推求黃河水資源可供水量（見表4-5）。
表4-5現狀工程條件下水資源可供水量表單位：104m3
根據東營市需水量預測和可供水量的計算及分析結果，分別按不同保證率時的高、低方案進行水資源供需平衡分析，2000年在保證率為95%時，高方案缺水88597萬m3/a，低方案及75%、50%保證率時均不缺水；2010年在保證率為95%時，高方案缺水293782萬m3/a，低方案缺水102025萬m3/a；在保證率為75%時，高方案缺水134134萬m3/a，低方案及50%保證率時均不缺水。
10. 工程地質評價
1、工程場地的穩定性與適宜性；
2、工程地質、水文地質條件；
3、預測工程對既有建築的影響，工程建設產生的地質環境變化，以及地質環境變化對工程的影響；
4、提出各類建築物工程措施建議意見；
5、預測施工、運營過程中可能出現的工程地質問題，並提出相應的防治措施和合理的施工方法。