济阳工程地质
⑴ 济阳坳陷的形成及构造演化特征
济阳坳陷属于渤海湾盆地的一部分，而渤海湾盆地位于华北板块，所以盆地的形成和演化与该板块密切相关；同时济阳坳陷的东部是郯庐深大断裂，郯庐断裂本身又是多期变化、极不稳定的深大断裂，所以，郯庐断裂对济阳坳陷的形成也起着至关重要的影响。
前人的研究成果表明，古生代华北板块总体上以升降运动为主，但由于两缘的多期构造演化，其开合作用造成了华北内部地壳较弱的挤压变形；中生代是济阳坳陷的裂前拱起挤压变形初始断陷阶段，受郯庐断裂的影响较大。这时，济阳坳陷已初具雏形，呈现出“此起彼伏”的块状构造格局，并伴随有中基性火山活动；新生代，由于本区所属的渤海湾盆地进入断裂拉张阶段，所以济阳坳陷进入强烈发育期，形成坳陷内三级构造单元；但是，仅仅拉张运动不足以形成当今凹陷与隆起相间的局面。在板块运动形成了盆地大体框架后，经过地幔波状运动的内部改造才形成了济阳坳陷北断南超的箕状结构[25,26]。
图1-2 济阳坳陷构造格局示意图
济阳坳陷有四排凸起和三排凹陷组成。四排凸起自西北而东南依次为：呈子口凸起－庆云凸起，义和庄凸起－无棣凸起－宁津凸起，陈家庄凸起－滨县凸起，青城凸起－广饶凸起；凸起之间三排凹陷自西北而东南依次为：车镇凹陷，沾化凹陷－惠民凹陷，东营凹陷。
济阳坳陷的形成及构造演化特征经历了前中生代地台基底形成阶段、中生代裂谷演化阶段和新生代断陷—坳陷演化阶段。
印支旋回期间，研究区及周围地区隆起抬升，缺失三叠系沉积。受挤压作用影响产生的北西向宽缓褶皱代表了该时期主要的构造面貌，但局部地区发生了强烈的构造变形（如埕北30潜山、桩西潜山）。印支运动后，研究区进入新的地质发展阶段。燕山运动强烈地改造古构造面貌，并奠定了今构造格局的基础。
燕山运动早期（J1+2），区域上仍然大面积隆起，在宽缓向斜部位沉积了含煤地层。燕山运动晚期（J3—K1），块断活动强烈，形成受断裂控制的中基性火山岩－碎屑岩建造。燕山运动末期，研究区内及周围地区遭受挤压并隆起，上白垩统分布局限，为红色碎屑岩组成。燕山运动末期的挤压作用形成了北北西向的压性构造。
在经历了晚白垩世—古新世的夷平后，研究区进入新的裂谷发育阶段，标志着新生代裂谷旋回的开始。
新生代地质发育在横向上表现出两方面的特点。其一，沙三段早期及其以前北西向断裂活动强烈，控制了沉积（沉降）中心的展布方向为北西向，沙三段后期，断裂活动及区内构造方向逐渐转为北东向。其二，从研究区南部边缘至北部盆地中心部位（渤中凹陷），构造活动及其控制的区域沉积中心在不同时期有规律的变迁。中生代末期，埕北断层、埕东断层等开始强烈活动，基底断层控制的断陷湖盆相继产生并迅速发育。根据断陷湖盆发展演化的不同特点和区域性的不整合接触关系，可分为三个发育期。
裂谷－初陷期（Ek-Es4早期）属于裂陷活动的初始期，形成的湖盆范围小，水体浅，分隔性强。
裂谷－深陷期（Es4晚期－Es2早期）为裂陷活动的鼎励期。基底断层强烈活动，各断陷基底沉降快，湖水深，湖体面积不断扩大。除潍北凹陷外，研究区各凹陷继承性发育。
裂谷－萎缩期（Es2晚期－Ed)构造活动减弱，水体变浅，湖盆逐渐萎缩。末期的东营运动再次出现断裂活动高峰。大量次级断层产生，使区内构造面貌进一步复杂化。
东营运动之后，研究区进入以整体沉降为特点的坳陷阶段。该时期断层活动微抬头，河流相沉积物覆盖了区内凹陷及凸起，区域沉积（降）中心位于渤中凹陷。
⑵ 区域环境工程地质评价
4.3.1区域稳定性分析
黄河三角洲是在基底构造甚为破碎、济阳凹陷的一个次级负向构造单元上发育形成的。由于区内东北部位于北西向的燕山——渤海地震带及北东向的沂沫断裂地震带的交汇部位，因而与新构造运动有关的构造地震异常活跃。据山东省地震局1985年10月布设的东营—垦利、陈家庄—河口的现代形变及牛庄—新刁口的两次a径迹测量结果，埕子口断裂、孤北断裂、陈南断裂、胜北断裂和东营断裂的现代活动都有显示，说明区内的区域稳定性较差。区内新生代以来的断裂活动表现为具有继承性脉动活动的特点。尤其是5号桩，桩西至海港一带位于上述两条活动断裂地震带的交汇复合部位，新生代以来断陷幅度最大，历史上曾发生过3次7～7.5级地震，区域稳定性差。根据以上的地震预测，影响烈度一般都在Ⅶ度以上，5号桩一带为Ⅷ度。根据我国建筑规范规定，一切建筑物都应设防加固，以保安全。
区内饱和砂土、饱和粉土具有液化的宏观条件。在历史地震发生时，曾有喷水冒砂、地面裂缝等现象发生。其液化程度受以下因素影响：土的颗粒特征、密度、渗透性、结构、压密状态、上覆土层、地下水位埋深、排水条件、应力历史、地震强度和地震持续时间等。
由于黄河三角洲地质体物质组成主要是粉砂，且孔隙度较高，加之形成期堆积速率快，造成地质体中含水量高。随着时间推移，在上覆沉积物挤压下，孔隙中水逐渐被挤压，造成地质体压缩，导致地面下沉。根据1988年在黄河海港地区实测，该地区压实下沉速率可达6cm/a，因此由于地面下沉所引起的海面相对上升则更加剧了海岸侵蚀。
另外，近几十年来的人为活动加剧了本区地面沉降的发展，如：建筑地基承载力不足引起的土体压缩，地下水、石油、卤水的开采所引起的含水层、储油层压缩等。
由此可见，黄河三角洲地区环境工程地质问题颇多，本节将对直接影响东营市经济发展和规划的地表下25m土体工程地质类型及其物理力学性质、工程地质性质的区域性变化等进行深入研究。
4.3.2土体的工程地质分类及工程地质特征
区内小清河以北为黄河三角洲平原，小清河以南多为山前冲洪积平原，基岩埋深在数百米以下，表层均为第四系松散沉积物，鉴于一般工业与民用建筑物地基持力层一般均在15m以上，一般中高层建筑物持力层一般在25m以上的特点，下面仅以0～25m的土体为对象，进行分析和研究（图4-6）。
图4-6地表土体类型示意图
1.土体的岩性与结构特征
（1）土体岩性分类
区内0～25m深度内的地层多为第四系全新统地层，其沉积环境受黄河和海洋交互或共同影响，形成了以细颗粒为主的地层。所表现出的岩性以粉土最为广泛，其次为粉质粘土、粉砂、粘土，局部有细砂，其主要岩性特征见表4-6。
表4-6黄河三角洲0～25m地层岩性分类及主要特征表
（2）土体结构特点
区内土体结构无单层结构，多为多层结构，（多层结构是指一定深度内由3层或3层以上的地层构成），这也是区内的沉积环境所决定的，该区濒临渤海，是河流的最下游段，河道游荡较频繁，古地貌特点反复变化，携带泥、砂的水动力特点也随之变化，因此，区内一般无巨厚的单层岩性沉积。
2.土体工程地质特征
（1）山前冲洪积平原区土体工程地质特征该区地面下25m的沉积物为第四系全新统冲积、洪积（
（2）古黄河三角洲区土体工程地质特征该区地面下25m的沉积物为第四系全新统冲积、海积、湖沼相沉积（
（3）现代黄河三角洲平原区土体工程地质特征
该区地面下25m的沉积物为第四系全新统冲积海积物（
3.地表下0～25m土体物理力学指标的变化规律
（1）古黄河三角洲区的物理力学性质总体上好于现代黄河三角洲，这正是由于现代黄河三角洲的成陆时间晚于古黄河三角洲，其自重固结的程度差于前者。
（2）无论是古黄河三角洲区还是现代黄河三角洲区各类岩性土层的物理力学指标显示出一个较明显的规律，即从地表向下随深度的增加土层的物理力学指标以较好—较差—好发生变化。一般较差的深度段在5～10m和10～15m。这一变化规律也与区内的沉积环境相吻合，力学指标较差的深度段为1855年黄河改道以前沉积的冲湖积、冲海积相为主的地层。
4.3.3天然地基承载力、饱和砂土液化及软土与盐渍土
1.天然地基承载力
黄河三角洲地区基土承载力在不同位置、不同层位均有较大变化，从小于80kPa到大于300kPa。天然地基承载力指自地表算起的第一层或第二层基土（当第一层厚度小于3m，且第二层基土承载力高于第一层时，取第二层承载力数据）的承载力。区内天然地基承载力可分为4个等级（表4-7），其分布与变化规律与地貌单元有较密切的相关关系（图4-7）。
（1）承载力低区（fk＜80kPa）的分布
① 呈条带状分布于现代黄河三角洲工程地质区内。如利津县虎滩乡西南—河口区义和镇南部、河口东南孤河水库—渤海农场总场北以及现代黄河入海口北侧等地，以上各地带多为1855年以后成陆，且位于滨海低地或洼地内，排水条件差，自重固结程度低。
表4-7天然地基承载力分区特征表
② 呈小片状分布于古黄河三角洲平原区。如东营区胜利乡南部，利津县王庄乡南部等。
（2）承载力较低区（80≤fk＜100kPa）的分布
① 沿海岸线分布，宽度不一。
② 沿黄河泛流主流带边缘、前缘和洼地展布。如利津县大赵乡—虎滩—罗镇—河口区一带、集贤乡—渤海农场总场、孤北水库北部、利津前刘乡—东营区西城，以及东营区龙居乡—西范乡一带。
（3）承载力中等区（100≤fk＜120kPa）的分布
① 分布于决口扇的顶部及缓平坡地区。如利津县南宋—北宋—明集，东营区龙居乡—油郭乡—六户镇—广饶县丁庄乡以及胜坨乡—高盖乡等地。
② 分布于现代黄河三角洲顶点附近。如宁海乡—汀河乡、宁海乡—傅窝乡一带。
③ 分布于现代黄河三角洲北部、东部。如河口区新户—刁口乡、孤东水库—五号桩、垦利县建林乡—孤东水库、建林—西宋乡。
（4）承载力较高区（fk＞120kPa）的分布
① 分布于古黄河三角洲的南部。如牛庄—陈官—小清河一带。
② 分布于小清河以南的山前冲洪积平原区。
③ 零星分布于近代黄河三角洲平原区的地势较高处。
2.饱和砂土液化
砂土液化是指处于地下水位以下松散的饱和砂土，受到震动时有变得更紧密的趋势。但饱和砂土的孔隙全部为水充填，因此，这种趋于紧密的作用将导致孔隙水压力骤然上升，而在地震过程的短暂时间内，骤然上升的孔隙水压力来不及消散，这就使原来由砂粒通过其接触点所传递的压力（有效压力）减少，当有效压力完全消失时，砂层会完全丧失抗剪强度和承载能力，变得像液体一样的状态，即通常所说有砂土液化现象。
区内的饱和砂土、饱和粉土具有液化的宏观条件，在历史地震发生时，曾有喷水冒砂、地面裂缝等现象发生。其液化程度受以下因素影响：土的颗粒特征、密度、渗透性、结构、压密状态、上覆土层、地下水位埋深、排水条件、应力历史、地震强度和地震持续时间等。
液化判别就是根据土的物理力学性质及其他工程地质条件，对土层在地震过程中发生液化的可能性的判别。国家标准《建筑基础抗震设计规范》（GBJ11-89）中规定了饱和砂土、饱和粉土的液化判别方法，在对区内饱和砂土、饱和粉土的液化判别时，即依照了前述规范提供的方法，在液化势宏观判定的基础上，采用了原位测试资料——标准贯入试验进行了液化临界值和液化指数的计算。根据液化指数对地基液化等级的划分见表4-8。区内液化砂土的分布规律见图4-8。
（1）严重液化区
① 分布于现代黄河三角洲顶点，向北向东呈扇形展布的黄河泛流主流带的中上游部位，主要在陈庄镇—六合乡、虎滩乡—义和镇一带。
图4-7天然地基承载力分区示意图
表4-8地基液化等级表
② 零星分布于废弃河道带和决口扇，如下述地带：东营区永安乡—广北水库一线，呈条带状分布，为废弃河道带；利津县店子乡—前刘乡，呈片状分布，为决口扇的中部；东营区史口乡附近、东营区六户镇西侧、河口区新户乡东北等地。
该区内的饱和粉土、饱和粉砂颗粒均匀，粘粒含量低，沉积厚度较大，形成年代新，固结程度差，因此是最易发生液化的地区。
（2）中等液化区
① 分布于较大的决口扇及决口扇前缘坡地地带，利津县城东—明集乡—大赵乡、东营区胜利乡—董集乡—油郭乡一带。
② 分布于黄河泛流主流带或其边缘地带。宁海乡—垦利县城；陈庄镇—傅窝乡；渤海农场总场东—建林乡—新安乡；义和水库南—河口区。
③ 在滨海低地带内有零星片状分布，五号桩及以东地区；刁口码头东北—孤北水库北部；新户乡以西及以北的近海地带。该区一般位于严重液化区的外围及决口扇顶部位或零星分布于小规模的黄河主流带，饱和粉土、粉砂的粘粒含量较低，固结程度较差，因此是较易发生液化的地区。
（3）轻微液化区
① 分布于古黄河三角洲泛滥平原及决口扇边缘，如下述地带：利津县南宋乡—北宋乡；东营区龙居乡—广饶县陈官乡—丁庄乡。
② 分布于现代黄河三角洲的非黄河泛流主流带区，如下述地带：利津县王庄乡—垦利县胜坨乡；利津县集贤乡—垦利县城东部；河口区太平乡—义和水库。
该区粉土、粉砂的沉积厚度较小，粘粒含量较高，因此液化程度较轻。
（4）非液化区
① 分布于工作区小清河以南的山前冲洪积平原，该区地下水位埋藏深，水位以下的饱和粉土，粉砂密实程度较好，因此不易液化。
② 分布于沿海地带的滨海低地，该区除河口相沉积外，地层粘粒含量较高或以粘性土为主，因此不易液化。
3.软土与盐渍土
（1）软土
软土一般是指天然含水量高、压缩性大、承载力低的一种软塑到流塑状态的粘性土。如淤泥、淤泥质土以及其他高压缩性饱和粘性土、粉土等。黄河三角洲地区地处渤海之滨，具有软土的沉积环境，钻探资料亦证明，区内呈片状分布着软土。
① 软土的划分标准
本次划分软土时采用如下方法：当满足下列条件之一时，并且厚度大于0.50m，将其确定为软土：承载力标准值fk＜80kPa；标贯锤击数N63.5≤2；静力触探锥头阻力qc＜0.5MPa；流塑状态。
② 软土的空间分布
软土主要分布于区内的东北部滨海地带、河口—刁口码头一带。利津县罗镇—黄河故道西、垦利县下镇乡东部，另外在利津县明集乡—广南水库一线呈不连续片状、碟状分布。
③ 软土的成因及主要物理力学性质
区内的软土具有两种成因：①烂泥湾相沉积：在历次河口的两侧，沉积的以细粒成分为主的土层，一直处于饱和状态，排水固结过程进展缓慢，所以土的力学性质很差。颜色以灰褐色为主，流塑态，土质细腻，岩性以粉质粘土为主，夹粉土和粘土薄层。②滨海湖沼相沉积：颜色以灰—灰黑色为主，有机质含量较高，具腥臭味，为淤泥或淤泥质土。
图4-8地基砂土液化分区示意图
表4-9软土的主要物理力学指标统计表
从表4-9中可以看出：区内软土具有含水量高、孔隙比大、压缩性高、承载力低的特点，在荷载作用下变形较大，对建筑物极为不利。因此，在工程建设规划时，应尽量避开有软土分布的地区。在无法避开软土的建筑物，应对区内的软土有足够的重视，采取一定的处理措施，对于一般工业民用建筑可采取粉喷桩法进行处理，对于高层重型建筑物应采取深基础，如沉管灌注桩等，以避开软土的不利影响（图4-9）。
（2）盐渍土
当土中的易溶盐含量大于0.5%，且具有吸湿、松胀等特性的土称为盐渍土。区内的盐渍土为滨海盐渍土，按含盐性质则大部分属氯盐渍土，局部为硫酸盐渍土，盐渍土按含盐量可分为弱盐渍土（0.5%～1%），中盐渍土（1%～5%）、强盐渍土（5%～8%）和超盐渍土（>8%），区内的盐渍土主要为弱盐渍土，局部地段有中盐渍土（见图4-10）。
4.3.4工程地基适宜性评价
工程建筑地基适宜性受多种因素的影响，为达到评价结果清晰简洁、合理反映出区内建筑适宜性等级的目的，选用了专家聚类法（亦称总分法）进行评价。评价过程为：首先拟定评价因子，对各评价因子量化、分级并给定各级别的标准分，其次用傅勒三角形法确定各评价因子的权重，然后计算各勘测点单项因子分值和总分值，再按各点的总分值进行分区。最终的评价结果见表4-10、4-11、4-12、4-13。
图4-9软土分布示意图
图4-10盐碱土分布示意图
表4-10一般工业与民用建筑地基适宜性评价方案（评价深度10m）
① 沉降因子
② DⅠ——山前冲洪积平原；DⅡ——古黄河三角洲平原；DⅢ——现代黄河三角洲平原。
表4-11一般工业与民用建筑地基适宜性评价分区说明表
表4-12高层重型建筑物地基适宜性评价方案（评价深度25～30m）
表4-13高层重型建筑物地基适宜性评价分区说明表
一般建筑、高层建筑物地基适应性评价分区见图4-11、4-12。
图4-11一般建筑物地基适宜性评价分区示意图
图4-12高层建筑物地基适宜性评价分区示意图
⑶ 济阳坳陷
1.构造作用控制下的油气聚集带类型
济阳断陷盆地强烈的块断运动造就了其正负相间的构造格局以及更次一级的正负构造单元,这种构造格局不仅控制了沉积体系的发育,而且形成了在沉积构造格架控制下的不同类型的油气聚集带(图4-10)。
图4-10 济阳断陷盆地油气聚集带模式图
(1)陡坡带油气聚集带
陡坡油气聚集带发育在控凹断层下降盘,由1~2条主干断层及其所控制的构造圈闭和一系列次级断层及其控制的更次级构造共同组成。断层上陡下缓且具同沉积特征,下降盘有滚动背斜构造和断裂鼻状构造,是油气富集构造带之一。
强烈的断裂活动与同沉积作用使该带的圈闭组合与众不同,尤以多层系的断块圈闭和滚动背斜圈闭为多见,主断层分阶,产生了断块,经后期风化剥蚀成为残丘山,这些不规则残丘山油藏也是陡坡带的一种重要油气藏类型。另外,该带广泛发育的各种砂砾岩体,更是一种特殊又很重要的圈闭类型。
陡坡带具有坡度陡、近物源、古地形起伏变化大、构造活动强等特点,不同时期发育的浊流沿陡坡上的沟谷进入洼陷呈扇状堆积。因此,陡坡带与砂岩岩性油气藏有关的储集层主要是各种成因的砂砾岩扇体。该陡坡带共有4种油气藏类型,且呈规律性组合分布,构成陡坡带特殊的油藏组合序列模式:在湖盆深水部位,主要发育了与扇体有关的岩性油气藏;在陡坡带中部的断阶上主要发育与扇体有关的构造-岩性油气藏;湖盆边缘则主要发育与扇体有关的地层超覆不整合油气藏;凸起带则易形成潜山油气藏和新近系构造油气藏。
(2)缓坡带油气聚集带
缓坡含油气构造带的走向和形态受控于古地形和走向盆倾断层。其下倾端通过盆倾断层与深陷带相连,翘起端则以古近纪凸起为界。缓坡构造带外接凸起,内邻洼陷,地层坡度小,构造变动持续缓慢,地层超覆、剥蚀、不整合现象频繁,有利于油气侧向运移。由于构造带宽,其演化及沉积横向上存在不均衡性。从洼陷向凸起方向可进一步划分出内带、中带、外带。外带紧邻凸起,发育众多大型缓坡冲积扇,同时存在多个地层不整合和地层尖灭带,是形成大、中型地层或岩性重质油油气藏的主要地区;中带为缓坡带主体,断层较为发育,扇三角洲及低位扇体发育,断层与砂体配合,可形成中小型岩性-断块油藏;内带近邻洼陷沉积中心或沉降中心,是典型的盆倾断层发育带,相当于坡带下部,该带广泛发育扇三角洲、低位扇等沉积体系,尤其是在湖盆深陷期发育的缓坡浊积扇是寻找中等规模岩性-构造油气藏的有利场所。
缓坡带多种类型的油气藏有其特定的分布规律,平面上鼻状构造背景控制油气富集区的形成。每个油气富集区带都有其主力油气藏与其他类型的油气藏叠合连片,形成斜坡复式油气聚集带。在斜坡边缘以稠油、超覆、不整合油气藏为主,斜坡中部以断块及潜山油气藏为主,斜坡近洼陷部位则以浊积砂体、断鼻油气藏为主。
(3)洼陷油气聚集带
洼陷是盆地的沉积中心,是断陷盆地唯一的负向构造带,多位于深湖相沉积区,是盆地的油源中心。受相邻的陡坡带、缓坡带及轴向水流的影响,洼陷储集层以三角洲和扇三角洲前缘砂体、浊积砂体为主,可形成岩性相对较细的原生砂岩岩性油气藏。
洼陷中岩性油藏规模的大小与洼陷大小有直接关系,大洼陷发育大砂体形成大油藏,小洼陷发育小砂体形成小油藏;另一方面,三角洲的规模、加积作用的方式、古地形对浊积砂体的发育程度和展布也有重要影响,如东营三角洲前缘的滑塌浊积体,在牛庄地区数量多、个体小,多随机分布,这是因为牛庄洼陷是一个开阔的向斜区,洼陷带地势平缓,滑塌砂体多分散成薄层状;而东辛地区在三角洲发育时期因中央背斜带雏形的影响,洼陷较为狭窄,坡度较大,多期浊流活动叠加,形成的滑塌浊积体数量少、个体大。在时空上,滑塌浊积体互不连通,但常常叠合连片分布,叠合含油面积大,累计储量多,可形成岩性油藏富集带。
(4)中央背斜油气聚集带
受单断湖盆主体的差异升降沿主断面深部产生的上拱力和盆地裂陷、扩展、沉积压实的不均衡等在盆地中央产生的挤压力的影响,开阔湖盆多发育“凹中隆”——中央背斜带。其走向平行于盆地走向,构造位置靠近陡坡带,是陆相断陷盆地油气最富集的构造带之一。
因Es4-Es3巨厚的大面积塑性层发育,东营凹陷既成的中央背斜带上又叠加了多个拱张背斜,由此产生的断层数量远远超出正常的中央构造带。该带的圈闭组合Es2上-Ed以小滚动背斜、小断层体圈闭为主;Es3除断块圈闭外,另有三角洲前缘和前三角洲岩性圈闭;Es4及以下地层以大型背斜构造圈闭为主要特征。东营凹陷中央背斜带的演化具有与邻近洼陷同沉积拱升的特点,沿长轴方向是大型三角洲沉积有利地区,三角洲前缘砂体直接覆盖于早期沉积的烃源岩之上或侧向插入两侧生油洼陷之中,形成十分有利的生运储配置,为大中型油气田的形成创造了极为有利的条件。在成藏组合序列模式上,该带总体表现为下部发育小型岩性油藏,上部形成大型构造油藏。中央背斜式油气聚集带是断陷盆地最重要的复式油气聚集带之一。
(5)潜山披覆构造油气聚集带
潜山披覆构造带均与一、二级成山断层有关。经过长期继承性发育,断层上升盘发育古近系或新近系披覆构造。自kE-Es4沉积时期,济阳坳陷各凹陷中心由近NW向NE向转变。自始至终控制凹陷发展的那些中生代产生的NW、NE向断层上升盘便发育了高潜山(古近系凸起)披覆构造,其具有基岩潜山圈闭,上覆披覆构造圈闭和周边地层超覆圈闭组合;另一部分早期断层在新生代逐渐衰退,对后期沉积和构造控制作用不再明显,其所控制的早期继承性披覆构造被后期交叉断层改造,成为一系列继承性鼻状构造,有构造、岩性、地层圈闭组合。
潜山披覆构造带上虽然没有生烃条件,但油气可以沿断层和不整合面运移至此,形成多含油层系、多种油气藏类型、含油气丰富的复式油气聚集带。在不整合面的上、下形成披覆背斜油气藏和潜山油气藏;在边部形成超覆、不整合油气藏和断层遮挡的油气藏;在浅层形成次生浅气藏。该类构造带面积大,埋深中等,储集物性好,易形成大油田,如济阳坳陷埕岛、孤东、孤岛、桩西、广饶等潜山披覆构造带。
2.郯庐断裂系对油气运移的影响
(1)断裂活动控制油气聚散平衡
断裂活动产生的油气聚散平衡导致部分原生油气藏的破坏和次生油气藏的形成,并导致油气纵向运移和断裂两侧发育多种类型的圈闭(图4-11),对以断裂带为背景的复式油气聚集带的形成起到了积极的作用。但是,受构造运动期的控制及断层面两侧对接岩性条件变化的影响,断层面的性质不是一成不变的。同一条断层,在某一发育历史时期断层面开启,作为油气运移的通道;到另一发育历史时期可以封闭而作为圈闭的遮挡条件;或者断层的这一段封闭,而另一段开启。由此,产生了由断裂活动引起的油气聚散平衡,以及同一构造不同层位的油气再分配。
图4-11 垦东油气运移成藏模式
(2)断裂活动造成多层系含油
断陷盆地中,块断运动产生的不同块体或同一块体不同构造部位的压力差是油气运聚的主要动力。由块断运动产生的断裂,则是沟通不同块体或同一块体不同层位烃源岩和圈闭的主要媒介,从而导致油气大规模纵向运移。
由于断层引起的油气垂向运移,使断陷盆地从最古老的太古宇变质岩到最新的第四系都可能聚集油气。主断层两侧及断裂带本身又是多种圈闭集中发育带,易形成多含油层系、多种油气藏类型组成的油气聚集带。
(3)断裂活动对砂岩岩性油藏的控制
同沉积或早期断裂影响湖盆地的古地形,并控制相应层系的地层、砂岩发育。斜坡发育的构造坡折带控制了低位体系域砂体的发育和分布,在构造坡折带下部形成砂体集中发育区和岩性油藏富集带,在构造坡折带上部易形成下切水道砂体,形成不整合地层油藏,如受纯化构造坡折带控制,在梁家楼地区发育了梁家楼水下冲积扇体,形成了储量超3000×104t的梁家楼油田。
3.郯庐断裂系对济阳坳陷生储盖组合的影响
(1)济阳坳陷生储盖组合
根据烃源岩、储集层和盖层的组合关系,济阳坳陷可划分出4大类生储盖组合型式。
自生自储自盖式:指烃源岩、储集层、盖层形成于同一地质时期,分布在相同层位。这种组合方式发育在Es4上-sE3中。该组合中储集层与烃源岩呈交互型侧向接触或呈孤立状被烃源岩包围,烃源岩既提供油气,又起盖层作用。该组合方式极易成藏且一般具有异常高压,没有明显的输导体系和油气二次运移,如胜坨地区坨719、坨76砂砾岩油藏。
下生上储式:储集层位于烃源岩之上,二者通过输导体系(断层、不整合面、砂体)相连,这是济阳坳陷最重要的生储盖匹配关系,如胜坨油田、金家油田等。
上生下储式:上部烃源岩与下伏储集层直接接触,油气通过断层或砂体向下运移,烃源岩既是油源,又是盖层,在古构造背景和断层的作用下形成油藏,如永安镇地区 砂砾岩油藏。
新生古储式:油源为 储集层为前古近系,油气通过输导体系(断层或不整合面)运移。古潜山与烃源岩的接触、配置关系可分为相靠型和披盖型。前者以断层的形式与烃源岩相接触,断层为油源通道,如高青中生界潜山油藏;后者烃源岩与潜山以不整合面及断层相连,并披盖其上,如郑家-王庄太古宇潜山油藏、广饶下古生界潜山油藏。
(2)输导体系与圈闭的关系
济阳陆相断陷盆地的输导体系一般可分为4种类型,即断裂型、砂体型、不整合面型和复合型。
1)输导体系与圈闭的成因匹配。输导体系的类型决定圈闭的类型,当主力输导体系为单一地质因素时,圈闭类型往往单一,如地层圈闭、断层圈闭等;当输导体系为复合型时,则多形成复合圈闭,如断层-岩性圈闭;输导体系的局部改变及其演化将导致圈闭形成,如同生断层导致逆牵引背斜的产生。
2)输导体系与圈闭的空间匹配。输导体系的空间展布决定了圈闭的空间组合、油藏类型组合,从而决定了成藏组合体的类型。圈闭必须与输导体系在空间上有良好的匹配关系,否则只能是空圈闭。在一个成藏组合体中,油气在输导体系内的运移并不是大面积发生的,而是沿一定优势网络,即有效输导体系运移和聚集,并在与之相联的圈闭中成藏。因此,沿着有效输导体系延伸方向,在其范围内的层位只要存在圈闭,均可形成油气藏,也就是说与有效输导体系相关联的圈闭才为有效圈闭。
3)输导体系与圈闭的成藏匹配。圈闭是油气聚集和保存的场所,当其中聚集了具有商业开采价值的油气时就成为油气藏。根据油气藏距离烃源岩的远近、输导体系的长短和油气藏中流体的来源,把输导体系与圈闭的成藏匹配关系分为3类。
烃源岩-隐蔽输导体系-圈闭型:圈闭与烃源岩直接接触,即自生自储式。这种匹配关系要想成藏及保证较高的砂体充满度也必须存在输导体系,这种输导体系较为隐蔽,空间展布也有限。对于烃源岩中相对孤立的岩性储集体,油气输导体系主要有断层、烃源岩和砂体表面的微裂缝、砂体外围延伸至烃源岩内的分支砂体和粒间孔喉4种形式。
烃源岩-输导体系-圈闭型:这是济阳坳陷最广泛的一种匹配关系,其中输导体系起主导作用,输导体系延伸到的圈闭一般能够形成油气藏。如东营凹陷北部陡坡由于砂砾岩体富集,断层多级发育,加上不整合面较多,造成油气输导的广泛性,形成了大量岩性油气藏、构造油气藏以及构造-岩性等复合油气藏。
圈闭-输导体系-圈闭型:该匹配方式有两种情况,即油气差异聚集和油气二次成藏。它们的共同特点是输导体系连接的均为圈闭,且后者中的流体不是直接来自烃源岩,而是来自前一个圈闭。原生油藏后期破坏后,油气从深层向浅层运移至新圈闭中形成次生油藏,此过程为油气二次成藏。其中,原生油气藏破坏后,油气均是沿断层、不整合面等输导体系运移至各种新圈闭中聚集成藏的。
(3)成藏要素时空匹配关系
圈闭能否成藏除了要不空间上静态的匹配关系外,还需要成藏作用时间上的动态的匹配。
1)排烃作用与断层活动时间的匹配。对于持续埋深的凹陷,一旦烃源岩中有机母质开始向烃类转化,其生烃作用也就启动了。随着地温的增高,有机母质生烃能力逐渐增大,其生烃潜力越来越小,达到一定程度后,有机母质的生烃能力慢慢下降,直到为零。因此,烃源岩生烃是一个具生烃高峰的连续过程。但烃源岩的排烃是不连续的,而是幕式的。流体异常压力即自源动力是油气排出的内动力,是内因;断裂活动是油气排出及运移的外动力,是外因。构造平稳期为烃源岩生烃期,构造活动期为烃源岩大规模排烃期。
油气输导体系中断层是最活跃的,因为地质历史过程中断层时动时静,动开静闭。开则油气可以沿着断层带或穿过断层带运移;相反,闭则起阻挡作用。油气随时可以通过砂层和不整合面进行大规模运移,不存在时间问题。因而,烃源岩生烃之后的断层活动期常常为油气大规模排出和运移期。
2)圈闭形成与断层活动的时间匹配。圈闭的形成应早于或等于油气运聚时期才有可能成藏,晚期形成的圈闭只能是空圈闭。东营凹陷油气运聚最晚时期为明化镇沉积末期,因此,此期及其以前形成的圈闭只要不被破坏均有成藏的可能。洼陷带 烃源岩内部的储集体,圈闭形成最早,距油气源最近,时空配置关系极好;北部陡坡带Es4-Es3砂砾岩与烃源岩在空间上交错间互或有断层沟通,在时间上岩性和断层遮挡型圈闭早于油气运移而形成;中央背斜带三角洲砂体与烃源岩空间上呈下生上储式配置,时间上主排烃期之前三角洲储集层构成的圈闭已以定格,主要类型有滚动背斜、复杂断块等圈闭。
圈闭成藏过程中及之后,当有后生断层切入该圈闭时,圈闭被破坏,油气将沿后生断层向上运移,进入合适圈闭再成藏。当后生断层停止活动时,原圈闭再次形成,原有油气形成的油气藏为残余油气藏。因后生断层多为大的同生构造的次级断层,可把它作为原输导体系的进一步延伸。
3)生排烃期与圈闭成藏的空间匹配。济阳坳陷东营凹陷 有效烃源岩的生排烃期一般早于 有效烃源岩的生排烃期,因此 生成的油气早运移、早进入圈闭、早成藏, 生成的油气晚运移、晚进入圈闭、晚成藏。若二者的输导体系一致,则早期油气对晚期油气具有一定的阻挡作用,同时,晚期油气又会对早期油气起推动作用。因而,从宏观来看,整个东营凹陷外圈油气藏的油气多来自 有效烃源岩,内圈油气藏的油气多来自 有效烃源岩,中间为二者的混合产物。从单个油田来看,沿输导体系延伸方向,即油气运移的方向,远离油源的圈闭内为 油气,近油源的圈闭内多为 烃源岩生成的油气。
图4-12 济阳坳陷东营凹陷生烃期与油气运移期
4.郯庐断裂系对成藏时间和期次的影响
受郯庐断裂多期活动和其他构造运动的影响,济阳坳陷新生代发生过多期油气生成和充注(图4-12)。从东营凹陷成藏时间和期次研究结果来看,凹陷存在2个生油阶段、3期油气充注。喜马拉雅山运动东营幕和郯庐断裂古近纪末的挤压逆冲活动形成古近系、新近系之间较长时期的沉积间断,由此造成烃源岩的两个生油阶段;古近纪末和新近纪初的3期构造活动形成了三期油气运移和充注,即古近纪末、新近纪馆陶组沉积期和明化镇组沉积期。
第一个生油阶段是在古近纪末期,东营凹陷沙四段烃源岩在该期进入生油门限,生油区分布在主要生油洼陷,烃源岩中有机质进一步演化成熟。喜马拉雅山运动东营幕及郯庐断裂的构造活动不但引起油气从烃源岩中排出,并运移、聚集、成藏,形成第一期油气运聚,同时造成东营组沉积后区域性隆起和广泛剥蚀,使沙四段烃源岩抬升变浅,致使生油中断。第二个生油阶段始于中新世晚期,凹陷再次下沉并进入坳陷阶段。馆陶组、明化镇组的沉积使沙四上亚段—沙三段烃源岩埋深加大,相继进入生油门限。第四纪,东营凹陷最大生油范围扩大到南斜坡的广大地区,馆陶组沉积期和明化镇组沉积末期两次构造活动,相应发生了两次大规模的油气运聚。
⑷ （三）济阳坳陷形成演化
济阳坳陷是在华北地台基础上发育的中、新生代叠合盆地（王世虎等，2004），其形成和演化与古生代以来的板块构造运动有密切联系，其演化过程可分为三个大的阶段。
图2-7 惠民凹陷新生代花状构造地震解释剖面
（据吴智平等，2003）
古生代构造演化阶段。济阳坳陷为华北地台的一部分，古生代时总体属于稳定构造背景下的陆表海沉积，沉积特征与鲁中隆起相似。早古生代原始地层分布广泛，但由于构造运动及长期的风化剥蚀，各地差异性较大：在凹陷部位埋藏较深，保存较全；在凸起部位有的被全部剥蚀，造成整个早古生代地层的缺失，有的被部分剥蚀，仅在少数凸起上保存较完整。晚古生代原始地层分布同样很稳定，厚度的横向差异小，但由于受后期构造作用影响，现今主要保存于济阳坳陷4个凹陷的中心部位，保留下来的地层残余厚度横向差异非常明显，具有残余厚度大的区域被北西向和北东向两组厚度小的区带分割成棱块状的特点（吴智平等，2003）。早古生代的加里东运动和晚古生代的华力西运动在该区表现非常明显，前者造成了上奥陶统、志留系、泥盆系和下石炭统的缺失；后者在早二叠世末期表现得极其强烈，结束了长期的古生代海侵历史，到二叠纪末又结束了晚古生代的沉积历史。地震资料解释表明（王颖等，2002），古生代地层在济阳坳陷并非均一分布，北部和南部以及中间部位明显减薄，说明这些地区必然经过抬升隆起而遭受过剥蚀。这些现象说明该地区古生代时总体上以升降运动为主。
中生代盆地形成和负反转盆地演化阶段。济阳坳陷中生代盆地受控于古亚洲构造域的扬子板块与华北板块的挤压拼接和滨太平洋构造域的郯庐断裂活动两种动力学背景。早、中三叠世，主要受华北板块和扬子板块碰撞南北向挤压作用的影响，形成一个北西高、东南低，南陡北缓，呈北西西向展布的大型内陆沉积盆地，盆地位于淄博—聊城一线以北地区，沉积了石千峰群一套以河湖相、沼泽相为主的红色、杂色砂页岩、泥质岩建造（田在艺等，1997；王同和等，1999），朱炎铭等（2001）采用数值模拟法对埋藏史反演结果表明，早、中三叠世地层厚度可能达2000～2800m。晚三叠世西伯利亚板块与华北板块的碰撞，特别是扬子和华北板块持续碰撞引起的大别苏鲁造山带造山作用，使本区处于挤压抬升剥蚀状态，早、中三叠世沉积建造几乎被剥蚀殆尽，仅在惠民凹陷临南地区有少量残存，绝大多数地区表现为中下侏罗统以角度不整合覆盖于古生界和早前寒武纪结晶基底之上，发育了一系列逆冲断层和部分倒转褶皱（宗国洪等，1999；陈杰等，1999）。早、中侏罗世，扬子板块和华北板块的碰撞挤压开始逐渐减弱，而太平洋板块对欧亚板块的俯冲消减作用开始逐渐增强，华北板块开始进入以太平洋板块活动影响占主导地位的演化阶段。在“东隆西坳”的背景下，东部整体处于剥蚀状态，晚三叠世挤压逆冲断层和褶皱造成的地形高低起伏，被剥蚀夷平，相对低洼区则沉积了一套河湖相含煤地层（淄博群），地层沉积具有披盖式、北西向成带分布特点。与晚古生代煤系地层相比，侏罗纪含煤地层厚度、岩性变化要快得多，因此推测早、中侏罗世济阳坳陷并非统一的大盆地，而是在北西向挤压逆冲断层和褶皱控制下的山间盆地（吴智平等，2003）。晚侏罗世—白垩纪，太平洋板块活动取代了扬子板块、西伯利亚板块活动对华北板块构造演化的控制地位，受郯庐断裂左行走滑的影响，早期形成的北西向逆冲断层发生负向构造反转，反向伸展，形成一系列半地堑，先期逆冲断层的上升盘转为下降，形成洼陷，发育了一套陆相碎屑岩及火山岩建造（莱阳群、青山群），而先期接受沉积的下降盘则抬升成为凸起遭受剥蚀。该时期形成了一系列负反转断层和负反转褶皱，造成现今剖面上古生界向洼中减薄以及断层下降盘地层厚度小于上升盘地层残留厚度，呈“薄底型”或“秃底型”的褶皱形态（陈广军，2001）。这一阶段断裂带呈现正断层兼右行走滑，济阳坳陷进入断陷期。通过对济阳坳陷中生代沉积体系研究，结合中生代J—K地层残留厚度分析（图2-8），中生代原型盆地主要有三个展布方向：北西向盆地主要分布于坳陷东部，包括沾化凹陷的五号桩洼陷、孤西洼陷，下洼凹陷的罗西洼陷和东营凹陷的永安洼陷、博兴洼陷；北东向盆地主要分布于坳陷西部，包括惠民凹陷的惠民洼陷和林樊家洼陷；近东西向盆地主要分布于坳陷中央，包括车镇凹陷的车西洼陷和东营凹陷的利津洼陷（刘朝露等，2006）。
图2-8 济阳坳陷中生代地层残留厚度
（据刘朝露等，2006）
新生代断陷盆地发展和强烈拉张演化阶段。新生代以来，太平洋板块由早期的北西向转为向西俯冲于欧亚板块之下，所产生的弧后拉张效应使渤海湾地区产生巨大的拉张应力场，同时郯庐断裂中段产生强烈拉张，这些共同的作用导致了渤海湾大型断陷盆地的形成。新生代由于渤海湾盆地进入断裂拉张阶段，所以济阳坳陷进入强烈发育期。新生代坳陷继承中生代断陷盆地发育，断层在原来的基础上进一步发育，与此同时，由于强烈拉张作用的影响，形成大量新的正断层，断层纵横交错，似网状相互连通（王颖等，2002）。古近纪早期伸展断陷作用首先在惠民、东营和沾化地区发生，形成彼此独立的半地堑，凹陷边界主控断层继承早期东西向和北东向断层，如宁南断层、无南断层和陈南断层，早期沉积物为快速充填的粗碎屑岩，形成楔状体，沉积中心靠近主控断层一侧，此时车镇凹陷和沾化凹陷大部分地区仍处于剥蚀状态。随着断陷作用的进行，伸展速度加大，断陷区不断扩大，孔店组二段沉积已遍及东营和惠民整个凹陷，且形成沿北东向分布的多个沉积中心，沉降中心具有向东、向南迁移的趋势，这一时期控制凹陷的断裂还有北西向断层。新近纪，济阳坳陷以区域性坳陷沉积为主，原来的生长断层不再活动，沙二段和沙一段沉积逐渐填平掩埋了古近纪盆岭构造，在一些原来的古潜山和低凸起上形成披覆构造，原沉积物中心消失，形成统一的大型坳陷。第四纪，华北板块保持相对平衡的状态，整体处于截凸填坳的均一化过程，局部有缓慢的隆升，其中以泰山为标志的鲁西地区的缓慢隆升是这一阶段的重要地质事件。伴随着泰山的隆起，济阳坳陷和济宁坳陷沉降，二者连为一体，成为统一的第四纪坳陷盆地，沉积了以平原组、黄河组为主的黄河下游及渤海湾地区的河漫滩相、河床相、海相综合沉积体，沉积层总厚度达500余米。
综上所述，济阳坳陷主要经历了三叠纪挤压盆地、晚侏罗世—白垩纪负反转断陷盆地、古近纪伸展断陷盆地和新近纪—第四纪坳陷盆地4个盆地发展阶段，是一个复杂的中、新生代叠合盆地。
⑸ 济阳坳陷潜山复杂岩性储集层测井评价技术——以埕北潜山为例
史建忠才巨宏张玲杨英珍田莹
摘要碳酸盐岩、花岗片麻岩潜山油藏的主要特点是岩性复杂、储集空间类型多、非均质性强，储集层评价比较困难。文章以埕岛油田埕北30潜山为例，对该类储集层定量解释中的几个关键参数进行了深入细致的探讨，初步形成一套适用于复杂岩性潜山油藏的储集层测井评价技术。
关键词济阳坳陷埕岛油田潜山碳酸盐岩变质岩储集层测井评价
一、引言
埕岛油田埕北30块油藏类型为潜山内幕型易挥发轻质油藏，储集层为古生界的碳酸盐岩和太古宇的花岗片麻岩，储集空间类型有裂缝、溶蚀孔洞、晶簇孔等多种，其基质也具有一定的储集能力。由于岩性复杂、储集空间类型多、储集层非均质强，给测井定量评价工作带来了很大困难。为此，结合该区实际情况，借助新的测井方法、新的测井解释软件，初步建立了一套基于复杂岩性储集层的测井定量评价方法，实际应用效果比较显著。
二、孔隙度解释技术
1.总孔隙度
埕北30潜山原生孔隙不发育，对油气富集高产起决定作用的是次生孔隙，具有缝、洞、孔三大类，另外，荧光分析发现，其基质也具有一定的储油能力。埕北30潜山孔隙度解释主要使用由 Schumberger公司引进的Petrophysics软件包进行解释，核心程序是ELAN，解释时需结合岩心分析和核磁共振测井资料。
ELAN软件的基本思路是以实际测井值为基础，根据地层矿物组分建立合适的解释模型和测井响应方程，通过合理选择解释参数，反算相应的理论测井值，并与实际测井值比较，按非线性加权最小二乘法原理建立目标函数，不断调整未知储集层参数，使目标函数达到极小值。其优点是充分利用所有测井信息，采用最优化技术使解释结果最为合理。单井处理过程包括填写参数卡、初步解释、解释结果与岩心分析对比、修改参数卡、再解释等五个步骤。
在对各井进行处理时，首先根据测井曲线及地区地质经验，填写参数卡进行初步解释，然后将解释结果与岩心分析进行对比，如果处理井段没有岩心分析数据，则根据反算的理论曲线和实测曲线的拟合情况适当修改参数卡，直到与岩心分析数据吻合或理论曲线与实测曲线拟合较好为止。
为了更好地利用好井眼段的核磁共振测井资料，做了好井眼井段的核磁孔隙度与声波、密度、中子三种测井视孔隙度的关系研究，发现相互对应关系均比较好（图1）。
图1埕北302井古生界核磁孔隙度与补偿中子关系图
视孔隙度求取公式为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：ΦD——视密度孔隙度，%；
ΦS——视声波孔隙度，%；
ρb——补偿密度测井值，g/cm3；
t——补偿声波测井值，μs/m。
那么，在好井眼段用核磁孔隙度；在坏井眼段核磁共振测井失真，密度未受影响时用视密度孔隙度与核磁孔隙度的关系求得核磁共振孔隙度；如果核磁共振、密度测井都不可信，则用视声波孔隙度与核磁共振孔隙度的关系求取核磁共振孔隙度，得出一条综合的“核磁共振孔隙度”曲线，将其作为一条输入曲线，参加ELAN的反演。这样，既利用了核磁孔隙度的准确性，又充分利用了其他测井曲线，提高了ELAN解释结果的准确性和可靠性。为检验解释结果的可靠性，进行了精度分析。从图2中可看出，在致密段，因为岩心分析代表的是总孔隙度，测井解释与岩心分析吻合较好；在储集层段，由于缝、洞的存在，测井解释孔隙度大于岩心分析孔隙度，也是比较合理的。
2.裂缝孔隙度
埕北30潜山油藏具有双重孔隙结构特征，油田开发中裂缝孔隙度是一个重要参数。根据专业文献资料，裂缝孔隙度一般不超过1%，考虑有与裂缝连通的溶洞的存在，包括缝洞的裂缝系统孔隙通常低于2%。裂缝孔隙度通常根据双侧向测井资料求得，A.M.Sibbit和Q.Faivre提出的利用双侧向电阻率计算裂缝孔隙度公式为：[1]
图2埕北303井太古宇测井解释与岩心分析孔隙度交会图
油气层
胜利油区勘探开发论文集
水层
胜利油区勘探开发论文集
式中：mf——裂缝孔隙度指数；
Rm——泥浆电阻率，Ω·m；
Rth——岩块电阻率，Ω·m；
Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；
Kr——双侧向畸变系数，低角度缝取1.2，斜交缝取1.1，垂直缝取1.0；
Rw——地层水电阻率，Ω·m。
对于进行了岩心分析的井段，可以认为岩心分析为岩块系统孔隙度，测井解释为总孔隙度，用测井解释孔隙度减去岩心分析孔隙度后可得该井段裂缝孔隙度，然后以此对mf和Kr进行刻度，也可根据成像资料或录井资料确定mf和Kr的值。埕北30潜山解释4口井，平均裂缝孔隙度为1.44%，其中埕北303井解释裂缝孔隙度为1.15%，岩块孔隙度为2.75%，这与试井解释的裂缝孔隙度1.2%、岩块孔隙度2.8%对应较好，说明裂缝孔隙度解释比较可靠，用岩心刻度法求取裂缝参数是可行的。
三、渗透率解释技术
在双重孔隙结构的裂缝性地层中，渗透率为岩块渗透率和裂缝渗透率的综合反映，由于岩块系统渗透率非常低，大都小于0.1×10-3μm2，因此储集层渗透率主要为裂缝渗透率的反映。
1.经验建模法
根据该区全直径岩心分析资料，建立了孔隙度和渗透率的经验关系模型（图3），由于全直径分析样品比较少，这种方法计算的渗透率代表性较差，仅供参考。
图3埕北30潜山全直径岩心分析 孔隙度、渗透率关系图
2.核磁共振测井解释
核磁共振测井解释渗透率为：
胜利油区勘探开发论文集
式中：k——渗透率，10-3μm2；
Φnmr——核磁测井有效孔隙度，小数；
T2g——T2几何平均值，ms；
C、m、n——经验系数。
根据埕北302井古生界、太古宇 14块岩心样品的核磁测试数据，对上式中的经验系数进行刻度，古生界 6块岩样的C、m、n平均值分别为1.639、2.711、2.531，太古宇8块岩样的C、m、n平均值分别为43.632、2.524、2.089,T2g根据核磁测试古生界、太古宇平均值分别为28.88ms和7.71ms，用（5）式分别对埕北302、303两口井好井眼段进行了解释。由于公式中的各项参数均经过岩心刻度，且好井眼段核磁测量孔隙度是可靠的，用该式解释的渗透率基本代表井眼的实际情况。
3.ELAN软件解释
ELAN软件解释渗透率为一种地球化学算法，公式如下：
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式中：Φt——总孔隙度，小数；
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N——地层中矿物总数；
Fi——第i种矿物的渗透率因子；
Wi——第 i种矿物的重量百分比，%。
这种算法既考虑了总孔隙度，又考虑了各种矿物组分及其百分含量，是一种比较合理的渗透率解释方法。
4.试井解释
该区对埕北301、302、303井进行了试井，并用试井解释软件进行解释，利用压力恢复典型曲线拟合分析解释了渗透率各参数（表1）。
表1试井解释成果表
对比上述四种方法解释结果（表2），经验公式法、ELAN、试井解释三种方法解释结果比较接近，再将ELAN和核磁共振解释结果进行了对比（图4），两种解释结果吻合较好。结合地质、油藏方面的研究成果，认为经验公式、核磁、ELAN、试井等四种方法解释结果符合地下实际情况，由于经验公式及试井解释的局限性，最终结果以ELAN和核磁共振解释为准。
表2渗透率解释对比表
四、含油饱和度解释技术
针对埕北30潜山没有进行密闭取心和油基泥浆取心分析，以及裂缝性油藏其裂缝的发育程度和分布是多变的，采用以下几种方法获取油藏原始含油饱和度资料。
图4埕北302井古生界 ELAN解释渗透率与核磁共振解释渗透率交会图
1.阿尔奇方程
阿尔奇方程是建立在均匀孔隙基础上的饱和度解释方程[2]，即：
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式中：Sw——含水饱和度，小数；
Φ——孔隙度，小数；
m——胶结指数；
Rw——饱水电阻率，Ω·m；
Rt——岩块电阻率，Ω·m；
n——饱和度指数；
a、b——岩电系数，一般取1。
由于该区无法做岩电实验分析，式中 m、n等参数均根据理论值选取，m=n=2,a=b=1。在裂缝性地层中，泥浆侵入深度大，而且侵入深度的变化范围也很大，求得的饱和度值是在侵入带至原状地层之间变化。对于缝、洞不发育的孔隙性储集层，用该方程解释的饱和度基本反映原状地层情况。
2.ELAN软件
ELAN软件采用双水模型，由于缝、洞的影响可能使部分层解释的含油饱和度偏低。
3.压汞资料处理
对有代表性的岩心样品，经J函数处理后转换成含油高度与含油饱和度的关系，依据油藏的平均含油高度可确定油藏的含油饱和度。
4.核磁共振解释
核磁共振测井可以求得地层可动流体和束缚流体孔隙度，由于本地区几口井均未见到明显油水界面，因此地层中的可动流体应为油，所以可用核磁测井资料解释含油饱和度
胜利油区勘探开发论文集
式中：So——含油饱和度，%；
MBVM——可动流体孔隙度，%；
MPHI——核磁共振测井总孔隙度，%。
这种方法的关键是求准 T2截止值，根据岩心样品的核磁共振实验分析，古生界的T2截止值平均为39.1ms，太古宇的T2截止值平均为14.4ms。利用核磁测井资料和 T2截止值可求出每口井的含油饱和度。
以上各种方法求得的含油饱和度具有不同的含义，油藏的含油饱和度选值应综合考虑。
五、结论和认识
埕岛油田埕北30潜山具有岩性复杂、储集类型多、非均质强的特点。利用新的测井方法——核磁共振测井，结合取心统计、试井解释、压汞处理对孔隙度、渗透率、饱和度等参数进行分析，建立了储集层参数的解释模型，并论证了参数的解释精度。利用该方法处理埕岛油田埕北30潜山5口探井，均达到较好的应用效果。该套方法也适用于类似的复杂岩性、裂缝型油藏。
主要参考文献
[1]周文.裂缝性油气储集层评价方法.成都：四川科学技术出版社，1998.
[2]柏松章等.碳酸盐岩潜山油田开发.北京：石油工业出版社，1996.
⑹ 济阳坳陷石油资源评价技术
罗佳强王学军郝雪峰闵伟宁方兴黄永玲 参加此项研究工作的还有周文，周德志，杨成顺，徐兴友，曹建军，熊伟，郭元岭，翟小英，石红霞，孔祥星，姜秀芳，郭玉新，赵乐强，向立宏，高磊，李政，秦东风，朱日房，张守春等.
摘要在前人工作的基础上，厘定了构造单元，划分了聚油单元的边界。通过有效烃源岩体、排烃系数和聚集系数等研究，应用盆地模拟等先进技术，计算了石油资源量。在资源量计算可信度分析的基础上，以聚油单元为基本评价单元，通过圈闭及经济评价、资源潜力分析和预测，确定了石油勘探有利目标区，为石油勘探决策提供了依据，形成了一套适用于高勘探程度陆相断陷湖盆的石油资源评价技术。
关键词资源评价陆相断陷盆地聚油单元聚集系数法盆地模拟圈闭评价
一、概述
石油资源评价是石油勘探决策分析和勘探规划编制的基础。目前，用于油气远景资源评价的方法很多，总体上可归纳为统计预测法、类比预测法、成因预测法和综合预测法四大类。通过对比分析，结合济阳坳陷的石油地质特点，下第三系石油资源评价主要采用了齐波夫定律法、翁氏旋回法和计算机盆地数值模拟法等三种方法。
回顾胜利油区山东探区的石油资源评价工作，大致可分为以下五个阶段。
第一，定性评价阶段（1964～1975年）。这一时期以岩石残余有机碳含量和分散沥青荧光级别作为判识油源层的标志，确定主要油源层。
第二，氯仿沥青“A”法定量计算生油量阶段（1975～1980年）。该阶段采用氯仿沥青“A”法分凹陷定量进行生油量计算，并汇总得到全区总生油量。
第三，计算机盆地模拟评价资源量阶段（1980～1990年）。这一阶段通过引进计算机盆地模拟评价资源潜量技术，建立了具有胜利油区特色的SLBSS评价系统。
第四，以“小洼陷”为模拟单元的精细资源评价阶段（1990～1995年）。该阶段在地质概念模型中充实了“富集油源层”和“低熟油”的成烃机理，建立了三维模拟软件，从而使盆地模拟创造了一个全新的资源评价系统“SL3DBS”。
第五，以聚油单元为基本评价单元的石油、天然气分别评价阶段（1995～2000年）。这一阶段引入了层序地层学和含油气系统新理论，注重有效烃源岩研究，注重资源量可信度和时空分布的研究，注重风险分析、经济评价。
在对资源评价相关方法、相关软件和全国第二次资源评价进行充分调研的基础上，针对第二次资源评价的不足之处 杨申镳，洪志华等.全国第二轮油气资源评价成果报告.济阳坳陷及外围地区油气潜力暨资源评价.1994.
图1陆相断陷湖盆石油资源评价流程图
陆相断陷湖盆石油资源评价的技术关键主要是：有效烃源岩体的厘定、聚油单元的研究、盆地数值模拟、聚集系数研究、圈闭及经济评价和资源潜力分析及预测。
二、基础地质
1.层序地层学
层序地层学是依据地震、钻井和露头资料，建立成因上相互关联的、等时的年代地层格架，并在此格架中进行地层分布型式和岩相综合解释的学科。陆相断陷湖盆发展演化的特点决定了只有通过高精度层序地层学的研究，才能揭示其展布特征。济阳坳陷三级层序的研究结果表明：低位域和高位域主要沉积了碎屑岩储集层，水进体系域则以沉积烃源岩为主；而层序界面是油气运移的良好通道，低位域、高位域的砂体是油气运移的良好输导层。根据地层对比、分层结果，进行了三级层序的横向追踪对比，并结合测井、地震等资料，采用测井约束反演技术，进行了烃源岩的横向追踪、对比和成图，完成济阳坳陷地层厚度等值线图、暗色泥岩厚度等值线图和油页岩厚度等值线图的编绘。
2.构造单元及聚油单元的划分
为了确定有效烃源岩的分布范围，利用大量的钻井、地震资料，对济阳坳陷各凹陷、凸起的构造、沉积特征进行研究，以下第三系尖灭线、边界大断层为界（即满足“凸起最小、凹陷最大”原则），将济阳坳陷划分为8个凸起、3个低凸起和4个凹陷，总面积为25510km2。
聚油单元是指具有相对独立的烃类排聚系统和统一的烃类运移指向的地质体。其划分原则为：①以构造轴线作为相邻聚油单元的分界线；②隆起区以剥蚀线为界；③考虑油藏的整体性与不可分性。
根据上述原则，结合剩余流体压力和油源对比的研究，将济阳坳陷划分为28个聚油单元。以聚油单元作为本次资源评价的基本单元，可直接计算生烃量，并根据各聚油单元的地质特点，结合运聚系数的研究求得排烃量和聚集量，既克服了第二次资评中各构造单元资源量劈分不准、人为干扰因素太多等问题，又充分考虑了生、排、运、聚因素。
济阳坳陷的聚油单元经过多次叠加或调整改造，具有“一源多层”或“一层多源”的特点。
3.有效烃源岩体及有机质富集层
济阳坳陷烃源层主要是粘土岩类烃源岩，岩性以暗色泥岩和油页岩为主。下第三系共发育有五套烃源层系，自下而上依次为：沙四段上亚段、沙三段下亚段、沙三段中亚段、沙三段上亚段和沙一段，其中沙三段下亚段和沙三段中亚段是区域性的优质烃源岩；沙四段上亚段是东营、沾化凹陷的优质烃源岩；沙一段底部是沾化、车镇凹陷的优质烃源岩。目前，主要利用有机质的丰度、类型、成熟度等指标对烃源岩的特征进行描述。对部分缺乏分析资料的地区，充分利用测井资料对其进行标定，由于标定结果与实际分析值比较吻合，因此其结果亦可用于有机质丰度的评价。
有机质富集层决定了一个洼陷生油量的大小。在东营、沾化等凹陷中，存在着大量具韵律结构的有机质富集层，富含颗石藻类、小古囊藻属、渤海藻属、德弗兰藻属、盘星藻属、葡萄藻属，以层状藻、颗石藻为主，有机碳含量平均为4%，最高可达14%。藻类生物量巨大，在较低的温度和压力条件下生成大量的可溶有机质，对低熟油的形成有较大贡献。
结合前人的研究结果，利用大量分析化验数据和测井资料，建立了有机质富集层的地化评价标准（表1）。据此对有机质富集层进行了分类，并利用济阳坳陷有机质富集层独特的生烃曲线，单独进行了资源量计算，使结果更加可靠。根据所建标准，结合其与测井、地震资料的对应关系，进行有机质富集层的对比追踪，建立了相关的富含颗石藻泥岩对比剖面。
表1济阳坳陷有机质富集层丰度分级评价参数标准表
有机质富集层主要集中在东营、沾化、车镇、惠民四个凹陷的沙四段上亚段、沙三段下亚段和沾车凹陷沙一段底部的油页岩，面积共计18915km2。
三、盆地数值模拟
1.方法
盆地数值模拟就是将地质模型抽象为数学模型，编制相应的软件，由计算机定量模拟在时空概念下含油气盆地的形成和演化以及烃类的生成、运移和聚集[1]。
本次资源评价采用的是SLBSS2.0软件系统。该三维盆地模拟软件系统由预处理模块、模拟部分模块和算后处理模块三大部分构成，其核心为模拟部分。与二次资源评价相比，第三系和第四系的基础地质资料更加准确。由于采用了新的计算方法，采取不同单元叠合，增加了油页岩处理模块、分阶段统计资源量模块等，模拟过程中还采用了ZD自动调参技术，考虑了东营凹陷欠压实作用，以及沾化、车镇地区的油泥岩低效排烃和济阳坳陷油页岩页理对排烃的有利影响等，不仅使工作效率大大提高，而且使资源评价软件系统更加符合实际地质条件，盆地模拟结果精度也有较大的提高[1]。
2.参数
地质参数 包括沉积地层状况、烃源岩分布、构造运动、沉积环境、沉积速率等。
水动力学参数 包括沉积物的孔隙度、渗透率、密度和压缩系数等。
热力学参数 包括井下实测温度、古今的大地热流密度、地面温度、流体和沉积物的热导率等。
地球化学参数 包括有机质的丰度、类型、成熟度（Ro）及不同类型干酪根的烃产率等。
上述参数中有效烃源岩体的展布、烃产率曲线等对石油的生、排量影响很大。
3.排烃系数和排烃量
烃源岩的排烃受断层活动、沉积物压实作用、热力增压作用、渗透作用、蒙脱石向伊利石的转化等多种因素的影响。最近国内外的研究表明，烃源岩的排烃系数可以很高，最高可达90%以上[2]。求取排烃系数有多种方法，其中较为先进的方法是采用泥岩压实平衡法计算排烃系数，并通过数值模拟来实现。
根据国内外部分学者用不同方法研究得出的烃源岩排烃系数，结合前人对济阳坳陷梁28井、利14井烃源岩排烃研究的结果，在具体的盆地数值模拟求取排烃系数的过程中，针对不同地区、不同烃源岩类型，分别考虑了与之相关的影响因素。如在东营凹陷主要考虑了自沙三段中亚段开始的欠压实作用；在沾化、车镇凹陷均考虑了油泥岩低效排烃的影响。油页岩排烃除了考虑上述因素的影响外，还考虑了页理对排烃的有利影响。济阳坳陷的盆地数值模拟排烃系数应在25.0%左右（表2）。
表2济阳坳陷下第三系排烃系数表单位：%
济阳坳陷各凹陷及各聚油单元的排烃量，均可由盆地数值模拟得到的生烃量和排烃系数，根据下式求取：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Q排——排烃量，108t；
Q生——生烃量，108t；
k——排烃系数，%。
四、石油资源量的计算
1.聚集系数
烃源岩排出的烃类可分为两部分，即烃类在运移途中的散失量和最终形成油气藏的聚集量。王秉海等认为，济阳坳陷烃类的散失量与聚集量较接近[2]；查明等则认为，运移通道（储集层）中残余的油量（散失量）取决于储集层的原始饱和度，并指出运移通道上的残余油饱和度可达10%～30%[3]；盛志纬认为，一般盆地和凹陷的聚集系数值均在50%以上，聚集系数远大于排烃系数[4]。以上研究表明，烃类的聚集量占排烃量的50%左右是比较合理的。为了比较准确地计算济阳坳陷各凹陷，乃至各聚油单元的聚集系数，采用了地质综合研究法确定石油聚集系数，该系数与福克－沃德图算法、网格统计法、翁氏旋回法、油藏规模序列法等多种方法的计算结果基本相近，且更贴近实际地质条件。因此，资源量计算时采用的是地质综合分析法计算的结果（表3）。
表3济阳坳陷聚集系数汇总表单位：%
2.资源量计算
石油资源量可根据下式求取：
胜利油区勘探开发论文集
式中：Q资源量——石油资源量，108t；
a——聚集系数，%。
3.计算结果可信度分析
（1）基础研究
本次石油资源评价是以“济阳坳陷下第三系沉积、构造、含油性研究”课题的最新研究成果为前提，并在有效烃源岩体研究的基础上，分暗色泥岩和油页岩两个大类分别成图的。以聚油单元作为基本评价单元，加强了石油运移、聚集成藏等方面的研究，排、聚系数更符合济阳坳陷的实际地质条件。
（2）评价方法
目前国内外石油资源评价方法多达近百种，每种评价方法均有其自身的适应性和局限性。评价方法的选择主要依据油气勘探的不同阶段确定[5]。胜利油区SLBSS2.0三维盆地模拟技术是基于济阳陆相断陷湖盆的地质特点开发的，通过不同类型、不同层系的自检，证明翁氏旋回法、油藏规模序列法对济阳坳陷石油资源量的预测有较好的稳定性。由此形成的评价方法对高勘探程度的济阳坳陷石油资源评价是适用和可靠的。
（3）参数选取
本次石油资源评价盆地数值模拟参数基本上沿用第二次油气资源评价所使用的参数，部分参数根据研究工作做了适当的调整。第二次资源评价中把沙三段下、中、上亚段沉积期均分为1Ma，这与沙三段下、中、上亚段的厚度、岩性和沉积速率是相矛盾的。此次石油资源评价根据牛38井的古地磁及同位素等分析资料，结合沙三段下、中、上亚段的厚度、岩性和沉积速率等因素，将沙三段下、中、上亚段的时间分别定为1.7、3.4和0.4Ma。
济阳坳陷目前已探明的石油地质储量和由本次评价的石油资源量而求得的探明程度与国内外对不同勘探阶段探明程度的认识基本一致，因此，其石油资源量的计算结果是可信的。
五、圈闭及经济评价
圈闭评价是石油资源评价的重要组成部分。根据济阳坳陷勘探开发的最新研究成果和对已有圈闭实际地质条件的认识，将油源、圈闭、储集层、保存和配套等五大类地质条件进行分级、量化并分别赋予权重，同时还依据相应地质条件对油气存在的贡献分等级分别赋予权重，对每类地质条件的主要地质因素的权重进行归一。利用圈闭描述评价系统TrapDES，对济阳坳陷已有的50个层圈闭进行了综合地质评价并排序，其中车3潜山、胜新滩断鼻和肖2北断鼻等圈闭的综合评价值高，综合评价排序分列第一、二、三位，圈闭综合评价级别均为工级，这些圈闭应是今后勘探的首选目标。
经济储量的评价可以用最小经济油田储量规模作为评价指标。最小经济油田储量规模是指当地的生产条件、油气产量、价格、税收、生产成本、总投资、贴现率等扣除成本外得到最低赚回率的油田储量规模。通过计算，济阳坳陷及东营、沾化、车镇和惠民凹陷的最小经济油田储量规模分别为14.2×104t、11.3×104t、12.4×104t、20.2×104t和10.5×104t；济阳坳陷不同类型油藏最小经济油田储量规模分别是：常规油藏为9.9×104t，低渗透油藏为26.6×104t，稠油热采油藏为11.0×104t。
六、资源潜力分析和有利目标区预测
1.资源序列
根据济阳坳陷下第三系石油资源评价的结果，对山东探区目前累计探明石油地质储量、控制储量、预测储量、圈闭资源量和推测资源量进行了汇总、整理，并根据胜利石油管理局每年探明石油地质储量的计划，山东探区的资源序列为1.0:3.8∶6.1:4.7:45.1。与合理的资源序列1.0∶2.0:4.0:8.0:20.0相比，胜利探区预测和圈闭资源量的比例明显偏小。因此，进一步加大勘探投入和提高采收率研究的力度，确保未探明资源量的有序和最大程度地得到开发，是胜利油区持续稳定发展的关键。
2.纵向潜力
通过对影响油气运移、聚集、成藏的各类地质因素进行综合研究，选取其中几个主要因素，如储集层、沉积相、断层等进行网格统计，并进行归一化处理；再结合圈闭和历年探明储量在不同层位的分布状况，综合给出每一个聚油单元在不同层位上资源量的分配系数；然后根据每个聚油单元的资源量，计算出各个聚油单元在不同层位上的资源量值。在此基础上，就可计算出各个聚油单元在不同层位上的剩余资源量值。如某聚油单元的沙二段总资源量最多，为3.21×108t，但沙二段已探明石油地质储量为2.38×108t，探明程度高达73.9%，尽管其剩余资源量较多，约0.84×108t，但今后勘探难度较大，很难在沙二段再有较大的发现；而该单元的沙三段尽管总资源量相对较少，只有2.13×108t，但其已探明石油地质储量为1.34×108t，探明程度为63.0%，相对较低。因此，该聚油单元的沙三段应是主力勘探层位。
3.重点单元可探明石油资源量预测
每个聚油单元的资源量、已探明石油地质储量、探明程度和剩余未探明资源量都有较大的差异，剩余未探明资源量较多的单元无疑是今后石油勘探的主要目标区。现从中选取两个聚油单元进行重点解剖。
采用油藏规模序列法对聚油单元内的某一油田进行了探明储量总规模的预测。至1998年底，该油田已探明石油地质储量为2.4×108t，开发动用储量2.3×108t。按最优概率统计，该油田的总资源量为3.0×108～3.1×108t，探明潜力约为0.7×108t。按油藏类型预测，预测储量潜力主要是沙一段的断块油藏，其次是沙三段的岩性油藏；按油藏规模预测，沙二段下部仍有可能发现较大规模的断块油藏，但待发现储量规模主要还是50×108～200×108t的油藏，占总储量潜力的70%以上。该油田主要勘探目标应首先沙二段的断块油藏，其次是沙一段的断块油藏及沙三段的岩性油藏。
利用油藏规模序列法对另一聚油单元的三个油田进行了探明储量总规模的预测。按油藏类型预测，其石油地质储量为5.08×108～5.87×108t，还可探明的石油地质储量为1.61×108～1.62×108t，还可探明100×104～600×104t级的油藏约46个；按层位预测，其石油地质储量为5.08×108～5.01×108t，还可探明的石油地质储量为1.61×108～1.63×108t，还可探明100×104～700×104t级的油藏约44个。该单元上第三系馆陶组岩性油藏是今后勘探的主要方向。
七、结束语
以济阳坳陷为重点研究区的石油资源评价，进一步完善了适用于高勘探程度陆相断陷湖盆的石油资源评价技术。应用该技术对济阳坳陷下第三系进行的石油资源评价结果可信度较高，对今后该地区石油勘探决策提供的依据较为准确。
由于石油地质学的多学科性和复杂性，该项技术仍有不足，如石油排烃数学模型比较单一、对资源有利目标区预测缺乏配套的运移数值模拟系统等。在今后的工作中应不断加强探索和研究，使该项技术更好地服务于科研与生产。
主要参考文献
[1]石广仁.油气盆地数值模拟方法（第二版）.北京：石油工业出版社，1999.
[2]王秉海，钱凯主编.胜利油区地质研究与勘探实践.东营：石油大学出版社，1992.
[3]查明.断陷盆地油气二次运移与聚集.北京：地质出版社，1997.
[4]盛志纬.关于油气聚集量问题.石油实验地质，1989,（3）:228～233.
[5]中国石油天然气总公司勘探局编.油气资源评价技术.北京：石油工业出版社，1999.
⑺ 济阳坳陷基本石油地质特征
济阳坳陷纵向上发育了太古宇、元古宇、古生界、中生界、新生界等地层，从晚侏罗世开始，在经历了断陷（燕山运动）、断坳（济阳运动）、坳陷（东营运动）等3个构造发展阶段后，沉积了巨厚的陆相地层，形成了古近系断陷湖盆为代表的含油气盆地，面积约为26 200km2。
济阳坳陷是一个以新生界古近系生油为主的含油气区，相对于古近系而言，纵向上可分为3套含油气层系：
（1）基底含油气层系：包括前震旦系、寒武系、奥陶系、石炭系—二叠系、中生界等5套亚含油层系；
（2）同生含油气层系：指古近系，可进一步细分为孔店组、沙河街组、东营组等3套亚含油层系；
（3）后生含油气层系指上覆的新近系，主要包括馆陶组、明化镇组等两套亚含油层系。
构造运动的结果，使济阳坳陷形成了东营、沾化、车镇、惠民等4个以北断南超为特征的单断式箕状凹陷。每个凹陷根据构造、沉积及成藏条件的不同，自南而北可划分为南部缓坡油气聚集带、洼陷油气聚集带、中央背斜（或断裂）油气聚集带、北部陡坡油气聚集带4部分。另外还包括潜山披覆构造油气聚集带和特殊岩性（火成岩等）油气藏等。
济阳坳陷共发育6套烃源岩：石炭系一二叠系、中生界、孔店组、沙四段、沙三段、沙一段，在纵向上形成3套含油气层系、10套亚含油层系，其中古近系为主力含油气层系，其次为新近系。
多次构造运动，造成济阳坳陷复杂的地质条件，形成了丰富多样的油藏类型，依据圈闭的成因和形态，可划分为4大类、16种[27～29]。
构造油藏：包括披覆背斜、滚动背斜、塑性拱张背斜、反向屋脊断块、同向断块等5种类型，主要分布在背斜背景充分的构造带或断裂发育的凹陷中央构造带。
岩性油藏：主要包括砂岩岩性油藏、生物礁灰岩油藏、火成岩油藏等3种类型。砂岩岩性油藏主要发育在洼陷区及构造活动较为活跃的凹陷陡坡带，如沾化凹陷洼陷区发育了渤南、五号桩油藏，东营凹陷洼陷区发育了梁家楼、牛庄、营11油藏，车镇凹陷车西洼陷区发育了车西等浊积扇体。
地层油藏：包括潜山断块、潜山残丘、潜山内幕、地层不整合、地层超覆等5种类型。地层油藏在济阳坳陷内所占比重较小，但实践证明，不整合面上、下是有利的油气聚集地带，该类油藏主要分布于盆地边缘地层超覆、剥蚀区或基岩凸起的翼部。
复合油藏：包括构造地层、构造岩性、地层岩性等类型。如垦利、单家寺等复合油气藏。
⑻ 济阳坳陷构造坡折带特点及勘探意义
陈洁郝雪峰伍松柏李传华张德武
摘要济阳坳陷早第三纪的断陷湖盆幕式构造活动强烈，在区域构造沉降的背景之下，各类同沉积断裂差异活动明显。凹陷边界断裂、洼陷边界断裂及斜坡盆倾断裂控制了沙河街组—东营组构造层序、沉积层序和各类沉积可容空间的形成、发展和变化，控制了各类沉积体系，特别是三级层序低位体系域各类砂体的形成和成藏。该文着重探讨了凹陷边界断裂带、洼陷边界断裂带及斜坡盆倾断裂带三类重要的构造坡折带及其对砂体和油藏的控制作用，指出构造坡折带是岩性油藏成藏和油气富集高产的主要区带，也是油气勘探的主要方向。
关键词济阳坳陷同沉积断裂构造坡折带低位体系域岩性油藏
一、引言
构造坡折带指由于同沉积构造活动造成沉积斜坡发生明显变化的地带。在断陷盆地中，规模较大的同沉积断裂常常形成断裂坡折带[1]，构成次级构造单元的边界。由于构造的持续活动，构造坡折带制约着盆地可容空间的变化，不仅控制沉积体系的发育和砂体分布，还控制了砂岩岩性油气藏、岩性－构造油气藏的形成和分布。构造断裂坡折带及其组合样式的研究，是分析同沉积断裂对沉积体系域和沉积砂体发育控制的关键。
二、复杂断陷盆地演化规律
济阳坳陷由三个基本的原型盆地垂向叠置而成，底部为前第三系负反转半地堑[2]，中部为下第三系断陷伸展盆地半地堑[3]，上部为上第三系坳陷。
1.前第三系负反转半地堑
经过印支造山运动，古生界褶皱并形成一系列北西向逆冲构造带。到燕山运动时期，由于郯庐断裂带左旋平移运动，北西向压性构造的反转运动加剧，形成一系列北西向的中生界半地堑，同时形成侧列式排列的南北向断裂体系。燕山末期，随着太平洋板块向欧亚板块俯冲，这种类型半地堑逐渐萎缩消亡。
2.下第三系半地堑
（1）孔店构造层序转型期
此时郯庐断裂带由中生代的左旋平移运动向早第三纪的右旋平移运动转换，作用强度大，运动状态由南向北、由东向西迁移，表现为东营凹陷孔店组沉积时期盆地与以后的盆地具有相同的沉降中心；惠民凹陷孔店组沉积时期沉降中心在盘河地区，受北掉断层控制，而沙四段沉积时期沉降中心在宁津南断层下降盘。沾车地区大部分还暴露地表，只有零星区域有孔店组的沉积。以红色河流、冲积扇体系为主的沉积充填特征也证实了该期是构造剧烈运动时期。
（2）沙河街断陷发展期
经过孔店构造转型调整期，整个盆地受郯庐断裂活动右行平移运动影响，形成一系列北东向的洼陷和断裂体系。盆地断陷过程又可以划分三个“幕式”伸展期，分别对应于沙四段、沙三段—沙二段上亚段、沙二段下亚段—东营组。每个伸展期后，盆地普遍经历了短暂的区域抬升，部分先期发育的地层遭受剥蚀。此期是最重要油气生、聚时期，沉降中心由南向北迁移。
（3）东营末构造反转期
属于喜马拉雅期运动二幕，盆地从裂陷阶段向坳陷阶段过渡，由于区域应力场的转变，局部出现正反转构造。
3.上第三系渤海湾坳陷
此时济阳坳陷作为渤海湾盆地的一部分整体沉降，初期以河流相沉积为主，而后形成统一的渤海湾湖盆。它是最为广阔的一个湖盆。
三、断陷构造样式
1.断层
早第三纪，由于郯庐断裂的右旋平移作用，济阳坳陷形成了一系列北东、北北东、东西向、北西西向张性、张扭性的伸展断裂体系[4]，构成重要的构造坡折带。
该断裂体系断层以南东倾向为主，北西倾向为辅。断层倾向与断层规模、切割层位有关，而且具有地区性特点。南西倾向断层最为古老，切割层位最深。根据断裂带出现的构造位置的不同，分别形成凹陷边界断裂带、洼陷边界断裂带及斜坡盆倾断裂带等构造坡折带。
从断层的剖面形态分析，主要表现为板式、铲式和坡坪式三种[5]。板式断层规模较小，为同生断层初期具有的形态；在半地堑中，其控制的沉积体呈楔形，研究区内规模较小的晚期断层多呈板式。铲式断层规模较大，发育至中期的同生伸展断层多表现为铲式。坡坪式断层是同生伸展断层晚期的产物，规模较大，在其控制下常有多个沉降中心。
从断层的平面图形态上看，直线形、弧形、波状弯曲形断层均存在，前两者规模较小，后者规模较大，与伸展活动的差异性有关。
断层平面组合方式可分为：交叉组合（包括锯齿状、网格状、帚状、无规则分叉）；斜列和雁列组合；侧列组合。
剖面组合方式主要为三种：Y形，主断层与反向调整断层的组合；入形，后期断层改造老断层产生的组合方式；阶状，分为同向断阶和反向断阶。
2.褶皱
同生断层伴生的褶皱类型包括：张性走滑断裂伴生同生拖曳褶皱；直角拉张断层伴生滚动背斜；斜列式和雁列式断裂带伴生调节背斜。
综上所述，济阳坳陷下第三系复杂断陷盆地是在先存的北西向负反转半地堑之上发展起来的，由北东向半地堑为主组成的盆岭式结构，断裂剖面上呈板状、铲状或坡坪状组合。构造显示滑动和旋转特征，其间往往有横向传递断层调节位移量，平面上雁列展布，显示张性兼具扭性的特点[6]，并且具有东西分带、南北分块的构造格局。
四、构造坡折带对砂体的控制
1.凹（洼）陷边界断裂带
综合济阳坳陷陡坡构造带断裂及其组合特征，主断裂对砂体的控制模式可分为以下几种类型。
1）单断式（一条主控断层）
这种形式广泛发育于埕南断裂、义东断裂等处，可细分为高角度、低角度两种，形成持续下陷型边界，表现为一条持续多期活动的主断层控制了地层层序的形成及沉积体系域构成。低水位期主要为斜坡扇、盆底扇沉积。低水位期和湖侵期的活动强度大，因为处于长期活动的断裂下方，沉积区的沉降速率与沉积速度大致相等，其各个体系域的特征在这里表现不明显，仅在发育规模上有所差别，水下冲积扇是其主要沉积体系，尤以高角度断裂更为明显，如埕南断裂带西端，发育大规模角砾岩体。
纵向上扇体沿古断剥面不断加积、退积，平面上呈裙带状展布。扇体的展布与边界断层的产状有关。断面缓，扇体向凹陷推进的距离就长；断面陡，扇体向凹陷推进的距离就短。
单断层控砂模式以义东沙二段上亚段构造层序为例，砂体受控于边界断层，断层的下降盘，砂体成扇状分布，分布范围取决于断层的活动强度和物源的供给丰度。
2）多条主控断层
（1）侧列式组合控砂模式
该类型以东营凹陷北带最为典型。控制沉积的基岩断裂在发育过程中，沿着2～3条主断裂持续下陷，由NW向负反转断层和NEE向张性正断层组成，常常是多条断层向洼陷内部依次发育，形成后退式或前进式盆地边界。剖面上的标准特征是从边缘凸起向凹陷内斜坡倾没，发育了高低不一、宽窄不同的断阶。沉积类型由洼陷至盆缘有规律地组合叠置。断阶外侧斜坡以冲积扇、扇三角洲砂体为主，断阶上发育扇三角洲及水下扇，断阶下发育水下扇及浊积扇。
图11惠民凹陷临邑帚状断裂带坡折平面模式图
（2）帚状组合控砂模式
以惠民凹陷临邑断裂带为例。该断裂带有一二条主干断裂为二三级断层，向一端发散或分叉成多条规模变小、断距变小的次级断裂系统，呈左阶步排列（图1）。砂体展布受主断裂控制，其剖面特征为断阶式，下降盘的砂层层数增多。
（3）墙角式组合控砂模式
图21沾化凹陷五号庄－长堤断裂带墙角式坡折平面模式图
该模式以沾化凹陷五号桩－长堤断裂带为例。该断裂带沙三段下亚段由一条东西向和两条南北向的二级断层以及多条近东西向的三级、四级断层构成墙角断块。二三级断层控制了五号桩洼陷沉积体系的展布，层序初期低位域形成了四个低位扇扇体（图2）。墙角式断裂坡折模式控制着特定的砂体分布样式，而四级断层使扇体复杂化。
凹（洼）陷边界构造带主要由于断层下降盘的地层下降，导致沿断层面在上升盘和下降盘之间有一个明显的坡折。但断层在整个层序发育过程中，并非都为均匀持续活动，一般表现为早期活动强度大，晚期活动强度小。低水位期为斜坡扇盆底扇沉积，湖侵期为正常的深—半深湖水下扇沉积，高水位期为三角洲、辫状河三角洲沉积。
2.缓坡断阶带
济阳坳陷缓坡带往往与地形及同沉积盆倾断阶带有关。考虑到沉积、断裂的相互影响、相互作用，凹陷缓坡模式可分为沉积斜坡模式和同沉积坡折模式。
1）沉积斜坡模式
根据凹陷缓坡倾斜角度，又可划分为高角度斜坡模式及低角度斜坡模式。
（1）高角度斜坡模式
高角度斜坡的坡角较大，一般大于10°，最大可达30°左右。这种高角度斜坡古地形形成同湖盆的边界断层的活动有关，特别对应于湖盆发育的初期。伴随湖盆的发展，边界断层的活动强度增大，斜坡的坡度逐渐由小变大，其后由于断层的活动强度降低，沉积物的持续供给，坡度逐渐变得稳定。这一模式主要发育于东营凹陷南斜坡、沾化凹陷南斜坡等处，在各二级构造层序的初始发育期。其沉积类型低水位体系域主要以河流、洪积相、斜坡扇为特征，湖侵期以深—半深湖、碳酸盐岩性沉积为特征，高水位期则以河流－三角洲沉积为特征。
（2）低角度斜坡模式
低角度斜坡指的是斜坡的坡度较小，一般小于10°，斜坡古地形的形成主要受控于沉积作用。在层序地层的发育过程中，构造因素影响较小，主要出现在湖盆发育的中后期。如车镇凹陷南斜坡等沙二段上亚段—东营组构造层序发育期，均属于这种沉积模式。其低水位期主要发育河流、滨浅湖沉积，洪积相沉积不发育。
2）缓坡断裂坡折模式
济阳坳陷层序－体系域模式为：各三级层序的低水位体系域沉积期，湖平面下降速度大于构造沉降幅度，湖平面下降至坡折带以下，侵蚀基准面下降，前期沉积的三角洲体系露出水面，河道下切原（扇）三角洲平原、冲积扇沉积，在坡折带以上形成下切水道，其下形成斜坡扇，或直接进入深水区，形成盆底扇。这些扇体多以远源浊积扇为其在沉积体系内的表现形式，如东营南坡王家岗、梁家楼扇体等。在东营凹陷，这些扇体随构造运动变化所引起的湖盆沉积中心的迁移，自东向西逐渐移动，空间呈阶梯状连续分布。
结合济阳坳陷缓坡构造带断裂及其组合特征，主断裂对砂体的控制模式可分为以下几种类型。
（1）单断式（一条主控断层）
这种形式广泛发育于夏口断裂等处，如沙三段上亚段夏口断层的下降盘砂体呈现三个厚度中心区，断层生长指数为2.6、1.6、1.4，对应的砂岩指数为4.5、2.4、0.1。
（2）多条主控断层 又分为以下几种组合模式。
雁列式组合模式该类型以东营、车镇凹陷南坡最为典型，由数条NE—NEE向张性正断层组成，剖面特征为发育了高低不一、宽窄不同的断阶。由洼陷至盆缘沉积类型有规律地组合叠置。同一断层的不同部位其活动强度不同，对应的砂岩指数也不同，由多条二三级断层构成雁列式组合的主要断层控制了砂体的厚度及分布。
帚状组合模式以东营凹陷现河断裂带为例，其有一二条属于二三级断层的主干断裂，向一端发散或分叉成多条规模变小、断距变小的次级断裂系，呈右阶步排列。沙三段上亚段梁家楼砂体展布受主断裂控制，剖面上呈反向断阶式（图3）；平面上断裂体系呈帚状组合模式，断层下降盘低位砂体明显加厚，沿断裂有三个厚度趋势区。
图3东营凹陷梁家楼缓坡断裂坡折带剖面模式图
墙角式组合模式以沾化凹陷垦西断裂带为例，在其沙三段上亚段，由一条北西向和两条北东向的二级断层，以及多条北东向的三级、四级断层构成墙角，二、三级断层控制了垦西沉积体系的展布，层序初期低位域形成了四个低位扇扇体，墙角式断裂坡折模式控制着特定的砂体分布样式，而四级断层使得扇体复杂化。
在缓坡带，由于沉积物的快速充填，湖盆的深水域逐渐退缩，深水带与浅水带之间形成明显坡折的古地形，后期在此基础上发育起来的沉积层序列，主要形成同向断阶带。低水位早期主要发育低水位进积复合体，斜坡扇、盆底扇、下切水道沉积。其中低水位进积复合体主要形成于湖平面快速下降的过程中。
3.洼陷带
对应于凹陷不同阶段的构造活动特征，层序内部的沉积体系域组成，尤其是低水位体系域的特征不尽相同。
（1）强断陷型
该类型以沙三段—沙二段下亚段构造层序最为典型，尤其是沙三段沉积时期，由于边界断层活动强烈，造成山高水深，水系发育，水动力强的特点，同时低水位体系域仍存在较大的深水—半深水区。滨浅湖区构造坡折带以下，水下冲积扇体系沉积物在构造运动及洪水期高能入湖碎屑流的引发下，近岸水下冲积扇、扇三角洲的碎屑物质垮塌，以重力流形式再次搬运入湖，形成浊流体系，如五号桩、渤南洼陷等地区。平面上砂体呈扇形分布于洼陷中心。
在洼陷中心处，低水位体系域的深水砂体有可能与高水位体系域的滑塌砂体相叠置，在实际工作中应注意区分。
（2）弱断陷型
该类型以沙二段上亚段—东营组沉积时期构造层序最为典型，断陷活动相对较弱，地形高差小，相对湖侵范围大，呈现“湖浅水广”的特点，初期陆源沉积体系水动力相对较弱。三级层序低水位体系域浊积体系不发育，一般以碳酸盐岩及泥岩沉积为主。高水位期则发育滑塌浊积体。
五、构造坡折带对成藏的控制作用
1.凹（洼）陷边界构造坡折带对成藏的控制作用
由于凹（洼）陷边界的陡坡带靠近物源区，冲积扇及水下扇发育，地层超覆明显，无论是基底还是盖层断层都向盆地中心方向倾斜，可以形成逆牵引背斜圈闭、古潜山、地层超覆、断块圈闭等。砂岩上倾尖灭圈闭、坡积砂砾岩体圈闭亦常见。
铲形和坡坪式边界断层系形成的断鼻、断块，以及伴生的滚动背斜是济阳坳陷北部陡坡带最重要的构造样式，砂砾岩扇体是其主要储集岩体，以水下扇及各种重力流成因的砂砾岩扇体最为有利。包裹于生油岩中的浊积扇砂体，易于成藏，但大部分砂砾岩扇体成藏时，还需要具备良好的侧向遮挡条件。构造因素对砂砾岩扇体油气聚集的作用，主要表现在同生断层对扇体形成、分布和储集层圈闭的侧向遮挡条件的影响，后生断层对储集层性能的改善及油藏的再分布的影响。
发育在陡坡基岩古断剥面上的砂砾岩扇体在最初形成时，均呈由扇顶向扇端倾没产状，因此，扇体的高部位（即根部）除因物性变差可起一定的遮挡作用外，大多数有较好储集性能的扇体往往不具备遮挡条件。然而，随着扇体的堆积加大和沿陡坡向上超覆叠置，在重力及后期构造运动（断层的再次活动）等因素的作用下，沉积地层沿基岩陡坡下滑，造成扇体根部陷落回倾，尤其是处于断阶及其内侧基岩斜坡上发育的扇体，根部陷落幅度大，部分扇体回倾明显，从而使具有此特点的砂砾岩扇体在其顶面形成滚动背斜，成为良好的遮挡层。双断式及低角度边界断层易于形成此类油藏。如东营凹陷胜坨油田部分油藏属于该类油气藏。
在盆地边缘部位的水陆过渡带附近（或断阶上）形成的冲积扇、扇三角洲等砂体，由于构造运动的影响，造成不同时期形成的扇体间的不整合和超覆。这类砂体一般不与生油岩直接接触，而是通过断层与不整合面把油源区与地层圈闭沟通形成地层油藏，如在东营北部断裂带王庄地区稠油油藏。
高角度陡坡断面为坡度最陡的一类，以埕东、义东陡坡为典型代表，在该类断层下降盘近岸水下扇前方发育大量小型深水浊积扇，形成岩性油藏。如果其主要砂砾体中间有泥岩隔层，并与物性变差的上倾扇体根部配合，也可形成油藏。
2.缓坡构造坡折带对成藏的控制作用
缓坡带是箕状断陷演化过程中，地层超覆、尖灭、剥蚀和不整合经常发生的构造部位，因此地层超覆、不整合和上倾尖灭等圈闭特别发育。同向和反向同生断层发育，则往往形成断鼻、逆牵引构造圈闭。由于构造坡折带对砂体的控制作用，还形成一系列构造－断层－岩性圈闭。
缓坡带构造类型油藏以断层（同生断阶带）组合控制成藏为主要方式。当断层把具渗透性的储集层与在上倾方向不渗透的封闭层相接合时，则可能形成断层圈闭。如果在地层剖面上有储集层与封闭层的互层，则形成断层圈闭的概率取决于它们相互的比例。当有两条以上的断层切过该地层时，形成侧向封闭的可能性就较大。一般地，如果地层剖面中储集岩占25%，一条断层形成侧向圈闭的概率为50%，两条断层为75%，三条断层为88%，四条断层增至94%，五条断层达97%。车镇凹陷南坡东风港、大王庄油田就是同向断阶封堵成藏的典型实例。
缓坡带另一种普遍的圈闭形式是地层圈闭，尤其是地层不整合圈闭及地层超覆圈闭。这两种圈闭都与不整合面有关，其区别在于油藏与不整合面的位置关系，也就是含油砂体与不整合面的位置关系。不整合面对其下砂体形成上部封堵，形成地层不整合油藏，砂体可以是任何体系域中的多种类型；不整合面对其上的砂体形成侧向封堵，则形成地层超覆油藏，砂体以湖侵体系域滩坝为主。
3.构造洼陷带对成藏的控制作用
洼陷带的岩性圈闭储集层，以各种被生油岩包围的浊积砂体为主，具有得天独厚的成藏优势，通常认为仅需岩性的变化即可形成圈闭。实际上并非如此，洼陷中存在大量“空”的砂体，说明成藏机制仍很复杂。从层序地层学的原理出发结合构造分析，洼陷带的岩性圈闭成藏，其构造因素仍起着重要作用。
（1）低水位砂体较高水位三角洲浊积砂体更为有利
洼陷中存在大量含油与不含油砂体并存的现象，而这些砂体往往在空间及岩性组合上比较接近。以前从两类砂体的物性分析其差异，仅仅看到其表象而非本质。事实上，这两类砂体并非同一成因。面积大、物性好的砂体一般是构造活动期坡折带下的低水位扇体，如梁家楼、营11、王70砂体；而面积较小、物性较差的牛庄洼陷大量三角洲前缘滑塌浊积砂体，形成于三角洲进积过程中，其含油性往往较差。
（2）砂体形态对含油性的影响
前期沉积的浊积砂体，如果经过后期构造运动的改造，其形态发生变化，形成一侧上倾或背斜形态，则更易于成藏或形成更大的含油高度。
（3）断层对含油性的影响
包裹于泥岩中的浊积砂体，由于快速沉积的影响及缺乏向外的流体通道，其内部往往形成异常流体压力，不利于油气初次运移及最终成藏。如果同沉积断层或后生断层与砂体连通，则可以起到泄压通道的作用，降低内部流体压力，有利于后期成藏。
六、结论
济阳坳陷具有两种构造坡折带模式，即（洼）陷边界断裂坡折带、缓坡断阶坡折带。
组成构造坡折带的同沉积断裂具有多种组合样式，不同的坡折带岩石控制着不同沉积砂体形态及分布样式。由于构成构造坡折带的同沉积断裂差异沉降和脉冲式活动，导致砂体的层数和厚度明显加大，沉积旋回增多。
构造坡折带是良好的油气聚集带。同生断裂带提供最佳油气运移通道，其下降盘往往是砂岩厚度和层数的增加带，并且常伴生滚动背斜，形成岩性、构造－岩性油气藏。
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