地质评论投稿怎么样
1. 节理的工程地质评价要解决的三个基本问题是什么
节理的工程地质评价要解决的三个基本问题是：节理的发育方向， 节理的发育程度， 节理的性质。
2. 突破压力在地质评价中是如何应用的
突破压力由于受沉积环境、成岩作用、地层温压条件及构造应力作用等多种因素的影响，虽具有一定规律，但也不尽然。同一地区同一沉积环境，不同埋深、不同物质组成，其突破压力也可能差异较大。因此在进行盖层评价时应根据研究区内各种地质条件的影响程度，结合储层及其它实测资料进行评价。
表3—4 不同模拟条件下突破压力变化表排替压力主要是阻滞油气的渗流运移，是毛细封闭的重要评价参数。排替压力越高，突破压力越大或突破时间越长，则表明盖层的最大连通孔径越小，毛细阻力越大，封盖能力越强。除了上述直接测定参数外，还可用相对封闭压力、封盖系数及封盖气柱高度等参数将储层和盖层纳入同一系统中进行分析评价，这样结果将更加可靠。
（1）相对封闭压力：
盖层封闭压力与储层剩余压力的差值，即：Pr1=Pd-ΔPres；或采用盖层封闭压力与储层剩余压力的比值，即：Pr2=Pd/ΔPres。
（2）封盖系数：
除了用压力评价外，还可以用时间做评价参数，根据普赛尔公式，突破时间由3—2式确定。假设取样的样品与地质条件下盖层岩石孔隙结构一致，由此可以根据实测突破时间计算穿越盖层的突破时间：
式中tw——盖层的突破时间，s；H——盖层厚度，cm。
如果气藏的形成时间为t，则定义封盖系数为：tW与t的比值。
（3）封闭烃柱高度：
在不考虑地层超压及水动力条件下，盖层封闭油气的条件是Pdc≥PF，由此可得封闭的最大烃柱高度为：
式中THC——封闭最大烃柱高度，m；ρW、ρHC——水和烃的密度，g/cm3；g——重力加速度，9.8m2/s。
3. 勘探阶段地质评价
在区域地质评价提供的远景区块布置探井，通过钻井测试作业得出更为可靠的回储层参数。根据这些参数对探答区进行勘探阶段的地质评价，进一步认识探区内煤层气的开发潜力，优选出最佳区块。勘探阶段通常要完成以下任务：
1）取全目的层煤心：对煤心进行含气量、吸附等温线、镜质组反射率、工业分析、元素分析、孔隙度、渗透率、孔隙体积压缩率等测试。
2）测井：至少应进行密度、伽马、电阻率、微电极、自然电位等测井，由此可精确识别煤层及其厚度、深度、密度、孔隙度、灰分产率等。
3）试井：由此可获取试井渗透率和原地应力等参数。
通过以上获得的参数可对煤层气的开发潜力做出较为可靠的评价，同时还可运用储层模拟软件对主要参数进行敏感性分析，确定影响煤层气产量的主控因素，指导下一步的勘探开发。
4. 地质找矿论丛排名，地质找矿论丛投稿，地质找矿论丛怎么样
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5. 开发地质评价
6.2.4.1 煤层埋藏深度
煤层的埋藏深度是影响煤层气开发重要因素之一。一方面，煤层埋藏越深，投入的开发成本会越高；更重要的另一方面是，煤层埋藏越深，储层所受的地应力越高，高地应力导致裂隙闭合渗透率急剧降低，开发难度加大。
以沁水盆地南部为例，该区主力煤储层的深度为400～800m，煤储层的埋藏深度与渗透率和产能有很强的相关关关系（图2.24）。在650m以浅的埋深，煤储层的最小水平主应力小于12MPa，现今地应力场状态处于伸张带，煤储层渗透性相对较好，煤储层试井渗透率平均大于1×10-3μm2；在650～1000m埋深时，煤储层最小水平主应力为12～20MPa，现今地应力状态为由伸张转化为压缩的过渡带，煤储层渗透性变差，煤储层试井渗透率平均大于0.1×10-3μm2；在1000～1500m埋深时，最小水平主应力大于20MPa，现今地应力状态转化为压缩带，煤储层试井渗透率平均大于0.01×10-3μm2，由此可知煤储层渗透率随深度呈不同的变化梯度显著降低（孟召平等，2010）。同时，根据对沁水盆地樊庄和郑庄区块煤层埋深与煤层气井气、水产量的耦合关系也发现，该地区最有利于煤层气开发的煤储层埋藏深度在500～700m之间。其中，埋藏较浅区域（300m以浅）多处于煤矿开发区或处于煤层甲烷风化带的影响范围，因此气含量较低，不利于煤层气的开发，而高于700m的区域大部分井为低产气井。
综合考虑上述因素，确定煤储层埋深埋深（D，单位：m）的隶属度函数为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6.2.4.2 储层压力
储层压力，又称为地层压力或储层裂缝中的流体压力，多由试井获得。煤储层压力对煤层气含量、气体赋存状态起着重要作用。同时，储层压力也是水和气体从煤的裂隙中流向井筒的能量之源。当煤储层压力降低时，煤孔隙中吸附的气体便开始解吸，向裂隙中扩散，在压力差作用下从裂隙向井筒流动。煤层气开采就是根据这一原理，通过排水降低储层压力而实现采气的。同时，储层压力的改变影响到正常有效应力的改变，进而控制渗透率。以沁水盆地郑庄区块为例，储层压力低于5MPa时大部分井为低产井，而高于5MPa时储层压力越高，产气量越高，两者呈幂指数关系（图6.5a）。因此，储层压力越高，对煤层气的储集和开发都越有利。
图6.5 郑庄区块产气量与煤储层压力（a）和临界解吸压力（b）之间的关系
一般用压力梯度去衡量储层压力的大小。煤储层压力的非均质性（纵向和横向）非常严重，即一个矿区内的不同地区的储层压力可能呈现显著的差别。据前人的研究结果（叶建平等，1998；张延庆和唐书恒，2001），这里统计了全国目前有煤层气勘探钻井的20个矿区的煤储层压力梯度数据，并将各数据绘制成高低图（图6.6）。
图6.6 我国部分矿区储层压力分布（原始数据引自叶建平等，1998）
我国煤储层的压力梯度一般为2.3～18.31kPa/m。平均储层压力梯度高于10kPa/m的地区包括辽宁的红阳煤田、铁法矿区，安徽的淮南煤田，陕西的韩城矿区、山西的河东煤田和贵州的六盘水矿区等。储层压力梯度低于7kPa/m的地区包括河北的峰峰矿区和开滦煤田，山西的屯留矿区等。在研究储层压力时，一般按照压力梯度将煤储层划分为：低压储层（<9.30kPa/m）、正常压力储层（9.30～10.30kPa/m）、高压储层（10.30～14.70kPa/m）和超压储层（>14.70kPa/m）。张延庆和唐书恒（2001）按照储层压力低于、等于和高于9.79kPa/m而将储层划分为欠压、正常压力和超压储层。综合这些分类标准，这里定义储层压力梯度（P，单位：kPa/m）的评价函数为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6.2.4.3 临储压力比
煤层气开发不仅取决于原始储层压力的高低，更与临界解吸压力密切相关。通常临界解吸压力反应了煤层气可开采的潜力。煤储层的临界解吸压力越大，在排水降压过程中，煤层气越多且越容易解吸，因此煤层气井稳定产气高峰到来越早，单井气产量越高，可动用储量越高。
如图6.5所示，沁水盆地南部郑庄区块产气量与煤储层压力呈幂指数关系，而与临界解吸压力呈线性正相关关系。对于煤层气储层来说，临界解吸压力不低于储层压力。所以，当储层压力较低时，临界解吸压力也较低，煤层气井极易低产或不产气；当储层压力较高时，需要考虑临界解吸压力的高低。当煤储层为高饱和气藏时，其临界解吸压力也较高，因此气井产量也较高，当煤储层为欠饱和气藏时，其临界解吸压力相对较低，因此气井产量也相对较低。因此，对于煤储层评价来讲，储层压力和临界解吸压力均较高才能称为是优质的储层。
由于前文在储层评价时已考虑储层压力评价参数，这里取临储压力比作为另一个主要评价参数。临储压力比，即为临界解吸压力与煤层气储层压力的比值。临储压力比（PC，无量纲）的评价隶属度函数定义为：
煤储层精细定量表征与综合评价模型
6. 地质评价的内容和原则
区域地质评价阶段是根据已有的生产、科研资料，对含煤盆地或含煤区进行煤层气开发潜力的初步评价，优选出有利的投资地区。
1.区域地质评价的内容
资料收集与野外调研：对研究的含煤盆地或含煤区已有的实际资料进行全面收集，主要包括基础地质资料、煤资源量资料、气资源量资料和储层特性资料4个方面。野外调研包括露头及井下地质剖面的实际观测和取样。
室内资料整理和分析：从收集到的和实测的各方面资料中提取出有用的地质参数，建立符合研究区实际情况的预测评价模型，即各种评价参数的适用性、评价原则、评价标准等。
初步评价：根据已经建立的评价模型，进行全面的煤层气开发潜力评价，优选出煤层气勘探开发区的有利远景区。
前景勘探区的确定：通过各种图件（煤厚等值线图、含气量等值线图、煤级图、埋深图等）分析，从远景区中优选出有利区块，供进一步勘探。有利勘探区块的优选主要从以下几方面入手：
1）煤层气含量：确定富含煤层气的煤层及其厚度，由解吸实验确定煤层气含量及其分布规律，圈定煤层气风化带，确定可能的气藏范围并计算远景资源量。
2）确定可渗透储层：根据煤中裂隙的描述、测井资料、构造曲率分析、构造应力分析等确定渗透性较好的储层。
3）水文地质条件分析：查明煤岩层含水性、径流条件、煤岩层之间的水力联系，获取水文地质参数。在某些地区水文地质条件可能是控制煤层气开发的主要因素，因为地下水的运移不仅能导致煤层气的逸散，而且更重要的是导致煤层气的富集。
综合评价：确定可供勘探的有利区块和煤层，提出勘探井位。
2.评价原则
煤层气区域地质评价应以高资源丰度、高渗透性为原则。具体为：
1）煤层厚度与含气量：煤层越厚，层数越多，含气量越高，越有利于煤层气的勘探开发。
2）裂隙发育情况：决定了渗透率的高低，发育完好的裂隙、割理系统预示着渗透性好。以原生结构煤与碎裂煤的渗透性最好。
3）后期构造作用：后期构造作用越强烈，煤体结构破坏越严重，越不利于煤层气勘探开发。
7. 圈闭地质评价
一、圈闭的一般特征
圈闭是储层中可以阻止油气继续向前运移，并在那里储存起来成为油气聚集的场所。圈闭是1934年由麦科克夫(E.H.McCough)提出的比背斜理论更具概括性的油气成藏理论。
圈闭条件的构成，可以是地层向上弯曲成为背斜(背斜圈闭);也可以是储层沿上倾方向与非渗透层以断层相接(断层圈闭);也可以是储层沿上倾方向被非渗透层不整合覆盖(地层圈闭);或是储层沿上倾方向物性变差或发生尖灭(岩性圈闭)以及前述诸因素的组合(复合圈闭)等(图5－7)(《地球科学大辞典》编委会，2005b)。
图5－7主要圈闭类型示意图黑色为油气聚集部位
形成圈闭有三个重要条件:①适合于储存油气的储层;②阻止油气逸散的盖层(有时下界为水);③从各个方向上阻止继续运移并造成油气聚集的遮挡物，它可以是盖层本身的弯曲，如背斜。也可以是另外的遮挡物，如断层或岩性变化等。确切地说，形成圈闭这种油气聚集场所的必要条件，或者说圈闭所表现的主要特征，是具有封闭条件的构造形式。
圈闭中未必都有油气，一旦有足够数量的油气进入圈闭，充满圈闭或占据圈闭的一部分，便可形成油气藏。然而，是油气藏就一定存在圈闭，就一定是具有封闭条件的构造形式。据此推理，多数油气藏(田)大都适宜CO2地质储存。
圈闭的储层为油气提供了储存的空间，这就要求在储层内部有足够的孔隙，这些孔隙可以是原生的(沉积的)、次生的(成岩作用的)或裂缝。同时储层也必须具有传输和交换流体的能力，这就要求储层内和沿连接储层和有效烃源岩体的运移通道有充分、有效的渗透性。盖层同样是圈闭的必要组成部分，没有有效的盖层，烃类就会随时间推移运移到储层之外，那么圈闭就失去了有效性。所有的圈闭都要求有一定形式的顶部盖层，当然由于圈闭的复杂性，许多圈闭还需要其他有效盖层，如侧向盖层等(陈昭年，2005)。
圈闭类型的划分主要有:①以储层形态，把油气藏分为层状、块状和不规则状;②按圈闭的封闭性划分为封闭型、半封闭型和不封闭型;③按成因把圈闭划分为构造圈闭、地层圈闭和复合圈闭3种。
我国对圈闭类型的划分，主要从成因和形态出发，一般把圈闭分为构造、地层、复合圈闭几种;也有分为构造、岩性、地层和水力圈闭的。各类还可继续细分为若干亚类，如构造圈闭可进一步分为背斜、断层、刺穿接触等;地层圈闭还可进一步分为岩性不整合、古地貌圈闭等。背斜圈闭是世界上最早被认识的圈闭类型，实践表明，背斜圈闭是最主要、最普遍、最明显，也最易找到的圈闭类型;而非背斜圈闭成因复杂，形态多样。
原生地层圈闭由同生沉积中的变化而形成的原生的沉积地层圈闭。原生地层圈闭一般可以被分为两类:一类是由侧向沉积变化而形成的圈闭，诸如相变和沉积尖灭;另一类是由埋藏的沉积起伏而形成的圈闭。
次生地层圈闭又称成岩圈闭。是地层沉积后的变化形成的地层圈闭。成岩作用受原始沉积环境、沉积岩石成分、结构、埋藏深度、孔隙流体等多种因素的影响，压实、胶结等使孔隙减小，溶蚀、重结晶、矿物转化等使孔隙增大。因而成岩变化既可形成孔渗相对较高的储层，同时也可形成致密的封闭岩层。碳酸盐岩和碎屑岩地层均可形成成岩圈闭。
水动力圈闭是指水动力条件形成的油气圈闭。大约自20世纪中期以来，勘探人员就已经知道在许多含烃圈闭中油－水界面是倾斜的。在其他情况下，没有静态闭合度的圈闭含有烃，而确实有静态闭合度的圈闭却不合乎常理地不含烃。对这些现象的解释是，储集条件是水动力的，而不是水静力的。通常油－水界面的倾斜度很少超过几度，但也有高倾斜度的报道(高达10°)。如果油－水界面的倾角超过了圈闭侧翼的倾角，圈闭就将被冲掉(一般来说，如果圈闭侧翼倾角超过5°，那么就很少有圈闭冲掉的风险)。因此，在评价侧翼相对平缓的构造圈闭时，应对水动力条件予以足够重视。倾斜的油－水界面可能同水动力现象以外的其他现象有关也是非常重要的，如储层变化和新构造运动。同时应注意到，现时的水动力条件不可能反映过去的水动力条件。在流动方向上油－水界面的倾斜是烃和水的水力梯度及密度的函数，油的密度越低，水流越大，石油就越容易被驱替。
二、陆相沉积盆地圈闭特征
(一)陆相沉积盆地圈闭成因类型及特征
陈敏杰等(2007)从科学性和实用性出发，将油气藏划分为背斜圈闭、断块圈闭、岩性圈闭、地层圈闭和混合圈闭等油气藏类型。
1.构造圈闭油气藏
1)背斜构造油气藏:背斜构造油气藏是指背斜圈闭中的油气聚集，其数量众多，储量和产量比例大，成为中国重要的油气藏类型(图5－8a)。在侧向挤压力和同生沉积作用下，可以形成多种成因类型构造圈闭油气藏。可分为挤压背斜、逆牵引背斜、披覆背斜和底辟拱升背斜等四种油气藏亚类。这类油气藏的共同特点是:①背斜圈闭形式，闭合高度控制油气分布;②油气藏内部流体聚集按重力分异进行;③有统一的油、气、水系统，即有统一的油(气)水界面，又有统一的压力系统;④以层状油气藏为主，部分为块状油气藏。
图5－8主要油气圈闭类型示意图
2)断块油气藏:断块油气藏是指油气在断块圈闭中的聚集，油气的分布和富集程度主要受断层形成与油气形成运移时间匹配和断层遮挡条件控制。由于断层线与储集层顶面构造等高线之间相互组合形式不同(图5－8b)，可分为断鼻、阶状断块、屋脊断块、地垒式断块、交叉断块、逆掩断块和多断层组合等8种类型圈闭，相应形成8种类型油气藏。断块油气藏是中国分布最广，最为重要的油藏。
3)裂缝油气藏:构造断裂作用和成岩后生作用都能使各种致密、性脆薄层、致密灰岩、白云岩、砂岩、油页岩、泥灰岩和泥岩产生层间裂缝或局部裂缝发育区，成为储集空间和渗透通道。在一定构造背景下，形成裂隙层间缝圈闭。裂缝产生的原因很多，在成岩过程中可以形成收缩裂缝和层间缝。在泥岩异常高压带，由于压实和脱水，泥岩逐渐由塑性变成刚性，形成大量的微裂缝。地层褶皱或断裂也可产生构造裂缝。其油气藏分布特点为:①裂隙层间缝储集岩体紧邻生油岩，组成自生自储成油组合;②油气分布主要受裂缝系统控制，且裂隙和层间缝分布不均匀，含油层段变化大，短距离即消失，含油范围分布不规则;③单井产能变化大，日产油量数吨至近千吨不等，初产油量高，产油量不稳定，产能递减快;④按致密岩层类型及其裂隙、缝的成因差异，可分为以下几种裂缝层间岩性油气藏:包括泥岩裂缝油藏，如潜江凹陷泥岩裂隙油气藏;碳酸盐岩裂缝性油气藏，如四川盆地云锦向斜中的灰岩裂缝和大安寨区裂缝油气藏;砂岩裂缝油气藏，如四川盆地逐南裂缝砂岩油气藏。
2.岩性圈闭油气藏
在陆相沉积盆地中岩性、岩相变化频繁，储集岩体类型众多，在平面上和垂向上不同类型储集岩体相互叠置，有利于形成多种类型的岩性圈闭。由于岩性圈闭成因和遮挡条件的差异，相应可分为储集层(砂岩和碳酸盐岩)上倾尖灭油气藏、古河道砂岩岩性油气藏、透镜状岩性油气藏、裂隙和层间缝岩性油气藏、储集层物性封闭油气藏等5种亚类。岩性圈闭油气藏的共同特征是:①岩性圈闭的储集体往往穿插和尖灭在生油岩体中，不仅有充足的油源，还有良好储盖组合条件;②岩性圈闭的遮挡条件往往与储集体同期形成，圈闭形成期均早于油气生成和运移期;③油源来自同期沉积的生油岩，油气一次运移直接排入储集层，油气性质与其四周围岩的成岩阶段有关。生油岩体后期产生的裂缝带和溶蚀带，油气重新聚集，形成岩性裂缝封闭油气藏;④岩性油气藏分布有一定规律性，与河湖沉积体系和古地形有关，具有环带状分布特征。
3.地层圈闭油气藏
地层圈闭油气藏大多是由构造运动引起的沉积间断、削蚀和超覆沉积等作用下，储集体沿不整合面或侵蚀面被非渗透性岩层围限或遮挡，形成地层圈闭，并在其中发生油气聚集。按圈闭所处位置和遮挡条件可分为地层超覆油气藏、地层不整合“基岩”油气藏和不整合油气藏等3种亚类:
1)地层不整合“基岩”油气藏(又称潜山油气藏)。古潜山油气藏成因特点是:①“新生古储”成油组合，原油性质具陆相成因特征;②生油岩与“基岩”储集体直接接触，以断层面和不整合面为供油通道，成为“基岩”油气藏形成的必要条件;③“基岩”块体的储集层由碳酸盐岩、渗透性砂岩、变质岩、火成岩和火山碎屑岩等岩石组成，缝、洞、裂缝系统发育。
2)地层不整合油气藏。这类油气藏成因特点是:①油源可以来自下倾方向的同期生油岩系，也可以来自古油藏的油气;②按不整合遮挡条件大致可分为两种不同类型的地层不整合油藏，即沥青稠油封堵层(在化学风化作用下油藏顶部部分原油遭受氧化，在不整合面附近的渗透性砂岩中形成沥青塞封闭条件，如辽西凹陷曙光油田和酒西盆地石油沟油田)和不整合面上覆为泥岩不渗透地层覆盖(形成良好封堵条件，如东营凹陷金家油藏等);③原油普遍氧化，油质较重，向油层下倾方向油质变轻;④以层状油藏为主(图5－8c)。
3)地层超覆油藏:在湖盆主要发育阶段的水进时期，发育了一套由粗到细的正旋回沉积，并自下而上逐层向湖盆边缘斜坡带超覆，不仅向缓坡带超覆，还向陡坡断崖超覆，超覆层上部泥岩盖层分布范围往往大于其下伏的砂岩体分布面积。而地层超覆不整合面附近由致密不渗透的火成岩、变质岩或泥岩组成，形成良好的顶底板遮挡层。在斜坡带的古鼻状构造背景下地层超覆线与构造等深线交切，形成了地层超覆圈闭。地层超覆油气藏主要分布在盆地斜坡边缘带、盆地内部古隆起、古凸起的边缘，多呈舌状、裙边状断续分布。如东营凹陷单家寺油藏、辽河凹陷齐家油藏、柴达木盆地马海油藏和准噶尔盆地乌尔禾油藏等。
(二)岩性地层圈闭的主控因素
据刘震等(2006)研究，岩性地层圈闭与构造圈闭在成藏条件和成藏机制方面存在一定差别。岩性地层圈闭的形成条件复杂，决定了其成藏主控因素具有自身的特点。提出了岩性地层圈闭成藏“四元主控”观点。即运移通道条件、流体动力条件、储层临界物性特征和砂体封闭条件。
1.油气运移通道条件
运移通道条件包括通道类型及其输导油气的能力。运移通道包括具有一定孔渗条件的岩体、具有渗透能力的断裂或裂隙体系以及可作为流体运移通道的不整合面，常分为断层型、输导层型、裂隙型及不整合型等4种类型(王照录等，2000)。运移通道与油气聚集相辅相成，含油气系统的运移通道不同，则油气运聚的方式各异;反过来油气的不同运聚方式又可以改造甚至形成新的运移通道。运移通道具有相对独立性、时空性和复杂性。运移通道的结构特征及其与烃源区的空间配置关系，对油气成藏有着十分重要的意义。对于岩性地层油气藏而言，岩性输导层的孔隙度、渗透率等表征其输导能力的参数值的空间变化可能尤为重要。
2.流体动力条件
沉积盆地油气富集在宏观上是由地层压力、浮力、水动力和构造应力等因素控制的流体动力条件综合作用的结果(叶加仁等，1999)。压力场、地温场和地应力场的分布及彼此相互耦合的关系直接影响着油气的运移与聚集。构造油气藏一般发育在相对的构造高部位且大多处于成藏以来的长期继承性的低势能区。岩性地层油气藏的流体动力条件相对要复杂一些，成藏期岩性地层圈闭处于低势能区，由于不同类型的压力系统形成及演化的差异，造成在现今的低势能区和高势能区岩性地层油气藏均有分布。因此，成藏期的古流体势场分布及势能梯度特征等古流体动力条件对于岩性地层圈闭能否成藏尤为重要。
3.储层临界物性条件
构造圈闭受构造作用可以改善储层物性条件(如构造裂缝)，构造油气藏局部范围内储层的岩性与物性相对比较均一。而岩性地层圈闭的物性条件主要受沉积相控制和成岩作用两种机制控制，并影响储层的孔渗性，构造运动对储层的物性影响一般相对较弱。同时，岩性地层圈闭由于常常跨越不同岩相带，同一油藏范围内储层的岩性物性变化很大(胡见义等，1986)。其储层物性条件不仅直接影响圈闭的油气充满度，而且由于岩性地层圈闭油气运移的特点，渗透性地层同时起到运移通道和储层的双重作用，其物性条件明显影响油气运移通道的输导能力。
1)储层物性影响烃类充注:砂体内部物性对砂岩体含油气性具有控制作用，当分选在差—中等时，只有物性达到一定条件，砂体内部才开始含油气。刘震等(2006)在莺歌海盆地发现气层的平均孔隙度与含气水层、水层的平均孔隙度值差别不大，一般相差小于7%。但渗透率差别却十分明显，气层平均渗透率比含气水层、水层的渗透率大(30～40)×10－3μm2，表明只有当砂层渗透率达到24.62×10－3μm2后，天然气才可能充注进入砂体。庞雄奇等(1998)在研究东营凹陷时发现，砂体平均粒径达到0.2mm时，砂体内部才开始含油气，含油气岩性砂体分布在其平均孔隙度>12%的砂体内，平均渗透率>1×10－3μm2时才能含油。因此，储层物性的临界条件对油气充注有着重要的影响。
2)储层物性主要受储集相类型和成岩作用双重控制:岩性圈闭的形成，主要受沉积相带展布和最大经历埋深控制(雷茂盛等，1999)。相应的储层物性主要受储集相和成岩作用的双重控制，一般来说三角洲、滨湖、风成砂相储层储集物性较好;而冲积扇体、河流、深水浊积体各亚相储集物性变化大。成岩作用过程中，岩石中的不稳定矿物被原生孔隙中的流体溶解形成了次生孔隙，所形成的次生孔隙改善了储层的物性，有利于油气的充注和优良储层的形成。
4.砂体封闭条件
表面上看，由于岩性地层圈闭是在沉积过程中多因岩相相变形成，其成藏后封闭条件似乎不成问题，但实际上岩性地层圈闭的封闭保存条件与构造油气藏相比，同样至关重要。如果储层与盖层的能量配置不利，同样会由于盖层发生水力破裂而使油气散失。岩性地层等隐蔽圈闭封闭保存条件不仅受遮挡层厚度的影响，而且与圈闭内的流体动力强弱有关。
成岩作用控制了盖层的突破压力大小以及物性因素等封盖性能。岩性圈闭油气藏的形成深度一般大于2500m，当砂体顶面泥岩盖层埋藏太浅，泥岩压实程度低，成岩程度差，物性一般较好。此外，上部地层孔隙流体活跃，则不利于致密岩的形成(宋铁星等，2001)，导致封堵油气的能力较差。若埋藏过深，在超压流体的作用下易发生水力破裂，泥岩中产生裂缝而发生油气的散失。只有埋藏达到适当深度，岩石经过强烈压实作用后孔隙大量损失，渗透率大幅度降低，地层流体不活跃并且矿化度较高，大量矿物沉淀，泥岩致密性变强，才可能形成有效的盖层或遮挡层。砂体顶面的泥岩盖层的封闭性能由于油气的幕式充注及储盖的能量匹配情况变化而表现出一定的旋回性:当流体未充满或外溢、渗漏时，砂岩流体压力和泥岩孔隙压力都小于孔隙临界压力，发生流体持续充注，盖层封闭;烃柱高度增加到一定程度时，储层砂岩流体压力大于孔隙临界压力，盖层发生水力破裂，盖层封闭性能丧失，随着流体的泄漏，储层砂岩流体压力降低，重复上述过程。因此，封闭条件是岩性地层圈闭成藏的重要因素之一。
三、行业标准技术规范提出的圈闭评价方法
据中华人中华人民共和国石油天然气行业标准《圈闭评价技术规范》(SY/T5520－2005)，圈闭评价是以油气成藏理论为依据，以石油、天然气勘探数据库为依托，充分利用地面物化探资料、井筒资料和综合研究资料，采用综合评价方法，对识别出的圈闭进行含油气性综合分析、资源量计算、经济评价、圈闭综合排队优选和可钻圈闭的精细描述，进而提出预探井部署设计意见，并对已钻探圈闭进行圈闭钻探效果分析和反馈评价。
(一)圈闭含油气性评价内容、评价参数选择和标准
1.评价内容
评价的内容和程序依次为:预探阶段的圈闭评价按圈闭识别、圈闭含油气性评价、圈闭经济评价、圈闭综合评价和圈闭钻探效果分析。评价时宜循序渐进地进行。
2.圈闭识别
以盆地评价优选出的有利含油气区带为对象，以地震资料为主要依据，识别可能存在的所有圈闭，划分圈闭序列，对其形态进行描述评价，并确认其可靠程度。
1)构造类圈闭的识别:作出各地震反射层的构造圈闭平面图、关键部位的构造剖面图，按照规范相关附表填写圈闭与断层基础数据，并利用地质录井、垂直地震、测井、测试、分析化验和综合研究等资料，对主要目的层的地层、岩性、储层物性、断层封堵性、油气赋存条件进行研究，开展地震相、沉积相、储层预测和特殊地质体解释及圈闭发育史分析。
2)岩性地层等非构造类圈闭的识别:在新油气区根据二维或三维地震解释资料和层序地层学研究成果，利用构造等高线、地层超覆线、地层剥蚀线、储层尖灭线、断层线相互间的组合关系，作出反映岩性地层等非构造类圈闭形态的平面图、控制岩性地层等非构造类圈闭形态的剖面图，确认岩性地层等非构造类圈闭。按照规范相关附表填写圈闭与断层基础数据。利用地质录井、垂直地震、测井、测试、分析化验等资料和综合研究成果，开展主要目的层的地震相、沉积相和储层预测，同时进行圈闭发育史分析。
在老油气区进行岩性地层等非构造类圈闭的识别过程中，必须充分应用三维地震资料，同时结合层序地层学理论，开展高精度层序地层、高级次等时地层单元、沉积体系、沉积相(亚相、微相)、储层、岩性地层等非构造类圈闭特征等方面的研究，在此基础上确认岩性地层等非构造类圈闭及其分布的基本规律，进一步提高识别岩性地层等非构造类圈闭的精度。
3.圈闭识别成果
包括圈闭识别文字成果、圈闭识别成果表和圈闭识别附图等成果。
4.圈闭含油气性评价参数的选择和标准
由于油气形成条件和分布规律的差异性，不同盆地或探区的圈闭评价参数及其标准有所不同，同一盆地或探区不同目的层系的圈闭评价参数及其标准也有所不同，应区别对待。对于新区勘探或风险勘探中的圈闭评价，受资料的限制，一些评价参数可以根据实际情况进行参数确定和选择。
1)圈闭条件评价参数和标准:包括圈闭类型、可靠程度、圈闭面积、幅度和高点埋深等。依据圈闭的可靠程度、类型和基础数据，制定评价标准，确定权值，求得圈闭条件评价系数。
2)储层条件评价参数和标准:包括储层类型、沉积相带、厚度、渗透率、孔隙度、储层岩性和分布的稳定性。依据沉积相、储层类型、规模、物性及岩石学特征，建立评价标准，确定权值，求得储层条件评价系数。
3)保存条件评价参数和标准:盖层厚度及其岩性、其他遮挡条件(背斜、断层、岩性等圈闭侧向上的封堵条件)、后期破坏情况(指圈闭成藏后，对油气藏产生破坏的断层、火山岩、水动力活动)、盖层性质(区域性或局部性盖层)。依据区域沉积相资料，对盖层性质、断层封堵性、地下水及区域水动力等资料进行分析，建立保存条件评价标准，确定权值，求得保存条件评价系数。
4)圈闭优选:依据圈闭综合排队结果和预探的需要，在综合评价后的Ⅰ、Ⅱ类圈闭中优选那些圈闭排队靠前，没有钻探或有进一步钻探意义的圈闭。通过运用勘探决策分析法，选择那些评价系数高、油气资源量大、经济评价效益好、主要目的层储层好以及地表工程条件好的圈闭，即排队靠前的圈闭。
(二)圈闭的描述
1.圈闭精细描述
1)地震剖面标定:利用区内或相邻地区已有钻井的井筒资料，对地震剖面进行层位、岩性和深度标定，以提高解释精度。
2)圈闭形态特征描述:进一步落实、修正构造等值线、断层线、地层超覆线、剥蚀线、储层尖灭线，并描述其平、剖面形态特征及组合关系，编制圈闭目的层平面精细构造图。
3)保存条件描述:①盖层发育情况描述。包括盖层的岩性、厚度和分布;②断层封堵性描述。包括可塑性、微观结构及后期破坏程度，断层断穿层位和横向延伸长度，断层性质和活动时期，以及断层两侧岩性配置关系等。
2.储层描述
包括储层横向追踪;储层沉积相、规模、厚度及空间展布预测;储层孔隙度、渗透率和压力预测等;利用储层反演技术识别单砂体并刻画其形态及边界等。
8. 区域地质及矿体地质评价
（一）区域成矿地质背景评价
鲁春-红坡中三叠世晚期至晚三叠世早期的碰撞后拉张和裂陷导致的成谷、成盆作用及其裂谷作用过程中的“双峰式”火山岩浆活动，为喷流-沉积型（SEDEX）块状硫化物矿床的形成提供了有利的盆地-火山-成矿的构造动力学背景。在鲁春-红坡“双峰式”火山岩带中，除已有的鲁春锌-铜-铅（银）多金属矿床以外，近年来，以鲁春矿区为典型代表的矿床成因和区域成矿地质条件分析研究，于该带中发现了新的矿点和矿化线索。在鲁春矿区北部的相同层位中尚有布研拉渣锌-铜-铅（银）多金属矿点及地球化学异常区，在鲁春-红坡“双峰式”火山岩带南端的相同层位中还发现了红坡牛场铜-金（铅-锌-银）矿点及地球化学异常区，显示出很好的找矿地质前景。
（二）鲁春矿区的矿体地质评价
（1）鲁春Zn-Cu-Pb（Ag）多金属矿床是产于中三叠世晚期至晚三叠世早期裂谷盆地中的喷流-沉积型块状硫化物矿床，属同生层控型矿床，具有形成大型/特大型Zn-Cu-Pb（Ag）多金属矿床的优越地质条件，赋矿盆地保存尚好，找矿前景很好。
（2）鲁春矿区的含矿岩系厚度大（大于200m），空间延伸较稳定（约3600m），Zn-Cu-Pb（Ag）矿体（层状矿体）呈多层状顺层产出。含矿岩系可划分上含矿层和下含矿层两个层位，除上含矿层出露区地表及浅部有一定数量的工程控制矿体外，下含矿层中没有工程揭露或控制矿（化）体，从已出露各地质点的情况看，下含矿层中还有多层矿（化）体分布，进一步工作可望找到新的矿（化）体。
（3）鲁春矿区的原矿体储量计算的最低工业品位指标为：w（Cu）≥0.5%,w（Pb）≥1.55%,w（Zn）≥3.0%，远高于国家规定标准的最低工业品位指标：w（Cu）≥0.5%,w（Pb）≥0.7%,w（Zn）≥1.0%（矿产工业要求参考手册，1986），且矿区内有相当数量的工程取样未揭穿和完全控制矿体，因此鲁春矿床的资源潜力仍很大。
（4）鲁春矿区中除主要有用组分Zn、Cu、Pb分别能圈出矿体形成矿床规模外，矿体中伴生有相当高的Ag组分。已有分析成果显示，单工程取样的矿石中含Ag为2.7～990.2g/t，平均含Ag为64.6g/t，矿石组合分析含Ag为24.0～157.0g/t，选矿样中含Ag为47.0g/t，矿石简项分析平均含Ag为47.75g/t。亦即矿石中伴生Ag品位均大于20.0g/t，平均可达47.0g/t，远远高于Zn-Cu-Pb矿床中伴生Ag的最低工业品位2.0g/t。同时对矿化绿泥板岩、硅质岩和矿石中的含Au性进行了分析，伴生Au为0.02～0.06g/t，亦达到Zn-Cu-Pb矿床中伴生Au的最低工业品位0.02g/t（矿产工业要求参考手册，1986）。鲁春矿区中伴生元素Au、Ag均可回收利用，从而提高矿床中有用组分的综合利用价值。
9. 水文地质评价
4.2.1地下水系统划分及其特征
在东营市辖区地表下数百米以内到处分布有多层系统结构的粉砂、淤泥和粘土，除土壤水带以外，地下水充填在多层系统沉积物的孔隙中，地下水在砂层中的运移要相对比在淤泥和粘土中运移通畅得多，高渗透性层称为含水层，反之称为隔水层。辖区内地下浅部数百米的地质特征变化不大，相反地下水的盐化程度和地下水的起源却变化很大，因而这种特征被用来作为概化地下水系统的标准（图4-2，图4-3，图4-4）。
总体上，地下水可以划分为以下系统：①小清河南浅层地下淡水；②三角洲沿黄河地带浅层地下淡水；③中深层地下淡水；④深层地下淡水；⑤浅层地下卤水；⑥深层地下卤水；⑦地下微咸水和咸水（图4-5）。
小清河南地下淡水系统位干东营市辖区南部山前平原，其余地下水系统均位于三角洲地区，且在浅部分布多为微咸水和咸水，各系统特征论述如下：
1.小清河南浅层地下淡水
冲洪积扇平原水文地质区，分布于石村—颜徐—稻庄—西刘桥一线以南以西地区（基本以小清河为界），面积460km2，主要为淡水，仅北部有少量微咸水和咸水分布。浅层地下水含水介质主要为全新统和中更新统冲积洪积物，属冲洪积扇型赋存模式，具有较典型的冲洪积扇型水文地质特征。在一般情况下，40～50m左右深度内，无稳定的隔水层存在，形成潜水和微承压水。60m以下，往往具有几十米厚的粘性土隔水层，与中深层孔隙承压水水力联系较微弱。
2.三角洲沿黄河地带浅层地下淡水
三角洲冲海积物主要呈近于水平层状分布，全新世之前的沉积环境为浅海环境，然而浅部却是以强烈的冲积作用为主。由泛滥平原和决口扇形地组成的现今黄河河床带和古河床带导致了岩相的突变。形成了相对高渗透性的浅部砂体，河水的不断渗入形成了一些浅层地下淡水透镜体，它们漂浮在微咸水或咸水体之上，随着时间的推移，这些淡水透镜体的体积可能会增大或缩小，甚至消失。
3.中深层地下淡水
中深层地下淡水系统系指，含水层顶板埋深大于60m，底板埋深180～370m。孔隙承压淡水分布于官庄—陈桥—王屋—广北农场一线以南，含水介质为中更新统和下更新统冲洪积物。在古村—广饶—稻庄以南为全淡结构。该线以北为上咸下淡结构。小清河一带上部咸水底界埋深120m左右，向北逐渐加深。
图4-2水文地质条件示意图
图4-3浅层水文地质剖面示意图
图4-4深层水文地质剖面示意图
中深层承压淡水含水层岩性，南部以粉细砂、细砂为主，局部有中粗砂，含水层厚40～50m，单井出水量一般大于1000m3/d。向北含水层颗粒由粗变细，含水层厚度由大变小。北部含水层岩性以粉细砂为主，含水层厚10～30m，单井出水量500～1000m3/d（局部地区单井出水量小于500m3/d）。
4.深层地下淡水
深层孔隙裂隙承压水含水岩组含水层顶板埋深大于180～370m。含水介质为上新统明化镇组上段碎屑岩类。孔隙裂隙承压淡水分布于前刘—郝家—史口镇—胜利电厂—广利联合站一线以南，该线以北在目前勘探深度（600m）内无承压淡水。承压淡水含水层岩性以中砂、中细砂及粉细砂为主，呈固结及半固结状态，由南向北颗粒逐渐变细。南部砂层累计厚40～50m，单井出水量一般大于1000m3/d。北部支脉河以北砂层累计厚度小于30m，单井出水量一般小于500m3/d。深层孔隙裂隙承压水与中深层孔隙承压水之间有厚达30余米的连续性较好的粉质粘土、粘土隔水层，二者之间水力联系微弱。
5.浅层地下卤水
沿渤海1855年以前的海岸线展布，赋存于第四系更新统海积冲积和海积地层中的地下水，其矿化度（TDS）高于50g/dm3，形成了浅层地下卤水带。卤水是由埋藏海水蒸发浓缩而成，呈带状分布，宽度10～20km不等。东营市内面积为432km2，包括广饶县东北部、东营区东南部的一部分。一般埋藏于10～40m深的粉砂层中，厚3～10m，最厚30m，形成于8万～10万年前。在卤水层之间，一般有弱隔水层，局部略具承压性。浅层卤水储量丰实，易采，单井产量大，最大可达250m3/d，矿化度40～80g/dm3，最高116g/dm3，水化学类型为Cl-Na水，是东营市卤水的主要开采区。据测算，东营市浅层卤水储量9.6×108m3。
6.深层地下卤水
深层卤水是古卤水与盐岩或石油地质构造有关的封闭型高矿化卤水，属原生卤水。主要赋存在东营市东营凹陷深部2500～3000m处，以东营西城为中心，面积为700km2的第三系中。而且在卤水下部3000～4000m处，面积为600km2，还埋藏有丰富质纯的膏盐、岩盐矿层，为盐卤开发利用提供了丰富的资源条件。分布范围东起辛镇，北至胜利村，南至六户—现河—郝家一线，西到利津洼子。该区18口井钻遇岩盐层，其中8口井己穿岩盐层，埋深3000～4000m，平均厚度440m以上，最厚达1000m余。而在岩盐层上部，普遍存在高浓度卤水。据60口井统计，卤水单层厚度一般在4m以上，有的厚达30m。坨深1井、东风10井等自喷出的卤水总矿化度200g/dm3左右，深层卤水的形成与地质构造条件、古地理环境、古水文地质条件有关。估算深层卤水储量达35×108m3。东营深层卤水除含丰富的氯化钠外，更重要的是含有较高的碘、溴、锂、钾、铯、硼、铷等微量元素。尤其是碘、溴、锂、钙工业品位已达到国家单独开采和综合利用的标准。
图4-5地下水系统划分剖面示意图
7.地下微咸水和咸水
除全淡水区外，其他地区均有厚薄不等的微咸水和咸水分布，是黄河三角洲地区含水量最大的水体，含水层厚度自南向北增厚，到广饶县卧佛庄—丁屋—广北农场一线以北在200m以浅已无地下淡水分布，微咸水与咸水连为一体，整个咸水体呈一楔形插入南部淡水体中，而最终尖灭于全淡水区。矿化度20～40g/dm3，为氯化物硫酸盐型水。在淡水与咸水之间，由于上游淡水体的补给和混合作用，存在着微咸水。总之，微咸水和咸水分布面积及体积巨大，漂浮在其上的地下淡水透镜体不可比拟。
4.2.2地下淡水（微咸水）补给、径流、排泄条件及动态特征
1.浅层淡水（微咸水）补给、径流、排泄条件及动态特征
小清河南浅层地下淡水系统，主要接受大气降水入渗补给、河渠侧渗补给和田间灌溉回归水的补给为主，还有区外从南向北的地下水侧向径流补给。补给量的大小，受控于降水量、降水强度、地下水埋深以及包气带岩性、地形、地貌等因素。浅层地下水主要从南向北径流，人工开采是主要排泄方式。在广饶南部井灌区由于目前浅层地下水大量开采形成了大面积区域下降漏斗。根据地下水0m等水位线，1997年漏斗面积为321km2。由于地下水力坡度加大，水位埋深增加，不但改变了浅层地下水天然流场，而且使浅层地下水垂向补给，大部分消耗在包气带地层中，减少了浅层地下水垂向补给量。同时，又是造成咸水向南入侵的一个重要因素。冲洪积扇水文地质区，在石村—稻庄一线以北的浅层微咸水区，水位埋深一般在2～5m，地下水以垂直运动为主。排泄方式主要为蒸发。地下水动态与当地气象、水文密切相关，属气象—蒸发型。石村—稻庄一线以南的浅层淡水区，因大量超采，目前已形成区域下降漏斗，漏斗中心水位埋深30.25m，地下水由四周向漏斗中心水平径流运动。主要接受大气降水和周边径流补给。地下水动态为气象—开采型。动态特征主要受降水和人工开采量控制。年内，地下水动态变化的一般特征是4～6月为地下水位下降期。由于春灌和降水少以及枯水期的农业大量开采，地下水位大幅下降。7～9月降水多，农业开采减少，地下水位回升，8月或9月出现一个小峰值。10～12月，降水少，小麦冬灌，水位波状下降。1～3月较长时间无农业开采，地下水位上升。2月或3月地下水位达到年内最高值。
小清河以北，古黄河三角洲和近代黄河三角洲区，浅层孔隙潜水仅部分地区分布有浅层淡水和微咸水。浅层淡水和微咸水主要以大气降水、黄河侧渗补给、渠系入渗补给为主。根据同位素地下水年龄鉴定，大气降水的补给主要是近40年的大气降水补给为主。地下水的径流，总的来说，以现代黄河河床为地下分水岭，向黄河两侧方向及黄河下游方向呈扇状径流。在近代黄河三角洲亚区，主要沿古河道带和故道带向北径流。蒸发是地下水的主要排泄方式，有部分人工开采。浅层淡水和微咸水以垂向运动为主。地下水动态主要受大气降水、地表水、渠系入渗的影响。其动态特征与气象、水文等因素有关。地下水动态特征主要为气象—蒸发型。一般年内变化分几个阶段，每年3～4月春灌开始，地下水位开始升高，出现一个小峰值。5～6月，为枯水期，水位下降，6月底达到最低值。7～9月为丰水期，水位上升，8月水位达到最高值。10月至次年2月为调整期。
2.中深层地下淡水补给、径流、排泄条件
在支脉河以南地区，中深层孔隙承压淡水主要接受山前冲洪积扇由南向北的侧向径流补给。由于中深层承压水含水层间均具有较稳定较连续且厚度较大的粘性土隔水层，因此含水层间水力联系微弱，越流补给量较小。人工开采是主要的排泄方式。目前中深层孔隙承压水已形成广饶—石村为中心的一个南北向下降漏斗，根据-14m等水位线，1996年中深层水漏斗面积255km2。形成漏斗东西两侧中深层孔隙承压水向漏斗中心方向径流、补给。
中深层孔隙承压淡水主要受区外侧向径流补给，以水平运动为主，径流滞缓，其动态特征与当地气象水文条件等季节性变化无关，主要与开采区的开采强度有关。地下水动态特征属径流—开采型。
支脉河以南地区中深层承压水因人工大量开采，区内形成以广饶县城—石村为中心的南北向区域下降漏斗，改变了地下水天然流场，形成了漏斗周边向漏斗中心补给。地下水以水平径流运动为主。地下水动态特征，年内高水位出现在3月，5～6月水位最低，7～9月水位又逐渐抬升。地下水位总体是下降趋势。
3.深层地下淡水补给、径流、排泄条件
深层地下淡水主要接受山前冲洪积扇平原侧向径流补给。由南向北径流。人工开采是主要排泄方式。深层孔隙裂隙承压淡水补给条件差，水平径流滞缓，水交替作用微弱。牛庄地区，按-25m等水位线，1996年深层水降落漏斗面积为233km2。草桥地区，按-20m等水位线，1996年深层水降落漏斗面积为121km2。形成漏斗周边向中心的径流补给。深层孔隙裂隙承压淡水的运动主要以水平运动为主。受人工开采强度控制。其地下水动态特征为径流—开采型。
目前已形成以草桥、牛庄为中心的区域下降漏斗，形成漏斗周边向漏斗中心的补给，人工开采是主要的排泄方式。地下水动态主要受人工开采强度控制，年内2月份水位最高，5～6月水位最低，多年呈下降趋势。
4.2.3水资源开发利用现状、未来需水量及可供水量分析
1.水资源开发利用现状
全市年均供水量（1991～1996年）141243×104m3，其中地表水131036×104m3，占92.8%；地下水10207×104m3，占7.2%。地表水供水量主要是黄河引、提水工程供水量，但引水时间与引水量大小与黄河季节来水量及当地降雨量密切相关，一般相机而供，多水多供，少水少供。1991～1996年东营市年均引黄河水量129822×104m3，占全市年均供水量的92%，占地表水年均供水量的99%。如表4-3。
表4-3东营市1991～1996年实际供水量统计表单位：104m3/a
注：各县、区的供水量均含油田。
地下水供水受降雨量影响较大，降雨量大则农业开采量小，反之则开采量大。1991～1996年浅层地下水年均供水量8048×104m3，约占地下水供水量的78.8%。中深层地下水年均供水量2159×104m3，占地下水供水量的21.2%。东营市地下水年均超采2500×104m3。
按用途分，工业用水17918.6×104m3/a，占12.7%，城镇生活用水2962.9×104m3/a，占2.1%，农业用水99632.2×104m3/a，占70.5%，畜、牧、渔业用水3104×104m3/a，占2.2%，农村生活用水4645.0×104m3/a，占3.3%，其他用水12980.3×104m3/a，占9.2%。
2.未来需水量
预测的需水量涉及对工农业发展的估计和用水定额等未定因素。东营市水利局按工业、农业灌溉、林牧副鱼、城镇和农村居民生活用水，对黄河三角洲地区需水量进行了预测分析，划分高低两个方案。如表4-4。
表4-4黄河三角洲地区需水量预测表单位：104m3
3.可供水量分析
东营市可供水源包括当地地表水、黄河客水和地下淡水、微咸水。由于区内地表水受污染严重，水质较差，可利用量很小，近期不作为可利用量考虑。黄河客水可供水量分析考虑引黄时有4个限制条件：①汛期黄河来水量大于5000m3/s不能引。②含砂量大于30kg/m3不能引。③冰凌期引水天数按70%计。④由于渠道的限制，实际引水量较设计引水量小，仅为270m3/s，即为设计值的60%。以此推求黄河水资源可供水量（见表4-5）。
表4-5现状工程条件下水资源可供水量表单位：104m3
根据东营市需水量预测和可供水量的计算及分析结果，分别按不同保证率时的高、低方案进行水资源供需平衡分析，2000年在保证率为95%时，高方案缺水88597万m3/a，低方案及75%、50%保证率时均不缺水；2010年在保证率为95%时，高方案缺水293782万m3/a，低方案缺水102025万m3/a；在保证率为75%时，高方案缺水134134万m3/a，低方案及50%保证率时均不缺水。
10. 工程地质评价
1、工程场地的稳定性与适宜性；
2、工程地质、水文地质条件；
3、预测工程对既有建筑的影响，工程建设产生的地质环境变化，以及地质环境变化对工程的影响；
4、提出各类建筑物工程措施建议意见；
5、预测施工、运营过程中可能出现的工程地质问题，并提出相应的防治措施和合理的施工方法。