东营凹陷沙三下-沙四上异常高压分布规律研究
烃源岩层中异常高压研究——以渤海湾盆地东营凹陷古近系为例
中 图 分 类号 ： ＴＥｌ ２ １ ２ ｏＦ ＴＨＥ ＡＢＮＯＲＭ ＡＬ ＧＨ— ＨＩ ＰＲＥＳ ＵＲＥ Ｎ Ｓ Ｉ ＨＹＤＲｏＣＡＲＢｏＮ ＳｏＵＲＣＥ ＲｏＣＫＳ
摘 要 ： 常 高 压 对 油 气 成 藏 具 有 重 要 作 用 。 渤 海 湾 盆 地 东 营 凹 陷古 近 系沙 三 、 四 段 烃 源 岩 普 遍 存 在 异 常 高 压 ， 岩 的欠 压 实 异 沙 泥 作 用 和 生 烃 作 用 是 异 常 高 压 产 生 的 主 要 因 素 ， 常 高压 的 高值 区与 暗 色泥 岩 厚 度 大 的 地 区有 较 好 的 对 应 关 系 。 现 今 异 常 高压 异 主要 分 布 在 ２７０ ３５ ０ｍ 的 深 度 范 围 ， 着 深 度 的 增 加 ， 常 高压 范 围增 大 。应 用 异 常 高 压 研 究 成 藏 作 用 时 ， 考 虑 异 常 高 ０ ￣ ０ 随 异 要 压 的时 代 性 。烃 源 岩 中现 今 异 常 高 压 对 油 藏 的 保 存 具有 积 极 的作 用 ， 是未 来 油 源 灶 ｝ 异 常 高 压 对 排 烃 是 有 效 的 ， 气 的 主 要 古 油 富集 区 位 于 大 规模 生 烃 后 的古 异 常 低 压 区 。
ｈ ｇ — ｒ ｓ ｕ ｅｉ ｈ ｒ ｎ ｔ ｍｂ ｒｏ ｈ ｈ ｊｅＦｏ ｍａｉｎ ｏ ｌｏ ｅ ｅａｌ ｖ ｒｔ ｅＤｏ ｇ ｉｇ Ｓ ｇ ｉｈ ｐ ｅ ｓ ｒ ｎ ｔ ｅ３ ｄ ａ ｄ４ ｈ ｍｅ ｅ ｆＳ ａ ｅｉ ｒ ｔ ｆＰａｅ ｇ ｎ ｌ ｏ ｅ ｈ ｎ ｙｎ ａ ， ｏ
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ＴＡＫＩ ＮＧ ＰＡ ＬＥＯＧＥＮＥ Ｎ Ｉ ＴＨ Ｅ ＤＯＮＧＹＩ ＮＧ ＳＡＧ ，ＴＨ Ｅ ＢＯＨ ＡＩ ＢＡＹ ＢＡ Ｓ Ｎ Ｉ ＡＳ ＡＮ ＥＸＡＭ ＰＬＥ
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律引言东营凹陷位于济阳坳陷的东南部，东营凹陷北部陡坡带是东营凹陷的一个二级构造单元，西起滨南凸起，东到青坨子凸起，南起民丰洼陷带，北至陈家庄凸起，呈近东西向展布，勘探面积约2000km2北邻陈南断层，东部为青西断层，西接利津断裂带，南部由一系列同生断层与民丰洼陷相沟通。
东营凹陷北部陡坡带既是砂砾岩扇体发育区，也是油气聚集有利区，主要含油层系为沙三段和沙四段，主要发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇和滑塌浊积扇4 种沉积体系，扇体规模较大，纵横向叠合连片，具有丰富的储集空间，储层类型多样，加之邻近民丰生油洼陷，油源丰富，具有十分广阔的勘探前景。
1砂砾岩体演化主控因素断陷湖盆中砂砾岩体纵横向演化往往具有明显规律性，表现为不同成因、不同类型砂砾岩体沿陡坡带演化、组合形式的不同，并以构造演化、断裂活动发育程度、古气候变迁、湖平面变化等为主要影响因素。
1.1 断裂活动陆相断陷湖盆的形成和发育是断裂活动的结果，盆地陡坡带断裂活动对沉积具有很强的控制作用，表现为构造控制地层沉积与分布，因此，断陷盆地陡坡带砂砾岩扇体发育、演化主要受控于断裂活动发育程度：断裂活动控制了东营凹陷的形态和规模，北部较强的断裂活动形成北断南超、北陡南缓的箕状湖盆，北部陡坡为砂砾岩扇体近物源沉积提供了丰富的碎屑物质和有利的搬运条件；断裂控制沉积物源与水系，断裂活动使地形出现高差，断裂上升盘成为剥蚀区，而沿断裂带附近发育的横张断裂决定了上升盘水系的流动方向，并在下降盘沉积一系列扇体；断裂活动强度和边界断裂结构直接影响砂砾岩扇体类型、规模、形态和分布，不同类型陡坡带将发育不同的扇体组合。
1.2 古气候古气候的变迁对沉积物类型具有很大影响，不同气候条件下，地表干湿度、植被和地球化学环境等不同，风化剥蚀、搬运和沉积条件差异明显，最终必然导致沉积物类型不同。
当周期性气候变化与幕式构造运动共同控制层序体系域分布及内部构成时，不同时期沉积的砂砾岩扇体成因类型、发育程度等将产生明显区别。
东营凹陷油气系统划分 改 - 副本
东营凹陷含油气系统和成藏体系划分摘要：东营凹陷发育有沙三中、沙三下和沙四上三套有效烃源岩，以油源对比为依据，将东营凹陷划分为沙三中—沙三中亚段、沙三下—沙二、沙三段和沙四上—沙四、沙二段3个含油气系统。
以生油洼陷为中心,以各洼陷的油气运移可能到达的最大范围为边界,将其分为4个含油气亚系统。
在此基础上,以“藏”为核心,将东营凹陷划分为8个油气成藏系统。
关键字：东营凹陷含油气系统油气成藏系统正文：含油气系统作为一种新方法和新理论推进了油气地质学的发展，成为进行油气综合评价的重要手段之一。
含油气系统的划分主要以有效烃源岩的分布为依据，通常每一套有效源岩层与其相关的储集岩和圈闭之间都构成一个独立的含油气系统[1]。
利用含油气系统的方法对勘探程度较大的东营凹陷进行研究，有利于我们进一步了解剩余油的分布，开发利用油气资源。
1、区域概况及含油气基本特征东营凹陷是渤海湾盆地济阳坳陷南部的第三系富油气凹陷,为济阳坳陷中的一个次级构造单元,是受陈家庄南基底大断裂控制的箕状断陷盆地，具有北断南超的特点。
凹陷北以陈南断层为界,与陈家庄凸起相邻,南以齐河-广饶断裂为界,与鲁西隆起及广饶凸起相邻,向西以平南断层和高青断层为界,向东与青坨子凸起相邻。
凹陷内发育有民丰、牛庄、利津和博兴四个次级洼陷（图1）。
利津、民丰、博兴、牛庄等四个生油洼陷均具有继承性发育的特点，是下第三系沉积最厚、烃源岩埋藏最深的地区，遂成为生油气中心。
各洼陷烃源岩生成的油气，向邻近的储集层运移聚集，形成多类型油藏环状分布的格局，从洼陷中心向边缘凸图1 东营凹陷构造图起区依次分布岩性油藏、构造-岩性油藏和地层油藏等。
东营凹陷以下第三系为主要生储油气岩系,沙河街组四段上部和沙三段中、下为该凹陷的3套有效烃源岩。
沙四上烃源岩以页岩和泥岩为主,富含生物化石,属半咸水沉积环境;有机质丰富,以Ⅰ型生烃母质为主,其特点是姥植比小,具有植烷优势,富含伽马蜡烷,甾烷异构化程度较低。
东营凹陷西部沙四上亚段湖相碳酸盐岩沉积特征研究
东营凹陷西部沙四上亚段湖相碳酸盐岩沉积特征研究湖相碳酸盐岩是陆相湖盆中重要的油气储集体,内部复杂多变,是当今世界碳酸盐岩领域研究的难点和热点之一。
东营凹陷西部沙四上亚段广泛发育碳酸盐岩沉积,但由于对沉积规律认识的局限性,制约了进一步的勘探进展。
本文综合地震、测录井、岩心、薄片及分析测试资料,对东营凹陷西部碳酸盐岩的层序地层、沉积特征及演化规律进行了研究,提出了一种风浪控制下的半孤立型碳酸盐岩台地沉积模式,并探讨了沉积主控因素及形成机理。
研究区碳酸盐岩分为藻格架灰(云)岩、粘结灰(云)岩、砾屑灰(云)岩、颗粒灰(云)岩、泥晶颗粒灰(云)岩、颗粒泥晶灰(云)岩、泥晶灰(云)岩、混积岩8种主要岩石类型,和电性之间具有良好的岩电对应关系,由此建立了主要岩性的测井识别模板,可对主要岩性有效识别并进一步运用于层序地层和沉积相研究。
沙四上亚段为一个三级层序,自下而上分为低位域、湖侵域和高位域,断层坡折带以上为构造高部位,仅发育湖侵域和高位域,而碳酸盐岩段主要分布在高位域。
在碳酸盐岩中依据地貌和水深两个要素识别出缓坡-浅水型、缓坡-深水型、陡坡型及深洼型四种准层序类型,结合岩性重新解释成果及准层序叠加样式,将高位域在垂向上划分为两个准层序组和6~7个准层序,建立了五级旋回级别的高精度层序地层格架。
碳酸盐岩沉积期为三面环洼的半孤立碳酸盐岩台地环境,主要发育台缘礁滩、台内礁滩、浅滩、滩间、台内洼地、台内缓坡、斜坡及半深-深湖8种沉积微相。
平面上形成两列NE走向展布的礁—滩相带,反映了主要受东南风作用的影响。
在高精度层序地层框架下研究了高位域碳酸盐岩的沉积演化过程,高位域下部以浅滩/滩间微相为主,少量点礁局部发育;高位域上部滩体面积明显扩大,点礁更加发育,并形成规模较大的礁滩复合沉积。
通过综合分析,提出东营凹陷西部沙四上湖相碳酸盐岩沉积模式为风浪控制的半孤立型碳酸盐岩台地,其形成受古地貌、古水深、古风场、古气候、古盐度及物质来源六个因素的共同影响。
东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂储层分布及成藏主控因素
东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂储层分布及成藏主控因素第15卷第2期2008年3月油气地质与采收率PetroleumGeologyandRecoveryEfficiencyMar.2008东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂储层分布及成藏主控因素邹灵(中国石化股份胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营257015)摘要:沙四段滩坝砂岩油气藏是东营凹陷南部缓坡带油气勘探的重要类型之一,由于滩坝砂储层分布复杂,油气成藏规律不清,长期以来制约着勘探工作的深入.通过高分辨率层序地层学以及沉积动力学分析,对东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂储层分布进行了综合研究,确定了储层分布规律及控制因素;通过典型油气藏解剖和输导体系研究,明确了滩坝砂体油气成藏控制因素.研究结果表明:古地形与浪基面控制了滩坝砂发育范围,古水:动力控制了滩坝砂的相分异,基准面的升降变化控制了滩坝砂的叠置样式.油源是滩坝砂油气成藏的基础,断裂输导和异常压力是滩坝砂油气富集成藏的必要条件..:,关键词:缓坡带;滩坝砂岩;储层分布;控制因素;沉积旋回;异常压力;沙四段;东营凹陷一中图分类号:TEl12.24文献标识码:A文章编号:1009—9603(2008)02—0034—03 1储层分布特征及主控因素1.1储层分布特征沙四段上亚段纯下次亚段沉积时期东营凹陷处于断陷初期,气候由干旱向潮湿转变,南斜坡相对平缓的古地貌背景,决定了广阔的湖区以滨浅湖滩坝沉积为主¨』.南部鲁西隆起成为广阔的剥蚀区,为湖盆提供了丰富的陆源碎屑,陆源碎屑物质在波浪和沿岸流的作用下,沿岸漂移,在滨岸区具有一定消能条件的部位沉积下来形成滩坝砂.湖泊中这些消能部位一般位于湖泊的边缘,湖湾,湖中局部隆起及湖中岛屿周围.如博兴洼陷的纯化地区,草桥一纯化潜山长轴方向向西北倾没,在湖盆内形成一北西向展布的水下隆起,阻碍了湖浪的运动,导致波浪消能和砂质沉淀,在其侧翼形成了宽阔的砂坝群. 东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂岩分布的特点是:①水动力条件较强的金家一正理庄鼻状构造东翼发育了大量的滩坝砂岩,而在该鼻状构造西翼不发育滩坝砂;②斜坡带同沉积断层的下降盘滩坝砂岩比较发育,而后期形成的断层上升盘与下降盘之间滩坝砂厚度变化不大;③物源较好的地区附近滩坝砂比较发育;④砂体一般在构造作用形成的正向构造带周围沉积,如水下古高地的周缘及鼻状构造倾末段易发育滩坝砂岩.砂体的发育程度还与构造的坡度有关,宽缓的构造周围滩坝砂岩要发育些, 并且随着湖平面的升降和湖水的进退,滩坝砂岩常常沿岸线发育几排,砂岩发育区长轴方向近似平行于古地形走向.1.2储层分布主控因素近岸的三角洲,扇三角洲等浅水砂体是形成滩坝砂岩的主要物源.在沙四段上亚段沉积时期,东营凹陷南部缓坡带主要有3大物源:来自南部鲁西隆起带的三角洲沉积,东部广饶凸起以及西部青城凸起.其中来自鲁西隆起带的物源是控制东营凹陷西南部沉积的主要物源,是该区沙四段滩坝砂沉积的主要来源,它是金家一正理庄鼻状构造以西缓坡带近岸滩坝成带分布的主要因素之一,也是纯化远岸滩坝发育的物质来源.根据博兴东地区的实钻资料分析,来自广饶凸起的物源少,仅对博兴东部分地区的少量滩坝砂形成贡献物源.青城凸起的物源主要来自滑塌型近岸水下扇,由于水体较深,只有少量的扇体暴露于湖浪浪基面以上,很少受湖浪改造形成滩坝砂.收稿日期2008—01—14;改回13期2008—02—21.作者简介:邹灵,女,工程师,1992年毕业于成都地质学院石油地质勘查专业,现从事石油地质方面工作.联系:(0546)8716931,E—mail:zouling@slof.eonl..基金项目:中国石化股份胜利油田分公司重点科技攻关项目"断陷湖盆滩坝砂体分布规律与储层预测"(~KK0605)第15卷第2期邹灵:东营凹陷南部缓坡带沙四段滩坝砂储层分布及成藏主控因素滨浅湖环境是水动力作用强烈,复杂的地区.湖浪及其派生沿岸流强烈地冲刷,改造湖岸和沉积物.湖浪是控制湖岸水动力特征和滩坝砂岩发育状况的主导因素.纯下次亚段沉积时期区内是开阔的湖岸带,滩坝砂岩往往比较发育,如金家一正理庄鼻状构造东翼,博兴东缓坡带等地区;而水动力条件差的地方很难形成滩坝砂沉积,金家一正理庄鼻状构造西翼在沙四段沉积时期属于封闭型的泻湖环境, 在沙四段纯下次亚段很难找到优质滩坝砂岩.沙四段上亚段沉积时期,缓坡带大部分地区属于滨浅湖区,非常适合滩坝砂岩发育,尤其是南部缓坡带西段发育来自鲁西隆起,广饶凸起的冲积扇等近岸浅水砂体,经湖浪改造形成广泛分布的滩坝沉积.通过层序地层分析,将沙四段上亚段作为一个三级层序,反映整体湖进的特点,并细分为纯下,纯上2个中期旋回(图1).纯上旋回以基准面旋回上GR/APIR/序地1去1015O深度/地震地(Q?lTi)特征SP/lTIVlTI短划较短划中划045025沙2650'×1VT6垂低转喜-换断,2局部pq2700≥组纯顶超专=.-砂削截,至3段2750莹砂}组妻耋4}砂组T低转换面,上晕2800X纯削截,局部顶超亚2850绪2\,下箍3人T8段2900睾,v/,,/,,,/,低转沙四———换面,段卜}一削截段图1沙四段上亚段层序地层特征升期发育为主,表现出湖侵特点J,整个东营凹陷水体变深,大部分地区形成深湖一半深湖环境,发育大量的油页岩,油泥岩及灰质泥岩等沉积,东南部由于水体较浅发育了少量的滩坝砂岩;纯下旋回主要以短期旋回的下降期发育为主,当时湖盆水体较浅, 大部分地区为开阔的滨浅湖带,水动力条件好,形成了大量的滩坝砂岩.理论上,坝砂既可形成于水退阶段,也可形成于水进阶段,但两者的垂向层序不同.水退时形成的坝砂反旋回特征明显,单砂层进型的坝砂易被湖水进一步改造成席状砂,因此地层中保存下来的坝砂,以水退型居多,即坝砂以下降半旋回发育为主.综合分析构造沉降,湖平面升降,沉积物补给等因素认为,低可容纳空间控制的基准面下降一上升的转换面附近是滩坝砂发育的有利位置,其中以基准面上升半旋回滩坝砂最为发育.下降期河流作用提供物源,上升时期波浪作用进行破坏和改造. 低可容纳空问控制的短期基准面上升半旋回控制单个滩坝砂体,中～长期基准面上升半旋回控制滩坝砂体发育层段,短期基准面的频繁震荡控制滩坝砂薄互层发育.因而沉积旋回控制了滩坝砂在纵向上的发育程度.由于构造运动,侵蚀作用和沉积作用等地质作用的影响,导致滨浅湖地带古地貌特征差异较大,主要表现在2个方面:①沉积岸线的形态.不同的岸线形态对沉积物的沉积作用,分布特征起到一定的控制作用.东营凹陷南部缓坡带由于受到石村断层或纯化构造的影响,中部呈北西向向盆地中心突出,而两侧的边界形态相对简单,大体呈内凹的弧形.上述边界形态控制了南部缓坡带西段和东段的滨浅湖滩坝砂体基本上与岸线平行或走向一致,而中部纯化一小营一带基本上沿着岸线突出方向延伸.②滨浅湖地区内部的地形形态特征.有的地区为简单的单一斜坡带,如东营凹陷南部缓坡带东段, 特别是牛庄洼陷的南斜坡和东南斜坡地区;有的地区由于发育了多条同生断层,形成了多个古地形阶地.前者控制下的滨浅湖滩坝沉积砂体多呈席状(滩为主),带状(坝为主)分布,其延伸方向更多受岸线形态,水流方向控制;后者控制下的滨浅湖滩坝沉积砂体受到断层控制的阶地走向的影响,砂体分布和走向受阶地走向的影响明显.凸岸以及古地形高地具有汇聚波能的作用,如纯化一小营构造以及高89地区最有利于滩坝砂的形成和发育,因而沉积古地貌控制了滩坝沉积的发育分布范围.2滩坝砂油气成藏主控因素2.1油源纯上次亚段油源是滩坝砂油气成藏的基础.东营凹陷西南部主要发育2套成熟的烃源岩,即沙三?36t?油气地质与采收率2008年3月段中,下亚段的暗色泥岩和沙四段上亚段纯上次亚段的油页岩,深灰色泥岩.根据生物标志化合物等油源对比手段,认为该区油气主要来自于沙四段上亚段的暗色泥岩与油页岩.以博兴洼陷为例,纯上次亚段地层厚度分布比较均衡,为100～150m,但是地层内部的优质烃源岩(油页岩)分布不均,研究区油页岩具有成带分布的特点.正理庄地区鼻状构造以东油页岩分布厚度最为稳定,为35～55m;小营一大芦湖地区局部油页岩厚度达75m,但是厚度分布不稳定,横向变化较快,最薄的地方不足15m;纯化构造带上,油页岩分布较稳定,但厚度较小,为20～35m;博兴东地区油页岩分布最小,厚度从北向南逐渐减薄,一般在15m以下;而金家一正理庄鼻状构造以西及南部斜坡带较高部位,没有油页岩分布. 油页岩的分布控制了滩坝砂岩油藏的分布特征:正理庄地区金家一正理庄鼻状构造以东,纯化地区及大芦湖地区油源较好,沙四段滩坝砂岩发育区易形成油气藏;博兴东地区油源较差,其北部局部地区适合滩坝砂岩油藏形成;金家一正理庄鼻状构造以西不存在沙四段油源,不适合滩坝砂成藏.2.2断裂输导和异常压力断裂输导和异常压力是滩坝砂岩油气富集成藏的必要条件.东营凹陷南部缓坡带滩坝砂岩油气藏的生储配置为"上生下储",烃源岩和滩坝砂圈闭所处的地层没有接触,这就造成从烃源岩排出的油气无法到达滩坝砂圈闭.断裂系统和异常高压分别从输导途径和输导动力2方面解决了这个问题,从而控制了局部地区油气的富集.以博兴洼陷为例,曾发生过2次大规模的油气运移,即东营组沉积期,馆陶组沉积末期一明化镇组沉积期.而在此之前博兴洼陷已经形成了博兴断层,石村断层及其派生断层在内的大量断裂,这些断裂在油气运移中充当了通道.沙四段纯上次亚段烃源岩生烃形成的异常高压是油气成藏的主要动力,而油气在异常高压的驱使下,从上部烃源岩排出的油气,经断裂通道运移到下部的滩坝砂圈闭中去.根据相一势控藏理论,砂体是否成藏主要取决于成藏动力与成藏阻力的相对大小.平面上地层压力自洼陷中心向边缘减小,直到静水压力.从高压区到常压区,含油井段长度减小, 油气充满度降低.通过统计分析,认为在压力系数大于1.3的滩坝砂岩发育区,地层异常高压是油气运移的主动力. 油气沿断层一裂隙复式输导体系充注到滩坝砂岩. 油气运聚效率高;在压力系数小于1.2的常压区,浮力为油气运移的主要动力,油气运聚效率低,圈闭的油气充满度较低,油层常与水层伴生;当压力系数为1.2～1.3时,地层压力和浮力共同对油气起作用,但是这种过渡带在空间上存在的范围很小,而断裂系统在任何情况下都是油气运移的主要通道.3结论古水动力条件决定滨浅湖沉积的分布格局;周缘古河流注入是砂质滩坝形成的基础;古地貌背景决定滩,坝砂体发育部位,古地形高地及周缘控制坝砂沉积;古沉积基准面控制滩坝发育阶段及叠置样式,二级层序界面控制滨浅湖发育层段,中短期沉积基准面下降至上升转化面有利于坝砂发育,沉积基准面频繁升降变迁决定滩坝叠置样式.油源,构造断裂及烃源岩压力对油气富集起到控制作用.研究分析认为,除目前沙四段发育大规模滩坝砂岩油藏以外,沙二段下亚段一沙一段同样具有形成一定规模滩坝砂岩的条件,是下一步重要的滩坝砂岩勘探层系.另外,除东营凹陷之外,沾化,车镇及惠民等凹陷的缓坡带也是滩坝砂岩勘探的潜力区.参考文献:[1]赵澄林,张善文.胜利油区沉积储层与油气[M].北京:石油工业出版社,1999.[2]李秀华,肖焕钦,王宁.东营凹陷博兴洼陷沙四段上亚段储集层特征及油气富集规律[J].油气地质与采收率,2001,8(3): 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东营凹陷油气分布特征
东营凹陷油气分布特征东营凹陷属于渤海湾盆地济阳坳陷内部的一个次级构造单元，是一个受陈南断层控制、总体呈“北断南超”的箕状断陷，也是我国东部断陷盆地油气最丰富的凹陷之一。
该凹陷油气藏类型丰富、油气资源量大，但勘探程度不一。
2007年东营凹陷南部发现三级储量累计超过1.6×108t，但南坡带仍有大片勘探空白区，沙四上滩坝砂体和沙四下红层均是缓坡带勘探程度较低的层系。
2006年钻探的陈官庄官126、127、王66等井在沙四下获得较高产工业油流；2007年钻探的王664、官119井又获得成功，上报控制储量908.5×104t。
东营南部缓坡带沙四段滩坝砂近年更是屡见突破，已探明滨南油田滨425块、梁家楼油田梁4块、梁112块，以及正理庄油田高89块等区块。
据最新全国油气资源评价表明东营凹陷剩余资源量约为20.91×108t，对于东营凹陷南部而言，目前剩余资源量达11.36×108t，约占东营凹陷剩余资源总量的57%，充分展示了东营凹陷南坡具有良好的勘探前景。
南坡主要包含缓坡带及洼陷带，其中洼陷带是凹陷长期性的沉降中心，发育了由盆内坡折控制形成的规模宏大的三角洲—浊积扇沉积体系；缓坡带地层平缓，发育一系列盆倾断层以及由缓坡断阶控制形成的冲积扇—低位三角洲—滩坝砂体系。
在上述构造与沉积体系的控制下，在东营南坡发育了各种类型、规模不等的油气藏。
但有关成藏条件、成藏机理和成藏过程研究还有待深入，如南坡不同断裂构造带的构造特征不同，其油气赋存的部位也不同；成藏期成藏条件的定量匹配条件直接关系到油气能否成藏；滩坝砂体成藏是“倒灌”式还是侧向运移成藏；油气成藏过程的精细研究还不够。
因此，深入开展南坡油气藏及其分布特征研究，定量恢复油气成藏期成藏地质条件，再现油气成藏过程，深化油气成藏机理研究，建立南坡不同构造带油气成藏模式，形成一套陆相断陷盆地典型油气藏解剖、油气运移与成藏过程定量分析与预测方法，对于系统总结断陷盆地缓坡带油气分布特征、探讨油气成藏机理、预测与评价有利勘探区、指导油田勘探实践均具有重要的理论和现实意义。
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律-精选文档
东营凹陷北部陡坡带砂砾岩体分布规律引言东营凹陷位于济阳坳陷的东南部，东营凹陷北部陡坡带是东营凹陷的一个二级构造单元，西起滨南凸起，东到青坨子凸起，南起民丰洼陷带，北至陈家庄凸起，呈近东西向展布，勘探面积约2000km2。
北邻陈南断层，东部为青西断层，西接利津断裂带，南部由一系列同生断层与民丰洼陷相沟通。
东营凹陷北部陡坡带既是砂砾岩扇体发育区，也是油气聚集有利区，主要含油层系为沙三段和沙四段，主要发育冲积扇、扇三角洲、近岸水下扇和滑塌浊积扇4种沉积体系，扇体规模较大，纵横向叠合连片，具有丰富的储集空间，储层类型多样，加之邻近民丰生油洼陷，油源丰富，具有十分广阔的勘探前景。
1砂砾岩体演化主控因素断陷湖盆中砂砾岩体纵横向演化往往具有明显规律性，表现为不同成因、不同类型砂砾岩体沿陡坡带演化、组合形式的不同，并以构造演化、断裂活动发育程度、古气候变迁、湖平面变化等为主要影响因素。
1.1断裂活动陆相断陷湖盆的形成和发育是断裂活动的结果，盆地陡坡带断裂活动对沉积具有很强的控制作用，表现为构造控制地层沉积与分布，因此，断陷盆地陡坡带砂砾岩扇体发育、演化主要受控于断裂活动发育程度：断裂活动控制了东营凹陷的形态和规模，北部较强的断裂活动形成北断南超、北陡南缓的箕状湖盆，北部陡坡为砂砾岩扇体近物源沉积提供了丰富的碎屑物质和有利的搬运条件；断裂控制沉积物源与水系，断裂活动使地形出现高差，断裂上升盘成为剥蚀区，而沿断裂带附近发育的横张断裂决定了上升盘水系的流动方向，并在下降盘沉积一系列扇体；断裂活动强度和边界断裂结构直接影响砂砾岩扇体类型、规模、形态和分布，不同类型陡坡带将发育不同的扇体组合。
1.2古气候古气候的变迁对沉积物类型具有很大影响，不同气候条件下，地表干湿度、植被和地球化学环境等不同，风化剥蚀、搬运和沉积条件差异明显，最终必然导致沉积物类型不同。
当周期性气候变化与幕式构造运动共同控制层序体系域分布及内部构成时，不同时期沉积的砂砾岩扇体成因类型、发育程度等将产生明显区别。
东营凹陷东部古近系沙三下重力流成因机制及展布研究
东营凹陷东部古近系沙三下重力流成因机制及展布研究东营凹陷沙三下重力流是东营凹陷东部主力的岩性油气藏,前人已在东营凹陷沙三下地层中对其的构造、烃源岩、层序等方面做过许多工作。
但对东营凹陷东部深水沉积体系缺乏系统系的深入研究,亟待加强针对东营凹陷东部沙三下深水中沉积砂体的成因及演化的研究,建立东营凹陷东部深水盆地中重力流沉积砂体的沉积模式,高精度层序划分及重力流类型等模式,加强对深水重力流理论的认识,进一步指导济阳坳陷全区深水岩性油气藏的勘探与开发,扩大岩性油气藏新发现。
东营凹陷东部的沙河街组三段整体地层主要处于深水-半深水的沉积环境,在层序地层上的划分与识别把沙三下地层统一识别划分为一套三级层序,湖侵与湖退两个体系域。
通过利用声波曲线与电阻率曲线及?logR方法在研究区识别出了7个准层序组,且深湖-半深湖的沉积特征在全区都能够很好的识别与划分。
研究区内部沙三下深水-半深水沉积砂体主要分布在北部陡坡以及南部缓坡带下部,研究区内的沉积中心主要位于凹陷中部断陷带附近。
连井剖面及切片处理揭示了在研究区深水区中重力流规模较大的区域主要出现在盆地沟道区,呈条带状展布。
根据其沟道指示,其物源主要来自南和北部的广饶凸起和陈家庄凸起。
青坨子凸起也有物质输入。
盆地演化方面,沙四阶段干旱的古气候有利于凸起物源风化与剥蚀,为沙三下阶段提供了有利物源条件。
在研究区内沉识别出的积相深水-半深水,浊积扇,在钻井资料上显示局部为夹杂着砂砾质沉积物的暗色泥页岩。
根据重力流沉积岩分类识别标志,识别出了研究区的重力流类型主要有滑动型、滑塌型、碎屑流型、浊流型四个类型。
在该研究区内重力流触发机制方面,综合分析认为,研究主要总结出研究区内重力流触发机制主要有湖平面升降作用、湖水波浪侵蚀作用、构造活动引起的地层失稳作用。
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东营凹陷沙三下\沙四上异常高压分布规律研究
【摘要】研究东营、沾化凹陷的异常高压分布规律，在油气田的滚动勘探开发过程中，可以更准确的做好压力预测。
一方面，可以帮助我们认识和发现新的油气层，对于了解地下油气层的能量，控制油气压力变化，比较合理的利用油气层能量，以最大限度地采出地下油气具有十分重要的意义；另一方面，对于作好钻井、地质设计，在施工过程中合理使用钻井液、保障钻井安全、提高钻探效率、降低钻井成本及合理保护油气层具有重要的指导意义。
1东营凹陷异常压力的分布
1.1孔隙压力的分类标准
孔隙压力的大小一般用压力梯度或压力系数（Pc）来表示。
压力系数是地层某处的地层压力相对于该点正常压力的偏离程度，是该点实际地层压力和静水压力的比值，无量纲。
地层压力系数消除了深度对压力场评价的影响，是压力场划分的首选参数。
1.2异常压力在东营凹陷沙三下、沙四上的分布规律
异常压力在济阳坳陷广泛分布，包括异常低压和异常高压,异常高压主要分布在东营凹陷和沾化凹陷，而异常低压则主要分布在惠民凹陷；在纵向上，主要分布于2200～4000m的深度范围。
下面就以高压分布为主的东营凹陷为例论述其横向分布特征。
东营凹陷的超压主要分布于沙三段、沙四段，最高压力系数都在1.8以上；沙三下及沙四上纯上亚段压力系数最高，纯下亚段次之，高压频数均达到35%以上；其次，在沙二段也有少量分布，明化镇组试油层数较少，仅有单气9井823～825m气层的压力系数达到了1.58，为超压地层。
下面就以东营凹陷沙三下亚段及沙四上纯上、纯下亚段为主要研究层段，详细分析异常压力平面分布特征，并对异常压力平面分布规律研究及与实钻钻井液相对密度使用情况进行对比研究。
1.2.1沙三下亚段压力系数平面分布规律
沙三下地层高压出现的频数58.42%，最高压力系数达到了2.0，明显高于常压（31.68%），低压最少（9.90%）。
超高压主要分布于北带的坨714井区、中央隆起带的河168、东风1井区以及牛庄洼陷牛6井区，尤其以牛庄洼陷的超高压最集中，博兴洼陷以常压与压力过渡带为主。
通过与实钻钻井液相对密度使用情况对比,其分布范围和趋势较一致，钻井液相对密度在部分井的使用上出现过高的现象，例如利98、坨711、牛15、王59等井区，这些井均比地层压力系数高出0.2～0.7。
1.2.2纯上亚段压力系数平面分布规律
沙四上纯上地层压力分布以河88井为中心，压力向四周扩散并逐渐减小，呈碟状展布，高压出现的频数为36.93%，最高压力系数1.99，地层压力总体上是以常压为主，频数为47.73%，低压最少，频数为15.34%。
超高压主要分布于北部陡坡带的坨140井区、中央隆起带的河88井区以及牛庄洼陷的史13井区，博兴洼陷以常压与压力过渡带为主，仅在樊137、樊140井区压力系数较高，在1.5～1.6之间。
通过与实钻钻井液相对密度使用情况对比,其分布范围和趋势一致，钻井液相对密度的使用在中央隆起带纯上地层均比较安全，但是在博兴洼陷与利津洼陷，钻井液相对密度使用偏高，例如樊119、梁206、滨184、利882、坨719等井区，这些井均比地层压力系数高出0.2～0.65。
1.2.3纯下亚段压力系数平面分布规律
沙四上纯下地层压力分布以辛176井、坨765两个中心点，压力向四周扩散并逐渐减小，呈碟状展布，高压出现的频数达到了50.90%，最高压力系数1.89，较纯上地层表现出分布范围明显增大的特征，高于常压频数（43.69%），低压最少（5.4%）。
超高压主要分布于北带的坨765井区、新利深1井区，王家岗的王585井区、辛176井区，博兴洼陷以常压与压力过渡带为主。
通过与现场钻井液相对密度使用情况对比,分布范围和趋势较一致。
针对樊家地区的高压低渗储层，钻井液相对密度均比实际地层压力小，做到了既安全钻进又有利于解放油气层的目的。
仅在利津洼陷的利98井发现钻井液相对密度使用偏高0.78。
在钻井液相对密度的使用情况上来看，沙三下与纯上亚段地层在樊家与利津洼陷的坡上，钻井液相对密度使用普遍相对偏高；纯下亚段地层在樊家的高压低渗储层中使用钻井液相对密度适当；沙三下、纯上亚段与纯下亚段地层均在中央隆起带的储层中使用钻井液相对密度较合适。
另外在部分钻遇断层的井，钻井液密度偏高。
综合以上分析，建议在下步勘探过程中对钻井液相对密度高于地层压力系数0.2以上的井区在钻井施工中可适当降低钻井液相对密度。
2 结论
在分析、掌握前人研究成果的基础上，结合济阳坳陷的实际，深入研究异常压力的分布以及实际使用钻井液相对密度。
主要取得一些结论与认识：济阳坳陷的超压主要分布于东营凹陷，东营凹陷的高压地层主要分布于牛庄洼陷、北带、利津洼陷、南坡西段的沙河街组，且有自上而下，压力系数逐渐增高，分布面积逐渐增大的趋势，沙三下、沙四上亚段分布范围最广，压力系数最高2.0（沙三下亚段）；在空间展布上，呈北东—南西向，与凹陷的展布方向一致。