油气成藏机理

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1.成藏动力学特征

三肇凹陷扶杨油层大部分地区属于正常压力系统，地层压力系数为0.90～1.20。在常压系统中，油气运移以浮力驱动为主，运移相态主要为游离相。青一段属于超压系统，青山口组特别是青一段发育区域上分布稳定的大段泥岩，由于地层水排水不畅，在压实过程中容易形成欠压实，加上暗色泥岩大量生烃作用、成岩过程中黏土矿物脱水作用等因素造成的增压作用，导致青一段产生强烈的地层超压。

2.超压分布特征

超压的分布特征对排烃、油气的运移非常重要。前人利用声波测井资料对三肇凹陷探井现今的超压和剩余地层流体压力进行了计算(王天奇，2006)。

计算方法:

首先，根据前人研究，建立了泥岩正常压实的声波时差曲线函数:

ΔT=550.716e-3.80512×10-4·h

式中:ΔT为深度为h(m)处的声波时差值，μs/m。

(1)最大压应力，即上覆地层压力(S1)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S1为上覆地层压力，MPa;dr为平均岩石密度，g/cm3，计算中取2.31;h为深度，m;f为压力单位换算系数，为9.80665×10-2。

(2)静水压力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:Pw为静水压力，MPa;dw为地层水密度，g/cm3，计算中取1。

(3)最小压应力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S3为最小压应力，MPa;ν为岩石泊松比，计算中取实测岩石泊松比的最大值，即0.36。

(4)地层流体压力

由

可得

式中:Δt0为岩石地面声波时差，μs/m，计算中取550.716;Δt为深度h处岩石的声波时差，μs/m;he为等效深度，m;c为常数，计算中取3.80512×10-4。

地层压力(P):

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

(5)剩余流体压力(Py)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

按照上述计算方法，利用三肇凹陷地区多口探井的声波数据，对青一段下部地层流体超压和剩余流体压力进行了计算，结果表明，无论是地层超压还是剩余流体压力，都呈明显的规律性分布，即地层超压和剩余流体压力与埋深有较好的一致性，随着埋深的增加，超压和剩余压力也呈上升态势，由斜坡区向凹陷内部超压和剩余流体压力呈增大趋势。这一结果表明，三肇凹陷剩余流体压力比较高，具有排烃条件。

3.输导体系

如前所述，三肇凹陷扶杨油层的运移通道主要是断层及其派生的裂隙系统，其次是泉四段的渗透性砂体，因此，其输导体系是以断层为主体、由断层和渗透性砂体相互切割构成的复杂连通网络，其中断层的作用至关重要。油层底界到青一段底界的距离反映了烃类向下侵位的最小深度，根据探井测井资料统计，三肇凹陷一般在100m左右，最大可达300m以上。显然，如此大规模的油气下侵没有断层的沟通是不可能的。断层一方面在纵向上沟通了青一段烃源岩和扶杨油层砂岩储层，另一方面断层与扶杨油层渗透性砂岩相互切割、交叉，在空间上构成复杂的输导网络。

总之，本区断层极为发育，并且大部分终止于青一段地层中，就像插入超压仓的许多导管，当青一段泥岩产生的超压积累到一定程度，或受构造活动的触发，断层开启，油气向下运移。

4.排烃机制

青一段的超压是烃类外排的动力，但并不是说有超压就能产生油气的初次运移，只有当超压达到一定的程度以后，青一段生油岩生成的油气才能突破超压仓，沿裂隙排出，进入到疏导体系或储集层中。

异常高压缝形成机理:异常高压地层中的高孔隙流体，不仅降低了泥岩颗粒之间的摩擦系数，使岩石的强度降低，而且改变了岩石发生破裂时的有效应力场，促使破裂产生。总应力(S)、有效应力(σ)和流体孔隙压力(P)之间的关系为:

σ=S-P

若孔隙流体压力增加到一定值，应力则向左移动，逐渐与破裂包络线相切，导致岩石剪切破裂或张性破裂。应力分析表明，在异常高压地层中，岩石主要产生张性破裂，而在静水压力层段，在构造应力作用下仅产生剪性破裂。张性破裂可以成为油气运移的通道和油气的储集空间，而剪裂缝一般呈闭合状态，对油气运移聚集意义不大。

Rouchet根据应力、流体压力、岩石强度等因素综合考虑，得到一系列裂缝保持张开和延伸的定量公式。要使岩石产生裂缝和使裂缝继续扩展，孔隙中流体压力Pp必须超过最小压应力S3与在岩石内聚力最小处岩石抗张强度K之和，即:

Pp≥S3+K

要使裂缝在无支撑物的情况下保持张开，必须满足:

Pp≥S3

青一段泥岩超压形成时间较早，在埋深600～1100m就已基本形成(高瑞祺，1984)。青一段泥岩在1100m左右进入生油门限，随着埋深的继续增加，地层温度逐渐升高，在水热增压、烃类生成、黏土矿物的脱水以及自身矿物生成和碳酸盐胶结作用导致有效孔隙度变小等因素的综合作用下，异常高压急剧增大。

根据探井现今超压计算表明，大致在埋深1600m左右，剩余流体压力达到或超过岩石的抗张强度，使断至青一段内部的断层张开并侧向或向下扩展，流体迅速排出，进入扶杨油层常压系统中，随着压力释放，断层闭合，青一段又进入新的超压增压阶段，如此反复，流体不断排出。在此过程中，流体携带的油气向扶杨油层运移，优先进入渗透性较好、排替压力较低的砂体之中，逐渐聚集成藏。

5.成藏期次分析

扶杨油层油气注入分为3期:第一期油气注入时的包裹体均一温度为90～120℃，有机包裹体分布于晚期石英次生加大边、石英颗粒愈合缝和方解石胶结物中，晚期石英次生加大边与方解石胶结物之间存在油迹(或沥青)，而石英颗粒愈合缝中的有机包裹体均一温度为100～110℃，说明在均一温度为90～100℃至110～120℃之间发生过一次构造活动，导致石英颗粒破裂;第二期油气注入时的包裹体均一温度为120～150℃，发生于方解石脉充填和石英颗粒裂缝愈合过程中，方解石脉中发现沥青质说明该期油气充注规模较大;第三期油气注入记录于石英次生加大边的有机包裹体中，均一温度为160～170℃。激光拉曼光谱分析表明，早期注入的烃类热演化程度低，晚期注入的烃类热演化程度高。由于埋藏史的影响，三肇凹陷扶杨油层中的油气充注期应晚于齐家-古龙凹陷。

根据构造发育史研究，嫩一段沉积时期，三肇凹陷大部分地区青一段地层埋深已达到或超过1100m，率先进入生油门限，此时超压已经形成。到嫩江组沉积晚期，埋深增加到1600m以上，地层温度达到80℃以上，形成的异常高压达到岩石的破裂压力，泥岩微裂缝产生，并使原来封闭的断层开启，油气开始向扶杨油层运移，随着盆地持续快速沉降，异常高压→断层开启→排烃(压力释放)→断层闭合(超压系统封闭)→超压增长，这一过程反复进行，油气成幕式向扶杨油层储层中注入，排烃过程一直持续到早白垩世末期，相当于第一期油气充注。

嫩江组沉积末期发生了一次规模较大的构造反转运动，使盆地整体抬升，三肇凹陷形成构造雏形，嫩江组上部地层遭受剥蚀，青一段地温降低，异常压力得以释放，因此油气充注在嫩江组沉积末期之后有一个短暂的间歇期，流体包裹体分析已证实了这次构造活动的存在。同时构造运动打破了扶杨油层中的压力平衡，使早期注入的油气沿输导体系进行重新分配，在构造应力和油气本身的浮力作用下向长垣构造高部位侧向运移，在合适的岩性圈闭中聚集成藏，这是扶杨油层的第一次成藏。

第二期油气充注始于晚白垩世早期(相当于四方台子组沉积时期)，一直持续到明水组沉积末期，该期三肇凹陷青一段地层埋深超过2200m，地层温度达到110℃以上，油气大规模向扶杨油层运移，通过断层的沟通，青一段泥岩层的超压有可能延伸到紧邻的扶杨油层之中，直到流体注入渗透性砂岩之中。古近纪前的构造活动结束了这次油气充注，此次构造运动使三肇凹陷构造定型，诱发油气发生侧向运移聚集，开始了扶杨油层的主要成藏期。这个过程中地层抬升、大面积遭受剥蚀、地温剧降，之后进入一个比较长的排烃间歇期。第三期油气充注发生于新近纪至今，该期油气充注规模较小，以扶杨油层内部的油气侧向运移聚集作用为主，此为第三个成藏期。

油气成藏动力学研究内容

岩性油气藏输导体系构成要素，包括断层、薄砂条、微裂隙/构造裂缝、干酪根网络等。输导要素在空间上相互联系，构成砂岩岩性体油气成藏的关键一环。但在不同的构造演化阶段，其结构样式又有差异。

压力封存箱是一个相对稳定的系统，在其演化的大多数时间内以亚稳态存在，其封盖层的破裂，特别是厚度较大的泥质封盖层的破裂在构造稳定期是非常困难的。封盖层开启和烃类释放过程大致存在两种情况：

一是构造相对稳定期，由于封存箱内压力的持续增加造成封盖层破裂和排烃；二是构造活动期断裂和断层的发生导致封盖层破裂和大规模排烃。

（一）构造稳定期

从烃源岩熟化生烃的过程分析，在同一剖面中，最下部的烃源岩由于成熟度较高，一般会最先达到生烃门限和进入生烃高峰。在沉积特征和生烃条件比较相似的情况下，最下部的烃源岩将会最先形成异常高压并导致微裂隙产生（图3-14）。对于不同层段来说，裂隙序次是自下而上进行。在发育多套烃源岩的地区，裂隙产生的序次可能分别为沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段。而对于同一层段（如沙三段下亚段）的烃源岩来说，也是下部的烃源岩岩首先破裂。当然，由于烃源岩发育的非均质性和烃源岩质量的差异，裂隙发育并不完全遵从这种规律。如惠民洼陷的临南洼陷和车西洼陷，沙四段上亚段烃源岩较差，可能一直未产生裂隙。而对于沙三段下亚段来说，其中的两套油页岩层可能最先发育裂隙，而其中的泥岩段较晚产生裂隙，但这不影响裂隙自下而上发生的整体规律。

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

在裂隙发展的早期阶段，裂隙发育的范围比较局限，厚度较小，压力和裂隙封存箱的规模较小。由于其上未发生裂隙的烃源岩层数多，厚度大，孔渗性差，形成非常好的封盖，很难仅仅依靠内部压力的聚集而被突破。而由于压力封存箱接近烃源岩体的底部，底封盖层较薄，则可能因为异常压力超过烃源岩的排驱压力或产生垂向或高角度裂隙造成封盖层突破。以东营凹陷为例，封盖层一旦被突破，封存箱内的烃类较容易进入沙四段上亚段优质烃源岩（一般限于其上部）下部的滩坝砂体，顺烃源岩体的底面发生侧向运移。这些滩坝砂体虽厚度不大，但延伸范围较广，作为储集层虽然差一些，但可充当较好的疏导层。梁家楼—纯化斜坡带及牛庄洼陷南斜坡带沙四段上、下亚段经常大面积含油（张林晔等，2004），是本区存在该类排烃过程的有利证据。仅存在一套有效烃源岩的地区也可发生类似的情况，如近年来车西洼陷在烃源岩体底部也发现了一系列油气藏，也可以由此作出解释。随着含烃流体的排出，裂隙将会重新愈合，开始新一轮烃类、压力积累、封存箱破裂和排烃的过程。随着盆地沉积作用的进行，地层的埋深不断增加，熟化烃源岩体层位逐渐变新，封存箱向上发展，异常高压带封隔层间歇性地发生压裂开启和闭合，封隔层和裂隙顶界的位置会不断地向上调整，直至烃源岩生烃作用完成。相对于封存箱内的顺层裂隙，封存箱被突破时的裂隙可能并非广泛展布，在岩心观察中不容易被发现。

根据前述现今压力场分析，目前在各个凹陷的深度剖面上，压力峰值一般位于沙三段下亚段烃源岩中，而非沙四段上亚段，即使对于沙四段上亚段优质烃源岩非常发育的东营凹陷和渤南洼陷也是如此，可能表明沙四段上亚段烃源岩已经经历过多次排烃过程，与上述论述并不矛盾。

实际上，泥质岩石的塑性较强，一个封闭的、独立的高压流体封存箱有时很难单纯依靠内部压力的聚集而被突破。因此许多石油地质学家认为，高压带内产生的以垂向裂隙为主的裂隙系统往往是构造活动时期的产物。

（二）构造活动期

在构造活动期，根据应力判断，无论挤压还是拉张过程，均易于产生垂向或高较度断层，并伴生大量垂向或高角度裂隙、微裂隙。如果断裂期压力封存箱已经形成，则构造运动导致封存箱盖层破裂，实现压力封存箱与外界储层的沟通。这种沟通一旦实现，在异常高压的驱动下，压力封存箱中聚集的烃类和其他流体将会以混相涌流的方式，迅速完成烃源岩的排烃和聚集成藏过程。构造活动期后，随着流体的排出和压力的降低，裂隙将会逐渐胶结和封闭，而开始新的能量积累、压力释放和排烃过程。从该角度来看，无论构造稳定期，还是构造活动期，排烃过程都或多或少的呈现出幕式的特点，但显然构造活动期每一幕的排烃规模要大得多。

断层的排烃能力，即断层的通透性或封堵性主要受断层性质、规模、落差大小、断面形态及断层两盘储层接触关系、断面能否形成较大排驱压力的低渗带等多种因素的影响。

相对挤压性断层，张性断层更有利于排烃作用的进行，典型例子为东营凹陷中央隆起带，拉张性的断层导致烃源岩大量向上排出烃类。断层的规模越大，断距越大，断开的层位越多，则供油范围越大，排烃量也越彻底。对于大型的一、二级断层，由于断层带和断裂破碎带较宽，烃源岩复合体的上部或顶部封盖层很容易被破坏，烃源岩中的超压将会迅速得以释放，烃类的排出应以上排为主。

对于张性特征不明显或小型的断层，垂向输导能力可能较为有限，排烃的过程则存在差别。在洼陷中心，几套烃源岩上部的封盖层很厚，断层两侧泥岩与泥岩接触，通透能力有限，可能只有偏上层段生成的部分烃类突破盖层向上排出，而另一部分则发生侧向运移。在侧向缺少疏导体的情况下，烃类还可向下排放，再侧向运移。

典型凹陷的输导系统特征

油气藏的形成与保存实际上是含油气盆地在地球动力学背景上，在地质历史中的沉积动力学、热动力学、化学动力学及流体动力学综合作用的结果。目前，国内学者由于对油气成藏动力学内涵的认识尚未完全统一，对油气成藏动力学的主要研究内容的看法也有所不同。

以田世澄为代表的“成藏动力学系统”主要研究内容包括5个方面：成藏动力学系统形成的背景；成藏动力学系统的划分；成藏动力学系统的形成条件；成藏动力学系统的形成演化和成藏作用及油气分布规律。

张厚福（2002）等认为“盆地油气成藏动力学系统”的研究内容主要包括以下6个方面。

（1）盆地区域地质背景研究。在查明盆地区域构造性质的前提下，研究盆地的构造史和沉积史。

（2）盆地地球动力学研究。在查明盆地区域地质背景的基础上，即可研究盆地地球动力学的结构特征及演化方向。

（3）盆地“三场”定性定量研究。近10多年来，国内、外石油地质界纷纷认为地温场、地压场、水动力场、地应力场、化学场、生物场等对油气藏形成和分布有控制作用，其中地温场、地压场、地应力场恰是地球内能以不同形式在地壳上的表现。综合“三场”定性定量分析结果，即可在盆地内划分出不同地质时代的有利生烃区和有利运聚区，然后再进一步详细分析“三场”与油气聚集的关系。

（4）油气藏形成的时空分析。油气生成、运移、聚集、保存的时间（年代）确定，是油气地质学定量研究的前沿技术，油气藏形成的时空分析对盆地油气成藏动力学研究具有重要的意义。

（5）油气系统及流体压力封存箱的详细剖析。在上述盆地地球动力学“三场”定性定量研究及油气藏形成时空分析的背景下，即可对盆地内地质实体油气系统或流体压力封存箱开展详细剖析。

（6）总结盆地油气成藏模式及有利部位，为编制钻探部署方案提供科学依据。

褚庆忠等（2002）借鉴当前广泛流行的含油气系统研究，从盆地发育的动力学背景、沉积构造的动态演化以及油气的形成、运移和聚集的动力学角度出发，认为“成藏动力学系统”的研究内容应包括以下6个方面。

（1）盆地演化的深部过程的动力学背景分析。

（2）盆地的沉积、构造演化特征和时空展布规律分析。

（3）盆地的生、储、盖、运、圈、保等成藏条件研究。

（4）研究盆地地层孔隙流体压力特征，划分成藏动力学系统，借助于测井、地震和实测压力资料计算盆地的地层孔隙流体压力和流体势，并依此作为划分成藏动力学系统的基础。

（5）进行油源对比，确定各油气层和各源层的关系，结合上述资料分析各个成藏动力学系统的成藏条件和成藏过程。

（6）进行盆地模拟，恢复盆地演化史、构造发育史、沉积史、热史、成烃史、流体压力演化史、排烃史、油气运聚史；分层、分期地研究各个成藏动力学系统的形成演化和油气藏的形成与分布规律，从而优选靶区，指明勘探方向。

综上所述，油气藏的形成涉及生、储、盖、运、圈、保等各个方面，是一个漫长而复杂的地质过程，其中油气成藏的动力学过程起着主要控制作用。由于成藏动力学研究内容广泛，不同学者针对油气成藏的不同方面或者不同盆地地质背景，在成藏动力学研究中侧重点有所不同，但是研究的核心是油气形成、演化和运移的化学动力学和流体动力学过程，即包括成烃动力学、排烃动力学、油气运聚和保存动力学过程。

在成烃动力学过程研究时，首先要分析盆地内不同类型烃源岩的展布、有机质的地球化学特征，然后按照干酪根降解生烃理论，根据温度与时间的相互补偿原则，通过成烃热模拟和化学反应动力学模型计算，才能深入分析烃源岩干酪根的成烃演化特征。排烃动力学过程的研究是在成烃动力学过程的研究基础上，从宏观的生、储、盖组合划分到微观的排烃机理分析，结合盆地的地温场、地压场、地应力场特征来研究烃源岩排烃的流体动力学过程。油气运聚动力学过程实际是油气在输导体系中受孔隙流体势能控制的多相渗流过程，其研究内容主要包括输导体系类型、组合关系以及与地温场、地压场、地应力场有关的流体势等方面。油气藏的保存主要与盆地的区域构造演化、盖层封闭能力、地下水的水化学场有关。众所周知，烃源岩的生烃过程不是在一个完全封闭体系中进行的，生烃和排烃之间是有密切关系的，而排烃、油气运聚和保存也是有内在联系的。因此，成藏动力学在重点研究成烃动力学、排烃动力学、油气运聚和保存动力学过程的同时，还要兼顾它们之间的相互联系，即各成藏动力学过程的耦合。

洼陷带勘探实践

（一）巴音都兰凹陷

巴音都兰凹陷输导系统为砂体单一输导系统，其中高孔渗带是主要油气运移通道。指状厚砂体是该凹陷油气运移最基本的输导系统，相对高孔渗带是油气在砂体中运移的优势通道。

巴音都兰凹陷阿四段扇三角洲沉积发育良好的高孔渗性砂体输导系统。阿四段砂体在巴Ⅱ构造的巴9井区和巴Ⅰ构造的巴10井区厚度大，横向延伸距离远，同时高渗透带也集中于此，因此发育高孔渗带的厚层砂体成为洼槽中的油气向构造带运移的主要输导系统。生油洼槽内阿尔善组生成的油气，在陡坡带巴Ⅰ、Ⅱ两个鼻状构造背景上，以砂体单一输导系统的高渗透带为通道，在砂层内部作顺层侧向汇聚运移，形成了两个大型岩性油藏（图5-37）。

图5-36 复合油气输导系统的基本类型

图5-37 巴音都兰凹陷砂体单一输导系统示意图

（二）乌里雅斯太凹陷

乌里雅斯太凹陷阿尔善组输导系统为砂体单一输导系统；腾一段输导系统较为复杂，不同层段具有不同输导系统，同一层段上下油藏具有不同单一输导系统。

乌里雅斯太凹陷阿尔善组陡坡发育水下扇、缓坡发育扇三角洲，层内发育一定数量的同生断层。组内砂体分布较稳定，上部物性好，成熟度高。生油洼槽内阿尔善组成熟烃源岩生成的油气直接进入砂体，并沿层内砂体单一输导系统向高部位侧向运移，受断层侧向遮挡形成断层—岩性油藏。由于断层侧向封堵性和储层物性的影响，此类具砂体单一输导系统、断层遮挡的构造—岩性油藏规模一般较小（图5-38a）。

乌里雅斯太凹陷腾一段北部发育扇三角洲、南部发育湖底扇，早期和中期两套稳定的湖泛泥岩与其沉积时的斜坡背景及内部的同生断层、腾一段顶底的两套不整合面相结合，构成了岩性、地层圈闭形成的基本条件。腾一上、下段油藏具有不同输导系统的特征，腾一下段以砂体单一输导系统形成自生自储、旁生侧储岩性油藏，受多个油层组横向展布控制，此类油藏规模一般较大。腾一上段则必须以断层为沟通油源的通道，以砂体—断层复式输导系统形成下生上储油藏，如太41油藏（图5-38b）。

图5-38 乌里雅斯太凹陷输导系统示意图

在太参1—太3井区阿尔善组和腾一下段发育同生断层，储层横向变化快以及腾一段地层逐层超覆的特点，一定构造背景上的地层—岩性复合型圈闭为其主要类型。而腾一上段内同生断层不发育，油气成藏规模小或不能成藏。腾一下段层内中、上部油藏具砂体单一输导，腾一下段层内下部油藏具不整合面单一输导系统。腾一上段缺少通源断层作为通道，未能形成油藏。这种层内具不同类型单一输导系统的岩性上倾尖灭油藏规模受储集砂体大小控制（图5-38c）。

（三）吉尔嘎郎图凹陷

吉尔嘎郎图凹陷不同构造带具有不同的输导系统。宝饶内带腾一段、腾二下段发育辫状河三角洲和扇三角洲前缘砂体，受北东向展布的坡折带控制，有利于形成上倾尖灭岩性圈闭、地层超覆圈闭、构造—岩性圈闭。腾一段是凹陷主力烃源岩层，宝饶内带具有砂体单一输导系统，洼槽带腾一段生成的油气以此输导系统运移，形成岩性油藏，如林9、林6、林7岩性油藏和罕尼构造带的吉35岩性油藏都具砂体单一输导系统。在宝饶构造带和锡林构造带油气主要以砂体—断层复式输导系统运移，多形成腾一、二段构造油藏（图5-39）。

图5-39 乌里雅斯太凹陷腾一下段输导系统示意图

（四）赛汉塔拉凹陷

赛汉塔拉凹陷洼槽带为砂体单一输导系统，扎布构造带为砂体—不整合—断层复式输导系统。

赛中洼槽东部赛79—赛66地区发育湖底扇，在一些隆起带或具背斜带背景的构造带附近，可形成下生上储型或自生自储型岩性尖灭油藏。以赛66油藏为例，在生油洼槽内输导系统为砂体单一输导系统，腾二段湖底扇砂砾岩体下倾尖灭于有利烃源岩内，向构造带方向形成自生自储型上倾尖灭岩性油藏（图5-40a）。

扎布构造带的砂体—不整合—断层复式输导系统以深大断裂为主体，生油洼槽和构造带深部的阿尔善组、腾一段成熟生成的油气只能靠断层由下向上运移至构造带的腾二段储层中，油气主要沿着断裂以汇聚流的形式纵向运移（图5-40b）。

图5-40 赛汉塔拉凹陷输导系统示意图

图5-41 冀中坳陷主要断裂系统图

（五）冀中坳陷

冀中地区古近纪的地形经历了由高差悬殊→西高东低→南北高、中部洼的变化过程；发生了两次从干热到温暖的转变历史。在它们的共同作用下造就了古近纪不同时期的沉积背景，形成了多种类型沉积砂体，这些砂体平面上分布广泛，向湖方向相变为暗色泥岩，纵向上往往相互叠置，横向连通性强。

冀中地区断层输导主要表现为垂向输导作用，此类断层大多为同沉积断层，对沉积具有控制作用。冀中坳陷广泛发育此类断层，如饶阳凹陷的马西断裂、大王庄东断层、河间断裂、留路断裂及沧西断裂等。此外任丘断裂、大兴断层、宝坻断层、牛东断层等也属于此类（图5-41）。这些断层不仅控制了沉积体系的发育和展布，同时又是油气运移的良好通道。

受区域构造运动的影响，冀中坳陷存在多套区域性的不整合，如：T2、T6、Tg等，T4、T5局部为不整合，整体上为平行不整合，这些不整合与砂岩输导层及断裂相互配置，构成了良好的油气运移通道，有利于油气富集成藏。

冀中地区第三纪构造活动强烈，断层十分发育。因此决定了本区以断层为主要运移通道的输导系统，油气以垂向运移为主，同时渗透砂层、不整合面与断层相配合，组成立体式输导网络。油气从生油洼槽向构造高部位呈阶梯状运移。因不同区带在构造沉积特征上存在差异，油气的运移通道往往有所侧重。

1.中央隆起带

隆起带位于凹陷中部，是由平行于凹陷走向的断层活动造成基岩块断、掀斜而形成的半背斜单断山，即凹中隆古地貌。潜山油气藏是该带主要的油气藏类型，不整合面和潜山断裂组成了油气运移的输导系统。

（1）不整合面：长期的沉积间断使基岩表面遭受风化剥蚀，次生孔隙十分发育，年轻盖层底部又常常有残积的或经近距离搬运沉积的砂砾碎屑存在。这就使不整合面与其上、下的各种次生孔隙，共同组成一种大型的渗透性孔道，从山顶一直延伸到凹陷中心，大面积地把不整合面上、下，不同时代、不同岩性的生、储油岩体联系在一起，成为油气向潜山二次运移的主要通道。饶阳凹陷沙河街组超覆于任丘潜山上，沙二、三段烃源岩层生成的油气可直接进入不整合面，并沿不整合面向潜山高部位运移，在圈闭发育处聚集成藏。最终形成任丘潜山大油田（图5-42）。

图5-42 任丘潜山油藏剖面图

（2）潜山断裂：受构造活动控制而形成的潜山，常发育着大型边界断层和潜山内部断层，在油气运移和聚集中起着很重要的通道作用，其作用主要表现在下述两个方面。①潜山边界断层能改变生油岩和储集层之间的空间配置关系。断层的发育，使得古近系（主要为沙三段、沙一下段）生油层与潜山储层侧向上对接在一起，有利于油气直接排进潜山或就近向潜山作二次运移。②潜山断层油气垂向二次运移并进入潜山的重要通道。冀中坳陷内的许多潜山，边界断层垂直落差常达数千米，在沟通油源中起了很大的作用。如任西断层断距为3000m，饶阳凹陷沙二、三段主力生油层生成的油气沿断层垂向运移至潜山圈闭，另外断层活动使得沙一段与雾迷山组对接，成熟烃源岩生成的油气可直接进入储层，最终形成任丘潜山油藏。

另外受潜山古地貌特征影响，第三系地层由下而上层层超覆和披覆于古隆起之上，形成多期地层超覆和砂岩上倾尖灭带，并围绕隆起带呈环状分布。隆起带两侧洼陷内成熟烃源岩生成的油气沿储集体向中央隆起带运移聚集，并沿断层垂向运移，在断层两侧合适的圈闭聚集成藏，形成地层超覆油气藏及上倾尖灭岩性油气藏。马西洼槽沙二沉积期发育的扇三角洲前缘砂体自东向西延伸到任丘隆起带任东斜坡上，尖灭在马91—任91井一线，经以后的构造翘倾，形成上倾岩性尖灭岩性圈闭，以沙一下段区域盖层为主，沙二、三段成熟烃源岩生成的油气，以渗透砂岩为主要运移通道侧向运移，并沿断层垂向运移，可形成自生自储上倾尖灭岩性油气藏（图5-43）。

图5-43 任东斜坡带油藏剖面图

图5-44 任东斜坡带油藏剖面图

2.陡坡带

受边界主断层的控制，断陷湖盆陡坡带地势陡、坡降大。坡降度、产状受不同构造演化阶段断裂发育程度的控制而呈有规律的变化，并造成陡坡带各沉积体系的发育程度及演化规律的不同。陡坡带构造运动强烈，也造就了该区油气运移通道的复杂性。

从宏观上讲，陡坡带油气运移的输导系统主要由渗透性砂层、不整合面及断层组成。

（1）渗透性砂层：指各种陡坡边缘沉积体，如扇三角洲、辫状河三角洲、近岸水下扇等中所发育的砂体。这些砂体多呈朵状、枝状向湖盆方向延伸（图5-44），常与湖相暗色泥岩互层。成熟烃源岩生成的油气，可直接进入相邻的砂体侧向运移，在遇到良好聚集条件的时候，便会聚集成藏。研究表明，冀中坳陷陡坡带是流体势的低势区，是油气运移的指向方向。

（2）不整合面：陡坡带处于盆地边缘，各种剥蚀作用强烈，包括构造运动、湖平面变化形成的各种不整合非常广泛，如河道的冲刷面、地层剥蚀面等。由于风化侵蚀、溶解淋滤等原因，不整合面附近往往形成较高孔、渗的风化壳地层，即是油气的运移通道，又是良好的储集体（图5-45）。

图5-45 济阳坳陷王庄油田基岩油藏剖面图

（据李丕龙等，2003）

图5-46 马西洼槽周边地区构造纲要图

不整合面还具有区域性，能把不同时代不同岩性的地层连接起来，成为油气运移的一种重要通道。例如留西地区馆陶组与古近系为明显的角度不整合，在留415井一带 Ng 下部接Ed1，在留8井一带接Ed3，而在留17一带则与Es1相接，由断层或下部地层运移到不整合面的油气，可穿过不整合面进入到Ng的储层中，或沿不整合面上倾方向运移，总之，不整合面构成了畅通的油气运移通道。

（3）断层：陡坡带构造活动强烈，边界断层长期继承性活动，不但控制着陡坡带地层的沉积作用，同时是流体垂向运移的主要通道。

马西断裂带：马西断层是饶阳凹陷东部控凹边界大断层，平面呈“S”形，控制了马西洼槽的形成（图5-46）。马西断层开始形成于古近系早期，结束于东营中、晚期，长期生长发育，Es3—Ed3 活动最剧烈。

油源对比显示，任丘、南马庄、八里庄和文安等主要富含油构造的油气主要来自马西生油洼槽，所以油气运移通道是形成油藏的重要条件。其中马西断层和次级断层是油气垂向运移的最主要通道，多个不整合面和砂体是油气侧向运移的重要通道。

马西洼槽Es2+3烃源岩层在Es1时开始成熟，Es1Ng为油气的主要运移期。马西断层的活动期与Es2+3油气运移期（Es1Ng）相对应，其对Es2+3油气起到了重要的运移通道作用，即主断层的活动使油气沿断层向上运移，聚集在断层的两侧或沿断层两侧砂岩层、不整合面等其他通道运移到马西断层上升盘更远的卧佛堂地区，而主断层活动的停止时期即新近纪末期，这时断层以封闭为主，有利于断层下降盘油气聚集成藏。而主断层活动结束后，与主断层相交的羽状断层活动仍在继续，这组断层发育于Es1末期，结束在Nm下早期，这个时期正是马西洼槽Es1下油气生成时期，因此这组次一级的断层是Es1下油气运移的重要通道，即油气沿这组断层向上运移聚集到 —Ed的地层中，上倾方向上的马西断层构成侧向遮挡形成油藏。油气在运移过程中，沿着派生断层垂向运移，遇到上升盘渗透层，则发生侧向运移，在上升盘圈闭发育处聚集成藏。如西5井沙二段油藏和西6井沙一上段岩性油藏，马97井地层超覆油藏（图5-47）。

图5-47 油藏剖面图

留西断阶带：留西断阶带位于饶阳凹陷中南部留西构造带，主要受一系列西掉断层的控制。沙三沉积时期，以辫状河三角洲沉积为主，北高南低的构造背景与近东西向展布的三角洲前缘砂体相互配置，东西向上受断层控制，南北向上砂体相互叠置，形成了多个断层一岩性圈闭或上倾尖灭岩性圈闭，这些圈闭既可靠断层沟通侧向对接的Es1 和深层的Es3 油气源，又夹持于Es3 生油层之中，保存条件和油源条件都十分优越。成熟烃源岩生成的油气即可穿过断层进入圈闭，又可进入伸入湖盆的前缘砂体，并沿砂体向上倾方向侧向运移，聚集成藏。这种模式以路43油藏为典型（图5-48）。

牛东断层：牛东断层是控制霸州凹陷沉积的边界断层，由三条不同走向的断层组成，其中中部北北东向的牛东断层为控制霸州凹陷发育的主要段落。牛东断裂的活动在断层根部形成负向构造带。东营组沉积时，以河流相沉积为主，河流沿断层走向展布，发育侵蚀河道。河道砂体向高部位明显减薄尖灭形成上倾尖灭岩性圈闭。

生烃史研究表明，霸州凹陷Es4Ek烃源岩层的生油期开始较早，其生油期一般在沙二末至明化镇时期，Es2+3烃源岩层的生油期在东营中晚期至明化镇时期，而在沙二—东营期强烈活动的牛东断层及其东侧的派生断层对于油气的垂向运移起到了重要的通道作用（图5-49）。

图5-48 留西地区油藏成藏模式图

图5-49 岔河集地区油藏剖面图

3.洼槽带

洼槽带一般为凹陷的沉降—沉积中心，地层厚度大，多以暗色泥岩为主。湖底扇、浊积扇及三角洲前缘等孤立砂体夹于其中，形成岩性油气藏。油气沿以砂体为主的输导系统作侧向运移（图5-50）。

图5-50 马西洼槽及周边地区油气输导系统图

图5-51 饶阳宁古3井油藏剖面图

洼槽带油气沿着输导系统成藏具有两种类型。一是深洼区沙三段成熟烃源岩排出的油气就近进入浊积砂体及三角洲前缘的孤立砂体中，聚集成藏。洼槽区构造运动相对较弱，不整合、断层不发育，且该类砂体孤立发育，被巨厚的烃源岩层包围，故一般不发生油气的二次运移或运移距离较短，油藏一般具有异常高压。河间洼槽区沙三段油气就近进入本层砂岩透镜体中形成的许多油藏属于此类，如宁古3油藏（图5-51）。沙三段沉积时期，物源来自献县凸起的辫状河三角洲由东向西推进，形成层层叠覆的前积层与大量滑塌浊积砂体，这些浊积砂体一般规模较小、颗粒较细、非均质性较强。由于位于生油条件好的湖相烃源岩的包围之中，烃源岩具有异常高的排烃能力，因此凡具有较好储集性能的浊积砂体，均可以形成自生自储岩性油气藏。

另一种情况是储集层位于生油洼槽主力烃源岩之上，油气首先进入同层的砂岩夹层，之后汇聚或沿砂层向低势区运移，或者油气直接进入深入烃源岩层的同沉积断层，垂向运移至圈闭中形成各类油藏。饶阳凹陷大王庄东营组上倾尖灭砂岩油藏的形成即是这种运移方式。大王庄岩性油藏位于留西生油洼槽之中，整体表现为西倾东抬的单斜背景。作为同生断层，大王庄东断层控制着东营组曲流河的展布，河道沿断根发育，河道砂体向上倾方向存在明显的变薄尖灭，形成东营组河道砂岩上倾尖灭圈闭。大王庄东断层开始发育于古近系沉积早期，长期继承活动，至东营组沉积末期活动相对减弱，消失于明化镇早期。该断层以两种方式沟通了深层油气源。一是长期继承性活动，使深层油气源沿活动断面向上运移，遇到Ed储集层后向低势区侧向运移直至进入圈闭；二是断层活动形成的较大断距，使得和上升盘早期形成的Ed底部储集砂体与下降盘的 烃源岩直接接触，油气穿过断层直接进入下降盘储集层，并沿砂岩层向上运移进入圈闭（图5-52、图5-53）。

图5-52 大王庄东断层活动与油气生排烃关系图

图5-53 大王庄路70油藏剖面图

4.缓坡带

缓坡带是箕状凹陷的重要组成部分，又称为斜坡带，约占总凹陷面积的1/2 到1/3，并且大多数处于基底构造的翼部，基岩的倾向与斜坡倾斜方向一致。斜坡带断裂活动相当较弱，构造形态比较简单，地形起伏较小，坡降幅度低，沉积砂体展布面积大横向连通性强。而且，由于冀中坳陷构造演化的多期性和斜坡发育的继承性，使第三系地层沿斜坡抬升方向层层减薄，层层超覆。使斜坡上形成了较多的地层超覆和不整合现象以及多种不同类型的地层岩性圈闭。

斜坡根部洼陷中的成熟烃源岩生成的油气，沿着伸入洼陷的分支状砂体并以此作为运移通道进行侧向运移，至断层后可沿着断层向上或再进入另一侧砂体继续侧向运移，在圈闭发育处聚集成藏，形成以渗透性砂体为主、断层为辅的阶梯状运移方式。另外油气亦可沿不整合面由高势区向低势区运移，在不整合面上下圈闭中聚集成藏（图5-54）。

图5-54 斜坡构造带油气输导系统模式图

（1）蠡县斜坡：位于饶阳凹陷的西部，高阳低凸起的东翼，是一个西抬东倾、北东走向的继承性沉积斜坡。第三系地层在整个斜坡上分布都比较稳定，地层厚度变化较小。沙二沉积时期主要为河流—三角洲沉积环境，沙一沉积时期为滨浅湖滩坝及三角洲沉积环境，在本区沉积了丰富的砂岩地层，为油气的运移和聚集提供了很好的物质基础。

沙二段砂体特征：沙二段沉积时期，本区以河流相沉积为主，三角洲—湖泊仅局限于东北部雁翎地区，沉积砂体为河道砂，呈枝状、条带状展布，展布方向北东向，其间有漫滩沉积相隔（图5-55）。西部高阳低凸起一带，渗透砂岩十分发育；砂岩累计厚度大于70m，为厚层砂岩夹薄层泥岩，砂地比大于80%。向东河道砂体减薄，厚度20～60m，相带相对较窄。砂体物性好，如西柳10井区砂体厚度为30～50m，孔隙度平均为15%，渗透率平均为36×10-3μm2。由于河道砂岩性横向变化大，侧向连通性较差，单砂体作为油气运移通道的作用被大大降低。又因河道经常性侧向迁移，使得多期砂体相互叠置、连片，故而多期次河道砂体联合，侧向运移的通道作用就十分明显了。同时斜坡带北东向发育的断层可将不同时期沉积砂体沟通，因此该区砂体和断层相配合，可以更好的提高油气输导能力。

图5-55 蠡县斜坡沉积相图

沙二沉积晚期，随着发生水侵，湖泊面积扩大，以三角洲沉积为主，沙二段顶部沉积了一套三角洲前缘砂体，面积大，物性好斜坡南段的博野—赵皇庄三角洲相砂体群是砂岩发育的主体部位，面积大，约为815km2，砂体厚度为10～30m；孔隙度平均为13.9%，渗透率平均为31.1×10-3m2。该砂体发育带应该是油气运移的主要通道。斜坡北段的高阳—博士庄三角洲相砂体群的面积略小，约为530km2，砂体厚度为10～20m。孔隙度平均为13.2%，渗透率平均为17.9×10-3m2（图5-56a）。

图5-56 蠡县斜坡砂岩等厚图

沙一下段砂体特征：沙一下段沉积时，区内开始大规模水侵。斜坡北段的高阳—博士庄以滨浅湖相滩坝砂体沉积为主，形成多个滩、坝砂体组成的砂体群。平面上呈椭圆状分布，单个砂体的面积较小，一般仅为3～10km2。纵向上多期叠加形成滩、坝发育区，砂体的总面积约为220km2，砂体累计厚度一般为10～30m。其储层物性好，尤其是渗透率较高，平均为64.26×10-3m2，反映连通性较好，孔隙度平均为13.5%。

斜坡南段博野—赵皇庄三角洲相砂体分布范围和砂体厚度较大，其面积约为1050km2，砂体厚度一般为20～50m。物性不如北部的滨浅湖沿岸滩、坝砂体，孔隙度平均为12.0%，渗透率平均为20.6×10-3m2。其横向展布大，砂体侧向输导能力强，这也是南部地区虽然砂体发育，却没有油气富集的原因（图5-55b、图5-56b）。

（2）文安斜坡带：文安斜坡在前古近系（喜马拉雅运动）之前，基岩为东倾单斜。地层产状与现今相反，为西抬东倾。喜马拉雅运动之后，由于大幅度的单断翘倾作用，便形成了古近系的西断东超的单断箕状凹陷，基底变成东抬西倾。文安斜坡位于凹陷东侧的抬升部位。由此便形成了第三系继承性沉积斜坡。三角洲相沉积砂体展布面积大，横向连通性强，构成了本区油气侧向运移的主通道。

沙三段砂体特征：沙三晚期，三角洲相砂体主要分布于斜坡中段的史各庄—苏桥南和斜坡南段的议论堡一带，呈朵状体向湖区延伸，斜坡南段的议论堡三角洲相砂体面积为150km2，砂体厚度一般为20～160m。孔隙度平均为16.9%，渗透率平均为17.8×10-3m2。斜坡中段的史各庄—苏桥南三角洲相砂体面积较大，为240km2。砂体厚度与前者相当，一般为20～140m。井壁取心的物性分析表明，其孔隙度一般为15%～25%，平均为20.7%（图5-57）。

图5-57 文安斜坡沙三上段砂岩百分含量图

图5-58 文安斜坡沙二段沉积相图

沙二段砂体特征：沙二段沉积时期，三角洲相砂体空前发育，仍主要分布于斜坡中南段的议论堡和史各庄—苏桥南一带，三角洲前缘亚相是其主体，平面上彼此叠加连片明显，其平面形态为大型朵状体。与沙三上亚段相比，斜坡南段的议论堡三角洲相砂体面积变化不大，约为175km2；而斜坡中段的史各庄—苏桥南三角洲相砂体面积增加幅度较大，约为420km2。上述砂体的厚度均略有减小，一般为30～100m，但储层物性明显变好。前者的孔隙度平均为18.4%，渗透率平均为72.1×10-3m2；后者的孔隙度平均为22.5%，渗透率平均为250×10-3m2（图5-58）。议论堡以及史各庄—苏桥南一带，三角洲砂体继承性发育，平面展布面积大，横向连通性好，不仅为油气富集提供了良好的储集空间，而且也是油气运移的主要通道。而斜坡中北部地区已发现的油气藏主要分布在沙一段、东营组及上第三系中，说明油气主要沿着砂体及断层组成的输导系统运聚成藏的（图5-59）。

图5-59 文安斜带油气运移聚集图

洼陷带作为生油中心，是断陷盆地的基本构造单元——凹陷的重要组成部分，在有良好储层和圈闭配置的情况下，可以成为油气聚集带。断陷盆地边缘的洪水、垮塌、滑塌作用有利于形成各种类型的浊积岩，以高密度重力流为动力，沿湖底多次搬运直至湖心部位，形成具鲍玛层序的巨厚砂、砾岩沉积层。这些伸入到湖盆中心的岩性体，夹于烃源岩中，可形成各种类型的岩性油气藏（图6-5）。

图6-5 洼陷带主要油气藏类型图

东营凹陷拥有济阳坳陷最广阔的洼陷带，包括利津、牛庄、民丰和博兴4个次级洼陷及洼陷中央的断裂背斜带，面积约1500km2。东营凹陷洼陷带构造活动和沉积作用复杂，为岩性油气藏的广泛发育提供了基本的地质条件。“九五”以来，岩性油气藏逐渐成为中带勘探的最主要的内容，相继发现了郝家、史南、牛庄、大芦湖、乔庄等以岩性油气藏为主的油田以及胜坨、东辛、现河庄等油田的岩性油气藏聚集区块，已经探明岩性油气藏储量2×108t左右。

同时，由于近几年勘探的快速发展，以往主力层系沙三段中亚段的勘探已经达到较高的程度，急需寻找新区块、新层系。在岩性油气藏成藏机理的指导下，针对洼陷带应用岩性体含油性定量评价技术以及规范的岩性油气藏勘探技术流程，取得一批成果：突破了牛庄洼陷东坡沙四段，扩大了利津东坡、博兴洼陷沙三段。下面仅以牛庄东坡沙四段为例介绍洼陷带岩性油气藏勘探。

1.地质背景

本区位于东营凹陷牛庄洼陷东部，该区东临广利油田、西靠牛庄油田、有利勘探面积约200km2。牛庄洼陷东坡地层发育齐全，有井钻遇的地层自下而上为古近系孔店组、沙河街组的沙四段—沙一段、东营组及新近系的馆陶组和明化镇组，其主要岩性特征及岩性组合与整个洼陷带基本一致。沙四段为盆地初陷－断陷期的继承性沉积，其下部沙四段下亚段以浅灰、深灰色泥岩、泥质砂岩、粉砂岩为主，并在局部形成膏盐聚集区；沙四段上部地层厚度在250～300m左右，岩性组合为深灰色、褐灰色泥岩、灰褐色油页岩为主夹灰色砂岩、泥质砂岩、灰质粉砂岩，为本区重要生油层之一。其中纯上次亚段发育浊积扇砂岩等有利储集岩体，为本区沙四段勘探的主要目的层。

该区区域构造位置隶属牛庄洼陷，为东营凹陷的一个次级负向构造单元。东营凹陷是在前古近系的单斜背景上，在基底拉张块断古近纪盆倾断裂体制的作用下持续下陷形成的。沙三段中亚段沉积早期，凹陷中央由于受孔店组、沙四段盐膏层的拱起作用，形成背斜隆起，即中央隆起带，从而破坏了凹陷的整体单一性，使凹陷在南北向上呈现出两洼夹一隆的格局，位于中央隆起带以南的牛庄地区成为相对独立的构造单元，自成一个沉积和沉降中心，并在后期不断加强，其地层、沉积、局部构造及成藏作用均受该构造背景控制。

工区处于牛庄洼陷的东部斜坡部位，东北与广利断裂鼻状构造带相接，北部紧靠三级断层河125断层的分支断层与中央断裂背斜带相邻。区内现今构造面貌较为简单，主要为一个向东南缓慢抬高的斜坡，构造发育程度较差，仅发育数条同向和反向延伸较短的断层。其中南掉断层多发育于孔店期，活动期较短，仅切割孔店组－沙四段上亚段地层，而北掉断层多发育于沙四期以后，切割沙四段上亚段—东营组地层（其中牛斜114北断层延伸较远）。这些断层均活动强度较弱，断距10～50m，对沙四段沉积无明显的控制作用，而继承性的坡角为浊积岩的沉积提供了良好的构造条件。

2.沉积体系及储层分布规律

本区沙四段储层主要发育于沙四纯上亚段3砂组。分析认为，本区沙四段存在南、北两个物源体系：沙四段上亚段沉积早期，北部靠近青坨子凸起沿沟带发育狭窄的近岸水下扇，浊积水道跃过广利背斜向前方洼陷带推进，形成了与主体脱离的湖底扇沉积（图6-6），该沉积物粒度相对较粗，主要分布在王58、牛斜114及北西方向的辛176、营斜94等地区；而南部八面河广大地区为三角洲前缘沉积，三角洲推进过程中在其前方形成了多期、多个滑塌浊积扇体，主要分布在王126、王斜583、莱70、莱74等地区。

根据钻井、测井、岩心、地震及前人的研究成果，牛庄洼陷东坡沙四段上亚段主要存在湖底扇、滑塌浊积扇等两种主要沉积相类型，其中又以湖底扇最为发育。

湖底扇一般指有较长供给水道的洪水重力流浊积扇，也称远岸浊积扇，常发育在断陷湖盆深陷期的缓坡一侧。在湖滨斜坡上若有与岸垂直的断槽，岸上洪水携带的大量泥沙通过断槽进行搬运，直达深湖区发生沉积，形成离岸较远的重力流沉积扇。湖底扇具有以下特征：沉积规模较大；成分成熟度低；粒度概率曲线呈上凸折线型、C-M 图基本平行于基线，均反映出悬浮总体含量高和快速堆积的特点；粒序层理十分丰富，可用鲍玛模式进行描述；内扇和中扇以A、AB段为主，外扇以C段为主。单个扇体由下向上显正韵律；砂体具有不同的形态。在垂直物源方向上，内扇以中心水道为主，砂体呈顶平底凸的透镜状，中扇、外扇总体外形呈底平顶凸的丘形，平行物源方向上呈楔状。

图6-6 近岸水下扇—湖底扇沉积体系

牛庄洼陷东坡沙四纯上早期即广泛发育此类型扇体。湖底扇与其上、下的较深湖相深灰色泥岩、油页岩呈突变接触，扇主体部位单层厚度大，以发育浊流水道为主，岩性以细砂岩为主，含白云岩、泥岩，夹少量炭屑。根据其内部沉积特征可以将远岸浊积扇主体划分为中扇和外扇两个亚相。

纯上3砂组沉积时期，除莱101井区厚度中心外，储层发育集中在牛庄洼陷东部、广利西、八面河北部地区，厚度中心在王583、辛176井区，厚度在20m以上，厚度向西、向北有加厚的趋势。沿王6—王125—王123—面6一线西南，砂岩厚度减薄，小于2m。

3.勘探成果

长期以来，牛庄洼陷的勘探对象一直是沙三段的三角洲滑塌砂体和深水浊积扇，2005年钻探的牛斜l14井、王58井于沙四段油页岩中钻遇深水浊积扇，其中牛斜114井于3319～3327m井段解释油层6.5m/2层，5mm油嘴，获得日产原油32t的工业油流；王58井于3014～3028m井段解释上油层下同层12.9m/2层，试油自喷获日产近90t的高产工业油流。这两口井的钻探成功，打破了以往认为沙四段仅在缓坡滨浅湖区发育滩坝砂体、半深湖区储层不发育的勘探思路，说明除滩坝砂岩外，沙四段还广泛发育深水浊积扇体。针对该类型成藏特点开展了一系列研究工作，取得了一些新的认识。综合分析认为：沙四段上亚段沉积时期牛庄洼陷为一沉降中心，牛斜114井钻井资料揭示，该区沙四段上亚段3200～3395m处沉积了一套深湖—半深湖相的油页岩、灰质泥岩，泥岩中发育了一套测井上具有箱状特征的典型浊积体，厚度为14m的粗砂岩，岩心常规物性分析：平均孔隙度20.31%，平均渗透率139.08×10-3μm2。这些浊积砂体包裹于沙四段油页岩之间，砂体本身可以作为油气的输导体系。同时牛斜114井测试结果也表明，本区北部压力系数在1.4以上，成藏条件优越，砂体油气充满度较高，最高可达90%以上；南部王58井区压力系数1.2～1.3，砂体充满度略低，约为60%。据此展开探井部署及开发方案编制，钻探的王583、584、585、587、588、辛176等井获得成功，其中辛176井3178.7～3250m井段中途测试，6mm油嘴自喷折算日产油363.78m3、气11160m3,2006年该区上报控制石油地质储量1147×104t。开发也取得巨大效益，王58、王588、王587、辛176等4个开发区块已累计产油超过15×14t。地震资料显示在辛176井以北、王587井以西井区发育了14个类似于牛斜114井沙四段上亚段砂体的浊积砂体，预测有利面积近25km2，预测储量2000×104t。

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