岩性油气藏审稿速度

东营凹陷岩性油气藏非常发育，受烃源岩分布、沉积类型变化控制，岩性油气藏空间展布具有一定规律性。由于沙四段上亚段沉积时期，湖盆开始扩张但水体深度不大，该期北部陡坡带控凹断层活动强烈，在陈家庄凸起－滨县凸起的侧翼形成了大面积的近岸水下扇和扇三角洲沉积体系，在扇体靠近半深湖区一侧，由于扇体的滑塌，形成了一系列滑塌浊积扇体油气藏，南部则广泛发育滩坝砂体，形成面积广大的构造－岩性油气藏（图1-14）。沙三段下亚段沉积时期，东营凹陷构造运动相对稳定，湖泊面积继续扩大，达到沙河街组沉积期的最大范围，水体深度也达到最大。该期物源供给不充分，深湖区分布范围较沙四段上亚段明显扩大，北部扇体分布受同生断层控制，主要分布在胜北断层下降盘。南部缓坡带的下切水道，当物源供给充足时沿下切谷向深水区延伸并卸载，形成远岸浊积扇沉积，主要分布在牛庄洼陷和博兴洼陷（图1-15）。沙三段中亚段沉积时期，构造活动强烈，沉降速率加大，该沉积时期由于盆地周围山地抬升，碎屑物源充足，河流频繁注入，特别是沿凹陷轴线方向及东南部物源的大量供给，使该期三角洲的发育达到鼎盛时期，三角洲前缘向西推进到了利津洼陷的东坡，沙三段中亚段时期最典型的沉积相为三角洲相和浊积扇相。该时期也是岩性油气藏分布最多、最广的时期，如牛庄油田、现河庄油田、史南油田、郝家油田、林樊家油田等（图1-16）。从东营凹陷整个油气藏分布上来看，凹陷内不同构造单元、不同深度、不同层位、不同类型的勘探程度极不均衡，这种不均衡性之中蕴藏着巨大的勘探潜力；尤其是近年来，东营凹陷油气勘探不断有新突破和新发现，展示了良好的勘探前景。岩性油气藏在东营凹陷的油气藏中占了很大的比重（图1-17）。根据勘探程度和现有研究资料推算，东营凹陷岩性油气藏的勘探潜力在3×108～4×108t以上。“九五”以来的勘探实践也已经证明，岩性油气藏是东营凹陷乃至济阳坳陷今后增加储量和稳定产量的重要目标。图1-14 东营凹陷沙四段上亚段岩性油藏平面分布图图1-15 东营凹陷沙三段下亚段岩性油藏平面分布图图1-16 东营凹陷沙三段中亚段岩性油藏分布图图1-17 东营凹陷岩性油藏平面分布图济阳坳陷岩性油气藏地质储量分布差异性大，多数砂体地质储量为几十万吨。以东营凹陷为例，圈闭平均地质储量8×104t，最大的为营11块沙三段中亚段岩性油气藏，探明含油面积3km2t，石油地质储量为1487×104t。最小的牛8-E砂体，地质储量约1×104t（图1-18）图1-18 东营凹陷岩性圈闭平均储量分布图每个次级构造带岩性圈闭的平均储量也不相同（图1-19），东营凹陷储量居第一位的是北部陡坡带的岩性油气藏。该带的岩性油气藏沉积相类型为近岸水下扇，砂体体积较大，可容纳油气的空间也大，因此平均圈闭储量达227×104t。其次是博兴洼陷，该洼陷的砂体的体积不均匀，有大套连片的厚砂层组，也有小的单个砂体，其平均储量较高，达207×104t。再次是利津洼陷、民丰洼陷，平均储量分别为160×104t、146×104t。中央背斜带的砂体平均储量位于中等，为128×104t。平均储量比较小的为牛庄洼陷和南部缓坡带，其中牛庄洼陷的砂体体积小，单层厚度薄，虽然砂体充满度较高，但是其平均储量仍只有81×104t；而南部缓坡带更低，只有平均为21×104t。图1-19 东营凹陷二级构造带岩性圈闭平均地质储量分布图构造—岩性油气藏平均地质储量165×104t，透镜体油气藏平均地质储量为81×104t，上倾尖灭油气藏平均地质储量228×104t（图1-20），比其他两种类型砂体高。从层位上来看，但随着深度的增加，平均地质储量按层位依次增加。沙四段上亚段岩性圈闭的平均地质储量值最高，达140×104t（图1-21）。图1-20 不同岩性圈闭类型平均地质储量图1-21 不同层位岩性圈闭平均地质储量

东营凹陷岩性油气藏非常发育，受烃源岩分布、沉积类型变化控制，岩性油气藏空间展布具有一定规律性。由于沙四段上亚段沉积时期，湖盆开始扩张但水体深度不大，该期北部陡坡带控凹断层活动强烈，在陈家庄凸起－滨县凸起的侧翼形成了大面积的近岸水下扇和扇三角洲沉积体系，在扇体靠近半深湖区一侧，由于扇体的滑塌，形成了一系列滑塌浊积扇体油气藏，南部则广泛发育滩坝砂体，形成面积广大的构造－岩性油气藏（图1-14）。沙三段下亚段沉积时期，东营凹陷构造运动相对稳定，湖泊面积继续扩大，达到沙河街组沉积期的最大范围，水体深度也达到最大。该期物源供给不充分，深湖区分布范围较沙四段上亚段明显扩大，北部扇体分布受同生断层控制，主要分布在胜北断层下降盘。南部缓坡带的下切水道，当物源供给充足时沿下切谷向深水区延伸并卸载，形成远岸浊积扇沉积，主要分布在牛庄洼陷和博兴洼陷（图1-15）。沙三段中亚段沉积时期，构造活动强烈，沉降速率加大，该沉积时期由于盆地周围山地抬升，碎屑物源充足，河流频繁注入，特别是沿凹陷轴线方向及东南部物源的大量供给，使该期三角洲的发育达到鼎盛时期，三角洲前缘向西推进到了利津洼陷的东坡，沙三段中亚段时期最典型的沉积相为三角洲相和浊积扇相。该时期也是岩性油气藏分布最多、最广的时期，如牛庄油田、现河庄油田、史南油田、郝家油田、林樊家油田等（图1-16）。从东营凹陷整个油气藏分布上来看，凹陷内不同构造单元、不同深度、不同层位、不同类型的勘探程度极不均衡，这种不均衡性之中蕴藏着巨大的勘探潜力；尤其是近年来，东营凹陷油气勘探不断有新突破和新发现，展示了良好的勘探前景。岩性油气藏在东营凹陷的油气藏中占了很大的比重（图1-17）。根据勘探程度和现有研究资料推算，东营凹陷岩性油气藏的勘探潜力在3×108～4×108t以上。“九五”以来的勘探实践也已经证明，岩性油气藏是东营凹陷乃至济阳坳陷今后增加储量和稳定产量的重要目标。图1-14 东营凹陷沙四段上亚段岩性油藏平面分布图图1-15 东营凹陷沙三段下亚段岩性油藏平面分布图图1-16 东营凹陷沙三段中亚段岩性油藏分布图图1-17 东营凹陷岩性油藏平面分布图济阳坳陷岩性油气藏地质储量分布差异性大，多数砂体地质储量为几十万吨。以东营凹陷为例，圈闭平均地质储量8×104t，最大的为营11块沙三段中亚段岩性油气藏，探明含油面积3km2t，石油地质储量为1487×104t。最小的牛8-E砂体，地质储量约1×104t（图1-18）图1-18 东营凹陷岩性圈闭平均储量分布图每个次级构造带岩性圈闭的平均储量也不相同（图1-19），东营凹陷储量居第一位的是北部陡坡带的岩性油气藏。该带的岩性油气藏沉积相类型为近岸水下扇，砂体体积较大，可容纳油气的空间也大，因此平均圈闭储量达227×104t。其次是博兴洼陷，该洼陷的砂体的体积不均匀，有大套连片的厚砂层组，也有小的单个砂体，其平均储量较高，达207×104t。再次是利津洼陷、民丰洼陷，平均储量分别为160×104t、146×104t。中央背斜带的砂体平均储量位于中等，为128×104t。平均储量比较小的为牛庄洼陷和南部缓坡带，其中牛庄洼陷的砂体体积小，单层厚度薄，虽然砂体充满度较高，但是其平均储量仍只有81×104t；而南部缓坡带更低，只有平均为21×104t。图1-19 东营凹陷二级构造带岩性圈闭平均地质储量分布图构造—岩性油气藏平均地质储量165×104t，透镜体油气藏平均地质储量为81×104t，上倾尖灭油气藏平均地质储量228×104t（图1-20），比其他两种类型砂体高。从层位上来看，但随着深度的增加，平均地质储量按层位依次增加。沙四段上亚段岩性圈闭的平均地质储量值最高，达140×104t（图1-21）。图1-20 不同岩性圈闭类型平均地质储量图1-21 不同层位岩性圈闭平均地质储量

这类油气藏的圈闭条件是由于储油层本身的岩石性质变化造成的。同一层沉积物质由于所处水域不同，性质可能会有很大的差别，在深水处形成的是泥岩，在浅水处则可能是砂岩、甚至砾岩；或者同是一种岩层，因为沉积环境不完全相同，物理性质也可能不同。比如都是砂岩，而且同是一层，但可能有的地方渗透性较好而有些地方渗透性又较差。这种现象称为岩性变化或相变。在储油层中，岩性、物性的变化在一定条件下也能形成圈闭油、气的条件。岩性尖灭油气藏一种沉积岩相变为另一种沉积岩的现象叫做岩性尖灭。当一储油层（如砂岩）在其上倾方向逐渐尖灭成不渗透岩层（如泥岩）时，尖灭现象就成了阻挡油气沿储层继续运移、流失的“坝”。油、气被水流携带到这种地段就沿倾斜岩层上浮聚集，形成岩性尖灭油、气藏。岩性尖灭油气藏砂岩透镜体油气藏砂岩透镜体油气藏　也属于岩性油气藏，是由于油、气在被泥岩包围的透镜状砂岩中聚集而得名。这种砂岩中间厚，四周薄，从中间向外逐渐尖灭为泥岩，就像被泥岩包裹着的一片片凸透镜。而包围着“透镜”的泥岩就是生油层。在成岩过程中，泥岩中的油、气一方面在毛细管力的作用下置换砂岩中的水，另一方面在上覆岩层的强大压力下被压进透镜体，这种透镜体多为河道砂体。砂岩透镜体油气藏在我国也有发现。