東營摘要

1. 東營凹陷南坡沙四段灘壩砂體與成藏條件分析

劉軍鍔劉廣春李秀華邱桂強厲亞敏

摘要東營凹陷南坡沙四段地質條件比較復雜，具有儲集層薄、砂體橫向變化快、砂岩灰質成分含量高等特點。由於其頂部發育的油頁岩等高阻層具有屏蔽作用，加上該區地震資料解析度很低，資料品質差，各類地震技術無法識別薄儲集層，不能很好的對砂體進行描述和追蹤。在對南坡沙四段的油氣勘探中，以精細的地層對比、岩心觀察為基礎，利用岩相古地理、灘壩砂岩的有利發育地帶、有效儲集層的界定等方法把主要目的層沙四段上亞段細分為6個砂組，明確了各砂組灘壩砂體儲集層展布規律，評價了有利儲集層，並結合油源、構造分析，確定了勘探原則和方向，在實際應用中取得了顯著效果。

關鍵詞灘壩砂體儲集層沙四段地層對比沉積相東營凹陷

一、引言

東營凹陷南坡為一具有多層隱蔽圈閉、多層含油層系和多種油氣藏類型的復式油氣聚集帶。其中，沙四段以岩性和構造－岩性油氣藏為主。到目前為止，南坡八面河、廣利、王家崗、純化、小營、博興油田的沙四段總共上報石油地質儲量16055×10⁴t，是增儲上產的重要後備陣地。東營凹陷南坡沙四段的含油儲集層是灘壩砂體少量的沖積扇和深水濁積扇，其中濱淺湖相的灘壩砂體是最主要的油氣儲集體。由於該區地質條件比較復雜，灘壩砂體具有儲集層薄、橫向變化快的特點，分布規律比較復雜。因此研究沙四段灘壩砂體的分布規律，正確認識儲油灘壩砂體的展布，對研究東營凹陷南坡沙四段的油氣勘探具有非常重要的意義。

二、地層及沉積特徵

1.地層劃分及展布特徵

（1）地層劃分的電性標志

沙四段的電性特徵穩定，且有較好的岩性標志層，為小層劃分對比的主要依據。地層研究表明，東營凹陷南斜坡沙四段可劃分為下、中、上三個亞段，其中沙四段上亞段是主力含油層段，可進一步劃分為6個砂組（其中上部為1、2、3、4砂組，下部為5、6砂組）。

沙四段下亞段該段自然電位曲線多呈平緩基線，局部有較低的異常幅度，電阻率曲線一般較為平緩，感應電導率曲線上表現為較均一的一套峰值。

沙四段中亞段南坡東段沙四段中亞段在電阻率曲線以低幅鋸齒狀為特徵，地層較薄，區內無穩定的對比標志。仍沿用傳統的對比劃分方法，即以紅色泥岩的頂作為與沙四段下亞段的界面。南坡西段沙四段中亞段電阻率曲線呈幅度相對較低的尖刀狀。

沙四段上亞段下部該段電阻率曲線呈梳狀尖齒，這一特徵在南斜坡東部更為明顯穩定。該段可分為兩個砂組，在電阻率曲線上，沙四段上亞段上部之下的第一個高幅值寬闊峰狀凸起的底部為5砂組的底部；6砂組是從5砂組底部向下出現的一組中高幅度的峰狀凸起，中部幅度較高，向兩邊幅度遞減，該段底部為6砂組的底部。

沙四段上亞段上部此段岩性為深灰色、褐灰色泥岩、油頁岩、砂岩和石灰岩互層，夾少量的生物灰岩、白雲岩。電阻率曲線呈高幅異常的尖刀狀，特徵明顯。可細分為4個砂組，自上而下，電阻率曲線的第一個基線呈凸起寬闊峰狀高阻段為1砂組，高阻段的底部作為1砂組的底部；從1砂組底部向下，電阻率曲線上出現一組峰狀凸起的中高電阻層段，其中部幅度較高，峰狀凸起的中高電阻率值向上、下幅度遞減，向下遞減至最低值處為2砂組底界；3砂組的電阻率曲線幅度相對較低，但低阻段仍呈尖峰狀，為2砂組和4砂組之間的低谷曲線段；4砂組在該段的底部，電阻率曲線為三組基線呈弓形的尖峰狀。

沙三段下亞段該段的岩性為一套砂岩、灰質泥岩及油頁岩互層，電阻率曲線呈寬闊峰狀的中高幅值，寬闊峰狀電阻率曲線的基線呈弓形凸起。該段為沙三段下亞段和沙四段的界面。

（2）地層發育與展布

沙四段以泥岩、油頁岩、灰質岩、砂岩為主，可分為下、中、上三個亞段，其組合特徵如下。

沙四段下亞段該亞段以河流－沖積沉積體系為主，南坡東部岩性為灰色、紫紅色泥岩和白雲質、鈣質泥岩，鈣質粉砂岩，化石較少。南坡西部岩性以灰色深灰色灰綠色紅色砂岩、灰質砂岩、白雲岩、生物灰岩為主。

沙四段中亞段該亞段屬濱淺湖相沉積，南坡東部岩性為藍灰色夾深灰色泥岩、白雲質泥岩、灰質泥岩、砂岩，礫岩、粉砂岩少見。南坡西部岩性以灰色、深灰色、灰綠色、紅色砂岩，灰質砂岩，白雲岩，生物灰岩為主。

沙四段上亞段下部該亞段為濱淺湖－半深湖沉積，由於沉積環境不同，東營凹陷南坡東部和西部地區岩性明顯不同。南坡東部岩性為深灰色泥岩、油頁岩、砂岩和灰岩、白雲岩互層，地層橫向穩定；大部分地區地層厚度相對較薄，在60m以下。南坡西部砂岩較為發育，主要為褐灰色砂岩、白雲岩、灰岩、油頁岩、泥質砂岩，岩性主要為深灰色泥岩、油頁岩、砂岩和灰岩、白雲岩互層。該段地層西厚東薄、北薄南厚，厚度中心在樊家－純化西地區，約90m。廣利西地區的王103—萊34井區地層厚度約80m，受石村斷層的影響，通9井區厚度大於80m。

沙四段上亞段上部該段為濱淺湖－半深湖沉積，生物化石豐富，種類繁多；岩性為深灰色、褐灰色泥岩，油頁岩，砂岩和石灰岩互層，夾少量的生物灰岩、白雲岩。該沉積時期有兩個厚度中心，即樊家－樊東地區和王家崗－廣利西地區，地層厚度達175m，向南地層減薄。受純化草橋斷裂鼻狀構造帶的影響，純化、陳官莊、柳橋地區地層厚度較薄，小於100m。

2.沉積相分析

（1）岩心描述

沙四段沉積中、晚期，南坡為濱淺湖至半深湖沉積環境，湖泊面積不斷擴大，南部隆起之上的水系攜帶大量的陸源碎屑不斷注入，經湖浪和湖流的搬運，對水下扇等近岸較大砂體的沉積物改造，搬運至無河流注入的濱淺湖區或水下高地的周圍，形成具席狀展布的砂質淺灘或局部砂質堆積加厚的砂壩沉積（即灘壩砂體）。灘壩砂體具有分選好、磨圓好、物性好的特點，是沙四段重要的油氣儲集體^[1]。

壩砂 壩砂主要由灰、深灰色、淺灰色中厚層粉砂岩、中細砂岩組成，單層及整體厚度較大，單層厚度大於1.5m，垂向韻律以向上變細的正韻律為主，底部發育沖刷面和滯留沉積，在壩相沉積的底部或頂部，有時可見壩體側向遷移而形成的逆粒序。主要發育平行層理、小型交錯層理、波狀層理及低角度楔狀交錯層理。在粒度概率累積曲線上由跳躍總體及懸浮總體所組成，跳躍總體達80%～90%，懸浮總體10%～20%，斜率較陡，分選性較好。自然電位及視電阻率曲線表現為高—中幅指狀。滲透率為68.9×10^-3～523×10^-3μm²，最高達900×10^-3μm²；孔隙度為17.8%～28.3%，最高可達4.6%。

灘砂 灘砂又名席狀砂，以中薄層灰色、灰綠色粉砂岩、泥質粉砂岩、粉砂質泥岩組成，垂向韻律具有多變性，主要發育波形層理、脈狀層理，另外還見壓實變形層理、沙球構造等，常見碳屑、雙殼、螺類等生物化石。表面砂體經過了長期的搬運和篩選。在粒度概率累積曲線上，跳躍總體達70%～80%，懸浮總體20%～30%，相對斜率較高，分選性較好。測井曲線為相對低值的小指狀。滲透率為1.737×10^-3～110×10^-3μm²，孔隙度為6.7%～18.1%^[2]。

（2）沉積相分析

沙四段中亞段沉積時期主要為濱淺湖相沉積，南坡西部地區灘壩砂體非常發育，僅在樊107、博102—柳3井區發育泥岩。相對而言，南坡東部除了八面河地區發育大規模的砂體，其他地區砂體規模均很小。

沙四段上亞段為濱淺湖相，發育大量灘壩砂體，受純化－草橋斷裂鼻狀構造帶的影響，南坡西部（純梁地區）和東部（現河地區）地區沉積微相略有不同。西部的物源主要來自東營南坡南部的魯西隆起，東部的物源主要來自東營南坡東部及南部，另外也有來自其南部的沖積扇和東北部的深水濁積扇。由於沉積環境的變化，沙四段上亞段1～6砂層組具有不同的沉積微相。

6砂組南坡西部以灘壩砂微相為主，僅在金1和博17井區發育少量泥岩；同時，其南部的魯西隆起發育大量的近岸沖積扇（通60、金25—金12、博1井區）。南坡東部地區的王家崗東部、廣利西地區及八面河北部的部分地區發育灘壩砂體；由於石村斷層同沉積作用，草橋地區的廣5—廣4、廣11井區也發育灘壩砂體，陳官莊地區的官4—通40—通20、官112井區及通古3—通古5井區發育碳酸鹽岩沉積。

5砂組南坡西部發育大量的灘壩砂體，僅在金家南部的金14井區和博東地區的博902—柳3、純7井區發育少量的泥岩，純92—純2井區為碳酸鹽岩微相沉積。柳橋－金家鼻狀構造一線向東，沉積大量的淺湖泥；南部的魯西隆起發育沖積扇體（廣7—廣15井區）。相對西部，東部灘壩砂體的發育規模較小，王家崗東部、廣利西地區、八面河北部地區、王家崗西部的王120—王33井區，以及陳官莊東的王111—王90井區均發育灘壩砂體；由於石村斷層的同沉積作用，草橋地區的廣5—廣3井區發育灘壩砂體；魯西隆起的廣11—草113、草4—草24井區發育近岸沖積扇。陳官莊地區的官110—通40—通52—通42井區發育碳酸鹽岩沉積。

4砂組南坡西部地區以淺湖泥沉積為主，發育少量的灘壩砂體，其南部發育金13—通35近岸扇，金家南部的金4井區及通古7—通古4井區為碳酸岩鹽相沉積。東部發育大量的灘壩砂體，王家崗東部、廣利西地區及八面河北部地區及王22—王120—王108井區發育大量的灘壩砂體（王27—萊34、萊12—萊10、王94—王21、面13、王96井區發育壩砂）；陳官莊地區的官110—通40—通52—通42—王112井區為碳酸鹽岩沉積。

3砂組南坡西部主要發育淺湖泥，僅在其南部近岸處發育一些平行與湖岸的灘壩砂體。南坡東部王家崗東北部、廣利西地區及八面河北部地區灘壩砂體相對發育；陳官莊地區的純372—牛8—官6—王18井區及通61—通56井區發育碳酸鹽岩沉積。

2砂組南坡西部地區以淺湖泥沉積為主，灘壩砂體不發育，僅在其南部近岸處的金家地區發育一些平行與湖岸的灘壩砂體。東部地區發育大量的灘壩砂體，王家崗的東北部、廣利西地區及八面河北部地區發育灘壩砂體，王家崗南部發育少量的灘壩砂體；陳官莊地區的純372—通42—牛3井區及王5—通10、通古2—通古7井區發育碳酸鹽岩沉積。

1砂組南坡西部地區以淺湖泥沉積為主，發育極少量的灘壩砂體；其南部金7—通37、通35井區發育近岸扇，其南部金28—金4、博16—草29及純37井區發育酸岩鹽相。東部地區的王家崗東部、廣利西地區及八面河地區發育灘壩砂體；王家崗西部、陳官莊東部及其部分地區的井區發育碳酸岩鹽微相；廣利油田的萊105—萊59—萊1—王126井區發育來自東北部的深水濁積扇。

三、儲集層及有效儲集層發育規律

1.灘壩砂體發育控制因素

東營凹陷南坡沙四段灘壩砂體儲集層主要受以下四方面因素控制。

第一，物源控制砂岩發育。南坡沙四段的物源主要來自東營凹陷南部的魯西隆起、廣饒凸起，東南部的濰北凸起和東北部的青坨子凸起，在物源的控制下，灘壩砂體對應地發育在南坡的南部及其東部。

第二，同生斷裂活動控制物源方向。受博興斷層和石村斷層的控制，灘壩砂體在斷層下降盤的大盧湖、正理庄、金家、博興、廣饒地區非常發育。

第三，湖水動力控制砂體性質和分布。砂質沉積物經過波浪、湖流的搬運、沉積和篩選，最終在有利的原始地貌地區沉積下來（如同生斷層或盆傾斷層下降盤轉折處、鼻狀構造側翼、水下隆起側翼、湖岸轉折處等有利地帶），形成灘壩砂體。

第四，沉積相帶及構造活動控制儲集性能。不同沉積相帶砂體儲集層的滲透率、孔隙度並不相同，這些儲集層包括中孔中滲、中孔低滲、低孔低滲等類型，其中以中孔中滲儲集層最為常見。同一砂體的邊緣相帶儲集性能明顯變差。在斷層的改造下，滲透率、孔隙度較差的灰質砂岩可變成比較有利的儲集層。

經綜合分析，認為東營凹陷南坡沙四段灘壩砂體在同生斷層或盆傾斷層下降盤轉折處、鼻狀構造側翼或水下隆起側翼及湖岸轉折處最為發育。通過對沙四段構造解釋及沙四段沉積前的古地貌恢復，認為在博興斷層、石村斷層的下降盤，金家－樊家鼻狀構造，柳橋鼻狀構造，純化－草橋斷裂鼻狀構造，八面河斷裂鼻狀構造的側翼及南坡湖岸的轉折處等有利地帶發育灘壩砂體。實踐證明，該區的大盧湖油田、正理庄油田、金家油田、博興油田、八面河油田及王家崗油田的南部均發育大量的灘壩砂體，砂體普遍含油，已有多口井獲得工業油流，形成了一定規模的儲量[3]。

2.儲集層發育規律

通過綜合分析認為，沙四段上亞段下部沉積時期南坡西部砂岩相對發育，全區均有分布，在純98—博3—樊斜21井區沉積了30～40m的砂岩，金家地區發育20m厚的砂岩，博19—草104—廣3井區砂岩厚度達15m以上。南坡東部砂岩厚度中心在王121—面1—角3井區，厚度大於20m；王家崗東部、廣利西和八面河北部地區砂岩厚度相對較大，厚度達15m；陳官莊及王家崗西部地區的砂岩不發育，僅在官4、官115井區發育10m厚的砂岩。

沙四段上亞段上部沉積時期，南坡東部砂岩較為發育，厚度中心在廣利—王家崗—八面河北部地區，厚度達50m，沿萊105—王6—王斜128—王96—通20井一線向西厚度小於10m。受純化草橋斷裂鼻狀構造帶的影響，純化—草橋—陳官莊地區砂岩不發育。南坡西部砂岩不發育，僅在金家地區發育大規模的灘壩砂體，厚度中心在通18—通58—金13井區，厚度大於15m。

綜上所述，沙四段上亞段下部沉積時期，南坡西部砂體發育規模較東部更為發育；沙四段上亞段上部沉積時期，南坡東部砂體非常發育，砂體厚度也較大，而南坡西部砂體儲集層不發育。

3.有效儲集層發育規律

有效儲集層包括含雜質少的純凈砂岩、在斷層的改造下儲集性能變好的灰質砂岩以及單層厚度大於3m的砂岩。由於沉積和成岩作用的影響，不同類型、不同相帶砂體儲集層的滲透率、孔隙度並不相同，有效儲集層一般屬於中孔中滲及其以上的儲集層。沙四段上亞段下部沉積時期，南坡西部有效儲集層發育規模較東部更為發育；沙四段上亞段上部沉積時期，南坡東部有效儲集層非常發育，厚度也較大，西部地區則不發育。

（1）南坡西部有效儲集層

6砂組6砂組有效儲集層在全區幾乎均有分布，在樊家、純化西部、金家東部地區，厚度均大於6m，厚度中心可達10m。

5砂組該砂組有效儲集層在全區均有分布，厚度中心在純化西部、金家東部地區及樊119井區，厚度可達12m。

1～4砂組沙四段上亞段上部1～4砂組有效儲集層相對不發育，僅在金家地區發育大規模的灘壩砂體，厚度中心在通18—通58—金13井區，厚度達10m。其他地區有效儲集層規模較小。

（2）南坡東部有效儲集層

5～6砂組沙四段上亞段下部5～6砂組有效儲集層主要分布在王家崗東南部、八面河北部、草橋、廣利西地區，沉積時期有兩個厚度中心，即王121—角6—面124井區和草4—廣11井區，厚度大於10m，向西向北減薄。

4砂組4砂組有效儲集層分布在王家崗東部、八面河、草橋、廣利西地區，厚度中心在王61—角6—草14井區，厚度大於10m，向西向北減薄。

3砂組該砂組有效儲集層不發育，厚度中心在王126井區、角6—面124井區、萊2井區，有效砂岩厚度僅5m；角6—草14井區有效砂岩厚度大於10m，向西向北減薄。

2砂組2砂組有效儲集層分布在八面河北部、廣利西地區，有兩個厚度中心，主要分布在東部的萊2—面120及王90、面15井區，厚度大於5m，向西厚度減薄。

1砂組該砂組有效儲集層比較發育，主要分布在廣利、王家崗東部及八面河地區，厚度中心主要集中在東北部的萊38—王10井區。

四、成藏條件分析

從鑽遇沙四段的探井及開發井的情況來看，東營凹陷南坡油藏類型主要為構造、岩性、構造－岩性油氣藏。除牛庄窪陷、博興窪陷向東營凹陷南坡供油外，南坡沙四段自身生成的低成熟原油也是該區的一個重要油氣來源。該區的儲集層分布、砂體厚度及斷層構造圈閉為控制油氣成藏的主要因素。

1.儲集層（有效儲集層）分布

作為主要儲集層的濱淺湖相灘壩砂體，其分布控制了油氣的聚集，且有效儲集層的分布對油氣的聚集起到更為重要的控製作用。通過分析認為，沙四段上亞段下部沉積時期，南坡西部和東部地區的油氣均很富集；沙四段上亞段上部沉積時期，油氣主要分布在南坡東部。

2.砂體厚度的控製作用

夾於層間層理極為發育的油源岩層中的砂體，既是儲集體，又是油氣運移的運載層。對於儲集物性好的砂體，由於油氣運移的阻力小，油氣可通過它不斷向斜坡高部位運移；滲透性差的儲集層阻力大，油氣運移不通暢。在有斷層切割形成封堵的條件下，滲透性好的厚砂體含油寬度一般較窄，沿斷層呈條帶形分布；滲透性差的薄儲集層雖然含油寬度較大，但油井產能一般較低。

3.斷層、構造圈閉控制油氣富集

南坡沙四段油藏發育大量的構造－岩性油藏，其中斷層對於油氣的運移、聚集和側向封堵起著非常重要的控製作用，順向斷層和反向斷層均可富集油氣成藏。例如，位於順向斷層下降盤的萊32井、位於反向斷層上升盤的王斜119井等油氣都較為富集。相對地，反向斷層的上升盤更有利於油氣聚集，油源也更加充分，且對應的下降盤是沙三段中、下亞段，側向封堵較好。另外，斷層的存在為沙四段上亞段生成油氣的重新分配提供了條件。構造圈閉利於油氣的聚集，物性好、厚度大的灘壩砂體在該帶油氣富集，油層產能高。根據以上分析，沙四段的油氣勘探應該以評價儲集層和斷層研究為突破點，主要在儲集層發育帶、斷裂帶、鼻狀構造帶的疊合地區展開。

五、結論

東營凹陷南坡沙四段上亞段可分為6個砂組，通過各砂組灘壩砂體儲集層展布規律的分析，評價了有效儲集層；該區的儲集層主要以灘壩砂體為主，特別是西部及東部部分地區的沙四段上亞段下部地層和東部沙四段上亞段上部地層灘壩砂體非常發育，是最有利的儲集體；並且灘壩砂體在同生斷層或盆傾斷層下降盤轉折處、鼻狀構造側翼或水下隆起側翼和湖岸轉折處最為發育；沙四段是油田增儲上產的重要後備陣地，勘探潛力非常大，但對灘壩砂體薄儲集層仍需做深入細致的工作。

致謝本文在編寫過程中得到王寧高級工程師、王居峰、韓祥磊工程師的指導，孫紅蕾、賈光華、李小梅、王化愛、張昕的幫助，在此表示感謝。

主要參考文獻

[1]趙澄林等.油區岩相古地理.北京：石油工業出版社，1987.

[2]中國石油學會石油地質委員會編.碎屑岩沉積相研究.北京：石油工業出版社，1988.

[3]H.E.賴內克，I.B.辛格.陸源碎屑沉積環境.北京：石油工業出版社，1979.

2. 東營市地面沉降因素分析

鄒祖光 啜雲香 王德生

（山東省魯北地質工程勘察院，德州253015）

作者簡介：鄒祖光（1961—），山東蓬萊人，高級工程師，從事水工環地質勘查評價工作。

摘要：東營市地處華北沉降區，新生界厚度大，由於長期開採石油、天然氣、深層地下水，形成了深層地下水降落漏斗，使地層應力增加產生壓縮，形成地面沉降。新構造運動和欠固結土的自重固結作用也對地面沉降有一定的影響。本文分析了東營市地面沉降的現狀、形成因素，提出了防治措施。

關鍵詞：地面沉降；因素分析；石油天然氣；地下水；東營市

東營市地處黃河三角洲地區，是山東省重要的經濟開發區，也是勝利油田的主要採油區。經濟的發展與人類活動的加劇，對生態環境產生了嚴重的影響。石油、天然氣、地下水資源的過量開發，導致了地面沉降等地質災害和環境地質問題的發生。區內地勢低平，坡降很小，瀕臨渤海，如果地面沉降進一步發展並與海平面上升疊加在一起，將會使城區進一步降低泄洪功能和抵禦風暴潮的能力，極易造成嚴重災害。

1 地面沉降概況

1985年，國家地震局地球物理研究所和山東省地震局，在本區進行了東營-墾利現代形變測量，地面沉降量最大為80mm。2000年，對本區部分高程點進行了高程復測，地面沉降量為248～397 mm。

2002～2003年，通過對區內地面沉降觀測點共43點的監測結果分析，沉降量為30～30mm以上的7點，20～29 mm的14點，10mm及以下的5點，其餘在11～19 mm之間。

區內普遍存在地面沉降，且西部比東部沉降量大。各觀測點平均沉降量為21 mm。西城-六戶-牛庄以西地區，沉降量均大於20mm，東部沿海地區小於10mm（圖1）。

2 地質背景條件

2.1 地形地貌

工作區地處黃河三角洲地區，總的地勢是西高而東低，地形坡降1/10000，高程在12～2 m之間。受自然和人為因素的影響，特別是黃河的地質作用，形成了崗、坡、窪相間的復雜微地貌景觀。分布有河灘高地、決口扇高地、坡地、窪地、海灘地。

圖1 東營市地面沉降等值線圖

2.2 水文地質條件

本區深層地下水含水層頂板埋深400～500m，底板埋深800～1000m。分布於史口-廣北水庫一線以南的地區。含水層累計厚度20～40m，單層厚度2～5m，單井涌水量500～1000m³/d，礦化度一般小於1g/L，水化學類型主要為重碳酸氯化物—鈉型、重碳酸硫酸—鈉型水。長期的開采使地下水位持續下降，形成地下水漏斗。六戶鎮農開院一場觀測孔，自1991年的平均水位高程為-11.4m，到1997年6月已下降為-31.9m，平均每年下降3.15m，2002年5月已下降到-45.9m（見圖2）。

圖2 深層地下水動態曲線圖

2.3 工程地質條件

該區淺部沉積物為第四系沖積海積物，土黃-灰黃-灰黑色粉土、淤泥質粉質粘土及粉細沙。天然含水量、孔隙比、壓縮性均較大；深部多為古近系—新近系沖湖積沖海積物，粘土、粉質粘土與中細砂互層。其天然含水量、孔隙比、壓縮性均相對較小。淺部夾有軟土及易液化飽和砂土。自上而下劃分為3個壓縮層。

3 地面沉降因素分析

本區能夠引起地面沉降的因素有：新構造運動，土的天然固結作用，石油、天然氣、地下水開采等。

3.1 地面沉降與新構造運動的關系

本區地處華北沉降帶，新近紀以來，受新構造運動的影響，地殼緩慢下沉，沉積了巨厚的新近系和第四系。

新近紀初，區內斷裂活動有所減弱，坳陷內的差異變小，凸起、凹陷間的分割性趨於消失，其沉積的館陶組地層厚度較薄（300～400m），分布穩定。這個階段斷裂活動方式表現為反向的逆斷活動，形成了派生的逆牽引背斜構造。

新近紀晚期以來，本區呈總體統一沉降之勢，沉積厚度900～1100m。其中，明化鎮組地層600～800m；第四系厚度300m左右，變化較小。這個階段斷裂活動表現為具有繼承性和新生性的顫動式運動特點。斷裂差異活動逐步減弱，轉以水平扭動、剪切破裂為特徵的地殼構造變形。

由於新構造運動引起的升降差異，地區變化較小，對地面沉降的時空變化具有一定的影響。

3.2 地面沉降與欠固結土固結作用的關系

本區地處黃河三角洲，區內0～30m深度內的地層多為第四系全新統地層，其沉積環境受黃河和海洋交互或共同影響，形成了以細顆粒為主的地層，岩性以粉土最為廣泛，其次為粉質粘土、粉砂、粘土，局部含淤泥質。土的先期固結壓力較低，超固結比為0.5左右，為欠固結土。在自重壓力下，將引起固結沉降。說明自重固結沉降量佔地面沉降總量的比重較小。區內欠固結土的厚度為25～31m，據推算自然地面下降速率為3mm/a。與地面沉降漏斗的關系不明顯。但沿海地區自重固結沉降量占的比重較大。

3.3 地面沉降與油氣開採的關系

本區地處黃河三角洲，油氣資源豐富，自20世紀60年代開采以來，持續高產穩產，成為全國第二大油田。油氣層主要賦存於古近系沙河街組砂岩、頁岩及灰岩地層中，長期的開采使沙河街組地下水形成了巨大的降落漏斗，漏斗中心地下水位埋深在700m左右。區內油田主要有：東營油田、東辛油田、史南油田、梁家樓油田、牛庄油田、現河庄油田、六戶油田、王家崗油田、廣利油田等。

由於油氣資源的長期開采，也容易使地層產生壓縮，導致地面沉降的產生，區內主要油氣開采區多在沉降漏斗區內，如廣利油田沉降漏斗。說明油氣開采是產生地面沉降重要因素（見圖3）之一。

3.4 地面沉降與地下水開採的關系

本市地處黃河三角洲，淡水資源極為缺乏且分布不均，黃河水受季節影響經常供給不足。自20世紀70年代以來，開始開采深層地下水，開發初期深層地下水均為自流，一般自流高度大於3m。經過長期超量開采，現在已形成了地下水位降落漏斗。

圖3 地面沉降與油氣開采關系圖

深層地下水開采分布於史口、電廠以南地區，集中於牛庄、六戶地區，漏斗中心地下水位埋深50m～60m，下降速率2～3m/a。

中層地下水主要受區外影響，已形成了地下水降落漏斗。其漏斗形態與深層地下水相近。

目前，本區的地面沉降漏斗中心與地下水位降落漏斗的地區分布基本相符（見圖4）。地面沉降漏斗中心分布在牛庄、六戶一帶，也是深層地下水降落漏斗中心。位於地下水位降落漏斗邊緣的東城以北及以東地區，地面沉降量較小。所以，深層地下水的開采是目前引起地面沉降的主要因素。

圖4 地面沉降與地下水開采關系圖

4 結語

本區地下水開采、石油、天然氣的開采與地面沉降的關系密切，是引起地面沉降的主要外在因素；欠固結土的自重固結作用和新構造運動是引起地面沉降的重要因素，但對地面沉降的影響相對較小。

地面沉降是一種緩變性的地質災害，不易被察覺，但是，一旦釀成嚴重後果將難以補救。其危害主要有海水倒灌、鹹水入侵、城市排水不暢、建築物開裂、設備破壞失效等。加強地下水動態和地面沉降監測，合理開采地下水、石油、天然氣資源，實施人工回灌地下水工程，是保護地質環境，預防和控制地面沉降的重要措施。

參考文獻

樊秀峰等.2004.福州市溫泉區地面沉降分析.地質災害與環境保護，6（2）：89～92

薛傳東等.2004.昆明市區地面沉降的機理分析.中國地質災害與防治學報，9（3）：47～53

3. 利用油田報廢井開發地熱試驗研究

鄒祖光 姚永剛 啜雲香

（山東省魯北地質工程勘察院，德州253015）

作者簡介：鄒祖光（1961—），高級工程師，從事水工環地質勘查工作。

摘要：東營市地熱資源豐富，區內分布有大量的油田報廢井。 利用油田報廢井開發地熱資源，可節省大量投資。本文在分析了東營市地熱資源條件的基礎上，對開采試驗方法進行了研究，提出了進一步開發利用的建議。

關鍵詞：油田報廢井；地熱資源；開采試驗；東營

山東省東營市地處黃河三角洲腹地，地理位置優越，礦產資源豐富，是勝利油田的主要開采區。區內地熱資源儲量豐富，地熱作為一種新的綠色能源，在供暖、生活洗浴、熱水理療、溫水養殖等領域有著廣闊的應用前景。

目前，區內分布有數百口採油報廢井，井深多大於2000m，具備開發地熱資源的條件。在報廢油井中試驗開采地熱水，如果可行，將產生非常可觀的經濟環境效益。試驗井位於報廢井集中的西城區。

1 區域地質

1.1 地層

區內分布巨厚的新生代地層，自下而上分別為古近系孔店組泥岩、砂岩、油頁岩及煤層，沙河街組砂岩、泥岩及油頁岩、碳酸鹽岩，東營組砂岩、泥岩；新近系館陶組泥岩、含礫砂岩，明化鎮組泥岩、砂岩；第四系平原組鬆散岩。其中沙河街組是本區主要石油開采層。

1.2 地質構造

在大地構造單元上，本區地處東營凹陷。區內地質構造發育（圖1）。

古近紀—新近紀構造帶發育有青坨-永安斷裂伴生構造帶、東營中央背斜帶。主要斷裂有：東營斷裂、陳南斷裂、下鎮斷裂等。

2 地熱地質條件

2.1 水文地質特徵

區內熱儲層組可劃分為館陶組熱儲層組、東營組熱儲層組。其中東營組頂板埋深1300～1500m，底板埋深1400～2100m，厚度小於500m，有較好的開發條件。

圖1 東營市區構造圖

東營組熱儲含水層厚度100～200m，單層厚度平均為5～20m。岩性主要為河流相的砂岩、含礫砂岩。在取水段1300～2000m深度內，單井出水量為60～80m³/h。

2.2 地球物理特徵

2.2.1 地溫

根據區內淺部井溫的測量資料，確定區域恆溫帶深度為17.5m，恆溫層的溫度實測平均值為14.5℃。恆溫帶以下地溫梯度值為3.0～4.0℃/100m。

2.2.2 地溫場分布特徵

區內地溫場變化主要與基岩頂板埋深和斷裂發育情況有關。基岩埋藏較深地區，蓋層地溫梯度較小，一般為3～3.6℃/100m。其中，新生界厚度最大的凹槽區，地溫梯度最小，為3.0～3.2℃/100m；東營中央隆起區，基岩埋深相對較淺，構造發育，地溫梯度較大，為3.6～4.0℃/100m。

根據鑽孔測溫資料，區內地溫梯度在垂向上的變化，主要受深度、地質結構、岩性的控制。2000m以內的蓋層地溫梯度變化不大，溫度-深度曲線近似直線。

2.3 地球化學特徵

2.3.1 地熱流體化學類型及其特徵

依據水質分析資料，區內地熱流體化學類型為Cl-Na·Ca型，陰離子以氯離子為主，含量12000～13000mg/L。陽離子以鈉離子為主，含量4000～5000mg/L；次為鈣離子，含量1800～1850mg/L；總礦化度15～20g/L，pH值為7.0～7.5，硬度5000～7000mg/L。

2.3.2 微量元素及組分

本組地熱流體中含有豐富的微量元素，主要有Sr、Li、F、Br、Fe、Mn、Zn、Si、B、Se、Cu、Co、Ni等，其中HBO₂含量4.7～5.5mg/L，H₂SiO₃含量26～35mg/L，Sr 含量60～70mg/L，Li含量1.0～1.5mg/L，Br含量35～45mg/L，達到了礦水標准。

3 報廢井地熱開采試驗

3.1 試驗井概況

河57-Xb井位於油氣集輸公司（西城區）院內，該井1989年10月12日完井，在2156.9m深度上見油層1層5m，1990年2月16日投產，1994年9月批准報廢。該井深2310m，孔內各組（段）地層厚度見表1。

表1 河57-Xb井地層厚度表

經過對所在斷塊構造分析，在搜集了地溫資料、孔隙度及滲透率資料後，確定對東營組三段1756～1764 m計8 m；一段1530～1546 m計16 m分別進行開采試驗。

3.2 試驗井處理概況

對河57-Xb井進行了處理，井內下入套管，套管結構為：339.73mm×221.72m＋5.5英寸×2306.66m。設置人工井底2286m，井壁水泥返高1370m（圖2）。

對於東營組三段1756～1764 m；一段1530～1546 m兩層，分別進行射孔處理，射孔數為32～64孔/米。

3.3 試驗方法

試驗採用120深井泵抽水，泵深600m。每組試驗時間為8～16h，試驗時對涌水量、水溫和氣溫進行觀測。

3.4 試驗結果

本次試驗對Ed₃段、Ed₁段分別進行。其中，Ed₃取水段埋深1756～1764m，靜水位標高-4.3m，抽水穩定時間8h，涌水量540.6m³/d，井口水溫65.6℃；Ed₁取水段埋深 1530～1546m，抽水穩定時間 16h，涌水量610.6m³/d，井口水溫63.5℃（表2）。試驗表明，東營組熱儲層，埋藏深度較淺，地熱流體靜液面埋深小，適合長期開采。

圖2 試驗並處理示意圖

表2 抽水試驗結果表

4 結語

區內東營組熱儲頂板埋深1300～1500m，底板埋深1400～2100m，厚度小於500m。地熱流體礦化度為15～20g/L，井口水溫為55～75℃，為具多用途的中低溫礦水，適於開采。

試驗表明，油田報廢井經處理後，涌水量可達500～600m³/d，井口水溫60℃左右，可滿足大多數工程的用熱量需求。

區內有油田報廢井數百口，這些井地面設施配套，井下套管完整，只需簡單作業即可利用。利用其開發地熱資源，可節省大量的投資，並可獲得巨大的經濟效益和社會效益。

參考文獻

蔡義漢.2004.地熱直接利用.天津：天津大學出版社

陳墨香.1988.華北地熱.北京：科學出版社

4. 東營凹陷營透鏡狀砂岩油藏成藏過程二維數值模擬

解國軍^1，2金之鈞¹

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京100083；2.中國石油大學（北京）資源與信息學院，北京102249）

摘要 為了對東營凹陷營11 透鏡狀砂岩油藏的成藏機理進行深入研究，以掌握該類油藏成藏的主要影響因素，本文利用可壓縮多孔介質油水兩相滲流的基本原理，對其成藏過程進行了二維數值模擬。模擬過程中考慮了砂體區地層沉積（剝蝕）、地層厚度變化、岩石孔滲條件變化、流體物性的變化、毛管壓力、相對滲透率和油氣生成等一系列過程和參數。模擬再現了石油在砂體中聚集的過程，模擬的砂體的最終含油飽和度及分布與現實情況基本吻合。通過模擬和分析表明，圍岩和砂體的毛管壓力差異才是驅動石油在類似營11這樣的透鏡狀砂岩油藏中聚集的根本動力，而這一驅動力是由於圍岩和砂體物性上的差異以及油氣的生成兩種因素結合在一起而形成的。

關鍵詞 透鏡狀砂岩油藏 成藏過程 數值模擬 兩相流動 毛管壓力 東營凹陷

Two Dimensional Numerical Simulation of Oil-trapping Process of Ying11 Lentoid Sand Reservoir of Dongying Depression

XIE Guo-jun^1，2，JIN Zhi-jun¹

（1.Exploration ＆ Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing100083；2.Resource and Communication Collage，China University of Petroleum，Beijing102249）

Abstract The oil-trapping process of Ying11 lentoid sand reservoir of Dongying Depression is numerically simulated on two dimension condition based on the theory of two-phase fluid flow in compactable porous media in order to thoroughly study the oil accumulation mechanism and master the dominating influential factors of this kind of reservoirs.The various related processes and parameters considered in the simulating process are sedimentation/denudation，the thickness of strata，the porosity and permeability of rock，the physical properties of fluids，capillary pressure，relative permeability，and oil generation.The oil accumulation process in the reservoir reappears in the simulation，and the oil saturation and distribution accord with the real situation.It is indicated that the fundamental driven force for oil accumulation in lentoid sand reservoir as Ying11 is the difference of the capillary pressures built up between the source rock and reservoir，and the driven force forms from the combination of the difference of the physical properties between source rock and reservoir and the oil generation.

Key words lentoid sand reservoir oil-trapping process numerical simulation two phase fluid flowcapillary pressure Dongying Depression

原生透鏡狀砂體油藏是一類典型的砂岩岩性油藏，這類油藏一般是由濁積岩砂體被低滲透性泥頁岩包圍所形成的，砂體內油氣來源於周圍的源岩，東營凹陷的營11砂體油藏就是這類油藏的典型代表。由於完全被泥岩所包圍，因此對於這種油藏形成的油水交替機理在人們看來具有不同於構造或地層油藏的特殊性。關於這類砂體油藏的成藏機理和影響因素，前人有過多種有益的實驗研究和理論探索。陳章明等^［1］、李丕龍等^［2］通過成藏物理模擬試驗對原生岩性砂體的成藏過程和影響因素進行了分析。王寧等在岩性油藏成藏過程中考慮了成藏的動力和阻力兩種因素^［3］；龐雄奇等則從「成藏門限」的角度對砂岩透鏡體的成藏控制條件進行了分析^［4］。李丕龍等提出了「相」、「勢」控油理論，對包括透鏡狀砂體油藏在內的隱蔽油藏的形成機制進行了分析^［5］。隋風貴對濁積砂體油氣成藏的主控因素進行了定量分析^［6］。

然而無論是上述的實驗研究還是理論分析，基本上都是從定性或半定量的角度對該類油藏的成藏過程機理進行的討論，或只是對這類油藏的含油性相關影響因素進行了分析，而沒有涉及其成藏機理，因此都無法更詳細地了解原生岩性油藏成藏的整個過程及控制機理。由於透鏡體油藏的成藏過程是與其圍岩緊密相關的，因此，理解砂體的成藏過程必須將砂岩體的演化過程與圍岩的演化過程結合起來統一考慮。本文則是從演化的觀點，利用定量的方法，綜合考慮地層沉降、溫壓變化、砂體和圍岩物性變化、孔隙流體物性變化、石油生成等各種相關過程，模擬處於圍岩包圍中的營11透鏡體油藏成藏的整個過程，並分析其成藏機理和含油性的主要控制因素。通過對該油藏成藏過程的二維數值模擬，可以更深刻地了解這類油藏成藏過程中的油水交替過程及其力學機制，為探討這類油藏的成藏機理及其影響因素提供了很好的例證。

1 模擬模型的建立

由於營11透鏡狀砂岩油藏在成藏過程中涉及由於壓實作用而導致圍岩和砂體的變形以及油水兩相流體在其中的流動過程，並且岩石的變形和流體流動是相互影響的，因此這是一個可變形多孔介質兩相流動的流固耦合問題。

與二次運移相比，油氣從低滲透源岩中的排出（初次運移）一直是比較難以理解的現象。從油氣自源岩中排出的相態來看，現在普遍被接受的觀點是大多數油氣是通過獨立相態排出的^［7］，而油氣排出的主要動力則來源於壓實及生烴等作用產生的過剩地層壓力^［7～9］。描述流體在多孔介質中低速流動的通用方法是依據達西定律給出的，雖然對於在低滲透性泥頁岩地層中達西定律是否適用還存在疑問，但其作為一種描述孔隙流體流動速度和壓力關系的有效手段還是被廣泛應用於各種排烴模擬中^{［10～13］}。為了模擬石油從源岩中排出並進入被其所包圍的砂岩中聚集這一過程，本次模擬也採用了基於達西定律的油水兩相滲流模型。模型中油相和水相的壓力差即為毛管壓力。

由均勻介質彈性力學的廣義胡克定律可以推出其應變和應力之間的關系。但對於地質過程的模擬，地層壓實作用不同於彈性力學所描述的微小變形過程，從長時間看是一種非彈性的大變形過程，而對於這一過程的地質描述一般採用一種近似的簡化關系，即將這種變形轉化為岩石孔隙度與其所受到的垂向有效應力之間的指數關系^{［13～15］}。根據Terzaghi方程，垂向有效應力可用岩石總負載與孔隙流體壓力之差來表示^{［10，16］}。

生油泥岩可視為由乾酪根、無機雜基和孔隙3個部分組成，其中乾酪根與無機雜基構成生油岩的骨架。為了處理問題簡單，可將乾酪根劃分為有效乾酪根（具有生油潛力，可全部轉化為石油）和無效乾酪根（不具有生油潛力）。因此，可將生油岩重新劃分為以下3個部分，即有效乾酪根、不可壓縮骨架（包括無效乾酪根和無機雜基）和孔隙。模型假設有效乾酪根降解將產生同質量的烴並使泥岩骨架厚度減小。而岩石的厚度變化可根據不可壓縮骨架體積不變的原理得到。對於砂岩儲層可不考慮有效乾酪根降解所導致的骨架厚度的變化。生油岩中烴類是其中包含的乾酪根熱降解的結果，而乾酪根的熱降解採用化學反應動力學中的一級反應定律來近似描述^［17］。根據一級反應定律，乾酪根的轉化率與剩餘的乾酪根量成正比，可表示成多個平行的一級反應。而反應常數是由反應活化能、頻率因子和反映溫度決定的。設同質量的有效乾酪根降解可產生相同質量的石油，因此石油生成的速率也就是乾酪根的降解速率。

2 相關參數變化

水和油的密度是溫度和壓力的函數，可採用指數型狀態方程來描述^［13］。水和油的黏度是影響水和油滲流的參數，水的黏度一般採用與溫度相關的函數^{［13，18］}，而本次模擬油的黏度採用了考慮了油的重度和溫度的Beggs ＆ Robinson公式^［19］。

沉積岩的滲透率對地層流體的流動和異常壓力的形成都起著至關重要的作用，一般受沉積岩類型和埋藏深度等因素的影響，其大小有時存在多個數量級上的變化。對於碎屑岩地層，一般情況下滲透率的變化可表示為孔隙度的函數，如Kozeny-Carman方程^{［10，18］}。在本次模擬中採用滲透率與孔隙度為冪函數關系的公式^{［13，20］}。

在包含兩相或兩相以上非混相流體的滲流系統中需要考慮岩石的毛細管壓力特徵。由於模擬中處理的基本上是石油生排及聚集的過程，因此只需考慮岩石的驅替毛管壓力曲線特徵。本次模擬研究採用驅替毛管壓力與含水飽和度呈冪律關系的公式^［21］：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：P_cb為毛管突破壓力；γ為孔隙大小分布指數；S_w為含水飽和度。對應於突破壓力的毛管半徑可用其與孔隙度和滲透率的經驗關系來表示^［22］。由Laplace方程可知毛管壓力是界面張力、潤濕角和毛細管半徑的函數。水烴體系界面張力可一般表達為體系溫度和油水密度的函數^［19］。另外，本次模擬假設岩石完全水濕，可得潤濕相接觸角為0。因此，將可求得岩石毛管突破壓力P_cb。如果要求得驅替毛管壓力曲線，還需要確定孔隙大小分布指數。對東營凹陷的28塊砂岩樣的壓汞曲線的擬合分析表明，孔隙大小分布指數基本上是與岩石的孔隙度和絕對滲透率等物性參數無關的參數，本次模擬取其均值0.34。本次成藏模擬對於泥岩也採用相同的突破毛管壓力公式和孔隙大小分布指數值。

油和水的相對滲透率採用Brooks-Corey經驗關系式表示^{［13，21，22］}，其中油和水的相對滲透率與含水飽和度和孔隙大小分布指數有關。

3 營11砂岩油藏成藏過程模擬

3.1 營11砂岩油藏概述

營11砂岩油藏位於東營凹陷的東辛油田西南部，西鄰郝家油田，南靠現河庄油田。構造上處於東營凹陷中央隆起帶西部，東辛、郝家、現河庄構造斷裂帶之間的窪陷中央。本次模擬的是營11砂體沙河街組三段中下油藏，探明石油地質儲量1248×10⁴t，是東營凹陷迄今為止發現的最大的獨立砂體油藏。營11沙河街組三段中下砂體的構造圖及模擬剖面線位置見圖1。

圖1 營11沙河街組三段中下砂體頂面構造圖及模擬剖面線位置

3.2 營11砂岩油藏模擬的前期准備

模擬的前期准備工作由剖面網格化、原始沉積剖面恢復、上覆地層沉積過程反演和模擬演化過程參數確定等幾部分組成。

3.2.1 剖面網格化

選取的剖面長度以營75井為分界點，向砂體上傾方向延伸5600m，向砂體下傾方向延伸2400m，剖面總長度為8000m。剖面體垂直方向深度從2700m（大致為沙河街組三段上亞段的底界面）至3600m（大致為沙河街組四段上亞段底界面）。從沙河街組三段中亞段向沙河街組三段上亞段，砂岩沉積逐漸占據主導地位，由於砂岩較好的導流性，不易形成顯著的異常壓力，因此在剖面體頂部位置的壓力邊界條件以常壓來考慮。由沙河街組四段上亞段地層向下膏泥岩居主導地位，因此可以沙河街組四段上亞段地層底界為剖面體的封閉邊界。由此可見剖面體長8000m，高900m。在網格劃分時既要考慮精度，又要考慮計算工作量的大小，因此，在砂體所對應的長度和高度方向進行網格細化，而在其他地方，盡量將網格粗化以減小計算工作量。

3.2.2 原始沉積剖面恢復

由於剖面顯示的是現今的沉積厚度和孔隙度特徵，要進行砂體成藏過程的正演模擬，需將剖面恢復到模擬零時刻的狀態。本次模擬的零時刻設定為沙河街組三段上亞段沉積期末，因此，需將模擬剖面從頂部的2700m恢復到0 時的剖面狀態。恢復是按地層壓縮時骨架體積不變的原則進行的。地層孔隙度採用隨深度按指數遞減規律變化的公式，其中相關參數是根據東營凹陷實際探井的地層數據回歸得到的。

3.2.3 上覆地層沉積過程反演

由於成藏過程為一正演過程，因此需知道模擬剖面上覆地層在不同沉積期的沉積速率以及地層的砂泥岩含量。為此，首先要了解沉積地層現今的厚度及砂泥岩含量。表1給出了營11砂體區域有代表性井的地層厚度和地層砂質含量以及地層平均沉積速率。其中的地層砂質含量由自然電位或自然伽馬測井數據計算得出；地層沉積速率是指沉積物處於沉積表面時的沉積速率，根據地層的砂泥岩含量、地層厚度和深度以及沉積持續時間給出。而東營期末的沉積間斷按剝蝕200m的東營組計算，並依據沉積間斷的時間10.6Ma得到平均剝蝕速率。

表1 營11砂體上覆地層模擬參數

3.2.4 模擬演化過程參數確定

營11砂體區的古地溫梯度採用東營凹陷的古地溫梯度，距今時間為43Ma，38Ma，36Ma，32.4Ma，24.6Ma，5.1Ma，2Ma和0時的古地溫分別是5.15℃/100m，4.86℃/100m，4.61℃/100m，4.49℃/100m，4.2℃/100m，4℃/100m，3.68℃/100m和3.5℃/100m^［23］。

與砂岩岩石壓縮有關的參數值由東營凹陷砂岩孔隙度與深度及有效應力的關系回歸得到，而與泥岩壓縮相關的參數值來自Mudford等^［24］。砂岩滲透率與孔隙度關系式中的參數值來自東營凹陷的數據回歸，而泥岩參數值來自Luo 和 Vasseur^［13］。

岩石的生烴潛力可定義為生油岩有效乾酪根（可轉化為烴類）占岩石骨架總量的質量比，而原始生烴潛力是指烴源岩在演化的初始時刻的生烴潛力。一般將在岩石熱解分析中的S₂值視為岩石的生烴潛力值，因此若想得到網格體岩石的生烴潛力值，需要本區大量的有機岩熱解分析資料，而現實的情況是這種分析資料在本區非常有限，無法滿足網格體的生烴潛力值的數值化。因此，本次模擬網格體的生烴潛力利用營11砂體區的測井數據進行計算。採用Passey等^［25］提出的基於孔隙度和電阻率測井數據的ΔLgR方法，經過改進可以對烴源岩在演化初期的原始生烴潛力進行預測。進行網格體原始生烴潛力賦值應用了鑽遇營11砂體和其附近的營76井、營101井、營102井、新營69井、營75井、營70井、營67井、營68井、營78井等的測井數據。由於上述井均未鑽遇沙河街組四段上亞段地層，因此，模擬剖面沙河街組四段上亞段地層的原始生烴潛力採用河88和郝科1的計算值。

考慮到東營凹陷沙河街組四段上亞段、沙河街組三段下亞段以及沙河街組三段中亞段的烴源岩以I型乾酪根為主，在生油模擬中烴源岩的乾酪根依反應活化能劃分的各組分初始含量和頻率因子等參數採用Schenk等^［26］提供的I型乾酪根數據。

3.3 模擬過程及結果分析

營11砂體的成藏模擬從距今38.6Ma開始，即模擬的0時間點，而後每1Ma記錄一次網格體各相關參數的變化情況。

3.3.1 含油飽和度

圖2為模擬10Ma，20Ma，30Ma和38.6Ma 4個時刻的含油飽和度在網格體空間的分布情況。

圖2 營11砂體模擬剖面4個模擬時刻的含油飽和度

營11砂體有顯著的油氣聚集大約從模擬的5～10Ma就已經開始。在地層演化過程中，石油在砂體中一直處於聚集狀態，含油飽和度不斷升高，這可以從更細致的含油飽和度隨時間變化趨勢上得以驗證。到38.6Ma模擬結束，整個砂體都飽含石油，平均含油飽和度在73%左右，這與砂體實際的含油飽和度平均值（69%）很接近。

3.3.2 油相壓力和水相壓力

圖3給出了在模擬30Ma時間點上油相壓力和水相壓力在網格體空間的分布情況，而這一時間點呈現的油、水相壓力的分布特點基本上代表了整個模擬過程每一時刻的壓力分布特點，只是在壓力的絕對大小上有差別。網格體油相壓力總體變化趨勢是由地層的深部向淺部壓力逐漸降低，而在這總體背景上，於砂體處存在油相壓力的相對低值區。水相壓力由地層深部向淺部的變化趨勢是逐漸降低的，並且隨著網格體埋深總體的壓力是增加的。

對網格體毛管壓力分布的分析表明，相對低毛管壓力區存在於砂岩部位。根據多孔介質中同一點的油相壓力和水相壓力之差值等於毛管壓力可知，油相壓力和水相壓力分布規律上的差異是由毛管壓力的差異引起的。

3.3.3 油勢梯度和水勢梯度

圖4給出了模擬30Ma時間點上油勢梯度和水勢梯度在網格體空間的分布情況。其中勢梯度的正值表明流體流動的方向為軸的負向，而梯度負值表明流體流動方向為軸的正向。

圖3 營11砂體模擬剖面在30Ma時油相壓力（左圖）和水相壓力（右圖）分布

圖4 營11砂體模擬剖面在30Ma時油（上圖）和水勢梯度（下圖）分布

位於左邊的兩圖為水平方向勢梯度，位於右邊的兩圖為垂直方向勢梯度

4 成藏過程機理分析

營11砂體是處於生油岩包圍中的典型透鏡狀砂岩油藏，其油氣來源於圍岩生成的烴類。對於這類油藏成藏過程中的油水運移機理和油氣聚集過程的認識還存在不足。一般的觀點認為異常高壓是油氣初次運移的主要動力，因此，有些人也籠統地認為異常壓力是驅使油氣進入砂體的動力。然而，被源岩所包圍的砂體內的流體同源岩內流體一樣處於封閉環境，而且，在地層沉降壓實的過程中，砂體的孔隙也是減小的，因此，從總體上看，砂岩體也是向外排出流體的。因此，如何理解油氣自源岩中向砂體運移並聚集，在實際理解上存在一定的困難。

現在普遍的油氣運移理論認為，石油是以獨立相進行運移的，油水在運移中有著各自獨立的流動途徑和壓力系統，而在同一點的油水壓力之差由油水間的毛管壓力來平衡。因此，在理解這類透鏡狀砂體成藏時，不應從單一的流體相來考慮源岩和砂體間的壓力差異，而應該像本次模擬一樣，將其作為兩相流來考慮。

從營11砂體模擬剖面油相壓力分布以及油勢梯度在水平和垂直方向的變化特點可知，在砂體區存在油的相對於圍岩的低勢區。油勢梯度的正負代表了石油的流動方向，因此砂體區油相低勢的特點決定了其必然會成為石油的聚集區。而通過水相壓力分布和模擬區水勢梯度的變化特點可知在砂體部位不存在水的低勢區，砂體對水的流向只起到了一些擾動作用，但水的總體的流動方向是由下向上排出的。

由此可見，超壓是推動流體整體運移的動力，而對處於生油圍岩包圍中的透鏡狀岩性砂體，圍岩和砂體間毛管壓力的差異才是驅動油氣在其中聚集的根本動力。而這一驅動力是由於圍岩和砂體物性上的差異以及油氣的生成兩種因素結合在一起形成的。

5 結論

（1）通過可壓縮多孔介質油水兩相滲流的基本原理，並結合與油氣的生成、運移和聚集相關的各種因素和作用，可以模擬類似營11砂體的透鏡狀砂體油藏的成藏過程。

（2）通過對成藏過程中圍岩和砂體的油、水相壓力及油、水相勢梯度的分布特點可知，在成藏過程中砂體區相對於圍岩成為油相的低勢區，因此石油得以在砂體中進行聚集，而水在砂體中沒有聚集的趨勢，其總體的運移方向是向著上方的低勢區。

（3）石油在類似於營11砂岩油藏中聚集的根本動力是圍岩和砂體之間的毛管壓力差，而這一差異是圍岩與砂體的物性差異以及圍岩中石油的生成相結合的必然結果。

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7. 東營市地熱資源開發利用與保護研究

李明

（山東省東營市國土資源局，東營257091）

作者簡介：李明（1967—），男，高級工程師，從事地礦管理工作。

摘要：本文闡述了東營市地熱資源的基本情況及開發利用現狀，指出其地熱資源開發利用與管理上存在的主要問題，並提出了地熱資源勘查開發利用和保護的措施與建議。

關鍵詞：地熱資源；開發利用；保護

東營市地熱儲量巨大，是繼油氣資源的第二大能源礦產。地熱作為一種新的、替代能源，具有其他能源無法具備的優勢，除了具有的熱能外，還具有醫療和保健功效。其開發利用可用於居民供暖、生活洗浴、溫泉理療、溫池游泳、溫室花卉、養殖等。在能源緊缺的今天，大力開發地熱資源，對於緩解能源緊張、減少環境污染、促進經濟的可持續發展具有重要意義。近幾年來，東營市委、市政府對地熱資源的勘查和開發非常重視，採取多項措施促進地熱資源開發利用，並取得了顯著成效。

1 地熱資源概況及開發利用現狀

東營市地熱資源是勝利油田在鑽探油氣資源過程中發現的，為進一步探明東營區域內地熱資源情況，幾年來投資325 萬元，先後組織實施了「東營市（東城）地熱資源普查」、「黃河三角洲地區地熱資源調查」、「東營市城區地熱資源評價」等項目。調查結果表明，東營市地熱資源自上而下有三個熱儲層組：館陶組熱儲層組、東營組熱儲層組、寒武系—奧陶系熱儲層組。埋深1000～1800m，熱儲溫度55～95℃，地熱水礦化度5～20g/L，單井出水量1000～2000m³/d，水化學類型為Cl-Na型，富含偏硅酸、溴、碘、鍶、鋰等有益化學組分。經測算，黃河三角洲地區三個熱儲層內積存的熱水量為4600×10⁸m³，資源總量為3.60×10²⁰J，摺合標准煤123×10⁸t；可采熱水量為7.50×10¹⁰m³，資源量為7.85×10¹⁹J，摺合標准煤27×10⁸t。

目前，東營市開發利用地熱井14口，其中東西城區地熱井7口，河口區地熱井7口，用於集中供暖的9口，供暖面積達4×10⁵m²。地熱資源的開發帶動了房地產、旅遊和服務業的發展。如東營賓館作為東營市重要接待場所，開發利用地下熱水，興建集室內游泳、溫泉洗浴、理療為一體的多功能浴療中心，使地熱溫泉療養成為我市接待工作的一張名片，提高了服務檔次和競爭能力。同時，年節約費用150萬元，取得了良好的經濟、環境和社會效益。

2 地熱資源保護管理情況

眾所周知，地熱資源是有限的，再生能力差，若過量開采，超過允許開采強度，將導致資源的枯竭。為保障資源的可持續利用，東營市深入貫徹中央人口、資源、環境的基本國策，堅持「在保護中開發，在開發中保護，資源開發與節約並舉，把節約放在首位」的原則，在開發規劃、監督管理、地熱井監測、資源保護方面採取有力措施，加強對地熱資源的監督管理，有效保護了有限的地熱資源。

2.1 做好地熱資源的規劃工作

按照「綜合規劃，逐步實施，穩定推進」的原則，結合《東營市礦產資源總體規劃》的編制工作，進行了「東營市地熱資源開發利用規劃研究」，明確了地熱井的井間距等布局要求，避免了地熱資源破壞與浪費、生態環境污染等現象，使地熱資源得到合理開發利用，資源環境得到有效保護。近年來，東營市委、市政府對地熱資源的保護工作非常重視，2004年3月18日，市政府組織有關部門對天津市地熱開發保護工作進行了考察學習。為做到地熱資源的統一規劃、統一管理、合理布局、綜合利用，按照市政府要求，正在編制《東營市地熱資源開發利用保護規劃》。

2.2 加強地熱資源的監督管理工作

在地熱開發初期，為加強地熱資源的監督管理，合理開發、永續利用地熱資源，東營市邀請山東省內外有關專家對地熱資源的開發、地熱井的布設進行了研討論證，根據論證結論，東營市國土資源局於2003年印發了《東營市地熱資源管理暫行規定》。嚴把地熱井審批關，對不符合規劃的地熱井一律不予審批，保證了東營市地熱資源的合理開發利用。為進一步規范東營市地熱資源的開發利用，推進地熱資源的規模開發，市政府已將《東營市地熱資源管理辦法》納入2005年市政府規范性文件制訂計劃。

2.3 嚴格地熱資源開發規程

在地熱資源管理中，東營市嚴格執行地熱勘查開發規程，加強對地熱企業准入條件、礦產資源開發利用方案、地熱井施工隊伍、地熱井施工設計的審查，強化地熱施工監理和地熱井流量、水溫、水位變化情況的監測，要求采礦權人安裝設置流量表和觀測孔，及時掌握地熱井動態變化，為科學管理提供數據和參數，同時促使企業採用梯級綜合利用，提高地熱資源利用率。

2.4 注重生態環境的保護工作

在地熱資源開發利用的同時，加強對地熱尾水的排放管理。一是棄水溫度：嚴格按照《地熱資源開發利用方案》進行審查，尤其對地熱尾水的排放進行了規定，要求符合國家環保規定和標准，地熱尾水排放溫度不得高於25℃。二是礦化度：目前所開發利用的地熱井礦化度較高，在10～20 g/L之間。規定地熱尾水排放不能進入城市污水處理管網，一律進入雨水排放管網。

2.5 積極推進地熱回灌試驗工作

地熱回灌可改善或恢復熱儲的產熱能力，提高地熱資源的再利用效率，有效避免生態環境污染。為此，我們投資60 萬元，正在組織實施《東營市城區地熱資源人工回灌調查》項目。並立項開展「山東省東營市地熱資源潛力調查與保護」項目，項目的實施將對加快東營市地熱產業化步伐，改善能源結構，保證地熱資源的合理開發利用與資源環境的有效保護，推動東營市地熱產業的發展，具有重要意義。

3 存在的主要問題

3.1 地熱勘查程度有待進一步提高

雖然對東營市的地熱資源進行了多次勘查，但還沒有達到C＋D級地質儲量。因此，要進一步加大地熱地質勘查投入，加強地熱勘查、地熱資源量計算、地熱資源綜合評價、地熱綜合管理和地熱開發利用等方面的研究，提高資源儲量級別，保障地熱資源的可持續供給。

3.2 地熱資源利用率低，浪費資源的現象比較嚴重

部分地熱開發企業資源節約意識不強，工藝流程落後，技術力量薄弱，經營粗放，不採取綜合利用措施，資源利用率低，造成尾水排出溫度過高，既污染了環境，又浪費了有限的資源。

3.3 地熱資源開發與管理存在薄弱環節

地熱管理法規、政策、規劃和標准體系尚不完善，對地熱資源的破壞浪費缺乏強有力的法律約束，對地熱資源開采造成的生態地質環境問題難以進行有效監督；探礦權、采礦權市場尚不健全，采礦權人保護和節約資源的自我約束意識尚未形成。

4 措施與建議

4.1 強化地熱資源勘查開發利用的監督管理

堅持日常監管和集中整治相結合，加大執法監察和監督管理力度，嚴厲查處各類違法勘查開采和破壞浪費地熱資源的行為。嚴格執行地熱井的審批制度、設計審查、施工管理、鑽探監理、開采監測和水量控制等一系列監督管理工作制度，切實保護好、開發利用好地熱資源。

4.2 加強規劃實施管理

嚴格執行地熱資源規劃，強化對規劃的落實和管理，對地熱資源實行年度計劃開采，嚴格控制開采總量。及時、准確掌握城區地熱資源量變化，自覺接受社會對規劃實施的監督。

4.3 做好地熱勘查開發利用的監測工作

嚴格執行每井一表一孔制度，做好地熱井地熱地質動態監測工作，及時分析監測資料，掌握地熱井相關指標的變化情況，及時調整開發利用方案，保護好地熱資源。同時，做好地熱資源的勘查開發利用的研究工作，保證地熱資源的可持續開發利用。

4.4 制定優惠政策，推動地熱開發

在法律法規允許的情況下，適當減免開發地熱資源補償費，免收水利方面的規費，推動地熱資源的開發利用。同時，積極開展地熱資源回灌試驗研究工作，通過優惠政策措施，鼓勵地熱開采企業利用地熱尾水回灌補源。

4.5 完善探礦權和采礦權市場，推進地熱資源有償使用

積極完善和規范探礦權與采礦權市場，充分發揮市場配置資源的作用，引入市場競爭機制，對符合條件的推行通過招標、拍賣和掛牌等方式出讓探礦權和采礦權，逐步建立起礦業權人自覺保護和節約地熱資源的自我約束機制。

4.6 建立地熱開發資金，走以熱養熱的路子

從每年還返的礦產資源補償費中，拿出部分資金，建立地熱開發利用專項資金，主要用於地熱開發初期資源的勘查、評價、規劃、設計論證等，走以熱養熱的路子，促進地熱產業的蓬勃發展。

8. 高唐縣地熱資源開發利用與保護

孫立勇 朱智勇 柴建林

（山東省魯北地質工程勘察院，德州253015）

作者簡介：孫立勇（1970—），男，工程師，主要從事水工環地質工作。

摘要：本文通過對高唐縣熱儲層特徵的描述及地熱資源形成條件的分析，進行了地熱資源儲量的評價，提出了開發利用及環境保護措施。

關鍵詞：地熱；資源；開發利用；保護

隨著國民經濟的不斷發展和科學技術的不斷進步，人們對各種礦產資源的需求量也越來越大。在各種資源日趨貧乏，能源危機日趨迫近的今天，地熱作為一種可供人們開發利用並有著巨大發展前景的新型能源，越來越受到人們的重視。地熱資源具有分布面廣，易於開發，費用低廉等特點，在供暖、衛生洗浴、理療、游泳及農業養殖等領域有著廣闊的應用前景。合理利用地熱資源，可以緩解能源緊張狀況，同時可以改善當地投資環境，促進經濟的可持續發展。

1 熱儲層水文地質特徵

高唐縣地熱資源類型屬低溫地熱資源（溫熱水），地下熱礦水賦存於新生界碎屑沉積岩中，屬層狀孔隙-裂隙型熱儲。本區熱儲層主要為明化鎮組下段熱儲層、館陶組熱儲層、東營組熱儲層。

1.1 明化鎮組下段熱儲層

明化鎮組下段熱儲層是指明化鎮下部692～870m含水層組，厚度178m，含水層厚度79m，單層厚度大於14m，岩性以中砂岩為主，地下水化學類型為 SO₄·HCO₃-Na型。

1.2 館陶組熱諸層

本區館陶組不整合於東營組之上，頂板埋深 870.0m，底板埋深 1296.0m，厚度426.0m，儲熱含水層厚度146.5m，佔地層總厚度34%，單層厚度大，（最大單層厚度23m）。其岩性為灰白色細-中砂岩和砂礫岩，垂向上呈上細下粗的正旋迴沉積，底礫岩明顯。儲熱含水層孔隙度大，一般為25%～35%，具有良好的儲水空間。水化學類型為Cl·SO₄-Na型，水溫55℃，水量1920m³/d。

1.3 東營組熱儲層

東營組熱儲層岩性主要以砂岩、含礫砂岩及細礫岩為主。東營組地層部厚度為370m，含水層厚度約50m，單層厚度小。地下水化學類型為Cl-Na型。

2 地熱資源形成條件分析

2.1 熱儲蓋層

本區地熱資源屬熱傳導型低溫熱水，可將第四系鬆散層和新近系明化鎮組上段視為熱儲蓋層，總厚度692m，岩性由粘性土、砂性土、砂層及半固結的粘土岩組成，其特點是密度小，導熱性差，熱阻大，是良好的天然保溫蓋層。

2.2 熱源

本區熱源主要來自地殼深部的正常熱流傳導。本區位於臨清坳陷之內，在喜馬拉雅運動時期，發生了眾多的同生斷裂，這些斷裂具有繼承和復活的特點，並伴有岩漿活動，對地殼深部的熱源起了重要的溝通和傳導作用。

3 熱水資源量計算與評價

3.1 可利用資源量

依據DZ40-85《地熱資源評價方法》的規定，採用熱儲法計算。

Q_R＝c·A·h（t_r-t_j）

式中：Q_R為地熱資源量（J）；A 為熱儲面積（m²），取1.45×10⁷m²；h 為熱儲層厚度（m），取146.5m；t_r為熱儲層溫度（℃），取 55℃；t_j為基準（當地平均氣溫），取12.5℃；c為熱儲層平均比熱容（J/（m³·℃）），計算得2511895.39 J/（m³·℃）。

其中：c＝ρ_c· c_c（1-ψ）＋ρ_w·c_w·ψ

式中：ρ_c為熱儲層岩石的密度（kg/m³），取 2103kg/m³；c_c為熱儲層岩石的比熱容（J/（kg·℃）），取894J/（kg·℃）；ρ_w為熱儲層水的密度（kg/m³），取988kg/m³；c_w為熱儲層水的比熱容（J/（kg·℃）），取4186.8J/（kg·℃）；ψ 為熱儲層的孔隙度（無量綱），取0.28。

經計算本區地熱資源總量為2.2687×10¹⁷J，摺合標准煤3.15×10¹⁷t。按回收率25%計，其可利用資源量摺合標准煤為7.87×10⁶t。

3.2 全區熱水可采資源量計算

根據目前地下熱水水文地質條件，取水設備能力及規范要求，確定地熱開采年限為100年，其可采資源量按下式計算：

Q_可＝ε·F

式中：Q_可為地下熱水可采資源量（m³/d）；ε為允許開采強度（m³/（d·m²）），經計算為0.0003445m³/（d·m²）；F為工作區的面積（m²），1.45×10⁷m²。

經計算，Q_可＝4995.25m³/d。

高唐縣現存地熱井其單井涌水量1920m³/d，工作區范圍內地下熱水可采資源量可以滿足這一要求。

4 地熱資源開發利用與環境保護

4.1 地熱資源的開發利用

4.1.1 地熱資源的開發利用條件

本區地熱為新生界碎屑岩深埋型熱儲系統，地熱資源類型為溫熱水型低溫地熱資源。熱儲層組主要為新近系館陶組，地下熱礦水水溫（井口溫度）為55℃，可溶性總固體為4.6g/L，水化學類型為Cl-SO₄—Na型，具有水溫較高、埋藏淺、水量較大的特點（單井涌水量80m³/h）。開采成本低，開發利用條件良好。

4.1.2 地熱資源開發利用方向

本區館陶組熱儲的地下熱礦水中含有多種對人體有益的化學成分。因此，可建立一個集洗浴、療養、游泳於一體的地下熱礦水浴療中心。也可直接用於供暖，還可開發溫室種植和水產養殖等產業。

4.1.3 潛在經濟價值估算

潛在經濟價值是指工作區內可利用的地熱資源完全回收條件下，獲得的熱量的總價值，按下列公式計算：

V_ei＝P_r×Q_i/Q_b

式中：V_ei為區內館陶組熱儲能的潛在價值（元）；P_r為標准煤的價值，以240元/t計；Q_i為區內館陶組熱儲可利用的地熱資源量（J）；Q_b為標准煤的燃燒值，以7.2×10⁹J/t計。

經計算，本區館陶組熱能的潛在價值為1.89×10⁹元。

4.2 地熱資源的保護

地熱資源是在特定的地質、水文地質條件和水文地球化學環境條件下形成的。要保護其資源的長期連續穩定開采，不致形成環境地質問題，必須十分重視其資源的保護工作。為了做到有計劃開發，合理利用地熱資源，嚴禁盲目無秩序地亂采亂開，造成資源的浪費，要加強以下幾個方面的工作。

（1）地熱資源的開發利用應遵循開源、節流和保護並舉的原則。由於地熱資源埋藏深、補給途徑遠、再生能力弱，其資源量是有限的，並非取之不盡，用之不竭。防止因過量開采導致資源枯竭進而產生地面沉降等環境地質問題。

（2）要根據不同用途，合理的分層開采、分層管理開發地熱資源。特別是新近系明化鎮組和館陶組熱儲層，要根據經濟發展所需的不同目的、用途，選擇開采不同的熱儲層的地熱資源。

4.3 地熱資源開發利用中的環境保護

（1）建立地熱資源環境保護區。依據經濟發展和人民生活的需要制定地熱資源開發規劃方案。在開發過程中，必須按熱資源的埋藏與分布狀況合理布置開采方案。加強地熱信息監測，及時調整方案。

（2）防止熱污染環境。地熱資源開發過程中，由於開發利用地熱水所排放的廢棄熱水，因溫度較高，水質復雜，礦化度較高，易造成地表水、地下水及農業生態環境的熱污染。因此，在開發利用中，要加強廢熱水的排放管理，以保護周圍環境。

（3）加強地熱資源開發中的動態監測工作。地熱資源量是有限的，在開采利用過程中，其水位、水量、水質、水溫將會隨開採的過程而發生變化。為了防止因過量開采產生地面沉降、水源枯竭等環境地質災害，應加強開發中的動態監測工作。

（4）加強地熱資源開發利用的管理。為了更合理的利用好、管理好地熱資源，保護地質環境，應建立健全地熱資源的開發管理機構，建立地熱項目和地熱井開採的審批制度，完善探礦權和采礦權授予的有關手續與制度。