东营摘要

1. 东营凹陷南坡沙四段滩坝砂体与成藏条件分析

刘军锷刘广春李秀华邱桂强厉亚敏

摘要东营凹陷南坡沙四段地质条件比较复杂，具有储集层薄、砂体横向变化快、砂岩灰质成分含量高等特点。由于其顶部发育的油页岩等高阻层具有屏蔽作用，加上该区地震资料分辨率很低，资料品质差，各类地震技术无法识别薄储集层，不能很好的对砂体进行描述和追踪。在对南坡沙四段的油气勘探中，以精细的地层对比、岩心观察为基础，利用岩相古地理、滩坝砂岩的有利发育地带、有效储集层的界定等方法把主要目的层沙四段上亚段细分为6个砂组，明确了各砂组滩坝砂体储集层展布规律，评价了有利储集层，并结合油源、构造分析，确定了勘探原则和方向，在实际应用中取得了显著效果。

关键词滩坝砂体储集层沙四段地层对比沉积相东营凹陷

一、引言

东营凹陷南坡为一具有多层隐蔽圈闭、多层含油层系和多种油气藏类型的复式油气聚集带。其中，沙四段以岩性和构造－岩性油气藏为主。到目前为止，南坡八面河、广利、王家岗、纯化、小营、博兴油田的沙四段总共上报石油地质储量16055×10⁴t，是增储上产的重要后备阵地。东营凹陷南坡沙四段的含油储集层是滩坝砂体少量的冲积扇和深水浊积扇，其中滨浅湖相的滩坝砂体是最主要的油气储集体。由于该区地质条件比较复杂，滩坝砂体具有储集层薄、横向变化快的特点，分布规律比较复杂。因此研究沙四段滩坝砂体的分布规律，正确认识储油滩坝砂体的展布，对研究东营凹陷南坡沙四段的油气勘探具有非常重要的意义。

二、地层及沉积特征

1.地层划分及展布特征

（1）地层划分的电性标志

沙四段的电性特征稳定，且有较好的岩性标志层，为小层划分对比的主要依据。地层研究表明，东营凹陷南斜坡沙四段可划分为下、中、上三个亚段，其中沙四段上亚段是主力含油层段，可进一步划分为6个砂组（其中上部为1、2、3、4砂组，下部为5、6砂组）。

沙四段下亚段该段自然电位曲线多呈平缓基线，局部有较低的异常幅度，电阻率曲线一般较为平缓，感应电导率曲线上表现为较均一的一套峰值。

沙四段中亚段南坡东段沙四段中亚段在电阻率曲线以低幅锯齿状为特征，地层较薄，区内无稳定的对比标志。仍沿用传统的对比划分方法，即以红色泥岩的顶作为与沙四段下亚段的界面。南坡西段沙四段中亚段电阻率曲线呈幅度相对较低的尖刀状。

沙四段上亚段下部该段电阻率曲线呈梳状尖齿，这一特征在南斜坡东部更为明显稳定。该段可分为两个砂组，在电阻率曲线上，沙四段上亚段上部之下的第一个高幅值宽阔峰状凸起的底部为5砂组的底部；6砂组是从5砂组底部向下出现的一组中高幅度的峰状凸起，中部幅度较高，向两边幅度递减，该段底部为6砂组的底部。

沙四段上亚段上部此段岩性为深灰色、褐灰色泥岩、油页岩、砂岩和石灰岩互层，夹少量的生物灰岩、白云岩。电阻率曲线呈高幅异常的尖刀状，特征明显。可细分为4个砂组，自上而下，电阻率曲线的第一个基线呈凸起宽阔峰状高阻段为1砂组，高阻段的底部作为1砂组的底部；从1砂组底部向下，电阻率曲线上出现一组峰状凸起的中高电阻层段，其中部幅度较高，峰状凸起的中高电阻率值向上、下幅度递减，向下递减至最低值处为2砂组底界；3砂组的电阻率曲线幅度相对较低，但低阻段仍呈尖峰状，为2砂组和4砂组之间的低谷曲线段；4砂组在该段的底部，电阻率曲线为三组基线呈弓形的尖峰状。

沙三段下亚段该段的岩性为一套砂岩、灰质泥岩及油页岩互层，电阻率曲线呈宽阔峰状的中高幅值，宽阔峰状电阻率曲线的基线呈弓形凸起。该段为沙三段下亚段和沙四段的界面。

（2）地层发育与展布

沙四段以泥岩、油页岩、灰质岩、砂岩为主，可分为下、中、上三个亚段，其组合特征如下。

沙四段下亚段该亚段以河流－冲积沉积体系为主，南坡东部岩性为灰色、紫红色泥岩和白云质、钙质泥岩，钙质粉砂岩，化石较少。南坡西部岩性以灰色深灰色灰绿色红色砂岩、灰质砂岩、白云岩、生物灰岩为主。

沙四段中亚段该亚段属滨浅湖相沉积，南坡东部岩性为蓝灰色夹深灰色泥岩、白云质泥岩、灰质泥岩、砂岩，砾岩、粉砂岩少见。南坡西部岩性以灰色、深灰色、灰绿色、红色砂岩，灰质砂岩，白云岩，生物灰岩为主。

沙四段上亚段下部该亚段为滨浅湖－半深湖沉积，由于沉积环境不同，东营凹陷南坡东部和西部地区岩性明显不同。南坡东部岩性为深灰色泥岩、油页岩、砂岩和灰岩、白云岩互层，地层横向稳定；大部分地区地层厚度相对较薄，在60m以下。南坡西部砂岩较为发育，主要为褐灰色砂岩、白云岩、灰岩、油页岩、泥质砂岩，岩性主要为深灰色泥岩、油页岩、砂岩和灰岩、白云岩互层。该段地层西厚东薄、北薄南厚，厚度中心在樊家－纯化西地区，约90m。广利西地区的王103—莱34井区地层厚度约80m，受石村断层的影响，通9井区厚度大于80m。

沙四段上亚段上部该段为滨浅湖－半深湖沉积，生物化石丰富，种类繁多；岩性为深灰色、褐灰色泥岩，油页岩，砂岩和石灰岩互层，夹少量的生物灰岩、白云岩。该沉积时期有两个厚度中心，即樊家－樊东地区和王家岗－广利西地区，地层厚度达175m，向南地层减薄。受纯化草桥断裂鼻状构造带的影响，纯化、陈官庄、柳桥地区地层厚度较薄，小于100m。

2.沉积相分析

（1）岩心描述

沙四段沉积中、晚期，南坡为滨浅湖至半深湖沉积环境，湖泊面积不断扩大，南部隆起之上的水系携带大量的陆源碎屑不断注入，经湖浪和湖流的搬运，对水下扇等近岸较大砂体的沉积物改造，搬运至无河流注入的滨浅湖区或水下高地的周围，形成具席状展布的砂质浅滩或局部砂质堆积加厚的砂坝沉积（即滩坝砂体）。滩坝砂体具有分选好、磨圆好、物性好的特点，是沙四段重要的油气储集体^[1]。

坝砂 坝砂主要由灰、深灰色、浅灰色中厚层粉砂岩、中细砂岩组成，单层及整体厚度较大，单层厚度大于1.5m，垂向韵律以向上变细的正韵律为主，底部发育冲刷面和滞留沉积，在坝相沉积的底部或顶部，有时可见坝体侧向迁移而形成的逆粒序。主要发育平行层理、小型交错层理、波状层理及低角度楔状交错层理。在粒度概率累积曲线上由跳跃总体及悬浮总体所组成，跳跃总体达80%～90%，悬浮总体10%～20%，斜率较陡，分选性较好。自然电位及视电阻率曲线表现为高—中幅指状。渗透率为68.9×10^-3～523×10^-3μm²，最高达900×10^-3μm²；孔隙度为17.8%～28.3%，最高可达4.6%。

滩砂 滩砂又名席状砂，以中薄层灰色、灰绿色粉砂岩、泥质粉砂岩、粉砂质泥岩组成，垂向韵律具有多变性，主要发育波形层理、脉状层理，另外还见压实变形层理、沙球构造等，常见碳屑、双壳、螺类等生物化石。表面砂体经过了长期的搬运和筛选。在粒度概率累积曲线上，跳跃总体达70%～80%，悬浮总体20%～30%，相对斜率较高，分选性较好。测井曲线为相对低值的小指状。渗透率为1.737×10^-3～110×10^-3μm²，孔隙度为6.7%～18.1%^[2]。

（2）沉积相分析

沙四段中亚段沉积时期主要为滨浅湖相沉积，南坡西部地区滩坝砂体非常发育，仅在樊107、博102—柳3井区发育泥岩。相对而言，南坡东部除了八面河地区发育大规模的砂体，其他地区砂体规模均很小。

沙四段上亚段为滨浅湖相，发育大量滩坝砂体，受纯化－草桥断裂鼻状构造带的影响，南坡西部（纯梁地区）和东部（现河地区）地区沉积微相略有不同。西部的物源主要来自东营南坡南部的鲁西隆起，东部的物源主要来自东营南坡东部及南部，另外也有来自其南部的冲积扇和东北部的深水浊积扇。由于沉积环境的变化，沙四段上亚段1～6砂层组具有不同的沉积微相。

6砂组南坡西部以滩坝砂微相为主，仅在金1和博17井区发育少量泥岩；同时，其南部的鲁西隆起发育大量的近岸冲积扇（通60、金25—金12、博1井区）。南坡东部地区的王家岗东部、广利西地区及八面河北部的部分地区发育滩坝砂体；由于石村断层同沉积作用，草桥地区的广5—广4、广11井区也发育滩坝砂体，陈官庄地区的官4—通40—通20、官112井区及通古3—通古5井区发育碳酸盐岩沉积。

5砂组南坡西部发育大量的滩坝砂体，仅在金家南部的金14井区和博东地区的博902—柳3、纯7井区发育少量的泥岩，纯92—纯2井区为碳酸盐岩微相沉积。柳桥－金家鼻状构造一线向东，沉积大量的浅湖泥；南部的鲁西隆起发育冲积扇体（广7—广15井区）。相对西部，东部滩坝砂体的发育规模较小，王家岗东部、广利西地区、八面河北部地区、王家岗西部的王120—王33井区，以及陈官庄东的王111—王90井区均发育滩坝砂体；由于石村断层的同沉积作用，草桥地区的广5—广3井区发育滩坝砂体；鲁西隆起的广11—草113、草4—草24井区发育近岸冲积扇。陈官庄地区的官110—通40—通52—通42井区发育碳酸盐岩沉积。

4砂组南坡西部地区以浅湖泥沉积为主，发育少量的滩坝砂体，其南部发育金13—通35近岸扇，金家南部的金4井区及通古7—通古4井区为碳酸岩盐相沉积。东部发育大量的滩坝砂体，王家岗东部、广利西地区及八面河北部地区及王22—王120—王108井区发育大量的滩坝砂体（王27—莱34、莱12—莱10、王94—王21、面13、王96井区发育坝砂）；陈官庄地区的官110—通40—通52—通42—王112井区为碳酸盐岩沉积。

3砂组南坡西部主要发育浅湖泥，仅在其南部近岸处发育一些平行与湖岸的滩坝砂体。南坡东部王家岗东北部、广利西地区及八面河北部地区滩坝砂体相对发育；陈官庄地区的纯372—牛8—官6—王18井区及通61—通56井区发育碳酸盐岩沉积。

2砂组南坡西部地区以浅湖泥沉积为主，滩坝砂体不发育，仅在其南部近岸处的金家地区发育一些平行与湖岸的滩坝砂体。东部地区发育大量的滩坝砂体，王家岗的东北部、广利西地区及八面河北部地区发育滩坝砂体，王家岗南部发育少量的滩坝砂体；陈官庄地区的纯372—通42—牛3井区及王5—通10、通古2—通古7井区发育碳酸盐岩沉积。

1砂组南坡西部地区以浅湖泥沉积为主，发育极少量的滩坝砂体；其南部金7—通37、通35井区发育近岸扇，其南部金28—金4、博16—草29及纯37井区发育酸岩盐相。东部地区的王家岗东部、广利西地区及八面河地区发育滩坝砂体；王家岗西部、陈官庄东部及其部分地区的井区发育碳酸岩盐微相；广利油田的莱105—莱59—莱1—王126井区发育来自东北部的深水浊积扇。

三、储集层及有效储集层发育规律

1.滩坝砂体发育控制因素

东营凹陷南坡沙四段滩坝砂体储集层主要受以下四方面因素控制。

第一，物源控制砂岩发育。南坡沙四段的物源主要来自东营凹陷南部的鲁西隆起、广饶凸起，东南部的潍北凸起和东北部的青坨子凸起，在物源的控制下，滩坝砂体对应地发育在南坡的南部及其东部。

第二，同生断裂活动控制物源方向。受博兴断层和石村断层的控制，滩坝砂体在断层下降盘的大卢湖、正理庄、金家、博兴、广饶地区非常发育。

第三，湖水动力控制砂体性质和分布。砂质沉积物经过波浪、湖流的搬运、沉积和筛选，最终在有利的原始地貌地区沉积下来（如同生断层或盆倾断层下降盘转折处、鼻状构造侧翼、水下隆起侧翼、湖岸转折处等有利地带），形成滩坝砂体。

第四，沉积相带及构造活动控制储集性能。不同沉积相带砂体储集层的渗透率、孔隙度并不相同，这些储集层包括中孔中渗、中孔低渗、低孔低渗等类型，其中以中孔中渗储集层最为常见。同一砂体的边缘相带储集性能明显变差。在断层的改造下，渗透率、孔隙度较差的灰质砂岩可变成比较有利的储集层。

经综合分析，认为东营凹陷南坡沙四段滩坝砂体在同生断层或盆倾断层下降盘转折处、鼻状构造侧翼或水下隆起侧翼及湖岸转折处最为发育。通过对沙四段构造解释及沙四段沉积前的古地貌恢复，认为在博兴断层、石村断层的下降盘，金家－樊家鼻状构造，柳桥鼻状构造，纯化－草桥断裂鼻状构造，八面河断裂鼻状构造的侧翼及南坡湖岸的转折处等有利地带发育滩坝砂体。实践证明，该区的大卢湖油田、正理庄油田、金家油田、博兴油田、八面河油田及王家岗油田的南部均发育大量的滩坝砂体，砂体普遍含油，已有多口井获得工业油流，形成了一定规模的储量[3]。

2.储集层发育规律

通过综合分析认为，沙四段上亚段下部沉积时期南坡西部砂岩相对发育，全区均有分布，在纯98—博3—樊斜21井区沉积了30～40m的砂岩，金家地区发育20m厚的砂岩，博19—草104—广3井区砂岩厚度达15m以上。南坡东部砂岩厚度中心在王121—面1—角3井区，厚度大于20m；王家岗东部、广利西和八面河北部地区砂岩厚度相对较大，厚度达15m；陈官庄及王家岗西部地区的砂岩不发育，仅在官4、官115井区发育10m厚的砂岩。

沙四段上亚段上部沉积时期，南坡东部砂岩较为发育，厚度中心在广利—王家岗—八面河北部地区，厚度达50m，沿莱105—王6—王斜128—王96—通20井一线向西厚度小于10m。受纯化草桥断裂鼻状构造带的影响，纯化—草桥—陈官庄地区砂岩不发育。南坡西部砂岩不发育，仅在金家地区发育大规模的滩坝砂体，厚度中心在通18—通58—金13井区，厚度大于15m。

综上所述，沙四段上亚段下部沉积时期，南坡西部砂体发育规模较东部更为发育；沙四段上亚段上部沉积时期，南坡东部砂体非常发育，砂体厚度也较大，而南坡西部砂体储集层不发育。

3.有效储集层发育规律

有效储集层包括含杂质少的纯净砂岩、在断层的改造下储集性能变好的灰质砂岩以及单层厚度大于3m的砂岩。由于沉积和成岩作用的影响，不同类型、不同相带砂体储集层的渗透率、孔隙度并不相同，有效储集层一般属于中孔中渗及其以上的储集层。沙四段上亚段下部沉积时期，南坡西部有效储集层发育规模较东部更为发育；沙四段上亚段上部沉积时期，南坡东部有效储集层非常发育，厚度也较大，西部地区则不发育。

（1）南坡西部有效储集层

6砂组6砂组有效储集层在全区几乎均有分布，在樊家、纯化西部、金家东部地区，厚度均大于6m，厚度中心可达10m。

5砂组该砂组有效储集层在全区均有分布，厚度中心在纯化西部、金家东部地区及樊119井区，厚度可达12m。

1～4砂组沙四段上亚段上部1～4砂组有效储集层相对不发育，仅在金家地区发育大规模的滩坝砂体，厚度中心在通18—通58—金13井区，厚度达10m。其他地区有效储集层规模较小。

（2）南坡东部有效储集层

5～6砂组沙四段上亚段下部5～6砂组有效储集层主要分布在王家岗东南部、八面河北部、草桥、广利西地区，沉积时期有两个厚度中心，即王121—角6—面124井区和草4—广11井区，厚度大于10m，向西向北减薄。

4砂组4砂组有效储集层分布在王家岗东部、八面河、草桥、广利西地区，厚度中心在王61—角6—草14井区，厚度大于10m，向西向北减薄。

3砂组该砂组有效储集层不发育，厚度中心在王126井区、角6—面124井区、莱2井区，有效砂岩厚度仅5m；角6—草14井区有效砂岩厚度大于10m，向西向北减薄。

2砂组2砂组有效储集层分布在八面河北部、广利西地区，有两个厚度中心，主要分布在东部的莱2—面120及王90、面15井区，厚度大于5m，向西厚度减薄。

1砂组该砂组有效储集层比较发育，主要分布在广利、王家岗东部及八面河地区，厚度中心主要集中在东北部的莱38—王10井区。

四、成藏条件分析

从钻遇沙四段的探井及开发井的情况来看，东营凹陷南坡油藏类型主要为构造、岩性、构造－岩性油气藏。除牛庄洼陷、博兴洼陷向东营凹陷南坡供油外，南坡沙四段自身生成的低成熟原油也是该区的一个重要油气来源。该区的储集层分布、砂体厚度及断层构造圈闭为控制油气成藏的主要因素。

1.储集层（有效储集层）分布

作为主要储集层的滨浅湖相滩坝砂体，其分布控制了油气的聚集，且有效储集层的分布对油气的聚集起到更为重要的控制作用。通过分析认为，沙四段上亚段下部沉积时期，南坡西部和东部地区的油气均很富集；沙四段上亚段上部沉积时期，油气主要分布在南坡东部。

2.砂体厚度的控制作用

夹于层间层理极为发育的油源岩层中的砂体，既是储集体，又是油气运移的运载层。对于储集物性好的砂体，由于油气运移的阻力小，油气可通过它不断向斜坡高部位运移；渗透性差的储集层阻力大，油气运移不通畅。在有断层切割形成封堵的条件下，渗透性好的厚砂体含油宽度一般较窄，沿断层呈条带形分布；渗透性差的薄储集层虽然含油宽度较大，但油井产能一般较低。

3.断层、构造圈闭控制油气富集

南坡沙四段油藏发育大量的构造－岩性油藏，其中断层对于油气的运移、聚集和侧向封堵起着非常重要的控制作用，顺向断层和反向断层均可富集油气成藏。例如，位于顺向断层下降盘的莱32井、位于反向断层上升盘的王斜119井等油气都较为富集。相对地，反向断层的上升盘更有利于油气聚集，油源也更加充分，且对应的下降盘是沙三段中、下亚段，侧向封堵较好。另外，断层的存在为沙四段上亚段生成油气的重新分配提供了条件。构造圈闭利于油气的聚集，物性好、厚度大的滩坝砂体在该带油气富集，油层产能高。根据以上分析，沙四段的油气勘探应该以评价储集层和断层研究为突破点，主要在储集层发育带、断裂带、鼻状构造带的叠合地区展开。

五、结论

东营凹陷南坡沙四段上亚段可分为6个砂组，通过各砂组滩坝砂体储集层展布规律的分析，评价了有效储集层；该区的储集层主要以滩坝砂体为主，特别是西部及东部部分地区的沙四段上亚段下部地层和东部沙四段上亚段上部地层滩坝砂体非常发育，是最有利的储集体；并且滩坝砂体在同生断层或盆倾断层下降盘转折处、鼻状构造侧翼或水下隆起侧翼和湖岸转折处最为发育；沙四段是油田增储上产的重要后备阵地，勘探潜力非常大，但对滩坝砂体薄储集层仍需做深入细致的工作。

致谢本文在编写过程中得到王宁高级工程师、王居峰、韩祥磊工程师的指导，孙红蕾、贾光华、李小梅、王化爱、张昕的帮助，在此表示感谢。

主要参考文献

[1]赵澄林等.油区岩相古地理.北京：石油工业出版社，1987.

[2]中国石油学会石油地质委员会编.碎屑岩沉积相研究.北京：石油工业出版社，1988.

[3]H.E.赖内克，I.B.辛格.陆源碎屑沉积环境.北京：石油工业出版社，1979.

2. 东营市地面沉降因素分析

邹祖光 啜云香 王德生

（山东省鲁北地质工程勘察院，德州253015）

作者简介：邹祖光（1961—），山东蓬莱人，高级工程师，从事水工环地质勘查评价工作。

摘要：东营市地处华北沉降区，新生界厚度大，由于长期开采石油、天然气、深层地下水，形成了深层地下水降落漏斗，使地层应力增加产生压缩，形成地面沉降。新构造运动和欠固结土的自重固结作用也对地面沉降有一定的影响。本文分析了东营市地面沉降的现状、形成因素，提出了防治措施。

关键词：地面沉降；因素分析；石油天然气；地下水；东营市

东营市地处黄河三角洲地区，是山东省重要的经济开发区，也是胜利油田的主要采油区。经济的发展与人类活动的加剧，对生态环境产生了严重的影响。石油、天然气、地下水资源的过量开发，导致了地面沉降等地质灾害和环境地质问题的发生。区内地势低平，坡降很小，濒临渤海，如果地面沉降进一步发展并与海平面上升叠加在一起，将会使城区进一步降低泄洪功能和抵御风暴潮的能力，极易造成严重灾害。

1 地面沉降概况

1985年，国家地震局地球物理研究所和山东省地震局，在本区进行了东营-垦利现代形变测量，地面沉降量最大为80mm。2000年，对本区部分高程点进行了高程复测，地面沉降量为248～397 mm。

2002～2003年，通过对区内地面沉降观测点共43点的监测结果分析，沉降量为30～30mm以上的7点，20～29 mm的14点，10mm及以下的5点，其余在11～19 mm之间。

区内普遍存在地面沉降，且西部比东部沉降量大。各观测点平均沉降量为21 mm。西城-六户-牛庄以西地区，沉降量均大于20mm，东部沿海地区小于10mm（图1）。

2 地质背景条件

2.1 地形地貌

工作区地处黄河三角洲地区，总的地势是西高而东低，地形坡降1/10000，高程在12～2 m之间。受自然和人为因素的影响，特别是黄河的地质作用，形成了岗、坡、洼相间的复杂微地貌景观。分布有河滩高地、决口扇高地、坡地、洼地、海滩地。

图1 东营市地面沉降等值线图

2.2 水文地质条件

本区深层地下水含水层顶板埋深400～500m，底板埋深800～1000m。分布于史口-广北水库一线以南的地区。含水层累计厚度20～40m，单层厚度2～5m，单井涌水量500～1000m³/d，矿化度一般小于1g/L，水化学类型主要为重碳酸氯化物—钠型、重碳酸硫酸—钠型水。长期的开采使地下水位持续下降，形成地下水漏斗。六户镇农开院一场观测孔，自1991年的平均水位高程为-11.4m，到1997年6月已下降为-31.9m，平均每年下降3.15m，2002年5月已下降到-45.9m（见图2）。

图2 深层地下水动态曲线图

2.3 工程地质条件

该区浅部沉积物为第四系冲积海积物，土黄-灰黄-灰黑色粉土、淤泥质粉质粘土及粉细沙。天然含水量、孔隙比、压缩性均较大；深部多为古近系—新近系冲湖积冲海积物，粘土、粉质粘土与中细砂互层。其天然含水量、孔隙比、压缩性均相对较小。浅部夹有软土及易液化饱和砂土。自上而下划分为3个压缩层。

3 地面沉降因素分析

本区能够引起地面沉降的因素有：新构造运动，土的天然固结作用，石油、天然气、地下水开采等。

3.1 地面沉降与新构造运动的关系

本区地处华北沉降带，新近纪以来，受新构造运动的影响，地壳缓慢下沉，沉积了巨厚的新近系和第四系。

新近纪初，区内断裂活动有所减弱，坳陷内的差异变小，凸起、凹陷间的分割性趋于消失，其沉积的馆陶组地层厚度较薄（300～400m），分布稳定。这个阶段断裂活动方式表现为反向的逆断活动，形成了派生的逆牵引背斜构造。

新近纪晚期以来，本区呈总体统一沉降之势，沉积厚度900～1100m。其中，明化镇组地层600～800m；第四系厚度300m左右，变化较小。这个阶段断裂活动表现为具有继承性和新生性的颤动式运动特点。断裂差异活动逐步减弱，转以水平扭动、剪切破裂为特征的地壳构造变形。

由于新构造运动引起的升降差异，地区变化较小，对地面沉降的时空变化具有一定的影响。

3.2 地面沉降与欠固结土固结作用的关系

本区地处黄河三角洲，区内0～30m深度内的地层多为第四系全新统地层，其沉积环境受黄河和海洋交互或共同影响，形成了以细颗粒为主的地层，岩性以粉土最为广泛，其次为粉质粘土、粉砂、粘土，局部含淤泥质。土的先期固结压力较低，超固结比为0.5左右，为欠固结土。在自重压力下，将引起固结沉降。说明自重固结沉降量占地面沉降总量的比重较小。区内欠固结土的厚度为25～31m，据推算自然地面下降速率为3mm/a。与地面沉降漏斗的关系不明显。但沿海地区自重固结沉降量占的比重较大。

3.3 地面沉降与油气开采的关系

本区地处黄河三角洲，油气资源丰富，自20世纪60年代开采以来，持续高产稳产，成为全国第二大油田。油气层主要赋存于古近系沙河街组砂岩、页岩及灰岩地层中，长期的开采使沙河街组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。区内油田主要有：东营油田、东辛油田、史南油田、梁家楼油田、牛庄油田、现河庄油田、六户油田、王家岗油田、广利油田等。

由于油气资源的长期开采，也容易使地层产生压缩，导致地面沉降的产生，区内主要油气开采区多在沉降漏斗区内，如广利油田沉降漏斗。说明油气开采是产生地面沉降重要因素（见图3）之一。

3.4 地面沉降与地下水开采的关系

本市地处黄河三角洲，淡水资源极为缺乏且分布不均，黄河水受季节影响经常供给不足。自20世纪70年代以来，开始开采深层地下水，开发初期深层地下水均为自流，一般自流高度大于3m。经过长期超量开采，现在已形成了地下水位降落漏斗。

图3 地面沉降与油气开采关系图

深层地下水开采分布于史口、电厂以南地区，集中于牛庄、六户地区，漏斗中心地下水位埋深50m～60m，下降速率2～3m/a。

中层地下水主要受区外影响，已形成了地下水降落漏斗。其漏斗形态与深层地下水相近。

目前，本区的地面沉降漏斗中心与地下水位降落漏斗的地区分布基本相符（见图4）。地面沉降漏斗中心分布在牛庄、六户一带，也是深层地下水降落漏斗中心。位于地下水位降落漏斗边缘的东城以北及以东地区，地面沉降量较小。所以，深层地下水的开采是目前引起地面沉降的主要因素。

图4 地面沉降与地下水开采关系图

4 结语

本区地下水开采、石油、天然气的开采与地面沉降的关系密切，是引起地面沉降的主要外在因素；欠固结土的自重固结作用和新构造运动是引起地面沉降的重要因素，但对地面沉降的影响相对较小。

地面沉降是一种缓变性的地质灾害，不易被察觉，但是，一旦酿成严重后果将难以补救。其危害主要有海水倒灌、咸水入侵、城市排水不畅、建筑物开裂、设备破坏失效等。加强地下水动态和地面沉降监测，合理开采地下水、石油、天然气资源，实施人工回灌地下水工程，是保护地质环境，预防和控制地面沉降的重要措施。

参考文献

樊秀峰等.2004.福州市温泉区地面沉降分析.地质灾害与环境保护，6（2）：89～92

薛传东等.2004.昆明市区地面沉降的机理分析.中国地质灾害与防治学报，9（3）：47～53

3. 利用油田报废井开发地热试验研究

邹祖光 姚永刚 啜云香

（山东省鲁北地质工程勘察院，德州253015）

作者简介：邹祖光（1961—），高级工程师，从事水工环地质勘查工作。

摘要：东营市地热资源丰富，区内分布有大量的油田报废井。 利用油田报废井开发地热资源，可节省大量投资。本文在分析了东营市地热资源条件的基础上，对开采试验方法进行了研究，提出了进一步开发利用的建议。

关键词：油田报废井；地热资源；开采试验；东营

山东省东营市地处黄河三角洲腹地，地理位置优越，矿产资源丰富，是胜利油田的主要开采区。区内地热资源储量丰富，地热作为一种新的绿色能源，在供暖、生活洗浴、热水理疗、温水养殖等领域有着广阔的应用前景。

目前，区内分布有数百口采油报废井，井深多大于2000m，具备开发地热资源的条件。在报废油井中试验开采地热水，如果可行，将产生非常可观的经济环境效益。试验井位于报废井集中的西城区。

1 区域地质

1.1 地层

区内分布巨厚的新生代地层，自下而上分别为古近系孔店组泥岩、砂岩、油页岩及煤层，沙河街组砂岩、泥岩及油页岩、碳酸盐岩，东营组砂岩、泥岩；新近系馆陶组泥岩、含砾砂岩，明化镇组泥岩、砂岩；第四系平原组松散岩。其中沙河街组是本区主要石油开采层。

1.2 地质构造

在大地构造单元上，本区地处东营凹陷。区内地质构造发育（图1）。

古近纪—新近纪构造带发育有青坨-永安断裂伴生构造带、东营中央背斜带。主要断裂有：东营断裂、陈南断裂、下镇断裂等。

2 地热地质条件

2.1 水文地质特征

区内热储层组可划分为馆陶组热储层组、东营组热储层组。其中东营组顶板埋深1300～1500m，底板埋深1400～2100m，厚度小于500m，有较好的开发条件。

图1 东营市区构造图

东营组热储含水层厚度100～200m，单层厚度平均为5～20m。岩性主要为河流相的砂岩、含砾砂岩。在取水段1300～2000m深度内，单井出水量为60～80m³/h。

2.2 地球物理特征

2.2.1 地温

根据区内浅部井温的测量资料，确定区域恒温带深度为17.5m，恒温层的温度实测平均值为14.5℃。恒温带以下地温梯度值为3.0～4.0℃/100m。

2.2.2 地温场分布特征

区内地温场变化主要与基岩顶板埋深和断裂发育情况有关。基岩埋藏较深地区，盖层地温梯度较小，一般为3～3.6℃/100m。其中，新生界厚度最大的凹槽区，地温梯度最小，为3.0～3.2℃/100m；东营中央隆起区，基岩埋深相对较浅，构造发育，地温梯度较大，为3.6～4.0℃/100m。

根据钻孔测温资料，区内地温梯度在垂向上的变化，主要受深度、地质结构、岩性的控制。2000m以内的盖层地温梯度变化不大，温度-深度曲线近似直线。

2.3 地球化学特征

2.3.1 地热流体化学类型及其特征

依据水质分析资料，区内地热流体化学类型为Cl-Na·Ca型，阴离子以氯离子为主，含量12000～13000mg/L。阳离子以钠离子为主，含量4000～5000mg/L；次为钙离子，含量1800～1850mg/L；总矿化度15～20g/L，pH值为7.0～7.5，硬度5000～7000mg/L。

2.3.2 微量元素及组分

本组地热流体中含有丰富的微量元素，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，达到了矿水标准。

3 报废井地热开采试验

3.1 试验井概况

河57-Xb井位于油气集输公司（西城区）院内，该井1989年10月12日完井，在2156.9m深度上见油层1层5m，1990年2月16日投产，1994年9月批准报废。该井深2310m，孔内各组（段）地层厚度见表1。

表1 河57-Xb井地层厚度表

经过对所在断块构造分析，在搜集了地温资料、孔隙度及渗透率资料后，确定对东营组三段1756～1764 m计8 m；一段1530～1546 m计16 m分别进行开采试验。

3.2 试验井处理概况

对河57-Xb井进行了处理，井内下入套管，套管结构为：339.73mm×221.72m＋5.5英寸×2306.66m。设置人工井底2286m，井壁水泥返高1370m（图2）。

对于东营组三段1756～1764 m；一段1530～1546 m两层，分别进行射孔处理，射孔数为32～64孔/米。

3.3 试验方法

试验采用120深井泵抽水，泵深600m。每组试验时间为8～16h，试验时对涌水量、水温和气温进行观测。

3.4 试验结果

本次试验对Ed₃段、Ed₁段分别进行。其中，Ed₃取水段埋深1756～1764m，静水位标高-4.3m，抽水稳定时间8h，涌水量540.6m³/d，井口水温65.6℃；Ed₁取水段埋深 1530～1546m，抽水稳定时间 16h，涌水量610.6m³/d，井口水温63.5℃（表2）。试验表明，东营组热储层，埋藏深度较浅，地热流体静液面埋深小，适合长期开采。

图2 试验并处理示意图

表2 抽水试验结果表

4 结语

区内东营组热储顶板埋深1300～1500m，底板埋深1400～2100m，厚度小于500m。地热流体矿化度为15～20g/L，井口水温为55～75℃，为具多用途的中低温矿水，适于开采。

试验表明，油田报废井经处理后，涌水量可达500～600m³/d，井口水温60℃左右，可满足大多数工程的用热量需求。

区内有油田报废井数百口，这些井地面设施配套，井下套管完整，只需简单作业即可利用。利用其开发地热资源，可节省大量的投资，并可获得巨大的经济效益和社会效益。

参考文献

蔡义汉.2004.地热直接利用.天津：天津大学出版社

陈墨香.1988.华北地热.北京：科学出版社

4. 东营凹陷营透镜状砂岩油藏成藏过程二维数值模拟

解国军^1，2金之钧¹

（1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油大学（北京）资源与信息学院，北京102249）

摘要 为了对东营凹陷营11 透镜状砂岩油藏的成藏机理进行深入研究，以掌握该类油藏成藏的主要影响因素，本文利用可压缩多孔介质油水两相渗流的基本原理，对其成藏过程进行了二维数值模拟。模拟过程中考虑了砂体区地层沉积（剥蚀）、地层厚度变化、岩石孔渗条件变化、流体物性的变化、毛管压力、相对渗透率和油气生成等一系列过程和参数。模拟再现了石油在砂体中聚集的过程，模拟的砂体的最终含油饱和度及分布与现实情况基本吻合。通过模拟和分析表明，围岩和砂体的毛管压力差异才是驱动石油在类似营11这样的透镜状砂岩油藏中聚集的根本动力，而这一驱动力是由于围岩和砂体物性上的差异以及油气的生成两种因素结合在一起而形成的。

关键词 透镜状砂岩油藏 成藏过程 数值模拟 两相流动 毛管压力 东营凹陷

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

原生透镜状砂体油藏是一类典型的砂岩岩性油藏，这类油藏一般是由浊积岩砂体被低渗透性泥页岩包围所形成的，砂体内油气来源于周围的源岩，东营凹陷的营11砂体油藏就是这类油藏的典型代表。由于完全被泥岩所包围，因此对于这种油藏形成的油水交替机理在人们看来具有不同于构造或地层油藏的特殊性。关于这类砂体油藏的成藏机理和影响因素，前人有过多种有益的实验研究和理论探索。陈章明等^［1］、李丕龙等^［2］通过成藏物理模拟试验对原生岩性砂体的成藏过程和影响因素进行了分析。王宁等在岩性油藏成藏过程中考虑了成藏的动力和阻力两种因素^［3］；庞雄奇等则从“成藏门限”的角度对砂岩透镜体的成藏控制条件进行了分析^［4］。李丕龙等提出了“相”、“势”控油理论，对包括透镜状砂体油藏在内的隐蔽油藏的形成机制进行了分析^［5］。隋风贵对浊积砂体油气成藏的主控因素进行了定量分析^［6］。

然而无论是上述的实验研究还是理论分析，基本上都是从定性或半定量的角度对该类油藏的成藏过程机理进行的讨论，或只是对这类油藏的含油性相关影响因素进行了分析，而没有涉及其成藏机理，因此都无法更详细地了解原生岩性油藏成藏的整个过程及控制机理。由于透镜体油藏的成藏过程是与其围岩紧密相关的，因此，理解砂体的成藏过程必须将砂岩体的演化过程与围岩的演化过程结合起来统一考虑。本文则是从演化的观点，利用定量的方法，综合考虑地层沉降、温压变化、砂体和围岩物性变化、孔隙流体物性变化、石油生成等各种相关过程，模拟处于围岩包围中的营11透镜体油藏成藏的整个过程，并分析其成藏机理和含油性的主要控制因素。通过对该油藏成藏过程的二维数值模拟，可以更深刻地了解这类油藏成藏过程中的油水交替过程及其力学机制，为探讨这类油藏的成藏机理及其影响因素提供了很好的例证。

1 模拟模型的建立

由于营11透镜状砂岩油藏在成藏过程中涉及由于压实作用而导致围岩和砂体的变形以及油水两相流体在其中的流动过程，并且岩石的变形和流体流动是相互影响的，因此这是一个可变形多孔介质两相流动的流固耦合问题。

与二次运移相比，油气从低渗透源岩中的排出（初次运移）一直是比较难以理解的现象。从油气自源岩中排出的相态来看，现在普遍被接受的观点是大多数油气是通过独立相态排出的^［7］，而油气排出的主要动力则来源于压实及生烃等作用产生的过剩地层压力^［7～9］。描述流体在多孔介质中低速流动的通用方法是依据达西定律给出的，虽然对于在低渗透性泥页岩地层中达西定律是否适用还存在疑问，但其作为一种描述孔隙流体流动速度和压力关系的有效手段还是被广泛应用于各种排烃模拟中^{［10～13］}。为了模拟石油从源岩中排出并进入被其所包围的砂岩中聚集这一过程，本次模拟也采用了基于达西定律的油水两相渗流模型。模型中油相和水相的压力差即为毛管压力。

由均匀介质弹性力学的广义胡克定律可以推出其应变和应力之间的关系。但对于地质过程的模拟，地层压实作用不同于弹性力学所描述的微小变形过程，从长时间看是一种非弹性的大变形过程，而对于这一过程的地质描述一般采用一种近似的简化关系，即将这种变形转化为岩石孔隙度与其所受到的垂向有效应力之间的指数关系^{［13～15］}。根据Terzaghi方程，垂向有效应力可用岩石总负载与孔隙流体压力之差来表示^{［10，16］}。

生油泥岩可视为由干酪根、无机杂基和孔隙3个部分组成，其中干酪根与无机杂基构成生油岩的骨架。为了处理问题简单，可将干酪根划分为有效干酪根（具有生油潜力，可全部转化为石油）和无效干酪根（不具有生油潜力）。因此，可将生油岩重新划分为以下3个部分，即有效干酪根、不可压缩骨架（包括无效干酪根和无机杂基）和孔隙。模型假设有效干酪根降解将产生同质量的烃并使泥岩骨架厚度减小。而岩石的厚度变化可根据不可压缩骨架体积不变的原理得到。对于砂岩储层可不考虑有效干酪根降解所导致的骨架厚度的变化。生油岩中烃类是其中包含的干酪根热降解的结果，而干酪根的热降解采用化学反应动力学中的一级反应定律来近似描述^［17］。根据一级反应定律，干酪根的转化率与剩余的干酪根量成正比，可表示成多个平行的一级反应。而反应常数是由反应活化能、频率因子和反映温度决定的。设同质量的有效干酪根降解可产生相同质量的石油，因此石油生成的速率也就是干酪根的降解速率。

2 相关参数变化

水和油的密度是温度和压力的函数，可采用指数型状态方程来描述^［13］。水和油的黏度是影响水和油渗流的参数，水的黏度一般采用与温度相关的函数^{［13，18］}，而本次模拟油的黏度采用了考虑了油的重度和温度的Beggs ＆ Robinson公式^［19］。

沉积岩的渗透率对地层流体的流动和异常压力的形成都起着至关重要的作用，一般受沉积岩类型和埋藏深度等因素的影响，其大小有时存在多个数量级上的变化。对于碎屑岩地层，一般情况下渗透率的变化可表示为孔隙度的函数，如Kozeny-Carman方程^{［10，18］}。在本次模拟中采用渗透率与孔隙度为幂函数关系的公式^{［13，20］}。

在包含两相或两相以上非混相流体的渗流系统中需要考虑岩石的毛细管压力特征。由于模拟中处理的基本上是石油生排及聚集的过程，因此只需考虑岩石的驱替毛管压力曲线特征。本次模拟研究采用驱替毛管压力与含水饱和度呈幂律关系的公式^［21］：

油气成藏理论与勘探开发技术

式中：P_cb为毛管突破压力；γ为孔隙大小分布指数；S_w为含水饱和度。对应于突破压力的毛管半径可用其与孔隙度和渗透率的经验关系来表示^［22］。由Laplace方程可知毛管压力是界面张力、润湿角和毛细管半径的函数。水烃体系界面张力可一般表达为体系温度和油水密度的函数^［19］。另外，本次模拟假设岩石完全水湿，可得润湿相接触角为0。因此，将可求得岩石毛管突破压力P_cb。如果要求得驱替毛管压力曲线，还需要确定孔隙大小分布指数。对东营凹陷的28块砂岩样的压汞曲线的拟合分析表明，孔隙大小分布指数基本上是与岩石的孔隙度和绝对渗透率等物性参数无关的参数，本次模拟取其均值0.34。本次成藏模拟对于泥岩也采用相同的突破毛管压力公式和孔隙大小分布指数值。

油和水的相对渗透率采用Brooks-Corey经验关系式表示^{［13，21，22］}，其中油和水的相对渗透率与含水饱和度和孔隙大小分布指数有关。

3 营11砂岩油藏成藏过程模拟

3.1 营11砂岩油藏概述

营11砂岩油藏位于东营凹陷的东辛油田西南部，西邻郝家油田，南靠现河庄油田。构造上处于东营凹陷中央隆起带西部，东辛、郝家、现河庄构造断裂带之间的洼陷中央。本次模拟的是营11砂体沙河街组三段中下油藏，探明石油地质储量1248×10⁴t，是东营凹陷迄今为止发现的最大的独立砂体油藏。营11沙河街组三段中下砂体的构造图及模拟剖面线位置见图1。

图1 营11沙河街组三段中下砂体顶面构造图及模拟剖面线位置

3.2 营11砂岩油藏模拟的前期准备

模拟的前期准备工作由剖面网格化、原始沉积剖面恢复、上覆地层沉积过程反演和模拟演化过程参数确定等几部分组成。

3.2.1 剖面网格化

选取的剖面长度以营75井为分界点，向砂体上倾方向延伸5600m，向砂体下倾方向延伸2400m，剖面总长度为8000m。剖面体垂直方向深度从2700m（大致为沙河街组三段上亚段的底界面）至3600m（大致为沙河街组四段上亚段底界面）。从沙河街组三段中亚段向沙河街组三段上亚段，砂岩沉积逐渐占据主导地位，由于砂岩较好的导流性，不易形成显著的异常压力，因此在剖面体顶部位置的压力边界条件以常压来考虑。由沙河街组四段上亚段地层向下膏泥岩居主导地位，因此可以沙河街组四段上亚段地层底界为剖面体的封闭边界。由此可见剖面体长8000m，高900m。在网格划分时既要考虑精度，又要考虑计算工作量的大小，因此，在砂体所对应的长度和高度方向进行网格细化，而在其他地方，尽量将网格粗化以减小计算工作量。

3.2.2 原始沉积剖面恢复

由于剖面显示的是现今的沉积厚度和孔隙度特征，要进行砂体成藏过程的正演模拟，需将剖面恢复到模拟零时刻的状态。本次模拟的零时刻设定为沙河街组三段上亚段沉积期末，因此，需将模拟剖面从顶部的2700m恢复到0 时的剖面状态。恢复是按地层压缩时骨架体积不变的原则进行的。地层孔隙度采用随深度按指数递减规律变化的公式，其中相关参数是根据东营凹陷实际探井的地层数据回归得到的。

3.2.3 上覆地层沉积过程反演

由于成藏过程为一正演过程，因此需知道模拟剖面上覆地层在不同沉积期的沉积速率以及地层的砂泥岩含量。为此，首先要了解沉积地层现今的厚度及砂泥岩含量。表1给出了营11砂体区域有代表性井的地层厚度和地层砂质含量以及地层平均沉积速率。其中的地层砂质含量由自然电位或自然伽马测井数据计算得出；地层沉积速率是指沉积物处于沉积表面时的沉积速率，根据地层的砂泥岩含量、地层厚度和深度以及沉积持续时间给出。而东营期末的沉积间断按剥蚀200m的东营组计算，并依据沉积间断的时间10.6Ma得到平均剥蚀速率。

表1 营11砂体上覆地层模拟参数

3.2.4 模拟演化过程参数确定

营11砂体区的古地温梯度采用东营凹陷的古地温梯度，距今时间为43Ma，38Ma，36Ma，32.4Ma，24.6Ma，5.1Ma，2Ma和0时的古地温分别是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］。

与砂岩岩石压缩有关的参数值由东营凹陷砂岩孔隙度与深度及有效应力的关系回归得到，而与泥岩压缩相关的参数值来自Mudford等^［24］。砂岩渗透率与孔隙度关系式中的参数值来自东营凹陷的数据回归，而泥岩参数值来自Luo 和 Vasseur^［13］。

岩石的生烃潜力可定义为生油岩有效干酪根（可转化为烃类）占岩石骨架总量的质量比，而原始生烃潜力是指烃源岩在演化的初始时刻的生烃潜力。一般将在岩石热解分析中的S₂值视为岩石的生烃潜力值，因此若想得到网格体岩石的生烃潜力值，需要本区大量的有机岩热解分析资料，而现实的情况是这种分析资料在本区非常有限，无法满足网格体的生烃潜力值的数值化。因此，本次模拟网格体的生烃潜力利用营11砂体区的测井数据进行计算。采用Passey等^［25］提出的基于孔隙度和电阻率测井数据的ΔLgR方法，经过改进可以对烃源岩在演化初期的原始生烃潜力进行预测。进行网格体原始生烃潜力赋值应用了钻遇营11砂体和其附近的营76井、营101井、营102井、新营69井、营75井、营70井、营67井、营68井、营78井等的测井数据。由于上述井均未钻遇沙河街组四段上亚段地层，因此，模拟剖面沙河街组四段上亚段地层的原始生烃潜力采用河88和郝科1的计算值。

考虑到东营凹陷沙河街组四段上亚段、沙河街组三段下亚段以及沙河街组三段中亚段的烃源岩以I型干酪根为主，在生油模拟中烃源岩的干酪根依反应活化能划分的各组分初始含量和频率因子等参数采用Schenk等^［26］提供的I型干酪根数据。

3.3 模拟过程及结果分析

营11砂体的成藏模拟从距今38.6Ma开始，即模拟的0时间点，而后每1Ma记录一次网格体各相关参数的变化情况。

3.3.1 含油饱和度

图2为模拟10Ma，20Ma，30Ma和38.6Ma 4个时刻的含油饱和度在网格体空间的分布情况。

图2 营11砂体模拟剖面4个模拟时刻的含油饱和度

营11砂体有显著的油气聚集大约从模拟的5～10Ma就已经开始。在地层演化过程中，石油在砂体中一直处于聚集状态，含油饱和度不断升高，这可以从更细致的含油饱和度随时间变化趋势上得以验证。到38.6Ma模拟结束，整个砂体都饱含石油，平均含油饱和度在73%左右，这与砂体实际的含油饱和度平均值（69%）很接近。

3.3.2 油相压力和水相压力

图3给出了在模拟30Ma时间点上油相压力和水相压力在网格体空间的分布情况，而这一时间点呈现的油、水相压力的分布特点基本上代表了整个模拟过程每一时刻的压力分布特点，只是在压力的绝对大小上有差别。网格体油相压力总体变化趋势是由地层的深部向浅部压力逐渐降低，而在这总体背景上，于砂体处存在油相压力的相对低值区。水相压力由地层深部向浅部的变化趋势是逐渐降低的，并且随着网格体埋深总体的压力是增加的。

对网格体毛管压力分布的分析表明，相对低毛管压力区存在于砂岩部位。根据多孔介质中同一点的油相压力和水相压力之差值等于毛管压力可知，油相压力和水相压力分布规律上的差异是由毛管压力的差异引起的。

3.3.3 油势梯度和水势梯度

图4给出了模拟30Ma时间点上油势梯度和水势梯度在网格体空间的分布情况。其中势梯度的正值表明流体流动的方向为轴的负向，而梯度负值表明流体流动方向为轴的正向。

图3 营11砂体模拟剖面在30Ma时油相压力（左图）和水相压力（右图）分布

图4 营11砂体模拟剖面在30Ma时油（上图）和水势梯度（下图）分布

位于左边的两图为水平方向势梯度，位于右边的两图为垂直方向势梯度

4 成藏过程机理分析

营11砂体是处于生油岩包围中的典型透镜状砂岩油藏，其油气来源于围岩生成的烃类。对于这类油藏成藏过程中的油水运移机理和油气聚集过程的认识还存在不足。一般的观点认为异常高压是油气初次运移的主要动力，因此，有些人也笼统地认为异常压力是驱使油气进入砂体的动力。然而，被源岩所包围的砂体内的流体同源岩内流体一样处于封闭环境，而且，在地层沉降压实的过程中，砂体的孔隙也是减小的，因此，从总体上看，砂岩体也是向外排出流体的。因此，如何理解油气自源岩中向砂体运移并聚集，在实际理解上存在一定的困难。

现在普遍的油气运移理论认为，石油是以独立相进行运移的，油水在运移中有着各自独立的流动途径和压力系统，而在同一点的油水压力之差由油水间的毛管压力来平衡。因此，在理解这类透镜状砂体成藏时，不应从单一的流体相来考虑源岩和砂体间的压力差异，而应该像本次模拟一样，将其作为两相流来考虑。

从营11砂体模拟剖面油相压力分布以及油势梯度在水平和垂直方向的变化特点可知，在砂体区存在油的相对于围岩的低势区。油势梯度的正负代表了石油的流动方向，因此砂体区油相低势的特点决定了其必然会成为石油的聚集区。而通过水相压力分布和模拟区水势梯度的变化特点可知在砂体部位不存在水的低势区，砂体对水的流向只起到了一些扰动作用，但水的总体的流动方向是由下向上排出的。

由此可见，超压是推动流体整体运移的动力，而对处于生油围岩包围中的透镜状岩性砂体，围岩和砂体间毛管压力的差异才是驱动油气在其中聚集的根本动力。而这一驱动力是由于围岩和砂体物性上的差异以及油气的生成两种因素结合在一起形成的。

5 结论

（1）通过可压缩多孔介质油水两相渗流的基本原理，并结合与油气的生成、运移和聚集相关的各种因素和作用，可以模拟类似营11砂体的透镜状砂体油藏的成藏过程。

（2）通过对成藏过程中围岩和砂体的油、水相压力及油、水相势梯度的分布特点可知，在成藏过程中砂体区相对于围岩成为油相的低势区，因此石油得以在砂体中进行聚集，而水在砂体中没有聚集的趋势，其总体的运移方向是向着上方的低势区。

（3）石油在类似于营11砂岩油藏中聚集的根本动力是围岩和砂体之间的毛管压力差，而这一差异是围岩与砂体的物性差异以及围岩中石油的生成相结合的必然结果。

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7. 东营市地热资源开发利用与保护研究

李明

（山东省东营市国土资源局，东营257091）

作者简介：李明（1967—），男，高级工程师，从事地矿管理工作。

摘要：本文阐述了东营市地热资源的基本情况及开发利用现状，指出其地热资源开发利用与管理上存在的主要问题，并提出了地热资源勘查开发利用和保护的措施与建议。

关键词：地热资源；开发利用；保护

东营市地热储量巨大，是继油气资源的第二大能源矿产。地热作为一种新的、替代能源，具有其他能源无法具备的优势，除了具有的热能外，还具有医疗和保健功效。其开发利用可用于居民供暖、生活洗浴、温泉理疗、温池游泳、温室花卉、养殖等。在能源紧缺的今天，大力开发地热资源，对于缓解能源紧张、减少环境污染、促进经济的可持续发展具有重要意义。近几年来，东营市委、市政府对地热资源的勘查和开发非常重视，采取多项措施促进地热资源开发利用，并取得了显著成效。

1 地热资源概况及开发利用现状

东营市地热资源是胜利油田在钻探油气资源过程中发现的，为进一步探明东营区域内地热资源情况，几年来投资325 万元，先后组织实施了“东营市（东城）地热资源普查”、“黄河三角洲地区地热资源调查”、“东营市城区地热资源评价”等项目。调查结果表明，东营市地热资源自上而下有三个热储层组：馆陶组热储层组、东营组热储层组、寒武系—奥陶系热储层组。埋深1000～1800m，热储温度55～95℃，地热水矿化度5～20g/L，单井出水量1000～2000m³/d，水化学类型为Cl-Na型，富含偏硅酸、溴、碘、锶、锂等有益化学组分。经测算，黄河三角洲地区三个热储层内积存的热水量为4600×10⁸m³，资源总量为3.60×10²⁰J，折合标准煤123×10⁸t；可采热水量为7.50×10¹⁰m³，资源量为7.85×10¹⁹J，折合标准煤27×10⁸t。

目前，东营市开发利用地热井14口，其中东西城区地热井7口，河口区地热井7口，用于集中供暖的9口，供暖面积达4×10⁵m²。地热资源的开发带动了房地产、旅游和服务业的发展。如东营宾馆作为东营市重要接待场所，开发利用地下热水，兴建集室内游泳、温泉洗浴、理疗为一体的多功能浴疗中心，使地热温泉疗养成为我市接待工作的一张名片，提高了服务档次和竞争能力。同时，年节约费用150万元，取得了良好的经济、环境和社会效益。

2 地热资源保护管理情况

众所周知，地热资源是有限的，再生能力差，若过量开采，超过允许开采强度，将导致资源的枯竭。为保障资源的可持续利用，东营市深入贯彻中央人口、资源、环境的基本国策，坚持“在保护中开发，在开发中保护，资源开发与节约并举，把节约放在首位”的原则，在开发规划、监督管理、地热井监测、资源保护方面采取有力措施，加强对地热资源的监督管理，有效保护了有限的地热资源。

2.1 做好地热资源的规划工作

按照“综合规划，逐步实施，稳定推进”的原则，结合《东营市矿产资源总体规划》的编制工作，进行了“东营市地热资源开发利用规划研究”，明确了地热井的井间距等布局要求，避免了地热资源破坏与浪费、生态环境污染等现象，使地热资源得到合理开发利用，资源环境得到有效保护。近年来，东营市委、市政府对地热资源的保护工作非常重视，2004年3月18日，市政府组织有关部门对天津市地热开发保护工作进行了考察学习。为做到地热资源的统一规划、统一管理、合理布局、综合利用，按照市政府要求，正在编制《东营市地热资源开发利用保护规划》。

2.2 加强地热资源的监督管理工作

在地热开发初期，为加强地热资源的监督管理，合理开发、永续利用地热资源，东营市邀请山东省内外有关专家对地热资源的开发、地热井的布设进行了研讨论证，根据论证结论，东营市国土资源局于2003年印发了《东营市地热资源管理暂行规定》。严把地热井审批关，对不符合规划的地热井一律不予审批，保证了东营市地热资源的合理开发利用。为进一步规范东营市地热资源的开发利用，推进地热资源的规模开发，市政府已将《东营市地热资源管理办法》纳入2005年市政府规范性文件制订计划。

2.3 严格地热资源开发规程

在地热资源管理中，东营市严格执行地热勘查开发规程，加强对地热企业准入条件、矿产资源开发利用方案、地热井施工队伍、地热井施工设计的审查，强化地热施工监理和地热井流量、水温、水位变化情况的监测，要求采矿权人安装设置流量表和观测孔，及时掌握地热井动态变化，为科学管理提供数据和参数，同时促使企业采用梯级综合利用，提高地热资源利用率。

2.4 注重生态环境的保护工作

在地热资源开发利用的同时，加强对地热尾水的排放管理。一是弃水温度：严格按照《地热资源开发利用方案》进行审查，尤其对地热尾水的排放进行了规定，要求符合国家环保规定和标准，地热尾水排放温度不得高于25℃。二是矿化度：目前所开发利用的地热井矿化度较高，在10～20 g/L之间。规定地热尾水排放不能进入城市污水处理管网，一律进入雨水排放管网。

2.5 积极推进地热回灌试验工作

地热回灌可改善或恢复热储的产热能力，提高地热资源的再利用效率，有效避免生态环境污染。为此，我们投资60 万元，正在组织实施《东营市城区地热资源人工回灌调查》项目。并立项开展“山东省东营市地热资源潜力调查与保护”项目，项目的实施将对加快东营市地热产业化步伐，改善能源结构，保证地热资源的合理开发利用与资源环境的有效保护，推动东营市地热产业的发展，具有重要意义。

3 存在的主要问题

3.1 地热勘查程度有待进一步提高

虽然对东营市的地热资源进行了多次勘查，但还没有达到C＋D级地质储量。因此，要进一步加大地热地质勘查投入，加强地热勘查、地热资源量计算、地热资源综合评价、地热综合管理和地热开发利用等方面的研究，提高资源储量级别，保障地热资源的可持续供给。

3.2 地热资源利用率低，浪费资源的现象比较严重

部分地热开发企业资源节约意识不强，工艺流程落后，技术力量薄弱，经营粗放，不采取综合利用措施，资源利用率低，造成尾水排出温度过高，既污染了环境，又浪费了有限的资源。

3.3 地热资源开发与管理存在薄弱环节

地热管理法规、政策、规划和标准体系尚不完善，对地热资源的破坏浪费缺乏强有力的法律约束，对地热资源开采造成的生态地质环境问题难以进行有效监督；探矿权、采矿权市场尚不健全，采矿权人保护和节约资源的自我约束意识尚未形成。

4 措施与建议

4.1 强化地热资源勘查开发利用的监督管理

坚持日常监管和集中整治相结合，加大执法监察和监督管理力度，严厉查处各类违法勘查开采和破坏浪费地热资源的行为。严格执行地热井的审批制度、设计审查、施工管理、钻探监理、开采监测和水量控制等一系列监督管理工作制度，切实保护好、开发利用好地热资源。

4.2 加强规划实施管理

严格执行地热资源规划，强化对规划的落实和管理，对地热资源实行年度计划开采，严格控制开采总量。及时、准确掌握城区地热资源量变化，自觉接受社会对规划实施的监督。

4.3 做好地热勘查开发利用的监测工作

严格执行每井一表一孔制度，做好地热井地热地质动态监测工作，及时分析监测资料，掌握地热井相关指标的变化情况，及时调整开发利用方案，保护好地热资源。同时，做好地热资源的勘查开发利用的研究工作，保证地热资源的可持续开发利用。

4.4 制定优惠政策，推动地热开发

在法律法规允许的情况下，适当减免开发地热资源补偿费，免收水利方面的规费，推动地热资源的开发利用。同时，积极开展地热资源回灌试验研究工作，通过优惠政策措施，鼓励地热开采企业利用地热尾水回灌补源。

4.5 完善探矿权和采矿权市场，推进地热资源有偿使用

积极完善和规范探矿权与采矿权市场，充分发挥市场配置资源的作用，引入市场竞争机制，对符合条件的推行通过招标、拍卖和挂牌等方式出让探矿权和采矿权，逐步建立起矿业权人自觉保护和节约地热资源的自我约束机制。

4.6 建立地热开发资金，走以热养热的路子

从每年还返的矿产资源补偿费中，拿出部分资金，建立地热开发利用专项资金，主要用于地热开发初期资源的勘查、评价、规划、设计论证等，走以热养热的路子，促进地热产业的蓬勃发展。

8. 高唐县地热资源开发利用与保护

孙立勇 朱智勇 柴建林

（山东省鲁北地质工程勘察院，德州253015）

作者简介：孙立勇（1970—），男，工程师，主要从事水工环地质工作。

摘要：本文通过对高唐县热储层特征的描述及地热资源形成条件的分析，进行了地热资源储量的评价，提出了开发利用及环境保护措施。

关键词：地热；资源；开发利用；保护

随着国民经济的不断发展和科学技术的不断进步，人们对各种矿产资源的需求量也越来越大。在各种资源日趋贫乏，能源危机日趋迫近的今天，地热作为一种可供人们开发利用并有着巨大发展前景的新型能源，越来越受到人们的重视。地热资源具有分布面广，易于开发，费用低廉等特点，在供暖、卫生洗浴、理疗、游泳及农业养殖等领域有着广阔的应用前景。合理利用地热资源，可以缓解能源紧张状况，同时可以改善当地投资环境，促进经济的可持续发展。

1 热储层水文地质特征

高唐县地热资源类型属低温地热资源（温热水），地下热矿水赋存于新生界碎屑沉积岩中，属层状孔隙-裂隙型热储。本区热储层主要为明化镇组下段热储层、馆陶组热储层、东营组热储层。

1.1 明化镇组下段热储层

明化镇组下段热储层是指明化镇下部692～870m含水层组，厚度178m，含水层厚度79m，单层厚度大于14m，岩性以中砂岩为主，地下水化学类型为 SO₄·HCO₃-Na型。

1.2 馆陶组热诸层

本区馆陶组不整合于东营组之上，顶板埋深 870.0m，底板埋深 1296.0m，厚度426.0m，储热含水层厚度146.5m，占地层总厚度34%，单层厚度大，（最大单层厚度23m）。其岩性为灰白色细-中砂岩和砂砾岩，垂向上呈上细下粗的正旋回沉积，底砾岩明显。储热含水层孔隙度大，一般为25%～35%，具有良好的储水空间。水化学类型为Cl·SO₄-Na型，水温55℃，水量1920m³/d。

1.3 东营组热储层

东营组热储层岩性主要以砂岩、含砾砂岩及细砾岩为主。东营组地层部厚度为370m，含水层厚度约50m，单层厚度小。地下水化学类型为Cl-Na型。

2 地热资源形成条件分析

2.1 热储盖层

本区地热资源属热传导型低温热水，可将第四系松散层和新近系明化镇组上段视为热储盖层，总厚度692m，岩性由粘性土、砂性土、砂层及半固结的粘土岩组成，其特点是密度小，导热性差，热阻大，是良好的天然保温盖层。

2.2 热源

本区热源主要来自地壳深部的正常热流传导。本区位于临清坳陷之内，在喜马拉雅运动时期，发生了众多的同生断裂，这些断裂具有继承和复活的特点，并伴有岩浆活动，对地壳深部的热源起了重要的沟通和传导作用。

3 热水资源量计算与评价

3.1 可利用资源量

依据DZ40-85《地热资源评价方法》的规定，采用热储法计算。

Q_R＝c·A·h（t_r-t_j）

式中：Q_R为地热资源量（J）；A 为热储面积（m²），取1.45×10⁷m²；h 为热储层厚度（m），取146.5m；t_r为热储层温度（℃），取 55℃；t_j为基准（当地平均气温），取12.5℃；c为热储层平均比热容（J/（m³·℃）），计算得2511895.39 J/（m³·℃）。

其中：c＝ρ_c· c_c（1-ψ）＋ρ_w·c_w·ψ

式中：ρ_c为热储层岩石的密度（kg/m³），取 2103kg/m³；c_c为热储层岩石的比热容（J/（kg·℃）），取894J/（kg·℃）；ρ_w为热储层水的密度（kg/m³），取988kg/m³；c_w为热储层水的比热容（J/（kg·℃）），取4186.8J/（kg·℃）；ψ 为热储层的孔隙度（无量纲），取0.28。

经计算本区地热资源总量为2.2687×10¹⁷J，折合标准煤3.15×10¹⁷t。按回收率25%计，其可利用资源量折合标准煤为7.87×10⁶t。

3.2 全区热水可采资源量计算

根据目前地下热水水文地质条件，取水设备能力及规范要求，确定地热开采年限为100年，其可采资源量按下式计算：

Q_可＝ε·F

式中：Q_可为地下热水可采资源量（m³/d）；ε为允许开采强度（m³/（d·m²）），经计算为0.0003445m³/（d·m²）；F为工作区的面积（m²），1.45×10⁷m²。

经计算，Q_可＝4995.25m³/d。

高唐县现存地热井其单井涌水量1920m³/d，工作区范围内地下热水可采资源量可以满足这一要求。

4 地热资源开发利用与环境保护

4.1 地热资源的开发利用

4.1.1 地热资源的开发利用条件

本区地热为新生界碎屑岩深埋型热储系统，地热资源类型为温热水型低温地热资源。热储层组主要为新近系馆陶组，地下热矿水水温（井口温度）为55℃，可溶性总固体为4.6g/L，水化学类型为Cl-SO₄—Na型，具有水温较高、埋藏浅、水量较大的特点（单井涌水量80m³/h）。开采成本低，开发利用条件良好。

4.1.2 地热资源开发利用方向

本区馆陶组热储的地下热矿水中含有多种对人体有益的化学成分。因此，可建立一个集洗浴、疗养、游泳于一体的地下热矿水浴疗中心。也可直接用于供暖，还可开发温室种植和水产养殖等产业。

4.1.3 潜在经济价值估算

潜在经济价值是指工作区内可利用的地热资源完全回收条件下，获得的热量的总价值，按下列公式计算：

V_ei＝P_r×Q_i/Q_b

式中：V_ei为区内馆陶组热储能的潜在价值（元）；P_r为标准煤的价值，以240元/t计；Q_i为区内馆陶组热储可利用的地热资源量（J）；Q_b为标准煤的燃烧值，以7.2×10⁹J/t计。

经计算，本区馆陶组热能的潜在价值为1.89×10⁹元。

4.2 地热资源的保护

地热资源是在特定的地质、水文地质条件和水文地球化学环境条件下形成的。要保护其资源的长期连续稳定开采，不致形成环境地质问题，必须十分重视其资源的保护工作。为了做到有计划开发，合理利用地热资源，严禁盲目无秩序地乱采乱开，造成资源的浪费，要加强以下几个方面的工作。

（1）地热资源的开发利用应遵循开源、节流和保护并举的原则。由于地热资源埋藏深、补给途径远、再生能力弱，其资源量是有限的，并非取之不尽，用之不竭。防止因过量开采导致资源枯竭进而产生地面沉降等环境地质问题。

（2）要根据不同用途，合理的分层开采、分层管理开发地热资源。特别是新近系明化镇组和馆陶组热储层，要根据经济发展所需的不同目的、用途，选择开采不同的热储层的地热资源。

4.3 地热资源开发利用中的环境保护

（1）建立地热资源环境保护区。依据经济发展和人民生活的需要制定地热资源开发规划方案。在开发过程中，必须按热资源的埋藏与分布状况合理布置开采方案。加强地热信息监测，及时调整方案。

（2）防止热污染环境。地热资源开发过程中，由于开发利用地热水所排放的废弃热水，因温度较高，水质复杂，矿化度较高，易造成地表水、地下水及农业生态环境的热污染。因此，在开发利用中，要加强废热水的排放管理，以保护周围环境。

（3）加强地热资源开发中的动态监测工作。地热资源量是有限的，在开采利用过程中，其水位、水量、水质、水温将会随开采的过程而发生变化。为了防止因过量开采产生地面沉降、水源枯竭等环境地质灾害，应加强开发中的动态监测工作。

（4）加强地热资源开发利用的管理。为了更合理的利用好、管理好地热资源，保护地质环境，应建立健全地热资源的开发管理机构，建立地热项目和地热井开采的审批制度，完善探矿权和采矿权授予的有关手续与制度。