Ⅰ 東營科瑞集團怎麼樣
山東科瑞控股集團 山東科瑞控股集團始建於2001年，位於美麗的黃河三角洲——東營勝利工業園內，現有員工2000多人，其中擁有超過10年以上油田工作經驗的各種技術人員600多人，為中國石油裝備產業基地重點發展企業，國家重點高新技術企業。經過9年來的發展公司已逐步形成集石油鑽、修井裝備的研發與製造；油田採油機械設備、井口及井下工具的研發與製造；油田特種作業設備的研發與製造；天然氣壓縮機生產組裝；油田勘探開發方案提供與石油工程技術服務等為一體的綜合性企業集團，企業的使命是為全世界的油田提供最實用的產品和最優質的服務。 集團技術實力雄厚，擁有一支強大的研究隊伍，先後與國內外多家知名重點大學及世界知名科研單位進行合作，建立了技術開發中心和多個培訓基地，擁有完善的技術服務體系。集團生產製造能力強大，年產石油撬裝鑽機、車載鑽機、配套石油設備、鑽采設備等各類設備500餘台（套），其中各種型號鑽機30台（套）。近年來，公司致力於國際市場的開拓，大力拓寬對外合作渠道，產品遠銷美國、加拿大、哥倫比亞、委內瑞拉、沙烏地阿拉伯、印度、俄羅斯、哈薩克等30多個國家和地區，銷售網路遍布中東、中亞、非洲、亞太、美洲等地區，並在20多個國家和地區設立了銷售機構和服務網路。 作為IADC、中國國際商會與中國國際貿易促進委員會的會員，科瑞集團先後通過了ISO9001：2008版質量體系認證、HSE認證、GOST認證、API認證及會標使用權，並依靠實力雄厚的作業隊伍取得了國家商務部頒發的國際石油工程經營資格證書，多次被評為「國際化經營先進企業」、「重合同守信用企業」、國家重點高新技術企業。更被評為2008—2009年度山東省「重點培育和發展的出口名牌」。 以「匯聚科技精華、締造百年科瑞」為奮斗目標，科瑞集團將繼續依靠科技進步，走「專、精、特、新」發展之路，把企業建成國際一流的石油裝備製造商、石油裝備渠道供應商、石油工程承包商，成為跨國型企業集團、國際知名石油品牌。
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Ⅱ 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.
Ⅲ 沙三中亞段古地貌特徵
東營凹陷進入沙三中亞段沉積時期，湖盆水位達到最深，且一直處於高位體系域。該時期，盆地主斷層均處於發育的高峰期，新生斷層大都發育在北部陡坡和凹陷的中央帶及南斜坡。由於陳南大斷層的活動及古近紀早期塑性地層上拱的共同作用，使得中央背斜帶進一步向上拱張、斷裂，為研究區北帶低窪處的沉積提供更豐富的物源。該時期，研究區北帶的斷裂的發育也達到了高峰，辛鎮背斜構造和新立村背斜已趨於發育成型。南部的斷階帶的發育也已成型，為濁積扇的發育提供了良好的場所。
沙三中亞段沉積時期是東營凹陷由強烈裂陷期向穩定期轉化的過渡期，沙三中亞段沉積時期的前期階段整個東營凹陷基底繼續沉降，氣候濕潤，大量淡水攜帶碎屑物質進入湖盆，深湖相沉積發育。加之構造活動提供的斷階帶，控制了層序發育早期低位湖盆的分布范圍以及低位扇的形成，同時有助於三角洲的推進作用，為三角洲－深水坡移濁積扇、滑塌濁積扇的形成提供了良好的古地理背景條件，同時也形成了圖2-17所示的古地貌特徵。
圖2-17 研究區沙三中亞段古地貌特徵
Ⅳ 山東東營的科瑞控股集團怎麼樣有發展前途嗎
山東科瑞控股集團始建於2001年，位於美麗的黃河三角洲--東營勝利工業園內，現有員工2000多人，其中擁有超過10年以上油田工作經驗的各種技術人員600多人，為中國石油裝備產業基地重點發展企業，國家重點高新技術企業。經過9年來的發展公司已逐步形成集石油鑽、修井裝備的研發與製造；油田採油機械設備、井口及井下工具的研發與製造；油田特種作業設備的研發與製造；天然氣壓縮機生產組裝；油田勘探開發方案提供與石油工程技術服務等為一體的綜合性企業集團，企業的使命是為全世界的油田提供最實用的產品和最優質的服務。
集團技術實力雄厚，擁有一支強大的研究隊伍，先後與國內外多家知名重點大學及科研單位進行合作，建立了獨立的技術研發基地。集團年產石油撬裝鑽機、車載鑽機、配套石油設備、鑽采設備等各類設備500餘台（套），其中各種型號鑽機30台（套）。近年來公司致力於國際市場的開拓，產品遠銷美國、加拿大、哥倫比亞、委內瑞拉、沙烏地阿拉伯、印度、俄羅斯、哈薩克等30多個國家和地區，銷售網路遍布中東、中亞、非洲、亞太、美洲等地區，並在20多個國家和地區設立了分公司和辦事處。
Ⅳ 東營那些大的石油裝備企業
作為現代工業文明的基礎，石油消耗已佔到一次性能源結構的40%，天然氣則佔了23%。未來數十年內，石油與天然氣的開發利用在全球能源中仍將占據絕對主導地位。石油和天然氣需求的穩定增長帶來了石油勘探開發投資額的持續攀升，也使石油裝備製造業獲得了廣闊的發展空間。據業內權威分析，未來世界石油裝備每年需求增長率可達20%以上。高端石油裝備製造正成為一個高投資、高回報、低風險的行業。
一、我國石油裝備製造業發展現狀
「十一五」期間，我國石油石化設備製造業規模以上企業數量從1019家快速增至2023家，翻了近一番，全行業資產總額從674億元增長到2006億元。5年間全行業工業總產值和工業銷售產值均增長了3倍以上，而新產品產值、出口交貨值、利潤總額等指標的增長均在兩倍以上。
盡管取得了很大成績，但我國石油裝備業依然面臨嚴峻形勢。目前，世界主要的石油裝備技術研發與製造企業幾乎都集中在美國的休斯頓，其占據了石油裝備領域85%以上的市場份額。休斯頓年營業額超過百億美元以上的企業有數十家之多，而中國2003年以前在高端石油裝備領域尚屬於純進口國，至今無一家企業進入世界500強。近年來我國政府大力實施「走出去」能源戰略，到海外進行油氣勘探開發，中國幾大石油公司已經累計在海外獲得了一百多個油田項目，但這些項目70%以上的設備和服務都有西方公司提供，尤其是海洋項目的產品和服務更是被西方公司壟斷。據統計，2010年我國石油裝備行業出口額137億美元，還不及美國哈利伯頓公司全年營業額的三分之一，在全球市場中所佔份額不足2%。
造成這種不利局面的原因：一是起步晚，底子薄。我國的高端石油裝備製造業進入二十一世紀後才開始起步，而西方國家相關行業已有百年歷史。二是企業數量多、規模小，集中度低。我國石油裝備企業資金、技術力量分散，核心競爭力難以提高。三是過多依賴低附加值環節。由於缺少關鍵核心技術，導致企業處於產業鏈低端，只從事一些低端產品加工，極大降低了回報率和附加值。以一艘中國製造的自升式鑽井平台為例，由於只實現了24%的國產化率，中國企業只能獲得全部利潤的20%。
盡管面臨激烈的市場競爭，但我國石油裝備製造業在發展過程中業逐漸積累起自己的優勢。
（一）門類齊全。目前我國石油裝備製造業門類比較齊全，產品規格、品種基本能滿足陸上石油勘探開發需求，從生產能力、產量、產值、生產的品種規格和從業人員等方面衡量，我國已經是一個生產石油裝備的大國。
（二）高性價比。石油裝備製造作為一個高成本行業，中國具有西方國家難以實現的人力資源優勢和成本優勢，產品具有很高的性價比，這對世界各產油國尤其是發展中國傢具有非常大的吸引力，已經有很多國家石油公司在中國設立了長期采辦機構。
（三）國家扶持。「十一五」期間，我國將石油勘探、鑽采設備製造行業作為重點鼓勵發展的產業，在政策上給予大力支持。2010年，高端裝備製造業被國務院確定為國家重點培育和發展的戰略性新興產業之一。「十二五」開局，我國又確立了能源裝備產業新的發展目標，明確提出要把能源裝備製造業培育成重要的戰略新興產業。而近期即將出台的《「十二」五期間海洋工程裝備發展規劃》，則標志著國家將加大對海工裝備產業的扶持力度。
具有戰略高度的政策頻繁出台，彰顯出我國大力發展高端石油裝備製造業的決心，推動了石油裝備製造業的優化升級和布局調整。近年來，國際石油石化通用機械製造業產業能已經開始向我國轉移。可以預見，未來5-10年內我國高端石油裝備產業將會迎來蓬勃發展。只要抓住機遇，業內將成長起一批具備和西方石油裝備「大鱷」抗衡實力的國際化企業集團。
二、東營做大做強石油裝備製造業的基礎和優勢
山東省石油裝備銷售收入連續兩年位居全國首位，其中80%以上的石油裝備製造業集中在東營。2010年，東營銷售收入過億元的石油裝備企業達五十餘家，5億元以上的企業20多家。目前，東營的石油裝備總產值已經佔到全國的三分之一左右，主導產品陸地石油鑽機占國內市場的比重達到26%，抽油機達到60%，石油專用管達到30%，抽油（電）泵達到50%，抽油桿達到25%，燃氣發電機組達到80%，油田特種車輛達到30%。鑽機、管具、採油裝備大量出口中亞和東歐，石油管具大量出口美國、加拿大等西方國家。
作為中國做大的石油裝備製造業基地，東營初步具備了承接國際石油石化通用機械製造業轉移的優勢：
（一）產品種類齊全。經過多年積累，東營的石油裝備產業已經成為國內同行業的「領頭雁」。東營市已經形成了以鑽機、鑽桿、抽油機、抽油桿、抽油泵、油氣集輸管道、油田特種車輛等成套設備為重點，涵蓋物探、鑽井、測井、固井、採油、井下作業、地面工程、管道運輸等各領域的產品體系。龐大的產業規模，完整的產品種類使得東營具備了成為「東方休斯頓」和世界石油之都的實力。
（二）產業關聯度較高。東營石油裝備產業體系較為完整，集研發、製造、服務、內外貿易於一體，企業之間通過專業分工，在技術信息、原材料供應、產品銷售渠道和價格等方面建立起共生、互補、競爭的發展模式，產業鏈不斷延伸，產品開發由低端向高端、公司主營業務有製造向工程服務不斷轉變。
（三）創業及展示載體豐富。依託勝利油田和石油大學，東營的石油裝備專業人才資源豐富，科研實力雄厚。目前，東營市已經擁有一處國家級經濟技術開發區，一座國家級大學科技園和四家國家級高新技術創業中心，並建成了國家級示範生產力促進中心。一年一度的中國（東營）國際石油石化裝備與技術展覽會是國內唯一在石油產區和石油裝備基地舉辦的國際石油盛會。目前正在建設的「中國石油裝備產業基地國際交流中心」項目建成後將成為中國石油裝備向世界展示形象和宣示實力的平台和窗口。
（四）交通網路發達。完善的公路、鐵路、航空、港口等交通設施，為東營市搭建了發達的交通網路。尤其是國家一類開放口岸東營港2020年將跨入具備億噸吞吐能力大港的行列，使得東營具備了與世界能源之都美國休斯頓類似的優勢，是我國其他主要石油裝備製造地區所不具備的。
（五）國家戰略支撐。2009年11月和2011年1月。「黃河三角洲高效生態經濟區」和「山東半島藍色經濟區」相繼上升為國家開發戰略，東營分別成為「黃」、「藍」戰略的核心城市和前沿城市。「黃」、「藍」戰略分別明確了東營建立高端石油裝備產業區以及石油產業聚焦區的目標，加之國家戰略性新興產業政策，三大國家戰略的交匯疊加，使東營石油裝備製造業面臨前所未有的巨大機遇。
三、東營石油裝備製造業發展面臨的挑戰及對策建議
全球油氣勘探開發的廣闊前景，以及國際石油石化通用機械製造業產能向我國轉移的趨勢，使東營高端石油裝備產業迎來了蓬勃發展的機遇。作為石油裝備製造業的「領頭雁」，東營石油裝備產業在擁有顯著優勢的同時，自身發展也存在許多矛盾和問題，必須採取措施積極應對。
（一）面臨國內兄弟省份的激烈挑戰。盡管東營石油裝備產業在國內已經建立起了領先優勢，但發展形勢不容樂觀。進入新世紀以來，全國很多地方十分重視石油裝備製造業所蘊含的巨大商機，紛紛將打造石油裝備製造基地作為自身發展的戰略目標。
遼寧盤錦市和黑龍江大慶市先後確定了建設世界石油裝備產業基地的戰略目標。盤錦的建設目標是到2015年產值占國內石油裝備製造行業的1/5，佔世界石油裝備年需求量的3%，2020年產值占國內行業的1/4，佔世界需求量的5%-6%，成為聞名世界的石油裝備製造中心。大慶的目標是在未來5年內，建立起具有世界影響力和競爭力的石油裝備製造基地。近年來，江漢油田也確立了建設「世界知名，中國一流」的石油裝備製造基地的戰略目標，力爭在「十二五」期間銷售過百億。上海建立了石油化工裝備產業基地，其發展目標是建成具備世界影響力，中國最具競爭力的石油裝備產業基地。今年初，克拉瑪依油田也定下了打造國家級石油裝備產業基地的發展目標，此外，四川廣漢、江蘇建湖等地也啟動了石油裝備基地建設工程。
憑借自身的獨特優勢，各地紛紛確立了石油裝備產業發展的宏偉藍圖，並得到地方政府的大力扶持。其中大慶、盤錦的發展尤為迅速，計劃建設總投資額均在百億元以上。未來中國石油裝備製造業將形成群雄並起的格局，激烈的競爭已經不可避免。
（二）需解決制約自身發展的深層問題。目前，制約東營石油裝備製造業發展的深層問題主要體現在四個方面。一是企業規模小，集中度低。東營的石油裝備企業雖然總體看數量較多，但有半數以上的企業未達到規模經濟。這使得企業資金、產能規模、技術力量等資源相對分散，區域性綜合競爭力難以提高。二是產品結構雷同，特色不明顯，低水平重復建設嚴重，由於各自為戰，東營石油裝備企業難以形成競爭合力，造成了產能的浪費和行業間的無序競爭，影響了產業的健康發展。三是產品技術含量低，低端產品多，具有自主知識產權的核心產品少，一些關鍵技術和產品還需引進或直接到國外采購，產品附加值低，自主化生產能力有待提高。四是海外市場開發力度弱。東營的石油裝備是靠勝利油田的帶動發展起來，由於對勝利油田等國內油田的依賴，許多企業在對海外市場的開發上畏首畏尾。絕大多數企業還沒有建立起完善的海外市場營銷體系，尚未具備與哈里伯頓等世界巨頭競爭的能力。
（三）必須得到政府的大力扶持。東營石油裝備產業的發展首先離不開企業自身核心競爭力的提升。東營企業將核心競爭力的提升形象地比喻為「護住脖子」和「伸出拳頭「。所謂「護住脖子」，就是不斷加強技術研發和自主創新，掌握關鍵核心技術，提升自主研發、自主設計和自主製造的能力，強化核心競爭力，徹底擺脫國外公司在關鍵技術上的「卡脖子」現象。所謂「伸出拳頭」，就是苦練內功，拿出技術先進、質量過硬的拳頭產品，樹立良好品牌，形成廣泛影響力。只有具備過硬的拳頭產品，才能擁有和西方大公司過招的資本，才能真正在市場博弈中搶佔先機。
未來的發展中，東營石油裝備製造業面臨著「不進則退」的嚴峻形勢。要保持並擴大領先優勢，在企業自身努力的同時，還必須得到政府相關部門的大力扶持。企業希望政府：一是盡快出台具體的扶持政策細則。包括技術研發支持政策、土地支持政策、人才支持政策等。通過優惠政策的支持，鼓勵企業走自主研發與技術合作、技術引進相結合的道路，引導企業盡快掌握世界先進技術，加速產品高端化進程。二是加快推進產業產品結構調整。充分發揮政府宏觀調控職能。有效整合資源，以點帶面，使東營石油裝備產業走上高端項目帶動低端項目，大企業帶動小企業的發展道路。同時，通過發揮引導作用，調整產業格局，優化產品結構，從而形成良好的區域競爭合力。此外，還應當加大監管力度，避免惡性競爭，使東營石油裝備製造企業實現協同作戰，共同發展，充分發揮產業集聚優勢。三是加大對海外市場開發的支持力度。從產業長遠發展的角度考慮，政府應出台海外市場開發激勵政策，鼓勵企業實施「走出去」的市場戰略，參與全球市場競爭，佔領海外市場。四是實行大項目和高端項目帶動戰略。加強對大項目和高端項目的政策傾斜力度，通過項目帶動，在做大的基礎上，把石油裝備產業做精、做高端。
面對機遇與挑戰，只有企業努力，政府重視，多方配合，聚力突破，東營石油裝備製造業才能夠保持並擴大自己的領先優勢。只要運作得當，搶佔先機，東營石油裝備產業有可能在未來10-15年內形成數千億元的產值和銷售規模。屆時東營將實現石油裝備製造業的跨越發展，並真正成為「東方休斯頓」和世界石油之都，為中國石油裝備製造業的強大振興作出更大貢獻。
Ⅵ 中亞醫院怎麼樣
您好，看一個醫院的好壞，主要看這幾點，第一：醫院的規模大小；第二：醫院的醫療設備是否先進；第三：醫院的醫生水平如何；第四：醫院的服務怎麼樣。
Ⅶ 東營三角洲發育規律及其岩性油藏勘探技術
王居峰張昕王化愛賈光華劉軍鍔厲亞敏
摘要東營三角洲及與之有關的濁積砂體是東營凹陷沙三段最重要的儲集岩體。該文以地震地層學和層序地層學理論為指導，通過建立高解析度等時地層格架，將三角洲在沙三段中亞段沉積時期的發育過程劃分為6個期次，分析了各期三角洲的沉積特點、推進范圍及其前方濁積砂體的分布規律，指出濁積砂體的富集與成藏主要受高壓流體封存箱、砂體埋深、斷層作用及砂層厚度等因素所控制。據此，總結了濁積岩岩性油藏的勘探技術，在實際應用中取得了顯著效果。
關鍵詞東營三角洲濁積砂體岩性油藏勘探技術
一、引言
東營三角洲砂體內已發現油氣地質儲量近10×108t，約占整個東營凹陷的75%。隨著岩性油藏勘探技術的應用，東營三角洲前方的濁積岩岩性油藏，成為東辛、牛庄、現河庄、郝家、史南及勝坨等油田增儲上產的主要勘探目標，每年新增石油地質儲量1000×104t以上。因此，研究東營三角洲的發育規律，總結與完善其岩性油藏勘探技術，對於正確認識岩性、預測岩性油氣層分布等，具有非常重要的意義。
二、三角洲發育規律
在陸相沉積湖盆中，三角洲沉積體通常位於湖、陸之間的過渡地帶，其形成條件是湖盆的沉降和河流注入的大量碎屑沉積物。另外，其發育情況還受氣候、湖平面變化、河口水流性質及湖盆邊緣斜坡坡度等多種因素影響。由於湖泊的水動力能量遠小於海洋，湖成三角洲一般是以河流作用占優勢，多形成建設性三角洲，平面上呈鳥足狀或鋸齒狀，如東營三角洲、鄱陽湖的贛江三角洲、青海湖的布哈河三角洲等。
東營三角洲的地震反射特徵和沉積物組合都具有明顯的三層結構，可將其劃分為三角洲平原、三角洲前緣和前三角洲等三種亞相類型。在三角洲形成過程中，受構造運動強度、湖水面升降、沉積時古地形及物源供給方向等因素所控制，三角洲的沉積規模及沉積特徵也在不斷發生變化。因此，等時地層單元的劃分是尋找濁積砂體有利發育區及進行准確儲集層預測的關鍵。
1.三角洲主要沉積期次的劃分
東營三角洲主要發育於沙三段—沙二段。其中，沙三段特徵明顯，沙二段分布局限，本文主要對沙三段三角洲進行研究。
對沙三段三角洲三個大的發育階段（分別對應沙三段下亞段、沙三段中亞段和沙三段上亞段）而言，每個沉積旋迴在地震剖面上均對應有等時的地震反射層序，即沙三段上亞段頂對應T3反射層，沙三段中亞段頂對應T4反射層，沙三段下亞段頂對應T6標准反射層，沙三段下亞段底對應下T6反射層（圖1）。
圖1史128—萊34井連井三維地震剖面圖
在T4與T6之間，根據三維地震剖面上頂超、下超及反射界面強弱等特徵的變化，可以解釋出5個連續性較好的同相軸，結合岩性、測井等資料分析，這些同相軸均對應每期三角洲的前三角洲環境的泥岩沉積，橫向可對比性強，可作為三角洲期次劃分的等時界面。依此將沙三段中亞段三角洲劃分為六個等時地層單元，代表了三角洲發育的六個期次。同理，沙三段下亞段三角洲可劃分為兩期，沙三段上亞段三角洲可劃分為三期，共將沙三段三角洲劃分為11個等時的地層單元，即11個發育期次。
2.三角洲發育演化及濁積砂體分布規律
1）沙三段下亞段
沙三段下亞段沉積時期，東營凹陷構造運動相對穩定，氣候由乾熱轉向潮濕，但凹陷四周物源供給較少，主要發育深湖－半深湖的泥岩夾油頁岩沉積，只在凹陷東端的萊州灣地區發育規模較小的三角洲體系。該期三角洲在沿萊20井附近東西向地震剖面上可見清晰的楔狀反射結構，即呈向盆地中心方向收斂，同相軸減少的緩楔狀。根據地震反射特徵可將該期三角洲劃分為兩個小的期次，分別夾於兩套油頁岩之間。
從錄井資料分析，該期三角洲具有明顯的水進特徵。平面上，三角洲前緣砂體在萊59與牛81井之間尖滅，並且沉積物粒度自東向西逐漸變細；垂向上，自下而上粒度變細，岩石顏色變暗，構成正旋迴層序，表明是從粗粒三角洲分流河道至河口堆積物，上部為粉細砂岩與灰色泥岩薄互層，頂部為湖相泥岩、油頁岩，組成了正向層序三角洲沉積。
在三角洲的發育過程中，受東營中央背斜帶的阻擋作用，來自萊州灣方向的水系分為南北兩支，其中南支水流能量明顯大於北支。由於三角洲發育過程中構造運動穩定，古地形相對平坦，加之為水進型沉積，三角洲前方滑塌濁積砂體不發育。但由盆地東南部水道入湖所形成的深水濁積扇體，已經延伸到了窪陷區，自東向西已發現東科1、牛21等富含油的深水濁積扇體。
2）沙三段中亞段
沙三段中亞段沉積時期，地層厚度明顯增大，反映了構造運動強烈，盆地沉降速率增大。凹陷東部沙三段下亞段地層厚度最大的萊州灣地區，由於構造抬升及三角洲的充填，沙三段中亞段地層厚度明顯減薄，盆地沉降中心向西遷移至牛庄、民豐等地。該沉積時期，由於盆地周圍山地抬升，碎屑物源充足，河流頻繁注入，特別是沿凹陷軸線方向（萊州灣水系）及東南部（八面河、陳官莊水系）物源的大量供給，使該期三角洲的發育達到鼎盛時期，三角洲前緣向西推進到了利津窪陷的東坡。從地震反射特徵分析，沙三段中亞段底部（T6）是一個穩定的反射界面，在T6與T4之間，還可以劃分出5個較為清晰的等時面。相鄰等時面之間，既有典型的前積反射結構，也有楔狀收斂反射結構。其中前積反射層發育有陡斜的前積層（頂部近10°），三角洲的三層結構明顯，即有底積層，前積層和頂積層，三角洲前緣及前緣斜坡對應「S」型和切線斜交型及「S」型至斜交復合型前積反射；前積層頂超點之上為變振幅亞平行波狀地震相，對應三角洲平原亞相的響應，岩性上以碳質泥岩的出現作為每期三角洲結束的標志。
大量鑽井資料的對比結果表明，沙三段中亞段三角洲垂向上多具典型的三角洲反旋迴結構，平面上，三角洲平原亞相、前緣亞相及前緣斜坡亞相都十分發育，特別是前緣砂體疊合連片，呈環狀圍繞三角洲平原分布，為典型的河控三角洲沉積。這樣，以地震剖面上劃分的6個等時面為標准，結合鑽井資料對比，可將沙三段中亞段三角洲的發育過程東向西劃分為6個小的期次，由早至晚依次稱之為沙三段中亞段中6、中5、中4、中3、中2和中1三角洲體（圖2）。每期三角洲前緣砂體的推進范圍、沉積特點及其前滑塌濁積砂體的分布各不相同。
圖2史128—萊34井東西向沙三段中亞段三角洲發育剖面圖
（1）沙三段中亞段中6三角洲體
沙三中6沉積時期，東營三角洲的物源主要來自凹陷東部的萊州灣水系。
該沉積時期，隨著盆地周緣斷層活動的增強及盆地沉降速率的增大，湖盆水體范圍繼續擴大，三角洲沉積過程仍表現為水進特徵，在地震剖面上表現為前積反射的頂超點向東遷移，向西則為深湖—半深湖背景下的泥岩、油頁岩所形成的穩定的席狀地震相。因此，雖然該期三角洲規模較大，但其前緣斜坡上濁積砂體不發育，鑽井揭示厚度一般為1～2m，且多為灰質膠結，儲集物性較差，勘探意義不大。
該期廣泛發育的低位扇體夾於最有利的生油岩之中，具有優越的成藏條件。沙三段中亞段沉積早期，除了盆地周緣斷裂的強烈活動外，陳官莊－王家崗斷裂帶的活動明顯加強。該斷裂是發育於盆地斜坡帶上的反向調節式斷裂帶，它不僅是由窪陷帶轉向斜坡帶的分界斷層，更重要的是它形成了盆地緩坡構造坡折帶，並控制了沙三段中亞段低位期湖盆范圍。
（2）沙三段中亞段中5三角洲體
沙三中5沉積時期，湖盆水體范圍繼續擴大，三角洲前緣推進到了牛庄窪陷的中心。該期三角洲在地震反射特徵上表現為前積層的頂超反射點向東退縮，向西尖滅，整體為一向東加厚的楔狀反射，水進特徵明顯。結合鑽井資料分析，該期三角洲前緣滑塌濁積砂體也不發育。
（3）沙三段中亞段中4三角洲體
該沉積時期，湖盆的水體范圍退縮，沿凹陷軸線方向的水流能量增強，加之物源供給充足，形成了北西、西和南西方向的三條分支水道，三角洲前緣推進到辛122—王65—王78井一線，分布范圍明顯擴大（圖3）。該期三角洲地震反射特徵明顯，具有典型的疊瓦狀前積反射特徵，前積層的頂超反射點向西推進，反映了快速向前推進的沉積特點。
圖3東營凹陷中帶沙三段中亞段中4三角洲分布范圍圖
由於該期三角洲推進速度快，前緣砂體發育，形成了陡傾的前緣斜坡（坡度可達10°左右），在圍繞三角洲平原相呈環狀分布的多個前緣砂體的前方形成了大量的滑塌濁積砂體，這些砂體垂向上疊置，平面上大面積連片分布，是牛庄等地區重要的儲油砂體類型。
另外，由於湖水面的退縮，在三角洲大規模發育的同時，東南部水道向盆內延伸，在三角洲推進時水體能量波及不到的地區形成了深水濁積扇沉積，與同期形成的滑塌濁積岩相比，該類砂體雖數量較少，但單砂體分布面積和厚度均較大，儲集物性較好，也具有較大的勘探價值。
（4）沙三段中亞段中3三角洲體
沙三中3沉積時期，東營湖盆的水體范圍再度擴大，造成盆地周緣物源供給減少，三角洲推進速度較慢，其前緣砂體僅推進到辛10—河123—牛23井一線。在地震反射特徵上，同中5三角洲體一樣，表現為水進特徵，三角洲前積層的頂超反射呈向西尖滅，向東退縮，呈紡錘狀夾於中4與中2之間，並且三角洲前方滑塌濁積砂體也不發育。
（5）沙三段中亞段中2三角洲體
經過前期三角洲的充填作用，該沉積時期湖盆水體范圍明顯縮小，三角洲平原相推進到了牛庄窪陷。該期除東部的萊州灣水系繼續發育外，來源於盆地東南部的陳家莊水系也向利津窪陷方向推進，二者在牛庄窪陷的牛25—牛10井區交匯，從而使三角洲的發育達到鼎盛期，其前緣砂體推進到了營8—河145—河48—牛103—牛8井一線。
該期三角洲在地震反射特徵上表現為前積型地震反射，前積層的頂超點向西推進，前積體呈疊瓦狀分布。根據鑽井資料揭示，三角洲前方滑塌濁積砂體發育，這些濁積砂體是史南等地區的重要儲油砂體。最近在牛庄窪陷西部鑽探的史128井在沙三段中亞段中2鑽遇大套滑塌濁積岩油層，從而證實在三角洲前方發育的滑塌濁積砂體呈環帶狀分布。
（6）沙三段中亞段中1三角洲體
沙三中1沉積時期，東部和東南部水系繼續向西推進，三角洲前緣推進到了利津窪陷的東坡。該期三角洲前積反射特徵不明顯，並且在中部和北部沉積物粒度明顯變粗，表現為有低水位扇體混入的沉積特徵。
該三角洲沉積結束之後，梁家樓水下扇體自南向北推進，從史南地區南部的梁64井至北部董集窪陷的清1井，分布面積達120km2以上。該期白雲岩的形成，是高水位體系域晚期發展階段的產物，它標志著沙三段中亞段三角洲沉積時期的結束。
3）沙三段上亞段
隨著盆地的沉積中心不斷向西遷移，沙三段中亞段三角洲不斷向西推進，至沙三段上亞段沉積時期，盆地的沉積中心遷移到利津—梁家樓一帶。該沉積時期，隨著湖盆水體的進一步退縮，盆地的東部以河流三角洲平原相沉積為主。同時，由於南、北兩側物源供給增加，三角洲前緣相最為發育，前緣砂體推進到了董集－利津窪陷。根據地震反射特徵，可將沙三段上亞段三角洲的發育過程劃分為3個小的期次，總體上均表現為清晰的前積反射結構。根據鑽井揭示，該沉積時期滑塌濁積砂體數量較少。
三、與三角洲有關的岩性油藏勘探技術
在三角洲的推進過程中，受構造運動、湖水面的升降及地震活動等影響，每期三角洲前方均不同程度地發育有與三角洲有關的滑塌濁積砂體，這些砂體大小不一，整體被大套泥岩所包圍，是東營凹陷中帶最主要的儲油砂體類型之一。但由於該類砂體埋藏較深（一般在3000m以下）、分布隨機性強、多以砂泥岩互層形式出現，給砂體的預測與油藏描述工作帶來了難度。因此，在目前的市場經濟條件下，建立和完善一套針對濁積岩油藏的勘探技術，對於提高鑽探成功率、節約鑽井投資，有著十分重要的意義。
岩性油藏勘探技術包括地質和地球物理方法的儲集層預測技術及油氣成藏條件分析技術，現階段其核心技術是儲集層預測技術，該技術包括勘探目的層的確定、砂體有利發育區的預測、儲集層的精確標定與追蹤等內容。在研究與應用過程中，應遵循以下程序。
1.地質綜合研究確定勘探目標區
（1）確定濁積岩發育帶
以等時地層單元作為研究對象，通過沉積亞相、微相研究，確定每期三角洲的發育規律，特別是准確描述三角洲前緣亞相和前三角洲亞相的分布區，與三角洲前緣最大推進方向所對應的前三角洲區是濁積岩最有利的發育區帶。
（2）確定濁積岩發育區
在精確的小層段對比基礎上，編制小層段地層等厚圖，利用地層厚度法，根據已確定的沉積時的深、淺水區帶分布判斷濁積岩發育區。淺水區地層厚度相對較大時，表明是三角洲沉積時推進的主要方向，其前方為濁積岩的有利發育區；位於深水區的地層厚度相對較大時為濁積岩發育區。深水區地層明顯加厚，是發育的濁積岩，經後期成岩作用與周圍泥岩發育區差異壓實形成的。
2.地球物理方法預測砂體的空間展布
地球物理方法是石油勘探中最有效的直接預測手段。目前預測方法很多，但都有局限性，必須針對不同的地質情況採取與之相應的預測方法。據鑽井資料分析，東營凹陷沙三段濁積岩發育區內，以泥岩為主夾濁積岩，其中泥岩速度一般為2900～3300m/s，砂岩層速度一般為3400～4000m/s。多年勘探實踐證實，應用速度信息來研究預測砂體是可行而有效的。該方法包括地震剖面極性分析技術、層位標定技術和測井約束反演技術等。
1）地震剖面極性分析技術
圖4史110—1井合成記錄反求速度與綜合速度對比圖
在以構造油氣藏為主的勘探階段，人們迫切解決的首要問題是構造形態、斷點位置等，無論剖面極性如何，其構造高點的偏移僅僅只是波峰與波谷之間的半個相位的偏移，對油氣藏的勘探開發沒有太大的影響，所以解釋人員對於地震剖面中的波峰、波谷分別代表的地質含義無需太多的研究。最近幾年，尤其是勝利油田率先進入了大規模隱蔽岩性油氣藏的勘探階段，對於地震剖面中每個反射界面所包含的不同地層含義必須要有明確的認識，才能識別、描述砂體。以牛庄地區為例，在目前的地震記錄上（25～30Hz）, 3000m深度（2.4s）某一反射界面相鄰波峰波谷的時差為15～20ms，深度誤差可達25～35m。如此大的縱向標定誤差以及由此導致的儲集層橫向解釋結果的不同，用於油藏的勘探開發工作是難以接受的。由於地震資料冗長復雜的處理過程，其極性常常不確定，影響岩性地層解釋的精度。因此，必須首先明確地震剖面的極性。
（1）利用人工合成記錄確定極性
全盛地震記錄的極性是已知的，由此，根據全盛記錄與地震剖面的匹配關系確定極性。其步驟是：首先，精細製作人工合成地震記錄（要求工區內所有井）；其次，每口井分別與地震剖面相關，確定每口井的分析結果，可分為正極性相關好、負極性相關好、正負極性都好或都不好三類；第三，列表統計，去掉不定性的無效井，按有效井的多數確定剖面極性。
（2）合成地震記錄反求平均速度法
將合成地震記錄與剖面匹配以後，可分別讀出多個時間、深度數據對，與該區平均速度擬合，確定與剖面相關好的合成記錄的極性，即為剖面極性（圖4）。
（3）模型判別法
透鏡狀砂岩體在正極性剖面上，頂部呈單軌上凸反射特徵；在負極性剖面上，砂岩底部呈單軌下凹反射特徵（圖5）。
（4）利用VSP測井速度資料確定極性
獲取精確的VSP速度資料，完成炮井深、低速帶、補心高等各類校正。從響應測井、錄井資料讀出的已知井典型的反射界面深度，在該反射系數界面極性確定以後，通過 VSPLOG與地震剖面對應的該界面的反射波形即可確定，如果正反射系數界面對應波峰，則為正極性剖面，否則，為負極性剖面。
2）應用測井約束反演技術預測與描述砂體
圖5應用模型法判別地震剖面極性圖
在常規地震資料的砂體追蹤工作中，一是由於受地震解析度的限制，加上砂泥岩薄互層組合，在標定和追蹤時，只能以砂層組為單位，而不能追蹤單砂體；二是由於所追蹤的同相軸為砂層組的反射，所以，砂層組的某一個砂層的消失或出現，都可能引起同相軸的扭曲和能量變化，這樣，所確定的砂體邊界就會有誤差甚至錯誤；三是由於薄互層的層間干涉作用，砂層組中純砂岩的厚度與振幅並不是嚴格的線性關系，所以砂體的厚度求取存在一定的誤差。
測井約束地震反演技術突破了地震頻帶的限制，以具有豐富的高頻信息和完整低頻成分的測井資料補充地震有限帶寬的不足，用已知地震信息和測井資料作為約束條件，推算出高解析度的地層波阻抗資料，並結合多學科知識，為儲集層的深度、厚度、物性的精細描述提供可靠的依據。
近幾年來，測井約束反演技術已被廣泛應用於油田的勘探和開發，特別是應用該技術對濁積岩岩性體的預測與描述及儲量上報等都顯示出獨特的優勢，並且取得了顯著的效果。但是，由於東營凹陷中帶沙三段的濁積岩體都是處於半深湖—深湖沉積環境，泥岩含灰質較為普遍，致使砂岩與灰質泥岩的相變點在常規三維地震剖面上難以識別，甚至合為一個連續的強—中強振幅的同相軸，簡單的測井約束反演也難以解決這個問題。
3.油氣成藏條件研究優選砂體
多年來的勘探實踐證明，夾於暗色泥岩之中的砂體並不是都含油。需要對其成藏特點及富集與高產的控制因素進行研究，有選擇性地鑽探所描述的砂體。
1）油氣成藏特點
對於岩性油氣藏成藏問題，目前的評價已有較為成熟的方法，特別是流體壓力封存箱理論提出後，許多學者都對東營凹陷進行過研究，認為東營凹陷高壓流體封存箱在平面上可以按構造單元劃分為多個小封存箱，各個小封存箱的頂部封蓋層有起伏變化，這種起伏明顯與東營三角洲的發育有關，三角洲前緣相砂岩之下大約50～100m厚的前三角洲泥岩即為封存箱的頂部封蓋層。通過對三角洲發育期次的劃分與對比，高壓流體封存箱的封蓋層深度約為2900～2950m，應選擇該深度以下的砂體進行預測與描述。
2）油氣藏富集高產的控制因素
研究成果及勘探實踐表明，沙三段岩性油藏的富集高產主要與砂體的埋深、斷層作用、砂層厚度等密切相關。
（1）斷層對油氣富集高產的控製作用
斷層對油氣成藏及其富集高產的控製作用主要表現在三個方面：首先，同生沉積斷層控制著儲集層發育與分布，從而控制了油氣的分布與富集，如位於梁11斷層下降盤的史深100井區和郝2斷層下降盤的史115井區，不僅砂體最為發育，而且油井產能最高，尤其是在史115井區，史115—1、史115—2等井的日產量達150t以上；其次，斷層可以改善低滲透儲集層的物性，特別是滲透性，表現在同一沉積相帶內斷層發育部位物性好、產能高；第三，斷層可以形成良好的構造－岩性圈閉或構造圈閉，造成油氣的富集高產，如郝2斷層上升盤的河4鼻狀構造帶，從東營組至沙三段均存在高產層。
（2）砂層厚度是油氣富集高產的基礎
砂岩的存在決定著油氣富集，而砂層厚度在一定程度上決定了油氣產能。該區的勘探和開發生產實踐已經表明了不同沉積微相內或同一微相帶中砂層厚度的控製作用，即隨著砂層厚度的增大，油氣產量也有所增高。即使在單個岩性油藏中，砂層厚度也對油井產能有著重要的控製作用，即砂層厚度較大的部位是油氣高產區。這是探井部署的又一重要原則。
（3）砂體含油邊界的確定
目前有許多地球物理方法在探討預測含油邊界的問題，但實踐證明，還沒有一種方法適合預測埋深3000m以下砂岩油藏的含油邊界。經地質統計分析，沙三段濁積砂體的充滿系數一般在60%～80%左右，可以此作為探井的重要部署原則。
四、結論
東營凹陷沙三段高解析度等時地層格架的建立應以地震資料為基礎，結合測井、錄井等資料來進行，以此為依據，可將沙三段中亞段三角洲的發育過程劃分為6個等時的地層單元。
濁積砂體的發育與分布與三角洲的推進作用密切相關，對應三角洲最大主推進方向的古地形低窪處及同生沉積斷層下降盤，是濁積砂體發育與分布的有利地區。
濁積岩岩性油藏的儲集層預測應以綜合地質研究為基礎，通過地震剖面極性的確定、儲集層的識別與標定及測井約束反演等逐步實施，針對不同類型的砂體應採取相應的解釋與描述方法。
濁積砂體的成藏與富集主要受高壓流體封存箱頂蓋層分布、砂體埋深、斷層作用及砂層厚度等的影響，這些因素都是探井部署中必須遵循的重要原則。
致謝本文在研究過程中，承蒙地質科學研究院張善文副院長、宋國奇總地質師、肖煥欽副總地質師和東昌惠室王榮臣、王寧、邱桂強等高級工程師的幫助，張善文副院長審閱了全稿，東營南坡組、北帶組全體人員參加了該項研究工作，在此一並表示衷心的感謝。
主要參考文獻
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Ⅷ 信用認證
濟南雙力辰好啊 公司沒幾個人 去了都呆不下去 基本上就是個一次性廁所 ， 來了就走 而且不發工資 濟南雙力辰好 還欠我六個月的工資呢 到現在也不給，不光我自己 據說還有很多 反正你來了就是被坑了 我是干安裝的 特別是安裝不能來 那個喬主管太黑了 坑公司 坑下面跟他幹活的人 光顧自己掙錢 弄得烏煙瘴氣的 弄得假賬 很多 哈哈 爆料一下 讓你不給我發工資
Ⅸ 誰知道山東東營國際IWCF、IADC井控技術培訓中心電話
IADC是一個縮寫鑽井承包商協會，英文名為鑽井承包商協會。 IADC擁有65多年的歷史。這是代表全球鑽井公司行業的唯一組織。由於鑽井行業權威機構，美國認證IADC鑽井承包商協會，已廣泛被政府認可，並在業界享有很高的聲譽。 IWCF是一個縮寫的國際井控論壇，英文名為國際井控論壇。簡單地說，空間碎片協委會主要是美國的標准，並IWCF代表英國的歐洲標准，在國際上公認的最高的井控類認證。
說到差異，其實本質是一樣的，主要看工作區。例如，在中東工作，美國的標準是非常流行的，一般會被要求在黨的招標鑽機人員都有IADC證書，而在英國北海和一些英國殖民地，如馬來西亞，它需要一些更IWCF的。一般國內的團隊，如同一份工作，那麼中東和中亞地區相對集中，因此，通常需要獲得IADC井控證。
培訓，然後，IWCF成本相對較高，考試的難度是比較高的，具有雙重用途的土地和海洋的內容進行比較。兩用陸地和海上和陸地IADC證書分為兩類，比IWCF下更加困難。具體的培訓可以咨詢一些國內機構，如果在北京，你可以問下嘉洋天成國際教育科技（北京）有限公司開業年度IADC公開課北京和海外的同志，相對東營那邊更方便，費用大約是相同的。
希望以上信息有幫助房東，那麼請給出滿意的分數
Ⅹ 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-jun1，2，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：Pcb為毛管突破壓力；γ為孔隙大小分布指數；Sw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Pcb。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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