Ⅰ 东营科瑞集团怎么样
山东科瑞控股集团 山东科瑞控股集团始建于2001年，位于美丽的黄河三角洲——东营胜利工业园内，现有员工2000多人，其中拥有超过10年以上油田工作经验的各种技术人员600多人，为中国石油装备产业基地重点发展企业，国家重点高新技术企业。经过9年来的发展公司已逐步形成集石油钻、修井装备的研发与制造；油田采油机械设备、井口及井下工具的研发与制造；油田特种作业设备的研发与制造；天然气压缩机生产组装；油田勘探开发方案提供与石油工程技术服务等为一体的综合性企业集团，企业的使命是为全世界的油田提供最实用的产品和最优质的服务。 集团技术实力雄厚，拥有一支强大的研究队伍，先后与国内外多家知名重点大学及世界知名科研单位进行合作，建立了技术开发中心和多个培训基地，拥有完善的技术服务体系。集团生产制造能力强大，年产石油撬装钻机、车载钻机、配套石油设备、钻采设备等各类设备500余台（套），其中各种型号钻机30台（套）。近年来，公司致力于国际市场的开拓，大力拓宽对外合作渠道，产品远销美国、加拿大、哥伦比亚、委内瑞拉、沙特阿拉伯、印度、俄罗斯、哈萨克斯坦等30多个国家和地区，销售网络遍布中东、中亚、非洲、亚太、美洲等地区，并在20多个国家和地区设立了销售机构和服务网络。 作为IADC、中国国际商会与中国国际贸易促进委员会的会员，科瑞集团先后通过了ISO9001：2008版质量体系认证、HSE认证、GOST认证、API认证及会标使用权，并依靠实力雄厚的作业队伍取得了国家商务部颁发的国际石油工程经营资格证书，多次被评为“国际化经营先进企业”、“重合同守信用企业”、国家重点高新技术企业。更被评为2008—2009年度山东省“重点培育和发展的出口名牌”。 以“汇聚科技精华、缔造百年科瑞”为奋斗目标，科瑞集团将继续依靠科技进步，走“专、精、特、新”发展之路，把企业建成国际一流的石油装备制造商、石油装备渠道供应商、石油工程承包商，成为跨国型企业集团、国际知名石油品牌。
很好啊，强力推荐！！！
Ⅱ 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.
Ⅲ 沙三中亚段古地貌特征
东营凹陷进入沙三中亚段沉积时期，湖盆水位达到最深，且一直处于高位体系域。该时期，盆地主断层均处于发育的高峰期，新生断层大都发育在北部陡坡和凹陷的中央带及南斜坡。由于陈南大断层的活动及古近纪早期塑性地层上拱的共同作用，使得中央背斜带进一步向上拱张、断裂，为研究区北带低洼处的沉积提供更丰富的物源。该时期，研究区北带的断裂的发育也达到了高峰，辛镇背斜构造和新立村背斜已趋于发育成型。南部的断阶带的发育也已成型，为浊积扇的发育提供了良好的场所。
沙三中亚段沉积时期是东营凹陷由强烈裂陷期向稳定期转化的过渡期，沙三中亚段沉积时期的前期阶段整个东营凹陷基底继续沉降，气候湿润，大量淡水携带碎屑物质进入湖盆，深湖相沉积发育。加之构造活动提供的断阶带，控制了层序发育早期低位湖盆的分布范围以及低位扇的形成，同时有助于三角洲的推进作用，为三角洲－深水坡移浊积扇、滑塌浊积扇的形成提供了良好的古地理背景条件，同时也形成了图2-17所示的古地貌特征。
图2-17 研究区沙三中亚段古地貌特征
Ⅳ 山东东营的科瑞控股集团怎么样有发展前途吗
山东科瑞控股集团始建于2001年，位于美丽的黄河三角洲--东营胜利工业园内，现有员工2000多人，其中拥有超过10年以上油田工作经验的各种技术人员600多人，为中国石油装备产业基地重点发展企业，国家重点高新技术企业。经过9年来的发展公司已逐步形成集石油钻、修井装备的研发与制造；油田采油机械设备、井口及井下工具的研发与制造；油田特种作业设备的研发与制造；天然气压缩机生产组装；油田勘探开发方案提供与石油工程技术服务等为一体的综合性企业集团，企业的使命是为全世界的油田提供最实用的产品和最优质的服务。
集团技术实力雄厚，拥有一支强大的研究队伍，先后与国内外多家知名重点大学及科研单位进行合作，建立了独立的技术研发基地。集团年产石油撬装钻机、车载钻机、配套石油设备、钻采设备等各类设备500余台（套），其中各种型号钻机30台（套）。近年来公司致力于国际市场的开拓，产品远销美国、加拿大、哥伦比亚、委内瑞拉、沙特阿拉伯、印度、俄罗斯、哈萨克斯坦等30多个国家和地区，销售网络遍布中东、中亚、非洲、亚太、美洲等地区，并在20多个国家和地区设立了分公司和办事处。
Ⅳ 东营那些大的石油装备企业
作为现代工业文明的基础，石油消耗已占到一次性能源结构的40%，天然气则占了23%。未来数十年内，石油与天然气的开发利用在全球能源中仍将占据绝对主导地位。石油和天然气需求的稳定增长带来了石油勘探开发投资额的持续攀升，也使石油装备制造业获得了广阔的发展空间。据业内权威分析，未来世界石油装备每年需求增长率可达20%以上。高端石油装备制造正成为一个高投资、高回报、低风险的行业。
一、我国石油装备制造业发展现状
“十一五”期间，我国石油石化设备制造业规模以上企业数量从1019家快速增至2023家，翻了近一番，全行业资产总额从674亿元增长到2006亿元。5年间全行业工业总产值和工业销售产值均增长了3倍以上，而新产品产值、出口交货值、利润总额等指标的增长均在两倍以上。
尽管取得了很大成绩，但我国石油装备业依然面临严峻形势。目前，世界主要的石油装备技术研发与制造企业几乎都集中在美国的休斯顿，其占据了石油装备领域85%以上的市场份额。休斯顿年营业额超过百亿美元以上的企业有数十家之多，而中国2003年以前在高端石油装备领域尚属于纯进口国，至今无一家企业进入世界500强。近年来我国政府大力实施“走出去”能源战略，到海外进行油气勘探开发，中国几大石油公司已经累计在海外获得了一百多个油田项目，但这些项目70%以上的设备和服务都有西方公司提供，尤其是海洋项目的产品和服务更是被西方公司垄断。据统计，2010年我国石油装备行业出口额137亿美元，还不及美国哈利伯顿公司全年营业额的三分之一，在全球市场中所占份额不足2%。
造成这种不利局面的原因：一是起步晚，底子薄。我国的高端石油装备制造业进入二十一世纪后才开始起步，而西方国家相关行业已有百年历史。二是企业数量多、规模小，集中度低。我国石油装备企业资金、技术力量分散，核心竞争力难以提高。三是过多依赖低附加值环节。由于缺少关键核心技术，导致企业处于产业链低端，只从事一些低端产品加工，极大降低了回报率和附加值。以一艘中国制造的自升式钻井平台为例，由于只实现了24%的国产化率，中国企业只能获得全部利润的20%。
尽管面临激烈的市场竞争，但我国石油装备制造业在发展过程中业逐渐积累起自己的优势。
（一）门类齐全。目前我国石油装备制造业门类比较齐全，产品规格、品种基本能满足陆上石油勘探开发需求，从生产能力、产量、产值、生产的品种规格和从业人员等方面衡量，我国已经是一个生产石油装备的大国。
（二）高性价比。石油装备制造作为一个高成本行业，中国具有西方国家难以实现的人力资源优势和成本优势，产品具有很高的性价比，这对世界各产油国尤其是发展中国家具有非常大的吸引力，已经有很多国家石油公司在中国设立了长期采办机构。
（三）国家扶持。“十一五”期间，我国将石油勘探、钻采设备制造行业作为重点鼓励发展的产业，在政策上给予大力支持。2010年，高端装备制造业被国务院确定为国家重点培育和发展的战略性新兴产业之一。“十二五”开局，我国又确立了能源装备产业新的发展目标，明确提出要把能源装备制造业培育成重要的战略新兴产业。而近期即将出台的《“十二”五期间海洋工程装备发展规划》，则标志着国家将加大对海工装备产业的扶持力度。
具有战略高度的政策频繁出台，彰显出我国大力发展高端石油装备制造业的决心，推动了石油装备制造业的优化升级和布局调整。近年来，国际石油石化通用机械制造业产业能已经开始向我国转移。可以预见，未来5-10年内我国高端石油装备产业将会迎来蓬勃发展。只要抓住机遇，业内将成长起一批具备和西方石油装备“大鳄”抗衡实力的国际化企业集团。
二、东营做大做强石油装备制造业的基础和优势
山东省石油装备销售收入连续两年位居全国首位，其中80%以上的石油装备制造业集中在东营。2010年，东营销售收入过亿元的石油装备企业达五十余家，5亿元以上的企业20多家。目前，东营的石油装备总产值已经占到全国的三分之一左右，主导产品陆地石油钻机占国内市场的比重达到26%，抽油机达到60%，石油专用管达到30%，抽油（电）泵达到50%，抽油杆达到25%，燃气发电机组达到80%，油田特种车辆达到30%。钻机、管具、采油装备大量出口中亚和东欧，石油管具大量出口美国、加拿大等西方国家。
作为中国做大的石油装备制造业基地，东营初步具备了承接国际石油石化通用机械制造业转移的优势：
（一）产品种类齐全。经过多年积累，东营的石油装备产业已经成为国内同行业的“领头雁”。东营市已经形成了以钻机、钻杆、抽油机、抽油杆、抽油泵、油气集输管道、油田特种车辆等成套设备为重点，涵盖物探、钻井、测井、固井、采油、井下作业、地面工程、管道运输等各领域的产品体系。庞大的产业规模，完整的产品种类使得东营具备了成为“东方休斯顿”和世界石油之都的实力。
（二）产业关联度较高。东营石油装备产业体系较为完整，集研发、制造、服务、内外贸易于一体，企业之间通过专业分工，在技术信息、原材料供应、产品销售渠道和价格等方面建立起共生、互补、竞争的发展模式，产业链不断延伸，产品开发由低端向高端、公司主营业务有制造向工程服务不断转变。
（三）创业及展示载体丰富。依托胜利油田和石油大学，东营的石油装备专业人才资源丰富，科研实力雄厚。目前，东营市已经拥有一处国家级经济技术开发区，一座国家级大学科技园和四家国家级高新技术创业中心，并建成了国家级示范生产力促进中心。一年一度的中国（东营）国际石油石化装备与技术展览会是国内唯一在石油产区和石油装备基地举办的国际石油盛会。目前正在建设的“中国石油装备产业基地国际交流中心”项目建成后将成为中国石油装备向世界展示形象和宣示实力的平台和窗口。
（四）交通网络发达。完善的公路、铁路、航空、港口等交通设施，为东营市搭建了发达的交通网络。尤其是国家一类开放口岸东营港2020年将跨入具备亿吨吞吐能力大港的行列，使得东营具备了与世界能源之都美国休斯顿类似的优势，是我国其他主要石油装备制造地区所不具备的。
（五）国家战略支撑。2009年11月和2011年1月。“黄河三角洲高效生态经济区”和“山东半岛蓝色经济区”相继上升为国家开发战略，东营分别成为“黄”、“蓝”战略的核心城市和前沿城市。“黄”、“蓝”战略分别明确了东营建立高端石油装备产业区以及石油产业聚焦区的目标，加之国家战略性新兴产业政策，三大国家战略的交汇叠加，使东营石油装备制造业面临前所未有的巨大机遇。
三、东营石油装备制造业发展面临的挑战及对策建议
全球油气勘探开发的广阔前景，以及国际石油石化通用机械制造业产能向我国转移的趋势，使东营高端石油装备产业迎来了蓬勃发展的机遇。作为石油装备制造业的“领头雁”，东营石油装备产业在拥有显著优势的同时，自身发展也存在许多矛盾和问题，必须采取措施积极应对。
（一）面临国内兄弟省份的激烈挑战。尽管东营石油装备产业在国内已经建立起了领先优势，但发展形势不容乐观。进入新世纪以来，全国很多地方十分重视石油装备制造业所蕴含的巨大商机，纷纷将打造石油装备制造基地作为自身发展的战略目标。
辽宁盘锦市和黑龙江大庆市先后确定了建设世界石油装备产业基地的战略目标。盘锦的建设目标是到2015年产值占国内石油装备制造行业的1/5，占世界石油装备年需求量的3%，2020年产值占国内行业的1/4，占世界需求量的5%-6%，成为闻名世界的石油装备制造中心。大庆的目标是在未来5年内，建立起具有世界影响力和竞争力的石油装备制造基地。近年来，江汉油田也确立了建设“世界知名，中国一流”的石油装备制造基地的战略目标，力争在“十二五”期间销售过百亿。上海建立了石油化工装备产业基地，其发展目标是建成具备世界影响力，中国最具竞争力的石油装备产业基地。今年初，克拉玛依油田也定下了打造国家级石油装备产业基地的发展目标，此外，四川广汉、江苏建湖等地也启动了石油装备基地建设工程。
凭借自身的独特优势，各地纷纷确立了石油装备产业发展的宏伟蓝图，并得到地方政府的大力扶持。其中大庆、盘锦的发展尤为迅速，计划建设总投资额均在百亿元以上。未来中国石油装备制造业将形成群雄并起的格局，激烈的竞争已经不可避免。
（二）需解决制约自身发展的深层问题。目前，制约东营石油装备制造业发展的深层问题主要体现在四个方面。一是企业规模小，集中度低。东营的石油装备企业虽然总体看数量较多，但有半数以上的企业未达到规模经济。这使得企业资金、产能规模、技术力量等资源相对分散，区域性综合竞争力难以提高。二是产品结构雷同，特色不明显，低水平重复建设严重，由于各自为战，东营石油装备企业难以形成竞争合力，造成了产能的浪费和行业间的无序竞争，影响了产业的健康发展。三是产品技术含量低，低端产品多，具有自主知识产权的核心产品少，一些关键技术和产品还需引进或直接到国外采购，产品附加值低，自主化生产能力有待提高。四是海外市场开发力度弱。东营的石油装备是靠胜利油田的带动发展起来，由于对胜利油田等国内油田的依赖，许多企业在对海外市场的开发上畏首畏尾。绝大多数企业还没有建立起完善的海外市场营销体系，尚未具备与哈里伯顿等世界巨头竞争的能力。
（三）必须得到政府的大力扶持。东营石油装备产业的发展首先离不开企业自身核心竞争力的提升。东营企业将核心竞争力的提升形象地比喻为“护住脖子”和“伸出拳头“。所谓“护住脖子”，就是不断加强技术研发和自主创新，掌握关键核心技术，提升自主研发、自主设计和自主制造的能力，强化核心竞争力，彻底摆脱国外公司在关键技术上的“卡脖子”现象。所谓“伸出拳头”，就是苦练内功，拿出技术先进、质量过硬的拳头产品，树立良好品牌，形成广泛影响力。只有具备过硬的拳头产品，才能拥有和西方大公司过招的资本，才能真正在市场博弈中抢占先机。
未来的发展中，东营石油装备制造业面临着“不进则退”的严峻形势。要保持并扩大领先优势，在企业自身努力的同时，还必须得到政府相关部门的大力扶持。企业希望政府：一是尽快出台具体的扶持政策细则。包括技术研发支持政策、土地支持政策、人才支持政策等。通过优惠政策的支持，鼓励企业走自主研发与技术合作、技术引进相结合的道路，引导企业尽快掌握世界先进技术，加速产品高端化进程。二是加快推进产业产品结构调整。充分发挥政府宏观调控职能。有效整合资源，以点带面，使东营石油装备产业走上高端项目带动低端项目，大企业带动小企业的发展道路。同时，通过发挥引导作用，调整产业格局，优化产品结构，从而形成良好的区域竞争合力。此外，还应当加大监管力度，避免恶性竞争，使东营石油装备制造企业实现协同作战，共同发展，充分发挥产业集聚优势。三是加大对海外市场开发的支持力度。从产业长远发展的角度考虑，政府应出台海外市场开发激励政策，鼓励企业实施“走出去”的市场战略，参与全球市场竞争，占领海外市场。四是实行大项目和高端项目带动战略。加强对大项目和高端项目的政策倾斜力度，通过项目带动，在做大的基础上，把石油装备产业做精、做高端。
面对机遇与挑战，只有企业努力，政府重视，多方配合，聚力突破，东营石油装备制造业才能够保持并扩大自己的领先优势。只要运作得当，抢占先机，东营石油装备产业有可能在未来10-15年内形成数千亿元的产值和销售规模。届时东营将实现石油装备制造业的跨越发展，并真正成为“东方休斯顿”和世界石油之都，为中国石油装备制造业的强大振兴作出更大贡献。
Ⅵ 中亚医院怎么样
您好，看一个医院的好坏，主要看这几点，第一：医院的规模大小；第二：医院的医疗设备是否先进；第三：医院的医生水平如何；第四：医院的服务怎么样。
Ⅶ 东营三角洲发育规律及其岩性油藏勘探技术
王居峰张昕王化爱贾光华刘军锷厉亚敏
摘要东营三角洲及与之有关的浊积砂体是东营凹陷沙三段最重要的储集岩体。该文以地震地层学和层序地层学理论为指导，通过建立高分辨率等时地层格架，将三角洲在沙三段中亚段沉积时期的发育过程划分为6个期次，分析了各期三角洲的沉积特点、推进范围及其前方浊积砂体的分布规律，指出浊积砂体的富集与成藏主要受高压流体封存箱、砂体埋深、断层作用及砂层厚度等因素所控制。据此，总结了浊积岩岩性油藏的勘探技术，在实际应用中取得了显著效果。
关键词东营三角洲浊积砂体岩性油藏勘探技术
一、引言
东营三角洲砂体内已发现油气地质储量近10×108t，约占整个东营凹陷的75%。随着岩性油藏勘探技术的应用，东营三角洲前方的浊积岩岩性油藏，成为东辛、牛庄、现河庄、郝家、史南及胜坨等油田增储上产的主要勘探目标，每年新增石油地质储量1000×104t以上。因此，研究东营三角洲的发育规律，总结与完善其岩性油藏勘探技术，对于正确认识岩性、预测岩性油气层分布等，具有非常重要的意义。
二、三角洲发育规律
在陆相沉积湖盆中，三角洲沉积体通常位于湖、陆之间的过渡地带，其形成条件是湖盆的沉降和河流注入的大量碎屑沉积物。另外，其发育情况还受气候、湖平面变化、河口水流性质及湖盆边缘斜坡坡度等多种因素影响。由于湖泊的水动力能量远小于海洋，湖成三角洲一般是以河流作用占优势，多形成建设性三角洲，平面上呈鸟足状或锯齿状，如东营三角洲、鄱阳湖的赣江三角洲、青海湖的布哈河三角洲等。
东营三角洲的地震反射特征和沉积物组合都具有明显的三层结构，可将其划分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲等三种亚相类型。在三角洲形成过程中，受构造运动强度、湖水面升降、沉积时古地形及物源供给方向等因素所控制，三角洲的沉积规模及沉积特征也在不断发生变化。因此，等时地层单元的划分是寻找浊积砂体有利发育区及进行准确储集层预测的关键。
1.三角洲主要沉积期次的划分
东营三角洲主要发育于沙三段—沙二段。其中，沙三段特征明显，沙二段分布局限，本文主要对沙三段三角洲进行研究。
对沙三段三角洲三个大的发育阶段（分别对应沙三段下亚段、沙三段中亚段和沙三段上亚段）而言，每个沉积旋回在地震剖面上均对应有等时的地震反射层序，即沙三段上亚段顶对应T3反射层，沙三段中亚段顶对应T4反射层，沙三段下亚段顶对应T6标准反射层，沙三段下亚段底对应下T6反射层（图1）。
图1史128—莱34井连井三维地震剖面图
在T4与T6之间，根据三维地震剖面上顶超、下超及反射界面强弱等特征的变化，可以解释出5个连续性较好的同相轴，结合岩性、测井等资料分析，这些同相轴均对应每期三角洲的前三角洲环境的泥岩沉积，横向可对比性强，可作为三角洲期次划分的等时界面。依此将沙三段中亚段三角洲划分为六个等时地层单元，代表了三角洲发育的六个期次。同理，沙三段下亚段三角洲可划分为两期，沙三段上亚段三角洲可划分为三期，共将沙三段三角洲划分为11个等时的地层单元，即11个发育期次。
2.三角洲发育演化及浊积砂体分布规律
1）沙三段下亚段
沙三段下亚段沉积时期，东营凹陷构造运动相对稳定，气候由干热转向潮湿，但凹陷四周物源供给较少，主要发育深湖－半深湖的泥岩夹油页岩沉积，只在凹陷东端的莱州湾地区发育规模较小的三角洲体系。该期三角洲在沿莱20井附近东西向地震剖面上可见清晰的楔状反射结构，即呈向盆地中心方向收敛，同相轴减少的缓楔状。根据地震反射特征可将该期三角洲划分为两个小的期次，分别夹于两套油页岩之间。
从录井资料分析，该期三角洲具有明显的水进特征。平面上，三角洲前缘砂体在莱59与牛81井之间尖灭，并且沉积物粒度自东向西逐渐变细；垂向上，自下而上粒度变细，岩石颜色变暗，构成正旋回层序，表明是从粗粒三角洲分流河道至河口堆积物，上部为粉细砂岩与灰色泥岩薄互层，顶部为湖相泥岩、油页岩，组成了正向层序三角洲沉积。
在三角洲的发育过程中，受东营中央背斜带的阻挡作用，来自莱州湾方向的水系分为南北两支，其中南支水流能量明显大于北支。由于三角洲发育过程中构造运动稳定，古地形相对平坦，加之为水进型沉积，三角洲前方滑塌浊积砂体不发育。但由盆地东南部水道入湖所形成的深水浊积扇体，已经延伸到了洼陷区，自东向西已发现东科1、牛21等富含油的深水浊积扇体。
2）沙三段中亚段
沙三段中亚段沉积时期，地层厚度明显增大，反映了构造运动强烈，盆地沉降速率增大。凹陷东部沙三段下亚段地层厚度最大的莱州湾地区，由于构造抬升及三角洲的充填，沙三段中亚段地层厚度明显减薄，盆地沉降中心向西迁移至牛庄、民丰等地。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（莱州湾水系）及东南部（八面河、陈官庄水系）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。从地震反射特征分析，沙三段中亚段底部（T6）是一个稳定的反射界面，在T6与T4之间，还可以划分出5个较为清晰的等时面。相邻等时面之间，既有典型的前积反射结构，也有楔状收敛反射结构。其中前积反射层发育有陡斜的前积层（顶部近10°），三角洲的三层结构明显，即有底积层，前积层和顶积层，三角洲前缘及前缘斜坡对应“S”型和切线斜交型及“S”型至斜交复合型前积反射；前积层顶超点之上为变振幅亚平行波状地震相，对应三角洲平原亚相的响应，岩性上以碳质泥岩的出现作为每期三角洲结束的标志。
大量钻井资料的对比结果表明，沙三段中亚段三角洲垂向上多具典型的三角洲反旋回结构，平面上，三角洲平原亚相、前缘亚相及前缘斜坡亚相都十分发育，特别是前缘砂体叠合连片，呈环状围绕三角洲平原分布，为典型的河控三角洲沉积。这样，以地震剖面上划分的6个等时面为标准，结合钻井资料对比，可将沙三段中亚段三角洲的发育过程东向西划分为6个小的期次，由早至晚依次称之为沙三段中亚段中6、中5、中4、中3、中2和中1三角洲体（图2）。每期三角洲前缘砂体的推进范围、沉积特点及其前滑塌浊积砂体的分布各不相同。
图2史128—莱34井东西向沙三段中亚段三角洲发育剖面图
（1）沙三段中亚段中6三角洲体
沙三中6沉积时期，东营三角洲的物源主要来自凹陷东部的莱州湾水系。
该沉积时期，随着盆地周缘断层活动的增强及盆地沉降速率的增大，湖盆水体范围继续扩大，三角洲沉积过程仍表现为水进特征，在地震剖面上表现为前积反射的顶超点向东迁移，向西则为深湖—半深湖背景下的泥岩、油页岩所形成的稳定的席状地震相。因此，虽然该期三角洲规模较大，但其前缘斜坡上浊积砂体不发育，钻井揭示厚度一般为1～2m，且多为灰质胶结，储集物性较差，勘探意义不大。
该期广泛发育的低位扇体夹于最有利的生油岩之中，具有优越的成藏条件。沙三段中亚段沉积早期，除了盆地周缘断裂的强烈活动外，陈官庄－王家岗断裂带的活动明显加强。该断裂是发育于盆地斜坡带上的反向调节式断裂带，它不仅是由洼陷带转向斜坡带的分界断层，更重要的是它形成了盆地缓坡构造坡折带，并控制了沙三段中亚段低位期湖盆范围。
（2）沙三段中亚段中5三角洲体
沙三中5沉积时期，湖盆水体范围继续扩大，三角洲前缘推进到了牛庄洼陷的中心。该期三角洲在地震反射特征上表现为前积层的顶超反射点向东退缩，向西尖灭，整体为一向东加厚的楔状反射，水进特征明显。结合钻井资料分析，该期三角洲前缘滑塌浊积砂体也不发育。
（3）沙三段中亚段中4三角洲体
该沉积时期，湖盆的水体范围退缩，沿凹陷轴线方向的水流能量增强，加之物源供给充足，形成了北西、西和南西方向的三条分支水道，三角洲前缘推进到辛122—王65—王78井一线，分布范围明显扩大（图3）。该期三角洲地震反射特征明显，具有典型的叠瓦状前积反射特征，前积层的顶超反射点向西推进，反映了快速向前推进的沉积特点。
图3东营凹陷中带沙三段中亚段中4三角洲分布范围图
由于该期三角洲推进速度快，前缘砂体发育，形成了陡倾的前缘斜坡（坡度可达10°左右），在围绕三角洲平原相呈环状分布的多个前缘砂体的前方形成了大量的滑塌浊积砂体，这些砂体垂向上叠置，平面上大面积连片分布，是牛庄等地区重要的储油砂体类型。
另外，由于湖水面的退缩，在三角洲大规模发育的同时，东南部水道向盆内延伸，在三角洲推进时水体能量波及不到的地区形成了深水浊积扇沉积，与同期形成的滑塌浊积岩相比，该类砂体虽数量较少，但单砂体分布面积和厚度均较大，储集物性较好，也具有较大的勘探价值。
（4）沙三段中亚段中3三角洲体
沙三中3沉积时期，东营湖盆的水体范围再度扩大，造成盆地周缘物源供给减少，三角洲推进速度较慢，其前缘砂体仅推进到辛10—河123—牛23井一线。在地震反射特征上，同中5三角洲体一样，表现为水进特征，三角洲前积层的顶超反射呈向西尖灭，向东退缩，呈纺锤状夹于中4与中2之间，并且三角洲前方滑塌浊积砂体也不发育。
（5）沙三段中亚段中2三角洲体
经过前期三角洲的充填作用，该沉积时期湖盆水体范围明显缩小，三角洲平原相推进到了牛庄洼陷。该期除东部的莱州湾水系继续发育外，来源于盆地东南部的陈家庄水系也向利津洼陷方向推进，二者在牛庄洼陷的牛25—牛10井区交汇，从而使三角洲的发育达到鼎盛期，其前缘砂体推进到了营8—河145—河48—牛103—牛8井一线。
该期三角洲在地震反射特征上表现为前积型地震反射，前积层的顶超点向西推进，前积体呈叠瓦状分布。根据钻井资料揭示，三角洲前方滑塌浊积砂体发育，这些浊积砂体是史南等地区的重要储油砂体。最近在牛庄洼陷西部钻探的史128井在沙三段中亚段中2钻遇大套滑塌浊积岩油层，从而证实在三角洲前方发育的滑塌浊积砂体呈环带状分布。
（6）沙三段中亚段中1三角洲体
沙三中1沉积时期，东部和东南部水系继续向西推进，三角洲前缘推进到了利津洼陷的东坡。该期三角洲前积反射特征不明显，并且在中部和北部沉积物粒度明显变粗，表现为有低水位扇体混入的沉积特征。
该三角洲沉积结束之后，梁家楼水下扇体自南向北推进，从史南地区南部的梁64井至北部董集洼陷的清1井，分布面积达120km2以上。该期白云岩的形成，是高水位体系域晚期发展阶段的产物，它标志着沙三段中亚段三角洲沉积时期的结束。
3）沙三段上亚段
随着盆地的沉积中心不断向西迁移，沙三段中亚段三角洲不断向西推进，至沙三段上亚段沉积时期，盆地的沉积中心迁移到利津—梁家楼一带。该沉积时期，随着湖盆水体的进一步退缩，盆地的东部以河流三角洲平原相沉积为主。同时，由于南、北两侧物源供给增加，三角洲前缘相最为发育，前缘砂体推进到了董集－利津洼陷。根据地震反射特征，可将沙三段上亚段三角洲的发育过程划分为3个小的期次，总体上均表现为清晰的前积反射结构。根据钻井揭示，该沉积时期滑塌浊积砂体数量较少。
三、与三角洲有关的岩性油藏勘探技术
在三角洲的推进过程中，受构造运动、湖水面的升降及地震活动等影响，每期三角洲前方均不同程度地发育有与三角洲有关的滑塌浊积砂体，这些砂体大小不一，整体被大套泥岩所包围，是东营凹陷中带最主要的储油砂体类型之一。但由于该类砂体埋藏较深（一般在3000m以下）、分布随机性强、多以砂泥岩互层形式出现，给砂体的预测与油藏描述工作带来了难度。因此，在目前的市场经济条件下，建立和完善一套针对浊积岩油藏的勘探技术，对于提高钻探成功率、节约钻井投资，有着十分重要的意义。
岩性油藏勘探技术包括地质和地球物理方法的储集层预测技术及油气成藏条件分析技术，现阶段其核心技术是储集层预测技术，该技术包括勘探目的层的确定、砂体有利发育区的预测、储集层的精确标定与追踪等内容。在研究与应用过程中，应遵循以下程序。
1.地质综合研究确定勘探目标区
（1）确定浊积岩发育带
以等时地层单元作为研究对象，通过沉积亚相、微相研究，确定每期三角洲的发育规律，特别是准确描述三角洲前缘亚相和前三角洲亚相的分布区，与三角洲前缘最大推进方向所对应的前三角洲区是浊积岩最有利的发育区带。
（2）确定浊积岩发育区
在精确的小层段对比基础上，编制小层段地层等厚图，利用地层厚度法，根据已确定的沉积时的深、浅水区带分布判断浊积岩发育区。浅水区地层厚度相对较大时，表明是三角洲沉积时推进的主要方向，其前方为浊积岩的有利发育区；位于深水区的地层厚度相对较大时为浊积岩发育区。深水区地层明显加厚，是发育的浊积岩，经后期成岩作用与周围泥岩发育区差异压实形成的。
2.地球物理方法预测砂体的空间展布
地球物理方法是石油勘探中最有效的直接预测手段。目前预测方法很多，但都有局限性，必须针对不同的地质情况采取与之相应的预测方法。据钻井资料分析，东营凹陷沙三段浊积岩发育区内，以泥岩为主夹浊积岩，其中泥岩速度一般为2900～3300m/s，砂岩层速度一般为3400～4000m/s。多年勘探实践证实，应用速度信息来研究预测砂体是可行而有效的。该方法包括地震剖面极性分析技术、层位标定技术和测井约束反演技术等。
1）地震剖面极性分析技术
图4史110—1井合成记录反求速度与综合速度对比图
在以构造油气藏为主的勘探阶段，人们迫切解决的首要问题是构造形态、断点位置等，无论剖面极性如何，其构造高点的偏移仅仅只是波峰与波谷之间的半个相位的偏移，对油气藏的勘探开发没有太大的影响，所以解释人员对于地震剖面中的波峰、波谷分别代表的地质含义无需太多的研究。最近几年，尤其是胜利油田率先进入了大规模隐蔽岩性油气藏的勘探阶段，对于地震剖面中每个反射界面所包含的不同地层含义必须要有明确的认识，才能识别、描述砂体。以牛庄地区为例，在目前的地震记录上（25～30Hz）, 3000m深度（2.4s）某一反射界面相邻波峰波谷的时差为15～20ms，深度误差可达25～35m。如此大的纵向标定误差以及由此导致的储集层横向解释结果的不同，用于油藏的勘探开发工作是难以接受的。由于地震资料冗长复杂的处理过程，其极性常常不确定，影响岩性地层解释的精度。因此，必须首先明确地震剖面的极性。
（1）利用人工合成记录确定极性
全盛地震记录的极性是已知的，由此，根据全盛记录与地震剖面的匹配关系确定极性。其步骤是：首先，精细制作人工合成地震记录（要求工区内所有井）；其次，每口井分别与地震剖面相关，确定每口井的分析结果，可分为正极性相关好、负极性相关好、正负极性都好或都不好三类；第三，列表统计，去掉不定性的无效井，按有效井的多数确定剖面极性。
（2）合成地震记录反求平均速度法
将合成地震记录与剖面匹配以后，可分别读出多个时间、深度数据对，与该区平均速度拟合，确定与剖面相关好的合成记录的极性，即为剖面极性（图4）。
（3）模型判别法
透镜状砂岩体在正极性剖面上，顶部呈单轨上凸反射特征；在负极性剖面上，砂岩底部呈单轨下凹反射特征（图5）。
（4）利用VSP测井速度资料确定极性
获取精确的VSP速度资料，完成炮井深、低速带、补心高等各类校正。从响应测井、录井资料读出的已知井典型的反射界面深度，在该反射系数界面极性确定以后，通过 VSPLOG与地震剖面对应的该界面的反射波形即可确定，如果正反射系数界面对应波峰，则为正极性剖面，否则，为负极性剖面。
2）应用测井约束反演技术预测与描述砂体
图5应用模型法判别地震剖面极性图
在常规地震资料的砂体追踪工作中，一是由于受地震分辨率的限制，加上砂泥岩薄互层组合，在标定和追踪时，只能以砂层组为单位，而不能追踪单砂体；二是由于所追踪的同相轴为砂层组的反射，所以，砂层组的某一个砂层的消失或出现，都可能引起同相轴的扭曲和能量变化，这样，所确定的砂体边界就会有误差甚至错误；三是由于薄互层的层间干涉作用，砂层组中纯砂岩的厚度与振幅并不是严格的线性关系，所以砂体的厚度求取存在一定的误差。
测井约束地震反演技术突破了地震频带的限制，以具有丰富的高频信息和完整低频成分的测井资料补充地震有限带宽的不足，用已知地震信息和测井资料作为约束条件，推算出高分辨率的地层波阻抗资料，并结合多学科知识，为储集层的深度、厚度、物性的精细描述提供可靠的依据。
近几年来，测井约束反演技术已被广泛应用于油田的勘探和开发，特别是应用该技术对浊积岩岩性体的预测与描述及储量上报等都显示出独特的优势，并且取得了显著的效果。但是，由于东营凹陷中带沙三段的浊积岩体都是处于半深湖—深湖沉积环境，泥岩含灰质较为普遍，致使砂岩与灰质泥岩的相变点在常规三维地震剖面上难以识别，甚至合为一个连续的强—中强振幅的同相轴，简单的测井约束反演也难以解决这个问题。
3.油气成藏条件研究优选砂体
多年来的勘探实践证明，夹于暗色泥岩之中的砂体并不是都含油。需要对其成藏特点及富集与高产的控制因素进行研究，有选择性地钻探所描述的砂体。
1）油气成藏特点
对于岩性油气藏成藏问题，目前的评价已有较为成熟的方法，特别是流体压力封存箱理论提出后，许多学者都对东营凹陷进行过研究，认为东营凹陷高压流体封存箱在平面上可以按构造单元划分为多个小封存箱，各个小封存箱的顶部封盖层有起伏变化，这种起伏明显与东营三角洲的发育有关，三角洲前缘相砂岩之下大约50～100m厚的前三角洲泥岩即为封存箱的顶部封盖层。通过对三角洲发育期次的划分与对比，高压流体封存箱的封盖层深度约为2900～2950m，应选择该深度以下的砂体进行预测与描述。
2）油气藏富集高产的控制因素
研究成果及勘探实践表明，沙三段岩性油藏的富集高产主要与砂体的埋深、断层作用、砂层厚度等密切相关。
（1）断层对油气富集高产的控制作用
断层对油气成藏及其富集高产的控制作用主要表现在三个方面：首先，同生沉积断层控制着储集层发育与分布，从而控制了油气的分布与富集，如位于梁11断层下降盘的史深100井区和郝2断层下降盘的史115井区，不仅砂体最为发育，而且油井产能最高，尤其是在史115井区，史115—1、史115—2等井的日产量达150t以上；其次，断层可以改善低渗透储集层的物性，特别是渗透性，表现在同一沉积相带内断层发育部位物性好、产能高；第三，断层可以形成良好的构造－岩性圈闭或构造圈闭，造成油气的富集高产，如郝2断层上升盘的河4鼻状构造带，从东营组至沙三段均存在高产层。
（2）砂层厚度是油气富集高产的基础
砂岩的存在决定着油气富集，而砂层厚度在一定程度上决定了油气产能。该区的勘探和开发生产实践已经表明了不同沉积微相内或同一微相带中砂层厚度的控制作用，即随着砂层厚度的增大，油气产量也有所增高。即使在单个岩性油藏中，砂层厚度也对油井产能有着重要的控制作用，即砂层厚度较大的部位是油气高产区。这是探井部署的又一重要原则。
（3）砂体含油边界的确定
目前有许多地球物理方法在探讨预测含油边界的问题，但实践证明，还没有一种方法适合预测埋深3000m以下砂岩油藏的含油边界。经地质统计分析，沙三段浊积砂体的充满系数一般在60%～80%左右，可以此作为探井的重要部署原则。
四、结论
东营凹陷沙三段高分辨率等时地层格架的建立应以地震资料为基础，结合测井、录井等资料来进行，以此为依据，可将沙三段中亚段三角洲的发育过程划分为6个等时的地层单元。
浊积砂体的发育与分布与三角洲的推进作用密切相关，对应三角洲最大主推进方向的古地形低洼处及同生沉积断层下降盘，是浊积砂体发育与分布的有利地区。
浊积岩岩性油藏的储集层预测应以综合地质研究为基础，通过地震剖面极性的确定、储集层的识别与标定及测井约束反演等逐步实施，针对不同类型的砂体应采取相应的解释与描述方法。
浊积砂体的成藏与富集主要受高压流体封存箱顶盖层分布、砂体埋深、断层作用及砂层厚度等的影响，这些因素都是探井部署中必须遵循的重要原则。
致谢本文在研究过程中，承蒙地质科学研究院张善文副院长、宋国奇总地质师、肖焕钦副总地质师和东昌惠室王荣臣、王宁、邱桂强等高级工程师的帮助，张善文副院长审阅了全稿，东营南坡组、北带组全体人员参加了该项研究工作，在此一并表示衷心的感谢。
主要参考文献
[1]郑和荣，王宁等.东营凹陷层序地层学研究在隐蔽油气藏勘探开发中的应用.北京：石油工业出版社，1997,87～93.
[2]赵澄林，张善文等.胜利油区沉积储集层与油气.北京：石油工业出版社，1999.
[3]C.E.Payton著.牛毓荃，徐怀大等译.地震地层学（在油气勘探中的应用）.北京：石油工业出版社，1980,70～83.
[4]纪友亮，张世奇.陆相断陷盆地层序地层学.北京：石油工业出版社，1996,6～11.
[5]胜利油田石油地质志编写组.中国石油地质志（卷6).胜利油田.北京：石油工业出版社，1993,32～47.
Ⅷ 信用认证
济南双力辰好啊 公司没几个人 去了都呆不下去 基本上就是个一次性厕所 ， 来了就走 而且不发工资 济南双力辰好 还欠我六个月的工资呢 到现在也不给，不光我自己 据说还有很多 反正你来了就是被坑了 我是干安装的 特别是安装不能来 那个乔主管太黑了 坑公司 坑下面跟他干活的人 光顾自己挣钱 弄得乌烟瘴气的 弄得假账 很多 哈哈 爆料一下 让你不给我发工资
Ⅸ 谁知道山东东营国际IWCF、IADC井控技术培训中心电话
IADC是一个缩写钻井承包商协会，英文名为钻井承包商协会。 IADC拥有65多年的历史。这是代表全球钻井公司行业的唯一组织。由于钻井行业权威机构，美国认证IADC钻井承包商协会，已广泛被政府认可，并在业界享有很高的声誉。 IWCF是一个缩写的国际井控论坛，英文名为国际井控论坛。简单地说，空间碎片协委会主要是美国的标准，并IWCF代表英国的欧洲标准，在国际上公认的最高的井控类认证。
说到差异，其实本质是一样的，主要看工作区。例如，在中东工作，美国的标准是非常流行的，一般会被要求在党的招标钻机人员都有IADC证书，而在英国北海和一些英国殖民地，如马来西亚，它需要一些更IWCF的。一般国内的团队，如同一份工作，那么中东和中亚地区相对集中，因此，通常需要获得IADC井控证。
培训，然后，IWCF成本相对较高，考试的难度是比较高的，具有双重用途的土地和海洋的内容进行比较。两用陆地和海上和陆地IADC证书分为两类，比IWCF下更加困难。具体的培训可以咨询一些国内机构，如果在北京，你可以问下嘉洋天成国际教育科技（北京）有限公司开业年度IADC公开课北京和海外的同志，相对东营那边更方便，费用大约是相同的。
希望以上信息有帮助房东，那么请给出满意的分数
Ⅹ 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-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：Pcb为毛管突破压力；γ为孔隙大小分布指数；Sw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Pcb。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。
参考文献
［1］陈章明，张云峰，韩有信等.凸镜状砂体聚油模拟实验及其机理分析［J］.石油实验地质，1998，20（2）：166～170.
［2］李丕龙，庞雄奇，陈冬霞等.济阳坳陷砂岩透镜体油藏成因机理与模式［J］.中国科学D辑，2004，34（增刊1）：143～151.
［3］王宁，陈宝宁，翟建飞.岩性油气藏形成的成藏指数［J］.石油勘探与开发.2001，27（6）：4～5，8.
［4］庞雄奇，陈冬霞，李丕龙等.砂岩透镜体成藏门限及控油气作用机理［J］.石油学报，2003，24（3）：38～41.
［5］李丕龙，张善文，宋国奇等.断陷盆地隐蔽油气藏形成机制——以渤海湾盆地济阳坳陷为例［J］.石油实验地质，2004，26（1）：3～10.
［6］隋风贵.浊积砂体油气成藏主控因素的定量研究［J］.石油学报，2005，26（1）：55～59.
［7］Palciauskas V V.Primary migration of petroleum［C］//Merrill R K.Source and migration processes and evaluation techniques（AAPG Treatise of Petroleum Geology），Tulas，OK.1991：13～22.
［8］Mann U，Hantschel T，Schaefer R G，et al.Petroleum migration：mechanisms，pathways，efficiencies and numerical simulations［C］//Welte D H，Horsfield B，Baker D R.Petroleum and Basin Evolution，SpringerVerlag Berlin Heidelberg，1997：403～520.
［9］罗晓容.油气初次运移的动力学背景与条件［J］.石油学报，2001，22（6）：24～29.
［10］Ungerer P，Burrus J，Dollgez B，et al.Basin evaluation by integrated two-dimensional modeling of heat transfer，fluid flow，hydrocarbon generation，and migration［J］.AAPG Bulletin，1990，74（3）：309～335.
［11］Düppenbecker S J，Dohmen L，Welte D H.Numerical modeling of petroleum expulsion in two areas of the Lower Saxony Basin，Northern Germany［C］//England W A，Fleet A J.Petroleum Migration-Geological Society Special Publication No 59.London：Geological Society，1991：47～64.
［12］Okui A，Siebert R M，Matsubayashi H.Simulation of oil expulsion by 1-D and 2-D basin modelling saturation threshold and relative permeabilities of source rocks［C］//Dppenbecker S J，Iliffe J E.Basin Modelling：Practice and Progress-Geological Society Special Publications No.141.London：Geological Society，1998：45～72.
［13］Luo X R and Guy V.Geopressuring mechanism of organic matter cracking：Numerical modeling［J］.AAPG Bulletin，1996.80（6）：856～874.
［14］Ungerer P，Besis F，Chenet P Y，et al.Geological and geochemical models in oil exploration：principles and practical examples［C］//Demaison G，Murris R J.Petroleum geochemistry and basin evaluation-AAPG Memoir 35.Tulsa：AAPG，1984.53～57.
［15］Hermanrud C，Wensass L，Teige G M G.，et al.Shale porosities from well logs on Haltenbanken（offshore mid-Norway）show no influence of overpressuring［C］//Law B E，Ulmishek G F，Slavin V I.Abnormal pressures in hydrocarbon environments-AAPG Memoir 70.Tulsa：AAPG，1998.65～85.
［16］Slavin V I，Smirnova E M.Abnormally high formation pressures：origin，prediction，hydrocarbon field development，and ecological problems［C］//Law B E，Ulmishek G F，Slavin V I.Abnormal pressures in hydrocarbon environments-AAPG Memoir 70.Tulsa：AAPG，1998.105～114.
［17］Tissot B P，Welte D H.Petroleum Formation and Occurrence［M］.Berlin，Heidelberg，New York，Tokyo：Springer-Verlag，1984.
［18］石广仁.油气盆地数值模拟方法［M］.北京：石油工业出版社，1999.47～47.
［19］Danesh A.沈平平，韩冬译.油藏流体的PVT与相态［M］.北京：石油工业出版社，2000.56～56.
［20］Tokunaga T，Hosoya S，Tooaka H，et al.An estimation of the intrinsic permeability of argillaceous rocks and the effects on long-term fluid migration［C］//Düppenbecker S J，Iliffe J E.Basin Modelling：Practice and Progress-Geological Society Special Publications No.141.London：Geological Society，1998.83～94.
［21］Brooks R H，Corey AT.Properties of porous media affecting fluid flow［J］.Journal of the Irrigation and Drainage Division，1966，92（2）：61～88.
［22］Dullien F A L.范玉平，赵东伟等译.现代渗流物理学［M］.北京：石油工业出版社，2001.
［23］翁庆萍，庞雄奇，Leonard J E.东营凹陷牛庄洼陷沙三段中亚段岩性油藏数值模拟研究［C］.见：李丕龙，庞雄奇.隐闭油气藏形成机理与勘探实践——第三届隐闭油气藏国际学术研讨会论文集.北京：石油工业出版社.2004：215～218.
［24］Mudford B S，Gradstein F M，Katsube TJ，et al.Modelling 1D compaction-driven flow in sedimentary basins：a comparison of the Scotian Shelf，North Sea and Gulf Coast［C］//England W A，Fleet A J.Petroleum Migration-Geological Society Special Publication No 59.London：Geological Society，1991：65～85.
［25］Passey Q R，Creaney S，Kulla J B，et al.A practical model for organic richness from porosity and resistivity logs［J］.AAPG Bulletin，1990，74（12）：1777～1794.
［26］Schenk H J，Horsfield B，Krooss B，et al.Kinetics of petroleum formation and cracking［C］//Welte D H，Horsfield B，Baker D R.Petroleum and Basin Evolution.Berlin Heidelberg，Springer-Verlag，1997：233～269.