⑴ 镜质体反射率抑制与烃源岩质量关系——以东营凹陷烃源岩为例
李志明1徐旭辉2秦建中1刘文斌1施伟军1蒋宏1
（1.中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所，无锡214151；2.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083）
摘要 FAMM（fluorescence alteration of multiple macerals）技术是目前解决烃源岩镜质体反射率抑制问题的唯一有效方法。本文对东营凹陷不同类型烃源岩进行FAMM分析的同时，也进行了镜质体反射率测定。在此基础上，综合前人研究成果分析了镜质体反射率抑制与烃源岩质量关系。研究结果揭示，东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制程度与烃源岩质量关系密切，烃源岩质量越好，其镜质体反射率抑制程度越大。Ⅰ型烃源岩镜质体反射率一般抑制0.20%～0.35%，平均为0.30%；Ⅱ1型烃源岩镜质体反射率一般抑制0.15%～0.30%，平均为0.22%；Ⅱ2型烃源岩镜质体反射率一般抑制0.10%～0.18%，平均为0.15%；而Ⅲ型烃源岩的镜质体反射率一般不抑制或抑制程度很低，为0～0.05%。镜质体反射率受抑制的影响因素复杂，东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制程度与氢指数间具有显著的正相关性，表明东营凹陷烃源岩镜质体反射率受抑制主要与烃源岩富氢密切相关，这与烃源岩质量越好、镜质体反射率抑制程度越高相吻合。
关键词 镜质体反射率 抑制 烃源岩质量 FAMM 东营凹陷
Relationship between Vitrinite Reflectance Suppression and Source Rock Quality—A Case Study on Source Rocks from the Dongying Depression
LI Zhi-ming1，XU Xu-hui2，QIN Jian-zhong1，LIU Wen-bin1，SHI Wei-jun1，JIANG Hong1
（1.Wuxi Research Institute of Petroleum Geology，SINOPEC，Wuxi214151；2.Exploration ＆ Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing100083）
Abstract FAMM（fluorescence alteration of multiple macerals）technique is an only effective method for resolving vitrinite reflectance suppression of source rock at present.The FAMM and vitrinite reflectance of various type source rocks are determined in this paper.The relationship between vitrinite reflectance suppression and source quality is studied on the basis of measured data and combined with result of predecessors.The studied results show that the levels of vitrinite reflectance suppression are close related to source rocks quality.The level of vitrinite reflectance suppression is relatively higher with the source rock quality better.The level of vitrinite reflec tance suppression for the source rocks characterized by typeⅠorganic matter usually ranges from 0.20% to 0.35%，average 0.30%；for those characterized by type Ⅱ1，it usually ranges from 0.15% to 0.30%，average 0.22%；for those characterized by type Ⅱ2，it usually ranges from 0.10% to 0.18%，average 0.15%；and for those characterized by type Ⅲ，it usually ranges from 0to 0.05%，i.e.no suppression or slightly suppression.The vitrinite reflectance suppression is affected complexly by many factors.The levels of vitrinite reflectance suppression of the source rocks from Dongying depression having positive relationship with hydrogen index shows that vitrinite reflectance suppression is close related to relatively more perhydrous of source rocks.This is consistent with better quality source rocks with high level of vitrinite reflectance suppression.
Key words vitrinite reflectance suppression quality of source rock FAMM Dongying depression
镜质体反射率（Ro）是指在油浸条件下煤中均质镜质体或基质镜质体抛光表面的反射光强度与垂直入射光强度之比，用百分数表示，其是煤岩学中确定煤阶的最重要方法［1］。Teichmuller（1950）首次将镜质体反射率由煤阶的划分推广到确定沉积岩中分散有机质的成熟度，并获得了很大成功。随后这种方法在油气源岩有机质成熟度研究中得到了广泛的应用，成为目前国际上唯一可对比的成熟度指标，能够客观地反映晚古生代以来绝大多数烃源岩的有机质成熟度［2］。然而，随着研究的深入，镜质体反射率技术存在众所周知的不足［3］，其中两个主要问题是正确鉴定分散有机质中镜质体的难度大和镜质体反射率的抑制作用［4～8］，其结果导致镜质体反射率常出现失真现象。东营凹陷是济阳坳陷东南部的一个次级凹陷，是胜利油田勘探程度较高、油气资源较丰富的一个凹陷。已有的研究结果表明，东营凹陷有效烃源岩（沙河街组四段上亚段—沙河街组三段中亚段）镜质体反射率存在不同程度的抑制［9～11］，故实测的镜质体反射率实际上不能真实地反映烃源岩的成熟度。FAMM（fluorescence alteration of multiple macerals）技术是目前解决烃源岩镜质体反射率抑制问题的唯一有效方法［3，4］。本文利用无锡石油地质研究所新建立的FAMM技术对东营凹陷不同类型烃源岩镜质体进行FAMM分析的同时，也测定了镜质体反射率。结合前人测试成果，分析了东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制与烃源岩质量的关系，以便更正确、合理地认识镜质体反射率所蕴涵的成熟度信息。
1 FAMM 技术原理简述与分析方法
1.1 FAMM 技术原理简述
FAMM技术由澳大利亚CSIRO石油资源研究所Wilkins博士及其科研组成员在1989～1991年期间开发，该技术主要用于解决如下3个问题：①烃源岩样品的镜质体反射率受抑制（和增强）；②烃源岩样品中镜质体难以识辨；③烃源岩样品中镜质体丰度低。FAMM分析中具有决定性作用的技术支持是利用能激发488nm蓝色激光的氩离子激光器，在625nm的检测波长下测定显微组分随激光束辐射时间而变化的荧光强度。激光束的能量在0～25mW范围内可调，激光束经由光学纤维传导至显微镜，在50倍物镜下聚焦到样品表面，能形成仅约1～2μm大小的束斑［4］。这意味着用它几乎可以对任何显微镜下可分辨的显微组分颗粒进行微区分析。该技术的原理已有文献进行了详细论述［3，4，12］，故本文就其原理仅作简要的论述。
图1 显示正常镜质体标定曲线和抑制校正等值线的荧光变化图解
（据参考文献［5］资料修改）
Davis等［13］和Pradier等［14］的研究成果表明，有机显微组分的荧光变化特征由两种同时进行且对抗的光化学氧化反应确定，一种反应导致荧光强度随时间减弱，另一种反应导致荧光强度随时间增强，实际荧光变化曲线形态是两种荧光发射随时间变化的总和。在恒定的实验条件下，其荧光变化曲线与显微组分成分和成熟度有关。Wilkins等［4，5］研究发现荧光变化比（最终荧光强度/初始荧光强度，目前取400s时的荧光强度作为最终荧光强度I400）主要与烃源岩的成熟度有关，在正常镜质体反射率小于1.25%时，荧光变化比随烃源岩成熟度增高而减小；而最终荧光强度主要受显微组分类型和成分控制，随显微组分富氢程度增高而增大。由此在大量样品分析测试研究的基础上，建立了显示“正常镜质体”标定曲线和抑制校正等值线的荧光变化图解（图1）。
1.2 FAMM 分析方法
（1）样品制备：将研究样品粉碎至1.0～0.5mm之间，并用环氧树脂胶结制成光片，光片按镜质体反射率测定要求进行抛光。抛光后尽快进行FAMM分析，否则应置于真空密闭干燥器中保存，以避免氧化。
（2）设备与分析条件：FAMM分析获得的成熟度参数用等效镜质体反射率（EqVR）表示，其反映烃源岩的真实成熟度，图1中的虚线为不同等效镜质体反射率的等值线。本文实测FAMM分析结果在中石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究实验研究中心完成，使用的设备为：RANISHAW inVia型激光拉曼光谱仪，配备Ar+激发488nm激光器、Leica DMLP偏光显微镜。分析条件为对显微组分颗粒进行612～625nm波长进行间断定态光谱扫描，曝光次数140次，曝光时间1.00s/次，激光功率设置为30%，间隔0.5s，样品表面功率（75±5）μW。
（3）结果提取：提取625nm的检测波长下测定镜质体随激光束辐射时间而变化的荧光强度变化曲线（图2）；再根据荧光强度变化曲线，提取初始荧光强度、400s时的荧光强度，并计算荧光变化比，把所测得的镜质体的FAMM结果落到图1中，就可以确定烃源岩等效镜质体反射率并获知镜质体反射率的校正值范围。等效镜质体反射率与实测镜质体反射率（Ro）之差，即代表镜质体反射率的抑制程度。
2 结果
据本文对东营凹陷烃源岩样品的FAMM实测分析结果和郭汝泰等［11］的结果，东营凹陷不同类型烃源岩样品镜质体的典型荧光变化图解如图3 和图4 所示，各样品的FAMM分析结果及相应的镜质体反射率值和有机质类型如表1所示。
图2 测定的镜质体颗粒及其625nm检测波长下镜质体随激光束辐射时间的荧光强度变化曲线（上）
表1 东营凹陷烃源岩FAMM分析等效镜质体反射率（EqVR）与镜质体反射率结果对比
续表
注：参考文献［11］中的FAMM分析结果由Wilkins博士在澳大利亚CSIRO石油资源研究所完成。
图3 东营凹陷典型Ⅰ型、Ⅱ1型烃源岩荧光变化图解
a—样品54564（Wang54），3241.4m，Ⅰ型，EqVR=0.81%；b—样品54566（Wang57），3423.22m，Ⅰ型，EqVR=0.92%；c—样品675934（Bo11），2593m，Ⅱ1型，EqVR=0.75%；d—样品54557（Chun371），2757.8m，Ⅱ1型，EqVR=0.78%
由不同有机质类型烃源岩的镜质体典型荧光变化图解（图3，图4）可见，除Ⅲ型有机质类型的烃源岩样品外，其他所有样品的镜质体反射率均没有落在正常镜质体标定曲线附近，其中Ⅰ型有机质类型的烃源岩，其镜质体反射率一般落在0.30%校正等值线附近；Ⅱ1型有机质类型的烃源岩，其镜质体反射率一般落在0.20%校正等值线附近；Ⅱ2型有机质类型的烃源岩，其镜质体反射率一般落在0.15%校正等值线附近。这表明东营凹陷Ⅰ型、Ⅱ1型和Ⅱ2型有效烃源岩的镜质体反射率确实存在不同程度的抑制，并且有机质类型越好其抑制程度越大。根据表1所示的37个烃源岩样品FAMM分析获得的等效镜质体反射率（EqVR）与镜质体反射率（VRo）结果对比可知，Ⅰ型烃源岩，镜质体反射率抑制程度范围一般为0.24%～0.35%，平均为0.30%；Ⅱ1型烃源岩，镜质体反射率抑制程度范围一般为0.16%～0.30%，平均为0.22%；Ⅱ2型烃源岩，镜质体反射率抑制程度范围一般为0.13%～0.18%，平均为0.15%；而Ⅲ型烃源岩的镜质体反射率一般不抑制或抑制程度很低，约为0.02%左右。可见，东营凹陷烃源岩的镜质体反射率抑制程度与烃源岩质量关系密切，镜质体反射率抑制程度越大，烃源岩的质量越好。这意味着东营凹陷仅Ⅲ型烃源岩的镜质体反射率可正确反映烃源岩的成熟度，而其他类型烃源岩的镜质体反射率均比实际成熟度偏低，故对于质量好的烃源岩，不能直接利用镜质体反射率来厘定其成熟度，否则，会产生错误的认识，直接影响石油成因判断和盆地油气远景的评价。
图4 东营凹陷Ⅱ2型、Ⅲ型烃源岩典型荧光变化图解
a—样品S197（T73），3377m，Ⅱ2型，EqVR=0.82%［1］；b—样品S192（T73），2497m，Ⅱ2型，EqVR=0.60%［1］；c—Niu38，2790m，Ⅲ型，EqVR=0.65%；d—Liang225，2024.2m，Ⅲ型，EqVR=0.54%
镜质体反射率受抑制的影响因素复杂，但普遍认为主要与镜质体相对富氢程度有关［2～6］。东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制程度与氢指数间具有显著的正相关性（图5），表明东营凹陷烃源岩镜质体反射率受抑制也主要与烃源岩富氢程度密切相关，这与烃源岩质量越好、镜质体反射率抑制程度越高相吻合。
图5 东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制程度与氢指数关系图解
3 结论
东营凹陷烃源岩镜质体反射率抑制程度与烃源岩质量关系密切，镜质体反射率抑制程度越大，烃源岩的质量越好，镜质体反射率抑制主要与烃源岩富氢程度有关。
致谢 研究工作得到澳大利亚 CSIRO 石油资源研究所 Sherwood 博士的指导与帮助，表示衷心的感谢。
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⑵ 王淑琴的基本信息
所属医院：中亚医疗整形美容外科门诊
医院地址：山东省东营市北一路236-1号
职 称：教授
⑶ 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.
⑷ 王淑琴的学术水平
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⑸ 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
⑹ 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。
⑺ 中亚癫痫医院是正规医院吗
你好，治疗癫痫应注意寻找原因，做相关检查、在明确诊断，从根源上治疗，才是最有效的办法。平时注意饮食，加强锻炼，提高身体素质。
⑻ 沈阳中亚白癜风研究所是正规医院吗
治疗要选择正规、专业的医院就医。切不可相信一些土方法等，以免耽误治疗的时机导致病情加重。治疗方法虽然有多种，但每种方法都有一定的适应症，不一定都适合所有的患者，患者切勿盲目选择方法。