作者：夏庆龙等
出版社：石油工业出版社
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渤海海域古近系层序沉积演化及储层分布规律试读：
前言
渤海海域古近系发育许多富烃凹陷。对富烃凹陷而言，储层是决定油气勘探成败的关键因素之一。本书在渤海海域古近系储层研究技术路线、储层发育地质背景讨论的基础上，系统总结了渤海海域古近系层序地层格架、层序分布及主控因素、沉积体系类型及特征、沉积体系的分布及主控因素、砂岩储层的特征及优质储层分布规律。
渤海海域古近系可划分为4个超层序、13个层序。孔店组、沙四段、沙三段、沙二段—东营组相当于4个超层序。孔店组可划分出3个层序，沙四段可划分出2个层序，沙三段可划分出3个层序，沙二段—东营组可划分出5个层序。
不同凹陷层序发育具有明显的差异性。南部的青东凹陷、莱州湾凹陷古近系下部的孔店组、沙四段较发育，而古近系上部的东营组相对较薄，且东营组上部剥蚀量较大。中、北部黄河口，渤中，辽东湾凹陷古近系下部的孔店组—沙四段厚度变化大，而东营组相对较厚。秦南凹陷各层序厚度变化大。渤海海域古近系呈隆凹相间的复杂构造—地貌格局，古地貌对层序的特征与分布具有明显的控制作用。
渤海海域古近系发育的沉积体系类型有冲积扇及冲积平原、扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲、网状河三角洲、湖泊、湖底扇体系。
沙三段超层序以扇三角洲和辫状河三角洲为主要富砂沉积体。沙一段层序、沙二段层序扇三角洲减少，辫状河三角洲增多，钙质滩发育。东三段层序继承了沙一段层序、沙二段层序沉积特征，但钙质滩不发育。东二段层序沉积体系以多种类型三角洲发育为特征，有扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲、网状河三角洲。东一段层序以辫状河三角洲和曲流河三角洲共同发育为特征。
渤海探区古近系储集性沉积体系勘探程度低，勘探潜力巨大。多种母岩类型和不同的沉积过程决定了砂岩储层成分—成因类型的多样性，不同层位、不同区域砂岩储层成分—成因类型存在差异。总体上，古近系砂岩储层以富长石砂岩类占优势。
砂岩储层经历了复杂的成岩作用，存在多种成岩相。主要成岩作用类型有压实和压溶作用、胶结作用、交代作用、蚀变作用、溶解作用、黏土矿物转化。不同层位成岩相有明显差异。沙三段超层序砂岩储层成岩相以中强溶解—中强胶结为主，沙一段—沙二段层序砂岩储层成岩相以中强溶解—中胶结为主，东三段层序储层成岩相以中强溶解—中胶结为主、压实—弱胶结为辅，东二段层序砂岩储层为压实—弱胶结和中强溶解—中胶结成岩相并举，东一段层序储层成岩相以压实—弱胶结为主、中强溶解—中弱胶结为辅。同一层位不同部位成岩相有变化。
砂岩储层的储集性能受多因素影响，主要影响因素有成岩相、砂岩结构和成分成熟度、地温梯度、超压以及早期胶结物的类型。根据渗透率和孔隙度，把渤海湾盆地古近系的砂岩储层分为4类，分别为好储层、中等储层、差储层和极差储层。沙三段超层序的中等—好砂岩储层主要分布于各凹陷断坡和缓坡带，沙一段—沙二段层序断坡和缓坡带的中等—好砂岩储层分布区扩大，东三段层序的中等—好砂岩储层分布于缓坡带及断坡带，东二段层序的好砂岩储层广泛分布，东一段层序的砂岩储层普遍为好砂岩储层。
本书由夏庆龙、周心怀、李建平、辛仁臣、徐长贵、赖维成、滕玉波、杜晓峰、杨波、李慧勇执笔，刘豪编绘了部分图件，刘占红、李春荣、向淑敏、宫诲婕、郭涛、张翼、张春卉、张雪辉、邓奇、剧永涛、杨松林、宋大玮、姚哲、袁竞、于圣杰、赵小娇、孙思军、张藜、左小军、刘海涛、李世燕、何虎庄、张梦萦、宋修艳、王钧、刘艺萌、鲁琼芳等参加了基础数据的整理、统计、图件清绘、书稿校对等工作。
第一章 绪论
第一节 渤海海域古近系储层分布规律研究的意义
渤海海域位于渤海湾盆地中东部（图1-1），面积约4.2×4210km。大量的勘探和研究表明，渤海湾盆地油气资源极其丰富，多数凹陷为富油气凹陷（文志刚等，2011；贾承造等，2008；牛嘉玉等，2008；李小地，2006；赵政璋等，2005；翟光明、何文渊，2005；潘元林等，2005；赵文智等，2005；赵文智等，2004；帅德福等，2004；李丕龙，2003；袁选俊、谯汉生，2002）。
勘探事实业已证明，在渤海湾盆地，与生油凹陷毗邻的正向二级构造带具有多种类型的圈闭，是油气聚集的有利场所。如歧口凹陷北大港构造带位于板桥与歧口凹陷之间，发现7个含油层系，形成了背斜、断鼻、断块、岩性、潜山等类型的油气藏，包含了板桥、唐家河、港东、港西、港中、马西、周清庄等油田或含油构造，形成了古近系自生自储（板桥、港中、白水头等油藏）、新近系下生上储（港东、港西等油田）、前古近系新生古储（港西潜山奥陶系含油断块）油气藏（孙希敬，1999）。东营凹陷陡坡带、缓坡带、中央背斜带、洼陷带都可形成油气富集带，造成无论构造高部位还是构造低部位、凹陷区，无论是中浅层还是中深层都可成藏（李丕龙，2003）。截至2009年年底，渤海海域共发现53个油气田，获得石油地质储量33.3×838310m、天然气（含溶解气）2388×10m，其中探明石油储量22.6×838310m，探明天然气（含溶解气）储量1593×10m。已发现的53个油气田中仅有2个为气田，说明渤海油气田以油为主（王应斌等，2010）。在潜山、古近系、新近系，在凸起带、断坡带、斜坡带及凹陷内部均有油气藏发现（王应斌等，2010；邹华耀等，2010；薛永安等，2008，2007，2006）。
由此可见，储层特征与分布是富油气凹陷油气成藏的关键。揭示储层特征与分布的有效途径是进行系统的层序地层学、沉积体系、成岩作用及储层物性研究。
本书主要研究内容如下：（1）层序地层划分及区域对比研究。
建立渤海湾盆地海域古近系二级—三级层序划分方案，查明主要三级层序的关键界面及层序构成特征，对渤海海域各凹陷古近系进行层序地层分析、对比，编制跨不同构造单元的层序地层对比剖面图、三级层序厚度图。分析层序发育的主控因素，建立不同构造单元、不同构造带层序地层学模式，以指导沉积体系分析和储层、隐蔽圈闭预测。（2）沉积体系展布及成因模式研究。
研究渤海湾盆地海域古近系发育的沉积体系（沉积相）类型，建立相标志；以三级层序为单元，重建沉积体系的空间分布。编制跨不同构造单元的沉积体系对比剖面图、各三级层序沉积体系平面图。分析沉积体系的主控因素，建立不同构造单元不同构造带沉积模式，以指导储层、隐蔽圈闭预测。图1-1 渤海湾盆地构造单元划分及渤海海域的位置临清坳陷：1—东濮凹陷；2—汤阴凹陷；3—邯磁凹陷；4—丘县凹陷；5—冠县凹陷；6—莘县凹陷；7—德州凹陷；8—大营镇凹陷；9—南宫凹陷；10—南乐凸起；11—楚旺凸起；12—堂邑凸起；13—馆陶凸起；冀中坳陷：14—晋县凹陷；15—束鹿凹陷；16—深县凹陷；17—饶阳凹陷；18—里坦凹陷；19—霸县凹陷；20—武清凹陷；21—廊固凹陷；22—大厂凹陷；23—北京凹陷；24—徐水凹陷；25—保定凹陷；26—石家庄凹陷；27—宁晋凸起；28—无极凸起；29—深泽低凸起；30—高阳低凸起；31—容城凸起；32—牛坨镇凸起；33—大兴凸起；黄骅坳陷：34—吴桥凸陷；35—南皮凸陷；36—盐山凸陷；37—常庄凸陷；38—沧东凹陷；39—歧口凹陷；40—板桥凹陷；41—北塘凹陷；42—南堡凹陷；43—乐亭凹陷；44—昌黎凹陷；45—徐扬桥—黑龙村凸起；46—孔店凸起；47—港西凸起；48—河西凸起；49—老王庄凸起；50—马头营凸起；昌潍坳陷：51—潍北凹陷；52—昌乐凹陷；53—侯镇凹陷；54—寿光凸起；济阳坳陷：55—东营凹陷；56—惠民凹陷；57—沾化凹陷；58—车镇凹陷；59—青城凸起；60—滨县凸起；61—广饶—潍北凸起；62—垦东—青坨子凸起；63—陈家庄凸起；64—义和庄凸起；渤中坳陷：65—青东凹陷；66—莱州湾凹陷；67—庙西凹陷；68—黄河口凹陷；69—埕北凹陷；70—渤中凹陷；71—秦南凹陷；72—渤东凹陷；73—莱北低凸起；74—埕北低凸起；75—渤南凸起；76—沙垒田凸起；77—渤东低凸起；78—庙西凸起；79—石臼坨凸起；辽河坳陷：80—辽东凹陷；81—辽中凹陷；82—辽西凹陷；83—西部凹陷；84—东部凹陷；85—大民屯凹陷；86—辽西低凸起；87—辽东凸起；88—中央凸起（3）优质储层评价及分布预测。
研究研究区古近系母岩特征、不同构造单元重点三级层序砂岩储层的岩类学特征、成岩作用特征和成岩相、孔隙类型、储集物性特征。分析砂岩储层岩类学、成岩作用、孔隙演化、储集物性的主控因素，建立针对性储层评价分类标准。对不同构造单元重点层序砂岩储层进行分类预测，编绘重点层序砂岩储层分类预测图。
第二节 相关领域国内外研究现状简述及技术路线
一、 相关领域国内外研究现状
近年来，基于地震地层学、层序地层学的进一步发展、高精度地震资料的采集和处理水平的提高，层序地层学取得了长足的进展（Vail 等，1977；W.E.Galloway，1989；Mitchum 等，1991；H.Posamentier，1999；Ravnas、Steel，1998；Parelic，2001；DeVault，2002；Benvenuti，2003；Fortuin、Krijgsman，2003；Castelltort， 2004；Ehrhardt 等，2005；Piedilato、Prosser，2005；Fernando 等，2006；Guerroué、Cobbold，2006；Rohais 等，2007；Win 等，2007；Graveleau、Dominguez，2008；Pochat 等，2009；Bosio 等，2009；Page 等，2009；Duerto 等，2009；Van Leeuwen 等，2010；Herrero 等，2010），已成为油气勘探领域中最重要的一个发展方向。特别是利用大量的钻井岩心、测井及高精度地震资料，建立高精度的等时层序地层格架，通过沉积体系空间配置、储层预测等的综合研究，从而为预测有效储层和隐蔽油气藏提供了有效的分析方法和研究思路。
层序地层学是石油勘探中十分有效的研究理论和方法体系，国际上大多数石油公司和学者已经把层序地层学当做一种重要的技术，有效地进行盆地含油气潜力评价和有利区带、有利目标的预测（Gregersen 等，2006；A.D.Miall，2006；Christian 等，2007）。层序地层学的关键问题是研究等时地层界面，并以此为基础重建沉积盆地的等时地层格架，成因上相关的一系列沉积体系和体系域构成了这种等时地层格架中不同级别的构成单元。因而这一系统的方法对沉积砂体的分布具有很强的预测功能，是寻找岩性或构造—岩性油气藏的有效方法。近十多年来全球范围的油气勘探无论是在陆上还是海上，层序地层学应用于油气勘探均取得了巨大成功。
综合应用高分辨率的地震资料和精细的测井资料进行层序地层学研究是一项有效的方法。大量勘探和研究成果表明，陆相构造活动型盆地层序和体系域的构成复杂、时空配置变化大，构造活动性强，直接套用层序地层学的方法和模式难以取得有效的预测结果，必须进行针对性研究（林畅松等，2000；蔡希源等，2004；徐长贵，2006；赖维成等，2007）。
储层质量是影响油气勘探和开发的主要因素之一，深入了解储层质量的主控因素有助于进一步油气勘探和评价所发现油气田的经济潜力（Selley，1997）。碎屑岩储层质量的原始控制因素是沉积相类型决定的沉积物结构（粒度、分选）和沉积构造。但在埋藏成岩过程中，由砂质沉积物转变为砂岩，其原始孔隙、组构，甚至矿物成分均会发生改变（Worden、Burley，2003）。在勘探中，能够利用各种探测技术和类比研究预测砂岩体，但很难识别高孔隙砂岩。要深入了解砂岩储层的成岩变化，进一步查明储层质量的主控因素，必须对岩心样品进行深入分析，进行系统的成岩作用及成岩相研究（陈彦华等，1994；钟广法、邬宁芬，1997；Gier 等，2008；邹才能等，2008）。
二、 技术路线
本项目研究方法及技术路线的总体指导思想是：地质资料分析与地球物理资料分析相结合，宏观研究与微观研究相结合，定性分析与定量分析相结合，陆相层序地层及构造—地层学、储层地质学等多学科联合攻关，以综合性构造—层序地层格架和重点层段沉积体系研究为基础，以沉积体系研究和储层预测为主线，以优质储层预测为目标。与甲方密切结合，充分依靠和汲取甲方的优势，做到优势互补。建立该区构造—层序地层格架，查明沉积体系类型、时空分布及其主控因素，查明储层特征和孔隙演化规律，预测有利储集相带。求实创新，促进渤海地区古近系油气发现。课题技术流程见图1-2。图1-2 课题流程图
具体技术路线及实施方案如下：（1）构造—层序地层格架建立。
通过系统的地震、钻井资料解释，观察描述岩心，综合岩心和分析实验数据等基础资料，识别层序的关键性界面，划分各级层序地层单元，识别和概括与储层相关的各种沉积体系单元。选择骨架网络剖面，进行构造—层序地层学分析、解释和追踪各级层序。建立研究区高精度层序地层格架。（2）沉积体系内部构成分析及沉积学系列编图。
对沙三段、沙一段—沙二段、东三段、东二段和东一段进行系统沉积体系及沉积相分析。通过钻井资料标定和地震相分析识别主要沉积体系内部的相构成单元，并总结其内部沉积构成特征。
进行系统的综合编图工作，编制如下系列图件：①重点探井层序地层、沉积体系分析综合柱状图；②骨架剖面（地震剖面和联井剖面）层序地层和沉积体系分析图；③各层序地层厚度图；④重点三级层序沉积体系平面展布图。（3）构造和古地貌对沉积的控制作用研究。
在构造—层序地层格架和沉积体系研究基础上，识别同沉积断裂、断裂坡折和物源区，分析同沉积断裂和物源区对沉积体和沉积体储集物性的影响，编制相应图件。（4）储集物性及其影响因素综合分析。
利用薄片及专门性测试成果及测井资料，进行储层岩石学、成岩作用、孔隙成因、孔隙分布、孔隙演化、物性主控因素研究，查明砂（砾）岩体储集物性及其变化规律，预测储层类型。
断陷湖盆条件下，储层物性的巨大变化和储集体内部的非均质性是由多种因素决定的，本项研究的重点是揭示储层物性变化的特征及其主控因素，为勘探工作提供有利的储集相带。为此需在储层岩石学等研究基础上，结合地质条件解决下列3个主要问题：
①沉积体系与储集条件的关系。以往的研究和勘探工作表明，每种沉积体系都是多种相的三维组合，因此需在正确和精细相分析基础上分别研究其孔渗性差异。
②物源条件与储集性的关系。渤海湾盆地的物源类型多种多样，有花岗岩及片麻岩类、陆源碎屑岩类、火山岩类和碳酸盐岩类，不同的母岩类型对其形成的沉积体的孔渗性有极大的影响。
③储层成岩作用与储集性的关系。研究工作中，编制了储层岩石学、成岩作用和物性综合评价相关图表，研究了不同层位、不同成岩相的储层类型，分析了储层物性的主控因素。（5）优质储层预测。
在构造—层序格架、沉积体系和储层成岩作用基础上，编绘了储层类型预测平面图，预测了有利储层的分布。
第三节 主要工作量及主要成果认识
一、 完成的主要工作量
1.区域性研究基础工作量（1）收集整理了268口探井的测井和岩性资料，150口井的古生物资料、观察描述了123口井的古近系岩心（图1-3），观察岩心总长度约3000m，拍摄岩心照片约18000张，编绘取心井段沉积微相分析综合柱状图，编制了相应井的岩心PPT。在对古生物资料、测井和岩性资料探井初步分析基础上，完成了15口井古近系各层序古生物特征综合图和48口井层序、沉积及储层综合分析柱状图的编图工作，奠定了层序、沉积储层分析基础。（2）观察了88余口井约1200个薄片，收集整理了210口井的薄片资料、250口井的实测物性资料和780口探井和开发井的测井解释物性数据、177口井的黏土矿物资料、126口井的镜质组反射率（R）o资料、160口井的地温资料、121口井的压力资料，73口井的产能资料，见图1-4，为储层研究奠定基础。
2.层序地层划分及区域对比研究工作量（1）收集、加载了巨量的2D、3D地震数据，建立了较完整的覆盖渤海海域的2D—3D联合地震工区，加载了204口井的VSP资料和481口井的现有探井井位数据和分层数据（图1-5）。图1-3 钻井相关资料井平面分布图1-4 分析测试资料井的井位平面分布图1-5 加载的地震工区和探井数据的井位及骨架剖面平面位置（2）选定了3纵16横共计19条井—震联合骨架剖面（图1-5），在全区基干剖面精细解释基础上，进行了加密解释（6km×6km），共解4释了约2.2×10km地震剖面（图1-6）的SSB2、SB31、SB32、SB33、SSB5、SSB6、SSB8的7个界面，编绘了井—震联合骨架剖面13幅和联井剖面层序、沉积分析剖面图11幅。图1-6 全区地震测线解释密度（3）在大量地震资料的解释基础上，用CPS3软件编绘了孔店组—沙四段超层序（SSQk+s4）、沙三段超层序（SSQs3）、沙一段—沙二段层序（SQs1+2）、东三段层序（SQd3）、东二段层序（SQd2）、东一段层序（SQd1）的全区底面埋深图、时间厚度图、地层厚度图和古地貌图。（4）综合本课题及前人研究成果，结合探井数据，编绘了全区孔店组—沙四段超层序（SSQk+s4）、沙三段超层序（SSQs3）、沙一段—沙二段层序（SQs1+2）、东三段层序（SQd3）、东二段层序（SQd2）、东一段层序（SQd1）地层等厚图6幅，比例尺为1∶50万。（5）分析了古近纪的古地貌特征及其对层序和沉积的控制。
3.沉积体系展布及成因模式研究主要工作量（1）收集了环渤海湾各省地质图（1∶50万），拼编了环渤海地区地质图（1∶100万），开展了全区古近系物源、古水系研究。（2）探讨了渤海盆地古近系沉积体系的分类命名，建立了各种沉积体系的识别标志。（3）分析了约22000km地震剖面的东一段、东二段、东三段、沙一段—沙二段、沙三段相应地震层序的地震相特征；分析了约200口探井的东一段层序、东二段层序、东三段层序、沙一段—沙二段层序、沙三段层序的沉积相及优势相；编绘了全区东一段层序、东二段层序、东三段层序、沙一段—沙二段层序、沙三段层序沉积相图（1∶50万）。（4）初步分析了全区古近系沉积体系的主控因素。（5）依据古水系，参考前人成果，对具储集性沉积体进行了命名，按深度区间、分层统计了具储集性沉积体的规模，分析了各层的勘探潜力。
4.优质储层评价及分布预测研究主要工作量（1）依据薄片数据，分区分层位编绘了砂岩成分—成因分类图。（2）依据薄片观察结果和数据、黏土矿物分析数据、R数据、o地温数据及孔隙度数据，进行了全区古近系砂岩储层成岩作用研究，编绘了沙三段超层序（SSQs3）、沙一段—沙二段层序（SQs1+2）、东三段层序（SQd3）、东二段层序（SQd2）、东一段层序（SQd1）成岩阶段及成岩相平面图。（3）依据孔渗、试油、试采数据，研究了全区古近系砂岩储层物性的主控因素，初步建立了砂岩储层分类方案，分析了储层的物性下限和不同性质原油的产能和储层类型的关系。编绘了SSQs3、SQs1+2、SQd3、SQd2、SQd1储层类型预测平面图。（4）综合层序、沉积体系及储层研究成果，指出了值得重视勘探区带。
二、 主要成果和认识
在上述大量实际工作基础上，课题取得了以下主要成果：建立全区层序划分方案，查明了层序特征及空间变化规律；查明了沉积体系类型及其特征；查明了沉积体系的分布及主控因素，揭示了勘探潜力；查明了储层特征及预测了不同类型储层的分布；断坡带和缓坡带储层质量好、圈闭类型多，勘探效果显著。（1）建立全区层序划分方案，查明了层序特征及空间变化规律。
渤海海域古近系可划分为4个超层序13个层序。孔店组、沙四段、沙三段、沙二段—东营组相当于4个超层序。孔店组超层序可划分出3个层序，沙四段超层序可划分出2个层序、沙三段超层序可划分出3个层序、沙二段—东营组超层序可划分出5个层序。
不同凹陷层序发育具有明显的差异性。南部的青东、莱州湾凹陷古近系下部的孔店组、沙四段较发育，埋藏较浅，地震资料品质较好；而古近系上部的东营组地层相对较薄，且东营组上部剥蚀量较大。中、北部黄河口、渤中、辽东湾凹陷古近系下部的孔店组—沙四段厚度变化大，埋藏深，地震资料品质差；而古近系上部的东营组地层相对较厚。秦南凹陷各层序厚度变化大。
古近纪渤海盆地呈隆凹相间的复杂构造—地貌格局。孔店组—沙四段超层序组的古地貌特征为隆多凹少，凹陷零星，厚度变化大。沙三段超层序古地貌特征为凹陷增多，规模变大，但凹陷分隔性强，厚度变化大。沙一段—沙二段层序古地貌特征为凹陷规模变大，但凹陷分隔性减弱，厚度变化小。东三段层序古地貌特征为凹陷规模进一步变大，凹陷分隔性进一步减弱，在渤中和辽东湾形成深凹。东二段层序古地貌特征为凹陷规模进一步变大，凹陷分隔性进一步减弱，渤中和辽东湾形成深凹进一步扩大并相互贯通。东一段层序古地貌特征为凹陷规模缩小，渤中和辽东湾形成深凹再次分化、萎缩。断坡带和斜坡带分隔了隆凹地貌单元，断坡带和斜坡带的坡折带类型多样，在断坡带有单级断裂坡折带、多级断裂坡折带；在斜坡带有多级同向断裂复杂化的斜坡坡折带、多级反向断裂复杂化的斜坡坡折带、挠曲斜坡坡折带和沉积坡折带。斜坡带又可区分为缓坡带和陡坡带。
构造—古地貌对层序、沉积具有明显的控制作用。盆地边缘断裂坡折带通常为大部分层序界面的终止位置；斜坡带位置常见地层超覆和削蚀不整合；盆内次级断裂坡折带主要控制了不同时期湖侵体系域的分布范围，其中在盆地深洼地区发育的次级断裂坡折带控制了低位域发育；盆地内部的次级凸由于其规模和隆升幅度较小，以水下低凸起的形式存在，可见超覆现象，以上超现象为主。盆缘断坡带控制了扇三角洲；盆缘斜坡陡坡坡折带和沟谷控制了辫状河三角洲的发育；盆缘斜坡缓坡坡折带和沟谷控制了曲流河三角洲的发育；盆内次级断裂坡折带对湖底扇具有明显控制作用。
孔店组—沙四段超层序断陷分隔性强，加上后期抬升剥蚀，造成地层分布局限，地层厚度变化大，最大地层厚度达3600m。沙三段超层序（SSQs3）断陷扩展，剥蚀区减小，地层分布较广，厚度变化大，平均厚度在500m左右，最大达2500m左右。沙一段—沙二段层序（SQs1+2）断陷扩展联合，地层分布较广，厚度普遍较薄，平均厚度在200m左右。东三段层序（SQd3）沉积区规模进一步扩大，地层分布较广，地层厚度高值区在辽中北洼和渤中凹陷东部，平均厚度在300m左右，最大达1700m。东二段层序（SQd2）沉积区规模进一步扩大，地层分布较广，沉降中心向渤中凹陷转移，厚度变化大，平均厚度在300m左右，最大达1600m左右。东一段层序（SQd1）沉积区规模明显萎缩，渤中凹陷为沉降中心，厚度变化大，平均厚度在200m左右，最大达800m左右。（2）查明了沉积体系类型及其特征。
渤海盆地古近系发育的沉积体系类型有冲积扇及冲积平原、扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲、网状河三角洲、湖泊、湖底扇体系。
冲积扇是由洪水将沉积物从山区带出，在山口的山麓地带因坡降减小堆积而成。在地震相主要表现为变振幅中低连续楔形杂乱反射结构地震相，变振幅中低连续充填型杂乱反射结构地震相。冲积扇由扇根、扇中及扇端3部分组成。扇根亚相靠近物源区，主要为洪水期泥石流成因的杂色砾岩、砂砾岩，结构与成分成熟度均极低，测井曲线呈高幅值齿化曲线。扇中以辫状河道沉积的砂砾岩、含砾砂岩为主，夹有红色、灰绿色及杂色泥岩，单层厚度较大，测井曲线上一般齿化箱形特征明显。扇端粗砂岩，中砂岩，细砂岩夹泥质岩，低角度交错层理，齿状曲线。
扇三角洲（Fan delta）是指冲积扇推进到覆水盆地（海或湖泊）中形成的三角洲沉积，靠近盆缘断裂发育，紧邻物源区。扇三角洲划分为扇三角洲根部、扇三角洲前缘和前扇三角洲3个亚相。在地震剖面上表现为中弱振幅、中低连续前积反射结构。根部亚相由泥石流和水道沉积组成。前缘亚相由近端坝和远端坝沉积组成。近端坝主要由砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩组成，夹薄层暗色粉砂质、泥质沉积。可见大型斜层理、大型交错层理、叠瓦状排列或定向排列的砾石。远端坝由含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩与暗色泥质岩不等厚互层组成。可见大型斜层理、大型交错层理、波纹层理、波纹交错层理。水下牵引流和碎屑流粗粒沉积物共生是扇三角洲鉴别标志。
辫状河三角洲（Braided delta）是辫状河道进积到水体所形成的粗碎屑三角洲复合体。辫状河三角洲主要发育在断陷盆地的陡斜坡，分为三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相，在地震剖面上表现为中强振幅、中高连续前积反射结构。三角洲平原主要由辫状河道和河道间沉积组成。辫状河三角洲前缘主要为河口坝和远砂坝微相。河口坝的岩石类型主要有砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩、中砂岩、细砂岩，发育大型交错层理、块状层理，含砾粗砂岩见砾石定向排列。细砂岩见包卷层理和生物扰动构造。辫状河三角洲远砂坝的岩石类型主要有中砂岩、细砂岩，与暗色粉砂岩、泥质岩不等厚互层，发育大型交错层理、块状层理，含砾粗砂岩见砾石定向排列。细砂岩、粉砂岩见包卷层理、生物扰动构造、波纹层理、波纹交错层理以及泥底辟形成的火焰状构造。
曲流河三角洲是沿长轴方向的河流携带大量陆源碎屑在海（湖）盆地的河口区沉积，形成近于顶尖向陆的三角形沉积体。研究区段的曲流河三角洲发育在东二段层序沉积期，形成具明显进积特征的沉积序列，可以识别出三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相，以前缘亚相最发育。平原亚相为典型的“泥包砂”组合，以灰色、灰绿色泥岩为主，夹较厚层的中细砂岩或薄层砂岩。自然电位幅度一般较高，地震剖面上一般呈中等振幅、中连续反射特征，局部为透镜状反射。前缘亚相呈典型的进积或进积—加积序列；岩性以较厚层的中、细砂岩为主，夹薄层泥岩。自然电位幅度大，为漏斗形—箱形，地震剖面上为明显的前积反射特征。
研究区的网状河三角洲发育在东二段层序沉积晚期，可以识别出三角洲平原、三角洲前缘和前三角洲3个亚相，以前缘亚相最发育。平原亚相为典型的“泥包砂”组合，以灰色、灰绿色泥岩为主，夹薄层细砂岩。测井曲线组合形态呈一般中等幅度的钟形或箱形，地震剖面上一般呈中强振幅断续反射特征，局部为透镜状反射。前缘亚相呈典型的进积或进积—加积序列；岩性以粉砂岩和泥岩为主，夹薄层细砂岩。测井曲线组合形态呈一般中等幅度的漏斗形—箱形，地震剖面上为明显的弱振幅前积反射特征。
湖泊体系区分出滨湖、浅湖和深湖—半深湖3个亚相。滨湖亚相是位于湖泊洪水位与枯水位之间的湖泊地带，浅湖亚相是位于湖泊枯水位与湖泊浪基面之间的湖泊地带。深湖—半深湖是位于湖泊浪基面之下、湖水较为平静的湖区。由于湖水位经常波动，滨浅湖沉积难于明显区分，故将滨湖和浅湖亚相合并，称之为滨浅湖亚相。在青东和莱州湾凹陷的孔店组—沙四段还发育盐湖沉积。滨浅湖亚相划分为泥滩、混合滩、砂滩和碳酸盐浅滩4个沉积微相。滨浅湖亚相在地震上多表现为中弱振幅、中低连续亚平行或楔形发散反射结构。深湖—半深湖亚相主要为暗色泥岩，具水平层理或块状层理。在地震剖面上表现为强振幅、高连续平行反射结构。
湖底扇是在陡坡（包括断裂陡坡、挠曲陡坡、沉积陡坡）背景下，由重力流（滑塌、碎屑流、浊流等）搬运的碎屑物质，在湖底堆积形成的扇形沉积体。湖底扇主要区分为为滑塌堆积、碎屑流沉积和浊流沉积3种沉积类型，相带上可区分为内扇、中扇和外扇3个亚相带。内扇主要由滑塌堆积和碎屑流沉积组成，中扇主要由碎屑流和浊流沉积组成，外扇主要由浊流沉积组成。湖底扇体系在地震剖面上多为双向下超的丘形反射特征或“蠕虫状”反射特征，测井曲线以中高阻、中低伽马、盐水泥浆自然电位负中高异常为特征，呈齿化钟形、漏斗形和箱形。（3）查明了沉积体系的分布及主控因素，揭示了勘探潜力。
讨论了渤海湾地区现代水系的分布，为古水系分析奠定了基础。查明了各层段沉积体系的分布和沉积体系的演化规律，揭示了渤海探区古近系储集性沉积体系勘探程度低，勘探潜力巨大。
环渤海地区发育的主要水系有辽河水系、大小凌河水系、滦河水系、海河水系、黄河水系、潍河水系、小清河水系河和胶东水系。较大的入海的河流还有浑河、太子河、碧流河、复州河、六股河、马颊河、徒骇河等。这些水系的发源地多在古近纪时期就为山地，尽管古水系的数目、规模、发育部位与现代水系相比存在一定变化，现代水系的发源地多数也是古近纪时期古水系的发源地。因此，现代水系是古水系—物源分析的重要参考，对古近纪各层序的古水系命名也借用了现代水系名称。
在众多古水系的影响下，各层序富砂沉积体系发育，存在明显差异性，也反映出渤海探区古近系沉积体系的演化明显的规律性。沙三段超层序以扇三角洲和辫状河三角洲为主要富砂沉积体，扇三角洲沉2积体系，总面积达4300km，辫状河三角洲沉积体系，总面积达27200km。沙一段—沙二段层序扇三角洲减少，辫状河三角洲增多，2钙质滩发育，扇三角洲沉积体系总面积为2500km，辫状河三角洲沉22积体系总面积达8600km，砂质滩坝总面积约220km，钙质滩总面2积约680km。东三段层序继承了沙一段—沙二段层序沉积特征，但2钙质滩不发育，扇三角洲沉积体系总面积约1600km，辫状河三角洲2沉积体系，总面积达8620km。东二段层序沉积体系以多种类型三角洲发育为特征，有扇三角洲、辫状河三角洲、曲流河三角洲、网状河2三角洲，扇三角洲沉积体的面积约180km，辫状河三角洲沉积体总22面积达13600km，曲流河三角洲沉积体总面积达5780km，网状河2三角洲沉积体总面积近950km。东一段层序以辫状河三角洲和曲流2河三角洲共同发育为特征，辫状河三角洲沉积体总面积达8600km，2曲流河三角洲沉积体总面积达5600km。
渤海探区古近系储集性沉积体系勘探程度低，勘探潜力巨大。沙三段超层序埋藏深度介于3500～5000m的具储集性的沉积体，总面积22约5337km，平均222.4km才有1口钻井；埋藏深度介于2500～223500m的具储集性的沉积体，总面积约3190km，平均62.5km有1口钻井；埋藏深度介于1500～2500m的具储集性的沉积体，总面积约222286km，平均78.9km有1口钻井；埋藏深度介于500～1500m的具2储集性的沉积体，总面积约615km，有1口钻井。沙一段—沙二段层序，埋藏深度介于3500～5000m的具储集性的沉积体，总面积约222841km，平均167.1km才有1口钻井；埋藏深度介于2500～3500m22的具储集性的沉积体，总面积约4693km，平均60.1km有1口钻井；埋藏深度介于1500～2500m的具储集性的沉积体，总面积约223318km，平均61.4km有1口钻井。东三段层序埋藏深度介于3500～225000m的具储集性的沉积体，总面积约3657km，平均261.2km才有1口钻井；埋藏深度介于2500～3500m的具储集性的沉积体，总面积22约3144km，平均55.2km有1口钻井；埋藏深度介于1500～2500m的22具储集性的沉积体，总面积约2253km，平均39.5km有1口钻井。东二段层序埋藏深度介于3500～5000m的具储集性的沉积体，总面积约22997km，平均71.2km有1口钻井；埋藏深度介于2500～3500m的具22储集性的沉积体，总面积约7000km，平均61.4km有1口钻井；埋藏2深度介于1500～2500m的具储集性的沉积体，总面积约9992km，平2均56.8km有1口钻井；埋藏深度介于500～1500m的具储集性的沉积22体，总面积约3175km，平均396.9km有1口钻井。东一段层序埋藏2深度介于3500～5000m的具储集性的沉积体，总面积约2190km，平2均730km有1口钻井；埋藏深度介于2500～3500m的具储集性的沉积22体，总面积约6740km，平均177km有1口钻井；埋藏深度介于150022～2500m的具储集性的沉积体，总面积约4310km，平均76km有1口钻井。埋藏深度介于500～1500m的具储集性的沉积体，总面积约221160km，平均193km有1口钻井。（4）查明了储层特征及主控因素，对储层进行了分类与预测。
多种母岩类型和不同的沉积过程决定了砂岩储层成分—成因类型的多样性，不同层位、不同区域砂岩储层成分—成因类型存在差异。渤海盆地古近系砂岩储层母岩多样，主要有太古界—元古界的变质花岗岩、中生界的花岗岩类，也有相对较少的古生界碳酸盐岩、碎屑岩，及中生界的碎屑岩、火山岩和花岗岩类。研究区古近系砂岩储层以富长石砂岩类占优势，多种砂岩类型并存，长石砂岩类和岩屑砂岩类与母岩关系密切，石英砂岩类储层的形成主要与波浪较长时间的改造或曲流河三角洲的砂质颗粒经河流较长距离的搬运改造有关。
砂岩储层经历了复杂的成岩作用，存在多种成岩相。渤海海域古近系的砂岩有杂砂岩和净砂岩两大类，二者在成岩作用类型和成岩作用序列有明显差异。杂砂岩由于泥质含量高、分选差，在成岩作用过程中，主要经历压实、黏结和黏土矿物的转化等成岩作用过程，孔隙损失速度快，并很难形成次生孔隙，储集物性极差。净砂岩泥质含量低，分选较好，在成岩作用过程中经历了复杂的成岩作用。主要成岩作用类型有压实和压溶作用、胶结作用、交代作用、蚀变、溶解作用、黏土矿物转化作用。
砂岩储层主要处于中成岩A期，但地质年代、埋藏深度、地温和构造应力决定了成岩阶段。总体上具有如下规律：埋藏深度越大、地质年代越老，成岩阶段越高；高温和高压（挤压）使成岩进程加快；不同层位成岩相有明显差异。沙三段超层序（SSQs3）砂岩储层成岩相以中强溶解—中强胶结为主，沙一段—沙二段层序（SQs1+2）砂岩储层成岩相以中强溶解—中胶结为主，东三段层序（SQd3）储层成岩相以中强溶解—中胶结为主、压实—弱胶结为辅，东二段层序（SQd2）砂岩储层压实—弱胶结和中强溶解—中胶结成岩相并举，东一段层序（SQd1）储层成岩相以压实—弱胶结为主中强溶解—中弱胶结为辅。同一层位不同部位成岩相有变化。
砂岩储层的储集性能受多因素影响，主要影响因素有成岩相、砂岩是结构和成分成熟度、地温梯度、超压以及早期胶结物的类型。压实—弱胶结相砂岩储层保存了大量原生孔隙；中强溶解—中弱胶结相砂岩储层既保存了原生孔隙，又有次生孔隙发育；中强溶解—中胶结成岩相砂岩储层原生孔隙减少，但次生孔隙发育；中强溶解—中强胶结砂岩储层原生孔隙少，次生孔隙发育。结构成熟度较高的富长石砂岩有利于次生孔隙发育。超压对储层的影响表现在抑制压实和胶结，促进溶解，从而较好地保持渗透率，对物性改善较明显。早期形成的石英和高岭石胶结物是很难被溶解的，因而使储集物性不可逆的变差。
砂岩储层类型多，根据渗透率和孔隙度的大小，可以把渤海盆地古近系的砂岩储层分为4类10种。4类储层分别为好储层、中等储层、差储层和极差储层。油气产出所要求的储层物性下限低，深度下限大，潜在储层分布广，不同性质的原油物性下限有差异。中轻质油（原油密度小于0.92kg/L）产层的物性下限的孔隙度约为10%，渗透率约为0.8mD。重油（原油密度大于0.92kg/L）产层的物性下限的孔隙度约为18%，渗透率约为6mD。含油储层下限深度在5500m左右，气层的下限深度达6000m。渤海盆地古近系中深部砂岩储层分布广泛，沙三段超层序（SSQs3）的中等—好砂岩储层主要分布于各凹陷断坡和缓坡带，沙一段—沙二段层序（SQs1+2）断坡和缓坡带的中等—好砂岩储层分布区扩大，东三段层序（SQd3）的中等—好砂岩储层分布于缓坡带及断坡带，东二段层序（SQd2）的好砂岩储层广泛分布，东一段层序（SQd1）的砂岩储层普遍为好砂岩储层。
第二章 区域地层及地质演化历史
第一节 区域地层特征
渤海湾盆地新生代主要发育两套构造层序，即古近纪断陷层序和新近纪坳陷层序。古近纪是裂谷发育的鼎盛期，也是湖盆发育的全盛时期；新近纪湖泊基本消亡，全区以河流—泛滥平原沉积发育为特征（王洪亮、邓宏文，2000）。
渤海湾盆地各一级构造单元的地层层序组合及分布都各有特点，但同时各区地层层序又具有一定的相似性。渤海海域发育的古近系地层由下至上依次有孔店组、沙河街组、东营组（表2-1）。表2-1 渤海湾盆地渤海海域古近系地层简表表2-1 渤海湾盆地渤海海域古近系地层简表（续）-1
一、 孔店组 （Ek）1
渤海湾盆地孔店组，上部为深灰色泥岩夹薄层灰岩、白云岩。下部以紫红色泥岩为主，夹灰绿、灰色、棕红色泥岩及灰白色砂岩、砂砾岩，见少量紫红色粉砂岩、砂岩，局部见凝灰岩、凝灰质砂岩，为一套红、黑、红，粗、细、粗三分性明显的湖河相碎屑岩地层，因此，自下而上划分为孔三段、孔二段和孔一段，孔二段发育黑色泥岩。孔店组的重矿物组合以不稳定重矿物为主，如磁铁矿、绿帘石等，锆石含量较低。电阻率曲线为中高稀疏锯齿状；声波时差小，电位曲线低平，伽马曲线为中高密集小锯齿状。与下伏地层呈角度不整合接触。
渤海孔店组以3种类型的岩石组合为主（李建平等，2010），红层类型（主要分布在渤西，以CFD21-2-1井为例）、砂砾岩夹薄层泥岩、粉砂质泥岩（主要分布在边界大断裂下降盘，以BZ28-1-5井为例）、正常的砂岩、泥岩互层（主要分布在渤中、渤南、辽东湾地区，以BZ34-2-1井为例）。
二、 沙河街组
沙河街组自下而上分为4段，地层特征存在明显差别。
1.沙四段 （Es）24
上部为石灰岩、白云岩与深灰褐色泥岩、薄层砂岩互层。下部为暗绿灰—暗褐灰色泥岩夹浅黄褐色、白色硬石膏。上部电阻率曲线为高低相间的密集刺刀状尖峰夹块状低值段，下部以中低电阻段为主，曲线平直；声波时差较小，电位曲线低平；伽马曲线呈指状相间。与下伏地层不整合接触。
2.沙三段 （Es）23
沙三段沉积时期湖泊较为发育，沉积了很厚的湖相地层，又可再分为以下几个亚段。（1）沙三下亚段（Es）。23l
上部为灰白色砂岩与深灰色泥岩的不等厚互层，偶夹油页岩。下部为紫红、灰绿、浅灰色泥岩夹灰白、浅灰色砂岩、杂色砂砾岩。电阻率曲线基值明显高于上覆沙三中亚段，为锯齿状夹刺刀状尖峰；声波时差小；自然电位曲线除对应砂岩为丘状高值外，一般为平直的密集小锯齿段夹“V”形低值。与下伏地层为不整合接触。莱州湾凹陷缺失沙三下亚段。（2）沙三中亚段（Es）。23m
以厚层深灰色泥岩、油页岩为主，夹厚薄不等的灰白色、浅灰色砂岩、粉砂岩。电阻率曲线一般为低平小锯齿状，间夹密集的高阻尖峰；声波时差较大；自然电位曲线低平夹宽缓小丘；伽马曲线为高值、密集小锯齿段夹“V”形低值或高低相间大锯齿段。与下伏地层为整合接触。（3）沙三上亚段（Es）。23u
深灰、灰色泥岩与灰白色砂岩及粉砂岩互层。下部砂岩普遍含钙，偶夹油页岩。电阻率中高值，为平直小锯齿段与峰状高阻段的交互，声波时差小；自然电位曲线以波状为主夹指状，伽马曲线除对应砂岩层为低值外，显示中高值锯齿状。与下伏地层为整合接触。
渤海海域沙三上亚段地层分布极为局限。
3.沙二段 （Es）32
灰白、浅灰色砂岩、含砾砂岩，砂砾岩夹灰绿、灰、深灰色泥岩，底部常见紫红、灰紫色泥岩。局部发育灰岩、白云岩、生物灰岩。电阻率曲线为中高值块状；声波时差较大；自然电位以丘状、块状为主；伽马曲线为低幅小锯齿状。与下伏地层为不整合接触。
4.沙一段（Es）31
上部为深灰色泥岩夹油页岩，偶夹薄层灰岩、白云岩；中部常常发育中厚层灰白色砂岩或生物灰岩，深灰色、灰色泥岩；下部以深灰色泥岩为主夹薄层灰岩、白云岩、油页岩和钙质页岩。电阻率曲线为“弓”形，从稳定低电阻段的上部开始，电阻值逐渐增大，到中部达到最大，到下部电阻值逐渐降低，声波曲线也有类似特征；自然电位曲线两端低平、中间丘状；伽马曲线表现为中高值块状夹深“V”形。与下伏地层为整合接触。
三、 东营组
东营组地层在渤海海域较为发育，自下而上分为3段。
1.东三段 （Ed）33
巨厚层深灰色泥岩夹砂岩、粉砂岩。电阻率曲线为低平小锯齿状；伽马曲线为中高值小锯齿状；自然电位曲线低平；声波时差大。该期水位开始回升，地层超覆于下伏地层之上。
2.东二段 （Ed）32
该段又可分为两个亚段。东二下亚段（Ed）为厚层深灰色泥32l岩与灰白、浅灰色砂岩、粉砂岩的不等厚互层。电阻以中高值为主，夹厚薄不等的低阻平直段，中高值电阻段常表现为密集锯齿的块状；伽马曲线除对应砂岩层为低值外，一般为中高值；砂岩层的自然电位曲线为指状或丘状，泥岩层为低平凹兜状，声波时差较大。与下伏地层为整合接触。
东二上亚段（Ed）为灰白、浅灰、黄灰色砂岩，粉砂岩、泥32u质粉砂岩与深灰、灰、绿灰色泥岩，粉砂质泥岩的不等厚互层。绿灰色泥岩主要见于上部，常夹炭屑和紫红色泥块。下部深灰色泥岩发育段的电阻率曲线为上高、下低的“斗状”，中部块状砂岩与灰色泥岩互层段的电阻率曲线表现为块状高阻与浅平低阻的交互，上部薄层砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩与绿灰色泥岩互层段的电阻率曲线为高低相间的指状。伽马曲线依岩性呈高低相间，自然电位曲线除对应砂岩为明显的丘状外，一般表现为低平的小波浪状，声波时差较大。与下伏地层呈整合接触。
3.东一段 （Ed）31
上部为块状砂岩、含砾砂岩、砂砾岩夹薄层绿灰色泥岩。下部为灰白色砂岩，灰、绿灰色粉砂岩，泥质粉砂岩与绿灰色、紫红色泥岩及粉砂质泥岩的互层。泥岩质不纯，常见炭屑、植物屑等。上部电阻率曲线以块状高值为主，下部为小块状与高低相间的指状电阻的交互；自然伽马曲线为小锯齿状中低值；自然电位曲线为平直段与波浪状起伏段的交互；声波时差变化较大，为大小、高低相间的粗弹簧状。与下伏地层整合接触。
第二节 区域沉积演化
古近纪渤海海域为典型的湖泊体系，经历了从古新统—始新统、渐新统，即孔店组—沙四段—沙三段，沙二段—东一段，湖泊扩展—湖泊萎缩两个二级沉积旋回，形成2套油气储盖组合（图2-1）。湖泊扩展鼎盛时期是盆地烃源岩形成期，丰富的半深湖相泥岩、油页岩，是重要的烃源岩。在始新统沙四段—沙三段沉积期，凹陷被凸起相隔，为彼此独立的沉积单元，以盆地周缘的隆起区和盆内凸起物源为主，具有“大坡降，多物源，短距离搬运”的特点，形成丰富的储层。在始新世末盆地经历了较短时间的整体抬升、准平原化。渐新世沙二段—东一段沉积期，凹陷与凸起的高差减小，凹陷逐渐连通，成为大湖泊，但水体深度较始新世浅，以盆地外物源为主，大型湖相三角洲发育，是有别于周边陆上油区重要沉积演化特征。
一、 古新世—始新世沉积
古新世—始新世是盆地主要发育期，从早期裂陷到强烈裂陷，湖水最深，暗色泥岩最厚，古新世—始新世地层分为孔店组、沙四段和沙三段，经历了构造活动弱→强→弱的过程，水体深度则是浅湖→深湖→浅湖的变化过程，沉积物从粗→细→粗一个完整的二级旋回。
孔店组渤海湾盆地初始裂陷阶段，可分为洪积扇、坡积和正常沉积3种基本类型，洪积扇的岩性为紫红色泥岩、凝灰质砂岩、凝灰岩的不等厚互层；坡积物以砂砾岩为主夹薄层泥岩，下部为紫红色泥岩与含砾粗砂岩互层；从构造上，分为断超式和双断式两种类型（李建平等，2010）。
沙四段为渤海湾盆地早期裂陷阶段，多数断层开始活动，差异升降，形成半地堑，水体范围小，水深浅，处于氧化环境。断层上升盘风化剥蚀物经很短距离搬运，在下降盘堆积，形成了分选差、颜色杂的堆积物，岩性以砂砾岩、杂砂岩、杂色泥岩为主，局部地区控凹断层活动强，下降盘半地堑沉降幅度大，为半深湖欠补偿还原环境，断坡带为扇三角洲，缓坡带为辫状河三角洲沉积，深凹陷区为半深湖灰色—深灰色泥岩沉积，少数凹陷水体循环性差，只进不出，气候干燥，沉积了盐岩、膏盐。
钻井揭示沙四段有3种岩性组合。一种是砂岩、砂砾岩夹杂色泥岩，反映了近源堆积，CFD13-1-1井钻遇了这种岩性。二是暗色泥岩与盐岩、膏盐、白云岩互层，代表了半干燥气候下湖相沉积，KL10-2-1井、KL11-2-1井揭示了这种岩性组合。地震剖面上为低频率中连续平行反射。三是暗色泥岩夹砂岩，辽中凹陷内的LD17-1-1井钻遇这种岩性，分析认为是好烃源岩，地震剖面上表现为低频连续强反射。在辽西凹陷中洼基岩顶面以上存在一套低频连续强反射，与其上沙三段中频低连续强反射不同，而与LD17-1-1井钻遇的沙四段及辽河油区西部凹陷沙四段反射相似，类比分析认为辽西中洼存在沙四段沉积，是一套较深湖相泥岩，即有效烃源岩。图2-1 渤海海域综合地层柱状简图（据项华和徐长贵，2006）
沙三段为强裂陷期，是盆地内各凹陷最主要烃源岩形成期。控凹大断层强烈活动，生长指数达3.6，差异升降幅度最大，湖水变深，形成欠补偿半深湖—深湖相还原环境，以深灰色泥岩沉积为主。泥2岩厚度大（200～2000m），分布广（300～4000km）。在凹陷断坡带扇三角洲发育，具有相带窄，厚度大的特点。根部沉积物分选差，岩性杂，为砂泥混杂堆积，储层物性差，可作为封堵岩。近端坝和远端坝砂岩是较好储层，前三角洲岩性较细，常为粉砂岩，物性差。凹陷缓坡带以辫状河三角洲为主，辫状河三角洲前缘是好储层发育相带。前三角洲沉积物以暗色泥岩为主。因沙三段沉积时坡度大，在扇三角洲和辫状河三角洲的前端常发育滑塌浊积岩，此类浊积岩四周为深湖相暗色泥岩烃源岩，是形成岩性油藏最有利的沉积体，在邻区的东营凹陷发现大量的此类岩性油藏。可见沙三段滑塌浊积体是渤海今后岩性油藏勘探的重要领域。
沙三段沉积末期盆地经历一次短暂的抬升，准平原化，沉积了一套浅湖—三角洲砂岩体，它是锦州25-1、歧口18-1、渤中25-1、渤中34-2、渤中34-4等油田的重要产油层系。这次抬升运动结束了渤海湾盆地内第一个由浅水—深水—浅水，岩性由粗→细→粗的完整的沉积旋回。
在渤海油区钻遇沙三段地层的井很多，如JZ14-2-1井、JX1-1-1井、QK18-2-1井、BZ34-1-1井。在辽东湾、渤西及渤南地区揭示了较厚的沙三段深湖相暗色泥岩，地震剖面上为低频连续弱反射，而SZ30-3-1井、JZ27-6-1井、CFD22-2-1井、BZ28-1-3井则在不同凹陷陡坡带钻遇了近岸水下扇砂体，见明显的楔状反射外形。SZ29-4-1井、QK18-1-1井、CFD14-2-1井、BZ34-2-1井、BZ34-4-1井揭示了沙三段扇三角储集体。在渤南的莱北凹陷沙三段见明显的S形前积反射，为典型的三角洲沉积，具有很好储盖组合。
二、 渐新世沉积
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