山东省东营市利用油田报废井
提卤、开发地热资源勘查报告
山东省地勘局第二水文地质工程地质大队
二ΟΟ二年五月
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山东省东营市利用油田报废井 提卤、开发地热资源勘查报告
(二○○一年六月-二○○二年五月)
编写单位：山东省地勘局第二水文地质工程地质大队 项目负责人：邹祖光
报告编写人：邹祖光 李学春 戴政华 姚永刚 谭志容李 明 王 峰 审 查 人：董上茂 总工程师：刘桂仪 队 长：柳忠起
提交单位：山东省地勘局第二水文地质工程地质大队 提交时间：二ΟΟ二年五月
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柴建林
目 录
绪言„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„1 第一章 自然地理概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5
第一节 地形地貌„„„„„„„„„„„„„„„„„„„5 第二节 气象水文„„„„„„„„„„„„„„„„„„„6 第二章 区域地质概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8
第一节 地层„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„8 第二节 地质构造„„„„„„„„„„„„„„„„„„„14 第三节 地震„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„17 第四节 地球物理特征„„„„„„„„„„„„„„„„„17 第三章 深层卤水地质条件„„„„„„„„„„„„„„„„„„ 24
第一节 岩盐矿床的基本特征„„„„„„„„„„„„„„24 第二节 卤水岩组埋藏条件及基本特征„„„„„„„„„„26 第三节 深层卤水物理化学特征„„„„„„„„„„„„„29 第四节 卤水成因分析„„„„„„„„„„„„„„„„„33 第四章 废油井卤水开采试验„„„„„„„„„„„„„„„„„34
第一节 试验井概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„34 第二节 试验方法„„„„„„„„„„„„„„„„„„„37 第三节 试验结果„„„„„„„„„„„„„„„„„„„37 第五章 卤水资源计算与评价„„„„„„„„„„„„„„„„38
第一节 卤水矿床模型„„„„„„„„„„„„„„„„„38
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第二节 计算参数的确定„„„„„„„„„„„„„„„„39 第三节 卤水储量计算与评价„„„„„„„„„„„„„„43 第四节 卤水水质评价„„„„„„„„„„„„„„„„„46 第六章 地热地质条件„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„49
第一节 水文地质特征„„„„„„„„„„„„„„„„„49 第二节 地球物理特征„„„„„„„„„„„„„„„„„51 第三节 地球化学特征„„„„„„„„„„„„„„„„„55 第七章 废油井地热试验„„„„„„„„„„„„„„„„„„63
第一节 试验井概况„„„„„„„„„„„„„„„„„„63 第二节 试验方法„„„„„„„„„„„„„„„„„„„64 第三节 试验结果„„„„„„„„„„„„„„„„„„„64 第八章 地热资源计算与评价„„„„„„„„„„„„„„„„67
第一节 热储概念模型„„„„„„„„„„„„„„„„„67 第二节 计算参数的确定„„„„„„„„„„„„„„„„68 第三节 地热资源评价„„„„„„„„„„„„„„„„„72 第四节 地热流体质量评价„„„„„„„„„„„„„„„78 第九章 利用油田报废井提卤、开发地热资源规划及经济评价„„„82
第一节 开发利用条件„„„„„„„„„„„„„„„„„ 82 第二节 卤水开发利用方案及经济评价„„„„„„„„„„ 82 第三节 地热开发利用方案及经济评价„„„„„„„„„„ 85 结论与建议„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„„89
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附 图 目 录
顺序号1 2 3
图 名 1 卤水地质图 2 地热地质图 3 卤水、地热资源开发利用分区图5
比例尺 ：100000 ：100000 ：100000 图号 1 1 1
项目成本核算情况表
填报单位：山东省地勘局第二水文地质工程地质大队 计算 单位 成本项目（万元） 比例尺 工作量 合计 人工费 材料费 50.59 21.48 7.90 6.73 4.02 2.83 8.67 1.50 3.58 1.71 1.88 其它 间接 工作项目 直接费 费用 6.27 2.56 1.89 0.96 0.86 6.94 2.87 1.96 1.00 1.11 总计 野外测绘 提卤开采试验 地热开采试验 卤水水样分析 地热水样分析 综合研究 资料收集 报告评审出版 其它 km2 组 组 件 件 1/10万 2100 14.83 2 1 2 1 15.16 7.69 0.14 0.09 6.68 2.00 3.00 1.00 财务负责人: 刘春鸾 填表人:姚永刚
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项目完成实物工作量表
填报单位：山东省地勘局第二水文地质工程地质大队 工 作 项 目 单位 设计工作量 完成工作量 野外测绘 km2 1660 2100 提卤开采试验 组 2 2 地热开采试验 组 1 1 卤水水样分析 件 2 2 地热水样分析 件 1 1 项目负责人: 邹祖光 填表人:姚永刚
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东营市国土资源局文件
东国土资发[2002]153号
关于《东营市利用油田报废井提卤、开发
地热资源勘查》成果审查验收意见
山东省地勘局第二水文地质工程地质大队：
东营市利用油田报废井提卤、开发地热资源勘查项目，是山东省财政厅、国土资源厅以鲁财建指[1998]33号文下达的矿费项目。受东营市国土资源局委托山东省地勘局第二水文地质工程地质大队负责实施。经过一年的工作，第二水文地质工程地质大队于2002年5月提交了成果送审稿（包括正文1本、附图3张）。省国土资源厅于2002年8月4日组织有关专家在济南对该成果进行了审查验收，主要意见如下：
一、基本情况
1、勘查区范围：勘查区位于东营市东部，地理坐标东经118º26′10″—119º02′12″，北纬37º17′53″—37º47′49″，面积2100Km2。
2、完成的主要工作量：野外调查及1：10万地质测绘2100Km2，深层卤水开采试验2组，地热开采试验1组，取卤水样2组，地热流水样1组，工作量符合设计要求。
3、资金投入：该项目财政资金50万元，实际项目投入费用50万元。
二、取得的主要成果
1、初步查明了工作区岩盐卤水矿床的分布、赋存规律、质量等基本特
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征，对深层卤水成因作了分析，为卤水资源评价奠定了基础。
2、利用提油机和电潜泵两种提卤手段进行了开采试验，采用体积法求得卤水储量为4.74×109m3，可采储量为4.68×107m3，其中NaCl可采储量5.54×106m3。同时还对卤水水质进行了评价。
3、进一步查明了区内地热地质条件。综合分析论证了地温场、化学场特征，划分了热储，给出了热储模型。
4、利用2口报废油井进行了热流体开采试验，综合确定定了区内主要热储参数，采用热储法计算馆陶组热储资源量为3.13×1019J，可利用资源量7.83×1018J，东营组热储资源量为2.37×109J，可利用资源量5.93×1018J。按开采100年计算馆陶组热流体可采储量为2.37×104t/d，东营组热流体可采储量为1.35×104t/d。
5、根据区内卤水和地热资源条件和开发利用条件，提出了开发利用分区方案，并进行了经济效益评估。
三、资金投入及工作质量评述
1、资金投入：根据鲁财建指[1998]33号文，该项目财政资金50万元，项目实际投入资金50万元，经费使用合理。
2、工作质量评述：工作中充分收集和利用了区内已有的地质、水文地质、地热及卤水调查成果。本次工作手段齐全，各类原始资料丰富、数据精确、整理规范，完成的工作量满足设计要求，所取得的资料及报告文字、图件的编制符合有关规范要求。
四、存在问题及建议
1、补充区内废油井分布及结构特点等内容，以便分析论证利用废井提卤、采热的可能。
2、缺少废油井提卤采热试验油气对卤水、热流体污染分析及利用废油井提卤采热存在的问题（如井径及井口结构对热流体量与温度的影响）等
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论证。
五、结论
综上所述，本次勘查是按批准的设计书进行的，其技术路线正确，各项工作手段齐全，所完成的实物工作量和所获取资料均满足了设计书和有关规范的要求。报告成果资料翔实，内容较全面，重点突出，结论明确，建议可行，达到了予期目的，同意审查验收。该项目实施技术路线正确，经费使用合理，各项工作手段齐全，所完成的实物工作量和所获取资料均满足了设计书和有关规范的要求。报告成果资料翔实，内容较全面，重点突出，结论明确，建议可行，为东营市高效生态农业建设提供了依据。本成果达到了予期的目的，同意审查验收。
附件：1、《东营市利用油田报废井提卤、开发地热资源勘查》成果审查专家名单
主题词：矿产管理 地勘项目 验收意见
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东营市国土资源局办公室 2002年11月4日印发
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《东营市利用油田报废井提卤、开发地热资源勘查》
成果审查验收专家名单
姓 名 单 位 验收职务 职 称 教授级高工 签 名 徐军祥 山东省地质勘查局 主任委员 谷振峰 山东省国土资源厅 山东省地质环境监测总院 山东省国土资源厅 委员 教授级高工 凌伯继 委员 教授级高工 孔庆友 委员 教授级高工 王玉玲 山东省国土资源厅 委员 教授级高工 张 波 东营市国土资源局 委员 工程师 孙香凤 东营市财政局 委员 经济师 李 明 东营市国土资源局 委员 助理经济师 王 峰
东营市国土资源局 委员 12
绪 言
山东省东营市地处黄河三角洲腹地，地理位置优越，矿产资源丰富，经济开发潜力巨大。东营市的矿产资源以石油、天然气为主，同时还蕴藏有深层卤水、地热等自然资源。区内的深层卤水除含有高浓度的氯化钠以外，还富含I、Br、Li等微量元素，具有较高的经济价值；地热作为一种新的绿色能源，在供暖、生活洗浴、热水理疗、温水养殖等领域有着广阔的应用前景。因此，合理开发利用区内的深层卤水和地热资源，对促进东营市经济腾飞，维持区内经济可持续发展将起到重大的作用。
本区的深层卤水和地热资源埋藏深，分布广泛，储量丰富，东营市地矿局根据当地的实际情况，报请山东省地矿厅批准，决定在区内开展“利用油田报废井提卤、开发地热资源勘查”。本次工作是根据鲁财基[1998]33号文下达的山东省矿产资源补偿费项目，受东营市地矿局委托，我队承担了本项目工作。
一、目的任务
本次工作的主要目的是：通过野外调查和试验，调查了解区内深层卤水和地热资源的埋藏分布规律；论证利用废油井提卤、开发地热资源的可行性，为制定经济可行的提卤和地热开发方案提供科学依据。
本次工作的主要任务是：
1、调查了解区内主要地层岩性和构造特征，初步查明深层卤水和地热资源的赋存条件。
2、调查了解区内废油井的分布情况和成井结构。
3、利用改造后的废油井进行“提卤和地热开采试验”，研究深层卤水和地热资源的开采方法。
4、论证利用废油井提卤、开发地热的可行性，制定初步的开采方案，并对其经济效益进行初步分析。
二、工作区范围
本项目工作区位于东营市的中部，东到大汶流海堡、西至东营区辛店镇，南到东营区区界、北至黄河，地理坐标：东经118°26′10″—119°02′12″，北纬37°17′53″—37°47′49″。面积约2100km2。
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东营市有发达的公路交通系统，青垦高速公路和东港高速公路贯穿全区，油区及城镇公路四通八达；张东（淄博—东营）铁路，可直达济南、青岛等地；东营港可直达国内各大港口(见图1：工作区位置交通图)。
三、区域研究程度
自六十年代以来，地矿、石油、水利等部门先后在东营市及其周边地区开展了多项地质工作，其中主要工作成果有：
1、1981年山东省地质局第一水文地质队提交的《山东省地热资源初步研究报告》及1:100万《山东省地热地质图》。
2、1987年山东省地矿局第二水文地质队提交的1:10万《山东省黄河三角洲综合工程地质水文地质勘察报告》。
3、1987年地矿部海洋地质研究所与地矿部第四纪地质研究中心出版的《黄河三角洲及邻区第四纪地质专辑》。
4、1998年山东省地矿局第二水文队提交的1:10万《黄河三角洲水工环地质勘察报告》。
5、1999年山东省地矿工程勘察院提交的1:5万《山东省东营市东城附近地热资源调查》。
6、1999年山东省地矿工程勘察院提交的1:10万《山东省东营市地下卤水资源普查报告》。
上述成果从不同的侧面、不同的精度对本区的地质、水文地质及地热地质条件进行了研究，对本报告具有重要参考价值。
四、勘查工作情况及完成工作量
本次工作分三个阶段进行：
设计编写：2001年6月至7月。在充分收集区域资料的基础上，编写了《东营市利用油田报废井提卤、开发地热资源勘查设计书》，7月23日东营市国土资源局、东营市财政局以东国土资发[2001]41号文批准实施。
野外普查：2001年7月至2002年3月。开展了资料收集，废油井调查，进行了废油井提卤试验、地热试验工作，并采取了水质分析样品。
报告编写：2002年3月至2002年5月。在认真整理、计算各类原始资料与数据的
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基础上，经综合分析研究，编制了“地质构造图”、“深层卤水地质图”、“地热地质图”、“地质剖面图”、“深层卤水、地热资源开发利用分区图”等图件，于2002年5月完成了报告的编写工作。
根据项目设计书的要求，本次工作的主要方法是在充分收集利用前人资料基础上，开展了废油井调查、提卤试验、地热试验、水质分析等工作。在资料的分析研究中，充分利用了计算机技术。完成的实物工作量见表0-1。
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图0-1 工作区位置交通图
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五、工作质量评述
（一）收集资料
本次工作收集了以往的地质、水文地质、油田地质及地热地质、卤水地质等有关的成果资料，为研究深层卤水和地热地质条件，利用废油井开采深层卤水和地热试验，提供了基础资料。满足了设计要求。
表0-1 完成的实物工作量一览表 序号 1 2 3 4 项目 野外测绘 废油井卤水开采试验 废油井地热开采试验 取样与 测试 卤水水样分析 地热流体样分析 单位 km2 组 组 件 件 工作量 2100 2 1 2 1 （二）地质测绘
1/10万地质测绘工作，调查了区内的地形地貌特征，重点石油开采区的分布情况，废油井的地层条件、分布情况及成井特征，测绘面积为2100km2。满足了设计要求
（三）深层卤水开采试验
利用处理后的废油井进行了深层卤水开采试验2组。
深层卤水开采试验分别利用抽油机和电潜泵进行。试验前收集试验井的地层和成井资料，根据资料确定深层卤水的开采层段，进行射井处理。试验按设计要求进行。
（四）地热开采试验
利用处理后的废油井进行了地热开采试验，试验采用电潜泵进行，其它技术要求均按设计执行。
（五）水样测试与分析
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按设计要求采取了深层卤水分析水样2组，地热流体样1组。深层卤水水样的分析项目为：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、HCO3 -、SO42-、Cl-、Fe2+、I-、Br-、Be’、Li+、PH和矿化度等；地热流体样分析项目：K+、Na+、Ca2+、Mg2+、HCO3 -、CO3 2-、SO42-、Cl-、Fe2+、I-、Br-、Li+、Ba、Mn、F、Zn、Cu、Se、PH、Sr、Ra、HBO2、H2SiO3和矿化度等。
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第一章 自然地理概况
第一节 地形地貌
工作区地处黄河三角洲地区，黄河南岸，总的地势是西高而东低，地形坡降1/5000～1/10000，地面标高在10～4m之间。
受自然和人为因素的影响，特别是黄河的地质作用，形成了岗、坡、洼相间的复杂微地貌景观。
（1）高地：黄河决口扇高地，在三角洲地区，河床基底面坡度变缓，水流不畅，河水破堤而出，形成扇形高地，高出两侧地面1—1.4m的正地形。沉积物以粉土、粉砂为主，并有从扇顶——前沿颗粒渐细的规律。地面坡度1/5000—1/8000。
河滩高地，分布于黄河两侧，人工堤坝内。主要为1855年以来黄河自身携带泥
沙的快速沉积，一般为粉土质砂泥，局部为沙滩。
（2）坡地：黄河决口漫流形成的，地形向两侧微倾。其沉积物以粉土、粉质粘土为主。
（3）低平地：分布于高地和坡地前缘，地势低平，为黄河泛流形成，沉积物以粉土、粉质粘土为主。
（4）浅平洼地：分布于各故道间的低洼地带，部分积水，盐碱化严重，沉积物以粉质粘土为主。
（5）海滩地：分布于沿海地区。
第二节 气象水文
一、气象
1、气候特点
工作区处于暖温带季风气候区，主要气候特点是四季变化明显，大陆性强，属大陆性气候。春季气温回升快，降水少，风速大，气候干燥，蒸发是降水的9倍；夏季气
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温高、湿度大，降水集中；秋季气温骤降，雨量锐减，秋高气爽；冬季寒冷干燥，雨雪稀少。一年中形成了春旱、夏涝、晚秋又旱的气候特点。
2、气温
区内全年平均气温12.3℃，极端最高气温41.9℃，极端最低气温－23.3℃，气温年际变化较大，暖年平均13.1℃，占50.2%；冷年平均11.2℃，占49.8%。一年内气温最高为7月，平均气温26.3℃，最低为1月，平均气温－3.9℃，历年平均无霜期203.6天，土壤封冻期80天，最大冻土深度60cm。
3、降雨
区内历年平均降水量537.3mm，丰水年(1990)946mm，为均值的1.76倍；枯水年(1986年)310.1mm，为均值的57.7%，年际变化大。一年内降水分布不均，春季(3～5月份)降水72.8mm，占全年的13.5%；夏季(6～8月)降水355.9mm)，占全年降水的66.23%；秋季( 9～11月)降水88.5mm，占全年降水的16.7%；冬季(12～2月)降水只有20.1mm)；占全年降水量的3.8%，形成春旱、夏涝、晚秋又旱的特点（见表0-2）。
4、蒸发
区内历年平均蒸发量1962.1mm，是降水量的3.6倍。3—6月是强烈蒸发期，蒸发量是全年的51.7%，是同期降水量的7.0倍。
表0-2 东营市多年平均降雨量、蒸发量统计表 月份 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 全年 降雨量 5.2 7.4 11.2 29.6 32 66.2 176 13 3.9 26.2 18.4 7.5 537.3 蒸发量 50.1 65.6 143 151 312 307 215 188 163 133 81.4 52.6 1962.1 蒸降比 9.63 8.86 12.8 8.47 9.75 4.64 1.22 1.66 3.71 5.04 4.42 7.01 3.65 6、风速、风向
区内年平均风速3.5m/s、其中3.4.5月份风速最大，分别为4.0m/s、4.6m/s、4.2m/s；6.7月份常有大风出现，平均风速3.8m/s，和3.2m/s；8.9.10月三个月风速较小，分别为2.8m/s；2.7m/s；2.8m/s。
二、水文
工作区内地表水系主要有黄河及其它引排水河道。黄河是中国第二大河，自利津县南宋乡进入区内，向东北经垦利县流入渤海，区内长约128km。黄河以高含砂量闻名
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于世。多年平均输砂量为75×108m3，年造陆面积23.3km2，河口向海滩进速率0.42km/a，利津县河床每年抬高0.05～0.06m，形成河床高于两岸地面3—5m的地上悬河，据利津站(1950—1993年)统计，多年平均来水量373.31×108m3，1973—1993年平均年来水量275.24×108m3，其特点是水少沙多，迳流量年内分配不均，枯丰迳流量比为4.63:1，年际变化大，7—10月份为大汛期，洪水来自上、中游地区的暴雨迳流，使区内黄河的年内来水量最大，流速最大，水位最高，含砂量最大，其它月份水位较低，水流平稳，自1972年以来，每年发生断流，且断流时间和长度逐年增加。
在黄河南侧分布有人工开挖的引排水河道，主要有溢洪河、小岛河、广蒲河、广利河等东流注入莱洲湾。
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第二章 区域地质概况
第一节 地层
工作区以太古界、古生界、中生界为基底，其上沉积了巨厚的新生界。太古界岩性主要为花岗片麻岩类、角闪岩类及混合花岗岩等。古生界寒武系、奥陶系岩性主要为碳酸盐岩类和碎屑岩类。与太古界呈不整合接触。新生界最大厚度约7000余m，沉积层主要为第三系，特别是下第三系沉积较发育。下面由老至新简述新生界地层特征：
一、早第三纪地层
区内早第三纪地层较为发育，主要为济阳群，自下而上包括孔店组，沙河街组，东营组。
（一）孔店组（Ek）
该组厚度大于490m，主要为砂岩，泥岩的一套陆源碎屑岩系。区域上孔店组三分性明显，自上而下分为一段，二段，三段。据目前资料揭示，区内孔店组发育二段，一段地层，三段情况不明，有待进一步研究。
1、孔店组二段（Ek2）
该段厚度大于390m，岩性为灰、深灰色泥岩夹砂岩、炭质泥岩、煤层、及油页岩。以暗色调为特征，主要为一套湖相沉积。该段地层具明显的两分性。下部地层以灰紫、紫红色泥岩为主，夹少量杂色泥岩、粉砂岩及炭质泥岩，含丰富的生物化石；上部地层主要为灰色泥岩、白云质泥岩，夹炭质泥岩、钙质砂岩，局部发育油页岩及煤层，底部常发育含砾砂岩或杂色砾岩，含丰富的淡水生物化石。
2 孔店组一段（Ek1）
该段厚0—100m，主要为一套紫红色碎屑岩岩石组合。岩性为紫红、棕红色泥岩、白云质钙质泥岩及粉砂岩不等厚互层，夹少量含膏泥岩及炭质泥岩。下部常发育较多的灰色砂岩，由下至上具粒度变细，层厚变薄的退积型沉积特征。上部常发育含膏泥岩及薄层石膏、钙质砂岩
（二）、沙河街组（Es）
区内沙河街组分布广泛、厚度巨大，尤以东营凹陷最为发育。主要为一套以灰色
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泥岩为主，次为粉砂岩、细砂岩、油页岩和碳酸盐岩的细碎屑沉积，为重要的含石油、盐岩地层。自上而下分为一至四段。各段在岩性和厚度上从凹陷中部向边缘具不同程度的变化，有时可缺失某一段。
1、沙河街组四段（Es4）
该段地层三分性明显，以东营凹陷最为发育。
（1）下部：岩性以紫红色、灰绿色泥岩为主，夹砂岩、粉砂岩、含砾砂岩及薄层碳酸盐岩。东营、沾化及车镇凹陷中部常有数量不等的盐岩及石膏。东营凹陷中央隆起带，膏岩层较为发育，胜坨地区含膏盐井段大于1000m，盐岩、石膏单层厚度可达10m以上，常含泥砾。
下部地层厚度变化较大，凹陷边缘地带常缺失或仅厚几十m，而凹陷中央则很厚，东营凹陷中央地带钻孔揭露厚度大于1753m。
（2）中部：岩性以蓝灰色泥岩、灰白色盐岩、石膏岩为主，夹深灰色泥质白云岩及少量灰色、紫红色泥岩、石膏层多集中在中下部，沾化、车镇凹陷中有时发育泥灰岩。中部地层一般厚300m左右，产少量介形类、腹足类、轮藻及孢粉化石。
（3）上部：岩性以灰色、灰褐色泥岩为主，夹碳酸盐岩、砂岩及油页岩。不同的凹陷及同一凹陷不同部位，岩性略有差别。凹陷中部可见盐岩及石膏，上部地层产丰富的介形类、腹足类及少量的藻类、瓣鳃类、叶肢介、鱼类等化石。
2、沙河街组三段（Es3）
以发育湖相沉积的暗色厚层泥岩为主要特征，厚度一般700—1000m，凹陷中部最厚可达1200m。该段根据岩性和古生物组合特征，可分为三部分。
（1）下部：为深灰色、灰色泥岩夹油页岩、少量灰色灰岩及白云岩。厚度一般为100—300m，由凹陷中央向边缘逐渐变薄或缺失。油页岩以褐灰、褐黄色为主，质地细腻，含油率高。该类地层产丰富的介形类、藻类、孢粉和少量的腹足类、瓣鳃类及鱼类化石。
（2）中部：以灰、深灰色巨厚层泥岩为主，夹透镜状砂岩、砾岩或薄层碳酸盐岩。凹陷部分地区产油页岩、油泥岩及少量的钙质岩。厚度一般300—500m，凹陷深处厚达600—700m。产介形类、藻类、孢粉及少量腹足类等化石。
（3）上部：灰色、深灰色泥岩与粉砂岩互层，夹钙质砂岩、含砾砂岩、油页岩及
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薄层炭质页岩，厚0—500m，以东营凹陷最为发育，在沾化凹陷的边缘地区，常有不同程度缺失。沙河街组三段与下伏四段为平行不整合接触。
3、沙河街组二段（Es2）
该段岩性主要为灰色、杂色泥岩与砂岩互层，厚0—500m，横向上岩性、岩相和生物化石组合变化都较大。纵向上分为两部分。
下部主要为灰、灰绿色泥岩与砂岩、含砾砂岩互层夹炭质泥岩、劣质油页岩。产介形类、腹足类、孢粉、藻类等化石。
上部主要为灰绿色、紫红色泥岩与灰色砂岩互层，夹钙砂岩、含砾砂岩。产介形类、腹足类、轮藻和孢粉等化石。
4、沙河街组一段（Es1）
该段岩性主要为灰色、深灰色泥岩夹薄层油页岩和碳酸盐岩，厚约100—300m，由下至上可分为三部分。
（1）下部岩性为灰色泥岩夹白云岩、油页岩和生物灰岩、钙质砂岩。沾化凹陷为油页岩夹白云岩、生物灰岩、泥灰岩。厚度一般30—70m。富含介形类、腹足类、藻类、孢粉等化石。该套地层在全区广泛分布，是本区最重要的标志层。局部地区底部发育一层砂砾岩，与下伏沙河街组二段存在沉积间断。
（2）中部为灰色泥岩夹生物灰岩（螺灰岩、介形虫灰岩）、鲱粒灰岩、针孔状藻白云岩及白云岩等。沾化凹陷油页、油泥岩发育。该套地层产丰富的介形类、腹足类、藻类、孢粉等化石。厚度一般40—80m。
（3）上部岩性为灰色、灰绿色泥岩夹钙质砂岩及粉细砂岩。沾化凹陷发育油泥岩及油页岩，该套地层产介形类、腹足类、藻类及孢粉等化石。厚度一般50—200m。
沙河街组一段岩性较稳定，分布广泛，是区内下第三系重要的对比标志层。其与下伏沙河街组二段为整合接触。
沙河街组与下伏孔店组为平行不整合接触，与上覆东营组整合接触，或被馆陶组平行不整合覆盖。
（二）东营组（Ed）
主要为灰绿色、灰色、少量紫红色泥岩与砂岩、含砾砂岩偶夹薄层碳酸盐岩的岩石组合。区内不同地区的岩性及化石组合特征变化较大，由凹陷中心向边缘碎屑物粒度
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具变粗的变化特征，凹陷边部砂岩、砾岩增加、泥质岩减少。该组由下至上可分为三段。厚度50—800m。
1、东营组三段（Ed3）
该段岩性主要为灰色、杂色泥岩与砂岩不等厚互层夹炭质页岩。东营凹陷中碎屑物粒度较粗，色调较浅，发育下粗上细的正粒序层理。中、下部为浅灰色、灰色砂岩、含砾砂岩夹灰绿色砂质泥岩、灰色泥岩；上部为灰绿色泥岩夹细砂岩、少量紫红色泥岩，产少量介形类、藻类、腹足类、孢粉等化石，厚度约150m。沾化凹陷碎屑物粒度较细，以灰色、灰绿色泥岩为主，夹浅灰色、灰白色薄层粉砂岩、钙质砂岩、白云质砂岩。沾化凹陷中的最大沉积厚度可达640m，产丰富的介形类，藻类等化石。
该段与下伏沙河街组整合接触。 2、东营组二段（Ed2）
该段岩性主要为灰绿色、深灰色泥岩、砂质泥岩、夹浅灰、灰白色薄层粉砂岩、钙质粉砂岩、白云质灰岩。该段沉积物粒度较一段略细。东营凹陷碎屑物粒度较粗，砂岩较为发育。下部主要为灰绿色、紫红色泥岩、砂质泥岩夹灰白色含砾砂岩、砂岩；上部为灰绿色粉细砂岩夹泥岩、砂质泥岩，发育正粒序层理。
该段富含介形类、腹足类、孢粉、轮藻化石，厚约0—280m，其与下伏东营组三段为整合接触。
3、东营组一段（Ed1）
该段主要为一套棕红色、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩与灰色、灰白色砂岩含砾砂岩互层的湖盆相岩石组合，为湖盆演化旋回的末期沉积。
该段产少量的介形类和轮藻化石，厚0—100m，与下伏东营组二段整合接触。 早第三纪末期的喜马拉雅造山运动使区内陆相湖盆沉积作用结束，区内地层广泛抬升遭受剥蚀。从凹陷中心向边缘直到凸起部位该组地层遭受剥蚀的程度越来越大，厚度逐渐减少，常依次缺失东营组一段、二段，甚至三段。
东营组是一套砂岩与泥岩的交互沉积。东营地区可细分三段，均为砂岩与泥岩交互沉积。渤海农场一带则几乎全是灰绿色泥岩的沉积。生物群包括介形类、腹足类、孢粉及藻类，其中以介形类为主。
东营组与下伏沙河街组整合接触，顶被馆陶纪组不整合覆盖。该组为区内重要的
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储油层。
二、晚第三纪地层
晚第三纪地层区内发育广泛，自下而上分为馆陶组、明化镇组。 （一）馆陶组（Ng）
主要为一套灰白色砾状砂岩、细砂岩、灰绿色细砂岩和棕红色泥岩间互沉积的一套陆相碎屑岩岩石组合。该组厚200—1000m，分为上、下两段。
1、馆陶组下段
岩性为灰白色、灰色厚层块状砾岩、含砾砂岩、砂砾岩、细砂岩夹灰绿色粉砂岩、棕红色泥岩、砂质泥岩，底部普遍发育含石英、燧石的砂砾岩，厚度一般300m左右。该段主要产孢粉化石。
该段不整合于早第三纪地层之上。 2、馆陶组上段
岩性为紫红色泥岩、灰绿色泥岩、粉砂质泥岩与细砂岩互层夹粉砂岩。厚度为120—380m，生物群以介形虫为主，产I1yocypris gibba（隆起土星介）、Candoniellalbicans(白色小玻璃介)等，此外发育腹足类、轮藻、鱼类及孢粉等化石。本段中部常发育Botryococcus braunii（布朗葡萄藻）集中层，此藻类在石油地质学中具重要意义。
该段与下段地层为整合接触。
该组地层厚度变化较大，东营凹陷一般厚150—500m，车镇、沾化凹陷厚750—1000m。
该组底部含石英燧石的砂砾岩岩性稳定，分布广泛，为较好的区域对比标志层。 （二）明化镇组（Nm）
主要为一套土黄、棕红色泥岩、砂质泥岩与灰白色砂岩组成之岩层。总厚度60—1000m。分为上、下两部分。
下部沉积物粒度细，以灰绿、棕红色泥岩为主，夹灰白色砂岩、细砂岩、粉砂岩，棕红色泥岩中发育灰绿色条纹及斑块，泥岩中有时发育石膏晶片。
上部沉积物粒度略粗，为棕红、土黄色砂质泥岩与灰白色、黄色细砂岩或粉砂岩
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互层，常发育白色灰质团块、灰质结核及黑色铁锰质结核，偶见脊椎动物化石碎片。
该组分布广泛，岩性稳定，变化不大。富含介形虫、腹足类、轮藻、介形虫产I1yocypris errabundis（浪游土星介）、I.manasensis(玛纳斯土星介)、I.dongshanensis(东山土星介)、Cythereis sp（艳花介，未定种）、Loxoconcha sp.（弯贝介，未定种）。
地震反射剖面上，明化镇组基本呈一水平层，东营凹陷厚度较小，而北部沾化凹陷则厚度较大。
明化镇组底与馆陶组整合接触，顶被第四纪平原组不整合覆盖。 三、第四纪地层（Q）
区内第四纪地层主要为平原组，覆盖在上第三系明化镇组之上，呈假整合接触，地层总厚度小于350m。
平原组地层主要为河湖相、浅海相沉积，岩性为土黄、灰、灰黄、灰绿色粘土、粉质粘土、粉土及粉细砂。
第二节 地质构造
在大地构造单元上，本区地处华北地台（Ⅰ）辽冀台向斜（Ⅱ）济阳坳陷（Ⅲ）的陈家庄凸起（Ⅳ1）、沾化凹陷（Ⅳ2）、青坨子凸起（Ⅳ3）、东营凹陷（Ⅳ4）（见图2-1）。
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一、断裂构造
区内地质构造发育。第三系构造带发育有坨～胜～永断裂伴生构造带、东营凹陷中央背斜带（即塑性拱张构造带），以及一些洼陷和向斜构造。其中，中央背斜带是由郝家、现河庄、东营、辛镇等背斜及一些鼻状和断块构造所组成，呈东西向延展。在沙三段沉积时期，分隔了六户洼陷和坨庄～胜利村洼陷。此后，由于东西向主干断裂的活动，使该带呈现东西向的地堑面貌。
凹陷内断裂构造十分发育，产生的断层众多，活动强度大，均为正断层，其活动既有阶段性，又有继承性。主要断裂有：东营断裂、陈南断裂、下镇断裂等。
二、凸起与凹陷
凸起与凹陷是基岩地区的主要构造特征，本区自北向南四个Ⅳ级构造单元：沾化凹陷、陈家庄凸起、青坨子凸起、东营凹陷。
表1-6 各构造单元新生界厚度一览表
单位：m
序号 1 2 3 4 （一）东营凹陷
包括区内中南部地区。凹陷内沉积了较厚的早第三纪地层。物探资料证明，新生界厚度达8000—9000m（见表1-6），推测孔店组直接覆盖于古生界或残存的中生地层之上，厚度0—2300，沙河街组0—3000,东营组0—800m。
断裂构造比较发育，凹陷的中部、北部断裂分布较多，南部断裂较少。
凹陷形成于始新世。始新世时期，该地区地壳下降，相继普遍沉积孔店组、沙河街组及东营组。
（二）青坨子凸起
分布于垦利县永安镇东侧。晚第三系及第四系沉积物厚度为1000—1100m。
名称 沾化凹陷 陈家庄凸起 青坨子凸起 东营凹陷 Ek 0-860 0 0-150 0-2300 Es 0-1740 0 0 0-3000 Ed 0-800 0 0-160 0-800 Q+N 1300-2200 1000-1300 1000-1100 900-1600 29
该凸起主要由元古代变质二长花岗岩组成。北边缘有部分寒武系及奥陶系不整合覆盖于元古代花岗岩之上。
（三）陈家庄凸起
该凸起位于工作区北部。晚第三纪及第四纪沉积物厚度为1000—1100m。 凸起由元古代变质二长花岗岩及古生代地层组成，构造比较简单，褶皱及断裂不甚发育。
（四）沾化凹陷
位于工作区东北部。凹陷内晚第三纪地层发育，孔店组厚0-850m;沙河街组厚0-1740m，东营组厚0-800m,凹陷的低洼点多分布于北半部分，剖面上看，形成南浅北深的特征。
区内断裂构造比较发育，主要为近东西及北东两组断裂，少量北西向断裂。
三、新构造运动
本区均为第四系覆盖，新构造形迹不甚明显，但是，通过某些直接或间接地质现象仍能观测到新构造运动的活动规律，主要表现在地形、黄河河道、海岸线变迁及地震活动、地热显示等方面。
1、地形变化与新构造活动的关系
辖区总的地势是西南高、东北低，反映不平衡的盆地演化特征，说明鲁西隆起区仍在不断抬升，华北地区平稳下降。晚第三纪至第四纪地壳平稳下降与前晚第三纪的局部断陷有明显区别，地壳活动趋于稳定。
2、黄河河道变迁与构造活动的关系
黄河河道经多次变迁，受断裂控制明显，从现在河道的分布方向分析，分段河道主要分为近东西及北东两部分，受东西及北东两组断裂控制。
3、海岸线变迁与构造活动的关系
第四纪以来辖区内发生多次海侵，范围较大的海侵海岸向内陆延伸近百公里，如晚更新世晚期的一次海侵，海侵范围达则惠民地区，底板埋深为32.3-67.22m，顶板埋深一般为23.40-32.31m。海平面的变化与地壳活动有关，每次海侵则表明该地区发生一次地壳下降，该时期的地壳活动与太平洋板块向欧亚大陆俯冲有关，海岸线的频繁变化，
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说明地壳活动间歇性较强。
4、地热形成与构造活动的关系
地热资源的形成同其它热液型矿床相似，应具备导热构造及储热空间，热力的来源主要包括地壳深部的岩浆热、放射元素的衰变等，导热构造主要为断裂，它将地壳深部的热输送到了地壳浅部有利储集的部位而形成热储集层。东营地区上第三系及第四系分布储热层，说明晚第三系以下的断裂向上部层位延伸，并在晚第三纪及第四纪继续活动。
第三节 地震
本区位于华北地震区内。周围分布有多条地震活动带，东有郯城～渤海地震带，北有燕山～渤海地震带，西有河北平原地震带，南有惠民～诸城地震带。对本区影响最大的是郯城～渤海和燕山～渤海地震带，特别是两带在渤海的交汇区，该区地震活动强度与频度均较高，破坏性地震多发生在此区。
区内自692年以来，共感受地震54次，其中区内发生的有14次，遭受破坏性地震三次。区内地震烈度为六～七度。
第四节 地球物理特征
利用地球物理测量手段，进行重力、航磁、人工地震等勘探，可以了解区域地层的分布和地质构造格局。
一、重力
根据重力场特征，大致了解该地区的区域构造轮廓，圈定部分凸起与凹陷的分布范围。
东营地区重力场与外围比较具重力升高的特征。最高值为+25*10-5m/s2，最低值为-5*10-5m/s2,一般在零重力异常等值线上，并且高低相间分布（图2-2）。正重力异常与凸起吻合，负重力异常与凹陷吻合。重力场的起伏变化主要反映了新生界底面的起伏状况。现将典型重力异常分述如下：
1、东营低重力异常带
异常位于东营、牛庄一带，呈近圆形，东西向略长，东西长60km,南北宽45km,重力异常值为-5*10-5m/s2至+15*10-5m/s2.该异常与东营凹陷吻合，新生代地层最大厚度
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7500m。
2、陈家庄高重力异常区
位于工作区北部，呈长方形东西向分布，东西长50km，南北宽23km。重力异常值+15*10-5m/s2至+25*10-5m/s2，该异常与陈家庄凸起吻合，新生代地层最大厚度1300m.
3、沾化中等重力异常带
位于工作区东北部，呈东西向带状分布，两端收敛，东端散开，东西长度大于60km，南北宽大于15—40km。重力异常值为0至+15*10-5m/s2.该异常与沾化凹陷吻合。
4、陈南重力梯度带
区内仅见一条较明显的重力等值线密集带，位于陈家庄凸起与东营凹陷这过渡带上，呈近东西向分布。重力梯度为3.57Gal/km。该梯度带与陈南断裂吻合。梯度带的存在说明陈南断裂是该地区规模最大的断裂构造。
由此可见，重力异常特征对本区的深部地质情况解释效果较好。根据重力异常分布情况，确定了凸起与凹陷的存在位置、盆地沉积厚度及断裂位置和规模。
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二、磁场特征
东营地区磁场强度与外围比较，以正磁异常 为特征，并且较均匀。最高磁异常 为500Nt，最低磁异常 为-50nT（图2-3）。正磁异常与凸起吻合，主要受元古化变质变形花岗岩影响；负磁异常与凹陷区吻合，为中、新生代地层磁性较弱地带。磁异常微小的变化主要反映了前寒武纪变质变形花岗岩及地层的顶面起伏状况。磁异常与重力异常吻合较好，正磁异常与高重力区吻合负磁异常与低重力异常吻合。
根据东营地区的磁场特征，划分为3个磁异常区。 1、东营低磁异常区
位于东营、牛庄、花官一带。呈近东西向长方形分布，东西长大于20km，南北宽约10km，最高磁场强度为250nT。异常区位于与东营凹陷吻合，二者形态略有差别，异常区北边缘向南凸出的范围较大，说明东营凹陷之北坡前寒武基底坡度较缓。
2、陈家庄正磁异常区
位于工作区北部，呈北东向的长方形或椭圆形。东西长大于20km，南北宽10km。以正磁异常为背景，其最高背景值为500nT，最低背景值为200nT。异常区与陈家庄凸起吻合较好。异常区显示陈家庄凸起的北坡强度变化较陡，南坡强度变化较缓，反映前寒武基底古地形北坡陡、南坡缓的特征。
3、沾化低磁异常区
位于工作区东北部。异常区呈近东西帚状分布，两端收敛，东端散开，东西长›20km，南北宽15—40km。高磁场强度为150nT，低磁场强度为-50nT。异常位置、形态与沾化凹陷基本一致。
综上所述，东营地区磁力异常与重力异常构造单元吻合较好。正磁异常由前寒武纪变质岩石引起，并与凸起吻合；负磁异常由古生界及以后的沉积盖层引起，并与凹陷吻合。
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三、地震特征
由于石油地质勘探的需要，石油部门在东营地区进行了较详细的地震勘探，有关这方面的资料较丰富，从地震时间剖面图上反映比较清楚的有四个界面，自下而上为：奥陶系顶部侵蚀面；中生界与下第三系之间的不整合面；沙河街组三段与沙河街组四段之间的界面；上第三系与下第三系之间的不整合面。
1、奥陶系顶部侵蚀面
在地震时间剖面上，奥陶系顶部侵蚀面常常显示一对强相位低频，能在大范围内连续追踪的波组（称Tg1），经钻井资料证明其稳定性可靠。 Tg1波构造图反映的是东营地区前石炭系基底的起伏形态及地质构造特征，可以看到北东、北西、东西三组断裂控制了该地区的构造格局，清楚地显示出基底的断块式结构。断层数目比其它构造层明显少。
2、中生界与下第三系之间的不整合面
中生界以上的古新统及部分始新统存在一个反射稀疏带，该带的底部在局部地区，如东营凹陷的东北部，可追索到一组较强的反射波组，与下伏层呈明显角度不整合，称T9反射层，T9反射层大致相当于中生界与新生界始新统的不整合面。
T9波构造图勾绘的是晚白垩世至古新世期间经受了长期侵蚀的中生界地形面形态及地质、构造特征。
3、沙河街组三段与沙河街组四段之间的反射波组
在沙河街组三、四段之间存在一组反射波，称T7反射波组。T7反射层与下伏地层呈角度不整合，特别是在盆地边缘更为明显，经与钻井资料对比，该反射层在东营凹陷中大致相当沙河街组四段之纯化油层上部的灰质岩段，在沾化凹陷中相当于沙河街组四段顶部的灰质岩。
T7波构造图勾绘的是始新统沉积后，其顶界的地形形态及地质、构造特征。 4、上第三系与下第三系之间的不整合面
上第三系与下第三系之间界面清楚，是一个良好的波组抗面，它形成了一个能在全区连续追踪、能量较强的标准反射波组及相应的折射波组，称之为T1波组。该波组之上为第四系和上第三系，表现反射密集，近水平，与下伏反射层呈普遍的角度不整合。
T1波构造图勾绘的是下第三系顶面的地形面形态及构造、地质特征。
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第三章 深层卤水地质条件
第一节、岩盐矿床的基本特征
东营盐矿床主要分布于东营凹陷中，东营凹陷形成于燕山运动后期，是古生界和前寒武系在中生代发生的断块解体背上发育起来的中新生代快速陷落式陆相盆地，本区属长期下沉区，地壳以区域性陷落为特征，断裂活动的差异形成了孔店组、沙四段时期咸化泻湖相盆地。东营盐矿属于有海水补给的古代内陆湖相沉积岩矿床。在有利的古地理、古气候条件下，湖水浓缩蒸发成盐，形成了以氯化钠为主的盐岩矿床。
盐矿区位于东营凹陷中心的北部边缘，产于新生界沙河街组的沙四段及其以下的孔店组地层，主要分布在现河—基地—胜采—石油大学—八分场一带。岩性以盐岩，石膏层、泥岩互层为主，厚度155—1199.76m。另外在坨庄、胜利村一带，岩性以石膏层与泥岩互层为主，夹少量盐岩，厚365-419.7m。永安镇—广利地区只见到薄层含膏泥岩。
盐矿分布自凹陷斜坡向中心越来越厚，逐渐呈无色透明盐层状，在剖面上膏盐呈层状反复交替出现，埋深2990-4400m，面积600平方公里，估算地质储量5882亿吨。根据现有资料统计，无色透明、半透明盐岩层单层厚度一般在8—30m，最厚达43m，累计厚度由16.5—165.5m不等，呈层状分布。
盐矿埋深于油气层下部，多数井未钻遇，矿区内已有近40口深层探井钻遇膏盐层。有3口井有盐岩层钻井取心，8口井有盐膏层井壁取心。盐层埋藏情况见见表3-1。
表3-1 东风3、东风5井基本情况
井 号 完井日期(年) 1977 1976 已钻盐岩层（m） 井 深（m） 井段（m） 2995-3215.3 3118--3640 盐岩层钻井取心厚度（m） （m） 75 107.5 42.71 70 备注 卤水中氯离子含量179g/l。 东风3井 东风5井 3215．33 4007．50 37
盐岩的主要化学成分为NaCI，见表3-2。 东营盐矿埋藏深、单层厚度小、开采难度较大。
表3-2 盐岩层钻井取心化验成果表 单位:% 井号 东风5 东风3
井段(m) 3128.95- 3135.76 3186- 3188 3018.5- 3101.66 Na+ 38.74 34.82 35.55 Ca2+ Mg2+ 0.16 2.44 1.6 0.004 0.016 HCO3- 0.016 0.032 0.016 Cl- 59.82 53.11 54.88 SO42- 0.27 6.66 3.98 Sr2+ 0.003 0.007 0.03 K+ 0.012 0.006 0.006 Li+ 0.0002 0.0002 0.0002 第二节 深层卤水岩组埋藏条件及基本特征
东营深层卤水资源与盐岩矿为同一矿床，发育在盐矿上部及四周。主要发育在东营凹陷内，卤水层主要分布在新生界沙河街组的沙三、沙四段及沙二段，埋深2500—3000m，矿化度最高达353g/l。自上而下可分为三个含水岩组，即沙河街二段含水岩组、沙河街三段含水岩组、沙河街四段含水岩组。
一、沙河街二段含水岩组
沙河街二段含水岩组，分布于西城一带，面积30.4km2（见图3-1）。受构造控制，与沙河街三段含水岩组有水力联系。卤水层埋藏于沙河街一段碳酸盐岩之下，埋藏深度2400～2500m，岩性主要为灰色沙岩、含砾砂岩，累计厚度20～40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度24%。本组卤水层单井出水量50～70 m3/d。卤水化学类型主要为CI-Na型水，矿化度180g/l左右。
二、沙河街三段含水岩组
本组卤水主要发育在东营凹陷内，平面分布较广，西到工作区边界，
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东到广利地区，南到牛庄，北到垦利县胜坨乡、高盖乡、永安乡，面积369.6 km2（见图3-1）。卤水层埋藏深度2600～2900m，岩性为砂岩、粉砂岩、含砾砂岩等，呈多层分布，单层厚度一般在8—20m，最厚单层30m以上，平均卤水层厚约40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度一般在15—25%之间。卤水层单井出水量100～110 m3/d。矿化度一般在150—300g/l。
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三、沙河街四段含水岩组
本组卤水主要发育在东营凹陷东部，平面分布较广，西
到西城，东到广利地区，南到六户，北到垦利县胜坨乡、高盖乡，面积464 km2（见图3-1）。卤水层埋藏深度2700～3000m，位于沙四段（中）上部，岩性为砂岩、碳酸盐岩等，呈多层分布，单层厚度一般在2—20m，总厚度约20-40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度一般在15—25%之间。卤水层单井出水量70～240 m3/d。矿化度一般在110—350g/l。
东营凹陷的现河、胜华一带盐层埋藏较浅，一般在2990m就开始发现盐岩层，这两地区的卤水矿化度高。沙三段的卤水矿化度大都在200g/l以上，大部分是独立的卤水层，是将来开采的主要层位。沙四段卤水矿化度在300g/l左右，但大部分井未钻遇。
由于压实作用随着埋藏深度增加，地层孔隙度就越小、渗透率就越小。深层卤水的浓度随深度增加，矿化度增高，由地层孔隙度小，渗透率差，产液量将降低。因此深层卤水的开发必须认真研究好卤水浓度与产液量的关系。
东营凹陷断层发育、构造复杂，断层多、断块小。东营中央隆起带是东营凹陷断层最发育地区。每个断块往往是一个独立的单元，区内深井90%以上穿过断层，一口井可穿过多个断层，不同断块的井之间连通较差、互相影响不大，采卤与采油并不矛盾，有些井尽管相距较近，在开采中并不影响。由于凹陷内断层发育，使沙三段、沙四段高矿化度卤水沿断层上移，造成2000—2500m卤水矿化度大都在50—100g/l以上，由于浓度偏低。有些井处在大断层附近，在沙二段也发现了高矿化度卤水。
在石油大学、八分场、胜坨一带卤水层埋藏较深，普遍比胜华、现河地区深200—300m。凹陷边缘埋藏较浅、渗透率比较好，但矿化度较低。郝家、史口一带卤水矿化度较高，但渗透率较差。
根据钻井资料分析，在东营凹陷东部边缘的永安—广利一带发育有沙三段巨厚砂岩体，深度在2000—2300m之间，厚度达100多m，东西宽7—8公里，南北长25公里，永8井在该层测试其矿化度70g/l以上。胜华北营
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88井在2800—2900m也有巨厚卤水层，矿化度在200g/l以上。
第三节 深层卤水物理化学特征
东营深层卤水为氯化物型原生卤水，无色透明、味极咸。矿化度150—250g/l，井口水温42—70℃，密度1.1—1.2，PH值5.5—6.5，呈弱酸性。
东营深层卤水为氯化钙型原生卤水，水体的主要离子含量顺序依次为Cl---Na+--Ca2+。大量元素属海性元素，卤水矿化度大于200g/l。说明卤水和古海水有关，并经历过高度浓缩。
盐岩矿区卤水矿化度高。从凹陷边缘至中心，卤水矿化度逐渐增大。自沙二段开始卤水浓度随深度增加而增大，直至盐岩层饱和为止，出现明显矿化度垂直分带现象。
卤水主要离子为Na、Cl含量最高，前者为45~70g/l，后者为90~143g/l，其次是Ca的含量在8~20g/l，Sr的含量1.5~3.5g/l。主要化学成分有：Na、Cl、Ca、Sr、Mg、K。微量元素成分有：I、Br、Li、Fe、Ba、F等。其中I、Br、Li较丰富。
一、卤水化学类型及其特征
根据提卤试验井和多口油田生产井卤水化验资料，东营深层卤水为氯化物型原生卤水。水化学类型为氯化钠型。不同层位卤水，其化学组成及特征有所差异。
1、沙河街二段含水岩组
本组高矿化度卤水集中分布于西城一带，其化学组成受沙三段卤水影响，主要离子中Cl、Na含量最高，Ca次之（见表3-3）。
2、沙河街三段含水岩组
本组卤水为NaCI型，Cl离子含量90-130g/l，Na离子含量45-65g/l，Ca离子含量也较高，达到了8-12g/l。卤水矿化度较稳定，在150—210g/l之间,PH值5.5~6.5之间,呈弱酸性（见表3-4）。
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表3-3 沙河街二段卤水主要组分含量统计表
单位：g/l
井号 营65井 表3-4 沙河街三段卤水主要组分含量统计表
单位：g/l
井号 东风10井 河82-2井 河127井 3、沙河街四段含水岩组
本组卤水，受其成因和埋藏条件影响，不同区域化学组成变化较大，Cl离子含量60-150g/l，Na离子含量35-70g/l，Ca离子含量达到了3-20g/l。卤水矿化度100—250g/l之间,PH值5.9~6.6之间,呈弱酸性（见表3-5）。
本区卤水优于四川、湖北等地的硫酸盐类型（黑卤）和碳酸盐类型卤水。卤水中影响盐质的镁离子、硫酸根极少，不存在低温（0℃以下）硫酸钠结垢和高温（35℃以上）硫酸钙结垢，对卤水提取设备、输卤设备无结垢影响（见表3-6）。
表3-5 沙河街四段卤水主要组分含量统计表
单位：g/l
井号 莱59井 莱54井 莱52井 莱18井 莱15—1井
43
Na+ 49.6 Ca2+ 8.76 Mg2+ 1.1 Cl- 97.1 SO42- 0.002 HCO3- PH 6.14 矿化度 180 Na+ 45 62.2 63.9 Ca2+ 8.66 11.15 11.4 Mg 2+ 1.23 1.01 1.09 Cl- 90.8 122.9 129.4 SO42- 0.003 0.004 1.56 HCO3- 0.10 PH 6.4 5.66 5.8 矿化度 157 213 210 Na+ 70.3 35 35 44.5 36.84 Ca2+ 20.04 4.01 4.5 4.4 3.37 Mg2+ 1.75 0.47 0.59 3.35 0.59 Cl- 143.3 65.5 67.2 90.5 67.4 SO42- 0.07 0.16 0.16 0.07 0.48 HCO3- 0.13 PH 6.3 6.24 6.62 5.90 5.96 矿化度 251 107 110 150 113 表3-6 本区卤水与四川黑卤、黄卤元素含量表
单位：g/l
名称 四川黑卤 四川黄卤 莱59井 东营深层卤水与海水、浅层卤水也有很大差别（见表3-7）。 表3-7 浓缩海水、浅层卤水与深层卤水
在14。Be’左右时主要离子含量
单位：g/l
水样地点 海水（羊口） 广饶盐厂浅层卤水 营65井 。°Be’ 18.5 14 20.5 Ca2+ 3.8 9 20.04 Mg2+ 1.11 1.8 1.75 K+ 2.5 0.45 1.24 Cl- 116.9 100 143.3 Na+ 76.4 54 70.3 SO42- 2.1 0 0.07 HCO3- 2.59 0.18 0.13 PH 7.35 7 6.3 Be’(15℃) Ca2+ Mg2+ 14.59 14.32 14.40 1.34 0.02 8.76 6.56 7.03 1.10 Cl- 97.15 92.64 97.18 SO42- 12.26 10.60 0.002 K+ 1.86 1.22 0.84 Na+ 53.93 51 49.60 PH 7.5 6.3 二、卤水微量元素及组分
根据多口试验井和部分油田分离水的化验资料，东营深层卤水中微量成分有：I、Br、Li、Fe、Br、F等。其中I、Br、Li较丰富见（表3-8）。
从表3-8中可以看出，东营深层卤水中I、Br、Li的含量井与井、不同地区差距较大，I的含量最高27.94mg/l,最低8.8mg/l。
Sr的含量最高3.5g/l，最低382mg/l。 Br的含量最高307mg/l，最低90mg/l。 Li的含量最高37.9mg/l，最低14.8mg/l。
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表3-8 东营深层卤水微量组分含量统计表
单位：g/l
井号 营65井 东风10井 新东风10井 莱59井 莱54井 莱52井 莱18井 河82-2井 莱15—1井 河127井 郝家一带卤水中I、Br品位高（河82—2井，I 17.6mg/l，Br 307mg/l、Ba 610mg/l、Li 37.9mg/l;郝5井I 21.7mg/l,Br 104mg/l）。现河、胜华一带从营65井、河127井、河100—3井化验，I的含量在10—15mg/l，含Br200~300mg/l，Li的含量25—30mg/l，Ca在11g/l以上，钡低于1g/l。
胜利镇东风10井卤水的化验，I的含量10mg/l，Br130mg/l，Ba含量820mg/l。莱州湾地区I的含量相差较大，从10mg/l~27mg/l，大部分在16~18mg/l之间，多数油田生产井的卤水中I的含量在10mg/l以上，
莱14—1计量站的油田水I含量已达10.3mg/l以上，说明该断块含I比较高，具有开发价值。Br的含量偏低在100mg/l左右，Li的含量在15—35mg/l之间。卤水矿化度偏低，大部分在100~150g/l。该地区地面条件比较好。
K+ 840 980 6220 1240 372 437 546 820 387 583 Li+ 31.94 14.8 16.7 29 37.9 35 26.8 Sr2+ 1400 1290 2990 2260 684 9.9 1524 3540 382 1250 Br- 240 150 130 127 90 95 114 307 133 274 I- 11.8 8.8 12.6 20.4 16.4 17.7 9.59 8.7 27.94 12.5 B2+ 3.5 6.9 15.5 10.2 Fe2+ 68 19 89.3 66.8 61.9 15.4 107 20.7 Ba2+ 431 820 23 100 14.6 27.8 42 610 2.7 794 第四节 卤水成因分析
东营凹陷位于济阳坳陷的东部，是油田勘探程度最高，发现油气最多的凹陷。东营凹陷形成于燕山运动后期，是古生界和前寒武系在中生代发生的断块解体背上发育起来的中新生代快速陷落式陆相盆地，本区属长期
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下沉区，地壳以区域性陷落为特征，断裂活动的差异形成了孔店组、沙四段时期咸化泻湖相盆地。东营盐矿属于有海水补给的古代内陆湖相沉积岩矿床。在有利的古地理、古气候条件下，湖水浓缩蒸发成盐，形成了以氯化钠为主的盐岩矿床。
天然卤水是产于地下的盐类溶液，形成地下水化学特征的关键是沉积环境及沉积块断，沉积环境决定同生沉积水性质，沉积块断决定地下水的后期变化，连续沉积时期，特别是连续湖相、盐湖相沉积期是水文地质的封闭时期，先期沉积物迅速被掩埋，在地球化学、地球物理、生物化学等作用下，地层水逐渐向浓缩方向发展，并使之不断矿化。脱硫作用引起了卤水化学成分的变化，稀有元素得到富集，形成了与海水、浅层卤水在化学成分上的较大差别，完全不含硫酸盐或硫酸盐的含量相当于石膏的溶解度。
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第四章 废油井卤水开采试验
在地质调查的基础上，通过收集资料，对区内报废油井进行了了解，对重点井进行了分析研究，根据区内卤水分布埋藏条件，确定了西城胜华地区的营65井、东城地区的莱52井作为深层卤水开采试验孔。
第一节 试验井概况
一、基本概况
1、营65井概况
营65井位于西城内，属东辛采油厂，井深2943.42m。本井卤水层埋深较浅，单层砂体厚度大。在2305-2523m范围内分布着三层，共计27.8m厚的卤水层（见表4-1）。
表4-1 营65井卤水层厚度表 井号 位置 井深(m) 卤水层井段(m) 2472-2477.4 营65井 2490-2508 胜采 2943.42 2518.6-2523 合计
营65深层卤水具有无色、无嗅、极咸的特点，总矿化度在200g/l以上。 2、莱52井概况
莱52井位于东城东，东辛采油厂三矿轻烃站西侧，井深2676.66m。本井卤水层埋深较深，单层砂体厚度较大。在2610-2674m范围内分布着五层，共计25m厚的卤水层（见表4-2）。
莱52井深层卤水具有无色、无嗅、极咸的特点，总矿化度在100g/l以上。
表4-2 莱52井卤水层厚度表
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厚度(m) 5.4 18 层位 沙二段 4.4 27.8 井号 位置 井深(m) 卤水层井段(m) 2667-2673.4 2634.2-2629.6 厚度(m) 6.4 4.6 6.4 层位 莱52井 东辛三矿轻烃站西侧 2628.4-2622 2676.66 2620.2-2618.2 2615.8-2610.2 合计 沙四段 2 5.6 25 二、试验井处理概况
经过对试验井附近的地层、构造资料的分析研究，了解了试验井卤水层的分布情况，参考了地层孔隙度和渗透率，确定试验井的试验层位。
试验井井内下入套管，套管结构为：339.73mm*221.72+51/2*2306.66m。设置人工井底（见图4-1）。进行射孔处理，射孔数为32-64孔/m。
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第二节 试验方法
本次提卤试验，采用两种试验方法进行。
一、提油机提卤
对营65试验井，采用D56泵进行试验，泵冲程2.4m，冲次：9次。试验泵深1398m，提卤量72m3/d。
对莱52试验井，采用D56泵进行试验，泵冲程3m，冲次：9次。试验泵深1400m，提卤量70m3/d。
二、电潜泵提卤
对莱52试验井，采用了D250电潜泵进行试验，试验泵深1800m，提卤量200m3/d。
第三节 试验结果
在试验中采用电潜泵、提油机进行了提卤试验，对沙二段、沙四段不同层位进行了开采。在采卤过程中，每口井都伴有少量天然气采出。
在试验中每口井都是采用多层卤水合采，单井矿化度为几层卤水的综合矿化度。因各层渗透率不同，试验井在开采过程中矿化度有较大变化。一般是从射孔后开采一段时间，有小的下降，以后浓度稳定，有些井虽长期开采矿化度并无变化。
根据试验资料，卤水静液面一般在300—500m，最低900m， 利用提油机提取动液面一般在500—700m之间，利用电潜泵提取动液面一般在700—900m之间。井与井之间的渗透率相差很大，产液量变化较大。营65井卤水层孔隙度24%，在提取过程中渗透比较好，动液面与静液面相差100m左右，出水稳定。
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第五章 卤水资源计算与评价
第一节 卤水矿床模型
综合上述，区内适合废油井进行开发利用的深层卤水，主要为下第三系沙河街组卤水层。分为沙二段、沙三段、沙四段三个含水岩组。
一、沙河街二段含水岩组模型
沙河街二段含水岩组，卤水层埋藏于沙河街一段碳酸盐岩之下，埋藏深度2400～2500m，岩性主要为灰色沙岩、含砾砂岩，累计厚度20～40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度24%。本组卤水层单井出水量50～70 m3/d。卤水化学类型主要为Cl-Na型水，矿化度180g/l左右。
二、沙河街三段含水岩组模型
沙河街三段含水岩组，埋藏深度2500～2800m，岩性为砂岩、粉砂岩、含砾砂岩等，呈多层分布，单层厚度一般在8—20m，单层最厚30m以上，卤水层平均厚约40m，孔隙度一般在15—25%之间。卤水层单井出水量100～110 m3/d。矿化度一般在150—300g/l。
三、沙河街四段含水岩组模型
沙河街四段含水岩组，埋藏深度2600～3000m，岩性为砂岩、碳酸盐岩等，呈多层分布，单层厚度一般在2—20m，总厚度约20-40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度一般在15—25%之间。卤水层单井出水量70～240 m3/d。矿化度一般在110—350g/l。
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第二节 计算参数的确定
一、卤水分布面积（F）：根据调查资料和试验资料，圈定卤水分布范围，并依据矿化度和卤水层层位及厚度将本区卤水划分为五个计算区，其中Es2段一个区，Es3段两个区，Es4段两个区（见图5-1、5-2、5-3）。利用QCJ-2A型数字求积仪，求出各区面积（见表5-1）。
表5-1 卤水资源分区计算表 分区 层位 面积（km2）
二、卤水层厚度（M）：根据钻探岩屑录井、物探测井等资料，确定卤水层厚度。沙河街二段含水岩组顶板埋深2500m，底板埋深2600m；卤水层厚度40m左右；沙河街三段含水岩组顶板埋深2600m，底板埋深2800m；卤水层厚度40-50m；沙河街四段含水岩组顶板埋深2700m，底板埋深3000-3100m；卤水层厚度20-40m。
三、卤水层孔隙度（ф）：主要根据物探测井资料确定。孔隙度受岩性及埋深影响，沙河街二段含水岩组孔隙度较大，为24%左右；沙河街三段含水岩组孔隙度变化较大，为13-24%；沙河街四段含水岩组孔隙度较小，为15%左右。
四、卤水层卤水水头高度（H）：主要根据部分钻孔的实测资料确
Ⅰ Es2 30.4 166.4 Ⅱ Es3 203.2 176 Ⅲ Ⅳ Es4 288 Ⅴ 52
53
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定。区内各卤水岩组，卤水静止液面埋深300-500m，水头高度2000-2400m。
五、卤水弹性释水系数（S）：根据本次试验成果，参考有关资料，确定
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本区卤水弹性释水系数为9.96×10-5。
六、NaCl平均含量（C）：由卤水水质分析资料得出NaCI含量，然后平均值计算。
七、开采系数（β）：根据本次调查工作成果，参考有关规范，确定本区目前条件下，卤水开采系数为1%。
第三节 卤水储量计算与评价
一、卤水储量计算
卤水储量计算采用“体积法”进行。 Q 静=Q容+Q弹=A•M•ф+A•H•S 式中：
Q静—卤水资源静储量（m3） M—卤水层的厚度（m） ф—卤水层的平均孔隙度 A—卤水层的水平面积（m2） H—卤水层中卤水的水头压力（m） S—卤水层平均弹性释水系数
将所有确定的参数代入公式，计算结果：全区卤水资源静储量为47.44601×108m3，其中容积储量为43.952×108m3，弹性储量为3.49401×108m3（见表5-2）。
二、NaCI储量计算
NaCI储量根据卤水中NaCI的平均含量计算。 P储=10-3Q储•C 式中：
P储—NaCI储量（t）
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Q储—卤水储量（m3）
C—卤水NaCI平均含量（kg/m3）
表5-2 卤水储量计算成果表 卤水分层区 位 1 沙二段 沙三段 沙四段 2 卤计算水区面层积厚(km2) 度(m) 3 30.4 4 25 孔卤水容积隙储量度(108m3) (%) 5 24 6 1.824 卤水水头高度(m) 7 2000 弹性卤水弹性释水储量系数(108m3) -5(10) 8 9 卤水储量(108m3) 10 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 9.96 0.06056 1.88456 166.4 203.2 176 288 35 20 10.752 2200 9.96 0.33657 11.08857 30 20 12.096 2200 9.96 0.44175 12.53775 25 18 9.36 2300 9.96 0.47649 9.83649 20 18 10.7712 2300 9.96 0.68541 11.45661 44.8032 2.00078 46.80398 合计
将所有确定的参数代入公式，计算结果：全区NaCI储量为5.5451×108t（见表5-3）。
表5-3 NaCI储量计算成果表
卤水层位 1 沙二段 分区 2 计算区面积(km2) 3 30.4 卤水储量(108m3) 4 NaCI平均含量（kg/m3） 5 NaCI储量（104t） 6 Ⅰ 1.88456 57
138 2600.7
沙三段 Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 166.4 203.2 176 288 11.08857 12.53775 9.83649 11.45661 46.80398 138 111 111 111 15302.2 13916.9 10918.5 12716.8 55455.1 沙四段 合计
三、可采资源量计算
卤水可采储量和NaCI可采储量按开采系数法计算。 Q开=Q储•β P开=10-3Q开•C
式中：Q开—卤水可采储量（m3） P开—NaCI可采储量（t）
β—开采系数（取1%） C—卤水NaCI平均含量（kg/m3）
将所有确定的参数代入公式，计算结果：全区卤水可采储量为4680.40×104m3，NaCI可采储量为554.55×104t（见表5-4）。
表5-4 可采储量计算成果表
卤水层位 1 沙二段 沙三段 沙四段 分区 2 卤水储量(108m3) 3 NaCI储量（104t） 4 卤水开NaCI开采卤水开采储采系数储量量（104m3） （%） （104t） 5 6 7 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ 1.88456 11.08857 12.53775 9.83649 11.45661 46.80398 2600.7 15302.2 13916.9 10918.5 12716.8 55455.1 58
1 1 1 1 1 188.46 1108.86 1253.78 983.65 1145.66 4680.40 26.01 153.02 139.17 109.19 127.17 554.55 合计
区内卤水资源，赋存于下第三系沙河街组地层中，形成三个相对独立的卤水含水岩组，分布面积分别为30.4、355.2、507.2km2，埋藏深度为2500-3000m。经计算，工作区内卤水容积储量44.8032×108m3，卤水弹性储量2.00078×108m3，卤水静储量46.80398×108m3，开采储量4680.40×104m3；NaCI储量55455.1×104t，NaCI开采储量554.55×104t。为一大型卤水矿床。
第四节 卤水水质评价
一、工业原料评价
原盐是氯碱工业的唯一原料，各种原盐和卤水都含有不同数量的不利于电解过程的杂质，其中所含Ca2+、Mg+、SO42-和重金属离子对电解都是有害的。通常盐水工序的基本建设投资约占氯碱厂总投资的5—10%。SO4小于3.5g/l。离子交换膜法对精盐水质量要求更高，Ca2+、Mg+含量小于0.5mg/l，悬浮物含量小于1mg/l、SO42-含量小于4—5g/l。
本区卤水的基本特点是氯化钙型水，主要成份以NaCl为主，有害杂质是Ca2+、Fe2+。区内卤水矿化度为107-353g/l，NaCI含量为111-150kg/m3。卤水在150—200g/l时Ca2+为11—15g/l，Fe2+60—100mg/l，Sr+1.5-3g/l，Ba+为300—400mg/l，以上四种成分比海水、浅层卤水高出很多。而SO42-仅150mg/l左右，比海水15g/l以上少的多，Mg2+1g/l左右，比海水10g/l以上少的多，HCO3-几乎没有。
利用本区卤水滩晒生产的原盐，NaCl含量可达达98%以上，适合高精度离子膜制碱。
二、微量元素
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东营深层卤水极其宝贵的主要原因除含数量可观的氯化钠外，更重要的是含有较高的I、Br、Li、K、Sr、B、Ca、Rb等微量元素。特别是I、Br、Li、Ca的工业品位已达到国家单独开采和综合利用的标准（见表5-5、表5-6）。
本区卤水中I的含量一般在15—20mg/l，最高达27.9mg/l，Li的含量一般在16—40mg/l，Br的含量一般在100—250mg/l，Ca的含量高达4—10g/l，最高达20g/l以上。
按上述含量计算，深层卤水中I的地质储量7.02-9.36×104t，可采储量702-936t；Br的地质储量46.8-117.01×104t，可采储量4680-11701t；Li的地质储量7.49-18.72×104t，可采储量749-1872t。
表5-5 卤水资源部分元素的评价标准 成 分 工业品位 边界品位 工业品位 边界品位 I （mg/l） 30 18 10 6 20 Li （mg/l） 24.6 16.4 3.1 8.2 40 Br （mg/l） 300 200 150 50 127 Ca （mg/l） 60 40 30 10 20 单独开采 综合利用 莱59井卤水
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表5-6 卤水部分元素含量表
成分 项目 莱59井 莱52井 莱54井 河82-2井 郝5井 营65井 莱15-1井 滩晒后饱和卤
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I 20 17.7 16.4 18.7 21 11.8 27.94 22.08 Li 40 16.7 14.8 37.9 37 31 35 54.2 Br 127 95.3 89 307 104 240 133 185 Ca （g/l） 20 4.5 4 11.1 8 8.7 3.7 25.9 矿化度 （g/l） 251 110 107 213 149 180 112 .6 327 （mg/l） （mg/l） （mg/l） 第六章 地热地质条件
第一节 水文地质特征
本区地热资源主要赋存在第三系碎屑沉积岩之中。热储类型为层状孔隙—裂隙型。
一、热储层（组）划分
热储层组划分是依据热储的地层时代、含水空间、岩性、结构、厚度、沉积旋回组合及地热流体的物理化学性质和水文地质特征等因素。区内可划分为两个热储层（组）：
1、上第三系热储层（组）：上第三系包括明化镇组和馆陶组。明化镇组底界面埋深1000-1100m。其地温多少于40℃，且明化镇组底部岩性主要为泥岩，富水性差，故不能作为热储。所以上第三系只有馆陶组可作为热储。
2、下第三系热储层（组）：下第三系包括东营组、沙河街组和孔店组。孔店组顶板埋深一般大于3000m。沙河街组顶底板埋深1700-大于3000m，其上部位于经济型热储范围，下部为亚经济型，本组为区内的主要含油层和石油开采层。受油气开采的影响，本组地热流体多被油气污染，其静液面埋深过大，一般300-500m，所以不把本组作为热储层。东营组底板埋深1700m左右，为下第三系较好的热储层。
二、 热储水文地质特征
（一）上第三系馆陶组热储含水层组
该储层全区皆有分布，受区域构造和基底起伏的控制。在凸起区埋藏浅、
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厚度薄，凹陷区埋藏深、厚度大。
区内东营凹陷地区馆陶组顶板埋深900-1100m，底板埋深1200-1500m，厚度200-400m；沾化凹陷地区馆陶组顶板埋深900-1100m，底板埋深1300-1750m，厚度200-700m；陈家庄凸起和青坨子凸起地区馆陶组顶板埋深800-1000m，底板埋深1200m左右，厚度200-250m（见图6-1）。
馆陶组热储含水层厚度为50～250m，占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩（见图6-2）。在取水段1000～1500m深度内，单井出水量为70～80m3/h， 地热流体矿化度为10～18g/ l，水化学类型为NaCl型，井口水温为50～60℃，属温热水型地热资源。
（二）下第三系东营组热储含水层组
本区东营组热储含水层组分布于东营凹陷和沾化凹陷内，受区域构造和基底起伏的控制。在凹陷区边缘埋藏浅、厚度薄，凹陷区中心埋藏深、厚度大。
区内东营凹陷地区东营组顶板埋深1300-1500m，底板埋深1300-2100m，厚度<500m；沾化凹陷地区东营组顶板埋深1300-1750m，底板埋深
1300-2500m，埋深2000m内的厚度一般<200m；陈家庄凸起和青坨子凸起地区东营组缺失（见图6-3）。
东营组热储含水层厚度，区内东营凹陷东部<100 m，西部>150m；沾化凹陷<100 m。占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩（见图6-4）。在取水段1300～2000m深度内，单井出水量为60～80m3/h，地热流体矿化度为15～20g/ l，水化学类型以
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Na·Ca--Cl型，井口水温为55～75℃，属温热水型地热资源。
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第二节 地球物理特征
一、地温
地温测量能反映地球内部热能变化程度、它是地质、构造条件的综合反应，影响地温的主要因素一般有基底起伏、构造形态、地层岩性、断裂活动、岩浆活动、地下水活动等。
1、恒温带深度与恒温层温度
根据区内浅部井温的测量资料，确定区域恒温带深度为17.5m，恒温层的温度采用实测平均值为14.5℃。
2、地温数据
通过对区内多口不同井深的水井、地热井、油气井、废油井的测量与调查，取得了不同深度的地温温度。
3、地温梯度
地温在恒温带以下，随深度的加深，其地温值逐渐增高，以每100m深度的增温率来表示地温的变化程度称为地温梯度值（℃/100m）。它与岩石的导热性质，地质构造条件及水文地质等因素有关。地温梯度大小可以反映区内热流值大小，确定地热异常及地热田范围。
地温梯度平均值，一般利用测温资料及已有相关资料求取。计算公式： dt/dz=（T-t）/（H-h）
式中：dt/dz —单井地温梯度平均值（℃/100m）；
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H—计算段深度（m）： h—当地气温影响深度（m）； T—计算段深度H处温度（℃）； t—基础温度（℃）。
经计算与分析，区内平均地温梯度值为3.0～4.0℃/100m（见图6-5）。
二、地温场分布特征
区内地温场变化主要与基岩顶板埋深和断裂发育情况有关。在陈家庄凸起、青坨子凸起地区，基岩顶板埋深浅，热传导快，盖层地温梯度值较大，大于3.8℃/100m。在东营凹陷地区，基岩埋藏较深，盖层地温梯度较小，一般为3-3.6℃/100m。其中，新生界厚度最大（6000-12000m）的凹槽区，地温梯度最小，为3.0～3.2℃/100m；东营中央隆起区，基岩埋深相对较浅，构造发育，地温梯度较大，为3.6～4.0℃/100m。
全区盖层平均地温梯度为3.6℃/100m，其中3.0～3.2℃/100m的分布面积147.2km2，占总面积的7.01%；3.2～3.4℃/100m的分布面积287.2km2，占总面积的13.68%；3.4～3.6℃/100m的分布面积428.8km2，占总面积的20.42%；3.6～3.8℃/100m的分布面积257.6km2，占总面积的12.27%；大于3.8℃/100m的分布面积999.2km2，占总面积的47.58%。
根据钻孔测温资料，区内地温梯度在垂向上的变化，主要受深度、地质结构、岩性的控制。2000m以内的盖层地温梯度变化不大，温度—深度曲线近似直线（见图6-6）。
三、地热流体的形成条件
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地热流体的形成主要与地壳深部的地幔结构及岩浆活动和地壳浅部的地质构造、地层岩性、地下水活动等因素有关。
本区为中新生代断陷盆地，自中生代以来，地壳上地幔物质的强烈活动并伴有燕山期等地壳活动及大规模的深大断裂，使上地幔物质上涌或沿深大断裂喷出岩浆侵入到地壳浅部，从而形成了区域的温度或热流值普遍升高的背景。由于沉降的差异，其热流分配不均，产生了在正向构造凸起区的热流值较高于负向构造的凹陷的热流值，热异常多数集中于凸起构造区及深大断裂带附近。
本区广泛分布有第三系砂岩、砂砾岩，其孔隙率较大，热导率也较高，富水性强，具有良好的储热条件，而上部第四系和第三系中的砂质粘土、泥岩孔隙小，热导率低，起着阻水运移的作用，具有良好的保温条件。地下水是起着流动、保热的载体，对水—热交换起着平衡作用。地热流体的形成由热源、热储层、盖层和地热流体四部分组成。
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1、热源
本区的热源主要来自正常的地壳深部及上地幔传导热流和深部岩浆热。区内的东营等深大断裂是规模较大的超壳断裂，它们除了本身提供一定的摩擦热能外，还主要是沟通上地幔岩浆热源的通道。其次区内属深拗断陷沉积盆地在巨厚中新代沉积层压力下产生重力压缩热，新生代下第三系的生油、储油层的石油形成过程中的化学反应产生的热能等。
2、热储层
本区热储层主要为第三系碎屑岩原状孔隙—裂隙热储。以馆陶组、东营组砂岩、砂砾岩为主，富水性强，水质较好。该层既传热又储热、储水是较好的热储层。
3、盖层
构成盖层主要是上第三系明化镇组和第四系松散沉积层，是厚度可达900～1100m，岩性为粘性土、砂性土组成的松软层，其密度小，导热性能差，阻热大，是天然良好的热储盖层。
4、地热流体的补给来源
根据氢、氧同位素测试及化学测试分析资料，区内地热流体主要来源于大气降水的补给。大气降水由南部鲁中山区的垂直入渗沿构造断裂带经深部循环向平原区运移，侧向迳流补给是区内地热流体的主要补给来源，其次是沉积盆地在沉积时期内保留下来的封存水和沉积水。
第三节 地球化学特征
一、地热流体化学特征
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（一）上第三系馆陶组热储层地热流体化学特征 1、化学类型及其特征
依据分析资料，区内地热流体的化学类型为Cl-Na型，阴离子以氯化物为主，含量11149mg/l，毫摩百分数99.48%，阳离子以钠离子为主，含量6000 mg/l，毫摩百分数80.98%，总矿化度18.43g/l，为咸水，Ph值为7.2，硬度2989.89mg/l，其化学特征见表6-1。
2．微量元素及组分
本组地热流体中含有丰富的微量元素和组分，其中HBO3含量12 mg/l，H2SiO3含量35.82 mg/l，Sr含量49.72 mg/l，I含量1.50 mg/l，Li含量1.5mg/l，Br含量30mg/l，F含量0.6 mg/l（见表6-2）。
3．气体成份
本组地热流体中主要气体成份有CH4、N2、CO2 、C2H6，其中以CH4
含量最高，占气体体积百分比的92.8%，其次是N2，占5.75%(见表6-3)。
4．放射性元素
据放射性元素分析结果，地热流体中放射性元素含量变化较大(见表6-4)。
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表6-1 馆陶组水质分析表 项目 K+ Na+ Ca2+ 阳离子 Mg2+ NH4+ Fe3+ Fe2+ Al3+ 总计 Cl- SO42- HCO3- CO32- 阴离子 F- I- Br- NO2- NO3- HPO42- 总计
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Ρ（Bz±）（mg·L-1） 37.50 6000.00 986.97 127.58 9.00 1.80 0.08 7162.85 11149.02 9.00 85.43 1.60 2.70 11247.75 C(1/Z·Bz±) (mmol/l) 0.959 261.00 49.25 10.50 0.499 0.097 322.305 314.50 0.187 1.400 0.013 0.044 316.144 X(1/Z·Bz±) (%) 0.30 80.98 15.28 3.26 0.15 0.03 100.00 99.48 0.06 0.44 0.01 99.99 项目 全硬度 永久硬度 暂时硬度 负硬度 总碱度 游离CO2 H2SiO3 固形物 矿化度 PH P(CaCO3) (mg/l) 2989.89 2919.83 70.06 70.06 13.93 29.25 18381.38 18433.10 7.2
表6-2 馆陶组微量元素组分含量表
成分 Li Sr Zn Se Mn Cu Co Ni Mo HBO2 H2SiO3 Br I F
表6-3 馆陶组PVT分析结果一览表 项目 体积系数 气水比 水密度(20.0℃) 地层水密度 地层水粘度 压缩系数
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含量（mg/l） 0.74 49.72 <0.05 <0.002 3.51 <0.05 0.22 0.24 <0.005 12 35.82 30.00 1.50 0.60 成分 CN As Hg Cd Ag Pb Cr 含量（ug/l） 500 <2 <10 0.27 55 <5 <10 <10 量值 1.014 0.16m3/m3 1.012g/cm3 0.9983g/cm3 0.64mPa·s 4.33×10-4Mpa-1 项目 CO2 N2 CH4 C2H6 C3H8 iC4 量值（%） 0.77 5.75 92.8 0.35 0.09 0.02 项目 nC4 iC5 nC5 C6+ 相对密度 量值（%） 0.04 0.01 0.01 0.16 0.594 表6-4 馆陶组放射性物质含量表
项目 总α 总β 226单位 mBq/L mBq/L mBq/L 含量 463.0 2777.7 704.5 备注 Ra
馆陶组热储地热流体放射性元素含量表明地热流体由于埋藏深，温度高，在特殊条件下与围岩物质产生热水质变使放射性物质不断在热水中聚集，形成热水中的放射性元素含量要高于一般地下水的含量。
（二）下第三系东营组热储层地热流体化学特征 1、化学类型及其特征
依据水质分析资料，区内地热流体化学类型为Cl-Na、Ca型，阴离子以氯化物为主，含量12000～13000 mg /l，毫摩百分数>99%。阳离子以钠离子为主，含量4000～5000 mg/l，毫摩百分数60～65%；次为钙离子，含量1800～1850 mg/l，毫摩百分数25～28%；总矿化度20g/l左右，为咸水，PH值为7.0～7.5，硬度5000～7000 mg/l，其化学特征(见表6-5)。
2．微量元素及组分
本组地热流体中含有丰富的微量元素和组分，主要有Sr、Li、F、Br、Fe、Mn、Zn、Si、B、Se、Cu、Co、Ni等，其中HBO2含量4.7～5.5mg/l，H2SiO3含量26～35 mg/l，Sr含量60～70 mg/l，I含量0.5～0.7 mg/l，Li含量1.0～1.5 mg/l，Br含量35～45 mg/l，F含量0.1～0.2 mg/l（见表6-6）。
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表6-5 东营组水质分析一揽表
项目 K+ Na+ Ca2+ 阳离子 Mg2+ NH4+ Fe3+ Fe2+ Al3+ 总计 Cl- SO42- HCO3- CO32- 阴离子 F- I- Br- NO2- NO3- HPO42- 总计
Ρ(Bz±) (mg·L-1) 50.00 5000.00 1812.16 536.78 11.00 0.04 0.04 7409.94 13201.70 3.00 80.64 0.10 0.56 41.00 0.155 2.00 13326.16 C(1/Z·Bz±) (mmol/l) 1.279 217.50 90.427 44.168 0.610 353.984 372.372 1.322 0.005 0.004 0.513 0.003 0.032 374.251 X(1/Z·Bz±) (%) 0.36 61.44 25.54 12.48 0.17 99.99 99.50 0.35 0.14 0.01 100.00 项目 全硬度 永久硬度 暂时硬度 负硬度 总碱度 项目 CO2 H2SiO3 固形物 矿化度 PH P(CaCO3) (mg/l) 6735.81 6669.65 66.16 66.16 (mg/l) 9.30 26.00 20762.10 7.5 78
表6-6 东营组微量元素组分含量表
成分 Li Sr Zn Se Mn Cu Co Ni Mo HBO2 H2SiO3 Br I F
3．气体成份
本组地热流体中主要气体成份有N2、O2、CO2、CH4，其中以N2含量最高，占气体体积百分比的70～80%，其次是O2，占15%，N2/O2为5.08，略高于大气中的N2/O2，说明了热水的补给主要来自大气降水(见表6-7)。
4．放射性元素
据地热流体放射性元素分析结果，地热流体中放射性元素含量变化较大(见表6-8)。
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含量（mg/l） 1.38 63.25 <0.05 <0.0003 1.30 <0.05 <0.0005 5.43 33.80 41 0.56 0.10 成分 酚类 CN As Hg Cd Ag Pb Cr 含量（ug/l） <2 <6 <5 <0.1 <2.5 <50 <5 <6 表6-7 溶解气体含量表 单位：ml/kl 气体 He O2 N2 CO2 CH4 气体总量
表6-8 东营组放射性物质含量表 项目 226222气体含量 0.00414 4.29 21.8 2.15 0.129 28.6 含量% 0.015 15 76.1 7.51 0.45 99.075 备注 单位 Bq/L Bq/L Bq/L Bq/L 枯水期含量 2.34×10-11 5.60±0.49 2.11±1.00 6.14±0.8 丰水期含量 3.08×10-11 16.6±1.3 1.32±0.94 5.61±0.86 平均含量 2.57×10-11 9.81 1.715 6.88 Ra Rn 总α 总β
东营组地热流体放射性元素含量表明地热流体由于埋藏深，温度高，在特殊条件下与围岩物质产生热水质变使放射性物质不断在热水中聚集，形成热水中的放射性元素含量要高于一般地下水的含量。
二、 水化学温标及热储温度推算
地热流体与矿物在一定的温度下达到化学平衡，在随后地热流体温度降低时，这个“记忆”仍予保持。利用地球化学温标计算法，可以对上第三系馆陶组热储和下第三系东营组热储的温度进行推算。
1、地球化学温标法
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（1）SiO2地热温标 t=1263/(5.32-lgSiO2)-273.15 式中：
t—热储层温度（℃）
c---地热流体中SiO2浓度（mg/l） （2）钾钠地热温标
t=993/[lg(c1/c2)+0.933]-273.15 式中：
t—热储层温度（℃）
c1--地热流体中 Na浓度（mg/l） c2--地热流体中K浓度（mg/l） 2、热储温度计算
（1）上第三系馆陶组热储温度
依据馆陶组地热流体的化学分析资料，地热流体中的SiO2浓度值在22.8 mg/l，K浓度值为37.5 mg/l，Na浓度值6000 mg/l，按SiO2地热温标公式计算t=45.62℃，化学温标的推算结果为45～57℃。
（2）下第三系东营组热储温度
依据东营组地热流体的化学分析资料，地热流体中SiO2浓度26～35 mg/l ，K浓度值为50-54mg/l，Na浓度值4875～5000 mg/l，按SiO2地热温标公式计算t=50.3-61.3℃，按钾钠地热温标公式计算t=46.1-48.6℃。
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化学温标的推算结果为：46～61℃。
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第七章 废油井地热试验
第一节 试验井概况
一、基本概况
河57-Xb井位于西城区油气集输公司院内，是一口报废生产井。该井1989年10月12日完井，在2156.9m见油层1层5m，1990年2月16日投产，1994年9月批准报废，累计生产原油4792t。
河57-Xb井，井深2310m。在沙河街组三段内终孔，孔内各组（段）地层厚度见表7-1。
表7-1 河57-Xb井地层厚度表
时代 Q Nm Ng Ed Es1 Es2 Es3 井深
经过对所在的河67断块构造分析，地层对比地温资料的搜集，编制Ed1、Ed2、Ed3三层构造图，勾划出该地区地温梯度等值线图，东营组砂层厚度图，搜集了孔隙度及渗透率资料后，编制出试水作业试（施）工设计。确定对沙一段上部1825-1840m计15m；东三段1756-1764m计8m；东一段1530-1546m
底板埋深（m） 284 1030 1357 1825 2045 2253 未穿透 2310 厚度（m） 284 746 327 468 220 208 83
计16m三层进行试水。
二、试验井处理概况
对河57-Xb井进行了处理，井内下入套管，套管结构为：339.73mm*221.72+51/2*2306.66m。设置人工井底2286m，井壁水泥返高1370m（见图7-1）。
对于沙一段上部1825-1840m 15m；东三段1756-1764m 8m；东一段1530-1546m 16m三层。分别进行射孔处理，射孔数为32-64孔/m。
第二节 试验方法
试验采用120深井泵抽水，泵深600m。每组试验时间为8-16h，试验时对涌水量、水温和气温进行观测，其中涌水量的观测频率为：试验开始60分钟内，10分钟观测1次；60～120分钟，30分钟观测1次；120分钟以后，60分钟观测1次。水温和气温的观测频率为：4小时。试验中，绘制涌水量曲线，当涌水量基本稳定，涌水量的波动值不超过正常流量的5%时结束试验。
第三节 试验结果
本次试验对Es1段、Ed3段、Ed1段分别进行，抽水试验结果见表7-2。其中，
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Es1取水段埋深1825-1840m，静水位标高-237m，抽水降深92m，涌水量457.1m3/d，井口水温67.8℃。本层段主要受石油开采的影响，静液面较低，不适宜长期开采。
Ed3取水段埋深1756-1764m，静水位标高-4.3m，涌水量540.6m3/d，井
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口水温65.6；Ed1取水段埋深1530-1546m，涌水量610.6m3/d，井口水温63.5℃。东营组热储层，埋藏深度较浅，地热流体静液面埋深小，适合长期开采。
表7-2 抽水试验结果表
时代 取水段静液面降深涌水井口温井底稳定落程 （m） （m） （m） 量度(℃) 温度时间(m3/d) (℃) （h） 92 457.1 540.6 610 67.8 65.6 63.5 80.97 78.4 63.5 15 8 16 1 1 1 Es1 1825-1840 -237 Ed3 1756-1764 -4.3 Ed1 1530-1546
第八章 地热资源计算与评价
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综合上述，区内适合废油井进行开发利用的热储主要为上第三系馆陶组热储和下第三系东营组热储。
第一节 热储概念模型
一、上第三系馆陶组热储层模型
该层在区内普遍分布，它直接覆盖在下第三系或各个不同时代的基岩之上，其底部常见有泥岩隔水层，与下第三系或基岩不存在直接水力联系。受区域构造和基底起伏的控制，在凸起区埋藏浅、厚度薄，凹陷区埋藏深、厚度大。
区内馆陶组热储顶板埋深800-1100m，底板埋深1200-1750m，厚度200-400m；含水层厚度为50～250m，占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩。在取水段1000～1500m深度内，单井出水量为70～80m3/h， 地热流体矿化度为10～18g/ l，水化学类型为Na-Cl型，井口水温为50～60℃，属温热水型地热资源。
二、下第三系东营组热储层模型
本区东营组热储含水层组分布于东营凹陷和沾化凹陷内，直接覆盖在下第三系沙河街组之上，受区域构造和基底起伏的控制，在凹陷区厚度大，凸起区缺失。在凹陷区边缘埋藏浅、厚度薄，凹陷区中心埋藏深、厚度大。
区内东营组热储顶板埋深1300-1750m，底板埋深1300-2500m，厚度<500m。热储含水层厚度50-200 m。占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩。在取水段1300～2000m深
87
度内，单井出水量为60～80m3/h，地热流体矿化度为15～20g/ l，水化学类型以Na--Cl型，井口水温为55～75℃，属温热水型地热资源。
第二节 计算参数的确定
一、计算分区
根据热储层的概念模型，结合区域地质构造单元综合分析，上第三系馆陶组热储层按其有效厚度可分为7个计算区，下第三系东营组热储层按所处地质构造单元及其有效厚度分4个计算区(见图8-1、8-2)。
二、热储层参数
1．热储层面积（A）确定
依据计算分区原则所划分的计算区，用QCJ—2A型数字求积仪，计算各个分区的分布面积。
2．热储层有效厚度（d）
依据物探测井、钻探岩屑录井及综合分析法，确定馆陶组热储含水层有效厚度为75-250m。东营组热储含水层有效厚度为75-200m，各厚度面积见表8-1、8-2。
三、岩石、水的物理参数
1．孔隙度（ф）和弹性释水系数（S）
依据综合物探测井资料，确定馆陶组热储层孔隙度ф=30%，东营组热储
88
层孔隙度ф=29%。
89
90
表8-1 馆陶组热储砂岩（有效）厚度分区表 分区 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ Ⅶ 合计
表8-2 东营组热储砂岩（有效）厚度分区表 分区 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ 合计
根据本区试验成果，参考有关资料，确定本区地热流体弹性释水系数为9.96×10-5。
2．热储层温度（tr）和基准温度（tj）
依据地热井井深、取水段及井口水温，结合地温梯度推算、化学温标计算，确定馆陶组热储层温度为55℃。东营组热储温度为65℃。
基准温度为14.5℃。
91
砂岩厚度（m） 150-200 100-150 150-200 75-100 100-150 150-200 200-250 分布面积（km2） 257.6 741.6 160.0 428.8 177.6 150.4 184.0 2100.0 占总面积（%） 12.27 35.31 7.62 20.42 8.46 7.16 8.76 100.00 砂岩厚度（m） 150-200 100-150 50-100 50-100 分布面积（km2） 459.2 224.0 296.0 438.4 1417.6 占总面积（%） 32.39 15.80 20.88 30.93 100.00 3．岩石和水的密度与比热
依据DZ40-85《地热资源评价方法》查表，并参考实测资料确定：本区热储层：ρc=2600㎏/m3,Cc=879.2J/㎏.℃ ，ρw=988.0㎏/m3, Cw=4186.8J/㎏.℃。
4．热储回收率
依据DZ40-85《地热资源评价方法》确定本区层状孔隙—裂隙热储资源回收率Re为0.25。
第三节 地热资源评价
一、地热资源量
地热资源量计算按GB11615-89标准，参照DZ40-85《地热资源评价方法》利用“热储法”进行。
QR＝Ĉ．A．d（tr－tj） 式中:
QR—地热资源量（J） A—热储面积（m2） d—热储层厚度（m) tr—热储层温度（℃）
tj—基准温度（即当地平均气温）（℃） Ĉ—热储层平均比热容（J/m3.℃） Ĉ =ρc.Cc.(1－ф)+ρw.Cw. ф 式中：
ρc—热储层岩石的密度（
kg/m3）
Cc—热储层岩石的比热（J/kg.℃）
92
ρw—热储层中水的密度（kg/m3） Cw—热储层中水的比热（J/kg.℃） ф—热储层平均孔隙度（%）
将上述确定的热储层各类参数代入公式，分别计算出各计算区的地热能资源量，各计算区的地热能资源量之和即为全区地热能资源量，其计算结果：全区馆陶组热储资源总量为3.131×1019J(折合标准煤1.068×109T)；东营组热储地热资源总量为2.371×1019J（折合标准煤8.087×108T）（见表8-3、8-4）。
二、可利用地热资源量
Qwh＝QR.RE 式中：
Qwh—可利用地热资源量（J） QR—热储层地热资源总量（J） RE—采收率（%）
根据《地热资源地质勘查规范》GB11615—89规范有关规定，本区为孔隙—裂隙热储层组，其孔隙度大于20%，计算中取RE=25%，计算结果：全区馆陶组热储可利用地热资源量为7.83×1018J，折合标准煤2.67×108T；东营组热储可利用地热资源量5.93×1018J，折合标准煤2.02×108T（见表8-5）。
93
表8-3 馆陶组地热资源计算成果表 计算厚Cc Cw 分面积度区 (J/kg.℃) (J/kg.℃) (km2) (m) Ⅰ 257.6 175 Ⅱ 741.6 125 Ⅲ 160.0 175 Ⅳ 428.8 75 879.2 4186.8 985.67 2.84 Ⅴ 177.6 125 Ⅵ 150.4 175 Ⅶ 184.0 225 合2100.0 计 ρw (kg /m3) Ĉ (106J /m3.℃) QR (1018J) 5.18 10.66 2.30 3.70 2.55 2.16 4.76 31.31 备注 ф=30(%) tr=55(℃) tj=14.5(℃) ρc=2600 (kg/m3) 表8-4 东营组地热资源计算成果表
Ĉ 分布厚Cc CQR ρw w 分6(10J 面积度18区 (10J) (J/kg.℃) (J/kg.℃) (kg/m3) 23(km) (m) /m.℃) Ⅰ 459.2 175 Ⅱ 224.0 125 879.2 Ⅲ 296.0 Ⅳ 438.4 合1417.6 计 75 75 4186.8 980.40 2.83 3.17 4.70 23.71 11.84 4.00 备注 ф=30(%) tr=65(℃) tj=14.5(℃) ρc=2600 (kg/m3) 表8-5 可利用地热资源量计算表 热储层 馆陶组 东营组 全区合计
QR (1018J) 31.31 23.71 55.02 RE （%） 25 Qwh (1018J) 7.83 5.93 13.76 标准煤 (×108T) 2.67 2.02 4.69 三、地热流体储存量
94
Q静=Q容+Q弹=V·ф+A·P·S 式中：
Q静—地热流体静储存量（m3） Q容—地热流体容积储量（m3） Q弹—地热流体弹性储量（m3） V—热储层的体积（m3） ф—热储层的平均孔隙度 A—热储层的水平面积（m2）
P—热储层中地热流体的水头压力（m）（热储层顶板以上高度） S—热储层平均弹性释水系数
静储量计算分区与地热资源总量计算分区是一致的，其热储层面积（A）、有效厚度（H）和前面相同，热储层的水头压力P，利用热储含水层顶板埋深算起至水头高度的平均值，馆陶组热储 P=900-1100m，东营组热储P=1200-1700m；孔隙度ф=0.30；弹性释水系数S =9.96×10-5。
将所有确定的参数代入公式，计算结果：全区馆陶组地热流体静储量为865.64×108m3，其中容积储量为863.58×108m3，弹性储量为2.06×108m3；东营组地热流体静储量为492.34×108m3，其中容积储量为490.32×108m3，弹性储量为2.02×108m3（见表8-6、8-7）。
四、地热流体可采储量
依据本区地热地质条件，地热流体可采储量采用可采系数法计算。按照华北油田地热项目组的建议，可采系数采用1%和5%。1%为目前技术条件下的近似值，5%为新技术运用后的远景目标值。本次评价采用1%，则可采储量13.5798×108m3 (见表8-8) 。按开采100年计算,则每年可采储量为0.1358
95
×108m3/a，3.7205×104m3/d。
表8-6 馆陶组地热流体储存量计算成果表 分区 Ⅰ Ⅱ Ⅲ Ⅳ Ⅴ Ⅵ Ⅶ 计算面积(km2) 257.6 741.6 160.0 428.8 177.6 150.4 184.0 砂岩厚度(m) 175 125 175 75 125 175 225 30 ф(%) H (m) 1050 1000 950 900 950 1000 1100 0.996 S (10-4) Q容 (108m3) 135.24 278.10 84.00 96.48 66.60 78.96 124.20 863.58 Q弹 (108m3) 0.27 0.74 0.15 0.38 0.17 0.15 0.20 2.06 Q总 (108m3) 865.64 合2100.0 计
表8-7 东营组地热流体储存量计算成果表 分区 计算面积(km2) 厚度(m) 175 125 75 75 30 ф(%) H (m) 1400 1375 1300 1550 0.996 S Q容 Q弹 Q总 (10-4) (108m3) (108m3) (108m3) 241.08 84.00 66.60 98.64 490.32 0.64 0.31 0.39 0.68 2.02 492.34 备注 Ⅰ 459.2 Ⅱ 224.0 Ⅲ 296.0 Ⅳ 438.4 合1417.6 计 表8-8 地热流体可采储量计算成果表 热储层 馆陶组 东营组 合计 储存量Q总 (10m) 865.64 492.34 1357.98 83可采系数（%） 1 可采储量Q可 (108m3) 8.6564 4.9234 13.5798 可采储量Q可 (104m3/d) 2.3716 1.3489 3.7205 96
地热流体可采储量所排放的总热量Qw可用下列公式计算： Qw=36500Q可Cw(tw-to) 式中：
Qw—地热流体热资源量(J) Q可—可采储量(104m3/d)
Cw—地热流体平均热容量(J/m3.℃) tw —热储层地热流体平均温度(℃) to—基准温度（地下恒温层温度）(℃)
全区馆陶组地热流体可采储量为2.3716×104 m3/d，热资源量为1.4678×1014J/a，（折合标准煤5.006×103T/a）；东营组地热流体可采储量为1.3489×104 m3/d，热资源量为1.041×1014J/a，（折合标准煤3.55×103T/a）（见表8-9）。
表8-9 地热流体可采储量所排放的总热量计算成果表
可采 热储层 馆陶组 东营组 合计
储量Q可 (104m3/d) 2.3716 1.3489 3.7205 tr tj Cw Qw (1014J) 1.4678 1.041 2.5088 Qw (109J/d) 4.0213 2.852 6.8733 折合 标准煤(103T/a） 5.006 3.55 8.556 (℃) (℃) (J/m3.℃) 55 65 14.5 14.5 4186.8 4186.8 第四节 地热流体质量评价
一、馆陶组地热流体水质评价
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本区馆陶组地地热流体，其物理性质为清澈透明，口感咸，色度大于5度，浑浊度小于3度，无味，无肉眼可见物，井口水温为55～56℃，属低温地热资源、温热水。本组地热流体，矿化度高，不适合作为工、农业用水。因水温适应，可用于供暖、洗浴、医疗、温室种植、娱乐休闲等生活领域用水。现就医疗矿水进行评价。
（一）物理作用治疗因素
1、温度：温度是医疗矿水的重要指标，不同的水温产生不同的疗效，GB/T13727-92中确定有医疗价值的温度为≥34℃，本组水温50-57℃，已达到医疗矿水标准。
2、密度：水的静水压力、浮力等机械作用有利于对一些疾病的治疗和康复，本组地热流体密度1.012g/cm3，人体浸入后会获得大于一般水的净水压力和浮力。
（二）化学作用治疗因素 1、有医疗价值元素的含量
本区馆陶组地热流体，Br、Sr、Ra已达到医疗矿水的命名浓度；I、Mn、HBO3、H2SiO3达到标准中的矿水浓度；Li、Fe、Co等也高于一般地下水的含量，这些元素对医疗也有一定的作用（见表8-10）。
2、达标元素生物化学功能
Br（Br）：是人体必需的微量元素，自然界中的Br多集中于海水和卤水中。人体含Br一般在200左右，60%的Br分布在肌肉。人体器官几乎都含有微量的Br，脑垂体和血液中含Br相对较高，Br元素在人体循环较快，一
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般每天摄入Br17mg左右。人体缺Br会导致功能失调产生一些疾病。
Sr（Sr）：是人体必需的微量元素，一般人体含Sr170mg，这是一种亲骨元素，人体中99%的Sr集中在骨骼中，Sr不足会影响人的生长发育并可能发生病变，在钙不足的情况下摄入适量的Sr可预防骨质疏松。
镭（226Ra）：易为骨骼所富集。镭具有强烈的放射性，其半衰期较长，衰变产生放射性氡及其它分解产物所发出的α、β、γ射线对机体产生效应，放射性辐射对神经系统，肌肤产生影响。
二、东营组地热流体水质评价
本区东营组地热流体，其物理性质为清澈透明，口感咸，色度大于5度，浑浊度小于3度，无味，无肉眼可见物，井口水温为58～65℃，属低温地热资源、温热水。本组地热流体，矿化度高，不适合作为工、农业用水。因水温适应，可用于供暖、洗浴、医疗、温室种植、娱乐休闲等生活领域用水。
本区东营组地热流体，Br含量为39.43mg/l，Si含量61mg/l，226Ra含量2.57×10-11g/l，已达到医疗矿水的命名浓度；Li、Ba、Mn、HBO3、H2SiO3达到标准中的矿水浓度；Fe、Co等也高于一般地下水的含量，这些元素对医疗也有一定的作用（见表8-11）。
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表8-10 医疗矿水与馆陶组水质对比表 单位： mg/l
GB/T13727-92 成分 有医疗价值浓度 250 1 5 1 10 10 1 1 1.2 25 1 5 10-11 37 1 5 矿水浓度 250 2 5 1 10 10 1 1 5 25 1 5 10-11 47.14 1 5 命名矿水浓度 1000 2 25 5 10 10 5 50 50 1 >10-11 129.5 2 5
100
馆陶组 矿水名称 碳酸水 F水 Br水 I水 Sr水 Fe水 Li水 B水 Si水 As水 镭水 Rn水 H2S水 Ba 水 平均含量(mg/l) 12.28 0.60 30.00 1.50 49.72 0.24 0.74 3.51 12 35.82 1.904×10-11 达标情况 命名浓度 矿水浓度 命名浓度 矿水浓度 矿水浓度 矿水浓度 命名浓度 矿水名称 Br水 Sr水 镭水 CO2 F Br I Sr Fe Li Mn HBO2 H2SiO3 HAsO3 HPO3 镭（g/l） Rn(Bq/L) H2S Ba 表8-11 医疗矿水与东营组水质对比表 单位： mg/l
GB/T13727-92 成分 有医疗价值浓度 250 1 5 1 10 10 1 1 1.2 25 1 5 10-11 37 1 5 矿水浓度 250 2 5 1 10 10 1 1 5 25 1 5 命名矿水浓度 1000 2 25 5 10 10 5 50 50 1 矿水名称 碳酸水 F水 Br水 I水 Sr水 Fe水 Li水 B水 Si水 As水 镭水 Rn水 H2S水 Ba水 平均含量 (mg/l) 14.34 0.5 39.43 0.715 61.00 2.351 1.34 1.677 4.80 35.6 2.57×10-11 9.805 2.43 16.2 命名浓度 命名浓度 矿水浓度 矿水浓度 矿水浓度 命名浓度 东营组 矿水名称 Br水 Sr水 镭水 达标情况 CO2 F Br I Sr Fe Li Mn HBO2 H2SiO3 HAsO3 HPO3 镭（g/l） Rn（Bq/L） H2S Ba
10-11 >10-11 47.14 129.5 1 5 2 5 命名浓度 H2S水 矿水浓度 对人体有害的Cd、Hg、Pb、Mo、As、酚、Cr6+、氰等毒性元素含量极低，具有较高的医疗价值，可作为洗浴、疗养用水或在医生指导下进行医疗保健用水。
101
第九章 利用油田报废井 提卤、开发地热资源规划及经济评价
第一节 开发利用条件
一、废油井分布及其特征
区内有数百口废油井分布各地，其中东营凹陷分布最多，井深从2000m-大于3000m不等。其井深多具备了开发地热条件，部分废油井具备了开发卤水条件。
二、卤水资源可采条件
区内卤水资源分布于东营凹陷内，主要赋存于下第三系沙河街组含水层中，埋深2500-3000m。
三、地热资源可采条件
区内地热资源主要赋存于上第三系馆陶组和下第三系东营组热储层中，其中馆陶组热储埋深850-1100m，可利用资源7.83×1018J；东营组热储埋深1300-1700m，可利用资源5.93×1018J。
第二节 卤水开发利用方案及经济评价
一、开发利用分区
根据区内废油井分布情况，卤水地质条件及开采条件，可划分为三个开采区（见图9-1）：
102
Ⅰ、西城（Es2+3）开采区
本区位于含卤区西部，面积30.4km2，占卤水分布面积的6.55%。区内废油井分布较多，卤水主要分布在Es2+Es3地层中，矿化度较高，多大于
103
180g/l。本区开采层段为2400-2700m范围，可联合开发。开采的卤水可输送到靠附近沿海进行滩晒制盐。
Ⅱ、东城（Es3+4）开采区
本区位于含卤区中部，面积339.2km2，占卤水分布面积的73.10%。区内废油井分布较多，卤水主要分布在Es3+Es4地层中，矿化度相对较高，多为150-250g/l。本区开采层段为2500-2900m范围，可联合开发。开采的卤水可输送到靠附近沿海进行滩晒制盐。
Ⅲ、莱州湾(Es4)开采区
本区位于含卤区东部，面积94.4km2，占卤水分布面积的20.34%。区内废油井分布较多，卤水主要分布在Es4地层中，矿化度相对较低，多为100-150g/l。本区开采层段为2600-3000m范围，本区靠近沿海，开采的卤水可直接进行滩晒制盐。
二、经济评价
1、潜在经济评价
可利用的卤水资源在完全回收条件下，获得的总价值。 (1) 卤水制盐潜在价值
根据NaCI的可开采量，计算其潜在价值。 VEI=PR×P开
VEI----卤水制盐潜在价值（元） PR----原盐的价格（元/t） P开---NaCI可开采量（t）
104
本区NaCI可开采量为554.55×104t，原盐的价格为100元/t。则：VEI=100×554.55×104=5.5455×108元。
(2)综合利用潜在价值
根据卤水中I、Br、Li的可采量，计算卤水资源的综合利用价值。 VEI=Σ P Ri×P开i
VEI----卤水综合利用潜在价值（元） PRi----I、Br、Li的价格（元/t） P开---I、Br、Li可开采量（t）
本区I、Br、Li可开采量为702t，4680t，749t，I、Br、Li2CO3的价格为153000、7800、22000元/t。则：卤水综合利用潜在价值为3.191×108元见（表9-1）。
表9-1 卤水综合利用潜在价值计算表 计算项目 I Br Li2CO3 合计 价格PRi（元/t） 153000 7800 22000 可开采量P开（t） 702 4680 7965.03（749） 综合利用潜在价值VEI（108元） 1.074 0.365 1.752 3.191 本区卤水总潜在价值为8.7365×108元，具有很高的开发利用价值。 2、效益分析
目前本卤水矿区内有各种报废井近200口，随着油田开采时间的延长，大批油井先后进入衰退期，报废井将越来越多，这些井地面设施配套，井下套管完整，只需简单作业即可利用，每利用一口废油井可节约钻井、设备投
105
资200-250万元。如建一大型卤水盐场，利用废油井40口，则可节省投资8000-10000万元。
利用废油井提卤，其卤水生产成本比其它方法提出的卤水要低，极具价格优势（见表9-2）。
表9-2 几种卤水价格统计表
单位:元/m3
品种 泰安盐岩卤 四川自贡天然卤水 广饶盐厂卤水°Be 东营深层卤水提油日产卤70m3/日计 电潜泵日产卤200m3/日计 电费 2.5 1.5 设备费 修井费 其它 原方价格 0.8 2 0.6 0.6 0.5 0.5 7.31 5—6.5 2 4.4 3.6 标方价格 2.77 2.5—3.3 2.8 2.45 2 注:东营深层卤水按180克/升计算.标方为矿化度100克/升.
第三节 地热开发利用方案及经济评价
一、开发利用分区
根据区内废油井分布情况，地热地质条件及开采条件，可划分为三个开采区（见图9-2）：
Ⅰ 东营Ng+Ed开采区
本区位于东营凹陷，面积950.4km2，占地热分布面积的45.26%。区内分布有上第三系馆陶组热储含水层组和下第三系东营组热储含水层组。
（1）上第三系馆陶组热储含水层组
区内馆陶组顶板埋深900-1100m，底板埋深1200-1500m，厚度200-400m。
106
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在取水段1000～1500m深度内，单井出水量为70～80m3/h， 地热流体矿化度为10～18g/ l，属温热水型地热资源。
（2）下第三系东营组热储含水层组
区内东营组顶板埋深1300-1500m，底板埋深1300-2100m，厚度<500m。 在取水段1300～2000m深度内，单井出水量为60～80m3/h，地热流体矿化度为15～20g/ l，井口水温为55～75℃，属温热水型地热资源。
本区地热开采层位分别为：900-1500m，1300-2000m。主要用于生活、娱乐、取暖、医疗用水。
Ⅱ 垦利-永安Ng开采区
本区位于工作区中部的陈家庄凸起和青坨子凸起，面积677.2km2，占地热分布面积的32.25%。区内只分布有上第三系馆陶组热储含水层组。
区内馆陶组顶板埋深800-1000m，底板埋深1200m左右，厚度200-250m。 馆陶组热储含水层厚度为50～150m，占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩。
本区地热开采层位为800-1200m。主要用于生活、取暖用水。 Ⅲ 黄河口Ng+Eg开采区
本区位于工作区东北部的沾化凹陷，面积472.4km2，占地热分布面积的22.49%。区内分布有上第三系馆陶组热储含水层组和下第三系东营组热储含水层组。
（1）上第三系馆陶组热储含水层组
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区内馆陶组顶板埋深900-1100m，底板埋深1300-1750m，厚度200-700m。 在取水段1000～1500m深度内，单井出水量为70～80m3/h， 地热流体矿化度为10～18g/ l，井口水温为50～60℃，属温热水型地热资源。
（2）下第三系东营组热储含水层组
区内东营组顶板埋深1300-1750m，底板埋深1300-2500m，埋深2000m内的厚度一般<200m。
在取水段1300～2000m深度内，单井出水量为60～80m3/h，地热流体矿化度为15～20g/ l，井口水温为55～75℃，属温热水型地热资源。
本区地热开采层位分别为：900-1750m，1300-2000m。主要用于旅游、休闲娱乐、医疗、疗养用水。
二、经济评价
1、潜在经济评价
可利用的地热资源在完全回收条件下，获得的总价值。 VEI=PR×Q i/QB
VEI----热能潜在价值（元） PR----标准煤的价格（元/t） Qi----可利用地热资源量（J）
QB----标准煤的燃烧值（2.932×1010J/t）
区内可利用地热资源量为13.76×1018J，标准煤的价格为200元/t，热能潜在价值VEI=200×13.76×1018÷2.932×1010=938.61×108元。具有很高的利
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用价值。
2、效益分析
目前本区内有各种报废井几百口，随着油田开采时间的延长，大批油井先后进入衰退期，报废井将越快越多，这些井地面设施配套，井下套管完整，只需简单作业即可利用，每利用一口废油井可节约钻井、设备投资100-150万元。
如果能够利用40口废油井开发地热资源，将节省投资4000-6000万元。若每口井产液60m3/h计算，则年产热水2102.4×104m3，可排放热量4.445×1012J，应用于医疗疗养、供暖等方面，可产生较高的经济效益。
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结论与建议
一、结论
1、工作区地处黄河三角洲平原，主要微地貌类型有高地、坡地、低平地、浅平洼地和海岸带。区内地层主要有太古界泰山群花岗片麻岩类、古生界寒武系、奥陶系碳酸盐岩类和碎屑岩类、新生界第三系陆相碎屑岩类和第四系松散岩类沉积物。本区地处华北地台（Ⅰ）辽冀台向斜（Ⅱ）济阳坳陷（Ⅲ）的陈家庄凸起（Ⅳ1）、沾化凹陷（Ⅳ2）、青坨子凸起（Ⅳ3）、东营凹陷（Ⅳ4）。区内断裂构造十分发育。新构造运动的活动较强烈。
2、本区重力场与外围比较具重力升高的特征。最高值为+25*10-5m/s2，最低值为-5*10-5m/s2,一般在零重力异常等值线上，并且高低相间分布。有东营低重力异常带、陈家庄高重力异常区、沾化中等重力异常带、陈南重力梯度带。
本区磁场强度与外围比较，以下磁异常 为特征，并且较均匀。最高磁异常 为500Nt，最低磁异常 为-50nT。有东营低磁异常区、陈家庄正磁异常区、沾化低磁异常区。
从地震时间剖面图上反映本区有四个比较清楚的界面，自下而上为：奥陶系顶部侵蚀面（Tg1）；中生界与早第三系系之间的不整合面（T9）；沙河街组三段与沙河街线四段之间的界面（T7）；上第三系与下第三系之间的不整合面（T1）。
3、东营盐矿床主要分布于东营凹陷中，产于新生界沙河街组的沙四段及其以下的孔店组地层，岩性以盐岩，石膏层、泥岩互层
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为主，厚度155—1199.76m。
盐矿分布自凹陷斜坡向中心越来越厚，逐渐呈无色透明盐层状，在剖面上膏盐呈层状反复交替出现，埋深2990-4400m，面积600平方公里。盐岩的主要化学成分为NaCI，主要离子成分为Na+、Ca2+、Mg2+、HCO3-、Cl-、SO42-、Sr2+、K+、Li+。
4、卤水资源发育在盐矿上部及四周。卤水层主要分布在新生界沙河街组的沙三、沙四段及沙二段，埋深2500—3000m，矿化度最高达353g/l。自上而下可分为三个含水岩组，即沙河街二段含水岩组、沙河街三段含水岩组、沙河街四段含水岩组。
卤水层岩性主要为为砂岩、粉砂岩、含砾砂岩等，累计厚度20～40m，为孔隙、裂隙型储集层，孔隙度一般在15—25%之间。卤水层单井出水量100～110 m3/d。矿化度一般在110—300g/l孔隙度24%。
5、东营深层卤水为氯化物型原生卤水，无色透明、味极咸。矿化度150—250g/l，井口水温42—70℃，密度1.1—1.2，PH值5.5—6.5，呈弱酸性。
卤水主要离子为Na、CI含量最高，前者为45~70g/l，后者为90~143g/l，其次是Ca的含量在8~20g/l，Sr的含量1.5~3.5g/l。主要成分有：Na、CI、Ca、Sr、Mg、K。微量元素有：I、Br、Li、Fe、Ba、F等。其中I、Br、Li较丰富。
6、本区地热资源主要赋存在第三系碎屑沉积岩之中。热储类型为层状孔隙—裂隙型。依据热储的地层时代、含水空间、岩性、
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结构、厚度、沉积旋回组合及地热流体的物理化学性质和水文地质特征等因素，区内可划分为两个热储层（组）：
（1）上第三系馆陶组热储含水层组
馆陶组顶板埋深800-1000m，底板埋深1200-1750m，厚度200-700m；热储含水层厚度为50～250m，占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩。单井出水量为70～80m3/h， 地热流体矿化度为10～18g/ l，水化学类型以NaCl型，井口水温为50～60℃，属温热水型地热资源。
（2）下第三系东营组热储含水层组
东营组顶板埋深1300-1750m，底板埋深1300-2100m，厚度<500m；热储含水层厚度<200 m。占地层厚度的30～40%，单层厚度平均为5～20m。岩性主要河流相的砂岩、含砾砂岩。单井出水量为60～80m3/h，地热流体矿化度为15～20g/ l，水化学类型以Cl--Na型，井口水温为55～75℃，属温热水型地热资源。
7、根据区内浅部井温的测量资料，确定区域恒温带深度为17.5m，恒温层的温度平均值为14.5℃。经计算与分析，区内地温梯度值为3.0～4.0℃/100m。凸起地区，地温梯度值较大，凹陷地区，地温梯度较小。
全区盖层平均地温梯度为3.6℃/100m，其中3.0～3.2℃/100m的分布面积147.2km2，占总面积的7.01%；3.2～3.4℃/100m的分布面积287.2km2，占总面积的13.68%；3.4～3.6℃/100m的分布面
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积428.8km2，占总面积的20.42%；3.6～3.8℃/100m的分布面积257.6km2，占总面积的12.27%；大于3.8℃/100m的分布面积999.2km2，占总面积的47.58%。
8、依据分析资料，区内馆陶组地热流体的化学类型为Cl-Na型，阴离子以氯化物为主，含量11149mg/l，毫摩百分数99.48%，阳离子以钠离子为主，含量6000 mg/l，毫摩百分数80.98%，总矿化度18.43g/l，为咸水，Ph值为7.2，硬度2989.89mg/l。
其中含有丰富的微量元素和组分，HBO2含量12 mg/l，H2SiO3含量35.82 mg/l，Sr含量49.72 mg/l，I含量1.50 mg/l，Li含量1.5mg/l，Br含量30mg/l，F含量0.6 mg/l。
主要气体成份有CH4、N2、CO2 、C2H6，其中以CH4含量最高，占气体体积百分比的92.8%，其次是N2，占5.75%。
9、区内东营组地热流体化学类型为Cl-Na型，阴离子以氯化物为主，含量12000～13000mg/l，毫摩百分数>99%。阳离子以钠离子为主，含量4000～5000 mg/l，毫摩百分数60～65%；次为钙离子，含量1800～1850 mg/l，毫摩百分数25～28%；总矿化度20g/l左右，为咸水，PH值为7.0～7.5，硬度5000～7000 mg/l。
本组地热流体中含有丰富的微量元素和组分，主要有Sr、Li、F、Br、Fe、Mn、Zn、Si、B、Se、Cu、Co、Ni等，其中HBO2含量4.7～5.5 mg/l，H2SiO3含量26～35 mg/l，Sr含量60～70 mg/l，I含量0.5～0.7 mg/l，Li含量1.0～1.5 mg/l，Br含量35～45 mg/l，
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F含量0.1～0.2 mg/l。
本组地热流体中主要气体成份有N2、O2、CO2、CH4，其中以N2含量最高，占气体体积百分比的70～80%，其次是O2，占15%，N2/O2为5.08，略高于大气中的N2/O2。
地热流体中放射性元素含量变化较大，其中226Ra为2.57×10-11 Bq/L。
10、根据化学温标计算，馆陶组热储温度为45～57℃；为东营组热储温度为46-61.3℃。
11、对营65井、莱52井进行了卤水开采试验。采用提油机和电潜泵进行试验。试验段分别为2472-2523m、2610-2673m。
提油机提卤，采用D56泵，泵冲程3m，冲次：9次。试验泵深1400m，提卤量70m3/d。
电潜泵提卤，对莱52试验井，采用了D250泵进行试验，试验泵深1800m，提卤量200m3/d。
卤水静液面一般在300—500m，最低900m， 利用提油机提取动液面一般在500—700m之间，利用电潜泵提取动液面一般在700—900m之间。
12、对河57-Xb井进行了地热开采试验。对沙一段上部1825-1840m厚度15m；东三段1756-1764m厚度8m；东一段1530-1546m厚度16m三层进行试验。
对于上述层位分别进行射孔处理，孔数为32-64孔/m。试验采
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用120深井泵抽水，泵深600m。
抽水试验结果表明，沙河街组地热流体静液面为-237m，不利于开发利用。东营组地热流体静液面为-4.3m，涌水量540-610 m3/d，井口温度63-65℃，可作为开发利用的依据。
13、经计算：全区卤水资源静储量为47.44601×108m3，其中容积储量为43.952×108m3，弹性储量为3.49401×108m3；全区NaCI储量5.54551×104t。全区卤水可采储量为4680.40×104m3，NaCI可采储量为554.55×104t。为一大型卤水矿床。
14、本区卤水的主要成份以氯化钠为主，有害杂质是钙离子和铁离子。区内卤水矿化度为107-353g/l，NaCI含量为111-150kg/m3。滩晒生产的原盐，氯化钠含量可达98%以上，适合高精度离子膜制碱。
卤水中含有较高的I、Br、Li、K、Sr、B、Cs、Rb等微量元素。特别是I、Br、Li、Ca的工业品位已达到国家单独开采和综合利用的标准。
15、经计算：全区馆陶组热储地热资源总量为3.131×1019J(折合标准煤1.068×109t)；东营组热储地热资源总量为2.371×1019J（折合标准煤8.087×108t）。
全区馆陶组热储可利用地热资源量为7.83×1018J，折合标准煤2.67×108t；东营组热储可利用地热资源量5.93×1018J，折合标准煤2.02×108t。
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全区馆陶组地热流体静储量为865.64×108m3，其中容积储量为863.58×108m3，弹性储量为2.06×108m3；东营组地热流体静储量为492.34×108m3，其中容积储量为490.32×108m3，弹性储量为2.02×108m3。
全区地热流体可采储量13.5798×108m3。按开采100年计算,则每年可采储量为0.1358×108m3/a。馆陶组地热流体可采储量为2.3716×104 m3/d，热资源量为1.4678×1014J/a，（折合标准煤5.006×103t/a）；东营组地热流体可采储量为1.3489×104 m3/d，热资源量为1.041×1014J/a，（折合标准煤3.55×103t/a）。
16、本区地热流体，因水温适应，可用于供暖、洗浴、医疗、温室种植、娱乐休闲等生活领域用水。其中馆陶组Br、Sr、226Ra已达到医疗矿水的命名浓度；I、Mn、HBO3、H2SiO3达到标准中的矿水浓度；东营组Br、Si、226Ra、，已达到医疗矿水的命名浓度；Li、Ba、Mn、HBO3、H2SiO3达到标准中的矿水浓度。
17、根据卤水地质条件和废油井的分布情况，本区卤水可分为三个开采区：Ⅰ西城（Es2+3）开采区、Ⅱ东城（Es3+4）开采区、Ⅲ莱州湾(Es4)开采区。其开采层位分别为：2400-2700m、2500-2900m、2600-3000m。
本区卤水潜在价值为8.7365×108元；每利用一口废油井可节省投资200-250万元；利用废油井提出的卤水价格低于其它地区卤水价格，有较高的开发利用价值。
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18、根据地热地质条件和废油井的分布情况，本区地热资源可分为三个开采区：Ⅰ东营（Ng+Ed）开采区、Ⅱ垦利-永安（Ng）开采区、Ⅲ黄河口(Ng+Ed)开采区。
Ⅰ东营（Ng+Ed）开采区：开采层位分别为：900-1500m、1300-2000m。主要用于生活、娱乐、取暖、医疗用水。
Ⅱ垦利-永安（Ng）开采区：开采层位为800-1200m。主要用于生活、取暖用水。
Ⅲ黄河口(Ng+Ed)开采区：本区地热开采层位分别为：900-1750m，1300-2000m。主要用于旅游、休闲娱乐、医疗、疗养用水。
本区地热能潜在价值为938.61×108元；每利用一口废油井可节省投资100-150万元；地热应用于医疗疗养、供暖等方面，可产生较高的经济效益。
二、建议
1、应加快区内废油井的调查与管理，制定废油井利用规划，进一步研究废油井的处理工艺。
2、对区内卤水应统一规划，充分利用废油井分层开采，并进行综合利用研究。
3、对区内地热资源应进行统一规划，根据不同用途分层开采。并进行动态监测研究工作，以保护地热资源。
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