不同油气聚集体系下岩性油气藏充满度主控因素分析
图5-4东营凹陷油气聚集体系划分图
受各成藏体系中岩性油气藏样本数的限制，只有5个成藏体系中有大量的岩性油气藏，用因子分析法分析了东营中央背斜油气成藏体系(ⅰ)和王家岗-八面河油气成藏体系(ⅱ)。
(一)中央背斜带油气聚集系统(一)
东营凹陷中央背斜带油气成藏系统包括东北部的利津凹陷、北部的牛庄凹陷及其延伸的东部地区，以石南、家好、现河和牛庄油田为主，是岩性油气藏最丰富的地区。该区沙三段广泛发育多种类型的浊积扇砂体，形成了大量以浊积扇砂体为储层的岩性和构造-岩性油藏，其中构造-岩性油藏30个，孤立砂体60个。这些油气藏充满度主要控制因素的因子分析见图5-5和图5-6。
图5-5东营中央背斜带构造-岩性油气藏充满度主控因素1号和2号公因子载荷图(一)
图5-6东营中央背斜带孤立砂岩储层充满度主控因素1和2公因子载荷图(ⅰ)。
因子分析的结果表明:
1)在中央背斜带油气聚集系统的因子载荷分布图上，1公因子f1的特征值百分比都在45%左右，是起主要控制作用的主因子。第1和第2公因子的累积特征值百分比约为70%。因此，前两个主因子能够提取原始变量中的大部分信息，是控制油气充满度的主要公因子。
2)东营中央背斜带油气聚集系统(一)在构造-岩性油藏中(图5-5)，沿1公因子轴分布的变量有:砂体厚度、平均孔隙度、平均渗透率、地层压力。因此，1公因子可以归结为砂体的几何特征和物理条件。沿第二公因子轴分布的变量主要是距排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂向距离，可归结为油气的“运移”条件。而且在第二公因子中油气的“运移”条件是主要控制因素，其次是砂体的“接收条件”，而砂体的面积、围岩厚度、排烃强度、有机质丰度与成因接近，说明这些因素充满了岩性油气藏。
3)东营中央背斜带油气聚集系统(一)孤立砂体油气藏(图5-6)，沿1公因子轴分布的变量为:平均孔隙度、平均渗透率、地层压力。因此，1公因子轴可以归结为油气藏的物理条件。沿第二公因子轴分布的因子为:距排烃中心平面的距离、距排烃中心的垂直距离、砂体厚度和砂体面积。因此，第二公因子轴可以归结为油气藏的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度和平均埋深接近原点，说明这些因素对岩性油气藏的充满度影响不大。
因子分析充分解释了该区岩性砂体聚集的关键。该区岩性圈闭条件十分有利。首先，该区是一个凹形隆起构造带，周围是有利的生油凹陷。研究区古近系沙河街组三段下段和沙河街组四段上段烃源岩提供了油气源，充足的油气源是该区油气总体富集的首要原因。其次，成藏系统是由古近系下部和沙河街组四段巨厚的盐、膏、塑泥岩组成的混塑层形成的塑性拱形背斜构造带，受陈南断裂边界诱导，受不平衡压力抬升。该构造带早在沙河街组三段沉积时期就开始发育，后又相继发育，在古近纪末定型。古近纪末和新近纪，大量油气生成时，该区一直是一个坳陷-隆起的构造背景，必然成为油气运移的主要方向。再次，储层发育，多套以三角洲砂体为主的储层为油气运移和聚集提供了良好的条件。成藏系统位于东营凹陷沙三上亚段-沙二段大三角洲的主体部分，由东向西推进，其构造走向与主体砂岩体一致，有利于该区的运移和聚集。可见，油源在这个地区不是问题，所以储层条件尤为重要。
(二)王家岗-八面河油气成藏系统(二)
王家岗-八面河油气成藏系统(ⅱ)包括东营凹陷牛庄凹陷东南部和南部缓坡带东部，形成牛庄、八面河、王家岗等油田。其中，八面河油田位于牛庄凹陷南斜坡的高部位，王家岗油田位于牛庄凹陷与南斜坡的过渡带。牛庄凹陷南斜坡王家岗-八面河地区在不同时期均发现了含油层系，其中沙河街组油气最为丰富。根据* * *统计，有16个构造-岩性油藏，25个透镜状油藏。油气储层充满度的主要控制因素因素分析见图5-7和图5-8。
王家岗-八面河油气成藏系统(ⅱ)岩性油气藏充满度主控因素因子分析表明:
1)在王家岗-八面河油气成藏系统(ⅱ)的因子负荷分布图上，1公因子f1的特征值百分比都在50%左右，是主控因子。第1和第2公因子的累积特征值百分比约为70%。因此，前两个主因子可以提取大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。
2)王家岗-八面河油气成藏系统(二)在构造-岩性油藏中(图5-7)，沿1公因子轴分布的因子主要是距排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂向距离。因此，1公因数可归结为“迁移”条件，荷载值大，是主要控制因素。沿第二公因子轴分布的因子为砂体面积、砂体厚度、平均孔隙度和平均渗透率，这些因子可归因于砂体的储层物性和几何特征，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度和平均埋深接近原点，说明这些因子对岩性油气藏的充满度影响不大。
3)王家岗-八面河油气聚集系统(二)孤立砂岩油藏(图5-8)，沿1公因子轴分布的因子主要是平均孔隙度、平均渗透率和地层压力。而且平均孔隙度和平均渗透率都比较大，所以1公因子可以归结为“接受”条件，是主控因素。沿第二公因子轴分布的因子为砂体面积、砂体厚度与排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂直距离，这些因子可归因于砂体的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度和平均埋深接近原点，说明这些因子对岩性油气藏的充满度影响不大。
图5-7王家岗-八面河构造-岩性油气藏充满度主控因素1号和2号公因子载荷图(二)
图5-8公共因子载荷计划编号王家岗-八面河孤立砂体储层充满度主控因素1和2(ⅱ)
王家岗-八面河油气成藏系统(ⅱ)是牛庄凹陷的含油带，也是东营凹陷南部缓坡带的东部，其中八面河油田位于牛庄凹陷南斜坡的高部位，王家岗油田位于牛庄凹陷与南斜坡的过渡带，是油气从深凹陷向斜坡运移的必经之地。因此，油源对该区来说不是最关键的因素，油气运移的距离决定了油气充注砂体的动力，因此砂体本身的接受条件尤为重要。
(三)贫净鼻状构造油气聚集系统(三)
乐安-淳化鼻状构造(ⅲ)油气成藏系统以东营凹陷利津、牛庄和博兴凹陷相邻的博兴凹陷东部中央分界线为基础，东、北以牛庄凹陷和利津凹陷为界。系统范围一般为淳化-梁家楼油气富集区所涉及的油气区。体制内有博兴、淳化、梁家楼、牛庄四个油田。该系统油气来源丰富，储层发育，是油气富集区之一。利津凹陷和牛庄凹陷南部主要形成了大量孤立砂体和构造-岩性油气藏。本次* * *统计有7个构造-岩性油藏，19个孤立砂体油藏(主要是“牛”井)。由于构造-岩性油气藏数量较少，因子分析的结果不能反映其统计规律，因此只对构造-岩性油气藏进行了因子分析(图5-9)。
贫净鼻状构造油气聚集系统(ⅲ)孤立砂体岩性油气藏充满度的主控因素分析表明:
1)在乐安净化鼻状孤立砂体油气藏的1和2公因子载荷图上，1公因子f1的特征值所占的百分比约为40%，是主要控制因素。第1和第2公因子的累积特征值百分比约为70%。因此，前两个主因子可以提取大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。
2)乐安-淳化鼻状构造油气聚集系统孤立砂岩油藏(图5-9)，沿1公因子轴分布的因子主要是砂体面积、砂体厚度、平均孔隙度、平均渗透率和地层压力，砂体面积和砂体厚度的载荷值较大，因此1公因子可以概括为“可接受”条件。沿第二公因子轴分布的因子是距排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂向距离，这可归因于砂体的几何特征和油气藏的“运移”条件，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度和平均埋深接近原点，说明这些因素对岩性油气藏的充满度影响不大。
图5-9乐安-淳化鼻状构造孤立砂体油气藏充满度主控因素公因子载荷图1号和2号。
成藏系统靠近利津凹陷和牛庄凹陷，油气源丰富，透镜体发育，基本分布在中央背斜带，油气输导条件好，因此砂体成藏的物质来源不是本区岩性圈闭成藏的关键。储层沉积类型以三角洲前缘滑塌浊积岩为主，砂体本身的接受条件成为关键因素。当砂体的厚度和面积达到一定规模时(厚度> 2m，面积> > 0.3km2)，砂体中良好的物性条件得以保存，孔隙度和渗透率值较高，油气可以克服砂体所指示的毛细管阻力进入砂体成藏。
(4)青城低凸起北坡油气聚集系统(ⅴ)
庆城低凸起北坡油气聚集系统位于博兴凹陷中部，以贾凡-郑李庄-金家鼻状构造带为轴，以博兴凹陷西部为界，东部为油气运移边界，北窄南宽，向南部斜坡扩散。成藏系统的北部位于博兴凹陷的深层，向南逐渐抬升，博兴凹陷的油气主要向该区运移。该体系发育郑李庄砂体、贾凡砂体等有利储层，主要为三角洲前缘滑塌和深水浊积砂体。在大路湖地区，沙河街组三段和四段上亚段生成的油气可以直接运移聚集到该套砂岩储层中，在泥岩的封闭作用下形成岩性油气藏。本次* * *统计显示，成藏体系中有18个构造-岩性油藏，5个透镜状油藏。由于透镜状油藏数量较少，因子分析只分析了构造-岩性油藏充满度的主要因素(附图5-10)。
图5-1和2庆城低凸起北坡构造-岩性油气藏充满度主控因素公因子载荷图。
对庆城低凸起北坡油气聚集系统中构造-岩性油气藏充满度的主控因素分析表明:
1)在庆城低凸起北坡油气聚集系统的因子载荷分布图上，1公因子f1的特征值百分比约为50%，是起主要控制作用的主要因子。第1和第2公因子的累积特征值百分比约为70%。因此，前两个主因子可以提取大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。
2)在庆城低凸起北坡油气聚集系统的构造-岩性油气藏中(附图5-10)，沿1公因子轴分布的因子主要是距排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂向距离。因此，1公因子可以归结为“运移”条件，载荷值较大，是主要控制因素，而分布的平均孔隙度和平均渗透率载荷值相对较小。沿第二公因子轴分布的因子是砂体厚度和砂体面积，它们可归因于几何特征，而围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深和与原点的接近程度表明这些因素对岩性油气藏的充满度影响不大。
该区岩性成藏条件比较特殊，沙三段烃源岩有机质分散，排烃范围小，效率低，在空间上形成多个独立的“排烃体”。如果岩性圈闭位于排烃体内，达到成藏条件，则为“有效排烃体”，油气可以充注成藏；否则为“无效排烃体”，岩性圈闭为空圈闭。当存在断层沟通排烃时，可以扩大烃源岩的排烃范围，提高其排烃效率和圈闭成藏的有效性。因此，通过因子分析得到距烃源岩中心的距离是非常重要的。越靠近烃灶中心，砂体饱和度值越高。当然，砂体本身的验收条件也很重要。而烃源岩本身的参数条件与充满度关系并不密切。因此，该成藏体系的成藏特征总结为:①浊积砂岩油藏的分布主要受异常压力和断层、裂缝发育程度控制，岩性油藏的分布呈带状，主要集中在凹陷的中心和附近，也就是说越靠近排烃中心越有利于成藏；②断层和裂缝对沙三段岩性油气藏的形成起到了重要的补充作用。
(五)东营凹陷北坡油气聚集系统(八)
东营凹陷北斜坡油气聚集系统位于东营凹陷东北部，北部为陈家庄凸起，南部为利津凹陷，是受基底断裂(陈家庄断裂)和凸起翼部古地貌起伏控制的陡坡坳陷区。以民丰凹陷为中心，分布范围较小，包括永安安贞油田、颜佳气田和胜坨、东辛、新立村油田的一部分。沉积了古近系沙河街组第四段和第三段，主要为砂砾岩扇体堆积。其中，沙四段主要为冲积扇，沙三段主要为水下扇和扇三角洲。油气来自利津凹陷和民丰凹陷，在东营凹陷断陷期形成了以砂砾岩扇体为主的岩性油气藏。在断坳转换期，不同成因类型的储层和不同构造部位形成具有岩性或构造控制因素的圈闭。根据* * *统计，该成藏体系中有20个构造-岩性油藏，3个透镜状油藏，因此因子分析只分析了构造-岩性油藏充满度的主控因素(附图5-11)。
东营凹陷北坡油气聚集系统中构造-岩性油气藏充满度的主控因素分析表明:
1)在东营凹陷北斜坡油气成藏体系中构造-岩性油气藏的因子载荷分布图上，1公因子f1的特征值百分比都在40%左右，是主控因素。第1和第2公因子的累积特征值百分比约为75%。因此，前两个主因子可以提取大部分因子信息，是控制油气充满度的主要公因子。
图5-1和2东营凹陷北斜坡构造-岩性油藏充满度主控因素公因子载荷图+01
2)在东营凹陷北斜坡油气聚集系统的构造-岩性油藏中(附图5-11)，沿1公因子轴分布的因子主要是距排烃中心平面的距离和距排烃中心的垂向距离。因此，1公因数可归结为“迁移”条件，荷载值大，是主要控制因素。沿第二公因子轴分布的因子是平均孔隙度、平均渗透率和地层压力，这些因子可归因于物性特征，而分布的砂体厚度和砂体面积载荷值相对较小。围岩厚度、排烃强度、有机质丰度、平均埋深和与原点的接近程度表明，这些因素对岩性油气藏的充满度影响不大。
3)根据油气成藏条件研究，东营北部陡坡带油气藏有其自身的分布规律。从油气的生烃特征来看，区内沙三段-沙四段均靠近油源，部分砂砾岩体与暗色烃源岩呈锯齿状直接接触。同时，该带南邻民丰、利津生油凹陷，凹陷内生成的油气可直接运移至砾石体。根据区域研究成果，与砂砾岩伴生的生烃源岩埋深一般为2500 ~ 4000 m，已达到生烃门限(约2200m)。充足的油源是该区油气藏形成的基础，因此烃源岩参数在砂体形成中相对不是最重要的。
根据油气运聚规律，烃源岩生成的油气主要有两个运移方向:一是从源凹陷向盆地边缘运移，二是从深层向浅层运移。油气从烃源岩排出后运移至盆地边缘或浅层的通道中存在断层、油气藏和不整合面。这种运聚规律可以说明前向构造体系是油气聚集的最有利场所。对于烃源岩包裹的砂砾岩，油气还有另一个运移方向，可以在初次运移后直接富集聚集。因此，与烃源岩的距离相对来说比油源条件更重要。
从砂体本身的接受条件来看，本区砂体以近岸水下扇为主，体积较大，砂体大小在本区相对不重要。但是，自身的身体条件很重要。同为近岸水下扇，砂体的孔隙度和渗透率差别很大。高的可达22%，631.5×10-3μm2(坨145砂体)，低的只有11%。因此，砂体的验收条件也很重要。