富油凹陷油氣分布不均一性及主控因素

蔣有錄, 蘇圣民, 信鳳龍, 談?dòng)衩? 劉景東

(1.中國石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院;山東青島 266580; 2.中國石化中原油田分公司,河南濮陽 457001)

同一盆地或同一含油氣凹陷內(nèi)部,油氣的分布在平面上和縱向上都具有一定的不均一性[1-2]。這種不均一性具有層次性,不同尺度含油氣地質(zhì)單元的油氣分布不均一性特征及主控因素不同[1-4]。含油氣凹陷尺度的油氣分布不均一性主要受生烴中心、輸導(dǎo)體系、封蓋層、成藏期構(gòu)造背景等多因素控制,油氣田一般分布在有效生烴區(qū)之內(nèi)或其鄰近地區(qū),輸導(dǎo)體系和成藏期構(gòu)造背景往往控制油氣運(yùn)移聚集[1,3,5]。東濮凹陷和東營凹陷是渤海灣盆地典型的富油凹陷,不同地區(qū)和不同層段的油氣分布不均一性顯著,與渤海灣盆地其他凹陷明顯不同的是,兩個(gè)凹陷南北兩區(qū)的油氣富集程度差異較大,且縱向上油氣富集層系也存在一定差異,東濮凹陷縱向上油氣富集層系高度集中,而東營凹陷縱向上油氣多層系富集。前人對(duì)東濮凹陷和東營凹陷油氣成藏條件與分布規(guī)律進(jìn)行了大量研究[6-7],但對(duì)兩個(gè)凹陷南北兩區(qū)的油氣分布和縱向富集層系的懸殊差異以及造成這種差異的主控因素的研究尚不夠深入。筆者以大量統(tǒng)計(jì)資料為基礎(chǔ),綜合分析東濮、東營凹陷不同地區(qū)和不同層系油氣富集不均一性及其主控因素,以期為該區(qū)及類似凹陷的油氣勘探提供理論依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

東濮凹陷位于渤海灣盆地西南部臨清坳陷,呈NNE走向,北窄南寬,面積約5 300 km2,是一個(gè)早期呈東斷西超、晚期雙斷式的箕狀凹陷[8]。東濮凹陷在北北東斷裂的控制下,具有“南北分區(qū)、東西分帶”的構(gòu)造特征。白廟-橋口-高平集為界以北為北部地區(qū),由東至西可劃分為蘭聊斷裂陡坡帶、前梨園洼陷帶、中央隆起帶、海通集洼陷帶和西部胡慶斜坡帶。白廟-橋口-高平集為界以南為南部地區(qū)(包括白廟地區(qū)),主要發(fā)育東部的葛崗集洼陷和西部的孟崗集洼陷,由于黃河、馬廠和三春集斷層對(duì)構(gòu)造發(fā)育的控制作用,又可劃分出橋口-徐集構(gòu)造帶、唐莊-馬廠構(gòu)造帶和三春集-爪營構(gòu)造帶(圖1)。

東營凹陷位于渤海灣盆地東南部濟(jì)陽坳陷,為近似等軸的“開闊型”凹陷,面積約5 700 km2,為“北斷南超、北陡南緩”的箕狀斷陷盆地,可劃分為北部陡坡帶、洼陷帶、中央隆起帶和南部緩坡帶等構(gòu)造單元[9]。東營凹陷北部地區(qū)主要包括中央隆起帶及其以北的地區(qū),由東向西可劃分為民豐洼陷、中央隆起帶、利津洼陷和北部陡坡帶。南部地區(qū)為中央隆起帶南部地區(qū),主要包括牛莊洼陷、博興洼陷和南部緩坡帶。

兩個(gè)凹陷古近系-新近系自下而上發(fā)育孔店組(Ek)、沙河街組四段(Es4)、三段(Es3)、二段(Es2)、一段(Es1)、東營組(Ed)、館陶組(Ng)和明化鎮(zhèn)組(Nm),其中沙三段、沙四段為主力烴源層系,最厚可達(dá)3 000 m。與東營凹陷等其他渤海灣盆地富油凹陷不同的是,東濮凹陷古近系沙河街組發(fā)育湖泊相含鹽碎屑巖沉積體系,在北部地區(qū)形成多套鹽膏巖,蓋層條件優(yōu)越,發(fā)育多套生儲(chǔ)蓋組合[10]。

2 油氣分布不均一性

東濮、東營凹陷不同地區(qū)和不同層系的油氣分布不均一性明顯。平面上,兩個(gè)凹陷南北兩區(qū)的油氣探明儲(chǔ)量相差較大(圖2),東濮凹陷石油儲(chǔ)量94%和天然氣儲(chǔ)量93%富集于凹陷北部地區(qū)[11],北部和南部的石油、天然氣儲(chǔ)量豐度分別相差20倍和17倍,東營凹陷北部地區(qū)油氣探明儲(chǔ)量占總探明儲(chǔ)量65%以上,呈現(xiàn)出明顯的“北富南貧”分布格局[9]。同時(shí),東濮凹陷北部不同構(gòu)造帶的油氣分布不均一性明顯,已探明油氣主要分布于中央隆起帶和西部斜坡帶,且中央隆起帶的油氣富集程度遠(yuǎn)高于西部斜坡帶,其中石油主要分布于文留、濮衛(wèi)以及胡狀集地區(qū),占石油探明總量的89%,天然氣主要分布于文留、濮城以及白廟地區(qū),占凹陷內(nèi)天然氣探明總量的82%。東營凹陷油氣主要富集于凹陷北部的中央隆起帶和北部陡坡帶,分別占石油探明總量的20%和39%[9]。

縱向上,與東營凹陷等渤海灣盆地其他典型富油凹陷相比,東濮凹陷含油氣層段高度集中,油氣主要富集于沙河街組各段,尤其集中于沙二段和沙三段,占探明儲(chǔ)量85%以上,東營組及新近系未發(fā)現(xiàn)規(guī)模儲(chǔ)量,而東營凹陷沙河街組各段、東營組及新近系均發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲(chǔ)量,其中東營組和新近系探明儲(chǔ)量占13%以上[9],與東濮凹陷油氣縱向分布層段高度集中的特征具有顯著差異(圖2和圖3)。

圖2 東濮凹陷北部地區(qū)與南部地區(qū)不同層段探明油氣儲(chǔ)量Fig.2 Proven hydrocarbon reserves in the north and south of Dongpu depression

東濮凹陷沙河街組各層段油氣富集程度及平面分布差異顯著。在已探明石油和天然氣儲(chǔ)量中,沙四段分別占2.8%和17.9%,石油主要分布于衛(wèi)城、馬廠以及三春集地區(qū),天然氣主要分布于文留及衛(wèi)城地區(qū);沙三段分別占56.3%和51.9%,石油主要分布于中央隆起帶的文留、濮城、衛(wèi)城、胡狀集及馬廠地區(qū),天然氣主要分布于文留、濮城、衛(wèi)城、劉莊、橋口及白廟地區(qū);沙二段分別占36.8%和29.1%,油氣主要分布于文留和濮城地區(qū);沙一段分別占3.9%和1.1%,油氣主要分布于濮城地區(qū)。可見,90%以上的石油和80%以上的天然氣富集于沙三、沙二段,沙一段不超過4%,油氣富集層段高度集中(圖2和圖3)。

圖3 東濮凹陷與東營凹陷主要層系油氣分布對(duì)比Fig.3 Distribution of oil and gas in main petroliferous layers of Dongpu depression and Dongying depression

3 油氣分布不均一性的主控因素

3.1 生烴條件差異控制“北富南貧”油氣分布格局

東濮凹陷古近系主要發(fā)育前梨園、海通集、葛崗集、孟崗集4個(gè)生烴洼陷,以沙三中、下亞段暗色泥巖為主力烴源巖系[12],東營凹陷主要發(fā)育利津、牛莊、博興和民豐4個(gè)生烴洼陷,沙四上和沙三下亞段為主力烴源巖系[13]。

從東濮凹陷南北兩個(gè)地區(qū)的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度和干酪根類型(圖4)來看,北部地區(qū)的前梨園洼陷和海通集洼陷烴源巖有機(jī)碳含量(TOC)平均值分別為1.45%和0.9%,氯仿瀝青“A”含量平均值分別為0.164%和0.181%,生烴潛量平均值分別為3.7和6.44 mg/g,干酪根類型均以Ⅱ2和Ⅱ1型為主,為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖。南部地區(qū)的孟崗集洼陷和葛崗集洼陷烴源巖有機(jī)碳含量平均值分別為0.26%、0.28%,氯仿瀝青“A”含量平均值分別為0.025%、0.029%,生烴潛量平均值分別為0.32、0.35 mg/g,有機(jī)質(zhì)類型均以Ⅱ2型和Ⅲ型為主,為差—中等烴源巖。東營凹陷南北烴源巖具有相似的差異性,以利津和博興洼陷為例,凹陷北部地區(qū)的利津洼陷烴源巖TOC平均值為3.72%,干酪根類型均以Ⅰ型為主,為優(yōu)質(zhì)烴源巖,南部的博興洼陷烴源巖TOC平均值為2.37%,干酪根類型以Ⅰ型和Ⅱ型為主,為好—優(yōu)質(zhì)烴源巖。烴源巖的有機(jī)質(zhì)豐度和類型決定了生烴潛力,東濮、東營凹陷的北部地區(qū)烴源巖質(zhì)量優(yōu)于南部地區(qū),具有更高的生烴潛力,為生成大量油氣提供了物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖4 東濮凹陷不同洼陷烴源巖特征對(duì)比Fig.4 Characteristics of source rocks of different sub-sags in Dongpu depression

根據(jù)實(shí)測(cè)烴源巖鏡質(zhì)體反射率及熱演化史模擬結(jié)果(圖4),東濮凹陷主生烴期為古近紀(jì)東營組沉積后期至抬升初期[14],北部地區(qū)前梨園洼陷和海通集洼陷烴源巖熱演化程度高[13,15],沙三段全部進(jìn)入生油階段,其中沙三上亞段進(jìn)入大量生烴階段,沙三中下亞段處于高成熟—過成熟階段。南部地區(qū)的葛崗集洼陷沙三中亞段進(jìn)入生油高峰,鏡質(zhì)體反射率Ro值在1.3%以內(nèi)。東營凹陷北部利津洼陷沙四段和沙三段烴源巖現(xiàn)今全部進(jìn)入生油階段,Ro為0.7%～1.6%,處于成熟—高成熟階段,而凹陷南部博興洼陷沙四段和沙三段烴源巖Ro為0.5%～1.1%,主體處于生油階段[16]。兩個(gè)凹陷北部地區(qū)各洼陷熱演化程度比南部的高,加上南北兩區(qū)主力洼陷烴源巖厚度及質(zhì)量的差異,造成南北地區(qū)生烴強(qiáng)度差異懸殊(圖5)。

東濮凹陷北部地區(qū)有效烴源巖分布范圍大,在海通集洼陷,沙三—沙四上總生油強(qiáng)度和生氣強(qiáng)度分別超過150×106t/km2、60×108m3/km2,前梨園洼陷超過360×106t/km2、110×108m3/km2;而南部洼陷有效烴源巖分布范圍局限,葛崗集洼陷沙三—沙四上總生油強(qiáng)度和生氣強(qiáng)度最高只有6×106t/km2、15×108m3/km2,孟崗集洼陷沙三—沙四上總生油強(qiáng)度和生氣強(qiáng)度最高只有4×106t/km2、10×108m3/km2(圖5)。南北兩個(gè)地區(qū)的生油強(qiáng)度相差近40倍,生氣強(qiáng)度相差近10倍。東營凹陷北部利津洼陷僅沙三段源巖的生烴面積即可達(dá)1 190 km2,生烴強(qiáng)度最高可達(dá)18.4×106t/km2,而凹陷南部博興洼陷沙三段生烴面積僅為788 km2,最大生烴強(qiáng)度7.0×106t/km2[13，17]?？梢?東濮、東營凹陷北部地區(qū)烴源巖生烴條件遠(yuǎn)好于南部地區(qū),生烴條件的差異從根本上控制了兩個(gè)凹陷油氣“北富南貧”分布格局。

圖5 東濮凹陷烴源巖生烴強(qiáng)度與油氣疊合圖Fig.5 Hydrocarbon generation intensity and hydrocarbon distribution of source rocks in Dongpu depression

3.2 源巖與蓋層及斷層配置關(guān)系控制油氣縱向富集層位

東濮凹陷古近系沙河街組為湖泊相含鹽碎屑巖沉積體系,北部地區(qū)發(fā)育了5套鹽膏層,包括沙一段的Es1鹽、沙三上亞段的沙三1鹽、沙三中亞段的沙三2鹽和沙三3鹽,沙三下亞段的沙三4鹽,鹽巖分布廣泛,連續(xù)性好,以文留、濮城、衛(wèi)城地區(qū)為厚度中心,累積厚度可達(dá)950 m[11,18]。根據(jù)鹽膏巖的分布面積及對(duì)下伏儲(chǔ)層中油氣匯聚的封蓋作用,將東濮凹陷鹽膏巖蓋層劃分為3個(gè)等級(jí)?？v向上,Es1鹽劃分為一級(jí)蓋層,沙三1～4鹽劃分為二級(jí)蓋層,一級(jí)、二級(jí)鹽巖蓋層下局部分布的鹽巖劃分為三級(jí)蓋層(圖6)。

Es1鹽平面展布面積最大,達(dá)773 km2,幾乎覆蓋了整個(gè)東濮凹陷北部地區(qū)。主干斷層停止活動(dòng)時(shí)間早,在東營組沉積末期即停止活動(dòng)[8],斷蓋配置好(圖6)。一級(jí)塑性鹽膏巖蓋層不易被斷層斷開,具有良好的斷蓋配置關(guān)系,其封蓋能力強(qiáng)、連續(xù)性好,控制了Es1以下層系中的油氣聚集成藏。Es1鹽對(duì)Es2油氣的聚集形成了直接的封蓋,使Es2的油氣匯聚在濮城、文留地區(qū),作為間接蓋層對(duì)Es3—Es4等層系中油氣聚集起到了封蓋作用,使東濮凹陷油氣集中分布于沙河街組,尤其是沙三、沙二段。

二級(jí)蓋層平面展布面積中等,但同樣可以作為區(qū)域性蓋層,其中沙三4鹽巖蓋層在戶部寨-文留之間對(duì)Es4和Es3下部的油氣聚集成藏分別起到了間接和直接的封蓋作用,同樣受其封蓋作用,在文留地區(qū)形成典型的“文留沙三4鹽下氣藏—文23氣田”。沙三3鹽主要分布在馬寨、衛(wèi)城、濮城地區(qū),對(duì)沙三3鹽和沙三4鹽之間地層中的油氣聚集起到了直接的封蓋作用,從而在沙三下亞段聚集了豐富的油氣,特別是在濮城地區(qū)形成了大面積油氣聚集。沙三2鹽從北部衛(wèi)城地區(qū)開始向南到達(dá)八公橋地區(qū),該鹽巖蓋層對(duì)沙三中亞段的油氣富集起到了決定性作用,在其封蓋作用下,中央隆起帶東側(cè)的濮城—徐鎮(zhèn)一線形成了大面積的油氣富集。三級(jí)鹽巖蓋層展布面積較小,一般作為局部蓋層,對(duì)單個(gè)油氣藏起封蓋作用(圖6)。

鹽膏巖具有極高的排驅(qū)壓力[19]、大面積連續(xù)分布和極強(qiáng)的封蓋能力,有效地限制流體的垂向運(yùn)移,對(duì)各層油氣起到了良好的封蓋作用,決定了東濮凹陷油氣以側(cè)向運(yùn)移為主,縱向富集層系集中。Es1鹽、沙三段多套鹽膏巖與斷層配合形成了良好的封蓋條件,使得沙三段、沙四上烴源巖生成的油氣主要在本層系和上部沙二段富集,基本未進(jìn)入沙一段以上層系形成規(guī)模儲(chǔ)量,這與渤海灣其他富油凹陷油氣縱向多層系富集特征具有顯著差異。

東營凹陷鹽膏巖主要發(fā)育在孔一段和沙四段,共發(fā)育孔店組上段、沙四段下部一、二段和沙四段上部4套鹽膏層[20],僅對(duì)孔店組和沙四段油氣具有較好的封蓋作用。整體上,東營凹陷主要活動(dòng)斷層發(fā)育時(shí)間長,活動(dòng)強(qiáng)度大,斷層在東營組—明化鎮(zhèn)組沉積期持續(xù)活動(dòng),活動(dòng)速率在5～15 m/Ma之間,有利于油氣淺部運(yùn)移[21],使油氣縱向上多層系富集。

圖6 東濮凹陷沙河街組不同級(jí)別鹽巖蓋層與油氣分布模式Fig.6 Model of different levels of salt rock layer with hydrocarbon distribution in Dongpu depression

3.3 構(gòu)造背景和輸導(dǎo)體系控制不同構(gòu)造帶油氣富集差異

東濮凹陷主要成藏期為古近紀(jì)東營組沉積后期至抬升初期[13],此時(shí)已形成“兩洼夾一隆、東陡西斜”的構(gòu)造格局[8]。受成藏期古構(gòu)造背景控制,油氣自洼陷中心向周緣正向構(gòu)造帶運(yùn)移,由于構(gòu)造形態(tài)的變化,造成油氣運(yùn)移流線在主力輸導(dǎo)層構(gòu)造等高線凸面聚斂,在凹面發(fā)散[22]。中央隆起帶構(gòu)造主體兩側(cè)斜坡帶和西部胡慶斜坡帶均位于流線集中的區(qū)域(圖7),且發(fā)育有可能形成優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑的構(gòu)造脊[23],油氣由東側(cè)前梨園洼陷和西側(cè)海通集洼陷生成后,沿構(gòu)造脊向構(gòu)造高部位的中央隆起帶和西部斜坡帶運(yùn)移和聚集。中央隆起帶的文留地區(qū)處于東西兩個(gè)富生烴洼陷之間,成為油氣主要匯聚區(qū)。文東地區(qū)為東側(cè)前梨園洼陷供烴,油氣自東向西向中央隆起帶運(yùn)聚。文西地區(qū)為西側(cè)海通集洼陷供烴,油氣自西向東沿構(gòu)造脊向中央隆起帶運(yùn)聚成藏。文中地區(qū)位于兩洼油氣運(yùn)聚的指向區(qū),以前梨園洼陷供烴為主,存在部分海通集洼陷混合供烴區(qū)。胡慶斜坡帶原油主要由海通集洼陷自東向西單洼供烴,油氣富集程度次之。東部蘭聊陡坡帶構(gòu)造活動(dòng)具有長期性和不均衡性,斷層傾角大,橫向范圍窄,以發(fā)散流運(yùn)移為主,儲(chǔ)蓋條件和圈閉條件差[24-25],不利于油氣大規(guī)模聚集。

輸導(dǎo)體系的有效性決定油氣二次運(yùn)移路徑,而優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道決定油氣運(yùn)移主要方向,油氣總是沿著輸導(dǎo)性能最好的路徑優(yōu)先運(yùn)聚[26]。東濮凹陷不同構(gòu)造帶油氣運(yùn)移路徑受構(gòu)造背景和輸導(dǎo)砂體的雙重控制。一方面受古構(gòu)造控制,發(fā)育多個(gè)構(gòu)造脊,另一方面受沉積相控制,不同部位砂體厚度、孔滲性存在差異[27],構(gòu)造脊與有利砂體的疊合形成優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑,并控制不同構(gòu)造帶的油氣富集區(qū)(圖7)。

在西部斜坡帶胡慶地區(qū),沙三段主要發(fā)育三角洲前緣水下分流河道砂體,沙三中9—沙三下2砂組、沙三下3～5砂組為主要輸導(dǎo)組。以沙三中9—沙三下2砂組為例,可劃分出2～3個(gè)主要構(gòu)造脊,砂體厚度大,在石家集地區(qū)最大達(dá)120 m,平均孔隙度為15%～21%,平均滲透率為(6.8～214)×10-3μm2,多屬于中孔中高滲儲(chǔ)層,為有利儲(chǔ)集砂體,構(gòu)造脊與有利儲(chǔ)集砂體在刑莊構(gòu)造、石家集構(gòu)造和慶祖集構(gòu)造附近的疊合關(guān)系好,這些區(qū)塊成為西部斜坡帶沙三中亞段的油氣富集區(qū)(圖7(a))。

在中央隆起帶文留地區(qū),沙三段主要發(fā)育重力流、濱淺湖及三角洲前緣砂體,沙三中亞段以沙三中10、中7、中5和中2砂組為主。以沙三中5砂組為例,在文東、文西斜坡帶發(fā)育有3～4個(gè)構(gòu)造脊,其中文東斜坡帶砂體厚度最大達(dá)25 m,平均孔隙度為11%～24%,平均滲透率為(3.2～353)×10-3μm2,孔滲性較好,構(gòu)造脊與有利儲(chǔ)集砂體的疊合性較好,這些構(gòu)造脊形成優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑,在構(gòu)造脊的高部位區(qū)聚集了大量油氣,而文西斜坡帶雖然也發(fā)育構(gòu)造脊,但由于砂體厚度、孔隙度和滲透率較小,儲(chǔ)集物性不如文東斜坡帶,與構(gòu)造脊的疊合性差,較難形成優(yōu)勢(shì)運(yùn)移路徑,因此油氣聚集量少(圖7(b))。

東營凹陷主成藏期為館陶組沉積末期到明化鎮(zhèn)組沉積期[28],此時(shí)構(gòu)造格局基本定型,北部陡坡帶、中央隆起帶和南部緩坡帶形成明顯的正向構(gòu)造,其中北部陡坡帶為東西向弧形展布,南部為利津和民豐洼陷供烴,中央隆起帶為大型背斜構(gòu)造,由利津、民豐和牛莊洼陷供烴,為油氣的主要匯聚區(qū)[9]。北部陡坡帶基底斷層控制砂體展布,組成砂體-斷層復(fù)合輸導(dǎo)體系,中央隆起帶輸導(dǎo)通道主要為砂體和斷層,組成網(wǎng)毯式輸導(dǎo)體系,整體上兩個(gè)構(gòu)造帶輸導(dǎo)條件好,油氣富集程度高[29]。

圖7 東濮凹陷胡慶地區(qū)沙三中9—沙三下2砂組、文留地區(qū)沙三中5砂組構(gòu)造脊與砂體疊合及油氣分布Fig.7 Structural ridges distribution vs sand body thickness and oil-gas distribution for sand group 9 of Es3z to sand group 2 of Es3x in Huqing area and sand group 5 of Es3z in Wenliu area in Dongpu depression

4 結(jié) 論

(1)富油凹陷不同地區(qū)及不同層系的油氣分布不均一性明顯。東濮凹陷具有“北富南貧、縱向富集層系集中”的特征,90%以上的油氣富集于凹陷北部的中央隆起帶和西部斜坡帶,縱向上油氣富集于古近系沙河街組,80%以上的油氣富集于沙三、沙二段,沙一段以上未發(fā)現(xiàn)規(guī)模儲(chǔ)量。東營凹陷總體上具有“北富南貧、縱向富集層系多”的特征,沙河街組、東營組及新近系均發(fā)現(xiàn)了規(guī)模儲(chǔ)量。兩個(gè)凹陷油氣在平面上和縱向上的分布不均一性特征,在渤海灣盆地富油凹陷中具有代表性。

(2)烴源條件的差異是富油凹陷不同地區(qū)的油氣富集程度差異的根本原因。東濮、東營凹陷北部地區(qū)的生烴條件遠(yuǎn)好于南部,造成兩個(gè)凹陷油氣分布均具有“北富南貧”的特征。東濮凹陷生烴條件南北差異性更為顯著,北部洼陷為富生烴洼陷,生烴條件遠(yuǎn)優(yōu)于南部洼陷,而東營凹陷北部的利津洼陷生烴條件遠(yuǎn)比南部的博興洼陷好,使得北部油氣更為富集。

(3)源巖與蓋層及斷層的配置關(guān)系控制了縱向油氣富集層段,東濮凹陷北部地區(qū)古近系沙河街組發(fā)育多套厚度較大、分布較廣泛的鹽膏巖蓋層,加之主成藏期后斷層活動(dòng)較弱,從而有效地限制了油氣大規(guī)模垂向運(yùn)移,尤其沙一段鹽巖蓋層對(duì)下伏層系油氣聚集保存起到了重要的封蓋作用,致使油氣縱向集中富集于沙一段以下的沙二—沙四段,而東營凹陷缺乏沙一段鹽膏巖蓋層且晚期斷層較發(fā)育,油氣縱向多層系油氣富集。

(4)主成藏構(gòu)造背景和輸導(dǎo)體系控制了不同構(gòu)造帶油氣富集差異。東濮凹陷北部中央隆起帶和西部斜坡帶在成藏期為正向構(gòu)造帶,有利于洼陷中生成的油氣向其運(yùn)移聚集,高滲砂體與構(gòu)造脊的疊合控制了不同構(gòu)造帶油氣聚集的規(guī)模和平面分布范圍。東營凹陷中央隆起帶和北部陡坡帶是油氣最富集區(qū)帶,與成藏期處于有利的繼承型發(fā)育的正向構(gòu)造背景及具有良好的輸導(dǎo)體系有密切關(guān)系。