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[摘 要]通过对岩相、物性、压力、埋深、烃源岩等多种控藏因素深入剖析，明确了各个因素对油气成藏的控制作用，其中压力、烃源岩、构造是油气成藏主控因素，明确了东营凹陷南坡东段碳酸盐岩油藏的成藏规律。
[关键词]东营凹陷南坡东段 碳酸盐岩油藏 控藏因素 成藏规律
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0059-01
东营南坡沙四段发育了大规模碳酸盐岩是胜利油田储量接替的重要类型之一。但是该区存在油气富集高产因素不清，含油性差异大等诸多地质问题，油藏成藏私规律不清楚，有必要进行油气富集规律的研究。
一、地层及构造特征
1.1 地层特征
研究区沙四段碳酸盐岩主要发育在沙四上亚段。这一时期东营凹陷南坡主要发育盆地边缘的三角洲、滨浅湖的砂岩滩坝以及碳酸盐岩沉积。沙四上亚段底部以深灰色、灰绿色泥岩为主，夹灰色砂岩、粉砂岩、含砾砂岩、含膏泥岩及薄层碳酸盐岩，该亚段上部岩性为蓝灰色泥岩夹薄层灰质砂岩，普遍含石膏团块，沙四上中部：岩性为中细砂岩、灰白色砂岩夹灰质泥岩或薄层白云岩、灰质粉砂岩，
1.2 构造特征
东营凹陷南坡东段发育王家岗北东向断裂带，中部发育陈官庄构造带，北部为牛庄洼陷，南部为广饶凸起和石村断层，西部为纯化构造带，整体呈现南高北低的构造格局。碳酸盐岩主要分布的陈官庄地区主要发育东西向和北东向断层，北掉为主。王家岗构造带主要断裂较为发育，以北东向断层为主，北倾、南倾断层均发育。北部牛庄洼陷周缘断层较少，构造较为简单。
二、碳酸盐岩分布规律
通过钻、录井资料分析和岩心观察，东营凹陷南坡东段碳酸盐岩主要发育有灰岩、生物灰岩、白云岩、泥灰岩等多种岩相类型。通过大量测、录井和岩心分析资料，对碳酸盐岩各种岩相进行了识别和统计，落实了各种岩相分布特征。其中白云岩分布在研究区中部和东部，发育官120、通31、王5井等几个厚度中心，厚度10-30m；灰岩发育在西段和南部，发育通29、史13、通40井等几个厚度中心，一般5-15m；泥灰岩主要发育在中部，发育官120、官107、王105井等几个厚度中心，厚度一般5-30m；生物灰岩分布范围较小，分布在西南部，一般5-10m。通过各种岩相叠合评价，明确了东营凹陷南坡东段碳酸盐岩岩相分带性：由南向北逐渐发育灰岩、白云岩、泥灰岩，在斜坡高部位局部发育生物灰岩，向北深洼区过渡到油页岩、油泥岩。从剖面上看，沙四上纯上亚段碳酸盐岩相对纯下更为发育，纵向上互相叠置，平面上叠合连片。
从钻井显示情况柱状图上来看，生物灰岩、白云岩显示率稍好于灰岩和泥灰岩，但整体显示率均较高，差异不明显。碳酸盐岩各种岩相随埋深的增加，物性逐渐变差，特别是渗透率降低较为明显，但各种岩相差异较小。
三、碳酸盐岩油气成藏规律
3.1 成藏主控因素分析
1、地层压力
东营凹陷欠压实带发育有以下特点：各井欠压实段开始出现的深度不一，但层位有一定的规律，欠压实段一般从ES3上开始发育，且由洼陷中心向边缘层位逐渐下移到ES3中或ES3下；在纵向上，欠压实的高幅度对应岩性剖面中的泥岩发育段、低幅度对应岩性剖面中的砂岩发育段，欠压实带层位包括Es3上、Es3中、Es3下和Es4上。对于碳酸盐岩油藏发育缓坡带而言，沙四段发育流体压力封存箱，其中，纯上油页岩集中段处于封存箱核部位，为强超压，压力系数超过1.4以上；纯下碳酸盐岩发育段处于箱缘部位，为弱超压，压力系数一般1.0-1.2之间。
沙四纯上烃源岩地层压力反映生烃强度，生烃异常高压是碳酸盐岩成藏的主要动力。封存箱的存在为碳酸盐岩形成大规模岩性油藏奠定了基础。压力越大，越有利于岩性油藏的形成。烃源压力的高低决定了含油井段长短和产能高低：平面上压力自洼陷中心向边缘变小，直到静水压力。从高压区到常压区含油井段长度减小，油气充满度降低。通过实测值统计，明确了东营凹陷南坡东段沙四上地层压力系数分布，由北向南地层压力逐渐降低，北部发育超压区，向南逐步过渡到常压区。统计试油成果与压力系数关系发现，地层压力的分带性对油藏具有显著的控制作用：存在两个明显区域，一是在压力系数大于1.1，埋深大于2500米的区域内，试油成果为纯油层或干层，即非油即干；而当压力系数小于1.1，埋深小于2500米时，有油层、油水同层、水层、干层等多种类型。因此，受地层压力分带性的控制，碳酸盐岩油藏分布也具有明显分带性，即北部高压区和南部常压区油藏特征存在明显差异。
2、构造
从统计结果来看，北部高压区油藏主要受碳酸盐岩物性控制，为岩性油藏；而南部常压区油藏较为复杂，通过对油流井的精细解剖，发现官14、通32井为受构造控制的断鼻油藏，且油藏含油高度为50m左右。通42井位于边缘斜坡带，无构造背景，是受原油物性控制而形成的一种特殊油藏类型。
3、烃源岩
对研究区的碳酸盐岩岩样和油样进行了分析，发现与碳酸盐岩互层的泥岩、油页岩是一套成熟度较低的好-优质烃源岩。因此碳酸盐岩油藏应为自生自储油藏。并且烃源岩由南向北成熟度逐渐升高。整体来看，南部烃源岩成熟度较低，主要生成低熟原油，生烃量较小，排烃强度较弱；北部烃源岩埋深大，成熟度高，生烃量大，成藏动力强。因此烃源岩由北向南生、排烃强度的分带性对碳酸盐岩油气聚集也起到了重要的影响：北部油藏充满度较高，南部油藏充满度较低。因而使得南部构造油藏含油高度仅有50m左右。
3.2 油气富集规律
滩坝碳酸盐岩油气成藏主要受控于岩性、压力和构造，受以上各种因素的控制，明确了东营凹陷南坡东段碳酸盐岩油藏的分带性（图1）：北部高压区：发育岩性油藏，非油即干，受碳酸盐岩分布控制；南部常压区：构造油藏为主，充满度低，含油高度50m左右；边缘稠油区：受原油粘度控制，发育稠油油藏。
四.结束语
通过对岩相、物性、压力、埋深、烃源岩等多种控藏因素深入剖析，明确了压力、构造和烃源岩是油气成藏主控因素；明确了油气富集规律：北部高压区（埋深大于2500m，压力系数大于1.1）主要发育岩性油藏，油气分布受控于碳酸盐岩分布，碳酸盐岩储层一般非油即干；南部常压区（埋深小于2500m，压力系数小于1.1） 主要发育构造油藏，油气主要聚集于断块、断鼻等构造的高部位，含油高度一般为50m；边缘稠油区：在斜坡带边缘局部发育受原油粘度控制的稠油油藏。
[关键词]东营凹陷南坡东段 碳酸盐岩油藏 控藏因素 成藏规律
中图分类号：TE34 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）30-0059-01
东营南坡沙四段发育了大规模碳酸盐岩是胜利油田储量接替的重要类型之一。但是该区存在油气富集高产因素不清，含油性差异大等诸多地质问题，油藏成藏私规律不清楚，有必要进行油气富集规律的研究。
一、地层及构造特征
1.1 地层特征
研究区沙四段碳酸盐岩主要发育在沙四上亚段。这一时期东营凹陷南坡主要发育盆地边缘的三角洲、滨浅湖的砂岩滩坝以及碳酸盐岩沉积。沙四上亚段底部以深灰色、灰绿色泥岩为主，夹灰色砂岩、粉砂岩、含砾砂岩、含膏泥岩及薄层碳酸盐岩，该亚段上部岩性为蓝灰色泥岩夹薄层灰质砂岩，普遍含石膏团块，沙四上中部：岩性为中细砂岩、灰白色砂岩夹灰质泥岩或薄层白云岩、灰质粉砂岩，
1.2 构造特征
东营凹陷南坡东段发育王家岗北东向断裂带，中部发育陈官庄构造带，北部为牛庄洼陷，南部为广饶凸起和石村断层，西部为纯化构造带，整体呈现南高北低的构造格局。碳酸盐岩主要分布的陈官庄地区主要发育东西向和北东向断层，北掉为主。王家岗构造带主要断裂较为发育，以北东向断层为主，北倾、南倾断层均发育。北部牛庄洼陷周缘断层较少，构造较为简单。
二、碳酸盐岩分布规律
通过钻、录井资料分析和岩心观察，东营凹陷南坡东段碳酸盐岩主要发育有灰岩、生物灰岩、白云岩、泥灰岩等多种岩相类型。通过大量测、录井和岩心分析资料，对碳酸盐岩各种岩相进行了识别和统计，落实了各种岩相分布特征。其中白云岩分布在研究区中部和东部，发育官120、通31、王5井等几个厚度中心，厚度10-30m；灰岩发育在西段和南部，发育通29、史13、通40井等几个厚度中心，一般5-15m；泥灰岩主要发育在中部，发育官120、官107、王105井等几个厚度中心，厚度一般5-30m；生物灰岩分布范围较小，分布在西南部，一般5-10m。通过各种岩相叠合评价，明确了东营凹陷南坡东段碳酸盐岩岩相分带性：由南向北逐渐发育灰岩、白云岩、泥灰岩，在斜坡高部位局部发育生物灰岩，向北深洼区过渡到油页岩、油泥岩。从剖面上看，沙四上纯上亚段碳酸盐岩相对纯下更为发育，纵向上互相叠置，平面上叠合连片。
从钻井显示情况柱状图上来看，生物灰岩、白云岩显示率稍好于灰岩和泥灰岩，但整体显示率均较高，差异不明显。碳酸盐岩各种岩相随埋深的增加，物性逐渐变差，特别是渗透率降低较为明显，但各种岩相差异较小。
三、碳酸盐岩油气成藏规律
3.1 成藏主控因素分析
1、地层压力
东营凹陷欠压实带发育有以下特点：各井欠压实段开始出现的深度不一，但层位有一定的规律，欠压实段一般从ES3上开始发育，且由洼陷中心向边缘层位逐渐下移到ES3中或ES3下；在纵向上，欠压实的高幅度对应岩性剖面中的泥岩发育段、低幅度对应岩性剖面中的砂岩发育段，欠压实带层位包括Es3上、Es3中、Es3下和Es4上。对于碳酸盐岩油藏发育缓坡带而言，沙四段发育流体压力封存箱，其中，纯上油页岩集中段处于封存箱核部位，为强超压，压力系数超过1.4以上；纯下碳酸盐岩发育段处于箱缘部位，为弱超压，压力系数一般1.0-1.2之间。
沙四纯上烃源岩地层压力反映生烃强度，生烃异常高压是碳酸盐岩成藏的主要动力。封存箱的存在为碳酸盐岩形成大规模岩性油藏奠定了基础。压力越大，越有利于岩性油藏的形成。烃源压力的高低决定了含油井段长短和产能高低：平面上压力自洼陷中心向边缘变小，直到静水压力。从高压区到常压区含油井段长度减小，油气充满度降低。通过实测值统计，明确了东营凹陷南坡东段沙四上地层压力系数分布，由北向南地层压力逐渐降低，北部发育超压区，向南逐步过渡到常压区。统计试油成果与压力系数关系发现，地层压力的分带性对油藏具有显著的控制作用：存在两个明显区域，一是在压力系数大于1.1，埋深大于2500米的区域内，试油成果为纯油层或干层，即非油即干；而当压力系数小于1.1，埋深小于2500米时，有油层、油水同层、水层、干层等多种类型。因此，受地层压力分带性的控制，碳酸盐岩油藏分布也具有明显分带性，即北部高压区和南部常压区油藏特征存在明显差异。
2、构造
从统计结果来看，北部高压区油藏主要受碳酸盐岩物性控制，为岩性油藏；而南部常压区油藏较为复杂，通过对油流井的精细解剖，发现官14、通32井为受构造控制的断鼻油藏，且油藏含油高度为50m左右。通42井位于边缘斜坡带，无构造背景，是受原油物性控制而形成的一种特殊油藏类型。
3、烃源岩
对研究区的碳酸盐岩岩样和油样进行了分析，发现与碳酸盐岩互层的泥岩、油页岩是一套成熟度较低的好-优质烃源岩。因此碳酸盐岩油藏应为自生自储油藏。并且烃源岩由南向北成熟度逐渐升高。整体来看，南部烃源岩成熟度较低，主要生成低熟原油，生烃量较小，排烃强度较弱；北部烃源岩埋深大，成熟度高，生烃量大，成藏动力强。因此烃源岩由北向南生、排烃强度的分带性对碳酸盐岩油气聚集也起到了重要的影响：北部油藏充满度较高，南部油藏充满度较低。因而使得南部构造油藏含油高度仅有50m左右。
3.2 油气富集规律
滩坝碳酸盐岩油气成藏主要受控于岩性、压力和构造，受以上各种因素的控制，明确了东营凹陷南坡东段碳酸盐岩油藏的分带性（图1）：北部高压区：发育岩性油藏，非油即干，受碳酸盐岩分布控制；南部常压区：构造油藏为主，充满度低，含油高度50m左右；边缘稠油区：受原油粘度控制，发育稠油油藏。
四.结束语
通过对岩相、物性、压力、埋深、烃源岩等多种控藏因素深入剖析，明确了压力、构造和烃源岩是油气成藏主控因素；明确了油气富集规律：北部高压区（埋深大于2500m，压力系数大于1.1）主要发育岩性油藏，油气分布受控于碳酸盐岩分布，碳酸盐岩储层一般非油即干；南部常压区（埋深小于2500m，压力系数小于1.1） 主要发育构造油藏，油气主要聚集于断块、断鼻等构造的高部位，含油高度一般为50m；边缘稠油区：在斜坡带边缘局部发育受原油粘度控制的稠油油藏。