圖5-4東營凹陷油氣聚集體系劃分圖
受各成藏體系中巖性油氣藏樣本數的限制，只有5個成藏體系中有大量的巖性油氣藏，用因子分析法分析了東營中央背斜油氣成藏體系(ⅰ)和王家崗-八面河油氣成藏體系(ⅱ)。
(壹)中央背斜帶油氣聚集系統(壹)
東營凹陷中央背斜帶油氣成藏系統包括東北部的利津凹陷、北部的牛莊凹陷及其延伸的東部地區，以石南、家好、現河和牛莊油田為主，是巖性油氣藏最豐富的地區。該區沙三段廣泛發育多種類型的濁積扇砂體，形成了大量以濁積扇砂體為儲層的巖性和構造-巖性油藏，其中構造-巖性油藏30個，孤立砂體60個。這些油氣藏充滿度主要控制因素的因子分析見圖5-5和圖5-6。
圖5-5東營中央背斜帶構造-巖性油氣藏充滿度主控因素1號和2號公因子載荷圖(壹)
圖5-6東營中央背斜帶孤立砂巖儲層充滿度主控因素1和2公因子載荷圖(ⅰ)。
因子分析的結果表明:
1)在中央背斜帶油氣聚集系統的因子載荷分布圖上，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公因子的累積特征值百分比約為70%。因此，前兩個主因子能夠提取原始變量中的大部分信息，是控制油氣充滿度的主要公因子。
2)東營中央背斜帶油氣聚集系統(壹)在構造-巖性油藏中(圖5-5)，沿1公因子軸分布的變量有:砂體厚度、平均孔隙度、平均滲透率、地層壓力。因此，1公因子可以歸結為砂體的幾何特征和物理條件。沿第二公因子軸分布的變量主要是距排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂向距離，可歸結為油氣的“運移”條件。而且在第二公因子中油氣的“運移”條件是主要控制因素，其次是砂體的“接收條件”，而砂體的面積、圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度與成因接近，說明這些因素充滿了巖性油氣藏。
3)東營中央背斜帶油氣聚集系統(壹)孤立砂體油氣藏(圖5-6)，沿1公因子軸分布的變量為:平均孔隙度、平均滲透率、地層壓力。因此，1公因子軸可以歸結為油氣藏的物理條件。沿第二公因子軸分布的因子為:距排烴中心平面的距離、距排烴中心的垂直距離、砂體厚度和砂體面積。因此，第二公因子軸可以歸結為油氣藏的幾何特征和油氣藏的“運移”條件，而圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度和平均埋深接近原點，說明這些因素對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
因子分析充分解釋了該區巖性砂體聚集的關鍵。該區巖性圈閉條件十分有利。首先，該區是壹個凹形隆起構造帶，周圍是有利的生油凹陷。研究區古近系沙河街組三段下段和沙河街組四段上段烴源巖提供了油氣源，充足的油氣源是該區油氣總體富集的首要原因。其次，成藏系統是由古近系下部和沙河街組四段巨厚的鹽、膏、塑泥巖組成的混塑層形成的塑性拱形背斜構造帶，受陳南斷裂邊界誘導，受不平衡壓力擡升。該構造帶早在沙河街組三段沈積時期就開始發育，後又相繼發育，在古近紀末定型。古近紀末和新近紀，大量油氣生成時，該區壹直是壹個坳陷-隆起的構造背景，必然成為油氣運移的主要方向。再次，儲層發育，多套以三角洲砂體為主的儲層為油氣運移和聚集提供了良好的條件。成藏系統位於東營凹陷沙三上亞段-沙二段大三角洲的主體部分，由東向西推進，其構造走向與主體砂巖體壹致，有利於該區的運移和聚集。可見，油源在這個地區不是問題，所以儲層條件尤為重要。
(二)王家崗-八面河油氣成藏系統(二)
王家崗-八面河油氣成藏系統(ⅱ)包括東營凹陷牛莊凹陷東南部和南部緩坡帶東部，形成牛莊、八面河、王家崗等油田。其中，八面河油田位於牛莊凹陷南斜坡的高部位，王家崗油田位於牛莊凹陷與南斜坡的過渡帶。牛莊凹陷南斜坡王家崗-八面河地區在不同時期均發現了含油層系，其中沙河街組油氣最為豐富。根據* * *統計，有16個構造-巖性油藏，25個透鏡狀油藏。油氣儲層充滿度的主要控制因素因素分析見圖5-7和圖5-8。
王家崗-八面河油氣成藏系統(ⅱ)巖性油氣藏充滿度主控因素因子分析表明:
1)在王家崗-八面河油氣成藏系統(ⅱ)的因子負荷分布圖上，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公因子的累積特征值百分比約為70%。因此，前兩個主因子可以提取大部分因子信息，是控制油氣充滿度的主要公因子。
2)王家崗-八面河油氣成藏系統(二)在構造-巖性油藏中(圖5-7)，沿1公因子軸分布的因子主要是距排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂向距離。因此，1公因數可歸結為“遷移”條件，荷載值大，是主要控制因素。沿第二公因子軸分布的因子為砂體面積、砂體厚度、平均孔隙度和平均滲透率，這些因子可歸因於砂體的儲層物性和幾何特征，而圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度和平均埋深接近原點，說明這些因子對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
3)王家崗-八面河油氣聚集系統(二)孤立砂巖油藏(圖5-8)，沿1公因子軸分布的因子主要是平均孔隙度、平均滲透率和地層壓力。而且平均孔隙度和平均滲透率都比較大，所以1公因子可以歸結為“接受”條件，是主控因素。沿第二公因子軸分布的因子為砂體面積、砂體厚度與排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂直距離，這些因子可歸因於砂體的幾何特征和油氣藏的“運移”條件，而圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度和平均埋深接近原點，說明這些因子對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
圖5-7王家崗-八面河構造-巖性油氣藏充滿度主控因素1號和2號公因子載荷圖(二)
圖5-8公共因子載荷計劃編號王家崗-八面河孤立砂體儲層充滿度主控因素1和2(ⅱ)
王家崗-八面河油氣成藏系統(ⅱ)是牛莊凹陷的含油帶，也是東營凹陷南部緩坡帶的東部，其中八面河油田位於牛莊凹陷南斜坡的高部位，王家崗油田位於牛莊凹陷與南斜坡的過渡帶，是油氣從深凹陷向斜坡運移的必經之地。因此，油源對該區來說不是最關鍵的因素，油氣運移的距離決定了油氣充註砂體的動力，因此砂體本身的接受條件尤為重要。
(三)貧凈鼻狀構造油氣聚集系統(三)
樂安-淳化鼻狀構造(ⅲ)油氣成藏系統以東營凹陷利津、牛莊和博興凹陷相鄰的博興凹陷東部中央分界線為基礎，東、北以牛莊凹陷和利津凹陷為界。系統範圍壹般為淳化-梁家樓油氣富集區所涉及的油氣區。體制內有博興、淳化、梁家樓、牛莊四個油田。該系統油氣來源豐富，儲層發育，是油氣富集區之壹。利津凹陷和牛莊凹陷南部主要形成了大量孤立砂體和構造-巖性油氣藏。本次* * *統計有7個構造-巖性油藏，19個孤立砂體油藏(主要是“牛”井)。由於構造-巖性油氣藏數量較少，因子分析的結果不能反映其統計規律，因此只對構造-巖性油氣藏進行了因子分析(圖5-9)。
貧凈鼻狀構造油氣聚集系統(ⅲ)孤立砂體巖性油氣藏充滿度的主控因素分析表明:
1)在樂安凈化鼻狀孤立砂體油氣藏的1和2公因子載荷圖上，1公因子f1的特征值所占的百分比約為40%，是主要控制因素。第1和第2公因子的累積特征值百分比約為70%。因此，前兩個主因子可以提取大部分因子信息，是控制油氣充滿度的主要公因子。
2)樂安-淳化鼻狀構造油氣聚集系統孤立砂巖油藏(圖5-9)，沿1公因子軸分布的因子主要是砂體面積、砂體厚度、平均孔隙度、平均滲透率和地層壓力，砂體面積和砂體厚度的載荷值較大，因此1公因子可以概括為“可接受”條件。沿第二公因子軸分布的因子是距排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂向距離，這可歸因於砂體的幾何特征和油氣藏的“運移”條件，而圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度和平均埋深接近原點，說明這些因素對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
圖5-9樂安-淳化鼻狀構造孤立砂體油氣藏充滿度主控因素公因子載荷圖1號和2號。
成藏系統靠近利津凹陷和牛莊凹陷，油氣源豐富，透鏡體發育，基本分布在中央背斜帶，油氣輸導條件好，因此砂體成藏的物質來源不是本區巖性圈閉成藏的關鍵。儲層沈積類型以三角洲前緣滑塌濁積巖為主，砂體本身的接受條件成為關鍵因素。當砂體的厚度和面積達到壹定規模時(厚度> 2m，面積> > 0.3km2)，砂體中良好的物性條件得以保存，孔隙度和滲透率值較高，油氣可以克服砂體所指示的毛細管阻力進入砂體成藏。
(4)青城低凸起北坡油氣聚集系統(ⅴ)
慶城低凸起北坡油氣聚集系統位於博興凹陷中部，以賈凡-鄭李莊-金家鼻狀構造帶為軸，以博興凹陷西部為界，東部為油氣運移邊界，北窄南寬，向南部斜坡擴散。成藏系統的北部位於博興凹陷的深層，向南逐漸擡升，博興凹陷的油氣主要向該區運移。該體系發育鄭李莊砂體、賈凡砂體等有利儲層，主要為三角洲前緣滑塌和深水濁積砂體。在大路湖地區，沙河街組三段和四段上亞段生成的油氣可以直接運移聚集到該套砂巖儲層中，在泥巖的封閉作用下形成巖性油氣藏。本次* * *統計顯示，成藏體系中有18個構造-巖性油藏，5個透鏡狀油藏。由於透鏡狀油藏數量較少，因子分析只分析了構造-巖性油藏充滿度的主要因素(附圖5-10)。
圖5-1和2慶城低凸起北坡構造-巖性油氣藏充滿度主控因素公因子載荷圖。
對慶城低凸起北坡油氣聚集系統中構造-巖性油氣藏充滿度的主控因素分析表明:
1)在慶城低凸起北坡油氣聚集系統的因子載荷分布圖上，1公因子f1的特征值百分比約為50%，是起主要控制作用的主要因子。第1和第2公因子的累積特征值百分比約為70%。因此，前兩個主因子可以提取大部分因子信息，是控制油氣充滿度的主要公因子。
2)在慶城低凸起北坡油氣聚集系統的構造-巖性油氣藏中(附圖5-10)，沿1公因子軸分布的因子主要是距排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂向距離。因此，1公因子可以歸結為“運移”條件，載荷值較大，是主要控制因素，而分布的平均孔隙度和平均滲透率載荷值相對較小。沿第二公因子軸分布的因子是砂體厚度和砂體面積，它們可歸因於幾何特征，而圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度、平均埋深和與原點的接近程度表明這些因素對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
該區巖性成藏條件比較特殊，沙三段烴源巖有機質分散，排烴範圍小，效率低，在空間上形成多個獨立的“排烴體”。如果巖性圈閉位於排烴體內，達到成藏條件，則為“有效排烴體”，油氣可以充註成藏；否則為“無效排烴體”，巖性圈閉為空圈閉。當存在斷層溝通排烴時，可以擴大烴源巖的排烴範圍，提高其排烴效率和圈閉成藏的有效性。因此，通過因子分析得到距烴源巖中心的距離是非常重要的。越靠近烴竈中心，砂體飽和度值越高。當然，砂體本身的驗收條件也很重要。而烴源巖本身的參數條件與充滿度關系並不密切。因此，該成藏體系的成藏特征總結為:①濁積砂巖油藏的分布主要受異常壓力和斷層、裂縫發育程度控制，巖性油藏的分布呈帶狀，主要集中在凹陷的中心和附近，也就是說越靠近排烴中心越有利於成藏；②斷層和裂縫對沙三段巖性油氣藏的形成起到了重要的補充作用。
(五)東營凹陷北坡油氣聚集系統(八)
東營凹陷北斜坡油氣聚集系統位於東營凹陷東北部，北部為陳家莊凸起，南部為利津凹陷，是受基底斷裂(陳家莊斷裂)和凸起翼部古地貌起伏控制的陡坡坳陷區。以民豐凹陷為中心，分布範圍較小，包括永安安貞油田、顏佳氣田和勝坨、東辛、新立村油田的壹部分。沈積了古近系沙河街組第四段和第三段，主要為砂礫巖扇體堆積。其中，沙四段主要為沖積扇，沙三段主要為水下扇和扇三角洲。油氣來自利津凹陷和民豐凹陷，在東營凹陷斷陷期形成了以砂礫巖扇體為主的巖性油氣藏。在斷坳轉換期，不同成因類型的儲層和不同構造部位形成具有巖性或構造控制因素的圈閉。根據* * *統計，該成藏體系中有20個構造-巖性油藏，3個透鏡狀油藏，因此因子分析只分析了構造-巖性油藏充滿度的主控因素(附圖5-11)。
東營凹陷北坡油氣聚集系統中構造-巖性油氣藏充滿度的主控因素分析表明:
1)在東營凹陷北斜坡油氣成藏體系中構造-巖性油氣藏的因子載荷分布圖上，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公因子的累積特征值百分比約為75%。因此，前兩個主因子可以提取大部分因子信息，是控制油氣充滿度的主要公因子。
圖5-1和2東營凹陷北斜坡構造-巖性油藏充滿度主控因素公因子載荷圖+01
2)在東營凹陷北斜坡油氣聚集系統的構造-巖性油藏中(附圖5-11)，沿1公因子軸分布的因子主要是距排烴中心平面的距離和距排烴中心的垂向距離。因此，1公因數可歸結為“遷移”條件，荷載值大，是主要控制因素。沿第二公因子軸分布的因子是平均孔隙度、平均滲透率和地層壓力，這些因子可歸因於物性特征，而分布的砂體厚度和砂體面積載荷值相對較小。圍巖厚度、排烴強度、有機質豐度、平均埋深和與原點的接近程度表明，這些因素對巖性油氣藏的充滿度影響不大。
3)根據油氣成藏條件研究，東營北部陡坡帶油氣藏有其自身的分布規律。從油氣的生烴特征來看，區內沙三段-沙四段均靠近油源，部分砂礫巖體與暗色烴源巖呈鋸齒狀直接接觸。同時，該帶南鄰民豐、利津生油凹陷，凹陷內生成的油氣可直接運移至礫石體。根據區域研究成果，與砂礫巖伴生的生烴源巖埋深壹般為2500 ~ 4000 m，已達到生烴門限(約2200m)。充足的油源是該區油氣藏形成的基礎，因此烴源巖參數在砂體形成中相對不是最重要的。
根據油氣運聚規律，烴源巖生成的油氣主要有兩個運移方向:壹是從源凹陷向盆地邊緣運移，二是從深層向淺層運移。油氣從烴源巖排出後運移至盆地邊緣或淺層的通道中存在斷層、油氣藏和不整合面。這種運聚規律可以說明前向構造體系是油氣聚集的最有利場所。對於烴源巖包裹的砂礫巖，油氣還有另壹個運移方向，可以在初次運移後直接富集聚集。因此，與烴源巖的距離相對來說比油源條件更重要。
從砂體本身的接受條件來看，本區砂體以近岸水下扇為主，體積較大，砂體大小在本區相對不重要。但是，自身的身體條件很重要。同為近岸水下扇，砂體的孔隙度和滲透率差別很大。高的可達22%，631.5×10-3μm2(坨145砂體)，低的只有11%。因此，砂體的驗收條件也很重要。