济阳坳陷东营凹陷深层是指勘探程度较低的沙四下亚段（Es₄^x）及孔店组（Ek），且深度在3500m以下的地层，以盆地裂陷初期充填的碎屑岩红色岩系为主^[1-2]，该套层系厚度大、储量发现少^[3]。目前沙四下亚段—孔店组深层已发现的油气主要来源于浅层烃源岩，而深层自源型油气藏其生油岩和储集岩均为沙四下亚段—孔店组，这种自源型油气藏目前在丰深斜101井取得突破，预示深层勘探进入一个新的阶段。针对深层烃源岩的品质、展布、资源规模以及自源型油气藏模式，均急需开展系统深入研究，提升认识，明确资源潜力和勘探方向。

东营凹陷为具有典型北陡南缓箕状特征的断陷盆地^[4-10]，由于济阳坳陷整体处于郯庐断裂与兰聊断裂的双重区域构造应力背景下^[11-12]，同时深层沉积期整体处于盆地裂陷的两期转型应力场的变化时期^[13]，第一阶段伸展应力造就继承了中生代NW向构造断裂体系，第二阶段相当于沙四段—东营组沉积时期的NW—SE向伸展，形成NE向构造断裂体系。这两期应力转变在深层形成了大量复杂的断块圈闭。同时，早期NW走向的盆倾深大断裂主要为北部陈南断裂和南部石村断裂，从这两条断裂的构造演化来看，红层沉积期南、北部断裂生长活动均较为强烈，晚期则以北部陈南断裂生长活动更强，这样形成了红层早晚的双层楼式的反向—顺向断裂体系，从而形成了研究区复杂的不同走向与倾向的断块圈闭群^[14]（图 1）。从红层沉积期原型盆地来看，沙四下亚段—孔店组残留地层整体上呈北西向展布^[15]，尤以孔店组最为明显，地层厚度中心多分布于北西向断层的下降盘；沙四下亚段展布特征与孔店组略微不同，整体上仍以北西向展布为主，但表现出一定的北东向展布的趋势，在北东向断层下降盘附近也出现了厚度中心。现今残留地层的展布特征是原始沉积和后期的叠加改造形成的。

图 1

图 1 东营凹陷沙四下亚段—孔店组油气藏分布图（左）及地层综合柱状图（右） Fig. 1 Distribution of oil and gas reservoirs (left) and comprehensive stratigraphic column (right) of the lower sub member of the fourth member of Shahejie Formation-Kongdian Formation in Dongying Sag

截至2020年底，东营凹陷沙四下亚段—孔店组累计发现三级储量10556×10⁴t，其中探明储量占比为61%，整体勘探程度很低。储量的主要贡献来自南部缓坡带的背斜断块油藏，通过系统油源分析认为来自浅层的沙四上亚段及沙三下亚段供烃^[16-17]；然而，针对浅层烃源岩难以对接的王家岗构造带、盐家深层砂砾岩也发现了少量油气，这些油藏通过前期的常规地球化学指标分析认为与浅层烃源岩特征有差异，可能来自深层潜在烃源岩的贡献^{[8, 18]}。由此来看，埋藏较深的深层烃源岩在浮力运移驱动下，对深层的油气成藏更为有利，从而形成自生自储的自源型油气藏，其资源潜力与成藏模式急需深入研究，从而进一步解放思想、大胆探索深层的资源储备，为胜利油田的增储上产做贡献。

基于原型盆地及沉积充填的古环境的判识得知^[19-20]，始新世早期盆地处于裂陷初期，构造继承了中生代的局限深洼山间盆地格局，至中晚期才呈现广盆水浅的统一沉积盆地。沙四下亚段—孔店组沉积时期为盐湖—浅湖环境，湖水面升降频繁，湖盆边部发育冲积扇—漫湖三角洲等红层碎屑沉积，洼陷区则发育暗色泥岩沉积。从湖盆水体展布与水深情况来看，孔二段(Ek₂)沉积时期以局限盆地浅湖—半深湖为主，孔一段(Ek₁)沉积时期以广盆浅水环境为主，到了晚期沙四下亚段沉积时期以广盆盐湖为主^[21]（图 1）。因此，深层虽处于较为干旱的沉积背景下，但由于其水体的振荡性及高盐度特征，应具备相对还原环境下的烃源岩沉积建造的盆地环境。

孔二段在渤海湾盆地沧东凹陷为优质烃源岩^[22]，而邻区济阳坳陷孔二段主要分布于东营凹陷、惠民凹陷及沾化凹陷，其中以东营凹陷的地层厚度最大，可达200~800m，优质烃源岩呈夹层状分布在该岩系中，累计厚度为50~300m，利用井—震联合追踪，发现烃源岩分布面积约为1050km²。岩性以块状泥岩为主，颜色以蓝灰色、绿灰色和深灰色为主（图 2a），局部夹红色、紫红色碎屑岩，总体表现为半潮湿环境背景下的浅湖—半深湖相沉积特征^[23]。东营凹陷有7口井钻遇孔二段，早期在2004年钻探胜科1井之后，通过暗色泥岩显微薄片分析认为有机质类型为Ⅲ型，因此当时对该套烃源岩品质信心不足。然而，由于孔二段深层属于高成熟度烃源岩，有机质降解较严重，从而造成富氢有机质降解形成的微粒体等次生显微组分因颗粒细小、亲水性差，在干酪根制备过程中常浮于水面而流失，同时由于演化的不同，藻类的透光性会因降解造成镜质组与惰质组相似，在鉴定中因认识不清而难予区分。为了解决上述问题，本文采用法国进口KEROGENⅡ全密闭处理仪来制备。研究表明，从胜科1井干酪根显微组分重新分析来看，虽然进入过成熟阶段后，显微组分均呈黑色，但外形特征存在一定区别，如6954m处的高等植物来源组分与6902m附近的明显不同（图 2b、c），说明有机质来源存在差异；在6880~6950m附近，存在大量黑色无定形的有机碎屑，形态与高等植物来源镜质组不同，可能与低等水生生物来源有关；同时全岩光片也表明有大量低等水生生物降解形成的微粒体（图 2d），这种有机质类型相对较好，以Ⅱ₁型为主。

图 2

图 2 东营凹陷沙四下亚段—孔二段烃源岩岩心与显微照片图版 Fig. 2 Core photo and thin section observation of source rocks in the lower sub member of the fourth member of Shahejie Formation-Kongdian Formation in Dongying Sag （a）块状暗色泥岩，王46井岩心，4203~4206.3m，Ek2；(b）高等显微组分，胜科1井干酪根薄片，6954m，Ek2；(c）低等无定形有机碎屑，胜科1井干酪根薄片，6902m，Ek2；(d）低等生物降解成因的微粒体，胜科1井全岩光片，6920~6921m，Ek2；(e)含盐暗色泥岩，新利深1井岩心，4435.5m，Es4x; （f）暗色泥岩残余纹层，丰深2井单偏光薄片，3972.54m；(g）无定形碎屑，丰深2井干酪根薄片，3967.0m，Es4x；(h）镜质组，丰深2井干酪根薄片，5646.0m，Es4x

另外，根据胜科1、王46、柳参2及莱深1等井的岩心烃源岩地球化学分析来看（表 1），其有机质丰度相对较低，TOC为0.06%~1.30%（TOC > 1%的约占12%），氯仿沥青“A”为0.0028%~0.0374%；有机质类型为Ⅱ₁—Ⅲ型；镜质组反射率R_o为0.72%~4.17%。根据烃源岩性质和有机质丰度特征，孔二段咸化环境烃源岩总体评价为过成熟中等烃源岩。

表 1

表 1 东营凹陷深层烃源岩品质评价表 Table 1 Evaluation of deep source rocks in Dongying Sag 层系 井号 深度/m TOC/% 氯仿沥青“A”/% S1+S2/(mg·g-1) Ro/% 有机质类型 孔二段 莱深斜2 4767~4783 $\frac{0.40 \sim 2.20^*}{0.98(52)}$ — $\frac{0.06 \sim 0.48}{0.17(32)}$ $\frac{0.98 \sim 1.07}{1.0(18)}$ Ⅱ1—Ⅲ 胜科1 6546~7026 $\frac{0.07 \sim 0.94}{0.39(112)}$ 0.0028 $\frac{0.04 \sim 0.27}{0.05(112)}$ $\frac{4.04 \sim 4.17}{4.1(12)}$ Ⅱ1—Ⅲ 王46 4070~4400 $\frac{0.06 \sim 0.99}{0.44(26)}$ $\frac{0.005 \sim 0.02}{0.009(10)}$ $\frac{0.04 \sim 0.15}{0.06(26)}$ $\frac{0.96 \sim 1.25}{1.14(10)}$ Ⅱ2—Ⅲ 莱深1 3862~4064 $\frac{0.35 \sim 1.12}{0.54(10)}$ $\frac{0.006 \sim 0.0374}{0.019(14)}$ $\frac{0.06 \sim 4.72}{0.73(18)}$ $\frac{0.85-1.08}{0.95(14)}$ Ⅲ 柳参2 2444~2800 0.50~1.30 $\frac{0.0118 \sim 0.0205}{0.0164(6)}$ — $\frac{0.72 \sim 1.12}{0.87(6)}$ Ⅲ 沙四下亚段 丰深1 3680~4026.5 $\frac{1.30 \sim 3.20}{2.25(9)}$ $\frac{0.16 \sim 0.34}{0.28(4)}$ $\frac{2.87 \sim 8.13}{5.5(8)}$ $\frac{0.62-1.0}{0.82(4)}$ Ⅰ—Ⅱ1 丰深2 3967.1~4505.7 $\frac{0.35 \sim 2.63}{1.04(23)}$ $\frac{0.04 \sim 1.01}{0.27(10)}$ $\frac{0.28 \sim 13.6}{3.9(23)}$ $\frac{0.93 \sim 1.24}{1.08(10)}$ Ⅰ—Ⅱ1 郝科1 3400~3820 2.60~3.50 — $\frac{37.2 \sim 47.2}{42.2(4)}$ 1.13~1.24 Ⅰ—Ⅱ1 利深3 3286~3499.8 $\frac{1.33 \sim 3.38}{1.90(8)}$ $\frac{0.02 \sim 0.25}{0.15(4)}$ $\frac{1.56 \sim 17.04}{5.48(8)}$ 0.75 Ⅱ1 * $\frac{\text { 最小值~最大值}}{\text { 平均值(样本数) }}$。

表 1 东营凹陷深层烃源岩品质评价表 Table 1 Evaluation of deep source rocks in Dongying Sag

沙四下亚段烃源岩形成于“干旱气候欠补偿闭流湖”演化阶段，该时期湖盆蒸发量远远大于降水量，湖水盐度极高，因而常常出现湖水分层，导致湖盆底部出现还原环境，有利于烃源岩的形成。由于古气候、水介质的周期性变化，沙四下亚段盐湖相地层岩性以深灰色含膏含盐泥岩、膏质泥岩和盐间泥页岩为主（图 2e、f），沙四下亚段烃源岩层段厚度达400~700m，有效烃源岩厚为200~400m^[24]，利用井—震联合追踪，沙四下亚段烃源岩分布面积约为1230km²。

东营凹陷沙四下亚段烃源岩型有机质类型较好，总体以Ⅰ—Ⅱ₁型为主，但有机质类型及其生物来源在纵向上和平面上均具有明显差异（图 2）。有机显微组分分析表明，下部（底部）盐膏层烃源岩的有机质以镜质组和惰质组为主，陆源高等植物占有较大的比重，有机质类型以Ⅱ₂型和Ⅲ型为主；上部（顶部）盐膏层烃源岩的有机质主要源自湖相浮游生物（图 2g、h），以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主。由下向上陆源生物有机质含量逐渐减少，湖相浮游生物逐渐增多，有机质类型逐渐变好。

沙四下亚段烃源岩总体来讲有机质丰度差异较大。根据系统取心地球化学分析统计，其有机碳含量在0.35%~3.50%之间（表 1），部分达到优质烃源岩标准。在纵向上，沙四下亚段烃源岩有机质丰度差别较大，表现为下部（底部）的盐膏层中的烃源岩有机质丰度较低，有机碳含量一般在0.6%~1.5%之间，氯仿沥青“A”为0.02%~1.01%，评价为中等烃源岩；而上部（顶部）盐膏层中的烃源岩有机质丰度较高，有机碳含量在1.10%~3.50%之间，氯仿沥青“A”为0.06%~1.01%，达到好烃源岩的标准，沙四下亚段烃源岩镜质组反射率（R_o）为0.62%~1.24%，平均值为1.02%，总体评价为成熟优质烃源岩。

通过对孔二段、沙四下亚段深层烃源岩原始地球化学参数，如有机质类型和成熟度等进行恢复，并利用成因法（化学动力学方法）和统计法（地质帕累托法）相结合的方法，综合确定了古近系深层烃源岩的资源潜力。在资源评价过程中，着重考虑了原始有机质恢复系数、聚集系数等关键参数的选取。基于古近纪盐湖—咸化环境烃源岩认识，本次沙四下亚段—孔二段深层资源量评价结果为11.35×10⁸t，较“十三五”增加了4.87×10⁸t^[25]，其中沙四下亚段增加3.04×10⁸t，孔二段增加1.83×10⁸t。深层资源量的增加坚定了东营凹陷深层勘探的信心，同时指明了深层勘探领域是规模增储的重要方向。

东营凹陷沙四下亚段—孔店组从已发现油气藏来看，目前认识主要来源于沙四上亚段烃源岩的贡献，还有一些油藏如王家岗地区王斜131孔店组的油藏、盐家地区丰深2沙四下亚段凝析油气藏，这些油气藏难以对接浅层沙四上亚段烃源岩，且油气下灌至少有300~1500m以上的纵向距离，因而从地质结构分析来看，应该有沙四段以下的潜在深层烃源岩的贡献。

此外，从常规原油的地球化学油源示踪分析来看（表 2），东营凹陷沙四上亚段、沙四下亚段及孔二段的烃源岩既有差异性也有相似性^{[8, 26]}。在饱和烃色谱图上，沙四上亚段和沙四下亚段均具有相似的异构烷烃比正构烷烃优势特征，沙四上亚段烃源岩以植烷（Ph）为绝对主峰(最高主峰)，正构烷烃分布呈前峰型，姥植比（Pr/Ph）小于0.6，为典型的咸水还原环境沉积，以水生母质为主；沙四下亚段烃源岩为植烷与碳23高碳数正构烷烃双主峰，相对沙四上亚段烃源岩植烷优势减弱，陆源高等植物母质增加；孔二段烃源岩呈典型后峰型，以高等植物贡献为主，植烷/碳18正构烷烃（Ph/nC₁₈）较沙四段低，说明成熟度较高，还原性不强。从萜烷特征来看，沙四上亚段烃源岩以C₃₅藿烷翘尾及高伽马蜡烷的特征明显，伽马蜡烷/C₃₀藿烷小于0.6；孔二段三环萜烷含量最高，沙四下亚段次之，沙四上亚段最低。由此来看，沙四上亚段烃源岩部分可区分于孔店组烃源岩，而沙四上亚段烃源岩和沙四下亚段烃源岩两者则具有一定的相似性。

表 2

表 2 东营凹陷烃源岩特征指标对比表 Table 2 Comparison of characteristic geochemical indicators of source rocks in Dongying Sag 层系 正构烷烃及类异戊二烯烷烃 m/z=191 菲、硫芴及金刚烷 特征 谱图 特征 谱图 特征 谱图 沙四上亚段 Ph绝对主峰，Pr/Ph < 0.6，前锋型 伽马蜡烷/C30藿烷大于0.8, C35藿烷翘尾, 三环萜烷含量低 甲基菲/菲大于0.15, 1-甲基菲含量高, 甲基硫芴/菲大于0.5 沙四下亚段 Ph与C23+双主峰，Ph/nC18 > 1，双峰型—后峰型 伽马蜡烷/C30藿烷小于0.6, C35藿烷 < C34藿烷, 三环萜烷含量中等 甲基菲/菲大于0.15, 3-甲基菲含量高, 甲基硫芴/菲为0.2~0.6 孔二段 C23主峰，Ph/nC18 < 1.1，后峰型 伽马蜡烷/C30藿烷小于0.5, C35藿烷含量很低, 三环萜烷含量高 甲基菲/菲小于0.1, 甲基硫芴/菲小于0.2, 金刚烷含量高

表 2 东营凹陷烃源岩特征指标对比表 Table 2 Comparison of characteristic geochemical indicators of source rocks in Dongying Sag

然而，由于烃源岩位置、埋深及成熟度的差异，利用饱和烃和萜烷的常规特征难以解决高成熟烃源岩油源示踪问题，本文引用菲系列、硫芴及金刚烷参数做进一步特征区分（图 2）。孔二段甲基菲/菲小于0.1，沙四上亚段和沙四下亚段则均大于0.15，沙四上亚段烃源岩具有更高的1-甲基菲，沙四下亚段烃源岩具有更高的3-甲基菲。孔二段烃源岩甲基硫芴/菲小于0.2，沙四下亚段烃源岩该值大于0.2，沙四上该值更大。孔二段烃源岩金刚烷含量高、系列全，沙四下亚段烃源岩金刚烷含量略低于孔二段，沙四上亚段烃源岩最低。因此，成熟度较高的深层烃源岩可进一步有效区分。

除此之外，东营凹陷北部陡坡带相继发现了一系列凝析气藏和纯气藏^[27]，主要分布于沙四段砂砾岩体中，其原油特征具体表现为密度低、黏度低、含硫量低，属于轻质原油。以常规的GC/MS多离子检测（MID）方式分析检测，盐下轻质油中的甾烷、萜烷含量非常微弱，表明原油的热演化程度较高。由于该原油中缺乏甾萜类生物标志化合物，因此利用生物标志化合物直接进行轻质油的油源对比研究较为困难。

针对该问题，本文采用针对烃源岩样品进行酸解烃脱气然后进行轻烃气相色谱分析的方法，岩石酸解烃所获得的轻烃，其主体应属于吸附于矿物中的烃类和岩石晶格内的烃类，因此排除了运移烃类的干扰，更能反映烃源岩生烃的真实性。通过盐下段原油与沙四上亚段、沙四下亚段两套烃源岩的油—岩轻烃化合物指纹图谱对比来看，沙四下亚段油—源轻烃分子均具有2, 2-二甲基丁烷含量丰富、2-甲基己烷（2MC6）和3-甲基己烷（3MC6）含量高、2MC6/3MC6大于1、苯和甲苯含量高的特征，表明轻质油与沙四下亚段烃源岩具有良好的对应关系，说明两者的亲缘关系密切（图 3）。

图 3

图 3 东营凹陷沙四段烃源岩轻烃指纹谱图对比 Fig. 3 Comparison of light hydrocarbon fingerprint chromatogram of source rock in the fourth member of Shahejie Formation Dongying Sag

依托于近年来高成熟烃源岩测试设备、分析方法的进步，系统分析了东营凹陷沙四下亚段—孔店组10556×10⁴t三级储量的油气来源。分析结果表明，东营凹陷沙四下亚段—孔店组三级储量的烃源岩贡献主要有沙三下亚段、沙四上亚段、沙四下亚段和孔店组4套，其中来自深层沙四下亚段和孔店组烃源岩贡献的储量占比为42%，这种自源型（Es₄^x或Ek₂自生自储型）油气藏主要分布于陡坡带的盐家地区、缓坡带的王家岗地区及陈官庄地区；而混源型（Es₄^s和Es₄^x烃源岩贡献）油气藏主要分布于纯化地区、陈官庄地区及广饶北坡地区；他源型[Es₃^x和（或）Es₄^s烃源岩贡献]油气藏主要分布于博兴洼陷、滨县南部、陈官庄北部及胜坨地区（图 4）。值得关注的是，这些已发现的红层油气藏最早是从20世纪70年代开始，勘探思路主要为以他源型或混源型为主的中层背斜断块含油性的探索，而目前发现的自源型油气藏基本均以兼探为主，因而展现了沙四下亚段—孔店组自源型油气藏的巨大勘探潜力。

图 4

图 4 东营凹陷沙四下亚段—孔店组油气来源分布图 Fig. 4 Distribution of oil and gas sources in the lower sub member of the fourth member of Shahejie Formation-Kongdian Formation in Dongying Sag

根据源—藏关系、油源断层、构造背景、储层类型等，研究区沙四下亚段—孔店组深层自源型油气藏可分为两种发育模式，分别为陡坡型油气藏模式和缓坡型油气藏模式。

该种油气藏主要发育于东营凹陷北部陡坡带砂砾岩储层，由于砂砾岩体紧邻洼陷带烃源岩，具有优越的油源条件，通过轻烃指纹油源对比发现，沙四下亚段砂砾岩体油气主要来源于相临近的沙四下亚段烃源岩，而上覆沙四上亚段—馆陶组的油气主要来源于主力烃源岩沙四上亚段、沙三下亚段的贡献。同时，沙四下亚段以间歇性盐湖沉积为主，其顶部发育一套稳定分布的盐膏层，与沙四上亚段成藏系统相隔离，形成了这种源—储对接型自源型油气藏模式。近岸水下扇扇中亚相沉积的砂砾岩体在成岩溶蚀作用控制下可作为有效储层，物性较差的扇根亚相沉积的砂砾岩体作为侧向封堵层，盐膏层作为良好的区域性盖层，可形成有效油气藏（图 5）。陡坡带深层油气藏平面上具有盐湖供烃、物性控藏、自成体系、叠合连片、扇中富集的特点。

图 5

图 5 东营凹陷陡坡带自源型油气藏纵向有序分布图 Fig. 5 Vertically ordered distribution of self-source type oil and gas reservoirs in the steep slope zone in Dongying Sag

由于陡坡处沙四下亚段自源型油气藏埋藏较深，一般情况下烃源岩埋深约为4200m（地层温度约160℃）时原油开始裂解，4600m左右（地层温度达到180℃）时原油开始大量裂解成气，随着埋深的进一步加大，当地层温度到200℃时原油全部裂解成气。东营凹陷北部深洼区内的烃源岩埋深达4000~6000m，达到了形成轻烃气—凝析气—液态油的条件^[28-29]，如2019年完钻的丰深斜101井油藏埋深为4640m，压裂后日产气28013m³，日产油16.6m³。因此，东营凹陷北部沙四下亚段砂砾岩体自下而上可以依次发育纯气藏、凝析气藏以及油气藏、油藏（图 5）。

该种自源型油藏主要发育于东营凹陷南部斜坡带的复杂断块中^[30]，综合“源—断—圈”油藏分析以及生物标志化合物指标分析来看，为典型的孔二段供烃—孔一段成藏的自源型油藏，该种油藏类型仅发育于王家岗南部王斜131井区2000~3000m埋深的中、浅层圈闭中（图 6）。通过分析认为凹陷内牛庄洼陷南缘深层烃源岩范围内3500m以下的孔店组也极具潜力，可能存在对储层物性要求不高的凝析油气，从而形成深层烃源岩南北呼应的两种自源型油藏模式（图 6）。该种自源型油藏形成的关键在于“源—断—储—圈”4个成藏要素的有序匹配，油源断层和构造脊是油气运聚的前提，储层有效性和断层封堵性是圈闭成藏的保证。

图 6

图 6 东营凹陷沙四下亚段—孔店组自源型油气成藏模式图 Fig. 6 Self-source type hydrocarbon accumulation pattern in the lower sub member of the fourth member of Shahejie Formation-Kongdian Formation in Dongying Sag

“十三五”以来基于深层烃源岩、深层油气成藏和运聚模式的深化认识，指明了东营凹陷深层自源型油气藏的勘探实践和突破方向，近期深层自源油气藏取得了重大突破。

自2019年在东营凹陷北部陡坡带东部盐家地区钻探的丰深斜101井在沙四下亚段钻遇高产工业油气流之后，成功地将勘探目的层从3500m下探至5000m，同时利用砂砾岩扇体的地震相特征完成了6期平面扇体的刻画，整个东营凹陷北部沙四下亚段砂砾岩体扇中相带预测有利储层叠合面积达172km²。根据石油、凝析气、天然气在不同深度条件下相态的不同，估算盐家地区6个期次砂砾岩体油气资源量规模可达5000×10⁴t，2019年上报盐家油田丰深斜101井区沙四下亚段预测石油地质储量1089×10⁴t、凝析油地质储量127×10⁴t、天然气地质储量44×10⁸m³。由于沙四下亚段源—储对接型油气藏在陡坡带分布广泛，下一步将向西部的胜坨、利津地区部署，预计圈闭资源量在1.2×10⁸t以上，有望成为东营凹陷陡坡深层砂砾岩体未来较长时期内的规模增储阵地。

与此同时，东营凹陷牛庄洼陷南部的深层自源型油藏也极具较大勘探潜力，目前油气发现主要在中—浅层红层圈闭中，2022年在洼陷南缘部署的牛深1井风险探井旨在探索优质孔店组烃源岩（图 6），同时探索缓坡带深层4000m以下的复杂断块具轻质油性的圈闭含油性，该井一旦成功，可带来东营凹陷东部缓坡带深层自源型圈闭资源量0.8×10⁸t的规模增储阵地。

（1）东营凹陷早始新世沙四下亚段—孔店组沉积时期虽处于振荡性干旱湖盆，受中生代燕山期强烈拉张影响，继承性局限咸化湖盆仍具有发育烃源岩的古环境，评价表明沙四下亚段烃源岩有机质类型为Ⅰ—Ⅱ₁型，评价为成熟优质烃源岩，孔二段有机质类型为Ⅱ₁—Ⅲ型，评价为过成熟中等烃源岩。通过新一轮资源评价认为，沙四下亚段—孔二段深层资源量为6.48×10⁸t。

（2）通过甲基菲、金刚烷以及轻烃分子指标可有效区分高成熟深层源—油特征，研究表明，东营凹陷王家岗、盐家地区为典型的自生自储的自源型油藏，纯化—陈官庄地区为混源型油藏，金家—正理庄、博兴及滨县南部地区为他源型油藏。

（3）东营凹陷沙四下亚段—孔店组深层自源型油气藏可分为两种发育模式，分别为陡坡源—储对接型油气藏模式和缓坡源—断—储—圈型油藏模式，近期陡坡东段自源型油藏在盐家地区取得重大突破，陡坡带西段和缓坡带深层自源型油藏将是下一步重点增储方向，预计深层自源型资源量至少在2×10⁸t以上。

致谢: 胜利油田分公司勘探开发研究院地球化学研究室翟正、李政高级工程师提供了烃源岩资料，油田分公司王永诗、刘惠民教授级高级工程师对深层勘探思路多次提供指导，在此一并表示感谢！