目前常用的砂砾岩储层分类评价方法主要包括多因素综合定性和定量评价这两类，并逐渐从定性综合评价向定量综合评价发展，评价的参数逐渐从宏观物性、含油饱和度等参数向宏观参数与微观孔喉结构等参数组合发展，评价的手段从单一地质学方法向数学和地质等方法综合分析发展。无论是定性砂砾岩储层评价还是定量砂砾岩储层评价，都以孔隙度和渗透率或者孔隙度差值和渗透率差值应用最为普遍^[1-5]。但是，随着进一步的研究发现，在砂砾岩取样测量过程中常常存在以下两个问题：1) 注水钻样过程的高压环境会导致砾石含量高、物性差的岩石沿着砾石边缘形成贴粒缝或者直接钻遇大砾石颗粒；2) 对于深层致密砂砾岩储层，流体在其中的运移基本处于非达西渗流状态，表现出一种与尺度相关的流动效应，如气体在致密砂岩中流动时出现明显的滑脱效应^[6]。这两个问题的存在会导致得到的砂砾岩储层的渗透率数据偏差较大，而对孔隙度的影响相对较小。由于目前储层分类评价方案基本都涉及到渗透率数据，受控于砂砾岩储层渗透率数据的不准确性，认为目前常用的储层分类评价方法在用于深部砂砾岩储层分类评价时存在较大的缺陷，不能够准确的反映深部砂砾岩致密储层的好坏。此外，受不同研究工区、地质特征及现有资料情况等的影响，不同研究区的分类评价参数及标准差异很大，并且针对某些数学评价方法由于在分类过程中需要不断调整参数选择、权重等，工作量巨大^[1]，导致目前常用的储层分类评价方法及成果推广性及适用性有限。

东营凹陷盐家地区近岸水下扇砂砾岩体紧邻生油中心分布，并与烃源岩呈指状接触，成藏条件优越^[7-8]，易形成岩性油气藏或断层与岩性复合的油气藏，蕴藏了丰富的油气资源，已经成为中国东部断陷湖盆主要的油气勘探开发对象^[9-10]。近年来，东营凹陷北带东部近岸水下扇砂砾岩油气勘探在丰深1井(4 316.6~4 343 m日产油81.7 t，日产气11.8×10⁴ m³)和盐222井(3 985.8~4 194.6 m日产油17.7 t、日产水6.63 m³)取得重大突破^[11]。但是，近岸水下扇砂砾岩体储层特征受多种因素影响：一方面，近岸水下扇砂砾岩体特殊的事件性沉积，导致沉积单元体分布复杂，岩相变化快且差异性大，岩石特征复杂；另一方面，深层近岸水下扇砂砾岩储层成岩作用特征复杂，储层经历了多期胶结作用、多期溶解作用以及多期油气充注过程，而且扇体不同部位成岩响应特征差异性大，导致现今储层非均质性强^[9-19]。这种受控于原始沉积作用和成岩作用改造的复杂储层特征，严重制约了盐家地区的进一步勘探部署。因此，优选储层分类评价参数，建立一套适合于盐家地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩体储层分类评价方案，并依据新方案加强对储层基本特征研究以及对不同类型储层及储层组合进行准确评价，对于盐家地区近岸水下扇砂砾岩体储层的勘探部署及开发具有一定的指导意义。

盐家地区位于东营凹陷北带东段，是由陈南铲式扇形边界断层所控制的近东西走向的陡斜坡构造带，北部为陈家庄凸起，东部为青坨子凸起，西部为胜坨地区，南邻民丰洼陷^[20-21](图 1)。陈南断裂在后期构造运动和风化剥蚀的共同作用下，形成了断坡陡峭、山高谷深、沟梁相间的古地貌，自西向东依次发育了盐16和盐18两条古冲沟，成为研究区大量粗碎屑物质的补给通道^{[8, 21-22]}。沙四上亚段沉积时期，东营凹陷处于断陷期的深陷—扩张阶段，陈南断层强烈活动，湖盆大幅度沉降。在这种古构造背景的控制下，季节性洪水携带大量粗碎屑物质沿古冲沟入湖，在边界断裂面上发育多期近岸水下扇沉积^[16]，表现为顶端指向古冲沟、向湖盆中心伸展的楔形体。近岸水下扇砂砾岩扇体沿陡坡快速堆积，平面上呈底平顶凸的沉积“扇背斜”形态，交叉叠置展布；纵向上多期次正旋回叠合，形成巨厚的砂砾岩体，为油气的富集成藏提供了良好的场所。近岸水下扇可划分为扇根、扇中和扇缘3个亚相。其中扇根亚相主要为主水道微相杂基支撑砾岩沉积，分选差，垂向上递变不明显；扇中亚相包括辫状水道微相和水道间微相，辫状水道微相主要为颗粒支撑砂砾岩沉积，杂基含量低，常见冲刷面、正粒序层理等沉积构造；水道间微相以发育典型浊积岩为主，粒度较细；扇缘主要发育厚层泥岩夹薄层砂岩沉积。

图 1 东营凹陷盐家地区构造位置(据文献[16]修改) Figure 1 Structural setting of Yanjia area, Dongying depression(modified from reference[16])

图选项

分类评价参数的选取是储层评价研究中的关键性问题，参数选取的合理与否，直接决定了评价结果的合理性和正确性。因此，立足于已有的资料以及研究的侧重点，选取的参数必须在数据来源准确的情况下要能充分准确的表征储层的特征。东营凹陷盐家地区沙四上亚段砂砾岩储层埋深介于3 000~4 300 m之间，整体埋深较深。其中孔隙度小于10%的样品占总数的75.1%，渗透率小于1×10^-4 μm²的样品占样品总数的50.3%，表明研究区沙四上亚段砂砾岩储层大部分为致密储层^[23]。高压压汞技术能够测量的孔喉半径为1.8 nm~180 μm^[24]，因此压汞数据能够较为真实反映研究区砂砾岩储层孔喉特征。由于储层质量受沉积条件和成岩作用共同控制^[9]，立足于岩芯观察、薄片鉴定、荧光鉴定与高压压汞测试等一体化分析测试资料，本文选取孔隙度、微观储集空间特征、孔喉分布特征、含油性特征以及成岩作用特征等参数，建立宏观与微观特征参数之间的联系，通过对孔隙度区间细分并精细表征每个孔隙度区间的上述微观特征，总结并合并具有相似特征的孔隙度区间，再结合成岩作用特征及主要的储集空间类型特征对东营凹陷盐家地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩储层进行综合分类。

研究区沙四上亚段砂砾岩孔隙度在1.28%~19.2%，平均为7.89%。针对孔隙度分布进行统计发现孔隙度小于5%的样品占样品总数的20.4%，孔隙度介于5%~10%的样品占样品总数的53.1%，孔隙度大于10%的样品占样品总数的26.5%。根据孔隙度分布情况选取孔隙度0%、2.5%、5%、6%、7%、8%、9%、10%、12.5%、15%和20%为界限将盐家地区近岸水下扇砂砾岩整体划分为10个区间，再结合岩芯观察、薄片鉴定、荧光鉴定与压汞测试等一体化分析测试样品点，总结每个区间内岩石的孔隙发育程度、孔喉大小、孔喉连通性、含油性等特征。在明确10个孔隙度区间的上述特征基础上，分别将具有相似特征的孔隙度区间进行合并分类，并以此作为分类划分的依据。最后将10个孔隙度小区间合并为具有相似特征的孔隙度大于9%、孔隙度介于5%~9%以及孔隙度小于5%三个大区间，三个大区间分别对应Ⅰ类储层(优质储层)、Ⅱ类储层(一般储层)以及Ⅲ类储层(非有效储层)。在三大类储层划分的基础上，结合主要的成岩作用特征及主要的储集空间类型将Ⅰ类储层划分为原生孔隙型优质储层、压实溶蚀—次生孔隙型优质储层和胶结溶蚀—次生孔隙型优质储层，分别对应Ⅰ-1类、Ⅰ-2类和Ⅰ-3类储层；将Ⅱ类储层划分为压实溶蚀—次生孔隙型一般储层和胶结溶蚀—次生孔隙型一般储层，分别对应Ⅱ-1类和Ⅱ-2类储层；将Ⅲ类储层划分为强压实型和强胶结型非有效储层，分别对应Ⅲ-1和Ⅲ-2类储层(表 1，2，3)。

在3大类7小类储层划分的基础上，从沉积相和成岩作用特征方向入手，结合储集空间类型以及孔喉结构特征等总结了每类储层的基本特征。

Ⅰ类储层(优质储层)对应孔隙度大于9%的区间(图 2)，原生孔隙型优质储层即指储集空间以原生孔隙为主(原生孔隙相对含量占50%以上)的储层，而压实溶蚀—次生孔隙型优质储层与胶结溶蚀—次生孔隙型优质储层，顾名思义是指储集空间以次生孔隙为主(次生孔隙相对含量占50%以上)的储层。其中Ⅰ-1类储层主要发育于扇中亚相，岩性为分选较好、杂基含量低的颗粒支撑砂岩，包括砂岩、含砾砂岩以及砾质砂岩等。整体以中等偏弱压实—中弱溶蚀—碳酸盐弱胶结成岩作用特征为主：压实作用中等偏弱，颗粒以点接触为主，也可见线接触；溶蚀作用弱，并以长石、岩屑颗粒溶蚀为主，碳酸盐胶结物只发生微弱溶蚀；胶结作用较弱，石英次生加大较为常见；碳酸盐胶结物含量极低，只零星分布在原生粒间或溶扩孔中，且以白云石和铁白云石为主，少量(铁)方解石。储集空间较为发育，平均孔隙度为14.15%，主要为原生孔隙，表现为较规则的多边形状的粒间残余孔隙或者与次生孔隙结合的溶扩孔，且原生孔隙含量大于视孔隙度的50%，此外还可见溶蚀孔、晶间孔等类型孔隙。孔喉半径大，孔隙之间连通性好，储层整体上孔喉结构较好。荧光薄片下显示较强荧光特征，岩芯有明显油气显示，为优质储层。

图 2 Ⅰ类储层基本特征 Figure 2 The basic characteristics of Ⅰ-type reservoir

图选项

Ⅰ-2类储层主要发育于扇中亚相单相序的顶部，岩性为分选较好、杂基含量低的颗粒支撑砂砾岩，包括砂岩、含砾砂岩与砾质砂岩。主要以中等压实—较强溶蚀—碳酸盐弱—中等胶结成岩作用特征为主：压实作用中等，颗粒以线接触为主，可见少量刚性颗粒破碎以及塑性颗粒变形；溶蚀作用较强，并以长石、岩屑颗粒溶蚀为主，主要沿长石颗粒边缘及解理缝发生剧烈溶蚀，碳酸盐胶结物只发生微弱溶蚀，常被溶解为斑状或残余状，此外还可见少量黑云母在较强压实作用下变形破碎被溶蚀；胶结作用较弱时，石英次生加大与高岭石较为常见，碳酸盐胶结物少，胶结作用中等偏弱时，碳酸盐胶结物常见，并主要为铁方解石和铁白云石，此外还可见少量黄铁矿发育。储集空间较为发育且类型多样，平均孔隙度为11.4%，主要为次生溶蚀孔隙，次生溶蚀孔隙含量占总孔隙度的50%以上，此外还可见部分原生孔隙以及高岭石晶间孔。孔喉半径大，孔隙之间连通性较好，储层整体上孔喉结构较好。荧光薄片下显示较强荧光特征，岩芯也有明显油气显示，为优质储层。

Ⅰ-3类储层主要发育于扇中亚相水道间微相与辫状水道微相单相序远泥岩部位，岩性为分选好、杂基含量较低的颗粒支撑砂砾岩，包括砂岩、含砾砂岩、砾质砂岩以及颗粒支撑砾岩。主要以中等压实—较强溶蚀—碳酸盐中等胶结成岩作用特征为主：压实作用中等，颗粒以线接触为主；溶蚀作用较强，但较压实溶蚀型次生优质储层弱，长石、岩屑溶蚀及碳酸盐溶蚀均较发育；胶结作用中等，主要为碳酸盐胶结，其中又以方解石和铁方解石胶结为主，此外还可见少量石英次生加大、高岭石以及黄铁矿。储集空间较为发育但是单一，平均孔隙度为9.74%，主要为次生溶蚀孔隙，且次生溶蚀孔隙含量占总孔隙度的50%以上，此外还发育少量高岭石晶间孔等。孔喉半径中等偏大，但与Ⅰ-2类储层(压实溶蚀—次生孔隙型)相比相对较小，孔隙之间连通性中等偏好，储层整体上孔喉结构中等偏好。荧光薄片下显示较强荧光特征，岩芯上也有明显油气显示，为优质储层。

综上所述，Ⅰ-1类储层由于压实程度低导致原生孔隙能够较好的保存，储层特征方面最佳；Ⅰ-2类储层虽发生较强溶蚀，但由于晚期铁方解石铁白云石中等偏弱胶结又存在一个减孔降渗的过程，因此储层特征上整体差于Ⅰ-1类储层；Ⅰ-3类储层也发生较强溶蚀，但由于存在两期碳酸盐胶结且胶结作用中等，因此储层特征方面又略逊于Ⅰ-2类储层。

Ⅱ类储层(一般储层)对应孔隙度介于5%~9%(图 3)。针对发育的相带位置，Ⅱ-1类储层与Ⅰ-2类储层之间细微的差别在于Ⅱ-1类储层除了在扇中亚相单相序顶部发育，也能在扇根亚相单相序顶部发育，并且同时发育于扇中亚相时Ⅱ-1类储层发育的位置更靠近扇根；针对成岩作用特征方面，Ⅱ-1类储层溶蚀作用发育程度普遍低于Ⅰ-2类储层，以中等溶蚀作用为主，压实作用也略强与Ⅰ-2类储层。Ⅱ-1类储层平均孔隙度为7.80%，以发育次生孔隙为主，孔喉半径中等，孔隙之间连通性中等偏差，储层整体上孔喉结构中等，荧光薄片下显示中等强度荧光特征，岩芯也有油气显示，为一般储层。Ⅱ-2类储层和Ⅰ-3类储层发育相带与成岩作用特征也基本相似，细微差别在于Ⅱ-2类储层发育相带更靠近扇缘，溶蚀作用发育程度上低于Ⅰ-3类储层，以中等溶蚀作用为主，且胶结作用稍强于Ⅰ-3类储层。Ⅱ-2类储层平均孔隙度为6.14%，储集空间较为发育但是单一，主要为次生溶蚀孔隙，且次生溶蚀孔隙含量占镜下孔隙的90%以上。孔喉半径中等，孔隙之间连通性中等偏差，储层整体上孔喉结构中等。荧光薄片下显示中等强度—暗荧光特征，岩芯也有油气显示，为一般储层。与Ⅰ-2类储层和Ⅰ-3类储层关系相对应，Ⅱ-1类储层整体上孔喉结构特征较Ⅱ-2类储层的更好。

图 3 Ⅱ类储层基本特征 Figure 3 The basic characteristics of Ⅱ-type reservoir

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Ⅲ类储层(非有效储层)对应孔隙度小于5%区间(图 4)。Ⅲ-1类储层根据其发育相带的不同可分为扇根亚相和扇中亚相两类。发育于扇根亚相的强压实型储层，岩性可分为杂基支撑砂砾岩和颗粒支撑砂砾岩：分选差灰泥杂基含量高的杂基支撑砾岩，表现为整套强压实型储层；分选较好、杂基含量少的颗粒支撑砂砾岩，包括砾质砂岩及颗粒支撑砾岩，表现为相序底部发育强压实型储层。发育于扇中亚相的强压实型储层主要形成于单相序底部，岩性为砾岩或砾质砂岩。两类强压实型储层都以强压实—弱溶蚀—碳酸盐弱胶结成岩作用为特征：压实作用强，颗粒之间接触紧密，以线接触—凹凸接触为主，可见大量刚性颗粒破碎以及塑性颗粒压实变形；溶蚀作用极弱，仅可见极少量长石、岩屑颗粒发生微弱溶蚀；胶结作用较弱，可见少量碳酸盐胶结与灰泥杂基重结晶。这两类强压实型储层储集空间基本不发育，镜下不见孔隙，孔隙之间几乎不连通，孔隙度均小于5%，平均值为4.12%。荧光薄片下显示暗荧光—不发荧光特征，岩芯没有油气显示。

图 4 Ⅲ类储层基本特征 Figure 4 The basic characteristics of Ⅲ-type reservoir

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Ⅲ-2类储层根据其发育的相带及在相序中位置的差异性可分为扇中厚层砂体顶底近泥岩部位强胶结型储层、扇中厚层砂体中部强胶结型储层以及扇缘薄层砂部位强胶结型储层。扇中厚层砂体顶底近泥岩部位强胶结型储层特征包括：砂体叠加样式为单期或多期正粒序砂砾岩体垂向叠加，顶底有较厚层的泥岩，这类储层主要发育在整个砂砾岩体叠加组合顶底靠近泥岩部位，成岩作用以强胶结为特征，并主要为方解石和白云石强胶结，每套砂砾岩体叠加组合远泥岩部位胶结作用弱，溶蚀作用中等发育。扇中厚层砂体中部强胶结型储层基本特征包括：砂体叠加样式为多期正粒序砂砾岩体垂向叠加，该类储层主要发育在相序中部，成岩作用以强胶结为特征，并主要为晚期铁方解石或铁白云石强胶结，每个相序两端胶结作用弱，溶蚀作用中等发育。扇缘薄层砂部位强胶结型储层：砂体叠加样式为厚层泥岩夹中薄层砂砾岩或泥岩与砂砾岩互层状，整段成岩作用以强胶结为特征，并以方解石胶结为主。Ⅲ-2类储层镜下孔隙不发育，颗粒之间基本上全被碳酸盐充填，孔隙度小于5%，平均值为3.04%。荧光薄片下显示暗荧光—不发荧光特征，岩芯没有油气显示。

近岸水下扇是在控盆断层幕式活动和气候因素的控制下由多种沉积作用形成的有序组合体，纵向上完整的正旋回自下而上为泥石流沉积、阵发性洪水沉积、间歇期山区河流和湖相悬浮沉积，在扇体不同位置由于后期扇体在沉积过程中对前期扇体不同程度的侵蚀，可能导致缺失某种沉积作用的沉积物^{[13, 29]}。近岸水下扇不同亚相(微相)沉积作用和空间分布的差异性导致不同相带在深埋藏过程中产生了不同的成岩响应^{[8, 11-12]}，而这种成岩作用的差异性反过来控制扇体不同亚相(微相)的储层发育的类型及位置差异性，并且导致在不同相带砂砾岩体叠加组合以及相同相带不同砂砾岩体叠加组合中发育的储层的组合类型存在差异。因此，本文通过对研究区盐22-22、盐222、盐227等井段进行不同类型储层的划分，从沉积相和成岩作用角度总结了不同沉积相带以及不同砂砾岩体组合位置储层及其组合的发育特征。

近岸水下扇扇根泥石流沉积形成的厚层块状或叠覆递变杂基支撑砾岩部位主要发育整套的Ⅲ-1类储层(强压实型)，对应非有效储层(N)，垂向上储层组合类型为N；扇根洪水沉积形成的厚层叠覆递变颗粒支撑砂砾岩体相序底部常发育Ⅲ-1类储层(强压实型)，对应非有效储层(N)，顶部发育Ⅱ-1类储层(压实溶蚀—次生孔隙型)，对应一般储层(G)，垂向上储层组合类型为N-G-N-G。近岸水下扇扇中洪水沉积形成的厚层叠覆递变颗粒支撑砂砾岩体相序底部常发育Ⅲ-1类储层(强压实型)，对应非有效储层(N)，顶部发育Ⅱ-1类或Ⅰ-2类储层(压实溶蚀—次生孔隙型)，对应一般储层(G)或优质储层(H)，垂向上储层组合类型为N-G/H-N-G/H，但多以N-G-N-G组合类型为主；扇中洪水沉积形成的中厚层正递变砂砾岩体连续叠加组合近泥岩部位常发育Ⅲ-2类储层(强胶结型)，对应非有效储层(N)，远泥岩部位常发育Ⅱ-2类储层与Ⅰ-3类储层(胶结溶蚀—次生孔隙型)，对应一般储层(G)或优质储层(H)，垂向上储层组合类型为N-G-H/G-G-N；扇中洪水沉积形成的中厚层正递变砂砾岩体连续叠加组合中部远泥岩部位以及近泥岩部位发育Ⅲ-2类储层(强胶结型)，对应非有效储层(N)，组合中两个强胶结型隔夹层中间所夹部位常发育Ⅱ-2类储层(胶结溶蚀—次生孔隙型)，对应一般储层(G)，垂向上储层组合类型为N-G-N-G-N；扇中洪水沉积形成的中厚层正递变砂砾岩体连续叠加组合还常常发育整套的Ⅰ-1类储层(原生孔隙型)，对应优质储层(H)，垂向上储层组合类型为H。扇缘洪水沉积形成的中薄层略显递变的砂砾岩体常夹于中厚层暗色泥岩中或与泥岩互层，主要发育整套的Ⅲ-2类储层(强胶结型)，对应非有效储层，垂向上储层组合类型为N(图 5)。

图 5 扇体不同沉积亚相发育的储层组合类型特征 Figure 5 The characteristics of reservoir combination in different sedimentary subfacies of near-shore subaqueous

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在储层划分基础上，以50 m长度段为单元，通过对工区盐22—斜47井、盐22—斜1井、盐22—斜46井以及盐22—斜8井等多口井不同深度的不同储层组合类型的单层厚度以及累计厚度进行统计，并结合不同储层组合类型对应的试油试采数据得到不同单层厚度下的不同储层组合类型与产能随深度变化的大致定量关系如图 6，再将图 6中相同单层厚度的储层组合类型产能与深度变化曲线组合到一起，得到相同单层厚度的储层组合类型产能与深度变化的大致定量关系如图 7，并以此为依据来对储层及储层组合进行评价。其中扇根储层组合样式N(强压实)与扇根储层组合类型N-G-N-G以非有效储层为主，储层组合单层厚度主要为5~10 m或10~15 m，对应的单位厚度日产液量在研究层段内不超过0.8 t/d，并且单层厚度越大，相同深度的储层组合对应的单位厚度日产液量越高，同一单层厚度的储层组合产能呈现出随深度低幅稳步降低趋势(图 6a)；扇中储层组合类型N-G-H/G-G-N、N-G-N-G-N以一般储层为主，临近扇根储层组合单层厚度大，向扇缘方向单层厚度逐渐减小，但同一单层厚度范围的储层组合对应的单位厚度日产液量都呈现出中幅随深度由快速减小到缓慢减小的趋势(图 6b)；扇中储层组合类型H为优质储层，储层组合单层厚度变化较大，并向扇缘方向逐渐减小，对应的单位厚度日产液量也逐渐降低，且同一单层厚度范围的储层组合随深度加深其单位厚度日产液量呈现高幅稳步下降的趋势(图 6c)；扇缘储层组合类型N(强胶结)为非有效储层，单层厚度主要为0~5 m，对应的单位厚度日产液量在研究层段内不超过0.4 t/d，且随深度呈现出超低幅稳步减小的趋势(图 6d)。在相同单层厚度不同储层组合类型情况下，以优质储层为主的储层组合类型(图 6中类型5) 单位厚度日产液量明显高于以一般储层为主的储层组合类型(图 6中类型3与类型4) 的单位厚度日产液量，以一般储层为主的储层组合类型单位厚度日产液量又明显高于以非有效储层为主的储层组合类型(图 6中类型1、类型2与类型6) 的单位厚度日产液量(图 7)。油田实际开发过程中，应优先挑选具有经济可开采价值或经济价值高的层段，综上所述，即在实际勘探开发过程中，应优先挑选以优质储层为主的储层组合类型层段；在相同累计厚度但不同单层厚度的相同储层组合类型情况下，应优先挑选储层组合单层厚度大的层段；在相同单层厚度相同储层组合类型情况下，应优先挑选储层组合累计厚度大的层段，即在图 8所示井位中，优选的先后顺序依次为B井—C井—A井。

图 6 不同单层厚度储层组合对应的单位厚度日产液量与深度关系图 Figure 6 The relationship between daily fluid production per meter of different unit thickness reservoir combination with depth

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图 7 相同单层厚度储层组合对应的单位厚度日产液量与深度关系图 Figure 7 The relationship between daily fluid production per meter of the same unit thickness reservoir combination with depth

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图 8 优选开发井位示意图 Figure 8 Schematic diagram of the optimized development location

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(1) 东营凹陷盐家地区沙四上亚段近岸水下扇砂砾岩共划分出3大类7小类储层，其中Ⅰ-1类储层以中等偏弱压实—弱胶结为特征，发育原生孔隙为主，储集性能最优；Ⅰ-2类、Ⅰ-3类、Ⅱ-1、Ⅱ-2类储层分别以中等压实—较强溶蚀、中等胶结—较强溶蚀、中等偏强压实—中等溶蚀以及中等偏强胶结—中等溶蚀为特征，发育次生溶蚀孔隙为主，储集性能依次降低；Ⅲ-1类以及Ⅲ-2类储层以强压实或强胶结为特征，镜下不可见孔隙，储集性能最差。

(2) 东营凹陷盐家地区沙四上亚段近岸水下扇不同相带砂砾岩体叠加组合样式中发育的储层的组合样式存在差异，在同一相带不同砂砾岩体叠加组合样式中储层的组合样式也存在较大的差异。扇根泥石流沉积、扇中单相序近泥岩部位和单相序底部以及扇缘多发育Ⅲ-1类储层(强压实型)或Ⅲ-2类储层(强胶结型)，对应非有效储层；扇中单相序远泥岩部位、扇中与扇根洪水沉积相序顶部常发育Ⅰ类储层或Ⅱ类储层，对应优质储层或一般储层。

(3) 研究区不同单层厚度的不同储层组合类型对应的产能随深度变化曲线存在差异，总体上扇中储层组合类型相对优越，储层组合单层厚度变化大，对应着中等—高单位厚度日产液量；扇根储层组合类型次之，储层组合单层厚度较大，对应着较低的单位厚度日产液量；扇缘储层组合类型最差，储层组合单层厚度最薄，对应着低单位厚度日产液量。