渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带深层-超深层碎屑岩优质储层控制因素

刘佳庚，王艳忠，操应长，王淑萍，李雪哲，王铸坤

［1. 深层油气全国重点实验室，中国石油大学（华东），山东 青岛 266580；2. 中国石油大学（华东） 地球科学与技术学院，山东 青岛 266580；3. 中国石油大学（华东） 石油工业训练中心，山东 青岛 266580］

含油气盆地深层-超深层是全球油气勘探的“三新”领域之一，整体低渗-致密背景下相对高孔、高渗的优质储层是深层-超深层勘探的甜点［1-3］。中国东部盆地3 500 m 以深统称为深层，4 500 m 以深的地层统称为超深层［4-5］。前人研究认为，深层碎屑岩优质储层储集空间主要为次生孔隙，原生孔隙为次要的储集空间［6-8］。近年来，随着对含油气盆地深层-超深层的油气勘探，先后在北海地堑4 800 m［9］、墨西哥湾盆地6 000 m［10］、渤海湾盆地沾化凹陷4 000 m［11］、塔里木盆地7 000 m 深度［12］等深层-超深层发现了以原生孔隙为主导的碎屑岩优质储层。

渤海湾盆地东营凹陷民丰洼陷陡坡带古近系沙河街组四段下亚段（沙四下亚段）（Es4x）埋藏深度在3 600 m 以深，近岸水下扇砂砾岩体具有良好的源-储配置［13-15］。近年来，在研究区民丰洼陷陡坡带新钻探了丰深斜11 和丰深斜101 井等高产凝析油气井，沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩油气藏逐渐成为民丰洼陷深层-超深层未来重要的增储阵地。前人研究认为，次生孔隙发育带是民丰洼陷陡坡带砂砾岩储层最主要的储集空间，并识别出4个次生孔隙发育带，分别为沙四上亚段2 800～3 500 m 和3 750～4 050 m 深处，以及沙四下亚段4 300～4 500 m和4 700 m～4 900 m深处，且认为埋藏过程中-酸性流体的溶蚀是深层次生孔隙主导型优质储层发育的机理［16-19］。然而，对新钻井岩心研究发现，研究区沙四下亚段储集空间以边缘规则、无溶蚀残余和被沥青普遍充填的残余原生孔隙为主，无次生孔隙发育带。民丰洼陷沙四下亚段深层油气成藏的关键问题在于优质储层的发育，而其与沉积充填、成岩作用改造、油气充注和地层超压等因素密切相关［20］。前人主要针对民丰洼陷油气来源、成藏历史及压力演化进行了研究，对优质储层控制因素的研究相对薄弱［21-25］。因此，本研究对民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩开展储层基本特征、油气充注-压力演化史及优质储层控制因素等地质研究，研究成果可为深层-超深层碎屑岩储层评价和预测研究指明方向。

1 地质概况

民丰洼陷位于东营凹陷东北部，北接陈家庄凸起，南抵中央隆起带，西以胜北断层为界，东临青坨子凸起，区域形态表现为向南倾没的特点（图1a）［26］。剖面上自北向南依次为北部陡坡带、民丰洼陷、中央洼陷带、牛庄洼陷和南部缓坡带（图1b），民丰洼陷为陈南铲式边界断层控制下的陡坡带［27］。民丰洼陷陡坡带古近系自下而上依次发育孔店组（Ek）、沙河街组（Es）和东营组（Ed）［28］，其中，沙河街组自下而上可分为沙四段（Es4）、沙三段（Es3）、沙二段（Es2）和沙一段（Es1）。沙四段可分为沙四下亚段（Es4x）和沙四上亚段（Es4s）（图1c）［29］。沙四下亚段沉积时期，以自西向东发育的丰深4 古冲沟、丰深1古冲沟和丰8古冲沟为主要物源通道，在陈南断层下降盘发育大规模近岸水下扇砂砾岩体［30-31］。民丰洼陷沙四下亚段烃源岩是研究区的主力烃源岩［29］，烃源岩厚度中心位于丰深2井附近，随着与烃源灶距离的增加，现今和历史时期的镜质体反射率都逐渐减低，生烃强度减小，因此，距烃源岩厚度中心更近的丰深4 沟和丰深1沟比丰8沟具有更好的成藏条件［32］。沙四下亚段钻井主要分布在永北断裂带附近，其中，丰深1 古冲沟供源区的丰深1 井和丰深斜101 井，丰深4 古冲沟供源区的丰深斜11井为高产凝析油井（图1d）。

图1 东营凹陷民丰洼陷陡坡带构造位置及重点井分布Fig.1 Tectonic location and key well distribution of the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

2 储层基本特征

2.1 岩石学特征

民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩整体上表现为厚度大、相变快、岩性粒度粗和分选磨圆差的特点。储层岩石类型主要为杂基支撑砾岩、颗粒支撑砾岩、砾质砂岩、含砾砂岩和砂岩，泥岩颜色为灰色、深灰色，多发育在较细正粒序的上部，少与砾岩、砾质砂岩等粗碎屑岩互层沉积。按照四组分三端元的分类方案，统计砂岩碎屑组分的相对含量，发现研究区砂岩类型以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主，成分成熟度较低，岩屑类型以沉积岩岩屑（主要为白云岩岩屑和灰岩岩屑）为主，变质岩岩屑含量次之，火成岩岩屑含量最低。

2.2 成岩作用特征

民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇储层埋藏较深，经历了复杂的构造活动及成岩改造过程，成岩作用类型多样，主要包括压实作用、胶结作用、溶解作用和交代作用。压实作用整体较强，刚性颗粒（如石英、长石和花岗片麻岩岩屑）之间以线-凹凸接触为主（图2a），甚至可见压溶作用导致的云雾状颗粒接触边界（图2b）。胶结作用主要为铁白云石胶结、白云石胶结和硅质胶结，其次，发育少量铁方解石、方解石、黄铁矿、绿泥石和硬石膏等胶结物。铁白云石胶结是影响储层质量最主要的胶结作用，充填于残余粒间孔隙和长石溶孔，晶形较好（图2c，d），晶体表面无溶蚀痕迹（图2d，e）；硅质胶结主要为石英自生加大（图2f）。溶解作用整体较弱，被溶解的岩石组分主要为长石颗粒，多被溶解成蜂窝状、港湾状和犬牙状（图2g），碳酸盐岩岩屑未被溶蚀（图2h）。交代作用可见铁白云石交代铁方解石（图2i）。

图2 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段储层主要成岩作用特征照片Fig.2 Primary diagenetic characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

2.3 储集空间特征

研究区近岸水下扇砂砾岩储层最主要的储集空间为原生孔隙，孔隙边缘较平直或者较规则，周围颗粒未见被溶蚀现象，可分为原生粒间孔和胶结残余原生粒间孔。原生粒间孔内基本无填隙物（图3a，b），胶结残余原生粒间孔为胶结物充填后粒间的残余孔（图3c）。储层中溶蚀孔隙较少，主要为长石颗粒内部和颗粒边缘溶蚀孔隙，孔隙形状不规则（图3d—f）。长石溶蚀增孔量远小于原生孔隙，是次要的储集空间（图3d，e）。利用铸体薄片图像分析技术，针对发育在近岸水下扇扇中亚相，杂基和胶结物含量均小于10 %的细砾岩、含砾砂岩和中粗砂岩，定量统计次生孔隙面孔率和总孔隙面孔率，结果发现：在埋深超过4 000 m 的深层砂砾岩储层中，次生孔隙面孔率（Ss）与总面孔率（St）的比值随深度变化不明显，81 %储层的Ss/St比值小于50 %；Ss/St随总面孔率的减小而逐渐增大，在总面孔率大于2 %时，Ss/St小于50 %，储集空间以原生孔隙为主；在总面孔率小于2 %时，少部分储层Ss/St大于50 %，储集空间以次生孔隙占主导。整体上，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层储集空间以原生孔隙为主导，次生孔隙对储层物性贡献不大。

图3 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段储层储集空间特征单偏光照片Fig.3 Storage space characteristics of reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

岩心实测物性表明，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层孔隙度在0.2 %～14.1 %、平均值为3.6 %，渗透率在（0.050～10.000）×10-3μm2，平均值0.183×10-3μm2，属低孔超低渗储层（图4）。民丰洼陷陡坡带古近系储层孔隙度、渗透率和面孔率随深度的增加而降低，埋深小于3750 m 时，储层孔隙度、渗透率和面孔率随深度增加而降低的速率较快；埋深超过3 750 m时，储层物性降低的速率明显减小（图4），且埋深超过4 200 m 的砂砾岩储层其储集空间仍以原生孔隙为主（图3）。因此，3750 m 是研究区储层机械压实作用的极限，超过该深度储层可能以化学压实作用为主，残余原生孔隙仍然可以大量发育，这大大拓宽了民丰洼陷深部储层勘探的深度下限。

图4 东营凹陷民丰洼陷陡坡带储层物性特征Fig.4 Porosity and permeability characteristics of reservoirs in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

3 优质储层控制因素

原生孔隙是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段近岸水下扇砂砾岩体最主要的储集空间，因此，研究区优质储层的分布与原生孔隙的发育和保存密切相关，主要受沉积作用、成岩改造、油气充注及流体超压等因素的影响［33-40］。

3.1 沉积作用

沉积原始条件决定了不同尺度下沉积物的非均质性。不同沉积相带由于水动力的强弱不同，在砂体规模、叠置样式和泥质含量等诸多方面存在差异；即使在同一沉积相带，不同微相中的沉积岩也具有不同的结构、构造和成分等特征［41］。这种不同尺度的非均质性不仅造成砂岩储层原始孔隙度差异，也使沉积物在后期埋藏演化过程中发生不同成岩作用和孔隙变化，进一步控制了有效储层的形成与分布［42］。

民丰洼陷陡坡带沙四下亚段为典型的近源和重力流沉积为主的近岸水下扇。近岸水下扇扇根亚相由断层幕式活动期的泥石流沉积、阵发性洪水沉积舌形体根部等微相组成，水体能量强，单层砂砾岩厚度大、成熟度低，主要发育泥质、砂质杂基支撑砾岩相和砾质砂岩相，储层杂基含量高、分选差、颗粒几乎无磨圆，在压实作用下可导致储层致密（图2a，图5a）。近岸水下扇扇中亚相主要为阵发性洪水沉积舌形体主体中部，砂砾岩厚度最大、分选磨圆较好、杂基含量较低，具有较高的原始孔隙度和抗压实能力，发育在阵发性洪水沉积舌形体中部的颗粒支撑砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相和中粗砂岩相，是优质储层发育的最有利位置（图3a，b，d，e）；扇中亚相扇侧缘砂体较薄，局部发育泥石流沉积，靠近扇侧缘，砂体厚度变薄且云母、泥质含量增加，成熟度变低，储层物性变差。扇缘亚相为近岸水下扇与半深湖-深湖接触的相带，由于洪水到达扇缘位置时能量明显减弱，砂岩厚度最薄，岩性最细，主要发育砂岩和粉砂岩相（图5b）。因此，在近岸水下扇扇中亚相的颗粒支撑砾岩相、含砾砂岩和中粗砂岩中，储层具有较高的原始孔隙度及较强的抗压能力，在深埋藏的成岩演化过程中原始孔隙更容易保存下来，是优质储层最发育的岩相类型。

图5 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段不同沉积相带沉积特征Fig.5 Sedimentary characteristics of different sedimentary facies zones in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

3.2 成岩作用

沉积作用决定了碎屑岩储层的原始非均质性，而成岩作用对储层的改造，促进了储层物性分异，加强了储层非均质性［41］。影响储层物性的成岩作用包括：①使储层致密的压实和胶结作用，为破坏性成岩作用；②能够改善储层物性的溶解作用，是建设性成岩作用［42］。

3.2.1 压实、胶结作用

压实作用贯穿成岩作用的始终，在早成岩阶段，埋藏深度小于2 000 m 时，机械压实作用是储层减孔降渗最主要的成岩作用，该阶段储层原生孔隙大量减少［43］。随着沉积物被逐渐深埋，压实作用进一步增强，可使发育在近岸水下扇扇根、扇缘和扇中侧缘的杂基含量高、分选磨圆差的砂砾岩储层致密。发育在近岸水下扇扇中颗粒支撑的含砾砂岩和中粗砂岩中，当埋藏深度小于3 750 m 时，在压实作用下原生孔隙迅速降低，在埋藏深度大于3 750 m 后，达到机械压实作用的极限，原生孔隙度随深度增加而降低的速率明显下降，在深层仍保持着较好的原生孔隙，储集空间仍以原生孔隙为主（图3a—c）；颗粒间呈线-凹凸接触，塑性颗粒强烈变形或假杂基化，刚性颗粒形成微裂缝（图2a，b）。定量统计表明，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段压实作用造成的原始孔隙度损失的体积分数在50 %～100 %，是使研究区原生孔隙损失最主要的成岩作用。

胶结作用对储层物性具有双重作用，一方面早期沉淀于原生粒间孔隙的碳酸盐胶结物可抑制压实作用，在后期被酸性流体溶解，产生次生孔隙，从而改善储层物性；另一方面，强烈的胶结作用可堵塞原生孔隙，减低储层物性。碳酸盐胶结是研究区最主要的胶结作用，以晚期铁白云石胶结为主，发育少量的方解石和白云石。扫描电镜观察发现，研究区碳酸盐胶结物充填于原生孔隙或长石溶蚀孔隙内，晶体自形程度高，未被溶解（图2d，e）。定量统计表明，研究区胶结物体积分数小于20 %，胶结作用造成的原始孔隙度损失的体积分数也小于50 %。因此，胶结作用以破坏储层为主，是研究区储层减孔降渗的主要成岩作用之一。

3.2.2 溶解作用

研究区溶解作用整体较弱，以长石溶蚀为主，碳酸盐胶结物溶解弱，扫描电镜下自形较好，未被溶解（图2d，e），且碳酸盐岩岩屑未被溶蚀（图2h）。为准确求取在埋藏成岩过程中，长石溶蚀作用对储层物性的贡献，在透射偏光镜下，圈定长石溶蚀孔隙面积占视域总面积的比值（长石溶蚀孔隙面孔率）。圈定结果表明，长石溶蚀孔隙面孔率主要集中在0～2.5 %。在深层封闭体系中，长石溶蚀的产物近原地沉淀石英加大边及高岭石。针对发育在近岸水下扇扇中亚相，胶结物、杂基含量均小于10 %的细砾岩、含砾砂岩和中粗砂岩，由镜下定量统计表明，研究区高岭石含量较少，高岭石面积含量（高岭石面积占视域总面积的比值）普遍小于0.5 %，石英加大边面积含量集中在0～1.0 %。用长石溶蚀孔隙面孔率减去产物石英加大边和高岭石的面积含量，发现长石溶蚀作用增加的面孔率普遍小于1.0 %，可见长石溶蚀作用对研究区储层物性的贡献较小。

3.3 油气充注和流体超压

沉积作用是深层-超深层碎屑岩优质储层发育的基础，成岩作用促进储层分异，油气充注和地层超压的发育是优质储层发育的关键［42］。流体包裹体记录了地质历史时期的地层温度、地层压力和地层流体等信息，为研究地层流体和地层温、压提供了最直接的证据［44］，因此，应用流体包裹体均一温度、冰点温度和气液比等数据，分析研究区不同古冲沟的油气充注史及流体压力演化史，对比发育在不同油气充注史及压力演化史下储层的物性及成岩作用的差异，探讨油气充注与地层压力对储层的影响。

3.3.1 流体包裹体岩相学及均一温度

民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层中流体包裹体发育在石英愈合微裂缝、石英加大边内部、石英加大边尘迹线、长石溶蚀孔洞和碳酸盐胶结物中，以石英愈合微裂缝中流体包裹体最发育。流体包裹体类型主要有气-液两相盐水包裹体、单一液相油包裹体、单一气相气包裹体、气-液两相油包裹体。气-液两相盐水包裹体在单偏光下呈无色或浅灰色，常与单一液相油包裹体、单一气相气包裹体和气-液两相油包裹体共生，形成流体包裹体组合（图6）。气-液两相油包裹体和单一液相油包裹体在单偏光下颜色较深，多呈灰色、深灰色或棕色，荧光下呈蓝色光和黄色光两种颜色，以发蓝色荧光的烃类包裹体最发育（图6a—d）。烃类包裹体的荧光颜色从红色—橙色—黄色—绿色—蓝白色—无色的变化，反映了有机质从低成熟向高成熟的演化过程［45-46］，因此，黄色荧光油为成熟油，蓝色荧光油为高熟油。单一气相包裹体在单偏光下呈灰色、深灰色及无荧光。激光拉曼光谱表明，天然气成分以甲烷和氮气为主（图6e，f）。

图6 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层石英愈合裂缝中流体包裹体特征Fig. 6 Characteristics of fluid inclusions in the healed fractures in quartz in coarse-grained siliciclastic reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

与烃类包裹体同期捕获的气-液两相盐水包裹体的均一温度，可以近似代表油气充注时的储层温度。石英愈合微裂缝中气-液两相盐水包裹体的尺寸普遍较大、数量多，多呈条带分布，因此，对石英愈合微裂缝中与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体进行测温。包裹体选取的原则为：① 保存完好，未发生泄露或变形；② 具有相似的气液比和产状，即同一流体包裹体组合。与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体均一温度测试结果表明，与黄色荧光油包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在125～170 ℃，主要分布在135～150 ℃；与蓝色荧光油包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在140～175 ℃，主要分布在145～170 ℃；与气包裹体共生的气-液两相盐水包裹体均一温度在160～170 ℃。

3.3.2 油气充注期次及地层压力发育特征

将与烃类包裹体同期的气-液两相盐水包裹体均一温度在埋藏史-热史演化图上投影，确定了民丰洼陷陡坡带沙四下亚段不同古冲沟的油气充注史，并利用流体包裹体均一温度和冰点温度，结合Carlos 等［44］导出的等容式，计算了流体包裹体形成的捕获压力。丰深1 古冲沟供源区的丰深斜101 井经历了2 期石油充注和1 期天然气充注：早期黄色荧光油在29.8～29.2 Ma 时充注，地层压力为60.34～62.63 MPa，古地层压力系数为1.31～1.36，为中超压；晚期蓝色荧光油在5.0～3.5 Ma时充注，地层压力为54.91～66.63 MPa，古地层压力系数为1.29～1.42，为中超压；以甲烷和氮气为主的天然气在2.3～2.0 Ma 时充注，地层压力在57.09～59.04 MPa，古地层压力系数为1.36～1.42，为中超压。丰深4古冲沟供源区的丰深斜11井同样经历了2期石油充注和1期天然气充注：早期黄色荧光油在37.0～25.5 Ma 时充注，地层压力为46.94～64.30 MPa，古地层压力系数为1.19～1.44，为中超压；晚期蓝色荧光油在2.0～0.7 Ma 时充注，地层压力为58.09～63.95 MPa，古地层压力系数为1.44～1.59，为中-强超压；以甲烷和氮气为主的天然气在3.1～0.5 Ma 时充注，地层压力在51.29～57.71 MPa，古地层压力系数为1.36～1.45，为中超压。丰8 古冲沟供源区的永斜941 井早期黄色荧光油在35.0～31.2 Ma 时充注，地层压力为40.30～42.30 MPa，古地层压力系数在0.96～1.01，为常压；晚期蓝色荧光油在4.2～1.7 Ma 时充注，地层压力为37.10～37.90 MPa，古地层压力系数为1.1～1.31，为弱超压-中超压；以甲烷和氮气为主的天然气在2.8～1.1 Ma时充注，地层压力在42.60～46.30 MPa，古地层压力系数为1.13～1.21，为弱超压。整体上，民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层，存在两期石油充注和一期天然气充注，第一期黄色荧光油充注时间为37.2～25.8 Ma，第二期蓝色荧光油充注时间为12.0 Ma 至今，第二期石油充注伴随天然气充注，充注时间在3.6 Ma至今（图7），以晚期蓝色荧光油充注为主。经历了两个增压旋回：第一个增压旋回为45.0～24.6 Ma，伴随着东营组沉积末期的构造抬升，第一增压旋回的超压得到释放；伴随着第二期油气充注，超压再次累积，第二个增压旋回为24.6 Ma至现今（图8）。

图7 东营凹陷民丰洼陷北带沙四下亚段砂砾岩储层油气充注史Fig.7 Hydrocarbon charging history of the coarse-grained siliciclastic reservoirs in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

民丰洼陷沙四下亚段烃源岩厚度中心位于丰深2井附近，随着与烃源岩厚度中心距离的增加，现今和地质历史时期的镜质体反射率都逐渐降低，生烃强度减小［32］。西部的丰深4 古冲沟和中部的丰深1 古冲沟距离烃源厚度中心近，东部的丰8 古冲沟距离烃源厚度中心较远（图1）［32］，因此，在两个增压旋回中，丰深4古冲沟供源区的丰深斜11井和丰深1古冲沟供源区的丰深斜101 井砂砾岩储层更早接受油气充注，产生传递型超压，油气充满度高、地层压力系数较大，发育两期超压油气充注；而位于丰8古冲沟供源区的永斜941井油气充满度低、地层压力系数较小，仅发育晚期油气充注产生的传递型超压（图8）。

3.3.3 超压油气充注对优质储层的影响

前人研究表明，民丰洼陷沙四下亚段油气充注与压实-胶结作用先后顺序为：机械压实作用—方解石、白云石胶结—早期石英加大—黄色荧光油充注—晚期石英加大/蓝色荧光油充注—铁方解石、铁白云石胶结［16］。由图7 和图8 可知，油气充注与超压发育的时间相一致，且前人研究认为，东营凹陷民丰洼陷沙四段砂砾岩储层超压主要来源于沙四段烃源岩生烃超压产生的压力传递［47］。油气充注对储层的影响除了可以产生超压，减少岩石间的骨架压力，抑制压实作用，保护原生孔隙［48-49］，早期油气充注还可在颗粒表面形成油膜，阻挡颗粒表面与孔隙水的接触，抑制水岩反应，从而减少碳酸盐胶结和硅质胶结作用的物质来源，抑制胶结作用［50-51］。

为了明确超压油气充注对储层物性的影响，选取发育在近岸水下扇扇中亚相，胶结物、杂基含量均小于10 %的细砾岩、含砾砂岩及中-粗砂岩，对比具有不同压力演化史的丰深1古冲沟、丰深4 古冲沟和丰8古冲沟的储层物性及成岩作用特征。仅发育晚期超压、丰8 古冲沟供源区的永斜941 井，颗粒间线接触-凹凸接触，部分颗粒破碎，孔隙度整体较低，主要集中于2 %～6 %，最大孔隙度小于8 %（图9a）；丰深4 古冲沟供源区的丰深斜11 井、丰深1 古冲沟供源区的丰深斜101 井发育两期地层超压，地层压力系数均在1.2 以上，颗粒点-线接触，孔隙度好于永斜941井，原生孔隙发育，丰深斜11 井最大孔隙度可达10 %以上，丰深斜101 井孔隙度主要分布在2 %～8 %，部分孔隙度大于8 %（图9b，c）。

民丰洼陷陡坡带沙四下亚段最主要的胶结物为铁白云石，干层中铁白云石含量高，原生孔隙几乎全部被充填，只残留少量溶蚀孔隙，储层致密，孔隙度分布在2 %～10 %，渗透率多分布在（0.01～1.00）×10-3μm2（图10a）；油气层中铁白云石含量较少，相对含量低于孔隙含量，孔隙度多分布在0～12 %，孔隙度大于6 %的储层超过40 %，渗透率超过1.00×10-3μm2的储层达30 %（图10b）；干层中铁白云石含量高，原生孔隙几乎全部被充填，只残留少量溶蚀孔隙，储层致密（图10），孔隙度分布在2 %～10 %，渗透率多分布在（0.01～1.00）×10-3μm2。可见早期油气充注明显控制了晚期铁白云石在油气层中的发育，由于扇缘薄砂体、扇根泥石流和扇中近泥岩砂体原始物性差，早期油气充注少，因此，晚期铁白云石可继续发生胶结，而在扇中厚砂体中部早期油气充满度高，铁白云石胶结明显受到抑制。此外，在发生多期烃类充注的储层中，晚期油气更倾向于充注发生早期油气侵位的储层中［52］。

图10 东营凹陷民丰洼陷陡坡带沙四下亚段油气层和干层物性差异特征Fig. 10 Differences in physical properties between hydrocarbon-bearing and dry layers in the lower submember of the 4th member of the Shahejie Formation in the steep slope zone of the Minfeng sub-sag， Dongying Sag

4 结论

1） 民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层岩石类型复杂，砂岩以岩屑质长石砂岩和长石质岩屑砂岩为主。压实作用中等-强；胶结作用以铁白云石胶结为主，其次为石英加大；溶解作用整体较弱，主要为长石溶蚀，碳酸盐胶结物和碳酸盐岩岩屑溶蚀不明显。储集空间为原生孔隙主导，发育少量的长石溶孔，但自生石英和高岭石沉淀使长石溶蚀增孔不明显。

2） 民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩储层中发育黄色荧光和蓝色荧光油包裹体和以甲烷和氮气为主的气包裹体，黄色荧光油包裹体反映早期成熟油气充注，充注时间为37.2～25.8 Ma，蓝色荧光油包裹体反映晚期高熟油气充注，充注时间为12 Ma 今，天然气充注时间为3.6 Ma 至今。地层经历了两个增压旋回，第一个增压旋回为45.0～24.6 Ma，第二个增压旋回为24.6 Ma 至现今，丰深4 古冲沟、丰深1 古冲沟储层压力系数明显高于丰8古冲沟储层。

3） 岩相是民丰洼陷陡坡带沙四下亚段砂砾岩优质储层发育的基础，颗粒支撑砾岩相、砾质砂岩相、含砾砂岩相和中-粗砂岩相杂基含量低、成熟度较高，有利于原生孔隙的保存。超压油气充注抑制压实和胶结作用是优质储层发育的关键，深层封闭体系中长石和碳酸盐矿物溶解作用弱、增孔量少；3 750 m 以深的储层孔隙度随深度增大而降低的速率明显降低，深层原生孔隙主导型优质储层的发育大大拓展了优质储层勘探的深度下限。