（一）岩性圈闭储层物性分布特征
东营凹陷古近系作为一个完整的沉积旋回序列，在湖盆演化不同阶段发育了不同成因类型的储集砂体，主要包括冲积扇、近岸水下扇、扇三角洲、三角洲、深水浊积扇、三角洲前缘滑塌浊积扇以及滨浅湖滩坝和河流相砂体，岩石类型主要是砾岩、含砾砂岩、中粗砂岩、细砂岩及粉砂岩。不同成因类型储层的岩石学特征不同，它们的物性特征也不同。河流相、（扇）三角洲前缘水下分流河道及河口坝砂体物性最好，其次为（扇）三角洲前缘席状砂及滨浅湖滩坝砂体，近岸水下扇和浊积扇砂体的物性较差（孙梦如等，2003）。对于岩性圈闭来说，孔隙度主要分布在15%～25%之间，其中15%～20%之间分布频率最大，达到58.8%；其渗透率值在（10～50）×10-3-μm2范围分布频率最大为53.1%。
不同地区不同井的砂岩物性相差很大，与碳酸盐胶结物的密切相关，含量越高其物性越差，但是碳酸盐胶结物被溶解有利于次生孔隙发育。
（二）砂体储层物性与充满度关系
关于储层物性对含油性的控制作用，陈章明等（1999）在实验基础上得出：粒径大的砂体含油气性好，粒度细的砂体可能没有油气聚集；曾溅辉（2000）等在进行岩性砂体成藏实验时，发现只有砂体的粒径达到一定的临界值后才能聚集油气。东营凹陷的岩性砂体统计实例表明，圈闭的充满度随孔隙度、渗透率的增加，圈闭充满度有逐渐增加的趋势（图4-44）。滑塌浊积、深水浊积及近岸水下扇3种主要类型砂体各自的孔渗物性与充满度的正相关性要比混在一起明显得多。
图4-44 岩性圈闭储层物性与充满度关系图
值得注意的是，纵向上相邻储层的渗透率差异（层间渗透率级差）同样对砂体含油气性具有控制作用。厚层间渗透率级差反映了层间非均质性的强弱，级差越大，则砂层间渗透率非均质性越强。在非均质储层内，高渗透层的渗透率越高，相对于低渗透层的渗透率差异越大，对低渗透层的屏蔽作用也就越大，层间干扰程度越强，油气进入低渗层的难度也越大。当级差大于一定值时（即圈闭内最高渗砂层的渗透率与低渗层渗透率的比值大于一定值时），低渗层便无油气进入。从图4-45牛35井砂体物性与含油性关系中可以明显看出，渗透率级差对含油性的控制作用，紧挨高渗透储层的低渗透带往往受到屏蔽作用，出现干层。
（三）砂体厚度、面积与充满度的关系
统计结果显示，砂体的充满度随着砂体厚度的增加，表现出先增加再减小的趋势（图4-46）。当砂体厚度＜2m时，储层物性比较差，油气难以突破砂体的临界条件而成藏，因此小于2m的砂层基本是干层；当砂体厚度2～5m时，砂体平均充满度持续增加，高达51.54%。砂体个数在5～10m之间最多，占32%，随厚度的增加，砂体个数逐渐减少。可见，砂体厚度在2～10m之间对岩性油气藏成藏是最有利的。
从图4-47中可以看出，圈闭充满度随着砂体面积的增大，呈现先增加再降低然后又增加的波动，但波动范围变化不是很大。这主要是由于不同沉积类型砂体的面积与充满度影响因素不同导致。
（四）砂体形态对含油气性的影响
东营凹陷岩性圈闭的砂体展布方向与物源方向一致，倾向受地层倾斜方向的控制，在平面上有扇形、土豆状、椭圆状、脚足状或呈不规则分布，在剖面上一般为透镜状，中间厚，向两端尖灭。构造－岩性类型的圈闭在侧向被断层封堵，或高部位或低部位，另一侧岩性尖灭。不同的砂体形态对油气充注的影响是不同的。假设存在一球形和一椭球形两均质砂体，它们的体积（V）、油气充注条件和储集物性均相同（图4-48），由于椭球形砂体的表面积大于球形砂体的表面积，故在相同时间内源岩注入前者内的油气多，造成前者的充满度高于后者。
图4-45 东营凹陷牛35砂体物性与含油性剖面图
图4-46 东营凹陷岩性油气藏砂体厚度与圈闭充满度关系
图4-47 东营凹陷岩性油气藏砂体圈闭面积与圈闭充满度之间的关系
图4-48 砂体形态与表面积的关系