杨仁超1，2 金之钧1 王言龙2 樊爱萍2
（1.中国石化股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 100083；
2.山东科技大学地质学院，山东青岛 266510）
摘 要 通过构建储层三维地质模型，地质建模可以定量直观展示储层三维物性参数及几何形态，提高井间物性的内插精度，从而提高储层精细描述的可靠性和准确度。鄂尔多斯盆地苏里格气田东区Z30区块储层发育于河流相，砂体横向变化快，储层预测难度较大。本文利用Petrel软件，以钻井数据为基准，按照点－面－体的建模步骤建立Z30区块构造模型；在此基础上以测井解释单井相数据为基准，采用序贯指示模拟方法建立了沉积微相模型；并以相控建模技术为指导，采用序贯高斯模拟方法建立了储层属性模型。储层建模研究为准确评价储层性质及潜能提供了可靠依据，也为气藏开发方案的制定和调整提供了地质借鉴。
关键词 鄂尔多斯盆地 苏里格气田 二叠系 储层建模 模型
Reservoir Geological Simulation of Z30 Block in Sulige Gas Field
YANG Renchao1，2，JIN Zhijun1，WANG Yanlong2，FAN Aiping2
（1.Exploration and Production Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，
China；2.College of Geological Sciences ＆ Engineering.Shandong University
of Science and Technology，Qingdao 266510，China）
Abstract Geological modeling technology can improve the interpolate precision of properties between wells and the reliability and accuracy of reservoirs description thrugh establishing a 3D geological model which can show the style of reservoirs directly and 3D quantative reservoir distribution parameter and geometry.It increase the difficulty to forecast reservoirs between wells that sand bodies vary laterally fast formed in fluvial sedimentary facies in block Z30 in the eastern part of Sulige gas field.According to the basic modeling steps from point to surface to body.the tectonics model of the research block was constructed on basis of the drilling data by using the software of Petrel.Then，based on facies data interpreting from logging of single well，the detailed sedimentary facies model could be established by using the Sequential indicator simulation method.Finally，based on the facies model，the properties parameter model was built by using facies controlled modeling technology and sequential Gauss simulation method.Through the simulation study of block Z30，it can icrease the precision of reservoirs description.and it also can provide geologic reference for working out and regulating reservoir development program.
Key words Ordos Basin；Sulige Gas Field；Permian；reservoir simulation；model
基金项目：山东省沉积成矿作用与沉积矿产重点实验室开放基金 “陆相盆地沉积充填序列与储层发育控因研究”（DMSM200803）资助。
苏里格气田东区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡中北部，呈现北东高、南西低的西倾单斜构造。上古生界自下而上发育石炭系本溪组、太原组，二叠系山西组、下石盒子组和石千峰组地层，属海陆过渡相—陆相碎屑岩沉积。苏里格气田上古气藏的砂体分布、储层物性变化很大，非均质性严重［1］，在开发过程中如何准确预测高渗储层的分布，是气田开发亟待解决的问题。对于水平井整体开发的Z30重点区块而言，储层精细描述对于水平井井位、方向、轨迹、层位的优选尤为重要。气藏描述的核心是建立储层地质模型［2～4］，因此，储层地质建模对于气藏开发方案的制定、油气藏管理等具有重要的意义。
1 储层地质建模准备
1.1 小层划分与对比
Z30区块目的层段H8段和S1段细分为H8s1、H8s2、H8x1、H8x2及 共7个小层（图1）。通过对比发现，各小层厚度较稳定，地层可对比性较强，为储层地质建模奠定了较好的基础。
图1 Z30区块小层对比
1.2 沉积微相研究
结合研究区地质背景资料、岩心观察、测井资料、岩性特征及组合、沉积构造、剖面结构和生物标志等资料，并结合前人的研究成果，对Z30区块进行单井相分析，认为研究区H8段属于辫状河沉积，可进一步划分为河道亚相、河漫亚相，以及心滩、辫状河道、泛滥平原、洪漫湖沼等微相类型；S1段属于曲流河沉积，可进一步划分为河道亚相、河漫亚相，以及边滩、决口扇、漫滩、牛轭湖等微相类型。
以Z9井为例，首先根据GR、AC、SAND、PERM、POR等测井曲线对单井岩性进行解释，然后结合取心井段岩心数据对解释成果进行校正（图2）。
图2 Z9井岩性岩相综合解释
1.2.1 辫状河河道亚相
辫状河河道亚相由辫状河道微相和心滩微相组成，具有不明显的二元结构。
1）辫状河道微相：是河道亚相的主要组成部分，也是研究区内有利储集砂体发育的重要微相类型之一。岩性以浅灰色含砾粗砂岩，灰白色、灰绿色粗砂岩、中－粗砂岩等粗碎屑沉积为主（图3H）。岩性剖面具有典型的河道正旋回沉积特点，具有很强的河流侵蚀冲刷作用，底部具冲刷面，与下伏泥岩呈突变接触。自然伽马曲线以明显的齿化钟型、钟型－箱型组合为主。沉积构造以楔状交错层理为主，反映较强的水动力条件（图3E）。
2）心滩微相：岩性以灰－灰白色含砾粗砂岩、粗砂岩等粗碎屑岩为主（图3G），是研究区内有利储集砂体发育的微相类型。岩性剖面具不明显的正旋回特征。自然伽马曲线多为高幅微齿化箱型。沉积构造以平行层理、板状交错层理为主（图3F），水动力较强。
图3 Z9井主要的岩性和沉积构造
1.2.2 辫状河河漫亚相
辫状河河漫亚相由泛滥平原微相和洪漫湖沼微相组成。
1）泛滥平原微相：泛滥平原微相位于辫状河道间的地势低洼而平坦地区，是洪水泛滥期间，当越岸水流在近岸处沉积了较粗物质之后，在地形平坦处所沉积的细粒悬浮物质。岩性主要由粉砂质泥岩、泥岩组成的泥质均匀层或交互层构成，层面可见植物碎屑和云母片。泥岩中可见植物茎干、叶片化石。自然伽马曲线幅度低，接近泥岩基线，呈低幅波状起伏或近平直状。
2）洪漫湖沼微相：洪漫湖沼微相位于辫状河道间的低洼地区，因泛滥平原中低洼积水地带植物生长繁茂并逐渐淤积而成，岩性以黑色泥岩为主，常形成单层厚度较大的泥岩，一般＞7m。自然伽马曲线幅度低，呈低幅波状起伏或近平直状。
1.2.3 曲流河河道亚相
曲流河河道亚相主要由边滩微相组成。边滩是曲流河中最主要的沉积单元，是河床侧向迁移和沉积物侧向加积的结果。由于曲流河河床中水流对沉积物的搬运以底负载搬运（滚动和跳跃）方式为主，故边滩沉积的岩性以粗砂岩为主，主要有浅灰绿（白）色、灰绿色粗砂岩（图3A—D），向上粒度通常变细。自然伽马曲线呈箱型。沉积构造主要为交错层理，平行层理等（图3A—C）。
1.2.4 曲流河河漫亚相
曲流河河漫亚相位于河道沉积的上部，主要是洪水泛滥期间河流悬移载荷垂向加积的产物，属顶层沉积。与河道沉积亚相相比，其岩石类型简单，粒度较细。自然伽马曲线为低幅齿化曲线，偶有指状曲线。可进一步分为决口扇、漫滩、牛轭湖等沉积微相。
1）决口扇微相：主要由细砂岩、粉砂岩组成。自然伽马曲线呈中－低幅指型。具有小型交错层理、水平层理，冲蚀与充填构造常见。
2）漫滩微相：沉积以粉砂岩为主，发育水平层理、平行层理等构造，自然伽马曲线幅度低，呈低幅波状起伏或近平直状。
3）牛轭湖微相：由于曲流河的截弯取直作用而形成，其中既有侧向加积的砂质物，又有垂向加积的粉砂和泥质。岩性以浅灰绿色、灰黑色泥岩为主，富含有机质，层理一般不显。自然伽马呈现出低幅齿化曲线形态。
2 储层地质建模
储层地质模型实际上就是用模型来表征储层结构及储层物性参数的空间分布和变化特征。储层地质建模的核心问题是井间储层预测［5，6］。在井点数据的基础上，为更好地预测井间插值，本次建模运用随机建模方法，通过建立多个模型实现，结合地质实际及认识优选出可信度最高的模拟结果。为提高描述精度，本次建模平面网格步长设为70m×70m；垂向上采取重点层位细化分层的方法，网格数达207个；总网格数达11625120个。
2.1 建模方法
目前建模方法主要有确定性建模和随机建模两种。由于储层的空间展布具有复杂性、局部随机性和变异性的特点，因此应用确定性建模方法在储层预测中难以得到可信度较高的结果。随机建模方法是20世纪80年代中期发展起来的一项新技术，其核心是对井间储层进行多学科综合一体化、三维定量化及可视化的预测，适合描述储层的非均质性与不确定性［4］。
由于Z30区块井网密度较大，且井位数据、分层数据、测井及测井解释数据较完备，因此可以建立较完善的单井数据（井位、分层、单井相、孔隙度、渗透率、含气饱和度等）。在构建沉积微相模型过程中，为确保井点数据的准确性且体现随机建模的思想，选用了序贯指示模拟方法；在模拟储层物性参数时，选用了能够较好处理连续型数据的序贯高斯模拟方法。其中，序贯指示模拟是以象元为基础的模拟方法，不存在收敛性问题，不仅能模拟连续型变量，而且还能模拟离散型变量［5，7～9］，其最大的优点是忠于井点数据，可模拟复杂地质现象，适合研究区沉积微相变化快、非均质性强的储层；序贯高斯模拟是一种应用高斯概率理论和序贯模拟算法相结合、产生连续变量空间分布的随机模拟方法，适用于连续型变量［3，5，8］。
其简单的流程是：以单井数据为基准，保证井点数据的准确度和精确度，同时运用序贯指示模拟方法保证井间插值的合理性，构建沉积微相模型［10，11］；然后运用相控建模技术建立储层物性参数模型。
2.2 建立构造模型
构造模型是构建其他模型的基础［5，6］，符合实际的构造模型能为后续的沉积微相模型及物性参数模型提供准确的地层框架。由于Z30区块断层不发育，在钻井数据的基础上就可以建立比较符合地质实际的构造模型。以钻井资料为基础数据，遵循点－面－体的建模步骤，首先对储层进行等时划分与对比，并将数据导入建立井模型，然后以分层数据为基准在手工勾绘顶面构造的约束下建立等时层面模型，最后通过层面间插值建立三维构造模型（图4）。
图4 Z30区块三维构造模型
从模型中可以更加直观地表征出研究区目的层段S1段和H8段的构造格局：整体起伏不大，为北东高、南西低的西倾单斜构造。每小层的构造格局基本保持一致，坡降幅度在4～5m/km，其内部发育一系列北东走向鼻隆构造。
2.3 沉积微相模型
储层沉积微相的空间展布对储层和气藏的分布有重要的控制作用［5，12，13］。所以在构建储层物性参数模型之前需要建立能够表征储层非均质性的沉积微相模型。以H8s1小层为例，在模拟沉积微相展布时，以测井解释单井相数据为基准，首先对微相进行合并和代码化（表1），将洪漫湖沼和泛滥平原微相合并为泛滥平原微相；然后逐层对沉积相数据进行分析，并进行变差函数调整，确定主变程、次变程和垂变程；最后采用序贯指示模拟方法，利用趋势面和变差函数的双重控制手段进行模拟，并在随机产生的一系列沉积微相中挑选出最合理的模拟结果，逐层做出沉积微相模型（图5）。其沉积微相数据分析结果见表1，变差函数参数统计见表2，模拟结果见图6。
表1 Z30区块H8s1小层沉积微相数据分析统计
图5 Z30区块三维沉积微相模型
由H8s1小层的沉积微相模型可以看出，辫状河道沉积在该层段较发育，呈南北向条带状展布，南北向连通性较东西向好；心滩沉积呈不规则片状展布，整体呈南北向展布趋势；泛滥平原沉积在该层段内最发育，呈大范围的连片状展布。辫状河道沉积和心滩沉积沉积物粒度较粗，以中－粗砂岩、粗砂岩为主，是该层段的主要储集单元。
图6 Z30区块H8s1小层沉积微相模型
表2 Z30区块H8s1小层沉积微相变差函数参数统计
2.4 储层物性建模
储层三维建模的最终目的是建立能够反映地下储层物性空间展布的属性模型，是储层地质建模的核心内容［1～3］。在建立并筛选最优沉积微相模拟结果的基础上，运用相控建模技术［12～15］，以测井解释数据（孔隙度数据、渗透率数据和含气饱和度数据等）为基准数据，采用序贯高斯模拟方法对孔隙度进行插值：首先，通过数据分析，统计物性的参数概率分布特征；其次，分析确定变差函数类型及各项参数；最后，在沉积微相和趋势面的双重控制下逐层进行物性参数模拟，并将模拟结果与手工勾绘物性图件进行对比，筛选出最优模拟结果（图7A）。
建立孔隙度模型后，为更好地预测渗透率与含气饱和度井间插值，充分利用渗透率、含气饱和度与孔隙度的相关性关系，用已优选的沉积微相模型和孔隙度模型做双重约束，重复以上建模步骤构建出的渗透率模型和含气饱和度模型（图7B，C），从而确保了渗透率、含气饱和度与孔隙度的协调性，使模拟结果更符合地质实际，提高了模型的可信度。
以H8s1小层为例，其物性参数的统计结果见表3，变差函数参数统计见表4，模拟结果见图8。
图7 Z30区块储层物性三维模型
表3 Z30区块H8s1小层物性参数分析统计
表4 Z30区块H8s1小层变差函数参数统计
图8 Z30区块H8s1小层储层物性模型
由储层物性模型可以看出H8s1小层孔隙度大于8％的区域在该层段发育范围较小，呈零星点状分布；介于4％～8％之间的区域范围较大，且南北向连通性较好，主要对应于辫状河道沉积；渗透率大于0.7×10－3μm2的区域范围较小，呈零星状分布，主要对应于心滩沉积；含气饱和度总体较低，呈现不连续的特点，＞60％的区域面积不大，零散分布。由此可见，Z30区块储层具有典型的低孔、低渗特点。
3 模型检验
未经沉积相控制的储层物性模拟，在平面分布规律及变化趋势上有较强的随机性，在不同区域储层属性的分布往往没有明显的规律和变化趋势。平面上属性值相近，但属于不同沉积单元的储集层，在没有井点控制的情况下，可能被误划分为同一成因单元［15］。因此，相控建模技术可以实现储集层属性分布和沉积微相的对应性，使模拟结果更符合地下实际情况。所以，沉积相模拟结果与实际情况的符合程度是建模成功与否的关键。为了检验本次模拟结果，将沉积相平面展布以及剖面切片与手工勾绘图件、地震解释剖面等进行了对比。
以H8s1小层为例进行沉积相的平面对比。为了更好地展示心滩和辫状河道等沉积砂岩的展布，将Petrel沉积相模型中以泥岩沉积为主的泛滥平原沉积滤掉，与手工勾绘沉积相平面图进行对比（图9）。通过对比发现，沉积相模型与手工勾绘图件相似程度较高，整体展布趋势及分布范围均符合得较好，说明本次模拟可信度较高。为进一步检验模型的符合程度，将模型切片与手工勾绘的剖面以及地震解释剖面进行了对比（图10）。选取东西向连井剖面SD21－28—SD21－33—SD20－34—SD21－41—SD21－46为基准剖面，切取模型切片和地震剖面，与手工勾绘的剖面进行对比。发现模型剖面与勾绘剖面及地震解释剖面吻合均较好。
图9 Z30区块H8s1小层沉积相平面展布对比
通过以上的对比分析发现，本次建模与Z30区块地质实际吻合较好，说明本次模拟较好地展现了地下气藏形态，实现了对气藏的精细描述，对储层的正确评价和气藏的开发方案的制订和调整提供了可靠的依据和地质借鉴；同时也说明了相控建模理论的先进性和合理性。
4 结论
1）利用单井资料垂向精度高的特点，以单井资料为基准数据，选择能忠于井点数据的序贯指示模拟方法，以人工勾绘图件做趋势约束，能较好地描述Z30区块储层沉积微相展布；采用相控建模技术建立的储层物性模型与地质实际符合较好，可信度较高。
2）通过以上方法最终建立了Z30区块储层地质模型，呈现了Z30区块目的层段的地质实际：Z30区块构造格局为整体起伏较小，呈现北东高、南西低的西倾单斜构造，内部发育一系列北东走向鼻隆构造；Z30区块S1段主要发育曲流河沉积，H8段主要发育辫状河沉积，有利储层主要分布于心滩、边滩以及辫状河道等沉积微相类型；Z30区块储层具有典型的低孔、低渗特点。
3）以构造模型为骨架，在沉积微相的约束下建立的储层属性模型，有较好的合理性。不仅可以很好地解决沉积微相变化快、非均质性严重储层物性参数的模拟问题，而且还可以获得不同沉积微相的储层物性参数分布特征，有利于对储层更进一步的精细描述，同时也为数值模拟研究奠定了基础。
图10 Z30区块SD21－28—SD21－33—SD20－34—SD21 －41—SD21 －46连井剖面对比
参考文献
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储层地质模型实例~
8.1.4.1 孤岛油田中11 井区 沉积微相平面图（图8.2）
这是孤岛油田主力产区的沉积微相平面分布图。其中有7口取心井，在对取心井取出的岩心详细划相的基础上，建立了岩石相的测井相模式，确定出 砂层有6种沉积微相。然后再对其余生产井用测井资料划相，最后建立了 砂层的沉积微相平面模型。
油气储层地质学
8.1.4.2 孤岛油田中11 井区 储层参数分布图（图8.3）
在与图8.2的同一区块和层位中，以沉积相为背景，将储层参数（孔、渗、饱等）叠合其上，并认为沉积微相控制了储层参数的展布，采用了相控-克里金模型进行参数展布。由图中可见，储层参数的分布不仅与井点资料有关，而且还受到沉积微相的控制。
8.1.4.3 高分辨率层序地层对比剖面［4］（图8.4）
图8.4是W油田的高分辨率层序地层对比图。图中A9井是该剖面上层位较全的井，根据A9井的高分辨率层序地层划分，可划出5个长期旋回、14个中期旋回以及30个短期旋回，图中以中期旋回作为对比的依据，即MS1-MS14共14个中期旋回，对应的原砂层编号为W3（A-K）和W4（A-E）共14层。由于高分辨层序地层对比具有等时的概念，因此，在划分出的地层格架中所对比出的砂体连续或不连续依据将更为充分。
油气储层地质学
图8.4 W油田高分辨率层序对比剖面［4］
8.1.4.4 威远气田震旦系储层剖面模型［3］（图8.5）
四川盆地威远气田震旦系气层是裂缝-孔隙型隐藻白云岩储层。储层由夹于致密白云岩中呈层状、透镜状分布的隐藻白云岩溶蚀孔洞层，叠加构造裂缝和断层组成。在背斜圈闭范围内为相互连通的单一储渗系统，但非均质性明显，在背斜轴部裂缝很发育，是高产气井集中分布的区带，也是底水上窜活跃的地区；背斜的翼部和端部裂缝发育差，且以斜缝和平缝为主，气井产能低，地层水也不活跃。图8.5是根据气井岩心描述、测井、录井、生产特征等综合资料用传统地质方法建立起来的一个裂缝-孔洞型储层的剖面模型。
图8.5 四川威远气田震旦系气藏白云岩裂缝-孔洞储层模式图［3］
8.1.4.5 渝东五百梯石炭系气藏储集体分布模型［5］
渝东五百梯石炭系气藏位于大天池构造带东北倾没端东侧，是裂缝-孔隙型碳酸盐岩非均质储层。据吴继余［5］等的研究将五百梯气藏石炭系储层依据其储、渗条件的差异，划分为三类（表8.1）。
表8.1 渝东五百梯石炭系气藏储集体分类
通过采用测井资料解释单井的储层参数，以及采用测井单井评价来刻度地震，建立地震正演模型（包括厚度和储集体），通过储层厚度和储集体的横向追踪，可以编制出各类储集体发育的平面和立体的地质模型，如图8.6所示。
图8.6 四川盆地渝东五百梯构造石炭系的储集体几何分布的二、三维显示图示例
8.1.4.6 苏里格气田盒8—山1段河流相砂体分布模型
苏里格气田上古生界石盒子组盒8段和山西组山1段是主要储气层段，岩性主要为中粗粒石英砂岩和岩屑砂岩。盒8段整体表现为一个向上变细的正旋回，上段砂体发育较少，层也较薄；下段砂体在横向上呈大面积复合连片分布，反映了辫状河道的沉积特征。山1段在层序上具明显的下粗上细二元结构特征，且砂体在横向上连片性较差，总体表现为曲流河的沉积特征。利用斯仑贝谢公司的冲积模拟（F1uvSim）技术进行沉积体系的模拟，得到了古河道各层平面及剖面形态，如图8.7所示。
图8.7 FluvSim模拟
图中A—F为从盒8下底部到盒8上顶部的部分切片。盒8底部为辫状河体系（A），向上部演变为在辫状主河道基础上发育的网状河水系（B），再向上则演变为低弯度曲流河沉积（C）。到盒8上段的中下部，发育网状河水系和局部的辫状河水系（D，F），再上部，又变为低弯度的曲流河沉积（F）。
苏里格气田地处内蒙古自治区鄂尔多斯市境内，地质构造隶属于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北西部。自1999年发现以来，经过十几年艰苦工作，成为我国目前储量最大的气田，探明煤成气储量12725.29×108m3。
1)苏里格气田主要有二叠系石盒子组盒8段、山西组山1段、山2段砂岩和奥陶系马家沟组马54段白云岩4套气层，其中，主力含气层为盒8段和山1段河流相-三角洲砂岩储层。气田整体表现为东高西低、北高南低特征，局部构造不发育，对天然气的聚集成藏不起决定性控制作用，主要为岩性圈闭气藏。
2)气源主要为太原组和山西组陆相和海陆交互相含煤层系。煤层分布普遍。据刘圣志等(2005)、戴金星等(2005)、陈义才等(2010)资料，在苏里格气田区煤层厚度为6～12m，煤的平均有机碳含量为60%～75%，氯仿沥青“A”0.61%～0.8%，总烃(1757.1～2539.8)×10-6ppm；暗色泥岩厚70～130m，有机碳含量在1%～5%，一般为2%～4%，氯仿沥青“A”0.037～0.12%，总烃163.76～361.6ppm。烃源岩生气强度为(18～40)×108m3/km2，具备形成大型气田的烃源岩条件。由于区内煤层厚度较大，分布稳定，含煤系数较高，属富煤贫泥型含煤岩系。徐永昌等(2002)认为，鄂尔多斯盆地上古生界含煤岩系，煤层贡献的生烃潜力高于暗色泥质岩。
3)盒8—山1段储层主要为中粗粒、含砾粗粒石英砂岩，储集空间以各种类型次生溶孔为主。盒8段低位体系域的下切河道充填砂体属于湖泊-三角洲沉积体系，砂体展布受近南北向砂质辫状河流控制，砂体类型主要为辫状河河道砂坝、边滩(点坝)砂体。储层岩性以粗砂岩、砂砾岩及中粒砂岩为主，砂层多期叠置，砂体宽度为10～20km，南北可延伸200km以上。单个砂体呈透镜体、厚层和薄层状展布，厚度一般在5m左右，长宽比小于5，主要分布在决口扇、河口坝砂坪和废弃河道等微相；多层叠置的复合砂体厚度在50m左右，宽15～20km，近南北向展布，非均质性明显。盒8段、山1段储层裂缝均不发育，砂体储层孔隙度为0.16%～21.84%，平均值为7.57%；孔隙类型主要为残余粒间孔和粒间溶孔，其次为粒内溶孔、晶间孔；储层渗透率主要分布范围为0.1～3.16×10-3μm2(陈义才，2010；刘圣志，2005)，属低孔、低渗致密储层。渗透率与孔隙度的正相关关系，说明渗透率的变化主要受孔隙发育程度的控制，显示出孔隙型储层特征。由于紧邻以石英为主的西部物源区，盒8段储层中石英含量较高，粒度较粗，分选较好，抗压实能力强，保存了较高的原始粒间孔。较高孔隙度、渗透率的储集区主要发育了一套高石英含量的砂岩储集体。
4)由于砂体在东西两侧变薄，并尖灭相变为洪泛平原及分流间泥质沉积，形成了侧向的岩性遮挡，分布在盒8段与盒7段储层之间的厚层砂质泥岩、泥岩封盖能力强，构成了直接盖层，使来源于下覆本溪组—山西组煤系烃源岩的天然气在盒8段不同砂体中聚集形成岩性气藏(图10-64)。
图10-64 苏里格气田中二叠统下石盒子组盒8段岩性气藏剖面图
(据何自新等，2003)
5)成烃史研究表明，鄂尔多斯盆地的缓慢持续沉降，缓慢受热，生烃过程缓慢进行，持续了近亿年(图10-65)。
6)勘探成果显示，盒8 段储层中含气性广泛，但含气饱和度较低，仅为65%；并发现多口井出水，产出地层水的井数大约占总钻井数的30%，虽然地层水主要分布在区内西北部及东北部，但盒8段含气丰度变化大，气、水分异程度不高。
7)下石盒子组8 段(盒8 段)普遍具异常低压特征，压力系数一般为0.83～0.86，平面上呈南北向条带状分布，形成多个异常低压系统。盒8段异常低压的形成主要与晚白垩世以来的构造抬升、地层剥蚀以及构造热事件的消失有关(陈义才，2010)。
图10-65 鄂尔多斯盆地北部成烃作用地质模式图
8)区内上石盒子组发育一套分布稳定的河漫湖相泥质岩，厚100m以上，构成气藏的区域盖层。
9)苏里格气田是一个含气面积大、储量规模大，但单个气藏规模小、储量丰度低和具异常低压特征的气田。气田的形成主要因为有以下有利的地质条件：①大面积广覆式生排烃及就近运移聚集，为大面积气田的形成提供了比较充裕的物质基础；②主力含气层系在该区发育两条大型的近南北向展布的三角洲辫状河道复合砂体，形成大面积岩性圈闭，为天然气储集提供了有利场所；③高石英含量砂岩以及后期火山碎屑的大量溶蚀形成相对优质储集体；④宽缓的构造形态、泥质岩侧向遮挡和成岩致密砂岩遮挡奠定了岩性圈闭形成的基础；⑤盆地稳定的沉积、沉降演化史，促进了烃类演化，并为气藏的保存提供了有效的保障。
10)气田的异常低压特征，表明气藏受到了一定程度的破坏；大面积低储量丰度和产能总体偏低，天然气运聚速率仅为0.6×106m3/km2·Ma，表明苏里格气田是一个低效特大型气田。赵文智等(2005)总结了苏里格气田低效的影响因素是：①气源灶为缓慢受热和早期快熟型，生气效率低；②气藏内储层较强的非均质性加剧了气层的分隔性；③储层致密化的成岩作用时间早于大量生排气高峰，使储层非均质性增强，气层连通性变差(图10-66)；④平缓构造背景下，较低的气柱高度所产生的浮力不足以突破层间阻流层的毛细管力；⑤鄂尔多斯盆地上古生界气源灶在早白垩世末就已停止了生烃，其后经历了长达120Ma 的散失过程，利用苏1井盒8段泥质岩实测扩散系数估算的天然气扩散量为127.59m3/m2，扩散损失气量是总聚集量的2.6倍；⑥晚白垩世到现今，持续的地层抬升、降温，气藏无充足气源补充，以散失为主，导致气藏低压与内部能量不足，不仅使气藏产能普遍偏低，而且对气层的连通性也有影响。正是上述诸多因素，导致现今苏里格气田是一个低效的特大型煤成气田，属于早期(中生代)成藏，晚期(新生代)破坏、改造型。
图10-66 上古生界成岩阶段与孔隙演化模式图
(据赵文智等，2005)
以上对苏里格气田地质特征及成藏主控因素的综述，实际上也是鄂尔多斯盆地其他特大型和大型煤成气田共同的地质特点和共同的主控因素，在整个盆地都是以大型岩性及地层-岩性气藏为主。
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#宁琴# 广东省佛山市南海区大沥奇槎占村南向邮编是528231
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中国最大的气田在那 - ******
#宁琴# 名为龙岗气田,储量7000多亿m³ 其地址在:四川省南充市仪陇县立山镇.
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#宁琴# 您好!问题分析:动脉增宽,一般是由于高血压或者其它原因引起的,比如动脉瘤什么的.意见建议:建议先测个血压,然后做个CT明确一下具体增宽原因.
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如何给硬盘添加一个主分区?在不损伤原本其他盘数据情况下见下? ******
#宁琴# 要做 双系统,不用将D做成主分区. 用xp (C盘那个系统)启动计算机正常进入系统后. 点WIN7安装文件, 在安装过程中选全新安装,选高级(在以后安装过程中自己指定分区). 注:安装前请D盘数据复制出来.
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#宁琴# 高强度若运动量加大,人体所需的氧气和物质及代谢产物也就相应增加,这就要靠心脏加强收缩力和收缩频率,增加心脏输出血量来运输
