第一章 绪论
1.1 研究目的和意义
1.1.1 研究目的
纵观全球油气供给状况，常规石油天然气资源增储增产的难度越来越大，油气资源的开发生产已由常规油气藏转向非常规油气藏。国内外均已发现并投入开发了大量非常规油气资源，非常规油气资源的战略地位日趋重要，这对于我国更是如此。在我国，非常规油气储层在全国各大含油气盆地中均有分布。随着全球非常规致密油气的大规模开发，非常规致密油气在已开发的非常规油气资源中已占绝大部分比重。在我国，常规储层油气藏的开发已远不能满足国民经济及社会发展的需要，非常规致密油气藏的高效开发已成为当前重要的研究课题。就我国非常规致密砂岩储集层最发育的鄂尔多斯盆地而言，几乎所有潜在的石油资源量均属于非常规致密储层范畴，其延长组主要含油层系均已不同程度动用。
东胜气田，其准确的地理区位处于杭锦旗以及杭锦旗西部区块，该地区在地理上隶属于鄂尔多斯盆地北，总占地面积超过9800平方千米。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。该区与苏里格、大牛地都有着类似的成藏条件，蕴藏着巨大的开发潜力。该区三级储量9372.05×108m3，其中探明796.82×108m3，控制6212.24×108m3，预测2362.99×108m3;气田的目的层为下石盒子组、山西组和太原组。G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3；G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60md；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。地温梯度为2.87℃/100m ，压力系数为0.89-0.92，平均值为0.91，属于正常温度、 低压-正常压力系统。在对大量文献资料进行仔细研究思考后，决定以G井区下石盒子组为例，采用地质建模相关技术，对研究区内储层、物性特征有关参数等进行三维建模研究。希望通过对研究区目的层的地质模型，深入研究研究区内砂体的分布规律，对气藏的分布有进一步的认识。为气田下一步的战略部署以及后期油藏开发等做出贡献。
经过实地调查数据反馈信息，G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。通过前期大量的调研研究资料和数据，本文将以G井区下石盒子组为主要研究对象，通过建立相应的地质模型来分析该地区的油气储层、各项物性特性特征参数，并在三维模型的研究基础上，利用研究所得数据进一步探究该区块的砂体分布规律和油气储藏量分布规律，为下一步气田的大规模战略开发及后续的油气资源开发提供一定的参考。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 致密砂岩气藏研究
在国外，致密砂岩主要以砂坝-滨海平原和三角洲两个沉积体系，并且河流相沉积较少，其储层分布稳定，连续性和连通性较好。北美致密砂岩含气饱和度相对较高，可达55%～70%。查阅资料可知，分布在北美洲的致密砂岩气储层较一般地区的压力值更高，其中又以落基山地区为甚，其压力系数最高值超过1.94，平均分布范围为1.4~1.7，此外，该地区在地形上也具有一定的特点，其起压深度范围为2400m~2740m。有资料表明，巨量的烃类年产生量、高烃柱以及高起压范围带来的承压状态的改变是导致这一地区压力异常升高的主要因素。该地区的气水分布规律为：气水倒置主要发生在盆地中部，而斜坡区并无大规模的气水界面，且由盆地向斜坡区的过渡段上，其气含量逐渐减少，水含量的变化趋势恰恰相反。
在国内，中国致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，中国致密砂岩气储层在鄂尔多斯盆地为异常低压，平均压力系数为0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。四川盆地、库车前陆盆地与渤海湾断陷盆地为异常高压，压力系数分别为1.2～1.5，1.5～1.8和1.2～1.4。其中，四川盆地须家河组虽然普遍具有异常高压，但是没有统一的起压深度，压力系数随埋深而增大，导致须家河组致密气层压力增大的原因除了烃类生成、欠压实作用和构造作用外，还包括岩石致密化导致储层孔隙体积缩小。中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。
我国大部分地区的致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，其中，主要为异常低压致密砂岩气储层的鄂尔多斯盆地，其平均的地层压力数值均低于我国的正常值，其平均压力系数大致分布在0.8~1之间，与之形成对比的是，我国的四川盆地的压力系数值为1.2~1.5，渤海湾断陷盆地地区的压力数值分布范围为1.5~1.8，库车前陆盆地的压力数值分布与四川盆地大致相似，从数值上可明显判断，上述地区均属于异常高压地区。但与北美落基山地区相比，这些地区的致密气层压力增大的原因并不相同，以四川盆地的须家河组为例，相比于北美落基山地区，该地区的储层孔隙体积在岩石致密化作用下的缩小也是引起其异常高压的原因之一。所以，我国的大部分地区的致密砂岩气储层气水关系受到的影响因素千差万别，其气水倒置、气水间互和气水界面不明情况是十分普遍的，无固定的规律可循，存在极大的差异性和复杂性。
1.2.2 地质建模研究
1.2.2.1 地质建模的发展历程
地址建模的研究手法最早可追溯到1984年的SPE会议，该研究方法由Haldorson H最先提出并应用在油田尺度下的油气藏量的研究，从目前来看，这种利用三维地质模型用于分析和研究相应问题的研究方法历经了下述三个主要阶段：
（1）理论研究阶段：在三维地质建模分析技术的发展史上，“加权移动平均法”和“克里金算法”的提出者，D.G.Krige和G.Matheron师徒二人留下了浓墨重彩的一笔。正是在他们二人的推动下，为现代的三维地质建模理论提供了完美的计算理论，加速了这项技术的进步。而Haldorson为这一研究领域引入了随机模拟建模理论，进一步丰富与发展了这一研究方法。该理论的特点在于为各种不同的地质现象或地质形态建立起与之匹配的随机化的数学模型，其中最为重要的一点在于，该理论能为油气储存的孔渗饱等属性提供详尽的量化描述，这在油藏的属性建模史上还是第一次做到。1989年，Mallet提出了针对复杂空格键曲面的拓扑关系的离散光滑差值理论，该理论具有较为普遍的适应性。此后，又有多位研究学者在数据的三维可视化、三维矢量等理论研究方向上取得了突出的研究成果，但直到1993年，现代化的三维地质建模概念才由加拿大人Simon W.Houlding提出。
（2）技术应用阶段：三维建模地质研究理论得益于其前期的大量的基础理论研究和相关研究理论的建立，其后期的模型构造技术发展的极为迅猛，并逐步应用到实际研究中。通常来说，任何一种针对地质学的建模研究方法，其最先的应用一般都是在地质统计学领域，对于属性建模来说，也是如此。基于该理论的克里金算法等技术为属性建模为地质学的属性建模提供了重要的工具作用，并在此研究领域上获得了长远的发展。在现代地质研究中，利用相关数据建立起来的地质构造模型和油藏属性模型为油气藏的研究提供了强大的助力作用，间接提升了油气藏的数值模拟技术的普及率和应用率，为这项技术的发展与进步起到了关键性的作用。
（3）成熟发展阶段：随着人类社会的发展，对于油气资源的需求量也大幅增加，进一步推动了油气藏的勘探与开发，而在越来越复杂的地质条件下，应用早期的地质模型构造法建立的地质模型无法很好地满足对于地下地质特征的勘探，因此，新型的沉积相模型和岩相模型作为早期三维地质建模方法的补充理论被充实到了该研究方法中，为现代化的地质勘探和开发提供了强有力的理论支撑，推动了三维地质建模技术的进一步发展。
1.3 研究主要内容
研究区域为东胜气田G井区，面积980km2；研究层位以石盒子组为主要目的层，兼顾山西组与太原组。主要研究内容有：
1.G井区地质概况
通过相关书籍、数据和电子资源采集、整理了被研究区域的基础地质资料，宏观上了解了东胜气田G井区的石盒子组的地层、构造以及沉积等基本情况，为进一步的研究和建模提供了相对应的地质背景。
2.地层划分
本研究建立在所研究区域的岩石特性和电性特征的基础上，指导理论为层序地层学，在此基础上，综合了岩石取芯资料和井下实测数据，通过控制控制标志层属性和沉积旋回属性，并约束相应地层厚度数据，以上述划分原则，对于研究区域内的气层组进行了对应的地层划分和比对工作。并将上述数据作为研究区域的地层建模的关键控制量，作为三维地质建模的数据库。
3.沉积特征研究
基于前期收集到的研究区块的地质资料，结合现场的岩心分析报告以及实地探井资料，以单井为研究对象展开研究，绘制完成了连井沉积相剖面图，在此基础上，进一步细分出了该区域的层沉积微相类型。本研究基于其他研究者的野外实地考察数据，结合沉积构造及岩相等条件，并最终确定了研究区的沉积微相，遵循了点-线-面递进的研究方式，为研究区储层地质建模提供相控条件。
4.储层特征研究
通过前期的野外实地考察，储层取芯和井下实测，采集到了研究区域的岩石样本，利用相关的设备和仪器对样品进行了岩电实验、电镜扫描和压汞试验等分析测试，通过实测数据进一步了解了被测区域地层的岩石学、物理性质及孔隙结构分布，在此基础上，综合二次测井成果，对目的层的油气储层结构和油气资源分布规律等有了一定的认知，确定了储层骨架模型的研究依据。
5.三维地质建模
在上述数据的支持下，对东胜气田G井区的下石盒子组储层进行了三维地质模型的建立，应用Petrel软件，参照序贯高斯模拟方法，对模型进行了研究，以本研究区域的油气储层的地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度依次建立了研究模型。
本研究的核心目的在于以相关模型研究和实测数据为指导，建立研究区域的三维地质模型，以下为本研究模型的具体构造过程分析：
①建立地层构造模型：利用建模软件的数据导入，分别导入被研究区域的地层划分结果、海拔及其他相关数据，建立起地层的三维空间几何构型。
②建立地层实体模型：以地层三维空间构型为基础，进一步细分地层，做更为精细的地层小层划分，利用细分的地质小层，建立起相对应的地层实体模型。
③建立沉积相模型：利用序贯指示模拟方法，基于本研究区域的沉积背景资料和实测数据、实验室各类实验资料等确定目的层亚组各沉积微相，建立相对应的研究区域的沉积相模型，在此基础上，添加物性约束条件，进一步提高模型的精确度。
④物性模型的变差函数分析：综合研究地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度模型，引入变差函数求解模型，可得到相对应的变化规律曲线和回归方程，可通过变差函数的变量控制模型的内插和外推。
⑤物性模型的形成：采用相控建模的原则，根据得到的变差函数分析结果对物性建模进行优选，最后得到三维物性模型。
1.4 技术路线
对研究区已知基础地质、测井资料及岩电、阴极发光及压汞实验等分析化验资料进行分析整理，对研究区开展地层对比划分工作，划分沉积微相、开展储层特征研究。利用研究区地质研究成果，严格按照储层地质建模流程建立地层构造、沉积相等模型，然后在沉积相模型的约束下进行储层参数数据分析，得到不同沉积相带变差函数后建立研究区三维地质模型，实现优选。技术路线图见（图1-1）
首先，基于前期研究阶段收集到的研究区域的地质背景资料，结合研究区域的井下实测数据和实验室各项实验数据，对被研究区域的地层进行初步的地层对比划分。其次，通过前期的地层对比划分，能够进一步对于被研究区域的沉积微相和储层特性展开研究，在此基础上，利用研究区域的实地考察报告和详细数据，参考储层地质建模制定流程建立了地层构造模型、沉积相模型。最终在沉积相模型的约束条件下进行储层数据分析，得到了不同沉积相带变差函数，在上述基础上，建立了东胜气田G井区的下石盒子组储层的三维地质模型并实现优选。技术路线图见（图1-1）
第二章 研究区地质概况
2.1 研究区地质概况
通过调研发现，太古界和下元古界是组成鄂尔多斯盆地的的基础结晶基底，现在鄂尔多斯盆地的形成经历了长时间的地质演化发展，演化为叠合型盆地。这种叠合型的地质特征在结构上相比较中国大陆其他地区的地质构造结构更为稳定，同时会使得盆地的后期地质演化更为平稳。中晚元古代是拗拉槽盆地充填阶段，震旦和下古生界是以地台型碳酸盐岩为主的充填阶段，上古生界是以地台型碎屑岩为主的充填阶段，三叠纪是前陆式挠曲背景下巨厚的碎屑沉积。
2.1.1研究区地理概况
根据前期调研资料显示，地处内蒙古鄂尔多斯盆地的中国石化东胜气田，总面积约为9850km2，是中国石化华北分公司面积最大的天然气区块，该气田具体位置位于杭锦旗及杭锦旗西区块，该地区的主要地形为沙漠和草地。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。
G井区是东胜气田主力产能区块之一，面积980km2位于泊尔江海子断裂以南，伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段（表2-1）。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。
表2-1盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度
（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率
（mD） | 平均渗透率
（mD） | 样品数
（个） |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
图2-1 G井区构造位置图
2.1.2研究区开发概况
。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3。G井区产能建设始于2015年，2016年底核定产能3.83×108m3，2017年核定新建产能5.01×108m3，累计建产达到8.84×108m3；东胜气田累计建产达10×108m3。
截止2018年12月31日，G井区先后共投产5座集气站；投产水平井89口，平均无阻流量12.86×104m3/d；正常开井生产78口，平均套压16.5Mpa，日产气量218.6×104m3，平均单井日产气2.81×104m3，平均单井日产液4.87m3，压降速率0.0305MPa/d。
图2-2 G井区产能建设井位图
2.2地层划分
随着石油行业的快速发展和持续增长的需求，对于石油行业的相关研究，包括地层划分也更为精细，划分的标准也在不断的完善，如今，小层划分在地质研究中占据着举足轻重的地位，同时，小层划分也在气藏研究中也扮演着十分重要的作用。但无论何种地质条件下的小层划分，都必须遵循等时性原则，否则，其精细分层将失去精确性的意义。小层划分在理论上是指在完成初步地层划分的基础上，再根据地层对比划分可继续将目的层划分为多个小层，分别针对划分出的下层进行独立性的研究与建模分析，利用分析数据与结果为后续的分层开采提供参考依据。
太原和山西组煤层及暗色泥岩等岩层构成了G井区的烃源岩，而太原组、山西组盒下石盒子组的砂岩构成了G井区的储集层，最后，上石盒子组的泥岩形成了G井区的盖层。G井区的地层发育情况自下而上为：太古界-元古界-上古生界-中生界-新生界地层，上古生界的下石盒子组是研究区的主要含气层位。综上分析，为了更好地进行研究工作，我们选定下石盒子组盒1、盒3段为本文的主要研究对象，依据精细分层的原则，本研究将会对研究对象进行小层划分，细分结果如下：盒1段分为盒1-1、盒1-2、盒1-3小层，盒3段又分为盒3-1、盒3-2小层。
2.2.1地层划分方案
在当前主流的划分方案中，针对内蒙古鄂尔多斯盆地的上古生界地层的划分，采用的划分标准主要有两种，第一种由中国石油长庆油田公司采用的4段法，将目的层下石盒子组划分为4段，自下而上分别为盒8、盒7、盒6、盒5段；第二种划分方案是由中石化华北分公司采用的3段法，自下而上依次为盒1、盒2、盒3段（表2-2）。中石化华北局分层方案盒1段对应长庆油田分层方案的盒8段。鉴于研究区块勘探开发权归属于中石化华北分公司，因此本文采用华北分公司分层方案。
表2-2研究区地层划分简表
| 地层 | 地层代号 | 厚度（m） | 岩性简述 | 主要沉积相 | ||||
| 界 | 系 | 统 | 组 | 段 | ||||
| 古生界 | 二叠系 | 上统 | 石千峰 | P2sh | 201-347 | 棕、棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩、粗砂岩呈等厚互层 | 冲积扇-辫状河体系 | |
| 上石盒子组 | P2s | 0-325 | 棕灰、浅棕色细砂岩、中砂岩、含砾砂岩与棕、棕褐色泥岩呈等厚互层 | |||||
| 下统 | 下石盒子组 | 盒3 | P1x3 | 0-45 | 浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩 | |||
| 盒2 | P1x2 | 0-46 | 上部灰、棕灰色泥岩；下部浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩。 | |||||
| 盒1 | P1x1 | 0-72 | 浅灰色含砾砂岩、砂砾岩夹浅灰色中砂岩、粗砂岩 | |||||
| 山西组 | P1s | 0-130 | 上部灰、深灰色泥岩夹煤层、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩；下部浅灰色含砾砂岩与砂砾岩 | |||||
| 石炭系 | 上统 | 太原组 | C3t | 0-45 | 上部为灰白色粗砂岩夹薄层灰黑、深灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部深灰、黑灰色泥岩与煤层、底部为灰白色粗砂岩 | |||
2.2.2地层划分
在精细划分地层时，尤其是小层划分，若地层表现出的岩石特性越强，则更有利于进行小层划分。本文研究区块的主要区域性标志层主要有山西-太原组煤层、盒1段砂岩和上石盒子组泥岩“细脖子”（图2-3）。
图2-3研究层段区域性标志层
根据前人研究成果和本研究区域的地层特征，利用单井柱状图呈现出的研究区域的各段标志层。如图2-4所示：本研究区域的上古生界地层由四部分组成，其最下层为石炭系上统太原组、其上是二叠系下统山西组和下石盒子组，最上层的为二叠系上统上石盒子组。其各层特性如下：由于石炭系太原组的顶部沼泽沉积环境，其具备发育成三角洲平原沉积的趋势，其另一特性则是具有良好的横向的延续性，导致其自然伽马曲线的分布值域较高，其一般数值均高于100API，此外，其深侧向电阻率呈高值，声波时差呈低值，各曲线变化幅度和波动较大。整体来看，太原组自然电位曲线较为稳定，声波时差曲线表现为下高上低，自然伽马曲线随深度增加逐渐减小，太原组的岩石特性主要可定义为煤层、炭质泥岩以及砂岩的互层。
二叠系山西组地层全区皆有分布，发育一套三角洲平原沉积，自下而上可以分为两段，分别为山1段与山2段，为两套正韵律沉积，可按沉积韵律特征将其分开。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段下部为灰白色粗砂岩与山1段隔开，上部为深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩略等厚互层，中间夹有煤层。山西组内曲线变化剧烈，多套薄煤层夹在其中，整组厚度在70至90米左右。
通过研究发现，在本研究区域内，全部区域均分布有二叠系山西组地层，具体在结构上按照沉积韵律特征又可细分为两段，皆为正韵律沉积的山1段与山2段。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段上部基本为不同岩性的略等厚互层，主要岩性包括深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩，并有少量煤层夹于其中，下部通过明显的灰白色粗砂岩作为和山1段分层标志。整体上，山西组岩性变化较大并有多套薄煤层夹在其中，导致组内曲线变化明显，整组厚度在75至85米左右。
图2-4锦32井单井柱状图
作为本研究区域的储层主力发育层，二叠系下统下石盒子组发育一套冲积平原-辫状河沉积体系，共划分为3段，由深到浅分别为盒1、盒2及盒3段，下石盒子组各段沉积韵律均为正韵律沉积。盒1段的正韵律沉积共有两套，且两套的沉积厚度大致相等，大致厚度为20米左右。具体来看，厚度达10米的底砂岩构成了盒1段的基底，浅灰色粗砂岩和含砾粗砂岩为了该基底的主要岩石特性，同时，这套底砂岩作为盒1底部的标志层隔离开了下石盒子组和山西组，而浅灰色泥岩构成了盒1段第一套正韵律沉积顶部，其第二套沉积的特性与第一套基本相同，粒度均为由粗变细。盒1段测井参数曲线显示其趋势变化较为稳定，基本为砂泥岩的测井相应特征，其底部自然电位表现为箱型，自然伽马数值较小，其数值范围为50-60API，其大致厚度保持在50~60米的区间。盒2段主要为泛滥平原沉积，发育少量砂体，主要由棕褐色泥岩构成，并于其中掺杂了浅灰色细、中砂岩，最终呈现为不等厚互层。浅灰色粗砂岩构成了盒3段的下部，其标志层为顶部的棕褐色泥岩，自然电位无异常为基线，而自然伽马则保持在较高的数值，顶部的泥岩隔开了下石盒子组和上石盒子组。
二叠系上统上石盒子组为区域性盖层，干旱湖泊相沉积，岩性以棕褐色泥岩为主，夹少量细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线无异常，自然伽马测井和声波时差测井均呈高值，为典型的泥岩测井响应特征。
分析相关数据，研究区域的区域性盖层为二叠系上统上石盒子组，发育其干旱湖泊相沉积体系，棕褐色泥岩是上石盒子组的主要岩性，并夹有少量的细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线较为正常，自然伽马以及声波时差测井数值都较高，是特征较为明显的泥岩测井响应。
2.2.3连井对比
通过前期的研究资料，大致确定了G井区地层划分的具体方案，通过研究资料和实地勘测数据掌握该区域目的层的地质演化规律和特征，在前期研究基础上，通过寻找并建立地层对比的综合标志，确定标志层的适用范围。
1.确定基准井
我们在前期准备阶段考虑到后续的小层划分的可能性，对于被研究区域的各探测井口都定义为基准井，并将所有的井测资料标准化，最终进行汇总，对相关数据作对比分析，综合考虑其他区域已完成研究的基准井的测井曲线特征确定G井区下石盒子组盒1、盒3段的测井曲线为标志，建立单井相解释。
2.建立骨架剖面
针对研究区的实际情况，以自然伽马作为岩性和沉积旋回的主要划分标志，以声波时差作气层响应定性判断的主要依据。对G井区中261井进行精细划分，组建了东西向垂直物源4条，南北向顺物源5条，建立了研究区域精细的得地层骨架井网（图2-5）。
在建立骨架剖面时，主要通过声波时差为主要依据进行气层响应定性判断，并主要通过自然伽马划分岩性和沉积旋回。在此基础上精细划分井区中大多数井，建立顺物源和垂直物源的连井剖面，最终得到研究曲线的地层骨架井网（图2-5）。
3.全区闭合、邻井对比
在已建立的骨架剖面的基础上，通过骨架连线上的基准井作为分层对比参照依据，进行对比划分，划分必须涵盖骨架连线上的所有井，实现全区闭合，得到顺物源和垂直物源的对比剖面，然后再依次进行邻井对比划分，前后左右互相对比，全面展开邻井对比工作。
4.地层等厚法
由于鄂尔多斯盆地的整体地势呈现东面高、西面低，其背斜面相对微小，而斜坡面则宽大平缓的构造特点，其盆地内部的每公里坡降不足2°，导致其地层厚度与起伏变化幅度相对来说较小，因此针对部分测井曲线特征不明显，标志层不明显的井，需要参考邻井地层等厚对比法进行地层划分。
5.旋回对比法
通过标准井的井下实测数据曲线可以分析看出，小层划分后的下石盒子组盒1、盒3段储层具有典型的的旋回性，但由于小层划分属于精细分层，在宏观分层上很难讲将这种旋回特性归结到某一特定固定层中，即在点上其旋回特性明显，但从面上来看，测井曲线的旋回性不够明显。
图2-5研究区剖面骨架图
2.2.4地层对比结果
以G井区各层位特殊的标志层作为约束，参照现场大量井的测、录井资料，通过目的层的自然伽马曲线特征作为中心划分标志，辅以声波时差判断气层响应，最终对下石盒子组各层段进行岩性盒沉积旋回划分，划分完成后再构建顺物源和垂直物源的若干对比剖面，纵横连接所有井位，实现全区闭合，最终可以实现对全区小层精细化分。
本次地层划分将研究区下石盒子组划分为3段7个小层，其中盒1段划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3，盒3段划分为盒3-1、盒3-2。
2.3构造特征
从总体上看，G井区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，各个小层在沉积时都有着较为相似的构造环境，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。
图2-6研究区（T9d）深度域构造图
图2-7研究区乌兰吉林断层地震剖面图
第三章 沉积特征研究
沉积相包括以下几个方面：形成沉积物所需要的环境、条件以及它的特征。这次研究的主要内容是：通过对沉积物的岩性特质、构造特性以及对相应测井曲线的认识，进而分析研究区域的样品岩心的沉积结构、构造、粒度等。并且根据得到的这些特性来判断研究区域的沉积环境，在对沉积相进行划分的时候采用的是点线面递进的方法。
3.1 沉积相标志
杭锦旗地区位于盆地北缘，晚古生代沉积超覆于早奥陶世及前古生代变质地层之上。自南而北分别由太原组、山西组及其以上地层组成。研究区主要发育冲积平原辫状河沉积体系、冲积扇沉积体系。
杭锦旗区域地处鄂尔多斯盆地的北边，该地区的特性是晚古生代沉积覆盖于早奥陶世和前古生代的沉积上方。该地区的地层组分由下向上主要是：太原组、山西组、石盒子组和以上的地层。研究区域以发育冲积平原辫状河沉积体系和冲积扇沉积体系为主。
3.1.1 岩心相标志
对G井区的盒1、盒3段中的岩心进行观察分析，并结合收集到的相关资料，G井区盒1段主要的岩相是块状层理砂岩相，其次是含砾粗砂岩相，相结合粒度分析结果反映了主要的沉积过程为强水动力的洪流携带沉积物快速沉积。盒3段主要的岩相同盒1段较为相似，也以块状层理砂岩相为主，同样反映了盒3段较强的水动力条件，且水动力条件变化十分频繁。
（一）颜色
不同矿物均具有不同颜色，不同的沉积环境影响岩石的矿物组成及含量，沉积岩正是因为所含矿物种类以及含量的不同，使其在颜色表现上出现差异。因此颜色便成为反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
矿物的种类不同，它的颜色也会不同，不同岩石的矿物组成成分以及含量大小是由沉积的环境所决定的，沉积岩在颜色上表现出的不同都是由于它所包含的矿物不同所造成的。所以颜色的不同就变成反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
通过G井区测井资料和钻井取心资料和取心化验分析的综合分析来对区域沉积相进行研究，盒1段储层岩石类型主要为灰白色粗砂岩和灰绿色含砾粗砂岩。盒3段储层岩石类型主要为浅灰色含砾粗砂岩和浅灰色中砂岩。
根据G井区测井的相关材料和钻井取心的相关材料以及对取心之后进行的实验分析来对研究区的沉积相进行一系列的分析研究，灰绿色含砾粗砂岩和灰白色粗砂岩为盒1段的主要储层岩石（图3-1、图3-2）而浅灰色中砂岩和浅灰色含砾粗砂岩为盒3段主要的储层岩石（图3-3、图3-4）。
（二）粒度特征
粒度分析能够表示沉积过程中水动力对沉积物颗粒结构的影响。区段不同，其代表的沉积产物自然也不同。悬浮搬运沉积主要体现在PQ段上，递变悬浮沉积主要体现在QR段上而均匀悬浮沉积则主要体现在RS段间。在G井区盒1段粒度C-M图（图3-5）中，可划分为明显的PQ（滚动）、QR（跳跃）两段式，滚动段代表着沉积物所包含的颗粒的粗细，发育越好，颗粒越粗，另一方面也会表现出明显的牵引流的沉积特点。G井区盒3段岩心粒度数据C-M图（图3-6）则表现为“三段式”，分别为PQ段、QR段、RS段，在图3-6中C的数值浮动比较大，它代表着在水动力减小的时候，滚动颗粒的粒度也会逐渐的变小。通过沉积物粒度C-M图版可以看出，碎屑流的粒径最大值与平均粒径相比较是一样的，因此碎屑流C-M图形一般都会平行于C＝M基线，以泥石流为例，它的粒度比较大，分选就会比较弱，C／M的数值也就会比较大，一般会大于40，的粒度数据在图形上也就会和基线相偏离，另一方面它的粒度也就会比较分散（图3-7A）；在比较浅的水流沉积环境下所形成的沉积物，其粒度分选处于中等的程度，与此同时，它的C／M的数值也就相对较小，一般约等于4，粒度点数据在图形上表现的比较集中，大多分布在图形的中间部分，如图3-7B；浊流的沉积单元中所形成的沉积物，的岩性粗细变化比较明显，分选和其他类型的相比较好，它的C／M数值也就相对于更小，数值一般在2到3左右，因此它的C-M图平行于基线，见图3-7C；牵引流的环境中所形成的矿物，它的颗粒的搬运方式比较多，主要有滚动、跳跃和悬浮这三种，冲积扇滚动组分含量高，多以PQ段为主要部分，这部分比较粗，而且比较发育，相比而下，RS段不太发育，通过图3-7D可以看出来；我们通过对比辫状河沉积的PQ与QR和曲流河沉积的PQ与QR段不难发现，这两段都比较发育，但是相比较而言，曲流河的PQ段比较少，并且它的RS段也比较难发育，通过图3-7E和图3-7F我们就可以发现这个特点；三角洲或网状河的粒度都较细，因此他们的PQ与QR段都是比较少的，主要都是RS段（图3-7G）。通过将盒1、盒3段C-M图与图版进行对比分析，G井区盒1段C-M图具有明显的冲积扇-辫状河沉积相的粒度分布特征（图3-6D E），故认定冲积扇和辫状河为盒1段的主要沉积环境；盒3段呈现明显的牵引流沉积特点，因此认定其为辫状河沉积（图3-7E）。
图3-5 G井区盒1段粒度C-M图 图3-6 G井区盒3段粒度C-M图
图3-7不同重力流和牵引流沉积物的C-M图版
（三）岩石类型及特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，粒度以（含砾）粗粒为主，其次为中粒；分选中等，多呈次棱-次圆状。（图3-8）盒3段以主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩；分选中等，以次圆状为主。(图3-9)。碎屑的组成成分主要是石英、长石和岩屑，其中包括50%-80%的石英，0-27%的长石，15%-25%的岩屑，这三种成分的平均含量分别为66%、11%和23%。高石英、低长石是研究区目的层的特点。石盒子组填隙物包括粘土杂基和胶结物，含量大致为10%-20%，平均含量也在17%左右，其主要物质是水云母，它的含量是3-26%，并且呈现出分布不均的特点，同时还含有硅质胶结物、绿泥石膜以及高岭石。其中硅质的含量比较少为0-2%左右，并且这种物质仅仅分布在部分层段；绿泥石膜比硅质含量多为0-7%，分布特点也有所不同，它的分布层段比较有限；另外高岭石的含量和硅质的含量差不多都是0-2%左右。另外，盒1段还可见少量自生石英和铁质胶结物。
图3-7盒1、盒3段砂岩成分分类
图3-8 粗粒岩屑石英砂岩 图3-9 粗粒岩屑砂岩
（锦57，2990.21m，盒3，10×4） （锦98，3064.61m，盒1，10×5）
（四）构造特征
沉积岩的沉积成岩过程比较复杂，在这个过程中会受到很多外力和内力的作用，比如物理、化学和生物因素的影响。这些作用都会使得沉积岩形成一些特别的形状，与此同时，由于外力和内力作用形成的沉积物，它的构造也会反映出其在形成过程中所收到的环境的差异，因此，我们可以通过观察研究区域的沉积构造，进一步分析研究它的沉积环境，主要包含几种：
1）它的表面分布比较密而且比较均匀，同时它的表面不存在显著的纹层，分选特性比较好，主要的组成成分是细砂岩或者泥岩，这类岩石具有快速沉积的特点，并且不会形成纹层层理。
2）槽状交错层理。一种层系底界为弧形侵蚀面，层系呈槽形，互相切割，细层与之一致也呈槽形的层理。槽可对称，或不对称，槽的宽度从几厘米到30米以上，槽状层系的厚度可从数厘米到十多米，是交错层理类型之一。其特点是单个层系厚度变化极快，各层系底界强烈下凹，具明显的槽状侵蚀底界。
3）平行层理。这类层理主要是由颗粒大小不同的纹层状砂岩形成的，这些几近平行的砂岩相互叠置形成了这种层理，和水平层理相比较，其层纹的厚度比较大，而且它的颗粒是比较粗的，纹理也就不太明显。在浅水急流的情况下，砂粒就会快速的流动，由此会形成相互平行的细层，这些细层的颗粒分布比较均匀，另一方面这也显示出了水动力的沉积环境是比较强的。这种纹理通常分布在湖边，海滩、浊积岩及河流地区，这些地区有一个显著的特点，即砂质环境沉积。
其中，研究区盒1段南北部沉积构造略有差异，研究区盒1段北部发育冲积扇辫状河道，以块状层理为主，可见交错层理；研究区盒1段南部常见平行层理和槽状交错层理。
3.1.2 测井相特征
所谓测井相具体可归结为测井曲线相应的形态以及变化幅度之间的相互组合，其在一定程度上能够相对较为客观地反映地层岩性、泥质占比以及相应的岩相序列等形式的特性。测井相分析具体的原理可归结为以测井解释结论为依据，将提取的测井曲线进行分类，以此将研究区地层划分为一系列测井相，进而可以有效搭建起所探讨区域沉积相模式。故凭借对测井相展开的一系列分析可以对所研究区域地层特征进行充分的认知。
沉积相的变化，会造成岩性、物性等一系列变化，它们会不同程度地造成测井曲线的差异性，这使得测井相、岩相、沉积相建立起相应的关系。如表3-1所示，研究区GR曲线测井形态大致可以分为箱形、钟形、漏斗形和指形。
沉积相发生改变，在一定程度上会致使相应的岩性、物性产生各种形式的变化，进而会对相应的测井曲线造成较为显著的差异，在此过程当中，也会导致测井、岩相以及相应的沉积相呈现出较为紧密的关联。如表3-1所示，箱形，指形，钟形以及漏斗形为G井区GR曲线的几种主要测井形态
箱形GR测井曲线，主要分为两类。一类是高幅度、顶底突变类型，对应两种岩相和沉积微相，箱形砾状砂岩相指示辨状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相指示辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，心滩与主分流河道沉积微相，沉积作用为加积；另一类为中高幅度、锯齿显著类型，岩相为锯齿状箱形粗粒砂岩相，指示曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，河道充填次分流河道沉积微相，沉积作用为加积。
箱形GR测井曲线可进一步归结为以下两种：第一种体现出高幅度及伴有顶底突变，另一种体现出中高幅度且锯齿明显。第一种箱形GR曲线又与两种岩相和沉积微相相对应，其中箱形砾状砂岩相表明对应地层发育辫状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；而箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相则表示对应地层发育辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积作用为加积。第二种箱形GR曲线则对应锯齿状箱形粗粒砂岩相，表明对应地层发育曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相具体可归结为河道充填相关的次分流河道。
钟形GR测井曲线也可进一步归结为两种：其一为底层呈现出相对较为显著的高幅度钟型，具有代表性的是含砾粗粒砂岩相以及相应的粗粒石英砂岩相等，相应的沉积环境具体指示辨状河相关主水道，相应的沉积微相具体为边滩，相应的沉积作用为侧积以及加积。其二为呈现出中高幅度以及伴有不是非常显著的钟型，具有代表性的是钟形含砾粗粒砂岩相以及相应的钟形粗粒砂岩相，相应的沉积环境体现为辨状河主水道以及扇形三角洲平原，相应的沉积微相为河道充填，相应的沉积作用为加积。
漏斗形GR测井曲线体现为中等幅度，代表性岩相是类似于漏斗形中粗粒砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相为决口扇，相应的沉积作用为漫积。
指形GR测井曲线特点较为明显，整体上表现为低幅度，同时局部有明显指状凸起，岩相为指状中-细砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积微相具体为河道间，沉积作用以漫积为主。
表3-1 研究区储集岩测井相-岩相-沉积微相分类表
| 测井相
（GR形态） | 测井相-岩相 | 示意剖面 | 沉积作用 | 微相 | 沉积环境 | |
| 箱形 | 高幅度、
顶底突变 | 箱形砾状砂岩相 | 加积 | 河床滞留 | 辫状河主水道 | |
| 箱形含砾粗粒
岩屑石英砂岩相 | 加积 | 心滩
主分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | |||
| 箱形含砾粗粒
岩屑砂岩相 | ||||||
| 中高幅度、锯齿显著 | 锯齿状箱形
粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | ||
| 钟形 | 底部明显
高幅度 | 钟形含砾粗粒砂相
钟形粗粒石英砂岩相 钟形粗粒岩屑砂岩相 | 侧积加积 | 边滩 | 辫状河主水道 | |
| 底部中高幅度 | 钟形含砾粗粒砂岩相
钟形粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲 平原扇三角洲平原 | ||
| 漏斗形 | 中等幅度 | 漏斗形中-粗粒砂岩相 | 漫积 | 决口扇 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
| 指形 | 整体低幅度、局部指状 | 指状中-细砂岩相 | 漫积 | 河道间 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
图3-11心滩微相测井曲线形态（箱型 锦86 盒3）
基于前面针对测井相展开的一系列研究，，根据杭锦旗地区太原组、山西组、下石盒子组沉积演化特征，进一步针对所探讨区域探井相关的测井响应展开切实有效的分析，完成了各种微相类型的汇总。（表3-2）。
表3-2 研究区太原组-下石盒子组测井-岩相-沉积微相类型发育特征表
| 层位 | 沉积相 | 储层发育微相 | 测井相-岩相类型 | ||
| 相 | 亚相 | 微相 | |||
| 盒2、盒3段 | 曲流化辫状河 | 河道
堤岸 泛滥平原 | 河床滞留
边滩 天然堤 决口扇 河漫滩、河漫湖 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 边滩 | 钟形（含砾）粗粒砂岩相、箱形
（含砾）粗粒砂岩相 | ||||
| 河道填充
天然堤 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 盒1段 | 辫状河 | 河道
泛滥平原 | 河床滞留
心滩 河道充填 河漫滩 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 心滩 | 光滑箱型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 河道填充 | 齿化箱型、钟型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 山西组 | 辫状河三角洲 | 三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 主分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、
光滑箱形粗粒砂岩相 |
| 次分流河道 | 钟形粗-中粒砂岩相、齿化箱形中- 细粒砂岩相、指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 太原组 | 扇三角洲 | 扇三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、光滑箱形
粗粒砂岩相、钟形粗-中粒砂岩相 |
| 河道间 | 齿化箱形中-细粒砂岩相、
指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形粗-中粒砂岩相 | ||||
3.2 沉积相分布规律
3.2.1 单井相分析
单井相分析占据着沉积微相探究当中重中之重的地位，沉积微相研究的第一步就是单井相分析。本文结合检索到的综合录井、岩心以及相应测井的相关资料，针对探究区域盒1以及盒3段展开了相对较为全面的单井相评估与分析，并成功搭建起沉积微相类型和相应的垂向上的相关相序。
G井区锦86井盒3段的垂向沉积序列（图3-13），研究区盒3段主要为辫状河沉积相，有利沉积微相主要为心滩，岩性常见砂砾岩。
图3-13锦86井盒3段沉积相综合图
如图3-12所示为G井区锦95井盒1段相应的垂向沉积序列，其具体位置坐落于所探讨区域内的冲积平原中部地区，相应的沉积微相具体为辫流水道，具有代表性的岩相为含砾中等粗形砂岩，其中砾石绝大部分呈现出细砾级，虽然拥有相对较为良好的分选，但是其磨圆程度相对较差，相应的砾石一般通过砂质进行相应的支撑，通常呈现出错综复杂的排列。不难分析出单期沉积旋回厚度呈现出相对较大的趋势，相应的沉积构造具体以块状以及槽状相交层理为主。
图3-12 锦95井盒1段岩心综合柱状图
3.2.2 剖面相分析
在单井相划分基础上，通过对顺物源和垂直物源方向剖面的沉积微相特征研究，结合测井相特征，分析井间微相组合特征，确定剖面沉积微相与剖面上砂体的展布规律。
在上一节单井相分析的前提下，以测井相特征为依据，将若干单井连成顺物源和垂直物源的对比剖面并针对井间微相具体的组合特征展开切实有效的分析，进一步分析剖面沉积微相以及剖面上相应的砂体之间呈现出的展布规律。
图3-14是研究区过井沉积相剖面图，从图中可以看出，G井区盒1段发育若干条辨状河道，说明其水动力相对较为充足，相应的砂体不仅呈现出相对较强的连续性，而且其宽度以及厚度尺寸也相对较大，除此之外，其厚度大小所涉及的区间范围较大，基本位于15-40m区间范围内，其厚度峰值将近50m，是典型的辫状河沉积前期。研究区盒3段辫状河道砂体厚度相对较薄，一般分布在10-20m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
图3-14 研究区过井沉积相剖面图
3.2.3 平面相分析
通过区域地质研究与测井曲线特征研究，进行了地层划分与对比，统计出了研究区每个砂厚分布特征，由此计算出各层的砂地比，由砂地比划分出沉积微相相区，再由测井相特征、岩性特征分析研究以及所绘制出的沉积微相剖面图等对研究区各区域的沉积微相分布进行研究。
凭借之前对区域地质以及测井曲线相关特性展开的一系列探究，完成了相应的地层划分，将研究区各层砂厚呈现规律进行了相应的汇总归类，通过计算进一步得到各层砂地比并由此分出沉积微相具体的相区分布形式，结合测井相、岩相等特征资料对G井区各层的沉积微相展开研究。
G井区盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，主要发育心滩、辫状河道及泛滥平原沉积微相。其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大；向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，心滩发育于辫状河道内，又称河道砂坝，沉积规模小于冲积扇，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在25-30m。
图3-15 研究区盒1段平面沉积相图
G井区盒3段主要为辫状河沉积环境，物源来自北部，有利沉积微相主要为心滩。井区北部为公卡汉凸起，地势较高，向南逐渐降低，整体呈北西-南东向发育3-4条辨状河道，叠置河道宽度2-5km，这些辨状河道不断被心滩分割然后又再次汇合，导致心滩和水道在一定程度上均呈现出非稳态，尤其是河岸区域，经常会导致严重的冲刷现象，相应的河床地貌呈现出复杂多变的形态，相应的心滩生成的具体原因可归结为经过众多洪泛冲刷进一步垂直加积。
图3-16 研究区盒3段平面沉积相图
3.3砂体展布特征
储层的砂体展布探究一直是沉积特征研究及储层预测的核心点，所探讨区域内砂体展布规律以及储集性能与生储盖组合等形式的多元化因素耦合，均会对相应所探讨区域内相关油气分布造成一定的影响，因此，对于砂体纵向以及相应横向所呈现出的发育特性展开切实有效的分析预评估，有利于今后进一步展开相关油气勘探与开采。
3.3.1砂体平面展布规律
研究区地处鄂尔多斯盆地北部，因此文所探究区域砂体特性以及相关展布规律的探索与分析在一定程度上受限于鄂尔多斯盆地北部呈现出的沉积相分布。。至今为止相应的沉积演变过程大致为从海洋到陆地的逐步演变，即从晚石炭世太原组到早二叠世晚期下石盒子组的演化，在此过程当中下石盒子组盒1段进形成了冲积扇-式的辫状河沉积体系，盒3段形成了辫状河沉积体系。由于北方物源区常常伴有构造运动不断发生，地形逐渐升高，进而致使其形成的沉积物粒度相对较大，而且相应的物质种类也极为多样化，下石盒子组沉积期是由砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩等粗粒物质组成，垂向上由多套厚层砂体叠置组成的河流相辫状河沉积。
盒1段整体北部发育冲积扇，沉积规模较大，砂地比在0.4-0.85之间，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，沉积规模不如北部，砂地比0.3-0.7，整体砂体厚度主要分布在25-30m，砂体分布连续性较好，砂地比与砂体厚度分布特点相似，砂体厚度高值主要分布于研究区主河道及河道交汇处。
盒1-1段砂厚图
通过比较盒3段不同小层的砂厚图可得，G井区盒3段各小层的古河道发育程度呈现出相对较为显著的差异，，盒3-2整体砂体厚度都较薄，分布较为分散，形似花生状，盒3-1段砂体厚度较厚，呈现出砂体分布面积较长、较为集中，连片性较好，心滩发育环境相对较为良好，主要分布于河道中间，岩相主要为粗-中砂岩，相应的大量油气存储在该类型的砂体当中。盒3-2、盒3-1物源方向保持一致，整体呈北西-南东向发育。盒3段整体辫状河道砂体厚度多为6-14m，局部多期砂体叠置厚度超过15m。
第四章 储层特征研究
以前人研究成果为基础，结合研究区15口取心井的岩心观察数据和薄片鉴定资料，对G井区下石盒子组盒1、盒3段开展了以下几方面的研究，包括岩石学特征研究，成岩作用研究，孔隙结构研究以及物性研究。
所探讨区域气藏类型以及相应的分布状况在一定程度上受限于储集层的分布、结构类型以及相应的层体厚度大小等多元化因素。针对相应的储层展开切实有效的探究，可进一步认知所探讨区域内气富集带、气藏类型以及气藏的分布状况，在一定程度上也能够为致密砂岩气藏的开发奠定一定的理论基础，对整个研究区的开发也具有指导意义。
4.1岩石学特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，其中岩屑砂岩所占比重相对较大，基本可以达到75%左右，粒度以含砾粗粒、粗粒及中粒为主；含量次之的就是岩屑石英砂岩，其占比可以达到22%左右，粒度以粗粒及中粒为主；含量最低的就是长石岩屑砂岩，占比仅为3%左右，分选中等，多呈次棱-次圆状，粒度中粒及细粒为主。
盒3段岩性主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩，长石岩屑砂岩比较少见；分选中等，以次圆状为主。岩屑的具体组成成分主要集中在火成岩以及变质岩，除此之外，还存在相对较少的沉积岩，填隙物主要为粘土杂基和方解石胶结物。碎屑组分中，石英含量为54.0%-67.0%，平均为59.4% ； 岩屑含量为22.0%-39.0%，平均为29.8%；长石含量为2.0%-18.0%，平均为10.8%。
图4-1 研究区岩性组成三角图
4.2成岩作用特征
本节基于取心样品通过相应的电镜扫描展开了一系列化验探究，基于所获取到的化验结果进行对比分析，相应所探讨区域下石盒子组所具备的成岩作用具体可归结为压实、压溶、溶蚀以及相应的胶结充填作用等。
压实和压溶作用所谓压实作用具体可归结为物理性压实以及化学性压实等两种形式，压实以及压溶作用具体作用方式是通过一定的水压力将上部水分充分挤压排出，进而导致相应的塑性变形，相应颗粒之间形成的缝隙逐渐减小，进而造成相应的渗透率有所下降。所探讨区域的层压溶作用很少，在这里不做讨论。所探讨区域主要集中于物理性压实的机械压实，具体呈现出的结果是接触关系存在一定的差异，从点、线逐步演变为缝合接触，还伴随大量的塑性岩屑产出，可以观察到大量的塑形变形。
压实作用产生的缝合接触和凹凸接触，J35井，3030.45m，盒1段
图4-4研究区压实作用镜下照片
(2)胶结充填作用
胶结作用在碎屑岩产生的过程当中起到相当关键的作用，在沉积物的缝隙之间不断填充相应的矿物质，通过不断的综合作用力产生的混合作用进而确保其进一步固化成岩。胶结作用的实质在于改变相应储层的物理特性，G井区目的层岩石主要以黏土矿物和碳酸盐胶结为主，除此之外还有硅质、长石质等胶结；具体的胶结方式可归结为薄膜式、孔隙式以及二者的有效融合。储层物性变差的主要因素一般在于胶结作用。
钙质胶结及粘土质胶结，J53井，2890.76m，盒3段
图4-5研究区胶结作用镜下照片
(3)溶蚀作用：
溶蚀作用具体可归结为在外力条件下岩石内部的各个成分产生一定的交代作用以及发生部分溶解，在此过程当中会伴有一定的孔隙产生，进而有效改善储层相关物性。G井区目的层段的关键性成岩作用就是溶蚀作用，溶蚀作用的发生直接决定了下石盒子组内储层的分布情况。从整体上出发，溶蚀可进一步区分为颗粒选择性以及微型裂缝溶蚀。值得注意的是，发生溶蚀的相关矿物集中于常见的长石类，次之的是岩屑和相应的方解石。
粒间溶孔，J99井，2929.23m，盒1段
图4-6研究区溶蚀作用镜下照片
(4)其他成岩作用
具体涵盖了蚀变、裂缝充填、交代以及相应的重结晶作用，相应的蚀变作用具体集中于长石类以及相应的杂基；相应的裂缝充填具体集中于方解石类；相应的交代作用具体集中于含铁碳酸盐化以及绿帘石化等；相应的重结晶作用具体集中于高岭石等。
4.3孔隙结构特征
4.3.1孔隙类型特征
对G井区岩样薄片进行阴极发光、电镜扫描等一系列实验，收集实验数据并对所呈现出的实验结果进行汇总对比评估，可以得出G井区内部储层相对较为致密，属于致密储层。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝（图4-27）。
（1）原生孔隙
剩余颗粒之间呈现出的孔隙绝大多数都是原生孔隙。所谓的原生孔隙具体指的是在成岩过程中部分填隙物填入到砂质沉积物之间的原生粒间后所呈现出的孔隙类型。G井区下石盒子组各层内部相应的残余粒间孔隙呈现出相对较为良好的发育情况，值得注意的是，其分布特性呈现出高度非均质性。储层部分位置还能观察到填隙物内部发育有微裂缝，而通常情况下，微裂缝一般会在完成压实以后逐步褪去，其不仅呈现出体积相对较小的特性，而且具体的分布形式错综复杂。
（2）次生孔隙
次生孔隙是储层当中的一种重要孔隙类型，而溶蚀性次生孔隙又是次生孔隙的主要类型，其大量存在于下石盒子组的地层，一般而言，长石以及云母等形式的岩石组分易于发生一定的溶蚀作用。通常情况下，溶蚀粒间孔隙会呈现出相对较为良好的连通性，这是因为溶蚀作用会使其作用的岩石颗粒外表发生剥落产生不平整的表面（图4-7b）。
（3）微裂缝
微裂缝在制作薄片过程一般难以保留，通常只有宽度小于1mm的微裂缝才能在薄片观察中观察到。基于其成因产状可具体归结为：a.破裂缝：岩石颗粒发生破裂但是没有发生溶蚀时产生的裂缝，在薄片观察中可以明显看到裂缝两侧的易溶组分未见溶蚀现象。b.粒内破裂缝：岩石颗粒受到各向外力作用导致一部分易碎的颗粒发生内部破裂，在颗粒内部产生裂缝，研究区内长石粒内裂开易见，硅质岩屑、火山岩屑内裂开常见。c.粒缘缝：这类裂缝一般产生于有绿泥石胶结的砂岩四周，由于绿泥石发生溶蚀作用导致裂缝产生。（图4-4d）d.网状破裂缝：该种类型的破裂缝呈现出一定的网状形式，其宽度大约在0.01-0.02mm区间范围内，少量方解石充填。
图4-7研究区盒1、盒3储层孔隙类型
4.3.2孔喉结构特征
孔隙和吼道分别是流体在岩石中的基本储集空间及控制流体在岩石中渗流的通道。孔隙结构就是岩石内孔隙和吼道类型、大小、分布及其相互连通关系。
盒1孔隙直径主要分布在15-90μm之间，平均58.7μm，平均配位数0.16；；盒3孔隙直径主要分布在30-150μm之间，平均88.9μm，平均配位数0.36，储层整体上以细孔为主。
表4-1盒1、盒3段孔隙特征参数表
| 层位 | 平均孔隙直径（μm） | 平均配位数 | 样品数量（个） | 面孔率
（%） |
| 盒1 | 58.7 | 0.16 | 24 | 2.30 |
| 盒3 | 88.9 | 0.39 | 2 | 2.29 |
图4-10、图4-11分别为研究区盒1、盒3段压汞曲线示意图，从图中可以看出，下石盒子组2个主力产层都具有较为突出的平面非均质性，又因为各个单井的压汞曲线都存在一定的差异，这说明各井所在区块地层物性均不一致，说明整个G井区储层物性差距较大。
基于G井区盒1段压汞曲线相关的形态可进一步将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-10中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.5MPa，其中值压力通常不超过5MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-10中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.5-1Mpa区间之内，其中值压力大致在5-20Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-10绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于1MPa，相应的中值压力也会超过20MPa。
基于G井区盒3段压汞曲线相关形态可进一步也将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-11中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.1MPa，其中值压力通常不超过2MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-11中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.1-0.3Mpa区间之内，其中值压力大致在2-8Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-11中绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于0.3MPa，相应的中值压力也会超过8MPa。。
图4-10研究区段盒1段压汞曲线 图4-11研究区段盒3段压汞曲线
孔隙结构分析结果（表4-2）表明，主力层盒1段排驱压力平均为0.83MPa，中值半径仅为0.1188μm，分选系数0.2451；盒3段排驱压力平均为0.2863MPa，中值半径为0.2265μm，分选系数0.7435。综合来看，盒1与盒3段储层喉道属于中小喉道，盒3段的孔隙结构明显优于盒1段。
表4-2研究区孔喉特征参数表
| 层位 | 排驱压力（MPa） | 最大孔喉半径
（μm） | 中值压力
（MPa） | 中值半径
（μm） | 分选系数CS | 歪度系数SK |
| 盒1 | 0.83 | 1.7648 | 15.6 | 0.1188 | 0.2451 | 2.5424 |
| 盒3 | 0.2863 | 4.5273 | 6.3 | 0.2265 | 0.7435 | 2.5997 |
4.4物性特征
如,表4-3，盒1段平均孔隙度为9.3%，分布范围为5.0-16.97%，主要的分布区间6-8%，平均渗透率为0.89mD，分布范围为0.15-5.24mD，主要的分布区间0.3-0.6mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，分布范围为5.0-17.75%，主要的分布区间＞14%，平均渗透率为1.60mD，分布范围为0.14-8.52mD，主要分布区间＞1.5mD。目的层段储层物性较好，以盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。
表4-3盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 平均渗透率（mD） | 样品数 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
4.5储层非均质性特征
所谓的储层非均质性在一定程度上局具体可归结为储层在产生途中由于环境、成岩以及相应构造作用呈现出一系列不匀称的变化。一般情况下这种非均匀性是不可避免的。
储层非均质性不仅是油气藏描述及储层表征的核心内容,而且是影响气田开发的重要因素,其决定了储层中流体的流动、分布特点,影响气采收率,同时也是建立气藏模型、设计最优化开发方案、选择有效的排驱方法和完井方法的重要依据。在气田开发地质研究中,常把渗透率作为非均质性的集中表现,因为渗透率的各向异性和空间配置是决定储层采收率的主要因素。
其不仅在储层表征当中占据着重中之重的地位,而且在一定程度上还对气田相应的开采造成关键的影响,除此之外，还会改变储层内部流体运动迁移形式，与此同时，针对这一方面展开切实有效的分析可建立起相对较为完善的气藏模型以及相关开采方案。在气田开发的相关探究当中,通常将非均质性于储层的渗透率相关联在一起，这是因为储层的采收率大体上是由渗透率的各向异性和区域分布来决定的。
随着储层非均质性的研究的不断发展,许多学者从不同的研究目的和研究对象出发,提出众多分类和研究方法。依据我国陆相储层特征和生产实践,把碎屑岩储层的非均质性由小到大划分为四级,即微观孔隙非均质性、层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性。这是目前我国各气田普遍使用的分类方案将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性。储层宏观非均质是以沉积学为基础,研究砂体纵、横向的展布特征及侧向连续性,包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。储层的微观非均质性主要包括碎屑岩的成分及结构非均质性等。在此主要讨论储层的宏观非均质性。
随着相关储层非均质性方面的探究不断日新月异,国内外相关学者基于各种形式的研究视角出发,相继推出了一系列具有针对性的研究策略。基于国内我国陆相储层相关特性以及当前形势下的生产实践,具体将储层的非均质性归结为以下几种形式,最小的是微观孔隙，其次是层内非均质，其次是平面非均质，最后是层间非均质性。前面所提及到的分类形式在我国现阶段具有相对较为普遍的适用性。其中储层宏观非均质具体归结为层内、层间以及平面非均质性等。储层的微观非均质性具体归结为碎屑岩成分以及相关结构层面的非均质性等。本文主要集中于宏观非均质性展开探讨。
4.5.1层内非均质性
所谓层内非均质性具体可总结为单砂层内垂直方向所产生的一系列储层性质改变,一般情况下涵盖了层内渗透率的差异性、非均质程度及其相应的韵律，其不仅会对储层垂向渗透率造成一定的影响,而且还会进一步限制气藏的采收率。
研究分析表明,层内非均质性受多方面因素影响，其中层内非均质性特征取决于所探讨区域内沉积微相砂体的差异,而层内非均质性的变化情况则取决于其沉积的方式，沉积方式的差异还会改变沉积微相砂体的垂向变化情况。
1.层内非均质性的主要影响因素
（1）垂向上粒度分布的韵律性
单砂体层当中粒度分布在垂直方向上产生的一系列改变通常会伴随一定的韵律，相应韵律性效果主要受限于沉积过程当中水动力以及相应的沉积形式。基于针对G井区下石盒子组的岩心观察及测井曲线特征分析与评估,发现下石盒子组有以下若干韵律形式：
a.正韵律型:表现为砂体内岩性自下而上由粗变细的的渐变,其与下部地层之间呈现出相对较为显著的冲刷接触。渗透率自韵律底部而上由高变低。声波时差在韵律底部较大，越向上越小，侧向测井曲线亦是如此,自然伽马曲线表现出呈现出箱形以及钟形等形式。
b.反韵律型: 表现为砂体内岩性自下而上由细变粗的的渐变，渗透率自韵律底部而上由低变高。声波时差在韵律底部较小，越向上越大，侧向测井曲线变化趋势同声波时差，下大上小。自然伽马曲线呈现出箱形以及漏斗形等形式。
c.复合韵律型:由若干正韵律和或反韵律耦合叠加混合而成，砂体内部垂直方向呈现出粗细无规则变化，相应的渗透率以及粒度的改变趋势具有高度的一致性。
d.韵律变化不显著的较均质段:其各项参数在垂直方向上几乎呈现出相对较为均匀的分布形式。一般情况下，这种形式的韵律集中于厚度相对较高的砂体中。
G井区下石盒子组的沉积体系为海相-陆相沉积体系。下石盒子组内韵律形式主要集中在正韵律，同时有部分砂体为复合韵律，下石盒子组粒度在整体上呈现出下大上小的演变序列。通过观察测井曲线综合图可以得到，G井区下石盒子组各小层一般有若干薄层分布在中间，这些薄层一般为泥质且物性较差，除此之外层内出现若干正韵律叠加。其中部分砂体展现出复合韵律，这些砂体的内部渗透率分布没有特定规律，垂向上时高时低。
（2）层理构造
碎屑岩中存在的各种形式层理往往会伴随相应的渗透率各向异性。通过资料调研和井区取心观察显示，G井区中主要分布以下几种层理：槽状交错层理、平行层理、块状层理等。通常情况下，层理结构会在成分、粒度大小以及相应的颗粒排列等层面存在一定的差异，相应的层理结构垂直方向的变化会对其在该方向上的渗透率造成一定的影响。
（3）层内夹层
单砂体内部的相关低渗透层以及不能渗透层在一定程度上影响其垂直方面的渗透率。本文所探讨区域下石盒组当中就有这种形式的夹层存在,通常可归结为泥质夹层以及泥质侧积层以及泥质纹层。
2.渗透率非均质性程度
通常，我们采用变异系数、突进系数、级差以及均质系数来表示层内渗透率的非均质性。其中变异系数（Vk）：代表其偏离均值的程度大小,一旦相应的偏离程度越强,即可表明渗透率值改变趋势越明显,分散程度便越高,则相应的非均质性就越突出。其具体的求解过程如下：
突进系数（Tk）：代表渗透率峰值以及均值之间的比例关系，即Tk=K最大/K平均；
均质系数（Kp）：代表渗透率均值以及相应峰值之间的比例关系，即Kp=K平均/K最大，不难分析出均质系数位于0-1范围内，只要其无限趋近于1，则表明其均质性效果越强。
倘若渗透率变异、突进系数以及相应的级差越大,在一定程度上，即可表明渗透率所呈现出的非均质性效果越强。基于这些参数进一步可将非均质程度归结为弱、中等以及强非均质类型。
基于相关物性分析资料显示,并结合上述公式针对本文所涉及的探讨区域内各个钻井以及不同层段渗透率展开相对较为详尽的对比分析（表4-4），G井区下石盒子组盒1、盒3段呈现出相对较为显著的非均质性，盒1、盒3段变异系数大小位于0.2031-4.1883范围内，突进系数大小位于1.4243-45.8159范围内，级差大小位于2.1452-362.037范围内，其中渗透率低值大约是0.1×10-3μm2，峰值大约是39.1×10-3μm2，相应的均值大约是0.641×10-3μm2，整体属于特低-超低渗透储层。渗透率相关的各个参数变化区间相对较广，进而导致盒1以及盒3段呈现出相对较为显著的强非均质性。
表4-4研究区下石盒子组盒1、盒3段部分井渗透率参数统计表
| 井号 | 层位 | 渗透率 | 级差 | 渗透率非均质系数 | ||||
| 最大值 | 最小值 | 平均值 | 突进系数 | 均质系数 | 变异系数 | |||
| J35 | 盒1 | 1.3400 | 0.4380 | 0.6777 | 3.0594 | 1.9774 | 0.5057 | 0.4497 |
| J95 | 盒1 | 0.9920 | 0.1020 | 0.3357 | 9.7255 | 2.9551 | 0.3384 | 0.5177 |
| J58P14H | 盒1 | 1.7900 | 0.0998 | 0.3109 | 17.9359 | 5.7574 | 0.1737 | 0.7267 |
| J98 | 盒1 | 0.3990 | 0.1860 | 0.2810 | 2.1452 | 1.4243 | 0.7021 | 0.2032 |
| J58P10H | 盒1 | 1.0100 | 0.1220 | 0.3538 | 8.2787 | 2.8545 | 0.3503 | 0.5029 |
| J72 | 盒1 | 0.5590 | 0.1130 | 0.2296 | 4.9469 | 2.4344 | 0.4108 | 0.4663 |
| J110 | 盒1 | 0.8010 | 0.1070 | 0.3419 | 7.4860 | 2.3430 | 0.4268 | 0.4659 |
| J112 | 盒1 | 0.6740 | 0.1070 | 0.1851 | 6.2991 | 3.6423 | 0.2746 | 0.6548 |
| J115 | 盒1 | 3.1200 | 0.1040 | 0.3994 | 30.0000 | 7.8121 | 0.1280 | 1.0929 |
| J117 | 盒1 | 39.1000 | 0.1080 | 1.4649 | 362.0370 | 26.6916 | 0.0375 | 2.6122 |
| J10 | 盒3 | 0.8460 | 0.1313 | 0.3316 | 6.4457 | 2.5511 | 0.3920 | 0.4583 |
| J32 | 盒3 | 5.5200 | 0.1040 | 0.9298 | 53.0769 | 5.9366 | 0.1684 | 1.3620 |
| J53 | 盒3 | 1.1300 | 0.1040 | 0.4042 | 10.8654 | 2.7957 | 0.3577 | 0.6378 |
| J57 | 盒3 | 13.6000 | 0.2500 | 1.4389 | 54.4000 | 9.4518 | 0.1058 | 1.6180 |
| J86 | 盒3 | 1.9900 | 0.1420 | 0.6248 | 14.0141 | 3.1851 | 0.3140 | 0.7142 |
| J85 | 盒3 | 1.3585 | 0.1015 | 0.7269 | 13.3905 | 1.8688 | 0.5351 | 0.6250 |
| J99 | 盒3 | 32.4000 | 0.1050 | 0.7072 | 308.5714 | 45.8159 | 0.0218 | 4.1894 |
| JPH-113 | 盒3 | 1.0500 | 0.1110 | 0.3313 | 9.4595 | 3.1689 | 0.3156 | 0.5324 |
| J116 | 盒3 | 7.8100 | 0.1010 | 1.1776 | 77.3267 | 6.6321 | 0.1508 | 1.3021 |
| J121 | 盒3 | 1.4000 | 0.3000 | 0.6000 | 4.6667 | 2.3333 | 0.4286 | 0.5092 |
4.5.2层间非均质性
层间非均质性是指储层砂体在剖切面当中呈现出的一定规律，同时还包括层与层之间隔层的地质特征，可将含气层系内部的储层物性进行相对较为全面的呈现。一般情况下通过若干参数来表征，包括分层系数、砂岩密度等。相应的沉积相在一定程度上决定着非均质性程度，而G井区下石盒子组的沉积体系较为复杂，所以其层间非均质性一般来说也较强。
如表4-5所示，通过统计及分析，盒1段单个砂层厚度在10-40米之间，其平均值大约为20米，相应的隔层数目一般为0-3个，盒3段单个砂层的厚度在5-25米之间，平均厚度为13米，相应的隔层数目一般为0-3个。整体上看，整个目的层的隔层分布多分布在泛滥平原中，河道内部也有少许隔层。
表4-5研究区盒1、盒3段各井砂体厚度、储层厚度、气层厚度、隔层个数统计表
| 井位 | 层位 | 砂体厚度（m） | 储层厚度（m） | 气层厚度（m） | 隔层个数 |
| J10 | 盒3 | 23 | 13 | 0 | 2 |
| J116 | 盒3 | 25 | 25 | 5 | 0 |
| J21 | 盒3 | 37 | 17 | 0 | 3 |
| J32 | 盒3 | 30 | 10 | 0 | 2 |
| J53 | 盒3 | 39.8 | 12 | 2.5 | 1 |
| J54 | 盒1 | 43.5 | 32 | 9 | 0 |
| J55 | 盒1 | 42.5 | 18 | 10.4 | 1 |
| J69 | 盒1 | 28 | 20 | 4 | 1 |
| J7 | 盒1 | 42.5 | 33 | 0 | 1 |
| J70 | 盒1 | 55 | 32 | 5 | 1 |
| J72 | 盒1 | 27.6 | 24 | 0 | 3 |
| J73 | 盒1 | 43 | 10 | 10 | 2 |
所谓分层系数就是指层系内部所拥有的单砂层数目，因为存在一定的相变，同一层系内部所具有的砂层数目也会呈现出一定的区别。一般情况下，采用平均单井钻遇砂层层数来表示钻遇砂层总层数统计井数。分层系数越高，便会在层间呈现出相对较为明显的非均质性。
砂岩密度又称砂岩系数,具体总结为剖面上砂岩总厚度与地层总厚度的比值。研究区盒1、盒3段的分层系数分别为4和2，砂体密度分别为40%和20%。
砂体的发育特点和层间非均质性可由分层系数和砂岩密度来进行判断,具体可归结为以下若干情况①二者都呈现出相对较高的趋势,代表厚层砂岩和薄层泥岩混合特征,说明相应的层系具有较为明显的非均质性②分层系数偏高然而相应的砂岩密度相对居中,代表砂泥岩薄互层组合特征,说明相应的层系具有极其突出的非均质性③分层系数偏高但是砂岩密度相对较低,这种分布说明层间大量存在薄层状砂岩,具有较明显的非均质性④分层系数偏低然而相应的砂岩密度相对偏高,说明层间分布较多的中厚层砂岩，相互叠置,很难看到泥质夹层,相比其他几种情况代表较好的层间均质性⑤分层系数和砂岩密度都很低,这说明砂岩呈孤立夹层产出,说明相应的层系具有极其突出的非均质性。
根据盒1、盒3段的分层系数及砂岩密度两个参数，并参考研究区主力气层层间非均质参数统计表（表4-6）和渗透率非均质参数评价标准（表4-7），最终分别得出研究区下石盒子组盒1、盒3段均为强非均质储层。
表4-6研究区主力气层层间非均质参数统计表
| 层位 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 盒3段 | 1.06 | 5.30 | 64.92 | 0.19 |
| 盒1段 | 0.83 | 6.21 | 52.40 | 0.16 |
表4-7渗透率非均质参数评价标准
| 储层类型 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 均质储层 | ＜0.5 | ＜2.0 | ＜2.0 | ＞0.8 |
| 中等非均质储层 | 0.5-0.7 | 2.0-3.0 | 2.0-6.0 | 0.5-0.8 |
| 强非均质储层 | ＞0.7 | ＞3.0 | ＞6.0 | ＜0.8 |
4.5.3平面非均质性
所谓平面非均质性的表达形式相对较为直观，可将其具体归结为储层砂体外貌形态、大小、连续程度所在平面上造成的非均质性，可进一步呈现出砂体在平面上的连通性差异以及渗透率相关的非均质性。
区域平面沉积微相及区域平面砂体展布等多方面因素共同作用，导致研究区渗透率在平面上发生各向差异。一系列沉积微相砂体的渗透率差异在一定程度上造成平面上呈现出不同的变化。即使在同一沉积微相内,由于渗透率在主砂体带中心部位以及砂体侧翼存在一定的差异,也会进而造成相应的渗透率呈现出一定的变化。形状状态不同的砂体其砂体的渗透率也有所不用，长条状砂体的砂体厚度和渗透率顺其延伸方向逐渐减小，但总体来说，此类带状砂体一般具有更高的渗透率,相应的垂直砂体厚度以及渗透率呈现出的波动反而相对较大,至两侧部位显著下降。
G井区下石盒子组盒1、盒3段的绝大部分储层砂体呈北西-南东向的条带状展布。相应的孔隙度、渗透率以及含气饱和度均在平面上呈现出较为显著的差异,进一步表明石盒子组储层物性以及含气性在平面上的展布特征具有相对较为显著的差异。各层的储层物性参数同砂体的展布方向基本保持一致，总体上呈带状、片状以及点状或不规则状展布。其中各层的主要砂体呈水平条带状分布，其孔隙度、渗透率及含气饱和度基本符合条带状砂体物性特征，即砂体中心各项参数均相对偏高，随便砂体向侧面逐渐变薄，其孔隙度、渗透率及含气饱和度值也逐渐降低。
4.6储层分类及评价
储层综合评价在一定程度上对储层探究成果是一种综合呈现。由于相应的储层评价非常重要，故需要建立一套相对全面统一的储层评价标准，这可进一步促进油气储层展开深入探究，还可进一步促进储层区块的有效选取，并进行切实有效的开发与利用。
本文所研究的区域地处鄂尔多斯盆地，目的层属于特低孔、特低渗储层，因此，通过设立适合本区域的评价为目标，来对本区域的目的储层进行划分和分级，根据研究区目的层的沉积相特征以及储层特征，建立出储层级别分类评价的标准（表4-8）,将研究区储层划分为好、较好、一般三个类别。
1.Ⅰ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度大于12%，渗透率大于0.8mD，中值压力小于5MPa；盒3段物性好于盒1段，盒3段此类储层孔隙度大于15%，渗透率大于1.2mD，中值压力小于2MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔孔隙，孔隙分布均匀且连通性好。砂岩类型主要为含砾粗砂岩、粗砂岩。沉积微相主要为心滩及叠置心滩，测井相表现为光滑箱型、微-齿化箱形。
2.Ⅱ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度一般介于8-12%，渗透率介于0.4-0.8mD，中值压力5-20MPa；盒3段物性总体上依然略好于盒1段，盒3段孔隙度8-15%，渗透率0.4-1.2mD，中值压力2-8MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔、粒间溶孔孔隙。砂岩类型主要为粗砂岩、中砂岩。沉积微相主要为心滩、河道和河道填充，测井相表现为微-齿化箱形叠置钟形。
3.Ⅲ类储层
此类储层各项参数均为最差，沉积微相多为废弃河道，普遍发育粒内溶孔、晶间孔，连通性较差，测井相表现为齿化箱形、钟形。此类储集层压汞曲线呈明显负歪度,砂岩毛管压力特征为高门槛压力一细喉型，属于一般储层。
G井区盒1、盒3段储层主要分为三类，开发动用的主要为Ⅱ类储层。
表4-8研究区下石盒子组储层分类表
| 类别 | 盒1 | 盒3 | |||||
| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | ||
| 沉积微相类型 | 河道、叠置河道、心滩、叠置心滩 | 河道、心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | 心滩、叠置心滩 | 心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | |
| 主要岩性 | 含砾粗砂岩、粗砂岩 | 粗砂岩、砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | 含砾粗砂岩、砂岩 | 粗砂岩、中砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | |
| 物性 | 孔隙度（%） | >12 | 8-12 | 5-8 | ＞15 | 8-15 | 5-8 |
| 渗透率（mD） | ＞0.8 | 0.4-0.8 | 0.15-0.4 | ＞1.2 | 0.4-1.2 | 0.14-0.4 | |
| 孔隙类型 | 粒间余孔 | 粒间溶孔 | 粒内溶孔、
晶间孔 | 粒间余孔、溶孔 | 粒间余孔、粒间溶孔 | 粒内溶孔、晶间孔 | |
| 毛管压力曲线 | 排驱压力（MPa） | ＜0.5 | 0.5-1.0 | ＞1.0 | ＜0.1 | 0.1-0.3 | ＞0.3 |
| 中值压力（MPa） | ＜5 | 5-20 | ＞20 | ＜2 | 2-8 | ＞8 | |
| 中值半径（μm） | ＞0.15 | 0.15-0.04 | ＜0.04 | ＞0.4 | 0.3-0.1 | ＜0.1 | |
| 测井相类型 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | |
| 电性 | ＞240 | 225-240 | 217-225 | ＞245 | 230-245 | 217-230 | |
| 综合评价 | 好 | 较好 | 一般 | 好 | 较好 | 一般 | |
第五章 精细地质建模
当前形势下无论是科学技术还是信息化程度都呈现出飞速稳步发展的趋势，数字化形式始终没有改变其在计算机信息技术方面重中之重的地位。各行各业或多或少都要与相应的计算机技术打交道，本文所涉及到的油气田勘探也不例外，现阶段油气开发已经与相应的数字化技术融会贯通，尤其是地质建模技术已经在相关油气开发领域实现了相对较为广泛的应用。
三维地质建模实际上是在分析研究区内岩心信息以及测井资料的基础上，通过专业的软件建立储层静态模型的过程。可将相应的模型认知成空间形式的网状体，相应的建模过程在一定程度上可归结为针对各个单位网格进行切实有效的赋值。
5.1地质建模方法
现如今的三维储层建模技术逐步趋向于成熟，其具体的实施方法可总结为两种：确定性以及随机性建模。研究区的地质资料往往不易将其掌握完全，同时对研究区地层的认识也是不断更新的，一系列的外部干扰也可能导致研究区地质参数无规律变化，进而导致其不确定程度激增。所谓随机建模即就是对诸如此类的不确定性进行预测以及假设，进而逐步优化预测参数。当前现有的随机建模方式比比皆是，需要基于实际状况进行有效选取。
5.1.1确定性建模方法
通过确定性建模评估出的井点之间相关储层参数具有一定的唯一性，因此最终只能获取一个确定性储层模型，确定性建模有多种建模方法（表5-1），其中储层沉积学方法基于勘探人员在现场产生的认识，进而确定相应探讨区域的沉积模式以及相应的环境特性，基于以上相关信息逐步确定储层内部的外貌形态、岩性以及相关储层参数；所谓储层地震学方法，就是通过地震方法逐步确定储层的平面垂向以及三维形态、储层岩性以及相关的储层参数，具体包括以下两种方法，即地震属性分析或地震储层反演。传统井间插值方法较为简单，同时精确度也不如其他几种方法，这种方法中，每一个变量都被设定为纯随机变量，单纯从待测点位置以及相关已知信息位置之间的关联性出发，忽略其空间结构特性。克里金插值法只能做到局部预估优化，无法做到全局最优，其具体方法就是凭借方差作为相应的精度把控参数，通过使用变差函数模型和克里金估计完成相关空间布局的地质参数配置。
表5-1确定性建模方法分类
| 确定性建模方法 | 变量性质 | |
| 储层沉积学方法 | 模式绘图法 | 离散 |
| 储层地震学方法 | 波形聚类 | 离散 |
| 传统数理统计学插值法 | 三角剖分 | 连续/离散 |
| 移动平均 | 连续 | |
| 距离平方反比加权 | 连续 | |
| 经典地质统计学估值方法 | 克里金 | 连续/离散 |
5.1.2随机建模方法
为确保储层参数空间展布真实程度最大化，仅凭借确定性建模远远不能实现，因为对于相应地区的认识永远是不够精细的，对地区的地质认识也是在不断变化的，这就导致相应的建模算法呈现出一定的局限性，通常情况下确定性建模效果与真实情况之间的差距相对较大，相应的预测精度根本达不到预期效果，故相应的随机性建模便逐步被开发出来。
谓的随机建模基于已知相关信息，凭借相关地质统计特性，并利用某种有效的随机算法，进行等概率模型的相关模拟。如表5-2所示呈现出一系列随机建模方式，当前应用相对较为广泛的是序贯模拟方法。
表5-2 随机模拟方法分类
| 算法及模型
模拟方法 随机模型 | 序贯模拟 | 误差模拟 | 概率场
模拟 | 优化算法（模拟退火及迭代算法） | 模型性质 | |
| 基于目标的随机模型 | 示性点过程
（布尔模型） | 示性点过程模拟
（布尔模拟） | 离散 | |||
| 随机成因模型 | 沉积过程模拟 | 离散 | ||||
| 基
于 像 元 的 随 机 模 型 | 高斯域 | 序贯高斯
模拟 | 转向带
模拟 | 概率场
高斯模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 连续 |
| 截断高斯域 | 截断高斯
模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散 | |||
| 指示随机域 | 序贯指示
模拟 | 概率场
指示模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散/
连续 | ||
| 分形随机域 | 分形模拟 | （可应用模拟退火） | 离散/
连续 | |||
| 马尔可夫
随机域 | 马尔可夫模拟 | 离散/
连续 | ||||
| 随机游走 | 随机游走模拟 | 离散 | ||||
5.2建模流程
5.2.1建模数据准备
研究区相关资料的完善程度一定程度上便会直接反应建模效果故进行相应的建模前，必须最大限度的收集以及整理相关资料，并结合随机建模的适应范围进行有效选取，逐步搭建井位、分层界限以及相关测井信息数据库，进而为加下来的有效建模打下扎实的基础。本文所涉及的探讨区域所需的相关数据具体可归结为：
（1）井位地理坐标、补心海拔、完钻井深、井斜以及相应的测井曲线；
（2）分层界限数据；
（3）单井测井二次解释结果（沉积微相、砂体、孔隙度、渗透率、饱和度）
（4）所有小层相应的沉积微相平面图。
所谓的地质模型不能将其认知为连续实体，其实质为空间网格体，，相应地质模型建立具体可归结为针对各个网格进行切实有效的赋值，单井周围的空网格可以通过将测井曲线离散化进行赋值，只有将测井数据中的各项数据离散到网格当中才能才能有效开展今后的样本统计汇总。
不同的赋值方法适用于不同情况的模型，只有选择合适，才能保证模型贴近实际。一般而言，在地质建模中基本通过从众方法来对沉积微相和岩相模型进行赋值，通过算术平均方法来对孔隙度模型和含气饱和度模型进行赋值，通过谐波方法来渗透率模型进行赋值。
本次建模技术路线如图5-1所示，建立模型主要包括构造模型、沉积微相模型、岩相模型、属性模型。
图5-1“相控思想、确定性+随机”多信息约束储层建模方法流程图
5.2.2构造模型
只有构建好构造模型，后续的相模型和属性模型才能足够精准。构造模型是整个三维地质模型的框架，可将其认知成将三维地质体逐步分割成适用于当前区块的相关小单元，具体包括，a）骨架网格建立，确定研究区的边界，区内主要断层以及地势趋势线，网格相应的细化程度取决于具体的实际需求；b）关键层面模型建立，对研究区个小层界面进行创建和调整，使其符合前期的骨架网格，并为后续的层内插值建模建立趋势；c）地层模型建立，在小层界面的约束下，对各小层中缺值网格进行层面内插。
5.2.2.1地层模型
研究区G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km，局部发育鼻状隆起。研究区上古生界标志层明显，东西向厚度稳定，地层对比可靠，根据标志层、沉积旋回、地层厚度等，将下石盒子组地层划分7个层，其中盒1段划分3层，盒2段划分2层，盒3段划分2层，建模目的层总厚度约为190m。
表5-3G井区上古生界地层简表
| 层位 | 厚度（m） | 岩性描述 | 沉积相 | |
| 组 | 层 | |||
| 上石盒子组 | 100-140 | 红色泥岩及砂质泥岩互层，夹薄层砂岩及粉砂岩 | 滨浅湖 | |
| 下石盒子组 | 盒3 | 35-40 | 浅灰色细、中粒砂岩、泥质粉砂岩等厚互层，底部浅灰色中砂岩 | 辫状河 |
| 盒2 | 30-45 | 浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩 | 辫状河 | |
| 盒1 | 45-65 | 浅灰、灰白色色粗、中砂岩与绿灰、灰色泥岩呈略等厚互层 | 辫状河→冲积扇-辫状河 | |
| 山西组 | 山2 | 25-40 | 灰白、浅灰色中、细砂岩、泥质粉砂岩与棕褐、深灰、灰黑色泥岩 | 三角洲平原 |
| 山1 | 25-40 | 煤、灰黑色泥岩、炭质泥岩与浅灰色细砂岩 | 三角洲平原 | |
| 太原组 | 0-35 | 煤、灰白、浅灰色中、细砂岩与灰黑色泥岩 | 扇三角洲 | |
| 马家沟组 | 0-60 | 灰色白云岩、泥云岩、灰岩 | 海相 | |
结合地层发育特征及精度要求，研究区建模面积947km2，井数261口井，将模型平面网格间距设置为50m×50m，平面上总网格数为862×855（737010）个。为确保垂直方向上有效呈现出相以及相关属性的展布状况，将相应的垂向精度设置成0.5m，模型总网格数为862×855×404（297752040）个。G井区重点层顶面构造模型如图5-2所示
图5-2 G井区下石盒子组重点研究层顶面构造图
5.2.2.2断层模型
G井区区内发育乌兰吉林断裂，分为乌兰吉林西断层和乌兰吉林东断层，其中乌兰吉林西断层区内延伸长度17.8km，乌兰吉林东断层区内延伸长度17.6km。乌兰吉林断层形成于海西期，在G井区呈东-西向的正断层，倾向基本南倾，倾角约80-90°，断开层位下石盒子组至太原组，主要目的层断距为10-30米，断层附近构造相对复杂，局部发育隆起。
图5-3G井区盒3段相干切片图
图5-4G井区乌兰吉林断层地震剖面图
通过G井区二次精细构造解释，明确了四级断裂发育特征及分布范围，G井区共发育四级断裂42条，其中正断层24条，逆断层18条，主要走向为北西向、南北向。主要为层间小断层，主要断开层位T9b+c-T9e，主要断距5-20m，延伸长度0.6-2.6km。
图5-5G井区乌兰吉林断层模型示意图
5.2.3相模型
关于沉积相模型以及相关后续岩相模型的构建，可总结为针对小单元进行切实有效的赋值的过程。本文三维建模研究采用两种方法进行相建模，分别为确定性建模和序贯指示模拟方法。
G井区主要目的层位为下石盒子组的盒1段（盒1-1层，盒1-2层，盒1-3层）和盒3段（盒3-1层，盒3-2层）。盒1段冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体较发育，向南形成3支辫状河道，连续性较好，宽度较大。盒3段属于近物源的辫状河沉积，主要微相类型为心滩，辫状河道砂体厚度相对较薄，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
图5-6 G井区下石盒子组重点研究层沉积相平面图
5.2.3.1确定性相建模
以研究区平面沉积微相图作为约束条件，通过直接赋值的方法建立出来确定性模型，主要目的层的6个层的沉积微相模型如图5-6所示。
图5-7G井区下石盒子组重点研究层沉积微相图
5.2.3.2随机模型
随机模型建立的关键在于调整符合实际地质认识的变差函数，变差函数可以改变受影响区域的面积与区域化变量之间的关系、三维上各向异性与区域化变量之间的关系以及不同属性在空间上连续性与区域化变量之间的关系。变差函数通过若干参数来控制变量，包括带宽、厚度、搜索半径、容差角度等，如图5-8所示，变差函数随着间隔距离的变化获得变程（Range）、块金值（Nugget）、基台值（Sill）等关键变量，其中最重要的变量为变程，其大小程度能够有效彰显变量空间的相关性程度，相应的变程越大代表该方向的观测数据在相对较大的区间内呈现出一定的相关性；倘若相应的块金值不是零，则代表在空间上呈现出相对较为显著的变异性，因此相应的块金值越趋近于零效果越好。
图5-8随机建模变差函数图
5.2.4岩相模型
基于岩相的差异，其相应的物性分布特性呈现出一定的差异，倘若建立属性模型时没有对相应的岩相进行切实有效的区分，那么所建立的模型便会产生一定的失真，因此本次建模通过沉积微相平面图进行相应的约束，在相控下完成岩相模型的建立。
基于序贯指示模拟的方式进行G井区岩相相关模型的构造，首先需要在单井上完成砂泥岩相关类型的有效识别，其次进行相应的岩相代码赋值（泥用0表示，砂用1表示，煤用2表示），将完成识别的砂泥岩粗化到相应的的网格中，汇总各岩相在各小层当中的的分布占比，将其设置成初始化形式的约束条件，也就是序贯指示模拟的硬数据，然后在沉积微相的约束下分别设置变差函数，运行模拟，得到了G井区各层的岩相模型（图5-8）。
图5-9G井区下石盒子组重点研究层岩相模型图
基于岩相模型的相关约束完成相应孔渗模型的搭建后，应该确实适用于研究地区的有效储层标准，将定好的标准带入孔渗模型进行相关的运算，最终可以得到研究区目的层有效砂体模型。在本文研究中，设定孔隙度大于5%的以及含气饱和度大于50%的为有效储层，否则为无效储层。
从G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图（图5-10）中可以看出，盒1段北部砂体沉积规模最大，向南形成多支辫状河道，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在15-20m之间。盒3段呈北西-南东发育3-4条河道，主要微相类型为心滩，其辫状河道砂体厚度相对较薄，一般在10-15m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
图5-10G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图
5.2.5属性模型
本文所探讨区域选取连续变量模拟相对较强的序贯高斯模拟算法，与此同时，通过岩相约束来模拟得到相应的各属性模型。
5.2.5.1孔隙度模型
图5-11为G井区整体孔隙度模型及对应栅状图模型。由图可以看出，孔隙度值域分布受沉积微相的影响较大，沿河道方向孔隙度明显偏高，泛滥盆地微相的孔隙度明显偏低，其中盒1段平均孔隙度9.3%，盒3段平均孔隙度11.3%。
图5-12G井区孔隙度模型连井剖面图
图5-13 G井区下石盒子组重点研究层孔隙度模型图
5.2.5.2渗透率模型
渗透率值域分布在一定程度上受限于沉积微相以及相关岩相展布：其在河道以及心滩附近呈现出的相对较为显著的高值，反之相应的低值主要集中于泥岩内，其中盒1段平均渗透率0.89×10-3μm2，盒3段平均渗透率1.60×10-3μm2。在沉积微相模型约束下得到的渗透率模型如图5-16所示。
5.2.5.3含气饱和度模型
通过序贯高斯模拟方法来对研究区含气饱和度模型进行建立。首先将原始的饱和度曲线粗化至网格中。因为含水饱和度是连续变量，对连续变量进行模拟运用序贯高斯模拟，要求整体的数据符合正态分布，因此对粗化后的含气饱和度曲线进行正态变换，最后调整各个小层的含气饱和度变差函数，在岩相控制下运用序贯高斯模拟出含气饱和度模型。
图5-17为G井区整体的含气饱和度模型及对应栅状图，而从图5-19各层含气饱和度模型图中可以看出，在盒1段上，含气饱和度普遍较高，而盒3段含气饱和度则普遍低于盒1段。
图5-19 G井区下石盒子组重点研究层含气饱和度模型图
5.2.6储量核算
本次分两个层位进行储量估算，分别为盒2+盒3、盒1。应用气藏储量容积法计算公式：
式中，GIIP为原始气藏地质储量，sm3；
Bulk volume为三维模型内的网格整体体积大小，m3；
NTG为净毛比，具体就是有效厚度以及砂岩厚度之间的比例关系；
Bg为天然气体积系数，G井区内Bg=0.00443
上式中建立NTG模型的方法是在petrel中确定有效储层和无效储层，凭借属性模型内的孔隙度以及相应的含气饱和度模型进行其下界展开设定，进一步把孔隙度超过5%并且相应的含气饱和度超过50%的储层归结为有效储层，设定成1来表示，否则即代表无效储层，设定成0来表示，G井区气层有效厚度下限标准如图5-4所示。
表5-4 G井区气层有效厚度下限标准
| 层位 | 岩性标准 | 物性标准
（统计分析法） | 含气性标准 | 电性标准 | ||||
| 岩性 | 泥质含量（%） | 孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 劝烃净增值（%） | 含气饱和度（%） | 声波时差
（μs/m） | 深侧向电阻率（Ω·m） | |
| 盒1段 | 中砂岩 | ≤15 | ≥5 | ≤0.20 | ≥1 | ≥50 | ≥220 | ≥13 |
| 备注 | △t在220μs/m~237μs/m时，要求RLLD≥236.06-0.9412*△t（Ω·m） | |||||||
使用地质模型进行计算时，储层的各个物性并不是简单的平均值，而是在网格划分之后赋予每个每个网格一套属于自己的物性。相比于每一层的平均物性值来说，精确度更高。Petrel地质建模后的地质储量计算结果对比表如表5-5所示:
表5-5 G井区三维地质模型储量计算结果对比表
| 层位 | Bulk volume（*108 m3） | Net Volume（*108 m3） | Pore volume（*108 m3） | GIIP
（*108sm3） | 地质储量
（*108sm3） | 偏差系数 |
| 盒2＋盒3 | 601 | 98 | 2.65 | 600.30 | 648.06 | 0.92 |
| 盒1 | 551 | 117 | 4.84 | 1093.57 | 921.82 | 0.85 |
| 合计 | 1152 | 215 | 7.49 | 1693.87 | 1570.78 | 0.93 |
可以看出，研究区下石盒子组储量与已知资料中给出的地质储量基本吻合，其中盒1段储量达到总储量的58%，盒2＋盒3段储量占总储量的42%。
5.3地质模型检验
一个精准的三维地质模型，在一定程度上可将砂体以及物性相关特征进行定量展示。即使凭借确定性以及随机建模有效融合的方式，通过砂体以及反砂体针对相应的岩相模型展开一系列把控，但是也不能完全确保所搭建出的模型与现实实际状况一致。
通过当前现有的地质认知进行三维地质模型验证是整个建模流程中不可或缺的一环。结合前面所提及的相关基础理论展开模型的静态验证。因为模型验证以及相应的修正过程相对较为冗杂，其质量效果会受到多元耦合因素的干扰，譬如个人现场认识、主观臆断程度等。
针对本文所构建的地质模型展开一系列静态检验过程当中，通过模型以及相应的静态认知的一致性充当判别指标，倘若基本一致，那么即可不进行相应的修正。相反，倘若存在一定的差距，那么就必须逐一排查建模过程中的各个流程环节。倘若能够有效排除建模操作失误带来的偏差，即可进一步判别为所选取的相关数据存在一定的失真，倘若确实发生如此情况，则进行有效修正即可。此外，若以上问题都不存在，那么就需要选取多个算法展开切实有效对比分析，直至寻求到最为近似的模型为止。必要情况下，则需要人工对所建的地质模型进行调整和编辑。
5.3.1单井物性参数检验
针对G井区相应的三维地质模型构建的任务已经基本完成。进行建模时，所搭建的模型一定是要结合实际井上数据出发的。单井上储层相关属性具体的精准程度受限于垂直方向上网格尺寸的大小，与建模方式的选取几乎没有任何关联。所以必须将网格尺寸的把控放到重中之重的地位，网格的具体大小程度还会对相应的分辨率以及精准度造成一定的影响。。针对网格尺寸展开相对较为有效的规划，不仅能够切实有效还原地质状况的真实面目，而且还能够有效降低建模难度。值得注意的是，相应的网络系统需要尽可能往小了选取，这样所构造的模型便会呈现出相对较高的精度指标，但是现如今相关计算机设备的性能存在一定的局限性，故相应的网格步长不能够无限小。反之，倘若垂直方向网格尺寸过大，便会直接导致所搭建的模型与真实效果偏差扩大，甚至造成一定的数据失真。如图5-20所示，呈现出J21井相应的模型单井相关参数以及初始曲线之间对对比结果，不难看出，二者曲线一致性效果相对较好。进而可证明网格尺寸相对较为适中，即模型具备相对较高的精度。
图5-20 J21井属性参数与原始曲线对比图
5.3.2概率分布一致性检验
针对G井区展开三维地质建模过程当中，在一定程度上必然会导致模拟与具体实际状况存在一定的精度误差，只要在可接受范围之内，就可有效评估获取出相对较为有效的数据体，但其对应的数据量就相对较为庞大。通过模型数据以及相应的原始地质数据展开相对较为详尽的对比分析，即可进一步判别所建模型的精准程度。从图5-21至图5-24不难分析出，岩相、孔隙度、渗透率以及相应的含水饱和度等具体数值，与离散化数据以及相应的初始孔渗数据之间呈现出基本一致的分布规律，进而可证明本文所搭建的模型能够相对较真实彰显储层物性相关的变化规律，能够满足所需的精度要求。
图5-21岩相模型与离散化数据、 图5-22孔隙度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
图5-23渗透率模型与离散化数据、 图5-24含气饱和度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
5.3.3属性相关性检验
通常来讲，储层各属性之间必然会呈现出一定的相关性。譬如在沉积砂体进行发育的区域，相应的储层物性呈现出相对较好的状况；然而相应的沉积砂体稀少的区域，相应的储层物性呈现出相对较差的趋势。同理，相应的储层孔隙度以及泥质占比在一定程度上均与渗透率有关联，其中孔隙度相对较差的区域相应的泥质占比就偏高，同时呈现出相对较低的渗透率。基于图5-25所示，不难看出在平面当中砂体几乎不进行发育的地区，其相应的孔隙度值呈现出偏低的状态。同一条过井剖面上的不同物性的相关模型吻具有相对较高的一致性，这说明此次的建模结果能够满足相应的精度指标要求。
图5-25盒1-3孔隙度分布与砂厚等值线叠合图
5.3.4 抽稀模型检验
所谓抽稀，就是在研究区范围内，抽取若干非特殊单井，并保证所选取的抽稀井具体的位置必须满足随机均布的原则，这些抽稀井从具体的建模当中剔除，然后将探讨区域内其余井整合并进行相应的模型构建，针对原始模型以及当前模型展开相对较为全面的对比分析。图5-26为研究区孔隙度抽稀前后的过井剖面。基于抽稀J86井进行参考，前后属性相对较为一致，故本文所搭建的模型能够满足相应的精度指标需求。
图5-26抽稀前后孔隙度剖面对比图
第六章 结论
通过对G井区的沉积相特征认识，储层特征认识，精细地质建模等的研究，得到如下结论：
（1）在本文所涉及的探讨区域内展开相应的地层划分，基于“旋回对比，分级控制”的整体思路，借鉴前人划分方案，结合对研究区的地质认识完成了G井区的地层划分方案，具体划分方案为：G井区下石盒子组可分为盒1、盒2、盒3段共三段，其中盒1又划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3三个小层，盒2划分为盒2-1、盒2-2两个小层，盒3划分为盒3-1、盒3-2两个小层，主力生产层位为盒1、盒3段。
（2）在研究区小层精细划分的基础上，通过研究区顶面构造图及断层地震剖面图可知，研究区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km。
（3）通过对G井区沉积相进行分析研究，盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，主河道砂体呈北西方向到南东方向展布；盒3段属于近物源的辫状河沉积环境，段呈北西-南东向发育3-4条河道，局部发育心滩，砂体厚度较薄，连续性不如盒1段。
（4）研究区岩屑主要以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，黏土矿物较为发育，成岩阶段主要为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝，孔隙主要以细孔隙为主，吼道则以中小吼道为主。盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层，且储集层内非均质性较强。
（5）基于序贯高斯模拟以及相关指示模拟方法，利用相关地质建模软件搭建出G井区下石盒子组的构造模型、相模型、岩相模型以及属性模型。。本文所搭建的模型在一定程度上能够相对较为真实呈现出该区域储层砂体以及相应的物性参数的展布特征，多重检验后结果符合实际地质情况。
第一章 绪论
1.1 研究目的和意义
1.1.1 研究目的
纵观全球油气供给状况，常规石油天然气资源增储增产的难度越来越大，油气资源的开发生产已由常规油气藏转向非常规油气藏。国内外均已发现并投入开发了大量非常规油气资源，非常规油气资源的战略地位日趋重要，这对于我国更是如此。在我国，非常规油气储层在全国各大含油气盆地中均有分布。随着全球非常规致密油气的大规模开发，非常规致密油气在已开发的非常规油气资源中已占绝大部分比重。在我国，常规储层油气藏的开发已远不能满足国民经济及社会发展的需要，非常规致密油气藏的高效开发已成为当前重要的研究课题。就我国非常规致密砂岩储集层最发育的鄂尔多斯盆地而言，几乎所有潜在的石油资源量均属于非常规致密储层范畴，其延长组主要含油层系均已不同程度动用。
东胜气田，其准确的地理区位处于杭锦旗以及杭锦旗西部区块，该地区在地理上隶属于鄂尔多斯盆地北，总占地面积超过9800平方千米。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。该区与苏里格、大牛地都有着类似的成藏条件，蕴藏着巨大的开发潜力。该区三级储量9372.05×108m3，其中探明796.82×108m3，控制6212.24×108m3，预测2362.99×108m3;气田的目的层为下石盒子组、山西组和太原组。G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3；G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60md；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。地温梯度为2.87℃/100m ，压力系数为0.89-0.92，平均值为0.91，属于正常温度、 低压-正常压力系统。在对大量文献资料进行仔细研究思考后，决定以G井区下石盒子组为例，采用地质建模相关技术，对研究区内储层、物性特征有关参数等进行三维建模研究。希望通过对研究区目的层的地质模型，深入研究研究区内砂体的分布规律，对气藏的分布有进一步的认识。为气田下一步的战略部署以及后期油藏开发等做出贡献。
经过实地调查数据反馈信息，G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。通过前期大量的调研研究资料和数据，本文将以G井区下石盒子组为主要研究对象，通过建立相应的地质模型来分析该地区的油气储层、各项物性特性特征参数，并在三维模型的研究基础上，利用研究所得数据进一步探究该区块的砂体分布规律和油气储藏量分布规律，为下一步气田的大规模战略开发及后续的油气资源开发提供一定的参考。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 致密砂岩气藏研究
在国外，致密砂岩主要以砂坝-滨海平原和三角洲两个沉积体系，并且河流相沉积较少，其储层分布稳定，连续性和连通性较好。北美致密砂岩含气饱和度相对较高，可达55%～70%。查阅资料可知，分布在北美洲的致密砂岩气储层较一般地区的压力值更高，其中又以落基山地区为甚，其压力系数最高值超过1.94，平均分布范围为1.4~1.7，此外，该地区在地形上也具有一定的特点，其起压深度范围为2400m~2740m。有资料表明，巨量的烃类年产生量、高烃柱以及高起压范围带来的承压状态的改变是导致这一地区压力异常升高的主要因素。该地区的气水分布规律为：气水倒置主要发生在盆地中部，而斜坡区并无大规模的气水界面，且由盆地向斜坡区的过渡段上，其气含量逐渐减少，水含量的变化趋势恰恰相反。
在国内，中国致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，中国致密砂岩气储层在鄂尔多斯盆地为异常低压，平均压力系数为0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。四川盆地、库车前陆盆地与渤海湾断陷盆地为异常高压，压力系数分别为1.2～1.5，1.5～1.8和1.2～1.4。其中，四川盆地须家河组虽然普遍具有异常高压，但是没有统一的起压深度，压力系数随埋深而增大，导致须家河组致密气层压力增大的原因除了烃类生成、欠压实作用和构造作用外，还包括岩石致密化导致储层孔隙体积缩小。中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。
我国大部分地区的致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，其中，主要为异常低压致密砂岩气储层的鄂尔多斯盆地，其平均的地层压力数值均低于我国的正常值，其平均压力系数大致分布在0.8~1之间，与之形成对比的是，我国的四川盆地的压力系数值为1.2~1.5，渤海湾断陷盆地地区的压力数值分布范围为1.5~1.8，库车前陆盆地的压力数值分布与四川盆地大致相似，从数值上可明显判断，上述地区均属于异常高压地区。但与北美落基山地区相比，这些地区的致密气层压力增大的原因并不相同，以四川盆地的须家河组为例，相比于北美落基山地区，该地区的储层孔隙体积在岩石致密化作用下的缩小也是引起其异常高压的原因之一。所以，我国的大部分地区的致密砂岩气储层气水关系受到的影响因素千差万别，其气水倒置、气水间互和气水界面不明情况是十分普遍的，无固定的规律可循，存在极大的差异性和复杂性。
1.2.2 地质建模研究
1.2.2.1 地质建模的发展历程
地址建模的研究手法最早可追溯到1984年的SPE会议，该研究方法由Haldorson H最先提出并应用在油田尺度下的油气藏量的研究，从目前来看，这种利用三维地质模型用于分析和研究相应问题的研究方法历经了下述三个主要阶段：
（1）理论研究阶段：在三维地质建模分析技术的发展史上，“加权移动平均法”和“克里金算法”的提出者，D.G.Krige和G.Matheron师徒二人留下了浓墨重彩的一笔。正是在他们二人的推动下，为现代的三维地质建模理论提供了完美的计算理论，加速了这项技术的进步。而Haldorson为这一研究领域引入了随机模拟建模理论，进一步丰富与发展了这一研究方法。该理论的特点在于为各种不同的地质现象或地质形态建立起与之匹配的随机化的数学模型，其中最为重要的一点在于，该理论能为油气储存的孔渗饱等属性提供详尽的量化描述，这在油藏的属性建模史上还是第一次做到。1989年，Mallet提出了针对复杂空格键曲面的拓扑关系的离散光滑差值理论，该理论具有较为普遍的适应性。此后，又有多位研究学者在数据的三维可视化、三维矢量等理论研究方向上取得了突出的研究成果，但直到1993年，现代化的三维地质建模概念才由加拿大人Simon W.Houlding提出。
（2）技术应用阶段：三维建模地质研究理论得益于其前期的大量的基础理论研究和相关研究理论的建立，其后期的模型构造技术发展的极为迅猛，并逐步应用到实际研究中。通常来说，任何一种针对地质学的建模研究方法，其最先的应用一般都是在地质统计学领域，对于属性建模来说，也是如此。基于该理论的克里金算法等技术为属性建模为地质学的属性建模提供了重要的工具作用，并在此研究领域上获得了长远的发展。在现代地质研究中，利用相关数据建立起来的地质构造模型和油藏属性模型为油气藏的研究提供了强大的助力作用，间接提升了油气藏的数值模拟技术的普及率和应用率，为这项技术的发展与进步起到了关键性的作用。
（3）成熟发展阶段：随着人类社会的发展，对于油气资源的需求量也大幅增加，进一步推动了油气藏的勘探与开发，而在越来越复杂的地质条件下，应用早期的地质模型构造法建立的地质模型无法很好地满足对于地下地质特征的勘探，因此，新型的沉积相模型和岩相模型作为早期三维地质建模方法的补充理论被充实到了该研究方法中，为现代化的地质勘探和开发提供了强有力的理论支撑，推动了三维地质建模技术的进一步发展。
1.3 研究主要内容
研究区域为东胜气田G井区，面积980km2；研究层位以石盒子组为主要目的层，兼顾山西组与太原组。主要研究内容有：
1.G井区地质概况
通过相关书籍、数据和电子资源采集、整理了被研究区域的基础地质资料，宏观上了解了东胜气田G井区的石盒子组的地层、构造以及沉积等基本情况，为进一步的研究和建模提供了相对应的地质背景。
2.地层划分
本研究建立在所研究区域的岩石特性和电性特征的基础上，指导理论为层序地层学，在此基础上，综合了岩石取芯资料和井下实测数据，通过控制控制标志层属性和沉积旋回属性，并约束相应地层厚度数据，以上述划分原则，对于研究区域内的气层组进行了对应的地层划分和比对工作。并将上述数据作为研究区域的地层建模的关键控制量，作为三维地质建模的数据库。
3.沉积特征研究
基于前期收集到的研究区块的地质资料，结合现场的岩心分析报告以及实地探井资料，以单井为研究对象展开研究，绘制完成了连井沉积相剖面图，在此基础上，进一步细分出了该区域的层沉积微相类型。本研究基于其他研究者的野外实地考察数据，结合沉积构造及岩相等条件，并最终确定了研究区的沉积微相，遵循了点-线-面递进的研究方式，为研究区储层地质建模提供相控条件。
4.储层特征研究
通过前期的野外实地考察，储层取芯和井下实测，采集到了研究区域的岩石样本，利用相关的设备和仪器对样品进行了岩电实验、电镜扫描和压汞试验等分析测试，通过实测数据进一步了解了被测区域地层的岩石学、物理性质及孔隙结构分布，在此基础上，综合二次测井成果，对目的层的油气储层结构和油气资源分布规律等有了一定的认知，确定了储层骨架模型的研究依据。
5.三维地质建模
在上述数据的支持下，对东胜气田G井区的下石盒子组储层进行了三维地质模型的建立，应用Petrel软件，参照序贯高斯模拟方法，对模型进行了研究，以本研究区域的油气储层的地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度依次建立了研究模型。
本研究的核心目的在于以相关模型研究和实测数据为指导，建立研究区域的三维地质模型，以下为本研究模型的具体构造过程分析：
①建立地层构造模型：利用建模软件的数据导入，分别导入被研究区域的地层划分结果、海拔及其他相关数据，建立起地层的三维空间几何构型。
②建立地层实体模型：以地层三维空间构型为基础，进一步细分地层，做更为精细的地层小层划分，利用细分的地质小层，建立起相对应的地层实体模型。
③建立沉积相模型：利用序贯指示模拟方法，基于本研究区域的沉积背景资料和实测数据、实验室各类实验资料等确定目的层亚组各沉积微相，建立相对应的研究区域的沉积相模型，在此基础上，添加物性约束条件，进一步提高模型的精确度。
④物性模型的变差函数分析：综合研究地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度模型，引入变差函数求解模型，可得到相对应的变化规律曲线和回归方程，可通过变差函数的变量控制模型的内插和外推。
⑤物性模型的形成：采用相控建模的原则，根据得到的变差函数分析结果对物性建模进行优选，最后得到三维物性模型。
1.4 技术路线
对研究区已知基础地质、测井资料及岩电、阴极发光及压汞实验等分析化验资料进行分析整理，对研究区开展地层对比划分工作，划分沉积微相、开展储层特征研究。利用研究区地质研究成果，严格按照储层地质建模流程建立地层构造、沉积相等模型，然后在沉积相模型的约束下进行储层参数数据分析，得到不同沉积相带变差函数后建立研究区三维地质模型，实现优选。技术路线图见（图1-1）
首先，基于前期研究阶段收集到的研究区域的地质背景资料，结合研究区域的井下实测数据和实验室各项实验数据，对被研究区域的地层进行初步的地层对比划分。其次，通过前期的地层对比划分，能够进一步对于被研究区域的沉积微相和储层特性展开研究，在此基础上，利用研究区域的实地考察报告和详细数据，参考储层地质建模制定流程建立了地层构造模型、沉积相模型。最终在沉积相模型的约束条件下进行储层数据分析，得到了不同沉积相带变差函数，在上述基础上，建立了东胜气田G井区的下石盒子组储层的三维地质模型并实现优选。技术路线图见（图1-1）
图1-1研究技术路线图
第二章 研究区地质概况
2.1 研究区地质概况
通过调研发现，太古界和下元古界是组成鄂尔多斯盆地的的基础结晶基底，现在鄂尔多斯盆地的形成经历了长时间的地质演化发展，演化为叠合型盆地。这种叠合型的地质特征在结构上相比较中国大陆其他地区的地质构造结构更为稳定，同时会使得盆地的后期地质演化更为平稳。中晚元古代是拗拉槽盆地充填阶段，震旦和下古生界是以地台型碳酸盐岩为主的充填阶段，上古生界是以地台型碎屑岩为主的充填阶段，三叠纪是前陆式挠曲背景下巨厚的碎屑沉积。
2.1.1研究区地理概况
根据前期调研资料显示，地处内蒙古鄂尔多斯盆地的中国石化东胜气田，总面积约为9850km2，是中国石化华北分公司面积最大的天然气区块，该气田具体位置位于杭锦旗及杭锦旗西区块，该地区的主要地形为沙漠和草地。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。
G井区是东胜气田主力产能区块之一，面积980km2位于泊尔江海子断裂以南，伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段（表2-1）。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。
表2-1盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度
（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率
（mD） | 平均渗透率
（mD） | 样品数
（个） |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
图2-1 G井区构造位置图
2.1.2研究区开发概况
。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3。G井区产能建设始于2015年，2016年底核定产能3.83×108m3，2017年核定新建产能5.01×108m3，累计建产达到8.84×108m3；东胜气田累计建产达10×108m3。
截止2018年12月31日，G井区先后共投产5座集气站；投产水平井89口，平均无阻流量12.86×104m3/d；正常开井生产78口，平均套压16.5Mpa，日产气量218.6×104m3，平均单井日产气2.81×104m3，平均单井日产液4.87m3，压降速率0.0305MPa/d。
图2-2 G井区产能建设井位图
2.2地层划分
随着石油行业的快速发展和持续增长的需求，对于石油行业的相关研究，包括地层划分也更为精细，划分的标准也在不断的完善，如今，小层划分在地质研究中占据着举足轻重的地位，同时，小层划分也在气藏研究中也扮演着十分重要的作用。但无论何种地质条件下的小层划分，都必须遵循等时性原则，否则，其精细分层将失去精确性的意义。小层划分在理论上是指在完成初步地层划分的基础上，再根据地层对比划分可继续将目的层划分为多个小层，分别针对划分出的下层进行独立性的研究与建模分析，利用分析数据与结果为后续的分层开采提供参考依据。
太原和山西组煤层及暗色泥岩等岩层构成了G井区的烃源岩，而太原组、山西组盒下石盒子组的砂岩构成了G井区的储集层，最后，上石盒子组的泥岩形成了G井区的盖层。G井区的地层发育情况自下而上为：太古界-元古界-上古生界-中生界-新生界地层，上古生界的下石盒子组是研究区的主要含气层位。综上分析，为了更好地进行研究工作，我们选定下石盒子组盒1、盒3段为本文的主要研究对象，依据精细分层的原则，本研究将会对研究对象进行小层划分，细分结果如下：盒1段分为盒1-1、盒1-2、盒1-3小层，盒3段又分为盒3-1、盒3-2小层。
2.2.1地层划分方案
在当前主流的划分方案中，针对内蒙古鄂尔多斯盆地的上古生界地层的划分，采用的划分标准主要有两种，第一种由中国石油长庆油田公司采用的4段法，将目的层下石盒子组划分为4段，自下而上分别为盒8、盒7、盒6、盒5段；第二种划分方案是由中石化华北分公司采用的3段法，自下而上依次为盒1、盒2、盒3段（表2-2）。中石化华北局分层方案盒1段对应长庆油田分层方案的盒8段。鉴于研究区块勘探开发权归属于中石化华北分公司，因此本文采用华北分公司分层方案。
表2-2研究区地层划分简表
| 地层 | 地层代号 | 厚度（m） | 岩性简述 | 主要沉积相 | ||||
| 界 | 系 | 统 | 组 | 段 | ||||
| 古生界 | 二叠系 | 上统 | 石千峰 | P2sh | 201-347 | 棕、棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩、粗砂岩呈等厚互层 | 冲积扇-辫状河体系 | |
| 上石盒子组 | P2s | 0-325 | 棕灰、浅棕色细砂岩、中砂岩、含砾砂岩与棕、棕褐色泥岩呈等厚互层 | |||||
| 下统 | 下石盒子组 | 盒3 | P1x3 | 0-45 | 浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩 | |||
| 盒2 | P1x2 | 0-46 | 上部灰、棕灰色泥岩；下部浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩。 | |||||
| 盒1 | P1x1 | 0-72 | 浅灰色含砾砂岩、砂砾岩夹浅灰色中砂岩、粗砂岩 | |||||
| 山西组 | P1s | 0-130 | 上部灰、深灰色泥岩夹煤层、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩；下部浅灰色含砾砂岩与砂砾岩 | |||||
| 石炭系 | 上统 | 太原组 | C3t | 0-45 | 上部为灰白色粗砂岩夹薄层灰黑、深灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部深灰、黑灰色泥岩与煤层、底部为灰白色粗砂岩 | |||
2.2.2地层划分
在精细划分地层时，尤其是小层划分，若地层表现出的岩石特性越强，则更有利于进行小层划分。本文研究区块的主要区域性标志层主要有山西-太原组煤层、盒1段砂岩和上石盒子组泥岩“细脖子”（图2-3）。
图2-3研究层段区域性标志层
根据前人研究成果和本研究区域的地层特征，利用单井柱状图呈现出的研究区域的各段标志层。如图2-4所示：本研究区域的上古生界地层由四部分组成，其最下层为石炭系上统太原组、其上是二叠系下统山西组和下石盒子组，最上层的为二叠系上统上石盒子组。其各层特性如下：由于石炭系太原组的顶部沼泽沉积环境，其具备发育成三角洲平原沉积的趋势，其另一特性则是具有良好的横向的延续性，导致其自然伽马曲线的分布值域较高，其一般数值均高于100API，此外，其深侧向电阻率呈高值，声波时差呈低值，各曲线变化幅度和波动较大。整体来看，太原组自然电位曲线较为稳定，声波时差曲线表现为下高上低，自然伽马曲线随深度增加逐渐减小，太原组的岩石特性主要可定义为煤层、炭质泥岩以及砂岩的互层。
二叠系山西组地层全区皆有分布，发育一套三角洲平原沉积，自下而上可以分为两段，分别为山1段与山2段，为两套正韵律沉积，可按沉积韵律特征将其分开。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段下部为灰白色粗砂岩与山1段隔开，上部为深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩略等厚互层，中间夹有煤层。山西组内曲线变化剧烈，多套薄煤层夹在其中，整组厚度在70至90米左右。
通过研究发现，在本研究区域内，全部区域均分布有二叠系山西组地层，具体在结构上按照沉积韵律特征又可细分为两段，皆为正韵律沉积的山1段与山2段。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段上部基本为不同岩性的略等厚互层，主要岩性包括深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩，并有少量煤层夹于其中，下部通过明显的灰白色粗砂岩作为和山1段分层标志。整体上，山西组岩性变化较大并有多套薄煤层夹在其中，导致组内曲线变化明显，整组厚度在75至85米左右。
图2-4锦32井单井柱状图
作为本研究区域的储层主力发育层，二叠系下统下石盒子组发育一套冲积平原-辫状河沉积体系，共划分为3段，由深到浅分别为盒1、盒2及盒3段，下石盒子组各段沉积韵律均为正韵律沉积。盒1段的正韵律沉积共有两套，且两套的沉积厚度大致相等，大致厚度为20米左右。具体来看，厚度达10米的底砂岩构成了盒1段的基底，浅灰色粗砂岩和含砾粗砂岩为了该基底的主要岩石特性，同时，这套底砂岩作为盒1底部的标志层隔离开了下石盒子组和山西组，而浅灰色泥岩构成了盒1段第一套正韵律沉积顶部，其第二套沉积的特性与第一套基本相同，粒度均为由粗变细。盒1段测井参数曲线显示其趋势变化较为稳定，基本为砂泥岩的测井相应特征，其底部自然电位表现为箱型，自然伽马数值较小，其数值范围为50-60API，其大致厚度保持在50~60米的区间。盒2段主要为泛滥平原沉积，发育少量砂体，主要由棕褐色泥岩构成，并于其中掺杂了浅灰色细、中砂岩，最终呈现为不等厚互层。浅灰色粗砂岩构成了盒3段的下部，其标志层为顶部的棕褐色泥岩，自然电位无异常为基线，而自然伽马则保持在较高的数值，顶部的泥岩隔开了下石盒子组和上石盒子组。
二叠系上统上石盒子组为区域性盖层，干旱湖泊相沉积，岩性以棕褐色泥岩为主，夹少量细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线无异常，自然伽马测井和声波时差测井均呈高值，为典型的泥岩测井响应特征。
分析相关数据，研究区域的区域性盖层为二叠系上统上石盒子组，发育其干旱湖泊相沉积体系，棕褐色泥岩是上石盒子组的主要岩性，并夹有少量的细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线较为正常，自然伽马以及声波时差测井数值都较高，是特征较为明显的泥岩测井响应。
2.2.3连井对比
通过前期的研究资料，大致确定了G井区地层划分的具体方案，通过研究资料和实地勘测数据掌握该区域目的层的地质演化规律和特征，在前期研究基础上，通过寻找并建立地层对比的综合标志，确定标志层的适用范围。
1.确定基准井
我们在前期准备阶段考虑到后续的小层划分的可能性，对于被研究区域的各探测井口都定义为基准井，并将所有的井测资料标准化，最终进行汇总，对相关数据作对比分析，综合考虑其他区域已完成研究的基准井的测井曲线特征确定G井区下石盒子组盒1、盒3段的测井曲线为标志，建立单井相解释。
2.建立骨架剖面
针对研究区的实际情况，以自然伽马作为岩性和沉积旋回的主要划分标志，以声波时差作气层响应定性判断的主要依据。对G井区中261井进行精细划分，组建了东西向垂直物源4条，南北向顺物源5条，建立了研究区域精细的得地层骨架井网（图2-5）。
在建立骨架剖面时，主要通过声波时差为主要依据进行气层响应定性判断，并主要通过自然伽马划分岩性和沉积旋回。在此基础上精细划分井区中大多数井，建立顺物源和垂直物源的连井剖面，最终得到研究曲线的地层骨架井网（图2-5）。
3.全区闭合、邻井对比
在已建立的骨架剖面的基础上，通过骨架连线上的基准井作为分层对比参照依据，进行对比划分，划分必须涵盖骨架连线上的所有井，实现全区闭合，得到顺物源和垂直物源的对比剖面，然后再依次进行邻井对比划分，前后左右互相对比，全面展开邻井对比工作。
4.地层等厚法
由于鄂尔多斯盆地的整体地势呈现东面高、西面低，其背斜面相对微小，而斜坡面则宽大平缓的构造特点，其盆地内部的每公里坡降不足2°，导致其地层厚度与起伏变化幅度相对来说较小，因此针对部分测井曲线特征不明显，标志层不明显的井，需要参考邻井地层等厚对比法进行地层划分。
5.旋回对比法
通过标准井的井下实测数据曲线可以分析看出，小层划分后的下石盒子组盒1、盒3段储层具有典型的的旋回性，但由于小层划分属于精细分层，在宏观分层上很难讲将这种旋回特性归结到某一特定固定层中，即在点上其旋回特性明显，但从面上来看，测井曲线的旋回性不够明显。
图2-5研究区剖面骨架图
2.2.4地层对比结果
以G井区各层位特殊的标志层作为约束，参照现场大量井的测、录井资料，通过目的层的自然伽马曲线特征作为中心划分标志，辅以声波时差判断气层响应，最终对下石盒子组各层段进行岩性盒沉积旋回划分，划分完成后再构建顺物源和垂直物源的若干对比剖面，纵横连接所有井位，实现全区闭合，最终可以实现对全区小层精细化分。
本次地层划分将研究区下石盒子组划分为3段7个小层，其中盒1段划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3，盒3段划分为盒3-1、盒3-2。
2.3构造特征
从总体上看，G井区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，各个小层在沉积时都有着较为相似的构造环境，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。
图2-6研究区（T9d）深度域构造图
图2-7研究区乌兰吉林断层地震剖面图
第三章 沉积特征研究
沉积相包括以下几个方面：形成沉积物所需要的环境、条件以及它的特征。这次研究的主要内容是：通过对沉积物的岩性特质、构造特性以及对相应测井曲线的认识，进而分析研究区域的样品岩心的沉积结构、构造、粒度等。并且根据得到的这些特性来判断研究区域的沉积环境，在对沉积相进行划分的时候采用的是点线面递进的方法。
3.1 沉积相标志
杭锦旗地区位于盆地北缘，晚古生代沉积超覆于早奥陶世及前古生代变质地层之上。自南而北分别由太原组、山西组及其以上地层组成。研究区主要发育冲积平原辫状河沉积体系、冲积扇沉积体系。
杭锦旗区域地处鄂尔多斯盆地的北边，该地区的特性是晚古生代沉积覆盖于早奥陶世和前古生代的沉积上方。该地区的地层组分由下向上主要是：太原组、山西组、石盒子组和以上的地层。研究区域以发育冲积平原辫状河沉积体系和冲积扇沉积体系为主。
3.1.1 岩心相标志
对G井区的盒1、盒3段中的岩心进行观察分析，并结合收集到的相关资料，G井区盒1段主要的岩相是块状层理砂岩相，其次是含砾粗砂岩相，相结合粒度分析结果反映了主要的沉积过程为强水动力的洪流携带沉积物快速沉积。盒3段主要的岩相同盒1段较为相似，也以块状层理砂岩相为主，同样反映了盒3段较强的水动力条件，且水动力条件变化十分频繁。
（一）颜色
不同矿物均具有不同颜色，不同的沉积环境影响岩石的矿物组成及含量，沉积岩正是因为所含矿物种类以及含量的不同，使其在颜色表现上出现差异。因此颜色便成为反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
矿物的种类不同，它的颜色也会不同，不同岩石的矿物组成成分以及含量大小是由沉积的环境所决定的，沉积岩在颜色上表现出的不同都是由于它所包含的矿物不同所造成的。所以颜色的不同就变成反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
通过G井区测井资料和钻井取心资料和取心化验分析的综合分析来对区域沉积相进行研究，盒1段储层岩石类型主要为灰白色粗砂岩和灰绿色含砾粗砂岩。盒3段储层岩石类型主要为浅灰色含砾粗砂岩和浅灰色中砂岩。
根据G井区测井的相关材料和钻井取心的相关材料以及对取心之后进行的实验分析来对研究区的沉积相进行一系列的分析研究，灰绿色含砾粗砂岩和灰白色粗砂岩为盒1段的主要储层岩石（图3-1、图3-2）而浅灰色中砂岩和浅灰色含砾粗砂岩为盒3段主要的储层岩石（图3-3、图3-4）。
图3-1 灰白色粗砂岩 图3-2 灰绿色含砾粗砂岩
（锦98井 3060.65m 盒1） （锦112井 3116.89-3117.02m 盒1）
图3-3 浅灰色含砾粗砂岩 图3-4 浅灰色中砂岩
（锦95井 3085.69m 盒3） （锦99井 2927.7m 盒3）
（二）粒度特征
粒度分析能够表示沉积过程中水动力对沉积物颗粒结构的影响。区段不同，其代表的沉积产物自然也不同。悬浮搬运沉积主要体现在PQ段上，递变悬浮沉积主要体现在QR段上而均匀悬浮沉积则主要体现在RS段间。在G井区盒1段粒度C-M图（图3-5）中，可划分为明显的PQ（滚动）、QR（跳跃）两段式，滚动段代表着沉积物所包含的颗粒的粗细，发育越好，颗粒越粗，另一方面也会表现出明显的牵引流的沉积特点。G井区盒3段岩心粒度数据C-M图（图3-6）则表现为“三段式”，分别为PQ段、QR段、RS段，在图3-6中C的数值浮动比较大，它代表着在水动力减小的时候，滚动颗粒的粒度也会逐渐的变小。通过沉积物粒度C-M图版可以看出，碎屑流的粒径最大值与平均粒径相比较是一样的，因此碎屑流C-M图形一般都会平行于C＝M基线，以泥石流为例，它的粒度比较大，分选就会比较弱，C／M的数值也就会比较大，一般会大于40，的粒度数据在图形上也就会和基线相偏离，另一方面它的粒度也就会比较分散（图3-7A）；在比较浅的水流沉积环境下所形成的沉积物，其粒度分选处于中等的程度，与此同时，它的C／M的数值也就相对较小，一般约等于4，粒度点数据在图形上表现的比较集中，大多分布在图形的中间部分，如图3-7B；浊流的沉积单元中所形成的沉积物，的岩性粗细变化比较明显，分选和其他类型的相比较好，它的C／M数值也就相对于更小，数值一般在2到3左右，因此它的C-M图平行于基线，见图3-7C；牵引流的环境中所形成的矿物，它的颗粒的搬运方式比较多，主要有滚动、跳跃和悬浮这三种，冲积扇滚动组分含量高，多以PQ段为主要部分，这部分比较粗，而且比较发育，相比而下，RS段不太发育，通过图3-7D可以看出来；我们通过对比辫状河沉积的PQ与QR和曲流河沉积的PQ与QR段不难发现，这两段都比较发育，但是相比较而言，曲流河的PQ段比较少，并且它的RS段也比较难发育，通过图3-7E和图3-7F我们就可以发现这个特点；三角洲或网状河的粒度都较细，因此他们的PQ与QR段都是比较少的，主要都是RS段（图3-7G）。通过将盒1、盒3段C-M图与图版进行对比分析，G井区盒1段C-M图具有明显的冲积扇-辫状河沉积相的粒度分布特征（图3-6D E），故认定冲积扇和辫状河为盒1段的主要沉积环境；盒3段呈现明显的牵引流沉积特点，因此认定其为辫状河沉积（图3-7E）。
图3-5 G井区盒1段粒度C-M图 图3-6 G井区盒3段粒度C-M图
图3-7不同重力流和牵引流沉积物的C-M图版
（三）岩石类型及特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，粒度以（含砾）粗粒为主，其次为中粒；分选中等，多呈次棱-次圆状。（图3-8）盒3段以主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩；分选中等，以次圆状为主。(图3-9)。碎屑的组成成分主要是石英、长石和岩屑，其中包括50%-80%的石英，0-27%的长石，15%-25%的岩屑，这三种成分的平均含量分别为66%、11%和23%。高石英、低长石是研究区目的层的特点。石盒子组填隙物包括粘土杂基和胶结物，含量大致为10%-20%，平均含量也在17%左右，其主要物质是水云母，它的含量是3-26%，并且呈现出分布不均的特点，同时还含有硅质胶结物、绿泥石膜以及高岭石。其中硅质的含量比较少为0-2%左右，并且这种物质仅仅分布在部分层段；绿泥石膜比硅质含量多为0-7%，分布特点也有所不同，它的分布层段比较有限；另外高岭石的含量和硅质的含量差不多都是0-2%左右。另外，盒1段还可见少量自生石英和铁质胶结物。
图3-7盒1、盒3段砂岩成分分类
图3-8 粗粒岩屑石英砂岩 图3-9 粗粒岩屑砂岩
（锦57，2990.21m，盒3，10×4） （锦98，3064.61m，盒1，10×5）
（四）构造特征
沉积岩的沉积成岩过程比较复杂，在这个过程中会受到很多外力和内力的作用，比如物理、化学和生物因素的影响。这些作用都会使得沉积岩形成一些特别的形状，与此同时，由于外力和内力作用形成的沉积物，它的构造也会反映出其在形成过程中所收到的环境的差异，因此，我们可以通过观察研究区域的沉积构造，进一步分析研究它的沉积环境，主要包含几种：
1）它的表面分布比较密而且比较均匀，同时它的表面不存在显著的纹层，分选特性比较好，主要的组成成分是细砂岩或者泥岩，这类岩石具有快速沉积的特点，并且不会形成纹层层理。
2）槽状交错层理。一种层系底界为弧形侵蚀面，层系呈槽形，互相切割，细层与之一致也呈槽形的层理。槽可对称，或不对称，槽的宽度从几厘米到30米以上，槽状层系的厚度可从数厘米到十多米，是交错层理类型之一。其特点是单个层系厚度变化极快，各层系底界强烈下凹，具明显的槽状侵蚀底界。
3）平行层理。这类层理主要是由颗粒大小不同的纹层状砂岩形成的，这些几近平行的砂岩相互叠置形成了这种层理，和水平层理相比较，其层纹的厚度比较大，而且它的颗粒是比较粗的，纹理也就不太明显。在浅水急流的情况下，砂粒就会快速的流动，由此会形成相互平行的细层，这些细层的颗粒分布比较均匀，另一方面这也显示出了水动力的沉积环境是比较强的。这种纹理通常分布在湖边，海滩、浊积岩及河流地区，这些地区有一个显著的特点，即砂质环境沉积。
其中，研究区盒1段南北部沉积构造略有差异，研究区盒1段北部发育冲积扇辫状河道，以块状层理为主，可见交错层理；研究区盒1段南部常见平行层理和槽状交错层理。
3.1.2 测井相特征
所谓测井相具体可归结为测井曲线相应的形态以及变化幅度之间的相互组合，其在一定程度上能够相对较为客观地反映地层岩性、泥质占比以及相应的岩相序列等形式的特性。测井相分析具体的原理可归结为以测井解释结论为依据，将提取的测井曲线进行分类，以此将研究区地层划分为一系列测井相，进而可以有效搭建起所探讨区域沉积相模式。故凭借对测井相展开的一系列分析可以对所研究区域地层特征进行充分的认知。
沉积相的变化，会造成岩性、物性等一系列变化，它们会不同程度地造成测井曲线的差异性，这使得测井相、岩相、沉积相建立起相应的关系。如表3-1所示，研究区GR曲线测井形态大致可以分为箱形、钟形、漏斗形和指形。
沉积相发生改变，在一定程度上会致使相应的岩性、物性产生各种形式的变化，进而会对相应的测井曲线造成较为显著的差异，在此过程当中，也会导致测井、岩相以及相应的沉积相呈现出较为紧密的关联。如表3-1所示，箱形，指形，钟形以及漏斗形为G井区GR曲线的几种主要测井形态
箱形GR测井曲线，主要分为两类。一类是高幅度、顶底突变类型，对应两种岩相和沉积微相，箱形砾状砂岩相指示辨状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相指示辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，心滩与主分流河道沉积微相，沉积作用为加积；另一类为中高幅度、锯齿显著类型，岩相为锯齿状箱形粗粒砂岩相，指示曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，河道充填次分流河道沉积微相，沉积作用为加积。
箱形GR测井曲线可进一步归结为以下两种：第一种体现出高幅度及伴有顶底突变，另一种体现出中高幅度且锯齿明显。第一种箱形GR曲线又与两种岩相和沉积微相相对应，其中箱形砾状砂岩相表明对应地层发育辫状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；而箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相则表示对应地层发育辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积作用为加积。第二种箱形GR曲线则对应锯齿状箱形粗粒砂岩相，表明对应地层发育曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相具体可归结为河道充填相关的次分流河道。
钟形GR测井曲线也可进一步归结为两种：其一为底层呈现出相对较为显著的高幅度钟型，具有代表性的是含砾粗粒砂岩相以及相应的粗粒石英砂岩相等，相应的沉积环境具体指示辨状河相关主水道，相应的沉积微相具体为边滩，相应的沉积作用为侧积以及加积。其二为呈现出中高幅度以及伴有不是非常显著的钟型，具有代表性的是钟形含砾粗粒砂岩相以及相应的钟形粗粒砂岩相，相应的沉积环境体现为辨状河主水道以及扇形三角洲平原，相应的沉积微相为河道充填，相应的沉积作用为加积。
漏斗形GR测井曲线体现为中等幅度，代表性岩相是类似于漏斗形中粗粒砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相为决口扇，相应的沉积作用为漫积。
指形GR测井曲线特点较为明显，整体上表现为低幅度，同时局部有明显指状凸起，岩相为指状中-细砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积微相具体为河道间，沉积作用以漫积为主。
表3-1 研究区储集岩测井相-岩相-沉积微相分类表
| 测井相
（GR形态） | 测井相-岩相 | 示意剖面 | 沉积作用 | 微相 | 沉积环境 | |
| 箱形 | 高幅度、
顶底突变 | 箱形砾状砂岩相 | 加积 | 河床滞留 | 辫状河主水道 | |
| 箱形含砾粗粒
岩屑石英砂岩相 | 加积 | 心滩
主分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | |||
| 箱形含砾粗粒
岩屑砂岩相 | ||||||
| 中高幅度、锯齿显著 | 锯齿状箱形
粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | ||
| 钟形 | 底部明显
高幅度 | 钟形含砾粗粒砂相
钟形粗粒石英砂岩相 钟形粗粒岩屑砂岩相 | 侧积加积 | 边滩 | 辫状河主水道 | |
| 底部中高幅度 | 钟形含砾粗粒砂岩相
钟形粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲 平原扇三角洲平原 | ||
| 漏斗形 | 中等幅度 | 漏斗形中-粗粒砂岩相 | 漫积 | 决口扇 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
| 指形 | 整体低幅度、局部指状 | 指状中-细砂岩相 | 漫积 | 河道间 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
图3-10 河道微相测井曲线形态（箱型 锦110 盒1）
图3-11心滩微相测井曲线形态（箱型 锦86 盒3）
基于前面针对测井相展开的一系列研究，，根据杭锦旗地区太原组、山西组、下石盒子组沉积演化特征，进一步针对所探讨区域探井相关的测井响应展开切实有效的分析，完成了各种微相类型的汇总。（表3-2）。
表3-2 研究区太原组-下石盒子组测井-岩相-沉积微相类型发育特征表
| 层位 | 沉积相 | 储层发育微相 | 测井相-岩相类型 | ||
| 相 | 亚相 | 微相 | |||
| 盒2、盒3段 | 曲流化辫状河 | 河道
堤岸 泛滥平原 | 河床滞留
边滩 天然堤 决口扇 河漫滩、河漫湖 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 边滩 | 钟形（含砾）粗粒砂岩相、箱形
（含砾）粗粒砂岩相 | ||||
| 河道填充
天然堤 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 盒1段 | 辫状河 | 河道
泛滥平原 | 河床滞留
心滩 河道充填 河漫滩 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 心滩 | 光滑箱型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 河道填充 | 齿化箱型、钟型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 山西组 | 辫状河三角洲 | 三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 主分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、
光滑箱形粗粒砂岩相 |
| 次分流河道 | 钟形粗-中粒砂岩相、齿化箱形中- 细粒砂岩相、指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 太原组 | 扇三角洲 | 扇三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、光滑箱形
粗粒砂岩相、钟形粗-中粒砂岩相 |
| 河道间 | 齿化箱形中-细粒砂岩相、
指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形粗-中粒砂岩相 | ||||
3.2 沉积相分布规律
3.2.1 单井相分析
单井相分析占据着沉积微相探究当中重中之重的地位，沉积微相研究的第一步就是单井相分析。本文结合检索到的综合录井、岩心以及相应测井的相关资料，针对探究区域盒1以及盒3段展开了相对较为全面的单井相评估与分析，并成功搭建起沉积微相类型和相应的垂向上的相关相序。
G井区锦86井盒3段的垂向沉积序列（图3-13），研究区盒3段主要为辫状河沉积相，有利沉积微相主要为心滩，岩性常见砂砾岩。
图3-13锦86井盒3段沉积相综合图
如图3-12所示为G井区锦95井盒1段相应的垂向沉积序列，其具体位置坐落于所探讨区域内的冲积平原中部地区，相应的沉积微相具体为辫流水道，具有代表性的岩相为含砾中等粗形砂岩，其中砾石绝大部分呈现出细砾级，虽然拥有相对较为良好的分选，但是其磨圆程度相对较差，相应的砾石一般通过砂质进行相应的支撑，通常呈现出错综复杂的排列。不难分析出单期沉积旋回厚度呈现出相对较大的趋势，相应的沉积构造具体以块状以及槽状相交层理为主。
图3-12 锦95井盒1段岩心综合柱状图
3.2.2 剖面相分析
在单井相划分基础上，通过对顺物源和垂直物源方向剖面的沉积微相特征研究，结合测井相特征，分析井间微相组合特征，确定剖面沉积微相与剖面上砂体的展布规律。
在上一节单井相分析的前提下，以测井相特征为依据，将若干单井连成顺物源和垂直物源的对比剖面并针对井间微相具体的组合特征展开切实有效的分析，进一步分析剖面沉积微相以及剖面上相应的砂体之间呈现出的展布规律。
图3-14是研究区过井沉积相剖面图，从图中可以看出，G井区盒1段发育若干条辨状河道，说明其水动力相对较为充足，相应的砂体不仅呈现出相对较强的连续性，而且其宽度以及厚度尺寸也相对较大，除此之外，其厚度大小所涉及的区间范围较大，基本位于15-40m区间范围内，其厚度峰值将近50m，是典型的辫状河沉积前期。研究区盒3段辫状河道砂体厚度相对较薄，一般分布在10-20m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
图3-14 研究区过井沉积相剖面图
3.2.3 平面相分析
通过区域地质研究与测井曲线特征研究，进行了地层划分与对比，统计出了研究区每个砂厚分布特征，由此计算出各层的砂地比，由砂地比划分出沉积微相相区，再由测井相特征、岩性特征分析研究以及所绘制出的沉积微相剖面图等对研究区各区域的沉积微相分布进行研究。
凭借之前对区域地质以及测井曲线相关特性展开的一系列探究，完成了相应的地层划分，将研究区各层砂厚呈现规律进行了相应的汇总归类，通过计算进一步得到各层砂地比并由此分出沉积微相具体的相区分布形式，结合测井相、岩相等特征资料对G井区各层的沉积微相展开研究。
G井区盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，主要发育心滩、辫状河道及泛滥平原沉积微相。其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大；向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，心滩发育于辫状河道内，又称河道砂坝，沉积规模小于冲积扇，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在25-30m。
图3-15 研究区盒1段平面沉积相图
G井区盒3段主要为辫状河沉积环境，物源来自北部，有利沉积微相主要为心滩。井区北部为公卡汉凸起，地势较高，向南逐渐降低，整体呈北西-南东向发育3-4条辨状河道，叠置河道宽度2-5km，这些辨状河道不断被心滩分割然后又再次汇合，导致心滩和水道在一定程度上均呈现出非稳态，尤其是河岸区域，经常会导致严重的冲刷现象，相应的河床地貌呈现出复杂多变的形态，相应的心滩生成的具体原因可归结为经过众多洪泛冲刷进一步垂直加积。
图3-16 研究区盒3段平面沉积相图
3.3砂体展布特征
储层的砂体展布探究一直是沉积特征研究及储层预测的核心点，所探讨区域内砂体展布规律以及储集性能与生储盖组合等形式的多元化因素耦合，均会对相应所探讨区域内相关油气分布造成一定的影响，因此，对于砂体纵向以及相应横向所呈现出的发育特性展开切实有效的分析预评估，有利于今后进一步展开相关油气勘探与开采。
3.3.1砂体平面展布规律
研究区地处鄂尔多斯盆地北部，因此文所探究区域砂体特性以及相关展布规律的探索与分析在一定程度上受限于鄂尔多斯盆地北部呈现出的沉积相分布。。至今为止相应的沉积演变过程大致为从海洋到陆地的逐步演变，即从晚石炭世太原组到早二叠世晚期下石盒子组的演化，在此过程当中下石盒子组盒1段进形成了冲积扇-式的辫状河沉积体系，盒3段形成了辫状河沉积体系。由于北方物源区常常伴有构造运动不断发生，地形逐渐升高，进而致使其形成的沉积物粒度相对较大，而且相应的物质种类也极为多样化，下石盒子组沉积期是由砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩等粗粒物质组成，垂向上由多套厚层砂体叠置组成的河流相辫状河沉积。
盒1段整体北部发育冲积扇，沉积规模较大，砂地比在0.4-0.85之间，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，沉积规模不如北部，砂地比0.3-0.7，整体砂体厚度主要分布在25-30m，砂体分布连续性较好，砂地比与砂体厚度分布特点相似，砂体厚度高值主要分布于研究区主河道及河道交汇处。
盒1-3砂厚图 盒1-2砂厚图
盒1-1段砂厚图
通过比较盒3段不同小层的砂厚图可得，G井区盒3段各小层的古河道发育程度呈现出相对较为显著的差异，，盒3-2整体砂体厚度都较薄，分布较为分散，形似花生状，盒3-1段砂体厚度较厚，呈现出砂体分布面积较长、较为集中，连片性较好，心滩发育环境相对较为良好，主要分布于河道中间，岩相主要为粗-中砂岩，相应的大量油气存储在该类型的砂体当中。盒3-2、盒3-1物源方向保持一致，整体呈北西-南东向发育。盒3段整体辫状河道砂体厚度多为6-14m，局部多期砂体叠置厚度超过15m。
盒3-2段砂厚图 盒3-1砂厚图
第四章 储层特征研究
以前人研究成果为基础，结合研究区15口取心井的岩心观察数据和薄片鉴定资料，对G井区下石盒子组盒1、盒3段开展了以下几方面的研究，包括岩石学特征研究，成岩作用研究，孔隙结构研究以及物性研究。
所探讨区域气藏类型以及相应的分布状况在一定程度上受限于储集层的分布、结构类型以及相应的层体厚度大小等多元化因素。针对相应的储层展开切实有效的探究，可进一步认知所探讨区域内气富集带、气藏类型以及气藏的分布状况，在一定程度上也能够为致密砂岩气藏的开发奠定一定的理论基础，对整个研究区的开发也具有指导意义。
4.1岩石学特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，其中岩屑砂岩所占比重相对较大，基本可以达到75%左右，粒度以含砾粗粒、粗粒及中粒为主；含量次之的就是岩屑石英砂岩，其占比可以达到22%左右，粒度以粗粒及中粒为主；含量最低的就是长石岩屑砂岩，占比仅为3%左右，分选中等，多呈次棱-次圆状，粒度中粒及细粒为主。
盒3段岩性主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩，长石岩屑砂岩比较少见；分选中等，以次圆状为主。岩屑的具体组成成分主要集中在火成岩以及变质岩，除此之外，还存在相对较少的沉积岩，填隙物主要为粘土杂基和方解石胶结物。碎屑组分中，石英含量为54.0%-67.0%，平均为59.4% ； 岩屑含量为22.0%-39.0%，平均为29.8%；长石含量为2.0%-18.0%，平均为10.8%。
图4-1 研究区岩性组成三角图
图4-2研究区盒1段粗粒岩屑砂岩（锦98,3064.61m）
图4-3研究区盒3段粗粒岩屑石英砂岩（锦57,2990.21m）
4.2成岩作用特征
本节基于取心样品通过相应的电镜扫描展开了一系列化验探究，基于所获取到的化验结果进行对比分析，相应所探讨区域下石盒子组所具备的成岩作用具体可归结为压实、压溶、溶蚀以及相应的胶结充填作用等。
压实和压溶作用
所谓压实作用具体可归结为物理性压实以及化学性压实等两种形式，压实以及压溶作用具体作用方式是通过一定的水压力将上部水分充分挤压排出，进而导致相应的塑性变形，相应颗粒之间形成的缝隙逐渐减小，进而造成相应的渗透率有所下降。所探讨区域的层压溶作用很少，在这里不做讨论。所探讨区域主要集中于物理性压实的机械压实，具体呈现出的结果是接触关系存在一定的差异，从点、线逐步演变为缝合接触，还伴随大量的塑性岩屑产出，可以观察到大量的塑形变形。
压实作用产生的缝合接触和凹凸接触，J35井，3030.45m，盒1段
图4-4研究区压实作用镜下照片
(2)胶结充填作用
胶结作用在碎屑岩产生的过程当中起到相当关键的作用，在沉积物的缝隙之间不断填充相应的矿物质，通过不断的综合作用力产生的混合作用进而确保其进一步固化成岩。胶结作用的实质在于改变相应储层的物理特性，G井区目的层岩石主要以黏土矿物和碳酸盐胶结为主，除此之外还有硅质、长石质等胶结；具体的胶结方式可归结为薄膜式、孔隙式以及二者的有效融合。储层物性变差的主要因素一般在于胶结作用。
钙质胶结及粘土质胶结，J53井，2890.76m，盒3段
图4-5研究区胶结作用镜下照片
(3)溶蚀作用：
溶蚀作用具体可归结为在外力条件下岩石内部的各个成分产生一定的交代作用以及发生部分溶解，在此过程当中会伴有一定的孔隙产生，进而有效改善储层相关物性。G井区目的层段的关键性成岩作用就是溶蚀作用，溶蚀作用的发生直接决定了下石盒子组内储层的分布情况。从整体上出发，溶蚀可进一步区分为颗粒选择性以及微型裂缝溶蚀。值得注意的是，发生溶蚀的相关矿物集中于常见的长石类，次之的是岩屑和相应的方解石。
粒间溶孔，J99井，2929.23m，盒1段
图4-6研究区溶蚀作用镜下照片
(4)其他成岩作用
具体涵盖了蚀变、裂缝充填、交代以及相应的重结晶作用，相应的蚀变作用具体集中于长石类以及相应的杂基；相应的裂缝充填具体集中于方解石类；相应的交代作用具体集中于含铁碳酸盐化以及绿帘石化等；相应的重结晶作用具体集中于高岭石等。
4.3孔隙结构特征
4.3.1孔隙类型特征
对G井区岩样薄片进行阴极发光、电镜扫描等一系列实验，收集实验数据并对所呈现出的实验结果进行汇总对比评估，可以得出G井区内部储层相对较为致密，属于致密储层。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝（图4-27）。
（1）原生孔隙
剩余颗粒之间呈现出的孔隙绝大多数都是原生孔隙。所谓的原生孔隙具体指的是在成岩过程中部分填隙物填入到砂质沉积物之间的原生粒间后所呈现出的孔隙类型。G井区下石盒子组各层内部相应的残余粒间孔隙呈现出相对较为良好的发育情况，值得注意的是，其分布特性呈现出高度非均质性。储层部分位置还能观察到填隙物内部发育有微裂缝，而通常情况下，微裂缝一般会在完成压实以后逐步褪去，其不仅呈现出体积相对较小的特性，而且具体的分布形式错综复杂。
（2）次生孔隙
次生孔隙是储层当中的一种重要孔隙类型，而溶蚀性次生孔隙又是次生孔隙的主要类型，其大量存在于下石盒子组的地层，一般而言，长石以及云母等形式的岩石组分易于发生一定的溶蚀作用。通常情况下，溶蚀粒间孔隙会呈现出相对较为良好的连通性，这是因为溶蚀作用会使其作用的岩石颗粒外表发生剥落产生不平整的表面（图4-7b）。
（3）微裂缝
微裂缝在制作薄片过程一般难以保留，通常只有宽度小于1mm的微裂缝才能在薄片观察中观察到。基于其成因产状可具体归结为：a.破裂缝：岩石颗粒发生破裂但是没有发生溶蚀时产生的裂缝，在薄片观察中可以明显看到裂缝两侧的易溶组分未见溶蚀现象。b.粒内破裂缝：岩石颗粒受到各向外力作用导致一部分易碎的颗粒发生内部破裂，在颗粒内部产生裂缝，研究区内长石粒内裂开易见，硅质岩屑、火山岩屑内裂开常见。c.粒缘缝：这类裂缝一般产生于有绿泥石胶结的砂岩四周，由于绿泥石发生溶蚀作用导致裂缝产生。（图4-4d）d.网状破裂缝：该种类型的破裂缝呈现出一定的网状形式，其宽度大约在0.01-0.02mm区间范围内，少量方解石充填。
a．原生粒间孔、粒间溶孔，锦95井，3086.65m，盒3段 b.粒间溶蚀孔，锦99，2929.23m，盒1段
c.粒内溶孔，锦95井，3115.88m，盒3段 d.粒间微裂缝，锦114，3087.08m ，盒1段
图4-7研究区盒1、盒3储层孔隙类型
4.3.2孔喉结构特征
孔隙和吼道分别是流体在岩石中的基本储集空间及控制流体在岩石中渗流的通道。孔隙结构就是岩石内孔隙和吼道类型、大小、分布及其相互连通关系。
盒1孔隙直径主要分布在15-90μm之间，平均58.7μm，平均配位数0.16；；盒3孔隙直径主要分布在30-150μm之间，平均88.9μm，平均配位数0.36，储层整体上以细孔为主。
表4-1盒1、盒3段孔隙特征参数表
| 层位 | 平均孔隙直径（μm） | 平均配位数 | 样品数量（个） | 面孔率
（%） |
| 盒1 | 58.7 | 0.16 | 24 | 2.30 |
| 盒3 | 88.9 | 0.39 | 2 | 2.29 |
图4-8盒1孔隙直径分布图
图4-9盒3孔隙直径分布图
图4-10、图4-11分别为研究区盒1、盒3段压汞曲线示意图，从图中可以看出，下石盒子组2个主力产层都具有较为突出的平面非均质性，又因为各个单井的压汞曲线都存在一定的差异，这说明各井所在区块地层物性均不一致，说明整个G井区储层物性差距较大。
基于G井区盒1段压汞曲线相关的形态可进一步将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-10中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.5MPa，其中值压力通常不超过5MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-10中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.5-1Mpa区间之内，其中值压力大致在5-20Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-10绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于1MPa，相应的中值压力也会超过20MPa。
基于G井区盒3段压汞曲线相关形态可进一步也将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-11中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.1MPa，其中值压力通常不超过2MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-11中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.1-0.3Mpa区间之内，其中值压力大致在2-8Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-11中绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于0.3MPa，相应的中值压力也会超过8MPa。。
图4-10研究区段盒1段压汞曲线 图4-11研究区段盒3段压汞曲线
孔隙结构分析结果（表4-2）表明，主力层盒1段排驱压力平均为0.83MPa，中值半径仅为0.1188μm，分选系数0.2451；盒3段排驱压力平均为0.2863MPa，中值半径为0.2265μm，分选系数0.7435。综合来看，盒1与盒3段储层喉道属于中小喉道，盒3段的孔隙结构明显优于盒1段。
表4-2研究区孔喉特征参数表
| 层位 | 排驱压力（MPa） | 最大孔喉半径
（μm） | 中值压力
（MPa） | 中值半径
（μm） | 分选系数CS | 歪度系数SK |
| 盒1 | 0.83 | 1.7648 | 15.6 | 0.1188 | 0.2451 | 2.5424 |
| 盒3 | 0.2863 | 4.5273 | 6.3 | 0.2265 | 0.7435 | 2.5997 |
4.4物性特征
如,表4-3，盒1段平均孔隙度为9.3%，分布范围为5.0-16.97%，主要的分布区间6-8%，平均渗透率为0.89mD，分布范围为0.15-5.24mD，主要的分布区间0.3-0.6mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，分布范围为5.0-17.75%，主要的分布区间＞14%，平均渗透率为1.60mD，分布范围为0.14-8.52mD，主要分布区间＞1.5mD。目的层段储层物性较好，以盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。
表4-3盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 平均渗透率（mD） | 样品数 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
图4-12盒1段气藏孔隙度、渗透率分布直方图
图4-13盒3段气藏孔隙度、渗透率分布直方图
4.5储层非均质性特征
所谓的储层非均质性在一定程度上局具体可归结为储层在产生途中由于环境、成岩以及相应构造作用呈现出一系列不匀称的变化。一般情况下这种非均匀性是不可避免的。
储层非均质性不仅是油气藏描述及储层表征的核心内容,而且是影响气田开发的重要因素,其决定了储层中流体的流动、分布特点,影响气采收率,同时也是建立气藏模型、设计最优化开发方案、选择有效的排驱方法和完井方法的重要依据。在气田开发地质研究中,常把渗透率作为非均质性的集中表现,因为渗透率的各向异性和空间配置是决定储层采收率的主要因素。
其不仅在储层表征当中占据着重中之重的地位,而且在一定程度上还对气田相应的开采造成关键的影响,除此之外，还会改变储层内部流体运动迁移形式，与此同时，针对这一方面展开切实有效的分析可建立起相对较为完善的气藏模型以及相关开采方案。在气田开发的相关探究当中,通常将非均质性于储层的渗透率相关联在一起，这是因为储层的采收率大体上是由渗透率的各向异性和区域分布来决定的。
随着储层非均质性的研究的不断发展,许多学者从不同的研究目的和研究对象出发,提出众多分类和研究方法。依据我国陆相储层特征和生产实践,把碎屑岩储层的非均质性由小到大划分为四级,即微观孔隙非均质性、层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性。这是目前我国各气田普遍使用的分类方案将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性。储层宏观非均质是以沉积学为基础,研究砂体纵、横向的展布特征及侧向连续性,包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。储层的微观非均质性主要包括碎屑岩的成分及结构非均质性等。在此主要讨论储层的宏观非均质性。
随着相关储层非均质性方面的探究不断日新月异,国内外相关学者基于各种形式的研究视角出发,相继推出了一系列具有针对性的研究策略。基于国内我国陆相储层相关特性以及当前形势下的生产实践,具体将储层的非均质性归结为以下几种形式,最小的是微观孔隙，其次是层内非均质，其次是平面非均质，最后是层间非均质性。前面所提及到的分类形式在我国现阶段具有相对较为普遍的适用性。其中储层宏观非均质具体归结为层内、层间以及平面非均质性等。储层的微观非均质性具体归结为碎屑岩成分以及相关结构层面的非均质性等。本文主要集中于宏观非均质性展开探讨。
4.5.1层内非均质性
所谓层内非均质性具体可总结为单砂层内垂直方向所产生的一系列储层性质改变,一般情况下涵盖了层内渗透率的差异性、非均质程度及其相应的韵律，其不仅会对储层垂向渗透率造成一定的影响,而且还会进一步限制气藏的采收率。
研究分析表明,层内非均质性受多方面因素影响，其中层内非均质性特征取决于所探讨区域内沉积微相砂体的差异,而层内非均质性的变化情况则取决于其沉积的方式，沉积方式的差异还会改变沉积微相砂体的垂向变化情况。
1.层内非均质性的主要影响因素
（1）垂向上粒度分布的韵律性
单砂体层当中粒度分布在垂直方向上产生的一系列改变通常会伴随一定的韵律，相应韵律性效果主要受限于沉积过程当中水动力以及相应的沉积形式。基于针对G井区下石盒子组的岩心观察及测井曲线特征分析与评估,发现下石盒子组有以下若干韵律形式：
a.正韵律型:表现为砂体内岩性自下而上由粗变细的的渐变,其与下部地层之间呈现出相对较为显著的冲刷接触。渗透率自韵律底部而上由高变低。声波时差在韵律底部较大，越向上越小，侧向测井曲线亦是如此,自然伽马曲线表现出呈现出箱形以及钟形等形式。
b.反韵律型: 表现为砂体内岩性自下而上由细变粗的的渐变，渗透率自韵律底部而上由低变高。声波时差在韵律底部较小，越向上越大，侧向测井曲线变化趋势同声波时差，下大上小。自然伽马曲线呈现出箱形以及漏斗形等形式。
c.复合韵律型:由若干正韵律和或反韵律耦合叠加混合而成，砂体内部垂直方向呈现出粗细无规则变化，相应的渗透率以及粒度的改变趋势具有高度的一致性。
d.韵律变化不显著的较均质段:其各项参数在垂直方向上几乎呈现出相对较为均匀的分布形式。一般情况下，这种形式的韵律集中于厚度相对较高的砂体中。
G井区下石盒子组的沉积体系为海相-陆相沉积体系。下石盒子组内韵律形式主要集中在正韵律，同时有部分砂体为复合韵律，下石盒子组粒度在整体上呈现出下大上小的演变序列。通过观察测井曲线综合图可以得到，G井区下石盒子组各小层一般有若干薄层分布在中间，这些薄层一般为泥质且物性较差，除此之外层内出现若干正韵律叠加。其中部分砂体展现出复合韵律，这些砂体的内部渗透率分布没有特定规律，垂向上时高时低。
（2）层理构造
碎屑岩中存在的各种形式层理往往会伴随相应的渗透率各向异性。通过资料调研和井区取心观察显示，G井区中主要分布以下几种层理：槽状交错层理、平行层理、块状层理等。通常情况下，层理结构会在成分、粒度大小以及相应的颗粒排列等层面存在一定的差异，相应的层理结构垂直方向的变化会对其在该方向上的渗透率造成一定的影响。
（3）层内夹层
单砂体内部的相关低渗透层以及不能渗透层在一定程度上影响其垂直方面的渗透率。本文所探讨区域下石盒组当中就有这种形式的夹层存在,通常可归结为泥质夹层以及泥质侧积层以及泥质纹层。
2.渗透率非均质性程度
通常，我们采用变异系数、突进系数、级差以及均质系数来表示层内渗透率的非均质性。其中变异系数（Vk）：代表其偏离均值的程度大小,一旦相应的偏离程度越强,即可表明渗透率值改变趋势越明显,分散程度便越高,则相应的非均质性就越突出。其具体的求解过程如下：
突进系数（Tk）：代表渗透率峰值以及均值之间的比例关系，即Tk=K最大/K平均；
均质系数（Kp）：代表渗透率均值以及相应峰值之间的比例关系，即Kp=K平均/K最大，不难分析出均质系数位于0-1范围内，只要其无限趋近于1，则表明其均质性效果越强。
倘若渗透率变异、突进系数以及相应的级差越大,在一定程度上，即可表明渗透率所呈现出的非均质性效果越强。基于这些参数进一步可将非均质程度归结为弱、中等以及强非均质类型。
基于相关物性分析资料显示,并结合上述公式针对本文所涉及的探讨区域内各个钻井以及不同层段渗透率展开相对较为详尽的对比分析（表4-4），G井区下石盒子组盒1、盒3段呈现出相对较为显著的非均质性，盒1、盒3段变异系数大小位于0.2031-4.1883范围内，突进系数大小位于1.4243-45.8159范围内，级差大小位于2.1452-362.037范围内，其中渗透率低值大约是0.1×10-3μm2，峰值大约是39.1×10-3μm2，相应的均值大约是0.641×10-3μm2，整体属于特低-超低渗透储层。渗透率相关的各个参数变化区间相对较广，进而导致盒1以及盒3段呈现出相对较为显著的强非均质性。
表4-4研究区下石盒子组盒1、盒3段部分井渗透率参数统计表
| 井号 | 层位 | 渗透率 | 级差 | 渗透率非均质系数 | ||||
| 最大值 | 最小值 | 平均值 | 突进系数 | 均质系数 | 变异系数 | |||
| J35 | 盒1 | 1.3400 | 0.4380 | 0.6777 | 3.0594 | 1.9774 | 0.5057 | 0.4497 |
| J95 | 盒1 | 0.9920 | 0.1020 | 0.3357 | 9.7255 | 2.9551 | 0.3384 | 0.5177 |
| J58P14H | 盒1 | 1.7900 | 0.0998 | 0.3109 | 17.9359 | 5.7574 | 0.1737 | 0.7267 |
| J98 | 盒1 | 0.3990 | 0.1860 | 0.2810 | 2.1452 | 1.4243 | 0.7021 | 0.2032 |
| J58P10H | 盒1 | 1.0100 | 0.1220 | 0.3538 | 8.2787 | 2.8545 | 0.3503 | 0.5029 |
| J72 | 盒1 | 0.5590 | 0.1130 | 0.2296 | 4.9469 | 2.4344 | 0.4108 | 0.4663 |
| J110 | 盒1 | 0.8010 | 0.1070 | 0.3419 | 7.4860 | 2.3430 | 0.4268 | 0.4659 |
| J112 | 盒1 | 0.6740 | 0.1070 | 0.1851 | 6.2991 | 3.6423 | 0.2746 | 0.6548 |
| J115 | 盒1 | 3.1200 | 0.1040 | 0.3994 | 30.0000 | 7.8121 | 0.1280 | 1.0929 |
| J117 | 盒1 | 39.1000 | 0.1080 | 1.4649 | 362.0370 | 26.6916 | 0.0375 | 2.6122 |
| J10 | 盒3 | 0.8460 | 0.1313 | 0.3316 | 6.4457 | 2.5511 | 0.3920 | 0.4583 |
| J32 | 盒3 | 5.5200 | 0.1040 | 0.9298 | 53.0769 | 5.9366 | 0.1684 | 1.3620 |
| J53 | 盒3 | 1.1300 | 0.1040 | 0.4042 | 10.8654 | 2.7957 | 0.3577 | 0.6378 |
| J57 | 盒3 | 13.6000 | 0.2500 | 1.4389 | 54.4000 | 9.4518 | 0.1058 | 1.6180 |
| J86 | 盒3 | 1.9900 | 0.1420 | 0.6248 | 14.0141 | 3.1851 | 0.3140 | 0.7142 |
| J85 | 盒3 | 1.3585 | 0.1015 | 0.7269 | 13.3905 | 1.8688 | 0.5351 | 0.6250 |
| J99 | 盒3 | 32.4000 | 0.1050 | 0.7072 | 308.5714 | 45.8159 | 0.0218 | 4.1894 |
| JPH-113 | 盒3 | 1.0500 | 0.1110 | 0.3313 | 9.4595 | 3.1689 | 0.3156 | 0.5324 |
| J116 | 盒3 | 7.8100 | 0.1010 | 1.1776 | 77.3267 | 6.6321 | 0.1508 | 1.3021 |
| J121 | 盒3 | 1.4000 | 0.3000 | 0.6000 | 4.6667 | 2.3333 | 0.4286 | 0.5092 |
4.5.2层间非均质性
层间非均质性是指储层砂体在剖切面当中呈现出的一定规律，同时还包括层与层之间隔层的地质特征，可将含气层系内部的储层物性进行相对较为全面的呈现。一般情况下通过若干参数来表征，包括分层系数、砂岩密度等。相应的沉积相在一定程度上决定着非均质性程度，而G井区下石盒子组的沉积体系较为复杂，所以其层间非均质性一般来说也较强。
如表4-5所示，通过统计及分析，盒1段单个砂层厚度在10-40米之间，其平均值大约为20米，相应的隔层数目一般为0-3个，盒3段单个砂层的厚度在5-25米之间，平均厚度为13米，相应的隔层数目一般为0-3个。整体上看，整个目的层的隔层分布多分布在泛滥平原中，河道内部也有少许隔层。
表4-5研究区盒1、盒3段各井砂体厚度、储层厚度、气层厚度、隔层个数统计表
| 井位 | 层位 | 砂体厚度（m） | 储层厚度（m） | 气层厚度（m） | 隔层个数 |
| J10 | 盒3 | 23 | 13 | 0 | 2 |
| J116 | 盒3 | 25 | 25 | 5 | 0 |
| J21 | 盒3 | 37 | 17 | 0 | 3 |
| J32 | 盒3 | 30 | 10 | 0 | 2 |
| J53 | 盒3 | 39.8 | 12 | 2.5 | 1 |
| J54 | 盒1 | 43.5 | 32 | 9 | 0 |
| J55 | 盒1 | 42.5 | 18 | 10.4 | 1 |
| J69 | 盒1 | 28 | 20 | 4 | 1 |
| J7 | 盒1 | 42.5 | 33 | 0 | 1 |
| J70 | 盒1 | 55 | 32 | 5 | 1 |
| J72 | 盒1 | 27.6 | 24 | 0 | 3 |
| J73 | 盒1 | 43 | 10 | 10 | 2 |
所谓分层系数就是指层系内部所拥有的单砂层数目，因为存在一定的相变，同一层系内部所具有的砂层数目也会呈现出一定的区别。一般情况下，采用平均单井钻遇砂层层数来表示钻遇砂层总层数统计井数。分层系数越高，便会在层间呈现出相对较为明显的非均质性。
砂岩密度又称砂岩系数,具体总结为剖面上砂岩总厚度与地层总厚度的比值。研究区盒1、盒3段的分层系数分别为4和2，砂体密度分别为40%和20%。
砂体的发育特点和层间非均质性可由分层系数和砂岩密度来进行判断,具体可归结为以下若干情况①二者都呈现出相对较高的趋势,代表厚层砂岩和薄层泥岩混合特征,说明相应的层系具有较为明显的非均质性②分层系数偏高然而相应的砂岩密度相对居中,代表砂泥岩薄互层组合特征,说明相应的层系具有极其突出的非均质性③分层系数偏高但是砂岩密度相对较低,这种分布说明层间大量存在薄层状砂岩,具有较明显的非均质性④分层系数偏低然而相应的砂岩密度相对偏高,说明层间分布较多的中厚层砂岩，相互叠置,很难看到泥质夹层,相比其他几种情况代表较好的层间均质性⑤分层系数和砂岩密度都很低,这说明砂岩呈孤立夹层产出,说明相应的层系具有极其突出的非均质性。
根据盒1、盒3段的分层系数及砂岩密度两个参数，并参考研究区主力气层层间非均质参数统计表（表4-6）和渗透率非均质参数评价标准（表4-7），最终分别得出研究区下石盒子组盒1、盒3段均为强非均质储层。
表4-6研究区主力气层层间非均质参数统计表
| 层位 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 盒3段 | 1.06 | 5.30 | 64.92 | 0.19 |
| 盒1段 | 0.83 | 6.21 | 52.40 | 0.16 |
表4-7渗透率非均质参数评价标准
| 储层类型 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 均质储层 | ＜0.5 | ＜2.0 | ＜2.0 | ＞0.8 |
| 中等非均质储层 | 0.5-0.7 | 2.0-3.0 | 2.0-6.0 | 0.5-0.8 |
| 强非均质储层 | ＞0.7 | ＞3.0 | ＞6.0 | ＜0.8 |
4.5.3平面非均质性
所谓平面非均质性的表达形式相对较为直观，可将其具体归结为储层砂体外貌形态、大小、连续程度所在平面上造成的非均质性，可进一步呈现出砂体在平面上的连通性差异以及渗透率相关的非均质性。
区域平面沉积微相及区域平面砂体展布等多方面因素共同作用，导致研究区渗透率在平面上发生各向差异。一系列沉积微相砂体的渗透率差异在一定程度上造成平面上呈现出不同的变化。即使在同一沉积微相内,由于渗透率在主砂体带中心部位以及砂体侧翼存在一定的差异,也会进而造成相应的渗透率呈现出一定的变化。形状状态不同的砂体其砂体的渗透率也有所不用，长条状砂体的砂体厚度和渗透率顺其延伸方向逐渐减小，但总体来说，此类带状砂体一般具有更高的渗透率,相应的垂直砂体厚度以及渗透率呈现出的波动反而相对较大,至两侧部位显著下降。
G井区下石盒子组盒1、盒3段的绝大部分储层砂体呈北西-南东向的条带状展布。相应的孔隙度、渗透率以及含气饱和度均在平面上呈现出较为显著的差异,进一步表明石盒子组储层物性以及含气性在平面上的展布特征具有相对较为显著的差异。各层的储层物性参数同砂体的展布方向基本保持一致，总体上呈带状、片状以及点状或不规则状展布。其中各层的主要砂体呈水平条带状分布，其孔隙度、渗透率及含气饱和度基本符合条带状砂体物性特征，即砂体中心各项参数均相对偏高，随便砂体向侧面逐渐变薄，其孔隙度、渗透率及含气饱和度值也逐渐降低。
4.6储层分类及评价
储层综合评价在一定程度上对储层探究成果是一种综合呈现。由于相应的储层评价非常重要，故需要建立一套相对全面统一的储层评价标准，这可进一步促进油气储层展开深入探究，还可进一步促进储层区块的有效选取，并进行切实有效的开发与利用。
本文所研究的区域地处鄂尔多斯盆地，目的层属于特低孔、特低渗储层，因此，通过设立适合本区域的评价为目标，来对本区域的目的储层进行划分和分级，根据研究区目的层的沉积相特征以及储层特征，建立出储层级别分类评价的标准（表4-8）,将研究区储层划分为好、较好、一般三个类别。
1.Ⅰ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度大于12%，渗透率大于0.8mD，中值压力小于5MPa；盒3段物性好于盒1段，盒3段此类储层孔隙度大于15%，渗透率大于1.2mD，中值压力小于2MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔孔隙，孔隙分布均匀且连通性好。砂岩类型主要为含砾粗砂岩、粗砂岩。沉积微相主要为心滩及叠置心滩，测井相表现为光滑箱型、微-齿化箱形。
2.Ⅱ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度一般介于8-12%，渗透率介于0.4-0.8mD，中值压力5-20MPa；盒3段物性总体上依然略好于盒1段，盒3段孔隙度8-15%，渗透率0.4-1.2mD，中值压力2-8MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔、粒间溶孔孔隙。砂岩类型主要为粗砂岩、中砂岩。沉积微相主要为心滩、河道和河道填充，测井相表现为微-齿化箱形叠置钟形。
3.Ⅲ类储层
此类储层各项参数均为最差，沉积微相多为废弃河道，普遍发育粒内溶孔、晶间孔，连通性较差，测井相表现为齿化箱形、钟形。此类储集层压汞曲线呈明显负歪度,砂岩毛管压力特征为高门槛压力一细喉型，属于一般储层。
G井区盒1、盒3段储层主要分为三类，开发动用的主要为Ⅱ类储层。
表4-8研究区下石盒子组储层分类表
| 类别 | 盒1 | 盒3 | |||||
| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | ||
| 沉积微相类型 | 河道、叠置河道、心滩、叠置心滩 | 河道、心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | 心滩、叠置心滩 | 心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | |
| 主要岩性 | 含砾粗砂岩、粗砂岩 | 粗砂岩、砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | 含砾粗砂岩、砂岩 | 粗砂岩、中砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | |
| 物性 | 孔隙度（%） | >12 | 8-12 | 5-8 | ＞15 | 8-15 | 5-8 |
| 渗透率（mD） | ＞0.8 | 0.4-0.8 | 0.15-0.4 | ＞1.2 | 0.4-1.2 | 0.14-0.4 | |
| 孔隙类型 | 粒间余孔 | 粒间溶孔 | 粒内溶孔、
晶间孔 | 粒间余孔、溶孔 | 粒间余孔、粒间溶孔 | 粒内溶孔、晶间孔 | |
| 毛管压力曲线 | 排驱压力（MPa） | ＜0.5 | 0.5-1.0 | ＞1.0 | ＜0.1 | 0.1-0.3 | ＞0.3 |
| 中值压力（MPa） | ＜5 | 5-20 | ＞20 | ＜2 | 2-8 | ＞8 | |
| 中值半径（μm） | ＞0.15 | 0.15-0.04 | ＜0.04 | ＞0.4 | 0.3-0.1 | ＜0.1 | |
| 测井相类型 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | |
| 电性 | ＞240 | 225-240 | 217-225 | ＞245 | 230-245 | 217-230 | |
| 综合评价 | 好 | 较好 | 一般 | 好 | 较好 | 一般 | |
第五章 精细地质建模
当前形势下无论是科学技术还是信息化程度都呈现出飞速稳步发展的趋势，数字化形式始终没有改变其在计算机信息技术方面重中之重的地位。各行各业或多或少都要与相应的计算机技术打交道，本文所涉及到的油气田勘探也不例外，现阶段油气开发已经与相应的数字化技术融会贯通，尤其是地质建模技术已经在相关油气开发领域实现了相对较为广泛的应用。
三维地质建模实际上是在分析研究区内岩心信息以及测井资料的基础上，通过专业的软件建立储层静态模型的过程。可将相应的模型认知成空间形式的网状体，相应的建模过程在一定程度上可归结为针对各个单位网格进行切实有效的赋值。
5.1地质建模方法
现如今的三维储层建模技术逐步趋向于成熟，其具体的实施方法可总结为两种：确定性以及随机性建模。研究区的地质资料往往不易将其掌握完全，同时对研究区地层的认识也是不断更新的，一系列的外部干扰也可能导致研究区地质参数无规律变化，进而导致其不确定程度激增。所谓随机建模即就是对诸如此类的不确定性进行预测以及假设，进而逐步优化预测参数。当前现有的随机建模方式比比皆是，需要基于实际状况进行有效选取。
5.1.1确定性建模方法
通过确定性建模评估出的井点之间相关储层参数具有一定的唯一性，因此最终只能获取一个确定性储层模型，确定性建模有多种建模方法（表5-1），其中储层沉积学方法基于勘探人员在现场产生的认识，进而确定相应探讨区域的沉积模式以及相应的环境特性，基于以上相关信息逐步确定储层内部的外貌形态、岩性以及相关储层参数；所谓储层地震学方法，就是通过地震方法逐步确定储层的平面垂向以及三维形态、储层岩性以及相关的储层参数，具体包括以下两种方法，即地震属性分析或地震储层反演。传统井间插值方法较为简单，同时精确度也不如其他几种方法，这种方法中，每一个变量都被设定为纯随机变量，单纯从待测点位置以及相关已知信息位置之间的关联性出发，忽略其空间结构特性。克里金插值法只能做到局部预估优化，无法做到全局最优，其具体方法就是凭借方差作为相应的精度把控参数，通过使用变差函数模型和克里金估计完成相关空间布局的地质参数配置。
表5-1确定性建模方法分类
| 确定性建模方法 | 变量性质 | |
| 储层沉积学方法 | 模式绘图法 | 离散 |
| 储层地震学方法 | 波形聚类 | 离散 |
| 传统数理统计学插值法 | 三角剖分 | 连续/离散 |
| 移动平均 | 连续 | |
| 距离平方反比加权 | 连续 | |
| 经典地质统计学估值方法 | 克里金 | 连续/离散 |
5.1.2随机建模方法
为确保储层参数空间展布真实程度最大化，仅凭借确定性建模远远不能实现，因为对于相应地区的认识永远是不够精细的，对地区的地质认识也是在不断变化的，这就导致相应的建模算法呈现出一定的局限性，通常情况下确定性建模效果与真实情况之间的差距相对较大，相应的预测精度根本达不到预期效果，故相应的随机性建模便逐步被开发出来。
谓的随机建模基于已知相关信息，凭借相关地质统计特性，并利用某种有效的随机算法，进行等概率模型的相关模拟。如表5-2所示呈现出一系列随机建模方式，当前应用相对较为广泛的是序贯模拟方法。
表5-2 随机模拟方法分类
| 算法及模型
模拟方法 随机模型 | 序贯模拟 | 误差模拟 | 概率场
模拟 | 优化算法（模拟退火及迭代算法） | 模型性质 | |
| 基于目标的随机模型 | 示性点过程
（布尔模型） | 示性点过程模拟
（布尔模拟） | 离散 | |||
| 随机成因模型 | 沉积过程模拟 | 离散 | ||||
| 基
于 像 元 的 随 机 模 型 | 高斯域 | 序贯高斯
模拟 | 转向带
模拟 | 概率场
高斯模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 连续 |
| 截断高斯域 | 截断高斯
模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散 | |||
| 指示随机域 | 序贯指示
模拟 | 概率场
指示模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散/
连续 | ||
| 分形随机域 | 分形模拟 | （可应用模拟退火） | 离散/
连续 | |||
| 马尔可夫
随机域 | 马尔可夫模拟 | 离散/
连续 | ||||
| 随机游走 | 随机游走模拟 | 离散 | ||||
5.2建模流程
5.2.1建模数据准备
研究区相关资料的完善程度一定程度上便会直接反应建模效果故进行相应的建模前，必须最大限度的收集以及整理相关资料，并结合随机建模的适应范围进行有效选取，逐步搭建井位、分层界限以及相关测井信息数据库，进而为加下来的有效建模打下扎实的基础。本文所涉及的探讨区域所需的相关数据具体可归结为：
（1）井位地理坐标、补心海拔、完钻井深、井斜以及相应的测井曲线；
（2）分层界限数据；
（3）单井测井二次解释结果（沉积微相、砂体、孔隙度、渗透率、饱和度）
（4）所有小层相应的沉积微相平面图。
所谓的地质模型不能将其认知为连续实体，其实质为空间网格体，，相应地质模型建立具体可归结为针对各个网格进行切实有效的赋值，单井周围的空网格可以通过将测井曲线离散化进行赋值，只有将测井数据中的各项数据离散到网格当中才能才能有效开展今后的样本统计汇总。
不同的赋值方法适用于不同情况的模型，只有选择合适，才能保证模型贴近实际。一般而言，在地质建模中基本通过从众方法来对沉积微相和岩相模型进行赋值，通过算术平均方法来对孔隙度模型和含气饱和度模型进行赋值，通过谐波方法来渗透率模型进行赋值。
本次建模技术路线如图5-1所示，建立模型主要包括构造模型、沉积微相模型、岩相模型、属性模型。
图5-1“相控思想、确定性+随机”多信息约束储层建模方法流程图
5.2.2构造模型
只有构建好构造模型，后续的相模型和属性模型才能足够精准。构造模型是整个三维地质模型的框架，可将其认知成将三维地质体逐步分割成适用于当前区块的相关小单元，具体包括，a）骨架网格建立，确定研究区的边界，区内主要断层以及地势趋势线，网格相应的细化程度取决于具体的实际需求；b）关键层面模型建立，对研究区个小层界面进行创建和调整，使其符合前期的骨架网格，并为后续的层内插值建模建立趋势；c）地层模型建立，在小层界面的约束下，对各小层中缺值网格进行层面内插。
5.2.2.1地层模型
研究区G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km，局部发育鼻状隆起。研究区上古生界标志层明显，东西向厚度稳定，地层对比可靠，根据标志层、沉积旋回、地层厚度等，将下石盒子组地层划分7个层，其中盒1段划分3层，盒2段划分2层，盒3段划分2层，建模目的层总厚度约为190m。
表5-3G井区上古生界地层简表
| 层位 | 厚度（m） | 岩性描述 | 沉积相 | |
| 组 | 层 | |||
| 上石盒子组 | 100-140 | 红色泥岩及砂质泥岩互层，夹薄层砂岩及粉砂岩 | 滨浅湖 | |
| 下石盒子组 | 盒3 | 35-40 | 浅灰色细、中粒砂岩、泥质粉砂岩等厚互层，底部浅灰色中砂岩 | 辫状河 |
| 盒2 | 30-45 | 浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩 | 辫状河 | |
| 盒1 | 45-65 | 浅灰、灰白色色粗、中砂岩与绿灰、灰色泥岩呈略等厚互层 | 辫状河→冲积扇-辫状河 | |
| 山西组 | 山2 | 25-40 | 灰白、浅灰色中、细砂岩、泥质粉砂岩与棕褐、深灰、灰黑色泥岩 | 三角洲平原 |
| 山1 | 25-40 | 煤、灰黑色泥岩、炭质泥岩与浅灰色细砂岩 | 三角洲平原 | |
| 太原组 | 0-35 | 煤、灰白、浅灰色中、细砂岩与灰黑色泥岩 | 扇三角洲 | |
| 马家沟组 | 0-60 | 灰色白云岩、泥云岩、灰岩 | 海相 | |
结合地层发育特征及精度要求，研究区建模面积947km2，井数261口井，将模型平面网格间距设置为50m×50m，平面上总网格数为862×855（737010）个。为确保垂直方向上有效呈现出相以及相关属性的展布状况，将相应的垂向精度设置成0.5m，模型总网格数为862×855×404（297752040）个。G井区重点层顶面构造模型如图5-2所示
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-3
图5-2 G井区下石盒子组重点研究层顶面构造图
5.2.2.2断层模型
G井区区内发育乌兰吉林断裂，分为乌兰吉林西断层和乌兰吉林东断层，其中乌兰吉林西断层区内延伸长度17.8km，乌兰吉林东断层区内延伸长度17.6km。乌兰吉林断层形成于海西期，在G井区呈东-西向的正断层，倾向基本南倾，倾角约80-90°，断开层位下石盒子组至太原组，主要目的层断距为10-30米，断层附近构造相对复杂，局部发育隆起。
图5-3G井区盒3段相干切片图
图5-4G井区乌兰吉林断层地震剖面图
通过G井区二次精细构造解释，明确了四级断裂发育特征及分布范围，G井区共发育四级断裂42条，其中正断层24条，逆断层18条，主要走向为北西向、南北向。主要为层间小断层，主要断开层位T9b+c-T9e，主要断距5-20m，延伸长度0.6-2.6km。
图5-5G井区乌兰吉林断层模型示意图
5.2.3相模型
关于沉积相模型以及相关后续岩相模型的构建，可总结为针对小单元进行切实有效的赋值的过程。本文三维建模研究采用两种方法进行相建模，分别为确定性建模和序贯指示模拟方法。
G井区主要目的层位为下石盒子组的盒1段（盒1-1层，盒1-2层，盒1-3层）和盒3段（盒3-1层，盒3-2层）。盒1段冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体较发育，向南形成3支辫状河道，连续性较好，宽度较大。盒3段属于近物源的辫状河沉积，主要微相类型为心滩，其辫状河道砂体厚度相对较薄，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-6 G井区下石盒子组重点研究层沉积相平面图
5.2.3.1确定性相建模
以研究区平面沉积微相图作为约束条件，通过直接赋值的方法建立出来确定性模型，主要目的层的6个层的沉积微相模型如图5-6所示。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-7G井区下石盒子组重点研究层沉积微相图
5.2.3.2随机模型
随机模型建立的关键在于调整符合实际地质认识的变差函数，变差函数可以改变受影响区域的面积与区域化变量之间的关系、三维上各向异性与区域化变量之间的关系以及不同属性在空间上连续性与区域化变量之间的关系。变差函数通过若干参数来控制变量，包括带宽、厚度、搜索半径、容差角度等，如图5-8所示，变差函数随着间隔距离的变化获得变程（Range）、块金值（Nugget）、基台值（Sill）等关键变量，其中最重要的变量为变程，其大小程度能够有效彰显变量空间的相关性程度，相应的变程越大代表该方向的观测数据在相对较大的区间内呈现出一定的相关性；倘若相应的块金值不是零，则代表在空间上呈现出相对较为显著的变异性，因此相应的块金值越趋近于零效果越好。
图5-8随机建模变差函数图
5.2.4岩相模型
基于岩相的差异，其相应的物性分布特性呈现出一定的差异，倘若建立属性模型时没有对相应的岩相进行切实有效的区分，那么所建立的模型便会产生一定的失真，因此本次建模通过沉积微相平面图进行相应的约束，在相控下完成岩相模型的建立。
基于序贯指示模拟的方式进行G井区岩相相关模型的构造，首先需要在单井上完成砂泥岩相关类型的有效识别，其次进行相应的岩相代码赋值（泥用0表示，砂用1表示，煤用2表示），将完成识别的砂泥岩粗化到相应的的网格中，汇总各岩相在各小层当中的的分布占比，将其设置成初始化形式的约束条件，也就是序贯指示模拟的硬数据，然后在沉积微相的约束下分别设置变差函数，运行模拟，得到了G井区各层的岩相模型（图5-8）。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-9G井区下石盒子组重点研究层岩相模型图
基于岩相模型的相关约束完成相应孔渗模型的搭建后，应该确实适用于研究地区的有效储层标准，将定好的标准带入孔渗模型进行相关的运算，最终可以得到研究区目的层有效砂体模型。在本文研究中，设定孔隙度大于5%的以及含气饱和度大于50%的为有效储层，否则为无效储层。
从G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图（图5-10）中可以看出，盒1段北部砂体沉积规模最大，向南形成多支辫状河道，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在15-20m之间。盒3段呈北西-南东发育3-4条河道，主要微相类型为心滩，其辫状河道砂体厚度相对较薄，一般在10-15m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-10G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图
5.2.5属性模型
本文所探讨区域选取连续变量模拟相对较强的序贯高斯模拟算法，与此同时，通过岩相约束来模拟得到相应的各属性模型。
5.2.5.1孔隙度模型
图5-11为G井区整体孔隙度模型及对应栅状图模型。由图可以看出，孔隙度值域分布受沉积微相的影响较大，沿河道方向孔隙度明显偏高，泛滥盆地微相的孔隙度明显偏低，其中盒1段平均孔隙度9.3%，盒3段平均孔隙度11.3%。
图5-11G井区孔隙度模型（左）及对应栅状图（右）
图5-12G井区孔隙度模型连井剖面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-13 G井区下石盒子组重点研究层孔隙度模型图
5.2.5.2渗透率模型
渗透率值域分布在一定程度上受限于沉积微相以及相关岩相展布：其在河道以及心滩附近呈现出的相对较为显著的高值，反之相应的低值主要集中于泥岩内，其中盒1段平均渗透率0.89×10-3μm2，盒3段平均渗透率1.60×10-3μm2。在沉积微相模型约束下得到的渗透率模型如图5-16所示。
图5-14 G井区渗透率模型（左）及对应栅状图（右）
图5-15 渗透率模型连井剖面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-16G井区下石盒子组重点研究层渗透率模型图
5.2.5.3含气饱和度模型
通过序贯高斯模拟方法来对研究区含气饱和度模型进行建立。首先将原始的饱和度曲线粗化至网格中。因为含水饱和度是连续变量，对连续变量进行模拟运用序贯高斯模拟，要求整体的数据符合正态分布，因此对粗化后的含气饱和度曲线进行正态变换，最后调整各个小层的含气饱和度变差函数，在岩相控制下运用序贯高斯模拟出含气饱和度模型。
图5-17为G井区整体的含气饱和度模型及对应栅状图，而从图5-19各层含气饱和度模型图中可以看出，在盒1段上，含气饱和度普遍较高，而盒3段含气饱和度则普遍低于盒1段。
图5-17G井区含气饱和度模型（左）及对应栅状图（右）
图5-18含气饱和度模型连井刨面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-19 G井区下石盒子组重点研究层含气饱和度模型图
5.2.6储量核算
本次分两个层位进行储量估算，分别为盒2+盒3、盒1。应用气藏储量容积法计算公式：
式中，GIIP为原始气藏地质储量，sm3；
Bulk volume为三维模型内的网格整体体积大小，m3；
NTG为净毛比，具体就是有效厚度以及砂岩厚度之间的比例关系；
Bg为天然气体积系数，G井区内Bg=0.00443
上式中建立NTG模型的方法是在petrel中确定有效储层和无效储层，凭借属性模型内的孔隙度以及相应的含气饱和度模型进行其下界展开设定，进一步把孔隙度超过5%并且相应的含气饱和度超过50%的储层归结为有效储层，设定成1来表示，否则即代表无效储层，设定成0来表示，G井区气层有效厚度下限标准如图5-4所示。
表5-4 G井区气层有效厚度下限标准
| 层位 | 岩性标准 | 物性标准
（统计分析法） | 含气性标准 | 电性标准 | ||||
| 岩性 | 泥质含量（%） | 孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 劝烃净增值（%） | 含气饱和度（%） | 声波时差
（μs/m） | 深侧向电阻率（Ω·m） | |
| 盒1段 | 中砂岩 | ≤15 | ≥5 | ≤0.20 | ≥1 | ≥50 | ≥220 | ≥13 |
| 备注 | △t在220μs/m~237μs/m时，要求RLLD≥236.06-0.9412*△t（Ω·m） | |||||||
使用地质模型进行计算时，储层的各个物性并不是简单的平均值，而是在网格划分之后赋予每个每个网格一套属于自己的物性。相比于每一层的平均物性值来说，精确度更高。Petrel地质建模后的地质储量计算结果对比表如表5-5所示:
表5-5 G井区三维地质模型储量计算结果对比表
| 层位 | Bulk volume（*108 m3） | Net Volume（*108 m3） | Pore volume（*108 m3） | GIIP
（*108sm3） | 地质储量
（*108sm3） | 偏差系数 |
| 盒2＋盒3 | 601 | 98 | 2.65 | 600.30 | 648.06 | 0.92 |
| 盒1 | 551 | 117 | 4.84 | 1093.57 | 921.82 | 0.85 |
| 合计 | 1152 | 215 | 7.49 | 1693.87 | 1570.78 | 0.93 |
可以看出，研究区下石盒子组储量与已知资料中给出的地质储量基本吻合，其中盒1段储量达到总储量的58%，盒2＋盒3段储量占总储量的42%。
5.3地质模型检验
一个精准的三维地质模型，在一定程度上可将砂体以及物性相关特征进行定量展示。即使凭借确定性以及随机建模有效融合的方式，通过砂体以及反砂体针对相应的岩相模型展开一系列把控，但是也不能完全确保所搭建出的模型与现实实际状况一致。
通过当前现有的地质认知进行三维地质模型验证是整个建模流程中不可或缺的一环。结合前面所提及的相关基础理论展开模型的静态验证。因为模型验证以及相应的修正过程相对较为冗杂，其质量效果会受到多元耦合因素的干扰，譬如个人现场认识、主观臆断程度等。
针对本文所构建的地质模型展开一系列静态检验过程当中，通过模型以及相应的静态认知的一致性充当判别指标，倘若基本一致，那么即可不进行相应的修正。相反，倘若存在一定的差距，那么就必须逐一排查建模过程中的各个流程环节。倘若能够有效排除建模操作失误带来的偏差，即可进一步判别为所选取的相关数据存在一定的失真，倘若确实发生如此情况，则进行有效修正即可。此外，若以上问题都不存在，那么就需要选取多个算法展开切实有效对比分析，直至寻求到最为近似的模型为止。必要情况下，则需要人工对所建的地质模型进行调整和编辑。
5.3.1单井物性参数检验
针对G井区相应的三维地质模型构建的任务已经基本完成。进行建模时，所搭建的模型一定是要结合实际井上数据出发的。单井上储层相关属性具体的精准程度受限于垂直方向上网格尺寸的大小，与建模方式的选取几乎没有任何关联。所以必须将网格尺寸的把控放到重中之重的地位，网格的具体大小程度还会对相应的分辨率以及精准度造成一定的影响。。针对网格尺寸展开相对较为有效的规划，不仅能够切实有效还原地质状况的真实面目，而且还能够有效降低建模难度。值得注意的是，相应的网络系统需要尽可能往小了选取，这样所构造的模型便会呈现出相对较高的精度指标，但是现如今相关计算机设备的性能存在一定的局限性，故相应的网格步长不能够无限小。反之，倘若垂直方向网格尺寸过大，便会直接导致所搭建的模型与真实效果偏差扩大，甚至造成一定的数据失真。如图5-20所示，呈现出J21井相应的模型单井相关参数以及初始曲线之间对对比结果，不难看出，二者曲线一致性效果相对较好。进而可证明网格尺寸相对较为适中，即模型具备相对较高的精度。
图5-20 J21井属性参数与原始曲线对比图
5.3.2概率分布一致性检验
针对G井区展开三维地质建模过程当中，在一定程度上必然会导致模拟与具体实际状况存在一定的精度误差，只要在可接受范围之内，就可有效评估获取出相对较为有效的数据体，但其对应的数据量就相对较为庞大。通过模型数据以及相应的原始地质数据展开相对较为详尽的对比分析，即可进一步判别所建模型的精准程度。从图5-21至图5-24不难分析出，岩相、孔隙度、渗透率以及相应的含水饱和度等具体数值，与离散化数据以及相应的初始孔渗数据之间呈现出基本一致的分布规律，进而可证明本文所搭建的模型能够相对较真实彰显储层物性相关的变化规律，能够满足所需的精度要求。
图5-21岩相模型与离散化数据、 图5-22孔隙度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
图5-23渗透率模型与离散化数据、 图5-24含气饱和度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
5.3.3属性相关性检验
通常来讲，储层各属性之间必然会呈现出一定的相关性。譬如在沉积砂体进行发育的区域，相应的储层物性呈现出相对较好的状况；然而相应的沉积砂体稀少的区域，相应的储层物性呈现出相对较差的趋势。同理，相应的储层孔隙度以及泥质占比在一定程度上均与渗透率有关联，其中孔隙度相对较差的区域相应的泥质占比就偏高，同时呈现出相对较低的渗透率。基于图5-25所示，不难看出在平面当中砂体几乎不进行发育的地区，其相应的孔隙度值呈现出偏低的状态。同一条过井剖面上的不同物性的相关模型吻具有相对较高的一致性，这说明此次的建模结果能够满足相应的精度指标要求。
图5-25盒1-3孔隙度分布与砂厚等值线叠合图
5.3.4 抽稀模型检验
所谓抽稀，就是在研究区范围内，抽取若干非特殊单井，并保证所选取的抽稀井具体的位置必须满足随机均布的原则，这些抽稀井从具体的建模当中剔除，然后将探讨区域内其余井整合并进行相应的模型构建，针对原始模型以及当前模型展开相对较为全面的对比分析。图5-26为研究区孔隙度抽稀前后的过井剖面。基于抽稀J86井进行参考，前后属性相对较为一致，故本文所搭建的模型能够满足相应的精度指标需求。
图5-26抽稀前后孔隙度剖面对比图
第六章 结论
通过对G井区的沉积相特征认识，储层特征认识，精细地质建模等的研究，得到如下结论：
（1）在本文所涉及的探讨区域内展开相应的地层划分，基于“旋回对比，分级控制”的整体思路，借鉴前人划分方案，结合对研究区的地质认识完成了G井区的地层划分方案，具体划分方案为：G井区下石盒子组可分为盒1、盒2、盒3段共三段，其中盒1又划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3三个小层，盒2划分为盒2-1、盒2-2两个小层，盒3划分为盒3-1、盒3-2两个小层，主力生产层位为盒1、盒3段。
（2）在研究区小层精细划分的基础上，通过研究区顶面构造图及断层地震剖面图可知，研究区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km。
（3）通过对G井区沉积相进行分析研究，盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，主河道砂体呈北西方向到南东方向展布；盒3段属于近物源的辫状河沉积环境，段呈北西-南东向发育3-4条河道，局部发育心滩，砂体厚度较薄，连续性不如盒1段。
（4）研究区岩屑主要以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，黏土矿物较为发育，成岩阶段主要为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝，孔隙主要以细孔隙为主，吼道则以中小吼道为主。盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层，且储集层内非均质性较强。
（5）基于序贯高斯模拟以及相关指示模拟方法，利用相关地质建模软件搭建出G井区下石盒子组的构造模型、相模型、岩相模型以及属性模型。。本文所搭建的模型在一定程度上能够相对较为真实呈现出该区域储层砂体以及相应的物性参数的展布特征，多重检验后结果符合实际地质情况。
致谢
参考文献
第一章 绪论
1.1 研究目的和意义
1.1.1 研究目的
纵观全球油气供给状况，常规石油天然气资源增储增产的难度越来越大，油气资源的开发生产已由常规油气藏转向非常规油气藏。国内外均已发现并投入开发了大量非常规油气资源，非常规油气资源的战略地位日趋重要，这对于我国更是如此。在我国，非常规油气储层在全国各大含油气盆地中均有分布。随着全球非常规致密油气的大规模开发，非常规致密油气在已开发的非常规油气资源中已占绝大部分比重。在我国，常规储层油气藏的开发已远不能满足国民经济及社会发展的需要，非常规致密油气藏的高效开发已成为当前重要的研究课题。就我国非常规致密砂岩储集层最发育的鄂尔多斯盆地而言，几乎所有潜在的石油资源量均属于非常规致密储层范畴，其延长组主要含油层系均已不同程度动用。
东胜气田，其准确的地理区位处于杭锦旗以及杭锦旗西部区块，该地区在地理上隶属于鄂尔多斯盆地北，总占地面积超过9800平方千米。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。该区与苏里格、大牛地都有着类似的成藏条件，蕴藏着巨大的开发潜力。该区三级储量9372.05×108m3，其中探明796.82×108m3，控制6212.24×108m3，预测2362.99×108m3;气田的目的层为下石盒子组、山西组和太原组。G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3；G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60md；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。地温梯度为2.87℃/100m ，压力系数为0.89-0.92，平均值为0.91，属于正常温度、 低压-正常压力系统。在对大量文献资料进行仔细研究思考后，决定以G井区下石盒子组为例，采用地质建模相关技术，对研究区内储层、物性特征有关参数等进行三维建模研究。希望通过对研究区目的层的地质模型，深入研究研究区内砂体的分布规律，对气藏的分布有进一步的认识。为气田下一步的战略部署以及后期油藏开发等做出贡献。
经过实地调查数据反馈信息，G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。通过前期大量的调研研究资料和数据，本文将以G井区下石盒子组为主要研究对象，通过建立相应的地质模型来分析该地区的油气储层、各项物性特性特征参数，并在三维模型的研究基础上，利用研究所得数据进一步探究该区块的砂体分布规律和油气储藏量分布规律，为下一步气田的大规模战略开发及后续的油气资源开发提供一定的参考。
1.2 国内外研究现状
1.2.1 致密砂岩气藏研究
在国外，致密砂岩主要以砂坝-滨海平原和三角洲两个沉积体系，并且河流相沉积较少，其储层分布稳定，连续性和连通性较好。北美致密砂岩含气饱和度相对较高，可达55%～70%。查阅资料可知，分布在北美洲的致密砂岩气储层较一般地区的压力值更高，其中又以落基山地区为甚，其压力系数最高值超过1.94，平均分布范围为1.4~1.7，此外，该地区在地形上也具有一定的特点，其起压深度范围为2400m~2740m。有资料表明，巨量的烃类年产生量、高烃柱以及高起压范围带来的承压状态的改变是导致这一地区压力异常升高的主要因素。该地区的气水分布规律为：气水倒置主要发生在盆地中部，而斜坡区并无大规模的气水界面，且由盆地向斜坡区的过渡段上，其气含量逐渐减少，水含量的变化趋势恰恰相反。
在国内，中国致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，中国致密砂岩气储层在鄂尔多斯盆地为异常低压，平均压力系数为0.85～0.95，气藏负压主要是抬升剥蚀和气水密度差引起。四川盆地、库车前陆盆地与渤海湾断陷盆地为异常高压，压力系数分别为1.2～1.5，1.5～1.8和1.2～1.4。其中，四川盆地须家河组虽然普遍具有异常高压，但是没有统一的起压深度，压力系数随埋深而增大，导致须家河组致密气层压力增大的原因除了烃类生成、欠压实作用和构造作用外，还包括岩石致密化导致储层孔隙体积缩小。中国致密砂岩气储层气水关系受强烈的储层非均质性和构造作用等因素影响，表现出气水倒置、气水间互和气水界面不明的多样性与复杂性。
我国大部分地区的致密砂岩含气饱和度介于50%～65%，其中，主要为异常低压致密砂岩气储层的鄂尔多斯盆地，其平均的地层压力数值均低于我国的正常值，其平均压力系数大致分布在0.8~1之间，与之形成对比的是，我国的四川盆地的压力系数值为1.2~1.5，渤海湾断陷盆地地区的压力数值分布范围为1.5~1.8，库车前陆盆地的压力数值分布与四川盆地大致相似，从数值上可明显判断，上述地区均属于异常高压地区。但与北美落基山地区相比，这些地区的致密气层压力增大的原因并不相同，以四川盆地的须家河组为例，相比于北美落基山地区，该地区的储层孔隙体积在岩石致密化作用下的缩小也是引起其异常高压的原因之一。所以，我国的大部分地区的致密砂岩气储层气水关系受到的影响因素千差万别，其气水倒置、气水间互和气水界面不明情况是十分普遍的，无固定的规律可循，存在极大的差异性和复杂性。
1.2.2 地质建模研究
1.2.2.1 地质建模的发展历程
地址建模的研究手法最早可追溯到1984年的SPE会议，该研究方法由Haldorson H最先提出并应用在油田尺度下的油气藏量的研究，从目前来看，这种利用三维地质模型用于分析和研究相应问题的研究方法历经了下述三个主要阶段：
（1）理论研究阶段：在三维地质建模分析技术的发展史上，“加权移动平均法”和“克里金算法”的提出者，D.G.Krige和G.Matheron师徒二人留下了浓墨重彩的一笔。正是在他们二人的推动下，为现代的三维地质建模理论提供了完美的计算理论，加速了这项技术的进步。而Haldorson为这一研究领域引入了随机模拟建模理论，进一步丰富与发展了这一研究方法。该理论的特点在于为各种不同的地质现象或地质形态建立起与之匹配的随机化的数学模型，其中最为重要的一点在于，该理论能为油气储存的孔渗饱等属性提供详尽的量化描述，这在油藏的属性建模史上还是第一次做到。1989年，Mallet提出了针对复杂空格键曲面的拓扑关系的离散光滑差值理论，该理论具有较为普遍的适应性。此后，又有多位研究学者在数据的三维可视化、三维矢量等理论研究方向上取得了突出的研究成果，但直到1993年，现代化的三维地质建模概念才由加拿大人Simon W.Houlding提出。
（2）技术应用阶段：三维建模地质研究理论得益于其前期的大量的基础理论研究和相关研究理论的建立，其后期的模型构造技术发展的极为迅猛，并逐步应用到实际研究中。通常来说，任何一种针对地质学的建模研究方法，其最先的应用一般都是在地质统计学领域，对于属性建模来说，也是如此。基于该理论的克里金算法等技术为属性建模为地质学的属性建模提供了重要的工具作用，并在此研究领域上获得了长远的发展。在现代地质研究中，利用相关数据建立起来的地质构造模型和油藏属性模型为油气藏的研究提供了强大的助力作用，间接提升了油气藏的数值模拟技术的普及率和应用率，为这项技术的发展与进步起到了关键性的作用。
（3）成熟发展阶段：随着人类社会的发展，对于油气资源的需求量也大幅增加，进一步推动了油气藏的勘探与开发，而在越来越复杂的地质条件下，应用早期的地质模型构造法建立的地质模型无法很好地满足对于地下地质特征的勘探，因此，新型的沉积相模型和岩相模型作为早期三维地质建模方法的补充理论被充实到了该研究方法中，为现代化的地质勘探和开发提供了强有力的理论支撑，推动了三维地质建模技术的进一步发展。
1.3 研究主要内容
研究区域为东胜气田G井区，面积980km2；研究层位以石盒子组为主要目的层，兼顾山西组与太原组。主要研究内容有：
1.G井区地质概况
通过相关书籍、数据和电子资源采集、整理了被研究区域的基础地质资料，宏观上了解了东胜气田G井区的石盒子组的地层、构造以及沉积等基本情况，为进一步的研究和建模提供了相对应的地质背景。
2.地层划分
本研究建立在所研究区域的岩石特性和电性特征的基础上，指导理论为层序地层学，在此基础上，综合了岩石取芯资料和井下实测数据，通过控制控制标志层属性和沉积旋回属性，并约束相应地层厚度数据，以上述划分原则，对于研究区域内的气层组进行了对应的地层划分和比对工作。并将上述数据作为研究区域的地层建模的关键控制量，作为三维地质建模的数据库。
3.沉积特征研究
基于前期收集到的研究区块的地质资料，结合现场的岩心分析报告以及实地探井资料，以单井为研究对象展开研究，绘制完成了连井沉积相剖面图，在此基础上，进一步细分出了该区域的层沉积微相类型。本研究基于其他研究者的野外实地考察数据，结合沉积构造及岩相等条件，并最终确定了研究区的沉积微相，遵循了点-线-面递进的研究方式，为研究区储层地质建模提供相控条件。
4.储层特征研究
通过前期的野外实地考察，储层取芯和井下实测，采集到了研究区域的岩石样本，利用相关的设备和仪器对样品进行了岩电实验、电镜扫描和压汞试验等分析测试，通过实测数据进一步了解了被测区域地层的岩石学、物理性质及孔隙结构分布，在此基础上，综合二次测井成果，对目的层的油气储层结构和油气资源分布规律等有了一定的认知，确定了储层骨架模型的研究依据。
5.三维地质建模
在上述数据的支持下，对东胜气田G井区的下石盒子组储层进行了三维地质模型的建立，应用Petrel软件，参照序贯高斯模拟方法，对模型进行了研究，以本研究区域的油气储层的地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度依次建立了研究模型。
本研究的核心目的在于以相关模型研究和实测数据为指导，建立研究区域的三维地质模型，以下为本研究模型的具体构造过程分析：
①建立地层构造模型：利用建模软件的数据导入，分别导入被研究区域的地层划分结果、海拔及其他相关数据，建立起地层的三维空间几何构型。
②建立地层实体模型：以地层三维空间构型为基础，进一步细分地层，做更为精细的地层小层划分，利用细分的地质小层，建立起相对应的地层实体模型。
③建立沉积相模型：利用序贯指示模拟方法，基于本研究区域的沉积背景资料和实测数据、实验室各类实验资料等确定目的层亚组各沉积微相，建立相对应的研究区域的沉积相模型，在此基础上，添加物性约束条件，进一步提高模型的精确度。
④物性模型的变差函数分析：综合研究地质构造、沉积相、孔隙度、渗透率和含气饱和度模型，引入变差函数求解模型，可得到相对应的变化规律曲线和回归方程，可通过变差函数的变量控制模型的内插和外推。
⑤物性模型的形成：采用相控建模的原则，根据得到的变差函数分析结果对物性建模进行优选，最后得到三维物性模型。
1.4 技术路线
对研究区已知基础地质、测井资料及岩电、阴极发光及压汞实验等分析化验资料进行分析整理，对研究区开展地层对比划分工作，划分沉积微相、开展储层特征研究。利用研究区地质研究成果，严格按照储层地质建模流程建立地层构造、沉积相等模型，然后在沉积相模型的约束下进行储层参数数据分析，得到不同沉积相带变差函数后建立研究区三维地质模型，实现优选。技术路线图见（图1-1）
首先，基于前期研究阶段收集到的研究区域的地质背景资料，结合研究区域的井下实测数据和实验室各项实验数据，对被研究区域的地层进行初步的地层对比划分。其次，通过前期的地层对比划分，能够进一步对于被研究区域的沉积微相和储层特性展开研究，在此基础上，利用研究区域的实地考察报告和详细数据，参考储层地质建模制定流程建立了地层构造模型、沉积相模型。最终在沉积相模型的约束条件下进行储层数据分析，得到了不同沉积相带变差函数，在上述基础上，建立了东胜气田G井区的下石盒子组储层的三维地质模型并实现优选。技术路线图见（图1-1）
图1-1研究技术路线图
第二章 研究区地质概况
2.1 研究区地质概况
通过调研发现，太古界和下元古界是组成鄂尔多斯盆地的的基础结晶基底，现在鄂尔多斯盆地的形成经历了长时间的地质演化发展，演化为叠合型盆地。这种叠合型的地质特征在结构上相比较中国大陆其他地区的地质构造结构更为稳定，同时会使得盆地的后期地质演化更为平稳。中晚元古代是拗拉槽盆地充填阶段，震旦和下古生界是以地台型碳酸盐岩为主的充填阶段，上古生界是以地台型碎屑岩为主的充填阶段，三叠纪是前陆式挠曲背景下巨厚的碎屑沉积。
2.1.1研究区地理概况
根据前期调研资料显示，地处内蒙古鄂尔多斯盆地的中国石化东胜气田，总面积约为9850km2，是中国石化华北分公司面积最大的天然气区块，该气田具体位置位于杭锦旗及杭锦旗西区块，该地区的主要地形为沙漠和草地。东胜气田与国内第一大气田苏里格气田紧邻，距大牛地气田200余公里。
G井区是东胜气田主力产能区块之一，面积980km2位于泊尔江海子断裂以南，伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。G井区主要有2个产层，为盒1段和盒3段（表2-1）。其中盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD；盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；目的层段储层物性较好，盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。G井区地温梯度为2.86℃/100m，压力系数分布区间大致为0.89-0.92，依据上述数据可判定研究区属于正常地温系统和低-正常压力系统。
表2-1盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度
（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率
（mD） | 平均渗透率
（mD） | 样品数
（个） |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
图2-1 G井区构造位置图
2.1.2研究区开发概况
。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52×108m3，其中盒1探明储量633.95×108m3、 盒2+3控制储量289.87×108m3。G井区产能建设始于2015年，2016年底核定产能3.83×108m3，2017年核定新建产能5.01×108m3，累计建产达到8.84×108m3；东胜气田累计建产达10×108m3。
截止2018年12月31日，G井区先后共投产5座集气站；投产水平井89口，平均无阻流量12.86×104m3/d；正常开井生产78口，平均套压16.5Mpa，日产气量218.6×104m3，平均单井日产气2.81×104m3，平均单井日产液4.87m3，压降速率0.0305MPa/d。
图2-2 G井区产能建设井位图
2.2地层划分
随着石油行业的快速发展和持续增长的需求，对于石油行业的相关研究，包括地层划分也更为精细，划分的标准也在不断的完善，如今，小层划分在地质研究中占据着举足轻重的地位，同时，小层划分也在气藏研究中也扮演着十分重要的作用。但无论何种地质条件下的小层划分，都必须遵循等时性原则，否则，其精细分层将失去精确性的意义。小层划分在理论上是指在完成初步地层划分的基础上，再根据地层对比划分可继续将目的层划分为多个小层，分别针对划分出的下层进行独立性的研究与建模分析，利用分析数据与结果为后续的分层开采提供参考依据。
太原和山西组煤层及暗色泥岩等岩层构成了G井区的烃源岩，而太原组、山西组盒下石盒子组的砂岩构成了G井区的储集层，最后，上石盒子组的泥岩形成了G井区的盖层。G井区的地层发育情况自下而上为：太古界-元古界-上古生界-中生界-新生界地层，上古生界的下石盒子组是研究区的主要含气层位。综上分析，为了更好地进行研究工作，我们选定下石盒子组盒1、盒3段为本文的主要研究对象，依据精细分层的原则，本研究将会对研究对象进行小层划分，细分结果如下：盒1段分为盒1-1、盒1-2、盒1-3小层，盒3段又分为盒3-1、盒3-2小层。
2.2.1地层划分方案
在当前主流的划分方案中，针对内蒙古鄂尔多斯盆地的上古生界地层的划分，采用的划分标准主要有两种，第一种由中国石油长庆油田公司采用的4段法，将目的层下石盒子组划分为4段，自下而上分别为盒8、盒7、盒6、盒5段；第二种划分方案是由中石化华北分公司采用的3段法，自下而上依次为盒1、盒2、盒3段（表2-2）。中石化华北局分层方案盒1段对应长庆油田分层方案的盒8段。鉴于研究区块勘探开发权归属于中石化华北分公司，因此本文采用华北分公司分层方案。
表2-2研究区地层划分简表
| 地层 | 地层代号 | 厚度（m） | 岩性简述 | 主要沉积相 | ||||
| 界 | 系 | 统 | 组 | 段 | ||||
| 古生界 | 二叠系 | 上统 | 石千峰 | P2sh | 201-347 | 棕、棕褐色泥岩与浅灰色中砂岩、粗砂岩呈等厚互层 | 冲积扇-辫状河体系 | |
| 上石盒子组 | P2s | 0-325 | 棕灰、浅棕色细砂岩、中砂岩、含砾砂岩与棕、棕褐色泥岩呈等厚互层 | |||||
| 下统 | 下石盒子组 | 盒3 | P1x3 | 0-45 | 浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩 | |||
| 盒2 | P1x2 | 0-46 | 上部灰、棕灰色泥岩；下部浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩。 | |||||
| 盒1 | P1x1 | 0-72 | 浅灰色含砾砂岩、砂砾岩夹浅灰色中砂岩、粗砂岩 | |||||
| 山西组 | P1s | 0-130 | 上部灰、深灰色泥岩夹煤层、粉砂质泥岩夹浅灰色细砂岩；下部浅灰色含砾砂岩与砂砾岩 | |||||
| 石炭系 | 上统 | 太原组 | C3t | 0-45 | 上部为灰白色粗砂岩夹薄层灰黑、深灰色泥岩、粉砂质泥岩；下部深灰、黑灰色泥岩与煤层、底部为灰白色粗砂岩 | |||
2.2.2地层划分
在精细划分地层时，尤其是小层划分，若地层表现出的岩石特性越强，则更有利于进行小层划分。本文研究区块的主要区域性标志层主要有山西-太原组煤层、盒1段砂岩和上石盒子组泥岩“细脖子”（图2-3）。
图2-3研究层段区域性标志层
根据前人研究成果和本研究区域的地层特征，利用单井柱状图呈现出的研究区域的各段标志层。如图2-4所示：本研究区域的上古生界地层由四部分组成，其最下层为石炭系上统太原组、其上是二叠系下统山西组和下石盒子组，最上层的为二叠系上统上石盒子组。其各层特性如下：由于石炭系太原组的顶部沼泽沉积环境，其具备发育成三角洲平原沉积的趋势，其另一特性则是具有良好的横向的延续性，导致其自然伽马曲线的分布值域较高，其一般数值均高于100API，此外，其深侧向电阻率呈高值，声波时差呈低值，各曲线变化幅度和波动较大。整体来看，太原组自然电位曲线较为稳定，声波时差曲线表现为下高上低，自然伽马曲线随深度增加逐渐减小，太原组的岩石特性主要可定义为煤层、炭质泥岩以及砂岩的互层。
二叠系山西组地层全区皆有分布，发育一套三角洲平原沉积，自下而上可以分为两段，分别为山1段与山2段，为两套正韵律沉积，可按沉积韵律特征将其分开。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段下部为灰白色粗砂岩与山1段隔开，上部为深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩略等厚互层，中间夹有煤层。山西组内曲线变化剧烈，多套薄煤层夹在其中，整组厚度在70至90米左右。
通过研究发现，在本研究区域内，全部区域均分布有二叠系山西组地层，具体在结构上按照沉积韵律特征又可细分为两段，皆为正韵律沉积的山1段与山2段。山1段岩性主要为灰白色含砾粗砂岩、灰白色粗砂岩、浅灰色中砂岩、深灰色炭质泥岩及煤层，呈不等厚互层。山2段上部基本为不同岩性的略等厚互层，主要岩性包括深灰色泥岩、泥质粉砂岩与炭质泥岩，并有少量煤层夹于其中，下部通过明显的灰白色粗砂岩作为和山1段分层标志。整体上，山西组岩性变化较大并有多套薄煤层夹在其中，导致组内曲线变化明显，整组厚度在75至85米左右。
图2-4锦32井单井柱状图
作为本研究区域的储层主力发育层，二叠系下统下石盒子组发育一套冲积平原-辫状河沉积体系，共划分为3段，由深到浅分别为盒1、盒2及盒3段，下石盒子组各段沉积韵律均为正韵律沉积。盒1段的正韵律沉积共有两套，且两套的沉积厚度大致相等，大致厚度为20米左右。具体来看，厚度达10米的底砂岩构成了盒1段的基底，浅灰色粗砂岩和含砾粗砂岩为了该基底的主要岩石特性，同时，这套底砂岩作为盒1底部的标志层隔离开了下石盒子组和山西组，而浅灰色泥岩构成了盒1段第一套正韵律沉积顶部，其第二套沉积的特性与第一套基本相同，粒度均为由粗变细。盒1段测井参数曲线显示其趋势变化较为稳定，基本为砂泥岩的测井相应特征，其底部自然电位表现为箱型，自然伽马数值较小，其数值范围为50-60API，其大致厚度保持在50~60米的区间。盒2段主要为泛滥平原沉积，发育少量砂体，主要由棕褐色泥岩构成，并于其中掺杂了浅灰色细、中砂岩，最终呈现为不等厚互层。浅灰色粗砂岩构成了盒3段的下部，其标志层为顶部的棕褐色泥岩，自然电位无异常为基线，而自然伽马则保持在较高的数值，顶部的泥岩隔开了下石盒子组和上石盒子组。
二叠系上统上石盒子组为区域性盖层，干旱湖泊相沉积，岩性以棕褐色泥岩为主，夹少量细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线无异常，自然伽马测井和声波时差测井均呈高值，为典型的泥岩测井响应特征。
分析相关数据，研究区域的区域性盖层为二叠系上统上石盒子组，发育其干旱湖泊相沉积体系，棕褐色泥岩是上石盒子组的主要岩性，并夹有少量的细、中砂岩，在测井综合图中体现为“细脖子”，该层自然电位曲线较为正常，自然伽马以及声波时差测井数值都较高，是特征较为明显的泥岩测井响应。
2.2.3连井对比
通过前期的研究资料，大致确定了G井区地层划分的具体方案，通过研究资料和实地勘测数据掌握该区域目的层的地质演化规律和特征，在前期研究基础上，通过寻找并建立地层对比的综合标志，确定标志层的适用范围。
1.确定基准井
我们在前期准备阶段考虑到后续的小层划分的可能性，对于被研究区域的各探测井口都定义为基准井，并将所有的井测资料标准化，最终进行汇总，对相关数据作对比分析，综合考虑其他区域已完成研究的基准井的测井曲线特征确定G井区下石盒子组盒1、盒3段的测井曲线为标志，建立单井相解释。
2.建立骨架剖面
针对研究区的实际情况，以自然伽马作为岩性和沉积旋回的主要划分标志，以声波时差作气层响应定性判断的主要依据。对G井区中261井进行精细划分，组建了东西向垂直物源4条，南北向顺物源5条，建立了研究区域精细的得地层骨架井网（图2-5）。
在建立骨架剖面时，主要通过声波时差为主要依据进行气层响应定性判断，并主要通过自然伽马划分岩性和沉积旋回。在此基础上精细划分井区中大多数井，建立顺物源和垂直物源的连井剖面，最终得到研究曲线的地层骨架井网（图2-5）。
3.全区闭合、邻井对比
在已建立的骨架剖面的基础上，通过骨架连线上的基准井作为分层对比参照依据，进行对比划分，划分必须涵盖骨架连线上的所有井，实现全区闭合，得到顺物源和垂直物源的对比剖面，然后再依次进行邻井对比划分，前后左右互相对比，全面展开邻井对比工作。
4.地层等厚法
由于鄂尔多斯盆地的整体地势呈现东面高、西面低，其背斜面相对微小，而斜坡面则宽大平缓的构造特点，其盆地内部的每公里坡降不足2°，导致其地层厚度与起伏变化幅度相对来说较小，因此针对部分测井曲线特征不明显，标志层不明显的井，需要参考邻井地层等厚对比法进行地层划分。
5.旋回对比法
通过标准井的井下实测数据曲线可以分析看出，小层划分后的下石盒子组盒1、盒3段储层具有典型的的旋回性，但由于小层划分属于精细分层，在宏观分层上很难讲将这种旋回特性归结到某一特定固定层中，即在点上其旋回特性明显，但从面上来看，测井曲线的旋回性不够明显。
图2-5研究区剖面骨架图
2.2.4地层对比结果
以G井区各层位特殊的标志层作为约束，参照现场大量井的测、录井资料，通过目的层的自然伽马曲线特征作为中心划分标志，辅以声波时差判断气层响应，最终对下石盒子组各层段进行岩性盒沉积旋回划分，划分完成后再构建顺物源和垂直物源的若干对比剖面，纵横连接所有井位，实现全区闭合，最终可以实现对全区小层精细化分。
本次地层划分将研究区下石盒子组划分为3段7个小层，其中盒1段划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3，盒3段划分为盒3-1、盒3-2。
2.3构造特征
从总体上看，G井区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，各个小层在沉积时都有着较为相似的构造环境，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km；区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km，主要目的层断距为10～30m。
图2-6研究区（T9d）深度域构造图
图2-7研究区乌兰吉林断层地震剖面图
第三章 沉积特征研究
沉积相包括以下几个方面：形成沉积物所需要的环境、条件以及它的特征。这次研究的主要内容是：通过对沉积物的岩性特质、构造特性以及对相应测井曲线的认识，进而分析研究区域的样品岩心的沉积结构、构造、粒度等。并且根据得到的这些特性来判断研究区域的沉积环境，在对沉积相进行划分的时候采用的是点线面递进的方法。
3.1 沉积相标志
杭锦旗地区位于盆地北缘，晚古生代沉积超覆于早奥陶世及前古生代变质地层之上。自南而北分别由太原组、山西组及其以上地层组成。研究区主要发育冲积平原辫状河沉积体系、冲积扇沉积体系。
杭锦旗区域地处鄂尔多斯盆地的北边，该地区的特性是晚古生代沉积覆盖于早奥陶世和前古生代的沉积上方。该地区的地层组分由下向上主要是：太原组、山西组、石盒子组和以上的地层。研究区域以发育冲积平原辫状河沉积体系和冲积扇沉积体系为主。
3.1.1 岩心相标志
对G井区的盒1、盒3段中的岩心进行观察分析，并结合收集到的相关资料，G井区盒1段主要的岩相是块状层理砂岩相，其次是含砾粗砂岩相，相结合粒度分析结果反映了主要的沉积过程为强水动力的洪流携带沉积物快速沉积。盒3段主要的岩相同盒1段较为相似，也以块状层理砂岩相为主，同样反映了盒3段较强的水动力条件，且水动力条件变化十分频繁。
（一）颜色
不同矿物均具有不同颜色，不同的沉积环境影响岩石的矿物组成及含量，沉积岩正是因为所含矿物种类以及含量的不同，使其在颜色表现上出现差异。因此颜色便成为反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
矿物的种类不同，它的颜色也会不同，不同岩石的矿物组成成分以及含量大小是由沉积的环境所决定的，沉积岩在颜色上表现出的不同都是由于它所包含的矿物不同所造成的。所以颜色的不同就变成反映沉积岩沉积环境和氧化还原条件的最为直观的标志。
通过G井区测井资料和钻井取心资料和取心化验分析的综合分析来对区域沉积相进行研究，盒1段储层岩石类型主要为灰白色粗砂岩和灰绿色含砾粗砂岩。盒3段储层岩石类型主要为浅灰色含砾粗砂岩和浅灰色中砂岩。
根据G井区测井的相关材料和钻井取心的相关材料以及对取心之后进行的实验分析来对研究区的沉积相进行一系列的分析研究，灰绿色含砾粗砂岩和灰白色粗砂岩为盒1段的主要储层岩石（图3-1、图3-2）而浅灰色中砂岩和浅灰色含砾粗砂岩为盒3段主要的储层岩石（图3-3、图3-4）。
图3-1 灰白色粗砂岩 图3-2 灰绿色含砾粗砂岩
（锦98井 3060.65m 盒1） （锦112井 3116.89-3117.02m 盒1）
图3-3 浅灰色含砾粗砂岩 图3-4 浅灰色中砂岩
（锦95井 3085.69m 盒3） （锦99井 2927.7m 盒3）
（二）粒度特征
粒度分析能够表示沉积过程中水动力对沉积物颗粒结构的影响。区段不同，其代表的沉积产物自然也不同。悬浮搬运沉积主要体现在PQ段上，递变悬浮沉积主要体现在QR段上而均匀悬浮沉积则主要体现在RS段间。在G井区盒1段粒度C-M图（图3-5）中，可划分为明显的PQ（滚动）、QR（跳跃）两段式，滚动段代表着沉积物所包含的颗粒的粗细，发育越好，颗粒越粗，另一方面也会表现出明显的牵引流的沉积特点。G井区盒3段岩心粒度数据C-M图（图3-6）则表现为“三段式”，分别为PQ段、QR段、RS段，在图3-6中C的数值浮动比较大，它代表着在水动力减小的时候，滚动颗粒的粒度也会逐渐的变小。通过沉积物粒度C-M图版可以看出，碎屑流的粒径最大值与平均粒径相比较是一样的，因此碎屑流C-M图形一般都会平行于C＝M基线，以泥石流为例，它的粒度比较大，分选就会比较弱，C／M的数值也就会比较大，一般会大于40，的粒度数据在图形上也就会和基线相偏离，另一方面它的粒度也就会比较分散（图3-7A）；在比较浅的水流沉积环境下所形成的沉积物，其粒度分选处于中等的程度，与此同时，它的C／M的数值也就相对较小，一般约等于4，粒度点数据在图形上表现的比较集中，大多分布在图形的中间部分，如图3-7B；浊流的沉积单元中所形成的沉积物，的岩性粗细变化比较明显，分选和其他类型的相比较好，它的C／M数值也就相对于更小，数值一般在2到3左右，因此它的C-M图平行于基线，见图3-7C；牵引流的环境中所形成的矿物，它的颗粒的搬运方式比较多，主要有滚动、跳跃和悬浮这三种，冲积扇滚动组分含量高，多以PQ段为主要部分，这部分比较粗，而且比较发育，相比而下，RS段不太发育，通过图3-7D可以看出来；我们通过对比辫状河沉积的PQ与QR和曲流河沉积的PQ与QR段不难发现，这两段都比较发育，但是相比较而言，曲流河的PQ段比较少，并且它的RS段也比较难发育，通过图3-7E和图3-7F我们就可以发现这个特点；三角洲或网状河的粒度都较细，因此他们的PQ与QR段都是比较少的，主要都是RS段（图3-7G）。通过将盒1、盒3段C-M图与图版进行对比分析，G井区盒1段C-M图具有明显的冲积扇-辫状河沉积相的粒度分布特征（图3-6D E），故认定冲积扇和辫状河为盒1段的主要沉积环境；盒3段呈现明显的牵引流沉积特点，因此认定其为辫状河沉积（图3-7E）。
图3-5 G井区盒1段粒度C-M图 图3-6 G井区盒3段粒度C-M图
图3-7不同重力流和牵引流沉积物的C-M图版
（三）岩石类型及特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，粒度以（含砾）粗粒为主，其次为中粒；分选中等，多呈次棱-次圆状。（图3-8）盒3段以主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩；分选中等，以次圆状为主。(图3-9)。碎屑的组成成分主要是石英、长石和岩屑，其中包括50%-80%的石英，0-27%的长石，15%-25%的岩屑，这三种成分的平均含量分别为66%、11%和23%。高石英、低长石是研究区目的层的特点。石盒子组填隙物包括粘土杂基和胶结物，含量大致为10%-20%，平均含量也在17%左右，其主要物质是水云母，它的含量是3-26%，并且呈现出分布不均的特点，同时还含有硅质胶结物、绿泥石膜以及高岭石。其中硅质的含量比较少为0-2%左右，并且这种物质仅仅分布在部分层段；绿泥石膜比硅质含量多为0-7%，分布特点也有所不同，它的分布层段比较有限；另外高岭石的含量和硅质的含量差不多都是0-2%左右。另外，盒1段还可见少量自生石英和铁质胶结物。
图3-7盒1、盒3段砂岩成分分类
图3-8 粗粒岩屑石英砂岩 图3-9 粗粒岩屑砂岩
（锦57，2990.21m，盒3，10×4） （锦98，3064.61m，盒1，10×5）
（四）构造特征
沉积岩的沉积成岩过程比较复杂，在这个过程中会受到很多外力和内力的作用，比如物理、化学和生物因素的影响。这些作用都会使得沉积岩形成一些特别的形状，与此同时，由于外力和内力作用形成的沉积物，它的构造也会反映出其在形成过程中所收到的环境的差异，因此，我们可以通过观察研究区域的沉积构造，进一步分析研究它的沉积环境，主要包含几种：
1）它的表面分布比较密而且比较均匀，同时它的表面不存在显著的纹层，分选特性比较好，主要的组成成分是细砂岩或者泥岩，这类岩石具有快速沉积的特点，并且不会形成纹层层理。
2）槽状交错层理。一种层系底界为弧形侵蚀面，层系呈槽形，互相切割，细层与之一致也呈槽形的层理。槽可对称，或不对称，槽的宽度从几厘米到30米以上，槽状层系的厚度可从数厘米到十多米，是交错层理类型之一。其特点是单个层系厚度变化极快，各层系底界强烈下凹，具明显的槽状侵蚀底界。
3）平行层理。这类层理主要是由颗粒大小不同的纹层状砂岩形成的，这些几近平行的砂岩相互叠置形成了这种层理，和水平层理相比较，其层纹的厚度比较大，而且它的颗粒是比较粗的，纹理也就不太明显。在浅水急流的情况下，砂粒就会快速的流动，由此会形成相互平行的细层，这些细层的颗粒分布比较均匀，另一方面这也显示出了水动力的沉积环境是比较强的。这种纹理通常分布在湖边，海滩、浊积岩及河流地区，这些地区有一个显著的特点，即砂质环境沉积。
其中，研究区盒1段南北部沉积构造略有差异，研究区盒1段北部发育冲积扇辫状河道，以块状层理为主，可见交错层理；研究区盒1段南部常见平行层理和槽状交错层理。
3.1.2 测井相特征
所谓测井相具体可归结为测井曲线相应的形态以及变化幅度之间的相互组合，其在一定程度上能够相对较为客观地反映地层岩性、泥质占比以及相应的岩相序列等形式的特性。测井相分析具体的原理可归结为以测井解释结论为依据，将提取的测井曲线进行分类，以此将研究区地层划分为一系列测井相，进而可以有效搭建起所探讨区域沉积相模式。故凭借对测井相展开的一系列分析可以对所研究区域地层特征进行充分的认知。
沉积相的变化，会造成岩性、物性等一系列变化，它们会不同程度地造成测井曲线的差异性，这使得测井相、岩相、沉积相建立起相应的关系。如表3-1所示，研究区GR曲线测井形态大致可以分为箱形、钟形、漏斗形和指形。
沉积相发生改变，在一定程度上会致使相应的岩性、物性产生各种形式的变化，进而会对相应的测井曲线造成较为显著的差异，在此过程当中，也会导致测井、岩相以及相应的沉积相呈现出较为紧密的关联。如表3-1所示，箱形，指形，钟形以及漏斗形为G井区GR曲线的几种主要测井形态
箱形GR测井曲线，主要分为两类。一类是高幅度、顶底突变类型，对应两种岩相和沉积微相，箱形砾状砂岩相指示辨状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相指示辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，心滩与主分流河道沉积微相，沉积作用为加积；另一类为中高幅度、锯齿显著类型，岩相为锯齿状箱形粗粒砂岩相，指示曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，河道充填次分流河道沉积微相，沉积作用为加积。
箱形GR测井曲线可进一步归结为以下两种：第一种体现出高幅度及伴有顶底突变，另一种体现出中高幅度且锯齿明显。第一种箱形GR曲线又与两种岩相和沉积微相相对应，其中箱形砾状砂岩相表明对应地层发育辫状河主水道沉积环境，河床滞留沉积微相，沉积作用为加积；而箱形含砾粗粒岩屑石英砂岩相及箱型砾状砂岩相则表示对应地层发育辨状河主水道、辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积作用为加积。第二种箱形GR曲线则对应锯齿状箱形粗粒砂岩相，表明对应地层发育曲辨状河主水道辫状河三角洲平原扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相具体可归结为河道充填相关的次分流河道。
钟形GR测井曲线也可进一步归结为两种：其一为底层呈现出相对较为显著的高幅度钟型，具有代表性的是含砾粗粒砂岩相以及相应的粗粒石英砂岩相等，相应的沉积环境具体指示辨状河相关主水道，相应的沉积微相具体为边滩，相应的沉积作用为侧积以及加积。其二为呈现出中高幅度以及伴有不是非常显著的钟型，具有代表性的是钟形含砾粗粒砂岩相以及相应的钟形粗粒砂岩相，相应的沉积环境体现为辨状河主水道以及扇形三角洲平原，相应的沉积微相为河道充填，相应的沉积作用为加积。
漏斗形GR测井曲线体现为中等幅度，代表性岩相是类似于漏斗形中粗粒砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，相应的沉积微相为决口扇，相应的沉积作用为漫积。
指形GR测井曲线特点较为明显，整体上表现为低幅度，同时局部有明显指状凸起，岩相为指状中-细砂岩，表明对应地层发育辫状河三角洲平原、扇三角洲平原沉积环境，沉积微相具体为河道间，沉积作用以漫积为主。
表3-1 研究区储集岩测井相-岩相-沉积微相分类表
| 测井相
（GR形态） | 测井相-岩相 | 示意剖面 | 沉积作用 | 微相 | 沉积环境 | |
| 箱形 | 高幅度、
顶底突变 | 箱形砾状砂岩相 | 加积 | 河床滞留 | 辫状河主水道 | |
| 箱形含砾粗粒
岩屑石英砂岩相 | 加积 | 心滩
主分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | |||
| 箱形含砾粗粒
岩屑砂岩相 | ||||||
| 中高幅度、锯齿显著 | 锯齿状箱形
粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲平原 扇三角洲平原 | ||
| 钟形 | 底部明显
高幅度 | 钟形含砾粗粒砂相
钟形粗粒石英砂岩相 钟形粗粒岩屑砂岩相 | 侧积加积 | 边滩 | 辫状河主水道 | |
| 底部中高幅度 | 钟形含砾粗粒砂岩相
钟形粗粒砂岩相 | 加积 | 河道填充
次分流河道 | 辫状河主水道
辫状河三角洲 平原扇三角洲平原 | ||
| 漏斗形 | 中等幅度 | 漏斗形中-粗粒砂岩相 | 漫积 | 决口扇 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
| 指形 | 整体低幅度、局部指状 | 指状中-细砂岩相 | 漫积 | 河道间 | 辫状河三角洲平原
扇三角洲平原 | |
图3-10 河道微相测井曲线形态（箱型 锦110 盒1）
图3-11心滩微相测井曲线形态（箱型 锦86 盒3）
基于前面针对测井相展开的一系列研究，，根据杭锦旗地区太原组、山西组、下石盒子组沉积演化特征，进一步针对所探讨区域探井相关的测井响应展开切实有效的分析，完成了各种微相类型的汇总。（表3-2）。
表3-2 研究区太原组-下石盒子组测井-岩相-沉积微相类型发育特征表
| 层位 | 沉积相 | 储层发育微相 | 测井相-岩相类型 | ||
| 相 | 亚相 | 微相 | |||
| 盒2、盒3段 | 曲流化辫状河 | 河道
堤岸 泛滥平原 | 河床滞留
边滩 天然堤 决口扇 河漫滩、河漫湖 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 边滩 | 钟形（含砾）粗粒砂岩相、箱形
（含砾）粗粒砂岩相 | ||||
| 河道填充
天然堤 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 盒1段 | 辫状河 | 河道
泛滥平原 | 河床滞留
心滩 河道充填 河漫滩 | 河床滞留 | 光滑箱形砾状砂岩相、光滑箱形
含砾粗粒岩屑砂岩相 |
| 心滩 | 光滑箱型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 河道填充 | 齿化箱型、钟型（含砾）粗砂岩相 | ||||
| 山西组 | 辫状河三角洲 | 三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 主分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、
光滑箱形粗粒砂岩相 |
| 次分流河道 | 钟形粗-中粒砂岩相、齿化箱形中- 细粒砂岩相、指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形中-细粒砂岩相 | ||||
| 太原组 | 扇三角洲 | 扇三角洲平原 | 主分流河道
次分流河道 河道间洼地 决口扇 泥炭沼泽 | 分流河道 | 光滑箱形含砾粗粒砂岩相、光滑箱形
粗粒砂岩相、钟形粗-中粒砂岩相 |
| 河道间 | 齿化箱形中-细粒砂岩相、
指状中、细砂岩相 | ||||
| 决口扇 | 漏斗形粗-中粒砂岩相 | ||||
3.2 沉积相分布规律
3.2.1 单井相分析
单井相分析占据着沉积微相探究当中重中之重的地位，沉积微相研究的第一步就是单井相分析。本文结合检索到的综合录井、岩心以及相应测井的相关资料，针对探究区域盒1以及盒3段展开了相对较为全面的单井相评估与分析，并成功搭建起沉积微相类型和相应的垂向上的相关相序。
G井区锦86井盒3段的垂向沉积序列（图3-13），研究区盒3段主要为辫状河沉积相，有利沉积微相主要为心滩，岩性常见砂砾岩。
图3-13锦86井盒3段沉积相综合图
如图3-12所示为G井区锦95井盒1段相应的垂向沉积序列，其具体位置坐落于所探讨区域内的冲积平原中部地区，相应的沉积微相具体为辫流水道，具有代表性的岩相为含砾中等粗形砂岩，其中砾石绝大部分呈现出细砾级，虽然拥有相对较为良好的分选，但是其磨圆程度相对较差，相应的砾石一般通过砂质进行相应的支撑，通常呈现出错综复杂的排列。不难分析出单期沉积旋回厚度呈现出相对较大的趋势，相应的沉积构造具体以块状以及槽状相交层理为主。
图3-12 锦95井盒1段岩心综合柱状图
3.2.2 剖面相分析
在单井相划分基础上，通过对顺物源和垂直物源方向剖面的沉积微相特征研究，结合测井相特征，分析井间微相组合特征，确定剖面沉积微相与剖面上砂体的展布规律。
在上一节单井相分析的前提下，以测井相特征为依据，将若干单井连成顺物源和垂直物源的对比剖面并针对井间微相具体的组合特征展开切实有效的分析，进一步分析剖面沉积微相以及剖面上相应的砂体之间呈现出的展布规律。
图3-14是研究区过井沉积相剖面图，从图中可以看出，G井区盒1段发育若干条辨状河道，说明其水动力相对较为充足，相应的砂体不仅呈现出相对较强的连续性，而且其宽度以及厚度尺寸也相对较大，除此之外，其厚度大小所涉及的区间范围较大，基本位于15-40m区间范围内，其厚度峰值将近50m，是典型的辫状河沉积前期。研究区盒3段辫状河道砂体厚度相对较薄，一般分布在10-20m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
图3-14 研究区过井沉积相剖面图
3.2.3 平面相分析
通过区域地质研究与测井曲线特征研究，进行了地层划分与对比，统计出了研究区每个砂厚分布特征，由此计算出各层的砂地比，由砂地比划分出沉积微相相区，再由测井相特征、岩性特征分析研究以及所绘制出的沉积微相剖面图等对研究区各区域的沉积微相分布进行研究。
凭借之前对区域地质以及测井曲线相关特性展开的一系列探究，完成了相应的地层划分，将研究区各层砂厚呈现规律进行了相应的汇总归类，通过计算进一步得到各层砂地比并由此分出沉积微相具体的相区分布形式，结合测井相、岩相等特征资料对G井区各层的沉积微相展开研究。
G井区盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，主要发育心滩、辫状河道及泛滥平原沉积微相。其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大；向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，心滩发育于辫状河道内，又称河道砂坝，沉积规模小于冲积扇，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在25-30m。
图3-15 研究区盒1段平面沉积相图
G井区盒3段主要为辫状河沉积环境，物源来自北部，有利沉积微相主要为心滩。井区北部为公卡汉凸起，地势较高，向南逐渐降低，整体呈北西-南东向发育3-4条辨状河道，叠置河道宽度2-5km，这些辨状河道不断被心滩分割然后又再次汇合，导致心滩和水道在一定程度上均呈现出非稳态，尤其是河岸区域，经常会导致严重的冲刷现象，相应的河床地貌呈现出复杂多变的形态，相应的心滩生成的具体原因可归结为经过众多洪泛冲刷进一步垂直加积。
图3-16 研究区盒3段平面沉积相图
3.3砂体展布特征
储层的砂体展布探究一直是沉积特征研究及储层预测的核心点，所探讨区域内砂体展布规律以及储集性能与生储盖组合等形式的多元化因素耦合，均会对相应所探讨区域内相关油气分布造成一定的影响，因此，对于砂体纵向以及相应横向所呈现出的发育特性展开切实有效的分析预评估，有利于今后进一步展开相关油气勘探与开采。
3.3.1砂体平面展布规律
研究区地处鄂尔多斯盆地北部，因此文所探究区域砂体特性以及相关展布规律的探索与分析在一定程度上受限于鄂尔多斯盆地北部呈现出的沉积相分布。。至今为止相应的沉积演变过程大致为从海洋到陆地的逐步演变，即从晚石炭世太原组到早二叠世晚期下石盒子组的演化，在此过程当中下石盒子组盒1段进形成了冲积扇-式的辫状河沉积体系，盒3段形成了辫状河沉积体系。由于北方物源区常常伴有构造运动不断发生，地形逐渐升高，进而致使其形成的沉积物粒度相对较大，而且相应的物质种类也极为多样化，下石盒子组沉积期是由砾岩、砂砾岩、含砾粗砂岩、粗砂岩等粗粒物质组成，垂向上由多套厚层砂体叠置组成的河流相辫状河沉积。
盒1段整体北部发育冲积扇，沉积规模较大，砂地比在0.4-0.85之间，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，沉积规模不如北部，砂地比0.3-0.7，整体砂体厚度主要分布在25-30m，砂体分布连续性较好，砂地比与砂体厚度分布特点相似，砂体厚度高值主要分布于研究区主河道及河道交汇处。
盒1-3砂厚图 盒1-2砂厚图
盒1-1段砂厚图
通过比较盒3段不同小层的砂厚图可得，G井区盒3段各小层的古河道发育程度呈现出相对较为显著的差异，，盒3-2整体砂体厚度都较薄，分布较为分散，形似花生状，盒3-1段砂体厚度较厚，呈现出砂体分布面积较长、较为集中，连片性较好，心滩发育环境相对较为良好，主要分布于河道中间，岩相主要为粗-中砂岩，相应的大量油气存储在该类型的砂体当中。盒3-2、盒3-1物源方向保持一致，整体呈北西-南东向发育。盒3段整体辫状河道砂体厚度多为6-14m，局部多期砂体叠置厚度超过15m。
盒3-2段砂厚图 盒3-1砂厚图
第四章 储层特征研究
以前人研究成果为基础，结合研究区15口取心井的岩心观察数据和薄片鉴定资料，对G井区下石盒子组盒1、盒3段开展了以下几方面的研究，包括岩石学特征研究，成岩作用研究，孔隙结构研究以及物性研究。
所探讨区域气藏类型以及相应的分布状况在一定程度上受限于储集层的分布、结构类型以及相应的层体厚度大小等多元化因素。针对相应的储层展开切实有效的探究，可进一步认知所探讨区域内气富集带、气藏类型以及气藏的分布状况，在一定程度上也能够为致密砂岩气藏的开发奠定一定的理论基础，对整个研究区的开发也具有指导意义。
4.1岩石学特征
盒1段岩性以岩屑石英砂岩和岩屑砂岩为主，其中岩屑砂岩所占比重相对较大，基本可以达到75%左右，粒度以含砾粗粒、粗粒及中粒为主；含量次之的就是岩屑石英砂岩，其占比可以达到22%左右，粒度以粗粒及中粒为主；含量最低的就是长石岩屑砂岩，占比仅为3%左右，分选中等，多呈次棱-次圆状，粒度中粒及细粒为主。
盒3段岩性主要是岩屑石英砂岩,其次为岩屑砂岩，长石岩屑砂岩比较少见；分选中等，以次圆状为主。岩屑的具体组成成分主要集中在火成岩以及变质岩，除此之外，还存在相对较少的沉积岩，填隙物主要为粘土杂基和方解石胶结物。碎屑组分中，石英含量为54.0%-67.0%，平均为59.4% ； 岩屑含量为22.0%-39.0%，平均为29.8%；长石含量为2.0%-18.0%，平均为10.8%。
图4-1 研究区岩性组成三角图
图4-2研究区盒1段粗粒岩屑砂岩（锦98,3064.61m）
图4-3研究区盒3段粗粒岩屑石英砂岩（锦57,2990.21m）
4.2成岩作用特征
本节基于取心样品通过相应的电镜扫描展开了一系列化验探究，基于所获取到的化验结果进行对比分析，相应所探讨区域下石盒子组所具备的成岩作用具体可归结为压实、压溶、溶蚀以及相应的胶结充填作用等。
压实和压溶作用所谓压实作用具体可归结为物理性压实以及化学性压实等两种形式，压实以及压溶作用具体作用方式是通过一定的水压力将上部水分充分挤压排出，进而导致相应的塑性变形，相应颗粒之间形成的缝隙逐渐减小，进而造成相应的渗透率有所下降。所探讨区域的层压溶作用很少，在这里不做讨论。所探讨区域主要集中于物理性压实的机械压实，具体呈现出的结果是接触关系存在一定的差异，从点、线逐步演变为缝合接触，还伴随大量的塑性岩屑产出，可以观察到大量的塑形变形。
压实作用产生的缝合接触和凹凸接触，J35井，3030.45m，盒1段
图4-4研究区压实作用镜下照片
(2)胶结充填作用
胶结作用在碎屑岩产生的过程当中起到相当关键的作用，在沉积物的缝隙之间不断填充相应的矿物质，通过不断的综合作用力产生的混合作用进而确保其进一步固化成岩。胶结作用的实质在于改变相应储层的物理特性，G井区目的层岩石主要以黏土矿物和碳酸盐胶结为主，除此之外还有硅质、长石质等胶结；具体的胶结方式可归结为薄膜式、孔隙式以及二者的有效融合。储层物性变差的主要因素一般在于胶结作用。
钙质胶结及粘土质胶结，J53井，2890.76m，盒3段
图4-5研究区胶结作用镜下照片
(3)溶蚀作用：
溶蚀作用具体可归结为在外力条件下岩石内部的各个成分产生一定的交代作用以及发生部分溶解，在此过程当中会伴有一定的孔隙产生，进而有效改善储层相关物性。G井区目的层段的关键性成岩作用就是溶蚀作用，溶蚀作用的发生直接决定了下石盒子组内储层的分布情况。从整体上出发，溶蚀可进一步区分为颗粒选择性以及微型裂缝溶蚀。值得注意的是，发生溶蚀的相关矿物集中于常见的长石类，次之的是岩屑和相应的方解石。
粒间溶孔，J99井，2929.23m，盒1段
图4-6研究区溶蚀作用镜下照片
(4)其他成岩作用
具体涵盖了蚀变、裂缝充填、交代以及相应的重结晶作用，相应的蚀变作用具体集中于长石类以及相应的杂基；相应的裂缝充填具体集中于方解石类；相应的交代作用具体集中于含铁碳酸盐化以及绿帘石化等；相应的重结晶作用具体集中于高岭石等。
4.3孔隙结构特征
4.3.1孔隙类型特征
对G井区岩样薄片进行阴极发光、电镜扫描等一系列实验，收集实验数据并对所呈现出的实验结果进行汇总对比评估，可以得出G井区内部储层相对较为致密，属于致密储层。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝（图4-27）。
（1）原生孔隙
剩余颗粒之间呈现出的孔隙绝大多数都是原生孔隙。所谓的原生孔隙具体指的是在成岩过程中部分填隙物填入到砂质沉积物之间的原生粒间后所呈现出的孔隙类型。G井区下石盒子组各层内部相应的残余粒间孔隙呈现出相对较为良好的发育情况，值得注意的是，其分布特性呈现出高度非均质性。储层部分位置还能观察到填隙物内部发育有微裂缝，而通常情况下，微裂缝一般会在完成压实以后逐步褪去，其不仅呈现出体积相对较小的特性，而且具体的分布形式错综复杂。
（2）次生孔隙
次生孔隙是储层当中的一种重要孔隙类型，而溶蚀性次生孔隙又是次生孔隙的主要类型，其大量存在于下石盒子组的地层，一般而言，长石以及云母等形式的岩石组分易于发生一定的溶蚀作用。通常情况下，溶蚀粒间孔隙会呈现出相对较为良好的连通性，这是因为溶蚀作用会使其作用的岩石颗粒外表发生剥落产生不平整的表面（图4-7b）。
（3）微裂缝
微裂缝在制作薄片过程一般难以保留，通常只有宽度小于1mm的微裂缝才能在薄片观察中观察到。基于其成因产状可具体归结为：a.破裂缝：岩石颗粒发生破裂但是没有发生溶蚀时产生的裂缝，在薄片观察中可以明显看到裂缝两侧的易溶组分未见溶蚀现象。b.粒内破裂缝：岩石颗粒受到各向外力作用导致一部分易碎的颗粒发生内部破裂，在颗粒内部产生裂缝，研究区内长石粒内裂开易见，硅质岩屑、火山岩屑内裂开常见。c.粒缘缝：这类裂缝一般产生于有绿泥石胶结的砂岩四周，由于绿泥石发生溶蚀作用导致裂缝产生。（图4-4d）d.网状破裂缝：该种类型的破裂缝呈现出一定的网状形式，其宽度大约在0.01-0.02mm区间范围内，少量方解石充填。
a．原生粒间孔、粒间溶孔，锦95井，3086.65m，盒3段 b.粒间溶蚀孔，锦99，2929.23m，盒1段
c.粒内溶孔，锦95井，3115.88m，盒3段 d.粒间微裂缝，锦114，3087.08m ，盒1段
图4-7研究区盒1、盒3储层孔隙类型
4.3.2孔喉结构特征
孔隙和吼道分别是流体在岩石中的基本储集空间及控制流体在岩石中渗流的通道。孔隙结构就是岩石内孔隙和吼道类型、大小、分布及其相互连通关系。
盒1孔隙直径主要分布在15-90μm之间，平均58.7μm，平均配位数0.16；；盒3孔隙直径主要分布在30-150μm之间，平均88.9μm，平均配位数0.36，储层整体上以细孔为主。
表4-1盒1、盒3段孔隙特征参数表
| 层位 | 平均孔隙直径（μm） | 平均配位数 | 样品数量（个） | 面孔率
（%） |
| 盒1 | 58.7 | 0.16 | 24 | 2.30 |
| 盒3 | 88.9 | 0.39 | 2 | 2.29 |
图4-8盒1孔隙直径分布图
图4-9盒3孔隙直径分布图
图4-10、图4-11分别为研究区盒1、盒3段压汞曲线示意图，从图中可以看出，下石盒子组2个主力产层都具有较为突出的平面非均质性，又因为各个单井的压汞曲线都存在一定的差异，这说明各井所在区块地层物性均不一致，说明整个G井区储层物性差距较大。
基于G井区盒1段压汞曲线相关的形态可进一步将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-10中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.5MPa，其中值压力通常不超过5MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-10中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.5-1Mpa区间之内，其中值压力大致在5-20Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-10绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于1MPa，相应的中值压力也会超过20MPa。
基于G井区盒3段压汞曲线相关形态可进一步也将其归结为三类：Ⅰ类压汞曲线（图4-11中红色曲线）形态上凹向其左下部，相应的物性较为良好，其具体的排驱压力通常不超过0.1MPa，其中值压力通常不超过2MPa；Ⅱ类压汞曲线（图4-11中蓝色曲线）比前面的Ⅰ类稍微陡一些，相应的物性相对较差，相应的排驱压力大致在0.1-0.3Mpa区间之内，其中值压力大致在2-8Mpa区间内；Ⅲ类压汞曲线（图4-11中绿色曲线）最陡，其物性也是这几类当中最差的，通常情况下其排驱压力要高于0.3MPa，相应的中值压力也会超过8MPa。。
图4-10研究区段盒1段压汞曲线 图4-11研究区段盒3段压汞曲线
孔隙结构分析结果（表4-2）表明，主力层盒1段排驱压力平均为0.83MPa，中值半径仅为0.1188μm，分选系数0.2451；盒3段排驱压力平均为0.2863MPa，中值半径为0.2265μm，分选系数0.7435。综合来看，盒1与盒3段储层喉道属于中小喉道，盒3段的孔隙结构明显优于盒1段。
表4-2研究区孔喉特征参数表
| 层位 | 排驱压力（MPa） | 最大孔喉半径
（μm） | 中值压力
（MPa） | 中值半径
（μm） | 分选系数CS | 歪度系数SK |
| 盒1 | 0.83 | 1.7648 | 15.6 | 0.1188 | 0.2451 | 2.5424 |
| 盒3 | 0.2863 | 4.5273 | 6.3 | 0.2265 | 0.7435 | 2.5997 |
4.4物性特征
如,表4-3，盒1段平均孔隙度为9.3%，分布范围为5.0-16.97%，主要的分布区间6-8%，平均渗透率为0.89mD，分布范围为0.15-5.24mD，主要的分布区间0.3-0.6mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，分布范围为5.0-17.75%，主要的分布区间＞14%，平均渗透率为1.60mD，分布范围为0.14-8.52mD，主要分布区间＞1.5mD。目的层段储层物性较好，以盒3段物性最好，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储集岩。
表4-3盒1、盒3段储层物性统计表
| 气层组 | 孔隙度（%） | 平均孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 平均渗透率（mD） | 样品数 |
| 盒1 | 5.0-16.97 | 9.3 | 0.15-5.24 | 0.89 | 317 |
| 盒3 | 5.0-17.75 | 11.3 | 0.14-8.52 | 1.60 | 61 |
图4-12盒1段气藏孔隙度、渗透率分布直方图
图4-13盒3段气藏孔隙度、渗透率分布直方图
4.5储层非均质性特征
所谓的储层非均质性在一定程度上局具体可归结为储层在产生途中由于环境、成岩以及相应构造作用呈现出一系列不匀称的变化。一般情况下这种非均匀性是不可避免的。
储层非均质性不仅是油气藏描述及储层表征的核心内容,而且是影响气田开发的重要因素,其决定了储层中流体的流动、分布特点,影响气采收率,同时也是建立气藏模型、设计最优化开发方案、选择有效的排驱方法和完井方法的重要依据。在气田开发地质研究中,常把渗透率作为非均质性的集中表现,因为渗透率的各向异性和空间配置是决定储层采收率的主要因素。
其不仅在储层表征当中占据着重中之重的地位,而且在一定程度上还对气田相应的开采造成关键的影响,除此之外，还会改变储层内部流体运动迁移形式，与此同时，针对这一方面展开切实有效的分析可建立起相对较为完善的气藏模型以及相关开采方案。在气田开发的相关探究当中,通常将非均质性于储层的渗透率相关联在一起，这是因为储层的采收率大体上是由渗透率的各向异性和区域分布来决定的。
随着储层非均质性的研究的不断发展,许多学者从不同的研究目的和研究对象出发,提出众多分类和研究方法。依据我国陆相储层特征和生产实践,把碎屑岩储层的非均质性由小到大划分为四级,即微观孔隙非均质性、层内非均质性、平面非均质性和层间非均质性。这是目前我国各气田普遍使用的分类方案将储层非均质性分为宏观非均质性和微观非均质性。储层宏观非均质是以沉积学为基础,研究砂体纵、横向的展布特征及侧向连续性,包括层内非均质性、层间非均质性和平面非均质性。储层的微观非均质性主要包括碎屑岩的成分及结构非均质性等。在此主要讨论储层的宏观非均质性。
随着相关储层非均质性方面的探究不断日新月异,国内外相关学者基于各种形式的研究视角出发,相继推出了一系列具有针对性的研究策略。基于国内我国陆相储层相关特性以及当前形势下的生产实践,具体将储层的非均质性归结为以下几种形式,最小的是微观孔隙，其次是层内非均质，其次是平面非均质，最后是层间非均质性。前面所提及到的分类形式在我国现阶段具有相对较为普遍的适用性。其中储层宏观非均质具体归结为层内、层间以及平面非均质性等。储层的微观非均质性具体归结为碎屑岩成分以及相关结构层面的非均质性等。本文主要集中于宏观非均质性展开探讨。
4.5.1层内非均质性
所谓层内非均质性具体可总结为单砂层内垂直方向所产生的一系列储层性质改变,一般情况下涵盖了层内渗透率的差异性、非均质程度及其相应的韵律，其不仅会对储层垂向渗透率造成一定的影响,而且还会进一步限制气藏的采收率。
研究分析表明,层内非均质性受多方面因素影响，其中层内非均质性特征取决于所探讨区域内沉积微相砂体的差异,而层内非均质性的变化情况则取决于其沉积的方式，沉积方式的差异还会改变沉积微相砂体的垂向变化情况。
1.层内非均质性的主要影响因素
（1）垂向上粒度分布的韵律性
单砂体层当中粒度分布在垂直方向上产生的一系列改变通常会伴随一定的韵律，相应韵律性效果主要受限于沉积过程当中水动力以及相应的沉积形式。基于针对G井区下石盒子组的岩心观察及测井曲线特征分析与评估,发现下石盒子组有以下若干韵律形式：
a.正韵律型:表现为砂体内岩性自下而上由粗变细的的渐变,其与下部地层之间呈现出相对较为显著的冲刷接触。渗透率自韵律底部而上由高变低。声波时差在韵律底部较大，越向上越小，侧向测井曲线亦是如此,自然伽马曲线表现出呈现出箱形以及钟形等形式。
b.反韵律型: 表现为砂体内岩性自下而上由细变粗的的渐变，渗透率自韵律底部而上由低变高。声波时差在韵律底部较小，越向上越大，侧向测井曲线变化趋势同声波时差，下大上小。自然伽马曲线呈现出箱形以及漏斗形等形式。
c.复合韵律型:由若干正韵律和或反韵律耦合叠加混合而成，砂体内部垂直方向呈现出粗细无规则变化，相应的渗透率以及粒度的改变趋势具有高度的一致性。
d.韵律变化不显著的较均质段:其各项参数在垂直方向上几乎呈现出相对较为均匀的分布形式。一般情况下，这种形式的韵律集中于厚度相对较高的砂体中。
G井区下石盒子组的沉积体系为海相-陆相沉积体系。下石盒子组内韵律形式主要集中在正韵律，同时有部分砂体为复合韵律，下石盒子组粒度在整体上呈现出下大上小的演变序列。通过观察测井曲线综合图可以得到，G井区下石盒子组各小层一般有若干薄层分布在中间，这些薄层一般为泥质且物性较差，除此之外层内出现若干正韵律叠加。其中部分砂体展现出复合韵律，这些砂体的内部渗透率分布没有特定规律，垂向上时高时低。
（2）层理构造
碎屑岩中存在的各种形式层理往往会伴随相应的渗透率各向异性。通过资料调研和井区取心观察显示，G井区中主要分布以下几种层理：槽状交错层理、平行层理、块状层理等。通常情况下，层理结构会在成分、粒度大小以及相应的颗粒排列等层面存在一定的差异，相应的层理结构垂直方向的变化会对其在该方向上的渗透率造成一定的影响。
（3）层内夹层
单砂体内部的相关低渗透层以及不能渗透层在一定程度上影响其垂直方面的渗透率。本文所探讨区域下石盒组当中就有这种形式的夹层存在,通常可归结为泥质夹层以及泥质侧积层以及泥质纹层。
2.渗透率非均质性程度
通常，我们采用变异系数、突进系数、级差以及均质系数来表示层内渗透率的非均质性。其中变异系数（Vk）：代表其偏离均值的程度大小,一旦相应的偏离程度越强,即可表明渗透率值改变趋势越明显,分散程度便越高,则相应的非均质性就越突出。其具体的求解过程如下：
突进系数（Tk）：代表渗透率峰值以及均值之间的比例关系，即Tk=K最大/K平均；
均质系数（Kp）：代表渗透率均值以及相应峰值之间的比例关系，即Kp=K平均/K最大，不难分析出均质系数位于0-1范围内，只要其无限趋近于1，则表明其均质性效果越强。
倘若渗透率变异、突进系数以及相应的级差越大,在一定程度上，即可表明渗透率所呈现出的非均质性效果越强。基于这些参数进一步可将非均质程度归结为弱、中等以及强非均质类型。
基于相关物性分析资料显示,并结合上述公式针对本文所涉及的探讨区域内各个钻井以及不同层段渗透率展开相对较为详尽的对比分析（表4-4），G井区下石盒子组盒1、盒3段呈现出相对较为显著的非均质性，盒1、盒3段变异系数大小位于0.2031-4.1883范围内，突进系数大小位于1.4243-45.8159范围内，级差大小位于2.1452-362.037范围内，其中渗透率低值大约是0.1×10-3μm2，峰值大约是39.1×10-3μm2，相应的均值大约是0.641×10-3μm2，整体属于特低-超低渗透储层。渗透率相关的各个参数变化区间相对较广，进而导致盒1以及盒3段呈现出相对较为显著的强非均质性。
表4-4研究区下石盒子组盒1、盒3段部分井渗透率参数统计表
| 井号 | 层位 | 渗透率 | 级差 | 渗透率非均质系数 | ||||
| 最大值 | 最小值 | 平均值 | 突进系数 | 均质系数 | 变异系数 | |||
| J35 | 盒1 | 1.3400 | 0.4380 | 0.6777 | 3.0594 | 1.9774 | 0.5057 | 0.4497 |
| J95 | 盒1 | 0.9920 | 0.1020 | 0.3357 | 9.7255 | 2.9551 | 0.3384 | 0.5177 |
| J58P14H | 盒1 | 1.7900 | 0.0998 | 0.3109 | 17.9359 | 5.7574 | 0.1737 | 0.7267 |
| J98 | 盒1 | 0.3990 | 0.1860 | 0.2810 | 2.1452 | 1.4243 | 0.7021 | 0.2032 |
| J58P10H | 盒1 | 1.0100 | 0.1220 | 0.3538 | 8.2787 | 2.8545 | 0.3503 | 0.5029 |
| J72 | 盒1 | 0.5590 | 0.1130 | 0.2296 | 4.9469 | 2.4344 | 0.4108 | 0.4663 |
| J110 | 盒1 | 0.8010 | 0.1070 | 0.3419 | 7.4860 | 2.3430 | 0.4268 | 0.4659 |
| J112 | 盒1 | 0.6740 | 0.1070 | 0.1851 | 6.2991 | 3.6423 | 0.2746 | 0.6548 |
| J115 | 盒1 | 3.1200 | 0.1040 | 0.3994 | 30.0000 | 7.8121 | 0.1280 | 1.0929 |
| J117 | 盒1 | 39.1000 | 0.1080 | 1.4649 | 362.0370 | 26.6916 | 0.0375 | 2.6122 |
| J10 | 盒3 | 0.8460 | 0.1313 | 0.3316 | 6.4457 | 2.5511 | 0.3920 | 0.4583 |
| J32 | 盒3 | 5.5200 | 0.1040 | 0.9298 | 53.0769 | 5.9366 | 0.1684 | 1.3620 |
| J53 | 盒3 | 1.1300 | 0.1040 | 0.4042 | 10.8654 | 2.7957 | 0.3577 | 0.6378 |
| J57 | 盒3 | 13.6000 | 0.2500 | 1.4389 | 54.4000 | 9.4518 | 0.1058 | 1.6180 |
| J86 | 盒3 | 1.9900 | 0.1420 | 0.6248 | 14.0141 | 3.1851 | 0.3140 | 0.7142 |
| J85 | 盒3 | 1.3585 | 0.1015 | 0.7269 | 13.3905 | 1.8688 | 0.5351 | 0.6250 |
| J99 | 盒3 | 32.4000 | 0.1050 | 0.7072 | 308.5714 | 45.8159 | 0.0218 | 4.1894 |
| JPH-113 | 盒3 | 1.0500 | 0.1110 | 0.3313 | 9.4595 | 3.1689 | 0.3156 | 0.5324 |
| J116 | 盒3 | 7.8100 | 0.1010 | 1.1776 | 77.3267 | 6.6321 | 0.1508 | 1.3021 |
| J121 | 盒3 | 1.4000 | 0.3000 | 0.6000 | 4.6667 | 2.3333 | 0.4286 | 0.5092 |
4.5.2层间非均质性
层间非均质性是指储层砂体在剖切面当中呈现出的一定规律，同时还包括层与层之间隔层的地质特征，可将含气层系内部的储层物性进行相对较为全面的呈现。一般情况下通过若干参数来表征，包括分层系数、砂岩密度等。相应的沉积相在一定程度上决定着非均质性程度，而G井区下石盒子组的沉积体系较为复杂，所以其层间非均质性一般来说也较强。
如表4-5所示，通过统计及分析，盒1段单个砂层厚度在10-40米之间，其平均值大约为20米，相应的隔层数目一般为0-3个，盒3段单个砂层的厚度在5-25米之间，平均厚度为13米，相应的隔层数目一般为0-3个。整体上看，整个目的层的隔层分布多分布在泛滥平原中，河道内部也有少许隔层。
表4-5研究区盒1、盒3段各井砂体厚度、储层厚度、气层厚度、隔层个数统计表
| 井位 | 层位 | 砂体厚度（m） | 储层厚度（m） | 气层厚度（m） | 隔层个数 |
| J10 | 盒3 | 23 | 13 | 0 | 2 |
| J116 | 盒3 | 25 | 25 | 5 | 0 |
| J21 | 盒3 | 37 | 17 | 0 | 3 |
| J32 | 盒3 | 30 | 10 | 0 | 2 |
| J53 | 盒3 | 39.8 | 12 | 2.5 | 1 |
| J54 | 盒1 | 43.5 | 32 | 9 | 0 |
| J55 | 盒1 | 42.5 | 18 | 10.4 | 1 |
| J69 | 盒1 | 28 | 20 | 4 | 1 |
| J7 | 盒1 | 42.5 | 33 | 0 | 1 |
| J70 | 盒1 | 55 | 32 | 5 | 1 |
| J72 | 盒1 | 27.6 | 24 | 0 | 3 |
| J73 | 盒1 | 43 | 10 | 10 | 2 |
所谓分层系数就是指层系内部所拥有的单砂层数目，因为存在一定的相变，同一层系内部所具有的砂层数目也会呈现出一定的区别。一般情况下，采用平均单井钻遇砂层层数来表示钻遇砂层总层数统计井数。分层系数越高，便会在层间呈现出相对较为明显的非均质性。
砂岩密度又称砂岩系数,具体总结为剖面上砂岩总厚度与地层总厚度的比值。研究区盒1、盒3段的分层系数分别为4和2，砂体密度分别为40%和20%。
砂体的发育特点和层间非均质性可由分层系数和砂岩密度来进行判断,具体可归结为以下若干情况①二者都呈现出相对较高的趋势,代表厚层砂岩和薄层泥岩混合特征,说明相应的层系具有较为明显的非均质性②分层系数偏高然而相应的砂岩密度相对居中,代表砂泥岩薄互层组合特征,说明相应的层系具有极其突出的非均质性③分层系数偏高但是砂岩密度相对较低,这种分布说明层间大量存在薄层状砂岩,具有较明显的非均质性④分层系数偏低然而相应的砂岩密度相对偏高,说明层间分布较多的中厚层砂岩，相互叠置,很难看到泥质夹层,相比其他几种情况代表较好的层间均质性⑤分层系数和砂岩密度都很低,这说明砂岩呈孤立夹层产出,说明相应的层系具有极其突出的非均质性。
根据盒1、盒3段的分层系数及砂岩密度两个参数，并参考研究区主力气层层间非均质参数统计表（表4-6）和渗透率非均质参数评价标准（表4-7），最终分别得出研究区下石盒子组盒1、盒3段均为强非均质储层。
表4-6研究区主力气层层间非均质参数统计表
| 层位 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 盒3段 | 1.06 | 5.30 | 64.92 | 0.19 |
| 盒1段 | 0.83 | 6.21 | 52.40 | 0.16 |
表4-7渗透率非均质参数评价标准
| 储层类型 | 变异系数 | 突进系数 | 级差 | 均质系数 |
| 均质储层 | ＜0.5 | ＜2.0 | ＜2.0 | ＞0.8 |
| 中等非均质储层 | 0.5-0.7 | 2.0-3.0 | 2.0-6.0 | 0.5-0.8 |
| 强非均质储层 | ＞0.7 | ＞3.0 | ＞6.0 | ＜0.8 |
4.5.3平面非均质性
所谓平面非均质性的表达形式相对较为直观，可将其具体归结为储层砂体外貌形态、大小、连续程度所在平面上造成的非均质性，可进一步呈现出砂体在平面上的连通性差异以及渗透率相关的非均质性。
区域平面沉积微相及区域平面砂体展布等多方面因素共同作用，导致研究区渗透率在平面上发生各向差异。一系列沉积微相砂体的渗透率差异在一定程度上造成平面上呈现出不同的变化。即使在同一沉积微相内,由于渗透率在主砂体带中心部位以及砂体侧翼存在一定的差异,也会进而造成相应的渗透率呈现出一定的变化。形状状态不同的砂体其砂体的渗透率也有所不用，长条状砂体的砂体厚度和渗透率顺其延伸方向逐渐减小，但总体来说，此类带状砂体一般具有更高的渗透率,相应的垂直砂体厚度以及渗透率呈现出的波动反而相对较大,至两侧部位显著下降。
G井区下石盒子组盒1、盒3段的绝大部分储层砂体呈北西-南东向的条带状展布。相应的孔隙度、渗透率以及含气饱和度均在平面上呈现出较为显著的差异,进一步表明石盒子组储层物性以及含气性在平面上的展布特征具有相对较为显著的差异。各层的储层物性参数同砂体的展布方向基本保持一致，总体上呈带状、片状以及点状或不规则状展布。其中各层的主要砂体呈水平条带状分布，其孔隙度、渗透率及含气饱和度基本符合条带状砂体物性特征，即砂体中心各项参数均相对偏高，随便砂体向侧面逐渐变薄，其孔隙度、渗透率及含气饱和度值也逐渐降低。
4.6储层分类及评价
储层综合评价在一定程度上对储层探究成果是一种综合呈现。由于相应的储层评价非常重要，故需要建立一套相对全面统一的储层评价标准，这可进一步促进油气储层展开深入探究，还可进一步促进储层区块的有效选取，并进行切实有效的开发与利用。
本文所研究的区域地处鄂尔多斯盆地，目的层属于特低孔、特低渗储层，因此，通过设立适合本区域的评价为目标，来对本区域的目的储层进行划分和分级，根据研究区目的层的沉积相特征以及储层特征，建立出储层级别分类评价的标准（表4-8）,将研究区储层划分为好、较好、一般三个类别。
1.Ⅰ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度大于12%，渗透率大于0.8mD，中值压力小于5MPa；盒3段物性好于盒1段，盒3段此类储层孔隙度大于15%，渗透率大于1.2mD，中值压力小于2MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔孔隙，孔隙分布均匀且连通性好。砂岩类型主要为含砾粗砂岩、粗砂岩。沉积微相主要为心滩及叠置心滩，测井相表现为光滑箱型、微-齿化箱形。
2.Ⅱ类储层
此类砂岩储层盒1段孔隙度一般介于8-12%，渗透率介于0.4-0.8mD，中值压力5-20MPa；盒3段物性总体上依然略好于盒1段，盒3段孔隙度8-15%，渗透率0.4-1.2mD，中值压力2-8MPa。这类砂岩中普遍发育粒间余孔、粒间溶孔孔隙。砂岩类型主要为粗砂岩、中砂岩。沉积微相主要为心滩、河道和河道填充，测井相表现为微-齿化箱形叠置钟形。
3.Ⅲ类储层
此类储层各项参数均为最差，沉积微相多为废弃河道，普遍发育粒内溶孔、晶间孔，连通性较差，测井相表现为齿化箱形、钟形。此类储集层压汞曲线呈明显负歪度,砂岩毛管压力特征为高门槛压力一细喉型，属于一般储层。
G井区盒1、盒3段储层主要分为三类，开发动用的主要为Ⅱ类储层。
表4-8研究区下石盒子组储层分类表
| 类别 | 盒1 | 盒3 | |||||
| Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | Ⅰ | Ⅱ | Ⅲ | ||
| 沉积微相类型 | 河道、叠置河道、心滩、叠置心滩 | 河道、心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | 心滩、叠置心滩 | 心滩、河道充填 | 河道充填废弃河道 | |
| 主要岩性 | 含砾粗砂岩、粗砂岩 | 粗砂岩、砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | 含砾粗砂岩、砂岩 | 粗砂岩、中砂岩 | 中砂岩、细砂岩 | |
| 物性 | 孔隙度（%） | >12 | 8-12 | 5-8 | ＞15 | 8-15 | 5-8 |
| 渗透率（mD） | ＞0.8 | 0.4-0.8 | 0.15-0.4 | ＞1.2 | 0.4-1.2 | 0.14-0.4 | |
| 孔隙类型 | 粒间余孔 | 粒间溶孔 | 粒内溶孔、
晶间孔 | 粒间余孔、溶孔 | 粒间余孔、粒间溶孔 | 粒内溶孔、晶间孔 | |
| 毛管压力曲线 | 排驱压力（MPa） | ＜0.5 | 0.5-1.0 | ＞1.0 | ＜0.1 | 0.1-0.3 | ＞0.3 |
| 中值压力（MPa） | ＜5 | 5-20 | ＞20 | ＜2 | 2-8 | ＞8 | |
| 中值半径（μm） | ＞0.15 | 0.15-0.04 | ＜0.04 | ＞0.4 | 0.3-0.1 | ＜0.1 | |
| 测井相类型 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | 光滑箱型、微-齿化箱形 | 微-齿化箱形
叠置钟形 | 齿化箱形、钟形 | |
| 电性 | ＞240 | 225-240 | 217-225 | ＞245 | 230-245 | 217-230 | |
| 综合评价 | 好 | 较好 | 一般 | 好 | 较好 | 一般 | |
第五章 精细地质建模
当前形势下无论是科学技术还是信息化程度都呈现出飞速稳步发展的趋势，数字化形式始终没有改变其在计算机信息技术方面重中之重的地位。各行各业或多或少都要与相应的计算机技术打交道，本文所涉及到的油气田勘探也不例外，现阶段油气开发已经与相应的数字化技术融会贯通，尤其是地质建模技术已经在相关油气开发领域实现了相对较为广泛的应用。
三维地质建模实际上是在分析研究区内岩心信息以及测井资料的基础上，通过专业的软件建立储层静态模型的过程。可将相应的模型认知成空间形式的网状体，相应的建模过程在一定程度上可归结为针对各个单位网格进行切实有效的赋值。
5.1地质建模方法
现如今的三维储层建模技术逐步趋向于成熟，其具体的实施方法可总结为两种：确定性以及随机性建模。研究区的地质资料往往不易将其掌握完全，同时对研究区地层的认识也是不断更新的，一系列的外部干扰也可能导致研究区地质参数无规律变化，进而导致其不确定程度激增。所谓随机建模即就是对诸如此类的不确定性进行预测以及假设，进而逐步优化预测参数。当前现有的随机建模方式比比皆是，需要基于实际状况进行有效选取。
5.1.1确定性建模方法
通过确定性建模评估出的井点之间相关储层参数具有一定的唯一性，因此最终只能获取一个确定性储层模型，确定性建模有多种建模方法（表5-1），其中储层沉积学方法基于勘探人员在现场产生的认识，进而确定相应探讨区域的沉积模式以及相应的环境特性，基于以上相关信息逐步确定储层内部的外貌形态、岩性以及相关储层参数；所谓储层地震学方法，就是通过地震方法逐步确定储层的平面垂向以及三维形态、储层岩性以及相关的储层参数，具体包括以下两种方法，即地震属性分析或地震储层反演。传统井间插值方法较为简单，同时精确度也不如其他几种方法，这种方法中，每一个变量都被设定为纯随机变量，单纯从待测点位置以及相关已知信息位置之间的关联性出发，忽略其空间结构特性。克里金插值法只能做到局部预估优化，无法做到全局最优，其具体方法就是凭借方差作为相应的精度把控参数，通过使用变差函数模型和克里金估计完成相关空间布局的地质参数配置。
表5-1确定性建模方法分类
| 确定性建模方法 | 变量性质 | |
| 储层沉积学方法 | 模式绘图法 | 离散 |
| 储层地震学方法 | 波形聚类 | 离散 |
| 传统数理统计学插值法 | 三角剖分 | 连续/离散 |
| 移动平均 | 连续 | |
| 距离平方反比加权 | 连续 | |
| 经典地质统计学估值方法 | 克里金 | 连续/离散 |
5.1.2随机建模方法
为确保储层参数空间展布真实程度最大化，仅凭借确定性建模远远不能实现，因为对于相应地区的认识永远是不够精细的，对地区的地质认识也是在不断变化的，这就导致相应的建模算法呈现出一定的局限性，通常情况下确定性建模效果与真实情况之间的差距相对较大，相应的预测精度根本达不到预期效果，故相应的随机性建模便逐步被开发出来。
谓的随机建模基于已知相关信息，凭借相关地质统计特性，并利用某种有效的随机算法，进行等概率模型的相关模拟。如表5-2所示呈现出一系列随机建模方式，当前应用相对较为广泛的是序贯模拟方法。
表5-2 随机模拟方法分类
| 算法及模型
模拟方法 随机模型 | 序贯模拟 | 误差模拟 | 概率场
模拟 | 优化算法（模拟退火及迭代算法） | 模型性质 | |
| 基于目标的随机模型 | 示性点过程
（布尔模型） | 示性点过程模拟
（布尔模拟） | 离散 | |||
| 随机成因模型 | 沉积过程模拟 | 离散 | ||||
| 基
于 像 元 的 随 机 模 型 | 高斯域 | 序贯高斯
模拟 | 转向带
模拟 | 概率场
高斯模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 连续 |
| 截断高斯域 | 截断高斯
模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散 | |||
| 指示随机域 | 序贯指示
模拟 | 概率场
指示模拟 | （模拟退火可用作后处理） | 离散/
连续 | ||
| 分形随机域 | 分形模拟 | （可应用模拟退火） | 离散/
连续 | |||
| 马尔可夫
随机域 | 马尔可夫模拟 | 离散/
连续 | ||||
| 随机游走 | 随机游走模拟 | 离散 | ||||
5.2建模流程
5.2.1建模数据准备
研究区相关资料的完善程度一定程度上便会直接反应建模效果故进行相应的建模前，必须最大限度的收集以及整理相关资料，并结合随机建模的适应范围进行有效选取，逐步搭建井位、分层界限以及相关测井信息数据库，进而为加下来的有效建模打下扎实的基础。本文所涉及的探讨区域所需的相关数据具体可归结为：
（1）井位地理坐标、补心海拔、完钻井深、井斜以及相应的测井曲线；
（2）分层界限数据；
（3）单井测井二次解释结果（沉积微相、砂体、孔隙度、渗透率、饱和度）
（4）所有小层相应的沉积微相平面图。
所谓的地质模型不能将其认知为连续实体，其实质为空间网格体，，相应地质模型建立具体可归结为针对各个网格进行切实有效的赋值，单井周围的空网格可以通过将测井曲线离散化进行赋值，只有将测井数据中的各项数据离散到网格当中才能才能有效开展今后的样本统计汇总。
不同的赋值方法适用于不同情况的模型，只有选择合适，才能保证模型贴近实际。一般而言，在地质建模中基本通过从众方法来对沉积微相和岩相模型进行赋值，通过算术平均方法来对孔隙度模型和含气饱和度模型进行赋值，通过谐波方法来渗透率模型进行赋值。
本次建模技术路线如图5-1所示，建立模型主要包括构造模型、沉积微相模型、岩相模型、属性模型。
图5-1“相控思想、确定性+随机”多信息约束储层建模方法流程图
5.2.2构造模型
只有构建好构造模型，后续的相模型和属性模型才能足够精准。构造模型是整个三维地质模型的框架，可将其认知成将三维地质体逐步分割成适用于当前区块的相关小单元，具体包括，a）骨架网格建立，确定研究区的边界，区内主要断层以及地势趋势线，网格相应的细化程度取决于具体的实际需求；b）关键层面模型建立，对研究区个小层界面进行创建和调整，使其符合前期的骨架网格，并为后续的层内插值建模建立趋势；c）地层模型建立，在小层界面的约束下，对各小层中缺值网格进行层面内插。
5.2.2.1地层模型
研究区G井区位于伊陕斜坡-伊盟隆起结合部，构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，沿北东到南西方向平均构造坡降为8.4m/km，局部发育鼻状隆起。研究区上古生界标志层明显，东西向厚度稳定，地层对比可靠，根据标志层、沉积旋回、地层厚度等，将下石盒子组地层划分7个层，其中盒1段划分3层，盒2段划分2层，盒3段划分2层，建模目的层总厚度约为190m。
表5-3G井区上古生界地层简表
| 层位 | 厚度（m） | 岩性描述 | 沉积相 | |
| 组 | 层 | |||
| 上石盒子组 | 100-140 | 红色泥岩及砂质泥岩互层，夹薄层砂岩及粉砂岩 | 滨浅湖 | |
| 下石盒子组 | 盒3 | 35-40 | 浅灰色细、中粒砂岩、泥质粉砂岩等厚互层，底部浅灰色中砂岩 | 辫状河 |
| 盒2 | 30-45 | 浅灰色细砂岩、泥质粉砂岩 | 辫状河 | |
| 盒1 | 45-65 | 浅灰、灰白色色粗、中砂岩与绿灰、灰色泥岩呈略等厚互层 | 辫状河→冲积扇-辫状河 | |
| 山西组 | 山2 | 25-40 | 灰白、浅灰色中、细砂岩、泥质粉砂岩与棕褐、深灰、灰黑色泥岩 | 三角洲平原 |
| 山1 | 25-40 | 煤、灰黑色泥岩、炭质泥岩与浅灰色细砂岩 | 三角洲平原 | |
| 太原组 | 0-35 | 煤、灰白、浅灰色中、细砂岩与灰黑色泥岩 | 扇三角洲 | |
| 马家沟组 | 0-60 | 灰色白云岩、泥云岩、灰岩 | 海相 | |
结合地层发育特征及精度要求，研究区建模面积947km2，井数261口井，将模型平面网格间距设置为50m×50m，平面上总网格数为862×855（737010）个。为确保垂直方向上有效呈现出相以及相关属性的展布状况，将相应的垂向精度设置成0.5m，模型总网格数为862×855×404（297752040）个。G井区重点层顶面构造模型如图5-2所示
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-3
图5-2 G井区下石盒子组重点研究层顶面构造图
5.2.2.2断层模型
G井区区内发育乌兰吉林断裂，分为乌兰吉林西断层和乌兰吉林东断层，其中乌兰吉林西断层区内延伸长度17.8km，乌兰吉林东断层区内延伸长度17.6km。乌兰吉林断层形成于海西期，在G井区呈东-西向的正断层，倾向基本南倾，倾角约80-90°，断开层位下石盒子组至太原组，主要目的层断距为10-30米，断层附近构造相对复杂，局部发育隆起。
图5-3G井区盒3段相干切片图
图5-4G井区乌兰吉林断层地震剖面图
通过G井区二次精细构造解释，明确了四级断裂发育特征及分布范围，G井区共发育四级断裂42条，其中正断层24条，逆断层18条，主要走向为北西向、南北向。主要为层间小断层，主要断开层位T9b+c-T9e，主要断距5-20m，延伸长度0.6-2.6km。
图5-5G井区乌兰吉林断层模型示意图
5.2.3相模型
关于沉积相模型以及相关后续岩相模型的构建，可总结为针对小单元进行切实有效的赋值的过程。本文三维建模研究采用两种方法进行相建模，分别为确定性建模和序贯指示模拟方法。
G井区主要目的层位为下石盒子组的盒1段（盒1-1层，盒1-2层，盒1-3层）和盒3段（盒3-1层，盒3-2层）。盒1段冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体较发育，向南形成3支辫状河道，连续性较好，宽度较大。盒3段属于近物源的辫状河沉积，主要微相类型为心滩，其辫状河道砂体厚度相对较薄，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-6 G井区下石盒子组重点研究层沉积相平面图
5.2.3.1确定性相建模
以研究区平面沉积微相图作为约束条件，通过直接赋值的方法建立出来确定性模型，主要目的层的6个层的沉积微相模型如图5-6所示。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-7G井区下石盒子组重点研究层沉积微相图
5.2.3.2随机模型
随机模型建立的关键在于调整符合实际地质认识的变差函数，变差函数可以改变受影响区域的面积与区域化变量之间的关系、三维上各向异性与区域化变量之间的关系以及不同属性在空间上连续性与区域化变量之间的关系。变差函数通过若干参数来控制变量，包括带宽、厚度、搜索半径、容差角度等，如图5-8所示，变差函数随着间隔距离的变化获得变程（Range）、块金值（Nugget）、基台值（Sill）等关键变量，其中最重要的变量为变程，其大小程度能够有效彰显变量空间的相关性程度，相应的变程越大代表该方向的观测数据在相对较大的区间内呈现出一定的相关性；倘若相应的块金值不是零，则代表在空间上呈现出相对较为显著的变异性，因此相应的块金值越趋近于零效果越好。
图5-8随机建模变差函数图
5.2.4岩相模型
基于岩相的差异，其相应的物性分布特性呈现出一定的差异，倘若建立属性模型时没有对相应的岩相进行切实有效的区分，那么所建立的模型便会产生一定的失真，因此本次建模通过沉积微相平面图进行相应的约束，在相控下完成岩相模型的建立。
基于序贯指示模拟的方式进行G井区岩相相关模型的构造，首先需要在单井上完成砂泥岩相关类型的有效识别，其次进行相应的岩相代码赋值（泥用0表示，砂用1表示，煤用2表示），将完成识别的砂泥岩粗化到相应的的网格中，汇总各岩相在各小层当中的的分布占比，将其设置成初始化形式的约束条件，也就是序贯指示模拟的硬数据，然后在沉积微相的约束下分别设置变差函数，运行模拟，得到了G井区各层的岩相模型（图5-8）。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-9G井区下石盒子组重点研究层岩相模型图
基于岩相模型的相关约束完成相应孔渗模型的搭建后，应该确实适用于研究地区的有效储层标准，将定好的标准带入孔渗模型进行相关的运算，最终可以得到研究区目的层有效砂体模型。在本文研究中，设定孔隙度大于5%的以及含气饱和度大于50%的为有效储层，否则为无效储层。
从G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图（图5-10）中可以看出，盒1段北部砂体沉积规模最大，向南形成多支辫状河道，河道宽度2-5km，砂体厚度主要分布在15-20m之间。盒3段呈北西-南东发育3-4条河道，主要微相类型为心滩，其辫状河道砂体厚度相对较薄，一般在10-15m，连续性相对盒1辫状河道砂体较差。
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-10G井区下石盒子组重点研究层砂体厚度图
5.2.5属性模型
本文所探讨区域选取连续变量模拟相对较强的序贯高斯模拟算法，与此同时，通过岩相约束来模拟得到相应的各属性模型。
5.2.5.1孔隙度模型
图5-11为G井区整体孔隙度模型及对应栅状图模型。由图可以看出，孔隙度值域分布受沉积微相的影响较大，沿河道方向孔隙度明显偏高，泛滥盆地微相的孔隙度明显偏低，其中盒1段平均孔隙度9.3%，盒3段平均孔隙度11.3%。
图5-11G井区孔隙度模型（左）及对应栅状图（右）
图5-12G井区孔隙度模型连井剖面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-13 G井区下石盒子组重点研究层孔隙度模型图
5.2.5.2渗透率模型
渗透率值域分布在一定程度上受限于沉积微相以及相关岩相展布：其在河道以及心滩附近呈现出的相对较为显著的高值，反之相应的低值主要集中于泥岩内，其中盒1段平均渗透率0.89×10-3μm2，盒3段平均渗透率1.60×10-3μm2。在沉积微相模型约束下得到的渗透率模型如图5-16所示。
图5-14 G井区渗透率模型（左）及对应栅状图（右）
图5-15 渗透率模型连井剖面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-16G井区下石盒子组重点研究层渗透率模型图
5.2.5.3含气饱和度模型
通过序贯高斯模拟方法来对研究区含气饱和度模型进行建立。首先将原始的饱和度曲线粗化至网格中。因为含水饱和度是连续变量，对连续变量进行模拟运用序贯高斯模拟，要求整体的数据符合正态分布，因此对粗化后的含气饱和度曲线进行正态变换，最后调整各个小层的含气饱和度变差函数，在岩相控制下运用序贯高斯模拟出含气饱和度模型。
图5-17为G井区整体的含气饱和度模型及对应栅状图，而从图5-19各层含气饱和度模型图中可以看出，在盒1段上，含气饱和度普遍较高，而盒3段含气饱和度则普遍低于盒1段。
图5-17G井区含气饱和度模型（左）及对应栅状图（右）
图5-18含气饱和度模型连井刨面图
盒3-2 盒3-1
盒2-2 盒1-3
盒1-2 盒1-1
图5-19 G井区下石盒子组重点研究层含气饱和度模型图
5.2.6储量核算
本次分两个层位进行储量估算，分别为盒2+盒3、盒1。应用气藏储量容积法计算公式：
式中，GIIP为原始气藏地质储量，sm3；
Bulk volume为三维模型内的网格整体体积大小，m3；
NTG为净毛比，具体就是有效厚度以及砂岩厚度之间的比例关系；
Bg为天然气体积系数，G井区内Bg=0.00443
上式中建立NTG模型的方法是在petrel中确定有效储层和无效储层，凭借属性模型内的孔隙度以及相应的含气饱和度模型进行其下界展开设定，进一步把孔隙度超过5%并且相应的含气饱和度超过50%的储层归结为有效储层，设定成1来表示，否则即代表无效储层，设定成0来表示，G井区气层有效厚度下限标准如图5-4所示。
表5-4 G井区气层有效厚度下限标准
| 层位 | 岩性标准 | 物性标准
（统计分析法） | 含气性标准 | 电性标准 | ||||
| 岩性 | 泥质含量（%） | 孔隙度（%） | 渗透率（mD） | 劝烃净增值（%） | 含气饱和度（%） | 声波时差
（μs/m） | 深侧向电阻率（Ω·m） | |
| 盒1段 | 中砂岩 | ≤15 | ≥5 | ≤0.20 | ≥1 | ≥50 | ≥220 | ≥13 |
| 备注 | △t在220μs/m~237μs/m时，要求RLLD≥236.06-0.9412*△t（Ω·m） | |||||||
使用地质模型进行计算时，储层的各个物性并不是简单的平均值，而是在网格划分之后赋予每个每个网格一套属于自己的物性。相比于每一层的平均物性值来说，精确度更高。Petrel地质建模后的地质储量计算结果对比表如表5-5所示:
表5-5 G井区三维地质模型储量计算结果对比表
| 层位 | Bulk volume（*108 m3） | Net Volume（*108 m3） | Pore volume（*108 m3） | GIIP
（*108sm3） | 地质储量
（*108sm3） | 偏差系数 |
| 盒2＋盒3 | 601 | 98 | 2.65 | 600.30 | 648.06 | 0.92 |
| 盒1 | 551 | 117 | 4.84 | 1093.57 | 921.82 | 0.85 |
| 合计 | 1152 | 215 | 7.49 | 1693.87 | 1570.78 | 0.93 |
可以看出，研究区下石盒子组储量与已知资料中给出的地质储量基本吻合，其中盒1段储量达到总储量的58%，盒2＋盒3段储量占总储量的42%。
5.3地质模型检验
一个精准的三维地质模型，在一定程度上可将砂体以及物性相关特征进行定量展示。即使凭借确定性以及随机建模有效融合的方式，通过砂体以及反砂体针对相应的岩相模型展开一系列把控，但是也不能完全确保所搭建出的模型与现实实际状况一致。
通过当前现有的地质认知进行三维地质模型验证是整个建模流程中不可或缺的一环。结合前面所提及的相关基础理论展开模型的静态验证。因为模型验证以及相应的修正过程相对较为冗杂，其质量效果会受到多元耦合因素的干扰，譬如个人现场认识、主观臆断程度等。
针对本文所构建的地质模型展开一系列静态检验过程当中，通过模型以及相应的静态认知的一致性充当判别指标，倘若基本一致，那么即可不进行相应的修正。相反，倘若存在一定的差距，那么就必须逐一排查建模过程中的各个流程环节。倘若能够有效排除建模操作失误带来的偏差，即可进一步判别为所选取的相关数据存在一定的失真，倘若确实发生如此情况，则进行有效修正即可。此外，若以上问题都不存在，那么就需要选取多个算法展开切实有效对比分析，直至寻求到最为近似的模型为止。必要情况下，则需要人工对所建的地质模型进行调整和编辑。
5.3.1单井物性参数检验
针对G井区相应的三维地质模型构建的任务已经基本完成。进行建模时，所搭建的模型一定是要结合实际井上数据出发的。单井上储层相关属性具体的精准程度受限于垂直方向上网格尺寸的大小，与建模方式的选取几乎没有任何关联。所以必须将网格尺寸的把控放到重中之重的地位，网格的具体大小程度还会对相应的分辨率以及精准度造成一定的影响。。针对网格尺寸展开相对较为有效的规划，不仅能够切实有效还原地质状况的真实面目，而且还能够有效降低建模难度。值得注意的是，相应的网络系统需要尽可能往小了选取，这样所构造的模型便会呈现出相对较高的精度指标，但是现如今相关计算机设备的性能存在一定的局限性，故相应的网格步长不能够无限小。反之，倘若垂直方向网格尺寸过大，便会直接导致所搭建的模型与真实效果偏差扩大，甚至造成一定的数据失真。如图5-20所示，呈现出J21井相应的模型单井相关参数以及初始曲线之间对对比结果，不难看出，二者曲线一致性效果相对较好。进而可证明网格尺寸相对较为适中，即模型具备相对较高的精度。
图5-20 J21井属性参数与原始曲线对比图
5.3.2概率分布一致性检验
针对G井区展开三维地质建模过程当中，在一定程度上必然会导致模拟与具体实际状况存在一定的精度误差，只要在可接受范围之内，就可有效评估获取出相对较为有效的数据体，但其对应的数据量就相对较为庞大。通过模型数据以及相应的原始地质数据展开相对较为详尽的对比分析，即可进一步判别所建模型的精准程度。从图5-21至图5-24不难分析出，岩相、孔隙度、渗透率以及相应的含水饱和度等具体数值，与离散化数据以及相应的初始孔渗数据之间呈现出基本一致的分布规律，进而可证明本文所搭建的模型能够相对较真实彰显储层物性相关的变化规律，能够满足所需的精度要求。
图5-21岩相模型与离散化数据、 图5-22孔隙度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
图5-23渗透率模型与离散化数据、 图5-24含气饱和度模型与离散化数据、
测井解释原数据概率分布直方图 测井解释原数据概率分布直方图
5.3.3属性相关性检验
通常来讲，储层各属性之间必然会呈现出一定的相关性。譬如在沉积砂体进行发育的区域，相应的储层物性呈现出相对较好的状况；然而相应的沉积砂体稀少的区域，相应的储层物性呈现出相对较差的趋势。同理，相应的储层孔隙度以及泥质占比在一定程度上均与渗透率有关联，其中孔隙度相对较差的区域相应的泥质占比就偏高，同时呈现出相对较低的渗透率。基于图5-25所示，不难看出在平面当中砂体几乎不进行发育的地区，其相应的孔隙度值呈现出偏低的状态。同一条过井剖面上的不同物性的相关模型吻具有相对较高的一致性，这说明此次的建模结果能够满足相应的精度指标要求。
图5-25盒1-3孔隙度分布与砂厚等值线叠合图
5.3.4 抽稀模型检验
所谓抽稀，就是在研究区范围内，抽取若干非特殊单井，并保证所选取的抽稀井具体的位置必须满足随机均布的原则，这些抽稀井从具体的建模当中剔除，然后将探讨区域内其余井整合并进行相应的模型构建，针对原始模型以及当前模型展开相对较为全面的对比分析。图5-26为研究区孔隙度抽稀前后的过井剖面。基于抽稀J86井进行参考，前后属性相对较为一致，故本文所搭建的模型能够满足相应的精度指标需求。
图5-26抽稀前后孔隙度剖面对比图
第六章 结论
通过对G井区的沉积相特征认识，储层特征认识，精细地质建模等的研究，得到如下结论：
（1）在本文所涉及的探讨区域内展开相应的地层划分，基于“旋回对比，分级控制”的整体思路，借鉴前人划分方案，结合对研究区的地质认识完成了G井区的地层划分方案，具体划分方案为：G井区下石盒子组可分为盒1、盒2、盒3段共三段，其中盒1又划分为盒1-1、盒1-2、盒1-3三个小层，盒2划分为盒2-1、盒2-2两个小层，盒3划分为盒3-1、盒3-2两个小层，主力生产层位为盒1、盒3段。
（2）在研究区小层精细划分的基础上，通过研究区顶面构造图及断层地震剖面图可知，研究区构造整体较为平缓，呈现出北东高—南西低的特征，局部发育鼻状隆起，区内发育乌兰吉林断裂，为一正断层，延伸长度近20km。
（3）通过对G井区沉积相进行分析研究，盒1段为冲积扇-辫状河沉积环境，其中北部发育冲积扇，砂体沉积规模最大，向南地形开阔之后，形成3支辫状河道，主河道砂体呈北西方向到南东方向展布；盒3段属于近物源的辫状河沉积环境，段呈北西-南东向发育3-4条河道，局部发育心滩，砂体厚度较薄，连续性不如盒1段。
（4）研究区岩屑主要以岩屑石英砂岩、岩屑砂岩为主，黏土矿物较为发育，成岩阶段主要为压实压溶作用、胶结作用和溶蚀作用。孔隙类型以原生粒间余孔和粒间溶孔为主，其次为粒内溶孔和裂缝，孔隙主要以细孔隙为主，吼道则以中小吼道为主。盒1段平均孔隙度为9.3%，渗透率为0.89mD；盒3段平均孔隙度为11.3%，渗透率为1.60mD，总体属于低孔-特低孔、特低渗-超低渗储层，且储集层内非均质性较强。
（5）基于序贯高斯模拟以及相关指示模拟方法，利用相关地质建模软件搭建出G井区下石盒子组的构造模型、相模型、岩相模型以及属性模型。。本文所搭建的模型在一定程度上能够相对较为真实呈现出该区域储层砂体以及相应的物性参数的展布特征，多重检验后结果符合实际地质情况。
致谢
参考文献
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