学科:石油与天然气地质学
词目:砂体连通性
英文:sand body connectivity
释文:一般是指各成因单元砂体在垂向上和侧向上相互接触连通的方式和程度。砂体之问的连通方式可分为:①多边式、②多层式、③孤立式。实际上有些砂体之问既有侧向上的连通,又有垂向上的连通,形成复杂的复合连通形式。单个砂体连通后形成的复合砂体,称为连通体。连通体的大小体现了砂体的连续性大小。
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网线测试仪除了测试线缆的连通性外，还能提供其他有关线缆性能的测试吗
简易型的就只能测试线缆的连通。综合型的能测试网线的传输距离和带宽等。
进贤县凯旋广场的房产证是属于非普通性住宅还是普通性住宅
您好：属于普通性住宅，建议您多留意当地的网站了解，比如：楼盘网、58、赶集等期待采纳
板负筋连通布置
定义温度钢筋，点画。
砌体砂浆。。。
规范中是有这个要求，但有些班主为了方便还是会偷偷的添加。
砌体砂浆调整
在计价软件4.0中，点中子目---【标准换算】--在弹出的砂浆列表里，选择石灰砂浆--确定
创建网络数据集时，需要选择将根据源要素创建哪些边或交汇点元素。确保正确形成边和交汇点对于获得准确的网络分析结果而言非常重要。
网络数据集中的连通性基于线端点、线折点和点的几何重叠建立，并遵循设置为网络数据集属性的连通性规则。
连通性组
建立 ArcGIS Network Analyst 扩展模块中的连通性要从定义连通性组开始。每个边源只能被分配到一个连通性组中，每个交汇点源可被分配到一个或多个连通性组中。一个连通性组中可以包含任意数量的源。网络元素的连接方式取决于元素所在的连通性组。例如，对于创建自两个不同源要素类的两条边，如果它们处在相同连通性组中，则可以进行连接。如果处在不同连通性组中，除非用同时参与了这两个连通性组的交汇点连接这两条边，否则这两条边不连通。
连通性组可用于构建多模式运输系统模型。您可以为各个连通性组选择要相互连接的网络源。在下面的地铁和街道多模式网络示例中，地铁线和地铁入口全部被分配到了同一连通性组中。请注意，Metro_Entrance 同时还处在街道所处的连通性组中。它构成了两个连通性组间的连接。两组中的所有路径都必须至少经由一个共享地铁入口。例如，路径求解程序可能会为行人确定城市两个位置之间的最佳路径为：从街道步行到地铁入口，然后乘地铁，再在换乘站换乘另一趟地铁，最后走出另一个地铁入口。连通性组既区别了两个网络，又通过共享交汇点(地铁入口)把二者连接在一起。
【连通的性质】
1. 实数集的子集是连通的，当且仅当它是一个区间
2. 连通性由同胚保持，从而是空间的拓扑性质
3. 设Ω是X的一族子集，它们的并是整个空间X，每个Ω中的成员连通，且两两不分离（即任意两个集合的闭包有非空交），则X连通
4. 若X,Y连通，则乘积空间X×Y连通
连通性是点集拓扑学中的基本概念。
其定义如下：
称拓扑空间X为连通的，若X中除了空集和X本身外没有别的既开又闭子集。
拓扑空间X的子集E称为连通的，若E作为X的子空间在诱导拓扑下是连通的。等价描述
1. 称拓扑空间X连通，若X不能表示成两个非空不交开集的并。
2. 称拓扑空间X连通，若当它分成两个非空子集的并A∪B时，有A交B的闭包非空，或B交A的闭包非空。
3.称拓扑空间X连通，若X内即开又闭的子集只有X与空集。
(一)沉积微相研究的基本思路与方法
沉积相是指一定的沉积环境以及在该环境中形成的沉积物特征的综合。沉积相标志的获取和确定主要来自3个方面:地质、地震与测井。通过测井相序的变化研究单井沉积韵律和沉积相序的变化在油气勘探实践中已被证实是一种有效的方法。沉积微相的划分遵循由点到线再到面的研究方法，即从岩心描述出发，再进行单井微相划分，最后进行剖面与平面的微相划分与确定。这一过程要求对岩心准确地观察与描述，通过岩心划分的微相与测井曲线相对应，进行测井微相模板总结与归纳，得出研究区的测井微相划分的模板，然后进行单井沉积微相的分析与划分。而平面与剖面沉积微相的划分事实上是进行微相的对比，并再现其平面分布特征。为了更确切地表征其平面砂体与沉积格局的展布规律，进行了单井沉积微相划分与连井储层砂体对比，以砂岩厚度确定超短期旋回沉积微相分布。在以上研究的基础上进行各层沉积微相展布规律及沉积微相演化的研究。
(二)岩心观察与微相识别
单井沉积相与沉积微相分析是在岩心观察的基础上，应用高分辨率层序地层学原理，从基准面旋回界面的识别入手，结合测井相特征，在等时地层格架内进行单井沉积相的划分。
岩心资料是最直观的沉积微相划分依据，其岩石特征与沉积构造特征为单井的沉积微相划分提供了直接依据。通过对肇32-291井的岩心观察识别出以下沉积构造及典型沉积微相:
1岩心沉积构造与特殊现象
槽状交错层理一般见于水动力较强的河道沉积中，沉积物颗粒较粗，在三角洲平原的分流河道和三角洲前缘的水下分流河道中最为发育。
板状交错层理一般见于水动力较强的河道沉积中，沉积物颗粒较粗，发育在三角洲分流河道、水下分流河道、决口扇中。在各类河道砂中反映再沉积的冲刷面较为发育，说明后期河道对前期沉积有侵蚀。水平层理多出现在细粒沉积之中，主要发育在三角洲平原的河漫砂中。而反映局部水动力变化的变形沉积构造也有出现，但并不十分发育。
2分层岩心沉积特征分析
以FⅠ7岩心沉积特征为例:该段岩性主要为泥岩和泥质粉砂岩、粉细砂岩和细砂岩。沉积构造常见平行层理、槽状交错层理、板状交错层理和泥砾冲刷面，也有反映快速沉积的泥砾及铁质结核，同时也有一定地形变化引起的同生变形沉积构造(图3-3)。
(三)单井微相划分与连井微相对比
在油气勘探与开发的整个历程中，不论是勘探阶段还是进入开发后的任何时期，始终都离不开对单井储层成因的分析，也就是需要划分单井沉积微相来说明储层的沉积成因。然而对于绝大多数井来说，单井沉积微相的划分主要依据测井资料的分析与研究(因为多数情况下取心资料十分有限)，也就是要建立测井相。
1测井相识别
测井相分析是依据不同的测井资料进行沉积相的识别与研究，因而它是地下储层沉积相识别的基础手段之一，也是进行小层(油藏)对比的最基本、最直接的依据。
测井相是由法国地质学家OSerra于1979年提出来的，目的在于利用测井资料来评价或解释沉积相(王允诚，2002)。其基本原理就是从一组能反映地层特征的测井响应中，提取测井曲线的变化特征，包括幅度、形态接触关系及其组合特征等以及其他测井解释结论(如沉积构造、古水流方向等)，将地层剖面划分为有限个测井相，用岩心分析等地质资料对这些测井相进行标定，用数值方法及知识推理确定各个测井相到地质相的映射转换关系，最终达到利用测井资料来描述、研究地层沉积相的目的。测井相是研究地层沉积相的一种间接方法，依据测井资料可以解释某些地质现象，例如岩石组合、沉积构造、垂向序列变化关系等，由此建立测井相和地质相之间的相关关系。
2测井相模版建立
重点选取了GR、SP、Rt进行测井模版建立，可以总结出4种简单测井相模式和4种复合测井相模式，从而形成测井相划分模版(图3-4)。
(1)简单测井相模式
简单相模式主要是基于超短期旋回特征，对单砂体进行微相识别与划分。
钟形:自然电位曲线呈钟形，岩性具正韵律(粒序)结构，底部与泥岩呈突变接触关系，一般对应底部冲刷，顶部与泥岩渐变接触，反映了水体能量由强逐渐变弱的水动力特征。光滑状表明水体上升过程中处于平稳状态，锯齿状曲线则表明水体上升过程中所处环境比较动荡。其对应的沉积微相为分流河道。
图3-3 FⅠ7沉积构造特征
锯齿状箱形:曲线呈锯齿状，顶、底均与泥岩呈突变接触，岩性为含砾粗砂岩-细砂岩，通常由多个向上变细的正韵律组成，砂体中夹层较多。水动力条件强但不稳定，呈强弱频繁交替的特征。对应的沉积微相为分流河道。是研究区目的层段中最为常见的测井相类型。
图3-4 州201试验区测井相模版
光滑状箱形:曲线光滑或微齿化，顶、底均与泥岩呈突变接触关系。岩性以含砾粗砂岩、粗-中粒砂岩为主，岩性较单一，无粉砂或泥质夹层。反映了物源充足、强而稳定的水动力特征。对应的沉积微相为分流河道。
漏斗形:自然电位曲线呈漏斗形，砂体顶部与泥岩突变接触，底部渐变接触。具逆粒序结构，水体能量较强，冲开河道形成决口，水面下降，所代表的沉积微相为决口扇。
指形:自然电位曲线呈细指状。岩性为细-中砂岩，厚度一般小于2m，与上下泥岩突变接触，无明显韵律。在三角洲平原，代表的沉积微相为漫溢砂或者天然堤等。
(2)复合测井相模式
复合模式是指不同形态测井曲线的组合，表明了沉积微相组合与测井曲线组合的匹配，通常有以下4种情况:箱形或钟形与指形组合，箱形与钟形组合，箱形与漏斗形组合及钟形与漏斗形组合。
箱形或钟形与指形组合:一般为分流河道与天然堤、漫溢砂组合或水下分流河道与席状砂组合。
箱形与钟形组合:多表现为多期河道的叠加。
钟形或箱形与漏斗形组合:曲线上部呈漏斗形，下部为钟形，顶底与泥岩均呈突变接触，以分流河道与决口扇、天然堤的微相组合为主。
3单井沉积微相划分结果
在测井相模版的基础上，对研究区53口井进行了沉积微相划分。选取典型井肇35-271井为例进行分析:该井位于研究区的西南部，研究层段的测井曲线表现为中高幅的钟形或者箱形和低幅锯齿状，表明沉积时所经历的水体环境变化比较快。该井研究层段测井曲线表现为典型的“砂泥间互”特征，主要发育三角洲平原沉积环境，且以三角洲分流河道为主，可见薄层河漫砂。如FⅠ7小层，自然伽马曲线下部高值，呈锯齿型，上部低值，呈钟型，顶部略显漏斗型，厚度较薄，沉积相为下部三角洲平原分流间湾沉积，上部三角洲平原分流河道沉积，顶部为三角洲平原天然堤沉积。
垂向上扶杨油层沉积相主要为三角洲平原沉积，以三角洲平原分流河道和分流间湾为主，兼有三角洲平原天然堤、决口扇及河漫砂沉积。河道沉积厚度普遍较薄，沉积相变化比较频繁。
4连井沉积微相对比
针对研究区特点，选取6条典型剖面进行沉积微相对比。如过肇34-241、33-26、31-281、30-29、27-291井的剖面，主要沉积物为三角洲平原分流河道砂和与之伴生的天然堤、河漫砂。其中FⅠ52单砂层和FⅡ52单砂层河道发育程度最高，河道摆动、迁移现象明显，河道相互叠置(图3-5)。
5砂体对比模式
成因砂体的确定与对比是应用沉积微相导向对比方法，对各油层组的成因砂体进行确定，依据沉积微相的空间展布规律，厘定出以下对比的基本原则:
一是沉积微相的识别与确定;二是遵循各类成因单元的几何形态特征不变;三是相同成因单元可对比或叠置，不同成因单元相变;四是不同成因砂体依据沉积作用的变化，相同成因砂体的延伸依据所建立的定量地质知识库(即各微相的宽/厚比)的特点。
在对比过程中，总结砂体的接触关系模式，从而反映砂体的空间展布特征。依据砂体对比总结出4类砂体接触关系模式。
图3-5 肇34-241—肇27-291井扶杨油层沉积微相连井剖面对比图
(1)砂体对比模式
分流河道与分流河道相接:州201井区微相以分流河道为主，因此多期分流河道叠置很常见。多期分流河道横向上频繁摆动，纵向上多期叠置，反映河道频繁改道和迁移。其在横向接触和垂向叠置上又可分为4类:河道迁移，河道分叉，河道垂向叠置，河道孤立分布。
分流河道与决口扇相接:这两种微相一般属于水上沉积，在分流河道的弯曲度到一定程度时发生决口，这两种砂体的接触关系较好。
分流河道与天然堤相接:这两种微相一般属于水上沉积，在分流河道的弯曲度到一定程度时发生决口，这两种砂体的接触关系较好。
分流河道与河漫砂相接:这两种微相一般属于水上沉积，在分流河道的弯曲度到一定程度时发生决口，这两种砂体的接触关系较好。
(2)河道砂体变化模式
研究区河道砂体是主力砂体，对于河道砂主要分为三角洲平原分流河道与三角洲前缘水下分流河道，而河道的变迁方式通常有3种:摆动式、迁移式及孤立式(图3-6)。
图3-6 州201试验区河道变化方式
摆动式河道砂体由河道往复移动形成，砂体之间多边式接触，砂体叠置程度很高，连通性好，反映物源供给极为充足而可容纳空间相对不足;迁移式河道砂体是河道向某一方向发生移动，河道呈单边接触，表现为物源较足，河道能量较强，砂体连通性较好;孤立式河道反映物源供给相对不足，河道能量相对较弱，砂体连续性与连通性较差。
(四)平面微相综合研究
1总体沉积模式分析
(1)区域沉积环境
松辽盆地泉头组三、四段沉积基本上继承了登娄库组、泉一、二段的沉积特点，但沉积范围向四周进一步扩大。古地形起伏虽然比登娄库组和泉一、二段沉积时期小，但古中央隆起对沉积控制仍十分明显，在古中央隆起的东西两侧，分别形成了三肇凹陷和古龙凹陷。北东向受基底断裂带控制的古地形低部位明显地控制着古水流的流向和沉积物的分布。其中拜泉-青岗水系从拜泉、海伦一带流入盆地并形成冲积扇体，继而河流向南偏西方向流动，经明水地区至安达以北地区开始分流为3个支流，西边两个支流分别自安达、宋站地区流入三肇凹陷湖盆中心，东面一支流入肇东后继续东流，此水系主要控制了三肇凹陷北部的沉积。沉积相带展布特征是在东北部拜泉地区，洪积相最为发育，往南主要为大面积的河流相，而后为湖相沉积。在泉三段中后期，在三肇凹陷形成了湖相和三角洲相沉积，但湖区面积小，水体浅，主要为一套具水平层理的黑色、灰黑色泥岩与薄层砂岩间互沉积。
泉四段时期，古地形趋于平坦，沉积地层厚度稳定，一般在100m左右，沉积范围较泉三段有所扩大，此时发育有东北部拜泉、东部绥化物源，在物源区附近形成了洪积相沉积，向盆地中心依次为河流三角洲或湖泛平原相-湖相沉积。泉四段早、中期主要以河流相和湖泛平原相沉积为主，河道沉积广为发育，晚期主要为湖相和三角洲相沉积，但湖水浅，主要为浅水的砂泥岩薄互层沉积，三角洲相多为正旋回的分流河道和水下分流河道沉积，河口砂坝不发育。由上所述，泉三、四段时期，三肇凹陷湖相沉积一般不发育，主要为三角洲相沉积，分流河道砂储集层发育。
(2)研究区总体沉积格局
杨大城子油层组沉积时期，在安达和宋站之间分布4条大分流河道，蜿蜒曲折，流向为南南东向，彼此之间20～25km，均为曲流河，其中升平分流河向东南到达树12井附近，然后分为两支，两个河道的带相距20km左右，之间为决口河道相连，这些近南北向的河道大都汇入古松花江。
扶余油层沉积时期，北部安达一带有几条大分流河，注入升平以东和宋站以东湖区，形成三角洲体系。只有卫星地区和宋16井处的分流河向东南延伸，形成中部两个主要曲流带砂体，即升平-徐家围子砂体带和榆树林带。这些小分流河也大都汇入古松花江。
根据前人研究的区域背景资料显示，州201试验区所处的肇州油田在扶杨油层沉积时期，主要受到由南向北流动的长春-怀德水系控制，物源方向由南向北。根据地质相和测井相，将试验区扶杨油层沉积微相划分为6种:三角洲平原分流河道、三角洲平原分流河道侧积砂、三角洲平原决口扇、三角洲平原天然堤、三角洲平原河漫砂、三角洲平原分流间湾。研究区砂岩储集层主要分布在分流河道中。
(3)沉积模式
总结州201试验区扶余油层平面和剖面沉积微相特征可以看出，分流河道的沉积主要表现为两种模式(图3-7)，这两种不同的沉积模式反映了不同的沉积环境与沉积特征。
图3-7 州201试验区分流河道沉积模式图
模式一:河道弯曲度大，能量较低，水动力条件较弱，沉积时期地势相对平缓，天然堤发育，通常情况下不易决口，因此一般无决口扇沉积，该模式的分流河道沉积容易发生河流截弯去直，即形成废弃河道，俗称“牛轭湖”，在剖面上主要的垂向沉积特征为下部砂岩含量相对较少，可见槽状交错层理和板状交错层理，上部泥岩含量较多，夹粉砂岩，发育小型流水沙纹层理，可见明显河流相的“二元结构”。
模式二:河道弯曲度中等，能量较高，水动力条件较强，沉积时期地势相对较陡，此类模式由于河道弯曲度中等且水动力较强，一般情况下河流在凸岸位置容易冲垮天然堤形成决口，因此决口扇发育，河道的宽度比模式一宽，剖面上主要的垂向沉积特征为下部砂岩含量高，发育槽状交错层理、板状交错层理以及平行层理，上部泥岩含量少，自下向上可见一个正韵律加一个反韵律的垂向序列，是典型的分流河道加决口扇的沉积特征。
2平面微相划分原则及方法
(1)平面微相划分原则
对州201试验区平面沉积微相的研究是以沉积学理论为指导，结合岩心、测井等资料的综合应用。从单井到连井，从连井再到平面，从点到线再到面进行研究。通过对岩心的精细描述和研究区测井相模板的建立，结合砂岩厚度分布规律及构造特征，开展州201试验区扶余油层单砂层的平面沉积微相研究。各单砂层划分沉积微相时要考虑各微相的主要砂岩厚度分布特征(表3-2)。
表3-2 各小层沉积微相砂体厚度分布范围表
h—砂体厚度。
以单砂体分布为基础，以尽可能体现河道分布规律为原则。其中FⅠ1-FⅠ4砂体相对不发育，河道主体砂的厚度相对较小，分布范围为06～20m;FⅠ5-FⅠ7及FⅡ、FⅢ河道发育程度相对较高，厚度相对较大，分布范围为08～28m。
侧积砂是河道迁移、叠加的产物，砂体厚度较河道主体厚。FⅠ1-FⅠ4砂体相对不发育，侧积砂的厚度也相对较小，分布范围一般在20m以上;FⅠ5-FⅠ7及FⅡ、FⅢ河道发育程度相对较高，侧积砂的厚度也相对较大，一般大于28m。
天然堤/河漫砂、决口扇一般发育于河道的凸岸，洪水期河水溢出河床而沉积形成。天然堤/河漫砂、决口扇砂体的粒度较细，厚度相对较小，在FⅠ1-FⅠ4中，厚度分布范围为04～06m;FⅠ5-FⅠ7及FⅡ、FⅢ天然堤厚度分布范围为04～08m。
分流间湾形成于分流河道之间，主要为泥质沉积，砂岩厚度很小且主要为粉、细砂岩沉积，其砂岩分布范围一般小于04m。
(2)单砂层砂体厚度研究
依据各单井砂岩厚度的分布规律，对井间区域进行插值，总结出井间砂体的大体分布规律，再利用沉积学原理及沉积相分布规律和特征，对井间砂体进行规律性预测。
以FⅠ71单砂层为例:该层砂体分布范围为0～86m，西部砂体厚，东部砂体薄，东部砂岩厚度最高点位于肇30-281井区，砂岩厚86m，高值区主要位于肇33-26、32-28、34-27井区和肇25-281井区附近，东北部砂体厚度很薄，甚至不发育。总体上，砂体由西部向东北部尖灭，肇31-301、32-30、31-30、30-301、29-301井和肇29-31井砂体厚度均为0(图3-8)。
图3-8 州201试验区FⅠ71单砂层砂体厚度
3平面微相展布规律
(1)FⅢ油层组
FⅢ油层组河道较发育，其中FⅢ12河道发育程度相对FⅢ11大。平面上FⅢ12单砂层总体上发育3条由西南向东北的河道，最后合流成为一条河道，摆动相对频繁。FⅢ11单砂层总体上发育两条河道，方向由西南向东北，FⅢ油层主要发育分流河道、侧积砂、天然堤/河漫砂及分流间湾等沉积微相(表3-3)。
表3-3 FⅢ各单层沉积相与砂厚分布规律
其中，FⅢ2单砂层主要为三角洲平原分流河道沉积，河道凹岸侧积砂发育，河道凸岸天然堤发育，河道分流间发育河漫砂。该单砂层总体上发育3条由西南向东北的河道，最后合流成为一条河道，摆动相对频繁。
(2)FⅡ油层组
FⅡ油层组总体上河道较发育，其中各层河道发育程度差别不大，FⅡ11、FⅡ22、FⅡ51三个单砂层河道发育程度相对较高。平面上FⅡ油层总体上发育两条由南向北的主河道，主河道自东向西迁移，河道存在分流及合流的现象，摆动相对频繁。主要发育有分流河道、侧积砂、决口扇及天然堤/河漫砂和分流间湾等沉积微相。
其中，主力层FⅡ51单砂层主要沉积微相为三角洲平原分流河道和三角洲平原分流河道侧积砂，局部发育天然堤、决口扇沉积。FⅡ51单砂层主要发育3条主分流河道带，河道流向大致为自南向北，河道存在合流现象。
(3)FⅠ油层组
FⅠ油层总体为下部河道发育，上部河道相对不发育。其中FⅠ5小层河道发育程度最高，FⅠ2、FⅠ3小层河道相对不发育，总体反映出自下向上各小层河道发育程度的演化规律为:较为发育—发育—不发育—较为发育。平面上FⅠ油层组总体上发育两条由南向北的主河道，且主要发育在偏东部，河道存在分流及合流的现象，摆动相对频繁。主要发育有分流河道、侧积砂、决口扇、天然堤/河漫砂和分流间湾等沉积微相。其中，主力层FⅠ71单砂层主要发育两条分流河道，河道流向为自南向北，侧积砂面积较大(图3-9)。
4沉积微相演化规律
州201试验区扶余油层整个形成时期的沉积背景为三角洲平原，主要为分流河道、侧积砂、天然堤、决口扇、河漫砂和分流间湾沉积，其中最主要的沉积微相为分流河道和侧积砂。
FⅢ油层河道发育程度较差，砂体规模较小，分流间湾沉积面积较大。
FⅡ油层河道发育程度中等，砂体规模相对较大，各层河道发育程度差别不大，FⅡ11、FⅡ22、FⅡ51三个单砂层河道发育程度相对较高;且自下向上略有增加的规律，河道迁移、摆动频繁，合流、分流现象明显。平面上FⅡ油层总体上发育两条由南向北的主河道，且主要在试验区西部，河道存在分流及合流的现象，摆动相对频繁。
F1油层总体为下部河道发育，上部河道相对不发育。其中FⅠ5小层河道发育程度最高，FⅠ2、FⅠ3小层河道相对不发育，总体反映出自下向上各小层河道发育程度的演化规律为:由下向上砂体逐渐不发育，反映总体湖侵的过程。其中FⅠ7、FⅠ6和FⅠ5三个小层河道砂体最为发育，河道和侧积砂沉积范围较大。河道迁移、摆动频繁，合流、分流现象明显。
图3-9 州201试验区FⅠ71平面沉积微相
综上所述，州201试验区扶余油层为三角洲平原沉积，河道和侧积砂为主要沉积微相。从下向上，河道发育规模和沉积范围呈现先增大、再减小的趋势，其中FⅠ7、FⅠ6和FⅠ5三个小层河道砂体最为发育。FⅢ、FⅡ和FⅠ三个油层沉积微相总体来说具有一定的继承性，但又各具特征，河道的主体也呈现由西北部向东南部迁移的特征(表3-4)。
表3-4 各油层沉积相与砂岩厚度分布规律
5砂体成因分析
通过前面对州201试验区沉积微相与沉积环境的研究，可以得出结论:研究区沉积背景为三角洲平原沉积，主要沉积微相为三角洲平原分流河道，伴随有决口扇与天然堤/河漫砂沉积。通过岩心、岩相、测井及沉积微相的综合分析，对砂体成因进行了研究，总结出3大类成因砂体:分流河道砂体、决口扇砂体和河漫砂砂体，在此基础上进一步将砂体的成因细分为5小类。
(1)分流河道砂体
分流河道成因砂体通常厚度较大，规模也较大，垂向序列通常呈下粗上细的正韵律，有时可见“二元结构”，根据河道的类型不同，垂向上的具体沉积特征也不同(表3-5)。三角洲平原亚相的分流河道成因砂体有3种模式，分述如下:
表3-5 砂体成因类型特征
模式一:由3期分流河道叠置而成，下部为叠置的分流河道微相，上部是分流间湾微相。岩心上可见槽状交错层理、板状交错层理、块状层理和底部冲刷面，岩相包括含内碎屑的侵蚀冲刷岩相(Se)、槽状交错层理砂岩相(St)、板状交错层理砂岩相(Sp)、绿色块状泥岩相(Mmg)，反映了水流能力由强变弱。岩心粒度由下到上总体表现为由粗变细的正韵律。GR和LLD测井曲线呈钟形，下部砂岩含量较大，上部泥岩含量较小，此类分流河道砂体形成的水动力能量中等，河道的弯度中等，陡缓程度适中，河道宽度中等，在凸岸的位置，此类河道容易发生决口，形成决口扇沉积(图3-10)。
图3-10 分流河道砂体成因模式一
模式二:由两期分流河道相互叠置而成，岩心上可以看见槽状交错层理、板状交错层理、流水沙纹交错层理、块状层理，岩相上可分出槽状交错层理砂岩相(St)、板状交错层理砂岩相(Sp)、小型流水沙纹层理砂岩相(Fr)、绿色块状层理泥岩相(Mmg)和红色块状层理泥岩相(Mmr)。总体向上粒度由粗变细，反映了水流能力由强变弱。测井曲线上可看出顶、底突变的箱形或底部突变、上部渐变的钟形，下部砂岩含量较少，上部泥岩含量较大，可见河流的“二元结构”。此类河道砂体形成时期水动力条件较弱，能量较低，河道的弯曲度较大，沉积时期地形较缓，河道宽度较小，由于水动力条件较弱，因此不易形成决口，后期可能河流截弯取直，形成废弃河道，俗称“牛轭湖”。
模式三:上部反映了一套较为完整的分流河道沉积序列，包括底部冲刷面、向上变细的河道沉积、由细变粗的反韵律决口扇沉积以及以泥岩为主的分流间湾沉积，层理类型有槽状交错层理、水平层理和块状层理，岩相有槽状交错层理砂岩相(St)、变形层理粉砂岩、泥岩相(Fd)、绿色块状层理泥岩相(Mmg)，反映出水动力条件由强变弱。下部为5期分流河道相互叠置，出现有槽状交错层理和板状交错层理，粒度总体由粗变细，包括绿色块状层理泥岩相(Mmg)、含内碎屑的侵蚀冲刷岩相(Se)、槽状交错层理砂岩相(St)、板状交错层理砂岩相(Sp)，反映了分流河道的多次摆动下切充填。从整个测井曲线上看，可分为两段，上段和下段分别是钟形和钟形或箱形，下部砂岩含量高，上部泥岩含量少，此类河道形成时期水动力条件强，能量高，沉积时期地形较陡，河道宽度大，在河道凸岸处流水冲破天然堤易形成决口扇沉积。
(2)决口扇砂体
三角洲平原亚相的决口扇成因砂体，岩心上能观察到水平层理、流水沙纹交错层理，还能发现含铁矿石。岩相主要包括红色块状层理泥岩相(Mmr)、小型流水沙纹层理砂岩相(Fr)和变形层理粉砂岩、泥岩相(Fd)。粒度从下至上由细变粗，从下部的泥岩、粉砂岩过渡到上部的细砂岩，反映了一种水动力条件由弱变强的沉积环境。测井曲线上也能分辨出比较明显的反韵律，决口扇形成时期的水动力条件较强，能量较高，沉积环境的地势较陡，河道的弯曲度较大，且决口扇发育于河道的凸岸位置。
(3)河漫砂砂体
三角洲平原亚相的河漫砂成因砂体，沉积序列主要包含大套块状层理的泥岩和粉砂岩，中间夹杂着薄层的粉细砂岩，粒度总体上变化不明显，多为泥岩沉积。岩相上主要是块状泥岩相(Mmg、Mmr)和块状砂岩相(Sm)，测井曲线呈指状，较平滑，能分出大套泥岩沉积中的两层细粒沉积物，河漫砂形成是由于洪水期河水越过天然堤，在河床以外开阔地势沉积下来，形成的薄层粉细砂岩。
不同成因的砂体与沉积环境、沉积微相以及沉积特征有着密切的关系，不同砂体类型在平面沉积微相展布和垂向序列上各具特点。
纵向上由于受油层非均质性和注采系统影响，各小层剩余油分布也存在较大差异，吸水状况较好的高渗层，水淹严重，剩余油饱和度较低，但对于高渗主力厚油层，因其厚度大，储量基数大，和层内高渗带的存在，使其仍具有较大的挖潜余地；吸水状况较差的低渗层，水淹程度低，剩余油饱和度仍较高。
由各小层剩余油饱和度分布直方图可知（图7-8），Ⅲ4小层剩余油饱和度Sor值主要分布在35%～58%，平均为4425%；Ⅲ5、Ⅲ6小层在36%～605%之间，平均值分别为4677%和4850%。
图7-8 Ⅲ4、Ⅲ5、Ⅲ6小层剩余油饱和度分布直方图
a—Ⅲ4小层；b—Ⅲ5小层：c—Ⅲ6小层
从前面的建模结果来看，Ⅲ4小层砂岩大面积连通，储层空间结构非均质性相对较弱，砂体连通性较好。Ⅲ5小层砂体连通性一般至较好。同Ⅲ4小层相比Ⅲ5小层的层内、层间空间结构非均质性大大增强。Ⅲ6小层剖面大部分的砂体大致呈互不连通状态，横向相变快，反映出其空间结构非均质性十分严重。正是由于储层非均质性的影响，Ⅲ6至Ⅲ4小层由下到上水淹程度依次增高，剩余油富集程度依次降低。
从各小层水淹状况看，Ⅲ6水淹最严重，Ⅲ5次之。Ⅲ6～Ⅲ8的吸水量分别只占总吸水量的78%、18%和02%（表5-6），而它们的砂体发育程度和原始油饱和度均较高，应当成为当前挖潜的主要层段。
图7-9a Ⅲ4小层剩余油饱和度四个方向上的变异函数及相应拟合曲线图
剩余油饱和度剖面分布模型（图7-10）也显示出与相应孔隙度剖面（图6-10）比较类似的特征，即孔隙度较高的部位剩余油饱和度也较高，但其横向变化明显要比孔隙度参数快。同孔隙度和渗透率参数的变异函数相比，各小层剩余油饱和度的变异函数结构与孔隙度的更为接近（图7-9a,b,c），只是在各二元统计特征量上稍有差异，主要表现在剩余油饱和度变异函数的变程比孔隙度的小，而基台值和块金常数都要比孔隙度的高。这表明剩余油饱和度的变化要比孔隙度快，而且变量间差异较大，因而其非均质性要比孔隙度更强
图7-9b Ⅲ5小层剩余油饱和度四个方向上的变异函数及相应拟合曲线图
521 概况
苏里格上古生界气田位于盆地中部苏里庙地区（图 5-8），气田构造位置处于西南倾的伊陕斜坡中西部，区域单斜构造及其平缓，局部构造不发育，仅见有小型鼻状挠曲。受盆地北部物源区控制发育了上古生界二叠系石盒子组三角洲平原沉积体系。含气层位以下石盒子下部（盒 8）和山西组上部（山 1）为主，石盒子组中上部也有部分气层（图 5-9），是我国最大的天然气田，探明储量 5378×108m3。
图5-8 苏里格气田分布图
（据长庆油田，2008）
522 成藏条件
5221 烃源条件
鄂尔多斯盆地广泛分布着一套本溪—山西组的煤系烃源岩，具有广覆性生气特点。苏里格地区位于盆地中西部次生气中心，生气强度为（24～28）×108m3/km2，天然气源丰富。
5222 储集条件
下盒子组期沉积期，盆地北部物源区进一步抬升，沉积区与物源的相对高差增大，河流-三角洲沉积更为发育，砂体厚度增大，分布更广。砂体厚度一般 40～70m。在鄂 2 井-伊 9 井、伊 21 井区，砂体厚度较大，一般大于 80m，分布范围较宽，向两翼递减变薄，延伸较短。盆地自西向东分布有 4 条砂体发育带，苏里格气田位于中部杭锦旗冲积扇、靖边三角洲砂体上砂岩发育，砂岩厚度40～80m，砂体分布东西宽 10～25km，延伸距离大于 150km，由于分流河道交叉迁移，形成多个储集复合体。
在苏里格地区，砂岩最为发育，盒 8 段砂岩发育带，即伊 9 井-桃 4 井，砂岩累计厚度 15～20m。由水下分流河道及河口砂坝砂体组成，在横向上厚度变化比较大，垂向上物性变化较大，非均质性较强，呈现好储层与差储层交互成层出现的特点。
苏 6 井盒 9 段纯石英砂岩可分为两个旋回，下部旋回砂岩，粒度较细，为含泥中-细粒纯石英砂岩，杂基含量较高，胶结物主要为硅质、水云母等；孔隙类型主要为晶间孔、溶蚀孔，储集物性差，平均孔隙度为 586%，平均渗透率为 008×10-3μm2。上部旋回岩性以粗粒纯石英砂岩及细砾岩为主，向上变为中粒纯石英砂岩，碎屑中石英含量比下部高，平均为 9734%，岩屑含量266%，杂基含量小于 10%，胶结物主要为硅质及水云母，储集性好，孔隙类型主要为溶蚀孔及粒间孔，平均孔隙度为 113%，渗透率为218×10-3μm2。盒 8 单砂体有效储层多呈孤立状，局部叠置连片，一般单砂体宽300～500m，连片 1km以上，砂岩中有效储层间常为致密砂岩及泥岩隔开，连通性差。
523 成藏组合和成藏期
5231 苏里格发育一个天然气成藏系统和一个成藏组合
太原组和山1 段为气源岩，与山1 盒9、盒8 砂岩组成为一个天然气成藏系统。由山1 盒9、盒8砂岩组成成藏组合。山 1 气分布于气田东南部，盒8 气层分布偏北。这种成藏组合为下生上储源型组合，主要形成于生、排烃高峰期的晚期（包裹体温度 100～140℃）。储集空间主要以次生溶蚀孔隙为特征。盆8 上部盒 6-7 泥岩段为其直接盖层，广泛发育于中部-东部地区。苏里格气田是这种成藏模式的代表，该成藏组合探明上古生界天然气储量 53780×108m3。
图5-9 苏里格气田盒8砂岩厚度图
（据长庆油田，2008）
5232 天然气成藏期次
苏里格庙山 1-盒8 气藏属多期充注，J2-K1成藏模式。
通过前面的生烃史的研究认为，苏里格庙及邻区的石炭-二叠系烃源岩在 T3y 快速埋藏期温度达到80～90℃，在J1-J2缓慢埋藏期温度达到 130℃，而在 K1快速埋藏期达到 170℃，烃源岩主要在J1时期达到成熟，进入生排烃期，但在整个侏罗纪时期由于沉降缓慢，烃源岩未达到生气高峰，生成的天然气较少，在K1快速埋藏期达到 170℃，烃源岩迅速升温，达到生气高峰。从烃源岩生气的整个过程看，J2-K1均有天然气的生成与排出，天然气均运聚成藏，但由于生气期主要在 K1时期，因此，天然气主要成藏期也应在K1。
苏里格气田储层中烃类流体包裹体激光拉曼组分分析结果显示有3 种类型的含烃流体活动，一类是液态含烃的CO2包裹体（含量占 40%以上）；一类是液态烃包裹体，C2+以上的重烃在该类中占80%以上，第三类是气态烃包裹体，CH4含烃类气体占 65%以上，对应的均一温度大致为 90～100℃、120～130℃和大于 140℃。结合煤在不同演化阶段产物的组成特征，认为苏里格地区包体的形成特征大致为早期形成含CO2液态包裹体，赋存于早期石英加大边及早期裂隙中，中期也形成液态烃包裹体，主要形成于石英加大边中，晚期形成气态烃包裹体，在方解石胶结物、石英加大边，晚期裂隙中均有分布。它们对应的时期分别为J1、J2和K1。
524 气藏特征
5241 砂岩储层横向变化大，气井间天然气产量变化大
盒8 砂体发育好坏与天然气产能关系密切，主砂体中心滩亚相砂岩厚度大，为 I、Ⅱ类高效储层时，其中的井天然气产量高；主砂体侧翼属于辫状河边滩微相沉积，为砂泥岩互层结构，使有效厚度明显变薄，气层产量明显变小。
5242 砂岩气藏无底水和边水
主砂体中部的气层不产水，已发现的产水的井几乎全分布在主砂体侧翼小砂体，以西侧苏 32 井至苏2 井为最明显。研究认为产水井的砂组与主砂体产气砂组几乎全不一致。地层水水型为 CaCl2，矿化度各井变化大[<（2～52）×104g/L]，西侧井总矿化度高（3×104g/L），中部井略低（<2×104g/L）。
5243 天然气性质
鄂尔多斯盆地上古生界不同气藏之间，天然气组成、C1-C4单体烃碳氢同位素组成及分布模式存在较大差异。苏里格气田CH4含量相对较低，C2+含量相对较高，C1指数（C1/C1-5）小于 095，以湿气为主。
苏里格气田轻烃分布特点是环烷烃含量高，占绝对优势，轻烃化合物碳同位素组成相似，且较重，均表现为煤系来源的特征，并且这些气体在甲烷、乙烷碳同位素组成非常相似，很难区别其差异性，说明该区天然气在成熟度和来源上均相似。
5244 气藏压力
苏里格气田盒8 气藏压力系数为083～087，仅在南部为091，属于低—异常低压力系数。
525 成藏主控因素
NE—SW向盒8 主砂体控制天然气聚集，从总体看盒 8 主砂体是由水下分流河道及河口砂坝砂体组成，由盆地东北部向SSW方向延伸，顺主河道走向，由多期砂体叠合形成长条状连片分布，其砂体主要部分是连通的。其下为烃源岩，又处于生烃中心，主河道砂体处为天然气运移的低势区，有利于形成气层叠加连片的大型气田。但是，据加密井的资料分析，主河道单砂体中厚度较大，砂体多为垛状分布的心滩砂，砂岩物性较好，控制天然气的富集和高产。而主砂体东、西两侧翼砂体常变薄尖灭或相变为河漫亚相沉积，含气性差，单井天然气量最低。在侧翼小砂体中连通性差，这些井气水同出，是因在聚气过程中，排出沉积水不畅，水矿化度较高，说明了它们是自成系统。
富集高产因素：①天然气富集度首先受控于沉积微相，不受局部构造控制；②气层沉积微相均为沉积水体能量较大的分流河道，砂岩粒径粗，填隙物少，成分成熟度高，构筑了次生孔隙形成的基础，但相同沉积微相的砂体可具有不同的孔隙演化历史；③气层原生孔很少，储集空间主要为次生孔隙；④高产气层以强溶孔为主，部分残余粒间孔；中产气层以溶孔和残余粒间孔为主；⑤低产气、气水层以残余粒间孔与晶间孔为主（朱筱敏，2006）。
1211 地质特征
（1）构造特征
S油田整体构造形态（图11）是一个受辽西1号断层控制，呈北东向展布的半背斜构造。构造主体 上次级断层不发育，除油田边界断层外，油田内只有一条次级断层，该断层没有破坏构造的完整性，仅 在局部控制Ⅱ油组的油水分布，断距约10～30m，延伸较长，约6km。
图11 S油田构造图
（2）储层特征
S油田东下段储层沉积相为陆相三角洲沉积。纵向上Ⅲ，Ⅱ，Ⅰ油组分别形成一个单独的沉积旋回。平面上，在油田范围内，沿构造轴向形成了两个相互连接的三角洲朵叶。
Ⅰ，Ⅱ油组两个沉积朵叶砂体在垂向上和平面上的分布和成因规律如下：
1）小层砂体的沉积微相主要由河口坝及水下分流河道组成，水下分流河道占237％，河口坝占 331％，天然堤占5％，远砂坝占182％，分流间湾占8％，浅湖相占12％。
2）东下段储层由南北两朵叶组成（图12），各小层南北两朵叶界线清晰，但是受河道摆动的影响，南北两朵叶在各小层之间的界线也左右摆动。南北两朵叶各小层沉积微相分布规律、储层特征存在一定 的差异：
两朵叶局部水流方向有所不同。南朵叶水流方向近东西向，而北朵叶水流方向近北西向。
两朵叶各微相空间分布规律不同。南朵叶以河口坝为主，伴随少量水下分流河道，并且水下分流河 道多为河道末梢。北朵叶以水下分流河道为主，伴随少量河口坝砂体。
图12 S油田朵叶体模式图
3）储集物性：S油田储层疏松，胶结性差，物性较好。常规岩心分析结果表明，大部分样品孔 隙度主要分布在25％～35％之间，油组井点平均孔隙度为32％（图13），渗透率主要分布在100～ 1000mD之间（图14），平均渗透率为300mD，平均含油饱和度为72％，各油组的储层物性略有差别。孔隙类型以粒间孔为主，其次为溶蚀孔。
图13 孔隙度分布图
图14 渗透率分布图
（3）油组划分
纵向上分为4个油组（零油组和Ⅰ，Ⅱ，Ⅲ油组）和14个小层（图15）。根据小层精细对比、沉 积微相研究，结合流体性质以及油田生产动态资料，认为S油田受岩性及构造的影响，存在多个流体系统。
零油组：受岩性控制的薄层油气层，平面分布不稳定。
Ⅰ油组：地层厚度108～160m，主要岩性为中－细砂岩和泥岩不等厚互层，砂层总厚度106～ 897m。Ⅰ油组又分为Ⅰ上、Ⅰ下油组，Ⅰ上油组纵向上分为3个小层（1～3小层）；Ⅰ下油组纵向上分为 5个小层（4～8小层）。
Ⅰ上油组：与Ⅰ下油组之间发育一套稳定的泥岩隔层，油组内部泥质夹层分布不稳定，在部分井区各 小层砂体纵向上叠置在一起，因此，Ⅰ上油组为一个独立的流体系统。评价井、开发井均未钻遇水层。
Ⅰ下油组第4小层：全油田稳定分布，为一个流体系统。位于构造低部位的C4井钻遇油底－15669m，G30井钻遇水顶－1 5668m。
Ⅰ下油组第5小层：受岩性影响分为南区和北区。5小层南区与4小层、6小层之间发育稳定的泥岩隔层，为独立的流体系统。南区C7井钻遇油水界面，5小层北区与4小层之间泥质夹层发育不稳定，与4小层 为同一个流体系统。G28井钻遇油底。
Ⅰ下油组第6小层：受岩性影响分为南区和北区。6小层南区与7小层之间发育稳定的泥岩隔层，为 独立的流体系统。C6井钻遇油底，G11井钻遇油底，同样6小层北区具有独立的流体系统，H14井钻遇油底。
图15 S油田油藏剖面图
Ⅰ下油组第7小层：7小层仅在油田南部发育，与8小层之间发育稳定的泥岩隔层，具有独立的流 体系统。C10井钻遇油水界面。
Ⅰ下油组第8小层：8小层砂体仅在油田南部发育，与Ⅱ油组之间发育稳定的泥岩隔层，位于低部位 的E8井钻遇油底－15738m，E13井钻遇水顶－15727m，油水界面－1572m。
Ⅱ油组第9小层：受岩性和油田南部次级断层的影响分为西南区和东南区。西南区没有钻遇水层。东南区位于低部位的A5井钻遇油底，A11井钻遇水顶，A10井钻遇油底。另外，在油田中部的B8，F22 井区以及北部的H22，H16井区还发育薄层油气层，储层连通性差，属岩性油气藏。
Ⅱ油组第10小层：受岩性和油田南部次级断层的影响分为北区、西南区、东南区。10小层与9小层、11小层之间发育稳定的泥岩隔层，10小层北区、东南区和西南区各自具有独立的流体系统。
Ⅱ油组11～14小层：11～14小层之间泥质夹层发育不稳定，具有统一的流体系统。
另外，在Ⅰ上油组、Ⅰ下油组第4小层、Ⅱ油组第9小层、Ⅱ油组第11小层、Ⅲ油组分别钻遇气顶。
1212 渤海油田地震资料的特点
（1）原有地震数据类型复杂
渤海地区20世纪80年代以来持续开展地震勘探，原始数据的复杂性具体表现在二维地震数据和三 维地震数据的叠合、三维和三维数据的拼接。这些造成构成时移地震基础观测的数据在采集方式、采集 设备和参数、施工条件以及采集时间间隔等方面都存在巨大差异。
（2）采集导航定位精度低
海上采集的地震数据，其导航定位系统是成像、数据比较以及时移地震应用的基础。然而，早期导 航定位系统不够精确，存在10m左右的误差，且不同时期的导航定位系统精度相差较大。
（3）地震资料品质相对较差
由于采集技术本身的限制和渤海地震地质条件的限制，渤海地区的常规地震资料分辨率低，目的层 主频大多在35Hz以下，只能分辨20m以上的储层，且在断层、尖灭点处成像精度更低。
（4）环境和气候条件等直接影响地震采集施工效率和资料品质
渤海水深相对较浅，是我国主要的渔业基地，渔船较多；渤海又是我国海上运输的重要通道；它处 于我国北部，每年11月到次年4月风浪较大，且有冰冻，在一年的时间里大约只有6个月的时间可以进 行地震采集作业。这样的环境和气候条件也给时移地震数据采集提出了挑战。
1213 渤海油田开发状况
S油田分两期开发，其中Ⅰ期包括A，B，J三个平台，于1993～1997年陆续投产；Ⅱ期包括C，D，E，F，G，H六个平台，于2000年至2001年陆续投产（图16）。到2004年6月份，全油田共有开发井256口（包 括5口水平分支井，1口调整井），其中油井207口，注水井40口。另外水源井9口（有2口为出砂井 转为水源井）。全油田采用反九点法规则井网进行注水开发。
（1）流体性质
地面原油性质：S油田原油具有密度大、粘度高、胶质沥青含量高、含硫量低、含蜡量低、凝固点低 等特点，Ⅰ油组地面原油密度为0975g/cm3，Ⅱ油组为0951g/cm3，属重质稠油（图17）。
综合地面及地下原油性质分析结果，S油田原油性质分布具有以下规律：在平面上，构造高部位原油 性质明显好于构造低部位。原油粘度在平面上变化较大，同一油组构造高部位的原油粘度明显小于低部位。在纵向上，同一口井Ⅱ油组原油性质要好于Ⅰ油组。
溶解气油比：根据PVT分析结果，Ⅰ油组溶解气油比为26m3/m3，Ⅱ油组为32m3/m3，Ⅲ油组借用Ⅱ 油组值32m3/m3。
（2）油气藏类型和油气水系统
S油田储层分布比较稳定，油层呈层状分布。根据小层精细对比、沉积微相研究，结合流体性质以及 油田生产动态资料，认为S油田受岩性及构造的影响。油藏类型属受岩性影响的在纵向上、横向上存在多个油气水系统的构造层状油气藏，存在多个流体系统。
图16 S油田两期开发示意图
图17 S油田稠油粘度平面分布图
根据油藏构造形态、油层分布特点以及油气水关系，S油田的油气藏可分为四种类型。
1）馆陶组的底水块状油藏，储层分布稳定，油层分布在构造高处。具有统一的油水界面，海拔 －975m。
2）东营组下段的零油组的层状气藏，其砂层薄，分布不稳定。具有统一的油气界面，海拔－1227m。
3）东营组下段的Ⅰ和Ⅱ油组的多个小气顶的构造层状油藏，其油层厚，分布稳定，是油田的主力 生产层位。Ⅰ和Ⅱ油组各自具有独立的油气水系统，同时受断层、构造和储层的影响，各油组内部又具 有多个油气水系统。油水界面由南向北油水界面抬高，从C区到G区再到H区，Ⅰ油组油水界面海拔 由－1576m到－1565m再到－1543m。
4）东营组下段的Ⅲ油组的构造层状油藏，储层分布主要受潜山古地貌控制，具有一个油水界面（海 拔－1607m）和两个油气界面。
（3）采出程度
全油田叠合含油面积425km2。到2006年6月份的采出程度为82％。其中A1采出程度107％，A2 采出程度176％，B采出程度162％，C采出程度29％，J采出程度93％。
1214 油田开发面临的问题
作为中国海上最大的自营油田，S油田自1993年投产至今，大部分已进入高含水期，储层物性及流 体性质等均发生了明显变化，油水运动、油水动态分布日趋复杂；受层间、层内、平面三大矛盾制约，注入水沿高渗透层突进，形成严重的无效水驱或低效水驱，造成油田含水高，采出程度低，开发过程中 许多问题凸现，剩余油分布认识不明确，开发调整方案的制订非常困难，已经开始影响到生产：
现象之一：综合含水大幅上升，采油指数降低，进入产量递减阶段，近两年自然递减率为13％。
现象之二：个别井组注入水突进明显，含水较高，纵向上单层突进，平面上单向突破。
现象之三：合采合注的弊端显现，动态数据难以判断单个小层的动用情况与含水状况，注入水的主 要驱油方向认识不清。
现象之四：反九点法规则井网注水开发，Ⅰ期地层压力仍在下降，亏空严重，注水井欠注。
现象之五：部分井组生产动态与原来的小层对比方案存在矛盾。层间非均质及平面非均质严重，部 分砂体连通性差。
究其原因，总结归纳为：
1）油田地质条件太复杂，尽管是三角洲相，但砂岩疏松，砂泥岩互层薄且横向变化快；
2）地震资料的分辨率和信噪比太低，无法真正从地震数据中获得小层信息；
3）稠油水驱；
4）反九点法规则井网；
5）合注合采的开发方案导致层间干扰严重；
6）在依托工程S油田开发阶段的基础研究中，没有真正体现垂向靠井横向靠地震的总体工作思路；
7）不同采集参数、方向、方式等因素的影响尽管已在处理过程中充分考虑，但是条件太复杂，地震 响应特征仍是多因素的综合反映，如何从中提取有关储层和含油气性的信息仍比较困难。
针对S油田的实际状况和上述问题，显然需要认真分析和应用开发动态数据，建立精细油藏地质模 型（第二次静态建模），应用前期研发的大批关键技术，开展时移地震资料的三高处理、匹配处理、地 震差异求取、地震差异综合解释等工作，以求得剩余油分布，提出优化的开发调整方案。
油气藏地质模型是描述油气藏的类型、几何形态、规模、油气藏内部结构、储层参数及流体分布的数学模型。它是油气藏综合评价的基础，同时是油气藏数值模拟的重要基础及开发方案优化的依据。
油气藏地质模型由3个部分组成：(1)圈闭结构模型，圈闭类型、几何形态、封盖层，断层与储层的空间配置关系，储层层面形态等；(2)储层地质模型，储集体的几何形态、连续性、连通性、内部结构、孔隙结构，储层参数的变化和分布，隔夹层的分布及裂缝特征分布；(3)流体分布模型，地层流体 （油、气、水） 的性质和分布。
在油气田勘探和开发的不同阶段，油气藏地质模型所表述的内容应有所差别。这是由油气藏描述的性质和目的所决定的。在勘探阶段，油气藏描述的主要目的是提高勘探效益、提交探明储量及进行开发可行性评价，因此其研究重点是圈闭特征、储层性质与分布规律、流体性质和分布规律等较宏观的油气藏特征描述上。而在开发阶段，油气藏描述的主要目的是为合理的油气藏管理和提高采收率服务，因此其研究重点是储层的非均质性、流体的非均质性、开采过程中储层和流体的动态变化、油水运动规律及剩余油分布规律等。
油气藏地质模型的建立是从信息库 （数据库和资料库） 开始的，包括五个信息库，即(1)地震信息库：用于地层划分对比、构造分析、地震相研究、砂体预测及储层参数的预测、地层压力的预测等；(2)地质信息库：包括区域地质资料、岩心录井、岩屑录井、地化录井等资料及其分析数据，这是油气藏描述的第一性资料，可用于油气藏描述各方面的分析研究；(3)测井信息库：可用于油气层单元划分与对比、测井相与沉积相研究、单井储层参数解释、油气水层解释、隔夹层解释、砂体内部结构与砂体定向解释、裂缝特征与分布等研究；(4)测试信息库：包括试油和试井 （如RFT、脉冲测试等） 资料及数据，用于流体性质和分布、油气产能、地层压力系统、砂体连通性、断层封闭性及裂缝宏观分布等研究；(5)生产动态信息库：用于开发阶段储层、流体 （油、气、水） 的动态变化和分布研究，分析水驱油状况、储量动用状况及剩余油分布状况，建立剩余油分布模型。
油气藏地质模型的建模方法是以构造地质学、沉积学、石油地质学、储层地质学及油气藏地球化学为理论基础，以五大信息库为支柱，充分应用油气藏描述软件系统中的数据分析模块等功能，将应用统计分析、地质统计学分析、灰色系统分析、神经网络分析、分形几何学分析及模糊数学等贯穿于研究的始终，使油气藏描述中所涉及的上万个不同类型、不同精度的数据得以去粗取精、去伪存真，突出起主导作用的参数，提高各类数据体分析应用过程的科学化、精细化程度，并以各种确定性建模和随机建模为方法，以计算机为手段，建立三维可视化的模型，最终形成完善的油气藏地质模型。
油气藏数值模拟要求提供一个把油气藏各项特征参数在三维空间上的分布定量表征出来的地质模型。实际的油气藏数值模拟还要求把油藏网格化，并对各个网格赋以各种参数值来反映油气藏特征的三维变化。网格尺寸越小，标志着模型越细；每个网格上参数值与实际误差愈小，标志着模型的精度愈高。后者正是无数开发地质工作者为之努力的方向。
1构造特征
埕东油田是馆陶组整装高渗透油田。该油田位于埕东凸起前古近系基岩潜山上发育起来的一个新近纪馆陶组披覆背斜构造主体的高部位。新近系馆陶组下段自凸起周边向其主体部位超覆，馆陶组上段、明化镇组及第四系披覆其上。一条北西-南东向正断层贯穿油田，该断层形成于燕山期，断层倾向北东，倾角 70°以上，垂直断距 40 ～60 m，是油田的分区断层。该断层东部称埕东油田东区，西部称为埕东油田西区。
埕东油田东区馆陶组构造表现为平缓的背斜构造，埋藏深度越深，构造幅度越大，具有继承性披覆背斜的典型特征。区内最主要油层顶面构造的长轴方向与分界断层走向基本相同，为北西方向，东翼地层倾角较西翼略大。构造高点位于埕 4 井附近，基岩埋藏深度在该处为1250 m，向翼部加深至 1700 m 以上。西区系背斜构造西翼，向西缓倾，地层倾角小于 12°。
2新近纪地层沉积特征
新近系是埕东油田的主要沉积储、盖层，与下伏地层为角度不整合接触，包括馆陶组及明化镇组，其中馆陶组的砂泥岩组合为本区主要含油层系，根据岩性组合和沉积旋回特点可划分为上、下两个亚段，10 个砂层组。
馆下段厚度为 0 ～300 m，在凸起低部位厚度大，高部位减薄或缺失，总体为下粗上细的正旋回辫状河流-三角洲-湖泊相沉积，根据沉积发育的旋回性，将馆下段自下而上划分为6 个砂组。由灰色厚层状砾岩、含砾砂岩、中砂岩、粗砂岩、细砂岩、粉细砂岩夹薄层泥岩组成。由下向上砂砾岩厚度减薄，泥岩含量逐渐增高。
馆上段厚度约250m，全区厚度变化不大，总体表现为下粗上细的正旋回沉积，根据沉积发育的旋回性，将馆上段自下而上划分4 个砂组。下部Ⅳ砂组岩性组合与馆下段上部相似，为灰色粗砂岩、细砂岩、粉砂岩夹泥岩，砂岩含量高，可达80%以上; 中部Ⅲ-Ⅱ砂组为灰色细砂岩、粉砂岩与泥岩不等厚互层，砂岩单层厚度多为3 ～12m，砂岩平均含量30%，由下而上砂岩含量逐渐减少。上部Ⅰ砂组为棕红色、灰绿色泥岩夹粉细砂岩，砂岩含量小于10%。
明化镇组发育泛滥平原沉积，与下伏的馆陶组地层为整合接触。岩性以棕红色泥岩为主，夹薄层透镜状砂岩及细砂岩，地层厚度约 660 m，可作为良好的区域盖层。
3储层特征
埕东油田馆陶组储层岩石类型为长石中砂岩、长石细砂岩和粉细砂岩，岩石成分中石英含量为47% ～55% ，长石含量30% ～40% ，岩块含量7% ～20% ，岩石颗粒大多呈次棱角状，磨圆度中等到差，分选中等到差，具有较低的成分成熟度和结构成熟度。埕东油田馆陶组储层埋藏浅，压实程度低，胶结程度弱，为泥质胶结，胶结疏松，胶结类型以接触-孔隙式为主，物性好，储层孔隙度大部分为 32% ～ 37% 。空气渗透率范围一般为 (500 ～4000)×10－ 3μm2，以高孔、高渗为特征。
4油藏类型及分布规律
埕东油田馆陶组 10 个砂层组中均有油层分布，其中馆上段Ⅱ、Ⅲ砂层组和馆下段Ⅴ、Ⅶ砂层组为主力含油层系，Ⅱ、Ⅲ砂层组在油田东区和西区均有分布，油层分布面积大，Ⅴ、Ⅶ砂层组主要分布于油田西区。各油层具有各自独立的油水界面。目前在馆陶组中发现的油藏类型有披覆背斜油藏、砂岩上倾尖灭油藏、地层超覆油藏以及构造-岩性和岩性-地层复合油藏等多种类型 (图 4-2)。
(1)披覆背斜油藏
披覆背斜油气藏主要发育于埕东凸起之上的馆陶组上段地层中，该类圈闭的形成与该区的古地形和沉积压实作用关系密切。在古地形高点背景上，后来沉积的馆陶组地层自潜山周围向顶部逐层超覆，直至覆盖整个潜山。由于潜山的高部位与周边沉积厚度不同而产生差异压实作用，形成了以残丘山顶部为构造高点的披覆背斜。以埕 4 井区馆上段Ⅱ、Ⅲ砂层组油藏为代表，这类油藏是埕东油田东区的主要油藏类型。
(2)砂岩上倾尖灭油藏
馆陶组储层分布广泛，但岩性相变较快，单个砂体分布有限，砂体间连通性差，在上倾和侧向由于砂层尖灭、岩性变化对油气产生遮挡，形成了一系列砂岩上倾尖灭油藏。该类油藏主要分布于馆上段和馆下段上部地层中，在平面上主要出现在埕东披覆背斜的东西两翼，且以西区为主。
(3)地层超覆油藏
该类油藏主要分布于埕东凸起高点周边的馆下段地层超覆带中，以油田西区为主，如埕23井馆下段油藏。地层超覆油藏与地层不整合有密切的关系。在凸起宽缓斜坡带，前古近系地层遭受剥蚀，馆下段地层超覆于前古近系地层之上，在鼻状构造背景下，形成地层超覆油藏。
(4)断鼻油藏
在窄陡斜坡带，同生断层发育，易形成断鼻油气藏，该类油藏平面上往往由两条或两条以上的断层相交形成构造封闭的断块或向下倾方向敞开的断块，剖面上储集层上倾方向被断层切割封堵。如埕东油田西区埕 42 井馆上段油藏。
(5)复合油藏
由于油田分布于馆陶组超覆、披覆构造中，加之储层分布复杂，连通性差，以及断层的切割，为此许多油藏的侧向遮挡条件都是由两个或多个因素控制的，从而形成了一系列复合油藏。如在潜山主体披覆背斜带上，相当一部分油层在侧向上尖灭，从而形成了岩性-构造油藏。当上倾方向由于地层尖灭、砂体两侧由于岩性变化或发育断层对油气产生遮挡，形成了岩性-地层或岩性-断层复合油藏。
各类油藏在纵向和平面的分布也具有明显规律。从平面上看，油田中部凸起主体部位主要为馆陶组上段披覆背斜油藏; 凸起周边则主要受地层超覆和岩性控制，为砂岩上倾尖灭油藏和地层超覆油藏。
图 4-2 埕东油田东西向油藏剖面图
5原油特征及成因
(1)原油物性
埕东油田原油物性变化很大，相对密度为 084 ～104，黏度为 20 ～44154 mPa·s。原油的黏度与相对密度关系密切，具有明显的对数相关性 (图4-3)。原油含硫量非常低，不超过 02%，极少量样品含硫可达 10%，为典型低硫原油。平面上，原油密度由油田中心向四周增大，东区平均原油密度小于西区，其中原油密度在西区西南部最大。同一油层构造高部位小于低部位。纵向上，各砂组油层原油物性没有明显变化规律。
(2)原油的地球化学特征
埕东油田馆陶组原油的族组成分析结果表明，族组分含量变化较大。常规原油一般按饱和烃、芳烃、非烃、沥青质的顺序，含量依次降低。而高密度重质原油饱和烃含量明显降低，非烃含量明显增高。
图 4-3 埕东油田原油相对密度与黏度相关图
原油饱和烃气相色谱分析表明，埕东油田主体部位原油遭受了不同程度的生物降解作用。生物降解作用一般指喜氧细菌对烃类的氧化、分解作用，使得饱和烃含量明显降低，沥青质和非烃的含量增加，芳烃含量相对增加，从而使原油的密度和黏度升高，蚀变为重质油。生物降解过程优先消耗正构烷烃，其次为支链烷烃，而环状化合物相对稳定。降解产物在饱和烃气相色谱图上呈 “鼓包”状，即为 “未可识辨的复杂混合物”(UCM)。在埕东油田构造高部位 (C8-8-1 井)，虽然出现了明显的 “鼓包”，正构烷烃含量明显降低，但中高分子量正构烷烃基本可以识别，异构烷烃姥姣烷和植烷没有受到影响 (图 4-4)，说明降解程度较轻，为轻微到中等程度生物降解，原油的密度和黏度较小也说明了这一点。在油田构造低部位 (C4-31 井)，降解程度较重，正构烷烃基本损失殆尽，异构烷烃姥姣烷和植烷仍然基本未受影响，为中等程度生物降解，对应原油的密度和黏度均较大。
图 4-4 埕东油田馆陶组原油饱和烃气相色谱图
原油生物标志化合物组成是分析原油母源特征的常用手段。利用原油的生物标志化合物组成特征，可以将埕东油田原油分成两种类型。油田东区和西区南部馆陶组原油为第一类，以 C10 井为代表的西区北部馆陶组原油和埕南断层下降盘沙河街组原油为第二类。两类原油既有相近之处，也有明显区别。
第一类原油中，甾烷系列化合物以规则甾烷为主，ααα20R-甾烷 C27、C28、C29规则甾烷呈 “V”字形分布，即 C27> C28< C29，略具 C27优势 (表4-1); 重排甾烷含量中等，∑重排甾烷/∑规则甾烷为 013 ～ 019; 孕甾烷和升孕甾烷含量低， (孕甾烷 + 升孕甾烷)/∑规则甾烷为 001 ～002; 普遍含有 4-甲基甾烷，但含量较低; 普遍含有三环萜烷系列化合物，总体含量较低，∑三环萜烷/∑藿烷为 004 (表 4-2); 伽马蜡烷含量较高，伽马蜡烷异常指数 (4 × 伽马蜡烷/ (C31一升藿烷 + C32二升藿烷))大于 1，变化在125 ～ 190; αβC29降藿烷/αβC30藿烷为 040 ～ 043; C30重排藿烷/C29Ts 为 045 ～050; 升藿烷含量随碳 数 的 增 加 而 降 低，呈 阶 梯 状分 布; C29Ts / (αβC29降藿烷 + C29Ts)为 025 ～ 026; 原油的甾 / 藿比值为 032 ～ 038; 反映成熟度的 αααC29-甾烷 20S /(20R + 20S)为 036 ～ 038，C29甾烷 ββ/ (αα + ββ)为 029 ～ 032，C32藿烷 22S/(22S + 22R)为 055 ～ 057，Ts/ (Ts + Tm)为 040 ～ 043; 表明原油为烃源岩进入正常成熟门限以后形成的成熟原油，但成熟度不是很高。
表 4-1 埕东油田原油甾烷生物标志化合物参数
第二类原油中，甾烷系列化合物也以规则甾烷为主，ααα20R-甾烷 C27、C28、C29规则甾烷呈 “V”字形分布，即 C27> C28< C29，C27略具优势，但相比第一类原油，C28甾烷含量要略低; 重排甾烷含量较高，∑重排甾烷/∑重排规则甾烷为 020 ～022; 孕甾烷、升孕甾烷和 4-甲基甾烷含量明显高于第一类原油， (孕甾烷 + 升孕甾烷)/∑规则甾烷为006 ～ 008; 三环萜烷系列化合物含量与第一类原油相近，∑三环萜烷 / ∑藿烷为 004 ～005; 伽马蜡烷含量低于第一类原油，伽马蜡烷异常指数小于 1，变化在 052 ～ 059;αβC29降藿烷/αβC30藿烷为 049 ～ 052，大于第一类原油; C30重排藿烷/C29Ts 为 048 ～050; C29Ts / (αβC29降藿烷 + C29Ts)为 023 ～ 024; 升藿烷含量随碳数的增加而降低，呈阶梯状分布，均与第一类原油相近; 原油的甾烷/藿烷比值为 025 ～026，小于第一类原油; αααC29-甾烷 20S / (20R + 20S)为 043 ～ 051，C29甾烷 ββ/ (αα + ββ)为 045 ～046，C32藿烷 22S/ (22S +22R)为 057 ～058，Ts/ (Ts + Tm)为 042 ～045，成熟度明显高于第一类原油。
表 4-2 埕东油田原油萜烷参数
注: H—藿烷; G—伽马蜡烷; O—奥利烷; TR—三环萜烷。
(3)油源对比
依据埕东油田原油的生物标志化合物组成特征 (图4-5)，结合前人对研究区烃源岩地球化学特征研究结论 (任拥军，2006; 朱光有，2003)，第一类原油同时表现出了沙三段和沙四段烃源岩的某些特征，如重排甾烷含量较低，4-甲基甾烷含量较低，成熟度较低，伽马蜡烷含量较高，甾烷/藿烷比值较高，显示了与沙四段或沙一段相近的特征; 而升藿烷具有正常分布则是沙三段的典型特征。同时考虑到该油田原油硫含量非常低，沙四段烃源岩的贡献有限。由于沙一段烃源岩的成熟度水平较低，其所提供的低成熟石油往往含有更多的生物标志化合物，这种石油和正常成熟石油混合时，即使只有少量加入，也会导致混合油的生物标志化合物显示出明显的低熟特性，而埕东油田该类原油成熟度参数显示为成熟原油，所以沙一段烃源岩的贡献也有限。综合分析该类原油应为沙三段烃源岩在生烃早期形成石油为主的混合油。
第二类原油的甾烷和萜烷类生物标志化合物组成与沙三段烃源岩非常一致，尤其是埕南断层下降盘 C913 井沙三段原油更为典型，所以该类原油来源于沙三段烃源岩在主生烃期形成的石油。
6油气运聚特征及成藏
(1)石油的充注方向
油藏内部流体具有非均质性，诸如石油物性 (如石油密度、黏度等)、气油比、石油族组成、同位素组成以及石油分子组成在空间上存在规则和不规则的变化。造成油藏内流体非均质性的原因是多方面的，England (1987)认为，油藏内部诸如气油比和生物标志物之类的非均质性，是石油充注、聚集过程中继承性保留下来的源岩有机相和成熟度的差异所致，即同一油源不同时期生成的石油以及不同油源的石油在组成上具有内在的差异。在一定条件下，这种差异可以在油藏内保留下来。油藏内部的地球化学作用，如水洗作用和生物降解作用、重力作用和焦油席的形成、油藏内石油的热蚀变作用以及流体-岩石相互作用和油气运移过程中的分馏作用等，也是控制油藏流体在空间上非均质性分布的因素。此外，石油注入储层后，储层孔隙度和渗透率以及油藏构造、地层特征的差异也可造成流体组成的非均质性 (Karlsen 等，1992)。
如前所述，埕东油田原油密度和黏度在横向上存在明显的变化规律，在构造高部位相对较小，在构造低部位相对较大，这是由于生物降解作用在油水界面附近相对较强所至。
图 4-5 埕东油田原油饱和烃质量色谱图
Larter 和 Aplin (1995)指出油田规模的横向成分梯度 (气油比、成熟度标志)指示区域性的石油定位成藏方向。由于原油形成和充注的长期性，在油气聚集过程中会使同一油层不同井区原油成熟度差别被保存下来，在靠近原油充注点的原油定位时间相对较晚，原油成熟度相对较高，相反，在远离充注点，原油成熟度较小。埕东油田原油的成熟度参数在平面上具有一定的变化规律 (图 4-6)，αααC29-甾烷 20S / (20R + 20S)为 042 ～045 和 Ts / (Ts + Tm)在平面上的分布也具有明显的梯度，埕南和埕东断层下降盘和上升盘附近参数值最大，而在油田主体高部位最小。这种特征指示，油田原油的充注方向是由南向北逐渐进行的。结合油源对比结果，埕东油田西区原油可能主要来源于渤南洼陷，而东区则主要来源于孤北洼陷。不同的来源是导致油田内部原油生物标志化合物存在差异的主要原因。埕南和埕东断层是埕东油田可靠的油源断层。北部的埕北洼陷可能对油田成藏的贡献较小，在后文中还会讨论。埕东油田原油与飞雁滩油田明显不同，表明他们可能不是来源于相同油源区，结合构造特征分析，飞雁滩油田原油只可能来源于埕北洼陷。
图 4-6 埕东油田原油饱和烃成熟度参数平面分布与石油充注方向图
(2)输导体系组合
埕东油田馆陶组油田原油来源于渤南和孤北洼陷的沙河街组烃源岩，且远离油源区，为此石油的运移需要纵向通道和横向通道组成的立体输导体系。
埕东凸起周边的埕南和埕东断裂带具有多条深大断裂，活动时间长，断距大，为油气的纵向运移提供了有利条件。馆陶组以及下伏东营组和沙河街组都发育有良好的砂、砾岩储层，埕东凸起是继承性构造高部位，一直是油气运移的指向，因而这些储层成为了油气横向运移的有效通道。两者共同构成了埕东油田油气的输导体系。
(3)成藏模式
埕南和埕东断裂带由向盆倾斜逐级下掉的正断层所构成，因而在油气的运移过程中，既可以在断层相对活动期快速的运移直达明化镇组和馆上段上部构成的区域盖层下面的馆上段储层中，也可在断层相对稳定期通过逐级上倾的储集层，进入馆下段储层中，并沿储层继续运移，在不同的圈闭中成藏。
受构造背景和沉积特征的影响，在不同的空间位置形成了不同的油气藏组合 (图 4-7)。在凸起的斜坡带，馆下段地层层层上超形成超覆带，在基底潜山鼻状构造背景下，形成了地层超覆油藏。在低幅度潜山之上由于差异压实作用，形成了闭合度较小的背斜圈闭，石油在进入这些背斜圈闭中后也可以聚集成藏，由于其处于油气运移的路径上，因而称之为 “过路低幅度背斜油藏”。在馆下段上部由于砂岩含量降低，砂体规模减小，也可以形成岩性尖灭油藏。馆上段地层砂岩含量低，砂体规模小，砂体连通性差，加之在上倾方向发育反向断层，因而以形成岩性尖灭油藏和断层-岩性复合油藏为主，在低幅度潜山之上也可以形成过路低幅度背斜油藏。
在凸起主体部位，馆下段仍以超覆油藏为主，而馆上段在砂层相对发育，平面延伸较广的层段形成了典型的披覆背斜油藏，在砂层相对不发育层段形成了岩性尖灭油藏。
图 4-7 埕东油田馆陶组成藏模式图
一、地质背景
苏里格气田是近期于陕北上古界中发现并投入开发的特大型天然气田。该气田位于鄂尔多斯盆地北部( 图 7-1) ，构造上属于伊陕斜坡西北侧，构造形态为由北东向南西方向倾斜的单斜构造。以苏 6 井区为例，该井区位于苏里格气田中偏北部，属于该气田最有利的天然气富集区和重点开发区，储层主要发育于中二叠统下石盒子组盒 8下段、盒 8上段和盒 7 段等层位，以盒 8 段为主力产层。该井区范围内下石盒子组盒 8 段为一套大型冲积-河流沉积体系，储集砂体的岩石类型主要为河流相的含细砾粗砂岩和中-粗粒岩屑石英砂岩、粉砂岩和泥岩的互层组合( 图 7-2) ，局部夹泛滥平原相的炭质页岩和煤层( 侯中健等，2004) 。
图 7-1 鄂尔多斯盆地构造单元划分和苏 6 井区位置图
二、高分辨率层序划分和各级别层序特征
根据地表露头和钻井岩心，以精细的沉积相分析为基础，结合测井和地震资料的综合分析，可从下石盒子组中识别出 5 种不同成因特征和识别标志的层序界面类型，按陆相盆地基准面旋回级别划分方案( 郑荣才等，2001) ，可将苏 6 井区下石盒子组划分为 2 个长期( LSC1—LSC2) 、5 个中期( MSC1—MSC5) 和 14个短期旋回层序( SSC1—SSC14) ，其中的长、中期旋回层序分别与岩石地层划分方案中的岩性段和亚段单元有很好的对应关系( 图 7-2，表 7-1) ，各级别层序特征如下。
图 7-2 苏 6 井盒 8 段沉积相和高分辨率层序地层综合柱状图( 注: 该井盒 8 段缺失 SSC5，SSC8，SSC11，SSC14 短期旋回)
表 7-1 苏里格气田下石盒子组高分辨率层序划分与岩石地层对应关系
( 一) 短期旋回层序特征
1 短期基准面旋回层序结构类型
苏 6 井区下石盒子组盒 8 段中，由于短期旋回层序的形成条件及其边界性质的不同，可进一步划分为两种基本结构类型和五个亚类型( 图 7-3) 。
向上变“深”非对称型旋回 具有此类型结构( 图 7-3 中的 A 型结构) 的层序为研究区最发育的短期旋回结构类型，其主体主要由河道砂体组成，包括辫状河和曲流河中的河床滞留砂体、心滩和边滩砂体等。主要有如下几个特点:
( 1) 仅保存基准面上升半旋回沉积记录，下降半旋回则表现为冲刷面，层序往往由单一的河道砂体和冲刷面组成;
( 2) 层序的底界面大都为具下切侵蚀作用的冲刷面，砂体具有下粗上细的正韵律沉积序列和向上变“深”的非对称型半旋回结构;
( 3) 主要发育于距物源较近、物源供给充沛和砂、砾质沉积作用最为活跃的河道沉积区，砂体的成因类型属于心滩和边滩砂体，都为沉积物补给率远大于可容纳空间增长率的过补偿条件下地层过程的产物;
( 4) 按沉积相组合和沉积演化序列特征，可进一步细分为低可容纳空间( 以下简称 A1型) 和高可容纳空间( 以下简称 A2型) 两种亚类型。A1型，形成于水浅流急、缓慢湖进—快速湖退和 A /S1 的沉积条件下，层序主要由单个或多个河道砂体连续叠置组成，岩性组合简单，主要为含砾粗—中粒砂岩，底部有时为细砾岩和含砾极粗粒砂岩，层序的底、顶界面都为发育于砂体之间的冲刷面，具有向上略变细的沉积序列，以保存上升半旋回沉积的河道砂体主体部分为主。砂体之间不发育泥、粉砂质隔层，因而砂体的连通性极好，为最有利储层发育的短期层序结构(图7-3中的A1型旋回结构)。A2型，形成于水较深但流动较急的缓慢湖进—快速湖退和A/S＜1的沉积条件下，层序的岩性组合相对较复杂，主要由底冲刷面→河道砂体→天然堤粉砂岩→泛滥平原或河道间泥岩(或夹煤层、煤线)组成，或由辫状河道砂体与废弃河道泥、粉砂岩的互层组成。与A1型相比，此类型不仅位于层序中下部的河道砂体保存较完整，而且位于砂体上部细粒的溢岸沉积往往也得到不同程度的保存(图7-3中的A2型旋回结构)，因此，储集砂体主要出现在层序的中下部，而上部为局部泥、粉砂岩隔层发育位置，也为一类非常有利于储层发育的短期层序结构。
图7-3 苏里格气田盒8 段河流沉积体系中常见的短期旋回层序结构类型和叠加样式
对称型旋回结构此类型结构(图7-3中的C型旋回结构)的层序形成于沉积物供给率等于或略小于可容纳空间增长率(A/S≥1)的条件下，为下石盒子组冲积-河流沉积体系中最为发育的短期旋回层序结构类型，主要有如下几个特点:
(1)层序具有较完整的基准面上升和下降半旋回沉积记录和由粗变细复变粗的韵律性旋回，其上升半旋回通常由河道心滩或边滩砂体夹漫滩粉砂岩和泥岩组成，下降半旋回往往由泛滥平原(或河间湖泊、沼泽)与决口扇(或决口河道)粉砂岩与泥岩互层组成;
(2)层序中发育有两种界面类型，其一为层序底、顶的小型冲刷面或相关整合界面，其二为层序内的短期洪泛面;
(3)按层序中的上升半旋回与下降半旋回厚度变化状况，可进一步细分为对称性变化各不相同的三个亚类型:其一为以上升半旋回为主的不完全对称型(图7-3中的C1型旋回结构)，其二为上升半旋回与下降半旋回近于相等的近完全-完全对称型(图7-3中的C2型旋回结构)，其三为以下降半旋回为主的不完全对称型(图7-3中的C3型旋回结构)。
2短期旋回层序的分布模式
在苏6井区下石盒子组河流沉积体系的不同相带位置，同一时间段的短期旋回沉积序列、结构类型和叠加样式在纵、横向上变化都很大，但上述两种基本类型和五个亚类型层序的结构在不同相带位置的空间分布、演化规律和相互之间的对比关系完全遵循可容纳空间机制所确定的A/S比值条件。此特征表明在物源供给充沛的河流沉积体系中，由于短期旋回地层过程主要处在A/S＜1的条件下，基准面上升期为有效可容纳空间的主要堆积期，不但为河道砂体的主要沉积充填期和泛滥平原溢岸洪流的广泛堆积期，而且沉积界面始终处在与上升的基准面并进状态，一旦进入下降期沉积界面即被基准面穿越而发生广泛的侵蚀作用，其中以河道的下切侵蚀作用最为强烈，此时有限的沉积作用仅发生在泛滥平原和河间湖泊、沼泽等相对低洼的沉积区，因此，A型结构短期旋回层序主要分布在河道沉积区，C型广泛发育在泛滥平原和河道间洼地沉积区，从而在同一河流沉积体系的不同部位出现河道砂体的A1型、A2型至泛滥平原的C1型和河道间湖泊、沼泽的C2型，偶见C3型短期旋回层序的结构变化规律、分布模式和对比关系(图7-4)。
图7-4苏6井区下石盒子组河流沉积体系不同相带、不同级次的旋回结构类型、叠加样式、剖面结构和对比关系模式
(二)中期旋回层序特征
苏6井区盒8段的中期旋回厚度普遍较薄，一般在15～25m之间，很少超过30m，仅相当于一个河道旋回的带状沉积充填序列，其原因与鄂尔多斯盆地晚古生代的沉积作用发生在非常稳定的克拉通盆地中，由于盆地的构造沉降幅度很小、很平缓，而冲刷与侵蚀作用极其频繁，因而在漫长的地质历史中所能得到保存的沉积记录非常有限有关，主要有如下几个特点:
(1)一般由2～3个短期旋回层序叠加组成;
(2)非对称的A型中期旋回由若干A型和A型与C1型短期旋回层序叠置而成，主要发育在辫状河和曲流河的河道砂体中;
(3)在对称的C型中期旋回层序中，上升半旋回主要由C1型和C2型短期旋回叠加组成向上连续加“深”的序列，较少出现A型;而下降半旋回则主要由C2型和C3型叠加组成向上连续变浅的序列，偶尔出现A型和C1型;
(4)在河流沉积体系的不同部位，中期旋回往往具有不同的层序结构类型，如在河道沉积区，一般以发育仅保存上升半旋回的A型(图7-2中的MSC2和MSC3)或上升半旋回很厚的C1型为主(图7-2中的MSC1、MSC4和MSC5)，大多数具有单一由粗变细的进积→加积→退积序列，砂体出现在上升半旋回的中、下部。而地处河道间的部位一般以发育C2型为主，偶见C3型，具备较完整的由粗变细复变粗的加积→退积→加积序列(图7-4)，薄的河道砂体仅出现在上升半旋回的中、下部;
(5)由河流沉积体系不同部位的中期旋回层序结构变化，同样反映中期基准面升、降过程中具有类似短期旋回层序的沉积学响应特征。
(三)长期旋回层序特征
苏6井区下石盒子组中的LSC1和LSC2两个长期旋回层序相当于Vail的Ⅲ级旋回层序，厚度不大，在30～50m之间，但都以大型底冲刷面为层序的底界面和具有特征的区域性缓慢水进—高速水退的旋回性(图7-2)。其中LSC1由MSC1和MSC2两个中期旋回或SSC1—SSC5五个短期旋回叠加组成，大多数地区的LSC1属于上升半旋回沉积厚度远大于下降半旋回的C1型旋回层序，部分为仅发育上升半旋回、向上变“深”的非对称A型旋回层序。LSC2由MSC3—MSC5三个中期或SSC6—SSC14六至九个短期旋回叠加组成，大多数地区的LSC2亦属于C1型旋回层序，部分为上升与下降半旋回近于相等的对称C2型层序，而长期的A型旋回层序在LSC2中基本不发育。此两个长期旋回的上升半旋回无一例外地具有由粗变细的正粒序结构，自下而上主要由单层较厚和连续叠置的河道砂体，如滞留河床、心滩或边滩微相的细砾岩、含砾粗砂岩、中—粗粒和细粒砂岩组成，砂体之间经常夹有薄层的废弃河道砂岩和包括天然堤、泛滥平原、河间湖泊、沼泽等溢岸沉积微相在内的薄层粉砂岩、泥岩、炭质泥岩和煤层，组成向上泥、炭质组分增多变细的水进序列。下降半旋回具有由细变粗的反向粒序变化，粒度明显细于正向变化的上升半旋回，主要由河间湖泊、沼泽、天然堤和决口扇(或决口河道)等溢岸沉积的薄层泥岩、炭质泥岩、粉—细砂岩的韵律交替组成向上略趋变粗增厚的水退序列，并夹有煤层和煤线。
上述长期上升和下降半旋回的沉积相序列、由粗变细复变粗的粒序性和上升半旋回厚度普遍远大于下降半旋回及部分下降半旋回侵蚀缺失的强烈不完全对称型和非对称结构特征，表明苏6井区下石盒子组长期旋回层序主要形成于A/S1→A/S1的、基准面缓慢上升和高速下降的地层旋回过程中，沉积界面与基准面主要处于并进状态，层序的顶部界面往往由基准面发生大幅度下降和穿越沉积界面时所形成的广泛侵蚀暴露面所组成，此特征与河流相层序中以保存基准面上升半旋回的沉积记录为主，而下降半旋回以侵蚀作用为主的地质特征是相一致的，因此，有利储层发育的河道砂体主要出现在长期基准面上升半旋回的早中期，储集砂体大多呈带状和团块状产出。洪泛期以发育溢岸沉积的泥、粉砂岩和湖泊、沼泽微相的炭质泥岩和煤层为主，为隔层和烃源岩主要的产出位置，对带状和团块状产出的储集砂体有强烈的分隔作用。而上升半旋回除了在低洼的河间湖泊、沼泽仍为继承性的炭质泥岩和煤层组合的隔层和烃源岩产出位置，其余地区以暴露侵蚀作用为主，既不利于储层的发育，也不利于隔层和烃源岩的保存。
三、层序地层格架中的生储盖组合特征
在众多钻井岩心及测井剖面精细沉积相和高分辨率层序分析基础上，运用旋回等时对比法则，以长、中期旋回层序的二分时间单元(即基准面上升和下降两个半旋回时间-地层单元)分界线(即层序界面和洪泛面)为优选时间地层等时对比位置，以最具等时对比意义的中期旋回层序为等时地层对比单元，通过井-震对比技术方法对研究区内二叠系下石盒子组进行高分辨率层序地层等时对比和建立等时地层格架，将单井一维地层和岩相信息转化为三维地层和岩相信息，在此基础上以长、中期旋回层序界面标定为约束条件(图版Ⅳ)进行波阻抗反演和含气砂体检测(图版Ⅴ)，为深入分析苏6井区下石盒子组冲积-河流沉积体系的生、储、盖组合特征与不同级别的基准面旋回的关系，以及含气砂体在地层格架中的分布规律取得很好的效果，主要取得如下方面的认识:
(1)在中、长期基准面上升和下降的水进-水退旋回过程中，于同一个中、长期旋回层序内或在多个中、长期旋回层序之间都可以形成较为完整的良好生、储、盖组合条件;
(2)最有利于储层发育的砂体为辫状河心滩和曲流河边滩砂体，此两类砂体通常出现在中、长期旋回层序的界面上，在层序地层格架中大多数具有较好的等时对比性，并以普遍发育A1型、A2型和C1型短期旋回层序结构为显著特征;
(3)A型和C1型的中、长期旋回层序上升半旋回，大多数由连续叠置的河道砂体组成，砂体之间常被底冲刷面分割，而泥、粉砂岩夹层少，大多数具有稳定的拼合板状储层结构，砂体的垂向和纵向、侧向连通性较好;
(4)在C2或C3型中、长期旋回层序中，出现在上升半旋回中下部的砂体也具有被冲刷面分割的特点，但砂体之间薄的泥、粉砂岩夹层明显增多，砂体的纵向连通性较好，但垂向和侧向连通性变差，大多数具有非稳定的“迷宫状”储层结构;
(5)对应C2或C3型长期旋回层序的上升半旋回晚阶段至最大洪泛面，一般为河间湖泊和沼泽环境，以沉积暗色泥岩、炭质泥岩和煤层为主，有机质含量高，母质类型较好，不仅是有利烃源岩发育的位置，同时也是主要的区域等时对比标志。而下降半旋回以发育洪漫沉积的薄层的泥、粉砂岩为主，常构成河道砂体之间重要的隔层和盖层，从而构成完整的生、储、盖组合。
四、层序-岩相古地理特征
在储层精细描述过程中，不同时间尺度的编图单元有不同的油气地质意义，如中期旋回层序编图适用于详勘和开发早期阶段，以反映沉积微相和不同成因类型的砂体平面分布特征和厚度变化规律为主要编图内容，而短期半旋回层序编图适用于开发阶段，重点突出以小层砂体为目标的有利相带和区块分布特征，预测有利于储集砂体的横向分布规律，精细描述砂体的井间边界位置和几何形态的连续性、方向性，及其储层与隔层平面和剖面的产状关系。采用高分辨率层序分析为核心的层序-岩相古地理编图技术，编制下石盒子组各中期基准面旋回和短期基准面旋回的沉积微相和砂体分布图，分别精细地刻画了砂层组(图7-5)和小层砂体(图7-6)的平面分布特征，为储层预测提供了有效信息。
五、结论
苏6井区下石盒子组河流体系中长、中、短期基准面旋回层序都主要形成于A/S1→A/S＜1的基准面缓慢上升和高速下降的地层旋回过程中，以发育A型和C1型旋回结构类型和叠加样式为主，在垂向剖面中具有A型旋回结构的层序为最有利河道砂体发育的层序;受洪泛期沉积的泥、粉砂质隔层影响，储集砂体大多呈带状和团块状产出，分布于中、短期旋回的上升半旋回的中、下部;以中、长期旋回层序标定为约束条件的波阻抗反演技术，可非常清晰地揭示和描述地层格架中相当于中、短期旋回级别的单河道砂体勘探开发目标;开发实践表明，相当于短期旋回的单砂体分布是控制苏6井区下石盒子组岩性气藏分布的关键因素，因此，编制短期旋回的沉积微相和砂体分布图可为开发部署提供依据。
图7-5苏6井区MSC4中期旋回层序(相当于砂层组级别)沉积微相和砂体分布图
图7-6苏6井区SSC8短期旋回层序(相当于小层砂体级别)沉积微相和砂体分布图
