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1、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
2、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9372.05108m3，其中探明796.82108m3，控制6212.24108m3，预测2362.99108m3;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
3、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1030m。G井区面积980km2， 井区三级储量为2456.52108m3，其中盒1探明储量633.95108m3、 盒2+3控制储量289.87108m3；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
4、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
5、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1.41.7，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2400m2740
6、m。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0.850.95，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1.21.5，1.51.8和1.21.4。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
7、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0.81之间，与之形成对比的是，我国的四川盆地的压力系数值为1.21.5，渤海湾断陷盆地地区的压力数值分布范围为1.51.8，库车前陆盆地的压力数值分布与四川盆地大致相似，
8、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
9、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
10、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
11、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
12、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
13、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
14、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：建立地层
15、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。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。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。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
16、方程，可通过变差函数的变量控制模型的内插和外推。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
17、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
18、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
19、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1030m。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
20、，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35.0-17.7511.30.14-8.521.6061盒15.0-16.979.30.15-5.240.89317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2456.52108m3，其中盒1探明储量633.95108m3、 盒2+3控制储量289.87108m3。G井区产能建设始于2015年，2016年底核定产能3.83108m3，2017年核定新建产能5.01108
21、m3，累计建产达到8.84108m3；东胜气田累计建产达10108m3。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12.86104m3/d；正常开井生产78口，平均套压16.5Mpa，日产气量218.6104m3，平均单井日产气2.81104m3，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
22、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，
23、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
24、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P2sh201-347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P2s0-325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3P1x30-45浅灰色含砾砂岩，砂砾岩夹棕灰色泥岩盒2P1x20-46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1P1x10-72浅灰色含砾砂岩、砂砾岩夹浅灰色中砂岩、粗砂岩山西组P1s0-130上部灰、深灰色泥岩夹煤层、粉砂质泥岩夹
25、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C3t0-45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
26、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
27、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
28、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
29、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5060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
30、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
31、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
32、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
33、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
34、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1030m。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
35、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
36、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
37、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
38、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
39、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CM基线，以泥石流为例，它的粒度比较大，分选就会比较弱，CM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
40、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CM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CM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
41、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
42、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
43、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3，10x4） （锦98，3064.61m，盒1，10x5）（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
44、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
45、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
46、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G
47、R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