范玲玲

（中國(guó)石化華北油氣分公司勘探開(kāi)發(fā)研究院，河南鄭州 450006）

鄂爾多斯盆地上古生界天然氣勘探主要集中在盆地中北部，天然氣資源量為13.32×108m3，先后發(fā)現(xiàn)有蘇里格、大牛地、柳楊堡、東勝等多個(gè)大型氣田[1?2]。中國(guó)石化在伊陜斜坡北部構(gòu)造轉(zhuǎn)換帶東勝氣田已累計(jì)提交探明地質(zhì)儲(chǔ)量超千億立方米，提升了盆緣天然氣資源價(jià)值，拓展了勘探領(lǐng)域[3]。

杭錦旗地區(qū)東部位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡北部（圖1），泊爾江海子斷裂以南，區(qū)內(nèi)構(gòu)造平緩，宏觀上呈北東高、南西低的西傾單斜，坡降為7.8 m/km，發(fā)育少數(shù)鼻狀構(gòu)造[4]。目前已在二疊系山西組山1段和山2段，下石盒子組盒1段和盒3段發(fā)現(xiàn)4套特低—低滲透砂巖巖性氣藏[5]。其中，盒1 段屬于沖積平原辮狀河沉積環(huán)境，河道方向近南北向，水體縱橫向變化快，多期分流河道相互疊置，心灘和河道充填砂體發(fā)育，地層厚度在60～70 m左右，砂體厚度在20～50 m左右[6]，該區(qū)盒1 段儲(chǔ)層物性較西部的新召和獨(dú)貴加汗好，但是鉆井鉆遇氣層的概率低于西部鄰區(qū)，該區(qū)累計(jì)提交控制和預(yù)測(cè)地質(zhì)儲(chǔ)量達(dá)4 400×108m3。盒1段試氣結(jié)果東西差異大，從西向東，產(chǎn)氣量降低，產(chǎn)液量升高，井口平均產(chǎn)氣量小于1.0×104m3/d，出水井出水量為2～20 m3/d，液氣比為13 m3/104m3。

圖1 杭錦旗地區(qū)構(gòu)造位置及地層分布Fig.1 Construction location and stratum distribution of Hangjinqi

盒1段氣藏呈現(xiàn)出不同程度的含水，東部氣水關(guān)系復(fù)雜，低產(chǎn)、低效井多，儲(chǔ)量動(dòng)用難度大是近期勘探開(kāi)發(fā)面臨的關(guān)鍵問(wèn)題，主要原因是對(duì)氣藏類型及其富集主控因素認(rèn)識(shí)不夠清楚。隨著特低—低滲透砂巖儲(chǔ)層精細(xì)地質(zhì)研究的深入，認(rèn)為碎屑巖儲(chǔ)層普遍具有非均質(zhì)性，然而，在勘探尺度的油氣運(yùn)聚和成藏研究中，儲(chǔ)層非均質(zhì)性被忽略，致使儲(chǔ)層非均質(zhì)性特征及其對(duì)油氣運(yùn)聚和地層流體分布的作用沒(méi)有被重視[7]。近年來(lái)的勘探實(shí)踐表明，地下油氣的賦存狀態(tài)十分復(fù)雜。一般認(rèn)為，油氣藏中普遍存在的油水界面傾斜[7?11]及儲(chǔ)層中存在的復(fù)雜油水關(guān)系[12?13]是水動(dòng)力作用的結(jié)果，或由圈閉不同位置的儲(chǔ)層物性差異所造成[7]，但許多研究[14?16]證實(shí)并非如此。在目前的重要油氣發(fā)現(xiàn)中，有相當(dāng)一部分都不屬于油氣地質(zhì)學(xué)認(rèn)識(shí)的有利區(qū)，許多盆地的凹陷部位和斜坡部位均發(fā)現(xiàn)有油氣聚集[17?19]。一些學(xué)者認(rèn)為，這些現(xiàn)象可能與地層在沉積方面的非均質(zhì)性密切相關(guān)[7，20?21]，所以，深入研究該區(qū)盒1 段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性特征，對(duì)認(rèn)識(shí)氣藏類型、分布特征、提高鉆井成功率及儲(chǔ)量動(dòng)用率有很大的意義。

1 儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性特征

裘亦楠等[22]將碎屑巖儲(chǔ)集層非均質(zhì)性由小到大分為儲(chǔ)層微觀孔隙非均質(zhì)性和宏觀非均質(zhì)性，儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性又可以分為層內(nèi)非均質(zhì)性、層間非均質(zhì)性和平面非均質(zhì)性[23]。對(duì)于常規(guī)砂巖，常用的儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性表征參數(shù)有砂地比、分層系數(shù)、滲透率突進(jìn)系數(shù)、隔層相關(guān)參數(shù)等。劉金華等[24]提出一種在超強(qiáng)非均質(zhì)性儲(chǔ)層定量表征中的滲透率滑度指數(shù)法，該方法需要基于各個(gè)深度段大量巖心測(cè)試滲透率實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)分析，運(yùn)用熵權(quán)數(shù)學(xué)算法計(jì)算非均質(zhì)綜合指數(shù)，實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)層非均質(zhì)性定量描述儲(chǔ)層層間、層內(nèi)、平面非均質(zhì)性。但該方法成本高，已經(jīng)不能滿足氣田勘探開(kāi)發(fā)需求，而從鉆井參數(shù)獲取儲(chǔ)層及隔層參數(shù)，開(kāi)展儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性研究的方法，操作簡(jiǎn)便，適用性更強(qiáng)。

1.1 砂地比

在常規(guī)砂巖發(fā)育區(qū)，由于砂體物性好，砂巖厚度與儲(chǔ)層基本相當(dāng)，砂地比可以表征儲(chǔ)層連通性。裘亦楠等[22]與羅曉容等[23]認(rèn)為存在一個(gè)砂地比門(mén)限值，低于該門(mén)限值時(shí)砂體之間基本不連通，砂地比越高砂體連通性越好，當(dāng)全部砂地比達(dá)到該門(mén)限值時(shí)，砂體全部連通，為油氣運(yùn)移輸導(dǎo)層。通過(guò)對(duì)實(shí)際砂地比統(tǒng)計(jì)研究認(rèn)為：當(dāng)砂地比小于0.3 時(shí)，多屬于孤立的砂體；當(dāng)砂地比介于0.3～0.5 時(shí)，可能會(huì)有局部連通；當(dāng)砂地比大于0.5時(shí)，砂體大面積連通。

研究區(qū)盒1段儲(chǔ)層屬于特低—低滲透砂巖氣藏，中北部盒1 段地層砂地比介于0.31～0.72，平均為0.51，說(shuō)明盒1段砂體大面積連通；南部盒1段地層砂地比介于0.22～0.45，平均為0.45，說(shuō)明盒1段砂體可能會(huì)有局部連通。研究表明：盒1段砂體縱向多期疊置，橫向疊合連片分布，中北部砂體連通性比南部砂體連通性好（圖2、圖3）。

圖2 杭錦旗東部盒1段順河道方向砂體連井剖面Fig.2 Sectional view of connected wells along channel direction sand body of He-1 Member in eastern Hangjinqi

圖3 杭錦旗東部盒1段砂體厚度等值線平面圖Fig.3 Plane map of sand body thickness contours of He-1 Member in eastern Hangjinqi

1.2 儲(chǔ)地比

鉆井?dāng)?shù)據(jù)揭示控制杭錦旗地區(qū)盒1 段儲(chǔ)層連通性的是有效砂體發(fā)育規(guī)模而非砂體發(fā)育規(guī)模。砂地比參數(shù)在研究區(qū)特低—低滲透砂巖領(lǐng)域具有一定的局限性，不能精確表征特低—低滲透砂巖儲(chǔ)層連通性，同時(shí)，由于隔夾層差異發(fā)育致使儲(chǔ)層縱向?qū)觾?nèi)非均質(zhì)性復(fù)雜化。因此，提出采用有效砂體厚度，即儲(chǔ)層厚度與地層厚度的比值（簡(jiǎn)稱儲(chǔ)地比）來(lái)表征儲(chǔ)層連通性。

受辮狀河沉積環(huán)境影響，研究區(qū)內(nèi)盒1段砂體縱向上發(fā)育有薄層孤立砂體、多期疊置砂體，同時(shí)不同砂體疊置樣式下砂體厚度、物性、連通性以及含氣性也具有一定的差異性。而儲(chǔ)層是油氣儲(chǔ)集的主要空間和載體，儲(chǔ)層的厚度、分布以及物性對(duì)油氣的聚集成藏有重要的作用。因此，開(kāi)展盒1段特低—低滲透砂巖儲(chǔ)層下限標(biāo)準(zhǔn)以及砂體組合關(guān)系分析是儲(chǔ)層非均質(zhì)性研究的基礎(chǔ)。

1.2.1 砂巖分類標(biāo)準(zhǔn)

研究區(qū)盒1段巖石類型為（含礫）粗—中粒石英砂巖和巖屑石英砂巖。南部孔隙類型以粒間溶孔和原生粒間孔為主，其次為粒內(nèi)溶孔和晶間微孔；北部孔隙類型以原生粒間孔為主，其次為粒間溶孔。統(tǒng)計(jì)南部盒1段108個(gè)砂巖樣品，其孔隙度介于1.71%～19.26%，以5 %～15 %為主，平均為9.54 %；滲透率分布在（0.05～3.53）×10?3μm2，以（0.15～2.50）×10?3μm2為主，平均為0.80×10?3μm2，屬于特低孔—特低滲透砂巖儲(chǔ)層，統(tǒng)計(jì)北部盒1 段統(tǒng)計(jì)56 個(gè)砂巖樣品，其孔隙度分布在2.3 %～19.9 %，以5.0 %～18.0 %為主，平均為12.8 %；滲透率介于（0.09～6.71）×10?3μm2，以（0.15～3.00）×10?3μm2為主，平均為1.08×10?3μm2，屬于低孔—低滲透砂巖儲(chǔ)層，北部盒1段砂巖物性較南部物性好。

通過(guò)四性關(guān)系分析，將盒1 段砂巖分為三類，分別對(duì)應(yīng)著3 種不同的電性特征，建立了盒1 段砂巖分類標(biāo)準(zhǔn)。Ⅰ類砂巖和Ⅱ類砂巖的物性和含氣性較Ⅲ類砂巖好，因此，Ⅰ類和Ⅱ類砂巖為盒1 段主要的儲(chǔ)層，Ⅲ類砂巖物性和含氣性差，一般測(cè)井解釋為致密層，也稱之非儲(chǔ)層。儲(chǔ)層孔隙度下限值為5%；滲透率下限值為0.15×10?3μm2；電性特征為自然伽馬曲線呈箱型或鐘型（圖4、圖5），自然伽馬上限值為75 API，聲波時(shí)差下限值為220 μs/m，電阻率下限值為15 Ω·m，補(bǔ)償密度上限值為2.55 g/cm3；含氣性特征采用氣測(cè)全烴來(lái)表征，其下限值為1%（表1）。鐘型的河道充填砂體物性及含氣性較差，由于沉積微相的變化造成盒1 段砂巖縱向上儲(chǔ)層段的致密層砂巖與泥巖作用類似，在氣田開(kāi)發(fā)過(guò)程中對(duì)流體運(yùn)動(dòng)具有隔擋作用，即為隔層[22]（圖2、圖4、圖5），致密層段和泥巖段相互疊合，而研究發(fā)現(xiàn)：盒1 段Ⅰ類儲(chǔ)層主要以光滑箱型心灘微相砂體為主；Ⅱ類儲(chǔ)層占比較少，以齒化箱型河道充填微相砂體為主。因此，統(tǒng)計(jì)得出砂體厚度不等于儲(chǔ)層厚度。

表1 杭錦旗盒1段砂體分類標(biāo)準(zhǔn)Table 1 Reservoir lower limit standard of He-1 Member in Hangjinqi

圖4 J51井盒1段儲(chǔ)層及隔層劃分Fig.4 Reservoir and barrier layer division of He-1 Member of Well-J51

圖5 J77井盒1段儲(chǔ)層及隔層劃分Fig.5 Reservoir and barrier layer division of He-1 Member of Well-J77

1.2.2 砂體組合模式

根據(jù)盒1 段砂巖物性、電性及其含氣性特征，單井縱向上可識(shí)別出儲(chǔ)層段、隔層段，其中，隔層段進(jìn)一步劃分為致密層與泥巖層。

儲(chǔ)層段與致密層或泥巖相互疊置（圖4、圖5），因此，根據(jù)盒1 段砂巖縱向上的沉積特征、厚度及疊置關(guān)系（圖2），將研究區(qū)盒1 段劃分為3 種砂巖組合模式（圖6）：Ⅰ類砂巖組合模式為遷移弱疊置型，縱向上發(fā)育多個(gè)儲(chǔ)層段，自然伽馬曲線呈箱型特征，隔層較發(fā)育，常被致密層和泥巖封隔，如J51 井、J77P3H井；Ⅱ類砂巖組合模式為弱遷移強(qiáng)疊置型，縱向上多期心灘疊置，儲(chǔ)層厚度大，隔層主要是泥巖和致密層，隔層厚度相對(duì)較薄，夾層發(fā)育，在盒1段底部?jī)?chǔ)層較發(fā)育，如J77井；Ⅲ類砂巖組合模式為強(qiáng)疊置型，儲(chǔ)層厚度大、連通性好，隔夾層欠發(fā)育，如J77P2H井。

圖6 杭錦旗東部盒1段砂巖組合模式Fig.6 Model diagram of sand body combination of He-1 Member in eastern Hangjinqi

研究結(jié)果顯示：在平面上，研究區(qū)內(nèi)南部砂體組合模式以Ⅰ類和Ⅱ類為主，北部砂體組合模式以Ⅲ類為主。

1.2.3 儲(chǔ)地比

砂體組合模式可以直觀地表征儲(chǔ)層與非儲(chǔ)層的縱向疊置樣式和連通性，但是不能表征砂體和儲(chǔ)層的橫向連通程度。鉆井資料揭示出盒1 段南部?jī)?chǔ)層相對(duì)孤立，隔夾層發(fā)育，連通性相對(duì)較差，而北部?jī)?chǔ)層連通性較好，整體呈現(xiàn)出疊合連片的特征，因此，通過(guò)計(jì)算儲(chǔ)層厚度與地層厚度比值來(lái)表征儲(chǔ)層的橫向連通性。研究發(fā)現(xiàn)盒1 段儲(chǔ)地比值呈現(xiàn)出南北分區(qū)的特點(diǎn)，以儲(chǔ)地比值0.3 為界。北東部較高，儲(chǔ)層連通性好，天然氣富集擁有有效的遮擋條件，儲(chǔ)地比介于0.25～0.71，平均為0.40；南部相對(duì)較低，連通性較中北部?jī)?chǔ)層連通性差，上傾方向存在物性或泥巖遮擋，但局部甜點(diǎn)富集，因此，局部存在儲(chǔ)層物性較好的井區(qū)，如J51—J122 井區(qū)、J56—J77 井區(qū)（圖7），儲(chǔ)地比介于0.12～0.40，平均為0.26。

1.3 隔層個(gè)數(shù)、分布頻率和分布密度

儲(chǔ)層與儲(chǔ)層之間非均質(zhì)性的差異，從一定程度上可以通過(guò)隔層的發(fā)育程度和分布規(guī)律來(lái)分析。通過(guò)單井巖性剖面及物性參數(shù)的分析統(tǒng)計(jì)，認(rèn)為研究區(qū)盒1 段儲(chǔ)層之間隔層發(fā)育，隔層巖性主要為泥巖、粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和細(xì)砂巖。南部盒1段隔層一般為1～6 個(gè)，平均為3.6 個(gè)，隔層總厚度介于11.1～35.6 m，平均為24.0 m；中北部盒1 段隔層一般為0～3個(gè)，平均為2.1個(gè)，隔層總厚度介于0～30.7 m，平均為17.2 m。隔層分布頻數(shù)是指每米儲(chǔ)集層內(nèi)非滲透性隔層個(gè)數(shù)[22]。南部盒1 段隔層分布頻數(shù)介于0.05～0.13 個(gè)/m，平均為0.09 個(gè)/m；中北部盒1 段隔層分布頻數(shù)介于0～0.12 個(gè)/m，平均為0.05 個(gè)/m。隔層分布密度是每米儲(chǔ)集層內(nèi)非滲透性隔層厚度[22]。北部隔層分布密度在0～0.52，平均值為0.25；南部隔層分布密度介于0.13～0.65，平均值為0.42，整體大于0.4。因此，南部隔層分布密度較中北部大。

隔層分布頻數(shù)和分布密度越大說(shuō)明儲(chǔ)層縱向?qū)娱g非均質(zhì)性越強(qiáng)。在J51—J122 井區(qū)及J55—J75 井區(qū)隔層分布密度大、隔層厚度大，說(shuō)明該區(qū)儲(chǔ)層段內(nèi)因物性變化形成縱向和側(cè)向遮擋，儲(chǔ)層連通性差（圖8）。同時(shí)，在平面上儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性南北差異性大，整體上呈現(xiàn)出儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性南強(qiáng)北弱的趨勢(shì)。研究區(qū)北東部盒1段儲(chǔ)地比值高，大于0.3，縱向上隔層個(gè)數(shù)少；南部?jī)?chǔ)地比值整體小于0.3，隔層個(gè)數(shù)多，局部?jī)?chǔ)地比值大于0.3，如研究區(qū)南部J77 井區(qū)隔層分布密度相對(duì)小，儲(chǔ)地比值相對(duì)較高，說(shuō)明該區(qū)為儲(chǔ)層段內(nèi)隔層厚度小，儲(chǔ)層厚度大，由于縱橫向致密層或泥巖的遮擋，易形成物性甜點(diǎn)區(qū)。

圖8 杭錦旗東部盒1段隔層分布密度等值線與試氣成果疊合圖Fig.8 Overlay map of barrier layer distribution density contours and gas test results of He-1 Member in eastern Hangjinqi zone

2 儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性對(duì)氣藏類型的影響

泊爾江海子斷裂南部的研究區(qū)內(nèi)，石炭系太原組和二疊系山西組的煤層及暗色泥巖是盒1 段氣藏的主要烴源巖，煤層累計(jì)厚度為15～25 m，Ro值介于1.1 %～1.3 %，生烴強(qiáng)度為（15～40）×108m3/km2，呈現(xiàn)“廣覆式”生烴的特征。北部什股壕區(qū)帶烴源巖發(fā)育差，下石盒子組氣藏卻能大規(guī)模聚集。孫曉[20]對(duì)什股壕區(qū)帶大量天然氣的組分特征、同位素特征及成藏條件的研究，認(rèn)為該區(qū)帶具有運(yùn)移距離遠(yuǎn)、成藏晚、甲烷含量高、干燥系數(shù)較大、相對(duì)密度小、異構(gòu)烷烴與正構(gòu)烷烴比值大、甲烷與乙烷碳同位素較重等異地運(yùn)聚特征，且存在與斷裂南部相似的特征。綜合什股壕區(qū)帶烴源巖發(fā)育特征分析認(rèn)為，長(zhǎng)距離側(cè)向運(yùn)移天然氣是斷裂北部什股壕區(qū)帶主要?dú)庠?，?段厚層砂體以及斷裂和不整合面是天然氣向北部側(cè)向運(yùn)移的主要通道[3]。因此，從儲(chǔ)地比和隔層2 個(gè)參數(shù)來(lái)分析盒1段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性對(duì)氣藏類型的影響。

2.1 氣水分布特征

杭錦旗地區(qū)東部盒1 段單井產(chǎn)氣量總體較西部鄰區(qū)低、水層較多，如：J77 井日產(chǎn)氣量為33 480 m3，日產(chǎn)水量為5.08 m3，綜合評(píng)價(jià)為工業(yè)氣層；J6 井、J74井、J76井均不產(chǎn)氣，日產(chǎn)水量分別為11、22.7、17.2 m3，為純水層。橫向上，該區(qū)高產(chǎn)氣井主要集中在南部地區(qū)，且平面差異性明顯，北部井產(chǎn)水量大；縱向上，該區(qū)氣層、含氣層、氣水同層、水層、干層相互疊置，天然氣在砂體上傾方向富集，并且以盒1段下部為主要的富集層段，呈現(xiàn)出上氣下水的分布特征（圖9）。

2.2 儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性對(duì)氣藏類型的影響分析

從砂巖儲(chǔ)層條件看，下石盒子組盒1段由南向北儲(chǔ)層物性變好，儲(chǔ)層非均質(zhì)性變?nèi)?，即向上傾方向砂體物性和連通性變好（圖2），分析認(rèn)為這是控制氣藏類型變化的主要因素。由圖7、圖8可知：研究區(qū)北東部盒1 段產(chǎn)水量整體比南部高，該區(qū)砂體連片發(fā)育，儲(chǔ)層厚度大、物性好、儲(chǔ)地比值大于0.3，河道心灘以垂向加積疊置為主，河道充填不發(fā)育、隔層個(gè)數(shù)少、隔層分布密度小，說(shuō)明儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性弱，儲(chǔ)層厚度大且縱橫向連通性強(qiáng)，上傾方向遮擋條件差，由連片心灘疊合構(gòu)成的河道形成天然氣向北運(yùn)移的通道，不具備形成巖性氣藏的條件，當(dāng)河道砂體與局部構(gòu)造相匹配時(shí)，天然氣才能聚集成藏，可形成構(gòu)造氣藏、構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏。已鉆井及其試氣成果揭示，該區(qū)縱向上多為含氣水層，局部?jī)?yōu)質(zhì)儲(chǔ)層與局部構(gòu)造的復(fù)合部位含氣性好，試氣井產(chǎn)水量多，產(chǎn)氣量少，為構(gòu)造氣藏、構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏區(qū)（圖9）。

圖9 過(guò)J77—J83井順河道方向氣藏剖面圖Fig.9 Cross-sectional view of gas reservoirs along channel direction of Well-J77 to Well-J83

中部地區(qū)盒1砂體受沉積相差異控制，砂體連通性由南部緩坡區(qū)向北部隆起區(qū)逐漸變強(qiáng)，天然氣運(yùn)聚模式由南部巖性封堵向圈閉聚集過(guò)渡。在縱向上，南部盒1 段多為多套隔層分隔的砂體組合而成，由于側(cè)向上泥巖或致密層發(fā)育，起遮擋作用，天然氣易聚集成藏，物性好的Ⅰ類儲(chǔ)層易形成氣層、氣水同層，物性差或者砂體孤立層段的Ⅱ類儲(chǔ)層易形成含氣層、孤立束縛水層。儲(chǔ)層厚度小、儲(chǔ)地比值低、隔層個(gè)數(shù)大、隔層分布密度大、局部?jī)?chǔ)地比值大于0.3，說(shuō)明儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性強(qiáng)，儲(chǔ)層縱橫向連通性差。已鉆井及其試氣成果揭示，該區(qū)縱向上氣層—含氣層—?dú)馑瑢印蓪印畬盈B置互層分布格局，為巖性氣藏區(qū)。

研究區(qū)內(nèi)從南向北盒1段順主河道方向，以Ⅰ類儲(chǔ)層為主，局部為Ⅱ類儲(chǔ)層。Ⅰ類儲(chǔ)層厚度逐漸增大，隔層欠發(fā)育，儲(chǔ)地比大于0.3，儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性弱，但連通性好、含氣性整體較差，成為天然氣向北側(cè)向運(yùn)移的主要通道，在局部構(gòu)造發(fā)育區(qū)見(jiàn)明顯的氣水分異現(xiàn)象，高部位含氣性較低，而低部含氣性好，局部低部位以水層為主，局部構(gòu)造高部位以氣層和氣水同層為主，發(fā)育范圍小。Ⅱ類儲(chǔ)層以含氣層為主，整體含氣飽和度較低。

研究區(qū)南部盒1段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性強(qiáng)，含氣性優(yōu)于中部和北部，高儲(chǔ)地比值的厚儲(chǔ)層地區(qū)是巖性氣藏發(fā)育區(qū)的井位部署有利目標(biāo)區(qū)（圖7、圖8）。目前，依據(jù)儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性關(guān)鍵參數(shù)的描述及氣藏類型分區(qū)方法已推廣至杭錦旗探區(qū)，并依據(jù)氣藏類型劃分方法進(jìn)行了不同層位的氣藏類型平面分區(qū)，為井位部署工作提供了理論依據(jù)，同時(shí)也指明了勘探方向，使探井成功率從43%提高到59%。

3 結(jié)論

1）盒1 段砂體縱向多期疊置，橫向疊合連片分布，中北部砂體連通性比南部砂體連通性好。Ⅰ類儲(chǔ)層為箱型心灘微相，Ⅱ類儲(chǔ)層為齒化箱型河道充填微相，Ⅰ類儲(chǔ)層物性較Ⅱ類儲(chǔ)層物性好。通過(guò)儲(chǔ)層縱向發(fā)育特征精細(xì)解剖，明確了3種砂體組合模式及其分布特征，南部以Ⅰ類和Ⅱ類為主，北部以Ⅲ類為主。

2）盒1段儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性呈現(xiàn)出南強(qiáng)北弱的特征：南部?jī)?chǔ)地比小于0.3，隔層發(fā)育，隔層分布密度大于0.4；北東部?jī)?chǔ)地比大于0.3，隔層欠發(fā)育，隔層分布密度小于0.4。

3）儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性是影響盒1段儲(chǔ)層氣藏類型的主要因素。南部?jī)?chǔ)地比小于0.3 的地區(qū)，儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性強(qiáng)，發(fā)育巖性氣藏；北東部?jī)?chǔ)地比大于0.3 的地區(qū)，儲(chǔ)層宏觀非均質(zhì)性弱，在局部微幅構(gòu)造發(fā)育區(qū)有利于形成構(gòu)造氣藏、構(gòu)造—巖性復(fù)合氣藏。因此，南部巖性氣藏區(qū)為井位部署有利目標(biāo)區(qū)。