0 引言
近些年来，随着油气勘探技术的不断进步，传统上仅依靠对沉积相的宏观刻画已无法更加深入地研究储层砂体的内部特征和非均质性。在此背景下，砂体叠置模式的研究逐步成为指导剩余气勘探开发领域中备受瞩目的前沿研究方向之一。一方面，储层之间广泛发育各类夹层，这些夹层的存在使得储层在垂向和横向上的岩性、物性及含气性变得复杂多变；另一方面， 沉积作用、成岩作用以及构造作用极大地改变了储层的原始孔隙结构与渗透率分布，致使储层非均质性显著，这对精准预测剩余气的分布产生了巨大的困难；而一些学者已经明确不同砂体叠置模式对剩余气分布存在诸多影响。例如杜殿发等［1］通过分析泥岩夹层上部和下部的平均剩余油饱和度的关系明确剩余油富集区。雷涛等［2］发现复合式、侧拼式由于砂体相互切割叠加使得连通性更好，优质储层钻遇率更高。贾瀛等［3］发现砂体的叠置样式对储层物性非均质具有明显控制作用，切叠型砂体可以形成更厚的砂体，且渗透率相对较高，非均质性相对较弱。张益等［4］通过数值模拟方法发现纵向和横向砂体叠置会对水平井生产带来明显影响，造成稳产期短、产量开发早期就呈现递减的现象。刘君龙等［5］发现湖平面升降控制着浅水三角洲不同成因类型砂体的分布规律与叠置样式，该模式不仅能为前陆盆地发育的浅水三角洲相关研究与实践提供有益指导和参考，还能够进一步充实和拓展浅水三角洲理论在陆相湖盆中的应用范畴。LI等［6］通过连通度系数表征砂体的实际连通程度，用于判断单砂体的连通情况。
神木气田的勘探工作开始于20世纪90年代初期，1996年，第一口勘探完钻的陕201井在井深2 777 m的上古生界下二叠统太原组钻遇石英砂岩17.6 m，测井解释气层为10 m，试气获得2.7×104 m3/d的无阻流量［7］。2003年，在陕201井以北22 km处完钻的双3井钻遇太原组、山西组2段（山2段）、山西组1段（山1段）气层，并且在太原组、山2段试气分别获得无阻流量2.5×104 m3/d、6.9×104 m3/d，由此拉开了神木气田大规模勘探的序幕。时至今日神木气田已累计生产天然气超过300×10⁸ m3，成为长庆油田继靖边、榆林、苏里格气田后，第四个具备年产50×10⁸ m3天然气生产能力的大气田。山西组作为神木气田的主力层，部分学者对该层位沉积相、成岩相、储层特征、气藏特征、地层水分布已经开展大量的研究工作［8-11］。S51研究区位于神木气田中部，纵向上，气层呈现多期次发育特征，主要以薄层形式存在，气层、差气层及干层的影响因素尚未厘清，且气层间连续性较差，难以形成完整的连通体系。横向上，气层以片状孤立分布为主，连续性不强，厚度普遍为2~4 m，分布差异明显，存在厚度高值区和低值区，气层在横向和纵向上均表现出较强的非均质性。目前，神木气田作为中国重要的天然气田之一已进入中后期勘探开发阶段，主力区块实现工业化生产，天然气产量相对稳定，开发重点逐渐转向剩余气挖潜。然而，由于气田非均质性强、气层连续性差、剩余气分布规律不明确，开发难度日益增大。为进一步明确气藏特征、优化开发方案，亟需通过明确砂体叠置模式及其对剩余气分布的控制作用，为剩余气挖潜提供科学依据。
本文结合前人研究成果并整合录测井数据、钻井取心样本、铸体薄片分析等资料，精细剖析 S51 井区二叠系山2段砂体叠置模式，通过储层物性以及气层平面分布等手段探究砂体叠置模式与气藏分布内在规律，为神木气田精确预测剩余气分布提供理论与实践依据，以期提升我国致密砂岩气田开发效率效益，推动天然气勘探开发事业向更为精准、高效的方向迈进。
1 地质背景
神木气田位于陕西省榆林市榆阳区，西邻榆林气田，北与大牛地气田相邻，南抵子洲气田、米脂气田，东部、北部为冀东油田流转区，构造上所处位置为鄂尔多斯盆地伊陕斜坡的东北部［7］。区内地层自下而上发育二叠系太原组、山西组及石盒子组。S51井区相对主力层为盒8段、山2段以及太原组气层。基于前人［8-12］对S51区山2段的研究成果，结合本文对该区岩性特征、测井曲线响应以及沉积构造的综合分析，认为山2段主要为河流—三角洲沉积体系，沉积环境以三角洲平原亚相为主，发育分流河道、淡水湖泊、沼泽等沉积微相。山2段物源主要来自北部，砂体整体呈南北向条带状展布，厚度平均可达21 m，是良好的天然气储集层，山2 3亚段顶部以及太原组顶部发育5#煤层以及6#煤层［13-14］，为气藏的形成提供了优质且稳定的烃源岩，与淡水湖泊沉积的泥岩形成多套生储盖组合（图1）。截至目前，S51井区共计投产井261口，累计生产天然气27.7×108 m³。
2 储层岩相与物性特征
图2 S51井区山2段典型岩相特征（a） S51井2 500.10 m 深灰色块状层理粗砂岩相；（b） S51井 2 577.55 m 灰黑色块状层理中砂岩相；（c） S51井 2 531.30 m深灰色平行层理粗砂岩相；（d） S51井2 572.85 m深灰色平行层理中砂岩相；（e） M22井2 221.30 m灰绿色交错层理中砂岩相；（f）S12井2 430.46 m灰褐色水平层理泥岩相 Fig.2 Typical lithofacies characteristics of the second member of Shan Formation in S51 well block |
图3 S51井区不同位置山2段孔隙度（a）和渗透率（b）分布Fig.3 Distribution of porosity （a） and permeability （b） of the Shan 2 Member in different locations of the S51 well block |
3 单砂体识别与砂体叠置模式
3.1 单砂体识别
河道边界面的精确识别是开展单砂体精细刻画与划分的关键地质依据。通过准确刻画砂体的几何形态、厚度及空间展布特征，从而为砂体叠置关系研究提供重要的基础地质数据。研究区山2段水体较浅，受频繁河道迁移与改道作用影响，形成了多期河道砂体相互切割、叠置的复杂空间配置关系。
（1）河道高程差异
高程差异是单砂体识别的重要标志之一，不同时期的沉积环境（如水流强度、物源供应等）会导致砂体在垂向上出现高程差异，反映沉积条件的动态变化，能够帮助确定砂体的空间展布和叠置关系。S33-48C4井及S34-56C3井2套砂体距离顶部标志层距离不同且测井曲线形态明显不同［图5（a）］，因此可以判断2口井之间的砂体不存在接触关系。
（2）河道间充填
河道间充填是识别单一分流河道边界的标志之一，若分流河道砂体不存在高程差，但砂体之间发育泥岩、粉砂质泥岩等细粒沉积物也会将分流河道砂体隔开，S34-56C3井及S34-59C8井发育2套砂体，而中间的S34-56C2井充填大量的泥质物质［图5（b）］，因此可以判断2套砂体并没有相互接触。
（3）“厚—薄—厚”特征
3.2 砂体叠置模式
3.2.1 垂向砂体叠置模式分类及识别标志
（1）孤立式
（2）叠加式
叠加式是指不同时期形成的砂体在垂向上依次堆积、相互叠加的一种分布状态。在三角洲平原亚相中，河道往往会随着时间推移而发生迁移。当一条河道废弃后，其内部沉积的砂体暂时保留，后续新的河道可能会在相近位置再次发育，并进行新的沉积作用，新的砂体沉积在老砂体之上，如此反复，就形成了多个砂体的叠加。S33-57C3井山2 2亚段中部在一段箱形自然伽马曲线中有处明显的高值，表明存在泥质沉积。且2套砂体的箱形自然伽马曲线没有明显的变化，这表明2套砂体相互接触相互叠加没有发生明显的切叠作用。
（3）垂向切叠式
3.2.2 横向砂体叠置模式分类及识别标志
3.2.2.1 分离式
3.2.2.2 对接式
对接式是指同期形成的分流河道或同一河道的不同分支在水平方向上相互对接，但没有切割迹象。这种叠置模式使得砂体在横向上具有较弱的连续性。研究区该类型发育较少。S34-55C7井山2 1亚段单砂体较薄，S33-57C7井山2 1亚段顶部单砂体也较薄，2套单砂体距顶部距离相同，且2套砂体之间的距离较远可能在砂体末端处相互接触，属于对接式（图6）。
3.2.2.3 横向切叠式
横向切叠式是指分流河道频繁改道迁移，使得分流河道相互切割。这种叠置模式连通性好，可以形成良好的天然气运移通道。S33-57C7井山2 2亚段顶部单砂体较薄，邻井S33-44C3井山2 2亚段顶部单砂体较厚，2口井间距较近，单砂体可能发生相互切割、冲刷作用。
通过分析总结研究区不同单砂体叠置模式特征，总结出研究区不同单砂体叠置模式及其测井曲线特征如图7所示。
4 砂体叠置模式对天然气赋存的影响
4.1 砂体叠置模式物性特征
为精细研究神木气田山西组砂体叠置模式，以及砂体叠置模式对于天然气富集影响，利用开发井测井资料，建立了垂直物源以及顺物源方向的连井骨架剖面（图8）。
日产气方面，S27-41C3井山2 2亚段中部及山2 1亚段顶部气层产量较低，这2组砂体都是垂向叠加式，砂体之间发育隔夹层连通性较差，相比之下S27-41C2井山2 1亚段底部气层以及S37-56井山2 1亚段底部气层产量高，2处气层砂体以垂向切叠式、横向切叠式为主，垂向切叠式其物性更好，横向切叠式砂体展布范围更广，接触气源的面积更大。
通过观察垂向不同叠置模式的铸体薄片发现，切叠式砂体溶蚀作用更为强烈，孔隙类型以粒内溶孔为主，孔隙度更高，喉道更宽，胶结作用较弱。而叠加式砂体压实作用强烈，颗粒之间以凹凸接触为主，孤立式砂体胶结更加强烈，孔隙类型主要以粒间溶孔为主，二者相较于切叠式砂体储层物性较差（图10）。
4.2 砂体叠置模式与剩余气分布关系
研究区山2段砂体叠置模式主要分为分离式、孤立式、对接式、叠加式、垂向切叠式、横向切叠式等6种类型。受古环境、分流河道摆动等影响，多期分流河道砂体相互切叠、叠加使得剩余气分布类型与特征也相对复杂。
针对研究井区不同砂体叠置模式，剖析剩余气富集规律并构建富集模式，建立剩余气分布模式。孤立式、分离式砂体因自身不连通，且受前期气藏认知局限、井网井距配置缺陷影响，剩余气未有效动用，是下一步剩余气挖潜的主要区域［31］。对接式或叠加式由于砂体之间连通性弱，导致砂体边界处剩余气富集，其中叠加式砂体由于存在高程差异，其上部砂体边界更易富集剩余气。垂向切叠式砂体间也存在高程差异，在高部位砂体边界也富集剩余气。尽管横向切叠式砂体连通性较好，但由于隔夹层或物性差异，剩余气仍可能富集于砂体边界或未被井网控制的区域。多期砂体呈复合切叠式，因其横向展布范围广，纵向切叠模式更为复杂，采气井之间部分区域尚未被波及，富含剩余气（图11）。
4.3 砂体叠置模式与气藏关系
研究区山2段页岩TOC含量较高（0.07%~16.5%）且厚度较厚，山西组页岩或煤生成的天然气能够近距离、有效地排出到相邻砂岩中［33］，S35-48C1井和S34-55C5井的气藏厚度最大可达8 m以上，这2口井在垂向上呈现出多期次砂体的相互切叠和叠加特征，导致其砂体厚度相对较厚。在横向上，S35-48井、S35-48C1井和S34-55C5井的砂体分布呈现出“厚—薄—厚”的规律性变化特征，砂体之间存在明显的横向切叠关系。这种切叠关系其横向砂体展布范围更广，能够接触到更多气源，砂体之间也具有更好的连通性，为气藏的相互运移提供了有利的地质条件，储层物性方面研究区横向切叠式砂体具有更好的孔渗条件，为天然气提供了良好的储集空间。并且南侧发育背斜构造，天然气因密度低向上运移，趋向构造高点，且山2 2亚段顶部发育薄层泥岩为天然气成藏提供了良好的盖层条件。S35-48C1井、S34-55C5井以及S34-55C6井均位于构造相对较高的部位，因此气藏厚度也相对较厚（图13）。
研究区东部S38-48C4井气藏厚度相对较厚，由于该处多期砂体相互切叠、叠加使得砂体发育更厚，其余3口井的叠置模式以孤立式、分离式、叠加式为主，其气藏厚度也相对较薄。S38-48C4井、S38-48C3井以及S38-46C3井这3口井顶底部发育厚层泥岩，因此相邻砂体具有良好的气层显示，并且这3口井相较于S38-48C5井海拔较高，天然气密度低向上运移，趋向于构造高点（图14）。
对2组气藏剖面的分析结果显示，气藏较厚的井，其形成机制通常与多期砂体在垂向和横向上的相互叠置密切相关，这些砂体往往是多期砂体相互切叠、叠加形成的复合砂体［19］。垂向以及横向切叠式砂体储层物性更好，并且厚度更厚、平面展布面积更大更能接触到气源，是有利的储集层。此外，不同期次砂体相互叠加或切叠时，其接触面往往存在一定的渗透率差异，这种差异在一定程度上能够阻挡天然气的进一步运移，能够形成良好的盖层，促使天然气在该处富集。最终由于构造活动影响，天然气向背斜上部运移时被构造高部位的圈闭阻挡，形成气藏。
5 结论
（1）由于古环境变化与分流河道迁移，通过河道高程差异识别、河道间充填物岩性，结合“厚—薄—厚”特征判别，将鄂尔多斯盆地神木气田S51区山2段砂体垂向划分为孤立式、叠加式、垂向切叠式；横向细分为分离式、对接式、横向切叠式。其中，垂向切叠式与横向切叠式砂体，因受河道多期叠置改造，储层颗粒分选磨圆孔渗结构更优，砂体更厚，构成优质储集层。
（2）明确砂体叠置模式对剩余气分布的影响。由于垂向切叠式以及叠加式其砂体高程差异较大，因此其上部砂体边界往往存在剩余气，对接式以及横向切叠式其砂体平面展布更广，其砂体中部往往富集剩余气。
（3）研究区气藏发育受砂体叠置模式和构造特征共同控制，平面上研究区砂厚大于10 m处其砂体以切叠式为主，通常具有良好的气藏显示；叠加式、对接式由于存在薄层泥岩连通性差其气藏相对独立；天然气因密度低常富集于研究区构造高部位，且构造高部位常具备较好的封闭条件最终形成了良好的气藏。
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