岩性致密，非均质性强，压实作用、胶结作用、交代作用、骨架颗粒的溶蚀作用，是形成低孔、低渗储层的主要原因[4]，盆地苏里格气田上古生界气藏含气面积大、资源总量大，但是丰度低、物性差，开发难度较大。其储层砂体多以透镜状、河道条带状或叠置形态不稳定发育，不同部位的物性具有差异性，加之烃源岩的分布、生排烃强度等在全区并不一致，导致气藏的含气特征十分复杂[7]。产层为二叠系石盒子组盒8段和山西组山1段，气层压力为27～32MPa，气层埋深在3200～3410m，压力系数一般在0.83～0.89。对苏6井区进行的试采和开发前期评价初步结果表明，气层厚度较薄，平均气层厚度为8～20m；气层连续性差，单个含气砂体规模小，一般长为1000～2500m，宽为100～250m；单井产能变化较大，产量为(30～1)×104 m3/d，在试气和试采过程中，地层压力下降快，后期压力恢复慢，这严重制约了该区致密气的规模开发[8]。 1.5 地质环境
鄂尔多斯盆地位于中国中部的黄土高原和荒漠草原地带，位于秦岭以北，阴山之麓，总面积约6为25×104平方公里。盆地内沉积岩厚度为5000-18000m，区域坡度为3-5m/km，盆地为大宽型西倾单斜构造，盆地构造大体形态显示为一东翼宽缓、西翼陡窄的不对称大向斜的南北向矩形盆地，盆地边缘摺皱发育，内部地层平缓，倾角一般不超过1°，这一稳定单斜构造为油气的聚集和保存提供了稳定条件。盆地内主要的产气层位上古生界二叠系发育的太原组、山西组、石盒子组及石千峰组，均有良好的工业气流[19]。
鄂尔多斯盆地内发育油、气、煤等大型矿产资源，是中国西北部地区重点勘探和开发的主要地区，该盆地是古生代华北地台西端残余的克拉通盆地[9]，根据具体位置、现今构造形态和盆地构造演化史，可分为5个演化阶段，即前寒武纪拗拉原，早古生代古海，晚元古代沿海平原，中生代内陆盆地和新生代周缘断陷（图2）。
盆地上古生界为石炭系本溪组，太原组，上二叠系山西组，太原组，上石盒子组，二叠系组和石千峰组的过渡性和陆相相沉积。本溪组，太原组和山西组含煤地层为主要烃源岩，山西的河流三角洲砂岩和上石河子和石千峰组厚的湖相泥岩为区域盖层。苏里格，榆林，大牛地等大型气田已在鄂尔多斯盆地北部上古生界发现。其中，苏里格气田是中国目前发现的最典型致密砂岩气层，其东南地区含气层位为下石盒子组的盒８段和山西组山１、山２段，主力产气层位为盒８段，是目前中国最大的气田[9]。
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图2 鄂尔多斯盆地的构造发展图（据Liu Guangdi，2013修改）
2 苏里格气田致密砂岩气的特征和成因
2.1 成藏基本条件 2.1.1气源岩
苏里格气田属上古生界含气系统，致密气主要来源于本溪-山西组的广覆型煤系烃源岩，来源较为单一。煤层累计厚度一般10~20m，最厚达25m，有机碳 含量70. 8%~83. 2%，氯仿沥青“A”0. 61%~0. 8% ，总烃1757. 1~2539. 8 ppm；暗色泥岩一般厚度100~150m，有机碳含量2. 25%~3. 33%，氯仿沥青“A”0. 037~ 0. 12，总烃163. 76~361. 6 ppm，具有III型干酪根特征。已有研究表明，在生气高峰时苏里格气田及其附近的烃源岩生气强度分布于18×108~40×108 m3/km2 之间（如图3），具备形成大中型气田的烃源岩条件[9]。 2.1.2 储集层
苏里格气田主力储层为下石盒子组底部的盒8砂体和山西组上部的山1砂体。盒8段低位体系域的下切河道充填砂体，该砂体厚度大，一般为10~50m；砂层多期叠置，砂体宽度为10~20km，南北可延伸200km以上。山1低位体系域的三角洲平原分流河道砂体相对较窄，一般宽度为3~5km，砂岩厚度为5~15 m。从储层微观特征看，盒8山1段储层主要为中粗粒、含砾粗粒石英砂岩，储集空间以各种类型次生溶孔为主。 2.1.3 盖层
上石盒子组发育一套分布稳定的河漫湖相泥质岩，厚100m以上，构成上古
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气藏的区域盖层。此外，气藏上覆泥岩及上倾方向致密泥岩提供了气藏良好的直接盖层及侧向封堵条件。对盖层评价表明，上古生界泥质岩类在埋藏深度超过1900m时，其渗透率为0. 01×10-3?m 2 ，饱和水突破压力达到10MPa，即形成较强的封盖能力。从盆地分析中可知，盆地内不同地区的上石盒子组埋深在早中侏罗世已达到2000m，因此侏罗纪，即形成了良好的盖层[9]。
丰富的烃源岩、区域上近南北展布的带状砂岩体、广厚的区域盖层加之侧向(上倾方向) 的分流间湾、支间洼地、河漫相泥岩以及致密砂岩的遮挡，在空间上构成了理想的生、储、盖组合，也是构成苏里格气田大型岩性圈闭(气藏) 体系的根本地质条件[9]。
图3 上古生界烃源岩生气强度图(据刘圣志，2005修改)
2.1.4 沉积构造特征
鄂尔多斯地区属华北板块西部构造的次级构造单元，受北侧兴蒙海槽、南缘秦祁海槽、西缘贺兰拗拉槽及东缘濒太平洋构造带俯冲、消减的影响，先后经历了晚古生代-早中生代地台盖层稳定沉积和印支后地台活化两个发展阶段，形成了一个多期构造应力叠加、多沉积体系、周缘活动、内部相对稳定、地层结构完整、接触整合、变形幅度小的复合克拉通盆地。苏里格气田上古生界气藏类型主要属于地层圈闭型、岩性圈闭型，形成于克拉通背景下，后期又经历了差异性隆升改造[19]。研究区地处内蒙古自治区伊克昭盟境内，区域构造上属于伊陕斜坡西北部，西起内蒙古自治区鄂托克前旗，东到陕西省靖边县，北起内蒙古自治区鄂托克旗，南至陕西省吴旗县。该区北部地表为草原、沙丘，南部为黄土塬地貌。 2.2 致密砂岩气成藏的基本特征
鄂尔多斯盆地上古生界天然气主要来自石炭系本溪组和下二叠统山西组煤
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层，主要储集在二叠系山西组和下石盒子组致密砂岩中，其中河流—三角洲砂岩发育在山西组的第二个构造和下石盒子组的第八个构造是主要的储集层，上部的石盒子组泥岩是主要的盖层岩石。烃源岩和储集岩直接接触的面积很大。这种源和储层组合模式通常会产生含气致密砂岩。甜点具有较高的含气饱和度和较高的产量，但广泛分布的致密砂岩气饱和度低，天然气产量低，这是鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩气成藏特征[9]。 2.2.1 上古生界天然气成藏特征
鄂尔多斯盆地上古生界从下向上划分为上石炭统本溪组、下二叠统太原组和山西组、中二叠统下石盒子组和上石盒子组及上二叠统石千峰组。烃源岩发育在本溪组、太原组和山西组，工业气层在各组地层中都有分布，但以下石盒子组和山西组为主含气层系，其天然气探明储量占上古生界的95%以上[20]。
1）致密砂岩油藏开发出甜点
根据目前我国碎屑岩储层的分类，孔隙度低于10％，渗透率低于0.1×10-3?m2
的储层属于低孔低渗储层。渗透率低于0.1×10-3?m2的储层属于最低渗透率储层。鄂尔多斯盆地北部上古生界气藏的孔隙度和渗透率统计表明，该气藏是一个典型的低孔低渗储集层，因为其孔隙度介于2％和10％之间，最大值为18％，渗透率在0.01×10-3?m2?0.5×10-3?m2之间。对于主产气储层，即最佳采场，孔隙度一般大于6％，渗透率一般在1×10-3?m2以上，这意味着在低孔隙度和低渗透率背景下局部发育甜点。因此，鄂尔多斯盆地北部气藏的第一个特征是储集层为致密砂岩，孔隙度低，渗透率低，但孔隙度较高，渗透率较高[9]。
2）垂直和横向的甜点重叠，形成广泛分布的有效储层
鄂尔多斯盆地苏里格气田主要储集层为河流—三角洲沉积。单个河道砂体的分布范围有限，并且其透镜形状分布的连续性差。单层砂层的总厚度为2-5m（图4）。剖面中显示的是在单个通道中形成的单个甜点。在苏里格气田的单个沙床中，甜点分散在致密砂岩中。
在重叠每个单层的甜点之后，发现最初分离的甜点变得重叠并连通。在每个单层的平面重叠之后，甜点的面积比从每个单层的15％-35％增加到整个床的96％。由于河流的迁移，不同时期的甜点可以垂直重叠，也可以形成一个大面积分布且连通的有效储层。
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图4 鄂尔多斯盆地苏里格气田苏6砂体横截面图（引自Liu Guangdi，2013）
3）致密砂岩广泛含气，甜点富含天然气
天然气田含气饱和度统计表明，上古生界广泛分布的致密砂岩均为含气砂岩，甜点具有较高的含气饱和度。
利用测井资料，对苏里格气田116口井致密砂岩和甜点的孔隙度，渗透率和含气饱和度进行了解释和统计分析。结果表明，甜点的含气饱和度高于致密砂岩，盒8段中最佳点的气体饱和度较高，主要介于60％?70％之间，平均为59％，致密砂岩的含气饱和度较低，主要在40％?50％之间，平均为46％；山1段储层中甜点的平均气体饱和度为63％，致密砂岩的平均气体饱和度为46％。
4）在甜点和致密砂岩之间没有密封界面，形成开放的气藏
沉积相分析表明，苏里格气田上古生界储层发育主要受沉积微相控制。甜点主要为粗砂岩，沉积于辫状河流的河道坝中，致密砂岩主要为细砂岩，沉积于辫状河道中，甜点呈透镜状分离，分布在广泛致密的砂岩中，甜点和周缘致密砂岩具有沉积过渡关系（图5）。
图5 上古生界苏里格气田甜点和致密砂岩的沉积模式图（据Xiao Wei，2008修改）
鄂尔多斯盆地压力系统的计算结果也表明[9]，甜点与致密砂岩之间没有明显的密封界面。鄂尔多斯盆地上古生界地层压力测试结果表明，异常压力地层最大负压为11.4MPa，等于气体密度为0.835kg/m3时气柱高度为1363m。在地层倾角4°处，这个气柱高度等于沿地层倾角19.5km的最大气体，这与上古生界三角洲
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