复合砂体宽度基本一致，整体上说明致密砂岩和甜点是含气的。因此，可以得出结论，鄂尔多斯盆地的甜点和致密砂岩处于相同的压力系统中，并且可以在它们之间交换气体。单一最佳位置气体积累的边界是开放的，形成了一个开放的气体积累系统。
2.2.2 下古生界天然气成藏特征
1）气源为混源气
下古生界天然气藏主要形成于奥陶系风化壳顶部，其上为上古生界煤系地层烃源岩，其下为奥陶系碳酸盐岩烃源岩，厚度500～800 m，有机碳含量为0.15%～0.24%，镜质体反射率Ro为2.0%～4.5%，演化程度高，属腐泥型过成熟气源岩。因此，下古生界天然气藏具有上下古供气的地质条件。对比长庆气田上古生界和下古生界气层中天然气地化特征[20]，下古生界气层天然气干燥系数为99.07%～ 99.49%，含硫量为0.039%～0.367%，而上古生界气层干燥系数为96.15%，含硫量仅为10mg/m3，很明显，下古生界气层天然气具有干燥系数大、含硫量高特点
[17]
。
热模拟实验资料表明[13]，二叠—石炭系煤热模拟气δ3 C1、δ3 C2、δ3 C3分别
为-32.35%、-25.12%、-23.15%，奥陶系碳酸盐岩热模拟气为-32.56%、-31.12%、-27.96%，奥陶系碳酸盐岩热模拟气与二叠—石炭系煤热模拟气相比较，δ3C1相似，但奥陶系碳酸盐岩热模拟气δ3C2和δ3C3具有明显偏负特征，这一特征是区分上下古气源岩天然气的重要标志。
2) 古隆起、古陆控制了储集层展布
下古生界天然气藏储集岩类主要为细粉晶白云岩，发育10余层，之间被泥岩分隔，单层厚度薄，一般为2～5m，储集类型以裂缝—溶蚀孔洞为主，孔隙度变化在0.35%～19.8%，单层平均孔隙度一般为3.5%～8.0%。渗透率变化较大，最低为0.000041×10 -3?m2，当有裂缝发育时，最高可达数百个10 -3?m2以上，气层一般在1×10 -3?m2。储层展布受古隆起、古陆斜坡带发展演化控制[20]。
a. 弧形沉积斜坡带是有利沉积相区
早奥陶世马五期，盆地中部吴旗至庆阳发育古隆起，局部未曾接受沉积表现为古陆，该古隆起向南延伸到黄陵以东，盆地北部为伊盟古陆，该古陆与中央古隆起时断时连，在平面上表现出环形隆起特征。在隆起内侧形成沉积斜坡，发育含膏云坪相带，形成含膏白云岩，白云岩中的石膏为后期溶蚀主要对象，有利于孔洞层形成，因此，弧形沉积斜坡形成的环状含膏云坪相带是良好储层发育的有利相带[20]。
b. 弧形构造斜坡带有利于古岩溶储层形成
加里东运动使奥陶系地层抬升剥蚀，碳酸盐岩发生风化淋滤作用。中央古隆
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起和古陆这时又表现为构造隆起，构造隆起斜坡带岩溶水排泄通，溶蚀作用强烈，沿斜坡形成多个岩溶台地和溶蚀潜沟，溶蚀孔洞发育，成为储层发育的有利地区。溶蚀潜沟充填强烈，储层不发育[13]。
鄂尔多斯盆地古隆起控制天然气成藏主要是通过控制储层展布，而其他盆地古隆起(例如四川盆地的开江古隆起)是通过控制天然气运移方向和聚集而富集成藏，这是鄂尔多斯盆地古隆起控制天然气成藏的特征。
c. 岩性致密带和构造斜坡配置形成了风化壳气藏的上倾封闭
在构造隆起斜坡带岩溶孔洞形成时，地形为西高东低，岩溶水沿斜坡由西向东排泄，在盆地东部发生充填，形成充填孔洞层，表现为岩性致密带。这一西为孔洞层发育区东为孔洞层充填区的早期成岩相带分区被埋藏至印支晚期，这时天然气开始生成。在天然气形成时，煤系地层酸性水进一步对孔洞层进行溶蚀和改造，最终形成现今的既具有大气淡水岩溶、又具有埋藏酸性水岩溶的多成因岩溶储层特征。天然气早期向古隆起和古陆方向运移，在孔洞层中发生天然气初步聚集。燕山期是天然气大量形成时期，盆地古构造倾斜方向发生瞬时针旋转，由原先东倾依次变为南西—南—西南，燕山晚期形成现今的构造西倾特征，早期的岩性致密带处于构造斜坡上倾方向，形成了孔洞层的上倾封闭，并与上覆铝土岩盖层匹配，形成良好的古地貌—岩性复合圈闭(如图7)，天然气运移方向也发生调整最终定位。
图7 鄂尔多斯盆地风化壳气藏圈闭模式图（据杨华，2005修改）
2.3 致密砂岩气藏的成藏机理
由于鄂尔多斯盆地上古生界具有缓倾斜储层和源区与储集层直接接触面积大的特点，天然气的成藏机理和积聚过程与常规天然气藏的积累有明显不同。以前的研究表明，油源与油藏压力差是油气藏形成过程中的主要驱动力，而高位移
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压力的积聚也是相当不同的，而从油源到油气层再到储层之间的充注需要较高的超压差源。同时，高位移压力增加了储层内天然气运移的阻力，限制了天然气在致密砂岩中的自由流动，另外，由于储层的轻微倾斜，浮力效应减小，因此限制了致密储层内天然气的横向运移，从而限制了运移规模和距离。 2.3.1 由源和储层之间的压差过大驱动的非达西流动充注
通过苏里格气田不同渗透率的砂岩样品进行天然气流动充注模拟实验。渗透性的样本是（0.011-1.37）×10-3?m2。充气实验在10MPa/m，8MPa/m和4MPa/m压力梯度的条件下，记录充气时间和充气量。通过分析实验结果，可以在回归后生成实验条件下启动压力梯度和起始渗透率之间的相关性（图6）。图6表明，当渗透率为0.1×10-3/?m2时，最小启动压力梯度为0.1MPa/cm，当渗透率为1×10-3
?m2时，最小启动压力梯度降至约0.02MPa/cm，这一结果表明从源岩到致密砂岩储层的气体流动是非达西流动，驱动力是源与储层之间的超压梯度[9]。
图6 启动压力梯度与启动渗透性模拟实验关系图（引自Liu Guangdi，2013）
前人研究表明，苏里格气田埋藏过程中上古生界压力异常高，压力系数大于1.6，由于温度下降和气体扩散，上古生界的压力下降[10-11]。目前压力是正常的或低幅度的负压和压力系数基本小于1，基于泥岩压实曲线和流体包裹体压力标定，利用盆地模拟方法恢复了油气田烃源岩和储集层压力演化历史。研究山2段烃源岩和盒8段及山1段油层的超压特征，揭示了气田烃源岩与储层之间存在“高过压，低超压差”的特征，烃源岩和储层高一般大于15MPa，烃源岩和储层之间的压力差过大，一般小于3MPa。这一结果表明，由于生油岩靠近油藏下方，这种超压差会驱使天然气从源岩到非达西流向油藏充注[9]。 2.3.2 由源—储集层烃浓度差驱动的扩散流动充注
地质学家早已认识到扩散对天然气聚集的破坏作用。在确定扩散系数，扩散模型，计算扩散量和扩散引起的天然气地球化学变化方面取得了显着成就。然而，除了Leythaeuser等人（1982）的早期研究之外，关于天然气充注效应的研究很
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少，此外，关于天然气积累中扩散效应的研究也很少。
在研究苏里格气田成藏机理和天然气在岩石中的扩散系数的基础上，建立了不同来源—储盖组合（包括扩散充注和扩散损失）的气体扩散的地质和数学模型。鄂尔多斯盆地上古生界致密储层中的天然气充注，亏损和聚集可以通过一维模型基于以下事实进行研究：即储层中天然气的横向运移可以忽略，气体由于高位移压力和上古生界致密砂岩储层的轻微浸蚀，主要是由烃源岩进入储集层后垂直运移。根据天然气运聚动态平衡原理，注入气体与致密气藏失去气体的差异是致密气藏中积聚的气体[13]。
采用上述模型对鄂尔多斯盆地北部苏7井天然气成藏进行了模拟。结果（图7）表明，非达西流的天然气冲击强度为5.9×108m3/km2，扩散流充注强度为4.7×108 m3/km2，两者的总和为10.6×108m3/km2。该井区的瓦斯损失强度为7.2×108 m3/km2。因此该井区上古生界储层的储集强度（保留强度）为3.4×108m3/km2。从结果可以得出结论，由单一非达西流充注机制或扩散流充注机制提供的进入储存器的气体量不足以弥补气体损失，只有包括非达西流和扩散二者，进入储层的气体量才会超过气体损失量，形成气体积聚。因此，非达西流动充注和扩散流动充注二者在鄂尔多斯盆地等宽源—储层接触和缓倾的致密砂岩气藏形成中起着重要作用。扩散不仅是气体破坏的重要过程，而且在一定条件下也可能成为气体积累的重要机制。
图7 古生界苏里格气田苏7井排气（充注），储积和扩散的体积图（引自Liu Guangdi，2013）
2.3.3 生、排烃系统
受鄂尔多斯盆地晚古生代至中生代连续沉降沉积特征的影响，苏里格及邻区的C—P烃源岩热演化为连续过程。烃源岩在T3y快速埋藏期温度达到80~ 90℃(Ro= 0. 6%~0. 8% ) 开始生气；J1—J2缓慢埋藏期温度达到130℃，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；而在K1快速埋藏期达到170℃，恰好与J3—K1的热异常事件相对应。晚侏罗世早白垩世(大
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部分地区Ro > 1.3%、已进入高成熟阶段)进入生、排气高峰期，从烃源岩生气的整个过程看，J1—K1均有天然气的生成与排出，但生气期主要在K1时期[9]。
成藏期源储岩之间的剩余压差，是天然气在运载层中发生渗流的主要动力。上古生界烃源岩进入生、排烃高峰期，生烃增压为初次运移提供了动力。同时促使烃源岩产生微裂缝，形成微裂缝排气和扩散排气的运移方式。根据流体包裹体分析结果和泥岩欠压实计算，苏里格气田成藏期储层流体压力为40~57 M Pa，表现为超压的特征，考虑当时地层的埋藏深度，其储层剩余压力平均值为18MPa。同样按微裂缝排烃模型计算成藏期气源岩排烃剩余压力为28MPa。因此，苏里格气田的源储剩余压力差为10MPa，虽剩余压力差偏小，但仍是成藏的主要排驱动力。
2.3.4 运、储体系特征
苏里格气田的运移通道主要有砂体、断裂和微裂3种，中以低渗透砂体组成的输导体系为主，油气大多通过互层状、指状、侧向等接触方式从烃源岩进入储集层，尤以广覆式的互层为主要的生储组合形式。烃源岩生成的天然气可以在广大的面上进入储集层，除此之外，沉积期后的各期构造作用形成的裂缝和微裂隙也相应地改变了储层的渗流系统。
苏里格气田储层砂体以河流相为主，非均质性强。主力储集层盒8砂岩骨架颗粒中石英质含量高，加之蚀变凝灰质溶蚀在生气高峰前被大量生成的有机酸所溶蚀，次生孔非常发育，故物性较好，平均渗透率(0.5~2)×10-3m2，最高达到62.74×10-3m2，平均孔隙度12%~15%，最高达到21.2% ；山1段储层物性相对较差，单层平均渗透率一般为(0.3~0.6)×10-3m2，平均孔隙度为7%~10%。渗透性较好的渗砂体分布在渗透性较差的低渗砂体中，不连片分布，高渗砂体孔渗性较好，排替压力较低(一般低于0.5M Pa) ，而低渗砂体孔渗性较差，排替压力较高。试井结果表明[1]，苏里格气田单个气藏的砂体连通长度仅1~2km，气柱连续高度小于20m。因此，在浮力的作用下，天然气很难通过低渗砂体进行大规模的侧向运移，汇聚能力和输导效率较低。 2.3.5 天然气运聚及圈闭条件
通过对晚三叠世及早白垩世时期的古压力系数及古流体势分析，苏里格地区在该时期均处于低势区，是天然气的有利聚集区。晚三叠世盆地东部米脂凹陷烃源岩首先成熟，生成的烃类可运移进入苏里格储集层，整个盆地上古生界处于早期成藏阶段。但此时上石盒子的湖相泥岩区域盖层还未形成封闭能力，保存条件差，因而早期成藏阶段汇聚的气体大都散失。而到早白垩纪时期，盆地J3—K1的热异常事件使得苏里格周围储集层下覆的烃源岩成熟，天然气可从烃源区运移进入苏里格气田而形成超压气藏，此时苏里格气田的泥质盖层达到一定的埋深，
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