鄂尔多斯盆地东北缘临兴—神府致密气田成藏地质特征及勘探突破

米立军 朱光辉

（ 1中海石油（中国）有限公司北京研究中心；2中联煤层气有限责任公司 ）

0 引言

鄂尔多斯盆地素有“满盆气、半盆油”的美誉。其大规模勘探始于20世纪80年代，经历多次转变，在致密气、致密油领域不断取得新的突破和进展[1-3]。目前，致密气资源量约为14.5×1012m3，已经发现苏里格、乌审旗、大牛地、神木等探明地质储量超过千亿立方米的致密气田，累计探明地质储量超过3.8×1012m3，显示了盆地丰富的致密气资源[4]。随着鄂东大气区勘探的滚动扩边和逐步深入，盆地东缘晋西挠褶带逐渐开展致密气勘探。中国海油临兴—神府区块位于晋西挠褶带北段，面积约为5500km2，由于对成藏特征及规律认识不清，勘探进程举步维艰，主要表现为:（1）构造复杂，构造对成藏所起的作用不明确；（2）源内成藏组合的本溪组、太原组和山西组砂岩储层分布差异大，展布规律不清；（3）源内成藏组合以上多个含气层系的沉积储层展布和天然气富集规律亟待明确；（4）储层岩电特征多样，气层、水层均具有低电阻率特征，识别技术需要建立；（5）岩性组合复杂，85%的气层厚度小于5m，地球物理储层预测技术亟待攻关；（6）单井单层试气产量为（0.5～5.0）×104m3/d，如何经济有效地推动开发，显著提高单井单层产量与多层系气层动用程度是重点攻关方向。

2010—2020年，经过3个阶段的勘探历程，通过区域成藏条件对比，创新形成3套勘探关键技术，逐渐揭示了烃源岩—构造—沉积成岩三者耦合的“煤岩生烃、烃源控潜；相带控砂、微相控储；断砂输导、物性控藏；差异聚集、优储控产”的“选择性—非连续”致密气成藏规律。2021年，临兴—神府区块探明超千亿立方米的致密气地质储量，展现了东部复杂构造条件下致密气勘探的广阔前景。本文拟通过对盆地东缘致密气成藏地质条件、成藏富集规律及勘探关键技术研究，为其他类似地区致密气勘探提供地质经验及可借鉴的技术。

1 临兴—神府气田发现及勘探历程

临兴—神府气田位于陕西省神木市和山西省临县境内，西邻神木气田，东靠吕梁山，构造位置隶属于鄂尔多斯盆地次级构造单元晋西挠褶带北段（图1）。构造形态表现为东部隆升，西部为西倾斜坡，地层倾角由西部的1°～2°陡变为东部的12°～23°。发育上古生界石炭系—二叠系，由下而上沉积一套海陆交互相含煤地层。依据与煤系烃源岩的距离，将该气田划分为3套成藏组合[4]，分别是由本溪组（C2b）、太原组（P1t）和山西组（P1s）组成的源内成藏组合，下石盒子组（P2x）近源成藏组合，由上石盒子组（P2s）和石千峰组（P3s）组成的远源成藏组合（图2）。

图1 临兴—神府致密气田构造位置Fig.1 Structural location map of Linxing-Shenfu tight gas field

图2 临兴—神府致密气田地层综合柱状图Fig.2 Comprehensive stratigraphic column of Linxing-Shenfu tight gas field

临兴—神府气田主要气藏类型为低产、特低丰度、中浅层、特大型致密砂岩气藏。截至目前，该气田探明天然气地质储量1010.43×108m3，含气面积为728.11km2；产气层主要是上古生界石炭系本溪组和二叠系太原组、石盒子组，其次为山西组、石千峰组；气层单层厚度介于0.5～17.7m，平均厚度为2.4m，单井气层累计厚度介于2.3～113.3m，平均厚度为32.0m。

1.1 气田周边发现

2010年以前，临兴—神府气田周边一直作为煤层气资源的一类有利区进行勘探，以必和必拓公司、中澳煤层气能源有限公司为主的国内外公司将本溪组、太原组和山西组的煤层作为勘探重点，陆续钻探了一批有发现的煤层气探井。2010年到2013年，对作为煤层围岩的砂岩进行了探索。2011年，在兔坂构造钻遇致密气层，盒2段压后无阻流量为5.3×104m3/d，证实了该区致密气具有经济性产量，开拓了致密气勘探前景，但对比盆内主要致密气田，由于产层不同，以及研究认识的不足，并没有获得更多的高产井发现和储量发现，致密气勘探进入了一个相对缓慢的推进期。

1.2 气田早期勘探

2013年，中国海油进入临兴—神府区块，在梳理前期煤层气和致密气勘探认识的基础上，系统对比盆缘与盆内地质条件的差异性，大胆提出全面向致密气勘探的战略转变。2014年，中国海油提出以常规气藏的勘探思路寻找构造—岩性气藏，围绕兔坂构造相继部署了5口探井。第一轮3口探井以构造为主，兼顾砂岩厚度，平均钻遇气层6.9m，效果不佳。第二轮2口探井以岩性为主，在构造稳定区内寻找砂体叠合带，在LX-4井钻遇气层79.8m，太2段常规射孔试气获商业气流13.3×104m3/d，显示了该区块极好的含气性和资源潜力。研究结果表明:自北向南太原组发育海相浅水三角洲和障壁—潮坪沉积体系，（水下）分流河道砂体和障壁沙坝砂体构成了主要储集体，残余原生孔和次生溶孔发育，物性好（图3）；砂岩储层与煤系烃源岩互层分布，烃源岩Ro大于1.5%，形成了自生自储式的源内成藏组合，具备形成大型岩性气藏的有利条件。基于该思路，逐步落实了LX-4井区稳定分布的太原组含气砂体，并扩展到山2段和盒8段，含气性均较好，是天然气富集区，为扩大勘探规模奠定了基础。遵循源内成藏组合及近源盒8段成藏认识，以落实富集区为目的相继取得了高产井发现。2015年，LX-4井区探明地质储量超过200×108m3，临兴—神府致密气田初见雏形。

图3 LX-4井太2段岩心综合柱状图Fig.3 Comprehensive column of core section of 2nd member of Taiyuan Formation of Well LX-4

1.3 气田规模勘探

随着LX-4井区的逐步外扩，以及北部神府区块的勘探推进，2016年下半年，储量探明工作进程缓慢，勘探难题逐步显现。为加快落实储量，勘探人员加大了新一轮的综合研究与专项攻关:（1）开展鄂尔多斯盆地东缘离石走滑断裂带北段研究，明确了其时空关系和紫金山火山热事件的演化特征，指出了构造的东西分带性、南北分区性，揭示了构造影响致密砂岩气的富集和逸散；（2）开展盆地东缘上古生界沉积体系研究，不断完善沉积演化认识，明确南北沉积相的差异性，从优质储层发育控制因素角度逐步落实其分布规律，提出差异部署思路，在临兴区块以LX-4井区向西南扩大储量规模、向东扩大含气面积，在神府区块以SM-6井区向南、向西扩大本1段、太原组、山2段储量规模，向东扩大含气面积；（3）开展多因素耦合条件下的天然气运聚成藏机理研究，通过构建复杂构造条件下的“选择性—非连续”致密气成藏模式，明确了临兴—神府区块南北成藏差异性，南部山西组、石盒子组、石千峰组具有形成大型岩性气藏的有利地质条件，以多层系立体勘探为主。北部由于生烃强度变弱，以本1段、太原组、山2段源内成藏组合和近源盒8段勘探为主；（4）形成以核磁共振测井、阵列声波测井与热中子成像测井新技术创新应用为核心的岩石物理研究与测井综合评价技术体系，提高了气层识别精度；（5）建立考虑煤层影响和不同微相岩性组合控制的“层—相”共控储层预测技术体系，提高了气层预测精度；（6）创新形成以“分区分类、应钻尽钻；深化试验、经济有效；迭代学习、持续改正”三大核心为基础的勘探开发一体化技术系列，提高了气田储量动用率，加快了气田产能建设和高效开发。

以成藏规律和关键技术攻关为基础，2017—2020年，中国海油加大自南向北的多层系立体勘探与源内层系局部勘探力度，不断扩大叠合含气面积，探明地质储量逐年增加。2021年，临兴—神府致密气田成为东缘又一个超千亿立方米级别的特大型气田，目前已建成产能超过15×108m3/a。

2 气藏地质特征

2.1 烃源岩特征

临兴—神府气田上古生界以煤型气为主，气源为本溪组、太原组和山西组煤系地层，各层中均有不同厚度的煤层发育，且广泛分布，单层厚度介于0.5～18.2m，平均厚度为2.8m，其中4+5号煤自南向北厚度增加，8+9号煤自南向北厚度变化不大，向东厚度增加。煤岩有机碳含量高达57.10%，碳质泥岩有机碳含量为12.03%～15.73%，泥岩有机碳含量为0.10%～7.09%；煤岩和碳质泥岩以腐殖型干酪根为主，有机质成熟度Ro大于0.5%，进入生烃阶段，煤岩生烃潜量S1+S2介于136.3～217.4mg/g，碳质泥岩生烃潜量介于27.8～84.5mg/g，煤岩是主要的烃源岩。

临兴—神府气田具有广覆式生烃特征，从煤岩变质规律来看，鄂尔多斯盆地东缘（煤田地质系统也叫河东煤田）煤级变化十分有规律[5-7]，从西到东、从南到北煤岩变质程度降低，从东到西煤岩埋藏深度增加，符合希尔特定律，说明煤岩的变质作用以深成变质为主。从南到北，煤岩变质程度降低，考虑到南部临兴区块有紫金山火山热活动发育[8-10]，说明南部煤岩变质程度受深度和岩浆热异常双重控制，北部以深成变质为主。例如盆地东缘南部乡宁一带以无烟煤为主，到临兴区块主要为焦煤，向北到神府区块为气煤、肥煤，到盆地东缘北部准格尔地区主要为长焰煤。临兴—神府气田生烃强度介于（5～28）×108m3/km2，自南向北生烃强度逐渐变低，因为南部围绕紫金山周边煤岩有机质成熟度Ro介于0.9%～3.0%，生烃强度明显变高。

2.2 断裂特征与构造演化

中生代以来，鄂尔多斯盆地经历了从大型陆内坳陷盆地到西倾单斜坡再到整体隆升的构造背景，周缘发育多条深大断裂，对盆地构造格局起决定性作用[11]。受盆地东缘控盆断裂离石断裂带左旋走滑及紫金山岩浆侵入的共同作用[12]，导致研究区构造样式复杂多样，统计临兴—神府区块可识别的357条断层发现，区块整体呈“南强北弱，东强西弱”的构造特征，南北具分区性，东西具分带性（图4）。

自南向北分为3个区:依次为南部环紫金山构造区、中部低幅构造区及北部交接转换区（图4）。（1）环紫金山构造区地层变形强烈，地层倾角为2°～40°；受紫金山岩浆侵入影响，断层在平面上环紫金山岩体呈弧形和放射状展布，延伸长度多小于1km，走向复杂，垂向上多断至三叠系，平均断距约为40m；发育断背斜及塑性挠褶等多种构造样式（图5a、e）。（2）低幅构造区地层变形西弱东强，自西向东倾角逐渐变大，介于0～30°；平面上断层以NW向、近WE向以及近NS向剪切破裂为主。东部发育规模较大的雁列式断层，延伸长度介于5～15km，垂向上多断穿三叠系，发育断鼻、掀斜等构造样式；西部发育规模较小的共轭断层，延伸长度介于1～5km，垂向上多断至石千峰组和上石盒子组，少断穿三叠系，为层间断层，发育低幅背斜、断块、塑性挠褶等构造样式（图5a—c）。（3）交接转换区受控于清水—哈镇断裂，被东缘NS走向的离石走滑断裂带西支断裂与北部NE—SW走向的正谊关—偏关断裂所夹持，区域应力发生转变。平面上断层发育规模较大，以NW向张扭断裂、NW向及近NS向剪切破裂为主。其中，NW向张扭断层呈马尾状展布，剖面为“Y”形、平行式断层组合，延伸长度为5～15km，NW向及近NS向剪切破裂呈羽状、平行式展布，规模较大，延伸长度为10～20km，断距约为40m。两组断层多断至三叠系和古近系—新近系，发育断块、掀斜等构造样式（图5a、d）。

图4 临兴—神府致密气田构造分区分带图Fig.4 Structural zoning map of Linxing-Shenfu tight gas field

基于构造变形程度、断裂发育规模及断穿层位，将临兴—神府区块自东向西划分为4个带，分别为吕梁山隆起带、断阶带、宽缓背斜带和平缓斜坡带（图4）。吕梁山隆起带和断阶带主要受离石走滑断裂带西支断裂控制，断层规模大且近似直立，最大断距约为400m，均断穿三叠系，部分断层断至地表；两个带内已钻井显示气层累计占比约为7%，水层占比为85%，干层占比为8%，是天然气逸散带。宽缓背斜带和平缓斜坡带受到向西的挤压作用，发育低幅构造，形成诸多小型层间断裂，规模小，断距普遍在10～50m；两个带内已钻井显示气层累计占比约为34%，水层占比为26%，干层占比为40%，是较好的天然气富集带（图4、图5）。

图5 临兴—神府致密气田构造特征Fig.5 Structural characteristics of Linxing-Shenfu tight gas field

侏罗纪到古近纪时期，鄂尔多斯盆地东缘经历了紫金山构造活动期、快速差异抬升I期、快速差异抬升Ⅱ期3期构造活动[8-12]。整体来看，紫金山及周边发育环状断层体系，变形强度西部最强，南北较弱，50%的断层断穿石千峰组和盒5段两套区域盖层，30%的断层断穿盒5段区域盖层，整体成藏条件差，气层不发育，勘探风险高。区块东部断裂发育区主要受控于大型的离石走滑断裂带，越靠近东部，断层越容易断穿区域盖层。由于左旋走滑应力方向和大小的不同，东部断裂带的中段、南段和北段表现出差异性。中段40%的断层断穿两套区域盖层，50%的断层断穿盒5段区域盖层，成藏条件差。中段向西构造强度变弱，为西倾斜坡带，局部发育挠褶、低幅背斜和断块，气层整体相对富集。南段的构造活动叠加早期紫金山构造时期断层，整体表现为西侧20%的断层断穿两套区域盖层，30%的断层断穿盒5段区域盖层，形成较好的源—盖间断裂输导体系，气层富集，为多层系成藏。东侧表现为近NS向大型断层，80%的断层断穿两套区域盖层，气层不发育，是天然气逸散带。北段断层性质由走滑过渡为拉张，断层走向发生改变，走滑区挠褶发育，断层近NS向展布，均断穿两套区域盖层，拉张区发育“Y”形、平行式断层，近NW走向，形成垒堑结构，多数断穿三叠系，天然气容易逸散，但拉张区向西构造活动变弱，形成宽缓低幅构造，发育塑性挠褶、低幅背斜和小型断块，利于层间天然气输导，是天然气富集带（图5a、图6）。

图6 临兴—神府致密气田二叠纪以来构造演化图Fig.6 Tectonic evolution since Permian in Linxing-Shenfu tight gas field

2.3 沉积演化与砂体分布

晚古生代，鄂尔多斯盆地北缘逐步抬高，盆地东北部由陆表海向近海平原过渡，直至最终演化为陆相沉积环境[13-20]。纵向上，临兴—神府区块经历了由障壁海岸到三角洲的沉积演化，沉积相类型丰富，形成了（水下）分流河道、障壁沙坝等多套不同成因类型的储集砂体。平面上，神府区块、临兴区块由于空间位置不同，距离物源远近存在差异，沉积相特征及砂体类型存在区别，形成了大面积发育的储集砂体。

晚石炭世本溪组沉积期，盆地内表现为广覆式的填平补齐充填作用，围绕盆地中央古隆起形成河流—三角洲—障壁岛—潮坪—潟湖沉积体系。临兴—神府区块内呈现西部为三角洲、东部为障壁—潮坪的沉积格局。西部主要发育近南北向展布的三角洲前缘水下分流河道砂体，连片性好，砂岩厚度介于8～18m，分布稳定且规模大；东部主要发育障壁沙坝、沙坪、混合坪砂体，砂体间连通性差，厚度相对较薄，普遍小于5m，平均厚度仅为1.9m（图7a）。

早二叠世太原组沉积期，盆地呈现陆表海沉积背景，形成陆源碎屑岩与碳酸盐岩的含煤混合沉积。临兴—神府区块内自北向南形成了浅水三角洲—陆表海共存的沉积格局。北部神府区块主要发育浅水三角洲平原—三角洲前缘亚相，以分流河道、水下分流河道砂体为主，呈近南北向条带展布，跨度距离超过80km，砂体规模较大，砂岩厚度介于7～23m。南部临兴区块主要发育局限浅海混合沉积潮下带，浅水三角洲水下分流河道砂体受潮汐、波浪改造作用形成与岸线近于平行的混合沉积的障壁沙坝，砂体分布稳定，砂岩厚度介于13～25m，横向距离超过15km，向南演变为碳酸盐岩沉积（图7b）。

早二叠世山西组沉积期，海水逐渐从盆地东西两侧退出，由海相逐渐转变为海陆过渡相，形成了海退型浅水三角洲沉积体系。临兴—神府区块内均以广阔的陆相三角洲沉积为主，三角洲平原自北向南推进，分流河道与分流间湾相间排列，呈近南北向条带状展布。分流河道砂体垂向切割叠置现象较普遍，砂体间连通性好，砂岩厚度大，介于6～22m，南北向延伸长度超过100km（图7c）。

中二叠世下石盒子组沉积期，构造运动加剧了盆缘北部物源区的构造隆升，沉积物供给量显著增加，由于地形坡度介于0.8°～2.0°，形成了广泛发育的陆相浅水三角洲沉积体系，以早期的盒8段、盒7段三角洲砂岩最为发育。临兴—神府区块内盒8段发育三角洲平原分流河道砂体，近南北向展布，砂岩厚度大，介于15～38m，平均厚度约为21m，由于分流河道具有较强的“游荡性”，经过往复迁移，南北延伸长度超过120km，形成了纵向叠置、横向复合连片的大面积毯式分布复合砂体（图7d）。

图7 临兴—神府区块主要目的层段砂岩厚度及沉积相叠合图Fig.7 Superimposition map of sand thickness and sedimentary facies of main targets

2.4 储层特征

受鄂尔多斯盆地东北部物源（贫石英粗粒型物源区）影响，临兴—神府气田砂岩储层岩石学特征总体上表现为中—粗粒、贫石英、富岩屑、含长石的特点，石英含量介于35%～65%，岩屑含量相对较高，可达40%以上，长石含量最高可达30%。岩性以岩屑砂岩、长石岩屑砂岩为主，火成岩岩屑为酸性喷出岩岩块，变质岩岩屑主要为石英岩，杂基以泥质为主，胶结物主要为高岭石、方解石等矿物，砂岩成分成熟度[石英含量/（长石含量+岩屑含量）]普遍小于1，反映了研究区砂体为相对近物源沉积的产物。

镜下资料显示该区储层孔隙类型是以次生溶孔为主、残余粒间孔为辅的复合孔隙体系。次生溶孔主要来自长石及岩屑等不稳定矿物的溶蚀，受压实作用强度差异的影响，上部地层残余粒间孔保存较多，而下部地层粒间孔发育较少。岩心样品物性分析显示，孔隙度主要分布在2%～14%，平均为7.1%，其中孔隙度小于10%的样品约占87%；渗透率主要分布在0.01～10mD，平均为0.48mD，其中渗透率小于1mD的样品约占91%（图8a）。孔—渗相关性呈现较明显的正相关关系，表明研究区储层为孔隙型储层，具有复杂的孔喉结构，且经历了较强的成岩作用改造。同时，从压汞曲线中可以看出，储层孔喉以中小孔—微细喉型为主，偏细歪度，排驱压力介于0.5～3.5MPa，最大进汞饱和度介于40%～90%（图8b），孔喉半径主要分布在0.01～0.16μm，喉道半径分布以双峰状为主，分布区间大，反映存在两种不同尺度的孔隙，喉道主峰值偏向于相对细的喉道，是储层中小孔隙为主的表现，而较好的渗透率主要来自较大孔喉的贡献。

图8 临兴—神府区块主力目的层储层孔喉特征Fig.8 Pore throat characteristics of main targets in Linxing-Shenfu tight gas field

2.5 温度、压力特征

临兴—神府气田测压结果显示:单井上古生界气层中部压力一般介于10.9～22.3MPa，平均压力为18.8MPa；压力系数变化较大，低压、常压均有，低压占比为34%，常压占比为67%，平均压力系数为0.95，主要为常压气藏。

气田处于鄂尔多斯盆地东缘，上古生界气藏埋藏较浅，埋深介于1300～2200m，气藏中部温度介于44.4～61.8℃，平均温度为55.1℃；地温梯度变化范围介于2.54～3.34℃/100m，平均地温梯度为2.81℃/100m。

3 天然气成藏富集规律

3.1 天然气选择性差异成藏特征

临兴—神府气田砂岩储层致密化时间为晚三叠世—早侏罗世，晚侏罗世—早白垩世天然气大量产出并聚集成藏，具有“先致密、后成藏”的特征[21-27]。通过强化储层非均质性认识，指出不同砂体配置关系背后的微相差异和物性差异直接决定了天然气的选择性充注富集。具体表现为不同沉积微相的物性差异大，3类强水动力优势微相砂岩物性最好，即滨浅海障壁沙坝、三角洲平原分流河道主河道、三角洲前缘水下分流主河道（表1），且3类优势微相中不同粒度条件下的富气程度差异大（图9），通过压汞曲线实验数据分析和镜下观察，以及不同粒度孔隙度演化计算，同样指出含砾砂岩物性更好，天然气更易选择其中充注富集，形成地质甜点。

表1 不同沉积微相砂岩物性统计表Table 1 Statistics of sandstone physical properties of different microfacies

图9 不同粒度砂岩富气程度差异对比图Fig.9 Comparison of gas enrichment degree in reservoir with different grain size of sandstone

从构造—沉积角度看，临兴—神府区块内本溪组—石千峰组自北向南砂体普遍发育，各层砂地比差异性小，但气砂比变化大。南部立体成藏的临兴区块气砂比高于北部源内—近源成藏的神府区块，气砂比由34%降低到7%，这种不同是由于断裂和生烃强度差异耦合所决定的。全区断裂系统的分区分带性叠加在广覆式生烃基础上，呈现出构造与生烃强度的差异匹配，气层呈东西分带、南北分区的特征，表现出东部天然气逸散难保存、西部天然气聚集易成藏，南部立体成藏至北部源内成藏的过渡性差异富集规律。正是在有效储层空间分布的局限性上叠加了断裂和生烃强度的不同，决定了盆缘复杂构造条件下的致密气差异富集规律。

3.2 天然气成藏模式

结合生烃强度南强北弱、构造分区分带性和沉积储层空间差异，认为控制临兴—神府区块致密气成藏的主控因素是生烃强度、断裂规模和储层品质，三者的空间匹配关系形成了3种成藏模式:源内裂缝输导成藏模式、近源—远源断层输导成藏模式、局部砂—砂输导成藏模式（图10）。

图10 临兴—神府致密气田成藏模式图Fig.10 Gas accumulation pattern of Linxing-Shenfu tight gas field

源内裂缝输导成藏模式:在全区煤层普遍生烃的基础上，通过盆地模拟计算得出煤层生烃膨胀力为5～24MPa，能够在煤层上下的泥岩、砂岩中形成微裂缝，作为天然气运移输导的路径，在源内成藏组合（本溪组、太原组和山西组）的优势微相砂体中近距离运移、充注并富集成藏。通过钻井统计，全区源内成藏组合的气层钻遇率达到98%，直接说明了源内裂缝输导成藏模式在全区普遍存在且广泛分布。

近源—远源断层输导成藏模式:区域构造分析已经指出东部区域穿层断裂发育，80%以上的断层断穿石千峰组和盒5段两套区域盖层，天然气保存条件差，容易逸散，水层普遍发育；而西部层间断层普遍发育，具有南部相对密集、北部相对稀疏的分布特征，层间断层普遍断至石千峰组这一区域盖层之下，起到很好的源—储输导的作用，在生烃强度南北差异的基础上形成了南部临兴区块多层含气、富气的立体成藏特征，北部神府区块源内富气、近源局部富气的成藏分布规律。

局部砂—砂输导成藏模式:该种成藏模式主要集中在毯式砂体连片分布、多期河道叠置的盒8段目的层中。由于优势微相砂体的空间叠置关系不同，局部的相对粗粒砂体能够垂向切割或侧向侵蚀，形成两期或者多期有效储层的集中叠合发育，如果下部砂体与断层或者裂缝沟通成为气层，就可以出现砂体与砂体之间的输导成藏模式。例如临兴区块南部的LX-14井区、LX-15井区，盒8段气层单层厚度大，介于8～13m，累计厚度最大为28m，压裂后测试无阻流量介于（3.0～15.0）×104m3/d。

4 气藏勘探关键技术

临兴—神府气田成藏特征复杂，表现为:自下而上多层含气，上部地层气水混层且含水率高，气层电阻率低且与水层难区别；由于地层致密，不同岩性组合中气层地震反射特征与干层区别不明显；气层与干层混层发育，气层厚度差异大，连通性差。为达到精准勘探、精确部署的目的，勘探人员持续攻关，在气层识别、有效储层预测、可动用储量提升等方面取得一系列成果，支撑了各层探明地质储量的落实。

4.1 测井精细评价技术

与苏里格、大牛地等致密气田相比，临兴—神府致密气田由于含气层位更多，储层岩石成分更加多样、孔隙结构更加复杂，岩石可压裂性差异大。针对区块致密砂岩储层非均质性强的特点，围绕测井评价中“电阻率测井非阿尔奇响应”“孔隙结构差异大引起的复杂测井响应”和“开采工艺变化导致的产能评价困难”三大难题，通过自主设计推动了中国海油自研高端测井仪器大规模应用，降低测井作业费用，创新孔隙度、渗透率与含水饱和度精细评价与含水类型判别方法，首创“动—静”耦合产能判别技术，最终研发形成了以特色岩石物理实验为支撑，以核磁共振测井、阵列声波测井与热中子成像测井新技术创新应用为核心的岩石物理研究与测井综合评价技术体系及自主研发应用软件，使测井解释符合率由勘探初期的66.7%提高到了现今的90.0%，支撑了气田探明地质储量的发现与高效开发。

4.2 高精度地震勘探技术

气田主要勘探开发区域三维全覆盖，2013年至2020年共计采集三维地震1878km2。气田地表属于典型的黄土塬地形，地表沟壑纵横，黄土层厚度大且变化快，对地震信号的激发与接收要求较高。为保证后续的地震处理、解释、预测精度，地震采集设计采用“两宽一高”（宽频、宽方位、高密度）技术。针对气田独特的地表情况，利用基于OVT处理的观测系统设计、考虑储层AVO反演的长排列设计，以及黄土山地宽频激发技术、低频高灵敏度单点检波器接收技术[28-29]，保障高质量的“两宽一高”原始资料采集。采集参数方面，三维地震覆盖次数为225次，方位角为0.99°，排列长度为3351m，炮道密度为28.13×104/km2，信号频带为6～76Hz。在地震资料处理方面，以地质需求为导向，通过复杂地表建模技术、面向“甜点预测”需求的保真去噪技术、面向薄储层识别能力需求的宽频一致性处理技术、面向裂缝预测需求的OVT域处理技术，完成高保真、高分辨率、高信噪比的地震资料处理。气田主力目的层经历海相、海陆过渡相、陆相的沉积环境演化，不同层段的沉积环境、岩性组合、地震反射特征各有其自身特点，没有某一项技术可以适用所有目的层。从沉积环境出发，总结已钻井揭示的优势微相砂体岩性组合和气层特征，针对各层采取针对性的地震预测技术，形成了“层—相”共控的储层预测技术体系（表2）。在气田气层薄、非均质性强、低孔—特低孔、低渗—特低渗等复杂地质条件挑战下，通过攻关地震采集、处理、预测技术，薄气层（厚度小于5m）地震预测符合率可达77%，中厚气层（大于或等于5m）地震预测符合率达到86%，将气层钻遇率提高了15%，支撑了地质储量的落实。

表2 临兴—神府致密气田储层预测技术方法Table 2 Reservoir prediction techniques and methods of Linxing-Shenfu tight gas field

4.3 勘探开发一体化评价及部署技术

由于致密储层的非均质性强，平面上储量大小分布不均，储量品质差异较大，特别是储量即使达到探明级别，进入开发阶段仍然存在产能差异大、经济效益不乐观的挑战。勘探开发一体化评价及部署技术的提出，很好地解决了此项难题，将原来彼此分散的、独立的勘探和开发两个不同领域紧密结合起来，勘探向开发延伸，开发生产向勘探渗透，共同完成储量向产量的转化[30]，通过多专业一体化攻关，形成以寻找并预测三角洲（水下）分流河道主河道、障壁沙坝为目的的储层预测技术系列，达到预测砂体、刻画气藏的目的。其基本核心是“分区分类、应钻尽钻；深化试验、经济有效；迭代学习、持续改正”，即在对不同成藏富集区预测砂体的基础上，寻找干层、气层的厚度组合差异和地震道响应特征，建立基于迭代学习的气层预测技术系列，并对预测气层分类，采取应钻尽钻的思路开展不同目的的井位部署，提出各类井试验要求，获得关键参数和认识，气层预测符合率由初期的73%提高到现今的82%。之后，在含气砂体预测的基础上，提出集精准预测技术—钻井参与学习—逐级迭代组合的三层次地质甜点评价及部署技术，持续改正地下认识并提高地质模型精度，进而对探明地质储量分级分类，通过优化井型、井网，精准部署，实现优质探明地质储量的落实和扩大，目前临兴—神府气田已建产能超过15×108m3/a，确保气田经济有效、最大化高效开发。

5 结论

（1）临兴—神府气田天然气主要为煤型气，以干气为主，埋深介于1300～2200m，气藏温度介于44.4～61.8℃，气藏压力介于10.9～22.3MPa，多为常压气藏。储层为大面积发育的三角洲砂岩和障壁沙坝砂岩，前者平均孔隙度为8.8%、渗透率为1.10mD，孔喉半径多小于1.5μm，后者平均孔隙度为7.6%、渗透率为0.59mD，孔喉半径多小于1.1μm，岩屑和长石含量高，以溶蚀孔为主，应力敏感性强，储层保护尤为重要。

（2）临兴—神府致密气藏为“先致密、后成藏”型，受东部离石走滑断裂带和南部紫金山火山热活动影响，断裂具有东强西弱、南强北弱的特征，且南部受热活动影响，生烃强度高，向北逐渐降低。在广覆式生烃基础上的断裂差异发育，成藏规律明显不同，天然气以垂向运聚的选择性富集成藏为主，南部临兴区块以源内、近源、远源立体成藏为主，有利区发育在远离紫金山构造的发育层间断裂的构造平缓区，呈环带状分布，北部神府区块以源内成藏为主，近源成藏为辅，气藏规模相对较小，有利区发育在斜坡带、宽缓背斜带西部、北部，呈南北带状分布。

（3）临兴—神府气田主要气藏类型为低产、特低丰度、中浅层、特大型致密砂岩气藏。其勘探历程经历了气田周边发现、气田早期勘探、气田规模勘探3个阶段，是理论认识深化—勘探实践落实—研究成果修正不断进步的探索过程，是对鄂尔多斯盆地东缘晋西挠褶带复杂构造条件下致密气勘探的认识突破和技术创新，直接引领了勘探突破并发现了千亿立方米大气田。