鄂尔多斯盆地东缘非常规天然气勘探实践及发展方向——以临兴-神府气田为例

朱光辉 李本亮 李忠城 杜 佳 刘彦成 吴洛菲

(1.中联煤层气有限责任公司 北京 100016； 2.中国海洋石油有限公司勘探部 北京 100011)

近年来，在“双碳”目标引领下，中国非常规天然气迎来快速发展的机遇期。中国海油认真践行国家能源安全战略，全面落实“七年行动计划”和“十四五”规划。中联公司作为中国海油陆上勘探开发的排头兵，以供应清洁能源为己任，大力发展天然气产业，持续推进非常规天然气勘探开发力度，强化“甜点”勘探和“价值”勘探。

鄂尔多斯盆地东缘致密气勘探过程几经波折，实现了效益规模开发。然而，在勘探的过程中，仍然遇到了大量的挑战，主要有：①鄂尔多斯盆地东缘成藏规律受控于构造、沉积和成岩等多重因素，勘探早期缺乏系统的成藏模式指导；②临兴-神府气田属于典型的黄土高原，沟壑纵横、峁梁交错，地表高程变化大，地球物理手段受限，储层预测精度有限；③区域生烃强度宏观上控制着气-水的分布格局，断裂、沉积、成岩等因素决定了气层的富集，垂向上含水饱和度差异较大，含水气层的定量识别难度大；④致密气层垂向跨度大，含气层段多，单井产能低，缺乏适应性的地质工程一体化压裂增产改造技术。

针对以上这些问题，中联公司立足于临兴-神府气田煤系天然气资源，践行非常规气勘探开发和地质工程一体化理念，并以提高单井产量、降低开发成本为目标，在储层评价、成藏模式、甜点识别和增产改造等方面开展了一系列技术攻关与探索，建立了“源-储-断”三控影响下致密气成藏模式，形成了沉积-成岩协同影响的储层综合评价、地质-地震一体化的“双甜点”评价和“多层段+差异化+氮助排+低伤害”的压裂增效3项技术，实现了“少井高产”和“甜点勘探”的目的，并大胆提出以“致密气+煤层气”并举的勘探路线，先后指导鄂东盆缘临兴-神府地区8个致密气勘探开发一体化项目和6个开发项目的高效实施，为非常规天然气产业发展起到了示范作用。

1 鄂东盆缘致密砂岩气基本地质特征

鄂尔多斯盆地天然气大规模勘探始于20世纪80年代，并逐步从盆地中心向盆地边缘过渡。早期认为盆缘构造复杂，对致密气保存不利，勘探工作一直停滞，直到2012年，中联公司在临兴-神府地区致密气勘探获得突破，一举改变了对盆地东缘成藏潜力的认识，促成了临兴-神府地区千亿方大气田的发现(图1)[1-2]。

图1 临兴-神府致密气田构造及上古生界地层综合柱状图(改自文献[3])

1.1 区域烃源岩发育，生气窗口长，具备良好的成藏条件

鄂尔多斯上古生界海相和海陆过渡相沉积的本溪组、太原组和山西组是研究区天然气藏的主力烃源岩层系，岩石类型主要是煤和泥岩，为致密砂岩气藏大量供气提供了充足的物质基础。厚度统计结果显示本溪组-山西组的煤层和泥岩在全区均有分布，煤层累计厚度15～40 m，平均厚度20 m；泥岩累计厚度100～180 m，平均厚度为130 m。TOC和热解测试结果显示研究区泥和煤岩属于中等—好的气源岩，其中，不同组泥岩有机碳含量平均为3.66%～5.65%，生烃潜量(S1+S2)平均为2.89～4.65 mg/g，Tmax平均值为461.0～482.7 ℃(表1)；不同组煤岩固定碳含量平均为51.41%～58.23%(表2)。有机质干酪根类型鉴定和镜质体反射率Ro测试结果显示研究区有机质类型以III型干酪根为主，Ro值为0.65%～1.58%，已进入大量生气阶段[4]。

表1 临兴、神府地区泥岩厚度和有机地球化学参数统计表

表2 临兴、神府地区煤岩厚度和有机地球化学参数统计表

依据生烃热模拟实验结果，结合研究区埋藏史和热史，通过恢复研究区的生烃演化过程，结果显示研究区已进入大量生气阶段，生气时期从三叠纪晚期至白垩纪早期，持续时间长(近100 Ma)(图2)，生烃强度为(15～20)×108m3/km2。总体来看，临兴-神府地区烃源岩具备形成大型天然气藏的气源基础。

图2 临兴-神府气田成藏期次划分[4]

1.2 大型三角洲沉积体系，广覆式分布，储层非均质性较强

鄂尔多斯盆地物源来自于北部阴山，水系极为发育，碎屑物质供给充足，主力含气层段以大型三角洲沉积体系为主。由于差异化的构造演化和沉积物供给，盆地晚古生代具有多样化的沉积相及其组合类型，多种沉积体系共存。本溪组—太原组—山西组为泻湖—潮坪—障壁海岸沉积体系，而上石盒子组和下石盒子组均为河控三角洲沉积体系。根据物源供应和水动力强弱进一步将上石盒子组确定为曲流河三角洲，下石盒子组确定为辫状河三角洲。

研究区上部石河子组和石千峰组的砂体彼此之间的连通性好，而下部本溪组至太原组的砂体彼此之间连通性差，砂体相对独立(图3)。沉积相带控制有利储层的空间展布和发育规模。辫状河沉积以河道砂坝侧向迁移加积而形成的沉积物为主，河道底部常见河床砾岩，总体成分结构成熟度低，水动力条件强，辫状河道常由若干个向上变细的透镜体并相互叠置而成，每个旋回都具有由下而上由粗变细的趋势，多期次辫状河各构型单元在垂向上及侧向上相互拼接，形成了广泛分布厚层砂体。而下覆的本溪组—山西组的砂体沉积时水动力条件弱，沉积物相对于三角洲沉积物源少，因此砂体不会连片沉积，垂向上表现为砂体不连续。

图3 鄂尔多斯盆地神府地区砂体连井剖面图

不同沉积亚相砂岩的储层孔隙度和渗透率的对比结果显示，障壁岛沉积的砂岩储层孔隙度和渗透率整体偏高，潮坪沉积的砂岩储层孔隙度和渗透率最低。而对于辫状河和曲流河三角洲平原和前缘沉积的砂岩储层孔隙度和渗透率分布范围广，储层质量非均质性大(图4)。

图4 鄂尔多斯东缘临兴-神府地区沉积亚相的砂岩物性分布

1.3 纵向立体成藏，气层跨度大，天然气选择性富集

依据与煤系烃源岩的距离，盆地上古生界气藏可划分为 3 套成藏组合：①源内成藏组合：发育在本溪组、山西组和太原组内部，烃源岩与储集体紧密接触，在“源储压差”作用下形成的致密气藏。该层段沉积体系主要为泻湖—潮坪—障壁海岸相，质量较高的障壁砂坝和潮汐水道是天然气高效聚集成藏的有利“甜点段”。②近源成藏组合：发育在紧邻“本溪组—太原组”烃源岩的下石盒子组储层中，在“源储压差”和“微裂缝”双重作用下成藏的天然气。该层段沉积体系主要为大型辫状河三角洲沉积，储层质量较好的心滩和分流河道是致密气“甜点”的有利层段。③远源成藏组合：发育在远离“本溪组—太原组”烃源岩的上石盒子组和石千峰组储层中，经断裂运移而形成的天然气藏。该层段沉积体系主要为大型辫状河三角洲沉积，靠近断裂、在高能环境沉积的分流河道、点坝和心滩砂体是致密气“甜点”的有利位置。

具体而言，盆地东缘南部临兴区块烃源岩生烃强度较高，断裂大量发育，以源内、近源和远源立体成藏为主(图5a)；北部神府区块烃源岩生烃强度较低，断裂发育弱，以源内成藏为主，近源成藏为辅，远源气藏几乎不发育的特点(图5b)。

图5 临兴-神府气田非常规气运移聚集模式[3]

2 鄂东盆缘致密砂岩气主体勘探认识及关键技术

针对研究区致密砂岩气纵向上立体成藏、气层跨度大、天然气选择性富集的成藏特征，中联公司在勘探实践中不断尝试新技术、新手段，最终在取得勘探效益的同时，也形成了1项认识和3项技术。

2.1 “源-储-断”三控影响下的致密气成藏模式

相较于盆内苏里格和大牛地气田，鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府气田具有区域生烃强度不均、断裂系统发育、沉积类型多样的地质特征[5-10]。近年来，通过系统研究区域烃源岩条件，明确了盆地东缘上古生界主要生烃期石炭—二叠系储层过剩压力界限，并深化沉积相认识，定性识别不同沉积微相对天然气富集规律的控制作用；宏观上盆地东缘受走滑断裂和紫金山火成岩作用的双重影响，在靠近断裂的优质储层中，天然气呈现局部区域富集。创新形成了源岩广覆式生烃、储层网毯式分布、断裂局部输导、油气选择性成藏的“源、储、断”三控影响下的致密气成藏模式。

“源”，源岩生烃强度与气层-水层的分布关系显示生气强度相对高的临兴中区的砂岩储层以气层和气-水同层为主，向北过渡到生气强度相对低的北部皇甫地区，砂岩储层逐渐以气水层和水层为主。在临兴中区，源内和近源组合的致密砂岩中以气层为主，而远源组合的致密砂岩中气层和气水层均存在，说明在成藏时，源内和近源成藏的充注压力大，形成了气层，而在远源地区，充注压力不够，形成了气-水同层和水层。在北部皇甫地区，源内和近源的致密砂岩中以气-水同层为主，而远源的砂岩储层中仅含水，说明在充注压力不足情况下，源内以及近源的致密砂岩中游离水不能被驱替完全，形成了气-水同层，而到远源时候，充注压差衰减完全，形成水层(图6)。

图6 鄂尔多斯盆地临兴-神府-皇甫区块储层含气-水情况

“储”，不同沉积微相气层数量占比分布结果显示，储层物性相对较好的(水下)分流河道和潮汐水道中的气层数量占比最大；而储层物性相对较差的障壁沙坝、混合坝以及河口坝的气层数量比例较低，这些结果都说明储层质量对天然气的富集成藏也有明显的控制作用(图7)。

图7 不同沉积微相发育气层数量占比

“断”，盆地东缘受走滑断裂和紫金山火成岩作用影响，对气层的分布格局也有明显的控制作用。气藏剖面的分布结果显示，除了距离源岩近的优质储层中天然气富集外，在靠近断裂的优质储层中，天然气也呈现局部区域富集。在鄂尔多斯盆地东缘，离本溪组—山西组源岩较远的石千峰组砂岩中也发育气藏，这些气藏大多在靠近断裂的背斜中发现。说明本溪组—山西组生成的天然气是经断裂运移至上覆的石千峰组后，再聚集成藏(图8)。

图8 临兴气田致密砂岩气藏模式图(改自文献[2])

总之，在烃源岩、储层和断层三者的耦合机制下，鄂尔多斯盆地东北缘临兴-神府地区上古生界天然气聚集呈现纵向立体成藏、平面选择性富集的成藏模式。

2.2 沉积-成岩协同影响下的储层综合评价技术

该评价技术是把储层宏观沉积相和微观孔隙结构相结合，通过细分沉积微相，在不同沉积微相划分的基础上，结合微观岩心分析、电镜扫描和毛管压力曲线等资料，明确成岩作用，进而通过大量统计分析，最终建立了研究区5种成岩相带(表3)，明确了有效储层的发育特征，从而实现区域储层综合评价的目的。5种储层主要有：Ⅰ类黏土包裹相储层、Ⅱ类溶蚀相储层、Ⅲ类石英胶结相储层、Ⅳ类混合胶结相储层、Ⅴ类致密相储层[6]。Ⅰ类储层多在辫状河三角洲(水下)分流河道中发育，典型的成岩特征为绿泥石包膜发育，几乎观察不到石英次生加大的发育，储层中原生粒间孔占比高，并且次生溶孔和黏土矿物晶间孔也大量发育。Ⅱ类储层发育在曲流河三角洲(水下)分流河道，长石溶蚀强烈，石英次生加大发育，无原生粒间孔保留，溶蚀孔占比高，发育黏土矿物晶间孔。Ⅲ类储层多在障壁沙坝和潮汐水道相带发育，石英次生加大强烈，杂基和胶结物含量低，孔隙以残余粒间孔为主。Ⅳ类储层在曲流河三角洲(水下)分流河道和辫状河三角洲(水下)分流河道中发育，石英次生加大严重，无原生粒间孔保留，部分溶蚀孔隙也被铁方解石和黏土矿物胶结，黏土矿物晶间孔占比高。Ⅴ类储层在漫溢砂、天然堤、混合坪中发育，储层粒度细，杂基被强烈压实和大量的碎屑黏土充填在粒间孔中，镜下孔隙几乎不发育。借助该项技术明确了鄂尔多斯盆地东缘致密气有效储层的形成机理，为后续甜点区的定量预测与识别奠定基础。

表3 临兴-神府地区典型成岩相发育特征

2.3 地质地震一体化的“双甜点”识别技术

针对致密气强非均质性的特点，勘探上表现为“有砂不一定有气、有气不一定达产、达产不一定高产”等挑战。基于已钻井资料及测试化验资料，总结各主力目的层沉积相差异性和自身岩性组合，通过砂地比划分为富砂、中砂、贫砂3类岩性组合，分别对应堆叠型河道砂、侧叠型河道砂、孤立型河道砂3种复合河道砂体构型。按照岩性组合特征选择适用的地震属性刻画砂体空间展布，辅以地震沉积学、90度相移、地层切片、RGB融合等三维地震技术提高预测识别精度，寻找地质有利沉积相带，落实有利砂体范围。其次，在落实砂体空间展布的基础上，进一步通过叠前反演、岩性因子反演、相控地质统计学反演等多项烃类检测技术预测砂体含气性，以达到识别致密气层、刻画“地质甜点有利区”的目的。并进一步开展“工程甜点”主控因素研究，以岩心、成像测井资料为基础，利用已知井的裂缝发育特征，明确地质成因及裂缝发育特征，创新形成了地震多尺度裂缝预测，落实裂缝的分布规律、可压性条件及“工程甜点”有利区。有效地指导了勘探过程中的随钻井位优化、快速选区评价、压裂选层选段和工艺参数优化，实施200多口探井，甜点区气层预测吻合率高达85%。同时，指导区域水平井高效动用优质甜点区，水平井平均砂层钻遇率90%，储层改造获得良好产能效果。

2.4 “多层段+差异化+氮助排+低伤害”的压裂增产技术

由于研究区致密气储层孔隙度低、基质渗透率小、天然裂缝不发育，导致单井自然产能低[7]。为此，需要通过压裂增产改造提高单井产能，实现致密气资源的经济有效动用；加之，鄂尔多斯盆地东缘致密砂气储层具有垂向上气层分布散、单层厚度薄、地层压力小、地层温度低和含水饱和度高等特点，给压裂改造带来多层改造程度不均衡、压裂过程容易发生砂堵、返排不彻底、压裂液破胶困难、储层敏感性较强、储层保护工作严峻等巨大挑战。通过真三轴压裂物理模拟开展大尺寸“煤岩-砂岩-泥岩”等多种组合模型下的室内试验(图9)，配套研发了“控缝高、造长缝、避产水”的压裂液体系，黏度控制在20～40 mPa·s。并针对原始地层压力低，采取液氮全程伴注，实现快速返排、减少储层污染，释放单井产能。通过近年来大量的矿场实践，创新形成了“高强度+大排量+氮助排+低伤害”的地质工程一体化的压裂增产改造技术体系，实现压后高产井(无阻流量>5万m3)无阻流量从9.3万m3/d提升到21.7万m3/d。

图9 临兴-神府地区不同岩层中起裂位置实验模型及结果图

3 鄂尔多斯盆地东缘非常规气勘探方向及潜力

基于盆地东缘全油气系统成藏模式(图10)，按照储集类型、赋存状态和开采工艺的差异性，将鄂尔多斯盆地东缘临兴-神府地区非常规气资源，整体划分为3套有利的天然气资源，即下生上储的致密气(简称上油气系统)、自生自储的煤层气(简称中油气系统)和上生下储的碳酸盐岩和铝土岩天然气(简称下油气系统)，其中上油气系统的致密气资源是近年勘探开发的重点，并主要依靠双甜点识别和地质工程一体化压裂改造技术；中油气系统的煤层气资源是未来区域突破的核心领域，这部分资源普遍埋藏深度大于2 000 m，其开采需要压裂改造+后期排水采气工艺技术相结合；下油气系统的新资源属于未来攻关的重点领域，这部分资源主要是铝土岩及碳酸盐岩气，裂缝型储集层是这部分地层的重要储集层，需要裂缝改造+酸化等增产改造措施[7]。上述三类非常规气资源量约2万亿方，目前致密气已基本探明近3 000亿方，深煤层和铝土岩取得单井突破，正在开展试验区建设，一旦获得成功，可支撑建成中国海油陆上万亿方储量规模大气区。

图10 鄂尔多斯盆地东缘全油气系统成藏模式图

3.1 持续深化勘探，将建成2个超千亿方致密气田

鄂尔多斯盆地东北缘致密气的勘探取得阶段性突破，已经探明了临兴超千亿立方米的大型气田。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化匹配，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[1]。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富集程度的差异性。从不同成藏区带以及多层系的勘探突破认识到，致密砂岩气勘探在2个区块具有较大的勘探潜力[3]。

临兴区块断裂相对发育，纵向上古生界共计10个含气层段，目前累计探明天然气地质储量超过1 000亿方，完成测试600余口井1 500余层次，主要采用多层合采开发模式，基本建成天然气产能(量)20亿方。下一步勘探将从缓坡带走向构造更加复杂的陡坡带和断阶带，多期断裂活动为盆地东北缘多层气藏形成提供了有效输导通道，一是垂向上输导控制了主力层系石炭系—二叠系气藏横向的差异性；二是纵向输导条件拓展了气藏分布层系，三叠系浅层气藏发育[9]，可望再探明天然气地质储量约500亿方。

神府区块断裂不发育，源岩热演化程度较低，生烃强度较临兴明显减弱，气体垂向运移距离短，储集层段相对集中，以源内气藏为主。目前已在神府区块南部基本探明天然气地质储量超过600亿方，往北拓展已经完成了三维地震勘探满覆盖，并获得大量工业天然气流井，随后将再探明天然气地质储量 600亿方，神府区块将建成超1 000亿方大气田。

3.2 超前谋划统筹勘探深煤层气，保障非常规气产业可持续发展

中国煤层气勘探开发是在经典煤层气理论“吸附-解吸-扩散-渗流”指导下，首先在沁水盆地小于1 000 m的高阶煤中取得成功，已经建成年产17亿方规模。鄂尔多斯盆地煤层气勘探是未来的主战场，其主力煤层埋深接近2 000 m，属于深煤层气范畴，其地质条件较浅部煤层发生了显著变化。表现为，随着埋藏深度的增加，地层温度升高、煤层有效应力加大、煤岩压缩性增强，由此导致的煤层孔隙结构、渗流能力、岩石力学性质、地应力和含气量等特征都发生显著变化。这也是导致鄂东深煤层气一直没有实质性勘探进展和技术突破的主要原因。目前仍处于探索阶段，尚未形成系统的、能够指导生产实践的成熟理论与技术，成为制约深煤层气勘探开发的瓶颈。亟需突破固有勘探理论，在新区新领域建立新的煤层气勘探理论和思路，是摆在地质家面前的重大课题[11]。深煤层气成藏要素及其耦合效应较为复杂，应开展复杂多因素影响地质条件下深部煤层气成藏地质条件、成藏机理和富集主控因素研究，建立深煤层气地质理论和选区评价技术。

早期尝试致密气老井再利用开发深煤层资源，在临兴气田利用致密气老井开展深煤层气压裂改造试验，没有取得成功。近年来通过深化认识、总结经验、优化工艺，重上深煤层领域，从选区评价、改造规模、压裂配方及排采工艺等方面系统改进，优选6口致密气老井(直/定向井)和利用致密气老井台新部署4口水平井，同时开展深煤层试验，目前6口定向井全部压裂，压后皆获得工业气流，且出现了不需要经过排水降压解吸而直接产气、生产过程中低产水甚至不产水特征，单井日产气量高达2 600 m3，展现出巨大的生产潜力。同时，新钻探的水平井煤层钻遇率达到96%，后续将开展大规模压裂。整体来说，深煤层厚度稳定，分布范围广，总面积约5 000 km2，目前临兴-神府气田已利用致密气勘探开发井完成深煤层气取心井39口，未来将继续部署200余口致密气井取煤心。深煤层气资源量近10 000亿方，预计未来提交深煤层气探明地质储量数千亿方，保障临兴-神府气田储产量持续稳定发展。

3.3 精细挖潜，拓展奥陶系碳酸盐岩、铝土岩等勘探新领域

鄂尔多斯盆地是中国典型多旋回叠合的克拉通盆地，其下古生界广泛发育寒武系—奥陶系碳酸盐岩沉积地层[12]。20世纪90年代盆地中部靖边大气田的发现与探明，揭开了盆地海相碳酸盐岩勘探的序幕，靖边气田的主力储层是奥陶系马家沟组顶部马五段风化壳溶蚀孔洞型储层，气源主要来自上覆石炭—二叠系煤系烃源岩。根据储层及成藏特征，一般将奥陶系划分为三套含气组合：马五1—马五4亚段风化壳气藏为上组合，马五5—马五10亚段白云岩气藏为中组合，马四段及以下白云岩为下组合[13]。

临兴-神府区近年来钻致密气探井L47在马五1亚段灰质白云岩储层射孔见气，同时也在中组合有所突破；S11井在马五5亚段钻遇8.5 m含膏灰质白云岩储层，射孔后可见1.5 m火焰。目前以上古生界致密气藏勘探开发为主，兼探马家沟组，已经有10口井在奥陶系钻遇较厚含气层，平均气层厚度6.3 m、孔隙度6.2%、渗透率0.66 mD、含气饱和度60%，物性与靖边气田马五段储层基本相当。下一步将以马家沟组中组合马五6—10白云岩岩性圈闭及下组合马四段“丘滩体” 储层形成的构造-岩性圈闭作为主要勘探方向，预计资源潜量约500亿方。

此外，石炭系本溪组铝土岩中天然气主要储集在铝土矿物的溶蚀孔中，储层特征呈“三明治”结构，至下往上分别为角砾状铝土质泥岩、豆鲕状铝土岩、碳质泥岩+纹层状铝土质泥岩[14]，气层主要集中在中部层段。在临兴中区块L41-3D井开展铝土岩天然气试采试验，高峰日产气量达4 800 m3，显示了良好的产气潜力。下一步将充分利用致密气老井开展压裂试采，提交铝土岩气藏探明储量数百亿方。

4 鄂尔多斯盆地东缘非常规气勘探部署

基于中国海油陆上万亿大气区的发展战略，遵循“资源保障为前提、理论研究为基础、技术突破为核心、管理创新为载体”的勘探部署，提出在致密气甜点区，以致密气的开发带动深煤层气评价；在致密气风险区内，以深煤层气开发带动低品位致密气资源动用；兼顾探索评价奥陶系碳酸盐岩和铝土岩气藏。统筹地面工程和井筒配套工艺，实施立体开发，以实现万亿大气区规模、效益、可持续发展。

4.1 明确三大勘探对象，突出基础地质理论研究

致密气方面，未来以神府中北部低勘探程度区和临兴东构造复杂区作为重点勘探领域。以寻找高能沉积环境下的有利沉积相带为主线。加强对临兴东区晚期断裂期次和成藏耦合性性研究，将上古生界石盒子组和浅层气作为重点勘探目标；深化神府中北部地区沉积相和成藏规律认识，加强成藏规律认识，指导致密气勘探提储。

煤层气方面，深煤层气是未来鄂尔多斯盆地东缘重点勘探领域，煤层分布虽然相对连续稳定，但煤储层非均质性十分明显，煤层形成时期的沉积环境和沉积微相共同决定煤岩组分，表现为镜质组含量高的煤层，其含气性和渗透性都会变好。同时，构造应力对煤层含气量及储层改造起较大作用。由于深层煤气具有常规储层和非常规储层共存、游离气和吸附气共生、自源气和它源气互补聚集、有序分布的特征。为此，需要强化深部煤层气地质甜点和工程甜点的选区评价技术体系研究，创新深部煤层气富集理论和联合井网立体开发模式，优先在微幅构造和构造平坦区开展深部煤层气勘探开发先导试验。

新领域方面，铝土岩和奥陶系碳酸盐岩气作为近年新发现的气藏类型，主要储集在铝土矿物的溶蚀孔和奥陶系碳酸盐岩储层中。从目前国内外勘探开发实践来看，鄂尔多斯盆地铝土岩气藏的发育主要受控于古构造、古岩溶地貌背景下的风化壳厚度及水铝石矿物的分布及孔隙度、渗透率条件。碳酸盐岩气藏主要受控于沉积环境、成岩演化和岩溶古地貌等联合控藏，未来将积极开展奥陶系碳酸盐岩气和铝土质泥岩气富集规律和主控因素研究，圈定有利区带，有序推进新领域评价。

4.2 坚定地质工程一体化，攻克适应性的提储上产勘探技术

致密气方面，未来需要突破以下几方面的技术瓶颈：①临兴下石盒子组盒七和盒八段储层横向连续性差，波阻抗差异小，地球物理识别气层难度大，需要开展暗点型储层预测技术攻关。②神府地区受煤层屏蔽影响，地球物理手段受限，需破解煤系地层储层预测技术攻关。③靠近盆地东缘，断层裂缝发育，气藏保存条件差，针对含水饱和度高的储层，压裂测试工艺及含水气层的开采工艺需要进一步攻关。④临兴气田纵向跨度大、含气层段多，多层压裂效果不理想，需要持续攻关针对性压裂工艺。

煤层气方面，未来需要突破以下几方面的技术瓶颈：①深煤层产能主控因素不明确，试采井少，由于埋深大，高温条件下煤储层性质发生变化，需要加强渗流与气体解吸机理研究。②深煤层地应力在构造应力与重力双重作用下发生转换，导致压裂施工难度大，需要寻找相适应的压裂液体系和配套工艺。③针对深部煤层气与致密气生产机理和排采工艺不同，需要探索二气共采相适应的井筒排采技术。

新领域方面，未来需要突破以下几方面的技术瓶颈：①针对新的气藏类型，深化新领域选区评价技术体系。②厘定测井响应特征，建立测井解释评价标准。③明确产能主控因素，探索新的酸化压裂改造工艺技术体系。

4.3 统筹融合勘探，创新提质增效绿色低碳的管理模式

非常规天然气产业发展立足规模化与效益化并重，走勘探、开发、生产、工程和销售等多专业融合的道路。以新技术与新工艺助力降本增效，以立体开发和多资源综合利用提升经济效益，以信息化和市场化优化资源配置，促进非常规天然气绿色低碳发展。

践行“一盘棋”的管理理念，统筹考虑资源动用、管网建设和地面设施，协同发展鄂东地区煤层气、致密气、铝土岩和碳酸盐岩气等多种天然气资源，避免重复建设，实现区域资源与效益最大化。把多种资源是同步开发还是接替动用放在海油发展和国家能源安全的战略层面加以论证，需要从工艺技术、气田稳产、经济效益等方面着眼，摒弃传统各自为战的狭隘观念，既要考虑致密气快速建产的优势、也要兼顾深煤层突破后持续稳产的特点、还要想到未来接替资源的潜力。如：致密气老井如何适时转化为煤层气井，致密气与煤层气井网如何综合部署、井场如何重复利用、站容如何科学配置、多气种压力系统如何共享地面管网与设施等问题。

强化企地融合和绿色协调发展的生态圈，天然气的勘探开发要与当地政策及政府激励机制相匹配，在用地、集输、销售、环保等方面，需要深化企地关系，做到合规经营，互惠互利。陆上非常规油气勘探开发需要充分发挥自身优势，井场及场站分布密度大、范围广、累积占地多的特点，具有优越的风、光、气等绿色资源，探索并引入绿色低碳能源是立足长远发展、助力实现“双碳”目标的有效道路。

5 结论

1)系统梳理鄂尔多斯盆地东缘非常规气源基础、沉积环境和成藏地质特征，总结临兴-神府气田勘探实践，创新提出了 “源-储-断”控制下的非常规气富集模式，形成了地质工程一体化的“双甜点”定量识别与改造等实用技术，有力支持了非常规天然气的勘探突破和快速增储上产，建成年产能20亿方。

2)通过近年勘探开发实践，指出盆地东缘具有良好的成藏条件和广阔的勘探前景，研究区纵向具有丰富的油气资源，即上部层段的致密砂岩气资源、中部层段的煤层气资源和下部层段的奥陶系碳酸盐岩气和铝土岩天然气资源，实现了致密气、深煤层气、铝土岩气的突破，进而提出未来鄂尔多斯盆地东缘万亿大气区(超级油气群)的勘探开发策略。

3)采用“致密气富集区兼探煤层气，煤层气富集区带动致密气，老井再利用探索新资源”的模式。不断提升理论认识、攻关核心技术、创新管理模式，全力支撑中国海油实现陆上万亿大气区规模、效益、可持续发展，为保障国家能源安全和实现“双碳”战略贡献力量。