引言

鄂尔多斯盆地低渗、致密砂岩气资源丰富，先后发现了榆林、子洲、苏里格、大牛地等多个探明储量超千亿方的气田^[1-3]，目前探明(含基本探明)储量超过5 $\times$10$^{12}$ m$^3$。长庆气区已经成为中国最大的天然气生产基地，天然气勘探开发逐渐由盆地中部向外围区拓展。近年来，盆地东部神木地区逐渐成为长庆气区增储上产的重要组成部分。神木气田地处鄂尔多斯盆地东部生烃中心，资源量丰富，纵向发育多套含气层系，储层物性差、单层产量低，是典型的“三低”砂岩气藏^[4]。

与盆地中部苏里格气田相比，东部气田储层发育特征、主力含气层系等都有明显差异，因此，开展神木气田主力层位储层特征研究，确定有效储层物性下限、规模及叠置类型，对盆地东部地区储量评价、开发方式确定等具有重要意义，也可为国内外其他类似气田的开发提供借鉴。此外，水平井已成为长庆气区低渗致密气藏开发的重要手段，开展盆地东部水平井适用性评价，明确合理的水平井开发方案，对神木气田的高效开发具有重要意义。

1 气田概况

神木气田位于陕西省榆林市榆阳区和神木县境内，西邻榆林气田、南抵米脂气田、西北接大牛地气田，勘探开发面积约2.5$\times$10$^4$ km$^2$(图 1)。构造位置处于鄂尔多斯盆地次级构造单元伊陕斜坡东北部，为宽缓西倾斜坡，倾角小于1°。

神木地区内上古生界石炭、二叠系主要发育一套海陆交互相含煤地层，自下而上为本溪组(C$_2b$)、太原组(P$_1t$)、山西组(P$_1s$)、石盒子组(P$_1sh$)及石千峰组(P$_3q$)。2007年，双3井区的勘探突破标志着神木气田的发现^[1]。截至目前，气田探明储量规模达3 334$\times$10$^{8}$ m$^3$，叠合含气面积4 069 km$^2$，属千亿级特大型气田。气田纵向发育太原组、山西组、石盒子组等多套含气层系，其中山西组、太原组为神木地区主力产层，平均产量贡献率分别为53%、33%，是研究的重点目标(图 2)。气田于2009年开展前期评价，历经试采、规模建产后，2014年底井口建成20$\times$10$^{8}$ m$^3$/a产能，初步实现规模开发。

2 储层地质特征

晚古生代受沉积物供给、构造沉降及海平面升降等多因素影响，鄂尔多斯盆地发育多种沉积体系，经历了由海相瀉湖、潮坪、三角洲沉积体系到陆相河流、三角洲体系的演变，形成了大面积分布的河流-三角洲储集砂体^[5-12]。神木地区太原期主要发育海相潮控三角洲沉积，山$_2$期演变为海相河控三角洲沉积，山$_1$期海水退出鄂尔多斯盆地，研究区以湖相三角洲沉积为主。

2.1 储层基本特征 2.1.1 岩石学特征

神木地区太原组、山西组主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩及石英砂岩(图 3)。碎屑颗粒总量平均为83.1%，以石英颗粒为主(平均为64.4%)，岩屑次之(平均为18.4%)，长石较少(平均为0.3%)，从山$_1$到太原组石英含量逐渐增大，岩屑、长石含量依次降低(图 4)。岩屑类型包括岩浆岩岩屑、变质岩岩屑及沉积岩岩屑，其中，变质岩岩屑含量最高，平均为10.7%，以片岩、千枚岩、变质砂岩及板岩为主，岩浆岩岩屑含量次之，平均为5.5%，以喷发岩和隐晶岩为主，沉积岩岩屑含量最低，平均为0.6%，以粉砂岩和泥岩为主。填隙物总量平均为17.0%，以水云母为主，其次为硅质、高岭石、铁方解石及铁白云石。碎屑颗粒以中粒、粗粒结构为主，分选中等，磨圆以次棱-次圆为主，胶结方式以孔隙式为主。太原组砂岩颗粒接触方式以点、点-线接触为主，山西组以点接触为主。

2.1.2 孔隙结构特征

薄片鉴定及扫描电镜分析表明，神木气田山西组、太原组储层孔隙类型由溶蚀孔、晶间孔、及粒间孔为组成，其中，溶蚀孔包括岩屑溶蚀孔、长石溶蚀孔、杂基溶蚀孔及粒间溶孔，并以岩屑溶蚀孔为主体，晶间孔以高岭石、伊利石等黏土矿物晶间孔为主。不同层位孔隙类型不同，其中，山$_1$段以岩屑溶孔、晶间孔为主，分别占总孔隙比例的62%、26%，山$_2$段以岩屑溶孔、晶间孔、粒间孔为主，分别占总孔隙比例的58%、15%、8%，太原组则以岩屑溶孔为主，占总孔隙比例的84%，其他类型孔隙较少。从山$_1$段到太原组岩屑溶孔的比例逐渐增加、晶间孔比例逐渐降低。压汞实验分析表明，神木气田山西组、太原组储层中值半径为0.15 $\mu$m，分选系数为2.13，变异系数为0.23，排驱压力为1.17 MPa，最大进汞饱和度为66.38%(表 1)。总体而言，神木气田山西、太原组储层孔隙中值半径较小，最大进汞饱和度较低，无效孔隙占比相对较高。

2.1.3 有效储层物性下限评价

神木地区山西组、太原组储层物性统计分析表明，孔隙度在2.0%~10.0%，平均6.6%，渗透率在0.10~1.00 mD，平均0.83 mD。依据砂岩储层划分标准，神木气田整体属于低孔、低渗致密砂岩气藏。根据产气效果的差异，将储层划分为气层、差气层及干层，气层物性及含气性最好、单位厚度产气量高，差气层次之，干层则不具备产气能力。气层、差气层统称为有效储层，是气井产量的主要贡献者，其对应的孔隙度、渗透率、含气饱和度最低界限值为有效储层物性下限。明确有效储层物性下限对于储层类型划分、储量评价具有重要意义。

结合神木气田储层物性、含气性数据和试气效果资料，统计分析表明，当储层孔隙度低于5.0%、渗透率小于0.10 mD，含气饱和度低于45%时，储层基本已不具备产气能力，属无效干层。故将孔隙度5.0%、渗透率0.10 mD、含气饱和度45%确定为有效储层物性下限(图 5)。

2.2 有效储层规模

鄂尔多斯盆地苏里格气田开发不断深入，井网加密试验、井间干扰试验及野外露头描述等动静态资料逐渐丰富，为有效储层规模精细描述创造了条件，支撑了气田合理开发技术对策的制定^[13-16]。神木气田处于早期开发阶段，储层地质条件与盆地中部地区具有较大差异，开展神木地区有效储层规模分析并建立空间发育模式，可为气田合理开发方案的确定奠定基础。

2.2.1 有效储层规模

有效储层规模分析包括厚度、宽度、长度等定量参数的评价。结合岩芯、测井、局部密井网解剖等手段，开展神木气田山西组、太原组有效储层规模评价。分析结果表明，神木气田山$_1$段有效单砂体厚度0.5~4.5 m，平均约2.5 m，宽度300~500 m，平均约400 m，长度400~700 m，平均约600 m；山$_2$段有效单砂体厚度0.8~6.5 m，平均约3.5 m，宽度400~800 m，平均约600 m，长度600~1000 m，平均约800 m；太原组有效单砂体厚度0.6~5.0 m，平均约2.8 m，宽度300~600 m，平均约450 m，长度500~800 m，平均约600 m(表 2)。比较而言，山$_2$段有效单砂体规模较大、太原组次之，山$_1$段最小。总体而言，神木气田山西、太原组有效单砂体规模有限，但多期单砂体复合叠置可形成相对较大规模复合有效砂体。

2.2.2 有效储层空间叠置类型

受沉积环境、古地貌、可容纳空间等因素综合影响，神木地区上古生界发育多种形态砂体，精细表征砂体空间叠置类型可有效指导气田合理开发技术对策的制定。自河道砂体构型概念提出以来，国内外学者通过沉积露头和现代沉积特征的研究，依据垂向叠加和侧向叠置作用程度的强弱将河道砂岩的叠置模式划分成孤立式、多层式、多边式^[17-20]。河道下切作用利于孤立式、多层式砂体形成，河道侧向迁移作用利于多边式砂体形成。

神木气田储层表现出“二元”结构特征，有效储层呈透镜状包裹于背景砂体之中。结合砂体空间叠置类型，开展神木地区各层有效储层空间叠置方式分析。将神木地区有效储层空间结构类型划分为多层孤立分散型、垂向多期叠加型、侧向多期叠置型等3种主要类型(图 6)。多层孤立分散型有效储层呈多层系分散分布，以彼此孤立、不接触为主要特征；垂向复合叠加型有效储层多期垂向切割连通，多层系可复合叠加发育；侧向复合叠置型多期有效储层侧向切割连通，多层系可复合叠置发育。

解剖分析表明，神木气田不同层系发育的有效储层空间结构类型具有一定差异，总体而言，多层系孤立分散型是主要的有效储层结构类型，侧向叠置及垂向叠加型在山$_2$、太原组局部发育，山$_1$段发育相对有限。多层孤立分散型有效单砂体通常规模较小、呈透镜状，多层系叠置后平面上表现为大面积连片分布特征，适宜采用直井/定向井开发。垂向多期叠加式有效储层顺物源方向延伸较远，表现出“带状”分布特征，可采用水平井开发，水平段应以平行于物源方向为主。侧向多期叠置式有效储层垂直于物源方向延伸较远，表现出“片状”分布特征，可采用水平井开发，水平段应以垂直于物源方向为主。

3 水平井开发适用性评价

近年来，长庆气区水平井获得大规模推广应用，助推了气区天然气产量的快速上升，在产能建设中发挥了重要作用^[21-26]。与直/定向井相比，水平井具有单井产量高、产能建设工作量低的特点。同时也面临着一定的开发风险，若开发地质目标选择不当，会造成气井产量低、经济效益差、储量大量遗留等问题。因此，结合实际开发区储层地质特征，开展水平井开发适用性评价，对降低开发风险具有重要意义。

3.1 水平井地质目标筛选标准

长庆气区苏里格气田水平井推广深度最大，针对水平井开发地质目标筛选的研究也最深入，筛选参数主要包括主力气层厚度、含气面积、物性、储层连续性、夹层厚度及储量集中度等指标。借鉴苏里格气田水平井开发实践，同时紧密结合神木气田有效储层结构特征，建立了水平井地质目标筛选标准，明确了适合水平井开发的有效储层叠置类型(表 3)。统计分析表明，水平井产量与主力气层连续有效厚度、物性、有效水平段长度密切相关。为保证开发效益，开发地质目标应具备连续较大的有效厚度、较好的物性及含气性，同时兼具较长的有效延伸范围。综合分析认为，神木气田水平井开发地质目标至少应具备6.0 m的连续有效厚度，孔隙度大于6.5%、渗透率大于0.5 mD、含气饱和度大于60%，气层有效延伸范围大于1 km。为保证水平井产量的稳定性，开发地质目标内部应相对均质，泥质夹层厚度以小于0.5 m为宜。有效储层空间叠置类型应以侧向多期叠置和垂向多期叠加型为主。

苏里格气田长期水平井开发实践表明，水平井虽可有效提高主力层段储量的动用程度，但同时也会造成非主力层储量的大量遗留。在目前经济技术条件下，缺乏动用此类遗留储量的有效技术手段，最终导致水平井开发方式下储量总体动用程度相对偏低。因此，尽可能提高储量总体动用程度、减少非主力层段储量遗留是水平井开发地质目标筛选需要考虑的重要问题。综合分析认为，水平井主力开发层段储量集中度应不低于75%(表 3)。

3.2 水平井开发适用性评价

盆地中部苏里格气田有效储层主要发育于下石盒组盒$_8$段和山西组山$_1$段，单井最多可钻遇气层6层，大部分气井钻遇2~4层，气层发育数量相对较少。盆地东部神木地区气层发育状况发生较大变化，石千峰组至马家沟组等都有气层发育，单井最多可钻遇23层，大部分井钻遇7~13层，多层系含气特征明显。结合纵向含气层的叠置模式，以多层系兼顾、提高储量动用程度和单井产量为原则，目前以多井型大井组立体式开发作为神木气田主体开发方式。该方式节约大量井场、集输、道路等费用，有效推进产建进程，实现了神木气田的低成本开发，有效缓解了矿区叠置复杂的难题^[19]。

水平井部署技术包括整体式部署、局部式部署两种方式，整体部署适合于储层整体地质条件满足水平井地质目标筛选标准的面积较大的新建产区，局部式部署则适合满足筛选标准的小面积局部井区。结合神木气田水平井地质目标筛选标准，按重点层位开展气田山西组、太原组水平井开发区优选。结果表明，神木气田适合水平井开发的地质目标规模较小、呈小面积零星分布，且储量占比、面积占比都较低，总体不适合大面积整体式部署，可进行局部式甜点部署(表 4)。

将局部式水平井部署划分为3种类型：孤立水平井、复合水平井及丛式水平井组。对于垂向主力层系单独发育的井区而言，适合采用孤立式水平井开发，对于垂向多套主力层发育井区而言，采用复合式水平井开发，而对于空间上多方向都发育主力层系的井区而言，则适合采用丛式水平井组开发(图 7)。3种水平井局部式部署方式与井区直/定向井部署有机结合，可有助于实现神木地区多层系低渗、致密气藏的高效开发。

4 结论

(1) 神木气田是鄂尔多斯盆地长庆气区增储上产的重要组成部分，具有多层系含气特征。储集岩性主要为岩屑石英砂岩、岩屑砂岩及石英砂岩，孔隙类型主要为岩屑溶蚀孔及晶间孔，整体属于低孔、低渗致密砂岩气藏。分析表明，孔隙度5.0%、渗透率0.10 mD、含气饱和度45%为神木气田有效储层物性下限。

(2) 山西组、太原组有效单砂体规模较小，多期叠置可形成较大规模复合有效储层。将神木地区有效储层空间结构类型划分为多层孤立分散型、垂向多期叠加型、侧向多期叠置型等3种主要类型。不同类型有效储层适宜采用的开发方式有一定差异。

(3) 建立了神木地区低渗砂岩气藏水平井地质目标筛选标准。分析认为，为避免储量大量遗留，水平井主力开发层段储量集中度应不低于75%。评价表明，神木气田总体不适合整体式水平井部署，应以局部式部署为主。结合主力层系发育特征，提出了孤立式、复合式及丛式井组式3种水平井部署方式。