四川盆地南部頁巖氣富集規(guī)律與規(guī)模有效開發(fā)探索

馬 新 華

中國石油西南油氣田公司

0 引言

近年來，隨著頁巖氣基礎(chǔ)地質(zhì)理論不斷發(fā)展、勘探開發(fā)主體技術(shù)不斷進(jìn)步，四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)從借鑒北美地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)轉(zhuǎn)變?yōu)樽灾鲃?chuàng)新，頁巖氣儲量和產(chǎn)量進(jìn)入快速增長階段[1]。截至2018年6月，四川盆地已累計(jì)探明頁巖氣地質(zhì)儲量超過1×1012m3，其中四川盆地南部（以下簡稱川南地區(qū)）探明頁巖氣地質(zhì)儲量為4 400×108m3。從2010年我國第一口頁巖氣評價(jià)井獲氣以來，頁巖氣年產(chǎn)量穩(wěn)步增長，2017年頁巖氣年產(chǎn)量已達(dá)90×108m3（其中川南地區(qū)頁巖氣年產(chǎn)量為30×108m3）。川南地區(qū)是中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（以下簡稱中國石油）頁巖氣上產(chǎn)的主戰(zhàn)場，通過持續(xù)開展頁巖氣富集規(guī)律研究和有效開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，進(jìn)一步落實(shí)了有利區(qū)帶和資源潛力，儲備了頁巖氣有效開發(fā)的技術(shù)和手段。最新資源評價(jià)結(jié)果顯示，川南地區(qū)上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組埋深4 500 m以淺頁巖氣可工作有利區(qū)面積為1.8×104km2，頁巖氣資源量為9.6×1012m3，有望在2035年建成年產(chǎn)超過400×108m3的世界級頁巖氣大氣田，并保持長期穩(wěn)產(chǎn)[2]。筆者在總結(jié)和分析現(xiàn)階段頁巖氣富集規(guī)律和工程技術(shù)水平的基礎(chǔ)上，探索了川南地區(qū)頁巖氣有效開發(fā)模式及下一步攻關(guān)方向，以期推動川南地區(qū)頁巖氣規(guī)模有效上產(chǎn)。

1 川南地區(qū)頁巖氣基本地質(zhì)條件

川南地區(qū)位于四川盆地南部，主要位于大涼山以東、川中古隆起志留系剝蝕線以南、華鎣山以西、黔北凹陷以北的區(qū)域（圖1），面積約4×104km2。

1.1 主力勘探開發(fā)層系

圖1 川南地區(qū)構(gòu)造位置圖

四川盆地歷經(jīng)多期構(gòu)造運(yùn)動，海相、陸相、海陸過渡相頁巖發(fā)育，盆地及周緣地區(qū)廣泛分布6套富有機(jī)質(zhì)頁巖[1]。早期中國石油在川南地區(qū)不同頁巖層系開展了勘探評價(jià)研究，通過有機(jī)碳含量、孔隙度、含氣量、脆性礦物含量、熱演化程度、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度、頂?shù)装遄苑忾]條件等參數(shù)對比，并結(jié)合各層系勘探程度和開發(fā)效果，認(rèn)為五峰組—龍馬溪組底部的深水陸棚相富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度大、品質(zhì)最優(yōu)、勘探程度最高、實(shí)施效果最好[3-5]，是目前川南地區(qū)的主力勘探開發(fā)層系。

龍馬溪組底部主力開發(fā)“甜點(diǎn)層”頁巖主要沉積于魯?shù)て冢↙M1—LM4為主，局部地區(qū)到LM5）[6]，該時(shí)期川南地區(qū)整體處于上升洋流的強(qiáng)還原環(huán)境，頁巖鈾釷比一般大于1.2；具有高鈾、高伽馬特征，有機(jī)碳含量普遍大于3%，有利于頁巖氣的生成和吸附；有機(jī)質(zhì)孔隙發(fā)育，在弱構(gòu)造變形區(qū)均表現(xiàn)為高孔隙度（一般大于4%）和低密度（小于2.65 g/cm3）特征；石英礦物含量高（一般大于50%），與生物成因[7]和成巖作用[8]有關(guān)，水平層理發(fā)育，脆性指數(shù)非常適合低黏度滑溜水的壓裂體系；該套甜點(diǎn)層上部有較厚的半深水和淺水成因的頁巖作為頂蓋層，下部有五峰組頁巖和致密瘤狀石灰?guī)r作為底蓋層，整體含氣性好（含氣量大于3 m3/t），游離氣占比一般超過60%。該套龍馬溪組底部頁巖是目前含氣性最好、體積改造效果最好、唯一實(shí)現(xiàn)規(guī)模有效開發(fā)的層系（圖2）。

圖2 川南地區(qū)典型評價(jià)井五峰組—龍一1亞段地質(zhì)綜合柱狀圖（據(jù)本文參考文獻(xiàn)[9]修改）

1.2 儲層條件

根據(jù)研究區(qū)二維地震資料和50余口取心評價(jià)井的數(shù)據(jù)展示，川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深主要介于2 000～4 500 m，壓力系數(shù)主要介于1.2～2.2，多為超壓氣藏，整體保存條件較好；優(yōu)質(zhì)儲層連續(xù)穩(wěn)定分布，Ⅰ＋Ⅱ類儲集層厚度（劃分標(biāo)準(zhǔn)見本文參考文獻(xiàn)[10]）一般介于20～60 m，最優(yōu)甜點(diǎn)層厚度一般介于5～10 m；儲層關(guān)鍵參數(shù)穩(wěn)定，有機(jī)碳含量介于2.5%～4.5%，孔隙度介于3.4%～7.9%，脆性礦物含量介于51.6%～80.0%，總含氣量介于2.4～7.5 m3/t，其中游離氣含量占比介于50%～76%。儲層整體大面積連續(xù)穩(wěn)定分布，利于整體開發(fā)。

2 川南地區(qū)頁巖氣高產(chǎn)富集主控因素

2.1 沉積相控儲、構(gòu)造演化控藏的“雙控”富集規(guī)律

2.1.1 沉積相控儲

頁巖氣藏源儲一體，源是基礎(chǔ)且決定儲層品質(zhì)，沉積相控制了頁巖分布與烴源巖類型及質(zhì)量。受廣西運(yùn)動影響，華夏與揚(yáng)子地塊碰撞拼合作用減緩，四川盆地及周緣在五峰組沉積時(shí)期形成了“三隆夾一凹”的古地理格局（圖3），從凱迪晚期到埃隆早期，川南地區(qū)處于局限靜水環(huán)境的深水陸棚相沉積環(huán)境。沉積相控制了優(yōu)質(zhì)頁巖儲層特別是甜點(diǎn)層的分布，瀘州—長寧地區(qū)龍一1亞段底部的優(yōu)質(zhì)頁巖發(fā)育，厚度一般介于30～50 m；靠近川中剝蝕區(qū)，局部可能存在古地貌高部位（或水下高地），優(yōu)質(zhì)頁巖厚度相對較?。ū热鏦5井區(qū)、華鎣山李子埡剖面等），這些古地貌高的區(qū)域LM1—LM4筆石帶極薄[11-12]，鈾釷比一般小于1.2，與川南地區(qū)其他深水陸棚區(qū)強(qiáng)還原環(huán)境存在一定區(qū)別；川南北部地區(qū)局部的古地貌高地甜點(diǎn)層較薄，但分布范圍非常局限。整體上，川南地區(qū)頁巖氣有利開發(fā)層系沉積相帶有利，沉積厚度大，分布穩(wěn)定。

2.1.2 構(gòu)造演化控藏

龍馬溪組底部的優(yōu)質(zhì)頁巖層雖然在中國南方揚(yáng)子地區(qū)廣泛分布，但頁巖氣商業(yè)開發(fā)僅在四川盆地取得突破，這與四川盆地內(nèi)部優(yōu)越的保存條件有關(guān)。四川盆地位于上揚(yáng)子板塊西部，剛性基底穩(wěn)定性強(qiáng)，沉積蓋層變形總體較弱[13]。川南地區(qū)隸屬于川南低陡構(gòu)造帶、川西南低褶構(gòu)造帶，主要發(fā)育低陡構(gòu)造和平緩構(gòu)造、中小斷裂，有利于頁巖氣藏保存（圖4）。除了在斷裂不發(fā)育的威遠(yuǎn)構(gòu)造低緩斜坡區(qū)和長寧構(gòu)造平緩向斜區(qū)已經(jīng)實(shí)現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)外，在川南的很多低陡構(gòu)造（如古佛山、陽高寺、龍洞坪、壇子壩等）和部分高陡構(gòu)造（如大足西山等）也取得突破，勘探資料證實(shí)川南地區(qū)頁巖氣藏大面積超壓，構(gòu)造保存條件優(yōu)越。

目前，四川盆地頁巖氣勘探在盆緣高陡構(gòu)造帶、古（今）剝蝕泄壓區(qū)附近（小于10 km）、通天或大型斷裂附近（小于1.5 km）的強(qiáng)構(gòu)造變形區(qū)尚未取得商業(yè)突破。

圖3 四川盆地魯?shù)て趲r相古地理圖（據(jù)本文參考文獻(xiàn)[1]修改）

圖4 川南地區(qū)威遠(yuǎn)—李子壩偏移剖面圖（時(shí)間域）

由于四川盆地是經(jīng)歷了多期構(gòu)造改造的疊合盆地，五峰組—龍馬溪組頁巖在四川盆地均經(jīng)歷了早期深埋藏，后期強(qiáng)抬升的演化過程，現(xiàn)今有機(jī)質(zhì)成熟度（Ro）介于2.1%～3.6%，處于高—過成熟階段[14-15]。高—過成熟的腐泥型有機(jī)質(zhì)在Ro＞1.5%后干酪根生氣量增加很少，后期主要靠滯留油或者瀝青裂解成氣，所以頁巖氣富集需要在多期構(gòu)造運(yùn)動下均有較好的保存條件。

盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)調(diào)整改造的時(shí)間一般早于盆內(nèi)，古剝蝕區(qū)周緣早期埋藏淺，兩者均不利于早期油氣滯留，這些地區(qū)均表現(xiàn)出低產(chǎn)、低壓的特征，在相似熱演化成熟度、相似沉積背景情況下（相近δ13C1值），其產(chǎn)出的頁巖氣乙烷碳同位素值均重于有利保存區(qū)。如B1井（位于大耳山構(gòu)造）與焦石壩構(gòu)造僅隔一大型斷裂，兩者沉積環(huán)境和熱演化史相似（δ13C1值均為－32‰左右），但B1井δ13C2值（－33.7‰）明顯重于焦石壩構(gòu)造頁巖氣δ13C2值（平均－35.9‰）；同樣，長寧區(qū)塊靠近威信大斷裂的ZH4井比遠(yuǎn)離斷裂的N3井δ13C2值高2.1‰，靠近加里東古剝蝕區(qū)的W1井比遠(yuǎn)離剝蝕區(qū)的W2井δ13C2值高4.1‰。因?yàn)橛土呀鈿飧患?2C，干酪根裂解氣更富集13C[16]，頁巖越接近封閉體系，排油氣效率低，高—過成熟階段裂解產(chǎn)生的烷烴氣的碳同位素就越富集12C[17-18]，δ13C2值就相對輕。所以現(xiàn)今構(gòu)造穩(wěn)定超壓的高產(chǎn)井（JY2、W2、N3井等）天然氣碳同位素都表現(xiàn)滯留油裂解氣為主的特征，而一些低壓低豐度頁巖氣散失破壞區(qū)（W1、B1、X2、ZH4井等）天然氣碳同位素都表現(xiàn)為晚期干酪根裂解氣為主的特征，證明頁巖氣藏曾經(jīng)遭受了破壞。

滯留油裂解不但能夠生成大量天然氣，還能形成大量有機(jī)質(zhì)孔隙，涪陵、威遠(yuǎn)、長寧等頁巖氣主力產(chǎn)區(qū)，均觀察到大量有機(jī)質(zhì)孔隙，且以宏孔、介孔居多，三維空間連通性好（圖5-a、5-b、5-c）；而早期斷裂破壞的地區(qū)（比如B1、W1、X2井等）前期排烴效率高，滯留油少，后期裂解成氣成孔少，有機(jī)質(zhì)孔隙整體不發(fā)育且微孔居多（圖5-d、5-e、5-f）。相似熱演化成熟度和相似沉積背景的情況下，δ13C2值越低，孔隙度越高，均能反映多期構(gòu)造下頁巖氣的保存條件。

2.1.3 富集模式多樣

川南地區(qū)頁巖氣藏源儲一體，頁巖氣分布不受構(gòu)造圈閉的限制，富集甜點(diǎn)區(qū)存在于川南地區(qū)內(nèi)的多種構(gòu)造樣式中，已經(jīng)被多口評價(jià)井證實(shí)。典型的甜點(diǎn)區(qū)代表有以下4種類型。

1）向斜型甜點(diǎn)區(qū)：長寧區(qū)塊位于長寧—珙縣構(gòu)造的南翼平緩向斜區(qū)，長寧—珙縣背斜核部龍馬溪組剝蝕殆盡，北部地層陡，南部向斜區(qū)地層平緩穩(wěn)定，無大型斷裂破壞，埋深適中，遠(yuǎn)離喜馬拉雅期剝蝕區(qū)和深大斷裂的建武向斜區(qū)，為向斜型代表性甜點(diǎn)區(qū)（圖6-a）。

2）斜坡型甜點(diǎn)區(qū)：威遠(yuǎn)區(qū)塊為一個(gè)簡單的單斜構(gòu)造，地層平緩，區(qū)內(nèi)斷裂不發(fā)育，龍馬溪組頁巖氣藏沒有構(gòu)造圈閉，遠(yuǎn)離加里東剝蝕區(qū)，頁巖大面積超壓富集（圖6-b）。

3）盆緣復(fù)雜構(gòu)造型甜點(diǎn)區(qū)：昭通地區(qū)南部受大婁山的影響，靠近威信等控盆通天斷裂，保存條件不如長寧區(qū)塊。如果頁巖段埋藏比較深，或者抬升強(qiáng)烈但局部構(gòu)造保存比較完整，且遠(yuǎn)離大斷裂1 km以上的地區(qū)存在甜點(diǎn)區(qū)，連片程度和穩(wěn)定性弱于穩(wěn)定斜坡或者向斜區(qū)（圖6-c）。

4）低陡構(gòu)造型甜點(diǎn)區(qū)：瀘州地區(qū)陽高寺、古佛山、龍洞坪等低陡構(gòu)造鉆探已證實(shí)構(gòu)造核部和斜坡大面積超壓，同時(shí)在壇子壩向斜、來蘇向斜等構(gòu)造部位壓力系數(shù)接近2.0，證明盆內(nèi)低陡構(gòu)造或者二級斷裂對頁巖氣的保存條件破壞較?。▓D6-d）。

2.1.4 有利區(qū)帶

綜上所述，川南地區(qū)低陡構(gòu)造、低緩斜坡和寬緩向斜普遍存在，區(qū)域內(nèi)部通天斷裂少，以平緩構(gòu)造和龍馬溪組內(nèi)部的中小斷裂為主，有利于五峰組—龍馬溪組頁巖氣保存。

圖5 不同保存條件下頁巖孔隙發(fā)育情況對比圖

圖6 川南地區(qū)4種頁巖氣甜點(diǎn)區(qū)模式圖

通過上述沉積相和保存條件分析，并根據(jù)海相頁巖有利區(qū)帶劃分標(biāo)準(zhǔn)[10]，中國石油礦權(quán)內(nèi)龍馬溪組頁巖埋深介于2 000～4 500 m可工作有利區(qū)面積為1.8×104km2、頁巖氣資源量為9.6×1012m3，資源潛力巨大，落實(shí)程度高。

2.2 優(yōu)質(zhì)頁巖鉆遇長度、適應(yīng)的體積壓裂工藝和地質(zhì)因素是實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)的關(guān)鍵

2.2.1 優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇長度

龍馬溪組底部強(qiáng)還原環(huán)境深水陸棚形成的頁巖段是主力開發(fā)甜點(diǎn)層，該套甜點(diǎn)層是水平井鉆井設(shè)計(jì)的黃金靶體，鉆遇甜點(diǎn)層越長，水平井產(chǎn)氣量越高，根據(jù)目前的工程技術(shù)水平，甜點(diǎn)層的鉆遇長度超過1 200 m[9]，鉆遇長度越長，越有利于獲得高產(chǎn)。

2.2.2 體積壓裂工藝

頁巖氣是一種通過壓裂改造才能獲得產(chǎn)能的氣藏。有效的體積改造是實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)的必要條件，其中最核心的工程參數(shù)是加砂強(qiáng)度，長寧區(qū)塊在相似沉積構(gòu)造背景的條件下，相似的優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇長度的水平井，加砂強(qiáng)度越大，單井天然氣最終可采儲量（EUR）越高（表1）。表1展示了川南地區(qū)和北美地區(qū)在工程技術(shù)上的差距，目前北美地區(qū)高強(qiáng)度加砂工藝已經(jīng)超過4 t/m，川南地區(qū)加砂壓裂強(qiáng)度相對較小，隨著技術(shù)進(jìn)步，頁巖氣單井產(chǎn)量和EUR有大幅提高的空間。

表1 北美地區(qū)與長寧區(qū)塊水平井的加砂強(qiáng)度、EUR對比表

2.2.3 區(qū)域應(yīng)力和構(gòu)造背景

體積改造與壓裂施工強(qiáng)度等因素有關(guān)，也與區(qū)域構(gòu)造應(yīng)力、構(gòu)造背景有關(guān)，有利的構(gòu)造背景條件更利于有效加砂壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)。埋深增加不僅增大壓裂施工難度，而且引起的高應(yīng)力差使壓裂液和支撐劑沿著同一方向運(yùn)移，不利于形成復(fù)雜縫網(wǎng)（表2）。表2展示了不同埋深、不同施工泵壓和不同水平應(yīng)力差的背景下微地震監(jiān)測的體積改造結(jié)果：深層且水平應(yīng)力差較大的地區(qū)改造效果明顯較差。當(dāng)然，微裂縫發(fā)育的地區(qū)有利于體積改造，目前深層壓裂見到好苗頭的大足西山構(gòu)造Z2井頁巖發(fā)育大量天然裂縫，后期改造效果遠(yuǎn)好于鄰區(qū)裂縫不發(fā)育的Z1井。

2.2.4 實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)井的條件

根據(jù)對頁巖氣地質(zhì)富集因素和開發(fā)工程因素的分析，筆者認(rèn)為川南地區(qū)頁巖氣開發(fā)井實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)的條件包括以下4個(gè)方面。

1）定好井。在有利沉積相和有利保存區(qū)精細(xì)刻畫甜點(diǎn)層展布的基礎(chǔ)上，鎖定最有利靶體。

2）鉆好井。多專業(yè)協(xié)同，精細(xì)地質(zhì)/工程設(shè)計(jì)、地質(zhì)導(dǎo)向方案和工程定向方案，全程推廣“近鉆頭伽馬＋元素錄井＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具”，以確保甜點(diǎn)層鉆遇率和井眼光滑度目標(biāo)，多專業(yè)協(xié)同支撐、復(fù)雜情況分級處置，及時(shí)調(diào)整水平井鉆進(jìn)軌跡。

3）壓好井。地質(zhì)工程一體化分析，針對不同地質(zhì)特征量身定制壓裂方案，嚴(yán)格把控入井材料、壓裂液體、關(guān)鍵工具的質(zhì)量關(guān)，嚴(yán)密監(jiān)測微地震事件、施工壓力響應(yīng)、鄰井壓力變化，實(shí)時(shí)調(diào)整壓裂工藝參數(shù)和方案，確保有效體積改造。

4）管好井。試氣排采階段，采用“燜井→控壓→穩(wěn)定→連續(xù)”的科學(xué)排采制度。在生產(chǎn)初期階段及時(shí)下入連續(xù)油管，實(shí)施排水采氣，保持井筒暢通；在后期低壓生產(chǎn)階段，增壓集輸、系統(tǒng)優(yōu)化，充分發(fā)揮氣井產(chǎn)能，通過優(yōu)化生產(chǎn)制度提高單井EUR。

表2 川南地區(qū)頁巖氣井垂深與施工參數(shù)統(tǒng)計(jì)表

3 川南地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)探索與實(shí)踐

3.1 頁巖氣示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)效果一輪比一輪好

2012年3月國家發(fā)改委和能源局批準(zhǔn)在川南地區(qū)設(shè)立了“四川長寧—威遠(yuǎn)國家級頁巖氣示范區(qū)”和“滇黔北昭通國家級頁巖氣示范區(qū)”，面積2.16×104km2，旨在加快頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)集成和突破，推動我國頁巖氣產(chǎn)業(yè)化發(fā)展提供技術(shù)試驗(yàn)和示范平臺。示范內(nèi)容包括：①建立海相頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)及裝備體系；②研究制訂頁巖壓裂液成分、排放標(biāo)準(zhǔn)及循環(huán)利用規(guī)范；③探索形成市場化、低成本運(yùn)作的效益開發(fā)模式；④探明儲量3 000×108m3，建成產(chǎn)能20×108m3/a以上。截至2018年1月，示范區(qū)累計(jì)提交探明儲量3 200×108m3，建成產(chǎn)能規(guī)模30×108m3/a。

示范區(qū)內(nèi)早期開發(fā)井產(chǎn)氣量較低，井均測試日產(chǎn)氣量僅 11×104m3、EUR 僅有 0.5×108m3，遠(yuǎn)低于方案設(shè)計(jì)。通過分析找準(zhǔn)了“低產(chǎn)”的3個(gè)主要因素是“Ⅰ類儲層鉆遇率低、井筒完整性差、體積改造強(qiáng)度低”[1]。實(shí)施了3輪針對性的優(yōu)化調(diào)整，關(guān)鍵技術(shù)指標(biāo)和產(chǎn)氣量大幅提升，目前長寧區(qū)塊單井平均EUR已達(dá)到1.16×108m3，威遠(yuǎn)區(qū)塊井均EUR已達(dá)0.85×108m3（表3），基本確定地質(zhì)評價(jià)、開發(fā)優(yōu)化、水平井鉆井和體積壓裂等主體技術(shù)，形成了長寧—威遠(yuǎn)國家級頁巖氣示范區(qū)高產(chǎn)井培育和管理模式，實(shí)現(xiàn)了川南地區(qū)3 500 m以淺頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)，全面完成示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)的各項(xiàng)指標(biāo)。

表3 長寧—威遠(yuǎn)國家級頁巖氣示范區(qū)3輪實(shí)施效果對比表

在資源落實(shí)、主體技術(shù)基本定型的情況下，中國石油從2017年全面啟動了長寧、威遠(yuǎn)區(qū)塊100×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)和昭通20×108m3/a產(chǎn)能建設(shè)，動用長寧、威遠(yuǎn)、昭通等區(qū)塊3 500 m以淺的核心有利區(qū)，預(yù)計(jì)到2020年投產(chǎn)頁巖氣井超過900口，實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)頁巖氣120×108m3目標(biāo)。

3.2 埋深3 500～4 500 m資源開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)已取得突破

川南地區(qū)埋深介于3 500～4 500 m面積為1.7×104km2，頁巖氣資源量占86%，分布在威遠(yuǎn)平緩構(gòu)造區(qū)、瀘州低陡構(gòu)造帶、渝西部分高陡構(gòu)造帶和川南平緩向斜區(qū)。

威遠(yuǎn)平緩構(gòu)造區(qū)W4井區(qū)已實(shí)現(xiàn)了效益開發(fā)，大足西山構(gòu)造Z2井垂深超過4 000 m，采用密切割、高強(qiáng)度加砂和暫堵轉(zhuǎn)向等工程技術(shù)，壓裂后測試獲得了46×104m3/d高產(chǎn)頁巖氣產(chǎn)量，埋深3 500～4 500 m資源動用在川南地區(qū)局部區(qū)塊已經(jīng)取得突破，正在推進(jìn)評價(jià)部署和試驗(yàn)攻關(guān)，力爭“十四五”期間全面突破并開始接替產(chǎn)能。

由于頁巖地層埋深增加后地應(yīng)力和應(yīng)力差增大，施工泵壓高，體積改造難度大，壓裂后難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，頁巖氣資源難以有效動用。永川區(qū)塊黃瓜山構(gòu)造H2井（垂深超過4 100 m）壓裂后獲得頁巖氣產(chǎn)量22×104m3/d。這說明了該深度段的工藝技術(shù)試驗(yàn)已經(jīng)取得階段進(jìn)展，但考慮到開發(fā)成本，深層頁巖氣資源的動用仍需攻關(guān)。

3.3 淺層區(qū)域探索初見成效

四川盆地邊緣有一部分埋深小于1 500 m甚至小于1 000 m的淺層頁巖氣資源，多為常壓氣藏或者負(fù)壓氣藏。近期在昭通區(qū)塊太陽構(gòu)造取得商業(yè)突破，該構(gòu)造抬升幅度極大，龍馬溪組埋深不足800 m，但是該背斜構(gòu)造保存完整，斷裂規(guī)模小，背斜核部的Y102H1-1井水平井段長750 m，測試日產(chǎn)氣量介于5×104～6×104m3，由于淺層鉆井周期短，壓裂難度小，開發(fā)成本低，盆緣淺層頁巖氣資源商業(yè)開發(fā)利用展現(xiàn)了良好的開發(fā)前景。

4 發(fā)展前景與挑戰(zhàn)

4.1 資源與規(guī)劃目標(biāo)

根據(jù)沉積、構(gòu)造、儲層和保存條件等綜合研究成果，認(rèn)為川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組頁巖氣可工作有利區(qū)面積大、資源豐富。川南地區(qū)50余口評價(jià)井實(shí)鉆資料證實(shí)頁巖儲層厚度大于20 m、壓力系數(shù)大于1.2、距大斷裂超過1.5 km、離古（今）剝蝕區(qū)10 km以上的有利區(qū)面積2.2×104km2。通過地面條件調(diào)查，扣除生態(tài)紅線區(qū)（城市規(guī)劃區(qū)、自然保護(hù)區(qū)、水資源保護(hù)區(qū)等）、軍事紅線區(qū)（軍事禁區(qū)等）、施工風(fēng)險(xiǎn)區(qū)（煤礦采空區(qū)等）等地面不可工作區(qū)面積為0.4×104km2，埋深4 500 m以淺可工作有利區(qū)面積為1.8×104km2，頁巖氣資源量為9.6×1012m3。

根據(jù)實(shí)際踏勘與衛(wèi)星照片分析，采用多種布井方式、不同長度水平段水平井相結(jié)合，水平巷道間距300 m，每個(gè)平臺部署6～8口井，川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組埋深4 500 m以淺可部署開發(fā)井20 000口左右，按照穩(wěn)產(chǎn)10～20年測算，可建成頁巖氣年產(chǎn)規(guī)模750×108～1 100×108m3。

中國石油目前已經(jīng)掌握了3 500 m以淺資源規(guī)模有效開發(fā)的主體技術(shù)，正在全面推廣應(yīng)用。埋深3 500～4 500 m的頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)已獲得突破，多口先導(dǎo)試驗(yàn)井已經(jīng)取得較好效果，計(jì)劃在2025年前形成規(guī)模有效開發(fā)的配套技術(shù)。根據(jù)頁巖埋藏不同深度段勘探開發(fā)技術(shù)準(zhǔn)備情況，川南地區(qū)可動用4 000 m以淺資源建成頁巖氣年產(chǎn)規(guī)模超過400×108m3，埋深4 000～4 500 m資源接替長期穩(wěn)產(chǎn)。

4.2 挑戰(zhàn)與攻關(guān)方向

經(jīng)歷示范區(qū)多年的建設(shè)，初步定型了頁巖氣勘探開發(fā)主體技術(shù)。但是，現(xiàn)有工程技術(shù)水平不能完全滿足提產(chǎn)量、降成本的要求，頁巖氣產(chǎn)業(yè)仍然處于工業(yè)起步和邊際效益開發(fā)階段。川南地區(qū)水平井的鉆井機(jī)械速率和成本距離北美地區(qū)工藝水平仍有較大差距，北美地區(qū)先進(jìn)的高密度完井、高強(qiáng)度加砂、暫堵轉(zhuǎn)向等新一代壓裂技術(shù)可以更大程度的提高單井產(chǎn)量。

其次，部分關(guān)鍵工具尚未實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化。由于甜點(diǎn)層在部分地區(qū)相對較薄，川南地區(qū)又發(fā)育小型微幅構(gòu)造，現(xiàn)階段非常依賴國外公司提供旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具和超長水平段鉆井專用鉆頭來提高水平井甜點(diǎn)層鉆遇率，同時(shí)，水平井分段壓裂全可溶橋塞等工具也以進(jìn)口為主，工具和技術(shù)引進(jìn)成本較高，盡快實(shí)現(xiàn)關(guān)鍵工具和設(shè)備國產(chǎn)化，頁巖氣開發(fā)仍有較大降本空間。

最后，深層頁巖氣開發(fā)技術(shù)尚未配套完善。深層頁巖氣的開發(fā)需要更長的水平段、更大的壓裂規(guī)模，單井成本較高，以目前的單井產(chǎn)量和EUR測算，很難達(dá)到經(jīng)濟(jì)極限要求，亟需開展以提高儲層改造體積、裂縫復(fù)雜程度和導(dǎo)流能力為主的深層壓裂技術(shù)攻關(guān)，力爭在國家補(bǔ)貼條件下實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)。

5 結(jié)論

1）通過地質(zhì)評價(jià)，明確川南地區(qū)頁巖氣最有利的勘探開發(fā)層系為龍馬溪組底部深水陸棚富有機(jī)質(zhì)頁巖段，該頁巖段在川南地區(qū)穩(wěn)定展布，脆性礦物、孔隙度、有機(jī)碳含量和含氣量最高，是最優(yōu)甜點(diǎn)層。

2）勘探實(shí)踐表明，川南地區(qū)頁巖氣富集模式多樣，在遠(yuǎn)離古（今）剝蝕區(qū)和大型斷裂的低緩斜坡、平緩向斜、低陡構(gòu)造等部位均可富集成藏，埋深4 500 m以淺的有利勘探面積約1.8×104km2。

3）保證水平井優(yōu)質(zhì)儲層的有效鉆遇長度、高強(qiáng)度加砂體積壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)是實(shí)現(xiàn)頁巖氣高產(chǎn)的核心，現(xiàn)有主體技術(shù)基本可以實(shí)現(xiàn)埋深3 500 m以淺優(yōu)質(zhì)頁巖氣資源有效開發(fā)，淺層和埋深3 500～4 500 m頁巖氣已展示很好的開發(fā)潛力；通過借鑒和自主創(chuàng)新，完善新一代鉆井和壓裂工程技術(shù)，提高體積改造規(guī)模和降低開發(fā)成本，川南地區(qū)頁巖氣有望實(shí)現(xiàn)年產(chǎn)400×108m3的目標(biāo)。