四川盆地及周緣奧陶系—志留系深層頁巖氣富集特征與勘探方向

聶海寬，李沛，黨偉，丁江輝，孫川翔，劉秘，王進(jìn)，杜偉，張培先，李東暉，蘇海琨

（1. 頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206；2. 中國石油化工股份有限公司石油勘探開發(fā)研究院，北京 102206；3. 西安石油大學(xué)地球科學(xué)與工程學(xué)院，西安 710300；4. 中國石油集團(tuán)工程技術(shù)研究院有限公司，北京 102206；5. 中國石化江漢油田分公司勘探開發(fā)研究院，武漢 430223；6. 中國石油化工股份有限公司華東油氣分公司，南京 210019；7. 中國地質(zhì)大學(xué)（北京）能源學(xué)院，北京 100083）

0 引言

深層頁巖氣（埋深大于3 500 m）是中國頁巖氣勘探開發(fā)重要的戰(zhàn)略接替領(lǐng)域，對于開創(chuàng)頁巖氣勘探開發(fā)新局面具有重要的意義[1-2]。據(jù)原國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心預(yù)測，中國頁巖氣地質(zhì)資源量為123.01×1012m3，其中深層頁巖氣地質(zhì)資源量為55.45×1012m3[3]，四川盆地3 500 m以深頁巖氣資源量在總資源量占比超過60%[4-5]。四川盆地奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組深層頁巖氣總體上表現(xiàn)為頁巖厚度大、分布面積廣和資源潛力大，具有良好的勘探開發(fā)前景[6-7]。目前在四川盆地及其周緣鉆探的多口深層頁巖氣井均獲得高產(chǎn)工業(yè)氣流，在瀘州、威遠(yuǎn)—榮縣（簡稱威—榮）和白馬等地（或區(qū)塊）提交了探明儲量。

前人在深層頁巖氣富集機(jī)理和高產(chǎn)控制因素方面進(jìn)行了研究，總體上認(rèn)為深層頁巖氣的富集程度主要與沉積條件、生排烴史、后期抬升幅度和構(gòu)造變形有關(guān)，高產(chǎn)控制因素主要包括富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度、儲集層壓力、含氣量、天然裂縫發(fā)育程度、優(yōu)質(zhì)儲集層鉆遇率、水平段長度和壓裂改造程度等[6,8]。深層頁巖氣在實(shí)現(xiàn)勘探開發(fā)突破的同時(shí)也面臨著一系列制約其富集機(jī)理認(rèn)識與規(guī)模有效開發(fā)的地質(zhì)和工程難題，主要包括：①深層頁巖品質(zhì)研究薄弱，富有機(jī)質(zhì)頁巖發(fā)育特征、厚度及其展布還不清楚[5-6]；②深層頁巖優(yōu)質(zhì)儲集層類型、物性、天然裂縫發(fā)育特征、頁巖氣賦存機(jī)理以及含氣性與中淺層有明顯差異；③受多期構(gòu)造事件影響，深層頁巖氣保存條件更加復(fù)雜，其評價(jià)還處在探索階段；④深層頁巖高溫、高壓、高地應(yīng)力的特點(diǎn)導(dǎo)致水力壓裂裂縫延伸困難、裂縫復(fù)雜程度低、改造體積小和導(dǎo)流能力差[9]；⑤深層頁巖氣富集條件復(fù)雜，富集高產(chǎn)機(jī)理不明[6]。深層頁巖氣井總體穩(wěn)產(chǎn)能力差，少數(shù)深層高產(chǎn)井的高產(chǎn)因素不明，多數(shù)井表現(xiàn)為試采產(chǎn)量高、遞減速度快和單井評估最終可采儲量（EUR）低的特征。

針對上述五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣富集高產(chǎn)特征認(rèn)識不清的難題，本文以四川盆地及其周緣為研究區(qū)，開展了高溫高壓條件下深層頁巖的孔隙度、水平滲透率、三軸應(yīng)力、等溫吸附測試等實(shí)驗(yàn)，從頁巖品質(zhì)、儲集物性、含氣性、地應(yīng)力和保存條件等方面剖析深層頁巖氣富集高產(chǎn)特征，提出研究建議和攻關(guān)方向。

1 深層頁巖氣勘探開發(fā)概況

中國四川盆地是一個在揚(yáng)子克拉通基礎(chǔ)上發(fā)展起來的疊合盆地。從震旦系至白堊系含油氣地層廣泛分布，盆地歷經(jīng)多期構(gòu)造事件，尤其是晚三疊世以來的構(gòu)造運(yùn)動形成了現(xiàn)今構(gòu)造地質(zhì)格架（見圖1）。本次研究目的層系上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組主要發(fā)育淺水陸棚相和深水陸棚相，受古隆起和水下高地影響，頁巖展布和巖石類型在區(qū)域上有較大差異。目前，已在四川盆地及其周緣相繼探明威—榮、丁山、南川、江東、白馬、武隆、瀘州、富順—永川等多個深層頁巖氣田，鉆獲 DYS1、NY1、L203等1批深層頁巖氣高產(chǎn)井。盆內(nèi)深層頁巖氣普遍表現(xiàn)為超壓，壓力系數(shù)為 1.5～2.5；而在盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)，壓力系數(shù)通常低于 1.2。可根據(jù)構(gòu)造位置和地層壓力將深層頁巖氣大致劃分為盆內(nèi)超壓型和盆緣常壓型（見圖1、表1、表2）。

圖1 四川盆地及其周緣五峰組底界埋深和五峰組—龍馬溪組典型深層頁巖氣井分布圖（五峰組底界埋深據(jù)文獻(xiàn)[4]修改）

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1.1 盆內(nèi)超壓型深層頁巖氣

2011年，中國石油天然氣股份有限公司（簡稱中國石油）與殼牌（中國）有限公司合作在四川南部（簡稱川南）低陡構(gòu)造帶瀘州區(qū)塊實(shí)施的垂深為3 577 m的Y101井測試獲日產(chǎn)氣量 43×104m3，標(biāo)志著深層超壓頁巖氣勘探取得突破[10]。此后，中國石油化工股份有限公司（簡稱中國石化）和中國石油在南川、丁山、永川、威—榮、威遠(yuǎn)、長寧、東溪、鳳來、瀘州、焦石壩和平橋等地區(qū)的深層超壓頁巖均獲得工業(yè)氣流（見表1、表2），其中威—榮和永川南區(qū)分別提交頁巖氣探明儲量1 247×108，234.53×108m3。中國石化在涪陵頁巖氣田二期產(chǎn)能建設(shè)也邁入“深層”，在江東和平橋區(qū)塊深層提交了儲量，實(shí)現(xiàn)了商業(yè)開發(fā)[11]。中國石油瀘州區(qū)塊的L203井（垂深3 893 m）獲測試產(chǎn)氣量達(dá)138×104m3/d，成為中國首口測試日產(chǎn)氣量超過百萬立方米的深層頁巖氣標(biāo)桿井[8]，揭示深層頁巖氣具有良好的勘探開發(fā)前景。整體上，超壓型深層頁巖氣多分布于盆地內(nèi)部穩(wěn)定構(gòu)造帶（如威遠(yuǎn)）、川南低陡構(gòu)造帶（如永川、瀘州等）、盆地邊緣高陡構(gòu)造帶的翼部（如丁山、東溪、南川、平橋深層以及焦石壩深層等）（見圖1、表1、表2），氣井常表現(xiàn)為試采產(chǎn)量高（大于20×104m3/d）、穩(wěn)產(chǎn)期較短、EUR低等特點(diǎn)。

1.2 盆緣常壓型深層頁巖氣

中國石化在焦石壩構(gòu)造外圍盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)白馬向斜的常壓頁巖氣藏鉆探垂深 4 600 m、水平段長約1 500 m的JY148-1井，測試獲日產(chǎn)量11.14×104m3的工業(yè)氣流[10]。2021年 12月經(jīng)自然資源部評審認(rèn)定白馬區(qū)塊新增探明地質(zhì)儲量1 048.83×108m3，證實(shí)常壓深層頁巖氣具有良好的勘探開發(fā)前景?？傮w來說，常壓型深層頁巖氣多分布于四川盆地周緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)，如武隆、白馬等地區(qū)（見圖1、表1、表2），氣井常表現(xiàn)為試采產(chǎn)量較低，一般小于20×104m3/d，但具有穩(wěn)產(chǎn)期較長、EUR較大的特點(diǎn)。

2 深層頁巖氣富集條件和特征

2.1 富有機(jī)質(zhì)頁巖展布

隨著深層頁巖氣勘探開發(fā)不斷推進(jìn)，深層富有機(jī)質(zhì)頁巖的評價(jià)工作成為重中之重。目前深層富有機(jī)質(zhì)頁巖的評價(jià)參數(shù)主要采用TOC值大于2%或TOC值大于3%的頁巖厚度，也有學(xué)者采用U/Th值大于1.25的頁巖厚度，并認(rèn)為該厚度的頁巖層段屬Ⅰ類儲集層[3]。也有研究認(rèn)為深層頁巖氣的高產(chǎn)與深水陸棚相 WF2—LM4筆石帶硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖厚度有關(guān)[12-13]，該類頁巖具有有機(jī)碳含量較高、生烴能力強(qiáng)和生物成因硅含量高等特點(diǎn)[14-16]，具有較好的頁巖氣富集條件。綜合勘探發(fā)現(xiàn)和生產(chǎn)特征分析，有學(xué)者認(rèn)為距離龍馬溪組底5～10 m的位置為“黃金靶窗”、距離2～3 m的位置為“鉑金靶窗”[17-18]。這一認(rèn)識明確了龍馬溪組頁巖氣開發(fā)最有利的水平段穿行層位，具有十分重要的生產(chǎn)應(yīng)用價(jià)值。但是該研究缺少橫向?qū)Ρ龋缤瑯泳嚯x龍馬溪組底5 m的位置，在不同地區(qū)可能為不同時(shí)代的龍馬溪組頁巖。

綜合考慮頁巖的等時(shí)性和全球?qū)Ρ刃裕疚闹饕獙ι钏懪锵囗搸r的筆石帶厚度進(jìn)行分析?；陉愋竦萚19-20]提出的五峰組至龍馬溪組底部自下而上可以劃分為13個筆石帶，通過不同地區(qū)生物地層厚度和頁巖氣井產(chǎn)量的對比研究，明確了“鉑金靶窗”對應(yīng)Metabolograptus persculptus帶（LM1筆石帶），“黃金靶窗”對應(yīng)Akidograptus ascensus帶和Parakidograptus acuminatus帶（LM2—LM3筆石帶）?；诘湫晚搸r氣井的筆石帶鑒定，在缺少巖心或者巖心不足以進(jìn)行筆石帶鑒定情況下，通過分析GR測井曲線來劃分筆石帶[21]。根據(jù)30余口井的筆石帶劃分，繪制了LM1筆石帶和LM2—LM3筆石帶的頁巖展布，前者的沉積中心在瀘州—長寧、涪陵和巫溪一帶，厚度為2～4 m（見圖2），而后者的沉積中心在永善—長寧—合江和涪陵—石柱—巫溪一帶，主體厚度為2～10 m，其中川南長寧和黔北永善的厚度超過10 m。頁巖厚度較大的地區(qū)是頁巖氣富集和高產(chǎn)的有利區(qū)域，在LM1筆石帶和LM2—LM3筆石帶頁巖厚度較大的長寧和涪陵均發(fā)現(xiàn)了中淺層頁巖氣田，而這一類型的深層頁巖氣屬于“深水深層”型，即沉積時(shí)水體較深、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大，現(xiàn)今埋深較大；在四川東南丁山地區(qū)、川南威遠(yuǎn)地區(qū)LM1筆石帶和LM2—LM3筆石帶頁巖厚度較薄，屬于“淺水深層”型頁巖氣，即沉積時(shí)水體較淺、優(yōu)質(zhì)頁巖厚度小，現(xiàn)今埋深較大。

圖2 四川盆地及其周緣赫南特階LM1筆石帶沉積時(shí)期沉積相及頁巖展布（水下高地、淺水陸棚和潮坪據(jù)文獻(xiàn)[22-23]修改）

2.2 儲集層物性

常溫常壓測試分析表明，深層頁巖的孔隙度和滲透率與中淺層相當(dāng)[5]，孔隙度主體為4%～6%，受測試方法、層理方向和樣品差異的影響，滲透率變化范圍較大（見表1、表2）。在掃描電鏡下，深層硅質(zhì)頁巖發(fā)育良好的孔隙（見圖3）。常溫條件下覆壓測試表明，在圍壓30 MPa時(shí)，頁巖孔隙度和滲透率分別比常溫常壓條件下降低了 15%～20%和 90%～95%[5]，WF2—LM4筆石帶硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖抗壓實(shí)能力強(qiáng)，因此其孔隙度受埋深影響小。為了模擬深層頁巖在地層條件下的孔滲特征，采用西南石油大學(xué)脈沖衰減法實(shí)驗(yàn)裝置開展高溫高壓孔滲實(shí)驗(yàn)，考慮到 LM2—LM3筆石帶的頁巖厚度僅5～6 m，地球化學(xué)和巖性特征類似，可以進(jìn)行相似性模擬實(shí)驗(yàn)。樣品采自 WY23-1井龍馬溪組LM2—LM3筆石帶含灰硅質(zhì)頁巖，實(shí)驗(yàn)的最高溫度和壓力分別為120 ℃和70 MPa。溫度、壓力逐漸增大實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在10 MPa、60 ℃溫壓下孔隙度為4.05%；當(dāng)壓力和溫度分別增加至40 MPa、90 ℃時(shí)孔隙度為2.52%，下降幅度為37.8%；當(dāng)壓力和溫度繼續(xù)增加至70 MPa、120 ℃時(shí)孔隙度為2.16%，下降幅度為46.7%。溫度和壓力逐漸降低實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在溫度和壓力降低至40 MPa、90 ℃時(shí)，孔隙度為2.31%，小于實(shí)驗(yàn)首次在該溫壓條件下的2.52%（見圖4a）。溫度、壓力逐漸增大實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在10 MPa、60 ℃溫壓下滲透率為0.001 30×10-3μm2，當(dāng)壓力和溫度分別增加至40 MPa、90 ℃時(shí)滲透率為 0.000 25×10-3μm2，下降幅度為80.8%；當(dāng)壓力和溫度繼續(xù)增加至70 MPa、120 ℃時(shí)滲透率為0.000 07×10-3μm2，下降幅度為94.6%。溫度和壓力逐漸降低實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，在溫度和壓力從70 MPa、120 ℃降低至40 MPa、90 ℃時(shí)，滲透率為0.000 10×10-3μm2，小于實(shí)驗(yàn)首次加至該溫壓條件下的0.000 25×10-3μm2（見圖4b）。實(shí)驗(yàn)表明在深度達(dá)到3 500～4 000 m（對應(yīng)實(shí)驗(yàn)溫度約90～100 ℃，壓力約40～50 MPa）時(shí)，孔隙度和滲透率均出現(xiàn)較大程度的降低（見圖4）；繼續(xù)增加溫度和壓力，孔隙度和滲透率進(jìn)一步降低的幅度有限。對比常溫常壓條件，在深層高溫高壓條件下的頁巖孔隙度下降幅度要大于常溫高壓條件下的孔隙度下降幅度，而滲透率的下降幅度小于常溫高壓條件下下降幅度，表明實(shí)際地質(zhì)條件下深層頁巖的孔隙度比前人研究結(jié)果要小，而滲透率則相反，這主要是因?yàn)楦邷馗淖兞隧搸r的巖石礦物性質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)，導(dǎo)致其壓實(shí)作用更強(qiáng)，相反其對沿層理面的滲透率影響較小。

圖3 四川盆地五峰組—龍馬溪組深層頁巖樣品孔隙發(fā)育特征（掃描電鏡圖片）

圖4 四川盆地龍馬溪組深層頁巖樣品孔隙度和滲透率隨溫壓變化特征（WY23-1井，LM2-LM3筆石帶，3 847.73 m）

孔隙類型主要受巖相控制，深層硅質(zhì)頁巖和含灰硅質(zhì)頁巖主要發(fā)育各類有機(jī)質(zhì)孔（見圖3a、圖3b），黏土質(zhì)頁巖和含灰黏土質(zhì)頁巖則主要發(fā)育黏土礦物層間孔和相對較少的有機(jī)質(zhì)孔（見圖3c、圖3d）。整體來看，瀘州、大足—銅梁、丁山和威—榮等深層頁巖的孔隙度主體為4.0%～6.0%，與中淺層的焦石壩、長寧和威遠(yuǎn)等區(qū)塊頁巖的孔隙度相當(dāng)?？傮w上，深層頁巖的儲集能力與中淺層差異不大，主要表現(xiàn)為滲流能力的差異，即高溫高壓條件下滲透率比常溫高壓條件下的下降幅度小。由于硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖具有“多藻控?zé)N源、生硅控格架、協(xié)同演化控儲集層”的優(yōu)質(zhì)儲集層成因機(jī)制[24]，比黏土質(zhì)頁巖的抗壓實(shí)能力強(qiáng)，表現(xiàn)為在深層高溫高壓條件下孔隙度和滲透率的保持能力較強(qiáng)，因而硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖要比黏土質(zhì)頁巖的儲集能力強(qiáng)。

2.3 地應(yīng)力特征

不同于中淺層頁巖的復(fù)雜裂縫形態(tài)，深層頁巖上覆壓力成為最大主應(yīng)力，導(dǎo)致裂縫垂向上延伸難度增大，沿水平層理的裂縫擴(kuò)展能力增加[25]，表現(xiàn)為水平應(yīng)力差大、破裂壓力和閉合壓力高，并且以層理縫開啟和臺階狀形態(tài)裂縫為主，不利于壓裂裂縫的復(fù)雜化。深層頁巖破裂模式趨于單一，剪切滑移面由粗糙變得光滑平整，層理剪切滑移更加困難[9]，導(dǎo)流能力降低，呈現(xiàn)高破壞峰值、高殘余應(yīng)力、低復(fù)雜程度的“兩高一低”的非線性破壞特征。

四川盆地主要深層頁巖氣井的五峰組—龍馬溪組埋深由 2 500 m增加到 3 500 m時(shí)，水平應(yīng)力差由6.5 MPa增加到10.0 MPa左右；四川盆地3 500 m以深頁巖氣井的地應(yīng)力往往超過了90 MPa，水平應(yīng)力差主體為10～20 MPa（見表1、表2），且深層頁巖剪切破裂范圍較中淺層頁巖大幅下降，裂縫延伸需要更大的凈壓力。以涪陵頁巖氣田白馬區(qū)塊JY148-1HF井為例，最小水平主應(yīng)力為90～110 MPa，水平應(yīng)力差為17～21 MPa，天然裂縫不發(fā)育?，F(xiàn)場施工過程中，地層破裂壓力往往超過了 115 MPa，且壓裂施工壓力較高，大都超過85 MPa，最高可達(dá)110 MPa，逼近限壓，導(dǎo)致形成復(fù)雜縫網(wǎng)的難度加大，壓后G函數(shù)分析顯示裂縫復(fù)雜性一般。

為探討高溫高壓條件對深層硅質(zhì)頁巖破裂的影響，采用中國科學(xué)院武漢巖土力學(xué)研究所自主研制的XTR01型微機(jī)控制電液伺服試驗(yàn)機(jī)，開展了4組不同溫壓條件下三軸壓縮巖石力學(xué)試驗(yàn)，應(yīng)力-應(yīng)變曲線顯示隨著溫壓條件從圍壓10 MPa、溫度60 ℃增加至圍壓70 MPa、溫度120 ℃，硅質(zhì)頁巖試樣的峰值強(qiáng)度逐漸增加（見圖5），指示巖石破壞充分程度逐漸降低，破裂難度逐漸增加。與常溫高圍壓三軸壓縮試驗(yàn)相比，高溫高壓試驗(yàn)所得的頁巖偏應(yīng)力和軸向應(yīng)變等參數(shù)均較大。表明隨著溫度壓力的增加，頁巖彈性模量降低、泊松比增大，增加了深層頁巖的破裂難度，制約了深層頁巖氣的有效壓裂和高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)。

圖5 高溫高壓三軸壓縮實(shí)驗(yàn)條件下硅質(zhì)頁巖應(yīng)力-應(yīng)變曲線

2.4 保存條件

四川盆地五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣埋深較大，經(jīng)歷的抬升剝蝕較小，一般認(rèn)為具有較好的保存條件，但受中國南方多期次、復(fù)雜構(gòu)造運(yùn)動控制，深層頁巖氣保存條件非常復(fù)雜。深層頁巖氣的保存條件與構(gòu)造位置和形態(tài)、裂縫特征、流體活動期次相關(guān)[7]，本文主要從構(gòu)造位置和流體活動期次兩個角度來討論。

2.4.1 構(gòu)造位置

盆內(nèi)深層頁巖氣的保存條件主要受構(gòu)造位置控制，在川東南多表現(xiàn)為“指狀”的背斜構(gòu)造，背斜窄而陡，向斜寬緩，裂縫發(fā)育程度存在明顯的差異性，通常背斜比向斜的裂縫發(fā)育，背斜核部比翼部的裂縫發(fā)育，向斜翼部比核部的裂縫發(fā)育。目前，四川盆地內(nèi)除了位于向斜斜坡位置的L203井外，深層頁巖氣勘探主要集中在川南和川東南的背斜高部位（見圖1、表1、表2），構(gòu)造活動復(fù)雜且以張應(yīng)力為主，頁巖多發(fā)育垂直裂縫，這對五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣儲集層均造成較大程度的破壞，頁巖氣保存條件一般比同一地區(qū)的向斜區(qū)差，同時(shí)導(dǎo)致背斜核部的頁巖氣儲集層多表現(xiàn)為壓力系數(shù)略低、壓裂液易漏失、壓裂后試采產(chǎn)量高但遞減快，如背斜核部的巖心可見尚未被方解石脈完全充填的裂縫（見圖6），表明頁巖氣一直處于散失狀態(tài)，這比盆外五峰組的滑脫構(gòu)造對頁巖氣儲集層的破壞性更強(qiáng)。相比之下，向斜區(qū)一般為擠壓應(yīng)力，天然裂縫發(fā)育較差，所以頁巖氣保存條件較好，壓力系數(shù)較高，易于穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)，但是壓裂施工壓力高、閉合壓力大，難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)，如威—榮頁巖氣田西部和永川地區(qū)YY1井區(qū)。瀘州頁巖氣田也表現(xiàn)出類似特征，該區(qū)塊內(nèi)發(fā)育多個低陡斷背斜和向斜構(gòu)造，其中向斜儲集層內(nèi)主要發(fā)育規(guī)模較小的裂縫，以水平縫為主，對頁巖氣儲集層破壞有限[8,26]，因此壓力系數(shù)較大（大于1.86），產(chǎn)氣量高，如L203井成為國內(nèi)首口測試日產(chǎn)量超百萬立方米的深層頁巖氣井[8]。

圖6 四川盆地五峰組—龍馬溪組深層頁巖裂縫發(fā)育模式

四川盆地外深層頁巖氣儲集層的裂縫主要發(fā)育在五峰組—龍馬溪組底部，五峰組頁巖通常作為滑脫層，但總體滑動層段較薄，僅限于五峰組底部與臨湘組灰?guī)r接觸的幾十厘米，對頁巖氣儲集層的破壞主要集中在底部，對滑脫層之上的五峰組和龍馬溪組頁巖氣儲集層破壞較小，頁巖氣保存條件總體較好。受盆外區(qū)域構(gòu)造背景所致，在向斜的核部受兩翼的滑動影響較小，五峰組頁巖層總體滑動較小，能形成良好的深層常壓頁巖氣儲集層，如武隆向斜和白馬向斜。

總體而言，向斜深層頁巖氣比背斜保存條件要好，但盆內(nèi)向斜一般埋深較大，所以目前主要勘探盆內(nèi)背斜高部位。隨著地質(zhì)認(rèn)識的提高和壓裂工藝的進(jìn)步，正在向向斜翼部逐步展開。

2.4.2 流體活動期次

裂縫的封閉性能可通過其充填的脈體及形成時(shí)的流體活動來評價(jià)，根據(jù)裂縫脈體中流體包裹體均一溫度和頁巖埋藏史—熱演化史分析，可以確定流體活動時(shí)間、脈體形成時(shí)間以及裂縫封閉的最晚時(shí)間[27]，進(jìn)一步可以大致確定深層頁巖氣儲集層遭受改造或破壞的時(shí)間及程度。Nie等[27]通過對比分析川東南地區(qū)北東—南西方向以焦石壩背斜JY4井和平橋背斜JY8井為代表的中淺層頁巖氣儲集層與南川斷鼻NY1井和丁山斷背斜DY4井、DY5井為代表的深層頁巖氣儲集層的脈體類型和形成時(shí)間，認(rèn)為脈體形成越早、越深，越有利于頁巖氣儲集層保存，而脈體期次多、形成時(shí)間晚，并且包裹體均一溫度范圍大、溫度低，則表明深層頁巖氣儲集層遭受的破壞較嚴(yán)重。如在南川地區(qū)NY1井、丁山地區(qū)DY4井、DY5井和永川地區(qū)YY1井均發(fā)現(xiàn)了復(fù)雜的裂縫系統(tǒng)和多期次的流體活動，深層頁巖孔隙度和含氣量均不同程度降低，氣井穩(wěn)產(chǎn)能力和EUR也均有所降低，表明深層頁巖氣保存條件均遭受了較大程度的破壞。

2.5 含氣特征

與深層常壓頁巖含氣性主要受控于溫度條件相比，深層超壓頁巖同時(shí)受高溫高壓雙重因素控制，其含氣特征更為特殊。高壓能夠減小天然氣的擴(kuò)散系數(shù)[28-29]，抑制天然氣的散失，促進(jìn)頁巖氣的自封閉。頁巖含氣結(jié)構(gòu)（游離氣與吸附氣比例）受控于溫壓條件約束下的天然氣賦存狀態(tài)。因此，深層與中淺層頁巖含氣結(jié)構(gòu)存在差異。為定量分析深層頁巖含氣結(jié)構(gòu)，采用間接計(jì)算法和現(xiàn)場解吸法對四川盆地部分深層頁巖樣品進(jìn)行分析，其中間接計(jì)算法是指通過超高溫、高壓條件下的等溫吸附實(shí)驗(yàn)與Langmuir等溫吸附模型獲取吸附氣量，高溫高壓等溫吸附實(shí)驗(yàn)采用西南石油大學(xué)容積法等溫吸附實(shí)驗(yàn)儀器完成，兩個樣品采自WY23-1井龍馬溪組LM2—LM3筆石帶，編號分別為1-1和1-2，同時(shí)借助理想氣體狀態(tài)方程與吸附氣體積校正模型獲取頁巖游離氣量，吸附實(shí)驗(yàn)和理論計(jì)算的溫壓條件一致，均為儲集層溫度135 ℃與最大模擬壓力 80 MPa，理論計(jì)算過程可參見 Dang等[30]的文獻(xiàn)分析。與中淺層頁巖類似，深層頁巖的等溫吸附曲線表現(xiàn)為Ⅰ型，即在相對低壓時(shí)吸附量迅速上升，達(dá)到一定壓力后吸附出現(xiàn)飽和值（見圖7），這表明兩者在吸附氣微觀賦存方面并無差異，均反映了甲烷單分子層吸附機(jī)理。深層頁巖吸附氣含量為4.06～4.90 m3/t，占總含氣量的38.74%～42.79%，平均為40.86%，而游離氣占比為 57.21%～61.26%，平均為 59.14%（見表3），反映了深層頁巖高游離氣、低吸附氣的含氣結(jié)構(gòu)特征，這也是深層頁巖氣初期產(chǎn)量高、產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的原因之一。依據(jù)李東暉等[31]的現(xiàn)場解吸法所計(jì)算的威—榮頁巖氣田 WY11-1、WY1井的實(shí)際總含氣量為3.35～5.92 m3/t，平均為4.53 m3/t，遠(yuǎn)低于理論計(jì)算的最大含氣量9.02～11.39 m3/t，表明該區(qū)深層頁巖氣的保存條件較為復(fù)雜，導(dǎo)致現(xiàn)今含氣量較低。

圖7 四川盆地WY23-1井龍馬溪組深層頁巖樣品甲烷等溫吸附曲線（溫度為135 ℃）

表3 間接法計(jì)算的頁巖理論最大含氣量

3 地質(zhì)勘探方向與工程技術(shù)

3.1 地質(zhì)勘探方向

相比中淺層頁巖，四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組深層頁巖受構(gòu)造運(yùn)動、成巖作用、流體活動等因素的影響更復(fù)雜，導(dǎo)致富有機(jī)質(zhì)頁巖分布規(guī)律、有機(jī)-無機(jī)成巖相互作用、頁巖氣賦存機(jī)理、頁巖氣保存條件等認(rèn)識不清或不深入。因此，建議針對深層頁巖加強(qiáng)富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度及展布、頁巖氣賦存機(jī)理和特征、頁巖巖石力學(xué)、構(gòu)造演化和生排烴史等基礎(chǔ)地質(zhì)研究。例如對于生排烴史的研究，在頁巖生排烴過程中，排出的烴越少，殘留的烴越多，則現(xiàn)今頁巖氣儲集層的含氣（資源）豐度越高。而對于同一構(gòu)造單元內(nèi)的頁巖，深層頁巖一般比中淺層頁巖經(jīng)歷的歷史最大埋深要大，這導(dǎo)致其排烴量較大，而現(xiàn)今殘留烴量較少。因此，有必要加強(qiáng)四川盆地及其周緣深層頁巖埋藏?zé)嵫莼?、生排烴史的綜合研究，尤其是加里東期生排烴量分析。

深層頁巖氣富集主要受構(gòu)造背景和富有機(jī)質(zhì)頁巖發(fā)育控制。四川盆地內(nèi)部深層頁巖氣總體泄壓程度低，保存條件好，富有機(jī)質(zhì)硅質(zhì)、含灰硅質(zhì)和黏土質(zhì)頁巖均具備較好深層頁巖氣富集條件和勘探潛力；盆緣地區(qū)泄壓程度較高，黏土質(zhì)頁巖儲集性能變差，五峰組多為滑脫層，頁巖氣保存條件通常較龍馬溪組差，應(yīng)優(yōu)先勘探龍馬溪組底部硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖。深層頁巖氣的開發(fā)主要受深層頁巖氣“甜窗”的控制[32]，并且由于埋深大、勘探開發(fā)成本高，因而對優(yōu)質(zhì)頁巖的厚度要求更高，建議優(yōu)先在埋深小于5 000 m的寬緩背斜和向斜的斜坡位置以及LM1—LM3筆石帶硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖厚度大于10 m的“深水深層型”頁巖氣區(qū)開展勘探開發(fā)，這些位置常具有高脆性、高孔滲、高壓力系數(shù)、高含氣量等特征。在盆緣地區(qū)的殘留向斜區(qū)，由于構(gòu)造抬升時(shí)間較早，深層頁巖氣表現(xiàn)為常壓特征，含氣量相對盆內(nèi)深層頁巖氣較低，頁巖氣勘探開發(fā)難度較大。

3.2 工程技術(shù)

深層頁巖一般具有地層溫度高（120～150 ℃）、地應(yīng)力大且兩向水平應(yīng)力差大、泊松比大而彈性模量低的特征，導(dǎo)致頁巖塑性增強(qiáng)，壓裂裂縫起裂和延伸困難，且裂縫閉合壓力高，使得支撐劑易破碎或嵌入地層[8-9]，這不僅影響壓裂裂縫的支撐程度和復(fù)雜縫網(wǎng)形成，也對支撐劑的有效支撐提出了更高的要求。因此，建議采用“多簇密切割+強(qiáng)加砂+可變粘壓裂液+縫口縫內(nèi)雙暫堵”的高強(qiáng)度體積改造工藝技術(shù)，“多簇+密切割”的施工工藝可以顯著提高裂縫復(fù)雜性和改造程度；采用變粒徑支撐劑和連續(xù)加砂可以明顯提高支撐裂縫有效性，實(shí)現(xiàn)多尺度裂縫匹配；采用高效滑溜水可顯著降低施工壓力；采用縫口暫堵轉(zhuǎn)向工藝可以提高裂縫延伸均勻性，采用縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向工藝可大幅度提高裂縫復(fù)雜度。此外，為了提高頁巖氣井壓裂后返排效率，要采取控液提砂、少液多砂的技術(shù)模式，避免出現(xiàn)大量壓裂液滯留儲集層排采不出的情況。

針對深層頁巖氣地質(zhì)特征，需要地質(zhì)-工程-氣藏-排采專業(yè)緊密結(jié)合，建立地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)，設(shè)計(jì)理念應(yīng)由單井單段的壓裂設(shè)計(jì)向井平臺、區(qū)塊、區(qū)域整體提高動用程度及提高采收率方向發(fā)展。由于深層頁巖儲集層壓力高，頁巖氣井第 1年產(chǎn)量遞減率達(dá)到50%～70%，早期大壓差生產(chǎn)易形成儲集層傷害，需要制定最佳控壓生產(chǎn)和返排制度，包括配產(chǎn)、生產(chǎn)壓力以及各種增產(chǎn)措施等，如威—榮、瀘州等深層頁巖氣地區(qū)通過控壓生產(chǎn)，單井EUR可提高20%以上。

4 結(jié)論

四川盆地及其周緣五峰組—龍馬溪組深層頁巖氣富集特征主要表現(xiàn)在：①LM1—LM3筆石帶硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖控制著深層頁巖氣的富集，同時(shí)也是深層頁巖氣水平井穿行的有利靶窗。②深層頁巖具有低孔低滲的特征，高溫高壓模擬實(shí)驗(yàn)表明孔隙度和滲透率比中淺層頁巖均出現(xiàn)較大程度的降低。③深層頁巖含氣結(jié)構(gòu)以游離氣為主，其占比平均為59.14%，比中淺層略高。④深層頁巖氣保存條件更為復(fù)雜，受構(gòu)造位置和形態(tài)、裂縫特征、流體活動期次等控制更加明顯。

為了實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)開發(fā)，建議加強(qiáng)深層富有機(jī)質(zhì)頁巖展布、頁巖氣賦存機(jī)理和特征、頁巖巖石力學(xué)、構(gòu)造演化和生排烴史等基礎(chǔ)地質(zhì)研究。另外，建議優(yōu)先在寬緩的背斜和向斜、埋深小于 5 000 m、LM1—LM3筆石帶硅質(zhì)頁巖、含灰硅質(zhì)頁巖厚度大于10 m的“深水深層型”頁巖氣區(qū)開展勘探實(shí)踐。

在壓裂改造工程工藝上，建議采用密切割、強(qiáng)加砂、雙暫堵等工藝，使深層頁巖儲集層得到最大程度的改造。同時(shí)應(yīng)建立地質(zhì)工程一體化壓裂技術(shù)，設(shè)計(jì)理念由單井單段的壓裂設(shè)計(jì)向井平臺、區(qū)塊、區(qū)域整體提高動用程度和提高采收率方向發(fā)展，持續(xù)降低開發(fā)成本，并制定最佳控壓生產(chǎn)和返排制度，提高單井EUR，實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)高產(chǎn)。

符號注釋：

EUR——單井評估的最終可采儲量，108m3；Ro——鏡質(zhì)體反射率，%；TOC——總有機(jī)碳含量，%。