论四川盆地页岩气资源勘探开发前景

董大忠 高世葵 黄金亮 管全中 王淑芳 王玉满

1.中国石油勘探开发研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心 3.中国地质大学（北京）

自从1821年北美首次发现页岩气以来，页岩气勘探开发已有近200年的历史，但近10年来才实现了快速发展。据美国能源信息署（EIA）2014年的数据，2013年北美页岩气年产量已超过3 500×108m3［1］，其中美国超过3 200×108m3、加拿大约为300×108m3。中国页岩气资源丰富，据国土资源部2012年的预测结果［2］，页岩气地质资源量为134.4×1012m3，技术可采资源量为25.08×1012m3，具有较大的发展前景。为推动中国页岩气勘探开发，针对四川盆地富有机质页岩十分发育、页岩气资源潜力大的独特优势，中国率先在四川盆地开展了页岩气勘探开发先导性试验［3－4］。

四川盆地一直是中国天然气勘探开发最具潜力的区域，大型整装常规气田既有2003年发现的普光气田，也有2012年新发现的安岳龙王庙气田。该盆地非常规天然气资源量更为丰富，致密气资源已在川东、川西等地区实现了工业生产。该盆地1966年在威5井下寒武统筇竹寺组、20世纪80年代在阳63井上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组先后获得页岩气发现。2005年引入北美页岩气新概念后，2010年威201井在筇竹寺组、五峰组—龙马溪组实现了页岩气勘探开发战略性突破，一举发现了上述2套优质页岩气储层，成为中国页岩气勘探开发历史性起点，掀起了中国页岩气勘探开发的热潮。时隔4年，2014年在涪陵焦石坝地区探明了中国首个千亿立方米大型页岩气田［5］，落实了50×108m3／a产能建设目标，实现了四川盆地页岩气工业化生产，成为中国页岩气勘探开发历史性转折点，掀起了中国页岩气勘探开发新的高潮［6－8］。

四川盆地页岩气勘探开发在较大程度上反映和影响了中国页岩气未来的发展前景，为实现中国页岩气勘探开发快速发展，笔者在系统总结近期四川盆地页岩气勘探开发最新进展的基础上，分析了四川盆地沉积演化及富有机质页岩特征，阐述了海相页岩气形成富集条件及关键控制因素，指出了四川盆地页岩气勘探开发面临的重大挑战，预测了四川盆地页岩气勘探开发前景，以期为中国页岩气规模发展提供理论与技术支撑。

1 地质背景

四川盆地位于四川省和重庆市所属辖区，北界为米仓山、大巴山，南界为大凉山、娄山，西界为龙门山、邛崃山，东界为七曜山（也称齐岳山），面积约19×104km2（图1）。四川盆地油气勘探开发60余年，累计发现天然气田115个，开发天然气田110个，2013年天然气年产量约243×108m3，占中国天然气总产量的20%，是中国重要的天然气生产区。

四川盆地构造上属于扬子地台西部重要的一级单元，为大型古老叠合沉积盆地，基底为前震旦系变质岩及岩浆岩，受特提斯构造域、太平洋构造域的影响，经历了震旦纪—中三叠世克拉通地台沉积、晚三叠世—新生代前陆盆地沉积2大沉积演化阶段。印支运动前，四川盆地为扬子古海盆的一部分，受扬子地台发展所控制，震旦系、寒武系、奥陶系、志留系在半深水—深水陆棚相区沉积了丰富的富有机质页岩，在加里东、海西运动影响下，盆地边缘、乐山—龙女寺古隆起等局部区域页岩地层遭受剥失。泥盆系、石炭系沉积期，四川盆地—黔北地区上升隆起，大面积缺失该期沉积。早印支运动后，四川盆地转向大型内陆坳陷—前陆盆地沉积演化阶段，沉积了湖相、湖沼相页岩。喜马拉雅运动盆地全面褶皱回返，形成了盆地以北东向为主的褶皱和断裂体系。

四川盆地沉积岩总厚度介于7 000～12 000m。震旦系—中三叠统属海相沉积岩，厚度介于4 000～7 000m；上三叠统—第四系属陆相沉积岩，厚度介于3 000～5 000m［9－14］。四川盆地富有机质页岩丰富，区域性富有机质页岩有6套，自下而上分别是：上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组、上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组、上二叠统龙潭组、上三叠统须家河组及下侏罗统自流井组（—沙溪庙组）（图1、表1）。其中，陡山沱组厚度介于15～120m，总有机碳含量（TOC）大于2%的页岩厚度介于10～70m；筇竹寺组在盆地南部、东北部厚度为400～600m，TOC＞2%的页岩厚度介于60～150m；五峰组—龙马溪组在盆地南部、东北部、北部厚度均在300～600m，TOC＞2%的页岩厚度介于80～120m；龙潭组为海陆过渡相煤系碳质页岩，厚度介于20～125m，TOC＞2%的页岩厚度介于20～52m；须家河组为湖沼相煤系页岩，厚度介于100～800m，TOC＞2%的页岩厚度介于25～60m；自流井组为半深水—深水湖相页岩，川中、川北和川东地区厚度为40～240m，TOC＞2%的页岩厚度介于20～40m。研究认为，上述6套富有机质页岩厚度大、区域分布稳定，有机碳含量高，成熟度高（Ro＞1.0%），以生气为主，均具有良好的页岩气资源前景，其中五峰组—龙马溪组是四川盆地页岩气最现实的勘探开发层系。

表1 四川盆地富有机质页岩基本特征表

2 四川盆地页岩气勘探开发新进展

四川盆地是中国页岩气勘探开发先导性试验基地［3－4］，页岩气勘探开发起步早，已历时近10年，可划分为6个发展阶段（图2）。2005年程克明、董大忠、李新景等借鉴美国页岩气勘探开发成功经验，从四川盆地威远地区古生界海相页岩入手，开展全盆地页岩气形成富集条件与资源前景评价［15－19］。2010年评价钻探的威201井在五峰组—龙马溪组、筇竹寺组率先取得中国页岩气突破，2014年长宁—威远、焦石坝等区块建成了规模产能，实现了工业化生产。迄今，以中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）、中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）为主体的石油企业和以四川省能源投资集团有限责任公司（以下简称四川能投）、重庆市能源投资集团公司（以下简称重庆能投）为核心的地方企业等，在长宁—威远、富顺—永川、昭通北、焦石坝、犍为等区块的古生界海相页岩，涪陵、建南、元坝、新场等区块的中生界湖沼相煤系、湖相页岩中陆续发现了页岩气，建立了长宁—威远、富顺—永川、焦石坝、昭通北4个海相页岩气勘探开发先导试验区，初步形成了25×108m3／a的页岩气产能，预计2014年页岩气产量将在12×108m3左右。研究与实践成果均证实，四川盆地页岩气资源丰富，能够形成较好的工业产能，发展前景优于中国其他地区，是中国页岩气勘探开发最有利和最重要的地区。

图2 四川盆地页岩气勘探开发进程示意图

2.1 下古生界五峰组—龙马溪组海相页岩气初步实现了商业开发

五峰组—龙马溪组页岩以半深水—深水陆棚相沉积为主，分布广、厚度大、TOC高、Ro高、脆性好、孔隙—裂缝发育，页岩气生成富集条件优越。五峰组—龙马溪组厚300～600m，从上至下由3个岩性段组成（图3）。上部岩性段为龙马溪组三段（以下简称龙三段），由杂色黏土质页岩夹薄层碳酸盐岩组成，厚120～400m，有机质丰度低（TOC一般小于1%），构成了五峰组—龙马溪组页岩气的重要盖层。中部岩性段为龙马溪组二段（以下简称龙二段），以粉砂质页岩为主间夹薄层极细砂岩、粉砂岩，厚40～100m，有机质丰度高（TOC介于1%～2%），为潜在的页岩气层段。最下部岩性段为五峰组—龙马溪组一段（以下简称龙一段），由黑色碳质、硅质、钙质、富笔石页岩组成，厚80～120m，有机质丰度极高（TOC平均值大于3.0%），为优质页岩气层段。其中龙一段底部厚30～50m，以富生物硅质、钙质页岩为主，TOC介于3.0%～6.0%，孔隙度介于4.0%～6.0%，含气量介于4～7m3／t，压力系数介于1.2～2.0，与北美优质页岩气层地质特征相当，为五峰组—龙马溪组的页岩气主力产层段（表2）［2，11，13，20－23］。

2010年威远区块的第一口页岩气井——威201井在五峰组—龙马溪组获日产气（0.3～1.7）×104m3，实现了中国页岩气勘探开发战略性突破；2011年长宁区块的第一口页岩气水平井——宁201－H1井在五峰组—龙马溪组获日产气15.0×104m3，富顺—永川区块的水平井——阳201－H2井在五峰组—龙马溪组获日产气43.0×104m3，实现了中国页岩气勘探开发商业气流突破；2012年焦石坝区块焦页1HF—焦页4HF连续4口井在五峰组—龙马溪组都获高产气流，日产气（20.3～36.3）×104m3，投入试采稳定日产气（5.5～30）×104m3，由此掀起了四川盆地页岩气勘探开发新热潮。2009年四川盆地确定以古生界海相页岩气作为勘探目标以来，先后发现了长宁—威远、昭通、富顺—永川、焦石坝等五峰组—龙马溪组页岩气产区。至2014年7月，四川盆地完成二维地震10 515 km，三维地震1 345.5km2；发现了五峰组—龙马溪组页岩气两种富集模式：构造斜坡—裂缝型页岩气富集模式和背斜—裂缝型页岩气富集模式（图4）；落实了有利页岩气勘探开发面积2.0×104～2.5×104km2，页岩气可采资源量3.38×1012m3，确定了75×108m3／a产能建设目标；完钻页岩气井142口（其中水平井125口），压裂获气井105口，投产气井60口；水平井单井初始测试产量（1.0～54.7）×104m3／d，试采日产页岩气435×104m3；落实三级页岩气地质储量超5 000×108m3，其中探明地质储量1 067.5×108m3，初步建成页岩气25×108m3／a产能，累计产气7.0×108m3，初步实现了页岩气规模商业生产。

图3 五峰组—龙马溪组地层综合柱状图

表2 五峰组—龙马溪组与北美页岩气层地质特征对比表

图4 五峰组—龙马溪组页岩气两种富集模式图

2.2 下古生界筇竹寺组页岩气实现重要发现

与五峰组—龙马溪组相似，筇竹寺组是四川盆地又一个以半深水—深水陆棚相沉积为主形成的黑色页岩地层，厚200～600m，TOC＞2%页岩厚度介于60～150 m。下部为硅质页岩夹碳质页岩，普遍含磷矿石；中部以碳质页岩为主，间夹白云岩及砂质白云岩；上部为深灰色、灰绿色页岩、粉砂质页岩夹粉砂岩条带。筇竹寺组页岩分布广、富有机质页岩集中段厚度大、岩石脆性好，是海相页岩气较有潜力的重要目的层系［12－14，17，24］。

筇竹寺组页岩气早在1966年就于威5井被发现过，当年威5井在无任何措施情况下筇竹寺组页岩日产气（2.35～2.46）×104m3。据统计，2009年页岩气勘探前，四川盆地约有107口常规油气井钻遇筇竹寺组页岩，其中41口井见到了良好的气显示［14］。开展页岩气勘探以来，四川盆地内筇竹寺组页岩气层钻井4口（直井3口、水平井1口井），其中3口井获工业气流，实现了页岩气重要发现。威201井日产气1.08×104m3，金石1井日产气2.50×104m3，威201－H3井日产气2.83×104m3，宁206井产水无气。四川盆地以外筇竹寺组钻井约20口，只有不到40%的井见到气显示或低产气流，其余井均不含气或产水。研究认为，筇竹寺组页岩气形成富集条件较五峰组—龙马溪组存在明显差异，筇竹寺组页岩生物成因硅质、钙质含量少，时代老（距今约5.7亿年），热演化程度高（Ro介于2.5%～5.0%），构造改造程度强，储层有机质有明显碳化现象，储集物性差（孔隙度介于1.5%～4.2%、平均为2.4%），含气性低（含气量介于0.5～4.0m3／t、平均为1.29m3／t）［24－25］。

2.3 三叠系—侏罗系陆相页岩气见到好苗头

四川盆地页岩气勘探不仅在海相实现了重大突破，在陆相也见到了好苗头。初步评价，四川盆地陆相上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组页岩气前景较好。须家河组自下而上沉积演化表现为一个由海相—海陆过渡相—陆相的完整沉积旋回［26－27］，形成了一套广覆式分布的海陆过渡相—湖沼相煤系页岩组合，页岩发育在须一段、须三段和须五段，以须五段为主［28］，岩性为黑色页岩、薄层粉砂岩互层夹薄煤层或煤线。页岩总厚度介于100～800m，须一段页岩厚10～300 m，单层最大厚度达60m，分布以川西坳陷中南段为主；须三段页岩厚10～200m，单层最大厚度达50m，分布以川西坳陷中段为主；须五段页岩厚20～200m，单层最大厚度达50m，分布在川西坳陷中南部—川中地区。须家河组页岩TOC介于1.2%～5.0%（须五段最高，平均为2.35%，最高达16.33%），有机质类型以腐殖型为主，热演化成熟度处于成熟—高成熟阶段（Ro介于1.06%～2.40%、平均为1.43%），脆性矿物含量介于41.3%～80.2%、平均为51.67%，含气量测试值介于1.18～3.77m3／t、平均为2.55m3／t。

下侏罗统自流井组经历了早期湖侵期、中期最大湖侵和晚期湖退3个沉积充填演化阶段，形成了一套以湖相页岩夹粉砂岩为主，富含石灰岩、介壳灰岩为特征的内陆湖盆沉积岩，从下至上分为珍珠冲、东岳庙、马鞍山、大安寨4个岩性段。页岩为半深湖—深湖相沉积，发育在大安寨、东岳庙和珍珠冲3个岩性段［27］，页岩总厚度介于20～240m，阆中—宣汉—万州一带厚度较大（普遍超过100m），川西南—川西厚度较薄（介于20～50m），长寿—川东南厚80～100m。页岩TOC介于0.2%～2.4%（大安寨段介于 0.58%～3.81%、平均为1.44%，东岳庙段介于0.94%～2.8%、平均为1.87%），有机质类型以混合型为主，热成熟度处于成熟—高成熟阶段（Ro介于0.9%～1.6%、平均为1.3%），脆性矿物含量介于30%～54%、平均为41.53%，含气量测试值介于0.27～5.9m3／t、平均为2.23m3／t。

2010年—2012年，中国石化针对陆相须家河组、自流井组的页岩气勘探，在建南、涪陵、新场、元坝等区块钻探了近20口井（表3），经过大型水力加砂体积压裂改造，页岩气测试初始产量为（0.26～50.70）×104m3／d，证实了陆相页岩气的存在，有效压裂改造后可获高产页岩气流。但遗憾的是，经建南、新场等区块的试采，陆相页岩气稳产时间非常短，产量递减快且有水产出，至今尚无陆相页岩气能形成有效工业产能。

2.4 初步形成勘探开发配套技术与管理体系

经过近10年的勘探实践，初步形成了一套适合于四川盆地页岩气地质特征、页岩气产层埋深3 500m以浅的勘探开发配套技术与管理体系（表4）。配套勘探开发技术包括优质页岩（气层）评价方法、水平井优快钻井技术、大型体积压裂改造技术和“井工厂化”作业模式。在焦石坝、长宁等区块已具备水平井1 500～2 000m水平段一趟钻钻井和10～15级（最高26级）体积压裂改造能力，建立了一个平台4～8口水平井的钻井、完井、压裂、生产交叉施工的“井工厂化”生产作业模式，单井钻井时间由156天大幅度缩减至50天，最快钻井周期仅36天。

表3 四川盆地陆相页岩气井测试初始产量统计表

表4 页岩气勘探开发配套技术与管理体系汇总简表

组织管理体系摸索方面，建立了有效的组织机构、一体化组织管理模式。围绕页岩气“勘探、生产、成本、安全、环保”等方面制订了周密有序的运行计划、操作手册，实现了生产过程有章可循、规范运转。规范了施工组织、内部竞争、追求最佳服务、保证技术执行到位等，油公司科研、设计院所直接参与工程设计和现场问题解决。创建了融洽双赢的企地关系，地方政府从用地、用水等方面大力支持，企业增加当地就业机会，支持地方经济发展。

3 高成熟海相页岩气富集条件认识

研究认为五峰组—龙马溪组页岩气形成富集高产主要由“四大因素”控制：沉积环境、岩相组合、热演化程度、构造保存。

3.1 海相半深水—深水陆棚沉积、富有机质页岩稳定分布，是五峰组—龙马溪组页岩气形成的有利相带

较大规模（连续厚度大、分布面积大）富有机质页岩是页岩气形成富集的重要物质基础。富有机质页岩的形成有两个重要条件：①水体中生物丰富，能为页岩提供充足的有机物质；②水体安静、缺氧、沉积物充分，能为有机物质有效保存提供良好环境。海相半深水—深水陆棚相具有水深、水体循环性差、易形成水体下部贫氧或缺氧条件，是富有机质页岩形成的有利沉积环境。

奥陶纪末—志留纪初，在全球持续性海平面上升背景下，扬子板块所处区域普遍海侵，上扬子克拉通地台在川中隆起、黔中隆起和雪峰隆起3个古隆起控制下，于四川盆地及周缘形成了川南—黔北、川东—鄂西大面积低能、欠补偿、缺氧的海相半深水—深水陆棚相环境，沉积了五峰组—龙马溪组大套岩性单一、细粒、厚度大、富有机质、富硅质／钙质黑色页岩（图5）。如前所述，五峰组—龙马溪组富有机质页岩集中段位于其底部，TOC＞2%，连续厚度大（一般介于20～100 m），横向分布稳定。据实钻资料统计，富顺—永川地区集中段页岩厚度介于40～100m，威远地区厚度介于30～40m，长宁地区厚度介于30～60m，涪陵地区厚度介于38～45m［9，21－29］。

3.2 有机质丰度高、类型好，热裂解成气，为五峰组—龙马溪组页岩气成藏提供了重要气源

五峰组—龙马溪组主力页岩气层段有机碳含量高，且由上至下不断增高，全层段有机碳含量大于2.0%，一般为2.5%～4.0%，最高达8.6%。威远构造区有机碳含量介于2.7%～3.0%，长宁构造区有机碳含量介于3.1%～4.0%，焦石坝构造区有机碳含量介于3.2%～3.8%。有机质类型好，均为腐泥型—混合型。热演化程度适中，Ro介于2.1%～3.6%，一般小于3.0%，属高成熟原油热裂解有效成气阶段。钻探证实，全区五峰组—龙马溪组普遍含气，大面积聚集。与五峰组—龙马溪组页岩相比，筇竹寺组页岩TOC虽然也较高，但其含气量却不足，普遍低于2.0m3／t（图6），测试初始产量为（1.0～2.8）×104m3／d。分析大量统计数据后认为，筇竹寺组页岩热演化程度过高（Ro均大于3.0%），造成页岩储层碳化，有机质孔隙度降低［24－25］，含气量低，产能较小。

图5 五峰组—龙马溪组早期（SQ2）沉积相图

图6 五峰组—龙马溪组与筇竹寺组含气特征对比图

3.3 富硅质、富钙质页岩，发育基质孔隙和裂缝，形成了五峰组—龙马溪组优质页岩气储集层

硅质页岩、钙质页岩是页岩气储层最有利的岩石相。五峰组—龙马溪组页岩气主力产层以硅质页岩、钙质页岩为主，富含放射虫、海绵骨针等微体化石。硅质、钙质成因部分为生物和生物化学成因［30］，高硅高钙有利于形成页岩基质孔隙与裂缝。五峰组—龙马溪组页岩储集空间由基质孔隙和裂缝两部分构成。基质孔隙发育黏土矿物晶间孔、有机质纳米孔和碎屑颗粒粒间孔、粒内溶蚀孔等多种孔隙空间，一般孔径介于5～200nm。黏土矿物晶间孔、有机质纳米孔是页岩气主要的储集空间类型。

不同构造背景下，五峰组—龙马溪组页岩发育丰富的页理缝、构造缝、节理缝等裂缝性储集空间，在构造褶皱区往往构成网状裂缝体系。天然裂缝的大量存在，不仅为页岩气富集提供了充足的空间，而且还可以降低页岩储层改造的起裂压力，易形成人造裂缝网络，增大人工改造的裂缝总体积。五峰组—龙马溪组页岩储集物性优越，孔隙度介于2.78%～7.08%、平均为4.65%，渗透率介于42～1 900nD、平均为412.79 nD，达到优质页岩储层的孔渗条件。

3.4 构造稳定、保存条件优越、地层超压，有利于五峰组—龙马溪组页岩气的富集与高产

与北美相比，四川盆地经历了多期复杂的构造运动，页岩地层遭受不同程度地破坏［31－32］。为此，需要寻找构造相对稳定的复背（向）斜地区，页岩地层未被断层、褶皱破坏，大面积连续分布。蜀南长宁页岩气主产区位于川南低陡构造带长宁背斜西南翼部，是背斜构造背景下平缓的向斜构造，远离断裂，尤其是通天断裂。五峰组—龙马溪组地层产状平缓，无大型断裂带发育，保存条件相对较好，有利于形成页岩气核心区。目前，已成为川南海相页岩气重点勘探开发地区，水平井单井平均日产量为10×104m3／d。而在盆地外围构造区页岩气含气性普遍很差，云南昭通的昭101井含气量只有0.17～0.51m3／t、平均为0.33m3／t，钻探未获工业油气流。

北美以及中国页岩气高产井均表现出异常高压的状况。地层超压是页岩储层保存条件好的重要表现，页岩气单井产量与压力系数呈明显的正相关关系，因为地层压力高多数是由于有机质生烃增压作用，持续排烃，含气性好，产量高（表5）。

表5 地层压力与页岩气产量关系表

勘探表明，四川盆地内部五峰组—龙马溪组地层压力系数均大于1.2，普遍超压，其页岩层段含气量一般大于4m3／t，如长宁地区为4.1m3／t，涪陵为6.1 m3／t等。龙马溪组含气量普遍好于筇竹寺组，详细分析后发现，龙马溪组页岩产层上覆巨厚的黏土质页岩，塑性好，下伏泥质含量高、稳定性好的宝塔组石灰岩，两者裂缝均不发育，因此自封闭能力强，形成超压页岩气层；而筇竹寺组上部为裂缝性砂质页岩与石灰岩，下部为风化型白云岩含水层，水动力活跃，气体逸散严重，造成其含气量低（图7）。

图7 五峰组—龙马溪组与筇竹寺组页岩气保存条件模式图

4 面临的主要挑战

四川盆地页岩气勘探开发虽已在地质认识、评价方法、勘探开发技术等方面取得突破性进展，但是离实现有效规模开发路还很长，仍还面临着地质认识深化、技术水平发展、环境保护加强、开发成本降低等一系列挑战，归纳如下。

4.1 页岩气资源富集“甜点区”不完全清楚

北美页岩气成功的诸多因素中，“地质、资源”是最重要和首要的因素。选择“资源禀赋、储层质量和钻完井条件”俱佳的“核心区”钻井，才能获得高的单井产量、高的单井最终可采储量（EUR）和好的经济效益。页岩气勘探并非总是成功的，页岩气资源的非均质性比其他任何油气资源的都要强，用“一区一井”的结果去预测“另一区另一井”的结果会存在着极大的不确定性。页岩气资源富集“甜点区”依地质预测、实钻评价后才能确定。中国地质背景整体情况十分复杂，南方地区尤为典型。南方海相页岩分布地域广，形成时间早，演化程度高，构造变动多，埋深变化大，页岩气形成富集规律复杂，目前所揭示的古生界海相页岩气富集条件主要源于四川盆地的五峰组—龙马溪组，源于长宁—威远、焦石坝等试验区，能否具有普遍性，需要进一步勘探实践去验证。对于其他地区、其他层系的页岩气形成富集条件、资源富集“甜点区”分布规律还尚不清楚，需进一步由勘探开发实践来发现、证实。

4.1.1 筇竹寺组页岩气富集条件不确定，资源风险大

尽管筇竹寺组在个别井获得工业气流，但至今尚未建成产能，进一步勘探开发资源风险不断增大。对比分析发现，筇竹寺组页岩可能由于有机质演化程度过高或者有机物质类型不同，造成筇竹寺组页岩有机质孔隙不如五峰组—龙马溪组页岩发育［32－34］。更重要的是筇竹寺组的保存条件可能是其页岩气富集程度的致命弱点。尽管某种程度上页岩气富集对保存条件的要求可以比常规油气的低些，但是如果没有良好的保存条件或缺乏保存条件，即使其他条件都优越同样不能形成页岩气富集［23］（图4、7，表6）。筇竹寺组页岩气资源总体风险较大，保存条件较好的地区才有可能存在有利资源富集的“甜点区”。

表6 筇竹寺组与龙马溪组页岩气地质特征对比表

4.1.2 过渡相—陆相页岩气资源潜力及前景不明朗

须家河组、自流井组已有页岩气勘探发现，但未能在产能上取得突破，页岩气形成富集条件、资源富集“甜点区”分布规律和资源潜力不明朗［35］。研究认为，陆相富有机质页岩虽分布面积大，但集中段厚度小，横向连续性差，有机质以陆源生物为主，热成熟度偏低，多数地区油气共生，埋深较大或湖盆中心区成气为主。同时，陆相页岩黏土矿物含量高，成岩阶段低，基质孔隙与裂缝不发育，页岩气资源潜力有待于进一步落实。

4.2 深度超过3 500m的深层页岩气资源开发技术尚不成熟

四川盆地页岩气资源丰富，占中国南方页岩气资源的65%。按深度分布，3 500m以深的深层页岩气资源占了50%以上［11－12］。研究和实践证实，四川盆地深层构造更为复杂，尤其是深层地应力的复杂性较大程度地影响了页岩气水平井的钻完井成功率和储层体积压裂效果，且随着深度的增加，地应力的影响作用增强。深度超过3 500m的深层页岩气勘探开发技术需要突破。据现有钻井资料统计，3 500m以深页岩气井产量较低，稳产时间短，无法形成有效工业油气流（表7）。深度超过3 500m的深层页岩气资源开发主要存在以下技术难点：①目标页岩埋深大，构造复杂，水平井钻井工程事故率高，井眼轨迹控制难；②地层压力高，储层体积改造施工难度大，增产改造效果降低；③储层物性可能会有所变差，单井产量低，EUR小，勘探开发成本高；④高温、高压条件下，施工配套工具、设备性能要求高等。

表7 深度超过4 000m深井页岩气测试产量统计表

5 四川盆地页岩气发展前景预测

相对北美近200年的页岩气历史，四川盆地页岩气起步较晚，迄今仅实现工业化起步。四川盆地富有机质页岩层系多，页岩气资源丰富，随着地质认识深化、勘探开发技术进步，将会实现有效大发展，成为中国页岩气的重要支撑。

5.1 四川盆地页岩层系多，页岩气资源丰富

前文已述，四川盆地共发育6套富有机质页岩，据2012年国土资源部全国页岩气资源评价结果［2］，全国页岩气地质资源量为134.4×1012m3、技术可采资源量为25.08×1012m3，其中四川盆地页岩气地质资源量为40.02×1012m3、技术可采资源量为6.45×1012m3（表8），二者分别占全国页岩气资源总量的30%和26%。由此可见，四川盆地页岩气资源量十分丰富，具有良好的发展前景。

5.2 五峰组—龙马溪组具备形成规模页岩气产量条件

同北美3个高产页岩气区带类比（表9）［11］，五峰组—龙马溪组产气特征与其有着很好的相似性。涪陵焦石坝五峰组—龙马溪组探明页岩气地质储量1 067.5×108m3，控制预测地质储量约2 000×108m3。长宁—威远、昭通落实三级地质储量超过2 000×108m3。目前，五峰组—龙马溪组已累计实现页岩气产量7.0×108m3，中石油、中石化预计2015年建成75×108m3／a产能，届时预计可年产页岩气50×108m3。此外，重庆能投、中国华电集团公司等多家企业在四川盆地及周边开展页岩气勘探，已完成了大量地质研究和勘探评价工作，“十三五”期间若有所突破，则可进一步增加四川盆地的页岩气储产量。

表8 四川盆地页岩气资源量分布表

表9 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气产层与北美3个典型页岩气产层特征对比表

5.3 页岩气产量预测

与Fort Worth盆地Barnett页岩气区带类比［11］，预测四川盆地古生界海相页岩气产量有望实现300×108～600×108m3。Fort Worth盆地地页岩气有利区面积1.04×104km2，核心区面积4 162km2，页岩气技术可采资源量为1.25×1012m3，埋深介于2 000～2 500m，储层有效厚度介于30～300m，平均厚度为60～90m，含气量4.2～9.9m3／t，已钻页岩气生产井15 000余口，2013年页岩气年产量为472.6×108m3（表10），最高年页岩气产量达到520×108m3（2011年）。

表10 古生界海相页岩气产量预测类比表

与其相比，四川盆地有利页岩气区面积9.43×104km2，核心区面积约6.44×104km2，估算页岩气技术可采资源量2.64×1012m3。页岩埋深一般介于1 500～4 500m，储层厚度介于30～120m，平均厚度为60m，含气量介于2.0～4.0m3／t，预计可形成年产页岩气300×108～600×108m3。

6 结论

1）四川盆地广泛发育海相、海陆过渡相、陆相沉积地层，赋存6套富有机质页岩地层，页岩气形成与富集条件优越，页岩气资源量丰富，具有良好的页岩气发展前景。实践证实，下古生界海相五峰组—龙马溪组是最有利页岩气层段，勘探开发已取得重大突破，初步实现了工业化生产。

2）四川盆地是目前中国页岩气开发最成功的地区，未来发展产量有望实现300×108～600×108m3。2014年四川盆地页岩气产量将达到12×108m3，2015年将成为该盆地页岩气发展重要的转折期，若取得进一步成功，将为中国页岩气发展提供重要支撑。

3）与北美相比，四川盆地页岩气勘探开发起步较晚，仍面临一系列挑战，未来要实现页岩气规模化发展，深化资源认识、发展关键技术、加强环境保护、降低开发成本是必由之路。

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