四川盆地南部页岩气富集规律与规模有效开发探索

马 新 华

中国石油西南油气田公司

0 引言

近年来，随着页岩气基础地质理论不断发展、勘探开发主体技术不断进步，四川盆地页岩气勘探开发从借鉴北美地区页岩气勘探开发技术转变为自主创新，页岩气储量和产量进入快速增长阶段[1]。截至2018年6月，四川盆地已累计探明页岩气地质储量超过1×1012m3，其中四川盆地南部（以下简称川南地区）探明页岩气地质储量为4 400×108m3。从2010年我国第一口页岩气评价井获气以来，页岩气年产量稳步增长，2017年页岩气年产量已达90×108m3（其中川南地区页岩气年产量为30×108m3）。川南地区是中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）页岩气上产的主战场，通过持续开展页岩气富集规律研究和有效开发技术攻关，进一步落实了有利区带和资源潜力，储备了页岩气有效开发的技术和手段。最新资源评价结果显示，川南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组埋深4 500 m以浅页岩气可工作有利区面积为1.8×104km2，页岩气资源量为9.6×1012m3，有望在2035年建成年产超过400×108m3的世界级页岩气大气田，并保持长期稳产[2]。笔者在总结和分析现阶段页岩气富集规律和工程技术水平的基础上，探索了川南地区页岩气有效开发模式及下一步攻关方向，以期推动川南地区页岩气规模有效上产。

1 川南地区页岩气基本地质条件

川南地区位于四川盆地南部，主要位于大凉山以东、川中古隆起志留系剥蚀线以南、华蓥山以西、黔北凹陷以北的区域（图1），面积约4×104km2。

1.1 主力勘探开发层系

图1 川南地区构造位置图

四川盆地历经多期构造运动，海相、陆相、海陆过渡相页岩发育，盆地及周缘地区广泛分布6套富有机质页岩[1]。早期中国石油在川南地区不同页岩层系开展了勘探评价研究，通过有机碳含量、孔隙度、含气量、脆性矿物含量、热演化程度、优质页岩厚度、顶底板自封闭条件等参数对比，并结合各层系勘探程度和开发效果，认为五峰组—龙马溪组底部的深水陆棚相富有机质页岩厚度大、品质最优、勘探程度最高、实施效果最好[3-5]，是目前川南地区的主力勘探开发层系。

龙马溪组底部主力开发“甜点层”页岩主要沉积于鲁丹期（LM1—LM4为主，局部地区到LM5）[6]，该时期川南地区整体处于上升洋流的强还原环境，页岩铀钍比一般大于1.2；具有高铀、高伽马特征，有机碳含量普遍大于3%，有利于页岩气的生成和吸附；有机质孔隙发育，在弱构造变形区均表现为高孔隙度（一般大于4%）和低密度（小于2.65 g/cm3）特征；石英矿物含量高（一般大于50%），与生物成因[7]和成岩作用[8]有关，水平层理发育，脆性指数非常适合低黏度滑溜水的压裂体系；该套甜点层上部有较厚的半深水和浅水成因的页岩作为顶盖层，下部有五峰组页岩和致密瘤状石灰岩作为底盖层，整体含气性好（含气量大于3 m3/t），游离气占比一般超过60%。该套龙马溪组底部页岩是目前含气性最好、体积改造效果最好、唯一实现规模有效开发的层系（图2）。

图2 川南地区典型评价井五峰组—龙一1亚段地质综合柱状图（据本文参考文献[9]修改）

1.2 储层条件

根据研究区二维地震资料和50余口取心评价井的数据展示，川南地区五峰组—龙马溪组埋深主要介于2 000～4 500 m，压力系数主要介于1.2～2.2，多为超压气藏，整体保存条件较好；优质储层连续稳定分布，Ⅰ＋Ⅱ类储集层厚度（划分标准见本文参考文献[10]）一般介于20～60 m，最优甜点层厚度一般介于5～10 m；储层关键参数稳定，有机碳含量介于2.5%～4.5%，孔隙度介于3.4%～7.9%，脆性矿物含量介于51.6%～80.0%，总含气量介于2.4～7.5 m3/t，其中游离气含量占比介于50%～76%。储层整体大面积连续稳定分布，利于整体开发。

2 川南地区页岩气高产富集主控因素

2.1 沉积相控储、构造演化控藏的“双控”富集规律

2.1.1 沉积相控储

页岩气藏源储一体，源是基础且决定储层品质，沉积相控制了页岩分布与烃源岩类型及质量。受广西运动影响，华夏与扬子地块碰撞拼合作用减缓，四川盆地及周缘在五峰组沉积时期形成了“三隆夹一凹”的古地理格局（图3），从凯迪晚期到埃隆早期，川南地区处于局限静水环境的深水陆棚相沉积环境。沉积相控制了优质页岩储层特别是甜点层的分布，泸州—长宁地区龙一1亚段底部的优质页岩发育，厚度一般介于30～50 m；靠近川中剥蚀区，局部可能存在古地貌高部位（或水下高地），优质页岩厚度相对较薄（比如W5井区、华蓥山李子垭剖面等），这些古地貌高的区域LM1—LM4笔石带极薄[11-12]，铀钍比一般小于1.2，与川南地区其他深水陆棚区强还原环境存在一定区别；川南北部地区局部的古地貌高地甜点层较薄，但分布范围非常局限。整体上，川南地区页岩气有利开发层系沉积相带有利，沉积厚度大，分布稳定。

2.1.2 构造演化控藏

龙马溪组底部的优质页岩层虽然在中国南方扬子地区广泛分布，但页岩气商业开发仅在四川盆地取得突破，这与四川盆地内部优越的保存条件有关。四川盆地位于上扬子板块西部，刚性基底稳定性强，沉积盖层变形总体较弱[13]。川南地区隶属于川南低陡构造带、川西南低褶构造带，主要发育低陡构造和平缓构造、中小断裂，有利于页岩气藏保存（图4）。除了在断裂不发育的威远构造低缓斜坡区和长宁构造平缓向斜区已经实现规模效益开发外，在川南的很多低陡构造（如古佛山、阳高寺、龙洞坪、坛子坝等）和部分高陡构造（如大足西山等）也取得突破，勘探资料证实川南地区页岩气藏大面积超压，构造保存条件优越。

目前，四川盆地页岩气勘探在盆缘高陡构造带、古（今）剥蚀泄压区附近（小于10 km）、通天或大型断裂附近（小于1.5 km）的强构造变形区尚未取得商业突破。

图3 四川盆地鲁丹期岩相古地理图（据本文参考文献[1]修改）

图4 川南地区威远—李子坝偏移剖面图（时间域）

由于四川盆地是经历了多期构造改造的叠合盆地，五峰组—龙马溪组页岩在四川盆地均经历了早期深埋藏，后期强抬升的演化过程，现今有机质成熟度（Ro）介于2.1%～3.6%，处于高—过成熟阶段[14-15]。高—过成熟的腐泥型有机质在Ro＞1.5%后干酪根生气量增加很少，后期主要靠滞留油或者沥青裂解成气，所以页岩气富集需要在多期构造运动下均有较好的保存条件。

盆缘复杂构造区调整改造的时间一般早于盆内，古剥蚀区周缘早期埋藏浅，两者均不利于早期油气滞留，这些地区均表现出低产、低压的特征，在相似热演化成熟度、相似沉积背景情况下（相近δ13C1值），其产出的页岩气乙烷碳同位素值均重于有利保存区。如B1井（位于大耳山构造）与焦石坝构造仅隔一大型断裂，两者沉积环境和热演化史相似（δ13C1值均为－32‰左右），但B1井δ13C2值（－33.7‰）明显重于焦石坝构造页岩气δ13C2值（平均－35.9‰）；同样，长宁区块靠近威信大断裂的ZH4井比远离断裂的N3井δ13C2值高2.1‰，靠近加里东古剥蚀区的W1井比远离剥蚀区的W2井δ13C2值高4.1‰。因为油裂解气更富集12C，干酪根裂解气更富集13C[16]，页岩越接近封闭体系，排油气效率低，高—过成熟阶段裂解产生的烷烃气的碳同位素就越富集12C[17-18]，δ13C2值就相对轻。所以现今构造稳定超压的高产井（JY2、W2、N3井等）天然气碳同位素都表现滞留油裂解气为主的特征，而一些低压低丰度页岩气散失破坏区（W1、B1、X2、ZH4井等）天然气碳同位素都表现为晚期干酪根裂解气为主的特征，证明页岩气藏曾经遭受了破坏。

滞留油裂解不但能够生成大量天然气，还能形成大量有机质孔隙，涪陵、威远、长宁等页岩气主力产区，均观察到大量有机质孔隙，且以宏孔、介孔居多，三维空间连通性好（图5-a、5-b、5-c）；而早期断裂破坏的地区（比如B1、W1、X2井等）前期排烃效率高，滞留油少，后期裂解成气成孔少，有机质孔隙整体不发育且微孔居多（图5-d、5-e、5-f）。相似热演化成熟度和相似沉积背景的情况下，δ13C2值越低，孔隙度越高，均能反映多期构造下页岩气的保存条件。

2.1.3 富集模式多样

川南地区页岩气藏源储一体，页岩气分布不受构造圈闭的限制，富集甜点区存在于川南地区内的多种构造样式中，已经被多口评价井证实。典型的甜点区代表有以下4种类型。

1）向斜型甜点区：长宁区块位于长宁—珙县构造的南翼平缓向斜区，长宁—珙县背斜核部龙马溪组剥蚀殆尽，北部地层陡，南部向斜区地层平缓稳定，无大型断裂破坏，埋深适中，远离喜马拉雅期剥蚀区和深大断裂的建武向斜区，为向斜型代表性甜点区（图6-a）。

2）斜坡型甜点区：威远区块为一个简单的单斜构造，地层平缓，区内断裂不发育，龙马溪组页岩气藏没有构造圈闭，远离加里东剥蚀区，页岩大面积超压富集（图6-b）。

3）盆缘复杂构造型甜点区：昭通地区南部受大娄山的影响，靠近威信等控盆通天断裂，保存条件不如长宁区块。如果页岩段埋藏比较深，或者抬升强烈但局部构造保存比较完整，且远离大断裂1 km以上的地区存在甜点区，连片程度和稳定性弱于稳定斜坡或者向斜区（图6-c）。

4）低陡构造型甜点区：泸州地区阳高寺、古佛山、龙洞坪等低陡构造钻探已证实构造核部和斜坡大面积超压，同时在坛子坝向斜、来苏向斜等构造部位压力系数接近2.0，证明盆内低陡构造或者二级断裂对页岩气的保存条件破坏较小（图6-d）。

2.1.4 有利区带

综上所述，川南地区低陡构造、低缓斜坡和宽缓向斜普遍存在，区域内部通天断裂少，以平缓构造和龙马溪组内部的中小断裂为主，有利于五峰组—龙马溪组页岩气保存。

图5 不同保存条件下页岩孔隙发育情况对比图

图6 川南地区4种页岩气甜点区模式图

通过上述沉积相和保存条件分析，并根据海相页岩有利区带划分标准[10]，中国石油矿权内龙马溪组页岩埋深介于2 000～4 500 m可工作有利区面积为1.8×104km2、页岩气资源量为9.6×1012m3，资源潜力巨大，落实程度高。

2.2 优质页岩钻遇长度、适应的体积压裂工艺和地质因素是实现高产的关键

2.2.1 优质储层钻遇长度

龙马溪组底部强还原环境深水陆棚形成的页岩段是主力开发甜点层，该套甜点层是水平井钻井设计的黄金靶体，钻遇甜点层越长，水平井产气量越高，根据目前的工程技术水平，甜点层的钻遇长度超过1 200 m[9]，钻遇长度越长，越有利于获得高产。

2.2.2 体积压裂工艺

页岩气是一种通过压裂改造才能获得产能的气藏。有效的体积改造是实现高产的必要条件，其中最核心的工程参数是加砂强度，长宁区块在相似沉积构造背景的条件下，相似的优质储层钻遇长度的水平井，加砂强度越大，单井天然气最终可采储量（EUR）越高（表1）。表1展示了川南地区和北美地区在工程技术上的差距，目前北美地区高强度加砂工艺已经超过4 t/m，川南地区加砂压裂强度相对较小，随着技术进步，页岩气单井产量和EUR有大幅提高的空间。

表1 北美地区与长宁区块水平井的加砂强度、EUR对比表

2.2.3 区域应力和构造背景

体积改造与压裂施工强度等因素有关，也与区域构造应力、构造背景有关，有利的构造背景条件更利于有效加砂压裂形成复杂缝网。埋深增加不仅增大压裂施工难度，而且引起的高应力差使压裂液和支撑剂沿着同一方向运移，不利于形成复杂缝网（表2）。表2展示了不同埋深、不同施工泵压和不同水平应力差的背景下微地震监测的体积改造结果：深层且水平应力差较大的地区改造效果明显较差。当然，微裂缝发育的地区有利于体积改造，目前深层压裂见到好苗头的大足西山构造Z2井页岩发育大量天然裂缝，后期改造效果远好于邻区裂缝不发育的Z1井。

2.2.4 实现高产井的条件

根据对页岩气地质富集因素和开发工程因素的分析，笔者认为川南地区页岩气开发井实现高产的条件包括以下4个方面。

1）定好井。在有利沉积相和有利保存区精细刻画甜点层展布的基础上，锁定最有利靶体。

2）钻好井。多专业协同，精细地质/工程设计、地质导向方案和工程定向方案，全程推广“近钻头伽马＋元素录井＋旋转导向工具”，以确保甜点层钻遇率和井眼光滑度目标，多专业协同支撑、复杂情况分级处置，及时调整水平井钻进轨迹。

3）压好井。地质工程一体化分析，针对不同地质特征量身定制压裂方案，严格把控入井材料、压裂液体、关键工具的质量关，严密监测微地震事件、施工压力响应、邻井压力变化，实时调整压裂工艺参数和方案，确保有效体积改造。

4）管好井。试气排采阶段，采用“焖井→控压→稳定→连续”的科学排采制度。在生产初期阶段及时下入连续油管，实施排水采气，保持井筒畅通；在后期低压生产阶段，增压集输、系统优化，充分发挥气井产能，通过优化生产制度提高单井EUR。

表2 川南地区页岩气井垂深与施工参数统计表

3 川南地区页岩气勘探开发探索与实践

3.1 页岩气示范区产能建设效果一轮比一轮好

2012年3月国家发改委和能源局批准在川南地区设立了“四川长宁—威远国家级页岩气示范区”和“滇黔北昭通国家级页岩气示范区”，面积2.16×104km2，旨在加快页岩气勘探开发技术集成和突破，推动我国页岩气产业化发展提供技术试验和示范平台。示范内容包括：①建立海相页岩气勘探开发技术及装备体系；②研究制订页岩压裂液成分、排放标准及循环利用规范；③探索形成市场化、低成本运作的效益开发模式；④探明储量3 000×108m3，建成产能20×108m3/a以上。截至2018年1月，示范区累计提交探明储量3 200×108m3，建成产能规模30×108m3/a。

示范区内早期开发井产气量较低，井均测试日产气量仅 11×104m3、EUR 仅有 0.5×108m3，远低于方案设计。通过分析找准了“低产”的3个主要因素是“Ⅰ类储层钻遇率低、井筒完整性差、体积改造强度低”[1]。实施了3轮针对性的优化调整，关键技术指标和产气量大幅提升，目前长宁区块单井平均EUR已达到1.16×108m3，威远区块井均EUR已达0.85×108m3（表3），基本确定地质评价、开发优化、水平井钻井和体积压裂等主体技术，形成了长宁—威远国家级页岩气示范区高产井培育和管理模式，实现了川南地区3 500 m以浅页岩气规模有效开发，全面完成示范区产能建设的各项指标。

表3 长宁—威远国家级页岩气示范区3轮实施效果对比表

在资源落实、主体技术基本定型的情况下，中国石油从2017年全面启动了长宁、威远区块100×108m3/a产能建设和昭通20×108m3/a产能建设，动用长宁、威远、昭通等区块3 500 m以浅的核心有利区，预计到2020年投产页岩气井超过900口，实现年产页岩气120×108m3目标。

3.2 埋深3 500～4 500 m资源开发先导试验已取得突破

川南地区埋深介于3 500～4 500 m面积为1.7×104km2，页岩气资源量占86%，分布在威远平缓构造区、泸州低陡构造带、渝西部分高陡构造带和川南平缓向斜区。

威远平缓构造区W4井区已实现了效益开发，大足西山构造Z2井垂深超过4 000 m，采用密切割、高强度加砂和暂堵转向等工程技术，压裂后测试获得了46×104m3/d高产页岩气产量，埋深3 500～4 500 m资源动用在川南地区局部区块已经取得突破，正在推进评价部署和试验攻关，力争“十四五”期间全面突破并开始接替产能。

由于页岩地层埋深增加后地应力和应力差增大，施工泵压高，体积改造难度大，压裂后难以形成复杂缝网，页岩气资源难以有效动用。永川区块黄瓜山构造H2井（垂深超过4 100 m）压裂后获得页岩气产量22×104m3/d。这说明了该深度段的工艺技术试验已经取得阶段进展，但考虑到开发成本，深层页岩气资源的动用仍需攻关。

3.3 浅层区域探索初见成效

四川盆地边缘有一部分埋深小于1 500 m甚至小于1 000 m的浅层页岩气资源，多为常压气藏或者负压气藏。近期在昭通区块太阳构造取得商业突破，该构造抬升幅度极大，龙马溪组埋深不足800 m，但是该背斜构造保存完整，断裂规模小，背斜核部的Y102H1-1井水平井段长750 m，测试日产气量介于5×104～6×104m3，由于浅层钻井周期短，压裂难度小，开发成本低，盆缘浅层页岩气资源商业开发利用展现了良好的开发前景。

4 发展前景与挑战

4.1 资源与规划目标

根据沉积、构造、储层和保存条件等综合研究成果，认为川南地区五峰组—龙马溪组页岩气可工作有利区面积大、资源丰富。川南地区50余口评价井实钻资料证实页岩储层厚度大于20 m、压力系数大于1.2、距大断裂超过1.5 km、离古（今）剥蚀区10 km以上的有利区面积2.2×104km2。通过地面条件调查，扣除生态红线区（城市规划区、自然保护区、水资源保护区等）、军事红线区（军事禁区等）、施工风险区（煤矿采空区等）等地面不可工作区面积为0.4×104km2，埋深4 500 m以浅可工作有利区面积为1.8×104km2，页岩气资源量为9.6×1012m3。

根据实际踏勘与卫星照片分析，采用多种布井方式、不同长度水平段水平井相结合，水平巷道间距300 m，每个平台部署6～8口井，川南地区五峰组—龙马溪组埋深4 500 m以浅可部署开发井20 000口左右，按照稳产10～20年测算，可建成页岩气年产规模750×108～1 100×108m3。

中国石油目前已经掌握了3 500 m以浅资源规模有效开发的主体技术，正在全面推广应用。埋深3 500～4 500 m的页岩气勘探开发技术已获得突破，多口先导试验井已经取得较好效果，计划在2025年前形成规模有效开发的配套技术。根据页岩埋藏不同深度段勘探开发技术准备情况，川南地区可动用4 000 m以浅资源建成页岩气年产规模超过400×108m3，埋深4 000～4 500 m资源接替长期稳产。

4.2 挑战与攻关方向

经历示范区多年的建设，初步定型了页岩气勘探开发主体技术。但是，现有工程技术水平不能完全满足提产量、降成本的要求，页岩气产业仍然处于工业起步和边际效益开发阶段。川南地区水平井的钻井机械速率和成本距离北美地区工艺水平仍有较大差距，北美地区先进的高密度完井、高强度加砂、暂堵转向等新一代压裂技术可以更大程度的提高单井产量。

其次，部分关键工具尚未实现国产化。由于甜点层在部分地区相对较薄，川南地区又发育小型微幅构造，现阶段非常依赖国外公司提供旋转导向工具和超长水平段钻井专用钻头来提高水平井甜点层钻遇率，同时，水平井分段压裂全可溶桥塞等工具也以进口为主，工具和技术引进成本较高，尽快实现关键工具和设备国产化，页岩气开发仍有较大降本空间。

最后，深层页岩气开发技术尚未配套完善。深层页岩气的开发需要更长的水平段、更大的压裂规模，单井成本较高，以目前的单井产量和EUR测算，很难达到经济极限要求，亟需开展以提高储层改造体积、裂缝复杂程度和导流能力为主的深层压裂技术攻关，力争在国家补贴条件下实现效益开发。

5 结论

1）通过地质评价，明确川南地区页岩气最有利的勘探开发层系为龙马溪组底部深水陆棚富有机质页岩段，该页岩段在川南地区稳定展布，脆性矿物、孔隙度、有机碳含量和含气量最高，是最优甜点层。

2）勘探实践表明，川南地区页岩气富集模式多样，在远离古（今）剥蚀区和大型断裂的低缓斜坡、平缓向斜、低陡构造等部位均可富集成藏，埋深4 500 m以浅的有利勘探面积约1.8×104km2。

3）保证水平井优质储层的有效钻遇长度、高强度加砂体积压裂形成复杂缝网是实现页岩气高产的核心，现有主体技术基本可以实现埋深3 500 m以浅优质页岩气资源有效开发，浅层和埋深3 500～4 500 m页岩气已展示很好的开发潜力；通过借鉴和自主创新，完善新一代钻井和压裂工程技术，提高体积改造规模和降低开发成本，川南地区页岩气有望实现年产400×108m3的目标。