四川盆地陆相致密砂岩气勘探潜力与发展方向

张道伟 杨 雨

1.中国石油勘探与生产分公司 2.中国石油西南油气田公司

0 引言

近年来，致密砂岩油气作为非常规油气资源的重要类型之一，勘探开发处于快速发展阶段，在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽等盆地均有规模产出，已成为中国油气增储上产的“重点领域”与“亮点类型”[1-8]。

四川盆地陆相碎屑岩油气勘探始于20世纪50年代，早期以勘探石油为主[9]；1977年川西北中坝上三叠统须家河组气藏的发现，拉开了该盆地致密砂岩气藏勘探开发的序幕；后期以构造气藏为主要勘探对象，在该盆地须家河组和侏罗系发现了一系列中小型气藏，但是气藏规模较小且分散[10]。2000年之后，以岩性气藏为主要勘探对象，先后发现川中地区广安、合川、安岳等多个须家河组千亿立方米储量级大气田，由于储层致密且普遍产水，气藏开采难度大[11-14]。为了持续推进四川盆地致密砂岩气（以下简称致密气）勘探开发工作，2018年开启了新一轮的致密气地质条件评价工作，优选川中金华—秋林地区作为致密气勘探开发一体化试点区，开展技术攻关和管理模式创新；尤其是2020年重新评价了四川盆地致密气资源潜力，优选了川中地区1.8×104km2作为致密气核心建产区，老井上试与新井部署相结合，全面加大勘探开发工作量，探明了JQ气田侏罗系沙溪庙组二段（以下简称沙二段）气藏，发现了沙溪庙组一段（以下简称沙一段）气藏，新钻井测试天然气产量屡创新高，开启了四川盆地陆相致密气勘探开发的新篇章。四川盆地陆相致密气正迅速成长为中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）除海相碳酸盐岩常规气、海相页岩气之外的第三增长极。

为了助推四川盆地陆相致密气勘探开发实现高质量发展，笔者总结了四川盆地陆相致密气的基本地质特征，剖析了致密气的巨大资源潜力，归纳了川中致密气勘探开发实践中形成的关键技术，评价了致密气的资源潜力及发展前景，以期为提高天然气自给能力、保障国家能源安全、实现“碳达峰碳中和”（以下简称“双碳”）目标贡献一份石油力量。

1 陆相致密气地质特征

四川盆地晚三叠世以来沉积了巨厚的陆相地层，最大厚度超过5 000 m[15]，总体具有西北厚、东南薄的特征。该盆地陆相地层共计发育6套致密气层，目前对其都已开展了不同程度的勘探评价工作。分述于下：①下侏罗统自流井组珍珠冲段发育三角洲前缘亚相沉积体系，岩性主要为粉砂岩和细砂岩，主要在四川盆地西部（以下简称川西）九龙山、老关庙、文兴场及该盆地中部（以下简称川中）八角场等地区测试获气，总体上勘探程度较低；②下侏罗统凉高山组发育三角洲前缘、滨湖沉积亚相，岩性以灰色细砂岩、粉砂岩为主，在四川盆地东部（以下简称川东）五百梯地区直井压裂测试获气1.29×104m3/d，整体上储层砂体较致密；③上侏罗统遂宁组为一套强氧化的浅湖、滨湖亚相沉积，岩性以紫色、棕色细砂岩为主，仅在川西平落坝和观音寺构造获得少量工业气井；④上侏罗统蓬莱镇组地层分布较局限，主要分布在川西地区，残余厚度介于600～800 m，为一套氧化的浅湖、滨湖、河流—冲积扇沉积，岩性主要为灰绿色细砂岩，目前已在川西南部地区白马庙、苏码头、盐井沟等构造发现了多个小型气藏，总体规模较小。上述4套致密气层仍处于探索阶段，勘探评价工作有待于进一步加强。较之于上述4套致密气层，上三叠统须家河组（第5套）在四川盆地内广泛发育多套厚层三角洲砂体，已发现32个气藏，勘探开发程度高，是深化勘探和补充建产的重要领域；中侏罗统沙溪庙组（第6套）主要发育三角洲、河流相砂体，储层物性好、分布范围广，在四川盆地各个区带均有勘探发现，川中地区已实现了致密气规模效益勘探开发，是该盆地致密气下一步重点勘探的领域[16]。

1.1 气源供给充足，具备良好的烃源条件

四川盆地陆相生烃层系共计有4套，由老到新依次为上三叠统须家河组，下侏罗统自流井组东岳庙段、自流井组大安寨段和凉高山组。

须家河组发育暗色泥质岩和夹煤层的泥质烃源岩，具有西厚东薄的展布特征，四川盆地西部泥质烃源岩厚度在300 m以上，最大厚度超过1 500 m；川西南地区、川中地区和川北地区须家河组泥质烃源岩厚度一般介于100～200 m；川东南地区泥质烃源岩厚度多小于100 m。四川盆地内须家河组烃源岩有机碳含量介于0.5%～9.9%、平均值为1.83%；干酪根类型以腐殖型为主，生气能力强，Ro介于0.8%～2.2%、平均值为1.39%，总体上处于成熟—高成熟阶段。四川盆地大部分地区须家河组的生烃强度都大于10×108m3/km2，川中—川西地区须家河组的生烃强度介于20×108～200×108m3/km2，具备形成大中型气藏的物质基础，烃源条件优越（图1）。

图1 四川盆地须家河组烃源岩生烃强度图

早侏罗世多期次的湖盆迁移，在川中—川东地区造就了多套湖相深灰黑色泥页岩的大面积分布。侏罗系烃源岩主要发育在南充—重庆一线的东北部，烃源岩累计厚度在50 m以上，最大厚度达200 m；川东地区侏罗系烃源岩累计厚度介于10～200 m，平均厚度约为100 m；川北地区烃源岩平均厚度约为90 m；川中地区烃源岩有效厚度略薄，平均厚度约为70 m。下侏罗统泥质烃源岩有机碳含量介于0.5%～3.5%、平均值为0.96%，有机质丰度中等。有机质类型主要为偏腐殖混合型，生气能力较强。川中地区、川西中部及川东的中、南部地区Ro介于0.9%～1.5%，正处于成油高峰期—生气初期阶段，生气强度介于2×108～8×108m3/km2，是重要的烃源补充层。

气源对比分析的结果表明，四川盆地陆相致密气气质优，总烃含量介于96%～98%，烃类气体主要为甲烷，其含量为83%～92%，不含硫化氢；气源主要来自须家河组和侏罗系自身烃源的贡献，川东和蜀南地区陆相烃源生烃能力相对较差，但该区深大断裂发育，浅层致密砂岩储层能有效沟通深层二叠系和志留系优质烃源岩，致密气藏存在着海相气源供给的可能性。

1.2 多期砂体叠置，优质储层广泛分布

1.2.1 河流—三角洲相沉积体系提供了连续分布的储集砂体

四川盆地陆相沉积发育多套规模致密砂岩储层，以须家河组须二段、须四段、须六段和沙溪庙组沙一段、沙二段最为典型。须家河组以三角洲、湖相沉积为主，水体深浅交替变化形成了致密储层与泥质烃源层段交替出现的格局，不同物源体系三角洲沉积相带为分流河道砂体及河口坝砂体的形成创造了有利的环境，厚层砂体相互叠置连片是须家河组致密储层展布的重要特征。沙溪庙组为一套干旱、氧化环境下多物源供给的河流—三角洲—湖泊沉积。随着气候的变化，沙溪庙组自下而上表现为地层逐渐“红”化、河道逐渐变小变窄的特征，湖泊—三角洲相逐渐演变为较干旱的河流相沉积。沙一段主要为潮湿—半干旱三角洲—湖泊沉积，三角洲前缘砂体大面积叠置连片发育。沙二段沉积期气候逐渐干旱，水体逐渐变浅，纵向上表现为水退旋回，由三角洲—湖泊相逐渐转化为河流相沉积，纵向发育了18期河道砂组，单砂体厚度介于10～35 m，在四川盆地范围内广泛分布，为优质储层的形成奠定了坚实的物质基础。

1.2.2 有利的沉积作用和建设性成岩作用保障了致密储层的储集性能

四川盆地须家河组规模优质储层主要发育在川西北部须一段中上部、川中—川西地区须二段、川中—川南地区须四段和须六段[17]。须二段、须四段、须六段储层岩性主要为细粒—中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和岩屑砂岩，储集空间主要为残余原生粒间孔和粒内溶孔，储层孔隙度主要介于6%～10%，渗透率主要介于0.01～0.50 mD，储集类型主要为裂缝—孔隙型，整体处于中—晚成岩作用阶段，溶蚀作用、伊利石胶结、绿泥石胶结和方解石胶结等成岩特征明显；各段储层单层厚度为1～3 m，累计厚度介于20～60 m。须家河组优质储层受三角洲前缘水下分流河道、河口坝微相及长石溶蚀作用和绿泥石环边胶结作用控制，具有“厚砂薄储”、大面积叠置连片分布的特征。在川中—川西地区须三段和川中—川东地区须五段内部还发育多套厚层致密砂岩储层，储层岩性主要为岩屑砂岩，孔隙度介于3%～6%，渗透率一般低于0.01 mD，储层累计厚度介于5～20 m。须三段、须五段储层总体较致密，储层厚度相对较薄。

四川盆地沙溪庙组储层岩性主要为细粒—中粒长石岩屑砂岩、岩屑长石砂岩和长石砂岩，为一套富含长石的储集体，川中—川西地区砂岩长石含量可高达30%；储集空间主要为残余原生粒间孔和粒内溶孔，储集类型主要为孔隙型，处于早—中成岩作用阶段，成岩特征以长石溶蚀作用、绿泥石环边胶结和浊沸石胶结等为主；储层孔隙度主要介于6%～18%，渗透率主要介于0.1～10.0 mD，储层单层厚度大，一般介于5～15 m，累计厚度介于30～90 m。优质储层主要受三角洲水下分流河道、水上分支河道及河道边滩微相和长石溶蚀作用的控制[18]。沙溪庙组的储集物性总体上好于须家河组，纵向发育多套厚层优质储层，平面叠置连片，储集条件优越。

1.3 稳定发育的厚层泥岩确保了优越的油气保存条件

晚三叠世以来受气候变化、构造运动的影响，湖盆面积不断收缩和扩张，湖平面呈周期性的升降，须一段至须六段多套滨浅湖泥质烃源岩与三角洲致密砂岩交替出现，时空耦合，形成了有利的生储盖组合。四川盆地沙溪庙组埋藏较浅，一般介于2 000～3 000 m，地层厚度多超过1 000 m，以紫红色、灰绿色泥岩夹砂岩沉积为主，沙二段砂地比一般介于10%～20%。沙溪庙组巨厚的致密泥岩在四川盆地内广泛分布，对于封堵天然气运移、减缓气体扩散具有重要的作用，是沙溪庙组气藏良好的直接盖层和陆相致密气的区域盖层。在川西—川中部分地区上覆连续广泛发育的上侏罗统遂宁组和蓬莱镇组巨厚致密砂岩和泥岩，也可作为该区的区域盖层。

1.4 有利的古今构造为油气规模聚集奠定了基础

四川盆地经历了多期构造运动，受多方位构造挤压应力作用的影响，在盆地各区带不同程度的发育构造带和大型断裂带。这些构造带和断裂带可以作为天然气重要的疏导通道和优势运聚场所。以川中地区为例，该区西接龙泉山大型断裂带，内部发育多个局部构造带（秋林鼻状构造、金华鼻状构造、八角场构造）。这些构造带对油气的规模聚集起到了重要的促进作用。气源对比分析结果表明，川中秋林地区沙溪庙组的天然气与川西坳陷沙溪庙组的天然气具有明显的亲缘关系，主要来自川西地区须家河组烃源[19]。由此说明，川西地区大断裂沟通了下伏须家河组烃源层和上覆的沙溪庙组致密储层，是形成川中—川西地区沙溪庙组规模气藏的重要通道。在金华、秋林及八角场局部构造油气富集程度高，纵向上多个砂组已被证实含气，是油气规模聚集的有利区。晚三叠世前陆盆地构造分区奠定了须家河组的沉积格局；晚侏罗世—早白垩世为须家河组的生烃高峰期，川中地区处于古构造相对高部位，是油气运聚的有利富集区；喜马拉雅期至现今，川中地区在整体斜坡背景上发育了一系列局部构造，有利于油气聚集成藏。川中地区须家河组有利的古今构造有助于现今大型岩性、构造—岩性气藏群的形成[20]。

1.5 源、储、断时空耦合，陆相油气多期次立体成藏

四川盆地须家河组致密储层与烃源岩垂向上交替发育，为典型的“三明治”型油气成藏组合模式，呈明显的互层共生、源储匹配特征，源储配置好。四川盆地沙溪庙组致密储层与下伏烃源岩位置关系表现为接触型和分离型两类，其中川中—川东地区凉高山组烃源岩与沙溪庙组下伏致密储层为直接接触型配置关系；侏罗系自流井组、须家河组、海相烃源岩与沙溪庙组储层均表现为分离型配置关系。须家河组烃源岩生烃高峰期在晚侏罗世—白垩纪，现今仍在持续生烃；燕山期—喜马拉雅期四川盆地历经多期次构造运动，在各个区带发育不同程度的深大断裂及侏罗系内部小断裂，能有效沟通下伏烃源和沙溪庙组储层，源、储、断时空匹配佳，形成了以须家河组为主烃源灶，下侏罗统烃源为补充，断至须家河组的大断裂优势运移，侏罗系内部小断裂调整运移，陆相纵向多套致密储层多期次、接替充注成藏的陆相油气立体成藏模式。以JQ气田为例，该区陆相为一套完整含油气系统，围绕生烃中心和烃源断裂，纵向上已发现须一段、须二段、须三段、须四段、须五段、自流井组大安寨段、沙一段、沙二段等多套气层，平面上叠置连片分布。

2 陆相致密气资源潜力

四川盆地致密气地质研究工作迄今已历经了半个多世纪，先后开展了多轮资源评价工作。“十三五”期间，利用小面元法、资源丰度类比法、单井最终可采储量（EUR）类比法对须家河组开展了致密气资源量计算，最终进行特尔斐综合，计算得到须家河组致密气总地质资源量为3.2×1012m3，其中可采资源量为1.4×1012m3；由于当时侏罗系致密气勘探程度较低，仅在川西地区采用类比法进行了资源量计算，计算得到的侏罗系致密气地质资源量仅有0.8×1012m3。受限于地质认识和勘探开发程度，侏罗系致密气资源量评价结果总体偏小。

2018年以来，重新开始进行四川盆地致密气评层选区的研究工作，优选川中JQ气田开展致密气勘探开发一体化工作。2020年以来，四川盆地陆相致密气勘探开发进入快速推进阶段，在侏罗系沙溪庙组获得致密气勘探重大突破，JQ气田JQ512-6-H1井沙二段水平井测试获气98.74×104m3/d，天然气无阻流量达240.22×104m3/d，创该盆地致密气测试产量新高；TF含气区YQ6井沙一段直井测试获气36.58×104m3/d，天然气无阻流量为74.93×104m3/d，2021年新增天然气地质储量近3 000×108m3，充分证实了沙溪庙组拥有丰富的致密气资源量，具备规模效益开发的条件。同时在前陆盆地和致密气理论的指导下，四川盆地须家河组致密气勘探前期已发现川中万亿立方米大气区，天然气剩余储量多，是致密气上产和持续稳产的补充。四川盆地二维地震测网基本上实现了全覆盖，重点勘探区三维覆盖率高达65%，构造落实，地震预测与实钻结果基本吻合，误差小于0.5%；静态资料丰富，钻井和生产成果与地球物理解释、产能评价等预测结果吻合度高，该盆地陆相致密气地质认识较为清楚、资源落实程度高。

综合烃源、储层、断裂等因素，结合天然气勘探开发成效，研究认为，四川盆地致密气在多层系、多区块都展示出了巨大的勘探开发潜力，可划分为5个有利区带，即川中核心建产区、川西北加快评价区、川西南加快评价区、川东接替评价区、川南接替评价区（图2）。综合地面、地下等多因素确定致密气有利区可工作面积达7.2×104km2。本轮通过选择刻度区、采用资源类比法，对有利区内重点勘探领域开展了致密气资源评价工作，计算了上述5个有利区带致密气总地质资源量为6.9×1012m3，为规模增储上产奠定了坚实的资源基础。随着勘探开发程度不断提高和地质认识深化动态调整，四川盆地致密气资源总量数值还有进一步上升的空间。

图2 四川盆地致密气资源评价区带示意图

3 陆相致密气勘探开发主体技术及其实施效果

四川盆地陆相致密气资源潜力尽管较大，但勘探开发却几经起伏，其主要瓶颈是实现规模效益开发的难度大。巨厚的陆相沉积地层、砂泥岩交互沉积，储层整体致密、纵横向变化快、非均质性强，气藏类型多样、气水关系复杂。这些都给该盆地陆相致密气的效益开发带来了挑战。近年来，通过川中致密气勘探开发实践，开展一体化管理和技术创新，不断深化认识、总结经验、攻关技术，在致密气成藏地质评价、地球物理预测及提高产量压裂技术等方面取得了重要进展，逐渐形成了致密气地质工程一体化、勘探开发一体化技术，建立了高产井模式，技术日臻成熟并且可以复制。

3.1 三角洲砂体致密气成藏地质评价技术

四川盆地陆相致密气以三角洲砂体为典型沉积特征，针对砂体展布不清、储层主控因素不明、成藏过程和天然气富集规律复杂等特点，学习和借鉴国内外经验，创新形成了基于“凹陷富烃、三角洲控砂、断砂疏导、近源成藏”成藏模式的致密气成藏地质评价技术（图3）。首先系统评价烃源岩发育特征及供烃能力，依据轻烃同位素、生物标志化合物等特征，分析天然气成因来源及运聚机理；利用岩性、物性、孔隙结构、相渗等特征，形成储层分级评价技术；井震结合，明确基于沉积相控制的砂体及储层展布规律。通过热史、储层形成演化过程、构造动态匹配、油气富集调整等综合分析技术，明确致密气成藏机理，建立致密气成藏模式，有效支撑了有利区优选。

图3 四川盆地沙溪庙组致密气成藏模式图

3.2 致密气藏地球物理综合评价技术

针对沙溪庙组砂体“期次多、分布广、宽度窄、厚度薄”以及储层低孔、低渗、非均质性较强的特征，通过地震处理—解释联合攻关，建立了浅层河道砂体高保真高分辨率地震处理、沙溪庙组砂体识别及期次统一划分、河道砂体逐级精细刻画、储层及含气性定量预测等处理解释一体化技术系列（图4），已广泛应用于四川盆地中西部沙溪庙组致密砂岩气藏的勘探和开发评价部署工作中，水平井储层钻遇率和探井、评价井获气成功率得以大幅度提升，单井产量不断取得新的突破。实际应用效果表明，针对重点勘探开发的沙二段致密气藏，该地震处理解释一体化技术已逐步成熟，能有效支撑致密气藏的勘探开发、提高勘探开发成效。

图4 川中地区沙溪庙组河道砂体三维雕刻立体图

3.3 “含气三角洲砂组—富气区段—有利储渗体”逐级评价的“甜点”优选技术

基于成藏地质认识，形成了“含气三角洲砂组—富气区段—有利储渗体”逐级评价的“甜点”优选技术。在对三角洲砂体精细雕刻的基础上，纵横向拆分精细评价单砂组，进行储层差异致密控储评价和有利储层预测，圈定优质储层发育区；关键控藏要素分析，辅以特色地球物理含气性检测技术，明确富气层段和富气区；按照“地质工程一体化”的原则，结合工程参数评价，叠合形成有利储渗体，逐级评价出“甜点”目标。

3.4 沙溪庙组三维水平井安全高效钻井技术

针对沙溪庙组多期河道叠置、靶区立体交错、储层埋深浅等地质特点，钻井面临三维水平井摩阻大、机械钻速低、钻井周期长等难点，历经3个阶段的技术攻关与持续优化，形成了两开井身结构及“小井斜扭方位”的井眼轨迹设计方法，优选了油基钻井液与防泥包强攻击性钻头，提出了“二维井段常规定向+三维井段旋转导向”的轨迹分段控制方案，配套钻柱扭摆系统、水力振荡器等降扭减阻工具，采用“大尺寸钻杆+大排量+高转速+高钻压”的“两大两高”钻井参数模式，形成了“二开井身结构+油基钻井液+旋转导向+钻井参数强化”为主体的浅埋三维水平井钻井提速技术，机械钻速由13.57 m/h提高到最高30.94 m/h，故障复杂率由11.53%降低到3.31%，钻井周期由34.74 d缩短到平均18.4 d，其中最快的仅用时 12.54 d。

3.5 陆相致密气“多簇射孔+高强度加砂”压裂技术

由于河道展布复杂、基质渗流能力差、天然裂缝和层理等结构弱面不发育，沙溪庙组实现缝控体积改造面临挑战。真三轴压裂物理模拟实验结果表明，沙溪庙组无法形成复杂缝网，因而通过产能模拟，提出了以多条主裂缝替代复杂缝网的缝控体积改造理念；开展渗流—应力耦合裂缝延伸及支撑剂输运模拟，明确了不同应力夹角下多裂缝竞争延伸、支撑剂铺置和导流能力分布规律，创新大夹角井“短簇距+非均匀布孔”、小夹角井“长簇距+复合暂堵”的多裂缝高效延伸控制技术，提出了“高黏携细砂+低黏携粗砂”大台阶、高浓度加砂模式，攻克了应力阴影及应力夹角对裂缝扩展的抑制难题，解决了压裂增产与储层伤害之间的矛盾；配套研发了可变黏度（1～105 mPa·s）滑溜水体系，研制了低温（40～70 ℃）、低矿化度全金属可溶桥塞系列。通过储层改造理念、压裂工艺和液体材料的自主创新，形成了河道致密砂岩水平井高强度低伤害多缝压裂技术，压后致密气测试产量由5×104m3/d提高到44.6×104m3/d。

3.6 “强振幅+低纵横波速度比+垂直最大主应力方向”高产井模式

在致密气“地质工程一体化”思路的指导下，建立了适应四川盆地地下、地面复杂条件的高产井布井模式。该模式目前已经基本成熟，满足了保证钻井成功率、不断提高单井产量和资源动用率的勘探开发要求。甜点地质特征为三角洲砂体优质储层发育区与断砂匹配富气甜点区，对应地震响应模式为强振幅（亮点）和低纵横波速度比；同时实际钻井证实，基于储层改造的需要，井轨迹方位垂直地层最大水平主应力方向为最优，并积极开展水平段长度最优化实验。进而建立了“强振幅+低纵横波速度比+垂直最大主应力方向”的高产井布井模式，有效支撑了致密气单井高产。

3.7 川中沙溪庙组气藏开发优化技术

决定川中沙溪庙组气藏单井产能的控制因素较多，主要有储层物性、含气性、水平段长、井轨迹与主应力方向夹角、改造强度等。根据单井生产动态规律，结合效益指标，建立了JQ气田沙溪庙组水平井分类标准。其中Ⅰ类井生产效果最好，EUR在1.2×108m3以上，能达到效益开发； Ⅱ类井生产效果次之，达到边缘效益；Ⅲ类井无效益，效果最差。结合储层分类评价，开展了水平段长、井距、开发方式、合理产量等影响开发效果的关键参数优化研究，气藏主要采用“一场多井、水平井型为主”的不规则井网部署模式，水平段长 800 ～ 1 500 m，井距 600 ～ 1 500 m ；开发部署主要以Ⅰ、Ⅱ类井为主，Ⅰ类井初期稳定产量大于8×104m3/d，Ⅱ类井初期稳定产量介于6×104～ 8×104m3/d，稳产时间 1～ 3年；单井采用早期定产降压，后期定压降产的衰竭式开发方式生产。基于“整体部署、择优建产、分步实施、评价接替”的开发思路，编制川中沙溪庙组气藏开发方案，支撑该区致密气规模效益开发。

4 陆相致密气发展方向

4.1 致密气快速增储上产，是西南油气田“十四五”高质量发展的必由之路

2021年是西南油气田致密气“资源元年”，该公司解放思想，大胆探索，致密气勘探开发成效显著，开创了川中核心建产区“纵向拓层，平面拓区”的新局面，实现了致密气规模增储和效益建产的年度目标。夯实上产资源基础，产量、工艺、管理、人才等方面都取得了长足的发展，具备了加快上产的条件，坚定了致密气万亿立方米增储、百亿立方米上产的信心和决心。加快推动致密气增储上产可以有效控降西南油气田的完全成本、有效探索非常规领域快速上产新模式，是该公司高质量发展的必由之路。

4.2 持续深化致密气领域地质认识，强化技术攻关

2022年是西南油气田致密气“理论技术元年”和“管理元年”，要聚焦致密气基础地质研究，持续深化地质认识，包括沉积相、气源、断裂等方面的综合研究，加强烃源岩评价和精细气藏描述，总结油气成藏主控因素，形成四川盆地致密气成藏地质理论体系；强化地震储层精细刻画、含气性预测、钻完井、采气工艺、地面建设等技术攻关，打造致密气勘探开发关键配套技术，推动致密气实现高质量发展。

4.3 推动四川盆地致密气增储上产的管理创新路径

4.3.1 以实现致密气规模效益开发为总体战略定位

“十四五”期间，四川盆地将加快致密气勘探开发一体化步伐，努力把致密气打造成促进成渝地区双城经济圈和西南油气田“天然气大庆”建设的主力军，积极发挥致密气“新阵地”的作用，对于降低天然气完全成本、高质量响应国家关于油气增储上产号召、提高天然气产业整体效益、保障国家能源安全战略和实现“双碳”战略目标等，都具有非常重要的战略意义。

目前，四川盆地致密气已经取得了理论和技术的快速发展，砂体预测基本落实，含气性攻关取得突破，产能评价、降本增效效果突出，沙溪庙组致密气已经具备了效益建产的基础。但是，较之于常规气藏，四川盆地致密气开发具有以下独特的技术经济特征：①资源品位较低，需采用新技术新工艺；②新技术新工艺的应用，带来了开发投资的上升；③单井可采储量较小、递减快，单位生产成本提高；④投资较大，经济效益受成本影响明显，波动大；⑤提高单井可采储量和单井产量、降低开发成本成为致密气规模效益开发的核心[21]。因此，四川盆地致密气从早期勘探部署开始，就致力于规模效益开发，努力实现规模增储、整体建产、快速达产，更加注重于效益开发，而不单单是规模开发。这一战略定位，不仅在JQ等区块的致密气试点开发中得到了全面的体现，而且也为探索创新四川盆地致密气增储上产管理创新提供了重要的战略指引。

4.3.2 创新试点致密气勘探开发完全项目制

四川盆地要实现致密气规模效益开发的战略目标，提高加快致密气增储上产的推动力度，解决来自投资规模、成本管控、经济效益等方面的压力与挑战，必须要创新适应致密气勘探开发一体化需要的管理方式，最大限度地调动资源要素的积极性、主动性和参与度。结合致密气勘探开发实际，在国内率先试点实施致密气勘探开发完全项目制。其核心和关键是针对独立项目组，通过充分授权让项目经理责权利对等，辅助精准激励，对项目实施和管理全面负责。具体而言，致密气勘探开发完全项目制管理的基本内容包括：①项目经理代表项目承担单位，全权负责项目勘探开发涉及的资源、技术、管理等一系列工作；②项目经理实行目标责任制，项目组成员多途径双向选择；③赋予项目经理与项目组充分的自主权，充分发挥项目经理在项目研发中的主导作用，充分授权也是勘探开发完全项目制能够达到预期目标的关键；④探索项目团队最佳组合途径，实行以能力为导向、以创新和创效为目标的优选模式，大幅度提高项目运行管理效率。

4.3.3 建立完善致密气市场化运行机制

在中国石油长庆油田公司致密气开发的成果经验中，以市场化配置资源为核心，创新采用“5+1”和“6+3”协同管理模式，为所辖气田高效开发提供了重要的支撑[22-23]。“5”和“1”分别代表多个合作方公司和长庆油田公司，为了解决多方合资合作中技术标准不统一、生产管理协调不顺畅、利益分享等问题，实现合作开发管理的总体目标，配套创建了“6+3”管理体系，即“统一规划部署、统一组织机构、统一技术政策、统一外部协调、统一生产调度、统一后勤支持”和“资源共享、技术共享、信息共享”，从而实现了市场化配置资源、技术与管理协同、良性竞争合作共赢、降低开发成本的目标，促进了长庆油田公司致密气的规模效益开发。

四川盆地致密气规模效益开发应充分采用市场化配置队伍的手段，探索形成“机构扁平、人员精简、决策高效、市场开放、奖罚分明”的致密气市场化运行机制。其内容包括：①深化内部合作，逐步推进“工程合同价与EUR挂钩”等内部合作机制，促进工程技术进步和服务质量提升，实现油气田企业与钻探企业互利共赢、共谋发展，共同推动致密气勘探开发；②有序放开石油工程技术服务市场和专业化服务市场，引进市场化钻井队伍，建立以竞合共赢为主的市场化合作模式，降低成本，提高钻速和压裂效率；③理顺人才资源市场化服务渠道，通过信息化建设、业务外包、项目委托等措施，统筹盘活内部核心管理人员和技术人员，发挥甲方主导优势，通过外部市场劳务输出等方式，切实提高人力资源整体效率；④建立与市场化运行相配套的激励机制，构建致密气重大激励新特区、设立致密气勘探开发专项激励、健全与致密气快速上产相适应的薪酬分配体系，充分调动各方的积极性和主动性。

4.3.4 加强致密气资源开发企地融合生态圈建设

国际非常规油气勘探开发实践表明，在勘探开发早期需要政府出台相关政策予以激励，如价格、税费优惠等。加强致密气资源开发利用并非权宜之计，而是推进国内致密气增储上产、保障国家能源安全的战略举措。较之于常规气藏，致密气储层致密、单井控制储量规模小、勘探开发难度大，与页岩气开发一样，需要来自国家、地方政府给予相关的政策体系支持，包括致密气资源环境产权制度、建立与价格和单井产量联动的致密气资源税计价机制，以及减免税收、财政补贴、政府采购、绿色信贷等。

在推进四川盆地致密气规模效益开发的过程中，也需要依托致密气资源勘探开发、储集输送和销售利用为根本，积极协调企地关系，适度降低致密气勘探开发和谐成本，对于推进致密气规模效益开发也非常重要。要将企地融合视为一项复杂的系统工程，成立领导小组，通过打造一系列企地融合示范工程来发力并推进，同时积极拓展融合载体与服务平台、建立产学研协同机制、强化融合投入制度与工作考核等方面的措施予以保障。

5 结论

1）地质综合评价结果表明，四川盆地陆相致密气以沙溪庙组和须家河组致密砂岩气藏为主，气源充足，多期河流—三角洲砂体叠置，优质储层广泛分布，断裂与源储匹配，源内—近源成藏，勘探开发潜力大。进而优选出了川中核心建产区，川西北、川西南加快评价区和川东、川南接替评价区等5个有利区带。上述5个有利区致密气可工作面积达7.2×104km2、致密气地质资源量达6.9×1012m3，为四川盆地致密气规模增储上产奠定了坚实的资源基础。

2）通过近几年的快速发展，在地质工程一体化和勘探开发一体化思路的指导下，形成了地质评价、地球物理预测、钻完井、储层改造、高产井模式等较为成熟、可以复制的致密气勘探开发主体技术。

3）西南油气田编制了四川盆地陆相致密气“十四五”加快发展实施方案，在勘探开发理论和管理创新上双管齐下，将新增万亿立方米致密气储量、建成百亿立方米致密气年生产能力。四川盆地致密气迎来了加快发展的新时期，可以为提高天然气自给能力、保障国家能源安全、实现“双碳”目标贡献一份石油力量。