四川盆地南部威荣、永川地区深层页岩气勘探开发进展、挑战与思考

2022-09-14郭彤楼庞河清

天然气工业 2022年8期

郭彤楼熊亮雷炜赵勇庞河清

中国石化西南油气分公司

0 引言

经过10余年的探索和实践，我国在页岩气地质理论、勘探开发技术、生产能力等方面取得了长足进步[1-2]，已在四川盆地及周缘建成了8个页岩气田，2021年页岩气产量达到了230×108m3。目前，3 500 m以浅的页岩气勘探开发已形成了地质评价、开发技术、优快钻井、体积压裂、井工厂化作业、高效清洁开采等技术体系，实现了效益开发[3-4]。但是，资源量占比超过80%的深层页岩气效益开发仍面临极大的挑战[5-6]，因此，加快深层页岩气地质理论认识，形成深层页岩气勘探开发关键技术对进一步提高我国页岩气保障能力具有重大意义[5-7]。

深层页岩气较于中深层具有埋深大、高温、高压、高地应力的特点，可钻性、可压性是提产和降本面临的最大难题[5-6]。中国石化西南油气分公司在四川盆地威荣（威远—荣县）、永川地区深层页岩气勘探开发实践中，强化地质—工程一体化研究，明确了优质页岩储层分布，落实了开发有利区，建成了20×108m3/a产能规模，为我国建设深层页岩气田增强了信心。但是，深层页岩气普遍存在改造难度大、单井产能低、技术可采储量低等问题。针对其高应力差、高破裂压力和高闭合应力特征，优化升级压裂工艺技术，加大排量及改造规模，裂缝起裂和延伸得到改善，但是，由于地应力场非对称分布，加大改造规模导致套变、压窜频发，严重影响了产建效果。气井建产后单井产能低、递减快、返排液高，排水采气措施及返排液处理增加了生产成本，效益开发面临极大挑战。

笔者以四川盆地威荣、永川地区深层页岩气开发建设成果为依托，归纳总结深层页岩气地质评价、高效钻完井、体积压裂、高效采输一体化等方面的技术成果与进展，深入剖析深层页岩气开发面临的主要问题与挑战，以期为深层页岩气开发提供借鉴，助推我国深层页岩气实现效益开发。

1 威荣、永川地区地质概况

威荣、永川地区位于四川盆地南部，该地区下志留统龙马溪组页岩埋深大于3 500 m（图1-a）。威荣地区位于川西南低陡构造带的白马镇向斜内，断层不发育，构造幅度小于300 m，地层倾角介于0.5°～4.0°，局部构造自西向东依次为西部次凹、中部凸起和东部次凹，呈“两凹一凸”的特征；永川地区位于川南低陡构造带，构造特征明显，分为北部向斜、中部背斜、南部向斜3个区域，埋深差异大（3 100～4 200 m），中部背斜断层发育，南部次之，北部不发育。工区已钻遇地层自下而上为奥陶系、志留系、二叠系、三叠系和侏罗系，缺失泥盆系和石炭系，累计厚度介于3 600～4 000 m，地表出露侏罗系—三叠系。

图1 四川盆地龙马溪组埋深分布与地层划分柱状图

根据岩性、电性、含气性以及笔石等特征，研究区目的层五峰组—龙一段自下而上可划分为①—⑨号层（图1-b、c）。其中，①—④号层为主要开发层系，厚度介于27～39 m，分布稳定，具有中—高总有机碳含量（TOC，2.8%）、高孔隙度（6.1%）、高脆性矿物含量（64.0%）、高含气量（3.2 m3/t）、低黏土矿物含量（34.0%）的“四高一低”特征[7-8]。开发上，考虑到威荣、永川两个地区纵向上沉积相带、岩性、电性等特征略为不同，开发小层划分方案存在一定差异，其中，威荣地区可划分为11、12、2、31、32、33、4共 7个开发小层[9]；永川地区11、12、13、2、31、32、33、4、5、6、71、72共 12 个开发小层（图 1-b、c）。

2 威荣、永川地区深层页岩气主要特征

2.1 储层特征

通过9个气田36口典型井五峰组—龙马溪组一段优质页岩测井解释数据统计分析，相同沉积环境的TOC及矿物组分、含量基本一致，威荣、永川地区优质页岩TOC、脆性矿物含量较川东南涪陵焦石坝地区低，反映出沉积环境的差异，与埋深无关[5]。威荣、永川地区五峰组—龙马溪组一段主要为钙硅质深水陆棚相沉积，优质页岩TOC介于2.4%～3.2%（平均值为2.8%），同一沉积环境下的页岩TOC差异不大；涪陵焦石坝地区五峰组—龙马溪组一段为硅质深水陆棚相沉积，优质页岩TOC介于3.3%～3.8%（平均值3.5%），较钙硅质深水陆棚沉积环境高。页岩脆性矿物含量亦有相似的变化规律，威荣、永川地区五峰组—龙马溪组一段优质页岩脆性矿物含量介于53.3%～59.8%（平均值为55.8%）；涪陵焦石坝地区页岩脆性矿物含量介于56.6%～74.5%（平均值为69.8%）。威荣、永川地区页岩孔隙度介于5.2%～7.6%（平均值为6.3%），含气量介于5.7～7.9 m3/t（平均值为6.5 m3/t）；涪陵焦石坝地区页岩孔隙度介于4.9%～5.3%（平均值为5.3%），含气量介于5.0～6.2 m3/t（平均值5.7 m3/t）。因此，深层页岩气优质页岩孔隙度、含气量都要高于中深层，孔隙度、含气量随埋深的增加而增大[10]。孔隙度、含气量与相带无关，但与成岩演化过程中深埋及保存条件关系密切。在相似地质条件下，埋深越大保存条件往往越好，游离气逸散受限，表现出压力系数高、天然气的压缩比大、单位体积含气量高的特点[10,11-14]（图2）。

图2 不同沉积环境下优质页岩储层参数与埋深关系图

2.2 纹层、裂缝特征

纹层可从纹层组成、结构及构造3个方面进行描述。施振生等[16]根据粒径大小将五峰组—龙马溪组一段优质页岩纹层划分为泥纹层（生物硅含量大于70%、TOC大于15%）和粉砂质纹层（钙质含量大于50%、无机硅含量大于20%、TOC介于5%～15%）。笔者借鉴施振生等的纹层划分方案，结合威荣、永川地区五峰组—龙马溪组页岩脆性矿物含量和TOC，将威荣、永川地区优质页岩纹层划分为泥纹层（图3-a～c）和粉砂质纹层（图3-d～f）两大类。另外，根据纹层密度、纹层间距以及纹层组合关系可进一步划分为粗纹层（图3-a、d）、细纹层（图3-b、e）以及无纹层段（图3-c、f）3种类型。威荣地区钙质含量高，其粉砂质纹层占比高，岩心观察可见滴盐酸强烈起泡。纹层纵向上具有明显的分段性，纵向上以①—③号层纹层最发育，④—⑥号层次之，⑦—⑨号层欠发育。目前，威荣、永川地区五峰组—龙马溪组仅有效动用①—③号层，笔者重点对①—③号层进行精细描述（图4-a）。涪陵焦石坝地区纹层也主要在①—⑤号层发育，⑥—⑧号层较发育，呈下多上少不均匀分布特征，⑨号层欠发育，大量发育的纹层起到了连接有机孔和无机孔的作用，提高了页岩的水平渗流能力[17]（图4-b）。

图3 威荣、永川地区典型井层理缝特征图

图4 典型页岩气井纹层及裂缝分布图

由镜下观察可知，威荣、永川五峰组—龙马溪组一段优质页岩泥纹层中可见顺层发育的层理缝，常充填方解石、有机质（图3-a、d、e）。层理缝形成与页岩缺乏胶结物质有关，在成岩压实过程中，层理面为脆性面，当构造隆升变浅导致上覆岩层压力降低，页岩内部地层高压使得岩石有效应力降低，微裂缝常沿着页岩层理面、应力差异性界面或脆弱面发育，层理缝的形成是沉积、构造和成岩作用共同作用的结果[17]。微观上，裂缝产状与形态不仅影响着页岩渗流能力，还对页岩气赋存状态起到一定的控制作用[11,18]。威荣地区构造简单，构造成因缝不发育。岩心观察到与构造有关的天然裂缝主要发育在③—⑧号层，裂缝密度为1.68 条/m，以低角度缝为主，占比为73.0%～87.0%，①—③号层以发育层理缝为主，构造成因缝总体欠发育（图4-a）。据成像测井裂缝解释及地震裂缝预测结果，威荣地区主要发育北西向、北东向两组裂缝，以北西向裂缝最为活跃，压裂施工时易引起压窜现象；北东向裂缝易发生剪切滑移。威荣地区44口井53个套变点与裂缝有关的占比超过50.0%，其中又以北东向裂缝占比高。永川地区构造复杂，与构造变形有关的裂缝较发育。根据岩心观察及成像测井解释结果可知，永川地区裂缝类型单一，主要以低角度水平缝为主，占比61.0%；裂缝走向主要以北东向或北东东向为主，其次为北北西向、北西西向，裂缝延伸长度介于5～10 cm，开度一般小于2 mm，裂缝多被方解石、石英、黄铁矿全充填或者半充填，占比高达93.3%，对页岩储层渗透率贡献较小，但后期水力压裂时充填缝易重新裂开，有利于复杂缝网的形成[19]。涪陵焦石坝地区构造缝发育，主要为刺穿型高角度缝、内部高角度缝、低角度缝3类裂缝，纵向上主要发育于岩性变化和脆性矿物含量高的层段，如五峰组与临湘组界面附近、层内岩性变化附近裂缝密度超过10 条/m，脆性矿物含量为62.4%的五峰组裂缝发育密度高达20 条/m[17,20]。

适度裂缝发育有利于提升页岩渗流能力，改善气井生产能力。从3个地区页岩气开发实践来看，威荣地区层理缝对压裂施工影响严重，压裂过程中，层理缝易被激活，压裂液易沿着层面扩展沟通附近裂缝导致套变、压窜现象，复杂缝网形成难度大，气井产量偏低；永川南产建区为负向构造，但是靠近新店子背斜，优质页岩中除了发育大量层理缝，构造缝也较发育，气井测试产量虽然偏低，但返排率较威荣地区低、生产效果相对更优，压窜、套变等复杂工况相对少见；涪陵焦石坝地区不同类型裂缝发育，高角度缝、低角度缝、层理缝形成立体裂缝系统，从而大大提高页岩气聚集和渗流能力[17]。

2.3 工程地质特征

页岩气孔隙喉道为纳米级，压裂关键是通过增大基质与裂缝的接触面积，减小基质中的流体向裂缝渗流的距离[21-22]。与中深层页岩相比，威荣、永川地区深层页岩储层条件和工程地质特征更复杂，具有以下难点：①主体区埋藏深（3 550～4 200 m）、力学脆性指数低（0.44）、水平两向应力差大（大于15 MPa），压裂难以形成复杂缝，改造体积有限。②高应力（闭合压力梯度介于2.3～2.5 MPa/100 m）、高破裂压力（破裂压力梯度介于2.6～3.2 MPa/100 m），裂缝起裂和延伸困难，施工压力大于85 MPa，加砂难度大，裂缝长期有效导流能力难以保持（表1）。③应力状态复杂。根据应力结构指数（AΦ）和Anderson断层理论进行地层三向应力大小关系定量刻画[23]，将页岩应力状态划分为区域径向拉伸态[AΦ＝0，垂向应力（Sv）＞最大水平应力（SH）≈最小水平应力（Sh）]、拉张态（AΦ＝ 0.5，Sv＞SH＞Sh）、拉张走滑态（AΦ＝ 1.0，Sv≈SH＞Sh）、走滑态（AΦ＝ 1.5，SH＞Sv＞Sh）、走滑挤压态（AΦ＝ 2.0，SH＞Sv≈Sh）、挤压态（AΦ＝2.5，SH＞Sh＞Sv）、区域径向挤压态（AΦ＝3.0，SH≈Sh＞Sv）共7种类型。威荣地区AΦ介于0.5～1.5，应力状态为拉张走滑态、走滑态两种（图5）。受低角度缝以及层理缝发育的影响，这两种应力状态改造施工时纵向缝高扩展受限，以致压裂液可能更易横向扩展，从而发生压窜现象。压窜后气井复产难度大，强排液复产措施增加了返排液处理成本。

表1 威荣、永川与焦石坝地区地质工程参数对比表

图5 威荣地区页岩储层应力状态平面分布图

3 威荣、永川地区深层页岩气勘探开发技术进展

3.1 深层页岩气甜点评价及预测关键技术

3.1.1 甜点地质评价方法

甜点的精细刻画与评价是水平井靶窗优选及工程工艺实施的重要依据[24-25]。针对深层页岩气储层特点，通过开展多尺度多视域储层精细描述，明确深层页岩气储层宏观及微观特征。首先，纵向上从层、小层及测井微层对页岩储层特征进行多尺度描述；其次，从岩心尺度对纹层特征进行定性描述；最后，采用微纳米CT、场发射氩离子抛光扫描电镜对其微观储集空间进行多视域定性表征，从而实现页岩储层多尺度、多视域精细刻画。再基于储层精细描述，建立了矿物组分“三端元”＋有机质的页岩岩石相分类方案，对储层进行分类，并建立了储层地质模型[24]。在此基础上，优选TOC、含气量、有机孔占比、脆性矿物、黏土矿物等参数作为地质甜点评价参数，并引入脆性指数、水平应力差异系数作为工程甜点评价参数，建立深层页岩气储层甜点评价指标体系（详见本文参考文献[25]），并采用灰色关联分析方法将储层划分为A、B、C、D共4个等级，其中A级储层为生物硅质页岩和含钙黏土质硅质页岩，主要分布于2—31小层，为有利靶窗位置（图6）。

图6 A3井单井综合评价图

3.1.2 甜点测井评价技术

针对川南地区深层页岩气储层矿物组分、岩电关系复杂与孔隙度、含气量及可压性测井定量评价不准确的难题，开展了烃源岩品质、储层品质及工程品质的测井评价技术攻关。基于黏土矿物骨架的页岩孔隙度校正及评价技术，实现了微裂缝、黏土矿物晶间孔、硅质矿物粒间孔及有机质孔4孔隙度定量评价，为页岩储集空间评价提供支撑；探索了页岩游离气、吸附气测井评价新方法，实现原地条件下页岩含气量的定量评价；基于横波建立解释模型，计算岩石力学参数和定量评价可压裂性[26]。综上所述，实现了地质约束下复杂矿物组分、孔隙度、含气量及可压裂性的定量评价，误差小于8%，评价精度由85%提高到90%以上，有效支撑地质—工程“双甜点”优选及压裂方案设计。

3.1.3 甜点地震预测

深层页岩气储层由于埋藏深，地震波场传播复杂，对微幅构造预测影响大，同时地层压力、应力、脆性、岩石力学等参数复杂多变，精准预测困难[27]。针对上述问题，创建了基于趋势匹配的深度域地震微幅校正技术和基于正演模拟及地质统计的小尺度断层检测技术，消除了虚假微幅构造，构造解释误差小于0.5%，并可识别10 m左右的小尺度断层，实现了甜点储层精细构造解释。围绕“两高、一富”（高碳、高孔、富气），研发基于各向异性AVAZ方法及多元回归拟合的地震甜点参数预测技术，减少叠前反演多解性，提高弹性参数反演精度，经实钻井证实厚度预测误差小于3 m，TOC、孔隙度、含气量预测误差小于5%[28]。聚焦“两选、两避、两低”，即选高压—选高硅、避变形—避漏失、低破裂压力—低两向应力差，形成了基于生烃作用的地层压力预测、综合可压性及含气性的脆性指数预测、基于校正项约束的线性滑动理论地应力预测、基于岩石力学的破裂—坍塌压力定量预测等4项工程甜点参数预测技术，建立了深层页岩气地震预测技术体系，预测精度超过85%。

3.2 “建模—压模—数模”一体化技术

地质工程一体化强调地学研究与现场作业的互动，且尤为关注地应力、断缝等与套变、压窜复杂工况密切相关的工程参数[29-30]。地质建模中的天然裂缝建模、地应力建模难度大，人工缝网表征及有效评估方法单一，不同尺度缝网的流动规律认识不清，给精细数值模拟带来了极大的挑战。通过以下步骤探索了建模数模一体化技术：①采用“水平段分层建立虚拟井数据库”、基于“岩心观察＋成像测井＋地震预测”的蚂蚁体微裂缝预测、基于力学模拟器进行原场应力模拟、多尺度复杂缝网运移定量表征等技术方法，解决了制约建模—数模一体化的关键技术节点；②结合压裂施工参数、生产动态监测及动态反演成果，建立了天然裂缝与人工压裂裂缝的缝网耦合模型；③采用“单重介质＋四区（最佳SRV区、次佳SRV区、欠佳SRV区以及未改造区）＋气液两相＋组分（甲烷、二氧化碳等多组分）＋嵌入式离散裂缝”模型，建立了以井组为单位的数值模拟模型。针对深层页岩气井产液量大、不同阶段生产特征差异大，历史拟合精度低的问题，创新提出了分阶段多级控制的深层页岩气历史拟合方法，从而形成了深层页岩气建模—压模—数模一体化技术（图7）。

图7 威荣地区建模—数模一体化模型图

3.3 优快钻完井技术

受埋深大的影响，威荣、永川地区深层页岩气地质条件相对于中深层更复杂、地层温度和地层压力更高，钻井过程中面临复杂工况多、轨迹控制难、钻速慢周期长等难题[31]。针对纵向多压力系统、裂缝气层发育的特点，以“地质—工程”一体化、“安全—快速”一体化为目标开展了优化井身结构，满足各开次压力平衡约束条件；围绕“钻头、工具、参数”3大核心要素，研选多元混合破岩PDC钻头和长寿命大扭矩螺杆，综合配套强化钻井参数，形成了以“单井精益钻井和平台批量钻井”为核心的深层页岩气高效钻完井技术。即：井身结构优化为三开；1台6～10井布井模式和以“双二维、二维＋小三维”为核心的平台井轨道设计；升级钻井关键设备、动力钻具和测量工具，强化钻井参数[32]；以滑轨平移装置为主的1机3～5井平台批量钻井技术；配套“清水替浆＋钻杆/连油一体化通刮洗”为特点的高效井筒准备措施（图8）。截至2021年底，完钻165口水平井，钻井周期提前15天以上，优质储层钻遇率达到97.7%，有效支撑了深层页岩气规模建产。

图8 平台井轨道和批量钻井技术示意图

3.4 体积压裂技术

受埋深大的影响，威荣、永川深层页岩气总体可压性较中深层差。2015年以来，先后经历了探索（2019年以前）、提升（2019—2020年）、强化（2021年至今）3个阶段，不断完善深层页岩气体积压裂技术。

2019年以前，以探索深层页岩气压裂工艺、寻求勘探突破为目标，采用段内少簇、变排量控近扩远、段塞式胶液加砂、低加砂强度等措施；2019—2020年，以提高裂缝水平横向覆盖率和裂缝复杂性为目标，采用段内6簇为主、3级支撑、降阻水连续加砂、提高加砂强度、1～2次缝口暂堵等压裂措施；2021年以来，以“体积全控制、裂缝全支撑”为宗旨，以“地质—工程一体化”为导向，以实现“提高单井最终可采气量（EUR）、降低成本”为目标，开展裂缝多尺度强支撑压裂技术研究[33-34]。结合区域可压性、裂缝特征以及井网井距等因素，采用应力干扰分析和有限元模拟，优化威荣、永川地区压裂簇间距（裂缝条数），裂缝横向覆盖率达到99.5%，有效改造体积1 754×104m3，较好地实现井区储层全控制。通过压裂技术不断攻关，在加砂强度、用液强度、综合砂比、最高砂比等参数上进步明显（表2），形成了以“裂缝空间优化配置”为核心，以“裂缝强支撑优化设计及建造”为关键的深层页岩气“密切割、强加砂、暂堵转向”主体压裂技术。2018年以来，应用该技术共实施75口水平井，提产效果明显，目前平均加砂强度已达到2.01 m3/m、最高可达到2.21 m3/m；平均单井无阻流量由36.4×104m3/d提升至目前的46.0×104m3/d，提升26.4%；单井EUR由0.79×108m3提升至目前的1.01×108m3（非套变井），提升26.6%（表2）。然而，深层页岩气仍然面临技术可采储量低、改造体积低、稳产难度大等难题，加之套变、压窜等复杂工况影响气井产量，深层页岩气的效益开发依然任重道远。

表2 威荣地区页岩气井压裂参数及平均单井无阻流量、EUR统计表

3.5 采气技术

3.5.1 全生命周期“三精”生产管理技术

目前，国内规模开发的页岩气田（如涪陵、威远、长宁等页岩气田）主要为中深层页岩气田，气井主要采用放压生产和控压生产两种生产方式。威荣地区页岩气为国内首个投入商业开发的深层页岩气田，尚无成熟的开发经验可参考，为了对比不同生产方式气井生产效果的差异性，开展了平台井控压和放压生产的现场试验，控压生产井初期配产6×104～8×104m3/d，放压生产井初期配产12×104～20×104m3/d。生产结果表明，控压生产井动态指标更优、EUR更高。相较于放压生产井，控压生产气井压降速度平均降低了65.6%，稳产期平均延长了2.5倍，单位井口压降产气量平均提高了1.1倍，首年递减率平均减缓了18.5%，单井EUR平均提高了22.5%（图9、表3）。

表3 不同生产方式气井动态指标对比表

图9 不同生产方式气井归一化井口压力与累计产气量曲线图

鉴于目前深层页岩气井EUR偏低，若采用放压生产，EUR还可能损失至少20%。为保障气井EUR最大化，基于气液两相渗流理论及生产特征，提出了深层页岩气分段—分级的生产管控措施（表4），建立了全生命周期的“三精”管理模式。①在排液阶段精细排液，通过开展最佳闷井时间及合理排液制度论证，确定气井最佳闷井时间为7～9 d，闷井后采用逐级放大油嘴排液，见气后控制生产制度介于7×104～9×104m3/d，确保气井井口压降速度小于0.15 MPa/d；②在定产降压阶段的精准控产，为保障气井产期稳产及EUR最大化，需控制井口压降速度小于0.06 MPa/d，基于运移规律实验、应力敏感实验、流态诊断与识别和不同生产制度开发效果评价等室内及现场试验，确定气井合理的生产制度介于5×104～8×104m3/d，最佳下油管时机为井口压力下降至20～25 MPa；③定压降产阶段的精心维护，通过开展排水采气工艺介入时机及措施论证，建立井底积液预警机制，形成了“强排、泡排、气举”等7项专项处置措施，确保气井连续生产。

表4 深层页岩气井全生命周期分段、分级生产管控措施统计表

3.5.2 集约化排液采气技术

深层页岩气生产期间水量大、递减快、低压低产期长，如何长期稳定排液面临挑战[35-37]。在丛式井大规模开发模式下，同一时间内需要排液措施井较多，采取传统的人工排采、单井作业模式效率难以满足井群长周期排液管理需要[36]。为此，引入集约化整体排采理念，研发了模块式多分支智能加注装置，实现了平台整体起消泡一体化加注，代替了人工投注或车载式泵注；采用“一高带多低”的气举工艺，依靠同平台高压气源井对低压积液井进行井间气举，提高了平台复产、助排运行效率；同时设计了不关井连续排液的分体式柱塞工具，与上述2种工艺相配合，实现了多元复合排液举升。

通过上述技术攻关，实现了排液采气由“单体式”向“集约化”转变，形成了针对深层页岩气高返排、快递减、平台部署的排采稳产技术，提升了智能化管控水平，有利于气田稳定生产。经过近百口井应用，井底流压梯度由前期的0.41 MPa/100 m降至0.22 MPa/100 m，47口井开展了泡排、气举及柱塞气举排水采气工艺，累计增产天然气量约850×104m3，单井日产液量稳定在10～15 m3，油套压差控制在3.5 MPa以内，单位压降产气量由措施前的65.45×104m3/MPa增加至81.23×104m3/MPa，产量递减率由措施前的40.22%降低至30.65%（图10）。

图10 威荣地区老井措施前后生产曲线图

4 思考及展望

4.1 威荣、永川地区深层页岩气勘探开发启示

4.1.1 坚定页岩气勘探开发的信心

威荣、永川地区页岩气的勘探开发实践证实了四川盆地深层页岩气具有广阔的前景。中国南方深层页岩气分布范围广泛，各项地质参数与浅层页岩气相当，具备页岩气形成富集的有利地质条件。四川盆地及周缘下志留统底界埋深小于3 500 m的页岩气面积为6.3×104km2，埋深大于3 500 m的页岩气面积为12.8×104km2，深层页岩气面积约为中—浅层页岩气的2倍[38]。研究结果显示，我国3 500 m以深的页岩气资源量超过了3 500 m以浅的页岩气资源量，其中四川盆地3 500～4 500 m资源量为11.2×1012m3，主要分布在川东南、川南和川北地区[38-41]。威荣、永川地区深层页岩气的商业开发突破证实了四川盆地深层页岩气的勘探潜力，在未来相当长的一段时期，我们仍应坚持四川盆地页岩气勘探开发主体地位、龙马溪组主体开发层系不动摇，积累经验并逐步扩展到其他新区新层系。

4.1.2 坚持夯实基础研究工作

不同地区和层系有不同的地质、工程特点，不能照抄照搬其他区龙马溪组的现成做法。同为深层页岩气，沉积环境的差异导致了威荣地区甜点层段富钙质，丁山地区富硅质，而永川地区则是黏土矿物含量相对较高；各地区所处构造位置的不同也造成了其地应力条件、裂缝发育程度、地层倾角等方面的差异。这些差异性决定了在地质评价、钻井、压裂和开发等各个环节都需要采取不同的方法和策略。

4.1.3 坚持创新关键技术

美国页岩气的发展历程表明，只有通过加强颠覆性基础理论和技术的研究，形成革命性的新技术才能实现了页岩气井产量跨越式增长。在威荣、永川地区页岩气田的建设过程中，形成了较为系统的适合深层页岩气特点的勘探开发理论，发展了甜点评价及预测、优快钻井、高效体积压裂、适应性的开发技术政策、集约化采输技术等，有力支撑了深层页岩气的规模开发，亦为川南复杂构造区的页岩气勘探开发提供了借鉴作用。但深层页岩气开发主体技术和配套工艺形成是一个长期的过程，不能寄希望于毕其功于一役，需要持续投入、循序渐进地攻关。目前还应秉持多专业、多学科深度融合，坚持“一井一策、一段一案”的反向设计、正向施工理念，以提升单井产气量为中心，采用单井实验平台推进的稳妥开发政策，不宜采取规模区块建产的会战模式。

4.2 深层页岩气面临的挑战及发展方向

尽管深层页岩气勘探开发方面取得了很大进展，实现了规模建产，但在效益开发上仍面临着巨大的挑战：①由于深度大，地震资料对微小断层的刻画精度不够，水平井轨迹往往会钻遇不同岩性层，这些变化经常会导致后期压裂因岩性、小断层（裂缝）造成套管变形。②深层页岩层系作为构造滑脱层，应力活跃，易形成套变；深层难以形成网状缝网，单一裂缝易造成井间压窜，制约了压裂改造效果，增大施工难度和作业成本，影响气井产量。③钻井方面，浅表层漏失、高压裂缝气水层的井控风险，为钻井提速带来了巨大挑战。为了实现深层页岩气更大的规模产量及效益开发，需持续开展页岩气技术攻关，具体包括以下几个方面。

4.2.1 甜点评价与预测技术

针对深层页岩气构造类型多、应力场复杂、作业成本居高不下的问题，亟须建立基于“地质—工程—经济”一体化的甜点评价方法，完善甜点评价参数体系，明确产能主控因素，为优化部署评价提供指导。随着埋深增大，深层页岩气可钻性、可压性变差，工程甜点有效识别及预测是甜点评价、水平井方位部署及压裂施工的关键。川南地区深层页岩气普遍位于复杂构造区，地震信号弱、信噪比与分辨率低，深度预测精度较低，精细描述及甜点有效预测难度大，因此需集中精力开展技术攻关[42]。

4.2.2 “建模—压模—数模”一体化技术

威荣地区微小尺度裂缝较发育，导致套变、压窜复杂工况频发，严重影响产能建设效果。因而提高原始裂缝刻画精度，对优化压裂设计方案、提升改造效果至关重要。进一步攻关微小尺度裂缝预测方法，探索地质统计学或人工智能方法在裂缝预测中的应用，构建岩相、有机质、构造以及应力场与裂缝的关系，实现对天然裂缝的精细刻画[43]。此外，深层页岩气井如何形成或者能否形成复杂缝网仍是目前亟需解决的关键问题，在传统流固耦合研究的基础上，还需考虑地应力、天然裂缝的影响，进一步完善人工裂缝扩展技术，明确不同工程地质条件下裂缝的穿层及延伸界限，精细刻画压后裂缝展布特征，从而开展针对性的压裂改造，支撑深层页岩气的高效开发。同时，在气藏精细刻画的基础上，持续深化精细数值模拟技术。从微观—宏观尺度实验分析着手，丰富发展多场、多尺度、多重运移理论[44]，建立多尺度气—液—固三相耦合数学模型，开发更具针对性的页岩气数值模拟软件，提高数模研究精细程度，更好地支撑气井产能预测和气田开发技术政策的制定。

4.2.3 钻井技术

针对深层页岩气钻完井过程中面临的难点问题，以实现安全高效低成本建井为目标，开展工程工艺技术攻关。新材料、新装备、信息化技术与传统钻完井技术的深度融合是未来的发展趋势，随钻技术、远程控制和自动化操作将为极端环境下钻井提供了越来越多的可能。在持续完善中深层页岩气低成本钻完井技术的基础上，针对深层/超深层页岩气由于埋深大带来的高温、高压等工程难题，围绕安全快速钻完井目标，加快工程地质一体化攻关，引进或攻关钻完井关键设备和钻完井液体系，优化集成深层/超深层水平井钻完井技术，实现深层页岩气绿色、高效开发。

4.2.4 压裂技术

深层页岩气压裂的核心矛盾主要表现为提产、降本和环保，应在以下几个方面开展攻关研究：①开展深层/超深层页岩气压裂基础理论与技术攻关，如丁山、林滩场、永川北等4 000 m以深、构造复杂的深层页岩气，需开展高应力及高应力差下压裂裂缝形成机制、深层常压/高压增产机理研究，进行高闭合压力下长期高导流裂缝压裂工艺攻关；②充分结合地质—钻井—压裂—经济甜点的交集，在裂缝体积模拟的基础上差异化压裂设计，实现一区一策、一井一策、一段一案、一簇一案，实现地质—工程—经济一体化压裂设计，同时开展深层页岩压裂套变、压窜机理及对策研究，提高改造的针对性，降低生产井压窜伤害，确保气井产量不受影响；③研发全可溶、可降解压裂关键工具，目前桥塞和套管固井滑套等分段压裂工具已实现国产化，能实现部分可溶，压裂后仍需连续油管扫塞、通井，需研发压裂后全可溶或全可降解的压裂工具，不影响压裂井排液及生产，可减少作业工序和降低成本；④攻关二氧化碳等少水无水压裂工艺，减少大型体积压裂对水资源的需求，降低环保压力，提高常压页岩气压裂效果。

4.2.5 采输技术

近几年投入生产的深层页岩气井，存在入地液量大、低压低产期长、气井全生命周期内伴随井底积液、排液效率低的问题，这些问题制约了单井EUR，因此，应突破传统的单井采气、单一措施、人工排采作业模式，发展平台整体、多元复合、远程智能的新一代智能排采技术，实现不同类型气井积液预警、故障诊断、参数优化和智能管控，为页岩气长期低产稳产提供技术支撑。