四川盆地南部龍馬溪組頁巖氣儲集層地質(zhì)特征及高產(chǎn)控制因素

馬新華，謝軍，雍銳，朱逸青

（1. 中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2. 中國石油西南油氣田分公司，成都 610051）

0 引言

近年來，隨著中國頁巖氣基礎(chǔ)地質(zhì)理論的不斷發(fā)展、勘探開發(fā)主體技術(shù)的不斷進步，四川盆地南部地區(qū)（后文簡稱“川南地區(qū)”）3 500 m以淺的志留系龍馬溪組已成功實現(xiàn)頁巖氣規(guī)模效益開發(fā)，此套富有機質(zhì)頁巖厚度大、品質(zhì)最優(yōu)、勘探程度最高、實施效果最好，是目前中國最主力的頁巖氣勘探開發(fā)層系[1-4]。

截至2020年2月，長寧、威遠和昭通頁巖氣示范區(qū)塊（埋深主要為2 000～3 500 m）已累計提交探明儲量10 610×108m3，累產(chǎn)頁巖氣超 200×108m3。中國石油天然氣集團有限公司（后文簡稱“中國石油”）目前日產(chǎn)頁巖氣超過3 000×104m3，預(yù)計2020年底頁巖氣產(chǎn)量超100×108m3。此外，2018年以來中國石油對川南地區(qū)埋深3 500～4 500 m龍馬溪組頁巖氣持續(xù)開展攻關(guān)，在川南瀘州地區(qū)埋深3 800 m的瀘203井獲得138×104m3/d測試產(chǎn)量（折算1 500 m水平段長產(chǎn)量為202×104m3/d），樹立頁巖氣單井測試產(chǎn)量新標桿，并成功獲得了一批高產(chǎn)井，實現(xiàn)了中國深層頁巖氣的戰(zhàn)略性突破[5]。

伴隨著埋深2 000～3 500 m中淺層頁巖氣開發(fā)的成功和埋深3 500～4 500 m深層頁巖氣勘探的突破，中國石油形成了一系列海相頁巖氣勘探開發(fā)的理論和技術(shù)。筆者在總結(jié)川南地區(qū)龍馬溪組地質(zhì)特征、儲集層特征以及結(jié)合實際生產(chǎn)情況的基礎(chǔ)上，完善了對川南地區(qū)頁巖氣高產(chǎn)規(guī)律的認識，以期為中國南方海相頁巖氣勘探開發(fā)提供了理論支撐，推動中國頁巖氣規(guī)模有效上產(chǎn)。

1 川南地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲集層基本地質(zhì)特征

川南地區(qū)位于中國南方上揚子地臺西南緣，主要指大涼山以東、樂山—龍女寺古隆起龍馬溪組剝蝕線以南、華鎣山以西、黔北凹陷以北的區(qū)域，面積約為4×104km2，地處川南低陡構(gòu)造帶，斷裂規(guī)模相對小，構(gòu)造抬升時間較晚[6]，后期抬升改造幅度相對小[7]，有大面積的構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)，現(xiàn)今埋深適中，主要為2 000～4 500 m，埋深3 500～4 500 m的區(qū)域主要在威遠—內(nèi)江—（樂山—龍女寺）剝蝕線一線以南、納溪—瀘州—合江—江津以北、自貢—富順—南溪一線以東和銅梁—璧山—江津一 線以西（見圖1）。

圖1 研究區(qū)地質(zhì)背景綜合圖

1.1 沉積地層特征

龍馬溪組沉積于奧陶紀冰期結(jié)束后的早志留世魯?shù)て凇Ｂ∑冢ň嘟窦s439～444 Ma），整體處于川中隆起、黔中隆起、華南雪峰隆起以及局部水下高點所包夾的深水陸棚環(huán)境[10]，向古隆起和古陸方向依次演化為淺水陸棚和潮坪—濱岸環(huán)境。

龍馬溪組與下伏上奧陶統(tǒng)五峰組觀音橋段生物介殼灰?guī)r整合接觸，其上覆地層在自貢—威遠—內(nèi)江一線與上覆下二疊統(tǒng)梁山組不整合接觸，地層殘余厚度為0～200 m，向南逐漸增厚，在馬邊—雷波一線龍馬溪組與下志留統(tǒng)羅惹坪組整合接觸，宜賓—長寧—瀘州一線龍馬溪組與下志留統(tǒng)石牛欄組整合接觸，厚度為500～600 m。

龍馬溪組自下而上分為龍一段、龍二段，龍一段又分為龍一1亞段、龍一2亞段，龍一1亞段可再細分為龍一11、龍一12、龍一13、龍一14共4個小層（地層劃分與對比見文獻[11]），其中龍一11—龍一13小層現(xiàn)今開發(fā)效果最好。

龍一11—龍一13小層對應(yīng)魯?shù)るALM1—LM4筆石帶（局部地區(qū)到LM5筆石帶）[12-13]，厚8～24 m，巖性以黑色炭質(zhì)頁巖和硅質(zhì)頁巖為主，從下至上顏色變淺、粒度變粗，具有高TOC值（大于2.5%）、高硅質(zhì)含量（大于 65%）的特征。鏡下見硅質(zhì)海綿骨針和硅質(zhì)放射蟲。沉積構(gòu)造以水平層理和塊狀層理為主，多見黃鐵礦結(jié)核。電性特征表現(xiàn)為高自然伽馬（大于150 API）、高鈾含量（大于 10×10-6）、高聲波時差（大于240 μs/m）、高電阻率（大于15 Ω·m）、低補償中子孔隙度（小于15%）和低密度（小于2.60 g/cm3）的“四高二低”特征（見圖2）[14-15]。

龍一14—龍一2亞段對應(yīng)埃隆階LM6—LM8筆石帶，厚110～170 m，巖性以灰黑-灰色厚層粉砂質(zhì)泥巖與泥質(zhì)粉砂巖韻律互層為主，TOC值整體小于2%、硅質(zhì)含量為40%～65%，整體較龍一11—龍一13小層低。淺水鈣質(zhì)生物豐富，多見鈣質(zhì)結(jié)核以及平行層理等沉積構(gòu)造，少見黃鐵礦結(jié)核及紋層。自然伽馬、聲波時差整體低于魯?shù)るA，密度整體高于魯?shù)るA。

龍二段對應(yīng)特列奇階 LM9—N2筆石帶，厚約200～300 m，巖性粒度整體較龍一段粗，主要為黃綠-灰色的粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖。筆石少見，多為個體較小、破碎的半耙筆石、耙筆石及單筆石等，淺水腹足類發(fā)育。紋層、黃鐵結(jié)核較埃隆階減少，多發(fā)育塊狀層理，長寧區(qū)多見眼球-似眼球狀構(gòu)造；自然伽馬整體較埃隆階低[16]。

1.2 儲集層特征

1.2.1 儲集層分類

目前中國對于非常規(guī)氣頁巖儲集層沒有統(tǒng)一的分類標準?！俄搸r氣資源/儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范》中儲集層評價參數(shù)包括頁巖有效厚度（用TOC≥1%、Ro≥0.7%、脆性礦物含量大于等于30%來確定）、含氣量、TOC值、Ro值、脆性礦物含量[17]。川南地區(qū)龍馬溪組頁巖屬于高過成熟，Ro值整體大于 2.1，因此Ro值不納入本文儲集層分類評價參數(shù)。此外，《頁巖氣資源/儲量計算與評價技術(shù)規(guī)范》中缺少孔隙度參數(shù)，但孔隙度對總含氣量中的游離氣含量影響大，因此孔隙度需納入頁巖儲集層評價指標，并指示儲集層含氣性。鑒于此，本文分別選取“TOC值、孔隙度、脆性礦物含量”3個靜態(tài)參數(shù)將頁巖儲集層分為Ⅰ類儲集層、Ⅱ類儲集層和Ⅲ類儲集層（見表1）。

1.2.2 儲集層展布特征

從目前川南地區(qū)頁巖氣評價結(jié)果分析，龍馬溪組儲集層縱向疊置關(guān)系清楚，Ⅰ類儲集層主要位于龍一11—龍一13小層；Ⅱ+Ⅲ類儲集層主要位于龍一14小層，其中瀘州—長寧地區(qū)龍一14小層Ⅱ類儲集層更多，威遠地區(qū)龍一14小層Ⅲ類儲集層更多（見圖3）。

平面上，川南地區(qū)龍馬溪組Ⅰ+Ⅱ類儲集層連續(xù)穩(wěn)定分布，厚度一般為 20～80 m，巖心實測TOC值為2.5%～4.5%，脆性礦物含量為51.6%～80.0%，孔隙度為3.4%～7.9%[11]。

3500～4500m 范圍內(nèi)Ⅰ+Ⅱ類儲集層厚度為32.1～70.9 m，平均為58.0 m；TOC值為2.7%～3.7%，平均 3.1%；脆性礦物含量為 47.3%～68.4%，平均為55.9%（見圖4）?？傮w來看，3 500～4 500 m范圍內(nèi)“TOC、脆性礦物含量、孔隙度”3項參數(shù)均較3 500 m以淺稍低，但“儲集層厚度大”是3 500～4 500 m范圍內(nèi)龍馬溪組儲集層的特點及優(yōu)勢（見表2）。

1.2.3 儲集層品質(zhì)、厚度主控因素

1.2.3.1 沉積水體控制儲集層品質(zhì)

沉積巖中的無機地球化學(xué)示蹤是反映沉積環(huán)境及其演化的有效手段之一。前人通過龍馬溪組氧化還原指數(shù)（見表3）將其氧化還原環(huán)境的演化進行了重建，魯?shù)て凇Ｂ∑凇亓衅嫫诒憩F(xiàn)為缺氧強還原-弱還原弱氧化-含氧強氧化環(huán)境演化序列[18-19]，在同一構(gòu)造格局和沉積格局背景下，氧化還原條件可以較好的指示古微地貌差異和沉積水體深淺的變化，缺氧條件沉積水體相對更深，隨著含氧量增加，水體逐漸變淺。筆者運用4個古氧化還原環(huán)境判別指標對N6井龍馬溪組的TOC值繪制交會圖發(fā)現(xiàn)，w(Ni)/w(Co)值、w(V)/w(Cr)值和DOPT，w(U)/w(Th)值的相關(guān)性極強，TOC值域范圍容易區(qū)分氧化還原環(huán)境，且容易在測井數(shù)據(jù)中獲?。ㄒ妶D5），因此將w(U)/w(Th)值作為主要參數(shù)來探究其與儲集層的關(guān)系。

圖2 長寧地區(qū)N3井地質(zhì)綜合柱狀圖

表1 川南地區(qū)頁巖氣儲集層分類評價表

圖3 川南地區(qū)WD1—WD4H10-2—L1—N1井儲集層連井圖（剖面位置見圖1c）

圖4 川南地區(qū)Ⅰ＋Ⅱ類儲集層參數(shù)及含氣量平面圖

表2 3 500～4 500 m范圍內(nèi)龍馬溪組頁巖儲集層參數(shù)與長寧、威遠地區(qū)典型井儲集層參數(shù)對比表

表3 海相頁巖氧化還原環(huán)境判別指標表[20-23]

圖5 N6井TOC值與w(U)/w(Th)、w(Ni)/w(Co)、w(V)/w(Cr)、DOPT交會圖

圖6 氧化還原環(huán)境與儲集層關(guān)系分析圖

通過長寧、威遠、瀘州地區(qū) 6口井伽馬能譜測井獲得的w(U)/w(Th)值與TOC值進行相關(guān)分析發(fā)現(xiàn)（見圖 6a），兩者呈正相關(guān)，TOC＞3%的頁巖w(U)/w(Th)＞0.5，無論頁巖是沉積于相對淺水的強氧化、半深水的弱氧化弱還原或是相對深水的強還原條件下，作為影響儲集能力的儲集層評價指標TOC值都可以較高，說明TOC的富集主控因素除了受氧化還原條件控制外，還受古生物生產(chǎn)力、成巖-埋藏演化-生排烴的控制[25]，但可以明確的是，在w(U)/w(Th)＞1.25的相對深水強還原條件下時，無論其他控制因素條件如何，TOC值均可大于 3%。此外，通過對上述 6口井的測井獲得的w(U)/w(Th)值與影響壓裂條件的脆性礦物含量進行相關(guān)分析發(fā)現(xiàn)（見圖6b），在w(U)/w(Th)＞1.25的相對深水強還原條件下，脆性礦物含量主要為 55%～80%，最利于壓裂[26]，在w(U)/w(Th)值為 0.75～1.25的半深水弱氧化弱還原條件下時，脆性礦物含量主要為40%～75%，在w(U)/w(Th)＜0.75的相對淺水強氧化條件下時，脆性礦物含量主要為40%～70%。

運用w(U)/w(Th)值定量與儲集層品質(zhì)“TOC值、脆性礦物含量”的分析結(jié)果可以揭示川南頁巖氣“沉積環(huán)境控儲”機理。在不考慮含氣量和孔隙度參數(shù)時，w(U)/w(Th)＞1.25的相對深水強還原環(huán)境頁巖層段為Ⅰ類儲集層；w(U)/w(Th)值為0.75～1.25的半深水弱還原弱氧化環(huán)境頁巖層段為Ⅰ—Ⅱ類儲集層，Ⅰ類儲集層和Ⅱ類儲集層各占一半；w(U)/w(Th)＜0.75的相對淺水強氧化環(huán)境頁巖層段為Ⅱ—Ⅲ類儲集層，且多為Ⅲ類儲集層。

1.2.3.2 沉積水體控制儲集層連續(xù)厚度

龍馬溪組頁巖沉積于海平面快速上升至海平面緩慢下降的旋回過程中，古微地貌的高低差異或沉積水體的相對深淺控制著龍馬溪組的沉積厚度。w(U)/w(Th)值可以較好的指示古微地貌差異和沉積水體的變化，龍馬溪組底部w(U)/w(Th)＞1.25且連續(xù)厚度大于4 m指示著深水陸棚內(nèi)沉積水體相對更深的區(qū)域，若w(U)/w(Th)＞1.25的地層連續(xù)厚度更小，沉積水體則相對更淺。相同的海平面升降背景下，古微地貌差異和沉積水體的變化與Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度的分布有較好的匹配關(guān)系，半深水區(qū)和相對淺水區(qū)的Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度多小于5 m，相對深水區(qū)沉積的Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度相對更大，鹽津—珙縣—長寧一帶、南溪—瀘州—永川—江津一帶、威遠—自貢一帶最厚，Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度大于5 m且多大于10 m，并在瀘州地區(qū)最厚（見圖7）。

圖7 深水陸棚水體相對深淺與Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度疊合圖

1.3 頁巖含氣特征

川南地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)動靜態(tài)資料豐富。截至2019年底，中國石油在川南地區(qū)二維地震測網(wǎng)基本全覆蓋，已經(jīng)完成三維地震4 856 km2，完成龍馬溪組評價井92口，目前川南地區(qū)龍馬溪組頁巖氣已進入快速規(guī)模上產(chǎn)階段，完成鉆井1 310口、壓裂井584口、投產(chǎn)井624口，2019年產(chǎn)頁巖氣超80×108m3，并建成年產(chǎn)90×108m3的產(chǎn)能。

目前川南地區(qū)3 500～4 500 m頁巖氣有利區(qū)主要集中在威遠建產(chǎn)區(qū)南部、瀘州地區(qū)以及渝西—大足地區(qū)，其中瀘州地區(qū)的龍一11—龍一13小層含氣量最高，為3.7～6.7 m3/t（見圖4d），在Y101—H202-H1—瀘203井附近含氣量最高，向周邊有降低的趨勢。根據(jù)頁巖氣的賦存特點，采用游離氣與吸附氣分別計算瀘州地區(qū)頁巖氣資源豐度，為 8.13×108m3/km2，瀘州地區(qū)資源豐度為川南地區(qū)最大值。中國石油在瀘州地區(qū) 3口新評價井測試產(chǎn)量均超過30×104m3/d測試產(chǎn)量，其中Y1HA-B井測試產(chǎn)量為46.89×104m3/d，Y1HB-H井測試產(chǎn)量為50.69×104m3/d，L4井測試產(chǎn)量為14.40×104m3/d（水平段長649 m，折算成1 500 m測試產(chǎn)量約為33.28×104m3/d）。目前 3 500～4 500 m埋深區(qū)域是川南地區(qū)頁巖氣勘探的主戰(zhàn)場。

2 川南地區(qū)頁巖氣高產(chǎn)控制規(guī)律

2.1 優(yōu)質(zhì)儲集層控制頁巖氣高產(chǎn)

相較于常規(guī)氣，頁巖氣儲集層需要進行人工水力壓裂，基質(zhì)滲透率對儲集層的判別指導(dǎo)意義不強，儲集層最核心的3個評價參數(shù)為TOC值、脆性礦物含量和孔隙度。其中脆性礦物含量與工程壓裂效果密切相關(guān)，該參數(shù)至少需要大于35%后壓裂施工才較為穩(wěn)妥，同時在儲集層內(nèi)，脆性礦物含量與TOC也具備一定的正相關(guān)性。而TOC則與頁巖儲集層品質(zhì)密切相關(guān)，相同的壓力系數(shù)條件下，TOC值越大，儲集層總面孔率越大，吸附氣含量越高；有效孔隙度越大，游離氣含量越高。因此，總含氣量大小受控于儲集層參數(shù)中的TOC值和孔隙度（見圖8）。

圖8 含氣量與儲集層參數(shù)關(guān)系

“Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度”和“儲集層壓裂改造后的支撐縫高”為控制頁巖氣優(yōu)質(zhì)儲量的核心地質(zhì)因素和工程因素。非放射性示蹤陶粒測井表明，壓裂支撐縫高一般為10～12 m。若Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度大于10 m，則支撐段均為優(yōu)質(zhì)儲量，且Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度越大，越容易獲得高產(chǎn)。生產(chǎn)實踐表明，在工藝條件相同的情況下，Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度疊合Ⅰ類儲集層鉆遇長度與單井測試產(chǎn)量具有明顯的正相關(guān)性（見圖9）。有鑒于此，筆者建立了Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度與其鉆遇長度之積（動用優(yōu)質(zhì)儲量體積）跟測試產(chǎn)量關(guān)系預(yù)測圖版，可半定量預(yù)測在不同儲集層連續(xù)厚度下達到高產(chǎn)所需的鉆遇長度，并在川南地區(qū)得到了較好的應(yīng)用，長寧—威遠建產(chǎn)區(qū)若龍馬溪組Ⅰ類儲集層厚10 m，鉆遇優(yōu)質(zhì)儲集層水平段長為1 500 m，則能實現(xiàn) 20×104m3/d的測試產(chǎn)量（見圖10）。

圖9 長寧、威遠地區(qū)測試產(chǎn)量與儲集層動用率相關(guān)圖

2.2 保存條件控制頁巖氣高產(chǎn)

川南地區(qū)龍馬溪組蓋層條件和頂、底板條件均很好，因此表征保存條件好壞的最重要的條件為斷層發(fā)育程度和距剝蝕線距離。已有頁巖氣開發(fā)實踐表明，一級斷層（斷距大于300 m）對龍馬溪組頁巖氣產(chǎn)量有較大影響，距離一級斷層1.5 km以內(nèi)，測試產(chǎn)量較低，如N7井，距一級斷層800 m，壓力系數(shù)為1.25，測試產(chǎn)量為11×104m3/d；二、三級斷層對測試產(chǎn)量影響較小，其附近的水平井測試產(chǎn)量均可以很高，平均大于20×104m3/d（見圖11）。距剝蝕線較近的井，頁巖氣保存同樣受到了破壞，N8井距剝蝕線2 800 m，壓力系數(shù)為0.50，見微氣；WD1井距剝蝕線6 000 m，壓力系數(shù)為 0.92，見微氣。距一級斷層和長寧剝蝕區(qū)與樂山—龍女寺古隆起剝蝕區(qū)越近的地區(qū)，有壓力系數(shù)低的特征。鑒于此，表征地下流體能量和流體的封閉程度的壓力系數(shù)指標則可以作為指示川南地區(qū)龍馬溪組的保存條件的一個綜合參數(shù)[27]。此外，從長寧剝蝕線和樂山—龍女寺古隆起剝蝕線向瀘州地區(qū)，龍馬溪組壓力系數(shù)隨埋深增加而增大，壓力系數(shù)與埋深表現(xiàn)出明顯正相關(guān)（見圖12）。

圖10 川南地區(qū)單井產(chǎn)能定量預(yù)測圖版

圖11 長寧地區(qū)斷層級次與測試產(chǎn)量關(guān)系圖

氣體能量更大、封閉程度更強的高壓力系數(shù)區(qū)，具有孔隙度更大、孔隙結(jié)構(gòu)更優(yōu)且含氣性更好的特征。

通過川南地區(qū)27口井的埋深與儲集層孔隙度相關(guān)性分析，埋深 2 000～4 500 m 范圍內(nèi)，隨埋深逐漸增大，Ⅰ類儲集層有效孔隙度存在先減小再增大的趨勢（見圖 13），高孔隙度區(qū)間位于 2 200～3 000 m 和3 500～4 500 m范圍內(nèi)。此外，川南地區(qū)龍馬溪組Ⅰ類儲集層孔隙以有機質(zhì)孔、黏土礦物無機孔等塑性孔為主，缺少剛性礦物顆粒支撐，易被上覆地層有效應(yīng)力壓實，超壓的存在對于孔隙具有保護作用[28-31]，超壓流體可以抵抗壓實作用對孔隙的破壞，從而使成巖作用過程中形成的圓形或橢圓形頁巖孔隙得以保存，儲集空間得以保留。通過氬離子拋光掃描電鏡分析，高壓力系數(shù)的井龍馬溪組Ⅰ類儲集層的有機質(zhì)孔徑更大（見圖14）。

圖12 川南地區(qū)實測壓力系數(shù)與現(xiàn)今埋深關(guān)系圖

圖13 Ⅰ類儲集層平均有效孔隙度與深度關(guān)系圖

根據(jù)不同深度、不同壓力系數(shù)情況下的吸附氣、游離氣理論模擬計算結(jié)果[32]以及川南地區(qū)不同埋深頁巖氣井含氣性分析表明（見圖15），隨著地層溫度和壓力不斷增加，頁巖的吸附氣含量增大，在一特定溫度下（埋深為1 500 m）降低，游離氣比例不斷增大，由30%增加到65%以上，更有利于高效開發(fā)。

川南地區(qū)已有的頁巖氣生產(chǎn)實踐表明，高壓力系數(shù)是頁巖氣井高產(chǎn)的必要條件之一，已發(fā)現(xiàn)工業(yè)頁巖氣井均位于壓力系數(shù)大于1.2的超壓區(qū)，壓力系數(shù)未達到1.2的頁巖氣井很難獲得高產(chǎn)。

圖15 龍馬溪組埋深與含氣性關(guān)系圖

2.3 川南地區(qū)頁巖氣選區(qū)評價技術(shù)

針對川南地區(qū)龍馬溪組氧化還原條件可以反映儲集層品質(zhì)和厚度、優(yōu)質(zhì)儲集層以及保存條件可以控制頁巖氣高產(chǎn)的特點，重新完善了川南地區(qū)頁巖氣選區(qū)評價參數(shù)及標準體系（見表4），確定4項主要頁巖氣選區(qū)評價指標和參數(shù)，其中核心區(qū)w(U)/w(Th)＞1.25且連續(xù)厚度大于4 m、Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度大于10 m、壓力系數(shù)大于1.2且埋深為2 000～4 500 m。

表4 川南地區(qū)頁巖氣選區(qū)主要評價參數(shù)

2.4 深層頁巖氣高產(chǎn)井模式

與川南地區(qū) 2 000～3 500 m 中淺層頁巖相比，3 500～4 500 m深層頁巖儲集層地質(zhì)構(gòu)造更復(fù)雜，斷層、微幅構(gòu)造發(fā)育，復(fù)雜地質(zhì)條件下井眼軌跡精準控制難度大，儲集層鉆遇率難保證；溫度和地應(yīng)力更高、水平應(yīng)力差更大，且受天然裂縫等影響明顯，導(dǎo)致施工壓力高、頁巖儲集層難以有效改造；針對上述問題，中國石油通過對3 500 m以淺鉆井壓裂技術(shù)的完善與升級，形成了以“高效PDC鉆頭+地質(zhì)導(dǎo)向+油基鉆井液”為主體的優(yōu)快鉆井工藝，造斜段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向控制軌跡，精準著陸，水平段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向、近鉆頭/遠端LWD聯(lián)合地質(zhì)導(dǎo)向，初步建立了以鉆井“工藝+參數(shù)+液體+工具”四位一體的學(xué)習(xí)曲線，鉆井效率逐步提升，初步形成了主體滑溜水、密切割+高強度加砂、大排量注入體積壓裂工藝，采用地質(zhì)工程一體化技術(shù)，降低鉆井壓裂過程中的風(fēng)險，實現(xiàn)“鉆好井、壓好井”，在地質(zhì)認識加深以及工程技術(shù)進步的基礎(chǔ)上，初步形成了可復(fù)制、可推廣的高產(chǎn)井培育模式（見表5）：①深層頁巖氣建產(chǎn)區(qū)選擇龍一11—龍一13小層高脆性段厚度大于10 m，水平段長1 500 m，Ⅰ類儲集層鉆遇率為 90%；②以密切割+高強度加砂+大排量+大液量的主體工藝技術(shù)。該模式為高產(chǎn)井的批量復(fù)制奠定了基礎(chǔ)，并提高單井EUR（估算的最終采收量）目標達到2×108m3以上，評價階段投資控制在1億元以內(nèi)，開發(fā)階段投資控制在 8 000萬元以內(nèi)，能夠?qū)崿F(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)。

表5 川南地區(qū)深層頁巖氣高產(chǎn)模式工藝技術(shù)指標

2.5 川南地區(qū)深層頁巖氣有利勘探區(qū)

根據(jù)中國石油最新資源評價結(jié)果，川南地區(qū)下志留統(tǒng)龍馬溪組埋深4 500 m以淺頁巖氣可工作有利區(qū)面積為1.4×104km2，頁巖氣資源量為7.6×1012m3，具備建成頁巖氣年產(chǎn)規(guī)模為（750～1 100）×108m3的潛力。川南地區(qū)埋深3 500～4 500 m的很多區(qū)域都是相對深水區(qū)，基于川南地區(qū)龍馬溪組頁巖氣儲集層基本地質(zhì)特征和頁巖氣高產(chǎn)控制規(guī)律，疊合w(U)/w(Th)＞1.25且累計厚度大于 4 m、壓力系數(shù)大于 1.2以及Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度大于10 m的區(qū)域，核心勘探區(qū)帶主要位于鹽津—珙縣—長寧一帶、南溪—瀘州—永川—江津一帶、威遠—自貢一帶（見圖16）。川南地區(qū)核心勘探區(qū)帶扣除不可工作區(qū)后總面積為 8 100 km2，其中3 500～4 500 m的區(qū)域占比82%，可部署水平井 1.5×104口，可采儲量 2×1012m3以上，具備建成 500×108m3頁巖氣年產(chǎn)規(guī)模并穩(wěn)產(chǎn) 20年或1 000×108m3頁巖氣年產(chǎn)規(guī)模并穩(wěn)產(chǎn)10年以上的開發(fā)潛力。

圖16 川南地區(qū)五峰組—龍馬溪組有利勘探區(qū)分布圖

3 結(jié)論

建立了頁巖氣儲集層統(tǒng)一的分類評價標準，Ⅰ類儲集層TOC值大于3%、孔隙度大于4%、脆性礦物含量大于55%，Ⅱ類儲集層TOC值為2%～3%、孔隙度為2%～4%、脆性礦物含量為35%～55%，Ⅲ類儲集層TOC值為 1%～2%、孔隙度為 1%～2%、脆性礦物含量為20%～35%。

提出了氧化還原條件參數(shù)w(U)/w(Th)來表征沉積環(huán)境水體相對深度。研究表明，w(U)/w(Th)值大于1.25時為缺氧還原環(huán)境，水體為相對深水區(qū)；w(U)/w(Th)值為 0.75～1.25時為弱還原弱氧化環(huán)境半深水；w(U)/w(Th)值小于0.75時為強氧化環(huán)境相對淺水。

頁巖儲集層壓裂改造支撐縫高一般為10～12 m，當Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度大于10 m時，鉆遇Ⅰ類儲集層連續(xù)厚度越長，頁巖氣產(chǎn)量越高。

川南地區(qū)埋深3 500～4 500 m深層頁巖氣具有地層壓力大、壓力系數(shù)高、孔隙保存好、孔隙結(jié)構(gòu)優(yōu)以及游離氣占比大的特征，壓力系數(shù)大于1.2是頁巖氣井獲得高產(chǎn)的必要條件。深層頁巖氣建產(chǎn)區(qū)高產(chǎn)井模式為龍一11—龍一13小層厚度大于10 m，水平段長1 500 m，Ⅰ類儲集層鉆遇率超過90%，應(yīng)采用密切割+高強度加砂+大排量+大液量的主體工藝技術(shù)。

鹽津—珙縣—長寧一帶、南溪—瀘州—永川—江津一帶和威遠—自貢一帶是川南地區(qū)頁巖氣最有利的勘探開發(fā)區(qū)帶，通過理論技術(shù)進步，川南地區(qū)頁巖氣有望實現(xiàn)年產(chǎn)450×108m3的目標。