四川盆地南部頁巖氣富集規律與規模有效開發探索

馬 新 華

中國石油西南油氣田公司

0 引言

近年來，隨著頁巖氣基礎地質理論不斷發展、勘探開發主體技術不斷進步，四川盆地頁巖氣勘探開發從借鑒北美地區頁巖氣勘探開發技術轉變為自主創新，頁巖氣儲量和產量進入快速增長階段[1]。截至2018年6月，四川盆地已累計探明頁巖氣地質儲量超過1×1012m3，其中四川盆地南部（以下簡稱川南地區）探明頁巖氣地質儲量為4 400×108m3。從2010年我國第一口頁巖氣評價井獲氣以來，頁巖氣年產量穩步增長，2017年頁巖氣年產量已達90×108m3（其中川南地區頁巖氣年產量為30×108m3）。川南地區是中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）頁巖氣上產的主戰場，通過持續開展頁巖氣富集規律研究和有效開發技術攻關，進一步落實了有利區帶和資源潛力，儲備了頁巖氣有效開發的技術和手段。最新資源評價結果顯示，川南地區上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組埋深4 500 m以淺頁巖氣可工作有利區面積為1.8×104km2，頁巖氣資源量為9.6×1012m3，有望在2035年建成年產超過400×108m3的世界級頁巖氣大氣田，并保持長期穩產[2]。筆者在總結和分析現階段頁巖氣富集規律和工程技術水平的基礎上，探索了川南地區頁巖氣有效開發模式及下一步攻關方向，以期推動川南地區頁巖氣規模有效上產。

1 川南地區頁巖氣基本地質條件

川南地區位于四川盆地南部，主要位于大涼山以東、川中古隆起志留系剝蝕線以南、華鎣山以西、黔北凹陷以北的區域（圖1），面積約4×104km2。

1.1 主力勘探開發層系

圖1 川南地區構造位置圖

四川盆地歷經多期構造運動，海相、陸相、海陸過渡相頁巖發育，盆地及周緣地區廣泛分布6套富有機質頁巖[1]。早期中國石油在川南地區不同頁巖層系開展了勘探評價研究，通過有機碳含量、孔隙度、含氣量、脆性礦物含量、熱演化程度、優質頁巖厚度、頂底板自封閉條件等參數對比，并結合各層系勘探程度和開發效果，認為五峰組—龍馬溪組底部的深水陸棚相富有機質頁巖厚度大、品質最優、勘探程度最高、實施效果最好[3-5]，是目前川南地區的主力勘探開發層系。

龍馬溪組底部主力開發“甜點層”頁巖主要沉積于魯丹期（LM1—LM4為主，局部地區到LM5）[6]，該時期川南地區整體處于上升洋流的強還原環境，頁巖鈾釷比一般大于1.2；具有高鈾、高伽馬特征，有機碳含量普遍大于3%，有利于頁巖氣的生成和吸附；有機質孔隙發育，在弱構造變形區均表現為高孔隙度（一般大于4%）和低密度（小于2.65 g/cm3）特征；石英礦物含量高（一般大于50%），與生物成因[7]和成巖作用[8]有關，水平層理發育，脆性指數非常適合低黏度滑溜水的壓裂體系；該套甜點層上部有較厚的半深水和淺水成因的頁巖作為頂蓋層，下部有五峰組頁巖和致密瘤狀石灰巖作為底蓋層，整體含氣性好（含氣量大于3 m3/t），游離氣占比一般超過60%。該套龍馬溪組底部頁巖是目前含氣性最好、體積改造效果最好、唯一實現規模有效開發的層系（圖2）。

圖2 川南地區典型評價井五峰組—龍一1亞段地質綜合柱狀圖（據本文參考文獻[9]修改）

1.2 儲層條件

根據研究區二維地震資料和50余口取心評價井的數據展示，川南地區五峰組—龍馬溪組埋深主要介于2 000～4 500 m，壓力系數主要介于1.2～2.2，多為超壓氣藏，整體保存條件較好；優質儲層連續穩定分布，Ⅰ＋Ⅱ類儲集層厚度（劃分標準見本文參考文獻[10]）一般介于20～60 m，最優甜點層厚度一般介于5～10 m；儲層關鍵參數穩定，有機碳含量介于2.5%～4.5%，孔隙度介于3.4%～7.9%，脆性礦物含量介于51.6%～80.0%，總含氣量介于2.4～7.5 m3/t，其中游離氣含量占比介于50%～76%。儲層整體大面積連續穩定分布，利于整體開發。

2 川南地區頁巖氣高產富集主控因素

2.1 沉積相控儲、構造演化控藏的“雙控”富集規律

2.1.1 沉積相控儲

頁巖氣藏源儲一體，源是基礎且決定儲層品質，沉積相控制了頁巖分布與烴源巖類型及質量。受廣西運動影響，華夏與揚子地塊碰撞拼合作用減緩，四川盆地及周緣在五峰組沉積時期形成了“三隆夾一凹”的古地理格局（圖3），從凱迪晚期到埃隆早期，川南地區處于局限靜水環境的深水陸棚相沉積環境。沉積相控制了優質頁巖儲層特別是甜點層的分布，瀘州—長寧地區龍一1亞段底部的優質頁巖發育，厚度一般介于30～50 m；靠近川中剝蝕區，局部可能存在古地貌高部位（或水下高地），優質頁巖厚度相對較薄（比如W5井區、華鎣山李子埡剖面等），這些古地貌高的區域LM1—LM4筆石帶極薄[11-12]，鈾釷比一般小于1.2，與川南地區其他深水陸棚區強還原環境存在一定區別；川南北部地區局部的古地貌高地甜點層較薄，但分布范圍非常局限。整體上，川南地區頁巖氣有利開發層系沉積相帶有利，沉積厚度大，分布穩定。

2.1.2 構造演化控藏

龍馬溪組底部的優質頁巖層雖然在中國南方揚子地區廣泛分布，但頁巖氣商業開發僅在四川盆地取得突破，這與四川盆地內部優越的保存條件有關。四川盆地位于上揚子板塊西部，剛性基底穩定性強，沉積蓋層變形總體較弱[13]。川南地區隸屬于川南低陡構造帶、川西南低褶構造帶，主要發育低陡構造和平緩構造、中小斷裂，有利于頁巖氣藏保存（圖4）。除了在斷裂不發育的威遠構造低緩斜坡區和長寧構造平緩向斜區已經實現規模效益開發外，在川南的很多低陡構造（如古佛山、陽高寺、龍洞坪、壇子壩等）和部分高陡構造（如大足西山等）也取得突破，勘探資料證實川南地區頁巖氣藏大面積超壓，構造保存條件優越。

目前，四川盆地頁巖氣勘探在盆緣高陡構造帶、古（今）剝蝕泄壓區附近（小于10 km）、通天或大型斷裂附近（小于1.5 km）的強構造變形區尚未取得商業突破。

圖3 四川盆地魯丹期巖相古地理圖（據本文參考文獻[1]修改）

圖4 川南地區威遠—李子壩偏移剖面圖（時間域）

由于四川盆地是經歷了多期構造改造的疊合盆地，五峰組—龍馬溪組頁巖在四川盆地均經歷了早期深埋藏，后期強抬升的演化過程，現今有機質成熟度（Ro）介于2.1%～3.6%，處于高—過成熟階段[14-15]。高—過成熟的腐泥型有機質在Ro＞1.5%后干酪根生氣量增加很少，后期主要靠滯留油或者瀝青裂解成氣，所以頁巖氣富集需要在多期構造運動下均有較好的保存條件。

盆緣復雜構造區調整改造的時間一般早于盆內，古剝蝕區周緣早期埋藏淺，兩者均不利于早期油氣滯留，這些地區均表現出低產、低壓的特征，在相似熱演化成熟度、相似沉積背景情況下（相近δ13C1值），其產出的頁巖氣乙烷碳同位素值均重于有利保存區。如B1井（位于大耳山構造）與焦石壩構造僅隔一大型斷裂，兩者沉積環境和熱演化史相似（δ13C1值均為－32‰左右），但B1井δ13C2值（－33.7‰）明顯重于焦石壩構造頁巖氣δ13C2值（平均－35.9‰）；同樣，長寧區塊靠近威信大斷裂的ZH4井比遠離斷裂的N3井δ13C2值高2.1‰，靠近加里東古剝蝕區的W1井比遠離剝蝕區的W2井δ13C2值高4.1‰。因為油裂解氣更富集12C，干酪根裂解氣更富集13C[16]，頁巖越接近封閉體系，排油氣效率低，高—過成熟階段裂解產生的烷烴氣的碳同位素就越富集12C[17-18]，δ13C2值就相對輕。所以現今構造穩定超壓的高產井（JY2、W2、N3井等）天然氣碳同位素都表現滯留油裂解氣為主的特征，而一些低壓低豐度頁巖氣散失破壞區（W1、B1、X2、ZH4井等）天然氣碳同位素都表現為晚期干酪根裂解氣為主的特征，證明頁巖氣藏曾經遭受了破壞。

滯留油裂解不但能夠生成大量天然氣，還能形成大量有機質孔隙，涪陵、威遠、長寧等頁巖氣主力產區，均觀察到大量有機質孔隙，且以宏孔、介孔居多，三維空間連通性好（圖5-a、5-b、5-c）；而早期斷裂破壞的地區（比如B1、W1、X2井等）前期排烴效率高，滯留油少，后期裂解成氣成孔少，有機質孔隙整體不發育且微孔居多（圖5-d、5-e、5-f）。相似熱演化成熟度和相似沉積背景的情況下，δ13C2值越低，孔隙度越高，均能反映多期構造下頁巖氣的保存條件。

2.1.3 富集模式多樣

川南地區頁巖氣藏源儲一體，頁巖氣分布不受構造圈閉的限制，富集甜點區存在于川南地區內的多種構造樣式中，已經被多口評價井證實。典型的甜點區代表有以下4種類型。

1）向斜型甜點區：長寧區塊位于長寧—珙縣構造的南翼平緩向斜區，長寧—珙縣背斜核部龍馬溪組剝蝕殆盡，北部地層陡，南部向斜區地層平緩穩定，無大型斷裂破壞，埋深適中，遠離喜馬拉雅期剝蝕區和深大斷裂的建武向斜區，為向斜型代表性甜點區（圖6-a）。

2）斜坡型甜點區：威遠區塊為一個簡單的單斜構造，地層平緩，區內斷裂不發育，龍馬溪組頁巖氣藏沒有構造圈閉，遠離加里東剝蝕區，頁巖大面積超壓富集（圖6-b）。

3）盆緣復雜構造型甜點區：昭通地區南部受大婁山的影響，靠近威信等控盆通天斷裂，保存條件不如長寧區塊。如果頁巖段埋藏比較深，或者抬升強烈但局部構造保存比較完整，且遠離大斷裂1 km以上的地區存在甜點區，連片程度和穩定性弱于穩定斜坡或者向斜區（圖6-c）。

4）低陡構造型甜點區：瀘州地區陽高寺、古佛山、龍洞坪等低陡構造鉆探已證實構造核部和斜坡大面積超壓，同時在壇子壩向斜、來蘇向斜等構造部位壓力系數接近2.0，證明盆內低陡構造或者二級斷裂對頁巖氣的保存條件破壞較小（圖6-d）。

2.1.4 有利區帶

綜上所述，川南地區低陡構造、低緩斜坡和寬緩向斜普遍存在，區域內部通天斷裂少，以平緩構造和龍馬溪組內部的中小斷裂為主，有利于五峰組—龍馬溪組頁巖氣保存。

圖5 不同保存條件下頁巖孔隙發育情況對比圖

圖6 川南地區4種頁巖氣甜點區模式圖

通過上述沉積相和保存條件分析，并根據海相頁巖有利區帶劃分標準[10]，中國石油礦權內龍馬溪組頁巖埋深介于2 000～4 500 m可工作有利區面積為1.8×104km2、頁巖氣資源量為9.6×1012m3，資源潛力巨大，落實程度高。

2.2 優質頁巖鉆遇長度、適應的體積壓裂工藝和地質因素是實現高產的關鍵

2.2.1 優質儲層鉆遇長度

龍馬溪組底部強還原環境深水陸棚形成的頁巖段是主力開發甜點層，該套甜點層是水平井鉆井設計的黃金靶體，鉆遇甜點層越長，水平井產氣量越高，根據目前的工程技術水平，甜點層的鉆遇長度超過1 200 m[9]，鉆遇長度越長，越有利于獲得高產。

2.2.2 體積壓裂工藝

頁巖氣是一種通過壓裂改造才能獲得產能的氣藏。有效的體積改造是實現高產的必要條件，其中最核心的工程參數是加砂強度，長寧區塊在相似沉積構造背景的條件下，相似的優質儲層鉆遇長度的水平井，加砂強度越大，單井天然氣最終可采儲量（EUR）越高（表1）。表1展示了川南地區和北美地區在工程技術上的差距，目前北美地區高強度加砂工藝已經超過4 t/m，川南地區加砂壓裂強度相對較小，隨著技術進步，頁巖氣單井產量和EUR有大幅提高的空間。

表1 北美地區與長寧區塊水平井的加砂強度、EUR對比表

2.2.3 區域應力和構造背景

體積改造與壓裂施工強度等因素有關，也與區域構造應力、構造背景有關，有利的構造背景條件更利于有效加砂壓裂形成復雜縫網。埋深增加不僅增大壓裂施工難度，而且引起的高應力差使壓裂液和支撐劑沿著同一方向運移，不利于形成復雜縫網（表2）。表2展示了不同埋深、不同施工泵壓和不同水平應力差的背景下微地震監測的體積改造結果：深層且水平應力差較大的地區改造效果明顯較差。當然，微裂縫發育的地區有利于體積改造，目前深層壓裂見到好苗頭的大足西山構造Z2井頁巖發育大量天然裂縫，后期改造效果遠好于鄰區裂縫不發育的Z1井。

2.2.4 實現高產井的條件

根據對頁巖氣地質富集因素和開發工程因素的分析，筆者認為川南地區頁巖氣開發井實現高產的條件包括以下4個方面。

1）定好井。在有利沉積相和有利保存區精細刻畫甜點層展布的基礎上，鎖定最有利靶體。

2）鉆好井。多專業協同，精細地質/工程設計、地質導向方案和工程定向方案，全程推廣“近鉆頭伽馬＋元素錄井＋旋轉導向工具”，以確保甜點層鉆遇率和井眼光滑度目標，多專業協同支撐、復雜情況分級處置，及時調整水平井鉆進軌跡。

3）壓好井。地質工程一體化分析，針對不同地質特征量身定制壓裂方案，嚴格把控入井材料、壓裂液體、關鍵工具的質量關，嚴密監測微地震事件、施工壓力響應、鄰井壓力變化，實時調整壓裂工藝參數和方案，確保有效體積改造。

4）管好井。試氣排采階段，采用“燜井→控壓→穩定→連續”的科學排采制度。在生產初期階段及時下入連續油管，實施排水采氣，保持井筒暢通；在后期低壓生產階段，增壓集輸、系統優化，充分發揮氣井產能，通過優化生產制度提高單井EUR。

表2 川南地區頁巖氣井垂深與施工參數統計表

3 川南地區頁巖氣勘探開發探索與實踐

3.1 頁巖氣示范區產能建設效果一輪比一輪好

2012年3月國家發改委和能源局批準在川南地區設立了“四川長寧—威遠國家級頁巖氣示范區”和“滇黔北昭通國家級頁巖氣示范區”，面積2.16×104km2，旨在加快頁巖氣勘探開發技術集成和突破，推動我國頁巖氣產業化發展提供技術試驗和示范平臺。示范內容包括：①建立海相頁巖氣勘探開發技術及裝備體系；②研究制訂頁巖壓裂液成分、排放標準及循環利用規范；③探索形成市場化、低成本運作的效益開發模式；④探明儲量3 000×108m3，建成產能20×108m3/a以上。截至2018年1月，示范區累計提交探明儲量3 200×108m3，建成產能規模30×108m3/a。

示范區內早期開發井產氣量較低，井均測試日產氣量僅 11×104m3、EUR 僅有 0.5×108m3，遠低于方案設計。通過分析找準了“低產”的3個主要因素是“Ⅰ類儲層鉆遇率低、井筒完整性差、體積改造強度低”[1]。實施了3輪針對性的優化調整，關鍵技術指標和產氣量大幅提升，目前長寧區塊單井平均EUR已達到1.16×108m3，威遠區塊井均EUR已達0.85×108m3（表3），基本確定地質評價、開發優化、水平井鉆井和體積壓裂等主體技術，形成了長寧—威遠國家級頁巖氣示范區高產井培育和管理模式，實現了川南地區3 500 m以淺頁巖氣規模有效開發，全面完成示范區產能建設的各項指標。

表3 長寧—威遠國家級頁巖氣示范區3輪實施效果對比表

在資源落實、主體技術基本定型的情況下，中國石油從2017年全面啟動了長寧、威遠區塊100×108m3/a產能建設和昭通20×108m3/a產能建設，動用長寧、威遠、昭通等區塊3 500 m以淺的核心有利區，預計到2020年投產頁巖氣井超過900口，實現年產頁巖氣120×108m3目標。

3.2 埋深3 500～4 500 m資源開發先導試驗已取得突破

川南地區埋深介于3 500～4 500 m面積為1.7×104km2，頁巖氣資源量占86%，分布在威遠平緩構造區、瀘州低陡構造帶、渝西部分高陡構造帶和川南平緩向斜區。

威遠平緩構造區W4井區已實現了效益開發，大足西山構造Z2井垂深超過4 000 m，采用密切割、高強度加砂和暫堵轉向等工程技術，壓裂后測試獲得了46×104m3/d高產頁巖氣產量，埋深3 500～4 500 m資源動用在川南地區局部區塊已經取得突破，正在推進評價部署和試驗攻關，力爭“十四五”期間全面突破并開始接替產能。

由于頁巖地層埋深增加后地應力和應力差增大，施工泵壓高，體積改造難度大，壓裂后難以形成復雜縫網，頁巖氣資源難以有效動用。永川區塊黃瓜山構造H2井（垂深超過4 100 m）壓裂后獲得頁巖氣產量22×104m3/d。這說明了該深度段的工藝技術試驗已經取得階段進展，但考慮到開發成本，深層頁巖氣資源的動用仍需攻關。

3.3 淺層區域探索初見成效

四川盆地邊緣有一部分埋深小于1 500 m甚至小于1 000 m的淺層頁巖氣資源，多為常壓氣藏或者負壓氣藏。近期在昭通區塊太陽構造取得商業突破，該構造抬升幅度極大，龍馬溪組埋深不足800 m，但是該背斜構造保存完整，斷裂規模小，背斜核部的Y102H1-1井水平井段長750 m，測試日產氣量介于5×104～6×104m3，由于淺層鉆井周期短，壓裂難度小，開發成本低，盆緣淺層頁巖氣資源商業開發利用展現了良好的開發前景。

4 發展前景與挑戰

4.1 資源與規劃目標

根據沉積、構造、儲層和保存條件等綜合研究成果，認為川南地區五峰組—龍馬溪組頁巖氣可工作有利區面積大、資源豐富。川南地區50余口評價井實鉆資料證實頁巖儲層厚度大于20 m、壓力系數大于1.2、距大斷裂超過1.5 km、離古（今）剝蝕區10 km以上的有利區面積2.2×104km2。通過地面條件調查，扣除生態紅線區（城市規劃區、自然保護區、水資源保護區等）、軍事紅線區（軍事禁區等）、施工風險區（煤礦采空區等）等地面不可工作區面積為0.4×104km2，埋深4 500 m以淺可工作有利區面積為1.8×104km2，頁巖氣資源量為9.6×1012m3。

根據實際踏勘與衛星照片分析，采用多種布井方式、不同長度水平段水平井相結合，水平巷道間距300 m，每個平臺部署6～8口井，川南地區五峰組—龍馬溪組埋深4 500 m以淺可部署開發井20 000口左右，按照穩產10～20年測算，可建成頁巖氣年產規模750×108～1 100×108m3。

中國石油目前已經掌握了3 500 m以淺資源規模有效開發的主體技術，正在全面推廣應用。埋深3 500～4 500 m的頁巖氣勘探開發技術已獲得突破，多口先導試驗井已經取得較好效果，計劃在2025年前形成規模有效開發的配套技術。根據頁巖埋藏不同深度段勘探開發技術準備情況，川南地區可動用4 000 m以淺資源建成頁巖氣年產規模超過400×108m3，埋深4 000～4 500 m資源接替長期穩產。

4.2 挑戰與攻關方向

經歷示范區多年的建設，初步定型了頁巖氣勘探開發主體技術。但是，現有工程技術水平不能完全滿足提產量、降成本的要求，頁巖氣產業仍然處于工業起步和邊際效益開發階段。川南地區水平井的鉆井機械速率和成本距離北美地區工藝水平仍有較大差距，北美地區先進的高密度完井、高強度加砂、暫堵轉向等新一代壓裂技術可以更大程度的提高單井產量。

其次，部分關鍵工具尚未實現國產化。由于甜點層在部分地區相對較薄，川南地區又發育小型微幅構造，現階段非常依賴國外公司提供旋轉導向工具和超長水平段鉆井專用鉆頭來提高水平井甜點層鉆遇率，同時，水平井分段壓裂全可溶橋塞等工具也以進口為主，工具和技術引進成本較高，盡快實現關鍵工具和設備國產化，頁巖氣開發仍有較大降本空間。

最后，深層頁巖氣開發技術尚未配套完善。深層頁巖氣的開發需要更長的水平段、更大的壓裂規模，單井成本較高，以目前的單井產量和EUR測算，很難達到經濟極限要求，亟需開展以提高儲層改造體積、裂縫復雜程度和導流能力為主的深層壓裂技術攻關，力爭在國家補貼條件下實現效益開發。

5 結論

1）通過地質評價，明確川南地區頁巖氣最有利的勘探開發層系為龍馬溪組底部深水陸棚富有機質頁巖段，該頁巖段在川南地區穩定展布，脆性礦物、孔隙度、有機碳含量和含氣量最高，是最優甜點層。

2）勘探實踐表明，川南地區頁巖氣富集模式多樣，在遠離古（今）剝蝕區和大型斷裂的低緩斜坡、平緩向斜、低陡構造等部位均可富集成藏，埋深4 500 m以淺的有利勘探面積約1.8×104km2。

3）保證水平井優質儲層的有效鉆遇長度、高強度加砂體積壓裂形成復雜縫網是實現頁巖氣高產的核心，現有主體技術基本可以實現埋深3 500 m以淺優質頁巖氣資源有效開發，淺層和埋深3 500～4 500 m頁巖氣已展示很好的開發潛力；通過借鑒和自主創新，完善新一代鉆井和壓裂工程技術，提高體積改造規模和降低開發成本，川南地區頁巖氣有望實現年產400×108m3的目標。