四川盆地龙马溪组深层页岩气勘探开发

页岩气是一种清洁的非常规化石能源，是集合颠覆性油气成藏地质理论与勘探开发工程技术的产物，已成为优化我国能源结构、保障国家能源供给安全、减缓气候变暖和促进我国“双碳”目标实现的有力支撑点。

2012年，焦页1HF井页岩气日产量高达20.3万立方米，标志着焦石坝页岩气田发现。至今，我国页岩气商业开发已经走过了十年的发展路程，页岩气产量呈逐年较快增长态势，2021年，我国页岩气产量超过228亿立方米，占当年天然气总产量的11.2%。目前我国页岩气产量主要来自四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组中浅层（埋深小于3500米），已建成焦石坝、威远-长宁和昭通三个国家级页岩气示范区，掌握了3500米以浅海相页岩气勘探开发主体技术。

伴随着中浅层页岩气开发，资源规模更大的深层（埋深大于3500米）页岩气成为重要的勘探开发接替领域。据原国土资源部油气资源战略研究中心（2016）预测，我国页岩气地质资源量为123.01万亿立方米，其中深层页岩气地质资源量为55.45万亿立方米，四川盆地及其周缘3500米以深的页岩气资源量占其总资源量超过60%。其中上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组深层页岩气总体表现为页岩厚度大、分布面积广、保存条件好和资源潜力大，具有良好的页岩气勘探开发前景。

◇挑战

目前，已在四川盆地及其周缘的威-荣、丁山、南川、江东、白马、武隆、泸州、富顺-永川等地钻获泸203井、阳101井、足202-H1井、东页深1井、林页3HF井等一批典型深层页岩气高产井，四川盆地内的深层页岩气普遍表现为超压，压力系数介于1.5～2.5，以泸州、丁山为代表；而四川盆地盆缘和盆外复杂构造区，地层压力系数通常低于1.2，为常压深层页岩气藏，以白马和武隆地区为代表。深层页岩气在实现勘探突破的同时也面临着一系列制约其有效开发的地质工程难题。主要包括以下几个方面：

（1）由于埋藏比较深，前期页岩气钻井较少，整体勘探和认识程度较低，深层优质页岩展布研究薄弱，深层富有机质页岩岩石类型、优质页岩厚度及储集类型还不明确，制约了对深层页岩气富集高产层段的评价。

（2）虽然深层页岩孔隙发育良好（图1），地面测试的孔隙度也与中浅层页岩气藏相当，但是多数孔隙度、渗透率和含气量参数的测试仪器难以同时满足深层页岩的高温高压条件（温度120～150摄氏度，压力70～100兆帕），因而目前对深层页岩物性、页岩气赋存状态和含气量的研究还处在起步阶段。

（3）由于地层压力和上覆压力均比较大，深层页岩压裂裂缝起裂和延伸难度大，裂缝复杂程度和改造体积比中浅层明显偏低，平均缝高只有中浅层的70%～80%（表1）。

（4）相比中浅层页岩气，深层页岩气井总体稳产能力差，稳产、高产井较少，大多数井表现为试采产量高、递减速度快、最终可采储量（EUR）较低等特征，个别高产井的主控因素不明。

（5）相比中浅层页岩气，深层页岩气开发所面临的工艺技术更复杂，开发环节更多，开采成本更高，客观上给有效运行管理提出了更多的挑战。因此，如何将中浅层页岩气成功的组织运行管理经验复制到深层页岩气开发中，并实现深层页岩气的经济开发，成为必须面对的挑战。

◇对策

为了实现深层页岩气的经济开发，地质问题的研究是一切工作的基础，考虑到深层页岩气钻井较少，研究基础薄弱，建议：（1）优先开展富有机质页岩沉积和展布特征的研究，利用新钻井开展岩相、优质页岩层段及其展布研究，并通过与中浅层的对比，明确深层页岩气富集高产层段。（2）加强深层高温高压条件下页岩孔隙度、渗透率、裂缝发育、页岩气赋存状态和含气量研究，开展相关实验设备的研发和高温高压测试分析，以获得接近深层实际地质条件的各项参数。（3）虽然获得部分高产井，但是对深层页岩气富集高产控制因素还不明确，需要深化深层页岩气富集高产规律认识，建立选区与目标评价方法，形成“甜点”预测技术。（4）由于深层页岩气勘探开发成本高，钻井和压裂费用更高，建议在钻井前开展详细的地质“甜点”和工程“甜点”研究，尤其要加强含气量预测研究。

由于深层页岩气埋藏比较大，一般认为具有较好的保存条件，含气量比较高，但实际上很多钻井含气量很低，甚至不含气。页岩气为残留在烃源岩内的烃类，在生、排烃过程中排出的烃越少，残留的烃越多，现今页岩气藏的含气量越高。同一构造单元内，深层页岩一般比中浅层页岩经历的最大埋深要大，这可能导致排烃量较大，现今残留的烃类较少。因此，需要加强深层页岩气埋藏史、生排烃史的研究，尤其是加里东期和海西期的生、排烃量分析。

深层页岩气的突破关键在于技术的进步，通过深化深层页岩气工程地质条件研究，形成先进配套的钻完井、压裂工程工艺技术与装备体系，以实现地层产能的充分解放。针对深层页岩气井压裂改造缝高有限、改造体积小的特点，建议采用“多簇密切割+强加砂+可变黏压裂液+缝口缝内双暂堵”的高强度体积改造工艺技术。对比超压型和常压型深层页岩气，压裂技术工艺也存在明显区别，需要根据实际地质条件针对性设计压裂方案和施工方案。具体而言，为促进页岩气井压裂后返排效率，深层常压型页岩气要采取控液提砂、少液多砂的技术模式，以避免出现大量压裂液滞留储层的情况。2020－2021年，在涪陵页岩气田白马常压型页岩气区块JY148-1等新井实现了页岩储层密切割技术突破，水平井簇间距平均小于10米，平均用液量1653立方米/段（超压型深层页岩气井单段用液量一般大于1800立方米），加砂强度平均超过每米3吨，产量比前期老井提高30%以上。

◇展望

解决深层页岩气有效开发面临的重大技术难题，需要油公司、油服公司和科研院所的共同努力，走地质工程一体化之路。首先，要解决深层页岩气资源潜力、富集规律与目标评价和“甜点”预测等难题，选准“甜点”区，制定科学合理的勘探开发计划；其次，要攻克深层页岩气高效压裂工程技术难题，努力提高压裂规模和压裂体积，最大限度提高深层页岩气藏的产能；第三，要建立行之有效的体制机制，需要地质-工程-气藏-排采专业紧密结合，地质上综合各种信息优选水平井穿行的最优靶窗，钻井上努力提高水平井在最优靶窗的穿行率，压裂设计理念由单井单段的压裂设计向井平台、区域、区块整体提高动用程度、提高采收率方向发展，并制定最佳控压生产和返排制度，提高单井最终可采储量（EUR），努力使深层页岩气开发效益最大化。

作者：中国石化石油勘探开发研究院 聂海宽 李沛 孙川翔