董大忠 施振生 管全中 蒋 珊 张梦琪 张晨晨王书彦 孙莎莎 于荣泽 刘德勋 彭 平 王世谦

1.中国石油勘探开发研究院 2.国家能源页岩气研发（实验）中心 3.中国石油天然气集团有限公司非常规油气重点实验室4.中国石油大学（北京） 5.北京大学地球与空间学院 6.中国石化石油勘探开发研究院7.中国石油西南油气田公司勘探事业部 8.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院

0 引言

四川盆地是中国大型含油气盆地之一，天然气资源丰富，在震旦系—白垩系中发现陡山沱组、龙王庙组、黄龙组、飞仙关组等20余套产气层系及侏罗系自流井组、沙溪庙组等2套产油层系。同时，古生界龙潭组、五峰组—龙马溪组、笻竹寺组、陡山沱组等多套层系赋存丰富的页岩气。2006年以来，中国通过借鉴、创新页岩气地质理论、攻关勘探开发技术，自2010年在四川盆地蜀南地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发现工业页岩气流后，2011—2012年陆续在长宁构造宁N201H1井、阳高寺构造阳201H2井、焦石坝构造JY1HF井获得日产量介于15×104～43×104m3的高产页岩气流，实现了四川盆地页岩气勘探开发的重大突破，发现了蜀南—川东大型页岩气富集区；2012年起，国家先后设立了长宁—威远、昭通、涪陵等国家级页岩气示范区，拉开了中国页岩气大规模发展的序幕[1-9]。截至2017年底，四川盆地累计探明五峰组—龙马溪组页岩气地质储量9 210×108m3，建成了逾100×108m3页岩气年产能力，实现了页岩气年产量90.25×108m3，初步明确了五峰组—龙马溪组页岩气形成富集规律，基本掌握了页岩气勘探开发关键技术。本文旨在以四川盆地五峰组—龙马溪组为重点，总结其页岩气勘探开发阶段与进展，明确页岩气富集成藏有利条件，梳理勘探开发主要挑战，探讨未来发展前景，以期对今后四川盆地五峰组—龙马溪组，乃至整个中国南方地区的页岩气勘探开发提供指导和参考。

1 页岩气勘探开发进展

1.1 历经了3个勘探开发阶段

四川盆地既是中国发现天然气最早的盆地，也是发现页岩气最早的盆地。截至目前，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发历程可划分为区域评价与选区、示范区建设与产能评价、规模化开采与技术优化3个阶段，以下分述之。

1）区域评价与选区（2006—2012年）。四川盆地蜀南地区早期天然气钻探在威5、阳63及隆32等一批井中下寒武统筇竹寺组、五峰组—龙马溪组页岩地层中获得页岩气流[1-8]。2005年中国引入北美页岩气概念，以四川盆地蜀南地区古生界为重点，开展了南方古生界海相页岩气形成地质条件研究、勘探开发前景评价与有利区优选等工作[1-10]。在广泛开展老井复查、野外地质调查、钻探取心、二维地震老资料重新处理解释、实验测试分析等一系列工作后，明确了四川盆地下古生界海相页岩是中国页岩气勘探开发最为现实的领域。采用资源丰度类比法，预测了四川盆地下古生界海相页岩气资源前景。借鉴北美页岩气有利区评选指标，结合四川盆地页岩地层地质特征，建立了中国海相页岩气有利区评选指标，评价优选了威远构造、富顺—永川（阳高寺构造—隆昌构造）、昭通—长宁（长宁构造）、焦石坝构造等一批页岩气有利区，明确了五峰组—龙马溪组下段是页岩气勘探开发最为有利的层段[1-8]。通过钻探威201、阳201、宁201、YS108、焦页1等一批评价井，落实了五峰组—龙马溪组富有机质页岩层段、页岩含气特征及资源潜力，初步圈定了蜀南—川东五峰组—龙马溪组大型页岩含气区，发现了威远、长宁—昭通和涪陵焦石坝等3个页岩气田，确定了五峰组—龙马溪组为页岩气主力含气层段，为四川盆地页岩气规模开发奠定了良好的地质和资源基础。

3）规模化开采与技术优化（2016年至今）。通过示范区建设，中国石油、中国石化纷纷启动页岩气规模化开发，并本着降本增效的原则，不断优化开发技术，尤其是关键开发技术。自2014年以来，四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气产量规模不断增加，呈快速增长态势，基本实现了蜀南地区和川东涪陵地区页岩气规模有效开发。截至2017年底，中国石油在蜀南地区确立了120×108m3/a页岩气产量规模开发方案，中国石化在川东涪陵地区确立了100×108m3/a页岩气产量规模开发方案。2017年四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气产量达到90.25×108m3，中国成为继美国、加拿大之后，全球第三个实现页岩气规模开发的国家。

1.2 五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发进展

蜀南地区有利页岩面积约为3.0×104km2、页岩气资源量约为8.84×1012m3，是中国最早开展页岩气勘探开发的地区，包括威远、长宁、富顺—永川和昭通等4个区块，主力气层为五峰组—龙马溪组页岩（图1），储层埋深介于1 500～4 500 m、厚度介于30～60 m，有机碳含量（TOC）介于2.5%～8.5%，有机质热演化成熟度（Ro）介于2.5%～3.8%，孔隙度介于3.4%～8.5%，地层压力系数介于0.92～2.03。截至2017年底，累计投产页岩气井208口，建成页岩气产能30×108m3/a，探明页岩气地质储量3 200×108m3，2017年生产页岩气30.21×108m3。页岩气开发井垂深平均为1 500～4 000 m，水平段长度平均为1 488～1 578 m，钻井周期为33～70 d，分13～22段体积压裂，单井初期产气量为10×104m3/d，单井最终可采储量为0.84×108～1.38×108m3。

涪陵地区有利页岩面积为0.78×104km2，页岩气资源量约为2.1×1012m3，是目前中国发现的最大的页岩气田。涪陵页岩气田位于四川盆地川东高陡褶皱带万县复向斜包鸾—焦石坝背斜带中的焦石坝构造。主力气层为五峰组—龙马溪组页岩，储层埋深介于2 000～4 000 m、厚度介于40～90 m，TOC介于2.1%～8.2%，Ro平均为2.65%，孔隙度介于1.2%～8.1%，地层压力系数平均为1.55。截至2017年底，累计投产页岩气井305口，建成页岩气产能100×108m3/a，探明页岩气地质储量6 008×108m3，2017年生产页岩气60.04×108m3。页岩气开发井垂深平均为2 000～3 000 m，水平段长度平均为1 500～2 000 m，钻井周期介于30～65 d，分15～20段体积压裂，单井初期产气量为18×104m3/d，单井最终可采储量介于1.25×108～3.25×108m3。

1.3 五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发关键技术进展

针对四川盆地五峰组—龙马溪组的地质特点，在页岩气勘探开发过程中，不断实现技术进步，创新形成了适合于四川盆地多期构造演化及复杂山地海相页岩气勘探开发关键技术体系，包括适合3 500 m以浅页岩气勘探开发“综合地质评价、开发政策优化、水平井优快钻井、水平井体积压裂、水平井组工厂化作业、高效清洁开发”六大主体技术和“地质工程一体化建模、地质工程一体化设计、地质工程一体化管理”的高产井培育方法[4-8]，页岩气勘探开发主体技术及配套工艺基本成熟并可复制。综合地质评价技术主要包括资源评价技术、优质储层识别与评价技术、“甜点”预测与评价技术等。“靶体位置+轨迹方位+巷道间距+水平段长度+EUR预测”为核心的开发政策优化技术，不仅节省了大量土地，还为“工厂化”作业创造了条件。水平井优快钻井技术实现了水平段长度从1 000 m提高到2 500 m，埋深从2 500 m增至4 300 m，钻井周期从175 d缩短至最短30 d。分段体积压裂技术显著提高了单井产量和施工效率，关键工具、压裂液的国产化大幅度降低了成本。水平井组“工厂化”作业技术包括“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的“工厂化”钻井技术、“整体化部署、分布式压裂、拉链式作业”的“工厂化”压裂技术，实现了钻井、压裂“工厂化”布置、批量化实施、流水线作业。高效清洁开采技术，包括钻井液不落地、水基钻屑无害化处理、油基钻屑常温萃取处理、压裂液用水循环利用等[9-10]。

图1 宫深1—宫2—宜201—宁211—宁203井储层连井对比图

2 页岩气富集规律认识进展

随着勘探开发工作的不断深入，五峰组—龙马溪组页岩气地质研究认识也不断得到深化。2010年通过对威201井岩心进行分析，发现五峰组—龙马溪组页岩发育丰富的大小介于5～700 nm有机质纳米孔隙，建立了斜坡区连续型“甜点区”和构造型“甜点区”两种页岩气富集模式[2,7-8]，总结出“二元富集”规律等认识[11-14]。

2.1 深水陆棚相形成高富含有机质页岩，厚度大、品质好

厚度大、品质好的高有机质含量页岩是海相页岩气聚集和富集的物质基础[15-17]。深水陆棚相为生物原始产率高、欠补偿缺氧环境，是形成厚层、大规模展布的富有机质黑色页岩的有利相带。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气主力产层形成于深水陆棚相沉积环境。在全球性海侵背景下，四川盆地是上扬子地台内克拉通盆地，晚奥陶世扬子海域由早中奥陶世的开阔陆表海环境转变为受水下隆起控制的局限海域，在东南部华夏板块汇聚作用影响下，扬子地台南缘黔中、武陵、雪峰等古隆起发生抬升，与西南缘康滇古陆相连，形成滇黔桂古陆，北部被动大陆边缘向华北板块俯冲，秦岭洋开始收缩汇聚；在高度挤压状态下，扬子地台形成了“三隆围一坳”的沉积格局，大部分中上扬子海域被古隆起围限，成为低能、缺氧半深水—深水陆棚沉积环境，藻类、放射虫、海绵、笔石等生物繁盛的局限海盆（图2）。在此背景之下，四川盆地发育了富含有机质和生物硅质钙质、分布广泛、厚度稳定的五峰组—龙马溪组黑色页岩，其中深水陆棚相区页岩厚度大、分布稳定，TOC＞2.0%的页岩连续段厚度介于20～100 m，成为页岩气形成和赋存的重要物质基础。深水陆棚相富有机质黑色页岩既是页岩气的气源岩，又是页岩气赋存的储集层。富有机质黑色页岩埋藏演化过程中所生成的页岩气，在有机质孔隙、层理/纹理（页理）、微裂缝等储集空间内富集形成页岩气藏。

2.2 构造相对稳定，有利于页岩气持续聚集与富集

四川盆地及邻区自震旦纪以来经历了加里东等多期构造叠加改造，导致地层发生强烈褶皱形变、抬升剥蚀，保存条件复杂。下古生界海相页岩地层时代老，历史埋藏深度大，有机质热演化程度高，处于高—过成熟阶段。构造稳定和保存条件是南方海相页岩气聚集与富集的重要因素。四川盆地内构造稳定区大型复背（向）斜宽缓区断层不发育，地层保存条件较好，有利于页岩气形成与富集[13-14,18]；盆地周缘区断层发育，保存条件不佳，页岩气聚集与富集条件变差。勘探证实，长宁地区为构造稳定区，五峰组—龙马溪组页岩气层普遍超压，压力系数介于1.3～2.0，页岩气井单井产量高。相邻的昭通区块构造改造强、保存条件差，低产井或失利井较多[13-15]。

五峰组—龙马溪组发育“构造型”和“连续型”两种页岩气富集模式（图3）[7-8]。“连续型”富集为蜀南地区五峰组—龙马溪组页岩气主要的富集模式，属盆地内大型凹陷斜坡或构造斜坡区，含气页岩大面积、稳定、连续分布。“构造型”富集是川东构造页岩气田主要的富集模式，构造内部稳定、裂缝发育、含气丰度高；不同构造背景下，页理缝、构造缝、节理缝等天然裂缝性储集空间，在构造褶皱区构成网状裂缝体系，不仅为页岩气富集提供了充足的空间，而且在储层改造过程中还能降低起裂压力，易于形成缝网，增大改造总体积[19-21]。

2.3 保存条件是五峰组—龙马溪组页岩气富集的关键因素

四川盆地五峰组—龙马溪组黑色页岩沉积后，经历了加里东晚期的华夏板块碰撞挤压造山构造运动、燕山期以来的江南—雪峰持续陆内造山运动、喜马拉雅期印度板状向北冲挤运动的三重作用，无论是页岩地层还是页岩气藏在盆地边部都遭受了强烈改造，即使没有经历大规模改造，但只要地层有了倾斜作用，其页岩气富集与赋存条件就成为关乎页岩气能否富集成藏的关键因素。这主要体现在断层、目的层距离剥蚀区远近、埋深和顶底板条件等4个方面。断层越少、规模越小、距离断层越远，气藏保存越好。目的层距离剥蚀区越远，气藏保存条件越好；埋深越大，（原则上）气藏含气性越好，含气饱和度越大；顶底板越致密，气藏封闭条件越好。

学校计算机实验教学中心的功能主要承担全校计算机公共课实践教学、部分院(系)专业课的计算机应用软件课程教学、学校各类无纸化考试与培训、学生课下业余自主学习、师生网络文献查询等应用需求。因此，学校计算机实验教学中心建设要一切从学校办学实际和特色发展出发，由学校统一规划、合理布局。根据学校在校生人数、各分校区人数、学科专业特点，以学生为本位，建设一个“规模化，功能化、网络化、高效化、安全化、规范化、节约化”的计算机实验教学中心，有利于地方高校提高教学质量，全面培养学生计算机实践能力。

图2 上扬子地区龙马溪组一段岩相古地理图

图3 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气富集模式图[7]

2.4 页理（纹理）、微裂缝发育是页岩气高产的重要因素

五峰组—龙马溪组一段高TOC值页岩页理（纹理）与微裂缝发育。其中裂缝可分为顺层缝和非顺层缝，顺层缝多为层面滑移缝、页理缝和雁列缝。非顺层缝主要为剪切缝和拉张缝。纵向上，龙马溪组底部微裂缝密度最高，往上逐渐降低。龙马溪组微裂缝密度与TOC、硅质含量呈正相关关系，五峰组则与TOC、硅质含量相关性不明显。较清晰纹层微裂缝密度为最高，清晰纹层次之，块状纹层和欠清晰纹层微裂缝密度最低。微裂缝密度受控于生物成因硅质和有机碳含量，其含量越高微裂缝密度越大。成岩收缩是形成页理缝的主动力，区域构造拉张是垂直裂缝、滑移缝和雁列缝形成的主动力。“甜点段”内，生烃增压和强成岩收缩是微裂缝大量发育的主要原因，区域性抬升是又一项重要补充[11-14,19-21]。

2.5 四川盆地内五峰组—龙马溪组普遍形成超压，是页岩气高产的重要条件

地层超压是页岩含气性好、单井产量高的重要条件。超压表明页岩地层具有良好的保存条件，单井产量与压力系数呈明显的正相关关系（图4），地层压力（系数）越高，含气性越好，产量越高。勘探实践表明，五峰组—龙马溪组海相页岩气产层压力系数与埋深呈正比关系，埋深越大，压力系数越高，单井初始产量越高[6-9]。四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气产层中部埋深介于2 000～3 800 m，压力系数介于1.2～2.0。当地层压力系数超过1.5时，含气量大于4.0 m3/t，单井初始产量大于10×104m3/d；地层压力系数为1.0时，含气量介于2.0～3.0 m3/t，单井初始产量小于5×104m3/d。

图4 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气产层中部埋深与压力系数的关系图

3 页岩气勘探面临的挑战

目前，制约四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气发展的瓶颈和挑战主要包括以下6个方面。

3.1 富有机质页岩沉积相与沉积模式

页岩是指粒径小于62.5 μm的颗粒含量大于50% 的细粒沉积物或沉积岩[22-23]，其分布约占地壳表面沉积岩的2/3。目前，细粒沉积学在细粒沉积组成和分类，剥蚀、搬运和沉积机理，搬运营力，颗粒组成特征，纹层特征与成因机理方面取得了一系列重要进展[24]，并初步建立了水体分层、海侵、门槛、洋流上涌等沉积模式[22]。对于四川盆地五峰组—龙马溪组页岩，目前的研究局限于细粒沉积元素地球化学特征、岩石相类型和沉积相等[7-8,17,22]。因此，深入开展五峰组—龙马溪组黑色页岩形成地球化学背景、颗粒组成、粒径判别、物质来源、沉积水动力和沉积过程、沉积微相识别和细分、微古地貌、有机质富集主控因素等分析，明确富有机质页岩沉积相和沉积模式，为预测富有机质页岩分布及有利沉积相带提供基础依据，已成为必然趋势[23]。

3.2 页岩储层成岩过程与评价体系

页岩成岩过程影响储层生烃、储集性能和保存性质，而评价体系决定页岩气资源量计算和有利区带目标选择的可靠性。目前，国际上对页岩成岩作用类型、成岩条件等有了初步认识[25]，尤其是页岩储层实验技术和方法、孔隙类型和孔隙结构研究成果丰硕。近年来，五峰组—龙马溪组页岩储层研究进展飞速，尤其是页岩储层特征[24,26-28]、孔隙类型和结构认识不断深化[29-30]，并建立了包含TOC、含气性、物性、力学性质、地层压力和有效厚度等6项参数的评价方法[2,22]。但对于成岩作用类型、成岩阶段划分研究，目前仍处于尝试阶段，并且不同地区储层特征差异明显，因而需要针对每个区块具体地质情况，优选关键评价指标，在实验观察的基础上，紧密结合页岩气开发实践，开展不同地区储层特征对比和规律总结，从而更好地指导页岩气开发。

3.3 页岩气形成与聚集机理

近年来，针对涪陵焦石坝、长宁—威远和昭通等五峰组—龙马溪组页岩气田，勘探家们[6-9]先后提出了“阶段运移、背斜汇聚、断—滑控缝、箱状成藏”模式[9,11-14,19-21]、复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律[11-14]或“三元富集”模式等[5]，并初步建立了高演化、超高压海相页岩气成藏富集地质理论[7-9]。这些研究成果从宏观上认识到了页岩气滞留富集过程中“优质页岩”的物质基础及“有利的保存、构造条件”的关键作用。然而，由于不同地区的形成环境存在着差异，因而目前对于页岩有机质的物质来源及组成、不同类型有机质生烃潜力、页岩气赋存形式、封存机制及其与含气性的关系等方面的认识还处于初步阶段[16]，从而影响了对页岩气资源及页岩气“甜点”的正确评价。

3.4 页岩气层地球物理识别与预测

国外目前针对页岩矿物组分、地球化学参数、物性参数、含气性、可压裂性等方面的评价，已经形成了较为系统的技术方法[31]。我国对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩目前也形成了系统的矿物组分、地球化学参数、物性、含气性、可压裂性及裂缝预测等评价技术[32-33]，使页岩气评价由定性进入到半定量阶段。但因页岩气层地球物理响应差异小，因而在气层识别，有效储集层划分、参数识别、展布预测等方面仍然存在着较大的挑战[23]。

3.5 资源动用率低、不确定性大

截至2017年底，四川盆地的页岩气年产量已经超过90×108m3，这些产量主要来自于厚度不足于5 m的“甜点段”。四川盆地五峰组—龙马溪组“甜点段”之外TOC＞2%的层段在蜀南地区厚度超过30 m、在涪陵地区厚度超过70 m，其资源量目前基本没有动用。另外，资源评价还存在着以下4个方面的风险：①有利区落实程度低、评价精度不高；②经济资源埋藏深度不明确，目前仅实现了2 000～3 500 m深度范围资源工业产量的突破，更浅、更深资源的经济性尚不清楚；③四川盆地以外的构造改造区页岩气资源前景不明确；④中国南方大面积低压、常压区的页岩气资源经济性尚不确定[8-9]。

3.6 3 500 m以深页岩气勘探开发技术

北美页岩气开采以中浅层为主，我国通过引进、吸收、消化、再创新初步形成了3 500 m以浅的中浅层页岩气技术系列。但四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气资源主体埋深超过3 500 m[8-9]。针对3 500 m以深页岩储层的评价方法、储层精细识别与预测、资源量计算及选区评价、水平井钻完井、分段压裂改造、经济有效开发等，目前都还处于探索初期[11-14]。

4 页岩气勘探前景

四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气资源丰富、地质条件优越。综合评价结果表明[7-9,34]：四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩气有利区位于蜀南和川东（图5），包括涪陵、长宁—威远、富顺—永川、昭通等页岩气产区。有利区富有机质页岩有效厚度介于30～100 m， TOC介于3.0%～5.0%，含气量平均为4～8 m3/t，埋深介于2 000～4 000 m。有利区具有明显的经济与工程优势，地表相对平坦，水资源丰富，地面设施和油气管网有基础，具备大规模页岩气勘探开发的基本条件，是中国页岩气规模开发最有利区与商业性页岩气开发主产区[11-14,34]。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩埋深小于4 500 m有利区面积约为3.5×104～4.0×104km2，页岩气可采资源量为4.5×1012m3，为2020—2030年实现更快更大发展奠定了基础，成为今后相当长一段时间内中国页岩气勘探开发的重点层系。

5 页岩气开发建议

1）把握和利用好国家优惠政策的窗口期，加快四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气勘探开发，把页岩气打造成为新的经济增长点。国家页岩气补贴政策2018年以前每立方米补助0.3元，2019年以后每方立方米补助0.2元。因此，未来3年是利用国家政策的窗口期，进一步降本增效，将会具有较好的经济效益。

2）抓好页岩气工程技术、降低成本的重大理论和技术攻关，进一步推动页岩气资源规模有效开发。四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气埋深3 500 m以浅资源已经建成年产超过100×108m3产能规模，加上埋深3 500～4 000 m资源还可建成更大的产能规模。通过总结前期开发建设成果，在持续优化页岩气开发配套工程技术的同时，加强优质资源和经济可采储量评价，深化开采规律认识，搞好降低成本革命，优化开采模式，进一步提高页岩气开采效果和效益。

3）创新管理体制，进一步发挥整体优势。页岩气开发难度大、管理技术要求高，需要更充分发挥整体优势。目前四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气开发采取了国际合作、国内合作、风险作业和自营开发等多种组织形式，形成了“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”的“六统一、三共享”管理模式。进一步创新管理体制，强化协调组织，实现物资、装备、技术、管理经验等的资源共享。

图5 四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气甜点区分布图[34]

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