聂海宽，李沛，党伟，丁江辉，孙川翔，刘秘，王进，杜伟，张培先，李东晖，苏海琨

（1. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 102206；2. 中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院，北京 102206；3. 西安石油大学地球科学与工程学院，西安 710300；4. 中国石油集团工程技术研究院有限公司，北京 102206；5. 中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院，武汉 430223；6. 中国石油化工股份有限公司华东油气分公司，南京 210019；7. 中国地质大学（北京）能源学院，北京 100083）

0 引言

深层页岩气（埋深大于3 500 m）是中国页岩气勘探开发重要的战略接替领域，对于开创页岩气勘探开发新局面具有重要的意义[1-2]。据原国土资源部油气资源战略研究中心预测，中国页岩气地质资源量为123.01×1012m3，其中深层页岩气地质资源量为55.45×1012m3[3]，四川盆地3 500 m以深页岩气资源量在总资源量占比超过60%[4-5]。四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深层页岩气总体上表现为页岩厚度大、分布面积广和资源潜力大，具有良好的勘探开发前景[6-7]。目前在四川盆地及其周缘钻探的多口深层页岩气井均获得高产工业气流，在泸州、威远—荣县（简称威—荣）和白马等地（或区块）提交了探明储量。

前人在深层页岩气富集机理和高产控制因素方面进行了研究，总体上认为深层页岩气的富集程度主要与沉积条件、生排烃史、后期抬升幅度和构造变形有关，高产控制因素主要包括富有机质页岩厚度、储集层压力、含气量、天然裂缝发育程度、优质储集层钻遇率、水平段长度和压裂改造程度等[6,8]。深层页岩气在实现勘探开发突破的同时也面临着一系列制约其富集机理认识与规模有效开发的地质和工程难题，主要包括：①深层页岩品质研究薄弱，富有机质页岩发育特征、厚度及其展布还不清楚[5-6]；②深层页岩优质储集层类型、物性、天然裂缝发育特征、页岩气赋存机理以及含气性与中浅层有明显差异；③受多期构造事件影响，深层页岩气保存条件更加复杂，其评价还处在探索阶段；④深层页岩高温、高压、高地应力的特点导致水力压裂裂缝延伸困难、裂缝复杂程度低、改造体积小和导流能力差[9]；⑤深层页岩气富集条件复杂，富集高产机理不明[6]。深层页岩气井总体稳产能力差，少数深层高产井的高产因素不明，多数井表现为试采产量高、递减速度快和单井评估最终可采储量（EUR）低的特征。

针对上述五峰组—龙马溪组深层页岩气富集高产特征认识不清的难题，本文以四川盆地及其周缘为研究区，开展了高温高压条件下深层页岩的孔隙度、水平渗透率、三轴应力、等温吸附测试等实验，从页岩品质、储集物性、含气性、地应力和保存条件等方面剖析深层页岩气富集高产特征，提出研究建议和攻关方向。

1 深层页岩气勘探开发概况

中国四川盆地是一个在扬子克拉通基础上发展起来的叠合盆地。从震旦系至白垩系含油气地层广泛分布，盆地历经多期构造事件，尤其是晚三叠世以来的构造运动形成了现今构造地质格架（见图1）。本次研究目的层系上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组主要发育浅水陆棚相和深水陆棚相，受古隆起和水下高地影响，页岩展布和岩石类型在区域上有较大差异。目前，已在四川盆地及其周缘相继探明威—荣、丁山、南川、江东、白马、武隆、泸州、富顺—永川等多个深层页岩气田，钻获 DYS1、NY1、L203等1批深层页岩气高产井。盆内深层页岩气普遍表现为超压，压力系数为 1.5～2.5；而在盆缘复杂构造区，压力系数通常低于 1.2。可根据构造位置和地层压力将深层页岩气大致划分为盆内超压型和盆缘常压型（见图1、表1、表2）。

图1 四川盆地及其周缘五峰组底界埋深和五峰组—龙马溪组典型深层页岩气井分布图（五峰组底界埋深据文献[4]修改）

?

1.1 盆内超压型深层页岩气

2011年，中国石油天然气股份有限公司（简称中国石油）与壳牌（中国）有限公司合作在四川南部（简称川南）低陡构造带泸州区块实施的垂深为3 577 m的Y101井测试获日产气量 43×104m3，标志着深层超压页岩气勘探取得突破[10]。此后，中国石油化工股份有限公司（简称中国石化）和中国石油在南川、丁山、永川、威—荣、威远、长宁、东溪、凤来、泸州、焦石坝和平桥等地区的深层超压页岩均获得工业气流（见表1、表2），其中威—荣和永川南区分别提交页岩气探明储量1 247×108，234.53×108m3。中国石化在涪陵页岩气田二期产能建设也迈入“深层”，在江东和平桥区块深层提交了储量，实现了商业开发[11]。中国石油泸州区块的L203井（垂深3 893 m）获测试产气量达138×104m3/d，成为中国首口测试日产气量超过百万立方米的深层页岩气标杆井[8]，揭示深层页岩气具有良好的勘探开发前景。整体上，超压型深层页岩气多分布于盆地内部稳定构造带（如威远）、川南低陡构造带（如永川、泸州等）、盆地边缘高陡构造带的翼部（如丁山、东溪、南川、平桥深层以及焦石坝深层等）（见图1、表1、表2），气井常表现为试采产量高（大于20×104m3/d）、稳产期较短、EUR低等特点。

1.2 盆缘常压型深层页岩气

中国石化在焦石坝构造外围盆缘复杂构造区白马向斜的常压页岩气藏钻探垂深 4 600 m、水平段长约1 500 m的JY148-1井，测试获日产量11.14×104m3的工业气流[10]。2021年 12月经自然资源部评审认定白马区块新增探明地质储量1 048.83×108m3，证实常压深层页岩气具有良好的勘探开发前景。总体来说，常压型深层页岩气多分布于四川盆地周缘复杂构造区，如武隆、白马等地区（见图1、表1、表2），气井常表现为试采产量较低，一般小于20×104m3/d，但具有稳产期较长、EUR较大的特点。

2 深层页岩气富集条件和特征

2.1 富有机质页岩展布

随着深层页岩气勘探开发不断推进，深层富有机质页岩的评价工作成为重中之重。目前深层富有机质页岩的评价参数主要采用TOC值大于2%或TOC值大于3%的页岩厚度，也有学者采用U/Th值大于1.25的页岩厚度，并认为该厚度的页岩层段属Ⅰ类储集层[3]。也有研究认为深层页岩气的高产与深水陆棚相 WF2—LM4笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩厚度有关[12-13]，该类页岩具有有机碳含量较高、生烃能力强和生物成因硅含量高等特点[14-16]，具有较好的页岩气富集条件。综合勘探发现和生产特征分析，有学者认为距离龙马溪组底5～10 m的位置为“黄金靶窗”、距离2～3 m的位置为“铂金靶窗”[17-18]。这一认识明确了龙马溪组页岩气开发最有利的水平段穿行层位，具有十分重要的生产应用价值。但是该研究缺少横向对比，例如同样距离龙马溪组底5 m的位置，在不同地区可能为不同时代的龙马溪组页岩。

综合考虑页岩的等时性和全球对比性，本文主要对深水陆棚相页岩的笔石带厚度进行分析。基于陈旭等[19-20]提出的五峰组至龙马溪组底部自下而上可以划分为13个笔石带，通过不同地区生物地层厚度和页岩气井产量的对比研究，明确了“铂金靶窗”对应Metabolograptus persculptus带（LM1笔石带），“黄金靶窗”对应Akidograptus ascensus带和Parakidograptus acuminatus带（LM2—LM3笔石带）。基于典型页岩气井的笔石带鉴定，在缺少岩心或者岩心不足以进行笔石带鉴定情况下，通过分析GR测井曲线来划分笔石带[21]。根据30余口井的笔石带划分，绘制了LM1笔石带和LM2—LM3笔石带的页岩展布，前者的沉积中心在泸州—长宁、涪陵和巫溪一带，厚度为2～4 m（见图2），而后者的沉积中心在永善—长宁—合江和涪陵—石柱—巫溪一带，主体厚度为2～10 m，其中川南长宁和黔北永善的厚度超过10 m。页岩厚度较大的地区是页岩气富集和高产的有利区域，在LM1笔石带和LM2—LM3笔石带页岩厚度较大的长宁和涪陵均发现了中浅层页岩气田，而这一类型的深层页岩气属于“深水深层”型，即沉积时水体较深、优质页岩厚度大，现今埋深较大；在四川东南丁山地区、川南威远地区LM1笔石带和LM2—LM3笔石带页岩厚度较薄，属于“浅水深层”型页岩气，即沉积时水体较浅、优质页岩厚度小，现今埋深较大。

图2 四川盆地及其周缘赫南特阶LM1笔石带沉积时期沉积相及页岩展布（水下高地、浅水陆棚和潮坪据文献[22-23]修改）

2.2 储集层物性

常温常压测试分析表明，深层页岩的孔隙度和渗透率与中浅层相当[5]，孔隙度主体为4%～6%，受测试方法、层理方向和样品差异的影响，渗透率变化范围较大（见表1、表2）。在扫描电镜下，深层硅质页岩发育良好的孔隙（见图3）。常温条件下覆压测试表明，在围压30 MPa时，页岩孔隙度和渗透率分别比常温常压条件下降低了 15%～20%和 90%～95%[5]，WF2—LM4笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩抗压实能力强，因此其孔隙度受埋深影响小。为了模拟深层页岩在地层条件下的孔渗特征，采用西南石油大学脉冲衰减法实验装置开展高温高压孔渗实验，考虑到 LM2—LM3笔石带的页岩厚度仅5～6 m，地球化学和岩性特征类似，可以进行相似性模拟实验。样品采自 WY23-1井龙马溪组LM2—LM3笔石带含灰硅质页岩，实验的最高温度和压力分别为120 ℃和70 MPa。温度、压力逐渐增大实验结果表明，在10 MPa、60 ℃温压下孔隙度为4.05%；当压力和温度分别增加至40 MPa、90 ℃时孔隙度为2.52%，下降幅度为37.8%；当压力和温度继续增加至70 MPa、120 ℃时孔隙度为2.16%，下降幅度为46.7%。温度和压力逐渐降低实验结果表明，在温度和压力降低至40 MPa、90 ℃时，孔隙度为2.31%，小于实验首次在该温压条件下的2.52%（见图4a）。温度、压力逐渐增大实验结果表明，在10 MPa、60 ℃温压下渗透率为0.001 30×10-3μm2，当压力和温度分别增加至40 MPa、90 ℃时渗透率为 0.000 25×10-3μm2，下降幅度为80.8%；当压力和温度继续增加至70 MPa、120 ℃时渗透率为0.000 07×10-3μm2，下降幅度为94.6%。温度和压力逐渐降低实验结果表明，在温度和压力从70 MPa、120 ℃降低至40 MPa、90 ℃时，渗透率为0.000 10×10-3μm2，小于实验首次加至该温压条件下的0.000 25×10-3μm2（见图4b）。实验表明在深度达到3 500～4 000 m（对应实验温度约90～100 ℃，压力约40～50 MPa）时，孔隙度和渗透率均出现较大程度的降低（见图4）；继续增加温度和压力，孔隙度和渗透率进一步降低的幅度有限。对比常温常压条件，在深层高温高压条件下的页岩孔隙度下降幅度要大于常温高压条件下的孔隙度下降幅度，而渗透率的下降幅度小于常温高压条件下下降幅度，表明实际地质条件下深层页岩的孔隙度比前人研究结果要小，而渗透率则相反，这主要是因为高温改变了页岩的岩石矿物性质和孔隙结构，导致其压实作用更强，相反其对沿层理面的渗透率影响较小。

图3 四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩样品孔隙发育特征（扫描电镜图片）

图4 四川盆地龙马溪组深层页岩样品孔隙度和渗透率随温压变化特征（WY23-1井，LM2-LM3笔石带，3 847.73 m）

孔隙类型主要受岩相控制，深层硅质页岩和含灰硅质页岩主要发育各类有机质孔（见图3a、图3b），黏土质页岩和含灰黏土质页岩则主要发育黏土矿物层间孔和相对较少的有机质孔（见图3c、图3d）。整体来看，泸州、大足—铜梁、丁山和威—荣等深层页岩的孔隙度主体为4.0%～6.0%，与中浅层的焦石坝、长宁和威远等区块页岩的孔隙度相当。总体上，深层页岩的储集能力与中浅层差异不大，主要表现为渗流能力的差异，即高温高压条件下渗透率比常温高压条件下的下降幅度小。由于硅质页岩、含灰硅质页岩具有“多藻控烃源、生硅控格架、协同演化控储集层”的优质储集层成因机制[24]，比黏土质页岩的抗压实能力强，表现为在深层高温高压条件下孔隙度和渗透率的保持能力较强，因而硅质页岩、含灰硅质页岩要比黏土质页岩的储集能力强。

2.3 地应力特征

不同于中浅层页岩的复杂裂缝形态，深层页岩上覆压力成为最大主应力，导致裂缝垂向上延伸难度增大，沿水平层理的裂缝扩展能力增加[25]，表现为水平应力差大、破裂压力和闭合压力高，并且以层理缝开启和台阶状形态裂缝为主，不利于压裂裂缝的复杂化。深层页岩破裂模式趋于单一，剪切滑移面由粗糙变得光滑平整，层理剪切滑移更加困难[9]，导流能力降低，呈现高破坏峰值、高残余应力、低复杂程度的“两高一低”的非线性破坏特征。

四川盆地主要深层页岩气井的五峰组—龙马溪组埋深由 2 500 m增加到 3 500 m时，水平应力差由6.5 MPa增加到10.0 MPa左右；四川盆地3 500 m以深页岩气井的地应力往往超过了90 MPa，水平应力差主体为10～20 MPa（见表1、表2），且深层页岩剪切破裂范围较中浅层页岩大幅下降，裂缝延伸需要更大的净压力。以涪陵页岩气田白马区块JY148-1HF井为例，最小水平主应力为90～110 MPa，水平应力差为17～21 MPa，天然裂缝不发育。现场施工过程中，地层破裂压力往往超过了 115 MPa，且压裂施工压力较高，大都超过85 MPa，最高可达110 MPa，逼近限压，导致形成复杂缝网的难度加大，压后G函数分析显示裂缝复杂性一般。

为探讨高温高压条件对深层硅质页岩破裂的影响，采用中国科学院武汉岩土力学研究所自主研制的XTR01型微机控制电液伺服试验机，开展了4组不同温压条件下三轴压缩岩石力学试验，应力-应变曲线显示随着温压条件从围压10 MPa、温度60 ℃增加至围压70 MPa、温度120 ℃，硅质页岩试样的峰值强度逐渐增加（见图5），指示岩石破坏充分程度逐渐降低，破裂难度逐渐增加。与常温高围压三轴压缩试验相比，高温高压试验所得的页岩偏应力和轴向应变等参数均较大。表明随着温度压力的增加，页岩弹性模量降低、泊松比增大，增加了深层页岩的破裂难度，制约了深层页岩气的有效压裂和高产稳产。

图5 高温高压三轴压缩实验条件下硅质页岩应力-应变曲线

2.4 保存条件

四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩气埋深较大，经历的抬升剥蚀较小，一般认为具有较好的保存条件，但受中国南方多期次、复杂构造运动控制，深层页岩气保存条件非常复杂。深层页岩气的保存条件与构造位置和形态、裂缝特征、流体活动期次相关[7]，本文主要从构造位置和流体活动期次两个角度来讨论。

2.4.1 构造位置

盆内深层页岩气的保存条件主要受构造位置控制，在川东南多表现为“指状”的背斜构造，背斜窄而陡，向斜宽缓，裂缝发育程度存在明显的差异性，通常背斜比向斜的裂缝发育，背斜核部比翼部的裂缝发育，向斜翼部比核部的裂缝发育。目前，四川盆地内除了位于向斜斜坡位置的L203井外，深层页岩气勘探主要集中在川南和川东南的背斜高部位（见图1、表1、表2），构造活动复杂且以张应力为主，页岩多发育垂直裂缝，这对五峰组—龙马溪组深层页岩气储集层均造成较大程度的破坏，页岩气保存条件一般比同一地区的向斜区差，同时导致背斜核部的页岩气储集层多表现为压力系数略低、压裂液易漏失、压裂后试采产量高但递减快，如背斜核部的岩心可见尚未被方解石脉完全充填的裂缝（见图6），表明页岩气一直处于散失状态，这比盆外五峰组的滑脱构造对页岩气储集层的破坏性更强。相比之下，向斜区一般为挤压应力，天然裂缝发育较差，所以页岩气保存条件较好，压力系数较高，易于稳产高产，但是压裂施工压力高、闭合压力大，难以形成复杂缝网，如威—荣页岩气田西部和永川地区YY1井区。泸州页岩气田也表现出类似特征，该区块内发育多个低陡断背斜和向斜构造，其中向斜储集层内主要发育规模较小的裂缝，以水平缝为主，对页岩气储集层破坏有限[8,26]，因此压力系数较大（大于1.86），产气量高，如L203井成为国内首口测试日产量超百万立方米的深层页岩气井[8]。

图6 四川盆地五峰组—龙马溪组深层页岩裂缝发育模式

四川盆地外深层页岩气储集层的裂缝主要发育在五峰组—龙马溪组底部，五峰组页岩通常作为滑脱层，但总体滑动层段较薄，仅限于五峰组底部与临湘组灰岩接触的几十厘米，对页岩气储集层的破坏主要集中在底部，对滑脱层之上的五峰组和龙马溪组页岩气储集层破坏较小，页岩气保存条件总体较好。受盆外区域构造背景所致，在向斜的核部受两翼的滑动影响较小，五峰组页岩层总体滑动较小，能形成良好的深层常压页岩气储集层，如武隆向斜和白马向斜。

总体而言，向斜深层页岩气比背斜保存条件要好，但盆内向斜一般埋深较大，所以目前主要勘探盆内背斜高部位。随着地质认识的提高和压裂工艺的进步，正在向向斜翼部逐步展开。

2.4.2 流体活动期次

裂缝的封闭性能可通过其充填的脉体及形成时的流体活动来评价，根据裂缝脉体中流体包裹体均一温度和页岩埋藏史—热演化史分析，可以确定流体活动时间、脉体形成时间以及裂缝封闭的最晚时间[27]，进一步可以大致确定深层页岩气储集层遭受改造或破坏的时间及程度。Nie等[27]通过对比分析川东南地区北东—南西方向以焦石坝背斜JY4井和平桥背斜JY8井为代表的中浅层页岩气储集层与南川断鼻NY1井和丁山断背斜DY4井、DY5井为代表的深层页岩气储集层的脉体类型和形成时间，认为脉体形成越早、越深，越有利于页岩气储集层保存，而脉体期次多、形成时间晚，并且包裹体均一温度范围大、温度低，则表明深层页岩气储集层遭受的破坏较严重。如在南川地区NY1井、丁山地区DY4井、DY5井和永川地区YY1井均发现了复杂的裂缝系统和多期次的流体活动，深层页岩孔隙度和含气量均不同程度降低，气井稳产能力和EUR也均有所降低，表明深层页岩气保存条件均遭受了较大程度的破坏。

2.5 含气特征

与深层常压页岩含气性主要受控于温度条件相比，深层超压页岩同时受高温高压双重因素控制，其含气特征更为特殊。高压能够减小天然气的扩散系数[28-29]，抑制天然气的散失，促进页岩气的自封闭。页岩含气结构（游离气与吸附气比例）受控于温压条件约束下的天然气赋存状态。因此，深层与中浅层页岩含气结构存在差异。为定量分析深层页岩含气结构，采用间接计算法和现场解吸法对四川盆地部分深层页岩样品进行分析，其中间接计算法是指通过超高温、高压条件下的等温吸附实验与Langmuir等温吸附模型获取吸附气量，高温高压等温吸附实验采用西南石油大学容积法等温吸附实验仪器完成，两个样品采自WY23-1井龙马溪组LM2—LM3笔石带，编号分别为1-1和1-2，同时借助理想气体状态方程与吸附气体积校正模型获取页岩游离气量，吸附实验和理论计算的温压条件一致，均为储集层温度135 ℃与最大模拟压力 80 MPa，理论计算过程可参见 Dang等[30]的文献分析。与中浅层页岩类似，深层页岩的等温吸附曲线表现为Ⅰ型，即在相对低压时吸附量迅速上升，达到一定压力后吸附出现饱和值（见图7），这表明两者在吸附气微观赋存方面并无差异，均反映了甲烷单分子层吸附机理。深层页岩吸附气含量为4.06～4.90 m3/t，占总含气量的38.74%～42.79%，平均为40.86%，而游离气占比为 57.21%～61.26%，平均为 59.14%（见表3），反映了深层页岩高游离气、低吸附气的含气结构特征，这也是深层页岩气初期产量高、产量递减快、稳产难度大的原因之一。依据李东晖等[31]的现场解吸法所计算的威—荣页岩气田 WY11-1、WY1井的实际总含气量为3.35～5.92 m3/t，平均为4.53 m3/t，远低于理论计算的最大含气量9.02～11.39 m3/t，表明该区深层页岩气的保存条件较为复杂，导致现今含气量较低。

图7 四川盆地WY23-1井龙马溪组深层页岩样品甲烷等温吸附曲线（温度为135 ℃）

表3 间接法计算的页岩理论最大含气量

3 地质勘探方向与工程技术

3.1 地质勘探方向

相比中浅层页岩，四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组深层页岩受构造运动、成岩作用、流体活动等因素的影响更复杂，导致富有机质页岩分布规律、有机-无机成岩相互作用、页岩气赋存机理、页岩气保存条件等认识不清或不深入。因此，建议针对深层页岩加强富有机质页岩厚度及展布、页岩气赋存机理和特征、页岩岩石力学、构造演化和生排烃史等基础地质研究。例如对于生排烃史的研究，在页岩生排烃过程中，排出的烃越少，残留的烃越多，则现今页岩气储集层的含气（资源）丰度越高。而对于同一构造单元内的页岩，深层页岩一般比中浅层页岩经历的历史最大埋深要大，这导致其排烃量较大，而现今残留烃量较少。因此，有必要加强四川盆地及其周缘深层页岩埋藏热演化史、生排烃史的综合研究，尤其是加里东期生排烃量分析。

深层页岩气富集主要受构造背景和富有机质页岩发育控制。四川盆地内部深层页岩气总体泄压程度低，保存条件好，富有机质硅质、含灰硅质和黏土质页岩均具备较好深层页岩气富集条件和勘探潜力；盆缘地区泄压程度较高，黏土质页岩储集性能变差，五峰组多为滑脱层，页岩气保存条件通常较龙马溪组差，应优先勘探龙马溪组底部硅质页岩、含灰硅质页岩。深层页岩气的开发主要受深层页岩气“甜窗”的控制[32]，并且由于埋深大、勘探开发成本高，因而对优质页岩的厚度要求更高，建议优先在埋深小于5 000 m的宽缓背斜和向斜的斜坡位置以及LM1—LM3笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩厚度大于10 m的“深水深层型”页岩气区开展勘探开发，这些位置常具有高脆性、高孔渗、高压力系数、高含气量等特征。在盆缘地区的残留向斜区，由于构造抬升时间较早，深层页岩气表现为常压特征，含气量相对盆内深层页岩气较低，页岩气勘探开发难度较大。

3.2 工程技术

深层页岩一般具有地层温度高（120～150 ℃）、地应力大且两向水平应力差大、泊松比大而弹性模量低的特征，导致页岩塑性增强，压裂裂缝起裂和延伸困难，且裂缝闭合压力高，使得支撑剂易破碎或嵌入地层[8-9]，这不仅影响压裂裂缝的支撑程度和复杂缝网形成，也对支撑剂的有效支撑提出了更高的要求。因此，建议采用“多簇密切割+强加砂+可变粘压裂液+缝口缝内双暂堵”的高强度体积改造工艺技术，“多簇+密切割”的施工工艺可以显著提高裂缝复杂性和改造程度；采用变粒径支撑剂和连续加砂可以明显提高支撑裂缝有效性，实现多尺度裂缝匹配；采用高效滑溜水可显著降低施工压力；采用缝口暂堵转向工艺可以提高裂缝延伸均匀性，采用缝内暂堵转向工艺可大幅度提高裂缝复杂度。此外，为了提高页岩气井压裂后返排效率，要采取控液提砂、少液多砂的技术模式，避免出现大量压裂液滞留储集层排采不出的情况。

针对深层页岩气地质特征，需要地质-工程-气藏-排采专业紧密结合，建立地质工程一体化压裂技术，设计理念应由单井单段的压裂设计向井平台、区块、区域整体提高动用程度及提高采收率方向发展。由于深层页岩储集层压力高，页岩气井第 1年产量递减率达到50%～70%，早期大压差生产易形成储集层伤害，需要制定最佳控压生产和返排制度，包括配产、生产压力以及各种增产措施等，如威—荣、泸州等深层页岩气地区通过控压生产，单井EUR可提高20%以上。

4 结论

四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组深层页岩气富集特征主要表现在：①LM1—LM3笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩控制着深层页岩气的富集，同时也是深层页岩气水平井穿行的有利靶窗。②深层页岩具有低孔低渗的特征，高温高压模拟实验表明孔隙度和渗透率比中浅层页岩均出现较大程度的降低。③深层页岩含气结构以游离气为主，其占比平均为59.14%，比中浅层略高。④深层页岩气保存条件更为复杂，受构造位置和形态、裂缝特征、流体活动期次等控制更加明显。

为了实现经济开发，建议加强深层富有机质页岩展布、页岩气赋存机理和特征、页岩岩石力学、构造演化和生排烃史等基础地质研究。另外，建议优先在宽缓的背斜和向斜、埋深小于 5 000 m、LM1—LM3笔石带硅质页岩、含灰硅质页岩厚度大于10 m的“深水深层型”页岩气区开展勘探实践。

在压裂改造工程工艺上，建议采用密切割、强加砂、双暂堵等工艺，使深层页岩储集层得到最大程度的改造。同时应建立地质工程一体化压裂技术，设计理念由单井单段的压裂设计向井平台、区块、区域整体提高动用程度和提高采收率方向发展，持续降低开发成本，并制定最佳控压生产和返排制度，提高单井EUR，实现稳产高产。

符号注释：

EUR——单井评估的最终可采储量，108m3；Ro——镜质体反射率，%；TOC——总有机碳含量，%。