胡东风 魏志红 李宇平 刘珠江 袁 桃 刘晓晶

中国石化勘探分公司

0 引言

自2012年以来，我国陆续发现了涪陵、长宁、威远、昭通等等一系列大中型页岩气田，获得了页岩气产业发展的重大突破，积累了丰富的页岩气勘探开发经验[1-4]。随着勘探开发理论认识与技术的进步，研究认为，四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组深层（埋深大于3 500 m）页岩分布广泛，资源潜力大，可能是未来页岩气勘探开发的重要接替领域[5-6]。由此近年来，深层页岩气逐渐成为下一步勘探开发的重要方向。但随着埋深增加，在深层页岩气富集理论认识与评价技术、工程工艺技术等方面仍然存在着一系列瓶颈问题，需要不断攻关探索，落实勘探前景。

川东南地区复杂构造带是四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组深层页岩气勘探的重要探区。受多期次、多方向、多方式构造改造和应力影响[7-8]，该区域地质条件复杂，勘探难度大。在构造特征上主要表现为多构造边界和多构造体系，为复杂的褶皱构造发育带，发育中古生代多层次滑脱构造，具有显著的南东向变形强、北西向变形弱，南东向变形早、北西向变形晚的递进变形特征[9-10]。盆地东南边界的齐岳山断裂将该区域分为湘鄂西断褶带和川东断褶带两个不同的构造区，其中湘鄂西断褶带以“隔槽式”结构为主，川东断褶带为“隔档式”结构，而区域内的页岩气主要就分布于复杂的川东“隔档式”断褶带[1]。

自2013年以来，中国石化在该区域内持续进行深层页岩气的勘探开发。从DY2井首探深层开始，到近期实施的XY1井获得日产量超过50×104m3的高产页岩气流，历经近十年，逐步取得了深层页岩气孔隙发育、富集条件认识和评价预测技术、工程工艺技术的突破，展现出深层页岩气巨大的勘探开发潜力，为川渝地区建设“气大庆”增添了坚实的资源接替阵地。为此，梳理了川东南地区复杂构造带深层页岩气勘探开发历程，总结了该区域深层页岩气勘探进展与成效，以期为我国深层页岩气的进一步勘探开发提供参考。

1 勘探发现历程

川东南地区深层页岩气勘探发现历程主要包括气田的发现、主体控制和基本探明三个重要阶段。

1.1 气田的发现

在2012年底涪陵页岩气田焦石坝区块JY1井取得页岩气勘探开发的战略性突破后，中国石化随即开始了对矿权范围内的五峰组—龙马溪组整体评价，最终优选了18个有利目标。参考涪陵页岩气田构造样式，优选埋深适中、优质页岩发育的有利目标，部署实施了两口埋深相对较浅的盆缘页岩气风险探井，但最终均告失利，盆缘复杂构造带的页岩气勘探遭遇低潮。勘探人员经过反思，重新瞄准保存条件好、埋藏深，但分布面积更广的深层页岩气开展评价。鉴于当时对深层页岩是否发育优质储层、可改造性如何等问题仍不明了，同时压裂技术也存在局限，最终选择了更稳妥的方案，加深钻探常规风险探井——LS2井，并更名为DY2井，旨在取全、取准深层页岩气储层资料，开展整体评价，研究深层页岩气生、储、赋存等机理，并探索相关工程工艺技术。

DY2井位于川东南地区盆缘丁山构造轴部低缓部位，于2013年6月完钻，完钻井深4 418 m，钻遇五峰组—龙马溪组泥页岩厚度82.0 m，优质页岩段平均含气量为8.82 m3/t，平均TOC为3.95%，平均孔隙度为5.96%，脆性矿物平均含量为57.5%。钻探揭示丁山区块具备良好的页岩气勘探潜力。在DY2井导眼井完钻后，利用钻井、录井、测井及岩心分析资料对五峰组—龙马溪组页岩气层进行快速评价，决定不开展直井压裂测试，直接实施水平井钻探、评价产能。选择DY2井底部4 362 m作为侧钻水平井水平段靶窗中心，实施侧钻水平井——DY2HF井，侧钻水平井于2013年9月完钻，完钻井深5 700 m（斜深），垂深4 417.36 m，水平段长1 034.23 m。并于2013年10月，分12段进行大型水力压裂测试，2013年12月开始放喷求产，获稳定测试产量10.42×104m3/d，由此揭开了深层页岩气勘探的序幕[11-12]。

DY2HF井是国内第一口埋深超过4 000 m的页岩气探井，证实了深层页岩气具有良好的资源潜力。通过该井的钻探，认识到深层页岩储层是富气的，孔隙也是发育的，但孔隙发育机理、赋存机理尚不明确，富集条件也尚存疑虑，深层工程工艺技术也不成熟，勘探风险相对较大。

1.2 主体控制

在DY2HF井突破的基础上，2014年为进一步落实丁山区块构造细节，查明页岩气“甜点”区，部署实施了超400 km2的三维地震，为丁山区块页岩气勘探开发奠定扎实资料基础。2015年，在三维地震实施的基础上，通过加强丁山区块地质评价、地质和工程“双甜点”预测，开展了新一轮的甜点区识别，优选丁山构造轴部斜坡带为丁山区块的“双甜点”有利目标。为实现双“甜点”区整体控制，考虑不同埋深及井间距离，同时部署了DY4、DY5井，2017年两口井测试均获10×104～20×104m3/d的工业气流，实现了丁山区块页岩气开采的商业化突破和“甜点区”的整体控制，基本落实丁山区块气田含气面积超过500 km2，初步探索形成了“单段2～4簇、大排量、前置胶液+高黏滑馏水+后置胶液”的深层页岩气工程工艺技术，打开了川东南地区深层页岩气勘探的新局面。

1.3 基本探明

2019—2022年，为扩大含气面积，探索不同构造样式的高产富集条件，持续开展深层页岩气压裂工程工艺技术攻关，设立了中国石化东溪深层页岩气试验区，先后部署实施了DYS1、DYS2、DY7、DY8、DY9、DY10、XY1井等多口探井。其中 DYS1、DYS2、DY7、XY1井均获得30×104～60×104m3/d的高产工业气流，证实了不同构造部位的良好含气性，形成了适用于3 500 m以深“密切割、增净压、促缝网、保充填”的深层页岩气压裂工艺技术，为实现丁山区块深层页岩气田千亿立方米储量的探明奠定了基础。

2 理论认识进展

中国石化依托“十三五”国家重大专项等研究课题，在丁山、东溪、威荣、永川、涪陵江东、平桥等地区进行了深层页岩气的理论探索与技术攻关，揭示了深层页岩气储层普遍具有“高压、高孔、高含气量”的“超压富气”特征，查明了深层页岩气甜点评价的关键要素，建立了深层页岩气“超压富气”模式，为川东南地区复杂构造带深层页岩气的勘探突破奠定了理论基础。

2.1 深层页岩气“超压富气”新认识

通过对四川盆地五峰组—龙马溪组埋深3 500 m以深的深层页岩气富集机理研究，明确了深层发育“高孔”优质储层，查明了深层页岩储层孔隙发育与保持机理，深化了深层页岩气赋存与保存机理，有效指导了深层页岩气的目标评价优选。

2.1.1 深层页岩气“高压、高孔、高含气量”特征

勘探实践和研究表明，川东南地区复杂构造带深层与中浅层相似，同样具有良好的页岩气成藏物质基础，具备富集高产的基本地质条件。实钻揭示，保存条件较好的DY4、DY5、DYS1 等井深层优质页岩气层（TOC≥2%）压力系数分别为：1.45、1.47、1.85；平均孔隙度分别为5.90%、4.78%、6.05%（表1），有机质孔发育，面孔率高（一般介于10%～40%，局部可达60%），孔径主要介于2～200 nm，主要为蜂窝状的椭圆形；平均含气量分别为5.17 m3/t、6.16 m3/t、5.06 m3/t。

表1 各页岩气井目的层段关键参数对比表

2.1.2 深层深水陆棚相页岩孔隙发育与保持机理

勘探实践表明，深层深水陆棚相页岩孔隙度没有因为埋深、上覆岩层压力的增大而出现明显下降。研究发现，“石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合作用是深层页岩孔隙得以发育和保持的关键。

1）深水陆棚生物硅质对于页岩有机质孔的形成、保持具有重要的作用。五峰组—龙马溪组优质页岩储层中见大量笔石、有孔虫、放射虫、海绵骨针等生物化石，硅质含量高，且有机质含量与硅质含量呈明显的正相关性，另外在 Al—Fe—Mn 三角图上，绝大多数测量值落在了生物成因区，认为五峰组—龙马溪组深水陆棚相优质页岩的硅质矿物主要以生物成因为主[1,13-14]。通过分析DYS1井五峰组—龙马溪组页岩孔隙度与硅质矿物含量的关系表明，孔隙度与硅质含量具有正相关性。由此推断生物成因的硅质含量是影响优质页岩孔隙度的一个重要因素[15]。

另外，五峰组—龙马溪组优质页岩发育于深水陆棚相环境，在沉积成岩过程中，随着埋深、热演化程度的增大，伴随着干酪根、液态烃裂解生气，有机质孔伴生发育。同时深水陆棚相生物成因的硅质（蛋白石A），在埋藏成岩早期转化成高硬度晶态石英，高硬度石英抗压实作用强，为优质页岩储集层早期原油充注及纳米级蜂窝状有机孔的发育和保持提供了空间和保护，是有机孔得以保存的关键因素。而浅水陆棚相孔隙度与硅质相关性则不好，这可能是由于浅水陆棚硅质含量低、硅质支撑弱，黏土含量高、表现出强压实的特征，早期形成的孔隙没有得到有效保护[15]。

2）深层页岩储层超压有利于有机质孔的保持。四川盆地南部五峰组—龙马溪组深层页岩构造形变弱、普遍具有超压特征，超压对于页岩孔隙的发育与保持具有明显的保护作用，抵消了上覆地层有效应力对页岩储层的机械压实，从而使已形成的塑性有机质孔保存下来，有利于有机质孔的维持。同样是深层页岩气层，优质页岩层TOC相近，超压页岩气层压力系数、含气量较大，孔隙度明显较大（图1）；而保存条件较差的储层，压力系数、含气量明显较小，孔隙度同样较小。典型的YZ1井，该井目标储层保存条件较差，压力系数小于1.0，优质页岩实测孔隙度介于0.60%～2.60%，平均为1.91%，扫描电镜下显示，保存条件、孔隙发育程度相比于DYS1井要差，孔径也明显较小（图2）。这也进一步证实了深层非超压条件下有机孔隙不能有效保存。因此，良好的保存条件对深层页岩孔隙发育至关重要。近期勘探实践表明，在“石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合作用下，发现了PS1井五峰组—龙马溪组埋深近6 000 m的优质页岩依然具有高孔、有机质孔发育的特征，PS1井优质页岩发育厚44 m，平均TOC为3.66%，平均孔隙度为5.22%（图1），有机质孔发育，呈蜂窝状，孔径主要分布于2～80 nm之间，孔隙结构与中浅层、深层相似。

图1 不同探井页岩TOC与孔隙度关系、压力和埋深关系图

图2 五峰组—龙马溪组优质深层页岩储集特征图

2.1.3 深层页岩气赋存特征

研究表明，深层深水陆棚相优质页岩气储层一般具有超高压特征，在保存条件好、流体压力高的情况下，随埋深、湿度增大，页岩气层吸附能力降低、游离气占比增大，游离气更富集。

1）盆内深层后期抬升改造弱，剥蚀量少，保存条件好，普遍发育超压。页岩气储层超压成因及演化研究结果表明，在持续抬升开始前的最大埋深时刻，深水陆棚相优质页岩气储层一般具有高含气量、异常高地层压力等特征。高TOC、腐泥型—偏腐泥混合型干酪根、热演化程度适中的五峰组—龙马溪组在早深埋期，在顶、底板良好的封堵条件下，原油、烃类气体滞留在页岩储层中富集，所生成的烃类大幅增压，从而有利于页岩气藏高含气量以及超压的形成。四川盆地南部五峰组—龙马溪组晚期构造抬升作用弱，早期形成的页岩气虽然在抬升剥蚀过程中有一定的散失，但总体上仍然保持了高含气量的特征，超压得以维持；而在盆缘或盆外强变形区，页岩气逸散相对更加强烈。例如YZ1井目标储层，压力系数小于1.0，优质页岩段含气量平均值小于0.5 m3/t，表现出深层页岩气储层在保存条件差的地区只有极低的含气量。

2）深层页岩气在高压情况下，以游离气为主，利于产出。利用JY1井龙马溪组样品模拟不同埋深及不同压力系数下吸附气和游离气的变化规律，研究表明，五峰组—龙马溪组页岩随着埋深增加，吸附气量呈现先增大，在埋深超过1 000 m后明显减小的趋势；而游离气量则表现出随着埋深、压力系数增大而不断增大的趋势（图3）。这意味着埋深越深，越有利于游离气的富集，且压力系数越大，游离气量越大。通过分子动力学模拟实验研究表明，深层页岩孔隙中主要以游离气为主[12]。

图3 不同埋深下页岩吸附气、游离气含气量变化规律图

基于上述认识，开展了焦石坝区块超压区、丁山区块超压区和东溪区块超压区吸附气和游离气的定量表征，结果显示焦石坝区块超压区游离气占68%，吸附气占32%；丁山区块超压区游离气占81%，吸附气占比19%；东溪区块超压区游离气占84%，吸附气占比16%。尽管都以游离气为主，但焦石坝区块超压区由于埋藏浅，地层温度低，其游离气含量总体小于丁山区块、东溪区块的超压区。

2.2 深层页岩气甜点评价的关键要素

深层页岩气储层普遍具有埋深大、温压高、施工改造难度大等特点[16-18]，能获得高产气流的“甜点”要素由多方面因素共同控制。

深水陆棚相优质页岩发育是深层页岩气储层“甜点”评价的基础条件。五峰组—龙马溪组深层深水陆棚相优质页岩具有高的生烃能力、适中的热演化程度和良好的页岩储层品质[19-20]。川东南地区复杂构造带深层深水陆棚相优质页岩，厚度介于30～40 m，页理发育，具有较高的有机碳含量和硅质含量，平均TOC为3.5%，硅质含量一般大于40%，黏土矿物含量低。总体看来，厚度超过30 m、高TOC值、高脆性、页理发育的深水陆棚相优质页岩，是深层页岩气“甜点”评价的基础条件。

高流体压力有利于深层页岩气富集。一方面，高流体压力的页岩储层，揭示了其良好的保存条件，天然气逸散作用较弱，使得页岩储层含气性得以保存，表现出高流体压力的页岩储层普遍具有高含气量特征。另一方面，不同围压下三轴实验揭示，围压对页岩脆—延转化起主导作用，随着试验围压的不断升高，峰值强度、弹性模量、残余强度等岩石力学参数不断增大，破碎程度逐渐降低。但是对于超压地层而言，由于高流体压力的存在，能够有效降低实际作用在岩石骨架上的有效应力，即实际围压降低，进而改善页岩脆性，增强可压品质。

超压背景下的页岩气层微裂缝有利于高产。勘探实践表明，国内深层页岩气测试产量在30×104m3/d以上的3口探井（DYS1、L203和Z202-H1井）都位于微裂缝相对发育区。页岩发育大量的微细裂缝、微层理结构，它们与大量的孔隙联合，形成裂缝—基质孔隙网络系统。小断层及微裂缝引起应力释放，在一定程度上可以降低地应力，且在超压情况下，微裂缝有可能为弱埋面，更容易降低页岩起裂压力。

低地应力、较小的水平两向应力差是储层改造的有利地质条件。深层页岩气普遍具有高地应力特征，寻找低地应力的目标，降低施工难度是重要甜点评价要素之一。而寻找较小两向应力差的目标，有利于实现裂缝的均匀起裂，从而形成复杂缝网，提高有效改造体积和页岩气层的有效动用。研究表明，现今地应力主要受埋深、现今区域应力、古地应力及断裂等诸多因素的影响。其中，随着埋深增大，地应力总体变大，不同地区两向应力差和地应力梯度差异大；受现今区域应力影响，靠近控盆断裂地应力梯度较高，远离大型控盆断裂地应力梯度低；在同等埋深条件下，宽缓构造应力差及应力梯度相对较小的地区，是深层页岩气勘探的有利目标。

综上所述，深层深水陆棚相优质页岩发育是深层页岩气“甜点”评价的基础条件，而高流体压力的深层页岩储层，保存条件好，含气性高，有利于页岩气富集。低地应力、较小的水平两向应力差是储层有效改造的有利地质条件，超压背景下发育微裂缝可降低起裂压力，有利于实现高产。

2.3 深层页岩气富集模式

深层页岩普遍具备富集高产的基本地质条件[20-22]，同时后期差异抬升剥蚀造成其保存条件总体较好，随着埋深的增加，页岩储层普遍具有超压富气的特征。通过对典型深层页岩气藏解剖分析，建立了川东南地区盆缘复杂构造区三种深层页岩气富集模式。

2.3.1 斜坡渐变型

该类富集模式最典型的为丁山区块。受齐岳山断裂影响，沿着齐岳山断裂带向鼻状构造带的延伸方向，构造变型强度、构造抬升剥蚀作用呈现逐渐变弱的趋势。浅埋藏带页岩气发生“垂向+横向联合”逸散；深埋藏带页岩气滞留富集，随着埋深增加，页岩气层孔隙度、含气量及压力系数均呈现出逐渐变好的趋势，表现为超压、高含气量、高孔隙度等特征。总体为“齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向—横向联合逸散、深埋逸散较弱”的盆缘斜坡渐变型深层页岩气“超压富气”模式（图4）。

2.3.2 断洼遮挡型

该类富集模式最典型的为新场区块、东溪区块和良村区块。该类目标构造相对较为宽缓、与盆缘呈断洼相接，断洼清晰，边界断层不通天，侧向逸散程度低，保存条件好，而且随着埋藏深度的增加，页岩储层表现出超压的特征，页岩气藏滞留富集程度更高。分析认为，构造宽缓的断洼构造是盆缘断洼遮挡型深层页岩气富集的关键因素（图4）。

2.3.3 逆断层遮挡型

该类富集模式最典型的为焦石坝南地区。该类目标构造相对简单，地层平缓，断裂不发育，纵向、横向逸散均相对较弱，在深埋藏区，页岩储层普遍具有超压的特征，具有良好的保存条件，含气性好；而在浅埋藏区发育逆断层遮挡，对深层页岩气藏的滞留富集会更有利。由此分析认为宽缓深埋条件、逆断层发育是盆缘逆断层遮挡型深层页岩气富集的直接因素（图4）。

图4 川东南地区盆缘复杂构造区深层页岩气超压富集模式图

综上所述，断裂发育情况、构造样式和埋深是盆缘深层页岩气富集的主要控制因素。边界主控断裂不通天、发育逆断层遮挡、构造相对简单宽缓和深埋条件，是川东南地区盆缘复杂构造区深层页岩气富集的有利因素。

3 深层页岩气“甜点”地震预测及压裂监测技术的应用

在深层页岩气的勘探过程中，随着埋深增加，地层压力系数、地应力、裂缝等甜点参数等随深度变化规律不清晰，地震预测难度大。以模拟原位岩石物理实验为基础，明确深层页岩岩石物理特征，构建基于微纳米—各向异性岩石物理模型，攻关各向异性叠前反演技术，形成页岩储层可压性评价技术，提高了复杂构造区、深层页岩气甜点预测的精度。

3.1 基于扰动体积模量的压力系数地震预测技术

通过岩石物理研究，查明了体积模量是压力的敏感参数，揭示了扰动体积模量（饱和流体体积模量与固体矿物体积模量的差）与压力系数呈对数正相关。根据实钻井数据建立了基于扰动体积模量的压力预测模型，基于叠前体积模量反演实现压力系数预测：

式中Pc表示压力系数；ΔK表示扰动体积模量；a、b表示回归系数，可由实测数据回归得到。

丁山区块断鼻DY1、DY3井靠近齐岳山断层，预测压力系数小于1.1，为常压区；远离齐岳山断层的深层DY4、DY5和DY2井，预测压力系数大于1.5，为高压区；东溪区块整体位于齐岳山断层的下盘，且其东斜坡与齐岳山断层的断洼相隔，4口钻井揭示该地区具有较好的保存条件，预测结果与实测结果相一致，均为高压区。

3.2 区域应力背景约束的水平应力差地震预测技术

水平地应力差越小越易于压裂形成复杂缝网。目前的地应力预测方法多以水平差异系数预测为主，无法实现水平应力差绝对值的预测。通过对川东南地区复杂构造带构造特征分析及重点探井解剖，明确了现今地应力受构造作用、埋深等因素影响。靠近控盆断裂的强烈挤压区现今应力总体较高，在埋深相同条件下，受构造变形较弱的宽缓构造水平应力差相对较小，小断层及微裂缝的发育会引起应力释放，可以在一定程度上降低地应力。因此，将地应力分解为背景应力与局部应力扰动，分别基于组合弹簧理论与各向异性理论计算背景应力与水平应力差异系数，最后将二者融合，可实现水平地应力差预测。从DYS1HF井水平应力差的预测剖面（图5）可以看出，3～7段、11～13段和18～21段的水平应力差较低，微地震监测事件数局部明显增加，该技术为水平井设计提供了一定的支撑作用。

图5 应力差预测结果与微地震事件对比图

3.3 各向异性增强的裂缝五维地震预测技术

天然裂缝具有结构弱面，强度较低，易于被压裂的特性。随着页岩气勘探向深层领域迈进，页岩储层裂缝的发育对工程压裂的积极作用逐渐体现出来。但不经过反演直接利用振幅或属性（频率、衰减等）的裂缝预测方法仅能得到界面两侧地层的综合响应，预测精度偏低。基于Rüger[23]提出的方位AVO近似方程，推导了方位弹性阻抗方程，将裂缝介质的界面信息转化为地层内部弹性信息，进一步将方位弹性阻抗进行傅里叶级数展开：

式中EIA(θ,Ø)表示标准化后弹性阻抗；θ表示地震波入射角；Ø表示测线方向与裂缝法向的夹角；A0表示零阶傅里叶系数，背景项，与观测方位无关；A2与A4分别表示二阶与四阶傅里叶系数，只与入射角和各向异性参数有关，均反映了裂缝的各向异性特征。

通过式（2）剔除各向同性信息，提取各向异性信息，实现裂缝预测。结果显示，DYS1HF井水平井10～19段裂缝较为发育，其余段裂缝不发育（图6）；裂缝发育段地层破裂压力相对其他段较低，其中14～16段为裂缝密度最大处，该段地层破裂压力最低。整体上，预测结果与实际情况较为吻合（图6）。

图6 裂缝预测结果与压裂施工参数对比图

3.4 基于广域电磁法的深层页岩气压裂监测新技术

中国工程院院士何继善及其团队成功求解了电磁波在地下传播方程的“严格解”，在此基础上发明了高精度电磁勘探技术装备及工程化系统，打破了国外电磁法仪器装备的长期垄断，具有分辨率高、抗干扰能力强、探测深度大、工作效率高等优势[24]。

压裂液相对围岩电阻率低。因此，将广域电磁技术引入到深层页岩气压裂监测，求取并分析压裂前、后电阻率变化特征，推断压裂波及范围。DY5HF井第11段垂直井轨迹施工段前后电阻率变化幅度介于5%～10%（图7），而两侧几乎没有差异。DY5HF井所有段压裂前后的电阻率差异表征了压裂波及范围，有效反映了压裂主裂缝和缝网在空间的展布情况（图8）。

图7 DY5HF井第11段电磁法压裂监测前后电场的变化图

图8 DY5HF井压裂储层平面波及范围图

3.5 “蜂窝”阵列微地震压裂检测技术

深层页岩气压裂信号弱，四川盆地山地地形复杂，常规微地震监测方式噪音大、事件定位难度大，测线排列铺设难度大。基于相控阵原理，提出了“蜂窝”阵列采集方法，可避开施工困难区和噪音源，施工灵活、效率高。针对深层压裂微地震信号信噪比低，研发了面阵波束约束弱信号增强处理技术，压制横波干扰及随机噪声，提高信噪比。同时考虑事件点的时间与空间分布，利用微地震发生的时间序列，“点—缝”准则与“各向异性”准则计算得到裂缝网络。该项技术在DYS1HF井取得良好效果，从解释结果可以看出该井压裂主裂缝特征比较明显，有一定规模（图9）。

图9 DYS1HF井裂缝网络形态图

针对深层页岩储层两向地应力高、应力差异大，裂缝转向困难，裂缝复杂性低，实现大砂量压裂难度高等难点，经过持续性地攻关，查明了深层页岩储层具有非线性破裂特征，大幅提高缝内净压力是提高深层页岩裂缝复杂程度和改造效果的关键。揭示了深层页岩破岩及复杂缝网形成机理，探索“短簇距射孔、大排量施工、大规模加砂、前置胶量、变黏度压裂液多尺度造缝”压裂模式，创新形成了深层页岩气“密切割、增净压、促缝网、保充填”压裂工艺技术。

4 结论与展望

1）在川东南地区复杂构造带深层页岩气近10年的勘探历程中，从气田的探索发现、到主体控制，再到基本探明，取得了一系列勘探突破和工程工艺技术的进步。在勘探地层深度方面，实现了探井深度从3 500 m到4 000 m的跨越；在关键技术方面，形成了从早期的“施工压力高、无法建立大排量、加砂困难、改造体积小”的压裂模式，到“单段2～4簇、大排量、前置胶液+高黏滑溜水+后置胶液”的早期深层压裂模式，再到“密切割多段少簇+大液量+高排量+中强加砂+双暂堵”较成熟的深层压裂模式，形成了“密切割、增净压、促缝网、保充填”成熟的深层页岩气压裂工艺技术；在勘探突破方面，从早期10×104m3/d，到20×104～30×104m3/d，再到50×104m3/d，实现了勘探成果的不断突破和飞跃。

2）“石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合作用是深层页岩孔隙得以发育和保持的关键，在两个因素联合作用下，深埋页岩依然发育高孔优质储层；“优质页岩、高流体压力、微裂缝、低地应力”是深层页岩气甜点评价的关键要素，建立了斜坡渐变型、断洼遮挡型、逆断层遮挡型3种页岩气富集模式，为川东南地区复杂构造带深层页岩气勘探突破奠定了理论基础。

3）基于深层页岩气甜点评价要素，形成了基于扰动体积模量的压力系数、区域应力背景约束的水平应力差、各向异性增强的裂缝五维地震三大预测技术，为深层页岩气勘探部署提供了强有力的技术支撑。

4）深层页岩储层具有非线性破裂特征，大幅度提高缝内净压力是提高深层页岩裂缝复杂程度和改造效果的关键，创新形成了深层页岩气“密切割、增净压、促缝网、保充填”压裂工艺技术，以及基于广域电磁法的深层页岩气压裂监测新技术和“蜂窝”阵列微地震压裂检测技术，有效保障了深层页岩气储层的压裂改造效果。

5）深层页岩气资源潜力大，川东南地区复杂构造带深层页岩气高产稳产技术的突破，将推动该领域加快实现商业开发，成为中国页岩气勘探开发的重要接替领域。