中國海相頁巖氣主要特征及勘探開發主體理論與技術

鄒才能 趙 群 王紅巖 熊 偉 董大忠 于榮澤

1.中國石油勘探開發研究院 2.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心

0 引言

近10年來，頁巖氣作為世界天然氣產量增長的主體，深刻改變了全球能源供給格局。2021年全球頁巖氣產量逾8 000×108m3，占全球天然氣總產量的20%。較之于2011年，全球頁巖氣年產量增長了5 500×108m3，占全球天然氣總產量增量的85%。美國作為全球頁巖氣開發的引領者和主導者，2021年頁巖氣產量突破7 638×108m3[1]。在美國頁巖氣成功開發的示范引領下，中國、阿根廷、加拿大等國家也相繼實現了頁巖氣工業化開發，2021年頁巖氣產量分別為 228×108m3、130×108m3和 60×108m3。

頁巖是由粒徑小于0.062 5 mm的碎屑顆粒、黏土和有機質等組成的，具有頁理狀或薄片狀層理，容易碎裂的細粒沉積巖[2]。在常規油氣理論中，通常將頁巖作為烴源巖和/或圈閉的良好蓋層來進行研究。早在1981年，Mitchell帶領團隊率先將美國福特沃斯盆地Barnett頁巖作為天然氣儲層開展測試，經過17年持續攻關及反復試驗，于1998年采用大型滑溜水壓裂技術，試驗井前120天平均日產量達到4.2×104m3，實現了頁巖氣開發突破，標志著美國“頁巖氣革命”的開始[3-5]。頁巖氣是指從富有機質黑色頁巖中開采出來的天然氣[2]。頁巖含氣系統屬于典型的非常規天然氣系統，為連續型天然氣聚集。2010年前后，水平井多段壓裂技術的創新應用，推動了北美頁巖氣產業的快速發展；近10年間，隨著密切割、地下光纖監測、大數據人工智能等技術進步，推動頁巖油氣革命進入了高潮。在頁巖油氣革命的推動下，美國在2019年實現了“能源獨立”[6]，使得曾經的全球最大油氣進口國轉變為凈出口國，2021年美國天然氣凈出口量超過1 085×108m3[1,7]，深刻地改變了全球能源供給格局。

國內學者從2003年開始關注美國頁巖氣勘探開發情況[8-9]，2007年中國石油勘探開發研究院與美國新田石油公司在四川盆地聯合開展了“威遠地區頁巖氣聯合研究”[3]，逐步實現中國頁巖氣的啟蒙[10-14]。2010 年，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中國石油）鉆探了第一口頁巖氣直井——威 201井，正式開啟了中國頁巖氣的勘探開發序幕[3]。通過近10余年的勘探開發攻關，已經實現了四川盆地上奧陶統五峰組—下志留統龍馬溪組海相頁巖氣資源的有效開發，2021年中國頁巖氣產量為228×108m3，成為除美國之外最大的頁巖氣生產國。目前全球已經實現工業開發的頁巖氣儲層共16套，均為海相沉積，我國四川盆地及其周緣的五峰組—龍馬溪組海相頁巖沉積后，受多期構造改造的影響，頁巖總體處于過成熟階段，保存條件相對較差，資源條件具有一定的獨特性[15-16]。

我國南方海相頁巖氣的勘探開發理論與技術經過多年實踐已經趨于成熟，國內學者先后提出了海相頁巖氣超壓成藏[17]、常規—非常規油氣“有序聚集”[18]、頁巖氣富集的“甜點區”和“甜點”兩種分布模式[19-20]、地質—工程一體化和“人工油氣藏”開發理念等[21]。筆者親歷了中國頁巖氣產業發展歷程，通過本文系統梳理了不同學者的研究成果，總結了中國海相頁巖氣勘探開發理論和技術，以期持續推進我國頁巖氣勘探開發邁向新的高度。

1 中國海相頁巖氣基本特征

1.1 海相深水陸棚沉積，富有機質頁巖大面積連續分布

1.1.1 深水陸棚是優質頁巖儲層大面積沉積的優越環境

奧陶紀與志留紀之交，揚子地區沉積了五峰組—龍馬溪組富有機質筆石頁巖[22-23]，受構造及古地理環境變化等因素的控制和影響，儲層參數在局部地區呈現出最優的條件。川南地區受深水重力流沉積的控制，自南向北，龍馬溪組底部總有機碳含量（TOC）超過3%的頁巖厚度從長寧地區的15～20 m減薄至威遠地區的5～12 m。

1.1.2 腐泥型與混合型富氫有機質為頁巖氣形成提供了充足的物質基礎

海相深水沉積環境下形成了以腐泥型（Ⅰ型）和混合型（Ⅱ型）為主的有機質，其成熟后先生油，隨熱演化程度增高，原油再裂解成氣，原油裂解后的瀝青中殘留大量納米級孔隙[24]。采用聚焦離子束電鏡技術，識別出揚子地區五峰組—龍馬溪組黑色頁巖中的納米級孔隙主要發育在瀝青中，并且孔隙形態具有明顯的氣泡特征[24]（圖1、2）。

圖1 龍馬溪組海相富有機質頁巖儲層微米—納米級孔隙特征放大照片[2]

圖 2 龍馬溪組海相頁巖儲層納米級孔隙類型放大照片[2]

1.1.3 奧陶紀末期全球生物大滅絕事件形成了頁巖有機質富集段

Fe組分及Mo元素等分析數據顯示，在赫南特期存在著兩次大規模硫化缺氧事件。在上述兩次硫化事件之間，全球氣候變冷形成冰期，在硫化和冰期事件的雙重作用下，全球生物大滅絕[25-26]，重大生物事件為富有機質的沉積提供了物質基礎。

1.2 有機質高熱成熟生氣后就地儲集，后期構造改造影響頁巖含氣性

1.2.1 高熱成熟度促使川南海相富有機質頁巖充分生氣

富有機質頁巖作為烴源巖在達到高成熟過程中生成大量天然氣，滯留在致密頁巖內的天然氣形成源內聚集。四川盆地及其周緣海相頁巖成熟度普遍較高，處于高—過成熟、原油裂解成氣、干酪根裂解生干氣為主的階段，有利的頁巖氣儲層鏡質體反射率（Ro） 一般介于 2.0%～3.5%[19-20]。當TOC＞3.5%，有機質出現碳化的概率加大，儲層物性變差，通常表現為低電阻率[27-28]。

1.2.2 高含氣量是頁巖氣有效開發的物質基礎

含氣量是衡量頁巖氣藏是否具有經濟開采價值及評估頁巖氣資源潛力的關鍵指標[15,18]。頁巖氣主要以游離氣和吸附氣的形式存在，其中以游離氣為主，占比介于70%～80%。四川盆地下寒武統筇竹寺組頁巖含氣量介于0.9～3.5 m3/t，尚未實現頁巖氣有效開發。長寧、威遠和瀘州等區塊龍馬溪組底部“甜點段”頁巖含氣量介于5～10 m3/t，是水平井開發的主要目的層。

1.2.3 構造穩定區保存條件好的頁巖儲層常形成超壓

受多期構造改造的影響，中國南方海相頁巖含氣性存在著較大的差異，總體上四川盆地及其周緣的構造穩定區五峰組—龍馬溪組頁巖氣保存條件較好，頁巖儲層普遍超壓（壓力系數介于1.3～2.4）[17,29-30]。在構造改造比較強烈的地區，頁巖儲層保存條件遭到破壞，儲層通常表現為常壓或欠壓，含氣量偏低。

1.3 儲集空間以納米級孔隙為主，儲層超致密低滲透，不改造無自然產能

1.3.1 豐富的有機質納米孔是頁巖氣的主要儲集空間

中國南方海相五峰組—龍馬溪組富有機質頁巖微米—納米級孔隙發育（圖1、2），包括粒間孔、粒內孔和有機質孔3種類型。其中高—過成熟海相頁巖的有機質納米級孔隙發育，呈圓形、橢圓形、網狀、線狀等，孔徑介于5～750 nm、平均值為100～200 nm（圖3），占比超過60%[31-32]。研究發現，四川盆地南部（以下簡稱川南）五峰組—龍馬溪組頁巖TOC＞3%儲層的孔隙度介于3%～8%（表1）。

表1 中國海相頁巖氣田五峰組—龍馬溪組頁巖儲集空間構成表[2]

圖3 典型致密儲層孔喉分布特征統計圖[2]

1.3.2 超致密、特低滲透的頁巖儲層不改造一般無自然產能

以納米級孔隙為主的頁巖儲層極其致密，滲透率總體低于0.01 mD。四川盆地及其周緣的五峰組—龍馬溪組海相頁巖滲透率一般小于0.001 mD。按照致密砂巖儲層滲透率為0.1 mD的標準，頁巖儲層滲透率比致密砂巖還要低1～2個數量級，頁巖油氣等流體在儲層中的運移能力有限，油氣井不經過壓裂改造一般難以形成有效產能。

1.4 層理和天然裂縫發育程度影響頁巖氣井產能

1.4.1 條帶狀粉砂型水平層理發育的頁巖儲層品質最好

中國南方海相五峰組—龍馬溪組頁巖主要發育水平、韻律、塊狀、遞變、交錯等5種類型的層理。其中，龍馬溪組下部的I類儲層以水平層理為主，根據紋層結構可以進一步細分為條帶狀粉砂型、遞變型、砂泥遞變型和砂泥互層型4種層理類型（圖4）[33-34]，其中條帶狀粉砂型水平層理泥紋層儲層品質為最佳，水平層理順層理方向滲透率可達184.285 mD、而垂直層理方向滲透率僅0.655 mD[33-34]，是頁巖氣水平井的最優靶體段。

圖4 川南五峰組—龍馬溪組黑色頁巖層理類型及縱向分布統計圖[34]

1.4.2 天然裂縫發育提升了頁巖儲層的連通能力

頁巖儲層中的裂縫主要包括構造縫、成巖縫，也是重要的儲集空間、有效的運移通道、高效的滲流通道，能較大幅度地提高頁巖氣單井產量[2,35]。在裂縫發育區，裂縫孔隙度可達到3%，大幅度提升了頁巖儲層的導流能力，在水平井開發過程中易獲高產。如瀘州深層的瀘203井，頁巖儲層裂縫發育，在同等儲層參數條件下，氣井測試獲得138×104m3/d的高產氣量，截至2021年底該井3年累計產氣1.02×108m3，預計單井最終可采儲量（EUR）超過2.0×108m3。

1.5 頁巖巖石力學性質影響水平井實施的工程效果

1.5.1 海相高硅質頁巖具有更高的抗壓強度和彈性模量

致密砂巖的抗壓強度一般介于26～108 MPa，而高硅質頁巖在垂直層理方向的抗壓強度介于117～200 MPa，在順層理方向的抗壓強度介于68～69 MPa；致密砂巖的楊氏模量介于0.36×104～2.90×104MPa，而高硅質頁巖的楊氏模量介于3×104～6×104MPa；頁巖與致密砂巖的泊松比無明顯差異，總體上介于0.14～0.26[2,36-37]。較之于致密砂巖，頁巖儲層壓裂需要更高的泵送壓力以形成裂縫。巖石的脆性指數可以通過抗壓強度、楊氏模量和泊松比等參數來表征，脆性指數與壓裂過程中形成縫網的復雜程度呈現出正相關關系。

1.5.2 石英和碳酸鹽巖等脆性礦物含量高的層段是易于改造層段

脆性礦物含量的占比與脆性指數存在著正相關關系，脆性礦物含量越高壓裂過程中越容易產生復雜縫網。五峰組—龍馬溪組頁巖的石英與長石類礦物總含量平均達82.8%，其中石英含量在 60%以上、平均為78.2%；長石類礦物含量最高達10%。而黏土礦物含量變化大，變化范圍介于1%～20%，部分超過30%[2，36-38]。在縱向上，龍馬溪組底部富有機質頁巖（厚度介于5～15 m）石英等脆性礦物含量高（超過70%），脆性好、易壓裂，向上脆性礦物含量降低，黏土礦物含量升高。

1.6 水平井開發初期產量高、遞減快，中后期低產但生產周期長

中國南方海相頁巖氣水平井生產特征與北美地區總體相似，生產曲線呈現“L”形態（圖5）[39]，但不同區塊之間卻存在著一定的差異性。2020年，瀘州和渝西區塊深層頁巖氣投產井（瀘州24口、渝西3口）首年日產氣量為7.8×104m3，平均第二年產量遞減率為49.0%，井均EUR為1.13×108m3。2014—2020年長寧和威遠中深層頁巖氣投產井平均第二年產量遞減率分別為44.7%、53.7%、55.7%、47.2%、52.0%、53.3%、59.4%，單井EUR介于0.7×108～ 1.4×108m3。2020年，中深層頁巖氣井（長寧50口、威遠66口），井均EUR為0.91×108m3。2020年太陽淺層頁巖氣投產井（16口），首年日產氣量為3.3×104m3，平均第二年產量遞減率為34.0%，井均EUR為0.40×108m3。同等條件下，頁巖儲層埋深越大，儲層壓力越高、含氣量越高、單井初期產量越高、產量遞減越快。

圖5 川南地區不同區塊頁巖氣水平井生產曲線圖

2 頁巖氣勘探開發主體理論與技術

2.1 頁巖氣“甜點區”“甜點段”理論

2.1.1 沉積和構造共同作用形成海相頁巖氣“甜點區”

海相頁巖儲層以深水陸棚沉積相為主，具有大面積連續分布的特征，沉積面積一般介于5×104～10×104km2。受古地理環境、后期熱演化等因素的影響，頁巖儲層參數具有一定的變化性，在局部地區表現為TOC、熱演化成熟度、含氣量、含氣飽和度和脆性礦物含量等參數值最優。北美地區構造背景總體穩定，頁巖氣開發最有利的“甜點區”主要受控于熱演化成熟度，以美國Barnett頁巖氣區為例，Ro＞1.2%的頁巖儲層范圍即為頁巖氣開發的“甜點區”。不同于北美地區，我國五峰組—龍馬溪組海相頁巖沉積后經歷過多期構造改造，雖然在沉積過程中形成了大面積連續分布的頁巖，但含氣性卻產生了重大的差異。

揚子地區五峰組—龍馬溪組頁巖大面積連續分布，但受多期構造改造的影響，在構造復雜區頁巖氣井產量偏低，尚不能進行有效開發。王紅巖等[17]提出在四川盆地構造穩定和相對穩定區頁巖氣保存條件好，儲層“超壓”，明確了超壓是頁巖氣井高產的主要地質因素。郭旭升等[40]針對涪陵頁巖氣田，提出海相頁巖氣富集除受深水沉積條件控制以外，還需要具有效保存的構造條件，進而提出了“二元富集”規律。筆者[18]認為，在含油氣系統中，常規—非常規油氣形成“有序聚集”，中國南方海相頁巖氣在構造較為穩定區形成大面積連續分布的“甜點區”，在構造相對復雜區的局部形成“甜點區”。其中，川南和涪陵兩大頁巖氣田是典型的“甜點區”。（圖 6）。

圖6 四川盆地頁巖氣“構造型甜點”與“連續型甜點區”富集成藏模式圖[19]

2.1.2 地質和工程兩類氣井產能影響因素決定頁巖氣開發需找到“甜點段”

關鍵地質事件對中國南方海相富有機質頁巖沉積的控制作用，使得頁巖氣儲層在縱向上存在著最優質的層段，頁巖氣開發就需要找到最有利的“甜點段”[41]。海相頁巖沉積厚度大，在川南地區五峰組—龍馬溪組富有機質頁巖厚度介于80～120 m，頁巖氣開發需要充足的資源基礎，而“甜點段”則需要具有高含氣性。頁巖儲層超致密低滲透，不經過體積壓裂氣井一般無自然產能。這就決定了頁巖儲層評價既要找到頁巖氣富集段，又要找到最容易實現體積壓裂的脆性段。頁巖氣水平井開發的最優靶體需要同時考慮地質和工程兩個方面的因素，同時滿足上述兩個條件的層段即為頁巖氣開發的“甜點段”。馬新華等[41]基于川南頁巖氣勘探開發實踐，提出沉積成巖控儲、保存條件控藏和Ⅰ類儲層連續厚度控產的頁巖氣富集高產的“三控理論”，明確了高脆性富有機質頁巖（威遠區塊TOC＞4%、脆性礦物含量超過70%）是優質頁巖儲層，U/Th比通常大于1.25，其中龍馬溪組底部厚度介于3～5 m的層段是最優的水平井“黃金靶體”[42]，即頁巖氣開發的“甜點段”。

2.2 頁巖氣有效開發“人工氣藏”理論

2.2.1 構建“人工氣藏”實現超致密低滲透儲層頁巖氣的有效開發

頁巖氣有效開發“人工氣藏”理論就是以“甜點區”為單元，在其范圍內通過科學合理地部署井群，用壓裂、注入與采出一體化的方式，形成“人造高滲區，重構滲流場”，大幅度改變地下流體滲流環境和補充地層能量，借助于人工干預實現地下頁巖氣規模有效開發[21]（圖7）。“人造高滲透區”是指通過壓裂改造將極弱—弱滲流能力的儲集體改造為縫網體系，以提高流體的流動能力。“重構滲流場”是“人工氣藏”開發的理論核心。在單井影響范圍內，通過“人造高滲透區”的體積改造，實現井控區域內的“人工造藏”[21]；在單縫范圍內，通過滲吸置換等措施可達到提高頁巖氣采收率的目的。

圖7 非常規天然氣“人造氣藏”開發模式圖[21]

2.2.2 頁巖氣“人工氣藏”開發特點

1）建立頁巖氣“人工氣藏”需要大批量鉆井，在體積改造波及范圍內形成氣藏。頁巖儲層不經過改造一般無自然產能，氣井人工改造的程度和波及范圍決定了EUR、采收率等參數。人工改造范圍之外的儲層通常不能實現頁巖氣的采出，只有鉆井到達并經過改造的儲層才能形成產量，一口井可以形成一個氣藏[41]，一個平臺可以形成一個氣藏，甜點區完成建產后也可以形成一個氣藏。受單井人工改造范圍的限制，要實現氣田規模開發需要大批量的鉆井，以實現規模生產。

2）頁巖氣“人工氣藏”單井具有“L”形的生產特點，由此決定了需要通過批量鉆新井以保持氣田穩產。受頁巖儲層超致密低滲透的控制，“人工氣藏”建立過程中形成的裂縫體系，構建了頁巖基質到井筒之間的高速導流通道，中后期大壓差生產有可能會使得近井筒裂縫閉合。人工改造無法改變頁巖儲層基質孔滲性質，導致氣井生產的中后期供氣能力不足，與近井筒裂縫閉合雙重不利因素疊加，氣井生產的中后期產量明顯降低，產氣速率曲線呈現“L”形的特點。因此，頁巖氣井單井初期產量高、產量遞減快、低產穩產周期長，維持氣田穩定生產需要不斷補充新井。

3）影響頁巖氣“人工氣藏”開發效果的因素眾多，需要全生命周期不斷優化，不斷提升開發效果。頁巖氣井開發受多種因素制約，“人工氣藏”的開發認識具有長期性，需要在實踐中建立“學習曲線”。在構建“人工氣藏”的過程中，需要找到既具有一定的含氣性又易于被改造的最佳“甜點段”；針對地應力、斷層裂縫和微幅構造等情況，需要結合生產實踐全過程的優化，確定最佳鉆完井參數和體積壓裂參數；在排采過程中，需要結合儲層的壓力敏感性，優化生產制度，以達到最佳的產氣效果；在氣體生產過程中需要整體優化工作量部署及施工作業模式，以達到最佳效益水平。

2.3 地質—工程一體化評價技術

不同于常規天然氣發現氣藏后少井長期穩產開發模式，頁巖氣開發需要建立“人工氣藏”，通過批量鉆井才能實現規模開發。頁巖氣有效開發既要找到富集區，又要對儲層進行充分改造，即頁巖氣井的生產效果受控于地質和工程等多種因素。地質—工程一體化評價技術就是從地質和工程的全生命周期多參數整體評價頁巖儲層特征，以高產量、高EUR、高效益等為目標，最大限度地了解頁巖儲層的特征，構建頁巖儲層“透明地質體”[42-46]。

通過精準構建構造地質模型、儲層屬性模型、地質力學模型、復雜裂縫模型和壓裂縫網模型等，并在生產實踐中不斷優化完善，最終構建出最佳的頁巖氣開發“人工氣藏”，以實現頁巖氣田的高效開發。在具體評價過程中，通常采用3D地震、測井、分析測試等多種手段精準刻畫儲層，找到頁巖氣最富集、能量最高區段（儲層壓力最高、頁巖含氣量最高）、最容易被改造的甜點區/段（高脆性），并精準構建頁巖氣開發“甜點區”和“甜點段”多屬性模型，并以此作為工程作業和排采優化的基礎[42-46]。

2.4 水平井多段壓裂技術

2010年前后，水平井多段壓裂技術的應用，推動了美國頁巖氣產量的快速增長。2011年中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）首次采用水平井多段壓裂技術進行頁巖氣試采。水平井多段壓裂技術是當前建立頁巖氣有效開發“人工氣藏”最有效的技術手段，主要包括水平井和多段體積壓裂兩個部分。頁巖氣儲層最優靶體段厚度較薄，因而需要借助于旋轉導向工具，在地下精準識別靶體變化并根據變化進行實時調整，才能確保水平井精準鉆入靶體段[47-48]。針對不同區域的地層特征，為了提升水平井鉆井效率，在鉆井過程中采用有針對性的定制化鉆頭，可以大幅度提高鉆井效率，并且實現超長水平段一趟鉆鉆井。多段壓裂將水平井分成多段實施水力壓裂，每一段在實施過程中都要進行多簇射孔并壓裂，以形成復雜壓裂縫網。目前主流的水平井多段壓裂技術包括水力噴射多段壓裂技術、裸眼封隔器多段壓裂技術和快鉆橋塞多段壓裂技術等3種類型。

3 四川盆地及其周緣海相頁巖氣勘探開發實踐及前景展望

3.1 頁巖氣勘探開發實踐

歷經10余年勘探開發攻關，中國埋深3 500 m以淺海相頁巖氣有效開發技術漸趨成熟，埋深3 500 m以深頁巖氣開發取得了突破性進展。與2012年相比，2021年全國天然氣產量增量為825×108m3，其中頁巖氣產量占全國天然氣產量增量的27%。2008年中國石油勘探開發研究院開展了四川盆地海相頁巖氣地質評價，在川南地區優選了長寧、威遠、昭通和富順—永川頁巖氣有利區，鉆探了長芯1井，精準鎖定了五峰組—龍馬溪組頁巖氣主力層系。2011年西南油氣田實施了寧201-H1水平井，獲測試產量15×104m3/d，明確了川南頁巖氣的開發價值。2012年中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中國石化）在涪陵地區以五峰組—龍馬溪組頁巖為目的層，鉆探了焦頁1HF水平井，獲測試產氣量20.3×104m3/d，標志著涪陵頁巖氣田的發現。2015年，全國頁巖氣產量達到46×108m3，實現了北美之外頁巖氣資源的規模有效開發。2016年全國頁巖氣產量突破100×108m3，達到116×108m3，2020年產量跨越200×108m3，2021年產量達到228×108m3，呈現出快速增長的趨勢。

3.1.1 較之于北美，中國南方海相頁巖氣具有特殊性，不能完全照搬前者的勘探開發理論與技術

整個北美地區構造較為穩定，頁巖氣儲層構造簡單，大面積連續分布，并且地表平坦適合大批量鉆井；中國南方海相地區受多期構造改造影響，儲層微幅構造和斷層裂縫發育，局部頁巖含氣性較差，含氣性不連續，甜點區規模相對較小，并且地表以高山和丘陵為主，鉆井平臺選址難度大（表2）[2-3,11,13]。北美Marcellus和Haynesville等頁巖成熟度適中（Ro介于0.8%～2.0%），多數頁巖氣井既產氣又產油；中國海相頁巖總體處于高過成熟階段（Ro介于2.5%～4.0%），以產干氣為主，甲烷含量超過95%。北美頁巖儲層“甜點段”厚度大（30～150 m），“甜點區”儲層大面積連續分布（上萬平方千米）；中國頁巖儲層“甜點段”厚度相對薄（3～15 m），甜點區分布面積相對較小且規模差異大（上百到上萬平方千米）（表2）[17-19]。北美頁巖儲層地應力簡單，水平主應力差不明顯（小于5 MPa），壓裂改造易于形成體積縫網；中國海相頁巖儲層應力相對復雜，局部地區水平主應力差介于10～20 MPa，體積改造難度較大（表2）[2-3,6,15]。

表2 國內外主要頁巖儲層相關參數對比表

3.1.2 勘探實踐推動地質理論認識進步，明確川南超壓區是頁巖氣開發的“甜點區”

中國南方海相頁巖氣開發初期，在北美頁巖氣大面積連續成藏認識的指導下，認為中上揚子地區廣泛發育的五峰組—龍馬溪組頁巖儲層分布穩定，在區域上是良好的頁巖氣儲層。“十二五”初期，大量國內企業通過競爭在中上揚子地區獲得了頁巖氣勘探礦權，神華集團、華電集團等企業在酉陽、鳳岡、來鳳等地區鉆探了多口頁巖氣井，總體評價上述地區五峰組—龍馬溪組頁巖儲層品質較差，不具備效益開發前景。中國石油通過長寧、威遠和昭通等區塊的勘探開發評價，逐步認識到斷層發育區和靠近露頭區頁巖儲層以常壓為主，氣井測試效果不佳。隨著勘探評價向深部穩定的斜坡區斜區推進，頁巖氣儲層普遍超壓，逐步認識到川南超壓區是頁巖氣開發的“甜點區”。

3.1.3 在“甜點區”內找到儲層“甜點段”作為水平井靶體，采用水平井多段壓裂技術充分構建“人工氣藏”，實現頁巖氣有效開發

在頁巖氣開發早期，為了確保井筒完整性，水平井鉆井選擇龍馬溪組底部厚度介于10～20 m的TOC值和脆性指數都相對較低的頁巖為靶體，1 200～1 500 m水平段長、10～15段壓裂，EUR總體介于0.5×108～0.7×108m3，頁巖氣開發效果低于預期。隨著頁巖氣開發的持續推進，明確了四川盆地及其周緣龍馬溪組底部厚度介于3～5 m高脆性富有機質頁巖是最優的水平井“黃金靶體”[41-42]，地質—工程一體化評價、水平井多段壓裂等關鍵工程技術實現了第一代向第二代的技術發展跨越，水平井的水平段長提升至1 800 m以上，通過多簇密切割體積壓裂，EUR達到 1.0×108～ 1.2×108m3[42]。

3.2 前景展望

海相頁巖氣開發持續推進，將有力地推動四川盆地“天然氣大慶”的建設[6]。川南頁巖氣資源分布面積約4.5×104km2，主體連片分布，有利于整體開發。經勘探評價，落實近期可工作面積2.0×104km2，預計可探明頁巖氣地質儲量10×1012m3[6]。受四川盆地海相深層頁巖儲層高溫、高應力、高應力差和局部儲層低電阻等因素的影響，埋深超過4 500 m的頁巖氣開發前景尚不明朗，初步預判2025年中國頁巖氣產量將達到300×108m3，2035年將達到400×108m3。但隨著頁巖氣勘探開發理論認識的不斷進步，頁巖氣產量預測結果可能會有較大的變化。

4 結論

1）中國南方海相頁巖氣具有6項基本特征：①海相深水陸棚沉積，富有機質頁巖大面積連續分布；②有機質高成熟生氣后就地儲集，后期構造改造影響頁巖含氣性；③儲集空間以納米級孔隙為主，超致密、特低滲透，不改造無自然產能；④層理和天然裂縫發育程度影響頁巖氣井產能；⑤頁巖巖石力學性質決定水平井實施工程效果；⑥水平井開發初期產量高、產量遞減快，中后期低產但生產周期長。

2）針對中國海相頁巖氣特征，建立了頁巖氣“甜點區”“甜點段”理論和頁巖氣有效開發“人工氣藏”理論。沉積和構造共同作用形成海相頁巖氣“甜點區”，地質和工程兩大類因素決定頁巖氣開發需找到“甜點段”，有效開發需建立“人工氣藏”。地質—工程一體化評價精準構建頁巖儲層“透明地質體”，水平井多段壓裂技術是當前建立頁巖氣有效開發“人工氣藏”最有效的技術手段。

3）勘探實踐推動頁巖氣勘探開發主體理論與技術進步，中國南方海相頁巖氣開發水平井EUR由初期的0.5×108m3提升至現在的1.0×108～1.2×108m3。在四川盆地及其周緣已經落實頁巖氣近期可工作有利區面積為2.0×104km2，預計可探明頁巖氣地質儲量達10×1012m3。初步預判，2025年中國頁巖氣產量將達到300×108m3，2035年將達到400×108m3。