川東南盆緣復雜構造區綦江頁巖氣田的發現與啟示

胡東風，魏志紅，劉若冰，魏祥峰，王 威，王慶波

（中國石化 勘探分公司，四川 成都 610041）

2012年中國石化JY1井試獲20.3×104m3/d工業氣流，發現了中國首個具備商業性開發條件的大型頁巖氣田——涪陵頁巖氣田［1］，使中國成為北美之外第一個實現頁巖氣規?；_發的國家。截至2023 年6 月，該氣田已累計提交頁巖氣探明地質儲量近9 000×108m3，累產氣532×108m3，創造了中國頁巖氣田累產新紀錄。中國石化探索形成了南方海相頁巖氣“二元富集”理論及配套工程、工藝技術系列，為后續頁巖氣田的發現奠定了良好的理論和技術基礎［2-4］。經過十余年的探索和實踐，中國在頁巖氣地質理論、工程、工藝技術等方面取得了長足進步，已在四川盆地及周緣發現了8 個頁巖氣田［5-9］，累計提交頁巖氣探明地質儲量2.95×1012m3。

四川盆地海相龍馬溪組頁巖氣地質條件優越，頁巖品質總體較好。但在涪陵頁巖氣田之外的川東南盆緣勘探區域，地質條件十分復雜，深層頁巖氣（埋深＞3 500 m）勘探更是面臨著巨大的工程工藝技術難題，勘探成效差異較大，規?；б骈_發非常困難［10-14］。經過堅持不懈的探索以及地質理論的創新和工程、工藝技術的進步，實現了綦江頁巖氣田的發現。本文詳細介紹了綦江頁巖氣田的基本特征、富集規律以及勘探關鍵技術，總結了氣田發現的啟示，以期為中國構造復雜區深層頁巖氣勘探開發提供借鑒。

1 勘探與發現歷程

綦江頁巖氣田在地理上位于重慶市綦江區和貴州省遵義市習水縣，距涪陵頁巖氣田焦石壩區塊約150 km，構造上位于四川盆地盆緣川東高陡構造帶丁山區塊［15］（圖1），為一個向盆內伸展的大型鼻狀構造，與控盆斷裂——齊岳山斷裂呈“斷洼”接觸關系，其核部及東翼整體較為平緩（地層傾角＜10°），西翼地層相對較陡（地層傾角10°～20°）。區內五峰組-龍馬溪組含氣泥頁巖層段總有機碳含量（TOC）≥1 %，厚度為80～90 m，優質頁巖氣層段（TOC≥2 %）厚度為30～35 m；TOC平均為2.62 %，鏡質體反射率（Ro）為2.31 %，孔隙度平均為4.53 %，總含氣量平均為5.43 m3/t；埋深介于1 900～6 000 m，主體部分埋深大于3 500 m（表1；圖2），屬于中深層-深層氣藏；地溫梯度偏低，平均為29.9 ℃/km，氣藏地層壓力系數介于0.98～1.98，從常壓到超高壓均有分布；采出氣體成分以甲烷為主，含量97.99 %～98.54 %，不含硫化氫，為典型的自生自儲連續型優質干氣藏。

表1 綦江頁巖氣田基本參數Table 1 Basic parameters of the Qijiang shale gas field

圖1 綦江頁巖氣田構造位置Fig.1 Tectonic location map of the Qijiang shale gas field

圖2 綦江頁巖氣田DY7井五峰組-龍馬溪組綜合柱狀圖Fig.2 Composite stratigraphic column of the Wufeng-Longmaxi formations in well DY7，Qijiang shale gas field

綦江頁巖氣田丁山區塊的勘探發現歷程可以劃分為勘探發現、主體控制和整體探明3個重要階段。

1.1 勘探發現階段

2012 年涪陵頁巖氣田發現以后，中國石化隨即開始了對礦權區內五峰組-龍馬溪組泥頁巖的整體評價，通過老資料復查和深化對深層優質頁巖展布和現今構造特征的認識，明確了丁山和東溪區塊等為鉆探的有利目標。2013 年，基于二維地震資料開展了丁山區塊頁巖氣綜合解釋與目標評價，部署“一淺一深”2口探井（DY1HF井和DY2HF井）。

DY2HF 井首先取得突破，該井導眼井完鉆井深4 418.00 m，鉆遇五峰組-龍馬溪組一段泥頁巖厚度82.00 m。側鉆水平井2013 年9 月2 日完鉆，完鉆井深5 700.00 m（斜深），垂深4 417.36 m，水平段長1 034.23 m。2013 年10 月15 日至12 月9 日分12 段進行大型水力壓裂，測試獲得頁巖氣產量10.42×104m3/d，取得中國埋深大于4 000 m 深層頁巖氣的首個勘探突破［14］。隨后部署了DY1HF 井，于2014 年6 月11 日測試獲得頁巖氣產量3.43×104m3/d。DY1HF 井和DY2HF 井的鉆探結果揭示了綦江地區中深層-深層頁巖氣儲層厚度大，穩定連續分布，整體含氣，也標志著綦江頁巖氣田的發現。

1.2 主體控制階段

DY1HF 井和DY2HF 井探井的實施，揭示了丁山構造整體含氣，而DY2HF井更是首次揭示了埋深超過4 000 m 的深層頁巖氣儲層具有“高流體壓力、高孔隙度、高含氣量”的特征。但與此同時，人們也發現，深層頁巖氣富集規律更加復雜，“甜點”關鍵參數預測難度加大，特別是在高溫高壓條件下深層頁巖儲層的壓裂改造更是面臨極大的挑戰。

為加快深層頁巖氣關鍵理論、技術的研發和應用步伐，盡快實現效益勘探開發，中國石化設立了首個深層頁巖氣（丁山—東溪）攻關試驗區。2015 年，在部署實施405.22 km2三維地震采集的基礎上，開展了新一輪的地質工程“雙甜點”精細評價，并部署了DY3，DY4和DY5 井，其中DY4 和DY5 井在埋深4 000 m 左右率先探索利用“單段2～4 簇、大排量、前置膠液+高黏滑餾水+后置膠液”的深層頁巖氣壓裂工程、工藝技術，分別測試獲得頁巖氣產量20.56×104m3/d 和16.33×104m3/d，實現了丁山區塊“甜點區”的主體控制。

1.3 整體探明階段

2019—2022 年，在鄰區DYS1，DYS2 和XY1 等多口探井試獲（31.18～53.19）×104m3/d 中-高產頁巖氣流。為整體控制丁山頁巖氣富氣帶，持續完善深層頁巖氣壓裂工程、工藝技術，先后部署實施了DY7，DY8，DY9 和DY10 共4 口探井，測試獲得（10.33～42.83）×104m3/d 中-高產工業氣流［5］，進一步揭示丁山構造深層頁巖儲層具有“大面積超壓連片含氣”特征。

在開展勘探評價的同時，優選DY3 平臺6 口井開展井組試驗，其中DY3-1HF 井和DY3-4 井在壓力系數1.08 的常壓區，測試分別獲得頁巖氣產量16.11×104m3/d 和21.31×104m3/d，對比早期探井效果提升明顯；在與DY2 井同平臺部署的DY2-1 井利用了新的壓裂工程工藝，其測試產量達到了55.20×104m3/d，這個數值是目前丁山區塊內最高的測試產量；2022 年11 月，綦江頁巖氣田上交第一期探明地質儲量1 459.68×108m3，成為中國石化在四川盆地發現的第三個超千億方的頁巖氣田。

2 主要地質條件綜合評價及頁巖氣富集規律

綦江頁巖氣田丁山構造為一個向盆內伸展的大型鼻狀構造，地表和地下地質條件都較復雜。就地表條件而言，所在區域為典型南方山地、丘陵地形，地表起伏大，地面海拔500～1 200 m，而地下條件來看，緊鄰齊岳山斷裂，受強烈構造運動改造，在埋深、地層壓力系數和地應力等方面存在差異性。

2.1 地質條件綜合評價

晚奧陶世—早志留世，四川盆地川東南地區為淺水-深水陸棚沉積環境，區域上沉積了一套較大厚度的暗色富有機質泥頁巖［1，4-5］。綦江頁巖氣田丁山區塊優質頁巖主要發育在底部，頁巖品質優、孔隙度高、含氣性好。以DY7 井為例（圖2），該井優質頁巖氣層厚30.2 m，TOC介于1.14 %～6.28 %，平均為3.46 %；脆性礦物含量介于54.90 %～81.40 %，平均為65.26 %，以硅質礦物為主，平均占50.50 %；孔隙度介于2.80 %～6.01 %，平均為4.72 %；總含氣量介于4.52～8.57 m3/t，平均6.34 m3/t，地層壓力系數1.97?？v向上，由底到頂的TOC、硅質礦物含量、總含氣量和孔隙度均呈現出逐步減小的趨勢，孔隙度與硅質含量、壓力系數之間具有良好的正相關關系，這進一步揭示了“石英抗壓?？住焙汀皟恿黧w超壓”聯合作用，是深層頁巖孔隙發育和保持的關鍵［5，16-17］。

從平面上來看，綦江頁巖氣田丁山區塊整體處于深水陸棚相區，頁巖儲層整體埋藏深、跨度大，埋深介于1 900～6 000 m（圖3a）；富有機質頁巖（TOC＞1.00 %）厚度分布范圍為55.1～69.5 m（圖4b）；TOC主要介于1.05 %～6.67 %，平均為2.62 %；孔隙度介于2.10 %～8.80 %，平均為4.53 %；總含氣量介于2.82～12.06 m3/t，平均為5.43 m3/t（圖3c）；氣藏地層壓力系數介于0.98～1.98，分布范圍大，從常壓到高壓甚至超高壓均有分布（圖3d，4）。埋深大于4 000 m 的頁巖儲層整體仍具有高壓、高孔和高含氣量特征，這就表明深層頁巖氣具有良好的成藏物質基礎，具備富集高產的基本地質條件。最大水平主應力方向為近東西向，最大水平主應力值范圍為72.00～135.16 MPa，最小水平主應力值范圍為62.00～107.89 MPa，其中埋深大于4 000 m 的頁巖儲層最小水平主應力高（90.00～105.00 MPa）、應力差大（15.00～28.00 MPa）（圖5）。研究表明，現今地應力主要受埋深、現今區域應力、古地應力及斷裂等諸多因素的影響，隨埋深增大，地應力總體變大，不同地區、不同構造兩向應力差和地應力梯度差異大，受現今區域應力影響，遠離大型控盆斷裂地應力梯度低，受構造樣式及變形強弱影響，在同等埋深條件下，寬緩構造應力差及應力梯度相對較小。

圖3 綦江頁巖氣田丁山地區儲層參數特征平面分布Fig.3 Planar distribution of reservoir parameters in Dingshan block，Qijiang shale gas field

圖4 綦江頁巖氣田丁山構造地震剖面及井位分布Fig.4 Seismic profiles and well locations of the Dingshan block in the Qijiang shale gas field

圖5 川東南丁山地區最小水平主應力和最大主應力兩向應力差預測平面圖Fig.5 Map showing predicted differences between the minimum and maximum horizontal principal stresses in the Dingshan block，southeastern Sichuan Basin

2.2 頁巖氣富集模式

壓力系數在一定程度上可以指示保存條件的優劣，而良好的保存條件，有利于頁巖氣的富集［18-21］。構造與保存條件是綦江氣田頁巖氣富集的主要影響因素，不同構造位置和埋深的頁巖氣儲層含氣性差異大。綦江氣田為受川東南盆緣齊岳山斷裂帶控制的“大型鼻狀構造”內的頁巖氣富集區，齊岳山斷裂及其前緣多條分支斷層同時發生了多級逆沖，構造變形強度由南東向北西方向逐漸變弱。在距離齊岳山斷裂較近、頁巖氣層埋藏較淺的地區（如DY1 井區），高角度裂縫和小斷層較為發育，為頁巖氣垂向逸散創造了條件，此外在抬升過程中順層頁理縫逐漸開啟，滲透率增加，突破壓力降低，頁巖氣橫向逸散增強，因此這里頁巖的含氣性受到了一定程度的影響。然而頁巖儲層仍然保持了一定的封閉能力，總體表現為常壓［5，15，22-25］。在向盆內遠離齊岳山斷裂帶的區域，頁巖儲層埋深增加（如DY2，DY5和DY7井），構造變形明顯減弱，頁巖氣滯留富集，表現為高壓-超高壓，頁巖氣含氣性好。根據丁山區塊不同構造位置探井揭示的頁巖氣富集特征，建立了綦江頁巖氣田“齊岳山斷裂帶主體控制、淺埋藏區垂向和橫向聯合逸散，深埋區富集”的盆緣復雜構造區“鼻狀-單斜構造”頁巖氣富集模式（圖6）。

圖6 綦江頁巖氣田五峰組-龍馬溪組氣藏富集模式Fig.6 Shale gas enrichment pattern of the Wufeng-Longmaxi formations in the Qijiang shale gas field

2.3 “甜點”目標評價關鍵要素

近年來，隨著頁巖氣勘探由中深層向深層推進，人們發現影響頁巖氣富集、高產的關鍵因素發生了改變，也認識到隨著埋深的增加，溫、壓高和施工改造難的特征更加突出。要獲得高產，不僅要考慮優質頁巖的發育，還需考慮流體壓力、裂縫發育程度及應力大小等因素［5-6，11-14］，因此“優質頁巖發育、流體壓力高、微裂縫發育、地應力低”成為綦江頁巖氣田“甜點”目標評價的關鍵要素。

不管是淺層、中深層還是深層，優質頁巖發育都是頁巖氣富集高產的重要物質基礎。DY7井實測揭示優質頁巖具有較高的TOC和硅質含量，TOC平均為3.5 %，硅質含量平均為50.5 %，兩者存在明顯的正相關關系。高TOC和高硅質含量的良好耦合特征，是綦江頁巖氣田深層頁巖氣“成烴控儲”的基礎。

超壓不僅有利于頁巖氣富集［18-21］，同時還有助于降低頁巖儲層的有效應力，有利于頁巖儲層的壓裂改造［5］。流體壓力高低是深層頁巖氣保存條件好壞的綜合體現，決定著頁巖氣是否能夠富集成藏［18-21］，高流體壓力通常有利于頁巖氣的富集，進而使頁巖儲層具有較高的含氣量（圖7）。丁山地區多口測試高產井都具有較高的壓力系數，雖然頁巖儲層所承受的上覆地層的壓力較高，但其內富含高壓頁巖氣，因而有機質孔隙依然具有明顯較高的發育程度；另外，不同圍壓下三軸實驗揭示，圍壓對頁巖脆-延轉化起主導作用，隨著試驗圍壓的不斷升高，峰值強度、彈性模量和殘余強度等巖石力學參數都不斷增大，頁巖破碎程度逐漸降低。但是對于超壓頁巖地層而言，高流體壓力的存在能夠有效地降低實際作用在巖石骨架上的有效應力，進而改善頁巖的可壓性，有利于后期的壓裂改造。

圖7 川東南地區重點井壓力系數-孔隙度-含氣量隨埋深變化關系Fig.7 Burial depth vs.pressure coefficient，porosity，and gas content of key wells in the southeastern Sichuan Basin

在優質頁巖發育和高流體壓力背景下，微裂縫、低地應力及較小水平壓力差則有利于后期的壓裂改造［5，15］。微裂縫能夠形成高效連通的微裂縫-孔隙系統，有利頁巖氣富集和游離氣含量增加，而低地應力和較小水平壓力差疊加則有利于降低中深層-深層頁巖的破裂壓力，更容易形成復雜縫網，增加改造體積。DY4，DY5和DY7井實測壓力系數均大于1.50，屬于高壓氣藏。這3 口井均處于微裂縫發育區，其中DY7 井位于斷裂附近（圖5），裂縫發育，兩向應力差較小，壓力系數1.98。這些有利條件帶來了丁山區塊深層頁巖氣勘探的首次突破，在埋深超過4 200 m的龍馬溪組頁巖儲層中試獲日產42.8×104m的高產氣流。

3 關鍵參數預測與工程技術

隨著頁巖氣勘探逐步向復雜構造區深層拓展，對“甜點”預測和壓裂工藝技術的要求不斷提高。針對丁山—東溪地區深層頁巖的特點，通過不斷地迭代優化，逐漸形成了適應性的系列關鍵技術，助推了該地區頁巖氣勘探的重大突破。

3.1 關鍵參數地震預測技術

丁山區塊的頁巖儲層埋藏深且地震波場傳播復雜，再加上地層壓力、應力、脆性和巖石力學等參數復雜多變，嚴重影響微幅構造和微小斷裂的精細解釋。針對上述問題，通過大量巖石物理測試，明確了龍馬溪組頁巖各向異性特征；充分考慮頁巖復雜的礦物組成、微納米孔隙結構、裂縫及孔隙壓力等特征，建立了頁巖微-納米各向異性巖石物理模型，構建了關鍵參數預測新模型；在此基礎上，創新形成了深層頁巖氣甜點地震預測技術，攻關形成了基于擾動體積模量的壓力系數地震預測技術、適應深層復雜構造的雙約束含氣量地震預測技術、各向異性增強的裂縫五維地震預測技術以及區域應力背景約束的水平應力差地震預測技術（表2）［26-31］，有效提高了地震預測精度，落實了高產富集帶。與以往相比，丁山地區頁巖儲層參數的地震預測精度大幅提高，預測相對誤差降至10 %以內。

表2 綦江頁巖氣田“甜點”地震預測方法Table 2 Summary of seismic prediction methods for shale gas sweet spots in the Qijiang shale gas field

3.2 “地質-地震-測井”一體化井軌跡精細控制技術

丁山地區深層頁巖氣優質儲層厚度薄，局部微幅構造發育，給水平井鉆井帶來了極大挑戰。創新構建了地質甜點與工程甜點“一體化”的頁巖氣井眼軌道設計技術，通過建立三維地質模型，構建了基于伽馬值、電阻率和巖石元素的優質儲層隨鉆導向的標志層精細識別方法；針對復雜構造深層局部地區成像精度低，系統攻關擬真地表TTI（傾斜橫向各向介質）速度建模技術，利用實時鉆探信息更新速度模型，快速地在深度域成像，消除了常規PSTM（疊前時間偏移）的速度陷阱，降低了井-震對比誤差；開展分頻、分方位多屬性小斷層精細刻畫，以及測井和構造雙重約束的三維速度場構建及基于構造成圖的微幅構造識別，提高鉆前導向模型精準度；在此基礎上利用旋轉導向和伽馬成像技術，并結合地質錄井參數和三維地震精細解釋預測及實時標定，對水平井井軌跡進行精準調整控制，使深層水平井的優質頁巖甜點鉆遇率平均達到95 %以上。

3.3 高應力差和高閉合壓力條件下高導流立體縫網壓裂技術

深層頁巖氣儲層壓裂面臨施工壓力高、復雜縫網形成難度大、加砂難度大、導流能力維持困難及裂縫縱橫向延伸等諸多困難和挑戰，導致人工裂縫復雜程度低且高導流裂縫難保持，影響壓裂效果。通過開展物理模擬試驗，揭示了深層頁巖儲層的縫網形成機理，明確了深層頁巖儲層在高溫-高圍壓條件下表現出非線性破裂特征（圖8）。針對雙向地層應力差大、人工裂縫形態相對單一等特征，通過大幅度增大縫內凈壓力提高了深層頁巖人工裂縫復雜程度和改善壓裂改造的效果［5，32］。2013 年DY2 井啟動了深層頁巖儲層的壓裂實踐［14］，試獲10.5×104m3/d 頁巖氣流，形成了深層頁巖氣儲層的初期壓裂主體工藝技術，但是未能解決施工壓力高、排量小、加砂困難和改造體積小等難題。后期逐漸通過提升縫網復雜程度、增大改造體積和增強長期導流能力，優化壓裂液體系和支撐劑類型，增加“雙暫堵”，創新形成了深層頁巖氣“密切割、增壓擴體、均衡延展、保充填”壓裂工藝技術［5，33-35］，將其應用于DYS2，DY7 和XY1 井（圖9），分別獲得測試產量41.2×104，42.8×104和53.19×104m3/d，取得了4 000 m 以深深層頁巖氣重大突破，拓展了頁巖氣勘探深度下限。

圖8 川東南地區龍馬溪組頁巖不同圍壓應力-應變曲線Fig.8 Stress-strain curves of shales under different confining pressures in the Longmaxi Formation，southeastern Sichuan Basin

圖9 丁山地區DY7井第16段壓裂施工曲線Fig.9 Fracturing curves of No.16 interval in well DY7 in the Dingshan block

4 啟示

1）持續深化基礎地質理論研究，創新地質理論認識是氣田發現的關鍵。

綦江頁巖氣田的發現，得益于地質理論認識的持續創新和深化。對頁巖氣保存條件的新認識是綦江頁巖氣田發現的關鍵。川東南盆緣地區龍馬溪組頁巖普遍發育，但所處構造位置特殊，緊鄰盆緣齊岳山大斷裂，保存條件復雜。早期在丁山地區部署的專探井DY1 實施效果并不理想，此后基于綜合評價認為受埋深、斷裂、裂縫及壓力系數等因素影響，可能存在分區分帶差異復雜性，并積極轉變勘探思路，選取盆內更深區域開展鉆探，部署的XL2 井（DY2 井）取得了深層頁巖氣勘探突破，并最終發現了綦江頁巖氣田。隨著勘探的深入，后期部署的多口探井都取得了成功，豐富和發展了有關盆緣頁巖氣保存條件的認識，進一步指導了盆緣地區勘探評價和部署。

2）發展工程工藝技術，研發關鍵配套裝備是深層頁巖氣發展的重要保障。

綦江頁巖氣田處于盆緣鼻狀斷背斜，頁巖儲層埋深主體大于3 500 m，前期壓裂工程工藝技術體系不成熟，高溫高壓工具缺乏，給壓裂施工帶來了巨大挑戰。一方面，深層頁巖氣地應力高（＞90 MPa）、兩向應力差大（＞15 MPa），施工壓力高（100 MPa）、加砂強度低（＜1.5 t/m），立體縫網形成難，有效改造體積小制約產量商業突破。另一方面，高壓施工、設備和材料等挑戰重重。早期實施的DY2 井采用了“105MPa 裝備，少段少簇、大孔徑射孔、中等排量”等技術措施，取得了突破，但未獲得商業產量。圍繞“如何增大有效改造體積”這一關鍵問題，通過鉆探DY4，DY5，DYS1，DYS2和DY7井開展了多輪攻關。研發了140 MPa裝備+“密切割多段少簇+大液量+高排量+中強加砂+雙暫堵”深層頁巖氣壓裂工藝技術，單井產能不斷創新高，初步形成了可復制的第三代深層頁巖氣壓裂工藝技術。因此，發展工程工藝技術和研發關鍵配套裝備是深層頁巖氣發展的重要保障。

3）勘探者要堅定信心、勇于探索，積極向更復雜領域拓展。

找目標和拓資源是油氣勘探者的責任。非常規油氣勘探走向深層、構造復雜區及新區新領域是必然的戰略選擇。普光、元壩和焦石壩等大氣田的發現都曾經歷不斷探索和實踐的過程，綦江頁巖氣田的發現也是如此。四川盆地非常規油氣勘探潛力較大，已在多個層系取得勘探突破，需要積極探索。例如PS1 井的鉆探發現埋深近6 000 m 的龍馬溪組依然有良好的含氣性［11］，盆緣復雜區的DY11 井和盆外淺埋區的PD1井也取得了良好勘探發現。普光地區的LY1井在高陡復雜區埋深超4 000 m 的二疊系新頁巖層系中試獲42.66×104m3/d 高產頁巖氣流，是中國首次在二疊系大隆組中實現海相深層頁巖氣勘探的突破。TY1井在湖相涼高山組二段試獲氣流7.35×104m3/d 和油流58.9 m3/d，取得四川盆地侏羅系陸相頁巖油氣勘探重大突破［36］。四川盆地非常規頁巖油氣勘探的不斷突破，進一步拓展了勘探空間，揭示了巨大的勘探潛力。