川南地區深層頁巖氣富集特征、勘探開發進展及展望

王紅巖，周尚文，趙 群，施振生，劉德勛，焦鵬飛

［1.中國石油 國家卓越工程師學院，北京 100096；2.國家能源頁巖氣研發（實驗）中心，河北 廊坊 065007；3.中國石油勘探開發研究院，北京 100083］

頁巖氣作為中國天然氣發展最重要、最現實的接替領域，目前已在中國四川盆地實現規?；?、商業化開發［1-2］。以四川盆地埋深3 500 m 以淺的海相頁巖為重點，2022 年中國頁巖氣產量達到240×108m3［3-4］。深層頁巖氣是提質增效和戰略性上產最具潛力的規模資源，其效益開發對于促進中國頁巖氣產業發展和“雙碳”目標實現具有重要意義［5］。歷經十余年自主攻關，中國在深層頁巖氣領域取得重要進展，成功獲得一批高產井，落實了第二個萬億方儲量、百億方產量上產區，實現了深層頁巖氣富集規律新認識與勘探開發技術重大創新突破，推動中國頁巖氣規模有效上產。

不同國家對深層油氣藏的定義有所不同，俄羅斯、美國和道達爾公司分別將埋深大于4 000，4 500 和5 000 m 定義為“深層”［6-8］。中國自然資源部定義“深層”為3 500～4 500 m，超過4 500 m 定義為“超深層”。對于中國深層頁巖氣的關鍵地質特征和下步攻關方向，相關學者已提出了大量的觀點和建議。聶海寬等［9］開展了深層頁巖氣富集特征綜合研究，并建議加強深層富有機質頁巖展布、賦存機理、頁巖巖石力學、構造演化和生-排烴史等基礎地質研究。何治亮等［10］分析了四川盆地深層頁巖氣規模高效開發面臨的挑戰，并提出了實現深層頁巖氣規模有效開發3 方面的應對策略。郭彤樓等［11］總結了威榮、永川地區深層頁巖氣勘探開發進展，并對未來發展進行了思考，認為深層頁巖氣的勘探開發將經歷長期的理論和工程創新過程，需要循序漸進開展攻關。何驍等［12］分析了川南深層頁巖氣勘探開發新進展及面臨挑戰，認為基本形成了與川南地區深層頁巖氣工況相適應的勘探開發主體技術，堅定了未來深層頁巖氣勘探開發的信心和決心。馬新華等［13］提出了基于“極限動用”理論的深層頁巖氣的開發思路和技術，對于深層頁巖氣的效益開發提供了重要借鑒。

本文深入分析了國內外深層頁巖氣田的開發特點及現狀，總結了川南地區深層頁巖氣的6 大富集特征。并針對目前深層頁巖氣開發過程中面臨的實際問題和挑戰，提出了相應的對策，以期為中國深層頁巖氣工業化開發提供借鑒。

1 國外深層頁巖氣開發現狀

總體來看，世界頁巖氣產量一直保持著較好的發展態勢，持續開創產量新高。2021 年世界頁巖氣產量達8 045×108m3，與2020 年相比增長3.2 %，占全球天然氣總產量的20 %（圖1）。其中2021 年美國、阿根廷和加拿大的頁巖氣產量分別為7 638×108，120×108和58×108m3［14］。與2010 年相比，近10 年全球頁巖氣產量增長了6 125×108m3，占天然氣增量的73 %。至今，全球已規模開發的頁巖層系達到16 個，古生代層系2021 年頁巖氣產量達到5 867×108m3，占全球頁巖氣產量的73 %（圖2）。

圖1 全球頁巖氣產量變化趨勢［2-3，5，9-10］Fig.1 Trend in global shale gas production［2-3，5，9-10］

圖2 世界主要頁巖儲層及產量［2，9-10］Fig.2 Major shale reservoirs worldwide and their production［2，9-10］

美國4 大深層頁巖氣區塊（Haynesville，Utica，Eagle Ford和Cana Woodford）已實現工業化開采［15］，深層頁巖氣產量不斷攀升，其中2021 年達3 132×108m3，占美國天然氣總產量的41 %。其平均埋深為3 600～4 100 m，EUR（單井評估最終可采儲量）達（1.5～2.5）×108m3，單井成本為2 600～7 700 萬元。Haynesville 深層頁巖氣產量全球最高，其埋深大于3 500 m 的區域超過70 %。2007 年突破成本限制后，通過技術快速復制，2021 年產量達到1 299×108m3，其中深層頁巖氣產量占80 %。Haynesville 深層頁巖氣具“三高”特征［16］：高埋深（3 000～4 800 m）、高溫（150～175 ℃）、高壓（56～96 MPa）。近10 年來，該區塊單井水平段長度由1 000 m 增長至2 326 m，EUR由1.1×108m3增長 至2.8×108m3。Utica 是深層頁巖氣產量增長最快的領域，其埋深大于3 500 m 的區域約占50 %，氣田以產干氣為主，主體處于成熟-過成熟生氣階段。2013 年開發突破后頁巖氣產量快速增長，2021 年產量達1 154×108m3，與上一年相比增長14.5 %。Eagle Ford 深層頁巖氣占其總產量一半以上，其埋深大于3 500 m的區域約占30 %，深層頁巖以產氣為主，北部中-淺層區域以產油為主［14，17］。2021 年頁巖氣產量為397×108m3，其中深層產量占50 %以上。

北美深層頁巖氣的快速發展，對中國深層頁巖氣的開發具有重要啟示［18-20］。①頁巖氣勘探開發技術需不斷更新換代。北美頁巖氣勘探開發關鍵技術在10年內更新了3代，EUR提高了3倍。高孔隙度地層厚度控制高EUR，控壓生產制度有效提高EUR。②工程管理持續推動降本增效。提出“日費制”方案、“立體式”體積改造及“超長水平井”計劃等，2019 年壓縮單井成本至5 400萬元，百米段長壓裂成本僅為115萬元。

2 川南深層頁巖氣勘探開發進展

2.1 理論技術進展

與國外頁巖氣開發層系對比發現，四川盆地南部五峰組-龍馬溪組深層海相頁巖與美國Haynesville 頁巖地質條件高度相近。沉積環境均為深水陸棚相，總有機碳含量（TOC）、含氣量和埋深相似，均為超壓氣藏，初期產量高、遞減快［21-24］。不同之處為：川南頁巖儲層脆性更高，斷裂相對較發育，水平應力差更大，地表起伏大，人口稠密［25］。由于四川盆地深層頁巖氣資源豐富，自2006 年啟動勘探評價以來，通過10 余年持續探索，歷經“聯合評價、合作開發、自主評價、工業化開采”等多個階段，實現了深層頁巖氣由點到面的突破，進入規模開發的新階段。

針對川南海相深層頁巖氣特殊復雜地質條件，近年來通過持續深化評價，進一步明確了“高U/Th”“高成熟度”和“高壓”是深層頁巖氣最有利富集區帶的本質特征［10-13］。在地質認識不斷深化的基礎上，聚焦深層頁巖氣選區、部署、鉆井、壓裂和生產效益開發“五大”關鍵環節中的瓶頸問題，通過創新驅動、自主攻關，形成了以“選好區”“ 定好井”“ 鉆好井”“ 壓好井”“ 管好井”為核心的深層頁巖氣勘探開發關鍵技術，有效支撐了川南地區深層頁巖氣的規模建產［12］。針對深層頁巖氣更加復雜的地質工程條件，持續完善地質、天然裂縫及地應力建模技術，實現了“地質+工程”全要素的三維“定量化、可視化”表征；采用“一體化設計、一體化實施、一體化迭代”的思路和流程，支撐了鉆井軌跡的精確控制，保證了Ⅰ類儲層［26］鉆遇率保持在95 %以上，同時支撐了壓裂設計、實施及優化調整，確保儲層充分改造；結合返排—生產過程中的壓力遞減動態開展精細控壓，有效降低人工裂縫應力敏感閉合傷害，形成了以“高產量、高EUR、高采收率”為目標的深層頁巖氣地質-工程一體化高產井培育方法。此外，馬新華等人［13］提出了適用于深層頁巖氣的“極限動用”開發理論，指出需采用多種手段精準刻畫頁巖儲集層，構建地下“透明地質體”，通過進一步優化鉆完井工藝，提升關鍵工具適用性。并且通過高效管理、建立學習曲線和優化排采制度，全生命周期提質提效，實現“極限動用”開發，提高單井產量。

2.2 勘探開發進展

四川盆地五峰組-龍馬溪組頁巖氣總地質資源量約28.78×1012m3，可采資源量5.75×1012m3，其中3 500 m以深的頁巖氣面積4.33×104km2，地質資源量24.28×1012m3，占頁巖氣總資源量的84 %［3，9］（圖3，圖4）。深層頁巖氣勘探評價資料豐富，資源落實程度較高。二維地震資料達到全覆蓋，三維地震資料滿覆蓋面積4 260 km2。目前川南深層頁巖氣評價井效果較好，91口深層評價井測試產量（0.3～137.9）×104m3/d，井均15.6×104m3/d，超過30×104m3/d 的井有13 口，占比14 %。2019年，瀘203井測試產量達到137.9×104m3/d（埋深3 895 m），進一步夯實深層頁巖氣開發信心。

圖3 川南地區龍馬溪組底面埋深與地層壓力系數等值線疊合圖Fig.3 Burial depth map of the Longmaxi Formation bottom in the southern Sichuan Basin with formation pressure coefficient overlaid

圖4 四川盆地中-淺層和深層頁巖氣地質資源量［3，5］Fig.4 Shale gas in place of shallow-medium and deep reservoirs in the Sichuan Basin［3，5］

基于上述深層頁巖氣勘探開發新理論和新技術，認為川南深層頁巖氣具備效益開發的前景［27］。2019—2022 年，新鉆20 口評價井的平均測試產量為28.7×104m3/d，井均EUR達1.33×108m3，折算標準井EUR為1.45×108m3，提交三級地質儲量1.28×1012m3。截至2022 年7 月底，深層頁巖氣投產井168 口，其中瀘州投產井133 口，渝西投產井35 口；2021 年深層頁巖氣產量12.7×108m3，其中瀘州9.6×108m3、渝西3.1×108m3，同比2020 年增長142%。2022 年1—7 月，深層頁巖氣產 量9.6×108m3，其中瀘州8.7×108m3、渝 西1.9×108m3（圖5）。針對川南深層頁巖氣開發，目前已批復頁巖氣開發方案6 項、總規模105.5×108m3/a，已落實建產平臺260 個、開發井1871 口。累計開鉆井482 口，完鉆井355 口，投產井174 口，日產氣558×104m3，累產氣31×108m3，預計2025 年達產140×108m3。但在瀘州地區實施過程中，目前遇到套變和壓竄等嚴峻工程難題，具備EUR計算條件井48 口，井均EUR為1.05×108m3，折算標準井EUR為1.1×108m3，大幅低于評價井的計算結果，總體未能達到方案設計指標。

圖5 中國石油川南地區歷年深層頁巖氣產量［3，10］Fig.5 PetroChina’s annual shale gas production from deep reservoirs in the southern Sichuan Basin［3，10］

3 深層頁巖氣富集特征

綜合大量實驗、測井及前人研究成果，總結川南海相深層頁巖氣具備6大富集特征。

3.1 強還原環境的深水陸棚沉積，有利于有機質富集和保存

深水陸棚沉積地形整體平坦，但存在微幅變化。深水陸棚沉積可細分為4類沉積微相：深水高地、深水斜坡、深水平原和深水洼地［28］。沉積微相差異導致川南不同地區頁巖儲層特征有所差異。由南部盆緣向沉積中心，分別發育深水高地、深水斜坡、深水平原和深水洼地沉積微相，頁巖TOC逐漸增高，碳酸鹽、硅質和黏土等礦物含量也呈現規律性變化（圖6，圖7）。由深水斜坡至深水洼地，頁巖中石英平均含量由42 %升至64 %，黏土礦物平均含量由19 %升至33 %，碳酸鹽礦物平均含量由23 %降至5.6 %?？傮w來看，深水洼地頁巖有機質含量、孔隙度、含氣量以及脆性礦物含量均最高，具有良好的生-儲特征［29］（圖7）。重力流事件沉積往往導致LHST（晚期高位體系域）中還原環境被破壞、陸源黏土礦物含量的增加和有機質含量的稀釋，從而形成了一套低有機碳含量的黏土質頁巖，儲層物性較差。結合沉積相分析認為，五峰組-龍馬溪組沉積時期川南發育3 個沉積中心，分別位于長寧地區寧西202 井—宜201 井—寧211 井附近、瀘州地區瀘208 井附近以及重慶地區附近。根據這3 個沉積中心位置，可優選3 個優質頁巖分布有利區，對于下一步川南深層頁巖氣勘探目標優選具有一定指導作用。

圖6 川南地區威遠古斜坡不同位置頁巖TOC分布Fig.6 Distribution of TOC content at different locations of the Weiyuan paleoslope in the southern Sichuan Basin

圖7 川南地區不同沉積相帶關鍵參數分布特征Fig.7 Key parameter distributions of different sedimentary facies belts in the southern Sichuan Basin

3.2 深層頁巖優質儲層厚度穩定，且大面積連續分布

頁巖紋層及其組合受控于頁巖的物質組成，控制著頁巖孔隙和微裂縫發育，是頁巖孔隙度和滲透率的重要影響因素［30-31］。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［32］。其中，條帶狀粉砂型水平層理的泥紋層儲層品質為最佳?？傮w來看，川南深層頁巖儲層沉積環境優越，瀘州地區優質頁巖最厚。晚奧陶世—早志留世，川南地區整體位于樂山—龍女寺東南斜坡之上，由西北向東南水深加大，瀘州地區位于沉積中心，優質頁巖儲層厚度最大。瀘州地區深層頁巖儲層的厚度分布穩定，五峰組厚度平均2.8～13.0 m，龍一1亞段（龍馬溪組一段1 亞段）平均35.0～40.0 m；威遠地區中-淺層頁巖儲層連續分布但厚度不穩定，向北頁巖儲層厚度減薄或缺失，五峰組厚度平均0.1～14.8 m，龍一1亞段平均5～25 m，瀘州地區深層頁巖氣Ⅰ類儲層厚度是威遠地區的2～3倍（圖8）。

圖8 川南地區五峰組—龍馬溪組一段1亞段厚度分布Fig.8 Isopach map of the 1st submember of the 1st member of the Wufeng-Longmaxi formations in the southern Sichuan Basin

3.3 深層頁巖儲層普遍超壓，斷裂未破壞氣藏

川南深層斷裂保持條件好，對測試產量和壓力系數影響不大。壓力系數、測試產量與距斷層距離關系不大，與斷層距離小的井也可獲得較好壓力系數及測試產量（圖9）。不同構造部位的井壓力系數與測試產量關系不大，不同構造部位氣井均可獲取高產［33］。

圖9 川南地區深層頁巖地層壓力系數（a）、測試產量（b）與距斷層距離的關系Fig.9 Relationships of pressure coefficient and tested gas flow with distance from faults of deep shales in the southern Sichuan Basin

3.4 深層頁巖有機孔和裂縫均發育，儲層物性較好

深層頁巖有機孔和無機孔均發育，有機孔形態以圓形、橢圓形為主，孔徑分布在20～500 nm。無機孔形態以片狀、不規則狀為主，孔徑分布在40～800 nm，以粒間孔、粒內孔為主［34］（圖10）。龍一1（1）小層頁巖面孔率為4 %～10 %，有機孔與無機孔占比相當。其中，瀘州地區深層頁巖有機孔面孔率是長寧和威遠地區的2 倍以上，介孔和宏孔均較發育［35］。瀘州地區深層頁巖無機孔面孔率遠大于其他地區，介孔和微孔與其他區域相同，但宏孔更發育。在深層頁巖地層流體高壓形成孔內支撐、高強度石英形成剛性骨架支撐以及封閉成巖環境有機酸長期鈣質礦物溶蝕等因素作用下，深層頁巖孔隙度好于預期，可達5 %～8 %。此外，深層頁巖儲層裂縫發育，大幅提升頁巖導流能力。優質頁巖以貫穿縫-頁理縫-網狀孔隙組合為主。

3.5 深層頁巖含氣性好，儲量豐度高

瀘州地區龍一1（1-3）頁巖儲層的平均含氣量為5.8 m3/t，大于威遠地區（平均5.6 m3/t）和長寧地區（平均5 m3/t）［36］。瀘州深層頁巖孔隙度為威遠地區的78 %，但Ⅰ+Ⅱ類儲層（Ⅱ類頁巖氣儲層TOC介于2 %～3 %、有效孔隙度介于3 %～5 %、脆性礦物含量介于44 %～55 %、含氣量介于2～3 m3/t）厚度為威遠地區的1.7倍，加之地層壓力系數高，瀘州地區深層頁巖氣地質儲量豐度可達9.0×108m3/km2，為威遠地區地質儲量豐度的1.57 倍，具備獲得較高單井EUR的雄厚物質基礎（表1）。

表1 川南瀘州和威遠地區儲量參數對比Table 1 Reserves parameter comparison between the Luzhou and Weiyuan blocks in the southern Sichuan Basin

3.6 深層頁巖游離氣比例高，單井初期產量高

中國川南頁巖氣總體以游離氣為主，中-淺層吸附氣比例為30 %左右，深層頁巖氣吸附氣比例為20 %左右［37-39］。這主要是由于溫度和壓力的影響，地層壓力系數相同時，隨埋深增加，游離氣量持續增加，吸附氣量先增后減，導致吸附氣比例不斷降低（圖11）。統計分析發現，深層氣井年產量遞減率主體位于50.0 %～70.0 %，平均首年產量遞減率為65.3 %；中-淺層寧201 井區氣井首年產量遞減率為53.0 %，深層氣井的產量遞減率明顯高于中-淺層。瀘203 井區生產早期呈現常規氣依靠彈性勢能釋放保持生產；當套壓降至10 MPa，基質、解吸氣和遠端裂縫開始供氣，呈現非常規氣藏特征。

圖11 川南地區頁巖吸附氣量（a）和游離氣量（b）隨深度變化關系Fig.11 Depth-varying adsorbed and free gas capacities in shales in the southern Sichuan Basin

4 面臨挑戰及攻關方向

結合中國深層頁巖氣富集特征及勘探開發進展，認為實現深層頁巖氣效益開發主要面臨3項挑戰。

4.1 深層頁巖“三高一發育”，挑戰油氣勘探開發極限［32］

“三高”指的是高溫、高壓、高應力-水平應力差。瀘州五峰組底界主體埋深為3 500～6 000 m，平均地層溫度為136.3 ℃，地層壓力達70～120 MPa。隨著溫、壓增加，關鍵工具和液體體系不配套問題呈現，易出現復雜工程情況。瀘州最小水平主應力為83～116 MPa，水平應力差為11～16 MPa。由于巖石應力及應力差增大，不利于形成復雜縫網和裂縫長期導流能力的維持?！耙话l育”指的是瀘州深層頁巖受多期構造改造，斷層裂縫發育復雜。晚侏羅世以來經歷了4 期構造運動，地層褶皺變形，構造強度自北西向南東減弱。北部褶皺呈低陡背斜夾持寬緩向斜特征，為北東-南西走向，發育16 個四級背斜和15 個四級向斜，南區發育2個東西向的寬緩向斜。

針對深層頁巖氣井施工壓力高、加砂困難、水平應力差大、難形成復雜縫網度等挑戰，需創新和優化固化及定型主體技術。建議下步深入研發可溶橋塞和高壓分簇射孔等工具，針對不同層位井段鉆頭優選，加強人工智能輔助地質導向工具研發，研發耐高溫優快鉆井及體積壓裂技術，突破工程技術極限。

4.2 深層頁巖氣水平井易套變、壓竄，嚴重影響頁巖氣開發效果

截至2022年6月，瀘州地區完鉆185口井，86口井發生套變，套變率46.5 %，套變比例高、程度重。此外，頁巖氣水平井壓竄嚴重，壓竄/被壓竄井產量均受影響。瀘州地區2022 年1—4 月壓竄27 口井，壓竄率占2022年壓裂完成井的69 %，壓竄作用距離最遠超過900 m。單一方向縫發育是“壓裂—壓裂”壓竄發生的主要原因，鄰井先期壓降是“壓裂—生產”壓竄發生的原因。導致2022 年瀘203 井區新投產氣井平均EUR僅為0.98×108m3，較2021年減少11 %。

針對深層頁巖氣水平井套變、壓竄等工程復雜問題，需要構建透明地質體、優化開發方式。建議下步深入開展全生命周期頁巖氣開發單元地質評價，在開發中不斷優化水平段微幅構造、斷層裂縫等發育特征，全方位提升地質模型精度。還需轉變開發思路，有序釋放地層應變能，實現地震安全管控。

4.3 單井成本控制難度大，效益開發面臨挑戰

深層頁巖氣鉆井周期長（100 d左右），成本居高不下，按照建井成本7 000萬元/口測算，達到8 %內部收益率需要EUR超過1.5×108m3，但目前EUR僅為（1.2～1.5）×108m3。針對成本高、效益低的問題，建議下步加快建立頁巖氣工程技術學習曲線，大幅提高工程作業效率，擴大日費制工程服務模式，創新投資與EUR掛鉤考核機制，推進石英砂替代陶粒，提升產量、降低成本。

雖然中國海相深層頁巖氣開發面臨諸多挑戰，但四川盆地海相深層頁巖氣資源落實，是未來中國天然氣產量增長的最現實領域［40］。以四川盆地埋深3 500～4 500 m的五峰組-龍馬溪組海相頁巖氣為重點勘探目標，預計可探明頁巖氣地質儲量（3～5）×1012m3，具備上產（300～500）×108m3的開發前景［41］（圖12）。國內外頁巖氣開發實踐表明，頁巖氣開發實施過程中成本一定降低、開發效果一定向好，這是頁巖氣田開發的基本規律［2，5，8，10-11，20］。需要堅持攻關、堅定信心，秉承“極限動用”理念，精準構建頁巖儲層“透明地質體”、采用最優工程技術手段，優化生產制度，最大限度提高EUR，持續降低開發成本，不斷突破頁巖氣開發深度極限，實現中國頁巖氣產業的進一步發展。

圖12 中國中、長期頁巖氣產量預測Fig.12 Medium-to long-term forecast of shale gas production in China

5 結論

1）全球頁巖氣產量保持較好發展態勢，持續創產量新高。美國4 大深層頁巖氣區塊已實現工業化開采，深層頁巖氣產量不斷攀升，在美國頁巖氣總產量中占比快速增長，2021年達41 %。北美深層頁巖氣的快速發展，對中國深層頁巖氣在技術更新換代和精細工程管理兩方面具有重要啟示。

2）中國在深層頁巖氣領域也已取得重要進展，基本建立了相適應的理論和技術，落實了第二個萬億方儲量、百億方產量上產區，實現了深層頁巖氣富集規律與勘探開發技術創新突破?？偨Y提出川南地區深層頁巖氣富集的6 大特征：①深水陸棚沉積環境，有利于有機質富集和保存；②優質儲層大面積連續分布，厚度穩定；③保存條件好，儲層普遍超高壓；④頁巖孔隙以有機孔和裂縫為主，孔隙度較高；⑤深層頁巖普遍含氣性好，儲量豐度穩定；⑥深層頁巖游離氣約占80 %，單井初期產量高。

3）當前深層頁巖氣效益開發面臨地質、工程和成本等3 方面的挑戰，建議堅持技術攻關，秉承“極限動用”理念，精準構建頁巖儲層“透明地質體”，采用最優工程技術手段，持續優化生產制度，最大限度提高EUR，持續降低開發成本，不斷突破頁巖氣開發深度極限。展望提出四川盆地海相深層頁巖氣可探明頁巖氣地質儲量（3～5）×1012m3，具備上產（300～500）×108m3的開發前景。