胡東風(fēng)，魏志紅，劉若冰，魏祥峰，王 威，王慶波

（中國(guó)石化 勘探分公司，四川 成都 610041）

2012年中國(guó)石化JY1井試獲20.3×104m3/d工業(yè)氣流，發(fā)現(xiàn)了中國(guó)首個(gè)具備商業(yè)性開發(fā)條件的大型頁(yè)巖氣田——涪陵頁(yè)巖氣田［1］，使中國(guó)成為北美之外第一個(gè)實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖氣規(guī)?；_發(fā)的國(guó)家。截至2023 年6 月，該氣田已累計(jì)提交頁(yè)巖氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量近9 000×108m3，累產(chǎn)氣532×108m3，創(chuàng)造了中國(guó)頁(yè)巖氣田累產(chǎn)新紀(jì)錄。中國(guó)石化探索形成了南方海相頁(yè)巖氣“二元富集”理論及配套工程、工藝技術(shù)系列，為后續(xù)頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)奠定了良好的理論和技術(shù)基礎(chǔ)［2-4］。經(jīng)過(guò)十余年的探索和實(shí)踐，中國(guó)在頁(yè)巖氣地質(zhì)理論、工程、工藝技術(shù)等方面取得了長(zhǎng)足進(jìn)步，已在四川盆地及周緣發(fā)現(xiàn)了8 個(gè)頁(yè)巖氣田［5-9］，累計(jì)提交頁(yè)巖氣探明地質(zhì)儲(chǔ)量2.95×1012m3。

四川盆地海相龍馬溪組頁(yè)巖氣地質(zhì)條件優(yōu)越，頁(yè)巖品質(zhì)總體較好。但在涪陵頁(yè)巖氣田之外的川東南盆緣勘探區(qū)域，地質(zhì)條件十分復(fù)雜，深層頁(yè)巖氣（埋深＞3 500 m）勘探更是面臨著巨大的工程工藝技術(shù)難題，勘探成效差異較大，規(guī)?；б骈_發(fā)非常困難［10-14］。經(jīng)過(guò)堅(jiān)持不懈的探索以及地質(zhì)理論的創(chuàng)新和工程、工藝技術(shù)的進(jìn)步，實(shí)現(xiàn)了綦江頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)。本文詳細(xì)介紹了綦江頁(yè)巖氣田的基本特征、富集規(guī)律以及勘探關(guān)鍵技術(shù)，總結(jié)了氣田發(fā)現(xiàn)的啟示，以期為中國(guó)構(gòu)造復(fù)雜區(qū)深層頁(yè)巖氣勘探開發(fā)提供借鑒。

1 勘探與發(fā)現(xiàn)歷程

綦江頁(yè)巖氣田在地理上位于重慶市綦江區(qū)和貴州省遵義市習(xí)水縣，距涪陵頁(yè)巖氣田焦石壩區(qū)塊約150 km，構(gòu)造上位于四川盆地盆緣川東高陡構(gòu)造帶丁山區(qū)塊［15］（圖1），為一個(gè)向盆內(nèi)伸展的大型鼻狀構(gòu)造，與控盆斷裂——齊岳山斷裂呈“斷洼”接觸關(guān)系，其核部及東翼整體較為平緩（地層傾角＜10°），西翼地層相對(duì)較陡（地層傾角10°～20°）。區(qū)內(nèi)五峰組-龍馬溪組含氣泥頁(yè)巖層段總有機(jī)碳含量（TOC）≥1 %，厚度為80～90 m，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖氣層段（TOC≥2 %）厚度為30～35 m；TOC平均為2.62 %，鏡質(zhì)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(shù)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(chǔ)連續(xù)型優(yōu)質(zhì)干氣藏。

表1 綦江頁(yè)巖氣田基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of the Qijiang shale gas field

圖1 綦江頁(yè)巖氣田構(gòu)造位置Fig.1 Tectonic location map of the Qijiang shale gas field

圖2 綦江頁(yè)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(yè)巖氣田丁山區(qū)塊的勘探發(fā)現(xiàn)歷程可以劃分為勘探發(fā)現(xiàn)、主體控制和整體探明3個(gè)重要階段。

1.1 勘探發(fā)現(xiàn)階段

2012 年涪陵頁(yè)巖氣田發(fā)現(xiàn)以后，中國(guó)石化隨即開始了對(duì)礦權(quán)區(qū)內(nèi)五峰組-龍馬溪組泥頁(yè)巖的整體評(píng)價(jià)，通過(guò)老資料復(fù)查和深化對(duì)深層優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖展布和現(xiàn)今構(gòu)造特征的認(rèn)識(shí)，明確了丁山和東溪區(qū)塊等為鉆探的有利目標(biāo)。2013 年，基于二維地震資料開展了丁山區(qū)塊頁(yè)巖氣綜合解釋與目標(biāo)評(píng)價(jià)，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(dǎo)眼井完鉆井深4 418.00 m，鉆遇五峰組-龍馬溪組一段泥頁(yè)巖厚度82.00 m。側(cè)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(zhǎng)1 034.23 m。2013 年10 月15 日至12 月9 日分12 段進(jìn)行大型水力壓裂，測(cè)試獲得頁(yè)巖氣產(chǎn)量10.42×104m3/d，取得中國(guó)埋深大于4 000 m 深層頁(yè)巖氣的首個(gè)勘探突破［14］。隨后部署了DY1HF 井，于2014 年6 月11 日測(cè)試獲得頁(yè)巖氣產(chǎn)量3.43×104m3/d。DY1HF 井和DY2HF 井的鉆探結(jié)果揭示了綦江地區(qū)中深層-深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層厚度大，穩(wěn)定連續(xù)分布，整體含氣，也標(biāo)志著綦江頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)。

1.2 主體控制階段

DY1HF 井和DY2HF 井探井的實(shí)施，揭示了丁山構(gòu)造整體含氣，而DY2HF井更是首次揭示了埋深超過(guò)4 000 m 的深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層具有“高流體壓力、高孔隙度、高含氣量”的特征。但與此同時(shí)，人們也發(fā)現(xiàn)，深層頁(yè)巖氣富集規(guī)律更加復(fù)雜，“甜點(diǎn)”關(guān)鍵參數(shù)預(yù)測(cè)難度加大，特別是在高溫高壓條件下深層頁(yè)巖儲(chǔ)層的壓裂改造更是面臨極大的挑戰(zhàn)。

為加快深層頁(yè)巖氣關(guān)鍵理論、技術(shù)的研發(fā)和應(yīng)用步伐，盡快實(shí)現(xiàn)效益勘探開發(fā)，中國(guó)石化設(shè)立了首個(gè)深層頁(yè)巖氣（丁山—東溪）攻關(guān)試驗(yàn)區(qū)。2015 年，在部署實(shí)施405.22 km2三維地震采集的基礎(chǔ)上，開展了新一輪的地質(zhì)工程“雙甜點(diǎn)”精細(xì)評(píng)價(jià)，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(yè)巖氣壓裂工程、工藝技術(shù)，分別測(cè)試獲得頁(yè)巖氣產(chǎn)量20.56×104m3/d 和16.33×104m3/d，實(shí)現(xiàn)了丁山區(qū)塊“甜點(diǎn)區(qū)”的主體控制。

1.3 整體探明階段

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

在開展勘探評(píng)價(jià)的同時(shí)，優(yōu)選DY3 平臺(tái)6 口井開展井組試驗(yàn)，其中DY3-1HF 井和DY3-4 井在壓力系數(shù)1.08 的常壓區(qū)，測(cè)試分別獲得頁(yè)巖氣產(chǎn)量16.11×104m3/d 和21.31×104m3/d，對(duì)比早期探井效果提升明顯；在與DY2 井同平臺(tái)部署的DY2-1 井利用了新的壓裂工程工藝，其測(cè)試產(chǎn)量達(dá)到了55.20×104m3/d，這個(gè)數(shù)值是目前丁山區(qū)塊內(nèi)最高的測(cè)試產(chǎn)量；2022 年11 月，綦江頁(yè)巖氣田上交第一期探明地質(zhì)儲(chǔ)量1 459.68×108m3，成為中國(guó)石化在四川盆地發(fā)現(xiàn)的第三個(gè)超千億方的頁(yè)巖氣田。

2 主要地質(zhì)條件綜合評(píng)價(jià)及頁(yè)巖氣富集規(guī)律

綦江頁(yè)巖氣田丁山構(gòu)造為一個(gè)向盆內(nèi)伸展的大型鼻狀構(gòu)造，地表和地下地質(zhì)條件都較復(fù)雜。就地表?xiàng)l件而言，所在區(qū)域?yàn)榈湫湍戏缴降?、丘陵地形，地表起伏大，地面海?00～1 200 m，而地下條件來(lái)看，緊鄰齊岳山斷裂，受強(qiáng)烈構(gòu)造運(yùn)動(dòng)改造，在埋深、地層壓力系數(shù)和地應(yīng)力等方面存在差異性。

2.1 地質(zhì)條件綜合評(píng)價(jià)

晚奧陶世—早志留世，四川盆地川東南地區(qū)為淺水-深水陸棚沉積環(huán)境，區(qū)域上沉積了一套較大厚度的暗色富有機(jī)質(zhì)泥頁(yè)巖［1，4-5］。綦江頁(yè)巖氣田丁山區(qū)塊優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖主要發(fā)育在底部，頁(yè)巖品質(zhì)優(yōu)、孔隙度高、含氣性好。以DY7 井為例（圖2），該井優(yōu)質(zhì)頁(yè)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(zhì)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(shù)1.97?？v向上，由底到頂?shù)腡OC、硅質(zhì)礦物含量、總含氣量和孔隙度均呈現(xiàn)出逐步減小的趨勢(shì)，孔隙度與硅質(zhì)含量、壓力系數(shù)之間具有良好的正相關(guān)關(guān)系，這進(jìn)一步揭示了“石英抗壓?？住焙汀皟?chǔ)層流體超壓”聯(lián)合作用，是深層頁(yè)巖孔隙發(fā)育和保持的關(guān)鍵［5，16-17］。

從平面上來(lái)看，綦江頁(yè)巖氣田丁山區(qū)塊整體處于深水陸棚相區(qū)，頁(yè)巖儲(chǔ)層整體埋藏深、跨度大，埋深介于1 900～6 000 m（圖3a）；富有機(jī)質(zhì)頁(yè)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(shù)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(yè)巖儲(chǔ)層整體仍具有高壓、高孔和高含氣量特征，這就表明深層頁(yè)巖氣具有良好的成藏物質(zhì)基礎(chǔ)，具備富集高產(chǎn)的基本地質(zhì)條件。最大水平主應(yīng)力方向?yàn)榻鼥|西向，最大水平主應(yīng)力值范圍為72.00～135.16 MPa，最小水平主應(yīng)力值范圍為62.00～107.89 MPa，其中埋深大于4 000 m 的頁(yè)巖儲(chǔ)層最小水平主應(yīng)力高（90.00～105.00 MPa）、應(yīng)力差大（15.00～28.00 MPa）（圖5）。研究表明，現(xiàn)今地應(yīng)力主要受埋深、現(xiàn)今區(qū)域應(yīng)力、古地應(yīng)力及斷裂等諸多因素的影響，隨埋深增大，地應(yīng)力總體變大，不同地區(qū)、不同構(gòu)造兩向應(yīng)力差和地應(yīng)力梯度差異大，受現(xiàn)今區(qū)域應(yīng)力影響，遠(yuǎn)離大型控盆斷裂地應(yīng)力梯度低，受構(gòu)造樣式及變形強(qiáng)弱影響，在同等埋深條件下，寬緩構(gòu)造應(yīng)力差及應(yīng)力梯度相對(duì)較小。

圖3 綦江頁(yè)巖氣田丁山地區(qū)儲(chǔ)層參數(shù)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(yè)巖氣田丁山構(gòu)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(qū)最小水平主應(yīng)力和最大主應(yīng)力兩向應(yīng)力差預(yù)測(cè)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(yè)巖氣富集模式

壓力系數(shù)在一定程度上可以指示保存條件的優(yōu)劣，而良好的保存條件，有利于頁(yè)巖氣的富集［18-21］。構(gòu)造與保存條件是綦江氣田頁(yè)巖氣富集的主要影響因素，不同構(gòu)造位置和埋深的頁(yè)巖氣儲(chǔ)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(gòu)造”內(nèi)的頁(yè)巖氣富集區(qū)，齊岳山斷裂及其前緣多條分支斷層同時(shí)發(fā)生了多級(jí)逆沖，構(gòu)造變形強(qiáng)度由南東向北西方向逐漸變?nèi)酢Ｔ诰嚯x齊岳山斷裂較近、頁(yè)巖氣層埋藏較淺的地區(qū)（如DY1 井區(qū)），高角度裂縫和小斷層較為發(fā)育，為頁(yè)巖氣垂向逸散創(chuàng)造了條件，此外在抬升過(guò)程中順層頁(yè)理縫逐漸開啟，滲透率增加，突破壓力降低，頁(yè)巖氣橫向逸散增強(qiáng)，因此這里頁(yè)巖的含氣性受到了一定程度的影響。然而頁(yè)巖儲(chǔ)層仍然保持了一定的封閉能力，總體表現(xiàn)為常壓［5，15，22-25］。在向盆內(nèi)遠(yuǎn)離齊岳山斷裂帶的區(qū)域，頁(yè)巖儲(chǔ)層埋深增加（如DY2，DY5和DY7井），構(gòu)造變形明顯減弱，頁(yè)巖氣滯留富集，表現(xiàn)為高壓-超高壓，頁(yè)巖氣含氣性好。根據(jù)丁山區(qū)塊不同構(gòu)造位置探井揭示的頁(yè)巖氣富集特征，建立了綦江頁(yè)巖氣田“齊岳山斷裂帶主體控制、淺埋藏區(qū)垂向和橫向聯(lián)合逸散，深埋區(qū)富集”的盆緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)“鼻狀-單斜構(gòu)造”頁(yè)巖氣富集模式（圖6）。

圖6 綦江頁(yè)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(diǎn)”目標(biāo)評(píng)價(jià)關(guān)鍵要素

近年來(lái)，隨著頁(yè)巖氣勘探由中深層向深層推進(jìn)，人們發(fā)現(xiàn)影響頁(yè)巖氣富集、高產(chǎn)的關(guān)鍵因素發(fā)生了改變，也認(rèn)識(shí)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(chǎn)，不僅要考慮優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖的發(fā)育，還需考慮流體壓力、裂縫發(fā)育程度及應(yīng)力大小等因素［5-6，11-14］，因此“優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育、流體壓力高、微裂縫發(fā)育、地應(yīng)力低”成為綦江頁(yè)巖氣田“甜點(diǎn)”目標(biāo)評(píng)價(jià)的關(guān)鍵要素。

不管是淺層、中深層還是深層，優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育都是頁(yè)巖氣富集高產(chǎn)的重要物質(zhì)基礎(chǔ)。DY7井實(shí)測(cè)揭示優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖具有較高的TOC和硅質(zhì)含量，TOC平均為3.5 %，硅質(zhì)含量平均為50.5 %，兩者存在明顯的正相關(guān)關(guān)系。高TOC和高硅質(zhì)含量的良好耦合特征，是綦江頁(yè)巖氣田深層頁(yè)巖氣“成烴控儲(chǔ)”的基礎(chǔ)。

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

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

在優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育和高流體壓力背景下，微裂縫、低地應(yīng)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(tǒng)，有利頁(yè)巖氣富集和游離氣含量增加，而低地應(yīng)力和較小水平壓力差疊加則有利于降低中深層-深層頁(yè)巖的破裂壓力，更容易形成復(fù)雜縫網(wǎng)，增加改造體積。DY4，DY5和DY7井實(shí)測(cè)壓力系數(shù)均大于1.50，屬于高壓氣藏。這3 口井均處于微裂縫發(fā)育區(qū)，其中DY7 井位于斷裂附近（圖5），裂縫發(fā)育，兩向應(yīng)力差較小，壓力系數(shù)1.98。這些有利條件帶來(lái)了丁山區(qū)塊深層頁(yè)巖氣勘探的首次突破，在埋深超過(guò)4 200 m的龍馬溪組頁(yè)巖儲(chǔ)層中試獲日產(chǎn)42.8×104m的高產(chǎn)氣流。

3 關(guān)鍵參數(shù)預(yù)測(cè)與工程技術(shù)

隨著頁(yè)巖氣勘探逐步向復(fù)雜構(gòu)造區(qū)深層拓展，對(duì)“甜點(diǎn)”預(yù)測(cè)和壓裂工藝技術(shù)的要求不斷提高。針對(duì)丁山—東溪地區(qū)深層頁(yè)巖的特點(diǎn)，通過(guò)不斷地迭代優(yōu)化，逐漸形成了適應(yīng)性的系列關(guān)鍵技術(shù)，助推了該地區(qū)頁(yè)巖氣勘探的重大突破。

3.1 關(guān)鍵參數(shù)地震預(yù)測(cè)技術(shù)

丁山區(qū)塊的頁(yè)巖儲(chǔ)層埋藏深且地震波場(chǎng)傳播復(fù)雜，再加上地層壓力、應(yīng)力、脆性和巖石力學(xué)等參數(shù)復(fù)雜多變，嚴(yán)重影響微幅構(gòu)造和微小斷裂的精細(xì)解釋。針對(duì)上述問(wèn)題，通過(guò)大量巖石物理測(cè)試，明確了龍馬溪組頁(yè)巖各向異性特征；充分考慮頁(yè)巖復(fù)雜的礦物組成、微納米孔隙結(jié)構(gòu)、裂縫及孔隙壓力等特征，建立了頁(yè)巖微-納米各向異性巖石物理模型，構(gòu)建了關(guān)鍵參數(shù)預(yù)測(cè)新模型；在此基礎(chǔ)上，創(chuàng)新形成了深層頁(yè)巖氣甜點(diǎn)地震預(yù)測(cè)技術(shù)，攻關(guān)形成了基于擾動(dòng)體積模量的壓力系數(shù)地震預(yù)測(cè)技術(shù)、適應(yīng)深層復(fù)雜構(gòu)造的雙約束含氣量地震預(yù)測(cè)技術(shù)、各向異性增強(qiáng)的裂縫五維地震預(yù)測(cè)技術(shù)以及區(qū)域應(yīng)力背景約束的水平應(yīng)力差地震預(yù)測(cè)技術(shù)（表2）［26-31］，有效提高了地震預(yù)測(cè)精度，落實(shí)了高產(chǎn)富集帶。與以往相比，丁山地區(qū)頁(yè)巖儲(chǔ)層參數(shù)的地震預(yù)測(cè)精度大幅提高，預(yù)測(cè)相對(duì)誤差降至10 %以內(nèi)。

表2 綦江頁(yè)巖氣田“甜點(diǎn)”地震預(yù)測(cè)方法Table 2 Summary of seismic prediction methods for shale gas sweet spots in the Qijiang shale gas field

3.2 “地質(zhì)-地震-測(cè)井”一體化井軌跡精細(xì)控制技術(shù)

丁山地區(qū)深層頁(yè)巖氣優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層厚度薄，局部微幅構(gòu)造發(fā)育，給水平井鉆井帶來(lái)了極大挑戰(zhàn)。創(chuàng)新構(gòu)建了地質(zhì)甜點(diǎn)與工程甜點(diǎn)“一體化”的頁(yè)巖氣井眼軌道設(shè)計(jì)技術(shù)，通過(guò)建立三維地質(zhì)模型，構(gòu)建了基于伽馬值、電阻率和巖石元素的優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層隨鉆導(dǎo)向的標(biāo)志層精細(xì)識(shí)別方法；針對(duì)復(fù)雜構(gòu)造深層局部地區(qū)成像精度低，系統(tǒng)攻關(guān)擬真地表TTI（傾斜橫向各向介質(zhì)）速度建模技術(shù)，利用實(shí)時(shí)鉆探信息更新速度模型，快速地在深度域成像，消除了常規(guī)PSTM（疊前時(shí)間偏移）的速度陷阱，降低了井-震對(duì)比誤差；開展分頻、分方位多屬性小斷層精細(xì)刻畫，以及測(cè)井和構(gòu)造雙重約束的三維速度場(chǎng)構(gòu)建及基于構(gòu)造成圖的微幅構(gòu)造識(shí)別，提高鉆前導(dǎo)向模型精準(zhǔn)度；在此基礎(chǔ)上利用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向和伽馬成像技術(shù)，并結(jié)合地質(zhì)錄井參數(shù)和三維地震精細(xì)解釋預(yù)測(cè)及實(shí)時(shí)標(biāo)定，對(duì)水平井井軌跡進(jìn)行精準(zhǔn)調(diào)整控制，使深層水平井的優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖甜點(diǎn)鉆遇率平均達(dá)到95 %以上。

3.3 高應(yīng)力差和高閉合壓力條件下高導(dǎo)流立體縫網(wǎng)壓裂技術(shù)

深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層壓裂面臨施工壓力高、復(fù)雜縫網(wǎng)形成難度大、加砂難度大、導(dǎo)流能力維持困難及裂縫縱橫向延伸等諸多困難和挑戰(zhàn)，導(dǎo)致人工裂縫復(fù)雜程度低且高導(dǎo)流裂縫難保持，影響壓裂效果。通過(guò)開展物理模擬試驗(yàn)，揭示了深層頁(yè)巖儲(chǔ)層的縫網(wǎng)形成機(jī)理，明確了深層頁(yè)巖儲(chǔ)層在高溫-高圍壓條件下表現(xiàn)出非線性破裂特征（圖8）。針對(duì)雙向地層應(yīng)力差大、人工裂縫形態(tài)相對(duì)單一等特征，通過(guò)大幅度增大縫內(nèi)凈壓力提高了深層頁(yè)巖人工裂縫復(fù)雜程度和改善壓裂改造的效果［5，32］。2013 年DY2 井啟動(dòng)了深層頁(yè)巖儲(chǔ)層的壓裂實(shí)踐［14］，試獲10.5×104m3/d 頁(yè)巖氣流，形成了深層頁(yè)巖氣儲(chǔ)層的初期壓裂主體工藝技術(shù)，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(guò)提升縫網(wǎng)復(fù)雜程度、增大改造體積和增強(qiáng)長(zhǎng)期導(dǎo)流能力，優(yōu)化壓裂液體系和支撐劑類型，增加“雙暫堵”，創(chuàng)新形成了深層頁(yè)巖氣“密切割、增壓擴(kuò)體、均衡延展、保充填”壓裂工藝技術(shù)［5，33-35］，將其應(yīng)用于DYS2，DY7 和XY1 井（圖9），分別獲得測(cè)試產(chǎn)量41.2×104，42.8×104和53.19×104m3/d，取得了4 000 m 以深深層頁(yè)巖氣重大突破，拓展了頁(yè)巖氣勘探深度下限。

圖8 川東南地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖不同圍壓應(yīng)力-應(yīng)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(qū)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(xù)深化基礎(chǔ)地質(zhì)理論研究，創(chuàng)新地質(zhì)理論認(rèn)識(shí)是氣田發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵。

綦江頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)，得益于地質(zhì)理論認(rèn)識(shí)的持續(xù)創(chuàng)新和深化。對(duì)頁(yè)巖氣保存條件的新認(rèn)識(shí)是綦江頁(yè)巖氣田發(fā)現(xiàn)的關(guān)鍵。川東南盆緣地區(qū)龍馬溪組頁(yè)巖普遍發(fā)育，但所處構(gòu)造位置特殊，緊鄰盆緣齊岳山大斷裂，保存條件復(fù)雜。早期在丁山地區(qū)部署的專探井DY1 實(shí)施效果并不理想，此后基于綜合評(píng)價(jià)認(rèn)為受埋深、斷裂、裂縫及壓力系數(shù)等因素影響，可能存在分區(qū)分帶差異復(fù)雜性，并積極轉(zhuǎn)變勘探思路，選取盆內(nèi)更深區(qū)域開展鉆探，部署的XL2 井（DY2 井）取得了深層頁(yè)巖氣勘探突破，并最終發(fā)現(xiàn)了綦江頁(yè)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(fā)展了有關(guān)盆緣頁(yè)巖氣保存條件的認(rèn)識(shí)，進(jìn)一步指導(dǎo)了盆緣地區(qū)勘探評(píng)價(jià)和部署。

2）發(fā)展工程工藝技術(shù)，研發(fā)關(guān)鍵配套裝備是深層頁(yè)巖氣發(fā)展的重要保障。

綦江頁(yè)巖氣田處于盆緣鼻狀斷背斜，頁(yè)巖儲(chǔ)層埋深主體大于3 500 m，前期壓裂工程工藝技術(shù)體系不成熟，高溫高壓工具缺乏，給壓裂施工帶來(lái)了巨大挑戰(zhàn)。一方面，深層頁(yè)巖氣地應(yīng)力高（＞90 MPa）、兩向應(yīng)力差大（＞15 MPa），施工壓力高（100 MPa）、加砂強(qiáng)度低（＜1.5 t/m），立體縫網(wǎng)形成難，有效改造體積小制約產(chǎn)量商業(yè)突破。另一方面，高壓施工、設(shè)備和材料等挑戰(zhàn)重重。早期實(shí)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(shù)措施，取得了突破，但未獲得商業(yè)產(chǎn)量。圍繞“如何增大有效改造體積”這一關(guān)鍵問(wèn)題，通過(guò)鉆探DY4，DY5，DYS1，DYS2和DY7井開展了多輪攻關(guān)。研發(fā)了140 MPa裝備+“密切割多段少簇+大液量+高排量+中強(qiáng)加砂+雙暫堵”深層頁(yè)巖氣壓裂工藝技術(shù)，單井產(chǎn)能不斷創(chuàng)新高，初步形成了可復(fù)制的第三代深層頁(yè)巖氣壓裂工藝技術(shù)。因此，發(fā)展工程工藝技術(shù)和研發(fā)關(guān)鍵配套裝備是深層頁(yè)巖氣發(fā)展的重要保障。

3）勘探者要堅(jiān)定信心、勇于探索，積極向更復(fù)雜領(lǐng)域拓展。

找目標(biāo)和拓資源是油氣勘探者的責(zé)任。非常規(guī)油氣勘探走向深層、構(gòu)造復(fù)雜區(qū)及新區(qū)新領(lǐng)域是必然的戰(zhàn)略選擇。普光、元壩和焦石壩等大氣田的發(fā)現(xiàn)都曾經(jīng)歷不斷探索和實(shí)踐的過(guò)程，綦江頁(yè)巖氣田的發(fā)現(xiàn)也是如此。四川盆地非常規(guī)油氣勘探潛力較大，已在多個(gè)層系取得勘探突破，需要積極探索。例如PS1 井的鉆探發(fā)現(xiàn)埋深近6 000 m 的龍馬溪組依然有良好的含氣性［11］，盆緣復(fù)雜區(qū)的DY11 井和盆外淺埋區(qū)的PD1井也取得了良好勘探發(fā)現(xiàn)。普光地區(qū)的LY1井在高陡復(fù)雜區(qū)埋深超4 000 m 的二疊系新頁(yè)巖層系中試獲42.66×104m3/d 高產(chǎn)頁(yè)巖氣流，是中國(guó)首次在二疊系大隆組中實(shí)現(xiàn)海相深層頁(yè)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(yè)巖油氣勘探重大突破［36］。四川盆地非常規(guī)頁(yè)巖油氣勘探的不斷突破，進(jìn)一步拓展了勘探空間，揭示了巨大的勘探潛力。