川南地区页岩气勘探开发进展及发展前景

马新华，谢军

（中国石油西南油气田公司，成都 610051）

0 引言

目前，中国页岩气勘探开发正处于快速发展阶段，已经在四川盆地奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩取得了重大突破，探明了焦石坝、长宁—威远等千亿立方米级的大气田，2016年页岩气产量达到78×108m3。

为加快中国页岩气产业的发展，国家能源局出台了“十三五”页岩气发展规划，力争到“十三五”末中国页岩气实现年产量 300×108m3。川南地区是中国页岩气资源最丰富、开发最现实的区块，中国石油大力推进川南地区页岩气勘探开发，取得了重要阶段成果。本文简要回顾了中国石油在川南地区页岩气的勘探开发历程，总结页岩气勘探开发取得的进展，剖析技术创新对页岩气发展的推动作用，并对川南地区页岩气的发展前景进行了分析，以期推动川南地区页岩气勘探开发实现更好更快发展。

1 川南地区页岩气地质条件及资源潜力

四川盆地及周缘地区广泛分布 6套富有机质页岩（见表1），每套层系都进行了不同程度的勘探评价。下震旦统陡山沱组在盆地周缘宜昌黄陵背斜直井压裂获得5 460 m3/d测试产量，但在盆地内部主要为浅水台地[1]，且埋深过大。下寒武统筇竹寺组在川中古隆起金石、威远地区获得低产工业气流，在盆地周缘（长宁、城口等）热演化程度过高，有机质炭化且孔隙不发育[2]，几乎都是微气井或干井，还没有取得突破。下二叠统页岩层系在四川盆地主要是海陆过渡相页岩夹煤层，川南筠连、兴文地区测试结果显示煤层的产气量远高于煤系泥页岩，属于煤层气范畴。须家河组须五段页岩在新场地区压裂获气，但产量低于同区的致密砂岩气。下侏罗统大安寨段的页岩在元坝地区压裂获气，但是整体热演化成熟度较低，以生油为主，开发效果不理想。上述 5套页岩仍然处于探索阶段，前景尚不明朗。

现阶段勘探开发实践表明，盆地五峰组—龙马溪组页岩和北美Haynesville、Utica等为代表的高成熟页岩基本地质条件最为接近（见表 1），是目前最有利的页岩气勘探开发层系，现今中国几乎所有的页岩气商业产能都来自五峰组—龙马溪组。

表1 四川盆地6套页岩地层与北美页岩地质参数对比表（数据来自文献[3-5]）

1.1 川南地区五峰组—龙马溪组优质页岩分布稳定、储集层品质好

五峰组沉积时期，受广西运动影响，华夏与扬子地块碰撞拼合作用减缓，四川盆地及邻区形成了“三隆夹一坳”的古地理格局[6]。龙马溪组沉积早期（鲁丹期—埃隆早期）继承了这一古地理格局，同时南极冰盖融化造成全球海平面快速上升，整个川南地区处于大面积缺氧的深水陆棚沉积环境[7]（见图 1）。龙马溪组沉积中晚期（埃隆中期—特列奇期），扬子板块与周边地块的碰撞拼合作用加剧，沉降中心向川中和川北地区迁移，海平面大幅度下降，川南地区于该时期从半深水陆棚向钙质浅水陆棚转化。

现今开发效果最好的龙马溪组底部龙一1亚段主要沉积于鲁丹期，以富有机质硅质页岩相为主，在乐山—龙女寺古隆起、黔中古陆和湘鄂西水下高地所夹持的深水陆棚区大面积连片分布，在川南的泸州地区最厚，厚度可达50 m，其次是川东的石柱—武隆地区，厚度约40 m（见图1）。

由于沉积环境稳定，川东和川南地区龙一1亚段富有机质页岩TOC、脆性矿物等地质参数很相似，但南方页岩气富集高产的核心要素是保存条件。川东高陡构造带断裂复杂，受雪峰山、大巴山等逆冲推覆作用的影响，页岩层系抬升幅度大，构造改造作用强，页岩气保存条件复杂[8]，富集模式尚不清楚。除在构造稳定的焦石坝箱状平缓背斜的勘探取得成功外[9]，川东的太和场构造、焦石坝东侧的大耳山构造、川东北巫溪地区的平安向斜和文峰背斜等页岩气探井都未取得突破[10]。这些地区页岩储集层受后期构造运动影响，地质参数横向稳定性变差；以大耳山构造（B1井）为例，该构造与焦石坝构造仅为断裂的上、下盘关系，B1井和焦石坝构造的高产井直线距离小于4 km，但是优质页岩段的孔隙度（<3%）、含气量（<3 m3/t）和地层压力系数（1.03）都比焦石坝构造显著降低，压裂后仅产微气且氮气含量高（19.5%），显示川东高陡构造带页岩气勘探开发风险相对高。

图1 四川盆地及邻区鲁丹阶岩相古地理及优质页岩厚度分布图

川南低陡构造带断裂规模相对小，构造抬升时间较晚[11]，后期抬升改造幅度相对小[8]，有大面积的构造稳定区（本文所述的川南地区主要指大凉山以东、川中古隆起龙马溪组剥蚀线以南、华蓥山以西、黔北凹陷以北的区域，见图1）。页岩储集层分布连续稳定，关键参数横向变化小，页岩气富集模式基本相同。从目前川南地区页岩气评价结果分析（见图 2），长宁、威远、自贡、泸州、富顺、永川、荣昌、大足等地区储集层横向连续性很好，有机碳含量为 3%～5%，孔隙度为4%～7%，含气量为4～6 m3/t，脆性矿物含量为55%～80%，Ⅰ+Ⅱ类储集层（划分标准见文献[12]）厚度介于20～55 m，大部分地区地层压力系数为1.2～2.2。川南大部分地区的关键地质参数和已探明的长宁、威远、焦石坝等页岩气田相近，大面积稳定分布的优质页岩储集层能满足大规模商业开发的要求。

1.2 川南地区埋深4 500 m以浅页岩气资源落实、潜力巨大

川南地区从 2006年开始进行页岩气评层选区工作，2009年开始实施水平井钻井和体积压裂先导试验，2014年开始建设长宁—威远国家级页岩气示范区，2016年生产页岩气 28×108m3，进入快速规模上产阶段。历经10余年的不懈探索和持续攻关，对川南地区页岩气资源的认识程度不断提高。

图2 川南地区不同探区五峰组—龙一1亚段储集层对比图（剖面位置见图3）

图3 川南地区五峰组底埋深及建产区和接替区平面分布图

川南地区页岩气勘探开发动静态资料丰富。截至2017年5月，川南地区二维地震测网基本全覆盖，建产区内三维地震全覆盖；已完钻评价井60余口（见图3），评价井井距10～30 km，建产区评价井井距7～15 km；建产井200余口，为单井产能和可采资源分析积累了大量生产资料。目前，川南地区构造落实，地震预测与实钻埋深误差小于1%；TOC、孔隙度、脆性矿物含量等储集层关键参数预测准确，三维地震资料反演和测井评价结果（经岩心分析标定）误差小于储量计算要求；水平井产能与地质评价吻合良好，动态分析方法预测阶段累产与实际累产误差小于5%。研究表明，储集层地震解释、测井解释、产能评价等方法预测结果与实际地质特征和生产动态吻合程度高，川南地区地质特征认识清楚，页岩气地质资源和可采资源落实程度高。

目前，埋深小于3 500 m范围内建成了长宁—威远国家级页岩气示范区，实现了规模有效开发。在威远和泸州地区埋深3 500～4 000 m范围已经部分实现工业化开采，在大足等地也见到了很好的苗头（大足西山背斜的 Z2井直井压裂获近 5×104m3/d高产工业气流）。埋深4 000～4 500 m范围已经获得了工业气流，具有良好的勘探开发前景：泸州地区的L2井（龙马溪组埋深超4 300 m），位于有利的沉积相带（见图1），页岩TOC和脆性矿物含量高，Ⅰ+Ⅱ类储集层厚度超过 50 m（见图 2），平均孔隙度在 6.0%以上，平均含气量近6.0 m3/t，钻井见良好气显示；大足地区弥陀场向斜Z1井（龙马溪组埋深超4 300 m）在直井压裂过程中，因施工压力高，用液量和加砂量等施工参数明显小于长宁—威远地区直井压裂施工参数，测试产量依然超过1.2×104m3/d（见表2）。

目前川南地区被证实的资源丰度和产能较低的井主要有 3类：①靠近剥蚀泄压区，压力系数比较低（<1.2）的井（W1、N10井等）；②靠近古隆起或水上高地、鲁丹阶优质页岩太薄（厚度小于20 m）（见图1）的井（W5井压力系数为2.0，测试产量为0.3×104m3/d），聂海宽等[13]也报道了中国石化区块内威页 1井钻探目的层存在古海岛或水下高地的地质风险；③距离通天断裂（昭104井等）或2级断裂（Y203-H2井等）过近的井。随着认识的深入，这3类井都可以在后续的页岩气勘探开发中尽量避免。综合考虑页岩储集层品质、保存条件、地面城镇规划区等地下、地面两个因素，评价川南地区五峰组—龙马溪组埋深4 500 m以浅的优质页岩可工作面积超过2×104km2，地质资源量超过10×1012m3。资源落实，产能也已得到证实，开发前景明朗。

表2 川南地区直井压裂施工参数和测试产量对比表

2 川南地区页岩气勘探开发主体技术及实施效果

川南地区五峰组—龙马溪组页岩气地质资源丰富，但地质条件与北美页岩气存在差异。在长宁—威远示范区建设过程中，早期主要以引进、消化、试验国外技术为主，地质认识程度较低，技术成熟度差，建井成本高（约1.3亿元），投产的页岩气井产量差异大，平均产量不高。通过不断实践、认识和技术攻关，示范区建设实施了 3轮优化调整，一轮一个台阶，设计不断优化，技术不断进步，管理不断提升，成本不断降低，效果显著提高，适应于川南地区3 500 m以浅页岩气的有效开发主体技术逐步成熟、定型。

2.1 长宁—威远示范区产能建设效果好于预期

在示范区产能建设的初期，设计的水平井靶体位置位于龙一1亚段的上部，距优质页岩底部20 m，且箱体范围较大（15 m），同时，采用常规三维剖面设计井眼轨迹、单伽马+螺杆实施水平井段地质导向、P110钢级套管、压裂均匀分段和段间无差别压裂参数设计，龙马溪组底部TOC、孔隙度和含气量均最高的优质储集层钻遇率低、造斜段狗腿度高、井眼光滑度和井筒完整性差，压裂过程中套管变形丢段多，砂堵、加砂难等复杂事故频发，压裂后主要形成双翼简单裂缝，没有实现体积改造效果，单井产量低（见表3）。

表3 长宁—威远示范区3轮优化调整对比表

针对上述问题，对水平井设计和钻井、压裂工程方案进行了全面的优化调整，将龙一1亚段精细划分为4个小层，锁定长宁区块水平井靶体位置为五峰组—龙一11小层、威远区块为龙一11小层（小层划分见文献[14]）；采用双二维井水平井轨迹设计，降低摩阻，提高钻井时效；采用自然伽马+元素录井+旋转导向技术，提高了优质储集层钻遇率和井眼光滑度；并开展高强度套管试验，优化了压裂设计，加密分段，针对各段地质工程参数的不同，差异化设计各段压裂参数；同时开展了不同类型支撑剂、压裂液压裂效果对比试验。取得了显著效果，提高了Ⅰ类储集层钻遇率，大幅降低了井眼轨迹的复杂程度，体积压裂效果和单井产量明显提高。但由于地质工程一体化程度不高、套管强度普遍较低、井眼轨迹光滑度不够、套损仍时有发生等原因，Ⅰ类储集层钻遇率、井筒完整性和体积压裂效果等仍有较大的提升空间。

针对第 2轮井存在的问题，全面推行地质工程一体化技术，开展地质工程一体化精细建模，精准设计水平井轨迹和导向方案，大幅提高了优质储集层的钻遇率[15]；推行地质工程一体化导向，推广应用高强度套管，降低井筒套损，提高了井筒完整性，同时试验高性能水基钻井液，降低环保压力；推行地质工程一体化精细化、个性化压裂设计，应用微地震监测实时调整技术以实时优化施工参数，显著提高了体积压裂效果。

经过3轮优化调整，I类储集层钻遇率、井筒完整性和体积压裂改造效果显著提升，单井产量和最终可采储量大幅提高，长宁区块第 1年井均日产量由4.75×104m3/d提高到13.10×104m3/d，井均最终可采储量由0.53×108m3提高到1.21×108m3，威远区块第1年井均日产量由3.76×104m3/d提高到8.71×104m3/d，井均最终可采储量由0.41×108m3提高到0.75×108m3，主要开发技术经济指标好于开发方案设计（见表3）。

2.2 埋深3 500 m以浅页岩气有效勘探开发主体技术成熟、定型、可复制

通过引进、消化吸收、再创新，建立了本土化的页岩气勘探开发理论和技术体系，支撑了国家级页岩气示范区建设，实现了提产量、降成本、控风险的目标。

2.2.1 页岩气评价选区技术

针对南方海相页岩构造演化期次多、目的层埋深跨度大的特点，学习、借鉴北美经验，在发展完善页岩储集层地震解释、测井综合评价技术基础上，增加保存条件、埋深等关键评价指标，形成适应南方海相多期构造演化背景下的页岩气评价选区技术（见表4），保存条件是川南海相页岩气富集高产的关键因素，可以采用压力系数来定量表征。在此基础上，优选了威远、长宁、昭通、泸州、渝西5个川南建产有利区，其压力系数均大于1.2，有效支撑了示范区建设和页岩气持续上产。

表4 川南地区页岩气评价选区参数与北美对比

2.2.2 页岩气开发优化部署技术

建立了适应四川盆地复杂地面、地下条件的水平井部署、平台部署、地面采输和数字化技术，充分满足了提产量、控成本、提效率的要求。

以充分利用地面、地下两个资源为目的，适应于川南地区地质和复杂地形条件，采用常规双排、单排、“勺”形井等相结合的平台布井方式，提高资源动用率。

以提高单井产量和资源动用率为目的，实施地质工程一体化水平井参数设计，轨迹方位垂直于最大水平主应力方向，水平段长度为1 500～2 000 m，同时开展水平段长度为2 500～3 000 m的水平井试验，巷道间距300 m；并积极开展井距200 m左右的小井距试验。

以有效控制成本和提高作业效率为目的，地面工程采用标准化设计和一体化撬装技术，所有设备实现了工厂化预制；形成了“电子巡井+定期巡检+周期维护”运行新模式和“单井无人值守、调控中心集中控制、远程支持协作”管理新模式，缩短了建设周期，降低了建设成本，撬装设施减少后续地面建设投资50%。

2.2.3 页岩气平台水平井优快钻井技术

针对川南地区多压力系统条件下易垮易漏、部分地层可钻性差等难题，优化井身结构、采用气体钻井治漏提速；为有效降低大偏移距三维水平井钻井摩阻和扭矩，形成上部井段预增斜的“双二维”井眼轨迹剖面设计技术，狗腿度控制在8°/30 m以内，摩阻同比降低20%；为解决水平段页岩储集层摩阻大、易垮难题，形成两套国产油基钻井液，高性能水基钻井液试验取得初步成效，国产钻井液的费用比进口钻井液降低21%；针对平台下方储量动用难题，成功开展“勺”形井试验，靶前距缩短至50 m。通过不断实践和攻关，目前水平段长由1 000 m提高到2 500 m，钻井垂深从2 500 m增加到4 300 m，井深从3 790 m增加到6 000 m以上，平均钻井周期由175 d降低到最低近40 d，钻井效率得到极大提高，页岩气水平井实现了从“打成”到“打好”的转变。

2.2.4 分段体积压裂技术

川南地区具有水平应力之差在区块间差异大、破裂压力高等特征，给实现体积压裂带来了巨大挑战。通过引进与自主创新相结合，攻关形成了适应于3 500 m以浅页岩的水平井分段体积压裂技术，基于地质工程一体化精细压裂设计，实施差异化分段、优选射孔位置，“一段一策”设计个性化压裂参数；自主研发了“电缆泵送桥塞+分簇射孔、大排量、大液量、低黏滑溜水段塞式注入”分段体积压裂主体工艺，关键工具及压裂液体系也实现了国产化，性能和国外同类产品相当，大幅降低压裂成本。在此基础上，积极攻关3 500 m以深页岩体积压裂技术，在多个区块取得了明显成效。

2.2.5 工厂化作业技术

由于复杂山地地形条件下的场地、道路受限，页岩气建产规模大、工序多。为提高作业效率，攻关形成了“双钻机作业、批量化钻进、标准化运作”的工厂化钻井技术和“整体化部署、分布式压裂、拉链式作业”的工厂化压裂技术，实现了钻井压裂“工厂化布置、批量化实施、流水线作业”，钻井、压裂作业效率提高50%以上，钻前工程周期节约30%，设备安装时间减少70%，两井口间钻机整体移动时间小于等于1 h，6口井平台建设周期降至约1年，压裂作业达到12 h压裂2～3段的水平。

2.2.6 高效清洁开采技术

川南地区页岩气开采的同时必须保护区域环境。示范区建设过程中，围绕土地保护、地下水保护、地表水保护、工作液循环利用、固体废弃物污染防止、降低噪声影响等问题，攻关形成了页岩气清洁开采技术。通过采用平台化批量部署，节约土地资源 70%以上；采用作业液回收利用技术，返排液重复利用率85%以上；表层钻进采用气体或清水钻井技术、多层套管固井封堵，有效防止了地表饮用水污染；采用钻井液不落地技术、水基钻屑无害化处理及油基钻屑常温萃取处理，防止了固体废弃物污染。多项清洁开采措施实现了资源的高效利用和绿色开发，建产区环境质量与开发前保持在相同水平。

3 川南地区页岩气中长期发展展望

川南地区页岩气地质条件与美国Haynesville页岩气田相近。Haynesville页岩气田面积2.3×104km2，技术可采资源量（2.2～6.1）×1012m3[3]。2007年12月开始钻探第1口水平井，2008年1月投产，初期产量7.4×104m3/d，证明该区具有商业开发价值。气田先期主要在中央核心区建产，最高投入钻机近246台，2011年页岩气产量达到657×108m3，仅用5年左右的时间就成为美国最大的页岩气田，2012年达到产量高峰687×108m3，2016年年产量为 392×108m3，居全美第 3[16]。Haynesville页岩气田的开发实践表明，页岩储集层横向分布连续、稳定，开发技术一旦突破，就可全面复制，快速形成产量规模。同时，因为页岩气早期产量递减快（Haynesville第 1年产量递减率平均为 72%[17]，长宁和威远大部分页岩气井压力半年内就降低到10 MPa以下，第1年递减率为60%～70%，在低压阶段（<6 MPa）又可以长期持续稳产，年递减率小于10%[18]），批量的钻井工作持续稳定投入是上产的重要保障。Haynesville页岩从2012年产量开始降低，就是因为受油气价格波动影响，活跃的钻机数量减少（仅 52台），新投入钻井工作减少之后产量也就明显降低[19]。川南地区有60多口评价井和 200多口生产井，生产规律逐步清晰，页岩气的主要开发制度（巷道、水平段长、水平井距等）经过优化调整后成熟定型可复制[20]，按现有的开发技术来看，川南地区第1年单井平均产页岩气（9.5～11.0）×104m3/d，第2年起逐年递减60%，40%，25%，15%，…，测算单井最终可采储量（EUR）为（0.90～1.50）×108m3，根据后期逐年计划投入的工作量，即可预测中长期川南地区页岩气发展前景。

川南地区五峰组—龙马溪组页岩气地质条件优越、埋深适中、资源丰富且落实，是大规模建产最现实的领域。经过10余年的探索、攻关和实践，3 500 m以浅有效开发的方法和手段成熟、定型、可复制，3 500～4 000 m效益开发技术也获得重要进展，正在攻关4 000～4 500 m作业技术，同时，形成了多种各具特色的页岩气作业技术和高效勘探开发模式，技术研发和管理体系不断完善，装备和队伍保障充裕，加之国家重视和地方政府的支持，川南地区页岩气大规模上产的条件已经成熟。中国石油已经开始批量投入大规模钻井工作量，川南地区页岩气的开发即将迈入与Haynesville 页岩气田2008年快速上产相当的阶段。

川南地区可工作面积大，中长期具备建成年产规模 500×108m3并长期稳产的基础。根据地质评价工作和地面条件调查，扣除剥蚀泄压区附近压力系数小于1.2、古隆起或古水下高地附近优质储集层厚度小于20 m以及距主要断裂400～700 m区域的地质资源低丰度区，扣除城镇、风景区、保护区等地面条件不允许建产的区域，川南地区埋深小于4 500 m的五峰组—龙马溪组页岩气可工作面积超过 2×104km2，资源量超过10×1012m3。其中，埋深3 500 m以浅的可工作面积为2 500 km2，资源量为 1.2×1012m3，可以实施水平井3 600口以上，可建成年产200×108m3规模并稳产10年以上；埋深3 500～4 000 m可工作面积约7 000 km2，资源量为3.5×1012m3，可实施水平井7 000余口，可建成年产300×108m3规模并稳产15年以上；埋深4 000～4 500 m的面积超过10 000 km2，资源量超过5×1012m3，可以支撑年产300×108m3规模长期稳产。其中，中国石油“十三五”后 4年已经开始实施新的页岩气开发方案，落实并新增水平井近 600口，集中部署在长宁—威远的核心有利区，有利面积约1 500 km2，动用地质储量超过7 000×108m3（见图3）。“十四五”计划新投入1 600余口水平井，已经在直井（或直改平井）评价最有利的地区（泸州福集向斜、阳高寺构造，大足西山构造、长宁西双龙—罗场向斜等）计划实施三维地震，准备有利接替区块（见图 3），把川南地区页岩气勘探开发的风险控制在最低。

4 结论

通过地质评价工作，证实了川南地区五峰组—龙马溪组优质页岩大面积连续稳定分布，储集层品质好，压力系数高，资源潜力大，是目前中国页岩气勘探开发最有利的领域，优选了威远—自贡—长宁作为“十三五”的建产区，长宁西—泸州—永川—威远东—大足等区块作为“十四五”的产能接替区。

通过长宁—威远国家级页岩气示范区建设，形成了成熟、有效、可复制的页岩气勘探开发主体技术，基本掌握了页岩气水平井的产能特征和递减规律，川南地区单井最终可采储量已经提高到（0.75～1.50）×108m3，经济效益好于预期。

中国石油已经制定了川南地区页岩气中长期发展规划初步方案，在此指导下，完成了“十三五”上产的新一轮开发方案编制，预计“十三五”末达到100×108m3以上产量规模。川南地区页岩气迎来了快速发展的良好机遇，必将为国家和地区经济社会发展做出重要贡献。

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