四川盆地深层—超深层天然气勘探进展与展望

郭旭升 胡东风 黄仁春 魏志红 段金宝 魏祥峰 范小军 缪志伟

中国石化勘探分公司

1 研究背景

近年来，中国陆上深层—超深层油气勘探不断取得发现和突破[1]。对于我国西部的含油气盆地而言,深层常规油气藏埋深介于4 500～6 000 m，超深层常规油气藏埋深超过6 000 m[1]；非常规页岩气藏埋深介于3 500～4 500 m，超深层页岩气藏埋深超过4 500 m。

作为国内天然气主要产地之一，位于我国西部的四川盆地是一个典型的叠合含油气盆地，油气勘探经历了由中浅层向深层—超深层的转变。经过60余年的持续勘探[2]，该盆地中浅层油气勘探难度不断加大；加之近年常规礁滩领域普光、元坝、安岳、龙岗等一批深层—超深层大型气田的发现以及威远—荣县、丁山、东溪等深层页岩气勘探取得重大突破[3-6]（图1），该盆地天然气探明地质储量已超过1×1012m3。由此坚定了油气勘探向深部战略转移的信心和决心。根据中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）新一轮的油气资源评价结果，四川盆地深层—超深层礁滩领域与页岩气领域天然气资源量大、探明率低、勘探前景好。为此，笔者通过对该盆地近几年深层—超深层礁滩气藏与页岩气藏勘探进展的归纳分析及典型大型气田（元坝气田等）成藏条件、富集规律、高产富集区预测技术等方面的深入研究，在总结大型气田形成条件的基础上，深化落实了深层—超深层天然气勘探的目标方向、明确了其广阔的勘探前景。

图1 四川盆地深层—超深层气田分布图

2 勘探进展

2.1 深层—超深层礁滩气藏

四川盆地深层—超深层礁滩气藏勘探主要发现了普光、元坝、安岳、龙岗、川西等气田，其中中国石化发现的普光、元坝大型礁滩气田主要集中在二叠系、三叠系礁滩领域。普光气田位于川东高陡构造带，2001年创新性提出了“开江—梁平陆棚”新认识，瞄准“以上二叠统长兴组—下三叠统飞仙关组台缘礁滩相白云岩储层为主的构造—岩性复合圈闭”[7-8]，2009年探明天然气地质储量4 121.73×108m3（埋深5 300 m），建成105×108m3年产能，发现国内首个海相整装大气田。随后，2007年又发现国内首个超深层生物礁大气田——元坝气田（埋深近7 000 m）。作为四川盆地最后一个矿权登记区块，元坝气田位于川北低缓构造带，2007年开始相继实施了10余口井，平均测试日产气量超过100×104m3[9]，探明天然气储量2 303.47×108m3（含中三叠统雷口坡组）,紧邻的中国石油天然气股份有限公司(以下简称中国石油)龙岗气田探明天然气储量720.33×108m3。2010年以来，中国石化在川西实施的CK1井、XS1井等在雷口坡组相继试获高产工业气流，提交天然气探明储量309.96×108m3。中国石油部署在川中的GS1井上震旦统灯影组、MX8井下寒武统龙王庙组分别于2011年、 2012年测试获日产超100×104m3天然气流。四川盆地深层—超深层古老层系天然气勘探获得历史性突破。

近期，在川东北实施的风险探井——YB7井中二叠统茅口组超深层滩体试获日产天然气105.9×104m3，川南茅口组三段深层热液白云岩（TL6井）、茅口组一段灰泥灰岩（JS1井）等新领域测试均获工业气流。针对下组合钻探的MS1井下寒武统筇竹寺组钻遇厚度为128 m的优质烃源岩，CS1井灯影组钻遇台缘丘滩相优质储层，展示了四川盆地深层—超深层常规气礁滩气藏领域良好的天然气勘探潜力。

2.2 深层—超深层页岩气藏

自从2012年11月28日涪陵焦石坝JY1井取得页岩气战略性突破之后，我国在页岩气勘探开发理论和技术上均取得了长足的进步，在中浅层发现了涪陵、长宁、威远、昭通等4个页岩气田。在发现涪陵页岩气田以后，中国石化在2013年即针对深层页岩气开展了前瞻性基础研究和勘探实践，优选了丁山地区部署实施了DY2HF井。该井于2013年12月试获日产10.5×104m3页岩气流（导眼井完钻井深为4 418 m，是国内首口深层获得工业气流的页岩气井），取得深层页岩气的首次发现。为进一步实现深层页岩气商业性突破，2015—2019年，中国石化在丁山、东溪、威远—荣县、荣昌—永川、江东等地区持续开展五峰组—龙马溪组深层页岩气地质、地球物理和工程技术的探索和攻关，取得了多个重要突破和商业发现。其中，中国石化勘探分公司在丁山—东溪地区实施的DY4井（垂深4 095 m）、DY5井（垂深4 146 m）、DYS1井（垂深4 268 m）分别试获工业气流，日产页岩气量分别为20.56×104m3、16.33×104m3、31.18×104m3。2018—2019 年，中国石化西南油气分公司在威远—荣县、荣昌—永川新增深层页岩气含气面积172.17 km2，探明页岩气地质储量1 481.31×108m3。

中国石油在四川盆地南部大足、合川等地区同样取得了深层页岩气勘探的重大突破，多口井获得了（10.56～137.9）×104m3/d页岩气流。其中2019年3月，中国石油部署在四川省泸县雷达村的L203井（导眼井上奥陶统五峰组底深度为3 892 m）在五峰组—下志留统龙马溪组获日产137.9×104m3高产页岩气流。这也是目前国内首口单井测试日产气量超过100×104m3的页岩气井。

此外，在埋深6 000 m左右的超深层页岩气领域，中国石化勘探分公司在川东隔挡式褶皱带黄泥塘高陡构造带实施的常规风险探井——PS1井在埋深5 917.66～5 971.00 m钻遇五峰组—龙马溪组页岩气储层平均孔隙度为5.22%、平均总含气量为7.74 m3/t，证实了深层页岩气“超压富气”的特征。

3 勘探理论成果

3.1 深层—超深层礁滩气藏

3.1.1 优质储层孔隙发育机制

3.1.1.1 大型隆洼格局形成的陆棚—台缘高能相带控制着规模性优质储层的分布

发育规模性优质储层是大型气田形成的关键之所在。纵观四川盆地的天然气勘探历程，从某种角度来说，可谓是持续寻找优质储层的过程。往往发现一批新的规模优质储层时，就能够发现一批新的大型气田。以目前四川盆地发现的深层—超深层气田来分析，普光、元坝、安岳、龙岗等大型礁滩气田主要分布在大型隆洼格局周缘的高能相带。二叠系、三叠系普光台缘礁滩带、元坝—龙岗台缘礁滩分别位于开江—梁平陆棚的东、西两侧；震旦系—寒武系元坝—磨溪台缘丘滩、威远—盐津台缘浅滩带分别位于绵阳—长宁裂陷槽的东、西两侧。这有力地揭示了大型隆洼格局形成的陆棚—台缘高能相带控制了大规模优质储层的分布，从而控制了大气田的分布与富集。以元坝气田为例，它是在上二叠统吴家坪组台地沉积发育背景的基础上，长兴期开始有明显的台地—陆棚沉积分异，位于吴家坪组古地貌高点处长兴组主要发育台地沉积，在古地貌高点向地势低点过渡的位置往往发育大型台地边缘高能相带（图2）；由于台缘带水动力条件强，滩体形成于浪基面附近，礁滩储层分布面积大，可达350 km2，储层初始孔隙度超过23%，由此控制了优质储层的规模性发育[9]。

图2 元坝气田礁滩沉积模型图[9]

3.1.1.2 大型礁滩体为正地形沉积，古地貌相对较高，易于暴露溶蚀和白云岩化，微裂缝发育有助于改善储层物性，孔缝的良好耦合是次生孔隙形成的关键

数据统计的结果表明，储层岩石孔隙度往往随着埋深的增加而逐渐减小。前人的研究成果认为[10]，埋深超过5 500 m以后就不存在优质和有效储层。而元坝超深层礁滩大气田(目的层埋深介于6 500～7 110 m)的存在，则有力地证明了超深层仍然可以发育礁滩优质储层并且储层物性较好。分析认为，这与暴露溶蚀、白云岩化、破裂等作用密切相关（图3）。以下分述之。

1）大气淡水往往优先对礁滩体古地貌高地淋滤溶蚀。准同生溶蚀作用下，常见到生物体腔孔、粒内溶孔、铸模孔等组构选择性孔隙（图3-a、b），为后期白云石化和孔隙的进一步溶蚀扩大奠定了基础。而这种暴露溶蚀作用也可在碳氧同位素标志变化上找到相关证据，长兴组礁滩顶部存在着明显的δ13C、δ18O拐点，反映经历了明显的暴露淋滤[11-14]。在海水频繁升降过程中，礁滩体往往经历了准同生期溶蚀作用，形成次生孔隙。

2）元坝气田长兴组白云岩阴极发光为暗红—亮色，储层δ13C为1.96‰，δ18O 介于-3.0‰～-5.8‰，代表垂直渗滤带底部的潜水面[11-12]，分析认为主要形成于浅埋藏阶段（Z= 128）。浅埋藏白云石化作用过程中（图3-c），一方面白云岩化流体对礁滩储层进行直接溶蚀增加了孔隙空间，另一方面形成了大量的晶间（溶）孔，使得储层物性变好，为后期的溶蚀作用打下了基础。物性资料与测井解释结果表明，台缘礁滩白云岩储层发育（Ⅰ、Ⅱ类储层占比为66%），台地相储层（以Ⅲ类储层为主）占比为51%，斜坡—陆棚相储层不发育。

图3 礁滩储层孔隙形成机制典型照片[9]

3）元坝气田处于构造向斜区，构造变形相对较弱，大型断裂欠发育。对典型钻井的成像测井、岩心及薄片等资料的分析结果表明，该气田微裂缝大量发育且缺乏方向性，多为与原油深埋裂解相关的超压压裂缝（图3-d）。计算了元坝气田原油裂解气量，生物礁体作为定容体系，利用天然气状态方程（PV= ZnRT），恢复原油裂解期（埋深6 000 m、温度200 ℃、天然气压缩因子1.285）压力系数分别为1.79（YB101井区）和1.99（YB27井区）。这可能是由于晚侏罗世—早白垩世古油藏裂解成气引起流体膨胀，礁滩圈闭相对封闭体系中，引起储层超压并导致水力破裂，原油裂解成气产生的超压破裂缝，使得储层物性得到改善。结合储层孔渗相关性分析结果发现，该气田孔隙度介于2%～8%的储层普遍具有高渗透特征[11]，反映该部分储层裂缝发育，裂缝有效改善了储层的渗透性，形成“孔缝双元结构”储层。

3.1.1.3 不整合岩溶作用与大面积浅滩叠合有利于大型储集体的形成

该类储层与礁滩优质储层不同，不仅与高能相带有关，而且还与构造抬升作用有关（图3-e）。典型的代表为安岳气田磨溪龙王庙组颗粒白云岩。受川中乐山—龙女寺古隆起的控制，由于持续性波浪和潮汐作用，环古隆起磨溪地区龙王庙组发育大型滩体。受加里东—海西运动的影响，虽然龙王庙组没有直接暴露地表，纵向溶洞不发育，但由于有古隆起的存在，磨溪龙王庙组地区位于构造剥蚀窗东部岩溶斜坡位置，加上颗粒白云岩基质物性好，受侧向构造窗大气淡水淋滤作用的影响，岩溶水可以在颗粒之间以漫流等方式进行改造，形成大量未充填—半充填的顺层长条状溶洞，从而最终在古隆起周缘形成了磨溪龙王庙组顺层岩溶与浅滩叠合区，优质储层发育。这是龙王庙组大型气田油气的储集体，该气田目前已提交天然气探明储量近6 000×108m3。

3.1.1.4 深部流体活动对储层改造作用具有双面性

从最新的地震解释成果中发现，四川盆地发育深大断裂，成为下部热液流体向上进入其他地层的重要通道，如川东北、川东南茅口组滩相储层，热液流体进入颗粒灰岩，发生似层状白云石化,同时热液流体水力破裂改造形成缝洞系统，构成有效的储渗体，但同时一部分沉淀形成粗晶鞍状白云石（图3-f）。模拟实验与理论计算结果均表明，在埋藏封闭体系下，随着埋深增加碳酸盐岩总是趋于沉淀/胶结，并未观察到“溶蚀窗”，而在岩心上见到典型的溶蚀孔洞，则多与热液活动有关。但同时也可以看出，热液活动也是一把“双刃剑”,深部热液进入早期孔渗体，温压系统变化沉淀硅质胶结物填充孔隙，会导致深部碳酸盐岩储层更加致密。

3.1.2 优质储层孔隙保存机制

礁滩储层孔隙能得以有效保存，主要受控于早期烃类充注、低地温梯度、早期长期浅埋—晚期快速深埋、超压等条件[13-15]。

对已探明大型礁滩气田进行解剖后发现，烃类充注伴生的酸性流体直接溶蚀储层，使原有孔隙不断溶蚀扩大，同时使孔隙流体呈弱酸性，抑制了成岩胶结作用，从而有效地保护了储层并达到保存孔隙的目的。此外，通过研究大量的分析化验资料发现，往往油气裂解产生有沥青的层段，储层物性相对较好，而无沥青的层段，则胶结作用强、物性变差。同时早期浅埋藏形成的白云岩在深部较石灰岩抗压实作用更强[10]，支撑能力好，在经历后期压实作用过程中，孔隙减少程度较弱；另外由于元坝气田长兴组成藏期，古压力值较高，对孔隙也有一定的支撑和保护作用。正是由于前述这些积极因素的存在，该气田深层优质储层才能有效地保存孔隙（图4）。

3.1.3 天然气成藏富集机理

3.1.3.1 大型气田多具有近源富集的特征

烃源是油气形成的主要物质基础，由于礁滩储层非均质性较强，油气难以长距离运移，故大型礁滩气田的形成与富集主要受烃源分布与规模控制。从四川盆地深层—超深层油气的发现情况来看，开江—梁平陆棚、绵阳—长宁裂陷槽周缘发现的千亿立方米级大气田，占海相碳酸盐岩气藏探明储量的76%，其中长兴组—飞仙关组占40%、灯影组—龙王庙组占36%。这些大型气田的礁滩储层均紧邻烃源岩及生烃中心，由于油气运聚路线短，油气可以短距离强充注，富集率高，更容易形成大型气田。如元坝气田长兴组礁滩储层紧邻吴家坪组、上二叠统大隆组烃源岩（生烃强度介于30×108～70×108m3/km2）[9]，油气富集程度高。

图4 礁滩储层孔隙保存机制典型照片[9,11]

3.1.3.2 天然气主要为原油裂解气且具有“多元供烃、多期充注”的特征

多元供烃主要是指深层、超深层油气来源可以是原油裂解气、干酪根裂解气。天然气成因分析结果表明，普光、元坝等川东北二叠系、三叠系台缘礁滩气田的天然气主要为原油裂解气[15-16]。另外，由于深层、超深层油气往往经历了漫长的地质演化阶段，气藏往往具有多元多期、成分复杂等特征。

3.1.3.3 持续保存是大型气田形成的关键

盖层是油气得以富集成藏的关键因素之一。四川盆地作为一个大型叠合盆地，经历多期构造运动，油气动态调整作用明显，盆缘构造变形强，气藏多遭到调整和破坏，盆内总体保存条件好，有利于大型气田的形成。如川东北元坝气田，结合构造演化、气藏特征及成因等成藏综合分析发现，该气田长兴组气藏在经历了古油藏形成（晚三叠世—早侏罗世）、古气藏形成（中侏罗世—早白垩世）、天然气调整再聚（晚白垩世—现今）3个阶段后[15]，形成了现今具有“一礁、一滩、一气藏”特征的大型海相礁滩气藏（图5）。分析认为，长兴组上覆发育飞仙关组下部泥灰岩直接盖层及嘉陵江组—雷口坡组巨厚区域盖层（300～600 m厚），是油气富集成藏的关键之一。此外，元坝气田由于处于低缓构造带，构造相对稳定，不发育破坏保存条件的大型断裂，具备持续的保存条件，故易形成大气田。

3.2 深层—超深层页岩气藏

3.2.1 深层页岩气藏普遍具有“高压、高孔、高含气量”的“超压富气”特征

图5 四川盆地元坝气田天然气成藏模式图[15-16]

研究表明，后期构造运动造成的差异抬升剥蚀是造成现今五峰组—龙马溪组页岩埋深差异的主要原因，由此派生出了深层和中浅层的概念。与中浅层页岩气相似，深层页岩气同样具有良好的成藏物质基础，具备富集高产的基本地质条件。实钻揭示，保存条件较好的DY4、DY5、DYS1等井深层优质页岩气层（总有机碳含量TOC≥2%）压力系数分别为：大于1.45、1.82、1.58；平均孔隙度分别为5.90%、4.78%、6.34%（表1），有机质孔发育，面孔率高（一般介于10%～40%，局部可达到60%），孔径主要介于2～200 nm，主要为蜂窝状的椭圆形 （图6-a～c）；平均含气量分别为 5.17 m3/t、6.16 m3/t、5.06 m3/t；总体具有“高地层压力、高孔隙度、高含气量”的“超压富气”特征。

3.2.2 “石英抗压保孔”和“储层流体超压”是深层优质页岩高孔隙度发育的关键

3.2.2.1 深水陆棚生物硅质对于页岩有机质孔的形成、保持具有重要的作用

深水陆棚相环境内发育的五峰组—龙马溪组优质页岩普遍具有高生物硅含量、高有机碳含量，并且具有耦合特征[17-20]。而这种高生物硅含量、高有机碳含量通常都有利于页岩孔隙的发育和保存。DYS1 井五峰组—龙马溪组页岩即揭示出孔隙度与硅质矿物、有机质含量都呈良好的正相关关系（图7-a）。这主要是在沉积成岩过程中，随着埋深、热演化程度的增大，伴随着干酪根、液态烃裂解生气，有机质孔伴生发育，同时深水陆棚相生物成因的硅质（蛋白石 A），在埋藏成岩早期转化成高硬度晶态石英，高硬度石英抗压实作用强，为优质页岩储集层早期原油充注及纳米级蜂窝状有机孔的发育和保持提供了空间和保护，是有机孔得以保存的关键因素[17]（图6-b～c）。而浅水陆棚相孔隙度与硅质相关性则不好（图7-b）。这可能是由于浅水陆棚硅质含量低、硅质支撑弱，对早期形成的孔隙保护作用没有前者那么强。

表1 深—浅层页岩气井目的层段关键参数对比表

图6 深层页岩气井五峰组—龙马溪组优质页岩有机质孔隙照片

图7 深水陆棚相、浅水陆棚相硅质矿物含量与孔隙度相关关系图

3.2.2.2 深层超压利于有机质孔的保持

四川盆地南部五峰组—龙马溪组深层页岩构造形变弱、普遍具有超压特征，超压对于页岩孔隙的发育与保持具有明显的保护作用，抵消了上覆地层有效应力对页岩储层的机械压实，从而使已形成的塑性有机质孔保存下来，有利于有机质孔的维持[17-20]。同样是深层页岩气层，优质页岩层TOC相近，超压页岩气层压力系数、含气量较大，孔隙度明显较大；而保存条件较差的井，压力系数、含气量明显较小，孔隙度同样较小（图8）。典型的YZ1井，该井保存条件较差，压力系数小于1.0，优质页岩实测孔隙度介于0.60%～2.60%，平均为1.91%（表1），扫描电镜下显示，保存条件、孔隙发育程度相比于DYS1井要差，孔径也明显较小（图6-d）。这也进一步证实了深层非超压条件下有机孔隙不能有效保存。因此，良好的保存条件对深层页岩孔隙发育至关重要。

图8 川东南地区不同流体压力探井五峰组—龙马溪组优质泥页岩TOC与孔隙度关系图

3.2.3 晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持“高压、高含气量”的主要原因

页岩气层超压成因及演化研究结果表明，在持续抬升开始前的最大埋深时刻，深水陆棚相优质页岩气层一般具有高含气量、高游离气占比、异常高地层压力的特征。高TOC、腐泥型—偏腐泥混合型干酪根、热演化程度适中的五峰组—龙马溪组在早深埋期，在顶、底板良好的封堵条件下，原油、烃类气体滞留在页岩储层中富集，所生成的烃类大幅度增压，从而有利于页岩气藏高含气量以及超压的形成[21-22]。

四川盆地南部五峰组—龙马溪组晚期构造抬升作用弱，早期形成的页岩气虽然在抬升剥蚀过程中有一定的散失，但总体上仍然保持了高含气量的特征，超压得以维持[23-25]（图9）；而在盆缘或盆外强变形区，页岩气逸散相对更加强烈，地层泄压，如前文论述的YZ1井，压力系数小于1.0，优质页岩段含气量平均值均小于0.5 m3/t，表现出深层页岩气在保存条件差的地区具有极低的含气量的特征。

4 勘探关键技术

深层—超深层油气勘探目标埋藏深、类型多样，储层结构复杂，加之复杂山地地震激发条件的限制，致使采用常规地震手段识别超深层储层常存在着识别率不高的问题。因此，对于深层—超深层油气勘探，必须要用到合适的地震勘探技术。

4.1 深层—超深层碳酸盐岩目标描述技术

4.1.1 地震采集及处理技术

图9 川东南地区五峰组—龙马溪组流体压力等值线图

四川盆地深层—超深层碳酸盐岩目标埋藏深、隐蔽性强，要准确识别储层，就必须从地震资料采集与处理方面，提升其地震资料的品质。在采集和处理过程中，利用基于“饱和激发”的“深井、大药量”激发技术，能有效提升超深层能量；运用“初至波层析反演静校正”方法，可以准确求取静校正量，攻克复杂山地近地表效应难题；同时还形成了噪音自动识别与压制技术及基于压缩感知的稀疏非线性谱反演保幅提频技术[26]，有效地提高了超深层资料信噪比及分辨率。地震采集技术与处理技术的有机结合，显著改善了复杂山地超深层目标的成像精度。以元坝气田茅口组气藏为例，埋深大于7 000 m的目的层，资料主频从28 Hz提高到42 Hz，提高了50%，低频信号和高频信号得以恢复，频宽从10～50 Hz拓宽到8～70 Hz，频宽拓宽了20 Hz以上。

4.1.2 超深层碳酸盐岩有效储层预测技术

超深层碳酸盐岩储层埋深大，受沉积环境及成岩作用等的影响，孔隙结构多样，孔隙结构与孔渗关系复杂，增加了有效储层预测的难度。结合实验室岩心孔隙度、渗透率等物性数据，以及岩石物理测试数据、测井数据，重新构建了超深层生物礁储层的纵横波速度与孔隙结构类型、孔隙度的表征关系，形成了基于“孔缝双元结构模型”的孔构参数反演方法[15]，显著提高了孔隙度预测的精度，并实现了对高渗透率储层的直接预测。对于埋深约7 000 m的超深层生物礁储层的预测精度大幅度提高，预测结果与实钻符合率超过90%。应用该项技术，针对元坝气田茅三段部署实施的YB7井钻遇高能浅滩叠合岩溶储层，并获得了高产工业气流[27]。

4.1.3 深层—超深层礁滩储层气水识别技术

深层—超深层礁滩储层气水关系复杂,前期主要利用叠后吸收衰减类属性，如地层吸收衰减属性、频率衰减属性、低频伴影等反映界面信息的定性描述手段，预测结果精度偏低。随着天然气勘探开发工作的进一步深入，开始应用AVO属性和叠前弹性参数反演实现半定量—定量气水识别。研发形成基于振幅与频率衰减补偿的叠前道集优化技术，改善叠前道集资料品质；通过理论模型正演分析，落实含气储层AVO响应特征，确定高灵敏度气水识别因子，结合建立的超深层小角度叠前弹性参数反演方法，实现深层—超深层礁滩储层气水的精细预测[28]。利用该技术落实了元坝气田高产富集区分布[29-36]，以此为基础部署实施的10口探井均获高产天然气流（图10）。

图10 元坝长兴组储层有利区综合预测平面图[9]

4.2 深层—超深层页岩气“甜点”预测技术

要想实现页岩气有效建产，就必须明确页岩气的富集区，落实页岩储层有效的压裂改造区，综合评价地质工程双“甜点”有利目标分布。深层页岩气地质工程“甜点”的预测技术是实现页岩气效益开发的前提和基础。

4.2.1 基于高精度密度反演的TOC地震预测技术

TOC是评价页岩气藏成藏地质条件的关键参数。通过对大量的岩心地化测试数据以及测井等资料的统计分析，建立了基于密度的TOC地震预测模型。为了提高页岩密度反演的稳定性，采集时采用大排列观测，使叠前地震道集入射角度尽可能大，达到了40°；在预测方法方面，研发出了一种基于待定系数法的叠前密度反演方法[37]，较好地解决了由于参数之间的相关性以及各参数对弹性阻抗的贡献度不同造成的反演得到的参数精度不同、稳定性不强的问题。密度反演问题得以解决，有效提高了深层页岩气TOC预测的精度，预测结果与测井解释成果吻合程度较高。

4.2.2 深层页岩脆性指数预测模型与评价方法

可压裂性评价是页岩气藏勘探开发评价及压裂改造设计的重要参考因素。在页岩储层可压性评价中，通常基于改进的Rickman脆性指数公式开展[38]，但该脆性指数预测方法大多数都是以矿物脆性指数为目标的，并没有考虑随着埋深的增加，岩石破裂压力增加、脆性变化的特征。

通过大量的岩石力学测试分析发现，泊松比与埋深具有正相关性，能够反映地层塑性的变化，是深层页岩气脆塑性评价的敏感参数；进而将泊松比引入深层脆塑性转换因子，构建了深层页岩气脆性指数预测模型，综合利用多元回归法预测矿物脆性指数与高精度叠前反演方法反演得到泊松比参数，实现了对深层页岩气层脆性指数的预测。在东溪地区龙马溪组优质页岩脆性指数预测中，采用上述模型的预测结果较矿物脆性指数预测结果更能反映随埋深增加脆性指数降低的趋势，预测精度更高（图11）。

4.2.3 页岩储层高精度裂缝预测技术

图11 东溪地区五峰组脆性指数预测切片图

裂缝发育情况对深层页岩的工程压裂改造效果具有重要的影响，高精度的裂缝预测对水平井设计和水利压裂施工参数确定具有重要的指导意义[39]。为了进一步提高超深层页岩储层裂缝预测的精度，在OVT处理技术发展的基础上[40]，研发形成了基于OVT域地震数据的页岩储层高精度裂缝预测方法。充分利用OVT域地震数据丰富宽方位的方位各向异性信息，结合推导的OA介质方位弹性阻抗方程，将界面差异信息转化为地层弹性阻抗的方位差异信息，运用方位弹性阻抗二阶傅里叶系数表征裂缝密度，突破常规方法的局限，明显提高了裂缝预测的精度。

对比DYS1-HF井水平井压裂情况和微地震事件定位结果，认为11～19段地层破裂压力降低，天然裂缝相对较为发育，与OVT域数据裂缝预测结果吻合良好（图12），证明了该技术可以有效地预测优质页岩段微裂缝发育情况，为深层页岩气的评价及部署提供了技术支撑。

图12 过DYS1-HF井基于OVT域数据裂缝预测剖面图

5 勘探潜力

四川盆地虽然在常规天然气领域发现了普光、元坝、安岳、龙岗等大型气田，非常规天然气（页岩气）领域获得了重大突破，但整体天然气探明率仍然偏低，剩余可供勘探的天然气资源量大，深层、超深层天然气勘探潜力巨大。

5.1 深层—超深层常规气

新一轮油气资源评价发现了多个有望获得突破的勘探目标。川北地区处于震旦—寒武系裂陷槽周缘，源储匹配条件好[41-42]，天然气保存条件有利，近期评价发现了元坝西、仁和场、阆中等有利勘探目标，面积超过3 000 km2，天然气资源量超过万亿立方米，近期中国石油蓬探1井在上震旦统灯影组测试获日产超百万立方米高产工业气流，进一步增强了该领域油气勘探的信心。二叠系、三叠系发育多期台地边缘高能相带，有利面积超过3 000 km2，天然气资源量超过万亿立方米。2018年积极转变思路，为实现“元坝之下找元坝”，部署实施的YB7井二叠系超深层获日产超100×104m3的高产工业气流，增强了超深层礁滩储层勘探的信心。

研究表明，四川盆地常规深层—超深层多个勘探层系都具备较好的潜在天然气勘探价值。2018年实施的四川盆地第一口火山岩气藏探井——YT1井（中国石油）获得了高产工业气流，揭示出新领域良好的勘探前景。川东南TL6井茅三段热液白云岩测试获得工业气流[43]，分析认为与发育纵向基底断裂有关，热液随断裂上涌，易形成热液白云岩储层。川东南YH1、JS1、DS1等井茅一段灰泥灰岩获得低产工业气流，茅口组一段发育一套厚层富有机质的灰泥灰岩与瘤状灰岩岩石组合，储层以滑石收缩孔（缝）、粒间缝为主，具有“源储共生、岩性控藏、大面积分布”的特征，值得下一步积极探索。总之，深层、超深层仍有较大的拓展空间，天然气勘探潜力大。

5.2 深层—超深层页岩气

四川盆地页岩气资源丰富[44]，深层页岩气资源量占五峰组—龙马溪组页岩气资源总量的50%以上，四川盆地南部深水陆棚相优质页岩发育，深层（埋深超过3 500 m）与深水陆棚沉积重合，厚度超过30 m优质页岩（TOC≥2%）分布面积大，TOC、Ro、脆性矿物含量均与中浅层相当；同时由于后期抬升改造弱，保存条件好，超压持续保持；页岩气层普遍具有“压力系数高、保存条件好、孔隙度高、含气量高”的特点。其中赤水—綦江—涪陵、泸州—渝西分别是中国石化、中国石油页岩气勘探持续突破、天然气增储上产的重要阵地，初步评价上述两大有利区内盆缘正向构造向盆内延伸的下斜坡、盆内低陡构造、高陡构造翼部或倾伏部位、盆内向斜等是四川盆地深层—超深层页岩气勘探的有利目标类型。

6 结论与展望

1）对于常规天然气领域的深层—超深层礁滩气藏而言，大型的高能相带是规模性优质储层发育的前提，储层原始孔隙度高，而早成岩期大气淡水溶蚀、白云岩化、不整合岩溶、“孔缝耦合”主要控制次生孔隙的发育，热液流体对储层的贡献具有双面性，烃类较早期充注等保持性成岩作用则使得早期孔隙得以保存至今，天然气成藏具有“近源富集、相态转化、动态调整”的特点，持续保存是关键。

2）对于非常规天然气领域的深层—超深层页岩气藏而言，普遍具有“高压、高孔、高含气量”的“超压富气”特征, “石英抗压保孔”和“储层流体超压”是深层优质页岩高孔隙度发育的关键，晚期构造作用较弱是深层页岩气持续保持“高压、高含气量”的主要原因。

3）四川盆地深层—超深层天然气勘探潜力大，深层—超深层油气地质目标识别与“甜点”预测以及高温高压工程工艺等核心技术的进步，是深层—超深层常规与非常规天然气高效勘探开发的保障。

4）四川盆地深层、超深层天然气勘探虽然获得了多个重大突破，但由于勘探起步较晚，目前仍存在着许多科学和技术方面的勘探难点及需要攻关的方向：①多样性的储层成因机制及持续保存机理仍待攻关研究；②时代老、构造演化及成藏过程复杂，油气成藏富集规律有待于深化研究；③地震信号弱、信噪比与分辨率低，目标精细描述及流体评价技术需攻关；④具有高温、高压、高含硫特点，工程工艺技术难度大；⑤勘探开发成本高，安全风险大。

5）困难虽多，但笔者相信，在大家的共同努力下，持续攻关，潜心研究，就一定能够实现四川盆地深层、超深层领域油气资源的规模性高效勘探开发。