山地浅层页岩气勘探挑战、对策与前景——以昭通国家级页岩气示范区为例

梁 兴 张 朝 单长安 张介辉 王维旭 徐政语 李兆丰梅 珏 张 磊 徐进宾 王高成 徐云俊 蒋立伟

1.中国石油浙江油田公司 2.西安石油大学地球科学与工程学院 3.中国石油杭州地质研究院

0 引言

我国页岩气勘探开发在“十三五”期间取得了显著的成绩，2020 年页岩气年产量超过200×108m3，已成为全球第二大页岩气生产国。目前，我国页岩气建产主要集中在四川盆地上奥陶统五峰组（O3w）—下志留统龙马溪组（S1l）埋深介于2 000 ～3 500 m的南方海相古生界领域，已形成了涪陵、长宁、威远、昭通和威荣5 个大中型页岩气生产基地。四川盆地作为中国页岩气勘探开发的发源地，埋深介于2 000 ～3 500 m 的中深层海相页岩气已取得了良好开局，建成了探明地质储量超1×1012m3、年产能达100×108m3规模的川南页岩气区。五峰组—龙马溪组海相页岩在四川盆地外缘和滇黔北地区埋深范围变化较大，浅层（小于2 000 m）、中层 （2 000 ～3 500 m）、深层（3 500 ～4 500 m）和超深层（大于4 500 m）均非常发育。中国石油西南油气田公司、中国石油浙江油田公司（以下简称浙江油田公司）、中国石化勘探分公司等单位正在努力寻求深层页岩气的有效开发和规模性商业生产[1-9]。

浙江油田公司在探索中—深层页岩气勘探开发的同时，结合昭通国家级页岩气示范区（以下简称昭通示范区）主体处于盆外复杂构造残留坳陷区、五峰组—龙马溪组浅层页岩广泛发育的实际情况，清晰地认识到山地页岩气带来的勘探挑战，基于笔者提出的“封存箱内可有效保存浅层页岩气”的评价认识[10]，率先在太阳背斜构造封存箱内展开了浅层页岩气勘探评价，通过老井复查与新井部署实施实现了浅层页岩气勘探开发突破。在两年时间内实现了集中评价与产能试验，探明了千亿立方米级储量的太阳大型浅层页岩气田，形成了浅层页岩气高效勘探开发的多项关键技术[11]。

目前，国外浅层页岩气开发已在美国的Antrim（埋深介于180 ～660 m）、New Albany（埋深介于300 ～1 350 m）、Ohio（埋深介于600 ～1 500 m）盆地/区块取得成功[12-14]，但昭通示范区太阳浅层页岩气勘探开发实践的成功在国内尚属首例。较之于中深层页岩气，浅层页岩气具有钻探周期短、建产速度快、投资成本低等优势，目前浅层页岩气已开始受到国内油气行业的广泛关注。为了有效拓展山地页岩气勘探的新领域并推动国家浅层页岩气勘探开发的可持续发展，笔者对山地页岩气的内涵进行了阐述，明确了昭通示范区山地页岩气地质特征及其所带来的勘探挑战，总结了太阳浅层页岩气富集高产规律，提出了山地页岩气的勘探思路和工作理念，并对昭通示范区及四川盆地外缘浅层页岩气的勘探前景进行了展望。

1 区域地质背景

昭通示范区位于云贵川3 省交界的云贵高原乌蒙山区，大地构造上处于扬子陆块西缘三江特提斯造山带与东南缘江南—雪峰构造带的叠合部位，自北向南跨越了上扬子区四川盆地南缘台坳、滇黔北坳陷、滇东—黔中隆起3 大二级构造单元。由南部的滇东—黔中隆起向北部的四川盆地方向，构造样式依次由隔槽式过渡到等幅式与隔档式的褶皱样式，构造变形区对应为黔中隆起剪切变形区、滇黔北坳陷压扭变形区与蜀南坳陷挤压变形区。昭通示范区主体位于滇黔北坳陷复杂构造变形区，内部构造单元细分为雷波复向斜、牛街—大雪山背斜带、彝良—麟凤—罗布向斜带、盐源—威信背斜带、花郎向斜带、赤水源背斜带、六曲河—星光复向斜、那西—桐梓背斜带8 个三级构造单元（图1）。

昭通示范区经历了多期叠置的构造活动，地层变形改造强烈，区域封闭保存条件控制页岩气分布，盆外山地页岩气富气甜点控制因素复杂。随着页岩气甜点选区评价工作的持续深化，已由四川盆地内部及周缘向盆外造山运动强烈改造的构造复杂区快速拓展，甜点选区也由早期“源储”静态评价[16]逐渐向“构造”动态保存评价转变[17-22]。经历强烈造山运动的板内形变改造、有机质过成熟演化、高度复杂的剪应力下的构造复杂区山地页岩气，其富集成藏赋存条件受沉积烃源岩、优质页岩气储层、控藏封闭保存条件的综合控制。

2 山地页岩气内涵及其挑战

多期次造山运动叠置的板内形变作用造就了中国南方海相页岩气的山地特殊性，笔者在2010 年进行中国石油重大专项立项时率先提出“山地页岩气”的概念。通过近几年山地页岩气的勘探与开发评价实践，对“山地页岩气”内涵特征有了更加详实地归纳和阐述性总结，认为复杂的山地地质构造特征和纵横深切割的地形地貌条件为昭通页岩气勘探开发带来了巨大的困难和挑战。

2.1 地表复杂的地貌大山

图1 滇黔北坳陷及其周缘构造单元格局图

秦岭—大别造山带以南的中国南方地区，地表条件复杂多变，尤其是西南乌蒙山区沟壑纵横切割，山地、丘陵、河谷和山间盆地相互交错，山高谷深，落差普遍超过300 m，局部地区可达500 ～ 1 000 m。山地主体部位陡峭，坡度较大，多介于20°～70°[23]。高陡山区植被茂密，多为灌木荆棘；坡度较缓的山体区多被水稻、玉米等经济农作物覆盖。人口相对集中在山地—丘陵地区，人文环境复杂，交通不发达。

昭通示范区地处盆缘及盆外的云贵高原乌蒙山地貌区，山高谷深，最高海拔为2 786 m，海拔高度及落差变化明显大于四川盆地内的长宁、威远、焦石坝等地区（图2）。复杂的地形地貌造成该区平坝稀少，人烟密集；寻找落实安全实施的井场难度大；道路坡陡、弯多、道窄，经济条件较为落后，公路交通存在诸多不便，车辆设备运行和钻探地面工程建设难度大；碳酸盐岩裸露山地区井场工程量大；通天断层、溶孔、溶洞发育，页岩气水平井钻探工程风险大；钻前工程和钻井压裂工程成本高。地面上的“这座大山”给乌蒙山山地页岩气勘探开发等带来了巨大的困难和挑战。

图2 昭通—长宁—威远—焦石坝地区地貌地势对比图

2.2 地腹复杂的地质大山

昭通示范区历经多期次叠置的板内造山构造形变活动，晚奥陶世—早志留世前陆盆地广阔陆棚海洋沉积的深水富有机质页岩地层表现为“强改造、过成熟、复杂应力”的盆外山地页岩气特点[24]，甜点控制因素复杂。多期多组构造挤压与走滑叠加作用，致使地层错断多、褶皱变形强和隆升剥蚀量大，断层、天然裂缝带发育，地层产状复杂且倾角大、目的层埋藏深度变化大，背斜构造带内页岩气储层多数被剥蚀殆尽或埋藏浅，页岩气储层主要分布于向斜构造区带，并呈现连片面积小、展布分散的格局，地表多为溶蚀洞缝、暗河发育的海相碳酸盐岩裸露区。走滑+压扭性构造运动叠合形成的构造地应力环境极为复杂，剪切构造应力导致地应力绝对值高、方向变化大，在向斜深埋区带水平应力差值普遍高达20 ～30 MPa。

复杂的“地质大山”背景致使地腹构造形变强度、地层产状、埋深、地应力、断层、裂缝变化多，给页岩气开发带来了一系列的工程技术难题。如：地震地质激发条件差，优质品质资料采集难，地震地质解释精度与储层模型深度准确性差；井区水平井主方向微幅度构造发育，出/入靶点高差大，平滑轨迹、箱体钻遇率、Ⅰ类储层高钻遇率控制困难；天然裂缝带井漏、页岩破碎带坍塌频发，钻井风险大，提速控制挑战大；地质甜点落实难度大，地质工程动态评价挑战大。

3 太阳山地浅层页岩气富集高产规律

太阳浅层页岩气田主体位于昭通示范区东北部的太阳背斜构造区（图1），主力产气层位为五峰组—龙一1 亚段。该套页岩气储层埋深介于700 ～2 000 m，厚度介于53 ～56 m，平面连续稳定分布。页岩气储层之上连续沉积的龙一2 亚段（S1l12）至下志留统石牛栏组（S1s）岩性以致密的泥岩、砂质泥岩、泥灰岩、泥质灰岩为主，厚度介于500 ～1 500 m，可作为五峰组—龙一1 亚段储层的区域盖层和顶板，起到了封盖层和保持温压场的作用。储层之下连续沉积的中奥陶统宝塔组（O2b）岩性为致密的瘤状含泥质生屑灰岩、泥晶灰岩，厚度介于35～53 m，可作为五峰组—龙一1 亚段储层的封隔底板。顶底板岩性致密、厚度大、分布稳定、突破压力高、排替压力高，封隔性能好，具备整体封闭的区域封存条件。太阳背斜虽经历了多期构造活动叠加改造，但背斜圈闭形态保存完整，发育压扭性的走滑—逆冲断层因断层两侧致密岩性对接而具有良好的封闭性。可见，太阳页岩气田主力气层在纵向和横向上均具有较好的封闭保存条件，在页岩气储层顶底板、封闭断层的共同作用下构建成三维的页岩气储层封存体系（图3），页岩气扩散和漏失程度也就相对较低，使得背斜构造富气区仍处于微超压—超压状态，表明研究区气源充足、保存条件良好，具备富集成藏的地质资源基础。

图3 太阳地区五峰组—龙一1 亚段浅层页岩气富集成藏模式图

通过对浅层页岩气地质特征和气藏开发过程的深入分析，总结太阳山地浅层页岩气富集成藏与单井高产的地质条件：①地处前陆盆地的深水陆棚沉积相带，火山频发，还原环境强，发育富有机质高碳、高硅质、低黏土矿物的优质页岩，有机质地球化学指标优良，成烃的物质基础条件优越，优质页岩连续厚度大，区域稳定分布，即烃源条件好；②页岩气储层顶底板岩性致密，连续沉积且厚度大，构造形变改造程度弱，压扭性断层封堵性好，背斜构造完整，页岩自封闭条件形成了完整保存体系，即控藏封存条件好；③地处盆外的背斜构造区较宽广，页岩气储层在背斜区连续分布，页岩微观储集空间发育、物性条件好、含气性高，呈现一个过成熟状态的干气型微超压体系连续型页岩气藏，即页岩气储集条件好；④优质页岩气储层脆性矿物含量高，微裂缝较发育，背斜构造区地应力相对深洼的向斜区低，水平应力差小，易于储层体积压裂改造并形成复杂缝网的人造页岩气藏，即体积压裂工程条件好。

4 山地页岩气可持续勘探方向与对策

昭通示范区具有构造地质复杂、地层产状变化多端、岩石地应力大小与方向多变、页岩气丰度与地层压力较低等特点，鉴于目前探区位于近盆地边缘区，存在着平地井场难寻、适宜埋深勘探区块缺乏的实际情况。基于油田公司矿权限制的客观现实，因地制宜地创新制订了主动工作思路，开创持续的页岩气高效勘探。

4.1 可持续勘探方向

鉴于昭通示范区五峰组—龙马溪组浅层、中层、深层广泛分布，而且古生界发育多套页岩层系，结合浙江油田公司勘查矿权的实际情况，为更有效地拓展勘探领域和高效开发页岩气资源，为此，创新地提出了“两个走出”的勘探战略思路，即“走出盆地稳定区，向盆外山地区带发展”和“走出五峰组—龙马溪组，实现其他页岩层系突破”，为昭通示范区页岩气可持续发展不断蓄力赋能。

4.1.1 走出盆地构造稳定区，向盆外山地区带发展

昭通示范区地处四川盆地南部边缘丘陵山区向盆外云贵高原过渡的乌蒙山区，目前主力产区主要处于四川盆地南部边缘地带，开发层位五峰组—龙一1 亚段埋深主要介于2 000 ～3 500 m。截至目前，区内属于盆地边缘构造相对稳定的勘探甜点区带已几乎全部动用，因此，该示范区下一步勘探方向势必要走出盆地构造稳定区，挺进构造复杂的盆外山地区带。

昭通示范区主体位于盆外的滇黔北坳陷构造复杂区，褶皱变形特征明显，由南向北依次表现为隔槽式、等幅式与隔档式3 种褶皱样式[15]，这种构造背景造就了五峰组—龙马溪组埋深变化幅度大，浅层、中层和深层页岩气均有大范围分布。通过构造地质与页岩气资源评价，可供勘探的浅层页岩气、深层页岩气分布面积分别占到了示范区的50%和40%，资源量分别占到了示范区的20%和30%。在此背景下，结合复杂山地区连续稳定致密顶底板构建的三维封闭保存体系内能赋存页岩气的评价认识，提出了“走出盆地稳定区，向山地区带发展”的应对之策，即要敢于创新走出盆地—盆地边缘的构造稳定区，在盆外地质复杂的构造残留坳陷区，针对五峰组—龙马溪组往浅层和深层双向发展，不断实现页岩气勘探的新突破。

4.1.2 走出当前的页岩气主产层，实现其他页岩层系突破

南方扬子区发育多套页岩气层系[25-26]，自下而上分别为海相沉积的上震旦统陡山沱组、下寒武统筇竹寺组/水井沱组、五峰组—龙马溪组、下石炭统大塘组/旧司组、下二叠统梁山组、上二叠统龙潭组/ 乐平组，向上还有陆相沉积的上三叠统须家河组和下侏罗统自流井组[27-31]。除五峰组—龙马溪组当前主力产层外，其他层位已在多处见到了钻井显示，部分井开展的压裂后测试获得了页岩气流，展示了复杂构造区勘探的新苗头[32-34]。

浙江油田公司在四川盆地南部边缘的筠连煤层气勘查区块，已完成了乐平组3×108m3山地煤层气产能建设，实现了南方首个煤层气田的商业化开采，建成了山地煤层气有效开发的生产基地[35-36]。在筠连山地煤层气田及其以东区块，在多年的非常规页岩气和常规天然气勘探评价实践中，十余口评价井证实了乐平组海相—海陆过渡相碳质泥页岩具有较好的气测显示，优质碳质泥页岩发育稳定，厚度介于30 ～80 m，气测异常明显，最高值达到60%，实测页岩含气量最高达4.91 m3/t，已有两口井压裂测试获得了页岩气流。目前结合乐平组地表剖面与实钻井揭示的沉积相展布、页岩气储层特征与含气情况，昭通页岩气示范区初步评价优选出以太阳—海坝背斜、星火—可乐向斜为代表的乐平组勘探有利区，总面积近500 km2，页岩气资源量超过1 000×108m3，揭示海陆过渡相页岩气具有较好的资源潜力。

4.2 打造透明页岩气藏

面对山地页岩气地质工程复杂的挑战，笔者在2014 年提出了“页岩气地质工程一体化”综合评价理念并在昭通地区黄金坝构造Y108 井区现场应用[37]，通过室内研究与现场实施互动融合的地质工程一体化评价手段，强化页岩气储层多学科、多工种资源的综合评价[21]，精细建立包含小层的储层厚度、埋深、总有机碳含量（TOC）、孔渗物性、微裂缝（蚂蚁体）、地应力、岩石脆性、杨氏模量、泊松比、地层压力系数等地质工程参数的储层三维模型。同时将互动迭代更新的储层三维地质/工程模型成果，通过地质工程一体化平台实时有效指导页岩气钻井压裂作业并取得良好的实践成效[37]，以规避部署设计与施工作业风险，形成了“有序选区→评价定靶→分区建产→效益开发”的山地页岩气勘探开发技术体系，开启了南方海相页岩气地质工程一体化高效开发引领模式[38]。

针对昭通复杂构造区山地特殊性挑战，为了实现山地页岩气规模效益开发，提出“全链条打造透明人造裂缝页岩气藏”的工作理念：①以远程实时大数据和技术专家+智能化为基础，创新性构建地质工程一体化评价实施平台。即：通过地质与工程多学科融合的一体化综合研究，建立清晰的三维储层模型与人造裂缝页岩气藏模型；以效益产量目标导向进行一体化逆向技术设计，设计精准可行的产效实施技术方案；通过一体化迭代更新评价研究与工程实施品质对标的实时互动监管，建立全链条多工种协同的一体化产量导向质效评价管控机制。②综合地质、地震、测井、钻井、压裂、试气等多学科资料，进行地质工程一体化综合研究，精准建立构造微裂缝、储层品质、工程品质3 大类20 项参数的三维储层地质模型[37,39]，同时根据现场生产进展及时迭代更新页岩气地质与气藏工程成果，更清晰地认识页岩气地球物理特征，确保有效指导全链条的工程实施，提升页岩气人造气藏的开发成效。③以效益产量为目标，进行精准的“逆向思维设计、正向作业施工、全程质效监控”钻压采全链条一体化高效开发模式实施[38]，实现储层综合评价成果提前预测和实时工程预警一体化整合，品质成效对标监管进行实时作业调整，循环优化实施，减少井下复杂事件，提高工程质量，达到“提质、提效、提产”的目标。

4.3 有效培植页岩气高产井

有效培植页岩气高产井是效益开发的根本出路和高质量发展的永恒目标。按照“全链条打造透明人造裂缝页岩气藏”的理念，基于页岩气富集高产地质工程规律认识，培植页岩气高产井要落实到从井位部署设计至钻井工程实施、气井投产的全生产链上，全方位落实以效益产量为导向的“逆向设计、正向施工、质效监控”地质工程一体化的技术保障思路，即从布井、钻井、压裂、试气到气井投产、生产全过程一体化实施优化设计与现场实时调整协同作业，为此提出了全过程一体化“五得”精准管控模式。

4.3.1 甜点评价设计得准

把井布在页岩气资源最丰富的甜点区，设计精准地钻进靶体轨迹，是培植高产井的资源前提。以地质工程一体化综合评价技术为手段[37-38]，以精细的三维储层品质描述与甜点评价为核心，结合储层裂缝模型和地应力模型，重视并突出设计井裂缝模拟的效果比对与产能预测的评价工作，从而精准优选出页岩气富集的平面甜点区和开发高产的纵向甜点靶层，即在页岩富气地质甜点、工程甜点叠合评价决定钻探的最优蜜点和靶体层。

4.3.2 钻井导向控制得好

钻准长水平井靶体是培植高产井的关键基础。钻前设计精准的页岩储层三维轨迹模型，采用经济有效的近钻头精准地质导向[39]进行互动式的工程品质实施监控，是提高水平井钻井的靶体钻遇率和Ⅰ类页岩气储层钻遇率、实现水平井轨迹的平滑性和井筒完整性的关键保障。气井高产主控因素分析研究结果表明，浅层页岩气水平井钻井轨迹打得准、控制得好，使穿越最优质页岩层段龙一11小层Ⅰ类储层的累计钻遇长度超过700 m，优质储层钻遇率大于90%。

4.3.3 体积压裂碾压得碎

水平井分级体积压裂是提高页岩气井产量和估算最终可采储量（EUR）的核心技术，把页岩气储层碾压破碎形成缝网复杂、改造规模大的有效改造储层体积（ESRV）是培植高产井的关键保障。室内裂缝模拟与现场规模试验相结合的评价结果表明，采用“短小簇间距、多簇密切割+大排量+高加砂强度+暂堵剂主动转向+全程滑溜水+石英砂强劲支撑”的水平井分级强体积压裂技术，既能把页岩气储层精细的压裂改造[11]，又可以有效地把页岩气储层“碾压打碎”，实现单段ESRV ≥300×104m3，其核心是长段多簇密缝切割、大排量+主动暂堵转向造复杂缝网、全程石英砂+低黏滑溜水、连续加砂强支撑。

4.3.4 控压返排采气做得细

压后的精细控压排水采气是培植气井获得高产能的技术保障，这项技术工作在现场往往被不同程度的忽视。现场测试实施总结成果表明，以提高气相渗透率和精细控制压力递降速率为核心的压后返排测试和采气生产，需要精细调制4 个环节（即压降平稳时、返排液矿化度快速升高并趋于稳定时、见气初期水气比下降出现拐点时、气相渗透率显著上升时），重点监管“井口压力、气水比、返排液矿化度”3 大指标，而且要及早下生产管柱（小尺寸连续速度管优先），利用地层能量努力提升单井产气量和最大化EUR 是培植高产井的必然选择。

4.3.5 实施品质监管得狠

鉴于页岩气“人造裂缝型气藏”的形成是钻探系统工程的综合结果，是各个工程环节“品质系数”的连乘积，各环节品质的短板决定了气井储层释放出来产能的大小，所以实时有效监控全链条的工程实施品质是培植高产井的关键之关键，是决定气井产能的“活灵魂”。实践经验表明，钻探工程质效监控应以地质工程一体化综合评价为抓手[37]，通过一体化评价实施平台，一体化协同地对页岩气井全生命周期4Q 品质［储层品质（RQ）、钻井品质（DQ）、完井品质（CQ）、开发品质（PQ）］进行四维度的动态评估与生产制度实时优化调控[21]，才能实现气井提质、工程提效、单井提产。

5 山地浅层页岩气勘探前景

昭通示范区五峰组—龙马溪组页岩主体埋深较浅，埋深介于500 ～2 000 m 的面积占2/3 以上。根据中国石油第四轮油气资源评价专项成果，昭通页岩气示范区五峰组—龙马溪组页岩气资源量为2.487×1012m3[40]，其中埋深小于2 000 m 的浅层页岩气资源量为1.280×1012m3，约占昭通示范区页岩气总资源量的51%，占据了区内未开发页岩气资源的3/4。

在浅层页岩气封存体系成藏赋存评价理论指导下，2018 年在昭通页岩气示范区中部浅埋区部署实施了YQ6、YQ7、YQ8 等3 口页岩气地质调查浅井（图1），钻探结果均具有较好的页岩气显示（表1），为此将示范区中部区带背斜构造翼部的页岩浅埋深区作为了示范区的重点接替领域。2019 年6 月，在太阳背斜南部的海坝背斜构造南北两翼，部署完钻了Y137（龙马溪组底界埋深1 032 m）和Y203（龙马溪组底界埋深1 643 m）两口评价直井，压后测试日产气量分别为4.20×104m3和4.40×104m3（表1）。2019 年底，在海坝背斜构造区进一步完钻了YQ10、YQ11 两口地质浅井（图1），在页岩埋藏深度198 m、465 m 处见到了丰富的页岩气显示，现场解析气含量分别为0.11 m3/t、1.44 m3/t（未包括分析入罐前的取心损失气量）（表1），测井解释优质页岩厚度介于20 ～30 m，平均TOC 为4.2%、平均孔隙度为5.3%、平均含气量为3.5 m3/t，达到了页岩气有效开发的甜点区评价标准。为此，2020 年下半年在海坝背斜区专门部署了5 个平台的浅层页岩气水平井开发先导试验（最浅的埋深不足300 m），实施效果良好，展示了海坝背斜构造区良好的浅层页岩气发展前景，验证了山地浅层页岩气封存箱赋存规律认识的正确性。

太阳浅层页岩气田的评价新认识及其勘探开发实践成果，不仅对昭通盆外复杂构造区起到了重要的示范与引领作用，而且对受四周造山带强烈改造的整个中国南方强改造残留盆地页岩气勘探具有较大的启示意义。目前在四川盆地外部的东缘、南缘残留构造坳陷区，除昭通探区的筠连南、叙永南、威信等多处实施浅层页岩气评价外[41]，中国地质调查局、中国科学院等单位也已在贵州习水、重庆黔江、湖北宜昌等地完钻了数口页岩气评价浅井[42-43]（表1），页岩气储层埋深介于156 ～1 453 m，均具有较好的浅层页岩气显示，并见到压裂测试日产气量达数千立方米的浅井（表1），预示着以四川盆地外缘为代表的南方复杂构造残留坳陷区海相山地浅层页岩气大有可为[10]。

表1 昭通国家级页岩气示范区及四川盆地外缘五峰组—龙马溪组部分浅层页岩气井含气性数据统计表

6 结论

1）昭通示范区地处盆外复杂构造区，山地页岩气具有复杂地表地貌和地腹地质特征，构造改造强形变复杂，页岩地层年代老、过成熟，页岩气封闭保存是关键；储层非均质性强，剪切应力高、复杂；断层、裂缝和表层溶洞发育，钻探工程实施风险大成本高，页岩气勘探开发面临巨大的挑战。

2）针对昭通示范区巨大挑战与浙江油田公司矿权限制，提出山地页岩气“两个走出”主动进攻的勘探新思路：①“走出盆地稳定区，向山地区带发展”，探索四川盆地外浅层、深层和超深层五峰组—龙马溪组页岩气；②“走出五峰组—龙马溪组，实现其他页岩层系突破”，在五峰组—龙马溪组页岩气规模有效勘探开发的基础上，积极地寻求乐平组、大塘组等海相—过渡相页岩气的突破接替，以求山地页岩气更广泛的可持续发展。

3）提出“全链条打造透明人造裂缝页岩气藏”和山地页岩气高产井培植“五得”精准管控模式的工作理念，即充分应用地质工程一体化综合评价方法，精细建立迭代更新的多参数三维储层模型，全链条互动式指导页岩气勘探开发，一体化有效培植页岩气高产井，实现降本增效开发目标。

4）昭通示范区及四川盆地外缘复杂构造区海相浅层页岩气资源丰富，已在昭通页岩气示范区东北部、中部区带有勘探发现，并建成了太阳浅层页岩气田；四川盆地以外的贵州习水、重庆黔江、湖北宜昌等地见到了良好的浅层页岩气显示，预示着南方浅层页岩气勘探前景广阔。