昭通国家级页岩气示范区勘探开发进展及前景展望

梁 兴 单长安 王维旭 李兆丰 朱斗星徐进宾 张 卓 张 朝 罗瑀峰 袁晓俊

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.东方地球物理公司研究院

0 引言

2008年，中国石油浙江油田公司（以下简称浙江油田）将页岩气纳入勘探视野，对南方海相地层页岩气勘探开发潜力进行了广泛的地质调查与评价，率先向国土资源部提出页岩气矿权登记，2009年7月获得国内首批页岩气勘查登记区块。2012年3月，国家发展和改革委员会、国家能源局正式批准设立昭通国家级页岩气示范区（以下简称昭通示范区），旨在加快页岩气勘探开发技术集成和突破，推动我国页岩气产业化发展。近年来，随着四川盆地及其周缘上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探的商业突破，以及涪陵、长宁—威远、昭通国家级页岩气示范区的建成，“十三五”末页岩气年产量突破200×108m3，进入页岩气勘探开发快速发展的黄金时代[1-6]。

浙江油田通过持续深化改革、大胆创新实践，在昭通页岩气示范区取得了一系列勘探开发突破，2018年建成黄金坝—紫金坝中深层页岩气田，年产页岩气量11.5×108m3，建成百万吨油气当量的油田；2020年建成太阳8×108m3浅层页岩气田，2021年至今正在建设海坝浅层页岩气6×108m3产建区。截至2021年底，昭通示范区累计新增页岩气探明储量超过 3 100×108m3，2021年页岩气产量 16.92×108m3，累计生产页岩气超过72×108m3，建成国内继长宁—威远、焦石坝之后第三大页岩气生产基地。笔者从昭通示范区勘探开发历程和理论技术发展角度，系统介绍了示范区勘探发现历程、形成的山地页岩气地质勘探理论和勘探开发关键技术，并针对示范区发展前景与方向进行了展望，以期促进该示范区的可持续发展。

1 示范区页岩气勘探发现历程

昭通示范区地跨四川、云南、贵州3省，处于四川盆地南部边缘向云贵高原抬升的过渡地带（乌蒙山区），主体位于滇黔北坳陷，目前勘查矿权面积为10 317.95 km2（图1）。经过十多年的深耕细作，昭通示范区先后经历了山地页岩气评层选区[7]、页岩气甜点先导评价[8-10]、示范区开发实践建设[11-12]、中深层页岩气规模开发[13-14]和浅层页岩气勘探开发[15-18]5个阶段（图2）。目前已部署实施了黄金坝—紫金坝中深层和太阳浅层页岩气3大建产区（图1），累计探明页岩气地质储量超过3 100×108m3。中深层＋浅层页岩气累计投产页岩气井超过250口，累计产气量超过72×108m3，建成年产17×108m3的昭通页岩气田。

图1 昭通示范区位置与构造特征图

图2 昭通示范区勘探开发历程图

1.1 山地页岩气评层选区阶段

2009年7月，浙江油田开始启动昭通示范区评价工作。2009年10月在四川省筠连县部署实施了滇黔北探区首口页岩气浅层地质调查井——YQ1井，并在五峰组—龙马溪组底部见到页岩气并点火成功[19]。2011年，先后在筠连页岩气评价井Z104直井、ZAH1-1水平井五峰组—龙马溪组中实现了页岩工业气流的勘探突破。通过构造地质调查和页岩气地质综合评价，明确了五峰组—龙马溪组页岩气目的层，落实了黄金坝页岩气开发规模建产区，总结形成了山地页岩气工作程序和勘探开发思路[7,9,11]。

1.2 页岩气甜点先导评价阶段

2012年开始了黄金坝甜点区的钻井部署和实施评价，2013年9月在首口页岩气评价井（ZA108直井）龙马溪组获得商业气流突破，同期开展了ZA108井区先导试验井建设。2014年1月在首口产能评价水平井ZA108H1-1获得测试产气量20.86×104m3/d，展示了该区良好的页岩气开发前景。通过黄金坝先导试验和前期评价成果[20-22]，在黄金坝页岩气超压甜点区开始水平井评价和钻压采工程技术探索，逐步形成了以水平井钻井及水平井分组体积压裂为核心的钻探工程主体技术和以产量为目标导向的一体化项目管理模式[23]。

1.3 昭通示范区开发实践建设阶段（黄金坝）

2014年2月浙江油田编制设计了黄金坝ZA108井区5×108m3/a开发方案，随后开始实施了黄金坝页岩气开发规模建产工程，于2015年底完成了黄金坝ZA108井区5×108m3年产能建设目标，日产气量达140×104m3。2015年完成黄金坝区块探明储量申报工作，页岩气探明储量资源丰度7.7×108m3/km2。通过依托国外技术引进和自主集成创新，率先在黄金坝ZA108井区创造性地建立地质工程一体化评价理念，实施页岩气地质工程一体化综合评价和天然微裂缝、地质力学研究，迭代更新的页岩气储层三维模型有效地指导钻探工程实施和井筒质效产能的监控[8,24]，形成了山地页岩气地质工程一体化开发技术和一体化项目高效管理模式[11]，完成了国家“十二五”示范区建设发展规划目标。

1.4 中深层页岩气规模开发阶段（紫金坝）

2015—2016年，在紧邻黄金坝区块的东部紫金坝地区，滚动勘探陆续部署钻探了多口评价井，取得了较好的测试效果。ZB112H6-5井龙马溪组测试产气量高达14.34×104m3/d，2017年编制设计了紫金坝区块4.8×108m3/a页岩气开发方案，2019年产能建成完成。2015—2019年黄金坝—紫金坝10×108m3/a中深层页岩气生产区建设完成，2019年底—2020年初通过ZB112H4、H5两个平台水平井对比试验，率先形成了以“长段多簇缝、短簇间距密切割、高排量、增砂强改造、全程滑溜水、石英砂替代、暂堵转向”为核心的压裂2.0工艺技术系列[25]，创新形成了国产化、工厂化、一体化的山地页岩气高效开发模式，推进了昭通页岩气勘探开发示范工程高效建设。

1.5 浅层页岩气勘探开发新阶段（太阳）

2017年4月针对示范区东部太阳地区2口老井（Y1、Y102井）开展复查，通过体积压裂改造与试气求产试验，分别获得测试阶段工业气流1.1×104m3/d、0.59×104m3/d，标志着太阳背斜浅层页岩气勘探取得重大突破[16]。2017年底—2018年初，按照“东西扩展、向南扩边”的甩开评价工作思路，将浅层页岩气产能评价工作扩展至整个太阳背斜构造区。2019年1月开始，太阳页岩气田正式进入规模开发阶段，2020年底太阳—大寨地区完成8×108m3年产能建设。2020年8月南部海坝区块先导试验方案获得批复，优选海坝背斜北坡区部署5个平台21口水平井开展为期1年的浅层先导试验[25-26]。2021年7月编制完成了太阳页岩气田海坝6×108m3/a浅层页岩气开发方案。经过2019年9月、2021年6月先后2次浅层页岩气探明储量的申报，建成了国内首个2×108t油当量级规模整装的大型浅层页岩气田[16,18]。

2 山地页岩气地质勘探理论成果认识

基于昭通示范区地处盆地外多期构造活动叠加改造的复杂背景，笔者通过“盆地演化、构造形变、沉积岩相、成岩成储、成熟演化、地质力学、地理人文”诸方面的综合研究，认识到昭通龙马溪组“非均质性强”的页岩气储层地质和气藏工程“微断层裂缝和地应力分割”的本质特点，指出昭通页岩气地质工程和勘探开发条件明显有别于成功实现商业开发的北美克拉通盆地的页岩气田，从而在2010年率先提出了“山地页岩气”理念。“山地页岩气”概念提出初始遭遇质疑，在多年的坚持评价探索得到实践检验，目前“山地页岩气”已得到了业界的普遍认可和广泛应用。通过十余年的勘探开发探索评价实践和重大科研项目攻关，笔者2021年进一步对“山地页岩气”的内涵从地表地貌及地腹地质两个角度进行了详细归纳阐述[27]，同时针对山地页岩气创新形成了“沉积背景控源储、改造强度控保存、立体封闭控富集”的“多场协同多元耦合”富集成藏赋存理论，建立了南方海相强改造复杂构造区山地页岩气选区评价技术系列，有效指导了示范区页岩气选区评价工作。针对太阳背斜区浅层页岩气形成了“三维封存体系”富集成藏模式，并总结了其富集高产规律[28]。

2.1 盆外构造地质复杂性与保存条件

在大地构造上，昭通示范区位于扬子陆块西南缘三江特提斯造山带与东南缘江南—雪峰构造带前锋叠合部，地跨上扬子区四川盆地蜀南台坳、盆地外的滇黔北坳陷及滇东—黔中隆起等3大二级构造单元，总体处在四川盆地南缘至黔中隆起区之间，自西北向东南可细分为雷波复向斜、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—桐梓背斜带等三级构造单元（图1）[29]。示范区先后经历了广西（加里东）、印支、燕山与喜马拉雅4期构造事件与页岩改造作用，形成不同的构造形迹。示范区体现出由盆外隔槽式褶皱向盆内隔档式褶皱组合转换的过渡性区域（即槽档转换区），由南部黔中隆起北缘向北部四川盆地方向依次发育隔槽式、等幅式与隔档式3种褶皱样式，构造变形区依次划分为黔中隆起剪切变形区、滇黔北坳陷主体压扭变形区及蜀南坳陷挤压变形区等3大区域[30]。

昭通示范区虽经历了多期构造变形叠加改造，然而北部四川盆缘改造作用相对较弱，且复向斜区内页岩连续性与完整性相对完好，页岩地层总体平缓、页岩气保存条件总体良好。示范区西部及东南部因受三江造山带与江南—雪峰造山带前缘冲断褶皱改造作用影响，下古生界五峰组—龙马溪组及筇竹寺组两套页岩均经历过多期、特别是燕山与喜马拉雅期造山改造作用，发育北东—北东东、北西—北北西及近南北向多期叠加褶皱（图3），发育多期多方向伴生断裂、节理及裂隙等，相互交切与交织成联合构造。示范区中西部形成了以彝良—麟凤—罗布向斜带轴线为界的东南与西北两大变形区，东南部构造变形总体呈现出由南往北、由东往西挤压褶皱与渐进式隆升改造特点。示范区上覆盖层现今节理、裂缝发育特征及其对下伏页岩气保存表现出三分性：①南部变形区产状高陡、穿层性强，封盖能力弱，易导致气藏泄漏与散失，页岩气保存条件总体较差；②北部变形区盖层发育顺层或弱穿层节理及裂缝、产状平缓，地层封盖能力较强，保存条件总体较好；③中部变形区节理及裂缝穿层性与产状处于过渡状态，地层封盖能力处于中等状态，保存条件相对较好[29]。

图3 昭通示范区地震地质综合解释构造剖面图

昭通示范区龙马溪组沉积中心在北部的深水陆棚区，向南过渡到浅水陆棚区和隆起非沉积区，平面相应的总体呈现由南往北逐渐增厚的特征，即南部厚度较薄，厚15～22 m，中部逐渐由30.9 m增厚至170.0 m，北部厚度基本增至250 m以上，最高约350 m。五峰组—龙马溪组页岩致密，岩石密度介于2.48～2.68 g/cm3，平均值为2.58 g/cm3；有效孔隙度介于1.0%～4.0%、平均值为2.65%；渗透率介于0.004 0～0.011 1 mD，平均值为0.006 5 mD，孔隙度和渗透率均较低。结合示范区五峰组—龙马溪组及其顶底板围岩大量钻井岩心及野外露头剖面盖层实测数据分析，页岩储集空间为纳米级微孔隙，优势孔隙半径小于5 nm，孔比表面积一般小于15 m2/g，扩散系数小于1×10-6cm2/s，地层排驱压力一般较大（2.0～17.0 MPa，多数超过4.0 MPa），表明页岩自身毛细管阻力大，油气难以向外逸散，具有较好的自封闭能力，可作为良好的页岩气藏盖层（富束缚烃的浓度盖层）。另外，示范区五峰组—龙马溪组页岩上覆地层下志留统石牛栏组泥质灰岩夹泥岩与韩家店组泥岩及致密砂岩起到了良好的区域封盖作用，形成页岩气封存箱顶板，下伏奥陶系涧草沟组与宝塔组致密灰岩的封闭作用在向斜区形成页岩气封存箱底板。

结合示范区五峰组—龙马溪组页岩残余厚度以及上覆地层构造变形样式、地层节理裂缝发育特点等综合分析后认为，北部挤压变形区及其南缘具有目的层页岩自身厚度大、上覆盖层发育，页岩变形与改造强度弱，节理及裂隙顺层发育，页岩气封盖性能好、保存条件优越，处于瓦斯风化带以下的封闭系统，天然气成分以甲烷等烃类气体为主，现今示范区页岩气甜点和建产区（黄金坝、紫金坝、太阳、云山坝—海坝、大寨）均分布于北部；中部偏北区域受自身厚度减薄、上覆盖层减少、页岩变形与改造增强影响，节理及裂隙斜交地层发育，页岩气封盖性能减弱、保存条件变差，处于瓦斯风化带附近，系统整体处于半封闭状态，天然气成分中混入了一定数量的N2、CO2，局部呈封闭体系区域可富集成页岩气甜点；中南部及南部变形区受主要目的层页岩自身尖灭与上覆盖层剥蚀增强、页岩变形与改造作用进一步增强影响，节理及裂隙与地层交角逐渐增大、穿层作用增强，页岩气封盖性能进一步减弱、保存条件进一步变差，处于瓦斯风化带以上，系统处于半开放状态、封存能力十分有限，天然气成分中混入了大量N2、CO2，主要富集低丰度低品位页岩气。

2.2 山地页岩气成藏赋存评价理论

基于昭通示范区地处四川盆地南缘复杂构造区多期叠加改造背景，通过构造应力场、沉积环境场、地温热能场、流体相态场等多场功能协同作用研究，以及页岩自沉积、成岩、成储、成烃、成藏到赋存的多因素耦合作用分析，创新提出“源储是海相残留盆地页岩气富集成藏的基础、保存是复杂构造区页岩气成藏的关键、封闭是高演化过成熟山地页岩气富集赋存的核心”基本认识，由此建立了山地页岩气“沉积背景控源储，改造强度控保存，立体封闭控富集”的“多场协同多元耦合”成藏赋存理论（图4），进而指导实现了山地浅层页岩气的勘探发现，深化了盆外复杂山地页岩气高产富集认识。

图4 山地页岩气“多场协同多元耦合”成藏、赋存多因素相互交切关系图

昭通示范区沉积环境对页岩气形成与赋存具有明显的控制作用，总体上以北部深水陆棚强还原缺氧相区沉积的富有机碳硅质页岩、碳质页岩为最优质岩相，中南部灰质页岩沉积区次之，南部砂质页岩沉积区最差[31]。五峰组—龙马溪组页岩自沉积以来，先后经历了3期埋藏与2期生烃历程（图5）。其中，Ⅰ期埋藏发生于早志留世—中志留世末（局部延续到晚志留世早期），Ⅰ期隆升发生于中志留世末广西运动期—石炭纪，示范区所在的陆块一直处于震荡式隆升状态，页岩长期浅埋、未熟（早成岩阶段）；早二叠世—早三叠世（海西期），页岩进入Ⅱ期埋藏阶段（中成岩阶段），开始生排烃（Ⅰ期生烃），Ro介于0.7%～1.3%；中三叠世末受印支期造山事件影响，页岩进入Ⅱ期短暂隆升阶段，逐渐结束海相沉积历史进入陆相盆地发育阶段，之后晚三叠—中侏罗世进入中生代前陆盆地发育阶段（燕山期），页岩进入Ⅲ期埋藏阶段（晚成岩阶段），有机质处于高—过成熟阶段（Ro介于1.3%～3.0%），开始Ⅱ期二次生烃，有机质干酪根开始大量生气，已生成的原油和深埋状态的古油藏开始大量裂解成气；晚侏罗世—早白垩世受燕山期太平洋俯冲与造山事件影响，示范区进入Ⅲ期隆升阶段，页岩深埋再次变浅，出现生烃供烃停滞、页岩气层抬升超压与保孔增渗过程。

图5 昭通示范区五峰组—龙马溪组页岩沉积埋藏—成岩—生烃史演化图

2.3 山地浅层页岩气富集高产规律

在黄金坝—紫金坝山地页岩气中深层地质与甜点综合评价方法基础上，针对页岩储层埋深小于2 000 m的太阳背斜区浅层页岩气田特点进行了地质综合评价研究。太阳浅层页岩气田位于四川盆地外的滇黔北坳陷威信复背斜构造带北东倾伏区，主体由太阳、海坝背斜和云山坝向斜构成，为古生界—下三叠统碳酸盐岩裸露区（背斜核部出露最老地层为奥陶系），页岩储层主体埋深400～1 500 m。五峰组—龙一段富有机质泥页岩厚度介于40～60 m，纵向连续分布、无明显夹层，TOC、孔隙度及含气量均较高，储层非均质性不强。

太阳气田页岩经历了多期生烃与成藏历程，具有明显的“原位成藏”特点。同时，多期次构造运动叠加改造致使区内微小断层及天然裂缝带较为发育，天然裂缝系统成因上以构造裂缝为主，产状上多为高角度缝，裂缝发育程度受构造部位控制明显。虽然如此，太阳地区主力页岩气藏仍具有良好的保存条件。页岩气藏顶底板与气层页岩连续沉积，顶底板岩性致密、厚度大、分布稳定、突破压力高，封隔性能好，加上页岩气自封闭性[32]，构建的整体封闭保存体系在页岩气储集层形成和后期构造改造过程中对页岩气层均具有良好的封隔与保存作用。另外，五峰组—龙马溪组页岩虽历经抬升变浅，表现为多方向、多层次叠加，但走滑—逆冲断层持续呈挤压状态，断层的封闭性良好，封存箱总体无开启泄漏，目的层背斜形态整体保存完整；同时，断层两侧致密岩性对接侧向封堵好，页岩对接岩性均为致密泥灰岩及石灰岩，侧向封堵性较好（图6）。因此，压性逆断层、压扭性走滑断层封闭与封堵性能良好，使得山地页岩气藏在现今较浅的埋藏条件下仍保持了微超压状态（压力系数介于1.2～1.6）。

图6 太阳浅层页岩气田“三维封存体系”富集成藏模式图[28]

通过太阳浅层页岩气田构造断裂系统、烃源岩、储集体及顶底板封闭性特征系统分析，其主力页岩气层在纵向和横向上均具有较好的封闭保存条件，在顶底板、封闭断层的共同作用下，构建三维封存箱。基于山地页岩气“多场协同多元耦合”成藏赋存理论认识，笔者建立了太阳—海坝区山地浅层页岩气“三维封存体系”富集成藏赋存模式[28]。针对4个关键因素耦合作用关系总结了富集高产规律：①沉积成岩控制源储特征，是页岩气成藏富集的资源基础；②保存条件控制天然气藏展布，是页岩气成藏赋存的关键条件；③地应力可压性和微裂缝特征共同控制压后“裂缝型”人造页岩气藏特征，是水平井实现体积压裂的重要因素；④烃储禀赋控制单井产量，是获得高产页岩气井的核心要素[28]。

3 山地页岩气勘探开发关键技术

浙江油田在昭通示范区勘探开发实践中，集成创新形成了以地质工程一体化为基础的山地页岩气勘探开发6大技术系列32项主体技术[23,25-26,33]，实现了示范区安全绿色、低成本山地页岩气高效开发，全面完成了示范工程建设任务。

3.1 地质工程一体化理念与储层建模技术

3.1.1 地质工程一体化理念

石油工业发展史表明“油气田首先在石油地质学家的大脑中形成”，勘探家“只有坚信地下有油田，才会咬定青山不放松地坚韧勘探，才能找到油藏”，油气田开发专家“只有坚信油气资源能够有效益开发，才会积极围绕效益产量目标主动寻求对策，才能找到对路的技术工艺和可行的管理机制、模式手段”。页岩气是以自生自储为主的非常规资源，其微纳级的储层孔隙结构和页岩气赋存状态特征决定了页岩气勘探开发无法照搬常规油气的成熟技术和管理模式，北美长期矿场实践攻关得出“水平井钻井和水平井分段体积压裂技术”才成就了“页岩气革命”。所以，非常规页岩气要实现效益开发，不能照搬常规资源开发有效的技术和手段，要树立新理念、新技术、新模式目标追求，需要以效益为目标倒逼管理创新、技术创新、机制创新，实行目标导向的逆向思维决策，这就需要地质、工程一体化的融合分析储层特性，综合评价页岩气藏工程地质甜点特征，从中寻找地质和工程都认可的“叠置型甜点”作为勘探开发靶体，而后针对甜点靶体，需要工厂化、流水线、无缝对接地高效组织钻探工程的低成本有效作业，需要专业技术人员根据现场情况实时评估优化和调整决策，确保工程实施质量效果和产量、效率和投资成本。上述过程所有的这些环节和内容，都需要建立一套新的管理流程和机制模式来一体化管控，并且能够支撑技术和管理不断迭代升级，由此推生革命性“地质工程一体化”理念。

以勘探开发需求为导向，为了解决以往传统常规油气勘探开发过程存在的地质研究与工程实施之间的矛盾问题，实现昭通复杂构造区海相页岩气的经济有效开发，笔者在2014年率先在黄金坝页岩气产能建设过程中开始积极探索“研究与实施一体化”融合性措施，创建了地质工程一体化综合评价理念[8,13,24]。地质工程一体化理念，是思维观念、评价技术、工程技术和组织管理的一体化融合协同解决高效勘探、效益开发的必由方案，其本质既是思维、理念和模式的革命，也是技术、流程和组织的革命，而思维理念革命是先驱者和引领者，管理组织革命则是保障者。

地质工程一体化综合评价，就是通过区域地质、地震、钻井、录井、测井、压裂、测试、试采、生产、分析化验等地质和工程资料的无缝化融和综合研究，创新建立页岩气三维储层模型以打造透明页岩气藏，并通过室内研究与现场实施的一体化贯通，采取驻井现场与专家远程系统共享方式，对现场实施工程进行实时有效指导，对钻井、压裂、测试做到质效监控、评估和作业调整，同时将现场实施获得的资料及时反馈并进行校准精细研究，形成精度不断提升的迭代更新储层模型成果以实现“做正确的决策和实施的有效指导”，以“认识→实践→再认识→再实践”的协同方式持续支持黄金坝ZA108井区5×108m3页岩气产能建设并最终实现“达产达效”的任务，创新形成了独特的山地页岩气地质工程一体化高效开发之路[11, 13,24-25]。

通过以黄金坝页岩气为地质工程一体化的率先起步，在紫金坝页岩气推广形成现场地质工程一体化工作站和宜昌探区远安深层页岩气的深化应用，到太阳浅层页岩气标配化应用和渝西大安深层页岩气的规模应用，地质工程一体化持续深化实践使得“地质工程一体化”理念和内涵要义也在不断创新与丰富，笔者2021年对页岩气“地质工程一体化”的内涵进行了系统梳理并形成了《页岩气地震地质工程一体化技术规程》能源行业技术规范（NB/T 10839—2021）。明确“地质工程一体化”，是以实现“单井高产、高EUR和高采收率”为目的，将页岩气勘探开发全链条业务“多学科多专业、多环节多工种”的系统资料融为一体，以一体化的系统思维进行地质与工程跨界融合分析和综合性评价研究，以建立迭代更新升级的页岩气储层三维模型来打造透明页岩气藏，有效指导钻探工程实施并监控工程质效。通过“一体化甜点评价研究、一体化方案设计优化、一体化实施过程管控、一体化迭代更新提升”4个递进式关键环节的全方位协同、全链条融合，用科学工匠的工程思维来提高页岩气评价认识精准度、工程实施符合度、作业施工效率并降低投资成本费用，从而实现页岩气高效开发系统工程的高质量发展[11,24,29,34]。

3.1.2 地质工程一体化三维储层建模技术

打造透明页岩气藏是实现地质工程一体化高效工作关键环节，精确的三维储层模型构建并不断迭代更新是打造透明气藏的核心，三维储层模型一般包括构造地质模型、储层属性模型、复杂裂缝模型、地质力学模型和压裂缝网模型5类地质工程参数模型构建。需要指出的是，建立三维储层模型的核心基础是要高精度、信息丰富的地震勘探资料支撑。在2009年秋天昭通页岩气首次规模勘探部署和方案审查时，笔者就明确提出，在勘探和研究程度较低的昭通探区进行页岩气工作，当务之急是加强页岩气地质的综合研究和高精度地震勘探，由此昭通示范区有了国内第一批页岩气专项二维地震勘探剖面（2009年镇雄二维）和第一块页岩气专项三维地震勘探工区（2011年昭104三维）。高精度页岩气地震勘探成果，支撑了页岩气勘探发现和高效开发，引领页岩气地震勘探由构造地质勘探领域跨越到油气藏地球物理的开发新领域。

3.1.2.1 构造地质建模技术

构造建模主要包括断层模型和层面模型的建立。断层模型实际是三维空间上的断层面分布，断层建模的主要工作是把构造解释的断层数据转换成断层柱面网格模型，再进一步处理断层之间的交切关系，建立断层模型。完成断层建模后，通过编辑层面与断层的交线，控制断层与层面的交接关系，搭建平面构造格架。构造格架搭建完成后，使用分层次建模的方法进行层面建模，该方法应用地震解释层面控制大层，应用导眼井分层厚度控制小层，建立虚拟井控制水平段，既保证了大层构造趋势的准度，又可以结合实钻页岩厚度的横向展布提高小层精度。具体的构造建模过程包含以下几个关键步骤：首先，使用宝塔组顶面、龙一1亚段顶面及龙马溪组顶面等大套地震反射层位建立初始构造格架；第二步，通过评价井、导眼井揭示的钻井分层，完成各小层的厚度图；第三步，通过建立虚拟井的方式为水平井段增加更多的构造控制点，进一步对水平井揭示的构造形态进行约束和精细修正；最后，结合预测出的小层厚度，完成各小层的层位构造模型建立，为下步储层属性模型的建立提供精细的构造网格格架。

3.1.2.2 储层属性建模技术

储层属性建模是在三维构造模型的基础上，利用储层参数，将目标区页岩储层的各项甜点评价参数进行三维空间综合表征，以实现目标区优质页岩储层有效孔隙度、TOC、总含气量、脆性指数、地层孔隙压力系数等评价参数的优势叠合。属性建模是在地震反演和测井解释成果的基础上，建立三维属性模型，从而为三维地质力学模拟和压裂设计服务。三维属性模型的建立可分为以下4个步骤：①进行三维网格设计，结合地震面元确定网格横向尺寸，根据测井分辨率确定网格垂向尺寸；②测井曲线粗化，将测井曲线采样到井轨迹穿过的网格；③反演属性重采样，将反演属性体重采样到三维网格；④井震结合属性建模，反演属性作为软数据控制属性的横向分布，测井数据作为硬数据，控制属性的垂向分布。

3.1.2.3 复杂裂缝建模技术

复杂的天然裂缝是构造运动产物，既影响着页岩气的储集保存，分割页岩储层均质性和气藏的整一性，又影响到安全高效地钻井、体积压裂改造的效果。由于多期次构造运动的强烈改造，昭通示范区及周缘五峰组—龙马溪组页岩储层形成了复杂的断裂/天然裂缝系统。合理表征页岩储层的天然裂缝系统，不仅可以指导页岩气甜点优选和水平井部署，对建立合理的地质力学模型、支持钻井和压裂工程也至关重要。基于多年来的一体化研究梳理与经验剖析，笔者总结了地质工程一体化过程中裂缝建模的一体化解决方案。具体流程为（图7）：从叠前道集出发，针对优质页岩段的道集数据进一步优化处理，优选部分道集进行叠加，作为蚂蚁追踪的输入数据，并采用多种数据对蚂蚁追踪结果进行质控，使得天然裂缝预测更加精细可靠。天然裂缝系统建模的核心是井—震结合，以成像测井及岩心观察解释识别的天然裂缝为基础，结合三维地震天然裂缝预测结果，输入裂缝发育强度、裂缝展布方位、倾角、延伸长度及高度等数据，建立不同尺度的断层、天然裂缝带、小尺度等离散天然裂缝网络模型。

图7 页岩气地质工程一体化中的多尺度裂缝建模技术流程图

3.1.2.4 地质力学建模技术

笔者早在2014年地质工程一体化研究时就认识到地应力既影响井筒井壁的稳定性，又控制水力压裂人造裂缝的展布格局，并影响体积压裂的改造效果，为此重视岩石力学评价，专项进行了地质力学建模，已主导编制了《海相页岩地质力学评价规范》油气行业技术规范（SY/T 7617—2021）。综合叠前地震反演成果、三维地质模型及单井一维各向异性地质力学参数作为输入数据，建立地质力学建模单元网格，并通过三维属性建模确定三维各向异性地质力学参数的空间展布，利用新井数据不断进行迭代更新。三维建模成果包括平行于和垂直于层理面方向的静态泊松比、平行于和垂直于层理面方向的静态杨氏模量、岩石密度、内摩擦角、单轴抗压强度等参数。山地页岩气开展三维各向异性地质力学建模，关键难点在于储层三维孔隙压力的预测及天然裂缝系统对地应力场影响的评价。三维孔隙压力预测流程为：①建立工区三维垂向声波速度场，在此需要对斜井及水平井的声波测井数据进行垂化，同时建立能够刻画页岩气生烃憋压超压机理的孔隙压力预测模型；②以三维垂向声波速度场为输入数据确定三维孔隙压力的空间展布，并根据新井数据不断迭代更新；③为了分析断层及天然裂缝系统对地应力场的影响，在三维地应力场建模过程中嵌入工区内不同级别的断层（深大断裂、主干断裂、一般断裂和小断裂）和不同尺度的天然裂缝（裂缝带、小裂缝、微裂缝），并采用断层及裂缝单元来模拟其几何结构的空间分布，通过这种方法能够更准确地刻画天然裂缝系统的存在对地应力场的扰动。

3.1.2.5 压裂缝网建模技术

将三维地质模型、三维岩石力学模型、多尺度裂缝模型作为综合模型输入压裂模拟工程，输入实际水力压裂施工采用的分段分簇方案、排量与暂堵参数、压裂液体系、支撑剂类型和泵注程序，采用非常规裂缝模型水力压裂模拟软件计算水力裂缝形态，精细刻画水力压裂裂缝扩展过程，并通过微地震监测结果的标定，最终建立人工体积缝网压裂数值模型。模型能准确模拟压裂过程中的支撑剂运移，描述复杂缝网的几何形态（缝长、缝高、主缝方向和缝网复杂程度），定量化计算出裂缝的导流能力大小和预测产能，进而研究地层应力状态、天然裂缝、储层物性参数对页岩压裂施工和气藏开发的影响（图8）。该模型可直接用于气藏数值模拟软件计算压裂后产能，实现储层+人工缝网多相流动数值模拟，从而实现压裂施工参数优化与生产动态预测。

图8 页岩气压裂地质工程一体化模拟技术图

3.2 页岩气地球物理技术与储层预测评价

优越的地质条件是页岩气藏富集的物质基础，有利的工程品质是页岩气藏高效开发的核心，落实储层地质、工程指标空间展布特征及变化规律，则是地震储层地质研究工作的重点方向。经过近年持续攻关研究，同时通过昭通示范区新完钻井的不断测试，已形成以岩石物理分析为基础、以岩石弹性参数为桥梁、以叠前反演方法为核心的页岩气储层指标预测及甜点综合评价技术系列（图9），并在昭通页岩气勘探开发工作中得到了全面应用，有效指导了区带评价及井位部署工作。

图9 页岩气地球物理技术储层预测综合评价图

页岩气储层地质甜点评价参数主要包括页岩气储层厚度（核心是Ⅰ类储层连续厚度）、总有机碳含量、总含气量、孔隙度，还有反映页岩气保存条件和规模有效开发前景的构造形变（区域平稳性）、地层倾角、断层与天然裂缝发育程度。地质甜点参数预测核心思路是利用测井资料建立的地质参数与弹性参数之间的关系，通过敏感参数曲线分析结果，将叠前反演预测弹性参数结果换算为地质参数，进而分析不同地质参数空间变化规律。工程参数准确预测可为页岩气水平井钻探及压裂作业实施提供依据。利用地震资料预测页岩气储层工程参数，主要包括脆性指数、断层与天然裂缝、地应力参数（应力结构状态、最大与最小主应力方向及水平应力差）、岩石力学参数（杨氏模量与泊松比）、储层孔隙压力系数5个方面。

3.3 山地页岩气立体开发与布井优化技术

以提高储量动用程度、单井产量、EUR和采收率为目标，通过储产与设计、地下与地上、平台和单井、技术与经济“四位一体”联动，在昭通示范区对复杂井进行了逆向、立体、多属性水平井轨迹优化设计，开展了一次井网井距错层开发、二次井网立体加密井网部署优化，创新形成了基于地质工程一体化理念的山地页岩气提高单井产量布井技术，以及基于立体多层系动用的提高采收率平台布井优化技术。

山地页岩气提高单井产量布井优化技术目前在昭通示范区水平井部署及开发井组设计部署中已广泛应用，水平井靶体钻遇率及单井产能明显提升，应用效果显著。该技术内涵与目的：基于复杂构造背景下“以产能效益核心导向，三维储层模型、人工裂缝模型与产能预测评价引领，地质工程一体化逆向设计”理念，全盘综合考虑多种关键因素，包括部署平台潜力规模、断裂剥蚀区距离、地面条件、井壁稳定性、靶体钻遇率、压裂缝网体积规模，精选“铂金靶体”，逆向精准确定最佳井口位置、最甜靶体层位、最佳井筒方位，实现山地型页岩气井位最优部署设计，实现山地型页岩气单井产能效益最大化。

为进一步探讨昭通示范区优质储量规模效益动用的科学有效模式，应用地质工程一体化井位部署优化技术，从产能和经济效益的角度优化示范区页岩气井位部署的最佳方案，提出了基于立体多层系动用的提高采收率平台布井优化技术。目前已在昭通示范区ZA井区开展了1个井组的小井距、立体开发试验，共部署3口水平井，平面投影井间距为250 m，水平段靶体在龙一11、龙一13小层错层布设，水平段长度介于1 385～1 717 m，靶体钻遇率均为100%。3口井测试产气量均超过12×104m3/d，目前投产超过700天，单井首年平均日产气量为7.6×104m3，在ZA井区内属于较高产井组，预测采收率为27.5%，较相邻开发平台高7.0%。在ZC井区浅层也开展了H11井组8口井的小井距错层立体开发试验，测试成果表明单井产量比周邻平台提升更好。两个井组的试验成功证实昭通示范区具备实施两套靶体、小井距、错层立体开发的地质工程条件，也证实小井距立体开发能够有效提高气藏采收率。

3.4 低成本安全高效钻井工程技术

昭通示范区在前期勘探开发过程中，出现了页岩垮塌严重、井眼清洁能力不足、机械钻速慢及储层钻遇率低等问题，严重影响页岩气藏的经济效益开发。针对系列工程技术问题挑战，以昭通页岩气示范区建设项目为依托，通过对试验区地质力学特征的进行研究，形成了地质工程一体化钻井设计技术、井壁稳定性评价与复杂防治技术、山地页岩气水平井钻井液技术、水平井地质导向综合控制技术、井筒完整性（钻井）控制技术和工厂化钻井提速提效技术（表1）。通过各项技术综合应用提质提速提效，实现了降低钻井周期、钻井工程成本，形成了安全、快速和优质的钻井配套技术，为昭通示范区山地页岩气产能建设高效实施提供技术支撑。

3.5 体积压裂工艺设计2.0优化技术

经过200余口页岩气井的压裂实践，昭通示范区体积压裂工艺技术已从最初的借鉴国外经验阶段发展到具备自主创新升级能力阶段，该发展历程大致可以划分为4个时期（表2）。2018年底在昭通紫金坝工区率先进行了“密切割多簇射孔、石英砂代替陶粒、大排量连续加砂”提产提效压裂新工艺，单井产量和井口压力比邻井大幅度提升。2019年11月勘探与生产分公司领导率专家团队在杭州进行了压裂试验工艺技术总结研讨会，会议决定诞生了命名为山地页岩气第2代体积压裂新工艺。浙江油田随即在太阳浅层页岩气田推广试验应用第2代新技术，集团公司页岩气前指由此全面试验推广此压裂2.0技术工艺。随着昭通示范区浅层页岩气的规模开发，持续推进以低成本高产高效为目标的工艺技术升级换代，体积压裂工艺技术由1.0向2.0级提升、发展与完善（表1）。

表1 昭通示范区低成本安全高效钻井工程技术类型及内容表

表2 昭通示范区体积压裂工艺技术发展历程简表

3.6 模型驱动一体化高产井培植技术

针对昭通示范区“强构造改造、岩相变化大、过成熟演化、高杂地应力、山地施工难”的山地页岩气条件，笔者逐步探索形成了以“储层品质、钻井品质、完井品质、开发品质”综合评价[34]、地质工程一体化精细储层建模打造透明气藏、三维模型—设计方案—现场实施融合互动迭代优化更新、逆向设计—正向施工为主体的一体化理念，创新形成了以一体化培植高产井为核心的全生命周期高效开发模式，定型提质提产增效的“七得”技术模板，即：页岩富气甜点选得好（叠合甜点钻探最优蜜点）、水平井钻井轨迹定得准（优质储层靶体大于95%）、优快钻井打得稳（优质储层钻遇率大于95%）、储层体积改造压得碎（体积压裂单段ESRV浅层≥360×104m3、中层≥500×104m3）、水平井筒质量控得好（井筒完整性＞95%）、压后返排采气管得细（精细管控贯行112字要诀）、生产组织得高效（目标化、一体化、协同化、技术化、工厂化、共享化）（图10）。模型驱动的一体化高产井培植技术支撑了复杂构造区山地页岩气高效评价和有效开发，成为昭通示范区页岩气勘探开发的“灵魂”工程和独特“文化”。

图10 全生命周期地质工程一体化培植高产井的技术模板图

4 发展展望

4.1 积极拓展（超）浅层和深层页岩气

在昭通示范区东北部实现探明丰富浅层页岩气地质储量并高效开发的同时，示范区中部的牛街、麟凤、花朗向斜构造带浅层页岩气见到了良好气显示和较好的资源潜力。依据南方勘探程度及以往已有勘探成果，结合四川盆外浅层页岩发育与分布状况，通过对上扬子区四川盆地周缘及中下扬子区陡山沱组、筇竹寺牛蹄塘组、五峰—龙马溪组、上泥盆统佘田桥锡矿山组、下石炭统测水组71个地质单元，进行浅层页岩气资源量估算，总资源量约26×1012m3。

另外，昭通示范区内深层页岩气（大于3 500 m）也有大范围分布，通过构造地质与页岩气资源评价调查，可供勘探的深层页岩气分布面积占到了示范区的20%，资源量占到了示范区30%[27,35]。目前部署在探区北部罗布向斜紫金坝ZB115井区的多口评价井已发现了气流（测试产量10.1×104m3），展示了良好的资源前景。另外，川南泸州、渝西大足、永川大安区块埋深4 000 m 左右的多个平台井获得了20×104～50×104m3/d 的页岩气测试产量，2021年提交了页岩气超过万亿立方米的探明＋预测地质储量，展示出深层页岩气巨大的勘探开发潜力，预计四川盆地未来埋深35 00 m 以深页岩气可上产至300×108m3/a[36]。

4.2 走出矿权受限的盆缘稳定区，挺进滇黔北坳陷复杂构造区（复杂中找稳定带）

昭通示范区地处四川盆地南缘向云贵高原过渡区，页岩气产区目前主要在四川盆地南部边缘地带，经过十余年的勘探开发工作，盆地边缘构造相对稳定区带已基本上全部动用，盆缘甜点区中深层页岩气可勘探潜力已经非常有限。然而，昭通示范区绝大部分区域处于四川盆地外部的滇黔北坳陷构造复杂区，昭通示范区可持续发展势必将战略性走出盆地构造稳定区，挺进构造复杂的盆外滇黔北坳陷山地区带作为重要勘探方向，在复杂构造区综合评价优化相对稳定的好保存带。

滇黔北坳陷经历了加里东期以来多期次造山运动的板内形变叠置改造，形成了具有“强改造、杂山地、过成熟、剪应力”特点的山地页岩气地质特征，山地页岩气气藏工程条件特殊，完全不同于“构造平稳、一马平川、含油富气、油气藏连续”的北美页岩气盆地，与四川盆地内“地层平缓、丘坝连绵、富气高压、连续型干气藏”的页岩气示范区亦有明显差异。山地页岩气面临着“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、适宜埋深和平地井场的勘探区块缺乏”的挑战，因此需要在勘探开发管理工作中不断创新转变思路。

4.3 走出五峰组—龙马溪组，探索其他层系突破（主流率领百花开）

中国南方扬子地区发育多套页岩/煤系气层系[37-39]。除五峰组—龙马溪组成功开发了多个页岩气田外，其他层位也已在多处见到了钻井页岩气显示，有些测试获得了页岩气流，展示了复杂构造区新层系页岩气勘探的新苗头[40-42]，在现实主流的龙马溪组页岩气层系之外寻求百花盛开的新格局。针对昭通复杂构造区的上二叠统乐平组，目前已在四川盆地南部边缘的筠连沐爱向斜区块完成了3×108m3山地煤层气产能建设，实现了南方首个山地煤层气田的商业化开采，形成了山地煤层气有效开发的生产基地[43-44]。在筠连山地煤层气田及其以东区块八年多的勘探评价实践中[45-50]，十余口评价井证实了乐平组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，厚度分布在30～50 m，气测值最高达到60%，个别井实施压裂测试获得了页岩气流，揭示了海陆过渡相页岩气较好的资源潜力。

4.4 寻求错层/双层非常规气立体开发

山地型地质与地貌特征致使钻完井施工难度大、工程技术要求高，单井综合成本可降空间有限，相应地对单井产能指标要求高。因此，必须在确保开发“最甜”区块基础上实现单井产量的“高、稳、长”，同时确保地下优质储量的充分动用和采出。在压裂规模与经济效益的双重约束下，建立小井距错层立体开发模式是可取的选择方向，目前示范区已对中深层、浅层页岩气进行了开发平台“小井距、错层立体开发”试验，取得了较高的单井产量，表明可实现平面和纵向双维度提高储量动用程度[51]。另外，通过沐爱钻井平台“深层页岩气与浅层煤层气”立体开发综合利用的多年成功试验，预示着甜点区规模实施浅层的乐平组煤层（系）气＋中深层的龙马溪组页岩气“非常规气立体开发”是可行的，从而提出昭通山地页岩气＋煤层（系）气立体高效开发的新模式。

5 结论

1）昭通示范区通过十多年的勘探开发工作，先后经历了山地页岩气评层选区、页岩气甜点先导评价、示范区开发实践建设、中深层页岩气规模开发和浅层页岩气规模开发5个阶段，部署实施了黄金坝—紫金坝中深层和太阳浅层页岩气3大建产区，累计探明页岩气地质储量超3 100×108m3，2021年年产气量近17×108m3，建成了昭通盆外山地页岩气田并成为国内第三大页岩气生产基地。

2）基于昭通示范区地处四川盆地南缘复杂构造区多期叠加改造背景，通过构造应力场、沉积环境场、地温热能场、流体相态场等多场功能协同作用研究，以及页岩自沉积、成岩、成储、成烃、成藏到赋存的多因素耦合作用分析，创新提出“源储是海相残留盆地页岩气富集成藏的基础、保存是复杂构造区页岩气成藏的关键、封闭是高演化页岩气富集赋存的核心”，建立复杂构造区“多场协同多元耦合”山地页岩气成藏赋存理论。

3）集成创新形成了以地质工程一体化为基础的山地页岩气勘探开发六大技术系列32项主体技术，指导了国内首个2 000×108m3级（2亿吨油当量）山地浅层页岩气田的勘探发现，建成长宁黄金坝—紫金坝（中深层）页岩气田和太阳浅层页岩气田，实现了示范区安全绿色、低成本山地页岩气高效开发，全面完成了示范工程建设任务。

4）昭通示范区具有浅层页岩气、中深层和深层页岩气并举开发的资源条件，鉴于昭通示范区五峰组—龙马溪组浅层、中层、深层页岩广泛分布，且古生界发育多套页岩层系，结合勘查矿权的实际，为更有效地拓展勘探领域和高效开发页岩气资源，提出了“两个走出”勘探战略思路，即“走出盆地稳定区，挺进滇黔北坳陷复杂构造区（复杂中找相对稳定保存带）”和“走出五峰组—龙马溪组，探索其他层系突破（现实主流率领百花竞放）”。针对昭通示范区上二叠统乐平组煤层气开发和煤系气良好显示，建议择机规模实施“乐平组煤层（系）气＋龙马溪组页岩气”双层立体水平井井网部署，从而建立山地页岩气＋煤层气“非常规气立体高效开发”的一体化开发新模式。