渝东南地区常压页岩气勘探开发进展及下步攻关方向

云 露,高玉巧,高全芳

1.中国石化 华东油气分公司,南京 210019;2.中国石化 华东油气分公司 勘探开发研究院,南京 210019

我国页岩气资源丰富,发育海相、陆相及海陆过渡相3种类型,纵向层系多、分布范围广[1-4]。根据自然资源部“十三五”油气资源的评价结果(2020年),中国页岩气的地质资源量约为106×1012m3,技术可采资源量约为20×1012m3,其中,海相、海陆过渡相、陆相页岩气技术可采资源量分别为15×1012、3.4×1012、1.3×1012m3[4]。经过10余年的探索攻关,四川盆地及其周缘已成为我国上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气勘探开发主战场,发现多个千亿立方米级页岩气田,实现规模效益开发,页岩气累计探明地质储量超2.8×1012m3,页岩气年产量突破200×108m3,累计生产超1 000×108m3[1,4-7]。四川盆地及其周缘发育高压页岩气(压力系数大于1.3)、常压页岩气(压力系数0.8～1.3)2种类型,其中高压页岩气主要分布于盆地内部,以涪陵、长宁、威远等为代表[8-10];常压页岩气主要分布于盆缘复杂构造区及盆外褶皱带,以南川、白马、武隆等为代表。与高压区相比,常压区具有构造复杂、保存条件差异大、地应力变化快等地质特征[11-13],效益开发难度大。

虽然美国的Appalachian、Arkoa、Michigan、San Juan等盆地的常压页岩气已实现商业化开采,但其得天独厚的地质条件使之易于实现经济开发[5],其勘探开发经验也难以指导我国南方9.08×1012m3常压页岩气资源的效益释放[5,14]。近年来,中国石化华东油气分公司立足于渝东南地区盆缘及盆外常压页岩气地质特点,先后部署实施了27口探评井,测试日产气(3.0～34.3)×104m3,落实了平桥、东胜、阳春沟、武隆、道真、老厂坪等一批有利目标,累计提交探明储量1 989×108m3、预测储量1 169×108m3,建成了国内首个千亿立方米常压页岩气田[15-16]。本文回顾了渝东南地区常压页岩气勘探开发进展,系统总结了经验及成果认识,以期为下步勘探开发指明方向,同时也为其他同类地区常压页岩气勘探开发提供借鉴,对保障国家能源安全具有重要的战略意义。

1 渝东南常压页岩气勘探开发概况

渝东南地区位于四川盆地东南缘的盆缘转换带—盆外褶皱带(图1),主要目的层为五峰组—龙马溪组,地层压力系数0.9～1.3,为典型常压页岩气。

图1 渝东南地区位置

2009年以来,华东油气分公司长期在我国南方从事常压页岩气地质研究和勘探开发攻关实践,先后经历了选区评价、战略突破、战略展开3个阶段(图2),实现了渝东南地区常压页岩气从无到有,发现了国内首个常压页岩气田——南川常压页岩气田。

图2 渝东南地区常压页岩气勘探开发历程

选区评价阶段(2009—2010年):学习借鉴北美页岩气选区评价经验,结合我国南方页岩气地质特点,建立选区、选带评价标准,明确了渝东南地区为奥陶系—志留系常压页岩气勘探有利区带。

战略突破阶段(2011—2016年):2010—2011年先后通过矿权登记、“招拍挂”形式获取彭水、南川2个页岩气矿权区块。2012年优选彭水区块桑柘坪向斜实施PY1HF井,测试日产气2.52×104m3,地层压力系数0.96,实现了南方海相常压页岩气战略突破[14,17];随后在彭水区块武隆向斜及南川区块平桥背斜、东胜背斜分别实施LY1HF井、JY194-3HF井和SY1HF井,测试日产气为(4.6～34.3)×104m3,实现重大突破,拉开了产建序幕。

战略展开阶段 (2017年至今):按照“主攻南川、突破武隆—道真、准备新层系[18]”的思路,部署实施探评井20口,落实了盆缘区平桥、东胜、阳春沟3个千亿立方米增储区带,提交探明储量1 989×108m3、预测储量1 169×108m3,发现了南川常压页岩气田,截至2023年7月底,气田累计动用地质储量1 119×108m3,建产能26×108m3,累产气超62×108m3;明确了盆外区武隆、道真、老厂坪等一批有利目标,实现了多点突破。

2 常压页岩气地质特征与富集规律

2.1 深水陆棚有利沉积相带控制优质页岩展布

晚奥陶世—早志留世,渝东南地区处于深水陆棚沉积环境[19-21],广泛发育黑色富有机质页岩[有机碳(TOC)含量大于2%],主要分布在五峰组—龙马溪组下部。受沉积相控制,从西向东,由盆内涪陵到盆缘南川再到盆外武隆、道真等地区,随着水体相对变浅,深水陆棚相由下斜坡过渡为上斜坡,优质页岩厚度从38 m逐渐减薄至24 m,页岩品质逐渐变差,TOC含量从3.9%降低至3.0%(图3)。

图3 渝东南地区及周边重点钻井五峰组—龙马溪组一段连井剖面剖面位置见图1。

以TOC、硅质含量、岩石类型为依据,开展沉积微相精细划分,识别出五峰组—龙马溪组一段6种沉积微相,并明确了不同构造带沉积建造的差异性。南川平桥及东胜地区沉积速率较慢(约13.2～14.8 m/Ma),①—⑤小层发育富碳富硅页岩相及高碳中硅页岩相,⑥—⑨小层发育中碳中硅页岩相;阳春沟地区沉积速率相对快(约18.1～19.5m/Ma),①—④小层发育富碳富硅页岩相及高碳中硅页岩相,⑤—⑥小层发育中碳中硅页岩相,⑦—⑨小层发育低碳中硅页岩相及中碳中硅页岩相;武隆、道真等盆外地区①—④小层发育富碳富硅页岩相及高碳中硅页岩相,⑤—⑨小层发育中碳中硅页岩相(图4)。

图4 渝东南地区五峰组—龙马溪组一段沉积微相连井对比

在沉积微相的控制下,渝东南地区不同区带岩性组合及页岩品质具有一定的差异性(图4和图5)。基于沉积微相及页岩静态指标,综合评价出平桥、东胜地区①—⑤小层为Ⅰ类储层、⑥—⑨小层为Ⅱ类储层,阳春沟地区①—④小层为Ⅰ类储层、⑤—⑥小层为Ⅱ类储层、⑦—⑨小层为Ⅲ类储层,武隆、道真等地区①—④小层为Ⅰ类储层、⑥—⑨小层为Ⅱ类、Ⅲ类储层,这可为不同地区水平井靶窗穿行提供指导。

图5 渝东南地区不同构造带岩性组合特征

2.2 多期构造作用控制了构造样式、裂缝及地应力差异分布

主要受燕山中期挤压和燕山晚期挤压走滑作用的叠加影响,盆缘南川地区形成了隆凹相间、东西分带的构造格局[22-24],盆外武隆—道真等地区以冲断构造为主。按照构造样式、断裂特征、地层变形特征等,可将南川地区划分为石桥向斜带、东胜—平桥复背斜带、神童坝向斜带、阳春沟背斜带等4个次级构造带(图6a),从东到西具递进变形特征,构造作用从强到弱,由南往北构造逐渐稳定。

图6 渝东南南川地区五峰组底面构造及地应力平面图

石桥向斜带受青龙乡断层和大千断层夹持,断层断距介于1 800～2 200 m,构造抬升幅度较大,页岩埋深主体介于500～2 500 m;远离大千走滑断裂保存条件变好,优选稳定区部署实施SQ1井,该井埋深1 825 m,水平缝发育,气测显示较好,现场解析含气量2～5 m3/t。

东胜—平桥复背斜带受龙济桥、青龙乡断层夹持,整体呈北东走向,页岩埋深适中,介于1 000～4 000 m,地层压力系数为1.1～1.35,保存条件较好。该区裂缝较发育,其中北部背斜区高角度缝较发育,南部斜坡区主要发育水平缝。

神童坝向斜带东部受龙济桥断层控制,西部与阳春沟背斜带相连,整体近南北走向,构造较为简单,内部断层发育少,页岩埋深较大,介于5 000～6 200 m,地层压力系数大于1.3,保存条件好,裂缝发育相对较少。

阳春沟背斜带处于构造转折带,呈现出“冲断—断展—滑脱”的前展式变形特征,发育北东向和近南北向两组断层。北部断背斜核部紧闭,页岩埋深介于3 800～5 000 m,裂缝较发育;南部斜坡区构造变形强烈,发育雁列式断层,页岩埋深500～3800m,裂缝较为发育,地层压力系数介于1.05～1.25。

受两期构造作用叠加,南川地区不同构造部位地应力方位和大小差异较大(图6b)。南川地区地应力方位变化快,平桥地区最大水平主应力以近东西向、北西向为主;东胜及阳春沟地区则以北东向为主[25]。地应力大小整体表现出由东向西、自南往北逐渐增大的趋势,局部受构造样式和埋深控制,地应力较高,向斜区埋深普遍超过4 500 m,最大水平主应力介于90～125 MPa;两向水平应力差异系数表现出北高南低特征,一般介于0.1～0.2。

2.3 保存条件具有自东向西、从南往北逐渐变好的变化规律

开展构造演化史分析,结合磷灰石裂变径迹实验结果,渝东南地区受雪峰山逆冲推覆影响,自东向西构造抬升时间逐渐变晚,抬升幅度逐渐变小。东部的桑柘坪向斜大约在125 Ma开始抬升,中部的武隆向斜大约在95 Ma开始抬升,西部的南川地区大约在89 Ma开始抬升,而盆内的焦石坝地区抬升时间更晚,大约在85 Ma开始抬升[26-27]。改造强度随抬升时间变晚而逐渐变弱,页岩气逸散时间变短,反映出页岩气保存条件自东向西逐渐变好。以齐岳山断裂为界,齐岳山断裂以西的龙马溪组地层压力系数为1.0～1.55,齐岳山断裂以东为0.9～1.15。

位于齐岳山断裂以西的南川地区龙马溪组页岩大面积连片分布,仅在南部的斜坡区出露地表,页岩气逸散时间较短,保存条件较好,地层压力系数介于1.0～1.3。受抬升剥蚀、断层及页岩自封闭性等影响,由南向北保存条件逐渐变好,地层压力系数呈逐渐增大趋势,在距离剥蚀区大于2 km的区域,保存条件普遍较好。

位于齐岳山断裂以东的武隆—彭水地区后期抬升剥蚀程度大,背斜区核部出露震旦系—奥陶系,志留系及以上地层剥蚀殆尽,局部残留龙马溪组,页岩埋深普遍小于1 500 m,地层压力系数小于1.0;向斜区靠近核部地层保存更为完整,页岩埋深3 000～5 000 m,翼部多与剥蚀区相连,地层压力系数介于0.9～1.15,表现出由核部向翼部减小的变化规律。

2.4 构建常压页岩气聚散模式指导勘探开发部署

渝东南地区由于经历多期构造改造,其构造演化与变形程度、地层抬升剥蚀时间与强度、页岩气聚集与逸散等差异性均较大,形成了多种页岩气聚散模式。开展常压页岩气形成与聚散机理研究,根据构造样式、保存条件、地应力、裂缝形成机制及分布特征等,结合渝东南地区勘探开发实践,构建了背斜型、单斜型、逆断层遮挡型、残留向斜型四种页岩气聚散模式[11,15-16],明确了不同模式下页岩气含气特征和聚散规律,有效指导目标优选和井位部署。基于背斜型模式指导,在盆缘平桥背斜、东胜背斜及盆外老厂坪背斜分别部署JY194-3井、SY1井、PD1井等,试获日产气(4.4～34.3)×104m3;基于单斜型模式指导,在东胜南斜坡、阳春沟南斜坡分别部署SY2井和SY5井,试获日产气(17.3～32.8)×104m3;基于逆断层遮挡型模式指导,在龙济桥断层下盘、茶园断层下盘分别部署SY4井和ZY1井,试获日产气(7.5～10.0)×104m3;基于残留向斜型模式指导,在武隆向斜、道真向斜、桑柘坪向斜分别部署LY1井、ZY3井、PY5井等井,试获日产气(3.5～4.6)×104m3。

3 常压页岩气勘探开发进展

3.1 常压页岩气勘探开发关键技术进展

通过深化基础地质研究,明确沉积相带、保存条件、地应力场是影响常压页岩气富集高产的关键因素,创建了常压页岩气“三因素控藏”地质理论[6,11,13,17,28];针对复杂地质特征和生产规律,创新形成了以常压页岩气储层综合评价方法、地球物理预测技术、地质—工程双甜点评价为核心的常压页岩气地质综合评价技术系列,制定了常压页岩气开发技术优化政策[15-16,23],有效指导目标优选、井位部署、轨迹穿行和开发生产。

为实现常压页岩气经济效益开发,通过多年攻关和实践,初步形成了常压页岩气低成本工程工艺技术系列。在钻井方面,形成了以“二级结构+激进参数+一体化导向+不承压防漏”为核心的优快钻完井技术,钻完井效率显著提升,平均钻完井周期降低59.8%,平均机械钻速提高64.1%,下一步将开展 “工程机+钻机” 工厂化模式、“瘦身型”井身结构等方面的探索;在压裂方面,形成了“多簇密切割+限流射孔+双暂堵+高强度加砂”促缝压裂工艺,研制出了高效减阻水、“砂陶组合”支撑剂等经济性压裂材料,并广泛推广应用智能化全电动压裂设备,实现了常压页岩气低成本高效促缝,储层改造体积提高164.1%,每米压裂费用降低55.3%。

3.2 常压页岩气勘探进展

自2009年以来,在盆缘南川区块及盆外彭水区块陆续实施探评井27口,实现了盆缘常压页岩气商业发现和盆外常压页岩气多点突破,证实了渝东南地区常压页岩气资源潜力大,为开发区优选及产能建设提供了增储上产阵地。

深化盆缘南川复杂构造带构造、地应力、保存条件研究,基于富集规律研究和甜点评价技术,优选平桥、东胜、阳春沟、石桥4个有利目标区,坚持甩开勘探与滚动评价相结合,按照“主攻平桥—东胜,评价阳春沟,探索石桥”的思路对4个有利目标区展开探索,滚动部署一批探评井,均获高产商业气流,测试日产气(13.2～34.3)×104m3,落实了3个千亿立方米增储区带,提交平桥—东胜探明储量1 989×108m3、阳春沟预测储量1 169×108m3。

盆外武隆—道真地区常压页岩气与盆缘南川区相比,优质页岩厚度减薄3～11 m、压力系数低0.1～0.3、含气量少1～3 m3/t、应力差异系数大0.1～0.15,具有资源禀赋差、缝网改造难度大的特点,此类常压页岩气效益开发面临较大挑战。通过目标优选,明确武隆向斜、道真向斜、老厂坪背斜、桑柘坪向斜等有利目标,评价出地质资源量1.18×1012m3,实施探评井13口,测试日产气(2.5～9.2)×104m3,取得积极进展。近期,深化浅层常压页岩气吸附—解吸机理研究,通过优化排水采气工艺,老厂坪背斜PD1井日产气从0.7×104m3上升至(4.0～4.5)×104m3,对盆外大面积分布的浅层页岩气资源释放具有重要的启示意义。

3.3 常压页岩气开发进展

按照“整体部署、分步实施、平台滚动、动态优化” 的思路,在盆缘南川区块的平桥、东胜地区开展产能建设,实现了常压页岩气效益开发,年产气量稳步提升,同时也为阳春沟地区的效益开发积累了实践经验。盆外彭水区块则以勘探评价为主,持续开展提产降本攻关,积极探索盆外常压页岩气效益开发模式。

3.3.1 平桥—东胜开发进展

(1)平桥开发进展

2016年JY194-3HF井试获日产气34.3×104m3高产气流后,拉开了平桥地区产建序幕,累计建产能13.3×108m3,已动用地质储量551.33×108m3,储量动用率56%。

根据页岩埋深、保存条件、地应力、裂缝发育程度等将平桥产建区划分为背斜主体区、背斜两翼、南斜坡3个分区(图6a和表1),明确不同分区产能主控因素,形成差异化开发技术政策。对平桥产建区不同分区生产特征进行分析,背斜核部整体表现出产量及套压均较高、稳产期长的生产特征,单井EUR(最终可采储量)为1.36×108m3,背斜两翼单井生产效果较主体区变差,EUR平均为 0.71×108m3,稳产期明显短于主体区,单井日产气5.3×104m3,仅能稳产1.4年;南斜坡受埋深、地层压力影响,单井生产效果较背斜区变差,EUR为0.65×108m3,表现出产量、压力中等,稳产期短的生产特征(表1)。截至目前平桥区块一次井网累计完成开发井52口,单井平均初期套压22 MPa,单井平均日产气11.1×104m3,目前套压3.5 MPa,日产气2.4×104m3,累产气0.61×108m3,EUR为 0.98×108m3。

表1 渝东南南川地区平桥开发分区特征

(2)东胜滚动建产进展

东胜构造带自2020年开始产建,目前开井数64口,日产气164×104m3,累产气 18.3×108m3,建产能11.4×108m3,已动用地质储量495.88×108m3,储量动用率48.95%,采出程度3.92%。

综合地层产状、埋深、地应力等因素,将东胜产建区划分为背斜西翼、背斜东翼及南部斜坡区(图6a),整体表现出构造复杂、应力复杂、保存条件复杂的“三复杂”开发地质特征[29]。针对背斜西翼构造复杂的地质特点,创新形成“构造模型分段预测+钻定导一体化”的水平井穿层技术,有效提升优质靶窗穿行率至70%以上,单井EUR达到 0.73×108m3。针对高应力的构造复杂区,采用“小段长+密切割+强加砂”的高效压裂技术,有效提高缝网改造体积,有效储层改造体积提升49.1%,单井EUR达到 0.72×108m3。针对保存条件较差的宽缓斜坡区,通过攻关超长水平井及配套工艺技术以提高储量动用,其中,DP9平台实施3口超长水平井,平均水平段长3 715 m,单井控制储量由3.14×108m3提升至4.37×108m3,单井EUR 达到1.18×108m3。

3.3.2 立体开发进展

根据TOC、含气量、地应力、压裂缝纵向延伸范围等,将南川地区五峰组—龙马溪组一段9个小层进一步划分为三套开发层系,自下而上依次为下部气层(①—④小层)、中部气层(⑤—⑦小层)和上部气层(⑧—⑨小层)。前期主要开展了以下部气层为主要开发层系的一次井网建设。通过地质建模—数值模拟一体化研究,明确了下部气层剩余气分布特征和纵向分层系开发潜力,为提高储量动用率和气田采收率,加大老区挖潜力度,形成了以剩余气定量表征技术、高陡背斜立体开发模式为核心的平桥立体开发技术系列,并逐步推广应用到东胜构造带。

对比上、中、下三套气层的生产特征,下部加密井生产效果较好,单井EUR( 0.72～0.86)×108m3;中部气层井产能中等,单井EUR平均0.73×108m3;上部气层由于页岩品质差,单井产能较低,单井EUR (0.62～0.66)×108m3。目前平桥区块立体调整井投产17口,占总井数的24.6%,日产气92.5×104m3,占总日产气的43.8%,单井平均日产气5.4×104m3,套压7.24 MPa,累产气2.47×108m3。通过实施立体调整开发,预计平桥气田采收率可从9.6%提高至22.1%。

3.3.3 盆外常压页岩气低成本攻关进展

基于盆外13口探评井的实施,突出单井回顾性分析,落实了武隆向斜“凹中隆”型目标区及道真向斜“断下盘”型目标区是中深层效益动用的现实目标,老厂坪背斜是浅层增储上产的有利目标,分别部署实施LY1井组、ZY1井组及PD1井组开展先导试验,进一步评价单井产能,明确开发技术政策,探索盆外常压页岩气效益开发模式。

目前,武隆向斜LY1井组4口水平井均已进入试采阶段,试采日产气(1.5～3.5)×104m3,套压2.9～4.2 MPa,累产气(916～2 195)×104m3,钻井周期缩短到22.2天,压裂成本降低58%,单井钻采成本控制在3 789万元,单井EUR提升至(0.45～0.65)×108m3,提产降本攻关取得较好效果。道真向斜ZY1井组3口水平井即将开展井工厂差异化压裂;老厂坪背斜PD1井组正钻,目的层气测显示活跃。

4 下步攻关方向

4.1 面临的挑战

通过多年攻关,渝东南地区常压页岩气勘探开发取得了较大进展,实现了多点突破和规模建产,但在地质理论、关键技术、经济效益等方面仍面临严峻挑战。

(1)盆缘高陡构造带地震成像精度需进一步提升。经历多轮次的处理技术攻关,形成了层析静校正+地表一致性剩余静校正+Mocas剩余静校正等联合静校正技术、“浅、中、深一体化”速度建模技术以及基于照明补偿的TTI-RTM技术,复杂构造区地震成像效果得到较好的改善,信噪比大于1的资料占比提高至87%,高信噪比区可以满足地层倾角小于40°条件下的地震成像。但是传统的克希霍夫偏移方法和波动方程逆时偏移方法,仍难以解决阳春沟“地上+地下”双复杂地区的高陡构造成像问题,同时受到地震资料分辨率的影响,无法有效揭示局部微幅构造特征,对水平井轨迹穿行带来了挑战。

(2)盆外常压页岩气富集规律复杂,需进一步开展甜点目标评价。通过勘探实践,揭示出盆外残留构造不同构造部位、不同埋深富集规律差异较大,距走滑断层远近、距剥蚀区距离对保存条件影响以及不同构造带富集规律需要进一步深入研究,从而指导甜点目标评价与优选。

(3)盆缘南川上部气层及盆外武隆—道真等地区资源禀赋差,需进一步开展提产降本技术攻关。盆缘南川地区上部气层⑧—⑨小层厚45～55 m,资源丰度3.5×108m3/km2,储量品位较同地区中、下部气层低,试获日产气(4.8～8.3)×104m3,套压7.2～10.3 MPa,评价单井EUR (0.62～0.66)×108m3,具备一定的开发潜力。经测算,当上部气层单井EUR提高至0.7×108m3或单井钻采投资降低至3 860万元以内,才能实现效益建产,因此仍需大力开展上部气层提产降本攻关。盆外武隆—道真区块通过近几年持续开展低成本攻关和管理创新创效,已将单井钻采投资降至3 789万元,但与3 000～3 500万元的经济极限投资仍有一定的差距,效益开发面临较大挑战。

(4)常压页岩气排水采气工艺有待进一步攻关。目前南川常压气田增产措施手段有限,主要采用增压、泡排2种手段,占总增产措施的97%。2022年南川气田泡排增产有效率仅为97%,投入与产出的比值由1∶4.0下降到了1∶1.6,泡排措施的效益有所降低。盆外常压页岩气试气、试采阶段产能差异明显,多年来探索了电潜泵、射流泵、机抽、液力无杆泵等排采工艺,但均存在适应性差异大的问题,需要持续开展排水采气适应性攻关,有效降低井底流压,充分释放吸附气,提高单井产量。

4.2 下步攻关方向

针对目前渝东南地区常压页岩气面临的主要难点,需要立足常压页岩气地质特点,持续攻关复杂构造区地震处理及精细解释,深化富集规律研究,强化低成本技术攻关,探索适用性排水采气工艺,从而进一步实现低品位资源效益动用,推动四川盆地及其周缘常压页岩气勘探开发进程。

(1)持续开展复杂构造区地震处理技术攻关及构造模型的修正。采用全方位角度域偏移成像技术提高高陡构造成像效果,落实断裂展布特征,精细刻画低序级断层分布。井震结合修正构造模型,明确微幅构造及天然缝网分布,指导水平井部署及地质导向,提高靶窗钻遇率。

(2)深化盆外常压页岩气富集规律差异性研究,明确甜点区。开展走滑断裂对保存条件影响研究,明确有利保存单元;强化不同构造部位页岩气吸附方式与赋存状态、临界解吸压力、页岩含水性等变化规律,明确富集高产主控因素。深化页岩自封闭性评价与临界逸散边界研究,建立压力系数、产能与走滑断裂、剥蚀区距离等关系,明确甜点区分布范围。

(3)开展厚层低品位资源提产技术攻关。对于南川地区上部气层厚层页岩气藏,进一步优化穿行靶窗,试验“中长水平段+强改造”压裂工艺技术,提高单井EUR至0.7×108m3。对于盆外武隆、道真地区常压页岩气,针对压力系数低、吸附气占比高、两向应力差异大的地质特征,试验大井距、长段多簇等压裂提产工艺,同时开展排水采气工艺攻关,力争单井EUR提高至0.65×108m3以上。

(4)开展常压页岩气井采气工艺攻关。常压页岩气井地层能量弱、产量低、携液困难,气井积液会影响真实产能,从地面、井筒、地层三方面着手,探索合理增产措施及配套的排采工艺,有效释放气井真实产能。

5 结论

(1)渝东南地区常压页岩气具有页岩品质略差、构造复杂、地应力复杂、保存条件复杂等地质特征,通过深化富集规律研究,建立了常压页岩气聚散模式,指导了目标优选与井位部署。

(2)创新形成了涵盖地质、开发、工程的常压页岩气勘探开发关键技术,渝东南地区常压页岩气勘探开发取得积极进展。盆缘区落实了平桥、东胜、阳春沟3个千亿立方米增储区带,实现了常压页岩气效益开发,建成国内首个常压页岩气田,并通过细化产建区分区,形成了差异化开发技术政策,有效提升气田储量动用率及采收率;盆外区明确武隆、道真、老厂坪等有利目标,获得多点勘探突破,井组攻关取得较好效果。

(3)面对高陡构造成像难、富集规律复杂、效益开发难度大、采气工艺适用性差等诸多方面的挑战,需开展复杂构造区三维地震处理技术攻关及构造模型修正,深化富集规律差异性研究,加大低品位资源提产降本技术、采气及排水工艺攻关力度,进一步扩大效益开发局面,为推动四川盆地及其周缘常压页岩气勘探开发提供技术支撑。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

云露提出论文整体构思,负责常压页岩气富集规律分析及论文的统稿;高玉巧负责常压页岩气地质特征研究;高全芳负责常压页岩气勘探开发进展调研;所有作者均参与论文的写作和修改;所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

YUN Lu proposed the overall concept of the paper and was responsible for analyzing the enrichment laws of normal-pressure shale gas and compiling the paper. GAO Yuqiao was responsible for the research on geological characteristics of normal-pressure shale gas. GAO Quanfang was responsible for the research on the progress of normal-pressure shale gas exploration and development. All the authors have participated in the writing and the revision of the paper. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.