川东南盆缘复杂构造区綦江页岩气田的发现与启示

胡东风，魏志红，刘若冰，魏祥峰，王 威，王庆波

（中国石化 勘探分公司，四川 成都 610041）

2012年中国石化JY1井试获20.3×104m3/d工业气流，发现了中国首个具备商业性开发条件的大型页岩气田——涪陵页岩气田［1］，使中国成为北美之外第一个实现页岩气规模化开发的国家。截至2023 年6 月，该气田已累计提交页岩气探明地质储量近9 000×108m3，累产气532×108m3，创造了中国页岩气田累产新纪录。中国石化探索形成了南方海相页岩气“二元富集”理论及配套工程、工艺技术系列，为后续页岩气田的发现奠定了良好的理论和技术基础［2-4］。经过十余年的探索和实践，中国在页岩气地质理论、工程、工艺技术等方面取得了长足进步，已在四川盆地及周缘发现了8 个页岩气田［5-9］，累计提交页岩气探明地质储量2.95×1012m3。

四川盆地海相龙马溪组页岩气地质条件优越，页岩品质总体较好。但在涪陵页岩气田之外的川东南盆缘勘探区域，地质条件十分复杂，深层页岩气（埋深＞3 500 m）勘探更是面临着巨大的工程工艺技术难题，勘探成效差异较大，规模化效益开发非常困难［10-14］。经过坚持不懈的探索以及地质理论的创新和工程、工艺技术的进步，实现了綦江页岩气田的发现。本文详细介绍了綦江页岩气田的基本特征、富集规律以及勘探关键技术，总结了气田发现的启示，以期为中国构造复杂区深层页岩气勘探开发提供借鉴。

1 勘探与发现历程

綦江页岩气田在地理上位于重庆市綦江区和贵州省遵义市习水县，距涪陵页岩气田焦石坝区块约150 km，构造上位于四川盆地盆缘川东高陡构造带丁山区块［15］（图1），为一个向盆内伸展的大型鼻状构造，与控盆断裂——齐岳山断裂呈“断洼”接触关系，其核部及东翼整体较为平缓（地层倾角＜10°），西翼地层相对较陡（地层倾角10°～20°）。区内五峰组-龙马溪组含气泥页岩层段总有机碳含量（TOC）≥1 %，厚度为80～90 m，优质页岩气层段（TOC≥2 %）厚度为30～35 m；TOC平均为2.62 %，镜质体反射率（Ro）为2.31 %，孔隙度平均为4.53 %，总含气量平均为5.43 m3/t；埋深介于1 900～6 000 m，主体部分埋深大于3 500 m（表1；图2），属于中深层-深层气藏；地温梯度偏低，平均为29.9 ℃/km，气藏地层压力系数介于0.98～1.98，从常压到超高压均有分布；采出气体成分以甲烷为主，含量97.99 %～98.54 %，不含硫化氢，为典型的自生自储连续型优质干气藏。

表1 綦江页岩气田基本参数Table 1 Basic parameters of the Qijiang shale gas field

图1 綦江页岩气田构造位置Fig.1 Tectonic location map of the Qijiang shale gas field

图2 綦江页岩气田DY7井五峰组-龙马溪组综合柱状图Fig.2 Composite stratigraphic column of the Wufeng-Longmaxi formations in well DY7，Qijiang shale gas field

綦江页岩气田丁山区块的勘探发现历程可以划分为勘探发现、主体控制和整体探明3个重要阶段。

1.1 勘探发现阶段

2012 年涪陵页岩气田发现以后，中国石化随即开始了对矿权区内五峰组-龙马溪组泥页岩的整体评价，通过老资料复查和深化对深层优质页岩展布和现今构造特征的认识，明确了丁山和东溪区块等为钻探的有利目标。2013 年，基于二维地震资料开展了丁山区块页岩气综合解释与目标评价，部署“一浅一深”2口探井（DY1HF井和DY2HF井）。

DY2HF 井首先取得突破，该井导眼井完钻井深4 418.00 m，钻遇五峰组-龙马溪组一段泥页岩厚度82.00 m。侧钻水平井2013 年9 月2 日完钻，完钻井深5 700.00 m（斜深），垂深4 417.36 m，水平段长1 034.23 m。2013 年10 月15 日至12 月9 日分12 段进行大型水力压裂，测试获得页岩气产量10.42×104m3/d，取得中国埋深大于4 000 m 深层页岩气的首个勘探突破［14］。随后部署了DY1HF 井，于2014 年6 月11 日测试获得页岩气产量3.43×104m3/d。DY1HF 井和DY2HF 井的钻探结果揭示了綦江地区中深层-深层页岩气储层厚度大，稳定连续分布，整体含气，也标志着綦江页岩气田的发现。

1.2 主体控制阶段

DY1HF 井和DY2HF 井探井的实施，揭示了丁山构造整体含气，而DY2HF井更是首次揭示了埋深超过4 000 m 的深层页岩气储层具有“高流体压力、高孔隙度、高含气量”的特征。但与此同时，人们也发现，深层页岩气富集规律更加复杂，“甜点”关键参数预测难度加大，特别是在高温高压条件下深层页岩储层的压裂改造更是面临极大的挑战。

为加快深层页岩气关键理论、技术的研发和应用步伐，尽快实现效益勘探开发，中国石化设立了首个深层页岩气（丁山—东溪）攻关试验区。2015 年，在部署实施405.22 km2三维地震采集的基础上，开展了新一轮的地质工程“双甜点”精细评价，并部署了DY3，DY4和DY5 井，其中DY4 和DY5 井在埋深4 000 m 左右率先探索利用“单段2～4 簇、大排量、前置胶液+高黏滑馏水+后置胶液”的深层页岩气压裂工程、工艺技术，分别测试获得页岩气产量20.56×104m3/d 和16.33×104m3/d，实现了丁山区块“甜点区”的主体控制。

1.3 整体探明阶段

2019—2022 年，在邻区DYS1，DYS2 和XY1 等多口探井试获（31.18～53.19）×104m3/d 中-高产页岩气流。为整体控制丁山页岩气富气带，持续完善深层页岩气压裂工程、工艺技术，先后部署实施了DY7，DY8，DY9 和DY10 共4 口探井，测试获得（10.33～42.83）×104m3/d 中-高产工业气流［5］，进一步揭示丁山构造深层页岩储层具有“大面积超压连片含气”特征。

在开展勘探评价的同时，优选DY3 平台6 口井开展井组试验，其中DY3-1HF 井和DY3-4 井在压力系数1.08 的常压区，测试分别获得页岩气产量16.11×104m3/d 和21.31×104m3/d，对比早期探井效果提升明显；在与DY2 井同平台部署的DY2-1 井利用了新的压裂工程工艺，其测试产量达到了55.20×104m3/d，这个数值是目前丁山区块内最高的测试产量；2022 年11 月，綦江页岩气田上交第一期探明地质储量1 459.68×108m3，成为中国石化在四川盆地发现的第三个超千亿方的页岩气田。

2 主要地质条件综合评价及页岩气富集规律

綦江页岩气田丁山构造为一个向盆内伸展的大型鼻状构造，地表和地下地质条件都较复杂。就地表条件而言，所在区域为典型南方山地、丘陵地形，地表起伏大，地面海拔500～1 200 m，而地下条件来看，紧邻齐岳山断裂，受强烈构造运动改造，在埋深、地层压力系数和地应力等方面存在差异性。

2.1 地质条件综合评价

晚奥陶世—早志留世，四川盆地川东南地区为浅水-深水陆棚沉积环境，区域上沉积了一套较大厚度的暗色富有机质泥页岩［1，4-5］。綦江页岩气田丁山区块优质页岩主要发育在底部，页岩品质优、孔隙度高、含气性好。以DY7 井为例（图2），该井优质页岩气层厚30.2 m，TOC介于1.14 %～6.28 %，平均为3.46 %；脆性矿物含量介于54.90 %～81.40 %，平均为65.26 %，以硅质矿物为主，平均占50.50 %；孔隙度介于2.80 %～6.01 %，平均为4.72 %；总含气量介于4.52～8.57 m3/t，平均6.34 m3/t，地层压力系数1.97。纵向上，由底到顶的TOC、硅质矿物含量、总含气量和孔隙度均呈现出逐步减小的趋势，孔隙度与硅质含量、压力系数之间具有良好的正相关关系，这进一步揭示了“石英抗压保孔”和“储层流体超压”联合作用，是深层页岩孔隙发育和保持的关键［5，16-17］。

从平面上来看，綦江页岩气田丁山区块整体处于深水陆棚相区，页岩储层整体埋藏深、跨度大，埋深介于1 900～6 000 m（图3a）；富有机质页岩（TOC＞1.00 %）厚度分布范围为55.1～69.5 m（图4b）；TOC主要介于1.05 %～6.67 %，平均为2.62 %；孔隙度介于2.10 %～8.80 %，平均为4.53 %；总含气量介于2.82～12.06 m3/t，平均为5.43 m3/t（图3c）；气藏地层压力系数介于0.98～1.98，分布范围大，从常压到高压甚至超高压均有分布（图3d，4）。埋深大于4 000 m 的页岩储层整体仍具有高压、高孔和高含气量特征，这就表明深层页岩气具有良好的成藏物质基础，具备富集高产的基本地质条件。最大水平主应力方向为近东西向，最大水平主应力值范围为72.00～135.16 MPa，最小水平主应力值范围为62.00～107.89 MPa，其中埋深大于4 000 m 的页岩储层最小水平主应力高（90.00～105.00 MPa）、应力差大（15.00～28.00 MPa）（图5）。研究表明，现今地应力主要受埋深、现今区域应力、古地应力及断裂等诸多因素的影响，随埋深增大，地应力总体变大，不同地区、不同构造两向应力差和地应力梯度差异大，受现今区域应力影响，远离大型控盆断裂地应力梯度低，受构造样式及变形强弱影响，在同等埋深条件下，宽缓构造应力差及应力梯度相对较小。

图3 綦江页岩气田丁山地区储层参数特征平面分布Fig.3 Planar distribution of reservoir parameters in Dingshan block，Qijiang shale gas field

图4 綦江页岩气田丁山构造地震剖面及井位分布Fig.4 Seismic profiles and well locations of the Dingshan block in the Qijiang shale gas field

图5 川东南丁山地区最小水平主应力和最大主应力两向应力差预测平面图Fig.5 Map showing predicted differences between the minimum and maximum horizontal principal stresses in the Dingshan block，southeastern Sichuan Basin

2.2 页岩气富集模式

压力系数在一定程度上可以指示保存条件的优劣，而良好的保存条件，有利于页岩气的富集［18-21］。构造与保存条件是綦江气田页岩气富集的主要影响因素，不同构造位置和埋深的页岩气储层含气性差异大。綦江气田为受川东南盆缘齐岳山断裂带控制的“大型鼻状构造”内的页岩气富集区，齐岳山断裂及其前缘多条分支断层同时发生了多级逆冲，构造变形强度由南东向北西方向逐渐变弱。在距离齐岳山断裂较近、页岩气层埋藏较浅的地区（如DY1 井区），高角度裂缝和小断层较为发育，为页岩气垂向逸散创造了条件，此外在抬升过程中顺层页理缝逐渐开启，渗透率增加，突破压力降低，页岩气横向逸散增强，因此这里页岩的含气性受到了一定程度的影响。然而页岩储层仍然保持了一定的封闭能力，总体表现为常压［5，15，22-25］。在向盆内远离齐岳山断裂带的区域，页岩储层埋深增加（如DY2，DY5和DY7井），构造变形明显减弱，页岩气滞留富集，表现为高压-超高压，页岩气含气性好。根据丁山区块不同构造位置探井揭示的页岩气富集特征，建立了綦江页岩气田“齐岳山断裂带主体控制、浅埋藏区垂向和横向联合逸散，深埋区富集”的盆缘复杂构造区“鼻状-单斜构造”页岩气富集模式（图6）。

图6 綦江页岩气田五峰组-龙马溪组气藏富集模式Fig.6 Shale gas enrichment pattern of the Wufeng-Longmaxi formations in the Qijiang shale gas field

2.3 “甜点”目标评价关键要素

近年来，随着页岩气勘探由中深层向深层推进，人们发现影响页岩气富集、高产的关键因素发生了改变，也认识到随着埋深的增加，温、压高和施工改造难的特征更加突出。要获得高产，不仅要考虑优质页岩的发育，还需考虑流体压力、裂缝发育程度及应力大小等因素［5-6，11-14］，因此“优质页岩发育、流体压力高、微裂缝发育、地应力低”成为綦江页岩气田“甜点”目标评价的关键要素。

不管是浅层、中深层还是深层，优质页岩发育都是页岩气富集高产的重要物质基础。DY7井实测揭示优质页岩具有较高的TOC和硅质含量，TOC平均为3.5 %，硅质含量平均为50.5 %，两者存在明显的正相关关系。高TOC和高硅质含量的良好耦合特征，是綦江页岩气田深层页岩气“成烃控储”的基础。

超压不仅有利于页岩气富集［18-21］，同时还有助于降低页岩储层的有效应力，有利于页岩储层的压裂改造［5］。流体压力高低是深层页岩气保存条件好坏的综合体现，决定着页岩气是否能够富集成藏［18-21］，高流体压力通常有利于页岩气的富集，进而使页岩储层具有较高的含气量（图7）。丁山地区多口测试高产井都具有较高的压力系数，虽然页岩储层所承受的上覆地层的压力较高，但其内富含高压页岩气，因而有机质孔隙依然具有明显较高的发育程度；另外，不同围压下三轴实验揭示，围压对页岩脆-延转化起主导作用，随着试验围压的不断升高，峰值强度、弹性模量和残余强度等岩石力学参数都不断增大，页岩破碎程度逐渐降低。但是对于超压页岩地层而言，高流体压力的存在能够有效地降低实际作用在岩石骨架上的有效应力，进而改善页岩的可压性，有利于后期的压裂改造。

图7 川东南地区重点井压力系数-孔隙度-含气量随埋深变化关系Fig.7 Burial depth vs.pressure coefficient，porosity，and gas content of key wells in the southeastern Sichuan Basin

在优质页岩发育和高流体压力背景下，微裂缝、低地应力及较小水平压力差则有利于后期的压裂改造［5，15］。微裂缝能够形成高效连通的微裂缝-孔隙系统，有利页岩气富集和游离气含量增加，而低地应力和较小水平压力差叠加则有利于降低中深层-深层页岩的破裂压力，更容易形成复杂缝网，增加改造体积。DY4，DY5和DY7井实测压力系数均大于1.50，属于高压气藏。这3 口井均处于微裂缝发育区，其中DY7 井位于断裂附近（图5），裂缝发育，两向应力差较小，压力系数1.98。这些有利条件带来了丁山区块深层页岩气勘探的首次突破，在埋深超过4 200 m的龙马溪组页岩储层中试获日产42.8×104m的高产气流。

3 关键参数预测与工程技术

随着页岩气勘探逐步向复杂构造区深层拓展，对“甜点”预测和压裂工艺技术的要求不断提高。针对丁山—东溪地区深层页岩的特点，通过不断地迭代优化，逐渐形成了适应性的系列关键技术，助推了该地区页岩气勘探的重大突破。

3.1 关键参数地震预测技术

丁山区块的页岩储层埋藏深且地震波场传播复杂，再加上地层压力、应力、脆性和岩石力学等参数复杂多变，严重影响微幅构造和微小断裂的精细解释。针对上述问题，通过大量岩石物理测试，明确了龙马溪组页岩各向异性特征；充分考虑页岩复杂的矿物组成、微纳米孔隙结构、裂缝及孔隙压力等特征，建立了页岩微-纳米各向异性岩石物理模型，构建了关键参数预测新模型；在此基础上，创新形成了深层页岩气甜点地震预测技术，攻关形成了基于扰动体积模量的压力系数地震预测技术、适应深层复杂构造的双约束含气量地震预测技术、各向异性增强的裂缝五维地震预测技术以及区域应力背景约束的水平应力差地震预测技术（表2）［26-31］，有效提高了地震预测精度，落实了高产富集带。与以往相比，丁山地区页岩储层参数的地震预测精度大幅提高，预测相对误差降至10 %以内。

表2 綦江页岩气田“甜点”地震预测方法Table 2 Summary of seismic prediction methods for shale gas sweet spots in the Qijiang shale gas field

3.2 “地质-地震-测井”一体化井轨迹精细控制技术

丁山地区深层页岩气优质储层厚度薄，局部微幅构造发育，给水平井钻井带来了极大挑战。创新构建了地质甜点与工程甜点“一体化”的页岩气井眼轨道设计技术，通过建立三维地质模型，构建了基于伽马值、电阻率和岩石元素的优质储层随钻导向的标志层精细识别方法；针对复杂构造深层局部地区成像精度低，系统攻关拟真地表TTI（倾斜横向各向介质）速度建模技术，利用实时钻探信息更新速度模型，快速地在深度域成像，消除了常规PSTM（叠前时间偏移）的速度陷阱，降低了井-震对比误差；开展分频、分方位多属性小断层精细刻画，以及测井和构造双重约束的三维速度场构建及基于构造成图的微幅构造识别，提高钻前导向模型精准度；在此基础上利用旋转导向和伽马成像技术，并结合地质录井参数和三维地震精细解释预测及实时标定，对水平井井轨迹进行精准调整控制，使深层水平井的优质页岩甜点钻遇率平均达到95 %以上。

3.3 高应力差和高闭合压力条件下高导流立体缝网压裂技术

深层页岩气储层压裂面临施工压力高、复杂缝网形成难度大、加砂难度大、导流能力维持困难及裂缝纵横向延伸等诸多困难和挑战，导致人工裂缝复杂程度低且高导流裂缝难保持，影响压裂效果。通过开展物理模拟试验，揭示了深层页岩储层的缝网形成机理，明确了深层页岩储层在高温-高围压条件下表现出非线性破裂特征（图8）。针对双向地层应力差大、人工裂缝形态相对单一等特征，通过大幅度增大缝内净压力提高了深层页岩人工裂缝复杂程度和改善压裂改造的效果［5，32］。2013 年DY2 井启动了深层页岩储层的压裂实践［14］，试获10.5×104m3/d 页岩气流，形成了深层页岩气储层的初期压裂主体工艺技术，但是未能解决施工压力高、排量小、加砂困难和改造体积小等难题。后期逐渐通过提升缝网复杂程度、增大改造体积和增强长期导流能力，优化压裂液体系和支撑剂类型，增加“双暂堵”，创新形成了深层页岩气“密切割、增压扩体、均衡延展、保充填”压裂工艺技术［5，33-35］，将其应用于DYS2，DY7 和XY1 井（图9），分别获得测试产量41.2×104，42.8×104和53.19×104m3/d，取得了4 000 m 以深深层页岩气重大突破，拓展了页岩气勘探深度下限。

图8 川东南地区龙马溪组页岩不同围压应力-应变曲线Fig.8 Stress-strain curves of shales under different confining pressures in the Longmaxi Formation，southeastern Sichuan Basin

图9 丁山地区DY7井第16段压裂施工曲线Fig.9 Fracturing curves of No.16 interval in well DY7 in the Dingshan block

4 启示

1）持续深化基础地质理论研究，创新地质理论认识是气田发现的关键。

綦江页岩气田的发现，得益于地质理论认识的持续创新和深化。对页岩气保存条件的新认识是綦江页岩气田发现的关键。川东南盆缘地区龙马溪组页岩普遍发育，但所处构造位置特殊，紧邻盆缘齐岳山大断裂，保存条件复杂。早期在丁山地区部署的专探井DY1 实施效果并不理想，此后基于综合评价认为受埋深、断裂、裂缝及压力系数等因素影响，可能存在分区分带差异复杂性，并积极转变勘探思路，选取盆内更深区域开展钻探，部署的XL2 井（DY2 井）取得了深层页岩气勘探突破，并最终发现了綦江页岩气田。随着勘探的深入，后期部署的多口探井都取得了成功，丰富和发展了有关盆缘页岩气保存条件的认识，进一步指导了盆缘地区勘探评价和部署。

2）发展工程工艺技术，研发关键配套装备是深层页岩气发展的重要保障。

綦江页岩气田处于盆缘鼻状断背斜，页岩储层埋深主体大于3 500 m，前期压裂工程工艺技术体系不成熟，高温高压工具缺乏，给压裂施工带来了巨大挑战。一方面，深层页岩气地应力高（＞90 MPa）、两向应力差大（＞15 MPa），施工压力高（100 MPa）、加砂强度低（＜1.5 t/m），立体缝网形成难，有效改造体积小制约产量商业突破。另一方面，高压施工、设备和材料等挑战重重。早期实施的DY2 井采用了“105MPa 装备，少段少簇、大孔径射孔、中等排量”等技术措施，取得了突破，但未获得商业产量。围绕“如何增大有效改造体积”这一关键问题，通过钻探DY4，DY5，DYS1，DYS2和DY7井开展了多轮攻关。研发了140 MPa装备+“密切割多段少簇+大液量+高排量+中强加砂+双暂堵”深层页岩气压裂工艺技术，单井产能不断创新高，初步形成了可复制的第三代深层页岩气压裂工艺技术。因此，发展工程工艺技术和研发关键配套装备是深层页岩气发展的重要保障。

3）勘探者要坚定信心、勇于探索，积极向更复杂领域拓展。

找目标和拓资源是油气勘探者的责任。非常规油气勘探走向深层、构造复杂区及新区新领域是必然的战略选择。普光、元坝和焦石坝等大气田的发现都曾经历不断探索和实践的过程，綦江页岩气田的发现也是如此。四川盆地非常规油气勘探潜力较大，已在多个层系取得勘探突破，需要积极探索。例如PS1 井的钻探发现埋深近6 000 m 的龙马溪组依然有良好的含气性［11］，盆缘复杂区的DY11 井和盆外浅埋区的PD1井也取得了良好勘探发现。普光地区的LY1井在高陡复杂区埋深超4 000 m 的二叠系新页岩层系中试获42.66×104m3/d 高产页岩气流，是中国首次在二叠系大隆组中实现海相深层页岩气勘探的突破。TY1井在湖相凉高山组二段试获气流7.35×104m3/d 和油流58.9 m3/d，取得四川盆地侏罗系陆相页岩油气勘探重大突破［36］。四川盆地非常规页岩油气勘探的不断突破，进一步拓展了勘探空间，揭示了巨大的勘探潜力。