天然气地球科学 >

2025 , Vol. 36 >Issue 1: 13 - 24

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.007

非常规天然气

川南地区筇竹寺组页岩气藏特征及勘探启示

  • 杨学锋 , 1, 2 ,
  • 张成林 , 1, 2 ,
  • 赵圣贤 1, 2 ,
  • 张鉴 1, 2 ,
  • 罗超 1, 2 ,
  • 陈玉龙 1, 2 ,
  • 施振生 3 ,
  • 谢圣阳 1, 2 ,
  • 任春昱 1, 2 ,
  • 陈鑫 1, 2 ,
  • 周天琪 3 ,
  • 谢睿 1, 2
展开
  • 1. 中国石油西南油气田分公司页岩气研究院，四川 成都 610051
  • 2. 页岩气评价与开采四川省重点实验室，四川 成都 610213
  • 3. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
张成林（1990-），男，四川自贡人，硕士，高级工程师，主要从事页岩气地质综合研究.E-mail：.

杨学锋（1978-），男，湖北洪湖人，博士，高级工程师，主要从事页岩气勘探与开发技术研发与管理工作.E-mail：.

收稿日期: 2024-03-27

  修回日期: 2024-06-18

  网络出版日期: 2024-07-03

收起

Characteristics of shale gas reservoir and enlightenment of exploration in Qiongzhusi Formation in southern Sichuan Basin

  • Xuefeng YANG , 1, 2 ,
  • Chenglin ZHANG , 1, 2 ,
  • Shengxian ZHAO 1, 2 ,
  • Jian ZHANG 1, 2 ,
  • Chao LUO 1, 2 ,
  • Yulong CHEN 1, 2 ,
  • Zhensheng SHI 3 ,
  • Shengyang XIE 1, 2 ,
  • Chunyu REN 1, 2 ,
  • Xin CHEN 1, 2 ,
  • Tianqi ZHOU 3 ,
  • Rui XIE 1, 2
Expand
  • 1. Shale Gas Institute of PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610051，China
  • 2. Shale Gas Evaluation and Exploitation Key Laboratory of Sichuan Province，Chengdu 610213，China
  • 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration and Development，Beijing 100083，China

Received date: 2024-03-27

  Revised date: 2024-06-18

  Online published: 2024-07-03

Supported by

The Science and Technology Key Project of CNPC(2023ZZ21)

Fold

摘要

四川盆地寒武系筇竹寺组是继奥陶系五峰组—志留系龙马溪组后最有利的页岩气勘探开发层系。以德阳—安岳裂陷槽中段为研究对象，利用现有地震、钻井、测井及分析化验等资料，分析了筇竹寺组页岩气藏基本特征，剖析其与川南龙马溪组页岩气藏的差异，为筇竹寺组的页岩气评层选区提供了技术支撑。结果表明：①筇竹寺组沉积古地貌存在差异，平面上划分为槽内、斜坡、槽外等3种沉积古地貌，控制了储层厚度展布与品质；②德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩气藏沉积环境优，保存条件好；构造简单，储层厚度大，两向水平应力差值小，利于储层改造；目的层埋深大，为工程实施带来挑战；③筇竹寺组的评层选区应按照“纵向分层、横向分带”的整体勘探开发思路。纵向上应以⑤小层黑色页岩为当前攻关的主要目的层段，并逐步拓展到其余小层；横向上应以槽内—斜坡古地貌区为当前攻关的主要区带，并逐步向槽外区带拓展。

关键词： 川南地区; 筇竹寺组; 气藏特征; 勘探启示

本文引用格式

杨学锋 , 张成林 , 赵圣贤 , 张鉴 , 罗超 , 陈玉龙 , 施振生 , 谢圣阳 , 任春昱 , 陈鑫 , 周天琪 , 谢睿 . 川南地区筇竹寺组页岩气藏特征及勘探启示[J]. 天然气地球科学, 2025 , 36(1) : 13 -24 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2024.06.007

Abstract

The Qiongzhusi Formation of Cambrian （∈1 q） in Sichuan Basin is the most favorable strata for exploration and development of shale gas besides the Wufeng Formation of Ordovician （O3 w） and Longmaxi Formation of Silurian （S1 l）. Taking the middle part of Deyang-Anyue rift trough as the research object， meanwhile utilizing existing seismic， drilling， logging， experimental data， this paper has analyzed the basic characteristics of ∈1 q shale gas reservoirs， and has analyzed the differences between shale gas reservoirs of ∈1 q and S1 l in southern Sichuan Basin， and also has provided technical support for evaluation of layers， optimal selection of advantageous areas in ∈1 q. The main conclusions are as follows： （1） There are differences in sedimentary paleogeomorphology of ∈1 q， which can be divided into three kinds of sedimentary paleogeomorphology in trough， slope and outside zone of trough， which control the thickness distribution and quality of shale reservoir. （2） In the middle part of Deyang-Anyu rift trough， the sedimentary environment is superior， and the preservation conditions are good； the structure is simple， the thickness of reservoir is large， and the horizontal stress difference between two directions is small， which are conducive to reservoir reconstruction； the buried depth of the target layer is large， which brings challenges to the implementation of the project. （3）The evaluation of layers and optimal selection of advantageous areas of ∈1 q should follow the overall idea of “vertical stratification and horizontal zonation”. In the vertical direction， the black shale of layer⑤ should be the main target of the current research， and gradually expand to other layers； in the plane direction， the paleogeomorphic region of the trough and slope should be the main areas to be explored at present， and gradually expand to the zone outside the trough.

Key words： Southern Sichuan Basin; Qiongzhusi Formation; Characteristic of shale gas reservoir; Enlightenment of exploration

0 引言

四川盆地五峰组—龙马溪组已在四川盆地长宁、威远、泸州、渝西及焦石坝等区块实现规模开发［1-7］，筇竹寺组是下步极具潜力的海相页岩气勘探开发目标［8］。筇竹寺组页岩气勘探已经历10余年，早期仅在威远背斜部署实施了少量评价井（图1）。W1井作为我国第一口页岩气井［9］，2010年在筇竹寺组直井压裂获日产1.08×104 m3工业气流；2012年投产的W1-H3井受压裂长度短、储层改造强度低等因素影响，测试获气2.83×104 m3/d；2015年投产的JinY1HF井获8×104 m3/d测试产量［10-13］；2022年，部署于威远背斜的JinS103HF井针对筇竹寺组压裂改造，测试日产量25.86×104 m3［12］；2023年，瞄准德阳—安岳裂陷槽槽內部署的Z1井在筇竹寺组测试获气73.88×104 m3/d［13］。以上取得的筇竹寺组一系列突破意义重大，标志着由目前的龙马溪组单一页岩层系的开发向新层系领域的快速推进。
图1 四川盆地及其周缘筇竹寺组岩相古地理平面图

Fig.1 Lithofacies and paleogeographic map of Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin and its surrounding areas

前人［8-10，12-22］研究成果表明，受早期筇竹寺组资料较少的影响（2023年之前的筇竹寺组页岩气评价井全部局限于裂陷槽槽外古地貌区的威远斜坡），前期研究主要针对裂陷槽槽外古地貌区，而对裂陷槽槽内等古地貌区研究较少；同时，平面上位于不同构造位置或沉积古地貌区的气井产能存在差异，而纵向上因筇竹寺组厚度大，主要呈4套黑色页岩夹4套粉砂质页岩［8，13］，历次筇竹寺组水平井所钻层段有所不同（例如，JinY1HF井、JinS103HF井主要针对粉砂质页岩层段，Z1井针对黑色页岩层段）。尽管研究者们认识到筇竹寺组在不同平面位置分布与纵向层段对页岩储层品质、气井开发效果有重要影响，但不同构造—沉积分异格局下的页岩气藏特征仍不明确，将制约筇竹寺组页岩气勘探开发，因此作为新层系的筇竹寺组“评层选区”研究亟需开展。
目前四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气已形成“二元富集”规律［6-7，23］、“三控”富集高产理论［3］等代表性理论，指出页岩气富集规律与产能主控因素要从沉积、储层、含气性和保存条件等多方面综合分析。因此，本文以德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组为研究对象，以现有筇竹寺组地震、钻井、测井、分析化验等资料为基础，分析筇竹寺组页岩气藏基本特征，剖析其与川南龙马溪组页岩气藏的差异，并提出勘探启示，为筇竹寺组页岩气评层选区提供技术支撑。

1 地质背景

研究区地理位置位于四川省威远—资阳地区，现今构造处于四川盆地川中平缓构造带和川西南低褶构造带，古地貌位于德阳—安岳裂陷槽中段（图1）。德阳—安岳裂陷槽继承性发育于晚震旦世—中寒武世，受伸展裂陷和岩溶侵蚀作用叠加改造形成，呈南北向展布于四川盆地的中西部，具有“西缓东陡”的特征［14-15］（图2）。勘探实践证实，四川盆地德阳—安岳裂陷槽控制了周缘震旦系—古生界成藏要素匹配与油气分布［14］。例如，中国石油已在裂陷槽东侧高效探明安岳万亿方特大型气田，呈现蓬莱气区震旦系—古生界纵向上多层系立体勘探的优势［24-25］；近期又在裂陷槽西侧DT1井区震旦系灯影组实现重大突破［26］。其中，筇竹寺组作为中上扬子区重要的烃源岩发育层位，为纵向多套层系供烃，已为大量气源对比所证实［16］。
图2 筇竹寺组古地貌示意（剖面位置见图1）

Fig.2 Sketch map of paleogeomorphology in Qiongzhusi Formation（the profile position is shown in Fig.1）

筇竹寺组是在陆棚沉积环境下受海侵影响而发育形成的广覆式海相页岩地层，整体在裂陷槽内与下伏的下寒武统麦地坪组含磷灰岩或含磷白云岩整合接触、在裂陷槽外与下伏的上震旦统灯影组白云岩不整合接触，而上覆均与下寒武统沧浪铺组砂质泥岩、泥质粉砂岩整合接触［17， 27］（图2）。筇竹寺组发育明显受控于裂陷槽展布，从裂陷槽槽外向核部方向上，筇竹寺组厚度逐渐由100~300 m增加到500~700 m（图1）。中国石油根据沉积旋回、岩性和古生物等特征，将筇竹寺组自下而上划分为筇一段、筇二段，其中筇一段细分为筇一1亚段和筇一2亚段。鉴于筇竹寺组纵向岩性普遍表现为4套富有机质页岩夹4套粉砂质页岩，进一步划分为8个小层，筇一1亚段包括①小层—④小层，筇一2亚段包括⑤小层、⑥小层，筇二段包括⑦小层、⑧小层（图3）。其中，①、③、⑤、⑦小层为富有机质页岩段，②、④、⑥、⑧小层为粉砂质页岩段。
图3 川南地区筇竹寺组典型井Z1井综合柱状图

Fig.3 Comprehensive column of typical well（Well Z1） in Qiongzhusi Formation of the southern Sichuan Basin

2 筇竹寺组气藏特征

2.1　沉积特征

四川盆地不同地区筇竹寺组沉积环境存在较大差异［10， 18-20］，整体自西向东分为川西南浅水陆棚区、德阳—安岳裂陷槽深水陆棚区、川东北浅水陆棚区和川东南浅水陆棚区（图1），以德阳—安岳裂陷槽深水陆棚区沉积环境最优；裂陷槽内，北段—中段较南段沉积还原性更强。具体到裂陷槽中段，本文研究依据沉积期古地貌恢复，进一步划分为槽内、斜坡、槽外等3种古地貌（图2），整体而言槽内—斜坡沉积还原条件优于槽外。证据如下：就岩性而言，槽内—斜坡以暗色泥页岩为主、粉砂质泥岩为辅，而槽外则主要发育粉砂质泥岩—泥质粉砂岩；就页岩颜色而言，槽内Z1井和斜坡WY1H井岩心颜色明显暗于槽外W1井，前者为黑色、灰黑色，而后者以灰黑色、灰色为主（图2）；就页岩颗粒粒径而言，槽内Z1井粒径约为15~20 μm，斜坡WY1H井粒径约为15~30 μm，槽外W1井粒径约为30~45 μm。
纵向上，筇竹寺组主要呈现3套沉积旋回，每期旋回内均表现为早期快速海侵、后期缓慢海退（图3）。第一套沉积旋回对应筇一1亚段，是早寒武世海侵初期产物，以黑色—深灰色泥页岩为主、夹粉砂质泥页岩，GR曲线变化频繁，主要具有2个高GR段（分别对应①、③小层），TOC值整体介于0.8%~5.9%之间，由裂陷槽向两侧台地区呈超覆沉积、但未完全上超至台地内；第二套沉积旋回对应筇一2亚段，是早寒武世最大海泛期沉积产物，主要发育黑色—深灰色泥页岩和粉砂质泥页岩，其GR尖峰为筇竹寺组最大GR值，TOC值整体略低于筇一1亚段、介于0.9%~5.3%之间，而地层超覆特征与筇一1亚段相似；第三套沉积旋回对应筇二段，为海退背景下的一套浅水陆棚沉积，粉砂质含量显著增加，GR明显降低，TOC值亦显著降低、介于0.3%~2.0%之间，填平补齐而广覆式分布于裂陷槽及两侧台地区（图2，图3）。

2.2　储层特征

岩石矿物组成方面，筇竹寺组与五峰组—龙一1亚段存在显著差异，主要表现在筇竹寺组页岩长石含量高，这与筇竹寺组沉积时期的物源区母岩的矿物组成有关［21］。位于裂陷槽槽内的Z1井长石含量介于1.5%~53.5%之间，平均为27.3%，位于斜坡的WY1H井长石含量介于7.7%~34.1%之间，平均为20.5%；而川南地区五峰组—龙一1亚段长石含量介于2.0%~14.0%之间，平均为6.4%。与此同时，筇竹寺组石英含量略低于五峰组—龙一1亚段。Z1井石英含量介于7.5%~85.5%之间，平均为40.2%，WY1H井石英含量介于11.5%~50.4%之间，平均为34.1%；而川南地区五峰组—龙一1亚段石英含量介于10.2%~68.6%之间，平均为42.5%。对于脆性矿物含量（石英+长石+碳酸盐矿物）［4-5］而言，筇竹寺组（60.8%~76.5%之间）与五峰组—龙一1亚段（59.2%~78.1%）基本相当。
就孔隙度而言，①、③、⑤、⑦小层等4套黑色页岩的孔隙度（2.2%~6.2%）明显高于②、④、⑥、⑧小层等4套粉砂质页岩（2.1%~5.2%）；4套黑色页岩内，孔隙度整体自下而上先增大后减小，⑤小层为孔隙度最高层段（4.0%~6.2%），其次为⑦小层（3.9%~5.1%）、③小层（3.5%~4.7%），①小层（2.2%~4.1%）最低。筇竹寺组页岩微观孔隙类型中有机孔与无机孔均发育，受TOC、硅质矿物（石英、长石）共同控制（图4）。其中，有机孔孔径小于龙马溪组，但无机孔孔径明显大于龙马溪组（图5）；无机孔缝主要存在于长石、石英等矿物中，受压实作用破碎形成粒间孔，有机质填充其间，有机与无机孔缝形成连通性好的网络。
图4 Z1井筇竹寺组⑤小层页岩孔隙度与TOC、石英含量、长石含量的关系

（a）孔隙度与TOC的关系；（b）孔隙度与石英含量的关系；（c）孔隙度与长石含量的关系

Fig.4 The relationship between porosity and TOC, quartz content, feldspar content in Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation in Well Z1

图5 筇竹寺组与龙马溪组页岩有机孔、无机孔孔径分布曲线

（a）有机孔孔径分布；（b）无机孔孔径分布

Fig.5 Distribution curves of organic and inorganic pore sizes in Qiongzhusi Formation and Longmaxi Formation

2.3　含气性特征

明确页岩中气体的赋存特征对评价储层含气性和建立与之相适应的开发方式具有重要作用［28］。以Z1井筇竹寺组含气量测定最丰富的⑤小层（厚度达50~60 m，与川南泸州龙一1亚段厚度相近）为例，该小层整体总含气量略差于龙马溪组最优的龙一1 1小层（川南地区各区块厚度为1~6 m），但⑤小层内GR最高的层段（纵向约10 m）含气性与龙马溪组龙一1 1小层基本相当，总含气量介于4.0~6.1 m³/t之间；同时，槽内Z1井⑤小层含气量（2.9~6.1 m³/t）优于斜坡WY1H井（2.2~4.3 m³/t），亦佐证了平面沉积古地貌分布对筇竹寺组页岩储层品质与含气性的影响。此外，页岩气赋存状态组成表明，筇竹寺组气体整体以游离气为主，游离气占比超过70%（图6），这一特征与川南地区泸州等深层区块龙马溪组相近，利于气井初期获高测试产量和保持长期高产、稳产［28-29］。
图6 Z1井筇竹寺组⑤小层与川南各区块龙马溪组龙一1 1小层页岩游离气/吸附气含量对比

Fig.6 Comparison chart of free gas/adsorbed gas content between the layer ⑤ of Qiongzhusi Formation in Well Z1 and the layer S1 l 1 - 1 - 1 of various blocks in southern Sichuan Basin

2.4　保存条件

在本文研究中，笔者运用孔隙度、含气饱和度、压力系数等指标来反映筇竹寺组页岩储层纵向和横向保存条件特征。针对纵向保存条件的差异，就顶板条件而言，筇竹寺组顶部普遍发育厚度超过100 m相对致密的页岩盖层，具有良好封闭性［8］。就底板条件而言，筇竹寺组整体在裂陷槽内与下伏的下寒武统麦地坪组整合接触、在裂陷槽外与下伏的上震旦统灯影组不整合接触（图2）。前人研究表明［8，30-31］，灯影组储层主要为碳酸盐岩岩溶储层、连通性好，与其烃源岩筇竹寺组呈“上生下储”或“旁生侧储”关系，因此灯影组是筇竹寺组页岩排烃向下运移或侧向运移的主要散失通道，认为筇竹寺组在与灯影组不整合接触的部位（主要在裂陷槽槽外）保存条件略弱；而麦地坪组岩性主要为含磷灰岩或含磷白云岩，具备较好的封闭性，对筇竹寺组页岩向下排烃起一定阻滞作用，因此认为在筇竹寺组与麦地坪组整合接触的部位（主要在裂陷槽槽内），麦地坪组厚度越大，对筇竹寺组的保存条件越有利。以裂陷槽内Z1井为例（图3），位于筇竹寺组厚层页岩内部的⑤小层（孔隙度平均为4.6%、含气饱和度平均为75.1%）保存条件最优，最有利于页岩孔隙的保存和高含气性；其次为③小层（孔隙度平均为3.8%、含气饱和度平均为76.1%）、⑦小层（孔隙度平均为4.1%、含气饱和度平均为63.6%）；而位于最底部的①小层（孔隙度平均为2.9%、含气饱和度平均为62.1%）保存条件略差。
针对横向保存条件的差异，单井⑤小层压力系数显示为1.01（W1井）→1.73（WY1H井）→2.01（Z1井），即自槽外→斜坡→槽内方向上逐渐增大，同时孔隙度、含气饱和度亦逐渐增大（表1，图7），表明筇竹寺组保存条件受沉积古地貌分布、埋深等要素影响，其中裂陷槽槽内—斜坡保存条件最优，其次为槽外。
表1 筇竹寺组⑤小层保存条件横向差异

Table 1 Horizontal differences of preservation conditions in Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation

典型井 沉积古地貌单元 埋深/m 压力系数（无量纲） 孔隙度/% 含气饱和度/%
W1井 裂陷槽外 2 680 1.01 1.0~2.5（平均2.0） 55.7~60.3（平均57.9）
WY1H井 斜坡 4 330 1.73 1.1~5.5（平均3.4） 61.5~81.8（平均73.7）
Z1井 裂陷槽内 4 600 2.01 3.4~6.2（平均4.6） 66.8~84.9（平均75.1）
图7 德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组⑤小层平面有利区优选图（图幅位置见图1）

Fig.7 Optimal selection of advantageous areas in Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation in the middle section of Deyang-Anyue rift trough（the map position is as shown in Fig.1）

3 筇竹寺组与龙马溪组气藏对比

川南地区龙马溪组页岩气勘探开发与认识程度高、气藏类型多、动静态资料丰富［32］，其气藏特征与筇竹寺组存在共性和差异。本文系统对比研究（表2），认为与川南龙马溪组龙一1亚段页岩气藏相比，德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组⑤小层在沉积、构造、储层品质、地应力、保存条件及储层厚度等方面存在差异。总体而言，筇竹寺组页岩气藏呈“两个相似、三个有利、一个挑战”特征，即在沉积环境和保存条件等两方面与龙马溪组相似；在构造、储层厚度、地应力等3个方面均较有利；埋深较大，为工程实施带来挑战。
表2 龙马溪组龙一1亚段与筇竹寺组⑤小层关键地质参数对比

Table 2 Comparative table of key geological parameters between S1 l 1-1 and Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation

地质特征参数

中深层长宁建产区

龙一1亚段

深层泸州建产区

龙一1亚段

德阳—安岳裂陷槽中段

筇竹寺组⑤小层

沉积

特征

 地层厚度/m 30~43 60~80 40~60
沉积相 深水陆棚 深水陆棚 深水陆棚

构造

特征

 构造类型 向斜 低陡背斜夹宽缓向斜 斜坡
断层特征 仅发育少量断层 较发育 发育程度低
主体埋深/m 2 000~3 500 3 500~4 200为主 4 000~5 500为主

储层

特征

 脆性矿物含量/% 61~72（平均67） 60~70（平均67） 60.8~76.5（平均69）
长石含量/% 2.0~14.0（平均6.4） 2.2~13.8（平均6.7） 13.5~35.5（平均25.3）
TOC/% 3.0~4.1（平均3.4） 3.2~4.0（平均3.5） 1.4~5.0（平均2.8）
孔隙度/% 4.3~7.3（平均5.8） 4.0~5.5（平均4.8） 2.0~6.2（平均4.2）
含气饱和度/% 50~65（平均58） 60~75（平均65） 55.7~84.9（平均70.7）
含气量/（m³/t） 4.2~7.4（平均5.5） 6.0~7.0（平均6.5） 2.2~6.1（平均5.0）
地应力 最小水平主应力/MPa 42~75 83~99 95.7~107.1
水平应力差/MPa 7~16 11~19 11.6~14.3
保存条件 地层压力系数 1.4~2.0 2.0~2.2 1.4~2.01
储层厚度 TOC>2%储层厚度/m 25~33 50~65 20~43
TOC>3%储层厚度/m 10~15 6~18 5~19

3.1　沉积环境优、保存条件好

沉积环境而言，德阳—安岳裂陷槽的形成及演化存在“分段”特征，即北段—中段为拉张裂陷成因，南段为岩溶侵蚀成因；北段—中段古沉积水体深度大于南段，因此沉积环境更优，并在裂陷槽内及两侧大面积发育厚层富有机质烃源岩（麦地坪组+筇竹寺组）［14，22］。多口实钻井证实，裂陷槽中段筇竹寺组厚度为500~700 m，约为川南龙马溪组沉积中心泸州地区五峰组—龙一1亚段厚度的10倍，为巨厚型页岩气藏形成奠定了良好基础。
保存条件而言，德阳—安岳裂陷槽中段斜坡—槽内古地貌区域目的层压力系数普遍大于1.4（图7）。从筇竹寺组和龙马溪组典型高产单井的套压与累计产气关系看（图8），筇竹寺组高产井Z1井保持了高产、稳产，初期试采效果较龙马溪组高产井更好，显示出筇竹寺组在高压条件下对气井产能的正向贡献。
图8 筇竹寺组Z1井与龙马溪组高产井套压—累计产气关系对比

Fig.8 Comparison of the relationship between casing pressure and cumulative gas production in Well Z1 of Qiongzhusi Formation and high-yield wells of Longmaxi Formation

3.2　构造简单、储层厚度大、两向水平应力差值小

受乐山—龙女寺古隆起构造演化影响［33］，德阳—安岳裂陷槽中段现今构造位于威远背斜东翼部，为一单斜构造，其构造特征与位于威远背斜南翼已实现规模效益开发的威远龙马溪组页岩气建产区类似，属斜坡型页岩气藏［32］。总体断层发育程度低、地层倾角较小（小于1.7°）、微幅构造欠发育，利于水平井整体部署和优快钻井。
前已述及，筇竹寺组纵向发育①、③、⑤、⑦小层等4套黑色页岩储层，具备立体勘探开发潜力。以最优的⑤小层为例，Z1井TOC>2%（即Ⅰ+Ⅱ类储层）［4］的储层厚度为42.9 m、TOC>3%（即Ⅰ类储层）［4］的储层厚度达13.5 m，与位于川南地区龙马溪组沉积中心、储层厚度最大的泸州建产区相当［32］；其次为③小层，Z1井TOC>2%、TOC>3%的储层厚度分别为60.1 m、12.4 m。依据龙马溪组页岩气开采经验，单井EUR与Ⅰ类储层的井控体积（即TOC>3%储层厚度×水平段长度×井间距）呈较好正相关性（图9），表明筇竹寺组的储层（尤其是Ⅰ类储层）厚度大有利于气井高产和稳产。
图9 四川盆地龙马溪组、筇竹寺组⑤小层单井EUR与井控Ⅰ类储层体积关系

Fig.9 Relationship diagram between EUR of single well and volume of typeⅠreservoir controlled by single well， Longmaxi Formation and Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin

两向水平应力差（即最大水平主应力与最小水平主应力的差值）对页岩可压裂性影响明显，差值越小，越利于体积压裂形成复杂缝网［34］。受研究区构造简单的影响，Z1井筇竹寺组⑤小层的两向水平应力差介于11.6~14.3 MPa之间，与川南龙马溪组中深层长宁、威远等区块近似，而小于深层泸州、渝西等区块；该井水平段每百米SRV（即储层改造体积）达1 487.5×104 m³，约为龙马溪组高产水平井的1.5倍，即佐证了这一特征。
综上所述，德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩气藏兼具了川南地区威远、泸州、渝西等区块龙马溪组气藏的优点于一身，是构造简单、储层厚度大、应力状态好的自生自储式单斜型连续页岩气藏。

3.3　埋深大、为工程实施带来挑战

本文研究区筇竹寺组埋深普遍介于4 000~5 500 m之间（图7），属深层—超深层领域，埋藏深度大于目前川南龙马溪组泸州、渝西等深层建产区［5］。地应力上，龙马溪组页岩显示地应力（用最小水平主应力表征）随埋深的增加而增大［32］；Z1井筇竹寺组⑤小层埋深为4 600 m，最小水平主应力为107.1 MPa，对压裂缝起裂方式和压裂施工难易程度产生影响。钻井上，筇竹寺组上覆纵向发育多套地层压力系统，降低机械钻速，增长钻井周期，提高钻井成本；同时，埋深增加导致目的层高温高压，对水平井段钻进过程中地质导向产生影响。压裂上，埋深增加造成水平井完钻深度普遍大于6 800 m，超出了目前连续油管的首段射孔作业能力，影响压裂效果。总体而言，筇竹寺组相较于龙马溪组埋深更大，为钻井、压裂带来挑战。基于龙马溪组实践经验，推荐目前应优先勘探开发目的层埋深5 000 m以浅的领域。

4 勘探启示

根据以上认识，筇竹寺组的评层选区应按照“纵向分层、横向分带”的“立体勘探开发”思路，即针对不同小层，应优选相应的平面开发有利区。
就纵向选层而言，研究区筇竹寺组厚度达500~700 m，由于纵向岩性普遍表现为4套富有机质页岩夹4套粉砂质页岩，筇竹寺组划分为8个小层。前已详述，4套黑色页岩层段中，⑤小层储层品质最优、TOC>3%的页岩厚度最大，其次为③小层（图10）；而中国石化亦在裂陷槽外低有机质丰度粉砂质页岩层段（JinS103HF井针对筇竹寺组⑥小层粉砂质页岩）勘探取得重大突破，改变了只在富有机质黑色页岩中寻找页岩气的传统思维［35］。因此纵向上应以⑤小层黑色页岩为当前攻关的主要目的层段，并逐步拓展到次优的③小层黑色页岩乃至①小层、⑦小层黑色页岩，并积极探索②、④、⑥、⑧小层等粉砂质页岩层段的气井效果。此外，现今页岩气水平井压裂缝缝高数米至数十米，难以用一层井网对整套地层充分改造［36］。借鉴涪陵页岩气田龙马溪组页岩气立体开发实践经验［37］，针对筇竹寺组纵向多个小层应部署相应井网实现“小层间”页岩气立体开发，以提高采收率和储量动用程度。
图10 筇竹寺组储层连井剖面（剖面位置见图1）

Fig.10 Connected well profile of reservoir in Qiongzhusi Formation（the profile position is shown in Fig.1）

平面选区而言，前已详述槽内、斜坡、槽外等不同古地貌对沉积环境、地层厚度、储层品质、保存条件等方面的影响。总体来讲，裂陷槽槽内是最有利的勘探区域、其次为斜坡，横向上应以槽内—斜坡古地貌区为当前攻关的主要区带，并逐步向槽外区带拓展。因此应围绕筇竹寺组各小层古地貌边界不明、储层类型和岩性差异大等关键问题，瞄准德阳—安岳裂陷槽控制范围，开展筇竹寺组不同小层沉积时期的古地貌刻画、裂陷槽演化研究，明确平面相控储层边界，以落实有利建产区的平面分布范围。
以德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组⑤小层为例，目前井控程度较低、且无三维地震资料，初步基于沉积古地貌、储层条件、保存条件、工程条件等要素建立了平面有利区优选标准（表3），划分为Ⅰ1类、Ⅰ2类、Ⅱ1类、Ⅱ2类、Ⅲ类等5种类型有利区（图7）。Ⅰ1类有利区位于裂陷槽内，Ⅰ类储层厚度大（大于10 m）、保存条件好（压力系数大于1.8）、埋深适中（小于5 000 m），是下步最有利的勘探开发有利区；其次为Ⅰ2类有利区，因埋深增大（5 000~5 500 m），为工程实施带来挑战，其开发次序应紧随Ⅰ1类有利区。Ⅱ1类、Ⅱ2类有利区均位于裂陷槽内，其中Ⅱ1类有利区的Ⅰ类储层厚度与压力系数大于Ⅱ2类有利区，其开发顺序应更优先。Ⅲ类有利区位于斜坡沉积古地貌区，其开发顺序应次于前4种有利区类型。
表3 筇竹寺组⑤小层平面有利区优选标准

Table 3 Evaluation criteria for optimal selection of advantageous areas in Layer ⑤ of Qiongzhusi Formation

综合评价 沉积古地貌 储层条件 保存条件 工程条件
Ⅰ类有利区 Ⅰ1类有利区 槽内 Ⅰ类储层厚度>10 m 压力系数>1.8 埋深<5 000 m
Ⅰ2类有利区 槽内 Ⅰ类储层厚度>10 m 压力系数>1.8 埋深5 000~5 500 m
Ⅱ类有利区 Ⅱ1类有利区 槽内 Ⅰ类储层厚度5~10 m 压力系数>1.6 埋深<5 000 m
Ⅱ2类有利区 槽内 Ⅰ类储层厚度<5 m 压力系数>1.4 埋深<5 000 m
Ⅲ类有利区 斜坡 Ⅰ类储层厚度<5 m 压力系数>1.4 埋深<5 000 m

5 结论

（1）川南地区筇竹寺组在平面上划分为槽内、斜坡、槽外等3种沉积古地貌，控制了储层厚度展布与品质；纵向上以⑤小层储层物性最好，含气性与川南龙马溪组纵向最优的龙一1 1小层品质相当，已实施水平井产能效果好，是筇竹寺组目前最现实的勘探开发层段；同时其余小层亦展示出较大勘探开发潜力。
（2）德阳—安岳裂陷槽中段筇竹寺组页岩气藏沉积环境优，保存条件好；构造简单，储层厚度大，两向水平应力差值小，利于储层改造；目的层埋深大，为工程实施带来挑战。
（3）筇竹寺组纵向地层厚度大，平面沉积古地貌存在差异，因此其评层选区应按照“纵向分层、横向分带”的“立体勘探开发”思路。纵向上应以⑤小层黑色页岩为当前攻关的主要目的层段，并逐步拓展到次优的③小层黑色页岩乃至①小层、⑦小层黑色页岩，并积极探索②、④、⑥、⑧小层等粉砂质页岩层段的气井效果；横向上应以槽内—斜坡古地貌区为当前攻关的主要区带，并逐步向槽外区带拓展。

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