0 引言
四川盆地是在上扬子克拉通基础上发展起来的多旋回盆地，其中震旦纪—中三叠世为克拉通台盆发育阶段，沉积以海相碳酸盐岩和泥页岩为主的地层，厚4 000~7 000 m；晚三叠世以后为前陆盆地及陆内坳陷盆地发育阶段，沉积陆相砂泥岩地层，厚2 000~6 000 m。在多期构造运动作用下，各层系岩性、构造特征空间变化大，形成了多领域多类型天然气藏[1]。近年来，得益于地质认识的深化和勘探开发核心技术的进步，四川盆地进入了天然气储量、产量快速增长期[2]。中国石化在四川盆地探区的天然气资源十分丰富，数十年的勘探开发卓有成效，特别是近二十余年先后在陆相低渗致密砂岩天然气、海相碳酸盐岩天然气、页岩气三大领域均取得重大进展，实现了天然气储量和产量快速增长。本文针对四川盆地中国石化探区，总结了前期主要勘探开发成果，分析了近中期发展趋势和一些主要领域面临的困难和挑战，提出了相关技术需求和攻关方向。
1 天然气勘探开发进展与成果
中国石化在四川盆地的探区主要分布在川西地区、川东北地区、川东南—鄂西渝东地区，而在其他地区仅有几个面积较小的区块呈零星分布。自1950年代初以来，中国石化在四川盆地开展了早期约40年的油气普查工作，1990年代中期以后才开展全面的勘探与开发工作，取得了显著的成果和技术进步。
1.1 川西地区
中国石化在川西地区的天然气勘探开发经历了2次大的发展。
第一次是20世纪80年代—21世纪初，以川104井在上侏罗统遂宁组偶然获得工业气流为起点，经过新井钻探、老井复查，认识到孝新合构造带烃源岩发育、生气量大、封盖保存条件好、适时规模隆升，气藏形成保存条件优越，据此沿构造带选目标钻探，并在测试中采取复合压裂技术，最终发现并规模开发了新场大气田和洛带、孝泉、合兴场等几个中小型气田，截至2003年累计探明储量为1 106×108 m3，2003年天然气产量为17×108 m3[3]，实现了上三叠统须家河组和侏罗系沙溪庙组、遂宁组、蓬莱镇组等多气藏立体勘探开发。
第二次是2010年以来，通过多属性物源分析，认识到成都凹陷同时接受两大物源的供给，纵向上砂体多层叠置、平面上稳定展布，总结提出了“源、相、位”三元控藏理论[4]，综合评价认为成都凹陷形成了大面积连片分布的陆相砂岩气藏。但是，这些陆相砂岩气藏具有超深、超压、低渗—致密和强非均质性的特点，有效开发难度很大。近期通过联合攻关，逐步发展了3D Move裂缝预测和地震属性裂缝预测技术、裂缝网络建模与表征技术、流体识别技术和高效储渗体预测技术、天然气高产富集区综合评价技术[5]，实现了成都凹陷陆相致密砂岩气藏勘探开发。如在新马滚动区，原开发井产量较低，2012年在地震反演与相控结合定量预测三角洲前缘分流河道致密砂岩储层基础上，应用叠前—叠后地震资料多属性表征各气层的含气性（图1），综合评价优选开发井位，新钻水平井和直井平均产量均提高了1倍以上，实现了气藏效益开发。随着马井—什邡、中江等气田探明并开发，川西地区陆相砂岩天然气储量和产量逐步增长，目前分别达到6 000×108 m3和25×108 m3/a以上。
1.2 川东北地区
川东北地区亦在20世纪50年代即开始油气勘探，虽有一批工业气井，但未取得实质性突破。进入21世纪，专家研究认为宣汉—达县地区发育长兴期—飞仙关期的礁滩相孔隙型白云岩，是良好天然气储层。同时发展了山地高精度地震勘探技术和鲕滩储层地震预测技术，圈定了储层发育区和有利勘探目标，部署的普光1井一举取得重大突破，发现了普光气田[6-7]。通过高含硫气藏开发机理和硫沉积等基础研究，不断深化气藏地质、产能评价，优化开发方案和井位设计，同时集成和创新钻井、采气、集输技术,实现了普光气田的逐步探明和高效开发，累计探明天然气地质储量为4 121×108 m3，建成天然气生产能力为100×108 m3/a[8-9]。
按照普光气田礁滩相碳酸盐岩储层发育模式，沿开江—梁平陆棚开展研究，并在元坝地区实施二维、三维地震勘探，查明了台缘相带展布和有利目标，部署的元坝1侧1井于2007年发现元坝气田[10-11]。与普光长兴组—飞仙关组气藏相比，元坝长兴组气藏的礁滩体小而分散，储层物性差，且埋深增加1 500 m左右，温度和压力更高，钻井及储层改造成本高且产量低。专家们通过科技攻关，总结了缓坡型礁滩相储层发育模型，并研制形成了一套超深层分散型礁滩相碳酸盐岩气藏地质特征精细刻画技术[12]，实现了面积和厚度分别大于0.2 km2和15 m储层的精准预测（图2），通过地质—工程—经济效益一体化评价，优选了钻井目标，设计了各井钻井轨迹；发展了超深薄层长水平段轨迹调整与控制技术，保障相对优质储层钻遇率；发展了7 000 m超深水平井优快钻井技术、超深长水平段多级暂堵分流酸化技术，提高单井产量，实现了气田高效开发[13]。目前，元坝气田长兴组气藏已累计探明地质储量为2 303×108 m3[8]，建成天然气生产能力为40×108 m3/a。
迄今为止，中国石化在四川盆地先后探明开发普光、元坝气田，并勘探发现了河坝等气田，净化天然气产量已超过100×108 m3/a。
1.3 川东南地区
川东南地区常规天然气勘探一直未获重大突破。2009年前后开始我国页岩气成藏富集条件研究，专家们认为南方海相页岩气原始地质条件较好，四川盆地及其周缘保存条件较好，是南方海相页岩气规模勘探开发现实区[14]。通过富有机质泥页岩有机碳含量、面积、厚度、类型、成熟度、保存条件、含气量及地质认识等多因素评价， 2012年在焦石坝构造选择五峰组—龙马溪组实施焦页1HF井，压裂测试产量为20.3×104 m3/d，发现涪陵页岩气田。围绕川东南及邻区勘探和涪陵页岩气田有效开发，开展了一系列的理论研究和技术攻关，建立了基于“五性一体”富集要素及页岩气建造—改造演化的勘探目标评价方法；建立了基于“四孔隙”发育地质模型的物性和游离气、吸附气测井解释技术以及页岩非均质性分析、岩石相评价技术；发展了各页岩气“甜点”要素地震预测技术及页岩气综合评价指标体系；建立了页岩气微纳米级表征和流动机理模拟技术以及多流态、多区域孔缝耦合流动的页岩气井非稳态产能评价技术和页岩气井生产动态分析技术；构建了水平井组优快钻完井技术和山地井工厂作业模式；建立了“控近扩远、混合压裂、分级支撑”的缝网改造模式，创新了水土资源保护和废弃物处理技术。这些核心技术支撑了涪陵页岩气田评价与产能建设，累计探明页岩气地质储量为6 008×108 m3，累计建成100×108 m3/a产能。同时在丁山、东溪、南川等地区推广应用，也钻获多口工业气流井。
1.4 天然气储量、产量加速增长
在60余年天然气勘探开发过程中，四川盆地中国石化探区目标层系从中生界延伸到上古生界再到下古生界，领域从川西扩大到川东北再到川东南和川南，气藏类型愈益丰富，天然气探明储量呈现跳跃式快速增长趋势（图3）：20世纪90年代，陆续发现新场、洛带等陆相砂岩气藏，年均新增探明储量为300×108 m3左右；2000年代，随着普光气田快速探明，以及新场深层须家河组气藏的探明，年均新增探明储量跃上(1 000~1 500)×108 m3的新台阶；2010年以来，随着元坝气田海相碳酸盐岩气藏和陆相砂岩气藏、川西坳陷马井—什邡等气田侏罗系气藏的逐步探明，以及涪陵页岩气藏大规模探明，年均新增探明储量达到2 000×108 m3左右的新台阶。
相应地，天然气产量也快速增长（图3）：1999年以前，产量在10×108 m3以下缓慢增长；2000—2009年产量从10×108 m3逐步增长到30×108 m3；2010年普光气田开始投产，使产量一举跃上70×108 m3，并于2012年迅速上升到100×108 m3以上；其后由于元坝气田和涪陵页岩气田相继投产，产量再次跃升，2019年达到207.5×108 m3。
2 中国石化探区天然气勘探开发发展趋势
表1 四川盆地中国石化探区天然气探明程度统计Table 1 The statistics of gas resources prove level of SINOPEC exploration area in Sichuan Basin |
| 地区 | 面积/km2 | 2D地震/km | 3D地震/km2 | 探井/口 | 三维地震密度/(km2/km2） | 钻井密度/(口/km2) |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 川东北 | 21 577 | 11 962 | 9 290.38 | 190 | 0.43 | 0.008 8 |
| 川西 | 10 570 | 13 015 | 8 841 | 653 | 0.84 | 0.061 8 |
| 川西南 | 9 692.5 | 4 282 | 1 314.36 | 54 | 0.14 | 0.005 6 |
| 川东南 | 31 388.8 | 11 697 | 4 966 | 114 | 0.16 | 0.003 6 |
第二，据国土资源部2016年发布数据，中国石化探区页岩气地质资源量为20.36×1012 m3，但目前其勘探开发尚处于初期阶段[17]。除涪陵页岩气田一期开发区和二期开发区实现了五峰组—龙马溪组页岩气整体探明和规模开发、威荣五峰组—龙马溪组页岩气藏一期开发工程建设基本完成外，仅在涪陵南部向斜深埋区、南川、东溪、丁山、荣昌—永川、井研—犍为等地区海相页岩气和元坝、建南、涪陵北部等地区陆相页岩气有一批探井和评价井获得高产气流，但尚未进行规模开发。
3 推进页岩气勘探开发
3.1 主要领域
一是五峰组—龙马溪组深层页岩气领域，主要分布在涪陵南部、南川、东溪、丁山、赤水、荣昌—永川、威荣、建南等区块，其资源量约占五峰组—龙马溪组页岩气资源量的70%。已有多口钻井获得工业气流，邻近的中国石油大足区块也在深层页岩气领域取得重大发现[22] ，证明其潜力很大。通过统计分析及与涪陵浅层页岩气地质特征对比[23]，发现这些深层区块五峰组—龙马溪组页岩与涪陵浅层页岩在岩性、TOC、演化程度、物性等方面差异不大，主要差异体现在：保存条件整体好于浅层，压力系数一般高达1.8以上，威荣等地区富有机质页岩硅质含量降低而钙质含量增加。但该领域也面临深层水平井轨迹控制难度加大、压裂施工难度大、工程成本高等挑战。
3.2 技术攻关方向
针对深层温度和压力高、优质储层薄而最佳靶窗小、负向构造应力集中、储层硅质含量低碳酸盐含量高、压裂液返排率高等特殊性，研制精准导向钻具组合、钻井提速工具和低油水比油基泥浆、水基泥浆；研究防止套管变形的针对性措施；攻关深层高压、高应力差压裂工艺，优化分段及射孔参数、优化压裂泵注程序和连续铺砂设计，尝试暂堵转向、CO2前置造缝等新工艺增加裂缝复杂程度；研究气水两相流产能评价方法和优化试采、生产制度。
针对井研—犍为和资阳等区块下寒武统海相页岩气、涪陵北部和元坝区块侏罗系陆相页岩气、川东南地区二叠系海陆过渡相页岩气，研究富有机质页岩的矿物组成和有机质地球化学参数、物性、含气性、可压性以及不同岩石组合特征，研究页岩气相态特征，落实资源及其有效开发可行性；攻关新层系优快钻井技术和防井壁垮塌泥浆技术，高黏土矿物含量页岩压裂技术，凝析气开采技术，提高单井产量，突破有效开发关。
4 扩大海相碳酸盐岩天然气勘探开发
4.1 主要领域
四川盆地中国石化探区海相碳酸盐岩天然气地质资源量为4.43×1012 m3，目前仅累计探明地质储量7 157.78×108 m3，探明率为16.25%，剩余资源量巨大。近期主要勘探领域如下：
4.1.1 震旦系—寒武系
元坝—通南巴、阆中地区位于下寒武统生烃中心，发育灯影组和龙王庙组等多套储层，生储盖配置优越，近期元坝西震旦系灯影组、仁和场震旦系灯影组和寒武系龙王庙组、阆中震旦系灯影组和寒武系龙王庙组等将是有利勘探开发目标。鄂西—渝东和宣汉—达县地区邻近城口—鄂西台缘高能相带且盐下构造发育，也是一些有利目标，主要勘探开发岩性、构造—岩性气藏。
4.1.2 二叠系—三叠系
开江—梁平台缘带发现了普光、元坝、龙岗、罗家寨、渡口河等一批长兴组—飞仙关组台缘礁滩相大中型气田，中国石化和中国石油已在该带共探明地质储量为9 735×108 m3，占盆地海相探明储量的41%。开江—梁平陆棚边缘和巴彦喀拉海槽边缘等有利区带仍有资源量4 000×108 m3，是下一步勘探开发有利目标。另外，川东北茅口组—吴家坪组台缘高能滩相碳酸盐岩气藏，也是近期勘探开发新领域。
4.1.3 雷口坡组
4.1.4 奥陶系—志留系
奥陶系已有钻井见良好油气显示，其中女基井下奥陶统桐梓组测试产气3.6×104 m3/d，东深1井宝塔组测试产气22×104 m3/d，河深1井宝塔组测试产气3.29×104 m3/d。志留系石牛栏组在川东南地区多口井钻遇生屑灰岩裂缝型气层，见良好油气显示，近期黔北安页1井石牛栏组钻遇泥灰岩裂缝储层，测试产气12×104 m3/d。总体看，奥陶系—志留系是值得积极勘探的有利领域。
4.2 技术攻关方向
由于海相碳酸盐岩气藏基本上属于深层、超深层领域，存在着优质储层发育与天然气成藏主控因素认识不清，储层预测难度大，高温、高压、高含硫对钻井、压裂、测试、生产技术与安全要求高等难题，需要如下技术攻关：
地质上，重点深化盆地不同尺度的沉积相、烃源岩、储盖组合等基本地质条件研究工作，深化构造、断裂、不整合面对油气成藏和保存的影响研究，深化成藏动态研究，落实圈闭有效性。
地震上，推广礁滩相储层“相控三步法”预测技术；发展完善深层海相礁滩相、风化壳、缝洞体等类型储层预测和识别技术。
工程上，研究优化适合海相碳酸盐岩地层“三超”气井的特殊井身结构；加强超深、高温、高压气井高效钻井技术和压裂技术，攻关高含硫气井井筒完整性技术；持续攻关超深高温高压测试、生产技术，提高生产管柱整体承压能力。
5 细化陆相砂岩致密气勘探开发
5.1 勘探开发领域
表2 四川盆地中国石化探区陆相致密砂岩天然气资源量Table 2 The continental tight sandstone gas resources of SINOPEC exploration area in Sichuan Basin |
| 区块 | 天然气资源量/（108 m3） | ||
|---|---|---|---|
| 侏罗系 | 须家河组 | 合计 | |
| 川西探区 | 23 547.25 | 29 688.19 | 53 235.44 |
| 川东北探区 | / | 10 508.32 | 10 508.32 |
| 川南探区 | 1 061.29 | 285.33 | 1 346.62 |
| 总计 | 24 608.54 | 40 481.84 | 65 090.38 |
5.1.1 须家河组
须家河组普遍发育河流、湖泊和辫状河三角洲平原砂岩，但由于经历了较强的成岩作用，砂岩物性差，一般属于致密储层。须家河组一段、须家河组三段和须家河组五段均发育富有机质页岩，生气量巨大，特别是在川西坳陷的生气强度达到100×108 m3/km2以上。地质资源量为40 481.84×108 m3（表2），已探明地质储量为2 383.27×108 m3，探明率为5.9%，仍然是勘探开发重要领域。孝新合、川西坳陷东坡、元坝北部—通南巴等是重要目标区，勘探开发对象多数为裂缝型气藏，部分为基质物性相对较高的岩性气藏。综合分析认为，断层输导型气藏和源储相邻型气藏，通过不断改进工程技术有望获得经济效益开发。而其他类型气藏仍需深化富集规律认识，进一步寻找甜点区以及研究配套有效工程技术，力争新突破。
5.1.2 侏罗系
侏罗系主要发育河流相、三角洲及前三角洲分流河道相窄而薄砂岩，物性总体较差，属于中低渗—致密储层。侏罗系主要气源来自下覆须家河组，形成了以岩性气藏为主的多类型气藏，天然气资源量达24 608.54×108 m3（表2），已探明地质储量为4 420.6×108 m3，探明率为18%，仍然是勘探开发重要领域。马井—什邡蓬莱镇组、川西坳陷东坡侏罗系资源落实，成都凹陷沙溪庙组、龙门山前、川东北侏罗系成藏条件较好，仍具有较大的勘探开发潜力。
5.2 技术攻关方向
陆相致密砂岩气勘探开发重点主要在川西坳陷侏罗系，其次是须家河组[34]。致密砂岩气领域由于气藏整体埋藏深、储层分散且致密、气水关系复杂等因素，导致储层与流体预测精度低，储层改造难度大，高产井少，低产井多，多数未达到经济有效开发水平。下一步需要加强三角洲及前三角洲沉积微相、成岩作用研究，开展测井解释技术和叠前叠后地震预测技术研究，在三角洲前缘及前三角洲中寻找窄小分流河道砂体，在低渗—致密层系中寻找相对高孔渗区，在缓坡带寻找气水分异较强、资源相对富集的“甜点”；研究裂缝成因和分布规律，利用地质、地球物理资料预测裂缝体及其含气性；攻关致密砂岩水平井优快钻井技术和低成本直井多层压裂、水平井分段压裂技术，提高钻井成功率和单井产量，实现气田效益开发。
6 结论
（1）四川盆地中国石化探区天然气勘探开发取得大量战略性突破，形成了陆相致密砂岩气藏、海相碳酸盐岩气藏和页岩气三大勘探开发领域。地质认识深化与核心技术进步推动了三大领域储量和产量快速增长。
（2）天然气资源丰富，目前还处于勘探早期，未来较长时期内勘探开发还将快速发展。陆相侏罗系、须家河组，海相震旦系—寒武系、二叠系—三叠系、中三叠统雷口坡组等将是下一步常规天然气勘探开发重点。
（3）页岩气勘探开发应集中在如下几个领域：一是川东南、川南探区五峰组—龙马溪组深层页岩气；二是川南地区下寒武统页岩气；三是川东北和川东南地区侏罗系陆相页岩气、二叠系海陆过渡相页岩气。
（4）为了提高勘探开发效益和降低成本，需要加强地质理论创新和评价、工程技术攻关，以及勘探开发一体化协同推进。
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