Natural Gas Geoscience >

2023 , Vol. 34 >Issue 8: 1385 - 1400

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.006

Typical types of shale gas reservoirs in southern Sichuan Basin and enlightenment of exploration and development

  • Jianfa WU , 1, 2 ,
  • Chenglin ZHANG , 1, 2 ,
  • Shengxian ZHAO 1, 2 ,
  • Jian ZHANG 1, 2 ,
  • Jiangrong FENG 1, 2 ,
  • Ziqiang XIA 1, 2 ,
  • Yuan FANG 1, 2 ,
  • Bo LI 1, 2 ,
  • Meixuan YIN 1, 2 ,
  • Dekuan ZHANG 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

Received date: 2023-02-07

  Revised date: 2023-04-26

  Online published: 2023-07-28

Supported by

The Science and Technology Key Project of CNPC(2019F-31-02)

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Highlights

The southern Sichuan Basin is the hot spot of shale gas exploration and development in China， where there are many types of shale gas reservoirs and abundant data. In order to summarize the basic geological characteristics and laws of enrichment and high yield in that area， by using seismic， drilling， logging， testing data， we analyzed key geological factors of shale gas reservoir in the aspects of sedimentation， tectonic deformation， preservation conditions， and also analyzed characteristics， differences of enrichment condition and implications of typical shale gas reservoirs. The results show， （1）The sedimentary process controls the formation thickness， quality and thickness of reservoir in O3 w-S1 l 1-1； （2）The influence of tectonic deformation on shale gas reservoir reflects in structural style， burial depth， geostress field， characteristics of natural fracture； （3）The preservation conditions of shale gas reservoirs are affected by many factors such as the intensity of structural reconstruction， sedimentation and burial depth； （4）Shale gas reservoirs in southern Sichuan Basin can be divided into four types： type of slope， type of syncline， type of low-steep anticline with wide-gentle syncline and type of faulted anticline， while different types of gas reservoirs have different geological characteristics， enrichment conditions； （5）The geological and engineering characteristics of different types of shale gas reservoirs are analyzed and corresponding technical countermeasures are provided， which are helpful to improve the production of single well and the construction of shale gas production capacity. The research results enrich the theory of shale gas enrichment and high yield in Sichuan Basin， and provide technical reference for the large-scale and cost-efficient development of shale gas in other areas.

Cite this article

Jianfa WU , Chenglin ZHANG , Shengxian ZHAO , Jian ZHANG , Jiangrong FENG , Ziqiang XIA , Yuan FANG , Bo LI , Meixuan YIN , Dekuan ZHANG . Typical types of shale gas reservoirs in southern Sichuan Basin and enlightenment of exploration and development[J]. Natural Gas Geoscience, 2023 , 34(8) : 1385 -1400 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2023.04.006

0 引言

北美页岩气区地处稳定的沉积构造背景，构造变形程度低、地层平缓，气藏类型简单［1］；四川盆地五峰组—龙马溪组地质年代老、成熟度高、经历多期构造运动，地质工程条件和地表条件均较北美复杂，勘探开发难度更大［2］。近年来，川南地区五峰组—龙马溪组海相页岩气开发取得了重大进展。截至2022年底，在中国石油天然气集团有限公司（以下简称“中国石油”）作业区内已累计提交页岩气探明地质储量1.76×1012 m³，历年累计产气量581×108 m³。通过前期攻关，川南页岩气探区形成了中深层（埋深<3 500 m）页岩气勘探开发主体技术，已在长宁、威远等中深层区域实现规模效益开发［3-4］；深层领域（埋深3 500~4 500 m）页岩气亦取得重大突破，中国石油已在泸州、渝西等深层区块多口页岩气井（垂深3 690~4 177 m）获得（21~138）×104 m³/d测试产量［5-7］，实现战略性突破。总体而言，川南地区页岩气开采已呈现“多点突破、全面开花”的态势。
川南地区页岩气探区面积达3.5×104 km2，分布面积大，沉积与构造特征存在平面与纵向变化，前期开发实践已表明不同类型页岩气藏的钻井在含气性、测试效果和产量等方面差异显著。根据勘探开发进展，在长宁、威远、泸州、渝西等建产区（图1）已钻探大量取心直井与水平生产井，资料丰富，但缺乏对不同类型页岩气藏的特征解剖及其富集高产规律的系统归纳总结。
图1 川南地区五峰组—龙马溪组构造背景（a）及地层综合柱状图（b）

Fig.1 Tectonic setting（a） and comprehensive evaluation column（b） of Wufeng-Longmaxi formations in southern Sichuan Basin

笔者以川南地区大量地震、钻井、测井、分析化验等资料为基础，通过开展沉积环境、构造变形、保存条件等页岩气藏关键地质因素的对比分析，剖析不同类型页岩气藏的基本特征，揭示富集高产规律，以期为其他海相页岩气区的资源评价与选区、评价部署和产能建设提供技术支撑。

1 地质背景

川南地区地理位置位于四川省东南部、重庆市西部，构造上处于四川盆地川西南低褶构造带、川中平缓构造带、川南低陡构造带、渝西隔挡式构造带、娄山褶皱带等构造单元。该区经历加里东期、海西期、印支期、燕山期、喜马拉雅期等多期构造运动叠加改造［2-4］，形成现今以NE—SW向为主的斜坡、向斜、背斜等多样式分布的构造形态（图1）。
五峰组—龙马溪组是深水陆棚沉积环境下发育形成的连续海相页岩地层，其中五峰组—龙一1亚段为目前开发目的层，岩性以硅质页岩、黏土质页岩为主，夹少量钙质页岩［3］。中国石油在川南地区依据纵向岩性、电性、沉积旋回、古生物等特征，建立了五峰组—龙一1亚段“八分”小层的地层格架（即自下而上发育五峰组、龙一1 1小层、龙一1 2小层、龙一1 3小层、龙一1 4小层、龙一1 5小层、龙一1 6小层、龙一1 7小层等8个小层），在全区可对比［8-9］（图2）。
图2 川南地区典型井五峰组—龙一1亚段地层格架对比（剖面位置见图5）

Fig.2 Stratigraphic framework correlation among typical wells of O3 w-S1 l 1-1 in southern Sichuan Basin （the profile location is shown in Fig.5）

2 页岩气藏关键地质因素

前人针对四川盆地五峰组—龙马溪组页岩气富集规律与产能主控因素形成了“二元富集”规律［10-12］、“三控”富集高产理论［4］等代表性理论，指出要从沉积、构造、保存等多个关键地质要素进行综合分析。根据川南四大建产区（即中深层的长宁、威远地区，以及深层的泸州、渝西地区）近20个井区级开发单元［5-7，9，13-14］的页岩气开采实践（表1），具有相似沉积背景、不同构造及保存条件下，在沉积、构造、储层品质、岩石力学、地应力、天然裂缝发育程度、保存条件、储层厚度等方面存在差异。
表1 川南地区典型页岩气建产区关键地质参数对比

Table 1 Comparative table of key geological parameters for typical shale gas production areas in southern Sichuan Basin

地质特征参数 长宁建产区 威远建产区 泸州建产区 渝西建产区
沉积特征 U/Th>1.25页岩厚度/m 6~7 2~6 6~8 2~4

构造

特征

 构造类型 向斜 斜坡 低陡背斜夹宽缓向斜 窄陡背斜夹较宽缓向斜
断层特征 仅发育少量断层 仅发育少量断层 较发育 较发育
主体埋深/m 2 000~3 500 2 000~3 600 3 500~4 200 为主 3 500~4 300

储层

特征

 脆性矿物含量/% 61~72（平均67） 45~70（平均65） 60~70（平均67） 64~73（平均69）
TOC/% 3.0~4.1（平均3.4） 2.6~3.2（平均3.0） 3.2~4.0（平均3.5） 2.7~2.9（平均2.8）
孔隙度/% 4.3~7.3（平均5.8） 4.5~6.0（平均5.5） 4.0~5.5（平均4.8） 3.0~4.7（平均4.2）
含气饱和度/% 50~65（平均58） 45~69（平均57） 60~75（平均65） 60~66（平均63）
含气量/（m³/t） 4.2~7.4（平均5.5） 3.0~7.5（平均5.5） 6.0~7.0（平均6.5） 4.2~4.6（平均4.4）
岩石力学 杨氏模量/（104 MPa） 2.4~3.2 3.1~4.4 3.5~5.0 2.1~3.6
泊松比 0.16~0.22 0.19~0.27 0.20~0.31 0.20~0.24
地应力 最小水平主应力/MPa 42~75 63~97 83~99 70.5~91.4
水平应力差/MPa 7~16 5~14 11~16 16~19.9
天然裂缝发育程度 水平缝发育密度/（条/m） 5~7 3~5 4~10 5~12
高角度缝发育密度/（条/m） 1~2 1~2 1~2 1~3
保存条件 地层压力系数 1.4~2.0 1.2~2.0 2.0~2.2 1.9~2.0
储层厚度 TOC>2%储层厚度/m 25~33 15~35 50~65 25~40
TOC>3%储层厚度/m 10~15 3~12 6~18 5.0~8.8

2.1　沉积作用

2.1.1　沉积作用对地层的影响

五峰组（晚奥陶世）和龙马溪组（早志留世）沉积时期，受北部的乐山—龙女寺古隆起、东部的雪峰隆起、南部的黔中隆起夹持影响，川南地区为欠补偿滞留海深水陆棚，呈“三隆夹一坳”沉积格局［2-4］。本文研究基于川南地区近150口取心直井的单井小层划分、连井地层对比和地层等厚图的编制，明确了区域内五峰组—龙一1亚段页岩分布范围与厚度特征。结果表明，页岩沉积厚度总体受古沉积水体深度控制，即自靠近物源区的区域向沉积中心的方向上，五峰组—龙一1亚段厚度逐渐增厚（图2）；此外，部分区域的地层厚度还受沉积期古地貌控制［13］，例如，川南地区北部的乐山—龙女寺古隆起以南斜坡上局部发育平行的隆前洼地、水下高地、水下斜坡等3个古地貌单元，对地层厚度有明显影响，已为实际钻井所证实（图3）。
图3 古地貌对地层厚度的影响

Fig.3 The influence of palaeogeomorphology on stratum thickness

2.1.2　沉积作用对储层品质与厚度的影响

目前对海相页岩储层品质的评价，前人［8，15-16］主要依据TOC（生烃潜力）、孔隙度（储集物性）和含气量（含气性）等指标。川南地区五峰组—龙一1亚段页岩储层孔隙度、含气量、微孔—介孔的比表面和孔体积均与TOC呈较好的正相关（图4），表明有机质的富集既有利于烃类转化以大量产生页岩气，又可以发育形成纳米级微孔—介孔孔隙、提供页岩气储集空间。因此在实际工作中，中国石油依据TOC将页岩储层划分为Ⅰ类（TOC>3%）、Ⅱ类（TOC介于2%~3%之间）和Ⅲ类（TOC介于1%~2%之间）储层。
图4 川南地区五峰组—龙一1亚段页岩储层孔隙度、含气量、比表面积、孔体积与TOC的关系

（a）孔隙度与TOC的关系； （b）含气量与TOC的关系； （c）微孔（<2 nm）比表面积与TOC的关系；

（d）介孔（2~50 nm）比表面积与TOC的关系； （e）微孔（<2 nm）体积与TOC的关系； （f）介孔（2~50 nm）体积与TOC的关系

Fig.4 The relationship between porosity， gas content， specific surface， pore volume and TOC in shale reservoir， O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin

有机质的富集受古生产力、氧化还原环境、碎屑供给速度等沉积要素综合控制［7］。晚奥陶世—早志留世，四川盆地由临湘组的浅水碳酸盐岩台地向五峰组—龙马溪组的深水页岩陆棚转化，在五峰组内自下而上沉积水体逐渐变深，而在龙马溪组内自下而上沉积水体整体逐渐变浅；具体而言，五峰组—龙一1 4小层处于底层水环境、以长期缺氧还原条件为主，古生产力是影响有机质富集的主要因素。而龙一1 5小层—龙一1 7小层沉积时期逐渐由缺氧环境向贫氧环境转换，同时陆源碎屑供给增加，因此该时期有机质富集主要受控于氧化还原环境和碎屑供给速度［14］。受此影响，川南地区五峰组—龙一1亚段储层在纵向上呈明显“分层性”（图2），即五峰组上部—龙一1 4小层下部储层品质好，TOC大于3%、孔隙度普遍大于4%、含气量普遍大于4 m³/t，整体为纵向连续分布的Ⅰ类储层；在龙一1 4小层上部—龙一1 6小层主要发育厚Ⅱ类储层，仅局部区域因短期海侵而沉积水体短暂变深、在龙一1 6小层中下部发育厚2~6 m的Ⅰ类储层；而在五峰组下部、龙一1 7小层发育Ⅱ类—Ⅲ类储层。
储层厚度而言，纵向储层连井图（图2）和平面储层厚度图（图5）均表明，受“三隆夹一坳”古沉积环境控制，川南地区自边缘古隆起向沉积中心方向上，Ⅰ类+Ⅱ类储层（TOC>2%）厚度、Ⅰ类储层（TOC>3%）厚度均逐渐增厚。
图5 川南地区五峰组—龙一1亚段沉积相与Ⅰ类储层平面展布（沉积相平面图、Ⅰ类储层厚度等值线据文献［7］修改）

Fig.5 The distribution of sedimentary facies and type I reservoir， O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin （map of sedimentary facies and contour lines of typeⅠreservoir thickness are modified from Ref.［7］）

2.2　构造作用

2.2.1　构造样式

川南地区目的层主要发育斜坡、向斜、低陡背斜夹宽缓向斜、箱状断背斜等4种构造类型（图6）。①斜坡型构造主要分布在川南地区的北部威远—荣昌斜坡。受乐山—龙女寺古隆起控制呈单斜坡形态，自北西向南东埋深逐渐增大，几乎不发育断层，地层倾角小于5°，微幅构造欠发育。②向斜型构造分布范围较广，主要位于泸州南部地区及长宁地区。向斜内地层较平缓、地层倾角较小，断层发育程度低。③低陡背斜夹宽缓向斜型构造分布在川南地区中部。华蓥山断裂带呈NE—SW向“帚状”散开，表现为“堑垒相间”，即发育多个受断层夹持而相对狭窄的低陡断背斜，其间分布较宽缓的向斜，整体而言褶皱强度自北东向南西逐渐减弱［5］。④箱状断背斜型构造在川南地区分布范围最小，主要分布在长宁地区西部天宫堂构造。平面呈不规则菱形状、四周发育断层，纵向呈鼻突状背斜构造，其整体构造特征与焦石坝断背斜［17-19］类似。
图6 川南地区五峰组—龙一1亚段典型构造类型

（a）斜坡型构造； （b）向斜型构造； （c）低陡背斜夹宽缓向斜型构造； （d）箱状断背斜型构造

Fig.6 Typical tectonic types of O3 w-S1 l 1-1 in southern Sichuan Basin

2.2.2　埋深

前已述及，川南页岩气区当前存在中深层（埋深3 500 m以浅）和深层（埋深3 500~4 500 m）等2个领域，其资源量占比分别为14%和86%［2-4］。目前研究进展表明，埋深对气体赋存状态、储层物性有重要影响。
实验表明，随地层温度升高（即随埋深增大），岩心吸附气含量逐渐降低。本文研究还选择了3口埋深不同（2 525 m、3 676 m、4 329 m）的井分别测定吸附气、游离气含量，结果显示随埋深增加，总含气量依次为5.16 m³/t、5.57 m³/t、6.52 m³/t，游离气占比依次为55%、60%、65%，表明总含气量与游离气占比均随埋深增加而增大。
对储层物性而言，目前大量岩心孔隙度测试结果表明，深层领域（如泸州、渝西等区域）目的层页岩孔隙度普遍介于3%~5%之间，而在中深层领域（如长宁、威远等区域）孔隙度普遍介于4%~7%之间。即深层页岩相较于中深层页岩，其孔隙度略有降低，这与成岩压实作用随埋深增大而强度增加有关［20-21］。

2.2.3　地应力特征

区域地应力背景控制了构造变形，构造变形程度决定了断层分布和组合样式，断层形态决定了地层变形和天然裂缝发育特征，从而进一步控制页岩气的保存和富集［22］。同时，地应力场是影响页岩气体积压裂改造效果的关键因素。现今地应力大小及两向水平应力差值决定了人工裂缝起裂方式与压裂施工难易程度，地应力、应力差值越小，越利于形成复杂人工缝网［23］。而三轴应力的相对大小关系影响了压裂缝的类型，当σ v最大（即σ v>σ H>σ h）时，压裂缝沿σ H方向扩展，形成垂向缝，压裂效果相对较好；当σ v居中（即σ H>σ v>σ h）时，压裂缝沿σ v方向扩展一定程度，压裂缝在纵向和向平面远端延伸的难度增大，压裂效果变差［24］。
研究表明，地应力（用最小水平主应力表征）的大小受埋深影响，埋深越大、应力值越大（图7）。而破裂压力、闭合压力、两向水平应力差等工程参数受埋深、构造变形强度的双重控制影响（表2），整体而言，泸州、渝西等深层—中等构造变形程度区域的工程参数大于长宁、威远等中深层—弱构造变形程度区域。目前川南地区深层区域的压裂工艺强度大于中深层区域，就佐证了这一观点。
图7 川南地区五峰组—龙一1亚段最小水平主应力与埋深的关系

Fig.7 The relationship between minimum horizontal principal stress and buried depth， O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin

表2 川南地区五峰组—龙一1亚段页岩气工程参数统计

Table 2 Statistical of shale gas engineering parameters, O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin

代表性区块 长宁、威远 泸州、渝西
埋深 中深层（3 500 m以浅） 深层（3 500~4 500 m）
构造变形程度 弱 中等
工程参数 破裂压力/MPa 70~90 110~130
闭合压力/MPa 45~70 90~100
水平应力差/MPa 5~16 11~20

2.2.4　宏观天然裂缝发育特征

宏观天然裂缝是页岩气赋存和渗流的重要空间，同时对页岩体积压裂效果有重要影响［25-26］。一方面，页岩层中气体以横向移动为主，天然裂缝（尤其水平缝）是页岩气侧向扩散的高效通道［27］；另一方面，宏观天然裂缝是储层改造的最佳脆弱面，有利于页岩破裂压力的降低，有助于复杂人工诱导裂缝网络的形成，从而增大改造缝网总体积。
针对宏观天然裂缝的纵向特征研究，本文研究采用岩心观察与成像测井结合的方法，精度可达厘米级。分析结果表明，裂缝类型而言，发育剪切缝、张性缝、溶蚀缝、异常高压缝等类型（图8）；裂缝产状而言，水平缝发育密度（3~12条/m）大于高角度缝发育密度（1~3条/m）；纵向分布而言，受控于页岩有机质含量（生烃增压成缝）、脆性等要素在五峰组—龙一1亚段纵向分布的差异［28］，五峰组—龙一1 4小层的天然裂缝发育程度强于龙一1 5小层—龙一1 7小层。
图8 川南地区五峰组—龙一1亚段典型页岩天然裂缝类型

（a）A井，4 073.25~4 073.51 m，剪切缝，缝面平直、光滑，纵向延伸长；（b）B井，3 845.84~3 846.02 m，张性缝，缝面弯曲，缝体宽度差异明显，纵向延伸短，不穿层发育；（c）C井，3 732.11~3 732.43 m，溶蚀缝，缝体宽度大，不同段差异明显，沿裂缝面与岩体矿物具有一定的交叉；（d）D井，4 053.00~4 053.11 m，异常高压缝，形状不规则，延伸短，通常具有缝体中部宽，向两端快速减低

Fig.8 Typical natural fracture types of shale， O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin

针对宏观天然裂缝的平面分布研究，在三维地震工区内耦合相干、曲率、似然体3种裂缝预测属性，将天然裂缝预测结果分为网状缝、单一方向缝等2种类型，精度可达10 m级［29-30］。从图9可以看出，NW—SE方向上构造样式由单斜坡向低陡背斜夹宽缓向斜变化，构造变形强度逐渐增大，天然裂缝发育程度逐渐增强。其中，向斜内和斜坡区以网状缝为主，而在窄背斜上以单一方向缝为主。
图9 构造变形强度对宏观天然裂缝分布的影响

Fig.9 Influence of tectonic deformation strength on macroscopic natural fracture distribution

2.3　保存条件

前人［31-35］研究表明，保存条件是页岩气能否富集高产的关键问题之一，且受多因素控制。笔者分别选取构造弱改造区、构造稳定区研究页岩气藏保存条件的主控因素。DZ区块属构造弱改造区，为2组NE—SW向断层（断距100~300 m）夹持的窄向斜，向斜宽度约为5 km；靠近断层的目的层地层倾角较大，其水平和高角度天然裂缝发育，高渗透地层与断层组合形成气体散失通道。单井压力系数与距断层距离呈正相关，表明此情形下构造改造强度是页岩气藏保存条件的主控因素，距离断层越远越有利于页岩气的保存富集［图10（a）］。WY斜坡属构造稳定区，靠近乐山—龙女寺古隆起地层剥蚀边界，为单斜坡构造、断层发育程度极低，地层倾角小于5°。单井压力系数与距剥蚀边界的距离呈较好的正相关，表明此情形下保存条件受控于沉积环境，相对远离露头区或地层缺失带，页岩气能较为有效被保存［图10（b）］。此外，统计显示川南地区单井压力系数随埋深增大而增加，埋深大于3 000 m时压力系数普遍大于1.6，且深层区域压力系数整体大于中深层区域，表明埋深也是影响页岩气藏保存条件的因素之一［图10（c）］。
图10 川南地区五峰组—龙一1亚段保存条件与构造、沉积、埋深的关系

（a）单井压力系数与距断层距离的关系；（b）单井压力系数与距剥蚀线距离的关系；（c）单井压力系数与埋深的关系

Fig.10 The relationship between preservation condition and structure， deposition and burial depth， O3 w-S1 l 1-1 of southern Sichuan Basin

3 典型页岩气藏类型富集条件差异

川南地区目的层发育形成时期在区域平面上存在沉积环境演变，后期又经历多次构造改造，构造演化与变形程度、页岩气聚集与逸散等有显著差异［36-37］。因而形成了丰富多样的页岩气藏类型，以致不同类型气藏的富集条件明显不同。笔者基于气藏沉积特征、构造样式与保存条件分析，结合典型井解剖，建立了斜坡型、向斜型、低陡背斜夹较宽缓向斜型、箱状断背斜型等4种页岩气藏富集条件差异模式（图11）。
图11 川南地区五峰组—龙马溪组典型页岩气藏类型（剖面位置见图6）

Fig.11 Typical shale gas reservoirs of Wufeng-Longmaxi formations in southern Sichuan Basin （the profile location is shown in Fig.6）

3.1　斜坡型页岩气藏

斜坡型页岩气藏主要发育于盆缘向盆内延伸部位，少量分布于盆地内局部向斜往背斜过渡区域。因目的层存在一定地层倾角，页岩气发生侧向运移，气体保存主要受距剥蚀边界距离、上倾方向断层遮挡等要素控制。地层倾角较小，微幅构造欠发育，断层发育程度低，有利于水平井整体部署和优快钻井；水平最大主应力方向在区域上近一致、为近东西向［图6（a）］，应力值与两向水平应力差值随埋深增加而增大；天然裂缝以网状缝为主。此类型页岩气藏属“早期聚集—中晚期逸散+滞留型”页岩气藏，以威远建产区为典型代表［图11（a）］。

3.2　向斜型页岩气藏

向斜型页岩气藏主要分布在盆内，地层平缓稳定、断层发育程度低，天然裂缝以网状缝为主，地层压力系数高（普遍介于1.6~2.1之间）。但埋深、物性、应力等地质条件存在差异。就埋深而言，长宁主体建产区建武向斜埋深适中（主要介于2 000~4 000 m之间），而双龙、罗场、叙永等深大向斜埋深普遍大于4 000 m，目前尚处于勘探评价阶段；就物性而言，川南地区向斜区孔隙度普遍大于4%，但亦存在部分向斜内（如云锦、双龙向斜）少量评价井储层孔隙度小于3%、含水饱和度大于70%、电阻率低于10 Ω·m等现象。此外，向斜区内地应力方向近一致、为NWW—SEE向［图6（b）］，地应力值整体随埋深增加而增大。此类型页岩气藏整体属于“早期聚集—中晚期富集保存超压型”页岩气藏，以长宁建产区为典型代表［图11（b）］。

3.3　低陡背斜夹宽缓向斜型页岩气藏

低陡背斜夹宽缓向斜型页岩气藏主要分布在川南地区中部，沿NE—SW向华蓥山断裂带发育，该断裂带自北东向南西褶皱强度逐渐减弱，在低陡背斜间发育多个较宽缓向斜［5］。低陡背斜受断层夹持而相对狭窄，宽度为1~3 km；向斜内地层较平缓、地层倾角较小、断层发育程度低，向斜宽度介于3~14 km之间，自北东向南西宽度逐渐增大。该类型气藏地应力方向在较宽缓向斜区近一致、为NWW—SEE向，在构造转换带发生偏转、为NW—SE向［图6（c）］。
受构造改造强度影响，其天然裂缝发育程度明显强于斜坡型和向斜型，其中在低陡背斜区以单一方向缝为主、延伸方向平行于断层走向，在较宽缓向斜区主要发育网状缝。因远离剥蚀边界、埋深大（普遍介于3 700~4 400 m之间）、断层封闭性好，压力系数介于1.8~2.2之间，保存条件好。此类型页岩气藏属于“早期聚集—中晚期富集+弱调整超压型”页岩气藏，以泸州北区建产区为典型代表［图11（c）］。

3.4　箱状断背斜型页岩气藏

箱状断背斜型页岩气藏在川南地区分布较局限。以长宁地区西部天宫堂断背斜［图11（d）］为例，该构造平面呈不规则菱形，由4组断层围限而形成鼻突状断背斜［图6（d）］，构造短轴、长轴长度分别为26 km、45 km，构造样式与焦石坝似箱状背斜相似；保存条件明显受控边断层控制，自断层围限的构造边界向核部，地层压力系数由1.1增大到1.9，储层含气饱和度由40%增加到70%；受构造改造强度影响，地应力方向复杂，构造内7口评价井最大水平主应力方向为45°~120°；天然裂缝在断背斜核部以网状缝为主，靠近断层区域发育单一方向缝。此类型页岩气藏属于“早期聚集—中晚期富集+弱调整常压—超压型”页岩气藏，控边断层对页岩气藏富集保存的影响机制近似于常规气藏［36］。

4 勘探开发启示

川南地区已实施井区众多、页岩气藏类型丰富，各建产区产能主控因素认识程度不一。笔者系统梳理不同类型的各已开发页岩气井区，结合前述沉积作用、保存条件、地应力与天然裂缝特征（均受构造背景影响）等分析，探讨以上要素对平面有利区确定、纵向靶体优选、技术政策优化、工程技术改进的影响，并结合实例分析，以期为其他区域页岩气开采提供技术参考。

4.1　平面有利区确定与纵向靶体优选是气井高产的基础

前已述及，沉积作用对页岩储层品质与厚度分布有重要影响。笔者选取近物源区向川南沉积中心方向上的多个井区，从图12可以看出，Ⅰ类储层的井控储层体积（Ⅰ类储层厚度×水平段长度×井距）与单井EUR呈较好相关性，表明井控Ⅰ类储层体积越大、单井EUR越高；此外，川南地区各区块的直井测试产量与地层压力系数呈较好正相关性（图13），表明保存条件也是影响页岩气富集高产的重要因素。依据以上分析，应选择沉积条件有利、Ⅰ类储层发育厚度大且保存条件好（距断层、剥蚀线远，埋深适中）的区域作为平面有利页岩气建产区。
图12 川南地区深层建产区单井EUR与井控I类储层体积关系

Fig.12 Relationship diagram between EUR of single well and volume of typeⅠreservoir controlled by single well， deep producing area of southern Sichuan Basin

图13 川南地区各区块直井测试产量与地层压力系数的关系

Fig.13 Relationship between measured output of vertical well and formation pressure coefficient in each block of southern Sichuan Basin

靶体优选及水平井靶体钻遇长度是影响单井产能的另一主要因素，现有研究主要运用储层纵向精细分类评价与产气剖面分析相结合确定纵向最佳靶体层段［14］。前文已分析，川南地区五峰组—龙一1亚段储层在纵向上非均质性强、呈明显“分层性”，其中龙一1 1小层储层品质最优（图2），生产测井表明产气贡献最高［图14（a）］，为目前各建产区页岩气单层井网开发的最优靶体；局部区域因五峰组—龙一1亚段厚度大，纵向发育下部气层（五峰组—龙一1 4小层）、上部气层（龙一1 5小层—龙一1 7小层）等2套储层品质较优的开发层段，具备双层井网立体开发的潜力［7］。
图14 川南地区泸州区块五峰组—龙一1亚段块产气剖面分析

（a）下部气层各小层产气贡献对比（据生产测井）；（b） 上部气层各小层产气贡献对比（据气相示踪剂）

Fig.14 Gas profile analysis， O3 w-S1 l 1-1 of Luzhou block in southern Sichuan Basin

以泸州区块为例，上部气层中龙一1 6小层下部发育2~6 m厚Ⅰ类储层，已实施水平井气相示踪剂分析表明其产气贡献明显大于龙一1 6小层上部、龙一1 7小层［图14（b）］，应作为下步双层井网立体开发中上层井网的最优靶体。

4.2　地应力与天然裂缝是影响气井产能的重要因素，采用相应技术政策与工程技术有利于气井高产

地应力是影响气井产能的重要因素［19］。N9井区位于长宁地区建武向斜核部，为典型向斜型页岩气藏。受埋深增大影响，地应力集中、分布局部高应力区，最小水平主应力为71~73 MPa、水平两向应力差为10.4~18.8 MPa，并引起储层改造过程中高破裂压力、高施工压力、高停泵压力等“三高”特征。早期采用常规压裂工艺，压裂人工缝扩展受限，储层改造效果不佳，投产的20口井平均测试产量仅为15.5×104 m3/d；针对该区域局部分布高应力区这一特征，后期采用地质工程一体化研究明确了高应力区分布，并升级井口装置、提高储层改造强度（压裂施工排量从早期平均12.7 m³/min增大至后期15.6 m³/min），压裂工艺优化后实施井平均测试产量达到28×104m3/d。以上实例表明，应加强页岩气开发中对地应力分布特征的分析。
天然裂缝是影响气井产能的另一重要因素［17］。前已述及，页岩天然裂缝的平面分布分为单一方向缝发育区、网状缝发育区等2种类型。目前研究进展表明，网状缝有利于页岩储层压裂中形成复杂人工缝网、提高储层改造体积；而单一方向缝易导致压裂期间井间干扰、井筒套管变形［38］。一方面，在单一方向缝发育区，大尺度天然裂缝带的走向无论平行还是斜交于井筒，储层改造体积、人工缝网复杂程度均偏低，即使使用暂堵转向工艺能局部提高人工缝网复杂程度，但无法改变人工裂缝整体扩展方位，导致改造效果存在一定不确定性；另一方面，不同天然裂缝类型发育区表现出不同井间压窜特征，对合理井间距的确定有重要影响。井距试验表明（表3），单一方向缝发育区井距300 m压窜、井距350~400 m及以上未压窜，而网状缝发育区井距300~400 m均未压窜。
表3 天然裂缝对合理井距的影响

Table 3 Effect of natural fractures on reasonable well spacing

天然裂缝类型 井距/m 压窜与否 连通程度
单一方向缝 300 是 示踪剂显示在单一方向缝附近连通率较高
350~400及以上 否 示踪剂显示无连通
网状缝 300~350 否 压裂和生产过程中均无连通响应
400 否 两口井压裂、生产时均无连通响应
以上分析表明，天然裂缝发育类型对有利区优选、井位部署有重要影响。平面建产区优选时，应尽量选择网状缝发育区建产；井位部署时，应选择合理井间距布井，川南地区当前压裂工艺条件下，推荐井间距在单一方向缝发育区、网状缝发育区分别为350~400 m、300 m。

5 结论

（1）沉积作用控制了页岩地层厚度、储层品质与厚度。整体而言，自靠近物源区的区域向沉积中心的方向上，五峰组—龙一1亚段地层厚度、储层厚度逐渐增厚，储层品质变优。
（2）构造变形对页岩气藏的影响体现在构造样式、埋深、地应力场、天然裂缝发育特征等方面。构造样式决定了构造变形程度；埋深对气体赋存状态、储层物性有重要影响；地应力场控制了区域构造变形，从而影响断层、天然裂缝的分布特征；天然裂缝是页岩气赋存和渗流的重要空间，同时对页岩体积压裂效果有重要影响。
（3）页岩气藏保存条件受构造改造强度、沉积作用、埋深等多因素影响。距断层越远、相对远离露头区或地层缺失带、埋深略大，均有利于页岩气的保存富集。
（4）基于气藏沉积特征、构造样式与保存条件分析，建立了川南地区4种页岩气藏类型。其中，斜坡型气藏地层倾角较小、断层发育程度低、网状天然裂缝发育，保存条件受距剥蚀线距离影响；向斜型气藏地层平缓稳定、断层欠发育、以网状天然裂缝为主，地层压力系数高、保存条件好，受埋深影响局部地应力场复杂；低陡背斜夹较宽缓向斜型气藏，地应力场较复杂，发育网状缝、单一方向缝等2种天然裂缝形态，构造变形程度是影响压裂改造效果的关键因素；箱状断背斜型气藏分布范围较局限，其构造变形特征、保存机制近似于常规气藏。
（5）沉积作用、保存条件、地应力与天然裂缝特征等要素对平面有利区确定、纵向靶体优选、技术政策优化、工程技术改进等有重要影响，针对不同类型页岩气藏的以上要素开展分析有助于提高单井产量与页岩气产能建设。

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