Natural Gas Geoscience >

2026 , Vol. 37 >Issue 2: 235 - 250

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.001

Classification and significance of differential geology⁃engineering types of deep shale： A case study of the Wufeng-Longmaxi formations in the western Chongqing area

  • Gaoxiang WANG , 1, 2 ,
  • Xuefeng YANG 1, 2 ,
  • Shan HUANG , 1, 2 ,
  • Deliang ZHANG 1, 2 ,
  • Tianpeng WU 1, 2 ,
  • Jiawei LIU 1, 2 ,
  • Bo LI 1, 2
Expand
  • 1. Shale Gas Research Institute，PetroChina Southwest Oil & Gasfield Company，Chengdu 610051，China
  • 2. Shale Gas Geological Evaluation and Efficient Development Key Laboratory of Sichuan Province，Chengdu 610051，China

Received date: 2025-06-24

  Revised date: 2025-09-30

  Online published: 2025-10-20

Supported by

The National Science and Technology Major Project of China(2025ZD1405301)

the Science and Technology Project of CNPC(2023ZZ21)

Fold

Abstract

The geological resource conditions of shale gas form the foundation， while engineering implementation factors are crucial for formulating reasonable development technical strategies and fully unlocking production capacity. Carrying out geology-engineering characteristics analysis and evaluation is a necessary task for the efficient development of shale gas. Carrying out geology-engineering characteristics analysis and evaluation is a necessary task for the efficient development of shale gas. This study on deep shale gas in the western Chongqing area considers reservoir scale， reservoir quality， and engineering intervention intensity. Based on the integrated geology-engineering concept， key indicators such as structural fracture characteristics， Class I reservoir thickness， gas-bearing characteristics， and in-situ stress are selected to classify geological. The results show that： （1） The deep shale gas reservoirs in the western Chongqing area exhibit favorable quality， with a porosity of 3.5%-6.4% and gas content of 4-9 m³/t. The reservoir scale shows significant variation， with Class I reservoirs measuring 4-16 m in thickness and Class I+II reservoirs 15-65 m， reflecting favorable geological resource conditions supported by substantial reservoir thickness. （2） The shale exhibits good fracturability， yet the degree of natural fracture development is relatively low. The horizontal stress difference ranges from 13-22 MPa， and the in-situ stress Q-value increases from north to south， resulting in gradual instability of the geological mass. This trend is attributed to enhanced stress anisotropy， which correlates with the degradation of subsurface structural stability. （3） The study area can be subdivided into five geology-engineering types. The “double excellent area” features superior geological foundations and low engineering implementation risks； the “thin reservoir and low-stress” area has poor resource foundations but low engineering risks， having basically adapted to the “long horizontal section + high-intensity stimulation” model； the “thick reservoir and medium-risk” area possesses the best geological resource foundations and should adhere to the principle of “ensuring stimulation effects while prioritizing risk prevention and control” to minimize construction risks and enhance gas well productivity； meanwhile， the “complex fault” and “strong strike-slip high-risk” areas exhibit the highest engineering risks， and to address this， measures such as fine-scale characterization of multi-level faults should be fully implemented to reduce stresses associated with stress field instability.

Key words： Deep shale; Geology-engineering type; Longmaxi Formation; Geological resource conditions; Reservoir stimulation; Western Chongqing area

Cite this article

Gaoxiang WANG , Xuefeng YANG , Shan HUANG , Deliang ZHANG , Tianpeng WU , Jiawei LIU , Bo LI . Classification and significance of differential geology⁃engineering types of deep shale： A case study of the Wufeng-Longmaxi formations in the western Chongqing area[J]. Natural Gas Geoscience, 2026 , 37(2) : 235 -250 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2025.10.001

0 引言

上扬子地区五峰组—龙马溪组黑色海相页岩是我国南方下古生界重要的海相烃源岩，同时也是我国页岩气勘探开发的重点层位。历经十余年的勘探开发攻关，实现了埋深3 500 m以浅的海相页岩气资源的有效开发［1-4］。随着勘探开发理论与技术的进一步深入，川南页岩气的勘探开发逐渐迈向深层，深层页岩分布面积大、保存条件好、资源潜力丰富，但同时也面临很大挑战，构造条件复杂、断裂和天然裂缝发育，布井位置优选困难，地应力特征不明、水平应力差大，压裂不易形成复杂缝网，地质体稳定性差，易发生井壁失稳和套管变形等工程复杂状况，严重影响气井产能［4-10］。因此，深层页岩气在前期评价阶段应充分考虑地质资源基础以及工程实施风险，系统分析地质条件与工程要素耦合关系，精细划分地质工程类型，为后续钻完井、储层改造、生产管理等开发指标的制定奠定良好基础。
页岩气的地质资源评价需要在区域地质研究的基础上，综合运用露头、地震、钻井、取心及分析测试等资料，明确富有机质页岩的空间展布规律，落实页岩气富集与成藏的基本地质条件，依据页岩气成藏的关键因素，优选页岩气富集有利区［11］，主要包括构造样式、沉积背景、物性、含气性、有机质丰度、优质储层厚度等内容。秦春雨等［12］考虑TOC、储层物性、含油气性及压力系数等条件划分页岩油气有利勘探区带，舒红林等［13］建立了由TOC、孔隙度、含气量、脆性指数、优质储层厚度和地层压力系数为评价参数的有利区带分类标准。地质资源类要素是基础，工程实施类要素则是能否制定合理的开发技术政策、充分动用储量、充分释放产能的关键。前人研究表明，页岩气井工程实施风险类研究主要包括岩石力学、地应力场以及断裂发育特征，岩石力学贯穿页岩气勘探开发全过程，涉及压后裂缝扩展、钻井井眼轨迹控制及井身结构优化、完井管柱优选设计、固井方式选择等方面［14-15］，现今地应力场控制水力压裂的起裂和扩展［16］，最小水平主应力决定裂缝起裂位置，最大水平主应力决定裂缝扩展方向［17］。总体来说，以地质工程一体化思路为指导，在掌握页岩气主要地质要素的基础上，明确影响工程实施效果的主要指标，开展地质工程差异性评价确定合适的开发技术，为川南深层页岩气高效开发提供有力支撑。
据此，本文以渝西地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组富有机质页岩为研究对象，基于钻完井、岩心、分析化验等基础地质资料，基于构造、沉积、储层等特征开展精细描述，结合地应力实验开展岩石力学、地应力特征及地质体稳定性分析，划分渝西区块深层页岩地质工程类型，并差异化制定开发技术政策，对深层页岩气勘探开发具有重要意义。

1 区域构造背景

四川盆地经历了多期沉积构造旋回，形成了震旦系—志留系海相克拉通断陷盆地、石炭系—中三叠统海相克拉通坳陷盆地、上三叠统—新生界前陆盆地等原型盆地的有序叠合，断裂系统和油气系统发育［18］。盆地四周被龙门山冲断带、米仓山—大巴山冲断带、湘黔鄂冲断带、峨眉山—凉山冲断带所环绕（图1），盆地内部可进一步划分为川西南低褶构造带、川中平缓构造带、川南低陡构造带、盆地南源过渡带和渝西隔挡式构造带［19］。
图1 研究区构造位置

Fig.1 Tectonic location of the study area

渝西区块地处四川盆地东南部，位于川中平缓构造带、川南低陡构造带和渝西隔挡式构造带，区内构造特征差异大，由北西至南东，从平缓向斜向低陡背斜夹较宽缓向斜、隔挡式构造过渡（图1）。区内发育大足平缓向斜、蒲吕场向斜、来苏—云锦向斜、临江向斜、璧山—护国寺向斜、江津向斜和綦江向斜等多个三级构造单元。
受多期应力影响，渝西地区五峰组底断层走向为北西—南东向、近东西向和近南北向，呈“西北平缓欠发育、中部—东南部复杂强发育”的特征（图2）。西北部为川中平缓构造带的大足平缓向斜，构造简单、地层平缓，五峰组底界海拔高度介于-3 900~-4 200 m之间，不发育大型断裂，以Ⅳ级断层为主，断距主要介于20~40 m之间，平面延伸较短，对气藏保存基本没有影响；研究区中部为川南低陡构造带的蒲吕场向斜、板桥向斜、云锦向斜及临江向斜，呈现“低陡背斜夹较宽缓向斜”的特征，五峰组底界海拔高度介于-3 400~-4 200 m之间，Ⅰ级—Ⅳ级断层均有发育，以Ⅱ级—Ⅲ级断层为主，断距主要介于80~300 m之间，平面延伸较长，对气藏保存有一定影响；研究区东南部为渝西隔挡式构造带的璧山向斜和护国寺向斜，五峰组底界海拔高度介于-3 800~-4 400 m，Ⅰ级—Ⅳ级断层均有发育，但断层数量相较中部川南低陡构造带更少，以Ⅱ级—Ⅲ级断层为主，断距主要介于100~300 m之间，平面延伸较长，对气藏保存有一定影响。
图2 渝西地区五峰组底界构造图

Fig.2 Tectonic map of the bottom boundary of the Wufeng Formation in the western Chongqing area

2 沉积特征

奥陶纪晚期至志留纪初期，受广西运动影响，华夏古陆与扬子地块的碰撞作用减缓，扬子板块内发生构造变形，整个板块呈现西北高东南低的地势特征，西北部发生隆起，东南缘向下挠曲成为深水沉积环境，四川盆地及邻区形成了“三隆夹一坳”的古地理格局，川南五峰组—龙马溪组的黑色页岩层便是形成于东南缘深水环境中［20-21］。研究区内由浅至深依次发育侏罗系、三叠系、二叠系、志留系龙马溪组、奥陶系五峰组和宝塔组，缺失石炭系、泥盆系。
五峰组由黑色页岩和暗色泥灰质壳相—混合相沉积“观音桥段”组成，厚度介于2~10 m。黑色页岩段纹层发育，常见笔石、放射虫、角石等生物碎屑，多为黑色硅质页岩、黑色炭质页岩，底部与以深灰色瘤状泥灰岩为主的临湘组呈整合接触，岩性分界明显。由于晚奥陶世全球冰期事件（赫南特冰期）的出现［22-24］，海平面骤然下降，沉积以深灰色介壳灰岩、介壳泥灰岩为主的“观音桥段”，厚度介于20~60 cm。龙马溪组可分为龙一段和龙二段，龙一段自下而上分为龙一1亚段、龙一2亚段，按照岩性组合、电性、古生物及地球化学等特征，龙一1亚段自下而上细分为龙一1 1—龙一1 7等7个小层，岩性主要为黑色炭质页岩、灰黑色粉砂质页岩、灰色页岩和砂质页岩（图3）。
图3 渝西区块典型井五峰组—龙马溪组综合柱状图

Fig.3 Comprehensive histogram of typical wells in Wufeng Formation to Longmaxi Formation of western Chongqing area

3 储层特征

3.1　有机质丰度

五峰组—龙一1亚段页岩实测TOC值介于0.30%~7.88%之间（平均为3.02%），纵向上各小层存在差异（图4），龙一1 1小层TOC含量最高，均值为5.21%。平面上，单井TOC均值介于2.5%~3.0%之间，自剥蚀线向南呈逐渐增大趋势，中部DA2—DA1井区TOC含量最高（图5）。
图4 渝西区块五峰组—龙一1亚段储层品质纵向特征

Fig.4 Vertical characteristics of reservoir quality from the Wufeng Formation to the 1-1 sub-member of the Longmaxi Formation （Long 1-1 sub-member） of the western Chongqing area

图5 渝西区块五峰组—龙一1亚段储层参数等值线图

（a）TOC等值线图；（b）孔隙度等值线图；（c）含气饱和度等值线图；（d）总含气量等值线图

Fig.5 Contour map of reservoir parameters in Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

3.2　孔隙类型

基于微观尺度扫描电镜观察，有机孔常呈圆形、椭圆形，还可见海绵状、蜂窝状等形态（图6），孔径主要分布在10~500 nm之间，是研究区目的层最发育的孔隙类型。无机孔分为粒间孔和粒内孔，常见近圆形、方形、菱形等不规则形态；粒内孔包括原生粒内孔和次生粒内孔，原生粒内孔常见草莓状黄铁矿集合体中黄铁矿晶间孔［图6（a）］、黏土和云母矿物颗粒内的解理孔缝［图6（d）］，次生粒内孔是由于溶解作用或溶蚀作用等成岩改造后形成的孔隙，常见方解石粒内溶孔［图6（b）］、石英粒内溶孔［图6（b）］、白云石粒内溶孔［图6（c）］和长石粒内溶孔；粒间孔主要发育于脆性矿物颗粒之间、脆性和塑性矿物颗粒之间或者是脆性矿物颗粒边缘的孔隙，常见石英粒间孔［图6（b）］、方解石粒内孔、方解石粒间孔等类型。
图6 渝西区块五峰组—龙一1亚段页岩主要储层空间类型

（a）黄铁矿晶间孔，D1井，龙一1 1小层；（b）、方解石粒内孔，长石粒内孔，石英粒间缝，D1井，龙一1 1小层；（c）、白云石粒内孔，Z8井，龙一1 2小层；（d）、黏土矿物片间缝，D2井，龙一1 1小层；（e）、石英粒内孔，H2井，龙一1 1小层；（f）、圆形有机质孔，Z8井，五峰组；（g）、海绵状有机质孔，D2井，龙一1 1小层；（h）、椭圆形有机质孔，Z7井，龙一1 1小层；（i）、长条状有机质，D2井，龙一1 1小层

Fig.6 Main reservoir space types of shale in Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

研究区五峰组—龙一1亚段页岩有机质孔比无机孔更为发育，有机孔面孔率介于0.54%~1.83%之间，无机孔面孔率介于0.02%~0.30%之间，微裂缝发育较少，仅为0.01%~0.19%，总面孔率介于0.91%~1.90%之间，平均为1.45 %（表1）。
表1 渝西区块五峰组—龙一1亚段页岩孔隙面孔率统计

Table 1 Statistics table of shale pore surface porosity in Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

区块 井号

有机孔面

孔率/%

无机孔面

孔率/%

微裂缝面

孔率/%

总面孔率

/%
渝西 Z8 1.41 0.30 0.08 1.79
Z3 0.93 0.03 0.04 1.00
R3 1.83 0.05 0.02 1.90
D1 0.54 0.18 0.19 0.91
D2 1.68 0.02 0.17 1.87
H2 0.96 0.26 0.01 1.23
平均 1.23 0.14 0.09 1.45

3.3　孔隙度

研究区目的层页岩实测孔隙度介于0.8%~8.0%之间（平均为4.7%），纵向上各小层孔隙度均值差异不大（介于4.2%~5.7%之间），龙一1 3小层孔隙度最高（图4）。平面上，渝西区块各井五峰组—龙一1亚段孔隙度介于3.5%~6.4%之间，自剥蚀线向南呈逐渐增大趋势，北部Z8井区、南部H5井区孔隙度最高（图5）。

3.4　含气性

研究区五峰组—龙一1亚段实测含气饱和度介于23%~88%之间，均值为62.6%。纵向上呈“下高上低”的特征，五峰组—龙一1 2小层含气饱和度最高，均值为70.7%，龙一1 3—4小层次之，均值为61.5%，龙一1 5—7小层含气饱和度最低，均值为54.1%。平面上，自剥蚀线向南含气饱和度呈先增大再减小的趋势，中部R1井区、D2井区含气饱和度最高，西南部存在高含水区域（图5）。
五峰组—龙一1亚段含气量介于0.3~11.1 m3/t之间，平均为6.3 m3/t。纵向上，由深至浅呈先增大再减少的趋势，龙一1 1小层含气量最高，为8.2 m3/t，其次为龙一1 2—3小层，均值分别为7.1 m3/t和7.6 m3/t，五峰组和龙一1 4—7小层含气量相对偏低，均值介于5.1~5.6 m3/t之间。平面上，自剥蚀线向南五峰组—龙一1亚段含气量呈先增大再减少的趋势，中部R203井区、DA1—DA2井区含气量最高（图5）。

3.5　优质储层展布

基于有机质丰度、孔隙度和总含气量等参数开展储层分类评价，将渝西地区五峰组—龙一1亚段页岩分成Ⅰ类、Ⅱ类和Ⅲ类储层，Ⅰ类储层TOC值大于3%、孔隙度大于4%、总含气量大于5 m3/t，Ⅱ类储层TOC值大于2%、孔隙度大于3%、总含气量大于4 m3/t，Ⅲ类储层TOC值小于2%、孔隙度小于3%、总含气量小于4 m3/t，渝西地区五峰组—龙一1亚段主要为Ⅰ类储层和Ⅱ类储层，Ⅲ类储层仅发育在五峰组下部和龙一1 7小层。其中，Ⅰ类储层常分布于五峰组中部至龙一1 3小层，局部地区在龙一1 6小层可见Ⅰ类储层发育，但偏薄，多为1~3 m。Ⅱ类储层主要分布于五峰组、龙一1 4—6小层，厚度大且分布稳定，一般介于25~40 m之间。Ⅲ类储层主要发育于五峰组底部、龙一1 6小层顶部和龙一1 7顶部，整体偏薄，介于2~15 m之间。
平面上，研究区Ⅰ类储层连续厚度变化较大，由北至南呈逐渐增大的趋势，由4 m增厚至16 m，北部Z1—Z3井区Ⅰ类储层连续厚度偏低，介于4~8 m之间，南部H2井区、D1井区Ⅰ类储层连续厚度大，约为10~14 m（图7）。由北西至南东向，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度呈先增大再减小的趋势，北部Z1—Z3井区介于15~40 m之间，中部R1—D2井区介于40~55 m之间，西南部H2—D1井区最厚，一般大于60 m（图7）。
图7 渝西区块五峰组—龙一1亚段储层厚度图

(a)Ⅰ类储层连续厚度等值线图；（b）Ⅰ+Ⅱ类储层厚度等值线图

Fig.7 Reservoir thickness map of Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

4 工程要素特征

4.1　岩石力学

岩石的力学性质包括岩石在力学作用下的变形及强度特征。岩石的杨氏弹性模量和泊松比是描述岩石弹性形变、衡量岩石抵抗变形能力的程度的重要参数。杨氏模量的大小代表了岩石的刚性程度，杨氏模量越大，越不容易发生形变；泊松比又称横向压缩系数，是反映物体横向变形的弹性参数［14-15］。
本文使用GCTS RTR-2000设备开展三轴岩石力学实验。实验施加围压、孔压、温度分别模拟地应力、孔隙压力、地层温度，绘制的应力/应变曲线可直观反映岩石在地层温度、压力条件下的弹、塑性特征，通过实验数据分析计算得到岩石抗压强度、杨氏模量、泊松比等力学参数。渝西地区五峰组—龙一1亚段杨氏模量介于3.11~4.72 GPa之间，平均值为3.97 GPa；泊松比介于0.17~0.25之间，平均值为0.23，页岩可压性较好（表2）。
表2 渝西地区五峰组—龙一1亚段岩石力学特征

Table 2 Rock mechanical properties in Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

井号 小层 杨氏模量/GPa 泊松比
Z6 龙一1 1 3.11 0.20
Z11 龙一1 2 4.40 0.25
Z11 龙一1 1 4.59 0.29
Z2 龙一1 1 3.08 0.21
Z7 龙一1 1 3.58 0.23
D2 龙一1 1 4.04 0.22
H2 龙一1 1 3.80 0.21
H4 龙一1 1 3.62 0.25
H5 龙一1 1 4.71 0.25
J1 龙一1 1 4.72 0.22

4.2　天然裂缝

基于岩心尺度裂缝描述，渝西区块五峰组—龙一1亚段以水平缝（倾角0°~15°）和直立缝（倾角75°~90°）为主，斜交缝（倾角15°~75°）较少发育。水平缝多为沉积形成的层理缝、少为构造成因的顺层滑脱缝，常见方解石和黄铁矿充填［图8（a），图8（b）］，偶见泥质和白云母充填［图8（e）］。直立缝常为构造剪切成因，呈U形或者倒U形，延伸一般较长，最长可达60 mm，常见方解石充填［图8（c）］。斜交缝相较于前2种类型来说发育较少，一般为构造成因或者后期溶蚀形成，常见充填物为方解石［图8（d），图8（f）］和黄铁矿等。显微薄片和氩离子抛光扫描电镜观察，还可见有机质周缘缝、矿物粒内缝等微裂缝类型［图8（g），图8（h）］。
图8 渝西区块五峰组—龙一1亚段页岩天然裂缝发育特征

（a）水平缝，黄铁矿充填，Z8井，龙一1 1小层；（b）水平缝，方解石充填，Z6井，龙一1 3小层；（c）直立缝，构造剪切成因，方解石充填，H2井，龙一1 1小层；（d）溶蚀缝，方解石半充填，H3井，龙一1 2小层；（e）构造缝，充填泥质和白云母，Z3井，龙一1 4小层；（f）构造缝，充填方解石，J1井，龙一1 3小层；（g）有机质周缘缝，D1井，龙一1 3小层；（h）长石粒内缝，H2井，五峰组

Fig.8 Development characteristics of natural fractures in shale of Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

为了定量评价岩心尺度天然裂缝发育程度，本文开展了渝西地区天然裂缝精细描述，主要包括裂缝条数、倾角类型、充填程度、裂缝宽度、延伸长度等属性，并计算裂缝发育指数（F fz）［25］，F fz计算公式如下：
F f z = F m × F c × F q 10
式中：F m为天然裂缝总线密度；F c为裂缝充填物种类；F q为裂缝倾角种类。F fz ≤0.1、0.1<F fz<1.0、F fz≥1分别对应发育程度低、中等、高［25］。
优选研究区不同向斜区气井开展天然裂缝精细描述，纵向上，裂缝发育指数呈“下高上低”的特征，五峰组裂缝发育指数最高，F fz介于0.7~6.6之间，平均为2.19；其次是龙一1 1—3小层，F fz介于0.1~3.8之间，平均为1.15；龙一1 4—7小层发育指数最低，F fz介于0~0.52之间，平均为0.12。平面上，各向斜区天然裂缝具有较大差异，由剥蚀线向南，五峰组—龙一1亚段裂缝发育指数呈逐渐增高趋势，北部大足平缓向斜内F m均值为2.5条/m、F fz均值为0.41，裂缝为中等发育；中部蒲吕场—临江向斜区F m均值为3.3条/m、F fz均值为0.62，裂缝为中等发育；南部来苏云锦向斜内F m均值为4.1条/m、F fz均值为1.29，裂缝发育程度高。
天然裂缝作为页岩气的重要储集空间和运移通道，是影响储层品质和页岩气产量的关键因素。相关研究表明页岩水力压裂的纵向动用高度约为20~30 m［6］，本文以纵向可动段30 m来统计裂缝发育指数，结果表明研究区纵向可动段F fz均值介于0.16~1.61之间，裂缝发育程度主要为中等强度（占比约80%），仅少数井的裂缝发育程度较高。同时开展纵向可动段F fz均值与气井效果相关性分析，结果表明随着F fz增加，气井每米EUR呈先增大后降低的趋势，以水平段长1 800 m 的标准井EUR=1.2×108 m3来折算，对应气井每米EUR约为6.67×104 m3，F fz介于0.2~0.6时，气井效果较好（图9）。
图9 深层页岩纵向可动段天然裂缝发育程度（F fz）与气井效果关系

Fig.9 Relationship diagram between natural fracture development degree （F fz） of vertical movable interval in deep shale and gas well performance

4.3　地应力

地应力是指地壳岩石在漫长的地质历史中形成的天然内应力，其受控于上覆岩层重力以及构造运动产生的构造应力，是岩性、埋深、岩石结构和构造的综合反映［26-27］。沉积盆地的岩层处于三轴应力状态下，所谓的地应力场包括方向和大小，对岩层而言，既受到垂向地应力控制，又有水平地应力影响，因此描述地应力场时应考虑地应力场方向和不同方向上的地应力大小，通常采用3个方向的应力来表示岩石单元的应力环境：σ 1、σ 2、σ 3分别代表最大、中间、最小3个主应力，对应用σ v、σ H、σ h分别代表垂向、水平最大、水平最小主应力［26-28］。在页岩气勘探开发中，地应力场对井位部署、钻完井工程、储层改造等方面具有重要意义。

4.3.1　地应力方向和大小

在压裂改造过程中，地应力场方向决定了压裂缝网延伸方向，一般人工改造缝网易沿着最大水平主应力方向进行扩展。渝西地区已有钻井揭示，区域最大水平主应力方向为北西—南东向（110°~150°），不同井区地应力方向存在较大差异，由南至北最大水平主应力方向发生偏转，逆时针偏转10°~25°。南部J1井区、H2井区最大水平主应力方向为北西—南东向（110°左右），中部DA井区应力方向为北东—南西向（125°左右），北部Z1—Z3井区应力方向为北东—南西向（135°左右）（表3）。
表3 渝西区块五峰组—龙一1亚段页岩地应力特征

Table 3 In-Situ stress characteristics of shale in Wufeng Formation to Long 1-1 sub-member in western Chongqing area

井区 井号 最大水平主应力方向/（°） σ H/MPa σ h/MPa σ v/MPa （σ H－σ h）/MPa 地应力状态 地应力Q值
Z1—Z3井区 Z6 150 102.2 80.8 103.9 21.5 正断层 0.93
Z8 125 112.5 99.8 108.9 12.7 弱走滑 1.25
Z10 135 100.7 81.5 107.9 19.2 正断层 0.73
Z7 130 110.9 91.4 108.3 19.5 弱走滑 1.13
Z3 135 99.2 79.5 99.6 19.7 正断层 0.98
Z9 127 103.7 85.3 108.5 18.4 正断层 0.79
平均 104.9 86.4 106.2 18.5 0.97
DA井区 D1 145 112.0 99.0 113.0 13.0 正断层 0.91
D2 122 105.7 92.7 113.0 13.0 正断层 0.96
平均 108.9 95.9 113.0 13.0 0.94
H2井区 H4 122 102.2 86.1 91.6 16.1 强走滑 1.66
H2 141 108.9 89.0 102.3 19.9 走滑 1.33
H5 115 113.7 97.4 108.2 16.3 走滑 1.34
H6 105 121.0 106.6 111.3 14.4 强走滑 1.67
H7 110 117.7 102.8 108.7 14.9 强走滑 1.60
平均 112.7 96.4 104.4 16.3 1.52
J1井区 H1 110 110.0 96.5 106.0 13.6 走滑 1.30
J1 115 115.3 98.8 109.1 16.5 走滑 1.38
平均 115.3 100.2 107.9 15.1 1.49
区块平均 110.5 94.7 107.9 15.7 1.23
研究区龙一1 1小层实测最大水平主应力介于99~121 MPa之间，平均为110.5 MPa，由北至南呈逐渐增大趋势，北部Z1—Z3井区最低（平均为104.9 MPa），中部DA井区适中（平均为108.9 MPa），南部H2井区、J1井区最大水平主应力最高，均值分别为112.7 MPa、115.3 MPa。最小水平主应力介于79~106 MPa之间，平均为94.7 MPa，由北至南呈逐渐增大趋势，北部Z1—Z3井区仍最低（平均为86.4 MPa），中部DA井区适中（平均为95.9 MPa），南部H2井区、J1井区最小水平主应力也是区域最高，均值分别为106.6 MPa、100.2 MPa。垂向应力介于91~113 MPa之间，中部DA井区垂向应力最高，北部Z1—Z3井区和南部H2井区、J1井区偏低（表3）。
水平应力差范围为13~22 MPa，平均为15.7 MPa，北部Z1—Z3井区最高，平均达18.5 MPa，南部H2井区、J1井区水平应力差均值分别为16.3 MPa、15.7 MPa，中部DA井区最低，均值为13 MPa（表3）。

4.3.2　地应力状态

根据三向地应力大小可将地应力状态分成正断层型、走滑断层型和逆断层型3种类型［29］，研究区页岩实测三向地应力大小呈现2种关系，即“σ1=σv、σ2=σH、σ3=σh”、“σ1=σH、σ2=σv、σ3=σh”，分别对应正断层、走滑断层型应力状态。通过数据统计发现，属于同种应力状态下，不同地区的三向应力之间的关系同样存在明显的差异，因此采用地应力Q值（无量纲）可视化定量化评价地应力状态，其计算方式如下［29］：
Q = σ H - σ h σ v - σ h
Q = 2 - ( σ v - σ h ) ( σ H - σ h )
式中：当σ1=σv、σ2=σH、σ3=σh时，为正断层型地应力状态，应力Q值按照公式（1）计算，Q值介于0~1之间；当σ1=σH、σ2=σv、σ3=σh时，为走滑断层型应力状态，应力Q值按照公式（2）计算，Q值介于1~2之间。按照Q值大小，进一步细分走滑断层型应力状态类型，当1≤Q≤1.25时，为弱走滑断层型应力状态；当1.25≤Q≤1.5时，为走滑断层型应力状态；当1.5≤Q≤2时，则为强走滑断层型应力状态。
渝西页岩气田地应力Q值分布范围为0.73~1.67（表3），各井区具有明显差异，由北至南，由正断层应力状态逐步变成走滑断层应力状态（图10）。北部Z1—Z3井区Q值介于0.73~1.25之间、均值为0.93，中部D1—D2井区Q值分布稳定、均值为0.94，均以正断层应力状态为主，地层稳定性较好，施工风险低。西南部H2井区Q值最高，介于1.33~1.67之间、均值为1.52，以强走滑断层应力状态为主，南部J1井区Q值介于1.30~1.38之间、均值为1.34，为走滑断层应力状态，地层稳定性较差，施工风险较高。
图10 渝西区块应力Q值等值线

Fig.10 Contour map of stress Q-Valuein western Chongqing area

5 讨论

5.1　关键参数优选

储集层品质与其发育规模是反映地质资源基础最直观的参数，储层厚度越大品质越优，可动用资源越充分，而储层改造程度则是决定资源是否得到有效动用的核心指标，因此围绕储层品质、储层发育规模与压裂改造程度等方面优选关键地质工程参数。
在压裂改造规模一定的情况下，储层厚度越大储层品质越优，气井产量越高，研究区目的层储层厚度变化大，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度介于15~65 m，Ⅰ类储层厚度为4~16 m，考虑页岩气水力压裂纵向动用范围一般在20~30 m，过厚的储层在单层井网部署下也没法实现完全动用，而在有效动用范围内Ⅰ类储层越厚越好，因此将Ⅰ类储层厚度作为刻画储层发育规模的重点参数。储层品质方面，考虑页岩孔隙发育与有机质含量密切相关，研究区平面上有机质含量变化较小，故将含气性作为评价储层品质的基本参数。
储层改造方面，气井水平段长、靶体钻遇率、压裂施工参数以及工程实施风险等都是影响气井产能的关键因素。同等地质条件下，水平段长更长、钻遇率更高、压裂参数更大且工程风险低，气井产能越高。适宜的埋深条件、简单的构造格架、平缓的地层，更容易打长水平段、提高钻遇率，偏低的水平应力差、稳定的地应力状态，更容易提高压力施工参数、降低实施风险，水力压裂裂缝的延伸方向、延伸长度、改造体积也均受地应力的控制，因此将埋深、构造断层、地应力大小及状态等作为评价储层改造的重点指标。

5.2　有利目标区圈定

前文提到，研究区构造断裂复杂，目的层埋深变化大，储层厚度及品质差异也较大，本文以Ⅰ类储层厚度下限、含气性下限和埋深上限为有利目标区优选标准，同时满足Ⅰ类储层厚度大于4 m、含气饱和度大于50%、埋深小于4 500 m的区域为有利目标区。
研究区Ⅰ类储层厚度呈现“北薄南厚”的趋势，北部Z12井、Z9井Ⅰ类储层仅厚4~5 m，采用高强度压裂改造气井效果良好，具备一定资源潜力；此外，通过对比研究区南部气井含气饱和度与电阻率关系发现（图11），含气饱和度低于50%出现低电阻现象，气井效果差，因此认为Ⅰ类储层大于4 m且含气饱和度高于50%的区域是研究区获气下限。再结合适宜的施工条件，扣除埋深超过4 500 m区域，并避让大型断裂，即可圈定有利目标区。研究区页岩气藏有利目标区面积约为2 560 km2，估算地质储量约为13 568×108 m3。
图11 渝西区块气井含气饱和度与电阻率关系

Fig.11 Relationship diagram between gas saturation and resistivity of gas wells in western Chongqing area

5.3　地质工程类型划分

在有利目标区内，根据储层厚度、含气饱和度、地应力Q值、水平应力差等指标，将地质工程类型进一步细分为“双优”区、“薄储层+正应力”区、“厚储层+中风险”区、“断裂复杂”区和“强走滑高风险”区等5种类型（图12，表4）。
图12 渝西地区地质工程类型分布

Fig.12 Distribution map of geology⁃engineering types in western Chongqing area

表4 渝西地区地质工程类型参数

Table 4 Parameter table of geology⁃engineering types in western Chongqing area

类型 断层发育情况

储层埋深

/m

Ⅰ类储层

厚度/m

 含气饱和度/% 水平应力差/MPa Q值 地应力状态
双优区 以Ⅱ级断层为主 4 000~4 400 8~12 65~70 13 <1.0 正断层应力
薄储层+正应力区 断层欠发育 3 900~4 400 4~7 60~65 18~21 0.7~1.1 正断层应力—弱走滑应力
厚储层+中风险区 以Ⅰ级、Ⅱ级断层为主 4 000~4 400 10~14 50~60 16~20 1.3~1.5 走滑—强走滑应力
断裂复杂区 以Ⅰ级、Ⅱ级断层为主，滑移性较强 3 500~4 300 7~8 60~65 15~16 1.1~1.3 弱走滑应力
强走滑高风险区 以Ⅱ级断层为主 3 800~4 200 8~10 55~65 15~16 >1.5 强走滑应力
“双优”区位于临江向斜D1—D2井区，是研究区地质工程条件最佳的区域，Ⅰ+Ⅱ类储层厚度约为50 m，其中Ⅰ类储层厚度约为8~12 m，储层纵向连续性好且品质佳，上下部气层均具高孔、高含气性特征，开采潜力巨大。该区域地应力差较小，约为13 MPa，应力Q值低，发育正断层应力机制，地质体稳定性好，岩石力学特征也展示出良好的可压性，后续水力压裂过程中易形成复杂缝网，该地区已实施的评价井和平台井均未出现套变，气井效果好，每米EUR值平均为7.29×104 m3。由于该区域储层品质好且实施风险低，后续可适当减小井距提高单层井网采收率，同时加快立体开发井网部署。
“薄储层+正应力”区位于研究区北部大足平缓向斜和蒲吕场向斜，该区域Ⅰ+Ⅱ类储层厚度仅35 m左右，Ⅰ类储层连续厚度为4~7 m，储层厚度虽薄但品质较好，该区域地层平缓断层欠发育，具备打长水平段的基础，水平应力差偏大但应力Q值低，发育正断层—弱走滑应力机制，地质体稳定性好。该区域工程条件好，施工风险低，可适当延伸开发井水平段长度，采用高强度压裂改造参数提高水力裂缝规模，进一步提升气井产能。目前已实施井平均水平段长2 200 m，靶体钻遇率平均为98%，压裂施工规模强，平均加砂强度为3.82 t/m，平均用液强度为39.7 m3/m，平均排量为18.5 m3/min，无套变压窜等工程复杂事故发生，气井效果较好，每米EUR值平均为5.91×104 m3。该区域高强度改造与长水平段的组合已取得较好成效，可弥补地质资源基础相对较弱这一短板，后续可进一步优化压裂改造参数，深入拓展研究薄储层下限。
“厚储层+中风险”区位于来苏云锦向斜H2—H5井区、临江向斜DA1井区以南，该区域Ⅰ+Ⅱ类储层厚度大于55 m，Ⅰ类储层连续厚度为10~14 m，储层厚度最大且品质好，是研究区地质资源最优越的区域；但水平应力差变化大，介于16~20 MPa，应力Q值较高，介于1.3~1.5，为走滑—强走滑应力状态，地质体稳定性差，且Ⅰ级断裂发育，具有一定的施工风险。该区域单井和平台井组都有不同程度的套变现象发生，气井产能受到影响，每米EUR值平均为5.27×104 m3。该区域地质资源丰富，以“提升改造效果、兼顾风险防控”为原则，降低施工风险提高气井产能，开展多层立体井网部署研究进一步提高采收率［6，9］。
“断裂复杂”区位于板桥向斜R231—R3井区，该区域Ⅰ+Ⅱ类储层厚度约为40 m，Ⅰ类储层连续厚度约为7~8 m，具有较好的地质资源基础；发育Ⅰ级断层4条、Ⅱ级断层11条，断层断距较大，平面延伸较长，断裂与最大水平主应力的夹角普遍小于30°，基于滑移断裂风险评价方法发现［5］，该区域断裂以强滑移性为主，应力Q值为1.1~1.3，为弱走滑应力状态，水平井储层改造过程中很容易遭遇断裂发生应力场失稳引发剪切滑移，后续可深入开展多级断裂精细刻画，提升微小断裂预测精度，井网部署方面，综合考虑井组井轨迹与滑移断裂分布关系，可将井轨迹方位与最大水平主应力方向夹角调整至45°~60°，做好风险防控。
“强走滑高风险”区位于研究区西部H3—H4井区，该区域Ⅰ+Ⅱ类储层厚度约为55 m，Ⅰ类储层连续厚度约为8~10 m，地质基础较好；天然裂缝发育程度高，水平应力差为15~16 MPa，应力Q值大于1.5，为强走滑应力状态，地层稳定性差，施工风险高，单井在压裂期间也有套变现象发生，如何减小应力场失稳带来的风险是该区域急需解决的问题。

6 结论

（1）渝西地区深层页岩储层品质好，孔隙度为3.5%~6.4%、含气量为4~9 m3/t，储层规模变化较大，Ⅰ类储层厚4~16 m，Ⅰ+Ⅱ类储层厚15~65 m，地质资源条件整体较好。
（2）研究区页岩可压性好，天然裂缝发育程度偏低，水平应力差为13~22 MPa，由北至南地应力Q值变高，地质体稳定性逐渐变差。
（3）研究区可细分为5种地质工程类型，“双优”区地质基础优越，工程实施风险低；“薄储层+正应力”区资源基础较差但工程风险低，已基本适应“长水平段+高强度改造”模式；“厚储层+中风险” 区域地质资源最优，以“确保改造效果、兼顾风险防控”为原则，降低施工风险提高气井产能；“断裂复杂”区与“强走滑高风险”区工程风险最高，应充分开展多级断裂精细刻画等措施降低应力场失稳带来的风险。

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