四川盆地南部龙马溪组页岩气储集层地质特征及高产控制因素

摘要

四川盆地南部地区(简称“川南地区”)海相页岩气资源潜力巨大,目前埋深2 000～3 500 m的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发,埋深3 500～4 500 rn的深层页岩气也取得了战略突破.通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探地质认识,重点分析了川南地区页岩气高产的关键因素,提出了下一步的勘探方向.研究表明:①海相陆棚沉积环境水体相对深度控制储集层发育和分布.深水陆棚的相对深水区发育Ⅰ类储集层且连续厚度更大.海相陆棚沉积环境水体相对深度可以用氧化还原条件来确定,铀、钍质量比大于1.25时为缺氧还原环境,水体为相对深水区.铀、钍质量比为0.75～1.25时为弱还原弱氧化环境半深水;铀、钍质量比小于0.75时为强氧化环境相对浅水.②页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为10～12m,若Ⅰ类储集层连续厚度大于10m,支撑段则均为优质储量,钻遇Ⅰ类储集层连续厚度越长,产量越高.③川南地区3 500～4 500 m深层页岩气具有地层压力大、压力系数高、孔隙保存好、孔隙结构优以及游离气占比大的特征,是页岩气勘探最有利的新领域,压力系数大于1.2是页岩气井获得高产的必要条件.④深层页岩气建产区高产井模式为龙一11一龙一13小层厚度大于10m区域,水平段长1 500m,Ⅰ类储集层钻遇率超过90％,应采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量的主体工艺技术.⑤深水陆棚内相对深水区与3 500～4 500 rn埋深区域在川南地区表现出较好的重合,重叠区域是今后川南地区页岩气最有利的勘探开发区带.通过理论技术进步,川南地区页岩气有望实现年产450×108m3的目标.