四川盆地及周缘是中国页岩油气勘探增储上产的重要阵地，陆续发现了涪陵、长宁、威荣和永川等海相页岩气田^[1-2]，已探明储量超2×10¹²m³。但目前在四川盆地仅五峰组—龙马溪组页岩气实现了商业性工业开发，为实现页岩气稳储增产，急需在新层系、新领域实现突破^[3-7]。四川盆地侏罗系湖相页岩油气是中国南方页岩油气长期攻关的重点领域。在早期的勘探生产实践过程中，元坝、复兴地区（涪陵区块北部，下文统称复兴地区）多口井在侏罗系湖相页岩层段钻遇良好的油气显示，且多口兼探井在侏罗系湖相页岩层段测试获中—高产工业气流，展现了良好的勘探前景^[8-9]。

2010—2012年，针对四川盆地元坝、复兴地区下侏罗统自流井组大安寨段、东岳庙段等目标开展了勘探评价，在YYHF-1井、FYHF-1井等多口井测试获得中—高产页岩油气流，揭示了两地区陆相页岩具有良好的含油气性；但由于富集规律认识不清、工程工艺技术适应性不强，勘探未取得实质性突破^[10-11]。2012—2018年，针对侏罗系陆相页岩油气，依托中国石化重大专项、重大导向等项目，强化老井复查，利用兼探井取全取准各项资料，立足全盆，进行系统的基础地质条件和勘探潜力再认识和再评价，逐步明确四川盆地陆相页岩具有强非均质性、中等有机质丰度与高黏土矿物含量的特征^[12-13]，提高了对四川盆地侏罗系陆相页岩油气富集的认识，形成选区评价体系，落实复兴地区拔山寺北向斜、拔山寺南向斜为有利勘探目标，优选东岳庙段与凉高山组为有利层系。

2018年在拔山寺北向斜目标区针对自流井组东岳庙段部署FY10井，2019年在拔山寺南向斜针对凉高山组二段部署TY1井，两口井分别测试获日产气5.58×10⁴m³、日产油17.6m³与日产气7.8×10⁴m³、日产油11.4m³，实现了复兴地区自流井组东岳庙段与凉高山组陆相页岩油气新层系勘探重大突破^{[4, 14]}。FY10井与TY1井的突破极大推动了四川盆地陆相页岩油气勘探开发进程，进一步明确了陆相页岩气藏特征，探索了高黏土矿物含量陆相页岩的压裂改造工艺，丰富了中国陆相页岩油气的勘探认识与实践^[15-16]。

本文基于FY10井与TY1井陆相页岩油气勘探实践，系统总结了复兴地区自流井组东岳庙段与凉高山组页岩油气地质成藏条件、富集主控因素和勘探开发关键技术，以期为国内外具备相似地质背景的陆相页岩油气勘探提供借鉴。

复兴地区位于四川盆地东部，隶属川东高陡构造带万县复向斜，受龙门山、齐岳山断裂的影响，构造呈现北东向展布的格局，发育一系列北东—南西向延伸的隔挡式分布的大型复背斜和复向斜，背斜高陡核部主要出露二叠系和三叠系，向斜宽缓区主要出露侏罗系。

早—中侏罗世，复兴地区以浅湖—半深湖沉积为主（图 1），纵向上经历了3次湖侵，自下而上形成了自流井组东岳庙段、大安寨段和凉高山组二段3套富有机质页岩^[17]。其中东岳庙段与凉高山组沉积时期发育优质暗色富有机质页岩，主要集中在东岳庙段一亚段（东一亚段）与凉高山组二段下亚段（凉二下亚段），暗色页岩有机质丰度较高，分布面积相对较广，为侏罗系陆相页岩油气的生成和富集提供良好的物质基础（图 1）。自流井组大安寨段发育介壳灰岩和含介壳泥岩，分布相对局限，主要在复兴地区北部兴隆场地区。

图 1

图 1 复兴地区区域构造位置（左）与地层综合柱状图（右） Fig. 1 Regional structural location (left) and comprehensive stratigraphic column of Fuxing area (right)

凉高山组富有机质页岩主要发育在凉一上—凉二下亚段，其中凉二下亚段位于最大湖泛期，以灰黑色页岩夹薄层粉砂质泥岩为主，岩心及岩石薄片均可见大量粉砂质纹层。TY1井凉二下亚段钻遇富有机质页岩25.2m，有机碳含量（TOC）介于0.47%~3.06%，平均为1.56%；干酪根碳同位素值（δ¹³C_org）介于-28.5‰~-24.1‰，有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主；镜质组反射率（R_o）介于1.29%~1.43%，平均为1.34%，处于高成熟阶段；测井解释孔隙度为2.23%~4.16%，平均为3.52%；黏土矿物含量平均为48.9%，石英含量平均为35.9%，碳酸盐矿物含量为3.4%，总体具有低硅质、高黏土矿物含量特征。

大安寨段富有机质页岩主要发育在大二亚段，沉积背景与东岳庙段相似，以碳酸盐岩湖泊建造为主，主要发育在涪陵北部兴隆场地区，岩性以黑灰色含介壳泥岩夹薄层介壳灰岩为主，岩心可见介壳灰岩薄夹层，岩石薄片可见介壳生物化石。页岩厚度为15~25m，TOC介于0.31%~3.06%、平均为1.29%；干酪根碳同位素值为﹣27.6‰~-22.9‰，有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主；R_o为1.21%~1.41%。储层孔隙度平均为4.21%；黏土矿物含量平均为52.8%，石英含量为19.3%，碳酸盐含量为16.5%（图 2）。

图 2

图 2 复兴地区侏罗系半深湖相页岩品质参数对比 Fig. 2 Comparison of quality parameters of the Jurassic semi deep lacustrine shale in Fuxing area

东岳庙段暗色富有机质页岩主要发育在东一亚段，厚度为25~30m，以灰黑色页岩夹薄层介壳灰岩为主，岩心可见介壳灰岩夹层，岩石薄片可见介壳生物化石。FY10井东一亚段钻遇富有机质页岩28.0m，TOC为1.07%~4.04%，平均为1.72%；δ¹³C_org为-30.6‰~-23.7‰，有机质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主，见少量Ⅰ型；R_o为1.52%~1.58%，平均为1.56%。东一亚段岩心实测孔隙度为3.21%~7.84%，平均为5.21%，黏土矿物含量平均为52.7%，石英含量为21.9%，碳酸盐矿物含量为20.8%，总体具有低石英、高黏土矿物、较高碳酸盐矿物含量特征（图 2）。

复兴地区陆相页岩油气富集成藏受多因素的控制，主要包括沉积相带与环境、保存条件、天然裂缝发育及热演化程度。

受沉积分异作用影响，四川盆地坳陷型湖盆沉积相带对页岩储层发育控制作用明显。总体来看，由滨湖相—浅湖相—半深湖相—深湖相，岩性上表现出砂质、灰质含量逐渐降低，泥质含量逐渐增加。滨湖相、浅湖相有机质来源以陆源输入有机质为主，半深湖有机质以藻类生物为主。从滨湖相、浅湖相到半深湖相，干酪根中惰质组与镜质组减少、壳质组与固体沥青增加，有机质类型由Ⅲ型过渡到Ⅱ₁型。研究区目的层段半深湖—深湖相页岩Pr/Ph普遍介于0.21~1.39之间，指示还原—强还原沉积水体环境，生源母质主要为浮游水生生物及陆源高等植物，母质类型以Ⅱ₁—Ⅱ₂型为主，有机质多呈层状分散分布。

通过对复兴地区陆相页岩层系不同相带、不同岩性的TOC、孔隙度及含气量的统计结果显示，半深湖—深湖相发育的富有机质页岩储层品质优于滨湖—浅湖相；暗色页岩具有较高的TOC、孔隙度和含气量，其次是粉砂质泥岩、泥质粉砂岩和粉砂岩^[16]。分析认为，半深湖—深湖相为陆相页岩优质储层发育有利相带。

相比滨湖、浅湖等沉积环境，半深湖沉积水体较深（一般大于30m），普遍发育还原、厌氧的环境，有利于有机质的保存，因而半深湖环境发育的页岩普遍具有TOC相对较高的特征^[18]。

通过统计发现，页岩TOC与孔隙度及含气量均呈现正相关性的耦合关系，一方面，半深湖相页岩具有较高TOC与黏土矿物含量，导致有机质孔及黏土矿物孔均较发育，具有良好储集性能（图 3）；另一方面，随着TOC和孔隙度的增大，页岩生烃能力强且有利于气体赋存，使得泥页岩的含气量也增加。进一步明确了半深湖相、深湖相纯页岩或夹纹层构造的泥页岩具有“三高”（高TOC、高孔隙度和高含气量）特征，是复兴地区陆相页岩油气勘探有利岩相。

图 3

图 3 复兴地区中—下侏罗统泥页岩储层孔、缝特征照片 Fig. 3 Photograph of pore-fracture characteristics of the Middle-Lower Jurassic shale reservoir in Fuxing area (a) TL601井，2738.43m，东岳庙段，页岩，发育长条状黏土矿物孔与微裂缝，方解石发育大量溶蚀孔；(b) TL601井，2738.43m，东岳庙段，页岩，矿物颗粒间发育线状微裂缝，有机质内发育蜂窝状孔隙；(c) TL601井，2744.21m，东岳庙段，页岩，发育大量片状或楔状黏土矿物孔；(d) TY1井，2483.01m，凉高山组，粉砂质泥岩，黏土矿物层间孔主要呈片状，微裂缝发育；(e) TY1井，2403.84m，凉高山组，粉砂质泥岩，干酪根有机质孔欠发育，边缘发育微裂缝；(f) TY1井，2607.93m，凉高山组，页岩，发育长条状粒缘缝及黏土矿物收缩缝

复兴地区良好的保存条件是页岩油气富集成藏的关键因素之一^[19]。复兴地区位于川东涪陵区块，区内发育北东—南西向的黄泥塘背斜和芶家场背斜，其间则发育大型宽缓拔山寺向斜，地表出露上侏罗统蓬莱镇组，封盖遂宁组与沙溪庙组厚层砂岩、泥岩，有利于页岩油气保存（图 1）。

地震剖面显示，在宽缓向斜区东岳庙段和凉高山组埋藏深度适中，介于2000~3000m。东岳庙段在拔山寺北向斜内压力系数为1.48（XL3井）~1.75（FY10井），位于拔山寺南向斜翼部的TY1井凉高山组二段压力系数为1.2，而在背斜构造区域，凉高山组压力系数降至0.7，说明在远离剥蚀区的稳定向斜构造区，油气保存条件好，压力系数较高（普遍大于1.2），有利于页岩油气的富集成藏。

研究认为向斜构造区东岳庙段和凉高山组具有较高的地层压力，是页岩油气高产的有利条件。首先，高地层压力具有较高的流体驱动能量；其次，高地层压力能降低有效围压，在开发过程中有利于压裂改造；最后，对于挥发性油藏—凝析气藏，地层压力高，则地泡压差或地露压差大，有利于长期稳产^[20-21]。

天然裂缝的存在是沟通储层孔隙、增大渗透率的重要因素，这在致密页岩储层中显得更为重要。从氩离子抛光扫描电镜照片中可以看出，复兴地区陆相页岩以黏土矿物无机孔为主，微裂缝为重要储集空间类型，主要发育黏土矿物收缩缝、有机质收缩缝、介壳内微裂缝等（图 3）。根据多尺度孔、缝定量表征方法，认为微裂缝对总储集空间的贡献率在10%~30%，微纳米级裂缝空间连通性较好^[13]。成像测井解释结果可见发育大量页理缝与高角度缝，在泥页岩相对发育的层段，裂缝发育的长度及密度均高于以砂岩或石灰岩为主的层段。

复兴地区陆相泥页岩中发育的天然裂缝不仅增加了储集空间，提高了渗流能力，而且沟通了无机孔、有机质孔，有利于页岩油气的运移和富集。对于页岩气开发来说，在页岩气保存条件较好的地区，天然裂缝的发育有利于降低地层破裂压力，易与压裂缝共同构成复杂缝网，增强地层压裂改造效果。

富有机质页岩的热演化程度对油气生成及地层流体相态具有决定性作用^[11]。R_o小于0.5%为未成熟阶段，以生物成因气为主；R_o介于0.5%~1.3%为成熟阶段，以液态烃为主；R_o介于1.3%~2.0%为高成熟阶段，以湿气—凝析气为主。复兴地区富有机质页岩的热演化程度与埋深存在一定正相关关系，R_o随埋深增加呈现增大趋势，生油气演化阶段在不同层系、埋深存在差异。

从保压取样实验室定容衰竭实验中排出的液态和气态烃类流体（井流物）的组分、组成分析来看，FY10井东岳庙段井流物（埋深2700m）闪蒸气中CH₄占81.9%、闪蒸油C₁₁₊占42.1%；FY8-1井大安寨段井流物（埋深2090m）闪蒸气中CH₄占71.4%、闪蒸油C₁₁₊占70.1%，TY1井凉二段井流物（埋深2562m）闪蒸气中CH₄占74.3%、闪蒸油C₁₁₊占65.4%，呈现“埋深越大，闪蒸气CH₄含量越高、闪蒸油C₁₁₊含量越低”的特征，反映了随埋深增大，热演化程度越高、轻烃分子占比增大（图 4）。

图 4

图 4 复兴地区中—下侏罗统泥页岩段井流物组分特征 Fig. 4 Composition characteristics of liquid product of the Middle-Lower Jurassic shale section in wells in Fuxing area

研究区多口页岩油气钻井均呈现油气同出特征，基于高压物性及流体闪蒸气组分资料进一步判识东一亚段为无油环凝析气藏，凉二段为带小油环凝析气藏，随埋深变浅凝析气藏油环含量逐渐增大。

综合分析认为，半深湖—深湖相纯页岩或夹纹层构造页岩具有高TOC、高孔隙度、高含气量特征，是页岩油气富集的物质基础；发育大型宽缓向斜、保存条件好，是富集高产的关键；微裂缝普遍发育，有利于页岩油气富集及后期压裂改造；适宜的热演化程度控制地层流体相态，高温高压条件有利于凝析气藏轻烃富集，有利于产出。

复兴地区侏罗系陆相页岩油气相对五峰组—龙马溪组海相页岩气具有页岩储层单层厚度较薄、岩石塑性较高及流体性质复杂等特征^[15-16]。为实现规模开发与效益动用，在地质评价、甜点预测、井位部署、钻井设计、水平段方位及压裂参数优化等方面，急需加强地质工程一体化攻关，形成陆相页岩油气勘探开发关键技术，实现商业开发，为其他地区同类型油气藏的勘探开发提供参考。

（1）陆相优质页岩储层横向沉积变化快、储层薄，传统相控反演精度和分辨率不足^[22-23]，通过开展不同岩相地震和岩石物理响应特征分析，以波形横向变化特征为依据，构建地震相约束下的等时地层格架模型，在贝叶斯框架内优化迭代实现高分辨率反演。该方法能够清晰反映凉高山组复杂岩相纵横向展布特征，反演最高分辨率可达8~10m；进一步结合岩石物理分析结果，实现页岩气层关键甜点参数的高精度预测，预测误差小于5%。有效提高了陆相优质页岩储层预测的分辨率和精度，精准预测了“甜点”区平面展布（图 5）。

图 5

图 5 复兴地区TY1井高分辨率波阻抗反演效果对比 Fig. 5 Comparison of high-resolution wave impedance inversion results for Well TY1 in Fuxing area

（2）综合应用录井（岩性、油气显示等）、测井（常规、特殊测井）、地震预测及现场含（油）气量测试、岩心描述等资料，研究不同小层岩性、地球化学特征、物性、岩石力学及含油气性，开展页岩油气层快速评价，纵向上优选最佳穿行层位（靶心），支撑侧钻水平井方案制定，实现导眼井转侧钻水平井无缝衔接。

（3）水平井方位设计充分考虑裂缝、地应力方向及构造特征、保存条件，结合叠前页岩裂缝预测，以及常规、特殊测井资料成果，避免储层改造裂缝受地应力影响闭合，水平井方向应尽量与最大水平主应力方向呈大角度相交（≥60°）；同时，为预防压裂液滤失，并尽量充分改造天然裂缝形成复杂缝网，水平井方向应与裂缝走向呈一定角度斜交（图 6）。

图 6

图 6 复兴地区TY1井侧钻水平井方位确定示意图 Fig. 6 Sketch of azimuth determination of horizontal Well TY1 in Fuxing area

页岩油气钻井存在大位移水平井造斜难、井壁不稳定、井眼轨迹控制精度要求高、地层可钻性差、机械钻速低、地层中膨胀矿物与常规水基钻井液体系反应加速膨胀导致地层不稳定等难点^[24-25]，亟待突破，解决上述问题从而实现页岩油气商业化开发，对于中国陆相页岩资源开发具有重要意义。

针对前期长水平段水平井钻井过程中定向钻井工具失效问题，TY1井水平段采用旋转导向技术，结合井眼轨迹参数的随钻测井，使用旋转导向工具代替传统的定向工具，研制了变径稳定器、ATS型旋转导向系统和伽马成像测井仪器，保证了井眼轨迹的精确控制，提高了机械钻速，增大了井筒与油藏的有效接触面积^[26-27]。

TY1井水平段一趟钻钻完，进尺为1584m，机械钻速达11.31m/h，实现钻井周期7.33d的优快钻探。水平段采用油基钻井液，预测压力系数为1.35，密度为1.50~1.53g/cm³。一开、二开上部（产层以上）井段水层不发育地层优先采用气体钻井，水层发育地层采用钻井液钻井，聚晶金刚石复合片钻头（PDC）+ 高速螺杆提速提效。

复兴地区侏罗系陆相页岩储层非均质性强，黏土矿物含量较高（平均为50%~60%），脆性中等、多簇裂缝均衡起裂困难，压裂难以形成复杂缝网^[14]。前期研究表明，高黏土矿物含量、低脆性、强塑性的页岩，采用常规大排量体积压裂难以形成复杂缝网^[28-29]，精细化密切割高密度完井成为提高储层动用程度的现实方向。

综合可压裂性评价是地质工程一体化的连接纽带，对单一以含气量为评价指标的地质“甜点”和以岩石脆性为评价指标的工程“甜点”进行压裂工艺优化，均存在很大的局限性，利用地质和工程“双甜点”因素确定低脆性页岩储层压裂目标层位，可以保障实现对储层的最大动用。

针对复兴地区陆相页岩的地质特点，为增加储层改造体积，经过多次的探索与实践，形成了该地区低脆性页岩储层体积压裂技术思路。考虑到复兴地区陆相页岩黏土矿物含量高，遇水易膨胀，为防止泥岩、页岩地层水化膨胀，引起储层伤害和井壁坍塌，研发形成的低伤害防膨滑溜水压裂液体系可降低储层伤害程度。同时，考虑低脆性储层缝网扩展受限，通过增加段长和簇数，减少簇间距，最大限度实施对储层的整体动用。采用缝口和缝内的多级动态暂堵，提高缝内净压力，改善段内各簇间流量分配，保证各簇裂缝有效开启，实现裂缝转向，形成复杂缝网。考虑低脆性岩体特征，形成“主裂缝为主、支裂缝为次、微裂缝为辅”的缝网系统，采用“强加砂技术”，用中—粗砂对主裂缝、支裂缝进行多级组合支撑，优化支撑剖面，尽可能实现裂缝的多级全尺度支撑，进一步保证缝网高导流能力。形成复兴地区“少段多簇+暂堵转向+大排量+中粗砂强加砂”压裂工艺，为低脆性页岩储层体积压裂开辟新的路径。

本文针对复兴地区凉高山组二段下亚段、自流井组东一亚段、自流井组大二亚段陆相页岩开展研究，明确3套半深湖相页岩具有中等TOC、中等孔隙度和高黏土矿物含量的地质特征。深化了陆相页岩油气富集高产主控因素认识，进一步明确了沉积相带控制页岩储层发育、沉积环境控制有机质富集、保存条件控制页岩油气成藏、天然裂缝控制页岩油气高产及热演化程度控制油气藏类型。发展了高分辨率“甜点”预测、水平井高效导向钻井及低脆性页岩体积压裂改造技术，对后期陆相页岩油气勘探及高效开发具有良好的借鉴意义。