下寒武统筇竹寺组页岩与上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩均属海相沉积，具有相似的特点，如厚度大、分布稳定、有机质含量高、成熟度高等^[1-14]，是我国页岩气资源潜力最大的层系之一。但由于筇竹寺组层系地层较老，孔隙度偏低，在对该套层系10余年的勘探过程中多数地区的产气效果不理想，并未实现规模商业化的开发。早些年，威远背斜及周边、鄂西等地区发现了一些具有工业潜力的页岩气井，如威远背斜及周边地区的威201-H3井获2.83×10⁴m³/d的测试产量^[15-16]，金页1HF井获8×10⁴m³/d测试产量^[17]，鄂西地区宜页1井产气量为6.02×10⁴m³/d^[18]，但由于产量较低或稳产能力较差，并未实现商业突破，而其他地区钻井多以微气为主。2023年4月8日，威远背斜东北翼的裂陷槽内部署的资201井取得重大突破，该井测试产量达73.88×10⁴m³/d，是中国针对新层系测试产量最高的页岩气井，该井的突破预示着资源潜力巨大的筇竹寺组页岩具有获得高产页岩气流及规模上产的条件。该井的突破恰逢泸州深层龙马溪组页岩气上产的瓶颈期，对中国页岩气的上产及产业未来的发展意义重大。

四川盆地及周缘筇竹寺组页岩气从第一口井到现在已有近百口钻井，历经10余年才获得高产突破，这与人们在前期勘探及研究过程中普遍形成的筇竹寺组页岩地层年代老、储层压力低、成熟度高、石墨化严重、孔隙度低以及对保存条件要求高等认识有关，而筇竹寺组是否存在孔隙发育的超压区是该套页岩突破的关键。本文以寻找孔隙发育的超压区为重点，重点阐述了资201井的部署过程，同时以资201井及四川盆地内56口钻井资料（常规井和页岩气评价井等）为基础，以裂陷槽内外6口页岩气评价井为重点，分析川南地区筇竹寺组富有机质页岩的横纵向展布特征及孔隙发育特征，建立筇竹寺组页岩气富集模式，并剖析资201井获得高产气流的关键地质要素，指出了筇竹寺组页岩气富集的关键，提出了筇竹寺组下一步的勘探及发展方向，对筇竹寺组页岩气下一步勘探开发具有重要的理论和现实意义。

四川盆地位于中上扬子区域，在震旦纪—早寒武世处于拉张期，形成了地垒、地堑式盆地结构，控制了下寒武统筇竹寺组黑色页岩沉积。随着梅树村阶—筇竹寺阶沉积期四川盆地内部的弱拉张作用和全球海平面持续上升的双重影响，盆地内部的沉积充填特征发生显著改变：筇一段沉积期绵阳—长宁裂陷槽形成后，槽内的沉积相以深水陆棚为主，受周围水下隆起阻隔作用，形成一个弱—半封闭海湾^[19-21]；筇二段沉积期克拉通内裂陷强度减弱，四川盆地主体转为浅水陆棚和滨岸沉积^[22-23]。筇竹寺组页岩在四川盆地广泛分布，页岩厚度为300~700m，其中位于盆地西侧的绵阳—资阳—宜宾一带页岩厚度最大，超过500m，页岩的厚度及沉积环境主要受裂陷槽发育控制，裂陷槽内页岩厚度大，沉积环境以深水陆棚相为主，是页岩气勘探开发的有利区域，裂陷槽外以浅水陆棚为主（图 1）。从纵向上来看，筇竹寺组共发育4套富有机质页岩（从下到上编号①至④）（图 2），是页岩气开发的有利层段，上述4套页岩（尤其是①~③号层段）的分布受裂陷槽分布的控制。

图 1

图 1 四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩沉积相分布图 Fig. 1 Sedimentary facies map of the Lower Cambrian Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin 沉积相据文献[6]修改；地层厚度编制基于四川盆地及周缘57口钻井和部分露头数据

图 2

图 2 资201井综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive stratigraphic column of Well Zi 201

储层厚度大、孔隙度高、压力高是资201井获得高产突破的基础，最佳靶体的优选、高钻遇率和高改造强度是该井高产的必要条件。

从储层厚度上来看，资201井部署区发育4套深水陆棚相富有机质页岩，厚度为21.8~68.9m，其中主要目的层段储层厚度为57.7m，大厚度页岩储层为页岩气生成奠定了物质基础。

从储层孔隙发育来看，页岩中孔隙能否保存是页岩气富集的关键之一。前人研究表明^{[5, 9, 11]}，筇竹寺组页岩的孔隙度普遍小于4%，一般为1%~3%，而较低的孔隙度是筇竹寺组未能实现高产突破的重要因素之一。为了落实该区域孔隙度特征，对当时该区域的唯一钻井GS17井（图 1）的岩心进行了孔隙度测试工作，该井由于是常规的评价井，仅在④号层段有少量岩心，实测该层段5个样品的孔隙度为3.8%~4.7%，平均为4.32%，从孔隙度特征上来看，该井的孔隙度明显优于其他已钻井的孔隙度，较高的孔隙度提振了资201井的部署信心。

储层超压是资201井部署的重要依据，其不仅预示着较好的保存条件，同时也利于页岩孔隙的保存，而寻找超压孔隙发育区是筇竹寺组页岩气有利区优选的关键^[24-25]。资201井部署前威远背斜及周边的筇竹寺组页岩气钻井少，实测含气量数据相对较少，故采用了气测录井数据对比页岩的含气性及储层压力。从气测异常统计来看，位于威远背斜核部附近的W1井①号、②号和③号有利层段均见气测异常显示（钻井液密度为1.35g/cm³），实测为常压气藏，裂陷槽内部GS17井见多段气测异常段（钻井液密度为2.05g/cm³），GS17井北部的ZJ2井（钻井液密度为2.0g/cm³左右）也见多层段的气测异常，GS17—ZJ2区域钻井液密度更大，见气测异常反映储层压力更高。资201井的压力系数大于2.0也印证了上述结论。

GS17井及周边地区更高的储层压力和孔隙度预示着更高的页岩含气量。大厚度、高储层压力、高孔隙度为资201井的高产奠定了基础，同时，该井的部署过程中也考虑了包括顶底板条件、矿物组成等其他因素。此外，资201井的高产与靶体优选、高钻遇率和储层改造密不可分。资201井箱体深度为4603~4608m，位于纵向储层品质最优层段（③号储层最优层段），水平段长1800m，平均TOC为4.8%，总含气量为7.5m³/t，孔隙度为5.5%，含水饱和度为20.9%，脆性矿物含量为68.6%，该井的靶体钻遇率达100%；资201井的改造强度较高，排量为14~18m³/min，用液强度为40~45m³/m，加砂强度为3~3.5t/m。良好的地质条件与工程条件促使该井获稳定日产气量73.88×10⁴m³。

上述内容是资201井部署的直接依据，而筇竹寺组页岩气富集规律的深化认识是该井部署的理论依据。资201井的部署与对页岩沉积展布规律、孔隙发育规律、储层压力分布规律等的认识密不可分。

地层等时对比是页岩沉积展布研究的基础。四川盆地不同区域筇竹寺组页岩厚度差别较大，从GR曲线上来看，不同区域的曲线特征存在明显差异（图 3），这给地层对比与展布研究带来了困难。为实现对不同区域GR曲线差异较大的钻井进行等时对比，本文以肖滩剖面为基础，对不同区域的典型钻井开展了古生物鉴定与生物地层划分工作。

图 3

图 3 四川盆地典型连井剖面富有机质页岩段分布与典型井三叶虫、小壳化石照片（剖面位置见图 1） Fig. 3 Distribution of organic rich shale in typical cross-well section in Sichuan Basin and photos of Trilobites and small shell fossils in typical wells (section location is in Fig. 1) a—W7井，3006.37m，Eoredlichia angusta；b—W7井，3016.2m，Tsunyidiscus armatus；c—Y2井，3558.2m，Tannuolina zhangwentangi

肖滩剖面地处四川盆地西南部（图 1），出露良好，是研究下寒武统页岩地层典型剖面，由于四川盆地内筇竹寺组岩心资料有限，故以肖滩剖面作为地层对比的依据，该剖面下寒武统从下到上可分为朱家箐组、石岩头组和玉案山组（图 3）。朱家箐组与盆地内的麦地坪组对应，沉积于梅树村期早期和中期，自下而上对应生物带：Anabarites trisulcatus—Protohertzina anabarica组合带、Paragloborilus subglobosus—Purella squamulosa组合带及Watsonella crosbyi组合带。石岩头组与玉案山组对应梅树村期晚期和筇竹寺组沉积期，与盆地内筇竹寺组对应。其中，石岩头组顶部对应Sinosachites flabelliformis—Tannuolina zhangwentangi组合带下部，玉案山组对应Sinosachites flabelliformis—Tannuolina zhangwentangi组合带上部、Parabadiella延限带和Eoredlichia—Wutingaspis组合带^[26-28]。石岩头组与玉案山组依据岩性划分，玉案山组底部发育一套高有机质的黑色页岩（④号层段，图 3）。本文将筇竹寺组划分为筇一段和筇二段，对应石岩头组和玉案山组。

本文对盆地内的Y2井、W7井开展了生物地层划分工作，结合GR曲线和岩性特征，与肖滩剖面进行了生物地层及TOC曲线（TOC与GR具有良好的正相关性）的地层对比。Y2井和W7井在筇二段页岩见三叶虫化石Eoredlichia angusta，属于Eoredlichia—Wutingaspis组合带上部的Yunnanocephalus亚带。W7井筇二段显示有两个三叶虫亚带即：Eoredlichia—Wutingaspis组合带下部的Tsunyidiscus niutitangensis亚带和上部的Yunnanocephalus亚带。因此，W7井与Y2井的筇二段与云南滇东地区的玉案山组是可以对比的。在Y2井筇一段顶部（3557~3558.2m）发现小壳化石，主要产自碳酸盐岩结核中，该段化石数量较为丰富，但属种较少，以开腔骨、软舌螺和托莫特壳为主，以及少量软体动物，无三叶虫。其中，托莫特壳仅包括Tannuolina zhangwentangi一个属种，但数量较大。因此，Y2井这段产自筇竹寺组黑色页岩中的小壳化石层应属于Sinosachites flabelliformis—Tannuolina zhangwentangi组合带，大致相当于滇东地区石岩头组顶部与玉案山组底部，该化石明确了Y2井④号GR峰层段位置。化石位置、化石带与地层对比关系详见图 3。

通过W7井、Y2井生物地层、岩性、GR曲线特征与肖滩剖面的对比，结合资201井、GS17井等的GR曲线特征，明确了盆地内筇竹寺组地层划分的方法。筇竹寺组顶部的④号GR峰（富有机质页岩层段）底界对应筇二段底部，等同于肖滩剖面玉案山组底界；筇一段等同于肖滩剖面石岩头组，纵向发育3套高GR层段（岩性为富有机质页岩），在裂陷槽内较明显，向西侧由于相变（岩性变为低有机质粉砂质页岩或页岩）部分GR峰特征不明显，具体分层详见图 3。此外，由于筇一段厚度较大，可根据不同高GR层段对其进行进一步细分，以满足工业生产需求。

四川盆地及周边筇竹寺组不同区域页岩厚度变化明显，厚度在150~700m之间，发育多个沉积中心，分别为：德阳—安岳裂陷槽内（剑阁—资阳—宜宾一带）、川东北的城口—开县一带（图 1）。德阳—安岳裂陷槽内北段页岩厚度最大，为500~700m，德阳—安岳裂陷槽南段川南地区厚度略减小，为400~500m；川中地区由于受川中古隆起及川东地区水下高地的影响，页岩厚度相对较薄，厚度为50~150m；在川东北的城口—开县一带页岩厚度为400~600m（图 1）。

从横穿裂陷槽的连井剖面（图 3）可以看出，位于裂陷槽内的资201井和GS17井一带属沉积中心，地层厚度最大，向两侧地层呈减薄的趋势。位于沉积中心东侧的GS10井一带则缺失或部分缺失筇一段，筇一段沉积时期该区域应处于剥蚀阶段，并未接受沉积。从富有机质页岩段（TOC > 1%）分布来看，在沉积中心资201井和GS17井一带筇竹寺组纵向上发育4套TOC > 1%的页岩层段（标号从下到上编号①至④），其厚度趋势与总地层厚度趋势一致（图 3）。①号层段主体厚度在10~40m之间，沉积中心在GS17井一带，厚度在40m左右，向西呈减薄趋势，资201井一带地层厚度在20~30m之间，向东该套地层缺失。②号层段分布范围较小，主要分布在资201井—GS17井一带，厚度一般在30~80m之间，其中资201井该层段厚度最大，超过80m。③号层段主体厚度在50~70m之间，分布范围较②号层段明显增大，沉积中心在Z4井—资201井一带，其中Z4井厚度超过50m。④号层段厚度一般在15~35m之间，分布范围最广，但总体厚度较薄。综上可知，四川盆地筇竹寺组纵向上主要发育4套富有机质页岩段，在资201井—GS17井一带厚度最大，该区域有利层段厚度大是资201井部署的重要依据之一。

四川盆地及周边筇竹寺组页岩的厚度展布明显受沉积环境控制，裂陷槽内外筇竹寺组厚度、沉积相存在明显差异（图 4）。单井纵向沉积演化分析可以看出，整个筇竹寺组沉积期裂陷槽及周边区域主要发育浅水陆棚与深水陆棚沉积环境。深水陆棚以低能、滞留、悬浮沉积为主，其主要发育在筇一段（3个有利层段）、筇二段底部的高自然伽马段，岩性以黑色碳质页岩沉积为主，发育以下部流动机制为主的水平层理，局部见黄铁矿，部分层段层理不发育，总体表现为低能还原的深水缺氧环境。浅水陆棚整体仍表现为低能水动力条件沉积为主，但岩性以泥质粉砂岩、粉砂岩及钙质粉砂岩为主，局部发育薄层状碳酸盐岩沉积，可见水平层理、钙质结核。主要岩相薄片照片详见图 5。

图 4

图 4 四川盆地裂陷槽南段麦地坪组、筇竹寺组地层与岩性特征对比图（剖面位置见图 1） Fig. 4 Correlation of stratigraphic and lithologic characteristics of Maidiping Formation and Qiongzhusi Formation in the south section of rift trough in Sichuan Basin (section location is in Fig. 1)

图 5

图 5 四川盆地典型井不同岩相薄片 Fig. 5 Thin sections of different lithofacies in typical wells in Sichuan Basin

平面沉积相展布可以看出，沿北西—南东向依次发育泥砂质浅水陆棚—碳泥质深水陆棚—泥砂质浅水陆棚相—泥质浅水陆棚相带（图 1）。对于碎屑岩沉积体系而言，受可容空间影响，通常在隆起部位碎屑沉积地层厚度较薄、坳陷部位地层厚度较厚。因此，筇竹寺组与麦地坪组的地层厚度、岩相和沉积环境沿横穿裂陷槽方向变化较大。裂陷槽内部通常发育有麦地坪组，岩性以混积潮坪环境下的磷质白云岩、泥质粉砂岩、泥岩及粉砂岩为主，厚度多介于70~180m，向裂陷槽两侧方向麦地坪组沉积厚度迅速减小直至完全缺失。裂陷槽内筇竹寺组以富有机质页岩和页岩为主，富有机质页岩段多以黑色碳质页岩为主，该深水层段向裂陷槽两侧相变或缺失，向西部岩性渐变为低有机质页岩或粉砂岩，向东部到高石梯一带缺失筇一段。总体而言，筇竹寺组富有机质页岩分布主要受沉积环境控制，裂陷槽内页岩厚度大，向槽外富有机质页岩厚度逐渐变小，②、③号储层厚度变化更加明显。

TOC是页岩气富集的关键参数之一，与页岩的生烃量、储集空间大小及吸附气含量等密切相关。孔隙度是页岩气储量大小计算的最核心的指标，其大小直接关系到页岩储层中游离气含量的多少。含气饱和度是页岩储层中游离气含量计算的关键指标之一，在不考虑压力的情况下，含气饱和度越高，游离气含量越高。

本节重点选取裂陷槽内资201井、裂陷槽边缘威远地区的W1井和裂陷槽南段长宁地区的N6井对TOC、孔隙度、含气饱和度及孔隙发育控制因素进行分析，旨在明确页岩储层参数、孔隙发育特征及差异成因。不同井的储层参数特征详见表 1、图 6。从TOC来看，不同层段、不同区域存在较大的差异，纵向上，①、②、③号层段具有较高TOC（N6井除外），其中资201井①、②号层段TOC较高，W1井①、③号层段TOC较高，N6井①、②号层段TOC较高；平面上，资201井具有更高的TOC。从孔隙度来看，纵向上，页岩孔隙度向上总体呈增大趋势，③、④号层段孔隙度最高；平面上，从资201井到W1井再到N6井，孔隙度变化明显，总体呈减小趋势。从含水饱和度来看，平面上，资201井含水饱和度最低，表明该区域储层含气性良好，W1井次之，N6井含水饱和度最高；纵向上，不同区域的含水饱和度存在差异，N6井不同层段含水饱和度均较高，W1井不同层段的含水饱和度从深到浅呈降低趋势，而资201井不同层段的含水饱和度均较低（④号储层含水饱和度较高主要是由于该层段黏土矿物含量高），表明页岩储层的充满度较高，与该区域的超压有密切关系。

表 1

表 1 典型井储层厚度及参数对比表 Table 1 Summary of reservoir thickness and parameters in typical wells 井号 层号 TOC > 1%的储层厚度/m TOC > 2%的储层厚度/m TOC/% 孔隙度/% 含水饱和度/% 资201 ④ 28.3 5.5 1.33 4.4 34.8 ③ 78 44.3 2.41 4.63 24.32 ② 82.7 50.8 2.88 3.79 24.01 ① 25.5 19 4.41 3.1 23.7 W1 ④ 10.9 6.7 1.9 3.58(W7井) — ③ 53.5 5.7 1.4 2.23 31.7 ② 19.1 0 1.15 1.6 49.8 ① 45.5 25 1.82 1.5 60.7 N6 ④ 0 0 < 1 < 1.0 — ③ 0 0 < 1 < 1.0 — ② 38.1 21.1 1.9 < 1.0 74.8 ① 18.5 18.5 4.2 < 1.0 78.03

表 1 典型井储层厚度及参数对比表 Table 1 Summary of reservoir thickness and parameters in typical wells

图 6

图 6 资201井—W1井—N6井关键储层参数连井剖面图（剖面位置见图 1） Fig. 6 Correlation of key reservoir parameters cross wells Zi 201-W1-N6 (section location is in Fig. 1)

裂陷槽外储层纵向差异明显，由下至上4套页岩储层孔隙发育程度和孔隙度呈现明显增大的趋势（图 6，W1井）。相比而言，裂陷槽内（资201井）自下至上4套页岩储层孔隙发育程度和孔隙度虽有增大趋势但并不明显，平均孔隙度均在3.0%以上，整体上孔隙度明显大于裂陷槽外。在孔隙发育机制上，裂陷槽内外也存在较大差异，在无机质孔隙方面，裂陷槽内页岩储层无机质孔隙以无机质集群孔隙为主（图 7），为石英等刚性颗粒围绕，本质是石英等刚性颗粒支撑形成了较大（5~15μm）的空白空间，而空间部分充填有1μm以下的无机质碎片颗粒，这些无机质细小颗粒分布较为疏松，颗粒与颗粒之间形成了尺寸较大、连通性较好的孔隙空间；而裂陷槽外，无机质孔隙以石英等矿物粒间裂隙为主，形成于脆性矿物颗粒之间，延伸距离远且较发育，在页岩中构成了裂隙网络体系。总体而言，裂陷槽内超压区无机质孔隙的发育程度明显优于裂陷槽外的常压区。在有机质孔隙方面，裂陷槽内页岩有机质孔隙更为发育，有机质颗粒的面孔率更高，尺寸较大，形态上以近圆形为主，反映出孔隙得到了较好的保存，总体特征略差于龙马溪组优质页岩的有机质孔隙发育程度；而裂陷槽外W7井有机质孔隙发育程度不及裂陷槽内，有机质颗粒的面孔率相对较低，且尺寸小，形态上部分呈现蠕虫状，受压实明显。考虑到裂陷内外有机质成熟度均为过成熟阶段，已经过了生烃高峰，裂陷槽内外有机质孔隙差异性主要是因为后期受到的保护程度的不同。

图 7

图 7 四川盆地裂陷槽内外页岩储层孔隙发育差异性分析图 Fig. 7 Difference in pore development characteristics of shale reservoirs in the inside and outside of the rift trough in Sichuan Basin

综合分析裂陷槽内外孔隙发育特征、矿物组成、有机质含量、储层压力、埋深、构造位置、周围地层封盖性等因素，对四川盆地筇竹寺组有利层位页岩储层孔隙发育的控制因素总结如下（图 7）：（1）页岩储层孔隙压力对孔隙的后期保存起到关键作用，裂陷槽内压力系数大（压力系数为2.0左右），孔隙压力高，使得其中有机质孔隙得到较好的保护；而裂陷槽外压力系数相对较小（压力系数为1.0左右），有机质孔隙在后期受到破坏。储层压力对孔隙的保护作用也反映在W1井与资201井①号储层上，由于筇竹寺组页岩下部为风化壳，造成底部①号储层压力减小，对孔隙的保护能力减弱，由此导致①号储层孔隙度明显小于其他储层，尽管①号储层在有机质含量及矿物组成上并不弱于其他有利储层。（2）埋深压实作用及石英支撑骨架作用对无机质孔隙的影响明显，裂陷槽外，埋深相对较小，压实作用较弱，部分脆性矿物颗粒间孔隙得以保存；尽管裂陷槽内页岩埋深较大，但在超压与石英支撑骨架的保护下，发育了较多的无机质集群孔隙。（3）由于筇竹寺组页岩有机质成熟度整体较高，还应注意过高演化程度情况下石墨化作用所带来的孔隙消亡的影响，如在N6井中，由于其R_o达到了3.7%及以上，微孔孔容远弱于其他储层。总体而言，储层超压、刚性的岩石骨架对页岩孔隙的保存起到关键的支撑作用，而由于筇竹寺组地层较老，页岩储层最大古埋深（控制页岩的成熟度与石墨化程度）对孔隙的影响也是页岩孔隙保存的关键因素。

页岩气富集与页岩气生成、储集空间发育程度、页岩气保存条件密切相关，尤其是针对筇竹寺组这套地层年代老、成熟度高、孔隙发育程度较差的页岩层系，储层超压与页岩孔隙发育是筇竹寺组页岩气富集的关键。

如前文所述，筇竹寺组纵向上发育4套页岩储层（TOC > 1%）（厚度10~70m），其厚度呈向裂陷槽内增加的趋势。其中③号层段的孔隙度最高，TOC较高，是页岩气开发的最有利层段；①号层段虽TOC最高，但孔隙度明显低于③号层段（以资201井为例，孔隙度由4.6%下降至3.1%）。平面上，位于裂陷槽内的资201井不同层段的孔隙度均明显优于威远背斜附近的W1井、W7井及长宁地区的N6井（图 6、图 7）。此外，川南长宁地区的N6井，由于该井靠近露头，储层压力较低，加之过高的成熟度致使该井页岩石墨化严重^[29]，R_o超过3.7%，孔隙遭到严重破坏；川西的JS103井上部深灰色粉砂质页岩具有相对较高的孔隙度^[30]，或与储层超压对储层孔隙的保存有重要关系。总体来看，筇竹寺组富有机质页岩厚度大，孔隙发育，具备页岩气生成条件和储集空间，只是页岩储层参数横纵向存在明显差异，而不同区和层段储层差异与石墨化密切相关，从目前的孔隙发育程度上来看，推测超压区或超压层段利于孔隙保存，储层超压可在一定程度上抑制石墨化作用对有机质孔隙的破坏，相关研究需进一步深入分析。从目前的勘探开发情况来看，超压区主要分布于威远背斜东北翼的裂陷槽内和威远背斜西南翼的金石构造一带，相对有利于页岩孔隙的保存。

从储层压力来看，资201井压力系数大于2.0，而位于威远背斜附近的W7井、W1井属常压气藏，压力系数为1.0~1.2。从含水饱和度特征来看，平面上，位于裂陷槽内的资201井含水饱和度普遍小于30%，储层超压，页岩气藏的充满度较高；而随着埋深的降低，位于威远背斜附近的W1井含水饱和度普遍大于30%，总体呈现压力下降，气藏充满度呈下降的特征，且从纵向上来看，下部地层的含水饱和度明显高于上部地层，可见，页岩气藏中的水主要来自下部的灯影组风化壳；川南长宁地区的N6井由于靠近露头区，页岩气散失严重，储层常压，页岩含水饱和度普遍大于70%，页岩气藏已遭受破坏。值得一提的是，川西地区的JS103井所属区块上部粉砂质页岩层段（等同于本文③、④号层段）具有较高压力，表明该含气层段区域内基本稳定（岩性存在差异），只是含气性（压力系数）存在差异。从纵向上来看，底部靠近风化壳的页岩层段储层压力低、含气性变差；从平面上来看，靠近主要散失区储层压力、孔隙发育程度明显降低，以威远地区为例，威远背斜核部区域储层压力变低，威远背斜核部是金石—威远—资阳一带筇竹寺组页岩气主要散失区域，故该区域附近储层压力、孔隙发育程度明显降低。

筇竹寺组页岩是灯影组气藏的主要烃源岩，其底部直接或隔着麦地坪组与灯影组接触，而灯影组气藏属常压气藏，其所处白云岩风化壳是筇竹寺组页岩排烃和散失的主要通道之一^[31-32]。筇竹寺组底部①号层与灯影组风化壳距离较近或直接接触，是天然气优先散失的层段，这正是①号储层孔隙度偏低、压力偏低、含气饱和度偏低的原因。从顶板条件来看，由于筇竹寺组4套储层顶部发育厚度较大的页岩层段，岩性致密，筇竹寺组顶板具有较好的封盖条件。

纵向上，筇竹寺组页岩储层距离灯影组风化壳越远，中间夹层厚度越大，越致密，页岩气的保存条件越好，具有更高的储层压力，W7井、W1井、GS17井等上部③、④号层段见气测异常显示而底部未见气测异常就是有力的证据^[5]，而较高的储层压力有利于页岩中孔隙的保存^[24-25]。平面上，裂陷槽内筇竹寺组底部的麦地坪组较发育，厚度普遍大于150m，岩性以致密的硅质页岩、硅质白云岩和白云岩为主，良好的底板条件对该地区页岩气的保存起到了重要作用；位于裂陷槽边缘的W1井、W7井等筇竹寺组底部直接与灯影组风化壳接触，该区域底板条件相对较差，相对不利于页岩气富集，尤其是对底部的①、②号储层影响较大。

大厚度、深水陆棚相的4套（不同区域可能存在差异）富有机质页岩的发育为页岩气富集奠定了物质基础。筇竹寺组较高的成熟度致使部分区域页岩石墨化严重，导致储层孔隙度降低^{[11, 25, 33]}，页岩孔隙能否保存一直是筇竹寺组页岩气富集的关键因素之一。如前文所述，位于裂陷槽内的资201井受地层超压的保护，具有相对较高的孔隙度，有机质孔隙和无机质孔隙均较发育，寻找孔隙发育的超压区对筇竹寺组页岩气选区具有重要意义。此外，最大古埋深及相应持续时间对页岩石墨化有重要影响，由于筇竹寺组的成熟度普遍较高，多数区域已经石墨化，寻找最大古埋深相对较小且持续时间较短的区域是寻找尚未石墨化区域的关键。从目前来看，威远背斜及其周边的乐山—龙女寺古隆起区域是古埋深较小区域，对孔隙保存相对有利，裂陷槽内超压区主体位于该区域。页岩气保存条件对烃类的最终保存起到重要作用，筇竹寺组页岩良好的顶底板条件（尤其是底板条件）是筇竹寺组页岩气富集的重要条件。

筇竹寺组底部①、②号储层由于最靠近天然气散失通道，储层压力最先下降，而失去了储层超压保护的储层孔隙也先被破坏，这是底部储层孔隙度相对较低和孔隙相对不发育的原因。③、④号储层目前也处于页岩气藏的破坏阶段，但由于远离底部的风化壳（主要散失通道），不管是储层压力、含气饱和度还是孔隙发育程度，均优于底部储层，简言之，③、④号储层与①、②号储层页岩气藏虽同处于散失阶段，但①、②号储层页岩气藏已破坏殆尽，而③、④号储层目前仍保存有大量天然气，不同储层段所处的散失阶段不同。从平面上来看，不同储层对应的页岩气藏的富集模式基本一致，致使在靠近散失区或露头区储层压力和含气饱和度下降，页岩气在横向上虽存在一定的运移，但页岩储层的自封闭性致使远离散失区的区域超压得以保存，如裂陷槽内4套储层压力均较高，威远背斜W1井、N6井靠近散失区储层压力低。总而言之，远离灯影组风化壳和散失区（长宁地区位于露头发育区、威远地区位于威远背斜核部）等散失通道的超压孔隙发育区是筇竹寺组页岩气富集的关键（图 8）。

图 8

图 8 四川盆地筇竹寺组页岩气富集模式图 Fig. 8 Enrichment mode of shale gas in Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin 图中橙黄色圆圈代表天然气，圆圈密集度越大，代表含气性越高

资201井的高产突破无疑给筇竹寺组页岩气的勘探开发打了一剂“强心针”，增加了筇竹寺组页岩气规模商业化开发的信心。前文分析可知，筇竹寺组页岩气有利区优选的关键是寻找远离风化壳或露头区（散失区）孔隙发育的超压区。平面上来看，富有机质页岩展布受沉积环境控制，裂陷槽内富有机质页岩厚度更大，利于页岩气生成与富集，筇竹寺组页岩厚度对页岩气的储集也具有重要作用，本文选区以筇竹寺组厚度大于400m作为地层厚度的选区标准；远离散失区是页岩气最终能否富集的关键，以威远背斜及周边为例，威远背斜核部作为散失区，其储层压力和孔隙发育程度较威远背斜东北部裂陷槽内和西南部裂陷槽外均明显降低，远离散失区是选区的重要指标，本文以距离威远背斜核部高点大于20km、主体埋深大于3500m作为远离散失区的选区指标。纵向上来看，远离底部散失通道的层段是页岩气发育的有利层段，其具有更高的储层压力和孔隙度。具体而言，从资201井的参数来看，该井②至④号层段的平均孔隙度均大于3.5%，甚至超过4%，且储层压力系数较高，该井周边区域的上述3套储层（尤其是③号层段）页岩气开发潜力巨大，6000m以浅（该区域产量较高，埋深下限更深）有利区面积超4800km²（图 9中Ⅰ类有利区），4套储层按资201井资源丰度16.8×10⁸m³/km²（富有机质页岩厚度175m，含气量4m³/t）估算，资源量超过8.06×10¹²m³，是未来该套层系页岩气增储上产的主要区域。位于裂陷槽边缘及外部的威远背斜南部及西南部也具有较好的保存条件，但该区域页岩除了底部①号储层具有较高的有机质含量外，其他层段TOC较裂陷槽内降低，从东到西岩性从富有机质页岩相变为粉砂质页岩为主，其产层层位与裂陷槽内的③号储层主体对应，本文将其划分为Ⅱ类有利区（图 9），5000m以浅（该区域产量较裂陷槽内低，考虑到经济性，将埋深下限设为5000m）面积2300km²，资源丰度按3.12×10⁸m³/km²（参考JS103井实测数据，储层厚度40m，含气量3m³/t）计算，资源量为0.72×10¹²m³。而川南长宁乃至黔北、川东、川东北等地区筇竹寺组页岩有机质含量较高，具有和长宁地区N6井相似的有机质含量，但上述区域构造条件复杂，靠近剥蚀（散失）区，且石墨化现象普遍存在，加之构造抬升时间早、古埋深大，在该类地区寻找远离风化壳及地表露头保存条件良好、页岩储层未被石墨化的超压区域是有利区优选的关键。由于本文重点对四川盆地内进行分析，只优选了长宁地区局部保存条件较好的区域作为有利区，作为Ⅲ类有利区（图 9），该类有利区总体较前两类差。此外，筇竹寺组页岩厚度巨大，具有较强的自封闭能力（尤其是上部层段），组内一些具有较高孔隙度的低有机质页岩层段（TOC < 1%）或粉砂岩层段也值得关注；随着工程技术的进步与成本的降低，资201井北部6000m以深、威远背斜南部5000m以深的区域也可作为页岩气分布的有利区。

图 9

图 9 四川盆地及周缘筇竹寺组页岩厚度及有利区分布图 Fig. 9 Shale thickness and distribution of favorable exploration areas of Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin and its periphery

资201井的部署与筇竹寺组页岩气富集理论认识的深入密不可分，大厚度、有利相带、高孔隙度、储层超压、良好的底板条件等为资201井高产突破提供了资源基础，最优靶体优选、高钻遇率和较高的工程施工参数是该井高产的必要条件。

明确了筇竹寺组页岩储层展布与孔隙发育特征及控制因素，指出筇竹寺组纵向发育的4套富有机质页岩（③号储层品质最优）分布主要受裂陷槽发育控制，储层超压是页岩孔隙得以保存的关键。建立了筇竹寺组“多层异相、超压保孔”的页岩气超压差异富集模式，指出远离灯影组风化壳或散失区等散失通道的超压孔隙发育区是筇竹寺组页岩气富集的有利区。

评价优选出3类有利勘探靶区：资201井周边区域是未来该套层系页岩气增储上产的主要区域，川西威远背斜南部及西南部具相当的页岩气资源潜力；川南长宁及黔北、川东等区域寻找远离风化壳及地表露头的超压孔隙发育区是有利区优选的关键。