页岩气是当前天然气勘探开发中最重要的领域之一^[1-3]。四川盆地寒武系筇竹寺组页岩储层分布范围广、厚度大、含气量高，总资源量预计超过15×10¹²m³，有望建成继龙马溪组中深层、深层页岩气之后，第3个“万亿立方米储量、百亿立方米产量”的页岩气增储上产阵地，对确保能源安全具有重要战略意义。然而，筇竹寺组寒武系超深层页岩气受地层时代老、埋藏深度大、热演化程度高、地应力高、水平应力差高、新层系认识程度低、地质工程资料少等一系列复杂条件制约，导致井位优化部署难度大，提高钻遇率难度大，储层充分改造难度大，合理排采生产难度大，急需贯彻地质工程一体化理念，探索建立筇竹寺组页岩气高产井培育技术体系，为筇竹寺组页岩气高效勘探开发提供技术支撑^[4-7]。

国内外大量实践证明，地质工程一体化技术是破解不同类型油气藏效益勘探开发难题的关键手段之一^[8-11]。针对昭通示范区太阳浅层页岩气田、庆城页岩油气藏、渤海湾盆地沧东凹陷页岩油和鄂尔多斯盆地姬塬油田长7段页岩油藏等不同类型页岩油气藏，相关学者基于地质工程一体化思路，实现了页岩油气等低品质资源的效益勘探开发，产量提升10%~70%^[12-21]。

为此，针对四川盆地寒武系筇竹寺组超深层页岩气地质工程难点，基于地质工程一体化理念，以地质评价精细化、气藏表征定量化、技术政策差异化、工程设计个性化为目标，初步形成了集井位部署、钻井导向、压裂改造、精细返排为一体的全链条高产井培育技术体系，有力推动了四川盆地寒武系超深层页岩气勘探开发进程，并为后续“部—钻—压—采”一体化技术体系奠定了坚实基础。

四川盆地位于扬子板块，是一个经历复杂构造运动产生的大型叠合盆地^[22-23]。从古生代到新生代，主要经历了持续拉张作用、裂谷作用、逆冲推覆作用、剪切作用和块断作用^[24]。四川盆地于晚震旦世到早寒武世，受同沉积断裂控制，古裂陷槽继承性发育，至中寒武世拉张运动结束，在该时期盆地内形成了贯穿盆地中西部、近南北走向、具有“北深南浅、西缓东陡”特征的德阳—安岳裂陷槽（图 1a）^[25-28]。

图 1

图 1 四川盆地筇竹寺组地层厚度图（a）和资201井地层综合柱状图（b）（据文献[28]修改） Fig. 1 Formation thickness of Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin (a) and comprehensive stratigraphic column of Well Zi 201 (b) (modified after reference [28])

四川盆地德阳—安岳裂陷槽下寒武统筇竹寺组底部岩性为灰黑色泥页岩，中上部为黄灰色泥质粉砂岩、粉砂岩至细砂岩。筇竹寺组与下伏灯影组白云岩或麦地坪组含磷地层呈不整合接触，与上覆沧浪铺组紫红色砂质泥岩、泥质粉砂岩呈整合接触^[29]。麦地坪组高电阻率、高密度，为含磷黑色页岩、灰黑色泥粉晶白云岩、石灰岩，内部有较多高角度微裂缝，镜下见硅质放射虫，水体较深。筇竹寺组与灯影组呈互补关系，东侧超覆沉积，西侧厚度逐渐减薄，槽内陡坡段筇竹寺组厚度最大。

结合地层厚度、整体岩性和岩性组合、页地比等多因素，筇竹寺组划为浅水陆棚、深水陆棚、陆坡、陆隆4类亚相。纵向水体持续变浅，地层阶段性填补海槽，处于完整海退序列，平面上深水区持续向北迁移，资阳一带持续处于最有利沉积相。依据筇竹寺组岩性、电性和地球化学特性，将筇竹寺组划分为筇一段和筇二段，筇一段划分为筇一₁亚段（1~4小层）和筇一₂亚段（5~6小层），筇二段进一步划分为7~8小层，其中1、3、5、7小层为黑色页岩段，2、4、6、8小层为粉砂质页岩或粉砂岩—细砂岩段（图 1b）。筇竹寺组孔隙由有机质孔和无机质孔构成，孔隙度受TOC、长石含量共同控制，德阳—安岳裂陷槽内硅质泥棚相优质页岩孔隙度大于3%。

四川盆地筇竹寺组寒武系超深层页岩气地质条件复杂，勘探早期借鉴北美经验，针对埋深适中、构造平缓的高部位开展勘探，突破出气关但未获工业发现，存在“优势沉积相带不明确、成熟度适宜的区域不明确、页岩气富集区带不明确”三大问题。经历10余年的探索攻关，认识到裂陷槽对页岩储层的主控作用，部署资201、威页1H等井优先针对裂陷槽内深水陆棚区开展勘探评价，获得战略性重大突破，拉开了我国寒武系超深层页岩气勘探开发序幕。四川盆地筇竹寺组页岩气勘探开发历经“认识—实践—再认识”3个发展阶段。

筇竹寺组页岩气勘探开发始于2009年，于构造高部位裂陷槽外部署威201、威201-H3等4口井，威201井压裂直井测试产量1.08×10⁴m³/d，最早突破页岩气出气关。威201-H3井为水平井，纵向上发育3套储层，储层累计厚度为11.6m，其中筇一₂亚段5小层Ⅰ类储层连续厚度为4.6m，压裂段长度为737m，用液强度为14.25m³/m，加砂强度为0.41t/m，施工排量为10.6~13.2m³/min，存在套管变形情况。威201-H3井于2012年3月8日完成试气，获测试产量2.83×10⁴m³/d，EUR（单井估算最终采收量）为0.09×10⁸m³。该阶段受工艺影响，储层改造程度低，气井产量均较低，未获商业突破。

为进一步评价筇竹寺组，兼探灯影组，部署威207井，但效果不佳，压裂直井测试产量仅为0.2× 10⁴m³/d，仍未实现规模效益开发。威207井位于上斜坡区筇竹寺组，其有机地球化学结果显示上斜坡区筇竹寺组有机质以Ⅰ型干酪根为主，热演化程度高，残余烃较少，生烃能力偏低，表明上斜坡区筇竹寺组页岩气地质条件较复杂，勘探风险较高，资源评价方向应往以深水陆棚相沉积为主的拉张槽区转变^[29]。

借鉴龙马溪组页岩气“三控”富集高产理论^{[2, 30]}，认识到裂陷槽对页岩储层的主控作用，勘探开发重点转移到裂陷槽。综合利用二维、三维地震资料，开展两轮裂陷槽精细刻画，明确了不同时期裂陷槽边界；通过精细刻画筇竹寺组沉积期古地貌，明确了优质页岩的有利沉积区带；通过热模拟实验及古隆起精细刻画，明确了成熟度上限、页岩成熟度及电阻率变化规律。

基于以上认识，2020年至2021年相继在裂陷槽中心、槽缘部署了资201井、威页1H井。资201井测试获得73.88×10⁴m³/d高产气流，初步落实德阳—安岳裂陷槽筇竹寺组埋深5000m以浅有利区面积近3000km²，资源量近2×10¹²m³，标志着寒武系超深层页岩气勘探取得重大战略突破。

地质工程一体化是实现页岩气高效勘探开发的关键核心技术之一，坚持一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代是实现高产量、高EUR、高采收率目标的有效手段。针对寒武系筇竹寺组超深层页岩气复杂地质工程背景，基于地质工程一体化理论和实践，探索形成了涵盖井位部署、钻井实施、压裂增产、精细返排全链条的一体化关键技术体系，初步构建了适用于筇竹寺组页岩气的地质工程一体化高产井培育模式，实现了页岩气井全生命周期优化。

德阳—安岳裂陷槽从桐湾运动末期开始拉张形成雏形，在筇一₂亚段沉积时进入成熟期，整体为深水陆棚相，从槽内到槽外水深、筇竹寺组和麦地坪组地层厚度逐渐减薄。槽内—斜坡比槽外黑色页岩更发育、颜色更深，颗粒细小、还原条件也更好。裂陷槽呈现“东陡西缓、北低南高”特征，整体控制筇竹寺组沉积相带和地层展布（图 1a）。

槽内—斜坡纵向上普遍发育4套储层（1、3、5、7小层，图 1b），累计厚度大。如资201井4套储层（TOC＞2%）累计厚度达125.4m，且品质优，以Ⅰ、Ⅱ类储层为主。槽外纵向发育1~3套储层，厚度较槽内减薄，普遍小于100m，且以Ⅲ类储层为主。筇竹寺组页岩气富集有利区主要位于裂陷槽中段，储层厚度大，埋深及R_o适中，构造简单。含气性在纵向和横向存在一定差异，越远离底部的灯影组风化壳，页岩储层压力越高，孔隙度越高；同时，底板麦地坪组的厚度对页岩保存起到良好作用，其厚度越大，越有利于页岩气的保存。从横向来看，从威远背斜到裂陷槽方向，筇竹寺组页岩厚度逐渐增大，储层品质更优。裂陷槽斜坡带为筇竹寺组有利成藏区带（图 2）。

图 2

图 2 四川盆地筇竹寺组页岩气“裂陷槽控藏”模式图（据文献[31]修改） Fig. 2 Mode of"hydrocarbon accumulation controlled by aulacogen"of Qiongzhusi Formation shale gas in Sichuan Basin (modified after reference [31])

筇竹寺组超深层页岩气埋藏深、地温高、最小水平主应力大。由于井深过大不利于首段射孔和砂堵处理，沿程摩阻增加，安全限压下排量提升空间有限，不利于加砂作业，有必要在页岩气富集规律认识基础上进一步开展工程可实施性分析，明确高产井实施技术界限和施工有利埋深。基于考虑纵向非均质性的三维地质模型和三维地质力学模型，通过不同排量下施工压力随埋深变化关系，确定安全施工下最大施工排量。通过净压力有效克服水平应力差作为判断标准，明确安全排量下净压力，最终明确施工有利埋深。

如图 3所示，基于施工压力随施工排量和埋深增大而增大的规律，通过设置12m³/min、14m³/min、16m³/min、18m³/min和20m³/min 5个现场常用的施工排量，分析不同排量下施工压力随埋深的变化，按照120MPa进行限压，18m³/min的施工排量能够满足施工安全需要。如图 4所示，经过模型计算，得到18m³/min施工排量下施工有利埋深极限值为5500m。

图 3

图 3 不同排量下施工压力随埋深变化图 Fig. 3 Construction pressure changes with burial depth given various displacements

图 4

图 4 不同排量下缝内净压力变化图 Fig. 4 Fracture net pressure variation given various displacements

超深层页岩气钻井过程中面临水平段长、精准入靶要求高、地应力场复杂、不同目标储层差异大等问题，常用的“单伽马+弯螺杆”导向方法不能判断井眼轨迹出层方向，轨迹调整效率低，无法满足复杂地质条件下精准导向的需要。如何在超深层复杂地质条件下保障优质储层钻遇率显得尤为重要。对此，建立一体化钻录定导思路，通过开展地质工程一体化建模，对优质靶体进行优选，结合模型精确设计钻井轨迹，优选导向工具，精细开展随钻优化，确保钻遇率。

基于地质工程参数综合评价方法，开展储层分析，划分若干小层，优选厚度、TOC、孔隙度等储层参数较优的小层作为目标层。在此基础上，在目标层开展进一步细分，划分为若干亚小层，优选地质、工程参数佳的亚小层，确定靶体位置。如图 5所示，资201井筇一₂亚段5小层储层品质整体最优，将5小层进一步细分为5个亚小层，优选其中储层品质最优的②号小层为靶体，靶体厚度为5m。

图 5

图 5 资201井测井综合解释图（导眼段） Fig. 5 Comprehensive logging interpretation of Well Zi 201 (pilot section)

综合考虑最大水平主应力方向、天然裂缝发育走向、地层倾角及工程实施难度，确定“直改平”[直井（导眼井）侧钻水平井]井轨迹方位为190°。针对目标井附近无沿水平段轨迹方向的二维测线，地质导向存在较大风险的问题，沿水平段轨迹方向部署了WALKAWAY—VSP地震采集，据此开展精细井震标定和滚动处理解释，落实靶体地震剖面特征，保障水平段地质导向顺利实施。

针对地层温度高、地应力复杂等难题，强化地质钻井一体化精细管理，确保靶体钻遇率。针对新区块、新层系特点，提前收集邻井钻井、测井、录井等资料，深入开展地层沉积、微量元素、地球化学等分析，优化靶体设计，开展地震采集处理，水平段钻井过程“百米一校正”，提高微幅构造解释精度。抓实导向过程管控，优选高效PDC钻头、大扭矩螺杆和高温旋转导向工具，确保定向指令执行到位。通过以上手段，优质高效完成资201井1800m水平段钻进，实现Ⅰ类储层和铂金靶体钻遇率双100%（图 6）。

图 6

图 6 资201井测井综合解释图（水平段） Fig. 6 Comprehensive logging interpretation of Well Zi 201 (horizontal section)

筇竹寺组超深层页岩气受地质力学认识不清、破裂压力高、闭合压力大、高应力差、加砂困难等因素影响，常规页岩气压裂设计方法不适用。通过探索实践^[32]，在一体化的压裂设计思路指导下，形成了适用于筇竹寺组超深层页岩气的一体化压裂提产方法。

根据不同小层参数，建立“纵向差异、横向均质”的一体化三维地质模型、三维地质力学模型，准确评价水平段资源及风险。基于改造体积最大化进行裂缝参数反演，通过黏聚单元统计各小层触碰区域，得到高产井裂缝参数需求。如图 7所示，通过压裂模型设计，资201井参数需求为：水力裂缝长度为300m、水力裂缝高度为25m、支撑裂缝长度为200m。

图 7

图 7 高产井理论裂缝模型示意图 Fig. 7 Theoretical fracture propagation model of high-yield well

针对高应力（平均最小水平主应力为105.2MPa，平均最大水平主应力为119.9MPa，平均垂向应力为117.8MPa）、高应力差（平均应力差为14.7MPa）形成复杂缝难度大的工程难点，以充分动用、最大化改造为目标，以保障裂缝均匀开启、有效进液、高效扩展为目的，形成一体化分段射孔设计方法。采用缩小簇间距至8m以内增加人工裂缝密度的方式提高储层储量控制，但过小簇间距（< 6m）会产生极强簇间应力干扰从而限制人工裂缝均匀扩展，故优选簇间距为6~8m；以改造体积最大化为目的，优化主体簇数；以“簇间距乘以簇数”确定分段段长，同性同段均匀改造，异性异段差异化设计，优选“60m分段段长+8簇”（簇间距为7.5m）组合；利用总孔眼数实现对每簇节流阻力控制来确保段内每簇可压裂开，形成缝控基质单元，优选最佳射孔密度为16孔/m。

针对超深层页岩气（埋深大于或等于4500m）破裂压力高、施工压力高的特点，通过差异化设计排量、用液强度和加砂强度，确保裂缝长度与裂缝高度达到压裂施工设计要求。基于该思路开展资201井差异化压裂参数设计，发现排量大于18m³/min时SRV（储层改造体积）趋于稳定。采用变黏滑溜水，用液强度在40~45m³/m，加砂强度在3.6~4.0t/m，可实现理想支撑裂缝长度为200m的需求。

针对闭合压力大、裂缝窄、加砂困难的特点，开展一体化配套设计，形成暂堵、泵序、液体材料、工具、复杂防治等一体化配套方案。暂堵设计采用15mm暂堵球，投球时间在60min左右；同时，考虑到筇竹寺组储层天然裂缝相对龙马溪组不发育，且埋深较大，水力裂缝宽度较小，使用暂堵球同时采用200kg暂堵剂，有助于封堵优势裂缝，开启新裂缝。泵序设计通过采用“快速提排量+前置高黏压裂液”，达到突破顶部应力隔挡的目的，优化单段前置高黏压裂液300m³。支撑剂采用70/140目石英砂+70/140目陶粒+40/70目陶粒的支撑剂组合满足导流能力和携砂性能。液体体系通过采用实时质量检查下的变黏滑溜水，并保障酸液、压裂液及各种液体添加剂符合质量标准，确保顺利施工。

在调研借鉴北美返排技术基础上，深入开展返排伤害机理研究，归纳总结不同返排阶段储层裂缝伤害机理，并与国内页岩气开采实践充分结合，形成了富有特色的“应力因子、伤害因子、产能因子、流量因子”四因子返排增产技术，实现了降低伤害与气井增产“双突破”，如图 8所示。

图 8

图 8 “四因子”返排技术流程图 Fig. 8 Workflow of "four-factor" flowback technology

流量因子反映整个返排过程中的气液临界流量变化情况，当流量因子异常响应时，表征超过临界流量；应力因子反映整个返排过程中裂缝系统应力变化情况，当应力因子异常剧烈升高时，表征裂缝系统应力伤害增大；伤害因子反映整个返排过程中纳米孔（微孔）—微细缝—主缝—井筒整个传质系统的伤害情况，当伤害因子异常突增时，表征地层伤害加剧；产能因子反映整个返排过程中气井产能变化情况，产能不等于产气量，当产能因子在同级油嘴异常突降时，表征存在堵塞。

搭建一体化精细排采数据平台，通过雷达液位计、砂量监测仪、液体流量计等数采设备及系统对现场各返排参数进行实时精确监测。以返排设计为依据，以油嘴动态调整为手段，实现第一时间发现返排伤害，第一时间制定油嘴调整策略，调整后第一时间跟踪评价返排效果，实现从开井到测试定产全周期数据采集与分析，为现场动态返排管理提供支撑。

在超深层、新层系、超大规模改造等背景下，资201井通过一体化精细返排，实际返排周期为26天，测试产量为73.88×10⁴m³/d（图 9），预测EUR达2.12×10⁸m³，较常规控压返排提升15%~25%。

图 9

图 9 资201井排采曲线图 Fig. 9 Production curve of Well Zi 201

在资201井成功实施的基础上，针对位于裂陷槽边缘的威页1H井，开展一体化迭代优化。结合威页1H井实际钻井、压裂、测试等资料，持续迭代更新地质模型、地应力模型、缝网模型、产能预测模型，优化调整实施方案。威页1H井实钻Ⅰ类储层连续厚度为12m，R_o为3.57%，孔隙度为4.9%，含气量为7.8m³/t，较资201井储层厚度减薄、成熟度较高、储层品质变差、裂缝不发育。对此，威页1H井压裂改造以横向充分扩展为目标，采用常规分段分簇、高强度阶梯排量工艺，段长为60m，单段4簇，用液强度为38.8m³/m，加砂强度为3.9t/m，排量为16~18m³/min。威页1H井百米SRV为1427.7×10⁴m³，裂缝复杂指数为0.31，实现复杂缝网构建。威页1H井采用精细控压返排，单位压降产气量为128.10×10⁴m³/MPa，预测EUR为1.36×10⁸m³。

威页1H井的成功实施，进一步证实了裂陷槽及周缘的储层品质及产能，进一步落实了筇竹寺组德阳—安岳裂陷槽斜坡带勘探潜力。

资201井成功实现高产，威页1H井成功实现高产井复制，证实了筇竹寺组页岩气勘探开发潜力，同时证实了地质工程一体化高产井培育技术体系的有效性，并为下一步效益勘探开发奠定了坚实基础。

本次勘探突破深化了对德阳—安岳裂陷槽的认识。明确了裂陷槽控制沉积环境，槽内沉积相带优、地层厚度大。德阳—安岳裂陷槽整体呈喇叭状分布，面积为7.02×10⁴km²，从桐湾运动末期裂陷槽开始拉张形成雏形，在筇一₂亚段沉积期进入成熟期，在沧浪铺组沉积期填平补齐。根据裂陷槽形态、地层厚度划分槽外、斜坡、槽内，裂陷槽控制筇一₂亚段沉积期优质页岩展布特征。

本次勘探突破深化了对筇竹寺组的认识。筇竹寺组纵向发育4套页岩储层、2~3套粉砂质页岩储层，多套储层测试获气，5小层（资201井、威页1H井）、6小层（金石103HF井）、7小层（金页1井）已取得勘探突破。筇竹寺组试采期间表现出压力高、递减慢的动态特征，主要开发指标与龙马溪组高产井相当或更优。初步落实埋深5000m以浅有利区面积近3000km²，资源量近2×10¹²m³。

基于上述认识成果，针对筇竹寺组超深层页岩气，确定“东西定带、南北定深、纵向定层”的勘探开发方向，由槽内逐渐向槽外拓展评价，优先勘探有机质页岩，逐步探索粉砂质页岩。贯彻地质工程一体化理念，实现高效勘探、高效增储和效益建产，进一步打造超深层页岩气地质工程一体化高产井培育技术体系（图 10）。

图 10

图 10 筇竹寺组超深层页岩气地质工程一体化高产井培育思路图 Fig. 10 Technology roadmap of cultivating geology and engineering integrated high-yield wells of ultra-deep shale gas in Qiongzhusi Formation

（1）开展一体化井位部署，明确德阳—安岳裂陷槽整体控制筇竹寺组沉积相带和地层展布，明确筇竹寺组页岩气富集有利区主要位于裂陷槽中段，结合工程可实施性明确高产井实施技术界限，支撑井位优化部署。

（2）开展一体化钻录定导，基于地质工程参数综合评价，优中选优确定靶体，综合考虑最大水平主应力方向、天然裂缝发育走向、地层倾角及工程实施难度优化井轨迹，开展精细井震标定和滚动处理解释，强化地质钻井一体化精细管理，抓实随钻优化，保障优质储层钻遇率。

（3）开展一体化压裂增产，基于一体化压裂模型优化压裂设计，配套“前置缝内暂堵+中期缝口暂堵”组合暂堵工艺、“70/140目石英砂+70/140目陶粒+40/70目陶粒”多粒径支撑剂组合、变黏滑溜水体系、快速提排量泵序和微地震监测技术，形成“促复杂+扩体积+强支撑+防套变”压裂工艺，有效实现裂缝均匀开启、高效扩展、全域支撑及储层改造体积最大化。

（4）开展一体化精细返排，形成“四因子”返排增产技术，结合精细排采分析平台，实时分析气井状态，动态优化焖井时间、开井时机及油嘴调整策略，实现降低储层伤害与气井增产“双突破”。

超深层页岩气地质工程一体化高产井培育技术的成功实践，将有力推动四川盆地寒武系超深层页岩气勘探评价进程，并为后续寒武系超深层页岩气规模效益开发奠定坚实基础。