2. 中国石化中原油田分公司勘探开发研究院
, Xu Tianwu2
, Peng Jun1
, Wang Xuejun1
, Yuan Bo1
, Zhou Kai2
, Huang Lei2
, Zeng Chuanfu2
2. Research Institute of Exploration and Development, Sinopec Zhongyuan Oilfield Company
中国页岩气资源丰富，其地质资源量和可采资源量分别为（80.5~134.4)×1012m3、（11.5~31.6)× 1012m3 [1]。截至2024年初，已探明页岩气地质储量超3×1012m3，页岩气年产量约为260×108m3，占中国天然气总产量的10%以上 [1-4]。当前，我国超95%的页岩气产量源自四川盆地及其周缘的上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩[5]，其规模商业开发聚焦于中、浅层[6-7]。然而四川盆地深层—超深层页岩气资源极为可观[1, 8-9]，五峰组—龙马溪组深层—超深层页岩气资源量超过20×1012m3，占盆地该层系天然气总资源量的70%以上[9]；下寒武统筇竹寺组超深层页岩气资源量近2.4×1012m3，占盆地该层系天然气总资源量的49.6%[2]；开江—梁平陆棚二叠系超深层页岩气资源量约为5.55×1012m3，占川东北地区二叠系总资源量的90%以上[10]。面对超深层页岩气巨大的资源潜力，近年来，各油公司高度重视该领域的勘探，逐渐实现4500~5000m埋深的超深层页岩气勘探突破。
四川盆地川东北二叠系开江—梁平陆棚相区发育茅口组三段、吴家坪组二段、大隆组一段3套优质页岩储层，普光西南部为有利勘探区带，评价资源量超万亿立方米，但是有利页岩发育区普遍埋深较大。2023年雷页1HF井取得二叠系大隆组4500m以浅页岩气勘探突破之后，进一步解放埋深大于4500m的超深层页岩气资源，是扩大增储规模必须攻破的禁区。前人针对二叠系页岩气研究认为，二叠系页岩主要沿达州—万州—忠县一带呈北西—南东向条带状展布，具有有机质丰度高、孔隙度高、含气量高、脆性矿物含量高的特点，富有机质页岩、良好的保存条件和可压性是富集高产的主控因素。但是普光地区二叠系超深层页岩气面临3方面关键问题：（1）超深层页岩成岩改造复杂，压实作用强，是否仍具有较好的储集条件？（2）超深层地层高温高压、页岩塑性强，是否可以实现储层规模改造？（3）超深层页岩久攻未破，其高产主控因素是什么？
2024年，综合运用普光地区钻井、录井、测井及岩心分析化验等资料，在系统剖析大隆组页岩地质特征及富集高产主控因素的基础上，优选铁山构造，利用老井（铁北1井）开窗侧钻，部署实施铁北1侧HF井，完钻井深6898m，水平段最大垂深5311.2m。2025年，对水平井段5456.0~6822.0m压后试气，获得日产31.45×104m3的高产工业气流。基于前期系统的地质评价，结合新井的钻探成果，进一步解剖大隆组超深层页岩气地质工程特征及富集主控因素，以期对海相超深层页岩气高效勘探开发提供指导和借鉴。
1 二叠系大隆组区域地质背景受多期构造运动和海平面升降影响，上二叠统自下而上发育吴家坪组及大隆组（区内南部大隆组与北部长兴组同期异相）等两套地层（图 1）[11-13]。晚二叠世吴家坪组沉积期，受区域伸展—拉张构造应力场影响，川东北地区发生差异沉降，形成开江—梁平陆棚、城口—鄂西海槽的台盆分异雏形。大隆组（长兴组）沉积期，构造—沉积分异作用进一步加剧，最终演化形成“两隆三洼”的沉积格局；该时期，开江—梁平陆棚平面上呈北西—南东向“U”形展布，西边向广元方向开口，东边向渝东收敛（图 1a）。受后期燕山期、喜马拉雅期等多期多幕构造运动影响，区内具有“隆洼相间”的构造特点，主要目的层系隆一段页岩（区内存在茅三段、吴二段及大隆组一段3套页岩层系）埋藏深度大，正向构造带埋深介于4200~5500m，向斜区埋深普遍大于5500m，其中5000m以深超深层领域面积占比近90%（图 2）。
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图 1 四川盆地川东北地区上二叠统长兴组/ 大隆组地质背景图 Fig. 1 Geological settings of the Upper Permian Changxing/Dalong Formation in the northeastern Sichuan Basin （a）川东北地区长兴组/ 大隆组沉积相平面图；（b）普光地区上二叠统综合柱状图 |
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图 2 四川盆地普光地区大隆组页岩厚度与埋深叠合图 Fig. 2 Superposition of thickness and burial depth contours of Dalong Formation shale in Puguang block, Sichuan Basin |
开江—梁平陆棚不对称发育，呈西缓东陡地貌格局，东侧陆棚水体深度大，页岩厚度大，以沉积深水硅质页岩为特征[14]（图 3）。吴一段沉积时期，伴随峨眉山地裂运动火山事件，以沉凝灰岩、凝灰质泥岩夹石灰岩沉积为主；吴二段沉积时期，火山活动减弱，主要发育深水陆棚相硅质页岩。上二叠统大隆组沉积期，区内沉积分异现象尤为突出。普光区块地处开江—梁平陆棚东侧台地—陆棚转换带，其西南部为典型的深水陆棚沉积特征，如铁北1侧HF井、M1井等，岩性主要为纹层—薄层状硅质页岩、灰质页岩等（图 4a），平面上稳定分布，纵向上岩石组合类型多，发育水平层理，富含黄铁矿（图 4b、c）。生物化石方面，放射虫、海绵骨针碎屑等局部富集（图 4d），指示该区域为缺氧的较深水沉积环境。而研究区北部则以台缘礁滩相沉积为主，如PG5井、PG102-1井等，岩性以残余粒屑白云岩、生屑白云岩、礁白云岩、生屑灰岩和泥晶灰岩为主（图 4e）；常见海绵类、珊瑚类、苔藓虫、古纺锤 䗴、筛串虫、海百合及腕足类等生物（图 4f），反映出典型的浅水高能环境特征（图 3）。受上述沉积分异作用的影响，区内大隆组页岩平面上具有南厚北薄的分布特征，南部优质页岩厚度介于20~35m，向北逐渐过渡为斜坡相，水体变浅，页岩厚度减薄至5~15m，至台缘相带，页岩不发育（图 2）。
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图 3 四川盆地川东北地区大隆组页岩沉积发育模式图（剖面位置见图 1a） Fig. 3 Deposition and development modes of Dalong Formation shale in the northeastern Sichuan Basin(section location is in Fig. 1a) |
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图 4 普光地区大隆组/ 长兴组典型岩心和薄片照片 Fig. 4 Typical cores and thin-section photographs in Dalong/Changxing Formation in Puguang block (a) 铁北1侧HF井，5142.93m，纹层状灰质页岩；(b) 铁北1侧HF井，5142.93m，灰质页岩，生物碎屑定向排列，被亮晶方解石或硅质充填，少量方解石呈粉晶结构与黏土矿物混杂; (c) 铁北1侧HF井，5147.92m，灰质页岩，见少量黄铁矿斑块状分布；(d) 铁北1侧HF井，5147.10m，硅质页岩，放射虫定向排列；（e）PG5井，5287.1m，海绵骨架灰岩，岩心纵切面；（f）PG102-1井，5881.5m，珊瑚礁灰岩，岩心纵切面 |
铁北1侧HF井是部署实施在四川盆地开江—梁平陆棚内的首口二叠系超深层页岩气水平井，主探大隆组一段页岩，兼探吴家坪组和茅三段。该井通过导眼井系统取心评价，认为地质工程甜点靶窗位于隆一段③—④小层（5143.5~5155m），厚度为11.5m。后针对该段实施水平井，水平段长1312.0m。针对该井地层倾角误差大的技术难题，研发“盐下高陡窄靶窗随钻快速处理技术”，实现靶前100m的实时精准成像，深度误差控制在5m以内、倾角误差1°以内，实现水平段优质页岩储层钻遇率100%；针对该井地层压力高、闭合应力高、应力差高及石灰岩夹层多等难点，应用“175MPa装备提净压、多粒径分级强支撑、高黏高排穿层”的超深层储层改造方式，首次实现了埋深5300m页岩气水平井的成功改造，井口压力35.18MPa，试气获31.45×104m3/d高产工业气流，产量、压力稳定，取得了国内最深页岩气水平井勘探重大突破。其勘探突破将有力推动普光地区形成新的规模增储阵地，为普光气田持续稳产提供资源接替，同时也为四川盆地超深层页岩气的勘探提供了信心。
3 大隆组页岩气地质与工程特征基于岩石学分析、有机地球化学分析、氩离子抛光扫描电镜等多种技术手段，对二叠系大隆组超深层页岩进行综合研究，表明其具备多岩相类型、高TOC、高含气量、高脆性及中孔隙度的“一多三高一中”典型地质特征。
3.1 页岩岩相类型与特征川东北地区二叠系大隆组自下而上可划分出两段，分别为隆一段和隆二段。隆一段主要发育页岩，隆二段则以碳酸盐岩为主（图 1b）。根据海相页岩岩相划分方案[15-18]，川东北地区二叠系隆一段页岩岩相复杂，主要发育硅质页岩相、灰质页岩相、混合质页岩相及黏土质页岩相等（图 5）。其中，混合质页岩最为发育，占比46.2%，其次为硅质页岩（19.91%）和灰质页岩（19.83%），占比最少的为黏土质页岩（12.43%）。混合质页岩岩相由硅质、灰质成分按不同比例混合而成。在岩心描述的基础上，结合XRF扫描技术对岩相进行了分析。岩心元素扫描基本原理是利用高能X射线将样品原子内层的电子击出，使原子处于不稳定的激发态，该状态下外层高能电子跃迁至内层，多余的能量以特征X射线荧光散发，根据不同元素的荧光能量差异特性可以确定样品的不同元素丰度，其分辨率为50μm。结合相应图像处理技术，可以得到不同元素的分布特征（图 6），岩心元素扫描结果佐证混合质页岩存在两种赋存形态，一种呈现纹层状特征（图 6a），另外一种呈分散均匀分布特征(图 6b)。此外，隆一段广泛发育纹层—薄层状泥质灰岩、硅质灰岩、碳质泥岩等岩相，多以薄夹层形式存在，如铁北1侧HF井，其大隆组一段26m页岩内夹层多达24层，夹层单层厚度介于0.04~0.34m，夹层累计总厚度为2.61m。整体上，隆一段纵向岩石组合类型丰富，内幕非均质性强，夹层多（图 6c）。纵向上，自下而上隆一段②—③小层以混合质页岩相和灰质页岩相为主，向上硅质含量逐渐增加，④小层主要为硅质页岩相夹黏土质及混合质页岩，⑤小层下部发育硅质页岩相，上部水体逐渐变浅，以灰质页岩相和混合质页岩相为主（图 7）。平面上，不同相带隆一段岩相占比差异较大，斜坡相区以灰质页岩相为主，占比高达85%；陆棚相区硅质页岩、混合质页岩占比高，分别达19.9%和46.2%，由北向南岩相整体由灰质页岩向硅质页岩、混合质页岩变化，反映了沉积水体由北向南逐渐加深。
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图 5 四川盆地铁北1侧HF井隆一段页岩岩相划分图 Fig. 5 Classification of shale lithofacies in the first member of Dalong Formation in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin |
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图 6 四川盆地铁北1侧HF井隆一段不同岩相页岩岩心元素扫描分布图 Fig. 6 Elements scanning of the first member of Dalong Formation shale core samples with various lithofacies in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin a）纹层状混合质页岩相，铁北 1 侧 HF 井，5154.22～5154.27m ；（b）硅质页岩相夹均匀混合质页岩相，铁北 1 侧 HF 井，5148.83～5148.88m ；（c）硅质页岩相与灰质页岩相互层，铁北 1 侧 HF 井，5147.07～5147.12m |
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图 7 四川盆地铁北1侧HF井大隆组综合柱状图 Fig. 7 Comprehensive column of Dalong Formation in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin |
陆棚相区各类岩相表现为“富碳”特征（TOC≥4.0%），其中混合质页岩相有机质丰度最高，TOC均值为9.53%，硅质页岩、灰质页岩相有机质丰度相近，TOC均值分别为6.71%、6.72%，黏土质页岩相TOC均值为5.4%，整体均为有利岩相。
3.2 隆一段页岩含气性分析高TOC是判识页岩气勘探甜点层段的一项重要指标[19-20]，普光地区隆一段整体上页岩品质好，以富碳为主，实测TOC介于0.69%~17.95%，均值为7.56%，其中TOC≥4%占比72.7%，且各类岩相均表现富碳特征。纵向上，隆一段自下而上可以划分为5个小层，整体上具有两端含气量低（①、⑤小层），中间含气量高（②—④小层）的特征（图 7）。现场含气量测试结果表明，普光地区隆一段页岩解析气含量为0.86~2.04m3/t，平均为1.57m3/t，直线法计算总含气量为2.67~8.80m3/t，平均为5.94m3/t，表明具有较好的含气性。
通过对不同岩相的TOC、含气量对比分析，发现硅质页岩TOC介于2.24%~15.65%，平均为8.26%，总含气量平均为6.85m3/t；混合质页岩TOC介于2.80%~17.95%，平均为9.20%，总含气量平均为5.5m3/t；灰质页岩TOC介于2.42%~14.99%，平均为7.85%，总含气量平均为5.24m3/t；黏土质页岩TOC介于2.43%~12.56%，平均为6.25%，总含气量平均为5.12m3/t。整体上各类岩相含气量均相对较高，皆为有利岩相。根据大隆组页岩含气量与TOC之间的关系（图 8），发现两者呈现较好的正相关关系，表明高TOC是页岩气高含气量的物质基础。前人研究结果表明，大隆组页岩气以游离气为主，占比高达74.9%，与五峰组—龙马溪组页岩相近[21]，表明超深层页岩气具有很好的可动性。
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图 8 普光地区大隆组页岩TOC与含气量相关性图 Fig. 8 Correlation between TOC and gas content of Dalong Formation shale, Puguang block |
微—纳米级孔隙和微裂缝作为页岩气的主要储集空间，其结构特征对页岩气富集成藏具有重要影响[21-26]。针对隆一段页岩采用孔渗测试、氩离子抛光扫描电镜观察、气体吸附等实验方法，系统研究大隆组页岩储层特征。
氦气法孔隙度与脉冲法渗透率分析测试表明隆一段页岩孔隙度介于2.39%~6.5%，均值为4.00%；渗透率介于0.0008~1.7212mD，均值为0.2264mD，呈现典型的“中孔、低渗”特征。采用Crossbeam540/Merlin型场发射扫描电镜对隆一段页岩样品开展镜下观察，样品表面均通过氩离子抛光进行了精细处理以提高观测精度。分析显示，隆一段页岩的储集空间以有机质孔和微裂缝为主，总体占比超过70%。隆一段页岩有机质主要存在两种赋存形态：一种以充填状赋存于石英颗粒之间，此类有机质孔隙非常发育，孔隙形态主要是较为规则的类椭圆形，为迁移有机质生烃裂解形成，孔径小于50nm，此类形态有机质孔占主导地位，提供了大量的页岩气储集空间（图 9a、b）；此外，还存在少量有机质孔呈孤立状分布，此类有机质孔欠发育且主要以圆形为主，推测其为残留生物组织孔或铸模孔，孔径分布范围主要为100~200nm（图 9c）。隆一段页岩微裂缝主要包括顺层发育的层理缝和脆性矿物破碎形成的微裂缝（图 9d—f），缝长一般大于60μm，个别裂缝可达毫米—厘米级，缝宽在1~4μm之间。微裂缝大多未被充填，与广泛密集发育的有机质孔共同构成“有机质孔+裂缝”双元耦合型优质储集空间。隆一段页岩发育大量黄铁矿，无机孔隙以黄铁矿晶间孔和次生溶蚀孔为主，残余粒间孔较少（图 9g—i）。黄铁矿晶间孔孔径通常与黄铁矿颗粒粒径有关，孔径主要在0.3~0.5μm之间（图 9g、h）；溶蚀孔孔径相对较小，孔径一般小于0.5μm，主要发育在长石、方解石矿物表面（图 9g）；少量残余粒间孔存在于石英颗粒之间，孔径主要在0.5~1μm之间（图 9i）。
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图 9 四川盆地铁北1侧HF井隆一段页岩主要储集空间类型 Fig. 9 Main reservoir space types of shale in the first member of Dalong Formation in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin (a) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5152.81m，石英颗粒间充填有机质并发育有机质孔；(b) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5154.63m，有机质内部发育大量形状较为规则的有机质孔；(c) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5154.63m，部分有机质孔呈规则圆形；(d) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5154.63m，层理缝密集发育；(e) 图 d 局部放大，层理缝未被充填；(f) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5144.99m，脆性矿物挤压破裂形成微裂缝；(g) 铁北 1 侧HF 井，隆一段，5152.81m，溶蚀孔和黄铁矿晶间孔；(h) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5141.53m，黄铁矿晶间孔；(i) 铁北 1 侧 HF 井，隆一段，5160.39m，少量残余粒间孔 |
根据IUPAC的气体等温吸附曲线回滞环分类标准[27]，隆一段页岩N2等温吸附脱附曲线回滞环类型包括H2、H3型两种（图 10），表明储层发育平行板状孔及墨水瓶形孔隙。平行板状孔的存在通常与黏土矿物层间孔或微裂缝发育有关，而墨水瓶形孔隙则主要发育在以有机质孔为主导的储集空间中[27-28]。由于隆一段页岩黏土矿物含量较低，N2等温吸附脱附曲线结果则间接佐证了隆一段页岩微裂缝和有机质孔大量发育的储集空间特征。隆一段页岩样品N2吸附BET比表面积为3.31~32.16m2/g，平均为18.95m2/g，主要由广泛发育的纳米级有机质孔提供，具有较好的吸附气储集能力。
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图 10 四川盆地铁北1侧HF井隆一段页岩N2等温吸附脱附曲线 Fig. 10 N2 isothermal adsorption and desorption curves of shale in the first member of Dalong Formation in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin |
隆一段页岩样品CO2吸附—N2吸附—高压压汞全孔径联合表征实验结果显示：隆一段页岩孔隙以孔径在2~50nm之间的介孔为主，孔体积占比为55.31%~87.05%，平均为70.62%；孔径小于2nm的微孔体积占比为2.36%~19.87%，平均为14.16%；孔径大于50nm的宏孔体积占比为8.39%~33.85%，平均为15.23%。不同岩相页岩间孔隙结构特征存在差异，硅质页岩和混合质页岩微孔优势孔径主要分布在0.4~0.5nm之间和0.8~0.9nm之间，介孔优势孔径分布在2~3nm、6~10nm和20~30nm之间，宏孔发育较少（图 11a）；黏土质页岩和灰质页岩孔径分布特征相似，介孔优势孔径分布在40~50nm之间（图 11b），微孔和宏孔发育较少。总体而言，隆一段硅质页岩和混合质页岩储集能力明显优于灰质页岩和黏土质页岩，其中硅质页岩储集能力最优。
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图 11 四川盆地铁北1侧HF井隆一段页岩孔径分布图 Fig. 11 Pore size distribution of shale in the first member of Dalong Formation in Well Tiebei 1 L-HF, Sichuan Basin |
脆性矿物含量决定了页岩储层的可改造性和压裂难度[28-29]。全岩X射线衍射分析结果表明，铁北1侧HF井大隆组石英含量为12.01%~69.54%，平均为34.69%；长石含量为0.44%~23.21%，平均为9.25%；碳酸盐矿物含量为6.67%~70.37%，平均为31.49%；黏土矿物含量为2.93%~42.19%，平均为18.52%。普光地区大隆组具有高脆性矿物（75.43%）、低黏土矿物（18.52%）的特点，与盆地内其他地区二叠系大隆组、吴家坪组页岩的矿物组成具有相似性。在60MPa围压条件下，对大隆组页岩进行三轴压缩测试，表现为高杨氏模量（52.11GPa）、低泊松比（0.245）、高力学脆性（72.82）特征。同时，偶极子声波测井资料表明，大隆组页岩的杨氏模量介于40.2~58GPa，泊松比介于0.20~0.22，与岩心实测力学参数相当，进一步印证了川东北地区大隆组页岩可压性好。
此外，不同层系页岩地应力分析结果表明，二叠系页岩相比于五峰—龙马溪组页岩具有相对低的地应力梯度，应力埋深敏感性较弱，相同埋深条件下地应力更低，工程上可压性更强（图 12）。丁山—东溪地区志留系五峰—龙马溪组页岩应力梯度介于2.32~2.74MPa/hm，埋深4000~4500m页岩的最小主应力介于100~110MPa；二叠系页岩应力梯度仅为1.93~2.29MPa/hm，埋深4000~4500m页岩的最小主应力仅为80~100MPa。
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图 12 四川盆地海相页岩地应力随埋深变化图 Fig. 12 Changes of in-situ stress with burial depth of marine shale in Sichuan Basin |
普光地区二叠系大隆组页岩埋藏深度大，基于全岩矿物组分、岩石力学性质及地应力梯度综合评价，认为大隆组具有高硅、高脆、高杨氏模量、低泊松比、较弱应力埋深敏感性等有利条件，可压性好，使得超深层5000m以深储层改造具备地质基础。
3.5 超深层页岩工艺措施针对铁北1侧HF井水平两向主应力差大、石灰岩夹层多、高导缝不发育，导致裂缝纵向扩展受限和难以形成复杂缝网的问题，采用175MPa压裂设备、密切割分段分簇和快提排量穿层扩缝的方式提升人工裂缝的缝内净压力，尽可能地沟通纵向上不同小层和形成复杂缝网。由于本井碳酸盐矿物含量高（20%~40%）、杨氏模量高，导致水力压裂缝窄、加砂困难，通过高黏高排量提升净压力扩缝宽，同时增加小粒径支撑剂的占比，从而提高压裂裂缝的有效支撑长度和有效导流能力。最终，形成了小粒径支撑剂强加砂、复合暂堵、窄压力窗口连续加砂等工艺措施，通过“多段少簇+胶液扩缝+多级粒径分级支撑”的压裂方案实现了铁北1侧HF井的高效改造。
4 大隆组超深层页岩气富集高产主控因素综合研究认为，普光地区超深层页岩气藏的成藏富集主要受有机质丰度、储集空间类型和超高压3个关键因素控制。其中，深水陆棚环境控制富碳有利岩相连片分布，奠定成藏物质基础；有机质孔—裂缝双元耦合形成的优质储集空间是页岩气富集的必要条件；稳定的顶底板条件和良好的断层封闭性共同构建的超高压封存箱是二叠系页岩气高产稳产关键因素（图 13）。
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图 13 普光地区大隆组页岩气成藏模式图 Fig. 13 Shale gas accumulation mode in Dalong Formation in Puguang block |
晚二叠世大隆组沉积期，在拉张应力背景下开江—梁平陆棚最终定型，陆棚内水体深度为200~300m，强还原封闭环境下发育深水陆棚相硅质页岩，至斜坡带方向逐渐过渡为含硅灰质页岩夹泥质灰岩，页岩厚度减薄。区域地层对比及古生物鉴定结果表明，HY1井、DY1井、LY1井获勘探突破的页岩目的层系均为二叠系优质页岩[30-32]。受控于开江—梁平陆棚古地形和水体深度差异，陆棚内页岩厚度和有机质丰度略有差异。勘探实践揭示，铁北1侧HF井、LY1井等井隆一段深水陆棚相页岩厚度大（12.9~34.3m），有机质丰度高（4.86%~9.2%），而斜坡相因水体深度变浅，YL1井、QX3井等井页岩厚度减薄（11~12.3m），有机质丰度显著降低（1.9%~2.3%）（图 14）。研究表明，晚二叠世峨眉地裂活动致使大规模火山喷发，火山灰给陆棚内深水滞留水体带来丰富的营养物质，促使硅质生物繁盛，古生产力增高，页岩有机质含量进一步提高[14]。与此同时，开江—梁平陆棚内水体深度大，封闭性强，较强的还原环境也能为有机质的保存及富集提供较好的条件。
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图 14 川东北地区二叠系不同相带页岩厚度及TOC差异对比图 Fig. 14 Comparison of thickness and TOC of Permian shale in various facies zones in the northeastern Sichuan Basin |
宏观尺度上，川东北普光地区位于扬子板块北缘与秦岭—大别造山带交会区，受燕山期雪峰山造山运动与喜马拉雅期大巴山造山运动的影响，区内二叠系主要发育北东—南西向叠瓦状逆冲推覆断褶构造、高陡背斜。根据断层和褶皱组合及产状特征差异，区内主要发育3种构造样式，即双断圆弧背斜、双断宽缓背斜、单断圆弧背斜（表 1）。在构造运动影响下，普光地区大隆组页岩裂缝发育，裂缝具有“多期、多类型、构造带整体发育”的特征：双断圆弧背斜裂缝发育密度最高，包括成岩缝、构造缝以及二者耦合形成的复杂缝网；双断宽缓背斜裂缝发育密度中等，包括成岩缝（层理缝、压溶缝）和构造缝（顺层剪切缝、穿层剪切缝、张裂缝等）；单断圆弧背斜裂缝发育密度较低，以构造缝为主、成岩缝少量发育。
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表 1 普光地区二叠系大隆组不同构造样式裂缝发育程度表 Table 1 Degree of fracture development in the Permian Dalong Formation with various structural styles in Puguang area |
基于三维高精度成像地震资料，综合最大似然、熵属性与曲率属性等融合属性对不同构造样式区域大隆组裂缝进行预测，预测结果表明不同构造样式下裂缝发育程度不同：双断圆弧型背斜、双断宽缓型背斜、单断圆弧型背斜裂缝发育程度逐渐降低。
微观尺度上，大隆组页岩储集空间以纳米级有机质孔和微裂缝为主，无机矿物晶间孔、粒内溶蚀孔和残余粒间孔也均有发育。隆一段地层压力系数普遍大于1.8，形成显著的超压环境。在超深层强上覆岩层压实作用的背景下，超压能够有效抵抗压实应力，使得相对规则的类椭圆形有机质孔得以较好保存；同时超深层高应力环境下，脆性矿物更容易发生破裂形成裂缝网络，并在储层高压流体支撑下得到较好保存。大量密集发育的有机质孔与微裂缝交叉分布，使孔隙相互连通，提高了储层渗透性，为页岩气提供了重要的储集空间及运移通道。在超深层超压条件下，广泛发育且保存良好的有机质孔提供了主要的比表面积和储集空间，而未被充填的微裂缝则构成了高效的渗流网络。两者在空间上交叉分布、相互连通，形成了“孔—缝”协同增效的优质储层结构，这种耦合关系在超深层页岩气储层发育及成藏过程中具有特殊重要性。
大隆组超深层页岩储层孔缝发育模式如图 15所示，有机质孔和宏观—微观裂缝的共同发育构成了有机质孔—裂缝双元耦合控制下的超深层页岩气储集空间，一方面很大程度提升了储层的储气能力和储集效率，另一方面又可以降低压裂施工难度，有利于压裂过程中复杂缝网的形成，有效增大了压裂改造体积。优良的储层孔缝空间结构是大隆组页岩气富集高产的关键因素。
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图 15 大隆组超深层页岩储层孔缝发育模式图 Fig. 15 Development pattern of pores and fractures in ultra-deep shale reservoirs in Dalong Formation |
地层压力系数是页岩气保存条件、地层能量及含气量高低的重要指标，同时也是页岩气高产、稳产的重要参数[32-35]。一般而言，页岩气保存条件越好，地层压力系数越高，地层能量越充足，单井测试产量也越高（图 16）。
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图 16 四川盆地深层—超深层页岩气压力系数与产量相关性图 Fig. 16 Correlation between pressure coefficient and shale gas production in deep to deep-ultra formations in Sichuan Basin |
普光地区二叠系页岩受到燕山期雪峰山造山运动与喜马拉雅期大巴山造山运动的影响，发育多组北东向、北西向断裂。这些断裂向上多断至下三叠统嘉陵江组膏岩内部，向下滑脱至志留系页岩中，纵向上封闭性较好。同时，其顶板上覆长兴组/隆二段致密灰岩、含泥灰岩分布广泛，岩性致密且累计厚度大；底板茅口组高阻石灰岩大面积连片分布，顶底板稳定连续分布的致密层形成了有效的封存体系。有效的顶底板封存和良好的断层封闭性协同作用构建了二叠系大隆组超压页岩封存箱，该封存箱是普光地区二叠系页岩能够高产稳产的关键因素。普光地区大隆组页岩实测压力系数介于1.72~2.1之间，为超高压页岩气藏。
4.4 页岩气成藏富集模式晚二叠世吴家坪组沉积期，受区域构造伸展—拉张作用影响，川东北地区发生差异沉降，形成开江—梁平陆棚、城口—鄂西海槽雏形。至大隆组沉积期，构造—沉积分异作用进一步加剧，最终形成“两隆三洼”的沉积格局，普光地区位于开江—梁平陆棚东侧，为优质页岩发育提供了有利的地质条件。在燕山期—喜马拉雅期等多期多幕构造运动强烈改造下，研究区形成隔挡式或两翼不对称褶皱复杂构造。同时，上覆隆二段与下部茅口组致密灰岩广覆式分布，加之下三叠统嘉陵江组强塑性膏岩层的发育，页岩气得到有效保存。总体上，深水低能环境、多期褶皱改造以及纵向有效封堵的共同作用，促使普光地区大隆组一段有机质孔和裂缝发育，页岩气规模富集。尤其裂缝发育、埋深相对较浅的正向构造，是超深层页岩气富集成藏的理想场所，而向斜区埋深大、裂缝发育程度相对低，是下一步勘探的潜在有利区。
综合优质页岩厚度、裂缝发育程度及埋深条件，评价普光地区二叠系大隆组Ⅰ类区主要分布在铁山、双庙场、雷音铺及双石庙等4个正向构造带，有利面积为231.5km2，资源量为1340.8×108m3（图 17）。
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图 17 普光地区大隆组有利区评价图 Fig. 17 Evaluation of favorable exploration zones of Dalong Formation in Puguang area |
本次突破最核心的启示在于：深化地质认识、创新成藏理论是叩开超深层页岩气“禁区”大门的前提。面对埋深超4500m页岩是否具备有效储集空间、能否富集成藏的关键地质疑问，基于扎实的钻井、岩心分析化验资料（如LB1井5400m含气性启示），系统剖析了大隆组页岩在强压实、高温高压背景下的储层特征与演化规律。研究证实，超深层页岩并非“铁板一块”，特定成岩序列和有机质演化过程能够有效保存孔隙网络，叠加构造作用产生的微裂缝，能够形成规模储层甜点体。同时，精准识别超深层页岩气富集的主控因素（如优质烃源岩、良好保存条件、适宜压力系统等），构建符合实际的地质模型，从根本上回答了“是否有气、气在哪里”的问题。这一理论突破，彻底扭转了超深层“无效”的传统认知，为锁定目标、部署钻探提供了科学依据和坚定信心，是解锁资源潜力的金钥匙。
5.2 系统决策是推动油气勘探禁区的引擎铁北1侧HF井的成功，得益于地质—工程一体化系统决策、精准施策。面对超深、高温、高压、强塑性地层及复杂构造的严峻挑战，没有盲目冒进，而是基于前期普光地区详实的地质资料和雷页1HF等井的探索经验，进行了多轮次、多维度的综合评估与风险研判。在明确主攻大隆组和关键问题后，系统性地优选了具有良好成藏条件和相对有利工程实施背景的铁山构造作为突破口。决策链上，创新性地采用“老井开窗侧钻”策略，充分利用已有井筒资源，大幅降低了超深井钻探风险和成本，体现了经济高效的勘探智慧。从靶区优选、井型设计到风险预案，每一个环节都凝聚了地质认识与工程实践的深度融合，确保了有限资源投入的高效性和勘探部署的科学性，是驱动向超深层进军的强大引擎。
5.3 技术攻关是打开油气勘探禁区的利器超深层在地震勘探速度场非均质性强、高地应力、高地层压力、高温的极端环境下，对地震成像精度、工程实施构成巨大挑战。铁北1侧HF井的突破，是针对性核心技术集中攻关的胜利。“盐下高陡窄靶窗随钻快速处理技术”，实现了5000m以深地震成像深度误差小于5m，倾角误差小于1°，保障了100%优质页岩钻遇率。175MPa压裂装备提供了克服极端闭合应力的“洪荒之力”；“多粒径分级强支撑”技术有效支撑了强压实下的复杂缝网，防止闭合；“高黏高排穿层”工艺则成功穿透石灰岩夹层，沟通了更大规模的页岩储集体。这些量身定制的尖端技术，如同精准锋利的利器，逐一破解了超深层勘探的技术壁垒，将理论认识和资源潜力转化为现实的工业气流。
6 结论（1）二叠系大隆组页岩展现出“一多三高一中”的典型地质特征，具体表现为：岩相组合多样，TOC高、含气量高、脆性高，孔隙度中等。
（2）二叠系大隆组页岩以有机质孔和微裂缝作为主要储集空间类型，且保存条件较好，这种“有机质孔+裂缝”型孔缝结构特征赋予了超深层页岩优良的储集性能。
（3）二叠系大隆组页岩气富集高产的主要控制因素主要包括3个方面：一是富碳有利岩相的连片发育，为页岩气的生成与聚集提供了有利的地质条件；二是有机质孔与裂缝之间的耦合控储作用，有效提升了页岩气的储集与运移能力；三是超高压环境的存在，对页岩气的保存与富集起到了关键作用。
（4）先进的工程工艺技术的应用，是超深层页岩气获得高产的保障。特别是盐下高陡地震成像技术及“175MPa装备提净压、多粒径分级强支撑、高黏高排穿层”的储层改造方式技术，实现了超深层页岩甜点储层100%钻遇率和大规模有效改造。
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