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.

关键词：四川盆地南部、下志留统龙马溪组、深层页岩气、高产控制因素、深水深层、页岩气储集层

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分类号：TE122.3(石油、天然气地质与勘探)

资助基金：国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发—长宁—威远页岩气开发示范工程”;中国石油科技重大专项“西南油气田天然气上产300亿立方米关键技术研究与应用——四川盆地页岩气建产有利区评价优选及开发技术政策优化研究与应用”;四川省国土科学技术研究院项目“四川省页岩气资源调查评价与有利区优选”

在线出版日期：2020-10-23（万方平台首次上网日期，不代表论文的发表时间）

页数：共15页

页码：841-855