魏志紅 劉若冰 魏祥峰 陳斐然 劉珠江 王道軍

（ 中國石化勘探分公司 ）

0 引言

四川盆地及周緣是中國頁巖油氣勘探增儲上產(chǎn)的重要陣地，陸續(xù)發(fā)現(xiàn)了涪陵、長寧、威榮和永川等海相頁巖氣田[1-2]，已探明儲量超2×1012m3。但目前在四川盆地僅五峰組—龍馬溪組頁巖氣實現(xiàn)了商業(yè)性工業(yè)開發(fā)，為實現(xiàn)頁巖氣穩(wěn)儲增產(chǎn)，急需在新層系、新領(lǐng)域?qū)崿F(xiàn)突破[3-7]。四川盆地侏羅系湖相頁巖油氣是中國南方頁巖油氣長期攻關(guān)的重點領(lǐng)域。在早期的勘探生產(chǎn)實踐過程中，元壩、復(fù)興地區(qū)（涪陵區(qū)塊北部，下文統(tǒng)稱復(fù)興地區(qū)）多口井在侏羅系湖相頁巖層段鉆遇良好的油氣顯示，且多口兼探井在侏羅系湖相頁巖層段測試獲中—高產(chǎn)工業(yè)氣流，展現(xiàn)了良好的勘探前景[8-9]。

2010—2012 年，針對四川盆地元壩、復(fù)興地區(qū)下侏羅統(tǒng)自流井組大安寨段、東岳廟段等目標開展了勘探評價，在YYHF-1 井、FYHF-1 井等多口井測試獲得中—高產(chǎn)頁巖油氣流，揭示了兩地區(qū)陸相頁巖具有良好的含油氣性；但由于富集規(guī)律認識不清、工程工藝技術(shù)適應(yīng)性不強，勘探未取得實質(zhì)性突破[10-11]。2012—2018 年，針對侏羅系陸相頁巖油氣，依托中國石化重大專項、重大導(dǎo)向等項目，強化老井復(fù)查，利用兼探井取全取準各項資料，立足全盆，進行系統(tǒng)的基礎(chǔ)地質(zhì)條件和勘探潛力再認識和再評價，逐步明確四川盆地陸相頁巖具有強非均質(zhì)性、中等有機質(zhì)豐度與高黏土礦物含量的特征[12-13]，提高了對四川盆地侏羅系陸相頁巖油氣富集的認識，形成選區(qū)評價體系，落實復(fù)興地區(qū)拔山寺北向斜、拔山寺南向斜為有利勘探目標，優(yōu)選東岳廟段與涼高山組為有利層系。

2018 年在拔山寺北向斜目標區(qū)針對自流井組東岳廟段部署FY10 井，2019 年在拔山寺南向斜針對涼高山組二段部署TY1 井，兩口井分別測試獲日產(chǎn)氣5.58×104m3、日產(chǎn)油17.6m3與日產(chǎn)氣7.8×104m3、日產(chǎn)油11.4m3，實現(xiàn)了復(fù)興地區(qū)自流井組東岳廟段與涼高山組陸相頁巖油氣新層系勘探重大突破[4，14]。FY10 井與TY1 井的突破極大推動了四川盆地陸相頁巖油氣勘探開發(fā)進程，進一步明確了陸相頁巖氣藏特征，探索了高黏土礦物含量陸相頁巖的壓裂改造工藝，豐富了中國陸相頁巖油氣的勘探認識與實踐[15-16]。

本文基于FY10 井與TY1 井陸相頁巖油氣勘探實踐，系統(tǒng)總結(jié)了復(fù)興地區(qū)自流井組東岳廟段與涼高山組頁巖油氣地質(zhì)成藏條件、富集主控因素和勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，以期為國內(nèi)外具備相似地質(zhì)背景的陸相頁巖油氣勘探提供借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

復(fù)興地區(qū)位于四川盆地東部，隸屬川東高陡構(gòu)造帶萬縣復(fù)向斜，受龍門山、齊岳山斷裂的影響，構(gòu)造呈現(xiàn)北東向展布的格局，發(fā)育一系列北東—南西向延伸的隔擋式分布的大型復(fù)背斜和復(fù)向斜，背斜高陡核部主要出露二疊系和三疊系，向斜寬緩區(qū)主要出露侏羅系。

早—中侏羅世，復(fù)興地區(qū)以淺湖—半深湖沉積為主（圖1），縱向上經(jīng)歷了3 次湖侵，自下而上形成了自流井組東岳廟段、大安寨段和涼高山組二段3 套富有機質(zhì)頁巖[17]。其中東岳廟段與涼高山組沉積時期發(fā)育優(yōu)質(zhì)暗色富有機質(zhì)頁巖，主要集中在東岳廟段一亞段（東一亞段）與涼高山組二段下亞段（涼二下亞段），暗色頁巖有機質(zhì)豐度較高，分布面積相對較廣，為侏羅系陸相頁巖油氣的生成和富集提供良好的物質(zhì)基礎(chǔ)（圖1）。自流井組大安寨段發(fā)育介殼灰?guī)r和含介殼泥巖，分布相對局限，主要在復(fù)興地區(qū)北部興隆場地區(qū)。

圖1 復(fù)興地區(qū)區(qū)域構(gòu)造位置（左）與地層綜合柱狀圖（右）Fig.1 Regional structural location (left) and comprehensive stratigraphic column of Fuxing area (right)

2 陸相頁巖地質(zhì)特征

2.1 涼高山組二段優(yōu)質(zhì)頁巖

涼高山組富有機質(zhì)頁巖主要發(fā)育在涼一上—涼二下亞段，其中涼二下亞段位于最大湖泛期，以灰黑色頁巖夾薄層粉砂質(zhì)泥巖為主，巖心及巖石薄片均可見大量粉砂質(zhì)紋層。TY1 井涼二下亞段鉆遇富有機質(zhì)頁巖25.2m，有機碳含量（TOC）介于0.47%～3.06%，平均為1.56%；干酪根碳同位素值（δ13Corg）介于-28.5‰～-24.1‰，有機質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主；鏡質(zhì)組反射率（Ro）介于1.29%～1.43%，平均為1.34%，處于高成熟階段；測井解釋孔隙度為2.23%～4.16%，平均為3.52%；黏土礦物含量平均為48.9%，石英含量平均為35.9%，碳酸鹽礦物含量為3.4%，總體具有低硅質(zhì)、高黏土礦物含量特征。

2.2 自流井組大安寨段優(yōu)質(zhì)頁巖

大安寨段富有機質(zhì)頁巖主要發(fā)育在大二亞段，沉積背景與東岳廟段相似，以碳酸鹽巖湖泊建造為主，主要發(fā)育在涪陵北部興隆場地區(qū)，巖性以黑灰色含介殼泥巖夾薄層介殼灰?guī)r為主，巖心可見介殼灰?guī)r薄夾層，巖石薄片可見介殼生物化石。頁巖厚度為15～25m，TOC 介于0.31%～3.06%、平均為1.29%；干酪根碳同位素值為-27.6‰～-22.9‰，有機質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主；Ro為1.21%～1.41%。儲層孔隙度平均為4.21%；黏土礦物含量平均為52.8%，石英含量為19.3%，碳酸鹽含量為16.5%（圖2）。

2.3 自流井組東岳廟段優(yōu)質(zhì)頁巖

東岳廟段暗色富有機質(zhì)頁巖主要發(fā)育在東一亞段，厚度為25～30m，以灰黑色頁巖夾薄層介殼灰?guī)r為主，巖心可見介殼灰?guī)r夾層，巖石薄片可見介殼生物化石。FY10 井東一亞段鉆遇富有機質(zhì)頁巖28.0m，TOC 為1.07%～4.04%，平 均 為1.72%；δ13Corg為-30.6‰～-23.7‰，有機質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，見少量Ⅰ型；Ro為1.52%～1.58%，平均為1.56%。東一亞段巖心實測孔隙度為3.21%～7.84%，平均為5.21%，黏土礦物含量平均為52.7%，石英含量為21.9%，碳酸鹽礦物含量為20.8%，總體具有低石英、高黏土礦物、較高碳酸鹽礦物含量特征（圖2）。

圖2 復(fù)興地區(qū)侏羅系半深湖相頁巖品質(zhì)參數(shù)對比Fig.2 Comparison of quality parameters of the Jurassic semi deep lacustrine shale in Fuxing area

3 陸相頁巖油氣富集控制因素

復(fù)興地區(qū)陸相頁巖油氣富集成藏受多因素的控制，主要包括沉積相帶與環(huán)境、保存條件、天然裂縫發(fā)育及熱演化程度。

3.1 沉積相帶控制頁巖儲層發(fā)育

受沉積分異作用影響，四川盆地坳陷型湖盆沉積相帶對頁巖儲層發(fā)育控制作用明顯?？傮w來看，由濱湖相—淺湖相—半深湖相—深湖相，巖性上表現(xiàn)出砂質(zhì)、灰質(zhì)含量逐漸降低，泥質(zhì)含量逐漸增加。濱湖相、淺湖相有機質(zhì)來源以陸源輸入有機質(zhì)為主，半深湖有機質(zhì)以藻類生物為主。從濱湖相、淺湖相到半深湖相，干酪根中惰質(zhì)組與鏡質(zhì)組減少、殼質(zhì)組與固體瀝青增加，有機質(zhì)類型由Ⅲ型過渡到Ⅱ1型。研究區(qū)目的層段半深湖—深湖相頁巖Pr/Ph 普遍介于0.21～1.39 之間，指示還原—強還原沉積水體環(huán)境，生源母質(zhì)主要為浮游水生生物及陸源高等植物，母質(zhì)類型以Ⅱ1—Ⅱ2型為主，有機質(zhì)多呈層狀分散分布。

通過對復(fù)興地區(qū)陸相頁巖層系不同相帶、不同巖性的TOC、孔隙度及含氣量的統(tǒng)計結(jié)果顯示，半深湖—深湖相發(fā)育的富有機質(zhì)頁巖儲層品質(zhì)優(yōu)于濱湖—淺湖相；暗色頁巖具有較高的TOC、孔隙度和含氣量，其次是粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖和粉砂巖[16]。分析認為，半深湖—深湖相為陸相頁巖優(yōu)質(zhì)儲層發(fā)育有利相帶。

3.2 沉積環(huán)境控制有機質(zhì)富集

相比濱湖、淺湖等沉積環(huán)境，半深湖沉積水體較深（一般大于30m），普遍發(fā)育還原、厭氧的環(huán)境，有利于有機質(zhì)的保存，因而半深湖環(huán)境發(fā)育的頁巖普遍具有TOC 相對較高的特征[18]。

通過統(tǒng)計發(fā)現(xiàn)，頁巖TOC 與孔隙度及含氣量均呈現(xiàn)正相關(guān)性的耦合關(guān)系，一方面，半深湖相頁巖具有較高TOC 與黏土礦物含量，導(dǎo)致有機質(zhì)孔及黏土礦物孔均較發(fā)育，具有良好儲集性能（圖3）；另一方面，隨著TOC 和孔隙度的增大，頁巖生烴能力強且有利于氣體賦存，使得泥頁巖的含氣量也增加。進一步明確了半深湖相、深湖相純頁巖或夾紋層構(gòu)造的泥頁巖具有“三高”（高TOC、高孔隙度和高含氣量）特征，是復(fù)興地區(qū)陸相頁巖油氣勘探有利巖相。

圖3 復(fù)興地區(qū)中—下侏羅統(tǒng)泥頁巖儲層孔、縫特征照片F(xiàn)ig.3 Photograph of pore-fracture characteristics of the Middle-Lower Jurassic shale reservoir in Fuxing area

3.3 保存條件控制頁巖油氣成藏

復(fù)興地區(qū)良好的保存條件是頁巖油氣富集成藏的關(guān)鍵因素之一[19]。復(fù)興地區(qū)位于川東涪陵區(qū)塊，區(qū)內(nèi)發(fā)育北東—南西向的黃泥塘背斜和芶家場背斜，其間則發(fā)育大型寬緩拔山寺向斜，地表出露上侏羅統(tǒng)蓬萊鎮(zhèn)組，封蓋遂寧組與沙溪廟組厚層砂巖、泥巖，有利于頁巖油氣保存（圖1）。

地震剖面顯示，在寬緩向斜區(qū)東岳廟段和涼高山組埋藏深度適中，介于2000～3000m。東岳廟段在拔山寺北向斜內(nèi)壓力系數(shù)為1.48（XL3井）～1.75（FY10井），位于拔山寺南向斜翼部的TY1 井涼高山組二段壓力系數(shù)為1.2，而在背斜構(gòu)造區(qū)域，涼高山組壓力系數(shù)降至0.7，說明在遠離剝蝕區(qū)的穩(wěn)定向斜構(gòu)造區(qū)，油氣保存條件好，壓力系數(shù)較高（普遍大于1.2），有利于頁巖油氣的富集成藏。

研究認為向斜構(gòu)造區(qū)東岳廟段和涼高山組具有較高的地層壓力，是頁巖油氣高產(chǎn)的有利條件。首先，高地層壓力具有較高的流體驅(qū)動能量；其次，高地層壓力能降低有效圍壓，在開發(fā)過程中有利于壓裂改造；最后，對于揮發(fā)性油藏—凝析氣藏，地層壓力高，則地泡壓差或地露壓差大，有利于長期穩(wěn)產(chǎn)[20-21]。

3.4 天然裂縫控制頁巖油氣高產(chǎn)

天然裂縫的存在是溝通儲層孔隙、增大滲透率的重要因素，這在致密頁巖儲層中顯得更為重要。從氬離子拋光掃描電鏡照片中可以看出，復(fù)興地區(qū)陸相頁巖以黏土礦物無機孔為主，微裂縫為重要儲集空間類型，主要發(fā)育黏土礦物收縮縫、有機質(zhì)收縮縫、介殼內(nèi)微裂縫等（圖3）。根據(jù)多尺度孔、縫定量表征方法，認為微裂縫對總儲集空間的貢獻率在10%～30%，微納米級裂縫空間連通性較好[13]。成像測井解釋結(jié)果可見發(fā)育大量頁理縫與高角度縫，在泥頁巖相對發(fā)育的層段，裂縫發(fā)育的長度及密度均高于以砂巖或石灰?guī)r為主的層段。

復(fù)興地區(qū)陸相泥頁巖中發(fā)育的天然裂縫不僅增加了儲集空間，提高了滲流能力，而且溝通了無機孔、有機質(zhì)孔，有利于頁巖油氣的運移和富集。對于頁巖氣開發(fā)來說，在頁巖氣保存條件較好的地區(qū)，天然裂縫的發(fā)育有利于降低地層破裂壓力，易與壓裂縫共同構(gòu)成復(fù)雜縫網(wǎng)，增強地層壓裂改造效果。

3.5 熱演化程度控制油氣藏類型

富有機質(zhì)頁巖的熱演化程度對油氣生成及地層流體相態(tài)具有決定性作用[11]。Ro小于0.5%為未成熟階段，以生物成因氣為主；Ro介于0.5%～1.3%為成熟階段，以液態(tài)烴為主；Ro介于1.3%～2.0%為高成熟階段，以濕氣—凝析氣為主。復(fù)興地區(qū)富有機質(zhì)頁巖的熱演化程度與埋深存在一定正相關(guān)關(guān)系，Ro隨埋深增加呈現(xiàn)增大趨勢，生油氣演化階段在不同層系、埋深存在差異。

從保壓取樣實驗室定容衰竭實驗中排出的液態(tài)和氣態(tài)烴類流體（井流物）的組分、組成分析來看，F(xiàn)Y10 井東岳廟段井流物（埋深2700m）閃蒸氣中CH4占81.9%、 閃 蒸 油C11+占42.1%；FY8-1 井大安寨段井流物（埋深2090m）閃蒸氣中CH4占71.4%、閃蒸油C11+占70.1%，TY1 井涼二段井流物（埋深2562m）閃蒸氣中CH4占74.3%、閃蒸油C11+占65.4%，呈現(xiàn)“埋深越大，閃蒸氣CH4含量越高、閃蒸油C11+含量越低”的特征，反映了隨埋深增大，熱演化程度越高、輕烴分子占比增大（圖4）。

圖4 復(fù)興地區(qū)中—下侏羅統(tǒng)泥頁巖段井流物組分特征Fig.4 Composition characteristics of liquid product of the Middle-Lower Jurassic shale section in wells in Fuxing area

研究區(qū)多口頁巖油氣鉆井均呈現(xiàn)油氣同出特征，基于高壓物性及流體閃蒸氣組分資料進一步判識東一亞段為無油環(huán)凝析氣藏，涼二段為帶小油環(huán)凝析氣藏，隨埋深變淺凝析氣藏油環(huán)含量逐漸增大。

綜合分析認為，半深湖—深湖相純頁巖或夾紋層構(gòu)造頁巖具有高TOC、高孔隙度、高含氣量特征，是頁巖油氣富集的物質(zhì)基礎(chǔ)；發(fā)育大型寬緩向斜、保存條件好，是富集高產(chǎn)的關(guān)鍵；微裂縫普遍發(fā)育，有利于頁巖油氣富集及后期壓裂改造；適宜的熱演化程度控制地層流體相態(tài)，高溫高壓條件有利于凝析氣藏輕烴富集，有利于產(chǎn)出。

4 陸相頁巖油氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

復(fù)興地區(qū)侏羅系陸相頁巖油氣相對五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣具有頁巖儲層單層厚度較薄、巖石塑性較高及流體性質(zhì)復(fù)雜等特征[15-16]。為實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)與效益動用，在地質(zhì)評價、甜點預(yù)測、井位部署、鉆井設(shè)計、水平段方位及壓裂參數(shù)優(yōu)化等方面，急需加強地質(zhì)工程一體化攻關(guān)，形成陸相頁巖油氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)，實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)，為其他地區(qū)同類型油氣藏的勘探開發(fā)提供參考。

4.1 地質(zhì)—物探—工程相結(jié)合，提高探井部署質(zhì)量

（1）陸相優(yōu)質(zhì)頁巖儲層橫向沉積變化快、儲層薄，傳統(tǒng)相控反演精度和分辨率不足[22-23]，通過開展不同巖相地震和巖石物理響應(yīng)特征分析，以波形橫向變化特征為依據(jù)，構(gòu)建地震相約束下的等時地層格架模型，在貝葉斯框架內(nèi)優(yōu)化迭代實現(xiàn)高分辨率反演。該方法能夠清晰反映涼高山組復(fù)雜巖相縱橫向展布特征，反演最高分辨率可達8～10m；進一步結(jié)合巖石物理分析結(jié)果，實現(xiàn)頁巖氣層關(guān)鍵甜點參數(shù)的高精度預(yù)測，預(yù)測誤差小于5%。有效提高了陸相優(yōu)質(zhì)頁巖儲層預(yù)測的分辨率和精度，精準預(yù)測了“甜點”區(qū)平面展布（圖5）。

圖5 復(fù)興地區(qū)TY1 井高分辨率波阻抗反演效果對比Fig.5 Comparison of high-resolution wave impedance inversion results for Well TY1 in Fuxing area

（2）綜合應(yīng)用錄井（巖性、油氣顯示等）、測井（常規(guī)、特殊測井）、地震預(yù)測及現(xiàn)場含（油）氣量測試、巖心描述等資料，研究不同小層巖性、地球化學特征、物性、巖石力學及含油氣性，開展頁巖油氣層快速評價，縱向上優(yōu)選最佳穿行層位（靶心），支撐側(cè)鉆水平井方案制定，實現(xiàn)導(dǎo)眼井轉(zhuǎn)側(cè)鉆水平井無縫銜接。

（3）水平井方位設(shè)計充分考慮裂縫、地應(yīng)力方向及構(gòu)造特征、保存條件，結(jié)合疊前頁巖裂縫預(yù)測，以及常規(guī)、特殊測井資料成果，避免儲層改造裂縫受地應(yīng)力影響閉合，水平井方向應(yīng)盡量與最大水平主應(yīng)力方向呈大角度相交（≥60°）；同時，為預(yù)防壓裂液濾失，并盡量充分改造天然裂縫形成復(fù)雜縫網(wǎng)，水平井方向應(yīng)與裂縫走向呈一定角度斜交（圖6）。

圖6 復(fù)興地區(qū)TY1 井側(cè)鉆水平井方位確定示意圖Fig.6 Sketch of azimuth determination of horizontal Well TY1 in Fuxing area

4.2 水平井高效導(dǎo)向鉆井技術(shù)，加快鉆井提速增效

頁巖油氣鉆井存在大位移水平井造斜難、井壁不穩(wěn)定、井眼軌跡控制精度要求高、地層可鉆性差、機械鉆速低、地層中膨脹礦物與常規(guī)水基鉆井液體系反應(yīng)加速膨脹導(dǎo)致地層不穩(wěn)定等難點[24-25]，亟待突破，解決上述問題從而實現(xiàn)頁巖油氣商業(yè)化開發(fā)，對于中國陸相頁巖資源開發(fā)具有重要意義。

針對前期長水平段水平井鉆井過程中定向鉆井工具失效問題，TY1 井水平段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向技術(shù)，結(jié)合井眼軌跡參數(shù)的隨鉆測井，使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具代替?zhèn)鹘y(tǒng)的定向工具，研制了變徑穩(wěn)定器、ATS 型旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)和伽馬成像測井儀器，保證了井眼軌跡的精確控制，提高了機械鉆速，增大了井筒與油藏的有效接觸面積[26-27]。

TY1 井水平段一趟鉆鉆完，進尺為1584m，機械鉆速達11.31m/h，實現(xiàn)鉆井周期7.33d 的優(yōu)快鉆探。水平段采用油基鉆井液，預(yù)測壓力系數(shù)為1.35，密度為1.50～1.53g/cm3。一開、二開上部（產(chǎn)層以上）井段水層不發(fā)育地層優(yōu)先采用氣體鉆井，水層發(fā)育地層采用鉆井液鉆井，聚晶金剛石復(fù)合片鉆頭（PDC）+高速螺桿提速提效。

4.3 低脆性頁巖儲層體積壓裂技術(shù)，增加儲層改造體積

復(fù)興地區(qū)侏羅系陸相頁巖儲層非均質(zhì)性強，黏土礦物含量較高（平均為50%～60%），脆性中等、多簇裂縫均衡起裂困難，壓裂難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)[14]。前期研究表明，高黏土礦物含量、低脆性、強塑性的頁巖，采用常規(guī)大排量體積壓裂難以形成復(fù)雜縫網(wǎng)[28-29]，精細化密切割高密度完井成為提高儲層動用程度的現(xiàn)實方向。

綜合可壓裂性評價是地質(zhì)工程一體化的連接紐帶，對單一以含氣量為評價指標的地質(zhì)“甜點”和以巖石脆性為評價指標的工程“甜點”進行壓裂工藝優(yōu)化，均存在很大的局限性，利用地質(zhì)和工程“雙甜點”因素確定低脆性頁巖儲層壓裂目標層位，可以保障實現(xiàn)對儲層的最大動用。

針對復(fù)興地區(qū)陸相頁巖的地質(zhì)特點，為增加儲層改造體積，經(jīng)過多次的探索與實踐，形成了該地區(qū)低脆性頁巖儲層體積壓裂技術(shù)思路。考慮到復(fù)興地區(qū)陸相頁巖黏土礦物含量高，遇水易膨脹，為防止泥巖、頁巖地層水化膨脹，引起儲層傷害和井壁坍塌，研發(fā)形成的低傷害防膨滑溜水壓裂液體系可降低儲層傷害程度。同時，考慮低脆性儲層縫網(wǎng)擴展受限，通過增加段長和簇數(shù)，減少簇間距，最大限度實施對儲層的整體動用。采用縫口和縫內(nèi)的多級動態(tài)暫堵，提高縫內(nèi)凈壓力，改善段內(nèi)各簇間流量分配，保證各簇裂縫有效開啟，實現(xiàn)裂縫轉(zhuǎn)向，形成復(fù)雜縫網(wǎng)。考慮低脆性巖體特征，形成“主裂縫為主、支裂縫為次、微裂縫為輔”的縫網(wǎng)系統(tǒng)，采用“強加砂技術(shù)”，用中—粗砂對主裂縫、支裂縫進行多級組合支撐，優(yōu)化支撐剖面，盡可能實現(xiàn)裂縫的多級全尺度支撐，進一步保證縫網(wǎng)高導(dǎo)流能力。形成復(fù)興地區(qū)“少段多簇+暫堵轉(zhuǎn)向+大排量+中粗砂強加砂” 壓裂工藝，為低脆性頁巖儲層體積壓裂開辟新的路徑。

5 結(jié)論

本文針對復(fù)興地區(qū)涼高山組二段下亞段、自流井組東一亞段、自流井組大二亞段陸相頁巖開展研究，明確3 套半深湖相頁巖具有中等TOC、中等孔隙度和高黏土礦物含量的地質(zhì)特征。深化了陸相頁巖油氣富集高產(chǎn)主控因素認識，進一步明確了沉積相帶控制頁巖儲層發(fā)育、沉積環(huán)境控制有機質(zhì)富集、保存條件控制頁巖油氣成藏、天然裂縫控制頁巖油氣高產(chǎn)及熱演化程度控制油氣藏類型。發(fā)展了高分辨率“甜點”預(yù)測、水平井高效導(dǎo)向鉆井及低脆性頁巖體積壓裂改造技術(shù)，對后期陸相頁巖油氣勘探及高效開發(fā)具有良好的借鑒意義。