輸導(dǎo)層（體）非常規(guī)天然氣勘探理論與實(shí)踐
——四川盆地新類(lèi)型頁(yè)巖氣與致密砂巖氣突破的啟示

郭彤樓，熊亮，葉素娟，董曉霞，魏力民，楊映濤

（中國(guó)石油化工股份有限公司西南油氣分公司，成都 610041）

0 引言

油氣系統(tǒng)理論認(rèn)為，源-輸-儲(chǔ)-圈是含油氣系統(tǒng)的重要組成部分，各要素功能明確、界限清晰，同時(shí)又在統(tǒng)一時(shí)空框架下互為相關(guān)[1]。常規(guī)油氣系統(tǒng)中，烴源巖不能作為儲(chǔ)集層；輸導(dǎo)層因通常位于油水/氣水界面之下，或位于封蓋層之下，在儲(chǔ)集層中所占空間極小[2]，也被認(rèn)為不能作為聚集油氣的儲(chǔ)集層。

上世紀(jì)70年代以來(lái)，隨著水平井和大規(guī)模水力壓裂技術(shù)裝備的迅速發(fā)展和成功應(yīng)用，頁(yè)巖氣、致密氣等非常規(guī)油氣進(jìn)入快速發(fā)展階段，推動(dòng)傳統(tǒng)石油天然氣地質(zhì)學(xué)理論發(fā)生了革命性進(jìn)步，油氣的生成、運(yùn)移、聚集和保存機(jī)理受到了重大挑戰(zhàn)[3]。北美以及中國(guó)深水陸棚相頁(yè)巖油氣的商業(yè)開(kāi)發(fā)表明，油氣可以規(guī)模賦存在發(fā)育微—納米級(jí)孔隙的烴源層中。例如：北美Barnett和Woodford頁(yè)巖以及中國(guó)四川盆地五峰組—龍馬溪組頁(yè)巖，基質(zhì)滲透率普遍低于0.1×10-3μm2[4]，但是頁(yè)巖中發(fā)育大量的具較小孔徑、較好連通性及較弱非均質(zhì)性的有機(jī)質(zhì)孔，可以提供油氣的儲(chǔ)集空間以及天然氣分子在頁(yè)巖層內(nèi)部運(yùn)移所需要的滲透率，形成有效的頁(yè)巖儲(chǔ)集層[5-6]。相關(guān)的非常規(guī)油氣地質(zhì)新認(rèn)識(shí)推動(dòng)了頁(yè)巖氣在四川盆地的快速發(fā)展，2021年該盆地生產(chǎn)頁(yè)巖氣超過(guò)200×108m3，占四川盆地天然氣年產(chǎn)量近30%。

致密砂巖氣是非常規(guī)天然氣的主要類(lèi)型之一，儲(chǔ)集層普遍含氣，但孔隙度普遍小，滲透率極低，納米級(jí)孔喉占主體。例如：四川盆地西部（簡(jiǎn)稱(chēng)川西）坳陷上三疊統(tǒng)須家河組孔隙度主要為 2%～5%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2，小于 1×10-3μm2的樣品比例為90%～95%，孔喉半徑小于1 μm的孔喉體積百分?jǐn)?shù)達(dá)98.8%[7]；四川盆地東北部（簡(jiǎn)稱(chēng)川東北）通江—馬路背地區(qū)須家河組孔隙度主要為 1%～3%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2[8]。由于四川盆地須家河組儲(chǔ)集層普遍致密，屬于特低孔致密儲(chǔ)集層，導(dǎo)致單井產(chǎn)量低，效益開(kāi)發(fā)難度大，勘探開(kāi)發(fā)進(jìn)展較慢。

2019年Hough和Breyer首次提出輸導(dǎo)層型油氣藏概念[9]，指出美國(guó)新墨西哥州圣胡安盆地Bisti油田海相Mancos頁(yè)巖成藏帶、西加拿大Pembina油田（常規(guī)油藏）周邊低滲透輕質(zhì)油藏（Halo油藏）是與常規(guī)油藏伴生的非常規(guī)輸導(dǎo)層型油藏[10]，丹佛盆地上白堊統(tǒng)Carlile頁(yè)巖中的Codell砂巖段以及保德河盆地Carlile頁(yè)巖中Turner砂巖段也被證實(shí)屬于低滲透輸導(dǎo)層型儲(chǔ)集層[11]。這類(lèi)氣藏中的輸導(dǎo)層（頁(yè)巖、致密砂巖）物性差，烴源層生成的油氣在源儲(chǔ)壓差[12]作用下進(jìn)入致密輸導(dǎo)層，逐步向儲(chǔ)集層推進(jìn)，隨著運(yùn)移距離的增加成藏動(dòng)力逐漸降低，當(dāng)動(dòng)力小于阻力時(shí)進(jìn)入油氣滯留階段和區(qū)域，油氣受“自封閉作用”[3]在輸導(dǎo)層內(nèi)滯留、聚集、成藏，形成輸導(dǎo)層油氣聚集。因此，理論上大部分致密砂巖氣藏，如北美深盆致密砂巖氣藏[13-14]、鄂爾多斯盆地上古生界致密砂巖氣藏[15-16]以及四川盆地上三疊統(tǒng)須家河組[17-18]和侏羅系致密砂巖氣藏[19]等，均位于油氣自烴源層向常規(guī)儲(chǔ)集層運(yùn)移的路徑上，均可以歸屬為輸導(dǎo)層型氣藏。

2020年以來(lái)，依據(jù)輸導(dǎo)層型油氣聚集理論，結(jié)合四川盆地南部（簡(jiǎn)稱(chēng)川南）寒武系筇竹寺組、川西坳陷須家河組的地質(zhì)特點(diǎn)，針對(duì)筇竹寺組按照龍馬溪組頁(yè)巖氣勘探思路導(dǎo)致的少產(chǎn)—低產(chǎn)、須家河組致密砂巖按常規(guī)開(kāi)發(fā)面臨的有儲(chǔ)量無(wú)產(chǎn)量、有氣無(wú)田的問(wèn)題，提出筇竹寺組勘探目標(biāo)由黑色頁(yè)巖（源）向低TOC粉砂質(zhì)頁(yè)巖（輸導(dǎo)層）轉(zhuǎn)變，須家河組目標(biāo)由致密砂巖（儲(chǔ)）向三位一體的輸導(dǎo)體（斷層-裂縫帶、烴源巖-致密砂巖高滲層和低滲層有機(jī)組合）轉(zhuǎn)變的思路，在川南、川西實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣勘探與致密砂巖氣開(kāi)發(fā)的重大突破，展現(xiàn)了輸導(dǎo)層（體）新類(lèi)型非常規(guī)氣藏的巨大潛力，突破了在富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖中找頁(yè)巖氣、致密砂巖中找致密氣的傳統(tǒng)觀(guān)念，推動(dòng)了從烴源層-儲(chǔ)集層-輸導(dǎo)層（體）勘探思路的轉(zhuǎn)變，豐富了非常規(guī)油氣成藏理論，為將來(lái)類(lèi)似氣藏的發(fā)現(xiàn)提供了借鑒。

1 輸導(dǎo)層頁(yè)巖氣的富集

頁(yè)巖氣勘探一般將頁(yè)巖是否富含有機(jī)質(zhì)作為靶區(qū)與目標(biāo)層選擇的主要依據(jù)，如志留系龍馬溪組頁(yè)巖氣的水平井靶窗確定在具有高TOC、高孔隙度、高含氣量、高脆性、厚度為5～10 m的深水陸棚頁(yè)巖“甜點(diǎn)段”。前期寒武系筇竹寺組也是按照龍馬溪組的勘探思路，在黑色頁(yè)巖中進(jìn)行勘探，由于研究區(qū)（見(jiàn)圖 1a、圖 1b）筇竹寺組與龍馬溪組地質(zhì)特征差異明顯（見(jiàn)表1），幾經(jīng)勘探只試獲低產(chǎn)頁(yè)巖氣。通過(guò)近幾年對(duì)老井和區(qū)域構(gòu)造、沉積特征的再認(rèn)識(shí)，積極轉(zhuǎn)變勘探思路，提出筇竹寺組淺水陸棚相低TOC粉砂質(zhì)頁(yè)巖在地質(zhì)歷史上是油氣輸導(dǎo)層的新認(rèn)識(shí)，認(rèn)為其在烴源巖有效、保存良好的條件下，更易于富集油氣。選擇該層段作為勘探目的層，部署探井并試獲高產(chǎn)頁(yè)巖氣，改變了在富有機(jī)質(zhì)頁(yè)巖中找頁(yè)巖氣的傳統(tǒng)觀(guān)念，實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖氣新區(qū)、新層系、新類(lèi)型勘探的重大突破。

圖1 研究區(qū)位置及目的層底面構(gòu)造圖

表1 筇竹寺組與龍馬溪組頁(yè)巖特征對(duì)比表

1.1 沉積特征及頁(yè)巖類(lèi)型

1.1.1 沉積特征

四川盆地筇竹寺組區(qū)域沉積環(huán)境差異大[20-21]（見(jiàn)圖2a），位于盆地西南部研究區(qū)的筇竹寺組為淺水陸棚—深水陸棚沉積環(huán)境?？v向上由深至淺組成3個(gè)旋回，與龍馬溪組類(lèi)似的是在每個(gè)旋回的底部發(fā)育釷鈾比值小于 2的深水陸棚相黑色頁(yè)巖（見(jiàn)圖 2b、圖 3a），具有富碳高硅的特點(diǎn)，但厚度薄且不穩(wěn)定（0～8 m）；其上為淺水陸棚相的黑灰色—灰色粉砂質(zhì)頁(yè)巖，釷鈾比值為2～7，有機(jī)碳含量0.2%～1.5%。下部旋回因受外來(lái)物源的影響大，水平層理和波狀層理發(fā)育，巖性不純，粉砂質(zhì)頁(yè)巖與泥質(zhì)粉砂巖呈條帶狀或條紋狀頻繁互層（見(jiàn)圖 2b、圖 3b）。中部旋回水體相對(duì)平靜，外來(lái)物源的影響相對(duì)較小，紋層、頁(yè)理狀的粉砂質(zhì)頁(yè)巖發(fā)育（見(jiàn)圖 3c、圖 3d）。上部旋回基本不受外來(lái)物源的影響，以灰、灰黑色黏土質(zhì)頁(yè)巖為主，發(fā)育不連續(xù)的鈣質(zhì)紋層（見(jiàn)圖3e、圖3j）。

圖2 四川盆地筇竹寺組沉積相模式圖（a）及研究區(qū)筇竹寺組地層綜合柱狀圖（b）

圖3 研究區(qū)筇竹寺組主要巖性特征

通過(guò)對(duì)研究區(qū)開(kāi)展系統(tǒng)的全巖礦物分析，筇竹寺組頁(yè)巖大致可分為 3類(lèi)，即富碳高硅頁(yè)巖、粉砂質(zhì)頁(yè)巖和黏土質(zhì)頁(yè)巖，其中粉砂質(zhì)頁(yè)巖又可分為含鈣粉砂質(zhì)頁(yè)巖、含黏土粉砂質(zhì)頁(yè)巖和硅質(zhì)粉砂質(zhì)頁(yè)巖。

1.1.2 頁(yè)巖類(lèi)型

富碳高硅黑色頁(yè)巖發(fā)育于3個(gè)旋回底部，粒徑4～25 μm，硅質(zhì)含量50%～70%，黏土含量20%～40%，成分以伊利石為主，有機(jī)質(zhì)呈團(tuán)塊狀分布，含量2%～4%（見(jiàn)圖3f）。

粉砂質(zhì)頁(yè)巖廣泛發(fā)育于中下兩個(gè)旋回，粒徑10～70 μm，以泥—粉砂級(jí)（0.010 0～0.062 5 mm）為主（見(jiàn)表 2），頁(yè)理及紋層發(fā)育，與長(zhǎng)寧地區(qū)龍馬溪組龍一段小層類(lèi)似[22]。成分均以外來(lái)石英為主（含量約70%），其中含鈣粉砂質(zhì)頁(yè)巖主要分布在下部旋回（見(jiàn)圖 3b，圖 3g），碳酸鹽礦物含量相對(duì)高（15%～20%），膠結(jié)紋層明顯；含黏土粉砂質(zhì)頁(yè)巖（見(jiàn)圖3c、圖3h）和硅質(zhì)粉砂質(zhì)頁(yè)巖（見(jiàn)圖3d、圖3i）主要分布在中部旋回，碳酸鹽礦物以方解石為主，含量為5%～10%，有機(jī)質(zhì)呈條帶狀、團(tuán)塊狀及星點(diǎn)狀分布，含量低（0.2%～1.5%）。黏土礦物以伊利石和伊蒙混層為主，含黏土粉砂質(zhì)頁(yè)巖的黏土礦物含量相對(duì)高（5%～10%）。

表2 JS103井筇竹寺組目的層粒度鑒定結(jié)果

黏土質(zhì)頁(yè)巖主要分布于上旋回的中上部，黏土礦物含量55%～60%。硅質(zhì)含量15%～20%，分散形態(tài)。碳酸鹽礦物以方解石為主，含量為 15%～20%，有機(jī)質(zhì)含量低（0.1%～0.8%）（見(jiàn)圖3e、圖3j）。

1.2 地球化學(xué)特征

筇竹寺組作為下古生界兩套烴源巖之一，前人在烴源巖評(píng)價(jià)方面開(kāi)展了大量的研究工作[23-26]。研究區(qū)位于拉張槽西斜坡，優(yōu)質(zhì)烴源巖不發(fā)育，TOC值低，按照Charles Boyer等提出的烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度標(biāo)準(zhǔn)[27]，僅8～15 m的富碳高硅黑色頁(yè)巖（①、⑤、⑨三層非連續(xù)厚度，TOC值大于0.5%）具有一定的生烴能力；粉砂質(zhì)頁(yè)巖、黏土質(zhì)頁(yè)巖TOC值平均為0.38%，生烴能力有限（見(jiàn)圖4）。有機(jī)質(zhì)類(lèi)型為I型，主要來(lái)源于低等水生浮游生物（藻類(lèi)），干酪根碳同位素δ13C值為-37.7‰～-31.3‰，等效Ro值2.70%～2.82%（平均為2.76%），處于過(guò)成熟演化階段。

筇竹寺組排烴效率高（Ro值為 2.17%時(shí)排烴系數(shù)89.45%），但仍有大量天然氣滯留，約為1.85 m3/t，這些滯留氣在生烴作用基本停止后，仍將繼續(xù)為相鄰頁(yè)巖儲(chǔ)集層提供氣源。

1.3 儲(chǔ)集層特征

氦氣法孔隙度測(cè)試結(jié)果表明，筇竹寺組孔隙度整體較低，主要為1.0%～2.0%；其中，中部旋回⑦—⑧號(hào)含黏土粉砂質(zhì)頁(yè)巖、硅質(zhì)粉砂質(zhì)頁(yè)巖孔隙度相對(duì)較高，平均值達(dá) 2.95%（見(jiàn)圖 4），分段特征明顯。其他粉砂質(zhì)頁(yè)巖層（含鈣粉砂質(zhì)頁(yè)巖層）孔隙度為0.93%～1.39%，表明中部旋回的粉砂質(zhì)頁(yè)巖具有相對(duì)更好的儲(chǔ)集條件。儲(chǔ)集空間主要為分布廣泛、類(lèi)型多樣的無(wú)機(jī)孔，包括脆性礦物殘余粒間孔、粒內(nèi)溶蝕孔（見(jiàn)圖5a）、黏土礦物層間孔縫（見(jiàn)圖5b、圖5c、圖5e）及黃鐵礦晶間孔（見(jiàn)圖5d）等，占比80%以上。受低有機(jī)質(zhì)豐度影響，有機(jī)孔發(fā)育程度低，僅零星分布（見(jiàn)圖5c），因此研究區(qū)筇竹寺組粉砂質(zhì)頁(yè)巖不具有龍馬溪組頁(yè)巖孔隙度與TOC的良好關(guān)系[28-29]（見(jiàn)圖6）。

圖4 JS103井筇竹寺組實(shí)驗(yàn)參數(shù)縱向分布圖

圖5 JS103井筇竹寺組粉砂質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)集空間類(lèi)型

圖6 筇竹寺組粉砂質(zhì)頁(yè)巖TOC值與孔隙度的關(guān)系

粉砂質(zhì)頁(yè)巖滲透率極低（0.000 03～0.048 26）×10-3μm2，平均滲透率為 0.004 66×10-3μm2，整個(gè)層段巖心少見(jiàn)裂縫，與龍馬溪組富碳高硅頁(yè)巖裂縫發(fā)育有極大不同。

1.4 含氣性特征

頁(yè)巖的含氣性是評(píng)價(jià)頁(yè)巖氣資源潛力和衡量目標(biāo)層系是否具有開(kāi)采潛力的重要參數(shù)。研究區(qū)筇竹寺組現(xiàn)場(chǎng)含氣量整體較低，黑色頁(yè)巖段平均值2 m3/t以上，其中①、⑤、⑨層含氣量相對(duì)略高，①層含氣量最高達(dá) 3.30 m3/t（JS103井），⑨層最高達(dá) 4.69 m3/t（JY1井）。粉砂質(zhì)頁(yè)巖含氣量平均值不到1%，JS103井⑥—⑧層平均含氣量?jī)H為0.61～0.92 m3/t（見(jiàn)圖 4）。筇竹寺組現(xiàn)場(chǎng)含氣量與龍馬溪組頁(yè)巖含氣量（1.52～8.85 m3/t，焦頁(yè)1井）相比明顯偏低，獲產(chǎn)的粉砂質(zhì)頁(yè)巖段含氣量與測(cè)試產(chǎn)量、油氣顯示也明顯不匹配。對(duì)于這類(lèi)頁(yè)巖氣如何評(píng)價(jià)其含氣性，是下一步需要解決的問(wèn)題。

1.5 富集高產(chǎn)關(guān)鍵因素探討

1.5.1 老井反饋的啟示

研究區(qū)筇竹寺組黑色頁(yè)巖連續(xù)厚度薄，儲(chǔ)集性能和生烴能力遠(yuǎn)不如五峰組—龍馬溪組的高TOC黑色頁(yè)巖，以此為勘探目的層的多口探井均未獲得商業(yè)氣流，因此，四川盆地五峰組—龍馬溪組圍繞高TOC黑色頁(yè)巖的勘探思路在研究區(qū)并不適用。通過(guò)對(duì)研究區(qū)多口已鉆井的對(duì)比分析，發(fā)現(xiàn)筇竹寺組中部粉砂質(zhì)頁(yè)巖段連續(xù)分布，且都見(jiàn)到良好烴類(lèi)顯示。氣顯示井的分布與構(gòu)造形態(tài)無(wú)關(guān)，無(wú)論是在構(gòu)造的高部位、鞍部，還是在翼部均有分布（PY1井比 JSH1井構(gòu)造位置低600 m，見(jiàn)圖1b），表明粉砂質(zhì)頁(yè)巖有非常良好的含氣性。例如，JSH1井在鉆井液密度1.55 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為 24.76%；JY1井在鉆井液密度1.45 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為 12.55%；PY1井在鉆井液密度1.49 g/cm3情況下，全烴顯示最高值為7.71%。研究認(rèn)為這種氣顯示普遍只與粉砂質(zhì)頁(yè)巖的分布有關(guān)，粉砂質(zhì)頁(yè)巖能夠成藏。

1.5.2 粉砂質(zhì)頁(yè)巖是油氣輸導(dǎo)層也是儲(chǔ)集層

從常規(guī)—頁(yè)巖油氣勘探的角度來(lái)看，研究區(qū)中部旋回的這套粉砂質(zhì)頁(yè)巖TOC值低，不是優(yōu)質(zhì)烴源巖，達(dá)不到頁(yè)巖氣勘探的標(biāo)準(zhǔn)；其低孔特低滲的物性，也達(dá)不到常規(guī)勘探儲(chǔ)集層的標(biāo)準(zhǔn)；儲(chǔ)集空間中有機(jī)孔占比低，與頁(yè)巖高有機(jī)孔發(fā)育的特點(diǎn)也不相符。但實(shí)鉆證實(shí)此類(lèi)位于源巖中的頁(yè)巖層卻有很好的含氣性，采用目前的常規(guī)油氣勘探和頁(yè)巖氣勘探的思路和方法均不能很好地解釋。分析認(rèn)為粉砂質(zhì)頁(yè)巖雖然滲透率極低，但在地質(zhì)歷史時(shí)期能夠起到油氣輸導(dǎo)層的作用，具有4個(gè)方面的優(yōu)勢(shì)。

①自身具有一定的生烴能力，優(yōu)先占據(jù)一定的儲(chǔ)集空間。雖然該套粉砂質(zhì)頁(yè)巖整體的TOC值低（平均0.38%），不具備大規(guī)模的生烴能力，但也存在一些TOC值大于0.5%的樣品（最高1.6%，約占總樣品的18%），具有一定的生烴潛力。雖然生成的烴量少，但可以?xún)?yōu)先儲(chǔ)集在粉砂質(zhì)頁(yè)巖中，為后期相鄰優(yōu)質(zhì)烴源巖大量生烴的運(yùn)移和聚集起到了保護(hù)儲(chǔ)集空間的作用。

②靠近優(yōu)質(zhì)烴源。這套粉砂質(zhì)頁(yè)巖橫向和縱向都存在筇竹寺組高TOC值黑色頁(yè)巖，具有靠近優(yōu)質(zhì)烴源巖的先天優(yōu)勢(shì)。黑色頁(yè)巖段生成的油氣在生成過(guò)程中會(huì)出現(xiàn)異常高壓，異常高壓作為一種天然的驅(qū)動(dòng)力，可使粉砂質(zhì)頁(yè)巖產(chǎn)生微小裂縫，促進(jìn)粉砂質(zhì)頁(yè)巖起到油氣輸導(dǎo)層的作用。

③物性相對(duì)好。這套粉砂質(zhì)頁(yè)巖主要由含黏土粉砂質(zhì)頁(yè)巖和硅質(zhì)粉砂質(zhì)頁(yè)巖組成，與含鈣粉砂質(zhì)頁(yè)巖層相比具有相對(duì)更好的孔隙度，與黑色頁(yè)巖相比具有相對(duì)更高的滲透率和更大的厚度，有利于油氣的規(guī)模輸導(dǎo)。

④良好的保存條件。圖 7揭示了該套粉砂質(zhì)頁(yè)巖能作為輸導(dǎo)層的關(guān)鍵。ZJ1井和GS17井揭示拉張槽內(nèi)筇竹寺組優(yōu)質(zhì)烴源巖生成的油氣向兩側(cè)高部位運(yùn)移，東側(cè)GS1井因?yàn)閿鄬影l(fā)育，油氣可沿優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道（斷層）最終富集在常規(guī)碳酸鹽巖儲(chǔ)集層中；西側(cè)缺少斷層等優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道，且上部地層封蓋性能好，向上、向側(cè)向高部位運(yùn)移的油氣被迫在孔隙度相對(duì)較好的輸導(dǎo)層中滯留，而無(wú)法運(yùn)移到龍王廟組常規(guī)儲(chǔ)集層。JY1井鉆到龍王廟組好的儲(chǔ)集層，但測(cè)試結(jié)果為水層，即是很好的例證。

圖7 四川盆地筇竹寺組拉張槽兩側(cè)常規(guī)氣、頁(yè)巖氣形成模式圖

基于上述認(rèn)識(shí)，針對(duì)⑥—⑧號(hào)頁(yè)巖油氣輸導(dǎo)層，以物性相對(duì)更好的⑦號(hào)層下部為靶窗，部署JS103井，在鉆井液密度1.6 g/cm3情況下，全烴顯示最高3.74%，完井測(cè)試獲得25.86×104m3/d高產(chǎn)工業(yè)氣流，實(shí)現(xiàn)了寒武系低有機(jī)質(zhì)豐度粉砂質(zhì)頁(yè)巖勘探的重大突破。此類(lèi)氣藏形成的關(guān)鍵因素在于有效的烴源巖、規(guī)模的輸導(dǎo)層、良好保存條件的有機(jī)匹配。

2 輸導(dǎo)體致密砂巖氣的形成與富集

從資源潛力、發(fā)現(xiàn)的儲(chǔ)量來(lái)看，四川盆地常規(guī)氣、頁(yè)巖氣、致密氣 3大領(lǐng)域中只有致密砂巖氣產(chǎn)量與其資源量、儲(chǔ)量占比不相匹配。特別是須家河組致密砂巖氣，長(zhǎng)期存在有儲(chǔ)量無(wú)產(chǎn)量、有氣無(wú)田的局面。2021年以來(lái)，將頁(yè)巖氣、常規(guī)氣的理念有機(jī)融合，轉(zhuǎn)變勘探開(kāi)發(fā)思路，提出了斷層、裂縫、致密砂巖儲(chǔ)集層三位一體的輸導(dǎo)體致密砂巖氣富集模式，實(shí)現(xiàn)了須家河組致密砂巖氣的連續(xù)突破。

2.1 烴源巖的有效性

2.1.1 烴源巖特征

晚三疊世須家河組沉積時(shí)期，四川盆地的沉積、沉降以及生烴中心均位于川西坳陷。前期氣源對(duì)比結(jié)果表明，川西坳陷須家河組二段天然氣主要來(lái)自下伏小塘子組和須二段內(nèi)部泥頁(yè)巖[30-31]。其中，小塘子組以海陸過(guò)渡相沉積為主，須二段逐漸過(guò)渡為含煤陸相沉積[32]。小塘子組有機(jī)質(zhì)類(lèi)型主要為Ⅰ、Ⅱ型干酪根，見(jiàn)少量Ⅲ型；須二段烴源巖以Ⅲ型干酪根占主導(dǎo)，并見(jiàn)少量Ⅱ型（見(jiàn)圖8）。小塘子組泥頁(yè)巖有機(jī)碳含量平均為 1.34%，須二段泥頁(yè)巖有機(jī)碳含量平均為 2.08%（見(jiàn)圖9），均具有較好的生烴潛力。小塘子組、須二段烴源巖熱演化程度較高，Ro值為1.7%～2.3%，平均分別為 2.2%和 1.9%，總體處于高—過(guò)成熟演化階段（見(jiàn)圖10）。

圖8 川西坳陷小塘子組、須二段干酪根類(lèi)型

圖9 川西坳陷小塘子組、須二段烴源巖成熟度

圖10 川西坳陷須二段、小塘子組烴源巖成熟度

2.1.2 烴源巖生烴演化過(guò)程

干酪根生烴模擬實(shí)驗(yàn)表明，Ⅲ型干酪根在較低成熟階段（Ro值小于1.2%）的熱演化產(chǎn)物與Ⅰ、Ⅱ型相似，以生成液態(tài)烴為主，在Ro值為1.2%時(shí)達(dá)到生油峰值，之后液態(tài)烴產(chǎn)率隨著溫度的升高而降低，氣態(tài)烴的產(chǎn)率顯著增大[33-34]。在明確川西坳陷陸相地層殘余厚度、剝蝕厚度的基礎(chǔ)上，結(jié)合地球化學(xué)數(shù)據(jù)并借助盆地模擬技術(shù)，對(duì)川西坳陷小塘子組和須二段烴源巖的生排烴過(guò)程進(jìn)行了研究。川西地區(qū)小塘子組、須二段烴源巖在早侏羅世末進(jìn)入低成熟階段（Ro值為0.5%～0.7%），以生油為主（見(jiàn)圖11階段1）。晚侏羅世晚期進(jìn)入成熟階段（Ro值為 0.7%～1.0%），熱演化產(chǎn)物以低熟油氣為主（見(jiàn)圖11階段2）。至晚白堊世中晚期進(jìn)入高成熟階段（Ro值為 1.0%～2.0%），烴源巖達(dá)到生氣高峰，主要生成高熟氣（見(jiàn)圖11階段3）。此后由于喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致地層抬升，烴源巖的生氣速率逐漸降低（見(jiàn)圖11階段4）。

圖11 川西坳陷X1井須二段埋藏與熱演化史

實(shí)驗(yàn)?zāi)M結(jié)果表明，Ⅰ、Ⅱ型烴源巖在低成熟階段的排烴效率一般低于 30%，在成熟階段的排烴效率為30%～60%[35]，Ⅲ型干酪根由于地層吸附能力較強(qiáng)，排烴效率更低[36]。因此，烴源巖在低成熟—成熟階段產(chǎn)生的液態(tài)烴除部分排出進(jìn)入須二段儲(chǔ)集層形成分散液態(tài)烴外，大部分均滯留在烴源巖內(nèi)部。當(dāng)烴源巖進(jìn)入高成熟階段，烴源巖持續(xù)熱演化生成大量的氣態(tài)烴，同時(shí)前期滯留在烴源巖內(nèi)部的液態(tài)烴開(kāi)始裂解形成大量的天然氣。四川盆地志留系海相烴源巖龍馬溪組頁(yè)巖氣的成功商業(yè)規(guī)模開(kāi)發(fā)也證實(shí)烴源巖層內(nèi)部賦存大量的早期滯留液態(tài)烴裂解形成的天然氣[37-38]。此外，儲(chǔ)集層內(nèi)部廣泛分布的液態(tài)烴也在高成熟階段開(kāi)始裂解形成原油裂解氣。白堊紀(jì)后喜馬拉雅構(gòu)造運(yùn)動(dòng)導(dǎo)致區(qū)域性隆升，溫度逐漸降低。雖然溫度降低可以造成烴源巖生氣速率的下降，但在抬升早期烴源巖仍可繼續(xù)生烴[39]，同時(shí)烴源巖中的滯留液態(tài)烴在高溫下可持續(xù)裂解形成天然氣。

綜上所述，川西坳陷小塘子組、須二段烴源巖多階段、全周期的生烴演化可以形成“接力成氣”[40-41]，為須二段輸導(dǎo)體富集、成藏提供了持續(xù)的氣源。

2.1.3 源儲(chǔ)藏耦合特征

前人對(duì)川西坳陷須二段儲(chǔ)集層致密化過(guò)程開(kāi)展了大量的研究[32,42-44]。目前普遍認(rèn)為，須二段自沉積開(kāi)始受壓實(shí)作用和膠結(jié)作用影響，孔隙度逐漸降低，在晚侏羅世早期儲(chǔ)集層已基本致密化。儲(chǔ)集層演化與小塘子組、須二段烴源巖演化的時(shí)空耦合特征決定了川西地區(qū)須二段的成藏過(guò)程與特點(diǎn)。

①晚三疊世—晚侏羅世，Ro值小于1.0%，處于低成熟—成熟階段，烴源巖以生油為主，并生成少量的低成熟度天然氣（見(jiàn)圖11階段1和階段2）。大量液態(tài)烴滯留在烴源巖中，同時(shí)低熟油氣與酸性流體沿?cái)鄬印⒘芽p、砂體運(yùn)移并充注儲(chǔ)集層，油氣水在斷裂破碎帶以及儲(chǔ)集層中發(fā)生分異，酸性流體導(dǎo)致早期溶蝕孔隙發(fā)育，儲(chǔ)集層尚未完全致密，儲(chǔ)集層中可見(jiàn)大量液烴/瀝青包裹體和少量氣烴包裹體（見(jiàn)圖12階段1和階段2）。

②早白堊世—晚白堊世晚期，Ro值為1.0%～2.0%，處于高成熟演化階段，烴源巖生成大量高成熟度干酪根降解氣，同時(shí)烴源巖內(nèi)滯留液態(tài)烴開(kāi)始裂解形成原油裂解氣（見(jiàn)圖11階段3）。該階段儲(chǔ)集層已經(jīng)普遍致密，裂縫總體欠發(fā)育，浮力及源儲(chǔ)壓力差難以克服毛細(xì)管阻力，一方面導(dǎo)致儲(chǔ)集層中早期充注的油氣水被封存，另一方面大量的高成熟度天然氣滯留在烴源巖中。鄰近優(yōu)質(zhì)烴源巖的儲(chǔ)集層中可形成小尺度生烴增壓縫，局部充注高成熟度天然氣形成巖性氣藏。同時(shí)，儲(chǔ)集層中分布的分散液態(tài)烴也開(kāi)始裂解成氣。由于該階段儲(chǔ)集層已普遍致密，總體處于封閉、非流動(dòng)狀態(tài)，儲(chǔ)集層中包裹體較為少見(jiàn)（見(jiàn)圖12階段3）。

③晚白堊世晚期—現(xiàn)今，Ro值大于2.0%，處于高—過(guò)成熟演化階段，構(gòu)造抬升，溫度、壓力持續(xù)降低，盡管抬升背景下烴源巖的生烴速率逐漸降低、生烴過(guò)程逐漸停止，但在抬升早期烴源巖仍可生成高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣（見(jiàn)圖11階段4）。該階段斷裂系統(tǒng)發(fā)育，剝蝕卸載可以形成大量裂縫。隨著溫度、壓力的降低，烴源巖中滯留的大量的游離氣、吸附氣和水溶氣發(fā)生膨脹、脫吸和脫溶，自烴源巖內(nèi)部產(chǎn)生向外逃逸的動(dòng)力[18]。高成熟度天然氣沿?cái)嗔?、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層構(gòu)成的輸導(dǎo)體系進(jìn)行縱橫向運(yùn)移，隨著運(yùn)移距離的增加以及儲(chǔ)集層物性的變差，成藏動(dòng)力小于阻力，油氣在在輸導(dǎo)體內(nèi)滯留、聚集、成藏，儲(chǔ)集層中可見(jiàn)大量與中高溫、低鹽度汽化水伴生的氣烴包裹體（見(jiàn)圖12階段4）。

圖12 川西地區(qū)須二段包裹體均一溫度與鹽度關(guān)系圖

川西坳陷須二段輸導(dǎo)體氣藏天然氣地球化學(xué)特征表明，天然氣具有較高成熟度（甲烷含量平均97.4%），為干酪根降解氣和原油裂解氣混合成因（見(jiàn)圖13），天然氣多期充注，須二段致密儲(chǔ)集層普遍以充注早期低熟油氣為主，斷裂、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層構(gòu)成的輸導(dǎo)體則主要富集高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣。

圖13 川西坳陷須二段天然氣ln(C1/C2)與ln(C2/C3)關(guān)系（據(jù)文獻(xiàn)[45]）

2.2 輸導(dǎo)體系的高效性

2.2.1 輸導(dǎo)體特征

川西坳陷須家河組輸導(dǎo)體主要由斷層、裂縫及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層組成。

①斷層。川西坳陷須家河組受印支期、燕山期和喜馬拉雅期多期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)影響[31]，斷層廣泛發(fā)育。以新場(chǎng)構(gòu)造帶須二段為例，發(fā)育南北向、東西向和北東向 3種不同走向的逆斷層。印支中晚期受南北向擠壓應(yīng)力的影響，形成一系列東西向斷層，平面上主要分布于高廟—豐谷地區(qū)。燕山晚期，龍門(mén)山強(qiáng)烈隆升，在構(gòu)造應(yīng)力作用下構(gòu)造分異逐漸增強(qiáng)，整個(gè)新場(chǎng)構(gòu)造帶東西向斷層普遍發(fā)育，平面上以新場(chǎng)、合興場(chǎng)地區(qū)發(fā)育程度最高。喜馬拉雅早中期，青藏高原隆升側(cè)向擠壓，受東西向構(gòu)造應(yīng)力的影響，形成大量近南北向斷層和斷褶體，平面上以新場(chǎng)、合興場(chǎng)和孝泉地區(qū)最為發(fā)育（見(jiàn)圖1c）。斷層以四級(jí)和五級(jí)斷層為主，向下斷至雷口坡組，向上斷至須三/須四段。

②裂縫。根據(jù)巖心裂縫統(tǒng)計(jì)，川西坳陷須二段主要發(fā)育低角度裂縫（見(jiàn)圖 14a）、斜交縫（見(jiàn)圖 14b）和高角度縫（見(jiàn)圖14c）3種裂縫，巖心裂縫開(kāi)度一般為 0.1～2.0 mm。微觀(guān)尺度下裂縫可分為顯裂縫和裂隙，顯裂縫鏡下分布具有一定的定向性，說(shuō)明受構(gòu)造應(yīng)力影響，其寬度可達(dá)數(shù)十微米（見(jiàn)圖14d、圖14e）。部分樣品碎屑顆粒未明顯破碎，僅產(chǎn)生一定裂隙（見(jiàn)圖 14f）。須家河組輸導(dǎo)體裂縫以高角度縫為主，低角度縫次之。走向以東西向?yàn)橹?，其次為北東—南西向和北西—南東向。須家河組裂縫成因以構(gòu)造縫為主，與印支末期、燕山中晚期和喜馬拉雅期 3期構(gòu)造運(yùn)動(dòng)有關(guān)[46]。其中，早期裂縫多被方解石、石英充填，晚期裂縫多數(shù)未充填、半充填，走向以東西向?yàn)橹?，與現(xiàn)今最大水平主應(yīng)力方向基本一致。

圖14 川西坳陷須二段裂縫特征

③高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層。四川盆地須家河組砂巖儲(chǔ)集層為典型的低孔、低滲致密儲(chǔ)集層，但在總體致密的背景下，局部發(fā)育高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層。以新場(chǎng)構(gòu)造帶為例，須二段砂巖孔隙度為2%～6%，平均值為3.4%，滲透率主要為（0.01～0.10）×10-3μm2，微裂隙改造可提高儲(chǔ)集層滲透率10倍，形成高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層，其滲透率主要為（0.1～1.0）×10-3μm2。

2.2.2 油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道

須家河組輸導(dǎo)體氣藏現(xiàn)今產(chǎn)出天然氣以高熟氣為主，如新場(chǎng)構(gòu)造須二段輸導(dǎo)體氣藏，天然氣甲烷/乙烷比值（C1/C2）均值高達(dá)120，對(duì)應(yīng)Ro值為1.8%～2.0%，表明現(xiàn)今產(chǎn)出天然氣以晚期高熟氣為主。根據(jù)烴源巖、儲(chǔ)集層演化過(guò)程，大量高成熟度天然氣形成于儲(chǔ)集層致密化之后。晚期高成熟度干酪根降解氣和原油裂解氣優(yōu)先沿著斷裂、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層進(jìn)行縱橫向運(yùn)移，自斷裂逐級(jí)進(jìn)入大、中、小尺度裂縫，再進(jìn)入微—納米級(jí)基質(zhì)縫。烴類(lèi)包裹體多沿石英顆粒次生裂隙呈線(xiàn)狀、帶狀分布，證實(shí)裂縫、裂隙是烴類(lèi)運(yùn)移的有效通道（見(jiàn)圖14g—圖14i）。根據(jù)S4井須二段保壓密閉巖心的含氣性分析可以看出，高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層的含氣飽和度為 60%～80%，平均值為 70%；而低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層的含氣飽和度僅為 30%～60%，平均值為 50%（見(jiàn)圖15）。因此，斷裂、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層既是油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道，也是高成熟度天然氣儲(chǔ)集的主要場(chǎng)所。

圖15 川西坳陷S4井保壓密閉巖心滲透率、含氣飽和度縱向變化

2.3 輸導(dǎo)體的規(guī)模性

2.3.1 輸導(dǎo)體的規(guī)模性

前人研究表明，斷層由斷層滑動(dòng)面、滑動(dòng)破碎帶和誘導(dǎo)裂縫帶 3部分構(gòu)成[47]。其中，滑動(dòng)破碎帶和誘導(dǎo)裂縫帶的分布范圍可延伸至斷層滑動(dòng)面兩側(cè) 400 m范圍內(nèi)，其中200 m范圍內(nèi)中高角度縫尤為發(fā)育，在空間上的分布范圍廣泛[48]。

成像測(cè)井、巖心以及薄片的統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明，輸導(dǎo)體中發(fā)育大量不同尺度的裂縫，裂縫開(kāi)度數(shù)十個(gè)微米至幾毫米，最大延伸長(zhǎng)度可超過(guò)5 m。破碎帶處裂縫的規(guī)?？赡苓h(yuǎn)大于統(tǒng)計(jì)結(jié)果，如S2井須二段共發(fā)生5次井漏，累計(jì)漏失鉆井液926 m3。此外，錄井過(guò)程中近厘米級(jí)次生礦物的產(chǎn)出也反映地層內(nèi)可能發(fā)育寬大裂縫（見(jiàn)圖16）。大范圍不同尺度裂縫組成的網(wǎng)狀縫網(wǎng)體系可以提供可觀(guān)的儲(chǔ)集空間。

圖16 川西坳陷須二段裂縫中充填的次生礦物

與大范圍分布的基質(zhì)儲(chǔ)集層相比，斷裂、裂縫的總體積占比可能較低。但是，由于斷裂、裂縫是油氣優(yōu)勢(shì)運(yùn)移通道，其中的含氣豐度應(yīng)該顯著高于基質(zhì)儲(chǔ)集層。根據(jù)S4井保壓密閉巖心的含氣飽和度測(cè)定結(jié)果，高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層的含氣飽和度平均值為 70%（見(jiàn)圖15）。因此，斷裂、裂縫中的含氣飽和度應(yīng)該遠(yuǎn)高于70%，其中賦存的天然氣數(shù)量不容忽視。

2.3.2 高、低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層的規(guī)模性

斷裂、伴生脆性破碎帶對(duì)低滲致密砂巖具有顯著的改造作用。一方面斷裂、裂縫可為酸性流體運(yùn)移提供通道，增強(qiáng)溶蝕作用的強(qiáng)度，改善砂巖的儲(chǔ)集性；另一方面裂縫可有效連通孤立孔隙，大大提高有效孔隙的比例以及致密砂巖的滲流能力。早期形成的孤立孔隙通過(guò)裂縫連通以及晚期相關(guān)溶蝕孔隙的發(fā)育均可以形成高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層。以滲透率大于 0.1×10-3μm2來(lái)界定高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層，川西坳陷須二段高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層的占比約為 30%。由此，可以近似計(jì)算單位體積巖石中高、低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層中天然氣的占比。其中，1 m3巖石中高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層占比為30%，平均總孔隙度為4%，平均含氣飽和度為70%，3項(xiàng)乘積為高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層含氣量 0.008 4 m3；低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層占比70%，平均總孔隙度為4%，平均含氣飽和度為50%，3項(xiàng)乘積為低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層含氣量0.014 m3，即高、低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層中天然氣占比分別為 38%和62%。前述研究表明，高、低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層中分別主要賦存晚期高成熟度（Ro值為2.0%）和早期低成熟度天然氣（Ro值為 0.8%～1.0%）。根據(jù)高、低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層中天然氣占比計(jì)算結(jié)果，產(chǎn)出天然氣成熟度應(yīng)該大致對(duì)應(yīng)Ro值為1.4%～1.5%，明顯低于現(xiàn)今實(shí)際產(chǎn)出天然氣的成熟度（Ro值1.8%～2.0%）（見(jiàn)圖13），說(shuō)明在不考慮斷層破碎帶、裂縫儲(chǔ)集天然氣的情況下，僅基于基質(zhì)儲(chǔ)集層計(jì)算的高熟氣比例明顯偏低。根據(jù)現(xiàn)今產(chǎn)出天然氣的成熟度可以反推高、低成熟度天然氣的占比大致為6∶4至7∶3，如果減去高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層對(duì)高熟氣的貢獻(xiàn)（40%左右），斷層破碎帶、裂縫中儲(chǔ)集的天然氣可占 20%～30%，證實(shí)有大量的高熟氣賦存于斷層破碎帶及裂縫中。

川西坳陷須二段高產(chǎn)井試采及試井壓力恢復(fù)曲線(xiàn)均反映出裂縫及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層共同供氣的特征，如S1井自2014年投產(chǎn)以來(lái)，日產(chǎn)氣穩(wěn)定在5×104m3，已累計(jì)產(chǎn)氣1.2×108m3，其壓力恢復(fù)曲線(xiàn)反映出高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層和裂縫雙重介質(zhì)的響應(yīng)特征（見(jiàn)圖 17）。近 1年多來(lái)，十余口井連續(xù)獲得高產(chǎn)，壓力、產(chǎn)量穩(wěn)定，單井產(chǎn)量已超1.0×108m3。表明斷層、裂縫以及基質(zhì)儲(chǔ)集層的多源供烴，解決了致密砂巖氣普遍低產(chǎn)、裂縫氣藏難以穩(wěn)產(chǎn)的問(wèn)題，致密砂巖氣能夠?qū)崿F(xiàn)長(zhǎng)期高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)。

圖17 川西坳陷S1井須二段壓力恢復(fù)雙對(duì)數(shù)曲線(xiàn)

低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層蘊(yùn)含的天然氣可以為氣藏高產(chǎn)富集提供有效補(bǔ)充。低滲致密儲(chǔ)集層中主要充注早期低熟油氣，形成須家河組“整體含氣但豐度較低”的特點(diǎn)。S4井保壓密閉取心含氣性分析顯示，低滲基質(zhì)砂巖儲(chǔ)集層含氣飽和度平均為50%（見(jiàn)圖15），測(cè)定標(biāo)準(zhǔn)狀況下的含氣量為1.63 cm3/g，證實(shí)低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層內(nèi)同樣賦存較大數(shù)量的天然氣。

2.4 高產(chǎn)富集模式

綜合烴源有效性、輸導(dǎo)高效性以及輸導(dǎo)體規(guī)模性分析，進(jìn)一步深化了四川盆地致密砂巖氣藏的高產(chǎn)富集規(guī)律。與傳統(tǒng)認(rèn)為在致密砂巖中找致密氣不同，四川盆地須家河組致密砂巖氣富集場(chǎng)所更為廣泛，除大面積分布的低滲基質(zhì)儲(chǔ)集層外，作為天然氣高速運(yùn)移通道的輸導(dǎo)體系中也賦存大量的天然氣。小塘子組和須二段烴源巖的持續(xù)有效性奠定了須二段致密砂巖氣藏高產(chǎn)富集的物質(zhì)基礎(chǔ)，斷層、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層構(gòu)成的輸導(dǎo)體是天然氣縱橫向運(yùn)移的高效運(yùn)移通道，輸導(dǎo)體規(guī)模性為規(guī)模氣藏的形成提供了充足的儲(chǔ)集空間（見(jiàn)圖18）。

圖18 四川盆地須家河組致密砂巖氣藏高產(chǎn)富集模式（T3x3—須家河組三段；T3x2—須家河組二段；T3m+t—馬鞍塘組和小塘子組）

大型加砂壓裂和定向井等工程工藝技術(shù)的進(jìn)步，可以有效改善基質(zhì)儲(chǔ)集層和輸導(dǎo)體的連通程度，增加井筒與輸導(dǎo)體的有效接觸面積，為提高單井可采儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)致密砂巖氣藏高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)提供重要的技術(shù)保障。

3 結(jié)論

四川盆地 2個(gè)新類(lèi)型非常規(guī)氣藏的發(fā)現(xiàn)，不僅豐富了天然氣成藏類(lèi)型，也極大的拓展了勘探領(lǐng)域。

JS103井的頁(yè)巖氣同位素分析證實(shí)來(lái)源于筇竹寺組，巖石成分、結(jié)構(gòu)分析表明頁(yè)巖氣產(chǎn)層巖性為低有機(jī)質(zhì)豐度的粉砂質(zhì)頁(yè)巖，產(chǎn)層段沉積相為淺水陸棚，因此，JS103井的頁(yè)巖氣的突破是新區(qū)、新層系、新類(lèi)型頁(yè)巖氣的重大突破。不僅改變了只在富有機(jī)質(zhì)黑色頁(yè)巖中尋找頁(yè)巖氣的傳統(tǒng)思維，也實(shí)現(xiàn)了四川盆地頁(yè)巖氣勘探開(kāi)發(fā)從龍馬溪組單一層系向多層系的轉(zhuǎn)變，更擴(kuò)大了頁(yè)巖氣的勘探領(lǐng)域與范圍，大大提升了頁(yè)巖氣的勘探開(kāi)發(fā)潛力。

以輸導(dǎo)體作為勘探開(kāi)發(fā)對(duì)象，解決了須家河組致密砂巖產(chǎn)量不高、裂縫帶產(chǎn)量不穩(wěn)的難題，推動(dòng)了致密砂巖氣從有儲(chǔ)量無(wú)產(chǎn)量向有效動(dòng)用的轉(zhuǎn)變，提升了致密砂巖氣的勘探開(kāi)發(fā)潛力。

基于深層保壓取心含氣性分析，結(jié)合產(chǎn)出天然氣的地球化學(xué)分析數(shù)據(jù)，證實(shí)由斷層、裂縫以及高滲基質(zhì)儲(chǔ)集層構(gòu)成的輸導(dǎo)體中含氣性占比可達(dá)60%～70%。將頁(yè)巖氣、常規(guī)氣的理念有機(jī)融合，改變過(guò)去僅將斷層/裂縫作為輸導(dǎo)體（層）、致密砂巖（頁(yè)巖）作為儲(chǔ)集層的傳統(tǒng)思維，提出輸導(dǎo)體（層）即儲(chǔ)集層、輸導(dǎo)體（層）-儲(chǔ)集層一體的觀(guān)點(diǎn)，建立了輸導(dǎo)體（層）非常規(guī)天然氣富集成藏模式，即有效烴源巖、有效輸導(dǎo)體系和有效致密砂巖（頁(yè)巖）時(shí)空的疊合、復(fù)合。