0 引言
按照页岩埋深，四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气可以划分为浅层页岩气（埋深2 000 m以浅）、中深层页岩气（埋深2 000~3 500 m）、深层—超深层页岩气（埋深3 500 m以深）3种类型。中深层页岩气已实现规模商业开发，相继发现了涪陵、长宁、威远等大型页岩气田[1⇓⇓⇓⇓⇓-7]。深层—超深层页岩气在泸州—大足、威远—荣县、綦江等地区取得重大突破，正逐步进入商业开发阶段[1,3,8 -9]。浅层页岩气广泛分布于盆外复杂构造区，资源量约26×1012 m3，勘探开发前景广阔[10⇓⇓⇓-14]，有望成为下步重要的增储上产领域。目前，中国浅层页岩气勘探开发尚处于探索阶段。中国石油天然气集团有限公司在川南地区发现了太阳浅层页岩气田[10⇓⇓-13]，页岩埋深500~2 000 m，压力系数为1.2~1.6，提交探明储量逾2 000×108 m3，实现了浅层高压页岩气勘探突破。目前在四川盆地及周缘实施浅层页岩气井约50余口，多数井钻遇良好含气性，揭示浅层页岩气具有较大勘探潜力[10⇓⇓⇓-14]。
近期，中国石化华东油气分公司在渝东南地区老厂坪背斜实施的PD1井钻遇良好含气性，后在同平台实施的PD1HF井试气获日产（4.4~4.6）×104 m3，实现了浅层常压页岩气勘探的重大突破，该井处于目的层被大面积剥蚀的残留背斜，页岩气保存条件较差，压力系数仅0.99，游离气发生大量逸散，总含气量较低，气体赋存状态以吸附气为主，其占比达80.3%，因此吸附气成为主要开采对象，明显有别于以游离气为主要开采对象的中深层—超深层页岩气和太阳页岩气田浅层高压页岩气。浅层常压页岩气主要赋存于颗粒表面，气体流动性差，地层压力系数低，资源品位差，解吸压力低，其效益勘探开发面临赋存机理、吸附解吸规律认识不清，针对性排采工艺尚未建立等挑战。
本文以PD1井的勘探发现为契机，通过对四川盆地东南缘及邻区钻井、测井、岩心实验、试气试采等资料分析，对浅层页岩气储集层地质特征、赋存机理、吸附解吸规律等进行研究，探讨构造复杂区浅层常压页岩气富集规律与高产机理，以期为盆外复杂构造区页岩气勘探开发提供参考。
1 地质概况及浅层页岩气基本地质特征
老厂坪背斜地理上位于重庆市武隆区，构造上处于四川盆地东南部武陵褶皱带，呈北东走向，北部以北东向断层与四川盆地相隔，东部紧邻湾地向斜，南部与武隆向斜连为一体，西部与白马向斜相邻（见图1 ）。该区在晚奥陶世晚期—早志留世早期处于半深水—深水陆棚沉积相带[15⇓⇓-18]，沉积了最厚达100 m的五峰组—龙马溪组一段富有机质富笔石黑色页岩，其中TOC（总有机碳含量）值大于2%的深水陆棚优质页岩主要位于地层底部，厚30~35 m，TOC值为3.5%~4.5%，Ro（有机质成熟度）值为2.2%~2.5%，孔隙度为4.5%~5.5%，页岩气生成和储集条件与四川盆地主要页岩气田相当。页岩沉积后，遭受多期构造运动改造，其中以燕山期—喜马拉雅期构造运动影响最为强烈。燕山早期受雪峰造山运动影响，该区挤压变形形成老厂坪背斜、武隆向斜、石柱向斜等北东向构造，构成“槽-挡”过渡构造格局。燕山晚期受压扭走滑作用影响，形成南北向断层和褶皱。喜马拉雅期以来持续抬升褶皱，目的层广泛遭受剥蚀，背斜核部出露震旦系—志留系，上二叠统及以上地层已剥蚀殆尽，地层倾角为0~10°，五峰组页岩埋深0~1 200 m；两翼出露志留系—上二叠统，地层倾角为10°~25°，五峰组页岩埋深1 200~2 000 m。该区断层主要为三级和四级断层，延伸长度为22.7~56.7 km，断距为800~2 000 m，纵向贯穿寒武系至地表，将完整的老厂坪背斜切割为复杂构造（见图2 ）。总体上，老厂坪背斜具有良好的页岩气形成条件，但后期构造改造强烈，地层抬升褶皱幅度大，页岩剥蚀严重，埋深浅，断层发育，整体保存条件较差。
2 浅层页岩气储集层地质特征
2.1 浅层页岩气储集层静态指标较好
老厂坪背斜在晚奥陶世晚期—早志留世早期处于深水陆棚南部的斜坡区，五峰组—龙马溪组一段页岩及优质页岩厚度与中深层页岩气储集层基本相当（见图3 、表1 ）。PD1井总有机碳测定揭示优质页岩段TOC值为1.3%~6.4%，平均值为4.15%，TOC值大于4%的样品占比为62.5%，连续厚度达25 m，丰富的有机质利于页岩气的生成、吸附和储集。Ro值为2.15%~2.45%，平均值为2.28%，表明处于过成熟阶段。干酪根碳同位素（δ13C）值为-30.59‰~-29.00‰，表明有机质类型主要为Ⅰ型，具有良好的生烃潜力。
表1 老厂坪背斜浅层页岩静态指标与邻区对比 |
| 构造名称 | 沉积特征 | 地球化学特征 | 储集层物性 | 矿物组成 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 优质页岩 厚度/m | TOC/% | Ro/% | 孔隙度/ % | 平均孔 直径/nm | 比表面积/ (m2•g-1) | 石英 含量/% | 碳酸盐矿物 含量/% | 黏土矿物 含量/% | 脆性矿物 含量/% | |
| 老厂坪背斜 | 33.0 | 4.15 | 2.28 | 5.27 | 3.96 | 28.6 | 54.9 | 7.6 | 24.1 | 71.5 |
| 太阳背斜 | 35.0 | 3.26 | 1.77 | 6.45 | 39.2 | 25.3 | 25.9 | 70.3 | ||
| 平桥背斜 | 34.8 | 3.34 | 2.12 | 3.68 | 3.58 | 20.7 | 50.1 | 6.1 | 32.4 | 67.4 |
| 焦石坝背斜 | 38.0 | 3.90 | 2.65 | 4.70 | 44.9 | 7.9 | 34.0 | 61.0 | ||
| 武隆向斜 | 32.0 | 4.49 | 2.51 | 4.36 | 3.79 | 23.2 | 57.1 | 6.6 | 20.9 | 72.0 |
| 道真向斜 | 31.0 | 3.27 | 2.55 | 4.06 | 48.3 | 8.2 | 32.3 | 61.5 | ||
老厂坪背斜浅层页岩气具有较好的储集物性。氩离子抛光扫描电镜揭示优质页岩微纳米孔隙发育，孔隙结构复杂，主要储集空间类型以有机质孔隙为主，呈圆形或次圆形，孔径一般在5~100 nm。有机质孔隙发育，不仅为页岩气储集提供了孔隙空间，也为气体吸附提供了丰富的比表面积。岩石比表面及孔径分布实验表明，PD1井BET比表面积为14.5~34.7 m2/g，平均值为28.6 m2/g，BET平均孔直径为3.40~4.88 nm，平均值为3.96 nm。基于岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜等分析，老厂坪背斜浅层页岩气区裂缝以层理缝、微纳米裂缝为主，构造缝相对不发育。层理缝主要为富有机质纹层与含有机质纹层之间的层间缝，其开启性受到后期抬升卸载影响，缝宽为500 μm~2 mm。微纳米裂缝包括生烃缝、矿物收缩缝等，缝宽多小于2 μm。构造缝以水平缝为主，高角度缝相对不发育，裂缝密度为0.76~1.10条/m，主要集中在五峰组。优质页岩段孔隙度为2.26%~6.58%，平均值为5.27%，渗透率为（0.000 2~0.703 9）×10-3 μm2，平均值为0.084 1×10-3 μm2，表明储集层具有低孔、特低渗特征。与中深层页岩气相比，浅层页岩气储集层由于后期抬升剥蚀幅度大，压实作用较弱，即使在储集层泄压条件下，孔隙亦得到较好保持，微纳米孔隙发育，形态以圆形—椭圆形为主，比表面积、孔径、孔隙度较大，利于页岩气的储集和吸附。
根据全岩X衍射实验分析，老厂坪背斜优质页岩段矿物成分以石英和黏土矿物为主，其次为不等量的碎屑矿物，石英含量自上而下呈增大趋势，黏土矿物含量则相反。石英平均含量为54.9%，黏土矿物平均含量为24.1%，碳酸盐矿物平均含量为7.6%，长石平均含量为9.3%，黄铁矿平均含量为3.4%。石英、碳酸盐、长石等脆性矿物含量达71.5%，岩石脆性较高，利于压裂造缝，PD1HF井压裂时破裂压力最高为44.1 MPa，证实浅层页岩具有良好的可压性。
2.2 构造作用强，保存条件差，以吸附气为主
老厂坪背斜经历加里东期以来多期构造运动改造，构造作用较强[19-20]，对页岩气保存影响较大。该区燕山期前以垂直升降运动为主，燕山早期受南东向挤压应力作用形成北东向背冲式背斜构造，在背斜北翼和南翼形成北东向逆断层，奠定了该区构造格局；燕山中晚期受南东向挤压应力持续作用和北东向挤压走滑作用联合控制，背斜变形加剧，形成的近南北向压扭走滑断层对早期构造和断层进行改造，背斜被分割为3段，东部和西部逆冲推覆规模高于中部；喜马拉雅期以来持续挤压走滑和差异抬升剥蚀，形成了现今“两凹两凸夹一隆”的“马鞍形”构造格局（见图1 、图2 ），即南北部夹持于石柱向斜和武隆向斜之间，东部和西部凸起区页岩层剥蚀殆尽，五峰组—龙马溪组残留于背斜中部。老厂坪背斜整体抬升和剥蚀幅度大，其中东部抬升剥蚀幅度达5 500 m，核部已出露寒武系—震旦系，五峰组—龙马溪组剥蚀殆尽，占背斜总面积的69%；西部抬升剥蚀幅度达4 800 m，核部出露奥陶系—寒武系，面积12.8 km2，为面积较小的天窗；中部抬升剥蚀幅度3 500 m，核部出露下二叠统—志留系，五峰组—龙马溪组页岩保存完整，构造形态为顶部较为平缓的背斜，长22 km，宽10.6 km，面积230 km2。该区五峰组—龙马溪组一段发育北东向和南北向两组断层，以三级、四级断层为主。白沙断层和中间坝子断层为北东向逆断层，分别控制老厂坪背斜北部和南部边界；茶园断层和胡家园断层为南北向压扭走滑断层，将背斜切割为西部、中部和东部三段，断层局部通天。
老厂坪背斜构造特征与焦石坝背斜平缓“箱状”构造、太阳背斜“凹绕隆”构造有明显区别（见图4 ），前者抬升幅度更大、目的层大面积剥蚀、构造改造作用更强，导致页岩气保存和赋存状态与太阳背斜、焦石坝背斜有较大差异（见表2 ）。PD1井开孔层位为下二叠统茅口组，五峰组底面埋深979 m，距离西部剥蚀区8.2 km，通过微注压降测试，压力系数0.99，为常压。测井解释总含气量为1.1~4.8 m3/t，平均值为3.46 m3/t，其中吸附气含量平均为2.78 m3/t，占比达80.3%（见表2 ），说明受较强构造作用影响，保存条件差，游离气已发生规模逸散，页岩气赋存状态以吸附气为主。
图4 老厂坪、焦石坝、太阳背斜页岩气聚集模式示意图O—奥陶系；S1l—志留系龙马溪组；S1x—志留系小河坝组；S1sh—志留系石牛栏组；S2h—志留系韩家店组；P—二叠系；T—三叠系；J—侏罗系 |
表2 老厂坪背斜浅层页岩气保存条件及含气性与邻区对比 |
| 构造名称 | 压力系数 | 埋深/m | 地层倾角/(°) | 地层出露情况 | 含气量/(m3•t-1) | 吸附气占比/% | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 总含气量 | 吸附气 | 游离气 | ||||||
| 老厂坪背斜 | 0.99 | 979.0 | 5~25 | 二叠系栖霞组 | 3.46 | 2.78 | 0.68 | 80.3 |
| 太阳背斜 | 1.25 | 1 088.0 | 5~10 | 二叠系茅口组 | 4.21 | 1.85 | 2.36 | 43.9 |
| 平桥背斜 | 1.35 | 2 698.5 | 20 | 三叠系嘉陵江组 | 4.47 | 1.86 | 2.61 | 41.6 |
| 焦石坝背斜 | 1.55 | 2 415.0 | 5~10 | 三叠系嘉陵江组 | 6.64 | 2.68 | 3.96 | 40.4 |
| 武隆向斜 | 1.08 | 2 837.0 | 22 | 三叠系嘉陵江组 | 5.56 | 2.52 | 3.04 | 45.3 |
| 道真向斜 | 1.01 | 3 173.0 | 16 | 三叠系雷口坡组 | 4.08 | 2.41 | 1.67 | 59.1 |
页岩气主要以游离态和吸附态两种形式赋存于暗色泥页岩中，不同地质条件下，页岩气的赋存状态有较大差异。本文根据页岩气赋存状态和勘探开发需要，按照吸附气占比对页岩气储集层类型进行定义：①吸附气占比大于60%，为吸附气储集层；②吸附气占比为40%~60%，为吸附-游离气储集层或游离-吸附气储集层；③吸附气占比小于40%，为游离气储集层。国内已发现和开发的涪陵、威远、长宁、昭通等大型高压页岩气田，游离气占比一般为50%~70%，按照上述定义，为吸附-游离气储集层或者游离气储集层。老厂坪背斜页岩气储集层吸附气占比达80.3%，页岩埋深为0~2 000 m，地层压力系数为0.99，总体上为浅层常压吸附气储集层。
2.3 现今地应力较小，两向应力差异大，形成复杂缝网难度较大
与中深层页岩相比，浅层页岩岩石力学特征表现为“低弹性模量、低地应力、较大水平应力差异系数”等典型特征（见表3 ）。
表3 老厂坪背斜浅层页岩气可压性参数与邻区对比 |
| 构造名称 | 弹性模量/GPa | 泊松比 | 最大水平主 应力/MPa | 最小水平主 应力/MPa | 应力差异系数 |
|---|---|---|---|---|---|
| 老厂坪背斜 | 35.40 | 0.19 | 28.6 | 18.3 | 0.56 |
| 太阳背斜 | 30.50 | 0.12 | |||
| 平桥背斜 | 39.80 | 0.21 | 55.6 | 49.7 | 0.12 |
| 焦石坝背斜 | 30.00 | 0.20 | 55.0 | 49.0 | 0.12 |
| 武隆向斜 | 31.52 | 0.18 | 64.0 | 48.8 | 0.31 |
| 道真向斜 | 39.20 | 0.20 | 67.5 | 57.6 | 0.17 |
老厂坪背斜优质页岩段弹性模量为25.4~43.9 GPa，平均值为35.4 GPa，泊松比为0.14~0.26，平均值为0.19，岩石力学脆性指数为59.2%，具有较好的脆性特征。该区在地层抬升变浅过程中，地应力显著释放，现今最大水平主应力为28.6 MPa，最小水平主应力为18.3 MPa，水平应力差为10.3 MPa，应力差异系数为0.56，地应力较小，但两向应力差异大，压裂改造形成复杂缝网的难度较大，同时垂向应力大小为24.9 MPa，介于最大水平主应力和最小水平主应力之间，裂缝易横向延展，不易纵向延伸。PD1HF井平均单段压裂段长100.7 m，施工压力为10.6~42.9 MPa，破裂压力为23.8~44.1 MPa，停泵压力为16.0~26.7 MPa，平均每米用液量19.7 m3，平均每米加砂量1.7 m3，整体施工压力较小，加砂较为顺利，但复杂缝网占比较低（33.3%）。
3 吸附解吸机理与生产实践
针对浅层常压页岩气构造作用强，保存条件差、吸附气占比高的特点，运用等温吸附、现场含气量解吸、覆压渗透率测试等实验手段，开展了浅层常压页岩气赋存特征、吸附解吸机理等研究，揭示了浅层常压页岩气赋存方式以吸附气为主，敏感解吸压力控制了吸附气富集，降压解吸是实现吸附气商业开采的主要方式。
3.1 浅层常压页岩气赋存特征
四川盆地东南缘多口常压页岩气钻井揭示，随埋深增加，页岩总含气量、游离气含量呈增加趋势，吸附气含量与埋深关系不大，但吸附气占比随埋深减小而明显增大（见表4 ）。中深层常压页岩气总含气量为3.4~5.9 m3/t，游离气含量为1.4~3.2 m3/t，吸附气含量为1.8~2.7 m3/t，吸附气占比为40%~60%。浅层常压页岩气总含气量为3.0~3.5 m3/t，比中深层低1.0~2.5 m3/t，游离气含量为0.7~1.2 m3/t，吸附气含量为2.5~2.8 m3/t，吸附气占比为60%~80%。因此，浅层页岩气受构造作用的影响较大，保存条件较差，易于流动的游离气含量和占比较低，压力系数和总含气量较低，页岩气以吸附气为主，吸附气含量与埋深关系不大。
表4 渝东南地区不同埋深页岩气井优质页岩含气量变化特征 |
| 井号 | 页岩 埋深/m | 压力 系数 | 含气量/(m3·t-1) | 吸附气 占比/% | ||
|---|---|---|---|---|---|---|
| 总含气量 | 游离气 | 吸附气 | ||||
| PD1 | 979.0 | 0.99 | 3.46 | 0.68 | 2.78 | 80.3 |
| ZY3 | 2 249.0 | 1.02 | 3.38 | 1.43 | 1.95 | 57.7 |
| LY2 | 2 491.0 | 1.06 | 5.84 | 3.22 | 2.62 | 44.9 |
| LY1 | 2 837.0 | 1.08 | 5.56 | 3.04 | 2.52 | 45.3 |
| PY5 | 2 937.5 | 1.09 | 4.13 | 2.25 | 1.88 | 45.5 |
| LY3 | 3 389.5 | 1.17 | 5.50 | 3.14 | 2.36 | 42.9 |
3.2 浅层吸附气影响因素
实验分析表明，页岩吸附能力受多种因素影响，其中内在因素包括有机质丰度、矿物组成、孔隙结构等，外在因素包括地层温度、压力、地层流体等[21⇓⇓-24]。浅层页岩气矿物组成、孔隙结构与中深层页岩气差异不明显，地层温度、压力和不同小层有机质丰度的差异是影响页岩吸附气含量的关键。根据PD1井优质页岩不同TOC样品等温吸附实验，TOC值为2.07%时兰氏体积为2.09 m3/t，TOC值为4.5%时兰氏体积为4.25 m3/t，TOC值为5.11%时兰氏体积为4.51 m3/t，说明随着TOC值增大，相同温度和压力条件下，页岩吸附能力呈增大趋势。渝东南地区不同钻井样品TOC与吸附量相关性分析也表明两者呈明显正相关（见图5 ），说明TOC对吸附能力有较大影响，有机质丰富的比表面积为页岩气吸附提供了主要的吸附点位。老厂坪背斜优质页岩TOC值较高，平均值达4.15%，相比邻区高0.5%，吸附能力略高于邻区。
为了测试同一样品在不同温度条件下的吸附能力，设置了40，50，60，70 ℃ 4个不同温度，压力从0上升到15 MPa。等温吸附实验结果揭示，温度为40 ℃时吸附量为1.6 m3/t，温度为50 ℃时吸附量为1.5 m3/t，温度为60 ℃时吸附量为0.85 m3/t，温度为70 ℃时吸附量为0.64 m3/t，温度升高30 ℃，吸附能力降低了60%（见图6 ），说明温度升高将增大甲烷分子活性和自由程，阻碍页岩气吸附，因此温度是控制页岩吸附能力的重要外因。浅层页岩埋深较浅，地层温度低，以老厂坪背斜为例，页岩埋深主体为500~1 500 m，地层温度为27~51 ℃，较低的温度利于气体吸附，降低了气体因较大动能而解吸的可能性。
此外，地层压力对吸附能力也有重要影响。随着压力的增大，等温吸附曲线一般表现出3阶段特征：第1阶段为快速吸附阶段，对应压力一般为0~5 MPa，页岩吸附气量随压力增大而快速增大，吸附速率高；第2阶段为缓慢吸附阶段，对应压力一般为5~10 MPa，页岩吸附气量随压力增大而缓慢增大，吸附速率降低；第3阶段为平缓吸附阶段，对应压力一般大于10 MPa，随压力增大，页岩吸附气量趋于饱和，吸附速率低。
利用吸附气量与TOC、压力呈正相关，与温度呈负相关的关系，基于兰氏公式，建立吸附气预测模型（见图7 ），预测吸附气量随深度、TOC、压力系数的变化规律。随深度增加，温度升高，压力增大，页岩吸附气量先增大后减小，900~1 300 m是页岩吸附气量随深度变化的临界点。即在临界深度以浅，页岩吸附能力受压力主控，随埋深增大，页岩吸附能力增大，在临界深度吸附能力达到最大值；临界深度以深，页岩吸附能力受温度和压力联合控制，并且温度转变为主控因素，随埋深增大，地层温度升高，页岩吸附能力降低。
PD1井地层温度约为38 ℃，地层压力为9.8 MPa，临界深度约为1 100 m，该井五峰组页岩埋深为979 m，处于临界埋深以浅，接近吸附能力峰值，具有较大的吸附能力。
3.3 浅层页岩气保存条件及吸附解吸特征
前期研究表明，保存条件是影响页岩气聚集的关键要素，保存条件越好，则地层压力系数越大，页岩总含气量越高[1,6 -7,25⇓⇓ -28]。随着研究的逐步深入，认识到保存条件对游离态和吸附态页岩气的影响有较大差异。游离气流动性较强，受保存条件影响大，对于中深层页岩气，埋深越大、离剥蚀区越远，晚期构造作用越弱，保存条件越好，游离气含量和占比越高；对于埋深较浅、离剥蚀区近的浅层常压页岩气区，游离气在浓度差和压力差共同作用下，会顺层向处于构造高部位的泄压区发生逸散，游离气含量一般低于1 m3/t，游离气占比一般低于30%。而吸附气受分子间范德华力和库仑力作用，吸附在有机质及黏土矿物颗粒表面，流动性较差，受保存条件的影响相对较小，只要地层压力高于解吸压力（约为5 MPa），吸附气即可得到良好保存。
根据PD1井等温吸附实验，吸附曲线表现出快速吸附、缓慢吸附和平稳吸附3个阶段吸附特征。当压力为0~5 MPa时，页岩快速吸附，阶段吸附量占最大吸附量的90.7%，吸附速率为1.1 cm3/（g·MPa）；当压力为5~10 MPa时，页岩慢速吸附，阶段吸附量占最大吸附量的5.2%，吸附速率为0.06 cm3/（g·MPa）；当压力大于10 MPa时，页岩吸附近饱和，阶段吸附量占最大吸附量的4.1%，吸附速率为0.02 cm3/（g·MPa）。因此压力小于5 MPa的快速吸附阶段是页岩气进入页岩储集层实现规模吸附的重要阶段，也是吸附气大量解吸的关键阶段。根据快速吸附曲线的切线与后期吸附曲线切线交会，可以获得敏感解吸的拐点，对应的压力称为敏感解吸压力。PD1井不同小层的敏感解吸压力为1.7~2.5 MPa（见图8 ），当地层压力小于敏感解吸压力后，吸附气会快速规模解吸，生产上体现为单井产量的快速上升和高产稳产。浅层常压页岩气地层压力一般为5~15 MPa，只有优化排采工艺，降低储集层压力至敏感解吸压力以下，才能实现吸附气快速解吸。
总体上，老厂坪背斜遭受两期强烈构造作用，导致游离气大量散失，在目的层地层压力高于解吸压力的情况下，吸附气可大量滞留于页岩中。只有将目的层地层压力降至2.0 MPa以下，即敏感解吸压力（1.7~2.5 MPa）之下，吸附气才可大量解吸产出。
3.4 吸附气解吸生产实践
基于上述研究认识，优选老厂坪背斜PD1HF井开展了吸附气解吸工艺攻关。该井目的层垂深979 m，水平段长1 510 m，初期测试日产气1.1×104 m3，套压0.35 MPa，试采经历了射流泵生产、液力无杆泵生产、自喷生产3个阶段。射流泵排液生产阶段，日产液量小于5 m3，井底流压由4.72 MPa下降至3.9 MPa左右，日降套压0.001 MPa，等效动液面深度为585 m，由于液面较高、日产液量较小，井底积液严重，储集层改造区域内地层压力难以降至敏感解吸压力，气井产能无法充分释放，套压0.4 MPa，日产气（0.6~0.8）×104 m3，表现为低产气、低套压、低产液、低压稳产期长的特征[21]。根据吸附气解吸规律，地层压力需降至敏感解吸压力以下，才能实现吸附气大量解吸采出，因此开展了排采工艺优化，优选液力无杆泵排采工艺，加强排液降流压，日产液提升至12.0~38.5 m3，排液21 d，井底流压下降至1.95 MPa，等效动液面下降至810 m左右，井筒从纯液-泡流流态（流体密度为949 kg/m3），逐渐过渡到段塞流-环流流态（流体密度由900 kg/m3下降至200 kg/m3），产量上升至4.4×104 m3/d，阶段累产气13×104 m3。目前为自喷生产阶段，井底流压由1.95 MPa下降至1.39 MPa，储集层改造区域内地层压力下降至敏感解吸压力以下，吸附气开始大量解吸，进入雾流流态（流体密度小于200 kg/m3），实现自喷携液稳定生产，日产气（4.4~4.6）×104 m3，日产液4.7 m3，产量和套压稳定。利用最新的生产数据流动物质平衡评价单井最终可采储量达0.36×108 m3，实现了浅层常压吸附气的有效动用。
4 勘探启示及攻关方向
4.1 深化赋存机理和吸附解吸规律研究是实现浅层常压页岩气新区新领域勘探突破的前提
传统观点认为，浅层常压页岩气保存条件相对于中深层页岩气差，含气量低，为页岩气勘探高风险区甚至禁区。近期，通过大量等温吸附、现场含气量解吸等实验，系统开展了常压区浅层、中深层游离气、吸附气赋存机理和解吸规律等研究，对浅层常压页岩气赋存特征和勘探潜力有了全新认识。①浅层常压页岩气具有低压力系数、低总含气量、低游离气含量，高吸附气含量和占比的“三低一高”赋存特征，浅层常压页岩气以吸附态为主；②吸附气含量与埋深关系不大，对保存条件的要求相对较低，地层压力高于解吸压力即有利于吸附气赋存；③浅层常压页岩气敏感解吸压力较低，降低井下压力至敏感解吸压力以下，即可实现吸附气快速解吸、渗流。基于上述新认识，开展PD1井吸附气动用技术攻关，获得了高产工业气流，国内首次发现了浅层常压吸附气储集层，并实现了盆外浅层常压吸附气勘探突破。
4.2 地质-工程一体化是实现浅层页岩气等非常规油气快速效益动用的关键
随着油气行业进入“非常规”阶段，地质工程一体化日益成为非常规复杂油气储集层高效勘探开发的必由之路。对浅层常压页岩气而言，地质上通过气体赋存方式和吸附气解吸规律研究，认识到PD1井的吸附气敏感解吸压力为1.7~2.5 MPa，当地层压力为5~15 MPa时需要进行强化排液，通过降低液面和流压，才能实现以吸附气为主的页岩气规模解吸产出。工程上根据地质需求，开展多轮次排采工艺攻关试验，优选出装机功率、日排液量、扬程等更适应地质条件的液力无杆泵排采工艺，日产液量显著增大，动液面快速降低，井底流压很快达到2 MPa以下，单井产量跳跃式上升到4.4×104 m3/d以上，并实现了高产、稳产。因此，针对复杂对象或未突破领域，地质上需要以问题为导向，找准制约勘探的关键地质问题，通过深化地质研究，明确地质认识、机理或规律，提出工程攻关方向，工程上开展针对性攻关试验，地质-工程一体化融合[26-27]，实现新领域勘探突破和效益开采。
4.3 浅层页岩气前景与攻关方向
四川盆地及周缘复杂构造区常压页岩气可采资源量高达9.08×1012 m3，是未来页岩气增储上产的主要阵地。老厂坪背斜PD1井首次实现了盆外复杂构造区浅层常压页岩气勘探突破，揭示了浅层—超浅层常压页岩气具有良好的勘探开发潜力，对于盘活中国南方常压页岩气资源具有重要意义。由于浅层页岩埋深浅、地应力小，钻井进尺和钻井周期短，压裂施工难度低，钻采成本较低，PD1浅井的突破，坚定了盆外常压页岩气效益动用的信心和决心，实现了勘探思路从“由深入浅”向“由浅入深”转变，即优先实施浅层，实现效益开发后，向中深层逐步拓展。针对2 000 m以浅的浅层页岩气，地质上加强气体赋存状态、吸附与解吸机理研究，深化吸附态页岩气富集规律认识，指导页岩气甜点优选，工程上从一级井身结构、高效压裂和排采工艺等方面开展技术攻关，有望打开盆外页岩气勘探开发新局面；针对2 000 m以深的中深层—深层页岩气，紧密围绕增产和降本两条主线，开展页岩气富集高产规律和开发技术研究，强化钻完井、压裂、采气等增产降本工艺技术攻关，有望推动构造复杂区常压页岩气实现规模效益开发[28-29]。
5 结论
与中深层页岩气相比，浅层常压页岩气优质页岩厚度、地球化学参数、物性、矿物组成等静态指标相当，具有压力系数和含气量较低、吸附气占比高、地应力小、两向应力差异大等地质特点，资源禀赋较差，但由于埋深较浅，开采工程条件和经济条件较好。
浅层常压页岩吸附能力较强、吸附气解吸压力低。有机质丰度、地层压力和温度是控制浅层吸附态页岩气富集的主要因素，浅层页岩有机质丰度较高、地层压力一般为5~15 MPa、地层温度低，具有较强的吸附能力，利于吸附气保存。浅层常压页岩气敏感解吸压力为1.7~2.5 MPa，降低井下压力至敏感解吸压力以下，可实现吸附气快速解吸和开采。
PD1井的勘探突破证实浅层常压页岩气同样具有良好的勘探开发潜力，坚定了盆外常压页岩气勘探信心，转变了勘探部署思路，有望推动四川盆地周缘复杂构造区浅层常压页岩气规模效益开发。