四川盆地涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩古构造应力场及裂缝特征

通过岩石力学实验、声发射实验和地震资料综合解释,利用有限元数值模拟方法,对涪陵南地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩古构造应力场进行了数值模拟,并结合岩心实测结果,预测了构造裂缝的发育特征。研究结果表明:①涪陵南地区裂缝主要形成期(燕山晚期)构造应力和裂缝的分布受断层、岩石力学性质和构造应力的影响,断层广泛发育的区域容易出现应力集中,并引起较大的应力梯度。②利用库伦-莫尔破裂准则预测了研究区构造裂缝的发育,同时引入剪切破裂指数R定量表征裂缝发育的强度,其值越大反映裂缝发育程度越高。窄陡断背斜和断层附近裂缝发育,以高角度剪切裂缝为主,而在宽缓向斜部位裂缝发育程度最弱,研究区五峰组—龙马溪组底部硅质页岩应力集中,裂缝最发育。③涪陵南地区海相页岩气保存有利区主要为3个区带:远离大断层的凤来向斜内部,主要构造变形期未遭受大的破坏作用,其位于应力低值区,具有良好的保存条件,为Ⅰ类有利区;白马向斜内部小断层发育,应力值位于中等水平,保存条件中等,为Ⅱ类较有利区;石门—金坪断背斜遭受到强烈改造作用,容易产生大规模剪切裂缝,破坏了保存条件,为Ⅲ类不利区。

川东南永川地区龙马溪组页岩储层构造裂缝特征及期次演化研究

天然裂缝发育特征和形成期次对川东南复杂构造区页岩气成藏具有重要意义,且对页岩储层压裂改造效果及高产的控制作用明显。目前对川东南远离盆缘的深层页岩气区块内不同力学成因天然裂缝的特征及形成演化尚缺乏系统研究,制约了盆内深层页岩气的高效勘探开发。基于野外露头、钻井岩心、薄片、地球化学测试及磷灰石定年等资料对永川地区龙马溪组页岩储层构造裂缝特征及形成期次开展了研究。结果表明,龙马溪组页岩主要发育构造成因的中高角度剪切缝,低角度顺层滑脱裂缝和垂直张性缝,此外岩心上可见有非构造成因的层理缝、生烃超压缝以及位于主干断裂部位的热液溶蚀缝。纵向上受矿物组成影响裂缝发育程度由深至浅逐渐降低,平面上受构造影响,在背斜核部或翼部陡坡区裂缝密集发育高角度、组系优势明显且纵向贯穿程度大的裂缝,而平缓区发育低角度、小尺度且组系杂乱的裂缝。研究区裂缝先后经历了燕山晚期—喜马拉雅早期(86~47 Ma)、喜马拉雅中期(47~24 Ma)、喜马拉雅晚期至现今(24 Ma至现今)3期构造运动而形成,不同演化阶段的裂缝发育和充填特征差异明显。第一期,构造裂缝主要为NWW-NNW向共轭剪切裂缝,裂缝多被纤维状方解石和少量石英脉体充填,均一温度介于220~250℃;第二期构造裂缝为NW-NNW向共轭剪切裂缝,同时背斜区形成NE向垂直张性裂缝与高角度剖面剪切缝,裂缝被拉长块状方解石或石英脉体充填,均一温度介于180~210℃;第三期构造裂缝为单独的NE-NEE向压扭性裂缝,同时改造前期形成的裂缝主要被块状方解石、石英脉体充填,均一温度介于140~180℃,这一时期地层抬升导致温度下降明显,裂缝充填性变弱,形成的裂缝不利于页岩气保存。与裂缝形成的地质力学环境进行匹配,构建了永川地区页岩储层3期构造裂缝发育演化模式。该研究有利于深化川东南地区龙马溪组深层页岩储层裂缝演化规律的认识,为页岩气富集和保存条件研究提供借鉴。

川东地区二叠系火山岩石油地质特征及天然气勘探有利区

为了研究四川盆地东部地区火山岩的岩相展布规律、储层发育主控因素、油气成藏富集模式等问题,以野外露头、钻井、测井、分析化验等资料为基础,分析了该区二叠系火山岩成储成藏模式,指出了天然气勘探有利区。研究结果表明:(1)受峨眉地裂运动影响,川东地区中二叠统茅口组—上二叠统吴家坪组发育两类火山岩相关的有利储层,一类是近火山口的火山碎屑熔岩储层,发育于茅三段中部及上部,主要分布在涪陵北部大竹—梁平—兴隆场喷溢相区,储层厚10~35 m,测井解释孔隙度介于3.4%~8.0%;另一类是远离火山口的火山—沉积碎屑岩储层,为火山灰与正常沉积物的混合沉积,发育于茅三段底部及吴家坪组,平面上分布于普光—涪陵北—建南地区,储层厚16~35 m。(2)茅三段底部和吴家坪组火山—沉积碎屑岩作为储层的同时,也是优质的烃源岩,自身具有高孔隙度、高有机碳含量、自生自储、大面积连片分布的特点,能够源内成藏。茅三段火山碎屑熔岩储层被下伏茅三段底部和上覆吴家坪组烃源岩所包裹,形成“夹心”式的源储配置关系,具有“近源成藏”的有利条件。结论认为:(1)涪陵北部为火山碎屑熔岩气藏勘探有利区,可进行老井复查、复试或优选有利构造位置部署探井;(2)围绕开江—梁平陆棚及其边缘的涪陵北、建南、普光地区是火山—沉积碎屑岩气藏勘探有利区,对于此类储层可采用非常规油气勘探思路,避开高陡构造区,优选保存条件好、埋深小于6 000 m的甜点区进行天然气勘探开发。

川东南涪陵地区五峰—龙马溪组硅质页岩的生物成因及其油气地质意义

为研究川东南地区五峰—龙马溪组富有机质硅质页岩的成因,选取川东南涪陵页岩气探区钻井岩心样品,采用X射线衍射(XRD)、光学显微镜、环境扫描电子显微镜和能谱仪开展了岩石的矿物组成、微观形貌和成分与结构特征研究。五峰组和龙马溪组下段页岩的矿物组成以石英为主,向上至龙马溪组中部和上部石英含量逐渐降低,黏土矿物含量明显增加。镜下观察到大量具清晰圈层状生长结构和针状结构的生物残体和碎屑,特别是在五峰组和龙马溪组下段尤为丰富,外观具有放射虫和海绵骨针的典型形貌特征。前者内部具有明显的圈层和外部裙边状结构,碎屑骨架与内部充填物质均为微晶石英;碎屑间更小粒级的石英颗粒则多呈不规则球状或椭球状,自形程度低,充填在矿物基质中,应属生物硅质溶解再沉淀形成的自生石英。后者则以较完整和碎屑两种形式呈分散状分布在矿物基质中。五峰—龙马溪组高丰度硅质生物及其硅质重结晶产物的存在,为该段硅质页岩的生物成因提供了直接证据,具有古生产力恢复、水体沉积环境追溯、微观孔隙结构和岩石力学分析等多方面重要的油气地质意义。

四川盆地涪陵地区五峰组-龙马溪组海相页岩岩相类型及储层特征

页岩岩相划分及其储层品质研究是页岩气勘探开发地质评价的基础性研究工作。以钻井资料为基础,综合利用全岩X-衍射、镜下薄片等资料建立了海相页岩岩相划分方案,并结合总有机碳含量、孔隙结构、孔渗特征、纹层特征和含气性等地化测试资料,对五峰组-龙马溪组一段不同页岩岩相的储层品质进行系统分析。涪陵地区五峰组-龙马溪组一段发育3大类页岩岩相,其中主要岩相有5亚类,即粘土质硅质页岩、含钙粘土质硅质页岩、硅质粘土页岩、粘土质硅质混合页岩和含钙粘土质硅质混合页岩。不同岩相储层品质具有较大差异,硅质类页岩具有高TOC、高孔隙度和高含气性等特征,为优质页岩岩相。沉积地质背景在控制页岩岩相发育的同时,进一步影响了页岩储层品质发育特征。五峰组和龙马溪组一段下部硅质页岩沉积期,频繁的火山活动为浮游生物爆发提供了大量富营养物质,并形成贫氧和厌氧环境,有利于有机质保存,发育富碳硅质页岩;龙马溪组一段中部和上部发育的混合类页岩和粘土类页岩分别受底流和陆源碎屑物质供给影响,沉积环境渐变为富氧环境,有机质保存条件变差,总有机碳含量较低,含气性降低。

碳酸盐岩烃源岩气藏的发现及其油气地质意义——以四川盆地涪陵地区中二叠统茅口组一段气藏为例

四川盆地中二叠统茅口组一段(以下简称茅一段)以往一直都被视为一套碳酸盐岩烃源岩,未有针对性地对其开展储层评价与测试工作。近年来,借鉴非常规天然气的勘探思路,借助于兼探井对川东南涪陵地区茅一段进行测试并获得了工业气流。为了进一步弄清该区茅一段的天然气勘探潜力,基于野外剖面实测、钻井系统取心以及实验室分析化验等资料,对其沉积特征、天然气成藏条件及主控因素等进行了研究。研究结果表明:①涪陵地区茅一段气藏源储一体,天然气主要富集在黑灰色灰泥灰岩和瘤状灰泥灰岩中;②储集空间主要为粒缘孔(缝)、成岩收缩孔(缝)、有机质孔和裂缝;③孔隙以纳米级孔为主,主体孔径为5~50 nm,介于页岩储层与常规储层之间,并且非均质性强;④气藏具有源储共生、岩性控藏、大面积层状分布的特点,表现为两段式油气差异富集——"早期层内近源富集"与"晚期层间泄压调整";⑤外缓坡相带中伴随阵发性上升流沉积的黑灰色富有机质细粒灰泥灰岩的发育是天然气成藏的基础,黏土矿物转化控制了相对优质储层的发育,良好的保存条件是天然气成藏的关键,裂缝发育有利于天然气的富集高产。结论认为,该区茅一段是一种特殊类型的气藏——碳酸盐岩烃源岩气藏,并且具有较大的天然气勘探潜力,已有多口井获气;该类气藏的发现,不仅拓展了四川盆地天然气勘探的领域,而且还可以为中国南方其他地区的天然气勘探提供借鉴。

川东南—鄂西渝东地区下古生界页岩气勘探前景

中上扬子地台发育2套重要的海相深灰色—黑色页岩,分别为下寒武统牛蹄塘组和上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组,主要由富含黄铁矿、有机质或生物化石的黑色炭质页岩组成,厚度大、分布广。牛蹄塘组页岩有机质演化程度高、埋藏相对较深、钻井无天然气显示;龙马溪组页岩有机质演化程度相对中等、埋藏深度适度、钻井天然气显示丰度高,特别是志留系其它粉砂岩层段可产工业性气流。因此,下志留统页岩更有利于研究区页岩气的勘探和开发,更加适合作为中国南方页岩气战略先导区的重点目标勘探层位。总体上,两套页岩在川东南—鄂西渝东地区出露范围广,有利于针对页岩展开相关研究,特别是背斜和向斜的翼部区是页岩气勘探最为有利的地区。

利用核磁共振技术确定有机孔与无机孔孔径分布——以四川盆地涪陵地区志留系龙马溪组页岩气储层为例

页岩有机孔隙具有强烈亲油性，无机孔隙具有强烈亲水性。基于页岩孔隙润湿性差异，利用核磁共振技术（NMR）确定有机孔隙和无机孔隙孔径分布。步骤如下：将页岩岩心分别在饱和油与水条件下进行核磁共振观测，确定有机孔隙和无机孔隙横向弛豫时间（疋）分布谱，再利用高压汞注入与液氮吸附联测实验，建立砭时间与孔径大小定量关系（rd=52T2），以此为基础确定有机孔和无机孔孔径分布。将这一方法应用于四川盆地涪陵地区志留系龙马溪组页岩孔隙评价中，页岩有机孔直径集中分布在2～50nm，峰值为10nm，少量有机孔直径分布在200—500nm。无机孔直径分布范围较宽，分布在2．5—500nm，峰值为50nm。微裂缝尺寸较大，分布在4～10μm，峰值为5μm。应用FIB—SEM识别孔隙类型及其孔径分布，并检验NMR确定的孔径分布，两者具有一致性。核磁共振技术可以进行岩心全直径测量，能较真实地反映地下页岩气储层有机孔与无机孔孔径分布，而且测量成本低，具有良好应用前景。

川东南涪陵地区下侏罗统页岩油气地质特征

结合钻井、岩心、野外露头、测井等成果,从富含有机质页岩空间展布、地化特征、岩石矿物学、孔渗性特征和地质力学性质等方面,采用页岩气目标优选评价综合分析方法,对川东南涪陵地区下侏罗统大安寨页岩油气地质特征进行了综合研究,着重定量评价了有机碳含量、镜质体反射率、含气量、孔隙度、脆性矿物含量、岩石矿物成分、岩石力学参数等评价指标,初步证实该区页岩与美国Bakken页岩具有类似特征。涪陵大安寨泥页岩与灰岩、砂岩互层频繁,半深湖-深湖页岩为有机质富集的有利岩相。大安寨上亚段灰岩厚10～30 m,物性表现为低孔、特低渗特征;下亚段富有机质页岩夹薄层灰岩、砂岩,微孔缝发育,孔隙度高。页岩有机碳含量平均为1.33%,粘土矿物平均含量为51.7%～56.1%,石英平均含量为33%,现场实测平均含气量为1.66 m3/t,处于凝析油-湿气的高成熟阶段;杨氏模量为29 GPa,泊松比为0.30,有利于压裂形成网络裂缝。大安寨段中部浅湖相区岩性组合特征更有利于裂缝发育,是大安寨段页岩气勘探有利地区,评价优选出有利区面积820 km2。

四川盆地涪陵地区五峰—龙马溪组页岩气层孔隙特征及对开发的启示

页岩孔隙特征是影响页岩含气性的重要因素。综合运用氩离子抛光扫描电镜、高压压汞、液氮吸附等技术,对涪陵地区五峰组—龙马溪组龙一段上部气层孔隙特征进行研究,对比上下部页岩孔隙发育特征的差异性。研究发现,下部气层有机碳含量高,孔隙类型以有机质孔为主,孔体积基本大于0.02 m L/g,BET比表面积基本大于20 m2/g;上部气层有机碳含量低,孔隙类型主要为微裂隙、黏土矿物孔,孔体积主要分布在0.016~0.02 m L/g,比表面积主要为12~20 m2/g。结合单井含气量测试结果,发现有机碳含量与含气量相关性最好,比表面积和孔隙度次之。以此为基础,开展上部气层含气性评价,认为(8)小层为上部气层含气性最佳层段,(6)和(7)小层次之,(9)小层最差。

四川盆地涪陵地区页岩岩石相标定方法与应用

利用地质、测井特征标志及特色岩石相,开展四川盆地涪陵地区水平井的页岩岩石相标定。根据岩性组合、炭质含量及硅质含量3大关键标志,将涪陵地区典型导眼井下志留统龙马溪组89m厚的大套页岩段划分为9种不同类型的岩石相。根据标志层、炭质染手和粉砂质纹层等地质特征标志,以及测井响应的异常值、测井形态类型、挖掘效应、假挖掘现象等测井特征标志,明确了1,3和6号岩石相为特色岩石相。通过水平井"水平段垂直投影法"及垂直投影后的测井信息等结果,并与典型导眼井的岩石相特征标志、特色岩石相进行对比,确定了水平井井轨迹穿行的岩石相顶、底边界,完成了不同类型的岩石相标定。依据岩石相与压裂试气产能的关系,寻找特高产、高产水平井的岩石相类型,发现1和3号富碳高硅岩石相具有高产潜力,明确1和3号岩石相为最佳岩石相。根据最佳岩石相原则,从地质角度建议水平井最佳井轨迹或靶窗着陆点宜在1号与3号最佳岩石相之间穿越。该方法已应用于四川盆地涪陵页岩气田,依据岩石相标定方法的产能预测与压裂试气结果的吻合率大于80%,它在反馈优化井轨迹和提高单井产能等方面具有很好的推广应用前景。

川东南涪陵地区长兴组层序地层及沉积相演化特征

在川东南涪陵地区长兴组沉积构造背景认识的基础上,以Vail的经典层序地层学和Cross的高分辨率层序地层学理论方法为指导,采用野外露头、岩心及测井等多种分析手段,通过对层序界面、相序、叠置结构、测井曲线等的综合识别分析,将川东南涪陵地区长兴组划分为2个三级层序。进一步研究了涪陵地区层序格架内长兴组沉积相垂向及平面上的分布情况,并在此基础上,从层序演化的角度研究了长兴组沉积时期礁滩体的分布情况。研究结果表明:长兴组下部三级层序海侵体系域(TST)时期涪陵地区礁滩体不发育,高水位体系域(HST)时期礁滩体较发育;上部三级层序沉积时期礁滩体均有发育,TST时期礁滩体的发育规模明显小于HST时期的礁滩体规模。

湖相页岩油气富集主控因素与勘探潜力--以四川盆地涪陵地区侏罗系为例

四川盆地东部涪陵地区泰页1井在中侏罗统凉高山组湖相页岩段测试获得日产气7.5×10^(4) m^(3)、日产油9.8 m^(3),油气试采效果好,实现了四川盆地侏罗系湖相页岩油气勘探的重大突破。为了进一步明确该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力、实现湖相页岩油气高效规模开发利用,利用泰页1井、涪页10井等重点井的钻探资料,分析了该地区湖相页岩油气成藏地质条件,探究了控制湖相页岩油气富集的主要因素,明确了该区侏罗系湖相页岩油气的勘探潜力和有利目标区带。研究结果表明:①该区侏罗系半深湖相优质页岩有机质丰度较高、孔隙度高、含气量高,是页岩油气富集的地质基础;②发育大型宽缓向斜、保存条件好、压力系数普遍大于1.2,是页岩油气富集高产的关键;③湖相页岩微裂缝发育,有利于页岩油气富集及后期的压裂改造。结论认为,涪陵地区凉高山组湖相页岩分布广、埋深适中,微裂缝发育,有机质热演化程度适中,页岩气资源量为1922×10^(8) m^(3)、页岩油资源量为2800×10^(4) t,页岩油气勘探的潜力较大,是该区下一步油气增储上产的重要领域。

四川盆地涪陵地区页岩酸压裂缝渗透率实验

体积压裂是实现页岩气商业开发的必要技术手段,但其增产机理和各种辅助增产措施的有效性需要进一步探索。通过页岩酸蚀裂缝渗透率测试实验,探究了碳酸盐矿物含量、酸液类型和浓度、支撑剂对页岩酸蚀剪切裂缝渗透率的影响,并借助CT扫描研究了页岩酸蚀前后的微观孔吼结构变化。结果表明:碳酸盐含量为2%的页岩采用11. 25%HCl+6. 75%HF的土酸配方可得到最佳酸蚀效果,碳酸盐含量为15%的页岩采用浓度为7. 5%左右的HCl酸蚀效果最佳。碳酸盐含量为25%的页岩采用2. 5%左右的HCl效果最佳;若页岩中钙质胶结的天然裂缝发育,应适当提高最优酸液浓度。页岩基质渗透率极低,如果储层中开启的天然裂缝或钙质充填裂缝不发育,即使是高浓度的酸液也不能将岩心驱透。该实验研究成果为页岩储层水力压裂的有效设计提供了更多有价值的信息。

四川盆地涪陵地区页岩气层构造特征与保存评价

四川盆地涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组含有丰富的页岩气资源,但该区经历了多期构造叠加作用,对页岩气保存条件造成了重要影响。系统研究了涪陵地区的构造特征和保存条件。该区发育北东向、北西向2组构造体系,主要形成于晚燕山期,受3套滑脱层系影响,纵向上变形特征存在差异性,可划分出3个构造形变层,中构造层变形相对强烈。将构造样式、断裂规模、剥蚀程度、裂缝密度作为构造变形的主要评价指标,可将涪陵地区平面上按构造变形分为东、西2带,西带构造变形较弱,保存条件较好。为进一步落实页岩气开发有利区,在"东西分带"认识的基础上,通过构造变形定量表征和地震预测,建立了一种涪陵地区保存条件量化评价方法。根据评价结果,在西带优选出3个有利目标区,在东带优选出2个有利目标区。

涪陵地区龙马溪组页岩储层特征及其发育主控因素

四川盆地涪陵地区下志留统龙马溪组发育一套富有机质泥页岩,勘探证实其为优质含气储层。为系统研究该套储层的微观孔隙结构特征,利用氩离子抛光扫描电镜等分析资料,根据不同地质成因,将该套储层的储集空间类型划分为孔隙、裂缝两大类,前者可细分为有机质孔隙和无机孔隙,后者可细分为组构选择性裂缝(页理缝)和非组构选择性裂缝(构造缝)。进一步借助于压汞、压汞—液氮吸附联合测定、纳米CT扫描等多种方法,全方位对页岩储层的微观孔隙结构特征进行了综合表征,并从沉积、成岩等角度剖析了页岩储层发育的主控因素。结果表明:1页岩储层的孔隙直径主要分布在24nm以下,以中孔为主,孔隙组合形态表现为四周开放的平行板状孔隙及细颈广口的墨水瓶形孔隙;2良好的沉积背景有利于有机质与页理的发育,有机质孔隙是该套页岩储层发育的主控因素;3后期埋藏—抬升过程中由于超压释放形成了大量的组构选择性裂缝(页理缝),一方面改善了页岩储层的储集能力,另一方面又控制着页岩储层的水平渗流能力。

四川盆地涪陵地区五峰—龙马溪组解吸气特征及影响因素分析

页岩气主要以吸附气和游离气的方式赋存在页岩中,通过对页岩气的解吸气特征及影响因素分析,可以更好地指导页岩气的勘探开发。通过对四川盆地涪陵地区五峰—龙马溪组页岩气的现场解吸实验,分析了解吸速率变化、解吸气量大小变化及碳同位素的差异性。解吸气量是指将岩心装入解吸仪之后一定时间范围内所解吸出的天然气数量,主体反映岩石中的吸附气数量及部分游离气量。通过与页岩自身品质的比较分析,解吸气量与总有机碳含量呈正相关的关系,与脆性矿物含量呈一定的正相关性;与黏土矿物中的伊蒙混层含量具有一定的正相关性,与伊利石的含量相关性不大,与绿泥石含量具备一定的负相关性。解吸气量与微孔的孔容具备一定正相关性,与介孔的孔容具备较好的正相关性,与大孔的孔容不具备相关性。

四川盆地涪陵地区龙马溪组页岩微观孔隙结构定性定量研究

四川盆地涪陵地区龙马溪组页岩的孔隙结构复杂,常规单一测试技术已不能准确表征页岩的微观孔隙。运用氩离子抛光扫描电镜、压汞—吸附联测、核磁共振分析等多种方法,研究了涪陵地区龙马溪组页岩多尺度微观孔隙结构。结果表明,焦石坝页岩以灰黑色—黑色泥质粉砂岩及粉砂质泥岩为主,页岩发育有机质孔隙、无机孔隙和微裂缝3种孔隙类型;页岩孔隙大小分布是多尺度的,主要是微孔和中孔,孔隙直径小于20 nm的占总孔隙80%以上。核磁共振分析定量研究表明,龙马溪组页岩主力层孔隙半径明显大于非主力层,纵向上随井深增加,孔隙分布峰值向右偏移,页岩孔隙半径增大;平面上,主力层页岩孔隙直径峰值大于2 nm、孔隙度大于3%、含水饱和度低于40%的区块,储层保存条件好。

四川盆地涪陵地区页岩储层压力预测及高压形成机制分析

地层压力是反映页岩气保存条件的重要指标之一,是影响页岩气产能的重要因素。涪陵页岩气田构造特征复杂,地层压力变化大,如何准确预测地层压力对页岩气勘探开发尤为重要。在对现有地层压力预测方法系统分析的基础上,将Eaton法作为涪陵页岩气田地层压力预测的首选方法,并结合涪陵地区地质特征,通过"纵向分段、平面分区、多井联合"的方式对正常压实趋势线的建立过程进行质控,以提高单井孔隙压力预测的精度,通过广义线性反演为核心的高精度地震层速度处理技术提高三维孔隙压力预测精度。此外,基于声波速度—密度交会图以及有机质演化特征、构造地质特征,对涪陵地区页岩层段的高压成因机制进行探索性研究,认为涪陵地区志留系页岩层段的压力异常是由欠压实、生烃作用和构造挤压3种机制共同作用的结果。

深层页岩气水平井“增净压、促缝网、保充填”压裂改造模式——以四川盆地东南部丁山地区为例

由于埋藏深、地质特征复杂,致使针对中浅层页岩气藏的压裂工艺不能完全满足四川盆地东南部丁山地区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层改造的需要。为此,将地质与工程研究紧密结合,优选页岩气"地质与工程双甜点"区,开展深层页岩气水平井压裂技术攻关研究,对以往仅适用于中浅层页岩气储层的压裂模式进行改进,并将改进后的压裂模式与工艺应用于丁山地区3口深层页岩气井。研究结果表明:①该区西北部深层页岩气储层具备地质、工程"双甜点"特性,天然裂缝、层理缝发育为压裂后复杂缝网的形成创造了有利条件;②基于"双甜点"区域,研究形成了"前置酸+胶液+滑溜水+胶液"混合压裂模式,采用高黏滑溜水以提高液体携砂能力及造缝效果、"控近扩远"压裂工艺以提高远井地带有效改造体积、超高压装置以提高施工排量和缝内净压力;③3口深层页岩气井经过储层改造后,增产效果显著,测试页岩气产量介于10.50×10~4～20.56×10~4 m^3/d。结论认为,改进后的压裂模式与工艺可以为该区深层页岩气储层改造提供技术途径,为深层页岩气勘探开发取得突破提供支持。