Для стимулирования масштабного и эффективного освоения мелкопластового сланцевого газа на примере сложной тектонической зоны юго-восточной окраины бассейна Сычуань была систематически изучена и проанализирована геологическая характеристика мелкопластового сланцевого газа, основные вызовы при эффективном разведке и разработке, стратегии решения задач и достигнутые результаты разведки. Теоретические исследования и практическая разведка показывают, что: ① мелкопластовой сланцевый газ подвергся более сильной тектонической перестройке, обладает тремя основными геологическими характеристиками: низким коэффициентом пластового давления (0,80~1,05), высоким содержанием адсорбированного газа (55%~80%) и значительным коэффициентом неоднородности напряжений (0,32~0,56), формирует три модели накопления: мелкопластовой моноклинный тип, обратный перевёрнутый с ограничением по разлому, и внешний антиклинальный тип вне бассейна; эффективная разведка и разработка сталкиваются с четырьмя основными вызовами: выбор лучших «сладких мест», быстрое и качественное освоение скважин, достаточная перестройка, снижение давления и отбор продукции; ② при глубинах 500~<2000 м образуется зона накопления адсорбированного газа в состоянии близкого насыщения, при снижении пластового давления до чувствительного окна десорбции (1,5~2,5 МПа) активируется эффективная десорбция адсорбированного газа; ③ главным контролирующим фактором накопления мелкопластового моноклинного типа являются падение слоев и глубина; учитывая пологость слоев и хорошую самозапечатывающую способность сланцев, разработана технология сверхдлинных горизонтальных скважин для повышения контролируемых запасов и дебита одной скважины; суточный дебит одной скважины в наклонной зоне Наньчуан варьируется от (4,1~22,1)×10⁴ м³, что обеспечивает общий уровень подтверждённого и эффективного извлечения; ④ главным контролирующим фактором накопления по типу нижней плите по разлому (далее – нижняя плита) являются стадии активности разломов и их герметичность; учитывая развитие многофазных трещин и средние напряжения, разработана технология гидроразрыва «многообразные кластеры + ограниченный перфорационный расход + повышенный дебит», которая увеличивает сложность искусственной сети трещин; суточный дебит одной скважины в зоне нижней плиты Даочжэнь составляет (4,5~13,0)×10⁴ м³, что преодолевает коммерческий поток газа сланцевого газа низкого давления вне бассейна; ⑤ главным контролирующим фактором накопления внешнего антиклинального типа являются пластовое давление и температура; учитывая высокую долю адсорбированного газа и слабую способность к самовыделению после давления, сформирована технология добычи «практически нулевого давления», которая способствует десорбции и самовыделению адсорбированного газа; суточный дебит одной скважины антиклинальной зоны Лаочанпинь увеличен с 0,7×10⁴ м³ до 4,5×10⁴ м³, реализуя производство с самовыделением адсорбированного газа; ⑥ соблюдая концепцию развития с низкими затратами и высоким качеством, разработана высокая скорость и качественная технология бурения и освоения скважин, основанная на «вторичной структуре + направленном каротажном контроле при бурении (LWD) + водной системе буровых растворов»; интегрирована эффективная гидроразрывная технология, включающая «повышение дебита и чистого давления + высокую прочность и высокий песчаный индекс + многоступенчатую комбинированную временную пробку», с заметным улучшением производства, снижением затрат и ростом эффективности. Благодаря теории и инновационной практике интегрированной геолого-технической работы достигнут прорыв в разведке мелкопластового сланцевого газа вне бассейна Юго-Восточного Чунцина и его эффективном освоении, обеспечен теоретический фундамент и практический опыт для разработки мелкопластового сланцевого газа в сложных тектонических зонах.

мелкопластовой сланцевый газ;интегрированная геолого-техническая работа;практика разведки;группа Уфэн — группа Лунмаши;сложная структурная зона;регион Юго-Восточного Чунцина;бассейн Сычуань