四川盆地南部地区 (简称 “川南地区”) 海相页岩气资源潜力巨大, 目前埋深 2 000~ 3 500 m 的中浅层优质页岩气资源已实现有效开发, 埋深 3 500~ 4 500 m 的深层页岩气也取得了战略突破. 通过系统总结川南地区下志留统龙马溪组页岩气勘探地质认识, 重点分析了川南地区页岩气高产的关键因素, 提出了下一步的勘探方向. 研究表明: ① 海相陆棚沉积环境水体相对深度控制储集层发育和分布. 深水陆棚的相对深水区发育 Ⅰ 类储集层且连续厚度更大. 海相陆棚沉积环境水体相对深度可以用氧化还原条件来确定, 铀, 钍质量比大于 1.25 时为缺氧还原环境, 水体为相对深水区. 铀, 钍质量比为 0.75~ 1.25 时为弱还原弱氧化环境半深水; 铀, 钍质量比小于 0.75 时为强氧化环境相对浅水. ② 页岩储集层压裂改造支撑缝高一般为 10~ 12 m, 若 Ⅰ 类储集层连续厚度大于 10 m, 支撑段则均为优质储量, 钻遇 Ⅰ 类储集层连续厚度越长, 产量越高. ③ 川南地区 3 500~ 4 500 m 深层页岩气具有地层压力大, 压力系数高, 孔隙保存好, 孔隙结构优以及游离气占比大的特征, 是页岩气勘探最有利的新领域, 压力系数大于 1.2 是页岩气井获得高产的必要条件. ④ 深层页岩气建产区高产井模式为龙一 1 1—龙一 1 3 小层厚度大于 10 m 区域, 水平段长 1 500 m, Ⅰ 类储集层钻遇率超过 90%, 应采用密切割+ 高强度加砂+ 大排量+ 大液量的主体工艺技术. ⑤ 深水陆棚内相对深水区与 3 500~ 4 500 m 埋深区域在川南地区表现出较好的重合, 重叠区域是今后川南地区页岩气最有利的勘探开发区带. 通过理论技术进步, 川南地区页岩气有望实现年产 450× 108 m3 的目标. 图 16 表 5 参 32