页岩是指由黏土和极细粒矿物堆积并固化形成的岩石，多沉积于无波浪扰动的海洋、湖泊等稳定环境，一般含丰富有机物，是生油气母岩[1]。页岩气以游离和吸附方式存在于页岩微纳米级孔隙，需要人工改造才能释放出工业性天然气，故页岩气藏又称“人工气藏”，具有初期产量较高、衰减快、后期低产、时间较长的特点[2-3]。随着页岩气工业技术水平的不断进步，美国页岩气产量大幅提升，产量从2005年的204×108m3增长到2018年的6072×108m3，占天然气总产量的71%，年增长率为20%。美国依靠“页岩气革命”，预计将在2022年实现能源独立。以页岩气为代表的非常规油气资源的成功开发，标志着油气工业理论和技术的重大突破和创新，极大地拓展了油气勘探开发的资源领域。
近年来，中国页岩气勘探开发取得重大突破，成为北美之外第一个实现规模化商业开发的国家[4]。加快页岩气勘探开发，提高天然气在一次能源消费中的比重，是加快建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系的必由之路，也是化解环境约束、改善大气质量、实现绿色低碳发展的有效途径。中国目前已在上扬子区五峰组—龙马溪组4个“甜点区”建成涪陵、长宁—威远等千亿立方米级的海相页岩大气田，2018年产量达到108×108m3，但仅占天然气总产量的6.8%，远低于美国页岩气在天然气总产量中的比重。目前除了3500m以浅海相页岩气资源得到了有效动用外，中国在海相深层、陆相、海陆过渡相等页岩层系中存在巨量资源，随着页岩气勘探开发理论技术配套成熟，未来中国页岩气产量将会大幅攀升。本文通过科学梳理中国页岩气近10年来在勘探、开发、工程等理论技术领域取得的新进展和新思路，系统总结勘探理论认识和开发关键技术，剖析中国页岩气实现商业开发的成功经验，并进行发展前景的预测，为中国页岩气未来大规模发展提供有益借鉴。
1 中国页岩气勘探开发现状 1.1 资源潜力中国页岩气资源总量大，但基于评价方法和认识的不同，各家研究机构的资源评价预测结果有较大的出入。根据中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）第四次最新资源评价结果，中国陆上页岩气可采资源量为12.85×1012m3，其中，海相页岩气可采资源量为8.82×1012m3，占比为69%；海陆过渡相页岩气可采资源量为2.37×1012m3，占比为18%；陆相页岩气可采资源量为1.66×1012m3，占比为13%。
与北美海相页岩气相比，中国页岩气形成的资源基础具有多样性。中国陆上沉积盆地内广泛发育海相、海陆过渡相及陆相3种类型的富有机质页岩(表 1）[5-7]。其中，海相富有机质页岩主要沉积于早古生代，主要分布在四川盆地周缘等广大南方地区及塔里木盆地、羌塘盆地等西部地区，总面积为（60~90）× 104km2；海陆过渡相页岩沉积于石炭纪—二叠纪，主要分布于华北及南方地区，面积约为（15~20）× 104km2；陆相富有机质页岩沉积于中—新生代，主要分布于东部松辽盆地、渤海湾盆地及中部的鄂尔多斯盆地等，面积约为（20~25）×104km2。仅四川盆地及周缘就发育了6套海相、海陆过渡相及陆相页岩地层，自下而上分别为震旦系陡山沱组滨浅海页岩、寒武系筇竹寺组深水陆棚页岩、奥陶系五峰组—志留系龙马溪组深水陆棚页岩、二叠系龙潭组海陆过渡相页岩、三叠系须家河组湖泊—沼泽相页岩及侏罗系自流井组滨浅湖相页岩。
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表 1 中国3类富有机质页岩气藏特征简表[7] Table 1 Characteristics of three types of organic rich-shale gas reservoirs in China[7] |
中国海相页岩形成时代老，平面上分布稳定，优质页岩连续厚度大，有机碳含量高，以Ⅰ型干酪根为主，Ⅱ1型干酪根为辅，热演化程度较高，有机质Ro通常高于2.0%，以原油裂解生气为主，有机质孔的发育为气体的赋存提供了大量的储集空间，脆性矿物含量高，可压裂性好，黏土矿物以伊利石为主，成岩演化程度高，页岩气成藏条件优越[1]。目前四川盆地及其周缘五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发已取得重大突破，形成了工业产能。
与海相页岩相比，中国海陆过渡相页岩及陆相页岩成藏条件和潜力相对较差。海陆过渡相页岩干酪根类型以Ⅱ2—Ⅲ型为主，有机质Ro为1.0%~2.5%，以干酪根热解气为主，普遍处于生气高峰。纵向上多层分散分布，含砂岩夹层，平面上横向变化大，有机质孔发育程度低，这些因素都制约了海陆过渡相页岩气的成藏和有效开发。在海陆过渡相页岩的前期勘探评价中，应优选埋深适中、连续厚度较大、构造稳定、气体保存条件较好的区块作为有利区。目前中国海陆过渡相页岩总体处于勘探评价阶段，近期在鄂尔多斯盆地东部大宁—吉县区块取得了重要发现，个别探井见工业气流，显示具备良好的开发前景。陆相富有机质页岩形成时间较晚，页岩总厚度较大，集中段相对发育，是中国陆上大型产油区的主力烃源岩。陆相页岩干酪根为Ⅰ—Ⅱ2型，有机质热演化程度较低，普遍处于生油阶段，有机质孔不发育，页岩储集空间有限，黏土矿物含量较高，储层可压裂性差，且陆相沉积受高频旋回的控制，岩性变化较快，页岩层系连续性较差[8]，这些特点都加大了陆相页岩气勘探开发的难度。目前仅在四川盆地下侏罗统[9-10]和鄂尔多斯盆地南部三叠系延长组[11]陆相页岩获得了工业气流，资源前景存在较大不确定性。
1.2 勘探开发历程中国页岩气勘探起步相对较晚，自2005年开始，国土资源部油气资源战略咨询中心联合国内石油公司和高等院校开展了规模性的页岩气前期资源潜力研究和选区评价工作，根据中国海相页岩气的勘探开发历程，可以将其划分为4个阶段。
1.2.1 评层选区阶段（2007—2009年）2007年，中国石油与美国新田石油公司合作，开展了威远地区寒武系筇竹寺组页岩气资源潜力评价与开发可行性研究。2008年，中国石油勘探开发研究院在川南长宁构造志留系龙马溪组露头区钻探了中国第一口页岩气地质评价浅井——长芯1井。2009年，国土资源部启动了“全国页岩气资源潜力调查评价与有利区优选”项目，对中国陆上页岩气资源潜力进行系统评价[12]。与此同时，中国石油与壳牌石油公司在富顺—永川地区开展了中国第一个页岩气国际合作勘探开发项目。
1.2.2 先导试验阶段（2010—2013年）2010年开始，中国页岩气勘探开发陆续获得单井突破。2010年4月，中国石油在威远地区完钻中国第1口页岩气评价井——威201井，压裂获得了工业性页岩气流[7, 13]。2011年国土资源部正式将页岩气列为中国第172种矿产，按独立矿种进行管理。2012年4月，中国石油在长宁地区钻获第一口具有商业价值页岩气井——宁201-H1井，该井测试获得日产气15×104m3 [4]，实现了中国页岩气商业性开发的突破。2012年11月28日，中国石油化工股份有限公司（以下简称中国石化）在川东南焦石坝地区完钻的焦页1HF井在五峰组—龙马溪组获得页岩气测试产量20.3×104m3，正式宣告了涪陵页岩气田的发现[14-15]。
1.2.3 示范区建设阶段（2014—2016年）2014年开始，中国页岩气产量呈现阶梯式快速增长的态势，2014年中国页岩气产量跃升至13.1×108m3，2015年产量为45.4×108m3，2016年产量为78.9×108m3。2014年中国石化焦石坝区块提交中国首个页岩气探明地质储量1067.5×108m3，实现了中国页岩气探明储量零的突破[10]。2015年在威远W202井区、长宁N201—黄金坝YS108井区及涪陵页岩气田累计提交探明页岩气地质储量5441.3×108m3[16]。中国石油西南油气田公司建成第一个日产气量超百万立方米的页岩气平台——CNH6平台，在四川盆地及其周缘逐渐形成了涪陵、长宁、威远和昭通4个国家级海相页岩气开发示范区，页岩气探明储量及产量逐年增长迅速[17]。
1.2.4 工业化开采阶段（2017年至今）2017年，涪陵页岩气田如期建成百亿立方米产能，相当于建成千万吨级的大油田，2017年全年产量超过60×108m3。同年，中国石油西南油气田公司CNH10-3井单井页岩气产量突破1×108m3，中国石油全年页岩气产量超过30×108m3。2017年全年中国页岩气产量超过加拿大（52.1×108m3），成为世界第二大页岩气生产国。截至2018年底，累计完钻井数898口，提交探明页岩气地质储量超过1×1012m3，2018年全年页岩气产量超过108×108m3。
2 中国页岩气勘探理论及地质认识 2.1 有机质孔形成与天然气解析机理随着实验测试技术的不断发展，国内外学者在富有机质页岩中发现大量的有机质孔[18-19]。这是页岩气的重要储集空间，并借助纳米CT、氩离子抛光扫描电镜、气体吸附仪等先进测试分析仪器，实现了页岩储层纳米级孔隙结构的定性描述和定量表征[20-21]。有机质孔通常都是次生孔隙，原生有机质中的孔隙很难在沉积成岩过程中保存下来。次生有机质孔又可以分为两种成因，一是干酪根生烃过程中转化为流体而形成的次生孔隙[22-24]，二是在过成熟阶段残留的沥青裂解形成的有机质孔。有机质孔的发育与有机质的显微组分及成熟度存在一定相关性[25]。有机质孔在Ⅰ型和Ⅱ型干酪根中较为发育，在Ⅲ型干酪根中很少发育[18, 26]，腐泥组作为母质的有机质生烃潜力最大，是有机质孔发育的有利条件，中国海相页岩和陆相页岩以Ⅰ型和Ⅱ型干酪根为主，生烃潜力较大，在成熟度达到一定程度时有机质孔广泛发育；海陆过渡相页岩以Ⅱ2—Ⅲ型干酪根为主，生烃潜力有限，有机质孔发育有限，主要以粒内溶蚀孔、粒间微孔为主[27]。
成熟度是影响页岩有机质孔发育的关键因素，国内外大量研究表明[28-31]，有机质孔在有机质成熟度达到一定程度时开始形成，然后随着有机质成熟度的升高，有机质孔数量增多，且在过成熟阶段存在二次裂解，有机质孔继续增加，当成熟度达到一定上限后，成熟度过高导致生烃衰竭，有机质发生炭化，有机质孔被充填，孔隙体积大幅度减小（图 1）。
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图 1 海相富有机质页岩有机质孔发育与成熟度关系 Fig. 1 Relation between organic pore volume and maturity in marine organic-rich shale |
页岩气主体由游离气和吸附气组成，吸附气主要吸附在有机质和黏土矿物的表面。大量实验结果表明[32]，在高成熟度海相富有机质页岩中，随着有机碳含量的增大，页岩吸附能力增强，有机碳含量是影响页岩吸附能力的最主要因素。中国南方海相页岩气开发实践表明，川南页岩气中游离气比例约为70%，吸附气比例为30%[33]。在页岩气开发早期，人工裂缝沟通的孔隙和天然裂缝中的游离气最先被开采出来，游离气占主导；随着地层压力的降低，当达到临界解吸压力时，吸附气开始大量解吸，产气比重逐渐增加，但由于解吸过程相对缓慢，可以一定程度上弥补气井产量递减。
2.2 有机质“接力成气”与页岩气最佳勘探窗口赵文智等于2005年提出了有机质“接力成气”模式，其内涵是指成气过程中生气母质的转换和生气时机与贡献的交替[34]。生气母质的转换是指干酪根降解生气和液态烃裂解生气两者的转换，干酪根降解形成的液态烃一部分排出烃源岩，形成常规油藏；另一部分液态烃呈分散状仍滞留在烃源岩内，在高—过成熟阶段发生热裂解，烃源岩仍具有较好的生气潜力（图 2）。常规油气勘探阶段，Ro介于0.6%~1.6%被视为最佳勘探窗口，当Ro > 1.6%之后，视为此时有机质已经耗尽生烃能力。排烃效率模拟实验表明[35]，一般烃源岩的排烃效率在40%~60%，说明仍然有40%~60%的液态烃滞留在烃源岩中，成为天然气规模成藏的有效气源灶，当有机质达到高—过成熟阶段之后，滞留烃数量又急剧减小，发生二次裂解和排烃。有机质“接力成气”模式虽然关注的是滞留烃裂解气源外成藏，与页岩气自生自储的源内成藏有一定的差异性，但是“接力成气”的理论能够很好地解释中国南方海相页岩高—过成熟阶段高含气性的原因，强调了烃源岩内部滞留烃裂解生气的重要性，指明了页岩气勘探的最佳成熟度窗口Ro为1.35%~3.5%。
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图 2 有机质生烃模式 Fig. 2 Hydrocarbon generation models |
与常规油气圈闭聚集理论不同，非常规油气强调连续性油气聚集[33, 35]。页岩气属于典型的连续性油气聚集成藏，其大范围连续分布于盆地中心和斜坡区的页岩地层中（图 3），源储共生，没有明显的圈闭界限，突破了常规油气“藏”的概念，勘探战略转向“甜点”。对于页岩气勘探来说，“甜点”平面上是指具有工业开采价值的非常规油气高产富集“甜点区”；剖面上是指富有机质黑色页岩层段内，经过人工改造可形成工业价值的页岩气高产“甜点段”。川南五峰组—龙马溪组海相页岩气勘探开发实践表明，工业性页岩气资源形成需满足以下条件：①含气量高，通常含气量要求大于3m3/t，以保证页岩气藏有较好的物质基础；②孔隙度高，高产区孔隙度大于4%，且孔隙类型以有机质孔为主；③高TOC集中段连续厚度大，优质页岩段有机碳含量普遍大于4%，集中段厚度通常大于15m；④分布面积大，大于100~130km2，足够的面积和连续厚度是工业性页岩气的资源基础；⑤热演化程度适中，以Ro为2.0%~3.0%最佳，此时处于液态烃裂解生气最佳窗口内；⑥埋藏深度适中，一般介于2000~4500m；⑦保存条件好，自身具有良好的顶底板保存条件，且不发育大的断裂构造，地层超压，压力系数通常大于1.2；⑧可压裂性好，包括储层脆性高、水平地应力差值小等，使得页岩地层能够得到充分改造，从而获得高产。
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图 3 非常规油气与常规油气剖面分布示意图 Fig. 3 Schematic profile of unconventional and conventional hydrocarbons distribution |
在近10年来的页岩气勘探开发过程中，中国形成了埋深3500m以浅的页岩气六大开发主体技术系列（图 4），掌握了储层特点及生产规律，提高了单井产量，有效控制了开发成本。
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图 4 中国页岩气开发主体技术 Fig. 4 Major technologies for shale gas development in China |
在勘探评价阶段，提前开展气藏精细描述工作，创新形成了多期构造演化、高—过成熟页岩气地质综合评价技术。通过开发小层划分、岩心纹层刻画、高精度地球物理预测和沉积相成因分析等手段，形成了页岩储层描述的理论基础。主要内容包括：①测井与岩心分析相结合，明确了龙马溪组海相页岩的地层结构；②地球化学和古生物分析相结合，明确了海相深水陆棚沉积环境下优质页岩储层的大甜点分布特征；③综合分析地质因素与工程因素，构建了优质页岩储层表征关键参数。
目前形成了以复杂山地页岩气地震采集处理及系列参数解释技术、水平井存储式测井系列设备及评价技术、主力开发小层划分技术为主体的地质综合评价技术。将开发层段研究尺度从几十米精细到几米，优质靶体位置明确为龙马溪组龙一11小层，同时建立以综合分类系数（联合地质指标和工程指标以整体反映页岩气井生产能力[36]）为评价标准的页岩气井综合分类标准（表 2），以及以动态储量为标定的地质储量计算方法。地质综合评价技术为页岩气地质工程“甜点区”优选和有效开发提供了地质依据。
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表 2 中国南方海相页岩气井综合分类标准[36] Table 2 Comprehensive classification criteria for marine shale gas wells in southern China [36] |
在页岩气开发的不同阶段面临着不同的开发优化问题：钻井阶段优化水平井箱体层位（即靶体位置优化）、完井阶段优化完井压裂方案（即水平段及压裂参数优化）、开发部署阶段优化水平井井距（即巷道间距优化）、投产阶段优化单井生产制度。
（1）水平井靶体位置是水平井获得高产的重要地质保证。开发实践表明，水平井开发效果（初始产量及累计产量）与优质储层钻遇长度相关性高，五峰组上部—龙一13小层是优质导向窗口，其中长宁地区水平井测试产量与龙一11+龙一12小层钻遇长度相关度高，威远地区水平井测试产量与龙一11小层钻遇长度相关度高[37]。
（2）水平井压裂参数是水平井获得高产的重要工程保证。水平井产液剖面显示无产能贡献的射孔簇平均占比为45%，无产能贡献的压裂级占比超过20%[38]。综合考虑储层品质和完井品质，结合地质条件和压裂施工条件限制，将储层物性和完井参数相近的层段划分为同一压裂段并优选射孔位置以降低压裂段内应力差异，打破“几何完井”设计方法的盲目性，最大程度增加储层压裂设计的均匀性和有效性。
（3）水平井井距是提高气藏储量动用程度的关键。截至2018年6月，美国所有水平井的水平段平均长度为1370m，平均井距约为315m。川南页岩气形成了以生产干扰和压裂干扰为判别技术的开发井距优化技术，长宁、威远、昭通等井区开发井距从最初的400~500m逐步缩小至目前的300m，井间储量得到有效动用，区块采出程度从25%提高至35%左右[39]。
（4）单井生产制度是气井EUR最大化的保障。2010年以前，美国Haynesville页岩气田基本采用大油嘴生产，2010年后考虑到该地区地层压力较高、应力敏感性显著，逐渐转变为控压限产方式。长宁—威远、昭通等页岩气示范区的地质条件与Haynesville相似，经过几年的现场试验后也开始推广使用控压限产的生产方式。大量开发实践证明，控压生产较放压生产可普遍提高28%的单井EUR[40-41]。
3.3 水平井优快钻井技术经过多年页岩气钻采工程现场试验，通过优化钻井液性能、钻井参数和钻具组合，缩短钻井周期，提高机械钻速，中国基本形成了3500m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩气水平井优快钻井技术[42-43]。通过不断技术优化，形成了成熟的配套技术（表 3），包括：井身结构优化、直井段高效马达+个性化PDC钻头、造斜段和水平段旋转导向精确控制井眼轨迹等。
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表 3 钻井优化前后关键工艺及参数对比 Table 3 Comparison of key technologies and parameters before and after drilling optimization |
中国石化涪陵页岩气田焦页22-S1HF井创造了2536m的国内超长水平段“一趟钻”最长的钻井纪录，为2000m以上超长水平段页岩气开发积累了经验。同时“高性能水基钻井液”的成功试验，进一步降低了钻井周期和环保风险，长宁区块单井平均钻井周期由139天缩短至69天，最短为27.6天，水平段最长达到2810m。海相页岩气钻井经验表明，为了获得高产井，应保证水平段龙一11小层有利储层的钻遇率、控制优质井眼轨迹、确保优质的井身质量，同时要实现快速钻井。近两年来，中国页岩气在3500m以深主体钻井工艺也取得技术突破，钻井周期由210天下降至120天，Ⅰ类储层钻遇率由50%提高到90%以上。
3.4 水平井体积压裂技术对页岩储层而言，气井无自然产能或自然产能极低，需要经过大规模压裂改造后才能有效投产，形成“人工气藏”。随着水平段长度的增加，相应的压裂强度不断增加，通过增加压裂级数、减小段间距、增加压裂簇数、提高支撑剂浓度、暂堵转向、加砂压裂和提高压裂液用量等一系列技术措施，可以有效增加储层改造强度，实现“超级缝网”，进而提高单井产能。
经过持续攻关试验，中国自主研发的体积压裂技术、工具已成熟配套，并实现了规模化应用，成为低成本开发的关键技术之一[44]。目前形成以“大排量低黏滑溜水+低密度高强度支撑剂+可溶桥塞+拉链式压裂模式”和“密切割分段分簇+高强度加砂+暂堵转向（多级）压裂”为主的3500m以浅的水平井体积压裂装备及工艺技术，“千方砂、万方液”的大规模体积压裂已经成为中国页岩气体积改造的标志。针对深层页岩高应力差、高闭合应力特征，初步形成了“低黏滑溜水、大液量高排量泵注+大粒径支撑剂、高强度加砂”的主体压裂工艺，实现了复杂缝网体积压裂。当前，分段更短、簇数更多、加砂强度更大的新一代改造技术正在川南页岩气开发区内积极推广应用，未来有信心将单井EUR提高到（1.5~2.0）×108m3。
3.5 工厂化作业技术水平井+多级压裂的开发模式广泛应用于页岩气开采。通过改变压裂模式和优化压裂参数，在地层内产生一定的诱导应力，促使地应力大小和方向发生变化，从而大幅度提高网络裂缝复杂程度、增加气藏的增产改造体积[45]。中国通过引进、消化吸收、再创新的方式，逐渐形成了适用于复杂山地海相页岩气开发的“井工厂”作业模式：双钻井作业、批量化钻井、拉链式压裂、统一供水供电，完全实现了钻井压裂“工厂化布置、批量化实施、流水线作业”和“资源共享、重复利用、提高效率、降低成本”的目标。通过加强对各技术环节的把控，提高了施工效率，降低了单井投资，采用页岩气水平井组“工厂化”作业技术，形成了川南页岩气工厂化技术指标体系，设备安装时间减少70%，压裂作业效率提高50%，钻井作业效率提高50%以上，钻井液、压裂液回用率均达85%。
3.6 高效清洁开采技术形成了以“标准化设计技术+组合式橇装技术+数据采集与数据集成技术+实时监测与远程控制技术+协同分析与辅助决策技术”为主体的地面采输与数字化气田建设技术，达到了工厂化预制、模块化安装、快建快投、重复利用的目的，实现了平台无人值守、井区集中管控、远程支持协作。井均地面投资由1200万元降至700万元以内，信息化覆盖率超过90%，操作成本控制在220元/103m3。形成了以“土地保护技术+地下水保护技术+地表水保护技术+重复利用技术”为主体的清洁开采技术，实现了井下无窜漏、钻井压裂废弃物无害化处理、压裂返排液回收重复利用，减少了土地占用率，有效保护环境。实施后减少土地占用70%以上，压裂返排液重复利用率达85%以上，废弃物无害化处理率达100%，地表、地下水质监测未发现异常。
4 页岩气商业开发成功经验中国已经落实了页岩气资源基础，证明具有商业开发价值，经过多年的勘探开发实践，页岩气实现了从无效资源向单井有效产量的技术跨越，中国海相页岩气已逐步进入精细化开发阶段，既要产量也要效益[46-49]。通过系统总结页岩气井高产的地质和工程主控因素，将页岩气实现商业开发的经验总结为以下4条。
4.1 水平井靶体层位优选受制于川南海相页岩特殊的地质和工程条件，靶体位置不仅决定着资源基础，也影响钻井压裂质量。由于四川盆地五峰组—龙马溪组海相页岩水平层理发育，限制了压裂裂缝高度的延伸，即使加大加砂强度及施工排量也无法实现对整个优质页岩段的充分改造[50-51]，只有选准靶体才能保证井筒附近层位得到充分改造。
以长宁—威远页岩气示范区为例，中国石油不断探索水平井箱体位置，最终获得了优化的靶体层位。在第一轮开发过程中水平井靶体位于龙一1亚段下部，距页岩底部较远，产能建设实施效果一般，长宁、威远井均测试日产气量分别为10.9×104m3和11.6×104m3，井均EUR分别为0.53×108m3和0.41×108m3；第二+三轮实施过程中，通过优选纵向上地质甜点和工程甜点，将水平井靶体下沉至五峰组—龙一11层，产能建设效果明显好于第一轮，测试日产量、井均EUR均有所提高（图 5）。
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图 5 长宁201井区水平井靶体层位与测试产量关系图[37] Fig. 5 Relation between formation of target section and test production of horizontal wells in the Changning 201 well block [37] |
在确定最优靶体层位基础上，通过优化开发技术获得合理的压裂设计参数（压裂段数、射孔簇数、段间距、簇间距等）、压裂工艺参数（压裂液类型、支撑剂类型及参数、施工排量、加砂浓度等），进而使用“优快钻井+高效体积压裂”技术实施最优设计方案，切实发挥技术组合优势，起到“1+1 > 2”的协同效应。
中国页岩气开发经验表明，“长水平井+超级压裂”工程技术直接推动了页岩气增产增效[52-53]。长宁和焦石坝钻井实施效果证实，优快钻井技术能保证水平井按设计轨迹方位、方向钻进，在提高Ⅰ类储层钻遇长度的同时可提高井筒完整性，这是提高单井产能和EUR的基础（图 6）。高效体积改造技术既能增加缝网产能，也能降低套变、压窜风险。
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图 6 页岩气水平段长度与单井EUR关系图 Fig. 6 Relation between horizontal section length and single-well EUR |
采用地质工程一体化研究、一体化设计、一体化实施，在作业公司全面推广精细化管理模式，消除组织上的工作障碍和技术上的人为切割，确保“定好井、钻好井、压好井、管好井”，实现储量整体动用，优化综合开发效益[53-55]。在地质工程一体化平台下对地下资源进行全生命周期的仿真模拟（图 7），通过使用三维地质建模、地质力学模拟和复杂缝网模拟打造“透明”页岩气藏，通过井位部署设计、钻井工艺设计、压裂工艺设计实现三维空间优化部署和设计，通过轨迹精确控制、压裂实时调整、生产动态管理获得最大的单井EUR。在一体化研究模式中，不同技术环节中的数据信息融合是关键，进一步利用大数据、云平台等先进信息技术，建立页岩气勘探开发关键数据库，打破“数据孤岛”，强化地质工程一体化研究[56-57]。
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图 7 地质工程一体化工作流程图 Fig. 7 Workflow of geology and engineering integration for shale gas development |
长宁区块在第三轮方案实施过程中全面推进地质工程一体化技术，页岩气井Ⅰ类储层钻遇率、井筒完整性、体积改造效果显著提升，单井产量、EUR大幅度提高，奠定了未来大规模建产的基础。同时通过构建页岩气全生命周期的数据湖和知识库系统平台，基于平台规则来甄选地质工程数据，实现多专业数据高效连通和参数交互优化，促进了一体化的项目组织和管理框架[37]。
4.4 先进生产组织管理模式中国页岩气上产的资源基础是落实的，但每年页岩气上产工作量大，参与单位多，保障工程施工质量、控降成本与组织难度大，须精心运筹。目前页岩气开发有企业自营、国内合资、风险作业、对外合作等多种经营模式、十几个主体参与，涉及管理部门和参与单位多，高效协调和有序组织难度较大[17]。同时企地关系、地质灾害等非资源因素存在较大不确定性，也影响上产进度。
中国石油建立了“总部领导小组、前线指挥部、地方油公司+工程服务公司”的三级管理体制，采取“国际合作、国内合作、风险作业、自营开发”4种生产作业机制，推广应用“井位部署平台化、钻井压裂工厂化、采输作业橇装化、工程服务市场化、生产管理数字化、组织管理一体化”的“六化”管理模式，支撑川南页岩气大规模快速建产。通过整合各方资源和优势，提速、提质、提效页岩气开发，形成了成熟的管理组织模式，包括：①稳定队伍，实现最佳学习曲线；②甲乙方通力合作，实施统一计价方法、统一激励措施、统一资源配置的“三统一”降本增效配套措施，共同控降成本；③建立良好的企地关系与利益共享的机制，积极争取政府财政政策支持，合理劈分国家、公司、资源地三者利益，为页岩气开发创造良好的社会环境。
5 发展前景及展望 5.1 页岩气资源的现实性与资源基础四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组超压海相页岩气，埋深4500m以浅面积约为3.09× 104km2，可采资源量约为3.78×1012m3（表 4）。中国石油在川南地区5个区块埋深4500m以浅可工作面积为1.83×104km2，可采资源量达到1.9×1012m3，因此四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组海相页岩气是目前持续上产的最现实领域。
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表 4 四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气资源评价结果 Table 4 Evaluation results of shale gas resources of the Wufeng-Longmaxi Formations in the Sichuan Basin and its peripheral areas |
四川盆地及周缘寒武系筇竹寺组海相页岩同属于深水陆棚沉积环境，埋深4500m以浅面积为1.1×104km2，可采资源量为0.8×1012m3，与龙马溪组相比，筇竹寺组海相页岩物性和含气性略差，地质品质与工程品质较差（表 5），是未来重要的接替领域。
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表 5 四川盆地及周缘龙马溪组与筇竹寺组页岩基础参数对比 Table 5 Comparison of basic parameters between shale in the Longmaxi Formation and in the Qiongzhusi Formation in Sichuan Basin and its peripheral areas |
四川盆地侏罗系、上二叠统龙潭组及鄂尔多斯盆地本溪组—太原组等中国非海相页岩气（包括海陆过渡相、陆相），可采资源量为4.39×1012m3（表 6）。与海相页岩相比，海陆过渡相、陆相页岩孔隙度低（0.5%~3%）、脆性矿物含量低（石英含量10%~30%）、储层横向不连续，单井测试日产量仅为数万立方米，目前尚不能有效开发，但随着未来勘探开发技术进步，海陆过渡相、陆相页岩是潜在开发领域。
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表 6 中国非海相页岩气可采资源量统计表 Table 6 Statistics of non-marine shale gas recoverable resources in China |
受消费需求驱动，中国天然气产量将持续快速增长，大力发展天然气是消费需求增长和能源结构转型的客观需求。页岩气资源潜力较大，是天然气倍增发展的生力军，未来将保持高峰增长态势，其对整个天然气产业链意义非常重大，是未来高质量发展的重中之重。
海相页岩气是未来中国页岩气上产的主体，目前已经形成商业化开发。其中，3500m以浅主体开发技术配套成熟，单井综合投资不断降低，具备快速上产的基础和条件；3500~4000m开发技术逐渐成熟，4000~4500m关键技术不断攻关，深层海相页岩气未来产量增长可期，其形成产能将主要用以弥补产量递减。按照“向烃源岩要产量”的思路，近期在非海相页岩气区块部署的几口评价井有望获得突破，未来也将具备一定的开发潜力。
需要强调的是，中国页岩气发展也面临着诸多现实挑战。四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组页岩气井初期采用“几何均匀压裂、面积均匀布井、全程放压生产”的开发策略，忽视了井间地质品质和工程品质的差异性，导致1/3以上压裂段无产能贡献、大量储量难以动用，区块整体采收率仅有20%左右。相对于美国，中国页岩气开发井距较小，在不同批次水平井压裂投产过程中，井间压窜现象普遍存在，新井、老井开发效果均受严重影响，EUR损失在25%以上。而且未来随着深层海相、非海相页岩气资源的进一步动用，储量品位更低、地下条件更复杂，现场工作量和开发效益将是页岩气发展的主要受限点。只有聚焦关键技术创新、探索“一井一藏”精细化开发模式、加强未动用储量和尾矿利用的政策支持、走低成本之路，中国页岩气未来方可持续。
6 结论及建议经过近10年的科技攻关和勘探开发实践，中国在页岩气地质评价、开发评价、水平井钻完井、体积压裂及清洁开采等不同技术领域取得长足进步，积累了宝贵经验，形成了一套适用于3500m以浅的海相页岩气勘探开发理论体系和技术装备。以五峰组—龙马溪组为代表的海相页岩气已经实现商业性开发，深层海相及非海相页岩气领域也不断取得突破，探明储量、年产量逐年增加，为未来形成更大产量规模提供了坚实的资源基础和技术保障。
页岩气勘探开发过程中多学科、多专业相互支撑、相互配合，实行一体化研究、一体化实施、一体化管理，是页岩气未来实现快速上产和较长时间稳产的技术关键。
虽然中国页岩气潜力较大，但面临的挑战也多。为实现页岩气产业快速发展，提出以下建议：①加强深层页岩气低成本关键技术与装备攻关，加快深层体积压裂工艺、非海相薄层精准钻井、全可溶桥塞、旋转导向工具等关键技术与装备攻关，释放低品位页岩气潜在产能；②开发需关注提高区块采收率问题，应从立体井网、合理井距与生产制度多方面综合施策，从纵向、平面及改造区内部提高储量动用；③实行差异化税费政策，给予页岩气稳定的扶持政策，可考虑针对应用长水平段、高性能水基钻井液等新技术，以及探索筇竹寺组、非海相层系等新层系，进一步提高页岩气开发补贴水平。
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