中国页岩气资源丰富，广泛发育海相、陆相和海陆过渡相3种类型泥页岩^[1]，据中华人民共和国自然资源部（原国土资源部）2015年资评结果，全国页岩气地质资源量为121.86×10¹²m³，可采资源量为21.81×10¹²m³，其中海相可采资源量为13.00×10¹²m³，主要分布在中上扬子地区和塔里木盆地西部地区，层系包括震旦系、寒武系、志留系等；陆相可采资源量为3.73×10¹²m³，主要分布在四川盆地的自流井组、鄂尔多斯盆地的延长组、渤海湾盆地的沙河街组和松辽盆地的青山口组等；海陆过渡相可采资源量为5.08×10¹²m³，主要分布在中上扬子地区的二叠系及鄂尔多斯盆地、准噶尔盆地、塔里木盆地等的石炭系—二叠系。

与北美页岩气主要形成于上古生界及中生界海相页岩不同，中国海相页岩主要发育在下古生界寒武系和志留系^[2-3]，埋深以大于3500m为主^[4]，镜质组反射率（R_o）普遍在2%以上，处于过成熟阶段，页岩地层一般经历了多期次构造运动，褶皱、断裂及隆升剥蚀作用频繁，致使构造变形强度大^[5]，地貌条件复杂，保存条件差异性大。陆相和海陆过渡相富有机质页岩纵横向非均质性强，热演化程度差异大，陆相页岩普遍具有油气共生的特点，海陆过渡相具有页岩气、致密气和煤层气共生的特点^[6]，页岩黏土矿物含量较高，有效压裂改造难度大。

经过十余年的勘探开发实践，中国页岩气在四川盆地及周缘的志留系龙马溪组取得商业开发，至2019年末，累计探明了涪陵、长宁、昭通、威远、威荣和永川6个页岩气田，探明储量1.81×10¹²m³，年产气量达153.4×10⁸m³。

中国石化高度重视非常规油气的勘探开发，2000年以来启动北美页岩气地质理论和技术调研，2006年设立科技前瞻性项目“中国页岩气早期资源潜力分析”，通过与北美典型页岩气形成条件对比，以页岩厚度、有机质丰度、热演化程度、埋藏深度和硅质矿物含量为主要评价参数，以页岩气的富集规律为指导，开展选区评价^[7]，优选出南方海相（寒武系、志留系、二叠系）和四川盆地（志留系、寒武系、侏罗系）为页岩气勘探有利区。

2009年，启动了页岩气勘探评价，针对南方海相寒武系、志留系和二叠系实施钻井4口，宣页1井和河页1井仅见到页岩气测显示，黄页1井和湘页1井直井压裂分别试获日产418m³和2409m³低产气流。实钻证实南方海相构造复杂、保存条件差、热演化程度高，认识到有页岩不一定就有页岩气，有页岩气不一定就能富集高产。

基于保存条件和热演化程度新认识，页岩气勘探方向由南方海相向四川盆地海、陆相转变。通过烃源岩评价及老井复查，针对陆相层系，先后在四川盆地建南、涪陵、元坝和新场地区部署实施探井9口、评价井6口，7口井测试获低产工业气流，其中涪页HF-1井日产气1.73×10⁴m³、建页HF-1井日产气1.23×10⁴m³。但陆相页岩相变快、砂泥互层，地质条件复杂，初期有产量但递减快，受技术成本限制，商业开发难度大；针对海相页岩，先后在彭水地区桑拓平向斜、涪陵地区焦石坝背斜实施钻探，2012年11月焦页1HF井完成15段水力加砂压裂，试获日产20.3×10⁴m³高产工业气流，实现了页岩气勘探重大战略突破，页岩气勘探开发重点向川东南海相志留系领域聚焦。

2013年，在焦页1井获得商业发现的基础上，优选28.37km²有利区开展井组开发评价试验，落实不同水平井参数、压裂规模、压裂工艺对单井产能的影响^[8]。17口开发评价井均试获高产工业气流，单井无阻流量为（15~155.8）×10⁴m³/d，单井配产可达到（6~35）×10⁴m³/d^[9]，建成5×10⁸m³/a产能开发试验井组，同年9月，国家能源局批准设立了重庆涪陵国家级页岩气示范区。

2013年底，基于开发试验认识，开发试验进一步落实涪陵气田开发技术政策，明确了“1500m水平井长度，600m井距，垂直于最大主应力水平井方位布井，采用大液量、高排量、低砂比，组合加砂、混合压裂改造工艺，6×10⁴m³/d定产开采”等开发技术政策，启动了涪陵页岩气田焦石坝一期50×10⁸m³/a产能建设方案。2014年3月，涪陵页岩气田提前进入商业化开发阶段，标志着中国页岩气勘探开发实现重大突破，加速进入商业化大规模开发阶段；同年第五届世界页岩油气峰会授予中国石化“页岩油气国际先锋奖”。2015年底，焦石坝一期50×10⁸m³/a产能建成投产，国家能源局对示范区进行验收，高度评价示范区高水平、高速度、高质量的开发建设，是中国页岩气勘探开发理论创新、技术创新、管理创新的典范。借鉴焦石坝的开发经验，2016年启动二期江东及平桥产能建设，2018年启动焦石坝主体开发调整。至2019年末，涪陵气田累计探明地质储量6008×10⁸m³，累计投产井479口，日产气2067×10⁴m³，年产气71.4×10⁸m³，累计产气292.4×10⁸m³（图 1）。

图 1

图 1 涪陵气田开发历程图 Fig. 1 Development history of Fuling shale gas field

借鉴涪陵页岩气田成功经验，中国石化持续加大页岩气勘探，重点聚焦四川盆地志留系深层、常压及新区新层系页岩气勘探，进一步拓展资源阵地。2017年，通过优质储层钻遇率、深层压裂的技术攻关，威页23-1HF井测试获日产气26×10⁴m³高产气流，发现了威荣页岩气田。该气田地层压力系数为1.94~2.06，气田埋深达3550~3880m，属于深层高压页岩气藏，2018年提交探明地质储量1246.78×10⁸m³，同步启动产能建设。与此同时，永川、南川、丁山—东溪、武隆、彭水等深水陆棚优质页岩分布区均实现勘探突破^[3]，是下步实现商业增储上产的潜力区。近期，在志留系外围新区以及陆相、海陆过渡相新层系的风险勘探见到好的苗头^{[6, 10]}，宜昌地区宜志页1井志留系、涪陵地区涪页10井侏罗系和綦江地区山页1井二叠系均见到好的页岩气显示。截至2019年末，中国石化累计探明地质储量7489×10⁸m³，年产气量达73.8×10⁸m³，累计产气294.6×10⁸m³。

借鉴北美页岩气开发技术和经验，针对中国页岩气地质特点，经过十余年的勘探开发实践、理论探索和技术攻关，形成和发展了页岩气藏精细描述及综合评价技术、立体开发调整技术、山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂技术以及气田绿色开发配套技术，有效支撑了四川盆地页岩气产能建设。

勘探实践证实在页岩有机质中存在大量的纳米级有机质孔隙，其发育程度与页岩含气性及单井产量密切相关，是判断页岩气富集高产程度的重要参数之一^[11]。基于扫描电镜等分析测试方法，对孔隙类型、微观孔隙结构特征、孔隙物性及渗透性等储层特征进行分析，形成了纳米级页岩储层表征技术。未来对页岩纳米级储层表征技术的研究将趋于成因及控制因素定量研究，并不断改善测试手段，提高测量范围和精度，使页岩纳米级储层能够直观、准确、全方位地展现和表征出来^[12]。根据南方海相页岩气地质特点，从宏观和微观两个方面开展页岩气藏精细描述，建立了页岩气藏两大类10小类精细描述参数体系（表 1）。海相五峰组—龙马溪组下部为深水陆棚沉积环境，岩性主要为灰黑色硅质页岩、灰质页岩、黏土质页岩及粉砂质页岩，横向页岩发育稳定，结合测井曲线及笔石发育特征，划分出9个开发小层，明确龙马溪组底部为有利开发层段和水平井穿行靶窗，为开发技术政策制定及压裂设计提供了依据。目前南方海相9小层划分方案已成为中国石化五峰组—龙马溪组页岩气开发小层划分推行方案（图 2），并在页岩气开发中全面推广应用。

表 1

表 1 页岩气藏精细描述参数体系表 Table 1 Parameters for fine description of shale gas reservoirs 地质特征 地质参数 描述内容 应用手段 地质意义 宏观地质特征 岩性 颜色、硬度、成分 岩心精细描述 沉积微相识别、开发小层划分 沉积构造 纹层发育特征、生物堆积排列方式 岩心精细描述 水动力条件、沉积微相识别 裂缝（毫米级） 裂缝长度、宽度、密度、产状、填充特征 岩心精细描述、测井 原状地层渗流能力分析 生物化石 生物化石门类、组合特征、发育程度 岩心精细描述 古生产力、沉积微相识别、沉积环境分析 自身矿物 黄铁矿的发育程度、产状 岩心精细描述 氧化还原性条件、沉积微相识别 微观地质特征 矿物特征 成分、含量及成因 全岩、黏土X衍射、薄片分析、电镜 页岩地层可压性分析、页岩储层发育主控因素分析、沉积微相识别 地球化学特征 有机质丰度、类型、成熟度 岩石热解、测井解释 古生产力、有机质孔发育程度判别、生气能力、小层对比 物性特征 孔隙度、渗透率 稳态法孔隙度测定、测井解释 页岩储集能力分析 孔隙结构特征 储集空间类型、孔隙大小、孔隙连通性 氩离子抛光扫描电镜、纳米CT、3D-FIB、压汞—液氮吸附联合测定 页岩的储集能力及渗流能力分析 微裂缝（纳米级） 微裂隙的成因、长度、宽度、密度、产状 普通扫描电镜、氩离子抛光扫描电镜 原状地层渗流能力分析

表 1 页岩气藏精细描述参数体系表 Table 1 Parameters for fine description of shale gas reservoirs

图 2

图 2 JY1井五峰组—龙马溪组一段页岩气条件综合柱状图 Fig. 2 Comprehensive column of shale gas conditions of Wufeng and 1st member of Longmaxi Formation in Well JY1

通过富有机质页岩评价参数与测井信息敏感性分析，形成多参数叠合与交会法识别优质页岩的测井技术，有效解决了传统ΔlgR法不适用于高演化页岩有机碳含量计算的难题，实现了优质页岩有机碳含量测井快速评价，优质页岩识别符合率达到100%；通过岩石密度与有机碳含量、含气性相关关系的研究，打破传统利用电阻率测井计算饱和度的固有思路，形成“密度测井多次方计算含气饱和度”的新技术，解决了高演化页岩导电机理和孔隙结构复杂导致含气饱和度计算误差大的难题，使含气饱和度解释绝对误差小于3%。应用物性覆压校正技术，通过地层元素分析建立混合变骨架密度模型，克服了页岩多矿物背景下孔隙度计算不准的难题，建立了页岩“四孔隙度”模型及测井定量表征方法。在扫描电镜（SEM）等实验分析基础上，将页岩孔隙分为有机质孔、黏土孔、脆性矿物孔和微裂缝，以“四孔隙度”模型为基础，依据不同微观孔隙组分测井响应特征，建立“四孔隙度”测井计算方法。通过页岩岩性、电性、物性、含气性、地球化学特性及脆性六性参数研究，建立了页岩气优质储层测井分级评价体系，有效支撑了地球物理建模、页岩气田储量计算和气田有效开发。

针对国内页岩气的地质特点，突破北美页岩气甜点预测方法的局限，形成了基于地震反演技术为主的页岩气“甜点区”预测技术。通过测井解释与岩石物理分析，发现密度与TOC、孔隙度具有较好的相关关系，利用全方位道集优化与射线弹性波阻抗反演获得稳定的密度和高精度纵波速度和横波速度反演数据，形成了叠前密度反演有机碳含量和孔隙度新的预测技术。在岩相约束下，引入剪切模量和拉梅系数，构建了脆性指数直接反演预测模型。基于压力平衡理论，同时考虑地表高程计算上覆地层压力，利用叠前弹性反演的速度和密度数据体，建立孔隙压力高精度三维预测方法。基于页岩气保存—逸散模式，探索发现经典Fillippone模型预测压力系数的偏差与顶板高角度裂缝密度存在正相关关系，建立新的预测模型，构建了含气量与有机碳含量、压力系数关系模型^[9]。基于以上分析，建立了页岩气层厚度、TOC、孔隙度、脆性、含气量与密度、纵波阻抗、杨氏模量、泊松比等敏感弹性参数的表征关系，实现了各评价参数的高精度预测。地震反演“甜点”预测技术在涪陵页岩气田应用效果较好，预测结果与实钻吻合率达到90%以上，有效指导了水平井的部署以及水平井轨迹的设计与优化。

中国学者对页岩气的认识经历了不断发展的阶段，前期学习北美经验，重点针对页岩品质进行评价^[11]，涪陵地区的开发实践证实，深水陆棚相优质页岩是页岩气富集成烃控储的物质基础，良好保存条件是页岩气成藏控产的核心要素，有效的压裂改造技术是页岩气实现效益高产的关键手段，形成了海相页岩气富集高产主控因素新认识。综合考虑页岩品质、保存条件、可压性、压裂试气及产能等多因素，建立了海相页岩气开发地质评价体系（表 2），形成了页岩气“地质—工程—开发”综合评价技术，有效指导了页岩气开发选区评价及产能建设。

表 2

表 2 复杂构造区页岩气开发地质评价体系表 Table 2 Geological evaluation system for shale gas development in complex structure areas 评价级次 页岩品质 保存条件 可压性 压裂试气情况 TOC/% 硅质含量/% 全烃值/% 孔隙度/% 压力系数 电阻率/（Ω·m） 埋深/m 构造形态 曲率特征 测试压力/MPa 无阻流量/（104m3·d-1） Ⅰ > 3 > 65 > 10 > 3.5 > 1.3 30~60 < 2800 正向 斑点状为主 > 20 > 20 Ⅱ 2~3 50~65 5~10 3~3.5 1.1~1.3 20~30，60~100 2800~3800 正向负向 斑点状、条带状 10~20 10~20 Ⅲ < 2 < 50 < 5 < 3 < 1.1 < 20，> 100 > 3800 负向 条带状为主 < 10 < 10

表 2 复杂构造区页岩气开发地质评价体系表 Table 2 Geological evaluation system for shale gas development in complex structure areas

页岩气藏属于“人气造藏”，气层本身渗流能力很弱，压裂形成的复杂缝网和天然裂缝构成气体运移的主要通道。受限于地质认识的局限性和地面配套设施等因素，初次开发井网难以充分动用储层，井间和层间均存在未动用储量。立体开发调整技术的意义就是通过部署立体调整井网，将有效压裂缝网由单井的局部尺度拓展到多井乃至整个气田开发的全局尺度，形成高效经济的开发体系，有效提高页岩气田储量动用程度，加速页岩气资源动用和提高投资效率，增加企业效益^[13-14]。立体开发调整技术实施的要点是以提升开发效益和质量为目标，针对页岩气藏的地质特征和初次井网压裂效果，深刻理解地层裂缝系统及地应力分布特征，优选出具备调整潜力的页岩气富集有利区，在有利区内科学地部署高效的立体开发调整井网，利用已有地面设施，选择配套的压裂工艺和设备，采用合理的人工压裂改造方式强化现有的人工缝网系统，充分动用区块内的地质储量，大幅提高油气田的储量动用程度和采收率，最终实现页岩气田总体效益的最大化。

针对二叠盆地储层厚度大、产层多、且较为均质的堆叠式页岩油气资源，美国在工厂化钻井的基础上，量身定制了立体开发的适用性方案，即从地面同一区域钻出所有计划油井，通过多分支水平井叠层合采技术同时靶向多个产层，显著降低钻完井周期和成本。但与北美商业化开发的页岩气区相比，中国页岩气具有储层类型多样、构造变形强、地应力条件相对复杂与埋藏深度变化大等特点，难以直接套用北美的页岩气立体开发模式。焦石坝区块储层可细分为9个小层^[15]。如图 3所示下部气层（①—⑤小层）属Ⅰ类有利区；上部气层（⑥—⑨小层）属Ⅱ类有利区。开发初期以①—③小层为主力气层部署下部气层井网，投产共部署254口水平井，①—⑨小层的地质储量采收率仅为12.57%。动态分析及微地震监测表明，加密井地层压力明显高于老井目前静压，下部气层①—⑤小层井间仍存在一部分未动用储量，纵向上仅局部延伸到⑥⑦小层，上部气层⑥—⑨小层储量动用程度较低，储层有利区具备部署体积开发井网的条件。以焦页A井区为例，井区初次5口开发井位于下部气层最优质页岩段（①—③小层），预测技术可采储量10.98×10⁸m³，预测采收率21.93%。经过立体开发井网论证，部署新钻开发调整井6口，下部气层①—③小层加密井2口，上部气层⑥—⑨小层开发井4口。焦页A井区测算新增可采储量6.78×10⁸m³，预计可提高采收率13.5个百分点。

图 3

图 3 焦石坝区块立体开发调整井网示意图 Fig. 3 Schematic diagram of adjustment well pattern for stereoscopic development in Jiaoshiba block

立体开发调整技术在涪陵气田的成功实践为探索如何高效动用页岩储量积累了宝贵的经验，并展示出良好的应用前景，而随着页岩气开发的不断深入，其理念和方法也在不断完善。立体开发调整技术的重点是地质、工程和开发在工作程序上变前后接力为互相渗透，在开发过程中不断优化设计方案，实现滚动开发，逐步完善^[16-17]；而进一步发展和融合多学科、多专业领域技术，实现一体化研究、一体化作业和全过程管理及时互动，灵活调整、持续优化提升工程实施效果，进而实现全气田的统筹规划和高效部署则是立体开发调整技术的未来发展方向。

与国外页岩气田相比，中国南方地区页岩气田地表多为山地，地质构造十分复杂^[18]，存在易漏失^[19]、可钻性差^[20]、井眼轨迹控制难度大^[21]、易失稳垮塌^[22]等多种难题，因此研发了山地条件下的优快钻井技术。在全面推广“导管+三开次”井身结构，优化技术套管下入深度，套管密封完整性设计与控制，丛式水平井组井眼轨道优化的基础上，形成了利用页岩精细描述结果的三维轨道设计技术；通过研发关键钻井提速工具，降摩阻、减扭矩控制长水平段井轨迹，形成了旋转导向与地质导向钻井技术相结合的井眼轨迹控制和提速技术；基于油基钻井液体系、弹韧性水泥浆体系形成了长平段水平井固井综合配套技术。选取采用不同钻井方案的同一井组（表 3），采用优化技术措施的焦页91-3HF井与采用常规钻井方案的焦页91-2HF井相比，钻井周期节约46.15天，完井周期节约55.02d，全井平均机械钻速提高38.49%^[23]。新的水平井组优快钻完井技术广泛应用后，建立了山地丛式水平井交叉布井模式（图 4），盲区面积减少85.7%，实现储量控制程度最大化，为提高储量控制程度及动用率奠定资源基础。此外，页岩气水平井钻井速度有大幅提升，涪陵气田钻井周期降低37%，水平段平均机械钻速提升47.8%，更是创造了国内页岩气水平井多项纪录，包括最长水平段3065m、最快机械钻速13.41m/h、最大水平段一趟钻进尺2743m、钻井周期最短纪录34天。

表 3

表 3 不同钻井方案各井钻井周期对比[23] Table 3 Comparison of well drilling cycle with different drilling plan[23] 井号 钻井周期/d 全井完井周期/d 全井平均机械钻速/(m·h-1) 导管1 导管2 一开 二开 三开 全井 钻进 中完 钻进 中完 钻进 中完 钻进 中完 钻进 完井 JY91-2HF 0.9 2.3 10.9 6.0 7.8 6.0 37.2 16.0 37.4 22.2 124.6 146.7 5.69 JY91-3HF 预埋 预埋 2.6 5.5 4.7 4.7 28.7 11.5 20.8 13.3 78.4 91.7 7.9

表 3 不同钻井方案各井钻井周期对比[23] Table 3 Comparison of well drilling cycle with different drilling plan[23]

图 4

图 4 山地丛式水平井交叉布井模式 Fig. 4 Cross well pattern of cluster horizontal wells in mountainous areas

页岩极低的孔渗性严重制约了天然气的流动性，因此页岩气的开发必须实施气田全局尺度上的人工干预，将极弱渗流能力的页岩储层改造为缝网系统，为了尽可能地扩大改造体积，页岩气的开发通常采用长水平井多段压裂技术。将国外成熟的长水平井开发模式^[24]与中国涪陵页岩储层特殊的脆性及应力特征、小层非均质性特征相结合，中国石化建立了适用于中国页岩气储层的长水平井分段压裂技术。在压裂设计方面，将改造理念由“增产改造体积（SRV）最大化、复杂程度最大化”转变为“提高近井压裂复杂度、增大泄气面积”^[9]，提出了“多簇密切割+投球转向+高强度加砂”的新一代缝网改造新思路，形成了分小层差异化压裂设计方案（表 4）^[25]。在压裂工艺方面，将国际通用的压裂参数优化方法^[26]与中国特有的储层特征相结合，提出适用于中国储层的压裂工艺和压裂参数（表 5）。在压裂设备方面，自主研发的裸眼封隔器、桥塞等压裂工具，也打破了国外专业化公司的技术垄断，使同类设备在国内价格降低了50%以上^[25]。以江东区块某平台3口井为例，前期1口井采用原来的压裂技术，测试产气量14.9×10⁴m³/d。而后期2口井采用新一代缝网改造技术，测试产量提升至(17.0~25.5)×10⁴m³/d，提高43%（表 6）^[27]。新一代压裂技术在涪陵开发调整、深层和常压储层应用后，加砂强度等工艺参数显著提升，单井测试产量、估算最终采收量（EUR）得到明显改善（图 5）。在涪陵气田施工成功率高达98%，平均单井无阻流量36.73×10⁴m³/d^[28]。加密调整井的单井平均测试产量由20.7×10⁴m³/d上升到31.2×10⁴m³/d，上部气层单井平均测试产量由9.8×10⁴m³/d上升到20.2×10⁴m³/d，深层页岩气单井平均测试产量由7.6×10⁴m³/d上升到15.3×10⁴m³/d，常压页岩气单井平均测试产量由4.9×10⁴m³/d上升到9.4×10⁴m³/d，更是创造了中国石化页岩气压裂多项纪录，包括最多压裂段数36段、最长连续油管施工深度5820m、最高无阻流量156×10⁴m³/d等。

表 4

表 4 涪陵分小层裂缝参数优化 Table 4 Optimization of fracturing parameters for each thin layer in the Fuling area 层位 特征 施工工艺 五峰组（①小层） 层理缝极发育 前置胶液+减阻水增加裂缝网络缝长 龙马溪组（③④小层） 层理缝较发育 减阻水增加裂缝复杂度 龙马溪组（⑤小层） 裂缝发育程度较低 胶液扩展缝宽，减阻水提高裂缝复杂程度

表 4 涪陵分小层裂缝参数优化 Table 4 Optimization of fracturing parameters for each thin layer in the Fuling area

表 5

表 5 不同阶段压裂技术对比表 Table 5 Comparison of fracturing technologies with time 主要参数 一代技术 新一代技术（2017年） 主体技术思路 大排量+变粒径支撑 多簇密切割+投球转向+高强度加砂 井距/m 600 300 水平段长度/m 1500 2000~3000 段数 20 20~30 单段长度/m 80 100 簇间距/m 25~30 8~12 单段簇数 2~4 6~9 单段总射孔数/个 60 60 液体强度/(m3·m-1) 25~30 20~25 支撑剂类型 陶粒、覆膜砂 石英砂为主 加砂强度/(t·m-1) 0.8~1.0 1.6~2.5 暂堵工艺 — 暂堵球+暂堵剂

表 5 不同阶段压裂技术对比表 Table 5 Comparison of fracturing technologies with time

表 6

表 6 不同压裂方案开发效果对比 Table 6 Comparison of development effects with different fracturing plans 井号 压裂段数 平均垂深/m 单段加液量/m3 单段加砂量/m3 测试压力/MPa 测试产量/(104m3·d-1) 备注 E1 24 3612 2146.73 41.3 15.54 14.88 原压裂方法 E2 22 3437 1845.79 48.9 21.26 16.96 新压裂方法 E3 25 3672 1874.11 47.8 23.04 25.49 新压裂方法

表 6 不同压裂方案开发效果对比 Table 6 Comparison of development effects with different fracturing plans

图 5

图 5 涪陵区块两代压裂技术平均单井测试产量（104m3/d）对比 Fig. 5 Comparison of average test production of single well with 2 generations of fracturing technologies (Unit:104m3/d)

尽管现有的优快钻井和长水平井压裂已经有了很大程度的进步，但相信随着科研的进一步深入，在钻井成本进一步降低，钻完井速度进一步加快，成功率和有效水平井段所占比例进一步提升的同时，紧紧跟踪纳米、石墨烯、量子、人工智能等基础科技的重大突破成果，创新思维，将会发展出颠覆性新技术。

中国石化高度重视页岩气开发的环保问题，主要采用绿色钻井、开发废液处理及利用和油基钻屑处理等配套技术实现绿色开发。涪陵81%的工区用网电钻机替代了柴油驱动钻机，网电钻机采用网电变压与控制技术、钻机动力机组改造技术、电气系统设计技术、谐波治理和无功补偿技术，与柴油驱动钻机相比，减少二氧化碳排放15.5×10⁴t；优化形成导管加三开式井身结构以封隔各地层，中浅部岩溶地层推广应用清水钻井技术，有效保护了水源；规模应用山地“井工厂”开发模式，减少井场占地75.5×10⁴m²，实现了页岩气绿色钻井。开发高效电絮凝杀菌技术^[29-30]，研制了国内首套模块化压裂返排液处理装置，并建立了开发废液循环利用流程和标准，实现了页岩气开发废液处理及利用。研制了“高速离心+热裂解”油基钻屑处理装置，并建立了油基钻屑处理流程和标准。该装置全面应用于现场，建设了7个处理厂站，实现油基钻屑100%无害化处理，处理后的钻屑含油率低于3%^[25]。重庆市涪陵环保研究中心发布的《涪陵页岩气田一期产建工程环境保护调查报告》指出，涪陵页岩气田开发环境影响可控，环境质量基本稳定，实现了页岩气资源节约型、环境友好型开发和可持续发展（图 6）。

图 6

图 6 北美和中国涪陵页岩气田绿色开发对比图 Fig. 6 Comparison of green development of shale gas fields between North America and Fuling in China

对比美国页岩气产业发展历程，中国页岩气产业目前尚处于发展的初期阶段，勘探开发的成功仅局限于四川盆地海相志留系。页岩气增储上产，急需实现从志留系向新区新层系、海相向陆相和海陆过渡相、中浅层向中深层、超压向常压、四川盆地及周缘向全国的领域拓展。四川盆地志留系深层页岩气领域（3500~5000m，压力系数大于1.2）地质资源量大，约为3.6×10¹²m³，但埋藏深，钻完井周期长，单井成本高，压裂改造难度大。常压页岩气领域（压力系数小于1.2），具有2.8×10¹²m³地质资源量，其构造及保存条件相对复杂、单井产量低。深层和常压领域在当前工程工艺条件下均难以实现有效开发，因此应持续开展适应性技术攻关，降低成本，力争实现商业开发，扩大志留系规模增储上产阵地。四川盆地及周缘海相寒武系、陆相侏罗系及海陆过渡相二叠系资源潜力大，中国石化矿权区地质资源量约为8.2×10¹²m³，且均获得不同程度页岩气流及良好气测显示，是重要接替层系。但寒武系页岩热演化程度高，构造活动复杂；陆相侏罗系、海陆过渡相二叠系页岩与砂岩、石灰岩及煤层频繁互层，横向上相变快，有机质类型多样，储层非均质性强。未来应加强新区、新层系基础研究及探索，完善页岩气地质理论体系，力争实现新区、新层系页岩气勘探新的突破，拓展可持续发展的领域。南方泥盆系—石炭系、鄂尔多斯盆地三叠系延长组与石炭系山西组—太原组、东北地区梨树凹陷下白垩统营城组等发现页岩气流，可借鉴四川盆地海相页岩气勘探思路，加强研究攻关，明确页岩、泥灰岩、煤层等多类型储层“甜点段”“甜点区”，实现四川盆地以外页岩气商业开发。

焦石坝页岩气在勘探开发的每个关键技术环节，均采用“学习曲线法”大大提高了工作速度和效率^[25]，但“学习曲线法”昂贵的成本驱使人们进一步探索地质工程一体化技术^[31]，主要表现在地质钻井一体化和地质压裂一体化^[32-33]。针对页岩气钻井过程中复杂情况较多、钻井周期长和轨迹控制难度大等情况，优化平台设计，降低工厂化作业难度。围绕品质三角形（储层品质、钻井品质和完井品质），提出与工厂化钻完井作业相适应的页岩气开发地质—钻井一体化技术路线^[32]。应用三维地震资料，建立三维地质模型，准确预测甜点分布^[34-35]。在精细刻画甜点和建立地质模型的基础上，一体化钻井技术通过优化工程设计和优选井身结构，保证施工顺利，确保甜点钻遇率^[35]。结合地质研究、地质建模、实时导向、轨迹优化和轨迹精细控制，加强地质导向，提高靶体钻遇率和工程质量，实现全水平段整体优化^[36-37]。此外，结合地质参数特征，有针对性、差异化地优化压裂设计^[34]，确保压裂施工设计“一井一策、一段一法”，形成地质压裂一体化技术，达到提高单井产量的目标^[35]。

然而随着开发规模的不断扩大，加密钻井和立体布井等技术需求的出现，地质工程一体化需要考虑全局优化。以整个气田、区块为目标优化的开发工程即一体化建模及数值模拟应该纳入地质工程一体化的核心内涵^[16]。此外，通过涪陵3500m以浅页岩气的开发实践，中国石化页岩气地质工程一体化技术日臻完善。在该技术的指引下，钻井周期缩短、优质页岩储层钻遇率、压裂水平、作业环节效率和单井产能均得以提升。但是，威荣、永川等3500m以深页岩气资源量大、地质条件复杂、具有高温高压特点，需要不断推进地质工程一体化，优化方案设计，实现单井产量突破，达到高效开发目的，确保“十四五”及以后页岩气持续规模上产。

经过几年的实践，目前国内已研发适应多类型泥页岩的低成本新型钻井液，形成了针对常压低产区的绿色、低成本水平井分段压裂技术，针对深层、超深层的超长水平井分段压裂技术，针对多套层系开发的多分支水平井分段压裂技术、直井多层系分段压裂技术，针对特殊或敏感性储层发展了CO₂压裂等少水或无水压裂、电磁脉冲等新型储层改造技术。尽管现有技术与装备较之前各项参数已有了很大的提升（表 7），但高昂的开采成本仍然是制约页岩气开发的重要因素。因此，“降本增效”始终是低成本钻、压技术与相应配套装备升级的核心驱动力。同时，以流水线形式进行钻井、完井、压裂和生产的井群大平台作业技术也是未来持续发展的低成本关键技术之一。钻完井技术设备的升级方向将是“自动化”模式，旨在实现区块自动化批量钻井，利用自动化钻机进一步减少人工成本和劳动强度，提升钻井效率。中国非常规油气资源富集的川、渝、滇山区地貌复杂，水源宝贵，道路崎岖，更需要大力发展研究并推广“自动化”钻井模式^[38]，目前，“自动化”钻井已在四川长宁—威远页岩气开发中应用成功，2台钻机组建1个钻井平台可满足6~8口井钻井作业要求，每个钻井平台减员10~15人，节约土地面积150亩^[39]。

表 7

表 7 技术装备升级效果指标综合对比表 Table 7 Comprehensive comparison of effectiveness index before and after technical equipment upgrading 项目 2013—2018年 2019年至今 参数指标 优快钻 丛式井组 单平台6口，盲区面积1.26km2 双平台6口，盲区面积0.18km2 盲区面积减少85.7% 钻井周期/d 89 56 降低37% 一趟钻 纯钻时间 提高22.29% 井工厂 在钻机井间移动时间、搬迁与中完时间、钻井液重复利用、钻井周期 分别小于3h、减少50%以上、减少41.46%和同比缩短30% 长水平井压裂 段间距/m 35~40 20~25 单段簇数由2~4增加至6~7，裂缝密度自3.2~3.4提高至6.3~6.9 簇间距/m 25~30 10~15 加砂强度/(m3·m-1) 0.8~1.0，段塞式 1.8~2.0，连续加砂 压裂装备 3000型压裂泵车 输出功率3000hp、压力140MPa 国产化，费用节约30% 全方位整体移运自走式钻机 移运重量1000t，定位精度 < 10mm 井间搬迁从72h缩短至4h 5000型电动压裂车 2台五缸压裂泵，电压3300V 国产化率95%，购置费下降51%

表 7 技术装备升级效果指标综合对比表 Table 7 Comprehensive comparison of effectiveness index before and after technical equipment upgrading

据伍德麦肯锡研究，有效利用信息、数字技术可以帮助油气工业降低20%左右的资本支出，将上游经营成本降低3%~5%。根据BP石油公司在2018年发布的《BP技术展望（2018年）》，数字化将作为第四次工业革命显著影响油气行业。数字技术的演化通常被描述为“四个阶段”，而能源行业目前远远落后于其他行业，仅处在第一阶段，即应用机器学习算法建模，进而对系统行为加以描述和预估，例如利用数值模拟发现潜在的油气储量，或探测某个设备何时需要维护。而数字技术的第二阶段包括互联网、先进成像和区块链，目前能源行业已经逐步将其中的先进成像技术应用起来。第三阶段人工智能在油气行业仍没有应用，它是通过交互吸收人类知识，能够模拟专家思维，处理解决不精确、不一致的信息。第四阶段的技术是量子计算和光保真技术（LiFi），即运用概率分析大幅加快运算和处理速度，利用光以超高的速度传输数据。相信随着大数据和人工智能的不断引入，页岩气资源评价与选区技术、页岩气藏甜点识别与预测技术、地震协同导向智能钻完井技术和数字气田开发技术将不断得到发展和完善，实现轨迹精准控制，降低能耗，提高地层能量利用率，实现开发后期低压—负压开采。

中国页岩气资源丰富，发育海相、陆相和海陆过渡相三种类型页岩，主要分布在以中上扬子为主的南方地区、以塔里木盆地为主的西部地区以及鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地。与北美相比，中国页岩气资源具有地质年代老、埋深大、热演化程度高、构造和地貌条件复杂的特点。

中国石化经历了基础研究及选区评价、勘探突破和勘探开发快速发展3个阶段，实现了从南方海相向四川盆地海相、陆相，再向川东南海相志留系领域聚焦的“两大转移”，并最终实现了页岩气规模上产。页岩气富集理论认识指导了中国石化页岩气勘探，“页岩气藏精细描述及综合评价”“立体开发调整”“水平井优快钻井与长水平井分段压裂”和“气田绿色开发配套”等技术实现了页岩气高效开发。

中国石化率先探索出了一条技术自主、装备国产、环境友好、效益优化的具有涪陵特色的页岩气开发之路。展望未来，将持续加大页岩气勘探开发力度，利用大数据、人工智能助推油气行业降本增效，项目全过程一体化管理提升页岩气开发效益。从而，实现中国石化页岩气储量、产量稳步增长。