页岩油气勘探开发技术讲座

2021年9月17日汇报内容一、页岩气勘探开发的意义页岩气资源潜力远大于常规天然气常规天然气(冰山一角)非常规天然气美国能源信息署2021年预测：全球可采资源量187万亿方，美国24万亿方1、页岩气开发是全球能源领域的一场革命〔1〕页岩气资源潜力巨大2562103000456常规气煤层气致密气页岩气水合物北美110中国与中亚100全球天然气资源构成页岩气资源潜力

单位：万亿立方米

〔1〕页岩气资源潜力巨大资料来源：Roger1997，IFP2006，USGS2007一、页岩气勘探开发的意义4711、页岩气开发是全球能源领域的一场革命资料来源：EAI，2021；ARI，2021一、页岩气勘探开发的意义〔1〕页岩气资源潜力巨大1、页岩气开发是全球能源领域的一场革命一、页岩气勘探开发的意义资料来源：EAI，2021；ARI，2021〔2〕全球掀起页岩气开发浪潮1、页岩气开发是全球能源领域的一场革命在过去的10多年中，美国非常规天然气的产量增加了65%，2021年页岩气产量1378×108m3，占天然气总产量的23%。美国页岩气产量及增长趋势一、页岩气勘探开发的意义13781、页岩气开发是全球能源领域的一场革命〔3〕改变全球能源供给格局井口气价（元（￥）/方）天然气年产量（亿方）199019942000.12002.119982002200920062004.12006.12008.12010.1美、俄天然气产量增长趋势图数据来源：BP世界能源统计2010数据来源：EIA能源预测2010美国天然气井口气价变化4500500060006500俄罗斯美国0.51.02.055001.52.53.0〔3〕改变全球能源供给格局资料来源：BP，2021；EIA,2021；CSUG，2021一、页岩气勘探开发的意义1、页岩气开发是全球能源领域的一场革命资料来源：AmosSalvador，AAPG地质研究.54，2005一、页岩气勘探开发的意义〔4〕应对全球对清洁能源的需求1、页岩气开发是全球能源领域的一场革命资料来源：邹才能，2021〔1〕改变了油气形成与富集模式一、页岩气勘探开发的意义CH4CH4CH4CH4CH4CH4CH4

CH4CH4CH4

CH4CH4CH4CH4CH4CH4CH4

CH4CH4CH4CH4

0.38nm甲烷分子直径2、页岩气开发改变了对油气藏的认识从源外→源内从天然→人造气藏

从高部位→低部位 从局部圈闭→大面积〔2〕改变了油气勘探开发的视野一、页岩气勘探开发的意义2、页岩气开发改变了对油气藏的认识DNA微体化石细菌达西流非达西流不同岩石孔隙大小分布图资料来源：AAPG，PhilipH.Nelson，2021一、页岩气勘探开发的意义2、页岩气开发改变了对油气藏的认识〔3〕改变了勘探开发理念，超越了经典理论10µm常规砂岩页岩

相差100倍(3)改变了勘探开发理念，超越了经典理论一、页岩气勘探开发的意义2、页岩气开发改变了对油气藏的认识储层环境毫米-微米级孔隙光学显微镜纳米级孔隙中子散射-计算化学成藏环境浮力作用下流体分异，经历一次和二次运移颗粒表面吸附，无一次和二次运移开发环境

达西流动非达西流动和扩散〔4〕改变了资源状况，增加了资源总量一、页岩气勘探开发的意义2、页岩气开发改变了对油气藏的认识资料来源：邹才能，2021一、页岩气勘探开发的意义〔4〕改变了资源状况，增加了资源总量2、页岩气开发改变了对油气藏的认识国内天然气消费增速强劲，近年来屡次出现“气荒〞现象。按照业内专家看法，中国天然气净进口量所占比重将从2021年的20%，扩大到2021年至2021年的30%至40%;近几年年均增长速度17.54%中国天然气消费量增长曲线〔1〕适应我国能源需求一、页岩气勘探开发的意义3、页岩气勘探开发对我国的意义资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议〔2〕改变我国能源结构中国、欧盟和世界的能源结构比照

中国的化石能源占总量的92.86%，而世界为87.89%；

中国化石能源的主体是煤，占70.62%，而世界为29.36%；

中国天然气的比例特别低，为3.66%，而世界为23.76%；天然气二氧化碳排放量比煤少43%，比石油少28%。中国的单位能源二氧化碳排放高于世界平均值。一、页岩气勘探开发的意义3、页岩气勘探开发对我国的意义资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议汇报内容溶蚀孔干酪根生烃后次生孔岩性：暗色泥页岩与致密粉砂岩的薄互层，层理发育，含有硅质和钙质，较好的矿物成分是粘土较少，方解石较多，硅质多(即E值较大)，最好的泥页岩储层是粘土含量较少的粉砂质泥岩；物性：致密，渗透率一般在0.01～0.00001md。在极造活泼地区或者上覆地层剥蚀地层压力下降的情况下发育裂缝，并被钙质或泥质充填。孔隙度一般低于10%。〔1〕页岩气储层特点二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点生物成因：一般埋藏浅、地层温度低、有机质成熟度低〔一般Ro<1%〕，如美国的安特里姆〔Antrim，Ro=0.5～0.75%〕气田；热解成因：一般埋藏较深、地层温度较高、有机质成熟度高〔一般Ro=1.1～2.5%〕；混合成因：生物成因+热解成因，例如伊利诺伊〔Illinois〕盆地新奥尔巴尼〔NewAlbany〕页岩气为混合成因气。〔2〕页岩气成因二、页岩气藏特征与开发现状1、页岩气成藏特点资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议吸附气〔主要赋存方式〕游离气溶解气Barnett页岩微裂缝微孔隙吸附气游离气有机质〔3〕页岩气赋存方式二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点低熟微裂缝开启生物 气逸散阶段高熟微裂缝胶结裂解 气富集阶段压裂微裂缝开启页岩 气高产阶段排烃效率：页岩作为生油生气母岩，排烃效率不高，Jarvie等人〔2003〕研究认为40~50%的烃类残存下来，而Hunt等人那么认为初次运移不超过10%；排烃厚度：Tissot和Pelet〔1971〕认烃源岩中只有靠近储层14m的范围内烃类可有效排出，页岩总排烃厚度不超过20~30m,页岩中大局部厚度排烃效率很低或者根本不能排烃，从而形成页岩气藏。〔4〕页岩气成藏动力二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点 虽然页岩气自生自储，上下有致密盖层对于页岩气成藏意义重大，尤其是上覆盖层的存在对页岩气的逃逸有阻挡作用,而且与页岩的地应力差异较大，诱导裂缝到此位置，确保了上下白云岩的储层水不会窜流，比方北德州Barnett所以成为核心产气区，上下灰岩的盖层作用十清楚显。而且地层抬升次数少、极造平缓、断层不发育对于页岩气圈闭更有利。〔5〕页岩气保存条件二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点

自生自储：页岩由于自身致密性，既是生烃母岩，也是储层,为原位饱和早成藏。

页岩气是生油岩排烃以后残存在页岩内部的天然气，运移距离较近形成了致密气藏，沿断层或不整合面运移较近成为常规气藏。气常规岩性地层气藏生油窗生气窗油气水过渡带水油页岩浅层生物 煤层 气 常规构造气 藏连续型泥页岩油藏

油 砂常规构造油气藏气 油

水连续型页岩气藏致密砂岩 气浅层生物气地表页岩气:产自暗色富有机质泥页岩系统中、自生自储在泥页岩微-纳米级孔隙中、连续聚集的天然气致密岩石煤

常规储层碳酸盐岩砂岩非常规储层

页岩小孔、渗性游离气吸附气有机碳含量〔6〕页岩气成藏机理二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点〔7〕页岩气藏与常规气藏区别二、国内外泥页岩储层特征与开发现状资料来源：安东石油，2021青岛非常规会议1、页岩气成藏特点〔1〕国外页岩气藏特征-以美国为例2、国内外页岩气藏储层特征超低渗〔100nD，0.0001mD〕低孔(<5%，含气孔隙度很低)天然微裂缝发育含气量大〔每段为5Bcf-50Bcf〕Marcellus页岩NewAlbany页岩EagleFord页岩一、国内外泥页岩储层特征与开发现状递减率通常小于每年5%〔一般2%-3%〕；厚度很大〔最厚达450m〕；富含有机物〔总有机碳为1wt%-20wt%〕；油藏依赖天然裂缝系统提供孔隙度和渗透率；Fayetteville页岩产量页岩产量递减关系〔1〕国外页岩气藏特征-以美国为例一、国内外泥页岩储层特征与开发现状2、国内外页岩气藏储层特征采收率变化大(8-20%)游离状态天然气的含量变化于20%-85%之间需大规模压裂改造到达商业化生产40%页岩气井初期裸眼测试时无天然气流，55%页岩气井初始无阻流量没工业价值，90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施，沟通裂缝获得产能。生产寿命长页岩气田开采寿命30-50年，Barnett页岩气田开采寿命可达80-100年。〔1〕国外页岩气藏特征-以美国为例2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状美国主要含气页岩盆地地质特征页岩气盆地BarnettFayettevilleHaynesvilleMarcellusWoodfordAntrimNewAlbany勘探盆地面（km2）5,0009,0009,00095,00011,00012,00043,500深度（m）1981-2590305-21333200-41151219-25901828-3353183-670152-609有效厚度（m）46-3056-6161-9115-6137-6721-3715-30有机碳总含量（%）1-4.54.0-9.80.5-4.03-121-141-201-25总孔隙度（%）4-52-88-9103-9910-14含气量（m3/ton）8.49–9.911.70–6.232.83-9.351.70–2.835.66–8.491.13–2.831.13-2.26产水量（m3/day）无无无无无0.8-800.8-80井距（km2）0.24–0.650.32-2.60.160–2.27

0.16–0.652.590.16–0.650.32单井日产量（m3/d)2832-2831715008226000117511133-14159283-14162、国内外页岩气藏储层特征〔1〕国外页岩气藏特征-以美国为例一、国内外泥页岩储层特征与开发现状埋深1981-2590m，气藏厚度46-305m；压力梯度1.12MPa/100m；天然裂缝发育；孔隙度4%-5%〔有效孔隙度4%以下〕，基质渗透率小于1×10-3md，裂隙渗透率7-10md；有机质含量1%-4.5%，热成熟度〔Ro〕1.0%-1.4%，以热成因气为主，天然气主要赋存于未开启性裂缝内；天然裂缝发育〔2〕国外典型气藏储层特征-Barnett页岩2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状杨氏模量：24000-44000MPa，泊松比；岩石矿物本钱以石英、碳酸盐〔方解石〕以及粘土〔伊/蒙混层〕为主。Barnett页岩矿物成分〔2〕国外典型气藏储层特征-Barnett页岩2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状上扬子地区示意图〔3〕国内外气藏压裂特征比照2、国内外页岩气藏储层特征威远气田区域构造位置示意

一、国内外泥页岩储层特征与开发现状中美代表性盆地储层特征比照〔3〕国内外气藏特征比照2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状评价指标美国页岩气富集评价标准中石化制定页岩气富集评价标准有机质丰度＞2%＞1.0%有机质成熟度1.1%-3.5%1.0-3.0％有机质页岩孔隙度≤10.0%≤10.0%富有机质页岩厚度>15m>50m富有机质页岩埋深度盆地中心区或构造斜坡区300～3000m脆性矿物石英、方解石、长石等>30%-40%30%以内的粘土矿物、15%-25%的粉砂质(石英颗粒)和4%-30%的有机质国内外页岩储层评价标准比照〔3〕国内外气藏特征比照2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状上扬子与美国东部页岩气地质指标比照通过与美国东部盆地比照，我国上扬子区筇竹寺与五峰-龙马溪组具有页岩气藏有利地质条件。〔3〕国内外气藏特征比照2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状蜀南页岩气藏与Barnett组页岩气藏比照通过与Barnett页岩气藏比照，四川威远气田志留系的龙马溪组及老九洞组具有页岩气藏有利地质条件。〔3〕国内外气藏特征比照2、国内外页岩气藏储层特征一、国内外泥页岩储层特征与开发现状目前，美国是页岩气开发最成功的国家，加拿大页岩气开发也取得了一定的成效，其他国家和地区还处于起步阶段。美国页岩气盆地分布图霍恩河盆地

多伊格露头蒙特尼露头

利亚德盆地戈登戴尔露头

科尔多瓦湾西加拿大页岩气盆地分布图3、国内外页岩气藏开发现状〔1〕国外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状美国主要页岩气储层开发阶段及开发历程

Barnett页岩气藏是美国开发最为成功的页岩储层，其开发历程是美国页岩气工业的缩影。3、国内外页岩气藏开发现状美国典型页岩气藏开发过程〔1〕国外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状美国页岩气资源潜力盆地50多个，其中40多个已被不同程度地勘探。目前投入规模开发的页岩主要有Barnett、Marcellus、Fayetteville、Haynesville、Woodford、Lewis、Antrim、NewAlbany八套。年份年产量（108m3）开发井数（口）重要事件及开发效果19850.3121982年第一口发现井完钻，采用N2泡沫压裂改造储集层。1986年Mitchell能源公司试验大型水力压裂技术(MHF)，1990年广泛实施，同时终止N2辅助压裂的方式。1985-1989年平均单井最终可采储量(EUR)为9.8×(0.35bcf)19900.86619955.62421992年Mitchell能源公司在盆地核心区钻第一口水平井。

1997年试验携砂量少的水力压裂(LSF)，随后推广。199911.25171998年Devon能源公司在Barnett组页岩下伏地层Viola组尖灭点外侧钻探2口水平井。

1985—1999年平均单井最终可采储量(EUR)为2.4×(0.86bcf)。200021.8698Devon能源公司2000年开始打加密井，并在盆地核心区和外围Viola组尖灭点外侧试钻垂直井和水平井，清水压裂技术成熟，全面应用。1985-2002年平均单井最终可采储量(EUR)为3.4×(1.23bcf)。200136.71171200256.617712003842340Devon、EOG、Hallwood等能源公司在FortWorth盆地核心区和外围开始大量钻探水平井，其中Devon公司所辖核心区域2005年累计产量达到2.8×(1tcf)，可采系数由2002年的9%~10%上升为2004年的10%~12%，2006年为16%。2004106.435002005138.642003、国内外页岩气藏开发现状美国典型页岩气藏开发过程〔1〕国外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状开始压裂开发氮气和二氧化碳泡沫压裂交联压裂液压裂低稠化剂浓度压裂大型滑溜水压裂水平井分段压裂丛式水平井同步压裂常规压裂裂缝滑溜水压裂裂缝水平井分段压裂裂缝同步压裂裂缝3、国内外页岩气藏开发现状美国典型页岩气藏压裂历程〔1〕国外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状我国页岩气可采资源量约为32万亿立方米。主要分布在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、中下扬子地区、吐哈、塔里木和准格尔等盆地。中国页岩气富集分区在四川、鄂尔多斯、中下扬子地区页岩地质条件最好；准格尔、松辽、吐哈等盆地页岩气根本地质条件较好；柴达木、辽河等盆地页岩地质条件较差。〔2〕国内页岩气藏开发现状3、国内外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状2000-20052005-20082008-20092000-20092009-跟踪调研阶段调研国外页岩储层勘探开发状况。目标优选阶段

钻探长芯1资料井及威远气田页岩段系统取芯井，并与挪威石油、埃克森美孚联合研究先导试验阶段

2009年部署中国第一口页岩气评价井威201井获井口测试日产能1.08万方的工业气流。

资源评价阶段

通过对比国内外类似页岩储层地质特征，并与国外公司联合评价，如与美国新田公司联合评价威远气田。技术储备阶段通过十年的技术储备对页岩气开发有了初步的认识及技术储备。〔2〕国内页岩气藏开发现状3、国内外页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状井号油田时间层位埋深压裂工艺总液量砂量效果黄页1华东2010.4.30下寒武统九门冲组2488m降阻水大型压裂，光套管压裂1246m3100目粉陶1m3、30-60目陶粒32m3日产气176m3方深1华东2010.5.7下寒武统牛蹄塘组降阻水大型压裂，光套管压裂2121m3270t安深1河南2011.1.23古近系核桃组2450-2540m2280m375.21m3日产油4.68m3元坝9南方2010.9.17自流井组东岳庙段4035-4110人工缝网压裂2046m340m3日产气1.15万m3泾河4华北2010.5.5长71448.5-1462.5398.5m328.8m3角68-1H川庆2010.064969m3376.4t威201西南2010.7.31下古生界九老洞组1810m326.55t1.08万m3宁201西南2010.11.191920m33、国内外页岩气藏开发现状〔2〕国内页岩气藏开发现状一、国内外泥页岩储层特征与开发现状汇报内容大范围的均质连续岩体RQ:储层质量CQ:可开采质量HG:好的目标孔隙度基质渗透率TOC和成熟度孔隙压力脆性矿物低地应力差可压裂性低的岩石－流体敏感性低的压后损伤优选目标〔“甜点〞〕=RQ*CQ选区评价关键地质参数1、页岩气选区评价有机碳含量页岩气产量16248储层有效厚度地质储量及丰度岩石矿物成分孔隙度73岩石脆性5热成熟度渗透率选区评价关键地质参数1、页岩气选区评价盆地阿巴拉契亚富特沃斯圣胡安密执安伊利诺斯阿科玛页岩名称OhioMarcellusBarnettLewisAntrimNewAlbanyFayetteville盆地类型前陆盆地前陆盆地前陆盆地前陆盆地内克拉通内克拉通前陆盆地层位泥盆系泥盆系石炭系白垩系泥盆系泥盆系石炭系埋藏深度(m)610~15241291-25911981~2591914~1829183~730183~1494910-2135TOC(%)0.5~4.73~122.0~7.00.45~2.51.0~201~254.0~9.8毛厚度(m)91~30561~90152~5794931~122净厚度(m)9~3115~6115~6161~9121~3715~306~60干酪根类型Ⅰ-Ⅱ型Ⅰ-Ⅱ型Ⅰ-Ⅱ型Ⅱ-Ⅲ型Ⅰ-Ⅱ型Ⅰ-Ⅱ型Ⅲ型为主Ro(%)0.4~1.31.5~3.01.1~2.21.6~1.880.4~0.60.4~1.01.2~4.2含气孔隙度(%)/

总孔隙度(%)2/4.7/102.5/(4~5)(1~35)/(3~5.5)(1~3.5)/(3~5.5)4/95/(10~14)2~5.5/3~8含气量(m/t)1.7~2.81.7~2.88.5-9.910.4~1.31.1~2.81.1~2.31.87~6.87吸附气含量(%)502060~857040~6050-70石英含量(%)50~7035~5020~41单井日产量(m)850~141592832~283172832~56631133~14159283~141671000采收率(%)10~208~155~1520~6010~20储量丰度(10m/km0.55~1.091.733.28~4.380.88~5.470.66~1.640.77~1.096.34~7.101、页岩气选区评价〔1〕含气泥页岩厚度美国气藏页岩厚度一般大于100ft〔30m〕北部生产区页岩厚度达150ft〔46m〕以上。 在含气页岩厚度和有机质丰度确定的情况下，含气页岩的面积决定着页岩气的资源规模，由于页岩气单井产量较低〔283～28317m3/D〕，要实现页岩气的经济开发，资源规模大小极为关键。美国大规模商业开发的五大含气页岩系统页岩气资源量566～70792亿方，因此，500亿方的页岩气资源量作为区块资源量的下限，取泥页岩毛厚度50m，平均含气量2m3/t，泥页岩平均密度2.5t/m3，得出含气页岩面积200km2。区块的含气泥页岩面积应大于200km2为宜。当然，随着含气页岩厚度的增加，其面积的下限可以相应降低。 TOC≥0.5%的泥质烃源岩分布范围1、页岩气选区评价〔2〕含气泥页岩面积(3)有机质丰度1、页岩气选区评价演化生烃中，随着有机碳消耗，孔隙增加热演化阶段

油型气干酪根类型：（Ⅰ、Ⅱ）

煤型气干酪根类型：（Ⅲ、Ⅱ）生物气阶段

油型生物气热演化程度Ro：小于0.5%

煤型生物气热演化程度Ro：小于0.5%热解（油）气阶段

油型热解（油）气热演化程度Ro：0.5%－2.0%

煤型热解气热演化程度Ro：0.5－2.0%裂解气阶段

油型裂解气热演化程度Ro：大于2.0%

煤型裂解气热演化程度Ro：大于2.0%(4)有机质类型1、页岩气选区评价甲烷(%)乙烷(%)丙烷(%)

N2(%)CO2(%)北部77.343.960.9214.333.2790.811.400.305.322.0986.460.150.057.585.7679.600.010.010.01中部66.306.462.630.0464.9911.924.9012.870.1771.468.803.490.510.12井号甲烷

(%)乙烷

(%)丙烷(%)

N2(%)CO2(%)HS2(%)Caswell177.8211.344.961.390.31无ColeTrustC193.052.560.020.982.68无JerryNorth177.027.772.207.561.35无Peterson190.904.400.421.052.25无BarnettRo：1.1-2.2%AntrimRo：0.4-0.6%(5)热演化程度1、页岩气选区评价热演化程度是决定富有机质泥页岩中烃类相态的关键因素Barnett页岩Ro等值线图(6)泥页岩埋藏深度

埋深1981-2591mBarnett页岩气藏

埋深183-730mAntrim页岩气藏1、页岩气选区评价(7)储集条件页岩的三种孔隙类型：纳米级的有机孔隙+无机孔隙+微裂隙；高演化程度页岩的孔隙以纳米级有机质孔隙为主。1、页岩气选区评价

Antrim页岩的基质孔隙度为9%，基质渗透率约为10-6～10-9μ㎡，裂缝间距一般为0.3～0.6m。控制气产能的主要地质因素为外生裂缝的密度及其走向的分散性，裂缝条数越多，裂缝走向越分散，气产量越高。页岩的孔隙度一般较小，Barnett页岩孔隙度一般在4-5%,天然裂缝大多被方解石等矿物充填，微裂缝发育，控制富集高产。(7)储集条件－微裂缝作用1、页岩气选区评价Barnett页岩〔8〕脆性矿物含量脆性矿物〔石英等〕含量高，一般30%－50％，易于裂缝发育。1、页岩气选区评价(9)含气泥页岩保存条件含气页岩的自身厚度、埋藏深度、含气页岩上覆岩层的性质及厚度、大型断裂的发育情况等对页岩气藏的保存均有影响。1、页岩气选区评价Barnett页岩气藏含气页岩的易于压裂和顶底板的不易压裂，对页岩气层的压裂改造十分关键，在条件许可的情况下，顶底板的岩石性质在选区登记时应予以考虑。〔据Matthews，1993；Decker，1992〕(10)顶底板条件Antrim页岩自然伽马测井曲线1、页岩气选区评价含气页岩层的气测显示、中途测试或完井测试能够从一定程度上直接反映页岩气的赋存情况及勘探前景。在进行选区评价和区块登记时，对具有钻井资料、录井测井资料、测试资料的地区，含气泥页岩段的气测异常、测试获得页岩气流的区块、层位要引起足够重视。〔11〕页岩气〔发现〕显示及测试黄页1井岩屑综合录井图1、页岩气选区评价

根据国外页岩油气勘探开发和国内常规油气开发生产的经验，区块的地质地貌条件在一定程度上会造成投资的变化，必然影响页岩气开发的经济效益。在选区评价时，必须对地表地貌条件给予充分考虑。〔12〕地表地貌条件市场管网、水系等条件也是选区评价需要考虑的因素1、页岩气选区评价直井水平井丛式水平井地层出露老、可钻性差，机械钻速慢长宁、威远地区表层和茅口井漏十分严重，治漏耗时长地层出水，气体钻井提速受到限制长水平段页岩井壁稳定性较差，易垮塌地层变异大，井眼轨迹控制难度大1、2、311、4、51、3、512、32、33〔1〕页岩气水平井钻井难点〔2〕井身结构优化井身结构从直井的三开结构简化为水平井二开结构，再进一步优化为井眼尺寸相对较小的水平井三开非标结构。直井井身结构339.7mm套管下至300244.5mm套管二开二完三开三完非常规井身结构采用无固相+间断充气钻井，克服了威远地区普遍存在的表层钻进井漏、等水、难以实施连续作业的问题，同比邻井节约钻井周期6天以上。试验应用个性化PDC钻头，成功穿越茅口、栖霞地层，实现二开全过程PDC钻头钻进，获得PDC钻头应用和机械钻速提高双突破。威201-H1井平均机械钻速10.88m/h，初步形成威远地区页岩气钻井钻头选型模式。入井前出井后突出保护环境、保护储层，川庆钻采院在壳牌页岩气井阳101井钻井液效劳中，上部井段采用K2SO4聚合物钻井液体系，下部井段采用合成基钻井液，所有处理剂都可生物降解、所有钻井液和钻屑都回收处理，实现了零事故、零复杂、零污染。优化入窗轨迹：采用“稳斜探顶、复合入窗〞的轨迹控制方式，复合钻进探储层，增强了应对储层变化进行垂深调整的主动性。威201-H1井在储层提前34.56m的情况下，实现了一次性入靶。优化钻具组合：在力学分析的根底上，采用加重钻杆代替钻铤、合理倒装钻具、复合钻具组合等措施，大大降低了井下摩阻，提高了钻井效率。加强地质导向：发挥地质录井作用，建立工程与地质相结合的导向模式，采用MWD+伽玛随钻仪器，准确跟踪储层，储层钻遇率到达100%。体积改造技术(现代理论)平面对称双翼裂缝剪切裂缝非平面对称裂缝（弯曲缝、多裂缝）张开裂缝缝网压裂技术(经典理论下提出，隐含现代理论内涵)〔1〕裂缝网络形成机理丛式井同步压裂井场水力裂缝同步压裂和分别压裂增产的比照〔1〕裂缝网络形成机理

图1相互沟通天然裂缝

图2网络裂缝渗流示意图

页岩储层天然裂缝发育，但连通性较差，且大多被钙质、粘土充填，需要通过水力裂缝沟通天然裂缝，才能对泥页岩储层进行有效压裂改造。〔1〕裂缝网络形成机理岩石脆性指数与裂缝形态的关系脆性指数液体体系裂缝形态裂缝宽度

闭合剖面70滑溜水

60滑溜水

50混合压裂

40线性胶

30泡沫压裂液

20交联压裂液

10交联压裂液

不同的脆性指数所对应的压裂模式也存在一定差异。岩石脆性指数对压裂裂缝产状有非常重要的影响。脆性指数越高，形成的裂缝网络越复杂。脆性指数支撑剂浓度液体体积支撑剂体积70

60

50

40

30

20

10

低高高低高低岩石脆性指数与支撑剂选取关系〔1〕裂缝网络形成机理注意微地震点的重叠，大体上保存两个裂缝方位裂缝方位：虽然初始由岩石应力控制，但可以通过压裂设计加以调整。第一裂缝方位是受地层应力影响的，但会随砂子和压裂液注入压力而变化。因为在压裂施工中，随施工参数变化，岩石应力随时会发生变化，第二裂缝方位裂缝被压开，将有效拓宽裂缝〔网络〕流动通道，并且急剧增大流动区域。第二裂缝方位与第一裂缝方位夹角为30到90°。〔2〕确定水力裂缝方位压裂同时记录的微地震图压裂第一阶段：微地震显示裂缝沿N10°E方向延伸；压裂第二阶段：75分钟后，裂缝沿着断层转向了。发生突变时并没有压力〔突变〕的征兆。当最大和最小主应力差值很小时，主要裂缝〔第一裂缝方位裂缝〕和次级裂缝〔第二裂缝方位裂缝〕就可能产生，进而压出复杂的裂缝网络。而当构造应力的差异很大时，裂缝转向会变得困难，复杂的裂缝网络也不可能形成。第二阶段裂缝转向第一阶段〔2〕确定水力裂缝方位清水压裂局部单层铺置清水压裂能大幅度降低页岩气压裂改造本钱、同时清水具有很强的穿透性，有利于形成复杂裂缝网络。提高页岩储层开发效益。美国主要含气页岩盆地压裂施工参数射孔位置选择标准：距离桥塞位置3米以上；簇间距在20-30m左右；每簇的跨度为米；根据测井资料，首选裂缝发育、脆性较强的位置射孔；兼顾考虑测井解释含气量较好位置射孔。不同页岩储层有不同射孔规律：Haynesville页岩：增加分段间距-每口井更少分段；Barnett页岩：缩短每段射孔间距；Woodford页岩：增大分段数量-采用更小射孔分段间距。分隔器滑套A、电缆带爬行器或连续油管给第一段射孔B、压裂第一段C、下入速钻桥塞压裂管柱；D、坐封桥塞；E、打掉桥塞，上提管柱；F、将射孔枪对准预定位置；G、射孔；H、将管柱全部提出井筒；I、压裂；J、重复以上步骤进入下段压裂。方法优点缺点桥塞/射孔联作1.技术成熟2.风险低3可用于高温高压大排量1.等待时间较长2.需连续油管待命3.需过顶替滑套/封隔器1.快2.不固井3.井壁自然裂缝不受破坏1.不能精确控制裂缝位置2.不能验坐封3.不能用于不稳定井眼4.砂堵时难处理水力喷射/压裂1.可用于裸眼完井1.排量低，时间长2.现场实际操作少3.不适合水平井分级压裂三种主要分段压裂方式优缺点比较同步压裂：