（高清版）GBT 41611-2022 页岩气术语和定义

页岩气术语和定义2022-07-11发布GB/T41611—2022 I 2规范性引用文件 3通用基础 4气藏地质 24.1沉积 4.2矿物 4.3生烃 4.4储层 4.5含气性 44.6保存 4.7气藏类型 4.8资源与选区评价 54.9储量评估 65气藏工程 65.1渗流机理 5.2产能评价 65.3改造效果 5.4动态分析 75.5开发设计 76钻井工程 86.1钻井 6.2钻井液 6.3固井 7采气工程 7.1压裂设计 7.2压裂材料 7.3压裂方式与配套工艺 7.4采气工艺 8地面工程 9安全环保 参考文献 I本文件按照GB/T1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由全国天然气标准化技术委员会(SAC/TC244)提出并归口。本文件起草单位：中国石油化工股份有限公司石油勘探开发研究院、中国石油化工股份有限公司江汉油田分公司、中国石油天然气股份有限公司勘探开发研究院、中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司、中国石油化工股份有限公司石油工程技术研究院、陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院。1页岩气术语和定义1范围本文件界定了页岩气通用基础、气藏地质、气藏工程、钻井工程、采气工程、地面工程和安全环保等方面的术语和定义。本文件适用于页岩气的勘探、开发、科研和教学等。2规范性引用文件本文件没有规范性引用文件。3通用基础以游离态、吸附态为主，少量溶解态，赋存于富有机质页岩层段(3.5)中的天然气。注：一般具有自生自储、大面积连续分布、储层低孔低渗、单井无自然产能或低产，需通过增产改造才能获得工业气流等特点。[来源：GB/T31483—2015,3.1,有修改]主体由粒径小于0.0625mm的颗粒构成的、页理(4.1.5)发育的细粒沉积岩。注：岩石组成主要为黏土、石英、长石、碳酸盐、有机质等，不同沉积条件下的岩石组成及比例存在差异，从而形成不同的页岩类型。[来源：GB/T31483—2015,3.2,富有机质页岩organic-richshale有机质丰度较高的、总有机碳含量(4.3.1)一般大于1.0%的暗色页岩(3.2)。[来源：GB/T31483—2015,3.3,有修改]全部为页岩(3.2),或以页岩(3.2)为主，含少量粉砂岩、碳酸盐岩等夹层，页岩(3.2)厚度占层段总厚度的比例不小于60%的岩石层段。富有机质页岩层段organic-richshaleinterval全部为富有机质页岩(3.3),或以富有机质页岩(3.3)为主，含少量非富有机质页岩或粉砂岩、碳酸盐岩等夹层的页岩层段(3.4)。含气页岩层段gas-bearingshaleinterval含有一定数量天然气的页岩层段(3.4)。页岩储层shalereservoir在压力作用下具有储集气体和允许气体渗流能力的页岩层段(3.4)。2页岩气地质甜点geologicalsweetspotofshalegas页岩气(3.1)地质条件优越且相对富集的区域。注：一般具有有机质丰度高，热演化程度适中，储层厚度大，构造背景相对稳定，断裂及大尺度裂缝不发育，保存条页岩气工程甜点engineeringsweetspotofshalegas页岩(3.2)相对易于压裂改造并形成有效复杂缝网的页岩气(3.1)发育区域。注：一般具有页岩(3.2)脆性矿物(4.2.1)含量高，脆性指数(7.1.2)高，埋深适中，局部构造应力较单一，水平应力差异小等特征。位于同一个构造单元和目的层内，由统一的页岩气地质甜点(3.8)和页岩气工程甜点(3.9)边界联合控制的页岩气(3.1)连续富集区。平面上位于同一个区域构造单元之上或受单一局部构造单元所控制的页岩气藏(3.10)的总和。页岩气勘探shalegasexploration利用地震、钻井、地质调查等各种勘探手段了解地下地质情况，明确页岩气(3.1)生成、聚集、保存等地质条件，综合开展资源与选区评价，优选有利勘探目标，钻探证明页岩含气性(4.5.1),探明页岩气(3.1)富集区储量，为页岩气(3.1)进一步开发提供资料依据的活动。页岩气开发shalegasdevelopment在页岩气勘探(3.12)基础上，根据页岩气(3.1)地质、地表特征，制定合理的开发方案，并进行页岩气(3.1)资源规模开采的活动。4气藏地质4.1沉积深水陆棚亚相deepwatershelfsubfacies海洋沉积体系陆棚相内，由位于风暴浪基面以下，靠近大陆斜坡的相对深水区域所形成的亚相沉积单元。注：沉积水动力条件弱，能量低，以还原环境(4.1.4)为主，为海相富有机质页岩(3.3)形成的主要沉积相带。陆上沉积体系湖泊相内，由位于湖盆水体最深部位，不受波浪影响的静水区域所形成的亚相沉积单元。注：沉积水动力条件弱，能量低，以还原环境(4.1.4)为主，为陆相富有机质页岩(3.3)形成的主要沉积相带。半深湖亚相hemi-deeplakesubfacies陆上沉积体系湖泊相内，由位于浪基面以下的水体较深部位(浅湖与深湖的过渡区域)所形成的亚相沉积单元。注：沉积水动力条件较弱，能量较低，以弱还原-还原环境为主，为陆相富有机质页岩(3.3)形成的重要沉积相带。不含或含极微量游离氧，主要发生还原反应的沉积环境。注：是有机质得以保存的有利环境。3发育在页岩(3.2)中的页状层理。对页岩(3.2)的脆性起主要作用的矿物。富有机质页岩(3.3)中通过生物作用富集，经成岩演化作用而形成的，多呈隐晶质、微晶结构的石英。岩石中所有有机碳元素的总质量与岩石总质量的比值。有机质类型organicmattertype有机质在温度、压力、时间等因素的综合作用下向石油和天然气转化的热演化程度。页岩储层(3.7)中未被固体物质充填的空间。有机孔隙organicmatterpo页岩储层(3.7)中以有机质为载体而形成的孔隙。无机孔隙inorganicpore页岩储层(3.7)中以无机矿物为载体而形成的孔隙。页岩储层(3.7)中孔径达到纳米量级(小于1000nm)的孔隙。微孔micropore页岩储层(3.7)中孔径小于2nm的纳米孔隙。介孔页岩储层(3.7)中孔径介于2nm～50nm的纳米孔隙。页岩储层(3.7)中孔径大于50nm的纳米孔隙。4页岩储层(3.7)中的页理胶结面开启而形成的裂缝。页岩孔隙度porosityofshale页岩储层(3.7)中孔隙体积与储层总体积的比值。页岩渗透率permeabilityofshale在一定压差条件下，页岩(3.2)允许流体通过的能力。比表面积specificsurfacearea单位质量页岩储层(3.7)中孔隙表面积的总和。比孔容specificporevolume单位质量页岩储层(3.7)中孔隙容积的总和。4.5含气性页岩含气性gasbearingpropertyofshale页岩(3.2)中天然气的富集特性。单位质量原地页岩储层(3.7)中所含天然气折算到标准状态(0℃、101.325kPa)时的体积总量。[来源：SY/T6940—2020,3.2,有修改]解吸气量desorbedgasvolume解吸实验过程中，单位质量页岩(3.2)样品在一定温度、压力、时间条件下自然解吸出来的气体体积残余气量residualgasvolume解吸实验结束后，单位质量页岩(3.2)样品粉碎后释放出的气体体积总量。页岩(3.2)样品在封入解吸罐进行解吸实验之前的各个环节中逸散、损失的气体体积总量。页岩储层(3.7)孔缝中含气体积与总孔缝体积的比值。含水饱和度watersaturation页岩储层(3.7)孔缝中含水体积与总孔缝体积的比值。游离气freegas以游离态赋存于页岩储层(3.7)孔隙和裂缝空间的天然气。吸附气adsorbedgas以吸附态赋存于页岩储层(3.7)中有机质和矿物、碎屑颗粒表面的天然气。5溶解气dissolvedgas以溶解态赋存于页岩储层(3.7)烃类物质和地层水中的天然气。实测地层压力与同深度静水柱压力的比值。在正常的沉积序列中，直接上覆于页岩储层(3.7)的致密岩层。底板floorofshalereservoir在正常的沉积序列中，直接下伏于页岩储层(3.7)的致密岩层。高压页岩气藏highpressureshalegasreservoir压力系数不小于1.3的页岩气藏(3.10)。常压页岩气藏normalpressureshalegasreservoir压力系数介于0.9和1.3之间的页岩气藏(3.10)。页岩气资源评价assessmentofshalegasres通过一定的技术方法，对特定区域页岩气(3.1)地质条件和资源潜力开展的综合性研究与评估。待发现的未经钻井验证的，通过页岩气(3.1)综合地质条件评价、地质规律研究推算的页岩气(3.1)数量。类比标准区analogystandardarea采用类比法评价页岩气资源量(4.8.2)时，作为类比参照标准的勘探程度较高、资源探明程度较高、地质认识程度较高、类比参数和资源丰度已知的地质单元。通过对页岩气(3.1)形成与富集条件的系统分析，对不同页岩气(3.1)潜力区的前景开展的系统评估和优选。页岩气远景区shalegasprospectivearea在区域地质调查基础上，结合地质、地球化学、地球物理等资料，优选出的具备规模性页岩气(3.1)形成地质条件的潜力区域。在页岩气远景区(4.8.5)内，页岩气(3.1)的地质条件各项指标相对优越，显示较好，经过进一步钻探能够或可能获得工业页岩气(3.1)流的区域。6在页岩气有利区(4.8.6)内，页岩气(3.1)的地质条件、工程条件和经济条件等指标能够满足一定的钻探要求，具有商业突破潜力的区域。页岩气甜点区shalegassweetspot在页岩气目标区(4.8.7)内，页岩气(3.1)的地质条件、工程条件和经济条件等指标最为有利，具备钻探条件且商业价值最高的区域。4.9储量评估页岩气地质储量shalegasreserves在钻井发现页岩气(3.1)后，根据地震、钻井、录井、测井和测试等资料估算的页岩气(3.1)数量。注：包括预测地质储量、控制地质储量和探明地质储量，这三级地质储量按勘探开发程度和地质认识程度依次由低吸附气地质储量adsorbedgasreserves页岩气地质储量(4.9.1)中以吸附气(4.5.9)形式存在的页岩气(3.1)数量。游离气地质储量freegasreserves页岩气地质储量中(4.9.1)以游离气(4.5.8)形式存在的页岩气(3.1)数量。储量计算单元unitofreservescalculation注：平面上一般按井区确定，可根据气藏面积大小和气层类型进行细分或合并；纵向上一般按含气页岩层段(3.65气藏工程5.1渗流机理页岩气渗流shalegasflow页岩气(3.1)在页岩(3.2)多尺度孔-缝介质中发生解吸、扩散、滑脱等复杂运动(流动)的过程。多尺度渗流multi-scaleflow流体在包括纳米孔隙(4.4.4)、微米孔隙、微裂隙和裂缝等多尺度孔-缝介质中流动的过程。5.2产能评价通过改变页岩气井的工作制度，同时进行产量、压力、温度等参数的测试，以明确气井的生产能力、储层特征的生产测试工作。[来源：SY/T6174—2012,5.11,有修改]产能试井wellproductivitytesting通过若干次改变页岩气井的工作制度，测量在各个工作制度下气井的产量和对应的井底压力，从而确定测试井的产能方程或无阻流量的一种试井(5.2.1)方法。7井底流动压力降为0,或者绝对压力降为大气压时的页岩气井产量。通过动态分析、生产历史拟合确定的被有效改造的储层体积。通过生产动态数据确定的对页岩气井产量有贡献的储量。现有技术条件下，单井最终能够采出的气体总量。递减率declinerate页岩气井投产后，产量随生产时间递减的速率。页岩气井产量保持相对稳定的时间。产量预测productionprediction在页岩气井排采数据拟合的基础上，对气井或井组气、水产产量递减法productiondeclinemethod在页岩气井出现递减后，利用产量递减曲线对未来产量进行计算的方法。通过试井(5.2.1)数据与典型曲线的拟合获取页岩储层(3.7)相关参数的分析方法。为获取页岩气井的预计生产曲线和可采储量，对已获得的储层参数数据和早期生产数据(或试采数据)进行拟合匹配的分析方法。产量敏感性分析productionsensitivityanalysis基于页岩气井或井组(5.5.5)的历史数据，采用数值模拟、动态分析等方法研究储层参数对气井产量的影响程度。在同一地区集中布置大批相似井，采用整体化、系统化的部署与设计，标准化、模块化的装备与操8效低成本的作业模式。衰竭式开采depletion-drivedevelopment依靠页岩气藏(3.10)自身的驱动能量进行开采，直至页岩气井报废的开采方式。控压式开采pressurecontrollingdevelopment通过控制页岩气井产量，保持井底压力与储层压力之间的合理压差，减少因生产速度过快导致储层敏感性伤害、裂缝闭合等不利于因素出现，以提高单井最终可采储量的开采方式。页岩气田(3.11)开发过程中页岩气井的分布方式。以多口井为一个开采单元的页岩气(3.1)开采方式。相邻页岩气井之间的距离。单井控制面积controllableareaperwell页岩气(3.1)开采过程中单井所能控制的最大面积。在已经开发的页岩气田(3.11),根据地质认识的不断深入，为完善页岩气田(3.11)开发井网(5.5.4)部署的开发井，加密井infillwell在已经开发的页岩气田(3.11),为提高气田开发程度，在已有井网(5.5.4)中进一步缩小井距6钻井工程在同一井场钻多口井，通过地面设备和后勤保障系统共用，钻井液等物资循环利用，各开次钻井作业连续进行的一种钻井模式。井口到水平段设计方位线的垂直距离。鱼钩型井眼轨道fishhookwelltrajectory五点六段制井身剖面wellboreprofileincludingfivewellpointsandsixsectio稳斜段和水平段等六个井段的井身剖面。9预增斜井眼轨道preflexholetrajectory用清水作为钻井流体实施的钻进。注：多用于漏失严重、地层压力系数(4.6.1)低的中浅部地层。水力机械双加压bitpressurebybothhydraulicandmechanical顶驱十水力加压器十超重钻铤的水力和机械双重施加钻压的钻井技术。注：多用于页岩气(3.1)导管钻井。一趟钻钻井onetripdrilling使用一个钻头一次入井完成某一开次或某一井段任务的钻井方式。控压欠平衡钻井underbalancedandmanagedpressuredrilling通过控制井筒压力，保证井控安全的前提下开展的低于设计钻井液密度的钻井方式。用泡沫钻井液作为钻井流体实施的定向钻井方式。利用随钻测井和随钻地层评价技术，引导钻头准确钻达预定的目标地层的钻井方式。旋转导向钻井rotarysteeringdrilling依靠特殊井下钻井系统，使钻头与全井钻柱旋转状态下实现井眼轨迹控制的钻井方式。等壁厚螺杆钻具PDMdrillwiththesamerubberthickness定子橡胶厚度相同的螺杆钻具。螺杆弯点较常规螺杆钻具短，到输出端的距离在1.2m左右的螺杆钻具。水力振荡器hydroscillator能够产生轴向或横向振动的井下钻井工具。由牙轮和PDC刀翼组成的钻头。注：PDC(PolycrystallineDiamondCompact),即聚晶金刚石复合片。清砂钻杆deoxidizationdrillpipe本体带有螺旋槽道可清除岩屑床的钻杆。油基钻井液oilbasedrillingfluid以油为连续流体介质的钻井液。水基钻井液waterbasedrillingfluid以水为连续流体介质的钻井液。能促使稳定乳状液形成的处理剂。注：主要为表面活性剂。页岩抑制剂shaleinhibitor抑制页岩(3.2)水化膨胀和分散、稳定井壁的处理剂。破乳电压emulsion-breakingvoltage油基钻井液(6.2.1)被击穿时的电压。注：用来衡量油基钻井液(6.2.1)的电稳定性。油基钻井液重复利用率repeatedutilizationrateofoilbaseddrillingfluid用于下一口钻井的油基钻井液(6.2.1)量与回收的油基钻井液(6.2.1)总量的比值。采用油基钻井液(6.2.1)实施钻井过程中产生的岩屑。泡沫固井foamcementing采用混以氮气、空气和表面活性剂配制成的水泥浆进行固井的工艺技术。加压候凝固井cementsetbypressurizingcasingannular固井候凝过程中在井口对环空施加一定压力，以抵消水泥浆固结后产生应力的固井工艺技术。弹韧性水泥浆elasticresiliencecementpaste针对页岩储层(3.7)对固井水泥浆的特殊要求，以弹性、韧性及抗压强度的综合性能系数为判别指标配制形成的固井水泥浆体系。环空带压sustainedannularpressure套管、水泥环和井筒间的密封完整性受到损坏导致的后期生产过程中产生的井口压力。气密封检测gassealtest利用低分子气体介质在所允许的高压条件下对油套管扣密封性进行的检测。钻刮通一体化drilling-pipecleaning-piggingonetrip页岩气井完井作业中钻塞、刮管、通井一趟钻完成的作业流程。7采气工程7.1压裂设计页岩(3.2)在特定加载条件下产生由局部破坏演变为多维破裂面的综合特性。由杨氏模量、泊松比及其相关岩石力学参数建立的经验公式计算得出的指数。最大水平主应力和最小水平主应力的差值与最小水平主应力的比值。某一深度的地层受液压而发生破裂时的压力值。闭合压力closurepressure已存在裂缝张开的最小缝内流体作用在裂缝面的平均压力。压裂过程中波及的裂缝长度。压裂液垂直于主裂缝方向扩展的宽度。7.2压裂材料滑溜水slickwater降阻水减阻水由降阻剂、其他添加剂和水配制成的、管流摩阻一般为清水70%～80%的水基压裂液。降阻率frictionreductionratio减阻率在相同的温度条件下，滑溜水(7.2.1)与清水分别流经相同直径、相同长度管道的摩擦阻力(或压差)之差与清水摩擦阻力(或压差)的比率。7.3压裂方式与配套工艺利用地面设备将大量压裂液压入页岩储层(3.7),产生一定范围的人工裂缝网络，扩大页岩气(3.1)解吸面积，沟通天然裂缝，改善储层渗透性，从而提高页岩气(3.1)产量的增产措施。水平井分段压裂horizontalwellmulti-stagefracturing限于压裂规模，水平井压裂过程中利用桥塞或封隔器等工具将整个长水平段分成若干段依次进行的压裂施工方式。在压裂施工中，利用添加很少量减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂的清水作为压裂液的压裂施工方式。在压裂施工中，分阶段采用两种或者两种以上不同的压裂液类型进行注入的压裂施工方式。以液态CO₂作为压裂前置液，与其他水基压裂液组合进行的压裂施工方式。将压裂设备固定于某一场地，对其周边位置较为集中的多口水平井或丛式井组实施批量压裂作业的施工方式。在同一井场，使用两组及以上压裂机组设备，对两口及以上相邻的相同层位(段)同时进行压裂改造的模式。拉链式压裂zipperfracturing用一套压裂车组对多口相邻水平井进行交替分段压裂的压裂改造模式。重复压裂re-fracturing在同一口井的同一层位进行的一次以上的压裂施工方式。在压裂井中采用有效封隔方式形成的压裂单元。相邻两个压裂段(7.3.10)分段工具之间的距离。在同一压裂段(7.3.10)中分若干小段分别进行射孔的射孔方式。注：其中每一小段称为一簇。相邻两个射孔簇的上一射孔簇底界与下一射孔簇底界之间的距离。连续混配continuous-blending一种即配即供的液体配制工艺。注：所有的化学添加剂在配制过程中按一定比例在线加入。以复合材料为主体制作而成、且易快速钻除的桥塞。压裂微地震microseismic地下岩石受页岩储层(3.7)水力压裂的外力作用，地应力发生改变导致岩石破裂而产生的微小(小于里氏震级1级)震动事件。压裂微地震监测hydraulicfracturingmicroseismicmonitoring利用高精度仪器对压裂过程中地下岩石产生的微地震事件进行识别和定位，从而了解水力裂缝的按照针对性设计而开展的流体注入、压降测试等作业。闭合应力等参数。缝网复杂性指数complexityindexoffracturenetwork压裂微地震监测(7.3.17)获得的裂缝缝宽与缝长之比。裂缝导流能力fractureconductivity裂缝允许流体通过的能力。注：以闭合应力条件下的支撑缝宽与填砂裂缝渗透率的乘积表示。储层改造体积stimulatedreservoirvolume压裂施工后，压裂液或支撑剂可波及的具有渗流或导流能力的裂缝网络体积。放压生产pressurereliefproduction通过放大生产压差以获得页岩气井更高产气量的生产方式。控压生产pressurecontrolledproduction控制井底压力下降速度维持在相对稳定范围的生产方式。间歇生产intermittentproduction页岩气井间歇性开井的生产方式。页岩气井投产初期未下油管时，采用套管作为天然气和压裂液生产通道的生产方式。平台药剂整体加注platformchemicalsoverallfilling使用自动加注装置对平台内的页岩气井进行起泡剂和消泡剂自动加注。平台工艺整体运行platformprocessoveralloperation平台工艺井考虑井间干扰(5.3.4)整体协调下的运行。压裂返排液fracturingflowbackliquid页岩气井经压裂后，从储层返出到地面的液体。页岩气井排出的压裂返排液(7.4.7)体积总量占压裂时注入的压裂液体积总量的百分比。排采drainage利用页岩气井自身能量或者采用机械、化学(或两种相结合)方法将井筒及井底附近的液体排出地页岩气井投产初期压裂返排液(7.4.7)量较大的生产阶段。带液采气期flowbackgasrecoveryperiod页岩气井自喷带液产气的生产阶段。页岩气井进入低压小产的排水采气生产阶段。优选管柱optimizingpipestring当页岩气井由于积液影响不能稳定生产时，通过及时调整管柱(即更换成较小直径的油管柱),提高井筒内的气流速度，充分利用气井自身能量，排出气井积液的一种排采工艺方法。8地面工程装有天然气增压设备的站场。注：将低压天然气增压后送往气体处理厂，或补充气体沿天然气管道流动时所消耗的压力能，将天然气按要求的流量输送至管道终点。单井集气singlewellgasgathering以单井为集气单元的集气工艺。对页岩气田(3.11)各单井或多井产页岩气(3.1)进行收集、实现单井计量和生产总计量的单元。天然气净化naturalgaspurification9安全环保同一平台同排井与井，或排与排之间的两个及以上相关方同时开展生产、施工的作业活动。交叉作业(9.1)互相影响的各作业方。钻井过程由钻井液从井内带至地面的岩石碎块。通过离心设备实现含油岩屑(9.4)的固液分离。注：达到含油岩屑(9.4)减量化和回收基础油的目的。化学清洗chemicalwashing含油岩屑(9.4)经处理剩余固相满足要求后用作为原料用于水泥窑协同处置(9.11),含油岩屑(9.4)中基础油、油基钻井液(6.2.1)经分离后回收并再生利用等过程。将含油岩屑(9.4)处理至满足入窑要求后，按一定比例作为生产原料投入水泥窑，在进行水泥熟料生产的同时实现废物无害化处置的过程。钻井废水和压裂返排液(7.4.7)经处理后用于配置压裂液的过程。压裂返排液(7.4.7)或含油岩屑(9.4)经处理后注入地层的处置过程。GB/T8423.1—2018石油天然气工业术语第1部分：勘探开发[2]GB/T8423.3—2018石油天然气工业术语第3部分：油气地面工程[3]GB/T8423.5—2017石油天然气工业术语第5部分：设备与材料[4]GB/T19492—2020油气矿产资源储量分类[5]GB/T26979—2011天然气藏分类[6]GB/T28911—2012石油天然气钻井工程术语[7]GB/T31483—2015页岩气地质评价方法[8]GB/T31537—2015煤层气(煤矿瓦斯)术语9]GB/T34163—2017页岩气开发方案编制技术规范[10]GB/T35110—2017海相页岩气勘探目标优选方法117AQ2012—2007石油天然气安全规程[12]DZ/T0254—2020页岩气资源量和储量估算规范[13]DZ/T0299—2017页岩气调查地震资料采集与处理技术规程[14]NB/T14001—2015页岩气藏描述技术规范[15]NB/T14002.1—2015页岩气储层改造第1部分：压裂设计规范[16]NB/T14002.2—2017页岩气储层改造第2部分：工厂化压裂作业技术规范[17]NB/T14002.3—2015页岩气储层改造第3部分：压裂返排液回收和处理方法[18]NB/T14002.4—2015页岩气储层改造第4部分：水平井泵送桥塞-射孔联作技术推荐作法[19]NB/T14002.5—2016页岩气储层改造第5部分：水平井钻磨桥塞作业要求[20]NB/T14002.6—2016页岩气储层改造第6部分：水平井分簇射孔作业要求[21]NB/T14003.1—2015页岩气压裂液第1部分：滑溜水性能指标及评价方法[22]NB/T14003.2—2016页岩气压裂液第2部分：降阻剂性能指标及测试方法[23]NB/T14003.3—2017页岩气压裂液第3部分：连续混配压裂液性能指标及评价方法[24]NB/T14004.1—2015页岩气固井工程第1部分：技术规范[25]NB/T14004.2—2016页岩气固井工程第2部分：水泥浆技术要求和评价方法[26]NB/T14006—2020页岩气气田集输工程设计规范[27]NB/T14007—2015页岩气资源评价技术规范[28]NB/T14011—2016页岩气地震资料处理解释和预测技术规范[29]NB/T14012.2—2016页岩气工厂化作业推荐做法第2部分：钻井[30]NB/T14020.1—2017页岩气工具设备第1部分：复合桥塞[31]NB/T14021—2017页岩气平台钻前土建工程作业要求[32]SY/T5107—2016水基压裂液性能评价方法[33]SY/T6174—2012油气藏工程常用词汇34]SY/T6940—2020页岩含气量测定方法汉语拼音索引B半深湖亚相…………4.1.3闭合压力……………7.1.5波及缝宽……………7.1.7C残余气量……………4.5.4产量递减法………5.4.4产量敏感性分析……5.4.7产量预测……………5.4.3产能试井……………5.2.2常压页岩气藏……4.7.2重复压裂……………7.3.9储量计算单元………4.9.4脆性矿物……………4.2.1脆性指数…………7.1.2D大孔…………………4.4.7带液采气期………单井集气……………8.6单井可采储量………5.3.3单井控制面积………5.5.7弹韧性水泥浆………6.3.3等壁厚螺杆钻具………………6.1.13底板…………………4.6.3递减率……………5.4.1典型曲线拟合分析法……………5.4.5顶板…………………4.6.2动态储量……………5.3.2短弯螺杆钻具…………………6.1.14多尺度渗流………5.1.2F返排率………………7.4.8放压生产……………7.4.1焚烧…………………9.8富有机质页岩………3.3富有机质页岩层段…………………3.5G高压页岩气藏……4.7.1工厂化压裂…………7.3.6供电一体化…………8.9H还原环境…………4.1.4含气饱和度………4.5.6含气页岩层段………3.6含水饱和度…………4.5.7含油岩屑……………9.4滑溜水………………7.2.1化学清洗……………9.6环空带压……………6.3.4混合压裂……………7.3.4J集气阀组……………8.7集气站………………8.2加密井………………5.5.9加压候凝固井……6.3.2间歇生产……………7.4.3减阻率……………7.2.2减阻水………………7.2.1降阻率………………7.2.2降阻水……………7.2.1交叉作业……………9.1解吸气量……………4.5.3介孔………………4.4.6井工厂………………5.5.1井工厂钻井…………6.1.1井间干扰…………5.3.4井网…………………5.5.4井组…………………5.5.5绝对无阻流量………5.2.3数值模拟…………5.4.6衰竭式开采…………5.5.2K水基钻井液…………6.2.2K可钻桥塞…………7.3.15水力机械双加压……6.1.7空套管生产………7.4.4水力振荡器………6.1.15控压欠平衡钻井……6.1.9水泥窑协同处置……9.11控压生产……………7.4.2水平井分段压裂…………………7.3.2控压式开采………5.5.3水平偏移距………6.1.2水平应力差异系数…………………7.1.3L损失气量……………4.5.5拉链式压裂…………7.3.8T类比标准区…………4.8.3离心分离……………9.5体积压裂……………7.3.1连续混配…………7.3.14天然气净化…………8.8裂缝导流能力…………………7.3.20调整井………………5.5.8同步压裂……………7.3.7N脱水站………………8.3纳米孔隙……………4.4.4WP微孔………………4.4.5稳产期………………5.4.2排采………………排采………………7.4.9排水采气期………7.4.12五点六段制井身剖面………………6.1.4排液期……………7.4.10泡沫定向钻井…………………6.1.10X泡沫固井……………6.3.1平台工艺整体运行…………………7.4.6吸附气……………4.5.9平台药剂整体加注…………………7.4.5破裂压力……………7.1.4平台药剂整体加注…………………7.4.5破裂压力……………7.1.4破乳电压……………6.2.5旋转导向钻井……6.1.12YQ气密封检测…………6.3.5压力系数…………气密封检测…………6.3.5压裂段7.3.10压裂返排液…………7.4.7压裂段7.3.10压裂返排液…………7.4.7前置CO₂混合压裂………………7.3.5压裂微地震压气站………………8.4压气站………………8.4清水压裂…………7.3.3R页理缝……………4.4.8热解析………………9.7页岩层段……………3.4溶剂萃取……………9.9页岩储层……………3.7溶解气……………4.5.10页岩脆性……………7.1.1乳化剂………………6.2.3页岩含气性…………4.5.1S页岩孔隙…………4.4.1页岩孔隙度………4.4.9深水陆棚亚相………4.1.1页岩气藏……………3.10生物石英……………4.2.2页岩气地质储量……4.9.1试井…………………5.2.1页岩气地质甜点……3.8页岩气工程甜点……3.9页岩气开发…………3.13页岩气勘探…………3.12页岩气目标区………4.8.7页岩气渗流…………5.1.1页岩气田……………3.11页岩气甜点区………4.8.8页岩气选区评价…………………4.8.4页岩气有利区………4.8.6页岩气远景区………4.8.5页岩气资源量………4.8.2页岩气资源评价…………………4.8.1页岩渗透率………4页岩抑制剂…………6.2.4一趟钻钻井………6.1.8优选管柱…………7.4.13油基钻井液…………6.2.1油基钻井液重复利用率…………6.2.6油基钻屑……………6.2.7游离气……………4.5.8游离气地质储量……4.9.3有机孔隙……………4.4.2有机质成熟度………4.3.3有机质类型…………4.3.2有效改造体积………5.3.1鱼钩型井眼轨道……6.1.3预增斜井眼轨道……6.1.5Z诊断性压裂注入测试…………7.3.18资源化综合利用……9.10总含气量…………4.5.2总有机碳含量……4.3.1钻刮通一体化………6.3.6英文对应词索引Aabsoluteopenflowpotential……………………5.2.3adsorbedgas…………………………assessmentofshalegasresources………………4.8.1Bbrittleminerals…………brittlenessindex…………………Ccementsetbypressurizingcasingannulacentrifugalseparation……………chemicalwashing……………………9.6clusterspace………………comprehensiveutilizationofresources…………9.10continuous-blending……………………cross-operation…………………………9.1Ddeclinerate……………………………5.4.1deeplakesubfacies…………………4.1.2deepwatershelfsubfacies…………………………4.1.1dehydratingstation……………deoxidizationdrillpipe……………6.1.17depletion-drivedevelopment………………………5.5.2desorbedgasvolume…………………4.5.3diagnosticfractureinjectiontest………………7.3.18dissolvedgas………………………4.5.10drainage………………7.4.9drainagegasrecoveryperiod……………………7.4.12drillablebridgeplug………………7.3.15drillingcutting…………………………9.3drilling-pipecleaning-piggingonetrip…………………dynamicfracturelength……………7.1.6dynamicreserves……………………5.3.2Eeffectivestimulatedreservoirvolume……………5.3.1elasticresiliencecementpaste………………………6.3.3emptycasingproduction……………7.4.4emulsifier………………6.2.3emulsion-breakingvoltage…………………………6.2.5engineeringsweetspotofshalegas…………………3.9Ffactoryfracturing……………………7.3.6fishhookwelltrajectory……………6.1.3floorofshalereservoir………………4.6.3flowbackperiod………………………7.4.10flowbackgasrecoveryperiod……………………7.4.11flowbackrate…………………………7.4.8foamcementing………………………6.3.1foamdirectionaldrilling…………………………6.1.10fractureconductivity………………7.3.20fracturepressure……………………7.1.4fracturewidth…………………………7.1.7fracturingflowbackliquid…………………………7.4.7fracturingsegment…………………7.3.10freegas…………………4.5.8freegasreserves………………………4.9.3freshwaterdrilling…………………6.1.6frictionreductionratio……………7.2.2Ggasbearingpropertyofshale………………………4.5.1gasgatheringandtransportation……………………8.5gasgatheringmanifold………………8.7gasgatheringstation…………………8.2gassaturation…………………………4.5.6gassealtest……………………………6.3.5gas-bearingshaleinterval……………3.6geologicalsweetspotofshalegas……………………3.8geo-steeringdrilling………………6.1.11Hhemi-deeplakesubfacies……………4.1.3highbuildslopescrew……………6.1.14highpressureshalegasreservoir…………………4.7.1horizontalin-situstressdifferencecoefficient…………………7.1.3horizontaloffset…………horizontalwellmulti-stagefracturing……………7.3.2hybridbit……………………………6.1.16hybridfracturing………………………7.3.4hydraulicfracturingmicroseismicmonitoring………………7.3.17hydroscillator…………………………6.1.15Iincineration………………9.8infillwell………………5.5.9intermittentproduction……………7.4.3Llaminatedfracture……………………4lostgasvolume………………………4.5.5Mmacropore……………………………4.4.7maturityoforganicmatter…………………………4.3.3mesopore………………4.4.6micropore……………………………4.4.5microseismic…………………………7.3.16multi-scaleflow………………………5.1.2multi-wellpaddrilling………………6.1.1Nnanopore………………4.4.4naturalgaspurification………………8.8normalpressureshalegasreservoir………………4.7.2numericalsimulation………………5.4.6Ooilbaseddrillingfluid………………6.2.1oilbaseddrillingcuttings…………………………6.2.7oilycutting………………9.4onetripdrilling………………6.1.8optimizingpipestring………………………7.4.13organicmatterpore……………4.4.2organicmattertype……………4.3.2organic-richshale………………3.3organic-richshaleinterval………………………3.5PPDMdrillwiththesamerubberthickness…………………6permeabilityofshale………………………4.4.10platformchemicalsoverallfilling……………7.4.5platformprocessoveralloperation……………7.4.6poresinshale…………………4.4.1porosityofshale………………4.4.9powersupplyintegration………………………8.9preflexholetrajectory…………………………6.1.5preflushingCO₂hybridfracturing……………7.3.5pressurecoefficient……………4.6.1pressurecontrolledproduction………………7.4.2pressurecontrollingdevelopment……………5.5.3pressurereliefproduction……………………7.4.1productiondeclinemethod……………………5.4.4productionprediction…………………………5.4.3productionsensitivityanalysis………………5.4.7Rrecoverablereservesperwell…………………5.3.3reducingenvironment…………………………4.1.4re-fracturing……………………7.3.9re-injection………………………9.13residualgasvolume……………4.5.4reuse………………9.12roofofshalereservoir…………………………4.6.2rotarysteeringdrilling………………………6.1.12Ssegmentlength………………7.3.11shale…………………3.2shalebedding…………………