鄒才能，董大忠,，王玉滿，李新景，黃金亮，王淑芳，管全中，張晨晨，王紅巖,，劉洪林，拜文華，梁峰，吝文，趙群，劉德勛，楊智，梁萍萍，孫莎莎，邱振

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心；3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

中國頁巖氣特征、挑戰(zhàn)及前景（二）

鄒才能1，董大忠1,2，王玉滿1，李新景1，黃金亮1，王淑芳1，管全中1，張晨晨1，王紅巖2,3，劉洪林3，拜文華3，梁峰3，吝文3，趙群3，劉德勛3，楊智1，梁萍萍3，孫莎莎3，邱振3

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心；3.中國石油勘探開發(fā)研究院廊坊分院）

重點(diǎn)闡述中國頁巖氣工業(yè)化進(jìn)展、“甜點(diǎn)區(qū)”評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)與勘探開發(fā)技術(shù)、成功經(jīng)驗(yàn)、面臨挑戰(zhàn)及發(fā)展前景。根據(jù)四川盆地涪陵、長寧、威遠(yuǎn)等頁巖氣田地質(zhì)與工程參數(shù)，指出中國頁巖氣具有特殊性。中國南方特大型海相高演化（Ro值2.0%～3.5%）、超高壓（壓力系數(shù)1.3～2.1）頁巖氣田的發(fā)現(xiàn)，對中國乃至世界古老海相頁巖氣勘探開發(fā)具有重要科學(xué)意義與實(shí)踐價(jià)值。提出“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”須具備“含氣性優(yōu)、可壓性優(yōu)、效益性優(yōu)”等特征，“四高”（高TOC值（大于3.0%）、高孔隙度（大于3.0%）、高含氣量（大于3.0 m3/t）、高地層壓力（壓力系數(shù)大于1.3））、“兩發(fā)育”（頁巖層理、天然微裂縫）是富集高產(chǎn)段與水平井軌跡選擇的關(guān)鍵指標(biāo)，水平井巷道必須控制在上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組底部高壓封存箱中部。提出“微氣藏”群壓裂形成“人工頁巖氣藏”的模式，揭示“壓后燜井、控壓限產(chǎn)”機(jī)制。形成了三維地震與壓裂微地震監(jiān)測、水平井、“工廠化”生產(chǎn)模式等關(guān)鍵技術(shù)和“甜點(diǎn)區(qū)”優(yōu)選、水平井巷道控制、水平段長度優(yōu)化、“工廠化”生產(chǎn)模式等成功經(jīng)驗(yàn)。頁巖氣資源的不確定性、3 500 m以深勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與裝備突破、低成本生產(chǎn)、水資源與安全環(huán)保是中國頁巖氣實(shí)現(xiàn)規(guī)模開采面臨的4大挑戰(zhàn)。預(yù)測中國南方海相頁巖氣可采資源量約8.8×1012m3，四川盆地有利區(qū)面積4.0×104km2、可采資源量4.5×1012m3，2020年中國頁巖氣勘探開發(fā)有望實(shí)現(xiàn)“理論、技術(shù)、生產(chǎn)和成本”4個(gè)一體化革命，產(chǎn)能達(dá)到（200～300）×108m3/a。未來有望在四川盆地常規(guī)加非常規(guī)天然氣產(chǎn)量一起建成“西南大慶（氣大慶）”。圖11表2參21

頁巖氣田；經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)；微氣藏；水平井；“工廠化”生產(chǎn)模式；體積壓裂；開發(fā)成本；資源潛力；有利目標(biāo)

0 引言

本文將進(jìn)一步闡述中國頁巖氣工業(yè)化發(fā)展進(jìn)程、頁巖氣“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”評選標(biāo)準(zhǔn)、勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)步、主要成功經(jīng)驗(yàn)、面臨挑戰(zhàn)及發(fā)展前景預(yù)測等。

1 中國頁巖氣勘探開發(fā)進(jìn)展

1.1 中國頁巖氣勘探開發(fā)發(fā)展階段

2005年中國開展頁巖氣勘探開發(fā)以來，歷經(jīng)了從頁巖氣地質(zhì)條件研究、“甜點(diǎn)區(qū)”評選與評價(jià)井鉆探及勘探開發(fā)前期準(zhǔn)備，到海相頁巖氣工業(yè)化開采試驗(yàn)、海陸過渡相與陸相頁巖氣勘探評價(jià)兩大發(fā)展階段，正有序向海相頁巖氣規(guī)模化開采、海陸過渡相與陸相頁巖氣工業(yè)化開采試驗(yàn)階段遞進(jìn)（見圖1）[1-2]。初步實(shí)現(xiàn)了中國海相頁巖氣勘探開發(fā)“理論、技術(shù)、生產(chǎn)”革命，正在進(jìn)一步推動“成本”革命（即理論、技術(shù)、生產(chǎn)和成本4個(gè)革命），實(shí)現(xiàn)中國頁巖氣勘探開發(fā)4個(gè)一體化革命和規(guī)模性發(fā)展。

圖1 中國頁巖氣勘探開發(fā)重要事件與發(fā)展階段劃分圖

①頁巖氣前期地質(zhì)條件研究、“甜點(diǎn)區(qū)”評選與評價(jià)井鉆探及勘探開發(fā)前期準(zhǔn)備階段。2005年以來，中國在頁巖氣勘探開發(fā)上，借鑒北美成功經(jīng)驗(yàn)，針對不同地質(zhì)背景、不同類型頁巖，開展中國頁巖氣賦存地質(zhì)條件研究、資源前景評價(jià)和“甜點(diǎn)區(qū)”評價(jià)優(yōu)選，在四川盆地及鄰區(qū)鉆探了長芯1、渝頁1、威201、寧201、焦頁1、巫溪2等井，在滇東北昭通地區(qū)鉆探了昭101井，在湘西地區(qū)鉆探了湘頁1井，在下?lián)P子地區(qū)鉆探了宣頁1井，在鄂爾多斯盆地鉆探了柳評177井等一批具有戰(zhàn)略意義的區(qū)域評價(jià)井。先后在中國南方寒武系、奧陶系—志留系、石炭-二疊系、三疊系—侏羅系和鄂爾多斯盆地三疊系、石炭-二疊系等層系頁巖中發(fā)現(xiàn)了頁巖氣，評價(jià)優(yōu)選了四川盆地及鄰區(qū)、鄂爾多斯盆地為中國頁巖氣勘探開發(fā)有利區(qū)，鎖定了威遠(yuǎn)、長寧—昭通、富順—永川、涪陵、巫溪、甘泉—下寺灣等一批有利頁巖氣目標(biāo)。

②海相頁巖氣工業(yè)化開采試驗(yàn)、海陸過渡相與陸相頁巖氣勘探評價(jià)階段。自2010年起，中國先后在四川盆地威遠(yuǎn)—長寧、富順—永川、昭通、涪陵等區(qū)塊發(fā)現(xiàn)高產(chǎn)頁巖氣流，建立了3個(gè)海相頁巖氣工業(yè)化生產(chǎn)示范區(qū)。重點(diǎn)是在海相頁巖氣“甜點(diǎn)區(qū)”評價(jià)方法、水平井優(yōu)快鉆進(jìn)、大型體積壓裂改造、安全與環(huán)保、“工廠化”平臺井組生產(chǎn)模式、有效組織與管理等方面開展了大規(guī)模理論創(chuàng)新、技術(shù)攻關(guān)和產(chǎn)能建設(shè)試驗(yàn)。經(jīng)過近5 a理論研究、技術(shù)攻關(guān)和先導(dǎo)試驗(yàn)，初步實(shí)現(xiàn)了四川盆地上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組（以下簡稱五峰組—龍馬溪組）海相頁巖氣直井、水平井、“工廠化”平臺井組工業(yè)化生產(chǎn)三大跨越，基本建立了中國特色的高演化超高壓頁巖氣富集地質(zhì)理論、基本實(shí)現(xiàn)了目的層埋深3 500 m以淺海相頁巖氣水平井鉆完井、體積壓裂與裝備、“工廠化”平臺井組生產(chǎn)模式、一體化高效組織管理等勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與裝備國產(chǎn)化及廣泛應(yīng)用。

同時(shí)，在四川盆地、南方的湘鄂西、鄂爾多斯盆地等地區(qū)開展了海陸過渡相與陸相頁巖氣勘探評價(jià)。

1.2 中國頁巖氣勘探開發(fā)重要進(jìn)展

迄今，中國共有頁巖氣探礦權(quán)區(qū)塊54個(gè)，面積約17×104km2，20余家國內(nèi)外企業(yè)在11個(gè)省區(qū)5大沉積盆地（區(qū)）開展頁巖氣勘探開發(fā)[3-7]，累計(jì)完成二維地震2.2×104km、三維地震2 134 km2，鉆井800余口，壓裂試氣270余口井獲頁巖氣流。在四川盆地發(fā)現(xiàn)五峰組—龍馬溪組特大型頁巖氣區(qū)，涪陵、長寧、威遠(yuǎn)3大頁巖氣田累計(jì)探明頁巖氣地質(zhì)儲量5 441.29×108m3，實(shí)現(xiàn)頁巖氣工業(yè)化開采，年產(chǎn)量逾40×108m3（見圖2）[4-6]，中國成為全球第3個(gè)實(shí)現(xiàn)頁巖氣生產(chǎn)的國家。隨著頁巖氣與常規(guī)天然氣產(chǎn)量的增加，四川盆地有望建成5 000×104t級油氣當(dāng)量的“西南大慶”（即“西南氣大慶”，后文均簡稱“西南大慶”）。

①海相頁巖氣工業(yè)化生產(chǎn)示范區(qū)建設(shè)進(jìn)展順利，局部實(shí)現(xiàn)規(guī)?；_發(fā)。2010年以來，中國頁巖氣勘探開發(fā)圍繞南方地區(qū)下寒武統(tǒng)筇竹寺組和五峰組—龍馬溪組海相頁巖開展區(qū)域評價(jià)勘探。經(jīng)鉆探發(fā)現(xiàn)這兩套頁巖中五峰組—龍馬溪組具有區(qū)域整體含氣、四川盆地內(nèi)富集高產(chǎn)的特征，而筇竹寺組可能僅局部區(qū)塊富氣。評價(jià)在四川盆地及鄰區(qū)初步確定出頁巖氣有利面積5.78× 104km2（五峰組—龍馬溪組：5.16×104km2；筇竹寺組：6 200 km2），并將勘探開發(fā)重點(diǎn)確定在川南—昭通、川東—渝東南兩大領(lǐng)域的五峰組—龍馬溪組。隨著勘探開發(fā)重點(diǎn)領(lǐng)域與主力層系的確定，及時(shí)實(shí)施了寧201-H1、陽201-H2、焦頁1HF等一批先導(dǎo)試驗(yàn)水平井，在川南—昭通區(qū)的長寧、富順—永川頁巖氣田及川東—渝東南區(qū)的涪陵頁巖氣田先后獲得15×104m3/d、43×104m3/d和20.3×104m3/d的單井初始測試產(chǎn)量（見圖2），發(fā)現(xiàn)四川盆地五峰組—龍馬溪組特大型海相頁巖氣區(qū)[4-9]。經(jīng)過3～4 a的評價(jià)勘探和先導(dǎo)開發(fā)試驗(yàn)，長寧、威遠(yuǎn)頁巖氣田完鉆井約130口，探明頁巖氣面積207.87 km2，探明頁巖氣地質(zhì)儲量1 635.31×108m3，累計(jì)生產(chǎn)頁巖氣15.15×108m3以上。涪陵頁巖氣田完鉆井250余口，探明頁巖氣面積383.54 km2，探明頁巖氣地質(zhì)儲量3 805.98×108m3，累計(jì)生產(chǎn)頁巖氣逾43×108m3。

圖2 中國頁巖氣主要單井初始測試產(chǎn)量統(tǒng)計(jì)直方圖

同時(shí)，初步建立了高演化、超高壓海相頁巖氣成藏富集地質(zhì)理論，基本形成了適宜于頁巖氣勘探開發(fā)的地球物理、鉆完井、壓裂改造等關(guān)鍵技術(shù)，自主研發(fā)的可移動式鉆機(jī)、3000型壓裂泵車、可鉆式橋塞等裝備已規(guī)?；瘧?yīng)用，水平井鉆完井周期從150 d減至60 d，最短35 d，分段壓裂增產(chǎn)改造由最初的最多10段增至目前的平均15段（最多26段），完全具備目的層埋深3 500 m以淺水平井鉆完井及大型分段體積壓裂能力，基本建立了平臺井組“工廠化”生產(chǎn)模式，水平井單井平均綜合成本大幅降低（從2010年的1億元下降到2015年的6 000～7 500萬元）。

②陸相和海陸過渡相頁巖氣仍處于地質(zhì)評價(jià)、“甜點(diǎn)區(qū)”評選及工業(yè)化探索階段。中國陸相頁巖普遍具有厚度較大、有機(jī)質(zhì)豐度高、以生油為主、含氣量低、脆性指數(shù)低等特點(diǎn)；海陸過渡相頁巖多與煤層伴生，具有高TOC含量集中段厚度小、連續(xù)性差、儲集空間有限、含氣量變化大、脆性指數(shù)中等的特征。在中國，陸相、海陸過渡相兩類頁巖氣的勘探與海相頁巖氣基本同步，但實(shí)際勘探成效卻明顯不同。在四川盆地、南華北盆地、柴達(dá)木盆地、鄂爾多斯盆地等地區(qū)均發(fā)現(xiàn)這兩類頁巖氣的存在，單井初始測試產(chǎn)量總體較低且遞減很快，不能建立規(guī)模產(chǎn)能。陜西延長石油（集團(tuán)）有限責(zé)任公司自2011年起在鄂爾多斯盆地甘泉—下寺灣地區(qū)實(shí)施三疊系延長組陸相頁巖氣工業(yè)化生產(chǎn)示范區(qū)建設(shè)，迄今鉆井59口，其中有30口井發(fā)現(xiàn)頁巖氣，單井初始測試日產(chǎn)氣（0.17～4.00）×104m3。

2 中國頁巖氣“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)

實(shí)踐與研究認(rèn)為海相頁巖氣富集高產(chǎn)“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”需具備地質(zhì)上“含氣性優(yōu)”、工程上“可壓性優(yōu)”、效益上“經(jīng)濟(jì)性優(yōu)”，即“又甜、又脆、又好”三優(yōu)特征。根據(jù)長寧、涪陵等頁巖氣田五峰組—龍馬溪組產(chǎn)層特征（見表1），提出地質(zhì)上“四高”（即高TOC值、高含氣量、高孔隙度、高地層壓力）、“兩發(fā)育”（即頁巖頁/層理、天然微裂縫）是確定頁巖氣富集段與水平井軌跡的關(guān)鍵指標(biāo)；工程條件以脆性指數(shù)高、地應(yīng)力差小為好；地表簡單、目的層埋深適中、管網(wǎng)較完善、氣價(jià)合理、政策支持到位等是頁巖氣的關(guān)鍵經(jīng)濟(jì)指標(biāo)（見表1、圖3）。

表1 四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣產(chǎn)層主要特征與“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”關(guān)鍵參數(shù)表

圖3 頁巖氣“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”主要評價(jià)指標(biāo)構(gòu)成

圖4 四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣層壓力系數(shù)、儲集層埋深與產(chǎn)量關(guān)系圖

從圖4中可見，單井初始測試產(chǎn)量超過15×104m3/d的高產(chǎn)井埋深為2 000～4 000 m，優(yōu)質(zhì)頁巖厚度20～80 m，地層壓力系數(shù)為1.3～2.1。當(dāng)壓力系數(shù)大于1.3時(shí)，單井初始測試產(chǎn)量大幅增加，為（7.0～55.0）×104m3/d，水平井單井產(chǎn)量為直井單井產(chǎn)量的5～10倍或以上。統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)，高產(chǎn)井產(chǎn)層TOC值一般大于3.0%，孔隙度大于4.0%，含氣量大于3.0 m3/t，壓力系數(shù)大于1.30，優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大于20 m，脆性指數(shù)大于40%，彈性模量大于20 GPa，泊松比小于0.25，頁巖層理及天然微裂縫較發(fā)育（見表1）。本文建立了有利埋深2 000～4 000 m的海相頁巖氣“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”評選條件與分類指標(biāo)（見表2），Ⅰ類為經(jīng)濟(jì)性最好區(qū)帶，Ⅱ類為次經(jīng)濟(jì)性區(qū)帶，二者均為頁巖氣勘探開發(fā)重點(diǎn)目標(biāo)，Ⅲ類區(qū)帶的經(jīng)濟(jì)性較差，通常作為遠(yuǎn)景區(qū)帶。

四川盆地長寧、涪陵等開發(fā)試驗(yàn)區(qū)所鉆平臺井組也有一定比例井頁巖氣產(chǎn)量相對較低，表明在“甜點(diǎn)區(qū)”內(nèi)也存在非均質(zhì)性，既有宏觀地質(zhì)條件的差異，也有微觀地質(zhì)結(jié)構(gòu)的不同，本文以“微氣藏”概念給予詮釋。頁巖氣儲集空間由多種類型微米—納米級孔隙系統(tǒng)構(gòu)成，如有機(jī)質(zhì)納米孔、粒間孔、粒內(nèi)孔等。有機(jī)質(zhì)納米孔隙大量形成于干酪根—原油裂解成氣階段、含氣程度高，呈“蜂窩狀”集群式分布，構(gòu)成頁巖氣“微氣藏”群。天然裂縫、水平井鉆井、大型體積壓裂就是將這些無數(shù)的“微氣藏”群相互溝通，形成“孔-喉-縫”三維“人工頁巖氣藏”系統(tǒng)。

表2 中國海相頁巖氣“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”評價(jià)條件與標(biāo)準(zhǔn)

3 中國頁巖氣工業(yè)化關(guān)鍵技術(shù)

通過頁巖氣勘探開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)的持續(xù)攻關(guān)，中國初步實(shí)現(xiàn)了目的層埋深3 500 m以淺的三維地震勘探與壓裂微地震監(jiān)測、水平井鉆完井、大型體積壓裂、平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式等頁巖氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)、可鉆式橋塞等重要裝備與主要地質(zhì)評價(jià)體系的國產(chǎn)化及規(guī)模應(yīng)用。

3.1 水平井鉆完井技術(shù)

中國初步形成了五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣水平井快速鉆完井技術(shù)[4-7]，機(jī)械鉆速大幅提高，鉆井周期大幅縮短。水平井井眼軌跡控制是保證頁巖氣井鉆探成功以及獲得高產(chǎn)的關(guān)鍵：①保證水平井段軌跡在五峰組頂部—龍馬溪組底部厚20 m左右的高壓封存箱中部鉆進(jìn)；②水平井段需要平行于最小主應(yīng)力方向，井眼軌跡與最小水平主應(yīng)力夾角越小，壓裂改造儲集層體積（SRV）就越大，單井產(chǎn)量與最終可采儲量（EUR）就可能越高；③水平井段長度優(yōu)化在1 500 m左右，依據(jù)頁巖儲集層特征、工程技術(shù)難度、鉆完井成本、井間干擾、壓裂效果等因素，將四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井段長度優(yōu)化在1 500 m左右，為平臺式“工廠化”水平井組部署提供了依據(jù)。

3.2 平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式

在中國南方特殊地質(zhì)、地表和水資源條件下，逐步形成了“鉆井、壓裂、生產(chǎn)”一體化交叉平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式，有效保護(hù)了環(huán)境，減少用地用水，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣低成本、環(huán)境友好開發(fā)，提高了頁巖氣開發(fā)利用的經(jīng)濟(jì)性。四川盆地長寧、威遠(yuǎn)頁巖氣田采用同井場雙鉆機(jī)鉆井模式，鉆井成本降低15%以上。同時(shí)通過鉆井工藝優(yōu)化，鉆井周期大幅縮短，長寧頁巖氣田鉆井周期由勘探初期的120 d降至目前的60 d左右，威遠(yuǎn)頁巖氣田鉆井周期已控制在了80 d以內(nèi)。

3.3 大型體積壓裂與壓裂效果評價(jià)技術(shù)

四川盆地頁巖氣水平井大型體積壓裂技術(shù)以“兩大、一小、一低”為特征。①“兩大”即大排量、大液量。大排量指壓裂施工排量，一般為10 m3/min以上。大液量則為單段壓裂用液量，一般為2 000～6 000 m3。②“一小”為小粒徑支撐劑，支撐劑一般采用0.150～0.212 mm（70～100目）和0.212～0.425 mm（40～70目）的陶粒。③“一低”是低砂比，壓裂液平均砂液比為3%～5%，最高不超過10%。

目前正在試驗(yàn)和推廣的頁巖氣水平井體積壓裂技術(shù)有同步壓裂、拉鏈?zhǔn)綁毫训?，它們是通過壓裂設(shè)計(jì)增加井與井之間、段與段之間的巖石應(yīng)力干擾，充分形成復(fù)雜交錯(cuò)的三維縫網(wǎng)，提高頁巖儲集層改造效果和保持壓裂時(shí)效。長寧、威遠(yuǎn)頁巖氣田平臺水平井組采用“同步+拉鏈”混合壓裂模式，每天壓裂段數(shù)由2段提高到6段及更多，壓裂效率大幅提高。

3.4 頁巖氣排采機(jī)制

中國探索形成了頁巖氣排采新機(jī)制，有效提高了頁巖氣井單井產(chǎn)量，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣開發(fā)“提速增效”。

3.4.1 “壓后燜井”新機(jī)制

中國南方海相頁巖氣開發(fā)初步形成了以壓裂后燜井、裂縫閉合前小油嘴控制排液、裂縫閉合后逐級放大、后期減小油嘴等新的排采制度（見圖5），排采過程平穩(wěn)，控砂排液效果好。觀察認(rèn)為壓后燜井排采機(jī)制具有以下優(yōu)勢：①可持續(xù)產(chǎn)生微裂縫，改善頁巖氣解吸與擴(kuò)散，增加泄氣面積；②增加地層吸水量以減少返排量，壓裂后關(guān)井一定時(shí)間能夠使地層吸收部分壓裂液，持續(xù)產(chǎn)生壓裂縫、進(jìn)一步加強(qiáng)裂縫的擴(kuò)展，降低壓裂液返排率，最終形成較大儲集層改造體積；③維持地層超壓。燜井能延緩裂縫閉合時(shí)間、降低井筒能量衰減速度、維持地層超壓，提高單井產(chǎn)量和最終可采儲量。

圖5 長寧頁巖氣田寧201-H1井頁巖氣生產(chǎn)曲線圖

3.4.2 “控壓限產(chǎn)”生產(chǎn)新機(jī)制

頁巖氣開采有兩種方式，即無阻暢噴和控壓限產(chǎn)。“無阻暢噴”是在壓裂后任由地層壓力自然遞減、不采取任何控壓措施，使其在較短時(shí)間內(nèi)快速采氣以快速回收投資的一種開采方式，北美早期頁巖氣開發(fā)中常采用這種方式[10-12]?！翱貕合蕻a(chǎn)”是按一定開采速度，保持一定油壓、套壓，使產(chǎn)量達(dá)到穩(wěn)定，當(dāng)產(chǎn)量下降時(shí)采取燜井等措施保持產(chǎn)量穩(wěn)定的開采方式，是中國南方海相頁巖氣采用的重要開采方式。對比發(fā)現(xiàn)“控壓限產(chǎn)”開采方式具有以下優(yōu)勢：①保持人工裂縫長期開啟，增加泄氣面積；②有利于吸附氣解吸，延長單井開采周期；③減少壓裂液返排量，增強(qiáng)壓裂效果；④提高單井最終可采儲量，提高頁巖氣開發(fā)經(jīng)濟(jì)性。

4 中國頁巖氣勘探開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)與挑戰(zhàn)

4.1 中國頁巖氣特殊性

北美海相頁巖氣具有先天優(yōu)勢（見圖6），優(yōu)質(zhì)頁巖厚度大、分布穩(wěn)定，頁巖氣產(chǎn)層埋深適中，熱成熟度適宜（Ro值為1.1%～2.5%）。沉積埋藏演化過程中構(gòu)造抬升次數(shù)少、抬升幅度小，未造成頁巖氣大規(guī)模破壞[13]。資源富集“甜點(diǎn)區(qū)”范圍較大（通常為0.5×104～1.0×104km2），頁巖氣層普遍超壓，水平兩向應(yīng)力差及垂向應(yīng)力差都較?。ㄒ话銥?～5 MPa）[14]，儲集層壓裂改造易形成縱橫交錯(cuò)的網(wǎng)狀體積裂縫，改造體積大（4 000×104～12 700×104m3）[15]。中國發(fā)育海相、海陸過渡相、陸相3類頁巖氣（儲集層）（見圖6），以中國南方五峰組—龍馬溪組為代表的海相頁巖厚30～80 m，埋深較大（1 500～5 000 m）（見圖7），熱成熟度高（Ro值為2.0%～3.5%）。沉積埋藏演化過程中遭受過多次構(gòu)造抬升且抬升幅度大，造成頁巖氣大規(guī)模的破壞。四川盆地西部（如威遠(yuǎn)頁巖氣田）及南部（如長寧頁巖氣田）區(qū)域地應(yīng)力復(fù)雜，水平兩向應(yīng)力差大（變化范圍10～20 MPa），儲集層壓裂改造時(shí)不易形成網(wǎng)狀體積裂縫，以水平方向的順層裂縫為主，改造體積偏小（4 000×104～8 000×104m3）。海陸過渡相頁巖以薄互層（5～10 m）為主，物性差（孔隙度為1.0%～3.0%）。陸相頁巖埋藏深度大，熱成熟度低（Ro值為0.4%～1.3%），頁巖氣以生油過程中的伴生氣為主，儲集層含氣量低（1.0～2.0 m3/t），儲集層脆性礦物含量低（20%～40%），可壓性較差。

圖6 中美富有機(jī)質(zhì)頁巖類型與頁巖氣成藏基本特征對比示意圖[8-9,16-18]

圖7 四川盆地南部五峰組—龍馬溪組頁巖底界埋深圖

四川盆地五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣為典型的高演化、超高壓頁巖氣。超高壓形成機(jī)制是：①以原油裂解氣為主要?dú)庠吹脑鰤?；②早期深埋增壓、后期?gòu)造抬升，良好的頂、底板和側(cè)向封堵條件使其較好地保存了早期較高的原始地層壓力；③豐富的有機(jī)質(zhì)納米級孔喉構(gòu)成的“微氣藏”群的壓力系統(tǒng)易于保存。海相超高壓頁巖氣藏的關(guān)鍵評價(jià)指標(biāo)及下限為：儲集層壓力系數(shù)大于1.3、TOC值大于3.0%、孔隙度大于4%和含氣量大于3.0 m3/t等。

4.2 中國頁巖氣勘探開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)

中國頁巖氣勘探開發(fā)堅(jiān)持地質(zhì)理論創(chuàng)新、勘探開發(fā)技術(shù)攻關(guān)，經(jīng)過10 a有效發(fā)展[19-20]，形成了如下重要成功經(jīng)驗(yàn)。

①選準(zhǔn)“甜點(diǎn)區(qū)”，是頁巖氣取得成功的首要條件。中國頁巖氣勘探開發(fā)起步之初，以頁巖厚度、TOC含量、熱演化程度、脆性程度、埋深等為主要條件，確定率先突破類型為南方古生界海相頁巖氣，重點(diǎn)主攻地區(qū)為四川盆地及鄰區(qū)，重點(diǎn)突破層系為五峰組—龍馬溪組。綜合評價(jià)明確了頁巖氣地質(zhì)特征及主控因素，提出了“又甜又脆又好”的頁巖氣富集“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”優(yōu)選標(biāo)準(zhǔn)，即含氣量大于3.0 m3/t、脆性指數(shù)大于40%、埋深介于1 500～3 500 m等。

②打進(jìn)“甜點(diǎn)段”，是頁巖氣水平井獲得高產(chǎn)的重要保證。五峰組—龍馬溪組TOC值大于2.0%的優(yōu)質(zhì)頁巖層段厚約30～70 m（見圖8），頁巖氣富集高產(chǎn)“甜點(diǎn)段”的WF1—LM5發(fā)育豐富的叉筆石、尖筆石、軸囊筆石和冠筆石等筆石帶，以富含生物硅質(zhì)、鈣質(zhì)的頁巖為主，平均TOC值為3.0%～6.0%，孔隙度4.0%～6.0%，含氣量3.0～8.0 m3/t，壓力系數(shù)大于1.3，水平井巷道控制在五峰組頂部—龍馬溪組最底部20～30 m“甜點(diǎn)段”中間位置，一般能夠獲得較高單井初產(chǎn)量和累計(jì)產(chǎn)量。

圖8 巫溪2井—焦頁1井—威201井—寧203井五峰組—龍馬溪組頁巖氣“甜點(diǎn)段”連井對比圖

③優(yōu)化水平段長度，是頁巖氣開發(fā)獲得最佳經(jīng)濟(jì)效益的關(guān)鍵因素。目前四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣水平井段平均長度為1 500 m左右。長寧頁巖氣田YS108井區(qū)（見圖7）20余口井平均水平井段長度為1 478 m，平均單井初始測試產(chǎn)量為21.23×104m3/d；長寧頁巖氣田寧201井區(qū)20余口井平均水平井段長度為1 380 m，平均單井初始測試產(chǎn)量為13.5×104m3/d；威遠(yuǎn)頁巖氣田30余口井平均水平井段長度為1 494 m，平均單井初始測試產(chǎn)量為11.62×104m3/d；涪陵頁巖氣田近30口井平均水平井段長度為1 394 m，平均單井初始測試產(chǎn)量為33.4×104m3/d。

④平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式，是頁巖氣開發(fā)降低成本的有效途徑。四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣勘探開發(fā)初步實(shí)現(xiàn)了同一鉆井平臺（井場）4～8口水平井“工廠化”鉆井和“同步+拉鏈?zhǔn)健眽毫焉a(chǎn)模式，單井鉆井周期由初期的最長195.69 d，縮短至當(dāng)前的最短33.7 d，壓裂段數(shù)由初期的最多10段，增加到當(dāng)前的平均15段（最高可達(dá)26段），2010年至2015年，單井綜合投資成本下降了15%～25%。

4.3 中國頁巖氣勘探開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

中國頁巖氣勘探開發(fā)面臨一系列挑戰(zhàn)：①中國頁巖氣形成與富集機(jī)理尚不清楚，頁巖氣資源不確定性較大；②優(yōu)質(zhì)頁巖氣儲集層精細(xì)地震識別與預(yù)測精度不夠高；③“穿針式”水平井精準(zhǔn)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)還不成熟；④壓裂效果微地震監(jiān)測與評估方法需要完善；⑤山地—丘陵地區(qū)“小型工廠化”生產(chǎn)模式仍在探索中；⑥高效開發(fā)理論與產(chǎn)能評價(jià)處于起步階段；⑦低壓、低產(chǎn)井增產(chǎn)重復(fù)壓裂技術(shù)需要攻關(guān)；⑧較高水資源消耗與環(huán)境保護(hù)有待改善；⑨全過程低成本勘探開發(fā)模式還沒有形成；⑩有效組織與管理方法需要進(jìn)一步深化。以下將其歸納為4個(gè)方面給予進(jìn)一步闡述。

（1）頁巖氣資源不確定性較大。迄今中國頁巖氣勘探開發(fā)鉆井僅800余口，且主要集中于四川盆地及鄰區(qū)的五峰組—龍馬溪組中，大區(qū)域鉆井控制程度很低，無論是海相、海陸過渡相，還是陸相，其認(rèn)識程度都較淺，頁巖氣資源具明顯的不確定性。如海相頁巖氣資源評價(jià)風(fēng)險(xiǎn)存在于4個(gè)方面：一是有利區(qū)落實(shí)程度低、評價(jià)精度不高；二是經(jīng)濟(jì)資源埋藏深度不明確，目前僅實(shí)現(xiàn)了3 500 m以淺資源工業(yè)產(chǎn)量的突破，更深資源的經(jīng)濟(jì)性尚不清楚；三是四川盆地以外的構(gòu)造改造區(qū)頁巖氣資源前景不明確；四是南方大面積低壓、低產(chǎn)區(qū)的頁巖氣資源經(jīng)濟(jì)性尚不確定。

（2）3 500 m以深頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)未突破。北美頁巖氣開采都以中淺層為主，中國通過引進(jìn)吸收消化再創(chuàng)新初步形成了3 500 m以內(nèi)的中淺層頁巖氣技術(shù)系列。但中國深層頁巖氣資源潛力很大，僅南方3 500～4 500 m頁巖氣可采資源量達(dá)3.0×1012m3左右，深層頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)剛處于探索初期[20]，包括優(yōu)質(zhì)頁巖氣儲集層精細(xì)地震識別與預(yù)測、水平井地質(zhì)導(dǎo)向、壓裂效果有效監(jiān)測與評估、山地“小型工廠化”生產(chǎn)模式、高效開發(fā)理論與產(chǎn)能評價(jià)等多項(xiàng)技術(shù)需要強(qiáng)化攻關(guān)。針對3 500 m深層的主要技術(shù)難點(diǎn)在于：①隨埋深增大，構(gòu)造更復(fù)雜，水平井鉆井工程、井眼軌跡控制難度更大；②地層突破壓力高，儲集層體積改造難度大，改造效果差；③儲集層物性變差，單井產(chǎn)量低，單井最終可采儲量減小；④高溫高壓條件下，配套設(shè)備與工具性能要求高。所以，需要自主創(chuàng)新并形成中國特色深層頁巖氣理論技術(shù)和經(jīng)驗(yàn)。

（3）水資源總體不足與環(huán)境保護(hù)難度較大。據(jù)四川盆地五峰組—龍馬溪組頁巖氣井統(tǒng)計(jì)資料，單井鉆井、壓裂所用水量一般為25 000～43 000 m3，平均為35 000 m3。頁巖氣開采依賴大量鉆井壓裂實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)和穩(wěn)產(chǎn)，水資源耗費(fèi)較大。頁巖氣資源分布區(qū)水資源相對匱乏是中國頁巖氣勘探開發(fā)瓶頸之一。頁巖氣勘探開發(fā)中另一密切相關(guān)的問題是環(huán)境保護(hù)，可能涉及到的環(huán)境風(fēng)險(xiǎn)包括井場建設(shè)占用大量土地與地表植被破壞、鉆井液與壓裂液使用對土地與地下水資源污染、甲烷等烴類氣體泄漏及其他有害物質(zhì)排放對環(huán)境的污染，以及鉆井、壓裂、井場建設(shè)等產(chǎn)生的噪聲對周邊居民、動物的影響等。

（4）勘探開發(fā)成本仍較高。中國頁巖氣地質(zhì)條件、地表?xiàng)l件都較復(fù)雜，勘探開發(fā)難度大、技術(shù)要求高，迄今成本仍居高不下。涪陵頁巖氣田單井綜合費(fèi)用平均為7 000～8 500萬元，威遠(yuǎn)—長寧—昭通頁巖氣田單井綜合費(fèi)用平均為6 500～7 500萬元，雖通過管理創(chuàng)新在不斷降低成本，但目前仍處在低效益或無效益階段，四川盆地外各區(qū)塊的勘探開發(fā)目前還只有投入，沒有產(chǎn)出，未來效益需要進(jìn)一步評估。

5 中國頁巖氣資源潛力及發(fā)展前景

5.1 中國頁巖氣資源潛力

2009年以來，國內(nèi)外不同機(jī)構(gòu)對中國頁巖氣資源潛力做了大量預(yù)測。結(jié)果表明中國頁巖氣地質(zhì)資源量為（83.3～134.4）×1012m3，技術(shù)可采資源量為（10.0～36.1）×1012m3[21]。2012年國土資源部的評價(jià)認(rèn)為，中國陸上（不含青藏地區(qū)）頁巖氣地質(zhì)資源量為134.4×1012m3，技術(shù)可采資源量為25.08×1012m3。依據(jù)最新勘探開發(fā)進(jìn)展，預(yù)測中國南方海相頁巖氣可采資源量為8.82×1012m3。四川盆地及鄰區(qū)筇竹寺組、五峰組—龍馬溪組預(yù)測Ⅰ—Ⅲ類頁巖氣有利區(qū)帶29個(gè)，面積為5.78×104km2，頁巖氣可采資源量為5.85×1012m3，其中五峰組—龍馬溪組是最現(xiàn)實(shí)的頁巖氣勘探開發(fā)層系，落實(shí)Ⅰ—Ⅲ類頁巖氣有利區(qū)帶28個(gè)（見圖9）、面積5.16×104km2，頁巖氣可采資源量5.3×1012m3。進(jìn)一步評價(jià)認(rèn)為，四川盆地內(nèi)五峰組—龍馬溪組Ⅰ—Ⅲ類頁巖氣有利區(qū)帶為16個(gè)，面積4.0×104km2，頁巖氣可采資源量4.5×1012m3（見圖9）。

圖9 四川盆地及鄰區(qū)五峰組—龍馬溪組預(yù)測頁巖氣有利區(qū)綜合評價(jià)圖

5.2 中國頁巖氣發(fā)展前景

以下對中國頁巖氣發(fā)展前景進(jìn)行預(yù)測，依據(jù)為：①中國頁巖氣勘探開發(fā)整體處在發(fā)展初期，近期優(yōu)先以四川盆地及鄰區(qū)（上揚(yáng)子區(qū)）五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣為重點(diǎn)（見圖9）；②以涪陵、威遠(yuǎn)、長寧—昭通等頁巖氣田取得的成功經(jīng)驗(yàn)為基礎(chǔ)，采取平臺式“工廠化”生產(chǎn)模式和區(qū)塊間接替；③每一平臺井組鉆探水平井4～8口（平均6口），控制面積5.0 km2[4,7]；④單井平均初始產(chǎn)量為6.0×104m3/d，生產(chǎn)周期20 a，第1～2年穩(wěn)產(chǎn)，第2～3年產(chǎn)量遞減50%，第3～5年再穩(wěn)產(chǎn)2 a，此后逐年遞減，第20年單井累計(jì)產(chǎn)量約為1.17×108m3（見圖10）；⑤南方下古生界頁巖氣賦存地質(zhì)條件、富集“甜點(diǎn)區(qū)”較為落實(shí)，勘探開發(fā)成功率為80%～85%。

圖10 中國五峰組—龍馬溪組頁巖氣單井生產(chǎn)模式圖

評價(jià)認(rèn)為中國實(shí)現(xiàn)頁巖氣年產(chǎn)量300×108m3左右，需要可供勘探開發(fā)有利區(qū)面積約1.6×104km2；實(shí)現(xiàn)頁巖氣年產(chǎn)量500×108m3，需要可供勘探開發(fā)的有利區(qū)面積約3.6×104km2。四川盆地五峰組—龍馬溪組有利區(qū)面積約4.0×104km2，頁巖氣可采資源量4.5×1012m3（見圖9）。進(jìn)一步研究認(rèn)為2030年中國頁巖氣年產(chǎn)量可達(dá)（300～500）×108m3（見圖11）。

圖11 中國頁巖氣產(chǎn)量增長趨勢預(yù)測柱狀圖

綜上，分高、中、低3種情景模式來探索中國頁巖氣發(fā)展前景。

①低情景模式：頁巖氣勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與裝備穩(wěn)定發(fā)展，氣價(jià)保持穩(wěn)定，市場與政策補(bǔ)貼部分到位，地面設(shè)施建設(shè)部分具備。埋深小于3 500 m的海相頁巖氣取得突破，以四川盆地超壓區(qū)為開發(fā)重點(diǎn)地區(qū)，五峰組—龍馬溪組為主要目的層系，其他地區(qū)海相、過渡相、陸相頁巖氣未取得突破。2015年產(chǎn)量達(dá)40×108m3，2020年產(chǎn)量突破100×108m3，2025年產(chǎn)量達(dá)200×108m3，2030年產(chǎn)量達(dá)300×108m3。

②中情景模式：關(guān)鍵技術(shù)與裝備主體突破，氣價(jià)保持穩(wěn)定并增長，市場較發(fā)育，政策補(bǔ)貼基本到位，地面設(shè)施建設(shè)基本完備。以埋深2 000～4 500 m范圍超壓區(qū)為主，五峰組—龍馬溪組頁巖氣大規(guī)模開發(fā)，其他海相頁巖氣實(shí)現(xiàn)工業(yè)化開發(fā)，過渡相、陸相頁巖氣取得重大突破。2015年產(chǎn)量達(dá)45×108m3，2020年產(chǎn)量突破200×108m3，2025年產(chǎn)量達(dá)300×108m3，2030年產(chǎn)量達(dá)400×108m3。

③高情景模式：關(guān)鍵技術(shù)與裝備全面突破，氣價(jià)維持增長，市場發(fā)育，政策支持充分到位，地面設(shè)施建設(shè)完備。常壓或低壓區(qū)實(shí)現(xiàn)工業(yè)開發(fā)，突破了埋深3 500 m的限制，海相頁巖氣規(guī)?；_發(fā)，過渡相、陸相頁巖氣實(shí)現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)。2015年產(chǎn)量達(dá)50×108m3，2020年產(chǎn)量突破300×108m3，2025年產(chǎn)量達(dá)400×108m3，2030年產(chǎn)量達(dá)500×108m3。

上述分析可知，中國頁巖氣勘探開發(fā)前景總體較樂觀，但需要指出的是頁巖氣產(chǎn)量高低除與地質(zhì)條件、資源基礎(chǔ)相關(guān)外，還與地質(zhì)理論創(chuàng)新、工程技術(shù)與裝備進(jìn)步、相關(guān)扶持政策及油氣價(jià)格變化等諸多因素密切相關(guān)。

6 結(jié)論

四川盆地及鄰區(qū)五峰組—龍馬溪組海相頁巖氣初步實(shí)現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn)，評價(jià)落實(shí)有利勘探開發(fā)面積4.5×104km2，探明頁巖氣地質(zhì)儲量超5 440×108m3，展現(xiàn)出萬億立方米級大氣區(qū)雛形。

海相頁巖氣富集高產(chǎn)“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”、“甜點(diǎn)段”具地質(zhì)上“含氣性優(yōu)”、工程上“可壓性優(yōu)”和效益上“經(jīng)濟(jì)性優(yōu)”三優(yōu)特征。高TOC值、高含氣量、高孔隙度、高地層壓力、頁巖層理發(fā)育、天然微裂縫發(fā)育等“四高、兩發(fā)育”是確定水平井軌跡關(guān)鍵指標(biāo)。

中國在三維地震與壓裂微地震監(jiān)測、水平井鉆完井、體積壓裂、“工廠化”生產(chǎn)模式等方面，初步建立了8大頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)與評價(jià)體系，形成了富集高產(chǎn)“甜點(diǎn)區(qū)”優(yōu)選、水平井“甜點(diǎn)段”井眼軌跡控制、水平井段長度優(yōu)化、山地“工廠化”生產(chǎn)模式等頁巖氣勘探開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)。

優(yōu)質(zhì)頁巖氣資源與“經(jīng)濟(jì)甜點(diǎn)區(qū)”的落實(shí)、海陸過渡相與陸相頁巖氣富集機(jī)理的形成、3 500 m以深勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)與裝備突破、山地—丘陵“小型工廠化”生產(chǎn)模式、低成本技術(shù)與高效組織管理、水資源與環(huán)境保護(hù)等是頁巖氣發(fā)展面臨的主要挑戰(zhàn)。需要自主創(chuàng)新形成中國特色的深層頁巖氣理論技術(shù)。

未來5～10 a，中國頁巖氣勘探開發(fā)重點(diǎn)仍為南方海相頁巖氣，2020年前后全面實(shí)現(xiàn)頁巖氣勘探開發(fā)“理論、技術(shù)、生產(chǎn)及成本”4大革命，頁巖氣產(chǎn)能達(dá)到（200～300）×108m3。在四川盆地有望與常規(guī)天然氣一起建成5 000×104t級油氣當(dāng)量的“西南大慶”（氣大慶）。

致謝：本文在研究和撰寫中得到了中國科學(xué)院戴金星院士、陳旭院士與戎嘉余院士、中國工程院趙文智院士、中國石油勘探開發(fā)研究院程克明教授等的大力指導(dǎo)，得到了中國石油、中國石化等相關(guān)油田公司的支持，在此一并致謝。

[1] 郭焦鋒,高世楫,趙文智,等.我國頁巖氣已具備大規(guī)模商業(yè)開發(fā)條件[EB/OL].(2015-04-20) [2015-08-15].http://www.cet.com.cn/wzsy/ gysd/1522362.shtml.GUO Jiaofeng,GAO Shiji,ZHAO Wenzhi,et al.Shale gas in China have large-scale commercial development conditions[EB/OL].(2015-04-20) [2015-08-15].http://www.cet.com.cn/wzsy/gysd/1522362.shtml.

[2] 郭焦鋒,高世楫,趙文智,等.技術(shù)創(chuàng)新:開啟商業(yè)開發(fā)“黃金時(shí)代”[EB/OL].(2015-05-08) [2015-08-15].http://www.gtzyb.com/lilunyanjiu/ 20150508_84636.shtml.GUO Jiaofeng,GAO Shiji,ZHAO Wenzhi,et al.Technology innovation:Open commercial development “golden age” of shale gas [EB/OL].(2015-05-08)[2015-08-15].http://www.gtzyb.com/lilunyanjiu/20150508_ 84636.shtml.

[3] 董大忠,鄒才能,李建忠,等.頁巖氣資源潛力與勘探開發(fā)前景[J].地質(zhì)通報(bào),2011,30(2/3):324-336.DONG Dazhong,ZOU Caineng,LI Jianzhong,el al.Resource potential exploration and development prospect of shale gas in the whole world[J].Geological Bulletin of China,2011,30(2/3):324-336.

[4] 董大忠,高世葵,黃金亮,等.論四川盆地頁巖氣資源勘探開發(fā)前景[J].天然氣工業(yè),2014,34(12):1-15.DONG Dazhong,GAO Shikui,HUANG Jinliang,et al.A discussion on the shale gas exploration & development prospect in the Sichuan Basin[J].Natural Gas Industry,2014,34(12):1-15.

[5] 郭彤樓,張漢榮.四川盆地焦石壩頁巖氣田形成與富集高產(chǎn)模式[J].石油勘探與開發(fā),2014,41(1):28-36.GUO Tonglou,ZHANG Hanrong.Formation and enrichment mode of Jiaoshiba shale gas field,Sichuan Basin[J].Petroleum Exploration and Development,2014,41(1):28-36.

[6] 王志剛.涪陵頁巖氣勘探開發(fā)重大突破與啟示[J].石油與天然氣地質(zhì),2015,36(1):1-6.WANG Zhigang.Breakthrough of fuling shale gas exploration and development and its inspiration[J].Oil & Gas Geology,2015,36(1):1-6.

[7] 郭旭升.涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊富集機(jī)理與勘探技術(shù)[M].北京:科學(xué)出版社,2014.GUO Xusheng.Jiaoshiba black enrichment mechanism of shale gas and exploration technology in Fuling shale gas field[M].Beijing:Science Press,2014.

[8] 鄒才能,董大忠,王社教,等.中國頁巖氣形成機(jī)理、地質(zhì)特征及資源潛力[J].石油勘探與開發(fā),2010,37(6):641-653.ZOU Caineng,DONG Dazhong,WANG Shejiao,et al.Geological characteristics,formation mechanism and resource potential of shale gas in China[J].Petroleum Exploration and Development,2010,37(6):641-653.

[9] 鄒才能,董大忠,楊樺,等.中國頁巖氣形成條件及勘探實(shí)踐[J].天然氣工業(yè),2011,31(12):26-39.ZOU Caineng,DONG Dazhong,YANG Hua,et al.Conditions of shale gas accumulation and exploration practices in China[J].Natural Gas Industry,2011,31(12):26-39.

[10] 陳作,薛承瑾,蔣廷學(xué),等.頁巖氣井體積壓裂技術(shù)在我國的應(yīng)用建議[J].天然氣工業(yè),2010,30(10):30-34.CHEN Zuo,XUE Chengjin,JIANG Tingxue,et al.Proposals for the application of fracturing by stimulated reservoir volume(SRV) in shale gas wells in China[J].Natural Gas Industry,2010,30(10):30-34.

[11] THOMPSON J W,FAN L,GRANT D,et al.An overview of horizontal well completions in the Haynesville Shale[R].SPE 136875,2010.

[12] THOMPSON J M,NOBAKHT M,ANDERSON D M,et al.Modeling well performance data from overpressured shale gas reservoirs[R].SPE 137755,2010.

[13] BREYER J A.Shale reservoirs:Giant resources for the 21st century[M].Tulsa:AAPG Memoir,2012:69-87.

[14] 賈長貴,李雙明,王海濤,等.頁巖儲層網(wǎng)絡(luò)壓裂技術(shù)研究與試驗(yàn)[J].中國工程科學(xué),2012,14(6):107-111.JIA Changgui,LI Shuangming,WANG Haitao,et al.Shale reservoir network fracturing technology research and experiment[J].Engineering Sciences,2012,14(6):107-111.

[15] 王永輝,盧擁軍,李永平,等.非常規(guī)儲層壓裂改造技術(shù)進(jìn)展及應(yīng)用[J].石油學(xué)報(bào),2012,33(1):149-158.WANG Yonghui,LU Yongjun,LI Yongping,et al.Progress and application of hydraulic fracturing technology in unconventional reservoir[J].Acta Petrolei Sinca,2012,33(1):149-158.

[16] LOUCKS R G,RUPPEL S C.Mississippian Barnett Shale:Lithofacies and depositional setting of a deep-water shale-gas succession in the Fort Worth Basin,Texas[J].AAPG Bulletin,2007,91(4):579-601.

[17] URSULA H,GREGORY F.Haynesville and Bossier mudrocks:A facies and sequence stratigraphic investigation,East Texas and Louisiana,USA[J].Marine and Petroleum Geology,2012,31(1):8-26.

[18] WANG G C,CHENG G J,TIMOTHY R C.The application of improved NeuroEvolution of Augmenting Topologies neural network in Marcellus Shale lithofacies prediction[J].Computers & Geosciences,2013,54(4):50-65.

[19] 殷誠,高世葵,董大忠,等.頁巖氣產(chǎn)業(yè)發(fā)展的影響因素[J].天然氣工業(yè),2015,35(4):117-125.YIN Cheng,GAO Shikui,DONG Dazhong,et al.Influencing factors for the development of shale gas industry[J].Natural Gas Industry,2015,35(4):117-125.

[20] 郭旭升,郭彤樓,魏志紅,等.中國南方頁巖氣勘探評價(jià)的幾點(diǎn)思考[J].中國工程科學(xué),2012,14(6):101-105.GUO Xusheng,GUO Tonglou,WEI Zhihong,et al.Thoughts on shale gas exploration in southern China[J].Engineering Sciences,2012,14(6):101-105.

[21] 張大偉,李玉喜,張金川,等.全國頁巖氣資源潛力調(diào)查評價(jià)[M].北京:地質(zhì)出版社,2012:1-138.ZHANG Dawei,LI Yuxi,ZHANG Jinchuan,et al.The shale gas resource potential survey and evaluation all over the country of China[M].Beijing:Geological Publishing House,2012:1-138.

（編輯 魏瑋 王大銳）

Shale gas in China:characteristics,challenges and prospects (II)

ZOU Caineng1,DONG Dazhong1,2,WANG Yuman1,LI Xinjing1,HUANG Jinliang1,WANG Shufang1,GUAN Quanzhong1,ZHANG Chenchen1,WANG Hongyan2,3,LIU Honglin3,BAI Wenhua3,LIANG Feng3,LIN Wen3,ZHAO Qun3,LIU Dexun3,YANG Zhi1,LIANG Pingping3,SUN Shasha3,QIU Zhen3
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.National Energy Shale Gas R&D (Experiment) Center,Langfang 065007,China; 3.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang,Langfang 065007,China)

This paper mainly discusses the industrialization progress,“sweet spot” evaluation criterion,E&P technologies,success experiences,challenges and prospects of China’s shale gas.Based on the geologic and engineering parameters of the Fuling,Changning and Weiyuan shale gas fields in the Sichuan Basin,this paper points out that China’s shale gas has its particularity.The discoveries of super-giant marine shale gas fields with high evolution degree (Ro=2.0%-3.5%) and ultrahigh pressure (pressure coefficient=1.3-2.1) in southern China is of important scientific significance and practical value to ancient marine shale gas exploration and development to China and even the world.It’s proposed that shale gas “sweet spots” must be characterized by high gas content,excellent frackability and good economy etc.The key indicators to determine the shale gas enrichment interval and trajectory of horizontal wells include “four highs”,that is high TOC (＞3.0%),high porosity (＞3.0%),high gas content (＞3.0 m3/t) and high formation pressure (pressure coefficient＞1.3),and “two well-developed” (well-developed beddings and well-developed micro-fractures).It’s suggested that horizontal well laneway be designed in the middle of high pressure compartment between the Upper Ordovician Wufeng Formation and Lower Silurian Longmaxi Formation.The mode of forming “artificial shale gas reservoir” by “fracturing micro-reservoir group” is proposed and the mechanism of “closing-in after fracturing,limiting production through pressure control” is revealed.Several key technologies (such as three-dimensional seismic survey and micro-seismic monitoring of fracturing,horizontal wells,“factory-like” production mode,etc.) were formed.Some successful experiences (such as “sweet spot” selection,horizontal well laneway control,horizontal length optimization and “factory-like” production mode,etc.) were obtained.The four main challenges to realize large-scale production of shale gas in China include uncertainty of shale gas resources,breakthroughs in key technologies and equipment of shale gas exploration anddevelopment below 3 500 m,lower cost of production,as well as water resources and environment protection.It is predicted that the recoverable resources of the Lower Paleozoic marine shale gas in southern China are approximately 8.8×1012m3,among which the recoverable resources in the Sichuan Basin are 4.5×1012m3in the favorable area of 4.0×104km2.The productivity of (200-300)×108m3/a is predicted to be realized by 2020 when the integrated revolution of “theory,technology,production and cost” is realized in Chinese shale gas exploration and development.It is expected in the future to be built “Southwest Daqing Oilfield (Gas Daqing)” in Sichuan Basin with conventional and unconventional natural gas production.

shale gas field; economic sweet spot; micro gas reservoir; horizontal well; factory-like production; volume fracturing; development cost; resource potential; favorable target

國家油氣重大專項(xiàng)（2011ZX05018-001）；國家重點(diǎn)基礎(chǔ)研究發(fā)展計(jì)劃（973）（2013CB228001）

P618.13

A

1000-0747(2016)02-0166-13

10.11698/PED.2016.02.02

鄒才能（1963-），男，重慶江北人，中國石油勘探開發(fā)研究院教授級高級工程師、博士生導(dǎo)師，李四光地質(zhì)科學(xué)獎獲得者，主要從事非常規(guī)油氣地質(zhì)學(xué)、常規(guī)巖性-地層油氣藏與大油氣區(qū)等地質(zhì)理論技術(shù)研究及勘探生產(chǎn)實(shí)踐等工作。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院院辦，郵政編碼：100083。E-mail:zcn@petrochina.com.cn

2015-08-18

2016-01-19