页岩气储层缝网压裂理论与技术研究新进展

赵金洲 任 岚 沈 骋 李勇明

“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学

1 页岩气开发现状

从全球页岩气技术可采资源量领先国家的开发现状可见（表1），受开发成本、开发技术和环境问题的制约，目前仅美国、加拿大、中国和阿根廷率先实现了页岩气的商业开发。我国页岩气的技术可采资源量为最大，但是，直至2016年底，页岩气年产量仅78.82×108m3，与美国具有明显的差距。同时，国内威远、长宁、昭通和焦石坝页岩气田或示范区页岩气生产井产量差异也很大[1]，近半数射孔簇不具备增产效果，这与页岩压裂工艺技术实施状况存在着密切的关系。因此，页岩气储层缝网压裂理论技术的发展与创新成为我国页岩气改造的核心战略。为破解页岩气开发技术瓶颈，借鉴北美地区页岩气储层开发取得的成果与经验[2-19]以及我国自2005年来页岩气开发技术的探索与实践认识[20-39]，结合笔者的最新研究成果[40-61]，综合分析页岩储层缝网的可压性、缝网扩展理论与模拟、压裂改造体积理论评价及应用、新型压裂工艺和压裂液的研发等理论与技术方面的进展，构建并完善了页岩气储层缝网压裂理论与技术体系，以期为我国后续页岩气高效开发提供理论与技术指导。

2 页岩气储层压裂关键技术

页岩气储层需通过水力压裂改变井间、段间、簇间应力扰动程度，使缝网充分发育，进而实现经济产能[48]。水平井分段多簇压裂、同步压裂、拉链式压裂和重复压裂技术是目前国内外页岩气成功商业开发的关键技术。

2.1 水平井分段多簇压裂技术

水平井分段多簇压裂技术是目前页岩气压裂改造的主体技术，通过分段多簇射孔实现多簇裂缝的应力扰动叠加，改善水力裂缝扩展形态，扩大裂缝延伸区域，增大改造体积，实现35%单井采出率增量[6]。考虑地质特征的差异性，现场提出“一井一策，一段一策”的工艺优化调整策略，对前置液阶段、加砂阶段以及中深层页岩气井技术难题提出对策，形成适应国内的分段多簇压裂技术，大幅降低作业成本和风险。

2.2 同步压裂技术

基于水平井分段分簇单井压裂的局限性，提出了同步压裂技术，通过对2口或多口井同时进行分段压裂，提升井间缝网发育复杂度，实现最大化的改造体积，降低施工成本，缩短施工周期。该技术（包括拉链式压裂技术等）是平台井组“工厂化”作业模式的实现手段之一（图1），使得浅埋层单井（埋深小于3 500 m）的生产成本最大降低33%，施工时间最长缩短196 d[1]。运用该技术，北美Barnett页岩、中石化涪陵焦石坝页岩气田分别实现了1.62和2.36倍产量的提升（图2）。

2.3 拉链式压裂技术

拉链式压裂技术与同步压裂技术以及“德州两步跳”压裂技术类似，施工周期短，应力扰动叠加范围大，差异在于对邻井或多井之间分段压裂的顺序呈拉链式进行[31]（图1）。中石油长宁H3平台H3-1、H3-2井，中石化涪陵JY30平台、JY33平台运用拉链式压裂技术，相比单井压裂模式已实现30%～40%施工周期的缩减和高于50%的储层改造体积（SRV）增量（图3），说明提升2～3倍成本进行水平井压裂施工能够得到比直井压裂高出数十倍的产量。

图1 同步压裂与拉链式压裂施工顺序图

图2 焦石坝页岩气田JY42平台各井同步压裂与常规压裂井效果对比图

图3 拉链式压裂与常规压裂增产效果对比图

2.4 重复压裂技术

重复压裂技术在北美地区页岩气开发过程中逐渐形成和发展，包括机械封隔、化学与动态转向为主体的技术体系，即在同1口井进行2次及以上的压裂，使裂缝重新压开和转向，恢复或增大产能（表2）。对初次压后产量较低或初次压后产量递减较快的井，实施重复压裂有利于提升储层的资源采出程度。北美地区 Barnett、Haynesville、Woodford和 Fayetteville页岩重复压裂技术应用表明[19]，采用该技术可实现30%单井采出率的增幅，5年内单井最高增产量可达6 512×104m3。中国石油西南油气田公司于2017年10月对长宁页岩气田的H3-6井成功实施重复压裂，为国内页岩气重复压裂实施积累了重要工程经验。

2.5 液化石油气（LPG）无水压裂液技术

LPG（Liquef i ed Petroleum Gas）无水压裂液作为辅助型的关键技术，以无水耗为主要特征，同时解决了水资源匮乏与页岩黏土引起的水敏、水锁等问题。因此，无水压裂液具备了储层伤害低，返排速度快、返排效率高，压后有效裂缝面积大、具有长期良好的导流能力等优势（图4）。目前已有近50家公司在北美地区推广应用，单井节省水资源可达4.54×104m3，并成功用于3 700 m深井，压裂效果优于常规压裂液体系。

表2 北美各地区页岩重复压裂实施状况对比表

图4 LPG无水压裂液与常规水力压裂液体系返排效果对比图

我国页岩气开发主集中在四川盆地及其周缘地带的古生界寒武系至志留系、三叠系至侏罗系，其中志留系龙马溪组已成功获得商业开发[1]。不同于北美平原地区稳定的构造条件，我国页岩气储层分布在山地、丘陵或水资源匮乏区，且受构造运动影响，地层连续性差且分割强烈，气田横向展布小，物性与力学性质差异大，施工成本高出北美地区30%，压裂工艺难度大，为页岩气开发带来巨大挑战[4,26,36,47]。因此，自然条件决定了国内页岩气开发不能完全照搬北美地区采用的多井分段缝网压裂的模式（图5-a、b、c），需要寻求形成全井段缝网模式，达到少井高产，即实现“全尺度体积压裂”（图5-a、b、d、e）是我国页岩气压裂的目标。

3 页岩气储层缝网压裂理论与技术进展

页岩气储层压裂改造需形成交错穿插的缝网形态的观点已达成共识[40]，2002年提出缝网概念以来，国内外学者进一步研究提出储层改造体积等概念，认为缝网的最大化展布是储层成功改造的关键。笔者自2008年开始系统研究页岩缝网压裂理论，基于室内实验、矿场实践、数值模拟、软件研制和理论分析提炼出5方面的理论核心体系。

图5 北美地区经验模式与适合中国的全井段缝网压裂模式图

3.1 缝网可压性评价方法的建立

储层缝网的可压性评价以压裂过程能否形成缝网为目标，评价方法与储层可压性评价相似，受沉积构造、地层属性、矿物、岩石力学和天然裂缝特征等因素决定[5,40,42,44]。现有研究主要通过脆性矿物组分、岩石弹性力学性质、地应力条件和天然裂缝发育特征等对缝网延扩展的影响进行单因素分析[42]。

脆性矿物是储层能否形成缝网的内在因素。矿物脆性已从最初的“硅质矿物含量越高，压裂缝网越发育”基础认识上，发展为将硅质（石英、长石）、碳酸盐矿物（方解石、白云石）、黄铁矿等多种矿物等价视为脆性矿物[11]，北美地区Haynesville页岩、焦石坝页岩气田平桥区具有多种高脆性矿物含量的单井均获高产（图6），证实矿物脆性是多矿物共同作用的结果。基于Rickman等[5]设定40%为影响储层缝网可压门限值的研究成果，进一步研究提出考虑不同类型矿物脆性的权重同样重要，建立等效脆性指标[32]，实现更为准确的矿物脆性评价方法。所以，区别于单脆性矿物含量评价的储层可压性，储层缝网可压性需从不同矿物组分进行分析。

泊松比、弹性模量分别是岩石在应力作用下的破裂能力和在破裂后的支撑能力的反映。泊松比越小，弹性模量越大，页岩储层形成缝网的可能性越大（图7）。理论研究最初将泊松比、弹性模量分别无量纲化并加权平均建立脆性特征参数，设定50%门限值评价缝网扩展的力学条件，到建立两者无量纲化等价相加法、熵值法，目前发展到引入可压裂性评价因子（或新型脆性评价因子），将矿物脆性和力学脆性关联，对页岩进行小尺度类型划分来综合评价储层缝网可压性。但已有研究表明，矿物脆性和岩石力学脆性正相关性的耦合结果并非完全一致，可能与岩石层理、矿物分布等因素有关。

缝网系统的发育程度也受地应力条件和天然裂缝发育特征控制[20,22]。即：①最大、最小水平主应力差较小时，可增大裂缝转向延伸可能性，维持天然裂缝稳定性，增加剪切破坏区域[45]，实现缝网压裂，北美地区页岩微地震监测表明，应力差从10 MPa向5 MPa变化，微地震事件点分布形态由双翼直缝向多裂缝、缝网转变[2,21]；②最大水平主应力方向与天然弱面夹角较小时（30°～60°），压裂缝易沿天然弱面延伸或穿过；③天然（微）裂缝发育程度高、缝长和间隔合理均有利于缝网形成[45]，实现区域性沟通，但过高易引起近井地带压裂液滤失，消耗诱导缝扩展能量并抑制其延伸，减小改造区域；④实验统计表明，页岩气储层天然裂缝中碳酸盐矿物充填率高，易形成差异性抗张强度，压裂时充填缝会被优先激活，所以碳酸盐矿物含量不仅作为脆性评价因素[3,11,22-23]，也可能成为判断裂缝发育程度，评价缝网可压性的关键指标（图8），并带来评价新思路。因此，优选低应力差、天然裂缝适度发育的工区压裂施工，可形成充分发育的缝网。

图6 焦石坝页岩气田不同区块高产井矿物组成与应力特征图

图7 JY48-1井各压裂段微地震储层改造体积与弹性参数关系图[56]

图8 JY48-1HF、JY48-2HF井各压裂段微地震监测储层改造体积与碳酸盐矿物含量关系图

为实现对页岩储层压裂缝网可压性的全面评价，考虑多因素对缝网可压性的影响成为趋势，通过建立多评价指标、评价指数（因子）实现[24]。笔者综合考虑页岩储层弹性模量、泊松比、断裂韧性、地应力分布和天然裂缝特征指数等对缝网形成的影响，引入发育缝网概率指数和改造体积概率指数，建立缝网可压性综合评价方法及划分标准并在川东南页岩气井取得较好现场应用效果[49]。综合分析认为，考虑多因素影响，通过数学、物理方法建立评价指标量化、简化影响因素，能够有效进行页岩气储层缝网可压性[56]评价。

3.2 储层缝网扩展理论与模拟方法的建立

页岩储层缝网扩展实则为压裂缝与天然裂缝的相交和延伸行为，受天然裂缝分布、地应力、岩石力学性质、逼近角、缝间应力场调整、压裂液黏度、施工排量、射孔参数等影响[9,25]，扩展行为对页岩气储层最终缝网形态具有重要影响。

最初针对裂缝相交行为的研究以裂缝沿最大水平主应力方向扩展为基础，裂缝相交点性质（渗透率、方位等）和应力差是影响相交行为的重要因素[8]；不同的裂缝相交准则先后实现天然裂缝张开或剪切的判别，发现裂缝相交存在穿过和转向这两种基本形态，总结出主缝多分支和径向网状缝两种扩展模式[3,11]，探讨了大排量、低黏度流体对裂缝相交的增益效果[9]。笔者基于理论与实验研究，提出缝网相交力学机理，总结出判别压裂缝网是否能够充分发育的4类裂缝相交行为[42]，建立位移场、诱导应力场和裂缝网动态扩展模型[53]，探讨不同影响因素对裂缝扩展的控制程度（图9）。

图9 压裂缝与天然裂缝相交准则图

另一方面，学者们建立不同的方法和模型对裂缝动态延伸行为进行描述：包括改进的二维位移不连续法[14]、全三维模型[15]、基于地震、地质模型建立耦合—全耦合地质模型[16]、扩展有限元方法[17]、离散裂缝网络模型[10]、集中椭圆拟三维发育缝网模型来研究（多）裂缝扰动及扩展，并相继探讨了碳酸盐矿物充填、椭球体形态、岩石纹层和裂缝颈缩造成砂堵等特征与现象[30,33,35,39,46]对裂缝延伸的影响。

页岩气储层缝网扩展主要受控于地应力、天然裂缝方位与尺度等地质因素，实现裂缝相交行为尽可能高频次发生，形成“全井段缝网模式”。所以，施工过程中压裂段、簇，井间距和压裂液黏度等工艺优化设计应围绕上述影响因素进行制定，达到动态调整应力场，促使裂缝网络化延伸的目的。

3.3 储层缝网发育工艺方法的研发

为实现缝网压裂，提高页岩气储层远井地带基质向裂缝的流体供应能力，理论上表现为：①模拟多簇延伸行为，或“以形成最优SRV为目标”等方法和思路，利用应力扰动调整应力场，促使裂缝扩展，优化段间距、簇间距[29,50,54,59]，扩大改造区域（图10），研究表明，应力差越大，压裂缝越难捕获天然裂缝扩展转向，倾向沿最大水平主应力方向延伸[52]（图11）；②多井间距优化，充分利用井间应力扰动调整应力差，Eagle Ford页岩实现100 m井距高效开采，并进行“W”布井方式试验（图12），取得较好压裂效果；③低黏度压裂液作业，有利于缝网充分发育，研究表明，压裂液黏度减小时，裂缝由径直延伸过渡为延伸与转向交织，但压力降低、弱携砂能力等缺陷使裂缝宽度较窄[41,46,53]，成为造成砂堵的主要原因[43]。

国内外学者提出了大量工艺技术与方法实现上述理论[1,38,51-52]，如：适合致密或具高应力储层的“大排量、大液量、低砂比、小粒径”的体积压裂模式；适合低孔隙低渗透、天然裂缝欠发育储层的暂堵技术；利用缝间扰动形成缝网的水平井分段多簇压裂技术；适合浅埋页岩储层的“复杂缝网＋支撑主缝”的分段压裂技术；基于改进压裂液的“低黏度液体造缝，高黏度液体携砂，多尺度支撑剂组合，高排量大规模注入”的缝网压裂工艺技术；适合中深层页岩的“预处理酸＋胶液＋滑溜水＋胶液”的混合压裂施工方案，基本实现最佳簇间距、优先压裂次序确定，通过多项地质与工程因素对簇间距优化的影响，提出以实现最大化SRV为目标的簇间距优化方法等[57]。

图10 压裂缝宽、SRV随时间展布变化趋势图

图11 不同地应力差条件下裂缝扩展特征对比图

为此，页岩气储层缝网改造工艺应主要围绕两方面进行：①簇间距优化设计，利用簇、缝间应力扰动叠加效应，实现射孔簇全面改造；②工作液优化组合设计，延伸有效缝长，增强支撑剂悬浮能力，优化缝内净压力，使主裂缝、分支缝充分扩展发育。最终通过缝网净压力控制技术和方法，达到页岩气储层高效改造的目的。

3.4 压裂液体系的研发

压裂液以在储层改造中传递能量、输送介质形成高导流支撑缝为目的。目前页岩气储层压裂工艺中，滑溜水（减阻水）与线性胶压裂液是首选的压裂液体系。其中，滑溜水（减阻水）压裂液已在页岩气压裂中广泛应用，具有高效、易返排、地层伤害小、低成本等特点；线性胶压裂液已在北美地区Fort Worth和Appalachian等盆地和涪陵焦石坝页岩气田应用，具有低摩阻、控缝高、较强携砂能力、易返排等优点。相比之下，使用滑溜水压裂液体系时，水力裂缝沿天然裂缝转向延伸时逼近角和水平应力差涵盖范围更广，裂缝更易发生转向延伸形成充分发育的缝网。

图12 Eagle Ford页岩气储层布井密度方案图

但上述压裂液体系仍面临诸多问题：①低黏度携砂能力较弱，易发生砂堵，支撑裂缝导流能力远不及常规压裂；②压裂施工用液量大，水资源问题难以解决，重复使用率低；③水基液易造成水相圈闭损害和黏土水化，削弱矿物颗粒间连接性，降低岩石强度；④返排液量大，高矿化度返排液可能造成环境问题。因此，国内外研制出各类增强携砂能力、确保流通性和渗透率、耐高温等特性的改进的水基压裂液体系，同时为降低水基对高黏土含量储层的部分负面影响，研制了页岩少水、无水的压裂液，包括泡沫压裂液、超低浓度聚合物和无水压裂液体系等，但几乎未投入矿场试验。综合目前压裂液体系优选方案认为，压裂液工作应围绕提升储层压裂效果、改善储层压裂缝导流能力和降低环境影响等方面进行。LPG压裂液体系既具有低黏度滑溜水张开天然裂缝形成充分发育缝网的特性，又具备高黏度压裂液悬砂能力（CO2压裂液不具备），储层伤害低，应用前景广阔。

3.5 压裂改造体积理论评价方法的建立

准确的页岩气储层缝网压裂SRV预测与评价方法，有助于分段多簇体积压裂方案的优化设计、调整与评估。近年来，SRV预测和评价已从定性向半定量发展，表征改造区域三维尺度，建立了不同的地球物理方法和数值解法：①微地震监测技术是目前页岩SRV预测的主要方法之一[28]，具有较高精度，但成本较高不适合推广应用；②基于扩散方程推导的适用于均质各向同性的SRV半解析计算方法[7,13,58]，需将扩散系数与微地震监测结果校正；③基于地面测斜仪对裂缝发育形态[12]的研究成果提出SRV监测的方法，预测精度较差，多用于裂缝评价；④通过微地震校正的半经验公式预测方法[18]，预测结果误差小，但计算参数对微地震监测依赖较大，且无法降低生产成本；⑤基于裂缝（拟）三维扩展数值模拟的SRV计算方法[27]，可充分考虑次生裂缝和缝高压降的影响，但忽视了储层各质点上覆、下伏地层应力条件的变化；⑥基于离散裂缝网络、扩展有限元、边界元等数学方法建立对缝网扩展过程模拟的SRV方法，可实现SRV三维形态的简单描述，但局限于单次压裂施工计算[55]，未考虑缝间扰动，无法修正SRV。任岚、Lin等[57,59,61]根据分簇裂缝延伸模型、应力场扰动模型和天然裂缝失稳破裂准则，应对不同构造条件带来的应力与储集性的差别，完善理论模型实现SRV可视化评价，建立数学模型对焦石坝页岩气田93口水平井综合评价，克服对高成本且工序繁杂的微地震监测的依赖，并能根据地质、工程因素进行压裂方案优化调整（图10），提出川东南页岩储层井间距过大，存在250～300 m未改造区的问题（图13）。

图13 SRV理论计算及可视化分析图

综合分析认为，国内外缝网改造体积评价发展趋势以完善理论方法为主，探索更具技术与工艺指导作用的方法来替代高成本、推广性与复制性较差的仪器方法。随着深层复杂构造背景页岩气储层的开发以及重复压裂工艺的实施，不断完善的理论评价技术将成为后续研究的重要内容。

4 页岩气储层压裂理论与技术展望

随着对地质与压裂工艺的匹配性以及压裂技术的不断提升，全球页岩气缝网压裂表现为“水平段越来越长、压裂段越来越多、压裂液（支撑剂）用量越来越大”的实践趋势。北美地区Purple Hayes H1井已率先实现5 652 m超长水平段压裂（124段分段）施工案例；中石油、中石化页岩气水平井也较开发早期有显著的提升（表3）。理论技术进一步发展、完善与创新，已经成为页岩气高效开发的关键。

表3 中石油和中石化页岩水平井压裂规模发展表

4.1 加快深层页岩气储层压裂的研究

储层埋深增大引起的变化在于：①原始地应力差增大，需要更强应力扰动叠加效应；②储层所处构造样式（背斜与向斜、断层发育）更加难以识别[23]，应力场与岩石力学特征变化大，加砂困难与高导流能力需求之间矛盾更大；③高温高压条件对压裂设备及性能要求高[38]。现场资料表明，北美地区Haynesville深埋（大于3 500 m）页岩气井产能递减迅速，焦石坝气田浅埋储层产能是深埋储层的2～6倍，均证实了深层页岩气储层压裂的难度。深层页岩水平井由初期高产到快速衰减可能与其缝网系统较快解吸速度和高导流能力失效有关。故加大力度研究深层页岩分段多簇压裂技术[36]，引入分步压裂理论（图5-a、b、d、e），提高缝网发育程度，实现全井段缝网改造。

4.2 页岩气储层综合可压性评价的完善

页岩气产能不仅受SRV控制[51]，还包括孔隙度和总有机碳含量和成层性等地质特征[56,60,62-63]。储层评价最终目的是综合选取具备优质物性的“地质甜点区”和预测改造程度较好的“人造高渗区”的集合[1,56]。具有较大SRV的水平井（段）是否同时具备优质储集性或较高含气量，影响着生产井布井、优势压裂段选取等缝网改造技术的制定。研究表明，页岩气储层矿物组分（脆性）、孔隙度与产能之间存在与以往认识不同的规律（图14、15），产能控制因素可能存在临界值，或者是与矿物分布、岩石纵向高频叠置、岩相的多样性与非均质分布有关，所以页岩气储层横向“蜂窝状”的甜点沟通模式和纵向储层层序对地应力的控制均影响着页岩气产能，所以真正意义上的页岩气缝网可压性评价应包括前述的可压性评价和储层含气性（储集性）评价，由此结合地质甜点和工程甜点选择压裂簇段对提高改造效果具有重要意义（图16）。

图14 储层孔隙度与脆性指数相关性图

图15 脆性指数与压后产量相关性图

4.3 压裂施工压力曲线的诊断分析

压裂施工压力曲线是施工过程中监测的压力波动变化，通过反馈信息进而决策与评价的依据；施工压力同时更是裂缝动态扩展行为的外在表现，矿场可通过识别解释不同压力响应特征下的裂缝扩展规律（图17、18），可实现对后续施工工艺进行优化调整。然而，实际的施工压力曲线并非简单的平稳或升降，而是不同的升降频率、幅度均是各类地质特征和施工现象的表现。为此，通过诊断分析泵注过程中的施工压力（净压力），建立可表征多种施工压力响应模型，可实现掌握不同施工压力响应下裂缝动态扩展规律、主控因素与裂缝展布特征，为压裂优化调整提供理论依据。

4.4 页岩重复压裂理论与技术

重复压裂适用于初次压裂改造不充分、产量低或压后产量递减快的生产井。其中的选井选层准则以及重复压裂实施时机选择成为重复压裂实施前的关键步骤，即保证重复压裂区域具有持续的地层能量、储量供应和脆性指标，同时需要认识初次改造体积较小或段间、簇间、井间改造程度低等特征。重复压裂技术的投入时限也同时影响累积产量，应用重复压裂技术越早，单井增产越高（表2）。由于目前的理论研究均把页岩视作均质储集层，尚未进行页岩小尺度层间差异的研究，有效产能接替区域的优选也给重复压裂带来难题[37,56]。所以，开展重复压裂井段选择以及暂堵老裂缝压新缝、老裂缝延伸转向，或者充分利用井间扰动效应在优质储集性段新增压裂段、加密井网布署来改造原有井间未改造区等重复压裂技术会成为发展趋势。

图16 页岩气储层综合可压性评价模型图

图17 焦石坝页岩气田108-6井第12段施工曲线诊断结果图

图18 焦石坝页岩气田108-4井第2段施工曲线诊断结果图

4.5 无水压裂液的完善与发展

水资源不足与环境保护力度较弱是我国页岩气开采面临的重要问题。完善并应用无水压裂液体系同样成为未来页岩气储层压裂的趋势。充分利用LPG无水压裂液体系与地层流体配伍性好的优势，实现其更多的发展与进步，具有广泛的应用前景。

4.6 页岩气压裂返排液控制技术

大部分压裂液都滞留在页岩储层无法排出。这部分残留液体的去向及作用一直未有定论，但一般认为残留液体会造成较严重的水锁效应，降低页岩气井产能。目前国内通过压后焖井、控压限产的生产模式实现减少压裂返排、提高缝网充分发育的效果。针对页岩气压后排液控制缺乏依据的问题，需开展页岩与压裂液相互作用机理、压后关井期间的压降规律、液体返排模拟及返排制度优化研究。

5 结论

页岩气储层缝网压裂技术研究进展表明：已经形成了常规水平井分段分簇压裂技术、同步压裂技术、拉链式压裂技术、重复压裂技术和无水压裂液技术等关键工艺技术，对推动页岩气开发具有重要作用。

页岩气储层缝网压裂理论研究表明：已经从半定量门限值测定脆性发展到整合特征参数的综合评价；从压裂缝定向延伸的理论基础发展到利用综合手段促使裂缝交织发育的缝网形成模拟；从水平井分段多簇及其延伸技术发展到突破复杂地质难题而建立的缝网发育新工艺；从水基压裂液体系的泛用到少水或无水等新型压裂液的研制与推广；从依赖微地震监测等仪器技术的SRV预测与表征发展到依托于数学物理方法的SRV评价及其三维可视化，最终阐述了“全尺度体积压裂”缝网压裂技术对中国页岩气开发的重要性。

页岩气储层缝网压裂研究所面临的难题包括深埋储层的技术深入、考虑更为全面的储层缝网压裂综合评价方法的完善、施工曲线的反演及其矿场应用的普及和新型压裂液与返排控制技术的研制等方面。

经过近十年的探索工作，中国页岩气勘探开发取得了重要突破，以涪陵国家级页岩气示范区和威远—长宁国家级页岩气示范区的成功开发为标志，我们可以成为“中国页岩气1.0”时代，坚信在新技术和新理论的发展和支撑下，即将迎来“中国页岩气2.0”时代。

[ 1 ] 邹才能, 董大忠, 王玉满, 李新景, 黄金亮, 王淑芳, 等. 中国页岩气特征、挑战及前景(二)[J]. 石油勘探与开发, 2016,43(2): 166-178.Zou Caineng, Dong Dazhong, Wang Yuman, Li Xinjing, Huang Jinliang, Wang Shufang, et al. Shale gas in China: Characteristics, challenges and prospects (II)[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(2): 166-178.

[ 2 ] Fisher MK, Wright CA, Davidson BM, Steinsberger NP, Buckler WS, Goodwin A, et al. Integrating fracture mapping technologies to improve stimulations in the Barnett shale[J]. SPE Production& Facilities, 2005, 20(20): 85-93.

[ 3 ] Bowker KA. Barnett shale gas production, Fort Worth Basin: Issues and discussion[J]. AAPG Bulletin, 2007, 91(4): 523-533.

[ 4 ] 李新景, 胡素云, 程克明. 北美裂缝性页岩气勘探开发的启示[J]. 石油勘探与开发, 2007, 34(4): 392-400.Li Xinjing, Hu Suyun & Cheng Keming. Suggestions from the development of fractured shale gas in North America[J]. Petroleum Exploration and Development, 2007, 34(4): 392-400.

[ 5 ] Rickman R, Mullen MJ, Petre JE, Grieser WV & Kundert D. A practical use of shale petrophysics for stimulation design optimization: All shale plays are not clones of the Barnett shale[C]//SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 21-24 September 2008, Denver, Colorado, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/115258-MS.

[ 6 ] Al-Mutawa M, Al-Matar BS, Abdulrahman YMAM, Liu H,Kelkouli R & Razouqi MM. Application of a highly efficient multistage stimulation technique for horizontal wells[C]//SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control, 13-15 February 2008, Lafayette, Louisiana, USA. DOI:http://dx.doi.org/10.2118/112171-MS.

[ 7 ] Shapiro SA & Dinske C. Fluid-induced seismicity: Pressure diffusion and hydraulic fracturing[J]. Geophysical Prospecting, 2009,57(2): 301-310.

[ 8 ] Gale JFW & Holder J. Natural fractures in some US shales and their importance for gas production[J]. Petroleum Geology Conference Proceedings, 2010, 7: 1131-1140.

[ 9 ] Nagel NB, Gil I, Sanchez-Nagel M & Damjanac B. Simulating hydraulic fracturing in real fractured rocks—overcoming the limits of pseudo 3D models[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 24-26 January 2011, The Woodlands, Texas,USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/140480-MS.

[10] Nagel NB, Sanchez MA & Lee B. Gas shale hydraulic fracturing:A numerical evaluation of the effect of geomechanical parameters[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 6-8 February 2012, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/152192-MS.

[11] Olson JE, Bahorich B & Holder J. Examining hydraulic fracture natural fracture interaction in hydrostone block experiments[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 6-8 February 2012, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/152618-MS.

[12] Astakhov D, Roadarmel W & Nanayakkara A. A new method of characterizing the stimulated reservoir volume using tiltmeter-based surface microdeformation measurements[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 6-8 February 2012, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/151017-MS.

[13] Yu G & Aguilera R. 3D analytical modeling of hydraulic fracturing stimulated reservoir volume[C]//SPE Latin America and Caribbean Petroleum Engineering Conference, 16-18 April 2012,Mexico City, Mexico. DOI: http://doi.org/10.2118/153486-MS.

[14] Wu K & Olson JE. Investigation of critical in situ and injection factors in multi-frac treatments: Guidelines for controlling fracture complexity[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 4-6 February, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/163821-MS.

[15] Wong SW, Geilikman M & Xu GS. Interaction of multiple hydraulic fractures in horizontal wells[C]//SPE Unconventional Gas Conference and Exhibition, 28-30 January, Muscat, Oman. DOI:http://doi.org/10.2118/163982-MS.

[16] Singh G, Pencheva G, Kumar K, Wick T, Ganis B & Wheeler MF.Impact of accurate fractured reservoir fl ow modeling on recovery predictions[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 4-6 February, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/168630-MS.

[17] Abbas S, Gordeliy E, Peirce A, Lecampion B, Chuprakov D &Prioul R. Limited height growth and reduced opening of hydraulic fractures due to fracture offsets: An XFEM application[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 4-6 February, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/168622-MS.

[18] Maulianda BT, Hareland G & Chen S. Geomechanical consideration in stimulated reservoir volume dimension models prediction during multi-stage hydraulic fractures in horizontal wells—glauconite tight formation in Hoadley Field[C]//48thUS Rock Mechanics/Geomechanics Symposium, 1-4 June 2014, Minneapolis,Minnesota, USA. Minneapolis: ARMA, 2014.

[19] Lindsay GJ, White DJ, Miller GA, Baihly JD & Sinosic B. Understanding the applicability and economic viability of refracturing horizontal wells in unconventional plays[C]//SPE Hydraulic Fracturing Technology Conference, 9-11 February 2016, The Woodlands, Texas, USA. DOI: http://dx.doi.org/10.2118/179113-MS.

[20] 周健, 陈勉, 金衍, 张广清. 裂缝性储层水力裂缝扩展机理试验研究[J]. 石油学报, 2007, 28(5): 109-113.Zhou Jian, Chen Mian, Jin Yan & Zhang Guangqing. Experimental study on propagation mechanism of hydraulic fracture in naturally fractured reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(5):109-113.

[21] 陈勉, 周健, 金衍, 张广清. 随机裂缝性储层压裂特征实验研究[J]. 石油学报, 2008, 29(3): 431-434.Chen Mian, Zhou Jian, Jin Yan & Zhang Guangqing. Experimental study on fracturing features in naturally fractured reservoir[J].Acta Petrolei Sinica, 2008, 29(3): 431-434.

[22] Gu HR, Weng X, Lund JB, Mack MG, Ganguly U & Suarez-Rivera R. Hydraulic fracture crossing natural fracture at nonorthogonal angles: A criterion and its validation[J]. SPE Production &Operations, 2012, 27(1): 20-26.

[23] 张东晓, 杨婷云. 页岩气开发综述[J]. 石油学报, 2013, 34(4):792-801.Zhang Dongxiao & Yang Tingyun. An overview of shale-gas production[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(4): 792-801.

[24] 袁俊亮, 邓金根, 张定宇, 李大华, 闫伟, 陈朝刚, 等. 页岩气储层可压裂性评价技术[J]. 石油学报, 2013, 34(3): 523-527.Yuan Junliang, Deng Jingen, Zhang Dingyu, Li Dahua, Yan Wei,Chen Chaogang, et al. Fracability evaluation of shale-gas reservoirs[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(3): 523-527.

[25] 陈勉. 页岩气储层水力裂缝转向扩展机制[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2013, 37(5): 88-94.Chen Mian. Re-orientation and propagation of hydraulic fractures in shale gas reservoir[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2013, 37(5): 88-94.

[26] 王红岩, 刘玉章, 董大忠, 赵群, 杜东. 中国南方海相页岩气高效开发的科学问题[J]. 石油勘探与开发, 2013, 40(5): 574-579.Wang Hongyan, Liu Yuzhang, Dong Dazhong, Zhao Qun & Du Dong. Scientif i c issues on effective development of marine shale gas in southern China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2013, 40(5): 574-579.

[27] 时贤, 程远方, 蒋恕, 李友志, 孙元伟, 王欣. 页岩储层裂缝网络延伸模型及其应用[J]. 石油学报, 2014, 35(6): 1130-1137.Shi Xian, Cheng Yuanfang, Jiang Shu, Li Youzhi, Sun Yuanwei &Wang Xin. Simulation of complex fracture network propagation and its application for shale gas reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica,2014, 35(6): 1130-1137.

[28] 赵博雄, 王忠仁, 刘瑞, 雷立群. 国内外微地震监测技术综述[J]. 地球物理学进展, 2014, 29(4): 1882-1888.Zhao Boxiong, Wang Zhongren, Liu Rui & Lei Liqun. Review of microseismic monitoring technology research[J]. Progress in Geophysics, 2014, 29(4): 1882-1888.

[29] 郭建春, 尹建, 赵志红. 裂缝干扰下页岩储层压裂形成复杂裂缝可行性[J]. 岩石力学与工程学报, 2014, 33(8): 1589-1596.Guo Jianchun, Yin Jian & Zhao Zhihong. Feasibility of formation of complex fractures under cracks interference in shale reservoir fracturing[J]. Chinese Journal of Rock Mechanics and Engineering, 2014, 33(8): 1589-1596.

[30] 程万, 金衍, 陈勉, 徐彤, 张亚坤, 刁策. 三维空间中水力裂缝穿透天然裂缝的判别准则[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(3):336-340.Cheng Wan, Jin Yan, Chen Mian, Xu Tong, Zhang Yakun & Diao Ce. A criterion for identifying hydraulic fractures crossing natural fractures in 3D space[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(3): 336-340.

[31] 郭建春, 周鑫浩, 邓燕. 页岩气水平井组拉链压裂过程中地应力的分布规律[J]. 天然气工业, 2015, 35(7): 44-48.Guo Jianchun, Zhou Xinhao & Deng Yan. Distribution rules of earth stress during zipper fracturing of shale gas horizontal cluster wells[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(7): 44-48.

[32] 刘致水, 孙赞东. 新型脆性因子及其在泥页岩储集层预测中的应用[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(1): 117-124.Liu Zhishui & Sun Zandong. New brittleness indexes and their application in shale/clay gas reservoir prediction[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(1): 117-124.

[33] 许丹, 胡瑞林, 高玮, 夏加国. 页岩纹层结构对水力裂缝扩展规律的影响[J]. 石油勘探与开发, 2015, 42(4): 523-528.Xu Dan, Hu Ruilin, Gao Wei & Xia Jiaguo. Effects of laminated structure on hydraulic fracture propagation in shale[J]. Petroleum Exploration and Development, 2015, 42(4): 523-528.

[34] 钱斌, 张俊成, 朱炬辉, 方泽本, 寇双峰, 陈锐. 四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践[J]. 天然气工业,2015, 35(1): 81-84.Qian Bin, Zhang Juncheng, Zhu Juhui, Fang Zeben, Kou Shuangfeng & Chen Rui. Application of zipper fracturing of horizontal cluster wells in the Changning shale gas pilot zone, Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(1): 81-84.

[35] 孙可明, 张树翠, 辛利伟. 页岩气储层层理方向对水力压裂裂纹扩展的影响[J]. 天然气工业, 2016, 36(2): 45-51.Sun Keming, Zhang Shucui & Xin Liwei. Impacts of bedding directions of shale gas reservoirs on hydraulically induced crack propagation[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(2): 45-51.

[36] 郭彤楼. 中国式页岩气关键地质问题与成藏富集主控因素[J].石油勘探与开发, 2016, 43(3): 317-326.Guo Tonglou. Key geological issues and main controls on accumulation and enrichment of Chinese shale gas[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(3): 317-326.

[37] 贾爱林, 位云生, 金亦秋. 中国海相页岩气开发评价关键技术进展[J]. 石油勘探与开发, 2016, 43(6): 949-955.Jia Ailin, Wei Yunsheng & Jin Yiqiu. Progress in key technologies for evaluating marine shale gas development in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(6): 949-955.

[38] 曾义金, 陈作, 卞晓冰. 川东南深层页岩气分段压裂技术的突破与认识[J]. 天然气工业, 2016, 36(1): 61-67.Zeng Yijin, Chen Zuo & Bian Xiaobing. Breakthrough in staged fracturing technology for deep shale gas reservoirs in SE Sichuan Basin and its implications[J]. Natural Gas Industry, 2016, 36(1):61-67.

[39] 胥云, 陈铭, 吴奇, 李德旗, 杨能宇, 翁定为, 等. 水平井体积改造应力干扰计算模型及其应用[J]. 石油勘探与开发, 2016,43(5): 780-786.Xu Yun, Chen Ming, Wu Qi, Li Deqi, Yang Nengyu, Weng Dingwei, et al. Stress interference calculation model and its application in volume stimulation of horizontal wells[J]. Petroleum Exploration and Development, 2016, 43(5): 780-786.

[40] 赵金洲, 王松, 李勇明. 页岩气藏压裂改造难点与技术关键[J].天然气工业, 2012, 32(4): 46-49.Zhao Jinzhou, Wang Song & Li Yongming. Diff i culties and key techniques in the fracturing treatment of shale gas reservoirs[J].Natural Gas Industry, 2012, 32(4): 46-49.

[41] 赵金洲, 任岚, 胡永全, 裴钰. 裂缝性地层水力裂缝非平面延伸模拟[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2012, 34(4):174-180.Zhao Jinzhou, Ren Lan, Hu Yongquan & Pei Yu. Numerical simulation on non-planar propagation of hydraulic fracture in naturally fractured formations[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2012, 34(4): 174-180.

[42] 赵金洲, 任岚, 胡永全. 页岩储层压裂缝成网延伸的受控因素分析[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2013, 35(1): 1-9.Zhao Jinzhou, Ren Lan & Hu Yongquan. Controlling factors of hydraulic fractures extending into network in shale formations[J].Journal of Southwest Petroleum University (Science & Technology Edition), 2013, 35(1): 1-9.

[43] 赵金洲, 彭瑀, 李勇明, 王雷, 张烨, 米强波. 高排量反常砂堵现象及对策分析[J]. 天然气工业, 2013, 33(4): 56-60.Zhao Jinzhou, Peng Yu, Li Yongming, Wang Lei, Zhang Ye & Mi Qiangbo. Abnormal sand plug phenomenon at a high injection rate and relevant solutions[J]. Natural Gas Industry, 2013, 33(4):56-60.

[44] Ren L, Zhao JZ & Hu YQ. Hydraulic fracture extending into network in shale: Reviewing inf l uence factors and their mechanism[J]. Scientif i c World Journal, 2014, 2014(2): 847107.

[45] 赵金洲, 杨海, 李勇明, 王刚, 伍洲. 水力裂缝逼近时天然裂缝稳定性分析[J]. 天然气地球科学, 2014, 25(3): 402-408.Zhao Jinzhou, Yang Hai, Li Yongming, Wang Gang & Wu Zhou.Stability of the natural fracture when the hydraulic fracture is approaching[J]. Natural Gas Geoscience, 2014, 25(3): 402-408.

[46] Zhao JZ, Peng Y, Li YM & Xiao WL. Analytical model for simulating and analyzing the inf l uence of interfacial slip on fracture height propagation in shale gas layers[J]. Environmental Earth Sciences, 2015, 73(10): 5867-5875.

[47] Zhao JZ, Liu CY, Yang H & Li YM. Strategic questions about China's shale gas development[J]. Environmental Earth Sciences,2015, 73(10): 6059-6068.

[48] 赵金洲, 陈曦宇, 刘长宇, 李勇明, 李晖, 曹学军. 水平井分段多簇压裂缝间干扰影响分析[J]. 天然气地球科学, 2015,26(3): 533-538.Zhao Jinzhou, Chen Xiyu, Liu Changyu, Li Yongming, Li Hui &Cao Xuejun. The analysis of crack interaction in multi-stage horizontal fracturing[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(3): 533-538.

[49] 赵金洲, 许文俊, 李勇明, 胡晋阳, 李晋秦. 页岩气储层可压性评价新方法[J]. 天然气地球科学, 2015, 26(6): 1165-1172.Zhao Jinzhou, Xu Wenjun, Li Yongming, Hu Jinyang & Li Jinqin. A new method for fracability evaluation of shale-gas reservoirs[J]. Natural Gas Geoscience, 2015, 26(6): 1165-1172.

[50] 胡永全, 蒲谢洋, 赵金洲, 杨文露. 页岩气藏水平井分段多簇压裂复杂裂缝产量模拟[J]. 天然气地球科学, 2016, 27(8):1367-1373.Hu Yongquan, Pu Xieyang, Zhao Jinzhou & Yang Wenlu. Production simulation of staged multi-cluster fractured horizontal wells with complex hydraulic fracture in shale gas reservoirs[J].Natural Gas Geoscience, 2016, 27(8): 1367-1373.

[51] Hu YQ, Li ZQ, Zhao JZ, Ren L & Wang D. Optimization of hydraulic fracture-network parameters based on production simulation in shale gas reservoirs[J]. Journal of Engineering Research,2016, 4(4): 214-235.

[52] 赵金洲, 彭瑀, 林啸, 刘作磊, 许文俊. 考虑复杂应力分布的数值缝宽计算模型及其应用[J]. 石油学报, 2016, 37(7): 914-920.Zhao Jinzhou, Peng Yu, Lin Xiao, Liu Zuolei & Xu Wenjun. Numerical fracture width model considering complex stress distribution and its application[J]. Acta Petrolei Sinica, 2016, 37(7): 914-920.

[53] Yu P, Li YM & Zhao JZ. A novel approach to simulate the stress and displacement fields induced by hydraulic fractures under arbitrarily distributed inner pressure[J]. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 2016, 35: 1079-1087.

[54] 赵金洲, 陈曦宇, 李勇明, 付斌, 许文俊. 水平井分段多簇压裂模拟分析及射孔优化[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(1):117-124.Zhao Jinzhou, Chen Xiyu, Li Yongming, Fu Bin & Xu Wenjun.Numerical simulation of multi-cluster fracturing and optimization of perforation in a horizontal well[J]. Petroleum Exploration and Development, 2017, 44(1): 117-124.

[55] Hu YQ, Li ZQ, Zhao JZ, Tao ZW & Gao P. Prediction and analysis of the stimulated reservoir volume for shale gas reservoirs based on rock failure mechanism[J]. Environmental Earth Science, 2017, 76: 546.

[56] 沈骋, 任岚, 赵金洲, 谭秀成, 吴雷泽. 页岩储集层综合评价因子及其应用——以四川盆地东南缘焦石坝地区奥陶系五峰组—志留系龙马溪组为例[J]. 石油勘探与开发, 2017, 44(4):649-658.Shen Cheng, Ren Lan, Zhao Jinzhou, Tan Xiucheng & Wu Leize.A comprehensive evaluation index for shale reservoirs and its application: A case study of the Ordovician Wufeng Formation to Silurian Longmaxi Formation in southeastern margin of Sichuan Basin, SW China[J]. Petroleum Exploration and Development,2017, 44(4): 649-658.

[57] Lin R, Ren L, Zhao JZ, Wu LZ & Li YZ. Cluster spacing optimization of multi-stage fracturing in horizontal shale gas wells based on stimulated reservoir volume evaluation[J]. Arabian Journal of Geosciences, 2017, 10: 38.

[58] 任岚, 何易东, 赵金洲, 吴雷泽. 基于各向异性扩散方程的页岩气井改造体积计算模型[J]. 大庆石油地质与开发, 2017,36(4): 153-159.Ren Lan, He Yidong, Zhao Jinzhou & Wu Leize. Calculating model of the shale-gas-well SRV based on anisotropic diffusion equation[J]. Petroleum Geology & Oilf i eld Development in Daqing, 2017, 36(4): 153-159.

[59] 任岚, 林然, 赵金洲, 吴雷泽. 基于最优SRV的页岩气水平井压裂簇间距优化设计[J]. 天然气工业, 2017, 37(4): 69-79.Ren Lan, Lin Ran, Zhao Jinzhou & Wu Leize. Cluster spacing optimal design for staged fracturing in horizontal shale gas wells based on optimal SRV[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(4): 69-79.

[60] 赵金洲, 沈骋, 任岚, 谭秀成. 页岩储层不同赋存状态气体含气量定量预测——以四川盆地焦石坝页岩气田为例[J]. 天然气工业, 2017, 37(4): 27-33.Zhao Jinzhou, Shen Cheng, Ren Lan & Tan Xiucheng. Quantitative prediction of gas contents in different occurrence states of shale reservoirs: A case study of the Jiaoshiba shale gasf i eld in the Sichuan Basin[J]. Natural Gas Industry, 2017, 37(4): 27-33.

[61] 任岚, 林然, 赵金洲, 黄静. 一种页岩水平井压裂破碎区体积的计算方法: 中国, 201510352975.5[P]. 2015-06-24.Ren Lan, Lin Ran, Zhao Jinzhou & Huang Jing. A calculation method of fracture-zone volumes in the fracturing of shale gas horizontal wells: China, 201510352975.5[P]. 2015-06-24.

[62] 张廷山, 赵国安, 陈桂康, 祝海华, 张朝, 王高成. 我国页岩气革命面临的问题及对策思考[J]. 西南石油大学学报(社会科学版), 2016, 18(2): 1-8.Zhang Tingshan, Zhao Guo'an, Chen Guikang, Zhu Haihua,Zhang Chao & Wang Gaocheng. Shale gas revolution in China—Problems and countermeasures[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Social Sciences Edition), 2016, 18(2): 1-8.

[63] 冯文彦, 曾凡辉, 郭建春, 尹丛彬, 韩晓渝. 压裂井储层质量综合评价研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版), 2016,38(2): 109-114.Feng Wenyan, Zeng Fanhui, Guo Jianchun, Yin Congbin & Han Xiaoyu. A study on evaluation of reservoir quality of fracturing wells[J]. Journal of Southwest Petroleum University (Science and Technology Edition), 2016, 38(2): 109-114.