中国页岩气压裂十年：回顾与展望

赵金洲 任 岚 蒋廷学 胡东风 吴雷泽 吴建发 尹丛彬 李勇明 胡永全 林 然 李小刚 彭 瑀 沈 骋 陈曦宇 尹 庆 贾长贵宋 毅 王海涛 李远照 吴建军 曾 斌 杜林麟0

1.“油气藏地质及开发工程”国家重点实验室·西南石油大学 2.中国石化石油工程技术研究院 3.中国石化勘探分公司

4.中国石化江汉油田分公司 5.中国石油西南油气田公司 6.中国石油集团川庆钻探工程有限公司

7.中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司 8.中石油煤层气有限责任公司

9.捷贝通石油技术集团股份有限公司 10.东方宝麟科技发展（北京）有限公司

0 引言

据美国能源信息署（EIA） 2015年的数据，全球页岩气技术可采资源量约为214×1012m3，其中中国拥有31.6×1012m3、美国拥有32.9×1012m3。美国页岩气革命取得了巨大的成功并由此重塑了世界能源格局，2016年其天然气出口量首次超过进口量，2020年天然气产量达到了惊人的7 362.4×108m3。目前全球开展页岩气商业开发的国家有美国、中国、阿根廷和加拿大[1]，2016年我国页岩气产量达到78.8×108m3，首次超过加拿大，成为全球第二大页岩气生产国。

我国于2010年实施第一口页岩气井压裂，历经10年的发展，我国页岩气压裂从最早完全借鉴北美页岩气开发模式的时代，发展到基于我国页岩气储层地质力学特征创建适合我国中浅层海相页岩气压裂的理论与技术体系的阶段。为了助推我国页岩气产量实现新的跃升，本文基于我国10年来对页岩气压裂的探索与实践认识，综合分析了在基础理论与优化设计方法、压裂液体系、压裂工具及工艺技术方面的发展历程，系统梳理认识了目前我国页岩气压裂技术现状和面临的挑战，以期为我国未来页岩气高效开发提供有益的指导。

1 美国页岩气压裂发展历程

美国页岩气革命革的是压裂和钻井的“命”：1965年，首次实施页岩气直井小规模水力压裂；1976年，启动东部页岩气工程项目（Eastern Gas Shales Project，EGSP），开始大规模页岩气直井压裂；1986年，实施全球第一口水平井多段压裂，并应用了微地震监测技术；1991年，在Barnett气田实施第一口页岩气水平井多段压裂；1997年，实施第一口页岩气直井滑溜水压裂，被誉为页岩气压裂第1个里程碑；2002年，7口水平井滑溜水多段压裂取得巨大成功，被誉为页岩气压裂第2个里程碑；2004年水平井滑溜水多段压裂在全美迅速推广，滑溜水开始在页岩气压裂中规模化应用；2005年，首次实施工厂化压裂，被誉为页岩气压裂第3个里程碑；2006年，首次提出SRV（Stimulated Reservoir Volume）概念，我国将其翻译为体积压裂；2009年，首次提出减小簇间距概念，被誉为页岩气压裂第4个里程碑；2012年，开始实施推广多段多簇压裂技术，同年开展LPG无水压裂试验。此后，美国页岩气水平井分段多簇压裂技术不断升级，截至目前已累计压裂超过10万余口页岩气井。

美国页岩气压裂走过了半个多世纪的发展历程（图1），是页岩气革命取得巨大成功的“杀手锏”技术。尽管美国早在1821年就开采出了页岩气，但由于缺少压裂技术，直到1980年页岩气年产量也仅有19.6×108m3（图2）。随着页岩气压裂技术的发展，1999年美国页岩气年产量突破100×108m3，2000年突 破 200×108m3，2007年 突 破 500×108m3，2009年突破 1 000×108m3，2016年突破 5 000×108m3。2020年，美国页岩气年产量已达7 362×108m3，约占其当年天然气总产量的78%。

图1 美国页岩气压裂革命进程示意图

图2 美国页岩气年产量变化柱状图

2 中国页岩气压裂起步与发展

中国页岩气资源丰富，资源量同美国基本相当，我国页岩气开发潜力巨大，具有重大的战略意义。2004年，我国开始报道页岩气资源研究成果[2]。2005年，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中石油）首次提出开发页岩气的设想，2007年与美国新田公司合作，在四川盆地威远地区开展页岩气联合研究，2008年开辟了川南、昭通两个页岩气勘探开发示范区。2009年，中美正式签署页岩气领域合作谅解备忘录，国土资源部在重庆綦江正式启动我国首个页岩气资源勘查项目；2011年，国务院正式批准《找矿突破战略行动纲要（2011—2020年）》，提出加快推进页岩气勘探开发，并批准将页岩气列为第172种独立矿种；2012年，《政府工作报告》正式部署加快页岩气勘探开发技术攻关，页岩气压裂是其中的核心关键技术。

10年前，我国页岩气压裂技术尚处于空白，美国创新研究院（Breakthrough Institute）在《页岩气革命起源》（Where The Shale Gas Revolution Came From）报告中指出：“美国通过数十年的研究，攻克了页岩气压裂的难题。尽管中国、俄罗斯、英国等国家页岩气储量同样巨大，但没有美国如此强大的创新体制，页岩气压裂才刚刚起步。”

2010年，中国石油化工集团有限公司（以下简称中石化）和中石油分别在方深1井和威201井首次实施页岩气直井压裂；2011年，中石油和中石化分别在威201-H1井和建页HF-1井首次实施页岩气水平井压裂。从压裂设计、液体体系到压裂工具均由斯伦贝谢、贝克休斯、BJ服务等外国公司提供技术服务。2008年，唐嘉贵、吴月先、赵金洲等[3]发表了国内首篇页岩气开发技术论文，并提出页岩气压裂必须沟通天然裂缝的思路；同年，任岚[4]在我国第一篇非常规油气藏缝网压裂博士研究生学位论文中率先开展缝网压裂机理研究。2009—2011年，西南石油大学和中国石油大庆油田联合启动国内第一个缝网压裂研究项目，首次实施缝网压裂现场试验，并开展微地震监测。国内其他学者和相关单位也同时开始了相关研究。

从此，我国页岩气压裂理论研究和现场应用拉开了序幕。2012年，我国设立长宁—威远、昭通和延安3个国家级页岩气示范区；焦页1HF井压裂获得高产，发现了涪陵页岩气田，该井压裂基本上实现了技术国产化。2013年我国设立涪陵国家级页岩气示范区。截至2019年，我国页岩气压裂井总数达到1 092口，随着页岩气压裂技术的不断发展，我国页岩气产量逐年攀升，目前已成为全球第二大页岩气生产国，2020年全国页岩气产量达200.4×108m3（图3），占当年全国天然气总产量的10.6%。

图3 中国页岩气年产量变化柱状图

3 中国页岩气压裂理论技术进展

3.1 压裂基础理论与优化方法

综合分析了压裂甜点识别与优选、缝网扩展数值模拟与优化、岩体水化与焖井返排控制、压后缝网体积评价与表征等方面的页岩气压裂理论发展历程与进展现状。

3.1.1 压裂甜点识别与优选

页岩气压裂甜点识别与优选是通过“可压性”这一概念来进行量化表征的。可压性最初由Chong等[5]定义为页岩储层能被有效压裂从而获得增产的能力，成为了我国早期页岩气压裂甜点的识别指标[6]。但国内外页岩气储层显著的地质工程差异决定了可压性评价的内涵必然随之变化。历经10余年的攻关与探索，我国页岩气可压性评价可以被划分为基质可压性评价、缝网可压性评价和综合可压性评价3个发展阶段，由此实现了压前评价手段的不断完善。

3.1.1.1 基质可压性评价阶段

该阶段以页岩气储层岩石骨架本身具有的物理特征作为评价因素并延续至今，涵盖矿物、岩石力学等方面，以单因素评价为主要方式[7]。延续北美的矿场经验，分别以识别硅质、钙质等矿物质量分数构建矿物脆性、以弹性模量和泊松比构建岩石力学脆性成为国内早期可压性评价的主要指标，脆性越高，可压性就越好，并对应较大的缝网体积[8]。得益于对储层地质特征的深入研究，各脆性指标的权重得以被考虑，改进了原有矿物脆性简单的质量分数叠加方式，并进一步实现了岩石力学脆性与矿物脆性的耦合，形成了考虑饱和流体的等效骨架岩石评价机制[9]；得益于大量室内分析化验和物理模拟实验，硬度、体积模量、剪切模量、内聚角等逐渐被纳入评价指标，用以分析岩石应力应变性质，虽然可以在室内围压条件下全程反映岩石弹塑性变形、发生破坏到失去承载能力[10]，但理论与转化为实现实际矿场应用之间仍然还存在着距离。

3.1.1.2 缝网可压性评价阶段

机理认识的深入、裂缝与应力预测技术[11-12]的进步促成了该阶段可压性评价实现本土化，造就了多项反映天然弱面与地应力特征的裂缝可压性因素，具体体现在以下3个方面：①页岩气裂缝扩展机理的成型促进了断裂韧性成为可压性评价指标[13-14]，进而对水力裂缝剪切、滑移和转向的难易程度进行判断；②随着砂堵、压窜与套管变形等异常频繁化，基于蚂蚁体、似然体、曲率体精细刻画大型天然裂缝带产状，为水力裂缝与天然裂缝相交机理在可压性评价中的应用提供了条件，基于矿物与微细裂缝、层理的多元相关性，形成天然弱面发育指数作为评价储层“先天”裂缝网络的指标[15-16]；③地应力预测技术的升级，通过构建应力差异系数使得储层压裂成缝网的难度得以表征[17]，并逐渐衍生出裂缝开启压力[18]、裂缝穿透与转向临界净压力[19]等更为准确的进阶参数。

该阶段可压性评价也实现了由单因素评价向多元化快速评价转变，内涵也逐渐转变为综合评价裂缝复杂度和改造体积。缝网可压性评价除了要考虑早期所涉及的矿物脆性、弹性模量、泊松比以外，拓展到考虑I型与Ⅱ型断裂韧性、三向地应力大小及其差异、天然弱面规模与产状，引入缝网发育概率指数、改造体积概率指数进行评价[20]，并以此对可能发生砂堵等异常的压裂段做出准确预测[21]；进一步的，根据评价结果，通过考虑压裂施工参数，建立储层改造体积测井解析模型，实现各压裂段不同压裂参数配置下以缝网体积及其长宽高为目标的快速评价，成为压前优化压裂参数避免施工复杂的有效手段[22]。

3.1.1.3 综合可压性评价阶段

较之于北美稳定的构造与沉积条件，国内页岩气储层历经了漫长的差异化沉积成岩作用和构造演化，除了基质可压性、缝网可压性等对应指标，在储集特征参数上同样具有更强的非均质性。这成为部分页岩气井压后裂缝复杂度高、缝网体积较大，但累计产量却偏低的主要原因。为此，该阶段将可压性评价内涵中的“有效压裂”定义为气井产能被充分挖潜，形成缝网综合可压性概念，即储集岩能够形成复杂缝网和足够大的缝网体积并具备产量保证且获得增产效果的能力。

基于沉积成岩演化对可压性的研究结果表明，随着孔隙度和TOC（总有机碳含量）等表征储集特征的参数值的增大，将显著提高储集能力和含气性，但也有可能显著增加岩石骨架塑性，弱化岩石弹性，体现出“双刃剑”的特征[23]。由此提出页岩可压性评价还应考虑储集物性，保证对“富气”的基质实现有效的“改造”[24]，形成缝网综合可压性评价方法[25]；将反映岩石骨架性质的基质可压性因素用以评价裂缝复杂度、反映天然弱面与地应力条件的裂缝可压性因素用以评价缝网体积规模、储集能力参数用以评价气井产能极限，实现地质工程一体化全方位评价[26]，进而发展成目前最为可靠和应用最为广泛的压裂甜点识别方法。

可见，可压性评价不仅局限在压前的储层区域评价中，还包括评层[6]、评段[8]来实现钻井与压裂的一体化设计。区域的可压性评价主要用于对比不同页岩气产区之间的差异，进而对目标工区制定所需要的压裂技术需求，有效保障技术的适应性。可压性评价则是对既定井轨迹实现沿程连续评价，以实现压裂参数的差异化设计，达到全井段缝网压裂的目的。此外，可压性评价还被用于陆相与海陆过渡相页岩[27]、致密砂岩[28]、煤岩[29]、碳酸盐岩[30]甚至火山岩[31]等研究领域，并逐渐成为非常规油气储层改造的重要环节。

3.1.2 缝网扩展数值模拟与优化

缝网扩展模拟是压裂关键参数设计的理论基础，经过10年的发展，在真三轴压裂大型物理模拟室内实验的基础上[32-40]，大量国内学者、工程师发展并完善了页岩水平井压裂裂缝扩展模型[1]，初步建立了适合我国页岩气缝网扩展的数值模拟理论与优化设计方法。页岩气水平井分段多簇压裂过程中，分簇裂缝同时扩展，水力裂缝与天然裂缝交互作用[41]，各簇裂缝之间存在着强烈的应力干扰与扩展竞争。

3.1.2.1 基础理论模型发展

早期以引入和修正经典的扩展模型为主[42]，构建了比较简单的裂缝网络扩展模型[43-46]。随后发展出更能准确表征裂缝扩展物理过程的数值模型，基于连续介质理论，构建了结合损伤力学方程的三维有限元模型[47]，基于内聚力单元法模拟岩层破裂和裂缝扩展[48-49]，裂缝面为域内边界，将缝内水压力转化为单元等效节点力裂缝扩展模型[50]；采用有限差分法离散流体连续方程的扩展数值模拟[51]，混合采用有限元和扩展有限元分别求解裂缝流场和岩石应力场的裂缝扩展模型[52-56]，选用有限体积法模拟缝内流体流动、井筒流体流动及簇间流量动态分配耦合的模拟方法[57]，采用位移不连续法求解多簇裂缝同步扩展问题[58-63]（图4）。基于离散元理论，构建了结合有限元法与离散元法混合的二维流固耦合的裂缝扩展模型[64]，考虑人工水力裂缝与天然裂缝相互作用的扩展模型[65-66]，结合格里菲斯—库仑破裂准则的扩展模型[67]，考虑力学各向异性、层理弱面和纵向应力差异的扩展模型[68]。同时不少学者还发展了相场法实现裂缝转向延伸与缝网扩展模拟[69-71]。耦合扩展模型，不少学者建立了复杂缝网支撑剂转向运移的理论计算模型[72-76]，发明了分支裂缝条件下的支撑剂运移大尺寸可视化实验方法和系列装置[77-85]，形成了缝网导流能力评价理论与方法[86-95]，为缝网压裂支撑剂优化设计奠定了基础。

图4 基于位移不连续的缝网扩展数值模拟示意图[60]

3.1.2.2 压裂参数优化

以扩展模型为基础，研究了层理方向对页岩气储层水力压裂裂纹扩展的控制机制[96]，分析岩石力学参数及注入速度对页岩压裂裂缝扩展的影响[97]，研究簇间距、水平应力差和压裂次序影响水力压裂裂缝形态的规律[98]，讨论了改进拉链式压裂过程中簇间距、地应力等因素对各裂缝扩展形态和缝间诱导应力场的影响[99]，对射孔方向和分段压裂射孔间距进行了优化设计[100]，针对缝间应力干扰造成的段内各裂缝非均匀延伸的裂缝调控问题，提出了射孔参数的优化建议[59]。以缝网体积最大化为目标，创建形成了射孔簇间距、簇数、排量、液量等压裂参数优化方法[101-103]。这也是目前应用最为广泛的优化方法，如图5所示。

图5 基于缝网体积最大化的射孔簇间距优化示意图[101]

3.1.3 岩体水化与焖井返排控制

页岩的特殊岩矿组成决定了页岩气压裂后储层岩石存在着复杂的物理化学作用，通过研究页岩与注入流体介质的物理化学机制，优化设计压后焖井与返排时机。

3.1.3.1 页岩水化现象

页岩较高的黏土含量致使其在与水接触后会发生复杂的物理化学反应[104]，在宏观上表现出软化、强度下降和黏性增强的特性[105-108]。浸泡实验发现，用清水浸泡岩样会水化剥落成碎片，而用氯化钾溶液浸泡则能显著改善破裂情况[109]。硬脆性页岩水化是物理化学作用和力学作用相互亲和的结果，前者降低断裂韧性，后者使尖端应力强度因子增大，从而促进内部裂缝扩展[110]。扫描电镜和微米扫描（CT）研究发现，水化作用可以促进无机矿物之间原生裂缝的扩展与新裂缝的生成[111]。裂缝扩展物理模拟表明，岩样水化后裂缝网络复杂程度更高[112]。清水水化作用不仅能够促使原始裂缝延伸，而且还有可能诱发生成新的微细裂缝或分支缝，而滑溜水仅能辅助原始裂缝扩展（图6）[113]；水化作用能有效提升裂缝网络复杂程度和储层页岩的流动能力[114]。水化作用是致使页岩结构稳定性降低的诱因，而升温与冷却作用均会产生明显的裂缝[115]。页岩气井焖井过程中，气藏温度的回升配合压裂液的水化作用，将会起到改善储层流动性的作用。因此可以根据气藏温度变化的情况来模拟调整焖井时间[116]。现场焖井试验结果表明，压后焖井会降低试气返排率，提高单井页岩气产能[117-121]。

图6 水化预处理前（a）后（b）页岩岩心电镜扫描结果对比照片[113]

3.1.3.2 页岩气压后返排模拟

页岩气井返排率一般低于50%，很多页岩气井甚至低于10%[122]，页岩储层压裂液滞留机理包括表面水膜滞留、裂缝闭锁滞留、缝面毛细管滞留、基质渗吸、重力滞留和粘滞滞留，缝网结构越复杂压裂液的滞留量越大，水化吸水基本无法排出，共同降低了页岩气井压裂液的返排率[123]。

国内多位学者建立了基质—裂缝耦合的气水两相渗流模型[124-126]，分析了早期返排产水数据，确定了有效裂缝体积及裂缝形状参数的方法，给出了裂缝半长和裂缝渗透率之间的关系，发展了利用压后返排特征参数反演地层的裂缝形态参数。运用嵌入式离散裂缝模型和双重介质模型表征页岩储层体积压裂形成的复杂裂缝网络，综合考虑裂缝形态、裂缝导流、吸附解吸、克努森扩散、滑脱效应、应力敏感、毛细管力渗吸效应等因素，建立了气—水两相双孔双渗压裂液返排模型，阐述了不同因素对页岩气压后返排的影响规律[127]，为开展页岩气压后返排工作制度设计提供了理论方法。

3.1.4 压后缝网体积评价与表征

在页岩气水平井压后缝网体积评价与表征方面，近年主要发展了矿场监测、数值模拟、施工压力曲线反演诊断等方法。

3.1.4.1 矿场监测

缝网体积评价的现场监测方法主要包括微地震监测和电位法监测，其中前者是目前国内外页岩气压裂中应用最为广泛的现场监测方法。我国页岩气开发初期，MicroSeismic等国外公司基本垄断了市场，2014年中石油推出我国首款微地震监测系统GeoMonitor，并在川南等主力页岩气区成功开展了矿场应用[128]。2015年中石化在涪陵页岩气区焦石坝页岩气田成功开展了微地震地面与井中联合微地震监测[129]，如图7所示。近几年，GeoEast-ESP等国产自主微地震监测系统迅速成熟，在国内页岩气区块已全面投入使用[130-134]。除了微地震监测之外，电位法监测技术已初步应用于页岩气压裂监测现场，中石油在威远区块开展了先导试验[135]，中石化也在东溪—丁山地区的丁页5井成功开展了矿场应用，实现了压裂缝网的实时监测与动态成像，未来有望成为微地震监测技术的重要补充手段。此外，页岩气压裂现场监测方法还包括倾斜仪测量技术[136-137]、磁化支撑剂感应技术[138-139]等，目前国内基本未开展应用。

图7 焦石坝页岩气田早期微地震监测波及体积示意图[129]

3.1.4.2 数值模拟

Ge等[140]基于缝网形成原理提出了缝网体积计算模型。国内最早的缝网体积计算是将改造体积简化为椭球体，根据水平应力差值定义了应力转向半径计算缝网体积[141]。基于缝网形成物理机制，考虑多簇裂缝同步延伸，结合应力—压力变化对储层天然裂缝的稳定性影响，建立了缝网体积计算模型[142-144]，但该模型未考虑缝网压裂过程中的多物理场耦合作用。为此，赵金洲等[145-147,149-151]通过揭示地层应力—压力—温度多物理场时空动态分布演化耦合与诱导缝网扩展机理，创建了缝网体积全耦合动态模拟理论模型与数值计算方法（图8），突破了微地震监测技术评价缝网体积工序长、成本高并且只能压后获得而不能直接用于压前优化设计的技术局限，成为了簇间距和压裂施工参数优化的重要理论方法。该方法目前已广泛应用于涪陵、长宁—威远页岩气田。

图8 基于储层改造体积模型的页岩气缝网压裂模拟结果[146]

3.1.4.3 施工压力曲线反演诊断

Nolte[152]提出了常规储层压裂的施工压力曲线诊断方法。但页岩气缝网扩展行为复杂，施工压力曲线呈现出“多类型、多变化、多阶段”的特征，国内学者丰富了基于施工压力曲线的诊断方法，结合施工压力趋势线与实时斜率变化，定性判断压裂过程中的缝网延伸模式[153]。姚志远[154]提出了利用施工压力曲线波动特征和裂缝闭合G函数特征评价裂缝复杂度的方法。卞晓冰等[155]基于压裂物理模拟实验，提出了通过施工压力曲线波动频率和幅度判断缝网复杂程度，并结合地层脆塑性综合诊断缝网形态。此类方法可以识别部分特殊裂缝延伸行为，但未能结合页岩地层特征实现缝网扩展模式的系统诊断。为此，赵金洲[156-157]、胡永全[158]、蒋廷学[159]等创建了页岩气缝网压裂施工压力曲线动态识别理论模型，并结合井底净压力曲线动态分段拟合算法，发明了自动诊断和现场实时调参方法，可以基于页岩地质特征参数，对于不同施工压力响应的裂缝动态扩展规律、主控因素、缝网复杂程度进行定量评价，实现不同施工压力曲线类型的压裂设计方案调整和工艺参数动态优化，已成为缝网体积计算表征和微地震监测评价的重要补充，并在涪陵和长宁—威远国家级页岩气示范区得到了大量应用，如图9所示。

图9 页岩气缝网压裂施工曲线识别诊断示意图[156]

3.2 压裂液体系研制与发展

我国页岩气压裂液体系以水基为主，经历从完全引进（中石油和中石化的第一口页岩气水平井威201-H1井、建页HF-1井分别采用了斯伦贝谢公司和BJ服务公司的液体）到自主研发的发展过程，历经滑溜水压裂液、滑溜水+冻胶（或线性胶）压裂液、变黏滑溜水压裂液等阶段。2015—2017年，国家能源局连续发布页岩气滑溜水压裂液的推荐标准[160]，自主研制形成了我国页岩气压裂的滑溜水体系，开发了第一代水溶性低分子聚合物类和第二代反向乳液聚合物类的滑溜水压裂液体系[160-166]，形成了pH值调控和化学微交联的“变黏”技术[167-168]，黏度调整范围介于2～15 mPa·s，降阻率为50%～80%。为了进一步提高减阻性能、大幅度降低有效使用浓度、减少固体使用量、提高滑溜水在线混配效率，发展了新型乳液减阻剂，降阻率提升到80%以上。基于“低黏扩缝”“高黏携砂”的技术要求，研制形成的一体化变黏滑溜水已成为我国页岩气压裂的主力液体体系，压裂液黏度可以在2～50 mPa·s之间快速调整，耐盐30 000 mg/L，耐温150 ℃，减阻率达75%以上[169]。中石化还研制了酸性滑溜水及环保型解吸附滑溜水体系，对碳酸盐岩含量高及常压页岩气分别具有重要的作用。2012—2013年，中石化和中石油分别在元页1井和威204井压裂施工中首次使用国产滑溜水，此后国内页岩气压裂液逐步全面国产化。2021年，中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）提出的《天然气—上游领域—滑溜水降阻性能测试方法》通过国际标准化组织审查，实现了我国页岩气压裂液技术标准的国际化[170]。

随着页岩气超大规模持续开发，当前的压裂液还面临着诸多挑战，特别是以水基为主的压裂液体系，对页岩气资源地的水资源环境保护与供给都带来了诸多现实矛盾。少水甚至无水的高效造缝、携砂工作液将成为必然的选择。陕西延长石油（集团）有限责任公司在陆相页岩中探索了纯二氧化碳压裂和二氧化碳混合压裂[171]，西南石油大学储备了低碳烃类无水压裂液技术，为页岩气大规模开发提供了环境更为友好的绿色压裂材料[172-176]。

3.3 分段压裂工具研发

桥塞和套管固井滑套等分段压裂工具是实现页岩气分段分簇压裂的核心工具[177]。页岩气开发初期，受制于页岩气分段分簇压裂工具，压裂工程成本与实施规模都受到了极大的限制。此后，国内研发了多种型号的可钻桥塞，四机赛瓦石油钻采设备有限公司等自主研发的可钻桥塞在150 ℃下耐压70 MPa，钻除时间约30 min，关键参数指标达到国际先进水平[178-179]，可钻桥塞实现了国产化[180]，如图10所示。大通径桥塞拥有足够大的流通通道，压裂完在较短时间内可形成流道[181]。中石油和中石化都开展了大通径桥塞研制[182-184]。西南油气田研制的大通径桥塞在四川WYH3-1水平井成功应用[185]。可溶桥塞在压裂施工结束后可在返排液中自行溶解，更符合页岩气压裂的生产需求[186]。中国石油勘探开发研究院成功研发出具有完全知识产权的可溶桥塞，并于2016年首次在威远H204-11平台3号井成功应用于页岩气压裂[187]。中国石油集团工程技术研究院有限公司研发的新型可溶材料性能达到国际领先水平，2019年在四川长宁天然气开发有限责任公司宁216H19-4井成功应用[188]。目前形成了直径88.9～139.7 mm套管、温度45～150 ℃、耐压70 MPa、溶解时间7～25 d可调，共计13种尺寸规格4种温度的全可溶桥塞产品系列，在川南页岩气田大规模推广应用，已成为川南页岩气压裂分段的主流工具。同时中石化研制的全可溶桥塞已在涪陵页岩气田应用超过300段，成功率达100%。页岩气分段改造的新兴工具（套管固井滑套分段压裂工具）在中石油、中石化进行了先导性试验，现场试验效果显著[189-191]，但国内研究尚处于起步阶段，迫切需要自主研发出适合我国页岩气储层条件的多型号、多系列分段压裂工具，以实现其设计生产的完全国产化。

图10 可钻桥塞（a）和可溶桥塞（b）示意图[180]

3.4 压裂关键工艺技术

10余年来，我国页岩气压裂先后经历了直井压裂、水平井分段多簇压裂[192]、水平井组工厂化压裂[193]等发展阶段。页岩气压裂工艺是解决压裂过程中某个关键矛盾的工程技术称谓，从实现储层改造充分程度和压裂工程作业方式的角度来看，我国早期实施的压裂工艺主要包括常规分段多簇压裂技术、同步压裂技术、拉链式压裂技术、重复压裂技术等。分段多簇压裂技术是页岩气压裂的主体技术[194-196]，所有的其他工艺技术都是该基础技术的发展和衍生，国内专家学者对页岩压裂工艺技术进行了系统地归纳和总结[197-200]。同步压裂技术和拉链式压裂技术，是通过对两口或多口井同步或异步进行分段压裂，提升井间缝网发育复杂度和改造体积、降低施工成本、缩短施工周期，是平台井组“工厂化”作用模式的实现手段[201-203]。中石油在长宁H2井组、中石化在焦页42平台实施了页岩气井同步压裂，同时在多个平台实施了拉链式压裂，较之于单井压裂模式，同步压裂施工周期缩短30%～40%。对初次压裂效果不佳、压后产量递减快的井实施重复压裂，有利于重构缝网、扩大改造区域、提高缝网改造复杂度、提高或恢复产能、提升资源采出程度。赵金洲等人针对国内页岩气储层地质特征，创建了我国页岩气重复压裂理论与优化设计方法，形成了适应我国页岩气水平井的“挤注暂堵增压+缝口暂堵分流+缝内暂堵转向”重复压裂技术[204-211]。2017年，中石油、中石化分别在长宁H3-6井和焦页9-2HF井成功实施首次重复压裂。目前，“套中套”再造井筒重复压裂技术正在进行现场试验，为持续提高国内页岩气重复压裂效果积累了宝贵的工程经验。

随着页岩气开发深入发展，2018年以后，为了提升改造效果，特别是深层页岩气的改造体积和缝网复杂度，发展了“密簇”强加砂压裂技术：簇数由3簇增加到5～11簇，簇间距由25～30 m缩减至5～10 m，加砂强度由1.0～2.0 t/m增加到2.5～3.0 t/m甚至更高。在该工艺技术实施的过程中，受不同簇射孔完善程度和簇破裂延伸压力差异的影响，簇裂缝难以同步起裂延伸、裂缝扩展不均匀。为了调控裂缝的均衡程度，发展了缝内、缝口暂堵压裂技术和非均匀射孔压裂技术等，实现了对裂缝延伸均匀性的有效调控。

回顾我国页岩气压裂10年的工艺技术发展，综合工艺核心参数、分段模式、液体体系、加砂方式，以2018年为时间节点，我国页岩气压裂工艺参数发生了明显的演变，其演变情况如表1所示。

表1 中国页岩气缝网压裂工艺参数演变情况表[212]

四川盆地中浅层海相页岩气压裂技术已经逐渐成熟，但仍面临不少挑战。大规模全井段立体缝网建造和长期导流是当前首先要解决的问题，压裂工艺需要从追求初期测试高产向长期稳产转变、从追求单井EUR（最终可采储量）向EUR与采收率并重转变。

4 我国页岩气压裂发展展望

尽管过去10年我国页岩气压裂硕果累累，但页岩气开发仍然面临着巨大挑战，主要包括深层—超深层海相页岩气压裂、陆相—海陆过渡相页岩气压裂、少水或无水压裂、压裂关键工具研发、地质—工程—经济一体化压裂以及吸附气高效开采压裂技术等焦点问题。

4.1 深层—超深层海相页岩气压裂

川南有利区的页岩气资源量为7.6×1012m3，是页岩气上产和持续稳产的基础，其中埋深介于3 500～4 500 m的页岩气资源量为6.6×1012m3，约占该区页岩气总资源量的86%。深层是页岩气建产和规模上产的主战场，2018年以来，我国开始重视深层页岩气的开发，在四川盆地的东页深1井（垂深为4 248 m）、泸203井（垂深为3 891 m）等进行了深层页岩气井矿场先导试验。2020年末，中石化在四川盆地重庆市梁平区普顺1井（垂深达5 969 m）成功实施了钻井和压裂作业，标志着页岩气开发开始触及到6 000 m的超深层。深层超深层页岩气压裂的核心矛盾主要体现在3个方面：①深层页岩气建井及压裂等工程成本高，但总体试采产量低，存在着严重的经济开发矛盾；②深层页岩气实现经济开发的门限产量高，需要建造更发育的缝网，但深层页岩气地质力学属性对缝网建造存在着严重的抑制作用，缝网需求高与创建难度大之间存在着尖锐的矛盾；③深层页岩地层闭合应力高，需要注入更高浓度和更大颗粒的支撑剂才能实现对缝网的有效支撑，但深层的应力与岩石力学特性导致裂缝宽度小，缝网有效支撑与支撑剂注入困难之间的矛盾突出。为此，深层超深层页岩气缝网压裂工艺及技术与中浅层存在着本质上的差异，深层超深层页岩气压裂基础理论与技术亟待发展建立。

4.2 陆相—海陆过渡相页岩气压裂

我国海陆过渡相页岩气资源量位列世界前列，数量约为19.8×1012m3，占国内页岩气总资源量的25%，具有较大的勘探开发前景[213]。目前，国内海陆过渡相页岩气资源开发仍处于起步阶段，主要分布在鄂尔多斯盆地、沁水盆地、南华北盆地、四川盆地和湘中—湘南坳陷的石炭—二叠系本溪组、太原组、山西组和龙潭组等地层中。2016年，中石油在鄂尔多斯盆地东缘山西组逐步开展海陆过渡相页岩气资源勘探开发，陆续实施了大吉2-4、大吉51等多口直井，测试获工业页岩气流。2019年，我国首口海陆过渡相页岩气水平井——吉平1H井成功完钻，页岩气最高日产量为3.65×104m3，初步实现了海陆过渡相页岩气勘探开发的突破[214]。

我国海陆过渡相页岩一般与煤、致密砂岩和石灰岩共生，具有多层叠置的特征，压裂技术面临着一系列的挑战：①储层单层厚度薄、薄层交互特征显著，岩石变形特征、破坏模式与海相页岩存在着差异；②储层岩相变化快，储层岩相组合多样，水力裂缝穿越岩性界面时的偏转延伸与缝网形成机制复杂；③储层压力系数相对较低，不同岩性地层敏感性不同；④储层非均质性强，纵横向岩性变化大，压裂的多层动用难度大。海陆过渡相以及陆相页岩气缝网压裂工艺及技术目前尚未建立，亟待开展压裂系统研究。

4.3 少水或无水压裂

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，同时伴随着陆相、海陆过渡相不同岩矿类型页岩气的开发，水基压裂液体系不仅存在着水资源过度消耗的弊端，还存在着水基体系对储层的适应性可能较差、改造效果难以得到保障的不足，应用少水或无水压裂液体系成为未来页岩气压裂的趋势。充分利用和发挥二氧化碳等少水无水压裂液体系与地层流体配伍性好的优势，实现其更多的推广应用，具有广阔的前景。

4.4 压裂关键工具研发

桥塞和套管固井滑套等分段压裂工具已部分实现国产化，但在深层—超深层页岩高温高应力环境下压裂工具仍然面临着挑战。精密井下工具的研制和完全自主生产，成为页岩气高效开发的“卡脖子”问题。目前，国内已钻探页岩气井最高温度已达180℃，国产耐温150 ℃、耐压70 MPa的可溶桥塞，已经无法完全满足深层—超深层页岩气压裂的需求。而在套管固井滑套方面，贝克休斯公司和威德福公司已经推出了多系列商业化固井滑套产品，我国应该继续推广国产固井滑套工具，并持续攻关使其耐温性能超过200 ℃，作为超深层页岩气高效作业的技术储备。因此，我们必须加快页岩气压裂关键工具研制，并实现其国产化与系列化。

4.5 地质—工程—经济一体化压裂

地质甜点、钻井甜点、压裂甜点、经济甜点的交集是真正的页岩气开发甜点。其中地质甜点指导井眼轨迹设计和压裂甜点选择，需要耦合地质—钻井—压裂甜点，在缝网体积精准模拟的基础上差异化压裂设计变压裂段长、变簇间距、变簇数，实现一井一策、一段一策、一簇一策，以达到最优经济甜点。为实现经济最优，通过立体压裂、多井间距优化，充分利用井间应力扰动调整应力差，Eagle Ford页岩气藏实现100 m井距高效开采，并进行“W”立体布井方式试验（图11），取得了较好的压裂效果。

图11 Eagle Ford页岩气藏储层布井密度方案示意图[1]

4.6 吸附气高效开采压裂技术

美国主力页岩气产区，吸附气量占总气量的比例在35%以下[215]；而我国礁石坝南区和长宁地区的吸附气比例则占到了40%以上[216]，页岩气中的吸附气占比比美国更高。然而，我国页岩气藏埋藏更深，天然裂缝发育程度更低、人工裂缝网络的构建更加困难、压降在储层中的传播受到了明显抑制，大量赋存于深部储层中的吸附气无法受到压降波及，难以形成高效解吸。因此，有必要采用CO2置换、可控冲击波[217]、高温热处理、氧化分解、声电磁等技术，促进吸附气快速解吸，实现页岩气的经济高效开发。特别是在国家“双碳目标”的激励下，利用CO2压裂提高吸附气采收率，既能促进天然气清洁能源的增产、降低CO2排放量，又能合理利用捕集的CO2，实现其在页岩储层中的永久封存。因此，在页岩气缝网压裂中研发、推广和应用CO2泡沫压裂、液态CO2压裂和前置CO2压裂技术，对于实现无水和少水压裂、助推压裂工作液体系的更新换代，提高吸附气采收率和提早达成“双碳目标”都具有重要意义。

5 结束语

在中国知网（www.cnki.net）检索“页岩气”，1997年以前没有页岩气相关论文，1997—2007年有18篇，但多是介绍国外页岩气勘探开发信息和经验；2008—2012年，我国页岩气研究论文突增到2 345篇，2015年以后年新增约2 000篇。从文献的数量和内容都折射出中国页岩气从“一片空白”到“一抹亮色”的非凡历程，页岩气在我国从能源科技工作者都颇感陌生的词汇，发展到商业化开采，成为改革开放最激动人心的“中国故事”之一。

历经10年，全国广大科研工作者和生产单位共同攻关，创建形成了适合我国中浅层海相页岩气开发的压裂理论与技术体系，页岩气勘探开发取得重大突破，我们可以称为“中国页岩气1.0”。展望未来，我国页岩气压裂尚需进一步发展，推动页岩气开发进入新阶段，书写我国页岩气开发新篇章，我们相信“中国页岩气2.0”即将到来，让我们一起共同努力！