中国石化深层、常压页岩气勘探开发进展与展望

蔡勋育,周德华,赵培荣,张 华,钱恪然,万成祥

1.中国石化 油田勘探开发事业部,北京 100047;2.中国石化 石油勘探开发研究院,北京 102206;

我国页岩气资源量大,海相、陆相和海陆过渡相泥页岩广泛发育[1]。中华人民共和国自然资源部(原国土资源部)2016年发布的《中国矿产资源报告》表明,全国埋深4 500 m以浅页岩气地质资源量122×1012m3,可采资源量22×1012m3,其中海相可采资源量为13×1012m3[2-3]。截至2022年底,中国石化拥有页岩气区块18个,均位于四川盆地及周缘,矿权区内地质资源量38×1012m3,有利区主要位于四川盆地及周缘地区,资源量11×1012m3,以志留系深层、常压和新层系页岩气资源为主。

历经十余年勘探开发探索实践,中国石化在四川盆地及周缘地区志留系龙马溪组页岩实现商业开发。截至2022年底,共探明涪陵、威荣、永川和綦江4个页岩气田,累计提交探明储量1.19×1012m3,累计投产井1 072口,日产气2 850×104m3,年产气99.1×108m3,累产气578×108m3。

1 勘探开发进展

以涪陵页岩气国家级示范区为代表的志留系龙马溪组中深层页岩气率先取得勘探突破,已全面进入立体开发调整阶段,同时重点攻关深层和常压页岩气,积极突破新区新层系页岩气,目前已在多个方面取得一系列勘探开发进展(图1)。

图1 中国石化页岩气勘探开发历程

1.1 涪陵页岩气

1.1.1 涪陵页岩气田地质特征

涪陵页岩气田五峰组—龙马溪组含气页岩厚度为80～100 m,其下部优质页岩厚度为40 m左右,气层底界埋深介于2 250～3 500 m,压力系数1.55,为中深层超压页岩气[4]。根据页岩品质、矿物含量、物性和含气性等特征,含气页岩段可划分为9个小层和3套气层。下部气层(①—③小层)以富有机质硅质页岩为主,TOC含量为3.42%～5.65%,孔隙度为4.92%～7.80%,含气量为3.41～3.81 m3/t;中部气层(④—⑤小层)以富有机质碳质页岩为主,TOC含量为2.54%～2.61%,孔隙度为3.93%～3.94%,含气量为3.30～4.09 m3/t;上部气层(⑥—⑨小层)以贫有机质黏土质页岩为主,TOC含量为1.10%～2.02%,孔隙度为3.38%～4.89%,含气量为1.10～2.15 m3/t[5]。

1.1.2 涪陵页岩气勘探开发进展

自2013年国家能源局批准设立重庆涪陵国家级页岩气示范区以来,中国石化全力推进示范区建设,2014年提交国内首个页岩气探明地质储量,2015年高标准建成一期50亿方产能,2017年创新建立两层立体开发模式。2020年国内创新开展三层立体开发差异化部署,采收率逐步提升,达到国际领先水平[6-7];截至2023年9月,累计探明储量近9 000×108m3,累产气突破600×108m3,探索出一条技术自主、装备国产、环境友好、效益优化的涪陵特色页岩气开发之路。

(1)焦石坝一期开发效果超预期

焦石坝一期开发采用“1500m水平段、600m井距、山地丛式水平井交叉布井,水平井主要穿行①—③小层”的布井模式(图2),部署水平井200余口,其中两口典型开发井,一口为生产时间最长的焦页1HF井,生产时间3 766 天,累计产量1.66×108m3,另一口为累计产量最高的焦页6-2HF井,累计产量3.88×108m3。与方案对比,目前累产气量已突破设计的20年累产气量,效果超预期。

图2 丛式交叉水平井示意

(2) 两层立体开发超方案设计

涪陵海相页岩气比北美页岩气地质条件更加复杂,很难直接套用北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,开发初期的地质储量采收率仅12.6%[8]。2017年,面对焦石坝产量开始递减的局面,以提高采收率为目标,按照“单井评价—井组试验—整体部署—滚动建产”的思路,创新建立两层立体开发模式,整体部署调整井已全部投产,累计新建产能超方案设计,目前日产气达1 000万方,实现了“焦石坝上再建焦石坝”,推动涪陵页岩气田持续上产。

(3)成功实现向三层立体开发拓展

2019年以来,持续探索三层立体开发可行性,部署中部气层试验评价井。2020年具有自主知识产权的页岩气建模数模一体化技术和剩余气精细刻画技术攻关取得突破,成功指导三层立体开发差异化部署(图3),三层开发区采收率预计提升至44.6%,实现了涪陵页岩气田高效立体开发。

图3 涪陵国家级页岩气示范区焦石坝区块立体开发调整井网示意

1.1.3 涪陵页岩气创新成果与认识

在国外技术垄断、国内没有经验可借鉴的情况下,在攻关形成海相页岩气开发技术体系以后,中国石化在涪陵页岩气田自主创新形成了海相页岩气立体开发关键技术体系,建立了国内首个页岩气立体开发模式,采收率达到国际领先水平。立体开发相关理论和技术已推广应用到涪陵江东、平桥、白马复杂构造区块,并取得了良好应用效果。

1.2 深层页岩气

1.2.1 深层页岩气地质特征

四川盆地及周缘五峰组—龙马溪组深层(埋深大于3 500 m)页岩分布广泛,资源潜力巨大[9]。与中浅层页岩气相比,深层页岩气具有以下几个方面的特征:①页岩厚度、TOC含量、热演化程度、矿物组成基本相似,但深层页岩含气量和孔隙度一般高于中浅层页岩;②深层页岩气压力系数普遍较高,在1.9～2.1,最高可达2.45;③深层页岩气埋深大,普遍具有高地应力的特征[7]。

1.2.2 深层页岩气勘探开发进展

自2013年在川南进行深层页岩气初步探索以来,2018年探明并开发我国首个深层页岩气田——威荣页岩气田(埋深3 800 m)[10];2021年完成威荣一期产建,并稳步推进二期产建,同时针对4 000～4 500 m深层页岩气持续开展攻关,在丁山、东溪、新场等地区相继取得新突破[11];2022年綦江页岩气田丁山区块新增探明地质储量近1 460×108m3,发现綦江页岩气千亿方级整装大气田,成为中国石化第三个超千亿方的页岩气田(图4)。目前已实现新场南—东溪—丁山—良村北—林滩场整体连片,资源量1.19×1012m3,是中国石化继涪陵页岩气田之后第二个万亿方页岩气资源阵地。从DY2井首探深层到近期实施的XY1井获得日产量超过50×104m3的高产页岩气流,历经近十年,逐步取得了深层页岩气富集理论、评价预测技术和工程工艺技术的突破,展现出深层页岩气巨大的勘探开发潜力。

图4 四川盆地及周缘深层页岩气勘探有利目标评价

(1)创新形成深层页岩气富气模式

深层页岩气勘探实践表明,深水陆棚相页岩“蛋白石随地温增高转化成高硬度石英,伴生大量粒间孔”,抗压实作用强,为有机孔的发育和保持提供了空间和保护,同时“储层流体超压”能降低作用在页岩储层的有效应力,有利于页岩孔隙的发育与保持,因此“石英(刚性矿物)抗压保孔”和“储层流体超压”是深层优质页岩高孔隙度发育的关键[12-14](图5)。

图5 川东南地区不同埋深和地层压力条件下志留统龙马溪组页岩孔隙度

深层页岩气是指埋深超过3 500 m的页岩气藏,储层普遍具有埋藏深、温压大、施工改造难等特点[15-17],在多方面因素共同控制下才能形成具备高产气流的“甜点”。深水陆棚相优质页岩发育是页岩储层“甜点”评价的基础条件。高流体压力有利于页岩气富集,低地应力和较小的水平两向应力差是储层改造的有利地质条件,天然裂缝发育有利于页岩储层压裂改造,形成高产。因此“优质页岩发育、高流体压力、低地应力、微裂缝发育”是深层页岩气地质、工程“甜点”主控因素[18-19]。

丁山区块与齐岳山断裂距离及埋深的不断增大,保存条件逐渐变好,为常压—超高压气藏。东溪东斜坡、新场南区块与齐岳山断裂呈“断洼”接触,保存条件好,为高压—超高压气藏。在此基础上建立了“鼻状—单斜构造”富集型和“断洼”分隔富集型2种深层页岩气富集模式,成功指导深层页岩气勘探。

(2)初步形成深层页岩气压裂技术体系

2013—2014年,丁页2HF井压裂工艺面临多重难题,仅获得10.5×104m3/d的测试产量;通过升级压裂装备和优化压裂方案,2017—2018年在丁页4、丁页5井率先在埋深4 000 m左右开展实验,测试产量明显提高,分别测试获20.56×104m3/d和16.33×104m3/d;2019年在东页深1井进一步探索新压裂工艺技术,试获日产气31.18×104m3,是当时国内深层页岩气埋深大于4 000 m测试产量最高的井;2020年至今,围绕压裂关键问题开展研讨,迭代升级形成“多段少簇密切割、大液量、高排量、中强加砂、双暂堵、一体化滑溜水变黏交替注入”的2.0版深层压裂工艺。2021年在东页深2井率先使用压裂新工艺,首次在埋深大于4 200 m测试产量超过40×104m3/d,2022年使用相似工艺在丁页7井和新页1井相继获得42.8×104m3/d和53.2×104m3/d的高产,实现了从能压开地层到能压好地层、测试日产量从“10×104m3到20×104m3,到40×104m3再到50×104m3”的跨越。

1.2.3 深层页岩气创新成果与认识

深层页岩气面临地质、工程多方面难题,历经十年攻关探索,中国石化在四川盆地发现了第三个超千亿方的页岩气田及第二个万亿方页岩气资源阵地,通过勘探开发实践创新形成深层页岩超压富气模式,揭示了深层页岩气高孔隙度发育机制,建立了深层页岩气富集模式,明确了“双甜点”主控因素,同时创新形成深层—超深层页岩气体积压裂技术,实现产量跨越,极大解放了深层页岩气生产力。

1.3 常压页岩气

1.3.1 常压页岩气地质特征

常压页岩气藏是指地层压力系数小于1.3的页岩气藏,主要分布在四川盆地盆缘和盆外残留向斜区(图6),主要特点为埋藏浅,构造相对复杂,保存条件较差,单井产量低,分布面积广[20]。页岩含气量较低,吸附气占比较高。地层抬升时间早,构造样式多,局部微幅构造发育,且断裂系统复杂,整体上发育两组不同方向的断裂。页岩地层剥蚀程度强,盆缘斜坡目的层一侧出露,盆外残留向斜四周出露,导致压力系数普遍较低,表现为盆缘压力系数1.05～1.30,盆外压力系数0.90～1.15。地应力方位变化快,大小跨度大,应力差异系数大,表现为盆缘0.10～0.15,盆外0.25～0.33。

图6 四川盆地及周缘常压页岩气典型井分布

1.3.2 常压页岩气勘探开发进展

中国石化2019年在盆缘南川区块焦页10井、胜页2井取得重大突破,2020、2021年在南川东胜、白马区块相继实现规模探明,累计探明储量近2 500×108m3,2022年产气11×108m3。在盆外武隆、道真、彭水桑柘坪等残留向斜区也相继取得新突破,落实了2个千亿方规模资源阵地。通过加强保存条件研究和低成本技术攻关,形成了常压页岩气富集理论认识和创新性工程工艺技术,有力支撑盆缘和盆外地区实现商业突破和效益开发。

(1) 形成常压页岩气富集理论

通过开展页岩生排烃模拟和古压力恢复研究,结合埋藏史和构造应力分析,揭示了常压页岩气形成与聚散机理;依据构造样式、保存条件、地应力、裂缝形成机制及分布特征,构建了背斜型、单斜型、反向逆断层遮挡型、残留向斜型4种常压页岩气聚散模式,明确了富集规律及有利勘探方向(表1);通过解剖研究区页岩气藏,按照页岩“建造—改造—人造”的思路,明确了富集高产受沉积相带、保存条件、地应力场控制,形成了“三因素控藏”富集理论;在储层分级评价、保存条件评价、工程甜点评价基础上,形成了以保存条件和地应力为核心的常压页岩气“双甜点”评价体系,有效地指导了甜点区和甜点段优选[21]。

表1 四川盆地常压页岩气四种聚散模式对比

(2)形成差异化开发新模式

面对“含气性、构造、应力场”三复杂的情况,在构造单元划分基础上加强孔隙度、地层压力系数、断裂、天然裂缝与应力场等关键因素分析,细化开发地质分区。以储量动用率、采收率、内部收益率最大化为核心,采用地质—工程—经济一体化思路,综合优化开发层系、井网井距、布井方位、水平段长等开发参数,针对性形成了“多层系、变井距、长水平段、小夹角、低高差、强改造、控压差”的常压页岩气效益开发差异性技术政策[22],确保效益开发(表2)。

表2 四川盆地白马区块各地质分区特点及对应开发技术政策、压裂技术

(3)初步形成常压页岩气低成本开发技术体系

低成本工程工艺技术攻关是实现常压页岩气效益开发的关键。2012年以来,中国石化积极开展单井单项试验和平台井组试验,近年来,对前期成果集成与推广应用,通过三轮次技术攻关与实践应用,初步形成常压页岩气开发低成本技术系列,实现了压力系数1.1～1.3的常压页岩气效益开发,目前针对压力系数1.0～1.1的盆外残留向斜区正组织开展攻关。

1.3.3 常压页岩气创新成果与认识

近年来,针对常压页岩气地质条件特征,加强保存条件研究,揭示了常压页岩气形成与聚散机理,建立了4种常压页岩气聚散模式,形成了“三因素控藏”的常压页岩气富集理论;针对常压页岩气“三复杂”情况,通过细化地质分区,优化开发方案,形成了差异性开发新模式;聚焦低成本技术攻关,经过三轮试验与集成推广,创新形成常压页岩气低成本工程工艺技术,成功实现了常压页岩气效益开发。

1.4 新层系页岩气

1.4.1 四川盆地新层系页岩气

针对页岩气勘探开发集中在五峰组—龙马溪组的局面,2018年组织召开新区新层系研讨会提出“拓展志留系,攻关寒武系,重新评价认识侏罗系,探索二叠系,研究盆外地区”发展思路,加快四川盆地新区新层系风险勘探。2019年以来,相继在元坝、普光侏罗系,红星、普光二叠系、井研—犍为寒武系取得重大突破,实现“走出志留系”。

(1)红星二叠系吴家坪组页岩气取得新突破

四川盆地二叠系吴家坪组页岩层普遍受沉积相变快、厚度薄、埋深大等地质条件的制约,一直未有大的勘探突破。直至2020年底,鄂西渝东红星地区建南区块针对上二叠统吴家坪组二段部署实施的第1口页岩气风险探井HY1井在压裂测试获天然气产量8.9×104m3/d,实现了二叠系新层系页岩气勘探的重大突破。钻井资料及实验分析结果显示,红星地区二叠系发育两套深水陆棚亚相页岩,具有优质页岩厚度薄、有机质丰度高、孔隙度高、含气量高、脆性矿物含量高的“一薄四高”特征。广泛发育的深水陆棚页岩是二叠系页岩气富集的物质基础,有机—无机协同作用提供了良好的储集空间和较强的吸附能力,良好的保存条件是红星地区页岩气富集的关键[23-24]。2021年,甩开部署红页2、红页3,测试产量分别为15.2×104m3/d、11.6×104m3/d,初步落实了一个千亿方规模增储上产新阵地。

(2)普光二叠系大隆组页岩气取得新突破

川北地区大隆组广泛发育富有机质泥页岩,有机碳含量平均达8.32%,孔隙度平均为3.0%,脆性矿物含量平均为82.3%,总含气量平均为4.62 m3/t,具有“高有机碳含量,高孔隙度,高脆性矿物含量,高含气量”的有利地质条件,勘探潜力大,有望形成川北地区新的勘探领域[25]。2022年部署实施的LY1井证实发育大隆组、吴家坪组、茅三段3套优质页岩,优选大隆组压裂后测试获日产气42.66×104m3,初步评价普光地区大隆组页岩气资源量超1 700×108m3,大隆组、吴二段、茅三段三套页岩气资源量3 000×108m3以上。

(3)井研—犍为寒武系筇竹寺组页岩气取得新突破

针对井研—犍为探区寒武系筇竹寺组,由早期黑色页岩目的层转向气测显示好的粉砂质页岩(⑥—⑧号层)探索,2022年JS103HF井26段压裂后试获日产气25.87×104m3,井口压力18.7 MPa。井研—犍为地区筇二段粉砂质页岩气测显示活跃、平面展布稳定,具有低TOC、低含气量、中等孔隙度和高硅质矿物含量的特征,页岩储层以无机孔为主,中孔和大孔为主要储集空间。该套粉砂质页岩紧邻优质烃源岩,且自身也有一定生烃能力,物性相对较好,具有一定的储集空间,为页岩气的生成和富集提供了良好环境[26]。JS103HF井的勘探突破证实了筇竹寺组⑥—⑧号层粉砂质页岩储层厚度大、品质优、含气性好、平面分布稳定,具有“源内自生、原位储集、高压封存”的成藏特点,初步评价有利区资源量超3 800×108m3。

1.4.2 外围新区页岩气

拓展外围新区是实现走出四川盆地的重要举措,目前已相继在中扬子宜昌地区、湘鄂西地区、桂中地区、松辽盆地南部部署了一批重点探索井[27-28]。在宜昌地区志留系,松南梨树凹陷白垩系相继取得新发现,中扬子宜昌YZY1、2井志留系、松南梨树LY1井白垩系相继测试获得页岩气流,目前两个地区正积极开展评价,有望实现“走出四川盆地”。

2 发展趋势

2.1 积极开拓深层、常压、新层系页岩气领域

近年来,中国石化已经实现高质量建成涪陵页岩气国家级示范区,并在深层、常压和新层系页岩气领域取得了重要突破和进展[29-33]。在深层页岩气领域,中国石化已探明并开发威荣页岩气田,并在川东南盆缘东溪、丁山、新场、林滩场等多个构造带初步落实深层页岩气有利区资源量1.2×1012m3以上;在常压页岩气领域,中国石化不仅在四川盆地边缘南川东胜、白马区块实现常压页岩气规模效益开发,也在盆外武隆、道真、彭水等残留向斜区落实了2个千亿方规模资源阵地[34];在新层系页岩气领域,相继在红星二叠系吴家坪组、普光二叠系大隆组和井研—犍为寒武系筇竹寺组等取得页岩气新突破[35-36]。未来中国石化将进一步开拓深层、常压、新层系页岩气领域,同时也要充分认识深层、常压、新层系页岩气地质特征的复杂性。以深层威荣气田开发为例,由于早期开发方案编制时对该气田所在区域的地应力和裂缝发育的复杂性认识不足,导致实际钻探开发过程中,气井套变及压窜问题频发,严重影响了单井产量和建产节奏。受套变、压窜影响,威荣气田单井产量未达到方案设计产量。由此可见,充分认识深层、常压、新层系页岩气地质特征的复杂性是正确开发决策的前提,也是进一步实现页岩气效益开发的重要基础。

2.2 坚持页岩气理论技术创新引领

经过十多年的探索和创新,中国石化形成了特色的页岩气勘探开发理论体系和技术系列,为页岩气突破和发展提供有力驱动:一是创新形成页岩气“二元富集”理论认识,发现涪陵大型页岩气田[37];二是创新形成“超压富气、石英抗压保孔”新认识,攻关形成“密切割、增净压、促缝网、保充填”深层压裂工艺技术,大大提高了深层页岩气单井产量,日产连破30×108m3、40×108m3和50×108m3,威荣、丁山、东溪深层页岩气取得重大突破,实现“走出涪陵”的战略部署[38-39];三是创新形成剩余气精细刻画技术,建立立体开发新模式,涪陵页岩气田储量动用率、采收率大幅提升,目前,立体开发调整区页岩气采收率最高达44.6%,达到国际先进水平;四是创新形成常压页岩气富集高产受“沉积相带、保存条件、地应力场”三因素控制新认识,有效指导了南川、白马等地区常压页岩气井位部署,此外攻关集成低成本技术体系,推广应用大+小钻机组合井工厂作业模式、低浓度+砂混陶+密切割+强改造工艺等,实现单井钻采成本低于4 000万元,实现南川东胜、白马区块常压页岩气规模增储和效益开发,2020—2021年累计探明储量2 495×108m3,2022年新建产能9.6×108m3,产气11×108m3[40-41]。页岩气勘探开发实践表明,坚持理论技术创新引领是实现页岩气大突破、大发展必由之路。

未来将依托国家重大专项等平台,持续设立“十四五”非常规油气国家重大专项,加大理论技术创新力度,集中各方力量攻关配套技术与装备,建立国家技术标准,快速赶超国外先进水平。具体地,针对中浅层主力气田开发,重点攻关地模—压模—数模一体化储量动用及剩余气分布定量评价技术,形成立体开发优化调整技术,提高气田开发整体采收率。面对深层页岩气可压裂性差、储量动用率低等难题,一方面加强理论攻关,深入开展深层页岩气甜点评价、高温高压条件下力学破裂及复杂缝网形成机制研究,实现深层页岩气的规模增储;另一方面加强开发技术攻关,提升压裂效果和单井产量,实现分区施策,实现差异化优选产建区。常压页岩气的攻关方向主要围绕地质—工程一体化提产、提高EUR和降本增效等方面。对于新层系页岩气,如四川盆地海相寒武系、海陆过渡相二叠系和陆相侏罗系页岩气等。下一步工作重点主要为建立不同层系不同类型页岩气区带评价方法,优选有利区带和勘探目标,加强风险勘探以及拓展页岩气增储阵地和开发攻关试验。

2.3 坚持“一体化”理念

美国页岩油气革命的成功离不开“一体化”技术规模化发展应用[23]。中国借鉴美国页岩油气勘探开发的成功经验,将“一体化”理念引入海相页岩气勘探开发,经过逐步探索发展,形成了适用于我国页岩气勘探开发的“三个一体化”,即勘探开发一体化、地质工程一体化、技术经济一体化,极大促进了页岩气高质量勘探和效益开发。勘探开发一体化是指勘探向开发延伸,开发向勘探渗透,勘探与开发相互协调、相互配合,储量评价与产能评价同步推进,从而实现资源快速有效转化。以涪陵焦石坝区块为例,自2012年发现工业气流以来,边勘探边开发,到2015年整体探明新增探明储量3 806×108m3,并建成一期产能50×108m3,累计产气44×108m3。地质工程一体化以“提高单井产能”为核心,坚持地质+工程“双甜点”,深度融合气藏地质、气藏工程、钻完井工程和压裂试气多专业,坚持一体化设计、一体化实施、一体化优化,全生命周期迭代认识、持续优化。地质工程一体化的应用大大提高了页岩气层钻遇率和页岩气产量[42],“十三五”以来,页岩气探井平均成功率达到73%,涪陵页岩气田开发井产率达到95%。技术经济一体化的核心目标是在提高页岩气单井采收率和产量的同时最大程度降低成本。目前,技术经济一体化具体举措有方案优化降本、技术创新降本和管理模式降本等。在方案优化降本方面,通过加强单井投资预算审查、产能建设方案优化,促进单井钻采投资持续下降。在技术创新降本方面,通过攻关关键装备(电动压裂等)、材料(石英砂替陶粒、压裂液等),持续开展井身结构、钻井压裂参数优化,实现提速提效降本。在管理模式降本方面,推行页岩气产建大包,探索“甲供设备、日费制、合作开发”等管理新模式。“十三五”以来,通过实施一系列降本举措,页岩气平均单井投资下降31%、十亿方产建投资下降22.4%。实践证明,坚持“三个一体化”是实现页岩气高质量勘探和效益开发的关键。

3 结论和建议

(1)自2009年以来,中国石化在页岩气勘探开发领域取得了重要进展,不仅高质量建成涪陵页岩气国家级示范区,创新形成了海相页岩气立体开发关键技术体系,在深层、常压和新层系页岩气领域也取得了重要突破:实现南川东胜、白马区块常压页岩气规模效益开发,初步形成常压页岩气开发低成本技术体系;初步落实川东南盆缘深层万亿方规模阵地,创新形成海相深层页岩气“超压富气”模式,初步形成4 000～4 500 m深层页岩气压裂技术体系;相继在复兴、元坝、普光侏罗系,红星、普光二叠系、井研—犍为寒武系取得重大突破。

(2)页岩气资源潜力大、挑战多、效益开发风险高。坚持理论技术创新引领,坚持“一体化”理念,全力攻克深层页岩气、常压页岩气提速提产降本增效技术瓶颈,全力开拓新层系页岩气资源领域,是实现未来页岩气高质量勘探开发的必由之路。

(3)页岩气的突破和发展离不开外部政策的扶持。随着页岩气勘探开发由中浅层页岩气领域向深层、常压和新层系页岩气领域进军,将面临更加复杂的地质条件,对页岩气相关理论技术都提出了更高的要求,建议加大难采页岩气政策扶持力度,出台相应的财政补贴政策,推动难采页岩气效益开发。

利益冲突声明/Conflict of Interests

所有作者声明不存在利益冲突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者贡献/Authors’Contributions

蔡勋育、周德华提出论文研究思路设计并参与论文审核,赵培荣、张华完成论文结构搭建,钱恪然、万成祥参与论文写作和修改。 所有作者均阅读并同意最终稿件的提交。

The study was designed and the manuscript was reviewed by CAI Xunyu and ZHOU Dehua. The paper structure was constructed by ZHAO Peirong and ZHANG Hua. The manuscript was drafted and revised by QIAN Keran and WAN Chengxiang. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.