中國頁巖氣壓裂十年：回顧與展望

趙金洲 任 嵐 蔣廷學 胡東風 吳雷澤 吳建發 尹叢彬 李勇明 胡永全 林 然 李小剛 彭 瑀 沈 騁 陳曦宇 尹 慶 賈長貴宋 毅 王海濤 李遠照 吳建軍 曾 斌 杜林麟0

1.“油氣藏地質及開發工程”國家重點實驗室·西南石油大學 2.中國石化石油工程技術研究院 3.中國石化勘探分公司

4.中國石化江漢油田分公司 5.中國石油西南油氣田公司 6.中國石油集團川慶鉆探工程有限公司

7.中石化重慶涪陵頁巖氣勘探開發有限公司 8.中石油煤層氣有限責任公司

9.捷貝通石油技術集團股份有限公司 10.東方寶麟科技發展（北京）有限公司

0 引言

據美國能源信息署（EIA） 2015年的數據，全球頁巖氣技術可采資源量約為214×1012m3，其中中國擁有31.6×1012m3、美國擁有32.9×1012m3。美國頁巖氣革命取得了巨大的成功并由此重塑了世界能源格局，2016年其天然氣出口量首次超過進口量，2020年天然氣產量達到了驚人的7 362.4×108m3。目前全球開展頁巖氣商業開發的國家有美國、中國、阿根廷和加拿大[1]，2016年我國頁巖氣產量達到78.8×108m3，首次超過加拿大，成為全球第二大頁巖氣生產國。

我國于2010年實施第一口頁巖氣井壓裂，歷經10年的發展，我國頁巖氣壓裂從最早完全借鑒北美頁巖氣開發模式的時代，發展到基于我國頁巖氣儲層地質力學特征創建適合我國中淺層海相頁巖氣壓裂的理論與技術體系的階段。為了助推我國頁巖氣產量實現新的躍升，本文基于我國10年來對頁巖氣壓裂的探索與實踐認識，綜合分析了在基礎理論與優化設計方法、壓裂液體系、壓裂工具及工藝技術方面的發展歷程，系統梳理認識了目前我國頁巖氣壓裂技術現狀和面臨的挑戰，以期為我國未來頁巖氣高效開發提供有益的指導。

1 美國頁巖氣壓裂發展歷程

美國頁巖氣革命革的是壓裂和鉆井的“命”：1965年，首次實施頁巖氣直井小規模水力壓裂；1976年，啟動東部頁巖氣工程項目（Eastern Gas Shales Project，EGSP），開始大規模頁巖氣直井壓裂；1986年，實施全球第一口水平井多段壓裂，并應用了微地震監測技術；1991年，在Barnett氣田實施第一口頁巖氣水平井多段壓裂；1997年，實施第一口頁巖氣直井滑溜水壓裂，被譽為頁巖氣壓裂第1個里程碑；2002年，7口水平井滑溜水多段壓裂取得巨大成功，被譽為頁巖氣壓裂第2個里程碑；2004年水平井滑溜水多段壓裂在全美迅速推廣，滑溜水開始在頁巖氣壓裂中規模化應用；2005年，首次實施工廠化壓裂，被譽為頁巖氣壓裂第3個里程碑；2006年，首次提出SRV（Stimulated Reservoir Volume）概念，我國將其翻譯為體積壓裂；2009年，首次提出減小簇間距概念，被譽為頁巖氣壓裂第4個里程碑；2012年，開始實施推廣多段多簇壓裂技術，同年開展LPG無水壓裂試驗。此后，美國頁巖氣水平井分段多簇壓裂技術不斷升級，截至目前已累計壓裂超過10萬余口頁巖氣井。

美國頁巖氣壓裂走過了半個多世紀的發展歷程（圖1），是頁巖氣革命取得巨大成功的“殺手锏”技術。盡管美國早在1821年就開采出了頁巖氣，但由于缺少壓裂技術，直到1980年頁巖氣年產量也僅有19.6×108m3（圖2）。隨著頁巖氣壓裂技術的發展，1999年美國頁巖氣年產量突破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，美國頁巖氣年產量已達7 362×108m3，約占其當年天然氣總產量的78%。

圖1 美國頁巖氣壓裂革命進程示意圖

圖2 美國頁巖氣年產量變化柱狀圖

2 中國頁巖氣壓裂起步與發展

中國頁巖氣資源豐富，資源量同美國基本相當，我國頁巖氣開發潛力巨大，具有重大的戰略意義。2004年，我國開始報道頁巖氣資源研究成果[2]。2005年，中國石油天然氣集團有限公司（以下簡稱中石油）首次提出開發頁巖氣的設想，2007年與美國新田公司合作，在四川盆地威遠地區開展頁巖氣聯合研究，2008年開辟了川南、昭通兩個頁巖氣勘探開發示范區。2009年，中美正式簽署頁巖氣領域合作諒解備忘錄，國土資源部在重慶綦江正式啟動我國首個頁巖氣資源勘查項目；2011年，國務院正式批準《找礦突破戰略行動綱要（2011—2020年）》，提出加快推進頁巖氣勘探開發，并批準將頁巖氣列為第172種獨立礦種；2012年，《政府工作報告》正式部署加快頁巖氣勘探開發技術攻關，頁巖氣壓裂是其中的核心關鍵技術。

10年前，我國頁巖氣壓裂技術尚處于空白，美國創新研究院（Breakthrough Institute）在《頁巖氣革命起源》（Where The Shale Gas Revolution Came From）報告中指出：“美國通過數十年的研究，攻克了頁巖氣壓裂的難題。盡管中國、俄羅斯、英國等國家頁巖氣儲量同樣巨大，但沒有美國如此強大的創新體制，頁巖氣壓裂才剛剛起步。”

2010年，中國石油化工集團有限公司（以下簡稱中石化）和中石油分別在方深1井和威201井首次實施頁巖氣直井壓裂；2011年，中石油和中石化分別在威201-H1井和建頁HF-1井首次實施頁巖氣水平井壓裂。從壓裂設計、液體體系到壓裂工具均由斯倫貝謝、貝克休斯、BJ服務等外國公司提供技術服務。2008年，唐嘉貴、吳月先、趙金洲等[3]發表了國內首篇頁巖氣開發技術論文，并提出頁巖氣壓裂必須溝通天然裂縫的思路；同年，任嵐[4]在我國第一篇非常規油氣藏縫網壓裂博士研究生學位論文中率先開展縫網壓裂機理研究。2009—2011年，西南石油大學和中國石油大慶油田聯合啟動國內第一個縫網壓裂研究項目，首次實施縫網壓裂現場試驗，并開展微地震監測。國內其他學者和相關單位也同時開始了相關研究。

從此，我國頁巖氣壓裂理論研究和現場應用拉開了序幕。2012年，我國設立長寧—威遠、昭通和延安3個國家級頁巖氣示范區；焦頁1HF井壓裂獲得高產，發現了涪陵頁巖氣田，該井壓裂基本上實現了技術國產化。2013年我國設立涪陵國家級頁巖氣示范區。截至2019年，我國頁巖氣壓裂井總數達到1 092口，隨著頁巖氣壓裂技術的不斷發展，我國頁巖氣產量逐年攀升，目前已成為全球第二大頁巖氣生產國，2020年全國頁巖氣產量達200.4×108m3（圖3），占當年全國天然氣總產量的10.6%。

圖3 中國頁巖氣年產量變化柱狀圖

3 中國頁巖氣壓裂理論技術進展

3.1 壓裂基礎理論與優化方法

綜合分析了壓裂甜點識別與優選、縫網擴展數值模擬與優化、巖體水化與燜井返排控制、壓后縫網體積評價與表征等方面的頁巖氣壓裂理論發展歷程與進展現狀。

3.1.1 壓裂甜點識別與優選

頁巖氣壓裂甜點識別與優選是通過“可壓性”這一概念來進行量化表征的。可壓性最初由Chong等[5]定義為頁巖儲層能被有效壓裂從而獲得增產的能力，成為了我國早期頁巖氣壓裂甜點的識別指標[6]。但國內外頁巖氣儲層顯著的地質工程差異決定了可壓性評價的內涵必然隨之變化。歷經10余年的攻關與探索，我國頁巖氣可壓性評價可以被劃分為基質可壓性評價、縫網可壓性評價和綜合可壓性評價3個發展階段，由此實現了壓前評價手段的不斷完善。

3.1.1.1 基質可壓性評價階段

該階段以頁巖氣儲層巖石骨架本身具有的物理特征作為評價因素并延續至今，涵蓋礦物、巖石力學等方面，以單因素評價為主要方式[7]。延續北美的礦場經驗，分別以識別硅質、鈣質等礦物質量分數構建礦物脆性、以彈性模量和泊松比構建巖石力學脆性成為國內早期可壓性評價的主要指標，脆性越高，可壓性就越好，并對應較大的縫網體積[8]。得益于對儲層地質特征的深入研究，各脆性指標的權重得以被考慮，改進了原有礦物脆性簡單的質量分數疊加方式，并進一步實現了巖石力學脆性與礦物脆性的耦合，形成了考慮飽和流體的等效骨架巖石評價機制[9]；得益于大量室內分析化驗和物理模擬實驗，硬度、體積模量、剪切模量、內聚角等逐漸被納入評價指標，用以分析巖石應力應變性質，雖然可以在室內圍壓條件下全程反映巖石彈塑性變形、發生破壞到失去承載能力[10]，但理論與轉化為實現實際礦場應用之間仍然還存在著距離。

3.1.1.2 縫網可壓性評價階段

機理認識的深入、裂縫與應力預測技術[11-12]的進步促成了該階段可壓性評價實現本土化，造就了多項反映天然弱面與地應力特征的裂縫可壓性因素，具體體現在以下3個方面：①頁巖氣裂縫擴展機理的成型促進了斷裂韌性成為可壓性評價指標[13-14]，進而對水力裂縫剪切、滑移和轉向的難易程度進行判斷；②隨著砂堵、壓竄與套管變形等異常頻繁化，基于螞蟻體、似然體、曲率體精細刻畫大型天然裂縫帶產狀，為水力裂縫與天然裂縫相交機理在可壓性評價中的應用提供了條件，基于礦物與微細裂縫、層理的多元相關性，形成天然弱面發育指數作為評價儲層“先天”裂縫網絡的指標[15-16]；③地應力預測技術的升級，通過構建應力差異系數使得儲層壓裂成縫網的難度得以表征[17]，并逐漸衍生出裂縫開啟壓力[18]、裂縫穿透與轉向臨界凈壓力[19]等更為準確的進階參數。

該階段可壓性評價也實現了由單因素評價向多元化快速評價轉變，內涵也逐漸轉變為綜合評價裂縫復雜度和改造體積。縫網可壓性評價除了要考慮早期所涉及的礦物脆性、彈性模量、泊松比以外，拓展到考慮I型與Ⅱ型斷裂韌性、三向地應力大小及其差異、天然弱面規模與產狀，引入縫網發育概率指數、改造體積概率指數進行評價[20]，并以此對可能發生砂堵等異常的壓裂段做出準確預測[21]；進一步的，根據評價結果，通過考慮壓裂施工參數，建立儲層改造體積測井解析模型，實現各壓裂段不同壓裂參數配置下以縫網體積及其長寬高為目標的快速評價，成為壓前優化壓裂參數避免施工復雜的有效手段[22]。

3.1.1.3 綜合可壓性評價階段

較之于北美穩定的構造與沉積條件，國內頁巖氣儲層歷經了漫長的差異化沉積成巖作用和構造演化，除了基質可壓性、縫網可壓性等對應指標，在儲集特征參數上同樣具有更強的非均質性。這成為部分頁巖氣井壓后裂縫復雜度高、縫網體積較大，但累計產量卻偏低的主要原因。為此，該階段將可壓性評價內涵中的“有效壓裂”定義為氣井產能被充分挖潛，形成縫網綜合可壓性概念，即儲集巖能夠形成復雜縫網和足夠大的縫網體積并具備產量保證且獲得增產效果的能力。

基于沉積成巖演化對可壓性的研究結果表明，隨著孔隙度和TOC（總有機碳含量）等表征儲集特征的參數值的增大，將顯著提高儲集能力和含氣性，但也有可能顯著增加巖石骨架塑性，弱化巖石彈性，體現出“雙刃劍”的特征[23]。由此提出頁巖可壓性評價還應考慮儲集物性，保證對“富氣”的基質實現有效的“改造”[24]，形成縫網綜合可壓性評價方法[25]；將反映巖石骨架性質的基質可壓性因素用以評價裂縫復雜度、反映天然弱面與地應力條件的裂縫可壓性因素用以評價縫網體積規模、儲集能力參數用以評價氣井產能極限，實現地質工程一體化全方位評價[26]，進而發展成目前最為可靠和應用最為廣泛的壓裂甜點識別方法。

可見，可壓性評價不僅局限在壓前的儲層區域評價中，還包括評層[6]、評段[8]來實現鉆井與壓裂的一體化設計。區域的可壓性評價主要用于對比不同頁巖氣產區之間的差異，進而對目標工區制定所需要的壓裂技術需求，有效保障技術的適應性。可壓性評價則是對既定井軌跡實現沿程連續評價，以實現壓裂參數的差異化設計，達到全井段縫網壓裂的目的。此外，可壓性評價還被用于陸相與海陸過渡相頁巖[27]、致密砂巖[28]、煤巖[29]、碳酸鹽巖[30]甚至火山巖[31]等研究領域，并逐漸成為非常規油氣儲層改造的重要環節。

3.1.2 縫網擴展數值模擬與優化

縫網擴展模擬是壓裂關鍵參數設計的理論基礎，經過10年的發展，在真三軸壓裂大型物理模擬室內實驗的基礎上[32-40]，大量國內學者、工程師發展并完善了頁巖水平井壓裂裂縫擴展模型[1]，初步建立了適合我國頁巖氣縫網擴展的數值模擬理論與優化設計方法。頁巖氣水平井分段多簇壓裂過程中，分簇裂縫同時擴展，水力裂縫與天然裂縫交互作用[41]，各簇裂縫之間存在著強烈的應力干擾與擴展競爭。

3.1.2.1 基礎理論模型發展

早期以引入和修正經典的擴展模型為主[42]，構建了比較簡單的裂縫網絡擴展模型[43-46]。隨后發展出更能準確表征裂縫擴展物理過程的數值模型，基于連續介質理論，構建了結合損傷力學方程的三維有限元模型[47]，基于內聚力單元法模擬巖層破裂和裂縫擴展[48-49]，裂縫面為域內邊界，將縫內水壓力轉化為單元等效節點力裂縫擴展模型[50]；采用有限差分法離散流體連續方程的擴展數值模擬[51]，混合采用有限元和擴展有限元分別求解裂縫流場和巖石應力場的裂縫擴展模型[52-56]，選用有限體積法模擬縫內流體流動、井筒流體流動及簇間流量動態分配耦合的模擬方法[57]，采用位移不連續法求解多簇裂縫同步擴展問題[58-63]（圖4）。基于離散元理論，構建了結合有限元法與離散元法混合的二維流固耦合的裂縫擴展模型[64]，考慮人工水力裂縫與天然裂縫相互作用的擴展模型[65-66]，結合格里菲斯—庫侖破裂準則的擴展模型[67]，考慮力學各向異性、層理弱面和縱向應力差異的擴展模型[68]。同時不少學者還發展了相場法實現裂縫轉向延伸與縫網擴展模擬[69-71]。耦合擴展模型，不少學者建立了復雜縫網支撐劑轉向運移的理論計算模型[72-76]，發明了分支裂縫條件下的支撐劑運移大尺寸可視化實驗方法和系列裝置[77-85]，形成了縫網導流能力評價理論與方法[86-95]，為縫網壓裂支撐劑優化設計奠定了基礎。

圖4 基于位移不連續的縫網擴展數值模擬示意圖[60]

3.1.2.2 壓裂參數優化

以擴展模型為基礎，研究了層理方向對頁巖氣儲層水力壓裂裂紋擴展的控制機制[96]，分析巖石力學參數及注入速度對頁巖壓裂裂縫擴展的影響[97]，研究簇間距、水平應力差和壓裂次序影響水力壓裂裂縫形態的規律[98]，討論了改進拉鏈式壓裂過程中簇間距、地應力等因素對各裂縫擴展形態和縫間誘導應力場的影響[99]，對射孔方向和分段壓裂射孔間距進行了優化設計[100]，針對縫間應力干擾造成的段內各裂縫非均勻延伸的裂縫調控問題，提出了射孔參數的優化建議[59]。以縫網體積最大化為目標，創建形成了射孔簇間距、簇數、排量、液量等壓裂參數優化方法[101-103]。這也是目前應用最為廣泛的優化方法，如圖5所示。

圖5 基于縫網體積最大化的射孔簇間距優化示意圖[101]

3.1.3 巖體水化與燜井返排控制

頁巖的特殊巖礦組成決定了頁巖氣壓裂后儲層巖石存在著復雜的物理化學作用，通過研究頁巖與注入流體介質的物理化學機制，優化設計壓后燜井與返排時機。

3.1.3.1 頁巖水化現象

頁巖較高的黏土含量致使其在與水接觸后會發生復雜的物理化學反應[104]，在宏觀上表現出軟化、強度下降和黏性增強的特性[105-108]。浸泡實驗發現，用清水浸泡巖樣會水化剝落成碎片，而用氯化鉀溶液浸泡則能顯著改善破裂情況[109]。硬脆性頁巖水化是物理化學作用和力學作用相互親和的結果，前者降低斷裂韌性，后者使尖端應力強度因子增大，從而促進內部裂縫擴展[110]。掃描電鏡和微米掃描（CT）研究發現，水化作用可以促進無機礦物之間原生裂縫的擴展與新裂縫的生成[111]。裂縫擴展物理模擬表明，巖樣水化后裂縫網絡復雜程度更高[112]。清水水化作用不僅能夠促使原始裂縫延伸，而且還有可能誘發生成新的微細裂縫或分支縫，而滑溜水僅能輔助原始裂縫擴展（圖6）[113]；水化作用能有效提升裂縫網絡復雜程度和儲層頁巖的流動能力[114]。水化作用是致使頁巖結構穩定性降低的誘因，而升溫與冷卻作用均會產生明顯的裂縫[115]。頁巖氣井燜井過程中，氣藏溫度的回升配合壓裂液的水化作用，將會起到改善儲層流動性的作用。因此可以根據氣藏溫度變化的情況來模擬調整燜井時間[116]。現場燜井試驗結果表明，壓后燜井會降低試氣返排率，提高單井頁巖氣產能[117-121]。

圖6 水化預處理前（a）后（b）頁巖巖心電鏡掃描結果對比照片[113]

3.1.3.2 頁巖氣壓后返排模擬

頁巖氣井返排率一般低于50%，很多頁巖氣井甚至低于10%[122]，頁巖儲層壓裂液滯留機理包括表面水膜滯留、裂縫閉鎖滯留、縫面毛細管滯留、基質滲吸、重力滯留和粘滯滯留，縫網結構越復雜壓裂液的滯留量越大，水化吸水基本無法排出，共同降低了頁巖氣井壓裂液的返排率[123]。

國內多位學者建立了基質—裂縫耦合的氣水兩相滲流模型[124-126]，分析了早期返排產水數據，確定了有效裂縫體積及裂縫形狀參數的方法，給出了裂縫半長和裂縫滲透率之間的關系，發展了利用壓后返排特征參數反演地層的裂縫形態參數。運用嵌入式離散裂縫模型和雙重介質模型表征頁巖儲層體積壓裂形成的復雜裂縫網絡，綜合考慮裂縫形態、裂縫導流、吸附解吸、克努森擴散、滑脫效應、應力敏感、毛細管力滲吸效應等因素，建立了氣—水兩相雙孔雙滲壓裂液返排模型，闡述了不同因素對頁巖氣壓后返排的影響規律[127]，為開展頁巖氣壓后返排工作制度設計提供了理論方法。

3.1.4 壓后縫網體積評價與表征

在頁巖氣水平井壓后縫網體積評價與表征方面，近年主要發展了礦場監測、數值模擬、施工壓力曲線反演診斷等方法。

3.1.4.1 礦場監測

縫網體積評價的現場監測方法主要包括微地震監測和電位法監測，其中前者是目前國內外頁巖氣壓裂中應用最為廣泛的現場監測方法。我國頁巖氣開發初期，MicroSeismic等國外公司基本壟斷了市場，2014年中石油推出我國首款微地震監測系統GeoMonitor，并在川南等主力頁巖氣區成功開展了礦場應用[128]。2015年中石化在涪陵頁巖氣區焦石壩頁巖氣田成功開展了微地震地面與井中聯合微地震監測[129]，如圖7所示。近幾年，GeoEast-ESP等國產自主微地震監測系統迅速成熟，在國內頁巖氣區塊已全面投入使用[130-134]。除了微地震監測之外，電位法監測技術已初步應用于頁巖氣壓裂監測現場，中石油在威遠區塊開展了先導試驗[135]，中石化也在東溪—丁山地區的丁頁5井成功開展了礦場應用，實現了壓裂縫網的實時監測與動態成像，未來有望成為微地震監測技術的重要補充手段。此外，頁巖氣壓裂現場監測方法還包括傾斜儀測量技術[136-137]、磁化支撐劑感應技術[138-139]等，目前國內基本未開展應用。

圖7 焦石壩頁巖氣田早期微地震監測波及體積示意圖[129]

3.1.4.2 數值模擬

Ge等[140]基于縫網形成原理提出了縫網體積計算模型。國內最早的縫網體積計算是將改造體積簡化為橢球體，根據水平應力差值定義了應力轉向半徑計算縫網體積[141]。基于縫網形成物理機制，考慮多簇裂縫同步延伸，結合應力—壓力變化對儲層天然裂縫的穩定性影響，建立了縫網體積計算模型[142-144]，但該模型未考慮縫網壓裂過程中的多物理場耦合作用。為此，趙金洲等[145-147,149-151]通過揭示地層應力—壓力—溫度多物理場時空動態分布演化耦合與誘導縫網擴展機理，創建了縫網體積全耦合動態模擬理論模型與數值計算方法（圖8），突破了微地震監測技術評價縫網體積工序長、成本高并且只能壓后獲得而不能直接用于壓前優化設計的技術局限，成為了簇間距和壓裂施工參數優化的重要理論方法。該方法目前已廣泛應用于涪陵、長寧—威遠頁巖氣田。

圖8 基于儲層改造體積模型的頁巖氣縫網壓裂模擬結果[146]

3.1.4.3 施工壓力曲線反演診斷

Nolte[152]提出了常規儲層壓裂的施工壓力曲線診斷方法。但頁巖氣縫網擴展行為復雜，施工壓力曲線呈現出“多類型、多變化、多階段”的特征，國內學者豐富了基于施工壓力曲線的診斷方法，結合施工壓力趨勢線與實時斜率變化，定性判斷壓裂過程中的縫網延伸模式[153]。姚志遠[154]提出了利用施工壓力曲線波動特征和裂縫閉合G函數特征評價裂縫復雜度的方法。卞曉冰等[155]基于壓裂物理模擬實驗，提出了通過施工壓力曲線波動頻率和幅度判斷縫網復雜程度，并結合地層脆塑性綜合診斷縫網形態。此類方法可以識別部分特殊裂縫延伸行為，但未能結合頁巖地層特征實現縫網擴展模式的系統診斷。為此，趙金洲[156-157]、胡永全[158]、蔣廷學[159]等創建了頁巖氣縫網壓裂施工壓力曲線動態識別理論模型，并結合井底凈壓力曲線動態分段擬合算法，發明了自動診斷和現場實時調參方法，可以基于頁巖地質特征參數，對于不同施工壓力響應的裂縫動態擴展規律、主控因素、縫網復雜程度進行定量評價，實現不同施工壓力曲線類型的壓裂設計方案調整和工藝參數動態優化，已成為縫網體積計算表征和微地震監測評價的重要補充，并在涪陵和長寧—威遠國家級頁巖氣示范區得到了大量應用，如圖9所示。

圖9 頁巖氣縫網壓裂施工曲線識別診斷示意圖[156]

3.2 壓裂液體系研制與發展

我國頁巖氣壓裂液體系以水基為主，經歷從完全引進（中石油和中石化的第一口頁巖氣水平井威201-H1井、建頁HF-1井分別采用了斯倫貝謝公司和BJ服務公司的液體）到自主研發的發展過程，歷經滑溜水壓裂液、滑溜水+凍膠（或線性膠）壓裂液、變黏滑溜水壓裂液等階段。2015—2017年，國家能源局連續發布頁巖氣滑溜水壓裂液的推薦標準[160]，自主研制形成了我國頁巖氣壓裂的滑溜水體系，開發了第一代水溶性低分子聚合物類和第二代反向乳液聚合物類的滑溜水壓裂液體系[160-166]，形成了pH值調控和化學微交聯的“變黏”技術[167-168]，黏度調整范圍介于2～15 mPa·s，降阻率為50%～80%。為了進一步提高減阻性能、大幅度降低有效使用濃度、減少固體使用量、提高滑溜水在線混配效率，發展了新型乳液減阻劑，降阻率提升到80%以上。基于“低黏擴縫”“高黏攜砂”的技術要求，研制形成的一體化變黏滑溜水已成為我國頁巖氣壓裂的主力液體體系，壓裂液黏度可以在2～50 mPa·s之間快速調整，耐鹽30 000 mg/L，耐溫150 ℃，減阻率達75%以上[169]。中石化還研制了酸性滑溜水及環保型解吸附滑溜水體系，對碳酸鹽巖含量高及常壓頁巖氣分別具有重要的作用。2012—2013年，中石化和中石油分別在元頁1井和威204井壓裂施工中首次使用國產滑溜水，此后國內頁巖氣壓裂液逐步全面國產化。2021年，中國石油西南油氣田公司（以下簡稱西南油氣田）提出的《天然氣—上游領域—滑溜水降阻性能測試方法》通過國際標準化組織審查，實現了我國頁巖氣壓裂液技術標準的國際化[170]。

隨著頁巖氣超大規模持續開發，當前的壓裂液還面臨著諸多挑戰，特別是以水基為主的壓裂液體系，對頁巖氣資源地的水資源環境保護與供給都帶來了諸多現實矛盾。少水甚至無水的高效造縫、攜砂工作液將成為必然的選擇。陜西延長石油（集團）有限責任公司在陸相頁巖中探索了純二氧化碳壓裂和二氧化碳混合壓裂[171]，西南石油大學儲備了低碳烴類無水壓裂液技術，為頁巖氣大規模開發提供了環境更為友好的綠色壓裂材料[172-176]。

3.3 分段壓裂工具研發

橋塞和套管固井滑套等分段壓裂工具是實現頁巖氣分段分簇壓裂的核心工具[177]。頁巖氣開發初期，受制于頁巖氣分段分簇壓裂工具，壓裂工程成本與實施規模都受到了極大的限制。此后，國內研發了多種型號的可鉆橋塞，四機賽瓦石油鉆采設備有限公司等自主研發的可鉆橋塞在150 ℃下耐壓70 MPa，鉆除時間約30 min，關鍵參數指標達到國際先進水平[178-179]，可鉆橋塞實現了國產化[180]，如圖10所示。大通徑橋塞擁有足夠大的流通通道，壓裂完在較短時間內可形成流道[181]。中石油和中石化都開展了大通徑橋塞研制[182-184]。西南油氣田研制的大通徑橋塞在四川WYH3-1水平井成功應用[185]。可溶橋塞在壓裂施工結束后可在返排液中自行溶解，更符合頁巖氣壓裂的生產需求[186]。中國石油勘探開發研究院成功研發出具有完全知識產權的可溶橋塞，并于2016年首次在威遠H204-11平臺3號井成功應用于頁巖氣壓裂[187]。中國石油集團工程技術研究院有限公司研發的新型可溶材料性能達到國際領先水平，2019年在四川長寧天然氣開發有限責任公司寧216H19-4井成功應用[188]。目前形成了直徑88.9～139.7 mm套管、溫度45～150 ℃、耐壓70 MPa、溶解時間7～25 d可調，共計13種尺寸規格4種溫度的全可溶橋塞產品系列，在川南頁巖氣田大規模推廣應用，已成為川南頁巖氣壓裂分段的主流工具。同時中石化研制的全可溶橋塞已在涪陵頁巖氣田應用超過300段，成功率達100%。頁巖氣分段改造的新興工具（套管固井滑套分段壓裂工具）在中石油、中石化進行了先導性試驗，現場試驗效果顯著[189-191]，但國內研究尚處于起步階段，迫切需要自主研發出適合我國頁巖氣儲層條件的多型號、多系列分段壓裂工具，以實現其設計生產的完全國產化。

圖10 可鉆橋塞（a）和可溶橋塞（b）示意圖[180]

3.4 壓裂關鍵工藝技術

10余年來，我國頁巖氣壓裂先后經歷了直井壓裂、水平井分段多簇壓裂[192]、水平井組工廠化壓裂[193]等發展階段。頁巖氣壓裂工藝是解決壓裂過程中某個關鍵矛盾的工程技術稱謂，從實現儲層改造充分程度和壓裂工程作業方式的角度來看，我國早期實施的壓裂工藝主要包括常規分段多簇壓裂技術、同步壓裂技術、拉鏈式壓裂技術、重復壓裂技術等。分段多簇壓裂技術是頁巖氣壓裂的主體技術[194-196]，所有的其他工藝技術都是該基礎技術的發展和衍生，國內專家學者對頁巖壓裂工藝技術進行了系統地歸納和總結[197-200]。同步壓裂技術和拉鏈式壓裂技術，是通過對兩口或多口井同步或異步進行分段壓裂，提升井間縫網發育復雜度和改造體積、降低施工成本、縮短施工周期，是平臺井組“工廠化”作用模式的實現手段[201-203]。中石油在長寧H2井組、中石化在焦頁42平臺實施了頁巖氣井同步壓裂，同時在多個平臺實施了拉鏈式壓裂，較之于單井壓裂模式，同步壓裂施工周期縮短30%～40%。對初次壓裂效果不佳、壓后產量遞減快的井實施重復壓裂，有利于重構縫網、擴大改造區域、提高縫網改造復雜度、提高或恢復產能、提升資源采出程度。趙金洲等人針對國內頁巖氣儲層地質特征，創建了我國頁巖氣重復壓裂理論與優化設計方法，形成了適應我國頁巖氣水平井的“擠注暫堵增壓+縫口暫堵分流+縫內暫堵轉向”重復壓裂技術[204-211]。2017年，中石油、中石化分別在長寧H3-6井和焦頁9-2HF井成功實施首次重復壓裂。目前，“套中套”再造井筒重復壓裂技術正在進行現場試驗，為持續提高國內頁巖氣重復壓裂效果積累了寶貴的工程經驗。

隨著頁巖氣開發深入發展，2018年以后，為了提升改造效果，特別是深層頁巖氣的改造體積和縫網復雜度，發展了“密簇”強加砂壓裂技術：簇數由3簇增加到5～11簇，簇間距由25～30 m縮減至5～10 m，加砂強度由1.0～2.0 t/m增加到2.5～3.0 t/m甚至更高。在該工藝技術實施的過程中，受不同簇射孔完善程度和簇破裂延伸壓力差異的影響，簇裂縫難以同步起裂延伸、裂縫擴展不均勻。為了調控裂縫的均衡程度，發展了縫內、縫口暫堵壓裂技術和非均勻射孔壓裂技術等，實現了對裂縫延伸均勻性的有效調控。

回顧我國頁巖氣壓裂10年的工藝技術發展，綜合工藝核心參數、分段模式、液體體系、加砂方式，以2018年為時間節點，我國頁巖氣壓裂工藝參數發生了明顯的演變，其演變情況如表1所示。

表1 中國頁巖氣縫網壓裂工藝參數演變情況表[212]

四川盆地中淺層海相頁巖氣壓裂技術已經逐漸成熟，但仍面臨不少挑戰。大規模全井段立體縫網建造和長期導流是當前首先要解決的問題，壓裂工藝需要從追求初期測試高產向長期穩產轉變、從追求單井EUR（最終可采儲量）向EUR與采收率并重轉變。

4 我國頁巖氣壓裂發展展望

盡管過去10年我國頁巖氣壓裂碩果累累，但頁巖氣開發仍然面臨著巨大挑戰，主要包括深層—超深層海相頁巖氣壓裂、陸相—海陸過渡相頁巖氣壓裂、少水或無水壓裂、壓裂關鍵工具研發、地質—工程—經濟一體化壓裂以及吸附氣高效開采壓裂技術等焦點問題。

4.1 深層—超深層海相頁巖氣壓裂

川南有利區的頁巖氣資源量為7.6×1012m3，是頁巖氣上產和持續穩產的基礎，其中埋深介于3 500～4 500 m的頁巖氣資源量為6.6×1012m3，約占該區頁巖氣總資源量的86%。深層是頁巖氣建產和規模上產的主戰場，2018年以來，我國開始重視深層頁巖氣的開發，在四川盆地的東頁深1井（垂深為4 248 m）、瀘203井（垂深為3 891 m）等進行了深層頁巖氣井礦場先導試驗。2020年末，中石化在四川盆地重慶市梁平區普順1井（垂深達5 969 m）成功實施了鉆井和壓裂作業，標志著頁巖氣開發開始觸及到6 000 m的超深層。深層超深層頁巖氣壓裂的核心矛盾主要體現在3個方面：①深層頁巖氣建井及壓裂等工程成本高，但總體試采產量低，存在著嚴重的經濟開發矛盾；②深層頁巖氣實現經濟開發的門限產量高，需要建造更發育的縫網，但深層頁巖氣地質力學屬性對縫網建造存在著嚴重的抑制作用，縫網需求高與創建難度大之間存在著尖銳的矛盾；③深層頁巖地層閉合應力高，需要注入更高濃度和更大顆粒的支撐劑才能實現對縫網的有效支撐，但深層的應力與巖石力學特性導致裂縫寬度小，縫網有效支撐與支撐劑注入困難之間的矛盾突出。為此，深層超深層頁巖氣縫網壓裂工藝及技術與中淺層存在著本質上的差異，深層超深層頁巖氣壓裂基礎理論與技術亟待發展建立。

4.2 陸相—海陸過渡相頁巖氣壓裂

我國海陸過渡相頁巖氣資源量位列世界前列，數量約為19.8×1012m3，占國內頁巖氣總資源量的25%，具有較大的勘探開發前景[213]。目前，國內海陸過渡相頁巖氣資源開發仍處于起步階段，主要分布在鄂爾多斯盆地、沁水盆地、南華北盆地、四川盆地和湘中—湘南坳陷的石炭—二疊系本溪組、太原組、山西組和龍潭組等地層中。2016年，中石油在鄂爾多斯盆地東緣山西組逐步開展海陸過渡相頁巖氣資源勘探開發，陸續實施了大吉2-4、大吉51等多口直井，測試獲工業頁巖氣流。2019年，我國首口海陸過渡相頁巖氣水平井——吉平1H井成功完鉆，頁巖氣最高日產量為3.65×104m3，初步實現了海陸過渡相頁巖氣勘探開發的突破[214]。

我國海陸過渡相頁巖一般與煤、致密砂巖和石灰巖共生，具有多層疊置的特征，壓裂技術面臨著一系列的挑戰：①儲層單層厚度薄、薄層交互特征顯著，巖石變形特征、破壞模式與海相頁巖存在著差異；②儲層巖相變化快，儲層巖相組合多樣，水力裂縫穿越巖性界面時的偏轉延伸與縫網形成機制復雜；③儲層壓力系數相對較低，不同巖性地層敏感性不同；④儲層非均質性強，縱橫向巖性變化大，壓裂的多層動用難度大。海陸過渡相以及陸相頁巖氣縫網壓裂工藝及技術目前尚未建立，亟待開展壓裂系統研究。

4.3 少水或無水壓裂

水資源不足與環境保護力度較弱是我國頁巖氣開采面臨的重要問題，同時伴隨著陸相、海陸過渡相不同巖礦類型頁巖氣的開發，水基壓裂液體系不僅存在著水資源過度消耗的弊端，還存在著水基體系對儲層的適應性可能較差、改造效果難以得到保障的不足，應用少水或無水壓裂液體系成為未來頁巖氣壓裂的趨勢。充分利用和發揮二氧化碳等少水無水壓裂液體系與地層流體配伍性好的優勢，實現其更多的推廣應用，具有廣闊的前景。

4.4 壓裂關鍵工具研發

橋塞和套管固井滑套等分段壓裂工具已部分實現國產化，但在深層—超深層頁巖高溫高應力環境下壓裂工具仍然面臨著挑戰。精密井下工具的研制和完全自主生產，成為頁巖氣高效開發的“卡脖子”問題。目前，國內已鉆探頁巖氣井最高溫度已達180℃，國產耐溫150 ℃、耐壓70 MPa的可溶橋塞，已經無法完全滿足深層—超深層頁巖氣壓裂的需求。而在套管固井滑套方面，貝克休斯公司和威德福公司已經推出了多系列商業化固井滑套產品，我國應該繼續推廣國產固井滑套工具，并持續攻關使其耐溫性能超過200 ℃，作為超深層頁巖氣高效作業的技術儲備。因此，我們必須加快頁巖氣壓裂關鍵工具研制，并實現其國產化與系列化。

4.5 地質—工程—經濟一體化壓裂

地質甜點、鉆井甜點、壓裂甜點、經濟甜點的交集是真正的頁巖氣開發甜點。其中地質甜點指導井眼軌跡設計和壓裂甜點選擇，需要耦合地質—鉆井—壓裂甜點，在縫網體積精準模擬的基礎上差異化壓裂設計變壓裂段長、變簇間距、變簇數，實現一井一策、一段一策、一簇一策，以達到最優經濟甜點。為實現經濟最優，通過立體壓裂、多井間距優化，充分利用井間應力擾動調整應力差，Eagle Ford頁巖氣藏實現100 m井距高效開采，并進行“W”立體布井方式試驗（圖11），取得了較好的壓裂效果。

圖11 Eagle Ford頁巖氣藏儲層布井密度方案示意圖[1]

4.6 吸附氣高效開采壓裂技術

美國主力頁巖氣產區，吸附氣量占總氣量的比例在35%以下[215]；而我國礁石壩南區和長寧地區的吸附氣比例則占到了40%以上[216]，頁巖氣中的吸附氣占比比美國更高。然而，我國頁巖氣藏埋藏更深，天然裂縫發育程度更低、人工裂縫網絡的構建更加困難、壓降在儲層中的傳播受到了明顯抑制，大量賦存于深部儲層中的吸附氣無法受到壓降波及，難以形成高效解吸。因此，有必要采用CO2置換、可控沖擊波[217]、高溫熱處理、氧化分解、聲電磁等技術，促進吸附氣快速解吸，實現頁巖氣的經濟高效開發。特別是在國家“雙碳目標”的激勵下，利用CO2壓裂提高吸附氣采收率，既能促進天然氣清潔能源的增產、降低CO2排放量，又能合理利用捕集的CO2，實現其在頁巖儲層中的永久封存。因此，在頁巖氣縫網壓裂中研發、推廣和應用CO2泡沫壓裂、液態CO2壓裂和前置CO2壓裂技術，對于實現無水和少水壓裂、助推壓裂工作液體系的更新換代，提高吸附氣采收率和提早達成“雙碳目標”都具有重要意義。

5 結束語

在中國知網（www.cnki.net）檢索“頁巖氣”，1997年以前沒有頁巖氣相關論文，1997—2007年有18篇，但多是介紹國外頁巖氣勘探開發信息和經驗；2008—2012年，我國頁巖氣研究論文突增到2 345篇，2015年以后年新增約2 000篇。從文獻的數量和內容都折射出中國頁巖氣從“一片空白”到“一抹亮色”的非凡歷程，頁巖氣在我國從能源科技工作者都頗感陌生的詞匯，發展到商業化開采，成為改革開放最激動人心的“中國故事”之一。

歷經10年，全國廣大科研工作者和生產單位共同攻關，創建形成了適合我國中淺層海相頁巖氣開發的壓裂理論與技術體系，頁巖氣勘探開發取得重大突破，我們可以稱為“中國頁巖氣1.0”。展望未來，我國頁巖氣壓裂尚需進一步發展，推動頁巖氣開發進入新階段，書寫我國頁巖氣開發新篇章，我們相信“中國頁巖氣2.0”即將到來，讓我們一起共同努力！