油燃而声 第39期 | 煤层气藏——变废为宝，“瓦斯”的利与弊；页岩气藏——在“超致密磨刀石”中掘“蓝金”

张烈辉 | 《油气简史》

（第二版 富媒体)

油燃而声 第39期

一

煤层气藏

——变废为宝，“瓦斯”的利与弊

“瓦斯”是日常生活中时有耳闻的一个专业术语，因为在煤矿开采过程中常常发生“瓦斯爆炸”。

长期以来，瓦斯对煤矿安全生产危害极大，乃至直接威胁着矿工的生命安全，为此，矿工常常将矿井里的瓦斯抽排到大气中去，却又破坏了生态环境。那么，瓦斯究竟是什么？能否避免瓦斯爆炸，并变废为宝？

其实，“瓦斯”就是“煤层气”，是来自煤层中的天然气。它有毒、易燃、易爆，主要成分为甲烷（CH₄）——最高含量可达 95% 以上，因而是一种优质的能源。瓦斯的危害也可以克服，那就是在开采煤炭之前先将煤层中的“瓦斯”采出来，并合理利用。

我国煤层气可采资源量丰富，但是，要把瓦斯从煤层中开采出来并不容易（我国从 20 世纪 80 年代开始开采煤层气，到目前为止，年规模也仅仅只有 60×10⁸ m³ ），其原因就在于“煤层气”的形成、运动均有其特殊性。

在煤层的形成过程中，常常有一对孪生的“割理兄弟”或称“裂缝兄弟”。“兄”是连成一片的裂缝，叫“面割理”；“弟”是将面割理连接起来的较短的裂缝，叫 “端割理”。兄弟之间是相互垂直的。

“面割理”和“端割理”把煤层分割成许许多多的小块，称之为“基质块”（“煤基质”）。由于每个基质块中包含有数不清的微孔隙，具有很大的比表面积，所以基质块就像巨大的磁铁一样，对甲烷产生极强的“磁”力，从而将煤层中的甲烷“束缚”在煤基质的内表面上。这种“束缚”是一种物理吸附，是可逆的，也就是说，被“束缚”的“甲烷”不会与煤基质块发生化学反应，容易从基质块表面“挣脱”出来进入煤层孔隙中，“挣脱”出来的“甲烷”还可以再次被“束缚”在煤基质块内表面。因此，煤基质块的表面和基质块内的微小孔隙是煤层气的主要储存空间，而“割理兄弟”提供的是主要的流动通道。 

很明显，煤岩储层是一种典型的“孔隙—裂缝”双重介质。凡发育有能吸附容纳气体的微孔隙和能使气体流动的裂缝系统就是一个良好的煤岩储层。

1

煤层气的“三态”——吸附、游离和溶解

通常情况下，煤层气以“吸附”“游离”和“溶解”三种状态存在于煤层孔隙和裂缝中。

如前所述，像磁铁产生磁场紧紧吸住铁钉一样，煤层也会牢牢地把煤层气“吸”在煤基质的表面上和煤基质所含的孔隙内，基本上静止不动，这就是煤层气在煤层中的第一种存在方式——“吸附”，也是最主要的方式。

显然，煤层吸附甲烷不像普通天然气藏那样需要一个像容器一样的圈闭才能把天然气保存下来。通常情况下，煤层中吸附状态的甲烷占 70%~95%，而且吸附量的大小与煤层的压力、温度有关，随压力的增大而增大，随温度升高而减小。

实际上，也有少量的爱运动的煤层气自由自在地存在于煤的“割理”和其他裂缝或孔隙中，称为“游离气”或“自由气”，占总量的 10%~20%，这是煤层气在煤层中的第二种存在方式。 

此外，还有少量的煤层气溶解在煤层内的地下水中，称之为“溶解气”，是煤层气在煤层中的第三种存在方式。通常情况下，溶解气极少，可以忽略不计。 

需要指出的是，煤矿开采实践表明：煤层一旦被打开投入开采， 煤层压力的变化会导致三种状态下的煤层气比例发生变化，这是一个动态平衡过程。

2

“解放”被“束缚”的煤层气——解吸和排水降压

既然煤层气主要是“束缚”在煤层内表面上，那么有什么办法让它挣脱“束缚”呢？

美国物理化学家朗格缪尔 (Langmuir Itying) 指出：在温度保持不变而压力发生变化的情况下，固体（如煤岩、页岩）表面会存在不同量的吸附气体，但在某一个压力点，不再可能有更多的气体被吸附，或者说吸附的气体已达到饱和状态，这个使吸附气体量达到极限状态的压力称之为“临界压力”。

由此可见，为了让被吸附在煤岩表面的甲烷气从煤岩表面上“挣脱”出来，摆脱束缚（称之为解吸），就要让处于饱和状态的吸附气变成“不饱和”，也就是要让压力降低到临界压力之下。为此，在煤矿开采实践中，人们根据这个思路，采取了“排水降压”的方法，即通过各种抽水“泵”把煤基质中的束缚水从裂隙系统中抽取出来，从而实现煤层降压。排水采气在煤层气行业一般简称“排采”。煤层气井常常采用与石油开采类似的游梁式抽油机（俗称“磕头机”）抽吸排采工艺。

3扩散——被解放的“束缚”气迁移的推手

排水降压让大量被束缚的煤层气解放出来，之后，它们又怎么“运动”到井筒呢？一般而言，需要经历“三步曲”。

第一步，通过地面抽水井排水降压，实现“束缚”的煤层甲烷气从煤基质内表面解脱出来（解吸）。

第二步，解脱出来的煤层甲烷气在浓度差的作用下由基质表面向裂缝、孔隙中扩散，成为自由气、游离气。 

煤层的微孔隙是煤层气扩散的重要通道，对煤层气迁移有着十分重要的影响。大多数情况下，煤层气在多孔介质中的扩散只与浓度大小有关，与压力无关。因此，煤层气的扩散过程是甲烷分子从高浓度趋向低浓度区的运动过程。

第三步，随着水的不断排出、抽出，压力降低，在压差作用下，煤层气以自由气的形式通过裂隙系统流向生产井筒，并通过井筒到达地面。

煤层气的渗流及产出。大量吸附在煤基质内表面的煤层气通过排水降压实现解吸和扩散之后，进入裂隙网络（割理）和水一起流动，通常符合“达西渗流”特点。因此，煤层气的渗流有三个特点：解吸、扩散和达西渗流，与常规气藏中天然气的流动明显不同。

根据煤层气的渗流特点，煤层气开采可分为三个阶段。 

第一阶段，煤层中只有水参与的流动，主要是将煤层中的水抽取出来。

第二阶段，煤层中除了水参与流动，水中还出现不连续的“气泡”。随着水的不断抽取，煤层中的压力下降，当压力降到临界压力时，气体开始从煤表面挣脱“束缚”解脱出来，通过扩散进入裂缝形成一个个孤立的、自由的小气泡——不要小看了这些气泡，因为它们是独立的，流动也不连续，同时对水的流动起阻碍作用，使水的流动能力下降——这个阶段称为“非饱和流动阶段”。

第三阶段，煤层中气、水两相都连续流动。随着压力进一步下降，更多的气体解脱束缚并扩散进入裂缝，水中气泡越来越多、越来越大，渐渐地彼此相互连接起来，形成连续的气相与水一起流动。

需要指出，就同一煤层区域而言，上述三个阶段实际上是连续发生的。例如，在抽水降压的早期，抽水井井筒周围的压力会比远离井筒的地方下降快，因此井筒周围煤层中的甲烷会快速“解吸”并运移至井筒并产出地面，甲烷的产出量呈现出急剧上升的趋势。随着排水降压时间延长，压力下降由井筒沿径向逐渐向周围的煤层推进，受影响的区域越大，甲烷解吸和抽采的区域也越来越大，煤层甲烷的产出量又逐渐增加，达到最大产量后再逐渐下降。

4煤层气开采方式和开采技术

主要有煤矿巷道抽采和地面钻井抽采两种。巷道抽采在煤炭采掘行业普遍采用，但开采所获煤层气中的甲烷纯度和有效利用率不及地面钻井抽采。下面简要介绍地面钻井抽采技术。

煤层气地面钻井抽采技术包含了钻井、增产、排水采气等系列环节。地面钻井已经从单一的垂直井，发展出丛式斜直井、水平井、U 形井（水平井 + 直井）、丛式水平井等多种类型。增产措施则是通过提高地层的渗透性或增加煤层气解吸能力来提高煤层气产量和采收率。目前已发展了水力压裂、酸处理煤层、羽状水平井、注 CO₂ 置换甲烷等多种增产工艺，正在探索 CO₂ 无水压裂、电脉冲震裂等新工艺；其中以水力压裂应用最广泛，已经形成了活性水加砂压裂、氮气泡沫加砂压裂等成熟的煤层气压裂技术。

5煤系地层天然气资源的“多气”合采

以煤层气、页岩气和致密砂岩气在纵向上多气层共生相互叠置为特征的煤系地层“三气”是一类重要的非常规天然气资源。目前，煤层气、致密砂岩气联合开采在北美地区已经取得成功。我国煤系地层“三气”资源储量很大，而且分布范围广泛，具有广阔的开发前景。煤系地层实现页岩气、煤层气、致密气和部分常规天然气“多气”（两气、三气、四气）联合开采是未来发展的必然趋势。

简而言之，“多气”联合开采就是把煤系地层中不同类型天然气资源视为一个整体，用一口井（或一个井组）穿过多种天然气层并开采多种天然气。从原理上看，此种“一石多鸟”的做法，有利于提高单井的使用效率，延长气井的寿命周期，提高单井产量，降低开发成本，克服了单一非常规气体开发产量低、成本高的毛病。 

目前，我国对煤系地层中非常规天然气“多气合采”还处于起步试验阶段，尚有诸多理论和技术难题需要破解。可以预见，随着理论和技术的进步，“多气合采”技术有望成为解决煤系非常规天然气规模效益开发问题的新出路。

6
中国的煤层气产业商业化进展为什么比较缓慢？

中国煤层气资源丰富，经过 20 多年的发展，目前商业化的进展与预期差距较大，具体的原因主要有： 

与美加澳相比，“先天不足”。美加澳主要开发中低阶煤，中国主要开发高阶煤。中低阶煤的渗透性较好，即使较低的渗透率都在 10mD 以上，大多数煤层的渗透率在 20～50mD，有些高渗煤层甚至达到了 1000mD，尽管中低阶煤的吨煤含气量较低，但由于渗透性很好，解吸、扩散、渗透要比高阶煤好得多，所以单井产气量都较好。我国中低阶煤的埋深一般都比较大，渗透性较低， 一般都在 5mD 以下，大多数都在 1mD 以下，这样的低渗透性加上含气量较低， 因而产气量远不如美加澳煤层气井的产量。

目前我国的煤层气主要产自高阶煤，主要是埋深较浅、厚度较大、受构造应力影响较小、煤层完整性较好的煤层，虽然渗透率一般都低于 1mD，大多数都不足 0.1mD，但通过水力压裂改造增加了接触面积和渗透性，加上含气量一般都在 15m³ /t 以上，因而单井产气量尚有经济效益。但满足上述条件的高阶煤层范围有限，我国大多数高阶煤的典型特征是受构造应力影响较大，或煤层较碎甚至成粉粉状，或埋深较大或单层厚度有限等，这样的煤层目前的技术条件下是难以获得商业开发。

针对目前我国煤层气产业现状，我们认为以下几点是值得推进的方向：

（1）在中低阶煤层中寻找高渗透且厚度较大的区域，利用美加澳的技术体系进行开发。

（2）总结现已成功开发的高阶煤的地质特征，通过评价选区，选择类似的煤层，利用我国现有的技术体系进行开发。

（3）识别临近地层的致密气、天然气或页岩气，与煤层气结合，进行综合立体开发。 

（4）针对较破碎的高阶煤主要与煤矿结合，走气煤一体化开发综合利用的路线。 

（5）针对我国少水或无水的高阶煤层，研发新的理论和评价与开发技术。 

二

页岩气藏——在“超致密磨刀石”中掘“蓝金”

页岩和页岩气近年来可以说是家喻户晓、老少皆知。为什么引起了广泛的关注和兴趣呢？这得从美国的页岩气开采说起。 

1821 年，美国打出第一口页岩气井，将页岩气作为一种资源从浅层裂缝中采掘出来，经历—百多年探索，近年来呈现快速发展态势。美国的“页岩气革命”，不仅实现了能源独立，改变了世界能源格局，也使地缘政治格局发生了根本性变化。2020 年，美国页岩气产量为 7330×10⁸ m³ ，约占其天然气产量的 80%，2019 年美国页岩气产量增长 957×10⁸ m³ ，占全球天然气产量增长率的 73%。

目前，全球可开采页岩气总储量预计为 214.5×10¹²m³ ，相当于目前全球天然气 61 年的总消费量。中国页岩气最多，排名世界第一，储量达 31.6×10¹²m³ 。主要分布在四川盆地及周缘、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地、松辽盆地等。其中，四川盆地居全国首位，其资源量达 21.7×10¹²m³ 。

2020 年，我国的页岩气年产量超过 200×10⁸ m³ ，成为世界第二大页岩气生产国。按照国家能源局规划，2030—2035 年，我国的页岩气年产量将达到 800×10⁸ ～1000×10⁸ m³ ，页岩气增量将达到我国天然气整体增量的 50%。可以预见，页岩气必将成为我国未来天然气 （增产）的主体。 

那么，页岩和页岩气是什么关系呢？页岩是页岩气的血脉，页岩气的“家”。 

首先，页岩也是一种岩石（烃源岩）， 它的致密程度堪比花岗岩，对于油气藏有着重要的地质意义。

其次，一般情况下，页岩作为烃源岩，好比孕育婴儿的母亲，提供油气诞生的“母体”，不断生成富含甲烷 （CH₄）的天然气。其中一部分天然气会离开页岩，流动（运移）到邻近或更远的疏松、多孔的储层岩石（如砂岩、碳酸盐岩）中居住，形成常规天然气，正所谓“同生异储”；而剩余的天然气呢？滞留在页岩“母体”中，这就是“页岩气”啦！正所谓“同生同储”，页岩气实际上也是一种天然气，之所以称之为“页岩气”，是因为它储存或居住在页岩中。

需要说明的是，正因为页岩非常致密，通常作为严严实实、密不透气的盖层，盖在储藏油气的储集岩层上，起到了“封口器”的作用，能有效防止油气逸出到地表。所以，要从地下这些既致密又坚硬的岩石中把天然气开采到地面来非常非常困难，因此石油人形象地称之为“在超致密磨刀石中挤出气体”。

科学家们还发现，一般情况下，页岩储层中发育有大量的有机质纳米级孔隙，是页岩气的主要储集空间，其孔径多分布在 5~100nm 之间，平均为 80nm，比头发丝还小几百倍甚至几千倍，约为头发丝直径的六百分之一。 

试问，一个直径为 10nm 的有机质孔隙，可以容纳多少个甲烷分子呢？甲烷气体分子的直径是 0.38nm，所以，一个 10nm 的页岩有机质孔隙只能储存约 30 个甲烷气体分子，可想而知，天然气在页岩中流动有多么困难。

1页岩气的“三态”

通常情况下，页岩气与煤层气相似，以“吸附态”“游离态”和“溶解态”三种状态存在于页岩储层中，但此“三态” 非煤层气“三态”。

如前所述，页岩储层中发育有丰富的纳米级孔隙，占整个储集空间的 80%~90%（局部也发育有微米—毫米级孔隙、天然裂缝等）。由于纳米级孔隙孔径极其细小，因而具有极大的比表面积，结果好似一个能量强大的磁场，对甲烷有着极强的吸附能力，可以吸附大量的甲烷分子。因此，页岩气中相当一部分甲烷气，是以吸附的形式吸附在页岩纳米级孔隙的表面上，这是页岩气在页岩中存在的第一态—— “吸附态”。 

这里我们对页岩孔隙的比表面积作一个简要说明。以我们日常生活中常见的一种吸附剂——活性炭为例，其比表面通常大于 1000m² /g，因此，如果我们把一小把活性炭颗粒的所有表面积全部铺展开来，其面积足以抵得上一个足球场大小。而页岩中孔隙的直径比活性炭分子小得多，孔隙直径越小，比表面积越大，可想而知，页岩储层中纳米级孔喉的总表面之巨大。

在孔隙半径相对较大的页岩岩块和天然裂缝中，还有一部分爱运动的页岩气以“自由气”的形式存在，这种储存状态与常规气藏中天然气的储存状态、煤层中煤层气的储层状态类似，这是页岩气在页岩中存在的第二态——“游离态”。 

此外，可能还有极少量的页岩气溶解在页岩孔隙束缚水或沥青中，这是页岩气在页岩中存在的第三态——“溶解态”。通常情况下，溶解态的页岩气极少，可以忽略不计。

不过，仍然需要指出的是，与煤层气的“三态”类似，页岩气的上述“三态”也不是相互独立、一成不变的，当外界条件发生改变时，页岩气的“三态”之间也要相互转化。例如，四川盆地“长宁—威远国家级页岩气示范区”游离态页岩气达到了 60%~70%，四川盆地周缘“昭通国家级页岩气示范区”游离态页岩气达到了 50% 以上。在我国，处于勘探开发初期的鄂西、渝东、鄂尔多斯盆地页岩气主要是吸附气。

2页岩气多重渗流——万凿千锤榨“蓝金”

天然气作为清洁能源，往往被人们称为“蓝金”，顺理成章，页岩气就是“超致密磨刀石中的蓝金”。正是由于它的超致密性，决定了页岩气开采可谓难上加难，门槛很高。如果说常规天然气开采是从海绵中向外挤水的话，页岩气开采则是从石头里万凿千锤榨“蓝金”。

我们知道，海绵里的水，施加一定的外力就可以挤出来，但页岩由于其超致密性，渗透率极低，页岩气从地层到井底（井筒）的流动可谓是阻力重重，单纯依靠页岩储层中发育的孔道、天然裂缝所提供的通道，很多时候页岩气根本没有办法流动至井底而采出。这就好比一个体型胖的人想要通过狭窄的“一线天”到达景点，他所遇到的阻力会比体型瘦的人大很多，甚至可能会被卡在某一狭窄处而无法通过。

开发景区时，为了让体型胖的人顺利通过“一线天”，人们采取的最简易办法是扩大“一线天”的宽度。同样，为了开采页岩气，人们也需要想方设法增加或扩大页岩气流动的通道。通过科学家们集思广益和艰苦探索，最终想出了“钻长水平段水平井”和“水平井分段水力压裂技术”，合力将页岩气开采出来。

目前，我国已攻克这两项技术难关。其关键分为两步：第一步，钻井打先锋，就是先垂直钻到地下（深度可能是几百米，也可能是几千米）目标油气层，接着钻水平井（长度上千米，最长已达 6km，一口水平井相当于很多口直井的采掘效果）；第二步，再把水平井分成很多段，加水、加沙子、加化学物质，把页岩大规模“切割”“击碎”，从而形成新的人造裂缝与天然裂缝相互沟通，最终构成了页岩气在地层中流动的“高速公路网”，促使页岩气通过井筒流到地面。

显然，页岩储层中的“高速公路”是一个“多尺度”“多流动特征”的储渗空间，这是页岩储层不同于常规储层之处，也是页岩气流动规律有别于常规天然气之处，但页岩气在孔道、孔隙、天然裂缝和人造裂缝中的流动规律不尽相同，主要体现在以下几方面。

3

页岩气在“高速公路”上奔跑

『 渗流——页岩气在

储层“高速公路”上奔跑 』

水力压裂在页岩储层中形成的“高速公路”，仿佛一个纵横交错的压裂缝网系统（水力压裂缝、诱导缝及天然裂缝），页岩气在这个系统里流动迅速，像在“奔跑”一样。

同时，这种“奔跑”与常规天然气的流动规律类似，即在压力差的作用下沿着压力降低的方向进行黏性流流动，可以借鉴常规天然气流动规律来描述它。

『 解吸——“解放”被“黏”

在纳米孔隙表面的页岩气 』

如前所述，页岩储层中有相当比例的天然气呈吸附态“黏”在纳米级孔隙的表面，但在一定的条件下，比如压力下降时，被吸附在页岩纳米孔隙表面的页岩气会从表面逃逸掉，这一过程称为“页岩气解吸”。

解吸后的页岩气变成了自由气，可进入相邻较大的孔隙或天然裂缝中流动。通常，页岩气从有机纳米孔隙表面解吸“逃逸”的过程用 Langmuir 等温吸附定律来描述。

『 滑脱、扩散和黏性流——微纳米孔隙中的页岩气流动机 制“大杂烩” 』

在页岩储层中，大量被“释放”出来的解吸页岩气会进入微纳米孔隙中，那么这些气体又是怎么流动到井底的呢？

根据流体力学，在毫米级及更大的孔隙中，流体在压差作用下可自由流动。页岩储层中发育的孔隙类型，以微纳米级孔隙为主，在该类孔隙中，流体与周围介质之间存在巨大的黏滞力和分子作用力，流体流动规律不能简单地用黏性流流动定律来描述，而是“滑脱流”“扩散流”“黏性流”的“大杂烩”——在这些相互联系、相互耦合的流动机制作用之下，微纳米孔隙中的页岩气逐渐运动至井筒被采出。

4

页岩气的采掘之路

根据页岩气多尺度、多流动机制的特性，页岩气开采有三步必经之路。

第一步，页岩气开采之初，在井筒和附近压裂缝网之间产生压力差，压裂缝网包括天然裂缝内的页岩气被压差“驱赶”至井底或井筒。

第二步，当天然裂缝中的页岩气流出后，天然裂缝系统内的压力逐渐降低，就像自行车轮胎放掉一部分气后轮胎内压力会逐渐降低一样。于是，页岩中的天然裂缝和页岩基质（页岩中非裂缝部分）之间又形成了压力差，使得基质较大孔隙内的游离态页岩气逐渐向天然裂缝系统流动，并使得基质系统的压力降低。 

第三步，当基质系统压力降低到一定程度时，“黏”在纳米孔隙表面的吸附态页岩气逐渐被“解放”出来，并进入相邻基质较大孔隙或天然裂缝中，页岩气开采要保持产量稳定，就必须把更多的吸附气“请”出“门”。

实际上，在页岩气开采过程中，随着储层压力的逐渐下降，上述三个阶段并非孤立而是连续发生的。在早期阶段，井筒附近裂缝系统内的页岩气快速运移至井筒产出，使得页岩气开采早期常常表现出高产的特征；当井筒附近压裂缝网内的页岩气采出后，由于页岩基质渗透率极低，基质内页岩气向裂缝系统内的补充速度较慢，导致页岩气井产量出现急剧下降的趋势；而后随着时间延长，基质内页岩气向裂缝系统的补充和吸附态页岩气“解吸”过程不断进行，页岩气井 会在较长时间内以较稳定的产量持续生产。

美国开采页岩气一般在 3000m 以浅，而中国（四川盆地）的页岩气有 60% 在 4000~5000m，甚至更深，等于一座昆仑山颠倒过来，所以说，中国开采页岩气的难度比美国高得多。

另外，从技术层面来看，页岩气开采采用“人工水力压裂”技术 让“宅”在“闺房”中的页岩气“离家出走”，虽然该技术效果明显，但有一个明显的缺陷就是水力压裂是非常“耗”水的。据统计，美国一口页岩气水平井耗水量最低为 6700m³ ，最高可达 33000m³ ；中国某一页岩气示范区，水平井单井平均耗水最低为 27000m³ ，最高为 85000m³ 。同时，这些水主要来自地表水或地下水。可以想象，如此下去，中国的水资源是无法承载的，必然会造成人畜用水与工业开采用水之间不可调和的矛盾；此外，大量抽取地下水还可能诱发灾害，不过水力压裂对环境造成的影响正在得到改善。“灌香肠”（指水力压裂技术开采油气资源的过程）的过程变得越来越好，越来越完善。

因此，科学家们超前思维，开始考虑借鉴石油开采中的老办法，将液态 CO₂ 注入页岩，同时控制好温度和压力，让 CO₂ 处于超临界状态（这时 CO₂ 的吸附能力是页岩气的 4~20 倍，换句话说，超临界状态的 CO₂ 比页岩气更能吸附在页岩表面），从而可以毫不费力地把页岩气从页岩表面“置换”下来，同时还可以节省水资源，也不用担心诱发灾害，还能把 CO₂ 顺便封存在地下，助力“碳中和”目标的实现，可谓一举多得。这就是科学家们正在努力探索的页岩气绿色开发技术，相信很快就会取得重大突破。

5四川盆地海相页岩气开发技术

我国页岩气开发始于 2009 年，先后在四川盆地及其周缘设立“长宁—威远国家级页岩气示范区”“涪陵国家级页岩气示范区”“昭通国家级页岩气示范区”。历经十余年的不懈探索和发展，基本实现了四川盆地及其周缘页岩气的规模、有效开发。

如前所述，从“超致密的磨刀石”中把气体弄出来是一项很难很难的工作。为此，我国经过十余年的艰苦探索和努力，在借鉴北美页岩气成功开发基础上，结合中国海相页岩气地质开发特点，从怎么样发现地下优质的页岩层位、找到页岩气富集的区域到高效、快速、低成本把水平井打到页岩气目标层位、击碎岩石形成互连互通的“高速公路”，再到高效的“工厂化”作业管理模式，创新建立了本土化的勘探开发理论和技术体系，形成了以“水平井 + 大型体积压裂 + 工厂化作业模式”为代表的六大技术系列以及“管理的革命性突破”，实现了关键装备、工具、液体国产化，打破了国外技术垄断，单井产量显著提高、作业效率大幅提升、单井成本基本控制，实现了四川盆地 3500m 以浅页岩气的规模有效安全清洁开发。

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REVIEW

 执行编辑：曹如云 

       责任编辑：曹如云       

        审核编委：曹如云        

审核老师：杨   烽

 来源：西南石油大学