中国海相页岩气主要特征及勘探开发主体理论与技术

邹才能^1,2　赵 群^1,2　王红岩^1,2

熊 伟^1,2　董大忠^1,2　于荣泽^1,2

1.中国石油勘探开发研究院

2. 国家能源页岩气研发（实验）中心

0 　引言

近10年来，页岩气作为世界天然气产量增长的主体，深刻改变了全球能源供给格局。2021年全球页岩气产量逾8 000×10⁸ m³，占全球天然气总产量的20%。较之于2011年，全球页岩气年产量增长了5 500×10⁸ m³，占全球天然气总产量增量的85%。美国作为全球页岩气开发的引领者和主导者，2021年页岩气产量突破7 638×10⁸ m^3[1]。在美国页岩气成功开发的示范引领下，中国、阿根廷、加拿大等国家也相继实现了页岩气工业化开发，2021年页岩气产量分别为228×10⁸ m³、130×10⁸ m³和60×10⁸ m³。

页岩是由粒径小于0.062 5 mm的碎屑颗粒、黏土和有机质等组成的，具有页理状或薄片状层理，容易碎裂的细粒沉积岩^[2]。在常规油气理论中，通常将页岩作为烃源岩和/或圈闭的良好盖层来进行研究。早在1981年，Mitchell带领团队率先将美国福特沃斯盆地Barnett页岩作为天然气储层开展测试，经过17年持续攻关及反复试验，于1998年采用大型滑溜水压裂技术，试验井前120天平均日产量达到4.2×10⁴ m³，实现了页岩气开发突破，标志着美国“页岩气革命”的开始^[3-5]。页岩气是指从富有机质黑色页岩中开采出来的天然气^[2]。页岩含气系统属于典型的非常规天然气系统，为连续型天然气聚集。2010年前后，水平井多段压裂技术的创新应用，推动了北美页岩气产业的快速发展；近10年间，随着密切割、地下光纤监测、大数据人工智能等技术进步，推动页岩油气革命进入了高 潮。在页岩油气革命的推动下，美国在2019年实现了“能源独立”^[6]，使得曾经的全球最大油气进口国转变为净出口国，2021年美国天然气净出口量超过1 085×10⁸ m^3[1,7]，深刻地改变了全球能源供给格局。

国内学者从2003年开始关注美国页岩气勘探开发 情况^[8-9]，2007年中国石油勘探开发研究院与美国新田石油公司在四川盆地联合开展了“威远地区页岩气联合研究”^[3]，逐步实现中国页岩气的启蒙^[10-14]。2010 年，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）钻探了第一口页岩气直井——威 201井，正式开启了中国页岩气的勘探开发序幕^[3]。通过近10余年的勘探开发攻关，已经实现了四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气资源的有效开发，2021年中国页岩气产量为228×10⁸ m³，成为除美国之外最大的页岩气生产国。目前全球已经实现工业开发的页岩气储层共16套，均为海相沉积，我国四川盆地及其周缘的五峰组—龙马溪组海相页岩沉积后，受多期构造改造的影响，页岩总体处于过成熟阶段，保存条件相对较差，资源条件具有一定的独特性^[15-16]。

我国南方海相页岩气的勘探开发理论与技术经过多年实践已经趋于成熟，国内学者先后提出了海相页岩气超压成藏^[17]、常规—非常规油气“有序聚集”^[18] 、页岩气富集的“甜点区”和“甜点”两种分布模式^[19-20]、地质—工程一体化和“人工油气藏”开发理念等^[21]。笔者亲历了中国页岩气产业发展历程，通过本文系统梳理了不同学者的研究成果，总结了中国海相页岩气勘探开发理论和技术，以期持续推进我国页岩气勘探开发迈向新的高度。

1 　中国海相页岩气基本特征

1.1 　海相深水陆棚沉积，富有机质页岩大面积连续分布

奥陶纪与志留纪之交，扬子地区沉积了五峰组—龙马溪组富有机质笔石页岩^[22-23]，受构造及古地理环境变化等因素的控制和影响，储层参数在局部地区呈现出最优的条件。川南地区受深水重力流沉积的控制，自南向北，龙马溪组底部总有机碳含量（TOC）超过3%的页岩厚度从长宁地区的15～20 m减薄至威远地区的5～12 m。

海相深水沉积环境下形成了以腐泥型（Ⅰ型）和混合型（Ⅱ型）为主的有机质，其成熟后先生油，随热演化程度增高，原油再裂解成气，原油裂解后的沥青中残留大量纳米级孔隙^[24]。采用聚焦离子束电镜技术，识别出扬子地区五峰组—龙马溪组黑色页岩中的纳米级孔隙主要发育在沥青中，并且孔隙形态具有明显的气泡特征^[24]（图1、2）。

Fe组分及Mo元素等分析数据显示，在赫南特期存在着两次大规模硫化缺氧事件。在上述两次硫化事件之间，全球气候变冷形成冰期，在硫化和冰期事件的双重作用下，全球生物大灭绝^[25-26]，重大生物事件为富有机质的沉积提供了物质基础。

1.2 　有机质高热成熟生气后就地储集，后期构造改造影响页岩含气性

富有机质页岩作为烃源岩在达到高成熟过程中生成大量天然气，滞留在致密页岩内的天然气形成源内聚集。四川盆地及其周缘海相页岩成熟度普遍较高，处于高—过成熟、原油裂解成气、干酪根裂解生干气为主的阶段，有利的页岩气储层镜质体反射率（R_o） 一般介于 2.0% ～ 3.5%^[19-20]。当TOC ＞ 3.5%， 有机质出现碳化的概率加大，储层物性变差，通常表现为低电阻率^[27-28]。

含气量是衡量页岩气藏是否具有经济开采价值及评估页岩气资源潜力的关键指标^[15,18]。页岩气主要以游离气和吸附气的形式存在，其中以游离气为主， 占比介于70% ～ 80%。四川盆地下寒武统筇竹寺组页岩含气量介于0.9 ～ 3.5 m³/t，尚未实现页岩气有效开发。长宁、威远和泸州等区块龙马溪组底部“甜点段”页岩含气量介于5 ～ 10 m³/t，是水平井开发的主要目的层。

受多期构造改造的影响，中国南方海相页岩含气性存在着较大的差异，总体上四川盆地及其周缘的构造稳定区五峰组—龙马溪组页岩气保存条件较好，页岩储层普遍超压（压力系数介于1.3 ～ 2.4）^{[17, 29-30]}。在构造改造比较强烈的地区，页岩储层保存条件遭到破坏，储层通常表现为常压或欠压，含气量偏低。

1.3 　储集空间以纳米级孔隙为主，储层超致密低渗透，不改造无自然产能

中国南方海相五峰组—龙马溪组富有机质页岩微米—纳米级孔隙发育（图1、2），包括粒间孔、粒内孔和有机质孔3 种类型。其中高—过成熟海相页岩的有机质纳米级孔隙发育，呈圆形、椭圆形、网状、线状等，孔径介于5 ～ 750 nm、平均值为100 ～ 200 nm （图3），占比超过60%^[31-32]。研究发现，四川盆地南部（以下简称川南）五峰组—龙马溪组页岩TOC ＞ 3% 储层的孔隙度介于3% ～ 8%（表1）。

以纳米级孔隙为主的页岩储层极其致密，渗透率总体低于0.01 mD。四川盆地及其周缘的五峰组—龙马溪组海相页岩渗透率一般小于0.001 mD。按照致密砂岩储层渗透率为0.1 mD的标准，页岩储层渗透率比致密砂岩还要低1～2个数量级，页岩油气等流体在储层中的运移能力有限，油气井不经过压裂改造一般难以形成有效产能。

1.4 　层理和天然裂缝发育程度影响页岩气井产能

中国南方海相五峰组—龙马溪组页岩主要发育水平、韵律、块状、递变、交错等5 种类型的层理。其中，龙马溪组下部的I 类储层以水平层理为主，根据纹层结构可以进一步细分为条带状粉砂型、递变型、砂泥递变型和砂泥互层型4 种层理类型（图4）^[33-34]， 其中条带状粉砂型水平层理泥纹层储层品质为最佳， 水平层理顺层理方向渗透率可达184.285 mD、而垂直层理方向渗透率仅0.655 mD^[33-34]，是页岩气水平井的最优靶体段。

页岩储层中的裂缝主要包括构造缝、成岩缝， 也是重要的储集空间、有效的运移通道、高效的渗流通道，能较大幅度地提高页岩气单井产量^{[2, 35]}。在裂缝发育区，裂缝孔隙度可达到3%，大幅度提升了页岩储层的导流能力，在水平井开发过程中易获高产。如泸州深层的泸203 井，页岩储层裂缝发育，在同等储层参数条件下，气井测试获得138×10⁴ m³/d 的高产气量，截至2021 年底该井3 年累计产气1.02×10⁸ m³， 预计单井最终可采储量（EUR）超过2.0×10⁸ m³。

1.5 　页岩岩石力学性质影响水平井实施的工程效果

致密砂岩的抗压强度一般介于26 ～ 108 MPa， 而高硅质页岩在垂直层理方向的抗压强度介于117 ～ 200 MPa， 在顺层理方向的抗压强度介于68 ～ 69 MPa ；致密砂岩的杨氏模量介于0.36×10⁴ ～ 2.90×10⁴ MPa，而高硅质页岩的杨氏模量介于3×10⁴ ～ 6×10⁴ MPa ；页岩与致密砂岩的泊松比无明显差异，总体上介于0.14 ～ 0.26^[2,36-37]。较之于致密砂岩，页岩储层压裂需要更高的泵送压力以形成裂缝。岩石的脆性指数可以通过抗压强度、杨氏模量和泊松比等参数来表征，脆性指数与压裂过程中形成缝网的复杂程度呈现出正相关关系。

脆性矿物含量的占比与脆性指数存在着正相关关系，脆性矿物含量越高压裂过程中越容易产生复杂缝网。五峰组—龙马溪组页岩的石英与长石类矿物总含量平均达82.8%，其中石英含量在 60% 以上、平均为78.2% ；长石类矿物含量最高达10%。而黏土矿物含量变化大，变化范围介于1% ～ 20%，部分超过30%^[2，36-38]。在纵向上，龙马溪组底部富有机质页岩（厚度介于5～15 m）石英等脆性矿物含量高（超过70%），脆性好、易压裂，向上脆性矿物含量降低，黏土矿物含量升高。

1.6 　水平井开发初期产量高、递减快，中后期低产但生产周期长

中国南方海相页岩气水平井生产特征与北美地区总体相似，生产曲线呈现“L”形态（图5）^[39]，但不同区块之间却存在着一定的差异性。2020年，泸州和渝西区块深层页岩气投产井（泸州24口、渝西3口）首年日产气量为7.8×10⁴ m³，平均第二年产量递减率为49.0%，井均EUR为1.13×10⁸ m³。2014—2020年长宁和威远中深层页岩气投产井平均第二年产量递减率分别为44.7%、53.7%、55.7%、47.2%、52.0%、53.3%、59.4%，单井EUR介于0.7×10⁸～1.4×10⁸ m³。2020年，中深层页岩气井（长宁50口、威远66口），井均EUR为0.91×10⁸ m³。2020年太阳浅层页岩气投产井（16口），首年日产气量为3.3×10⁴ m³，平均第二年产量递减率为34.0%，井均EUR为0.40×10⁸ m³。同等条件下，页岩储层埋深越大，储层压力越高、含气量越高、单井初期产量越高、产量递减越快。

2 　页岩气勘探开发主体理论与技术

2.1 　页岩气“甜点区”“甜点段”理论

海相页岩储层以深水陆棚沉积相为主，具有大面积连续分布的特征，沉积面积一般介于5×10⁴～10×10⁴ km²。受古地理环境、后期热演化等因素的影响，页岩储层参数具有一定的变化性，在局部地区表现为TOC、热演化成熟度、含气量、含气饱和度和脆性矿物含量等参数值最优。北美地区构造背景总体稳定，页岩气开发最有利的“甜点区”主要受控于热演化成熟度，以美国Barnett页岩气区为例，R_o＞1.2%的页岩储层范围即为页岩气开发的“甜点区”。不同于北美地区，我国五峰组—龙马溪组海相页岩沉积后经历过多期构造改造，虽然在沉积过程中形成了大面积连续分布的页岩，但含气性却产生了重大的差异。

扬子地区五峰组—龙马溪组页岩大面积连续分布，但受多期构造改造的影响，在构造复杂区页岩气井产量偏低，尚不能进行有效开发。王红岩等^[17]提出在四川盆地构造稳定和相对稳定区页岩气保存条件好，储层“超压”，明确了超压是页岩气井高产的主要地质因素。郭旭升等^[40]针对涪陵页岩气田，提出海相页岩气富集除受深水沉积条件控制以外，还需要具有效保存的构造条件，进而提出了“二元富集”规律。笔者^[18]认为，在含油气系统中，常规—非常规油气形成“有序聚集”，中国南方海相页岩气在构造较为稳定区形成大面积连续分布的“甜点区”，在构造相对复杂区的局部形成“甜点区”。其中，川南和涪陵两大页岩气田是典型的“甜点区”。（图6）。

关键地质事件对中国南方海相富有机质页岩沉积的控制作用，使得页岩气储层在纵向上存在着最优质的层段，页岩气开发就需要找到最有利的“甜点段”^[41]。海相页岩沉积厚度大，在川南地区五峰组— 龙马溪组富有机质页岩厚度介于80 ～ 120 m，页岩气开发需要充足的资源基础，而“甜点段”则需要具有高含气性。页岩储层超致密低渗透，不经过体积压裂气井一般无自然产能。这就决定了页岩储层评价既要找到页岩气富集段，又要找到最容易实现体积压裂的脆性段。页岩气水平井开发的最优靶体需要同时考虑地质和工程两个方面的因素，同时满足上述两个条件的层段即为页岩气开发的“甜点段”。马新华等^[41] 基于川南页岩气勘探开发实践，提出沉积成岩控储、保存条件控藏和Ⅰ类储层连续厚度控产的页岩气富集高产的“三控理论”，明确了高脆性富有机质页岩（威远区块TOC ＞ 4%、脆性矿物含量超过70%）是优质页岩储层，U/Th 比通常大于1.25， 其中龙马溪组底部厚度介于3 ～ 5 m 的层段是最优的水平井“黄金靶体”^[42]，即页岩气开发的“甜点段”。

2.2 　页岩气有效开发“人工气藏”理论

页岩气有效开发“人工气藏”理论就是以“甜点区”为单元，在其范围内通过科学合理地部署井群， 用压裂、注入与采出一体化的方式，形成“人造高渗区，重构渗流场”，大幅度改变地下流体渗流环境和补充地层能量，借助于人工干预实现地下页岩气规模有效开发^[21]（图7）。“人造高渗透区”是指通过压裂改造将极弱—弱渗流能力的储集体改造为缝网体系， 以提高流体的流动能力。“重构渗流场”是“人工气藏”开发的理论核心。在单井影响范围内，通过“人造高渗透区”的体积改造，实现井控区域内的“人工造藏”^[21] ；在单缝范围内，通过渗吸置换等措施可达到提高页岩气采收率的目的。

1）建立页岩气“人工气藏”需要大批量钻井， 在体积改造波及范围内形成气藏。页岩储层不经过改造一般无自然产能，气井人工改造的程度和波及范围决定了EUR、采收率等参数。人工改造范围之外的储层通常不能实现页岩气的采出，只有钻井到达并经过改造的储层才能形成产量，一口井可以形成一个气藏^[41]，一个平台可以形成一个气藏，甜点区完成建产后也可以形成一个气藏。受单井人工改造范围的限制，要实现气田规模开发需要大批量的钻井， 以实现规模生产。

2）页岩气“人工气藏”单井具有“L”形的生产特点，由此决定了需要通过批量钻新井以保持气田稳产。受页岩储层超致密低渗透的控制，“人工气藏” 建立过程中形成的裂缝体系，构建了页岩基质到井筒之间的高速导流通道，中后期大压差生产有可能会使得近井筒裂缝闭合。人工改造无法改变页岩储层基质孔渗性质，导致气井生产的中后期供气能力不足，与近井筒裂缝闭合双重不利因素叠加，气井生产的中后期产量明显降低，产气速率曲线呈现“L”形的特点。因此，页岩气井单井初期产量高、产量递减快、低产稳产周期长，维持气田稳定生产需要不断补充新井。

3）影响页岩气“人工气藏”开发效果的因素众多，需要全生命周期不断优化，不断提升开发效果。页岩气井开发受多种因素制约，“人工气藏”的开发认识具有长期性，需要在实践中建立“学习曲线”。在构建“人工气藏”的过程中，需要找到既具有一定的含气性又易于被改造的最佳“甜点段”；针对地应力、断层裂缝和微幅构造等情况，需要结合生产实践全过程的优化，确定最佳钻完井参数和体积压裂参数；在排采过程中，需要结合储层的压力敏感性，优化生产制度，以达到最佳的产气效果；在气体生产过程中需要整体优化工作量部署及施工作业模式，以达到最佳效益水平。

2.3 　地质—工程一体化评价技术

不同于常规天然气发现气藏后少井长期稳产开发模式，页岩气开发需要建立“人工气藏”，通过批量钻井才能实现规模开发。页岩气有效开发既要找到富集区，又要对储层进行充分改造，即页岩气井的生产效果受控于地质和工程等多种因素。地质—工程一体化评价技术就是从地质和工程的全生命周期多参数整体评价页岩储层特征，以高产量、高EUR、高效益等为目标，最大限度地了解页岩储层的特征，构建页岩储层“透明地质体”^[42-46]。

通过精准构建构造地质模型、储层属性模型、地质力学模型、复杂裂缝模型和压裂缝网模型等，并在生产实践中不断优化完善，最终构建出最佳的页岩气开发“人工气藏”，以实现页岩气田的高效开发。在具体评价过程中，通常采用3D地震、测井、分析测试等多种手段精准刻画储层，找到页岩气最富集、能量最高区段（储层压力最高、页岩含气量最高）、最容易被改造的甜点区/段（高脆性），并精准构建页岩气开发“甜点区”和“甜点段”多属性模型，并以此作为工程作业和排采优化的基础^[42-46]。

2.4 　水平井多段压裂技术

2010年前后，水平井多段压裂技术的应用，推动了美国页岩气产量的快速增长。2011年中国石油西南油气田公司（以下简称西南油气田）首次采用水平井多段压裂技术进行页岩气试采。水平井多段压裂技术是当前建立页岩气有效开发“人工气藏”最有效的技术手段，主要包括水平井和多段体积压裂两个部分。页岩气储层最优靶体段厚度较薄，因而需要借助于旋转导向工具，在地下精准识别靶体变化并根据变化进行实时调整，才能确保水平井精准钻入靶体段^[47-48]。针对不同区域的地层特征，为了提升水平井钻井效率，在钻井过程中采用有针对性的定制化钻头，可以大幅度提高钻井效率，并且实现超长水平段一趟钻钻井。多段压裂将水平井分成多段实施水力压裂，每一段在实施过程中都要进行多簇射孔并压裂，以形成复杂压裂缝网。目前主流的水平井多段压裂技术包括水力喷射多段压裂技术、裸眼封隔器多段压裂技术和快钻桥塞多段压裂技术等3 种类型。

3 　四川盆地及其周缘海相页岩气勘探开发实践及前景展望

3.1 　页岩气勘探开发实践

历经10 余年勘探开发攻关，中国埋深3 500 m 以浅海相页岩气有效开发技术渐趋成熟，埋深3 500 m 以深页岩气开发取得了突破性进展。与2012 年相比， 2021 年全国天然气产量增量为825×10⁸ m³，其中页岩气产量占全国天然气产量增量的27%。2008 年中国石油勘探开发研究院开展了四川盆地海相页岩气地质评价，在川南地区优选了长宁、威远、昭通和富顺—永川页岩气有利区，钻探了长芯1 井，精准锁定了五峰组—龙马溪组页岩气主力层系。2011 年西南油气田实施了宁201-H1 水平井，获测试产量 15×10⁴ m³/d，明确了川南页岩气的开发价值。2012 年中国石油化工集团有限公司（以下简称中国石化） 在涪陵地区以五峰组—龙马溪组页岩为目的层，钻探了焦页1HF 水平井，获测试产气量20.3×10⁴ m³/d， 标志着涪陵页岩气田的发现。2015 年，全国页岩气产量达到46×10⁸ m³，实现了北美之外页岩气资源的规模有效开发。2016 年全国页岩气产量突破100×10⁸ m³， 达到116×10⁸ m³，2020 年产量跨越200×10⁸ m³，2021 年产量达到228×10⁸ m³，呈现出快速增长的趋势。

整个北美地区构造较为稳定，页岩气储层构造简单，大面积连续分布，并且地表平坦适合大批量钻井；中国南方海相地区受多期构造改造影响，储层微幅构造和断层裂缝发育，局部页岩含气性较差， 含气性不连续，甜点区规模相对较小，并且地表以高山和丘陵为主，钻井平台选址难度大（表2）^[2-3,11,13]。北美Marcellus 和Haynesville 等页岩成熟度适中（R_o 介于0.8% ～ 2.0%），多数页岩气井既产气又产油；中国海相页岩总体处于高过成熟阶段（R_o 介于2.5% ～ 4.0%），以产干气为主，甲烷含量超过95%。北美页岩储层“甜点段”厚度大（30 ～ 150 m），“甜点区” 储层大面积连续分布（上万平方千米）；中国页岩储层“甜点段”厚度相对薄（3 ～ 15 m），甜点区分布面积相对较小且规模差异大（上百到上万平方千米）（表2）^[17-19]。北美页岩储层地应力简单，水平主应力差不明显（小于5 MPa），压裂改造易于形成体积缝网；中国海相页岩储层应力相对复杂，局部地区水平主应力差介于10 ～ 20 MPa，体积改造难度较大（表2）^[2-3,6,15]。

中国南方海相页岩气开发初期，在北美页岩气大面积连续成藏认识的指导下，认为中上扬子地区广泛发育的五峰组—龙马溪组页岩储层分布稳定，在区域上是良好的页岩气储层。“十二五”初期，大量国内企业通过竞争在中上扬子地区获得了页岩气勘探矿权，神华集团、华电集团等企业在酉阳、凤冈、来凤等地区钻探了多口页岩气井，总体评价上述地区五峰组—龙马溪组页岩储层品质较差，不具备效益开发前景。中国石油通过长宁、威远和昭通等区块的勘探开发评价，逐步认识到断层发育区和靠近露头区页岩储层以常压为主，气井测试效果不佳。随着勘探评价向深部稳定的斜坡区斜区推进，页岩气储层普遍超压，逐步认识到川南超压区是页岩气开发的“甜点区”。

在页岩气开发早期，为了确保井筒完整性，水平井钻井选择龙马溪组底部厚度介于10 ～ 20 m 的TOC 值和脆性指数都相对较低的页岩为靶体， 1 200 ～ 1 500 m 水平段长、10 ～ 15 段压裂，EUR 总体介于0.5×10⁸ ～ 0.7×10⁸ m³，页岩气开发效果低于预期。随着页岩气开发的持续推进，明确了四川盆地及其周缘龙马溪组底部厚度介于3 ～ 5 m 高脆性富有机质页岩是最优的水平井“黄金靶体”^[41-42]，地质— 工程一体化评价、水平井多段压裂等关键工程技术实现了第一代向第二代的技术发展跨越，水平井的水平段长提升至1 800 m 以上，通过多簇密切割体积压裂， EUR 达到1.0×10⁸ ～ 1.2×10⁸ m^3[42]。

3.2 　前景展望

海相页岩气开发持续推进，将有力地推动四川盆地“天然气大庆”的建设^[6]。川南页岩气资源分布面积约4.5×10⁴ km²，主体连片分布，有利于整体开发。经勘探评价，落实近期可工作面积2.0×10⁴ km²，预计可探明页岩气地质储量10×10¹² m^3[6]。受四川盆地海相深层页岩储层高温、高应力、高应力差和局部储层低电阻等因素的影响，埋深超过4 500 m的页岩气开发前景尚不明朗，初步预判2025年中国页岩气产量将达到300×10⁸ m³，2035年将达到400×10⁸ m³。但随着页岩气勘探开发理论认识的不断进步，页岩气产量预测结果可能会有较大的变化。

4 　结论

1）中国南方海相页岩气具有6项基本特征：①海相深水陆棚沉积，富有机质页岩大面积连续分布；②有机质高成熟生气后就地储集，后期构造改造影响页岩含气性；③储集空间以纳米级孔隙为主，超致密、特低渗透，不改造无自然产能；④层理和天然裂缝发育程度影响页岩气井产能；⑤页岩岩石力学性质决定水平井实施工程效果；⑥水平井开发初期产量高、产量递减快，中后期低产但生产周期长。

2）针对中国海相页岩气特征，建立了页岩气“甜点区”“甜点段”理论和页岩气有效开发“人工气藏”理论。沉积和构造共同作用形成海相页岩气“甜点区”，地质和工程两大类因素决定页岩气开发需找到“甜点段”，有效开发需建立“人工气藏”。地质—工程一体化评价精准构建页岩储层“透明地质体”，水平井多段压裂技术是当前建立页岩气有效开发“人工气藏”最有效的技术手段。

3）勘探实践推动页岩气勘探开发主体理论与技术进步，中国南方海相页岩气开发水平井EUR 由初期的0.5×10⁸ m³ 提升至现在的1.0×10⁸ ～ 1.2×10⁸ m³。在四川盆地及其周缘已经落实页岩气近期可工作有利区面积为2.0×10⁴ km²，预计可探明页岩气地质储量达10×10¹² m³。初步预判，2025 年中国页岩气产量将达到300×10⁸ m³，2035 年将达到400×10⁸ m³。

来源：现代石油人