国内外埋深超过3 500 m的页岩气资源量丰富，但经济开发面临巨大的难题。美国是开发深层页岩气最早的国家，勘探发现了Haynesville、Eagle Ford、Cana Woodford、Hilliard-Baxter-Mancos和Mancos等5个深层页岩气区块^{[1, 2]}，其中Haynesville、Eagle Ford和Cana Woodford等3个埋深3 500～4 100 m的深层页岩气区块，水平井分段压裂后单井产气量在5×10⁴ m³/d以上，平均单井最终采气量超过1×10⁸ m³，单井综合成本1 200万美元以下，获得了经济开发。而Hilliard-Baxter-Mancos和Mancos等2个埋深超过4 400 m的页岩气区块，因水平井分段压裂后单井产气量低(小于3×10⁴ m³/d)，平均单井最终采气量低(低于2 800×10⁴ m³)，单井综合成本2 000万美元以上，未获得经济开发，美国不同深层页岩气区块单井产气量与成本见表 1。美国深层页岩气综合开发技术还在进一步攻关研究中。

中国焦石坝、威远、长宁等区块中深层页岩气通过水平井分段压裂实现了商业化开发^{[3, 4]}，近两年也在丁山、南川、永川和焦石坝外围等区块积极探索深层页岩气的有效开发技术，虽然在水平井分段压裂技术上取得了重要进展，少数探井产气量也取得了突破，但压裂施工作业中存在施工压力高、加砂规模小、砂液比难以提高等问题，且压后总体上呈现出初期产气量低且递减快的特征，深层页岩气商业开发格局尚未形成，因此，有必要学习国外深层页岩气开发技术和经验^[5]，并针对国内深层页岩气储层特点，明确研究方向并持续进行技术攻关，逐步形成具有自身特色的深层页岩气开发技术，尽快实现我国深层页岩气的商业化开发。

Haynesville和Cana Woodford是国外深层页岩气获得成功开发的典型区块。其中，Haynesville区块页岩气储层埋深3 200～3 900 m，平均埋深3 658 m，厚度45～90 m，总有机碳量(TOC)为3%～5%，地层温度150 ℃，页岩杨氏模量13.78 GPa，泊松比0.27；Cana Woodford区块储层埋深3 200～4 690 m，平均埋深4 115 m，厚度30～152 m，TOC为6%～12%，地层温度121 ℃，页岩杨氏模量34.45 GPa，泊松比0.18。2个区块于2007年开始采用水平井分段压裂技术进行开发^[6]，其中，Haynesville区块2013年全年累计产气量达775×10⁸ m³。2个区块的储层特征为：

1) 孔隙度高。储层平均孔隙度5%以上，Haynesville区块储层孔隙度达到8%～12%，Cana Woodford区块储层孔隙度为5%～8%。

2) 地层压力系数高。Haynesville区块和Cana Woodford区块地层压力系数分别为1.94和1.58，地层能量充足。

3) 含气量高。Haynesville区块的含气量达到12.4 m³/t。

4) 页岩脆性指数差异大。Haynesville区块页岩脆性指数一般，为35%~55%，而Cana Woodford区块页岩脆性指数高，为55%~75%。

5) 岩石脆塑性差异大。Haynesville区块页岩杨氏模量低，泊松比高，塑性特征明显，而Cana Woodford区块页岩杨氏模量高，泊松比低，脆性好。

6) 层理缝发育。两个区块页岩地层层理缝均较发育，Haynesville区块天然裂缝发育程度较差，Cana Woodford区块充填缝较多。

7) 最小水平主应力高。Haynesville区块页岩地层平均最小水平主应力为82.7 MPa(最小水平主应力梯度为0.022 6 MPa/m)，Cana Woodford区块页岩地层平均最小水平主应力为82.3 MPa(最小水平主应力梯度为0.020 0 MPa/m)。

8) 水平地应力差异小。Haynesville区块与Cana Woodford区块水平地应力差分别为4.0和5.7 MPa，水平地应力差异系数分别为0.048和0.075。

国外深层页岩气压裂技术的发展经历了由试验探索到不断改进完善的过程，与中深层压裂技术相比有着比较大的差异，且不同区块的主要压裂技术参数有所差异。

Haynesville区块页岩气井一般采用Φ114.3～Φ139.7 mm套管完井^[7]，水平段长1 000～2 000 m，采用泵送桥塞与簇射孔联作压裂工艺，单井压裂段数10～14段，段间距60～135 m，平均90 m。单段射孔4～8簇，单簇射开0.3～0.6 m，孔密为20 孔/m。预处理酸为盐酸(15.0%HCl 10 m³)，压裂施工排量11～13 m³/min，单段砂量100～110 m³，单段压裂液用量1 800 m³，平均砂液比由4%(2009—2010年)增加到6%(2011—2013年)。压裂液为滑溜水+冻胶，其中冻胶为0.3%硼交联羟丙基胍胶，滑溜水与冻胶的体积比为62∶38。支撑剂组合为100目粉陶+40/70目覆膜砂或中等强度陶粒+30/60目覆膜砂或陶粒，其中100目粉陶比例(体积)为28%左右，以40/70目覆膜砂或中等强度陶粒为主，尾追少量30/60目覆膜砂或陶粒。100目粉陶以段塞方式加入，40/70目和30/60目覆膜砂或陶粒连续加入，最高砂液比达到24%^[8]。

Cana Woodford区块页岩气井采用Φ139.7 mm套管完井，因页岩气储层埋藏更深，施工难度更大，在开发初期采用了大排量、滑溜水、低砂比加砂方式及泵送桥塞压裂工艺，出现了施工压力高无法加砂、施工压力异常波动甚至砂堵等井下复杂情况，且压后产气量也不理想。后期经过2～3年的技术攻关，提出并采取了以下技术措施：

1) 增加水平段长度及压裂段数。水平段长度由2007年的880 m增至2010年的1 460 m,压裂段数由5段增至11段。

2) 降低单簇射孔长度，增大射孔孔径。单段射开4簇，单簇射开长度由1.2 m减至0.6 m，孔径由10.7 mm增至14.5 mm。

3) 改变预处理酸液类型。预处理酸由盐酸(15.0%HCl)改为稀土酸(6.0%HCl+1.5%HF)。

4) 增加液量、砂量和砂液比。单段液量增加到2 800 m³，单段砂量由50 m³增加到82 m³，平均砂液比由1.8%增加到2.9%。

5) 采用连续加砂方式。

6) 压裂液组合发生变化。压裂液组合为线性胶(水＋0.24%～0.30%稠化剂)+滑溜水+线性胶，滑溜水与线性胶的体积比约为70∶30。

7) 优化支撑剂组合。支撑剂采用100目粉陶+40/70目覆膜砂+30/50目覆膜砂或陶粒的组合，其中100目粉陶占比15%～18%，以40/70目覆膜砂或中等强度陶粒为主，尾追少量30/50目覆膜砂或陶粒。

8) 大排量施工。压裂施工排量13～14 m³/min。

采取上述技术措施后，单井平均压后产气量增加了1.5倍，90 d平均产气量由6.1×10⁴ m³/d提高到了15.5×10⁴ m³/d^[9]，实现了Cana Woodford区块页岩气的经济开发。

归纳总结Haynesville和Cana Woodford深层页岩气区块压裂技术的现场应用情况，可以发现所应用压裂技术的主要特点为：

1) 短簇大孔径射孔。单簇射开长度0.3～0.6 m，孔径达到14.5 mm。

2) 预处理酸类型多样化。依据储层状况分别采用了盐酸(15.0%HCl)或稀土酸(6.0%HCl+1.5%HF)进行预处理，以最大程度降低施工压力。

3) 中黏或高黏压裂液用量大。压裂液采用线性胶+滑溜水+线性胶组合或滑溜水+冻胶组合，其中线性胶占比30%以上，冻胶占比最高达到了38%。为了提高携砂能力，甚至采用了硼交联羟丙基胍胶压裂液。

4) 支撑剂以40/70目覆膜砂或陶粒为主，尾追少量30/50或30/60目覆膜砂或陶粒。

5) 单段施工规模大。单段压裂液用量1 800～2 800 m³，单段加砂量80～110 m³。

6) 粉陶用量大。100目粉陶用量在15%以上，最大用量达到了28%。

7) 加砂方式发生改变，平均砂液比高。由常规的段塞式加砂改变为低砂比连续加砂，平均砂液比3%～6%。

8) 施工排量高。压裂施工排量在11.0 m³/min以上，最高14.0 m³/min。

9) 导流能力高，改造体积大。经微地震监测和压力测试分析^[10]，压后裂缝导流能力为1～4 D·cm，改造体积为(1～2)×10⁷ m³。

国内在川东南丁山、南川、焦石坝外围等地区进行了深层页岩气水平井的压裂先导性试验，丁页2HF井和南页1HF井是国内目前所报道的完钻井深最深的2口页岩气水平井，垂深分别达到4 417 m和4 627 m，水平段长度分别为1 034和1 103 m，分别采用Φ177.8 mm和Φ139.7 mm套管完井^[11]，其目的层可压性参数与Haynesville和Cana Woodford区块相比存在不小差异，其表征储量丰度的孔隙度、含气量等参数以及表征形成复杂裂缝难易程度的脆性指数和地应力差等参数要远远差于国外已商业开发区块，主要差异体现在以下几个方面：

1) TOC。丁页2HF井和南页1HF井页岩TOC在3.5%以下，而Haynesville区块和Cana Woodford区块页岩TOC均大于3.0%，后者更是达到了6%～12%。

2) 孔隙度。丁页2HF井和南页1HF井页岩气储层孔隙度小于6.0%，而Haynesville区块和Cana Woodford区块页岩气储层孔隙度均大于5.0%，前者达到了8%～12%。

3) 含气量。丁页2HF井和南页1HF井的页岩含气量小于4.5 m³/t，而Haynesville区块页岩含气量达到了12.4 m³/t。

4) 脆性指数。Cana Woodford区块页岩脆性指数最高达到了75%，丁页2HF井和南页1HF井页岩脆性指数均低于60%。

5) 最小水平主应力梯度。丁页2HF井和南页1HF井的最小水平主应力梯度高达0.024 6 MPa/m，而Haynesville区块和Cana Woodford区块的最小水平主应力梯度均低于0.022 6 MPa/m。

6) 水平地应力差。丁页2HF井和南页1HF井两向水平地应力差为20～25 MPa，而Haynesville区块和Cana Woodford区块两向水平地应力差小于均6 MPa，且应力差异系数均小于0.1。

针对深层页岩气的储层特点进行了压裂技术研究，并在丁页2HF井和南页1HF井进行了先导性压裂试验。丁页2HF井和南页1HF井均采用了泵送桥塞与簇射孔联作压裂技术，创造了国内深层页岩气施工垂深、施工压力与单井用液量等多项压裂施工纪录，实现了地质突破^[12]。丁页2HF井压裂12段，段间距为60～120 m，预处理酸为盐酸(15.0%HCl)，压裂液为滑溜水和胶液的组合，单段注入液量2 506～2 780 m³，支撑剂主要为100目粉陶和40/70目覆膜陶粒，单段加砂量为22～34 m³，单段砂比1%～10%，平均砂比为1.1%，施工排量约为12～13 m³/min，施工压力为85～95 MPa。丁页2HF井压后产气量最高为10.5×10⁴ m³/d，试采日产气量约2.0×10⁴ m³，日产水量约35 m³，取得了突破。南页1HF井压裂15段，段间距为64～99 m，预处理酸为土酸(15.0%HCl+1.5%HF)，压裂液为滑溜水+胶液组合，单段注入液量为2 400～3 600 m³，支撑剂以100目粉陶和40/70目覆膜陶粒为主，采用长段塞方式加砂，单段加砂量为28～73 m³，平均砂液比1.6%，施工排量为12～14 m³/min，施工压力85～113 MPa，压裂液返排率22.5%，压后初期产气量为0.12×10⁴ m³/d。

目前，中国深层页岩气压裂井相对较少，还需进一步提高深层页岩气压裂技术的针对性、进一步完善配套性，其主要技术措施为：

1) 常规射孔簇数与孔径。基本参考中深层页岩气簇射孔的压裂经验，单段射孔2～3簇，单簇射开长度1.0～1.5 m，射孔孔径10.5 mm。

2) 预处理酸。依据储层碳酸盐岩含量采用盐酸或稀土酸，单段用酸量15～30 m³，部分井段达到40 m³。

3) 压裂液。改变了常规页岩气压裂中单一应用滑溜水的模式，采用胶液+滑溜水+胶液组合，其中胶液选择低黏胶液和中黏胶液的搭配使用。

4) 支撑剂。以100目粉陶和40/70目覆膜陶粒为主，尾追少量30/50目覆膜陶粒，根据深层页岩造缝宽度窄的特点，加大100目粉陶的应用比例。

5) 加砂方式。以段塞式加砂为主，为提高砂液比，进行了长段塞加砂的尝试。

6) 砂液比。考虑地层对砂液比比较敏感(砂液比5%~6%，施工压力上升较快)，控制最高砂液比加砂，最高砂液比10%，平均砂液比1.1%~1.6%。

7) 压裂规模。单段压裂液用量1 000~3 600 m³，单段加砂量26~50 m³，因砂液比难以提高，设计的大规模加砂完成率不高。

综合分析丁页2HF井和南页1HF井2口页岩气井的压裂技术参数和压后效果，认为国内深层页岩气压裂存在如下技术难题：

1) 施工压力高，加砂困难。压裂施工压力在85 MPa以上，最高达到了113 MPa，砂进地层敏感，只能在低砂比下施工，导致用液量大，而总加砂量不高。

2) 缝网形成难度大，改造体积有限。压裂施工曲线G函数分析表明，少部分压裂段可能形成了复杂缝网，大部分压裂段裂缝复杂程度不高，改造体积有限。

3) 砂液比低，支撑剂强度不够，导流能力低。平均砂液比小于2.0%，支撑剂在高闭合压力下破碎率高，导流能力损失大，估算裂缝导流能力仅为中深层页岩的1/5左右。

4) 初期产气量不高且递减快。受地质条件与压裂难度的双重影响，压后产气量均不高，且不能长期稳产。

综合分析国外深层页岩的地质特点、压裂技术发展及页岩气开发历程，可以得到以下启示：

1) 良好的储层地质与工程条件是基础。储层具有较高的孔隙度、含气量、压力系数(达到1.5～1.9)和脆性指数及较小的水平地应力差(低于6 MPa)，不仅是压后高产、稳产的物质与能量基础，同时也为压后形成复杂裂缝、获得较大的改造体积提供了工程条件。

2) 量身定制的压裂工艺技术是关键。不同区块采用不同的压裂工艺技术，并针对深层页岩特点制定压裂工艺技术措施，例如短簇大孔径射孔、增加中高黏度压裂液占比、大幅度增大加砂规模、段塞式加砂改为连续加砂、增大粉陶用量等，从而提高了施工成功率，增大了裂缝的复杂程度和改造体积，提高了裂缝导流能力，压后产气量得以大幅度提高并获得较高的最终采气量。

3) 较低的单井综合成本是实现页岩气经济开发的保证。Haynesville区块一口垂深3 500 m、水平段长约1 400 m页岩气井的钻井周期约30 d，最短的一口井为20 d；压裂时效性也不断得到提高，2008年泵送桥塞压裂1 d可施工2段，2011年1 d则可压裂4.3段，单井钻井成本405万美元、压裂费用533万美元。Cana Woodford区块一口垂深4 000 m、水平段长1 900 m页岩气井(井深约6 000 m)的钻井周期约55 d，最短的一口井为38 d，钻井成本约为(380～450)万美元，压裂费用为(520～650)万美元。由此可看出，垂深3 500～4 000 m、水平井段长约1 500 m页岩气井的单井钻井与压裂成本控制在1 100万美元以下，才能有效保证深层页岩气的经济开发。

中国深层页岩气区块地表条件复杂，受沉积、构造、埋深与温度等因素的影响，与美国深层页岩气相比，压裂工程特性与开发经济性发生一系列变化：1)岩石的脆塑性、破裂特征发生变化，裂缝破裂和延伸难度加大，压裂施工压力高，施工符合率低；2)裂缝闭合应力高、缝宽窄、砂液比难以提高、大规模加砂难度大、裂缝导流能力低；3)岩石脆性差、地层两向水平地应力差大，转向缝形成难度加大，裂缝复杂性不高与改造体积小的问题突出；4)压后产气量快速递减，工程成本与压后最终采气量经济匹配性差。由此可以看出，中国深层页岩气的经济开发面临着比国外更多的技术难题，除了要进一步寻找地质甜点，并大幅度降低钻井成本外，还要开展系统性的压裂工程技术攻关：

1) 深层页岩网络裂缝形成机制研究。系统开展不同深度页岩在高温高压下的破裂试验，测试不同深度、不同应力差条件下的裂缝形态，研究深层页岩网络裂缝形成机制。

2) 高应力差条件下提高裂缝复杂性与改造体积技术研究。与国外深层页岩相比，中国深层页岩地应力差明显增大，转向缝形成困难，需优化深层页岩气井的压裂段数与射孔簇数的匹配关系，充分发挥好层理缝的作用，论证缝内暂堵的可行性，以提高裂缝复杂性与改造体积以及在未形成复杂裂缝情况下增大改造体积。

3) 高闭合压力条件下长期高导流压裂技术研究。开展不同类型与粒径支撑剂在高温高闭合压力下的长期导流特性研究，进行不同高闭合压力条件下不同浓度支撑剂段塞式加砂和连续加砂导流能力测试分析，探索高通道压裂的适应性，形成不同深度和闭合压力条件下深层页岩支撑剂的选型方法、组合方式与加入方式，获得高闭合压力条件下的长期高导流能力。

4) 大规模、高砂比加砂综合工艺技术研究。大规模加砂是深层页岩取得较好压裂效果的关键措施之一，研究压裂液组合方式与比例、支撑剂组合方式及比例、砂液比以及排量组合等与地层特征的适应性、匹配性，并综合研究射孔参数、预处理酸液类型与配方等对降低施工压力的作用，形成不同深度页岩的大规模、高砂比加砂综合工艺技术。

5) 高压泵送-射孔联作技术研究。深层页岩压后停泵压力高，高压泵送-射孔联作面临刮缆器高压抱电缆、井下工具串断脱等问题，因此需要研究下井电缆支持系统、电缆防喷装置、耐高压井下工具串等，以满足深层页岩气压后安全、快速泵送桥塞与射孔的要求。

6) 压裂流体体系研究。滑溜水、胶液的降阻率和黏度是影响加砂量的关键因素之一，研制与优化在高温、高剪切速率下保持高降阻率的滑溜水体系和高温下低浓度易泵送的胶液体系是亟需攻关的课题之一。

国外深层页岩气经过技术攻关与现场试验，部分区块已得到商业开发，基本形成了相应的配套压裂技术。中国深层页岩气勘探开发处于起步阶段，储层特征更为复杂，面临的压裂工程技术挑战巨大，全面突破不可能一蹴而就，需要石油地质与工程技术人员的共同努力。建议相关企业与科研单位谋划好技术布局，按照系统化、协同化、注重原创等原则，分区块、分深度(埋深3 500～4 500 m和4 500 m以深)进行深层页岩气水平井分段压裂技术攻关，尽快形成适应中国深层页岩特性的压裂配套技术，并逐步完善和优化，从而促进国内深层页岩气的勘探开发进程。

致谢：在论文的写作过程中，中国石化石油工程技术研究院李双明、卞晓冰等同志在资料收集等方面给予了很大帮助，在此表示感谢。