工程技术角度分析页岩气开采
页岩气已成为全世界非常规油气资源勘探开发的重点领域。由于页岩气具有区别于常规气藏的显著特性，导致页岩气资源勘探开发成为一个庞大的系统工程，涉及复杂的技术体系，最主要的不同之处在于将工程技术前移至页岩气资源评价和开发过程。水平钻井、滑溜水多段压裂、裂缝检测等一系列关键技术的突破是美国页岩气近年来飞速发展的重要原因。中国非常规油气藏潜力很大，不同机构的评价结果表明，中国陆域页岩气可采资源量很大，是常规天然气资源量的
1.1~2.4倍。目前，中国页岩气第二轮招投标已顺利结束，距离实现65亿立方米/a产量目标只有不到3年的时间，多个区块页岩气的勘探及评价即将陆续展开。目前，页岩气水平井分段压裂已占单井建设投资的40%~50%,进一步体现了工程技术的重要性。为此，在勘探开发过程中提出了工程技术的早期介入、合理应用和深入理解，以有助于页岩气的资源评价。
1 页岩气储层压裂机理及实现策略
1.1压裂改造原理
页岩气之所以能在页岩气中存留，缘于页岩极为致密的孔隙结构和极低的渗透率。页岩气储层中天然气基本无法运移到井筒，其主要原因在于2个方面：1.天然气分子直径在页岩气纳米级孔隙中运移难度大。甲烷的分子直径大小是：0.40nm，乙烷的分子直径大小是0.44nm，而页岩的孔隙大小是0.5~100nm，远远小于砂岩的孔隙（大于1μm）。对于孔隙直径较小的页岩，天然气基本是无法运移的。即使孔隙直径在100nm的页岩，天然气的运移难度也较大。2.天然气在致密孔隙结构中运移时间较长。理论研究表明，基质渗透率在0.000001mD时，流体穿透100m基质流入井筒需要的时间将超过1Ma。因此，页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗透能力的裂缝网络体系，使页岩气通过这个裂缝网络体系流入到井筒。
页岩气压裂与常规压裂形成的双翼对称的平面张开缝不同，页岩气压裂（或称之为“体积改造”）旨在形成相互交错的复杂的“网络”裂缝体（含张开缝和剪切缝），增加平面与纵向上的储层改造体积SRV（stimulated reservoir volume），达到与页岩最大裂缝接触面积，提高初始产量和最终采收率。因此，页岩气开采工程技术实质是通过水力压裂把储层“压碎”。
1.2 压裂改造及其分类
人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的水力压裂实现时采用的策略是不同的。
页岩气的勘探开发需求引起了水力压裂技术与理论的发展，从而拓展了水力压裂技术的分类。因此，按储层的渗透性和增产机理，水力压裂技术可以分为3种类型：
（1）以解除污染并提高近井地带渗流能力的解堵型压裂。主要应用于渗透率比较高的储层，其水力压裂的实施策略是追求较高的人工裂缝导流能力。施工中采用较大排量、高砂比、有时配合端部脱砂等工艺，以消除钻完井过程中的污染，增加近井地带的渗透能力。这类水力压裂可以提高单井产量，但是因为人工裂缝尺度不大，对井网部署、注水开发、采收率等开发指标几乎没有影响。
（2）以增大油气泄油面积的改造型压裂。主要应用于低渗透和特低渗透储层，其水力压裂的实施策略是追求较长的人工裂缝长度。这类压裂施工采用高黏度压裂液，大液量、大砂量注入，在储层形成几十米或上百米并具有一定导流能力的长裂缝，扩大了单井泄油面积。由于人工裂缝尺度较大并具有一定的方向性，这类压裂可以提高单井产量和开采速度，有益于采收率等开发指标的改善。
（3）以形成最大SRV的缝网型压裂。当水力压裂技术应用于页岩气储层时，其储层改造机理与前面两种类型完全不同。页岩气压裂是通过尽可能“压碎”储层，在页岩储层中人工形成复杂密集裂缝网络，使游离和吸附在页岩空隙中的页岩气可以流动并汇集到井筒。这类压裂提高单井产量并决定了单井的可采资源量和采收率。
描述页岩气压裂的关键参数是压裂形成的有效裂缝体积ESRV（effective stimulated reservoir volume）、裂缝密度、支撑和未支撑裂缝导流能力，而不仅仅是人工裂缝的长度和导流能力。其水力压裂的实施策略是追求较高的有效裂缝体积。Cipolla定义裂缝复杂指数FCI（fracture complex index）来描述网络裂缝有效性，即网缝宽度与长度之比。这类水力压裂形成的裂缝网络使储层流体的流态复杂，压裂决定了井的初始产量和单井可采资源量（EUR）、开采的合理井距、以及采收率等开发技术指标。
Barnett某页岩气井压后微地震监测表明，网络裂缝的SRV达到14.5亿ft3（约4106万立方米），是单一裂缝改造体积的3.37倍。国内外页岩气压裂的SRV达到上千万立方米。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂分为3类：①解堵型压裂，通俗称为“压痛”；②改造型压裂，通俗称为“压开”；③裂缝型压裂（或“体积改造技术”），通俗称为“压碎”。
1.3 实现最大化SRV必须考虑的基本策略
国内外学者研究了实现“网缝压裂”和增大裂缝复杂性的设计方法，实现最大化SRV与页岩储层特性是紧密相关的，同时还涉及到水平井走向及射孔等完井
策略。因此，页岩气压裂必须考虑如下页岩储层特性，才有可能最大限度地实现复杂的裂缝网络体系。
（1）充分利用页岩气储层天然裂缝和水平层理发育、沉积颗粒细小、石英及碳酸盐矿物组分含量高形成的脆性、水平主应力差值小的地质特性。
（2）页岩气储层水平井压裂要求水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度（不超过30°），这样使沿射孔眼形成的裂缝走向与井筒轴向垂直，通过多段、多簇压裂造成足够大的裂缝体积。
（3）按照泵入排量和裂缝净压力推算射孔数量，再考虑储层厚度、裂缝发育程度确定簇间距和段间距，并在整个水平段上均有分布。
（4）满足主裂缝上形成分支缝的条件，有效利用裂缝形成的应力阴影，使裂缝复杂化。当裂缝中压力及裂缝生成扩展，会在裂缝附近局部范围形成有限的次生附加应力场（应力阴影），改变了原来的地应力状态和分布，使裂缝更为复杂化。
（5）采用摩阻低的滑溜水，大排量高速度注入。使远离井筒的裂缝末端仍保持一定的静压力，在沟通扩展天然裂缝和层理的同时，形成以剪切裂缝为主的新的水力裂缝。由于液体的进入和裂缝生成引起的应变，使储层中局部应力场发生变化，造成裂缝在多个方向发生并复杂化。
（6）注入液量越大，裂缝体积越大，改造效果越好。由于页岩储层渗透率低。尽管压裂液黏度不大，但压裂液滤失量极小，大部分压裂液起到造缝作用。虽然有相当多细小剪切微裂缝并没有被支撑剂充填，但这些细微裂缝形成的导流能力仍然要高出原有渗透率几个数量级，为页岩气运移到井筒提供了有效的通道。
（7）使用不同黏度的压裂液配合不同级别粒径的支撑剂，可以在储层中形成尺度不同的主、次、细、微等多级分支裂缝。分支裂缝在延伸到其端部后会发生转向。继续沿最大地应力方向延伸，遇到天然裂缝后将形成次级分支裂缝。以此类推，水力裂缝与天然裂缝相互交错，形成高度密集的网状裂缝系统。 2 页岩气储层可压性评价
2.1 储层可压性评价的重要性
北美和中国页岩气储层的实践使得人们发现，即使是页岩沉积相对稳定、平面上连续分布，且孔隙度和渗透率变化不大，但是页岩气压裂后的产量差异却很大。资料统计表明，北美水平井分段分簇压裂后产量测试，有61%压裂簇产量低于簇平均产量，甚至还有34%压裂簇可能没有产量，而所有这些井及各段压裂施工工艺参数差异并不大。以上情况说明，页岩储层的压裂甚至决定了页岩是否能够达到商业开采。因此，页岩气的甜点选择主要有两个条件：①天然气的生成和保存程度，②储层可压性。
这就涉及到页岩气在储层评价过程中需要完成的一个重要内容-----储层可压性的工程评价。可压性评价主要目的是评价页岩气储层是否能够通过水力压裂形成足够大的有效裂缝体积。经过地质论证具有较好富集规律的页岩储层，如果不具备较好的可压性，也很难通过工程手段达到有效的商业开采。
2.2 可压性评价的主要内容
可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差，这三者是决定页岩能否“压碎”的3个关键因素。
2.2.1 天然裂缝和层理
天然裂缝和层理越发育，页岩储层的可压性越好。而对于富含有机碳的泥岩，水平层理不发育，即使是烃源岩并生排烃、含有一定天然气，却很难像页岩气那样通过水平井分段压裂得到开发动用。
天然裂缝和层理为压裂液高速度注入提供了条件，也演得水平层理在压裂过程有很大作用。室内大型物理模拟试验表明，在注入压力远小于垂向上覆压力时，水平层理可以张开形成水平缝。诸多的水平状态的层理面，为垂向剪切缝的生成提供了条件。
2.2.2 页岩的脆性
页岩的脆性越高，可压性越好。页岩的脆性是物体受力达到一定程度后会发生破坏，由整体分成若干分离的部分，如果材料破裂不伴有（或少量的）永久变形，称材料是脆性的。脆性由储层矿物组分中石英、长石、方解石含量决定的。如果页岩中黏土含量高及成岩结构不利，储层弹性强，岩石受力后主要发生弹性应变并吸收压力传导的能量，页岩很难被“压碎”。
脆性指数通常是岩石的抗拉强度和抗压强度之比。该指数越高，则说明储层容易压裂，越容易形成网状裂缝；该指数越低说明储层塑性较强，则越容易形成双翼裂缝。泊松比越小，杨氏模量越大，脆性指数越大。
2.2.3 水平主应力差
水平主应力差越小，越有利于形成网状裂缝，即可压性越好。页岩压裂过程中滑溜水进入说平层理及微裂缝的同时形成新的裂缝，如果水平应力差小，裂缝将在多个方向上延伸。描述水平主应力差异大小的指标是水平应力差异系数。 天然裂缝和层理、页岩的脆性、较小的水平应力差这3个因素条件共存，是使渗透性极为紧密页岩储层能实现单井日产几万立方米产能的内在必要地质因素，使在页岩中打造人工裂缝体系成为现实。
3 低成本实现足够大的有效压裂裂缝体积
3.1 常用的页岩气压裂工艺技术
页岩气常用的压裂工艺是水平井速钻桥塞分段压裂工艺和裸眼滑套压裂工艺技术，其中水平井速钻桥塞分段压裂工艺是最主要的压裂工艺方法。
3.2 压裂工艺技术的低成本设计思路
由于北美页岩气市场资本运作，基本都采用由单井开采典型曲线推算出来的单井可采资源量和部署的钻井数来评估项目的资本价值。因此，一口页岩气井的压裂施工规模远远大于常规油藏的压裂，动辄上万立方米液、上千立方米砂，压裂设备功率往往都很大，成本投入是十分巨大的。这就要求在储层中打造李响的裂缝体系，获得尽可能大的单井可采资源量的同时，有效地优化并降低成本。 页岩气压裂工艺是采用水平井多段多簇压裂技术，更多的段数和更长的水平段长往往成了追求的目标。同一压裂设计（UFD）的概念井场被用来优化裂缝形态，从而得到最大的压裂井产量。然而，模型没有考虑在增加水平井段长度、提高压裂的分段数量和扩大各段压裂规模的同时，施工成本相应增加的情况。因此，在方案设计、规模和成本之间进行科学的优化是页岩气开采的技术关键。根据以上方法，为保持裂缝中的净压力，每个射孔眼的注入流量一般要保持在0.15~0.30m3/min;受井筒冲蚀流量的限制施工排量在12~15m3/min，每段射孔数量一般在40~80孔，并分为3~5簇；再由储层厚度及物性确定各簇的间距，一般在10~20m，从而得出分段的卡距长度和水平井长度及压裂段数。
当然，不同的页岩盆地具有不同的储层条件。水平段长度、分簇射孔间距及段长、注入速度、总液量的确定不仅要设计计算，更需要通过一定数量气井压后生产动态与施工参数的反复拟合分析，优化出适应不同区域施工的方案设计。 4 全面理解“工厂化”施工作业
4.1 “工厂化”施工作业的主要做法
“工厂化”施工作业广泛地应用在北美页岩气的开采中，而且逐步完善配套。这大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。其优势在于建立压裂中心平台，向多个钻井平台提供服务，平台上的压裂水可集中供应、重复利用。压裂管线预铺设好，配套的设备进行半永久式安装，实施工厂化管理，机械的复杂性低，作业可靠性高，减少作业时间，一般作业半径可达6.5km。
“工厂化”施工作业的“硬件”条件指可以完成钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具，以实现钻井过程中程序批量钻井、离线作业、压裂施工中的连续交叉施工。
“工厂化”施工作业的“软件”条件，是实现“工厂化”施工作业的钻井、压裂、投产主要作业工序工艺设计的程序化和标准化。
一般来讲，页岩储层非均值性强，为了获得好的开采效果，每口井、每个井段都进行个性化的施工设计，使工艺技术更有针对性。安相对统一的标准化工学进行“工厂化”施工，简化一些工艺内容，主体工艺批量处理，加快了作业进度，降低了成本。尽管这些对某个井、某个井段技术的应用未能达到最优化，所带来的开采效果上的损失，远远小于“工厂化”施工得到的经济效益，正因为这样，使“工厂化”施工成为北美页岩气开采的重要技术措施。
4.2 中国与北美页岩气的工厂化条件实施的差异
中国实施工厂化作业模式需要考虑与北美地区页岩气的具体客观条件和技术差异。
（1）对于北美页岩气盆地海相沉积，连续分布地层稳定、储层条件好，这位“工厂化”施工提供了较好的地质条件，而中国页岩气南方海相沉积时代早、页岩有机质演化成熟度偏高、后期改造比较强烈、稳定性差，这给研究设计适应“工厂化”施工标准化的工艺及工序提出了更高的要求。
（2）页岩气单项压裂技术与北美地区仍然具有相当的不同。中国在页岩气基础理论压裂设计软件、主要压裂施工工艺、具有自主知识产权的井下作业工具盒材料方面仍然需要发展完善。
（3）“硬件”条件是中国与北美地区页岩气工厂化作业的主要差距。北美地区的工程化压裂设备配置包括6大系统：连续泵注系统、连续供砂系统、连续配液系统、连续供水系统、工具下入系统和后勤保障系统。如连续供砂系统自带轮具可拖挂，内部分不同腔体，实现不同粒径转换。连续混配车，混配能力可达19m3/min。还具有橇装化实时水处理设备。
（4）工厂化作业的压裂设计流程和地面作业设计流程尚未形成，这是形成“气工厂”模式的首要条件，最终形成具有标准化和程序化的设计流程。
（5）北美地区的地面条件较为平坦，而我国页岩气资源丰富的西南地区地形复杂、地面山川丘陵起伏较大，对于“工厂化”作业的管线敷设、压裂半径和供液半径的设计提出了较大的限制。
（6）北美地区水资源丰富，而中国西北地区干旱、少雨，也是工厂化作业的瓶颈所在。
4.3 适合中国“工厂化”施工作业的基本要点
（1）坚持时间摸索，在学习消化中形成中国的技术。页岩气在国外的发展经历了“实践摸索、工具突破、理论完善”的过程，技术上主要依赖于小公司，形成了“专业、专家、专注”的模式。中国在页岩气的发展时间远远落后于北美地区，在学习和模仿北美的过程中，走实践、分析、再实践、再认识的道路。
（2）以工程技术为主线，实行钻完井及压裂改造为技术核心，各专业形成系统配套。工程技术的核心技术要求是开展研究、解决问题、实现压裂和钻井的技术目的。加强各专业沟通，打破专业壁垒，加强各专业的配合调整，因此更利于形成有效的技术。
（3）一定工作量的实践是必须完成的。中国的页岩气和国外有许多不同，工程技术必然要经过摸索，仅仅凭借理论的研究是无法完成的。首先是单项技术突破和降低成本，鉴于页岩气的复杂性，几口井很难代表页岩气整体开发遇到的问题，因此一定的工作量是不可避免的。其次，在技术形成初期可以不计成本的实施，但是关键问题还是成本的下降。
（4）要走中国自己的路。中国的页岩气地层年代更久远，构造更加复杂，地面条件也更加复杂。要注重开发分支井技术、有机烃压裂技术和有效利用地下水技术。
（5）研究配套的水处理技术。
5 结论与建议
（1）页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂施工在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗流能力的裂缝网络体系。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂进一步分为解堵型压裂、改造型压裂和网缝型压裂等。
（2）提出了实现最大化SRV必须考虑的6个基本因素，主要包括好的脆性和水平主应力差值小的地质特征、水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度、分簇分段射孔策略、滑溜水压裂液大排量和大液量要求、不同粒径组合的支撑剂等。
（3）开展页岩储层的可压性评价是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一。可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性和水平应力差。
（4）提出了低成本实现足够大有效压裂裂缝体积是关键，以及压裂工艺技术的低成本设计思路。
（5）“工厂化”施工作业大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。实现其“硬件”条件，需研发钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具；“软件”条件需要达到钻井、压裂、投产主要作业工序设计的程序化和标准化。
工程技术角度分析页岩气开采
页岩气已成为全世界非常规油气资源勘探开发的重点领域。由于页岩气具有区别于常规气藏的显著特性，导致页岩气资源勘探开发成为一个庞大的系统工程，涉及复杂的技术体系，最主要的不同之处在于将工程技术前移至页岩气资源评价和开发过程。水平钻井、滑溜水多段压裂、裂缝检测等一系列关键技术的突破是美国页岩气近年来飞速发展的重要原因。中国非常规油气藏潜力很大，不同机构的评价结果表明，中国陆域页岩气可采资源量很大，是常规天然气资源量的
1.1~2.4倍。目前，中国页岩气第二轮招投标已顺利结束，距离实现65亿立方米/a产量目标只有不到3年的时间，多个区块页岩气的勘探及评价即将陆续展开。目前，页岩气水平井分段压裂已占单井建设投资的40%~50%,进一步体现了工程技术的重要性。为此，在勘探开发过程中提出了工程技术的早期介入、合理应用和深入理解，以有助于页岩气的资源评价。
1 页岩气储层压裂机理及实现策略
1.1压裂改造原理
页岩气之所以能在页岩气中存留，缘于页岩极为致密的孔隙结构和极低的渗透率。页岩气储层中天然气基本无法运移到井筒，其主要原因在于2个方面：1.天然气分子直径在页岩气纳米级孔隙中运移难度大。甲烷的分子直径大小是：0.40nm，乙烷的分子直径大小是0.44nm，而页岩的孔隙大小是0.5~100nm，远远小于砂岩的孔隙（大于1μm）。对于孔隙直径较小的页岩，天然气基本是无法运移的。即使孔隙直径在100nm的页岩，天然气的运移难度也较大。2.天然气在致密孔隙结构中运移时间较长。理论研究表明，基质渗透率在0.000001mD时，流体穿透100m基质流入井筒需要的时间将超过1Ma。因此，页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗透能力的裂缝网络体系，使页岩气通过这个裂缝网络体系流入到井筒。
页岩气压裂与常规压裂形成的双翼对称的平面张开缝不同，页岩气压裂（或称之为“体积改造”）旨在形成相互交错的复杂的“网络”裂缝体（含张开缝和剪切缝），增加平面与纵向上的储层改造体积SRV（stimulated reservoir volume），达到与页岩最大裂缝接触面积，提高初始产量和最终采收率。因此，页岩气开采工程技术实质是通过水力压裂把储层“压碎”。
1.2 压裂改造及其分类
人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的水力压裂实现时采用的策略是不同的。
页岩气的勘探开发需求引起了水力压裂技术与理论的发展，从而拓展了水力压裂技术的分类。因此，按储层的渗透性和增产机理，水力压裂技术可以分为3种类型：
（1）以解除污染并提高近井地带渗流能力的解堵型压裂。主要应用于渗透率比较高的储层，其水力压裂的实施策略是追求较高的人工裂缝导流能力。施工中采用较大排量、高砂比、有时配合端部脱砂等工艺，以消除钻完井过程中的污染，增加近井地带的渗透能力。这类水力压裂可以提高单井产量，但是因为人工裂缝尺度不大，对井网部署、注水开发、采收率等开发指标几乎没有影响。
（2）以增大油气泄油面积的改造型压裂。主要应用于低渗透和特低渗透储层，其水力压裂的实施策略是追求较长的人工裂缝长度。这类压裂施工采用高黏度压裂液，大液量、大砂量注入，在储层形成几十米或上百米并具有一定导流能力的长裂缝，扩大了单井泄油面积。由于人工裂缝尺度较大并具有一定的方向性，这类压裂可以提高单井产量和开采速度，有益于采收率等开发指标的改善。
（3）以形成最大SRV的缝网型压裂。当水力压裂技术应用于页岩气储层时，其储层改造机理与前面两种类型完全不同。页岩气压裂是通过尽可能“压碎”储层，在页岩储层中人工形成复杂密集裂缝网络，使游离和吸附在页岩空隙中的页岩气可以流动并汇集到井筒。这类压裂提高单井产量并决定了单井的可采资源量和采收率。
描述页岩气压裂的关键参数是压裂形成的有效裂缝体积ESRV（effective stimulated reservoir volume）、裂缝密度、支撑和未支撑裂缝导流能力，而不仅仅是人工裂缝的长度和导流能力。其水力压裂的实施策略是追求较高的有效裂缝体积。Cipolla定义裂缝复杂指数FCI（fracture complex index）来描述网络裂缝有效性，即网缝宽度与长度之比。这类水力压裂形成的裂缝网络使储层流体的流态复杂，压裂决定了井的初始产量和单井可采资源量（EUR）、开采的合理井距、以及采收率等开发技术指标。
Barnett某页岩气井压后微地震监测表明，网络裂缝的SRV达到14.5亿ft3（约4106万立方米），是单一裂缝改造体积的3.37倍。国内外页岩气压裂的SRV达到上千万立方米。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂分为3类：①解堵型压裂，通俗称为“压痛”；②改造型压裂，通俗称为“压开”；③裂缝型压裂（或“体积改造技术”），通俗称为“压碎”。
1.3 实现最大化SRV必须考虑的基本策略
国内外学者研究了实现“网缝压裂”和增大裂缝复杂性的设计方法，实现最大化SRV与页岩储层特性是紧密相关的，同时还涉及到水平井走向及射孔等完井
策略。因此，页岩气压裂必须考虑如下页岩储层特性，才有可能最大限度地实现复杂的裂缝网络体系。
（1）充分利用页岩气储层天然裂缝和水平层理发育、沉积颗粒细小、石英及碳酸盐矿物组分含量高形成的脆性、水平主应力差值小的地质特性。
（2）页岩气储层水平井压裂要求水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度（不超过30°），这样使沿射孔眼形成的裂缝走向与井筒轴向垂直，通过多段、多簇压裂造成足够大的裂缝体积。
（3）按照泵入排量和裂缝净压力推算射孔数量，再考虑储层厚度、裂缝发育程度确定簇间距和段间距，并在整个水平段上均有分布。
（4）满足主裂缝上形成分支缝的条件，有效利用裂缝形成的应力阴影，使裂缝复杂化。当裂缝中压力及裂缝生成扩展，会在裂缝附近局部范围形成有限的次生附加应力场（应力阴影），改变了原来的地应力状态和分布，使裂缝更为复杂化。
（5）采用摩阻低的滑溜水，大排量高速度注入。使远离井筒的裂缝末端仍保持一定的静压力，在沟通扩展天然裂缝和层理的同时，形成以剪切裂缝为主的新的水力裂缝。由于液体的进入和裂缝生成引起的应变，使储层中局部应力场发生变化，造成裂缝在多个方向发生并复杂化。
（6）注入液量越大，裂缝体积越大，改造效果越好。由于页岩储层渗透率低。尽管压裂液黏度不大，但压裂液滤失量极小，大部分压裂液起到造缝作用。虽然有相当多细小剪切微裂缝并没有被支撑剂充填，但这些细微裂缝形成的导流能力仍然要高出原有渗透率几个数量级，为页岩气运移到井筒提供了有效的通道。
（7）使用不同黏度的压裂液配合不同级别粒径的支撑剂，可以在储层中形成尺度不同的主、次、细、微等多级分支裂缝。分支裂缝在延伸到其端部后会发生转向。继续沿最大地应力方向延伸，遇到天然裂缝后将形成次级分支裂缝。以此类推，水力裂缝与天然裂缝相互交错，形成高度密集的网状裂缝系统。 2 页岩气储层可压性评价
2.1 储层可压性评价的重要性
北美和中国页岩气储层的实践使得人们发现，即使是页岩沉积相对稳定、平面上连续分布，且孔隙度和渗透率变化不大，但是页岩气压裂后的产量差异却很大。资料统计表明，北美水平井分段分簇压裂后产量测试，有61%压裂簇产量低于簇平均产量，甚至还有34%压裂簇可能没有产量，而所有这些井及各段压裂施工工艺参数差异并不大。以上情况说明，页岩储层的压裂甚至决定了页岩是否能够达到商业开采。因此，页岩气的甜点选择主要有两个条件：①天然气的生成和保存程度，②储层可压性。
这就涉及到页岩气在储层评价过程中需要完成的一个重要内容-----储层可压性的工程评价。可压性评价主要目的是评价页岩气储层是否能够通过水力压裂形成足够大的有效裂缝体积。经过地质论证具有较好富集规律的页岩储层，如果不具备较好的可压性，也很难通过工程手段达到有效的商业开采。
2.2 可压性评价的主要内容
可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差，这三者是决定页岩能否“压碎”的3个关键因素。
2.2.1 天然裂缝和层理
天然裂缝和层理越发育，页岩储层的可压性越好。而对于富含有机碳的泥岩，水平层理不发育，即使是烃源岩并生排烃、含有一定天然气，却很难像页岩气那样通过水平井分段压裂得到开发动用。
天然裂缝和层理为压裂液高速度注入提供了条件，也演得水平层理在压裂过程有很大作用。室内大型物理模拟试验表明，在注入压力远小于垂向上覆压力时，水平层理可以张开形成水平缝。诸多的水平状态的层理面，为垂向剪切缝的生成提供了条件。
2.2.2 页岩的脆性
页岩的脆性越高，可压性越好。页岩的脆性是物体受力达到一定程度后会发生破坏，由整体分成若干分离的部分，如果材料破裂不伴有（或少量的）永久变形，称材料是脆性的。脆性由储层矿物组分中石英、长石、方解石含量决定的。如果页岩中黏土含量高及成岩结构不利，储层弹性强，岩石受力后主要发生弹性应变并吸收压力传导的能量，页岩很难被“压碎”。
脆性指数通常是岩石的抗拉强度和抗压强度之比。该指数越高，则说明储层容易压裂，越容易形成网状裂缝；该指数越低说明储层塑性较强，则越容易形成双翼裂缝。泊松比越小，杨氏模量越大，脆性指数越大。
2.2.3 水平主应力差
水平主应力差越小，越有利于形成网状裂缝，即可压性越好。页岩压裂过程中滑溜水进入说平层理及微裂缝的同时形成新的裂缝，如果水平应力差小，裂缝将在多个方向上延伸。描述水平主应力差异大小的指标是水平应力差异系数。 天然裂缝和层理、页岩的脆性、较小的水平应力差这3个因素条件共存，是使渗透性极为紧密页岩储层能实现单井日产几万立方米产能的内在必要地质因素，使在页岩中打造人工裂缝体系成为现实。
3 低成本实现足够大的有效压裂裂缝体积
3.1 常用的页岩气压裂工艺技术
页岩气常用的压裂工艺是水平井速钻桥塞分段压裂工艺和裸眼滑套压裂工艺技术，其中水平井速钻桥塞分段压裂工艺是最主要的压裂工艺方法。
3.2 压裂工艺技术的低成本设计思路
由于北美页岩气市场资本运作，基本都采用由单井开采典型曲线推算出来的单井可采资源量和部署的钻井数来评估项目的资本价值。因此，一口页岩气井的压裂施工规模远远大于常规油藏的压裂，动辄上万立方米液、上千立方米砂，压裂设备功率往往都很大，成本投入是十分巨大的。这就要求在储层中打造李响的裂缝体系，获得尽可能大的单井可采资源量的同时，有效地优化并降低成本。 页岩气压裂工艺是采用水平井多段多簇压裂技术，更多的段数和更长的水平段长往往成了追求的目标。同一压裂设计（UFD）的概念井场被用来优化裂缝形态，从而得到最大的压裂井产量。然而，模型没有考虑在增加水平井段长度、提高压裂的分段数量和扩大各段压裂规模的同时，施工成本相应增加的情况。因此，在方案设计、规模和成本之间进行科学的优化是页岩气开采的技术关键。根据以上方法，为保持裂缝中的净压力，每个射孔眼的注入流量一般要保持在0.15~0.30m3/min;受井筒冲蚀流量的限制施工排量在12~15m3/min，每段射孔数量一般在40~80孔，并分为3~5簇；再由储层厚度及物性确定各簇的间距，一般在10~20m，从而得出分段的卡距长度和水平井长度及压裂段数。
当然，不同的页岩盆地具有不同的储层条件。水平段长度、分簇射孔间距及段长、注入速度、总液量的确定不仅要设计计算，更需要通过一定数量气井压后生产动态与施工参数的反复拟合分析，优化出适应不同区域施工的方案设计。 4 全面理解“工厂化”施工作业
4.1 “工厂化”施工作业的主要做法
“工厂化”施工作业广泛地应用在北美页岩气的开采中，而且逐步完善配套。这大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。其优势在于建立压裂中心平台，向多个钻井平台提供服务，平台上的压裂水可集中供应、重复利用。压裂管线预铺设好，配套的设备进行半永久式安装，实施工厂化管理，机械的复杂性低，作业可靠性高，减少作业时间，一般作业半径可达6.5km。
“工厂化”施工作业的“硬件”条件指可以完成钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具，以实现钻井过程中程序批量钻井、离线作业、压裂施工中的连续交叉施工。
“工厂化”施工作业的“软件”条件，是实现“工厂化”施工作业的钻井、压裂、投产主要作业工序工艺设计的程序化和标准化。
一般来讲，页岩储层非均值性强，为了获得好的开采效果，每口井、每个井段都进行个性化的施工设计，使工艺技术更有针对性。安相对统一的标准化工学进行“工厂化”施工，简化一些工艺内容，主体工艺批量处理，加快了作业进度，降低了成本。尽管这些对某个井、某个井段技术的应用未能达到最优化，所带来的开采效果上的损失，远远小于“工厂化”施工得到的经济效益，正因为这样，使“工厂化”施工成为北美页岩气开采的重要技术措施。
4.2 中国与北美页岩气的工厂化条件实施的差异
中国实施工厂化作业模式需要考虑与北美地区页岩气的具体客观条件和技术差异。
（1）对于北美页岩气盆地海相沉积，连续分布地层稳定、储层条件好，这位“工厂化”施工提供了较好的地质条件，而中国页岩气南方海相沉积时代早、页岩有机质演化成熟度偏高、后期改造比较强烈、稳定性差，这给研究设计适应“工厂化”施工标准化的工艺及工序提出了更高的要求。
（2）页岩气单项压裂技术与北美地区仍然具有相当的不同。中国在页岩气基础理论压裂设计软件、主要压裂施工工艺、具有自主知识产权的井下作业工具盒材料方面仍然需要发展完善。
（3）“硬件”条件是中国与北美地区页岩气工厂化作业的主要差距。北美地区的工程化压裂设备配置包括6大系统：连续泵注系统、连续供砂系统、连续配液系统、连续供水系统、工具下入系统和后勤保障系统。如连续供砂系统自带轮具可拖挂，内部分不同腔体，实现不同粒径转换。连续混配车，混配能力可达19m3/min。还具有橇装化实时水处理设备。
（4）工厂化作业的压裂设计流程和地面作业设计流程尚未形成，这是形成“气工厂”模式的首要条件，最终形成具有标准化和程序化的设计流程。
（5）北美地区的地面条件较为平坦，而我国页岩气资源丰富的西南地区地形复杂、地面山川丘陵起伏较大，对于“工厂化”作业的管线敷设、压裂半径和供液半径的设计提出了较大的限制。
（6）北美地区水资源丰富，而中国西北地区干旱、少雨，也是工厂化作业的瓶颈所在。
4.3 适合中国“工厂化”施工作业的基本要点
（1）坚持时间摸索，在学习消化中形成中国的技术。页岩气在国外的发展经历了“实践摸索、工具突破、理论完善”的过程，技术上主要依赖于小公司，形成了“专业、专家、专注”的模式。中国在页岩气的发展时间远远落后于北美地区，在学习和模仿北美的过程中，走实践、分析、再实践、再认识的道路。
（2）以工程技术为主线，实行钻完井及压裂改造为技术核心，各专业形成系统配套。工程技术的核心技术要求是开展研究、解决问题、实现压裂和钻井的技术目的。加强各专业沟通，打破专业壁垒，加强各专业的配合调整，因此更利于形成有效的技术。
（3）一定工作量的实践是必须完成的。中国的页岩气和国外有许多不同，工程技术必然要经过摸索，仅仅凭借理论的研究是无法完成的。首先是单项技术突破和降低成本，鉴于页岩气的复杂性，几口井很难代表页岩气整体开发遇到的问题，因此一定的工作量是不可避免的。其次，在技术形成初期可以不计成本的实施，但是关键问题还是成本的下降。
（4）要走中国自己的路。中国的页岩气地层年代更久远，构造更加复杂，地面条件也更加复杂。要注重开发分支井技术、有机烃压裂技术和有效利用地下水技术。
（5）研究配套的水处理技术。
5 结论与建议
（1）页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂施工在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗流能力的裂缝网络体系。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂进一步分为解堵型压裂、改造型压裂和网缝型压裂等。
（2）提出了实现最大化SRV必须考虑的6个基本因素，主要包括好的脆性和水平主应力差值小的地质特征、水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度、分簇分段射孔策略、滑溜水压裂液大排量和大液量要求、不同粒径组合的支撑剂等。
（3）开展页岩储层的可压性评价是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一。可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性和水平应力差。
（4）提出了低成本实现足够大有效压裂裂缝体积是关键，以及压裂工艺技术的低成本设计思路。
（5）“工厂化”施工作业大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。实现其“硬件”条件，需研发钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具；“软件”条件需要达到钻井、压裂、投产主要作业工序设计的程序化和标准化。