長寧—威遠(yuǎn)國家級(jí)頁巖氣示范區(qū)建設(shè)實(shí)踐與成效

謝 軍

中國頁巖氣資源十分豐富，大力發(fā)展頁巖氣產(chǎn)業(yè)，對(duì)保障國家能源安全、降低對(duì)外依存度、促進(jìn)經(jīng)濟(jì)社會(huì)發(fā)展、保護(hù)生態(tài)環(huán)境等均具有重大戰(zhàn)略意義[1-3]。四川盆地是目前國內(nèi)頁巖氣最豐富的地區(qū)，也是頁巖氣開發(fā)的主戰(zhàn)場(chǎng)[4-6]。2012年4月，國家發(fā)改委、國家能源局設(shè)立“長寧—威遠(yuǎn)國家級(jí)頁巖氣示范區(qū)”，正式開始了大規(guī)模開發(fā)頁巖氣。示范區(qū)頁巖氣開發(fā)的地質(zhì)條件、工程條件和地面條件與北美差異大，北美成熟的經(jīng)驗(yàn)和技術(shù)無法簡單復(fù)制[7-9]。在長寧—威遠(yuǎn)國家級(jí)頁巖氣示范區(qū)建設(shè)過程中，經(jīng)歷了三輪優(yōu)化調(diào)整，一輪一個(gè)臺(tái)階，設(shè)計(jì)不斷優(yōu)化、技術(shù)不斷進(jìn)步、單井產(chǎn)量不斷提高。該示范區(qū)已建成了25h108m3頁巖氣年產(chǎn)能力，掌握了3 500 m以淺頁巖氣有效開發(fā)的方法和手段，初步實(shí)現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)。

1 頁巖氣勘探開發(fā)歷程

川南地區(qū)頁巖氣勘探開發(fā)歷經(jīng)評(píng)層選區(qū)、先導(dǎo)試驗(yàn)、示范區(qū)建設(shè)3個(gè)階段。通過10余年的不懈探索，頁巖氣開發(fā)已由最初的起步階段發(fā)展到目前的大規(guī)模商業(yè)開發(fā)階段[10-11]。

1.1 評(píng)層選區(qū)階段（2006 2009年）

四川盆地長期以常規(guī)氣勘探開發(fā)為主，沒有針對(duì)頁巖氣開展過專門的地質(zhì)研究和資源評(píng)價(jià)，缺乏相應(yīng)的方法和技術(shù)體系。借鑒北美的經(jīng)驗(yàn)做法，針對(duì)盆地有無頁巖氣資源、哪些區(qū)層有利等問題，中國石油在國內(nèi)率先開展了頁巖氣評(píng)層選區(qū)工作。2006年在國內(nèi)率先開展頁巖氣地質(zhì)綜合評(píng)價(jià)和野外勘查，2007年與美國新田石油公司開展國內(nèi)第一個(gè)頁巖氣聯(lián)合研究項(xiàng)目“四川盆地威遠(yuǎn)地區(qū)頁巖氣聯(lián)合研究項(xiàng)目”，2009年與殼牌公司開展國內(nèi)第一個(gè)聯(lián)合評(píng)價(jià)項(xiàng)目“四川盆地富順—永川區(qū)塊頁巖氣項(xiàng)目”。通過開展大量的野外剖面觀測(cè)、淺井鉆探、取心、評(píng)價(jià)井鉆探、分析實(shí)驗(yàn)、二維地震處理解釋等工作，取得了盆地頁巖氣評(píng)價(jià)的關(guān)鍵參數(shù)[12]，探索建立了地質(zhì)和資源評(píng)價(jià)方法[13]，創(chuàng)新建立了適合我國南方海相頁巖氣評(píng)層選區(qū)的技術(shù)體系，確定了上奧陶統(tǒng)五峰組—下志留統(tǒng)龍馬溪組為現(xiàn)階段最有利的勘探開發(fā)層系，優(yōu)選了長寧、威遠(yuǎn)、富順—永川等3個(gè)有利區(qū)（圖1）。

1.2 先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2009 2014年）

為了攻關(guān)有效開發(fā)的技術(shù)方法和評(píng)價(jià)頁巖氣井工業(yè)產(chǎn)能，在評(píng)層選區(qū)基礎(chǔ)上，開展了水平井鉆井和大型體積壓裂先導(dǎo)試驗(yàn)，開展了平臺(tái)水平井設(shè)計(jì)參數(shù)和工廠化作業(yè)先導(dǎo)試驗(yàn)。在威201、寧201井開展鉆井壓裂主體工藝技術(shù)試驗(yàn)，在長寧H2、H3平臺(tái)7口水平井開展鉆井壓裂“工廠化”作業(yè)先導(dǎo)試驗(yàn)，在長寧H2平臺(tái)4口井開展不同水平段長和軌跡方位試驗(yàn)，在長寧H3平臺(tái)3口井開展不同巷道間距試驗(yàn)，聯(lián)合殼牌公司在富順—永川地區(qū)開展評(píng)價(jià)鉆探。通過先導(dǎo)試驗(yàn)，突破了出氣關(guān)、技術(shù)關(guān)和商業(yè)開發(fā)關(guān)，堅(jiān)定了開發(fā)頁巖氣的信心。打成了我國第1口頁巖氣井——威201井、第1口頁巖氣水平井——威201-H1井、第1口具有商業(yè)開發(fā)價(jià)值的頁巖氣水平井——寧201-H1井，初步確定了水平井設(shè)計(jì)參數(shù)（表1），形成了頁巖氣水平井鉆井、分段體積壓裂工藝技術(shù)，建立了適合山地特點(diǎn)的鉆井壓裂“工廠化”作業(yè)模式。

1.3 示范區(qū)建設(shè)階段（2014 2016年）

2012年3月國家發(fā)展和改革委員會(huì)、能源局批準(zhǔn)設(shè)立了“長寧—威遠(yuǎn)國家級(jí)頁巖氣示范區(qū)”，在先導(dǎo)試驗(yàn)基礎(chǔ)上，中國石油天然氣集團(tuán)有限公司（以下簡稱中國石油）充分發(fā)揮技術(shù)、管理和保障上的整體優(yōu)勢(shì)，高效推進(jìn)示范區(qū)建設(shè)，編制了示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)方案，推行了“國際合作、國內(nèi)合作、風(fēng)險(xiǎn)合作、自營開發(fā)”4種生產(chǎn)作業(yè)機(jī)制，成立了國家和省級(jí)重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，建立了中國石油總部及實(shí)施單位的頁巖氣勘探開發(fā)技術(shù)支持體系。超額完成25h108m3/a示范區(qū)產(chǎn)能建設(shè)任務(wù)，掌握了3 500 m以淺勘探開發(fā)主體技術(shù)，形成了特色的體制機(jī)制，建立了生產(chǎn)作業(yè)HSE體系，初步實(shí)現(xiàn)了規(guī)模效益開發(fā)。

2 示范區(qū)建設(shè)實(shí)踐

在示范區(qū)建設(shè)過程中，經(jīng)歷了三輪優(yōu)化調(diào)整，第一輪建產(chǎn)井嚴(yán)格執(zhí)行開發(fā)方案設(shè)計(jì)的主體技術(shù)，針對(duì)第一輪建產(chǎn)井實(shí)施過程中存在的問題，第二輪進(jìn)行了全面優(yōu)化設(shè)計(jì)和工程技術(shù)方案，針對(duì)第二輪建產(chǎn)井實(shí)施過程中存在的問題，第三輪全面推廣地質(zhì)工程一體化技術(shù)。通過三輪持續(xù)優(yōu)化，一輪一個(gè)臺(tái)階，設(shè)計(jì)不斷優(yōu)化，技術(shù)不斷進(jìn)步，單井產(chǎn)量不斷提高。

2.1 第一輪嚴(yán)格執(zhí)行開發(fā)方案設(shè)計(jì)的主體技術(shù)

圖1 四川盆地南部頁巖氣開發(fā)有利區(qū)分布圖

表1 長寧區(qū)塊水平井先導(dǎo)試驗(yàn)設(shè)計(jì)參數(shù)表

依據(jù)開發(fā)方案設(shè)計(jì)的技術(shù)參數(shù)（圖2），在長寧區(qū)塊寧201井區(qū)、威遠(yuǎn)區(qū)塊威202和威204井區(qū)實(shí)施產(chǎn)能建設(shè)。在水平井設(shè)計(jì)方面，水平井靶體距優(yōu)質(zhì)頁巖底部較高，箱體范圍較大，水平井軌跡垂直于最大水平主應(yīng)力或與天然裂縫和最大水平主應(yīng)力方向大角度相交，水平井巷道間距400 m，水平段長度1 500 m。在鉆完井工程方面，采用常規(guī)三維井眼軌跡剖面，單伽馬＋螺桿導(dǎo)向，水平段采用油基鉆井液，油層套管采用P110鋼級(jí)?139.7 mm套管。在壓裂工程方面，采用均勻分段，各段壓裂設(shè)計(jì)參數(shù)相同，電纜泵送橋塞分段，滑溜水＋低密度中強(qiáng)度陶粒，大液量大排量段塞式加砂壓裂。

第一輪產(chǎn)能建設(shè)實(shí)施效果一般，長寧、威遠(yuǎn)井均測(cè)試日產(chǎn)氣量分別為10.9h104m3和11.6h104m3，第1年井均日產(chǎn)氣量分別為4.8h104m3和3.8h104m3，井均EUR分別為0.53h108m3和0.41h108m3，均未達(dá)方案設(shè)計(jì)，分析原因有以下幾個(gè)方面：①Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率低。主要原因是靶體位置過高，未鉆遇最優(yōu)儲(chǔ)層，采用常規(guī)地震資料部署和軌跡設(shè)計(jì)，無法找準(zhǔn)“甜點(diǎn)”位置和避開斷裂復(fù)雜帶，單伽馬＋螺桿不能實(shí)現(xiàn)精準(zhǔn)導(dǎo)向和精準(zhǔn)控制。②井筒完整性差。扭、增方式和導(dǎo)向方式有局限，造斜段狗腿度超過15e/30 m，井眼光滑度差；采用P110鋼級(jí)、12.14 mm壁厚的油層套管強(qiáng)度不夠；連續(xù)加砂強(qiáng)度大，日施工4～5段，套管限壓高達(dá)95 MPa，易發(fā)生套管損壞。③沒有實(shí)現(xiàn)體積壓裂。采用籠統(tǒng)壓裂，均勻分段、全井段采用相同的壓裂參數(shù)，缺乏針對(duì)性；套管變形丟段多，砂堵、加砂難等復(fù)雜事故頻發(fā)，且不能有效處理；壓裂液體系、施工參數(shù)、分段工具未定型；縫網(wǎng)復(fù)雜程度不夠，多形成雙翼簡單裂縫。

圖2 第一輪水平井靶體設(shè)計(jì)示意圖

2.2 第二輪對(duì)設(shè)計(jì)和工程技術(shù)方案進(jìn)行全面優(yōu)化

圖3 第二輪水平井靶體設(shè)計(jì)示意圖

針對(duì)第一輪實(shí)施過程中存在的問題，對(duì)水平井設(shè)計(jì)、鉆井工程、壓裂工程等方面進(jìn)行了全面優(yōu)化（圖3）：①進(jìn)行了水平井設(shè)計(jì)優(yōu)化，下沉靶體位置至五峰組—龍一11層。長寧區(qū)塊開始推行地質(zhì)工程一體化地質(zhì)建模和工程設(shè)計(jì)；威遠(yuǎn)區(qū)塊開展水平井軌跡方位與最大主應(yīng)力方向關(guān)系對(duì)比試驗(yàn)。②進(jìn)行了鉆井工程方案優(yōu)化，常規(guī)三維井眼軌跡調(diào)整為雙二維井眼軌跡。長寧區(qū)塊采用元素錄井＋自然伽馬＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向，實(shí)施精準(zhǔn)導(dǎo)向；威遠(yuǎn)區(qū)塊開展壁厚12.5 mm、鋼級(jí)Q125V高強(qiáng)度套管試驗(yàn)。③進(jìn)行了壓裂工程方案優(yōu)化，依據(jù)儲(chǔ)層地質(zhì)、工程特征，實(shí)施加密分段和差異化設(shè)計(jì)各段壓裂參數(shù)；開展不同類型支撐劑、壓裂液壓裂效果對(duì)比試驗(yàn)；針對(duì)套變段的壓裂，形成暫堵球、縫內(nèi)砂塞分段壓裂工藝。

第二輪產(chǎn)能建設(shè)實(shí)施效果明顯好于第一輪，Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率大幅提升，鉆井復(fù)雜明顯減少，威204井區(qū)軌跡方位試驗(yàn)取得明顯效果，測(cè)試日產(chǎn)量、第1年井均日產(chǎn)量、井均EUR都有所提高；長寧區(qū)塊套變段大幅減少，體積壓裂效果顯著提高；長寧區(qū)塊地質(zhì)工程一體化高產(chǎn)井培育技術(shù)初步建立。但還存在以下幾點(diǎn)困難：①Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率仍需提高。長寧地區(qū)地質(zhì)工程一體化程度不高；威遠(yuǎn)地區(qū)未實(shí)施地質(zhì)工程一體化，且仍然采用自然伽馬＋螺桿的導(dǎo)向方式。②僅部分試驗(yàn)井使用Q125V鋼級(jí)高強(qiáng)度套管。井眼軌跡仍然不夠光滑，壓裂強(qiáng)度和套管限壓仍然較高。③體積壓裂效果仍有待提高。地質(zhì)工程一體化精細(xì)、差異化設(shè)計(jì)的水平不高；套管損壞仍然比較普遍，壓裂丟段時(shí)有發(fā)生，影響壓裂效果；缺乏根據(jù)微地震監(jiān)測(cè)實(shí)時(shí)調(diào)整壓裂方案的技術(shù)；威遠(yuǎn)地區(qū)雖試驗(yàn)了多種壓裂工藝，但工藝不成熟，效果未達(dá)到預(yù)期。

2.3 第三輪全面推廣地質(zhì)工程一體化技術(shù)

針對(duì)第二輪實(shí)施過程中存在的問題，全面推廣地質(zhì)工程一體化研究、一體化設(shè)計(jì)、一體化實(shí)施（圖4）。全面推行地質(zhì)工程一體化精細(xì)建模，精準(zhǔn)設(shè)計(jì)水平井軌跡和導(dǎo)向方案；拓展軌跡方位試驗(yàn)；全面推廣地質(zhì)工程一體化導(dǎo)向方案設(shè)計(jì)；全面采用元素錄井＋自然伽馬＋旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向；推廣應(yīng)用壁厚12.5 mm、鋼級(jí)Q125V高強(qiáng)度套管；地質(zhì)工程一體化精細(xì)壓裂設(shè)計(jì)，差異化分段、個(gè)性化參數(shù)設(shè)計(jì)；采用前置膠液＋階梯排量施工工藝提高加砂量；應(yīng)用微地震監(jiān)測(cè)實(shí)時(shí)調(diào)整施工參數(shù)；降低了壓裂施工強(qiáng)度和套管限壓。

圖4 基于地質(zhì)工程一體化的壓裂設(shè)計(jì)圖

第三輪實(shí)施效果進(jìn)一步提升，Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率大幅提升，發(fā)展完善了水平井設(shè)計(jì)、鉆井和體積壓裂主體工藝技術(shù)，測(cè)試日產(chǎn)量、第1年井均日產(chǎn)量、井均EUR大幅提高；掌握了地質(zhì)工程一體化研究、一體化設(shè)計(jì)、一體化實(shí)施的高產(chǎn)井培育方法；頁巖氣井Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率、井筒完整性、體積改造效果顯著提升，單井產(chǎn)量、EUR大幅提高，奠定了大規(guī)模建產(chǎn)的基礎(chǔ)。但第三輪建產(chǎn)井還存在仍需改進(jìn)的問題。在長寧區(qū)塊，天然裂縫發(fā)育段砂堵問題未根本解決，部分井生產(chǎn)過程中出砂，堵塞井筒，作業(yè)效率仍不理想。分析原因認(rèn)為，壓裂工藝和液體不適應(yīng)天然裂縫發(fā)育地層，壓裂及生產(chǎn)過程未考慮支撐劑回流的影響，工廠化程度仍需提高，作業(yè)流程可進(jìn)一步優(yōu)化。在威遠(yuǎn)區(qū)塊，Ⅰ類儲(chǔ)層鉆遇率為87%，仍有提升空間，套管變形率為18%，井筒完整性仍需提高，部分井最高產(chǎn)量返排率仍在25%以上，體積壓裂技術(shù)仍需要完善，主要原因是地質(zhì)工程一體化三維模型精度和導(dǎo)向方案準(zhǔn)確性需進(jìn)一步提高，地應(yīng)力復(fù)雜、深層、裂縫發(fā)育地區(qū)套管變形預(yù)防技術(shù)有待進(jìn)一步攻關(guān)，高應(yīng)力差地層體積壓裂技術(shù)還需完善。

3 成果與認(rèn)識(shí)

通過示范區(qū)建設(shè)，在產(chǎn)能建設(shè)、主體技術(shù)、資源評(píng)價(jià)和體系建設(shè)4個(gè)方面取得了豐碩的成果，初步實(shí)現(xiàn)了有效開發(fā)，提高了勘探開發(fā)效果，落實(shí)了可工作有利區(qū)資源及分布，做好了上產(chǎn)的準(zhǔn)備。

3.1 建成了25×108 m3的年產(chǎn)氣能力

示范區(qū)建成日產(chǎn)氣能力900h104m3、年產(chǎn)氣能力25h108m3，日產(chǎn)氣量700h104m3以上。2016年產(chǎn)氣23h108m3，歷年累計(jì)產(chǎn)氣超過60h108m3；2017年產(chǎn)氣25h108m3。在長寧區(qū)塊，單井井均測(cè)試日產(chǎn)氣量23h104m3，最高測(cè)試日產(chǎn)氣量43h104m3，井均首年日產(chǎn)氣量12h104m3，最高首年日產(chǎn)氣量21h104m3，井均累產(chǎn)氣量4 200h104m3，最高累產(chǎn)氣量1.05h108m3，井均EUR達(dá)1.13h108m3，最高 EUR達(dá)1.83h108m3。在威遠(yuǎn)區(qū)塊，單井井均測(cè)試日產(chǎn)氣量17h104m3，最高測(cè)試日產(chǎn)氣量30h104m3，井均首年日產(chǎn)氣量8h104m3，最高首年日產(chǎn)氣量17h104m3，井均累產(chǎn)氣量2 800h104m3，最高累產(chǎn)氣量8 600h104m3，井均EUR達(dá)0.78h108m3，最高 EUR達(dá)1.32h108m3。

根據(jù)《中國石油天然氣集團(tuán)公司建設(shè)項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法與參數(shù)》對(duì)已實(shí)施井進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，內(nèi)部收益率基本達(dá)到行業(yè)基準(zhǔn)收益率要求。

3.2 掌握了有效開發(fā)的方法手段

四川盆地頁巖氣開發(fā)條件較北美差異大，經(jīng)驗(yàn)技術(shù)和開采模式不能簡單復(fù)制，通過引進(jìn)、消化吸收、再創(chuàng)新，建立了適合四川盆地的頁巖氣勘探開發(fā)理論和技術(shù)體系：①形成了頁巖氣綜合地質(zhì)評(píng)價(jià)技術(shù)，優(yōu)選的建產(chǎn)區(qū)層最有利，井位目標(biāo)全部有效；②形成了頁巖氣開發(fā)優(yōu)化技術(shù)，建立的高效開發(fā)模式和水平井設(shè)計(jì)技術(shù)，較好地適應(yīng)了川南地區(qū)復(fù)雜的地下、地面條件；③形成了多壓力系統(tǒng)和復(fù)雜應(yīng)力條件下的長水平段叢式水平井優(yōu)快鉆井技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了從打成到打好的轉(zhuǎn)變（圖5）；④形成的頁巖氣分段體積壓裂技術(shù)，定型配套了主體工藝，顯著地提高了單井產(chǎn)量；⑤形成了復(fù)雜山地水平井組工廠化作業(yè)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)了資源共享、重復(fù)利用；⑥形成了頁巖氣高效清潔開采技術(shù)，形成具有頁巖氣特色的地面采輸技術(shù)和數(shù)字化氣田建設(shè)技術(shù)。

圖5 頁巖氣大偏移距三維叢式水平井組軌跡示意圖

推廣“六化”（井位部署平臺(tái)化、鉆井壓裂工廠化、工程服務(wù)市場(chǎng)化、采輸作業(yè)橇裝化、生產(chǎn)管理數(shù)字化、組織管理一體化）管理模式，降低了開發(fā)成本。具有頁巖氣特色的“六化”模式轉(zhuǎn)變了傳統(tǒng)的生產(chǎn)作業(yè)方式，在提升效率、降低成本方面發(fā)揮了巨大作用。同時(shí)，認(rèn)真履行社會(huì)責(zé)任，依法合規(guī)實(shí)施頁巖氣開發(fā)，廣泛采用了與北美同步的成熟清潔開發(fā)技術(shù)，最大限度地保護(hù)了生態(tài)環(huán)境。

3.3 深化了資源評(píng)價(jià)

川南地區(qū)龍馬溪組頁巖儲(chǔ)層分布穩(wěn)定、厚度大，頁巖儲(chǔ)層品質(zhì)優(yōu)、參數(shù)好，保存條件較好。根據(jù)構(gòu)造、埋深、資源分布將川南地區(qū)劃分為長寧、威遠(yuǎn)、瀘州和渝西等4個(gè)產(chǎn)能建設(shè)區(qū)塊，埋深4 500 m以淺、面積2.6h104km2，資源量超10h1012m3。其中：埋深3 500 m以淺、面積超5 000 km2，資源量2h1012m3；埋深 3 500～4 000 m、面積超8 000 km2，資源量4h1012m3；埋深 4 000～4 500 m、面積超10 000 km2，資源量 5h1012m3。

3.4 完成了體系建設(shè)

通過示范區(qū)建設(shè)實(shí)踐建立了三級(jí)管理機(jī)構(gòu)，中國石油頁巖氣業(yè)務(wù)發(fā)展領(lǐng)導(dǎo)小組實(shí)施決策部署，川渝頁巖氣前線協(xié)調(diào)指揮部實(shí)施指揮協(xié)調(diào)，兩家油公司和兩家工程服務(wù)公司共同實(shí)施頁巖氣開發(fā)。完善了技術(shù)研發(fā)體系，聯(lián)合成立了“國家能源頁巖氣研發(fā)（實(shí)驗(yàn)）中心”“頁巖氣評(píng)價(jià)與開采四川省重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室”和“頁巖氣產(chǎn)業(yè)技術(shù)發(fā)展研究院”。經(jīng)過10余年的實(shí)踐，圍繞頁巖氣勘探開發(fā)完成了技術(shù)研發(fā)體系建設(shè)，鍛煉了一批具有較高素質(zhì)的頁巖氣技術(shù)研發(fā)和管理人才隊(duì)伍。完成了長寧、威遠(yuǎn)“雙50億立方米”開發(fā)方案編制，優(yōu)化了生產(chǎn)運(yùn)行組織方案，落實(shí)了建產(chǎn)所需的裝備和隊(duì)伍，做好了加快上產(chǎn)的各項(xiàng)準(zhǔn)備工作。

4 結(jié)論

1）頁巖氣勘探開發(fā)歷經(jīng)了評(píng)層選區(qū)、先導(dǎo)試驗(yàn)、示范區(qū)建設(shè)3個(gè)階段，通過10余年的不斷探索，在四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)已取得重大突破，當(dāng)前邁入了新的發(fā)展時(shí)期，相信四川盆地頁巖氣產(chǎn)量將會(huì)進(jìn)入一個(gè)新的高峰期。

2）示范區(qū)建設(shè)歷經(jīng)三輪優(yōu)化調(diào)整，針對(duì)每輪存在的問題和困難，一輪一個(gè)臺(tái)階，設(shè)計(jì)不斷優(yōu)化，技術(shù)不斷進(jìn)步，單井產(chǎn)量不斷提高，成本不斷下降，實(shí)現(xiàn)了頁巖氣規(guī)模有效開發(fā)，關(guān)鍵技術(shù)進(jìn)步將助推頁巖氣快速發(fā)展。

3）示范區(qū)建成了25h108m3頁巖氣年產(chǎn)能力，初步實(shí)現(xiàn)了有效開發(fā)，掌握了有效開發(fā)的方法手段，提高了勘探開發(fā)效果，深化了資源評(píng)價(jià)，落實(shí)了可工作有利區(qū)資源及分布，完成了體系建設(shè)，做好了上產(chǎn)準(zhǔn)備，四川盆地頁巖氣勘探開發(fā)黃金時(shí)代已經(jīng)到來。

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