“十二五”以来，通过深化基础研究，创新工程工艺技术，加大勘探开发力度，中国南方海相页岩气发展迅猛^[1-10]，相继发现了以涪陵、长宁、威远、威荣及綦江等为代表的高压页岩气田(地层压力系数1.3~2.0)和以南川及白马等为代表的常压页岩气田(地层压力系数1.0~1.3)^[10-13]。2022年，中国累计提交页岩气探明储量超2.9×10¹² m³(常压页岩气占比约20%)，年产气量超240×10⁸ m³(常压页岩气占比约15%)，实现了储量、产量双增长。目前，页岩气储量、产量大部分来自高压页岩气田，但常压页岩气储量、产量呈逐年上升趋势。

渝东南地区处于四川盆地东南缘向武陵褶皱带过渡的盆缘转换带^[12-15]，上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组发育常压、高压两种类型页岩气藏。渝东南地区处于深水陆棚相，常压页岩气与高压页岩气生烃物质基础基本相当，但在后期构造改造过程中，常压页岩气遭受的破坏程度更大，在储层、构造、压力体系与赋存状态、地应力场等地质特征方面与高压页岩气具有典型差异性。地质差异性决定了两者在富集高产主控因素、钻井工程及压裂工艺等方面需要针对性的研究方法和对策。经过多年的研究与实践，高压页岩气形成了较为系统的地质理论和关键技术^[1-9]，但常压页岩气仍然面临形成机理不清、富集规律认识肤浅，渗流机理不明、效益开发技术政策尚未建立，中浅层缝洞发育、钻井提速难度大，地应力场复杂、高效压裂技术体系尚未形成等难题，高压页岩气的地质理论和工程工艺技术能否适应于常压页岩气，需要深入开展对比分析研究，从而明确常压页岩气效益开发对策，助力常压页岩气实现效益动用。

通过开展区域地质、钻井岩心、实验分析、测井评价及生产动态等综合研究，结合勘探开发实践，深入分析常压与高压页岩气在地质特征、成藏富集规律及生产特征等方面的典型差异，明确深化基础研究引领效益开发、建立合适的开发技术政策助力效益开发、加大工程工艺创新力度及打造高效组织运行模式是实现常压页岩气效益开发的重要途径。常压页岩气与高压页岩气典型差异性分析旨在进一步提高认识，互融互学，更好地指导常压页岩气勘探开发，提高效益开发水平。

1.   地质背景

渝东南地区经历了多期构造改造，主要受燕山早期北西向挤压抬升和燕山中晚期南北向压扭走滑的影响，形成了现今“东西分带、南北分块”构造格局^[8-9](图 1)。晚奥陶世—早志留世，受全球性海侵事件影响，渝东南地区处于深水陆棚相带，五峰组—龙马溪组下部沉积了一套区域性分布的富碳富硅富笔石页岩，具有较好的页岩气成藏条件。

图  1  渝东南地区研究区位置、地层分布(a)与地层综合柱状图(b)

Figure  1.  Location, stratigraphic distribution (a), and stratigraphic column (b) of study area in southeastern Chongqing

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渝东南以齐岳山断裂为界，断裂以东五峰组—龙马溪组页岩气保存条件相对较差，为常压页岩气；断裂以西五峰组—龙马溪组页岩气保存条件较好，常压页岩气与高压页岩气并存，是当前页岩气开发的主阵地。自东向西，构造逐渐减弱、抬升逐渐变晚、保存逐渐变好，渝东南五峰组—龙马溪组地层压力系数由0.9逐渐增大至1.5^[5-13]，由常压页岩气过渡为高压页岩气。

2.   地质特征差异性

常压页岩气与高压页岩气具有相似的沉积背景，从基本地质条件及富集规律等方面，开展常压、高压页岩气地质特征对比研究，明确了两者在地质特征方面的典型差异性。

2.1   基本地质条件

以渝东南地区涪陵高压页岩气和南川—武隆常压页岩气为代表，深化页岩气地质特征研究，总结常压页岩气与高压页岩气地质特点，从页岩沉积、储集、构造、保存与赋存特征及地应力场等方面，开展地质特征对比研究和差异性分析(表 1)，明确了常压页岩气优质页岩厚度较薄，孔隙度较低，有机质孔小而密；构造复杂，抬升幅度大，埋深适中；保存条件较差，页岩吸附气占比高；地应力适中但两向水平应力差异系数较大的典型地质特点。受多期构造改造及差异性抬升影响，常压页岩气形成机理复杂，结合勘探开发实践，明确常压页岩气富集高产受沉积相带、保存条件及地应力场控制。

表  1  渝东南地区常压与高压页岩气地质特征对比

Table  1.  Geological characteristics of normal and high pressure shale gas in southeastern Chongqing

地质特征	气藏类型
	常压页岩气	高压页岩气
沉积	优质页岩厚24~35 m，TOC含量3.0%~3.3%，石英含量40%~50%，黏土矿物含量30%~40%	优质页岩厚38~45 m，TOC含量3.5%~4%，石英含量40%~50%，黏土矿物含量30%~40%
储集层	孔隙度3.5%~5.0%，高角度缝及层理缝发育	孔隙度4%~6%，高角度缝相对不发育
构造	处于四川盆地盆缘过渡带及盆外褶皱区，构造抬升较早(距今120~100 Ma)，改造强烈，地层产状陡且变化快	处于四川盆地盆内稳定区，构造抬升较晚(距今80 Ma)，改造相对较弱，地层产状较平缓
保存与赋存	保存条件一般，压力系数0.9~1.3，吸附气占比高(40%~80%)	保存条件较好，压力系数大于1.3，吸附气占比低(25%~40%)
地应力场	地应力较小(40~80 MPa)，最大和最小水平主应力差异系数大，南川地区0.1~0.15，彭水—武隆地区0.2~0.34	地应力适中(50~90 MPa)，最大和最小水平主应力差异小，差异系数0.11~0.13

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2.1.1   沉积特征

晚奥陶世—早志留世，渝东南地区处于川中古隆起、雪峰隆起及黔中古隆起夹持的深水陆棚相沉积环境^[6-8]，五峰组—龙马溪组优质页岩TOC含量、脆性矿物含量、孔隙度及含气量均较高，具有良好的页岩气成藏物质基础。受沉积微相影响，由北往南、自西向东水体逐渐变浅，优质页岩厚度逐渐减薄、有机质丰度有所降低。彭水—南川等常压区处于深水陆棚相沉积中心边缘区(图 2)，优质页岩厚24~35 m，TOC含量为3.0%~3.3%，涪陵等盆内高压区处于深水陆棚相沉积中心，优质页岩厚38~45 m，TOC含量为3.5%~4.0%。常压页岩气与高压页岩气均具有良好的生烃条件，但高压页岩气生烃条件相对更优。

图  2  渝东南上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组沉积剖面示意

Figure  2.  Sedimentary profile of Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations in southeastern Chongqing

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2.1.2   储集特征

五峰组—龙马溪组优质页岩发育以微裂缝、有机质孔和无机孔为主要孔缝系统的储集空间。从盆外常压区到盆缘常压区再到盆内高压区，页岩微裂缝发生规律性变化。通过岩心观察和FMI成像测井分析，自东向西优质页岩裂缝发育程度和规模逐渐减小^[14-17]，盆外常压区水平缝较发育(50层/m)，高角度缝约3条/m，五峰组见明显的滑脱揉皱，盆缘常压区构造缝密度明显减少，约1.9条/m，五峰组滑脱揉皱仅厚0.1 m，盆内高压区构造缝及层理缝发育程度进一步减少。常压区页岩孔隙度一般为3.5%~5.0%(图 3)，有机质孔发育但以小孔为主^{[9-11, 18]}，呈棱角状(图 4)。高压区页岩孔隙度一般为4%~6%，有机质孔的大孔径占比有所升高，圆度较高(图 4)。

图  3  渝东南常压区与高压区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组一段综合对比

Figure  3.  Comprehensive correlation of Upper Ordovician Wufeng to Lower Silurian Longmaxi formations in normal and high pressure areas in southeastern Chongqing

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图  4  渝东南常压区与高压区优质页岩有机质孔氩离子抛光扫描电镜照片

a.常压区，③小层; b.常压区, ②小层; c.常压区, ①小层; d.高压区, ③小层；e.高压区, ②小层；f.高压区, ①小层

Figure  4.  SEM photographs of organic pores in high-quality shale in normal and high pressure areas in southeastern Chongqing

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2.1.3   构造特征

渝东南地区自彭水桑柘坪到南川平桥再到涪陵焦石坝，构造具有递进变形特征，构造样式由冲断构造带逐渐过渡到断弯—断展构造带，再逐渐过渡到滑脱变形带(图 5)。主要受两期构造作用影响，燕山早期在挤压作用下形成了焦石坝、平桥、东胜、武隆等北东向构造，燕山中晚期在挤压和走滑作用下形成了阳春沟、道真等近南北向构造。不同构造带地层产状、断裂发育情况存有较大差异。常压页岩气主要处于盆缘斜坡区及盆外残留区，构造抬升较早(距今120~100 Ma)，改造较强烈，地层产状较陡(20°~40°)且变化快，埋深适中(以小于3 500 m为主)。高压页岩气主要处于盆内稳定区，构造抬升较晚(距今80 Ma)，改造较弱，地层产状相对平缓(5°~15°)，埋深变化大(2 500~5 500 m)。

图  5  渝东南常压区与高压区构造地质剖面示意

Figure  5.  Geological profile of structures of normal and high pressure areas in southeastern Chongqing

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2.1.4   保存与赋存特征

影响页岩气保存条件的因素较多，主要是构造演化、构造样式、生排烃、顶底板封盖性及页岩非均质性等多因素耦合作用的结果，通常用地层压力系数大小评价保存条件好坏，而保存条件的好坏决定了页岩含气量的高低及不同的气体赋存方式。地层压力系数越大，含气量越高，游离气占比越高。冲断构造带为基底逆冲，改造作用强，保存条件遭受破坏；断弯及断展构造带地应力适当释放，缝网发育，断层封闭性好，保存条件较好；滑脱变形带构造改造弱，保存条件最好，但埋深及地应力大，压裂改造难度较大。渝东南地区五峰组—龙马溪组下部优质页岩地层压力系数具有自东向西、由南往北逐渐增大的变化规律。常压页岩气地层压力系数一般为0.9~1.3，含气量为2.0~5.0 m³/t(图 3)，吸附气占比较高(40%~80%)，单井产量一般低于10×10⁴ m³。高压页岩气地层压力系数大于1.3，含气量为4.0~8.0 m³/t，吸附气占比较低(25%~40%)，单井产量一般大于10×10⁴ m³，最高可达89.5×10⁴ m³。

2.1.5   地应力场特征

渝东南地区受强烈的构造挤压及抬升作用影响，不同构造带地应力场特征差异明显。一般而言，构造改造越强、抬升幅度越大、地应力相对越小。常压页岩气地应力较小，为40~80 MPa，但两向水平应力差较大，一般大于10 MPa，两向水平应力差异系数一般大于0.2。高压页岩气地应力为50~90 MPa，两向水平应力差小，一般小于10 MPa，应力差异系数为0.09~0.15(图 6)。同等埋深条件下，常压页岩气地层破裂压力、施工压力及停泵压力均小于高压页岩气，但形成复杂缝网的难度较大。

图  6  渝东南常压区与高压区地应力特征对比

Figure  6.  Comparison of in-situ stress characteristics between normal and high pressure areas in southeastern Chongqing

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2.2   富集规律

2.2.1   主控因素差异性

高压页岩气地质条件优越，页岩储集条件好、保存条件好、含气量高、单井产量高。根据众多学者的研究成果，高压页岩气富集高产主控因素主要受储层条件和保存条件控制，提出了诸如“二元富集”理论^[4]，“沉积相带与保存条件控藏、构造类型与构造作用过程控富”^[7]等地质认识。在常压页岩气与高压页岩气基础地质条件对比基础上，结合渝东南地区常压页岩气勘探开发实践^[1-11]，明确了沉积相带、保存条件、地应力是常压页岩气富集高产主控因素^[8-13]。渝东南地区优质页岩处于深水陆棚相，从东向西，自彭水到武隆再到焦石坝，越靠近沉积生烃中心，静态指标越优越，为形成大规模页岩气聚集提供了良好物质基础。在构造改造及生烃演化过程中，渝东南常压页岩气保存条件遭受不同程度破坏，自东向西保存条件逐渐变好，地层压力系数逐渐升高，从0.9升高到1.5左右，良好的保存条件是页岩气富集的关键因素。渝东南地区影响常压页岩气保存条件的因素较多，不同构造样式、距走滑断层距离、埋深、地层产状、距剥蚀区距离等都可能会对常压页岩气保存条件造成影响，一般而言，正向构造、微幅隆起或逆断层的断下盘，距走滑断层大于2 km，埋深大于500 m，地层倾角小于20°，距剥蚀区大于3 km的地区页岩气保存条件较好，有利于页岩气富集(图 7)。不同的地应力场影响常压页岩气压后单井产量的高低，古地应力形成的天然缝改善了页岩孔渗条件，有利于游离气储集和富集，适中的现今地应力有利于人工压裂改造并形成复杂缝网。盆缘区现今地应力大小和方位变化较快，页岩压裂改造效果差异较大，一般平缓构造、裂缝发育的地区压裂改造效果较好，单井易获得高产；盆外残留构造地应力相对适中，易压裂施工，但两向应力差异较大，不易形成复杂缝网，返排率较高，单井产量偏低。

图  7  渝东南常压区与高压区页岩气成藏模式

Figure  7.  Shale gas accumulation patterns of normal and high pressure areas in southeastern Chongqing

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常压页岩气与高压页岩气成藏富集主控因素的差异性，决定了两者具有不同的甜点评价技术。常压页岩气甜点评价是以保存条件为主线，注重埋深、构造样式、离剥蚀区距离等表征地层压力系数的关键参数。高压页岩气甜点评价是以储层为主线，侧重物性、微裂缝发育程度等表征优质储层的关键参数。

2.2.2   形成机理差异性

常压页岩气与高压页岩气是在漫长的地质历史时期内动态演化的结果。通过PVT模拟、流体包裹体古压力恢复及古岩石力学性质演化模拟，结合埋藏史分析，明确了常压、高压形成机制。晚三叠世—晚侏罗世，五峰组—龙马溪组页岩在深埋(4 500~6 000 m)、高温(160~204 ℃)条件下干酪根生烃和液态烃裂解生气，产生高压甚至是超压(压力系数1.4~2.0)。白垩纪以来抬升卸载，构造改造强烈，页岩发生超压破裂，页岩气发生大规模逸散，高压转变为常压。构造抬升的早晚、多期应力场的叠加改造和高角度裂缝的发育程度是影响页岩气保存条件和常压—高压形成的关键。

3.   生产特征差异性

页岩储层具有低孔隙度、超低渗透率的特征，经过大规模水力压裂改造后才能实现商业开发。常压页岩气与高压页岩气的储层特征差异较大，导致两者在渗流机理、生产特征等方面具有典型差异性。

3.1   渗流机理

与高压页岩气相比，常压页岩气地层能量弱、孔径小以及吸附气占比高，气体在微纳米孔隙中努森效应更显著，渗流机理更复杂^[19-24]。储层改造后压裂液赋存状态与高压页岩气不同，导致储层内长期存在气水两相流动。

常压页岩气孔隙压力较低，吸附气含量占比较高，最高可达80%以上，常压页岩气吸附气解吸扩散机制相对来说更为重要，生产中后期吸附气对气井产量贡献更大。由于常压页岩气基质孔隙及孔径更小，小于10 nm的孔隙占比达50%~70%，努森数(Kn)高达0.8，是高压页岩气的10倍以上，努森数越大，气体运移时的微尺度效应越显著。通过页岩岩心低速渗流实验分析，明确了常压页岩气具有黏性流、努森扩散、表面扩散及构型扩散等多重运移机制。

高压页岩气储层基质孔隙度相对较高、孔径相对较大，压裂液可大量侵入基质孔隙内置换出游离气。而常压页岩气由于孔径小、毛细管力大，压裂液难以侵入纳米级孔隙中，主要赋存于裂缝及裂缝周围的盲端基质孔隙内。侵入基质孔隙的水相占据了部分孔隙空间，降低了气体扩散能力，导致两相渗流阻力更大。通过分析不同压力系数下的气液两相相渗曲线，表明气相渗透率随孔隙压力降低而增大，液相渗透率在等渗点前后发生反转，等渗点后常压页岩气的水相渗透率比高压页岩气更高(图 8)，从而导致了常压页岩气井在生产过程中表现出排水周期长、返排率高的特点。

图  8  渝东南常压页岩气气液两相相渗曲线

①压力系数1.3；②压力系数1.2；③压力系数1.1；④压力系数1.0

Figure  8.  Gas-liquid two-phase relative permeability curves of normal pressure shale gas in southeastern Chongqing

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3.2   生产特征

由于常压页岩气具有地层能量弱、孔径小、吸附气占比高及气液两相渗流长期存在等特点，导致常压页岩气单井初期产量低，为(2~6)×10⁴ m³/d，产液量大(150~350 m³/d)，返排率高(50%以上)，稳产期短(1~2年)，递减相对较慢(30%~50%)，单井最终可采储量EUR为(0.5~0.8)×10⁸ m³，气井全生命周期具有“纯液、过渡、稳产、递减和低压排采”五阶段生产特征。而高压页岩气地层能量强、孔径大、游离气占比高，单井初期产量较高，为(10~15)×10⁴ m³/d，递减相对较快(50%以上)，单井EUR高，为(1.0~3.0)×10⁸ m³，气井全生命周期具有“稳产、递减和低压排采”三阶段生产特征(图 9)。

图  9  渝东南常压页岩气与高压页岩气生产阶段模式

Figure  9.  Production stage modes of normal and high pressure shale gas in southeastern Chongqing

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针对常压页岩气的地质特点和生产特征，排水采气贯穿其全生命周期，在生产过程中加强适应性的排水采气工艺研究，降低井底流压，达到吸附气临界解吸压力，充分释放吸附气，从而确保常压页岩气井长期连续生产。近期武隆地区浅层页岩气井通过强化排采、优化生产制度，实现了单井全生命周期效益提升，坪地1井页岩埋深979 m，试验液力无杆泵排水降压后，单井产能得到大幅度提升，由0.7×10⁴ m³提升至4.5×10⁴ m³，进一步证实了盆外常压页岩气采取适合的排水采气工艺对单井产能释放和长期稳产具有重要作用。

通过对比常压页岩气与高压页岩气典型地质特征差异性，结合高压页岩气勘探开发实践，对常压页岩气在甜点目标优选、开发技术政策、优快钻井、高效压裂及组织管理等方面提出了更高的挑战，对效益开发提出了更高的要求。

4.   效益开发对策

渝东南地区常压页岩气地质条件与富集规律复杂，资源品位较差，尤其是武隆—道真等地区的四川盆地外常压页岩气仍未实现效益动用，为了盘活常压页岩气资源，需要坚持勘探开发一体化、地质工程一体化、生产科研一体化，从基础地质、开发技术政策、工程工艺及组织运行方式等方面创新实践，实现常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变。

4.1   深化基础地质研究引领常压页岩气效益开发

渝东南常压页岩气资源丰富，但地质条件较为复杂，先天地质条件较差，部分领域勘探认识程度低，理论研究进展滞后于勘探生产实践，制约四川盆地外常压页岩气未来发展。深化基础地质理论研究，以问题为导向，以富集高产主控因素为主线^[25-26]，结合室内模拟实验^[27]，从宏观、微观不同维度开展页岩气生成机制、赋存状态、聚集与渗流机理研究。特别是页岩气多尺度流动机理尚不完全清楚，开发实验评价技术及多相流动机理需持续研究。深化不同类型常压页岩气差异性地质特征及富集规律研究，致力于解决制约常压页岩气效益动用的重大基础理论难题，指导规模性的常压页岩气勘探突破和效益开发。

重点开展保存条件影响因素和地应力场研究，明确常压页岩气富集规律，指导甜点目标优选，以南川高陡背斜带和斜坡区，武隆—道真残留向斜宽缓部位和凹中隆等有利构造样式，老厂坪、洛龙等残留背斜为重点，建立常压页岩气地质—工程“双甜点”评价体系，优选甜点目标，为增储上产提供有利阵地(图 10)。

图  10  渝东南地区有利目标分布

Figure  10.  Distribution of favorable targets in southeastern Chongqing

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4.2   建立合适的开发技术政策支撑常压页岩气效益开发

常压页岩气地层能量弱、地应力场及生产规律复杂，在井网井距、水平段长、应力方位、压裂改造及合理配产等开发技术政策方面与高压页岩气有较大差异，高压页岩气的开发技术政策不能直接用于指导常压页岩气开发，需根据常压页岩气地质特点建立适应性的开发技术政策。

常压页岩气资源丰度较低，地应力较低，压裂易形成主缝，结合微地震监测和数值模拟的缝长，井距一般以350~400 m为主，可避免产生严重的井间干扰。单井产量和EUR随水平段长增加而增加，为提高常压页岩气单井EUR，构造宽缓区采用长水平段提高单井动用储量及单井EUR。南川地区东胜南斜坡3口井水平段长3 500~4 000 m，单井EUR提高至(1.1~1.4)×10⁸ m³，取得较好开发效果。在道真地区，构造走向与最小水平主应力方位一致，适合部署长水平段水平井，既可减小靶点落差，同时可增大井控储量，提高单井EUR。

常压区地应力场大小、方位变化快，两向应力差异较大，压裂改造不易形成复杂缝网，裂缝易沿着最大水平主应力方向延伸，因此，水平井轨迹方位与最小水平主应力夹角越小越好，一般控制在20°以内，增大形成复杂缝网的几率。同时采用小段密切割促缝，提高加砂强度(2.5~4.0 m³/m)，增大改造体积，实现裂缝复杂和有效支撑，进一步提高单井EUR。常压页岩气地层压力较低，井筒积液严重，影响产能释放，为实现水平井各段产能均衡贡献，AB两靶高差一般控制在150 m以内。

常压页岩气具有初产低、产液高、低压排采周期长的特征，以气井长期稳产和全生命周期EUR最大化为目标，采取分阶段动态优化合理配产，实现EUR最大化。在制定开发技术政策时，需充分考虑产液的影响，即产量预测模型的差异性。常压页岩气初期产能仅是高压页岩气的八分之一到三分之一，要充分考虑临界携液，试采初期按照无阻流量配产系数法配产，生产3~4个月后，进入中期线性流动阶段，进行控压生产，控制套压/油压日降幅0.01~0.03 MPa，降低压力敏感对EUR的影响，稳产期1~2年，配产(2~6)×10⁴ m³；生产3~4年后，进入中后期边界流动阶段，强化措施排液、降低解吸压力，充分释放吸附气，配产主要考虑管输压力和临界携液综合确定。

在深化认识常压页岩气地质特点和生产规律的基础上，结合勘探开发实践，逐渐形成了“变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差”的常压页岩气开发技术政策。渝东南地区常压页岩气实现了单井产量、EUR双提升，平均测试产量由4.6×10⁴ m³提高至15.9×10⁴ m³，单井EUR由0.48×10⁸ m³提升至0.8×10⁸ m³。

4.3   加大工程工艺创新是实现常压页岩气效益开发的重要途径

常压页岩气与高压页岩气地质特征差异性决定了两者在钻完井、压裂等工程工艺的差异性及不同的工程工艺对策，地质内因决定工程外因。以优快成井、体积改造最大化为目标，针对渝东南常压页岩气地质特点，加强工程工艺自主创新力度^[28-29]，攻关适合常压页岩气地质特点的钻井、压裂等核心技术，持续提速提效降本，促进常压页岩气低成本效益动用。

一是针对页岩气地质条件复杂的问题，强化地质工程一体化技术研究，精准刻画地质环境因素，提高地质预测精度，科学指导钻井及压裂工程方案设计和现场施工；二是基于地层压力剖面，结合渝东南常压区出露地层、纵向地层岩性组合及可能的地层漏失和必封点等，优化井身结构，全面推行二级井身结构、水平段“一趟钻”技术及井工厂作业模式，开展小井眼、低密度固井等专项攻关，降低钻井周期、提高钻井效率、保障完井质量；三是持续开展低成本高性能压裂材料的优选评价和自主研发，推广砂混陶、高强度加砂及投球转向技术，强化形成复杂缝网的压裂模式研究，提高常压页岩气单井产能和单井EUR；四是进行多层立体开发超级井工厂模式探索，突破提升立体开发超级井工厂钻井及压裂优化设计、超级一趟钻钻井工艺技术与配套、高性能钻井液、高效压裂等关键技术，进一步降低页岩气开发成本。

二级井身结构技术在武隆、阳春沟地区广泛应用，武隆向斜LY1-2HF井机械钻速最高达16.9 m/h，钻井周期缩短至22.2 d，阳春沟南斜坡示范井YY54-3HF井，钻井周期缩短至19.96 d，提速提效明显。优选渝东南地区东胜南斜坡、阳春沟南斜坡实施2口埋深小于2 000 m的评价井，全部采用石英砂，加砂强度提升至3.0~4.0 m³/m，实现浅层页岩气勘探突破，试采稳定，日产气(4.5~6.0)×10⁴ m³。在平桥南斜坡3个平台开展10井次的以砂混陶先导试验，4年累产气(0.8~1.1)×10⁸ m³，生产效果与邻井全陶粒相当，且成本降低67.6%，后续大规模推广应用到东胜、阳春沟及武隆地区，提升了常压页岩气效益开发水平。

4.4   打造高效组织运行模式是实现常压页岩气效益开发的重要保障

4.4.1   推行一体化运行油气项目管理模式

坚持向管理要效益, 是现代化企业高质量发展的必由之路。积极探索创新管理模式, 坚持生产科研一体化、地质工程一体化和勘探开发一体化^[30-31]，构建大兵团、多专业联合作业模式或地质工程一体化工作室，统筹“探、评、产、销”无缝衔接，提高运行效率和效益, 降低投资风险。

4.4.2   创新灵活的体制机制，深化甲乙方合作模式

常压页岩气效益水平差，需进一步创新体制机制，探索风险共担、利益共享合作模式，实现整体效益最大化。以技术为主线、管理为抓手，加大内外部市场开发力度，形成完善的激励制度，推行“钻井日费制”、“压裂日费制”、“平台大包”等模式，从而实现提效降本；积极推动企地共建，发挥地方主观能动性和积极性，加快推进常压页岩气勘探开发，实现企地双赢。

4.4.3   建立大数据共享平台，推进学习曲线优化，提升工作效率、降低成本

打破“数据孤岛”，搭建高质量大数据共享平台，深入数据挖潜，促进数据融合，让数据说话、用数据决策，实现数据的高效应用，学习曲线不断优化进步，推动常压页岩气勘探开发从“数据化、数字化”到“智慧化、智能化”的迭代升级，实现信息和经验的共享与互联互通，切实提高工作效率、优化生产运行、降低生产成本、持续提质增效。

5.   结论

(1) 渝东南地区五峰组—龙马溪组发育常压、高压两种页岩气藏。与高压页岩气相比，常压页岩气地质条件相对较差，具有优质页岩厚度较薄，孔隙度较低，有机质孔小而密，保存条件较差，两向水平应力差异系数较大的地质特点，形成机理复杂，富集高产受沉积相带、保存条件及地应力场控制，两者在地质特点、形成机理及富集规律等方面具有明显差异性。

(2) 常压页岩气地层能量弱、页岩孔径小、吸附气占比高及气液两相渗流长期存在，渗流机理更复杂，导致单井产量低、稳产期短、EUR较低、返排率较高，具有纯液、过渡、稳定生产、递减生产及低压排采五阶段生产特征，不同于高压页岩气初产高、递减快、EUR高的生产特征。排水降压是保持常压页岩气产能释放和长期稳产的关键工艺。

(3) 渝东南地区常压页岩气资源品位较差，深化基础地质研究，明确富集规律和甜点目标，建立适应性的开发技术政策，提高单井产量和单井EUR，加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新力度，实现提速提效降本，创新体制机制建设，打造灵活高效的组织运行模式等是实现常压页岩气效益开发的关键对策，助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。