中国石化四川盆地页岩气立体开发多点突围（图）
向深地拓展 于层间破局
[中国石化报 2026-11-03]
四川盆地地质条件复杂多样，不同区域气藏禀赋差异显著。面对单层开发瓶颈，中国石化各单位因地制宜探索页岩气立体开发路径，从老气田盘活剩余资源到超深层“甜点”勘探突破再到多套层系协同动用，立足自身地质特点，走出差异化技术攻关之路，在储层刻画、井网部署、储层改造等方面持续创新，多点实践相互印证、互为补充，不断拓展页岩气开发边界，夯实保供根基。
什么是页岩气立体开发技术？
立体开发技术的内涵是基于页岩气储层的沉积特征，应用优快钻井、体积压裂等技术，在三维空间内部署多套井网、实施储层改造，形成“人工气藏”，实现页岩气开发的储量动用率、采收率和收益率最大化。
一套典型的页岩气立体开发方案，核心由三个环节协同构成：地质工程“甜点”精细描述、密织井网高效钻井和精准体积压裂。其中，“甜点”描述是基础、缝网协同优化是关键、工程提速提效是保障。
立体开发：挖掘页岩气田纵向资源潜力
□郭艳东 胡小虎 李 倩
四川盆地页岩气资源禀赋优越，发育上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组、寒武系筇竹寺组、二叠系大隆组等多套优质富有机质页岩，累计探明地质储量已超过3万亿立方米。2025年四川盆地页岩气产量占全国页岩气总产量的95%以上，是我国页岩气增储上产的重要战略阵地。但页岩气单层井网开发储量动用不充分、采收率不高，立体开发目前已成为提高采收率主要技术手段。其核心要义在于以地质纵向精细评价为前提，对不同层位或不同层系实施差异化动用，用立体井网、立体压裂和立体接续，把“一层资源”变成“多层资源”，把“采得出”变成“采得尽”。
江汉油田涪陵页岩气田把采收率从“天花板”变为“起跳板”。焦石坝区块一次井网采收率仅12.6%，与北美页岩气田相比，构造、岩性和应力复杂，层内无明显应力或岩性隔层，国内外没有三层立体开发调整的成熟先例，单层开发模式下气层纵向上动用不充分，剩余气大量滞留。中国石化的选择是：在已开发下部气层的基础上，向中部、上部部署加密调整井网，形成上、中、下三套气层立体开发格局；以建模数模一体化打造“透明气藏”，配套精细化窜扰防控和精准压裂，解决密集井网条件下“通而不窜”的难题。目前，焦石坝区块整体采收率提高到32%，三层立体开发井组最高采收率44.6%，立体开发调整井产量占涪陵气田总产量的58%，已累计产气240亿立方米。工程能力同步跃升：智能地质导向让钻头在密集井网中精准穿行；精准压裂设计体系依据邻井缝网走向和剩余气分布“一段一策”，把井间干扰从被动应对变为主动调控。涪陵气田证明：页岩气田的稳产可以不单一依赖持续扩边新建产能，在已有井网上立体开发调整挖潜也可以实现稳产。
西南油气田寒武系筇竹寺组巨厚页岩储层打开了超深层立体开发的“新层系入口”。2026年5月，资阳东峰页岩气田探明地质储量2356.87亿立方米通过审定，标志着我国超深层千亿立方米级页岩气田诞生，将我国页岩气勘探开发推进至埋深超4500米的超深层新领域，直接打开了寒武系筇竹寺组这一全新战略接替层系。与涪陵85~102米的储层厚度不同，资阳筇竹寺组储层厚度在470~580米，巨厚储层内部纵向非均质性强，发育多套有利层段。这意味着，资阳的立体开发首先不是井网加密问题，而是如何在巨厚储层内部识别可动用的“甜点段”，并在超深层高温高压条件下建立有效的纵向动用序列。攻关团队建立巨厚页岩气“甜点”综合评价技术、储层压后缝网参数评价及井网适配优化技术，并初步形成超深层页岩气钻井、压裂技术体系，为后续在巨厚储层中实施分层立体动用提供了技术基础和工程手段。资阳超深层巨厚页岩气当前的核心任务仍是评价建产，但为立体开发技术的迭代升级和规模化应用提供了一个新领域。
中原油田普光二叠系多层系薄层的立体接续，决定“走出涪陵”的广度。如果说涪陵和资阳做的是“层内立体”，普光做的则是“层系间立体”。“走出志留系、走出涪陵”，是集团公司页岩气战略的一条清晰主线。涪陵的主力层系是五峰-龙马溪组，而普光探区瞄准的是二叠系大隆组——一个完全不同的海相页岩层系。铁北1侧HF井在垂深超5300米的二叠系大隆组试获日产31.45万立方米高产工业气流，刷新我国页岩气井垂深纪录，实现了超深层页岩气勘探的重大突破，揭示大隆组具备千亿立方米资源潜力，为普光气田稳产注入新的活力。这一立体开发的突破，不在于单井产量本身，而在于它验证了“多层系接续”的可行性：当二叠系、侏罗系等层系逐步进入评价建产序列，纵向上的资源序列接续对冲单一层系递减带来的产量压力，纵向层系立体接续成为老气田稳产的重要手段。
如果说过去20年中国页岩气完成的是“从无到有”的突破，证明这套资源可以被打出来、采出来，那么立体开发开启的是“从有到优”的第二次跨越：把开发目标从单井高产扩展到区块整体高采收率，把增长方式从新井工作量的线性堆叠转向区块储量的系统性动用。中国石化以“甜点”精细评价为基础、以立体井网和立体改造为工程手段、以多层系资源序列为接替保障，形成了一套完整的地质工程一体化立体开发技术体系。
面向“十五五”，中国石化将以科产融创为牵引，打造页岩气立体开发“示范田”，为川渝地区国家天然气（页岩气）千亿立方米级产能基地建设筑牢资源根基，为端牢能源饭碗贡献石化力量。
（作者为中国石化石油勘探开发研究院流动机理与高效开发研究中心主任、专家、副主任师）
江汉油田：差异化立体开发盘活老区地下资源
江汉油田涪陵页岩气田员工在焦页18号平台巡检。宋国梁 摄
□本报记者 夏 梅 通讯员 刘 霜
掩映在深山里的江汉油田涪陵页岩气田焦页66号平台是国内首个页岩气三层立体开发评价井组，如今该井组采收率在国内仍处于领先水平，已累计产气超13.2亿立方米。
页岩气采用衰竭式开发方式，产量递减较快，随着开采年限不断延长，涪陵页岩气田面临天然气保供任务重、生产压力大等难题。为提高采收率、助力气田稳产上产，近年来，江汉油田通过自主攻关，建立了以页岩气储层精细描述技术、页岩气地模数模一体化储量动用评价技术、页岩气立体开发政策优化技术、页岩气立体开发配套工程技术等为核心的页岩气立体开发技术系列，实现页岩气储量动用率、采收率、收益率最大化。截至目前，涪陵页岩气田已累计部署立体开发调整井超680口，产量占比58%，三层立体开发区最高采收率44.6%，达到国际先进、国内领先水平。
从一层楼到三层楼
“一次井网采收率最高只有12.6%，还有很大挖潜空间。”该油田勘探开发研究院副院长刘莉表示，面对稳产压力，他们把目光投向焦石坝老区，这里开发初期主要是针对储层下部的最优质页岩层实施一次井网开发，上部、中部页岩气层资源并未动用。
怎么从“一层楼”到“两层楼”“三层楼”开发？科研人员不断攻关，建立了国内首个页岩气立体开发模式，形成立体开发配套工程工艺技术，实现焦石坝上部、中部和下部气层“三层楼”同时开发的模式，助力涪陵页岩气田稳产上产。
立体开发，首先要找准剩余气。该油田创新形成页岩气建模数模一体化技术和剩余气精细刻画技术，让地下剩余资源“透明化”，并实现地下流动的气体形象化。在此基础上，“绘”出全国首张“透明”气藏图，可以清楚看到每一口井、每一层、每一段簇间剩余气分布情况，有的放矢部署立体开发井，并针对性进行储层改造。目前，涪陵页岩气田整体采收率从12.6%提升到32%，实现了采收率提升。
精耕“三网协同”
焦石坝区块经过多轮次开发调整，井网已十分密集，天然缝网-人工缝网-井网交互影响，传统压裂模拟-数值模拟方法已不能适应新情况，与剩余气匹配性较差。
为实现天然缝网-人工缝网-井网的高效协同优化，制定最大化“吃干榨净”剩余气开发策略，江汉油田开展国内首个压后取芯试验，在人工裂缝发育的压后页岩地层中获取岩芯，首次揭示了页岩压裂缝网三维空间展布特征。借助压后取芯研究评价，科研人员创新构建了页岩复杂缝群扩展模拟方法及剩余气精细描述方法，形成了页岩气“天然缝网-人工井网-压裂缝网”协同开发关键技术，摸清地质工程“双甜点”，推动立体开发向精细化升级。
针对不同类型剩余气，科研人员建立精准动用缝网协同优化设计技术，助力小井距加密先导试验及重复压裂立体开发协同试验，已指导完成23个立体开发井组方案编制，焦石坝区块储量动用率提高30.1%。
破解“斜坡上建楼”难题
近期，涪陵页岩气田江东区块立体开发调整井焦页86-7HF井完成测试放喷，日产气24.61万立方米。
与稳定构造区焦石坝区块不同，江东、平桥区块属于高陡复杂构造区，在这里开展立体开发，被科研人员称为“斜坡上建楼”。
斜坡上缝网怎样展布、储层改造效果如何？早期，科研人员通过生产动态评价与微地震监测等数据分析，认为人工裂缝在高陡地质条件下存在穿层延伸的可能，影响储层改造效果。“为了搞明白这个问题，我们针对高陡斜坡带部署了压后取芯井，证实了人工裂缝受地层倾角影响存在穿层延伸的现象，与构造稳定区的缝网扩展存在显著差异。”刘莉表示。
基于高陡构造区裂缝扩展的新认识，科研人员创新性提出矢量化立体开发布井模式，把地应力、天然裂缝、剩余气分布等“地质矢量”作为约束，动态调整井轨迹、井距、井排方位。在中上部+下部的立体开发模式下，采用矢量化井网部署模式较以往均匀井网部署储量动用率提高8%，实现储层改造体积最大化。江东区块开发调整井组采收率由9.7%提升至18.2%，平桥区块立体开发井组采收率由10.9%提升至19.2%。
经过持续优化，该油田初步形成差异化立体开发模式，实现了不同构造区个性化、高效开发，为复杂地质条件下页岩气立体开发提供了可复制的经验。
中原油田：创新多层协同开发实现效益建产
□王 媛 徐剑明 王家琛
截至10月22日，中原油田普光气田二叠系海相页岩气累计产量突破8000万立方米，这是普光分公司锚定气田中后期稳产接替目标、创新多层系立体开发模式取得的标志性成果。开发团队跳出单层系开发传统思路，坚持平面、纵向协同布局——平面优选铁山、双庙、雷音铺、双石庙4个正向构造区，纵向主攻大隆组、吴家坪组、茅口组三套页岩层系，配套形成立体精准成像、分层“甜点”刻画、逐层动态评价、逐井精细施策成套技术体系，实现多套层系立体兼顾、整体动用、协同建产。该开发路径成功突破超深复杂地层技术瓶颈，盘活千亿立方米级深层页岩气资源，为气田二次创业、长效稳产接续注入强劲动能。
“普光探区深部地质条件复杂，二叠系三套页岩储层埋深大、单层厚度薄、纵向叠置发育、横向非均质性强，叠加膏盐屏蔽、高陡多变构造等因素，长期面临地震成像不准、‘甜点’难锁定、靶窗难捕捉、储量难落实等难题。”该公司开发管理部副经理陈建表示。为此，普光气田依托立体化、精准化开发路径，立足区域地质特征，构建盐下高精度成像、薄层“甜点”精细刻画、窄靶窗随钻导向、井组一体化评价成套技术体系，逐一突破瓶颈。
为让地下构造“看得清、辨得准”、水平井轨迹“穿得稳、打得透”，开发团队研发基于方位信息的膏盐速度反演技术，清晰刻画膏盐包络及其内部速度变化，削弱膏盐屏蔽干扰，提升地震资料信噪比；运用多角度、波形联合速度建模技术，将盐下超深层井震误差从百米级缩至20米以内；配套超深层陡倾角窄靶窗随钻成像技术，提前预判钻头前方400米微幅构造，严格控制深度、倾角误差，保障雷页1井组、双庙页1井、铁北1侧井等重点井优质页岩钻遇率100%。
为解开“甜点”难锁定的困局，开发团队建立隔夹层控界+应力分级双约束纵向表征方法，厘清大隆组小层边界，识别隔层、夹层与纹层发育特征；搭建多因素耦合地质“甜点”评价模型，综合硅质含量、页理密度、天然缝网、夹层密度等参数锁定有利储层，确定核心优质开采“甜点”层，实现由大范围“找藏”向小层级“选层”转变。
聚焦深层储量“摸不准、落不实”难题，开发团队创新推行“一层一策、迭代优化、动态评价”井组一体化评价模式，结合叠前多参数反演与埋深特征综合研判，落实5500米以浅可动用地质储量1400亿立方米，5500米以深资源潜力达2500亿立方米。
依托持续迭代的立体开发技术体系，普光页岩气勘探开发成效持续凸显、产能建设稳步提速。垂深5311米的铁北1侧HF井日产气达31.45万立方米，刷新区域超深层页岩气产能纪录，雷页1先导试验井组3口井全段钻遇优质页岩、单井估计最终可采储量（EUR）稳定在1亿立方米以上，充分验证了多层系立体开发模式科学可行、成效显著。自2023年5月二叠系首口井雷页1井投产以来，普光气田深耕二叠系大隆组主力层位，稳步扩大页岩气产能阵地，目前已投运6口生产气井，累计产量突破8000万立方米，切实将深层千亿立方米资源潜力转化为稳定产能，为气田长期稳产接替筑牢坚实支撑。
“当前，我们的技术团队继续精研多层系立体开发，正在优化雷页3试验井组开发方案，迭代完善深层页岩气开发技术序列，保障‘十五五’页岩气科产融创项目稳步推进，为川东北同类气田输出可复制、可推广的‘普光方案’。”陈建表示。
西南油气田：探索超深层页岩气立体突围
西南油气田资页2平台。肖 燕 摄
□邓正仙 杨 建
2026年3月，我国首个埋深超4500米的千亿立方米级超深层页岩气田——资阳东峰页岩气田诞生，但该气田筇竹寺组页岩巨厚叠置，传统单层开发模式已难以适配高质量开发要求。西南油气田非常规科研团队针对这一难题，创新寒武系页岩气富集成藏认识，构建超深层厚层页岩气立体甜点评价技术，探索多层建井立体井网部署，进行立体开发先导试验。2026年6月，资页2平台7号、9号层评价井分别获日产88.6万立方米、102.98万立方米，推动资阳页岩气由“单井突破”向“立体开发”战略升级，在超深层新领域成功撕开了一道立体突围的口子。
精准识藏
突破厚层页岩气“甜点”综合评价技术
要在4500米以下的“盲盒”中精准锁定高产“甜点”，难度堪比大海捞针。资阳寒武系页岩厚度大，纵向储层差异明显，成藏富集机理不清，给立体开发带来了极大的不确定性。科研团队打破传统页岩气认知局限，重塑寒武系筇竹寺组页岩气富集成藏理论认识，创新研发超深层厚层页岩气立体甜点评价技术，运用多种测试手段开展多尺度储层精细表征，揭示筇竹寺组页岩无机孔隙发育新机制，建立储层分级评价指标，完成纵向多层定量评价并优选“甜点”层，突破复杂储层识别瓶颈，精准预测有利区分布，实现复杂地质条件下优质储层的清晰识别与准确定位。此外，科研人员还将人工智能融入物探测井技术体系，给地层做起了“CT”扫描，实现了“纵向分得开、横向定得准”。
科学布井
探索构建“六层楼”井网
有了精准的地下储层多层画像，科研团队乘势攻关立体布井技术，推动地质认识向部署方案转化。实现资阳厚层页岩气优质储量的有效动用是保障气藏高效开发的关键，目前国内尚无成熟的厚层页岩气“一次立体井网”设计经验可供参考，科研团队将立体井网拆解为“平面井距设计、纵向层距设计”两个维度开展攻关。平面井距考虑压裂缝长和基质流动能力，难点在于基质流动能力表征，采用“室内实验+微注试井+数字岩芯”结合，创建了基质－裂缝耦合流动能力定量评价技术，落实了纵向不同小层平面井距。纵向层距核心在于压裂缝高的精细评价，筇竹寺组气藏纵向应力变化快，不同靶窗段压裂缝高差异性大，层距难点在于压裂缝高的准确刻画，在分层“甜点”评价基础上，攻关形成了基于平衡缝高原理的裂缝扩展模拟技术，落实了不同小层纵向层距。在此基础上，科研人员借鉴“搭房子”思路，建立“不同井距-层距组合”正交试验方案，优化最佳的立体井网设计方案，建立了地下4500~4700米“六层楼”的井位部署模式。
实战验效
试验井组解锁立体开发成效
理论的生命力在于实践，立体井网方案成型后，随即转入落地见效。科研团队以优质储层钻遇率为核心目标，依托地震资料与高精度三维地质模型，精细优化钻进轨迹，动态跟踪“甜点”段展布，实时调整井眼轨迹，确保评价井精准穿行于各个纵向优质储层核心段，为后续体积压裂奠定了坚实基础。地质-工程一体化团队将“天然裂缝+人工裂缝”耦合技术推向新高度，贯彻“一井一策、一段一策”的理念，依托微地震等监测技术，动态调整压裂实施方案，保障复杂缝网在优质储层中充分延展，实现改造体积最大化。目前，7、9号层评价井已实现稳产，日产气15万~20万立方米，与前期5号层井创下的高产纪录相互印证，共同验证了立体开发评价技术的可靠性，为超深层页岩气的规模化效益开发蹚出了一条新路。