四川盆地南部地區深層頁巖氣勘探開發新進展與挑戰

何 驍 陳更生 吳建發 劉 勇 伍 帥 張 鑒 張小濤

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油西南油氣田公司頁巖氣研究院 3.四川頁巖氣勘探開發有限責任公司

0 引言

伴隨中國國民經濟的飛速發展，油氣資源需求日益劇增，據國家發改委、國家統計局發布數據表明，2021年我國原油對外依存度為72%，天然氣對外依存度為44.9%，能源安全面臨嚴峻挑戰[1]。此外，在“清潔化、低碳化”能源迅速發展的背景下，“碳達峰、碳中和”等發展目標也對能源結構的優化調整提出了內在需求[2]。因此，國家近年來明確提出了“大力發展天然氣，重點突破頁巖氣，提高國內油氣保障能力”的發展戰略要求。四川盆地奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組海相頁巖品質優，分布連續穩定，是目前我國頁巖氣勘探開發的主要領域，其中埋深3 500～4 500 m的深層可工作有利區面積達1.2×104km2，地質資源量達6.6×1012m3[3-4]，資源潛力巨大，是“氣大慶”和“雙碳”目標建設的重點領域，但受埋藏深度深、溫度和壓力高、應力與應力差大等復雜地質工程條件影響，開發難度遠超北美地區[5-6]。在殼牌公司和英國石油公司（BP）相繼退出四川盆地南部地區（以下簡稱川南地區）深層頁巖氣開發的背景下，中國石油堅持自主創新，持續深化深層頁巖氣勘探開發理論，在川南地區形成了以“五好”為核心的深層頁巖氣勘探開發關鍵技術，建立了深層頁巖氣高產井培育模式，取得了深層頁巖氣勘探開發的重大新進展。

1 勘探開發概況

四川盆地縱向上主要發育6套烴源巖層系，其中奧陶系五峰組—志留系龍馬溪組海相頁巖分布穩定、品質優是最有利的勘探開發層系。川南地區深層頁巖氣是繼建成四川長寧—威遠國家級頁巖氣示范區后，第二個“萬億儲量、百億產量”頁巖氣田的建設目標區，同時也是下一步持續上產的最重要戰略接替領域[7]。

川南地區深層頁巖氣勘探開發歷經了聯合評價（2009—2012年）、合作開發（2013—2015年）和自主評價（2016—2019年）三個階段[8]。在早期先后嘗試與殼牌、BP簽訂“聯合評價協議”“分成合同”，探索通過引進北美新一代勘探開發技術實現川南地區深層頁巖氣突破，但受埋藏深、溫度和壓力高、應力與應力差大等復雜地質工程條件影響，均以失敗告終。

2016年在各大國際公司先后退出川南地區深層頁巖氣開發的背景下，中國石油與地方政府合資成立四川頁巖氣勘探開發有限責任公司，堅定不移地選擇了自主評價、自主創新、自主開發的發展之路，在“三控”富集高產理論的指導下，明確了最有利的勘探開發區帶，部署了一批評價井，獲得了國內首口測試產量超百萬立方米氣井——瀘203井，編制了陽101、黃202、足203等井區試采方案，陽101H1-2井、陽101H2-8井、黃202井等氣井相繼獲得高產，深層頁巖氣開發取得了“由點及面”的戰略突破，全面進入了產能建設的新階段。目前按照“整體評價深層資源潛力和氣井產能，集中評價提交探明儲量，拓展評價落實Ⅰ類有利區邊界”的原則，整體部署三維地震5 000 km2，評價井97口，埋深3 500～4 000 m的建產區已實現三維地震全覆蓋，基本控制了地質風險，明確了優質儲層的展布特征；結合“整體部署、分步實施、接替穩產、優化調整”的開發方案編制思路，啟動了“十四五”深層11個開發方案編制工作，總規模150×108m3/a；為最大化動用地下地面資源，落實了“十四五”深層頁巖氣上產區塊平臺260個、開發井1 871口。截至2021年底累計開鉆井223口，完鉆井181口，投產井98口，日產氣量突破500×104m3，大會戰組織模式已經建立，產能建設取得初步成效，具備了“十四五”建成140×108m3/a的資源、技術等各項基礎條件（圖1）。

圖1 川南地區深層頁巖氣投產井與日產氣量圖

2 勘探開發新進展與成效

深層與中深層頁巖氣地質背景、工程參數相比差異明顯，天然裂縫及地應力更加復雜，勘探開發難度更大（表1）。中國石油在系統總結中深層四川長寧—威遠國家級頁巖氣示范區取得經驗的基礎上，以“提產量、提效率、降成本、控風險”為核心，通過“引進、消化、吸收、再創新”，在地質認識、主體技術、高產井培育及管理模式方面取得了突破性進展，實現了“從低產到高產、從零星到規模、從無效到有效”三個跨越，初步形成了一條引領我國深層頁巖氣高質量發展的途徑。

表1 川南地區深層與中深層五峰組—龍馬溪組頁巖氣地質工程條件對比表

2.1 地質認識深化

在頁巖氣“三控”富集高產理論基礎上[9]，優選川南地區深層有利勘探面積6 700 km2，通過近年來持續深化評價，進一步明確了“高U/Th”“高成熟度”“高壓”是深層頁巖氣最有利富集區帶的最本質特征。

1）深水強還原陸棚環境（高U/Th）控制了“富碳高硅低黏”頁巖段的沉積，為最有利的沉積相帶，“深水深層”高度重合[10]。龍馬溪期川南地區處于“三隆夾一凹”的局限靜水沉積環境，深水強還原環境（U/Th＞1.25）有機質豐富且遠離物源，主要巖相為硅質頁巖，發育“總有機碳含量（TOC）＞3%、黏土含量＜30%、石英含量＞40%”的“富碳低黏高硅”優質頁巖，U/Th＞1.25，且連續厚度大于4 m區域為深水強還原環境區，與深層高度重合（圖2、3）。

圖2 川南地區頁巖沉積環境與儲層參數關系圖

圖3 川南地區頁巖沉積環境與I類儲層連續厚度疊合圖

2）較高的Ro（2.5%～3.5%）表征頁巖歷經兩期生烴成孔，深層發育優質頁巖儲層[11]。頁巖孔隙發育于成熟溶蝕生烴（Ro介于0.7%～1.3%）和高—過成熟二次裂解（Ro介于2.5%～3.5%）兩個階段，川南地區深層龍馬溪組頁巖儲層Ro總體在3.0%～3.5%，處于最有利的孔隙演化階段（圖4），面孔率、Ⅰ類儲層連續厚度總體優于中深層。

圖4 四川盆地龍馬溪組“頁巖雙孔演化模型”圖

3）深層普遍超壓，保存條件優越[12]。持續良好的封閉條件有利于“留烴、超壓、?？住?，是控制成藏的重要指標，川南地區深層實鉆井顯示壓力系數介于1.86～2.25[13]（圖5）。

圖5 川南地區龍馬溪組底界埋深與壓力系數、孔隙度關系圖

2.2 主體技術形成

在地質認識不斷深化的基礎上，聚焦深層頁巖氣選區、部署、鉆井、壓裂、生產效益開發“五大”關鍵環節中的瓶頸問題，通過創新驅動、自主攻關，形成了以“選好區” “定好井” “鉆好井” “壓好井” “管好井”為核心的深層頁巖氣勘探開發關鍵技術，有效支撐了川南地區深層頁巖氣的規模建產。

2.2.1 精細氣藏描述“選好區”

針對深層頁巖氣構造及斷裂復雜、地應力差異大的問題，耦合相干、曲率、螞蟻體等疊前地震預測方法，形成了多尺度斷裂地球物理綜合預測技術，斷層識別分辨率提升至5～10 m、單井裂縫預測符合率超過65%，實現了不同尺度斷層和天然裂縫的分級刻畫；綜合構造樣式、斷裂、天然裂縫、微幅構造、地應力大小及方向等地質特征，創新建立深層頁巖氣開發單元分級分類評價標準，劃分出17個開發單元，實現了建產有利區的精細劃分（圖6）。

圖6 川南地區瀘州區塊及鄰區天然裂縫與開發單元疊合圖

2.2.2 優化部署設計“定好井”

針對深層頁巖氣地質工程條件復雜，相應開發技術政策需進一步細化的問題，創新地質工程一體化建模技術，打造“透明”頁巖氣藏，實現了構造特征、儲層屬性、天然裂縫和地應力場的三維空間定量化、可視化表征；引進北美新一代人工智能數值模擬技術，開展不同開發單元靶體位置、井距、軌跡方位、水平段長等技術政策差異化設計，形成了三維空間井網整體優化部署模式（圖7），為單井EUR與平臺采收率的最大化奠定了基礎。

圖7 川南地區深層頁巖氣某Ⅰ區三維地質模型與井網整體優化部署圖

2.2.3 優化鉆井工藝“鉆好井”

針對深層水平井高溫條件下導向工具易失效，高地層壓力下提速難的問題，通過鉆井液降溫、降密度、優化性能，改良工具服役環境，水平段趟鉆數明顯減少，單趟鉆進尺最高達2 535 m，優選高效PDC鉆頭、采用“旋轉導向+大扭矩螺桿”，平均機械鉆速由4.4 m/h提高到6.4 m/h，最高達24.95 m/h。形成了以“井身結構優化+高效PDC鉆頭+旋轉導向+優質鉆井液+井筒降溫”為核心的深層頁巖氣鉆井提速模板2.0（圖8），提速提效取得顯著進步，深層平均鉆井周期由170 d縮短至98 d，Ⅰ類儲層鉆遇率保持90%以上，實現了優快鉆井。

圖8 川南地區深層頁巖氣鉆井提速模板圖

2.2.4 優化壓裂工藝“壓好井”

在中深層頁巖氣復雜縫網壓裂技術的基礎上，考慮深層頁巖高應力、高應力差和天然裂縫發育特征，對不同壓裂段段長、簇間距、加砂強度等參數下復雜縫網起裂擴展、支撐劑運移鋪置進行優化，形成了“大排量+段內多簇+高強度加砂+暫堵轉向+變黏滑溜水”體積壓裂2.0技術，創新了“控破裂、增體積、促復雜、強導流”的深層頁巖氣壓裂模式，施工參數得到進一步強化，加砂強度、施工排量大幅提升（圖9），平均簇間距縮短了63%，每百米水平段SRV為 475.67×104m3，較初期提升了71.67%，有效保證了儲層改造效果。

圖9 川南地區深層頁巖氣壓裂井歷年參數圖

2.2.5 優化生產管理“管好井”

針對悶井過程中壓裂液與儲層相互作用機理復雜，生產過程中人工裂縫導流能力傷害評估方法尚不完善，悶井時間、返排和生產制度優化難的問題。緊密結合室內實驗和現場監測，以“悶井、控壓、防砂、穩定”為原則，明確了不同返排階段與油嘴制度下井口壓力的合理下降速度，建立了深層頁巖氣井“悶井—返排”模式和精細控壓技術（表2），控壓井壓降速度減少了74%，單位壓降產氣量提升了1.6倍，穩產時間延長了2.2倍，EUR提升了14%。

表2 川南地區深層頁巖氣井“悶井—返排”技術要求表

2.3 高產井模式升級

針對深層頁巖氣更加復雜的地質工程條件，持續完善地質、天然裂縫及地應力建模技術，實現了“地質+工程”全要素的三維“定量化、可視化”表征；采用“一體化設計、一體化實施、一體化迭代”的思路和流程，支撐了鉆井軌跡的精確控制，保證了Ⅰ類儲層鉆遇率保持在95%以上，同時支撐了壓裂設計、實施及優化調整，確保儲層充分改造；結合返排—生產過程中壓力遞減動態開展精細控壓，有效降低人工裂縫應力敏感閉合傷害，形成了以“高產量、高EUR、高采收率”為目標的深層頁巖氣地質工程一體化高產井培育方法。通過先導試驗和試采，不斷完善培育方法，進一步建立了涵蓋地質、工程、管理三要素的深層高產井培育模式特征表（表3），近期實施的7口深層頁巖氣井日均壓降均低于0.2 MPa，控壓穩定日產氣量（9～18）×104m3，平均單井EUR1.65×108m3，較先導試驗階段提高37.5%（圖10），實現了高產井的批量復制。

表3 川南地區深層頁巖氣高產井培育模式特征表

圖10 川南地區深層頁巖氣控壓生產前后EUR對比柱狀圖

2.4 管理創新再上新臺階

面對疫情與低油價的嚴峻考驗，堅持向管理創新要效益的理念，圍繞效益開發目標，在管理模式與機制體制上不斷升級，實現了提質增效的“硬支撐”。

管理模式上，根據深層頁巖氣面對的新形勢新任務，以實現“管理一流、技術一流、效益一流”為目標，創建了“新會戰”模式。按照技術標準、市場體系與生產運行“三統一”，信息、資源、經驗“全共享”的工作方針，明確具體運行機制、工作內容、責任單位，發布《頁巖氣效益建產“二十三條”》，通過工作方案指導各參建單位有效落實和執行，進一步發揮中石油整體合力優勢，進一步發揮川渝頁巖氣前指統籌指揮作用，進一步推動川渝頁巖氣勘探開發組織高效運行、技術共同進步、資源全面共享、質量效益持續提升。

機制體制上，充分發揮“引智借腦”的作用，以體制機制的優化促進技術進步。依托集團公司共建的西南物探研究院、四川盆地研究中心與工程院西南項目部3家研究機構，集中中石油內部優勢力量，共同攻克制約頁巖氣增儲上產的理論、技術和生產難題。自成立院士（專家）工作站、四川盆地（高校）研究中心，集中國內最頂尖的技術實力，重點攻克“卡脖子”技術，共同提升國內頁巖氣勘探開發水平。

3 勘探開發面臨挑戰

深層頁巖氣資源潛力大、品質優，快速上產勢在必行，近年來的攻關探索，雖然取得了一些進展成效，初步形成了效益開發模式，但面對極為復雜的勘探開發對象，在基礎理論、主體技術和管理模式“三大方面”仍需進一步完善。

3.1 基礎理論需發展

3.1.1 頁巖氣差異富集理論

深層頁巖歷經多期構造演化，構造相對復雜，Ⅱ、Ⅲ級斷裂更加發育，熱演化程度較高，造成深層頁巖氣富集差異化明顯[10]。埋深、斷裂破碎帶、熱演化成熟度等對含氣性均有控制作用，但對引起含氣性差異的機理及影響含氣性的主控因素尚不明確，對含氣性影響缺乏定量評價。

3.1.2 裂縫起裂與擴展機理

裂縫均勻起裂和擴展是保障全井段充分改造的首要條件[14-16]。受深層區塊儲層非均質性、地應力條件和斷裂體系發育的影響，多孔裂縫不均勻起裂、多簇裂縫不均勻擴展程度大幅提升[17]，難以形成復雜縫網，導致段內多簇壓裂應用效果不理想。同時，縫網形成的主縫、支縫的支撐劑鋪置規律更為復雜，實現多級裂縫有效、連續支撐的難度大，難以維持長期有效的裂縫導流能力[18]，氣井產能遞減更快。

3.1.3 氣液兩相賦存流動機理

深層頁巖儲層高溫、高壓，納米孔隙發育，“微孔+介孔+天然裂縫+人工裂縫”構成深層頁巖氣液流動的多尺度孔隙空間。深層高溫高壓條件下不同幾何形態、不同尺度孔隙中氣液兩相的賦存機制和流動機理尚不明確；多尺度孔隙空間中復雜的非線性氣水兩相流動規律及其動態分布特征仍不清楚，描述線性滲流規律的達西定律不再適用，亟需建立氣水兩相非線性流動的有效表征方法[19]。

3.2 主體技術需完善

3.2.1 深層頁巖儲層地球物理技術

天然裂縫及地應力準確預測是深層頁巖氣勘探開發中亟需地球物理解決的關鍵問題[20-21]。深層頁巖儲層埋藏深，經歷了多期構造演化，地腹巖層變形劇烈，地應力場與裂縫演化關系復雜，加之川南地區山地地表起伏大，深層地震信號弱，地震資料信噪比低，分辨率不高，靜校正、各向異性問題突出，地震資料的采集與處理存在很大難度，導致深層頁巖裂縫預測及地應力場精細刻畫面臨極大挑戰。

3.2.2 深層鉆井提速提效配套技術

與中深層相比，深層高溫（＞140 ℃）、高壓（＞90 MPa）、水平應力差大（＞15 MPa）的地質特征為鉆井工程帶來更大的難度，主要表現在：縱向壓力系統多、地層裂縫發育，漏溢風險大；上部地層可鉆性差、目的層鉆井液密度高，提速難度大；構造更復雜，小斷層及微幅構造發育，龍馬溪組井底循環溫度高，常溫旋轉導向工具抗高溫性能差，導致井眼軌跡精準控制難度大，失效頻繁[22]。

3.2.3 深層頁巖氣壓裂工藝技術

體積壓裂2.0技術在中深層頁巖氣開發中取得較好的應用效果，但面對深層頁巖儲層更為復雜的巖石力學性質和地應力、斷裂特征，還面臨著諸多挑戰?？蓧盒栽u價方面，傳統的模型主要根據巖石力學性質與脆性礦物組成進行評價，針對深層頁巖需考慮高溫高壓條件下巖石力學特征和不同構造部位地應力變化的影響，需建立一套適應深層頁巖可壓性評價的指標體系。深層頁巖儲層埋藏更深，高溫高壓條件下巖石塑性增加，地應力更大，凈壓力提升難巖石起裂及裂縫延伸更難，且深層頁巖微裂縫分布非均質性更強，地應力方向變化大，裂縫擴展方向很難控制，導致難以形成理想的復雜縫網。同時由于經歷多期次構造運動，裂縫和斷裂發育，壓裂作業過程中套管變形和壓竄頻發，嚴重影響改造效果和作業效率。

3.2.4 深層頁巖氣立體開發技術

深層頁巖氣縱向上發育多套優質儲層，具備立體開發的資源潛力，但其相關技術尚未成熟，仍需從儲層評價和技術政策優化兩大方面開展深入研究[23]。頁巖儲層精細評價是縱向開發層系劃分、靶體優選的基礎，目前評價方法側重于屬性參數、宏觀、微觀特征，針對介觀尺度的紋層/層理的研究還較少，需要對儲層精細評價開展系統化研究，深層頁巖儲層縱向上參數差異大。精細分類評價標準有待進一步完善。此外，深層區塊立體開發縱向層系劃分、平面有利區優選標準均未定型，新區一次立體井網部署開發技術政策、老區后期加密井調整時機以及與之相適應的立體開發模式尚未明確，還需開展大量工作深入研究。

3.2.5 基于人工智能的大數據分析技術

川南地區頁巖氣經過10多年的發展，積累了海量數據，其整體價值不言而喻，如何打破“數據孤島”，充分利用既有數據資源，進而促進一體化數據融合是真正實現地質工程一體化作業模式的關鍵挑戰。同時，數據質量不高，格式五花八門、良莠不齊及活力不足等問題，也成為數據挖掘的挑戰[24]。

3.3 管理模式需創新

深層頁巖氣相比于中深層開發對象更加復雜，開發難度更大，深層頁巖氣井由于埋深大、儲層條件更復雜，建井成本達到中深層氣井的1.5～2倍，投資成本大幅增加，實現“降本增效”將是深層效益開發的核心[25]，也對管理模式的創新提出了更高要求。同時，地方政府“留稅、留利、留GDP”訴求強烈，地企協調難度大，嚴重影響勘探開發生產，亟需建立相應有效機制。

4 勘探開發攻關方向

深層資源量豐富、潛力巨大，是未來川南地區頁巖氣勘探開發的主戰場，面對上述諸多挑戰，需要堅持目標導向和問題導向，開展基礎理論、關鍵技術研究和管理模式創新，建立深層頁巖氣的勘探開發理論體系，形成深層頁巖氣有效規模開發關鍵技術。

4.1 深化基礎理論研究

4.1.1 頁巖氣差異富集理論

通過五峰組—龍馬溪組關鍵構造期古埋深特征研究，揭示五峰組—龍馬溪組關鍵構造期熱演化史特征，開展熱模擬實驗，對高—過成熟度頁巖進行含氣性綜合評價及預測，并加強斷裂控藏機理研究，弄清斷層類型、活動期次對頁巖保存條件的影響，明確了深層頁巖氣富集特征。

4.1.2 裂縫起裂與擴展機理

針對裂縫起裂與擴展機理面臨的挑戰，需要開展以下三方面攻關：①多孔裂縫競爭起裂機理研究，優化射孔參數和暫堵轉向方案保障各簇孔眼均勻開啟和有效改造；②多簇裂縫擴展機理研究，優化簇數、簇間距、液量、砂量和排量全耦合模型以確保各簇裂縫有效擴展；③復雜裂縫支撐劑運移機理研究，明確不同尺寸裂縫支撐規律，明確不同類型支撐劑對裂縫導流能力的影響，優化支撐劑類型、用量、比例。

4.1.3 氣液兩相賦存流動機理

對于深層頁巖氣液兩相賦存、流動機理研究，需物模數模多手段結合、宏觀微觀多尺度結合，從不同角度對其機理進行深入認識。在明確真實地層條件下氣液兩相賦存機制和流動規律基礎上，建立能準確描述不同條件下的氣體吸附、解吸特征和非線性流動規律的數學模型，通過對機理的準確表征提高氣藏動態分析及數值模擬計算結果精度。

4.2 持續完善主體技術

4.2.1 深層頁巖儲層地球物理技術

針對深層頁巖氣地面、地層條件的不同，需持續優化山地地震資料采集方案及處理流程，為精細解釋奠定資料基礎。裂縫解釋方面，通過井震結合大力提升小、微尺度天然裂縫預測精度，加強天然裂縫穩定性分析。地應力預測方面，基于多期構造運動背景下的地應力場地球物理響應特征，構建地應力測井精細評價模型，配套地應力地震預測技術，綜合實現三維地應力場精細描述。

4.2.2 深層頁巖鉆井提速提效配套技術

針對上述難題，在目前深層優快鉆井提速技術的基礎上，大力攻關事故復雜防治技術、地質工程一體化導向技術、系統優化提速技術，建立深層優快鉆井技術體系，進一步降低事故復雜，提高優質靶體鉆遇率，縮短鉆井周期，為深層頁巖氣優快鉆井提供技術保障。

4.2.3 深層頁巖氣壓裂工藝技術

需開展深層頁巖可壓性綜合評價，制定精細的壓裂設計策略；形成適應不同儲層特征的壓裂方案，通過地質工程一體化迭代，壓裂施工過程中實時優化壓裂方案，確保壓裂改造效果；攻關套變及壓竄防控技術，減少套管變形和壓竄發生幾率，降低施工復雜對開發效果的影響，并豐富完善壓裂后評估手段，持續優化開發技術政策和壓裂工藝。

4.2.4 深層頁巖氣立體開發技術

儲層評價方面，需持續完善天然裂縫、紋層、地應力的精細刻畫，為開發層系劃分、立體開發有利區優選奠定基礎；技術政策方面，需針對不同開發單元地質工程特征，開展優化設計，建立適應不同地質工程條件的立體開發模式，實現儲量動用程度與采收率的最大化。

4.2.5 基于人工智能的大數據分析技術

目前亟需攻關深層頁巖氣神經網絡、聚類分析、多目標優化等大數據分析方法，建立基于人工智能和數據挖掘的產量預測、敏感性和經濟性分析模型，指導頁巖氣勘探開發生產中流程優化、產量提高與成本管控，真正實現大數據時代，深層頁巖氣勘探開發由“數據化、數字化”到“智慧化、智能化”的迭代升級。同時，融合了地質、工程及生產信息的數據體是頁巖氣勘探開發與生產各環節設計與優化的基礎，應打破“數據孤島”，深入數據挖潛，實現數據的高效應用，促進地質工程一體化數據融合[26]。

4.3 堅持創新管理模式

面對管理模式與機制體制上的挑戰，應探索風險共擔、利益共享合作模式，通過打造油公司和工程技術服務企業利益共同體，實現整體效益最大化；加大內部市場競爭和外部市場開發力度，完善產能建設的激勵約束機制，推行“日費制”“投資與單井EUR掛鉤考核”等模式，以提高作業效率、降低成本。積極出臺企地共建共享體制機制，主動回應資源地訴求，爭取地方政府更大支持，推進資源開發利益共享，促進地方經濟發展。

5 結論與建議

1）通過近年來的不懈努力，川南地區深層頁巖氣勘探開發進展顯著：提交了首個深層萬億立方米儲量，優選了首個深層百億立方米上產區塊；初步形成“本土化”的深層開發主體技術系列；持續完善高產井培育模式，現場實施效果穩步提升；創新深層頁巖氣開發管理模式，提質增效初見成效。

2）深層頁巖氣儲層條件、力學性質和溫壓特征較中深層更加復雜，在勘探開發上仍然面臨以下挑戰：①如何深化深層頁巖氣勘探開發相關機理的認識，發展適應深層頁巖氣的相關基礎理論；②如何進一步完善相關主體工程工藝技術，升級關鍵工具設備；③如何進一步進行管理模式和體制機制創新，提升管控效率助推深層頁巖氣效益開發。

3）實現深層頁巖氣大規模高效益開發必須堅持：①多學科專業相結合、物模數模多手段相結合、宏觀微觀多尺度相結合開展深層頁巖氣勘探開發基礎理論研究，深化認識儲層地質特征、流體賦存機制與流動規律；②進一步完善深層頁巖氣開發主體技術，升級換代相應配套設備和工具，形成適應深層的先進配套鉆完井、壓裂工程技術與裝備體系；③深入貫徹推行地質工程一體化理念，不斷完善和健全機制體制，提升管控效率，降低成本、提速提效。

4）圍繞制約深層頁巖氣規模有效開發的主要難題，堅持目標導向和問題導向，開展基礎理論和關鍵技術攻關，建立深層頁巖氣的勘探開發理論體系，形成深層頁巖氣規模有效開發關鍵技術。積極開展深層頁巖氣開發重大現場試驗，在實踐中發展基礎理論，深化地質認識，優化主體工藝技術，形成一套可復制的深層海相頁巖氣高產井模式。

5）深層頁巖氣地質工程條件復雜，鉆井周期長，壓裂參數高，難以快速建立學習曲線、達到方案設計指標，井工程投資成本控降難度大，效益開發面臨挑戰。因此，亟需出臺深層頁巖氣開發補貼政策，支撐技術更新換代與管理模式完善，實現深層頁巖氣資源規模效益開發。