北美Eagle Ford 深層頁巖氣藏開發特征及啟示

于榮澤，王成浩，張曉偉，胡志明，孫玉平，郭 為，端祥剛，王玫珠

(1.中國石油勘探開發研究院，北京 100083；2.國家能源頁巖氣研發(實驗)中心，河北 廊坊 065007；3.中國石油天然氣集團有限公司非常規油氣重點實驗室，河北 廊坊 065007；4.國家管網集團北方管道有限責任公司沈陽輸油氣分公司，遼寧 沈陽 113001)

世界油氣工業的勘探開發領域，正持續從占油氣資源總量20%的常規油氣，向占油氣資源總量80%的非常規油氣延伸[1-2]。非常規油氣在全球油氣產量中的作用和地位不斷加強，繼油砂、致密氣和煤層氣之后，近年來“頁巖革命”實現了頁巖氣的商業開發[3-4]。水平井鉆完井和分段水力壓裂技術及“工廠化”作業模式的規模應用，使得北美率先在Appalachian、ArklaTex、Fort Worth、Gulf Coast 等多個盆地實現頁巖氣商業性開采，2020 年頁巖氣產量達7 688×108m3[5-6]。

國內頁巖氣開發主體經歷了3 個階段：2009 年以前為合作借鑒階段，2010?2013 年為自主探索階段，2014 年后為規模開發階段。其中，合作借鑒階段通過借鑒北美頁巖氣開發實踐，明確了四川盆地上奧陶統五峰組?下志留統龍馬溪組和下寒武統筇竹寺組兩套重點頁巖和長寧、威遠和昭通頁巖氣有利區，并啟動了示范區建設；自主探索階段進一步明確了四川盆地上奧陶統五峰組?下志留統龍馬溪組海相頁巖氣開發價值[7-9]。規模開發階段通過引進、吸收、自主創新，快速建立了埋深3 500 m 以淺，適合我國南方多期構造演化、高?過成熟海相頁巖氣勘探開發的系列技術與配套裝備，主要包括頁巖氣地質評價技術、水平井優快鉆井技術、水平井體積壓裂技術、“工廠化”作業技術、頁巖氣開發優化技術、地面集輸工藝技術等[10-12]。區別于常規淺層天然氣埋深界限，目前通常將埋深小于2 000 m 的劃分為淺層頁巖氣、埋深介于2 000～3 500 m 的劃分為中深層頁巖氣、埋深超過3 500 m 的劃分為深層頁巖氣[13-14]。我國四川盆地長寧、威遠、昭通和涪陵區塊經過近十年來持續探索和技術攻關，在四川盆地及周緣上奧陶統五峰組?下志留統龍馬溪組海相頁巖成功實現頁巖氣商業開發[7-11]，2020 年頁巖氣產量突破200×108m3。四川盆地長寧?威遠、涪陵和昭通國家級示范區在埋深2 000～3 500 m的五峰組?龍馬溪組超壓頁巖氣儲層實現了規模效益開發，形成了配套開發技術及裝備。昭通示范區率先在太陽背斜開展了淺層頁巖氣勘探評價及試采工作；在瀘州和渝西區塊五峰組?龍馬溪組深層頁巖氣實現重大突破，目前正在探索深層頁巖氣資源規模有效開發技術。

通過持續技術攻關和開發實踐，國內中深層頁巖氣開發效果逐年提升，開發指標及成本得以持續優化。然而，氣藏地質條件及工程技術水平等原因導致國內頁巖氣開發指標與北美依然存在差距。精準對標北美典型頁巖氣藏開發特征，有助于把握關鍵指標發展趨勢為探索區提供技術參考。Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產區儲層埋深2 000～4 300 m，涵蓋中深層和深層頁巖氣區域，其開發技術政策不僅可為已實現規模開發的3 500 m 以淺頁巖氣資源的高效開發提供參考，也可為目前正在探索的埋深3 500～4 000 m 深層頁巖氣資源規模開發提供借鑒。筆者依托頁巖氣云數據智慧平臺對Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產區6 223 口氣井鉆完井、壓裂、生產和成本參數進行數據統計，系統分析該氣藏井型、井深構成、水平段長、鉆井周期、壓裂段數、段間距、加砂強度、用液強度、建井周期、百米段長EUR 及單井成本，以期對我國中深層和深層頁巖氣開發提供借鑒。

1 Eagle Ford 頁巖氣藏概況

Eagle Ford 頁巖是目前世界上最活躍的頁巖油氣產區之一，也是美國目前最新的油氣工業產區，油氣作業公司指出該氣藏可持續開發數十年[15]。Eagle Ford頁巖油氣產區位于Texas 州南部，該產區因頁巖出露于Eagle Ford 小鎮而得名(圖1)。整個油氣藏寬度約80 km，長度約644 km，從Mexico 邊境一直延伸至Texas 州東部地區。Eagle Ford 頁巖為白堊紀形成的黑色層狀富有機質鈣質頁巖，主要分布在Texas 州南部和東部，覆蓋整個州區的30 個縣，是Austin Chalk油氣地層的烴源巖[16]。產層埋深1 200～4 300 m，頁巖厚度15～120 m，整個氣藏頁巖儲層平均厚度為76 m[17-18]。Eagle Ford 頁巖沉積于低能量深水環境，碳酸鹽含量較高，地層具備高脆性特征，更容易通過水力壓裂措施形成復雜縫網從而達到大幅增產目的。

圖1 Eagle Ford 頁巖地質構造及典型地層剖面Fig.1 Geological structural map and typical stratigraphic profile of Eagle Ford shale

Eagle Ford 地層巖石滲透率低，油氣井幾乎無自然產能。2008 年之前，各大油氣作業公司紛紛將其上部的白堊紀Austin Chalk 等含油氣地層視為主要開發目標，Eagle Ford 頁巖本身并不為人所熟知[19-20]。2008 年10 月，Petrohawk 能源公司在Texas 州La Salle 縣鉆探了第一口頁巖油氣發現井(STS#1)，該井水平段長960 m，日產氣量27.5×104m3，首次在Eagle Ford 致密頁巖儲層實現了工業化氣流[13]；之后，大量油氣開發公司涌入該區域并紛紛效仿采用水平井鉆井和水力壓裂技術在該區域頁巖地層中開采石油天然氣。自2010 年起，Eagle Ford 頁巖鉆井許可數量開始急劇增加，當年發放頁巖鉆井許可量超過1 000 口[21-22]。2014 年該區域頁巖油氣鉆井許可發放量超過5 600 口，直接刺激各大油氣開發公司規模上產，Eagle Ford 頁巖油氣產區也在2015 年迎來石油和天然氣峰值產量，分別為7 661×104t 和503.8×108m3。2020 年，該產區累計產油5 366×104t、累計產氣421.1×108m3(圖2)。

圖2 Eagle Ford 頁巖油氣產區歷年石油和天然氣年產量(據EIA)Fig.2 Eagle Ford shale oil &gas production (EIA)

2 氣藏特征

Eagle Ford 頁巖為白堊紀海相地層，主要發育于墨西哥灣沿岸地區Maverick 盆地、San Marcos 凸起和East Texas 盆地。Eagle Ford 地層埋藏深度跨度較大，最大埋深接近5 000 m，頁巖厚度由北向南變化范圍為15～120 m[23-24]。Eagle Ford 組頁巖是Buda 組灰巖之上沉積的一套富含有機質頁巖，主要由灰黑色有裂縫的灰巖、泥灰巖、灰質頁巖，并夾有灰白色的泥質灰巖組成。巖石鈣質質量分數為49%～64%，石英質量分數為8%～16%，黏土質量分數為17%～29%。Eagle Ford 頁巖為超壓含油氣自生自儲地層，同時為上部Austin Chalk 油層的烴源巖。Eagle Ford 頁巖劃分為上下兩段，上段為高能淺水高位海退沉積環境下形成的互層?生物擾動層狀鈣質泥頁巖，下段為低能厭氧海侵沉積環境下形成的層狀鈣質富有機質泥頁巖[25-26]。

Eagle Ford 頁巖總有機碳(TOC)質量分數平均值為3.7%～7.0%，其中下段TOC 為4.0%～7.0%，平均5.1%。有機質類型以Ⅱ型為主，屬于混合生油/氣有機質類型，80%～85%易生油干酪根集中發育于海侵體系域下段的Eagle Ford 泥頁巖，熱成熟度大于1.1%[27-28]。Eagle Ford 地層埋深沿NW–SE 向呈增加趨勢，熱演化程度也隨之增高，進而形成依次發育原油?凝析油/濕氣?干氣的油氣分布序列。含油氣區有機質成熟度主要為1.0%～1.7%，油氣成熟區域起始埋深約2 287 m，其中，原油富集在埋深2 400 m 左右地層內，凝析油富集在埋深3 000 m 左右地層內，干氣富集在埋深4 000 m左右地層內[29-30]。

儲層巖石礦物主要由石英、方解石、黃鐵礦、斜長石、鉀長石、白云石、云母等骨架礦物，以及伊利石、伊/蒙混層、海綠石、高嶺石等黏土礦物組成，巖石礦物組成復雜[31-32]。Eagle Ford 頁巖具有高碳酸鹽含量特征，方解石為碳酸鹽巖主要礦物組成，石英含量不高，且下段明顯高于上段。巖石泊松比小于0.25，彈性模量大于20 000 MPa。低石英含量使得Eagle Ford 組脆性較低，地層應力各向異性較強，多形成順層理發育微裂縫。雖然脆性較低，但分布范圍大、沉積環境穩定的發育特點還是使Eagle Ford 組成為有利的壓裂改造目的層段。頁巖儲層基質孔隙率3%～10%，滲透率(0.003～0.40)×10?3μm2，含氣飽和度83%～85%。地層壓力系數1.35～1.80，壓力梯度為1.0～1.5 MPa/hm，地層溫度90～160℃[33-36]。

3 開發指標

水平井鉆完井和大規模分段體積壓裂是頁巖氣實現規模效益開發的兩項關鍵技術。油氣作業商在Eagle Ford 頁巖油氣產區通過持續優化水平井井身結構和縮小井距以充分利用租賃礦權。水平井井身結構的設計一直在逼近工程參數的極限，更長的水平段能使其在接觸更多巖石的同時降低成本。大規模分段體積壓裂施工上不斷提高支撐劑和壓裂液用量。支撐劑強度增加在一定程度上改善了儲層連通性，提高了油氣采收率并帶來產量的增加。截至2019 年底，Eagle Ford 頁巖油氣產區累積發放鉆井許可超過28 000 口，其中干氣產區氣井許可數量6 242 口。本文主要針對Eagle Ford 干氣產區完鉆氣井進行分析評價，將埋深介于2 000～3 500 m 和埋深超過3 500 m 頁巖氣水平井鉆完井、分段壓裂、生產動態及成本指標進行系統統計分析，為我國尤其是四川盆地中深層頁巖氣持續規模效益開發和深層頁巖氣開發技術探索提供參考借鑒。

圖3 是Eagle Ford 干氣產區完鉆頁巖氣水平井垂深與水平段長統計分布。干氣產區所有完鉆水平井垂深主體位于2 000～4 500 m，2 000 m 以淺完鉆氣井153 口，僅占2.4%。整個氣藏為典型中?深層頁巖氣藏，埋深2 000～3 500 m 完鉆水平井4 113 口，占比65.9%，埋深3 500～4 500 m 完鉆水平井1 976 口，占比31.7%。目前氣藏完鉆水平井最大埋深下探至4 480 m。完鉆水平段長300～4 700 m，平均水平段長1 760 m，P50(中位數)水平段長1 680 m，其中水平段長1 500～2 000 m 氣井占比54.04%。

圖3 2008?2019 年Eagle Ford 干氣產區水平井垂深及段長統計分布Fig.3 Statistical distribution of vertical depth and lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2008 to 2019

3.1 鉆 井

作為頁巖氣規模效益開發的兩大關鍵技術之一，水平井鉆完井技術受地質條件、測深、垂深、水平段長、工程技術及裝備等多重因素影響。氣井水平段長直接影響井筒與氣藏接觸面積，合理工程技術范圍內增加水平段長能夠提高氣井產能。圖4 為Eagle Ford干氣產區中深層和深層頁巖氣水平井測深、水深、水平段長及鉆井周期統計分布。中深層氣井測深由4 162 m 增加至6 013 m，垂深由2 545 m 增加至目前3 280 m，鉆井周期保持在21～25 d；氣井測深及鉆井周期顯示水平井鉆井效率逐年增加，2009 年測深4 162 m對應鉆井周期為25.3 d，2019 年測深6 013 m 對應鉆井周期為25.3 d；氣井水平段長為600～4 690 m，平均水平段長由2009 年1 473 m 增加至2019 年的2 558 m，平均年增幅5.7%。深層氣井測深由5 221 m 增加至6 394 m，垂深范圍3 800～4 010 m，鉆井周期保持在28～32 d；氣井測深及鉆井周期顯示水平井鉆井效率逐年增加，2009 年測深5 221 m 對應鉆井周期為31.5 d，2019 年測深6 394 m 對應鉆井周期為33.3 d；氣井水平段長范圍600～3 860 m，平均水平段長由2009 年1 324 m 增加至2019 年的2 423 m，平均年增幅6.5%。同一年度中深層和深層氣井對比可知，隨垂深增加鉆井施工難度增加，深層鉆井周期明顯高于中深層。

圖4 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產區水平井平均測深、垂深、水平段長及鉆井周期Fig.4 Average measured depth,vertical depth,lateral length and drilling cycle of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

3.2 壓 裂

水平井大規模分段體積壓裂技術是頁巖氣得以規模有效開發的另一項關鍵技術。Eagle Ford 干氣產區歷年完鉆氣井水平段長不斷增加，單井壓裂液量、支撐劑量、壓裂段數也隨之不斷增加。平均壓裂段間距、壓裂用液強度和加砂強度等參數也不斷得到優化。圖5 為2009?2019 年Eagle Ford 干氣產區水平井各項壓裂參數的變化趨勢。

圖5 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產區水平井壓裂段數、壓裂液量、支撐劑、段間距、用液和加砂強度Fig.5 Fractured stage number,fracturing fluid volume,proppant volume,average stage spacing,fracturing fluid intensity and proppant intensity of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

從圖中可以看出，2009?2019 年，(1) 中深層氣井單井壓裂段數13.3 段增加至51.2 段；單井壓裂用液量由10 030 m3增加至62 000 m3，單井支撐劑用量由1 989 t 增加至9 740 t；平均段間距成逐年縮小趨勢，由110.6 m 縮小至50.0 m；用液強度呈逐年上升趨勢，由6.8 m3/m 上升至24.2 m3/m；加砂強度呈逐年上升趨勢，由1.35 t/m 增加至3.81 t/m。(2) 深層氣井單井壓裂段數由13.7 段增加至48.5 段，單井壓裂用液量由9 180 m3增加至68 290 m3，單井支撐劑用量由954 t 增加至9 535 t。平均段間距成逐年縮小趨勢，由初期160.2 m縮小至2019 年的50.0m。用液強度逐年上升，由初期7.8 m3/m 上升至26.9 m3/m；加砂強度逐年上升，由0.75 t/m 增加至4.03t/m。目前單井壓裂基本處于萬噸砂量壓裂規模。深層氣井平均用液強度和加砂強度整體高于中深層氣井。

3.3 生 產

由于頁巖氣儲層低孔極低滲，氣井生產具備“一井一藏”或“平臺一藏”特點，單井EUR(最終可采儲量)是氣藏開發的關鍵指標。由于單井EUR 直接受水平段長控制，不同氣藏及年度區間內氣井難以進行橫向開發效果對比。因此，引入百米段長EUR 參數用于不同年度及不同氣藏間的對比分析。圖6 為2009?2019 年Eagle Ford 干氣產區中深層和深層氣井單井EUR 和百米段長EUR 分布。由圖中可以看出，中深層氣井年度平均單井EUR 和百米段長EUR 均呈先下降再上升的變化趨勢，2009 年平均單井EUR 為8 413×104m3，百米段長EUR 為571×104m3；兩項開發指標在2012 年下降至最低，單井EUR 和百米段長EUR 分別為5 010×104m3和301×104m3；自2012 年后兩項開發指標逐年上升，單井EUR 在2019 年達到峰值17 316×104m3，百米段長EUR 在2018 年達到峰值710×104m3。

圖6 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產區單井EUR 和百米段長EURFig.6 EUR and EUR per 100 m lateral length of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

深層氣井年度平均單井EUR 和百米段長EUR 同樣呈先下降再上升的變化趨勢。2009 年平均單井EUR 為7 982×104m3，百米段長EUR 為581×104m3；單井EUR 在2014 年迎來最低值4 860×104m3，百米段長EUR 在2015 年迎來最低值277×104m3；之后兩項開發指標逐年上升，單井EUR 在2019 年達到峰值12 603×104m3，百米段長EUR 在2019 年達到峰值520×104m3。

深層氣井水平段長整體小于中深層氣井，單井EUR 也低于中深層氣井。由百米段長EUR 變化趨勢可知，中深層氣井在2012 年開始逐年上升，而深層氣井在2015 年后才實現百米段長EUR 逐年提升。假設儲層品質相對穩定，隨埋深增加絕對壓力增加，深層氣井百米段長EUR 應高于中深層。但實際上，深層氣井百米段長EUR 整體低于中深層，表明深層開發效果有待進一步突破提升。目前深層開發效果依然處于探索提升階段，整體開發效果低于中深層。

3.4 成 本

低成本效益開發一直是非常規油氣資源開發的焦點問題。與常規油氣資源開發相比，水平井鉆井和大規模體積壓裂技術大幅提高了頁巖油氣藏的開發成本。水平井鉆井和體積壓裂成本是開發成本的主要構成部分。圖7 給出了Eagle Ford 干氣產區2009?2019 年中深層和深層氣井平均單井成本構成及百米段長壓裂成本的變化趨勢。水平井鉆完井成本指水平井鉆井和體積壓裂的總成本，鉆井成本由鉆井和固井成本構成，體積壓裂成本由水、支撐劑、泵送和其他等成本構成。由于不同氣藏或不同年度水平段長和段間距等參數存在差異，為了提高成本統計參數橫向可對比性，引入百米段長壓裂成本參數，即單位段長壓裂成本，可為國內頁巖氣藏開發成本評價提供參考借鑒。

圖7 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產區單井成本構成及百米段長壓裂成本Fig.7 Cost structure and fracturing cost per 100 m lateral length of horizontal well in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

中深層氣井單井鉆完井成本范圍535～654 萬美元，其中，鉆井成本(鉆井成本+固井成本)160～274 萬美元，占鉆完井總成本的29.9%～44.4%，壓裂成本336～438萬美元，占鉆完井總成本的55.6%～70.1%。2019 年單井鉆完井總成本617 萬美元，其中，鉆井成本226 萬美元，固井成本48 萬美元、壓裂水成本98 萬美元、壓裂支撐劑成本64 萬美元、壓裂泵送成本150 萬美元、其他成本31 萬美元。隨水平段長及測深增加，固井成本、水成本、支撐劑成本和泵送成本呈增加趨勢。鉆井成本保持相對穩定，其他成本逐年大幅下降。百米段長壓裂成本13.4～25.4 萬美元。雖然加砂強度及用液強度逐年增加，百米段長壓裂成本整體呈逐年下降趨勢，由2009 年的25.4 萬美元下降至2019 年的13.4 萬美元。

深層氣井單井鉆完井成本為582～713 萬美元，其中，鉆井成本(鉆井成本+固井成本)245～307 萬美元，占鉆完井總成本的33.1%～42.8%，壓裂成本322～454 萬美元，占鉆完井總成本的57.2%～66.9%。2019 年單井鉆完井總成本697 萬美元，其中鉆井成本255 萬美元，固井成本52 萬美元、壓裂水成本107 萬美元、壓力支撐劑成本65 萬美元、壓裂泵送成本180 萬美元、其他成本38 萬美元。隨水平段長及測深增加，固井成本、水成本、支撐劑成本和泵送成本呈增加趨勢。鉆井成本保持相對穩定，其他成本逐年大幅下降。百米段長壓裂成本16.1～28.2 萬美元。雖然加砂強度及用液強度逐年增加，百米段長壓裂成本整體呈逐年下降趨勢，由2010 年的28.2 萬美元下降至2019 年的16.1 萬美元。

4 啟 示

(1) 我國川南頁巖氣水平井平均建井周期主體超過一年，如何提高工廠化組織施工效率是國內頁巖氣高效開發的重要環節。Eagle Ford 干氣產區工程組織施工效率高，頁巖氣水平井建井周期主體位于100～150 d(圖8a，表1)。建井周期是指一口頁巖氣水平井自開鉆到投產所需要的周期，反映了區域整體工程組織和工廠化施工效率。除此之外，建井周期也在一定程度上影響經濟效益。隨頁巖氣水平井建井周期縮短，鉆井壓裂設備利用率提高，投資回收期縮短，內部收益率呈增加趨勢。Eagle Ford 干氣產區頁巖氣水平井測深及水平段長逐年呈上升趨勢，2019 年中深層氣井平均測深6 013 m，平均建井周期為98 d；深層氣井平均測深6 394 m，平均建井周期為101 d。

表1 Eagle Ford 頁巖氣藏干氣產區中深層與深層頁巖氣水平井開發參數Table 1 Development indicators of medium-deep and deep horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

(2) 我國中深層成熟開發區應探索合理水平段長實現效益最大化，深層探索區初期應適當控制水平段長。Eagle Ford 干氣產區中深層氣井合理水平段長位于2 300 m 左右，深層氣井合理水平段長約為1 600 m。水平段長一直是開發技術政策中的關鍵指標，受地層傾角、埋深(水垂比)、鉆井能力、壓裂設備能力、生產制度及效益等多重因素影響。本文引入單位鉆壓成本產氣量指標評價開發效益，可由單井EUR 與鉆完井總成本的比值計算獲得。圖8b 為Eagle Ford 干氣產區中深層和深層氣井水平段長與單位鉆壓成本產氣量的統計關系。其中，中深層氣井水平段長800～4 000 m，主體位于1 000～3 000 m，平均單位鉆壓成本產氣量10.7 m3/USD；不同水平段長對應單位鉆壓成本產氣量呈三角形分布，三角形頂點對應水平段長約為2 300 m，當水平段長超過2 300 m 時，單位鉆壓成本產氣量隨水平段長增加而呈下降趨勢。深層氣井水平段長主體位于800～2 500 m，平均單位鉆壓成本產氣量7.8 m3/USD；不同水平段長對應單位鉆壓成本產氣量呈三角形分布，三角形頂點對應水平段長約為1 600 m；當水平段長超過1 600 m 時，單位鉆壓成本產氣量隨水平段長增加而呈下降趨勢。中深層和深層氣井單位鉆壓成本產氣量對比可知，深層開發效果遠低于中深層，深層頁巖氣開發仍處于不斷探索階段。

圖8 2009—2019 年Eagle Ford 干氣產區建井周期及單位鉆壓成本產氣量Fig.8 Construction cycle and shale gas production volume of unit drilling-fracturing cost of horizontal wells in the Eagle Ford dry gas production zone from 2009 to 2019

5 結論

a.Eagle Ford 中深層氣井2019 年平均測深6 013 m，水平段長2 558 m，鉆井周期25.3 d，分段壓裂平均段間距50.0 m，加砂強度3.81 t/m，用液強度24.2 m3/m，百米壓裂段長EUR 為677×104m3，單井鉆完井成本617 萬美元(鉆井成本226 萬美元，固井成本48 萬美元、壓裂水成本98 萬美元、支撐劑成本64 萬美元、壓裂泵送成本151 萬美元、其他成本31 萬美元)，百米段長壓裂成本13.4 萬美元。

b.Eagle Ford 深層氣井2019 年平均測深6 394 m，水平段長2 423 m，鉆井周期33.3 d，分段壓裂平均段間距50.0 m，加砂強度4.03 t/m，用液強度26.9 m3/m，百米壓裂段長EUR 為520×104m3，單井鉆完井成本697 萬美元(鉆井成本255 萬美元，固井成本52 萬美元、壓裂水成本107 萬美元、支撐劑成本65 萬美元、壓裂泵送成本180 萬美元、其他成本38 萬美元)，百米段長壓裂成本16.1 萬美元。

c.Eagle Ford 干氣產區工程組織施工效率高，頁巖氣水平井建井周期主體位于100～150 d，目前建井周期100 d。不同水平段長對應單位鉆壓成本產氣量呈三角形分布，中深層、深層氣井合理水平段長分別為2 300、1 600 m。國內中深層成熟開發區應探索合理水平段長實現效益最大化，深層探索區初期應適當控制水平段長。