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页岩气勘探开发的发展与新技术

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页岩 勘探 开发 发展 新技术
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页岩气勘探开发技术与发展前景姓名 : 赵春平 班级 : 石工 11 学号 : 11021467 摘要:页岩气是一种重要的非常规天然气资源。页岩气是以多种相态存在、主体上富集于泥页岩地层中的天然气聚集。随着全球经济发展对油气资源需求量的不断增长以及常规油气资源勘探开发难度的不断加大,页岩气等非常规油气资源在油气供给中的比例将日益增加。全球页岩气技术可采资源量约 207 万亿立方米,计入页岩气使全球总天然气资源量提高约 47%,达到 648 万亿立方米。发达国家非常规油气勘探开发技术日渐成熟,以美国为首的西方发达国家将继续引领全球页岩气油气勘探另外,我国已探明陆域页岩气地质资源量 1344200 亿 采资源量为 250000 亿 力巨大,如何有效地探勘并开发页岩气成为关键。中国页岩气开发面临页岩气的资源量和富集区有待明确、评价研究方法需更准确、探索压裂技术诀窍和重视商业管理模式四大问题。从我国地质条件、国内环境等出发,客观认识页岩气资源基础,循序渐进,加强勘探开发技术和商业模式研究与推广应用,积极开展先导试验,加强政策引导和扶持,未来 5—10 年中国页岩气开发有望取得突破和发展。文中介绍了目前页岩气勘探开发中的主要技术,包括页岩气测井技术、水平井多级压裂技术、超临界 发页岩气技术、同步压裂技术等,同时总结了存在的问题。我国页岩气资源非常丰富,但在勘探开发过程中,还急需新技术、新方法的突破。关键词:页岩气;现状;开发技术;存在问题;发展前景页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集。近年来随着社会对清洁能源需求的不断扩大、天然气价格的不断上涨、对页岩气藏认识的不断深化,页岩气勘探开发技术正由北美向全球扩展。页岩气在非常规天然气中异军突起,成为全球非常规油气资源勘探开发的新亮点。加快页岩气资源勘探开发,已经成为世界页岩气资源大国的共同选择。1、国内外现状页岩气的勘探开发历史悠久.已有近200年的历史,目前正迈入快速发展期。全球对页岩气的开发并不普遍,仅美国和加拿大在这方面做了大量工作。泥页岩内的储层性质、流体性质和开发技术水平影响页岩气的产量。目前世界上只有美国、加拿大和澳大利亚3个国家实现了页岩气的商业化开采,其中美国开发程度最高。美国:进入2岩气地质理论与勘探开发技术获得重大突破,天然气供应来源发生改变。美国页岩气年产量从2000年占天然气产量比值的2.1%上升至2011年的28%,013年能源展望报告》预测,2040年美国页岩气产量将达至4729亿立方米。加拿大:2001年005年页岩气产量仅约2.7亿立方米,2007年超过8 3亿立方米,2009年仅亿立方米。据高级资源国际(测加拿大页岩气产量预计到2020年将超过620亿立方米。届时非常规天然气将占到加拿大天然气产量的50%。中国:截止2013年3月底,全国其实施页岩气钻井83口(其中水平井28口),主要分布在四川、陕西、重庆等地,由中国石油、中国石化和延长石油三家公司参与勘探开发。目前四川是中国的页岩气主要生产地区,中国石油和中国石化已经在该地区建设了生产示范区。美国页岩气开发有80多年的历史,参与的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家,页岩气产量也逐年提高。美国“页岩气革命”推动全球非常规油气获得战略性突破,页岩气勘探开发聚焦了世界的目光,主要大国出于经济和政治利益的考虑,加大对页岩气的投入。其资源分布与资源潜力成为研究的焦点。页岩气资源在全球分布广泛,主要分布于北美、中亚、中国、中东、北非和非洲南部等国家和地区,页岩气是一种重要的非常规资源。美国页岩气发展势头强劲,正在改变美国天然气供应格局,甚至会影响美国未来的整体能源局势。页岩气俨然成为全球油气行业的新宠。在此基础上,如何有效地开发页岩气成为研究热点。2、页岩气藏储层特征页岩气的多成因、多赋存方式和连续性聚集决定了页岩气生气机理和富集规律的复杂性。泥页岩气既富存于暗色泥岩和页岩的孔隙内、裂缝中,也富集在泥页岩内部的浅色粉砂岩、细砂岩的薄互层中还有的溶解于干酪根介质内。泥页岩气富集在非常细小的原生孔隙内。事实上,尽管泥页岩自身非常致密,但其孔隙度的大小随裂缝发育程度的不同变化范围较大,可由1%到15%,渗透率则随裂缝发育程度的不同而有变化。泥页岩气以多种相态形式存留于孔隙空间,包括吸附态、游离态以及溶解态。其中吸附作用是页岩气储集下来的重要机制之一,吸附态天然气的含量变化为20%~85%.主要是吸附在干酪根或矿物表面上,游离气及溶解气则富集在岩石孔隙、有机质内孔隙及裂缝的空间内n]。泥页岩气在岩石中具有广泛的饱和性,每吨岩石含气量为0.4~9.9多数情况下为1~3m3/t,它们主要以吸附状态存在于岩石内,吸附气含量一般为20%~85%。泥页岩残留的气量与许多地质条件有关,包括埋深条件、温压条件、生烃条件以及岩层的排烃条件等等。页岩气可形成于有机质沉积、演化的各个阶段,包括生物气、于酪根热降解气和原油热裂解气。根据北美页岩气发展史和对各产气页岩天然气成因的分析,页岩气以热成因为主,热成因气来源于干酪根热降解和液态烃热裂解.在特殊条件下可存在生物成因页岩气。研究表明,页岩产气能力与热成熟度密切相关,一般生物成因页岩气产量低,热成因页岩气产量高。进一步研究发现,高产富集页岩气的成熟度尺。分布于1.0%一3.2%之间,以R。>2.0%为主体,页岩气储层致密,以纳米级孔隙为主。页岩气储层为富有机质页岩及与其薄互层存在的粉砂一极细砂岩、泥灰岩等致密岩类,具有极低的孔隙度和超低渗透率。孔隙度小于铴~6.5%.未压裂页岩的基质渗透率小于100断裂或裂缝发育区孔隙度会提高到10%、渗透率提高到200对孔隙大小比常规砂岩的孔隙小400倍,约为40个甲烷分子直径大小甲烷分子直径为0.38隙度4%要勘探开发技术基于页岩气藏储层的低孔隙度、低渗透率特征及流体赋存状态多样化的特点,页岩气藏的开发技术也和常规油气藏不尽相同。3.1 页岩气测井技术页岩气有别于已经大量开采的常规天然气,在成藏机理及赋存特征方面都有其独到的特点,识别页岩气的方法也有别于以往对常规天然气气藏的判别模式。总有机碳量、成熟度是其重要的判别指标。通过对这些地球化学指标的认识,作为对可用地化分析样品的补充,利用测井数据计算这两个参数将有助于对页岩气藏的识别。总有机碳含量代表了页岩气源岩的生气潜力,成熟度则表现干酪根的演化程度,两者综合指示页岩储层中可能存在的天然气量嘲。通过对老井测井数据的复查,有可能在原为常规油气藏的盖层位置找到页岩气;同时在新的页岩气区块,通过综合测井数据分析可以在测井曲线上辨别有利的页岩气储层。国内目前应用于页岩气储层的测井系列主要为常规测井系列,利用测井曲线形态和测井曲线相对大小可以快速而直观的识别岩气储集展。实测中页岩气储集层在常规测井曲线上有明显的特征响应。识别非常规天然气所需要的常规测井方法主要是:自然伽马测井、井径测井、中子密度测井、岩性密度和体积密度测井。测井在页岩气藏勘探开发中有两大任务:一是储层及含气量的评价,二是为完井服务提供指导参数并在钻井中起地质导向作用。在页岩气储层评价中,测井资料可以进行定性和定量解释:定性解释内容包括 识别 岩 性 、 判 断 含 气 页 岩 层 、 识 别 裂 缝 等 。3.2 水平井多级压裂技术水平井可以增加井筒与油层的接触面积,从而提高油气的产量和最终采收率,从水平井中获得的最终采收率是直井的3倍,而费用只相当于直井的2倍,因此被越来越多的作业者应用。但是由于页岩气储层渗透率低气流阻力比传统天然气大得多,还要对水平井进行压裂增产,井一般用作探井,生产井多采用水平井。水平井可以获得更大的储层泄流面积,其单井产量大,生产周期长,特别是对于页岩这样的产层薄,孔隙度小,渗透率低的储层开发,会表现出直井无法比拟的效果。压裂技术是页岩气藏等低孔低渗气藏增产的有效途径。利用封隔器进行的多级压裂技术能在一次施工中分多井段同时压裂,从而形成更多裂缝网络,达到增产的目的。近年来,斯伦贝谢、贝克休斯、加拿大封隔器能源服务公司等相继推出水平井多级压裂技术,为世界完井市场提供了典范。斯伦贝谢的以准确放置压裂液,裂缝导流能力高、压裂液损害小,可将完井时问从几天缩短到几小时,一次压裂级数可达17级。通过岩石力学理论分析,对于人工压裂裂缝而言,其裂缝方向始终平行于最大主应力方向,当水平段轨迹与最大主应力方向夹角不同时,会产生不同的人工压裂裂缝形态。当水平段轨迹平行于最大主应力方向时,裂缝与水平段轨迹方向平行,产生轴向裂缝;当水平段轨迹与最大主应力方向呈0°~ 90°夹角时,裂缝与水平段轨迹方向斜交,产生斜向裂缝;当水平段轨迹与最大主应力方向垂直时,裂缝与水平段轨迹方向垂直,产生垂直于水平段轨迹的裂缝。水平井地质优化技术是水平井成功开发致密浊积岩油藏的关键和基础。致密浊积岩油藏水平井优化技术主要包括3 个方面:水平段方向、位置以及长度的优化。水平段轨迹应垂直于最大主应力方向;水平段轨迹选择在储层内物性相对较好位置为主,上下有水层时,应考虑避免压裂沟通;随着水平段长度的增加,钻井、完井投资会产生不同幅度的增长,单井总投资呈加速上升趋势,而累计产量增幅则呈减缓趋势。因此,要综合考虑构造形态、储层展布、工艺水平,经济合理地设计水平段长度。3.3 超临界界温度31.04℃,临界压力约为7.38般井下750此,一般地层中注入的临界流体既不同于气体,也不同于液体,具有许多独特的物理化学性质。超临界时,其黏度与气体接近,扩散系数比液体大,具有良好的传质性能。另外,超临界此它们可以进入到任何大于超临界方面,在钻井方面,超临界理岩及花岗岩,其破岩门限压力比水射流要小得多,并且超临界岩小尺寸喷射辅助钻井试验结果表明,在曼柯斯页岩中,超临界倍,破岩所需必能仅为水射流钻井的20%。另一方面,在提高采收率方面,超临界散系数大,表面张力为零,在储层中易于流动,在外力作用下,能够有效驱替微小孔隙和裂缝中的游离态时,将吸附的而增加产量;再者,超临界有效减少近井带污染,提高流动能力。页岩气存储层中的吸附气古量达到20%~85%,决定其单井产量低,采收率低、生产周期长的开发特点。利用超临界敞系数较大表面张力为零。因此,它在储层孔隙中非常容易流动,而且能够进人到任何太干其分子的空间在外力作用下,能够有嫂驱替微小孔隙和碰缝中的游离态临界不含水,钻井过程中不会对储层造成任何污染,还改善近井地带的气体渗流通道。同时,利用超临界低黏特性能够使储层产生诸多微裂缝.从耐最大限度地沟通天然裂缝,进一步提高裂缝的导流能力.达到增产和提高采收率的目的。由于页岩气开发难度较大,单井产量和采收率低.投资回收期较长.因此要严格控制开发成本。通常经济优势和技术优势是一致的.因此超临界于页岩气藏,绝大部分的黏土矿物组成及大量的原生孔和微裂隙为天然气的驻留提供了巨大的比表面和空间,将02分子占据了原有的吸附态的过孔隙喉道流入井筒被开采出来,而时,页岩气藏比较致密,渗透率极低,驻留的其他油气藏来说具有更好的.4 同步压裂技术同步压裂指对两口或两口以上的配对井进行同时压裂。同步压裂采用的是使压裂液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积,利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的程度和强度,最大限度地连通天然裂缝。同步压裂最初是两口互相接近且深度大致相同水平井间的同时压裂,目前已发展成三口井同时压裂,甚至四口井同时压裂。同步压裂对页岩气井短期内增产非常明显,而且对工作区环境影响小,完井速度快,节省压裂成本,是页岩气开发中后期比较常用的压裂技术。通过增加水力裂隙网的密度,产生一个复杂的裂缝三维网络,同时也增加了压裂工作的表面积。当压裂液注入两井之间的空间时,每个井的排油面积增加,这是在单井压裂时不可能出现的。同步压裂费用较高,并且需要更多的协调工作以及后勤保障,作业场所也更大。同时,它的收效大,因为压裂设备会更高效的应用,2口井会在一周内完井而不是两周,采用该技术的页岩气井短期内增产效果非常明显。2006年,同步压裂首先在美国业者在水平井段相隔152~305 于压裂井的位置的接近,如果依次对两口井进行压裂,可能导致只在第二口井中产生流体通道而切断第一口井的流体通道。同步压裂能够让被压裂的两口井的裂缝都达到最大化,相对依次压裂来说,获得收益的速度更快。在约158.76万公斤的支撑剂和39750立方米的减阻水被注入到井孔中的9个层位(其中一口井4个,另一口井5个),之后,这两口井均以相当高的速度生产,其中一口井以日产25.5 x 104其他未压裂的井日产速度只有5.666×104岩气储层具有渗透率极低的特点,所以开发过程中必须采用适当的增产技术,才能实现商业开发。大多数产页岩气岩具有分布范围广、层厚、普遍含气等特点,从而使得页岩气井能够长期的以稳定的速率产气。3. 5 重复压裂技术所谓重复压裂是指同层第二次的或更多次的压裂,即第一次对某层段进行压裂后,对该层段再进行压裂,甚至更多次的压裂。要使重复压裂处理获得成功,必须在压裂后,能够产生更长或导流能力更好的支撑剂裂缝,或者使作业井能够比重复压裂前更好的连通净产层。实现这些目标需要掌握更多关于储层和生产井状况资料,以便了解重复增产处理获得成功的原因,并以此为基础改进以后的处理。评估重复压裂前、后的平均储层压力、渗透率厚度乘积和有效裂缝长度与导流能力,能够使工程师们确定重新压裂前生产井产能不好的原因,以及重复压裂成功或失败的因素。决定页岩气重复压裂成功与否的一个重要因素是裂缝转向。在过对远、近地应力场研究表明,重复压裂裂缝刚开始沿着原先的裂缝方向延伸,延伸很短的一段距离后裂缝开始转向。由于缝转向并形成新缝网是可行的,但并不是每次重复压裂都能使裂缝转向,可以通过微地震裂缝监测对裂缝转向和新缝网进一步认识。微地震裂缝监测技术的主要依据是,在水力压裂过程中,裂缝周围的薄弱层面(如天然裂缝、横推断层、层理面)的稳定性受到影响,发生剪切滑动,产生了类似于断层发生的“微地震”或“微天然地震”。微地震辐射出弹性波的频率相当高,一般处在声波的频率范围内。这些弹性波信号可以用精密的传感器在邻井探测,并通过数据处理分析出有关震源的信息嘲。3. 6 清水压裂技术清水压裂是指应用在清水中加入降阻剂、活性剂、防膨剂等或线性胶作为工作液进行的压裂作业。具有成本低、伤害低以及能够深度解堵等优点。因为清水压裂在从1997年不断的成功应用,多早期方法在注入高浓度压裂支撑剂时遇到困难,因此限制支撑剂浓度平均为0.05磅/加仑。一口直井的排量大约是每英尺2 000—2 400加仑。一个重要的关于清水压裂的观测结果是抽吸的流体体积正相关于初始采收率和对应的储量。由于岩石中的天然裂缝具有一定表面粗糙度,闭合后仍能保持一定的缝隙,形成对低渗储层来说已经足够的导流能力。清水压裂很少需要清理,基本上不存在残渣伤害问题,且可提供更长的裂缝,并将压裂支撑剂运到远至裂缝网络,与其20世纪90年代的凝胶压裂技术相比,可节约50%~60%的成本。该技术已成为开发如、 球页岩气资源潜力据预测同,全球页岩气资源量为648万亿立方米,与全球常规天然气(471万亿立方米)、煤层气、致密气的总和相当,主要分布在北美、中亚、中国、中东、北非、南美、前苏联等地区。从全球看,除撒哈拉以南的非洲地区与欧洲的页岩气资源可能较少,目前只有北美地区进行了页岩气商业性勘探开发、有较为可靠的储量结论外,009)认为北美为例。2008年不考虑风险因素的情况下,9个区带的可采资源量为21万亿立方米,对北美7套页岩气进行资源评价。其原地页岩气资源量约146万亿立方米、可采资源量约为20万亿立方米。加拿大非常规天然气协会(为加拿大的页岩气原地资源量在42.5万亿立方米以上,超过了加拿大常规天然气资源量12万亿立方米,其中加拿大009)估算采资源量7万亿立方米)。009)对欧洲页岩气资源进行估算,认为欧洲页岩气资源量在30万亿立方米(可采资源量约4万亿立方米)以上,未来10年,欧洲页岩气的开采将使欧洲的天然气实现自给自足,摆脱俄罗斯的制约。009)对非洲南部万亿立方米(可采资源量大于1万亿立方米)。同时。发现澳大利亚、新西兰许多盆地也具有页岩气勘探远景,如00. 2 中国页岩气资源潜力中国陆上广泛发育海相、海陆过渡相和陆相3种富有机质页岩,在地质时代上,中国陆上发育的富有机质泥页岩地层划为两大地质时期,古生代海相沉积形成的富有机质泥页岩和中新生代陆相沉积形成的富有机质泥页岩。从岩石类型上,中国陆上的富有机质页岩可分为三大类:第一类为通常意义上的富有机质黑色页岩,主要分布于中国的南方、华北、塔里木三大区域。以海相沉积为主。渤海湾、松辽、鄂尔多斯、准噶尔等主要含油气盆地也有较好的页岩地层。第二类为与煤系地层相关、发育在煤层上下的高炭质页岩。在南方扬子地区、北方广大地区均有分布:第三类为泥岩,以陆相湖泊沉积为主,广泛存在于松辽、渤海湾、鄂尔多斯、塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木等盆地和河西走廊等地区的石炭系一新近系中。中国页岩气的形成和富集地质条件与北美相比。在富有机质页岩发育的广泛性、页岩质量等方面具有许多相似性。但是,由于中国地质条件复杂,尤其是构造体制、沉积环境、热演化过程等方面的差别,中国页岩气的形成、富集存在许多差异。中国古生界海相富有机质页岩分布范围广、连续厚度大、有机质丰度高.但演化程度高、构造变动多;中新生界陆相富有机质页岩横向变化大.以厚层泥岩或砂泥岩互层为主.有机质丰度中等,热成熟度低。针对上述异同.对中国可能的页岩气资源估算难度很大。中国沉积岩面积约670×104中海相沉积岩面积近300×104类比法预测,中国陆上富有机质泥页岩有利勘探开发面积约(100—150)×10%,厚度200000m,有机碳含量O.5%一25.71%,页岩气资源潜力为(86~166) 万亿立方米,其中古生界海相页岩气资源潜力为(7147) 万亿立方米,占页岩气总资源量的88%。中新生界页岩气资源潜力为(11~19) 万亿立方米,为页岩气总资源量的12%。中国页岩气资源勘探开发总体处于探索和突破阶段。初步评价认为。南方地区古生界海相页岩分布面积广、厚度大、有机质丰富、成熟度高,有利于页岩气的形成与富集。资源潜力大,是中国页岩气勘探开发的现实领域。其中奥陶系五峰组一志留系龙马溪组富有机质页岩面积42×104度200m。平均厚度大于100m,有机碳含量1.88%~4.3%,最高约9.84%,寒武系筇竹寺组富有机质页岩面积50×10‰z,厚度50~300m,平均厚度大于120m,有机碳含量1.5%~5.7%.最高22.15%。尤其是部分井已获得低产气流和工业气流,将会成为中国页岩气勘探开发率先突破的领域。4.3 页岩气资源发展前景据统计。泥页岩约占沉积岩总体积的55%.从这类分布最为广泛的沉积岩石中成功地商业开采出天然气资源,被认为是过去近100年来油气地质理论与工程技术取得的最激动人心的重大成就。目前,页岩气已成为全球高效清洁能源的重大战略接替资源。是天然气勘探开发的重要新目标,其发展速度超过了致密气、煤层气等,究其主要原因:一是北美页岩气资源潜力大、地质认识创新、水平井多级压裂与重复压裂技术进步、天然气价格上升等因素,使页岩气实现了规模、有效的商业开发;二是美国减少了天然气与变了北美天然气供应格局并引起了全球天然气价格的变化:三是页岩气的快速发展助推了天然气成为全球发展低碳经济的重要能源类型。页岩油气资源是含油气盆地中最后走上勘探开发舞台的一类非常规油气资源,其蕴藏量最丰富。页岩气的商业开发使天然气工业生产结构发生了重大的改变.不可避免地带来了一场能源革命。有关专家( 010)认为2007~2009年是北美页岩气年。2010年是中国和欧洲页岩气起步年。也有专家(乔治.沃特,2010)预测未来10~20年,北美地区仍是页岩气快速发展的地区(图8)。从图8可看到北美页岩气产量2009年达到900×1082015年可能达到2000×108030年可能上升至3200×108一左右。国土资源部提出。到2020年中国将在全国优选出50~80个页岩气有利远景区、20~30个有利勘探开发区。落实页岩气储量10000×10W,实现(150一300)×10岩气产量占中国天然气产量的8%~12%嗍。中国石油预测(周吉平,2010)到2020年中国天然气消费量将达3000×10W。届时页岩气的产能将占消费量的5%~10%。页岩气开发影响着未来中国天然气和非常规天然气的开采.乃至影响整个能源格局和国家战略。5、 存在问题页岩气的开发具有高技术、高投入、低成本、长周期的特点,在我国除了需要解决中国是否存在页岩气的问题、中国页岩气产量是多少、中国页岩气规模多大、开采页岩气成本是否合适等问题外,还要进行页岩气产能预测,资源评价的问题、页岩气的评价技术和核心工艺、现有的天然气开采技术不适合页岩气的开发、中国缺少页岩气的帮扶政策。另外钻井技术和储层改造技术方面也有论述,但不够深入,没能形成完整的技术规范和流程。而关于资源评价方面,仅仅是依据常规油藏储量计算的相关方法完成,没有考虑到页岩的超低孔低渗特征及页岩气藏中流体的多种存在状态。另外,有关页岩气的渗流机理研究较少,也亟待开发出适用于页岩气储层特征的数值仿真器等开发软件。6、 结论(1)、中国页岩气地质研究工作目前已处于起步阶段,正从理论学习走向科学实践.从重点地区调查走向多地区多类型评价,从局部试验走向规模投人。中国页岩气地质条件极为复杂,页岩气地质理论研究内容广泛,当前的研究基础薄弱.存在问题较多.理论研究相对滞后。(2)、页岩气地质研究应加强沉积、构造对页岩发育和分布的影响研究,精细划分富有机质页岩层段;深入研究不同富有机质页岩类型的页岩气吸附机理;提高微结构定性定量测试分析技术,明确储层物性与页岩各项参数的关系:建立评价现今页岩气保存条件的指标体系;获取页岩气资源评价关键参数.进一步完善选区参数体系和标准。(3)、在页岩气地质理论研究方向上要有所侧重,结合具体实践,推动理论研究的深入,建立中国特色的页岩气地质理论体系,在具体的理论方向研究中要按照地区、层系、类型等内容因地制宜、相互借鉴、统筹兼顾,突出研究的实用价值。(4)如何有效地探勘并开发页岩气成为关键,页岩气以多种相态形式存留于孔隙空间,包括吸附态、游离态以及溶解态。其中吸附作用是页岩气储集下来的重要问题。我国页岩气资源非常丰富,但在勘探开发过程中,还急需新技术、新方法的突破。我国页岩气的相关研究还处于初级阶段,亟需建立新理论、新模型,更高效地开发页岩气资源。致谢:本文在编写过程中,得到中国石油大学(华东)步玉环、樊泽霞、吕开河、蒲春生、任韶然等教授专家的指导和支持,在此一并表示真诚的感谢。参考文献[1]张金川,金之钧.页岩气成藏机理和分布[J].天然气工业,2004,24(7):15一18.[2]潘仁芳,黄晓松.页岩气及国内勘探前景展望[J].中国石油勘探,2009(3):3]李新景,胡素云,程克明.北美裂缝性页岩气勘探开发的启示[J].石油勘探与开发,2007,34(4):392—400.[4]黄玉珍,黄金亮,葛春梅.技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键[J].天然气工业,2009,29(5):7~10.[5]张林晔,李政,朱日房,等.济阳坳陷古近系存在页岩气资源的可能性[J].天然气工业,2008,28(12):26—29.[6]潘继平.对促进中国页岩气勘探开发若干问题的思考——2011年中国页岩气发展回顾与思考Ⅱ国际石油经济,2012,(101—106.[7] 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