《非常规油气藏开发》课件

非常规油气藏开发欢迎参加非常规油气藏开发课程本课程将全面介绍非常规油气的勘探、开发和生产技术，包括页岩气、致密油气和煤层气等资源类型我们将从基础地质特征到先进开发工艺，系统讲解非常规油气开发的全过程随着全球能源结构转型和中国能源安全战略的实施，非常规油气已成为能源领域的重要组成部分通过本课程，您将了解非常规油气开发的前沿技术和实践经验，为能源行业的可持续发展贡献力量课程介绍与学习目标课程内容学习目标本课程共分为五大模块基通过本课程的学习，学生将础概念介绍、非常规油气藏能够识别和评价非常规油气地质特征、关键勘探技术、藏的地质特征，掌握主要开开发工艺流程以及典型案例发技术原理，了解国内外最分析课程将理论与实践相新开发动态，具备初步分析结合，通过丰富的案例和数解决非常规油气开发问题的据，帮助学生全面理解非常能力规油气藏开发的核心内容能力培养本课程着重培养学生在资源评价、工程设计和方案优化方面的专业能力，同时提升学生的创新意识和团队协作精神，为未来从事相关领域的研究和实践工作打下坚实基础全球油气行业发展现状中国油气能源现状与挑战资源禀赋供需矛盾新能源形势中国是非常规油气资源大国，页岩气中国常规油气对外依存度高，石油和在碳达峰、碳中和背景下，中国能源技术可采资源量达万亿立方米，天然气对外依存度分别达到和结构正加速调整作为清洁能源，天

36.173%致密气技术可采资源量约万亿立，能源安全面临严峻挑战开发然气特别是非常规天然气在能源转型

21.842%方米，煤层气资源量约万亿立方米非常规油气资源是缓解供需矛盾、保中扮演着关键的桥梁角色，是实现30这些丰富的非常规资源为中国能源安障能源安全的重要途径能源低碳转型的现实选择全提供了重要保障什么是非常规油气定义分类非常规油气是指赋存于常规油按照赋存状态和开发方式的不气藏以外的特殊地质条件下，同，非常规油气主要包括页岩需要采用特殊工艺技术才能实气、页岩油、致密气、致密油、现商业开发的油气资源它们煤层气、天然气水合物等多种通常具有广泛分布、储量大、类型，各具特点又有共性开发难度高、开采成本高等特点区别于常规油气与常规油气相比，非常规油气储层孔隙度低、渗透率低、储集空间复杂，不具备自然产出能力，必须通过人工干预（如水力压裂、水平井等技术）才能实现商业开采非常规油气藏类型总览页岩气油致密油气//指赋存于有机质丰富的页岩层中的天然指赋存于渗透率极低（通常小于毫达

0.1气或石油，储层渗透率极低（纳达西西）的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储层级），主要以吸附态和游离态存在中的石油或天然气资源其他类型煤层气包括天然气水合物（可燃冰）、致密油主要成分为甲烷的天然气，赋存于煤层砂、页岩蜡岩油等资源类型，各有特殊中，主要以吸附态存在，是煤炭形成过地质条件和开发工艺要求程中的伴生产物页岩气的基本特征储层组成含气机理主要产区页岩气储层主要由粘页岩气以三种形式存全球主要页岩气产区土矿物、石英、长石、在吸附在有机质和包括美国巴尼特页岩方解石等矿物组成，粘土表面的吸附气气田、马塞勒斯页岩富含有机质，有机碳（占）、气田、鹰福特页岩气50%-80%含量通常大于游离于孔隙和裂缝中田，以及中国四川盆TOC微孔隙发育，孔的游离气、溶解在有地龙马溪组、五峰组1%隙度一般在之机质和地层水中的溶页岩气藏等这些地2%-8%间，渗透率极低，通解气这种多机理储区已实现大规模商业常为毫达集特征使页岩气开发开发

0.001-

0.1西具有复杂性页岩油的基本特征储层参数页岩油储层具有高有机质含量（）、高脆性（脆性矿物含TOC2%量）、适中热演化程度（）等特点这些特征40%Ro=

0.7-

1.3%使页岩层既是优质烃源岩，又是储集层和盖层含油方式页岩油主要以三种方式存在游离于孔隙和微裂缝中的自由油、吸附在矿物表面的吸附油、溶解在干酪根中的溶解油这种复杂的存在方式使得页岩油的开发难度大于常规油藏分布区域全球著名的页岩油产区包括美国的巴肯页岩油、鹰福特页岩油，以及中国的松辽盆地青山口组、姚家组页岩油、鄂尔多斯盆地长页岩油7等这些地区的开发经验为全球页岩油资源开发提供了宝贵借鉴致密油气基本特征储层结构致密油气储层主要由砂岩、碳酸盐岩等组成，渗透率极低（通常小于），孔隙度低（一般小于），

0.1mD10%具有致密化特征含油气空间油气主要赋存于原生微孔隙、次生溶蚀孔和微裂缝中，分布不均匀，形成甜点区生产模式需要通过水平井和大规模水力压裂等技术措施才能实现商业开发，生产特征为早期产量高、后期递减快与页岩油气相比，致密油气储层具有更为复杂的非均质性，甜点区的识别和评价成为致密油气勘探开发的关键中国鄂尔多斯盆地长庆油田的致密油气开发已取得显著成效，成为中国最大的油气田之一煤层气特性解析煤层含气性煤层含气量一般为，受煤级、埋深等因素影响5-25m³/t固体吸附机理主要以物理吸附方式存在于煤基质表面关键开发难点低渗透性和强水锁效应是主要技术挑战煤层气是煤化过程中形成的伴生气体，主要成分为甲烷（占比以上）煤层既是气源岩又是储集层和盖层，形成了自生90%自储的独特储集模式煤层气开发需要先排水降压，解吸煤层气才能实现有效采出由于中国煤层多为低透气性和高瓦斯含量，开采难度较大，但环保效益显著，既能减少温室气体排放，又能提供清洁能源非常规油气盆地地质条件沉积环境控制海陆交互和湖盆环境是形成优质页岩气的有利条件，富有机质沉积是非常规油气藏形成的物质基础氧化还原环境、古气候变化和沉积速率共同影响有机质保存构造演化影响构造运动控制着盆地的演化过程，影响成藏条件温和的构造活动有利于裂缝发育，而强烈的构造运动可能导致油气藏破坏最佳的非常规油气藏通常位于构造相对稳定的地区成熟度和保存条件有机质热演化程度直接决定了烃类的生成类型和数量合适的埋藏深度和温压条件有利于烃类保存过高的热演化程度会导致干气生成，而过低则不利于烃类释放地球化学条件岩石矿物组成、有机质类型和含量、脆性指数等地球化学参数共同决定了非常规油气藏的质量高脆性、高有机质含量、适中成熟度的储层最具开发价值全球典型非常规油气盆地盆地名称主要资源类型关键地质特征开发现状美国二叠纪盆地页岩油气、致密有机质丰富，高大规模商业开发，/油脆性，裂缝发育产量全球领先加拿大西部盆地页岩气、油砂远古海相沉积，技术成熟，产量有机质含量高稳定增长中国四川盆地页岩气、致密气海相页岩，构造商业化开发，产复杂，深层高压量快速增长阿根廷页岩油气厚度大，有机质初步开发，潜力Vaca/丰富巨大Muerta这些典型盆地尽管地质条件各不相同，但均具备优质烃源岩、适宜的热演化程度、良好的保存条件等共同特点美国的成功开发经验为其他国家提供了宝贵借鉴，但每个盆地的具体开发方案仍需根据其独特地质条件量身定制非常规油气储层特征2-5nm微孔径尺寸非常规储层主要以纳米级微孔为主2-8%孔隙度范围远低于常规储层的孔隙空间

0.001-

0.1mD超低渗透率流体难以自然流动的关键障碍50-80%吸附气占比页岩气主要以吸附态存在非常规油气储层的最显著特征是其复杂的孔隙结构体系，主要包括有机质孔隙、矿物晶间孔隙、微裂缝等多种类型这些孔隙大小通常在纳米级别，形成了特殊的纳达西级渗透率储层由于孔隙尺寸极小，表面效应显著增强，流体流动机理与常规储层有本质区别，遵循非达西渗流规律储层评价基础方法地球物理方法录井与测井技术岩心与样品分析三维地震是识别非常规油气藏甜点区常规测井结合特殊测井（如核磁共振、岩心分析是获取直接储层参数的基础的关键技术通过地震属性分析，可成像测井等）可综合评价储层物性方法高压吸附实验可测定吸附气含以识别裂缝发育带、优质储层分布区气测录井和岩屑荧光分析可快速识别量，压汞实验可分析孔隙结构扫描域特殊处理技术如叠前反演、方位含油气层位新型测井技术如元素捕电镜和射线衍射可观察微观结构和X各向异性分析等，能有效评价储层非获谱、脉冲中子能谱等，可精确评价矿物成分，为开发方案设计提供基础均质性和应力场分布矿物组成和有机质含量数据重点参数识别1有机碳含量TOC有机碳含量是评价页岩气潜力的关键指标，通常的储层具有良好的开发价值TOC2%TOC越高，生烃潜力越大，吸附能力越强常用测定方法包括燃烧氧化法和测井解释法2热演化程度Ro镜质体反射率是衡量有机质热成熟度的重要参数页岩气适宜的值为，过Ro Ro

1.1%-

3.5%低则以液态烃为主，过高则有机质已过度演化热解实验和生物标志物分析可辅助评价热演化程度3矿物组成与脆性石英、长石等脆性矿物含量影响压裂效果脆性矿物含量的储层易于形成复杂裂缝网络40%射线衍射和元素捕获能谱测井可精确测定矿物组成，为压裂设计提供依据X4孔渗特性孔隙度、渗透率和孔隙结构决定了储层储集能力和流体流动能力非常规储层的有效孔隙度一般为，渗透率在纳达西级别，需要通过人工压裂改造才能实现商业开发2%-8%非常规油气富集机理有机质沉积与保存有机质热演化富有机质沉积物在缺氧环境中得到良随埋深增加，温度升高，有机质发生好保存，形成优质烃源岩热解，转化为油气多机理富集成藏原位保存或短距离运移以吸附、游离和溶解等多种状态富集，生成的油气大部分保存在原生烃源岩形成连续型油气藏中或短距离运移至邻近致密层非常规油气形成机理与常规油气有本质区别常规油气需要明确的源运储盖组合，而非常规油气多为自生自储，源储共生---非常规油气富集的最佳区域通常是优质烃源岩发育区域，这些区域具有连续性分布、大面积含油气、无明显油水界面等特点，资源量巨大但单井产量受限，需要识别甜点区进行优先开发勘探技术演变1传统勘探阶段年前2000以二维地震和常规测井为主，主要依靠地质分析和模拟，定位精度低，勘探效率低下这一阶段主要针对常规油气藏，对非常规资源关注有限2初步评价阶段2000-2010引入三维地震和特殊测井技术，发展了基于、成熟度和矿物组成的评价TOC方法，开始系统评价非常规资源潜力美国页岩气革命在这一阶段起步3精细勘探阶段2010-2020地震处理精度大幅提高，发展了甜点识别技术，优化了水平井轨迹设计，形成了立体评价体系这一阶段实现了勘探效率和成功率的显著提升4智能勘探阶段至今2020人工智能和大数据技术广泛应用，实现了多维数据集成分析和智能选点，勘探精度进一步提高，投资回报率大幅提升这一阶段标志着非常规油气勘探进入数字化、智能化新时代水平井与多分支井井位优化设计基于地质建模和甜点分析，选择最佳井位和方位水平井轨迹通常垂直于最大主应力方向，以获得最佳压裂效果多学科团队合作确定井眼轨迹，最大化接触优质储层定向钻井实施采用先进的旋转导向系统和随钻测量技术，精确控制井眼轨迹水平段长度从早期的米发展到现在的米，甚至出现超长水平段500-8002000-3500（米）钻井液配方优化以减少储层伤害5000多分支技术应用通过一个主井眼钻多个分支水平井，增大储层接触面积常见的分级TAML多分支井可根据地质条件灵活设计多分支井技术可显著提高单井产量，降低整体开发成本水平井技术是非常规油气开发的核心技术之一相比传统直井，水平井能显著增加与储层的接触面积，提高单井产量中国在复杂地质条件下的水平井钻井技术取得30%-300%重大突破，如四川盆地页岩气水平井覆盖率已超过，平均水平段长度达到米以95%1500上水力压裂基本原理高压注入裂缝扩展支撑剂输送压力释放与流动通过高压泵车将压裂液注入地层，继续注入压裂液，裂缝延伸扩展，将支撑剂（如石英砂、陶粒）随停泵后支撑剂留在裂缝中保持裂当压力超过地层破裂压力时，在形成复杂裂缝网络压裂液输送至裂缝中缝张开，形成油气流动通道井筒周围形成裂缝水力压裂技术是非常规油气开发的关键技术，能有效改善储层渗透率，建立人工流动通道压裂液配方通常包括基液（水或聚合物）、支撑剂和添加剂（降阻剂、交联剂、防膨剂等）压裂设计参数如注入压力、排量、支撑剂浓度等直接影响压裂效果中国已形成具有自主知识产权的页岩气压裂技术体系，适应复杂地质条件体积压裂技术与应用体积压裂基本概念关键技术要素体积压裂是一种大规模压裂技术，通过高密度射孔（孔米）、短簇15-25/创造高密度、复杂的裂缝网络，最大化间距（米）、大排量（10-1512-提高储层改造体积与传统压裂相比，立方米分钟）、高支撑剂浓度18/体积压裂使用更大排量、更多支撑剂、（公斤立方米）和特殊800-1000/更多分段，形成更复杂的裂缝系统，显压裂液体系是体积压裂的核心技术要素著提高单井产量通过精细设计这些参数，可实现最佳改造效果适用地质条件体积压裂最适合应用于脆性矿物含量高（）、天然裂缝发育、应力差小的储层40%在这类地质条件下，更容易形成复杂裂缝网络，实现大体积改造对于黏土矿物含量高的储层，需要特殊处理以防止黏土膨胀影响压裂效果体积压裂技术已成为非常规油气开发的主流技术，在美国页岩气区块应用后，单井产量提高了中国在四川盆地页岩气开发中创新性发展了适合高应力、深层储层的50%-200%体积压裂技术，平均单井日产量提高至万立方米，大幅提升了开发效益25-30裂缝形态与缝网形成裂缝形态可分为简单平面裂缝和复杂缝网两种基本类型在均质性强、水平应力差大的储层中，易形成简单平面裂缝；而在非均质性强、天然裂缝发育、水平应力差小的储层中，易形成复杂缝网复杂缝网的形成机理主要包括人工裂缝与天然裂缝交叉形成网状结构、多重平行裂缝相互干扰、应力干扰导致裂缝转向等微地震监测技术能实时捕捉裂缝扩展过程，评估改造体积数值模拟技术如离散元方法、扩展有限元法等，可预测不同条件下的裂缝扩展规律，优化压裂设计井网部署优化传统井网布局传统井网采用等距部署方式，水平井间距通常为米，井距过大会导致储层利用率低，过小则会造成井间干扰，降低单井产量和经济效益早期美国页岩气开发多200-400采用这种简单布局方式拉链式井网布局拉链式井网是一种先进的优化布局方式，相邻水平井交替压裂，利用应力干扰效应形成更复杂的裂缝网络，提高储层改造体积这种方式可提高单位面积产量，10%-30%降低单位产量成本立体开发模式针对多层系储层，采用三维立体井网布局，不同目的层位部署水平井，实现全层系协同开发这种模式可大幅提高资源利用率，降低地面占地和基础设施投入，是未来非常规油气开发的主流方向产能影响因素分析非常规开发工艺流程总览钻井阶段包括地面设施建设、导管段钻进、技术套管段钻进、水平段钻进、固井等工序采用优化的钻井液体系和钻具组合，确保井眼质量和钻井效率完井阶段包括射孔、封隔器安装、完井管柱下入等工序根据地质条件选择不同完井方式，如裸眼完井、套管完井或筛管完井，保证井筒与储层有效连通压裂改造包括压裂前准备、压裂液配制、分段压裂实施、排液等工序通过多段分压技术，实现水平井全段有效改造，形成复杂裂缝网络投产与管理包括气井排液、产能评价、生产制度优化等工作建立智能化生产监控系统，实现远程监控和动态管理，确保井筒畅通和长期稳产页岩气开发工艺流程地面工程准备包括井场建设、道路铺设、供水系统、压裂液储存设施等页岩气开发需要较大的井场空间（约公顷），以容纳多口井和大型压裂设备2-3水资源管理系统建设是重要环节，包括取水、储水、回用水处理等设施钻完井作业采用一个平台，多口井模式，提高开发效率钻井阶段要特别注意井筒轨迹控制和储层保护，常用快速钻井技术缩短钻井周期完井阶段采用分段压裂完井工艺，安装多级滑套或桥塞射孔系统，为后+续分段压裂做准备压裂改造与投产采用大规模体积压裂技术，单井压裂液量通常达万立方米，1-3支撑剂用量吨，分段实施压裂后进行排1000-200020-30液和测试，评估初期产能，建立生产制度采用智能生产系统，实现远程监控和数据采集致密油气开发流程钻井技术特点完井压裂差异产液提升与处理致密油气钻井采用快速钻井精细导与页岩气相比，致密油完井压裂存在致密油井投产后面临的主要挑战是产+向的技术路线，通过优化钻具组合和明显差异压裂液配方需考虑与油层液提升早期采用气举或杆泵提升，钻井参数，提高机械钻速水平段精兼容性，通常采用胍胶或阳离子型压后期可转为电潜泵油水分离和处理确导向至脆性高、含油气丰富的甜点裂液支撑剂选择更加多样化，常采系统设计需考虑高含水率和乳化问题区域，最大化提高单井产能同一平用不同粒径的混合支撑剂压裂过程产出液中往往含有压裂返排液，需特台通常布置口井，形成立体开注重限流压裂，控制压裂液返排速殊处理后回注或达标排放6-12发模式度，防止乳化和水锁致密油气开发的技术难点与页岩气有明显区别储层非均质性更强，甜点识别更加困难，需要精细地质研究和精确导向技术产出特征上，早期产量衰减更快，稳产时间更短，需要更频繁的增产措施和更精细的生产管理煤层气开发流程与增产排水降压煤层气开发的第一阶段是排水降压，通过持续抽出煤层水，降低水柱压力，使吸附在煤表面的甲烷解吸初期主要产出水，很少有气体产出，这一阶段通常持续个月3-6高效排水是煤层气开发成功的关键解吸脱附随着储层压力降低至临界解吸压力以下，煤表面吸附的甲烷开始大量解吸解吸过程受煤级、温度、压力等因素影响，不同煤层具有不同的解吸特性曲线这一阶段产气量开始上升，产水量逐渐下降气体运移解吸后的甲烷通过扩散和渗流两种机制运移至井筒扩散主要发生在煤基质中，渗流主要发生在割理和裂缝中由于煤层渗透率低，气体运移是煤层气开发的主要瓶颈，必须通过人工措施改善渗流通道采出与增产气体通过井筒采出地面，需要持续采出煤层水以维持压力梯度常用增产技术包括水力压裂、氮气泡沫压裂、₂置换等其中₂置换技术既能增产又能实现碳封存，CO CO具有双重环境效益增产措施与技术酸化处理二次压裂酸化是通过注入酸液溶解储层中的对于产量严重下降的老井，二次压碳酸盐矿物，提高近井筒区域的渗裂是有效的增产措施二次压裂技透率常用酸液包括盐酸、氢氟酸术包括重复压裂、转向压裂和补充和有机酸酸化处理适用于碳酸盐压裂等通过改变压裂参数或压裂含量高的储层，能有效减轻压裂过液体系，可以形成新的裂缝网络或程中形成的伤害，恢复或提高地层扩展原有裂缝，进一步提高储层改渗透率造体积微地震监测微地震监测技术通过检测压裂过程中产生的微小地震信号，追踪裂缝扩展路径和范围这项技术可以实时评估压裂效果，指导后续压裂参数优化，提高压裂设计精度和效果最新的分布式光纤传感技术能提供更高分辨率的监测结果除上述技术外，还有多项创新增产技术正在研发和应用中例如纳米流体压裂技术利用纳米材料改善支撑剂输送能力和导流能力；电磁加热技术通过近井筒区域加热，降低重质油黏度；微生物增产技术利用特定菌群代谢过程产生的气体和表面活性物质，改善流体流动性这些技术正逐步从实验室走向现场应用井下分段压裂技术桥塞射孔技术滑套分段技术水力喷射分段+最传统的分段压裂技术，通过下入可在完井管柱中预置多个滑套，通过投利用高速水流切割套管和地层，形成溶桥塞隔离已压裂段，然后射孔新的球或特定工具激活滑套开启压裂段压裂通道优点是操作灵活，可根据压裂段优点是技术成熟、成本较低；优点是可连续作业，显著节省时间；实时地质情况调整压裂位置；缺点是缺点是需要多次起下钻杆，操作时间缺点是对井眼质量要求高，可能存在压裂效果可能不如常规射孔这种技长随着可溶桥塞技术的发展，大大滑套失效风险新型可溶球和智能滑术特别适用于地质条件复杂、需要精简化了桥塞钻除工作，提高了作业效套系统进一步提高了作业可靠性确控制压裂位置的井段率井下分段压裂技术是非常规油气开发的核心工艺，直接决定了水平井改造效果近年来，多项创新技术大幅提高了分段压裂效率和效果同井筒多簇射孔技术可在单个压裂段内同时改造多个位置；限流压裂技术通过控制压裂液流动方向，实现均匀改造；智能完井系统可实现远程控制和实时监测压裂过程射孔与裂缝联合技术定向射孔技术工程化射孔簇设计限流射孔技术利用特殊的定向射孔枪，使射孔孔眼按预根据地层应力分布和物性变化，优化射孔通过控制射孔孔径和数量，创造特定的流定方向分布（通常与最大主应力方向一簇间距和每簇孔数通过射孔簇优化，可动阻力，迫使压裂液均匀分配到各个射孔致）这种技术可显著降低压裂起裂压力，实现均衡改造，避免窜压现象（某些射簇这种技术特别适用于长水平段和地质控制裂缝起裂方向，提高压裂效率最新孔簇吸收大部分压裂液而其他簇几乎不吸条件变化大的储层最新的动态限流技术型号的定向射孔枪准确度可达±°，收）实践表明，经过工程化设计的射孔可根据实时监测数据调整流动阻力，进一15适用于高温高压环境簇可将压裂液分配均匀性提高步提高改造均匀性30%-50%控压开发排采工艺压力监测与分析排采参数优化利用井下压力计和动态测井技术，获取实基于储层特性和压力数据，设定最佳排采时压力数据制度控压稳产管理动态调整与反馈平衡压降速率与产能，避免过快压降导致根据生产动态，持续优化控压策略地层损伤控压开发是非常规油气高效开发的关键技术之一过快的压力降低会导致支撑剂嵌入、裂缝闭合和储层应力敏感性增强，而过慢的压降又会延缓产能释放根据不同类型非常规油气藏的特点，制定科学的控压排采方案至关重要页岩气井通常采用前期低产稳压，中后期稳产控压的策略；致密油气井则多采用缓慢降压，阶梯提产的方法；煤层气井需要快速排水，缓慢降压通过智能井口装置和远程监控系统，可实现生产参数的实时调整，最大限度延长井的稳产期产量递减与管理储层保护与修复化学防垢技术泥浆伤害防控非常规油气开发过程中，尤其是页岩气钻井和完井过程中，泥浆滤液入侵是造和煤层气生产中，常面临碳酸盐和硫酸成储层伤害的主要原因预防措施包括盐结垢问题防垢技术包括抑制剂注入、优化泥浆配方，控制固相含量，使用暂电磁防垢和周期性酸化处理新型的缓堵剂和成膜剂特别是在页岩气开发中，释防垢剂可在地层中长期释放有效成分，泥浆与页岩的相互作用可能导致页岩膨防垢周期由传统的个月延长至胀，显著降低渗透率，必须采用抑制性1-26-个月泥浆系统12低温冻蜡防治致密油开发中，低温环境下的蜡沉积和冻堵是常见问题防治技术包括化学处理（注入降凝剂、分散剂）、机械清除（刮蜡、热洗）和热力防治（电加热、蒸汽循环）一些新型纳米材料作为蜡抑制剂，在极低添加量下即可有效防止蜡晶生长和沉积储层保护是非常规油气开发全过程中的关键工作与储层伤害相比，储层修复的成本通常高出倍，且恢复效果有限因此，预防为主、治理为辅的储层保护理念尤为重要通过建3-5立全生命周期的储层保护体系，从钻井、完井到生产的各个环节实施针对性保护措施，可显著提高非常规油气井的生产寿命和最终采收率数字化与智能油气田物联网感知系统云平台与大数据智能控制系统通过布设井下压力温度建立统一的油气田数据中基于人工智能算法，实现/传感器、光纤测井系统、心，集成地质、工程、生井场设备的自动控制和远井口状态监测器等，实现产等多源数据，形成完整程操作例如，智能排采对非常规油气井全生命周的数字油气田档案利用系统可根据实时生产数据，期的实时监测新型无线大数据分析技术，发现生自动调整气井开关状态、传感网络和低功耗传输技产规律，预测设备故障，排液频率和产量控制参数，术，解决了远距离、复杂优化开发方案，提高决策无需人工干预即可实现最环境下的数据采集问题效率佳生产状态数字化转型已成为非常规油气田提质增效的重要途径在中国四川盆地页岩气开发中，应用智能化生产系统后，单井管理效率提高了，运行故障率降低了，35%40%平均单井年产量提高了预计到年，全球以上的非常规油气田5%-8%202550%将实现数字化管理，形成少人或无人的智能油气田典型区块开发案例美国页岩Barnett技术革命页岩气田是美国第一个大规模商业开发的页岩气田，位于德克萨斯州盆地其开发过程经历了从直井到水平井、从单段压裂到多段压裂的技术演变Barnett FortWorth年引入水平井大规模水力压裂技术后，单井产量提高了倍，使页岩气开发首次实现了经济性2003+4-5产量突破通过持续的技术创新，页岩气产量从年的约亿立方米天增长至年的峰值约亿立方米天截至年，累计产气超过万亿立方米，成为美Barnett

20000.3/20127/

20211.5国最成熟的页岩气田之一其开发经验为全球页岩气开发提供了宝贵借鉴经验启示页岩气开发成功的关键在于技术创新与产业链协同水平井段长度从早期的米逐步延伸至现在的米；压裂段数从段增加到段；支Barnett10002500-30003-515-20撑剂用量大幅增加，降低了单位产量成本同时，完善的天然气运输和处理设施，为产量增长提供了基础保障典型区块开发案例中国长宁威远页岩气-复杂地质条件埋深大，地层压力高倍，构造复杂3000-4500m

1.4-

1.8技术创新突破自主研发高压高密度压裂和超长水平井技术规模化开发成效年产量超亿方，单井产量达万方天10030-50/长宁威远页岩气田是中国首个实现商业化开发的页岩气田，位于四川盆地南部与美国页岩气藏相比，该区块具有埋深大、压力高、构造复杂-等特点，开发难度显著高于美国页岩气中国石油工程师创新性地研发了适应深层高压页岩气的开发技术，包括井工厂式批量钻井工艺、超长水平井钻完井技术（水平段最长超过米）、高压大排量体积压裂技术等通过这些技术突破，长宁威远页岩气田已建成年产能亿方以上的大型气田，平均单井日产气3500-100量达到万方，核心区单井达到万方天，处于全球领先水平15-2530-50/致密油气典型案例鄂尔多斯盆地亿吨10致密油探明储量主要分布在长、延长组等层位74000+开发井数形成了规模化开发格局60%水平井占比单井产量提高倍2-325%原油产量贡献率成为中国原油增产主力鄂尔多斯盆地是中国最大的致密油气开发区域，主要分布在陕北、内蒙和甘肃等地区该盆地致密油特点是连续分布、大面积含油、物性差异大，渗透率多在毫达西之间，比美国主要致密油区渗透率更低

0.1-

1.0开发过程中采用了甜点优选分阶段部署立体开发的技术路线首先通过地震测井录井等资料，精确识别甜点区；然后采用窄间距井网（井++--距米）和多层系联合开发模式；最后应用水平井大规模分段压裂技术提高单井产能目前，鄂尔多斯盆地致密油年产量已达万吨，300-400+2500成为中国陆上原油增产的主力区块煤层气典型开发区中国沁水盆地资源特点关键技术发展成效沁水盆地是中国煤层气勘探开发最早、针对低渗特点，开发了多项关键技术沁水盆地煤层气年产量已达亿立方50规模最大的区域，位于山西南部该直井多层系压裂技术，通过压裂米，单井日产气量从早期的1+500-区煤层气资源丰富，煤厚度大（连通多煤层，实现一井多层开采；立方米提高到现在的3-210003000-米），煤层气含量高（立水平井多分支技术，单井取代口立方米，部分高产井达到1515-25+3-55000方米吨），但渗透率低（毫达直井，提高产气量；₂增强采立方米以上开发成本从早期/

0.1-13CO10000西），开发难度大目前探明地质储收技术，通过₂置换提高甲烷解吸的每千立方米元降至现在的CO

1.

50.8-量约亿立方米，约占中国煤层率；智能排采控制系统，实现最优元，成为中国最成功的煤层气商业

600041.0气探明储量的排水产气开发区域40%-新技术应用案例可视化压裂技术应用可视化压裂技术利用微地震监测、分布式光纤传感和压裂模拟相结合，实现对裂缝扩展过程的看见年在四川页岩气区块应用后，压裂设2020计精度提高了，裂缝网络复杂度增加了，单井产量提高了35%40%20%-超长水平井技术该技术已成功推广至多口井，显著提高了页岩气开发效益30%60针对中国深层页岩气储层，开发了超深超长水平井技术年在四+2021川盆地实施的永探井，垂深达米，水平段长达米，刷新了135003800亚洲页岩气水平井长度纪录通过创新的旋转导向系统和高性能钻井液，纳米流体压裂成功解决了超长水平段的轨迹控制和钻井液携屑难题单井替代效应相当纳米流体压裂技术利用纳米材料优化的流变性和表面活性，显著改善压裂于口常规水平井2-3液的携砂能力和支撑剂沉降性能年在鄂尔多斯盆地致密油区块的2019试验表明，该技术可使压裂液减阻率提高，支撑剂输送距离增15%-20%加，有效支撑裂缝面积增加以上，初期产量平均提高约25%-30%35%45%环境保护与绿色开发生态环境保护最高级可持续发展目标资源循环利用压裂返排液处理回用，减少新鲜水用量废弃物减量化钻井废弃物和生产污水的减量处理全过程污染控制钻完井、压裂、生产各环节污染防治非常规油气开发中，环保问题日益受到重视主要环境风险包括压裂液化学添加剂对地下水的潜在影响、大量用水对水资源的压力、甲烷泄漏对大气的污染、钻井和压裂作业对生态环境的扰动等针对这些问题，行业发展了一系列绿色开发技术一井多层开发技术减少了地表占地；工厂化作业模式集中了环境管理；压裂液回收处理技术实现了以上的回80%用率；井场零排放技术防止了污染物扩散；甲烷泄漏检测与修复系统减少了温室气体排放这些技术的应用使非常规油气开发的环境足迹显著减小，推动了行业可持续发展经济效益分析非常规油气产业链全景分析上游勘探开发包括资源评价、钻井、压裂、采气等环节，是产业链核心技术密集度高，投资大，风险高，但利润空间最大上游环节中，设备制造（如钻机、压裂车等）和技术服务（如测井、完井等）是重要组成部分中游集输加工包括管网建设、气体净化、液化等处理设施中游环节是连接生产和市场的桥梁，其发展水平直接影响资源商业化程度管道建设周期长，投资大，但运营稳定，回报周期长气体处理设施根据不同气源特点，设计针对性工艺下游市场销售包括工业用气、城市燃气、天然气发电、化工原料等多种用途市场多元化是保障产业链健康发展的关键价格机制和需求稳定性对上游开发积极性有重大影响下游应用创新可拓展资源价值，提高整体经济效益完整的产业链协同发展是非常规油气商业化成功的保障美国页岩气革命成功的重要经验是产业链各环节高度市场化和协同高效中国非常规油气产业链正在逐步完善，但中游管网建设滞后和下游市场机制不完善仍是制约产业发展的瓶颈，需要进一步深化改革和加大投入政策与产业支持国家能源政策财税支持政策年，中国《十四五能源发展中国对非常规油气开发实施了一系列2022规划》明确将非常规油气作为保障能财税优惠政策，包括页岩气补贴源安全的重要组成部分，提出到（元立方米，

0.3/2019-2023年页岩气年产量达到亿立年）、煤层气补贴（元立方米，

20253000.2/方米、致密油年产量达到万吨延续至年）、资源税减免（页40002025的目标同时鼓励煤层气、深层页岩岩气资源税减征）以及进口设备30%气等资源开发，增强国内油气供应能关税减免等这些政策有效降低了开力发成本，提高了经济性行业标准与规范近年来，中国加快建立非常规油气开发的标准体系，已发布页岩气、致密油、煤层气相关标准余项，涵盖资源评价、工程设计、环境保护等方面特别是在环保方面，60制定了严格的废弃物处理、甲烷排放控制等标准，引导行业绿色发展政策支持是非常规油气产业发展的重要推动力从美国经验看，页岩气革命的成功离不开政府在早期研发投入、税收优惠和市场化改革方面的支持中国已初步形成了较为完善的政策支持体系，但仍需在市场准入、管网开放和价格机制方面进一步深化改革，释放市场活力国际合作与发展动态合作区域主要项目合作方式进展情况中美合作四川盆地页岩气评技术转让与服务已完成初期勘探，价进入规模开发中欧合作准噶尔盆地致密油合资开发试验区建设中，技项目术引进顺利中澳合作煤层气开发技术交技术培训与装备引形成本土化技术体流进系一带一路中亚致密气评价开全产业链合作初步勘探完成，示发范项目启动国际合作是推动非常规油气技术创新和资源开发的重要途径中国已与多个国家在非常规油气领域建立了合作关系，形式包括技术引进、合资开发、装备引进和人才培训等特别是在页岩气开发初期，中美技术合作对中国页岩气产业快速发展起到了关键作用当前，国际合作呈现新趋势一是从单纯技术引进向共同研发转变；二是从单点合作向全产业链延伸；三是从发达国家合作向一带一路沿线国家扩展中国企业也开始走出去，参与国外非常规油气资源开发，如中石油在加拿大页岩气项目的投资与参与开发中遇到的挑战技术瓶颈环境安全深层储层压裂改造难度大，设备能力有限水资源消耗大，废液处理标准高产业配套不足成本挑战部分关键装备依赖进口，本土化程度低钻井压裂成本高，经济性存在压力非常规油气开发面临的主要技术挑战包括深层页岩气（米）钻井难度大，钻速低，成本高；高温高压环境下压裂液稳定性差，支撑剂强度不足；复杂3500地质条件下甜点识别精度低，井位优化困难；页岩气藏快速递减问题尚未有效解决，长期稳产技术有待突破环境与社会挑战也日益突出大规模压裂对水资源需求量大（单井约万方），在水资源紧缺地区面临压力；压裂液成分和废液处理引发公众关注；井场噪1-2音和交通负担对周边社区影响较大；与农业和生态保护区域的土地利用冲突日益凸显这些挑战需要通过技术创新和管理优化共同应对创新技术与未来展望智能压裂技术人工智能选井新型能量补给系统下一代压裂技术将实现全过程智能化基于机器学习的数字岩心和虚拟钻针对非常规油气快速递减问题，正在控制利用人工智能算法和实时监测探技术将彻底改变勘探模式通过整研发一系列能量补给技术微波加热数据，自动调整压裂参数，优化裂缝合地质、地震、测井、生产等海量数技术可选择性加热烃类分子，提高流扩展路径纳米传感器将被添加到压据，建立精确的储层预测模型算动性；电场辅助开发技术通过改变油AI裂液中，实时传回裂缝内部数据，实法能够识别人类难以发现的数据模式，气的电学性质，促进解吸和扩散；纳现透明压裂可降解支撑剂将解决大幅提高甜点识别准确率预计到米催化剂注入技术可催化重烃裂解为支撑剂返排问题，减少地层伤害预年，辅助决策将使非常规油轻质组分，提高流动能力这些技术2030AI计智能压裂技术可提高改造效率气勘探成功率提高以上，显著降有望将非常规油气最终采收率提高40%低勘探成本20%-30%15%-25%前沿科研进展微生物强化采收技术是近年来备受关注的前沿方向研究表明，特定微生物在油藏环境中可产生生物表面活性剂、聚合物和气体等，改善油气流动性实验室研究显示，微生物处理后的页岩样品，甲烷产量提高了该技术优势在于环保、成本低和适应性强，但工业化应用仍需克服微生物活性控制等技术15%-30%难题纳米流体改性技术是另一重要研究方向纳米材料（如二氧化硅、氧化铝等）可显著改变岩石润湿性，降低界面张力，提高油气解吸和流动能力最新研究表明，功能化纳米流体可在极低浓度（）下实现有效改性，且具有良好的环境兼容性这一技术有望在未来年内实现规模化应用

0.01%-

0.05%5-10学界与业界典型成果重要学术论文专利技术示范项目年，中国石油大学（北京）研究团队在中国石油集团研发的深层页岩气储层改造关中国石化在涪陵页岩气田建设的智能页岩气2022《自然能源》发表关于深层页岩气形成机理键技术获年国家技术发明一等奖，该田示范项目，实现了钻采一体化、全流程数·2021的突破性研究，揭示了有机质热演化和纳米孔技术攻克了深层高温高压环境下压裂液稳定性字化和决策智能化，生产效率提高，运35%隙形成的内在联系，为深层页岩气评价提供了差、裂缝扩展难控制等难题，形成了项核营成本降低该项目获年国际能2815%2023理论基础同年，清华大学团队在《科学》杂心专利西南石油大学的页岩气井筒完整性源创新奖，成为中国能源领域数字化转型的标志发表页岩多尺度流动机理研究，建立了纳达保障技术获年省部级科技进步奖，解杆中石油在长宁地区实施的绿色页岩气开2022西渗流新模型，对非常规油气开发具有重要指决了页岩气井高压气窜问题发示范区，实现了以上的压裂液回收率90%导意义复习与思考核心知识点思考问题拓展学习非常规油气藏的定义、分类与特征比较分析常规与非常规油气藏的根本区别建议阅读《非常规油气开发最新进展》专著•

1.•非常规油气藏地质条件与成藏机理中国非常规油气开发为何比美国更具挑战性？关注、等国际学会的技术报告•

2.•SPE AAPG水平井与压裂技术原理及应用参观实习建议前往四川页岩气田或长庆油••如何看待非常规油气开发与环境保护的关系？田不同类型非常规油气开发工艺流程

3.•学习《非常规储层评价软件》的应用非常规油气开发面临的挑战与对策••数字化技术如何推动非常规油气产业升级？

4.在能源转型背景下，非常规油气的发展前景

5.如何？总结与课程展望产业引领能源革命非常规油气将长期作为能源转型的桥梁资源技术创新是核心驱动力持续的技术突破是产业可持续发展的关键绿色低碳是发展方向清洁高效开发是行业生存的必由之路本课程系统介绍了非常规油气藏的基本概念、地质特征、开发技术和典型案例通过学习，我们认识到非常规油气资源具有巨大潜力，开发技术日新月异，已成为全球能源格局的重要变量特别是在中国，非常规油气对保障能源安全、推动能源结构调整具有战略意义未来，非常规油气开发将呈现智能化、绿色化、一体化发展趋势数字化与智能化技术将全面应用于勘探、开发、生产全过程；绿色低碳开发将成为行业标准；油气与新能源的融合发展将成为能源转型的重要路径希望学生们把握机遇，勇于创新，为中国能源事业发展贡献力量。