涪陵焦石坝区块水平井组拉链压裂实践与认识

肖佳林 李奎东 高东伟 包汉勇

（ 1中国石化江汉油田分公司石油工程技术研究院; 2中石化重庆涪陵页岩气勘探开发有限公司；3中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院 ）

1 概述

涪陵页岩气田分布于重庆市涪陵、南川、武隆等区县境内，其中五峰组—龙马溪组含气页岩资源量大、分布广，已累计提交探明地质储量6008.14×108m3[1]。在焦页1HF井取得重大突破并投产后，按照中国石化部署，江汉油田分公司在实施开发试验井组基础上，2014年启动了焦石坝区块一期产能建设，2015年12月底建成年产能50×108m3，成为全球除北美之外最大的页岩气田，2016年12月累计建成产能70×108m3，开发井成功率达到100%，平均单井无阻流量为39.3×104m3/d[2]。近几年来，围绕优质高效建成国家级页岩气示范区的总体目标，通过技术创新、集成创新和管理创新，积极践行一体化开发模式，实现了从“涪陵试验”到“涪陵示范”的跨越。涪陵海相大型页岩气田高效勘探开发，标志着复杂地质地表条件下页岩气商业开发的重大突破，实现了中国页岩气开发技术从起步到引领的跨越，引领了页岩气产业发展，对改善能源结构、保障国家能源安全具有重大意义。

焦石坝区块产建过程中积极实践了一体化高效开发模式，整个工作流程和思路以勘探与开发、地面与地下、科研与生产一体化研究和现场实施为基础，以油公司模式、市场化运作、制度化体系及协同化服务为保障，实现了高水平、高速度、高质量、高效益开发（图1）。产建实施过程中强化了顶层设计对高效建产的支撑，注重突出“采气管理、产能建设”核心业务，逐步建立了以“扁平化架构、科学化决策、专业化管理、社会化服务、效益化考核、信息化提升”为核心内涵的油公司管理模式。

图1 一体化开发模式

2 水平井组拉链压裂整体参数设计思路的提出和具体内涵

吴奇等人[3]认为，对于页岩气储层而言，常规意义上的“藏”通常是指页岩气核心区或“甜点”区。地质工程一体化，就是围绕提高单井产量这个关键问题，对钻井、压裂等工程技术方案进行不断调整和完善，在区块、平台和单井3种尺度，分层次、动态地优化工程效率与开发效益，实现经济开发和效益开发。地质工程一体化是以提高单井产量为最终目的，以地质手段细致剖析气藏储层特征，选用适应性的技术及参数完成工程设计，配合一体化的高效管理和工程实施来完成气田建产开发，并且根据钻完井和压裂排采效果开展综合评价及压裂后评估，完善参数优化地质工程模型，形成动态环路，持续不断提高单井产量[4]。地质工程一体化动态综合研究和三维储层模型的及时有效应用，是非常规油气实现效益开发公认的最佳途径[5-7]。

涪陵地区地处四川盆地和盆边山地过渡地带，地质条件属山地—丘陵地貌，横跨长江南北、纵贯乌江东西两岸。考虑交通运输条件、山地地理环境等影响，如何充分利用地质地形条件实现地面平台的最优化、地下资源动用的最大化成为页岩气田高效开发的关键问题。页岩气开发中涉及基础理论、关键地质和工程力学等多个方面，地质工程一体化技术的有效应用成为解决上述问题的重要手段[8-15]。页岩气平台主要通过井组间改造体积的交叉覆盖，实现产能释放的目的，多井开展工厂化压裂较单井压裂而言能沟通更大范围的储层有利区域，形成更大的储层改造体积，具有明显的优势[16]。在气藏地质、气藏工程、钻井工程、采气工程和地面工程紧密结合的前提下，工厂化压裂改造也成为地质工程一体化技术实现并推广应用的关键途径。就焦石坝区块而言，一方面可通过优化布井模式，减少平台建设、节约用地，采用交叉式全覆盖布井方案和经济优化型“井工厂”平台布局[17]；另一方面，该区域相对复杂的山地环境给“工厂化”压裂车组、设备配套、场地、供水供液等后勤保障提出了更高要求，相比同步压裂，拉链压裂模式不仅对地面配套车组等相关需求更低，同时可灵活应对现场施工发生的异常情况，择机选井选段进行压裂作业，具有实施难度较低、受场地限制较小等优势。

因此，在涪陵页岩气田开发过程中应用“井工厂”拉链压裂施工模式，将地面工程参数设计、施工组织与地质特征、井网井距相匹配，同时集成应用设备组配优化等多项技术，可全面提升生产时效，进而为大型页岩气田开发实现大突破、大提速提供必要保障。目前国内外对于“工厂化”拉链压裂机理研究和现场实践应用方面取得了丰富成果[18-26]，通过多井—井组交叉压裂造立体缝网可沟通储层、充分动用地质储量（图2）。与北美相比，涪陵地区页岩气开发地表环境差、地质条件复杂，国外页岩气开发技术可借鉴而不能复制，该区域页岩气实现商业开发面临诸多挑战。从平面分布上来看，一期产建区由北向南及外扩，埋深、岩矿、天然裂缝等地质力学特征发生一定变化，同时纵向上非均质性明显，各小层岩性、电性、裂缝发育特征亦存在差异，如何在地质工程一体化理念下开展压裂工程设计，成为实现气田高效开发的关键。

图2 拉链压裂多井交叉立体布缝示意图

单井—井组储层改造体积最大化和裂缝系统复杂化是压裂改造的核心目标。不同于常规储层，页岩储层压裂的目标在于有效改造体积最大化、改造体积内裂缝复杂程度最大化[27]。在识别天然裂缝、地应力等地质特征及避免井间相互干扰的前提下，如何交叉立体布缝、造大体积复杂缝网是实现地质工程一体化设计的技术关键。拉链压裂的“整体参数设计”，意味着开展压裂工程设计时不再是单独的一口井或者一个平台，而是在气田产建的一体化开发模式下，着眼水平井组所在区域地质背景、井网井距分布、储量充分有效动用等多方面需求，结合邻井生产情况、钻井水平段穿行层位、空间位置交叉立体布缝，从单井层面提升至区域多个井组整体开发，具体工程参数设计时从储层平面、横向、纵向多个层次整体考虑、整体布局、整体实施。

3 基于地质工程一体化理念的拉链压裂参数设计

地质条件优越是高产的基础，与之相适应的压裂工程工艺是高产的关键手段。通过不断探索、持续实践，涪陵页岩气田水平井分段压裂实施过程中将地质条件变化与压裂工程设计、地面施工流程与地下立体布缝相结合，为气田实现井组大规模整体高效开发提供了可行的技术实施路线。基于地质工程一体化理念的拉链压裂整体参数设计，重点围绕全面提高单井产能，将气藏地质、气藏工程、钻完井工程、压裂试气各专业深度融合，具体从压前关键地质因素识别分析、多层次立体布缝工程参数设计、复杂地质条件下施工参数动态调整等方面开展优化。

3.1 压前关键地质因素识别分析

随着涪陵气田开发区域由一期产建区向外围扩展，地质条件发生一定变化，具体表现在以下几个方面：①埋深整体增加，由主体区的2300～2800m逐步增加至3000～4000m，地层压实作用增强，闭合应力增大，裂缝延伸困难，复杂度受限，自支撑效应减弱，对有效支撑的要求更高；②构造形态趋于复杂，同一区块不同区域分属多个构造带，应力大小、方向多变，不同构造位置地应力存在明显差异；③裂缝发育特征多变，尤其是天然裂缝产状特征差异明显、部分区域断裂发育，上述地质条件变化可能对裂缝扩展、压裂施工及压后产能造成一定影响。

埋深、构造环境及天然裂缝产状、纵向上层理发育特征存在一定差异，给压裂工程针对性设计及现场实施带来一系列问题和挑战。储层埋深、天然裂缝识别和地应力分析，成为压前地质条件评估的关键因素。就焦石坝区块五峰组—龙马溪组页岩储层而言，室内岩心实验反映随围压（埋深）增加岩石破裂非线性特征愈加明显、层理剪切滑移更加困难，岩石破裂和裂缝扩展需要更高的能量；同时岩石塑性增加、破坏模式趋于单一，剪切滑移面由粗糙变得光滑平整，导流能力的保持能力降低。同一区块常常因地质构造运动带来的微幅变化导致在压裂改造和动态分析中表现出截然不同的特征[28]。结构弱面尤其是层理及高角度天然缝发育状况对岩石微观破裂机制、缝网形态具有重要影响，曲率可定量化表征天然裂缝的分布和产状特征，可作为天然裂缝分析判别的重要指标；地应力强度和方向，可作为预判人工裂缝延伸方向和缝网展布重要依据，曲率、构造应力（张应力、挤压应力）之间相互关联，随单井及周缘的构造特征及产状变化，地应力强度和方向均发生变化，进而影响裂缝扩展形态。该区域K井微观地应力显示水平段的现今最大水平主应力方向与邻井存在差异（图3），同时K井水平段最大主应力方向随构造发生细微变化，低隆起轴部应力方向为北北东向，两翼为北东向，向斜轴部为近东西向。宏观地应力预测显示了穿行区地应力性质的变化，水平段后半段应力表现为弱拉张应力（暖色调），前半段（第1～10段）则表现为强挤压应力（冷色调）（图4）。因此，在进行压裂工程设计时应结合不同井段地质背景差异采取针对性思路和措施。

3.2 多层次立体布缝工程参数设计

如何实现不同地质条件下储层改造体积和裂缝复杂度的统筹优化、多尺度裂缝的高效支撑成为压裂工程参数设计的核心。“平面—横向—段间”3层次的工程参数优化（图5），是实现水平井组拉链压裂整体参数设计的具体手段。针对涪陵页岩储层特点，为实现上述目标，应从3个层次对工艺参数进行优化设计：①与平面井组所在区域地质特征、井网井距分布相匹配的压裂主体工艺、交叉布缝及裂缝参数设计；②从横向波及宽度覆盖全水平井筒考虑优化段簇间距、簇数及施工排量；③从段间多尺度人工裂缝扩展与支撑考虑优化不同层段压裂液及支撑剂体系、泵注工艺。

图3 K井地应力平面分布及方向

图4 K井宏观地应力立体图

图5 多层次工程参数优化理念

就平面而言，一方面在于精细化分区与精细化设计相互结合、相互渗透。考虑焦石坝区块不同区域地质特征存在差异，需在不同区块复杂缝网形成主控因素分析的基础上，对同一区块开展精细化地质工程综合分区，明确不同分区主体改造思路，进而指导分区内井组、单井差异化设计。以焦石坝DJ区块为例，埋深、构造应力特征为影响改造体积的主要因素，天然裂缝发育状况次之，可依据埋深及应力差异，将该区块细分为两个区域，1区为3500m以浅张性应力环境—裂缝发育区，2区为3500m以深挤压应力环境—裂缝不发育区。与1区埋深、应力环境及天然裂缝发育状况相适应，形成了针对浅层—张性应力—裂缝发育区域的“降滤增压促转向”压裂工艺，技术原理在于达到目标缝长前控制天然裂缝开启、降低滤失，后期提高净压力促使天然裂缝剪切滑移，形成远井网络裂缝；针对2区深层—挤压应力—裂缝不发育特点，采取“降压促缝强支撑”的主体改造思路，在前期采取多种措施降低岩石破裂压力、促进人工主裂缝延伸的基础上，中后期通过尽可能高的净压力，促进裂缝延伸及天然裂缝开启，提高加砂强度。

图6 JS平台3口井平面交错布缝示意图

另一方面，需考虑人工缝网尺寸适应于目前井网井距，进而通过水平井组交叉拉链压裂尽可能沟通储层、最大化动用地质储量。基于焦石坝五峰组—龙马溪组不同层段储层特征差异，考虑目前井网部署，建立不同层段的压裂模型对龙马溪组和五峰组不同规模下裂缝形态及参数进行模拟分析，以裂缝带长度与目前井距相匹配为目标优化压裂规模，推荐五峰组单段设计液量为1600～1800m3，砂量为60～70m3；龙马溪组单段设计液量为1600～2000m3，砂量为70～80m3。拉链压裂模式下，配对井水力裂缝和注入诱导应力引起的应力重定向和井间应力干扰将会导致复杂裂缝系统的产生。室内数值模拟结果反映，对比平行布缝及交叉布缝不同压裂模式下水力裂缝扩展规律，同等井间距下平行布缝模式水力裂缝早期发生干扰难以充分扩展，而交叉布缝情况下更利于井间形成复杂裂缝网络，同时裂缝长度及井间储层改造面积更大，优势更为明显。这一结论也验证了现场实施同平台多井拉链压裂的合理性和有效性。具体设计参数过程中，空间交错布缝主要考虑单井空间位置关系（南北距离、东西距离、高程差、断层距离），兼顾分析对邻井（正钻井、待试气井、生产井）影响，优化单井—井组施工参数设计（图6）。

横向上，甜点识别与段簇间距优化相结合，优选分段及射孔参数。合理分段分簇是保证水平井筒全部动用的基础，多裂缝存在应力干扰影响，诱导应力分析是段簇间距优化的关键。段内应以充分利用诱导应力，实现多裂缝均匀延伸、促进裂缝复杂化为目标，段间应以避免裂缝干扰、降低施工难度、利于各段缝长延伸为原则。井间则促使对井水力裂缝相互作用，同时沟通微裂缝。通过缝间应力场变化规律研究，建立应力场变化的平面模型，结合五峰组—龙马溪组地质参数及诱导应力分析，分析对比了不同小层内井段在不同裂缝间距、净压力条件下的诱导应力变化情况，得到了不同层段段簇间距优化结果，最大程度实现裂缝系统的复杂化及改造体积的最大化。

图7 水平井不同穿行层段特征及归类

段间采用“一段一策、差异化设计”模式，将储层纵向各小层特征与单段工艺参数和泵注程序设计相结合。在水力裂缝作用下，天然裂缝与层理缝发生开启、剪切、转向，在不同范围内形成尺度不一的复杂裂缝系统，因而核心在于针对各小层如何有效提高裂缝复杂度，同时实现多尺度裂缝高效支撑。具体实施时结合水平井穿行轨迹，综合考虑不同井段岩性物性、纵向应力分布、层理及天然裂缝发育状况、前期裂缝延伸扩展规律认识等方面，分3种类型对泵注程序进行精细化设计（图7）。主体采用“混合压裂+组合加砂”的改造模式，泵注过程中减阻水和胶液等不同黏度液体多阶段交替注入、段塞式加砂，通过合理设置泵注程序，优化液体及支撑剂用量，以尽可能实现造复杂缝网的目标。就①类储层而言，由于层理不发育、脆性指数小，且发育一定数量天然裂缝，关键在于提高导流能力和净压力，增加结构弱面剪切几率；利用前置胶液高黏特性充分造缝，促使主缝向下部延伸沟通优质储层，后期利用减阻水沟通天然裂缝。②类储层层理极发育、脆性指数高，易形成复杂度高的裂缝系统，关键在于促进主缝延伸，由于页理缝极发育，液体滤失量大，缝宽有限，对砂比提升较敏感，采用前置胶液增大净压力，同时拉伸缝高，突破页理缝影响；通过增加粉陶阶段液量及砂量，封堵微裂缝、降滤；适当加大液量，促进页理缝剪切、滑移，提升改造效果。对于第③类储层，关键在于提高缝内净压力，促进层理剪切滑移，提高裂缝复杂度。层理缝发育且应力差异系数适中，在形成主缝的同时形成复杂裂缝。利用减阻水低黏、低摩阻的特性，更易进入微裂缝，有利于促进裂缝复杂化。通过加大100目支撑剂用量，加强暂堵、降滤作用，促进主缝延伸；同时适当增大用液量及加砂量，确保储层充分改造。

3.3 复杂地质条件下施工参数动态调整

由于涪陵页岩储层平面及纵向上存在的非均质性影响，加之页岩储层裂缝产状、应力特征较为复杂，不同类型页岩储层水力裂缝延伸扩展规律也存在较大差异，可能造成拉链压裂过程中同井组不同单井、不同井段施工情况亦存在明显差别，特别是部分层段现场施工反映施工压力高（80～110MPa）、压力变化快（20MPa/m in）等特点，结合储层特征对裂缝扩展动态进行诊断分析，进而调整工艺参数成为关键环节。

水力压裂施工曲线是泵注压力、施工排量、砂浓度曲线实时组合，是压裂时地面所得到的最实时、最直接的施工情况的真实反映。通过压裂施工过程中微地震事件实时发生和施工曲线动态变化的联合显示，可将微地震事件对应于施工的各个阶段，进而分析研究压裂形成缝网的空间产状及其发育过程。不同地质条件下压裂施工曲线都存在典型特征和内在规律性，综合考虑不同特征页岩裂缝延伸扩展机理、压裂施工曲线响应特征以及微地震监测等技术方法，可以对施工情况、地层情况和裂缝特征做出分析判断，指导下一步施工措施调整，保证施工安全顺利进行。

近几年来，在水平井组拉链压裂实施过程中以微地震监测为核心形成了施工动态分析调整技术，将储层特征、施工压力变化、裂缝扩展与微地震事件相关联，通过裂缝延伸状态实时判断，在保证有效改造体积的基础上，调整工艺参数促使裂缝转向、提升复杂度。现场实施过程中形成了以“变排量、变粒径、变黏度”为特点的一系列措施手段。变排量包括施工前期的控排量、中后期的阶梯提升排量。相比恒定排量注入，变排量施工时能进一步提升缝内净压力，促进更多剪切裂缝的生成，有利于提高复杂度和压后效果。变粒径则是加砂过程中交替加入小粒径和中等粒径支撑剂，有利于提升不同尺度裂缝的分级支撑效果，发挥小粒径支撑剂的封堵、转向功能，促进裂缝延伸及复杂化。变黏度是在泵注全过程中低黏减阻水、高黏胶液体系交替注入，可降低滤失和近井过度复杂，促进裂缝延伸，同时变化净压力，促使天然裂缝/次生缝开启，促进裂缝复杂化。JS-2井第18段压裂改造时，受区域挤压应力和天然裂缝平面分布非均质性影响，第1次施工时存在压力整体高位运行、加砂量和砂比提升受限等问题。通过综合储层构造、应力和曲率三维叠合分析，并结合微地震事件展布规律，对原设计的排量、泵注程序等工艺参数进行了优化调整，采取关井9小时后开展第2次压裂，现场施工顺利进行，砂比也有明显提升（图8），同时微地震实时监测结果显示改造体积和裂缝复杂程度均得到有效提升（图9）。

图8 JS-2井第18段第1、2次压裂施工曲线

图9 JS-2井第18段第1、2次压裂微地震监测事件

4 涪陵页岩气田一体化开发实践启示

目前涪陵页岩气开发主要分布于地理条件复杂的山区，受地理地貌、施工井场、道路等条件限制，难以实现国外超大规模“工厂化”压裂施工模式，而是选择规模相对较小的丛式水平井组 “井工厂”压裂模式,即在同一井场采用集中丛式布井，压裂机组在多井间交替（或同时）压裂施工。“井工厂”拉链压裂工艺参数设计及运行模式较好适应了涪陵地区地质与山地地表特点，成为涪陵页岩气田优质高效开发的关键配套技术，是开发高速度、高质量、高效益的压裂新模式。截至目前，拉链整体压裂及配套工艺技术在焦石坝区块40多个平台累计应用200余口井4000余段，平均单井无阻流量为38.5×104m3/d，相比单井压裂模式施工周期缩短30%～40%，单井产能、施工时效明显提高。

(1)基于地质工程一体化理念，“井工厂”压裂工艺参数设计及运行模式优化成为实现经济效益开发的关键。综合考虑区域天然裂缝、地应力展布、井间裂缝干扰机理，建立了以交叉立体布缝为核心的多井压裂一体化设计技术，可促使井间、段间水力裂缝扩展过程中相互作用，增加裂缝复杂程度及改造体积。

(2)对页岩气田开发而言，要实现地质工程一体化，需打破各专业界限和“碎片化”管理壁垒，将管理体系构建、生产组织模式优化、开发技术支撑统筹考虑，强化技术创新、集成创新和管理创新，以实现“提高单井产能、经济效益开发”的目标。

(3）在页岩原生品质差异较小的情况下，不同区域产能主控因素亦存在不同，如何认识含气性、可压性、开发技术政策及压裂工程等影响产能的主次关系，成为南方海相页岩气开发地质工程一体化实施的关键。

[1]郭旭升，胡东风，魏志红，李宇平，魏祥峰．涪陵页岩气田的发现与勘探认识[J]．中国石油勘探，2016,21(3)：24-37.Guo Xusheng, Hu Dongfeng, Wei Zhihong, Li Yuping, Wei Xiangfeng. Discovery and exploration of Fuling shale gas field [J]. China Petroleum Exploration, 2016,21(3)：24-37.

[2]冯建辉，牟泽辉．涪陵焦石坝五峰组—龙马溪组页岩气富集主控因素分析[J]．中国石油勘探，2017,22(3)：32-39.Feng Jianhui, Mou Zehui. Main factors controlling the enrichment of shale gas in Wufeng Formation - Longmaxi Formation in Jiaoshiba area, Fuling shale gas field [J]. China Petroleum Exploration, 2017,22(3)：32-39.

[3]吴奇，梁兴，鲜成刚，李峋．地质—工程一体化高效开发中国南方海相页岩气[J]．中国石油勘探，2015,20(4)：1-3.Wu Qi, Liang Xing, Xian Chenggang, Li Xun. Geoscience-toproduction integration ensures effective and efficient south China marine shale gas development [J]. China Petroleum Exploration, 2015,20(4)：1-3.

[4]谢军，张浩淼，佘朝毅，李其荣，范宇，杨扬．地质工程一体化在长宁国家级页岩气示范区中的实践[J]．中国石油勘探，2017,22(1)：23.Xie Jun, Zhang Haomiao, She Chaoyi, Li Qirong, Fan Yu, Yang Yang. Practice of geology-engineering integration in Changning state shale gas demonstration area [J]. China Petroleum Exploration, 2017,22(1)：23.

[5]许坤，李丰，姚超，吕雷．我国页岩气开发示范区进展与启示[J]．石油科技论坛，2016,35(1)：44-49.Xu Kun, Li Feng, Yao Chao, Lü Lei. Progress in China’s demonstration zones of shale gas development [J]. Oil Forum, 2016,35(1)：44-49.

[6]梁兴，王高成，张介辉，舒红林，刘臣，李兆丰，等．昭通国家级示范区页岩气一体化高效开发模式及实践启示[J]．中国石油勘探，2017,22(1)：30.Liang Xing, Wang Gaocheng, Zhang Jiehui, Shu Honglin, Liu Chen, Li Zhaofeng,et aln . High-efficiency integrated shale gas development model of Zhaotong national demonstration zone and its practical enlightenment [J]. China Petroleum Exploration, 2017,22(1)：30.

[7]陈建军，翁定为．中石油非常规储层水平井压裂技术进展[J]．天然气工业，2017,37(9)：79-84.Chen Jianjun, Weng Dingwei. CNPC’s progress in horizontal well fracturing technologies for unconventional reservoirs [J]. Natural Gas Industry, 2017,37(9)：79-84.

[8]郭彤楼．中国式页岩气关键地质问题与成藏富集主控因素[J]．石油勘探与开发，2016,43(3)：317-326.Guo Tonglou. Key geological issues and main controls on accumulation and enrichment of Chinese shale gas [J]. Petroleum Exploration and Development, 2016,43(3)：317-326.

[9]庄茁，柳占立，王永亮.页岩油气高效开发中的基础理论与关键力学问题[J].力学季刊，2015,36(1)11-25.Zhuang Zhuo, Liu Zhanli, Wang Yongliang. Fundamental theory and key mechanical problems of shale oil gas effective extraction [J]. Chinese Quarterly of Mechanics, 2015,36(1)：11-25.

[10]曾义金．页岩气开发的地质与工程一体化技术[J]．石油钻探技术，2014,42(1)：1-6.Zeng Yijin. Integration technology of geology & engineering for shale gas development [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014,42(1)：1-6.

[11]陈勉，葛洪魁，赵金洲，姚军．页岩油气高效开发的关键基础理论与挑战[J]．石油钻探技术，2015,43(5)：7-14.Chen Mian, Ge Hongkui, Zhao Jinzhou, Yao Jun. The key fundamentals for the efficient exploitation of shale oil and gas and its related challenges [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2015,43(5)：7-14.

[12]李东杰，王炎，魏玉皓，张彬，于建涛，张波，廖沫然．页岩气钻井技术新进展[J]．石油科技论坛，2017,36(1)：49-56.Li Dongjie, Wang Yan, Wei Yuhao, Zhang Bin, Yu Jiantao, Zhang Bo, Liao Moran. Latest shale gas drilling technological development [J]. Oil Forum, 2017,36(1)：49-56.

[13]何吉祥，姜瑞忠，孙洁，郜益华．页岩气藏压裂水平井产量影响因素评价[J]．特种油气藏，2016,23(4)：96-100.He Jixiang, Jiang Ruizhong, Sun Jie, Gao Yihua. Multi-stage fractured horizontal well productivity evaluation in shale gas reservoir [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2016,23(4)：96-100.

[14]王松，杨洪志，赵金洲，李农，李勇明．页岩气井可压裂性综合评价方法研究及应用[J].油气地质与采收率，2016,23(2)：121-126.Wang Song, Yang Hongzhi, Zhao Jinzhou, Li Nong, Li Yongming. Research and application of comprehensive evaluation on fracability of shale gas wells [J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2016,23(2)：121-126.

[15]韩令春.致密储层大规模压裂试验开发效果分析[J]．特种油气藏，2017,24(4)：112-116.Han Lingchun. Development efficiency analysis of large-scale fracturing testing in tight reservoirs [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2017,24(4)：112-116.

[16]李军龙，何昀宾，袁操，邹清腾，覃军，李建忠，等．页岩气藏水平井组“工厂化”压裂模式实践与探讨[J]．钻采工艺，2017,40(1)：50.Han Lingchun. Development efficiency analysis of large-scale fracturing testing in tight reservoirs [J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2017,24(4)：112-116.

[17]张金成，艾军，臧艳彬．涪陵页岩气田“井工厂”技术[J]．石油钻探技术，2016,44(3)：10-11.Zhang Jincheng, Ai Jun, Zang Yanbin. Multi-well pad technology in the Fuling shale gas field [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2016,44(3)：10-11.

[18]郭建春，周鑫浩，邓燕．页岩气水平井组拉链压裂过程中地应力的分布规律[J].天然气工业，2015,35(7)：45.Guo Jianchun, Zhou Xinhao,Deng Yan. Distribution rules of earth stress during zipper fracturing of shale gas horizontal cluster wells [J]. Natural Gas Industry, 2015,35(7)：45.

[19]Xiao Jialin, Rong Mang, Li Kuidong. 3D multi-fracture propagation modeling and perforating cluster space optimisation for the Fuling shale gas reservoir [C]. SPE Asia Pacific Hydraulic Fracturing Conference, 2016.

[20]艾池，高长龙，李玉伟，徐乐，刘亚珍，张军.页岩储层的改进拉链式压裂裂缝间距优化[J].石油矿场机械，2015,44(8)：22-25.Ai Chi , Gao Changlong, Li Yuwei, Xu Le, Liu Yazhen , Zhang Jun. Optimization of fracture spacing of shale reservoir acquired by improved zipper type fracturing [J]. Oil Field equipment, 2015,44(8)：22-25.

[21]刘旭礼.威202H2 平台“工厂化”压裂作业实践[J].天然气勘探与开发，2017,40(3)：64.Liu Xuli. Application of “factory-like”fracturing operation in Wei 202H2 Pad [J]. Natural Gas Exploration and Development, 2017,40(3)：64.

[22]任勇，钱斌，张剑．长宁地区龙马溪组页岩气工厂化压裂实践与认识[J].石油钻采工艺，2015,37(4)：97.Ren Yong, Qian Bin, Zhang Jian. Practice and understanding of industrial fracturing for shale gas of Longmaxi Formation in Changning region [J]. Oil Drilling &Production Technology, 2015,37(4)：97.

[23]钱斌，张俊成，朱炬辉，方泽本，寇双峰，陈锐．四川盆地长宁地区页岩气水平井组“拉链式”压裂实践[J]．天然气工业，2015,35(1)：81-84.Qian Bin, Zhang Juncheng, Zhu Juhui, Fang Zeben, Kou Shuangfeng, Chen Rui. Application of zipper fracturing of horizontal cluster wells in the Changning shale gas pilot zone, Sichuan Basin [J]. Natural Gas Industry, 2015,35(1)：81-84.

[24]曾义金．页岩气开发的地质与工程一体化技术[J]．石油钻探技术，2014,42(1)：1-6.Zeng Yijin.Integration technology of geology & engineering for shale gas development [J]. Petroleum Drilling Techniques, 2014, 42(1)：1-6.

[25]李克智，何青，秦玉英，李国锋，张永春，李月丽.“井工厂”压裂模式在大牛地气田的应用[J].石油钻采工艺，2013,35(1)：68-71.Li Kezhi, He Qing, Qin Yuying, Li Guofeng, Zhang Yongchun, Li Yueli. Application of“well plant”fracturing mode in Daniudi gas field [J]. Oil Drilling & Production Technology, 2013,35(1)：68-71.

[26]王敏生，光新军．页岩气“井工厂”开发关键技术[J].钻采工艺，2013,36(5)：1-4.Wang Minsheng, Guang Xinjun.Key technologies of shale gas development by“well factory”[J]. Drilling & Production Technology, 2013,36(5)：1-4.

[27]肖佳林．地质条件变化对涪陵页岩气井压裂的影响及对策[J].断块油气田，2016,23(5)：671.Xiao Jialin. Influence of geological condition change on shale gas well fracturing in Fuling and its strategy [J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2016,23(5)：671.

[28]刘立之．涪陵页岩气田高曲率区水平井压裂特征及调整对策[J]．探矿工程，2017,44(2)：11.Liu Lizhi. Fracturing characteristics of horizontal wells and adjustment measures in high curvature area of Fuling shale gas field [J]. Exploration Engineering, 2017,44(2)：11.