页岩油储层改造和高效开发技术

管保山 刘玉婷 梁利 刘倩

1.中国石油勘探开发研究院；2.中国科学院大学；3.中国科学院渗流流体力学研究所

20世纪70年代，水平钻井与水力压裂技术的实现，使得大量页岩油的勘探和开采成为可能。2013年，页岩油繁荣使美国的油气产量20年来首次超过了进口量，2015年，美国的油气产量超过了俄罗斯和沙特阿拉伯，成为了全世界最大的油气生产国［1-7］。2010年以来，中国在多个盆地开展了陆相页岩油勘探开发的探索，已获得了一些重要发现,具有形成规模储量和有效开发的条件。我国页岩油资源可采资源量为55×108t，是未来重要的战略性接替资源。目前中石油页岩油已经建产能3.8×105t，而年产量小于1×105t，说明国内页岩油资源动用比例较低。因此，以压裂为主要改造措施的开发技术成为页岩油领域关注的热点。页岩油发展经历了3个阶段：早期的泥页岩裂缝型油气藏“常规石油”勘探阶段，直井、水平井体积压裂主探阶段、油页岩原位加热转化“人造石油”探索阶段。但随着页岩油储层复杂性的增加，跨领域新技术的出现，页岩油储层改造和开发技术遇到了新的挑战与机遇，处于技术革新的窗口期［8-12］。

1 页岩油开发历程

目前国内外还没有统一公认的页岩油定义［8-15］。对致密储层进行油气勘探过程中，发现煤层和页岩中也可赋存油气，因此它们有了与自己赋存基质相应的名称，如煤中的煤层气、页岩层系中的页岩油气等，而最常见的致密砂岩中的油气却逐渐被省去了“砂岩”二字，在生产实践中流行称之为致密油，这就形成了狭义的致密油气、煤层气、页岩油气的概念。因此广义页岩油泛指蕴藏在具有低孔隙度和渗透率的致密含油层中的石油资源，包括页岩、砂岩和碳酸盐岩等，其开发需要使用水力压裂和水平井等技术；而狭义的页岩油定义中，用油藏类型区分致密油，其中页岩油是指来自泥页岩层系中的石油资源［16］。本文所指的页岩油是指广义的页岩油。

1.1 国外页岩油开发历程

1953年，美国在威利斯顿盆地发现第一个页岩油藏，于1955年正式投产，Stano-lind公司采用直井开发技术开发巴肯组的上段，平均单井产量为27.4 t/d。1961年，壳牌公司将勘探目的层位转向巴肯组上段，发现了埃尔克霍恩牧场油田，在之后的近30年时间里，在该目的层共发现了26个油田［17］。2000年，动用巴肯组中段发现了埃尔姆古丽油田，这一发现使巴肯组中段开始成为首要目的层，有机构评价巴肯的页岩油产量将超过伊拉克的原油产量。自2005年以来，美国海相页岩油和致密油勘探开发取得一系列重大突破，并改变了世界能源格局［18］。随着美国各大石油公司将投资转向页岩油，有力地提升了美国页岩油产量，2017年美国的页岩油和致密油产量达到了2.57×108m3，占其石油总产量的47.6%［19-21］。

1.2 国内页岩油开发历程

中国页岩油可采资源量达44.8×108t，居世界第3位［22］，页岩油有望成为重要的石油勘探开发接替领域。1978年，济阳坳陷沙河街组泥岩出油。1982年，渤海湾盆地辽河西部凹陷雷家、大民屯凹陷等沙四段发现工业性油流。2004年，准噶尔盆地腹部深层侏罗系头屯河组(5 600 m)首次发现大型页岩油田——永进油田，实现准噶尔盆地中二叠统芦草沟组石灰岩及泥质云岩页岩油首次重大突破。松辽盆地近年在南部的青山口组不断取得勘探突破，2015年，上白垩统青山口组泥岩中多井获工业性油流，扶余油层页岩油地质资源量超过20×108t。2017年，河西走廊银额盆地拐参1井在上二叠统获页岩油气流，实现了河西走廊地区二叠系页岩油气勘探的首次重大突破［23］。目前，吉林油田实现建产30×104t，鄂尔多斯盆地长7储层、松辽盆地的扶杨油层已实现规模开发，长庆油田已建成我国第一个亿吨级页岩油田——新安边油田。我国油页岩主要分布在松辽盆地、华北盆地、准噶尔盆地等47个盆地。我国几大石油公司正在按照页岩油的勘探开发思路，开展关键技术攻关，进行试验区建设，已初见成效［24-27］。

2 页岩油储层改造技术进展

页岩油由于其储层特点，单井一般无自然产能或自然产能低于工业油流下限，开发此类非常规油气资源需要经过压裂改造等开发工艺才能得到工业油气流。

2.1 页岩储层特点

页岩油作为非常规油气资源，有别于其他常规资源，储层更致密，且烃源岩与致密储层紧密相邻、生储共生，其与开发相关的特征有［28-32］：（1）页岩油储层包括砂岩、砂砾岩、石灰岩、白云岩、沉凝灰岩及其过渡岩类，其中广泛发育的纳米级孔喉系统，平均孔隙度一般小于10%，储集空间孔径一般为50～300 nm，局部发育微米级孔隙；（2）页岩中石英、长石、方解石等脆性矿物含量高，岩石脆性强，在外力作用下易形成天然裂缝和诱导裂缝；（3）页岩地层压力高，压力系数可达1.2～2.0，原油相对密度一般小于0.85，原油黏度一般小于3 mPa·s，易于流动和开采；（4）储集层含油饱和度差别大，源内致密油含油饱和度普遍较高，例如长7段含油饱和度65%～85%，源下致密油含油饱和度普遍低于50%，生产井普遍油水同出；（5）黏土矿物的存在使其敏感性严重，导致储层开采过程中易受伤害，造成流动性的损失。由于页岩油储层的非常规性，发展出了相应的压裂工艺和压裂材料技术。

2.2 压裂技术

2.2.1 变排量压裂技术

变排量过程主要是指排量由最高设定值快速变到最低值，之后又快速恢复至初始值。这种排量的快速变化，在高脆性的页岩储层中形成一种压力脉冲，能在短时间内提高裂缝入口处能量，打开之前没有打开的裂缝，扩展已张开的裂缝，进而扩大缝网波及体积，提高压裂效果。变排量压裂技术的关键是针对不同储层条件分析排量的改变范围和时机。2000年左右，变排量压裂技术在长庆油田华池、白豹和安塞油藏应用13井次，变排量压裂井日产油16.37 t，压产水 4.50 m3，而常规压裂井日产油 8.93 t，压产水1.24 m3，可见变排量压裂技术实现了增产，增产幅度83.31%［33-35］。

2.2.2 重复压裂技术

页岩油藏在开采一段时间之后，地层能量会降低，投产前形成的人工裂缝会由开启状态转向为闭合状态，重复压裂会形成一个应力区带，延伸原有裂缝,或者提高砂量以增加裂缝导流能力。美国的一些公司和机构自2000年开始探索重复压裂技术在页岩油气生产中的应用［36-38］。重复压裂后的初始产量平均可达到初次压裂初始产量的90%左右，单井首年产量递减率也有小幅度下降，从初次压裂的64% 降至56%，EUR 可提高30%～50%［39］。郭建春等结合体积压裂水平井特有参数，配合重复压裂的特点评估重复压裂潜力，采用数值模拟方法并建立产能预测模型，提出最优重复压裂方式和时机的思路，该技术在松辽盆地白垩系青山口组应用后，日产油量由 1.3 t提高到了 11.6 t［40］。重复压裂中主要使用封堵剂等对油层中的高渗裂缝封堵，迫使低渗裂缝开启并提高压裂效率。如果压裂过程压裂液向最小应力方向发展，并未形成裂缝网络，那么储层就未得到较好动用；同时封堵剂向最小应力方向增加会导致油层中含水量增加，油井的产量会随开采递减，因此，重复压裂在暂堵材料和工艺及压裂设备方面仍有难点需要突破。

2.2.3 小井距立体开发技术

小井距立体开发模式是针对我国储层多油层叠合发育区的特点，加之常规加密井开发技术有牺牲“子井”完井效果的风险而提出的，可以最大程度地提高油气采收率，实现经济、高效开采油气。通过合理划分开发层系、采用分段多簇垂向射孔等技术在小范围内产生垂直地层的人工裂缝，目标是纵向改造目标层，同时改造多个地层［41-42］。姬塬油田H54区块长6 油藏已建成水平井立体开发区，实际投产产量的月递减曲线表明水平井月递减率明显小于直井［43］。在永安镇油田永3试验区进行了小井距立体开发实践，采收率提高9.6%［44］。

2.2.4 同步压裂技术

同步压裂是同时对相邻储层进行水力压裂的技术，通过两口井或多口井水力压裂产生的应力干扰提高网状裂缝密度和复杂程度，增加改造体积。采用同步压裂技术，应力干扰面积和强度增大，水平主应力差减小，地应力方向均匀变化，有利于连接裂缝。同步压裂井的受激储层体积较大，裂缝网络更复杂；与常规裂缝井相比，同步压裂井破裂压力突破更早，生产率和套管压力更高，更稳定，其区域压降甚至扩散到相邻井，因此其生产率提高显著。现场还可采用拉链式压裂、逐井连续压裂等作业方式配合完成。2006年，同步压裂首先在美国沃思堡盆地Barnett页岩区的两个近似平行的水平井中实施，压裂后，两口井都获得了高产量［45］。帕克县西南部巴内特页岩同步压裂试验井单井产量比其他同类型井平均提高100%［46-49］。

2.2.5 体积改造技术

目前，水平井分段压裂技术已经从分段压裂、多级压裂发展到大规模分段多簇体积压裂，压裂过程以“大排量、大液量、大砂量、低砂液比和小粒径”为主要特征。体积压裂通过加大施工规模、冻胶酸携砂压裂等增加裂缝延伸长度或通过转向造新缝增大裂缝与储层接触面积从而达到对储层进行全面改造的目的。体积压裂通过提高排量等手段在主裂缝上形成多条分支裂缝，进而沟通储层的天然裂缝，复杂裂缝系统的产生使得压力波及范围较大，进而让主裂缝与多级次生裂缝交织形成裂缝网络系统，得到立体网状结构，提高储层整体渗透率，进而提高增产效果［50-52］。新疆油田的J173井，岩性脆性较强，以灰质粉砂岩为主，地层水平应力小，应用体积压裂技术后日产油12 m3；吉林油田在页岩油水平井示范区24口井进行体积压裂，日产油26～53 t，是直井的7倍以上，同时单井工具成本下降了60%；长庆油田在安83井区应用水平井体积压裂技术，页岩油开发试验成效显著，水平井单井平均日产量比直井提高了8倍［53］；2017年，在英西碳酸盐岩储层进行了4口井体积压裂改造，直井压后初产是2016年施工井的1.8倍，水平井压后初产是直井的21倍［54］。

2.2.6 人工油气藏

人工油气藏是针对基本无渗透能力的致密油储层，以“甜点区”为基本单元，采用驱油压裂、气体压裂、原位加热等方法，通过形成裂缝型“人造渗透率”，形成一个“人工油气藏”，与地下基质微纳米孔喉构成油气产出系统，实现人工能量开发。通过井群开发、压裂造缝和针对性流体介质注入等方法，在国内5大致密油气区开展235井次先导性试验，改变地下流体渗流环境和补充地层能量，在“甜点区”内形成“人造高渗透区”与“重构渗流场”，建立了地质、开发、生产、管理和决策综合信息管理系统，实现低渗透、致密油气与页岩油气大规模、有效益、可持续开发。开采效果比以往常规技术提高2倍［55-57］。非常规“人工油气藏”开发的实现，需要持续攻关压裂形成最大缝网机理、压裂液无伤害地层机理、改变油水界面驱油机理、控压生产地层流动机理等关键问题。

2.3 压裂材料

2.3.1 压裂液

根据致密油储层特点需要配合使用低伤害、剥离效率高的压裂液。加拿大GasFrac公司最先提出LPG无水压裂理念，采用液化石油气(LPG)作为压裂液，其中包括具有携砂作用的稠化剂主剂和其他添加剂，由于其用LPG代替水，因此避免了水与储层岩心发生作用而带来的敏感性伤害。LPG压裂技术在北美已完成1 863井层，增产倍数提高1.5倍，100% 回收利用；国内研发LPG压裂液体系，耐温105 ℃，黏度50 mPa·s，性能达国际水平［58-60］。CO2干法加砂压裂有较小的储层渗透率伤害、较高的支撑裂缝导流能力保留系数，气体作为携砂液进入储集层，有效补充地层能量，压后返排速度较快，同时有效降低界面张力，提高原油采收率［61-63］。对于提高水敏/水锁伤害严重的致密油储层采收率具有明显技术优势。液态CO2压裂技术在北美应用1 200口井，国内已开始现场试验，研发了增稠剂及增稠助剂，耐温90 ℃，目前最大的瓶颈是液态CO2交联后黏度低、携砂性能有限，长庆油田试验1口井，吉林试验1口井，计划实施3口井。纳米压裂液气体交替注入(NAC)技术使纳米粒子无需借助外力可以轻易进入致密储层，添加剂不增加注入液质量，可改变润湿性、降低界面张力和提高采收率［64］。罗明良［65］等鉴于早期阳离子型清洁压裂液在低渗透砂岩储层现场应用中存在的问题，选取一种阴离子表面活性剂制备了纤维基纳米复合清洁压裂液，通过纳米TiO2与黏弹性表面活性剂胶束的拟交联作用，形成纤维网状结构，有效地改善了F-NCF的静态悬砂性能，且对裂缝导流能力影响较小；体系对岩心渗透率伤害小，伤害恢复率约为90%。纳米压裂液尺寸与致密油储层尺寸配合，结合岩心表面处理技术有较好应用前景。驱油压裂液技术是针对致密油藏特点，通过研究压裂液与裂缝表面所发生的油水间相互作用，改变储层润湿性，提高采收率。该技术在新疆玛湖、吐哈三塘湖、华北二连油田试验6口井，取得初产比邻井提高1.8倍以上的应用效果。

大型滑溜水压裂技术的突破使页岩油气实现经济有效开发，但从环保角度来看，大量滑溜水含有一定量化学物质，加大了地下水污染的可能性，因此环保压裂液技术也成为页岩油压裂技术突破的方向，使用物理化学方法除去返排液杂质再进行回收利用，或直接使用返排液形成压裂液是主要途径之一［66-68］。具有可逆结构的聚合物压裂液的溶质分子之间可通过非共价键相互作用形成分子聚集体，这种结构可以随剪切扰动而变化，剪切扰动消除后，聚集体可以重新恢复。王所良［69］以部分水解聚丙烯酰胺有机金属交联剂为原料制得一种可由压裂液返排液配制的可回收压裂液体系，同条件下与清水相比压裂液摩阻降低率大于40%，在破胶液中添加0.12% 稳定剂即可作为配液水重复利用，用破胶液配制的压裂液各项性能与清水配制的压裂液性能相当，可以满足现场连续混配施工的需求。高燕等［70］将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合，研发出一种可替代胍胶的高效驱油清洁压裂液体系，该体系稠化剂是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料，是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂，该压裂液耐温 90 ℃，抗盐可达 100 000 mg/L，高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用，求产后单井产量是相临井产量的2倍。可回收生物胶清洁压裂液中微生物多糖分子中含有多个羟基，在与水混合时，羟基相互作用的同时又与游离在周围的水分子发生缔合作用，在外因给定的适当条件下，能够与水形成良好的胶体，具有良好的耐温、流变性能，并可反复成胶，并且该压裂液在自然环境中可自动降解，无污染，3%质量浓度生物胶压裂液依靠其黏弹性携砂原理，交联及携砂性能良好，对压裂返排液取样二次交联，再破胶三次交联，显示返排液交联及破胶效果与清水相同［71］。

2.3.2 支撑剂

北美有采用小粒径支撑剂的趋势，小粒径支撑剂沉降速度慢，可以传输更远，且小粒径支撑剂更容易进入裂缝宽度较窄的分支缝。Bakken盆地使用20/40目及更小尺寸的天然砂；在Midland盆地，基本上都采用40/70甚至小到100目和200目以内的就地石英砂。近些年，为了保证压后的裂缝导流能力。高性能、多功能、小尺寸和智能化是支撑剂的发展方向［72-73］。杨哲［74］等研发的树脂材料支撑剂在地层发生一定程度的形变，高闭合压力下树脂材料支撑剂导流能力更优。牟军等［75］以铝矾土粉为球壳包覆材料制备了空心内半径可控的铝矾土空心陶粒支撑剂，视密度为2.47 g/cm3。徐永驰［76］将成孔剂和树脂粉混合，造粒添加粘结剂制作出的多孔支撑剂。高如琴［77］等制备莫来石相和石英相粉煤灰基支撑剂，该支撑剂粒径为0.5～0.8 mm，视密度为2.559 g/cm3。王川［78］用纳米陶粉与胍胶稠化剂配合使用制得了纳米陶粉杂化胍胶压裂液，研究了纳米陶粉与压裂液的协同作用增加压裂性能，这种机制增加了45%弹性模量。

2.4 微地震裂缝测试和诊断技术

20世纪90年代后微地震监测技术逐步应用于油藏动态监测、压裂管理和裂缝反演。微地震压裂监测技术能够监控压裂过程破裂或错断产生的微地震，来反映压裂过程中水压裂缝的缝高、缝长和方位等参数，并及时调整施工参数，在压裂后对压裂效果进行评价，从而对压裂进行有效的指导［79-80］。1989年美国石油工程师协会将微地震监测方法视为确定水力裂缝方向和形状的一种重要实用方法，威德福公司2006年推出FracMap，首次将微地震压裂检测技术商业化地运用于油气勘探领域，贝克休斯公司通过IntelliFrac服务实现了储层水力压裂实时监测。国内，东方物探的GeoEast-ESP在油气压裂监测中做出了积极探索，刘喜武等［81］基于复杂页岩的岩石物理模型，用高精度曲率计算方法针对断层和大尺度高角度裂缝建立了一种水平层理缝地震预测方法，推导得到了界面反射系数简化公式。

3 页岩油开发技术进展

3.1 水平井钻井技术

水平井钻井最早由瑞士工程师在1863年提出，主要用于生产，可以增加井筒与页岩储层的接触面积，提高页岩气产量。20世纪80年代随着页岩气、页岩油等非常规油气资源的大规模勘探开发，水平井钻井数量几乎成指数增长。在Midland盆地，2010年前采用直井分级改造技术，从2011年起钻井开始逐渐转向水平井，一般情况，水平井的产气量是直井的3倍［82］。目前水平井钻井技术正在向结合地质、地球物理、油层物理、工程技术等多种因素的集成系统发展［83-85］。Midland盆地钻井过程中采用旋转导向系统、短脉冲MWD、PeriScope地层边界绘图系统确保钻井的有效性和地层评价，保证储层钻遇率。Star steer是一款地质导向软件，综合运用地质、地震、测井等资料进行地质建模与实时导向跟踪，以大港油田官1608井区官1701H井为例，该技术提高了储层钻遇率［86］。Litho Scanner高清晰度光谱工具提供伽马射线光谱，用于描述复杂油藏的细节；微成像(MSI)系统能够在导电钻井液环境中为钻井提供高分辨率的侧向测井视电阻率和全井径图像［87］。近年来，随着水平井技术的不断发展，特别是水平井轨迹设计技术、随钻测量(MWD )、随钻测井(LWD)、旋转导向钻井系统(SRD)、钻井液等技术的发展，催生了多种水平井新技术出现，并逐步成为非常规油气资源勘探开发的重要技术手段。以长水平段快速钻井技术为例，其加大表层套管下深、三开变两开，缩短了钻进时间，该技术使得 Eagle Ford 埋深 2 000 m 左右的水平井水平段由平均 800 m 增至 1 500 m，钻井周期反而由60 d降至20 d。通过增设冲击器，运用活塞运动对地层进行撞击作业的旋冲钻井技术提高了恶劣钻冲作业的效率，减少了人力和物力损耗，在短时间内破坏岩石的结构，促使岩性发生碎裂变化，提高钻头的使用寿命［88］。

3.2 “工厂化”作业

“工厂化”作业占地面积相对少，可实现批量钻井、压裂，因此提高了生产效率，减少了设备动迁成本。此外，“工厂化”作业由于大批量井距离较近，有利于钻井液及压裂液的回收利用。目前主要采用丛式水平井组的方式进行“工厂化”施工作业，一般每个平台钻6～10口丛式水平井。未来发展的趋势是“多平台式工厂化”生产模式，“多平台式”则是通过增加平台井数实现单个平台有效动用储量最大化［89-91］。“工厂化”是采用标准化、模块化装备，流水线化作业进行数口井的钻井、完井、返排、生产同步作业。在北美该技术已应用成熟，采用钻丛式水平井，每个井场一般钻16～20口井，水平段长一般超过1 500 m，每口井压裂20级以上。北美霍恩井场设计钻28口水平井，每口井压裂20段以上。北科达州亚特兰平台14口井，最深井井深可达 9 754 m［92-94］。新疆油田玛湖凹陷主力层位三叠系百口泉组为典型的页岩油储层，在玛131井区2口2 000 m长水平段水平井压裂中，采取前置酸预处理、滑溜水多段塞打磨、低伤害冻胶加砂及利用应力干扰形成复杂缝网等一套适合玛湖砂砾岩储层工厂化体积压裂的技术方法，分别成功实施了26段和22段压裂，用液分别达20 162 m3和23 765 m3，加入支撑剂达到 1 803 m3和 1 702 m3，均取得压后稳定产量超过30 t/d的效果［95］。

3.3 地质工程一体化技术

结合页岩油开采特点，运用层次分析法(AHP)与灰色关联分析法(GRA)复合建模，形成了一套地质工程一体化框架下的复合数学建模办法［96-98］。一方面，具有数学模型的严谨性，另一方面结合页岩油地质开发相关研究成果，用于指导页岩油藏低成本开发，具有前瞻性和经济性。许建国［99］等围绕工程技术需求对储层资料再认识，优化施工参数，建立“转向压裂、蓄能压裂、调堵压裂、干扰压裂”为主的压裂技术，创新一系列配套技术，降低一次性投资，降低运行成本，形成了地质工程一体化的新内涵技术模式，该技术在吉林油田Ⅲ区块3号平台为代表的新区产建和Ⅵ区块中部为代表老区挖潜领域应用并获得显著效果。杜洪凌［100］等通过建立精细地质和岩石力学模型、优化钻井工具、调节钻井液体系等一系列举措，将区块地质认识和工程实践紧密结合，实现了致密油藏效益开发的初步突破，玛湖地区百口泉组致密砂岩致密油产量明显提升，区块已于近期启动了大规模开发建产工作。

4 结束语

由于地质条件对现有水平井分段压裂技术的限制，我国水平井长度、压裂段数、材料耗费等与美国巴肯、鹰滩、巴奈特地区存在较大差距，中国页岩油储层改造存在以下难点：(1)受陆相湖盆地沉积特征影响，分布面积小，但多期沉积，即是说纵向层系多，如何结合分段压裂技术同时动用纵向层系有待研究；深部页岩储层具有高温、高应力和高塑性等特点，在水平井钻完井和体积改造等方面存在较大难度；天然裂缝位置、发育程度难以确定，因此压裂改造难度大；在压裂设计中分析人工裂缝起裂、判断延伸方向困难；由于储层裂缝形态复杂，如何降低加砂难度、施工风险，提高人工裂缝导流能力；大排量、大液量施工对压裂设备、支撑剂以及压裂液的各项性能要求极高。(2)储集层发育微—纳米级孔喉，常规压裂难以达到开发效果，新型压裂手段的使用刻不容缓。(3)开发成本高，我国的水平井单井的钻探成本已经降至 4 000～7 000 万元，美国单井成本2 000万元左右。因此，开发成本仍是制约我国页岩气开发的瓶颈。

基于上述难点，在提高我国页岩油储层开发技术水平和开发效率方面提出以下建议：(1)深化储层认识，加强优质烃源岩段、储层集中段、源储配置、成藏机理等方面的研究，做好“甜点区”储集层结构有效表征和脆性矿物评价工作，对主控因素、富集高产规律、形成条件进行研究，选好高收益区。(2)形成地质工程一体化优化设计方法：集成地质建模、地质力学建模、岩石破裂机理、裂缝相交作用准则、网络裂缝流动模型及水力裂缝诊断方法，形成地质工程一体化的设计理念。(3)集合国内外体积改造、水平井施工和工厂化作业技术，配合施工井具体特点进行现场攻关试验，创建适合中国页岩油储层改造和开发的系列技术。(4)对网络裂缝形态、网络裂缝规模及网络裂缝扩展延伸规律进行监控、优化和分析，形成系列化、标准化流程，大幅度提高压裂改造效果。(5)制订经济扶持政策，推广成功的页岩油勘探开发与管理经验，解决关键技术难题，以增强非常规油气市场竞争能力。