中国石化页岩气“十三五”发展成果与展望

"十三五"期间,中国石化以大力提升油气勘探开发力度、保障国家能源安全为己任,按照"加快开发志留系、攻关突破新类型、积极准备新区新层系"发展思路,加强勘探开发一体化、地质工程一体化,加大关键技术攻关,高效开发了北美以外最大的页岩气田——涪陵页岩气田,探明了中国首个深层页岩气田——威荣页岩气田,实现了中国首个常压页岩气田规模商业发现,落实了深层、常压5个千亿方资源规模新阵地,侏罗系陆相页岩油气、二叠系海相页岩气以及中扬子新区新层系勘探取得新发现。页岩气地质理论认识不断深化,深层页岩气富集机理、常压页岩气富集规律研究取得新认识,创新形成了海相页岩气提高采收率技术、3 800 m深层页岩气开发技术和常压页岩气低成本技术体系,助推页岩气储、产量快速增长,实现页岩气跨越式发展,持续引领中国页岩气发展。未来页岩气攻关方向将以四川盆地及周缘深层、常压、新区新层系为重点领域,加强不同类型页岩气富集机理、开发基础理论研究和关键技术攻关,在"十四五"期间形成涪陵万亿方规模大气田,深层、常压、新区新层系战略领域取得新突破,实现多类型页岩气商业发现和储、产量规模增长。     

中国石化页岩气发展现状与趋势

中国页岩气地质资源丰富,但与北美相比具有地质年代老、埋深大、热演化程度高、构造和地表条件复杂的特点,很难实现商业开发。自2006年以来,中国石化页岩气勘探开发经历了调研及选区评价、勘探突破和勘探开发快速发展3个阶段。2012年,海相页岩气勘探获得重大突破,高效建成中国首个页岩气田——涪陵页岩气田,并实现威荣深层页岩气商业开发及其他勘探领域的不断拓展,页岩气探明储量、产量快速规模增长。经过十余年的科技攻关和重大装备研发,中国石化创新引领了页岩气藏精细描述及综合评价技术体系,发展了立体开发调整技术,形成了山地条件下优快钻井与长水平井分段压裂及气田绿色开发配套技术。中国石化未来将持续加强地质评价与探索,夯实可持续发展的资源基础,坚持地质工程一体化发展思路,加强技术装备升级,利用大数据、人工智能助推油气行业降本增效,加强项目全过程一体化管理,提升页岩气开发效益,从而实现中国石化页岩气探明储量、产量稳步增长。     

中国页岩气发展前景及挑战

本文详细阐述了全球尤其是北美页岩气开发现状,论述了Marcellus与Haynesville页岩气区的主要特征,认为持续技术创新、高效经营管理模式、多元产业扶持政策是美国页岩气飞速发展的主要驱动力,对我国页岩气的开发具有良好的借鉴作用。作者系统梳理了中国页岩气近20年的探索攻关与实践历程,认为历经评层选区、开发试验、示范区建设、海相页岩气规模开发4个阶段,国内页岩气开发取得了重大成就,建成川南、涪陵等中深层页岩气大气田,实现了海相页岩气规模效益开发,2022年产量达238亿方,成为我国天然气重要的供应来源,同时深层页岩气产能建设稳步推进,新区新层系勘探也取得重大突破。在深入分析我国页岩气地质与资源特征的基础上,文章论证了我国具备年产500亿～800亿的开发潜力,但需要从完善页岩气立体开发配套技术、持续优化页岩气地球物理评价技术、加快钻井与压裂工程技术迭代升级、加大新层系新领域的勘探评价力度4个方面持续攻关。     

川南地区深层页岩气富集特征、勘探开发进展及展望

深层页岩气是中国未来天然气产业发展的重要领域，目前已初步实现了工业化开发，成功获得一批高产井，落实了第二个万亿方储量、百亿方产量上产区，实现了深层页岩气富集规律与勘探开发技术创新突破，推动中国页岩气规模有效上产。美国4大深层页岩气区块已实现工业化开采，深层页岩气产量不断攀升，2021年产量达3 132×10⁸ m³，占美国天然气总产量的41%。系统总结提出了川南海相深层页岩气6大富集特征：(1)强还原环境的深水陆棚沉积，有利于有机质富集和保存；(2)优质储层厚度稳定，大面积连续分布；(3)断裂封闭性较好，普遍超高压；(4)有机孔和裂缝发育，储层物性较好；(5)深层页岩含气性好，页岩气资源落实度高；(6)深层页岩游离气比例高，单井初期产量高。结合中国深层页岩气富集特征及勘探开发进展，指出实现深层页岩气效益开发面临的3项挑战和对应攻关方向。展望提出四川盆地海相深层页岩气可探明页岩气地质储量(3～5)×10¹² m³，具备上产(300～500)×10⁸ m³的开...     

四川盆地海相页岩气富集条件及勘探开发有利区

历经十余年探索实践,四川盆地海相页岩气勘探取得了一系列进展,锁定五峰组—龙马溪组为最有利产层,提出了一批页岩气富集高产理论,形成了集地质评价、开发优化、优快钻井、体积压裂、工厂化作业、清洁开发等为一体的勘探开发技术,探明了万亿立方米级储量的页岩气大气田。时值中国页岩气勘探发展的重要节点,回顾四川盆地海相页岩气勘探开发历程、梳理五峰组—龙马溪组页岩气在地质条件与富集规律上的成果认识、展望四川盆地海相页岩气勘探的重点接替领域,对推进盆地海相页岩气的勘探开发有积极意义。(1)四川盆地海相页岩气勘探开发经历了4个阶段：评层选区找目标阶段;浅层至中—深层先导试验阶段;浅层至中—深层示范区建设阶段;浅层至中—深层上产、深层评价、常压页岩气评价、立体开发评价、超深层和新层系探索阶段。(2)四川盆地五峰组—龙马溪组的沉积条件优越,深水陆棚相高有机质含量页岩呈连续稳定分布;页岩气主要赋存在有机孔隙中,页岩储层在纵向上集中发育,连续厚度大;川南地区和川东南涪陵区块的构造相对简单,气源持续补给、远离古/今剥蚀区和大型断裂逸散区是页岩气富集保存的有利区;目前,五峰组—龙马溪组的页岩气资源量为33.19×10<...     

中国石化页岩气工程技术新进展与发展展望

中国石化在持续完善中深层页岩气工程技术链的基础上,为满足深层页岩气及常压页岩气高效开发的需求,重点开展了基于甜点评价的地质工程一体化设计、随钻地层精细评价、优快钻井、新型油基钻井液、新型弹韧性水泥浆与泡沫水泥浆固井、体积压裂新工艺、新型分段压裂工具、高效压裂液、页岩气测试及产能评价和大型压裂机组研制等技术攻关,初步形成了深层和常压页岩气工程技术链,有力支撑了涪陵页岩气田产能建设和深层与常压页岩气的勘探开发。综述了中国石化页岩气工程技术最新进展,并结合我国页岩气勘探开发需求,提出了进一步完善中深层页岩气工程技术链、继续攻关完善形成深层页岩气工程技术链、发展形成常压页岩气工程技术链的页岩气工程技术发展思路。      

渝东南常压与高压页岩气典型差异性分析及效益开发对策

渝东南地区处于四川盆地东南缘的盆缘转换带，发育常压、高压两种类型页岩气藏。为提高常压页岩气开发效益，从常压与高压页岩气典型差异性分析入手，通过开展钻井、岩心观察、实验分析、成藏条件及生产动态等研究，结合渝东南地区页岩气勘探开发实践，明确了常压页岩气具有优质页岩厚度较薄、孔隙度较低、保存条件较差、含气量中等的典型地质特点。常压页岩气富集受沉积相带、保存条件及地应力场控制，受多期构造改造及差异性抬升影响，形成机理复杂，具有初产较低、稳产期短、递减较慢、返排率高的生产特征。与高压页岩气在地质特点、富集规律、形成机理及生产规律等方面具有明显的地质特征差异性。针对渝东南地区常压页岩气资源品位较差的问题，提出了常压页岩气效益开发的4个关键对策：(1)深化基础地质研究，明确富集规律和甜点目标；(2)建立变井距、长水平段、小夹角、强改造、低高差、控压差的开发技术政策，提高单井产量；(3)加大低成本钻井和高效压裂等工程工艺创新，实现提速提效降本；(4)创新体制机制建设，打造高效组织运行模式。4个关键对策有效促进了常压页岩气由资源向储量、从储量向效益的转变，助力渝东南常压页岩气实现规模效益开发。     

渝东南南川地区东胜构造带常压页岩气勘探开发实践

渝东南南川地区东胜构造带位于四川盆地东南缘的盆缘过渡带，经历多期构造改造，具有构造复杂、保存条件复杂、地应力场复杂的典型地质特征，导致常压页岩气单井产量差异较大。为提高东胜复杂构造带常压页岩气单井产量、实现效益开发，通过开展地震资料目标处理、构造特征分析、成藏富集规律研究及生产动态分析等，以及加强基础研究和勘探开发实践，明确了东胜复杂构造带实现常压页岩气效益开发的四项关键技术对策：(1)提高浅层速度模型精度，提升构造解释准确度；(2)优化井网部署，提高井控储量；(3)地质工程一体化，钻定导协同导向提高甜点钻遇率；(4)建立分区差异化压裂方案，提高裂缝复杂度。东胜常压页岩气效益开发关键技术对策为复杂构造带常压页岩气的效益开发提供了技术支撑，同时也可为盆缘其他类似地区的勘探开发提供借鉴。     

测控技术在深层、常压页岩气勘探开发中的应用

深层、常压页岩气是中国石化页岩气增储上产的重点领域。面临效益开发的困难，对井筒测控技术提出了提速降本、提产增效的更高要求。为了准确评价页岩气储层，开展了储层微观特征定量表征、孔隙压力系数预测、含气量计算、低阻页岩评价和可压性评价研究，形成了比较成熟的页岩气“双甜点”精细评价技术。为了提高深层优质页岩钻遇率，打造了定测录导一体化工作模式，基于多属性地质建模，测录震多专业融合，形成了复杂构造区水平井地质导向技术。针对不同工区工程地质特征的差异，明确了旋转导向和螺杆+MWD两种提速技术的适用范围，实现分类施策提速提效。为了配合大规模体积压裂，研发应用了多级射孔桥塞联作、等孔径射孔、高温井下微地震监测和“牵引器+DAS光纤”压裂监测等多项技术。研究形成的页岩气“双甜点”精细评价技术、提高储层钻遇率技术、钻井提速和压裂提产配套技术，在深层、常压页岩气领域得到广泛应用，较好地支撑了勘探开发。下一步，需要进一步发挥定测录导一体化优势，不断推进测控技术创新，在新层系/新类型页岩气解释评价、高温测控仪器和工具研制、基础资料录取等方向持续攻关，全力保障深层、常压页岩气高质量勘探与效益开发。     

理论创新和技术进步支撑引领百亿气田建设

"十二五"以来,中国石化西南油气分公司面对日益复杂的勘探开发对象和扭亏创效的巨大挑战,坚持科技创新,发展完善了陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩两项勘探理论,形成了生物礁、河道砂岩和致密砂岩等三类气藏开发配套技术,创新发展了智能滑套分段改造工艺、喷封压一体化储层改造工艺、脉冲压裂技术、超深高含硫水平井钻完井及投产关键技术等工程技术。上述理论创新和技术进步有力支撑了四川盆地川西陆相碎屑岩、川西海相碳酸盐岩、川南海相页岩气、川东北元坝海相碳酸盐岩等领域的重大突破,发现了3个千亿立方米级规模天然气商业储量区,探明了2个、建成了3个大中型气田,天然气储产量创历史新高。"十三五"期间,将重点攻关深层海相碳酸盐岩气藏勘探开发、深层页岩气商业开发、高含硫气田安全开发和开发老区气藏提高采收率技术,到"十三五"末天然气年产量力争达到(100~120)×10~8 m~3。     

川东红星地区HY1井二叠系页岩气勘探突破及意义

2020年底，川东红星地区建南区块针对上二叠统吴家坪组二段部署实施的第1口页岩气风险探井HY1井在压裂测试阶段获得天然气产量8.9×10⁴m³/d,实现了中国二叠系新层系页岩气勘探的重大突破。综合HY1井的钻探成果和岩心、钻井、测井、录井及X射线衍射全岩矿物分析、碳同位素等分析测试资料，系统分析了红星地区二叠系页岩气地质特征和富集主控因素。红星地区二叠系发育两套深水陆棚亚相页岩，具有优质页岩厚度薄、有机质丰度高、孔隙度高、含气量高、脆性矿物含量高的“一薄四高”特征。广泛发育的深水陆棚亚相页岩是二叠系页岩气富集的物质基础，有机-无机协同作用提供了良好的储集空间和较强的吸附能力，良好的保存条件是红星地区页岩气富集的关键。HY1井的勘探突破表明：(1)中国南方二叠系页岩气具有较好的勘探前景，是增储上产的重点领域；(2)盆外复杂构造区内相对弱变形区是页岩气勘探的重要方向；(3)地质工程一体化是实现二叠系页岩气勘探突破的重要保障；(4)薄储层、超深层页岩的改造技术和酸性页岩气藏采输气工艺是实现二叠系页岩气规模效益开发的攻关方向。研究认识对于具有相似地质...     

四川盆地及其周缘页岩气勘探开发现状、潜力与展望

历经10余年的探索与发展,中国南方地区已全面进入中浅层海相页岩气规模效益开发阶段,综合评价四川盆地及其周缘页岩气勘探开发潜力和发展前景,是关乎四川盆地能否建成"天然气大庆"的关键。为了给下一步的页岩气勘探开发提供理论支持,通过系统总结四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气勘探开发理论和成效,分析了中国南方页岩气勘探开发现状与潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①川南地区4 500 m以浅五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源量为3.7×10~(12)m~3,其中可采储量超过2×10~(12)m~3,具备建成1 000×10~8m~3页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力,中国石油天然气股份有限公司迄今已累计提交页岩气探明地质储量1.061×10~(12)m~3,并建成百亿立方米年产量页岩气大气区;②渝东北—鄂西地区、川西南—滇东北复杂构造区五峰组—龙马溪组海相页岩的页岩气资源潜力较好,亦具有良好的勘探开发前景;③四川盆地及其周缘具有三套后备页岩气层系,即下寒武统筇竹寺组海相页岩、上二叠统龙潭组海陆过渡相页岩和下侏罗统自流井组陆相页岩,其中筇竹寺组海相页岩在绵阳—长宁拉张槽内优质页岩厚度较大、压力较高、孔隙较发育,是下一步页岩气勘探开发的重点,而川中—川东北地区自流井组大安寨段陆相页岩也具有一定的页岩油气勘探开发潜力。     

复杂山地页岩气勘探开发技术创新与成效——以昭通国家级页岩气示范区为例

中国海相页岩气主要分布于包括四川盆地、长江流域及其周缘地区在内的扬子地块,是目前国内页岩气勘探开发最为现实的区域之一。昭通国家级页岩气示范区(以下简称昭通示范区)位于滇黔北坳陷威信凹陷的中西部区域——川南低陡褶皱带南缘带,是典型的中国南方山地地块,受地形复杂、构造变动强烈、断裂发育、热演化程度高等特点的影响,该区页岩气勘探开发颇具难度。为了实现复杂山地页岩气的规模效益开发,近年来中国石油浙江油田公司持续在滇黔北构造复杂带开展页岩气勘探开发实践,以昭通示范区页岩气产能建设为依托,在复杂山地页岩气基础地质理论研究、低成本工程工艺技术攻关等方面创新突破,建立了复杂山地页岩气"三元控藏"富集赋存理论、页岩储层分类评价标准和目标评价体系,创新形成了地震各向异性处理及甜点预测技术、地震地质工程一体化综合评价技术,研发了环保型高性能水平井水基钻井液,优化了页岩气水平井钻井提速技术,建立了"长段转向+多簇密切割+石英砂"高杂应力页岩复杂缝网压裂技术,初步形成了复杂山地页岩气勘探开发技术策略,实现了复杂山地页岩气勘探多点突破和高效开发。结论认为,昭通示范区已提交了探明页岩气储量超过1 000×108 m3,建成了18×108m3/a页岩气产能规模,展现出良好的山地页岩气勘探开发前景。     

地质工程一体化技术在威远页岩气高效开发中的实践与展望

针对威远页岩气地表条件复杂、储层埋藏深度大、构造复杂、非均质性强、压裂改造难度大等特点,坚持"一体化、工厂化、效益化"的开发理念,应用地质工程一体化技术,厘定平面甜点和纵向甜点,优化井位设计;实现精准地质导向,大幅提升甜点钻遇率;提高钻井工程质量,有效缩短钻井周期和降低井下复杂状况的发生率;优化压裂工艺设计,实现压裂改造体积的最大化。基于此,形成了较为完善、复杂海相条件下对页岩气勘探开发有较强借鉴意义的项目管理、研究设计、科研现场、地质钻井和地质压裂5个一体化模式,单井产量不断提升,单井成本持续降低,实现了威远页岩气规模有效开发;不断践行与完善地质工程一体化技术,深化地质认识和加强工程技术配套,实现威远3500m以浅页岩气高效开发以及深层页岩气效益开发。     

中国石油创新勘探开发工程技术实现页岩气规模有效开发

<正>面对页岩气勘探开发一系列难题,中国石油通过十年科技攻关,创新勘探开发工程技术,单井综合成本大幅下降,加快了页岩气规模开发。主要技术创新:(1)建立了海相页岩气选区参数体系和储层分类评价标准,形成页岩气地质综合分析与产能概率性评价技术;(2)积极探索了"一趟钻"钻井新技术,优质储层钻遇率提高至90%以上,钻井周期缩短50%以上。(3)形成了长水平井分段分簇体积压裂改造技术及"工厂化"作业模式,单井测试产量达到     

中国页岩气发展战略对策建议

从中国页岩气资源状况、勘探开发重要进展、关键技术与装备重要突破等方面,系统总结、分析了中国页岩气发展形势,指出现阶段中国页岩气发展仍存在认识误区、页岩气资源落实程度低且经济性不确定性大、3 500m以深核心勘探开发技术与装备尚未突破、勘探开发成本居高不下、多种非技术因素严重制约其发展等5大挑战。针对这5大挑战,提出了促进中国页岩气进一步发展的5条建议:1制定符合中国国情及勘探开发阶段的页岩气发展战略和目标,2020年确保实现页岩气年产量200×10~8m~3,力争实现300×10~8m3~;2重视海相低产低压页岩气成藏富集地质理论和勘探开发关键工程技术攻关,有序推动非海相页岩气勘探开发示范区建设;3国家应进一步出台政策并设立专项创新基金,支持各企业开展页岩气勘探开发相关技术与装备研发,强化3 500m以深页岩气勘探开发技术、装备、工艺体系研发,推动中国深层页岩气勘探开发突破;4持续推动中国页岩气地质理论、勘探开发技术与管理创新,强化钻井、压裂等全过程成本控制,努力实现中国页岩气经济有效规模开发;5改革矿权管理制度,建立页岩气勘探开发数据信息平台,正确引导非油气企业参与页岩气勘探开发。     

四川盆地页岩气勘探开发进展、挑战及对策

2020年中国页岩气年产量已经超过200×10~8 m~3,创造了我国天然气发展史上的一个奇迹。四川盆地已经并将继续成为我国页岩气勘探开发的主战场。为了进一步推动我国页岩气大规模高效益开发,在全球新冠肺炎疫情蔓延和国内提出"碳达峰碳中和"目标的新形势下,从资源勘探、气藏工程、钻采工程和产业规制4个方面梳理了四川盆地页岩气勘探开发的进展和挑战,提出了实现页岩气大规模高效开发的对策建议。研究结果表明:(1)四川盆地页岩气大规模高效开发必须以中浅层页岩气持续稳产和深层页岩气规模建产为基础;(2)较之于北美地区,四川盆地页岩气勘探开发在地理环境、地质条件、钻采技术、产业规制等方面具有自身的特点,很难复制北美大规模、高密度、连片化布井的开发模式,因此需要立足于"少井高产"的策略,一方面在页岩气井全生命周期,继续坚持采用地质工程一体化技术,开展"一体化研究、一体化设计、一体化实施和一体化迭代",另一方面以问题为导向,从地质评价、开发政策、工程技术、产业规制等方面开展持续攻关,完善地质评价理论与技术、创新气藏工程理论与方法、研发降本增效工程技术、健全页岩气产业规制,形成技术要素与非技术要素协同促进的新格局。结论认为,该研究成果对于四川盆地乃至全国页岩气大规模高效益开发具有重要的借鉴指导意义。     

中国页岩气开发进展、潜力及前景

中国作为北美之外最大的页岩气生产国,随着页岩气勘探开发的持续快速推进,在埋深3 500 m以浅的海相页岩区已经建成200×10~8 m~3的页岩气年产规模。未来全国埋深3 500 m以浅页岩气能否继续稳产上产、埋深超过3 500 m的深层页岩气的开发潜力如何,既是评价和判断未来中国页岩气资源开发潜力和发展前景等的前提,也是决定能否在川渝地区建成"天然气大庆"的关键。为此,通过总结中国页岩气理论认识和工程技术发展成果,分析页岩气资源的开发潜力,预判了未来的发展前景。研究结果表明:①在页岩气理论体系方面,明确了海相深水陆棚笔石黑色页岩形成条件及页岩气富集机理,建立了"甜点区"和"甜点段"地质理论,初步构建基于"人造气藏"的页岩气开发理论,建立了四川盆地南部地区深层优质页岩厚度大、保存条件好、发育微裂缝与超压的页岩气富集高产模式;②在页岩气工程技术方面,水平井多段压裂等关键工程技术实现了跨代发展,支撑了中国仅用6年时间就实现了页岩气年产100×10~8 m~3、其后又用2年时间实现了年产200×10~8 m~3的历史性跨越;③在页岩气资源方面,明确了四川盆地中浅层海相页岩气是产业发展的"压舱石",而深层海相页岩气则是未来产量增长的主体,以川南海相页岩为重点具备还可探明页岩气地质储量超6×10~(12) m~3的资源条件,可以支持页岩气产量持续快速增长。结论认为,通过加快对于埋深3 500～4 000 m页岩气资源的开发,2025年全国页岩气年产量可以达到300×10~8 m~3;考虑到埋深4 000～4 500 m页岩气资源开发突破难度较大,2030年页岩气有望落实的年产量为350×10~8～400×10~8 m~3。     

常压页岩气形成机制、分布规律及勘探前景——以四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组为例

常压页岩气藏的压力系数和含气量较低,地层能量较弱,具有中-低丰度、中-低品位、资源总量大和储量规模大等特征。中国南方常压页岩气藏分布广泛,具有良好的地质背景与富集条件,但其类型、形成机制和富集规律不明。基于页岩气勘探开发实践和地质解剖,探讨了四川盆地及其周缘五峰组-龙马溪组常压页岩气藏的类型、形成机制、分布特征和富集规律,提出了常压页岩气藏勘探开发的前景与技术对策。研究认为,常压页岩气藏主要包括优质页岩缺失/减薄型、早期逸散型、断裂破坏型和残留向斜型4种类型。常压页岩气藏的分布与富集明显受构造作用控制。通过对常压页岩气藏的类型、特征和形成机制等综合分析,认为残留向斜型常压页岩气藏为目前最有利的勘探开发类型。地质评价中应聚焦在靠近盆地、抬升时间晚、残留向斜面积大、远离深-大断裂且裂缝封闭时间早的地区开展研究,优选靠近向斜核部、构造稳定、相对高压力系数和埋深适中的区域开展页岩气勘探开发。技术对策上,建议钻井上采用低泥浆密度钻井液,压裂上采取少段多簇、大排量、中等液量和高砂量,以此来实现经济有效的体积改造。该研究成果将为常压页岩气的地质评价和勘探实践提供参考。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。