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根据中国石油最新资源评价结果，CN地区下L组埋深4500m以下浅页岩气可工作有利区面积为
，页岩气资源量为
，具备建成页岩气年产规模为
的潜力。CN地区核心勘探区带扣除不可工作区后总面积为
，其中3500 ～ 4 500 m的区域占比82％，可部署水平井
口，可采储量
以上，具备建成
页岩气年产规模并稳产 20年或
页岩气年产规模并稳产10年以上的开发潜力。
L组包括L1段、L2段，其中L1段可分为L1-1亚段、L1-2亚段。L1－1亚段可再细分为L1－11、L1－12、L1－13、L1－14共计4 个小层（马新华等，2020）。
L1－11 至L1－13小层属于鲁丹阶LM1至LM4的笔石带，厚度为8～ 24米，主要岩石类型为黑色炭质页岩和硅质页岩，具有较高的TOC（总有机碳含量，超过2.5％）和硅质含量（超过65％）。
本节选取CN地区L组的242 口气井作为分析对象，分别对气井的分布类型、分区类型、地质数据、工程数据、生产运营数据以及历史生产数据进行介绍，明确待分析对象的数据类型以及含义。
CN地区L组的页岩气按照地质参数可分为一类区、二类区以及三类区，根据气井生产曲线特点可分为第Ⅰ类气井、第Ⅱ类气井以及第Ⅲ类气井。页岩气的一类区划分所涉及的影响因素较为复杂，且标准不唯一。王社教等（2012）研究认为，页岩气一类区的选区评价标准为：富有机质页岩厚度大于30m，有机碳含量大于2.0％，有机质成熟度Ro大于1.1％，含气量大于
，埋深小于4000～ 4 500 m；地表相对平坦，改造程度低。马新华等（2020）建立了CN地区页岩气储集层统一的分类评价标准：Ⅰ类储集层TOC值大于3％、孔隙度大于4％、脆性矿物含量大于55％；Ⅱ类储集层TOC值为2％～3％、孔隙度为2％～4％、脆性矿物含量为35％～55％；Ⅲ类储集层TOC值为1％～2％、孔隙度为1％～2％、脆性矿物含量为20％～35％。
综上可知，一类区是指在地质和物理属性方面最优的储层区域，通常具有最高的天然气储量和生产潜力；二类区的中等储层厚度与TOC值、孔隙度等参数低于一类区，储层条件较一类区稍差，但仍具有较高的开采潜力；三类区指储层条件最差的区域，通常具有较低的天然气储量和生产潜力。本书研究的CN地区的242 口气井的类型分布情况见表3－1。
表 3－1 CN地区气井类型分布情况
根据对242 口气井的统计分析，气井类型和分区在数量和分布上呈现出显著差异。第Ⅱ类气井数量最多，占总气井数的49.2％，主要分布在储层条件中等的区域；第Ⅰ类气井数量其次，占比为30.6％，集中在储层条件最优的区域，这些区域通常具有高孔隙度、高渗透性和高TOC值，产气量最高；第Ⅲ类气井数量最少，仅占20.2％，分布在储层条件较差的区域（见图3－1）。
图 3－1 气井类型占比
在气井区域分布方面，一类区气井数量最多，占总气井数的 70.7％，显示出一类区具有最佳的储层条件和最高的开发潜力；二类区气井次之，占24.4％，表明二类区储层条件和产气潜力介于一类区和三类区之间；三类区气井数量最少，仅占4.9％，储层条件较差，产气量最低（见表3－2和图3－2）。
表 3－2 气井区域分布情况
根据相关研究文献，气井类型和区域分布对产气量具有显著影响。一类区和第Ⅰ类气井由于其优越的储层条件，展现出最高的产气潜力和经济效益；而三类区和第 3 类气井则因其较差的储层条件，产气量较低。CN地区L组的气井类型与区域分布中，第Ⅱ类气井与二类区井占比最高，其次为第Ⅰ类气井与一类区井，最后是第Ⅲ类气井与三类区井。CN地区展现出较好的开采潜力。
图 3－2 气井区域占比
在页岩气井的地质评估和开发过程中，地质参数是评估储层质量和预测产能的核心因素。表3－3 展示了CN地区关键地质参数的描述性统计分析结果，包括储层厚度、脆性指数、TOC、孔隙度、含气量、含气饱和度、I类厚度和压力系数。
表 3－3 地质参数描述性统计分析
根据表3－3 的统计结果，该地区页岩气储层表现出良好的地质和物理属性，具有较高的产能潜力。各项核心地质参数的均值和变异性指标揭示了储层的整体情况。CN地区平均厚度为5.6 米，脆性指数均值为68，表明岩层较易破裂，适合进行水力压裂作业。总有机碳含量（TOC）平均为4.5％，高于页岩气生成的临界值，显示出丰富的有机质含量，具有较高的生烃潜力。孔隙度和含气量的均值分别为6.7％和
，表明岩石具有良好的储存和流动能力。此外，含气饱和度均值为74.3％，说明储层中大部分孔隙空间被天然气占据，有利于提高产量。压力系数平均为1.6，表明储层处于超压状态，有助于天然气的运移和聚集。
综合来看，该地区的页岩气储层具有较高的储存量和产出能力，适合进行进一步的钻探和开发。较高的脆性指数和TOC值，以及适中的孔隙度和含气量，预示着良好的页岩气产能潜力。下面介绍这几项地质参数。
储层厚度（thickness）是指具有经济开发价值的特定页岩段垂直厚度，是影响页岩气井产能的关键因素，通常以米为单位，是用于评估油气储层潜力的基本地质参数。储层厚度指标值较大的页岩层可能存储更多的能源，具有更高的开发价值，可以支持更长时间的生产和更高的回收率。
储层厚度信息通常可用于钻井和生产策略的改进，优化资源的提取。此外，储层厚度决定了钻井和完井操作的复杂程度，特别是在选择钻井深度和设计压裂工艺时。Peck等（2018）在研究中详细分析了储层厚度对油气资源评估的影响，特别是在复杂的沉积环境中。研究指出，储层厚度不仅影响估计的资源量，而且对油气可采性的确定、开采技术的选择和最终的经济效益评估起到决定性作用。综合应用地层学、地质建模和现代地球物理技术，可以更精确地测量和解释储层厚度，这对于开发计划的优化、预算分配和风险评估至关重要。
脆性指数（brittlenessindex）是衡量岩石易于破裂程度的指数，通常基于岩石的矿物组成、力学属性和应力响应进行计算。脆性指数高的岩层在水力压裂时更容易裂解，有助于形成高效的裂缝网络，进而提高产气率和经济效益，因此高脆性指数的岩层是水力压裂的优选目标。
脆性指数能够为水力压裂的实施提供参考，高脆性指数的岩层更适合进行水力压裂操作，因为这些岩层能够有效地产生和保持裂缝，从而提高油气的提取效率。此外，脆性指数也被用来优化压裂液的选择和压裂参数的设定，如泵注速率和支撑剂浓度。
Hou等（2022）将脆性指数作为优化水力压裂“甜点”的关键参数进行研究。他们采用数据驱动的方法，评估不同岩石的脆性指数进而预测岩石的裂缝形成情况。他们在试验阶段利用地球物理测量技术和实验室的岩石力学测试结果，综合评估岩石的脆性，基于脆性确定哪些岩石更易于裂解，从而在设计水力压裂时，可以更有针对性地选择和优化压裂参数，以实现最佳的油气提取效果。
TOC（total organic carbon）表示岩石样本中有机碳的总量，通常以重量百分比（％）表示。TOC是石油地质学中用于评估沉积岩，特别是页岩油气潜力的关键指标。
TOC指标能够度量岩层有机质来源与成熟度，不仅反映了岩石中有机质的丰度，也间接反映了有机质的类型和成熟度。不同类型的有机质（如Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型）在热成熟过程中生成油气的潜力不同。较高的TOC值（通常＞2％）表明岩石含有足够的有机质，可生成商业用途的石油或天然气，因此TOC是评价地质潜力的重要指标（刘忠宝，2024）。
TOC指标常用于地质评价和资源量评估，辅助决定钻探井位及开发策略。高TOC地区通常可以优先考虑进行勘探和开发。
此外，TOC指标也是压裂与增产效果评估的重要参考。在非常规油气开发工程领域，如页岩气开发中，高TOC值的岩层通常是压裂的理想选择。此类岩层具备较大的自然裂缝和有机孔隙，有助于改善压裂效果和增加产量。
孔隙度是指岩石体积中空隙部分的比例，以百分比（％）表示，此类空隙是油气及其他地下流体存储和流动的空间。
孔隙度是评估岩石能够储存的油气量的直接指标，高孔隙度意味着岩石具有更大的流体储存潜力。其原因在于孔隙度本身并不生成油气，但它对于油气的运移和聚集至关重要。油气必须通过岩石的孔隙网络移动才能被商业开采。
此外，孔隙度的形成受到多种地质过程的影响，包括沉积环境、成岩作用和后期地质事件。例如，较强的成岩作用可能降低孔隙度，而断层和裂缝的存在可能提高有效孔隙度。
孔隙度信息常用于指导油气井的钻探、完井及后续的增产措施，尤其是在非常规资源如页岩气的开发中。通常情况下，高孔隙度通常预示着良好的流体流动性与生产潜力，这对于确定最佳开采位置和方法至关重要。例如，在孔隙度较高的区域，可能不需要采用密集的水力压裂措施，从而可以降低开发成本。Schön（2015）在其研究中对岩石孔隙度的定量分析方法进行了系统的讨论，特别是在评估油气储层潜力方面的应用。Schön详细阐述了孔隙度如何影响岩石的物理存储能力和流体的渗透行为，这对于预测油气的可提取量至关重要。他在研究中特别强调了不同类型岩石孔隙度的测量技术，例如使用核磁共振成像（NMR）和声波测井技术。这些技术能够提供岩石内部孔隙结构的详细视图，从而帮助油气工程师更准确地评估储层的商业开发潜力。
含气量（gascontent）是指特定油气储层或页岩段中单位体积岩石所含有的天然气量，通常以立方米气体每吨岩石或每立方米岩石计算。这一指标是评估储层经济价值的关键参数之一，直接影响资源的开发潜力。高含气量表明储层中天然气丰富，具有较高的开发价值和经济回报潜力（Liuet al．，2020）。
含气量数据是油气勘探和开发中不可或缺的信息，用于评估潜在的商业利益和制定相应的开发策略。它影响钻井位置的选择、生产方法的决定以及开发顺序的安排。此外，含气量对于预测生产数据、规划场地设施布局和评估项目的经济可行性具有决定性作用。准确的含气量测量可以帮助开采方优化开采计划，降低风险，提高资源回收率。
含气饱和度（gassaturation）是描述油气储层中孔隙空间内天然气所占比例的地质参数，通常以百分比表示。这一指标直接反映了储层中天然气的充填程度，是评估储层商业开发价值的重要因素之一。高含气饱和度表明储层中的孔隙大部分被天然气充满，可能预示着较高的产能和经济回报。
含气饱和度的测量对于油气勘探和生产至关重要。它不仅用于评估储层的油气含量，还影响开采策略的制定和生产操作的优化。在实际应用中，含气饱和度数据帮助开采者决定是否进行开采、选择合适的开采方法及计算可采资源量。此外，这一指标对设计水力压裂和其他增产措施的方案有重要影响，尤其是在非常规油气开发中（Zhu et al．，2020）。
高含气饱和度通常意味着更高的初始生产率和更有效的资源回收，从而直接提高项目的经济效益。此外，含气饱和度的评估结果对于油气井的钻探位置、完井技术选择及生产计划的制定具有决定性作用。
I类厚度指的是具有最优质地质和物理属性的储层部分的垂直厚度，通常以米为单位。这一指标反映了储层中最具有开采价值的区段，其中高质量的岩石属性包括良好的孔隙度、渗透性和结构完整性，这些区域通常预示着较高的油气存储和回收潜力。张成林等（2019）的研究将Ⅰ类储层定义为TOC＞3％的储层。
I类厚度是确定油气开发经济性和可行性的关键因素。它指导钻探和开发决策，尤其在选择钻探位置、计划压裂作业和设计生产策略时至关重要。在水力压裂和其他增产操作中，具有高I类厚度的区域通常被视为最具开发价值的目标。
准确评估I类厚度对于优化钻探和完井技术选择至关重要，有助于最大化投资回报并降低风险。陈雪等（2020）利用N示范区取芯井地质及测井资料，结合水平井压数据评价建立了储层厚度、Ⅰ类储层钻遇率与产量之间的关系，发现储层厚度与产量呈高度正相关，Ⅰ类储层钻遇率的高低直接影响着水平井高产与否。
压力系数，通常称为地层压力系数，是指储层内部压力与地表大气压力的比值。这一地质参数是衡量储层内部压力状态的关键指标，通常表现为储层压力与水柱压力的比率。压力系数大于1 表示储层处于过饱和状态，可能预示着良好的天然气储量或油气自然驱动能力。
压力系数对于油气勘探和开发至关重要，它不仅影响钻井安全和井控措施的设计，还直接关系到油气开采的效率和成本。在实际应用中，压力系数的测定可以帮助开采方确定最佳的钻井窗口、选择合适的钻井液密度和设计有效的增产措施。此外，高压力系数通常需要更精密的技术和安全预防措施，以防止井喷和其他钻井相关的风险。
根据Li等（2020）的研究，准确评估压力系数对于非常规油气藏的高效开发尤为重要。该研究表明，通过利用高级地球物理测量技术和实时监测技术，可以有效预测和管理储层压力，从而优化生产策略并降低开发成本。
在页岩气的开发过程中，工程参数如压裂段长、簇间距、加砂强度、用液强度等参数对页岩气的产能以及持续性开采起着至关重要的作用。理解参数的定义以及影响因素，合理配置和优化工程参数，不仅能提高页岩气井的初期产量，还能延长产能高峰期，降低开采成本，提升经济效益。这些工程参数的精确控制和优化，是实现页岩气高效开采和经济效益最大化的关键（Fernando et al．，2020）。
压裂段长（fracture stage length）是指在水力压裂过程中，单个压裂作业覆盖的水平井段长度。它是设计压裂方案中的关键参数，决定了压裂裂缝的分布和覆盖范围。
压裂段长的确定基于地层的岩石力学特性和油气含量，优化压裂段长可以提高裂缝网络的效率，从而增加油气井的产量和经济效益。合适的压裂段长有助于实现更均匀的裂缝分布和更有效的油气提取。
适当的压裂段长可以最大限度使油气从岩石中释放，优化产量。此外，从经济角度分析，压裂段长并非越大越好，因为超过某一阈值后，压裂段长增长所带来的经济收益很可能难以覆盖施工成本，合理设计的压裂段长能够减少无效的重复压裂，降低开发成本（Liew et al．，2020）。
簇间距（clusterspacing）是指在水平井段上，两个相邻的压裂簇之间的距离。这一参数直接影响压裂裂缝的分布和井段的覆盖效率。簇间距的优化是提升压裂作业效果和裂缝网络复杂度的关键因素，有助于提高裂缝的连通性和油气的流动性（Lin et al．，2024）。
从产能角度分析，簇间距决定了裂缝的分布密度。适当的簇间距可以优化裂缝网络，提高储层的接触面积和渗透性，进而提高产量。过小的簇间距会增加成本和提高操作难度，而过大的簇间距则可能导致储层利用不足。
加砂强度（proppant intensity）是指在水力压裂过程中，单位长度井段中投入的支撑剂（砂粒）的总量，通常以（t／m）计算。支撑剂用于保持裂缝开放，使油气能够通过裂缝流出。加砂强度的选择取决于岩石的物理特性和裂缝宽度的需求，合理的加砂强度能够有效提高裂缝的导流能力，提高油气的生产量（Zheng et al．，2020）。
加砂强度影响裂缝的导流能力和稳定性。合适的加砂强度可以保持裂缝的开放性，提高天然气的流动效率，过低的加砂强度则无法有效支撑裂缝。
用液强度（fluidintensity）是指单位长度裂缝中使用的压裂液体积，通常以
表示，用于开启和扩展裂缝。
用液强度影响裂缝的生成和扩展。较高的用液强度可以确保裂缝充分发育，提高压裂效果；而较低的用液强度可能导致裂缝生成不充分，影响产气效率。适当的用液强度有助于优化裂缝网络，提高天然气的采收率，进而提升页岩气生产的经济效益（Guo et al．，2023）。
钻井深度是指从地表到井底的垂直深度，通常以米（m）为单位。在页岩气开采中，钻井深度不仅指垂直深度，还包括水平井段的长度。
钻井深度是到达目标页岩层位的必要条件。只有达到并穿透特定的页岩层位，才能进行有效的页岩气开采。随着钻井深度的增加，地层压力随之增大，地温随之提高。这要求在钻井过程中对泥浆密度进行精确控制，以平衡地层压力，防止井喷和井漏等事故发生（Liuetal．，2020）。
综上可知，钻井深度不仅决定了能否到达目标页岩层位，还影响地质条件的应对、压力管理、成本控制以及后续的完井和压裂作业。合理设计和优化钻井深度，既能确保页岩气井的高效开采，又能有效控制开采成本，确保经济效益的最大化。
在页岩气开采过程中，增产措施如增压、泡排和气举，对于提高产气效率和经济效益至关重要。这些措施能够有效改善井筒条件，排除生产中存在的异常问题，从而提高页岩气的产量与经济收益。
增压（compression）是一种通过压缩地层气体来提高气体压力和流动速度，从而增加井筒气体流动的增产技术。增压通常使用地面压缩机对气体进行压缩，然后将高压气体注入井筒中。这种方式不仅能够提高气体在井筒中的流动速度，还能增加气体的动能，从而改善气井的生产性能。
增压技术对页岩气井的生产具有显著的积极影响。首先，通过提高地层气体的流动速度，增压可以显著增加井筒的产量。其次，增压技术可以延长气井的经济生产寿命，推迟生产下降的时间点，从而提高整体经济效益。最后，增压技术还能够改善井筒的流动条件，克服地层压力下降带来的生产问题，确保气体在生产过程中的高效流动。
泡排（foamdrainage）是一种通过在井筒中注入泡沫剂形成泡沫，从而降低井筒液柱密度和压力，促进地层气体上升的增产技术。泡排主要用于解除气井中的液锁效应，通过在井筒内注入泡沫剂，形成泡沫带走积液，减小液柱压力，改善气井的生产状况。
泡排技术在页岩气井中具有独特的重要性。首先，泡排技术能够有效卸载井筒中的液体，减少液柱压力，提高气体流动效率。其次，泡排可以防止液体积聚在井底，避免液锁效应，从而提高产气的稳定性（Guoet al．，2023）。
气举（gaslift）是一种通过向井筒注入压缩气体（通常是天然气、氮气、二氧化碳）来降低井筒液柱密度和压力，从而促进地层流体上升的增产技术。在气举过程中，气体通过注气管道进入井筒的底部，与液体混合后，形成气液混合物。这种混合物的密度低于纯液体的密度，因此可以减小井底压力，促进地层流体（包括天然气和液体）的上升。
气举在页岩气井中具有多重重要性。首先，它能够有效提升井筒中的液体位置，减少液柱压力，促进气体流动，特别适用于液体负荷较大的井（Achkar et al．，2021）。其次，对于产量较低的页岩气井，气举能够提供持续的提升动力，保持稳定的生产水平。最后，气举技术具有较强的适应性，可以在不同深度和压力的气井中应用，并且能够根据实际生产情况灵活调整注气量。这一特点使得气举技术在各种地质条件下都能发挥作用，是一种广泛应用的增产措施（Liu et al．，2022）。
上述增产措施在页岩气开采中具有重要的作用。增压技术通过提高地层气体压力加快流动速度，泡排技术通过形成泡沫卸载井筒液体，气举技术则通过注入压缩气体提升井筒液体位置。这些措施在提高产气效率、延长生产寿命和降低生产成本方面都有显著效果。对这些技术的优化应用，可以显著提升页岩气井的经济效益和生产性能。
根据页岩气生产的统计口径，产能数据可以划分为日产气量、年产气量以及EUR（最终可采储量）。通常日产气量与年产气量能够衡量页岩气井在一段时间内的生产状态，而EUR能够评估页岩气井整个生命周期的潜在产能。
日产气量是指气井在一天内生产的天然气体积，通常以立方米／天为单位。这一指标反映了气井的即时生产能力，是短期生产监测和评估的重要参数。
日产气量是评估气井生产状态和效率的关键指标。通过监测日产气量，可以及时发现生产中的异常情况，如产量下降或设备故障，并采取相应措施进行调整和优化。高日产气量通常表明气井具有良好的生产性能和较高的资源回收效率。此外，日产气量的数据可以用于制订短期生产计划和优化生产工艺，以最大化经济效益。产量数据的实时监测和分析，有助于提高企业生产管理的精度和响应速度（Chen et al．，2020）。
年产气量是指气井在330天内生产的天然气体积，通常以立方米／330天为单位。该指标综合反映了气井在较长时间内的生产能力。
年产气量是评估气井中长期生产状况的重要指标。它能够揭示气井在不同季节和生产条件下的产量变化趋势，帮助管理者评估气井的稳定性和经济效益。年产气量的数据可以用于制定年度生产目标和预算，评估生产计划的执行效果，并为未来的投资和开发决策提供依据。较高的年产气量表明气井在较长时间内具有良好的生产性能和经济回报，是气井整体生产能力的重要体现（Syed et al．，2022）。
最终可采储量（EUR）是指气井在整个生命周期内可以采出的天然气总量，通常以
为单位。EUR用来评估气井的长期产能潜力，是衡量气井经济价值的重要指标。
EUR是评估气井总体资源回收率和经济效益的关键指标。通过预测EUR，我们可以估算气井的长期产量和生产生命周期，从而制定合理的开发和投资策略。EUR的数据可以用于评估气井的商业可行性，确定最优的生产和压裂方案，并最大化资源回收率和经济效益。此外，对EUR的预测还可以为储量报告和资源估算提供科学依据，支持企业的战略规划（Liuet al．，2021）。