何希鹏，卢 比，何贵松，任建华，王 伟，陈祖华，高玉巧，房大志

(1.中国石化 华东油气分公司 勘探开发研究院，江苏 南京 210011；2.中国石化 重庆页岩气有限公司，重庆 408400)

按照天然气藏分类标准(GB/T 26979—2011)[1]，地层压力系数介于0.9～1.3的气藏为常压页岩气藏，地层压力系数≥1.3的气藏为高压-超高压页岩气藏。近十年来，中国高压-超高压页岩气已在四川盆地及周缘地区取得重大商业突破，发现了以涪陵、威远、长宁-昭通、威荣和太阳等为代表的大型页岩气田[2-7]，探明地质储量超过2×1012m3。常压页岩气藏由于构造更为复杂，单井产量较低，经济效益较差，尚处于不断攻关探索阶段。

渝东南构造复杂区是中国开展常压页岩气勘探开发较早的地区，通过近十年的攻关，取得了积极进展[8-12]。2012年，在彭水地区桑柘坪向斜部署PY1井，压力系数0.96，测试日产气2.52×104m3，为中国石化首口获工业气流的页岩气井。2013—2017年，在彭水、武隆和南川地区实施探评井近10口，测试日产气(4.6～34.3)×104m3，取得了多点突破。2018—2020年，完成平桥南区6.5×108m3产能建设，单井测试日产气(15.4～89.5)×104m3；在平桥南斜坡部署JY10井，压力系数1.18，测试日产气19.6×104m3；在东胜南斜坡部署SY2井，压力系数1.2，测试日产气32.8×104m3，明确了东胜区块为常压页岩气产建区，探明常压页岩气地质储量近2 000×108m3，实现了常压页岩气商业突破和有效开发。

围绕页岩气生产特征、递减规律、产量主控因素和开发技术政策等，业内学者开展了大量的工作[13-15]。在生产特征方面，页岩气井具有投产初期产量递减迅速，中后期产量递减逐渐减缓的特点[16]，长宁和威远地区高压-超压页岩气井第1年递减率为 60%～70%[2]，太阳地区浅层页岩气井产量稳定，第1年单井产气量递减率为30%～40%[17]。……