一 : 商家价值高的关键词筛选方式

　　网站推广第一个环节也是最重要的环节就是先给网站做关键词定位，就拿企业网站来说，很多人想当然的认为直接定位行业词汇，或者直接定位地域+词汇就可以了，这样也不能说不对，但是不全对。因为有的公司业务情况和针对方向不一样，那么就需要推广人员跟业务人员沟通以后，在做相对应的定位，这样后续推广才能价值最大化，好吧，今天亿辰网络小编和大家一起了解一下有商家价值高的关键词筛选方式：

　　

 

　　通过观察多个做的好的同行词汇来定位

　　那么如果想定位的词汇相对靠谱一些的话，我们可以通过观察同行，尤其是本地公司的同行来确定关键词定位，以及发现其他热门关键词，直接搜索已经知道的词汇，百度记录前3页面的网站，你可能会发现你不知道的关键词，毕竟做网络推广的人员并不一定非得懂某个企业领域的相关知识，比如小编，曾经做过：家政公司，装修，仿真植物，车位锁，锅炉，标识标牌，物流公司等相关行业的网站推广，难道我做每一个行业都要变成该行业的资深人员吗?肯定不是，我知道的这些词汇，只是行业一部分词汇，那么当我们搜索这些词汇的时候，通过观察竞争对手，尤其是做的好的百度前几页的竞争对手，我们会发现其他该领域的主要热门词汇，这是一种好的快速定位关键词的方法。

　　跟公司老业务人员沟通

　　那么其次，上面虽然部分词汇扩展出来了，我们为了让关键词定位更准确，这个时候可以拿着统计的词汇，去跟公司的业务人员沟通一下，尤其是老业务人员，因为业务人员知道哪个业务点更符合公司现状，公司的资源，资金，技术实力等，产品研发实力，并不一定所有的业务都适合公司，我们最擅长的，先从这里开始做，那肯定后续推广上来后，客户咨询过来，发现我们这个业务点做的不错，签单的概率更高了。

　　百度指数查询

　　那么我们掌握的这些词汇以后，还可以通过百度指数来预估词汇的价值，百度指数是百度公司官方推出的一个在线模糊查询工具，我们输入某个词汇可以通过该工具大致了解该词汇每天的搜索次数，搜索次数越高的商业词汇，比如：锅炉，家政公司，那么其含金量越高，也说明该领域的网络客户需求度是成熟的，当我们把该词汇做上去以后，肯定会有客户通过网站找寻到我们，所以百度指数也是可以辅助确定词汇价值的工具。

　　百度竞价或者后续排名上来后的咨询

　　其次，公司如果原先做的有百度竞价，通过竞价上的词汇，每次客户咨询我们记录下词汇情况，如果观察1-2个月，基本该行业咨询意向和含金量较高的词汇都可以统计出来了，如果同步开展的有seo推广，直接定位这些词汇就可以。

　　总结

　　关键词定位是一个网站推广的第一步工作，也是最重要的工作之一，很多做网站的公司，只开发了客户最基础建站的需求服务，然后网站做好直接写一个公司名称就完事了，这样的网站基本是没有多大商业价值的，因为大部分新客户都不知道这个公司名称，他们需要某个行业的服务或者产品，都是直接搜索对应的行业词汇，或者地域+行业词汇，根本不会搜索公司名称，所以自然该网站就是放个1，2年在网络上，也很少有客户找到他们，最后客户感觉网站没啥用，回头就关闭了，所以网站定位一定要做好，定位好，推广上来后直接给公司带来意向咨询量，推广人员的价值才能体现出来。感谢28推论坛-牟长青老师的指导，谢谢!本文版权归www.zzyichen.net所有，转载请注明出处，感谢支持!谢谢。

二 : 配音秀素材筛选方法图文介绍

配音秀素材怎么筛选？在玩配音秀的时候，里面的素材是各种各样、品种繁多，那要怎么样才能找到适合自己的素材呢？当然是筛选，下面，小编就来教大家配音秀素材怎么筛选，配音秀素材筛选方法。

1）打开配音秀（点击下载），点击下方中间的【麦克风标志】进入素材选择页面。（如下图）

2）在素材选择页面，点击右上角【Y字形按键】，在弹出菜单就可以进行素材筛选，【♂】代表男，【♀】代表女。（如下图）

三 : LOL腾讯官方助手MVP算法 MVP评选标准解析

LOL腾讯官方助手的MVP是如何计算的？

随着无限视距和换肤功能的强制下线，多玩盒子吸引力已经大不如从前，腾讯官方助手已经成为新一代的全民辅助工具，伴随而来的就是玩家对于MVP评选标准的争执，MVP是什么意思？MVP的全称是’Most Valuable Player Award‘，最出名的莫过于NBA一年一度的MVP评选，这是一个篮球运动员最高的个人荣誉！

腾讯官方助手MVP

LOL腾讯官方助手MVP是怎么评的

一、官方并没有做出相应的解释，只是说由综合表现来评选。根据本人使用一年的经验，MVP的评选包含多方面，KDA是最主要的评选基础，而官方助手的KDA计算又不同于其他网站的计算公式，官方助手的计算公式是KDA值=（K+A）/D*3，K是击杀数，A是助攻数，而D就是死亡数。也就是说你死的越少，KDA也就是越高，这比杀更多的人轻松些。

二、但官方助手并不是全看KDA的，输出伤害和参率也是权重很高的评选标准，比如你作为ADC比辅助多死几次，但是你的伤害冠绝全场，还有推塔标记和补兵标记，那这个MVP基本就是你的。参战率就是你击杀和助攻总数与全队人头比，占据了多少比例，当然是越多越好。

三、然后不同位置也有不同的考究，上单看承受伤害、打野看控龙率，中单和ADC看伤害、而辅助看的是插眼、排眼和参战率。比如你作为一个打野虽然比别人多死几次，但是每条龙都是你拿到的，而且有很高的参战率，那么这个MVP很可能就是你的！

最后要说的是，MVP最看重还是KDA，其他标准占一半，而KDA一项就占了一半，所以想拿到MVP就需要少阵亡。画外音：卷毛打排位那不是把把MVP，毕竟KDA毛！

四 : 赢得值法的四个评价指标

1.费用偏差Cv（CostVariance）

费用偏差（CV）=已完工作预算费用（BCWP）―已完工作实际费用（ACWP）

当费用偏差（CV）为负值时，即表示项目运行超出预算费用；当费用偏差（CV）为正值时，表示项目运行节支，实际费用没有超出预算费用。

。www.61k.com)

2.进度偏差Sv（ScheduleVariance）

进度偏差（SV）=已完工作预算费用（BCWP）一计划工作预算费用（BCWS）

当进度偏差（SV）为负值时，表示进度延误，即实际进度落后于计划进度；当进度偏差SV为正值时，表示进度提前，即实际进度快于计划进度。

3.费用绩效指数（CPI）

费用绩效指数（CPI）=已完工作预算费用（BCWP）/己完工作实际费用（ACWP）

当费用绩效指数CPI<1时，表示超支，即实际费用高于预算费用；

当费用绩效指数CPI>1时，表示节支，即实际费用低于预算费用。

4.进度绩效指数（SPI）

进度绩效指数（SPI）=已完工作预算费用（BCWP）/计划工作预算费用（BCWS）

当进度绩效指数SPI<1时，表示进度延误，即实际进度比计划进度拖后；

当进度绩效指数SPI>1时，表示进度提前，即实际进度比计划进度快。

五 : 页岩气评价指标和方法16

页岩气调研综述

信息中心提供资料

天然气开发所整理

页岩气是指以吸附或游离态赋存于富有机质页岩地层中，具有商业开采价值的生物成因或热成因的非常规天然气，主要由两部分构成:烃源岩不溶有机质(干酪根)和岩石颗粒表面的吸附气,粒间孔隙和天然裂隙中的游离气。页岩气藏自身有效基质孔隙度很低，最高仅为4%到5%，渗透率小于1*10-3μm2,是典型的自生自储连续性气藏。

页岩气在基质孔隙和裂缝中的流动机理是：基质微小孔隙的页岩气向大孔隙和裂缝中扩散，基质孔隙表面的页岩吸附气不做扩散运动，而在一定压力下解析成为游离气，进入孔隙和裂缝中。由于页岩孔隙和裂缝有限，页岩气早期产量会下降并达到稳定值，稳定值前的产量主要以孔隙和裂缝中的游离气为主，后期稳定产量以吸附气解析后产生的页岩气为主。页岩气主要是由页岩中的有机质，通过生物成因、热成因或混合成因演化而来，页岩普遍富含有机质，所以页岩气能够长期稳产，在开采后期对储层实施一定的改造，（主要是储层压裂 和酸化），仍可获得稳定的产量。

1、 川渝地区页岩气资源潜力

四川盆地下志留统烃源岩约60 * 108m3/km2，下古生界海相页岩气平均可采资源量约3. 0 *108-3.5*108m3/km2。在四川盆地华荃山以西的下寒武统筑竹寺组和以东的下志留统龙马溪组厚层页岩发育区，其页岩具有干酪根生烃、成岩作用以及构造应力产生裂缝的条件，是未来页岩气资源的勘探方向。

1.1侏罗系页岩气资源潜力

侏罗系中统和下统是四川盆地内暗色页岩发育的主要层系。陆相沉积带仍较有利 ,由深 -半深湖相沉积 ,逐步演变为浅湖-半深湖相沉积 ,近湖盆较中心地区沉积相特别好。浅湖～ 半深水湖相沉积的湖盆中心在达州-平昌一带,暗色页岩厚度最大。而湖盆中心的西侧附近的暗色页岩仍较发育,均是主要的烃源岩。厚度在12～132 m之间变化 ,平均厚度45 m。深-半深水湖沉积的有利地区在南充-重庆一线的东北部,暗色页岩有效厚度 50 m以上,最大厚度达 379 m;四川盆地东部地区暗色页岩有效厚度为14.6～379 m,平均为142 m;川北地区暗色页岩有效厚度15～213 m,平均为96 m;川中地区暗色页岩有效厚度为12～132 m,平均为 45 m。川西地区侏罗系“红层”中所夹的暗色页岩厚度为47.5～114 m,钻探中还发现沥青。有机碳含量0.23%～1.61% ,甘酪根以 Ⅲ 型为主 ,有机质热演化程度适中,R。值0.51%～1.04%,生气潜力中等以上 ,有一定的生烃规模。生气量为 (5.61～18.26)×1012m3,也是重要的辅助气源岩 ,为附近地层常规气藏成藏补充了大量的天然气。川中地区中下侏罗系暗色页岩有机碳平

均丰度1.19%,大于1.0%的样品达45%,有较好的生烃能力。甘酪根腐泥组组分含量47%～79%之间 ,多在50%以上。甘酪根(母质 )主要为Ⅱ～Ⅲ型。R。为0.70%～1.12%,处于成油高峰期,有利于液烃大量生成。川中地区中、下侏罗统暗色页岩生油量127.05×108t,生气量80 980×108m3,生烃强度为59.17×104t /km2,以中部和东北部生烃强度高,疑折气藏特征明显,天然气多为湿气。

1.2二叠系页岩气资源潜力

二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩 ,这是海相重要烃源岩大隆组 ,其中含多种生物化石或化石碎片。四川盆地北部从东到西曾分布有 4个大型海槽:城口-鄂西海槽、 开江-梁平海槽、广元-旺苍海槽和松潘-甘孜海槽。至今的钻探已表明前三个海槽地区均有大隆组暗色页岩广泛分布。大隆组暗色页岩属于较老的地层,但现今的埋藏深度多大于5 000 m,仍有浅层和地表露头存在。四川盆地周边的龙门山、火仓山、大巴山前缘的广元、旺苍、城口、巫山等地均有大隆组地层露头存在。广元、旺苍以南的河湾场、九龙山、张家碥等地的钻井也钻遇过大隆组的地层。大隆组暗色页岩的厚度有从西向东变薄的趋势:广元-旺苍海槽区14口井,钻遇大隆组地层厚度16.6～59.5 m,平均32.34 m;开江-梁平海槽, 7口井钻遇大隆组地层厚度12.5～29.0 m,平均22.86 m;城口～鄂西海槽区, 6口井钻遇大隆组地层厚度 4.7～29.95 m,平均15.67 m。因大隆组暗色页岩是集中发育的,所以倍受关注。大隆组暗色页岩不仅分布广泛 ,且分布的面积也很大,其中开江～梁平海槽相区内分布的面积约2.5×104km2,岩体体积特别巨大。大隆组暗色页岩富含有机质,仅开江～梁平海槽相区18个样品的有机碳含量平均为3.88% ,其中8个黑色样品平均含量达 6.21%;甘酪根的腐泥组含量平均为 71.9% ,镜质组平均为11.3% ,惰质组平均为16.4% ,干酪根属于Ⅱ型。埋藏过程中地层温度60℃, R。达0.5%开始生液烃, R。达0.6%后进入生油高峰期。埋藏温度100℃, R。达1.0%时就进入生湿气高峰,以至于埋深温度超过120℃、R。达1.2%后就开始生沥青。因而暗色页岩已进入干气生成阶段,历经了生烃和排烃过程,这是有效的烃源岩,不仅为长兴组生物礁气藏和飞仙关组云岩气藏的形成提供了大量补充气源,也有效地封闭了之下的长兴组气藏。目前,中石化和中石油在开江-梁平海槽相区相继获得天然气藏勘探重大发现和新突破。

1.3志留系页岩气资源潜力

志留系是国内南方地区的重要烃源岩,也是埋藏较老的地层。特别是志留系下统地层还是四川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源,尤其为四川盆地东部地区石炭系云岩气藏集中存在发挥了重要的作用。志留系下统暗色页岩最初生烃阶段374～258Ma,未能有充注能力。258～245 Ma期间才达生油高峰,充注效率增大。到245Ma时的充注效率达到55× 108m3/km2,处于相对平稳时期。163～144Ma期间干酪根生气,115～40 Ma原油裂解生气 ,形

成晚期充注效率高峰期。正是由于晚期原油裂解型烃源灶的继续生气,补充了喜山运动造成的天然气散失,使得石炭系气藏晚期构造抬升的背景下得以保存。川南地区志留系下统页岩气资源很丰富 ,中石油于2006年的资源调查成果丰硕。威远地区的九老洞组和泸州地区的龙马溪组暗色页岩,均有页岩气成藏的地质条件。威远阳高寺和九奎山区域, 158口井前期钻井资料复查 ,普遍有气显示。威5井九老洞组暗色页岩井段 ,钻井显示气浸和井喷级别 ,还获得天然气产量2.46×104m3/d,还是在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得的。泸州地区龙马溪组暗色页岩地层,数口井资料复查也有不同级别的气显示。威远和泸州两地区的两套暗色页岩地层,页岩气资源初步评估就多达6.8×1012m3～8.4×1012m3,相当于四川盆地内的常规天然气资源总量 ,勘探潜力很大。

2 页岩气资源评价

页岩气资源评价总体面临两个核心问题: ①作为储集层是否具有足够的天然气地质储量; ②是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。因此 ,储集层中赋存的天然气体积、 储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数 ,有机质丰度、成熟度、甲烷吸附能力、孔隙度、含气饱和度、储集层有效厚度、矿物组成、裂缝发育范围与方向及其围岩的封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价涉及的必要内容。

2.1页岩埋深小于 3 000 m，深于 3 000 m 作为资源潜力区

美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于3 000 m，过深则目前的开采技术成本过高，不具有经济价值，商业规模开发的五大含气页岩系统埋藏深度为183～2 591 m，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统埋藏深度为1 891～2 591 m；加拿大核心页岩气开采区深度一般在 400～17 000 ft（122～5 000 m）。考虑到我国页岩气勘探刚刚起步，以及开发技术难度，同时强调保存条件，有利富集区埋藏深度以1000～3000 m为宜，并且分布在盆地斜坡或盆地中心等构造相对稳定的部位；但随着页岩气勘探开发技术的进步，大于3 000 m 以上的可作为资源潜力区，而且近年水平井技术的进步，成本降低，4000～5000 m 的页岩气开采在国外已不成问题，因此这个现实区与资源潜力区的界限在随后的中国页岩气开采实践中加深到3 500 m 也是合理的。

2.2 页岩单层厚度大于30 m

作为页岩气生成和赋存的主体，一定的含气泥页岩厚度是形成页岩气富集区的基本条件，也是影响页岩气资源丰度高低的重要因素。美国进入大规模商业开发的五大含气页岩系统厚度为31～579 m （页岩净厚度为9～91 m），目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett 页岩系统厚度为61～300 m（页岩净厚度为15～60 m）；加拿大核心开采区的页岩厚度为100～1 000 ft（30～300 m）。富含有机质的泥页岩厚度越大，就越能保证页岩气资源量和压裂改

造的条件。

2.3 有机碳含量（TOC）在2.0% 以上

美国大规模商业开发的五大含气页岩系统有机碳含量为 0.5%～25.0%，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统有机碳为2.0%～7.0%。加拿大核心开采区页岩有机碳为10.0%～30.0%。Burnaman认为形成页岩气的 TOC 至少应为2.0%。但研究认为，由于存在原始有机碳含量和残余有机碳含量的差异问题，在中国高演化地区，特别是I型有机质页岩，残余有机碳含量在1.0% 即可成为有效页岩。

2.4 有机质成熟度（Ro）1.4%～3.0%

美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气田Barnett shale每年366×108m3的页岩气全部为热成因气，绝大部分Barnett页岩气井分布在 Ro ≥ 1.1% 的范围内。Burnaman亦认为 I 型有机质只有当 Ro>1.4% 时才可能成为好的气源岩，而Ⅱ型和Ⅲ型则需要较高的氢指数才能保证有足够数量的天然气生成。

2.5 硅质含量 >35%，易于形成微裂缝

硅质含量影响页岩的脆性及裂缝发育，对页岩气层的识别和商业化开采十分重要。石英、长石、碳酸盐岩等矿物统称为脆性矿物，一般以其含量作为评价参数。目前，加拿大较好的含气页岩硅质等脆性含量达到了40%，作为商业开采的下限一般也要达到25%；世界上进行商业化开采的页岩气藏，少数天然微裂缝发育（10%），大多数需要进行压裂改造形成微裂缝（90%）。勘探初期发现的页岩气藏往往发育于天然微裂缝发育的含气泥页岩中。

2.6 储层物性（K≥1mD、?≥4%）

储层物性直接影响页岩气的产能，对页岩气的赋存也至关重要。页岩气藏本来具有低孔低渗的特点，但由于页岩脆性较好，构造裂缝及微裂缝发育，因此它的孔隙度和相对渗透率也相对较高。美国主要页岩气产层物性统计数据表明，其孔隙度为4.22%～6.51%，渗透率为 41.4 mD；加拿大以渗透率在50～100 mD、孔隙度 2%～8% 的页岩作为核心勘探开发区，具有商业开采价值的页岩层渗透率至少为50 mD。考虑到物性参数获得的难易程度和页岩压裂改造的必然实施，认为选择孔隙度作为物性参数代表较为合理。

3 页岩气资源潜力计算方法

页岩气资源潜力计算的方法较多，主要分为静态法和动态法两大方面。静态法是依据页岩储层的静态地质参数计算其资源量，具体又细分为成因法（物质平衡法、Tissot 法）、类比法（面积丰度类比法、体积丰度类比法、特尔菲法）、统计法（蒙特卡罗法、FORSPAN模型法）；动态法是根据页岩气在开发过程中的动态资料计算其资源量，目前对页岩气进行资源量评价的动态法主要包括：物质平衡法、递减法、数值模拟法

3.1容积法

容积法是页岩气生产商常用的评价方法, 其评价基础是页岩气的蕴藏方式。页岩气蕴藏在页岩的基质孔隙空间、裂缝内以及吸附在有机物或粘土颗粒表面。因此, 容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机物和粘土颗粒表面的吸附气体积的总和,即

G总=G游+G吸=Sh(ΦgSg+ρGf)

式中

G总—页岩气总含量，×108m3；G游—游离气总含量，×108m3；

G吸—吸附气总含量，×108m3；S—页岩含气面积，km2；h—有效页岩厚度，km； ?g—含气页岩孔隙度，%；Sg—含气饱和度，%；ρ—页岩岩石密度，t/km3；

Gf—吸附气含量，×108m3/t。

、含气饱和度（Sg）、吸附气含量（Gf）是影响该方法结果可靠程度的关键孔隙度（?g）

参数，可以通过实测或类比获得，其中吸附气含量下限可以参考Lewis页岩平均值0.8 m3/t，吸附气含量上限可以参考 Antrim 页岩平均值2.0 m3/t，或者根据页岩岩芯实测数据。带入公式便可直接计算资源量或储量。

3.2 资源丰度类比法

资源丰度类比法是勘探开发程度较低地区常用的方法, 也是一种简单快速的评价方法。简要过程是：首先确定评价区页岩系统展布面积、有效页岩厚度等关键评价参数；其次根据评价区页岩吸附气含量、页岩地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩沉积、构造演化等地质条件，选出具有相似地质背景的已成功勘探开发的页岩气区，求出相似程度（地质评价系数之比），便可算出研究区的资源量丰度，然后乘上有效面积得到评价区的资源量。

3.3 体积丰度类比法

体积丰度法其实与容积法有相似之处，也需要考虑到吸附气和游离气的含量，但为了简便，不用仔细计算游离气的含量，只是大致考虑它们在含量中占的比例，由于页岩气中以吸附状态存在的天然气含量为 20%～85%，因此只需类比出吸附气的含量便可对资源量进行估算。

研究区页岩的有效总面积、有效厚度、总有机碳含量平均值、 Ro 平均值都可获得。对美国五大盆地页岩进行分析，可得出美国页岩气在总有机碳含量、有机质成熟度为相似值时的吸附量为 2～4 m3/t，或者采用已有井的实测数据，根据有效页岩系统的分布面积、有效厚度算出总体积，乘上吸附量及所占比例可计算总资源量。

3.4 成因法

页岩气评价指标和方法16_什么是页岩气

根据对研究区的烃源岩的生排烃史的认识，借鉴前人计算的该烃源岩的生烃量结果直接参与成因法计算。由于无法精确统计每一次生、排烃量，但通过多次实验可求得平衡聚集量，从而求得页岩烃源岩的剩余含气量。总结出烃源岩在不同构造、不同成熟度条件下的排烃系数，乘以总生烃量，便可求出排烃量及剩余的页岩气资源量。

3.5 综合分析法

为了进一步得到可靠的资源量数值，在资源丰度类比法、容积法、体积丰度类比法、成因法计算资源量的基础上, 采用特尔菲法的综合思想等对计算结果进行综合分析, 具体做法是对前面计算结果进行加权处理以得到相对合理的数据结果，根据不同计算方法的精确程度给定不同权重系数，如表4 所列，这样加权处理四种方法后可得到较可信的资源量。

中国各地区页岩气的勘探开发程度不同，有些地区地质条件又非常复杂，不能笼统地采用一种资源量计算方法，应根据地区的具体情况选择不同的方法。比如，目前在四川盆地威远地区已进行了页岩气的勘探开发研究，资料相对齐全，则可选择容积法进行精确计算。若资料相对较少则应经过地质分析后，借鉴类似国内外盆地或地区的页岩气参数，选择类比法计算。

4 页岩气勘探开发技术

页岩气藏的特性决定了页岩气只有在特定条件下才能被开采出来。与含气页岩有关的特征包括缺少明显的盖层和圈闭、无清晰的气水界面、天然裂缝发育、最终采收率低于常规气藏以及极低的基岩渗透率。

4.1 储层评价技术

储层评价技术页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据， 包括 ECS（Elemental Capture Spectroscopy）来识别储层特征。单独的GR不能很好地识别出粘土，干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试 TOC 和吸附等温曲线。对页岩气储层有效的测井曲线及对应的响应关系 , 如表所示。

4.2 水平井钻完井技术

为了更好地利用储层中的天然裂缝,并且使井筒穿越更多储层,越来越多的作业者都在应用水平井钻井技术。水平井成本为直井的115～215倍 ,但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍。水平井可以提高油层的钻遇率和油气的采收率 ,同时还可以减少地面设施 ,减少生产占地降低环境污染 ,避免部分地面风险。

4.2.1 采用三维地震解释技术设计水平井轨迹

通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法增加井筒与裂缝相交的可能性,从而打开更多的页岩表面进行开采。但是,常规的定向钻井技术可能受到扭矩和阻力的影响,扭矩和阻力通常是司钻在井筒造斜过程中由滑动和旋转造成的。在更复杂的井眼轨迹中,扭矩和阻力可能限制横向位移,加大测井难度。因此在开采较直且曲折度不大的井时,可以采用旋转导向系统。

4.2.2 应用随钻成像测井技术

随钻成像测井系统已被应用于解决水平井测井存在的一些问题。应用该系统可以在整个井筒长度范围内进行电阻率成像和井筒地层倾角分析。成像测井提供构造信息、地层信息和力学特性信息,用于优化完井作业。成像能够将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较,帮助作业者确定射孔和油井增产的最佳目标。在进行加密钻井时,井眼成像有助于识别邻井中的水力裂缝,从而帮助作业者将注意力集中在储层中原先未被压裂部分的增产措施上。井中是否存在钻井诱发裂缝以及裂缝的方向如何,对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用, 而且在减轻页岩完井难度及降低相关费用方面也起到一定作用。

4.3 固井技术

页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、抗拉强度高等特点,具有良好的防窜效果及减少储层伤害的特性。在俄克拉荷马州Woodford页岩气藏最近

的勘探和生产实践中,使用泡沫水泥固井比用常规水泥浆固井所获得的天然气峰值(产量)平均高23%。

4.4 射孔优化技术

定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒，减少井筒附近裂缝的弯曲程度，进而减少井筒附近的压力损失，为压裂时产生的流体提供通道。通过大量页岩气井的开发实践，开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则，即在射孔过程中，主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区，采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。 在对水平井射孔时， 射孔垂直向上或向下

4.5 页岩气储层改造技术

页岩气储层裂缝模型图裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一,仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产,其余90 %以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通其天然裂缝,提高井筒附近储层导流能力。

页岩气开采过程中可采用多种压裂方式：重复压裂、多层压裂、清水压裂、同步压裂。 重复压裂主要是在不同方向上诱导产生新裂缝进而增加裂缝网络，可有效改进单井产量与生产动态特征；多层压裂多用于垂直堆叠的致密地层。清水压裂采用添加一定减阻剂的清水作为压裂液。这种压裂液的主要成分是水，以及很少量的减阻剂、粘土稳定剂和表面活性剂。清水压裂在低渗透气藏中能取得更好的效果，该技术在不减产的前提下能节约30 %左右的成本，而且清水压裂也很少需要清理，且可提供更长的裂缝，并将压裂支撑剂运至裂缝网络。清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂，但仍要求储层中膨胀性蒙脱石含量不能很高 , 原因是其水敏性强,遇水易膨胀、分散和运移,导致岩石渗透率下降,所以利用X射线衍射等测试结果分析粘土矿物的类型和含量十分必要。同步压裂是指同时对两口或两口以上的井进行压裂压力液及支撑剂在高压下从一口井沿最短距离向另一口井运移，这样就增加了裂缝网络的密度及表面积，从而快速提高页岩气井的产量。

4.6 裂缝监测技术

(1) 地面倾斜监测。它能够监测水力压裂造成的地面变形或地下移位情况。倾斜仪是一种非 常敏感的工具,它能够感觉到小到十亿分之一的位移梯度变化(或倾斜)。由倾斜仪测量到的地面位移可以直接用来确定水力裂缝的方位和倾斜情况;同时,当多个平面出现裂缝增长时,可以确定注入到每个水平或垂直裂缝中的流体比例的大小。

(2) 井下倾斜监测。可获得裂缝顶端和底部的位置以及每个侧翼的总长度。

(3) 微地震监测。微地震压裂监测技术是近年来在低渗透油气藏压裂改造领域中的一项重要新技术。通过在邻井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发微地震波来描述压

裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布。它能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位,利用这些信息可以优化压裂设计,从而提高采收率。

5美国页岩气开发经验

美国页岩气最早的规模开发始于得克萨斯州的巴耐特（Barnett）页岩。最近几年，Haynesville、Fayetteville、Marcellus和Woodford等几个页岩气田也相继得到开发。在过去的十几年，美国页岩气产量呈指数级增长：1998年，产量为85×108m3，占美国天然气年产量的1.6%；2008年，产量达500×108m3，占美国天然气年产量的8%。页岩气产量的大幅增长扭转了美国天然气产量下降的趋势，降低了美国对进口天然气（尤其是LNG）的依赖。据美国能源信息署（EIA）预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上涨，到2035年，页岩气产量将占到美国天然气总产量的24.3%。

5.1 美国页岩气的快速发展的主要推动因素

（1）政府的财税政策；

（2）天然气价格的作用；

（3）水平井和压裂技术的进步

美国经过多年攻关，探索出一套先进的页岩气开采技术，主要包括：水平井钻井技术、水平井分段压裂技术、清水压裂技术和微震裂缝实时成像技术等。

（4）完备的基础设施

美国页岩气开发的另一个主要推动因素是附近有现成的输气管线等基础设施。许多页岩气的开发紧邻常规油气田，拥有现成的基础油气设施，交通便利，可以实现钻机、压裂设备等快速转移。如果页岩气田附近没有充足的基础设施的话，开发初期投资会很大。

5.2 美国页岩气开发主要障碍

（1）获得开发权比较困难

（2）水源和水处理问题突出

页岩气的开发用水量很大。以巴耐特页岩为例，钻井平均用水量为182t口井，压裂平均用水量为13650t/口井。因此，页岩气成功开发的一个关键点就是要确保钻井和压裂用水供应不与当地社区居民用水发生冲突。尽管正在设法减少施工过程的用水量，获得足够的水源仍是一大障碍。产出水的处理也是一个很大的问题，需要制定既环保又经济的水处理方案。井场附近如果没有污水处理设备的话，会大大减缓页岩气藏的开发速度，增加开发成本。

（3）环境法规约束

环境法规是页岩气开发的又一大障碍。由于页岩气需要的井数很多，钻井对地面影响较大。大量压裂用水的处理可能会触犯环境法，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处

理成本会很高。如果能够在进一步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多的页岩气藏，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处理成本会很高。如果能够在进一步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多的页岩气藏，尤其是人口密集和环境敏感地区的资源。

5.3 成功开发页岩气的典型案例（巴耐特页岩气田）

5.3.1井型与井距

由于页岩渗透率极低，只要钻井密度不够大或者临近井的压裂裂缝没有相互交叉，每口井只能采出该井所控制那一小块气藏里的天然气。因此，页岩气产量与钻井数量和压裂规模密切相关。页岩气藏需要的井数为常规气藏的10倍，井距较小。截至2008年，巴耐特页岩气田总井数为12000口。在2008年产量高峰期的时候，有180多台钻机同时作业，相当于美国所有可用钻机数的10%。如图1所示，近几年钻的井绝大多数为水平井（通常为20～40口的丛式井），水平段长度通常为1000～2000m，压裂级数为4～15级。大多数页岩气井井距为400～800m，但是为了提高采收率，一些区块的井距甚至为245～283m（相当于16口井/km2）

图1 巴耐特页岩井型和产气量

5.3.2 生产剖面

巴耐特页岩7000 多口气井的生产剖面极为类似：均为早期出现一个产量高峰，之后迅速下滑。每口井的产能都与所在区块的地质特征及完井作业的有效性（是否实现了与产层的最大接触）有关。井与井之间的产能差异明显大于常规油气藏。

很高的初始产量和紧随其后的快速下滑意味着页岩气资源开发很快，4年之内就可以开发出2/3。这就确保了每口井的投资成本可以很快回收。增加钻井数量可以迅速提高产量，一旦停止钻井，产量就会迅速下滑。

页岩气评价指标和方法16_什么是页岩气

图2 巴耐特页岩水平井生产剖面图

从对巴耐特页岩气井的生产剖面分析可以推断其他有待开发的页岩气藏的生产特征，即产量与钻井数量成函数关系。假设每年钻80口井，每口井的设计和生产特征相同，一个新开的页岩气藏7 年之后能达到高产稳产期（图3）。为了维持稳产，必须不停地钻井；如果彻底停止钻井，3 年之后产气量就会下降到稳产期产量的一半。

图3 一个新开发页岩气藏的生产剖面

5.3.3产量递减率

巴耐特页岩气井的产量递减率明显高于大多数常规气井。总体来说，巴耐特页岩气井产量第二年比第一年下降39%，第三年比第二年下降50%（图4）。几年之后，产量下降速率会放缓但还是相当高，因此，几年之后大部分可采气都可以采出了。垂直井的产量递减率也很高：第二年比第一年下降42%，第三年比第二年下降55%。

图4 巴耐特页岩水平井产量递减率

5.3.4 单井最终可采资源量

国际能源署在历史产量数据的基础上对巴耐特页岩气井的单井最终可采资源量进行了预测。水平井平均单井可采量为3860×104m3，60%的井在平均值以下（图5）。这些预测是建立在完井初期的产气量基础上的，没有考虑新产层压裂和老产层的重复压裂所带来的产量剧增，所以数据有点保守。垂直井的单井最终可采资源量分布与水平井非常类似，但总体数值有点低，平均单井可采量为2070×104m3。

图5 巴耐特页岩现有水平井的最终单井可采资源量（预测）

页岩气藏每口井的单井产量和可采资源量之间差别很大，这反映了原始地质储量、储层的局部地质特征、井的水平段长度以及压裂规模之间的差异。平均单井产量最高的区块称为“核心区块”。

5.3.5 净现值（NPV）

由于巴耐特页岩气田每口井的单井可采资源量和单井产量变化很大，它们的经济价值（净现值）也差别很大。据国际能源署（IEA）评估，水平井平均净现值为58万美元/口井

（以2008年的钻井和作业成本、美国财政成本为基础，贴现率为10%，井口气价为6美元/MBtu）（MBtu是百万英热单位）。基于同样的假设，垂直井平均净现值不到10万美元/口井。如果要获得10% 的资本利润率，几个主要的生产页岩气的县的临界井口气价为4～13美元/MBtu（图6）。迄今为止，过半数的水平生产井都分布在最具产能的两个县（Johnson和Tarrant）。这些临界气价是各个县的所有作业者的平均值，“核心区块”的作业者能够把它们的临界气价控制的比较低。降低生产成本的关键在于通过试验找到最佳的气井设计和完井方法，尤其是井的水平段长度、压裂级数与规模、井距、施工等。如果每口井都采用最佳的开发设计和技术，并根据试验不断更新作业标准，经营者就能够提高产能和采收率、降低单位成本、增加盈利。

图6 巴耐特页岩几个主要区县的临界井口气价

6 页岩气存在问题及开发研究方向

6.1 存在的问题

目前有关页岩气的研究 , 绝大多数集中在页岩气的地质理论上,包括成藏、储层特征等方面。有关页岩气开发的钻井技术论述较多,主要是将致密储层水平井钻井技术应用于页岩气储层。但我国在长距离多分支水平井、超致密储层分段压裂改造技术方面落后，并且没有研制出有效保护页岩储层的低伤害压裂液体系；不同页岩储层地质条件下水力压裂裂缝展布特征不够清晰，页岩储层压裂方式有待于改进；对多分支水平井页岩气生产过程中的页岩芯产出认识程度较低，多分支水平井控制的影响关键因素及作用机制不清等直接制约了我国页岩气的开发和增产。此外，在测井技术和储层改造技术方面也有大体上的论述, 但不够深入,没有形成系统的开发技术体系。在页岩气资源评价方面,重点从地质角度考虑了页岩气的储量规模, 而对准确的页岩气储量计算,只局限于常规气藏的类比法、容积法以及动态法,对页岩气的特殊地质特征没有充分考虑。另外,有关页岩气的渗流机理方面研究较少。

6.1.1页岩气的先进开采技术

目前，我国急需要开发适用于我国地质条件的先进的生产工艺技术，主要包括以下几方面：定向水平井技术、低成本空气钻井、洞穴完井技术、压裂技术、页岩储层保护技术、页

岩气藏数值模拟技术等。 我国目前页岩气生产规模比较小，没有形成从钻井、完井、 生产到集输的一体化程序。 要选择适合我国的页岩气开发技术， 首先要了解我国各地区页岩储层的特性（如粘土矿物成分及含量、脆性等），在借鉴国外页岩气开发先进工艺技术的基础上，优化出适应性较强的页岩气开发技术

6.1.2 储量的准确计算存在困难

页岩气藏中的天然气由 3 部分组成: 裂缝中的游离气、基质孔隙中的游离气和吸附气。要想准确地计算页岩气的储量,必须解决好几个问题:一是页岩基质孔隙度的准确计算;二是裂缝系统的准确评价;三是页岩基质吸附量的准确评价; 四是含气饱和度的准确计算。

6.1.3 渗流机理复杂多样

页岩气藏有特殊的产气机制。与常规低渗气藏不同,天然气在页岩中的流动主要有 4 种机理, 这4 种机理覆盖了从分子尺度到宏观尺度的流动。主要表现为游离气渗流、解吸附、扩散和自吸。

第一,由于气体滑脱效应的存在,游离气在有机质和无机质基岩中的流动属非达西渗流,但在天然或水力裂缝中的流动为达西渗流。

第二,有机质上的吸附气对渗透率有不利的影响,这是由于有机质的天然气吸附层对天然气分子的引力增大所致,但是,如果有机质不属于多孔介质,仅作为连接基质孔隙或为裂缝之用,那么,在生产时,远离孔隙和裂缝的吸附气只能沿有机质表面易扩散的方式进行运移。如果有机质属于多孔介质,部分吸附气能够直接释放进入有机质孔隙,并且,这样会使扩散的重要性被减弱。

第三,自吸作用是当压裂水在致密气藏流动时发生的一种现象,在页岩储层压裂时,由于自吸作用和重力分异作用,导致压裂水的返排率不足50%。因此,气水两相在裂缝中共同流动时, 往往气在裂缝的上部流动,此时,在裂缝的下部留有大量的水。在钻井液和在钻井液和增产措施作业水的冷却作用下,储层接触面附近会聚集更多的束缚水,因而也会恶化自吸现象的影响

6.2 开发技术研究方向

伴随页岩气开发技术的逐步成熟,我国页岩气勘探开发的进程也会不断加快。为了适应勘探开发的形势,基于页岩气开发技术方面的进展以及前人所做的工作,认为可从以下几个方面进行重点研究和攻关: 第一,页岩气资源量 (储量) 评价。该研究方向涉及页岩气基质孔隙度、裂缝系统、页岩气吸附规律以及含气饱和度的评价方法。第二,页岩气渗流机理研究。对于渗流机理,要设计出适用于页岩气的多种渗流方式下的试验装置及测试方法,通过试验,建立页岩气渗流规律。第三,水平井及水平井压裂裂缝优化技术。着重研究水平井参数及水平井压裂裂缝参数在不同页岩储层特征下对页岩气井产能的影响。第四,页岩气储集层的储

层保护技术。由于页岩储集层孔隙度、渗透率很小,钻井和储层改造过程中储层保护极其重要,包括钻井液体系选择、压裂过程中工作液的选取等。第五,适应页岩气储层特征的数值模拟器的开发和应用。

2011.9.5

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