我国页岩气开发，深层是主战场，但当前仅在四川盆地海相五峰组-龙马溪组实现大规模工业化开采，比北美页岩气地质年代更古老，埋藏更深。目前，在中浅层已建成涪陵、长宁-威远、昭通3个国家级海相页岩气开发示范区，2018年产气100亿立方米，2020年预计产气200亿立方米以上。
泸203井今年3月测试日产量超百万立方米，树立了深层页岩气井新标杆。
启示1：“拿来主义”不适应我国深层页岩气
国际油公司照搬北美技术，在川南深层页岩气探索失败，已全部退出。主要原因是，水平井部署未充分考虑川南地区地质复杂性，压裂工艺未考虑深层高应力及高应力差地质特征。
启示2：“深层深水”是高产富集的有利地质条件
地质研究认为，“深层中的深水”是高产富集的甜点。深层存在高孔、高连通性储层。深层页岩气随温度升高，在某一特定压力之后储层吸附能力降低，游离气含量增大。随埋深增加，压力系数越高，页岩气越富集。深水区页岩储层为厚层块状，优于浅水区。
川南地区深层与深水区高度重合，分布面积2.5万平方千米，是近中期勘探开发的重点。
启示3：转变思路培育高产井
部署思路从“海相页岩大面积富气”向“深层深水甜点区”转变，钻井靶体选择思路从“优中选优”向“优中找脆”转变，压裂工艺理念从“单纯压大”向“压大压碎”转变。
高产井培育模式：垂深在3500~4500米，“甜点”层厚度大于10米；水平段长2000米以内，压裂30~40段；采用密切割+高强度加砂+大排量+大液量工艺；单井综合成本控制在8000万元以内，单井EUR有望达2亿立方米以上，可实现规模效益开发。
