SPE 133456 页岩气开发30年的经验
页岩气开发：“三大三高”三思而行
攻克关键技术，强化核心支撑。一是重点攻关核心支撑技术。立足国际先进技术的基础，针对我国地质条件和资源特点，围绕我国不同地质条件的页岩油气经济开发的关键技术进行集中攻关，主要技术包括页岩气储层评价技术、射孔优化技术、水平井技术和压裂技术，完善并形成适应性工程工艺及配套技术系列，尽快掌握我国页岩气勘探开发的核心技术。
页岩气开发：“三大三高”三思பைடு நூலகம்行
页岩气开发和产业发展具有“三大、三高”的特点
页岩气是指赋存于页岩夹层中的非常规天然气，成分以甲烷为主，既是清洁、高效的基础能源，也是重要的化工原料，其开发和产业发展具有“三大、三高”的特点。
1.资金投入大。页岩气生产周期长（可达30～50年），但资源丰度低，采收率低（常规天然气60%以上，页岩气为5%～60%），必须大量钻井。页岩气开采初期产能衰减快，单井出气两年后产量下降60%～70%，需要在井田服务年限内滚动开发，不断勘探、钻井，持续投入资金。
加大支持力度，完善配套政策。一是放宽补贴标准。建议根据我国页岩气赋存地质条件的实际，扩大享受页岩气开采补贴政策的范围，延长补贴年限；根据不同地质条件分别进行补贴，按照海相、陆相、海陆过渡相等不同相区的特点，制定相应的页岩气扶持标准，地质条件差、投入成本高的地块享受更大的政策支持。
二是实行市场化定价机制。建议根据页岩气初期开采成本较高的特点，页岩气、煤层气和煤制气三种非常规天然气的出厂价格实行市场调节，由供需双方协商确定；进入长途管道混合输送的，执行统一门站价格。
页岩气 开发利用 工作方案
页岩气开发利用工作方案以页岩气开发利用工作方案为题，本文将从页岩气资源概况、开发技术、环境影响和经济效益等方面进行阐述。
一、页岩气资源概况页岩气是一种以页岩为储层岩石的天然气，其主要成分是甲烷。
页岩气广泛分布在全球各地，尤其在美国、中国、加拿大等国家和地区拥有丰富的页岩气资源。
据估计，全球页岩气储量约为600万亿立方米，其中中国拥有约40万亿立方米的页岩气储量，居世界首位。
二、页岩气开发技术页岩气开发主要采用水平井钻探和压裂技术。
首先，通过钻探水平井，提高气井的产能；然后，运用压裂技术，将压裂液注入井孔，使岩石裂缝扩大并释放气体，最后通过管道输送气体。
这些技术的应用使得页岩气的开采效率大大提高，同时也带来了更多的经济效益。
三、环境影响页岩气开发对环境可能会产生一定的影响。
首先，开采过程中需要大量的水资源，可能会导致水资源的过度开发和短缺。
其次，压裂技术可能会导致地下水和地表水受到污染。
此外，气井的建设和运营也可能对周围的生态环境造成破坏。
因此，在页岩气开发过程中，应采取适当的环境保护措施，确保开发利用的可持续性。
四、经济效益页岩气开发利用对经济具有重要意义。
首先，页岩气资源的开发能够减少对传统能源的依赖，提高能源供应的多样性。
其次，页岩气开发可以促进相关产业的发展，创造就业机会，提升地方经济水平。
此外，页岩气的开采还可以增加国家的能源储备，提高能源安全性。
页岩气开发利用工作方案包括通过水平井钻探和压裂技术提高开采效率，采取环境保护措施减少对环境的影响，以及实现经济效益的最大化。
在实施过程中，需要充分考虑资源潜力、技术可行性、环境影响和经济效益等因素，制定出科学合理的开发方案，推动页岩气资源的可持续开发和利用。
我国页岩气勘探开发技术取得重大突破
我国页岩气勘探开发技术取得重大突破
陕西延长石油集团继去年在延安甘泉地区打成中国第一口陆相页岩气井并成功压裂产气之后，又相继打成6口页岩气井并均获井口气流，这标志着我国在页岩气勘探开发技术领域取得了重大突破。
日前在延安参加全国页岩气资源储量评价及相关技术研讨会的中国工程院院士、著名石油地质勘探专家翟光明，再一次对该集团的技术突破给予了充分肯定。
页岩气是赋存于页岩系统中的非常规天然气，属于新型能源资源，与常规天然气相比，具有开采寿命长和生产周期长等优点。
据悉，近年来，延长石油集团为了保证各项科技课题攻关，不断加大科技投入，科研经费由2006年的不足2亿元增加到2011年的26亿元。
特别是将页岩气作为新型能源发展的重点之一，加快课题研究和技术攻关，实现了非常规油气资源勘探开发的新突破。
今年，该公司将新建产能2000万方，成为全国首个页岩气建产区，对促进我国陆相页岩气产业的发展具有重要意义。
2011年，陕西延长石油集团贡献各级财政415亿元，相当于每天贡献给全省1.1个亿，为陕西省去年财政收入增幅保持全国第一作出了重要贡献。
美国页岩气勘探开发的经验
借鉴美国5经验页岩气:我国能源发展的新希望美国已是全球第一大天然气生产国，在页岩气技术上全球领先。
美国页岩气的成功开发改变了美国能源格局，增强了其在中东地区的能源外交和军事主导权，并对全球能源供应及地缘政治产生重要影响。
我国页岩气资源丰富，技术基础和商业化条件较好，一旦政策到位，我国页岩气极有可能在较短时期内实现规模化发展，并成为新的产业增长点。
全球能源领域的新革命页岩气是一种赋存于泥页岩中，主要以吸附及游离状态存在的非常规天然气。
其发现于1821年，但由于开采成本相对较高，开发利用缓慢。
直到上世纪70年代，美国为摆脱对外能源依赖，开始大量投入页岩气研究。
随着水平井等关键技术的突破，开发成本下降。
上世纪90年代后期，页岩气在美国率先实现商业化、规模化。
2010年美国页岩气产量超过1379亿立方米，占全国天然气年总产量的23%，超过俄罗斯成为全球第一大天然气生产国。
页岩气的成功开采大大增强了美国在能源外交和应对气候变化等方面的主导权，也对全球天然气市场、能源供应格局以及地缘政治产生了重要影响。
尤其是在影响中东、北非等地政局变革，遏制和削弱一些石油出口国的影响力，保持国内油气价格相对稳定方面，页岩气的规模化开采让美国政府相比过去有了更大的战略调整空间。
中东地区原计划出口美国的天然气不得不另寻买家。
随着更多的天然气进入欧洲和亚太地区，将进一步造成现货价格降低和长期合同发生变化。
中国页岩气开发面临的问题页岩气开发对我国具有战略意义。
清洁低碳的页岩气能够增加天然气供应，优化能源结构，缓解减排压力。
据《BP世界能源统计2011》数据，2010年我国天然气占一次能源消费的比例为4.0%，而同期世界均值为23.81%，相差近6倍，要达到2020年9%、2030年12%的天然气比例目标，意味着天然气消费需要完成倍数级的增长。
加快页岩气勘探开发和利用，对满足经济社会发展对于清洁能源的需求、控制温室气体排放、改善居民用能环境具有重要意义。
页岩气开发地面配套集输工艺技术分析
页岩气开发地面配套集输工艺技术分析
页岩气是一种嵌入在坚硬页岩岩石中的天然气资源，开采难度大、成本高。
目前页岩气的开发一般经历以下几个阶段：勘探、开采、压裂和集输。
其中地面配套集输工艺技术是页岩气开发的重要环节，其主要任务是将从页岩气井中产出的气体进行处理、净化和输送。
1. 气体处理技术
页岩气中含有大量的杂质气体，例如二氧化碳、硫化氢等，这些杂质气体对生产设备和管道有腐蚀作用，因此需要进行气体处理。
通常采用脱硫、脱水、除尘等技术对页岩气进行处理，使其达到输送要求的纯净度。
2. 压缩技术
由于页岩气地质条件复杂，产气量低、开采难度大，因此需要将产出的页岩气进行压缩，以提高气体的压力，便于输送。
3. 运输技术
页岩气通常需要远距离运输，因此需要设计合理的输气管道和气体运输车辆，确保气体运输的安全和高效。
4. 储存技术
页岩气的需求量随季节和市场变化，因此需要设计合理的储气设施，以便在需求高峰时段进行调剂。
5. 控制技术
为了保证页岩气开发地面配套集输工艺技术的安全稳定运行，需要设计合理的控制系统，对各个工艺环节进行精确控制。
1. 自动化技术
随着自动化技术的不断发展，页岩气开发地面配套集输工艺技术也将逐渐实现自动化控制，提高生产效率和安全性。
页岩气开发地面配套集输工艺技术将逐渐引入节能、环保技术，降低能耗和环境污染。
四、结论
页岩气开发地面配套集输工艺技术是页岩气开发的重要环节，其发展已成为行业的一个重要趋势。
未来，随着技术的不断进步和发展，页岩气开发地面配套集输工艺技术将迎来更好的发展前景，为页岩气产业的发展贡献力量。
页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究
页岩水力压裂裂缝扩展规律实验研究张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明【摘要】页岩气藏储层具有超低孔、超低渗的物性特征,通过体积压裂改造形成复杂人工裂缝网络,是实现页岩气有效开发的关键.试验采用大尺寸真三轴水力压裂模拟,研究水平地应力差、泵注排量,井筒数量等因素对页岩气储层压裂裂缝扩展规律的影响.通过观察压后页岩表面裂缝延伸路径,结合工业高能CT扫描确定页岩内部实际的水力裂缝形态.实验所选用页岩脆性中等,但层理特征明显,微裂隙发育,具有可压性.试验结果表明:水平应力差为3 MPa时,水力裂缝易转向,沟通近井天然裂缝或弱胶结层理面;随着水平应力差的增加,有利于横切缝的产生,沟通远处更多天然裂缝及层理;当水平应力差达到12 MPa时,仅能形成简单平面横切缝.另外,变排量压裂或双井筒同步压裂可以有效地增加裂缝密度,提高水力裂缝复杂程度;但在12 MPa 的水平应力差下,双井筒同步压裂仍然仅生成2条简单的水平缝.【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2015(015)005【总页数】6页(P11-16)【关键词】页岩;裂缝扩展;天然裂缝;水平地应力差;排量;同步压裂【作者】张烨;潘林华;周彤;李宁;徐正辉;崔艺;柳明【作者单位】国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;国土资源部页岩气资源勘查重点实验室(重庆地质矿产研究院);重庆市页岩气资源与勘查工程技术研究中心(重庆地质矿产研究院),重庆400042;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油大学(北京),北京102249;中国石油长城钻探工程有限公司,北京100101【正文语种】中文【中图分类】P555我国页岩储层既包含丰富的海相页岩气，也包含大量的陆相和海陆过渡相页岩气区块，构造应力强烈，地质结构复杂，不同区域页岩物性差别较大[1]。
页岩气开发带来巨大机遇
页岩气开发带来巨大机遇由于国内页岩气探矿权的新一轮出让招标，页岩气产业相关的投资机遇也成为投资者的一个新焦点。
页岩气，是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。
页岩气的储层通常呈低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大，因此开采难度较大。
往前追溯，20 世纪初美国就开始了对页岩气的研究，而最早的商业化开采则形成于20 世纪80 年代。
水平钻井技术和水力压裂技术是页岩气开采的两个重要技术。
其中水平钻井可以有助获得更大储集层段面积，以提高单井产量。
而水力压裂技术可以改善页岩层本身渗透率，加快页岩气开采的速度及产量。
美国在技术上的突破始于2000 年，其新的水平井和压裂技术提高了页岩气的产量。
最近几年美国的页岩气开采获得了空前的飞跃，开采量从2000 年的122 亿立方米上升至2010 年的1378 亿立方米，占美国天然气总产量的比例已经达到23%。
美国页岩气的成功开采大大鼓舞其他国家勘探和开发页岩气的热情。
中国的页岩气的储量也十分丰富，和美国一样具备巨大的开发潜力。
根据国土资源部的评价结果，国内陆域页岩气的可采资源潜力为25 万亿立方，高于美国页岩气资源量的14 万亿立方。
由于天然气高效、清洁的特性，国内正积极推广天然气的使用。
目前中国天然气消费占国内一次能源消费比例的4%，远低于已发展国家20%左右的水平。
而十二五规划的目标是将天然气消费的占比增至8%，因此未来国内天然气消费量的上升将会使天然气供给压力不断增加。
截至2011 年，国内天然气的对外依存度已达到22%，因此推进页岩气的开发对国家能源安全具有重大意义。
页岩气开采技术研究
页岩气开采技术研究一、页岩气概述页岩气，是指存在于页岩岩层中，通过水平钻井及压裂等技术获得的天然气资源。
随着天然气需求的增加和传统天然气储量的逐渐枯竭，页岩气逐渐成为全球能源领域的新热点。
二、页岩气开采技术1.水平井钻探技术水平井钻探技术是页岩气开采的关键技术之一。
它的原理是将垂直钻探井逐渐转向为水平或近水平方向，穿过页岩岩层，实现页岩气的开采。
水平井钻探技术主要分为两种：一种是常规水平井钻探技术，另一种是超长水平井钻探技术。
常规水平井的长度一般为300~500米，而超长水平井的长度则可以达到1500米以上。
超长水平井技术可以最大限度地提高单井生产能力，降低单井成本，能够有效提高页岩气的开采效率。
2.压裂技术压裂技术是页岩气开采的另一项重要技术。
它通过注入高压液体进入井口，使页岩岩层内部的岩石裂缝扩张，从而释放出嵌藏在其中的天然气。
目前，常用的压裂技术有液态压裂技术和油酸压裂技术。
液态压裂技术是使用高压水液作为压裂介质，能够更加深入地刺激岩石裂缝；而油酸压裂技术则是使用油酸作为压裂介质，能够更好地与页岩岩层内的油气相容，从而提高压裂效果。
3.人工虚高势能储层技术人工虚高势能储层技术是近年来刚刚兴起的一项新技术。
它的原理是将水射进垂直井口，形成向上喷涌的水柱，从而产生虚高势能，压力垂直传递到页岩岩层，使其裂缝扩张，释放出天然气。
这种储层技术具有无需压裂、安全环保、成本低等优势，能够在一定程度上解决传统压裂技术对环境的影响，适用于页岩气开采中深部高渗透率储层的开采。
4.非常规页岩气采集技术非常规页岩气采集技术是一种新型的天然气采集技术。
它的原理是利用天然气的渗透性，利用渗透引力或静电吸附等方式集中气体，再通过分离提纯的方式得到天然气。
这种非常规技术有很大的创新性，便于在资源丰富而之后探明的油气区进行页岩气采集和二次回采。
此外，采用此技术还能够大幅度减少煤炭矿山火灾事故的发生，提高安全性和效率。
三、结语随着页岩气开采技术的不断发展，页岩气正逐渐成为全球能源领域的新希望。
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SPE 133456 （2010-9）
页岩气压裂30年的经验
前言
本次研究的基本认识：
(1) 每一块页岩都是独一无二的，没有两块页岩是相似的。
在平面和纵向上页岩存在一种变化的趋势，甚至在同一井筒内都存在差异。
(2) 认识和预测页岩井产能需要收集和识别页岩关键参数，从而优化完井和措施设计。
(3) 世上没有一种普适和最优的页岩井措施设计。
页岩气完井文献更新很快，前期页岩气研究有助于我们理解全球范围内页岩开发中的许多现象，部分页岩气开发经验仍掌握少数公司手中，并以之作为一种竞争优势。
然而，许多实际进展都在文献中进行了报导。
本次研究参阅了350篇文献资料，从中选出250篇进行研究，如SPE、AAPG、咨询公司报告、政府报告等，60%以上都是近3年的研究，认识更新很快。
希望通过这项工作使技术进一步发展和优化。
在此所有地质、地球化学和地震学的研究都是为压裂研究打基础。
本次研究并不是针对单个页岩，它是要找出那些与完井、增产和开采技术相关的页岩特性，即本项研究的目标是综述、汇总尽可能多的完井、压裂和开采方面的资料信息。
页岩气开采始于1820年代，现在已发展为一种专项技术。
但只是最近几年页岩气开发才成为实际可行。
页岩气开发技术使早期2%采收率提升到目前的50%以上（EOG公司在巴内特5口同步压裂井的认识）。
多数现代页岩气井的最终采收率在15%-35%之间，这主要取决于页岩储层、完井技术和开发商的不同。
随着水平井和压裂技术针对特定页岩不断改良，采收率还在不断提高。
一个问题是页岩气井的开采寿命，尽管许多开发商把开采期定为50年，但多数开发商的收益只是在前几年。
对于致密气开发同样如此。
一个最大的难题是能否保持这些老井生产以及后期低产井脱水问题。
页岩气井的产量递减曲线呈现陡降趋势，这是因为最易开采的游离气和液体很快被采出。
根据长期生产报告，早期递减呈现双曲线，随后过渡到相对稳产期，这一时期呈现指数曲线，许多公司和统计者将n值设到2以上。
通过小孔隙和无支撑天然裂缝的流动通道是致密砂岩气的主要产出机理，但近期页岩气研究认为，干酪根和有机碳的孔隙间的沟通可能是游离气和流体在基质内运移的主要机
理。
在一些页岩气藏，随着压力降低吸附气将主导产气量。
当然，这需要采取必要的工程手段来维持和提高气水产量，以及防止天然裂缝闭合。
我们知道页岩气能在极低产量下生产40年，当前的经济和技术人员必须考虑如何确定页岩气的实际采收率。
讨论
页岩气开发技术最早始于1970年代的北美德文郡页岩，当时是由美国能源部（DOE）、采气院（GRI）和许多开发商共同研究的结果，但这是一种松散的合作，这些早期技术包括水平井、多级压裂和减阻水压裂，但当时这些新技术并未得到页岩气开发商的认可，直到在巴内特页岩这些技术被细化，压裂规模被扩大，才为大家关注，之后技术一直在不断改进。
支撑页岩气开发的4项基本技术包括：
(1) 减阻水压裂（SWF）：采用极少添加剂（超低粘度）替代传统凝胶和泡沫压裂液。
它能降低压裂成本，穿透和扩大天然裂缝，极大提高了页岩层的储藏接触面积，不伤害地层，但其支撑性能被牺牲。
(2) 水平井替代直井：新型水平井通常与裂缝方向横切，多数采用端部上翘，水平段长度在750-1600m之间，采用套管固井或裸眼封隔器进行多级压裂。
(3) 多级压裂：采用10-20级压裂与地层沟通，大大提高初期产量和采收率。
(4) 同步压裂或顺序压裂：利用邻井压裂产生的实时应力变化来使裂缝转向进入未压开地层，从而使单井产能大幅提升。
这些方法都不是新技术，但随着人们对页岩储藏开发和流动通道的认识而进行了改进。
前三项技术在10多年前已在德文郡页岩中应用，现在仍在巴内特应用。
在提高页岩气产量方面，不断演变的技术毫无疑问起着主导作用，利用新技术不仅减少了钻井数量，而且提高采收率。
与页岩油气措施改造和开采相并列的，还有6项附加技术，进一步提高了页岩采收率和环境认可度：
(1) 储藏评价技术：要想经济有效开发页岩，首先必须获取足够的关键数据，才能选择、优化和实施完井和措施改造。
这些关键参数包括3D地震、地质成像、岩心、石油物理研究、裸眼井测井、DFIT、FET、压裂微震、示踪剂、措施评价、返排特性和生产响应等。
所有这些资料不可能一次性取得，尤其在前期探井中，最大的问题是如何更快的获取、验证和应用这些资料，缩短学习的过程。
对于多数新的页岩储层而言，使用钻直井来研究页岩地质特征、收集资料和测试完井方式和生产响应是一种最通用的办法。
(2) 提高裂缝-页岩的接触面积：使用20+级压裂时可以提高裂缝复杂度或形
成裂缝网络。
裸眼完井还是套管完井：页岩气井可以采用套管固井完井或裸眼完井。
裸眼完井具有经济优势，但多裂缝控制和选择压裂点是个难题。
新型多级滑套压裂具有更高的作业效率，但缺点是管柱对井径有限制且结构复杂。
在巴内特、菲耶特威尔和马塞勒斯，套管固井完井最为常见。
在固井完井中，固井作业质量非常关键，因为它对于多级压裂的隔离和复杂裂缝的生成非常重要。
尽管固井完井最常见，但一些作者认为水泥可能侵入地层，堵塞天然裂缝，造成严重的地层伤害，因而提出酸溶性水泥来清除近井伤害，一些地区推荐使用轻质水泥。
裸眼井采用封隔器和滑套实现分级压裂，其优点是节省了套管和固井的费用，还节省了时间，另外投球打开滑套使级与级之间切换时间缩短了2小时，另外还节省了泵送桥塞和射孔的费用。
其缺点是一些管柱存在限流问题，而且在压裂段内无法确定起裂点。
另外，曾经有人研究过机械和扩张封隔器对应力的影响，结果显示裂缝更容易在一些封隔器的坐封位置起裂（取决于封隔器对井壁的坐封力）。
关于水平井端部采用上翘还是下倾方式，一直都存在争议。
但多数认为端部上翘设计可以有助于返排和人工举升。
其它因素还涉及井筒斜度、地层倾角、气水产量等。
井筒波动可能造成段塞积聚，应尽量避免。
射孔方式：水平段长度已逐渐由600m提高到1200m，如果能够采用更多级数压开更长水平段，可以进一步降低每米钻井成本。
射孔枪和射孔弹的选择已有许多学者进行过研究，但都未给出一个绝对数据。
通常的选择是采用60°相位射孔枪和深穿透弹，射孔弹尺寸约1cm（0.4"），射孔枪（段）长度<4倍井筒直径。
反应性衬管弹和磨料在某些情况些也有使用。
管材选择：与其它类型的井没有太大差异，但要能满足大排量减阻水和20+级压裂施工的压力需要。
最常见的套管尺寸是4 1/2" 和5 1/2"。
尺寸、重量和级别根据压裂排量和压力选择。
一些地区的热成因气中含有少量CO2，许多作业者选用N-80或L-80，某些作业也会选择P-110来应对压裂中的高压。
在生物成因气中可能存细菌和高CO2腐蚀，可能需要采用13Cr管材。
页岩地层的压裂与常规地层可能不同，页岩压裂中的施工压力通常表现为低排量下即可压开地层，但随着排量逐渐升至目标排量（可能达到16m3/min），施工压力会逐渐升高。
当排量从13升至16m3/min时，砂比会从120kg/m3升至
360kg/m3，这时必须考虑压力和磨蚀对套管的影响。
压力限制值很容易计算出来，通过材料选择也可以满足腐蚀、磨蚀和热力等的要求。
在5 1/2"套管内，16m3/min 的压裂排量下，管内直线流速可能超过23.5m/秒。
然而，在套管内无节流的情况下，现场未发现严重的磨损。
井筒方向、井距和裂缝间距：页岩气开发中，同一个平台上水平井之间的间距主要决定于压裂时裂缝的分布和延伸，最优的完井设计应考虑下列因素，这些都应针对具体的页岩储藏：
(1) 了解裂缝方向和最优井筒方向；
(2) 充分了解岩石力学特性，确保能有效压开射孔簇，形成主裂缝，并且努力提高裂缝复杂度。
(3) 了解裂缝与裂缝之间的实际最大干扰，包括来自井筒内和邻井的干扰。
(4) 了解同步压裂是否能够提高产量。
最终，优化多井井距和井内裂缝间距还要看是采用多井+笼统压裂还是采用较少的井+多级压裂来达到目标泄气面积，这需要：
(1) 计算少数井+多级压裂Vs. 多井笼统压裂的成本/收益；
(2) 确定裂缝能否可靠的延伸并稳定在周边目标区；
(3) 形成针对特定页岩储藏的开采工艺，来提高产气量。
第一个考虑是井筒方向，在井场建立之前，就必须首先确定，原则是确保能形成横向裂缝。
巴内特页岩井的认识是：在（有压裂遮挡层的）核心区，井筒方向很重要，但并不能决定压裂的效果。
而在巴内特边缘和其它地区，尤其是地质风险区，井筒方向以及人工裂缝与井筒方向的关系对产量却有重要影响。
主裂缝方向通常与最小水平应力近乎垂直。
尽管局部应力差异可能改变水力裂缝方向，但水力裂缝方向通常与主裂缝走向一致。
页岩完井的一个趋势是压裂级数的增加。
将增产效果与压裂评价直接关联表明，随着级数增加，裂缝复杂度、产能和采收率都会提高。
在巴内特，平均压裂级的长度已从2002年时的900-1200m（全井笼统压裂）降为75-105m/级，一段内射开多簇，同时限制炮眼数量从而有利于限流转向。
薄层页岩可能需要更多级小规模压裂，以防止层间突破，而厚层页岩需要较少级数和更大排量（以生成复杂缝）。