陳 作，劉紅磊，李英杰，沈子齊，許國(guó)慶

（1.中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 102206；2.中國(guó)石油集團(tuán)海洋工程有限公司，北京 100176）

目前國(guó)內(nèi)外開發(fā)動(dòng)用的頁巖油，均為廣義的頁巖油，即蘊(yùn)藏在頁巖以及致密砂巖和碳酸鹽巖等含油層中的石油資源[1]。美國(guó)于1953 年開始在威林斯頓盆地開展頁巖油勘探開發(fā)，歷經(jīng)了直井開發(fā)、直井壓裂開發(fā)、水平井開發(fā)和水平井分段壓裂開發(fā)等階段，目前已經(jīng)形成較為完善的儲(chǔ)層改造技術(shù)和配套工具與材料，有力支撐了二疊盆地、利斯頓盆地和墨西哥灣盆地頁巖油大規(guī)模商業(yè)開發(fā)[2-4]。我國(guó)陸相盆地發(fā)育多套泥頁巖層系，頁巖油資源潛力巨大，但具有巖性復(fù)雜、黏土含量高、原油流動(dòng)性差等特性，效益開發(fā)面臨重大挑戰(zhàn)。近五年來，國(guó)內(nèi)掀起了頁巖油勘探開發(fā)熱潮，先后建立了新疆吉木薩爾和長(zhǎng)慶隴東頁巖油壓裂開發(fā)示范區(qū)，但因投產(chǎn)時(shí)間短，最終經(jīng)濟(jì)開發(fā)效果還有待評(píng)價(jià)[5-9]。為此，筆者綜合分析了國(guó)內(nèi)外頁巖油儲(chǔ)層特征、改造技術(shù)特點(diǎn)，對(duì)比了儲(chǔ)層特征和改造技術(shù)的差異，并針對(duì)我國(guó)陸相中高成熟度頁巖油儲(chǔ)層的特殊性提出了改造技術(shù)的發(fā)展建議。

1 北美海相頁巖油改造技術(shù)現(xiàn)狀

截至目前，北美海相頁巖油開發(fā)最為成功，位于美國(guó)的二疊盆地、威利斯頓盆地和墨西哥灣盆地等3 大盆地的頁巖油儲(chǔ)量占全美頁巖油儲(chǔ)量的90%以上，其中二疊盆地的沃爾夫坎普（Wolfcamp）組、威利斯頓盆地的巴肯（Bakken）組和墨西哥灣盆地的伊格爾福特（Eagle Ford）組是頁巖油開發(fā)的主力層組[10-11]，它們分屬不同盆地，儲(chǔ)層有共同的特點(diǎn)，也有差異性，儲(chǔ)層改造技術(shù)總體類似。

1.1 儲(chǔ)層巖石與流體的特征

分析北美頁巖油盆地主要儲(chǔ)層巖石與流體的特征，可知：

1）儲(chǔ)層大面積連續(xù)分布，厚度較大。屬于海相沉積，濱淺海灘壩砂及淺海碳酸鹽巖為有利儲(chǔ)集體，儲(chǔ)層分布較為穩(wěn)定且范圍大，厚度數(shù)十米至數(shù)百米，如二疊盆地沃爾夫坎普組的厚度為46.00～92.00 m。

2）巖性復(fù)雜。多種巖性層共同產(chǎn)油，頁巖層并非主力產(chǎn)油層，如巴肯組巖性為黑色頁巖、粉砂巖、云質(zhì)砂巖、白云巖，伊格爾福特組巖性以碳酸鹽巖為主，沃爾夫坎普組巖性為粉砂巖和泥質(zhì)砂。

3）脆性礦物含量高，黏土礦物含量低。石英、白云石、方解石等脆性礦物的含量達(dá)70%～80%，黏土礦物僅3%～25%。

4）裂縫發(fā)育、密度大。儲(chǔ)層為裂縫性-孔隙性儲(chǔ)層，網(wǎng)狀裂縫普遍發(fā)育，密度大。

5）巖石強(qiáng)度中等，破裂壓力梯度較低。巖石楊氏模量14 000～42 000 MPa，泊松比0.20～0.27，破裂壓力梯度0.016～0.017 MPa/m。

6）熱成熟度較高，總有機(jī)碳（TOC）含量普遍較高。鏡質(zhì)組反射率（Ro）為1.0%～1.7%，處于液態(tài)烴大量生成階段，屬于中高成熟度頁巖油，總有機(jī)碳含量多為3.0%～5.0%。

7）孔隙度高，含油飽和度高。儲(chǔ)集層平均孔隙度一般為8%～10%，原油飽和度為50%～75%，儲(chǔ)集性能好。

8）地層原油黏度低，流動(dòng)性好。地層原油密度0.77～0.79 kg/L，黏度＜1.0 mPa·s，在裂縫性儲(chǔ)層中易于流動(dòng)。

9）地層壓力系數(shù)高，能量充足。油層多存在異常高壓，壓力系數(shù)1.3～1.8，溶解氣油比一般為50～300 m3/m3，油藏彈性能量大。

北美海相頁巖油儲(chǔ)層巖石和流體的特征表明，其地質(zhì)條件得天獨(dú)厚，流體流動(dòng)性好，驅(qū)動(dòng)能量充足，不僅具有規(guī)模開發(fā)的地質(zhì)條件，而且體積壓裂形成縫網(wǎng)的工程條件優(yōu)越[12-13]，這決定了北美頁巖油開發(fā)技術(shù)和經(jīng)濟(jì)的可行性。

1.2 改造技術(shù)現(xiàn)狀

2007 年水平井分段壓裂技術(shù)突破后，少段少簇壓裂技術(shù)不斷向多段多簇發(fā)展，技術(shù)體系逐步成熟配套。隨著井距不斷減小，不刻意追求縫長(zhǎng)，近井地帶最大化、精細(xì)化改造成為當(dāng)前改造理念。“密切割+強(qiáng)加砂”簇間復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂技術(shù)逐漸成為頁巖油主流改造技術(shù)，壓裂段長(zhǎng)和射孔簇間距越來越小，單井壓裂段數(shù)和射孔簇?cái)?shù)不斷增加，射孔簇間距基本都不超過10.00 m，加砂強(qiáng)度達(dá)到4～5 t/m。段間與縫內(nèi)雙暫堵壓裂技術(shù)和小井眼再造井筒重復(fù)壓裂技術(shù)的應(yīng)用使單井采出程度不斷提高[14]。

1.2.1 井網(wǎng)井距與水平井段長(zhǎng)度

北美頁巖油縱向上厚度較大，常采用多井多層位立體布井模式，每個(gè)井場(chǎng)基本都會(huì)布多口水平井，井距100.00～300.00 m。

當(dāng)縱向上2 套儲(chǔ)層垂距較大，并且其中一套儲(chǔ)層壓裂時(shí)裂縫不能擴(kuò)展到另一套儲(chǔ)層時(shí)，采取2 套儲(chǔ)層獨(dú)立開發(fā)方式，井距200.00～300.00 m，水平段長(zhǎng)度2 000.00～3 000.00 m。

當(dāng)縱向上有2～3 個(gè)厚度較大的儲(chǔ)層，儲(chǔ)層間垂距一般，且其中一套儲(chǔ)層壓裂時(shí)裂縫將擴(kuò)展到另一套儲(chǔ)層時(shí)，采用多套儲(chǔ)層同一平臺(tái)聯(lián)合開發(fā)的方式，V 形布井。如二疊盆地沃爾夫坎普組縱向上有上沃爾夫坎普（UW）和中沃爾夫坎普（MW）2 套儲(chǔ)層，厚度分別為107 和76 m，上下兩層的垂距為91.50 m，開采同一層相鄰水平井的井距為198.00 m，開采不同層位相鄰水平井的井距為99.00 m，井間的對(duì)角線距離為137.00 m，如圖1 所示。

圖1 二疊盆地沃爾夫坎普組頁巖油V 形布井示意Fig.1 V-shaped well spacing of shale oil reservoirs in the Wolfcamp Formation of the Permian Basin

1.2.2 儲(chǔ)層改造技術(shù)特點(diǎn)

北美頁巖油儲(chǔ)層的改造理念是通過高效率、低成本的壓裂形成復(fù)雜縫網(wǎng)，獲得最大的改造體積。北美頁巖油儲(chǔ)層改造技術(shù)已成熟配套，并具有一體化、精細(xì)化與集約化等技術(shù)特色。

1）完井壓裂一體化。一般而言，油田開發(fā)是地質(zhì)上先考慮完井方式，完井后再選擇分段壓裂技術(shù)。北美頁巖油開發(fā)則是考慮將完井和壓裂一體化，在完井方式確定之前，預(yù)測(cè)裸眼滑套、套管泵送橋塞、水力噴射等不同壓裂方式對(duì)產(chǎn)能的影響，分區(qū)域、分井組選擇不同的壓裂方式，包括裸眼多級(jí)滑套壓裂、趾部裸眼多級(jí)滑套壓裂與跟部套管完井泵送橋塞壓裂相結(jié)合的混合壓裂方式[15]。目的是工程與地質(zhì)一體化，將壓裂方式選擇置于鉆井之前，以最優(yōu)的開發(fā)效果來指導(dǎo)設(shè)計(jì)鉆井的穿行層位、井眼軌道、水平段長(zhǎng)度和完井方式等。

2）壓裂設(shè)計(jì)精細(xì)化。為發(fā)揮每一段每一個(gè)壓裂位置的產(chǎn)油能力，實(shí)行了每個(gè)環(huán)節(jié)的精細(xì)化壓裂設(shè)計(jì)，包括地質(zhì)“甜點(diǎn)”和工程“甜點(diǎn)”（簡(jiǎn)稱“雙甜點(diǎn)”）、壓裂級(jí)數(shù)與射孔簇?cái)?shù)、壓裂液組合與用量、支撐劑類型與砂液比以及施工排量等，基本實(shí)現(xiàn)了“一井一策，一段一案”。

a.“雙甜點(diǎn)”的確定。將巖心分析結(jié)果、三維地震預(yù)測(cè)結(jié)果與產(chǎn)液剖面相結(jié)合，應(yīng)用三維裂縫建模、Mangrove[16]等新一代裂縫建模技術(shù)重建地質(zhì)模型，確定地質(zhì)“甜點(diǎn)”；結(jié)合壓裂施工壓力與微地震裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果，校準(zhǔn)巖石力學(xué)性質(zhì)，確定工程“甜點(diǎn)”（見圖2，圖中紅色區(qū)域?yàn)楦邞?yīng)力區(qū)，白色區(qū)域?yàn)榈蛻?yīng)力區(qū)、“甜點(diǎn)”區(qū)）。

圖2 高低應(yīng)力區(qū)及“甜點(diǎn)”區(qū)預(yù)測(cè)結(jié)果Fig.2 Prediction results of high and low stress areas and sweet spot areas

b.壓裂級(jí)數(shù)與射孔簇?cái)?shù)的優(yōu)化。將EcoScope和TeleScope 等隨鉆測(cè)井解釋結(jié)果與地應(yīng)力分析結(jié)果結(jié)合，優(yōu)化壓裂級(jí)數(shù)和射孔簇?cái)?shù)，使壓裂段劃分更細(xì)、射孔簇更多，改造體積大幅增大[17-19]。通過精細(xì)優(yōu)化，壓裂段間距縮短至60.00 m，壓裂段數(shù)50～80 段，單段射孔5～15 簇，簇間距小于10.00 m。

c.使用組合壓裂液或一體化壓裂液。為形成復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)和提高施工砂液比，采用“滑溜水+線性膠+膠液”的液體組合或變黏一體化壓裂液，用液強(qiáng)度為18.9～26.2 m3/m。

d.支撐劑以石英砂為主，大幅度提高砂液比。為提高裂縫導(dǎo)流能力，支撐劑以30/50 目和20/40 目石英砂為主，加砂強(qiáng)度提高到4.0～5.0 t/m，平均砂質(zhì)量濃度240～300 kg/m3，是頁巖氣井壓裂作業(yè)的4～6 倍。

e.施工排量。頁巖油儲(chǔ)層壓裂并不是一味追求高排量，而是依據(jù)儲(chǔ)層的厚度、遮擋層的力學(xué)特性與裂縫垂向延伸特性，綜合考慮攜砂的需求和裂縫高度控制要求，確定壓裂施工排量，施工排量多為10.0～12.0 m3/min。

3）壓裂施工作業(yè)集約化。針對(duì)V 形布井，采用先壓裂開發(fā)上部?jī)?chǔ)層（UW）的水平井，后壓裂開發(fā)下部?jī)?chǔ)層（MW）水平井的作業(yè)方式。壓裂施工采用2 個(gè)壓裂機(jī)組作業(yè)。第一壓裂機(jī)組壓裂7U 井和8U 井（圖1 中紅色矩形），第二壓裂機(jī)組壓裂藍(lán)色三角形中的5U 井、6U 井和6M 井；之后，第一機(jī)組再壓裂下部的7M 井和8M 井；第二機(jī)組壓裂3U 井和4U 井；最后，第二機(jī)組壓裂4M 井和5M 井。先壓裂開發(fā)上部?jī)?chǔ)層井而后壓裂開發(fā)下部?jī)?chǔ)層井，優(yōu)點(diǎn)是可以增加上部?jī)?chǔ)層的應(yīng)力，將開發(fā)下部?jī)?chǔ)層井的裂縫控制在下部?jī)?chǔ)層中，防止壓裂裂縫擴(kuò)展到上部?jī)?chǔ)層。

采用泵注能力高的壓裂車組進(jìn)行壓裂施工，單套壓裂車組的施工排量可達(dá)19～29 m3/min，能滿足2 口井同時(shí)進(jìn)行壓裂施工。準(zhǔn)備2 套橋塞與射孔設(shè)備，當(dāng)一個(gè)平臺(tái)上的2 口井進(jìn)行壓裂施工時(shí)，同時(shí)對(duì)其他2 口井進(jìn)行泵送橋塞和射孔作業(yè)，壓裂效率可達(dá)13 段/d，壓裂效率高，成本低。

總之，北美海相頁巖油壓裂開發(fā)，并未全部沿用頁巖氣壓裂技術(shù)思路，而是在其基礎(chǔ)上進(jìn)行了創(chuàng)新，具體表現(xiàn)在5 方面：

1）完井壓裂方式不同。頁巖氣井以套管完井為主，而頁巖油井多種完井壓裂方式并存。

2）分段與射孔簇?cái)?shù)不同。與頁巖氣井相比，頁巖油井分段更細(xì)，射孔簇?cái)?shù)更多。

3）施工排量不同。頁巖氣井壓裂以大排量為主，而頁巖油井壓裂施工排量相對(duì)較低，且多采用變排量。

4）液體組合不同。頁巖氣井壓裂液以滑溜水為主，頁巖油井壓裂液為“滑溜水+線性膠+凍膠”的組合液體或變黏一體化滑溜水，因高砂比壓裂施工的需要，對(duì)壓裂液的黏度和低傷害性能的要求更高。

5）支撐劑種類、粒徑不同。頁巖氣井壓裂支撐劑以100 目、40/70 目和30/50 目陶粒為主，而頁巖油井壓裂支撐劑多使用30/50 目和20/40 目的石英砂，且綜合施工砂液比較高。

2 國(guó)內(nèi)陸相頁巖油改造技術(shù)現(xiàn)狀

我國(guó)陸相盆地發(fā)育多套泥頁巖層，包括東部斷陷盆地古近系、松遼盆地白堊系、鄂爾多斯盆地三疊系、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系、四川盆地侏羅系等，具有分布范圍廣、時(shí)代新、有機(jī)質(zhì)豐度高、成熟度低等特點(diǎn)，資源量豐富。研究資料表明，我國(guó)中高成熟度頁巖油（Ro大于1.0%）的資源量為（80～100）×108t[19]。目前，我國(guó)在準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等區(qū)域進(jìn)行了頁巖油勘探開發(fā)試驗(yàn)，取得了階段性進(jìn)展，因地質(zhì)條件復(fù)雜，還存在諸多技術(shù)難題，需進(jìn)一步攻關(guān)。

2.1 儲(chǔ)層基本特征

歸納總結(jié)準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地和渤海灣盆地等區(qū)域頁巖油儲(chǔ)層的特征，總體表現(xiàn)為“三低兩高”，即有機(jī)質(zhì)含量偏低、脆性低、壓力系數(shù)低、泥質(zhì)含量高和原油黏度高。但各個(gè)區(qū)域又有各自的特點(diǎn)[20-25]，它們不同程度地影響著產(chǎn)能的釋放和開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性，具體表現(xiàn)為：

1）陸相沉積，儲(chǔ)集層橫向分布變化大，連續(xù)性偏差，厚度偏小。如泌陽凹陷的核桃園組和潛江凹陷的潛江組，儲(chǔ)層有效厚度小于30.00 m。

2）巖性復(fù)雜。頁巖油儲(chǔ)層中存在泥頁巖、粉細(xì)砂巖、灰質(zhì)泥巖和泥灰?guī)r、白云質(zhì)頁巖、介殼灰?guī)r以及碳酸鹽巖等。

3）泥質(zhì)含量高，脆性低。如四川復(fù)興地區(qū)頁巖油儲(chǔ)層泥質(zhì)含量在50%以上，脆性指數(shù)在0.5 以下。

4）熱演化程度和有機(jī)質(zhì)含量偏低。成熟度（Ro）主體為0.75%～1.00%，有機(jī)質(zhì)含量2%～3%。

5）原油密度和黏度偏高。地層原油密度多大于0.83 kg/L，原油黏度多高于1.0 mPa·s。

6）地層壓力系數(shù)低，氣油比小，驅(qū)動(dòng)能量不足。壓力系數(shù)一般小于1.2，氣油比小于100 m3/m3，地層彈性能量不足，制約了油氣流長(zhǎng)期流動(dòng)效果，影響單井累計(jì)產(chǎn)量。

7）部分區(qū)塊頁巖油井生產(chǎn)過程中存在結(jié)蠟、鹽析出和凝析現(xiàn)象，會(huì)造成儲(chǔ)層傷害。

2.2 改造技術(shù)現(xiàn)狀

通過在準(zhǔn)噶爾盆地、鄂爾多斯盆地、渤海灣盆地和四川盆地的研究和試驗(yàn)，目前我國(guó)初步形成了細(xì)分切割分段壓裂技術(shù)以及配套的材料與工具，水平段長(zhǎng)度1 000.00～3 000.00 m，其壓裂理念是通過密切割壓裂形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，但各個(gè)區(qū)塊儲(chǔ)層的特征不同[26-29]，改造技術(shù)的主要特點(diǎn)有：

1）水平段相對(duì)短，壓裂段數(shù)相對(duì)少。水平段長(zhǎng)度多集中在1 000.00～2 000.00 m，壓裂段數(shù)以20～25 段為主，少數(shù)井達(dá)到30 段以上。

2）簇間距變化大。簇間距5.00～20.00 m，單段射孔3～6 簇。部分區(qū)塊水平井簇間距達(dá)到5.00～10.00 m，段內(nèi)射孔5～6 簇。

3）壓裂液組合不同。部分區(qū)塊使用滑溜水壓裂，有的區(qū)塊使用“滑溜水+凍膠”壓裂，用液強(qiáng)度約25.0 m3/m。

4）支撐劑組合和加砂強(qiáng)度不同。有些區(qū)塊的支撐劑為70/140 目石英砂+40/70 目陶粒+20/40 目陶粒，而有些區(qū)塊的支撐劑為70/140 目+40/70 目+20/40 目的石英砂。加砂強(qiáng)度普遍較高，為3.4～5.5 t/m，如長(zhǎng)慶油田隴東地區(qū)單段加砂量達(dá)到150～220 m3。

5）壓前蓄能或進(jìn)行預(yù)處理。在部分低壓區(qū)塊，壓裂前對(duì)壓裂井進(jìn)行注水蓄能，以增加地層能量，提高壓裂后的穩(wěn)產(chǎn)效果。有的區(qū)塊壓裂前注入CO2，以發(fā)揮其增能、降黏及萃取原油的作用，提高產(chǎn)量。

3 國(guó)內(nèi)外頁巖油儲(chǔ)層改造技術(shù)的差異

對(duì)比分析國(guó)內(nèi)外頁巖油儲(chǔ)層改造技術(shù)發(fā)現(xiàn)，改造理念基本相同，改造技術(shù)大同小異，均為密切割強(qiáng)加砂分段壓裂技術(shù)，僅在以下技術(shù)指標(biāo)存在差異：

1）水平段長(zhǎng)度。國(guó)外水平段長(zhǎng)，壓裂段數(shù)多。目前國(guó)外水平段長(zhǎng)2 000.00～6 000.00 m，壓裂段數(shù)50～80 段；國(guó)內(nèi)水平段長(zhǎng)1 000.00～2 000.00 m，壓裂段數(shù)20～30 段。

2）射孔簇?cái)?shù)。國(guó)外射孔簇?cái)?shù)多在5～15 簇，國(guó)內(nèi)射孔簇?cái)?shù)多在3～6 簇。

3）壓裂液。國(guó)外采用變黏一體化壓裂液，國(guó)內(nèi)采用組合壓裂液，用液強(qiáng)度略高于國(guó)外。

4）支撐劑。國(guó)外支撐劑以石英砂為主，國(guó)內(nèi)采用“石英砂+陶?！苯M合支撐劑，加砂強(qiáng)度部分區(qū)塊略高于國(guó)外。

4 技術(shù)啟示與發(fā)展建議

4.1 國(guó)內(nèi)外頁巖油儲(chǔ)層改造技術(shù)啟示

綜合分析國(guó)外海相頁巖油和國(guó)內(nèi)陸相頁巖油的儲(chǔ)層條件、改造技術(shù)特點(diǎn)，可以得到以下啟示：

1）國(guó)內(nèi)陸相頁巖油地質(zhì)條件與北美海相頁巖油不具可比性。因此，要發(fā)展適合我國(guó)陸相頁巖油儲(chǔ)層特征和流體條件的增產(chǎn)改造技術(shù)體系。

2）工程與地質(zhì)一體化。我國(guó)陸相頁巖油儲(chǔ)層條件更復(fù)雜，壓裂裂縫擴(kuò)展的復(fù)雜性遠(yuǎn)超我們的認(rèn)知程度，進(jìn)行工程與地質(zhì)一體化，需加強(qiáng)基礎(chǔ)理論研究。

3）單井累計(jì)采出量低和綜合開發(fā)成本高是制約國(guó)內(nèi)陸相頁巖油經(jīng)濟(jì)開發(fā)的主要障礙，美國(guó)頁巖油3 大盆地單井累計(jì)產(chǎn)量可達(dá)到3.0×104t 以上，而在原油價(jià)格為55 美元/桶條件下，開發(fā)鄂爾多斯盆地三疊系長(zhǎng)7 段、準(zhǔn)噶爾盆地二疊系蘆草溝組和渤海灣盆地沙河街組的頁巖油，單井累計(jì)產(chǎn)量要達(dá)到（1.4～4.2）×104t 才能達(dá)到盈虧平衡[5]，經(jīng)濟(jì)開發(fā)難度很大。欲經(jīng)濟(jì)開發(fā)陸相頁巖油，須提高初期產(chǎn)量、降低產(chǎn)量遞減率和開發(fā)成本。

4）產(chǎn)量遞減快是陸相頁巖油最典型特征之一，但遞減的機(jī)制有待分類查明。地層壓力、流體性質(zhì)等儲(chǔ)層條件，壓裂液傷害、裂縫復(fù)雜性等裂縫特性，以及鹽析出與凝析、反凝析等排采問題，均是造成產(chǎn)量遞減的因素。因此，要弄清主控因素，為采取措施提供依據(jù)。

4.2 國(guó)內(nèi)儲(chǔ)層改造技術(shù)發(fā)展建議

大規(guī)模開發(fā)陸相頁巖油是我國(guó)油氣資源戰(zhàn)略接替的重要途徑，而國(guó)內(nèi)陸相頁巖油地質(zhì)條件非常復(fù)雜，穩(wěn)產(chǎn)難度大、單井累計(jì)采出量低和綜合開發(fā)成本高等問題十分突出，大規(guī)模效益開發(fā)還面臨著諸多挑戰(zhàn)[30]，除地質(zhì)上要進(jìn)一步尋找中高成熟度頁巖油高產(chǎn)富集區(qū)帶[31]，確立“雙甜點(diǎn)”[32-33]標(biāo)準(zhǔn)外，還要進(jìn)行鉆井、壓裂與完井等方面的技術(shù)攻關(guān)，形成具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的陸相頁巖油開發(fā)技術(shù)。為此，陸相頁巖油在壓裂方面要重點(diǎn)解決裂縫縱向上的穿透性、橫向上的復(fù)雜性以及原油長(zhǎng)期流動(dòng)性等問題[34]，延長(zhǎng)穩(wěn)產(chǎn)期和提高累計(jì)產(chǎn)油量，同時(shí)大幅降低開發(fā)成本，形成壓-驅(qū)-采一體化技術(shù)體系，建議持續(xù)進(jìn)行以下技術(shù)攻關(guān)。

1）強(qiáng)化陸相頁巖油相關(guān)基礎(chǔ)理論及機(jī)理研究。國(guó)內(nèi)陸相頁巖油分布在不同盆地的不同區(qū)塊，其有機(jī)地化特征、巖性、礦物組分、黏土含量、原油流動(dòng)特性、壓力系統(tǒng)等各不相同，裂縫縱向擴(kuò)展機(jī)理、復(fù)雜裂縫形成機(jī)制及儲(chǔ)層傷害機(jī)理不清，產(chǎn)量遞減主控因素不明。因此，要分區(qū)塊研究清楚裂縫縱向擴(kuò)展機(jī)理、復(fù)雜裂縫形成機(jī)制以及控制原油長(zhǎng)期流動(dòng)性的機(jī)理等，為壓裂施工參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)、壓裂液體系選擇和排采工作制度制定提供理論依據(jù)。

2）開展工程與地質(zhì)一體化研究。要綜合利用地震、測(cè)井、錄井、隨鉆測(cè)量等資料信息，研究復(fù)雜巖性儲(chǔ)層“雙甜點(diǎn)”精細(xì)識(shí)別技術(shù)，并依據(jù)不同區(qū)塊儲(chǔ)層成藏組合結(jié)構(gòu)特征、水平井層理與頁理發(fā)育特征和儲(chǔ)層非均質(zhì)性，提前預(yù)測(cè)壓裂裂縫控制范圍，研究水平井井網(wǎng)、井距、長(zhǎng)度、穿行層位、井眼軌跡、完井方式、段簇間距等，流程化電驅(qū)動(dòng)壓裂泵拉鏈?zhǔn)綁毫咽┕ぷ鳂I(yè)，控制成本并使壓裂效果最優(yōu)。

3）進(jìn)行多巖性界面儲(chǔ)層穿層及復(fù)雜縫壓裂技術(shù)攻關(guān)。充分動(dòng)用縱向的頁巖油和充分連通橫向的孔隙是頁巖油獲得高產(chǎn)與穩(wěn)產(chǎn)的有效途徑，但因各巖性界面特性各異，穿層壓裂難度大，要研究各個(gè)巖性層和巖性界面的巖石力學(xué)特性、地應(yīng)力特性、斷裂韌性等，探尋突破各個(gè)巖性界面的技術(shù)方法，優(yōu)化壓裂規(guī)模，盡可能實(shí)現(xiàn)穿層壓裂，縱向上改造儲(chǔ)層，增大供油高度。研究不同巖性條帶復(fù)雜縫控制技術(shù)，連通儲(chǔ)層橫向上的孔隙。同時(shí)，需要攻關(guān)再造井筒重復(fù)壓裂技術(shù)，做好技術(shù)儲(chǔ)備。

4）研究多功能壓裂液與壓力敏感型智能支撐劑。對(duì)于黏土含量高、原油黏度高、壓力系數(shù)低的陸相頁巖油，壓裂液應(yīng)同時(shí)具備增能、降黏、驅(qū)油和低傷害等多種功能。因此，要研發(fā)長(zhǎng)效防膨納米驅(qū)油復(fù)合滑溜水、高攜砂CO2壓裂液體系以及變黏、酸性滑溜水等壓裂液體系，提高壓裂液與地層巖石及原油的配伍性。研制應(yīng)力敏感型智能支撐劑，使裂縫具有長(zhǎng)期高導(dǎo)流能力。

5）進(jìn)行排采技術(shù)研究。排采技術(shù)對(duì)陸相頁巖油的穩(wěn)產(chǎn)非常重要。加強(qiáng)陸相頁巖油儲(chǔ)層孔隙與裂縫中的滲流特征研究，研究CO2注入時(shí)機(jī)、方式與注入量，探索頁巖油水平井對(duì)CO2注采技術(shù)的適應(yīng)性，優(yōu)化排采工作制度，降低凝析、結(jié)蠟、鹽析出等傷害，以維持原油的長(zhǎng)期流動(dòng)性。

5 結(jié)束語

北美海相頁巖油已得到規(guī)模有效開發(fā)，形成了成熟的儲(chǔ)層改造技術(shù)。我國(guó)陸相頁巖油儲(chǔ)層與流體特征更為復(fù)雜，儲(chǔ)層改造技術(shù)取得了階段性進(jìn)展，推動(dòng)了頁巖油試驗(yàn)區(qū)和示范區(qū)的建立，但頁巖油大規(guī)模商業(yè)開發(fā)還面臨巨大挑戰(zhàn)，需要地質(zhì)與工程的共同努力，持續(xù)尋找高產(chǎn)富集區(qū)，持續(xù)開展工程與地質(zhì)一體化攻關(guān)，強(qiáng)化復(fù)雜縫形成機(jī)理及控制方法、多巖性界面穿層壓裂技術(shù)、多功能壓裂液體系、壓力敏感型支撐劑、差異化排采與CO2注采技術(shù)等研究，形成壓-驅(qū)-采一體化技術(shù)，進(jìn)一步降本增效，推動(dòng)陸相頁巖油早日實(shí)現(xiàn)規(guī)?；虡I(yè)開發(fā)。