蔣廷學(xué)，王海濤

（1.頁巖油氣富集機(jī)理與有效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，北京 102206；2.中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 102206）

頁巖油是指有效生烴泥頁巖地層內(nèi)的液態(tài)石油及非氣態(tài)烴類，熱演化程度低。據(jù)美國能源信息署（EIA）評估結(jié)果，全球頁巖油技術(shù)可采資源量為473×108t[1]。我國頁巖油資源儲量豐富，主要分布在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、松遼、渤海灣和柴達(dá)木等盆地，“十三五”期間，中國石油頁巖油探明地質(zhì)儲量7.37×108t，剩余控制及預(yù)測儲量為18.3×108t，預(yù)測頁巖油田建成后的產(chǎn)能可達(dá) 400×104t/a[2]；中國石化頁巖油地質(zhì)資源量90×108t，可采資源量10.9×108t，其中，鏡質(zhì)組反射率Ro大于0.7%（埋深小于4 500 m）的頁巖油儲量65×108t，主要分布在濟(jì)陽坳陷、復(fù)興地區(qū)和溱潼凹陷等。目前，中國石油已探明1 個(gè)10 億噸級和1 個(gè)億噸級頁巖油田[3]，建成了年產(chǎn)144×104t的長慶隴東頁巖油田，準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷及大港油田滄東凹陷等也展示了良好的建產(chǎn)潛力[4-6]。中國石化在濟(jì)陽坳陷、川東復(fù)興地區(qū)侏羅系、江漢盆地古近系、蘇北探區(qū)的溱潼凹陷、泌陽凹陷等進(jìn)行了頁巖油勘探評價(jià)，并在部分地區(qū)實(shí)現(xiàn)了頁巖油勘探重大突破[7-9]。

隨著頁巖油資源勘探開發(fā)規(guī)?；⑸虡I(yè)化的不斷擴(kuò)大，頁巖油水力壓裂開發(fā)技術(shù)不斷成熟。北美在不斷探索與實(shí)踐中逐漸形成了“長水平段多段多簇密切割+大液量+高砂量”的體積壓裂技術(shù)，水平段長度約2 700 m，壓裂級數(shù)由18 級增加到38 級，單井支撐劑用量由1 200 t 增加到3 400 t，壓裂液排量13～16 m3/min，90%以上的頁巖油水平井采用滑溜水壓裂，支撐劑普遍采用石英砂[10]。目前，國外頁巖油水平井分段壓裂已不再刻意追求增加縫長，而是最大化地實(shí)現(xiàn)近井地帶全方位改造。國內(nèi)在頁巖氣儲層改造技術(shù)的基礎(chǔ)上，開展了頁巖油儲層可壓性評價(jià)、裂縫起裂與擴(kuò)展規(guī)律、滲吸與壓裂液返排機(jī)理、高導(dǎo)流通道壓裂、CO2干法壓裂和密切割強(qiáng)加砂壓裂等技術(shù)研究與現(xiàn)場試驗(yàn)，并取得了一定的研究成果，但也存在一些技術(shù)瓶頸，亟待攻關(guān)解決。為此，筆者系統(tǒng)梳理了中國石化頁巖油水平井分段壓裂技術(shù)現(xiàn)狀，詳細(xì)剖析了面臨的技術(shù)需求和挑戰(zhàn)，并針對中高成熟度頁巖油和中低成熟度頁巖油，分別提出了頁巖油壓裂技術(shù)及原位改質(zhì)技術(shù)的發(fā)展建議，以期實(shí)現(xiàn)我國陸相頁巖油的有效開發(fā)，并推動頁巖油開發(fā)進(jìn)入更快的高質(zhì)量發(fā)展階段。

1 頁巖油開發(fā)概況與壓裂技術(shù)現(xiàn)狀

中國石化頁巖油勘探始于2010 年，經(jīng)歷了頁巖油戰(zhàn)略選區(qū)及先導(dǎo)試驗(yàn)、重點(diǎn)地區(qū)攻關(guān)與突破2 個(gè)階段。

1）頁巖油戰(zhàn)略選區(qū)及先導(dǎo)試驗(yàn)階段（2010—2017 年）。2010 年，中國石化鉆探了第一口陸相頁巖油井——AS1 井，并對其古近系核桃園組核三段頁巖進(jìn)行了大規(guī)模水力壓裂，施工排量10 m3/min，累計(jì)注入滑溜水壓裂液2 280 m3；采用段塞式加砂，累計(jì)加入40/70 目低密度陶粒65 m3、100 目粉陶10 m3，試油最高產(chǎn)油量 4.68 m3/d。隨后，在泌陽凹陷和濟(jì)陽坳陷部署了一批頁巖油專探井，均發(fā)現(xiàn)了頁巖油流，并分別評價(jià)了古近系核桃園組核三段、沙四上—沙三下亞段頁巖的儲集性能、含油氣性、可壓性及產(chǎn)能。2012 年，在四川盆地部署了YYHF-1井，目的層為侏羅系千佛崖組二段頁巖油層。該井水平段長1 050 m，分10 段壓裂，單段2 簇，采用“滑溜水+線性膠+凍膠”混合壓裂液、“100 目粉陶+40/70 目低密度陶粒+30/50 目高強(qiáng)度陶?！苯M合支撐劑及段塞式加砂模式，累計(jì)注入壓裂液12 628 m3，陶粒697.86 m3，壓后試油頁巖油產(chǎn)量 14 t/d、頁巖氣產(chǎn)量 0.72×104m3/d，累計(jì)產(chǎn)油2 943 t、產(chǎn)氣 305.32×104m3。前期頁巖油勘探開發(fā)實(shí)踐表明，中國石化探區(qū)具有較好的陸相頁巖油富集條件、較大的資源潛力和良好的勘探開發(fā)前景，但由于工程技術(shù)的適應(yīng)性較差，普遍存在“壓不開、撐不住、返排低、穩(wěn)產(chǎn)難”的問題。2014—2017 年，中國石化重點(diǎn)圍繞陸相頁巖油甜點(diǎn)預(yù)測、可流動性和儲層可壓性進(jìn)行了技術(shù)攻關(guān)，并針對不同油區(qū)、不同頁巖油儲層特點(diǎn)，進(jìn)行了多尺度復(fù)雜縫網(wǎng)壓裂、高導(dǎo)流通道壓裂和二氧化碳干法壓裂等先導(dǎo)試驗(yàn)，并取得了一定的成果，為陸相頁巖油的有效開發(fā)奠定了基礎(chǔ)。

2）頁巖油重點(diǎn)地區(qū)攻關(guān)與突破階段（2018 年至今）。在該階段，中國石化在江漢油田部署了BY1HF 井和BY2 井，對潛江鹽間頁巖油進(jìn)行了勘探開發(fā)試驗(yàn)，應(yīng)用了CO2+酸性壓裂液及水基復(fù)合壓裂液，壓后初期產(chǎn)量為4.5 t/d；在復(fù)興地區(qū)部署了FY10HF 井和TY1HF 井，勘探評價(jià)凝析型頁巖油氣，應(yīng)用了密切割+投球暫堵（限流）+多尺度裂縫強(qiáng)加砂+穿層擴(kuò)體壓裂工藝，壓后產(chǎn)油量分別為17.6 和9.8 m3/d，產(chǎn)氣量分別為5.58×104和7.50×104m3/d；在濟(jì)陽坳陷部署了YYP1 井和FYP1 井，勘探評價(jià)中等成熟度紋層型鈣質(zhì)頁巖油，壓后產(chǎn)量分別為93 和117 t/d；在蘇北溱潼凹陷部署了SD1 井，對深層頁巖油進(jìn)行勘探評價(jià)，壓后最高產(chǎn)量51 t/d。該階段，中國石化在濟(jì)陽坳陷沙河街組、四川盆地侏羅系、溱潼凹陷阜二段取得頁巖油勘探突破，證實(shí)了陸相中高成熟度頁巖油采用密切割強(qiáng)加砂分段壓裂技術(shù)的可行性。

目前，中國石化初步形成了以“超密切割布縫、暫堵轉(zhuǎn)向、高強(qiáng)度加砂、儲層保護(hù)”為主體的頁巖油水平井分段壓裂技術(shù)。主體壓裂液以變黏滑溜水體系為主，輔以少量膠液體系，并根據(jù)地層特點(diǎn)注入功能性液體，如前置二氧化碳、膠凝酸等，以提高壓裂改造效果；部分頁巖油水平井采用納米壓裂液體系，應(yīng)用壓后悶井工藝，通過改變儲層潤濕性來降低界面張力，從而提高滲吸置換效果，達(dá)到提高采收率的目的[11]；以混合粒徑支撐劑為主，重視多級裂縫導(dǎo)流能力，提高小粒徑支撐劑比例，逐步采用石英砂代替陶粒，以降低壓裂成本。

我國不同頁巖油區(qū)塊的儲層特性差異較大，水平井分段壓裂設(shè)計(jì)具有差異化、區(qū)塊化等特點(diǎn)，技術(shù)水平與國外相比尚有差距，主要壓裂參數(shù)對比情況見表1[12-23]。

表1 國內(nèi)外頁巖油水平井分段壓裂參數(shù)對比Table 1 Comparison between staged fracturing parameters of shale oil horizontal wells at home and abroad

2 頁巖油水平井分段壓裂面臨的挑戰(zhàn)與技術(shù)需求

我國陸相頁巖油在盆地規(guī)模、構(gòu)造環(huán)境及沉積條件等方面都與北美海相頁巖油存在巨大差異（見表2）。北美海相頁巖油層厚度較大，連續(xù)性較好，處于輕質(zhì)油—凝析油窗口，氣油比較高，地層能量較充足，采用水平井、壓裂、工廠化作業(yè)的開發(fā)模式，單井可獲得較高初產(chǎn)和累計(jì)產(chǎn)量，可以快速規(guī)模建產(chǎn)，開發(fā)效益比較好。我國陸相頁巖油儲層橫向分布變化大，甜點(diǎn)區(qū)（段）評價(jià)和選擇難度較大，且熱演化程度偏低、厚度偏小、原油含蠟量偏高、地層能量較低、單井產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量相對較低，效益開發(fā)難度較大，未來發(fā)展規(guī)模尚有較大不確定性[24]。

表2 國內(nèi)外頁巖油區(qū)塊地質(zhì)特征對比Table 2 Comparison between geological characteristics of shale oil blocks at home and abroad

我國陸相頁巖油與北美海相頁巖油地層特性的差異巨大，決定了我們無法復(fù)制美國頁巖油開發(fā)技術(shù)。目前，中國石化頁巖油水平井分段壓裂主要面臨4 個(gè)方面的挑戰(zhàn)：1）陸相頁巖油儲層非均質(zhì)性強(qiáng)，各區(qū)塊物性特征差異大，水平井分段壓裂技術(shù)不具有通用性；2）陸相頁巖油水平井分段壓裂效果較差[25]；3）壓裂投資大、油井產(chǎn)量差異大，壓裂設(shè)計(jì)時(shí)需要綜合考慮壓裂成本與預(yù)計(jì)效益之間的關(guān)系；4）井場布局受地理位置及地形影響，壓裂規(guī)模易受到井場平臺、開發(fā)模式、水源供應(yīng)和運(yùn)輸成本等限制，導(dǎo)致新技術(shù)及新工藝現(xiàn)場應(yīng)用難度大[26]。

針對上述挑戰(zhàn)，中國石化應(yīng)積極推動技術(shù)攻關(guān)，加大頁巖油勘探開發(fā)力度，集中力量進(jìn)行核心區(qū)域優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)區(qū)的開發(fā)：1）針對“井工廠”作業(yè)難度大的問題，進(jìn)一步開展地質(zhì)工程一體化設(shè)計(jì)、集約化井工廠作業(yè)模式研究；2）開展差異化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)攻關(guān)，提高單井產(chǎn)量，降低投資風(fēng)險(xiǎn)及開發(fā)成本；3）研究壓后效果綜合監(jiān)測評價(jià)技術(shù)，建立學(xué)習(xí)曲線，通過經(jīng)驗(yàn)積累、調(diào)整及優(yōu)化等措施，降低壓裂綜合成本。

3 頁巖油水平井分段壓裂技術(shù)發(fā)展建議

頁巖油屬于非常規(guī)低品位資源，中高成熟度（1.0%＜Ro＜1.6%）和中低成熟度（0.5%＜Ro＜1.0%）頁巖油均有較大的資源潛力。目前，中國石化在中高成熟度頁巖油富集區(qū)取得了突破，但由于平衡油價(jià)為65～90 美元/桶，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)難度大，亟需開展低成本高效鉆井完井和儲層改造技術(shù)攻關(guān)；中低成熟度頁巖油采用水平井和分段壓裂技術(shù)開發(fā)難以獲得經(jīng)濟(jì)產(chǎn)量，必須采用地下原位改質(zhì)技術(shù)開發(fā)，目前中國石化僅開展了部分前瞻性研究。因此，需要針對不同成熟度頁巖油儲層的特征，開展中高成熟度頁巖油壓裂技術(shù)和中低程度頁巖油改質(zhì)技術(shù)攻關(guān)研究，以實(shí)現(xiàn)頁巖油經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)。

3.1 中高成熟度頁巖油壓裂技術(shù)

1）少水壓裂技術(shù)。陸相頁巖油儲層的黏土含量相對較高，以消耗大量水資源為特點(diǎn)的大型壓裂在一定程度上可能會造成儲層水敏膨脹傷害，在相當(dāng)程度上抵消了水化滲吸帶來的正面效應(yīng)，還會面臨返排液處理帶來的環(huán)保壓力及壓裂成本較高的問題。因此，在確保泄油改造體積的前提下，需最大限度地降低壓裂作業(yè)的用水量，因而少水壓裂技術(shù)將成為主要發(fā)展方向之一。值得注意的是，少水壓裂是個(gè)廣義的概念[27]，既包括二氧化碳干法壓裂及液化石油氣（LPG）壓裂等無水壓裂技術(shù)，也包括二氧化碳泡沫和氮?dú)馀菽扰菽瓑毫鸭夹g(shù)。與傳統(tǒng)壓裂技術(shù)相比，以微泡沫壓裂液為核心的少水壓裂技術(shù)充分利用了水基壓裂液和無水/少水壓裂液的優(yōu)勢，可以克服常規(guī)泡沫壓裂液的摩阻高和穩(wěn)定性差等缺點(diǎn)，同時(shí)可滿足降濾失、增能、強(qiáng)加砂和大排量等壓裂作業(yè)要求。在不同的泵注方式及工藝參數(shù)條件下，少水壓裂技術(shù)的造縫效果、支撐效果、水化作用效果、返排及壓后產(chǎn)量等都有很大不同。因此，現(xiàn)場應(yīng)用時(shí)需要結(jié)合目標(biāo)井儲層特點(diǎn)進(jìn)行詳細(xì)的室內(nèi)試驗(yàn)及模擬優(yōu)化，以確定最優(yōu)的壓裂作業(yè)方案。為實(shí)現(xiàn)頁巖油少水壓裂，建議開展以下技術(shù)研究：1）開展頁巖油壓裂儲層保護(hù)機(jī)制研究，明確頁巖油儲層傷害的主控因素及儲層流體高效流動機(jī)制；2）開展頁巖油少水壓裂縫網(wǎng)高效構(gòu)建技術(shù)研究，明確頁巖油儲層形成復(fù)雜縫網(wǎng)的機(jī)理，并確定最優(yōu)壓裂工藝參數(shù)；3）開展頁巖油少水體積壓裂技術(shù)研究，形成能顯著增大改造體積、提高改造效果的技術(shù)體系，包括配套壓裂設(shè)計(jì)方法、低傷害驅(qū)油一體化壓裂液、高效暫堵及支撐劑等。

2）雙縫高導(dǎo)流壓裂技術(shù)。該技術(shù)就是將適用于主裂縫的高通道壓裂技術(shù)，通過深化研究拓展應(yīng)用到轉(zhuǎn)向支裂縫中，實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向支裂縫的密切割和大范圍延伸，將常規(guī)的多段多簇壓裂模式轉(zhuǎn)變?yōu)樯俣紊俅?，進(jìn)一步促進(jìn)裂縫縫高上的延伸和提高縫網(wǎng)的導(dǎo)流能力。該技術(shù)能夠較好地解決“密切割+強(qiáng)加砂+暫堵轉(zhuǎn)向”的頁巖油水平井壓裂技術(shù)存在的降本增效和穩(wěn)產(chǎn)困難、常規(guī)暫堵壓裂技術(shù)存在的壓力窗口窄等問題，對多巖性疊合的陸相頁巖油壓裂更具優(yōu)勢，且可最大限度地強(qiáng)化轉(zhuǎn)向支裂縫的加砂強(qiáng)度及加砂量，大幅度降低壓后產(chǎn)量的遞減幅度。針對雙縫高導(dǎo)流壓裂工藝需求，需在研究暫堵條件下多簇多尺度裂縫擴(kuò)展機(jī)制的基礎(chǔ)上，優(yōu)化多級暫堵工藝關(guān)鍵參數(shù)，研發(fā)低密度暫堵球、等密度速溶型暫堵劑，最終實(shí)現(xiàn)主裂縫、支裂縫的有效打開及充填，從而提高裂縫網(wǎng)絡(luò)的復(fù)雜性及導(dǎo)流能力。

3）頁巖油注采大系統(tǒng)提高采收率整體協(xié)調(diào)性優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)。頁巖油注采大系統(tǒng)包括注水（氣）站—注水（氣）井口—注水（氣）井筒—注水（氣）井裂縫—基質(zhì)—采油井裂縫—采油井筒—采油井口—集輸站等9 個(gè)環(huán)節(jié)，其整體協(xié)調(diào)性就是在注采平衡的前提下，按照節(jié)點(diǎn)協(xié)調(diào)性原理，以最小的注采壓差生產(chǎn)出最多的頁巖油。同時(shí)，注采井間的采收率也最大。為此，要求注采系統(tǒng)各個(gè)節(jié)點(diǎn)連接處的壓力與流量都應(yīng)對應(yīng)相等。值得指出的是，在不同開發(fā)生產(chǎn)階段，裂縫導(dǎo)流能力隨時(shí)間逐漸降低，儲層壓力和頁巖油井的產(chǎn)能也逐漸降低。換言之，各節(jié)點(diǎn)間的協(xié)調(diào)壓力與流量是實(shí)時(shí)變化的，需要適時(shí)地進(jìn)行動態(tài)優(yōu)化與注采參數(shù)的調(diào)整。因此，需研究高效率、多相多組分、流固耦合、地質(zhì)工程一體化的提高頁巖油采收率整體協(xié)調(diào)性優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)：開展水平井注氣驅(qū)或吞吐注氣的適應(yīng)性研究；加強(qiáng)頁巖油多尺度通道中多相多組分滲流機(jī)理研究，明確其主控因素；攻關(guān)多相多組分流固耦合地質(zhì)工程一體化油藏?cái)?shù)值模擬方法及軟件，實(shí)現(xiàn)基質(zhì)—基質(zhì)、基質(zhì)—裂縫、裂縫—裂縫、裂縫—井筒等不同滲流通道尺度的流動模擬。

4）“井工廠”延時(shí)壓裂技術(shù)。進(jìn)行“井工廠”多井同步壓裂、拉鏈?zhǔn)綁毫鸦蛲嚼準(zhǔn)綁毫褧r(shí)，為了避免出現(xiàn)多井多縫間的應(yīng)力干擾效應(yīng)造成的多簇裂縫起裂不均衡現(xiàn)象，需要研究應(yīng)用“井工廠”延時(shí)壓裂技術(shù)?！把訒r(shí)壓裂”是指改變不同井排壓裂井的壓裂順序（如圖1 所示，壓裂順序?yàn)锽1—D1—A1—C1—B2—D2—A2—C2……），可以實(shí)現(xiàn)“井工廠”壓裂作業(yè)的無縫銜接，大大提高壓裂時(shí)效，最大限度地利用誘導(dǎo)應(yīng)力的積極作用，規(guī)避其不利影響。因此，確定各井的壓裂順序是提高“井工廠”延時(shí)壓裂效果的核心問題。通過建立“井工廠”多井多縫誘導(dǎo)應(yīng)力場模型，模擬壓裂次序、井?dāng)?shù)、壓裂級數(shù)、壓裂規(guī)模和延時(shí)時(shí)間等參數(shù)對“井工廠”改造體積和裂縫復(fù)雜性的影響，形成不同頁巖油區(qū)塊的“井工廠”延時(shí)壓裂技術(shù)系列。

圖1 “井工廠”延時(shí)壓裂示意Fig.1 Time-delayed fracturing with “multi-well pad”

5）多簇裂縫起裂延伸與加砂的均衡性控制技術(shù)。水平井分段多簇壓裂時(shí)，裂縫的均衡起裂與延伸至關(guān)重要。其中，均衡起裂是基礎(chǔ)，如果不能均衡起裂，必然不會均衡延伸。但即使各簇裂縫均衡起裂了，裂縫能否均衡延伸仍存在諸多的制約因素，如儲層基質(zhì)應(yīng)力的非均質(zhì)性、簇間暫堵球封堵的隨機(jī)性（不需要封堵的簇裂縫可能反而被封堵住）、支撐劑的流動跟隨性（支撐劑更傾向于在靠近趾部簇裂縫縫口處堆積）、部分簇裂縫的早期砂堵效應(yīng)等。為此，需要開展酸預(yù)處理過程中逐級提高排量工藝（可形成均勻布酸）、變參數(shù)射孔技術(shù)、限流和極限限流射孔技術(shù)、簇間低密度暫堵球轉(zhuǎn)向技術(shù)、低密度支撐劑充填技術(shù)、早期段塞式超前加砂技術(shù)及剪切增稠壓裂液體系等攻關(guān)研究。此外，即使實(shí)現(xiàn)了裂縫的均衡延伸，多簇裂縫均衡加砂也存在很大難度。支撐劑輸砂試驗(yàn)結(jié)果（各簇裂縫設(shè)置為等縫長和等角度）及數(shù)值模擬結(jié)果表明，各簇裂縫間的支撐劑體積可能相差1 倍以上[28]。究其原因，主要是水平井筒內(nèi)存在一定的壓力梯度，尤其是多簇壓裂時(shí)的排量相對較高，加砂中后期的壓裂液黏度也逐漸增大，使水平井筒內(nèi)的壓力梯度更大，最終導(dǎo)致各簇裂縫內(nèi)排量分配的不均衡性加劇，從而造成支撐劑分布的不均衡性。為此，需結(jié)合顆粒動力學(xué)、斷裂力學(xué)，建立考慮縫間干擾、支撐劑跟隨性影響的多簇裂縫擴(kuò)展模型，優(yōu)化可促進(jìn)多簇均衡進(jìn)液和均勻充填的壓裂工藝參數(shù)，優(yōu)化支撐劑、壓裂液等的性能參數(shù)?；诖?，研究應(yīng)用高比例的低密度支撐劑及小粒徑支撐劑、常規(guī)密度的自懸浮支撐劑、縫內(nèi)暫堵劑、連續(xù)加砂或激進(jìn)式加砂技術(shù)等，從而提高多簇裂縫起裂延伸及加砂的有效性、均勻性，實(shí)現(xiàn)全水平段的高效改造。

6）復(fù)雜縫網(wǎng)修復(fù)技術(shù)。頁巖油水平井壓裂后即使形成了復(fù)雜縫網(wǎng)，但由于支撐劑濃度低、數(shù)量少、承受的有效閉合應(yīng)力高等原因，轉(zhuǎn)向支裂縫導(dǎo)流能力會快速降低并失效，且失效速度遠(yuǎn)高于主裂縫，導(dǎo)致復(fù)雜縫網(wǎng)部分失效。隨著生產(chǎn)進(jìn)行，在儲層內(nèi)各種巖石微細(xì)顆粒運(yùn)移和破碎支撐劑顆粒運(yùn)移的共同作用下，加上壓裂液殘?jiān)c有效閉合應(yīng)力降低導(dǎo)致的支撐劑二次運(yùn)移等效應(yīng)，主裂縫導(dǎo)流能力也會逐漸降低直至完全失效，則復(fù)雜縫網(wǎng)會完全失效。此時(shí)，復(fù)雜縫網(wǎng)中大部分支撐劑仍然存在，即使部分支撐劑被壓碎了，但殘留的較大體積的支撐劑碎塊仍具有一定的導(dǎo)流能力。因此，為了最大限度地利用裂縫中殘留的支撐劑，并在一定程度上降低壓裂成本，需要攻關(guān)復(fù)雜縫網(wǎng)修復(fù)技術(shù)，研究溶解儲層巖石微粒而不溶解支撐劑的特殊反應(yīng)型修復(fù)流體及泵注修復(fù)工藝。特殊反應(yīng)型修復(fù)流體通過溶解堵塞在主裂縫及轉(zhuǎn)向支裂縫縫口的儲層巖石微細(xì)顆粒，可在很大程度上恢復(fù)支撐劑的導(dǎo)流能力；配套泵注修復(fù)工藝則主要立足于縫網(wǎng)重新張開、破碎支撐劑輸送及鋪置充填等工藝研究。

7）儲層動態(tài)描述、裂縫監(jiān)測可視化及實(shí)時(shí)解釋技術(shù)。該技術(shù)是實(shí)現(xiàn)地質(zhì)-工程一體化的前提。目前，地質(zhì)-工程一體化研究與應(yīng)用還僅僅停留在壓裂前與壓裂后，缺乏描述壓裂施工過程中儲層動態(tài)的有效手段，更缺乏每簇裂縫監(jiān)測的可視化尤其是實(shí)時(shí)解釋方面的技術(shù)和方法。因此，在壓裂過程中難以科學(xué)地實(shí)時(shí)調(diào)整施工參數(shù)。目前，利用壓裂施工曲線及數(shù)據(jù)可以實(shí)時(shí)定量反演分析儲層巖石的脆性、滲透率、巖石力學(xué)參數(shù)、三向應(yīng)力及天然裂縫發(fā)育程度等[22]，但還沒有集成為相應(yīng)的軟件系統(tǒng)。在裂縫監(jiān)測方面，目前的研究熱點(diǎn)是陣列式光纖及光柵等，通過DTS（分布式溫度測量）、DAS（分布式聲波測量）或DPS（分布式壓力測量）等可實(shí)時(shí)分析解釋進(jìn)入每簇裂縫的壓裂液量。建議開展多維裂縫監(jiān)測及儲層動態(tài)識別技術(shù)研究，一是整合現(xiàn)有的裂縫監(jiān)測及識別技術(shù)體系，形成裂縫解釋方法和配套軟件，達(dá)到提高儲層動態(tài)識別準(zhǔn)確度、裂縫監(jiān)測精度和可信度的目的；二是開展高分辨率井下裂縫成像技術(shù)攻關(guān)，進(jìn)一步提高裂縫監(jiān)測精度；三是開展壓裂裂縫精細(xì)測繪與智能實(shí)時(shí)診斷技術(shù)攻關(guān)，不但能夠?qū)崿F(xiàn)壓裂裂縫的精準(zhǔn)識別，而且能夠測繪裂縫的尺度，并結(jié)合施工參數(shù)對裂縫擴(kuò)展情況進(jìn)行智能實(shí)時(shí)診斷，達(dá)到實(shí)時(shí)優(yōu)化壓裂工藝的目的，最終實(shí)現(xiàn)壓后評估與壓裂工藝調(diào)整實(shí)時(shí)一體化的效果。

8）頁巖油“井工廠”多井協(xié)同壓裂及協(xié)同排采技術(shù)。多井協(xié)同壓裂指的是兩口以上的井進(jìn)行同步壓裂或拉鏈?zhǔn)綁毫鸦蛲嚼準(zhǔn)綁毫?，協(xié)同排采指的是兩口以上的井同步進(jìn)行排采，體現(xiàn)了注采大系統(tǒng)的整體協(xié)同性。與單井壓裂模式相比，多井協(xié)同壓裂可以將各種工序無縫銜接，從而最大限度地提高壓裂施工的時(shí)效性。同時(shí)，多井多縫間的誘導(dǎo)應(yīng)力干擾效應(yīng)，還會大幅度提高裂縫的復(fù)雜性及整體泄油體積。各井及各段間的壓裂順序優(yōu)選對于協(xié)同壓裂至關(guān)重要，既能最大限度地提高泄油體積，又可最大限度地降低誘導(dǎo)應(yīng)力對各簇裂縫非均衡起裂與延伸的負(fù)面影響。需要指出的是，多井協(xié)同壓裂的頁巖油井可以是單個(gè)“井工廠”范圍內(nèi)的所有井（如4～6 口），也可以是多個(gè)“井工廠”范圍內(nèi)的所有井，最終達(dá)到類似集群式壓裂的效果。當(dāng)然，需要精細(xì)分析研究井場的面積與壓裂車組間的匹配關(guān)系。同樣地，與單井排采模式相比，多井協(xié)同排采有利于在整個(gè)頁巖油富集區(qū)域產(chǎn)生均勻的壓降漏斗，避免井間和縫間的流動干擾疊加效應(yīng)甚至倒灌現(xiàn)象，也有利于最大限度地提高整個(gè)區(qū)域的采出程度、后續(xù)的注水（氣）波及系數(shù)及最終的采收率。要充分發(fā)揮“井工廠”多井協(xié)同壓裂提高井組改造效果的技術(shù)優(yōu)勢，重點(diǎn)是壓裂參數(shù)優(yōu)化，需要建立兼顧應(yīng)力場、滲流場和溫度場的多場耦合模型，深入研究頁巖油儲層多井多縫之間的誘導(dǎo)應(yīng)力和干擾作用，探索儲層壓裂后油、水相的流動機(jī)理，建立考慮基質(zhì)-裂縫-井底-井口系統(tǒng)性流動的頁巖油“井工廠”多井協(xié)同壓裂及協(xié)同排采工藝流程、制度及規(guī)范。

9）智能化精準(zhǔn)壓裂技術(shù)。目前，頁巖油水平井大多采用適用于頁巖氣水平井的“密切割+強(qiáng)加砂+暫堵轉(zhuǎn)向”壓裂技術(shù)，壓裂的段簇?cái)?shù)越來越多，壓裂液及支撐劑的用量也越來越大，導(dǎo)致壓裂成本越來越高，但頁巖油水平井的產(chǎn)量并沒有隨著壓裂成本增加而大幅提高，也就是說，高投入并沒有產(chǎn)生高收益。另外，水相的大量侵入是否會造成高黏土含量的頁巖油儲層傷害也沒有明確的結(jié)論。因此，目前的高投入壓裂模式無法滿足頁巖油經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)的要求，需進(jìn)行智能化精準(zhǔn)壓裂技術(shù)攻關(guān)研究。一是建立頁巖油甜點(diǎn)、甜度及可壓度的實(shí)時(shí)評價(jià)模型及可視化系統(tǒng)，并結(jié)合裂縫的三維擴(kuò)展規(guī)律，以最大限度地溝通工程地質(zhì)甜點(diǎn)為目標(biāo)進(jìn)行井眼軌道設(shè)計(jì)。二是裂縫起裂位置及擴(kuò)展方向要沿著頁巖油滲流的方位實(shí)現(xiàn)智能精準(zhǔn)延伸。裂縫起裂位置可基于甜點(diǎn)、甜度及可壓度沿水平井筒的分布剖面進(jìn)行精確控制，而裂縫智能延伸的難度極大，尤其是遠(yuǎn)離井筒位置的頁巖油富集區(qū)域的分布規(guī)律可能具有較大的隨機(jī)性。因此，需要研制壓力響應(yīng)型、離子響應(yīng)型及剪切速率響應(yīng)型等智能響應(yīng)型壓裂液。壓力響應(yīng)型壓裂液對地層應(yīng)力具有較強(qiáng)的敏感性，當(dāng)裂縫延伸至高應(yīng)力區(qū)（一般是頁巖油不發(fā)育區(qū)）時(shí)，壓裂液黏度會迅速升高而起到類似縫端暫堵的作用，迫使裂縫向低應(yīng)力區(qū)延伸；離子響應(yīng)型壓裂液對礦物或離子具有較強(qiáng)的敏感性，當(dāng)遇到黃鐵礦或其他與頁巖油富集相關(guān)的礦物或離子時(shí)，壓裂液黏度會迅速降低，裂縫會大范圍溝通附近的頁巖油富集區(qū)，增大壓裂改造體積；剪切速率響應(yīng)型壓裂液對剪切速率具有較強(qiáng)的敏感性，當(dāng)遇到高應(yīng)力區(qū)時(shí)，因裂縫寬度變窄導(dǎo)致剪切速率增大，使壓裂液黏度隨之升高，從而迫使裂縫向低壓區(qū)轉(zhuǎn)向延伸。如果智能響應(yīng)型壓裂液能夠研制成功，可大幅降低低效或無效裂縫的延伸比例，從而實(shí)現(xiàn)真正的智能化精準(zhǔn)壓裂和降本增效的目標(biāo)。需要指出的是，每簇裂縫起裂與延伸的實(shí)時(shí)可視化系統(tǒng)的研制則是實(shí)現(xiàn)智能化精準(zhǔn)壓裂的前提條件。

3.2 中低成熟度頁巖油原位改質(zhì)技術(shù)

我國中低成熟度頁巖油儲量約是中高成熟度頁巖油儲量的2 倍，但采用水平井和水力壓裂技術(shù)難以實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)，需要研究應(yīng)用頁巖油地下原位改質(zhì)技術(shù)，提高原油在儲層中的流動能力，實(shí)現(xiàn)油井產(chǎn)量的大幅提高。目前，殼牌公司的ICP 原位轉(zhuǎn)化技術(shù)最為成熟，已進(jìn)行了大規(guī)模的現(xiàn)場應(yīng)用，包括與中國石油聯(lián)合開展了現(xiàn)場試驗(yàn)，并取得了一定效果，但經(jīng)濟(jì)性較差。我國中低成熟度頁巖油開發(fā)技術(shù)基本處于理論研究及室內(nèi)試驗(yàn)階段，尚未形成地質(zhì)、油藏、完井、開發(fā)等方面的成型理論與技術(shù)體系。依據(jù)目前中低成熟度頁巖油開發(fā)狀況及認(rèn)識，國內(nèi)中低成熟度頁巖油要實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)需要滿足以下條件：一是儲層要具有有機(jī)質(zhì)豐度高、產(chǎn)液態(tài)烴能力強(qiáng)的特點(diǎn)，要求TOC 均值大于6%，且越大越好，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主；二是頁巖油地下原位改質(zhì)技術(shù)要有效，加熱溫度要足夠高（350 ℃以上）；三是儲層的滲透率要高，便于固態(tài)有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化為可流動烴后在儲層中的滲流，如果儲層過于致密，滲流阻力大，則需要采取壓裂改造等技術(shù)措施，以提高儲層的滲透率；四是頁巖油開發(fā)工藝要滿足環(huán)境友好、經(jīng)濟(jì)有效等要求。

綜合分析中低成熟度頁巖油地質(zhì)特征及各種原位改質(zhì)技術(shù)特點(diǎn)，我國中低成熟度頁巖油采用“改質(zhì)+改造（壓裂）”開發(fā)技術(shù)應(yīng)具有較高的可行性。建議以改造（壓裂）與二氧化碳/催化裂化劑組合吞吐原位開采技術(shù)為主，并與雙縫高導(dǎo)流壓裂技術(shù)結(jié)合?？紤]將支撐劑導(dǎo)電與井筒電加熱復(fù)合，可對低成熟度頁巖油從裂縫波及范圍到井筒范圍實(shí)現(xiàn)大面積加熱降黏，因此，必要時(shí)可將原位開采技術(shù)與井筒電加熱或?qū)щ娭蝿┙Y(jié)合，以進(jìn)一步提高油井產(chǎn)量。值得注意的是，應(yīng)使復(fù)合加熱波及范圍與二氧化碳/催化裂化劑波及區(qū)域盡可能重疊，以實(shí)現(xiàn)協(xié)同增效效應(yīng)最大化。由于復(fù)合加熱區(qū)域和二氧化碳/催化裂化劑波及區(qū)域的動態(tài)變化，難以保證這兩個(gè)區(qū)域持續(xù)同步，因此后續(xù)需要進(jìn)行“復(fù)合加熱與二氧化碳/催化裂化劑”多輪次的吞吐及復(fù)合加熱循環(huán)，直至波及整個(gè)頁巖油富集區(qū)域。

4 結(jié)論與建議

1）北美海相頁巖油與我國陸相頁巖油地層的特性存在差異巨大，其頁巖油開發(fā)技術(shù)無法直接復(fù)制，需要針對不同成熟度頁巖油儲層的特征，開展中高成熟度頁巖油壓裂技術(shù)和中低程度頁巖油改質(zhì)技術(shù)攻關(guān)研究，形成陸相頁巖油開發(fā)技術(shù)體系，實(shí)現(xiàn)頁巖油經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)。

2）針對中國石化頁巖油主力區(qū)塊的工程技術(shù)難題，需開展相應(yīng)的基礎(chǔ)性研究和工程技術(shù)攻關(guān)，并加大現(xiàn)場試驗(yàn)力度，集合整個(gè)集團(tuán)公司的力量，盡快實(shí)現(xiàn)頁巖油開發(fā)的單點(diǎn)突破，由此逐漸實(shí)現(xiàn)面上的突破，形成規(guī)模效益開發(fā)。

3）中高成熟度頁巖油應(yīng)作為目前研究重點(diǎn)，且早期應(yīng)以單井的增產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)為主、降本為輔，盡快探索形成頁巖油主體壓裂技術(shù)，拓展應(yīng)用到“井工廠”大平臺，并盡可能地增加平臺的井?dāng)?shù)。同時(shí)，要注重注采大系統(tǒng)提高采收率的協(xié)同技術(shù)攻關(guān)與集成，包括二氧化碳大型體積壓裂與二氧化碳驅(qū)等碳儲存和綜合利用技術(shù)，并積極探索降本的思路與途徑，以實(shí)現(xiàn)頁巖油的經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。

4）低成熟度頁巖油目前應(yīng)聚焦基礎(chǔ)和前瞻性研究及相關(guān)的實(shí)驗(yàn)室建設(shè)工作，需注重跨學(xué)科技術(shù)交流和融合，并擇機(jī)開展單井的先導(dǎo)性試驗(yàn)工作。

致謝：在文章相關(guān)資料收集和數(shù)據(jù)整理過程中，中國石化石油工程技術(shù)研究院孫海成、卞曉冰、沈子齊、許國慶、左羅、仲冠宇、張世昆、李雙明等同志提供了大量幫助，在此一并表示感謝。