頁巖油儲層改造和高效開發(fā)技術(shù)

管保山 劉玉婷 梁利 劉倩

1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.中國科學(xué)院大學(xué)；3.中國科學(xué)院滲流流體力學(xué)研究所

20世紀(jì)70年代，水平鉆井與水力壓裂技術(shù)的實現(xiàn)，使得大量頁巖油的勘探和開采成為可能。2013年，頁巖油繁榮使美國的油氣產(chǎn)量20年來首次超過了進(jìn)口量，2015年，美國的油氣產(chǎn)量超過了俄羅斯和沙特阿拉伯，成為了全世界最大的油氣生產(chǎn)國［1-7］。2010年以來，中國在多個盆地開展了陸相頁巖油勘探開發(fā)的探索，已獲得了一些重要發(fā)現(xiàn),具有形成規(guī)模儲量和有效開發(fā)的條件。我國頁巖油資源可采資源量為55×108t，是未來重要的戰(zhàn)略性接替資源。目前中石油頁巖油已經(jīng)建產(chǎn)能3.8×105t，而年產(chǎn)量小于1×105t，說明國內(nèi)頁巖油資源動用比例較低。因此，以壓裂為主要改造措施的開發(fā)技術(shù)成為頁巖油領(lǐng)域關(guān)注的熱點。頁巖油發(fā)展經(jīng)歷了3個階段：早期的泥頁巖裂縫型油氣藏“常規(guī)石油”勘探階段，直井、水平井體積壓裂主探階段、油頁巖原位加熱轉(zhuǎn)化“人造石油”探索階段。但隨著頁巖油儲層復(fù)雜性的增加，跨領(lǐng)域新技術(shù)的出現(xiàn)，頁巖油儲層改造和開發(fā)技術(shù)遇到了新的挑戰(zhàn)與機(jī)遇，處于技術(shù)革新的窗口期［8-12］。

1 頁巖油開發(fā)歷程

目前國內(nèi)外還沒有統(tǒng)一公認(rèn)的頁巖油定義［8-15］。對致密儲層進(jìn)行油氣勘探過程中，發(fā)現(xiàn)煤層和頁巖中也可賦存油氣，因此它們有了與自己賦存基質(zhì)相應(yīng)的名稱，如煤中的煤層氣、頁巖層系中的頁巖油氣等，而最常見的致密砂巖中的油氣卻逐漸被省去了“砂巖”二字，在生產(chǎn)實踐中流行稱之為致密油，這就形成了狹義的致密油氣、煤層氣、頁巖油氣的概念。因此廣義頁巖油泛指蘊(yùn)藏在具有低孔隙度和滲透率的致密含油層中的石油資源，包括頁巖、砂巖和碳酸鹽巖等，其開發(fā)需要使用水力壓裂和水平井等技術(shù)；而狹義的頁巖油定義中，用油藏類型區(qū)分致密油，其中頁巖油是指來自泥頁巖層系中的石油資源［16］。本文所指的頁巖油是指廣義的頁巖油。

1.1 國外頁巖油開發(fā)歷程

1953年，美國在威利斯頓盆地發(fā)現(xiàn)第一個頁巖油藏，于1955年正式投產(chǎn)，Stano-lind公司采用直井開發(fā)技術(shù)開發(fā)巴肯組的上段，平均單井產(chǎn)量為27.4 t/d。1961年，殼牌公司將勘探目的層位轉(zhuǎn)向巴肯組上段，發(fā)現(xiàn)了埃爾克霍恩牧場油田，在之后的近30年時間里，在該目的層共發(fā)現(xiàn)了26個油田［17］。2000年，動用巴肯組中段發(fā)現(xiàn)了埃爾姆古麗油田，這一發(fā)現(xiàn)使巴肯組中段開始成為首要目的層，有機(jī)構(gòu)評價巴肯的頁巖油產(chǎn)量將超過伊拉克的原油產(chǎn)量。自2005年以來，美國海相頁巖油和致密油勘探開發(fā)取得一系列重大突破，并改變了世界能源格局［18］。隨著美國各大石油公司將投資轉(zhuǎn)向頁巖油，有力地提升了美國頁巖油產(chǎn)量，2017年美國的頁巖油和致密油產(chǎn)量達(dá)到了2.57×108m3，占其石油總產(chǎn)量的47.6%［19-21］。

1.2 國內(nèi)頁巖油開發(fā)歷程

中國頁巖油可采資源量達(dá)44.8×108t，居世界第3位［22］，頁巖油有望成為重要的石油勘探開發(fā)接替領(lǐng)域。1978年，濟(jì)陽坳陷沙河街組泥巖出油。1982年，渤海灣盆地遼河西部凹陷雷家、大民屯凹陷等沙四段發(fā)現(xiàn)工業(yè)性油流。2004年，準(zhǔn)噶爾盆地腹部深層侏羅系頭屯河組(5 600 m)首次發(fā)現(xiàn)大型頁巖油田——永進(jìn)油田，實現(xiàn)準(zhǔn)噶爾盆地中二疊統(tǒng)蘆草溝組石灰?guī)r及泥質(zhì)云巖頁巖油首次重大突破。松遼盆地近年在南部的青山口組不斷取得勘探突破，2015年，上白堊統(tǒng)青山口組泥巖中多井獲工業(yè)性油流，扶余油層頁巖油地質(zhì)資源量超過20×108t。2017年，河西走廊銀額盆地拐參1井在上二疊統(tǒng)獲頁巖油氣流，實現(xiàn)了河西走廊地區(qū)二疊系頁巖油氣勘探的首次重大突破［23］。目前，吉林油田實現(xiàn)建產(chǎn)30×104t，鄂爾多斯盆地長7儲層、松遼盆地的扶楊油層已實現(xiàn)規(guī)模開發(fā)，長慶油田已建成我國第一個億噸級頁巖油田——新安邊油田。我國油頁巖主要分布在松遼盆地、華北盆地、準(zhǔn)噶爾盆地等47個盆地。我國幾大石油公司正在按照頁巖油的勘探開發(fā)思路，開展關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)，進(jìn)行試驗區(qū)建設(shè)，已初見成效［24-27］。

2 頁巖油儲層改造技術(shù)進(jìn)展

頁巖油由于其儲層特點，單井一般無自然產(chǎn)能或自然產(chǎn)能低于工業(yè)油流下限，開發(fā)此類非常規(guī)油氣資源需要經(jīng)過壓裂改造等開發(fā)工藝才能得到工業(yè)油氣流。

2.1 頁巖儲層特點

頁巖油作為非常規(guī)油氣資源，有別于其他常規(guī)資源，儲層更致密，且烴源巖與致密儲層緊密相鄰、生儲共生，其與開發(fā)相關(guān)的特征有［28-32］：（1）頁巖油儲層包括砂巖、砂礫巖、石灰?guī)r、白云巖、沉凝灰?guī)r及其過渡巖類，其中廣泛發(fā)育的納米級孔喉系統(tǒng)，平均孔隙度一般小于10%，儲集空間孔徑一般為50～300 nm，局部發(fā)育微米級孔隙；（2）頁巖中石英、長石、方解石等脆性礦物含量高，巖石脆性強(qiáng)，在外力作用下易形成天然裂縫和誘導(dǎo)裂縫；（3）頁巖地層壓力高，壓力系數(shù)可達(dá)1.2～2.0，原油相對密度一般小于0.85，原油黏度一般小于3 mPa·s，易于流動和開采；（4）儲集層含油飽和度差別大，源內(nèi)致密油含油飽和度普遍較高，例如長7段含油飽和度65%～85%，源下致密油含油飽和度普遍低于50%，生產(chǎn)井普遍油水同出；（5）黏土礦物的存在使其敏感性嚴(yán)重，導(dǎo)致儲層開采過程中易受傷害，造成流動性的損失。由于頁巖油儲層的非常規(guī)性，發(fā)展出了相應(yīng)的壓裂工藝和壓裂材料技術(shù)。

2.2 壓裂技術(shù)

2.2.1 變排量壓裂技術(shù)

變排量過程主要是指排量由最高設(shè)定值快速變到最低值，之后又快速恢復(fù)至初始值。這種排量的快速變化，在高脆性的頁巖儲層中形成一種壓力脈沖，能在短時間內(nèi)提高裂縫入口處能量，打開之前沒有打開的裂縫，擴(kuò)展已張開的裂縫，進(jìn)而擴(kuò)大縫網(wǎng)波及體積，提高壓裂效果。變排量壓裂技術(shù)的關(guān)鍵是針對不同儲層條件分析排量的改變范圍和時機(jī)。2000年左右，變排量壓裂技術(shù)在長慶油田華池、白豹和安塞油藏應(yīng)用13井次，變排量壓裂井日產(chǎn)油16.37 t，壓產(chǎn)水 4.50 m3，而常規(guī)壓裂井日產(chǎn)油 8.93 t，壓產(chǎn)水1.24 m3，可見變排量壓裂技術(shù)實現(xiàn)了增產(chǎn)，增產(chǎn)幅度83.31%［33-35］。

2.2.2 重復(fù)壓裂技術(shù)

頁巖油藏在開采一段時間之后，地層能量會降低，投產(chǎn)前形成的人工裂縫會由開啟狀態(tài)轉(zhuǎn)向為閉合狀態(tài)，重復(fù)壓裂會形成一個應(yīng)力區(qū)帶，延伸原有裂縫,或者提高砂量以增加裂縫導(dǎo)流能力。美國的一些公司和機(jī)構(gòu)自2000年開始探索重復(fù)壓裂技術(shù)在頁巖油氣生產(chǎn)中的應(yīng)用［36-38］。重復(fù)壓裂后的初始產(chǎn)量平均可達(dá)到初次壓裂初始產(chǎn)量的90%左右，單井首年產(chǎn)量遞減率也有小幅度下降，從初次壓裂的64% 降至56%，EUR 可提高30%～50%［39］。郭建春等結(jié)合體積壓裂水平井特有參數(shù)，配合重復(fù)壓裂的特點評估重復(fù)壓裂潛力，采用數(shù)值模擬方法并建立產(chǎn)能預(yù)測模型，提出最優(yōu)重復(fù)壓裂方式和時機(jī)的思路，該技術(shù)在松遼盆地白堊系青山口組應(yīng)用后，日產(chǎn)油量由 1.3 t提高到了 11.6 t［40］。重復(fù)壓裂中主要使用封堵劑等對油層中的高滲裂縫封堵，迫使低滲裂縫開啟并提高壓裂效率。如果壓裂過程壓裂液向最小應(yīng)力方向發(fā)展，并未形成裂縫網(wǎng)絡(luò)，那么儲層就未得到較好動用；同時封堵劑向最小應(yīng)力方向增加會導(dǎo)致油層中含水量增加，油井的產(chǎn)量會隨開采遞減，因此，重復(fù)壓裂在暫堵材料和工藝及壓裂設(shè)備方面仍有難點需要突破。

2.2.3 小井距立體開發(fā)技術(shù)

小井距立體開發(fā)模式是針對我國儲層多油層疊合發(fā)育區(qū)的特點，加之常規(guī)加密井開發(fā)技術(shù)有犧牲“子井”完井效果的風(fēng)險而提出的，可以最大程度地提高油氣采收率，實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)、高效開采油氣。通過合理劃分開發(fā)層系、采用分段多簇垂向射孔等技術(shù)在小范圍內(nèi)產(chǎn)生垂直地層的人工裂縫，目標(biāo)是縱向改造目標(biāo)層，同時改造多個地層［41-42］。姬塬油田H54區(qū)塊長6 油藏已建成水平井立體開發(fā)區(qū)，實際投產(chǎn)產(chǎn)量的月遞減曲線表明水平井月遞減率明顯小于直井［43］。在永安鎮(zhèn)油田永3試驗區(qū)進(jìn)行了小井距立體開發(fā)實踐，采收率提高9.6%［44］。

2.2.4 同步壓裂技術(shù)

同步壓裂是同時對相鄰儲層進(jìn)行水力壓裂的技術(shù)，通過兩口井或多口井水力壓裂產(chǎn)生的應(yīng)力干擾提高網(wǎng)狀裂縫密度和復(fù)雜程度，增加改造體積。采用同步壓裂技術(shù)，應(yīng)力干擾面積和強(qiáng)度增大，水平主應(yīng)力差減小，地應(yīng)力方向均勻變化，有利于連接裂縫。同步壓裂井的受激儲層體積較大，裂縫網(wǎng)絡(luò)更復(fù)雜；與常規(guī)裂縫井相比，同步壓裂井破裂壓力突破更早，生產(chǎn)率和套管壓力更高，更穩(wěn)定，其區(qū)域壓降甚至擴(kuò)散到相鄰井，因此其生產(chǎn)率提高顯著?，F(xiàn)場還可采用拉鏈?zhǔn)綁毫?、逐井連續(xù)壓裂等作業(yè)方式配合完成。2006年，同步壓裂首先在美國沃思堡盆地Barnett頁巖區(qū)的兩個近似平行的水平井中實施，壓裂后，兩口井都獲得了高產(chǎn)量［45］。帕克縣西南部巴內(nèi)特頁巖同步壓裂試驗井單井產(chǎn)量比其他同類型井平均提高100%［46-49］。

2.2.5 體積改造技術(shù)

目前，水平井分段壓裂技術(shù)已經(jīng)從分段壓裂、多級壓裂發(fā)展到大規(guī)模分段多簇體積壓裂，壓裂過程以“大排量、大液量、大砂量、低砂液比和小粒徑”為主要特征。體積壓裂通過加大施工規(guī)模、凍膠酸攜砂壓裂等增加裂縫延伸長度或通過轉(zhuǎn)向造新縫增大裂縫與儲層接觸面積從而達(dá)到對儲層進(jìn)行全面改造的目的。體積壓裂通過提高排量等手段在主裂縫上形成多條分支裂縫，進(jìn)而溝通儲層的天然裂縫，復(fù)雜裂縫系統(tǒng)的產(chǎn)生使得壓力波及范圍較大，進(jìn)而讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網(wǎng)絡(luò)系統(tǒng)，得到立體網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，提高儲層整體滲透率，進(jìn)而提高增產(chǎn)效果［50-52］。新疆油田的J173井，巖性脆性較強(qiáng)，以灰質(zhì)粉砂巖為主，地層水平應(yīng)力小，應(yīng)用體積壓裂技術(shù)后日產(chǎn)油12 m3；吉林油田在頁巖油水平井示范區(qū)24口井進(jìn)行體積壓裂，日產(chǎn)油26～53 t，是直井的7倍以上，同時單井工具成本下降了60%；長慶油田在安83井區(qū)應(yīng)用水平井體積壓裂技術(shù)，頁巖油開發(fā)試驗成效顯著，水平井單井平均日產(chǎn)量比直井提高了8倍［53］；2017年，在英西碳酸鹽巖儲層進(jìn)行了4口井體積壓裂改造，直井壓后初產(chǎn)是2016年施工井的1.8倍，水平井壓后初產(chǎn)是直井的21倍［54］。

2.2.6 人工油氣藏

人工油氣藏是針對基本無滲透能力的致密油儲層，以“甜點區(qū)”為基本單元，采用驅(qū)油壓裂、氣體壓裂、原位加熱等方法，通過形成裂縫型“人造滲透率”，形成一個“人工油氣藏”，與地下基質(zhì)微納米孔喉構(gòu)成油氣產(chǎn)出系統(tǒng)，實現(xiàn)人工能量開發(fā)。通過井群開發(fā)、壓裂造縫和針對性流體介質(zhì)注入等方法，在國內(nèi)5大致密油氣區(qū)開展235井次先導(dǎo)性試驗，改變地下流體滲流環(huán)境和補(bǔ)充地層能量，在“甜點區(qū)”內(nèi)形成“人造高滲透區(qū)”與“重構(gòu)滲流場”，建立了地質(zhì)、開發(fā)、生產(chǎn)、管理和決策綜合信息管理系統(tǒng)，實現(xiàn)低滲透、致密油氣與頁巖油氣大規(guī)模、有效益、可持續(xù)開發(fā)。開采效果比以往常規(guī)技術(shù)提高2倍［55-57］。非常規(guī)“人工油氣藏”開發(fā)的實現(xiàn)，需要持續(xù)攻關(guān)壓裂形成最大縫網(wǎng)機(jī)理、壓裂液無傷害地層機(jī)理、改變油水界面驅(qū)油機(jī)理、控壓生產(chǎn)地層流動機(jī)理等關(guān)鍵問題。

2.3 壓裂材料

2.3.1 壓裂液

根據(jù)致密油儲層特點需要配合使用低傷害、剝離效率高的壓裂液。加拿大GasFrac公司最先提出LPG無水壓裂理念，采用液化石油氣(LPG)作為壓裂液，其中包括具有攜砂作用的稠化劑主劑和其他添加劑，由于其用LPG代替水，因此避免了水與儲層巖心發(fā)生作用而帶來的敏感性傷害。LPG壓裂技術(shù)在北美已完成1 863井層，增產(chǎn)倍數(shù)提高1.5倍，100% 回收利用；國內(nèi)研發(fā)LPG壓裂液體系，耐溫105 ℃，黏度50 mPa·s，性能達(dá)國際水平［58-60］。CO2干法加砂壓裂有較小的儲層滲透率傷害、較高的支撐裂縫導(dǎo)流能力保留系數(shù)，氣體作為攜砂液進(jìn)入儲集層，有效補(bǔ)充地層能量，壓后返排速度較快，同時有效降低界面張力，提高原油采收率［61-63］。對于提高水敏/水鎖傷害嚴(yán)重的致密油儲層采收率具有明顯技術(shù)優(yōu)勢。液態(tài)CO2壓裂技術(shù)在北美應(yīng)用1 200口井，國內(nèi)已開始現(xiàn)場試驗，研發(fā)了增稠劑及增稠助劑，耐溫90 ℃，目前最大的瓶頸是液態(tài)CO2交聯(lián)后黏度低、攜砂性能有限，長慶油田試驗1口井，吉林試驗1口井，計劃實施3口井。納米壓裂液氣體交替注入(NAC)技術(shù)使納米粒子無需借助外力可以輕易進(jìn)入致密儲層，添加劑不增加注入液質(zhì)量，可改變潤濕性、降低界面張力和提高采收率［64］。羅明良［65］等鑒于早期陽離子型清潔壓裂液在低滲透砂巖儲層現(xiàn)場應(yīng)用中存在的問題，選取一種陰離子表面活性劑制備了纖維基納米復(fù)合清潔壓裂液，通過納米TiO2與黏彈性表面活性劑膠束的擬交聯(lián)作用，形成纖維網(wǎng)狀結(jié)構(gòu)，有效地改善了F-NCF的靜態(tài)懸砂性能，且對裂縫導(dǎo)流能力影響較??；體系對巖心滲透率傷害小，傷害恢復(fù)率約為90%。納米壓裂液尺寸與致密油儲層尺寸配合，結(jié)合巖心表面處理技術(shù)有較好應(yīng)用前景。驅(qū)油壓裂液技術(shù)是針對致密油藏特點，通過研究壓裂液與裂縫表面所發(fā)生的油水間相互作用，改變儲層潤濕性，提高采收率。該技術(shù)在新疆瑪湖、吐哈三塘湖、華北二連油田試驗6口井，取得初產(chǎn)比鄰井提高1.8倍以上的應(yīng)用效果。

大型滑溜水壓裂技術(shù)的突破使頁巖油氣實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)，但從環(huán)保角度來看，大量滑溜水含有一定量化學(xué)物質(zhì)，加大了地下水污染的可能性，因此環(huán)保壓裂液技術(shù)也成為頁巖油壓裂技術(shù)突破的方向，使用物理化學(xué)方法除去返排液雜質(zhì)再進(jìn)行回收利用，或直接使用返排液形成壓裂液是主要途徑之一［66-68］。具有可逆結(jié)構(gòu)的聚合物壓裂液的溶質(zhì)分子之間可通過非共價鍵相互作用形成分子聚集體，這種結(jié)構(gòu)可以隨剪切擾動而變化，剪切擾動消除后，聚集體可以重新恢復(fù)。王所良［69］以部分水解聚丙烯酰胺有機(jī)金屬交聯(lián)劑為原料制得一種可由壓裂液返排液配制的可回收壓裂液體系，同條件下與清水相比壓裂液摩阻降低率大于40%，在破膠液中添加0.12% 穩(wěn)定劑即可作為配液水重復(fù)利用，用破膠液配制的壓裂液各項性能與清水配制的壓裂液性能相當(dāng)，可以滿足現(xiàn)場連續(xù)混配施工的需求。高燕等［70］將超分子化學(xué)、膠體化學(xué)與油田化學(xué)相結(jié)合，研發(fā)出一種可替代胍膠的高效驅(qū)油清潔壓裂液體系，該體系稠化劑是一種以近肽鏈結(jié)構(gòu)的黏彈性表面活性劑與多組分有機(jī)溶劑復(fù)合而成的材料，是一種可實時連續(xù)混配并能重復(fù)使用的增稠劑，該壓裂液耐溫 90 ℃，抗鹽可達(dá) 100 000 mg/L，高效驅(qū)油壓裂液在長慶油田靖安區(qū)塊得以成功應(yīng)用，求產(chǎn)后單井產(chǎn)量是相臨井產(chǎn)量的2倍?？苫厥丈锬z清潔壓裂液中微生物多糖分子中含有多個羥基，在與水混合時，羥基相互作用的同時又與游離在周圍的水分子發(fā)生締合作用，在外因給定的適當(dāng)條件下，能夠與水形成良好的膠體，具有良好的耐溫、流變性能，并可反復(fù)成膠，并且該壓裂液在自然環(huán)境中可自動降解，無污染，3%質(zhì)量濃度生物膠壓裂液依靠其黏彈性攜砂原理，交聯(lián)及攜砂性能良好，對壓裂返排液取樣二次交聯(lián)，再破膠三次交聯(lián)，顯示返排液交聯(lián)及破膠效果與清水相同［71］。

2.3.2 支撐劑

北美有采用小粒徑支撐劑的趨勢，小粒徑支撐劑沉降速度慢，可以傳輸更遠(yuǎn)，且小粒徑支撐劑更容易進(jìn)入裂縫寬度較窄的分支縫。Bakken盆地使用20/40目及更小尺寸的天然砂；在Midland盆地，基本上都采用40/70甚至小到100目和200目以內(nèi)的就地石英砂。近些年，為了保證壓后的裂縫導(dǎo)流能力。高性能、多功能、小尺寸和智能化是支撐劑的發(fā)展方向［72-73］。楊哲［74］等研發(fā)的樹脂材料支撐劑在地層發(fā)生一定程度的形變，高閉合壓力下樹脂材料支撐劑導(dǎo)流能力更優(yōu)。牟軍等［75］以鋁礬土粉為球殼包覆材料制備了空心內(nèi)半徑可控的鋁礬土空心陶粒支撐劑，視密度為2.47 g/cm3。徐永馳［76］將成孔劑和樹脂粉混合，造粒添加粘結(jié)劑制作出的多孔支撐劑。高如琴［77］等制備莫來石相和石英相粉煤灰基支撐劑，該支撐劑粒徑為0.5～0.8 mm，視密度為2.559 g/cm3。王川［78］用納米陶粉與胍膠稠化劑配合使用制得了納米陶粉雜化胍膠壓裂液，研究了納米陶粉與壓裂液的協(xié)同作用增加壓裂性能，這種機(jī)制增加了45%彈性模量。

2.4 微地震裂縫測試和診斷技術(shù)

20世紀(jì)90年代后微地震監(jiān)測技術(shù)逐步應(yīng)用于油藏動態(tài)監(jiān)測、壓裂管理和裂縫反演。微地震壓裂監(jiān)測技術(shù)能夠監(jiān)控壓裂過程破裂或錯斷產(chǎn)生的微地震，來反映壓裂過程中水壓裂縫的縫高、縫長和方位等參數(shù)，并及時調(diào)整施工參數(shù)，在壓裂后對壓裂效果進(jìn)行評價，從而對壓裂進(jìn)行有效的指導(dǎo)［79-80］。1989年美國石油工程師協(xié)會將微地震監(jiān)測方法視為確定水力裂縫方向和形狀的一種重要實用方法，威德福公司2006年推出FracMap，首次將微地震壓裂檢測技術(shù)商業(yè)化地運用于油氣勘探領(lǐng)域，貝克休斯公司通過IntelliFrac服務(wù)實現(xiàn)了儲層水力壓裂實時監(jiān)測。國內(nèi)，東方物探的GeoEast-ESP在油氣壓裂監(jiān)測中做出了積極探索，劉喜武等［81］基于復(fù)雜頁巖的巖石物理模型，用高精度曲率計算方法針對斷層和大尺度高角度裂縫建立了一種水平層理縫地震預(yù)測方法，推導(dǎo)得到了界面反射系數(shù)簡化公式。

3 頁巖油開發(fā)技術(shù)進(jìn)展

3.1 水平井鉆井技術(shù)

水平井鉆井最早由瑞士工程師在1863年提出，主要用于生產(chǎn)，可以增加井筒與頁巖儲層的接觸面積，提高頁巖氣產(chǎn)量。20世紀(jì)80年代隨著頁巖氣、頁巖油等非常規(guī)油氣資源的大規(guī)?？碧介_發(fā)，水平井鉆井?dāng)?shù)量幾乎成指數(shù)增長。在Midland盆地，2010年前采用直井分級改造技術(shù)，從2011年起鉆井開始逐漸轉(zhuǎn)向水平井，一般情況，水平井的產(chǎn)氣量是直井的3倍［82］。目前水平井鉆井技術(shù)正在向結(jié)合地質(zhì)、地球物理、油層物理、工程技術(shù)等多種因素的集成系統(tǒng)發(fā)展［83-85］。Midland盆地鉆井過程中采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)、短脈沖MWD、PeriScope地層邊界繪圖系統(tǒng)確保鉆井的有效性和地層評價，保證儲層鉆遇率。Star steer是一款地質(zhì)導(dǎo)向軟件，綜合運用地質(zhì)、地震、測井等資料進(jìn)行地質(zhì)建模與實時導(dǎo)向跟蹤，以大港油田官1608井區(qū)官1701H井為例，該技術(shù)提高了儲層鉆遇率［86］。Litho Scanner高清晰度光譜工具提供伽馬射線光譜，用于描述復(fù)雜油藏的細(xì)節(jié)；微成像(MSI)系統(tǒng)能夠在導(dǎo)電鉆井液環(huán)境中為鉆井提供高分辨率的側(cè)向測井視電阻率和全井徑圖像［87］。近年來，隨著水平井技術(shù)的不斷發(fā)展，特別是水平井軌跡設(shè)計技術(shù)、隨鉆測量(MWD )、隨鉆測井(LWD)、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向鉆井系統(tǒng)(SRD)、鉆井液等技術(shù)的發(fā)展，催生了多種水平井新技術(shù)出現(xiàn)，并逐步成為非常規(guī)油氣資源勘探開發(fā)的重要技術(shù)手段。以長水平段快速鉆井技術(shù)為例，其加大表層套管下深、三開變兩開，縮短了鉆進(jìn)時間，該技術(shù)使得 Eagle Ford 埋深 2 000 m 左右的水平井水平段由平均 800 m 增至 1 500 m，鉆井周期反而由60 d降至20 d。通過增設(shè)沖擊器，運用活塞運動對地層進(jìn)行撞擊作業(yè)的旋沖鉆井技術(shù)提高了惡劣鉆沖作業(yè)的效率，減少了人力和物力損耗，在短時間內(nèi)破壞巖石的結(jié)構(gòu)，促使巖性發(fā)生碎裂變化，提高鉆頭的使用壽命［88］。

3.2 “工廠化”作業(yè)

“工廠化”作業(yè)占地面積相對少，可實現(xiàn)批量鉆井、壓裂，因此提高了生產(chǎn)效率，減少了設(shè)備動遷成本。此外，“工廠化”作業(yè)由于大批量井距離較近，有利于鉆井液及壓裂液的回收利用。目前主要采用叢式水平井組的方式進(jìn)行“工廠化”施工作業(yè)，一般每個平臺鉆6～10口叢式水平井。未來發(fā)展的趨勢是“多平臺式工廠化”生產(chǎn)模式，“多平臺式”則是通過增加平臺井?dāng)?shù)實現(xiàn)單個平臺有效動用儲量最大化［89-91］?！肮S化”是采用標(biāo)準(zhǔn)化、模塊化裝備，流水線化作業(yè)進(jìn)行數(shù)口井的鉆井、完井、返排、生產(chǎn)同步作業(yè)。在北美該技術(shù)已應(yīng)用成熟，采用鉆叢式水平井，每個井場一般鉆16～20口井，水平段長一般超過1 500 m，每口井壓裂20級以上。北美霍恩井場設(shè)計鉆28口水平井，每口井壓裂20段以上。北科達(dá)州亞特蘭平臺14口井，最深井井深可達(dá) 9 754 m［92-94］。新疆油田瑪湖凹陷主力層位三疊系百口泉組為典型的頁巖油儲層，在瑪131井區(qū)2口2 000 m長水平段水平井壓裂中，采取前置酸預(yù)處理、滑溜水多段塞打磨、低傷害凍膠加砂及利用應(yīng)力干擾形成復(fù)雜縫網(wǎng)等一套適合瑪湖砂礫巖儲層工廠化體積壓裂的技術(shù)方法，分別成功實施了26段和22段壓裂，用液分別達(dá)20 162 m3和23 765 m3，加入支撐劑達(dá)到 1 803 m3和 1 702 m3，均取得壓后穩(wěn)定產(chǎn)量超過30 t/d的效果［95］。

3.3 地質(zhì)工程一體化技術(shù)

結(jié)合頁巖油開采特點，運用層次分析法(AHP)與灰色關(guān)聯(lián)分析法(GRA)復(fù)合建模，形成了一套地質(zhì)工程一體化框架下的復(fù)合數(shù)學(xué)建模辦法［96-98］。一方面，具有數(shù)學(xué)模型的嚴(yán)謹(jǐn)性，另一方面結(jié)合頁巖油地質(zhì)開發(fā)相關(guān)研究成果，用于指導(dǎo)頁巖油藏低成本開發(fā)，具有前瞻性和經(jīng)濟(jì)性。許建國［99］等圍繞工程技術(shù)需求對儲層資料再認(rèn)識，優(yōu)化施工參數(shù)，建立“轉(zhuǎn)向壓裂、蓄能壓裂、調(diào)堵壓裂、干擾壓裂”為主的壓裂技術(shù)，創(chuàng)新一系列配套技術(shù)，降低一次性投資，降低運行成本，形成了地質(zhì)工程一體化的新內(nèi)涵技術(shù)模式，該技術(shù)在吉林油田Ⅲ區(qū)塊3號平臺為代表的新區(qū)產(chǎn)建和Ⅵ區(qū)塊中部為代表老區(qū)挖潛領(lǐng)域應(yīng)用并獲得顯著效果。杜洪凌［100］等通過建立精細(xì)地質(zhì)和巖石力學(xué)模型、優(yōu)化鉆井工具、調(diào)節(jié)鉆井液體系等一系列舉措，將區(qū)塊地質(zhì)認(rèn)識和工程實踐緊密結(jié)合，實現(xiàn)了致密油藏效益開發(fā)的初步突破，瑪湖地區(qū)百口泉組致密砂巖致密油產(chǎn)量明顯提升，區(qū)塊已于近期啟動了大規(guī)模開發(fā)建產(chǎn)工作。

4 結(jié)束語

由于地質(zhì)條件對現(xiàn)有水平井分段壓裂技術(shù)的限制，我國水平井長度、壓裂段數(shù)、材料耗費等與美國巴肯、鷹灘、巴奈特地區(qū)存在較大差距，中國頁巖油儲層改造存在以下難點：(1)受陸相湖盆地沉積特征影響，分布面積小，但多期沉積，即是說縱向?qū)酉刀啵绾谓Y(jié)合分段壓裂技術(shù)同時動用縱向?qū)酉涤写芯浚簧畈宽搸r儲層具有高溫、高應(yīng)力和高塑性等特點，在水平井鉆完井和體積改造等方面存在較大難度；天然裂縫位置、發(fā)育程度難以確定，因此壓裂改造難度大；在壓裂設(shè)計中分析人工裂縫起裂、判斷延伸方向困難；由于儲層裂縫形態(tài)復(fù)雜，如何降低加砂難度、施工風(fēng)險，提高人工裂縫導(dǎo)流能力；大排量、大液量施工對壓裂設(shè)備、支撐劑以及壓裂液的各項性能要求極高。(2)儲集層發(fā)育微—納米級孔喉，常規(guī)壓裂難以達(dá)到開發(fā)效果，新型壓裂手段的使用刻不容緩。(3)開發(fā)成本高，我國的水平井單井的鉆探成本已經(jīng)降至 4 000～7 000 萬元，美國單井成本2 000萬元左右。因此，開發(fā)成本仍是制約我國頁巖氣開發(fā)的瓶頸。

基于上述難點，在提高我國頁巖油儲層開發(fā)技術(shù)水平和開發(fā)效率方面提出以下建議：(1)深化儲層認(rèn)識，加強(qiáng)優(yōu)質(zhì)烴源巖段、儲層集中段、源儲配置、成藏機(jī)理等方面的研究，做好“甜點區(qū)”儲集層結(jié)構(gòu)有效表征和脆性礦物評價工作，對主控因素、富集高產(chǎn)規(guī)律、形成條件進(jìn)行研究，選好高收益區(qū)。(2)形成地質(zhì)工程一體化優(yōu)化設(shè)計方法：集成地質(zhì)建模、地質(zhì)力學(xué)建模、巖石破裂機(jī)理、裂縫相交作用準(zhǔn)則、網(wǎng)絡(luò)裂縫流動模型及水力裂縫診斷方法，形成地質(zhì)工程一體化的設(shè)計理念。(3)集合國內(nèi)外體積改造、水平井施工和工廠化作業(yè)技術(shù)，配合施工井具體特點進(jìn)行現(xiàn)場攻關(guān)試驗，創(chuàng)建適合中國頁巖油儲層改造和開發(fā)的系列技術(shù)。(4)對網(wǎng)絡(luò)裂縫形態(tài)、網(wǎng)絡(luò)裂縫規(guī)模及網(wǎng)絡(luò)裂縫擴(kuò)展延伸規(guī)律進(jìn)行監(jiān)控、優(yōu)化和分析，形成系列化、標(biāo)準(zhǔn)化流程，大幅度提高壓裂改造效果。(5)制訂經(jīng)濟(jì)扶持政策，推廣成功的頁巖油勘探開發(fā)與管理經(jīng)驗，解決關(guān)鍵技術(shù)難題，以增強(qiáng)非常規(guī)油氣市場競爭能力。