中國石化頁巖油水平井分段壓裂技術(shù)現(xiàn)狀與發(fā)展建議

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(chǔ)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(chǔ)量7.37×108t，剩余控制及預(yù)測儲(chǔ)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(chǔ)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)?；?、商業(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(chǔ)層改造技術(shù)的基礎(chǔ)上，開展了頁巖油儲(chǔ)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(dòng)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(chǔ)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(dòng)性和儲(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(tái)、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(dòng)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)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(huì)造成儲(chǔ)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(huì)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(chǔ)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(chǔ)層保護(hù)機(jī)制研究，明確頁巖油儲(chǔ)層傷害的主控因素及儲(chǔ)層流體高效流動(dòng)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(chǔ)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(chǔ)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(dòng)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(dòng)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(huì)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(chǔ)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?。⒅蝿┑牧鲃?dòng)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(dòng)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(huì)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(chǔ)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(huì)逐漸降低直至完全失效，則復(fù)雜縫網(wǎng)會(huì)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(chǔ)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(chǔ)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(chǔ)層動(dòng)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(chǔ)層動(dòng)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(chǔ)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(chǔ)層動(dòng)態(tài)識(shí)別技術(shù)研究，一是整合現(xiàn)有的裂縫監(jiān)測及識(shí)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(chǔ)層動(dòng)態(tài)識(shí)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(shí)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(huì)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(dòng)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(chǔ)層多井多縫之間的誘導(dǎo)應(yīng)力和干擾作用，探索儲(chǔ)層壓裂后油、水相的流動(dòng)機(jī)理，建立考慮基質(zhì)-裂縫-井底-井口系統(tǒng)性流動(dòng)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(huì)造成高黏土含量的頁巖油儲(chǔ)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(huì)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(huì)迅速降低，裂縫會(huì)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(chǔ)量約是中高成熟度頁巖油儲(chǔ)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(chǔ)層中的流動(dòng)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(shí)，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(chǔ)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(chǔ)層的滲透率要高，便于固態(tài)有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化為可流動(dòng)烴后在儲(chǔ)層中的滲流，如果儲(chǔ)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(chǔ)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(dòng)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(chǔ)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(tái)，并盡可能地增加平臺(tái)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(chǔ)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。