瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油巨厚儲層直井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

郝麗華，甘仁忠，潘麗燕，阮 東，劉成剛

（1.中國石油新疆油田分公司工程技術(shù)研究院，新疆克拉瑪依 834000；2.中國石油新疆油田分公司勘探事業(yè)部，新疆克拉瑪依 834000；3.中國石油集團(tuán)西部鉆探工程有限公司試油公司，新疆克拉瑪依 834000；4.中國石油新疆油田分公司應(yīng)急搶險救援中心，新疆克拉瑪依 834000）

頁巖油是未來非常規(guī)石油發(fā)展的潛在資源[1]。吉木薩爾凹陷頁巖油探明三級地質(zhì)儲量達(dá)11.12×108t，于2019 年成為中國首個國家級陸相頁巖油建設(shè)示范區(qū)[2]。隨著非常規(guī)油氣勘探的不斷深入，繼吉木薩爾頁巖油區(qū)之后，瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油藏成為準(zhǔn)噶爾盆地頁巖油開發(fā)的重要接替區(qū)域[3]。

瑪湖凹陷頁巖油儲層分布在風(fēng)三段（P1f3）底部至風(fēng)二段（P1f2）底部，埋深4 500 m 左右，儲層厚度約280 m，橫向分布連續(xù)，巖性以泥巖、白云質(zhì)泥巖及灰質(zhì)泥巖為主，多種巖性巖層以不同方式和比例混合沉積，呈紋層狀、薄紋層狀、不等厚薄互層狀分布，巖性縱向變化快[4]。不同于吉木薩爾頁巖油儲層以基質(zhì)含油為主、具備明顯優(yōu)勢甜點段[5]，瑪湖頁巖油儲層縱向整體含油，無明顯優(yōu)勢甜點段。此外，瑪湖頁巖油儲層致密，巖心有效孔隙度5.00%～10%，最大孔喉半徑0.06～0.52 μm，滲透率低于0.03 mD，屬低孔特低滲儲層，需進(jìn)行壓裂求產(chǎn)。目前國內(nèi)外針對頁巖油儲層效益開發(fā)，普遍采用“水平井+體積壓裂”模式。北美Eagle Ford 等油田針對頁巖油氣儲層形成了“3 000 m 長水平段+段內(nèi)多簇+高強(qiáng)度加砂+配套暫堵”技術(shù)體系，實現(xiàn)了單井產(chǎn)量和估算的最終采收量翻番[6]；國內(nèi)大慶油田古龍頁巖油區(qū)塊采用“1 500～2 000 m水平段+段內(nèi)多簇+大排量+混合纖維+CO2蓄能”技術(shù)開發(fā)，為該區(qū)塊頁巖油規(guī)?；?jīng)濟(jì)動用提供了新思路[7]；大港油田古近系孔店組孔二段頁巖油采用全程低黏壓裂液連續(xù)加砂技術(shù)開發(fā)，增產(chǎn)效果顯著[8]?！八骄?體積壓裂”模式推動了頁巖油儲層產(chǎn)量突破與效益開發(fā)，但考慮到瑪湖頁巖油儲層埋藏深、閉合壓力高，施工泵壓高，排量提升難度大，對水平井壓裂井口及管柱強(qiáng)度、設(shè)備承壓要求高；儲層縱向缺乏優(yōu)勢甜點段，水平段靶窗選擇難度大；該技術(shù)在瑪湖凹陷頁巖油開發(fā)中的適用性尚需論證。

為探索該類深層巨厚頁巖油儲層效益開發(fā)方式，通過射孔簇及層間距優(yōu)選、大規(guī)模組合改造工藝優(yōu)化、低傷害耐溫聚合物壓裂液研發(fā)，形成了瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油巨厚儲層直井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)。先導(dǎo)試驗結(jié)果表明，采用該技術(shù)施工成功率有較大幅度提高，壓后最高日產(chǎn)油量50 m3，較前期鄰井提高了5～10 倍，360 d 累計產(chǎn)油量5 480 m3，為瑪湖頁巖油規(guī)模開發(fā)提供了新技術(shù)。

1 瑪湖頁巖油儲層改造難點

2009—2017 年，針對瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油儲層先后進(jìn)行了7 井次預(yù)探井常規(guī)壓裂試油，壓裂施工成功率72%，壓后獲油率33%，日產(chǎn)油量0.07～12.40 t，整體施工難度大，試油效果不理想。分析認(rèn)為主要存在以下難點：

1）儲層縱向動用程度不足，射孔簇優(yōu)選難度大?，敽搸r油前期采用套管橋塞壓裂方式、常規(guī)凍膠壓裂工藝，分壓2～3 層，最大改造厚度僅94 m，縱向動用程度普遍較低。儲層缺乏優(yōu)勢甜點，對巖石力學(xué)性質(zhì)認(rèn)識不清，射孔簇及層間距優(yōu)選缺少依據(jù)。

2）現(xiàn)場施工泵壓高，加砂難度大?，敽搸r油儲層埋藏深、閉合壓力高，導(dǎo)致人工裂縫起裂及延伸難度大。同時，低排量易造成縫寬不足，支撐劑運(yùn)移難度增大，加劇砂堵風(fēng)險，加砂參數(shù)有待優(yōu)化。

3）壓后壓力衰減速度快，缺乏連續(xù)生產(chǎn)能力?，敽搸r油儲層低孔低滲、基質(zhì)供液能力差，采用常規(guī)改造方式，壓力衰減速度2.2～17.5 MPa/d（平均為7.7 MPa/d），改造效果不佳。

4）儲層與胍膠壓裂液不配伍，壓后存在返膠現(xiàn)象?，敽搸r油儲層采用胍膠壓裂液，壓后多井出現(xiàn)返膠現(xiàn)象，嚴(yán)重影響壓裂效果，亟需查明返膠原因。

2 直井大規(guī)模體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)

通過縱向精細(xì)分層提高儲層動用程度，指導(dǎo)射孔簇及層間距優(yōu)選；針對施工泵壓高、加砂難度大，壓后壓力衰減速度快、缺乏連續(xù)生產(chǎn)能力等技術(shù)難點，采用大規(guī)模改造組合工藝，最大程度提高裂縫復(fù)雜度及有效改造體積；針對儲層與胍膠壓裂液不配伍的問題，研發(fā)低傷害耐溫聚合物壓裂液，解決壓后的返膠問題。綜合以上對策，形成了適用于瑪湖深層巨厚頁巖油儲層的直井大規(guī)模體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)。

2.1 縱向精細(xì)分層

2.1.1 巖石力學(xué)性質(zhì)評價

采用瑪湖風(fēng)城組φ25.0 mm×50.0 mm 標(biāo)準(zhǔn)巖樣，開展了全應(yīng)力應(yīng)變?nèi)S巖石力學(xué)試驗、XRD 全巖礦物分析、聲波測試、聲發(fā)射監(jiān)測等測試，結(jié)果表明，瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油具有以下力學(xué)特性：

1）頁巖油儲層彈性模量和抗壓強(qiáng)度高。儲層彈性模量31.2～64.7 GPa，泊松比0.24～0.48，抗壓強(qiáng)度314.7～728.2 MPa，儲層整體偏硬，人工裂縫起裂、延伸、剪切形成縫網(wǎng)難度大。

2）儲層基質(zhì)脆性好。采用彈性模量法[9]計算出風(fēng)城組頁巖油儲層脆性指數(shù)在16.1～86.5。P1f3段底部（4 588～4 633 m）脆性最好，脆性指數(shù)平均56.2，其次為P1f2段中部（4 693～4 807 m），平均53.1，P1f2段底部脆性指數(shù)相對較低，平均32.2（見圖1）。采用礦物組成法計算出的脆性指數(shù)與此結(jié)果基本吻合，表明P1f3段脆性指數(shù)高于P1f2段。

圖1 瑪湖凹陷風(fēng)城組儲層不同埋深的脆性指數(shù)Fig.1 Brittleness index of reservoir at different buried depths in the Fengcheng Formation of the Mahu Sag

3）P1f3段天然裂縫發(fā)育。天然裂縫發(fā)育程度是評價頁巖儲層縫網(wǎng)形成能力的關(guān)鍵因素，可通過波速應(yīng)力敏感性系數(shù)反映[10]。波速應(yīng)力敏感性系數(shù)小于10.0 時，天然裂縫不發(fā)育；波速應(yīng)力敏感性系數(shù)為10.0～30.0 時，天然裂縫較發(fā)育；波速應(yīng)力敏感性系數(shù)大于30.0 時，天然裂縫極發(fā)育。瑪湖頁巖油儲層室內(nèi)巖心測試波速應(yīng)力敏感性系數(shù)分布范圍較大，為4.8～58.9（平均為21.1），表明天然裂縫整體較為發(fā)育，有利于縫網(wǎng)形成（見圖2）。其中，P1f3段（4 578～4 584 m）波速應(yīng)力敏感性系數(shù)平均為32.7，天然裂縫極發(fā)育，其次為P1f2段底部，波速應(yīng)力敏感性系數(shù)平均20.3，天然裂縫較發(fā)育。

圖2 瑪湖凹陷風(fēng)城組儲層不同埋深的波速應(yīng)力敏感性系數(shù)Fig.2 Velocity-stress sensitivity coefficient of reservoir at different buried depths in the Fengcheng Formation of the Mahu Sag

4）儲層最大和最小水平主應(yīng)力差大?，敽搸r油儲層最小水平主應(yīng)力在72.7～118.7 MPa，最大水平主應(yīng)力在87.8～122.8 MPa，兩者差分布范圍較大。實踐經(jīng)驗表明，水平應(yīng)力差異系數(shù)越小，越有利于形成裂縫網(wǎng)絡(luò)[11]，水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.13～0.25 時，在高凈壓力下才能形成較為復(fù)雜的裂縫，瑪湖頁巖油儲層水平應(yīng)力差異系數(shù)為0.13～0.27，形成復(fù)雜裂縫需高凈壓力。

5）形成復(fù)雜裂縫的能力有限。聲發(fā)射b值被廣泛應(yīng)用于表征巖石壓縮過程中人工裂縫的復(fù)雜程度，形成大量復(fù)雜裂縫時，聲發(fā)射b值普遍大于1.20；形成較多復(fù)雜裂縫時，聲發(fā)射b值分布在0.80～1.20；基本未形成復(fù)雜裂縫時，聲發(fā)射b值普遍小于0.80。P1f3段聲發(fā)射b值在0.76～1.28，表明該段儲層壓裂具備形成較復(fù)雜裂縫的潛力，P1f2段聲發(fā)射b值整體≤0.80，表明儲層壓裂后形成復(fù)雜裂縫的難度較大（見圖3）。整體而言，瑪湖頁巖油壓裂后形成復(fù)雜裂縫的能力有限。

圖3 瑪湖凹陷風(fēng)城組儲層不同埋深的聲發(fā)射b 值Fig.3 Acoustic emission b-value of reservoir at different buried depths in the Fengcheng Formation of the Mahu Sag

2.1.2 可壓性指數(shù)計算模型的建立

目前普遍認(rèn)為，形成復(fù)雜裂縫的關(guān)鍵取決于儲層的可壓性，然而對于頁巖儲層可壓性的計算，國內(nèi)目前尚無統(tǒng)一的計算方法[12]。為此，綜合考慮巖石強(qiáng)度、彈性模量、泊松比、斷裂韌性、抗張強(qiáng)度、脆性等力學(xué)性質(zhì)，及天然裂縫發(fā)育程度、地應(yīng)力、儲層各項異性，結(jié)合巖心壓后裂縫形態(tài)及巖石力學(xué)參數(shù)與聲發(fā)射b值的相關(guān)性，明確對瑪湖頁巖油儲層可壓性有利的主控因素為儲層脆性、天然裂縫發(fā)育程度，不利主控因素為抗壓強(qiáng)度、最小水平主應(yīng)力、兩向應(yīng)力差。

根據(jù)巖石力學(xué)參數(shù)與聲發(fā)射b值的相關(guān)性（見表1），建立了可壓性指數(shù)計算模型（見式（1））。由該模型可獲取儲層可壓性連續(xù)變化規(guī)律。可壓性指數(shù)高，即表明該段形成復(fù)雜裂縫的能力強(qiáng)。

表1 巖石力學(xué)參數(shù)與聲發(fā)射b 值的相關(guān)性Table 1 Correlation between rock mechanical parameters with b-value of acoustic emission

2.1.3 人工裂縫縱向擴(kuò)展能力評價

影響人工裂縫縱向擴(kuò)展的主控因素為層間應(yīng)力差，其次為儲層基質(zhì)脆性、天然裂縫發(fā)育程度、層理及局部構(gòu)造等。油田現(xiàn)場實踐表明[13]，大排量下目的層與隔層間應(yīng)力差大于6.5 MPa 時，裂縫縱向擴(kuò)展可被控制在目的層內(nèi)。根據(jù)聲波偶極子測井?dāng)?shù)據(jù)測算瑪湖頁巖油儲層地應(yīng)力，層間應(yīng)力差分布在5.0～13.0 MPa，人工裂縫縱向整體受控。儲層基質(zhì)脆性較好，天然裂縫整體以15°～30°斜交縫為主，對人工裂縫縱向擴(kuò)展影響程度不大。微納米壓痕試驗結(jié)果表明，巖心層理與紋層的彈性模量、壓入硬度存在一定差異，但仍具有較高強(qiáng)度，在高地應(yīng)力條件下激活層理和紋層的難度大。

2.1.4 精細(xì)分層關(guān)鍵參數(shù)優(yōu)化

根據(jù)上述評價結(jié)果，應(yīng)用可壓性指數(shù)計算模型，獲取儲層縱向可壓性分布規(guī)律，選取可壓性指數(shù)相對較高的層段，結(jié)合儲層含油氣顯示，優(yōu)選射孔簇。為確保施工安全，以距橋塞、套管節(jié)箍距離≥2 m為原則，適當(dāng)調(diào)整射孔簇。

通過分析射孔簇上下地應(yīng)力差、天然裂縫走向及傾角、水平層理及紋層發(fā)育程度，結(jié)合前期壓裂實踐，預(yù)測單層縫高在15～25 m，為在縱向上充分改造儲層、避免層間過度鋪置，層間距優(yōu)化為15～25 m。

2.2 大規(guī)模改造工藝優(yōu)化

2.2.1 施工排量

凈壓力是形成復(fù)雜裂縫的關(guān)鍵，采用大排量施工是提高縫內(nèi)凈壓力最直接、最有效的途徑[14]。瑪湖頁巖油儲層兩向應(yīng)力差平均為18.5 MPa，為形成復(fù)雜裂縫，壓裂施工過程中裂縫內(nèi)凈壓力需高于18.5 MPa，前期采用常規(guī)改造方式時，在6.0～7.0 m3/min 排量下，縫內(nèi)凈壓力難以滿足需求，導(dǎo)致人工裂縫形態(tài)簡單。為使施工過程中的凈壓力能克服水平應(yīng)力差，滿足復(fù)雜裂縫形成條件，需盡可能提高排量。為實現(xiàn)儲層橫向充分溝通，遵循限壓不限排量原則，結(jié)合管柱強(qiáng)度及井口限壓，將施工排量提高至10～12 m3/min。

2.2.2 體積壓裂工藝

壓裂工藝以“充分打碎儲層”為理念，采用體積壓裂方式大規(guī)模改造，提高儲層有效動用程度。常規(guī)體積壓裂工藝前置液階段采用高黏壓裂液造縫、低黏壓裂液攜帶小粒徑支撐劑充填微細(xì)裂縫，攜砂液階段采用高黏壓裂液攜帶高濃度支撐劑充填人工裂縫，形成高滲通道。為提高人工裂縫的橫向穿透性，在此基礎(chǔ)上，優(yōu)化形成深穿透體積壓裂工藝，前置液階段采用高黏壓裂液攜帶低濃度、小粒徑支撐劑段塞造縫，增強(qiáng)壓裂液造縫強(qiáng)度的同時將支撐劑輸送至裂縫前緣，達(dá)到橫向深穿透效果，采用低黏壓裂液攜帶多級小粒徑支撐劑充填微細(xì)裂縫。

在總加砂量為50 m3、高黏壓裂液施工排量為8 m3/min、低黏壓裂液施工排量為10 m3/min 的條件下，采用數(shù)值模擬方法模擬常規(guī)體積壓裂和深穿透體積壓裂的改造效果，結(jié)果如圖4 所示。由圖4 可以看出，與采用常規(guī)體積壓裂工藝相比，采用深穿透體積壓裂工藝有效支撐縫長增長30%，有效改造范圍擴(kuò)大24%，表明深穿透體積壓裂工藝?yán)趯崿F(xiàn)人工裂縫橫向擴(kuò)展。

圖4 常規(guī)體積壓裂與深穿透體積壓裂效果的對比Fig.4 Performance comparison between conventional volumetric fracturing and deep-penetration volumetric fracturing

對于天然裂縫欠發(fā)育井段，采用深穿透體積壓裂工藝，提高裂縫橫向擴(kuò)展能力；對于天然裂縫發(fā)育井段，采用“低黏壓裂液造復(fù)雜裂縫+高黏壓裂液攜砂”復(fù)合壓裂工藝，利用低黏壓裂液的低摩阻特性溝通微細(xì)裂縫，通過攜帶的粉陶段塞形成支撐，從而提高近井地帶裂縫復(fù)雜程度，增大儲層改造體積。

結(jié)合儲層地質(zhì)特征，通過將深穿透體積壓裂工藝與復(fù)合壓裂工藝結(jié)合，促使人工裂縫復(fù)雜程度不斷提高，達(dá)到充分動用儲層的目的。

2.2.3 安全加砂工藝

前期壓裂主支撐劑采用30/50 目陶粒，油管壓裂平均砂比15%～23%，套管壓裂砂比降至13%～17%，但施工期間均表現(xiàn)出儲層對砂比敏感的特征。為確保支撐劑在人工裂縫內(nèi)有效輸送，采用小粒徑高強(qiáng)度陶粒，同時考慮多尺度裂縫充填效果，采用70/140 目陶粒溝通微細(xì)裂縫，主加砂采用40/70 目陶粒降低砂堵風(fēng)險，尾追30/50 目陶粒，確保長期導(dǎo)流能力。鑒于儲層加砂風(fēng)險高，采用低砂比（平均砂比12%～13%）、緩增幅（20 kg/m3）組合泵注工藝優(yōu)化支撐劑鋪置，實現(xiàn)儲層安全加砂。

2.3 低傷害耐溫聚合物壓裂液

2.3.1 膠狀物成因分析

瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油前期采用胍膠壓裂液，壓裂后多井出現(xiàn)返膠現(xiàn)象，影響現(xiàn)場連續(xù)生產(chǎn)。通過開展儲層巖石礦物成分檢測、地層水分析及壓裂液配伍性試驗，明確了返膠原因?，敽搸r油儲層粒間或?qū)娱g多見方解石、碳酸鈉鈣石、硅硼鈉石等堿性充填礦物，其中硼離子含量達(dá)400 μg/g，鈦離子含量達(dá)6 000 μg/g。地層水為NaHCO3型，偏堿性（pH 值平均為9）。室內(nèi)巖心配伍性試驗中，將40 g巖粉與200 mL 胍膠基液（地層水配制）混合后出現(xiàn)弱交聯(lián)現(xiàn)象，表明胍膠壓裂液在堿性壞境下，與地層中的金屬離子快速交聯(lián)，導(dǎo)致出現(xiàn)返膠現(xiàn)象。此外，地層水礦化度高（21 919～248 251 mg/L），對壓裂液抗鹽性能提出了較高要求。

2.3.2 低傷害耐溫聚合物壓裂液性能評價

大量試驗結(jié)果表明，胍膠等植物膠壓裂液在堿性環(huán)境中均可與硼、鈦、鋯等金屬離子交聯(lián)，為此通過優(yōu)選耐溫抗鹽單體、優(yōu)化分子相對質(zhì)量，合成低傷害且耐溫性能好的聚合物稠化劑，配套pH 值控制劑、交聯(lián)劑等壓裂液功能添加劑，優(yōu)化形成了針對瑪湖頁巖油儲層的低傷害耐溫聚合物壓裂液。為評價該壓裂液的適用性，開展了室內(nèi)巖心傷害評價試驗，試驗結(jié)果表明（見表2），相較于胍膠壓裂液，該壓裂液耐溫可達(dá)180 ℃，交聯(lián)時間30～300 s 可調(diào)，破膠水化徹底，殘渣含量＜50 mg/L，巖心傷害率＜10%，可滿足瑪湖頁巖油儲層低傷害壓裂需求。

表2 低傷害耐溫聚合物壓裂液與胍膠壓裂液巖心傷害試驗結(jié)果Table 2 Core damage test results of low damage temperature resistant polymer fracturing fluid and guanidine gum fracturing fluid

3 現(xiàn)場試驗

瑪湖凹陷風(fēng)城組頁巖油巨厚儲層直井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)在MY1 井進(jìn)行了試驗。該井為部署在準(zhǔn)噶爾盆地西部隆起烏夏斷裂帶的一口重點風(fēng)險探井，完鉆井深5 050 m，試油層段埋深4 579～4 852 m。計算儲層縱向可壓性指數(shù)剖面（見圖5），結(jié)合地質(zhì)顯示，射孔19 簇，根據(jù)人工裂縫縱向擴(kuò)展能力，分9 層壓裂，每層射孔2～3 簇，層間距11～25 m?？紤]管柱強(qiáng)度及井口限壓，將排量提至10～12 m3/min，根據(jù)天然裂縫發(fā)育情況，第2、4 和9 層采用復(fù)合體積壓裂工藝，其余層采用深穿透體積壓裂工藝，在確保橫向充分改造的同時，最大限度溝通天然裂縫。采用低傷害耐溫聚合物壓裂液、70/140 目+40/70 目+30/50 目組合支撐劑，累計入井液量11 282 m3，加砂量443 m3，施工成功率100%。

圖5 MY1 井頁巖油儲層可壓性指數(shù)剖面Fig.5 Compressibility index profile of the shale oil reservoirs in Well MY1

悶井7 d 后開井，采用1.5～3.0 mm 油嘴試產(chǎn)，最高日產(chǎn)油50 m3，最高含油率61%。試采期間該井日產(chǎn)油量較前期鄰井提高了5～10 倍，壓力衰減速度從前期鄰井的平均7.7 MPa/d 降至0.4 MPa/d（見圖6），該井具備連續(xù)生產(chǎn)能力，360 d 累計產(chǎn)油5 480 m3，表明該技術(shù)具有壓后見油早、含油率高、壓力衰減慢等顯著優(yōu)勢。

圖6 MY1 井及鄰井試采日產(chǎn)油量及油套管壓力變化情況Fig.6 Changes in daily oil production and casing pressure in the trial production of Well MY1 and its adjacent wells

壓后微地震監(jiān)測結(jié)果表明，人工裂縫橫向展布以雙翼對稱縫為主，個別層位形成了多條平行縫及交叉縫，裂縫復(fù)雜程度不高，因此后續(xù)還需要針對提高裂縫復(fù)雜程度開展更多研究。通過疊加各層施工曲線，對比各層施工壓力、停泵壓力及壓力變化趨勢，結(jié)合微地震監(jiān)測人工裂縫方位角，初步判斷4～5、7～8 層人工裂縫縱向存在溝通的可能性，但未出現(xiàn)支撐劑過度鋪置現(xiàn)象。

4 結(jié)論與建議

1）通過開展全應(yīng)力應(yīng)變?nèi)S巖石力學(xué)試驗、全巖礦物分析、聲波測試、聲發(fā)射監(jiān)測，明確瑪湖頁巖油儲層天然裂縫較發(fā)育、脆性好，具備復(fù)雜裂縫形成條件，但水平兩向應(yīng)力差大、抗壓強(qiáng)度高，壓裂形成復(fù)雜裂縫需要較高凈壓力。

2）針對瑪湖頁巖油儲層特征及開發(fā)難題，形成了以縱向精細(xì)分層、大規(guī)模組合壓裂工藝、低傷害耐溫聚合物壓裂液3 項關(guān)鍵技術(shù)為核心的直井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)，施工成功率從之前的72%提高到了100%。

3）試驗井MY1 井壓裂后日產(chǎn)油較鄰井提高5～10 倍，壓力衰減速度由前期的7.7 MPa/d 降至0.4 MPa/d，且具備連續(xù)生產(chǎn)能力，有效解決了開發(fā)難題，同時大幅增大了儲層有效動用體積，為瑪湖凹陷深層巨厚頁巖油高效動用和效益開發(fā)提供了新方法。

4）瑪湖凹陷頁巖油儲層埋藏深、抗壓強(qiáng)度高、水平應(yīng)力差大，導(dǎo)致壓裂后人工裂縫復(fù)雜程度不高。建議在直井體積壓裂關(guān)鍵技術(shù)基礎(chǔ)上，進(jìn)一步研究提高人工裂縫復(fù)雜程度的關(guān)鍵技術(shù)。