中國石油頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)進(jìn)展及發(fā)展方向

雷群，翁定為,2，熊生春，劉漢斌，管保山，鄧強(qiáng)，鄢雪梅,2，梁宏波,2，馬澤元,2

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083；2.國家能源致密油氣研發(fā)中心儲(chǔ)集層改造部，河北廊坊 065007；3.中國石油長慶油田公司，西安 710018；4.中國石油吐哈油田公司，新疆哈密 839009）

0 引言

中國頁巖油資源豐富，是中國潛力最大、最具戰(zhàn)略性、最現(xiàn)實(shí)的石油接替資源[1]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，中國頁巖油可采資源量為55×108t，占全球可采資源量的9.7%[2]。中國石油天然氣股份有限公司（以下簡稱中國石油）頁巖油礦權(quán)區(qū)主要分布于松遼、鄂爾多斯、渤海灣、四川、準(zhǔn)噶爾等大型盆地[3]。2010年以來，中國石油大力推進(jìn)頁巖油革命，加強(qiáng)勘探部署，強(qiáng)化風(fēng)險(xiǎn)投入，在鄂爾多斯、準(zhǔn)噶爾、渤海灣、松遼、三塘湖等盆地陸續(xù)開展頁巖油勘探開發(fā)先導(dǎo)試驗(yàn)，取得了重要進(jìn)展。已探明石油地質(zhì)儲(chǔ)量 6.24×108t，控制+預(yù)測儲(chǔ)量24.60×108t，三級(jí)儲(chǔ)量 30.84×108t，頁巖油已逐步成為中國石油原油接替的現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域[4-5]。

儲(chǔ)集層改造技術(shù)是頁巖油開發(fā)的核心利器，借鑒美國頁巖油成功開發(fā)的經(jīng)驗(yàn)，歷經(jīng)10年攻關(guān)，通過引進(jìn)、消化、吸收、創(chuàng)新，目前已形成“長井段水平井完井+多簇射孔+滑溜水?dāng)y砂+分段壓裂”的主體改造技術(shù)系列，截至2019年底，中國石油在鄂爾多斯、松遼等7大頁巖油盆地已建成產(chǎn)能350×104t。然而，中國陸相頁巖油與北美海相頁巖油的油藏品質(zhì)和工程難點(diǎn)差異明顯，普遍具有壓力系數(shù)較低、原油黏度高、流度低、裂縫欠發(fā)育、兩向應(yīng)力差大等特點(diǎn)[6-12]，頁巖油開發(fā)仍面臨產(chǎn)量遞減快、采出程度低、成本高等問題，效益開發(fā)面臨巨大挑戰(zhàn)。

本文通過回顧近年來中國石油頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)的發(fā)展歷程，系統(tǒng)總結(jié)頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)主要進(jìn)展，全面剖析頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)，提出頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)的發(fā)展方向。

1 頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)主要進(jìn)展

自2011年開始，中國石油引進(jìn)北美頁巖油開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)、不斷探索創(chuàng)新，頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)經(jīng)歷了3個(gè)階段：直井常規(guī)壓裂階段、水平井體積壓裂階段、縫控壓裂階段。在頁巖油儲(chǔ)集層改造機(jī)理、縫控壓裂技術(shù)、地質(zhì)工程化一體化儲(chǔ)集層改造設(shè)計(jì)平臺(tái)、低成本壓裂材料及大平臺(tái)立體式開發(fā)方面取得了重要的進(jìn)展。

1.1 頁巖油儲(chǔ)集層改造機(jī)理

重點(diǎn)開展了層理發(fā)育頁巖油儲(chǔ)集層裂縫擴(kuò)展規(guī)律、頁巖油滲吸置換作用機(jī)理、多簇裂縫起裂擴(kuò)展機(jī)理的研究[13-15]。中國陸相頁巖油層理發(fā)育，壓裂過程中裂縫是否能穿過層理，溝通上下儲(chǔ)集體，這將影響水平井箱體布放及儲(chǔ)集層改造工藝的選擇。為此，通過將大型物理模擬實(shí)驗(yàn)和數(shù)值模擬相結(jié)合，研究了層理發(fā)育頁巖油儲(chǔ)集層裂縫擴(kuò)展規(guī)律。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，頁巖油儲(chǔ)集層層理發(fā)育，壓裂裂縫呈現(xiàn)出“磚墻結(jié)構(gòu)”或“魚骨刺結(jié)構(gòu)”，縫高延伸受限。同時(shí)，數(shù)值模擬結(jié)果也表明，隨著層理的密度增加或?qū)永砻婺z結(jié)強(qiáng)度的降低，層理面對(duì)裂縫高度的抑制作用增強(qiáng)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果指導(dǎo)建立了適合層理發(fā)育頁巖油儲(chǔ)集層的逆復(fù)合改造模式：改造初期采用凍膠快速提排量破巖，突破層理縫，然后采用滑溜水段塞加砂激活和支撐層理縫，最后采用凍膠攜砂獲取適度裂縫導(dǎo)流能力。建立了“高速離心-帶壓滲吸-巖心驅(qū)替”全過程物理實(shí)驗(yàn)方法，進(jìn)行滲吸提高采收率定量評(píng)價(jià)。明確了滲吸置換的 3大主要機(jī)理為降低界面張力、改變潤濕性和乳化降黏與增溶。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，滲吸驅(qū)油采收率可提高 4%以上，這為研發(fā)提效降本的新液體提供了理論基礎(chǔ)。建立了射孔與壓裂聯(lián)作大物模實(shí)驗(yàn)方法，研發(fā)特制射孔槍體及射孔彈藥配方，進(jìn)行裸眼、螺旋及平面射孔方式下多簇裂縫起裂擴(kuò)展研究。研究表明，每簇裂縫最終形成單孔延伸狀態(tài)，通過縮短射孔長度、增加射孔簇?cái)?shù)，可以降低破裂壓力，降低近井筒裂縫復(fù)雜度，為段內(nèi)多簇射孔模式優(yōu)化提供理論依據(jù)。實(shí)驗(yàn)結(jié)果指導(dǎo)推動(dòng)了頁巖油單段射孔簇?cái)?shù)由 2～3簇提高到 5～14簇。

1.2 縫控壓裂技術(shù)

為了解決頁巖油儲(chǔ)集層難以“打碎”的問題，在非常規(guī)油氣體積改造技術(shù)[16-20]的基礎(chǔ)上，雷群等提出以“密切割”為主要特征的“縫控儲(chǔ)量”改造優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)及配套技術(shù)方法體系[21-23]。將裂縫的長度、間距、縫高等與儲(chǔ)集層物性、應(yīng)力、井控儲(chǔ)量相結(jié)合進(jìn)行優(yōu)化，優(yōu)化目標(biāo)是縫控產(chǎn)量（裂縫在目標(biāo)時(shí)間內(nèi)采出的油氣量）與井控可采儲(chǔ)量（井所在的油藏單元中油氣儲(chǔ)量）之比趨近1，實(shí)現(xiàn)裂縫對(duì)地下儲(chǔ)量的有效控制和動(dòng)用?？p控壓裂技術(shù)的核心就是需要明確 4個(gè)關(guān)系：①巖石屬性與裂縫擴(kuò)展機(jī)理；②水平段長與布縫密度；③儲(chǔ)集層流體滲流與裂縫流動(dòng)耦合；④人工裂縫與井網(wǎng)井距匹配?？p控壓裂技術(shù)的要點(diǎn)為：壓裂早期介入，縱向上優(yōu)選甜點(diǎn)和層系，模擬縫高擴(kuò)展，確定縱向井間距；橫向上模擬人工縫長，結(jié)合生產(chǎn)動(dòng)態(tài)開展生產(chǎn)歷史擬合，確定平面井間距，實(shí)現(xiàn)一次布井到位；結(jié)合三維應(yīng)力場時(shí)空演化研究，實(shí)施交錯(cuò)布縫、優(yōu)化裂縫參數(shù)，控制泄油面積及可采儲(chǔ)量，實(shí)現(xiàn)一次布縫到位；通過優(yōu)化施工規(guī)模，控制單井成本及產(chǎn)量遞減，實(shí)現(xiàn)一次改造到位。

縫控壓裂技術(shù)在中國石油頁巖油開發(fā)中應(yīng)用效果顯著[24-25]，2016年至2019年，中國石油頁巖油水平井改造井?dāng)?shù) 780口，單井平均壓裂段數(shù)從 9.8段增加到18.9段，單井平均加砂量和液量分別提升了 4.1倍和3.1倍。吐哈油田條湖組頁巖油運(yùn)用縫控壓裂技術(shù)后，水平井井間距從初期400 m逐步調(diào)整到目前的100 m，縫間距由初期30～40 m逐步縮小為目前的8～15 m，段壓裂簇?cái)?shù)由 3～5簇提升至 6～10簇，規(guī)模應(yīng)用 73口井，單井日產(chǎn)油量由初期的13.5 t/d增加到17.0 t/d，與同區(qū)塊鄰井相比，平均單井產(chǎn)量提高25.9%，鄰井見效率由11.6%提高到80.0%，縫控程度由42.1%提高到85.2%，綜合遞減率下降到 20%，區(qū)塊預(yù)測采收率由2.5%提高到 10.2%?？p控壓裂技術(shù)在長慶油田隴東頁巖油開發(fā)示范區(qū)應(yīng)用58口井，井間距由600～1 000 m縮小至200～400 m，段壓裂簇?cái)?shù)由2～3簇提至5～14簇，簇間距由22～30 m縮小至5～12 m，微地震監(jiān)測裂縫控藏程度由 50%～60%提升至 90%以上，單井產(chǎn)量由 10～12 t/d提升至 18 t/d以上，首年遞減率由40%～45%降至35%以下，扭轉(zhuǎn)了產(chǎn)能建設(shè)被動(dòng)局面，助力長慶隴東頁巖油示范區(qū)日產(chǎn)原油突破1 000 t，建成50×104t年產(chǎn)能力。

1.3 地質(zhì)工程一體化儲(chǔ)集層改造設(shè)計(jì)平臺(tái)

在非常規(guī)油氣儲(chǔ)集層復(fù)雜地質(zhì)條件下，只有依托地質(zhì)工程一體化組織和研究平臺(tái)，才能逐步破解開發(fā)難題，更好地發(fā)揮儲(chǔ)集層改造的效果。通過搭建地質(zhì)工程一體化研究“4個(gè)平臺(tái)”，構(gòu)建地質(zhì)工程一體化儲(chǔ)集層改造模式，即：①一體化評(píng)價(jià)平臺(tái)，用于地質(zhì)評(píng)價(jià)、甜點(diǎn)評(píng)價(jià)、力學(xué)評(píng)價(jià)、完井品質(zhì)評(píng)價(jià)；②一體化設(shè)計(jì)平臺(tái)，用于建立地質(zhì)模型、油藏模型、裂縫模型、經(jīng)濟(jì)模型；③一體化分析平臺(tái)，用于壓后跟蹤、措施評(píng)判、效果評(píng)價(jià)、模型修正；④一體化共享平臺(tái)，實(shí)現(xiàn)實(shí)驗(yàn)結(jié)果共享、優(yōu)化方案共享、施工設(shè)計(jì)共享。

中國石油勘探開發(fā)研究院壓裂酸化技術(shù)中心研發(fā)團(tuán)隊(duì)已初步開發(fā)出了 FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件[2,21,26]，這是一套以壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)為核心，集地質(zhì)描述、完井設(shè)計(jì)、壓裂裂縫模擬、壓后產(chǎn)能模擬、經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)、裂縫實(shí)時(shí)監(jiān)測等為一體的地質(zhì)工程一體化壓裂系統(tǒng)軟件，包括 7大關(guān)鍵模塊。該軟件具有如下功能：①地質(zhì)建模模塊通過導(dǎo)入構(gòu)造模型、屬性模型及地質(zhì)力學(xué)模型，建立單井及全區(qū)三維地質(zhì)力學(xué)模型；②壓前分析模塊通過對(duì)儲(chǔ)集層品質(zhì)、完井品質(zhì)的綜合評(píng)價(jià)，優(yōu)選壓裂井段；③壓裂裂縫模擬模塊和壓裂產(chǎn)能模擬模塊可優(yōu)化人工裂縫間距、縫長、施工規(guī)模等參數(shù)；④經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)模塊根據(jù)凈現(xiàn)值模型測算不同方案投資回收期及內(nèi)部收益率，從而進(jìn)行方案經(jīng)濟(jì)性優(yōu)化；⑤實(shí)時(shí)決策和數(shù)據(jù)庫及數(shù)據(jù)分析模塊，融合了大數(shù)據(jù)、現(xiàn)場及遠(yuǎn)程決策功能，可提高輸入?yún)?shù)的準(zhǔn)確性、優(yōu)化設(shè)計(jì)的合理性。

一體化的評(píng)價(jià)、設(shè)計(jì)及分析提高了優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)鉆遇率，提升了頁巖油壓裂效果。新疆油田吉木薩爾頁巖油在先導(dǎo)試驗(yàn)階段，10口水平井初期單井日產(chǎn)油5.9～40.8 t，未達(dá)到方案設(shè)計(jì)的單井初產(chǎn) 40 t/d、兩年期單井累產(chǎn)1.5×104t的產(chǎn)能指標(biāo)。通過強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化研究，明確優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)集層鉆遇率為壓后產(chǎn)量的地質(zhì)保障[27]。在開發(fā)試驗(yàn)階段，采用旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導(dǎo)向及薄砂層探邊等水平井軌跡精細(xì)控制技術(shù)。相對(duì)于前期水平井不足 70%的鉆遇率，JHW023井、JHW025井油層鉆遇率提高到100%，優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)鉆遇率分別為 96%、92%，結(jié)合密切割高強(qiáng)度縫控壓裂，壓后最高單井日產(chǎn)油分別達(dá)到 88.3 t、108.3 t，平均240 d單井累產(chǎn)超1.0×104t。長慶油田綜合黃土山地三維地震、頁巖油測井精細(xì)評(píng)價(jià)、水平井軌跡導(dǎo)向等技術(shù)，實(shí)現(xiàn)頁巖油甜點(diǎn)的有效預(yù)測，三疊系延長組長7段頁巖油55口水平井采用地質(zhì)導(dǎo)向，油層鉆遇率提高15%。

1.4 低成本材料技術(shù)

1.4.1 低成本壓裂封隔工具

封隔工具已成為頁巖油水平井分段壓裂的關(guān)鍵工具，而橋塞是頁巖油改造的主體封隔工具，應(yīng)用比例超過95%。橋塞分段壓裂具有分段壓裂層數(shù)不受限制、能實(shí)現(xiàn)大規(guī)模大排量體積壓裂、橋塞鉆銑完后井筒暢通等優(yōu)勢。中國石油水平井壓裂所用橋塞最初是從國外高價(jià)引進(jìn)的速鉆復(fù)合橋塞，經(jīng)過多年研究，目前已研制了可溶橋塞、可溶球座，實(shí)現(xiàn)了國產(chǎn)化并規(guī)模應(yīng)用，為提高封隔與作業(yè)效率提供了新手段。研制的可溶橋塞涵蓋多種規(guī)格，溶解時(shí)間7～14 d可控，推動(dòng)了國內(nèi)非常規(guī)油氣作業(yè)方式的轉(zhuǎn)變，迫使國外產(chǎn)品價(jià)格由19.7萬元降低至3.5萬元，提高了中國石油分段壓裂技術(shù)核心競爭力。研制的可溶球座承壓能力達(dá)到70 MPa，7 d內(nèi)可全部溶解[28]，長慶油田規(guī)模應(yīng)用189口井3 600余段，實(shí)現(xiàn)單井壓裂43段和28 h清理24個(gè)球座的技術(shù)指標(biāo)。

為了實(shí)現(xiàn)段內(nèi)多簇壓裂改造，研發(fā)了模塊化分簇射孔槍。典型的分簇射孔槍均依靠導(dǎo)線實(shí)現(xiàn)簇間傳導(dǎo)及選發(fā)控制，現(xiàn)場裝配復(fù)雜、易出錯(cuò)、效率低。采用新研發(fā)的模塊化射孔工具，結(jié)合配套管柱優(yōu)選、井筒通過能力改進(jìn)、點(diǎn)火穩(wěn)定性設(shè)計(jì)、泵送參數(shù)優(yōu)化等方面的關(guān)鍵技術(shù)，20 m防噴管可實(shí)現(xiàn)電纜一次下井、傳輸15～20簇射孔（管串長度16.4～17.6 m），現(xiàn)場已成功試驗(yàn)單段12簇射孔，極大地提高了現(xiàn)場裝配效率和質(zhì)量，大幅降低作業(yè)勞動(dòng)強(qiáng)度。

1.4.2 低成本改造材料

相較于常規(guī)儲(chǔ)集層改造，頁巖油大規(guī)模體積改造壓裂液及支撐劑用量大，因而壓裂液及支撐劑是降低成本的主攻方向。近年來，壓裂液朝著研發(fā)變黏滑溜水、可回收滑溜水及提高滑溜水使用比例的方向發(fā)展，而支撐劑逐步向石英砂替代陶粒的方向發(fā)展。

中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的變黏滑溜水體系，質(zhì)量分?jǐn)?shù)在0.01%～0.10%，黏度在2～30 mPa·s內(nèi)可調(diào)，可以實(shí)現(xiàn)滑溜水與攜砂液的自由轉(zhuǎn)換，變黏前降阻率為80%，變黏后為70%。EM30、EM50型低成本可回收滑溜水體系在長慶油田得到廣泛應(yīng)用，在質(zhì)量分?jǐn)?shù) 0.03%～0.08%下液體的降阻率可達(dá) 70%～80%。近年來中國頁巖油儲(chǔ)集層改造滑溜水使用比例也逐年上升，目前約占 70%，吐哈油田條湖組頁巖油滑溜水使用比例由36.5%提升至82.8%；新疆油田吉木薩爾頁巖油滑溜水使用比例提升至50%～60%。

近期，支撐劑的研究及應(yīng)用以石英砂替代陶粒為主，大幅降低壓裂材料的費(fèi)用。通過實(shí)驗(yàn)方法論證石英砂替代陶粒的可行性，建立了考慮應(yīng)力狀態(tài)、鋪置濃度和生產(chǎn)制度的導(dǎo)流能力評(píng)價(jià)方法，明確了頁巖油水平井多段多簇壓裂模式下支撐劑有效受力可降低50%～60%，石英砂能滿足3 500 m以淺頁巖油儲(chǔ)集層導(dǎo)流需求。此外，平行板物模實(shí)驗(yàn)及數(shù)值模擬結(jié)果表明，小粒徑石英砂可長距離運(yùn)移，通過多級(jí)組合支撐、多層鋪置，支撐剖面進(jìn)一步優(yōu)化。中國石油勘探與生產(chǎn)分公司組織中國石油勘探開發(fā)研究院及多個(gè)油田開展石英砂試驗(yàn)，石英砂應(yīng)用比例由2014年的47.9%提高到2020年的71.5%。長慶油田頁巖油壓裂已全部采用石英砂作為支撐劑。新疆油田瑪湖3 500 m以淺頁巖油已全部采用石英砂替代陶粒，2020年3月至8月節(jié)約支撐劑費(fèi)用達(dá)5.9億元。

1.5 大平臺(tái)立體開發(fā)模式

為應(yīng)對(duì)低油價(jià)，北美提出高效率的全油田水平井立體開發(fā)新理論，采用多層疊置立體開發(fā)，強(qiáng)調(diào)一次布井到位，一次完井到位，立體壓裂，實(shí)現(xiàn)縱向資源的全動(dòng)用，確保非常規(guī)油氣的高效開發(fā)。二疊盆地2010年以來采用大平臺(tái)立體開發(fā)模式，單平臺(tái)井?dāng)?shù)大于20口，Wolfcamp層水平段長1 500～3 000 m，Spraberry層水平段長1 500～2 000 m，層內(nèi)井距85～150 m，層間井距85 m，單井成本降低15%～30%，產(chǎn)量增幅為15%～25%[29]。

中國石油頁巖油開發(fā)按照“多層系、立體式、大井叢、工廠化”的思路，在長慶油田華 H60、新疆油田瑪 131等井區(qū)探索大平臺(tái)多層布井、立體式壓裂新模式。長慶油田華H60平臺(tái)3小層部署22口井，平均水平段長1 507 m，井均壓裂20.8段121簇，建成后平臺(tái)日產(chǎn)油360 t，年產(chǎn)油11×104t。新疆油田瑪131平臺(tái)立體部署12口井，壓裂331段1 132條裂縫，平臺(tái)單井平均產(chǎn)量較鄰井同期平均增產(chǎn)15 t/d，預(yù)計(jì)采收率由10%提高到17%[30]。

2 頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)面臨的挑戰(zhàn)

總體來說，現(xiàn)階段中國石油頁巖油仍處于建產(chǎn)早期階段，長慶、新疆、吐哈等油田進(jìn)展相對(duì)較快，但在當(dāng)前油價(jià)背景下，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益動(dòng)用難度較大。長慶油田頁巖油300×104t整體開發(fā)方案預(yù)測EUR（單井預(yù)測最終可采儲(chǔ)量）2.4×104t，折合平均單井成本為2 524元/t，約 50美元/bbl（315 美元/m3）。新疆油田吉木薩爾頁巖油2019年鉆壓成本6 100萬元，預(yù)測EUR為2.6×104t，階梯油價(jià)計(jì)算內(nèi)部收益率為-6.2%。筆者認(rèn)為主要存在以下4個(gè)方面的挑戰(zhàn)。

2.1 頁巖油縱向多層疊置分布，立體開發(fā)改造技術(shù)面臨挑戰(zhàn)

與北美海相盆地廣覆式穩(wěn)定分布的頁巖油儲(chǔ)集層不同的是，中國陸相頁巖油具有平面非均質(zhì)強(qiáng)、縱向多層疊置等特征，以往采用單層布井，面臨動(dòng)用程度差、成本高等難題。北美采用水平井立體式改造取得顯著成效，是可以借鑒的重要思路，但在油藏精細(xì)描述、甜點(diǎn)識(shí)別、平臺(tái)布井、井距優(yōu)化、立體改造方案設(shè)計(jì)等方面仍需深入研究。重點(diǎn)需要攻關(guān)如下幾個(gè)問題：①甜點(diǎn)識(shí)別與水平井軌跡設(shè)計(jì)；②效益最大化的最佳井密度；③立體布井井型的最佳交錯(cuò)井距；④多井應(yīng)該上下疊置還是交錯(cuò)排列；⑤水力裂縫在垂直方向上是否有重合；⑥最佳壓裂方式是自上而下還是自下而上；⑦如何防止子母井的裂縫“碰撞”。

2.2 頁巖油儲(chǔ)集層流體流動(dòng)規(guī)律復(fù)雜，壓裂優(yōu)化方案質(zhì)量面臨挑戰(zhàn)

頁巖油儲(chǔ)集層滲透率在納達(dá)西級(jí)，儲(chǔ)集層流體流動(dòng)規(guī)律復(fù)雜、多變，影響效益的井距、縫間距、施工規(guī)模等參數(shù)與EUR的關(guān)系仍需優(yōu)化。例如，針對(duì)井距優(yōu)化，在現(xiàn)場試驗(yàn)中，吐哈油田條湖組頁巖油井距由最初的400 m逐步調(diào)整為目前的100 m，未發(fā)現(xiàn)井間竄通的情況，但長慶油田頁巖油在試驗(yàn)200 m井距時(shí)，出現(xiàn)較多的井間竄通情況。因此，還需繼續(xù)研究不同頁巖油儲(chǔ)集層壓裂裂縫的控藏體積、流體流動(dòng)規(guī)律，有針對(duì)性地進(jìn)行壓裂參數(shù)的優(yōu)化，使壓裂方案設(shè)計(jì)更加科學(xué)。同時(shí)，由于人工裂縫的形態(tài)復(fù)雜，裂縫長度、高度、寬度的評(píng)價(jià)既是認(rèn)識(shí)裂縫指導(dǎo)壓裂方案設(shè)計(jì)的重要部分，也是指導(dǎo)油氣井全生命周期生產(chǎn)的重要依據(jù)，亟待發(fā)展能夠識(shí)別并定量表征復(fù)雜縫網(wǎng)尺度的裂縫診斷技術(shù)。

2.3 早期開發(fā)井井間距、簇間距大，井間及縫間剩余儲(chǔ)量動(dòng)用面臨挑戰(zhàn)

頁巖油開發(fā)早期，由于水平井技術(shù)不配套，井間距基本在400 m，后期現(xiàn)場取心、生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析等均表明，現(xiàn)有工程技術(shù)條件下人工裂縫的長度在100 m以下，使得井間存在大量未動(dòng)用儲(chǔ)量。二次井網(wǎng)加密后，由于儲(chǔ)集層的非均質(zhì)性，后期加密井壓裂受前期鄰井的應(yīng)力場干擾影響，子母井壓裂時(shí)容易發(fā)生壓力沖擊（frac-hit），因此，需繼續(xù)攻關(guān)減小壓力沖擊的措施。同時(shí)，開發(fā)初期的水平井由于簇間距大、施工排量較低，使得改造不徹底，縫間存在未動(dòng)用儲(chǔ)量，重復(fù)壓裂就成為頁巖油水平井全生命周期必須面對(duì)的問題。重復(fù)壓裂主要面臨 5個(gè)方面的挑戰(zhàn)：①剩余油分布特征描述難度大，滲流場表征重構(gòu)難；②復(fù)壓前應(yīng)力場變化規(guī)律復(fù)雜，動(dòng)態(tài)應(yīng)力場重構(gòu)難；③已壓井筒有效封隔工具缺乏，水平井井筒重構(gòu)難；④評(píng)價(jià)復(fù)壓時(shí)機(jī)技術(shù)手段欠缺，確定復(fù)壓時(shí)間點(diǎn)難；⑤重復(fù)壓裂效果評(píng)價(jià)方法局限，效果再評(píng)估方法需創(chuàng)新。

2.4 水平井分段多簇大規(guī)模壓裂成為頁巖油主體改造技術(shù)，低成本改造技術(shù)面臨挑戰(zhàn)

壓裂段數(shù)和加砂強(qiáng)度增加，而鉆井速度變得更快，導(dǎo)致鉆完井成本中壓裂成本占比增加，因此降低壓裂成本、提高頁巖油井產(chǎn)能才能有效應(yīng)對(duì)低油價(jià)沖擊[31]。通過平臺(tái)布井、工廠化作業(yè)，壓裂時(shí)效已由單日 4.2段提高至10段，但頁巖油平均單平臺(tái)井?dāng)?shù)相對(duì)較少，受各種因素制約，平均壓裂時(shí)效仍然偏低（2～5段/d），與北美大平臺(tái)工廠化作業(yè)仍存在較大差距。部分頁巖油開發(fā)區(qū)塊滑溜水使用比例提升困難，滑溜水使用比例平均61.5%，最高85.5%。石英砂替代陶粒雖有序推進(jìn)，但運(yùn)輸成本占比偏高，通過壓裂材料降本難度加大。

3 頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)發(fā)展方向

陸相頁巖油是中國陸上油氣勘探從“源外”走向“源內(nèi)”的必然選擇，中高成熟度頁巖油是近期石油勘探開發(fā)的現(xiàn)實(shí)領(lǐng)域，儲(chǔ)集層改造在頁巖油效益勘探開發(fā)中必將發(fā)揮更重要的作用。結(jié)合中國石油頁巖油儲(chǔ)集層改造對(duì)象、改造技術(shù)需求，通過梳理頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)主要進(jìn)展、面臨挑戰(zhàn)，認(rèn)為中國石油頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)應(yīng)借鑒北美頁巖油開發(fā)成功經(jīng)驗(yàn)，發(fā)展方向應(yīng)集中在以下幾個(gè)方面。

3.1 強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化研究，充分發(fā)揮儲(chǔ)集層改造作用

3.1.1 深化儲(chǔ)集層改造相關(guān)基礎(chǔ)理論研究

需進(jìn)一步加強(qiáng)頁巖油儲(chǔ)集層地應(yīng)力場與井網(wǎng)部署、巖石力學(xué)與裂縫擴(kuò)展、支撐劑輸送與裂縫導(dǎo)流等基礎(chǔ)研究，明確地質(zhì)甜點(diǎn)與工程甜點(diǎn)，揭示地層流固耦合作用機(jī)理，提高頁巖油儲(chǔ)集層改造的針對(duì)性。通過運(yùn)用三維地質(zhì)建模技術(shù)以及開展關(guān)鍵參數(shù)空間分布、可壓性、可采性定量評(píng)價(jià)，精準(zhǔn)刻畫甜點(diǎn)，提升甜點(diǎn)識(shí)別和預(yù)測技術(shù)；進(jìn)行壓前地應(yīng)力場建模，開展隨鉆應(yīng)力測量、三維地應(yīng)力場時(shí)空演化預(yù)測，進(jìn)行動(dòng)態(tài)地應(yīng)力場描述，掌握實(shí)時(shí)地應(yīng)力分布；完善巖石力學(xué)與裂縫擴(kuò)展規(guī)律認(rèn)識(shí)，建立高溫巖石力學(xué)、大物模層理與弱面裂縫擴(kuò)展及三維表征技術(shù)，揭示裂縫起裂規(guī)律及其主控因素；研發(fā)大型輸砂物理模型，研究滑溜水逆序輸砂改造模式下的支撐劑輸送與沉降特征，指導(dǎo)壓裂液類型及參數(shù)優(yōu)化。

3.1.2 建立水力裂縫研究現(xiàn)場試驗(yàn)室

充分借鑒國內(nèi)外現(xiàn)場試驗(yàn)成果[32-35]（見表1），以提高單井產(chǎn)量和儲(chǔ)量動(dòng)用程度探索為試驗(yàn)重點(diǎn)，在重點(diǎn)頁巖油區(qū)建立一體化礦場試驗(yàn)室，開展壓裂工藝、材料、施工參數(shù)與規(guī)模優(yōu)化研究，試驗(yàn)提產(chǎn)降本增效壓裂技術(shù)，建立高產(chǎn)井模板，指導(dǎo)頁巖油氣高效開發(fā)。在現(xiàn)場試驗(yàn)室綜合應(yīng)用 DFIT（流體注入診斷測試）、全直徑取心、示蹤劑、微地震、DTS/DAS/DSS（分布式拉曼溫度傳感系統(tǒng)/分布式微擾振動(dòng)聲傳感系統(tǒng)/分布式應(yīng)變傳感系統(tǒng)）、CSEM（可控源電磁法）等多種監(jiān)測和評(píng)估技術(shù)，深化對(duì)裂縫形態(tài)等科學(xué)問題的認(rèn)識(shí)，指導(dǎo)井間距、縫間距、壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化調(diào)整及重復(fù)壓裂措施選擇等。

表1 北美頁巖油氣現(xiàn)場試驗(yàn)室監(jiān)測方法及取得的認(rèn)識(shí)

3.1.3 完善地質(zhì)工程一體化儲(chǔ)集層改造軟件平臺(tái)

中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的 FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件平臺(tái)已見雛形，應(yīng)繼續(xù)借鑒國際最先進(jìn)成果和全世界主流商業(yè)軟件優(yōu)點(diǎn)，確立國際標(biāo)準(zhǔn)，實(shí)現(xiàn)模塊間無縫銜接的一體化理念和信息化、智能化趨勢。根據(jù)中國油氣儲(chǔ)集層復(fù)雜的地質(zhì)特征，開展頂層設(shè)計(jì)，設(shè)置功能模塊，結(jié)合技術(shù)創(chuàng)新成果，持續(xù)開發(fā)并完善FrSmart地質(zhì)工程一體化壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)軟件平臺(tái)，使其功能更加實(shí)用、模型更加先進(jìn)、性能更加完善，并逐步實(shí)現(xiàn)信息化、智能化。

3.2 深化縫控改造技術(shù)，提高頁巖油儲(chǔ)量動(dòng)用水平

如前文所述，中國石油頁巖油開發(fā)推行縫控改造技術(shù)，取得了顯著的成效。北美非常規(guī)壓裂作業(yè)參數(shù)表現(xiàn)為先持續(xù)強(qiáng)化而后進(jìn)行回調(diào)，說明縫間距及施工規(guī)模存在最優(yōu)值[36-38]。因此還需繼續(xù)深化縫控改造技術(shù)，加大巖石屬性與裂縫擴(kuò)展機(jī)理、水平段長與布縫密度、儲(chǔ)集層流體滲流與裂縫流動(dòng)耦合、人工裂縫與井網(wǎng)井距匹配4大關(guān)系的研究。以3～5年為投資回報(bào)期，形成不同地區(qū)、不同儲(chǔ)集層條件下頁巖油水平井最優(yōu)井距、裂縫間距、經(jīng)濟(jì)導(dǎo)流能力、施工規(guī)模等優(yōu)化圖版，實(shí)現(xiàn)裂縫對(duì)儲(chǔ)量的最大控制及動(dòng)用。

3.3 推進(jìn)頁巖油水平井立體開發(fā)技術(shù)實(shí)踐，實(shí)現(xiàn)縱向多層有效動(dòng)用

北美非常規(guī)油氣從探索加密井、立體逐層開發(fā)到立體整體開發(fā)，目前全面進(jìn)入水平井立體開發(fā)階段。依靠鉆井速度的大幅提升，采用多層水平井模式，縱向上交錯(cuò)疊置布井，提高縱向剖面儲(chǔ)量動(dòng)用率，實(shí)現(xiàn)提質(zhì)增效。國內(nèi)頁巖油“多層系、立體式、工廠化”建產(chǎn)模式剛剛起步，應(yīng)借鑒北美經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)頁巖油儲(chǔ)集層縱向上多層疊置特征，開展多層系平臺(tái)布井方式、水平井井眼軌跡、最佳井網(wǎng)密度、立體壓裂模式、裂縫形態(tài)等研究，實(shí)現(xiàn)非常規(guī)資源的效益開發(fā)。加強(qiáng)頁巖油地質(zhì)力學(xué)研究，縮短現(xiàn)場甜點(diǎn)認(rèn)識(shí)迭代周期，提高陸相頁巖油甜點(diǎn)識(shí)別精度，確定水平井的最佳目的層；優(yōu)化效益最大化的立體布井井型、層間及層內(nèi)最佳井距；優(yōu)化實(shí)現(xiàn)縱向儲(chǔ)量波及最大化的壓裂方式及參數(shù)。

3.4 開展頁巖油水平井重復(fù)壓裂技術(shù)攻關(guān)，助推縫間剩余儲(chǔ)量高效挖潛

根據(jù)前述頁巖油水平井重復(fù)壓裂面臨的5項(xiàng)挑戰(zhàn)，開展水平井重復(fù)壓裂技術(shù)攻關(guān)，形成“剩余油描述、應(yīng)力場分析、前次壓裂評(píng)估、復(fù)壓時(shí)機(jī)優(yōu)選、規(guī)模設(shè)計(jì)、套管再造、壓后跟蹤”等系列配套技術(shù)，實(shí)現(xiàn)滲流場、應(yīng)力場、裂縫系統(tǒng)的“再匹配”，提高改造效果。在套管再造技術(shù)方面，北美已形成成熟的可膨脹尾管和尾管固井技術(shù)，其中可膨脹尾管可以提高套管柱承壓的整體性，139.7 mm（5.5 in）套管修復(fù)后通徑大于106 mm，抗內(nèi)壓70 MPa，抗外壓35 MPa[39]。尾管固井是在114.3 mm（4.5 in）或139.7 mm（5.5 in）套管中下入88.9 mm（3.5 in）、101.6 mm（4.0 in）或114.3 mm（4.5 in）尾管，適用井底溫度100～180 ℃、水平段長760～2 100 m[40-41]。哈里伯頓統(tǒng)計(jì)該技術(shù)從2016年開始已在Haynesville成功應(yīng)用112口井以上，平均EUR提高了約150%；康菲石油公司每年水平井重復(fù)壓裂100口左右，主體采用尾管固井重復(fù)壓裂技術(shù)[42-43]。而中國重復(fù)壓裂主體技術(shù)依然是動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向和雙封單卡，動(dòng)態(tài)多級(jí)暫堵轉(zhuǎn)向由于原有射孔和裂縫衰竭區(qū)的影響，新裂縫起裂難度較大，增產(chǎn)效果無法預(yù)測，而雙封單卡作業(yè)時(shí)效性較差，因此需要攻關(guān)可膨脹尾管、尾管固井重復(fù)壓裂技術(shù)。

3.5 發(fā)展低成本改造配套技術(shù)，助力油田開發(fā)降本增效

3.5.1 研發(fā)頁巖油水平井分段改造工具

關(guān)鍵工具及裝備與生產(chǎn)力緊密相關(guān)，也是降本增效的增長點(diǎn)。需加強(qiáng)可溶橋塞及多簇射孔工具的研發(fā)力度。攻關(guān)完善免膠筒全金屬可溶橋塞，改進(jìn)座封方式，研制適用不同套管規(guī)格、鋼級(jí)和不同溫度等復(fù)雜井況的全金屬可溶橋塞系列工具，實(shí)現(xiàn)壓后橋塞免鉆磨、免沖洗，提高作業(yè)效率。在多簇射孔工具方面，北美模塊化射孔與高效座封工具座封成功率達(dá) 99%，最高段內(nèi)射孔24簇，而中國為14簇，亟待攻關(guān)高效率長水平段分簇射孔工具，實(shí)現(xiàn)單段20簇以上安全射孔。

3.5.2 持續(xù)降低壓裂材料成本

應(yīng)提高低成本滑溜水使用比例，北美頁巖油滑溜水使用比例已達(dá)到100%，中國頁巖油滑溜水占比仍較低，約70%。強(qiáng)化壓裂液液體回收利用，利用油田“污水”、回注水、返排分離液或沙漠淺層水直接配制壓裂液，大幅度降低壓裂液的環(huán)境污染風(fēng)險(xiǎn)，為壓裂液“不落地”提供技術(shù)保障。根據(jù)中國頁巖油儲(chǔ)集層特點(diǎn)、應(yīng)力加載條件，加大低成本石英砂支撐劑的現(xiàn)場試驗(yàn)及推廣力度，加大石英砂替代陶粒比例，加快石英砂砂源本地化、經(jīng)濟(jì)化評(píng)價(jià)，培育石英砂產(chǎn)業(yè)基地，實(shí)現(xiàn)對(duì)壓裂支撐劑成本的有效控制。

3.5.3 信息化建設(shè)

伴隨著信息化快速發(fā)展，儲(chǔ)集層改造系統(tǒng)涉及油藏信息、油套管參數(shù)、射孔程度、封隔工具性能、改造方案、地面井口狀況、壓裂設(shè)備狀態(tài)、儀器儀表監(jiān)控等多個(gè)方面。通過物聯(lián)網(wǎng)實(shí)現(xiàn)以上各個(gè)環(huán)節(jié)的信息采集、交流、集成、指揮并賦予其人工智能，最終實(shí)現(xiàn)儲(chǔ)集層改造的人工智能化。信息技術(shù)能提高工廠化作業(yè)水平，助力全周期降本增效。

國際石油公司普遍將“非常規(guī)”和“大數(shù)據(jù)”進(jìn)行融合，建立了包括運(yùn)營、生產(chǎn)、建井、油藏工程及地球科學(xué)等方面的大數(shù)據(jù)湖，助力縮短鉆井周期，優(yōu)化完井設(shè)計(jì)，降低非常規(guī)油氣開發(fā)成本[44]。

中國石油正持續(xù)加強(qiáng)信息化建設(shè)，可基于夢(mèng)想云平臺(tái)協(xié)同研究環(huán)境，建設(shè)壓裂酸化遠(yuǎn)程決策指揮中心，發(fā)展大數(shù)據(jù)技術(shù)，實(shí)現(xiàn)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)、施工監(jiān)測和遠(yuǎn)程診斷、壓后評(píng)估的全過程在線支撐，助力全流程提質(zhì)增效。

4 結(jié)語

經(jīng)過10余年的發(fā)展，中國石油頁巖油儲(chǔ)集層改造技術(shù)在儲(chǔ)集層改造機(jī)理、縫控壓裂技術(shù)、地質(zhì)工程一體化儲(chǔ)集層改造設(shè)計(jì)平臺(tái)、低成本材料技術(shù)、大平臺(tái)立體開發(fā)模式 5個(gè)方面取得了顯著進(jìn)展，有效支撐了長慶、新疆等油田頁巖油的產(chǎn)能建設(shè)。但總體來說，中國頁巖油開發(fā)尚處于起步階段，在當(dāng)前油價(jià)長期處于中低位徘徊的情況下，實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益動(dòng)用挑戰(zhàn)較大，對(duì)儲(chǔ)集層改造技術(shù)的需求不斷增加、技術(shù)難度更高。應(yīng)強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化研究、深化縫控改造技術(shù)、推進(jìn)頁巖油水平井立體開發(fā)技術(shù)實(shí)踐、開展頁巖油水平井重復(fù)壓裂技術(shù)攻關(guān)、發(fā)展低成本改造配套技術(shù)，探索適合于不同區(qū)塊、不同儲(chǔ)集層特征的頁巖油改造技術(shù)體系，努力實(shí)現(xiàn)頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，推動(dòng)頁巖油成為新的戰(zhàn)略增長點(diǎn)，切實(shí)保障國家能源安全。