中國石油頁巖油儲集層改造技術進展及發(fā)展方向

雷群，翁定為,2，熊生春，劉漢斌，管保山，鄧強，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)實的石油接替資源[1]。據(jù)統(tǒng)計，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）頁巖油礦權區(qū)主要分布于松遼、鄂爾多斯、渤海灣、四川、準噶爾等大型盆地[3]。2010年以來，中國石油大力推進頁巖油革命，加強勘探部署，強化風險投入，在鄂爾多斯、準噶爾、渤海灣、松遼、三塘湖等盆地陸續(xù)開展頁巖油勘探開發(fā)先導試驗，取得了重要進展。已探明石油地質儲量 6.24×108t，控制+預測儲量24.60×108t，三級儲量 30.84×108t，頁巖油已逐步成為中國石油原油接替的現(xiàn)實領域[4-5]。

儲集層改造技術是頁巖油開發(fā)的核心利器，借鑒美國頁巖油成功開發(fā)的經驗，歷經10年攻關，通過引進、消化、吸收、創(chuàng)新，目前已形成“長井段水平井完井+多簇射孔+滑溜水攜砂+分段壓裂”的主體改造技術系列，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和工程難點差異明顯，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、兩向應力差大等特點[6-12]，頁巖油開發(fā)仍面臨產量遞減快、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集層改造技術的發(fā)展歷程，系統(tǒng)總結頁巖油儲集層改造技術主要進展，全面剖析頁巖油儲集層改造技術面臨的挑戰(zhàn)，提出頁巖油儲集層改造技術的發(fā)展方向。

1 頁巖油儲集層改造技術主要進展

自2011年開始，中國石油引進北美頁巖油開發(fā)成功經驗、不斷探索創(chuàng)新，頁巖油儲集層改造技術經歷了3個階段：直井常規(guī)壓裂階段、水平井體積壓裂階段、縫控壓裂階段。在頁巖油儲集層改造機理、縫控壓裂技術、地質工程化一體化儲集層改造設計平臺、低成本壓裂材料及大平臺立體式開發(fā)方面取得了重要的進展。

1.1 頁巖油儲集層改造機理

重點開展了層理發(fā)育頁巖油儲集層裂縫擴展規(guī)律、頁巖油滲吸置換作用機理、多簇裂縫起裂擴展機理的研究[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，溝通上下儲集體，這將影響水平井箱體布放及儲集層改造工藝的選擇。為此，通過將大型物理模擬實驗和數(shù)值模擬相結合，研究了層理發(fā)育頁巖油儲集層裂縫擴展規(guī)律。實驗結果表明，頁巖油儲集層層理發(fā)育，壓裂裂縫呈現(xiàn)出“磚墻結構”或“魚骨刺結構”，縫高延伸受限。同時，數(shù)值模擬結果也表明，隨著層理的密度增加或層理面膠結強度的降低，層理面對裂縫高度的抑制作用增強。實驗結果指導建立了適合層理發(fā)育頁巖油儲集層的逆復合改造模式：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流能力。建立了“高速離心-帶壓滲吸-巖心驅替”全過程物理實驗方法，進行滲吸提高采收率定量評價。明確了滲吸置換的 3大主要機理為降低界面張力、改變潤濕性和乳化降黏與增溶。實驗結果表明，滲吸驅油采收率可提高 4%以上，這為研發(fā)提效降本的新液體提供了理論基礎。建立了射孔與壓裂聯(lián)作大物模實驗方法，研發(fā)特制射孔槍體及射孔彈藥配方，進行裸眼、螺旋及平面射孔方式下多簇裂縫起裂擴展研究。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、增加射孔簇數(shù)，可以降低破裂壓力，降低近井筒裂縫復雜度，為段內多簇射孔模式優(yōu)化提供理論依據(jù)。實驗結果指導推動了頁巖油單段射孔簇數(shù)由 2～3簇提高到 5～14簇。

1.2 縫控壓裂技術

為了解決頁巖油儲集層難以“打碎”的問題，在非常規(guī)油氣體積改造技術[16-20]的基礎上，雷群等提出以“密切割”為主要特征的“縫控儲量”改造優(yōu)化設計技術及配套技術方法體系[21-23]。將裂縫的長度、間距、縫高等與儲集層物性、應力、井控儲量相結合進行優(yōu)化，優(yōu)化目標是縫控產量（裂縫在目標時間內采出的油氣量）與井控可采儲量（井所在的油藏單元中油氣儲量）之比趨近1，實現(xiàn)裂縫對地下儲量的有效控制和動用?？p控壓裂技術的核心就是需要明確 4個關系：①巖石屬性與裂縫擴展機理；②水平段長與布縫密度；③儲集層流體滲流與裂縫流動耦合；④人工裂縫與井網井距匹配?？p控壓裂技術的要點為：壓裂早期介入，縱向上優(yōu)選甜點和層系，模擬縫高擴展，確定縱向井間距；橫向上模擬人工縫長，結合生產動態(tài)開展生產歷史擬合，確定平面井間距，實現(xiàn)一次布井到位；結合三維應力場時空演化研究，實施交錯布縫、優(yōu)化裂縫參數(shù)，控制泄油面積及可采儲量，實現(xiàn)一次布縫到位；通過優(yōu)化施工規(guī)模，控制單井成本及產量遞減，實現(xiàn)一次改造到位。

縫控壓裂技術在中國石油頁巖油開發(fā)中應用效果顯著[24-25]，2016年至2019年，中國石油頁巖油水平井改造井數(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用縫控壓裂技術后，水平井井間距從初期400 m逐步調整到目前的100 m，縫間距由初期30～40 m逐步縮小為目前的8～15 m，段壓裂簇數(shù)由 3～5簇提升至 6～10簇，規(guī)模應用 73口井，單井日產油量由初期的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)塊預測采收率由2.5%提高到 10.2%?？p控壓裂技術在長慶油田隴東頁巖油開發(fā)示范區(qū)應用58口井，井間距由600～1 000 m縮小至200～400 m，段壓裂簇數(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，扭轉了產能建設被動局面，助力長慶隴東頁巖油示范區(qū)日產原油突破1 000 t，建成50×104t年產能力。

1.3 地質工程一體化儲集層改造設計平臺

在非常規(guī)油氣儲集層復雜地質條件下，只有依托地質工程一體化組織和研究平臺，才能逐步破解開發(fā)難題，更好地發(fā)揮儲集層改造的效果。通過搭建地質工程一體化研究“4個平臺”，構建地質工程一體化儲集層改造模式，即：①一體化評價平臺，用于地質評價、甜點評價、力學評價、完井品質評價；②一體化設計平臺，用于建立地質模型、油藏模型、裂縫模型、經濟模型；③一體化分析平臺，用于壓后跟蹤、措施評判、效果評價、模型修正；④一體化共享平臺，實現(xiàn)實驗結果共享、優(yōu)化方案共享、施工設計共享。

中國石油勘探開發(fā)研究院壓裂酸化技術中心研發(fā)團隊已初步開發(fā)出了 FrSmart地質工程一體化壓裂優(yōu)化設計軟件[2,21,26]，這是一套以壓裂優(yōu)化設計為核心，集地質描述、完井設計、壓裂裂縫模擬、壓后產能模擬、經濟評價、裂縫實時監(jiān)測等為一體的地質工程一體化壓裂系統(tǒng)軟件，包括 7大關鍵模塊。該軟件具有如下功能：①地質建模模塊通過導入構造模型、屬性模型及地質力學模型，建立單井及全區(qū)三維地質力學模型；②壓前分析模塊通過對儲集層品質、完井品質的綜合評價，優(yōu)選壓裂井段；③壓裂裂縫模擬模塊和壓裂產能模擬模塊可優(yōu)化人工裂縫間距、縫長、施工規(guī)模等參數(shù)；④經濟評價模塊根據(jù)凈現(xiàn)值模型測算不同方案投資回收期及內部收益率，從而進行方案經濟性優(yōu)化；⑤實時決策和數(shù)據(jù)庫及數(shù)據(jù)分析模塊，融合了大數(shù)據(jù)、現(xiàn)場及遠程決策功能，可提高輸入?yún)?shù)的準確性、優(yōu)化設計的合理性。

一體化的評價、設計及分析提高了優(yōu)質甜點鉆遇率，提升了頁巖油壓裂效果。新疆油田吉木薩爾頁巖油在先導試驗階段，10口水平井初期單井日產油5.9～40.8 t，未達到方案設計的單井初產 40 t/d、兩年期單井累產1.5×104t的產能指標。通過強化地質工程一體化研究，明確優(yōu)質儲集層鉆遇率為壓后產量的地質保障[27]。在開發(fā)試驗階段，采用旋轉地質導向及薄砂層探邊等水平井軌跡精細控制技術。相對于前期水平井不足 70%的鉆遇率，JHW023井、JHW025井油層鉆遇率提高到100%，優(yōu)質甜點鉆遇率分別為 96%、92%，結合密切割高強度縫控壓裂，壓后最高單井日產油分別達到 88.3 t、108.3 t，平均240 d單井累產超1.0×104t。長慶油田綜合黃土山地三維地震、頁巖油測井精細評價、水平井軌跡導向等技術，實現(xiàn)頁巖油甜點的有效預測，三疊系延長組長7段頁巖油55口水平井采用地質導向，油層鉆遇率提高15%。

1.4 低成本材料技術

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鍵工具，而橋塞是頁巖油改造的主體封隔工具，應用比例超過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引進的速鉆復合橋塞，經過多年研究，目前已研制了可溶橋塞、可溶球座，實現(xiàn)了國產化并規(guī)模應用，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，溶解時間7～14 d可控，推動了國內非常規(guī)油氣作業(yè)方式的轉變，迫使國外產品價格由19.7萬元降低至3.5萬元，提高了中國石油分段壓裂技術核心競爭力。研制的可溶球座承壓能力達到70 MPa，7 d內可全部溶解[28]，長慶油田規(guī)模應用189口井3 600余段，實現(xiàn)單井壓裂43段和28 h清理24個球座的技術指標。

為了實現(xiàn)段內多簇壓裂改造，研發(fā)了模塊化分簇射孔槍。典型的分簇射孔槍均依靠導線實現(xiàn)簇間傳導及選發(fā)控制，現(xiàn)場裝配復雜、易出錯、效率低。采用新研發(fā)的模塊化射孔工具，結合配套管柱優(yōu)選、井筒通過能力改進、點火穩(wěn)定性設計、泵送參數(shù)優(yōu)化等方面的關鍵技術，20 m防噴管可實現(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)場已成功試驗單段12簇射孔，極大地提高了現(xiàn)場裝配效率和質量，大幅降低作業(yè)勞動強度。

1.4.2 低成本改造材料

相較于常規(guī)儲集層改造，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，質量分數(shù)在0.01%～0.10%，黏度在2～30 mPa·s內可調，可以實現(xiàn)滑溜水與攜砂液的自由轉換，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用，在質量分數(shù) 0.03%～0.08%下液體的降阻率可達 70%～80%。近年來中國頁巖油儲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，支撐劑的研究及應用以石英砂替代陶粒為主，大幅降低壓裂材料的費用。通過實驗方法論證石英砂替代陶粒的可行性，建立了考慮應力狀態(tài)、鋪置濃度和生產制度的導流能力評價方法，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以淺頁巖油儲集層導流需求。此外，平行板物模實驗及數(shù)值模擬結果表明，小粒徑石英砂可長距離運移，通過多級組合支撐、多層鋪置，支撐剖面進一步優(yōu)化。中國石油勘探與生產分公司組織中國石油勘探開發(fā)研究院及多個油田開展石英砂試驗，石英砂應用比例由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)約支撐劑費用達5.9億元。

1.5 大平臺立體開發(fā)模式

為應對低油價，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)，強調一次布井到位，一次完井到位，立體壓裂，實現(xiàn)縱向資源的全動用，確保非常規(guī)油氣的高效開發(fā)。二疊盆地2010年以來采用大平臺立體開發(fā)模式，單平臺井數(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，層內井距85～150 m，層間井距85 m，單井成本降低15%～30%，產量增幅為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)探索大平臺多層布井、立體式壓裂新模式。長慶油田華H60平臺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，建成后平臺日產油360 t，年產油11×104t。新疆油田瑪131平臺立體部署12口井，壓裂331段1 132條裂縫，平臺單井平均產量較鄰井同期平均增產15 t/d，預計采收率由10%提高到17%[30]。

2 頁巖油儲集層改造技術面臨的挑戰(zhàn)

總體來說，現(xiàn)階段中國石油頁巖油仍處于建產早期階段，長慶、新疆、吐哈等油田進展相對較快，但在當前油價背景下，實現(xiàn)經濟效益動用難度較大。長慶油田頁巖油300×104t整體開發(fā)方案預測EUR（單井預測最終可采儲量）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，預測EUR為2.6×104t，階梯油價計算內部收益率為-6.2%。筆者認為主要存在以下4個方面的挑戰(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)定分布的頁巖油儲集層不同的是，中國陸相頁巖油具有平面非均質強、縱向多層疊置等特征，以往采用單層布井，面臨動用程度差、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，但在油藏精細描述、甜點識別、平臺布井、井距優(yōu)化、立體改造方案設計等方面仍需深入研究。重點需要攻關如下幾個問題：①甜點識別與水平井軌跡設計；②效益最大化的最佳井密度；③立體布井井型的最佳交錯井距；④多井應該上下疊置還是交錯排列；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 頁巖油儲集層流體流動規(guī)律復雜，壓裂優(yōu)化方案質量面臨挑戰(zhàn)

頁巖油儲集層滲透率在納達西級，儲集層流體流動規(guī)律復雜、多變，影響效益的井距、縫間距、施工規(guī)模等參數(shù)與EUR的關系仍需優(yōu)化。例如，針對井距優(yōu)化，在現(xiàn)場試驗中，吐哈油田條湖組頁巖油井距由最初的400 m逐步調整為目前的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200 m井距時，出現(xiàn)較多的井間竄通情況。因此，還需繼續(xù)研究不同頁巖油儲集層壓裂裂縫的控藏體積、流體流動規(guī)律，有針對性地進行壓裂參數(shù)的優(yōu)化，使壓裂方案設計更加科學。同時，由于人工裂縫的形態(tài)復雜，裂縫長度、高度、寬度的評價既是認識裂縫指導壓裂方案設計的重要部分，也是指導油氣井全生命周期生產的重要依據(jù)，亟待發(fā)展能夠識別并定量表征復雜縫網尺度的裂縫診斷技術。

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

頁巖油開發(fā)早期，由于水平井技術不配套，井間距基本在400 m，后期現(xiàn)場取心、生產動態(tài)分析等均表明，現(xiàn)有工程技術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用儲量。二次井網加密后，由于儲集層的非均質性，后期加密井壓裂受前期鄰井的應力場干擾影響，子母井壓裂時容易發(fā)生壓力沖擊（frac-hit），因此，需繼續(xù)攻關減小壓力沖擊的措施。同時，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，縫間存在未動用儲量，重復壓裂就成為頁巖油水平井全生命周期必須面對的問題。重復壓裂主要面臨 5個方面的挑戰(zhàn)：①剩余油分布特征描述難度大，滲流場表征重構難；②復壓前應力場變化規(guī)律復雜，動態(tài)應力場重構難；③已壓井筒有效封隔工具缺乏，水平井井筒重構難；④評價復壓時機技術手段欠缺，確定復壓時間點難；⑤重復壓裂效果評價方法局限，效果再評估方法需創(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，低成本改造技術面臨挑戰(zhàn)

壓裂段數(shù)和加砂強度增加，而鉆井速度變得更快，導致鉆完井成本中壓裂成本占比增加，因此降低壓裂成本、提高頁巖油井產能才能有效應對低油價沖擊[31]。通過平臺布井、工廠化作業(yè)，壓裂時效已由單日 4.2段提高至10段，但頁巖油平均單平臺井數(shù)相對較少，受各種因素制約，平均壓裂時效仍然偏低（2～5段/d），與北美大平臺工廠化作業(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，但運輸成本占比偏高，通過壓裂材料降本難度加大。

3 頁巖油儲集層改造技術發(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”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)實領域，儲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。結合中國石油頁巖油儲集層改造對象、改造技術需求，通過梳理頁巖油儲集層改造技術主要進展、面臨挑戰(zhàn)，認為中國石油頁巖油儲集層改造技術應借鑒北美頁巖油開發(fā)成功經驗，發(fā)展方向應集中在以下幾個方面。

3.1 強化地質工程一體化研究，充分發(fā)揮儲集層改造作用

3.1.1 深化儲集層改造相關基礎理論研究

需進一步加強頁巖油儲集層地應力場與井網部署、巖石力學與裂縫擴展、支撐劑輸送與裂縫導流等基礎研究，明確地質甜點與工程甜點，揭示地層流固耦合作用機理，提高頁巖油儲集層改造的針對性。通過運用三維地質建模技術以及開展關鍵參數(shù)空間分布、可壓性、可采性定量評價，精準刻畫甜點，提升甜點識別和預測技術；進行壓前地應力場建模，開展隨鉆應力測量、三維地應力場時空演化預測，進行動態(tài)地應力場描述，掌握實時地應力分布；完善巖石力學與裂縫擴展規(guī)律認識，建立高溫巖石力學、大物模層理與弱面裂縫擴展及三維表征技術，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)場試驗室

充分借鑒國內外現(xiàn)場試驗成果[32-35]（見表1），以提高單井產量和儲量動用程度探索為試驗重點，在重點頁巖油區(qū)建立一體化礦場試驗室，開展壓裂工藝、材料、施工參數(shù)與規(guī)模優(yōu)化研究，試驗提產降本增效壓裂技術，建立高產井模板，指導頁巖油氣高效開發(fā)。在現(xiàn)場試驗室綜合應用 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)/分布式微擾振動聲傳感系統(tǒng)/分布式應變傳感系統(tǒng)）、CSEM（可控源電磁法）等多種監(jiān)測和評估技術，深化對裂縫形態(tài)等科學問題的認識，指導井間距、縫間距、壓裂工藝參數(shù)優(yōu)化調整及重復壓裂措施選擇等。

表1 北美頁巖油氣現(xiàn)場試驗室監(jiān)測方法及取得的認識

3.1.3 完善地質工程一體化儲集層改造軟件平臺

中國石油勘探開發(fā)研究院研發(fā)的 FrSmart地質工程一體化壓裂優(yōu)化設計軟件平臺已見雛形，應繼續(xù)借鑒國際最先進成果和全世界主流商業(yè)軟件優(yōu)點，確立國際標準，實現(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)中國油氣儲集層復雜的地質特征，開展頂層設計，設置功能模塊，結合技術創(chuàng)新成果，持續(xù)開發(fā)并完善FrSmart地質工程一體化壓裂優(yōu)化設計軟件平臺，使其功能更加實用、模型更加先進、性能更加完善，并逐步實現(xiàn)信息化、智能化。

3.2 深化縫控改造技術，提高頁巖油儲量動用水平

如前文所述，中國石油頁巖油開發(fā)推行縫控改造技術，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)強化而后進行回調，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，加大巖石屬性與裂縫擴展機理、水平段長與布縫密度、儲集層流體滲流與裂縫流動耦合、人工裂縫與井網井距匹配4大關系的研究。以3～5年為投資回報期，形成不同地區(qū)、不同儲集層條件下頁巖油水平井最優(yōu)井距、裂縫間距、經濟導流能力、施工規(guī)模等優(yōu)化圖版，實現(xiàn)裂縫對儲量的最大控制及動用。

3.3 推進頁巖油水平井立體開發(fā)技術實踐，實現(xiàn)縱向多層有效動用

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，縱向上交錯疊置布井，提高縱向剖面儲量動用率，實現(xiàn)提質增效。國內頁巖油“多層系、立體式、工廠化”建產模式剛剛起步，應借鑒北美經驗，針對頁巖油儲集層縱向上多層疊置特征，開展多層系平臺布井方式、水平井井眼軌跡、最佳井網密度、立體壓裂模式、裂縫形態(tài)等研究，實現(xiàn)非常規(guī)資源的效益開發(fā)。加強頁巖油地質力學研究，縮短現(xiàn)場甜點認識迭代周期，提高陸相頁巖油甜點識別精度，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、層間及層內最佳井距；優(yōu)化實現(xiàn)縱向儲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壓裂技術攻關，助推縫間剩余儲量高效挖潛

根據(jù)前述頁巖油水平井重復壓裂面臨的5項挑戰(zhàn)，開展水平井重復壓裂技術攻關，形成“剩余油描述、應力場分析、前次壓裂評估、復壓時機優(yōu)選、規(guī)模設計、套管再造、壓后跟蹤”等系列配套技術，實現(xiàn)滲流場、應力場、裂縫系統(tǒng)的“再匹配”，提高改造效果。在套管再造技術方面，北美已形成成熟的可膨脹尾管和尾管固井技術，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）套管修復后通徑大于106 mm，抗內壓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)計該技術從2016年開始已在Haynesville成功應用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壓裂100口左右，主體采用尾管固井重復壓裂技術[42-43]。而中國重復壓裂主體技術依然是動態(tài)多級暫堵轉向和雙封單卡，動態(tài)多級暫堵轉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，增產效果無法預測，而雙封單卡作業(yè)時效性較差，因此需要攻關可膨脹尾管、尾管固井重復壓裂技術。

3.5 發(fā)展低成本改造配套技術，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

關鍵工具及裝備與生產力緊密相關，也是降本增效的增長點。需加強可溶橋塞及多簇射孔工具的研發(fā)力度。攻關完善免膠筒全金屬可溶橋塞，改進座封方式，研制適用不同套管規(guī)格、鋼級和不同溫度等復雜井況的全金屬可溶橋塞系列工具，實現(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 99%，最高段內射孔24簇，而中國為14簇，亟待攻關高效率長水平段分簇射孔工具，實現(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到100%，中國頁巖油滑溜水占比仍較低，約70%。強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)境污染風險，為壓裂液“不落地”提供技術保障。根據(jù)中國頁巖油儲集層特點、應力加載條件，加大低成本石英砂支撐劑的現(xiàn)場試驗及推廣力度，加大石英砂替代陶粒比例，加快石英砂砂源本地化、經濟化評價，培育石英砂產業(yè)基地，實現(xiàn)對壓裂支撐劑成本的有效控制。

3.5.3 信息化建設

伴隨著信息化快速發(fā)展，儲集層改造系統(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、壓裂設備狀態(tài)、儀器儀表監(jiān)控等多個方面。通過物聯(lián)網實現(xiàn)以上各個環(huán)節(jié)的信息采集、交流、集成、指揮并賦予其人工智能，最終實現(xiàn)儲集層改造的人工智能化。信息技術能提高工廠化作業(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)”進行融合，建立了包括運營、生產、建井、油藏工程及地球科學等方面的大數(shù)據(jù)湖，助力縮短鉆井周期，優(yōu)化完井設計，降低非常規(guī)油氣開發(fā)成本[44]。

中國石油正持續(xù)加強信息化建設，可基于夢想云平臺協(xié)同研究環(huán)境，建設壓裂酸化遠程決策指揮中心，發(fā)展大數(shù)據(jù)技術，實現(xiàn)壓裂優(yōu)化設計、施工監(jiān)測和遠程診斷、壓后評估的全過程在線支撐，助力全流程提質增效。

4 結語

經過10余年的發(fā)展，中國石油頁巖油儲集層改造技術在儲集層改造機理、縫控壓裂技術、地質工程一體化儲集層改造設計平臺、低成本材料技術、大平臺立體開發(fā)模式 5個方面取得了顯著進展，有效支撐了長慶、新疆等油田頁巖油的產能建設。但總體來說，中國頁巖油開發(fā)尚處于起步階段，在當前油價長期處于中低位徘徊的情況下，實現(xiàn)經濟效益動用挑戰(zhàn)較大，對儲集層改造技術的需求不斷增加、技術難度更高。應強化地質工程一體化研究、深化縫控改造技術、推進頁巖油水平井立體開發(fā)技術實踐、開展頁巖油水平井重復壓裂技術攻關、發(fā)展低成本改造配套技術，探索適合于不同區(qū)塊、不同儲集層特征的頁巖油改造技術體系，努力實現(xiàn)頁巖油規(guī)模效益開發(fā)，推動頁巖油成為新的戰(zhàn)略增長點，切實保障國家能源安全。