頁巖油儲層壓裂改造技術問題的討論

石林，張鯤鵬 ，慕立俊

1 中國石油鉆井工程研究院，北京 102206

2 中國石油大學(北京)油氣資源與探測國家重點實驗室，北京 102249

3 中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室，北京 102249

4 中國石油長慶油田分公司油氣工藝研究院，西安 710018

*通信作者, dr_roc@163.com

0 引言

頁巖油資源，作為目前開發前景最為廣闊的非常規油氣資源之一，引起石油工業廣泛重視[1-2]。我國頁巖油資源儲量豐富，目前已探明頁巖油地質儲量7.37×108t，剩余控制及預測儲量為18.3×108t，預測建成后，產能可達 400×104t/a[3]。

針對于頁巖油高效開發技術，在頁巖氣儲層改造的技術基礎之上，展開了大量的研究，其中涌現出多尺度復雜縫網壓裂、高導流通道壓裂[4-5]l、CO2干法壓裂[6-7]carbon dioxide foam properties were measured to 250 degrees F (121 degrees C、密切割水平井多段分簇壓裂技術[8]等工程技術，均取得了較好的儲層改造效果[9]。

水力壓裂技術作為儲層改造的常用技術，在頁巖油氣開發中發揮了極為重要的作用[10]。頁巖儲層中，較為發育的層理及天然裂縫等弱結構面，作為頁巖的典型結構特征[11]，對水力裂縫的擴展行為的影響得到了廣泛的研究[12-14]。此外，頁巖油儲層結構較為復雜，典型的頁巖油儲層包括砂巖、碳酸鹽巖、泥頁巖等[15]。而不同類型的頁巖油儲層的壓裂改造技術也存在差異[16-18]。因此，針對頁巖油儲層的綜合性儲層評價方法是頁巖油儲層高效開發的前提之一。

水平井多段分簇壓裂技術，作為有效的頁巖氣儲層改造手段，被大量研究并實踐[19-20]。在該過程中，提出了體積壓裂的概念[21]，認為頁巖氣儲層水力壓裂改造后，應形成由主裂縫為主，分支裂縫為輔，溝通賦存頁巖氣的天然裂縫，形成頁巖氣高導流通道，進而實現頁巖氣的高效開發。而在頁巖油儲層壓裂改造時，采取密切割壓裂方式，不再追求大體積樹枝狀裂縫網絡，而是依靠密集的短裂縫，“剁碎”儲層[22]。此外，由頁巖氣開發所得到的經驗，壓裂液作為壓裂的水力傳遞介質，在注入儲層后，會傷害儲層，所以在頁巖氣開發中，壓裂液的返排成為主要的研究對象[23]。而在頁巖油儲層開發中，壓裂液可作為壓驅補能的介質，有效改善頁巖油儲層改造效果[24]。在因此，而在頁巖油儲層改造的過程中，體積壓裂等傳統概念和觀念并不能完全適用。因此，適用于頁巖油儲層改造的壓裂新觀念、新技術、新共識的提出，是助力頁巖油革命的途徑之一。

基于目前頁巖油儲層高效開發進程中的相關認識，歸納總結出較為突出且典型的關鍵問題，為頁巖油儲層改造提供新觀點，并為相關研究的開展提供新思路。

1 頁巖油儲層幾個概念的再認識

1.1 擴大頁巖油概念對工程地質的影響

針對低品位資源，我國油氣開發領域不斷提出相應開發技術策略，經歷了從有效開發低滲透儲層到超低滲透儲層、再到特超低滲透儲層的三個階段[25-26]。在北美實現了頁巖油氣革命后，國內業界做出相應的變更，將超低滲透儲層更名為致密油儲層。該變更可以使國內外非常規開發技術處于相同的學術平臺上，有利于促進技術交流。2020年3月31日，業內專家推出新版國家標準《頁巖油地質評價標準》，新標準擴大了頁巖油儲層定義的涵蓋范圍，將部分致密油儲層劃歸到頁巖油儲層。此次重新定義，會對頁巖油勘探開發起到顯著的積極作用。從頁巖油的角度來研究油氣的生成和開發工藝，有更好的適應性，可以促進、提升勘探開發的效率。此外，在致密油概念的引導下，勘探開發目標往往為河道砂、流道砂，并且要追蹤滲透率高、分選好、砂粒大的砂層[27]。而在頁巖油的概念引導下，勘探開發目標轉變為探索廣泛分布的層，不拘泥于尋找砂層，更多的是在地層中尋找頁巖油氣較為富集的層位，及追蹤甜點。可開發對象從河流、盆地上的洪流，變成了整個盆地中的同一時期的富油氣水體的沉積層。

1.2 頁巖油開發與頁巖層理和泥質特性的關聯問題

頁巖油資源富集于泥頁巖等多種類型儲層之中[2,28-29]。目前，泥頁巖的分類依據包括黏土礦物組分含量、結構特點、膨脹性 、回收率 、陽離子交換容量、密度等[30]。長慶油田以砂地比為頁巖油儲層分類指標，如圖1所示，認為砂地比大于15%的頁巖油儲層為規模勘探開發對象。

從宏觀的視角來認識非常規油氣資源的開發技術的演變過程，可以大體分為兩個階段。第一階段是以現有最有效的方法實現單井油氣產量的快速增加，例如水平井加大規模儲層改造。第二階段是最大程度地實現單位產量的成本大幅度下降，例如工廠化作業，以滑溜水、石英砂替代陶粒，如圖2所示。

圖1 長慶頁巖油儲層評價分類圖Fig. 1 Evaluation classi fication map of Changqing shale oil reservoir

圖2 非常規油氣資源開發技術演變示意圖Fig. 2 Schematic diagram of the evolution of unconventional oil and gas resources development technology

從微觀的視角來認識非常規儲層的開發，可以認為是人為建立導流通道(裂縫、壓裂液、支撐劑)，大幅度(成百上千倍地)提高生產區域的儲層滲透率，從而把油氣引導至井筒內的過程。從提高滲透率的角度來分析儲層的自有特性，天然微裂縫和層理與儲層的可壓裂性正相關[31-32]，即微裂縫和層理比較發育的儲層可壓性較好。而泥質成分比較高的巖石比較多地具有層理的特征，同時比較容易產生微裂縫[33]。

現階段認為頁巖油資源賦存于頁巖儲層之中，泥質成分和泥巖比例較高。關于儲層的層理結構，泥質成分、泥巖對儲層改造的不利因素被廣泛地研究[34-35]，但是其對頁巖油儲層開發所起到的積極因素仍需研究。

在頁巖油開發中，脆性指數作為儲層評價的重要指標之一，受到了廣泛的研究。最常用且較為簡便的計算方法為利用脆性礦物含量來計算脆性指數[36-38]。通常脆性指數大于0.5，便可認為該層位脆性較強，開發價值較高[39]。

脆性礦物的來源主要是石英砂及碳酸鹽巖中的灰巖、白云巖，其中石英礦物為主要部分，且當頁巖脆性指數較高時，石英礦物含量普遍較高，石英礦物含量與脆性指數存在正相關關系[38]。在川渝地區，頁巖氣所處的泥頁巖儲層中，石英礦物含量普遍介于60%～95%之間[27]，此時泥頁巖中泥質礦物典型組分含量較低，以泥質成分占主導地位的巖性判別方式適用性較差。當前，脆性指數已經成為評價甜點儲層的重要參數之一，簡單以脆性礦物含量來理解脆性指數容易強化和擴大對泥質成分和泥巖的負面認識。

從頁巖的層理特征和油氣含量考慮，豐富頁巖油儲層的定義具有如下優勢：

(1)突出頁巖層理特性，間接強調了頁巖油儲層的層理結構對儲層改造的促進作用；

(2)增加油氣含量評價指標，可以更加容易劃分頁巖油開發的難度級別；

(3)可以引導室內試驗及數值模擬實驗開展針對性研究。

1.3 泥巖和泥質成分對形成復雜縫網的影響

頁巖油氣與致密油氣的共同特點為致密、低滲透，儲層顆粒小、泥質含量高[27]。其中顆粒小及較高的泥質含量表明在儲層沉積過程中，地層處于一個穩定的水體中，并且穩定的水體對有機物的生成和富集起到了積極作用。由此可見，泥巖含量高的儲層有機質含量較高[40]。對比泥巖與砂巖，儲層中的砂巖傾向于是受外力作用搬運而來的[41-42]，泥巖傾向于是自生的、與有機質共生的[43]。當前非常規資源的開發顯示，非常規儲層的泥質含量大多高于常規儲層。較高泥質含量給壓裂技術帶來了積極和消極兩方面的影響，因此采取針對泥巖和泥質成分的改造措施是進一步增加非常規油氣產量的可行路徑。

頁巖中泥質所富含的黏土成分具有強吸水性，在水分子作用下，形成晶格間的膨脹、斷裂，可以形成更復雜的裂縫網絡[44]。而水分子的吸入過程大部分是由頁巖中層理構造完成的[45]，所以頁巖中層理越富集，頁巖的結構特征越明顯，對壓裂裂縫的發育是更有利的[46]。基于此觀點，認為復雜縫網的形成與頁巖儲層中的泥質成分含量密切相關。

1.4 深淺層頁巖油氣開發的特性差異

如圖3所示，現階段，頁巖油氣高效開發主力層段，埋深適中，在深層、淺層層位中，尚未實現有效開發。

淺層頁巖儲層的主要問題為油氣散失嚴重。淺層頁巖是由于地質運動，從深層向上擠壓抬升至較淺層位，在該過程中，油氣散失量較大，而且與中深層相比，淺層頁巖儲層中天然裂縫及斷層結構較為發育，同樣導致了油氣的散失[47]。另一方面，由于構造運動和地層變形大，儲層巖石特性的橫向差異大。

深層頁巖儲層的開采問題，一般指3500～4500 m深度范圍內[48]，其主要存在問題是上覆巖石壓力大、可能導致巖體致密和儲層滲透率極低[49-50]。而深層頁巖儲層的優點亦非常明顯。由于埋藏較深，油氣資源貯藏條件良好，油氣不易散失，儲層整體結構性在地質運動過程中無較大的改變。此外，由于頁巖儲層的滲透率低，深層頁巖的壓實情況與地層壓力情況可能呈現兩極分化特點：儲層壓實程度高，地層壓力低，開采難度大；儲層壓實程度低，地層壓力高，開采難度低。同時，溫壓條件、儲層條件和保存條件也發生相應變化。因此，深淺層頁巖油埋藏情況、儲集條件、開采策略，均有顯著差異。

2 頁巖油壓裂工藝設計的幾點探索

2.1 壓裂液對地應力的影響

非常規儲層開發井在確定水平段方位時，通常參考儲層的最大最小主應力方向來確定井眼方向[51]，其主應力方向是從測井和巖石力學實驗數據推演而來的[52]，而這兩類數據的獲取時間是在壓裂施工之前。壓裂液的注入，對地應力場會產生影響。在水力裂縫內或天然裂縫內，壓裂液對地應力場分布的影響作用方式目前尚沒有明確結論[53]。從液體的基本特性來考慮，注入到裂縫中的壓裂液內各點壓力是基本相同的，但是各點所處的地應力環境是不同的，而裂縫的起裂擴展與地應力場的分布狀態密切相關[13]。因此，壓裂液注入對裂縫周圍地應力分布影響方式、大小、波及時間以及前級壓裂裂縫對后級裂縫的影響是需要研究的問題。基于上述觀點，在井眼方向設計時，需要充分考慮壓裂過程中壓裂液對地應力場的影響，重新推算三維地應力狀態。

圖3 新疆油田開發層位示意圖Fig. 3 Schematic diagram of the development horizon of Xinjiang Oil field

2.2 層理結構對壓裂的影響

壓裂液造縫的機理是復雜多樣的，其中一種是沿著弱面發展[54-55]。下面的對比實驗表明：壓裂液沿平行層理與垂直層理方向，響應時間相差萬倍，平行層理面穿透時間＜50 s，垂直于層面穿透時間60 000 s，在頁巖中，流體更易沿層理流動[56]，如圖4所示。

頁巖的層理性是水力壓裂形成復雜縫網的引導性條件。壓裂液會進入頁巖層理內部，傳導液體壓力[57]。同時在天然裂縫、壓力差、巖性差異等因素作用下，部分水力裂縫會突破層理面進行擴展[13]。層理較發育的儲層更易形成復雜縫網，并獲得良好的壓裂效果。如圖5所示，平行于層理面的地震事件點數遠多于垂直于層理面的地震事件點數，表明層理方向可能是裂縫起裂、擴展的主要方向。此外，人工裂縫的發展遇到層理時，還會發生偏轉、分叉、階梯等現象，如圖6所示。

綜上，層理對人工造縫的影響有幾個方面：層理降低了裂縫起裂擴展難度；頁巖層理可能為裂縫起裂擴展主要途徑，且不受井眼方向影響；層理可以促進形成復雜縫網體系。

2.3 水平段長度對單井產量的影響

由于頁巖油儲層開發目前未形成可借鑒的大規模井場試驗研究，所以對于水平段長度的討論，尚需憑借頁巖氣開發所得到的經驗認識。礁石壩地區頁巖氣井分布如圖7所示。

礁石壩地區，開發初期以“米”字型進行水平井最優方位實驗，沒有得到顯著的對比性結果，高產區的高產井有不同的井眼方向，低產區的低產井也有不同的方向。單井產量與水平井段所處區域關系較明顯。

如圖8(a)所示，在紅色虛線的引導下，測試頁巖氣無阻流量似乎與水平井眼方位角顯著相關，高產水平井大多數聚集在180°和0°方向；但是從其中的圖點顏色所代表的水平段長度來對比分析，水平段段長1400～2200 m的井產量明顯較高；紅色虛線指示的單井產量低谷區僅有一口井，方位角約為100°。由此圖可知雙因素對比下，單井產量與水平段長度顯著相關，與水平井方位角相關性不強。

3 頁巖儲層壓裂與評價機理的討論

3.1 被激活油藏體積與有效排泄油氣的體積

自2014年起，我國頁巖油氣儲層水力壓裂改造技術發展迅速，其中體積壓裂概念受到了廣泛的應用，Stimulated Reservoir Volume (SRV)的概念被用于體積壓裂效果評估。SRV定義為主裂縫附近區域內由于天然裂縫發生失穩破壞所形成的高導流區域的體積[61]，SRV的概念認為只有經過改造的儲層才有較好的產量貢獻。可從滲透率和巖石破碎兩方面來理解體積壓裂的含義：

(1)體積性形成油氣通道，體積性地提高滲透率，進而成百上千倍地提高滲透率；

圖4 龍馬溪頁巖壓裂液響應時間Fig. 4 Longmaxi shale hydraulic fracturing fluid response time

圖5 非常規儲層壓裂微地震事件點云圖Fig. 5 Point cloud diagram of microseismic event of unconventional reservoir formation

圖6 巖心內裂縫取芯圖[58]Fig. 6 Fractures in the Core[58]

圖7 礁石壩地區頁巖氣井產水產氣分布圖Fig. 7 The distribution of water and gas from shale gas wells in the Jiaoshiba

(2)體積性形成可以產出油氣的儲層體積，井筒周邊的可能產出油氣的巖石被破碎，未被破碎的巖石不能產出油氣，即沒有達到體積壓裂的區域。

高效的體積壓裂可以成百上千倍地提高單井產量。怎樣定義和區分不同的體積壓裂效果？例如長寧地區，近期平均單井產量可達30萬m3，試驗中期時產量可達20萬m3，試驗早期時產量只有5～8萬m3。對于單井產量的增加，既有水平段增長，進而增加了被改造的儲層體積(SRV)的因素，又有壓裂強度增加的因素，例如平均單位水平井長度所施加的壓裂液和支撐劑都顯著增加，如圖9所示。

現階段認識到，即使是改造過的體積，若縫網密集程度低，產量仍然會受到限制。基于此觀點，利用縫網密集程度的概念評價頁巖油氣儲層壓裂效果可能更為合理，即被激活體積，Activated Reservoir Volume(ARV)來替代傳統SRV的評價方法，ARV的定義為評價區域內各單位體積內裂縫數量的累加和。康菲公司提出了DRV(Drained Rock Volume)的概念[62]，并指出DRV小于SRV,分析康菲對DRV的定義，可以把DRV理解為有效排泄油氣的巖石體積。

圖10 長慶地區壓裂微地震監測圖Fig. 10 Fracturing microseismic monitoring map in Changqing

長慶油田對頁巖油氣水力壓裂改造的認識從過去的簡單體積壓裂跨越到密切割壓裂(圖10)。微地震監測及取心驗證表明長7頁巖油簡單體積壓裂(大井距低參數壓裂)難以形成網狀縫，總體仍呈條帶狀復雜縫。近年來，設計思路由低參數壓裂轉為“大排量打碎儲集體”，發展為“密切割剁碎儲集體”，發展形成小井距長水平段細分切割壓裂模式[22]。該觀念將過去“壓長縫”轉換為“壓短縫，壓高密度縫”，提高被激活體積，增加可泄流的巖石體積，并且可以降低壓竄風險。

由此可見，體積壓裂的概念已經不能完全適用于當前頁巖油氣的儲層改造，精細化的壓裂需要新的定義和評價方法，其中可泄流的巖石體積是一種選擇，按照單位巖石體積得到的儲層改造能量(人工裂縫、壓裂液、支撐劑的數量)進行評價可能是一個好的評價方法，例如后文中所介紹的水功能系數。

3.2 儲層巖石的吸水特性與水功能系數

壓裂液的作用包括造縫、滲吸、增能、置換、帶砂等[49,51]。上述功能需要一定量的壓裂液體積才能起效。其中，造縫所需的液量與裂縫體積相關，帶砂所需液量與砂量有關，滲吸、增能、置換所需的液量與儲層巖石體積有關。近年來，非常規油氣單井壓裂施工所用的壓裂液總體積不斷上升。即使采用高液量注入，可進入巖體的液量仍非常有限，無法有效發揮壓裂液的附加功能[63]。

圖11為壓裂液與巖石體積比示意圖，表明壓裂液體積與改造巖體體積相比十分有限。壓裂液未能到達的區域，不會發生滲吸、增能、置換的作用，壓裂液供應不足的區域，不能產生顯著的滲吸、增能、置換的作用，不足以產生新的頁巖結構變化、誘發新的裂縫。儲層巖石的吸水特性能夠影響壓裂液的造縫、滲吸、增能、置換等功效。

圖11 頁巖改造中壓裂液體積占比示意圖Fig. 11 Schematic diagram of the proportion of fracturing fluid volume in shale stimulation

因此，在開展壓裂設計前，應了解儲層的吸水特性，從壓裂液的添加劑設計出發，提高壓裂液的性能，促進滲吸、增能、置換；計算平均單位儲層改造體積的壓裂液數量及水功能系數(即，巖石壓裂液體積比，如式（1)所示），權衡壓裂液總量大小的利弊關系，利是增產，弊是壓裂液成本高、可能對套管的傷害。

式中：W為水功能系數；Vl為壓裂液體積，m3；Vr為需改造的巖石體積，m3；R為巖石吸水系數。

為了進一步提升壓裂液功效，還有幾個方面需要注意：一是避免造長縫，采用密切割的措施令有限的壓裂液集中發揮作用；二是降低返排率，盡可能把壓裂液留在井底發揮作用；三是由于非常規儲層天然滲透率低，良好的增能和置換是需要時間的，滲吸更是一個緩慢的工程，在壓裂過后應有一定的關井時間，留給高壓下的壓裂液有充分的時間和動力，產生更多的滲吸、增能、置換的效能。

在長慶、吐哈等油田的非常規儲層改造中，通過壓裂來注水補充地層能量，實現增產的目的[24]。部分油田在開發致密油氣田時將壓裂和注水合二為一。例如，長慶油田致密油的開發，如圖12所示。

針對地層壓力系數低的特點，將壓裂與注水、二次和三次采油(滲吸改善)相融合，優化平臺及單井入地液量，壓后地層能量充足，壓力系數逐年提高，從＜0.9提升到1.0以上，不少井的壓力系數＞1.2，自噴投產井數占比92%，平均套壓1.0～3.0 MPa，見油后連續自噴30天以上。

頁巖油氣儲層所具有的層理性，增強了壓裂液的滲析能力，提高了滲析速率與滲析容量[63]。當壓裂液通過滲析作用，進入頁巖層理中，會發生微裂縫的產生與擴展(圖13)。

基于頁巖的層理特性，提高壓裂液液量是增加頁巖被激活體積，提高產量的先決條件，但現階段受設備條件及套管變形等因素的影響，需要有針對性的研究，尋找可行的、經濟的壓裂液液量，進而增強改造效果。

3.3 石英砂代替陶粒

目前認為，足夠大的砂量和液量，足夠細的砂粒，才能將砂廣泛鋪置，并且達到設計儲層改造區的邊緣。而以陶粒為砂，將導致成本極高。長慶油田2018年全面利用石英砂替代陶粒降成本，在致密油(頁巖油)水平井全面應用95口井，在合水長6、馬嶺長8等區塊定向井規模應用428口井，累計使用石英砂12.2萬m3，累計節約成本2.2億元(表1)。長慶地區，石英砂與陶粒使用情況如圖14所示。現場試驗表明：石英砂替代陶粒對產量沒有明顯影響(圖15)。

圖12 西233水平井改造后地層壓力系數隨年份分布圖Fig. 12 Distribution diagram of formation pressure coefficient with years after the hydraulic fracturing of the Xi233 horizontal well

圖13 頁巖滲析CT掃描圖Fig. 13 CT scan of shale dialysis

3.4 裂縫導流能力評價模型及實驗儀器

常規的裂縫導流能力評價方法為平板導流實驗，如圖16(a)、圖16(b)所示。該模型認為裂縫為平直平面，采用不同的閉合壓力，來評價采用不同支撐劑時，裂縫的導流能力[64]。

表1 2018年長慶油田石英砂替代陶粒及降本情況Table 1 Replacement of ceramsite with quartz sand and cost reduction in Changqing Oil field in 2018

圖14 長慶油田支撐劑總用量圖Fig. 14 The total amount of proppant in Changqing Oil field

現階段一般認為頁巖氣開采后，砂粒會被壓入巖體內或被壓碎，從而使得導流能力下降，進而降低了產量。溫慶志等[65]基于平板導流實驗，提出了三維導流模型，采用平板實驗模型，評價三維的裂縫導流能力。而平板導流實驗，在非常規復雜縫網體系下進行導流能力評價時需要進行針對裂縫形態的修正，以評價如圖16(c)、圖16(d)所示的復雜形態裂縫的導流能力。

圖16對比了常規儲層和非常規儲層壓裂改造施工后的兩個階段。第一階段如圖16(a)、圖16(c)所示，壓裂施工剛剛結束，壓裂液充滿裂縫，壓力較高，支撐劑基本處于入井時的狀態。第二階段如圖16(b)、圖16(d)所示，油氣生產一段時間后，裂縫內的液體和壓力減少，由地應力產生的裂縫閉合壓力高于裂縫內液體壓力，裂縫間距減少。

如果閉合壓力的方向與裂縫方向垂直，支撐劑受到的壓力最大，支撐劑最先破碎。常規儲層中的支撐劑破碎狀態在平面內較為均勻，而非常規儲層壓裂裂縫形態，裂縫形狀不同于常規儲層的平直壓裂裂縫，而是具有一定不規則形狀。如圖16(c)、圖16(d)所示，非常規儲層先期破碎的支撐劑被壓實，會產生較大的反作用力阻止裂縫的閉合。又因為裂縫形態的復雜性，減弱了閉合壓力對支撐劑的破碎和嵌入作用，使得復雜裂縫形態下的滲透率降低較少，或空間滲透率變化不明顯。

綜上所述，復雜裂縫形態下的支撐劑評價，需要模擬復雜裂縫形態，采用立體非平面的模型和實驗儀器來評價支撐劑的效能。

圖15 石英砂替代陶粒實驗結果Fig. 15 Experimental results of replacing ceramsite with quartz sand

圖16 復雜裂縫導流能力評價實驗設計示意圖Fig. 16 Schematic diagram of experimental design for evaluating the conductivity of complex fractures

4 結論和認識

結合我國頁巖油氣開采過程中的相關認識和技術，為了完善目前頁巖油儲層高效開發過程中的基礎認識和相關技術的不足，針對目前研究和工程試驗中出現的一些矛盾性、挑戰性的問題開展研究和討論，得到了如下的結論和認識：

(1)擴大頁巖油定義的涵蓋范圍，有利于提高非常規油氣開發的效益。依據頁巖層理的特質和泥質成分較高的特性，采取相應的增產措施，可能對新定義增加的儲層是更為有效的方法。

(2)頁巖儲層中的層理結構和泥質成分對儲層改造有利有弊，室內研究可以提供微觀基本規律，現場試驗可以提供權衡利弊的依據，以建立有針對性的工藝方法可以改善儲層改造的成效。

(3)SRV、ARV、DRV的概念變化是國外儲層改造精細化的發展體現。大液量、大排量、大砂量、密切割是當前我國頁巖油儲層改造的有效措施，水功能系數可作為其設計及優化指標。把充足的液和砂送到設計區域是儲層改造精細化施工的目標。此外，深淺層頁巖油儲層的勘探開發策略應區別對待。

(4)壓裂液進入地層會對地應力場產生影響，層理結構、天然裂縫等薄弱之處會引導裂縫發展，在選擇水平井段井眼方位時，不必拘泥于垂直于最大主應力方向(此方向是壓裂前間接測量得到的)。從當前對壓裂液功能的試驗來看，當前的液量仍然不足。儲層鉆完井設計時，需要充分考慮壓裂液對地應力場的影響，以得到最大經濟效益。

(5)石英砂替代陶粒的長慶試驗已經取得良好的效果，為了改善室內實驗對現場試驗的支撐，提出了復雜裂縫形態下石英砂導流能力的評價方法。

致謝

本文中圖3來源于新疆油田工程研究院，圖9來源于西南油氣田，圖10、12、14、15、表1來源于長慶油田分公司工程技術研究院，圖4、13來源于中國石油大學(北京)葛洪奎教授，在此表示誠摯的感謝！