中國石化頁巖油水平井分段壓裂技術現狀與發展建議

蔣廷學，王海濤

（1.頁巖油氣富集機理與有效開發國家重點實驗室，北京 102206；2.中國石化石油工程技術研究院，北京 102206）

頁巖油是指有效生烴泥頁巖地層內的液態石油及非氣態烴類，熱演化程度低。據美國能源信息署（EIA）評估結果，全球頁巖油技術可采資源量為473×108t[1]。我國頁巖油資源儲量豐富，主要分布在鄂爾多斯、準噶爾、松遼、渤海灣和柴達木等盆地，“十三五”期間，中國石油頁巖油探明地質儲量7.37×108t，剩余控制及預測儲量為18.3×108t，預測頁巖油田建成后的產能可達 400×104t/a[2]；中國石化頁巖油地質資源量90×108t，可采資源量10.9×108t，其中，鏡質組反射率Ro大于0.7%（埋深小于4 500 m）的頁巖油儲量65×108t，主要分布在濟陽坳陷、復興地區和溱潼凹陷等。目前，中國石油已探明1 個10 億噸級和1 個億噸級頁巖油田[3]，建成了年產144×104t的長慶隴東頁巖油田，準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潛力[4-6]。中國石化在濟陽坳陷、川東復興地區侏羅系、江漢盆地古近系、蘇北探區的溱潼凹陷、泌陽凹陷等進行了頁巖油勘探評價，并在部分地區實現了頁巖油勘探重大突破[7-9]。

隨著頁巖油資源勘探開發規模化、商業化的不斷擴大，頁巖油水力壓裂開發技術不斷成熟。北美在不斷探索與實踐中逐漸形成了“長水平段多段多簇密切割+大液量+高砂量”的體積壓裂技術，水平段長度約2 700 m，壓裂級數由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，而是最大化地實現近井地帶全方位改造。國內在頁巖氣儲層改造技術的基礎上，開展了頁巖油儲層可壓性評價、裂縫起裂與擴展規律、滲吸與壓裂液返排機理、高導流通道壓裂、CO2干法壓裂和密切割強加砂壓裂等技術研究與現場試驗，并取得了一定的研究成果，但也存在一些技術瓶頸，亟待攻關解決。為此，筆者系統梳理了中國石化頁巖油水平井分段壓裂技術現狀，詳細剖析了面臨的技術需求和挑戰，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及原位改質技術的發展建議，以期實現我國陸相頁巖油的有效開發，并推動頁巖油開發進入更快的高質量發展階段。

1 頁巖油開發概況與壓裂技術現狀

中國石化頁巖油勘探始于2010 年，經歷了頁巖油戰略選區及先導試驗、重點地區攻關與突破2 個階段。

1）頁巖油戰略選區及先導試驗階段（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行了大規模水力壓裂，施工排量10 m3/min，累計注入滑溜水壓裂液2 280 m3；采用段塞式加砂，累計加入40/70 目低密度陶粒65 m3、100 目粉陶10 m3，試油最高產油量 4.68 m3/d。隨后，在泌陽凹陷和濟陽坳陷部署了一批頁巖油專探井，均發現了頁巖油流，并分別評價了古近系核桃園組核三段、沙四上—沙三下亞段頁巖的儲集性能、含油氣性、可壓性及產能。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 目高強度陶粒”組合支撐劑及段塞式加砂模式，累計注入壓裂液12 628 m3，陶粒697.86 m3，壓后試油頁巖油產量 14 t/d、頁巖氣產量 0.72×104m3/d，累計產油2 943 t、產氣 305.32×104m3。前期頁巖油勘探開發實踐表明，中國石化探區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前景，但由于工程技術的適應性較差，普遍存在“壓不開、撐不住、返排低、穩產難”的問題。2014—2017 年，中國石化重點圍繞陸相頁巖油甜點預測、可流動性和儲層可壓性進行了技術攻關，并針對不同油區、不同頁巖油儲層特點，進行了多尺度復雜縫網壓裂、高導流通道壓裂和二氧化碳干法壓裂等先導試驗，并取得了一定的成果，為陸相頁巖油的有效開發奠定了基礎。

2）頁巖油重點地區攻關與突破階段（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行了勘探開發試驗，應用了CO2+酸性壓裂液及水基復合壓裂液，壓后初期產量為4.5 t/d；在復興地區部署了FY10HF 井和TY1HF 井，勘探評價凝析型頁巖油氣，應用了密切割+投球暫堵（限流）+多尺度裂縫強加砂+穿層擴體壓裂工藝，壓后產油量分別為17.6 和9.8 m3/d，產氣量分別為5.58×104和7.50×104m3/d；在濟陽坳陷部署了YYP1 井和FYP1 井，勘探評價中等成熟度紋層型鈣質頁巖油，壓后產量分別為93 和117 t/d；在蘇北溱潼凹陷部署了SD1 井，對深層頁巖油進行勘探評價，壓后最高產量51 t/d。該階段，中國石化在濟陽坳陷沙河街組、四川盆地侏羅系、溱潼凹陷阜二段取得頁巖油勘探突破，證實了陸相中高成熟度頁巖油采用密切割強加砂分段壓裂技術的可行性。

目前，中國石化初步形成了以“超密切割布縫、暫堵轉向、高強度加砂、儲層保護”為主體的頁巖油水平井分段壓裂技術。主體壓裂液以變黏滑溜水體系為主，輔以少量膠液體系，并根據地層特點注入功能性液體，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，應用壓后悶井工藝，通過改變儲層潤濕性來降低界面張力，從而提高滲吸置換效果，達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。

我國不同頁巖油區塊的儲層特性差異較大，水平井分段壓裂設計具有差異化、區塊化等特點，技術水平與國外相比尚有差距，主要壓裂參數對比情況見表1[12-23]。

表1 國內外頁巖油水平井分段壓裂參數對比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與技術需求

我國陸相頁巖油在盆地規模、構造環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，連續性較好，處于輕質油—凝析油窗口，氣油比較高，地層能量較充足，采用水平井、壓裂、工廠化作業的開發模式，單井可獲得較高初產和累計產量，可以快速規模建產，開發效益比較好。我國陸相頁巖油儲層橫向分布變化大，甜點區（段）評價和選擇難度較大，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、單井產量與累計產量相對較低，效益開發難度較大，未來發展規模尚有較大不確定性[24]。

表2 國內外頁巖油區塊地質特征對比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，決定了我們無法復制美國頁巖油開發技術。目前，中國石化頁巖油水平井分段壓裂主要面臨4 個方面的挑戰：1）陸相頁巖油儲層非均質性強，各區塊物性特征差異大，水平井分段壓裂技術不具有通用性；2）陸相頁巖油水平井分段壓裂效果較差[25]；3）壓裂投資大、油井產量差異大，壓裂設計時需要綜合考慮壓裂成本與預計效益之間的關系；4）井場布局受地理位置及地形影響，壓裂規模易受到井場平臺、開發模式、水源供應和運輸成本等限制，導致新技術及新工藝現場應用難度大[26]。

針對上述挑戰，中國石化應積極推動技術攻關，加大頁巖油勘探開發力度，集中力量進行核心區域優質甜點區的開發：1）針對“井工廠”作業難度大的問題，進一步開展地質工程一體化設計、集約化井工廠作業模式研究；2）開展差異化壓裂優化設計技術攻關，提高單井產量，降低投資風險及開發成本；3）研究壓后效果綜合監測評價技術，建立學習曲線，通過經驗積累、調整及優化等措施，降低壓裂綜合成本。

3 頁巖油水平井分段壓裂技術發展建議

頁巖油屬于非常規低品位資源，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取得了突破，但由于平衡油價為65～90 美元/桶，實現效益開發難度大，亟需開展低成本高效鉆井完井和儲層改造技術攻關；中低成熟度頁巖油采用水平井和分段壓裂技術開發難以獲得經濟產量，必須采用地下原位改質技術開發，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層的特征，開展中高成熟度頁巖油壓裂技術和中低程度頁巖油改質技術攻關研究，以實現頁巖油經濟效益開發。

3.1 中高成熟度頁巖油壓裂技術

1）少水壓裂技術。陸相頁巖油儲層的黏土含量相對較高，以消耗大量水資源為特點的大型壓裂在一定程度上可能會造成儲層水敏膨脹傷害，在相當程度上抵消了水化滲吸帶來的正面效應，還會面臨返排液處理帶來的環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的用水量，因而少水壓裂技術將成為主要發展方向之一。值得注意的是，少水壓裂是個廣義的概念[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，也包括二氧化碳泡沫和氮氣泡沫等泡沫壓裂技術。與傳統壓裂技術相比，以微泡沫壓裂液為核心的少水壓裂技術充分利用了水基壓裂液和無水/少水壓裂液的優勢，可以克服常規泡沫壓裂液的摩阻高和穩定性差等缺點，同時可滿足降濾失、增能、強加砂和大排量等壓裂作業要求。在不同的泵注方式及工藝參數條件下，少水壓裂技術的造縫效果、支撐效果、水化作用效果、返排及壓后產量等都有很大不同。因此，現場應用時需要結合目標井儲層特點進行詳細的室內試驗及模擬優化，以確定最優的壓裂作業方案。為實現頁巖油少水壓裂，建議開展以下技術研究：1）開展頁巖油壓裂儲層保護機制研究，明確頁巖油儲層傷害的主控因素及儲層流體高效流動機制；2）開展頁巖油少水壓裂縫網高效構建技術研究，明確頁巖油儲層形成復雜縫網的機理，并確定最優壓裂工藝參數；3）開展頁巖油少水體積壓裂技術研究，形成能顯著增大改造體積、提高改造效果的技術體系，包括配套壓裂設計方法、低傷害驅油一體化壓裂液、高效暫堵及支撐劑等。

2）雙縫高導流壓裂技術。該技術就是將適用于主裂縫的高通道壓裂技術，通過深化研究拓展應用到轉向支裂縫中，實現轉向支裂縫的密切割和大范圍延伸，將常規的多段多簇壓裂模式轉變為少段少簇，進一步促進裂縫縫高上的延伸和提高縫網的導流能力。該技術能夠較好地解決“密切割+強加砂+暫堵轉向”的頁巖油水平井壓裂技術存在的降本增效和穩產困難、常規暫堵壓裂技術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勢，且可最大限度地強化轉向支裂縫的加砂強度及加砂量，大幅度降低壓后產量的遞減幅度。針對雙縫高導流壓裂工藝需求，需在研究暫堵條件下多簇多尺度裂縫擴展機制的基礎上，優化多級暫堵工藝關鍵參數，研發低密度暫堵球、等密度速溶型暫堵劑，最終實現主裂縫、支裂縫的有效打開及充填，從而提高裂縫網絡的復雜性及導流能力。

3）頁巖油注采大系統提高采收率整體協調性優化設計技術。頁巖油注采大系統包括注水（氣）站—注水（氣）井口—注水（氣）井筒—注水（氣）井裂縫—基質—采油井裂縫—采油井筒—采油井口—集輸站等9 個環節，其整體協調性就是在注采平衡的前提下，按照節點協調性原理，以最小的注采壓差生產出最多的頁巖油。同時，注采井間的采收率也最大。為此，要求注采系統各個節點連接處的壓力與流量都應對應相等。值得指出的是，在不同開發生產階段，裂縫導流能力隨時間逐漸降低，儲層壓力和頁巖油井的產能也逐漸降低。換言之，各節點間的協調壓力與流量是實時變化的，需要適時地進行動態優化與注采參數的調整。因此，需研究高效率、多相多組分、流固耦合、地質工程一體化的提高頁巖油采收率整體協調性優化設計技術：開展水平井注氣驅或吞吐注氣的適應性研究；加強頁巖油多尺度通道中多相多組分滲流機理研究，明確其主控因素；攻關多相多組分流固耦合地質工程一體化油藏數值模擬方法及軟件，實現基質—基質、基質—裂縫、裂縫—裂縫、裂縫—井筒等不同滲流通道尺度的流動模擬。

4）“井工廠”延時壓裂技術。進行“井工廠”多井同步壓裂、拉鏈式壓裂或同步拉鏈式壓裂時，為了避免出現多井多縫間的應力干擾效應造成的多簇裂縫起裂不均衡現象，需要研究應用“井工廠”延時壓裂技術。“延時壓裂”是指改變不同井排壓裂井的壓裂順序（如圖1 所示，壓裂順序為B1—D1—A1—C1—B2—D2—A2—C2……），可以實現“井工廠”壓裂作業的無縫銜接，大大提高壓裂時效，最大限度地利用誘導應力的積極作用，規避其不利影響。因此，確定各井的壓裂順序是提高“井工廠”延時壓裂效果的核心問題。通過建立“井工廠”多井多縫誘導應力場模型，模擬壓裂次序、井數、壓裂級數、壓裂規模和延時時間等參數對“井工廠”改造體積和裂縫復雜性的影響，形成不同頁巖油區塊的“井工廠”延時壓裂技術系列。

圖1 “井工廠”延時壓裂示意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。水平井分段多簇壓裂時，裂縫的均衡起裂與延伸至關重要。其中，均衡起裂是基礎，如果不能均衡起裂，必然不會均衡延伸。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，如儲層基質應力的非均質性、簇間暫堵球封堵的隨機性（不需要封堵的簇裂縫可能反而被封堵住）、支撐劑的流動跟隨性（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等。為此，需要開展酸預處理過程中逐級提高排量工藝（可形成均勻布酸）、變參數射孔技術、限流和極限限流射孔技術、簇間低密度暫堵球轉向技術、低密度支撐劑充填技術、早期段塞式超前加砂技術及剪切增稠壓裂液體系等攻關研究。此外，即使實現了裂縫的均衡延伸，多簇裂縫均衡加砂也存在很大難度。支撐劑輸砂試驗結果（各簇裂縫設置為等縫長和等角度）及數值模擬結果表明，各簇裂縫間的支撐劑體積可能相差1 倍以上[28]。究其原因，主要是水平井筒內存在一定的壓力梯度，尤其是多簇壓裂時的排量相對較高，加砂中后期的壓裂液黏度也逐漸增大，使水平井筒內的壓力梯度更大，最終導致各簇裂縫內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，需結合顆粒動力學、斷裂力學，建立考慮縫間干擾、支撐劑跟隨性影響的多簇裂縫擴展模型，優化可促進多簇均衡進液和均勻充填的壓裂工藝參數，優化支撐劑、壓裂液等的性能參數。基于此，研究應用高比例的低密度支撐劑及小粒徑支撐劑、常規密度的自懸浮支撐劑、縫內暫堵劑、連續加砂或激進式加砂技術等，從而提高多簇裂縫起裂延伸及加砂的有效性、均勻性，實現全水平段的高效改造。

6）復雜縫網修復技術。頁巖油水平井壓裂后即使形成了復雜縫網，但由于支撐劑濃度低、數量少、承受的有效閉合應力高等原因，轉向支裂縫導流能力會快速降低并失效，且失效速度遠高于主裂縫，導致復雜縫網部分失效。隨著生產進行，在儲層內各種巖石微細顆粒運移和破碎支撐劑顆粒運移的共同作用下，加上壓裂液殘渣與有效閉合應力降低導致的支撐劑二次運移等效應，主裂縫導流能力也會逐漸降低直至完全失效，則復雜縫網會完全失效。此時，復雜縫網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，需要攻關復雜縫網修復技術，研究溶解儲層巖石微粒而不溶解支撐劑的特殊反應型修復流體及泵注修復工藝。特殊反應型修復流體通過溶解堵塞在主裂縫及轉向支裂縫縫口的儲層巖石微細顆粒，可在很大程度上恢復支撐劑的導流能力；配套泵注修復工藝則主要立足于縫網重新張開、破碎支撐劑輸送及鋪置充填等工藝研究。

7）儲層動態描述、裂縫監測可視化及實時解釋技術。該技術是實現地質-工程一體化的前提。目前，地質-工程一體化研究與應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層動態的有效手段，更缺乏每簇裂縫監測的可視化尤其是實時解釋方面的技術和方法。因此，在壓裂過程中難以科學地實時調整施工參數。目前，利用壓裂施工曲線及數據可以實時定量反演分析儲層巖石的脆性、滲透率、巖石力學參數、三向應力及天然裂縫發育程度等[22]，但還沒有集成為相應的軟件系統。在裂縫監測方面，目前的研究熱點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）等可實時分析解釋進入每簇裂縫的壓裂液量。建議開展多維裂縫監測及儲層動態識別技術研究，一是整合現有的裂縫監測及識別技術體系，形成裂縫解釋方法和配套軟件，達到提高儲層動態識別準確度、裂縫監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攻關，進一步提高裂縫監測精度；三是開展壓裂裂縫精細測繪與智能實時診斷技術攻關，不但能夠實現壓裂裂縫的精準識別，而且能夠測繪裂縫的尺度，并結合施工參數對裂縫擴展情況進行智能實時診斷，達到實時優化壓裂工藝的目的，最終實現壓后評估與壓裂工藝調整實時一體化的效果。

8）頁巖油“井工廠”多井協同壓裂及協同排采技術。多井協同壓裂指的是兩口以上的井進行同步壓裂或拉鏈式壓裂或同步拉鏈式壓裂，協同排采指的是兩口以上的井同步進行排采，體現了注采大系統的整體協同性。與單井壓裂模式相比，多井協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效性。同時，多井多縫間的誘導應力干擾效應，還會大幅度提高裂縫的復雜性及整體泄油體積。各井及各段間的壓裂順序優選對于協同壓裂至關重要，既能最大限度地提高泄油體積，又可最大限度地降低誘導應力對各簇裂縫非均衡起裂與延伸的負面影響。需要指出的是，多井協同壓裂的頁巖油井可以是單個“井工廠”范圍內的所有井（如4～6 口），也可以是多個“井工廠”范圍內的所有井，最終達到類似集群式壓裂的效果。當然，需要精細分析研究井場的面積與壓裂車組間的匹配關系。同樣地，與單井排采模式相比，多井協同排采有利于在整個頁巖油富集區域產生均勻的壓降漏斗，避免井間和縫間的流動干擾疊加效應甚至倒灌現象，也有利于最大限度地提高整個區域的采出程度、后續的注水（氣）波及系數及最終的采收率。要充分發揮“井工廠”多井協同壓裂提高井組改造效果的技術優勢，重點是壓裂參數優化，需要建立兼顧應力場、滲流場和溫度場的多場耦合模型，深入研究頁巖油儲層多井多縫之間的誘導應力和干擾作用，探索儲層壓裂后油、水相的流動機理，建立考慮基質-裂縫-井底-井口系統性流動的頁巖油“井工廠”多井協同壓裂及協同排采工藝流程、制度及規范。

9）智能化精準壓裂技術。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+強加砂+暫堵轉向”壓裂技術，壓裂的段簇數越來越多，壓裂液及支撐劑的用量也越來越大，導致壓裂成本越來越高，但頁巖油水平井的產量并沒有隨著壓裂成本增加而大幅提高，也就是說，高投入并沒有產生高收益。另外，水相的大量侵入是否會造成高黏土含量的頁巖油儲層傷害也沒有明確的結論。因此，目前的高投入壓裂模式無法滿足頁巖油經濟效益開發的要求，需進行智能化精準壓裂技術攻關研究。一是建立頁巖油甜點、甜度及可壓度的實時評價模型及可視化系統，并結合裂縫的三維擴展規律，以最大限度地溝通工程地質甜點為目標進行井眼軌道設計。二是裂縫起裂位置及擴展方向要沿著頁巖油滲流的方位實現智能精準延伸。裂縫起裂位置可基于甜點、甜度及可壓度沿水平井筒的分布剖面進行精確控制，而裂縫智能延伸的難度極大，尤其是遠離井筒位置的頁巖油富集區域的分布規律可能具有較大的隨機性。因此，需要研制壓力響應型、離子響應型及剪切速率響應型等智能響應型壓裂液。壓力響應型壓裂液對地層應力具有較強的敏感性，當裂縫延伸至高應力區（一般是頁巖油不發育區）時，壓裂液黏度會迅速升高而起到類似縫端暫堵的作用，迫使裂縫向低應力區延伸；離子響應型壓裂液對礦物或離子具有較強的敏感性，當遇到黃鐵礦或其他與頁巖油富集相關的礦物或離子時，壓裂液黏度會迅速降低，裂縫會大范圍溝通附近的頁巖油富集區，增大壓裂改造體積；剪切速率響應型壓裂液對剪切速率具有較強的敏感性，當遇到高應力區時，因裂縫寬度變窄導致剪切速率增大，使壓裂液黏度隨之升高，從而迫使裂縫向低壓區轉向延伸。如果智能響應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，從而實現真正的智能化精準壓裂和降本增效的目標。需要指出的是，每簇裂縫起裂與延伸的實時可視化系統的研制則是實現智能化精準壓裂的前提條件。

3.2 中低成熟度頁巖油原位改質技術

我國中低成熟度頁巖油儲量約是中高成熟度頁巖油儲量的2 倍，但采用水平井和水力壓裂技術難以實現效益開發，需要研究應用頁巖油地下原位改質技術，提高原油在儲層中的流動能力，實現油井產量的大幅提高。目前，殼牌公司的ICP 原位轉化技術最為成熟，已進行了大規模的現場應用，包括與中國石油聯合開展了現場試驗，并取得了一定效果，但經濟性較差。我國中低成熟度頁巖油開發技術基本處于理論研究及室內試驗階段，尚未形成地質、油藏、完井、開發等方面的成型理論與技術體系。依據目前中低成熟度頁巖油開發狀況及認識，國內中低成熟度頁巖油要實現經濟有效開發需要滿足以下條件：一是儲層要具有有機質豐度高、產液態烴能力強的特點，要求TOC 均值大于6%，且越大越好，有機質類型以Ⅰ、Ⅱ1型干酪根為主；二是頁巖油地下原位改質技術要有效，加熱溫度要足夠高（350 ℃以上）；三是儲層的滲透率要高，便于固態有機質轉化為可流動烴后在儲層中的滲流，如果儲層過于致密，滲流阻力大，則需要采取壓裂改造等技術措施，以提高儲層的滲透率；四是頁巖油開發工藝要滿足環境友好、經濟有效等要求。

綜合分析中低成熟度頁巖油地質特征及各種原位改質技術特點，我國中低成熟度頁巖油采用“改質+改造（壓裂）”開發技術應具有較高的可行性。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為主，并與雙縫高導流壓裂技術結合。考慮將支撐劑導電與井筒電加熱復合，可對低成熟度頁巖油從裂縫波及范圍到井筒范圍實現大面積加熱降黏，因此，必要時可將原位開采技術與井筒電加熱或導電支撐劑結合，以進一步提高油井產量。值得注意的是，應使復合加熱波及范圍與二氧化碳/催化裂化劑波及區域盡可能重疊，以實現協同增效效應最大化。由于復合加熱區域和二氧化碳/催化裂化劑波及區域的動態變化，難以保證這兩個區域持續同步，因此后續需要進行“復合加熱與二氧化碳/催化裂化劑”多輪次的吞吐及復合加熱循環，直至波及整個頁巖油富集區域。

4 結論與建議

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，其頁巖油開發技術無法直接復制，需要針對不同成熟度頁巖油儲層的特征，開展中高成熟度頁巖油壓裂技術和中低程度頁巖油改質技術攻關研究，形成陸相頁巖油開發技術體系，實現頁巖油經濟效益開發。

2）針對中國石化頁巖油主力區塊的工程技術難題，需開展相應的基礎性研究和工程技術攻關，并加大現場試驗力度，集合整個集團公司的力量，盡快實現頁巖油開發的單點突破，由此逐漸實現面上的突破，形成規模效益開發。

3）中高成熟度頁巖油應作為目前研究重點，且早期應以單井的增產穩產為主、降本為輔，盡快探索形成頁巖油主體壓裂技術，拓展應用到“井工廠”大平臺，并盡可能地增加平臺的井數。同時，要注重注采大系統提高采收率的協同技術攻關與集成，包括二氧化碳大型體積壓裂與二氧化碳驅等碳儲存和綜合利用技術，并積極探索降本的思路與途徑，以實現頁巖油的經濟有效開發。

4）低成熟度頁巖油目前應聚焦基礎和前瞻性研究及相關的實驗室建設工作，需注重跨學科技術交流和融合，并擇機開展單井的先導性試驗工作。

致謝：在文章相關資料收集和數據整理過程中，中國石化石油工程技術研究院孫海成、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。