王敏生， 光新軍， 耿黎東

（中國(guó)石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

頁(yè)巖油是指賦存于滲透率極低的暗色泥頁(yè)巖與泥質(zhì)粉砂巖、砂巖、碳酸鹽巖夾層系統(tǒng)中自生自儲(chǔ)、連續(xù)分布的石油[1-2]。近年來(lái)，隨著鉆井完井技術(shù)的不斷進(jìn)步，國(guó)外一些地區(qū)（如美國(guó)）的頁(yè)巖油產(chǎn)量急劇增長(zhǎng)，深刻影響著世界能源格局。頁(yè)巖油鉆井完井技術(shù)主要包括儲(chǔ)層甜點(diǎn)評(píng)價(jià)與識(shí)別技術(shù)、長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)、高密度分段壓裂技術(shù)、物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)和大數(shù)據(jù)降本增效技術(shù)等，這些技術(shù)的應(yīng)用大幅提高了頁(yè)巖油的開發(fā)效率和經(jīng)濟(jì)效益。為了給我國(guó)頁(yè)巖油高效勘探開發(fā)提供參考和借鑒，筆者分析了國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖油的勘探開發(fā)現(xiàn)狀，介紹了實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)所采用的關(guān)鍵鉆井完井技術(shù)，結(jié)合頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)及我國(guó)頁(yè)巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀，提出了我國(guó)頁(yè)巖油鉆井完井技術(shù)的攻關(guān)方向。

1 國(guó)內(nèi)外頁(yè)巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀

全球頁(yè)巖油資源豐富，分布廣泛。據(jù)EIA 預(yù)測(cè)[3]，全球頁(yè)巖油技術(shù)可采儲(chǔ)量469.2×108t（按原油1 桶=0.136 t 換算，下同），其中俄羅斯儲(chǔ)量最大，為102.0×108t；其次是美國(guó)，為78.9×108t；中國(guó)第三，為43.5×108t。目前，美國(guó)、加拿大、阿根廷和俄羅斯實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖油的商業(yè)開發(fā)[4-5]。其中，美國(guó)頁(yè)巖油的商業(yè)開發(fā)最為成功，2000 年以來(lái)，隨著水平井鉆井和水力壓裂等技術(shù)的進(jìn)步，頁(yè)巖油產(chǎn)量持續(xù)增長(zhǎng)，扭轉(zhuǎn)了原油產(chǎn)量下跌的趨勢(shì)。2018 年頁(yè)巖油產(chǎn)量與2016年相比增幅達(dá)到75%，產(chǎn)量達(dá)到95.2×104t/d，占美國(guó)原油總產(chǎn)量的60%。

圖 1 2010—2016 年間鉆井完井參數(shù)、單井初始產(chǎn)量和單位體積頁(yè)巖油成本變化趨勢(shì)Fig.1 Variation trends of drilling and completion parameters, initial production per well and cost per unit volume of shale oil from 2010 to 2016

Bakken、Permain 和Eagle Ford 盆地是美國(guó)主要的頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)，占其頁(yè)巖油總產(chǎn)量的84%。自2014年底油價(jià)下跌以來(lái)，通過(guò)優(yōu)化資產(chǎn)，將目標(biāo)轉(zhuǎn)向高產(chǎn)優(yōu)質(zhì)產(chǎn)區(qū)，并采用長(zhǎng)水平段水平井技術(shù)和高密度分段壓裂技術(shù)（更大的支撐劑用量、更多的壓裂級(jí)數(shù)、更短的段間距和簇間距）等降本增效技術(shù)，大幅度提高了頁(yè)巖油單井產(chǎn)量，降低了單位體積頁(yè)巖油成本。以Bakken 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)為例，2010—2016 年，水平井水平段長(zhǎng)度相對(duì)穩(wěn)定，保持在2 700 m 左右，壓裂級(jí)數(shù)由18 級(jí)增加到38 級(jí)，單井支撐劑用量由1 200 t 增加到3 400 t，單井前9 個(gè)月的初始產(chǎn)量由35.4 t/d 增加到56.8 t/d，單位體積頁(yè)巖油成本由19 美元/桶降低至12 美元/桶。Permain、Eagle Ford頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)與Bakken 具有相同的趨勢(shì)，Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)單位體積頁(yè)巖油成本降低至10 美元/桶左右，Permain 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)單位體積頁(yè)巖油成本僅6 美元/桶左右，如圖1 所示[6]。頁(yè)巖油開發(fā)盈虧平衡點(diǎn)也由2013 年的70 美元/桶降低至2018 年的50 美元/桶，部分優(yōu)質(zhì)核心區(qū)盈虧平衡點(diǎn)僅37 美元/桶。

美國(guó)頁(yè)巖油鉆井完井技術(shù)發(fā)展歷程可以分為4 個(gè)階段：第一階段從2010 年開始，以甜點(diǎn)評(píng)價(jià)與識(shí)別技術(shù)為代表，獲取優(yōu)質(zhì)資源，降低風(fēng)險(xiǎn)；第二階段從2013 年開始，以長(zhǎng)水平段水平井高效鉆井+高密度壓裂技術(shù)為代表，提高作業(yè)價(jià)值；第三階段從2015 年開始，以地質(zhì)-工程一體化技術(shù)為代表，提高整體作業(yè)效率；第四階段從2017 年開始，以大數(shù)據(jù)、人工智能等數(shù)字化技術(shù)為代表，大幅降低作業(yè)成本。

我國(guó)高度重視頁(yè)巖油的勘探開發(fā)，開展了陸相頁(yè)巖油地質(zhì)評(píng)價(jià)和關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)研究，并取得良好的研究成果。2011 年以來(lái)，中國(guó)石化在泌陽(yáng)凹陷先后鉆成了2 口頁(yè)巖油水平井，其中泌頁(yè)HF1 井水平段長(zhǎng)1 000 m，采用15 級(jí)分段壓裂，最高產(chǎn)油量23.6 m3/d；泌頁(yè)HF2 井水平段長(zhǎng)1 276 m，采用22 級(jí)分段壓裂，最高產(chǎn)油量28.0 m3/d。由于地層壓力系數(shù)低，產(chǎn)能遞減快，導(dǎo)致泌頁(yè)HF1 井和泌頁(yè)HF2 井的經(jīng)濟(jì)效益不高。中國(guó)石化在濟(jì)陽(yáng)凹陷完成的渤頁(yè)平1 井和渤頁(yè)平2 井分段壓裂后均獲得低產(chǎn)油流，但原油流動(dòng)性差、產(chǎn)量遞減快，沒(méi)有實(shí)現(xiàn)規(guī)?；瘎?dòng)用[1]。中國(guó)石油在準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷、瑪湖凹陷和渤海灣盆地滄東凹陷部署的試驗(yàn)井均獲得工業(yè)油流，其中滄東凹陷官1701H 井和官1702H 井試油后原油產(chǎn)量達(dá)到9.07 和17.65 m3/d，正式拉開了中國(guó)陸相頁(yè)巖油工業(yè)化開發(fā)的序幕。

2 頁(yè)巖油高效開發(fā)鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 儲(chǔ)層甜點(diǎn)評(píng)價(jià)與識(shí)別技術(shù)

2.1.1 儲(chǔ)層甜點(diǎn)評(píng)價(jià)指標(biāo)

地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)是頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)開發(fā)的2 個(gè)重要因素。地質(zhì)甜點(diǎn)是指可利用水力壓裂增產(chǎn)措施進(jìn)行經(jīng)濟(jì)開發(fā)的區(qū)域或?qū)佣危艿V物成分、孔隙度、含油飽和度、地層厚度、有機(jī)質(zhì)含量和熱成熟度等參數(shù)影響。工程甜點(diǎn)決定水力壓裂是否成功，受地應(yīng)力方向和大小、巖石楊氏模量、泊松比、巖石強(qiáng)度和天然裂縫密度等地質(zhì)參數(shù)的影響。

Schlumberger 公司建立了sCore 三元相圖泥頁(yè)巖分類方法，將頁(yè)巖區(qū)塊地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)繪制在圖上，可以分析礦物與影響泥頁(yè)巖地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)因素之間的關(guān)系，以此調(diào)整水平井井眼軌跡和優(yōu)選儲(chǔ)層壓裂層段[7]。該公司在Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)結(jié)合地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)進(jìn)行了完井設(shè)計(jì)，推薦了壓裂級(jí)數(shù)和射孔層段，如圖2 所示。

圖 2 地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)結(jié)合優(yōu)化作業(yè)參數(shù)示意Fig. 2 Schematic diagram of operating parameters optimization by combining geological sweet spots with engineering sweet spots

2.1.2 儲(chǔ)層甜點(diǎn)識(shí)別技術(shù)

頁(yè)巖油勘探開發(fā)初期，主要利用地面地震資料預(yù)測(cè)頁(yè)巖油甜點(diǎn)，再利用元素測(cè)井、多極子陣列聲波測(cè)井、油基鉆井液成像測(cè)井和核磁共振測(cè)井等技術(shù)識(shí)別地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)[8-10]。Baker Hughes 公司的油藏地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)利用深部定向電阻率測(cè)量?jī)x隨鉆識(shí)別井眼周圍半徑超過(guò)60 m 的地下巖層和流體界面等儲(chǔ)層特性，實(shí)現(xiàn)油井精確著陸與導(dǎo)向，降低鉆井風(fēng)險(xiǎn)。Schlumberger 公司隨鉆成像技術(shù)可實(shí)現(xiàn)高分辨率地層層序及地層傾斜特征的獲取與分析、孔隙結(jié)構(gòu)評(píng)價(jià)及薄層定量分析和裂縫特征（尺寸、密度等）地質(zhì)建模，裂縫分辨率達(dá)1 cm，有助于優(yōu)化復(fù)雜裂縫網(wǎng)絡(luò)條件下的井眼軌跡，提高單井產(chǎn)量。Schlumberger 公司針對(duì)非常規(guī)儲(chǔ)層研發(fā)的核磁共振測(cè)井儀器，可在低孔隙度地層中測(cè)量出高精度的弛豫時(shí)間T1和T2，識(shí)別流體類型及與之相關(guān)聯(lián)的孔隙度分布特征，并可獲得地層條件下的含油體積，從而識(shí)別優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層[11]。

2.2 長(zhǎng)水平段水平井高效鉆井技術(shù)

2.2.1 叢式“井工廠”立體開發(fā)技術(shù)

為了提高油田開發(fā)的經(jīng)濟(jì)效益，減少井場(chǎng)占地面積，利用叢式水平井在一個(gè)井場(chǎng)開發(fā)多個(gè)儲(chǔ)層，增加單個(gè)平臺(tái)的作業(yè)井?dāng)?shù)，縮短井間距，實(shí)現(xiàn)頁(yè)巖油的立體開發(fā)；共用井場(chǎng)、鉆井設(shè)備、鉆井液罐和水處理系統(tǒng)，降低作業(yè)成本；利用學(xué)習(xí)曲線，提高作業(yè)效率。同時(shí)，在橫向和縱向上探索適合油藏條件的最優(yōu)井間距，增加井組內(nèi)井?dāng)?shù)量，縮小井間距。圖3 為頁(yè)巖油立體開發(fā)井網(wǎng)變化趨勢(shì)[12]。Encana 公司在Permain頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)采用“井工廠”進(jìn)行立體開發(fā)，單井場(chǎng)作業(yè)井由8 口增加到16 口。井網(wǎng)間橫向間距由200 m縮小到85～145 m，井網(wǎng)間縱向間距85 m。鉆井完井成本與傳統(tǒng)單井開發(fā)方式相比降低19%。

圖 3 頁(yè)巖油叢式水平井立體開發(fā)變化趨勢(shì)Fig.3 Variation trends of the stereoscopic development of clustered shale oil horizontal wells

2.2.2 超大規(guī)格電驅(qū)動(dòng)鉆機(jī)

為了滿足“井工廠”長(zhǎng)水平段水平井鉆井作業(yè)要求，提高作業(yè)效率，縮短非生產(chǎn)時(shí)間，對(duì)鉆機(jī)移動(dòng)系統(tǒng)、高性能鉆井泵、高功率頂驅(qū)系統(tǒng)及鉆機(jī)排管系統(tǒng)等進(jìn)行了改進(jìn)。目前普遍采用1 118.6～1 491.4 kW（1 500～2 000 HP）超大規(guī)格電驅(qū)動(dòng)鉆機(jī)，配備51.7 MPa（7 500 psi）循環(huán)系統(tǒng)、857.6 kW（1 150 HP）頂驅(qū)系統(tǒng)、載荷3 336.0～4 448.0 kN (750～1 000 kips)大鉤、模塊化360°或X/Y 軸自行走快速移動(dòng)系統(tǒng)及自動(dòng)化控制系統(tǒng)[13]。超大規(guī)格電驅(qū)動(dòng)鉆機(jī)具備長(zhǎng)水平井段鉆井過(guò)程中鉆桿和套管的快速提升能力，提升速度達(dá)到115 m/min。通過(guò)提高泵壓，可提高環(huán)空流速，實(shí)現(xiàn)長(zhǎng)水平段的井眼清潔，同時(shí)可為旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具提供額外的動(dòng)力。自動(dòng)化控制系統(tǒng)能夠精確控制井底壓力、機(jī)械鉆速、泵壓和定向工具。

2.2.3 長(zhǎng)水平段水平井井眼軌跡控制技術(shù)

針對(duì)長(zhǎng)水平段水平井鉆井過(guò)程中定向鉆井工具失效造成非生產(chǎn)時(shí)間較長(zhǎng)的問(wèn)題，使用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具代替?zhèn)鹘y(tǒng)的定向工具，保證了井眼軌跡的精確控制，提高了機(jī)械鉆速，增大了井筒與油藏的有效接觸面積。

目前，美國(guó)40% 的頁(yè)巖油井采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)，特別是水平段長(zhǎng)度超過(guò)3 000 m 的水平井。在Marcellus/Utica 等頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)應(yīng)用率甚至達(dá)到了90%。Baker Hughes 公司以旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具為基礎(chǔ)研發(fā)的自動(dòng)定向鉆井系統(tǒng)，實(shí)現(xiàn)了井場(chǎng)與遠(yuǎn)程控制中心的協(xié)同作業(yè)。鉆井過(guò)程中近鉆頭高頻測(cè)井動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)不斷傳輸?shù)降孛?，定向鉆井工程師根據(jù)儲(chǔ)層隨鉆測(cè)錄井資料，對(duì)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具發(fā)出指令，實(shí)現(xiàn)雙向閉環(huán)控制高精度地質(zhì)導(dǎo)向，確保造斜段成功中靶，水平段能夠完整穿行于儲(chǔ)層甜點(diǎn)深度窗口之內(nèi)。EQT 公司采用該系統(tǒng)在頁(yè)巖儲(chǔ)層創(chuàng)造了一趟鉆完成“造斜段+水平段”（總長(zhǎng)度6 215 m）的紀(jì)錄，大幅降低了鉆井成本[14]。

在超長(zhǎng)水平段水平井鉆井過(guò)程中，鉆柱摩阻明顯增加，為此采用油基鉆井液替代低成本水基鉆井液。與水基鉆井液相比，油基鉆井液具有極佳的潤(rùn)滑性，可抑制黏土膨脹，并維持井壁穩(wěn)定。采用油基鉆井液雖然增加了鉆井成本，但降低了井下故障的發(fā)生率，綜合效益得到提升。

2.2.4 高效破巖工具

PDC 鉆頭性能的提升大幅提高了機(jī)械鉆速，可實(shí)現(xiàn)一趟鉆完成“造斜段+水平段”。個(gè)性化PDC鉆頭、與導(dǎo)向工具配合的一體化鉆頭、復(fù)合鉆頭等提高了鉆頭的導(dǎo)向性、穩(wěn)定性和研磨性。Baker Hughes 公司研發(fā)的與高造斜率旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具一體化設(shè)計(jì)的Spear 鉆頭，可快速、有效鉆進(jìn)定向井段和長(zhǎng)水平井段，其使用較小的（φ11.0 和φ13.0 mm）切屑齒，在保證機(jī)械鉆速的同時(shí)，提高了工具面角的控制能力；采用平直的刀翼結(jié)構(gòu)，確保了鉆進(jìn)中的穩(wěn)定性。同時(shí)，鉆頭的長(zhǎng)度較短，更加容易控制狗腿度，從而提高了鉆頭的造斜能力[15]。在Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)其與高造斜率旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)配合使用，一趟鉆完成二開“直井段+斜井段+水平段”，進(jìn)尺3 277.80 m。

鉆井作業(yè)是一個(gè)高度動(dòng)態(tài)化的復(fù)雜過(guò)程，井下情況往往與預(yù)測(cè)結(jié)果有所差異，需要不斷調(diào)整鉆井參數(shù)。鉆井參數(shù)實(shí)時(shí)優(yōu)化的核心是數(shù)字化平臺(tái)，該平臺(tái)依托現(xiàn)有成熟的軟件和硬件，能夠?qū)崿F(xiàn)隨鉆測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的實(shí)時(shí)采集，高速傳輸至地面，經(jīng)過(guò)綜合團(tuán)隊(duì)分析決策后，再將控制指令發(fā)送給地面裝備和井下工具，實(shí)現(xiàn)地面地下閉環(huán)雙向數(shù)據(jù)傳輸和控制。同時(shí)，定向鉆井工程師可以利用遠(yuǎn)程操作中心同時(shí)監(jiān)控多口在鉆井，以降低鉆井成本[16]。NOV公司鉆井實(shí)時(shí)優(yōu)化系統(tǒng)采用井下傳感器、有線鉆桿、井下控制工具和地面控制裝備等，可實(shí)時(shí)獲得鉆壓、扭矩、井下振動(dòng)、井底壓力、工具面方位角等參數(shù)，自動(dòng)優(yōu)化地面和井下工具參數(shù)，提高鉆井效率。該系統(tǒng)在Ealge Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)水平井中進(jìn)行了應(yīng)用，與傳統(tǒng)鉆井方式相比，鉆井周期縮短了約37%[17]。

2.3 水平井高密度分段壓裂技術(shù)

2.3.1 壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)

為了增大裂縫與儲(chǔ)層的接觸面積，提高單井產(chǎn)能，采用了更大的支撐劑用量、更多的壓裂級(jí)數(shù)、更短的段間距和簇間距設(shè)計(jì)。例如，2013—2017 年，ConocoPhillips 公司在Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)壓裂設(shè)計(jì)的變化情況為（見表1）：水平井水平段長(zhǎng)度保持在1 500 m，壓裂級(jí)數(shù)從15 級(jí)增加到30 級(jí)，壓裂間距從100 m 縮短為50 m，每級(jí)壓裂的射孔簇從5 簇增加到了11 簇，簇間距從20.00 m 縮短為4.50 m；單位長(zhǎng)度的加砂量不斷增加，2017 年加砂量達(dá)到了4.63 t/m；為了降低壓裂成本，支撐劑以天然石英砂為主，采用滑溜水壓裂的比例逐步提高[18]。

表 1 ConocoPhillips 公司2013—2017 年在Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)壓裂設(shè)計(jì)的變化情況Table 1 Changes in Eagle Ford shale fracturing design used by ConocoPhillips from 2013 to 2017

2.3.2 轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)

轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在頁(yè)巖油分段壓裂施工中廣泛應(yīng)用，采用暫堵劑克服段內(nèi)簇間物理性質(zhì)差異，通過(guò)轉(zhuǎn)向分流來(lái)確保各射孔簇都能得到有效壓裂，避免出現(xiàn)部分射孔簇過(guò)度壓裂或部分射孔簇欠壓裂，從而提高儲(chǔ)層的整體改造效果。壓裂過(guò)程中，壓裂液攜帶暫堵劑進(jìn)入主裂縫，然后顆粒級(jí)配的可降解顆粒在裂縫入口形成暫堵（如圖4 所示[19]），使壓裂液轉(zhuǎn)向到未壓裂區(qū)域，形成新的裂縫，增大巖石破碎體積。最后，可降解顆粒逐步降解，解除對(duì)裂縫的暫堵。該技術(shù)實(shí)施成本低、工藝簡(jiǎn)單、風(fēng)險(xiǎn)小，可增產(chǎn)10%，但井筒內(nèi)的分流過(guò)程不易控制，需要根據(jù)地層特征和井筒特征篩選和優(yōu)化暫堵劑配方和泵入程序。

圖 4 暫堵劑封堵主裂縫入口實(shí)現(xiàn)轉(zhuǎn)向Fig.4 Diversion achieved by blocking the main fracture entrance with temporary plugging agent

轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)的發(fā)展方向，是在同一個(gè)暫堵體系下，既能在縫間實(shí)現(xiàn)近井地帶暫堵分流，又能在縫內(nèi)實(shí)現(xiàn)遠(yuǎn)井地帶暫堵分流，最大程度提高近井和遠(yuǎn)井地帶儲(chǔ)層裂縫網(wǎng)絡(luò)的復(fù)雜程度，提高油氣產(chǎn)量[20]。

2.3.3 重復(fù)壓裂技術(shù)

為了應(yīng)對(duì)頁(yè)巖油井單井產(chǎn)量遞減快、鉆加密井作業(yè)成本高的難題，嘗試采用重復(fù)壓裂技術(shù)來(lái)改善頁(yè)巖油井的生產(chǎn)狀態(tài)，重新激活低產(chǎn)井，增大水平井段油藏接觸面積，提高產(chǎn)油量。Bakken 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)22 口重復(fù)壓裂頁(yè)巖油井的統(tǒng)計(jì)結(jié)果見表2。由表2可以看出：22 口頁(yè)巖油井重復(fù)壓裂的時(shí)機(jī)選擇在生產(chǎn)21～75 月后，大部分在2～4 a：重復(fù)壓裂后的初始產(chǎn)量恢復(fù)至首次壓裂初始產(chǎn)量的21%～316%，平均恢復(fù)至初始產(chǎn)量的91.68%；重復(fù)壓裂后的產(chǎn)量遞減率為壓裂前遞減率的57%～155%，平均遞減率比為84.36%；重復(fù)壓裂后的預(yù)計(jì)最終累計(jì)采出量（EUR）約為首次壓裂EUR 的1.09～2.86 倍，平均EUR 比為1.69，EUR 均有明顯提高[21]。分析發(fā)現(xiàn)，重復(fù)壓裂在Bakken 頁(yè)巖油開發(fā)中取得了較好效果，但井與井之間的效果差異較大，重復(fù)壓裂之前需要根據(jù)油藏地質(zhì)條件和完井情況選擇合適的候選井，然后利用油藏?cái)?shù)值模擬、裂縫數(shù)值建模等手段確定合理的壓裂時(shí)機(jī)，并進(jìn)行重復(fù)壓裂優(yōu)化設(shè)計(jì)。

表 2 Bakken 頁(yè)巖油22 口重復(fù)壓裂井的統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)Table 2 Statistics on 22 re-fracturing Bakken shale oil wells

2.3.4 改性支撐劑

招遠(yuǎn)東湯地?zé)崽镂挥谏綎|省招遠(yuǎn)市城區(qū)，地理坐標(biāo)為：東經(jīng)120°24′53″，北緯37°21′48″，地?zé)崽飪?nèi)目前有開采井十余口，現(xiàn)日平均開采量在2000m3/d左右，20世紀(jì)80年代以前，該地?zé)崽飪?nèi)地?zé)峋钥梢宰粤?，自流量值?40m3/d，隨著開采量不斷增大，地?zé)崽飪?nèi)地?zé)峋呀?jīng)不能自流，地?zé)崽锼疁卦?0～90℃之間。

水力壓裂中，通常使用的支撐劑表面潤(rùn)濕類型為水濕，會(huì)導(dǎo)致水相滯留于支撐劑層，降低油氣的相對(duì)滲透率，從而影響油氣產(chǎn)量。Hexion 公司研制的高性能樹脂覆膜親油支撐劑，通過(guò)化學(xué)處理將樹脂覆膜的潤(rùn)濕性由親水變?yōu)橛H油，當(dāng)只有水相經(jīng)過(guò)裂縫內(nèi)的壓裂砂堆時(shí)，水相可以正常流過(guò)該孔隙介質(zhì)而不會(huì)發(fā)生水堵；當(dāng)油水兩相混合液通過(guò)時(shí)，該壓裂砂堆能最大程度地抑制水相流動(dòng)，而不影響油相流動(dòng)，從而降低油井產(chǎn)出液的含水率。親油支撐劑與壓裂液、破膠劑均有較好的配伍性，可用于閉合應(yīng)力高達(dá)70 MPa、井底溫度204 ℃的壓裂作業(yè)環(huán)境。該改性支撐劑在頁(yè)巖油地層進(jìn)行了應(yīng)用，作為末尾段壓裂砂泵入近井地帶，產(chǎn)能與鄰井相比提高30%以上[22]。

2.4 物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)

如果缺乏一體化方法指導(dǎo)，頁(yè)巖油單井產(chǎn)量會(huì)很低或者產(chǎn)量遞減很快，甚至沒(méi)有產(chǎn)量。物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)以探明儲(chǔ)量、采收率最大化和油藏生命周期的勘探開發(fā)綜合效益最優(yōu)為目標(biāo)，利用物探、測(cè)井、鉆井和生產(chǎn)數(shù)據(jù)進(jìn)行油藏評(píng)價(jià)與工程設(shè)計(jì)。其主要特點(diǎn)是：1）將油藏研究與工程設(shè)計(jì)相結(jié)合，進(jìn)行一體化工程設(shè)計(jì)和勘探開發(fā)，以提高單井產(chǎn)量，降低建井費(fèi)用，縮短建井周期，加快勘探開發(fā)速度；2）將“后”評(píng)估與“前”設(shè)計(jì)相結(jié)合，綜合評(píng)估已有井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，總結(jié)經(jīng)驗(yàn)，完善新井設(shè)計(jì)，持續(xù)優(yōu)化油氣藏開發(fā)方案；3）將關(guān)鍵井剖析與區(qū)塊綜合研究相結(jié)合，即點(diǎn)面結(jié)合，從局部到全局優(yōu)化工程設(shè)計(jì)和總體部署。Schlumberger 公司設(shè)計(jì)了物探-地質(zhì)-工程一體化工作流程（見圖5）[23]，非常規(guī)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)層的選區(qū)、井位部署、壓裂設(shè)計(jì)及生產(chǎn)優(yōu)化等環(huán)節(jié)實(shí)現(xiàn)了無(wú)縫銜接，關(guān)鍵步驟包括建立儲(chǔ)層地質(zhì)模型、考慮地質(zhì)力學(xué)和油藏特性的力學(xué)模型、壓裂模擬、微地震監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)校正裂縫模型、油藏網(wǎng)格模型和生產(chǎn)模擬等，提高了頁(yè)巖油區(qū)塊的整體開發(fā)效益。

2.5 大數(shù)據(jù)分析與工程優(yōu)化技術(shù)

圖 5 物探-地質(zhì)-工程一體化工作流程Fig. 5 Workflow of geophysical-geological-engineering integration

在信息共享基礎(chǔ)上建立協(xié)同、集成工作流程，利用綜合儲(chǔ)層信息和數(shù)據(jù)指導(dǎo)精確布井、高效鉆井和壓裂設(shè)計(jì)優(yōu)化，實(shí)現(xiàn)地質(zhì)科學(xué)、油藏研究、鉆井和完井工程的協(xié)同，大幅提高鉆井作業(yè)效率和油井單井產(chǎn)量，降低頁(yè)巖油綜合成本。ConocoPhillips 公司大數(shù)據(jù)分析平臺(tái)IDW 可以分析包括地質(zhì)、油藏、鉆井和開發(fā)等各個(gè)環(huán)節(jié)的數(shù)據(jù)，用于縮短鉆井周期、優(yōu)化完井設(shè)計(jì)、提高對(duì)地層的認(rèn)識(shí)。Eagle Ford 頁(yè)巖油開發(fā)中采用IDW 平臺(tái)進(jìn)行數(shù)據(jù)分析后，鉆機(jī)作業(yè)效率提高了80%，單井產(chǎn)量提高了20%[24]。EOG 公司利用大數(shù)據(jù)技術(shù)優(yōu)化Eagle Ford 和Permain 頁(yè)巖儲(chǔ)層的水力壓裂方案，大幅提高了單井產(chǎn)量，前9 個(gè)月的單井產(chǎn)能與該區(qū)塊平均水平相比，分別提高了40%和28%。

3 頁(yè)巖油高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

美國(guó)油氣公司受益于政策、基礎(chǔ)設(shè)施、資本和技術(shù)等因素，實(shí)現(xiàn)了頁(yè)巖油的大規(guī)模開發(fā)，但許多國(guó)家頁(yè)巖油勘探開發(fā)還處于探索試驗(yàn)階段。總體而言，全球頁(yè)巖油的勘探開發(fā)還處于前期階段，面臨著儲(chǔ)層物性及與壓裂液的作用機(jī)理認(rèn)識(shí)不清、建井成本高、單井產(chǎn)能遞減快和采收率低等方面的挑戰(zhàn)。

3.1 儲(chǔ)層物性及與壓裂液作用機(jī)理認(rèn)識(shí)不清

頁(yè)巖油儲(chǔ)層中的有機(jī)質(zhì)干酪根可能影響巖石的基質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)，當(dāng)?shù)貙訅毫档蜁r(shí)，氣體解吸，干酪根顆粒收縮，巖石發(fā)生破壞，引起孔喉或微裂縫堵塞，地層滲透率降低。同時(shí)，干酪根在頁(yè)巖中的分布結(jié)構(gòu)也可能影響泥頁(yè)巖的力學(xué)性質(zhì)。一般而言，干酪根顆粒相互連通的泥頁(yè)巖與干酪根顆粒分散的泥頁(yè)巖相比彈性模量更低，塑性更高。因?yàn)閷?duì)儲(chǔ)層油、氣、水三相賦存機(jī)理和流動(dòng)機(jī)理認(rèn)識(shí)不清，開發(fā)參數(shù)難以確定。再者，壓裂液濾液可能會(huì)對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的滲透性造成影響，在重力作用下，油水混相在裂縫中會(huì)發(fā)生油水分離，進(jìn)而影響頁(yè)巖油的流動(dòng)性。例如，加拿大阿爾伯塔Montney 頁(yè)巖油區(qū)塊采用油基壓裂液的平均初始產(chǎn)能達(dá)到75 m3/d，明顯高于采用滑溜水壓裂的平均初始產(chǎn)能（30 m3/d），該頁(yè)巖油區(qū)塊的壓裂參數(shù)情況見表3[25]。

表 3 加拿大阿爾伯塔Montney 頁(yè)巖油區(qū)塊壓裂參數(shù)Table 3 Fracturing parameters of the Montney shale oil block in Alberta, Canada

3.2 技術(shù)通用性差，建井成本高

美國(guó)頁(yè)巖油區(qū)塊的地面條件和地質(zhì)條件相對(duì)簡(jiǎn)單，長(zhǎng)水平段水平井鉆井和分段壓裂技術(shù)已十分成熟，成本相對(duì)較低。例如，美國(guó)Bakken 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)Elm Coulee、Parshall、Periphery 和New Fairway區(qū)塊的建井總成本僅為740～800 萬(wàn)美元（見表4[26]）。進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn)，Bakken 頁(yè)巖油儲(chǔ)層埋藏深度約3 000 m，水平井水平段長(zhǎng)度平均2 700 m，平均建井成本778 萬(wàn)美元。而我國(guó)陸相頁(yè)巖油勘探開發(fā)還處于起步階段，鉆井壓裂周期長(zhǎng)，工程成本高。與美國(guó)海相頁(yè)巖油相比，國(guó)內(nèi)的地面條件和地質(zhì)條件方面存在較大差異，不能完全照搬其頁(yè)巖油開發(fā)技術(shù)。

3.3 頁(yè)巖油單井產(chǎn)能遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大

頁(yè)巖油單井產(chǎn)量遞減快，第一年產(chǎn)量遞減率平均達(dá)到70%。以美國(guó)頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)為例，Eagle Ford 產(chǎn)量遞減最快，Bakken 其次，Permian 產(chǎn)量遞減最慢，最終采出量最高，因此在該地區(qū)的投入也在不斷增大。為了解決單井產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的難題，主要采取了鉆新井提高頁(yè)巖油產(chǎn)量的方式。Bakken頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)2012—2016 年的油井產(chǎn)量遞減曲線如圖6 所示[27]。由圖6 可以看出，隨著生產(chǎn)時(shí)間增長(zhǎng)，油井產(chǎn)量快速下降。研究得知，2012—2016 年間，隨著該頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)壓裂級(jí)數(shù)增多，初始產(chǎn)能提高，但產(chǎn)能遞減率更快，最終采收率并沒(méi)有提高。研究認(rèn)為，更高的生產(chǎn)速率可能會(huì)導(dǎo)致支撐劑回流至井筒，造成裂縫閉合，同時(shí)會(huì)影響井筒的長(zhǎng)期完整性。壓裂級(jí)數(shù)增多，并不一定能帶來(lái)更好的經(jīng)濟(jì)效益，需要針對(duì)儲(chǔ)層特點(diǎn)進(jìn)行壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。

表 4 Bakken 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)各區(qū)塊的建井成本Table 4 Well construction costs for each block in the Bakken shale oil area

圖 6 2012—2016 年Bakken 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)油井產(chǎn)量遞減曲線Fig. 6 Production decline curves of oil wells in Bakken shale oil area from 2012 to 2016

3.4 頁(yè)巖油采收率低，后期生產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)

一般而言，基于油藏原始?jí)毫σ淮尾捎偷牟墒章始s為20%，采用水驅(qū)及天然氣驅(qū)二次采油的采收率為30%～40%，采用二氧化碳驅(qū)等三次采油的采收率為45%～65%，剩余35%～55%的殘余油受技術(shù)限制無(wú)法采出。美國(guó)頁(yè)巖油產(chǎn)量持續(xù)增加，但其采收率仍然較低，基本在10%～15%。據(jù)高盛投資銀行預(yù)測(cè)，未來(lái)5 年，通過(guò)利用數(shù)字化技術(shù)預(yù)計(jì)可將頁(yè)巖油采收率提高至20%左右。通過(guò)二次采油提高頁(yè)巖油采收率的研究還處于探索階段，在未來(lái)10 年可能進(jìn)入工業(yè)化階段，Eagle Ford 頁(yè)巖油產(chǎn)區(qū)雖然還處于一次采油階段，但已經(jīng)開展了天然氣驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)[28-29]。中低成熟度頁(yè)巖油儲(chǔ)層和原油流動(dòng)性差的儲(chǔ)層，需要通過(guò)干酪根的原位轉(zhuǎn)化提高單井產(chǎn)量，ExxonMobil、Shell 和 Chevron 公司正在開展頁(yè)巖油原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研究，研究?jī)?nèi)容包括高溫二氧化碳注入、電加熱等，利用該技術(shù)可以降低干酪根收縮對(duì)孔隙度和滲透率的影響程度。

4 我國(guó)頁(yè)巖油鉆井完井技術(shù)發(fā)展方向

我國(guó)陸相頁(yè)巖油資源豐富，主要分布在渤海灣盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地和準(zhǔn)噶爾盆地等大型沉積盆地，以陸相頁(yè)巖油為主，面積相對(duì)較小，有機(jī)質(zhì)含量偏低，成熟度中等[1,30]。勘探開發(fā)還處于起步階段，鉆井壓裂周期長(zhǎng)，工程成本高，需要在借鑒國(guó)外先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)鉆井完井基礎(chǔ)理論和降本增效技術(shù)攻關(guān)，加大現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)，形成我國(guó)陸相頁(yè)巖油高效開發(fā)的關(guān)鍵配套技術(shù)。

4.1 基礎(chǔ)理論研究

1）頁(yè)巖油儲(chǔ)層甜點(diǎn)評(píng)價(jià)與識(shí)別研究。頁(yè)巖油經(jīng)濟(jì)、高效開發(fā)的關(guān)鍵在于儲(chǔ)層甜點(diǎn)的識(shí)別與評(píng)價(jià)，需要針對(duì)目標(biāo)區(qū)儲(chǔ)層開展地球化學(xué)、地質(zhì)力學(xué)和PVT 特性研究，建立地質(zhì)甜點(diǎn)和工程甜點(diǎn)融合的甜點(diǎn)體綜合評(píng)價(jià)和識(shí)別方法。

2）人工裂縫與天然裂縫作用機(jī)理研究。探索人工裂縫在復(fù)雜地應(yīng)力條件下的起裂、擴(kuò)展和延伸規(guī)律，以及誘導(dǎo)激活天然裂縫的規(guī)律等，在此基礎(chǔ)上針對(duì)性地開展壓裂施工工藝和配套工具研究。

3）水與儲(chǔ)層的相互作用機(jī)理。研究頁(yè)巖油儲(chǔ)層吸收壓裂液的機(jī)理及影響因素，以及壓裂液濾液對(duì)頁(yè)巖儲(chǔ)層的傷害及控制。

4.2 長(zhǎng)水平段水平井高效鉆井技術(shù)

1）“井工廠”多層系開發(fā)技術(shù)。頁(yè)巖油儲(chǔ)層厚度較厚（超過(guò)幾百米）時(shí)，采用單層水平井進(jìn)行壓裂不能有效開發(fā)整個(gè)層段，需要優(yōu)化井位部署、井間垂直間距和水平間距等，提高區(qū)塊的整體開發(fā)效益。

2）長(zhǎng)水平段水平井鉆井技術(shù)。開展適應(yīng)3 000 m及以上長(zhǎng)水平段水平井自動(dòng)化可移動(dòng)鉆機(jī)、高效破巖鉆頭、長(zhǎng)水平段水平井井壁失穩(wěn)預(yù)防及控制技術(shù)、低成本油基鉆井液和長(zhǎng)水平段水平井固井技術(shù)等方面的研究，提高長(zhǎng)水平段水平井鉆井能力和作業(yè)效率。

3）井下測(cè)控工具。開發(fā)、試驗(yàn)和論證先進(jìn)井下測(cè)量和控制工具，如隨鉆裂縫識(shí)別、隨鉆遠(yuǎn)探測(cè)和旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)等，優(yōu)化長(zhǎng)水平段水平井的井眼軌跡。

4）多分支井技術(shù)。開發(fā)、試驗(yàn)和論證多分支井高效開發(fā)技術(shù)，降低綜合成本。

4.3 水平井低傷害高導(dǎo)流壓裂技術(shù)

1）壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬研究，分析壓裂參數(shù)對(duì)產(chǎn)量遞減的敏感性，并評(píng)估壓裂后的經(jīng)濟(jì)效果，以此優(yōu)化水平井分段壓裂參數(shù)。

2）高通道縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。開展水平井近井縫間和縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)、可降解暫堵劑、改性支撐劑、驅(qū)油壓裂液和連續(xù)管長(zhǎng)水平段水平井鉆塞技術(shù)等的攻關(guān)研究，提高長(zhǎng)水平段水平井壓裂技術(shù)的有效性，降低頁(yè)巖油綜合成本。

3）壓裂裂縫監(jiān)測(cè)技術(shù)。壓裂施工輔以壓裂監(jiān)測(cè)評(píng)價(jià)手段（包括壓裂液示蹤劑、支撐劑示蹤劑、微地震監(jiān)測(cè)和連續(xù)油管光纖診斷等），以確定壓裂液在地層中的最終位置，為目標(biāo)區(qū)塊的壓裂設(shè)計(jì)和施工工藝的優(yōu)化提供經(jīng)驗(yàn)。

4）無(wú)水壓裂技術(shù)。探索二氧化碳、空氣等非水介質(zhì)替代水基壓裂液，降低水對(duì)頁(yè)巖油儲(chǔ)層的傷害。

4.4 提高采收率技術(shù)

1）水驅(qū)提高采收率。研究表面活性劑與頁(yè)巖儲(chǔ)層的作用機(jī)理及相容性，通過(guò)改變巖石潤(rùn)濕性提高水驅(qū)效果。

2）氣驅(qū)提高采收率。室內(nèi)研究表明，二氧化碳、天然氣能夠顯著提高頁(yè)巖油的采收率，但需要通過(guò)數(shù)值模擬和室內(nèi)試驗(yàn)手段進(jìn)一步評(píng)價(jià)其技術(shù)和經(jīng)濟(jì)上的可行性。

3）頁(yè)巖油原位開采技術(shù)。針對(duì)中低成熟度頁(yè)巖油和原油流動(dòng)性差的儲(chǔ)層，采用地下水平井原位電加熱改質(zhì)等技術(shù)，改變?cè)土黧w性質(zhì)，提高單井產(chǎn)量。

4.5 智能化一體化技術(shù)

1）自動(dòng)化智能化鉆井完井決策技術(shù)。實(shí)時(shí)監(jiān)督鉆井方案的執(zhí)行情況，并將人工智能引入地質(zhì)導(dǎo)向，建立基于隨鉆測(cè)井?dāng)?shù)據(jù)的地質(zhì)導(dǎo)向模型，并自動(dòng)更新、修正、迭代，根據(jù)其計(jì)算結(jié)果實(shí)時(shí)調(diào)整井眼軌跡，為地質(zhì)導(dǎo)向提供更好的決策。

2）基于大數(shù)據(jù)的鉆井完井優(yōu)化技術(shù)。搭建大數(shù)據(jù)分析平臺(tái)，通過(guò)分析已完成井的鉆井完井?dāng)?shù)據(jù)，優(yōu)選鉆井完井參數(shù)，優(yōu)化作業(yè)流程，規(guī)避鉆井完井風(fēng)險(xiǎn)，縮短非生產(chǎn)時(shí)間，實(shí)現(xiàn)增產(chǎn)、降本、增效。

3）物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)。將反演地球物理學(xué)、油氣系統(tǒng)模擬、裂縫地質(zhì)力學(xué)和產(chǎn)能優(yōu)化進(jìn)行一體化應(yīng)用，來(lái)預(yù)測(cè)甜點(diǎn)位置，以及制定頁(yè)巖油開發(fā)方案。

5 結(jié)束語(yǔ)

頁(yè)巖油是我國(guó)未來(lái)重要的戰(zhàn)略接替資源之一，但其開發(fā)難度大，只有通過(guò)技術(shù)進(jìn)步大幅度降低建井成本、提高單井產(chǎn)量，才能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)。美國(guó)的頁(yè)巖油革命已取得成功，并正在深刻影響世界能源格局，而我國(guó)頁(yè)巖油還處于初步探索和局部突破階段。與美國(guó)海相頁(yè)巖油相比，我國(guó)陸相頁(yè)巖油在地質(zhì)條件和地面條件上存在較大差異，需要在借鑒國(guó)外先進(jìn)經(jīng)驗(yàn)的基礎(chǔ)上，加強(qiáng)鉆井完井基礎(chǔ)理論和降本增效鉆井完井技術(shù)攻關(guān)，加大現(xiàn)場(chǎng)先導(dǎo)試驗(yàn)，形成我國(guó)陸相頁(yè)巖油效益開發(fā)關(guān)鍵配套技術(shù)，為我國(guó)頁(yè)巖油規(guī)?；_發(fā)提供技術(shù)支撐。