張錦宏

（中石化石油工程技術服務股份有限公司，北京 100020）

根據“十三五”資源評價與最新研究成果，我國頁巖油地質資源量約為270×108t，有望成為重要的接替資源。中國石化頁巖油地質資源量約占全國的1/3，主要分布在渤海灣盆地、江漢盆地、蘇北盆地及鄂爾多斯盆地等7 個盆地[1-3]，主要為陸相頁巖油，其工程技術普遍存在以下難點[4]：1）頁巖非均質性強，巖性組合復雜多樣，頁巖油甜點預測難度大；2）陸相頁巖熱演化程度普遍較低，原油流動性差，對儲層孔隙度和滲透率要求高、單井產量低；3）陸相頁巖普遍處于中成巖階段，優(yōu)質泥頁巖縱向、橫向巖性變化快，黏土含量高，巖石塑性強，普遍存在“破裂壓力高、裂縫延伸短、返排率低、穩(wěn)定產量低”的現(xiàn)象。為此，中國石化開展了陸相頁巖油工程技術攻關研究，采用了勘探開發(fā)一體化、地質工程一體化、科研生產一體化、技術經濟一體化的生產模式，形成了頁巖油儲層甜點地球物理預測技術、水平井綜合地質導向技術、復雜縫網壓裂和CO2干法壓裂技術等一系列核心技術，初步形成了中國石化頁巖油水平井工程技術體系，有力支撐了頁巖油的勘探評價。目前，中國石化已累計完成17 口頁巖油專探井，均見到頁巖油流，測試峰值產量達到171 t/d，展現(xiàn)出較大的勘探潛力。

1 頁巖油工程技術現(xiàn)狀

1.1 頁巖油儲層甜點地球物理預測技術

準確預測頁巖油儲層甜點是頁巖油水平井工程設計的基礎，對于提高油井產量至關重要。為此，通過攻關研究，建立了以含油性、儲集性、可動性和可壓性為主要因素的頁巖油地質和工程“雙甜點”綜合評價體系[5]，并采用井震結合的模式，形成了基于巖相、裂縫和脆性等參數評價的地球物理甜點預測技術，為頁巖油選區(qū)、選帶、選層和定靶提供科學依據。該技術在濟陽坳陷頁巖油勘探中進行了應用，明確了鈣質紋層狀頁巖相是“甜點層”，落實了頁巖油有利區(qū)帶和層位，為該坳陷頁巖油有效開發(fā)奠定了基礎。

1.2 頁巖油鉆井技術

1.2.1 個性化工具鉆井提速技術

為提高灰質泥巖地層的鉆進速度，研制了個性化鉆頭（強化鉆頭的攻擊性、抗沖擊和導向性）和提速工具，有效提高了破巖效率。1）研制了PK5245SZ型鉆頭，采用脊形齒與錐齒，中低密度布齒，具有較好的攻擊性和穩(wěn)定性。該鉆頭采用剪切+犁削、剪切+擠壓的破巖方式，能有效提高破巖效率，現(xiàn)場應用結果表明，機械鉆速可提高21%。2）研制了恒扭矩工具，能自動調整鉆進扭矩，從而提高PDC 鉆頭工作的穩(wěn)定性，防止鉆頭損壞，延長鉆頭使用壽命[6-7]。3）選用了水力振蕩器，利用水力脈沖產生軸向振動，振動頻率15 Hz、振動幅度3～9 mm，降低了鉆具與井眼間的摩阻，改善了鉆壓傳遞效果，提高了工具面控制精度，有效提高了鉆井效率。

1.2.2 薄儲層水平井井眼軌跡精確控制技術

針對薄儲層水平井井眼軌跡控制困難的問題，研制了變徑穩(wěn)定器、ATS 型旋轉導向系統(tǒng)和伽馬成像測井儀器，形成了薄儲層水平井井眼軌跡精確控制技術。1）對于新區(qū)探井或地層傾角變化較大的構造邊緣井，采用伽馬成像測井技術控制井眼軌跡，伽馬測量盲區(qū)3 m，能及時調整水平段井眼軌跡，確保優(yōu)質儲層鉆遇率達到95%以上。2）針對水平段滑動鉆進摩阻扭矩大、井眼軌跡控制難度大的問題，研制了變徑穩(wěn)定器，通過地面泵壓變化控制其扶正塊伸出和縮回，改變鉆具組合剛性，配合鉆井參數優(yōu)化，達到增斜、降斜的目的，使水平段復合鉆進比例提高30%以上。3）研制了ATS 型旋轉導向系統(tǒng)，采用靜態(tài)推靠導向模式，在不旋轉外套上集成高精度姿態(tài)測量傳感器、大推力液壓控制單元，形成閉環(huán)控制系統(tǒng)，最大造斜率6.5°/30m、井斜角測量精度±0.1°、方位角測量精度±1.0°，額定工作溫度125 ℃、額定工作壓力110 MPa，可實現(xiàn)旋轉鉆進過程中的實時導向和井眼軌跡的精確控制。

1.2.3 頁巖地層防塌鉆井液技術

針對頁巖地層鉆進過程中易出現(xiàn)井壁坍塌的問題[8-9]，研制應用了抗高溫合成基鉆井液、油基鉆井液和抗鹽油基鉆井液等3 種鉆井液體系。

1）抗高溫合成基鉆井液體系。針對頁巖地層井壁失穩(wěn)機理，優(yōu)選與氣制油匹配的抗高溫處理劑，研制了抗高溫合成基鉆井液體系，解決了高溫條件下有機土的聚結問題，增強了油水界面膜強度，提高了重晶石顆粒在油相中的分散性。結合緊密堆積理論，優(yōu)化了封堵材料的組成與加量，強化了合成基鉆井液對微裂縫的封堵能力，封堵層承壓能力達到5 MPa，有效阻止壓力在頁巖中傳遞?？垢邷睾铣苫@井液配方為75%～80%合成基基礎油+3%～4%有機土+3%～4%抗高溫乳化劑+2%輔乳化劑+4%潤濕劑+3%～4%高軟化點油基封堵劑+1%油基納米封堵劑+20%～25%氯化鈣鹽水+3%～4%堿度調節(jié)劑，室內試驗結果表明，該鉆井液抗溫180 ℃，最高密度達2.30 kg/L，頁巖滾動回收率96.5%，抗巖屑污染能力滿足鉆井要求。同時，通過采取活性碳纖維吸附、細振動篩分離、高速離心機清除和鉆井液性能調整等措施，實現(xiàn)了合成基鉆井液體系的重復利用，從而有效降低了鉆井液費用。該鉆井液在FYP1 井進行了現(xiàn)場試驗，在井底溫度151 ℃條件下，高溫高壓濾失量低于5 mL，摩阻100～180 kN，起下鉆順利，未出現(xiàn)嚴重的井壁失穩(wěn)問題。

2）油基鉆井液體系。頁巖地層層理發(fā)育，采用水基鉆井液鉆進時易水化分散，造成井壁失穩(wěn)，而油基鉆井液具有很好的抑制性和潤滑性，能有效控制頁巖水化、分散和垮塌，從而確保井眼穩(wěn)定。為此，以白油為連續(xù)相，以質量濃度28.0 g/L 的CaCl2水溶液為水相，并優(yōu)選主、副乳化劑，加入0.5%～1.0% 潤濕劑，配制了白油基鉆井液體系，配方為80.0%白油+20.0%質量濃度28.0 g/L 的CaCl2水溶液+2.5%主乳化劑MUL1+1.5%輔乳化劑COAT1+1.5% 潤濕劑+2.5% 有機膨潤土+3.0% 降濾失劑FLTR1+2.0%pH 值調節(jié)劑CaO+0.5%提切劑TQJ+2.0% 樹脂封堵劑SZF+3.0% 乳化封堵劑RHF+2.0%納米封堵劑NMF。室內試驗表明，該鉆井液密度為1.45～1.56 kg/L，塑性黏度為38～55 mPa·s，動切力為5～12 Pa，API 濾失量為0，高溫高壓濾失量為2.4～3.0 mL，摩阻系數為0.072，具有良好的抑制性和潤滑性。該鉆井液在BYHF1 井進行了現(xiàn)場試驗，井徑擴大率僅3.88%，起下鉆摩阻40～50 kN，未出現(xiàn)嚴重的井壁失穩(wěn)問題，套管順利下至設計位置。

3）抗鹽油基鉆井液體系。潛江組頁巖地層主要是膏鹽韻律層，鉆井過程中易因鹽巖蠕動、溶解、散落、塑性流動及鹽的重結晶而發(fā)生卡鉆、井眼失穩(wěn)等井下故障[10]。為此，對油基鉆井液的水相進行了改良，配制了抗鹽油基鉆井液體系。同時，將鉆井液密度提高至1.60 kg/L 以上，以抑制鹽巖層的塑性蠕變。鉆井過程中，將井內鉆井液轉換為油基鉆井液后，要嚴格控制主要性能參數，要求破乳電壓大于400 V、塑性黏度≤60 mPa·s、漏斗黏度60～90 s，以確保具有良好的乳化穩(wěn)定性及攜巖能力。

1.2.4 頁巖油水平井固井技術

濟陽坳陷頁巖油水平井水平段泥頁巖地層井壁易失穩(wěn)[11]，且部分井采用油基鉆井液鉆進，導致濾餅難以清除，從而影響固井質量，為此，中國石化開展了水泥漿配方及性能優(yōu)化、固井工藝研究，初步形成了頁巖油水平井固井技術，并在濟陽坳陷8 口頁巖油水平井進行了應用，其中5 口井固井質量合格率100%。1）優(yōu)選固態(tài)防竄膠粉及高溫增強劑，優(yōu)化膠乳防竄水泥漿配方，強化水泥石防竄性、抗裂性、抗溫性和致密性；采用沖洗液+隔離液+沖洗液+隔離液二次攜帶二次沖洗模式，強化油膜清除效率。2）使用整體扶正器和樹脂扶正器，提高套管居中度。3）采用憋壓候凝方式，井口憋壓3～5 MPa，保證壓穩(wěn)，以提高固井質量。4）針對鹽間頁巖油水平井鹽水鉆井液與膠乳水泥漿的配伍存在不確定性，鹽層蠕動易造成鎖喉憋泵等難點，優(yōu)化前置液配方及其用量，優(yōu)化加重材料的粒徑級配，提高前置液的封堵效果，并加入硬質纖維提高沖洗效率，提高水平段沖洗效果。5）在領漿、尾漿干混時加入堵漏纖維，固井施工時準備好液體纖維備用，進行防漏處理。6）在尾漿中加入少量防腐劑，以提高水泥石早期強度。7）儲層井段采用雙凝雙密度固井工藝固井，漿體結構為前置液+水泥漿+壓塞液+水基加重漿+碰壓液，兼顧了防漏和防竄的需求。

1.3 頁巖油測井錄井評價技術

1.3.1 水平井綜合地質導向技術

自主研發(fā)了MRC 地質導向系統(tǒng)，井斜角和伽馬測量盲區(qū)約10 m，較之前縮短約8 m；研發(fā)了三維可視化遠程跟蹤地質導向分析系統(tǒng)，集井眼軌道設計、地質建模、井眼軌跡動態(tài)調整等功能于一體，實現(xiàn)從“摸著打”到“看著打”的轉變?；贛RC地質導向系統(tǒng)和三維可視化遠程跟蹤地質導向分析系統(tǒng)，形成了水平井綜合地質導向技術，可有效提高地質中靶率、儲層鉆遇率及鉆井時效。該技術在勝利油田濟陽坳陷8 口井進行了現(xiàn)場應用，油層鉆遇率達到95% 以上，且提高了井身質量和機械鉆速，鉆井周期縮短29.5%、建井周期縮短11.4%。

1.3.2 頁巖油錄井評價技術

針對頁巖油勘探開發(fā)需求，開展了巖石熱解地化錄井、熒光薄片錄井、碳同位素錄井、QEMSCAN多功能礦物定量掃描錄井、多維核磁錄井技術和X-衍射全巖礦物分析（XRD）等多種錄井技術攻關與應用[12-13]。其中，巖石熱解地化錄井技術可在評價烴源巖的基礎上，利用熱解參數計算頁巖滯留烴量；利用多維核磁錄井技術可快速評價納米級頁巖孔隙結構；利用碳同位素錄井技術可隨鉆快速識別頁巖油氣甜點井段。對比分析鉆井液混油前后泥巖樣品的地化譜圖，可先確定油基鉆井液譜圖，進而確定泥巖地層的含油性，實現(xiàn)油基鉆井液條件下地層含油性的快速識別。

1.3.3 頁巖油測井技術

頁巖具有巖相、儲集性、含油性和油氣賦存方式復雜多變的特點，利用測井資料進行認識和評價較為困難。在利用電成像測井、元素測井、三維聲波掃描成像測井等資料的基礎上，采用系統(tǒng)化驗數據刻度特殊測井、特殊測井刻度常規(guī)測井的思路，構建了包含巖性、孔隙度、含油飽和度、有機碳含量、游離烴和脆性指數等評價參數的定量計算模型，實現(xiàn)了泥頁巖六性定量表征，解決了測井評價泥頁巖巖相、流體性質和劃分有利儲集段等難題。該技術在FYP1HF 井進行了應用，全井解釋一類頁巖油層2 層（18.9 m）、二類頁巖油層14 層（293.0 m）、三類頁巖油層41 層（1 091.0 m）。

1.4 頁巖油儲層改造技術

1.4.1 全井段多尺度復雜縫網壓裂技術

頁巖油儲層黏土含量高、脆性低、應力差異大（應力差異系數達1.50），縫網壓裂難度極大[14-15]。因此，研究形成了“密切割+變排量+變黏度”的全井段多尺度復雜縫網壓裂技術，采用密切割方式，并結合限流法、投球暫堵轉向等方法實現(xiàn)均衡壓裂，增大壓裂波及范圍，實現(xiàn)全井段儲層的有效動用。壓裂作業(yè)過程中，采用“變排量”工藝交替注入高黏和低黏壓裂液，充分利用壓力脈沖效應和黏滯指進效應，促使多尺度裂縫充分延伸，從而形成既有溝通遠井地帶的主裂縫，又有與主裂縫有效連通的近井、中井及遠井的小微尺度裂縫，形成全水平段裂縫網絡，提高頁巖油儲層改造效果。

1.4.2 穿層壓裂技術

陸相頁巖油儲層縱向巖性變化快，壓裂裂縫在縫高方向上的延伸難度極大。為此，建立了縱向非均衡條件下三維裂縫擴展的數值模型，形成了真三軸條件下縱向非均質儲層的壓裂物理模擬試驗方法，為井眼軌道優(yōu)化、射孔位置選擇、壓裂液組合優(yōu)化提供了指導。在此基礎上，研究了可實現(xiàn)立體造縫的穿層壓裂技術，形成了“高黏度(≥60 mPa·s)+高排量(≥12 m3/min)”的組合壓裂模式，與常規(guī)壓裂技術相比縫高可增加40%～58%，保證了縱向上壓裂裂縫的覆蓋范圍。

1.4.3 變黏度滑溜水體系

為實現(xiàn)陸相頁巖油的穿層壓裂及多尺度縫網改造目的，需要低黏(1～3 mPa·s)、高黏(12～20 mPa·s)和超高黏(≥60 mPa·s)等3 種滑溜水體系，因而滑溜水體系要具有較好的變黏度特性；而且，陸相頁巖地層黏土礦物含量普遍偏高，容易因黏土膨脹而影響壓裂改造效果，因此，滑溜水體系要具有良好的頁巖抑制性能。為此，基于常規(guī)滑溜水體系，研發(fā)了低成本、強抑制性的變黏度滑溜水體系，其黏度在1～60 mPa·s 間可調，降阻率達82%，能實現(xiàn)在線混配，延遲交聯(lián)時間可控，低傷害無殘渣，可滿足頁巖油穿層壓裂及多尺度縫網壓裂的需求。

1.4.4 二氧化碳干法加砂壓裂技術

陸相頁巖黏土含量高，儲層塑性強，壓裂作業(yè)形成復雜縫網難度大，且壓后需盡快返排壓裂液以降低儲層傷害。為此，結合多尺度縫網壓裂工藝和降低儲層傷害需求，研發(fā)了CO2干法加砂壓裂技術。該技術將常規(guī)水基壓裂液的水介質換成液態(tài)CO2，并在液態(tài)CO2中加入CO2稠化劑，使其具備較好的攜砂性能，當井底溫度升高至臨界溫度時，進入井筒的液態(tài)CO2變?yōu)槌R界狀態(tài)，此時CO2同時具備液體的高密度和氣體的強穿透、低張力性能。在造縫階段，超臨界CO2能有效進入儲層基質，提高壓裂效率，形成復雜裂縫；在返排階段，CO2泡沫界面張力是清水的20%～30%，在地層內會氣化膨脹，從而大幅度增加了壓裂液返排能量；在生產過程中，CO2與原油有很好的互溶性，可以顯著降低其黏度，增加原油流動能力。該技術在潛江凹陷XX-16 井（鹽間頁巖油）進行了應用，液態(tài)CO2和超臨界CO2的黏度分別達到黏度9 和2 mPa·s，降阻率達40%。該井壓裂施工排量高達4.6 m3/min，加砂量18.15 m3，液態(tài)CO2使用量816.42 m3，創(chuàng)造了國內CO2干法加砂壓裂液態(tài)CO2黏度最高、加砂量和使用液量最大等多項紀錄。

2 頁巖油工程技術存在的問題

近年來，中國石化共完鉆17 口頁巖油水平井，平均完鉆井深4 338.26 m，平均垂深3 227.06 m，最大垂深4 308.67 m，水平段平均長978.53 m，水平段最長1 716.00 m，濟陽坳陷頁巖油勘探取得了重大突破，已初步形成了陸相頁巖油水平井工程技術體系。但是，與北美頁巖油工程技術相比[16-17]，還存在較大的差距，需要解決以下問題。

1）頁巖油資源開采類型多、品質差。中國石化各頁巖油區(qū)塊雖然整體資源規(guī)模較大，但平面上有利區(qū)分布面積相對偏小、巖相類型多樣、非均質性強，包括鈣質泥頁巖型、鹽間云質/灰質頁巖型、泥頁巖型等[18-19]，優(yōu)質頁巖單層厚度較薄，“地質工程雙甜點層”識別難度大。

2）陸相頁巖地層黏土礦物含量普遍偏高，儲層多為微裂縫、層理發(fā)育，鉆井完井過程中易發(fā)生井漏、井壁失穩(wěn)等井下故障。例如，濟陽坳陷頁巖油水平井水平段鉆進中發(fā)生井漏、井塌的風險高，導致鉆井成本高；蘇北盆地阜三段/阜二段泥頁巖地層井壁易失穩(wěn)，阜二段蝕變帶易發(fā)生漏失、氣侵，鉆井周期長。

3）陸相富有機質頁巖地層年代跨度大、相變頻繁，普遍具有縱向層系多，儲層溫度高、應力差大、脆性低等特征，導致壓裂改造難度大?，F(xiàn)場實踐表明，陸相頁巖存在破裂壓力高、裂縫延伸困難、加砂困難、壓裂液費用高和產能受限等問題，極大地限制了陸相頁巖油的經濟有效開發(fā)。

4）頁巖油賦存機理研究、選區(qū)評價、地質-工程一體化、超長水平段優(yōu)快鉆井技術及提效降本高效壓裂技術等研究不夠系統(tǒng)，無法滿足陸相頁巖油高效勘探開發(fā)的需求。

3 頁巖油工程技術發(fā)展展望

隨著頁巖油勘探開發(fā)力度不斷加大，需加強長水平段水平井鉆井完井、壓裂改造等關鍵技術攻關，加大現(xiàn)場先導試驗規(guī)模，盡快突破制約陸相頁巖油發(fā)展的關鍵技術[20-21]，形成具有自主知識產權的頁巖油工程技術體系。

3.1 頁巖油井工廠多層系立體開發(fā)技術

國外頁巖氣開發(fā)多采用井工廠作業(yè)模式，作業(yè)效率大幅提高，單井成本顯著降低，實現(xiàn)了頁巖氣的規(guī)模效益開發(fā)。中國石化頁巖油儲層具有縱向層系多、優(yōu)質儲層薄的特點，為減少占地面積，提高儲量動用率，實現(xiàn)多個層位的有效開發(fā)，部署立體井網，“少臺多井”的井工廠模式成為頁巖油開發(fā)的必然選擇。為此，需要優(yōu)化井位部署、井間垂直間距和水平間距等，研制適應長水平段水平井鉆井的鉆機快速移動系統(tǒng)，開展密集叢式井組防碰打快技術、磁導向井眼軌跡控制技術、防干擾抗污染防塌鉆井液技術、立體井網防干擾壓裂技術等研究，盡快形成頁巖油井工廠多層系立體開發(fā)技術，提高頁巖油區(qū)塊整體開發(fā)效益。

3.2 超長水平段水平井鉆井關鍵技術

美國頁巖油氣水平井水平段長度一般為4 000 m，最長達到6 366 m，國內頁巖油水平井水平段長度一般為1 000～2 000 m，長慶油田隴東地區(qū)1 口頁巖油水平井水平段長度達到4 088 m[22]，創(chuàng)造了國內最長紀錄。因此，積極開展超長水平段水平井鉆井關鍵技術攻關，對于縮小與國外頁巖油水平井鉆井技術差距，提高單井產量和可采儲量，實現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)具有重要意義。結合目前技術現(xiàn)狀，開展超長水平段水平井鉆井地質風險評價和井身結構優(yōu)化，以摩阻最低、地質甜點鉆遇率最高和工程難度最小為目標優(yōu)化井眼軌道設計，研制降摩減阻、隨鉆防卡和井眼清潔等配套工具，開展水平段井壁失穩(wěn)機理和防塌鉆井液、超長水平段套管安全下入和固井工藝、超長水平段關鍵裝備配套研究，最終達到完善3 000 m、形成4 000 m、突破5 000 m 的超長水平段水平井鉆井技術體系。

3.3 頁巖油地質-壓裂一體化技術

陸相頁巖油橫縱向巖性變化快，黏土含量高，與海相頁巖油存在較大區(qū)別，需在儲層地質特征研究的基礎上，以提高單井預計最終采收率為優(yōu)化目標，將工程地質、壓裂材料和施工工藝有機結合起來，實現(xiàn)陸相頁巖油勘探開發(fā)的突破。為此，需開展地質建模、巖石破裂機理和裂縫相交作用準則等研究，形成具有陸相頁巖油特點的工程甜點評價技術，開展高應力差條件下提高裂縫復雜性與改造體積技術研究，優(yōu)化壓裂段數、射孔簇數與施工規(guī)模的匹配關系，實現(xiàn)高效開發(fā)與經濟成本之間的平衡，形成高應力、高黏土含量下支撐劑的選型方法、組合方式與加入方式，獲得高閉合壓力條件下的長期高導流能力，最終建立適合陸相頁巖油儲層改造的高效方法，形成地質-壓裂一體化技術體系。

4 結束語

近年來，中國石化圍繞陸相頁巖油勘探開發(fā)需求，通過工程技術攻關與應用研究，初步形成了頁巖油工程技術體系，有力支撐了頁巖油勘探開發(fā)的順利進行。但是，與國外頁巖油工程技術相比還有較大差距，需要在完善現(xiàn)有頁巖油工程技術體系的基礎上，聚焦科技創(chuàng)新關鍵問題，進一步開展關鍵技術和降本增效攻關、理論與技術配套成型，加大頁巖油地質-工程技術一體化整合優(yōu)化攻關力度，提高單井產量和可采儲量，滿足提質提速提效提產的需求，實現(xiàn)陸相頁巖油的綠色、規(guī)模、效益開發(fā)。