中國工程院院士袁士義說，北美海相致密油和頁巖油通過科技創(chuàng)新引發(fā)了產(chǎn)業(yè)革命，主體開采技術(shù)持續(xù)升級，年產(chǎn)規(guī)模達(dá)億噸級。我國為陸相沉積油藏，非均質(zhì)嚴(yán)重，不能套用北美技術(shù)，攻關(guān)形成了陸相致密油開發(fā)技術(shù)體系，年產(chǎn)規(guī)模已達(dá)千萬噸級。我國陸相頁巖油資源與開發(fā)潛力很大，開發(fā)理論技術(shù)研究和礦場試驗(yàn)已經(jīng)取得了顯著的進(jìn)展和效果，在長慶油田建成了我國首個(gè)年產(chǎn)200萬噸頁巖油生產(chǎn)示范基地，在新疆、大慶、勝利等油田設(shè)立了3個(gè)國家級頁巖油示范區(qū)，頁巖油開發(fā)技術(shù)迭代升級和提高采收率等核心技術(shù)方法研究取得了新進(jìn)展。

鉆井隊(duì)員工在南川頁巖氣田鉆井平臺操控全液壓“鐵鉆工”。沈志軍 攝

勝利油田民豐區(qū)塊12號臺正在進(jìn)行3口頁巖油井的壓裂施工。朱克民 攝

目前，我國初步形成了針對不同類型頁巖油的開采技術(shù)系列，實(shí)現(xiàn)了頁巖油有效開采，但存在單井產(chǎn)量和累計(jì)產(chǎn)量低、區(qū)塊采收率低（大都小于10%）等問題。近年來發(fā)展的二氧化碳前置壓裂、密切割均勻壓裂、無水壓裂、提高垂直縫高壓裂等新工藝，以及區(qū)塊整體立體開采、頁巖油盡早補(bǔ)能和二氧化碳吞吐/驅(qū)替提高采收率等新技術(shù)具有廣闊的應(yīng)用前景。需加快攻關(guān)、不斷迭代升級配套技術(shù)，加快形成適用不同類型頁巖油的壓裂模式、開發(fā)模式和提高采收率技術(shù)系列，努力使單井EUR（評估的最終可采儲量）達(dá)5萬噸以上，力爭區(qū)塊采收率達(dá)到20%以上，實(shí)現(xiàn)區(qū)塊整體規(guī)模立體效益開發(fā)，盡快推動我國頁巖油年產(chǎn)量達(dá)千萬噸以上，成為我國原油長期穩(wěn)產(chǎn)的有效接替資源。

頁巖油氣立體開發(fā)技術(shù)

頁巖革命改變了世界能源格局。2023年，全球頁巖油氣產(chǎn)量為12.6億噸油當(dāng)量，占全球油氣總產(chǎn)量的14.9%。美國依靠兩次“頁巖革命”，使頁巖油氣產(chǎn)量快速增長，從石油進(jìn)口國轉(zhuǎn)變?yōu)檩敵鰢瑢?shí)現(xiàn)了能源獨(dú)立。2023年，全球頁巖氣產(chǎn)量8706億立方米，其中美國產(chǎn)量8312億立方米，占比95%；全球頁巖油產(chǎn)量4.75億噸，其中美國產(chǎn)量4.3億噸，占比91%；我國頁巖油產(chǎn)量435萬噸，頁巖氣產(chǎn)量250億立方米。

中國工程院院士，中國石化總工程師、首席科學(xué)家孫煥泉指出，立體開發(fā)能夠大幅度提高頁巖油氣資源動用率和采收率，經(jīng)過立體開發(fā)調(diào)整、整體立體開發(fā)等階段，已成為北美頁巖油氣主要開發(fā)方式。同時(shí)，工程技術(shù)的快速迭代，支撐了立體開發(fā)高質(zhì)高效發(fā)展。鉆井技術(shù)由密集井工廠鉆井向自動化鉆井迭代，超長水平段（普遍大于3000米）、超級“一趟鉆”（造斜段+水平段“一趟鉆”）、超級井工廠（單平臺16口井）、強(qiáng)化鉆井參數(shù)成為常態(tài)，大幅降低了鉆井周期和建井成本。壓裂技術(shù)則由單層體積壓裂向多層立體壓裂迭代，簇間距縮減至10米以內(nèi)，加砂強(qiáng)度達(dá)到5噸/米，水平段單位長度產(chǎn)量提高30%以上；同步分流壓裂、拉鏈?zhǔn)降仁┕ぷ鳂I(yè)模式的推廣，使壓裂效率每天由2~4段增為12~18段；以砂代陶，一體化變黏滑溜水使單段壓裂成本大幅降低。

“立體開發(fā)+技術(shù)迭代”推動頁巖油氣產(chǎn)量持續(xù)上升、成本持續(xù)下降。2023年，美國頁巖油氣主產(chǎn)區(qū)鉆機(jī)數(shù)為617臺，不及2014年峰值的一半，但投產(chǎn)井?dāng)?shù)量僅下降11%，產(chǎn)量提升1.5倍，二疊盆地頁巖油桶油成本由2014年的80美元降至29美元。

孫煥泉說，頁巖油氣立體開發(fā)是一種高效、系統(tǒng)化的開發(fā)模式。它是基于頁巖油氣沉積特征、儲集特點(diǎn)和“甜點(diǎn)”分布，進(jìn)行立體井網(wǎng)設(shè)計(jì)，通過優(yōu)快鉆井、立體壓裂，在多維空間改造形成“人工油氣藏”，以實(shí)現(xiàn)頁巖油氣藏儲量動用率、采收率、收益率（3R）最大化。其中，地質(zhì)-工程“甜點(diǎn)”描述是基礎(chǔ)，縫網(wǎng)協(xié)同優(yōu)化是關(guān)鍵，工程提速提效是保障。

頁巖油氣立體開發(fā)的關(guān)鍵要素包括雙點(diǎn)（地質(zhì)“甜點(diǎn)”是資源基礎(chǔ)，工程“甜點(diǎn)”是改造基礎(chǔ)）、雙網(wǎng)（壓裂縫網(wǎng)是動用關(guān)鍵，人工井網(wǎng)是控制關(guān)鍵）、雙提（工程提速是效率保障，工程提效是效益保障）。

頁巖油氣立體開發(fā)技術(shù)體系包括頁巖儲層精細(xì)描述與建模技術(shù)、頁巖壓后儲量動用表征技術(shù)、立體開發(fā)政策優(yōu)化技術(shù)、立體開發(fā)配套工程工藝技術(shù)、頁巖油氣監(jiān)測評價(jià)技術(shù)。

頁巖儲層非均質(zhì)性描述是立體開發(fā)的基礎(chǔ)。宏觀尺度地質(zhì)特征非均質(zhì)性決定了立體開發(fā)的分區(qū)差異，儲層微觀尺度非均質(zhì)性決定了立體開發(fā)的層系劃分。

物質(zhì)基礎(chǔ)、應(yīng)力隔層、縱向裂縫發(fā)育程度是頁巖油氣立體開發(fā)層系劃分的關(guān)鍵參數(shù)。涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊基于頁巖品質(zhì)、應(yīng)力、裂縫特征精細(xì)研究，明確了不同分區(qū)的開發(fā)層系劃分，形成了二層、三層差異化立體開發(fā)分區(qū)技術(shù)政策。勝利濟(jì)陽頁巖油則根據(jù)地質(zhì)“甜點(diǎn)”分層和泥巖隔層厚度、高應(yīng)力層分布組合層段，結(jié)合壓裂實(shí)際縫高，確定了立體開發(fā)層系，如將牛莊洼陷劃分為沙三下、沙四純上、沙四純下3套開發(fā)層系5層立體開發(fā)。

立體開發(fā)井距、井網(wǎng)要最大程度減少井間、層間負(fù)向干擾，達(dá)到“通而不竄”，實(shí)現(xiàn)儲量動用最大化。涪陵頁巖氣田焦石壩區(qū)塊立體開發(fā)確定了同層系300米、不同層系150米平面投影井距的立體開發(fā)技術(shù)政策，立體開發(fā)階段89%的老井正面受效，平均增加EUR2600萬立方米。在勝利濟(jì)陽博興洼陷，綜合考慮天然裂縫發(fā)育程度、壓力干擾的正向和負(fù)向作用、鄰井壓力響應(yīng)等因素，采用微地震監(jiān)測、一體化模擬、礦場實(shí)踐等方式，優(yōu)化井距與壓裂規(guī)模適配關(guān)系，確定了樊頁平1井組合理井距為350~400米。

頁巖油氣要保證在黃金靶窗穿行。礦場試驗(yàn)表明，涪陵頁巖氣田焦石壩上部氣層⑦小層資源富集次于⑧小層，但工程改造能夠形成最大的改造體積，所以⑦小層為上部氣層黃金靶窗。蘇北盆地小斷塊發(fā)育，水平井難以實(shí)施，采用定向井（直井）分段壓裂，優(yōu)選阜二段Ⅰ/Ⅱ亞段紋層發(fā)育、可動油含量高、可壓裂性好的水平井黃金靶窗位置射孔，采用“大規(guī)模注液+高強(qiáng)度加砂+變排量穩(wěn)縫”壓裂工藝，實(shí)現(xiàn)了造長縫、遠(yuǎn)支撐，收到擬水平井開發(fā)效果。紅201井測試獲最高日產(chǎn)油79.1噸，已累計(jì)產(chǎn)油1.9萬噸，預(yù)測EUR3.5萬噸。

頁巖油氣壓后縫網(wǎng)具有極強(qiáng)的應(yīng)力敏感特征，合理配產(chǎn)能夠有效提高單井EUR。在涪陵頁巖氣田白馬區(qū)塊，放大壓差生產(chǎn)合理配產(chǎn)方式對單井EUR的影響程度可達(dá)到10%。勝利濟(jì)陽頁巖油示范區(qū)建立了以初期快排降水、穩(wěn)定期合理控壓為核心的全周期生產(chǎn)調(diào)控模式，通過長周期保持裂縫有效導(dǎo)流能力、頁巖油在縫網(wǎng)空間的流動能力及儲集層能量有序釋放，控壓生產(chǎn)單井EUR在4萬~6萬噸。

立體開發(fā)壓裂要突出人工縫網(wǎng)與剩余氣控制程度的匹配性。涪陵頁巖氣立體開發(fā)調(diào)整中，沿水平段分類定制了“適度改造-精細(xì)改造-強(qiáng)化改造”工藝參數(shù)組合，以及交錯/定向射孔、暫堵轉(zhuǎn)向等工藝對策，實(shí)施后，改造縫網(wǎng)擴(kuò)展形態(tài)與剩余氣展布匹配度達(dá)91%。濟(jì)陽頁巖油斷裂系統(tǒng)發(fā)育，整體同步壓裂易造成局部應(yīng)力集中，存在套變、壓竄風(fēng)險(xiǎn)，通過兼顧井筒安全和壓裂改造體積最優(yōu)，在差異化壓裂設(shè)計(jì)基礎(chǔ)上，優(yōu)化壓裂施工順序，減小應(yīng)力集中，有效控制套變套損，實(shí)現(xiàn)縫控體積最優(yōu)化。牛頁一區(qū)井組每百段套變段數(shù)由8段降至0.8段。

壓后取芯可以評價(jià)人工縫網(wǎng)。涪陵頁巖氣田三層立體開發(fā)焦石壩66井組共有9口生產(chǎn)井，已累計(jì)產(chǎn)氣6.5億立方米，預(yù)計(jì)采收率48.1%，設(shè)計(jì)實(shí)施了3種不同井型6口取芯井，累計(jì)取芯1122.96米、識別出水力裂縫3384條，巖芯裂縫中取到支撐劑10處，由此得到了諸多壓裂認(rèn)識。

目前，中國石化頁巖油氣立體開發(fā)成效顯著。涪陵頁巖氣田立體開發(fā)井日貢獻(xiàn)氣量占?xì)馓锟偖a(chǎn)量的50.2%，焦石壩區(qū)塊儲量動用率達(dá)到85.4%，三層立體開發(fā)區(qū)采收率提高至44.6%，2022年起實(shí)現(xiàn)凈現(xiàn)金流為正。勝利頁巖油產(chǎn)量實(shí)現(xiàn)跨越式增長，2023年產(chǎn)油29.6萬噸，2024年日產(chǎn)油水平升至1900噸，平均單井EUR達(dá)4.4萬噸。蘇北頁巖油產(chǎn)量持續(xù)快速增長，2023年產(chǎn)油8.5萬噸，2024年日產(chǎn)油水平升至400噸，年產(chǎn)量目標(biāo)10萬噸。

孫煥泉說，要持續(xù)攻關(guān)頁巖油提高采收率技術(shù)，包括基于建模數(shù)模一體化的剩余油氣精細(xì)描述技術(shù)、多套層系水平井井組立體開發(fā)優(yōu)化技術(shù)、前置超臨界二氧化碳壓裂改造技術(shù)、井筒重建與復(fù)雜結(jié)構(gòu)井應(yīng)用技術(shù)、新型納米注劑提高采收率技術(shù)、頁巖油注二氧化碳吞吐/驅(qū)油與封存機(jī)理及提高采收率技術(shù)、基于新型表面活性劑的壓裂補(bǔ)能一體化技術(shù)、全生命周期技術(shù)協(xié)同排采工藝等，還要強(qiáng)化大數(shù)據(jù)、人工智能的應(yīng)用。

頁巖油二氧化碳前置壓裂技術(shù)

頁巖儲層孔喉細(xì)微、排驅(qū)壓力高，二氧化碳比水更容易進(jìn)入微裂縫和納米孔喉，既能增加地層彈性能量、擴(kuò)大裂縫波及范圍、增強(qiáng)壓裂效果，又可以提升原油流動能力。

吉木薩爾頁巖油試驗(yàn)表明，二氧化碳前置壓裂對低黏區(qū)、高黏區(qū)均有明顯提產(chǎn)作用，2022年在高黏區(qū)開展壓裂試驗(yàn)，一年期每千米頁巖段累計(jì)產(chǎn)油量提高了27%，自噴期延長了300天以上，具備擴(kuò)大應(yīng)用條件。長慶頁巖油二氧化碳壓裂試驗(yàn)井比普通壓裂井壓力保持水平更高，試驗(yàn)初期日產(chǎn)油達(dá)20.6噸。濟(jì)陽頁巖油縫網(wǎng)形成難、改造范圍小、縱向穿層難，應(yīng)用二氧化碳前置壓裂技術(shù)收到了明顯效果。

頁巖油密切割受控壓裂/小井距立體疊合布井

目前國內(nèi)頁巖油開發(fā)部署大多井距較大、壓裂縫較長、壓裂段數(shù)較少、簇?cái)?shù)較多，導(dǎo)致井間和縫間儲量實(shí)際控制不足，盡管單井初期產(chǎn)量較高，但井間和縫間儲量難以有效動用，區(qū)塊預(yù)測采收率低，總體開發(fā)水平有待進(jìn)一步提升。

沿水平段密切割、受控壓裂出100~150米（取決于單井控制儲量）放射狀半縫長，形成以水平井段為軸的近似圓柱形或方柱形密縫體，在區(qū)塊內(nèi)以多個(gè)柱形密縫體疊加整體立體布井方式開發(fā)，預(yù)期可以有效縮短井距、大幅提高區(qū)塊采收率。

目前，該技術(shù)已在長慶油田等頁巖油開采中試驗(yàn)，成效明顯。

穿層壓裂提高垂直裂縫高度方法

我國陸相頁巖油儲層砂泥巖交互頻繁、發(fā)育大量低角度層理縫，穿層壓裂提高垂直壓裂縫高可以溝通更多的層理縫。

該技術(shù)已應(yīng)用于北美、澳大利亞的頁巖氣、煤層氣等非常規(guī)氣藏。長慶油田在華H100平臺共設(shè)計(jì)穿層壓裂14段，成功率85.7%，試驗(yàn)證明可大幅度提高頁巖油產(chǎn)能。先微波震動再壓裂，同樣是實(shí)現(xiàn)穿層壓裂提高垂直裂縫高度的方法，目前正在深化機(jī)理性研究，開展室內(nèi)與礦場試驗(yàn)。

頁巖油非水壓裂方法

頁巖油儲集層通常僅有油氣兩相，沒有水相存在，大規(guī)模水力壓裂將大量的水帶入儲層，盡管可以增壓改造采出部分頁巖油，但同時(shí)造成儲層水鎖等傷害，目前水力壓裂開采方式采收率大多小于10%。采用非水壓裂，如利用液態(tài)二氧化碳替代傳統(tǒng)水基壓裂液，有望在實(shí)現(xiàn)壓裂改造的同時(shí)大幅增強(qiáng)開發(fā)效果。二氧化碳干法加砂壓裂技術(shù)目前已具有無水相、無殘?jiān)?、返排快等?yōu)點(diǎn)，在減小儲層傷害方面優(yōu)勢明顯。

2022年9月，吉林油田實(shí)施單井（段）加砂量近50立方米、液量1000立方米以上中等規(guī)模干法二氧化碳蓄能壓裂增產(chǎn)作業(yè)試驗(yàn)，見油速度快、產(chǎn)油周期長，增產(chǎn)效果明顯。長慶油田開展二氧化碳加可溶球座細(xì)分切割體積壓裂試驗(yàn)，大幅提升了地層能量，延長了油井有效生產(chǎn)時(shí)間，同時(shí)，二氧化碳干法壓裂一口井可以節(jié)約用水1萬立方米、埋存二氧化碳1200萬立方米。

頁巖油盡早補(bǔ)充地層能量提高采收率技術(shù)

頁巖油采用壓裂開采模式整體采收率低。特別是存在天然裂縫的頁巖油藏，隨著開采壓力降低，天然裂縫將會閉合，且具有不可逆特征，導(dǎo)致流動通道堵塞難以恢復(fù)，需要盡可能早地補(bǔ)充地層能量。早期補(bǔ)能方法包括重復(fù)壓裂、注氣吞吐/驅(qū)替等，其中，二氧化碳吞吐是當(dāng)前最為推薦的方法，如能實(shí)現(xiàn)多輪吞吐或驅(qū)替，可大幅度提高頁巖油采收率。

長慶、新疆、大港等油田開展頁巖油二氧化碳吞吐及驅(qū)替試驗(yàn)，已見到一定的效果。官東地區(qū)頁巖油開展典型3口井井組注二氧化碳吞吐補(bǔ)能/驅(qū)替先導(dǎo)試驗(yàn)，采取“中間井吞吐，兩側(cè)井同步燜井/放噴采油”的方式，注入二氧化碳276噸，3口井均見到增產(chǎn)效果，井組日產(chǎn)量由吞吐前的10.8噸提升至最高23.6噸，發(fā)揮了本井補(bǔ)能與鄰井驅(qū)替作用，有效期已達(dá)459天，階段增油1962.5噸。

納米賦能超臨界二氧化碳壓裂-置換-驅(qū)替一體化

油氣藏地質(zhì)及開發(fā)工程全國重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室主任趙金洲說，美國海因斯維爾頁巖氣田單井初始產(chǎn)量超過40萬立方米/日，單井EUR達(dá)1.84億立方米，而四川盆地川南頁巖氣田單井初始產(chǎn)量小于25萬立方米/日，單井EUR為1.15億立方米。中美頁巖氣產(chǎn)量差距大的一個(gè)重要原因，就是頁巖氣以吸附和游離狀態(tài)賦存于頁巖中，但我國吸附氣占比高，超過40%，而美國不到20%。

基于我國頁巖氣的特殊性，納米賦能超臨界二氧化碳壓裂-置換-驅(qū)替一體化是頁巖氣大規(guī)模開發(fā)的必經(jīng)之路。因?yàn)槌R界二氧化碳壓裂在頁巖氣儲層中起裂壓力更低，能夠壓裂形成更復(fù)雜的縫網(wǎng)，提高頁巖氣產(chǎn)量；二氧化碳在頁巖中的吸附能力和吸附有序性遠(yuǎn)高于甲烷，可有效置換甲烷，提高頁巖氣采收率；超臨界二氧化碳能夠進(jìn)入大于其分子的空間驅(qū)替孔隙和裂縫的游離態(tài)甲烷，提高頁巖氣采收率；頁巖儲層埋存二氧化碳潛力大，埋存量遠(yuǎn)大于頁巖氣開發(fā)與利用全過程的二氧化碳排放量。