21世纪以来，页岩油等非常规油气已成为全球油气资源的重要组成部分^[1–6]。二叠、巴肯、鹰滩等盆地海相页岩油气的高效开发，使美国实现了能源独立，对世界石油格局产生了深远影响^[7–10]。近年来，中国在鄂尔多斯盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、准噶尔盆地的页岩油气勘探开发取得了重要突破^[11–22]。与美国海相页岩油相比，中国陆相断陷盆地页岩油在沉积环境、构造特征、地化参数、储集特征、流体物性及产能方面存在巨大差异，整体呈横向分布变化大、相变频繁、非均质性较强、热演化程度低、孔隙结构和类型复杂，原油的密度、黏度和含蜡量高，单井日产油量与累计采出量低等特点。

经过多年的基础理论研究、工艺技术升级和生产实践迭代，济阳坳陷陆相页岩油开发取得了重大突破^[23–26]，实现了从单井到井组、从3层楼到5层楼的突破，初步形成了甜点综合评价、立体开发优化设计、水平井优快钻井和水平井密切割强化组合缝网体积压裂等页岩油开发关键技术。济阳页岩油产量虽已实现跨越式增长，但仍面临高效动用难、动用机理复杂、合理调控方式及开发后期补能提产技术待优化等诸多挑战。为此，笔者结合济阳页岩油开发实践认识，对陆相断陷盆地页岩油开发的难点及攻关方向提出了几点思考，以期为中国陆相页岩油开发提供参考和借鉴。

1.   陆相断陷盆地页岩油概况

我国陆上页岩油资源量4.61×10¹⁰ t，主要分布在鄂尔多斯、松辽、渤海湾、准噶尔等盆地^[27–29]，大力发展页岩油是我国实现2×10⁸ t原油稳产的重要资源支撑。截至2022年底，我国页岩油累计三级储量超50×10⁸ t，其中探明地质储量13.06×10⁸ t，年产油量3.315×10⁶ t，占全国原油年产量的1.46%。中国石化陆相页岩油资源量丰富，90%集中在东部的渤海湾、江汉、南襄和苏北等4个断陷盆地。

济阳坳陷位于渤海湾盆地中部，是中国东部新生代典型陆相断陷盆地，发育沙三下亚段和沙四上纯上亚段2套主力页岩油层系，初步估算资源量1.0×10¹⁰ t，分布在牛庄、民丰、渤南等11个次洼。济阳坳陷页岩油热演化程度低，热演化成熟度主要分布在0.5%~1.2%，其中热演化成熟度小于0.9%的中低演化页岩油资源量占比达90%；埋藏深度在3 000~5 500 m，储层厚度在300~500 m，洼陷中心局部厚度可达1500 m；地层温度130~200 ℃，压力系数1.2~2.0，整体呈“演化程度低、埋藏深、厚度大、高温高压，构造、岩相、流体性质复杂”等特征。

2.   陆相断陷盆地页岩油开发挑战

我国陆相页岩油开发仍处于起步阶段，在基础理论、压裂工艺和开发技术等方面仍待深入攻关。依托济阳页岩油开发实践认识，总结了影响陆相断陷盆地页岩油开发效果的主要问题。

2.1   开发甜点影响因素多，三维甜点准确认识难

页岩油甜点评价是实现勘探突破和规模效益开发的关键。页岩油甜点综合评价是在地质评价的基础上，运用测井和地震数据，建立构造、岩相、属性、裂缝、地应力等全要素三维地质模型，分析页岩油富集区/段三维空间。陆相断陷盆地页岩油断裂系统复杂，多尺度裂缝发育，岩相类型多样，非均质性强。不同页岩岩相矿物类型、孔隙结构类似，电性特征与岩石物理参数差异小，单一岩相厚度薄且相互叠置，造成岩相的测井、地震响应差异弱，现有的有利岩相评价、测井关键参数解释、多属性融合地震预测等系列技术尚不能准确揭示有利岩相组合体的分布规律。需要进一步完善岩相预测、裂缝预测及地应力预测技术、开发甜点评价方法和划分标准，为效益开发提供可靠地质基础。

2.2   立体开发布井模式复杂，储层动用率提高难

断陷盆地页岩油断裂系统发育，地层倾角变化大，纵向有利岩相差异大，长水平段布井受限，复杂地质条件下布井方式优化设计难度大。针对区域同层落差大、流体性质复杂等特点，需寻求流体相态分布和布井方式的最佳匹配点。针对页岩层多、层厚、非均质性强等问题，攻关超大平台立体布井模式。立体井组的井距、层距过大，易导致井间区域动用不充分，井网控制程度低；井距、层距过小，易导致井间干扰，影响生产井开发效果，需优化井网井距及水平井参数。

2.3   地质因素复杂多变，高效压裂提高产能难

陆相页岩油高效压裂面临以下难题：1）储层埋藏深，地层压力系数大，岩石破裂压力高，压裂时起裂困难；2）水平主应力差较大时，裂缝转向延伸的可能性变小，天然裂缝稳定性降低，水力裂缝扩展不均匀，难以实现复杂缝网压裂；最大水平主应力方向与天然弱面夹角较小时，水力裂缝易沿着天然裂缝弱面穿过，改造效果差；3）储层断层和天然裂缝发育，易引起近井地带压裂液滤失，消耗诱导缝扩展能量并抑制其延伸，改造区域小；4）水力压裂排量高、规模大，压裂施工时对地层和套管的作用力大，易造成局部应力集中，发生套变套损等问题。

2.4   初期产能递减快，后期储层补能开发难

陆相页岩油藏普遍采用衰竭方式开采，初期产量高，但产量递减快，平均采油速度低、采收率低，经济有效开采难，需要补充地层能量和提高采收率。陆相断陷盆地非均质性强，断裂系统发育，容易造成气窜和注气效果不均衡，需要结合室内和现场试验，系统分析吞吐、驱替和压裂等主要开发方式的可行性、适用性和应用前景，探索页岩油注气补能提高采收率的合理开发方式。

2.5   多部门协同开发，团队高效统筹运行难

我国页岩油开发技术与管理模式仍在探索完善中，尚未形成全产业链的系统管理模式，一体化团队融合效果和协同效应不能有效发挥。亟需建立页岩油开发全生命周期管理模式，涵盖资源勘探、有利区选址、井网布控、钻完井、压裂及开采等多个环节。

3.   陆相断陷盆地页岩油开发关键技术

3.1   页岩油甜点评价技术

页岩油甜点评价主要是寻找“高丰度资源区/段”和易于形成“人造高渗区/段”的位置。“高丰度资源区/段”应具备“两大三高一保”的特点，“两大”指页岩油分布面积大和纵向厚度大，“三高”表示有机质丰度高、热演化程度相对较高及滞留烃含量较高，“一保”指页岩油甜点的顶底板保存条件良好。“人造高渗区/段”需要具备“三高两低一发育”的特征，“三高”指脆性矿物含量、微观孔隙度和纯页岩段压力系数较高，“两低”指地区黏土矿物含量及地应力场的两向应力差较低，“一发育”指天然裂缝发育，包括生烃增压缝、成岩缝和构造缝等，有利于通过人工改造形成高效渗流通道。

在地质甜点评价方面，以有利岩相分布为基础，优选有机质含量、滞留烃含量、成熟度、压力系数等产能影响关键参数。选择热演化程度大于0.65%的层段作为靶体，以确保有机质进入生烃门限大量生烃。利用测井数据评估不同构造部位甜点段的垂向分布和分级，并结合压裂试油、储层品质和工程品质测井评价结果，综合选择关键参数。在单井分析基础上，利用地震数据预测页岩油甜点平面分布，实现甜点三维空间分布评价，为确定钻探井位提供依据。

在工程甜点评价方面，考虑页岩可压性、地应力各向异性、天然裂缝发育及分布特征等因素，根据地质、工程因素在甜点评价中的重要程度，采用灰色聚类分析等统计学方法，将产能主控因素按照影响程度排序，在不同地区开展差异化甜点评价，明确最佳工程甜点区域和层段。

3.2   立体开发关键技术

3.2.1   立体开发优化

1）布井模式优化。兼顾断层发育、有利岩相空间分布及地应力方向等因素，考虑有利岩相发育厚度与断层两盘对接关系，寻求复杂断块区各因素的最佳匹配点，优化布井模式，济阳页岩油采用了“平面上平行、纵向上多层交错分布”的模式。考虑实际开发因素，采取一个钻井平台部署多口水平井或定向井，发挥平井台作业优势，有利于集约化管理。

2）合理划分层组。需要最大化控制储量，同时避免人工裂缝引起纵向干扰。充分考虑纵向非均质性和工程改造可行性，以及经济极限动用厚度，建立立体开发分层标准体系和开发技术界限。

3）合理井距确定。基于“裂缝搭接，通而不窜”的理念，既要保障储量有效控制，又要避免井间干扰造成产量损失。针对陆相页岩油的非均质性，通过层、井距与人造缝网协同优化，确定最优立体开发空间配置，形成了“纵向立体交错，平面规模覆盖”的布井方式，最大程度降低井间、层间负向干扰，实现储量动用最大化。基于微地震监测、压裂模拟等手段，综合考虑天然裂缝发育程度、与人工裂缝的耦合效应，确定合理的井距。

3.2.2   立体开发实施效果

以储量动用、产能和经济效益最大化为目标，形成立体开发优化设计技术，实现从单井到井组、3层楼到5层楼的突破，正进行7层楼评价试验。樊页平1井区部署3层楼的立体开发井组（见图1），投产后5口井峰值日产油量过百吨，6口井单井累计产油量过万吨，建成了中国石化第一个10万吨级页岩油开发井组，实现了单井到井组的重大突破，目前井组稳定日产油量220 t，累计产油量1.14×10⁵ t。

图  1  樊页平1井组3层楼先导试验井组

Figure  1.  3-storey pilot test well group FYP 1

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3.3   高效立体压裂技术

断陷湖盆高效压裂面临断裂系统层理缝发育、层间差异大、破裂压力高、水平主应力差异大、纵向穿层难和立体开发均衡压裂难等多个挑战。基于矿物含量、岩石力学参数、储层地应力和天然裂缝发育程度等参数，建立了页岩油水平井可压性评价方法，明确高效压裂层段。探索前置CO₂+组合缝网体积压裂技术，提出了穿层扩缝高的方法。

室内试验表明，CO₂与岩石作用可改变岩石的力学性质，注入前置超临界CO₂后提高了岩石的孔隙压力，促进了层理弱面的开启和滑移，使其强度降低了32%（见图2）。CO₂还具有降黏、增能、萃取作用，可有效提高原油流动性。矿场实践表明，前置超临界CO₂能使破裂压力降低9 MPa。岩心声发射试验表明，CO₂可增强人工裂缝穿层扩展造缝，裂缝破裂事件点明显增多，裂缝带宽由93 mm增加至190 mm，裂缝复杂程度提高1.17倍（见图3）。

图  2  CO₂对岩石力学性质的影响

Figure  2.  Effect of CO₂ on rock mechanical properties

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图  3  CO₂压裂改造对缝网的影响

Figure  3.  Effect of CO₂ fracturing stimulation on fracture network

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陆相断陷湖盆构造活动强烈，断裂系统复杂，断裂带及构造曲率较大部位构造裂缝发育。同时，灰质纹层与泥质纹层互层，沿纹层间或层内薄弱面形成顺层微缝，横向连通性好、水平应力差异大，有效改造体积小。针对陆相页岩多尺度多类型裂缝发育的地质特征，研究了变黏压裂液交替注入扩缝技术，促使纹层灰质页岩多期次扩缝高；采用大排量、大液量和大砂量强化缝网改造，提高有效改造体积。

陆相断陷盆地发育不同级别断层和天然裂缝，存在多种非均质岩相界面，多层楼部署立体压裂过程中，空间上压力场、应力场动态不均衡，易造成低序级断层、岩相界面、层理缝等位置出现局部应力集中现象。为此，充分考虑立体井组岩相、应力、裂缝及构造等空间非均质性，设计相匹配的差异化立体缝网，实时调整施工参数，匹配应力场、压力场动态变化，最大程度消除局部应力集中，实现充分改造储层的同时，避免负向干扰和套损（见图4）。

图  4  立体开发井组均衡压裂示意

Figure  4.  Balanced fracturing of three-dimensional development well group

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以缝控储量最大化为核心，按照“一井一案、一段一策”压裂设计理念，段簇、单井与井组压裂一体统筹优化，人造缝网与井网、立体空间非均质相协调，通过压裂模拟迭代优化，设计立体井组压裂参数和压裂顺序。压裂过程中，控制段簇施工与沿井段动态应力集中相匹配、邻井施工与井间非均衡应力场相匹配、井组施工与空间非均衡应力场相匹配。通过超前预测预判预警、实时优化调控压裂参数和压裂顺序，降低压窜风险和套损套变情况，最终实现立体开发井组的均衡压裂。

3.4   全周期EUR提升关键技术

3.4.1   注气提高采收率

目前的先导性试验主要为注气吞吐，注入气包括CO₂、天然气、N₂、烟道气和空气等。由于CO₂兼具提高采收率和埋存作用，以其为主要注入介质。CO₂提高采收率的机理主要包括增压、溶解、抽提、膨胀、吸附置换、降低毛细管力和扩散。室内研究和数值模拟表明，CO₂吞吐提高采收率效果明显，但现场并未取得预期成效。主要原因在于注入的CO₂多存在于裂缝中，相比于常规油藏，需要更长的时间才能进入页岩基质孔隙；注入CO₂后，沥青质沉积导致基质渗透率大幅降低，存在严重气窜现象。

注天然气也可通过抽提、溶解膨胀、降黏、增压和混相机理提高开采效果，且无沥青质沉积，现场应用已取得效果，但气窜问题尚未得到解决。此外，N₂、烟道气和空气作为注入介质也被科研人员关注。注空气提高采收率的机理相对复杂，空气中的O₂与页岩中有机质的氧化反应可促进干酪根转化，兼具原油改质和提高基质渗透率的效果，同时储层温度的变化可改变应力场诱导裂缝扩张，扩大波及范围。室内和现场试验表明，注气是页岩油提高采收率的有效手段，但气体在纳米孔隙中的运移机制和基质与气体的相互作用机理还需进一步研究。

3.4.2   化学提高采收率

页岩油化学提高采收率技术还处于探索阶段，表面活性剂是常用的处理剂之一。页岩储层多为油湿储层，表面活性剂可以去除孔隙表面的吸附成分，转变其润湿性。相比于常规储层，页岩纳米孔隙中油水两相间的毛细管力高，水相润湿的孔隙表面能够增强压裂液的渗吸置换效果。增加储层与表面活性剂的相互作用时间对页岩油的增产效果有较大影响，裂缝发育程度显著影响渗吸过程，表面活性剂与岩石表面的化学反应可诱导微裂缝延展，从而提高裂缝的控制范围。但应用表面活性剂存在地层吸附及生产破乳问题，需要进一步完善其性能。

3.5   一体化管理模式

勘探开发过程中，以提高单井产量为核心，形成了一体化管理和合作运行机制（见图5），创建了前后方联动的管理模式，制定了成本管控措施。

图  5  一体化管理机制示意

Figure  5.  Integrated management mechanism

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充分利用信息化手段，实现多学科互动、多专业融合。建立联合作战室，各领域、不同层级专家共同参与，不断健全一体化战略规划部署机制、一体化井位设计跟踪决策机制、一体化异常问题处置机制，及时协调解决各类问题，保障各项工作落实落地。通过一体化战略规划部署机制，实现一体化谋划制定中长远规划、攻关目标方向和装备调配运行方案；一体化井位设计跟踪决策机制，包括一体化的井眼轨道设计优化、跨层追层轨迹跟踪和提速提效的优化方案；通过一体化异常问题处置机制，实现一体化异常问题剖析、专项问题处置和回顾分析评价。依托作战室机制，充分发挥“前、后方作战室”的实时决策作用，综合利用物探反演、大数据、钻测录等信息实施联动，大大缩短异常情况处理时间。健全完善信息沟通、措施配合、经验总结、安全事项等内容，确保目标同向，实现常规工作日常监控，风险隐患随时管控。应用物联网、大数据、云计算、移动技术，开展数字油藏、数字井筒、数字地面3个层次数字油田建设，对油气井、场站、管道集中监控，生产与安全故障自动预警报警。实现资源共享、远程操控、趋势预测、动态分析，优化劳动组织方式，提升管理水平。

4.   启示与思考

以济阳页岩油开发实践为例，初步形成了陆相断陷盆地页岩油甜点评价技术、立体开发关键技术、高效立体压裂技术、全周期EUR提升关键技术和一体化管理模式，有助于提高单井优质甜点钻遇率和井组储量控制程度，改善储层压裂改造效果，实现开发后期地层补能及提高采收率的目标。今后研究中应当继续深化和完善以下几方面的关键技术，以助力陆相断陷盆地页岩油的效益开发。

1）页岩储层精细地质评价技术。为指导立体井组部署，需系统评价不同类型页岩油井生产动态，进一步明确页岩油富集高产主控因素，优选地质、工程关键参数，应用大量试验、生产数据合理确定参数取值下限与分级划分标准，建立甜点分级评价体系。采用“井点−平面−立体”为内核的地质工程双甜点立体评价方法，通过精确三维地质模型，明确不同级别甜点空间分布规律。

2）页岩油立体开发均衡动用技术。立体开发过程中压力场−应力场−饱和度场−渗透率场的时空变化大，需建立立体井组“四场”表征方法，精细描述三维“四场” 时空演化规律，明确立体压裂缝网空间和渗流通道时变规律，形成立体井网−缝网适配方法，支撑压裂优化设计和多层系均衡动用，实现多层系整体控制储量最大化。

3）多介质补能提高EUR技术。页岩油弹性开发后期，水平井体积压裂缝网逐渐闭合，渗流通道大幅减少。开展早期气、水、剂等多介质补充地层能量攻关试验，发展注气（CO₂ 、烟道气等）吞吐、增能注水吞吐、注化学剂渗吸等多种补能方式，进一步提高EUR。

4）页岩油效益建产模式。页岩油立体开发建产节点长、涉及专业多、数据类型多样，考虑全生命周期的开发投资和收益，建立耦合效益建产模式与开发技术对策的全生命周期优化决策模型。需以效益开发为目标，以压裂参数和工作制度为优化变量，研究页岩油立体开发效益建产模式。

5.   结束语

中国陆相断陷盆地页岩油资源丰富，渤海湾、江汉、南襄和苏北等4个断陷盆地获得陆相页岩油重大发现，在陆相富有机质页岩成因规律、富集机理、“甜点区/段”富集主控因素、开发甜点评价、立体开发技术等方面取得重要进展。目前，陆相断陷盆地页岩油勘探开发已实现产能突破，进入立体开发先导试验评价阶段。但我国陆相断陷盆地页岩油在资源品质、开发技术、配套设施等方面仍存在诸多挑战，在页岩油甜点分级分类精细评价技术、立体开发均衡动用技术、全周期立体开发效益建产模式等方面都有待进一步深入研究，只有理念创新、技术创新等多个方面共同发力，才能取得显著的降本增效效果，实现页岩油规模效益开发。