目前国内外开发动用的页岩油藏均为广义的页岩油，即蕴藏在页岩以及致密砂岩和碳酸盐岩等含油层中的石油资源，美国于1953 年开始在威林斯顿盆地开展页岩油的勘探开发，历经了直井开发、直井压裂开发、水平井开发和水平井分段压裂开发等阶段，目前已经形成较为完善的储层改造技术和配套工具与材料，有力支撑了二叠盆地、利斯顿盆地和墨西哥湾盆地页岩油大规模商业开发。我国陆相盆地发育多套湖相泥页岩层系，页岩油资源潜力巨大，但具有岩性复杂、黏土含量高、原油流动性差等特性，效益开发面临重大挑战。近五年来，国内掀起了页岩油勘探开发热潮，先后建立了新疆吉木萨尔和长庆陇东页岩油压裂开发示范区，但因投产时间短，目前压后单井累计采油量偏低，最终经济开发效果还有待评价。为此，笔者综合分析了国内外页岩油储层的特征、改造技术的特点，对比了储层特征和改造技术的差异，并针对我国陆相中高成熟度页岩油储层的的特殊性提出了改造技术的发展建议。

1、北美海相页岩油改造技术现状

以美国为代表的北美海相页岩油开发最为成功，二叠盆地、威利斯顿盆地和墨西哥湾盆地等三大盆地页岩油储量占全美90%以上，其中二叠盆地的沃尔夫坎普（Wolfcamp）组、威利斯顿盆地的巴肯（Bakken）组和墨西哥湾盆地的伊格尔福特（Eagle Ford）组是页岩油开发的主力层组，虽然它们分属不同盆地，但储层有共同的特点，储层改造技术也类似。

1.1 储层岩石与流体特征

归纳分析北美页岩油盆地的主要储层岩石与流体特征为：

1）储层大面积连续分布，厚度较大。属于海相沉积，滨浅海滩砂、坝砂及浅海碳酸盐岩为有利储集体，储层分布较为稳定，分布规模大，厚度由数十米到数百米，如二叠盆地的沃尔夫坎普组厚度为46.00~92.00 m。

2）岩性复杂。多种岩性层共同产油，页岩层并非主力产油层，如巴肯组岩性为黑色页岩、粉砂岩、云质砂岩、白云岩，伊格尔福特组岩性以碳酸盐岩为主，沃尔夫坎普组岩性为粉砂岩和泥质砂。

3）脆性矿物含量高，黏土矿物含量低。石英、白云石、方解石等脆性矿物含量达70%～80%，黏土矿物仅为3%～25%。

4）裂缝发育、密度大。储层为裂缝－孔隙型储层，网状裂缝普遍发育，但密度大。

5）岩石强度中等，破裂压力梯度较低。岩石杨氏模量14 000～42 000 MPa，泊松比0.2～0.27，破裂压力梯度0.016～0.017 MPa/m。

6）热成熟度较高，总有机碳（TOC）含量普遍较高。镜质组反射率（Ro）为1.0%～1.7%，处于液态烃大量生成阶段，属于中高成熟度页岩油，总有机碳含量平均多为3.0%～5.0%。

7）孔隙度高，含油饱和度高。储集层平均孔隙度一般为8%～10%，原油饱和度为50%～75%，储集性能好。

8）地层原油黏度低，流动性好。地层原油密度0.77～0.79 kg/L，黏度＜1.0mPa·s，在裂缝性储层中易于流动。

9）地层压力系数高，能量充足。油层多存在异常高压，压力系数1.3～1.8，溶解气油比一般为50～300 m3/m3，油藏弹性能量大。

北美海相页岩油储层的岩石和流体特征表明，其地质条件得天独厚，流体流动性好，驱动能量充沛，不仅具有规模开发部署的地质条件，而且体积压裂形成缝网的工程条件优越，这就决定了北美页岩油开发的技术和经济可行性。

1.2 改造技术现状

2007 年水平井分段压裂技术突破后，少段少簇压裂技术不断向多段多簇发展，技术体系逐步成熟配套。不刻意追求缝长，最大化近井地带精细化改造成为当前理念，密切割+簇间复杂缝网+强加砂压裂技术逐渐成为页岩油主流改造技术，压裂段长和射孔簇间距越来越小，单井压裂段数和射孔簇数不断增加，射孔簇间距基本控制在10.00 m 以内，加砂强度达到4～5t/m，段间与缝内双暂堵压裂技术不断得到应用，小井眼再造井筒重复压裂技术不断提升低产井采出程度。

1.2.1 井网井距与水平井段长度

北美页岩油纵向上厚度较大，常采用多井多层位立体布井模式，每个井场布16 口水平井成为常态，井距100.00～300.00 m。

当纵向上2 套储层垂距较大，并且其中一套储层压裂时裂缝不能扩展到另一套储层时，采取2套储层独立开发方式，井距200.00～300.00 m，水平段长度2 000.00～3 000.00 m。

当纵向上有2~3 个厚度较大的储层，储层间垂距一般，且其中一套储层压裂时裂缝将扩展到另一套储层时，采取多套储层同一平台联合开发的方式，采用V 字形布井。如二叠盆地沃尔夫坎普组纵向上有上沃尔夫坎普（UW）和中沃尔夫坎普（MW）2 套储层，厚度分别为107.00 和76.00 m，上下两层的垂距为91.50 m，开采同一层相邻水平井的井距为198.00 m，开采不同层位相邻水平井的井距为99.00 m，井间的对角线距离为137.00 m。

1.2.2 储层改造技术特点

北美页岩油储层的改造理念是通过高效率低成本的压裂形成复杂缝网，获得最大的改造体积。北美页岩油储层压裂技术已成熟配套，并具有一体化、精细化与集约化等技术特色。

1）完井压裂一体化。一般而言，油田开发是地质上考虑完井方式，完井后工程上再选择分段压裂技术。北美页岩油开发则是将完井压裂一体化考虑，在完井方式确定之前，预测裸眼滑套、套管泵送桥塞、水力喷射等不同压裂方式对产能的影响，分区域、分井组选择不同的压裂方式，包括裸眼多级滑套压裂，趾部裸眼多级滑套压裂与跟部套管完井泵送桥塞压裂相结合的混合压裂方式。

目的是工程地质一体化，将压裂改造方式前置于钻井之前，以最优化的开发效果来指导设计钻井的穿行层位、井眼轨道、水平段长度和完井方式等。

2）压裂设计精细化。为发挥每一段每一个压裂位置的产油能力，实行了每个环节的精细化压裂设计，包括地质甜点和工程甜点（简称双甜点）的确定、压裂级数与射孔簇数优化、压裂液组合与用量、支撑剂类型与砂液比以及施工排量等，基本实现了“一井一策，一段一案”。

a．“双甜点”确定。将岩心分析结果、三维地震预测结果与产液剖面相结合，应用三维裂缝建模、Mangrove等新一代裂缝建模技术，重建地质模型，确定地质“甜点”；压裂施工压力与微地震裂缝监测结果结合，校准岩石力学性质，确定工程“甜点”。

b．压裂级数与射孔簇数逐年增加。将EcoScope 和TeleScope 等随钻测井解释结果与地应力分析结果结合，优化压裂级数和射孔簇数量，使压裂段数划分更细，射孔簇数更多，大大增大了改造体积。通过精细优化，压裂段间距缩短至60.00 m，压裂段数50～80 段，单段裂缝簇数5～15簇，单簇间距小于10.00 m。高低应力区及甜点高产区预测结果

c．使用组合压裂液。为形成复杂裂缝网络和提高施工砂液比，采用滑溜水+线性胶+胶液的液体组合，用液强度为18.9～26.2 m3/m。

d．支撑剂以石英砂为主，大幅度提高砂液比。为提高裂缝导流能力，支撑剂以30/50 目和20/40目石英砂为主，加砂强度1.3～3.7 t/m，平均砂质量浓度240.0～300 kg/m3，高出页岩气3～5 倍。

e．施工排量。页岩油储层压裂并不能一味追求高排量，需要依据储层的厚度、遮挡层的力学特性与裂缝垂向延伸特性，综合考虑携砂的需求和裂缝高度的控制，确定压裂施工排量，施工排量大都在10.0~12.0 m³/min。

3）压裂施工作业集约化。针对V 型布井，采取先压裂开发上部储层（UW）的水平井，后压裂开发下部储层（MW）水平井的作业方式。压裂施工采用2 个压裂机组作业。第一压裂机组压裂7U井和8U 井（图1 中红色矩形）；第二压裂机组压裂蓝色三角形中的5U 井、6U 井和6M 井。之后，第一机组再压裂下部的7M 井和8M 井；第二机组压裂3U 井和4U 井。最后，第二机组压裂4M 井和5M 井。先压裂开发上部储层井而后压裂开发下部储层井的优点是可以增加上部储层的应力，将开发下部储层井的裂缝控制在下部储层中，防止压裂裂缝扩展到上部储层。

采用具有高泵注能力的压裂车组进行压裂施工，单套压裂车组点施工排量可达19～29m3/min，能满足2 口井同时进行压裂施工，作业过程中2 套电缆、吊车、电缆桥塞泵送设备，各自独立对平台上的其他2 口井进行桥塞泵送和射孔作业，压裂效率可达13 段/d，压裂效率高，压裂成本低。

总之，北美海相页岩油压裂开发，并未全部沿用页岩气压裂技术思路，而是在其基础上创新，具体表现在5 方面：

1）完井压裂方式不同。页岩气以套管完井为主，页岩油多种完井压裂方式并存。

2）分段与射孔簇数不同。页岩油分段更细，射孔簇数更多。

3）施工排量不同。页岩气井压裂以大排量为主，页岩油井压裂施工排量相对较低，且多采用变排量。

4）液体组合不同。页岩气井压裂液以滑溜水为主，页岩油井压裂液为滑溜水+线性胶+冻胶组合，冻胶使用量相对较大，且对冻胶压裂液低伤害性能要求更高。

5）支撑剂种类粒径不同。页岩气井压裂支撑剂以100 目、40/70 目和30/50 目陶粒为主，页岩油井压裂支撑剂多使用30/50 目和20/40 目的石英砂，且综合施工砂液比较高。

2、国内陆相页岩油改造技术现状

我国陆相盆地发育多套湖相泥页岩层，包括东部断陷盆地古近系、松辽盆地白垩系、鄂尔多斯盆地三叠系、准噶尔盆地二叠系、四川盆地侏罗系等，具有分布范围广、时代新、有机质丰度高、成熟度低等特点，资源量丰富研究资料表明，我国中高成熟度页岩油（镜质组反射率大于1.0%）资源量为（80～100）×108 t，目前，我国在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地等区域进行了有益的页岩油勘探开发试验，取得了阶段性进展，因地质条件复杂，还存在诸多技术难题需进一步攻关。

2.1 储层基本特征

归纳总结准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地和渤海湾盆地等区域页岩油的储层特征，总体表现为“三低两高”，即有机质含量偏低、脆性低、压力系数低、泥质含量高和原油黏度高。但各个区域又有各自的特点，它们不同程度地影响着产能的释放和开发的经济性。具体为：

1）陆相沉积，储集层横向分布变化大，连续性偏差，厚度偏小。如泌阳凹陷的核桃园组和潜江凹陷潜江组，储层有效厚度小于30.00 m。

2）岩性复杂。页岩油储层中存在泥页岩、粉细砂岩、灰质泥岩和泥灰岩、白云质页岩、介壳灰岩以及碳酸盐岩等多种岩性。

3）泥质含量高，脆性低。如复兴地区页岩油储层泥质含量在50%以上，脆性指数在50%以下。

4）热演化程度和有机质含量偏低。成熟度（镜质组反射率）主体为0.75%～1.0%，有机质2%～3%。

5）油质偏重，原油黏度偏高。地层原油密度多大于0.85 kg/L，原油黏度多高于1.0 mPa·s。

6）地层压力系数低，气油比小，驱动能量不足。压力系数一般小于1.2，气油比小于100m3/m3，地层弹性能量不足，制约油气流长期流动效果，影响单井累计产量。

7）原油含蜡，盐层析出盐，凝析油、凝析气和湿气并存，反凝析伤害地层等难题。

2.2 改造技术现状

目前，通过在准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和四川盆地的研究和试验，初步形成了细分切割分段压裂技术以及配套的材料与工具，水平段长度1000.00～3000.00 m，其压裂理念是通过密切割压裂形成复杂的裂缝网络系统，但各个区块的储层特征不同，压裂技术主要特点有：

1）水平段相对短，压裂段数相对少。水平段长度集中在1 000.00～2000.00 m，压裂段数以20～25 段为主，少数井达到30 段以上。

2）簇间距变化大。簇间距5.00～20.00 m，单段射孔3～6 簇。部分油田水平井簇间距达到5.00～10.00 m，段内射孔5～6 簇。

3）压裂液组合不同。部分区块使用滑溜水压裂，有的区块使用滑溜水+冻胶压裂，用液强度约25.0m3/m。

4）支撑剂组合和加砂强度不同。有些区块的支撑剂为70/140 目石英砂+40/70 目陶粒+20/40 目陶粒，而有些区块的支撑剂为70/140 目+40/70 目+20/40 目的石英砂。加砂强度普遍较高，为3.4～5.5 t/m，如长庆陇东油田单段加砂量达到150～220 m3。

5）压前蓄能或进行预处理。部分低压区块在压裂前，对压裂井进行注水蓄能，以增加地层能量，提高压后稳产效果。有的区块压裂前注入CO2，以发挥其增能、降黏及萃取原油度作用，提高产量。

3、国内外页岩油储层改造技术的差异

对比分析国内外页岩油储层改造技术发现，压裂理念基本相同，压裂技术大同小异，均为密切割强加砂分段压裂技术，仅在以下技术指标上存在差异：

1）水平段长度。国外水平段长，压裂段数多。目前国外水平段长3 000.00～5 000.00 m，压裂段数50～80 段。国内水平段长都为1000.00～2000.00 m，压裂段数20～30 段；

2）射孔簇数。国外射孔簇数多（5～15 簇），国内射孔簇数多为3～6 簇；

3）压裂液。国外采用变黏一体化压裂液，国内采用组合压裂液，用液强度略高于国外；

4）支撑剂。国外支撑剂以石英砂为主，国内采用石英砂+陶粒组合支撑剂，加砂强度部分区块略高国外。

4、发展建议

4.1 国内外页岩油储层改造技术启示

综合国外海相页岩油和国内陆相页岩油的储层条件、改造技术特点，可以得到以下启示：

1）国内陆相页岩油地质条件与北美海相页岩油不具可比性，因此，要发展适合我国陆相页岩油储层特征和流体条件的增产改造技术体系。

2）工程地质一体化。我国陆相页岩油储层条件更为复杂，压裂裂缝扩展的复杂性远超我们的认知程度，要进行工程地质一体化，加强基础机理研究。

3）单井累计采出量低和综合工程成本高是制约国内陆相页岩油经济开发的主要障碍，美国页岩油3 大盆地单井累计产量可达到3.0×104 t 以上，而在原油价格为55 美元/桶条件下，开发鄂尔多斯盆地三叠系长7 段、准噶尔盆地二叠系芦草沟组和渤海湾盆地沙河街组的页岩油，单井累计产量要达到（1.4～4.2）×104t 才能达到盈亏平衡，经济开发难度可想而知。欲经济开发陆相页岩油，须提高初期产量、降低产量递减率和成本。

4）产量递减快是陆相页岩油最典型特征之一，但递减的机制有待分类查明。地层压力、流体性质、压裂液伤害、裂缝复杂性、盐析出以及凝析反凝析均是造成产量递减的因素，因此，要弄清主控因素，为采取措施提供依据。

4.2 储层改造技术发展建议

大规模开发陆相页岩油是我国油气资源战略接替的重要途径，而国内陆相页岩油地质条件非常复杂，稳产难度大、单井累计采出量低和综合工程成本高等问题十分突出，大规模效益开发还面临着诸多挑战，除地质上要进一步寻找中高成熟度页岩油高产富集区带，确立双甜点标准外，还要进行钻井、压裂与完井等方面的技术攻关，形成具有自主知识产权的陆相页岩油开发技术。为此，陆相页岩油在压裂方面要重点解决纵向上裂缝穿透性、横向上裂缝复杂性以及原油长期流动性等问题，延长稳产期和提高累计产油量，同时大幅度降低开发成本，形成压-驱-采一体化技术体系，建议持续开进行以下技术攻关。

1）加强陆相页岩油基础及机理研究。国内陆相页岩油分布在不同盆地的不同区块，其有机地化特征、岩性、矿物组份、黏土含量、原油流动特性、压力系统等各不相同，裂缝纵向扩展机理、复杂裂缝形成机制及储层伤害机理不清，产量递减主控因素不明，因此，要分区块研究清楚裂缝纵向扩展机理、复杂裂缝形成机制以及控制原油长期流动性的机理等，为压裂施工参数优化设计、压裂液体系选择和排采工作制度制定提供理论依据。

2）工程地质一体化研究。要利用地震、测井、录井、随钻测量等综合资料信息，研究复杂岩性储层双甜点精细识别技术，并依据不同区块储层成藏组合结构特征、水平井层理与页理发育特征，储层非均质性，提前预测压裂裂缝控制范围，研究水平井井网、井距、长度、穿行层位、井眼轨迹、完井方式、段簇间距等，流程化电动泵拉链式压裂施工作业，控制成本与使压裂效果最优。

3）多岩性界面储层穿层及复杂缝压裂技术研究。充分动用纵向的页岩油和充分连通横向的孔是页岩油获得高产与稳产的有效途径，但因各岩性界面特性各异，穿层压裂难度大，因此，要研究各个岩性层和岩性界面的岩石力学特性、地应力特性、断裂韧性等，探寻突破各个岩性界面技术方法，优化压裂规模，尽可能实现穿层压裂，纵向上改造储层，增大供油高度。研究不同岩性条带复杂缝的控制技术方法，连通横向上的孔隙。

4）开展多功能压裂与压力敏感支撑剂的研究。针对黏土含量高、原油黏度高、压力系数低的陆相页岩油，压裂液应同时具备增能、降黏、驱油和低伤害等多种功能，因此，要研发长效防膨纳米驱油复合滑溜水、高携砂CO2 压裂液体系以及变黏、酸性滑溜水等压裂液体系，提高压裂液与地层岩石及原油的配伍性。研制应力敏感智能支撑剂，以保持裂缝长期导流能力。

5）排采技术研究。排采技术对陆相页岩油的稳产非常重要。加强陆相页岩油孔隙与裂缝中渗流特征研究，研究CO2 注入时机、方式与注入量，探索试验水平井CO2 注采技术适应性性，优化排采工作制度，降低凝析、结蜡、盐析出等伤害，以维持原油的长期流动性。

5、结束语

北美海相页岩油已得到规模有效开发，形成了成熟的储层改造技术。我国陆相页岩油储层与流体特征更为复杂，储层压裂改造技术取得了阶段性进展，推动了试验区和示范区的建立，但页岩油大规模商业开发还面临艰巨挑战，需要地质与工程的共同努力，持续寻找高产富集区，持续开展工程地质一体化攻关，强化复杂缝形成机理及控制方法、多岩性界面穿层压裂技术、多功能压裂液体系、压力敏感支撑剂、差异化排采与CO2 注采技术等研究，形成压-驱-采一体化技术，进一步降本增效，推动陆相页岩油早日实现规模化商业开发。