美國頁巖革命深刻改變了世界能源格局。我國陸相頁巖與美國海相頁巖相比，先天稟賦不足，理論認識和技術創新難度更大。對此，我國石油地質和石油工程科研工作者不懈努力，在多個盆地取得了陸相頁巖油革命突破性進展。
近日，第二屆中國陸相頁巖油勘探開發關鍵技術與管理研討會在京舉行，會議由中國石油學會石油工程專業委員會和多資源協同陸相頁巖油綠色開采全國重點實驗室聯合主辦，兩院院士、業界專家、企業代表、高校學者深入交流探討我國陸相頁巖油在基礎地質理論、勘探開發技術創新等領域取得的突破性進展。
中國工程院院士，中國石化總工程師、首席科學家孫煥泉說，以渤海灣盆地濟陽坳陷、蘇北盆地等為代表的中國陸相斷陷盆地頁巖油資源量207億噸，具有構造復雜、巖相多樣、成熟度低的典型特點，給頁巖油開發帶來巨大挑戰。
構造復雜導致斷層發育。陸相斷陷盆地經歷多期次強構造運動，形成復雜斷裂系統。如濟陽坳陷的博興洼陷，斷層發育區面積超3/4、斷塊間距在500~900米；蘇北盆地不同級別斷層將阜二段切割、錯斷形成若干長條形復雜斷塊，斷塊平均長8000米、寬1000米。
巖相多樣導致非均質性強。陸相斷陷盆地頁巖油受古鹽度、古水深、古物源等因素影響，盆地不同部位頁巖有機質含量、層理結構、礦物組合等存在差異，具有巖相類型多樣、非均質性強的特點。濟陽坳陷就發育富碳酸鹽礦物類、混合礦物類、富黏土礦物類和富長英礦物類4類16種巖相，蘇北盆地也發育3類6種巖相。
成熟度低導致原油流動性差。陸相斷陷盆地頁巖油以新生代地層為主，埋藏時間短、成熟度相對較低。濟陽、蘇北的頁巖油Ro（鏡質體反射率，反映有機質的成熟度）整體在0.5%~1.4%，Ro小于0.9%的儲量占90%，導致原油性質差。
對此，陸相斷陷盆地頁巖油開發堅持“耦合‘甜點’描述是基礎、縫網協同優化是關鍵、工程提速提效是保障”，實現頁巖油儲量動用率、采收率、收益率最大化。
儲層精細描述是基礎。研發的頁巖儲層精細描述與建模技術，實現了地質與工程“甜點”的精細描述和全要素一體化建模，為頁巖油立體開發提供支撐。陸相頁巖厚度大，普遍在200~500米，局部厚達千米，層間非均質性強，需要在縱向上細分開發，關鍵是以“甜點”控制為目標，優化布井方式、合理井距、層距，構建立體開發井網。
井網井型的優選是實現儲量有效控制的保障。在構造穩定區通過多層樓水平井立體開發，可以實現儲量有效動用。民豐洼陷部署7層樓水平井立體井網，井組儲量控制程度達到80%以上，預測單井EUR（評估的最終可采儲量）平均5.3萬噸。蘇北盆地斷裂復雜區斷層復雜、斷塊小，水平井布井受限，在斷層間部署直斜井，實現斷塊內資源有效動用。
開發層系的有效劃分是立體井網部署的基礎。結合有利巖相組合及非均質性研究，蘇北盆地高郵凹陷劃分5套開發層系，不同層系厚度35~55米；根據不同洼陷“甜點”發育狀況，濟陽坳陷博興、牛莊、民豐洼陷按照45~60米厚度劃分了3、5、7套開發層系。
合理的井距是立體井網部署的關鍵。立體開發井距、井網要最大程度減少井間和層間的負向干擾，達到“通而不竄”，實現儲量動用最大化。室內研究和礦場實踐表明：井距略大于兩倍半縫長能有效防止井間干擾，同時保證井組單井EUR最大。目前認識的350~400 米井距基本合理。
合理的生產制度可實現單井EUR最大化。頁巖儲層壓后縫網具有極強的應力敏感特征，控壓生產能夠有效提高單井EUR。建立以初期快排降水、穩定期合理控壓為核心的全周期生產調控模式，可長周期保持裂縫有效導流能力，有序釋放儲層能量。通過控制油嘴精細壓力可提高彈性產率，單井EUR在4萬~6萬噸，預期提高16%以上。
陸相斷陷盆地頁巖油地層溫度均超過150攝氏度，最高超過200攝氏度，儀器易高溫失效；斷層裂縫發育導致壓力系統復雜，安全密度窗口窄。對此，濟陽頁巖油鉆井技術歷經“技術探索、創新攻關、集成提升”三次迭代，形成以“三開結構＋合成基鉆井液＋精細控壓鉆井＋抗高溫旋導＋地面降溫”為主的優快鉆井技術體系，實現了從“打得成”到“打得快”再到“打得好”。多個區塊鉆井周期縮短至30天以內，民豐洼陷首次實現“1+1+1”模式（三個開次各一趟鉆），鉆井周期最短24.46天（垂深3885米、水平段長2013米）。
陸相斷陷盆地頁巖油壓裂面臨三大難題：儲層埋藏深，破裂壓力高；兩向應力差大，裂縫擴展不均勻；天然裂縫發育，局部應力集中，易套變套損。通過強化頁巖油壓裂技術攻關，形成從組合縫網、密切割壓裂到極限限流密切割壓裂的技術迭代，SRV（改造體積）不斷提升、單井EUR持續提高，實現從“壓得開”到“壓得好”再到“壓得優”。目前，壓裂簇間距由10~15米降為4~7米，同等規模SRV提高15%以上；牛頁一區百段套變段數由8段降至0.8段，基本解決套變問題。
陸相斷陷盆地頁巖油生產具有“早、快、高、穩”的特征：見油早，1~10天即見油；含水下降快，呈L形下降，一兩個月后含水穩定；峰值產量高，峰值單井日產油36~263噸，預測單井EUR在3萬~6萬噸；產量穩，穩定后含水遞減率在20%以下。
中國石化以儲量動用、產能、經濟效益最大化為目標，立足國家級示范區建設，加大不同類型頁巖油評價試驗力度，實現了從3層樓到5層樓再到7層樓的立體開發。樊頁平1井組3層樓先導試驗取得突破，牛頁一區5層樓大平臺開發試驗取得重要進展，民豐洼陷坡梁洼7層樓整體評價正在實施。
來自勝利油田的專家介紹，濟陽坳陷古近紀早期氣候由半干旱向濕潤轉變，發育了咸湖、半咸湖沉積環境下的多套富有機質頁巖，主要層位為沙三下、沙四上純上，是我國陸相頁巖油的典型代表。
濟陽頁巖油發育緩坡斷裂帶復雜斷塊型、洼陷穩定帶基質型、陡坡深陷帶巨厚型三種類型頁巖油，具有演化程度低、埋藏深、厚度大、高溫高壓，構造復雜、巖相復雜、流體性質復雜的特征，要實現規模效益開發，面臨三大關鍵問題：頁巖以微納米孔隙為主，孔隙度非常低，油儲集在哪里？頁巖滲透率極低，怎么提高有效滲流能力，流動路徑是什么？地層原始壓力高，壓裂又進一步增壓，能量如何高效利用？
勝利油田基于萬米巖芯、15萬塊次分析化驗，深入開展孔隙結構、賦存特征、滲流機理等基礎研究，形成了濟陽頁巖油“儲-縫-壓”三元儲滲理論認識：雙儲，即孔隙-天然縫組合，控制儲集空間富集規律；雙縫，即支撐縫與水力縫匹配，控制流動空間高滲路徑；雙壓，即增壓保壓協同，控制能量空間高效利用。
無機孔-縫組成“雙儲”空間，其中，紋層狀頁巖微裂縫發育，提高了納米級孔隙的連通性，連通孔隙占比在60%~80%，較層狀頁巖高30%~40%。“雙儲”具有全孔徑含油、大孔富油、小孔含水的賦存特征，濟陽頁巖油賦存在多種微觀孔-縫中，主要有游離態、吸附態兩種狀態，游離態主要賦存在孔徑較大的微觀孔隙和微裂縫中，吸附態則呈油膜狀包裹在礦物表面。濟陽頁巖主要發育“網狀孔-縫、王字孔-縫、單向孔-縫”多種“雙儲”組合模式，其中“三孔四縫”模式的混積頁巖最利于富集。
支撐縫和水力縫組成“雙縫”系統，控制三區滲流模式：支撐縫導流能力強，控制有效泄油半徑，形成易流區；開啟的天然裂縫控制極限泄油半徑，形成緩流區；縫網之外形成滯流區。易流區供液，產量貢獻率占70%以上；緩流區蓄能，能量占比40%左右。易流區、緩流區共同作用促進了油井的高產穩產。因此，大液大砂強化儲層改造，增加易流區和緩流區面積，可有效提高產能；對直斜井進行大規模強化改造，由壓長縫變壓縫網，可取得近似水平井的效果。
保壓是增壓的前提，高壓增能可減敏促吸，保壓增壓“雙壓”協同可提高產量。頁巖儲層保壓性主要受砂體、斷層和天然裂縫影響。高壓可增加彈性驅動和滲吸置換作用。在彈性釋放階段，生產壓差過小，能量會過多擴散到滯流區，利用率降低；生產壓差過大，壓敏導致裂縫導流能力下降，易流區范圍減小。生產壓差放大后，地層壓力明顯降低，能量損失不可逆；采用精細控壓方式能有效減緩壓降速度，高效利用能量，提高EUR。
勝利油田以三元儲滲理論為指導，圍繞立體空間最大程度控制儲量、改造儲層、提高產能，形成以“甜點”地質綜合評價技術、立體井網優化設計技術、能場耦合優化調控技術、立體井組Tank實施優化技術等為核心的開發優化關鍵技術體系，展現了良好前景。
大慶油田首席專家崔寶文介紹，松遼盆地大慶古龍頁巖油是典型的純頁巖型頁巖油，也是世界上最具挑戰、開發難度最大的頁巖油：黏土礦物含量超過35%，國外一般小于10%、國內一般小于15%，導致資源確定難；孔隙普遍小于30納米，孔喉一般在4~7納米，導致油氣流動難。電鏡掃描每米頁理在1萬條以上，導致人工裂縫縱向受限；脆性低，巖石軟，硬度小，導致壓裂改造難。
一是揭示高黏土加氫生烴新機制，擴大了生油窗口，增加了輕烴產率。模擬實驗表明，黏土礦物對有機質轉化具有抑制作用，可增加產物數量；黏土層間水具有加氫作用，可增加輕烴產率。新的生烴模式，揭示生成油氣總量增加1倍，油層深度向下拓展300米，Ro從1.3%拓展到1.6%。
二是發現有機黏土復合體參與的成孔機制，揭示孔縫受有機質含量和成熟階段控制。除無機孔縫外，新發現有機黏土復合體生烴收縮，形成很多縫狀、海綿狀、網狀有機孔縫，是重要儲集空間。
三是揭示古龍頁巖油自封閉力學成藏機制，證明是連續體式油藏。傳統觀點認為，夾層型、混積型頁巖油均有微運移，一般最小含油喉道半徑大于20納米。新研究發現，古龍頁巖全孔徑含油，含油空間不受孔隙大小限制，每個含油孔隙是一個獨立儲油單元。
四是揭示多相態多尺度納米空間油藏開發機理，明確頁理縫是主要的輸運通道。傳統觀點認為，常規油藏及其他頁巖油以微米級孔喉為主，烴類體系在地下以氣相或液相分異存在。新研究認為，隨成熟度增加，由黑油向油氣兩相過渡，油氣兩相區150納米以下孔徑存在限域效應；基質孔、頁理縫啟動壓力梯度不同，頁理縫滲流貢獻在80%以上。因此，保證頁理縫壓力穩定、保持滲流通道能力，是穩產的關鍵。
基于新的認識，明確現階段單井壓裂規模為7.5萬立方米壓裂液，與之匹配的適宜井距是500米、層系縱向間距20米以上，先導試驗采用立體交錯“W”形井網開發，技術可行；明確Q9油層最優靶層；形成多類型天然裂縫改造針對性措施；明確古龍壓裂主體工藝參數為50%滑溜水、85%中大粒徑支撐、段內少簇、25孔坡度極限限流射孔；明確控壓生產工作制度，成功實現效益開發，產量從2021的1.51萬噸增至2023年的17.12萬噸，2024年計劃產油39萬噸。
長慶油田副總經理牛小兵介紹，在陸相淡水湖盆頁巖油成藏理論指導下，長慶油田通過一體化攻關，探明了我國首個10億噸頁巖油整裝大油田，建成了國內首個百萬噸級頁巖油開發示范區，2023年產量270萬噸，實現了夾層型頁巖油規模效益開發。“十三五”資源評價鄂爾多斯盆地夾層型頁巖油資源量為40.5億噸，已提交三級儲量18.15億噸，其中探明儲量12.56億噸。
此外，紋層型頁巖油取得了戰略性突破，嶺頁1H井試獲日產油116.8噸，累計產油超萬噸，2022年提交預測儲量2.05億噸，預計資源潛力20億噸。泥紋型頁巖油攻關試驗穩步推進，優選中低熟頁巖油開展“水平井+電加熱”原位轉化先導試驗，優選中高熟頁巖油開展“水平井+體積壓裂”試驗攻關。
地質認識方面，多因素控制長7期形成具有紋層結構的沉積復合體，每米沉積紋層在1500~2000條；頁巖層系成巖作用強，不同紋層微納米級孔喉發育，長英質紋層孔隙半徑1~5微米，黏土紋層孔隙半徑20~120納米，頁巖層系孔隙度在2%~10%，整體具有儲集性，且脆性礦物含量高，頁巖層系可壓性好；有機質紋層與長英質紋層間存在烴類滯留-微運聚，為滯留+微運移復合成藏，頁巖層系整體含油性好。
技術創新方面，全面應用三維地震、精細測井、地質建模、空間地質品質評價技術，形成地質建模→壓裂設計→現場實施與方案調整→壓后評估深度融合一體化工作流程，推進體積壓裂2.0迭代升級，三維“甜點”判識及精準壓裂水平不斷提升。
還在低壓低氣油比區塊開展二氧化碳增能體積壓裂試驗，15口井井均注入二氧化碳3320立方米，比井初期日產油提高2.6噸，半年累計產油提高280噸。
技術優化方面，立體式布井模式提高了儲量動用程度。按照效益優先、多油層一次井網充分動用、單井控制儲量最大化等原則，針對單油層、多油層疊置、注水疊合區、儲量受限及靶前區儲量，創建了4種布井模式，儲量動用程度從50%大幅提高至85%。在儲量受限區合H9、合H60平臺，開展扇形井網開發試驗，采用“變井距+變角度”分區精準改造，證實在平臺受限背景下具備開發潛力。
隨著地質理論創新、工程技術進步，長慶頁巖油仍具有較大增儲空間，資源量有望突破100億噸，其中夾層型可新增9.5億噸，紋層型、泥紋型可新增59億噸。
油氣
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