0 引言
随着油气地质理论的突破创新和工程技术的进步,中国陆相页岩油勘探开发取得了重大突破[3-4],鄂尔多斯盆地三叠系延长组[5-6]、准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组[7]与玛湖凹陷二叠系风城组[8]、松辽盆地白垩系青山口组一段[9]、渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔店组二段[10]、济阳坳陷古近系沙四上亚段及沙三下亚段[11]、江汉盆地潜江凹陷古近系潜江组三段[12]等地层中均获得了工业油流,并先后建立了长庆陇东页岩油示范基地和新疆吉木萨尔页岩油示范区。2021年大庆古龙陆相页岩油国家级示范区和胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区相继通过论证。截至2021年底,中国页岩油累计建成产能500×104 t以上,年产油量约160×104 t,中国页岩油勘探开发进入快速发展阶段。
中国陆相页岩油开发成本一般在50美元/bbl（1 bbl=0.159 m3）以上,单井平均日产一般在20 t以下。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油规模商业开发面临巨大挑战：①储集层岩相复杂多样、相变频繁、非均质性强,陆相页岩油富集规律认识难,有利“甜点区”预测难;②黏土含量高,不同盆地矿物成分差异大,压裂改造及工艺参数优化难度大;③采用水平井开发产量递减快,有效的开发配套技术及合理的开发工作制度还需要进一步研究探索。本文总结分析中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质、开发特征差异,梳理中国陆相页岩油开发评价方法与技术进展,指出中国陆相页岩油开发存在的问题及发展方向。
1 中美页岩油地质和开发特征
表1 中美页岩油地质和开发特征对比 |
| 页岩油田/储集层 | 沉积环境 | 有机地球化学特征 | 储集层特征 | 流体特征 | 初期日产油量/t | |||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ro/% | TOC/% | 孔隙度/% | 压力系数 | 原油密度/ (g·cm-3) | 气油比/ (m3·m-3) | |||
| 美国Bakken油田 | 海相深水缺氧 | 0.70~1.30 | 10.0~20.0 | 5.0~12.0 | 1.3~1.6 | 0.78~0.83 | 50~375 | 10~300 |
| 美国Eagelford油田 | 海相深水缺氧 | 0.50~2.00 | 4.0~7.0 | 6.0~12.0 | 1.3~1.8 | 0.77~0.79 | 90~850 | 10~300 |
| 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷 | 滨浅湖—半深湖 | 0.60~1.10 | 3.0~6.0 | 5.0~18.0 | 1.1~1.8 | 0.88~0.92 | 17 | 15（平均） |
| 准噶尔盆地玛湖凹陷 | 半深—深碱湖 | 0.85~1.40 | 0.2~4.1 | 3.0~8.0 | >1.5 | 0.84~0.88 | 44（玛页1井） | |
| 松辽盆地古龙凹陷 | 淡水湖盆 | 0.70~1.13 | 1.4~4.5 | 1.4~8.7 | 1.2~1.6 | 0.78~0.87 | 30~800 | 31（古页油平1井） |
| 渤海湾盆地沧东凹陷 | 内陆咸水湖盆 | 0.50~1.10 | 1.5~3.5 | 3.0~7.0 | 0.9~1.2 | 0.86~0.89 | 82~103 | 5~20 |
| 渤海湾盆地济阳坳陷 | 半深—深咸水湖盆 | 0.50~1.00 | 0.6~16.7 | 1.7~12.0 | 1.2~1.8 | 0.77~0.93 | 0~100 | 6~44 |
| 鄂尔多斯盆地长7段 | 半深湖—深湖 | 0.70~1.10 | 6.0~38.0 | 2.0~3.0 | 0.6~0.8 | 0.84~0.86 | 60~120 | 8~18 |
②构造特征。中国陆相页岩构造环境整体稳定性较差,受造山活动和断裂活动影响,沉积盆地类型多、数量多,分割性和后期活动性强。北美海相页岩主要发育于前陆盆地和克拉通盆地,构造活动相对稳定,有利于优质烃源岩大面积稳定发育和分布。
⑤流体特征。中国陆相盆地形成时间整体较晚,热演化程度偏低,页岩油以重质组分为主,黏度高、气油比低,原油密度为0.76~0.93 g/cm3,不同地区气油比有所差异,一般小于100 m3/m3,古龙页岩油气油比较高,超过100 m3/m3。北美页岩油油质较轻,多为凝析油、轻质油,黏度低,原油密度为0.77~0.83 g/cm3,气油比高,一般为50~300 m3/m3[13]。
⑥产能特征。中国陆相页岩油“甜点”区分布点多、面积小,新疆吉木萨尔、大港沧东、大庆古龙等地区页岩油单井初期产量多在30 t/d以下。北美页岩油总体分布面积大,单井初期产量为10~300 t/d,稳定产量大约为20~80 t/d。
总体来看,中国陆相页岩油横向分布变化大、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,原油密度大、黏度高、含蜡量高,流动能力较差,单井日产与单井累计采出量低,为了实现效益开发,需要加强开发评价方法与技术攻关。
2 陆相页岩油开发评价方法与技术
经过多年技术攻关和实践,已初步形成适合中国陆相页岩油地质开发特征的页岩油开发评价方法与技术,主要包括岩相评价、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析技术。
2.1 岩相评价技术
岩相是指一定沉积环境中形成的岩石或岩石组合。中国陆相盆地沉积环境差异大,岩相组合类型多。岩相直接影响页岩油的储集性、赋存状态、含油性和可压性,岩相的多样性和差异性导致陆相页岩油“甜点”类型的多样性[22],因此,在开发评价中岩相评价至关重要。
中国陆相页岩油储集层在不同盆地中主要表现为夹层型、混积型和纯页岩型岩相组合。夹层型为泥页岩岩相夹薄层细砂岩、粉砂岩或碳酸盐岩岩相组合[23-24],单层厚度较薄,物性条件相对较好,典型代表为鄂尔多斯盆地延长组7段。混积型岩性组成为长英质矿物、黏土矿物和碳酸盐矿物混合或叠置,脆性矿物含量高,是在机械搬运、生物成因-化学沉淀、火山喷发、热液上涌等地质因素共同作用下形成,典型代表为准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组[25-26]。纯页岩型为深水细粒沉积,发育泥页岩、泥质粉砂岩夹薄层粉砂岩、介壳灰岩,以长英质泥页岩岩相为主,粉砂质、钙质（白云质）纹层和页理缝发育,典型代表为松辽盆地古龙凹陷青一段和青二段[27-28]。
2.1.1 岩相划分方法
目前,国内外尚未形成统一的页岩岩相分类方法[29-30]。近年来,随着页岩岩相研究进程的推动,资料更加丰富,考虑要素更加全面,页岩岩相的分类方法也逐渐趋于一致。胜利油田形成了一套基于岩石组分、沉积构造、岩石结构、有机质等关键岩相参数的“三端元四要素”陆相页岩岩相类型划分方法[31⇓-33]：依据X-射线全岩衍射矿物组分分析对石英、长石、黏土和碳酸盐矿物进行定量分类,以砂岩类、泥岩类和碳酸盐岩类为三端元,以含量25%,50%,75%为界,对页岩岩相进行划分;通过精细岩心和薄片观察将沉积构造纹层厚度小于1 mm划分为纹层状,纹层厚度大于等于1 mm划分为层状,纹层不发育划分为块状;针对济阳坳陷页岩灰质组分含量高、不同层位页岩结晶程度差异大的特点,依据岩石结构特征划分出粗晶、细晶和隐晶;最后,将有机质丰度大于等于2%划分为富有机质,有机质丰度小于1%划分为贫有机质,有机质丰度介于二者之间的划分为含有机质。依据上述划分方案,在济阳坳陷沙四上亚段—沙三下亚段页岩共划分出16种主要岩相类型,常见的有6种（见图1 ）：富有机质亮晶纹层状灰质页岩、富有机质隐晶纹层状灰质页岩、富有机质隐晶纹层状灰质泥页岩、富有机质隐晶层状灰质泥页岩、含有机质隐晶层状灰质泥页岩、含有机质隐晶块状灰质泥岩。
2.1.2 岩相识别技术
识别岩相最直接的方法是岩心观察和实验分析[34]。通常采用岩石薄片观察、偏光显微镜观察、场发射环境扫描电子显微镜结合背散射电子衍射成像和X-射线能谱分析系统、微区矿物定量分析（QEMSCAN）等方法进行岩相识别。依据页岩岩心实验分析数据,建立岩相划分方案,明确不同岩相矿物成分、含量和岩性特征,建立岩相标志。将实验分析数据与测井曲线进行相关性分析,标定和刻度测井资料,优选敏感曲线,总结不同岩相的测井响应特征,建立岩相精细划分剖面,从而准确识别地层岩相[35-36]。充分结合高精度地震资料和已有井的岩石物理响应特征,测井、地震、地质、油藏多专业紧密结合,在精细构造解释的基础上,对目标层位沉积时的古地貌进行恢复,结合实验室建立的岩心岩相剖面,开展页岩沉积相带的划分,建立沉积相控约束的反演模型,通过多属性融合和敏感曲线重构的岩性反演,实现页岩油有利岩相的预测,为精确寻找优势页岩油甜点目标靶区提供有利支持。
2.2 储集性表征技术
页岩储集空间以微纳米孔隙为主,发育多尺度多类型的微裂缝。页岩储集空间表征方法多种多样,主要有直接观察法、定量表征法和测井法,通过多尺度定性观察和定量评价,对页岩储集空间类型、大小、形态、分布及连通性等特征进行评价,为研究页岩油赋存特征及可动性等开发评价工作奠定基础。
直接观察法主要有薄片、显微荧光、扫描电子显微镜（SEM）、透射电镜（TEM）、场发射环境扫描电镜（FE-SEM）、小角度中子散射（SANS）、微纳米三维CT等图像分析技术。SEM、FE-SEM和CT法识别孔径下限为2 nm,结合数学形态学和数字图像处理学方法,可定量计算面孔率、喉道半径、配位数等孔隙结构参数。定量表征法主要有高压压汞法、氮气吸附法、核磁共振法等,可定量表征页岩孔隙比表面积、孔体积、孔径分布及孔喉连通性。不同定量表征方法在应用于页岩孔隙结构表征时存在一定的局限性（见表2 ）,常采用多种分析技术联合表征孔径/孔喉分布、总孔隙度/有效孔隙度,以获得对多尺度孔-缝结构的完整认识。测井资料全面、分辨率高,是页岩储集层评价的主要方法之一,核磁共振测井在页岩孔隙度计算中应用效果较好,结合密度测井、中子测井和声波测井曲线多元回归计算的孔隙度精度较高。成像测井通过高分辨率二维图像直接识别裂缝信息,并可对天然裂缝组系、方位、倾角、密度、开度、规模、孔隙度和渗透率等定量参数以及裂缝成因类型、力学性质、充填性和有效性等定性参数进行表征。
表2 储集空间定量表征技术对比表 |
| 定量表征方法 | 优点 | 缺点 |
|---|---|---|
| 高压压汞法 | 测试速度快,原理、操作相对简单,应用普遍。能获取孔隙度、孔径分布、骨架密度、表观密度及比表面积等诸多有关孔隙特性的重要参数。在研究页岩大孔分布与有效孔隙度测定方面具有一定的优势 | 岩样表面非均质性及液固作用会影响表面张力和扩散系数的测定,造成孔隙分布测量误差。实际进汞饱和度较低,数据不完整。高压会在泥页岩中压开裂缝,带来测量误差。压汞法测量的是孔隙最大开口尺寸,因此孔喉的存在使孔径分布测量结果偏离真实值 |
| 氮气吸附法 | 无损害测试法。可获取样品比表面积、表面分形维数与孔径分布等多方面信息。在研究页岩微孔、介孔方面具有一定的优势 | 测试结果受所选模型影响,准确度差异较大。孔隙分布测定中无法区分喉道与孔隙。无法表征大孔的孔隙分布及结构特征。无法单独获取样品的孔隙度信息。工作气体不同,对应测试孔隙范围不同 |
| 核磁共振法 | 无损测试法。可较为精确地表征整个孔隙尺度内的孔径分布特征。可获取孔隙度、渗透率、流体饱和度等信息 | 纳米级孔隙弛豫时间短,难以完全被检测到。页岩孔隙中的水和有机质不易区分,数据的解释难度较大。横向弛豫时间曲线仅能反映孔径的分布趋势,不能反映孔隙的绝对孔径,需结合压汞等方法计算孔径 |
2.3 可动性评价技术
核磁共振技术根据离心前后的核磁共振横向弛豫时间谱来求取可动油饱和度和动用孔隙半径,离心力为原始地层压力和页岩油开发结束时地层压力之差[14]。核磁共振技术结合弹性开发、渗吸采油、注CO2吞吐等物理模拟实验,可分析不同开采模式下页岩油的动用程度及不同尺度孔隙原油动用率。
数字岩心技术是获得岩心孔隙结构特征参数、研究孔隙尺度流体流动规律的重要手段[39]。利用聚焦离子束扫描电镜或CT扫描等表征手段,重构页岩岩心真实三维孔隙结构,提取建立孔隙网络模型,开展流动模拟研究。页岩微纳米孔隙渗流规律极为复杂,N-S方程、格子玻尔兹曼方程是常用的表征方式。考虑润湿性、滑移等因素,建立页岩油流动数学表征模型,通过有限元计算揭示孔隙尺度页岩油单相、多相流动动态规律。目前,页岩油数字岩心流动模拟分析技术的数学表征模型和计算速度仍有待优化提高。
2.4 可压性评价技术
目前应用较多的页岩可压性评价方法是基于脆性矿物含量或岩石力学参数计算脆性指数,但这两种计算方法是针对北美Barnett海相页岩的岩石矿物和力学参数建立的[43],由于不同区域页岩可压裂性影响因素差异较大,所以难以有效评价陆相页岩可压性。
文献[44]综合考虑储集层岩石特性和施工参数,从裂缝破裂、延伸、充填的角度出发,建立了陆相页岩可压性评价新方法。该方法选取3类评价参数：①脆性指数,基于压裂施工的破裂压力、施工排量等参数计算得到,不仅反映地层破裂的难易程度,也反映地层温度、压力等因素的影响;②地应力特征参数,包括最小水平主应力梯度、储集层破裂压力梯度、两向水平应力差异系数,可在一定程度上反映地层裂缝扩展情况及形成复杂缝的概率;③施工参数,包括综合砂液比、滑溜水相对密度、中砂以上占比,其中中砂以上占比为0.212~0.425 mm和0.3~0.6 mm（40/70目和30/50目）支撑剂占总支撑剂用量的比例,采用支撑剂量与泵入地层所有压裂液量的比值反映压裂施工改造难易程度,比值越高,地层可压性越好。对上述评价参数归一化处理,利用变异系数法求出参数权重,计算页岩综合可压性指数。
2.5 产能评价
常用的产能评价方法主要包括经验法、现代产量递减法、解析法和数值模拟法[45]。经验法和现代产量递减法的计算结果受生产井流动状态的影响导致产量递减规律认识不清,降低了产能评价的精度;解析法和数值模拟法对物性参数需求量较大,现场可操作性较差。为提高页岩油产能预测精度,中国石化胜利油田页岩油研究团队探索建立了基于生产数据分析和油藏工程方法的产能评价方法。
2.5.1 基于生产数据分析的产能评价
胜利油田页岩油研究团队综合考虑页岩油的生产开发特点和不确定因素,建立了基于生产数据分析的产能评价方法。该方法基于微压裂测试监测的压力历史数据,开展压前试井分析,获取地层压力、地层应力和渗透率等储集层参数,评估页岩储集层的渗流能力。基于物质平衡时间与归一化产量的特征图版,对页岩油水平井生产过程中可能出现的早期线性流、裂缝径向流、晚期线性流和拟稳态流等流动阶段进行诊断与识别,根据流态选择合适产能递减模型。结合Blasingame和流动物质平衡等产量不稳定试井分析方法（RTA）获取裂缝半长、可采储量和地质储量等参数,预测页岩油井生产动态。利用该方法预测胜利油田济阳坳陷FYP1页岩油井可采储量为4.0×104 t,对比Arps递减模型、Duong模型、SEPD模型的预测结果（见图2 ）,该方法单井可采储量预测结果与数值模拟结果吻合较好。
为提高该产能评价方法的准确性和可靠性,在实际应用过程中,需考虑页岩油井的生产特征与分析方法的适用性,通过对比评价选择合适的分析方法。
2.5.2 基于油藏工程方法的产能评价
考虑页岩基质和裂缝复杂渗流规律,胜利油田页岩油研究团队建立了页岩油压裂水平井产能评价方法。首先明确页岩基质孔隙网络分布规律,考虑有机质孔和无机质孔流体的流动特征,建立页岩油基质非线性流动数学模型;基于双重介质理论,构建页岩基质与天然裂缝间窜流系数的定量表征方法,以分形理论定量刻画改造区缝网复杂程度,建立基质-裂缝跨尺度渗流方程;基于分区模型,将压裂改造后的页岩储集层划分为改造区、未改造区和主裂缝区,利用各区边界的压力条件耦合分区渗流方程,形成页岩油水平井产能模型。利用拉普拉斯变换消除时间变量的影响,结合数值反演获得产能模型的数值解,实现页岩油井生产动态预测。
根据建立的产能模型,进一步分析地质参数、裂缝参数和基质参数等因素对产量的影响,通过拟合页岩油井的历史生产特征,反演基质渗透率、裂缝半长、泄油半径和单井控制储量等参数,评估水平井的产能与压裂改造效果,确定页岩油合理开发技术政策、压裂设计方案和生产制度,提高页岩油单井产量和采收率。
2.6 地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析
开发评价的目的是确定有利开发对象,即“甜点区”,为提高“甜点区”预测精度,开展地质建模-数值模拟一体化甜点分析。基于区域三维地震和水平井测录井等数据,利用多参数交会分析、离散随机模拟等方法,构建精细三维地质模型和地质力学模型;结合压裂复杂缝网模型,应用非结构化网格剖分技术和多尺度流动耦合差分求解技术,开展产能模拟;实时更新油藏动态监测和生产数据,循环迭代优化地质模型、裂缝模型和油藏模型,大幅度提高模型质量和精度,指导页岩“甜点区”优选。
2.6.1 三维地质建模
在复杂岩相建模方面,中国石化胜利油田研究人员对纵向灰泥间互的不同岩相特征进行聚类分析、优化组合,形成以岩相组合模式为基础的岩相组合体,考虑不同岩相组合体的页岩厚度、物性、含油性、矿物组分含量、纵向组合形式的差异性、致密灰岩和纯泥岩等隔夹层的分布状况,以岩相组合体为基本单元进行页岩的基质建模;以岩相的分布规律为指导,采用多点地质统计建模技术解决复杂相变的接触关系,随机性模拟和确定性建模相结合,建立陆相页岩复杂岩相模型,实现陆相页岩岩相的三维定量刻画,展示不同岩相组合体的空间结构。不同岩相组合体的地质参数和工程参数具有差异化的分布域值,故以页岩岩相模型为约束,以实钻井岩心分析或测井评价的矿物成分、有机碳含量、游离油含量、孔隙度、渗透率和脆性指数等参数为基点,以高精度开发地震的叠前和叠后属性反演参数为井间的宏观控制条件,采用相控、属性反演多因素约束的随机建模方法,建立页岩物性参数属性模型。
多尺度裂缝建模主要聚焦于层理缝和构造缝。在天然构造缝建模方面,目前常采用离散裂缝网络建模技术（DFN）,采用多技术融合刻画裂缝展布,应用统计学或流体流动学等离散化方法将大尺度和中小尺度的裂缝粗化整合到统一的网格中,建立离散裂缝网络模型。在层理缝建模方面,以成像测井、岩心和薄片观察为手段,定量描述不同岩相组合体中层理缝发育的密度、宽度和开启度,统计分析不同岩相组合体中层理与层理缝的相关性程度,确定不同岩相组合体中层理缝的分布空间,等效转化为层理缝的强度,采用序贯高斯模拟建立层理缝模型。
2.6.2 数值模拟
体积压裂数值模拟模型主要包括平面对称双翼缝网模型（Bi-wing & Symmetric Planar Model）、正交线网模型（Orthogonal Wire-mesh Model）和非常规裂缝模型（UFM）。其中,平面对称双翼缝网模型能模拟简单的多级压裂水平井;正交线网模型模拟的缝网几何形态较为理想,使用时具有较大的局限性;非常规裂缝模型能够准确模拟裂缝的分布和形态,是裂缝模拟和建模中应用最为广泛的模型。页岩多尺度孔缝结构特征复杂[49],基质、天然裂缝和人工裂缝3个系统耦合叠加,渗流场和应力场等多物理场的区域分布特征及相互作用机制描述困难。考虑页岩储集层缝网形成机理和渗流场、应力场等多尺度多场耦合机制,胜利油田页岩油研究团队形成了页岩油体积压裂水平井缝网扩展模拟及流固全耦合数值模拟方法。
根据力学理论和起裂-扩展准则,建立页岩储集层体积压裂裂缝扩展理论模型,结合地应力场的分布规律和微地震监测结果,定量描述和表征体积压裂缝网形态和模式,模拟体积压裂裂缝网络的形成过程,形成页岩储集层水平井体积压裂裂缝扩展模型;考虑页岩储集层多尺度孔缝结构和储集层变形特征,耦合嵌入离散裂缝模型和双重介质模型,建立页岩油基质—天然裂缝—分支缝—主缝多级缝网流动模型,结合有效应力及改造区流动模型,建立渗流场-应力场动态流固交叉耦合渗流数学模型,通过应力场-渗流场全耦合有限元数值求解,建立高效准确的页岩油多尺度数值模拟方法。
3 中国陆相页岩油开发存在的问题
陆相页岩油是中国未来油气开发的重要战略接替资源。中国页岩油资源丰富,据估算,全国页岩油技术可采资源量约150×108 t[18],是保障国家石油供给安全、支撑原油2×108 t稳产的重要领域。但与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油岩相类型多、非均质性强、构造环境和地质特征复杂、产能低,高效勘探和有效开发仍存在诸多挑战和难题。
①基础理论研究薄弱。中国陆相页岩油类型多,不同类型含油气盆地页岩油的成因机制、富集机理、赋存方式与分布规律不同,陆相页岩油差异化成藏及富集理论有待发展和完善。陆相页岩油储集空间复杂,应力场、压力场、温度场等多物理场耦合作用下的多尺度多孔介质渗流规律仍需深化研究。
②勘探开发技术体系不完善。陆相页岩油与海相页岩油地质开发特征差异明显,不能简单照搬北美海相页岩油的勘探开发技术,需要探索、建立适合陆相页岩油的“甜点区”评价优选标准、压裂改造技术、开发方式及开发策略。陆相页岩储集层特征、流体特征等与常规油藏差异大,常规油藏的实验分析技术难以完全适用,要创新陆相页岩实验技术方法,以提高分析测试数据的精确度。系统的“甜点区”识别和预测技术尚未建立,“甜点”预测精度、钻遇率还有待提高,要探索建立多学科、多方法、多角度综合“甜点”预测技术。陆相页岩油水平井分段压裂后产量递减快,一次采收率只有5%~10%,面临补充能量和提高采收率的难题。
③工程技术与国外差距大。中国已初步形成了陆相页岩油长水平井钻井和多段密切割压裂改造技术体系,但技术水平与北美先进技术差距较大。在水平井钻井方面,存在页岩地层造斜技术要求高、井眼轨迹控制难度大、施工周期长等难点。在压裂改造方面,不同类型陆相页岩油黏土矿物含量和可压性变化大,普遍存在“压不开、撑不住、返排低、稳产难”的现象,应建立差异化压裂优化设计技术。
④开发成本高。依靠技术进步,北美页岩油盈亏平衡成本已降至40美元/bbl左右,中国陆相页岩油埋藏深、物性差、产能低,页岩油开发成本远高于北美,制约了中国陆相页岩油的规模开发。陆相页岩油开发是一项复杂的系统工程,不仅要研发低成本开发技术,还要探索通过管理创新和模式创新,最大限度实现降本增效,推动陆相页岩油实现规模商业开发。
4 陆相页岩油开发发展方向
面对陆相页岩油开发存在的问题和开发需求,为实现降本增效目标,需通过地质工程一体化、大数据和人工智能应用,进一步提高开发评价的精准性,攻关页岩油提高采收率技术,提高开发效果和效益。
4.1 地质工程一体化
中国陆相页岩油类型多,地质特征及开发规律复杂,对页岩油的开发评价难以通过单一方法实现,需要针对不同类型页岩油,开展地质工程一体化技术综合研究[50]。对于夹层型页岩油,储集层物性相对较好,要重点攻关“甜点”预测技术,建立涵盖高产全要素“地质+工程”属性的精细三维模型,实现优质储集层定量描述。对于纯页岩型页岩油,储集条件相对较差,储集层塑性强,工程改造难度大,重点攻关差异化钻井与压裂改造优化技术。混积型页岩油脆性矿物含量高,需要加强有利岩相和裂缝地球物理预测技术研究,重点攻关缝网体积压裂技术。
同时,要加强地质工程一体化数据库和平台建设,要构建地质工程一体化知识图谱,建立页岩油开发评价知识库,建立认识页岩油和开发页岩油的知识与数据之间的联系,并基于页岩油开发特点开展统计学习及数据确定性分析;要加强数据的挖掘和应用,从数据中发现物理规律,建立相应的数学模型。
4.2 大数据和人工智能应用
陆相页岩油勘探开发地震数据、井资料及开发动态数据相对较少,不确定性大,要加强大数据和人工智能技术在开发评价中的应用[51],大幅度、高效率提高“甜点”预测精度。
要发展基于大数据和深度学习的智能化分析评价与优化技术。在页岩岩相识别方面,利用岩心CT扫描图像数据作为机器学习的训练数据集,训练卷积神经网络（CNN）,提高岩相预测准确度[52]。在测试解释方面,针对处理解释的多解性、不确定性,利用大数据和人工智能技术建立储集层物性参数和岩石力学参数的智能化解释模型,提高测井解释的准确性和工作效率。在物探领域,探索基于深度学习的地震波形分类、地震相识别、地震数据重建与插值等方面的研究,提高地震数据处理效率和解释精度。在压裂改造方面,探索提高压裂效果和效率的方法,建立应用大数据的人工智能系统,最大限度利用井震和生产数据,实现钻完井参数优化决策。在开发领域,亟需开发精准的产能预测等方面的计算模型和决策系统,利用大数据分析手段挖掘页岩油水平井产能与工程、地质和生产因素之间的相关关系,建立压裂水平井的产能智能预测模型,优化页岩油水平井井网部署和开发技术政策参数。
4.3 提高页岩油采收率技术
攻关不同类型陆相页岩油提高采收率技术,提高页岩油开发效益。CO2具有扩孔、增能、降黏、置换等作用,CO2压裂增能技术可有效改善储集层改造和开发效果[53⇓-55]。但超临界CO2致裂机理、CO2压裂强化开采机理、储集层多尺度多相耦合渗流理论等基础科学问题尚未得到解答,同时超临界CO2压裂适应性评价技术、压裂工艺优化和跟踪调控、超临界CO2压裂配套装备等关键技术也需要进一步研究和优化。开展页岩油注天然气、注CO2提高采收率先导性试验研究,重点攻关注天然气、注CO2驱替/吞吐开发的可行性及页岩油动用机理,优选合理的转注时机、焖井时间、周期轮次等技术政策,形成陆相页岩油差异化注天然气、注CO2驱替/吞吐提高采收率技术。
5 结语
中国陆相页岩油储量规模大,但与北美海相页岩油相比,在地质条件、资源品质和开发特征等方面均存在较大差异。立足中国陆相页岩油地质开发特征,中国已初步形成了有利岩相识别、储集性表征、可动性和可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析等开发评价技术,推动了中国陆相页岩油规模效益开发。
中国陆相页岩油规模化高效开发仍面临基础理论研究薄弱、勘探开发技术体系不完善、工程技术与国外差距大、开发成本高等系列重大难题,需要加强地质工程一体化及大数据和人工智能技术应用,提高技术预测精度和效率,降低技术成本;需攻关提高采收率技术,提高页岩油开发效益,推动陆相“页岩油革命”。