0 引言
大庆古龙中高成熟度页岩油资源量巨大（（100~150）×108 t），2021年已经提交预测储量12.68×108 t，并已设立大庆古龙陆相页岩油国家级示范区[1]。目前示范区开发进展快速，从单井突破到全面见油，证实了资源的可靠性和规模开发的潜力。古龙页岩油是最为典型的原位聚集页岩油，页岩储集层与国内外海相或咸化湖盆沉积为主的页岩相比，具有岩性致密（粒径小于0.003 9 mm）、以黏土矿物为主要骨架的特点，其主体为纯页岩；纳米基质孔为主要储集空间，孔喉直径以10~60 nm为主，原油赋存状态、相态复杂；纳微米级页理缝密度为1 000~3 000条/m，体积改造后多尺度流动特性明显。与其他页岩相比，古龙页岩岩石组构、流体相态、微纳米孔缝体系梯次输运机制以及流动机理方面都具有特殊性[1⇓⇓-4]，目前缺乏成熟理论技术和开发经验，实现古龙页岩油有效开发面临较大的挑战。
国内外学者在夹层型、混积型页岩的原油赋存状态和动用机制、流体渗流机理、立体部署开发技术等方面开展了大量研究工作，但古龙纯页岩型页岩油有其特殊性，实现高效开发需要解决以下4方面的关键问题：①地下储集状态，包括储集空间油层物理特征、地下流体相态、原油赋存状态、可流动性等；②开采机理，包括原油储量分类评价、开采机制、技术/经济可采储量评价等；③原油流动机制，包括原油流动启动机制、流态与流动规律等；④高效采出方案，包括开发模式、早期补能方式与提高采收率技术等。
为此，本文在前期研究的基础上，将深入分析古龙页岩油的地下赋存状态与受限空间内的相态特征，结合室内实验阐述对古龙页岩油开发机理和流动规律的认识，建立古龙页岩油可采储量评价方法和多尺度流动表征模型，探讨古龙页岩油采用早期补能开发模式大幅度提高采收率的可行性，提出需要进一步攻关研究的方向，以期对古龙页岩油有效开发提供理论技术参考。
1 古龙页岩油生产动态特征及有效开发面临的科学问题
松辽盆地古龙页岩油储集层以泥级页岩为主，其中夹杂的粉砂岩、碳酸盐岩等其他岩性累计厚度占总厚度的比例非常小，为典型的陆相纯页岩型页岩油。古龙页岩油产层构造演化背景复杂，沉积环境多样，储集岩和储集空间非均质性强，开发难度较大[1]。基于对陆相生油理论的认识，在勘探理念的转变和技术进步的支撑下古龙页岩油勘探取得重大战略性突破[5]，GYYP1、YY1H及GY2HC等重点探井均获得高产及较为稳定的油流，证实古龙页岩油具有良好的勘探开发潜力[2-3]。标杆井GYYP1井水平段长1 562 m，已连续生产850 d，累计产油气当量近14 000 t[1]。相比北美页岩油以及中国长庆庆城、新疆吉木萨尔等页岩油的指数递减特征，古龙页岩油井油气同出，具有特殊的双曲递减特征（见图1 ），如GYYP1井等11口试采井具有低双曲递减特征[6]，初年递减率仅为14.5%。采用有机质-无机质双重孔隙介质模型进行数值模拟，取平均孔径为20 nm，实现了对GYYP1井生产动态较为精确的拟合，初步实现了岩石力学-渗流力学-热力学多学科、有机孔-无机孔双孔介质、纳米级孔径尺度的强耦合模拟。
古龙页岩油开发的基础研究需厘清4个方面关键问题：①油以什么样的赋存状态储集在何种介质中，需要解决地下储集空间油层物理特征描述、纳米孔隙尺度地下流体相态表征、原油赋存状态及可动性评价等科学问题，以及三维储集层地质模型、限域条件下的地下流体相态图、游离油/吸附油分布及可动条件等工程技术问题[7-8]。②有多少原油聚集且可采，需要解决储量分类方法与标准、人工油藏开采机理等科学问题，以及储量分类评价、技术可采储量评价等工程技术问题。③如何使原油流动并采出，需要解决基质纳米孔启动机制、基质-页理缝-人工缝多尺度流动规律等科学问题，以及纳米级室内模拟实验技术、多尺度精细数值模拟技术等工程技术问题[9]。④如何有效采出更多原油，需要解决布井方式与开发模式、提高采收率机理与方法等科学问题，以及立体井网部署与压裂协同优化、开采方式与合理生产技术政策等工程技术问题。
2 古龙页岩油开发基础研究进展
2.1 页岩油赋存状态与流体相态
2.1.1 储集层流体赋存状态
表1 松辽盆地古龙页岩油流体赋存状态 |
| 样品 | 井号 | 氦气孔隙度/% | 吸附油比例/% | 游离态油比例/% |
|---|---|---|---|---|
| 1 | GY2HC | 7.79 | 24.50 | 75.50 |
| 2 | GY3HC | 9.20 | 18.00 | 82.00 |
| 3 | GY2HC | 12.10 | 17.67 | 82.33 |
| 4 | GY2HC | 10.08 | 8.46 | 91.54 |
| 5 | GY3HC | 5.05 | 37.80 | 62.20 |
| 6 | GY3HC | 10.87 | 14.63 | 85.38 |
| 7 | GY3HC | 8.64 | 26.39 | 73.61 |
2.1.2 古龙页岩油地层温压及纳米孔限域效应影响下的相态特征
以GYYP1井为代表的古龙凹陷中心区域页岩油在开发初期气油比高达2 000 m3/m3，随着产液量逐渐增加，气油比稳定在500 m3/m3[13]，根据井口井流物组分和组成还原地层流体后开展的相态测试判断地层流体为易挥发油。但页岩储集层孔喉半径小，原油流体与岩石壁面之间具有强相互作用，形成纳米限域效应[14]，为了区分纳米限域空间，将受纳米限域效应影响较小的孔隙定义为大孔。流体分子会受到孔隙壁面的严重影响，同时分子的自由运动受到限制，研究表明，当孔隙尺度与流体分子尺度之比小于50时，限域效应显著[15]，具体体现为流体在纳米受限空间中的临界特征点发生偏移。但由于现场井口或井底取样难以代表实际油藏基质内的流体组成和相态，且目前没有成熟的纳米空间相态测试实验技术，纳米孔隙介质中的流体相行为逐渐成为研究的热点和挑战。
本文考虑毛管压力、吸附作用和限域效应3方面因素，对经典状态方程进行了修正，采用修正后的状态方程表征纳米孔隙中流体的相平衡，并刻画不同孔隙尺度下的相包络线，采用体相流体相态实验结果进行验证，绘制了尺寸为5~50 nm的纳米孔隙流体相图，以及孔喉半径大于50 nm的体相流体相图（见图2 ）。
由于古龙页岩地层温压条件（压力37 MPa、温度135 ℃）与体相流体临界点十分接近，孔隙尺寸对原油相态特征有很大的影响，不同孔喉半径下流体的相包络线差异较大。整体表现为孔径越小，混合流体饱和压力越低，包络线向内移动，且偏移越来越明显，小孔隙中出现两相的时间和压力点延后。古龙页岩油降压开发阶段，随着基质和页理缝内压力的下降，轻烃组分优先流动，导致基质和页理内相态发生动态变化，流体赋存规律也发生变化（见图3 ）。
返排初期，纳米孔流体呈凝析气态，动用能力强，大孔中流体呈气液两相易挥发态，形成轻重组分同出的“气带油”现象；随着开发由初期转为中期，轻烃组分产出，重质组分滞留，地层流体组分整体变重，压力-温度相图发生变化偏移，纳米孔中流体呈现为易挥发油，大孔中流体呈现为黑油，流动能力变差，重质组分滞留。生产动态监测结果表明，开发初期页理缝供给阶段，产出气体中C1组分含量逐渐上升，页理缝中重质组分逐渐滞留；随后C1组分占比降低，说明基质纳米孔中的中—重质组分以气相流动至页理缝中（单相气流动）；大孔开始供给后，轻质组分以气态产出、中—重质组分以液态产出（气液两相），气相中的C1组分占比进一步增加（见图4 ）。
2.2 原油流动与开采机理和开采方式
2.2.1 古龙页岩油流动机理
古龙页岩储集层原油多富集于纳米孔隙和页理缝中，如何有效、高效地动用这部分原油是稳产、高产的关键。基于室内实验和高精度模拟，确定了古龙页岩油以人工裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式，实现纳米级页岩油层动用（见图5 ）。
古龙页岩油发育高密度页理缝，每米达1 000~3 000条，页理缝具有较高的渗流能力。返排初期，页理缝中的流体优先动用，随着页理缝中压力降低，孔隙介质开始向裂缝补给，随着压力变化以及孔隙空间的变化，流体析出大量溶解气，有效补充局部能量，为页理缝-纳米孔隙流体流动提供驱动力。基质孔隙—页理缝—人工裂缝的逐级流动模式可大幅度降低流体在单一介质中的流动距离，有效降低流动阻力。
2.2.2 古龙页岩油开采机理
结合室内物理模拟实验，确定了古龙页岩油的有效动用主要由压差和压实的弹性能、渗吸置换、气体携带以及溶解气驱动协同作用实现。采用高速离心-核磁联测模拟开发过程中弹性能驱动下的流体动用情况，发现页理缝与大孔中流体优先被动用，初期传质以裂缝系统的压差驱动为主（见图6a ），同时与压实作用协同提供驱动能量，开发初期弹性能贡献占45%~53%。自发渗吸-核磁联测实验表明渗吸作用发生在纳米孔隙和微裂缝之间，相较于弹性能对孔隙的动用能力，渗吸作用可大幅度降低可动孔隙尺寸下限（见图6b ）。气体携液驱动过程中，高气油比条件下气体分子的运动更为剧烈，能够有效打破纳米孔隙中中质、重质分子之间的缠绕作用，且形成的气体-原油间的分子作用有助于“拉动”重质分子运移，提升原油流动能力（见图6c ）。气体有“携液”作用，降低原油沿程运移阻力，随着压力降低，原油发生相变，逐渐变为油气两相，在溶解气析出前，驱动力为压差驱动；溶解气析出后，气相迅速聚集膨胀，释放弹性能，体积膨胀系数急剧增大。
在古龙页岩油开发过程中，多种开采机制之间会产生协同作用，溶解气析出进一步增大了弹性能，但随着溶解气的大量析出，原油中的轻质组分逸散严重，剩余重质组分的流度大幅度降低，同时油藏压力衰竭严重，造成了大量剩余油滞留在储集层中。因此，气体的析出时机和析出量，以及压力的控制是稳产的关键。同时可以看出，古龙页岩油轻质组分含量较高，说明有很好的自发产出基础，但需要精细控制开发制度，合理利用地层能量，达到基质孔隙-页理缝-人工裂缝复合介质的全方位动用。
2.2.3 古龙页岩油开采方式
古龙页岩油已初步形成了平台水平井、CO2前置压裂与控压生产的开采方式，压裂措施主要包括逆混合施工、高黏主液、大粒径支撑、CO2前置、段内少簇的压裂工艺[16]。
优质储量的控制程度是高产的重要因素，关键是最大范围地提高钻遇优质储集层有效厚度和长度。储集层的有效改造体积及导流能力对基质微纳米孔喉的动用和提升开发效果至关重要，压裂过程不仅“打开”并沟通纳米级孔隙，使孔隙连通性增强，有效孔隙度增加，同时地下流体可有效支撑页理缝，降低流动阻力。根据GYYP1井压裂后的实际生产曲线，确定储集层渗透率为0.16×10−3 μm2，孔隙尺寸增加及天然裂缝沟通后的改造区综合渗透率为7.30×10−3 μm2，可见渗流能力得到大幅提升，同时压裂改善近井地带渗透率为基质原油有效动用提供了渗流通道。长期保持有效导流能力和合理生产制度可使能量有序释放保持稳产能力。古龙页岩黏土骨架可压缩性强，孔隙度、渗透率、压裂缝具有较强的应力敏感特征，建立以控压为核心的全生命周期生产工作制度，可细分为焖井扩散、排液见油、产量达峰、稳定生产4个阶段，通过长久保持油气在缝网空间的流动能力和储集层能量的有序释放，可使古龙体积压裂井页岩油预测最终可采储量（EUR）提高20%以上。
基于GYYP1井实际生产动态数据的压力及压力导数双对数曲线分析表明（见图7 ），投产时间较长的水平井依次出现了人工裂缝-页理缝双线性流、页理缝线性流、基质向页理缝线性供给及缝网区外部向改造区供给的补给线性流阶段，先后动用了人工裂缝、页理缝与基质中的原油。其中，基质纳米孔中页岩油的动用和贡献，是古龙页岩油井呈双曲递减特征的主要原因。
2.3 EUR预测评价方法
传统EUR递减预测方法均要求油井的生产模式为定井底流压生产。古龙页岩油具有压力波动大、轻质组分含量较高、地层条件下的相态特征复杂等特点，难以利用单相递减模型准确预测其未来生产动态及可采储量。
引入单位流压降采油量与物质平衡时间可实现产量与压力的耦合分析，进而消除压力变化对于递减特征的影响，具体表达式为：
通过（1）、（2）式，可将变压力情况下的生产数据转化为定压生产时所对应的产量特征，将考虑压力-产量耦合及原油脱气的Duong预测模型[17]改进为（3）式，从而获得新的递减分析模型，并借助修正的递减分析方法对EUR及可采储量进行预测。
在此基础上，为进一步控制EUR及可采储量预测的多解性，在利用修正后的递减分析方法进行预测的同时，构建了基于多曲线历史拟合反演建模的模型预测法。通过多种曲线综合拟合确定储集层、裂缝、相渗等关键参数，进而构建典型井和井组的数值模型，预测未来产量，将结果与递减分析法协同验证，提升古龙页岩水平井EUR及可采储量预测的准确性。
以古龙页岩油水平井GL-A为例进行分析（见图8 ），基于该井早期实际生产动态数据，采用考虑压力-产量耦合及原油脱气的递减分析方法预测该井EUR为2.1×104 t；而采用不考虑压力变化及原油脱气的传统递减方法预测的EUR仅为1.2×104 t。持续跟踪该井生产动态发现，采用改进递减分析方法预测准确率为95.9%，新方法预测的阶段累计产油量预测符合率提升了21.4个百分点。基于试验区EUR和地质储量，预测衰竭开采采收率为9.1%~10.3%，平均9.6%。
2.4 古龙页岩油多尺度流动模拟
古龙页岩油发育页理、无机孔（原生粒间孔、粒内孔）和有机孔，具有多重介质结构特征。其中，基质孔隙为主要储集空间，可按照孔隙大小分为微米孔和纳米孔，页理缝与人工裂缝为主要流动通道，两者间存在流动。多尺度流动模型采用多重介质嵌套模型（MINC）与嵌入式离散裂缝模型（EDFM）表征纳米尺度孔隙-页理缝-人工裂缝等多尺度孔缝介质以及不同尺度间的流动与传质机理。
2.4.1 模型建立
考虑有机孔m1、粒内孔m2、粒间孔m3、天然裂缝f1和压裂缝f2等多重介质。假设有机孔m1中流体无有效流动，与其他介质通过吸附/解吸或扩散等形式进行传质，采用努森扩散、负滑移边界层、高速非达西效应等纳微米空间流动机理修正表观渗透率[18]。
不同基质孔隙间的传质采用窜流因子进行表征：
由于难以直接计算不同介质有效渗透率，可以基于不同介质孔隙迂曲度和体积分数，根据Kozeny- Carman型公式[19]，利用尺度升级方法计算不同介质的宏观渗透率。
页岩储集层多尺度裂缝包括压裂主裂缝、压裂次生缝以及页理缝网。为了提高流动模拟的效率，将页理缝-人工裂缝多尺度复杂缝网系统中的页理缝和压裂次生缝处理为等效介质（f1），将压裂主缝处理为嵌入离散裂缝（f2）。
对于f1，采用窜流因子计算等效裂缝介质与基质间传导率：
对于f2，采用网格等效距离方法计算嵌入裂缝与多重介质网格之间的窜流，方法为：
与常规嵌入式离散裂缝不同的是，该模型不仅需要计算离散裂缝与基质间的窜流传导率，还需要计算f1间的传导率，形成多尺度介质+嵌入式离散裂缝的多尺度模型（见图9 ），采用基于传导率联通表架构的数值模拟器可实现流动数值模拟。
2.4.2 模型验证
古龙页岩油1号试验区位于古龙凹陷古龙向斜区，页岩有机孔和无机孔平均孔隙度分别为3.8%，5.8%。其中GYYP1井采用小间距密切割工艺进行储集层改造，压裂35段138簇。基于压裂缝网解释结果，建立多尺度、多介质流动模型，模型尺寸9 100 m×7 200 m，其余相关参数如表2 所示。
表2 古龙页岩油1号试验区多重介质相关参数 |
| 参数 | 取值 | 参数 | 取值 | 参数 | 取值 |
|---|---|---|---|---|---|
| 有机孔平均孔隙度 | 3.80% | 有机孔平均渗透率 | 0.001×10−3 μm2 | 离散裂缝平均孔隙度 | 57.30% |
| 粒内孔平均孔隙度 | 1.30% | 粒内孔平均渗透率 | 0.12×10−3 μm2 | 离散裂缝平均渗透率 | 350 μm2 |
| 粒间孔平均孔隙度 | 4.50% | 粒间孔平均渗透率 | 0.73×10−3 μm2 | 离散裂缝平均开度 | 1.6×10−3 m |
| 页理缝平均孔隙度 | 0.11% | 页理缝平均渗透率 | 1.5×10−3 μm2 | 页理缝线密度 | 1 000条/m |
通过多尺度流动模型数值模拟得到，该井在压后焖井40 d、控压放喷第21 d后见油。目前使用6.32 mm油嘴控制放喷，日产油12.1 t，日产气5 222 m3，返排率23.9%，日产油曲线拟合结果如图10 所示，拟合曲线与实际生产数据吻合率达90%，验证了多尺度流动模型的可靠性。
在此基础上，以提高储量动用率、采收率为决策指标，突破“单井工程”局限，协调单井及区域开发效果，建立了井距-有效缝长-布缝协同优化方法，针对不同压裂规模，分析单井累计产量、区域采收率随井距的变化规律，由此确定合理压裂规模，进行压裂-井网协同优化设计。图11 为古页1号试验井组数值模拟预测的排采后压力分布，可以看到，经5年开采后，井组整体压力下降幅度较大，压降覆盖面积较大，说明动用程度较高。图12 为该井组不同井距条件下平均单井累计产量与区域采收率预测曲线，可见：①200 m井距下，油藏整体动用程度最大，但是此时单井累计产量较小；②井距大于400 m后，单井累计产量曲线上升速度趋缓，同时整体动用程度下降明显；③从技术层面出发，建议在现有压裂规模下合理井距为350~400 m。
3 古龙页岩油早期补能开发方式探讨
北美页岩油热演化程度适中，具有气油比高、原油黏度低、流动性好的特点，生产过程中油气同出，是单井EUR高的关键因素之一。古龙页岩油相较北美页岩油，具有气油比低、地饱压差小的特点，随着衰竭开发的进行，当井底压力低于泡点压力时溶解气析出，轻质组分大量采出后原油流动性进一步变差，另外大量页理缝随压力下降而闭合，中—重质组分滞留在地层中难以采出，页岩油整体采出程度偏低。即使后期采用注气补能的方式，在轻质组分减少的条件下，注入气难以充分发挥其提高采收率的作用，同时由于作为流动通道的页理缝闭合，存在后期能量是否能有效进行补充的问题，难以实现大幅度提高采收率的目的。因此，古龙页岩油早期补能对于提高开发效果和采收率至关重要。
目前，CO2与CH4是国内外页岩油注气提高采收率研究中常用的注入介质[20]。一方面，CO2因具有驱油效率高、混相压力低、膨胀与扩散系数大等优点，是当前注气提高采收率注入介质的第一选择；另一方面，前置CO2压裂实践表明，CO2返排率预计低于20%，埋存率高。因此，古龙页岩油需要转变开发至低能再蓄能/补能的被动思维，应在早期开展注气补能，特别是CO2补能有望成为古龙页岩油提高采收率并兼顾埋存的最佳路径。
3.1 古龙页岩油早期注CO2吞吐补能开发方式
3.1.1 注CO2吞吐机理
通过高温高压微流控可视化实验方法、分子动力学模拟及CO2/原油竞争吸附实验等研究，初步定量评价了古龙页岩油注CO2过程中不同机理对提高采收率的贡献。古龙页岩油注CO2，在基质孔隙中溶解混相起主导作用，对页岩油累计产量贡献最大，占42%，弹性能对累计产量的增加也具有显著作用，贡献率为30%。裂缝系统中弹性能对页岩油累计产量贡献最大，占44%（见表3 ）。因此，古龙页岩油利用CO2吞吐技术，应优先从形成混相与增大弹性能的角度出发，来确定合理的注气开发注采参数。
表3 不同介质中CO2提高采收率机理贡献比例 |
| 提高采收率机理 | 贡献比例/% | |
|---|---|---|
| 基质孔隙 | 裂缝 | |
| 混相 | 42 | 27 |
| 弹性能 | 30 | 44 |
| 竞争吸附 | 18 | 13 |
| 分子扩散 | 10 | 16 |
3.1.2 早期CO2吞吐补能方式
3.2 古龙页岩油早期注CO2驱替井网开发方式
古龙页岩油注CO2混相压力较低、膨胀能力较强，具有优良的技术适应性，岩样驱替实验结果表明页岩油可动流体饱和度平均值达到47.61%。考虑两种井网部署方式：一是定向井注-水平井采的“五点法”注采井网，有利于动态调控与立体驱替（见图14a ）；二是采用水平井注采，注气井与压裂缝方向一致，射孔长度大，平面波及范围广（见图14b ）。在储集层高部位注气、低部位采油有效延缓气窜。考虑到注气存在超覆作用，建议采油井轨迹位于距页岩顶界面2/3厚度位置（目的层中下部），单井设计时同时考虑甜点分布进行微调。在控制井网部署模式及基础生产制度的前提下，将两种气驱井网开发方式、水平井压裂后衰竭开发方式和水平井压裂后注气补能及控压开发方式进行对比。通过数值模拟优化注采井网、注气方式及注采参数，定向井注-水平井采驱替模式效果最佳，采收率有望达到30%（见图15 ）。
4 下一步攻关研究方向
古龙页岩油规模有效开发需要系统的开发理论技术体系支撑，并通过系列矿场试验，验证理论认识，优选开采方式，形成配套技术，提供可复制推广的开发模式。基于对古龙陆相页岩油特殊性的认识以及科学技术问题的剖析，认为古龙页岩油有效开发需要从6个方面进一步攻关研究。
4.1 攻关岩心、流体原位原始状态取样及无损测试技术
页岩油原位性质获取能力对高效开发评价至关重要，需发展原位采样与无损测试技术。目前多采用地下采样、地面转样、地面配样实验测试岩心特征和流体特性，但受原位取样难、地面配样代表性差和转样（钢质取样筒难以直接进行测试）易引起条件变化的影响，目前难以准确认识和描述地下原始流体状态和特性，直接影响接续的研究和结果。因此，需重点攻关保持地层条件的原位取样工具与方法、实现无损测试的取样筒和仪器等。目前在高精度移动式全直径岩样多维核磁共振测量系统等方面已取得积极的进展，需要加快攻关形成配套的方法技术，并期望建设地下原位实验室。
4.2 构建高温、高压、纳米尺度室内模拟实验方法
目前尚未实现地层温度和压力下纳米尺度的实验模拟，故需建立高温、高压、纳米尺度条件下流体的赋存、相态和流动可视化实验系统和方法，提高模拟地下真实孔隙流体的能力，正确认识地层温度、压力条件下储集空间、流体状态及流动规律，深入评价地层条件下流体的可动性和可采性。
4.3 研发融合多尺度、多流态的数值模拟技术与规模化应用软件
古龙页岩油流动具有有机孔、无机孔、页理缝、天然裂缝、人工裂缝和水平井井筒的多尺度特征，基质-页理缝-人工裂缝皆存在不同的流动模式，目前尚未有能够描述上述流动过程的数学模型和配套软件。因此，需进一步厘清页岩油多尺度传质机理，建立不同尺度传质与流动精细化表征模型，突破多尺度介质融合表征方法，研发高效网格与求解技术，加快形成可规模应用的软件，为开发机理研究与方案优化提供可靠的模拟手段。
4.4 攻关无水体系（CO2）压裂技术方法和增加垂直裂缝高度的压裂工艺
页岩油储集层极度致密，需通过压裂实现“人工造缝”，从而改善渗流状况，提高单井EUR。古龙页岩油储集空间中不含水，采用水力压裂压入储集层大量的水，将使得原本地下油、气两相变为复杂的油、气、水三相，严重影响开采效果。因此，深入研究无水体系（如CO2）压裂机理和方法，尽快完善无水压裂技术体系，优化无水压裂施工参数，期望无水压裂体系的应用能大大提高古龙页岩油开采效果。
古龙页岩油水平页理缝发育，通常垂向压裂可能形成“丰”字形缝网，但缝高受限。如果压裂能产生较高的垂直裂缝，就可沟通更多的水平页理缝，大大提高改造效果和开发效果。GY1井压裂监测显示支撑缝高普遍小于10 m，千方液改造体积仅为致密油改造体积的40%，可见，目前的压裂技术远不能满足生产的需求，亟需攻关有效提高垂直裂缝高度的压裂工艺方法和技术。
4.5 探索早期补能提高采收率方法
对于页理缝发育的古龙页岩油储集层，依靠天然能量开采时压力快速下降，将导致页理缝闭合，且具有不可逆性，后期难以有效补能提高采收率，因此早期补能非常重要。重点攻关试验大规模前置CO2压裂和重复压裂、早期CO2吞吐补能、化学液浸泡渗吸等方法，特别是矿场试验注CO2井网驱替使采收率达30%以上的可行性，尽早补充地层能量以大幅度提高页岩油采收率。
4.6 实施全生命周期技术经济评价
全生命周期技术经济评价是指建设项目从其生命开始到生命结束的全生命周期内，将实施期间的投资、成本和产出物作总体考量的一种评价体系。通过科学的设计对全生命周期方案进行优化，使项目全生命周期成本最小，创造价值最高。古龙页岩油具有其特殊性，有必要建立并实施面向全生命周期的评价模式和评价体系，研究投资与开采/布井方式、水平井段长度、压裂规模、单井产能和EUR、区块采收率等影响因素之间的最佳匹配关系，建立技术效益标准图版，分区、分类建立投资标准，完善定型技术模板和开发模式，指导全生命周期的高质量高效益高水平开发。
5 结语
松辽盆地古龙页岩油资源潜力巨大、开发前景广阔，但其特殊性和复杂性使得有效开发面临较大的挑战。本文针对古龙页岩油开发面临的关键问题，从基础研究入手，结合生产开发动态，较为系统地探索研究了页岩油的地下赋存状况、流体相态变化、开采机理与可采性、流动规律、开发方式及早期补充能量提高采收率方法等，初步明确了古龙页岩油的地下储集状态、开采机理、流动机理、高效采出4个方面的问题，并提出了下一步重点研究方向和矿场试验建议，以期对古龙页岩油的高效开发上产提供理论技术参考。
通过系统的研究，初步量化区分了孔、缝中游离流体为主、吸附流体为辅的赋存状态，给出了纳米孔隙限域效应下的地下流体相态特征和相图表征，揭示了产油、产气特征蕴含的复杂相态变化机理。确定了古龙页岩油以人工裂缝-页理缝-基质渗吸为核心的多相、多尺度流动模式，明确了压差压实弹性能、渗吸置换、气体携带及溶解气驱动协同作用的开采机理。建立了单井可采储量预测评价方法，通过产量和压力耦合分析递减、多曲线历史拟合反演建模预测，大大提高了单井可采储量预测精度。初步建立了考虑粒间孔、粒内孔、有机孔、页理缝、人工缝的多尺度传质/流动的数学模型，并对合理井距等进行了模拟研究；探讨了古龙页岩油早期不同补能开发方式的可行性，包括大规模前置CO2压裂和重复压裂、早期CO2吞吐补能、化学液浸泡渗吸、注CO2井网驱替等方法，提出尽早补充地层能量是大幅度提高采收率的有效途径。在关键理论技术探讨研究的基础上，通过6个方面的进一步攻关研究和多系列矿场试验，以期加快形成技术标准系列和开发模式，高质量支撑和引领古龙页岩油的高效开发和规模上产。
符号注释：
a，m——递减系数，无因次；A——裂缝有效面积，m2；Afm——嵌入基质网格块的裂缝多边形面积，m2；d——基质网格块与离散裂缝之间的等效距离，m；Di——初始递减率，无因次； ——裂缝与等效介质间的调和平均渗透率，10−3 μm2；K*——宏观尺度渗透率，10−3 μm2；Km——基质渗透率，10−3 μm2；Km1，Km2——等效介质渗透率，10−3 μm2；Ko-t——脱气后的油相有效渗透率，10−3 μm2；Ko-s——脱气前的油相有效渗透率，10−3 μm2；pwD——无因次井底流压；pwf——井底流压，MPa；pwfi——初始井底流压，MPa；L——介观表征单元体特征长度，m；n——原油脱气校正系数，无因次；n——裂缝平面法向量，m；q——日产油量，t；qt——t时刻时的日产油量，t；S——裂缝单位面积，m2；s——压力导数双对数曲线斜率，无因次；t——产量递减时间，d；tD——无因次时间；te——物质平衡时间，无因次；Tmf1——等效裂缝介质与基质间传导率，10−3 μm·m；Tmf2——嵌入裂缝与多重介质网格之间的窜流，10−3 μm·m；x——裂缝中心到点的方向向量，m；αm1,m2——有机孔与粒内孔之间的窜流因子，10−3 μm2·m2；δ——单位流压降采油量，t/MPa；δi——初始单位流压降采油量，t/MPa；μo-t——脱气后原油黏度，mPa·s；μo-s——脱气前原油黏度，mPa·s；σm1,m2——有机孔与粒内孔之间的非均质系数；σmf——跨介质窜流因子，m−1。