0 引言
随着常规油气资源的日渐衰竭，页岩油气等非常规低品位资源成为国内外勘探开发的热门领域。美国率先完成了页岩油气革命，实现了页岩油气资源的规模化建产[1]。据统计，2021年美国原油产量为5.49×108 t，其中页岩油产量为3.62×108 t，占比为65.9%；天然气产量为9 736×108 m3，其中页岩气产量为7 643×108 m3，占比为78.5%[2]。借鉴美国页岩油气的成功开发经验，中国也掀起了页岩油气勘探开发的热潮。据统计，截至2021年底，中国石油天然气集团有限公司（以下简称中国石油）累计探明页岩油地质储量13.05×108 t，落实页岩气地质储量1.70×1012 m3。2021年中国石油的页岩油气产量达到峰值，其中页岩油年产量257×104 t，占原油总产量的2.5%；页岩气年产量为128.7×108 m3，占天然气总产量的9.3%[3]。页岩油气逐渐成为国内外常规油气重要的接替资源[4-5]。
本文通过对比中美在页岩油气储集层改造和采油采气两大领域6个方面的技术进展，系统总结了中国页岩油气资源开发在油气渗流规律认识和油气储量动用等7个方面存在的短板，最后从宏—细观角度提出了基础创新工程建设、开采技术工程建设等4项促进页岩油气大规模建产与高效益开发的发展建议。
1 中美页岩油气开采技术对比
通过对比中美在页岩油气开发理念、储集层改造对策、压裂施工参数、压裂装备工具与材料、采油采气技术、数据成果共享等方面的技术进展，梳理出以下6个方面的差距。
1.1 油气开发理念存在差距
中美页岩油气开发理念的差异性主要体现在以下4个方面：①地质评价认识，美国通过精细表征页岩微纳米孔隙、比表面、有机孔贡献率，将传统的单层单相吸附理论过渡到多层多相竞争吸附理论，使得资源量提高2~3倍[6-7]，而中国在微纳米孔喉的产能贡献方面还有待深入研究；②小层挖潜实践，美国已多次通过压裂隔层挖掘纵向小层储量贡献率，而中国的小层压裂试验有待加强；③工程技术，美国发展了立体开发多层动用模式以及超长水平井技术，而中国正发展小井距与密切割等高密度完井技术，二者的增产机理不尽相同；④开采理念，美国建立了全生命周期能量保持理念，将地层能量转化成油气流动的动力，从而提高油气采收率，而中国地层能量保持理念尚未系统建立，且精细控压生产技术尚未有效形成。中美页岩油气资源总量相差较大。据统计，中国页岩油气资源量分别为美国的52%和66%。此外，由于中美页岩油气开发理念的不同，使得中美在页岩油气资源的动用程度上存在显著差距[8-9]。近年来美国采用较成熟的开发理念，大幅提升了地质资源丰度（约为中国的17.4倍）、井控可采储量丰度（约为中国的6.25倍）和单井预测最终可采储量（约为中国的6.25倍）。
1.2 储集层改造对策存在差距
中美页岩油气储集层的地质特征相差较大（见表1 、表2 ），相应的增产改造对策也明显不同，主要体现在页岩油气改造水平井段长度、立体改造层数、改造方式等3个方面。
表1 中美页岩油典型区块地质参数对比 |
| 类型 | 区块/盆地 | 含油气层 | 地层时代 | 沉积环境 | 埋深/m | 单层厚度/m | 层数 | TOC/% | Ro/% | 孔隙度/% | 压力系数 | 原油黏度/(mPa·s) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 页 岩 油 | Williston | Bakken组 | 泥盆纪—石炭纪 | 海相 | 2 591~3 200 | 15~25 | 3 | 8~20 | 0.6~1.0 | 5~13 | 1.6~1.8 | 0.45 |
| Permian | Wolfcamp组 | 二叠纪 | 海相 | 1 200~3 000 | 300~600 | 8 | 2~9 | 0.7~1.0 | 4~12 | 1.0~1.2 | 0.50 | |
| 鄂尔多斯 | 延长组 | 三叠纪 | 湖相 | 1 600~2 200 | 2~26 | 5 | 2~20 | 0.6~1.2 | 4~12 | 0.7~0.8 | 3.00~8.00 | |
| 准噶尔 | 芦草沟组 | 二叠纪 | 湖相 | 2 340~4 500 | 0.5~5.0 | 6 | 1~20 | 0.6~1.3 | 4~12 | 1.0~1.1 | 50.30~123.20 |
表2 中美页岩气典型区块地质参数对比 |
| 类型 | 区块/盆地 | 含油气层 | 地层时代 | 沉积环境 | 埋深/m | 单层厚度/ m | 层数 | TOC/% | Ro/% | 孔隙度/ % | 压力系数 | 应力差/ MPa |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 页 岩 气 | Haynesvile | Haynesvile组 | 侏罗纪 | 深水陆棚 | 3 350~4 270 | 61~107 | 5 | 0.4~4.0 | 1.80~2.50 | 8.0~9.0 | 1.60~2.00 | 4 |
| Barnett | Barnett组 | 石炭纪 | 深水陆棚 | 1 980~2 591 | 30~180 | 4 | 4.0~5.0 | 0.80~1.40 | 4.0~5.0 | 0.90~1.20 | 10 | |
| 四川涪陵 | 五峰组—龙马溪组 | 奥陶纪—志留纪 | 深水陆棚 | 2 000~4 000 | 20~40 | 5 | 2.0~8.0 | 2.65 | 1.2~8.1 | 1.55 | 18 | |
| 四川蜀南 | 五峰组—龙马溪组 | 奥陶纪—志留纪 | 深水陆棚 | 3 000~4 500 | 50~83 | 8 | 2.5~8.5 | 2.50~3.80 | 2.0~12.0 | 1.20~2.10 | 15 |
在页岩油方面，美国页岩油储集层多为海相沉积，压力系数较高，多呈连续分布且范围较广，储集层单层厚度较大，因此多层立体式压裂则成为纵向储量“全波及”的高效改造技术。目前美国页岩油立体动用可达3~5层，水平段长度可达2 500~3 800 m。相对而言，中国页岩油储集层多为湖相沉积，压力系数较低，原油黏度较高且流动性较差，单层厚度较薄，因此中国页岩油的立体动用程度有差距。目前中国页岩油立体动用多为1~2层，最多动用3层31口井（华100平台）；改造水平井段长度多为1 500~2 500 m，储量控制有差距[10]。
在页岩气方面，美国砂体的平面展布较为稳定，水平应力差较小，在水力压裂后易形成缝网结构，有利于长水平井段增产改造技术的应用，目前美国页岩气水平井段长度可达2 300~4 300 m，最长达到6 339.8 m（Mercury B 5H井）。中国页岩气储集层埋藏较深、有机质热演化程度较高，砂体平面非均质性强且水平两向应力差较大，在实施水平井分段压裂改造后不易产生缝网结构且水平井段施工长度受限[11]，目前水平井段长度多为1 200~2 300 m，最长达到3 166 m（宁209H71-2井）。此外，美国页岩气储集层单层厚度较大，多采用立体式压裂技术以实现纵向上的多层动用，目前美国页岩气立体动用可达3~5层，最多达到8层51口井（CRU-CD2平台）。
1.3 压裂施工参数存在差距
近年来中美均形成了“水平井完井+多簇射孔+滑溜水携砂+石英砂支撑+多段压裂+裂缝监测”的主体改造技术[12]。对比中美页岩油气典型区块水平井施工参数可知（见表3 、表4 ），在工程效果方面，与中国相比，美国页岩油气水平井井段普遍较长，簇间距较小，且裂缝条数较多、密度较大；在作业用量方面，与美国相比，中国页岩油气水平井的单缝砂比和施工排量均明显偏高。此外，虽然中美页岩油和页岩气水平井的施工排量相差不大，但页岩油水平井的单缝砂比均明显高于页岩气水平井。
表3 中美页岩油典型区块水平井施工参数对比 |
| 区块 | 水平段长/ m | 压裂段长/ m | 簇间距/ m | 单段 簇数 | 裂缝数/ 条 | 裂缝密度/ （条•km−1） | 单缝砂比/ % | 单缝砂量/ t | 施工排量/ （m3•min−1） | 加砂强度/ （t•m−1） | 用液强度/ （m3•m−1） |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Permian Basin | 2 500~3 500 | 45~75 | 4~6 | 6~12 | 410~650 | 164~186 | 6.7 | 18.3~18.8 | 12~14 | 3.0~3.5 | 20~25 |
| 鄂尔多斯长7段 | 1 500~1 800 | 45~70 | 8~10 | 4~10 | 120~225 | 80~125 | 12.0~15.0 | 36.0~37.5 | 12~14 | 3.0~4.5 | 20~25 |
| 新疆吉木萨尔 | 1 500~2 000 | 45~60 | 6~8 | 6~8 | 204~320 | 136~160 | 8.6~11.5 | 22.0~37.5 | 14~16 | 3.0~6.0 | 25~30 |
| 大庆古龙 | 1 600~2 500 | 50~70 | 6~8 | 7~10 | 190~340 | 118~136 | 10.0~11.0 | 12~16 | 3.5~4.5 | 21~28 |
表4 中美页岩气典型区块水平井施工参数对比 |
| 区块 | 水平段长/ m | 压裂段长/ m | 簇间距/ m | 单段 簇数 | 裂缝数/ 条 | 裂缝密度/ （条•km−1） | 单缝砂比/ % | 单缝砂量/ t | 施工排量/ （m3•min−1） | 加砂强度/ （t•m−1） | 用液强度/ （m3•m−1） |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Haynesvile | 2 272~3 020 | 40~50 | 5.0~8.0 | 6~9 | 360~540 | 158~178 | 6.7 | 28.4~30.7 | 12.0~14.0 | 4.5~5.5 | 35~45 |
| Marcellus | 3 048~4 247 | 31~60 | 4.0~6.0 | 6~10 | 600~750 | 177~196 | 6.7 | 13.2~19.8 | 12.0~14.0 | 2.6~3.5 | 22~25 |
| 四川长宁 | 1 170~2 647 | 59~91 | 6.0~11.5 | 6~12 | 120~352 | 100~133 | 4.9~8.9 | 18.5~28.6 | 15.0~18.0 | 1.9~3.8 | 21~34 |
| 四川威远 | 1 400~2 253 | 60~130 | 5.7~16.4 | 3~17 | 73~282 | 52~125 | 5.5~8.0 | 23.1~40.2 | 12.0~15.3 | 2.1~2.9 | 20~31 |
1.4 压裂装备工具与材料存在差距
1.4.1 压裂车组运行和维护方面
中美在压裂车研发和应用方面基本达到同步。其中柴油压裂车逐渐被淘汰，电驱压裂车成为主流，而燃气压裂车则成为替补。美国柴油压裂车以2500型为主，电驱压裂车以7000型为主；中国柴油压裂车组核心部件如发动机、变速箱和底盘仍依赖进口，但7000型电驱压裂车国产化程度较高。
中美在混砂车计量、分流和设备控制等方面存在较大差距[13]。美国已实现精确计量和智能分流，可协同控制多种设备进行测试、混砂、混配等作业；中国已初步具备恒压、恒排量控制能力，但仍以人工控制为主，且各设备运行相对独立。
1.4.2 封隔工具应用和作业效率方面
除环境、供液、供砂以及套变、套损等原因外，封隔工具的选用对压裂效率也会产生较大影响[16]。美国分段压裂以速钻桥塞工具为主，页岩油气平台分段压裂可达6~8段/d；中国以可溶分段压裂工具为主，页岩油气平台分段压裂可达1~2段/d。中美封隔工具的异同点包括：①速钻桥塞的泵送与钻磨速度差距较大。美国桥塞泵送速度可达250 m/min，钻磨速度由2012年的30 min/只提升到2019年的4 min/只；中国桥塞泵送速度可达80 m/min，钻磨速度为15~30 min/只。②可溶桥塞/球座的承压能力和适用温度相差不大。美国Infinity可溶球座承压70 MPa，耐温24~177 ℃；中国的可溶型金属桥塞承压80 MPa，耐温20~180 ℃，胶筒式桥塞承压70 MPa，耐温40~150 ℃。③趾端滑套的延时机理不同。美国采用液体节流机理，套管承压140 MPa，耐温180 ℃，破裂盘破裂压力为85~105 MPa，滑套延时开启时间为35~60 min；中国采用可溶延时机理，套管承压140 MPa，耐温150 ℃，破裂盘破裂压力为85~105 MPa，滑套延时开启时间为15~60 min。
1.4.3 压裂液个性化设计及过程控制方面
低黏滑溜水在国内外均已实现大量应用，其主要功效是减阻与产生缝网。中美滑溜水的减阻性能相差不大，降阻率均达到70%，但在应用程度、个性化设计与过程质量控制等方面差距显著[17-18]。①应用程度方面：美国页岩油气滑溜水应用占比超过90%，而中国川南页岩气应用占比在95%以上，长庆页岩油应用占比近100%，新疆吉木萨尔页岩油占比仅为52%；②个性化设计方面：美国采用清水配制且滑溜水黏度小于9 mPa·s，已形成适合不同区块、不同矿化度的配方体系；而中国高黏滑溜水（30~50 mPa·s）主要成分为降阻剂，功能化和个性化配方应用较少；③过程控制方面：美国液体添加剂施工采用遥测系统，通过卫星连接提供施工位置，可在任何时间和地点监控添加速度与浓度，实时自动化跟踪、调整与预警，而中国仍采用传统的计量泵等机械化方式进行计量。
1.4.4 石英砂支撑剂应用程度方面
美国坚持“砂源本地化”理念，2011年至2021年美国支撑剂用量由1 820×104 t增长至8 600×104 t，且石英砂占比超过98%。Haynesville深层页岩气支撑剂中石英砂占比在95%以上，且以0.380/0.212 mm（40/70目）和0.212/0.109 mm（70/140目）小粒径为主。此外，0.074 mm（200目）石英砂应用规模逐渐增大，0.048 mm（300目）石英砂也已开展相关试验。与美国相比，中国石英砂在应用规模和小粒径石英砂应用方面存在差距[19]。以中国石油为例，2014年至2021年支撑剂用量由130×104 t增至440×104 t，且石英砂占比由45%增加到87%。3 500 m以浅页岩气石英砂应用比例由34%提高到72%，3 500 m以深页岩气石英砂应用比例达到47%，而页岩油石英砂应用比例几乎达到100%。四川盆地页岩气支撑剂以0.212/0.109 mm（70/140目）石英砂为主，占比达到70%，而长庆页岩油则将0.212/0.109 mm（70/140目）和0.212/0.109 mm（70/140目）石英砂按特定比例混合使用。
1.5 采油采气工艺技术存在差距
在采油技术方面，美国页岩油水平井以宽幅电泵举升和气举为主，最大泵深可达3 700 m，泵挂至水平段距离（也叫泵孔距）为100~300 m，平均检泵周期约600 d；中国页岩油水平井以有杆泵和电潜螺杆泵举升为主，最大泵深仅为2 500 m，泵挂至水平段距离为600~1 000 m，下深与提产潜力仍较大，油井平均检泵周期仅为美国的65%，但作业频次比北美高约54%[9]。
在采气技术方面，美国建立了全生命周期地层能量保持理念及对应的采气工艺技术体系，控压生产可精细到0.01 MPa/d、带压作业能力可达105 MPa、不同生产阶段排水采气技术已形成系列化，单井预测最终可采储量提高幅度可达30%~40%；中国地层能量保持理念尚未系统建立，精细控压生产技术尚未有效形成[20]，最高带压下油管作业压力仅为35 MPa，无法支撑压裂后直接下油管生产，且生产早期排水采气技术与美国相差较大。
1.6 数据成果共享方面存在差距
在历史数据方面，美国建成FracFocus和Drillinginfo等数据库，已公开27个州超过10万井次的水力压裂作业报告，涵盖10大类300多种液体、支撑剂等入井材料化学成分、含量、浓度、有毒有害评价等信息，可实现压裂井基础数据、设计方案、材料信息、施工参数、应用技术共享。中国油公司正在建设梦想云、数据湖系统，各油田以统计方式上报施工基本信息，但内容较简单、格式不统一，入井材料信息系统仍待规划[21]。
在实时数据方面，沙特阿美、壳牌、贝克休斯、哈里伯顿等公司建成了集实时监控、优化、决策、指挥为一体的综合钻完井中心，关注从方案设计、跟踪监控、实时优化，到勘探开发的全过程，致力于区块全生命周期优化。中国油公司正在筹建工程作业智能支持中心，西南、新疆、长庆等油田也建有远程决策和指挥系统，基本具备了远程监控、决策和指挥能力，成为各大油田数字化转型的关键[22]。
2 中国页岩油气开采技术的短板
通过中美页岩油气开采技术的对比分析，明确了中美之间的差距，提炼出中国在页岩油气开发方面存在7个方面的短板。
2.1 渗流规律认识方面的短板
油气藏开发的主要任务是布井，储集层改造的主要任务是布缝，而二者的核心要素则是明确储集层流体的渗流规律[23]。因此，明确页岩储集层的流体渗流规律，可为页岩油气开发方案的优化提供理论指导。
2.2 油气储量动用方面的短板
提高页岩油气储量的动用程度是提高单井产能的前提[27]，因此深化和发展提高页岩油气储量动用程度的基础认识和开发技术很有必要。
目前关于页岩油气储量动用方面的研究存在以下短板：①对微纳米孔喉产能贡献的认识不足，页岩微纳米孔喉占比超过70%，动用高比表面积的微纳米孔喉、提高油气采出程度的关键技术需要深入研究；②单井采收率偏低、递减幅度偏大，最大限度地提高页岩油气动用程度、延缓产量递减的配套技术仍在探索中；③裂缝控藏作用未充分发挥，井距、缝间距、缝长等与储集层规模不匹配；④立体开发技术未全面展开，页岩油纵向动用层数和平台井数不足，立体开发的井型与井距设计亟需优化，页岩气则有待开展立体开发提高动用率试验。
2.3 复杂裂缝监测方面的短板
页岩储集层非均质性强、应力特征复杂、层理和天然裂缝发育，在压裂改造后通常形成人工裂缝与天然裂缝交错的复杂缝网，使得裂缝尺寸量化表征难度增大[28]。缝网结构的三维刻画是压后效果精准评估的前提，因此发展高精度的裂缝监测技术很有必要。
目前裂缝监测技术尚存在以下短板：①微地震无法定量识别裂缝，表现为无法区分应力扰动和裂缝产生的地震事件，难以确定微地震事件点是否为裂缝到达的位置；②测斜仪无法精准表征缝高，目前仅能表征裂缝长度和复杂程度，但无法对裂缝高度进行精准表征；③分布式光纤DTS/DAS（分布式光纤测温系统/分布式光纤振动系统）无法评估远场裂缝，仅能反映射孔孔眼进液情况，难以反映裂缝形态；④可控源电磁和邻井光纤监测成熟度不够，虽可表征多簇裂缝开启情况、追踪压裂液在地层中的分布，但采集精度、稳定性有待提升，且无法精准表征裂缝高度。
2.4 重复改造技术方面的短板
目前页岩油气水平井重复改造技术尚存在以下短板：①开发过程生产动态特征复杂，低产原因精准诊断难度大；②油气水三相渗流规律复杂，剩余油分布精准刻画难度大；③应力场时空演化规律复杂，复压井段和时机优选难度大；④已压裂井筒有效封隔工具缺乏，水平井井筒重构难度大；⑤再压裂储集层地质复杂度高，复压效果精准评估难度大。
2.5 采油采气技术方面的短板
为实现页岩油气资源的大规模和高效益开采，须开展相关采油采气技术的研发与应用[31]。目前在2 500 m以深页岩油井举升、页岩气井精细控压生产、水平井排水采气等方面尚存在以下短板：①页岩油井举升能力不足，表现为采出液高含蜡、高气液比，采油泵偏磨严重，导致检泵周期偏短，仅为常规井的42%，且抽油机和电动潜油螺杆泵下深不足2 500 m；②页岩气能量保持仍有潜力，目前人工更换油嘴控压精度仅为电控油嘴控压的1/10，且带压下油管作业能力低，无法支撑压裂完直接下油管，大量地层能量消耗于井筒排液，抑制了单井预测最终可采储量的提升；③水平井排水采气难度大，表现为开发中后期90%的页岩气井井筒液面在油管鞋附近，当前的排采技术无法清除水平段积液，使得超过40%的剩余油难以被采出。
2.6 套变防治技术方面的短板
随着页岩油气的勘探开发不断向中、深层发展，套管变形问题日趋严峻[32]，使得套管防治技术成为国内油公司为降低经济损失、保障油气安全生产而采取的有效手段。
目前套变防治技术尚存在以下短板：①深层页岩气井套变形势严峻，如川渝深层页岩气水平井套损严重，套损率达47.3%，套损机理有待深入研究；②套变预防措施仍在探索阶段，针对复杂地质条件和高强度改造环境，完井技术适应性和材料选择等防治措施仍在探索中；③水平井套变治理技术尚未突破，常规直井套管缩径燃爆、挤胀、磨铣等整形技术以及套管错断井取换套、膨胀管补贴等手段在水平井中不适用，水平井套变尚缺乏有效的井筒修复手段，亟需加强套变治理技术攻关[33]。
2.7 井筒维修技术方面的短板
2021年中国石油投产水平井达18 480口，由于井筒故障关停超180 d的共计1 527口（油井1 258口，气井269口），因此井筒维修作业对于保障页岩油气生产具有十分重要的作用[34]。
目前井筒维修作业尚存在以下短板：①作业对象精准描述难度大，表现为水平段打铅印信息获取不充分，多臂井径、电磁探伤等感知不直观，可视化图像定量分析尚未突破；②找水、堵水、控水技术不完善，高含水是造成水平井产量锐减甚至关停的主要因素，目前长庆油田水平井因高含水日损失产能1 678 t，损失控制储量3 816×104 t；③水平井出砂结垢严重，冲砂、除垢难度大、效率低，且低压水平井洗井液漏失严重，水平段超过2 000 m的井常规管柱冲砂作业受限。2021年长庆油田单井冲砂平均耗时17.5 d，最长可达28 d，井均用水量为1 271 m³，漏失率为57.1%；④复杂故障维护技术有待突破，具体表现为解卡、打捞、井筒重构等复杂故障维修技术不配套，作业难度大。
3 发展方向与建议
针对中国页岩油气开采技术存在的短板，从宏—细观角度提出了“四大工程”建设，旨在推动中国页岩油气资源的大规模建产和高效益开发。
3.1 夯实基础创新工程建设
针对页岩油气的特殊性，加强“有机质生烃机理、地应力场演化规律、流体渗流规律、支撑剂输运机理”等细观层面的研究，优化布井布缝设计，对扩大页岩油气规模与推动技术进步极为重要。具体包括：①甜点段优选，即基于有机质成熟度、层系埋深、储集层厚度、孔渗条件等因素，结合生烃品质、储集层品质、工程品质和原油品质，综合优选甜点段；②孔喉-裂缝系统渗流规律研究，即基于页岩油（气）“生油（气）、储油（气）、富油（气）”3大问题，结合理论分析、室内实验和数值模拟手段揭示页岩储集层压裂改造后流体从微纳米孔喉到水力裂缝再到井筒的多尺度渗流规律，明确有效渗流体积与产量递减的关系，为井网井距-段簇间距-改造规模协同优化提供理论指导[35]；③储集层改造基础研究，即在精细刻画薄互层力学性质的基础上分析裂缝的形态，明确全生命周期内储集层四维地应力场演化规律，认识立体井网改造模式下井间多裂缝的延伸规律和厘米级多层理交互条件下三维裂缝的延伸规律，为页岩油气靶体优化和工艺优化提供理论指导；④采油采气基础研究，基于地层流体流动机理和井筒举升关系，形成复杂井况下油气井举升与排采优化、流动保障和井筒完整性控制技术。
3.2 加强开采技术工程建设
加强页岩油气开采技术工程建设需要兼顾增产改造工程建设和采油采气工程建设2个方面。
在增产改造工程方面，加大“缝控压裂优化设计、压裂软件升级、压裂装备智能化发展、封隔工具改进、液体性能提升、石英砂应用规模扩大”等细观层面的攻关力度，可为页岩储集层的增产改造提供技术支撑。具体需要做到：①完善缝控改造技术，形成水平井最优井间距、最优缝间距图版，实现储量的最大化动用；②提升FrSmart压裂软件性能，强化一体化平台，提高压裂设计的科学性；③推动压裂装备智能化，发展混砂车计量和装备自动化控制、提升双井同步压裂协同水平；④提高封隔工具性能，加大可钻桥塞及螺杆钻等工具研发力度，完善配套工艺及技术；⑤改善压裂液性能，提升滑溜水适应性，提高应用占比；⑥优选支撑剂材料，开展0.074 mm（200目）石英砂应用试验，扩大3 500 m以深储集层石英砂应用规模。
在采油采气工程方面，需要加强采油技术与采气技术的共同发展。发展采油技术需要做到：①攻克2 500 m以深举升技术，完善井筒综合治理工艺，加快数字化采油智能化发展速度；②研发2 500 m以深井配套举升装备，形成多层平台开采技术；③完善深斜井/高气液比/高含蜡/偏磨井筒治理工艺，发展页岩油井筒治理技术；④推进页岩油平台井数字计量与智能管控技术，实现自动计量与控制。发展采气技术需要做到：①加强页岩气下油管时机、水平段排水采气等技术攻关，保障气井具有持续稳产能力；②加快电控油嘴国产化速度，攻关精细控压方法，编制精细控压技术规范；③完善全生命周期能量保持技术，提升带压作业能力，利用射流泵、气举等外力进行高效排液，提高油气采收率；④攻关水平段油管鞋防堵、积液清除等技术，保障页岩气中后期持续稳定生产。
3.3 完善油气稳产工程建设
开展老区“剩余油气刻画、地应力场分析、前次压裂评估、复压井层优选、复压时机确定”等压前诊断技术攻关，为页岩油气水平井重复挖潜提供理论与技术基础。此外，以井筒重构为重点，攻关水平井膨胀管补贴和小套管固井等井筒再造技术，可为重复压裂的精准实施提供支撑[36]。页岩油气稳产工程具体包括：①剩余油分布刻画，重新精细刻画单砂体剩余资源分布，优选潜力井层；②应力场模拟分析，结合岩石力学物模实验和数值模拟手段分析地应力场演化规律，优化重复压裂方案；③复压选井与时机，分析压力场与渗流场的变化规律，确定复压井的选井条件与时机；④膨胀管技术，开展高强度膨胀管材和水平段膨胀工具攻关，增加连续补贴长度；⑤小套管二次固井：加强大尺度裂缝复合凝胶降漏、窄间隙环空封固攻关和现场试验，增强提产效果。
为获得较长的水平段长度，长井段水平井（1 500 m以上）修井及配套作业技术亟待攻关[37]。具体包括：①水平井可视化综合检测技术，攻关可视化综合检测工具与配套作业工艺，解决修井对象精准描述难题；②低压、长水平井井筒清洁技术，攻关长水平段和低压漏失水平井冲砂作业技术，提升井筒高效清洁处理能力；③电动切割解卡打捞技术，攻关高效电动切割工具，助力水平井解卡打捞工具电动升级。
3.4 推动配套提效工程建设
建设中国特色“FracFocus”平台，将油藏信息与流出状态、射孔信息与井下工具状态、油套管信息与井筒举升状态、入井材料信息与措施施工状态等多个环节，通过物联网赋予其人工智能，从而构建智能化开采技术体系新格局。通过储集层-井筒-地面数字化、信息化建设，助力页岩油气开发提质增效[38]。为促进开采技术数字化转型，需要做到：①储集层改造数字化转型和智能化发展，加速中国远程决策中心建设，促进资源共享，逐步将压裂各个环节实现物联网控制，构建智能化储集层改造设计和实施决策系统；②采油技术智能化发展，将油层流出、井筒举升、地面产出、数字计量等实现物联网控制，形成智能化采油技术；③采气技术方面发展智能化气井诊断技术，用于评估气藏井筒流动、积液状况和地面集气等工况。
4 结语
由于页岩储集层地质因素和工程因素相对于常规储集层来说更加恶劣，因此开发难度更大。中国在美国页岩油气革命的启发下，经过多年的发展，已经建成了能够基本满足页岩储集层“缝控动用”需求的水平井“密切割”压裂技术体系，为川渝、鄂尔多斯、松辽盆地等页岩油气田的效益开发提供了技术支撑。但通过中美页岩油气在储集层改造和采油采气两大领域的技术对比，两者仍存在较大差距，因此需要不断深化基础规律认识，攻关油气增产“卡脖子”技术，开展现场压裂和生产试验，形成油气开发主体配套技术，同时加强创新工程建设，推进开采技术数字化转型，构建智能化发展新格局。这对于促进页岩油气产业链与创新链快速、高效、稳定、绿色和规模化发展，从而实现“稳油增气”目标具有非常重要的意义。