0 引言
鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称长7）页岩油目前勘探开发的主要对象是夹层型页岩油，受陆相湖盆气候条件、构造条件复杂等因素影响，整体呈现储集层分布非均质性强、原油性质变化大等特征，规模效益开发面临极大挑战。2018年至今，通过持续深化陆相湖盆页岩油基础地质研究、加强技术攻关，在页岩油“甜点”优选及改造工艺等方面取得了一系列突破，形成了长7页岩油地质工程一体化的主体开发技术体系，发现庆城油田。2019—2022年庆城油田累计提交探明储量11.54×108 t，实现了长7页岩油规模效益开发，2022年庆城油田年产量达到164×104 t。本文从页岩油“甜点”综合优选、大井丛布井模式、优快钻完井、细分切割体积压裂、合理生产制度等方面系统总结庆城油田页岩油开发技术体系与实践应用成果，以期为国内外陆相页岩油规模效益开发提供借鉴与参考。
1 地质特征
长71、长72亚段储集层非均质性强、岩性致密、压力系数低，但具有脆性指数高、含油饱和度高、原油物性好等优势[13]。气测孔隙度平均为8.8%，空气渗透率平均为0.10×10-3 μm2。孔喉半径小，孔隙半径主要集中在2~8 μm，喉道半径为20~100 nm，属微纳米级孔喉系统，但小尺度孔隙数量众多，提高了储集能力。油藏埋深1 750~2 030 m，地层压力14.7~15.8 MPa，压力系数低（0.77~0.82），属低压油藏。脆性指数与低渗—超低渗储集层相比较高，平均为46.7%，有利于水平井体积压裂形成复杂缝网。长7段油气近源充注，原始含油饱和度较高，平均为70%左右，含油性好。原始溶解气油比高，平均为101 m3/t，地层原油黏度低，平均为1.35 mPa·s，易于流动。
2 开发历程
鄂尔多斯盆地长7页岩油开发经历了勘探发现、评价探索、开发试验、规模开发4个阶段，主体技术和管理模式逐步成熟。
①2011年之前，勘探发现阶段。2004年以前鄂尔多斯盆地长7段主要作为烃源岩进行研究，庄9、固3等井钻遇含油显示，在湖盆中心发现局部发育砂体。2004—2010年，强化深水重力流富砂理论研究，稀井广探，认识到湖盆中部发育规模储集体，但受技术条件限制，无法有效动用该类储集体。
②2011—2013年，评价探索阶段。在X233区、Z183区、N89区开展水平井体积压裂攻关试验，实施水平井25口，平均水平段长度1 560 m，井距600~1 000 m。平均首年累计产油量3 970 t，单井产量获得突破，明确了水平井分段多簇体积压裂是开发页岩油的主要手段。
③2014—2017年，开发试验阶段。在X233区、Z183区先后开展了短水平井五点井网/七点井网注水开发（水平段长度600~1 000 m、井距500~600 m）、长水平井大井距自然能量开发（水平段长度1 500~2 700 m、井距600~1 000 m）试验。但水平井注水开发因储集层致密难以建立有效压力驱替系统导致见效难，且裂缝沟通见水风险大，见水比例大于45%。长水平井大井距自然能量开发由于井间距大，导致采油速度低、储量动用程度低，均无法规模效益开发。
④2018年至今，规模开发阶段。采用长水平井、小井距、大井丛立体式布井和水平井细分切割体积压裂等关键技术，以及与之相适应的生产组织管理模式，实现了长庆油田长7页岩油规模效益开发。
3 主体开发技术
3.1 “甜点”优选技术
页岩油“甜点”是指在整体含油背景下，相对更富含油、物性更好、更易改造、在现有经济技术条件下具商业开发价值的有利储集层[11]。考虑到页岩油储集层异常致密的特征，储集层中地层能量及流体的可动性也是优选页岩油“甜点”需要考虑的重要因素。需将地质特征（砂体结构、储集层性质、流体性质）和工程特征（可压性）统筹考虑。
鄂尔多斯盆地长7页岩油砂泥互层，垂向发育多段含油砂体，砂体纵横向变化快。流体性质在平面上也有一定的差别，溶解气油比60~120 m3/t，地层原油黏度1~3 mPa·s。需综合地质、地震及测井资料，对平面、纵向和水平段进行多维立体优选，以优化平面井位部署、纵向水平井轨迹设计、水平段射孔段选择，为盆地页岩油规模效益开发奠定地质基础。在不同维度侧重点略有不同，平面优选侧重于区块的平均品质，如流体性质、砂体分布规模、储集层性质和可压性，纵向优选侧重于目标储集层本身的物性及含油性等，水平段优选侧重于轨迹在地质体中的空间位置，在三维空间对优质储集层进行优选。
3.1.1 平面“甜点”优选
平面“甜点”的优选采用在区域上定性筛选与目标区定量评价相结合的方法。
首先，通过井震结合，确定鄂尔多斯盆地陇东地区地层结构样式为“进积-不等厚”式。同时，结合三维地震对长7段底部古构造进行恢复，发现陇东地区湖盆底形呈现出“3级陡坡带+3级坡脚带”的分布规律。陡坡区砂体厚度平均为4.6 m，砂体结构为薄砂-泥互层型，主力油层之间的隔层厚度多大于20.0 m。坡脚带砂体厚度平均为18.3 m，砂体结构为多期砂叠置厚层型，为“甜点”有利区，多期砂体纵向频繁叠置，主要油层段间稳定泥质隔层厚度为6~15 m。
然后，综合考虑生烃特征、砂体结构、储集层性质和流体性质参数定量评价“甜点”目标区。通过皮尔逊相关系数法、灰色关联法等大数据分析法，明确了储油能力和流体性质共同决定页岩油“甜点”品质，产量主控因素量化排序为孔隙度、含油饱和度、原油黏度（气油比）、油层厚度。结合不同含油性岩样频率分布、流体性质与产量的关系，进一步划分了孔隙度、含油饱和度以及流体性质等参数的分类界限。在常规砂体结构、含油性、厚度等因素基础上，增加黏度、气油比、脆性指数等关键参数，发展完善页岩油储集层分类评价标准（见表1 ）。根据该标准对庆城油田已提交的三级储量进行井位部署分类优化（见图1 ）。
表1 庆城油田长7页岩油储集层综合评价标准 |
| 分 类 | 生烃强度 | 沉积特征 | 储油能力 | 流体性质 | 可压性 | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 页岩厚度/ m | 湖盆底形 | 沉积机制 | 砂体结构 | 目标层 厚度/m | 孔隙 度/% | 含油饱 和度/% | 气油比/ (m3·t-1) | 地层原油 黏度/(mPa·s) | 岩石脆性 指数/% | |
| Ⅰ | ≥15 | 坡脚带 | 砂质碎屑流 | 多期砂叠置厚层型 | ≥10 | ≥10 | ≥55 | ≥100 | ≤1.5 | ≥45 |
| Ⅱ1 | 10~15 | 坡脚带+ 陡坡带 | 砂质碎屑流 或浊流 | 厚砂与薄砂-泥互层型 | 6~10 | 7~10 | 45~55 | 70~100 | 1.5~2.5 | 40~45 |
| Ⅱ2 | 10~15 | 坡脚带+ 陡坡带 | 砂质碎屑流 或浊流 | 薄砂-泥互层型 | 4~6 | <7 | 40~50 | 60~80 | 1.5~2.5 | <40 |
3.1.2 纵向“甜点”优选
在平面“甜点”优选的基础上，纵向“甜点”优选主要是通过精细地层对比和纵向主力贡献层优选来优化水平井轨迹设计。
首先进行精细地层对比，在庆城油田长7“进积-不等厚”式沉积模式认识基础上，利用地震横向识别构造优势与测井曲线纵向高精度优势，根据长7段顶、底三维地震同向轴趋势，卡顶、底界线，依据测井曲线反映的沉积旋回细分小层，即利用三维地震卡大层、测井沉积旋回卡小层，建立精细沉积地层格架。
然后开展纵向主力贡献层优选，基于产量主控因素认识及骨架井岩心观察和测试分析，利用孔隙度、含油饱和度、泥质含量等参数建立“甜点”分级指数量化评价公式（见（1）式），并通过核磁测井、成像测井结果验证、校正公式准确性。以H6-1井为例，其纵向解释评价成果如图2 所示，优选分级指数较高的长712-2单砂层的下部“甜点”作为纵向主力贡献层。
在纵向“甜点”优选基础上，针对页岩油储集层纵横向变化快且纵向隔夹层多的特点，采用三维地震分频相移技术和高精度三维地质建模技术，通过精细刻画井间微构造及薄储集层三维空间展布来优化水平井轨迹设计。在实钻过程中，根据实时数据更新三维地震、三维地质模型，优化水平井轨迹，针对井控程度低、储集层/构造变化更快的平台，选择旋转导向、方位伽马等不同类型导向工具辅助调整，使油层钻遇率达到80%以上，优质油层钻遇率达到60%。
3.1.3 水平段“甜点”优选
水平井产液测试结果表明，优质油层（A类油层）对单井产能起主要贡献作用（见图3 ），产出贡献占比达77%以上。基于该认识，考虑钻遇水平段油层横向非均质性强的特征，通过产量主控因素分析，结合高产、中产、低产井参数分布特征，建立“七参数”水平段油层分区分类解释评价标准（见表2 ）。
表2 水平段油层分区分类评价标准 |
| 地区 | 分类 | 自然伽马/API | 声波时差/(μs·m-1) | 密度/(g·m-3) | 地层真电阻率/(Ω·m) | 气测全烃/% | 最小水平主应力/MPa | 脆性指数/% |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| X233 | A1 | <90 | >215 | <2.51 | >50 | >10 | <30 | >50 |
| A2 | <95 | 210~220 | 2.51~2.56 | 40~90 | 6~10 | 30~34 | 40~50 | |
| B | <105 | 200~210 | 2.56~2.60 | 40~90 | 2~6 | >34 | <40 | |
| Z183 | A1 | <95 | >215 | <2.51 | >90 | >10 | <30 | >50 |
| A2 | <100 | 205~215 | 2.51~2.55 | 50~200 | 6~10 | 30~34 | 40~50 | |
| B | <105 | 200~205 | 2.55~2.60 | 50~200 | 2~6 | >34 | <40 |
在水平段油层评价基础上，利用三维地震、三维地质建模精准识别水平段“甜点”，指导射孔段优选及压裂改造方案的差异化设计。①识别断层和裂缝分布，在断层或裂缝带附近进行避让，降低纵向缝高失控或平面井间压窜风险。②优选水平段钻遇优质“甜点”段及空间上相邻好储集层的隐蔽性“甜点”作为压裂射孔段，其中A1、A2类油层充分改造，均匀密集布缝，B类油层适度改造，精准布缝，控制压裂成本。③根据水平井井眼在目标箱体的空间位置精准指导定向射孔，将水平段“甜点”整体空间分布作为压裂改造方案设计时差异化优化入地液量、加砂量等改造参数的依据。
3.2 差异化立体布井技术
针对庆城油田长7页岩油平面规模小且变化快、垂向多套油层发育的地质特征，结合鄂尔多斯盆地黄土塬地貌沟壑纵横使井场面积受限的现状，按照当前工艺技术完全适应、长期开发效益好、多油层一次井网充分动用、单井控制储量合理、差异化改造的原则，通过技术经济一体化优化水平段方位、水平段长度、井距及平台组合井数等井网参数，并针对不同地质、地面条件，形成4种布井模式。
3.2.1 井网参数优化
3.2.1.1 水平段方位
数值模拟及矿场实践表明，水平段方位与最大主应力方向垂直时，压裂缝网体积最大，单井产能最高。通过井下微地震监测数据对比分析发现，小夹角井（水平段方位与最大主应力方向之间夹角小于90°）储集层改造体积小于常规井（水平段方位与最大主应力方向垂直），但井筒附近微地震信号密度较大，裂缝复杂程度较高。因此，一般情况下水平段方位应与最大主应力方向垂直，而在砂体边部或因地形地貌储量受限区应优先顺砂体展布方向部署水平段以提高油层钻遇率，然后再考虑与最大主应力方向夹角。
3.2.1.2 水平段长度
水平段长度需综合考虑水平井油层钻遇率、单井产量、单井控制储量、工艺技术适应性、经济性等因素进行优化。庆城油田长7页岩油平面规模小且变化快，为提高油层尤其是优质油层钻遇率，水平段长度的设计应以穿单砂体为主。基于砂体垂向发育期次、沉积微相研究，结合水平井实钻特征，分析单砂体形态、统计单砂体定量特征，发现单砂体展布范围相差较大，单砂体厚度为2~10 m、宽度为500~3 380 m。数值模拟及矿场统计表明，水平段越长，单井产量越高，但当水平段长度大于1 500 m后，水平井平均钻井周期、平均钻井趟数和钻遇无效进尺明显增加，同时单井产量增幅不及井筒投资增幅（见图4 ），后期井筒清理等维护频率也大幅上升。因此，依据单套砂体延伸长度、投资与产量增幅关系、后期维护治理措施难度，采用差异化水平段长度设计。对于油层分布稳定区域，优化水平段长度主体为1 500 m。受砂体延伸长度短（小于800 m）影响的区域水平段长度为600~800 m。对于油层分布稳定但受地形、地貌限制等难动用区域，水平段长度为2 000 m以上，提高储量动用程度。
3.2.1.3 井距
井距是页岩油体积压裂自然能量开发方式下井网参数的重点优化对象，其核心是与压裂缝长的匹配。井距偏小，有利于提高采油速度，但单井控制储量小，压窜井段较多，不利于发挥体积压裂改造能力，导致后期产量递减大。井距偏大，单井设计控制储量较大，但是采油速度低、井间基质储量未有效动用、采收率低，且平台组合井数受限、开发成本高。因此井距优化需以动用储量最大、采收率最高、经济效益最优为目标，以压裂缝长与可动基质范围为依据，实现地质工程一体化技术与经济的平衡。
首先，根据经济极限法确定最小井距。通过计算不同投资、不同油价下的单井经济极限累产油，并基于已开发区块的产量及投资情况，依据容积法石油地质储量计算公式，单井累产油、采收率和单井控制储量的关系，单井控制储量与井距、水平段长度的关系，得到单井经济极限累产油下的单井经济极限井距。依据该方法，计算得到不同油层厚度下采收率与单井经济极限井距关系图版（见图5 ）。从庆城油田页岩油开发实践来看，预测采收率10%，目前动用油层厚度8~10 m，阶梯油价下，依据图5 确定单井经济极限井距在280~350 m。
其次，根据油藏工程法确定最大井距。要确定水平井最大井距，需要确定人工裂缝有效半长和基质最大渗流距离。在井下微地震监测基础上，通过应用水平井分区渗流模型及拟合水平井生产数据进行校正[14]，并建立入地液量与水平井人工裂缝有效半长关系图版（见图6 ）。目前长7页岩油主体单段入地液量在1 200~1 400 m3，根据图6 得到人工裂缝有效半长为220~230 m。依据鄂尔多斯盆地启动压力梯度室内实验测试分析结果，得到启动压力梯度与岩心渗透率之间的关系式，根据目前动用的储集层渗透率（0.1×10-3 μm2）与地层压差得到基质最大渗流距离在75 m左右。因此，根据油藏工程方法确定最大井距为600 m左右。
最后，根据矿场实践及经济效益确定合理井距。通过矿场统计分析不同井距下水平井单井控制储量、单井产量及其递减规律，并依据实际投资进行经济效益评价，结果表明，井距在500 m左右时单井日产油量较高且递减慢，内部收益率较高。
综合多种方法确定合理井距在500 m左右，不同油层厚度下可以有差异，单井控制储量为（25~30）× 104 t。
3.2.1.4 立体开发井网隔层厚度
采用物理模拟实验及Kinetix软件模拟人工裂缝扩展情况，结果表明，水力裂缝从砂岩穿层扩展至泥岩和页岩难度大，隔层厚度越大，人工裂缝纵向穿过储集层-隔层界面的高度越小，当隔层厚度大于10 m时，纵向层间人工裂缝不易发生窜通。矿场压裂过程中相邻定向井压力监测及压裂后阵列声波测井表明，泥岩隔夹层厚度大于10 m的层段压力响应弱，压裂缝的垂向延伸结束在距离目标层顶底0.5~5.0 m的泥岩中。矿场统计立体开发平台水平井隔层厚度与平均100 m油层初期日产油量的关系表明，当隔层厚度大于10 m时，水平井受纵向缝高沟通干扰较小，100 m油层初期日产油量较高。因此，考虑人工裂缝纵向延伸距离，立体开发井网合理隔层厚度需大于10 m。
3.2.1.5 平台部署井数
理论上平台部署井数越多，越有利于减少整体征地面积、水电路讯统一规划、钻井压裂投产工厂化作业、设备物料共享及后期生产管理，促进降本增效。2018年规模开发以来，平均平台组合井数为4~6口，最大31口。生产实践表明，平台井数越多，平台建设周期越长、被动焖井时间越长、当年新井贡献率越低，同时存在钻井造斜扭方位早、偏移距大、井眼轨迹复杂，后端采油及井下作业配套难度大等问题。综合考虑经济及工艺技术适应性、生产组织等优化合理平台井数，针对单油层发育或多油层叠置发育但泥岩隔夹层厚度小于10 m的储集层，平台井数4~6口。若多油层叠置发育且泥岩隔夹层厚度大于10 m，采用立体部署方式，平台井数8~10口。
3.2.2 布井模式
针对单套油层发育、多套油层叠置发育、长6段长8段注水叠合区、储量动用受限区等不同地质、地面条件，形成4种布井模式（见图7 ）。
对于单套油层发育或多套油层叠置发育但泥岩隔夹层厚度小于10 m的储集层，采用单套层系单层布井。水平段长度1 500 m为主，井距500 m为主，平台组合井数4~6口。
对于多套油层叠置发育且泥岩隔夹层厚度大于10 m的储集层，采用多套层系立体布井。水平段长度1 500 m为主，井距500 m为主，平台组合井数8~10口。
对于因地形、地貌影响导致的储量动用受限区，采用扇形布井最大限度动用储量。水平段长度2 000~4 000 m，水平段方位不严格垂直于最大水平主应力方向，顺砂体展布方向或多方位角度扇形布井，顺砂体展布方向井距500 m为主，扇形布井水平段跟部井距为150~200 m、中部井距大于300 m，平台组合井数6~20口。
长6段长8段注水开发叠合区采用差异化布井，为避免纵向压窜上下层影响单井产量，在单层井网参数优化基础上，结合叠合区注采井网调整长7页岩油布井井位，井位部署及布缝避开上下层油水井，水平井段避开叠合区开发井100 m以上，水平井压裂缝与注水井距离50 m以上，并缩小压裂规模精准压裂。
通过优化井网参数及布井模式，实现了多油层一次井网充分动用，储量动用程度由60%提高至85%。
3.3 大井丛水平井优快钻完井技术
黄土塬地貌梁峁交错、沟壑纵横，同时具有众多水资源、农田和森林保护区，对常规水平井开发方式造成了较大限制。为有效解决地面布井难度大的难题，实现最大程度动用储量的目标，基于钻具力学分析，开展了大偏移距三维水平井轨迹优化研究和长水平井优快钻井研究，同时研发了高强韧性水泥浆体系，形成大井丛水平井快速钻完井关键技术。应用该技术后，平台井数、钻井速度、施工的偏移距不断增加，效果显著。
3.3.1 大平台丛式井设计
针对陇东特殊地貌，基于摩阻扭矩最小化思路，提出了“空间圆弧+分段设计”的轨迹设计方法，形成了大偏移距三维水平井井身剖面优化技术，建立井场走向、井口位置、靶前距和偏移距与靶点之间的关系模板，实时分析动态轨迹数据，建立预分防碰绕障技术[15]。应用上述技术极大地提升了丛式水平井的设计能力和相关技术指标，其中平台井数最多达到31口（见图8 ），偏移距由设计最初的302 m提高到1 266 m，平台控制储量由180×104 t提高到1 000×104 t，实现了水平井对地质储量的最大化控制。
3.3.2 长水平井优快钻井
针对页岩油地层研磨性强、单只钻头进尺短的难题，以机械钻速为标签，应用神经网络法建立钻速预测模型优选钻头（见图9 ）。该模型的建立分为3个步骤：①基础数据的准备，主要包括邻井的工程参数、测井解释数据和录井数据等。②对基础数据进行处理，首先是降噪处理和异常值处理，剔除由施工工况突变导致的异常值和重复值，将缺失的部分采用插值法进行补齐，然后应用（0，1）标准化法进行归一化处理，使得不同类型的数据有同样的度量尺度，进一步应用斯皮尔曼相关系数法对数据进行主成分分析，选出与钻时相关的参数类别，至此完成数据处理过程。③将前面得到的高质量数据分为地层参数、施工参数、钻头参数等3类进行模拟训练，完成钻速预测模型的建立。将目标井的轨迹设计及地层参数等信息输入该模型，即可获得最优的钻头推荐结果。在优化钻具组合方面，对现场已完钻井的周期进行统计分析，建立钻井学习曲线（见图10 ）。对于钻井指标较好的井，总结分析同区域钻完井各开次的钻具组合特点，最终形成适用于页岩油的钻具组合推荐模板。其中水平段推荐钻具组合为：215.9 mm CZS1653B钻头+1.25°单弯螺杆+210 mm螺旋稳定器+NC46止回阀+随钻测量仪+转换接头+斜坡加重钻杆（120 m）+水力振荡器+钻杆至井口。
通过规模应用上述技术，水平段钻头平均机械钻速提高了10%，1 500 m水平段钻井周期由初期的29.1 d缩短至17.8 d，水平段一趟钻比例由35.1%提高至54.9%，其中HH44-3井1 500 m水平段钻井周期仅为8.5 d。
3.3.3 高强韧性水泥浆体系
水平井固井质量对分段体积压裂有效性有决定性的作用。通过优选增韧、增强水泥添加剂，优化水泥浆体系配方，形成高强韧性水泥浆体系。与常规降失水水泥浆、韧性水泥浆相比，该体系API失水量低于30 mL，降低了40%；55 ℃条件下水泥石抗压强度达到45 MPa以上，提高了40%；弹性模量低于7 MPa，降低了30%；在80 ℃、30 MPa条件下，稠化时间范围由120~130 min扩展为90~300 min。水平段固井质量合格率由前期75.0%提高至81.1%。
3.4 细分切割体积压裂技术
非常规储集层流体流动性差，水平井分段体积压裂是国内外低渗—致密储集层实现有效开发的主体技术。其主要理念是通过体积压裂的方式“打碎”储集体，实现长、宽、高三维方向“立体改造”，使裂缝壁面与储集层基质的接触面积最大，使得油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离最短，极大地提高储集层整体渗透率[16]。多年攻关研究与矿场实践表明，鄂尔多斯盆地长7页岩油储集层非均质性较强，且天然微裂缝发育程度不高，采取大间距布缝、大排量压裂的改造模式形成复杂缝网难度较大。因此，通过高密度细分切割缩短布缝间距提高人工裂缝控制程度，是提高页岩油单井产量和累计产量的现实方向。
3.4.1 水力裂缝特征
明确水力压裂裂缝特征是开展体积压裂设计的基础。鄂尔多斯盆地长7页岩油体积压裂裂缝特征研究采用了大型物模实验、水平检查井取心观察和微地震频度与震级分析等方法。采集4块长、宽、高为1 m×1 m×1 m的页岩油天然露头岩样（微裂缝、结构弱面发育程度不同），开展水力压裂大型物模实验，采用黏度为3~5 mPa·s的滑溜水，夹持岩样的水平两向主应力相等。实验结束后在微裂缝发育的岩心中观测到一定程度的复杂裂缝，而微裂缝不发育的岩心中以单一主裂缝。选取页岩油大排量压裂改造直井（排量6.0 m3/min，入地液量630 m3，井下微地震监测裂缝带长310 m、带宽80 m），在垂直最大水平主应力方向（即垂直水力裂缝方向）、距离压裂井东侧50 m的微地震监测事件区域内，部署1口水平井取心，取心段长80 m，与微地震带宽相同。岩心观察发现3条人工裂缝，且集中在垂直最大水平主应力方向10 m范围内，裂缝总体波及痕迹远小于微地震监测的带宽。因井下微地震监测到的带宽与实际取心观察结果差异较大，利用Gutenberg-Richter经验公式（见（2）式）计算井下微地震监测地震频度与震级关系[17⇓-19]。当b值为1.5~2.0时主要是水力压裂响应，当b值小于1.5且越接近1.0时，表明激活的天然裂缝越多，且总体复杂程度越高。统计分析页岩油体积压裂微地震事件，b值在1.5以上的井段占60%~70%，表明裂缝系统呈现以人工主裂缝为主、分支缝+微裂缝为辅的形态，需要通过进一步增加人工裂缝密度来提高裂缝控制程度。
$\lg N=a-bM$
3.4.2 细分切割裂缝设计
页岩油水平井人工裂缝段间距、簇间距是影响压裂效果和作业成本的关键因素。降低射孔密度、增加裂缝间距时，裂缝间干扰小，裂缝呈现强主缝特征，单缝造缝效果较优，但不能满足裂缝对储集层最大化控制的需求。提高射孔密度、缩短裂缝间距时，可提高多簇裂缝复杂性，增大与储集层接触面积，但会大幅增加作业成本。兼顾优质“甜点”最大化改造和压裂成本控制，根据前期示踪剂测试（最长达1.5年）对不同“甜点”的贡献评价，结合储集层分类分级结果制定差异化的压裂策略。其中A1、A2类油层充分改造，均匀密集布缝，B类油层适度改造，精准布缝，控制压裂成本。建立长7页岩油储集层复杂缝网模型模拟裂缝扩展过程，可综合考虑储集层非均质性、应力各向异性、水力裂缝和天然裂缝的相互作用、水力裂缝之间相互作用（应力阴影效应）。模拟50 m水平段长、不同裂缝间距下的多簇裂缝扩展形态（见图11 ），结果表明，间距20，15 m时应力阴影影响非常小，水力裂缝呈独立扩展；间距10，5 m时应力阴影对裂缝扩展有一定影响，有的裂缝发生侧弯，有的裂缝扩展有限，整体裂缝复杂程度有所增加，且获得一定的扩展长度；间距2.5 m时水力裂缝之间有强烈竞争，导致很多水力压裂裂缝扩展有限，整体裂缝改造范围较小。在不同裂缝间距多簇裂缝扩展形态模拟基础上，利用油藏数值模拟软件计算了各套方案的产量。结果表明，当裂缝间距在5~10 m时，采油速度与单井预测可采储量（EUR）最优。因此，长7页岩油裂缝簇间距设计为5~10 m，段间距设计考虑套管内封隔安全作业距离，下限通常为18 m左右，上限则结合“甜点”钻遇情况及固井质量进行优选。
3.4.3 高效体积压裂工艺
基于长水平段细分切割人工裂缝设计，考虑压裂效率及作业成本，形成以“多簇射孔密布缝+可溶球座硬封隔+暂堵转向软分簇”为主体的高效体积压裂工艺。考虑长7页岩油水平段地应力（簇间应力差1~3 MPa）、岩石断裂韧性差异（2~4 MPa）及缝间扩展应力干扰，单段设计3~5簇裂缝。模拟表明高排量注入（单簇排量大于2.5 m3/min，每段3~5簇，排量8~12 m3/min）一定程度上可实现多簇裂缝均衡起裂及扩展，通过集成应用差异化分簇射孔和动态暂堵转向多簇裂缝控制技术，进一步提升多簇起裂有效性和裂缝复杂程度。基于限流法压裂原理，实施段内簇间差异化射孔设计。段内低应力簇适度减少孔眼数（最少3孔），高应力簇则适度增加孔眼数（最多12孔）。阶梯排量测试分析表明，差异化分簇射孔孔眼有效率可达到80%以上，较常规多簇射孔（50%~60%）明显提升。利用高黏液体将绳结暂堵剂或多粒径组合暂堵剂等可溶转向材料携带至已开启的射孔孔眼、裂缝缝口或缝端，产生封堵作用将裂缝转向至未起裂的高应力区域。根据压力响应特征判识暂堵有效性，当暂堵瞬时升压或暂堵前后工作压力大于簇间应力差（3 MPa）时，裂缝转向至高应力区域产生新缝的概率较大。井筒内光纤压裂监测与压后分簇试挤证实，段内多簇裂缝有效率达到80%以上。
对于局部天然裂缝、断层发育区域或与长6段长8段注水叠合区，平面及纵向应力分布差异极大，多簇射孔大排量压裂极易形成缝长和缝高失控的超大裂缝，严重影响改造和开发效果。选用连续油管水力喷砂分段压裂工艺（单段单簇），精准控制裂缝起裂和扩展。
3.4.4 工具材料降本与参数经济优化
针对体积压裂提质增效需求，研制了高性能全金属可溶球座、多功能滑溜水压裂液等压裂新工具、新材料，价格相比国外类似功能产品降低50%以上，单井压裂成本降低15%。其中，可溶金属球座耐压70 MPa，内通径55 mm，7 d完全溶解，可溶球20 h溶解，与进口可溶压裂封隔工具相比成本下降70%。多功能滑溜水液体具有变黏、减阻、驱油等功能，黏度在5~200 mPa·s范围内可调，同时满足了低黏降阻大排量泵注（减阻率超过70%）和高黏携砂（最高砂比30%以上）的需求，且具有良好的驱油效率（37%），促进微细孔喉油水渗吸置换。
页岩油储集层物性差，流体流动需要一定的导流能力。水力裂缝扩展特征及综合研究表明，页岩油储集层体积压裂形成的是以人工主裂缝为主、分支缝+微裂缝为辅的裂缝系统，不同级次的复杂裂缝尺度差异大，主要包括长度和宽度。压裂模拟及露头观察表明，一般主裂缝半长为井距一半（200~250 m），宽度5~10 mm；分支缝长度则不超过簇间距（5~10 m），宽度为1~2 mm；微裂缝则更小，一般长度小于1 m，宽度小于1 mm。利用无因次导流能力公式可计算不同渗透率基质、不同尺度裂缝所需的导流能力，如图12 所示。
实验表明，常规粒径组合石英砂可满足缝网不同尺度裂缝导流能力需求，前期采用380/212 μm（40/70目）、830/380 μm（20/40目）粒径组合石英砂作为支撑剂，前端为380/212 μm（40/70目）石英砂，后端为830/380 μm（20/40目）石英砂。支撑剂运移铺置实验证实，粒径越小运移越远，为实现裂缝全尺度支撑，近年来支撑剂逐渐向212/109 μm（70/140目）、380/212 μm（40/70目）更小粒径组合拓展。将页岩油水平井关键改造参数作为自变量，内部收益率作为因变量，建立了“压裂参数—阶段累产油—全生命周期EUR—内部收益率”技术经济优化模型，将矿场应用大数据作为样本集，优化关键参数为：压裂段数2.5~3.0段/100 m，单段3~5簇，加砂强度3.0~4.0 t/m，进液强度15~25 m3/m。
3.5 大平台工厂化作业模式
针对黄土塬地貌复杂、干旱缺水、大平台建井周期长、新井贡献率低等问题，形成以“‘三同向’施工组织、钻井压裂工厂化作业、智能远程决策支持”为核心的黄土塬特色工厂化作业模式。
3.5.1 “三同向”施工组织
受天然裂缝发育影响，采用常规生产组织模式平台内或平台间同向邻井在钻井、压裂、投产过程中相互干扰严重，频繁造成工序间等停，甚至存在一定的井控风险。为此创立了区域“三同向”施工组织模式，即按照井位部署以区域为单元统筹钻井、压裂、投产等作业，在同一井排方向优先实施一批钻井，之后钻机转向至另一井排钻井，而完钻井统一开展压裂作业，依次类推。通过设备分区布置、同工序同向集中作业、不同工序施工有序衔接，井间作业干扰大幅减少，平台新井贡献率提高5%。
3.5.2 钻井压裂工厂化作业
大平台供水、供电、道路、通讯超前布置，一次实施到位，为后期工厂化钻井压裂奠定基础。工厂化钻井创新了“一套队伍管理、多套机组施工”模式，发电设备、应急材料、钻井液材料、通讯网络共享共用，提升效率。以HH100平台为例，一套队伍统筹5套机组作业，节约设备36台（套），减少人员42名，172 d完钻31口水平井，平均井深4 375 m、水平段长2 040 m，平均钻井周期14.7 d。工厂化压裂创新了“河坝储水、平台蓄水及采出水处理回用”综合供水模式，形成了“砂库就近储砂、平台就地供砂、砂漏连续加砂”支撑剂储用联动模式，同时广泛应用拉链压裂作业等方式实现连续作业，即1套机组2口井作业，其中1口井实施压裂作业的同时，对同平台另1口井实施泵送桥塞及射孔，作业效率提升15%。
3.5.3 智能远程决策支持
研发了地质工程一体化智能决策支持系统，满足施工现场数据实时传输，钻井、压裂等施工环节实时全覆盖跟踪，技术中心远程指挥，提高了现场作业决策及时性、有效性，实现了综合研究、部署决策和生产组织一体化。
3.5.4 工厂化应用实例
以HH60平台为例，该平台完钻22口水平井，综合三维地震、地质、测井等资料，建立三维地质、地应力模型，在三维“甜点”分类分级评价基础上，开展多井细分切割裂缝设计，确保优质储量最大化控制，适度规避天然裂缝发育区域，降低井间压窜风险。单井优化设计改造2.5~3.0段/100 m，单段3~5簇，施工排量10.0~12.0 m3/min，加砂强度3.5~4.0 t/m，进液强度15~20 m3/m，压裂液选用变黏滑溜水，支撑剂选用组合粒径石英砂。矿场采用多套压裂机组工厂化压裂作业，配套井下微地震监测，根据微地震事件响应实时优化调整泵注程序及暂堵转向作业。监测结果显示，微地震云实现了单井控制区域的有效覆盖。压后基于分段压裂曲线开展裂缝反演，获得多段多簇裂缝扩展形态。将反演得到的裂缝系统与三维地质模型耦合后可以看出，人工裂缝网络体实现了对优质储量的全部动用，平台水平井初期单井产量达到15 t以上。
3.6 合理生产制度优化技术
根据未饱和封闭油藏弹性驱动理论，结合鄂尔多斯盆地页岩油水平井体积压裂开发实践认识，划分页岩油水平井生产周期为3个阶段：焖井阶段、排液阶段和采油阶段。
3.6.1 焖井阶段制度
页岩油井体积压裂后焖井的主要目的是实现人工裂缝和基质的压力与温度平衡、压裂液与原油的充分渗吸置换，提高压裂液的补能作用，降低见油返排率。该阶段主要任务是确定合理焖井时间。
静态渗吸实验及结合核磁共振的动态渗吸实验表明，页岩油具有较强的渗吸作用，由不同岩心渗吸置换速率、渗吸平衡时间和渗吸采收率对比可知，储集层的润湿性和物性、压裂液性质、裂缝、压力是影响储集层渗吸效果的主要因素，尤其含裂缝岩心、带压条件下岩心的渗吸置换速率、渗吸采收率与基质岩心、常压条件下岩心相比成倍增加。通过数值模拟法模拟不同储集层物性及压裂规模下焖井过程中的压力和含油饱和度的变化发现，基质孔隙度和渗透率越大，裂缝越复杂，所需焖井时间越短，单段入地液量越大，所需焖井时间越长。
在区块渗吸潜力及渗吸规律认识基础上，合理焖井时间的确定以井口压降法为主，综合矿场统计法进行调整。焖井期间实测井口压降一般表现为“快速下降、缓慢下降、趋于稳定”三段式特征（见图13 ），压降速率大于0.6 MPa/d时，焖井处于压力扩散阶段；压降速率为0.1~0.6 MPa/d时，焖井处于油水置换阶段；当压力曲线相对平稳，连续3 d压降速率小于0.1 MPa/d时，依据井口压降法判断焖井结束。以庆城油田为例，依据井口压降法判断焖井时间平均为30 d左右。矿场统计表明，焖井时间过短会导致出砂量增大，焖井时间过长会导致原油黏度变大（正常地面原油黏度的3倍以上）、结垢等问题，影响单井产能，焖井10~40 d投产后见油较快、每100 m水平段初期日产油量最高。实际应用过程中，首先采用单井井口压降法初步确定焖井时间，然后根据矿场统计法确定的区块合理焖井时间范围进行优化。
3.6.2 排液阶段制度
焖井结束后水平井开始返排，该阶段主要任务是确定合理日排液量，控制压降速率，使油井尽快见油、降低含水率并防止出砂。生产动态表现为高液量、高含水、低含盐的特征，定义排液阶段结束的标志为采出水矿化度近似等于原始地层水矿化度。庆城地区已投产井的生产数据显示，当水平井的含水率下降至60%左右时，含盐值上升速度变慢，基本等于原始地层水的含盐量，排液阶段结束。
排液阶段排液量的确定应主要考虑不损伤裂缝和地层，依据支撑剂回流运移理论，建立不同裂缝簇数与不同粒径支撑剂的临界出砂流速图版（见图14 ）。
目前庆城油田页岩油井压裂改造使用支撑剂规格主体为425/212 μm（40/70目），平均单井压裂25段100簇，临界出砂流速不超过85 m3/d。实际应用时，为了保障井筒不出砂、提高生产稳定性，根据单井实际压裂段数簇数，设置0.9的安全系数，水平井排液量为临界出砂流速乘以安全系数。
3.6.3 采油阶段制度
页岩油水平井初期返排阶段结束后进入采油阶段，该阶段的主要特征是液量递减、含水稳定、生产气油比随地层压力持续变化。根据生产气油比变化规律将采油阶段划分为低生产气油比、中—高生产气油比、高生产气油比、高—低生产气油比等4个阶段。
①低生产气油比阶段。要充分利用好入地液体、地层和地下流体3种弹性能量，以及溶解气膨胀能。溶解气膨胀能是指溶解在油中的天然气膨胀但不流动，气体膨胀释放出来的能量将油推向井底。该阶段控制流饱比大于1.0，显著特征是井底流压大于饱和压力，生产气油比在原始地层气油比附近，约为100~200 m3/t。从大量已投产井统计数据来看，低生产气油比阶段开采时间在3年左右，应尽量延长该阶段生产时间，提高该阶段的累产油。
②中—高生产气油比阶段。处于溶解气驱早期，由于气体的压缩系数比综合压缩系数高1个数量级，所以溶解气的弹性膨胀能成为驱油的主要能量。由于地层压力的降低，为了维持一定的采液强度，井底流压降低，并逐渐低于饱和压力，控制流饱比在0.8~1.0。研究表明，井底流压低于饱和压力后，溶解气开始析出，流体渗流阻力显著升高。庆城油田开发实践中，井底流压低于饱和压力时，生产气油比随着井底流压下降开始增大，该阶段生产气油比在200~600 m3/t。
③高生产气油比阶段。处于溶解气驱的中后期，流饱比小于0.8，地层开始严重脱气，地层原油黏度增大，其流动能力降低，生产气油比超过600 m3/t，达到原始气油比的6倍以上。
④高—低生产气油比阶段。处于溶解气驱的后期，由于地层脱气严重，油层中能量极大消耗，产液量和生产气油比不断降低，最终既不产气也不产液。
4 应用效果
通过应用以上关键技术，实现了庆城油田规模效益开发。目前已在长72亚段和长71亚段完钻水平井508口，建产198.7×104 t，平均水平段长度1 648 m，井距300~500 m，平均单井压裂25段，入地液量26 918 m3，加砂量3 069 m3。投产井497口，油层钻遇率、单井产量、采油速度、阶段累产油、单井EUR等关键开发指标明显提升。通过应用陆相页岩油“平面、纵向、水平段”多维立体“甜点”评价优选技术，油层钻遇率提升至80.2%，为提高单井产量奠定地质基础，结合细分切割体积压裂技术，平均首年累产油由3 186 t上升至4 145 t。通过应用差异化立体布井技术，实现多油层一次井网充分动用，储量动用程度由60%上升至85%，采油速度由0.9%上升至1.2%。通过应用合理生产制度优化技术，首年递减率由39.2%降低至28.4%，单井EUR由2.0×104 t上升至2.6×104 t。通过应用大井丛水平井优快钻完井技术、大平台工厂化作业模式，实现提速增效、降低成本，实现了完全成本55美元下的规模效益开发，促使内部收益率由5.2%上升至6.7%，实现了水平井规模效益开发。2022年鄂尔多斯盆地长7页岩油年产油量达到221×104 t，总产量占中国页岩油产量的70%，是长庆油田“十四五”及以后6 000×104 t以上稳产上产重要方向，同时也为陆相页岩油高效开发提供了有益借鉴。
5 结论
综合地质、地震、测井多方法建立了页岩油地质工程一体化“甜点”评价方法，对平面、纵向、水平段“甜点”进行定量、立体优选，提高了水平井钻遇率，为提高单井产量奠定地质基础。
形成了差异化布井模式，在技术经济优化井网参数基础上，结合单油层、多油层叠置、储量受限区等不同地质、地面条件，同时参考立体开发井网合理隔层厚度，形成4种布井模式，实现多油层一次井网充分动用，储量动用程度显著上升。
通过开展大偏移距三维水平井剖面优化、长水平井优快钻井及高强韧性水泥浆等技术攻关，形成大井丛水平井钻完井关键技术，平台控制储量大幅上升。
针对鄂尔多斯盆地长7页岩油储集层非均质性强、天然微裂缝发育少的地质特征，形成了高密度细分切割体积压裂工艺，平均裂缝间距大幅缩短，簇密度大幅提高，有效实现人工造缝，最大化提高储量动用程度。
针对黄土塬地貌复杂、干旱缺水、大平台建井周期长、新井贡献率低等问题，加强管理创新，加快技术升级，形成以“‘三同向’施工组织、钻井压裂工厂化作业、智能远程决策支持”为核心的黄土塬特色高效工厂化作业模式。
依据页岩油开发特征，划分长7页岩油水平井全生命生产周期为焖井、排液和采油3大阶段。运用定量分析方法，考虑不同生产阶段，提出页岩油水平井“有效焖井、高效返排、稳压采油”全生命周期技术政策，最大限度保持地层能量，延长稳产时间。
攻关形成的鄂尔多斯盆地页岩油“甜点”综合优选、大井丛布井模式、优快钻完井、细分切割体积压裂、黄土塬特色高效工厂化作业模式、合理生产制度等关键技术及生产组织模式，助推了长庆页岩油的快速发展，也对同类油藏规模效益开发起到了良好的引领示范作用。
符号注释：
a——常数，无因次；b——表征天然裂缝影响程度的系数，无因次；f——“甜点”分级指数，无因次；M——微地震震级；N——某一震级下监测到的微地震事件数量；RAT10，RAT20，RAT30，RAT60，RAT90——探测深度分别为254 mm（10 in）、508 mm（20 in）、762 mm（30 in）、1 524 mm（60 in）、2 286 mm（90 in）的阵列感应电阻率，Ω·m；So——含油饱和度，%；Vsh——泥质含量，%；ϕ——孔隙度，%。