0 引言
北美海相页岩油开发已形成“体积开发”理论[12-13]，但中国陆相页岩油开发尚处于起步阶段。济阳坳陷作为陆相断陷盆地的典型代表，具有烃源岩厚度变化大、断层及裂缝发育、岩相变化快、演化程度低、地层高温高压、地应力复杂等特点，甜点评价、整体动用、开发技术政策、高效压裂等方面均面临诸多挑战。前人围绕济阳页岩油的沉积特征、富集规律、赋存机理、勘探实践等方面开展了大量研究[6,11,14⇓⇓ -17]，但在陆相断陷盆地页岩油开发理论、技术、实践等方面研究相对较少，如何将页岩油单井产量突破转变为规模效益开发，国内外尚无成功先例可供借鉴。为此，本文依托济阳坳陷不同洼陷40余口取心井、12 000余米岩心、12万余块次样品测试资料，综合基础研究与现场实践，提出了陆相页岩油“三元”储渗理论，以期为中国陆相页岩油气资源效益、可持续开发提供借鉴。
1 济阳页岩油概况
1.1 济阳页岩油地质概况
济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，内部可进一步划分为东营、惠民、沾化和车镇凹陷。主要发育古近系沙河街组四段上亚段（沙四上亚段）和沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）2套烃源岩，埋藏深度3 000~5 500 m，地层厚度300~1 500 m，是济阳页岩油的主力产层。
济阳坳陷属于典型的陆相断陷湖盆，由多个北陡南缓的半地堑式箕状凹陷构成，古近纪页岩沉积时期先后经历了喜马拉雅期3幕断陷活动，强烈的构造活动和生烃期地层超压使沙四上亚段—沙三下亚段页岩发育多尺度裂缝。与北美海相页岩、鄂尔多斯盆地、松辽盆地、准噶尔盆地页岩相比，济阳坳陷页岩形成年代新，岩相以富灰型和混积型为主，Ro值为0.5%~1.2%，其中Ro值小于0.9%的中低演化页岩油资源量占比达66%，地层温度130~200 ℃，压力系数1.2~2.0，主力洼陷具有“演化程度低、埋藏深、厚度大、高温高压，岩相、构造、流体性质复杂”的特点（见表1 ）。
表1 济阳页岩油与国内页岩油特征对比表 |
| 地区 | 层位 | 盆地类型 | 页岩层系岩相 | 地层厚度/m | 埋藏深度/m | Ro/% | 原油密度/ （g·cm−3） | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 范围 | 动用或试采区块值 | |||||||
| 济阳坳陷 | 古近系沙河街组 | 咸水—半咸水湖盆 | 泥灰岩、灰泥岩 | 300~1 500 | 3 000~5 500 | 0.5~1.2 | 0.7~0.9 | 0.82~0.89 |
| 沧东凹陷 | 古近系孔二段 | 半咸水—淡水湖盆 | 白云质、长英质页岩 | 50~200 | 2 800~4 200 | 0.5~1.1 | 0.86~0.89 | |
| 松辽盆地 | 白垩系 | 淡水湖盆 | 长英质页岩 | 106~149 | 1 600~2 700 | 0.5~1.7 | 1.0~1.4 | 0.78~0.87 |
| 鄂尔多斯盆地 | 三叠系延长组7段 | 淡水湖盆 | 粉、细砂岩 | 10~40 | 1 600~2 900 | 0.7~1.2 | 0.80~0.86 | |
| 准噶尔盆地 | 二叠系芦草沟组 | 咸水湖盆 | 白云质粉砂岩、泥质白云岩 | 20~70 | 2 500~4 800 | 0.6~1.1 | 0.88~0.92 | |
| 三塘湖盆地 | 二叠系 | 咸水湖盆 | 泥灰岩、灰质白云岩 | 15~100 | 2 000~2 800 | 0.6~1.3 | 0.85~0.90 | |
1.2 济阳页岩油开发进展
2021年以来，先后在博兴、牛庄、民丰、利津、渤南等5个洼陷部署实施评价井，FYP1、FeY1-1HF等20余口井峰值日产油超100 t，截至2023年底，23口井累计产油超1.0×104 t。在单井产能突破的基础上，全面展开立体开发先导试验。博兴洼陷FYP1井区首先开展了立体3层8口水平井开发先导试验，2022年9月全面投产，5口井峰值日产油超100 t，井组峰值日产油530 t，建成中国石油化工股份有限公司首个10× 104 t级页岩油开发井组。牛庄洼陷牛页一区在沙四段纯上亚段和沙三下亚段部署立体5层20口井，已完成井组压裂。民丰洼陷按照“大平台整体部署、小井组分步实施”的模式，规划部署评价试验井39口，目前矿场正在有序实施。
2021—2023年，济阳页岩油实现了从单井到井组、从立体3层到立体5层的突破，日产油由2021年初的100 t上升到2023年底的1 400 t以上，2023年年产油超过30×104 t。
1.3 济阳页岩油开发面临的重大难题
尽管济阳页岩油评价建产取得一定进展，但不同洼陷水平井产能差异大，页岩油高产机制仍不明确。实现济阳页岩油高效开发，仍面临以下重大难题：①中低成熟度页岩油富集主控因素尚不明确。济阳页岩油成熟度低（0.5%~1.2%），岩相复杂，多尺度孔缝发育，储集空间类型多样，孔-缝组合特征与页岩油富集高产的主控因素尚不明确。②断陷盆地压裂改造与多尺度流动规律认识不清。断陷盆地不同级次裂缝发育，如何充分利用天然裂缝，实现压裂改造裂缝均衡扩展有待进一步探索。人工缝网尺度级别差异大，多相态多尺度渗流规律复杂，油水流动路径不明确。③页岩油水平井高产稳产机制有待深化。济阳页岩油水平井初期产量高但递减快，如何充分发挥原始地层高压优势，结合压裂液增能、促吸、降敏等作用，合理释放地层能量控制递减，保持长期稳产，实现最终可采储量最大化，有待进一步攻关。
2 济阳页岩油开发“三元”储渗理论
针对济阳坳陷页岩油复杂的地质条件，基于基础研究与开发实践，提出了以“储元”、“缝元”、“压元”为核心的“三元”储渗理论，揭示了济阳页岩油富集高产机制。
2.1 “储元”为页岩油高产稳产提供物质基础
2.1.1 孔-缝发育特征控制页岩储集空间
微观孔隙特征：济阳页岩岩相按大类可分为富灰型（灰质、长英质、黏土质量之比为5:2:2）和混积型（灰质、长英质、黏土质量之比约为3:3:3），不同岩相微观孔隙类型不同。大量扫描电镜图像显示，沙四上亚段—沙三下亚段页岩以微米—纳米级无机孔为主，包含方解石晶间孔、粒间孔、晶内孔、黏土矿物片间孔和黄铁矿晶间孔等5种（见图1 ）。其中方解石晶间孔多发育在富灰型页岩中，孔径主要分布在50~1 000 nm。粒间孔在混积型、富灰型页岩中均有发育，受压实及胶结作用影响，孔径分布范围大（10~2 000 nm）、以大于50 nm为主。晶内孔孔径小（多小于50 nm）且连通性差，主要为方解石晶内溶蚀或方解石结晶生长缺陷。黏土矿物片间孔发育在黏土矿物晶体间，孔径较小、以小于50 nm为主，连通性差。黄铁矿晶间孔分布在草莓状黄铁矿集合体中，孔径主要为2~100 nm，连通性差。
裂缝发育特征：济阳坳陷页岩中的天然裂缝可划分为宏观裂缝和微裂缝两类。宏观裂缝以毫米级构造缝、微米级超压缝和层理缝为主，主要贡献渗透性：构造缝缝长2~50 cm，缝宽0.1~1.0 cm，发育密度3~5条/m；超压缝缝长1~10 cm，缝宽主要为0.01~2.00 mm，发育密度0.2~1条/m；层理缝缝长可延伸至数厘米，缝宽1~10 μm。微裂缝以微米—纳米级粒缘缝、晶间缝、有机质收缩缝为主，主要贡献储集性：粒缘缝主要在混积型页岩中发育，缝长为10~100 μm，缝宽主要为0.1~2.0 μm；晶间缝主要在富灰型页岩中发育，缝长一般为10~200 μm，缝宽主要为10~1 000 nm；有机质收缩缝主要发育在有机质边缘，缝长和缝宽一般均小于1.0 μm，其形成与有机质生排烃过程有关。
2.1.2 孔-缝组合模式控制页岩储集能力
页岩孔-缝组合的形成、改造、保存与其组构特征密切相关，良好的岩石组构有利于孔缝发育和烃类赋存富集。济阳页岩主要由化学-生物沉积作用形成的内源沉积物与陆源输入的泥—粉砂级长英质矿物及黏土矿物构成，气候季节性干湿交替在相对深水的安静环境中形成“灰-泥”纹层结构，表现为灰质纹层与泥质纹层的高频互层，具有单层厚度薄（0.1~0.5 mm）和纹层密度大（5 000~20 000条/m）的特征。在成岩阶段，有机质生排烃过程改造“灰-泥”纹层结构，形成亮晶灰质纹层，重结晶作用形成的亮晶方解石颗粒可达粗晶，具马牙状结构。
隐晶/亮晶灰质纹层与泥质纹层因矿物组成、成岩改造差异而发育不同类型的孔缝，并具有不同的主力孔径区间（见图2 ）：隐晶灰质纹层发育方解石晶间孔、晶内孔、粒间孔和有机质孔，以方解石晶间孔为主，孔缝数量多、孔径大、连通性好；亮晶灰质纹层中晶间缝大量发育，且多被沥青充填，具有良好的储集性和渗透性；泥质纹层主要发育粒间孔、黏土矿物片间孔、黄铁矿晶间孔和少量粒缘缝、有机质孔，以粒间孔和黏土矿物片间孔为主，粒间孔的连通性与微观组构密切相关，长英质颗粒粒径大且富集成层时连通性好，长英质颗粒粒径小且分散分布时连通性差。综上，济阳页岩“灰-泥”纹层结构形成的孔缝组合有利于页岩油富集，特别是亮晶灰质纹层的发育显著增强了储集能力。
2.1.3 生烃能力、游离烃含量决定页岩油富集程度
济阳页岩“灰-泥”纹层结构及宏孔优势使济阳页岩油具有相对较高的游离烃含量（平均4.36 mg/g）。保压取心分析含油饱和度为43.04%~84.82%，平均61.90%。荧光薄片显示，页岩中泥质纹层富集细小的藻类体等有机质，发棕褐色荧光；灰质纹层中轻烃大量赋存在晶间孔（缝）中，发亮黄色荧光。扫描电镜图像显示，页岩油主要以薄膜状、油滴状赋存在不同尺度孔缝中并在宏孔及微裂缝边缘析出，表明游离油主要赋存在宏孔及微裂缝中。
2.2 “缝元”为页岩油高产稳产提供渗流通道
2.2.1 天然缝网渗流通道控制页岩油运移聚集
天然缝网对页岩油富集高产具有重要意义。岩心观察表明，构造缝密度、产状、开度受构造作用、地应力、岩石脆性等因素的影响，复杂断裂带构造缝更为发育。超压缝与纹层结构、有机质丰度及成熟度有关，构造缝和超压缝二者均为良好的垂向运移通道。济阳页岩层理缝发育，覆压测试表明，水平渗透率（（0.009~1.020）×10−3 μm2）高于垂直渗透率（（0.000 1~0.019 0）×10−3 μm2）两个数量级左右；离心法核磁共振实验显示，纹层结构发育的页岩可动用孔隙占比约50%，而纹层结构欠发育的页岩可动用孔隙占比仅为20%~30%，表明层理缝沟通页岩基质孤立孔隙，可提高页岩可动孔隙数量和横向渗流能力。
层理缝控制了页岩油的运移和聚集。微区测试表明，济阳页岩中泥质纹层的有机质含量为8.11%~14.03%，游离烃含量平均为2.52 mg/g，面孔率为0.4%~5.0%，渗透率为（0.005~0.010）×10−3 μm2；灰质纹层的有机质含量为0.83%~4.39%，游离烃含量平均5.66 mg/g，面孔率为1.2%~11.0%，渗透率为（0.1~1.0）×10−3 μm2。由此可见，泥质纹层的生烃能力较强而储集能力较差，以滞留重烃为主，灰质纹层的生烃能力较差而储集能力较强，二者通过层理缝实现游离烃的微运移，共同控制济阳页岩油的聚集。
2.2.2 压裂改造裂缝促进页岩油高产
孔隙结构分布特征和孔-缝连通性控制流体分布和渗流状态，大规模压裂改造过程中，伴随人工缝网的扩展，纳米级孔喉、微米级次裂缝和压裂主裂缝等形成不同级次的沟通孔缝，共同构成多尺度复杂渗流空间。产量不稳定分析表明，水平井压裂改造区平均渗透率是基质渗透率的6.8倍，压裂可大幅度提高改造区渗流能力，改善页岩油流动通道。
考虑济阳页岩油特殊的纹层结构、孔-缝组合、压裂缝网分布特点，开展了页岩油微观流动模拟，结果表明，开发初期，主裂缝中压裂液和页岩油优先返排，产液速度快，微裂缝中压裂液持续发生渗吸作用，置换基质孔隙中页岩油。开发中期，随着主裂缝内压力的降低，生产压差增大，储集在微裂缝中的页岩油开始动用，受渗吸作用影响，日产液含水率明显降低并趋于稳定。开发后期，压力波及范围及泄油半径逐渐扩大，进入边界控制流阶段，基质孔隙中的页岩油动用比例逐渐增加，日产液、日产油缓慢下降，改造区内流动状态逐渐稳定。随着地层压力的进一步降低，远场裂缝逐渐闭合失效，供液范围不断降低直至停产。
2.3 “压元”为页岩油高产稳产提供充足能量
2.3.1 原始高压促进页岩油运移聚集
沙四段纯上亚段、沙三下亚段两套主力烃源岩的上部沙三段中亚段发育巨厚的淡水湖相深灰色块状泥岩，对沙四段纯上亚段—沙三下亚段页岩油起到了良好的封隔作用。页岩内部普遍发育异常高压，反映烃源岩生烃后没有经过大规模的油气向外运移或破坏。这种良好的保存条件及封闭环境，使页岩具有充足的原始地层能量，有利于页岩油的弹性开发。
微观扫描电镜观测到济阳坳陷页岩泥质纹层游离油向灰质纹层的运移现象，证实了生烃增压为烃类提供微运移动力，灰质纹层为烃类提供大量聚集空间，层理缝、超压缝提供流动通道，共同促进油气运移聚集。
2.3.2 人造高压提高弹性能量
岩石孔隙体积压缩系数实验表明，常压下页岩孔隙压缩系数可达（0.3~0.9）×10−2 MPa−1，是致密砂岩（压缩系数（0.10~0.33）×10−2 MPa−1）的3倍左右。根据油藏工程理论，弹性采油量与页岩孔隙度、生产压差、岩石及流体压缩系数、油气水饱和度等密切相关。压裂时，大量压裂液进入地层，提高孔隙压力，页岩储层弹性能大幅增加。同时，压裂过程中伴随CO2注入，CO2与原油接触发生扩散和溶解作用，原油体积膨胀系数可增加53%，弹性能量进一步提高。
2.3.3 人造高压增加渗吸能力
油水两相流体在微纳米孔-缝系统的渗吸置换作用是保障页岩油稳产的重要机理。润湿性是渗吸置换的基础，亲水岩石毛管压力为渗吸动力，能够有效促进渗吸置换作用。通过核磁共振+自吸驱替法测试不同层位页岩润湿性，19块岩心样品中12块呈水湿，4块呈中性，且页岩润湿性与有机质热演化程度有关，成熟度越低岩石亲水性越强。济阳页岩低成熟度环境使得页岩整体偏亲水特征，为页岩自发渗吸驱油提供有利条件。
强制渗吸通过人为提高孔隙压力，大幅提高渗吸接触面积，进一步提高渗吸置换速度和效率。不同岩相常压渗吸与高压渗吸对比实验表明，高压环境下岩心渗吸采出程度较常压渗吸提高3~6个百分点（见图3 ），表明压裂液配合渗吸剂及人造高压环境，能够使压裂液更易进入地层，提高原油置换效率。
2.3.4 合理控压保障油井长期稳产
一体化压裂模拟和数值模拟研究表明，压裂液大规模注入后，地层压力可提高7.3~12.6 MPa，压力系数提高0.3~0.5，压裂改造区等效渗透率提高5~8倍。油井投产后，支撑剂受力增加，裂缝有效空间逐渐减少，裂缝闭合速度与地层压力下降速度正相关，压力下降越快，裂缝闭合越早。因此，合理控制压降速率，保持裂缝长期有效，是页岩油长期稳产的关键。
2.4 “三元”综合控制页岩油富集高产
2.4.1 “三元”协同控制页岩油高产稳产
页岩油井实现高产，需要“储元”、“缝元”、“压元”三者共同支撑，三者缺一不可（见图4 ）。“储元”描述了页岩储集性、生烃能力和含油性，是页岩油富集的物质基础。没有足够的生烃能力，物质基础不足，页岩油储层不具备开发价值。“缝元”重点刻画页岩油储层渗流通道，没有天然的复杂孔缝系统，压裂改造难以形成复杂缝网，油水置换接触面积受限，渗吸置换效果难以保证。“压元”包括天然能量和人工能量，若页岩油保存条件差，原始地层压力不足，即使通过人工增能改造，增加的人工能量也会因保存条件不足而快速逸散，导致出现有效渗吸-渗流空间受限、可动油孔隙下限高、弹性开发能量不足等问题，难以保持稳产。
2.4.2 基于“三元”储渗的开发理念
“三元”储渗理论构建了济阳页岩油富集、压裂扩缝提渗、高压增能、控压降敏的一体化全链条开发理念。需要综合岩心、实验、测井、录井、地震等多种资料，深化页岩油的烃源岩品质、岩相及储集性、含油性、可动性及可压性评价，划分有利地质甜点段、有利甜点区。以储量控制最大化为目标，优化水平井轨迹及立体井网部署，实现对有利甜点的有效控制。
压裂改造时，需要充分考虑压裂液配方、液砂用量、施工排量等参数与岩相变化、天然裂缝的匹配关系。合理利用天然裂缝优势，精准把控人工缝网平面及纵向延展规模，适配井距、层距。优化压裂参数，避免压裂施工过程中可能发生的应力集中、套管变形等工程问题，实现立体空间均衡改造。
压裂改造后，需要开展生产全周期优化调控，通过合理控制焖井时间，保障压裂液充分进入储层，提高渗吸置换效率。投产后，合理控制不同开发阶段油嘴尺寸，实现长期维持改造区内高压力水平，保持较多的孔缝流动空间，提高弹性能量利用率。
3 济阳页岩油立体开发技术
页岩油立体开发，其内涵是针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点，在甜点精细评价基础上，综合应用优快钻井、体积压裂等工程工艺技术，构建纵向多层立体人造箱体，地质工程一体化均衡充分改造储层，通过“单井-井组-平台”高效协同、“钻井-压裂-投产”全程优化调控，实现“储层-裂缝-井网”三维空间适配，最大程度提高储量动用程度，达到采收率和经济效益最大化的目标。
3.1 页岩油立体开发井网优化设计技术
3.1.1 甜点评价与预测
通过页岩油沉积环境和岩相组合特征研究，差异化建立岩相、孔隙度、有机质含量、游离烃含量、脆性指数等关键参数测井解释模型。考虑地质甜点、工程甜点、压裂风险和开发效益等因素，建立甜点分类评价方法。分洼陷构建涵盖地质分层、岩相、“四性”（储集性、含油性、可动性、可压性）、甜点分类等特征的页岩油标准综合柱状图（见图5 ），进一步明确甜点纵向分布。
在高精度地震目标处理基础上，利用VSP（垂直地震剖面）精细标定地震，建立高精度三维速度场，构造解释误差小于3‰，确保水平井轨迹准确入靶。模拟不同岩相的地震响应特征，建立不同岩相地震响应模板，形成地震波形聚类分析的有利岩相组合体预测技术，岩相预测与实钻井吻合率大于85%。
3.1.2 立体开发组合层系划分
综合考虑资源丰度、应力隔层、有利岩相厚度、脆性指数、纵向应力差、天然裂缝发育情况、开发经济极限厚度等多个因素，划分页岩油开发层系，建立不同洼陷立体开发效益组合模式。
博兴洼陷有利岩相段厚度与压裂缝高之比为3~4，隔层相对不发育，纵向应力差7~9 MPa。单井投资与可采储量相关性分析表明，水平段长2 000 m，单井投资6 000万元，测算有利岩相的经济极限动用厚度为28 m。结合目前的钻井工程、压裂工艺等条件，综合确定博兴洼陷采用立体3层开发模式。牛庄洼陷有利岩相段厚度与压裂缝高之比为4~5，同时发育2套2~5 m相对稳定的泥岩隔层，纵向应力差5~6 MPa，天然裂缝发育，有利岩相厚度300~500 m，经济极限动用厚度为26 m，综合确定牛庄洼陷采用立体5层的开发模式。民丰洼陷立体开发层系划分与博兴、牛庄洼陷相似，其有利岩相段厚度与压裂缝高之比为5~11，发育5套2~7 m相对稳定泥岩隔层，纵向应力差6~8 MPa，综合考虑有利岩相厚度、经济极限厚度和天然裂缝发育情况，确定其采用立体7层开发模式。
3.1.3 立体井网井距优化
在微地震监测获取缝网形态的基础上，综合考虑不同尺度人工缝网延展与渗流规律，建立“易流区-缓流区-滞流区”三区渗流模式。其中，易流区以支撑缝为主，产量贡献率超过90%；缓流区以分支缝和天然裂缝为主，产能贡献率5%~8%；滞留区为未改造的基质区域，产能贡献率低于2%。将产能贡献超过98%的区域定义为极限泄油范围，则立体井组压裂后极限泄油区域包含易流区与缓流区。同时，在井距优化过程中，还需要考虑压力干扰的影响，定义井间无压力干扰时对应的井距为极限干扰井距。分别开展小于极限干扰井距、大于极限干扰井距且小于2倍极限泄油半径、大于2倍极限泄油半径条件下的数值模拟研究，得3种方案单井最终可采储量分别为6.5×104，9.6×104，8.2×104 t，表明立体井组合理井距大于极限干扰井距且小于2倍极限泄油半径时开发效果最优。
3.1.4 立体井网布井方式
陆相断陷盆地断裂系统发育，地层倾角变化大（5°~23°），断块内布井水平段长度受限，制约了储量的有效控制与开发效果，需要针对油藏特点，优选布井方式。
水平井布井方式。针对页岩沉积相对稳定区，通过层距、井距与人造缝网协同优化，确定最优立体开发布井方式。针对复杂断裂区，通过岩相和甜点厚度、断层大小及断块间距、地应力方向等的综合研究，明确跨断层穿层布井的断距界限，建立断块内小角度布井时水平井方向和断层走向的夹角、水平段长度、压裂改造体积的关系图版，形成复杂断块区追层布井、跨层布井和块内小角度布井3种布井方法（见图6 ）。
复杂断块直斜井布井方式。针对断块面积小、水平井无法部署的区块，提出“直斜井+超大规模压裂”开发技术。L988-X7井发育沙三段下亚段、沙四段纯上亚段、沙四段纯下亚段3套页岩油储层，在该井开展了超大液量、大规模、强改造工艺技术试验。纵向压裂5段，平均单段用液9 328~13 064 m3，平均单段加砂501~560 m3，改造后压裂改造体积增加2~3倍，千方液压降0.569 MPa，初期产量40 t/d，为复杂断块页岩油开发提供了新的思路。
3.2 页岩油立体均衡压裂技术
针对陆相断陷盆地页岩油立体压裂施工过程中空间压力场、应力场动态不均衡，易造成局部应力集中产生压裂负向干扰和套损等问题，提出了基于“缝元”的地质-油藏-工艺一体化立体均衡压裂技术。
3.2.1 立体均衡压裂设计
立体压裂设计是指包含地质综合分析、压裂系统优化、缝网渗流评价的迭代设计流程。按照“一井一案、一段一策”的压裂设计理念，建立单井页岩综合评价剖面、多属性裂缝空间预测资料库，明确地质工程甜点的空间分布，评价断层及裂缝压窜风险。压裂系统优化以改造程度最大化为目标，依托压力-应力耦合模拟技术，明晰不同压裂方案缝网空间延展规律，逐井优化压裂规模、全井组优化压裂顺序。缝网渗流评价是以立体井组最终可采储量最大化为目标，优化立体井组放喷制度，明晰立体改造空间内压力、应力、渗流等多场时空演变规律，规避局部压力下降快、应力集中导致生产不均衡、含水差异大等风险。
3.2.2 立体均衡压裂参数优化
大规模体积压裂是实现页岩油有效动用的基础，差异化优化单井和立体井组的压裂施工参数，可规避施工风险，实现均衡改造。首先，根据水平段钻遇岩相情况开展差异化段簇长度设计，避开岩相界面，降低岩相界面带来的套损风险。综合考虑沿井应力剖面、压力剖面及天然裂缝差异，合理优化液砂用量、排量等参数，降低压裂过程中诱发天然裂缝滑移的可能性，保障人工裂缝均衡扩展。其次，设计压裂参数时，根据压裂工艺优化各井合理压裂液量、砂量、段簇施工排量，避免井间干扰带来的套损、压窜等问题。压裂施工中持续跟踪井组压力动态响应，实时调整井组施工顺序、改造规模，避免因局部高压、高应力集中带来的系统性套破风险，保障页岩储层立体均衡改造。
3.3 页岩油全周期优化调控技术
以充分利用地层和人工能量，长期保持高压力水平、提高渗吸效率、降低应力敏感为目标，形成基于“压元”的页岩油开发全生命周期优化调控技术。
3.3.1 焖井时间优化
济阳页岩油储层渗吸作用明显，压裂后初期合理焖井有利于提高渗吸效率和油井产能。岩心自发渗吸实验表明，页岩岩心8 d左右渗吸置换效率达到峰值；矿场实践表明，井口油压在焖井10~15 d后稳定。综合分析确定济阳页岩油合理焖井时间为10~15 d。
3.3.2 返排压差优化
返排初期油相存在启动压力梯度，需要适当放大生产压差激活油相渗流。结合岩心渗流实验、压裂段岩相特征、产液剖面、见油压差等分析结果，确定泥质灰页岩、灰质泥页岩及含灰质泥岩启动压力梯度为2~12 MPa/m，随着层理缝数量增加，泥质灰页岩启动压力梯度由2 MPa/m下降至0.1 MPa/m，含灰质泥岩启动压力梯度由12 MPa/m下降至3 MPa/m。实践表明，压后初期适当放大生产压差至3~6 MPa，可以克服近井地带启动压力梯度，快速激活油相渗流通道，促进油井尽早见油。
3.3.3 生产压差优化
压裂缝网是页岩油产出的主要流动通道，控制合理生产压差可减少应力敏感，降低缝网体积损失率，最大程度保持缝网导流能力。缝网体积损失率为当前有效裂缝体积与初始裂缝体积的比值，其可反应压后流动空间变化。生产实践表明，大油嘴（6~8 mm）时生产压差为7~8 MPa，缝网体积每天损失超过1%、弹性产率低于800 t/MPa；而小油嘴（3~4 mm）时生产压差为2~3 MPa，缝网体积相对稳定、弹性产率超过1 500 t/MPa，单井最终可采储量可提高10%。
4 “三元”储渗理论在开发实践中的应用
博兴洼陷位于东营凹陷西南部，为典型的复杂断块型页岩油储层，发育不同级别断层，断块间距小，地层倾角变化大。在深化地质认识基础上，系统评价出4个Ⅰ类甜点（Es3x-3、C4、C5、C8层）。在Ⅰ类甜点区部署立体3层9口井的FYP1开发井组（见图7 ），水平段长度平均2 176 m，其中C5层在FYP1井周围部署4口开发井，平面井距400 m；C8层部署FY1-3HF井，Es3x-3层部署FY1-1HF井；FY1-2HF和FY1-8HF井为C5小层2口小角度水平井，水平段长度平均为1 468 m，与水平最大主应力方向夹角15°~20°。
通过地质工程一体化与“一井一策”差异化设计压裂方案，8口新井共压裂252段，总液量69.6×104 m3（单段2 764 m3），砂量4.15×104 m3（单段165 m3），CO2用量4.09×104 t，平均单井压裂改造体积1 786×104 m3。小角度水平井通过“定向射孔+多次暂堵+纤维携砂+自悬浮支撑”的强化改造，单井压裂改造体积达到常规布井的65%左右，保障了改造效果。8口井自2022年9月陆续投产，在“三元”储渗理论指导下，通过优化阶梯控压生产方式，单井峰值日产油均超50 t，5口井峰值日产油超过100 t，井组峰值日产油达530 t。两口跨断层水平井投产初期日产油39.8 t，峰值日产油68 t，12个月累计产油超过1.0×104 t，取得较好的开发效果。
尽管济阳坳陷各主要洼陷均实现了产量突破，但由于岩相、储集性、含油性及开发含水规律等存在的差异，要实现规模效益开发仍面临许多挑战。巨厚层（1 500 m）页岩油的井网设计及复杂流体控制、断裂发育区井网部署、异常高温高压条件下的优快钻井、压裂干扰和套损风险防控、提高采收率等技术仍亟待攻关。进一步深化济阳页岩油储层富集高产理论、甜点评价和立体开发优化设计、提高采收率等关键技术攻关，是实现济阳页岩油规模化高效开发的有效途径。
5 结论
济阳页岩油资源量丰富，咸化湖盆烃源岩厚度大、无机孔及层理缝发育、储集物性及保存条件好，是济阳页岩油实现高产的物质基础。合理利用天然裂缝，通过压裂改造提升人工缝网复杂程度、储量控制程度，可增加地层能量，大幅提高页岩油的流动空间和流动能力。复杂缝网与高压协同可提高油水渗吸置换效率，有效降低含水。通过精细控压，可充分利用高压优势，降低页岩应力敏感，提高单井可采储量。“储元”、“缝元”、“压元”的“三元”协同，共同支撑济阳页岩油的高产稳产。
以“三元”储渗理论为指导，初步形成了以页岩油立体开发井网优化设计、立体均衡压裂、全周期优化调控等技术为核心的页岩油立体开发技术，有效支撑了济阳页岩油开发实践。要实现页岩油的规模化效益开发，下一步仍需要继续深化“三元”储渗理论内涵，强化地质工程一体化的关键技术攻关，不断丰富和完善页岩油立体开发技术，为实现陆相页岩油高效开发夯实理论和技术基础。