0 引言
北美海相页岩油发展历程调研表明，技术迭代是实现页岩油气规模效益开发的必由之路，本文通过梳理总结以济阳页岩油为代表的陆相断陷湖盆页岩油开发钻井、压裂和开发技术迭代成果，提出页岩油开发技术迭代的发展方向，以期为加快形成陆相断陷湖盆页岩油高效开发技术系列，实现页岩油规模效益开发提供借鉴和参考。
1 美国页岩油气开发技术迭代与成效
美国页岩油气快速发展始于2005年，期间经历两次革命[7⇓⇓-10]：①2005—2014年第1次页岩革命。通过“水平井+水力压裂”技术，美国页岩气产量实现了爆炸式增长，天然气价格持续走低，先后建成了巴内特、鹰滩、马塞勒斯等页岩气主力产区。面对气价低、油价高的形势，各油气作业者开始探索采用“水平井+水力压裂”技术开采页岩油，首先在巴肯页岩油获得规模性突破，随后在二叠盆地实现页岩油的大规模开发。②2015—2018年第2次页岩革命。2014年国际油价暴跌并持续低位运行，美国上百家页岩油气公司申请破产，但也有许多公司依靠技术迭代提高钻完井效率，降低建井成本，将页岩油单井可采储量由2.0×104 t提高到8.0×104 t，渡过了危机，实现了页岩油产量的飞速增长[11]。其中最重要的技术迭代是钻井和压裂技术，依靠此举，美国页岩油气公司打出了一批“三超一强”（超长水平段、超级一趟钻、超级井工厂、强化钻井参数）水平井，使页岩油气开发效率大幅提升。
1.1 钻井技术迭代进步
美国页岩油气钻井技术迭代主要经历了丛式水平井钻井技术突破、超级一趟钻技术和自动化高效钻井技术3个阶段。
1.1.1 丛式水平井钻井技术突破阶段
针对丛式水平井钻井作业特点，攻关形成了高效可移动钻机技术和丛式井批钻模式等，同时通过工厂化作业提高钻机整体效率，钻机在井口之间的移动时间降至30 min。二叠盆地采用20个丛式井组平台钻60口水平井开发4个层位，作业成本降低6%~8%[12]，超级井场最多可达64口井开发5个层位。
1.1.2 超级一趟钻技术集成应用阶段
美国油气公司为实现页岩油气经济高效开发，探索形成了以一体化PDC（聚晶金刚石复合片）钻头、长寿命螺杆、旋转导向为核心的超级一趟钻技术，旋转导向应用率超90%，造斜段+水平段“一趟钻”成为常态。二叠盆地、鹰滩、巴肯页岩油一趟钻进尺分别达4 448，5 790，4 000 m，大幅提升了钻井效率，降低了钻井成本。贝克休斯公司在美国丹佛-朱尔斯堡盆地仅用3.5 d就钻成井深5 405 m的页岩水平井[13]。
1.1.3 自动化高效钻井阶段
1.2 压裂技术迭代升级
美国页岩油气压裂技术以提高有效改造体积、降低成本为目标，在密切割、强加砂、暂堵转向等方面持续发力[24]，参数不断优化，技术持续迭代。压裂技术发展经历了水平井分段压裂、水平井体积压裂和长水平井密切割体积压裂3次技术迭代升级，各级迭代压裂施工参数均有较大程度提升（见表1 ）。
1.2.1 水平井分段压裂技术
水平井钻井和压裂技术的组合应用，助推页岩油气开发效果实现了跨越式提升。水平井分段压裂技术极大地提升了储层与裂缝的接触面积，改造效果较直井压裂呈倍数增加。第1代压裂技术以压开储层、造两翼长缝为主要目标，分段分簇偏少、簇间距较大、施工排量和加砂强度较低，水平井压裂技术处于起步阶段，关键压裂技术指标较低。
1.2.2 水平井体积压裂技术
受储层条件、井网和压裂工艺等多重限制，单纯通过增加裂缝长度来提高页岩油气产量的效果并不明显。为实现页岩油气的高效开发，以主裂缝为主、分支缝为辅构建复杂裂缝系统，实现对页岩储层的三维立体改造。在良好的市场和政策条件下，形成了井工厂平台井组、同步压裂、拉链式压裂、极限限流射孔、变黏一体化压裂液体系、全可溶桥塞和石英砂替代陶粒等新模式与新工艺，压裂效率提升1倍以上，水平段长、簇间距、用液强度、加砂强度等压裂工程参数不断强化，在提高单井产量的同时降低了工程成本。
1.2.3 长水平井密切割体积压裂技术
1.3 井网部署模式迭代升级
中国陆相断陷湖盆页岩油的地质特点不同于美国，需要在科学借鉴、消化吸收美国页岩油技术迭代成果的基础上，加强自主创新，形成具有中国特色的开发、钻井和压裂技术迭代体系，提升效率，降低成本，稳步推进陆相断陷湖盆页岩油效益开发[38]。
2 济阳陆相断陷湖盆页岩油开发技术迭代与成效
2.1 济阳页岩油地质特点
与国内外其他盆地页岩油相比，济阳陆相断陷湖盆页岩油在页岩沉积时代、沉积环境、沉积规模、矿物组成、热演化程度、温压场、构造系统以及流体性质等方面具有很大差异（部分对比参数见表2 ），具有演化程度低、埋藏深、厚度大、高温高压、构造复杂、岩相复杂、流体性质复杂的特点。其富有机质页岩主要形成于新生代古近纪，地层年代新，热演化程度低，其中Ro<0.9%的资源量占比达90%。埋藏深度3 000~5 500 m，地层厚300~600 m，局部可达1 500 m[39]。
表2 济阳页岩油与北美页岩油特征对比表 |
| 页岩油区 | 沉积类型 | 岩相 | 埋藏深度/m | Ro/% | 原油密度/(g•cm−3) | 压力系数 | 黏度/(mPa•s) | 气油比/(m3•m−3) |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 济阳坳陷 | 湖相 | 泥灰岩、灰泥岩 | 3 000~5 500 | 0.5~1.0 | 0.82~0.94 | 1.20~2.00 | 16.80 | 40~1 300 |
| 二叠盆地 | 海相 | 砂岩、泥灰岩 | 2 200~3 000 | 0.6~1.5 | 0.82 | 1.50 | <1.00 | 40~1 600 |
| 威利斯顿盆地巴肯组 | 粉细砂岩、长英质页岩 | 2 100~3 300 | 0.7~1.3 | 0.82 | 1.20~1.60 | 0.45 | 89~249 | |
| 西海湾盆地鹰滩组 | 泥灰岩 | 1 000~3 400 | 0.5~2.0 | 0.84 | 1.30~1.80 | <1.10 | 240 |
济阳坳陷古近系沙河街组四段上亚段（沙四上亚段）—沙河街组三段下亚段（沙三下亚段）为半深湖—深湖相沉积，总体为咸化环境，造成页岩中碳酸盐矿物含量高（11.0%~95.0%，平均48.6%），主力页岩发育层段在生烃增压作用下，地层压力系数达1.2~2.0、地层温度达到130~200 ℃，为异常高压、高温系统。济阳页岩油的复杂性主要体现在岩相类型、构造特征以及流体性质3个方面。页岩油岩相类型多达16种，其中纹层状泥质灰页岩与纹层状灰质泥页岩分布最广，具有灰质组分含量高、高频纹层结构发育、有机质丰度高的特点。多期次、高强度构造运动促进各级次断层、构造裂缝发育。受热演化程度和埋藏深度的影响，济阳页岩油流体性质多样，原油密度0.82~0.94 g/cm3，总体以中质油为主，局部发育轻质油，同时流体性质横向、纵向变化快，不同洼陷、不同深度的原油性质差异较大[40]。因此济阳页岩油的开发不可能直接采用北美页岩油气开发技术，需要不断创新实践，建立适合其地质特征的页岩油开发技术。
2.2 开发技术迭代
页岩油开发具有初期产能高、递减快、稳产难度大的特点，基于济阳页岩油地质特征和流体性质，在开发实践中，逐步形成页岩油甜点评价、井网优化、井距设计等关键技术。
2.2.1 精细甜点评价，夯实效益开发基础
精细甜点评价是实现页岩油效益开发的基础。济阳陆相断陷湖盆页岩油甜点评价主要经历早期勘探阶段的“四性”有利岩相评价和开发试验阶段的地质-工程“双甜点”评价两个阶段[41]。
早期勘探阶段，基于岩石物理实验及测井响应特征分析，应用岩心刻度测井，通过密度、中子孔隙度、阵列声波等测井曲线，开展页岩储层储集性、含油性、流动性和可压性“四性”参数测井计算方法研究，建立了济阳页岩油储层多矿物体积模型。综合多个测井响应方程，计算岩石各种矿物组分、流体的体积分数以及脆性矿物含量。利用测井曲线拟合、多矿物反演等方法定量评价储层孔隙度、渗透率。采用测井曲线拟合、曲线重叠法等方法计算TOC、Ro等地球化学参数。
济阳页岩油开发试验阶段，聚焦缓坡带富灰和陡坡深洼带混积两大类页岩油类型，开展地质-工程“双甜点”评价。缓坡带富灰型页岩油以纹层状亮晶泥质灰页岩和隐晶灰质泥页岩为有利岩相，陡坡深洼带混积型页岩油以纹层状混积页岩为有利岩相。以陆相断陷湖盆页岩油富集理论为指导，通过系统取心，结合岩心实验、测井、录井等方法，系统分析各层段地质、工程参数差异，明确单井纵向甜点分布。综合分析岩心、测试、测井等资料，明晰不同构造部位成熟度、孔隙度、脆性矿物、压力系数等关键参数差异，实现甜点平面预测。综合考虑影响页岩油形成与富集的核心要素，优选TOC、Ro、孔隙度、有利岩相组合厚度等涵盖烃源岩特性、储集层物性、含油性等的地质品质评价参数，以及脆性指数、岩石力学参数、隔夹层厚度等工程品质参数，构建页岩油甜点的定量评价标准（见表3 ）。相较于缓坡带富灰页岩，陡坡深洼带混积页岩成熟度更高、裂缝更为发育。优选甜点后压裂模拟不同入靶位置的人工裂缝缝高、缝长和改造体积，优选黄金靶窗位置，指导多层井位部署。如牛庄洼陷牛页1-3HF水平井采用页岩油甜点定量评价标准布井，该井实钻水平井长度2 425 m，Ⅰ类甜点钻遇率100%。压裂液用量78 649 m3，加砂量4 667.2 m3，截至2024年4月6日，生产644 d，累计产油3.59×104 t，生产效果良好。
表3 济阳坳陷页岩油地质工程双控甜点评价标准 |
| 甜点 类型 | 地质因素 | 工程因素 | ||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Ro/% | 压力系数 | 有利岩相占比/% | 有利岩相厚度/m | 脆性矿物含量/% | 弹性模量/GPa | 泊松比 | 隔夹层厚度/m | |
| Ⅰ类 | 0.7~1.0 | >1.4 | >60 | >30 | >60 | >20 | <0.3 | <3 |
| Ⅱ类 | 0.6~0.7 | >1.4 | 30~60 | >30 | >50 | 15~20 | 0.3~0.4 | <5 |
| Ⅲ类 | 0.6~0.7 | 1.2~1.4 | 10~30 | 10~30 | >50 | <15 | >0.4 | >5 |
2.2.2 优化井网部署模式，提高页岩储量控制程度
济阳页岩油水平井开发处于开发试验阶段，井位部署经历单层开发和多层立体开发两个阶段。首先在樊页平1试验井组采用单层开发，以避免压窜、减小井间干扰为设计原则，井距380~500 m，水平段长度2 000 m。在此基础上以增大箱体储量控制为设计原则，在牛庄一区试验井组采用多层立体交错井网开发，井距300~410 m，水平段长度2 000~3 000 m。
为探索页岩油水平井开发井网部署模式，在单井产能突破基础上，首先开展济阳坳陷博兴洼陷樊页平1开发先导试验井组平面单层开发试验。统计多口压裂井压裂施工参数与裂缝监测结果，建立单段裂缝压裂规模与液量的关系。随着单段压裂液用量增加，裂缝半长呈现先增加后逐渐稳定的特征，当裂缝半长超过200 m时，裂缝半长增长幅度趋缓，裂缝延展能力受到一定限制。借鉴北美页岩油气开发实践，设计水平井井距为微地震监测压裂半缝长的2倍。不同井距下压裂缝网形态模拟结果（见图1 ）表明400~450 m井距既可保证井间储量动用率较高，又能减小压窜风险。
樊页平1井组为首个开发试验井组，井组断裂系统复杂，在综合考虑不同级别断层发育及裂缝发育情况的基础上，樊页平1井区C5层共部署5口水平井，分别设计380、450、500 m等多种井距，通过监测井组压裂时井间干扰情况来检验井距合理性。微地震及示踪剂监测表明井间裂缝交叉现象不明显，干扰以压力传导为主，天然裂缝导致的流体窜通干扰占比较小。在压裂规模为砂量2.7~3.2 m3/m、液量45.5~52.0 m3/m的情况下，压裂裂缝平均长度329 m，水平井井间存在一定的未动用区域。实践表明，在目前压裂规模下，380~500 m井距偏大。由于模拟时模型参数（天然裂缝密度、分布等）与实际地质条件有所差异，且未充分考虑井间干扰对裂缝扩展的影响，因此实践结果与模拟结果未能一致。未来需要加强精细地质模型构建，同时完善裂缝扩展模拟方法。
在平面单层多口水平井开发成功基础上，针对济阳厚层页岩纵向厚度大、有利岩相多的特点，在牛庄洼陷开展多层开发试验，探索进一步扩大储量控制技术。压裂物理模拟、数值模拟和裂缝监测表明，射孔点处主裂缝纵向延伸高度最大，远离射孔点，裂缝高度快速减小，综合认为垂直于水平井筒的裂缝形态呈“菱形”。结合研究区地质特征和生产动态，以裂缝模拟和油藏数值模拟为分析手段，优化设计正对、交错两套井网形式（见图2 ）。结果表明：交错井网由于井间储层动用程度高，油井稳产时间长，累计产油量高；正对井网不同井排的井间干扰强，井间储层动用程度相对较低，稳产时间和累计产油量均低于交错井网。
开发过程中，井间存在一定程度的压裂冲击与压力干扰，但这并不意味油井生产过程中将出现井间干扰。基于牛庄洼陷牛页1-3HF评价井的微地震监测、生产动态分析、油藏数值模拟和油藏工程方法计算了水平井压裂后的储量动用情况，结果表明水平井开发过程中地层存在易流、缓流、滞流3个渗流区域。生产早期油气主要来自人工缝网，渗流阻力小，产量高，但递减快，该部分区域为“易流区”。随着开发的进行，人工缝网内的压力逐渐衰竭，基质开始向人工缝网内供油，因基质渗透率极低，流体供给速度慢，该部分区域为“缓流区”。易流区和缓流区的产油贡献率约占98%，缓流区外径接近极限泄油半径，可以通过投产井早期生产数据采用产量瞬态分析方法确定。其余油相未能动用的区域则称为“滞留区”。压裂模拟结果表明，井距为200~300 m时压窜比例为64%~83%，压窜现象严重。两井间存在滞留区可避免压窜，但储层动用率低，滞留区为30~80 m时，储层动用率将减少9~21个百分点。立体开发井距设计要适配人工井网与人造缝网，涪陵页岩气立体开发过程中，通过井网井距、压裂参数优化，实现了“通而不窜”，矿场统计表明，252口新井压裂中对老井产生408井次干扰，其中对一次井网的老井正面影响占比为84%，负面影响占比为2%，无影响占比为14%[42]。济阳页岩油立体井网井距优化的关键是实现邻井缓流区重叠，实现井间“通而不窜”。矿场统计表明基质型页岩极限泄油半径为155 m，纹层型页岩为180 m，天然裂缝发育型页岩为205 m。在目前压裂条件下，综合优化确定不同类型页岩合理井距、层距等参数如表4 所示。
表4 不同类型页岩合理井距、层距优化结果 |
| 页岩类型 | 井距/m | 层距/m | 单井可采储量/104 t |
|---|---|---|---|
| 基质型 | 300~310 | 50~65 | 4.2 |
| 纹层型 | 300~360 | 45~55 | 5.0 |
| 天然裂缝发育型 | 350~410 | 65~85 | 6.5 |
2.3 钻井技术迭代
济阳页岩油水平井钻井历经技术探索、创新攻关、集成提升3个阶段，形成了以“三开井身结构+合成基钻井液+精细控压钻井+抗高温旋转导向+地面降温”为主的优快钻井技术体系，实现了页岩油钻井从“打得成”到“打得快”再到“打得好”的目标（见表5 ）。
表5 济阳页岩油钻井技术迭代过程 |
| 迭代阶段 | 时间段 | 迭代方向 | 系列措施 | 实践效果 |
|---|---|---|---|---|
| 技术探索 | 2011—2020年 | 优化井身结构 | 三开井身结构、优选钻头套管系列、优化井眼轨迹 | 打得成 |
| 创新攻关 | 2021—2022年 | 强化钻井液体系 | 复合盐钻井液、合成基钻井液、常温旋转导向+随钻测井 | 打得快 |
| 集成提升 | 2023年至今 | 研发高端仪器设备 | 精细控压钻井、抗高温旋转导向+降温设备、升级排量/泵压参数、高端自动化装备 | 打得好 |
2.3.1 优化井身结构实现“打得成”
济阳页岩油目的层主要分布在沙三下亚段和沙四段，沙三中亚段以浅地层为常压，承压能力当量密度为1.5~1.6 g/cm3，从沙三下亚段页岩层段开始压力逐渐抬升，到沙四上亚段时压力系数高达1.8~2.0。在此情形下，同一裸眼段打开高压、低压两套压力系统，势必导致上漏下涌的复杂情况。为保障钻井成功，对钻井液密度超过1.6 g/cm3的页岩油水平井段，须下一层技术套管，要求深度超过沙三中及以上承压能力低的砂层，防止三开出现涌、漏同存的情况。在确定三开井身结构的基础上，统筹考虑建井周期、压裂增产需要，优选钻头套管系列，形成了适应性良好的井身结构系列（见表6 ）。
表6 第1代和第2代井身结构对比表 |
| 钻井迭代 | 井身结构 | 应用效果 | 典型井 |
|---|---|---|---|
| 第1代 | Φ339.7 mm+Φ244.5 mm（封沙三上亚段）+Φ139.7 mm | 三开钻井液密度达到1.7 g/cm3后套管鞋处地层被压漏 | 牛页1-1HF |
| 第2代 | Φ339.7 mm+Φ244.5 mm（封沙三中亚段）+Φ139.7 mm | 完钻密度1.80~1.95 g/ cm3未压漏上层套管鞋 | 丰页1-1HF、牛页1-2HF |
以民丰洼陷为例，基于测井资料、地层破裂压力实验、实钻经验等数据建立目标区块地层压力剖面，基于裸眼段不发生井涌、井漏、坍塌、卡钻的力学平衡关系，利用自下而上的井身结构设计方法，计算出技术套管下入垂深约3 150 m可通过沙三中亚段二开完井，最终确定出合适的井身结构：一开为Φ444.5 mm× Φ339.7 mm，垂深400 m；二开为Φ311.2 mm×Φ244.5 mm，垂深3 150 m；三开为Φ215.9 mm×Φ139.7 mm，水泥返至井口。
该地区页岩油钻井早期井二开Φ311.2 mm井眼存在PDC钻头定向难度大、钻进时效低，牙轮钻头机械钻速低、寿命短等问题，平均每口井3~4趟钻。基于井眼轨道优化、钻头优选，牛页一区试验井组实现二开两趟钻；通过优选钻头、优配螺杆和水力振荡器、优选参数、优化轨道、配套高性能钻井装备等系列措施，民丰洼陷评价试验井组实现了二开一趟钻。通过多轮次技术迭代提升，解决了三开结构二开大井眼定向施工钻井趟次多的问题，初步形成二开一趟钻技术。
2.3.2 强化钻井液体系支撑“打得快”
在实现“打得成”基础上，攻关重点转移至提高钻井效率。济阳陆相断陷湖盆页岩油储层上部地层水化、造浆严重，易造成钻具泥包、起下钻阻卡，同时流变性难以控制，泥饼虚厚，存着井眼清洁差等问题。储层段高温高压钻井过程中面临高凝油侵入的风险，也存在井壁易坍塌的问题，常规水基钻井液体系无法满足页岩油水平井钻井施工的要求。
针对以上问题，创新利用Ca2+、Na+降低水的活度，提高渗透压；利用K+限制膨胀和分离，确保钻井液的强抑制性，同时保障井眼清洁，减少短时起下及划眼，使得井径更规则，固井质量更高。结合地层特点、造浆能力、地层水型及活度，通过200余套抑制性及流变性评价实验，结合携岩效果，采用大分子聚合物、胺基聚醇、无机盐等协同提高钻井液抑制性，优化建立适应不同区块的水基钻井液体系（见表7 ）。
表7 不同钻井液体系性能表 |
| 钻井液类型 | 配方 | 具体性能、指标 | 效果 | |
|---|---|---|---|---|
| 水基钻井液 | 1%~3%土浆+0.5%~2%CaCl2+5%~10% NaCl+ 2%~5%KCl+1%~2%降滤失剂+2%~5%润滑剂+ 0.5%~1.0%流型调节剂+2%~3%级配填充剂 | 密度1.05~1.15 g/cm3，黏度30~35 s，塑性黏度8~15 mPa·s，动切力1~3 Pa，切力0~2 Pa或4~6 Pa，pH值8，活度小于等于0.9 Bq | 二开机械钻速 提高80%以上 | |
| 低土相合成基钻井液 | 80%合成基基液+20% CaCl2水溶液+3%~4%复合乳化剂+1%~3%润湿剂+3%~5%碱度调节剂+ 0.5%~1.0%有机土+1%~2%降滤失剂 | 基浆：油水比80∶20，塑性黏度10~20 mPa·s，动切力2~4 Pa，切力1~2 Pa或2~4 Pa，破乳电压350~550 V；密度1.85 g/cm3。井浆：塑性黏度小于等于40 mPa·s，动切力大于等于8 Pa，切力3~5 Pa或6~10 Pa | 释放排量， 由30 L/s增至 35~37 L/s | |
早期钻井使用柴油基钻井液，存在闪点低、挥发性强、人体伤害大、钻井液损耗大、抗高凝油污染能力差、流变性能控制难等问题，起钻时抽吸易发生井控问题及井壁失稳等复杂情况。针对以上问题，研发了低相对分子质量合成基基液，是由低碳烃合成的一种具有高支链度结构的异构烷烃，具有燃点高、倾点低、环保性好、黏度低、低温流动性和高温稳定性好等优点。为了解决高温高凝油侵入、井壁稳定性差的问题，同时释放排量、提高钻速、保持井眼清洁，以该基液为基础，配合研发的抗高温乳化剂、分散降黏剂、多尺度封堵剂，配制低土相合成基钻井液体系（见表7 ），体系耐温能力达到230 ℃，抗原油侵入能力达到20%，提升地层承压能力7 MPa，维持了井壁稳定和井眼安全，三开钻井周期缩短35%。与国外页岩油水平井钻井技术相比，合成基钻井液低黏提速技术有待于进一步试验。
2.3.3 研发高端仪器设备助力“打得好”
2.3.3.1 精细控压钻井设备
针对济阳页岩油深井、超深井复杂压力控制难题，研发了SL-Balance系列第1代电液驱精细控压钻井系统和第2代全电驱精细控压钻井系统（见表8 ）。第2代全电驱精细控压钻井设备提升了井口控压精度、设备体积及质量、节流阀开闭时间等技术指标，达到了高响应、高精度等性能指标，实现了技术装备的迭代提升，成功解决了页岩油钻井过程中的溢漏同存难题，加快了页岩油勘探开发步伐。
表8 济阳页岩油精细控压钻井设备参数对比 |
| 钻井系统 | 驱动形式 | 压力 等级/MPa | 控压精度/ MPa | 设备 体积/m3 | 设备 质量/t | 管道 路数 | 管路尺寸/ mm | 节流尺寸/ mm | 执行 精度/mm | 开闭 时间/s | API标准 | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 电液驱精细控压 | 电控液驱动 | 35 | ±0.25 | 36.50 | 13 | 4 | 103 | 65 | 0.50~1.00 | 20 | API Spec 6A | |
| 全电驱精细控压 | 一体式电动直线驱动 | 35 | ±0.10 | 11.97 | 6 | 4 | 103 | 80 | 0.03 | 7 | API Spec 6A、16C |
济阳页岩油高温高压、储层压力敏感、钻井安全压力窗口窄，极易引起井眼漏、溢，甚至置换，油气侵入会极大地影响合成基钻井液性能，采用第2代全电驱精细控压钻井系统，按“微过平衡、微流量、微漏失”原则实施精细控压钻完井作业，实施了控压钻进、控压接立柱、控压起下钻、控压下套管及控压固井等压力控制作业。以钻井液密度窗口下限开钻，钻进时施加井口套压0~2 MPa，根据井筒溢漏情况，适时调整回压值。截至2024年4月6日，已应用近30口井，成功解决了井下溢漏复杂难题，保障钻井施工安全，减少钻井液漏失54%，钻完井周期缩短67.6%。
2.3.3.2 长水平段钻井配套设备
美国的超级一趟钻技术为济阳页岩油水平井钻井技术迭代提供了新的思路。济阳页岩油具有高温高压、裂缝发育等特征，钻井过程中易发生旋转导向钻井系统失灵、涌漏并存的问题。牛页一区应用“风冷+水冷”降温设备，循环温度平均下降10~15 ℃，保证了旋转导向系统可在125~135 ℃温度条件下长时间钻进，降低了工具因高温造成不可逆损毁的风险。NY1-3-301HF井没有使用地面降温设备，其循环温度高达164 ℃；NY1-3-501井使用了地面降温设备，循环温度持续保持为120~125 ℃，可见降温效果良好，该技术为牛页一区实现水平段优快钻进和后续胜利页岩油高效开发提供了可靠保障。
针对济阳页岩油特点，研发的精细控压钻井设备和长水平段钻井配套设备等应用后大幅度提高了水平井轨迹控制能力，牛页一区试验井组20口井分5批次实施，有利岩相钻遇率由第1轮的94%提升至99%以上，完钻轨迹全部达到设计指标。
通过钻井技术迭代，济阳页岩油形成了以“三开井身结构+合成基钻井液+精细控压钻井+抗高温旋转导向+地面降温”为主的优快钻井技术体系，牛页一区试验井组钻井周期早期平均80.0 d，经边钻井边总结，完成了第1、第2、第3共3轮技术迭代，最终钻井周期降为平均34.3 d（见图3 ），缩短了57.1%。通过进一步技术迭代，牛庄和民丰洼陷钻井周期降至30.0 d以内；三开11口井实现全旋转导向钻进，9口井1趟钻完成，最短周期10.0 d。民丰洼陷首次实现“1+1+1”模式（3个开次3个一趟钻），钻井周期最短24.5 d，缩短了28.6%。通过优化三开井身结构，多个洼陷均实现了钻井突破，井深超过6 000 m，水平段长度由2 000 m以下增至3 300 m，增幅超过65%。
2.4 压裂技术迭代
济阳页岩油通过强化压裂技术攻关，由第1代水平井组合缝网压裂技术、第2代水平井密切割压裂技术到第3代水平井极限限流密切割压裂技术（见表9 ），实现了页岩油压裂工艺质的飞跃（见表10 ），实现了从“压得开”、“压得好”到“压得优”的跨越，形成了从组合缝网、密切割压裂到极限限流密切割压裂的3次技术迭代。
表9 济阳页岩油压裂技术迭代过程 |
| 迭代代数 | 时间段 | 压裂技术名称 | 技术系列 | 设备 | 矿场实践 | 实践效果 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 第1代 | 2018—2020年 | 水平井组缝网体积 压裂技术 | 前置酸蚀蚓孔降破技术、CO2增能扩缝技术、 多级分段压裂技术、高导流压裂技术 | 2000型柴驱车组 | 义页平1、樊页平1井 产能突破 | 压得开 |
| 第2代 | 2021—2022年 | 水平井密切割 压裂技术 | 多粒径全支撑、密切割均衡扩展技术、 多井协同压裂技术 | 5000型全电驱车组 | 牛页一区井组成功 实施 | 压得好 |
| 第3代 | 2023年至今 | 水平井极限限流密切割 压裂技术 | 极限限流+尖端暂堵工艺、非均匀射孔技术 | 电驱自动化机组 | 民丰大平台小井组 有序推进 | 压得优 |
表10 济阳页岩油压裂参数迭代 |
| 压裂迭代 | 水平段长/m | 压裂段长/m | 簇间距/m | 加砂强度/(t•m−1) | 综合砂比/% | 单段改造体积/104 m3 |
|---|---|---|---|---|---|---|
| 第1代 | <1 500 | 75 | 20~30 | 1.2 | 4 | 20~35 |
| 第2代 | 1 500~3 500 | 60~70 | 10~20 | 3.8 | 6 | 40~50 |
| 第3代 | 3 000~4 800 | 50~60 | 3~8 | 4.5 | 9 | 50~70 |
目前济阳页岩油在压裂段长、簇间距、施工排量、用液强度与加砂强度等工艺参数上，总体与北美页岩油第3代压裂技术接近，受页岩油埋藏深、水平应力差异大、天然裂缝发育等因素的影响，在水平段长度、布缝密度、滑溜水占比等参数上仍有差距。
2.4.1 组合缝网压裂技术实现单井产能突破
济阳页岩油埋深普遍超过3 500 m，具有埋藏深、物性差、岩性复杂、塑性强、压开难度大的特点，早期勘探开发阶段，常规体积压裂未能实现“万方液”、“千方砂”的改造规模，压裂缝网导流能力难以满足经济高效开采需求。如B1H井压后1个月，页岩油产量从峰值8.22 t/d跌至不足1.00 t/d，存在压不开、撑不住、改造体积小、产能低等难题。
针对储层物性差、压开难度大的难题，形成综合“CO2与酸液降破促缝+压裂液变黏高黏+主裂缝脉冲加砂”的济阳坳陷页岩油组合缝网高导流压裂新技术。
在压裂液体系方面，研究提出了“CO2与酸液联合降低破裂压力、促进裂缝发育、前期注入低黏度压裂液、后期注入高黏度压裂液”的组合压裂液模式。室内实验表明，超临界CO2浸泡能将页岩破裂强度降低9%~20%，矿场压裂实践表明，注入200 t CO2和30 m3低黏度酸液后，储层破裂压力降幅达19 MPa。CO2增能压裂裂缝扩展模拟表明，当前置CO2比例由10%增加至30%时，分支缝网密度由0.06条/m增加至0.13条/m，增加了117%。CO2能够起到很好的压裂改造效果，前置CO2压裂技术已在69口页岩油水平井中应用。
为了提升压裂液黏弹性和耐温性，通过复配乳液型稠化剂与增效剂，实现分子间自组装相互穿插，使阴阳离子间相互吸引形成离子键，更容易实现增黏，得到的复配液在低用量下具有优异的耐温耐剪切性。采用质量分数为1.2%的复配液配制的压裂液在160 ℃、剪切速率170 s−1条件下测试2 h，压裂液黏度大于40 mPa·s，同时该压裂液具有良好的携砂能力，24 h静态携砂实验表明支撑剂沉降速率仅为3.6×10−4 mm/s。
在支撑剂方面，针对自支撑缝、分支裂缝和主裂缝构成的复杂缝网体系，通过裂缝导流能力模拟研究发现，采用0.212~0.380 mm（40~70目）+0.150~0.212 mm（70~120目）+0.109~0.150 mm（100~140目）等粒径石英砂替代0.109~0.212 mm（70~140目）石英砂，可强化支撑剂在分支缝中的运移和有效支撑，实现远端自支撑缝错位充填。NY1-2HF井采用石英砂全替代陶粒现场压裂试验中，采用0.109~0.150 mm（100~140目）石英砂降滤降压，处理裂缝形态，0.150~0.212 mm（70~120目）石英砂支撑主裂缝，采用0.212~0.380 mm（40~70目）石英砂支撑缝口和近井裂缝，提升支撑剂铺置高度和支撑距离，分支缝网的有效支撑体积提高了30%以上，实现了压裂裂缝的多级支撑。FYP1井采用组合缝网压裂技术，试油阶段采用 8 mm 油嘴控制放喷，最高日产油171 t。
2.4.2 密切割压裂实现改造体积提升
随着济阳页岩油勘探开发的深入，逐步认识到前期压裂存在裂缝间距过大，缝间储量得不到充分动用等问题。前期水平井裂缝间距普遍大于50 m，单缝“缝控储量”低，多数射孔簇裂缝并没有得到有效的扩展，裂缝复杂程度及缝间储量动用效率较低。针对济阳页岩油储层特征，采用有限元法建立页岩油水平井密切割多裂缝动态扩展模型，应用数值模拟技术研究诱导应力差、净压力、裂缝缝宽等因素对缝间干扰的影响，对单段射孔簇数、射孔簇间距、压裂施工规模等关键压裂参数进行优化，形成了密切割参数图版（见图4 ）。基于富层理页岩水力裂缝模拟方法，以减小应力干扰负面影响、最大化改造体积为目标，兼顾页岩层理发育段均衡改造，将簇间距由早期的几十米下调至8~12 m，单段射孔簇也由原来的2~3簇上调至5~9簇。
针对压裂时段内多簇非均匀扩展严重的问题，通过暂堵转向技术提高地层改造的均匀程度。矿场实践表明，未暂堵时中间簇裂缝扩展受到限制，改造不充分；实施暂堵后裂缝扩展相对均衡，裂缝带的泄流面积增加（见图5 ）。济阳页岩油采用绳结+柔性暂堵剂材料，封堵压力可达11 MPa以上。“密切割+暂堵”压裂关键技术实现了水平井由“压开”储层向“压碎”储层的工艺升级，单井改造体积由1 312×104 m3提高至1 710×104 m3。
2.4.3 极限限流密切割技术实现缝控储量最大化
充分利用裂缝诱导应力场对簇间的有效改造，使簇间未充分改造区的储量得以有效利用，从而增加单井控制储量、单井可采储量。不同簇间距下裂缝间应力干扰模拟表明，簇间距越小裂缝间应力干扰越大，簇间距小于5 m时应力干扰会导致裂缝非均匀扩展，中间部位裂缝不起裂或缝长严重受限，而簇间距为10~14 m时应力干扰相对较小，且随簇间距的增大，应力干扰下降趋势逐步趋于平缓。综合裂缝扩展形态、竞争分流、应力干扰和不同间距下施工压力的分析结果，结合极限限流射孔优化、非均匀布缝优化，在前置CO2增能多孔弹性效应作用下，现场实践簇间距可进一步降至4~7 m，裂缝监测结果显示，结合多级暂堵能够实现裂缝均衡起裂扩展。
由于长水平段钻遇储层非均质性较强（簇间应力差1~3 MPa)，多裂缝起裂、扩展不均衡，基于储层力学性质差异，攻关研究了不同布缝条件下跟端、趾端炮眼分流的差异性和扩展形态。建立了不同簇间距、不同孔眼条件下的耦合非均匀布缝优化设计方法，实现了平衡缝内压差、各簇均衡分流的目标。根据测井资料，采用地应力公式，计算各水平段的水平主应力值并据此优化孔眼数。结果表明对于段内低应力簇可减少孔眼数（最少为4），高应力簇则增加孔眼数（最多为8），差异化分簇可大大提高孔眼有效率。FY1-2HF井矿场实践表明，同等压裂改造规模条件下，采用极限限流密切割技术，将簇间距由8~12 m降至4~7 m后，其单段改造体积由（20~35）×104 m3提高至（50~70）×104 m3，单段压裂成本降低了30%，单井可采储量增加了25%，改造效果提升明显。
济阳页岩油经过3轮压裂技术迭代，立体压裂进入强化改造阶段，但试验井组压裂初期逐步出现套损套变现象，百段套变段数最高达到8（见表11 ）。针对套变问题，结合磁信号、张力预警，开展工程参数优化，主动预防井筒安全风险，控制井间裂缝由相互交错向临界接触转变，百段套变段数降为4，基本实现了安全改造。
表11 牛页一区试验井组压裂施工套变统计表 |
| 改造阶段 | 用液强度/(m3•m−1) | 加砂强度/(t•m−1) | 百段套变段数 |
|---|---|---|---|
| 强化改造 | 35.4~40.4 | 3.0~3.6 | 1.5~8.0 |
| 安全改造 | 29.9 | 2.5 | 4.0 |
| 优化改造 | 30.9 | 2.8 | 0.8 |
为兼顾井筒安全和SRV最优化，通过采用强化预警、优化施工模式，井组压裂进入优化改造阶段。施工模式由“双井拉链式压裂”转为“多井拉链式压裂”，降低井间干扰，有效减小了应力集中（见图6 ）。利用叠加效应，通过最优规模、最优参数完成井组整体改造，实现井组缝控体积最优化，最终实现了从安全改造到优化改造的提升，百段套变段数降至0.8，基本解决了套变问题。
济阳陆相断陷湖盆页岩油已经实现了开发技术、钻井技术和压裂技术多次迭代升级，现场历经单井评价、井组试验，实现了产量快速增长，初步取得了较好的开发效果。2023年新建产能30.0×104 t，年产油32.8×104 t，累计产油53.2×104 t，截至2023年12月31日，共投产水平井64口，日产油1 363 t，含水率66.2%。经过多次技术迭代，探评井单井投资降低了35%，试验井组单井投资进一步降低。
3 页岩油开发技术迭代发展方向
济阳陆相断陷湖盆页岩油开发试验已取得初步效果。但与美国页岩油开发技术和产业规模相比，仍存在明显差距，在页岩油开发技术、工程工艺技术、工程装备等方面仍需进一步迭代和提升。
3.1 立体开发整体化
页岩油的开发技术迭代，必须注重全周期整体开发，整体立体开发设计则要求储量整体控制、箱体整体动用、干扰整体调控、生产整体优化。①针对陆相断陷湖盆页岩油地质特点，需要综合考虑岩相空间分布、矿物成分、含油气特征等差异，将空间位置相近，储集能力、含油情况、力学性质相似的岩相进行组合，建立岩相组合体。②以岩相组合体为基础，构建地质、工程、经济“三甜点”的分级评价标准，开展全区甜点整体评价，划分纵向有利层、平面有利区，理顺全区合理开发次序。通过甜点分级分类评价，合理优化水平段长、井距、层距等关键指标，最大化控制有利甜点，实现储量整体控制。③在整体井网基础上，通过三维压裂设计，逐井优化压裂施工参数，适配构造变化、井距层距，实现箱体整体动用。采用一体化模拟技术预测裂缝延展规模，超前预警井间干扰，优化压裂施工顺序及施工参数，规避大规模压裂系统性风险，实现油藏充分改造。④投产后实行全周期优化调控，实时优化工作制度，差异化设计放喷顺序和单井产量，降低空间应力敏感程度，确保整体平稳生产，实现储量动用率、采收率、收益率最大化。
3.2 工程技术精细化
工程技术精细程度决定页岩油整体开发成效。目前济阳页岩油利用基于地质模型的一体化钻井跟踪和压裂优化技术，7~12 m厚度靶盒的钻遇率可达98%以上。随着页岩油甜点评价愈发精细，靶盒设计精度提高至3~5 m，对工程技术和装备提出了更高要求。①钻井必须精心设计、精确制导、精准中靶，构建技术指标体系，形成行业规范，推动技术创新发展。②在精细评价全井轨迹构造起伏、岩相变化、断裂发育等地质情况的基础上，差异化优化设计钻头、套管、钻井液体系与地面配套设备，加强一趟钻的质量与效率。同时，强化钻压、扭矩、钻速、钻井液性能等参数监测，形成钻井现场实时优化调控模式，不断提高钻井质量与效率。③压裂参数并非越高越好，需科学优化。国外页岩油两向应力差小，容易形成复杂缝网，而国内陆相页岩油应力差较大，裂缝扩展规律差异大，需要持续迭代。中国陆相页岩油断裂系统复杂、局部应力集中，压裂易激活天然裂缝，导致断层滑移，引起套变套损，需要兼顾安全和SRV，精细优化压裂设计及参数。
3.3 工程技术指标体系差异化
工程技术指标体系是评价页岩油钻井压裂效果的重要依据。目前国内采用的工程技术指标体系部分指标比较模糊，需要进一步深化地质、工程、经济一体化理念，建立经济有效的工程技术指标体系，以适应不同地质条件下的页岩油整体开发需求。
陆相断陷湖盆页岩油的地质特点决定了工程技术应以实现经济、安全、有效钻井和提高改造体积为目标，应将指标体系优化为钻井周期+有利岩相钻遇率、钻完井成本、安全+压裂规模、有效改造体积（ESRV）、单位成本ESRV、单井可采储量、千米段可采储量等新指标体系。针对不同洼陷特点，对不同类型页岩油地层采取差异化对策，建立多层次、多维度的工程技术指标体系，高效支撑陆相断陷湖盆页岩油工程技术迭代。
3.4 工程装备智能化
智能化技术是提高生产效益和决策优化的核心，已在美国得到广泛应用。美国通过大数据自动匹配Fracfocus 2.0中10万口井19万次的压裂作业报告，能够解决大多数压裂施工工程问题。陆相断陷湖盆页岩油随着矿场开发实践进展，未来数据量也将呈爆发式增长，需要借鉴美国模式，建立智能优化决策平台，支撑矿场钻井、压裂等工程工艺的智能化决策。
智能化钻井方面，攻关自动化钻井技术，减少人工干预，缩短钻井周期，提高钻井精度。攻关优化钻井传感器、远程监控等设备，实时监控钻井过程、自动采集监控数据。利用大数据、人工智能等技术提前预警钻井过程中可能出现的轨迹偏移、井壁垮塌等风险，实时调整钻头方位、钻井液性能等参数，保障钻井过程的安全性和效率。
智能化压裂方面，攻关压裂智能诊断技术，根据压裂施工曲线变化，智能化识别潜在问题及故障，提前预警并采取相应调整措施，减少人工干预，缩短分析周期。结合采集的微地震等资料，攻关智能裂缝延展监测与定位技术，实时监控人工裂缝位置和方向，优化泵注方案及施工参数，提高压裂施工效率和改造效果。
3.5 复杂结构井应用
应用复杂结构井可以大幅度降低钻井数量、缩短开发周期、加大产层接触面积，降低开发成本，提高开发效果。美国页岩油已开展多种类型复杂结构井矿场实践，如OXY公司在二叠盆地开展了多分支井多层系顺序开发，Matador公司在特拉华盆地开展U型水平井开发，均取得较好的开发效果。国内页岩油开发目前仍以常规水平井为主，下一步需要结合国内陆相断陷湖盆地质特点，攻关研究复杂结构井钻完井一体化设计、开窗工艺及配套工具、完井工艺、多分支井一体化压裂工艺、高效开发技术，进一步实现提产降本增效。
3.6 全流程一体化管理
页岩油开发是一项系统工程，任意环节执行力度不足都可能造成严重影响。北美页岩油气开发经历20余年的迭代提升，已形成闭环式开发优化流程、工厂化钻采实施模式，具有完善的一体化管理体系。国内页岩油开发尚处于起步阶段，水平井实施所需资源量大、实施周期长、实施环节多，初步形成了前后方联动的管理机制，但在资源调动、施工优化、进度把控、质量检验等方面仍有待完善。需要进一步深化地质工程一体化理念，强化基础理论研究，完善方案编制规范，优化工程施工标准，健全安全高效实施监督机制，形成从设计到实施的一体化质量管理把控体系，实现每一环节论证到位、执行到位、实施到位，保障国内陆相页岩油有效开发。
4 结语
中国陆相断陷盆地页岩油与北美海相页岩油地质条件差异较大，无法照搬北美页岩油开发技术。美国页岩油依靠钻井和压裂技术迭代，实现页岩油开发提速、提效、提产、降本，为中国陆相断陷盆地页岩油规模效益开发提供了借鉴。济阳陆相断陷湖盆页岩油立足自主创新，形成了高效的页岩油开发技术系列：实现了开发技术持续迭代，形成甜点精细评价、井网优化、井距设计等技术；钻井技术持续迭代，经井身结构优化、钻井液体系强化、高端仪器设备研发，形成了以“三开井身结构+合成基钻井液+精细控压钻井+抗高温旋导+地面降温”为主的优快钻井技术体系；压裂技术持续迭代，经组合缝网压裂、水平井密切割压裂、极限限流密切割压裂3次技术迭代，实现了页岩油压裂工艺质的飞跃。
济阳陆相断陷湖盆页岩油开发试验已取得初步效果。对比美国页岩油，中国陆相断陷湖盆页岩油距离实现规模效益开发仍有较大差距，需要进一步强化整体开发，不断提高工程技术精细程度，完善工程技术指标体系，加快工程装备智能优化，探索应用复杂结构井，形成从设计到实施的全流程一体化质量管理体系，加快陆相断陷湖盆页岩油开发、钻井和压裂技术迭代，推动并实现规模效益建产。