頁巖油高效開發(fā)鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)及發(fā)展方向

王敏生， 光新軍， 耿黎東

（中國石化石油工程技術(shù)研究院，北京 100101）

頁巖油是指賦存于滲透率極低的暗色泥頁巖與泥質(zhì)粉砂巖、砂巖、碳酸鹽巖夾層系統(tǒng)中自生自儲、連續(xù)分布的石油[1-2]。近年來，隨著鉆井完井技術(shù)的不斷進步，國外一些地區(qū)（如美國）的頁巖油產(chǎn)量急劇增長，深刻影響著世界能源格局。頁巖油鉆井完井技術(shù)主要包括儲層甜點評價與識別技術(shù)、長水平段水平井技術(shù)、高密度分段壓裂技術(shù)、物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)和大數(shù)據(jù)降本增效技術(shù)等，這些技術(shù)的應(yīng)用大幅提高了頁巖油的開發(fā)效率和經(jīng)濟效益。為了給我國頁巖油高效勘探開發(fā)提供參考和借鑒，筆者分析了國內(nèi)外頁巖油的勘探開發(fā)現(xiàn)狀，介紹了實現(xiàn)頁巖油經(jīng)濟高效開發(fā)所采用的關(guān)鍵鉆井完井技術(shù)，結(jié)合頁巖油經(jīng)濟高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)及我國頁巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀，提出了我國頁巖油鉆井完井技術(shù)的攻關(guān)方向。

1 國內(nèi)外頁巖油勘探開發(fā)現(xiàn)狀

全球頁巖油資源豐富，分布廣泛。據(jù)EIA 預測[3]，全球頁巖油技術(shù)可采儲量469.2×108t（按原油1 桶=0.136 t 換算，下同），其中俄羅斯儲量最大，為102.0×108t；其次是美國，為78.9×108t；中國第三，為43.5×108t。目前，美國、加拿大、阿根廷和俄羅斯實現(xiàn)了頁巖油的商業(yè)開發(fā)[4-5]。其中，美國頁巖油的商業(yè)開發(fā)最為成功，2000 年以來，隨著水平井鉆井和水力壓裂等技術(shù)的進步，頁巖油產(chǎn)量持續(xù)增長，扭轉(zhuǎn)了原油產(chǎn)量下跌的趨勢。2018 年頁巖油產(chǎn)量與2016年相比增幅達到75%，產(chǎn)量達到95.2×104t/d，占美國原油總產(chǎn)量的60%。

圖 1 2010—2016 年間鉆井完井參數(shù)、單井初始產(chǎn)量和單位體積頁巖油成本變化趨勢Fig.1 Variation trends of drilling and completion parameters, initial production per well and cost per unit volume of shale oil from 2010 to 2016

Bakken、Permain 和Eagle Ford 盆地是美國主要的頁巖油產(chǎn)區(qū)，占其頁巖油總產(chǎn)量的84%。自2014年底油價下跌以來，通過優(yōu)化資產(chǎn)，將目標轉(zhuǎn)向高產(chǎn)優(yōu)質(zhì)產(chǎn)區(qū)，并采用長水平段水平井技術(shù)和高密度分段壓裂技術(shù)（更大的支撐劑用量、更多的壓裂級數(shù)、更短的段間距和簇間距）等降本增效技術(shù)，大幅度提高了頁巖油單井產(chǎn)量，降低了單位體積頁巖油成本。以Bakken 頁巖油產(chǎn)區(qū)為例，2010—2016 年，水平井水平段長度相對穩(wěn)定，保持在2 700 m 左右，壓裂級數(shù)由18 級增加到38 級，單井支撐劑用量由1 200 t 增加到3 400 t，單井前9 個月的初始產(chǎn)量由35.4 t/d 增加到56.8 t/d，單位體積頁巖油成本由19 美元/桶降低至12 美元/桶。Permain、Eagle Ford頁巖油產(chǎn)區(qū)與Bakken 具有相同的趨勢，Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)單位體積頁巖油成本降低至10 美元/桶左右，Permain 頁巖油產(chǎn)區(qū)單位體積頁巖油成本僅6 美元/桶左右，如圖1 所示[6]。頁巖油開發(fā)盈虧平衡點也由2013 年的70 美元/桶降低至2018 年的50 美元/桶，部分優(yōu)質(zhì)核心區(qū)盈虧平衡點僅37 美元/桶。

美國頁巖油鉆井完井技術(shù)發(fā)展歷程可以分為4 個階段：第一階段從2010 年開始，以甜點評價與識別技術(shù)為代表，獲取優(yōu)質(zhì)資源，降低風險；第二階段從2013 年開始，以長水平段水平井高效鉆井+高密度壓裂技術(shù)為代表，提高作業(yè)價值；第三階段從2015 年開始，以地質(zhì)-工程一體化技術(shù)為代表，提高整體作業(yè)效率；第四階段從2017 年開始，以大數(shù)據(jù)、人工智能等數(shù)字化技術(shù)為代表，大幅降低作業(yè)成本。

我國高度重視頁巖油的勘探開發(fā)，開展了陸相頁巖油地質(zhì)評價和關(guān)鍵技術(shù)的攻關(guān)研究，并取得良好的研究成果。2011 年以來，中國石化在泌陽凹陷先后鉆成了2 口頁巖油水平井，其中泌頁HF1 井水平段長1 000 m，采用15 級分段壓裂，最高產(chǎn)油量23.6 m3/d；泌頁HF2 井水平段長1 276 m，采用22 級分段壓裂，最高產(chǎn)油量28.0 m3/d。由于地層壓力系數(shù)低，產(chǎn)能遞減快，導致泌頁HF1 井和泌頁HF2 井的經(jīng)濟效益不高。中國石化在濟陽凹陷完成的渤頁平1 井和渤頁平2 井分段壓裂后均獲得低產(chǎn)油流，但原油流動性差、產(chǎn)量遞減快，沒有實現(xiàn)規(guī)?；瘎佑肹1]。中國石油在準噶爾盆地吉木薩爾凹陷、瑪湖凹陷和渤海灣盆地滄東凹陷部署的試驗井均獲得工業(yè)油流，其中滄東凹陷官1701H 井和官1702H 井試油后原油產(chǎn)量達到9.07 和17.65 m3/d，正式拉開了中國陸相頁巖油工業(yè)化開發(fā)的序幕。

2 頁巖油高效開發(fā)鉆井完井關(guān)鍵技術(shù)

2.1 儲層甜點評價與識別技術(shù)

2.1.1 儲層甜點評價指標

地質(zhì)甜點和工程甜點是頁巖油經(jīng)濟開發(fā)的2 個重要因素。地質(zhì)甜點是指可利用水力壓裂增產(chǎn)措施進行經(jīng)濟開發(fā)的區(qū)域或?qū)佣?，受礦物成分、孔隙度、含油飽和度、地層厚度、有機質(zhì)含量和熱成熟度等參數(shù)影響。工程甜點決定水力壓裂是否成功，受地應(yīng)力方向和大小、巖石楊氏模量、泊松比、巖石強度和天然裂縫密度等地質(zhì)參數(shù)的影響。

Schlumberger 公司建立了sCore 三元相圖泥頁巖分類方法，將頁巖區(qū)塊地質(zhì)甜點和工程甜點繪制在圖上，可以分析礦物與影響泥頁巖地質(zhì)甜點和工程甜點因素之間的關(guān)系，以此調(diào)整水平井井眼軌跡和優(yōu)選儲層壓裂層段[7]。該公司在Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)結(jié)合地質(zhì)甜點和工程甜點進行了完井設(shè)計，推薦了壓裂級數(shù)和射孔層段，如圖2 所示。

圖 2 地質(zhì)甜點和工程甜點結(jié)合優(yōu)化作業(yè)參數(shù)示意Fig. 2 Schematic diagram of operating parameters optimization by combining geological sweet spots with engineering sweet spots

2.1.2 儲層甜點識別技術(shù)

頁巖油勘探開發(fā)初期，主要利用地面地震資料預測頁巖油甜點，再利用元素測井、多極子陣列聲波測井、油基鉆井液成像測井和核磁共振測井等技術(shù)識別地質(zhì)甜點和工程甜點[8-10]。Baker Hughes 公司的油藏地質(zhì)導向技術(shù)利用深部定向電阻率測量儀隨鉆識別井眼周圍半徑超過60 m 的地下巖層和流體界面等儲層特性，實現(xiàn)油井精確著陸與導向，降低鉆井風險。Schlumberger 公司隨鉆成像技術(shù)可實現(xiàn)高分辨率地層層序及地層傾斜特征的獲取與分析、孔隙結(jié)構(gòu)評價及薄層定量分析和裂縫特征（尺寸、密度等）地質(zhì)建模，裂縫分辨率達1 cm，有助于優(yōu)化復雜裂縫網(wǎng)絡(luò)條件下的井眼軌跡，提高單井產(chǎn)量。Schlumberger 公司針對非常規(guī)儲層研發(fā)的核磁共振測井儀器，可在低孔隙度地層中測量出高精度的弛豫時間T1和T2，識別流體類型及與之相關(guān)聯(lián)的孔隙度分布特征，并可獲得地層條件下的含油體積，從而識別優(yōu)質(zhì)儲層[11]。

2.2 長水平段水平井高效鉆井技術(shù)

2.2.1 叢式“井工廠”立體開發(fā)技術(shù)

為了提高油田開發(fā)的經(jīng)濟效益，減少井場占地面積，利用叢式水平井在一個井場開發(fā)多個儲層，增加單個平臺的作業(yè)井數(shù)，縮短井間距，實現(xiàn)頁巖油的立體開發(fā)；共用井場、鉆井設(shè)備、鉆井液罐和水處理系統(tǒng)，降低作業(yè)成本；利用學習曲線，提高作業(yè)效率。同時，在橫向和縱向上探索適合油藏條件的最優(yōu)井間距，增加井組內(nèi)井數(shù)量，縮小井間距。圖3 為頁巖油立體開發(fā)井網(wǎng)變化趨勢[12]。Encana 公司在Permain頁巖油產(chǎn)區(qū)采用“井工廠”進行立體開發(fā)，單井場作業(yè)井由8 口增加到16 口。井網(wǎng)間橫向間距由200 m縮小到85～145 m，井網(wǎng)間縱向間距85 m。鉆井完井成本與傳統(tǒng)單井開發(fā)方式相比降低19%。

圖 3 頁巖油叢式水平井立體開發(fā)變化趨勢Fig.3 Variation trends of the stereoscopic development of clustered shale oil horizontal wells

2.2.2 超大規(guī)格電驅(qū)動鉆機

為了滿足“井工廠”長水平段水平井鉆井作業(yè)要求，提高作業(yè)效率，縮短非生產(chǎn)時間，對鉆機移動系統(tǒng)、高性能鉆井泵、高功率頂驅(qū)系統(tǒng)及鉆機排管系統(tǒng)等進行了改進。目前普遍采用1 118.6～1 491.4 kW（1 500～2 000 HP）超大規(guī)格電驅(qū)動鉆機，配備51.7 MPa（7 500 psi）循環(huán)系統(tǒng)、857.6 kW（1 150 HP）頂驅(qū)系統(tǒng)、載荷3 336.0～4 448.0 kN (750～1 000 kips)大鉤、模塊化360°或X/Y 軸自行走快速移動系統(tǒng)及自動化控制系統(tǒng)[13]。超大規(guī)格電驅(qū)動鉆機具備長水平井段鉆井過程中鉆桿和套管的快速提升能力，提升速度達到115 m/min。通過提高泵壓，可提高環(huán)空流速，實現(xiàn)長水平段的井眼清潔，同時可為旋轉(zhuǎn)導向工具提供額外的動力。自動化控制系統(tǒng)能夠精確控制井底壓力、機械鉆速、泵壓和定向工具。

2.2.3 長水平段水平井井眼軌跡控制技術(shù)

針對長水平段水平井鉆井過程中定向鉆井工具失效造成非生產(chǎn)時間較長的問題，使用旋轉(zhuǎn)導向工具代替?zhèn)鹘y(tǒng)的定向工具，保證了井眼軌跡的精確控制，提高了機械鉆速，增大了井筒與油藏的有效接觸面積。

目前，美國40% 的頁巖油井采用旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)，特別是水平段長度超過3 000 m 的水平井。在Marcellus/Utica 等頁巖油產(chǎn)區(qū)旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)應(yīng)用率甚至達到了90%。Baker Hughes 公司以旋轉(zhuǎn)導向工具為基礎(chǔ)研發(fā)的自動定向鉆井系統(tǒng)，實現(xiàn)了井場與遠程控制中心的協(xié)同作業(yè)。鉆井過程中近鉆頭高頻測井動態(tài)數(shù)據(jù)不斷傳輸?shù)降孛?，定向鉆井工程師根據(jù)儲層隨鉆測錄井資料，對旋轉(zhuǎn)導向工具發(fā)出指令，實現(xiàn)雙向閉環(huán)控制高精度地質(zhì)導向，確保造斜段成功中靶，水平段能夠完整穿行于儲層甜點深度窗口之內(nèi)。EQT 公司采用該系統(tǒng)在頁巖儲層創(chuàng)造了一趟鉆完成“造斜段+水平段”（總長度6 215 m）的紀錄，大幅降低了鉆井成本[14]。

在超長水平段水平井鉆井過程中，鉆柱摩阻明顯增加，為此采用油基鉆井液替代低成本水基鉆井液。與水基鉆井液相比，油基鉆井液具有極佳的潤滑性，可抑制黏土膨脹，并維持井壁穩(wěn)定。采用油基鉆井液雖然增加了鉆井成本，但降低了井下故障的發(fā)生率，綜合效益得到提升。

2.2.4 高效破巖工具

PDC 鉆頭性能的提升大幅提高了機械鉆速，可實現(xiàn)一趟鉆完成“造斜段+水平段”。個性化PDC鉆頭、與導向工具配合的一體化鉆頭、復合鉆頭等提高了鉆頭的導向性、穩(wěn)定性和研磨性。Baker Hughes 公司研發(fā)的與高造斜率旋轉(zhuǎn)導向工具一體化設(shè)計的Spear 鉆頭，可快速、有效鉆進定向井段和長水平井段，其使用較小的（φ11.0 和φ13.0 mm）切屑齒，在保證機械鉆速的同時，提高了工具面角的控制能力；采用平直的刀翼結(jié)構(gòu)，確保了鉆進中的穩(wěn)定性。同時，鉆頭的長度較短，更加容易控制狗腿度，從而提高了鉆頭的造斜能力[15]。在Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)其與高造斜率旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)配合使用，一趟鉆完成二開“直井段+斜井段+水平段”，進尺3 277.80 m。

鉆井作業(yè)是一個高度動態(tài)化的復雜過程，井下情況往往與預測結(jié)果有所差異，需要不斷調(diào)整鉆井參數(shù)。鉆井參數(shù)實時優(yōu)化的核心是數(shù)字化平臺，該平臺依托現(xiàn)有成熟的軟件和硬件，能夠?qū)崿F(xiàn)隨鉆測井數(shù)據(jù)的實時采集，高速傳輸至地面，經(jīng)過綜合團隊分析決策后，再將控制指令發(fā)送給地面裝備和井下工具，實現(xiàn)地面地下閉環(huán)雙向數(shù)據(jù)傳輸和控制。同時，定向鉆井工程師可以利用遠程操作中心同時監(jiān)控多口在鉆井，以降低鉆井成本[16]。NOV公司鉆井實時優(yōu)化系統(tǒng)采用井下傳感器、有線鉆桿、井下控制工具和地面控制裝備等，可實時獲得鉆壓、扭矩、井下振動、井底壓力、工具面方位角等參數(shù)，自動優(yōu)化地面和井下工具參數(shù)，提高鉆井效率。該系統(tǒng)在Ealge Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)水平井中進行了應(yīng)用，與傳統(tǒng)鉆井方式相比，鉆井周期縮短了約37%[17]。

2.3 水平井高密度分段壓裂技術(shù)

2.3.1 壓裂優(yōu)化設(shè)計技術(shù)

為了增大裂縫與儲層的接觸面積，提高單井產(chǎn)能，采用了更大的支撐劑用量、更多的壓裂級數(shù)、更短的段間距和簇間距設(shè)計。例如，2013—2017 年，ConocoPhillips 公司在Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)壓裂設(shè)計的變化情況為（見表1）：水平井水平段長度保持在1 500 m，壓裂級數(shù)從15 級增加到30 級，壓裂間距從100 m 縮短為50 m，每級壓裂的射孔簇從5 簇增加到了11 簇，簇間距從20.00 m 縮短為4.50 m；單位長度的加砂量不斷增加，2017 年加砂量達到了4.63 t/m；為了降低壓裂成本，支撐劑以天然石英砂為主，采用滑溜水壓裂的比例逐步提高[18]。

表 1 ConocoPhillips 公司2013—2017 年在Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)壓裂設(shè)計的變化情況Table 1 Changes in Eagle Ford shale fracturing design used by ConocoPhillips from 2013 to 2017

2.3.2 轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)

轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)在頁巖油分段壓裂施工中廣泛應(yīng)用，采用暫堵劑克服段內(nèi)簇間物理性質(zhì)差異，通過轉(zhuǎn)向分流來確保各射孔簇都能得到有效壓裂，避免出現(xiàn)部分射孔簇過度壓裂或部分射孔簇欠壓裂，從而提高儲層的整體改造效果。壓裂過程中，壓裂液攜帶暫堵劑進入主裂縫，然后顆粒級配的可降解顆粒在裂縫入口形成暫堵（如圖4 所示[19]），使壓裂液轉(zhuǎn)向到未壓裂區(qū)域，形成新的裂縫，增大巖石破碎體積。最后，可降解顆粒逐步降解，解除對裂縫的暫堵。該技術(shù)實施成本低、工藝簡單、風險小，可增產(chǎn)10%，但井筒內(nèi)的分流過程不易控制，需要根據(jù)地層特征和井筒特征篩選和優(yōu)化暫堵劑配方和泵入程序。

圖 4 暫堵劑封堵主裂縫入口實現(xiàn)轉(zhuǎn)向Fig.4 Diversion achieved by blocking the main fracture entrance with temporary plugging agent

轉(zhuǎn)向壓裂技術(shù)的發(fā)展方向，是在同一個暫堵體系下，既能在縫間實現(xiàn)近井地帶暫堵分流，又能在縫內(nèi)實現(xiàn)遠井地帶暫堵分流，最大程度提高近井和遠井地帶儲層裂縫網(wǎng)絡(luò)的復雜程度，提高油氣產(chǎn)量[20]。

2.3.3 重復壓裂技術(shù)

為了應(yīng)對頁巖油井單井產(chǎn)量遞減快、鉆加密井作業(yè)成本高的難題，嘗試采用重復壓裂技術(shù)來改善頁巖油井的生產(chǎn)狀態(tài)，重新激活低產(chǎn)井，增大水平井段油藏接觸面積，提高產(chǎn)油量。Bakken 頁巖油產(chǎn)區(qū)22 口重復壓裂頁巖油井的統(tǒng)計結(jié)果見表2。由表2可以看出：22 口頁巖油井重復壓裂的時機選擇在生產(chǎn)21～75 月后，大部分在2～4 a：重復壓裂后的初始產(chǎn)量恢復至首次壓裂初始產(chǎn)量的21%～316%，平均恢復至初始產(chǎn)量的91.68%；重復壓裂后的產(chǎn)量遞減率為壓裂前遞減率的57%～155%，平均遞減率比為84.36%；重復壓裂后的預計最終累計采出量（EUR）約為首次壓裂EUR 的1.09～2.86 倍，平均EUR 比為1.69，EUR 均有明顯提高[21]。分析發(fā)現(xiàn)，重復壓裂在Bakken 頁巖油開發(fā)中取得了較好效果，但井與井之間的效果差異較大，重復壓裂之前需要根據(jù)油藏地質(zhì)條件和完井情況選擇合適的候選井，然后利用油藏數(shù)值模擬、裂縫數(shù)值建模等手段確定合理的壓裂時機，并進行重復壓裂優(yōu)化設(shè)計。

表 2 Bakken 頁巖油22 口重復壓裂井的統(tǒng)計數(shù)據(jù)Table 2 Statistics on 22 re-fracturing Bakken shale oil wells

2.3.4 改性支撐劑

招遠東湯地熱田位于山東省招遠市城區(qū)，地理坐標為：東經(jīng)120°24′53″，北緯37°21′48″，地熱田內(nèi)目前有開采井十余口，現(xiàn)日平均開采量在2000m3/d左右，20世紀80年代以前，該地熱田內(nèi)地熱井仍可以自流，自流量值為240m3/d，隨著開采量不斷增大，地熱田內(nèi)地熱井已經(jīng)不能自流，地熱田水溫在70～90℃之間。

水力壓裂中，通常使用的支撐劑表面潤濕類型為水濕，會導致水相滯留于支撐劑層，降低油氣的相對滲透率，從而影響油氣產(chǎn)量。Hexion 公司研制的高性能樹脂覆膜親油支撐劑，通過化學處理將樹脂覆膜的潤濕性由親水變?yōu)橛H油，當只有水相經(jīng)過裂縫內(nèi)的壓裂砂堆時，水相可以正常流過該孔隙介質(zhì)而不會發(fā)生水堵；當油水兩相混合液通過時，該壓裂砂堆能最大程度地抑制水相流動，而不影響油相流動，從而降低油井產(chǎn)出液的含水率。親油支撐劑與壓裂液、破膠劑均有較好的配伍性，可用于閉合應(yīng)力高達70 MPa、井底溫度204 ℃的壓裂作業(yè)環(huán)境。該改性支撐劑在頁巖油地層進行了應(yīng)用，作為末尾段壓裂砂泵入近井地帶，產(chǎn)能與鄰井相比提高30%以上[22]。

2.4 物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)

如果缺乏一體化方法指導，頁巖油單井產(chǎn)量會很低或者產(chǎn)量遞減很快，甚至沒有產(chǎn)量。物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)以探明儲量、采收率最大化和油藏生命周期的勘探開發(fā)綜合效益最優(yōu)為目標，利用物探、測井、鉆井和生產(chǎn)數(shù)據(jù)進行油藏評價與工程設(shè)計。其主要特點是：1）將油藏研究與工程設(shè)計相結(jié)合，進行一體化工程設(shè)計和勘探開發(fā)，以提高單井產(chǎn)量，降低建井費用，縮短建井周期，加快勘探開發(fā)速度；2）將“后”評估與“前”設(shè)計相結(jié)合，綜合評估已有井生產(chǎn)數(shù)據(jù)，總結(jié)經(jīng)驗，完善新井設(shè)計，持續(xù)優(yōu)化油氣藏開發(fā)方案；3）將關(guān)鍵井剖析與區(qū)塊綜合研究相結(jié)合，即點面結(jié)合，從局部到全局優(yōu)化工程設(shè)計和總體部署。Schlumberger 公司設(shè)計了物探-地質(zhì)-工程一體化工作流程（見圖5）[23]，非常規(guī)優(yōu)質(zhì)儲層的選區(qū)、井位部署、壓裂設(shè)計及生產(chǎn)優(yōu)化等環(huán)節(jié)實現(xiàn)了無縫銜接，關(guān)鍵步驟包括建立儲層地質(zhì)模型、考慮地質(zhì)力學和油藏特性的力學模型、壓裂模擬、微地震監(jiān)測數(shù)據(jù)校正裂縫模型、油藏網(wǎng)格模型和生產(chǎn)模擬等，提高了頁巖油區(qū)塊的整體開發(fā)效益。

2.5 大數(shù)據(jù)分析與工程優(yōu)化技術(shù)

圖 5 物探-地質(zhì)-工程一體化工作流程Fig. 5 Workflow of geophysical-geological-engineering integration

在信息共享基礎(chǔ)上建立協(xié)同、集成工作流程，利用綜合儲層信息和數(shù)據(jù)指導精確布井、高效鉆井和壓裂設(shè)計優(yōu)化，實現(xiàn)地質(zhì)科學、油藏研究、鉆井和完井工程的協(xié)同，大幅提高鉆井作業(yè)效率和油井單井產(chǎn)量，降低頁巖油綜合成本。ConocoPhillips 公司大數(shù)據(jù)分析平臺IDW 可以分析包括地質(zhì)、油藏、鉆井和開發(fā)等各個環(huán)節(jié)的數(shù)據(jù)，用于縮短鉆井周期、優(yōu)化完井設(shè)計、提高對地層的認識。Eagle Ford 頁巖油開發(fā)中采用IDW 平臺進行數(shù)據(jù)分析后，鉆機作業(yè)效率提高了80%，單井產(chǎn)量提高了20%[24]。EOG 公司利用大數(shù)據(jù)技術(shù)優(yōu)化Eagle Ford 和Permain 頁巖儲層的水力壓裂方案，大幅提高了單井產(chǎn)量，前9 個月的單井產(chǎn)能與該區(qū)塊平均水平相比，分別提高了40%和28%。

3 頁巖油高效開發(fā)面臨的挑戰(zhàn)

美國油氣公司受益于政策、基礎(chǔ)設(shè)施、資本和技術(shù)等因素，實現(xiàn)了頁巖油的大規(guī)模開發(fā)，但許多國家頁巖油勘探開發(fā)還處于探索試驗階段?？傮w而言，全球頁巖油的勘探開發(fā)還處于前期階段，面臨著儲層物性及與壓裂液的作用機理認識不清、建井成本高、單井產(chǎn)能遞減快和采收率低等方面的挑戰(zhàn)。

3.1 儲層物性及與壓裂液作用機理認識不清

頁巖油儲層中的有機質(zhì)干酪根可能影響巖石的基質(zhì)和孔隙結(jié)構(gòu)，當?shù)貙訅毫档蜁r，氣體解吸，干酪根顆粒收縮，巖石發(fā)生破壞，引起孔喉或微裂縫堵塞，地層滲透率降低。同時，干酪根在頁巖中的分布結(jié)構(gòu)也可能影響泥頁巖的力學性質(zhì)。一般而言，干酪根顆粒相互連通的泥頁巖與干酪根顆粒分散的泥頁巖相比彈性模量更低，塑性更高。因為對儲層油、氣、水三相賦存機理和流動機理認識不清，開發(fā)參數(shù)難以確定。再者，壓裂液濾液可能會對頁巖油儲層的滲透性造成影響，在重力作用下，油水混相在裂縫中會發(fā)生油水分離，進而影響頁巖油的流動性。例如，加拿大阿爾伯塔Montney 頁巖油區(qū)塊采用油基壓裂液的平均初始產(chǎn)能達到75 m3/d，明顯高于采用滑溜水壓裂的平均初始產(chǎn)能（30 m3/d），該頁巖油區(qū)塊的壓裂參數(shù)情況見表3[25]。

表 3 加拿大阿爾伯塔Montney 頁巖油區(qū)塊壓裂參數(shù)Table 3 Fracturing parameters of the Montney shale oil block in Alberta, Canada

3.2 技術(shù)通用性差，建井成本高

美國頁巖油區(qū)塊的地面條件和地質(zhì)條件相對簡單，長水平段水平井鉆井和分段壓裂技術(shù)已十分成熟，成本相對較低。例如，美國Bakken 頁巖油產(chǎn)區(qū)Elm Coulee、Parshall、Periphery 和New Fairway區(qū)塊的建井總成本僅為740～800 萬美元（見表4[26]）。進一步分析發(fā)現(xiàn)，Bakken 頁巖油儲層埋藏深度約3 000 m，水平井水平段長度平均2 700 m，平均建井成本778 萬美元。而我國陸相頁巖油勘探開發(fā)還處于起步階段，鉆井壓裂周期長，工程成本高。與美國海相頁巖油相比，國內(nèi)的地面條件和地質(zhì)條件方面存在較大差異，不能完全照搬其頁巖油開發(fā)技術(shù)。

3.3 頁巖油單井產(chǎn)能遞減快，穩(wěn)產(chǎn)難度大

頁巖油單井產(chǎn)量遞減快，第一年產(chǎn)量遞減率平均達到70%。以美國頁巖油產(chǎn)區(qū)為例，Eagle Ford 產(chǎn)量遞減最快，Bakken 其次，Permian 產(chǎn)量遞減最慢，最終采出量最高，因此在該地區(qū)的投入也在不斷增大。為了解決單井產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的難題，主要采取了鉆新井提高頁巖油產(chǎn)量的方式。Bakken頁巖油產(chǎn)區(qū)2012—2016 年的油井產(chǎn)量遞減曲線如圖6 所示[27]。由圖6 可以看出，隨著生產(chǎn)時間增長，油井產(chǎn)量快速下降。研究得知，2012—2016 年間，隨著該頁巖油產(chǎn)區(qū)壓裂級數(shù)增多，初始產(chǎn)能提高，但產(chǎn)能遞減率更快，最終采收率并沒有提高。研究認為，更高的生產(chǎn)速率可能會導致支撐劑回流至井筒，造成裂縫閉合，同時會影響井筒的長期完整性。壓裂級數(shù)增多，并不一定能帶來更好的經(jīng)濟效益，需要針對儲層特點進行壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。

表 4 Bakken 頁巖油產(chǎn)區(qū)各區(qū)塊的建井成本Table 4 Well construction costs for each block in the Bakken shale oil area

圖 6 2012—2016 年Bakken 頁巖油產(chǎn)區(qū)油井產(chǎn)量遞減曲線Fig. 6 Production decline curves of oil wells in Bakken shale oil area from 2012 to 2016

3.4 頁巖油采收率低，后期生產(chǎn)面臨挑戰(zhàn)

一般而言，基于油藏原始壓力一次采油的采收率約為20%，采用水驅(qū)及天然氣驅(qū)二次采油的采收率為30%～40%，采用二氧化碳驅(qū)等三次采油的采收率為45%～65%，剩余35%～55%的殘余油受技術(shù)限制無法采出。美國頁巖油產(chǎn)量持續(xù)增加，但其采收率仍然較低，基本在10%～15%。據(jù)高盛投資銀行預測，未來5 年，通過利用數(shù)字化技術(shù)預計可將頁巖油采收率提高至20%左右。通過二次采油提高頁巖油采收率的研究還處于探索階段，在未來10 年可能進入工業(yè)化階段，Eagle Ford 頁巖油產(chǎn)區(qū)雖然還處于一次采油階段，但已經(jīng)開展了天然氣驅(qū)現(xiàn)場試驗[28-29]。中低成熟度頁巖油儲層和原油流動性差的儲層，需要通過干酪根的原位轉(zhuǎn)化提高單井產(chǎn)量，ExxonMobil、Shell 和 Chevron 公司正在開展頁巖油原位轉(zhuǎn)化技術(shù)研究，研究內(nèi)容包括高溫二氧化碳注入、電加熱等，利用該技術(shù)可以降低干酪根收縮對孔隙度和滲透率的影響程度。

4 我國頁巖油鉆井完井技術(shù)發(fā)展方向

我國陸相頁巖油資源豐富，主要分布在渤海灣盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地和準噶爾盆地等大型沉積盆地，以陸相頁巖油為主，面積相對較小，有機質(zhì)含量偏低，成熟度中等[1,30]?？碧介_發(fā)還處于起步階段，鉆井壓裂周期長，工程成本高，需要在借鑒國外先進經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，加強鉆井完井基礎(chǔ)理論和降本增效技術(shù)攻關(guān)，加大現(xiàn)場先導試驗，形成我國陸相頁巖油高效開發(fā)的關(guān)鍵配套技術(shù)。

4.1 基礎(chǔ)理論研究

1）頁巖油儲層甜點評價與識別研究。頁巖油經(jīng)濟、高效開發(fā)的關(guān)鍵在于儲層甜點的識別與評價，需要針對目標區(qū)儲層開展地球化學、地質(zhì)力學和PVT 特性研究，建立地質(zhì)甜點和工程甜點融合的甜點體綜合評價和識別方法。

2）人工裂縫與天然裂縫作用機理研究。探索人工裂縫在復雜地應(yīng)力條件下的起裂、擴展和延伸規(guī)律，以及誘導激活天然裂縫的規(guī)律等，在此基礎(chǔ)上針對性地開展壓裂施工工藝和配套工具研究。

3）水與儲層的相互作用機理。研究頁巖油儲層吸收壓裂液的機理及影響因素，以及壓裂液濾液對頁巖儲層的傷害及控制。

4.2 長水平段水平井高效鉆井技術(shù)

1）“井工廠”多層系開發(fā)技術(shù)。頁巖油儲層厚度較厚（超過幾百米）時，采用單層水平井進行壓裂不能有效開發(fā)整個層段，需要優(yōu)化井位部署、井間垂直間距和水平間距等，提高區(qū)塊的整體開發(fā)效益。

2）長水平段水平井鉆井技術(shù)。開展適應(yīng)3 000 m及以上長水平段水平井自動化可移動鉆機、高效破巖鉆頭、長水平段水平井井壁失穩(wěn)預防及控制技術(shù)、低成本油基鉆井液和長水平段水平井固井技術(shù)等方面的研究，提高長水平段水平井鉆井能力和作業(yè)效率。

3）井下測控工具。開發(fā)、試驗和論證先進井下測量和控制工具，如隨鉆裂縫識別、隨鉆遠探測和旋轉(zhuǎn)導向系統(tǒng)等，優(yōu)化長水平段水平井的井眼軌跡。

4）多分支井技術(shù)。開發(fā)、試驗和論證多分支井高效開發(fā)技術(shù)，降低綜合成本。

4.3 水平井低傷害高導流壓裂技術(shù)

1）壓裂參數(shù)優(yōu)化設(shè)計。通過油藏數(shù)值模擬研究，分析壓裂參數(shù)對產(chǎn)量遞減的敏感性，并評估壓裂后的經(jīng)濟效果，以此優(yōu)化水平井分段壓裂參數(shù)。

2）高通道縫網(wǎng)壓裂技術(shù)。開展水平井近井縫間和縫內(nèi)暫堵轉(zhuǎn)向技術(shù)、可降解暫堵劑、改性支撐劑、驅(qū)油壓裂液和連續(xù)管長水平段水平井鉆塞技術(shù)等的攻關(guān)研究，提高長水平段水平井壓裂技術(shù)的有效性，降低頁巖油綜合成本。

3）壓裂裂縫監(jiān)測技術(shù)。壓裂施工輔以壓裂監(jiān)測評價手段（包括壓裂液示蹤劑、支撐劑示蹤劑、微地震監(jiān)測和連續(xù)油管光纖診斷等），以確定壓裂液在地層中的最終位置，為目標區(qū)塊的壓裂設(shè)計和施工工藝的優(yōu)化提供經(jīng)驗。

4）無水壓裂技術(shù)。探索二氧化碳、空氣等非水介質(zhì)替代水基壓裂液，降低水對頁巖油儲層的傷害。

4.4 提高采收率技術(shù)

1）水驅(qū)提高采收率。研究表面活性劑與頁巖儲層的作用機理及相容性，通過改變巖石潤濕性提高水驅(qū)效果。

2）氣驅(qū)提高采收率。室內(nèi)研究表明，二氧化碳、天然氣能夠顯著提高頁巖油的采收率，但需要通過數(shù)值模擬和室內(nèi)試驗手段進一步評價其技術(shù)和經(jīng)濟上的可行性。

3）頁巖油原位開采技術(shù)。針對中低成熟度頁巖油和原油流動性差的儲層，采用地下水平井原位電加熱改質(zhì)等技術(shù)，改變原油流體性質(zhì)，提高單井產(chǎn)量。

4.5 智能化一體化技術(shù)

1）自動化智能化鉆井完井決策技術(shù)。實時監(jiān)督鉆井方案的執(zhí)行情況，并將人工智能引入地質(zhì)導向，建立基于隨鉆測井數(shù)據(jù)的地質(zhì)導向模型，并自動更新、修正、迭代，根據(jù)其計算結(jié)果實時調(diào)整井眼軌跡，為地質(zhì)導向提供更好的決策。

2）基于大數(shù)據(jù)的鉆井完井優(yōu)化技術(shù)。搭建大數(shù)據(jù)分析平臺，通過分析已完成井的鉆井完井數(shù)據(jù)，優(yōu)選鉆井完井參數(shù)，優(yōu)化作業(yè)流程，規(guī)避鉆井完井風險，縮短非生產(chǎn)時間，實現(xiàn)增產(chǎn)、降本、增效。

3）物探-地質(zhì)-工程一體化技術(shù)。將反演地球物理學、油氣系統(tǒng)模擬、裂縫地質(zhì)力學和產(chǎn)能優(yōu)化進行一體化應(yīng)用，來預測甜點位置，以及制定頁巖油開發(fā)方案。

5 結(jié)束語

頁巖油是我國未來重要的戰(zhàn)略接替資源之一，但其開發(fā)難度大，只有通過技術(shù)進步大幅度降低建井成本、提高單井產(chǎn)量，才能實現(xiàn)經(jīng)濟有效開發(fā)。美國的頁巖油革命已取得成功，并正在深刻影響世界能源格局，而我國頁巖油還處于初步探索和局部突破階段。與美國海相頁巖油相比，我國陸相頁巖油在地質(zhì)條件和地面條件上存在較大差異，需要在借鑒國外先進經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，加強鉆井完井基礎(chǔ)理論和降本增效鉆井完井技術(shù)攻關(guān)，加大現(xiàn)場先導試驗，形成我國陸相頁巖油效益開發(fā)關(guān)鍵配套技術(shù)，為我國頁巖油規(guī)?；_發(fā)提供技術(shù)支撐。