中国石油页岩油储集层改造技术进展及发展方向

雷群，翁定为,2，熊生春，刘汉斌，管保山，邓强，鄢雪梅,2，梁宏波,2，马泽元,2

（1.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2.国家能源致密油气研发中心储集层改造部，河北廊坊 065007；3.中国石油长庆油田公司，西安 710018；4.中国石油吐哈油田公司，新疆哈密 839009）

0 引言

中国页岩油资源丰富，是中国潜力最大、最具战略性、最现实的石油接替资源[1]。据统计，中国页岩油可采资源量为55×108t，占全球可采资源量的9.7%[2]。中国石油天然气股份有限公司（以下简称中国石油）页岩油矿权区主要分布于松辽、鄂尔多斯、渤海湾、四川、准噶尔等大型盆地[3]。2010年以来，中国石油大力推进页岩油革命，加强勘探部署，强化风险投入，在鄂尔多斯、准噶尔、渤海湾、松辽、三塘湖等盆地陆续开展页岩油勘探开发先导试验，取得了重要进展。已探明石油地质储量 6.24×108t，控制+预测储量24.60×108t，三级储量 30.84×108t，页岩油已逐步成为中国石油原油接替的现实领域[4-5]。

储集层改造技术是页岩油开发的核心利器，借鉴美国页岩油成功开发的经验，历经10年攻关，通过引进、消化、吸收、创新，目前已形成“长井段水平井完井+多簇射孔+滑溜水携砂+分段压裂”的主体改造技术系列，截至2019年底，中国石油在鄂尔多斯、松辽等7大页岩油盆地已建成产能350×104t。然而，中国陆相页岩油与北美海相页岩油的油藏品质和工程难点差异明显，普遍具有压力系数较低、原油黏度高、流度低、裂缝欠发育、两向应力差大等特点[6-12]，页岩油开发仍面临产量递减快、采出程度低、成本高等问题，效益开发面临巨大挑战。

本文通过回顾近年来中国石油页岩油储集层改造技术的发展历程，系统总结页岩油储集层改造技术主要进展，全面剖析页岩油储集层改造技术面临的挑战，提出页岩油储集层改造技术的发展方向。

1 页岩油储集层改造技术主要进展

自2011年开始，中国石油引进北美页岩油开发成功经验、不断探索创新，页岩油储集层改造技术经历了3个阶段：直井常规压裂阶段、水平井体积压裂阶段、缝控压裂阶段。在页岩油储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程化一体化储集层改造设计平台、低成本压裂材料及大平台立体式开发方面取得了重要的进展。

1.1 页岩油储集层改造机理

重点开展了层理发育页岩油储集层裂缝扩展规律、页岩油渗吸置换作用机理、多簇裂缝起裂扩展机理的研究[13-15]。中国陆相页岩油层理发育，压裂过程中裂缝是否能穿过层理，沟通上下储集体，这将影响水平井箱体布放及储集层改造工艺的选择。为此，通过将大型物理模拟实验和数值模拟相结合，研究了层理发育页岩油储集层裂缝扩展规律。实验结果表明，页岩油储集层层理发育，压裂裂缝呈现出“砖墙结构”或“鱼骨刺结构”，缝高延伸受限。同时，数值模拟结果也表明，随着层理的密度增加或层理面胶结强度的降低，层理面对裂缝高度的抑制作用增强。实验结果指导建立了适合层理发育页岩油储集层的逆复合改造模式：改造初期采用冻胶快速提排量破岩，突破层理缝，然后采用滑溜水段塞加砂激活和支撑层理缝，最后采用冻胶携砂获取适度裂缝导流能力。建立了“高速离心-带压渗吸-岩心驱替”全过程物理实验方法，进行渗吸提高采收率定量评价。明确了渗吸置换的 3大主要机理为降低界面张力、改变润湿性和乳化降黏与增溶。实验结果表明，渗吸驱油采收率可提高 4%以上，这为研发提效降本的新液体提供了理论基础。建立了射孔与压裂联作大物模实验方法，研发特制射孔枪体及射孔弹药配方，进行裸眼、螺旋及平面射孔方式下多簇裂缝起裂扩展研究。研究表明，每簇裂缝最终形成单孔延伸状态，通过缩短射孔长度、增加射孔簇数，可以降低破裂压力，降低近井筒裂缝复杂度，为段内多簇射孔模式优化提供理论依据。实验结果指导推动了页岩油单段射孔簇数由 2～3簇提高到 5～14簇。

1.2 缝控压裂技术

为了解决页岩油储集层难以“打碎”的问题，在非常规油气体积改造技术[16-20]的基础上，雷群等提出以“密切割”为主要特征的“缝控储量”改造优化设计技术及配套技术方法体系[21-23]。将裂缝的长度、间距、缝高等与储集层物性、应力、井控储量相结合进行优化，优化目标是缝控产量（裂缝在目标时间内采出的油气量）与井控可采储量（井所在的油藏单元中油气储量）之比趋近1，实现裂缝对地下储量的有效控制和动用。缝控压裂技术的核心就是需要明确 4个关系：①岩石属性与裂缝扩展机理；②水平段长与布缝密度；③储集层流体渗流与裂缝流动耦合；④人工裂缝与井网井距匹配。缝控压裂技术的要点为：压裂早期介入，纵向上优选甜点和层系，模拟缝高扩展，确定纵向井间距；横向上模拟人工缝长，结合生产动态开展生产历史拟合，确定平面井间距，实现一次布井到位；结合三维应力场时空演化研究，实施交错布缝、优化裂缝参数，控制泄油面积及可采储量，实现一次布缝到位；通过优化施工规模，控制单井成本及产量递减，实现一次改造到位。

缝控压裂技术在中国石油页岩油开发中应用效果显著[24-25]，2016年至2019年，中国石油页岩油水平井改造井数 780口，单井平均压裂段数从 9.8段增加到18.9段，单井平均加砂量和液量分别提升了 4.1倍和3.1倍。吐哈油田条湖组页岩油运用缝控压裂技术后，水平井井间距从初期400 m逐步调整到目前的100 m，缝间距由初期30～40 m逐步缩小为目前的8～15 m，段压裂簇数由 3～5簇提升至 6～10簇，规模应用 73口井，单井日产油量由初期的13.5 t/d增加到17.0 t/d，与同区块邻井相比，平均单井产量提高25.9%，邻井见效率由11.6%提高到80.0%，缝控程度由42.1%提高到85.2%，综合递减率下降到 20%，区块预测采收率由2.5%提高到 10.2%。缝控压裂技术在长庆油田陇东页岩油开发示范区应用58口井，井间距由600～1 000 m缩小至200～400 m，段压裂簇数由2～3簇提至5～14簇，簇间距由22～30 m缩小至5～12 m，微地震监测裂缝控藏程度由 50%～60%提升至 90%以上，单井产量由 10～12 t/d提升至 18 t/d以上，首年递减率由40%～45%降至35%以下，扭转了产能建设被动局面，助力长庆陇东页岩油示范区日产原油突破1 000 t，建成50×104t年产能力。

1.3 地质工程一体化储集层改造设计平台

在非常规油气储集层复杂地质条件下，只有依托地质工程一体化组织和研究平台，才能逐步破解开发难题，更好地发挥储集层改造的效果。通过搭建地质工程一体化研究“4个平台”，构建地质工程一体化储集层改造模式，即：①一体化评价平台，用于地质评价、甜点评价、力学评价、完井品质评价；②一体化设计平台，用于建立地质模型、油藏模型、裂缝模型、经济模型；③一体化分析平台，用于压后跟踪、措施评判、效果评价、模型修正；④一体化共享平台，实现实验结果共享、优化方案共享、施工设计共享。

中国石油勘探开发研究院压裂酸化技术中心研发团队已初步开发出了 FrSmart地质工程一体化压裂优化设计软件[2,21,26]，这是一套以压裂优化设计为核心，集地质描述、完井设计、压裂裂缝模拟、压后产能模拟、经济评价、裂缝实时监测等为一体的地质工程一体化压裂系统软件，包括 7大关键模块。该软件具有如下功能：①地质建模模块通过导入构造模型、属性模型及地质力学模型，建立单井及全区三维地质力学模型；②压前分析模块通过对储集层品质、完井品质的综合评价，优选压裂井段；③压裂裂缝模拟模块和压裂产能模拟模块可优化人工裂缝间距、缝长、施工规模等参数；④经济评价模块根据净现值模型测算不同方案投资回收期及内部收益率，从而进行方案经济性优化；⑤实时决策和数据库及数据分析模块，融合了大数据、现场及远程决策功能，可提高输入参数的准确性、优化设计的合理性。

一体化的评价、设计及分析提高了优质甜点钻遇率，提升了页岩油压裂效果。新疆油田吉木萨尔页岩油在先导试验阶段，10口水平井初期单井日产油5.9～40.8 t，未达到方案设计的单井初产 40 t/d、两年期单井累产1.5×104t的产能指标。通过强化地质工程一体化研究，明确优质储集层钻遇率为压后产量的地质保障[27]。在开发试验阶段，采用旋转地质导向及薄砂层探边等水平井轨迹精细控制技术。相对于前期水平井不足 70%的钻遇率，JHW023井、JHW025井油层钻遇率提高到100%，优质甜点钻遇率分别为 96%、92%，结合密切割高强度缝控压裂，压后最高单井日产油分别达到 88.3 t、108.3 t，平均240 d单井累产超1.0×104t。长庆油田综合黄土山地三维地震、页岩油测井精细评价、水平井轨迹导向等技术，实现页岩油甜点的有效预测，三叠系延长组长7段页岩油55口水平井采用地质导向，油层钻遇率提高15%。

1.4 低成本材料技术

1.4.1 低成本压裂封隔工具

封隔工具已成为页岩油水平井分段压裂的关键工具，而桥塞是页岩油改造的主体封隔工具，应用比例超过95%。桥塞分段压裂具有分段压裂层数不受限制、能实现大规模大排量体积压裂、桥塞钻铣完后井筒畅通等优势。中国石油水平井压裂所用桥塞最初是从国外高价引进的速钻复合桥塞，经过多年研究，目前已研制了可溶桥塞、可溶球座，实现了国产化并规模应用，为提高封隔与作业效率提供了新手段。研制的可溶桥塞涵盖多种规格，溶解时间7～14 d可控，推动了国内非常规油气作业方式的转变，迫使国外产品价格由19.7万元降低至3.5万元，提高了中国石油分段压裂技术核心竞争力。研制的可溶球座承压能力达到70 MPa，7 d内可全部溶解[28]，长庆油田规模应用189口井3 600余段，实现单井压裂43段和28 h清理24个球座的技术指标。

为了实现段内多簇压裂改造，研发了模块化分簇射孔枪。典型的分簇射孔枪均依靠导线实现簇间传导及选发控制，现场装配复杂、易出错、效率低。采用新研发的模块化射孔工具，结合配套管柱优选、井筒通过能力改进、点火稳定性设计、泵送参数优化等方面的关键技术，20 m防喷管可实现电缆一次下井、传输15～20簇射孔（管串长度16.4～17.6 m），现场已成功试验单段12簇射孔，极大地提高了现场装配效率和质量，大幅降低作业劳动强度。

1.4.2 低成本改造材料

相较于常规储集层改造，页岩油大规模体积改造压裂液及支撑剂用量大，因而压裂液及支撑剂是降低成本的主攻方向。近年来，压裂液朝着研发变黏滑溜水、可回收滑溜水及提高滑溜水使用比例的方向发展，而支撑剂逐步向石英砂替代陶粒的方向发展。

中国石油勘探开发研究院研发的变黏滑溜水体系，质量分数在0.01%～0.10%，黏度在2～30 mPa·s内可调，可以实现滑溜水与携砂液的自由转换，变黏前降阻率为80%，变黏后为70%。EM30、EM50型低成本可回收滑溜水体系在长庆油田得到广泛应用，在质量分数 0.03%～0.08%下液体的降阻率可达 70%～80%。近年来中国页岩油储集层改造滑溜水使用比例也逐年上升，目前约占 70%，吐哈油田条湖组页岩油滑溜水使用比例由36.5%提升至82.8%；新疆油田吉木萨尔页岩油滑溜水使用比例提升至50%～60%。

近期，支撑剂的研究及应用以石英砂替代陶粒为主，大幅降低压裂材料的费用。通过实验方法论证石英砂替代陶粒的可行性，建立了考虑应力状态、铺置浓度和生产制度的导流能力评价方法，明确了页岩油水平井多段多簇压裂模式下支撑剂有效受力可降低50%～60%，石英砂能满足3 500 m以浅页岩油储集层导流需求。此外，平行板物模实验及数值模拟结果表明，小粒径石英砂可长距离运移，通过多级组合支撑、多层铺置，支撑剖面进一步优化。中国石油勘探与生产分公司组织中国石油勘探开发研究院及多个油田开展石英砂试验，石英砂应用比例由2014年的47.9%提高到2020年的71.5%。长庆油田页岩油压裂已全部采用石英砂作为支撑剂。新疆油田玛湖3 500 m以浅页岩油已全部采用石英砂替代陶粒，2020年3月至8月节约支撑剂费用达5.9亿元。

1.5 大平台立体开发模式

为应对低油价，北美提出高效率的全油田水平井立体开发新理论，采用多层叠置立体开发，强调一次布井到位，一次完井到位，立体压裂，实现纵向资源的全动用，确保非常规油气的高效开发。二叠盆地2010年以来采用大平台立体开发模式，单平台井数大于20口，Wolfcamp层水平段长1 500～3 000 m，Spraberry层水平段长1 500～2 000 m，层内井距85～150 m，层间井距85 m，单井成本降低15%～30%，产量增幅为15%～25%[29]。

中国石油页岩油开发按照“多层系、立体式、大井丛、工厂化”的思路，在长庆油田华 H60、新疆油田玛 131等井区探索大平台多层布井、立体式压裂新模式。长庆油田华H60平台3小层部署22口井，平均水平段长1 507 m，井均压裂20.8段121簇，建成后平台日产油360 t，年产油11×104t。新疆油田玛131平台立体部署12口井，压裂331段1 132条裂缝，平台单井平均产量较邻井同期平均增产15 t/d，预计采收率由10%提高到17%[30]。

2 页岩油储集层改造技术面临的挑战

总体来说，现阶段中国石油页岩油仍处于建产早期阶段，长庆、新疆、吐哈等油田进展相对较快，但在当前油价背景下，实现经济效益动用难度较大。长庆油田页岩油300×104t整体开发方案预测EUR（单井预测最终可采储量）2.4×104t，折合平均单井成本为2 524元/t，约 50美元/bbl（315 美元/m3）。新疆油田吉木萨尔页岩油2019年钻压成本6 100万元，预测EUR为2.6×104t，阶梯油价计算内部收益率为-6.2%。笔者认为主要存在以下4个方面的挑战。

2.1 页岩油纵向多层叠置分布，立体开发改造技术面临挑战

与北美海相盆地广覆式稳定分布的页岩油储集层不同的是，中国陆相页岩油具有平面非均质强、纵向多层叠置等特征，以往采用单层布井，面临动用程度差、成本高等难题。北美采用水平井立体式改造取得显著成效，是可以借鉴的重要思路，但在油藏精细描述、甜点识别、平台布井、井距优化、立体改造方案设计等方面仍需深入研究。重点需要攻关如下几个问题：①甜点识别与水平井轨迹设计；②效益最大化的最佳井密度；③立体布井井型的最佳交错井距；④多井应该上下叠置还是交错排列；⑤水力裂缝在垂直方向上是否有重合；⑥最佳压裂方式是自上而下还是自下而上；⑦如何防止子母井的裂缝“碰撞”。

2.2 页岩油储集层流体流动规律复杂，压裂优化方案质量面临挑战

页岩油储集层渗透率在纳达西级，储集层流体流动规律复杂、多变，影响效益的井距、缝间距、施工规模等参数与EUR的关系仍需优化。例如，针对井距优化，在现场试验中，吐哈油田条湖组页岩油井距由最初的400 m逐步调整为目前的100 m，未发现井间窜通的情况，但长庆油田页岩油在试验200 m井距时，出现较多的井间窜通情况。因此，还需继续研究不同页岩油储集层压裂裂缝的控藏体积、流体流动规律，有针对性地进行压裂参数的优化，使压裂方案设计更加科学。同时，由于人工裂缝的形态复杂，裂缝长度、高度、宽度的评价既是认识裂缝指导压裂方案设计的重要部分，也是指导油气井全生命周期生产的重要依据，亟待发展能够识别并定量表征复杂缝网尺度的裂缝诊断技术。

2.3 早期开发井井间距、簇间距大，井间及缝间剩余储量动用面临挑战

页岩油开发早期，由于水平井技术不配套，井间距基本在400 m，后期现场取心、生产动态分析等均表明，现有工程技术条件下人工裂缝的长度在100 m以下，使得井间存在大量未动用储量。二次井网加密后，由于储集层的非均质性，后期加密井压裂受前期邻井的应力场干扰影响，子母井压裂时容易发生压力冲击（frac-hit），因此，需继续攻关减小压力冲击的措施。同时，开发初期的水平井由于簇间距大、施工排量较低，使得改造不彻底，缝间存在未动用储量，重复压裂就成为页岩油水平井全生命周期必须面对的问题。重复压裂主要面临 5个方面的挑战：①剩余油分布特征描述难度大，渗流场表征重构难；②复压前应力场变化规律复杂，动态应力场重构难；③已压井筒有效封隔工具缺乏，水平井井筒重构难；④评价复压时机技术手段欠缺，确定复压时间点难；⑤重复压裂效果评价方法局限，效果再评估方法需创新。

2.4 水平井分段多簇大规模压裂成为页岩油主体改造技术，低成本改造技术面临挑战

压裂段数和加砂强度增加，而钻井速度变得更快，导致钻完井成本中压裂成本占比增加，因此降低压裂成本、提高页岩油井产能才能有效应对低油价冲击[31]。通过平台布井、工厂化作业，压裂时效已由单日 4.2段提高至10段，但页岩油平均单平台井数相对较少，受各种因素制约，平均压裂时效仍然偏低（2～5段/d），与北美大平台工厂化作业仍存在较大差距。部分页岩油开发区块滑溜水使用比例提升困难，滑溜水使用比例平均61.5%，最高85.5%。石英砂替代陶粒虽有序推进，但运输成本占比偏高，通过压裂材料降本难度加大。

3 页岩油储集层改造技术发展方向

陆相页岩油是中国陆上油气勘探从“源外”走向“源内”的必然选择，中高成熟度页岩油是近期石油勘探开发的现实领域，储集层改造在页岩油效益勘探开发中必将发挥更重要的作用。结合中国石油页岩油储集层改造对象、改造技术需求，通过梳理页岩油储集层改造技术主要进展、面临挑战，认为中国石油页岩油储集层改造技术应借鉴北美页岩油开发成功经验，发展方向应集中在以下几个方面。

3.1 强化地质工程一体化研究，充分发挥储集层改造作用

3.1.1 深化储集层改造相关基础理论研究

需进一步加强页岩油储集层地应力场与井网部署、岩石力学与裂缝扩展、支撑剂输送与裂缝导流等基础研究，明确地质甜点与工程甜点，揭示地层流固耦合作用机理，提高页岩油储集层改造的针对性。通过运用三维地质建模技术以及开展关键参数空间分布、可压性、可采性定量评价，精准刻画甜点，提升甜点识别和预测技术；进行压前地应力场建模，开展随钻应力测量、三维地应力场时空演化预测，进行动态地应力场描述，掌握实时地应力分布；完善岩石力学与裂缝扩展规律认识，建立高温岩石力学、大物模层理与弱面裂缝扩展及三维表征技术，揭示裂缝起裂规律及其主控因素；研发大型输砂物理模型，研究滑溜水逆序输砂改造模式下的支撑剂输送与沉降特征，指导压裂液类型及参数优化。

3.1.2 建立水力裂缝研究现场试验室

充分借鉴国内外现场试验成果[32-35]（见表1），以提高单井产量和储量动用程度探索为试验重点，在重点页岩油区建立一体化矿场试验室，开展压裂工艺、材料、施工参数与规模优化研究，试验提产降本增效压裂技术，建立高产井模板，指导页岩油气高效开发。在现场试验室综合应用 DFIT（流体注入诊断测试）、全直径取心、示踪剂、微地震、DTS/DAS/DSS（分布式拉曼温度传感系统/分布式微扰振动声传感系统/分布式应变传感系统）、CSEM（可控源电磁法）等多种监测和评估技术，深化对裂缝形态等科学问题的认识，指导井间距、缝间距、压裂工艺参数优化调整及重复压裂措施选择等。

表1 北美页岩油气现场试验室监测方法及取得的认识

3.1.3 完善地质工程一体化储集层改造软件平台

中国石油勘探开发研究院研发的 FrSmart地质工程一体化压裂优化设计软件平台已见雏形，应继续借鉴国际最先进成果和全世界主流商业软件优点，确立国际标准，实现模块间无缝衔接的一体化理念和信息化、智能化趋势。根据中国油气储集层复杂的地质特征，开展顶层设计，设置功能模块，结合技术创新成果，持续开发并完善FrSmart地质工程一体化压裂优化设计软件平台，使其功能更加实用、模型更加先进、性能更加完善，并逐步实现信息化、智能化。

3.2 深化缝控改造技术，提高页岩油储量动用水平

如前文所述，中国石油页岩油开发推行缝控改造技术，取得了显著的成效。北美非常规压裂作业参数表现为先持续强化而后进行回调，说明缝间距及施工规模存在最优值[36-38]。因此还需继续深化缝控改造技术，加大岩石属性与裂缝扩展机理、水平段长与布缝密度、储集层流体渗流与裂缝流动耦合、人工裂缝与井网井距匹配4大关系的研究。以3～5年为投资回报期，形成不同地区、不同储集层条件下页岩油水平井最优井距、裂缝间距、经济导流能力、施工规模等优化图版，实现裂缝对储量的最大控制及动用。

3.3 推进页岩油水平井立体开发技术实践，实现纵向多层有效动用

北美非常规油气从探索加密井、立体逐层开发到立体整体开发，目前全面进入水平井立体开发阶段。依靠钻井速度的大幅提升，采用多层水平井模式，纵向上交错叠置布井，提高纵向剖面储量动用率，实现提质增效。国内页岩油“多层系、立体式、工厂化”建产模式刚刚起步，应借鉴北美经验，针对页岩油储集层纵向上多层叠置特征，开展多层系平台布井方式、水平井井眼轨迹、最佳井网密度、立体压裂模式、裂缝形态等研究，实现非常规资源的效益开发。加强页岩油地质力学研究，缩短现场甜点认识迭代周期，提高陆相页岩油甜点识别精度，确定水平井的最佳目的层；优化效益最大化的立体布井井型、层间及层内最佳井距；优化实现纵向储量波及最大化的压裂方式及参数。

3.4 开展页岩油水平井重复压裂技术攻关，助推缝间剩余储量高效挖潜

根据前述页岩油水平井重复压裂面临的5项挑战，开展水平井重复压裂技术攻关，形成“剩余油描述、应力场分析、前次压裂评估、复压时机优选、规模设计、套管再造、压后跟踪”等系列配套技术，实现渗流场、应力场、裂缝系统的“再匹配”，提高改造效果。在套管再造技术方面，北美已形成成熟的可膨胀尾管和尾管固井技术，其中可膨胀尾管可以提高套管柱承压的整体性，139.7 mm（5.5 in）套管修复后通径大于106 mm，抗内压70 MPa，抗外压35 MPa[39]。尾管固井是在114.3 mm（4.5 in）或139.7 mm（5.5 in）套管中下入88.9 mm（3.5 in）、101.6 mm（4.0 in）或114.3 mm（4.5 in）尾管，适用井底温度100～180 ℃、水平段长760～2 100 m[40-41]。哈里伯顿统计该技术从2016年开始已在Haynesville成功应用112口井以上，平均EUR提高了约150%；康菲石油公司每年水平井重复压裂100口左右，主体采用尾管固井重复压裂技术[42-43]。而中国重复压裂主体技术依然是动态多级暂堵转向和双封单卡，动态多级暂堵转向由于原有射孔和裂缝衰竭区的影响，新裂缝起裂难度较大，增产效果无法预测，而双封单卡作业时效性较差，因此需要攻关可膨胀尾管、尾管固井重复压裂技术。

3.5 发展低成本改造配套技术，助力油田开发降本增效

3.5.1 研发页岩油水平井分段改造工具

关键工具及装备与生产力紧密相关，也是降本增效的增长点。需加强可溶桥塞及多簇射孔工具的研发力度。攻关完善免胶筒全金属可溶桥塞，改进座封方式，研制适用不同套管规格、钢级和不同温度等复杂井况的全金属可溶桥塞系列工具，实现压后桥塞免钻磨、免冲洗，提高作业效率。在多簇射孔工具方面，北美模块化射孔与高效座封工具座封成功率达 99%，最高段内射孔24簇，而中国为14簇，亟待攻关高效率长水平段分簇射孔工具，实现单段20簇以上安全射孔。

3.5.2 持续降低压裂材料成本

应提高低成本滑溜水使用比例，北美页岩油滑溜水使用比例已达到100%，中国页岩油滑溜水占比仍较低，约70%。强化压裂液液体回收利用，利用油田“污水”、回注水、返排分离液或沙漠浅层水直接配制压裂液，大幅度降低压裂液的环境污染风险，为压裂液“不落地”提供技术保障。根据中国页岩油储集层特点、应力加载条件，加大低成本石英砂支撑剂的现场试验及推广力度，加大石英砂替代陶粒比例，加快石英砂砂源本地化、经济化评价，培育石英砂产业基地，实现对压裂支撑剂成本的有效控制。

3.5.3 信息化建设

伴随着信息化快速发展，储集层改造系统涉及油藏信息、油套管参数、射孔程度、封隔工具性能、改造方案、地面井口状况、压裂设备状态、仪器仪表监控等多个方面。通过物联网实现以上各个环节的信息采集、交流、集成、指挥并赋予其人工智能，最终实现储集层改造的人工智能化。信息技术能提高工厂化作业水平，助力全周期降本增效。

国际石油公司普遍将“非常规”和“大数据”进行融合，建立了包括运营、生产、建井、油藏工程及地球科学等方面的大数据湖，助力缩短钻井周期，优化完井设计，降低非常规油气开发成本[44]。

中国石油正持续加强信息化建设，可基于梦想云平台协同研究环境，建设压裂酸化远程决策指挥中心，发展大数据技术，实现压裂优化设计、施工监测和远程诊断、压后评估的全过程在线支撑，助力全流程提质增效。

4 结语

经过10余年的发展，中国石油页岩油储集层改造技术在储集层改造机理、缝控压裂技术、地质工程一体化储集层改造设计平台、低成本材料技术、大平台立体开发模式 5个方面取得了显著进展，有效支撑了长庆、新疆等油田页岩油的产能建设。但总体来说，中国页岩油开发尚处于起步阶段，在当前油价长期处于中低位徘徊的情况下，实现经济效益动用挑战较大，对储集层改造技术的需求不断增加、技术难度更高。应强化地质工程一体化研究、深化缝控改造技术、推进页岩油水平井立体开发技术实践、开展页岩油水平井重复压裂技术攻关、发展低成本改造配套技术，探索适合于不同区块、不同储集层特征的页岩油改造技术体系，努力实现页岩油规模效益开发，推动页岩油成为新的战略增长点，切实保障国家能源安全。