0 引言

随着主要含油气盆地油气勘探程度的不断提高和勘探难度的加大，传统能源的“压舱石”作用愈加繁重^[1]，非常规等低品位资源成为中国石油储量增长主体，页岩油气作为重要接替领域^[2-3]，已落实页岩油资源量2.01×10¹⁰t，落实页岩气地质储量1.70×10¹²m^3[4]。根据中国石油中长期规划，在“十四五”期间页岩油产量将达到6.50×10⁶t、页岩气产量将达到3×10¹⁰m^{3 [5-6]}，页岩油气将成为当前与未来上产的主要领域之一，实现低品位资源的常规化、规模化发展。2022年，中国石油新增石油探明地质储量7.21×10⁸t，新增天然气探明地质储量69.8×10¹⁰m³，油气储量持续增加；全年原油产量为1.05×10⁸t，天然气产量为14.5×10¹⁰m³，其中非常规天然气产量为6×10¹⁰m³，占比为41.4%。

面对复杂多样的勘探对象，中国石油针对性开发了不同的储层改造技术。页岩油气的勘探开发一体化成为重要工作模式，储层改造主体技术趋同，应用界限日渐模糊，但在工艺参数差异化方面难以满足针对性改造要求，仍有改进空间。深层碳酸盐岩储层埋藏深且温度高，针对裂缝—孔洞型储层、孔洞型储层、孔隙型储层，分别形成解除近井伤害的解堵酸化技术、沟通远井缝洞体的深度酸压技术、实现体积改造的大斜度井/水平井分段酸压改造技术等。砂砾岩储层早期采用油管压裂，单井产量低、有效期短，近期采用直井桥塞分层压裂提高改造程度。火山岩储层早期技术以冻胶压裂为主，通过封堵天然裂缝造主缝，目前采用体积改造理念，用人工裂缝沟通并扩大天然裂缝，生产效果显著提升。然而，勘探领域储层改造仍面临未知因素多、借鉴资料少、设计要求高、改造难度大等诸多挑战。

本文结合近年来中国石油的重点勘探领域，系统回顾储层改造技术的进展与成效，通过对标北美储层改造技术现状，深入剖析中国石油面临的关键问题，提出4个方面的发展对策及措施，旨在为储层改造技术突破瓶颈和快速发展提供驱动力。

1 储层改造技术的进展与成效 1.1 储层改造技术进展

依据水力压裂的施工过程^[7]，压裂技术创新程度与步伐主要体现在以下“五大核心要素”：（1）压裂方案，指进行方案优化的软件及工艺，本文重点阐述了缝控压裂优化设计技术的最新进展；（2）压裂装备，指产生较高排量、压力的泵车；（3）压裂工具，指满足不同井况的封隔工具；（4）压裂液，指携带支撑剂进入地层的液体；（5）支撑剂，指支撑裂缝形成导流能力的材料。

同时，从储层改造角度，岩石属性、杨氏模量、泊松比、地应力、储层物性、含油气性、层理结构、天然裂缝可称为“八项属性要素”，体现储层的品质，也反映产能的潜力。此外，“十个工艺要素”，即段数、簇数、液量、砂量、排量、缝长、缝高、缝宽、返排率、增产量，是方案优化的主要任务。

总之，储层改造首先通过科技创新提升“五大核心要素”能力，其次依靠研发的检测技术充分认清“八项属性要素”，最后应用高水平软件优化“十个工艺要素”，将“五大核心要素”与“八项属性要素”“十个工艺要素”有机结合，通过储层改造进行效益开发，实现油气增储上产。

1.1.1 缝控压裂优化设计技术

缝控压裂优化设计技术^[8-10]是将人工裂缝的长度、间距、高度等参数，与储层的物性、地应力、井控储量相结合，并进行优化的技术（图 1）。对于水平井简单双翼对称裂缝（图 1a）和水平井复杂裂缝（图 1c）缝控较差的情况，以缝控储量最大化为目的，通过研究4个关系，即应力场与裂缝扩展的关系（优化裂缝形态）、渗流场与裂缝密度的关系（优化裂缝参数）、压力场与流固耦合之间的关系（优化裂缝导流能力）、速度场与井网缝网的关系（优化布井与生产）^[11]，提高简单双翼对称裂缝和复杂裂缝的缝控程度（图 1b、d）。

近年来，重点针对国内页岩油气难以形成复杂裂缝网络的储层特点，持续深化岩石力学、裂缝扩展、软件研发和裂缝监测4个方面的研究，不断提升水平井缝控压裂优化设计的质量与水平。2018—2022年，中国石油在长庆油田、新疆油田和西南油气田等多个区块应用近1000口井，产量提高10%~30%，展示出良好的应用效果。缝控压裂优化设计技术主要包含以下4个方面的内容。

1.1.1.1 非常规储层岩石本构关系

岩石属性的认识是压裂造缝的前提，为揭示高温高压岩石弹塑性变形特征，建立了高温高压（200℃、200MPa）岩石力学实验技术，以下志留统龙马溪组页岩为例，首次构建了考虑温压损伤因子的岩石本构模型，实现深层不同温压环境的力学性能预测。为构建页岩各向异性本构关系，建立了无水取心及变角剪切实验新方法，揭示纵横波速度、抗压强度、杨氏模量、泊松比等参数各向异性特征，建立垂向非均质地应力评估（VTI）模型^[12]，为非常规储层压裂模拟提供精细化地质力学参数。

1.1.1.2 裂缝扩展机理研究

以页岩为代表的岩石，其裂缝形态更为复杂，直接受层理、脆性、应力差等因素影响。为此，考虑断裂韧性、黏性及滤失等主控机制，开发多尺度裂缝扩展算法。通过分层应力加载与层理交互大型物理模拟实验技术^[13-14]，揭示裂缝穿层具有穿过、捕获和偏移3类形态，层理力学性能是裂缝穿层的主控因素，量化层理胶结性能、排量、层间应力差的权重比为63∶26∶11，揭示缝高与层理发育程度的对数关系、与层理胶结强度的幂率关系，提出层理交互的缝高解析计算公式，为缝控压裂优化设计提供科学依据。

1.1.1.3 FrSmart压裂软件

压裂软件是方案优化设计的关键载体，中国石油围绕地质工程一体化压裂优化环节开展顶层设计和研发，历时4年，于2022年初形成并发布FrSmart1.0 Beta单井版，目前已升级到FrSmart1.0平台多井版。该软件由地质力学建模、压裂测试、压裂前设计、水力压裂模拟、压裂后产能模拟、经济评价、数据库、实时决策8个核心模块组成，形成非平面三维裂缝模拟技术、复杂裂缝模拟技术、嵌入式离散裂缝压裂后产能模拟技术^[15-16]，达到国际先进水平，基本满足国内储层改造方案设计需求。

1.1.1.4 裂缝监测与评估技术

裂缝监测技术是压裂施工过程与多簇裂缝形态展布的“裁判”，直接关系设计质量、改造程度与实施效果。分布式光纤监测技术和井下电视监测技术已经实现对多簇压裂开启均匀程度和进液进砂的量化解释^[17-18]，可控源电磁监测技术和井筒听诊技术也取得重要进展并开展现场试验，为储层改造提供了“度”的深化与“质”的提升。井下电视监测技术在新疆油田等地区已应用8口井，设备耐温125℃，耐压100MPa，有效工时为8小时，其中金龙219井检测18段，初步实现起裂均匀性和磨蚀程度定量分析。

1.1.2 压裂装备

装备是储层改造的“重器”，是非常规储层大规模连续压裂作业的保障。2022年中国石油电驱压裂实现规模应用，装备能力达到1.10×10⁶水马力，比2021年增加2.46×10⁵水马力，占全国装备总能力的30.5%，中国石油共计应用电驱压裂作业317口井，压裂7685段，参与压裂段数占比为31.5%，替代率为28.5%，自主研发的全电驱压裂机组共计完成272层段压裂作业，累计泵注液量2.13×10⁵m³，安全稳定运行已达648小时以上。电动混砂橇混配排量提高至40m³/min，连续输砂量达200m³。国产3.3kV大功率变频系统已成熟，一键式工控系统助力实现“限压定排”自动控制、供液供砂装置远程操作、用电负荷自动分配和井口远程操控。

配套作业能力进一步提升，助力储层改造施工提速提效降本。连续油管作业能力取得突破，最大作业深度突破8000m（直径为2in），苏里格桃2-6-30H1井水平段最大作业长度达3931m。耐高压快速插拔装置可在8~10min切换井口，耐压105MPa，通径120/130mm。配套大通径多自由度管汇橇，减少30%高压管线用量，缩短施工准备周期一天，已完成8口井26段作业。

1.1.3 压裂工具

井下封隔工具是储层改造的“利刃”，为适应非常规储层改造裂缝有效控藏需求，不断提升可溶桥塞、可溶球座等压裂工具的产品系列化和成熟度。2022年中国石油改造水平井1545口，超长水平井（水平段长度大于或等于2000m）压裂90口，桥塞成为主体压裂工具，占比达到68.64%（图 2），实现“应分尽封”。长庆油田在1391口井13264段应用可溶球座，华H90-3井压裂68段，28小时清理24个球座。全金属可溶桥塞耐温180℃、耐压差90MPa；小直径可溶桥塞（外径为60mm、70mm、79mm）进入页岩气现场，成为套变井高效改造的关键。

国产新型趾端滑套逐渐成熟，可满足4.5in、5in和5.5in套管固井和压裂要求，如表 1所示，最高施工温度为180℃，本体抗内压大于或等于138MPa，延时开启时间30~60min之间可调，现场累计下井近110口，整体开启成功率由初期的40%提高至79%。模块化多簇射孔技术可耐温150℃、耐压175 MPa，能满足4.5~5.5in套管一次射孔20簇的需求，目前已累计作业310口井，共4516段39558簇，其中威204H47-7井创造了桥射联作单趟点火23级的纪录。

1.1.4 压裂液

压裂液体系除了具有携砂与造缝的基本职能外，非常规储层还对压裂液增能、驱油、渗析、低伤害、低成本提出了更高的要求。中国石油勘探开发研究院以分子设计、纳米粒子为抓手，研发低浓度变黏滑溜水，具有增黏速度快、实时变黏、降阻率高、配制简便等特点，已示范应用10口井，入地液量超过31×10⁴m³。

当前直井压裂液仍以瓜尔胶体系为主，2022年1—10月，中国石油直井压裂7370口，压裂液总用量约541×10⁴m³，其中滑溜水占27%；同期水平井压裂1497口，压裂液用量约3154×10⁴m³，滑溜水占比达到70%。

储层类型的多样性对压裂液提出了个性化需求，陇东页岩油针对驱油提高采收率的需求，形成LGF-80驱油型压裂液，具有渗吸驱油功能，可在线混配、变黏、重复利用，已应用1000余层次，入地液量为60×10⁴m³。川渝页岩气使用的滑溜水体系具有高抗盐、低伤害等功能，降阻率大于70%，黏度在2~50mPa·s内可调。

陆相页岩油黏土矿物占比为35%~45%，含量普遍偏高，且微纳米孔喉发育，液固相互作用复杂，因此需采用低伤害压裂液体系，构建长期稳定的缝网系统。矿物分析表明鄂尔多斯盆地延长组长7段储层黏土矿物含量为9.8%；松辽盆地古龙地区黏土矿物含量为50.5%，以伊/蒙混层（水敏）和伊利石（速敏）为主，页岩水化后，弹性模量由65.61GPa降至12.33GPa，硬度由2.99GPa降至0.82GPa。目前已初步开发小分子支链化聚合物增稠剂，分子量控制在500×10⁴左右，破胶彻底，破胶后分子粒径小，可保障通道的流动能力，小分子聚合物压裂液具有较好的增黏能力，30s即可达到稳定黏度的90%。

1.1.5 支撑剂

支撑剂是人工裂缝的“支架”，是油气流动通道的保障，有效支撑裂缝是储层改造追求的目标。结合非常规油气对裂缝导流能力要求相对较低的特点，以“经济导流能力”理念为引导，持续推进低成本石英砂、小粒径石英砂应用，创新支撑剂输送实验方法，明确非常规储层导流能力需求，实现多分支裂缝支撑剂运移铺置规律的定量表征。实验表明100/200目微细石英砂较20/40目石英砂可显著增大裂缝有效支撑面积，为经济导流优化提供新的依据。2022年1—10月，中国石油共使用支撑剂4.82×10⁶t，其中石英砂4×10⁶t，石英砂占比由2017年的60%提高到83%；其中3500m以浅页岩气石英砂占比由2017年的34%提高到75%，页岩油压裂几乎100%使用石英砂，相比于应用陶粒，年节约成本约20亿元，累计减少碳排放11×10⁶t。由于小粒径石英砂沉降速度低、运移距离远且铺置更均匀，更易进入水力压裂微小分支缝，因此石英砂小粒径化趋势明显，2022年1—10月，40/70目和70/140目小粒径石英砂占支撑剂总量的56%，其中四川盆地页岩气小粒径支撑剂占比超95%。

1.2 技术指标应用现状

伴随着压裂技术的不断创新和工艺技术的不断进步^[19]，现场应用技术指标持续攀升，部分指标达到国际领先水平，如表 2所示。水平井压裂技术应用指标也呈现上升的趋势（图 3），与2016年相比，2022年平均水平段长度由943.3m增至1237.4m，平均单井压裂段数由8.8段增至16.3段，平均单井砂量由502m³增至1664m³，平均单井液量由8218m³增至20203m³。

1.3 储层改造技术成效

储层改造技术的持续进步，在拓展其提高单井产量基本职能的同时，也赋予了探井改造不断发现资源、认识资源、释放资源的新使命，为多领域勘探重大突破、发现及进军万米深层禁区提供技术保障。

1.3.1 技术进步助推非常规领域持续发现新储量

针对我国陆相页岩油储层类型多样、流度低、非均质性强、压力系数低等特点，通过优选地质甜点，形成以长井段完井+裂缝优化+滑溜水携砂+多粒径支撑+补能驱油为核心的改造技术，表 3展示了中国石油主要页岩油区块的施工参数。鄂尔多斯盆地页岩油开展差异化压裂，采用5~10m作为簇间距，初期产量为18t/d，单井EUR为2.6×10⁴t，探明储量10×10⁸t。松辽盆地古页油平1、英页1H、古页2HC等探井，簇间距为8~15m，压裂后日产油10~35t，预测地质储量12.9×10⁸t。四川盆地平安1井凉高山组压裂后测试日产油112.8m³、日产气11.5×10⁴m³，侏罗系页岩油勘探首次取得突破。渤海湾盆地歧页1井，簇间距为10.9m，压裂后日产油49.9t，实现了大港油田歧口凹陷沙一下亚段页岩油勘探突破。

海相页岩气储层具有致密、裂缝发育、两向应力差大等特征，采用地质工程一体化优化设计，重点聚焦提高裂缝复杂度和增大泄流面积的问题，以大数据分析+段簇优化+桥塞封隔+低黏滑溜水造缝+小粒径石英砂支撑为主体改造技术。针对四川盆地泸州区块深层页岩气缝网形成难度大的难题，采用水平井缝控改造技术和密切割、高强度、大排量、可溶桥塞配套实施工艺，最小簇间距缩至5~10m，现场试验取得突破，其中21口井试采日产气量超过10×10⁴m³，为深层页岩气改造技术提供了方向，泸州区块提交探明地质储量51.4×10¹⁰m³，预测储量77×10¹⁰m³，形成国内首个万亿立方米深层页岩气储量区。四川盆地太阳区块浅层页岩气YS153H1井组应用缝控压裂技术，在500m埋深获日产气6×10⁴m³，YS137H4井组在埋深1200m稳定试气产量超6×10⁴m³/d，突破了浅层页岩气勘探深度上限，新增探明地质储量12.2×10¹⁰m³。

鄂尔多斯盆地太原组煤层物性差、煤质软、层理/割理发育，因此聚焦高效造缝携砂和支撑剂嵌入的主要矛盾，应用水平井分段多簇+高黏液造缝+低黏液携砂+大排量注入+高强度加砂压裂工艺，试验8口井最高加砂强度为8.9t/m，产量均超10×10⁴m³/d，首获2000m以深煤层气探明储量11.2×10¹⁰m³，对深层煤层气规模开发具有示范作用。

1.3.2 特色改造技术助力碳酸盐岩获得勘探新突破

塔北富满地区、川中古隆起等超深碳酸盐岩储层，埋深为4000~8500m、温度为150~200℃，孔、洞、缝发育，针对性研发耐高温（＞180℃）胶凝/交联酸、低成本转向酸和高温自生酸3套特色酸液体系。满深3井目的层为奥陶系石灰岩储层，改造层段为7547~8010m，采用压裂液与酸液暂堵转向复合改造工艺沟通更多缝洞/断溶体系统，压裂后日产油1610.9m³，日产气52.5×10⁴m³，助推塔北富满地区形成10亿吨级大油气区。潼深11井目的层为川中古隆起茅口组白云岩储层，改造层段为4436~4450m，通过交替注入酸压和闭合酸化工艺技术提高酸蚀裂缝距离，压裂后获得高产工业气流，日产气达到2.34×10⁶m³，助力川中古隆起成为我国最大的碳酸盐岩气藏群。

渤海湾盆地深层裂缝型碳酸盐岩储层呈现基质致密、非均质性强、裂缝发育差异大、连通性差等特点，突破常规酸压有效改造范围小的局限，创新形成冻胶扩缝+酸蚀溶缝+纤维/暂堵颗粒/小粒径支撑剂复合暂堵+加砂压裂一体化复合改造技术，在华北油田和大港油田应用15井次，压裂后日产量由23~125t油当量大幅提高到179~549t油当量，有力支撑了杨税务等潜山油气藏勘探突破和高效开发^[20]。

鄂尔多斯盆地及四川盆地低渗致密碳酸盐岩应用直井分层+大排量施工及水平井多段多簇大规模加砂压裂技术，改变传统酸压技术模式，例如米探1井目的层渗透率仅为0.0221mD，采用分层加砂体积改造，第一层测试无阻流量为20.7×10⁴m³/d，第二层测试无阻流量达到35.2×10⁴m³/d，有望开辟又一万亿立方米天然气勘探新领域^[21]，为致密碳酸盐岩勘探突破提供重要技术储备。

1.3.3 直井体积压裂助力复杂岩性储层取得新进展

准噶尔盆地阜康凹陷二叠系砂砾岩具有埋藏深、渗透率低、裂缝欠发育、多小层富集等特点，采用直井桥塞精细分层压裂及缝网压裂技术提高了纵向剖面储量动用率，康探1井和康探2井3个试油层均分压6层，压裂后分获日产油119m³和83m³，实现了阜南凹槽的突破。柴达木盆地下干柴沟组储层矿物以碳酸盐、黏土和长英质为主^[22]，纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩为两类最主要岩相类型，二者占比高达75%，通过组合管柱提排量、复合压裂增缝高等措施，排量由8.0m³/min提高至12.6m³/min，压裂施工6井次10层段，其中7层段获得工业油气流，柴902井日产油32.5m³，下干柴沟组上段油藏新增探明储量10×10⁶t以上。河套盆地变质岩潜山采用变液体、变参数、变程序等精细改造技术，压裂12口井，压裂后日产油达27m³，新增预测储量1.16×10⁸t。

1.3.4 超深井压裂技术助力三高储层勘探不断突破新禁区

超深井具有埋藏深、压力高、温度高的技术难点，针对性攻关形成优化设计、液体加重、大通径管柱、井筒完整性评价、超深层射孔、安全施工6项核心技术，研发氯化钾、硝酸钠、氯化钙3套低成本加重压裂液体系，支撑盆地勘探突破9000m、200℃油气禁区。塔里木盆地深层酸压改造的最大改造深度自2011年克深7井的8023m增至2020年轮探1井的8750m，四川盆地2022年双鱼001-H6井酸压改造深度达到9010m，渤海湾盆地最高压裂层段温度从牛东1井的201℃增至千探1井的213℃，柴达木盆地最高压裂层段温度从鄂深1井的148℃增至碱探1井的208℃，为进军万米深层提供了技术储备。

1.3.5 密切割压裂开辟火山岩勘探新领域

火山岩储层早期压裂技术采用高黏冻胶压裂液控制滤失，通过封堵天然裂缝造主缝，压裂后快速返排，追求高返排率，目前改用套管压裂技术，利用滑溜水的滤失扩展天然裂缝，形成裂缝网络，生产效果大幅提升。大庆油田火山岩以流纹岩、玄武岩、安山岩为主，其自然产能较低，针对基质物性差、裂缝发育程度低、储层应力高的Ⅱ、Ⅲ类储层，采用水平井固井桥塞分段压裂，隆平1H井进行密切割改造，压裂后测试日产气11.5×10⁴m³，开辟了松辽盆地勘探的新领域。可见，水平井密切割压裂可以降低储层动用下限，是裂缝不发育储层的最佳选择，可进一步提高改造效果。

2 储层改造技术关键问题 2.1 核心要素水平尚有差距

近年来，中国石油每年储层改造工作量约1.1万口井，达4.6万层段以上，2021年改造总层段数约为5.5万段（图 4）。2021年，美国年改造井数为11121口，总段数约为33万段，水平井和定向井成为其主体（图 5）。相比之下，中国石油2021年改造井数与之相当（图 6），但改造段数仅为美国的1/6，直井占比为82.8%，而美国仅为19%。此外，2016年以来，美国直井数持续减少，而国内直井保持增长态势。究其本质，除储层物性的客观差异外，主要在“五大核心要素”发展与应用存在差距。

2.1.1 压裂软件

北美压裂软件经过40余年研发与推广，拥有各具特色的地质工程一体化、实时决策等功能，可满足多工况压裂模拟，同时在云存储、云计算、智能设计、实时预测分析等方面逐渐成熟。中国石油研发的地质工程一体化压裂优化设计软件FrSmart1.0拥有先进的裂缝模拟模型，具备投球暂堵、孔眼磨蚀等模拟计算功能，可基本满足国内储层改造需求。与Petrel和GOHFER等软件相比，FrSmart1.0在数字化系统构建、云计算技术储备、智能化实时分析等方面仍然存在较大差距，压裂软件发展水平代表着压裂优化设计水平，需要进一步加大攻关力度。

2.1.2 压裂装备

在“双碳”背景下，柴驱压裂车将逐渐被淘汰，电驱压裂车日益成为主流，燃气压裂车可作为补充。由于国内柴驱压裂车发动机、变速箱和底盘等核心部件依赖进口，因此技术存在差距，但国内外电驱压裂车研发进度基本同步。国内混砂车具备初步的恒压、恒排量等控制能力，以人工控制方式为主，各设备运行相对独立；北美混砂车技术领先于国内，能够实现精确计量、智能分流。此外，压裂装备实现协同与自动化控制，连续油管最大作业井深达8500m，快速插拔式井口已成熟应用，但国内装备自动化、智能化及作业能力还难以满足高质量发展要求（表 4）。

2.1.3 压裂工具

目前，国内外可溶桥塞/球座的承压能力、适用温度相当，但北美分段压裂以速钻桥塞为主，配套水平井井下作业技术成熟，压裂工具实现系列化和电动化，而国内以可溶分段压裂工具为主，井下作业工具以传统机械式和液压式为主。北美趾端滑套采用液体节流机理，滑套延时开启时间为35~60min；中国石油趾端滑套采用优于液体节流机理的可溶延时机理，已进入现场试验阶段。如表 5所示，与北美相比，中国石油可视化检测工具的耐温耐压、水平井作业能力与可靠性有待验证，且参数解释技术差距大，井下切割与打捞工具同国外的差距明显，导致综合作业效率难以满足现场的高质量要求。

2.1.4 压裂液

国内外非常规储层改造中低黏滑溜水已占主导地位，其功效主要在于减阻与产生缝网，国内不同区块滑溜水应用程度有差异，例如川南页岩气压裂中滑溜水占95%以上，而吉木萨尔页岩油占比仅52%。北美滑溜水主要采用清水配制，滑溜水黏度小于9mPa·s，已形成适合不同区块、不同矿化度的配方体系，微乳液已规模化应用，而国内应用中、高黏滑溜水黏度为30~50mPa·s，主要成分为减阻剂，国内外滑溜水压裂液和可回收压裂液性能相当，但国内压裂液功能化、个性化配方应用较少，配方适应性有待加强。北美液体添加剂施工采用遥测系统，通过卫星连接提供产品位置，可在任何时间和地点监控加量、速度与浓度，并实时自动化跟踪、调整与预警，但国内仍采用计量泵等机械化方式计量。

2.1.5 石英砂支撑剂

北美坚持石英砂本地化生产，支撑剂年用量达86×10⁶t，石英砂占比超98%^[23]，以40/70目、70/140目小粒径为主体，逐渐增大200目石英砂应用规模，并已开展300目石英砂试验。中国石油2021年支撑剂用量为4.40×10⁶t，石英砂占比为86%，3500m以深页岩气石英砂占比为69%，页岩油压裂几乎100%使用石英砂，以多粒径砂组合为主。与北美相比，中国石油在石英砂应用规模、小粒径石英砂应用等方面存在差距，特别是总用量和深层页岩气的应用规模存在较大差距，鉴于非常规储层改造占主体地位，石英砂本地化、小粒径将成为主要选择。

2.2 工艺要素针对性优化 2.2.1 页岩油气改造主体技术

国内主要页岩油气区块以水平井完井+多簇射孔+滑溜水造缝+石英砂支撑+分段压裂+裂缝监测为主体改造技术。如表 6所示，国内用液强度、加砂强度与北美相当，但北美单井裂缝总条数、裂缝密度明显高于国内，同时国内采用的砂比、单缝砂量明显偏高，这一差距反映出，国内在“十个工艺要素”的差异化方面，还需加大与储层的适应性研究，才能满足针对性改造的要求。

2.2.2 深层/超深层储层改造主体技术

针对8000m超深碎屑岩及碳酸盐岩储层，形成了加重压裂+软硬分层+低成本加重压裂液及多层多段复合酸压改造技术，其中加重压裂技术处于领先水平^[24-25]。以8000m井深为例，加重压裂液密度为1.32g/cm³，可降低井口施工压力25.6MPa，如果使用常规密度的压裂液则施工压力会超过150MPa，无法开展施工作业。北美墨西哥湾8500m的超深井，使用桥塞实现单井5层压裂，累计加砂600~900m³，清洁压裂液可耐240℃高温，高强度滑套及桥塞分层工具耐温达到200℃。国内超深碎屑岩压裂工具耐温能力不足、分层数及改造规模偏低；与中国石化相比，中国石油深层碳酸盐岩大斜度井/水平井改造规模低，耐高温转向酸压暂堵材料种类少、性能不足。

2.3 现场实施质量

储层改造涉及设备运维、作业效率、物料保障、管理监督多个环节，具有技术针对性要求高、组织实施周期长、安全作业难度大等难点，因此高效协同作业与过程管理同样关键。受地面环境、供水、供砂及套变等因素影响，中国石油页岩气现场每天施工时间为14小时，平均分段压裂1~2段/日，页岩油现场实现24小时施工，平均分段压裂2~3段/日；而北美全部实现24小时施工，平均平台分段压裂时效不少于5段/日，二叠盆地双井同步压裂每天压裂的平均水平段长度达到792m，平均每天压裂13段。与北美相比，国内在大平台井丛整体作业效率和质量控制方面还有差距。美国建成了全国性压裂数据库FracFocus和成熟的远程决策系统，通过入井材料、施工数据的时空溯源与共享，实现数字化监督。中国石油的信息化管理平台初步建成，智能化远程管理模式暂未形成，高质量技术配套保障尚有差距。

2.4 技术方案迭代升级

裂缝监测评估技术能够获得水力裂缝空间展布，是认识裂缝扩展规律的重要手段，受监测技术发展相对较慢影响，国内在裂缝监测的硬件水平、数据采集质量、解释精度方面还有差距。裂缝评估认识与地质建模、地质力学建模、压裂模拟结合不足，同时基于数据反演的压裂优化设计应用发展较慢，难以指导压裂主体参数和井网井距定型，支撑压裂方案迭代优化尚有差距。

3 压裂技术发展对策措施 3.1 推实基础研究创新工程，为压裂技术进步提供理论支撑

面对更加复杂的勘探领域，为实现高效勘探，需践行“缝控”理念，提高复杂对象水平探井的改造效果，探井与开发井的一个不同点在于无井距限制，通过超多簇密切割技术实现技术可采储量最大化，从而最大限度评估储量潜力，将资源变储量。有必要加强压裂地质力学研究，开展“三超”井巨厚储层应力剖面、天然裂缝发育及与人工裂缝角度关系研究，刻画超高温岩石力学性能演化机理，改变传统缝高控制观念，利用分簇限流技术确保小层均匀开启，探索试验桥塞分层压裂技术，利用人工裂缝实现纵向深度沟通，提高储层纵向动用率。此外，还需开展长井段水平井改造规模与稳产规律、天然裂缝与人工裂缝耦合的渗流规律、压裂后递减规律与主控因素、分段分簇参数与井网井距匹配性等基础研究，为不同领域储层改造提供理论基础，推进理念创新，推动技术升级换代。

3.2 推动五大要素提质工程，支撑储层改造技术高质量发展

国产高端压裂装备和工具的自动化、智能化和作业能力与北美存在明显差距，导致服务保障能力受限，需要不断推动高端压裂装备和工具国产化替代，压裂装备方面需要集中攻关压裂机组地面—井筒一体化协同联动，提升压裂设备协同作业、故障诊断、健康评价的智能化运行与治理水平。配套工具需要加大水平井分段压裂生产测试快速解释系统、可视化综合检测、高效电动解卡打捞等井下作业工具攻关，树立压裂作业、井筒排采、井下措施等工艺一体化理念，提高技术保障能力，实现水平井增产和长期稳产。

伴随着中国石油勘探业务向万米深层新领域迈进，应加大研发压裂酸化新材料，适应复杂对象改造新需求，推动压裂材料创新与体系升级换代，持续开展超高温储层改造液体材料的研发，提高耐温性能，研发耐温180℃以上酸液缓蚀剂，破解高温深井管柱酸腐蚀难题，实现中国石油高温储层改造需求全覆盖，为塔里木、四川、渤海湾和柴达木等盆地超高温储层改造储备新技术。深化支撑剂、地层和流体三者间相互作用机理研究，揭示原位地层条件下导流性能变化规律，在页岩油气储层大力推广使用40/70目和70/140目小粒径石英砂；针对深层储层使用低密度高导流陶粒支撑剂现状，推动有资源地区实现低密度粉煤灰/煤矸石/固体废弃物等高导流陶粒支撑剂本地化生产，促进陶粒支撑剂再降本。

压裂技术数字化转型是未来发展方向，也是提升复杂勘探对象改造效果的重要手段，应以地质工程一体化压裂优化设计软件FrSmart研发为抓手，研发基于三维地质力学模型的水力压裂精细模拟器，建立和完善地质工程一体化研究方法，实现从跟跑到并跑，推进现场应用。研发基于大数据驱动、机器学习的智能决策分析智能化软件，推动数据采集的自动化和远程传输进程，及时高效地获得数据并实现数据分析价值，提高快速决策能力，开展数据云储存、模拟云计算、实时云分析等云技术应用，切实提高设计与实施效率，充分发挥多专业、多领域协同优势，实现降本增效。

3.3 推进技术方案精准工程，为油气高效勘探开发提供指引

勘探领域储层改造的典型特性包括未知因素多、借鉴资料少、发现意义重、设计要求高、改造难度大等，因此探井更强调资料获取与储层改造前的地质评估分析，应从工程角度认识储层特征，确定储层特性与改造技术的匹配关系，从改造角度考虑钻完井及射孔方案、提出资料需求，以落实储量为主要目的、以提高单井产量为目标进行压裂酸化优化设计。

持续发展“八项属性要素”评价技术，充分依托“五大核心要素”创新步伐，不断提升“十个工艺要素”水平，推动技术方案匹配储层精准程度，最大限度挖掘储层潜力，助力新的勘探突破，为地质背景相似的储层提供科学借鉴。

现场实验室已经成为认识人工裂缝形态的新策略，可有效弥补室内研究的不足之处，为此应充分借鉴国内外现场实验室研究方法和成果，优选地质认识清楚、开发潜力大、技术可推广的区块，聚焦水力裂缝研究中的主要矛盾，分期建设水力压裂现场实验室，借助多种监测手段，获取已压裂井的裂缝轨迹、支撑剂踪迹、裂缝形态等参数，揭示人工裂缝的延伸规律，厘清水力裂缝认识误区和盲区，加快水力压裂技术迭代升级，加速非常规油气资源的高质量动用。

3.4 推升技术管理提效工程，打造工程管理高效实施新模式

加快创新相关物联网、大数据、云计算技术，统一从上游勘探到下游开发工程等多专业数据标准，构建数字孪生平台，加速远程决策中心网络体系建设，实现颗粒在线归仓、资源实时共享，逐步将地质和工程各个环节实现物联网，构建基于人工智能的系统。建设全要素全过程计量造价平台、理论体系、标准与方法，实现“事前能算赢、事中可控制、事后有评价”，通过数字化监督平台和培养业务专家型监督队伍，健全工程监督体系，构建高质量工程管理新格局。

4 结论

经过10余年的技术沉淀，中国石油不断革新储层改造技术，探井和开发井持续释放资源，拓展储量动用边界，在5个方面取得了显著进展：缝控压裂优化设计最大限度释放储量、压裂装备作业能力不断提升、井下工具更加成熟、压裂液降低成本与提高个性化、支撑剂向低成本小粒径的趋势明显，巩固了储层改造对勘探发现的支撑作用。但非常规储层、碳酸岩盐储层、深层/超深层储层等对储层改造技术提出更高的要求，中国石油尚且面临压裂核心要素创新进步缓慢、工艺技术的储层针对性不足、现场实施配套保障难度大、技术方案迭代的监测手段不完善等问题，与国外技术存在差距。应创新基础理论研究、提高“五大要素”质量、精准设计技术方案、完善技术管理体系，助力多领域勘探重大突破与发现，切实保障国家能源安全。