引言

随着北美地区开发的成功突破，作为非常规石油资源中最重要的组成部分之一的致密油，迅速成为全球非常规石油勘探开发的重点关注领域。中国作为致密油资源大国，目前正积极开展致密油勘探开发探索，现已发现多个致密油勘探开发有利区，但受到开发技术特别是储层改造技术与理念的制约，尚未实现致密油规模化开发。本文立足于中国致密油资源的自身特点，在借鉴国外成功开发经验的基础上，充分考虑国内外致密油储层的异同，同时结合中国自身技术条件，提出更符合中国实际的致密油增产改造理念与未来攻关方向，力争为中国致密油经济高效规模化开发提供有力技术支持。

1 中国致密油资源

致密油是指以吸附或游离状态赋存覆压渗透率≤0.1 mD（或气测渗透率≤1.0 mD）的与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的石油聚集。致密油成藏的关键在于有大面积广覆式分布、成熟度适中的优质生油层，同时具有大面积分布且与生油岩大范围紧密共生的致密储层，生储紧密结合，生烃增压近距离高效排烃，实现大面积储油。

目前，中国在鄂尔多斯、四川、准噶尔等几乎所有含油气盆地均发现致密油资源，主要包含湖相碳酸盐岩、深湖水下三角洲砂岩、深湖重力流砂岩3类致密油储层，总勘探有利面积在20×10⁴ km²以上，地质资源总量约（106.7~111.5）×10⁸ t^[1]。中国不仅具有鄂尔多斯盆地延长组这样正积极探索开发的致密油区^[2-3]，也有准噶尔盆地三塘湖芦草沟组和四川盆地侏罗系这样的致密油现实接替区^[4-6]，还拥有大量致密油资源未来接替区^[7]，并且目前中国致密油开发相关技术正逐步完善，趋于成熟，开发致密油是中国在非常规油气资源上更现实的选择，对缓解中国能源紧缺、改变能源结构、保障国家能源安全具有重要战略意义。

2 中国致密油储层特点与改造难点

中国现有致密油区均为陆相沉积，而国外致密油区以海相沉积为主，沉积条件与构造环境上的差异导致中国致密油在具有国外致密油共性的同时也具有一些独有的特点，同时也给中国致密油层改造带来更大的挑战。

2.1 中国致密油储层特点 2.1.1 致密油储层共有特点

致密油作为非常规油气资源，区别于其他常规资源的主要特征是，不仅储层更致密，而且具有烃源岩与致密储层紧密相邻、生储共生的特殊成藏模式，致密油富集受两者共同控制，决定了致密油藏典型特征与常规石油资源显著不同^[8]：（1）非生储盖结构，烃源岩或致密储层自身即可充当盖层，无明显盖层、圈闭；（2）大范围连续分布，弥漫式布油，局部裂缝发育区富集，无明显油藏边界；（3）致密储层物性差，烃源岩生烃增压驱油，非浮力聚集，束缚水饱和度高，油水分布复杂，无统一油水界面；（4）生、储紧密相邻，短距离运移为主；（5）仅靠生烃增压驱油，油质普遍较轻，储层一般异常高压。

2.1.2 中国致密油储层特有特点

中国致密油储层均为陆相沉积，与国外巴肯、Eagle ford等海相沉积区块相比而言，不仅具备上述致密油藏共同的特性，还具有很多不同之处。本文在邹才能等人统计基础之上，进一步对中国致密油区关键参数进行统计分析（见表 1），由此将中国致密油藏与国外致密油藏典型不同之处归纳为以下几点。

（1）多时代沉积，多层段叠置

陆相沉积，水动力条件变化频繁，平面上分布面积有限，纵向上分布不稳定，非均质性较强。但多时代沉积、多层段发育，志留系古近系均有发现，烃源岩、致密储层多级互层，累积面积、厚度大，如美国巴肯致密油区单层面积约7×10⁴ km^2[9]，中国四川盆地侏罗系致密油区共囊括5个单层，既包含介壳灰岩，也具有致密砂岩储层，单层展布面积在3×10⁴ km²以内，但多层段叠置后总面积可达（7~11）×10⁴ km^2[10]。

（2）油藏条件相对较差

一方面，陆相沉积较滨海沉积的沉积物少，烃源岩总有机碳含量（TOC）更低，如巴肯致密油区TOC为10.0%~14.0%^[11]，而目前中国发现的致密油储层烃源岩TOC普遍小于5%，绝大部分区块介于0.8%~3.0%，但中国致密油藏烃源岩多层累积后厚度更胜一筹，少则几十米，多则上百米，相比上下巴肯组页岩10 m左右的厚度，弥补了TOC不足的缺点；另一方面，中国致密油储层物性更差，油质更重，孔隙度普遍 < 10%，渗透率较巴肯、Eagle Ford也更低，同时油质较差，密度更大，黏度更高，开采难度更大^[12]；此外，晚期构造变动复杂，对致密油的保存有一定影响。

（3）单个油区规模小

虽然中国致密油区多层叠置后，总厚度、面积并不逊色于北美海相储层，但由于烃源岩TOC更低、储层物性更差、油质更重更黏，导致总储集体积更小、原油饱和度更低，单个油区资源量规模明显差于北美同条件油区^[13]。如鄂尔多斯延长组致密油区多层叠置后展布面积约（8.0~10.0）×10⁴ km²，资源量（35.50~40.60）×10⁸ t，远远低于平面展布面积为7.0×10⁴ km²的巴肯致密油区高达566.00×10⁸ t的资源量。

2.2 中国致密油储层改造难点

中国致密油藏不仅面临着基质渗透率极低、孔喉狭小给增产改造带来的巨大困难，湖相沉积非均质性强、多级互层、单层厚度相对薄等特有之处更给增产改造提出了更高的要求。总体上，中国致密油藏改造面临的挑战较国外更大，主要的难点体现在以下几个方面：

（1）储层致密，要求大排量、大液量施工，形成导流能力尽量高的裂缝网络，对压裂设备、支撑剂以及压裂液的各项性能要求极高。要求压裂车组压力高、排量大，混砂车速度快、效率高；支撑剂粒径小、密度低、强度高；压裂液摩阻低、高携砂、耐剪切、低伤害等；

（2）储层微裂缝普遍发育，改造要求尽量沟通天然裂缝、扩大增产体积，但连通裂缝后压裂液滤失量呈几何倍数增加，脱砂风险大；此外，陆相沉积储层非均质性强，裂缝延伸复杂，加砂难度、风险大，为了保证施工安全，砂比难以提高，人工裂缝导流能力无法保证；

（3）天然裂缝位置、发育程度难以确定，人工裂缝起裂、延伸判断困难，裂缝形态复杂，施工参数优化难，施工效果不确定性大；

（4）多期沉积，横向变化大，纵向层系多，如何同时动用纵向上多层难度极高，尚无先例可循，压裂方式选择、施工设计优化等难度极大。

此外，中国钻井、压裂成本高，多数地区水资源获取困难等也是中国致密油藏改造面临的现实问题。

3 国外致密油储层改造关键因素分析

目前，以美、加两国为代表的北美地区已具备致密油储层规模化改造能力，成功实现致密油大规模开发：美国日产致密油近100×10⁴ bbl（1 bbl=158.984 L=0.158 984 m³），加拿大日产致密油约20×10⁴ bbl（EIA）。通过对国外成功开发区块地质与开发技术进行分析^[14-23]，可以将其致密油藏改造取得巨大成功的关键归纳为以下几个方面。

3.1 利于改造的储层条件

储层物性致密，但可钻性好，易于实现长水平段钻井；脆性指数高，可压性好，微裂缝发育，压裂易形成缝网；海相沉积，单层巨厚储层，非均质性不强，利于改造^[24]：如巴肯致密油储层巴肯中段为海相碳酸盐岩浅滩复合体，埋深2 000 m左右，以云质砂岩、白云岩为主，厚15~55 m，脆性指数高，双重介质系统，发育大量垂直缝、高角度缝，裂缝孔隙度占基质孔隙度10%，使得有效渗透率由基质渗透率的0.02~0.05 mD上升到0.60 mD^[25]；Eagle Ford致密油区为白垩纪海侵区沉积，埋深1 500~3 500 m，厚30~90 m，岩性为泥灰岩，其中灰岩占20%~60%，伊/蒙混层含量20%~40%，其次为石英，储层较巴肯更致密，但脆性指数更高，利于体积改造。

3.2 长水平段快速钻井技术

通过大量新技术的使用（图 2），在实现水平段长度增长的同时，大大缩短钻井周期，显著降低钻井成本，极大提高开发效率：优化降低井身结构，加大表套下深，三开变两开，缩短钻进时间；8°~12°旋转导向大曲率造斜着陆，减小进尺，增加井筒与储层接触面积；一开采用移动性好的小钻机批钻，减小成本，提高效率；使用高耐研磨PDC钻头、水力振荡器等，采用精细控压技术，提升井筒光滑程度、减小摩阻，实现水平段长度增加；水平段地质导向钻进，保证井眼在储层内延伸，提高储层钻遇率；直井段水基泥浆，水平段油基泥浆，防塌、减小对储层伤害^[26]。上述技术的应用，使得Eagle Ford埋深2 000 m左右的水平井水平段由平均800 m增加到1 500 m，钻井周期反而由60 d下降到20 d^[27]。

3.3 水平井多簇多段体积压裂技术及配套工艺

成熟可靠的分段压裂工具：可钻桥塞分段、裸眼/套管封隔器+滑套投球分段、连续油管水力喷砂分段，实现长水平段分段压裂^[28]。高水马力压裂车、高速混砂车等，实现大排量、大液量、低砂比、大砂量压裂。

先进的混合压裂技术：首先滑溜水造缝，形成缝网，再低交联比压裂液携70/100目砂支撑次级裂缝，最后高交联比压裂液携40~70目砂支撑主缝，增加有效裂缝长度、改造体积，表 2为Eagle Ford的压裂施工参数。积极的体积压裂改造理念：单段分簇射孔，丛式井、分支井同步压裂、拉链式交叉压裂等，形成诱导应力场实现大体积改造，纤维携砂、HI WAY布砂等技术，增加裂缝导流能力，加大有效裂缝长度。

4 中国致密油储层改造理念

致密油储层储集空间以纳米级连通孔喉为主，实现经济有效开采的唯一有效方式是通过改造增大与储层的接触面积，改善储层渗流条件，从而获得工业性油流。目前，中国积极实践致密油体积改造理念，着重借鉴国外致密油、页岩气成功经验^[29-33]，主要采用“长水平段水平井+多段多簇大规模压裂”技术^[34]，实现单井改造体积最大化：一方面，通过长水平段水平井在储层内延伸，平面上增大井筒与基质接触面积；另一方面，通过多簇多段大规模压裂，空间上形成多条主裂缝，同时在主裂缝侧向形成尽量多的次级裂缝、三级裂缝并沟通天然裂缝、岩石层理面，从而获得纵横交错的网状裂缝，使得人工裂缝系统与储层基质接触面积最大化、原油从任意方向上流向裂缝系统的渗流距离最小化，实现对储层全方位立体改造，提升单井产量，同时降低储层有效动用下限，最大程度提高储层动用率和采收率。

随着致密油勘探开发不断深入，石油人对中国致密油藏自身特征认识也逐渐深刻，也愈发认识到单纯提高单井产量的局限性。因此，未来应以尽可能提高油藏整体产量、采收率为目标，其设计理论应突破传统的分段压裂优化设计理念，注重对油气藏的整体改造，采取丛式井多段分簇、同步压裂、交叉压裂等方式实现应力干扰，产生有效连通的人工裂缝网络，使裂缝最大化接触油气藏，获得最大泄油能力。

5 中国致密油增产改造技术展望

中国致密油储层与国外成功开发区块存在众多差异，改造难度更高，目前中国致密油储层改造几乎完全借鉴国外致密油藏开发经验，采用水平井分段体积压裂模式开发，取得了一定的成功。但也存在投资多、成本高、风险大；滤失大、砂比低、裂缝导流能力偏低；压裂液对储层伤害难以解除等一系列问题。因此，必须有针对性地对中国致密油储层特征进行研究，持续基础研究，强化攻关实验，并不断地借鉴消化、集成国际先进技术，创建适合于中国致密油储层改造的主体技术，建议：

（1）深入研究致密油储层地质与应力分布特征，构建地质力学模型，并将其应用于油藏整体压裂优化设计

中国致密油区构造环境复杂，储层天然裂缝发育，井位部署、合理井距的确定以及压裂过程中人工裂缝与天然裂缝相交作用模式、形成体积缝网难易程度、缝网形态，皆与致密油储层地应力分布、岩石特性参数、裂缝发育分布状况等有很大的关系。因此，有必要开展规模化的多尺度岩石力学实验，同时引进国际先进地层岩石力学及地应力预测技术，构建应力体系，以获取应力方位、应力大小、水平应力差、层间应力、岩石强度等综合剖面，掌握同一构造上单井及多井应力变化特征，分析裂缝与应力的关系，建立裂缝起裂及扩展延伸准则，提出分段的原则及依据，实现将地质力学研究渗透于压裂优化设计全过程。

（2）引进集成国际、国内先进水平井体积改造技术，积极主动进行现场攻关试验，创建适合中国致密油储层改造的系列技术

一方面，消化吸收国外先进水平井钻井、丛式井组及水平井多级多段压裂等改造技术，在现场先导试验基础上，结合中国致密油储层特点及改造要求进行创新改进，形成一套适合中国致密油储层的工业化、商业化的技术体系和装备体系，实现低成本见效；另一方面，进一步深化储层认识，兼顾成本与改造效果，集成地质建模、地质力学建模、岩石破裂机理、裂缝相交作用准则、网络裂缝流动模型及水力裂缝诊断方法，形成一体化优化设计方法，拟对网络裂缝形态、网络裂缝规模及网络裂缝扩展延伸规律及多段裂缝分布模式等进行优化，同时加强水平井分段压裂实时监测、实时优化，建立一套适宜的水平井分段压裂设计工作流程、压裂优化设计方法，形成一套综合优化分析平台，大幅度提高压裂改造效果。

（3）突破惯性思维，转换思路，积极探索不同致密油储层条件的最佳增产改造模式，丰富完善致密油储层改造技术

目前致密油储层改造几乎全盘采用“长水平井段水平井+多级多段体积加砂压裂”改造技术，该技术本身是否无可挑剔？在所有致密油储层都适合或者都需要？某些储层能否采用其他施工简单、风险小、成本低，但改造效果相当工艺替代^[35]？这些仍需要进一步探索、研究及现场实践。中国致密油储层岩性分布广泛，主要为粉细砂岩、灰质粉砂岩、泥灰岩、灰质白云岩及碳酸盐岩，钙质含量较高（除鄂尔多斯盆地延长组与松辽盆地白垩系以为粉砂岩为主外），借鉴以往碳酸盐岩储层及复杂岩性储层改造理念，完全可以突破惯性思维，转换思路，探索水平井+多级多段体积酸压、水平井+多级多段前置酸体积加砂压裂、水平井+多级多段体积加砂闭合酸化、水平井+多级多段体积加砂+多级多段体积酸压组合工艺等复合体积压裂改造技术，充分发挥酸压和水力加砂压裂两项工艺技术的优势，“联合作战”，达到体积改造效果最优化。另外，针对多级互层特别是薄互层不利于水平井分段压裂发挥优势的情况，建议加强大斜度井、丛式井、径向水平井以及直井分段技术及配套压裂技术研究，优选出适合不同条件储层的最佳改造方式，让井筒尽量与目标储层相接触，发挥接触面积大优势并保障压裂效果。

（4）持续基础研究，强化攻关实验，研究满足体积加砂、复合体积改造技术要求的具有自主知识产权的配套核心工具、设备及相关材料，实现低成本战略

水平井分段数越来越多，国外注重配套分段压裂核心工具研发，以满足千方砂、万方液大规模多段压裂模式、水平段长度一般1 000~2 000 m，分段压裂10~20段，一般而言，国外核心工具多出自于国际著名公司，如贝克休斯的FRAC-PointTM封隔系统和PSI系统、菲利普斯公司的MSAF多级酸化压裂工具、液体胶塞填砂压裂技术、连续油管SSCD永久性滑套装置、Packers Plus Energy Services公司和斯伦贝谢公司的Stage FRACTM增产系统及哈里波顿公司的水力喷射技术等，中国在对引进消化吸收、集体攻关、现场大量试验基础上也形成了几项水平井分段技术（双封单卡、封隔器+滑套及水力喷射等），未来应大力引进或自主创建全通径配套工具，以满足更长井段、更多分段数、更大规模改造工艺要求。

体积压裂需要液量大（千方砂、万方液），而目前大都采用“先储后注”的配液模式，配液非常繁琐，而且传统瓜胶通过氧化破胶，链长变短，半乳糖支链被切除，使得主链向纤维素的螺旋结构转化，引起聚合物水溶性降低，产生次生残渣。加之瓜胶本身空间结构发生巨大变化，不能恢复冻胶状态，因此不能重复使用，导致残液难以处理，对环境造成污染的风险极大。建议持续对目前瓜胶及残液进行研究，考虑能否找到某类物质对其改性，形成一套具有可逆交联、速溶、流变性能稳定，且其残液经过简单处理，便能回收重复利用的低伤害，且适合于致密油特殊孔喉缝结构组合的压裂液体系。该体系一旦研究成功势必将大大加快体积压裂改造技术前进步伐，一方面能降低成本、变废为宝，减小环境伤害；另一方面能将现有的“先储后注”转变为“边配边注”的模式，大大减少储液设备，实现“即配即用”，能完全满足“规模化、工厂化”压裂改造工艺技术要求。

体积酸压或复合体积压裂工艺所需酸液用量较大、大排量施工，与管柱、地层接触时间较长，需要酸液具有优异性能，如缓蚀、缓速、低伤害、低摩阻及有效刻蚀的能力。

大力发展确保“规模化、工厂化”压裂改造工艺成功的配套系统设备，如连续泵注系统（把压裂液和支撑剂连续泵入地层）；连续供砂系统（把支撑剂连续送到混砂车中）；连续供水系统（把合格的压裂用水连续送到现场）；速溶可重复利用压裂液体系（溶胀快、可实现现场即配即用要求）；连续配液系统（用现场的水连续生产压裂液）及压裂液无害化处理系统（将返排出的残液快速处理达到排放标准）等系统，实现集成化、标准化、自动化以及效益最大化。

6 结语

中国致密油储量丰富，开发技术与设备日趋成熟，是中国在非常规油气领域更现实的选择；但同时我们也必须清楚地认识到致密油储层有效动用难度高、体积改造技术挑战大、中国相关技术设备与国外先进水平尚有较大差距等问题。因此，我们必须面对现实，加强勘探开发力度，突破惯性思维，积极实践理念创新、加快技术进步、持续基础研究、强化现场试验，尽快缩小和国外差距，跟上全球非常规油气革命的步伐，尽快形成具有自主知识产权的油藏整体体积改造技术及配套设备，以最低成本、最佳效果实现中国致密油开发的突破。