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北美页岩革命推动油气产量大幅增长，2022 年美国页岩油（致密油）产量 3.78 亿 t，占其原油产量的 64% [1]。北美页岩革命的本质是科技革命推动产业革命，通过多年基础研究试验特别是水平井多段压裂等核心技术的突破，打破页岩不能作为油气储层的传统油气理论认识，从而将原本无法工业开采的大量页岩油气资源，通过革命性的“人造油气藏”方式使其成为具有巨大工业开采价值的页岩油气藏。在较为完善的市场化体制推动下，从页岩气快速拓展至页岩油（致密油）领域，以大幅提升工程作业效率、持续提高单井累积产量（EUR）为目标而不断升级工程技术，同时通过钻井压裂工程“工厂化”、“大数据”智能优化和甲方主导的工程管理创新，不断降低开采成本，实现产业革命和页岩油气产量快速增长。
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中国页岩油资源丰富，目前已在 10 余个盆地发现 16 套页岩层系，经不同学者或机构初步估算，页岩油地质资源量为（100~3 772）×10 8 t，可采资源量为（30~900）×10 8 t，主要分布在鄂尔多斯、松辽、准噶尔、渤海湾和四川盆地[2]。对比北美海相沉积页岩油（包括致密油），中国陆相页岩油存在三方面显著差异[3] :一是北美页岩层系较好地保留原型盆地平缓分布特征，优质烃源岩大面积连片，面积（1~10）×10 4 km 2，资源丰度总体较高，而中国陆相页岩油叠合盆地构造复杂，具有多凹陷分割特征，单凹陷优质烃源岩面积大约数百—数千平方千米; 二是北美大部分页岩区块热演化程度适中，具有“以气带油”的生产特征，而中国陆相页岩油多属于黑油，气油比相对较低，含蜡较高，压力系数相对较低，地层能量较弱; 三是北美地表条件较为有利，多为平原地貌，人口稀少，地面管网设施齐全，而中国页岩油地表更为复杂，特别是鄂尔多斯盆地多为黄土塬区、沟壑纵横、水资源稀缺、施工难度大。中美页岩油形成机制、赋存状态与富集规律、地质特征和地表条件的差异性，决定北美开发经验可借鉴但不能照搬，需要发展适合中国陆相页岩油的开发技术体系和开发模式。另外北美页岩油的定义实际是致密油与页岩油的集合，中国将两者进行区分，所以对比时要注意可对比性。
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中国陆相页岩油又称源内石油，分布多样、地质条件差异大，可划分为夹层型、混积型和页岩型 3 类[4]。夹层型以鄂尔多斯长 7 段、四川侏罗系为典型代表，混积型以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系、渤海湾东营—沾化凹陷沙三—沙四段、苏北阜二段为典型代表，页岩型以松辽盆地古龙湖盆中部青一段、沧东孔二段为典型代表。经过多年探索实践，中国已在长庆等油田实现陆相致密油年产千万吨级大规模有效开发，页岩油初步实现工业开发起步，先后建设新疆吉木萨尔、大庆古龙、胜利济阳 3 个国家级页岩油开发示范区，2022 年全国页岩油年产量突破 340×10 4 t。目前庆城油田初步形成夹层型页岩油甜点认识、开发工程工艺技术，已探明 10×10 8 t 储量、建成 200 万 t 以上产量规模; 混积型页岩油已在吉木萨尔实现局部有利区 50×10 4 t 规模开发，正在滚动评价和技术升级，逐步扩大产能建设规模; 页岩型页岩油在古龙轻质油带核心区地质认识取得重大突破，工程工艺技术正在积极探索形成中，各类现场试验正在开展，已取得良好的初步效果。
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笔者较为系统地总结中国陆相页岩油近十年来开发理论技术取得的主要进展，分析不同类型页岩油规模效益开发面临的问题与挑战，提出陆相页岩油资源深化分类分级评价与接替、创建更高质量 “人造油藏”、早期补能提高采收率、规模效益开采等核心理论技术攻关和管理模式创新，推动技术与管理不断迭代升级，为加快实现陆相页岩油大规模效益开发提供借鉴与参考。
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1 陆相页岩油开发理论与主体技术进展
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1.1 陆相页岩油开发机制研究进展
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1.1.1 原油赋存状态及可动性评价
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陆相页岩油地下赋存状态一般以游离态、吸附态和束缚态共存，受页岩的物性特征和地质条件影响，不同类型页岩油表现出较大差异[5]。吉木萨尔页岩油轻—中质组分以游离态赋存在粒间孔/ 溶蚀孔等大孔内部，重质组分以束缚态赋存于晶间孔、粒内溶孔等小孔内，或吸附态赋存于大孔的孔壁; 古龙页岩油主要储集于页理缝/ 微裂缝与纳米孔中，原油中的轻质组分以轻烃或凝析气形式赋存在小于 50 nm 孔隙中; 济阳页岩油以中低成熟度为主，原油主要赋存于无机孔中。
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页岩油可动性评价主要采用离心与核磁共振相结合的分析方法，利用核磁共振技术测量离心前后的核磁共振横向弛豫时间谱，从而计算可动油饱和度和可动孔隙半径。通过研究发现中国陆相页岩油藏具有一定的微观动用能力，但不同储集空间内的原油动用能力存在较大差异。古龙页理缝、微裂缝等区域的原油几乎全部具有可动性，初期生产中主要通过页理缝和较大孔隙（ 孔径大于 50 nm）产出油气，随着压力降低，较小孔隙（孔径小于 50 nm）中轻烃形成轻质油动用; 与古龙相比，吉木萨尔原油重质组分含量高，孔隙动用下限较高，核磁共振测试表明，其孔径大于 60 nm 明显可动，大于 150 nm 显著可动，大于 60 nm 孔喉贡献可动量占比达 80%（ 图1 [6]）; 而济阳页岩油储层亲水特征更为显著，地层渗吸能力强，置换效率更高，原油动用下限相对较低。
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图1 吉木萨尔页岩油可动率与孔喉半径关系
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Fig.1 Relationship between mobility and pore-throat radius of Jimusar shale oil
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1.1.2 原油流动启动机制、流态与流动规律
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陆相页岩油开发过程中，流体的流动空间包括有机质孔、无机质孔、天然裂缝、人工裂缝等不同尺度介质，多尺度流动现象显著，且原油启动机制及流态特征较为复杂。目前纳米尺度下的流动规律研究主要依赖分子模拟及纳流控技术，但这些方法尚难以实现多相流体运移的定量化表征; 而缝网中的流动特征主要通过驱替试验进行测试，但如何辨别不同级别裂缝对流动的影响仍然缺乏有效手段; 宏观尺度下的流态特征研究主要是基于实际生产数据，结合渗流方程进行渗流曲线分析，从而确定流动阶段（流态），现有分析表明页岩油体积压裂井可能表现出早期高速非线性渗流、拟线性渗流和后期低速非线性渗流等多种流态（图2）。
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图2 非常规油藏体积压裂水平井流态示意图
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Fig.2 Flow pattern of unconventional reservoir volume fracturing horizontal wells
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在驱动力方面，陆相页岩油开采的能量来源具有显著的分段特征，根据生产时间的不同，分别依靠压裂液弹性能、天然弹性能、渗吸作用及溶解气驱能量。其中压裂液不仅能够形成人工缝网，增强孔隙连通性，也能有效补充地层能量，为早期原油流动提供动力; 而开发初期岩石及流体的天然弹性能是主要能量来源，贡献占 45%~53%; 渗吸作用则能够大幅度提升可动油下限，有效提升纳米孔隙中原油的动用能力; 溶解气驱虽然能够提供一定能量，但脱气后会导致气液混合流动，降低油相流动能力。
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1.2 陆相页岩油初步开发方式和实践
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针对陆相页岩油储层薄、多层发育的特点，按照体积开发立体动用的原则和思路，主要采用一次井网布井、立体式、长水平井平台布井和大规模体积压裂方式，力求达到控制和动用储量最大化。
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1.2.1 长水平井、多层系、立体式布井方式
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庆城长 7 页岩油基于纵向多小层叠合特征，初步形成井网优化技术以及大井丛、多层系、立体式布井模式，实现纵向上多小层的一次性动用，储量动用程度提高 30%。典型实例为陆上平台华 H60（ 图3），采用立体布井动用长 71、长 72 三套小层 22 口井，水平段长为 1 500~2 000 m，同层井距为 300 m，控制地质储量为 600×10 4 t，实现达产达效目标[7]。吉木萨尔页岩油形成立体交错部署模式，产能建设周期提高 40%，单井 EUR 和采收率均有所提高（表1）。沧东页岩油纵向甜点层系多，适合多层系立体开发，结合井场大小、井距、偏移距等因素，形成 C1、 C3 甜点“W”型立体交错布井模式（图4），平台部署 6~9 口水平井，工厂化作业，纵向层接替，横向块接替，实现有利甜点纵、横向全覆盖，建成单平台年产 10×10 4 t 生产能力。
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图3 长 7 典型井立体井网部署示意图
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Fig.3 Schematic diagram of deployment of a typical three-dimensional well network for well Chang7
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图4 “W”型立体交错网部署立体示意图
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Fig.4 Deployment diagram of "W" type three-dimensional staggered network
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1.2.2 水平井体积压裂 2. 0 方式
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针对陆相页岩油非均质性强、多层叠置特征，单层布井改造动用程度差、成本高[8] 等问题，明确页岩形成复杂裂缝的主控因素，推动压裂理念“由增大改造体积转变为增大泄流面积” “增大水力裂缝网络转变为增大支撑裂缝网络” “段内少簇射孔不暂堵转变为段内多簇射孔加暂堵” “高质高价型材料转变为经济实用型材料”四大转变。创新大平台多井交错布缝工厂化设计和实施技术，形成体积压裂 2. 0 工艺，大幅提高技术指标和单井产量、有效控降压裂成本和施工复杂的问题。
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与北美页岩油储层改造相比，中国压裂改造主体技术基本类似，每米用液强度、每米加砂规模相当，但作业能力等仍存在差距，北美分段压裂以速钻桥塞为主，分段压裂作业 6~8 段/ d，国内以可溶分段压裂工具为主，分段压裂作业 1~2 段/ d（ 表2 [9]）。因此需要结合中国陆相页岩油储层特点，进一步优化升级压裂工艺。
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1.3 陆相页岩油主体开发技术进展
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1.3.1 陆相页岩油甜点评价技术
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页岩油“甜点”是指在整体含油背景下，相对更富含油、物性更好、更易改造、在现有技术经济条件下具商业开发价值的有利储集层[10]。陆相页岩油非均质性强，纵横向变化大，甜点识别难，表征及优选时需统筹考虑地质特征（砂体结构、储层性质、流体性质）和工程特征（可压性），通过近年来的探索实践，基本形成页岩油甜点区评价和纵向黄金靶体优选技术。
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1.3.1.1 页岩油甜点区优选技术
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陆相页岩油纵向多期砂体叠置、单砂体薄（2~5 m），横向非均质性强，岩相、岩性变化快，油层连续性较差。新疆吉木萨尔、长庆庆城通过强化平台骨架井、探评井岩心描述、攻关薄层地震预测技术，井震结合精细优选平面、纵向甜点区。
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吉木萨尔页岩油藏形成于低能多源混积背景下的咸化湖盆，微观上细粒、多源、成岩、孔喉特征复杂，原油赋存状态复杂，甜点识别难，宏观上存在源储薄互层特征，纵向与横向变化规律复杂，油层空间展布不清。通过近十年长期探索，形成以可动油为核心建立页岩油甜点综合评价体系，按原油黏度、I 类油层厚度和可动储量丰度建立甜点区分类方案，确定有利甜点区分布，评价结果显示下甜点体Ⅰ、Ⅱ 类甜点更为发育，指导开发目标由上甜点向下甜点转变[11]。
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长庆页岩油深化烃源岩、储层差异化研究，明确产量地质主控因素排序为含油饱和度、孔隙度、原油黏度（气油比）、油层厚度，建立考虑生烃能力、储油能力、渗流能力、可压性的甜点分类评价体系，优选页岩厚度大于 15 m、气油比大于 100 m 3 / m 3 等源储组合好、流体性质好、储油能力强的储层为Ⅰ类甜点区。
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1.3.1.2 页岩油纵向黄金靶体优选技术
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纵向甜点优选目标为纵向主力贡献层，在吉木萨尔页岩油的应用中，确定孔隙度、可动油饱和度、可压性指数和原油黏度是影响页岩油品质的关键参数，构建页岩油综合品质评价因子，形成分岩性油层分类指标体系，油层划分为 3 类，实践表明水平井Ⅰ+Ⅱ类油层长度与一年期产油量相关性好，是水平井的黄金靶体; 庆城长 7 页岩油重点考虑泥质含量、物性、含油性、油层厚度参数，应用测井参数交会图、甜度综合指数，评价纵向各油层“甜度”，水平井目标层优选由 “厚油层”转变为小于 5 m 的“最甜层”。
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在此基础上，建立地质工程三维模型，钻前选用三维地质模型，钻中入靶前逐级对比标志层，实时更新模型，入靶后地震深度域趋势控制，随钻电性对比分析，确保轨迹在黄金靶体内穿行。
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1.3.2 陆相页岩油井网参数优化技术
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1.3.2.1 水平井水平段方位
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水平段方位会对裂缝扩展方向产生显著影响，从而影响油井控制储量及产量特征。现场实践表明，水平段方位与砂体展布方向和最大主应力方向的匹配关系是影响水平井开发效果的关键，当水平段方位与最大主应力方向垂直时，压裂缝网体积最大，单井产能最高。但受现场地质条件的限制（如砂体边部或因地形地貌储量受限区），实际矿场条件下水平段方位可能无法与最大主应力方向完全垂直，不同水平井方位（近垂直主应力、锐角相交、近平行主应力）的探索研究与实践结果表明，需要与主应力夹角大于 70°。针对此问题，在地质工程一体化思想指导下，构建 “顺砂体方向为主、垂直最大主应力方向为辅”的水平段方位部署理念。
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1.3.2.2 水平段长度
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水平段长度是影响页岩油开发效果及经济效益的关键因素。基于陆相页岩油地质特征及工艺条件，综合考虑采油速度、单井可采储量 EUR、投资成本、工艺难度、钻遇率等因素，建立地质工程一体化的水平段长度优化方法。其中长 7 页岩油在精细地质研究基础上，依据投资与产量增幅关系、后期维护治理措施难度，结合页岩油单套砂体延伸长度（500~3 295 m），采用差异化的水平段长度。对于油层分布稳定区域，优化水平段长度主体为 1 500 m; 受砂体延伸长度短（小于 800 m）影响的区域可部署水平段长度 600~800 m; 对于油层分布稳定但受地形、地貌限制等难动用区域，部署水平段长度大于 2 000 m，提高储量动用程度[12]。采用类似思路，新疆吉木萨尔根据其资源禀赋特征、技术经济一体化综合分析，确定其水平段主体长度为 1 800~2 600 m。
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1.3.2.3 井距
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井距是页岩油体积压裂开发方式下井网参数的重点优化对象。井距偏小，有利于提高采油速度，但易导致单井控制储量小，压窜井段较高，不利于发挥体积压裂改造能力，造成后期递减大; 井距偏大，单井设计控制储量较大，但存在采油速度低、釆收率低，且平台组合井数受限、开发成本高等核心问题。对于开发目标而言，单井 EUR 主要与投资回收有关，而区域效益采收率才是最为关键的因素。储量丰度是井距优化的基础，以采收率最高、经济效益最优为目标，目前技术经济综合确定的井距为 300~500 m（表3）。
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1.3.3 陆相页岩油 CO2 前置压裂与补能
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1.3.3.1 CO2 前置增能
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页岩储层孔喉细微、排驱压力高，利用 CO2 易进入微裂缝和纳米孔喉，增加地层弹性能量，可以扩大裂缝波及范围，改善压裂效果，同时起到改善原油流动能力的作用。以吉木萨尔页岩油为例（图5），下甜点页岩油（原油平均黏度为 25 mPa·s）试验井 J100043（采用 CO2 前置压裂）较同类地质工程条件 J01711（未采用 CO2 前置压裂）井一年期平均油压高 7 MPa，单井可采储量（EUR）提高 0.9×10 4 t，内部收益率由 6. 09%提高至 7. 09%; 高黏区 JHW71-11 井（采用 CO2 前置压裂），较同类地质工程条件 J10022_H 井（未采用 CO2 前置压裂），同期（360 d）千米累产油提高 27%。长庆页岩油Ⅱ类储层某平台采用 CO2 压裂的试验井与其他井相比，闷井期间压力持续保持较高水平，有效补充地层能量，试验初期日产油达 20.6 t，提产效果显著; 针对济阳页岩油复杂缝网形成难、改造范围小、纵向穿层难等问题，研发 CO2 前置压裂技术（前置 CO2 +酸蚀降破+大液量渗吸置换+多级缝网全支撑），取得明显效果。
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图5 吉木萨尔典型 CO2 前置压裂井与参考井生产动态对比
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Fig.5 Comparison of production performance between typical CO2 pre-fracturing well and reference well in Jimusar
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1.3.3.2 页岩油 CO2 吞吐补能技术
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随着 CO2 注入油藏，CO2 可使原油体积膨胀，同时 CO2 大量溶解并萃取原油轻质组分; 闷井过程中，CO2 与原油界面逐渐消失，CO2 与原油充分混溶; 闷井结束，压力下降早期，CO2 溶解气析出，弹性能释放，原油膨胀，增加地层弹性能量; 压力持续降低，出现连续气驱，形成的连续相 CO2 气流携带、剥离不同形态剩余油[13]。在长庆、吉木萨尔、大港沧东页岩油现场进行二氧化碳吞吐试验，取得一定效果。官东地区孔二段页岩油典型井组注 CO2 吞吐补能先导试验（图6），采取“中间井吞吐，两侧井同步闷井、放喷采油”的方式，注入二氧化碳 276 t，吞吐前井组产量 10.8 t，吞吐后初期日产油 23.6 t，发挥本井补能与邻井驱替作用，产量翻番，有效期 459 d，阶段增油 1 962.5 t。
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图6 官东地区典型井组 CO2 吞吐补能前后生产动态对比
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Fig.6 Production performance comparison of typical well groups in Guandong area before and after CO2 huff and puff energy replenishment
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1.3.4 陆相页岩油生产制度
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1.3.4.1 闷井阶段制度
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综合考虑闷井阶段的扩散补能、渗吸置换、温度恢复等机制，耦合不同页岩油藏矿物类型、润湿性、孔喉特征、压裂液体系的差异性，通过不同闷井时间下的短期、中期、长期开发效果及经济效益综合评价，形成一套页岩油闷井时间优化方法[14]，优化确定中国典型陆相页岩油藏闷井时间约为 30 d（图7），从而减少压裂液对近井地带污染，促进能量深部扩散，并实现渗吸置换，提高采油速度及阶段采出程度。
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图7 页岩油闷井时间优选图版
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Fig.7 Optimization chart for shut-in time of shale oil
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1.3.4.2 排采阶段制度
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采用实际生产数据分析、驱替试验、数值模拟等方法，综合考虑放大压差克服裂缝水阻、孔隙水堵、壁面影响、增加驱替动力等正面作用与支撑剂回流、嵌入、降低储层渗透率、加剧原油脱气等负面作用，优化确定页岩油不同阶段的生产制度。
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在见油阶段，重点考虑充分利用缝网及流体弹性能、排出缝网中压裂液减少渗流阻力、利用返排强化渗吸、促进缝网中原油连续相形成、防早期出砂和裂缝闭合等机制。达峰阶段主要为充分利用页理缝弹性能、克服页理缝中的非线性流动、控制水力缝和页理缝应力敏感。稳产或初期递减阶段的机制包括充分利用基质弹性能、克服基质中的非线性流动、降低含水率、控制相变调节气液渗流，以及通过地层— 井筒协同分析，充分利用井筒中的气体能量，并结合下泵，减少井筒内压降。中后期递减阶段则应重点考虑防止大量脱气、防止应力敏感过强，以及充分发挥轻质组分“携液”能力。
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通过考虑上述机制，综合确定大庆古龙、新疆吉木萨尔、长庆庆城等页岩油藏的全周期、分阶段排采制度（表4），构建生产压差优化图版，指导页岩油的工业性开发。
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2 陆相页岩油规模效益开发技术面临的问题与挑战
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2.1 缺少有效的研究手段和全生命周期开发理论认识
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在地层高温高压及纳米尺度条件下，页岩油储层的表征、赋存状态、相态演化以及岩石力学变化等方面缺乏有效的试验研究和模拟技术，需要提升研究手段、深化规律性认识，建立规模效益开发评价标准和指标体系，构建不同类型页岩油规模效益开发模式，以指导页岩油的科学开发。
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2.2 单井（EUR）低需要持续提升
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页岩层理、天然裂缝等力学弱面高度发育，导致三维空间人工缝网扩展及支撑剂运移机制复杂，目前密切割压裂工艺技术尚不能满足充分造缝和全域支撑的改造需求[15]，支撑缝高不足 10 m，支撑半缝长不足 100 m，储层改造体积（SRV）小，单井控制储量小是 EUR 低的重要原因。
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生产制度配产不合理导致排采过程中缝网过快闭合，进一步减小缝网控制储量影响 EUR，需综合考虑渗吸置换、流体相变等多机制协同效应，持续完善以“控压生产”为原则的水平井合理生产制度，高效利用地层能量，追求更高 EUR。
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2.3 页岩油采收率整体偏低，提高采收率技术体系尚未建立
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中国陆相页岩油储层渗透率低、气油比相对较低、压力系数较低，目前水平井+体积压裂开发方式下产量呈“L”型快速递减特征，递减速度快（图8），采收率平均低于 10% [16]。提高采收率技术体系尚未建立，主要面临早期补能机制、时机和方式不清的难题。陆相页岩储层主要为 4 nm~8 μm 的孔喉，孔喉尺寸跨度大，气驱油动用尺度界限不明确; 页岩纹层交互发育，纹层间存在渗透率差异，驱替过程中渗流模式不清楚; 目前主要通过压裂增能开发，一次开发采收率低，亟需通过早期补充能量提高采收率，但是在注入介质、注入方式、注入时机、注采参数等方面尚不明确。
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图8 页岩油典型井产油递减曲线
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Fig.8 Oil production decline curve of typical shale oil wells
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3 陆相页岩油规模效益开发对策思考
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3.1 深化研究分类分级评价页岩油资源可升级为可采储量的潜力规模、接替途径及可持续性
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各类页岩油资源分级评价、储量升级尚未建立完整的方法体系与技术规范，资源家底和可动用性存在较大不确定性。通过典型刻度区解剖，优选页岩油资源评价关键参数，应用大量试验、生产数据合理确定参数取值下限与分级划分标准，分类建立统一的评价参数、方法与标准，系统开展全国各类页岩油资源潜力评价，重点突出技术与经济可采资源量评价，分盆地分类型评价页岩油资源可以通过“人造油藏”形成可采储量的潜力规模，预测不同油价下页岩油经济极限产量可采资源，确定接替途径及可持续性发展规模。
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3.2 深化不同类型页岩油赋存状态和流动机制，科学指导页岩油开发
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3.2.1 不同类型页岩油赋存状态
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明确页岩油的赋存状态对其可动性及开采效果至关重要，需要深入研究及量化在地层温度压力条件下不同类型页岩油的游离态、吸附态和溶蚀态的比例关系。在此基础上，评价通过改变环境条件（压力、温度变化），或者注入其他流体（气体、纳米颗粒等），促使吸附态和溶蚀态原油向游离态转化。
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3.2.2 纳米赋存空间内流体相态
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研发可模拟纳米尺度基质环境的多孔介质流体原位相平衡物理模拟平台，开展微纳米受限空间流体相态可视化试验研究，研究纳米限域孔隙体系页岩油组分微观差异分布与相态行为，建立相应的相平衡状态方程，阐明多组分纳米限域相态及平衡变化与开采机制，为开发方式选择和技术政策制定提供科学依据。
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3.2.3 页岩油多尺度流动机制和开发规律
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开展多尺度流体流动物理模拟试验研究，模拟真实储层条件下的流体流动特征，厘清不同尺度、不同介质中流体的启动方式，综合考虑流动机制，分析不同开发阶段流态和多相渗流机制，建立多重介质多场耦合数学模型和可规模应用的模拟软件，指导井网部署和技术政策优化。
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3.3 攻关更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术
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3.3.1 地质工程一体化差异化井网部署技术
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（1）发展多井型体积开发技术。陆相页岩油多层系叠置，纵向发育多个开发甜点层，为实现储量充分动用，采取“多层位、多井型、大井丛、平台式” 体积开发方式，形成区块/ 平台整体高效开发新模式。如青海干柴沟和新疆玛湖风城组页岩油，直井、大斜度井也有较高的产能。
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（2）突破长水平段开发及配套工程技术[17]。通过精准地质建模、地质导向、力学建模进一步提升水平段长度和甜点层钻遇率，地质工程一体化设计个性化参数，提高井眼净化能力，完善旋转下套管和漂浮下套管技术，保障长水平段延伸能力和套管安全下入，实现水平段延伸能力达到 3 000 m 以上。完善提升“一趟钻”能力，降低钻井成本。
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（3）建立合理利用地层能量的开发技术政策。陆相页岩油开发有利区面积有限、地层能量不足，需要采用控压生产方式和合理的生产制度，保持相对稳定的地层能量和烃组分混相最佳流动状态，尽可能延长相对高产的有效生产期，提高单位压降采出量，以便在有效生产期内获得最大流动量和单井 EUR。
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3.3.2 创新储层改造技术提高有效缝网波及体积、追求储量动用/ 可采程度最大化
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加强地质力学、裂缝起裂与扩展、支撑剂运移规律、人工裂缝条件下油气渗流规律、裂缝控藏等基础研究，研发具有增能、驱油、渗吸、低伤害、可回收利用的液剂体系，尽可能增加有效缝网体积，特别是加快试验和形成“非水压裂”技术体系，攻关有效提高垂直裂缝高度、穿层压裂等工艺技术，构建长期稳定的缝网系统，建造更高质量的“人工油藏”，大幅提高储量动用/ 可采程度。
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搭建页岩油共享数据资源平台，加强对地质、工程、试验、生产等相关数据的全方位、高精度实时获取，实现地质、工程数据共享，并建立相应数学模型和开发评价知识库，不断迭代升级核心参数学习曲线及优化图版，因地制宜，量体裁衣，提高技术方案匹配储层精准程度，最大限度挖掘各盆地不同类型页岩油潜力，提高全生命周期开发效果。发展和应用新型监测工具和技术，通过整体方案优化—监测手段集成—系统取芯分析，实现对改造裂缝形态和开发效果整体评估，形成可复制可推广的高产技术模版，提升储层改造的“度”与“质”，支撑页岩油高效开发。
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3.4 建立整体优化动用开发方式，升级形成可规模推广的开采模式和配套技术体系
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加快页岩油藏区块/ 平台立体多层开发试验，优化合理井网井距，实现平台/ 区块纵向储量同时整体动用提高钻采效果和效益，升级形成可规模推广的开采模式和配套技术，通过优化资源配置和区块接替方式，努力实现资源有利区域整体规模效益开发。
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3.5 加快早期补充地层能量攻关试验，形成多介质大幅度提高页岩油采收率技术
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3.5.1 攻关多介质协同早期补能提高采收率技术
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中国陆相页岩油普遍存在地层能量不足、采用天然能量开采采收率低的问题，早期补能对于实现其高效开发十分关键。随着开采时地层压力的下降，作为地层流体主要流动通道的天然缝/ 压裂缝一旦发生闭合将不可逆，导致之后再注入的流体难以通过闭合的裂缝进入深部地层，严重影响补能效果。因此需要加快开展早期多介质、多方式补充地层能量攻关试验，发展规模前置 CO2 压裂补能、重复压裂、注气（CO2）吞吐、纳米流体辅助吞吐、注化学剂渗吸、多种方式协同、井间异步吞吐、多井集群式吞吐等多种可能的补能方式，尽快形成早期规模补能大幅度提高采收率技术，支撑资源的最大化利用和开发区的高质量可持续发展。
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3.5.2 探索人工渗流体形成宏观驱替的可能性和可行性方案[18]
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页岩储层特别是存在大量微裂缝/ 层理缝的储层[19]，研发和试验注气（如 CO2、天然气等）驱替页岩油开发技术，是非常有希望和可能的更大幅度提高采收率技术。需要深入研究微纳米孔隙中气体扩散规律，揭示复杂缝网条件下气驱机制，明确驱替前缘变化机制和波及范围，探索研究形成驱替体系的可能性; 创建技术经济一体化的气驱井网井型井距、注气防窜增能的注采参数优化设计方法，建立气驱气窜超前预警、气相流度波及调控以及水平井分段分时控量注入优化方法，努力形成页岩油注气驱替提高采收率技术和开发可行性方案，力争实现陆相页岩油采收率达到 30%以上。
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3.5.3 探索 CCUS 与页岩油开发融合的提高采收率模式
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CO2 是最有前景的提高页岩油采收率介质[20]，现场测试显示 CO2 前置压裂后（图9），pH 稳定在 7 以上，CO2 没有大量进入产出液中，返排率均小于 15%，地面腐蚀较弱，CO2 埋存率高，CO2 提高采收率有望成为陆相页岩驱油与埋存的最佳路径。需要重点攻关页岩油液-固及液-气作用机制，突破注二氧化碳提高采收率关键技术，发挥持久萃取、增能、降黏等协同效应，增加注入波及范围，结合页岩油区块 CO2 源汇匹配度高区域，加快现场试验进程，大幅提高采收率与碳埋存量，提升全生命周期开发效益[21]。
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图9 典型井 CO2 浓度检测数据
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Fig.9 CO2 concentration detection data of typical wells
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3.6 推进管理模式创新大幅提高开发效益，推动页岩油大规模效益开发
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全生命周期管理是页岩油资源高效动用最有效的管理模式[22]，核心是地质工程一体化，其要点在于将评价部署、方案设计、产能建设、生产运行、管控优化等过程一体化管理，通过科学的设计对全生命周期方案进行优化，努力使页岩油项目全生命周期成本最小、创造价值最高。
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工程市场化是最现实高效的运行模式，通过引入市场竞争机制，进行生产关系重组和解放生产力，推动页岩油跨越式的规模效益开发。长庆油田积极探索市场化机制，创新 “5+1” 风险合作开发模式，形成“六统一、三共享、一集中”的管理模式和“标准化设计、模块化建设、数字化管理、市场化运作” 的建设模式，充分发挥中国石油整体优势，通过开采技术创新/ 方案优化、信息化智能化技术应用和管理模式创新，破解单井投资大、产量低、人员不增等难题，实现苏里格等致密油气大规模效益开发和持续上产，该成功经验值得借鉴推广。
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4 结束语
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与北美海相页岩油（致密油）地质条件和开发市场化程度相比，中国陆相页岩油更为复杂难采，规模效益开发面临更大的挑战。近年来中国不同类型陆相页岩油开发理论、主体技术方面取得重大进展，特别是开采机制、开采技术体系/ 开发方式的探索研究和创新实践，支撑实现陆相页岩油工业开发的起步。针对陆相页岩油规模效益开发面临的问题与挑战，提出大幅提高开采效果和效益的技术与管理对策。
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（1）资源分类分级评价、提高人工改造升级可采储量规模、各类页岩油开采机制深化研究，创建更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术。
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（2）建立平台/ 区块立体动用/ 块间接替整体优化动用，加快研发和矿场试验早期补能大幅度提高采收率等技术，尽快形成可推广的技术/ 标准体系和开发模式。
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（3）加快深化可采储量评价、关键理论技术创新和管理创新，推动陆相页岩油尽快实现千万吨级大规模可持续效益开发。
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摘要
中国陆相页岩油资源丰富,2022 年产量达到 340×10 4 t,初步实现页岩油工业开发的起步。与北美海相页岩油相比,中国陆相页岩油类型更多、埋藏更深、微纳米尺度孔隙更为发育、物性条件差、开发机制与规律更为复杂,人工改造难度更大、成本更高等,使其有效规模开发面临更大的挑战。通过较为系统地总结近年来中国不同类型陆相页岩油开发理论、主体技术方面取得的重要进展,阐述各类页岩油主要开采机制、初步形成的技术体系/ 开发方式和实践效果,深入分析规模有效开发特别是提高采收率方面存在的问题和挑战,提出大幅提高陆相页岩油开采规模与效益的思路对策。建议通过对中国页岩油资源的分类分级评价,明确各页岩油藏经人工改造所能形成的可采储量潜力规模、接替途径及可持续性;深入揭示不同类型页岩油储层结构、岩性特征、赋存状态和流动机制,攻关创建更高质量的“人造油藏”及规模开发关键技术,特别是研发和优化储层改造方式提高有效缝网波及体积、追求储量动用/ 可采程度最大化;加快平台/ 区块立体开发工业性试验,升级形成可规模推广的效益开采模式和配套技术体系,建立块间接替、整体优化动用的规模开发方式;加快早期补充地层能量攻关试验、形成多介质大幅度提高页岩油采收率技术并尽早应用;推进全生命周期、地质-工程一体化、工程市场化等管理模式创新和智能化技术应用,大幅提高开采效益,推动实现页岩油大规模效益开发和高质量发展。
Abstract
There are abundant continental shale oil resources in China, and the production rate reached 340×10 4 t in 2022 which marks the initial development of the shale oil industry in China. In contrast to marine shale oil in North America, China’s continental shale oil presents a more diverse range of types, greater burial depths, more micro and nano scale pores,worse physical properties, and more complex development mechanisms and laws, which bring great challenges to its large-scale effective development. This paper systematically summarizes the important progress made in the development theory and main technologies of different types of continental shale oil in China in recent years, elaborates on the main development mechanisms, preliminary technical systems/ development methods, and practical effects of various types of shale oil, deeply analyzes the problems and challenges in the large-scale effective development, especially in improving oil recovery, and proposes ideas and countermeasures to significantly improve the scale and benefits of continental shale oil development. It is recommended to conduct a classification and grading evaluation of China’s shale oil, clarify the potential scale, succession pathways, and sustainability of recoverable reserves contributed by artificial transformation of each shale oil reservoir, deeply reveal the structure, lithological characteristics, occurrence status, and flow mechanism of different types of shale oil reservoirs, and tackle the creation of high-quality " artificial reservoirs" and key technologies for large-scale development, especially the research and optimization of reservoir transformation methods to improve the effective fracture network sweep volume and to maximize reserve utilization / recovery degree. It is necessary to accelerate the industrial test of platform/ block three-dimensional development, upgrade and form a benefit exploitation mode and supporting technology system that can be popularized on a large scale, establish a large-scale development mode of block replacement and overall optimization, accelerate the research and test of supplementing formation energy in the early stage, form a multi-medium technology to greatly improve shale oil recovery and apply it as soon as possible. What’s more, it is suggested to comprehensively promote the innovation of management modes and the application of intelligent technologies such as lifecycle, geology-engineering integration and engineering marketization, so as to greatly improve the efficiency of exploitation, and promote the large-scale benefit exploitation of shale oil and the high-quality development of shale oil industry.
