全文刊载于《前瞻科技》2023年第2期"油气钻采科学技术专刊”。
文章摘要
中国致密油气储层非均质性强、砂体薄而分散，常规水力压裂技术难以实现高效开发。文章对当前储层改造技术进行了现状分析，针对中国致密油气藏开发难点，明确并总结提出了适用于中国陆相页岩油气高效开发的基于水力喷射与径向水平井的分散砂体同步改造技术、基于极限限流与暂堵转向的精准压裂技术、基于微支撑剂与变黏滑溜水的复杂缝网强化加砂技术、基于CO2前置压裂与纳米乳液的基质深度改性技术，最终提出了适用于非均质、分散砂体与混合润湿致密油气藏的精准压裂-提高采收率一体化技术，为中国致密油气藏经济高效开发指明方向。
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石油与天然气是影响国家发展与经济建设稳定性的重要资源，2022年中国原油对外依存度高达71.2%，为国家能源安全带来了较大隐患。为了保障国家能源安全，维护社会经济稳定，需要进一步发展石油与天然气相关产业与技术。由于中国常规油气田大多处于开发后期，普遍面临高含水、高采收程度的“双高”现状，亟需开发非常规油气资源。中国致密油气资源丰富、分布范围广且储量大。然而，由于中国致密油气资源主要发育于中、新生代陆相湖盆沉积环境，多处于断陷盆地和内陆凹陷盆地（如准噶尔盆地、鄂尔多斯盆地等），储层具有沉积环境变化剧烈、薄互层多、砂体分布不稳定、非均质性强、储层破碎且连通性差等缺点。对非常规油气资源进行高效开采是解决能源安全问题的破局关键。针对中国致密油气藏开发难点，通过调研分析适用于中国陆相页岩油气经济高效开发的技术：基于水力喷射与径向水平井的分散砂体同步改造技术、基于极限限流与暂堵转向的精准压裂技术、基于微支撑剂与变黏滑溜水的复杂缝网强化加砂技术、基于CO2前置压裂与纳米乳液的基质深度改性技术，提出适用于非均质、分散砂体与混合润湿致密油气藏的压裂与提高采收率一体化技术，以期为中国致密油气藏经济高效开发指明方向。
1 精准压裂-提高采收率一体化技术发展现状
1.1 基于水力喷射与径向水平井的分散砂体同步改造技术
针对中国陆相页岩油气砂体薄且分散的特点，直井内侧钻水平井与旋转导向水力喷砂射孔压裂联作等技术能够实现多分散砂体的同步改造，为非常规油气资源开发提供了宝贵的技术思路。
水力喷砂射孔压裂联作技术通过地面泵车将携砂液加压输入连续油管，到达井下射孔装置后进行射孔压裂联作施工，具有造缝精度高、近井污染小、工艺简单成本低等显著优点，是高效开发非常规油气资源的重要手段。艾白布·阿不力米提等在玛湖致密砾岩油藏Ma1井压裂改造过程中，利用连续油管自适应定向水力喷砂射孔技术，对全井14段进行了压裂改造；单段最高排量0.72 /min，最大加砂70 ，最高施工压力超过75 MPa。现场实验结果表明，相较于3口常规桥塞射孔联作压裂的邻井，Ma1井起裂压裂降低了26%，日均产量提高78.4%，改造效果显著。
李根生等基于水力喷砂射孔压裂技术，开发了径向水平井技术，在目标层内建立高导流通道，同时侧钻多个分支井眼，实现多砂体同步压裂，已成为老井改造、剩余油挖潜和油气增产增注重要方法之一，并为多薄层或分散砂体储层精准压裂改造提供了技术基础。
田守嶒等研发了径向井复合脉动水力压裂技术，将水力喷射径向水平井技术与脉动水力压裂技术相结合，能够在近井地带形成复杂裂缝网络，具有微裂缝发育情况优秀、水力裂缝扩展迅速、起裂压力低等优点，为非常规油气资源开发提供了新思路，并已经过现场试验验证。
武晓光等提出了“连续管 柔性钻具”侧钻超短水平井技术体系，采用连续管 螺杆钻具 叠加式斜向器 柔性钻具 造斜钻头的配合体系，以及高钻压（30~50 kN）低转速（<80 r/min）的造斜段钻进策略，在江汉油田陵72-5CZ井开展了现场试验，打出了造斜半径仅2.63 m的超短半径水平井（图1），验证了该技术的先进性和可行性。
图1 “连续管 柔性钻具”超短半径水平井钻进示意图
利用侧钻水平井与旋转导向钻井等新一代钻井技术，配合水力喷砂射孔压裂联作技术，能够实现多薄层分散砂体致密储层的经济高效开发，为中国强非均质复杂陆相致密油气藏精准压裂改造提供了新的思路与技术。
1.2 基于极限限流与暂堵转向的精准压裂技术
目前，北美致密油气已成功实现大规模商业开发，通过增加改造段长并降低段内簇数提高单井产量。然而，中国致密油气非均质性强，水平方向储层物性变化较大，难以简单复制北美致密油气藏开发方法，亟需开发精准压裂技术以应对非均质致密储层内的不同改造需求。
以降本增效、追求高密造缝为理念，当前压裂施工作业多采用多分段、多分簇、大液量、大砂量、大排量、低黏液体、低砂比、小粒径的作业模式。该模式在作业参数具体数值上的表现为：水平段长不变/变短，射孔簇数由原本的2~3簇增至目前的5~11簇，簇间距由25~30 m缩短至5~10 m。
在中国，四川盆地长宁、威远地区页岩气藏倾向于采用小段长、短簇间距的施工模式进行压裂施工作业，簇间距由早期的30~45 m缩短为当前20~25 m，试验井平均日产气量由10.2万增长至28.8万，见效显著。吐哈油田某区块为实现对缝控储量的开采，将簇间距由46 m左右下调至12 m左右，改造效果十分显著。
在国外，北美Barnett和Bakken页岩气早期采用20 m以上的簇间距进行开发。随着开发的不断进行和对储层改造技术认识的不断深入，簇间距由2011年的15~30 m缩短至2016年的5~10 m，Utica油田压裂施工作业簇间距也由早年的61~76 m缩减至近年的34~46 m（图2）。目前，国外部分油气田甚至已开展了4.6 m的超小簇间距试验，并取得了显著效果。
