“页岩非常致密，有油也采不出来，即便采出来也不能高产”，这是长期以来的“定论”。有这样的“定论”，是因为页岩储层中的原油赋存于纳米级的孔隙喉道中，自然条件下无法有效流动至井筒中。因此，要实现页岩油的有效开采，必须通过先进的工程技术手段“打碎”致密页岩储层，在页岩孔隙喉道与井筒之间构建起可以让原油流动的“高速通道”。那么，如何建立这样的通道呢？水力压裂技术可担此任。
“打碎”储层让油气流出来
1947年，美国进行了世界首次水力压裂增产试验，揭开了储层增产改造技术的序幕。在水力压裂作业中，石油工程师利用泵车将携带高强度支撑剂的压裂液，通过井筒注入储油层，使地层在高压下破裂延伸成缝，并利用支撑剂的支撑作用，在压后储层中构筑油气运移的“高速通道”。
然而，随着非常规油气资源逐步成为勘探开发主战场，传统水力压裂技术虽然能够在储层中打开具备一定导流能力的人工裂缝，但受制于致密的储层特征，基质孔隙内的油气仍然难以流入裂缝内，无法实现油气的有效开采。面对这一难题，体积压裂技术应运而生，其理念是通过工程技术手段“打碎”储层，在形成多条主裂缝的同时，在主裂缝的侧向形成多级次生裂缝，构成复杂的裂缝网络。相比常规水力压裂，体积压裂相当于在修建“主干道”的同时，配套了“乡道”“村道”等多级“公路网络”，油气从纳米级“卧室”流出后能够以最短距离进入“公路网络”，大幅提升通行效率。
人工裂缝高度、长度欠佳
一些国际石油公司根据古龙页岩油的前期研究得出结论：“获得商业油流的风险非常高，不存在已知具有商业开发价值的类似湖相页岩区块。”古龙页岩油开采为何困难？原因主要有两个。
第一个原因是当前已投入规模化开发的其他页岩油藏，其开发目标层黏土含量一般少于10%，而古龙页岩的平均黏土含量高于 35%，这使储层具有极强的塑性特征（即在外力作用下可任意改变其形状而不被破裂的性能）。这就像我们揉捏橡皮泥，橡皮泥的形状会发生变化但其本身并不会破裂；但当我们击打玻璃时，玻璃会破碎，这就说明橡皮泥的塑性比玻璃强。在古龙页岩层中进行压裂施工时，储层岩石相对更容易发生变形，但难以产生延伸较远的裂缝，大幅限制了裂缝沟通的储层范围。
第二个原因是古龙页岩广泛发育了形态复杂的层理缝，密度可以达到每米数百条至数千条，看上去像一堆有硬有软、有厚有薄、凹凸不平的纸板堆叠在一起，石油地质学家将这种结构形象地称为“千层小薄饼”。要垂直穿过“千层小薄饼”型页岩，压裂液无疑会遇到层层阻挡，水平方向上的层理缝成为压裂液流动的相对优势通道，但在黏土矿物和复杂层理缝形态的共同作用下，水平裂缝难以向远处延伸。石油工程师通过现场监测数据发现，古龙页岩油形成的人工裂缝有效高度不足 10 米，有效长度不足200米，有效改造体积仅为相同施工规模下致密油藏的40%。
“控近扩远”，形成复杂裂缝网络
如何破解古龙页岩油“千层小薄饼”储层压裂增产改造难题？水利工程中，工程师通过修建水坝，将分散在不同支流的水资源在主河道上进行集中管理，形成更大的水流力量用于发电等用途，从而提高水资源的利用效果。石油工程师采用相似的思路，创新提出了以“控近扩远”为核心的压裂设计理念。
所谓“控近”，就是让压裂液集中力量、形成合力，造出更大规模的裂缝“主干道”。我们发现清水比蜂蜜更容易渗入微裂缝，这是因为与水相比，蜂蜜有更高的黏度。而在压裂作业中，石油工程师通过在压裂液中加入一定成分的添加剂，同样可以大幅度提高液体的黏度，抑制压裂液在微裂缝中流失。
“扩远”则是让压裂液在远井区域“主干道”周围造出更多的“乡道”和“村道”，让更多的油气以最短的距离进入“公路网络”内，最终汇聚于“主干道”中，通过井筒采出。为实现这一目标，石油工程师在使用高黏度压裂液造出“主干道”后，巧妙地改用一定比例的低黏度压裂液以高排量继续注入地层。这些压裂液顺着主裂缝来到远井区域后进一步冲击储层，由于黏度较低、更容易渗入到层理缝内，形成复杂的裂缝网络。
“细油长流”，保持页岩油流动动力
水力压裂作业完成后，油井就具备了生产条件。但原油要从大小为头发丝直径（约70微米）千分之一的页岩孔隙中流出，并跨越多级裂缝网络，产出是长期、缓慢的。
石油工程师从水力压裂初始设计阶段就开始研究如何让原油流得更容易。增大压裂液量或在压裂液体系中增加易溶于原油的气体，可置换出原油，提高地层压力，进而增大产油量。在压裂液中加入表面活性剂，可以降低油水界面的表面张力，增强油的流动性。
页岩油在开采一段时间后，压力和产量都会降低，如果压力下降过快，会导致裂缝闭合、高速流动通道关闭。因此，“控压生产、细油长流”的页岩油开发对策，可让地层能量有序释放，既能够维持较长时间的驱动能量，又能避免流动通道过早关闭，延长稳产期，提升最终的采出程度和开发效益。
作者：孟思炜 刘一杉（中国石油勘探开发研究院） 邓大伟（大庆油田勘探开发研究院）
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