随着中国石化页岩油勘探开发的不断深入，目前已初步形成了钻井、测录固井和压裂等一系列特色技术。总结分析了“十四五”期间中国石化在页岩油工程技术方面取得的进展及成绩，梳理了当前页岩油开发工程技术存在的问题及挑战，提出了地质工程一体化、钻完井提速、立体开发和超长水平井等方面的技术对策和发展建议，为推动中国页岩油工程技术的发展及实现页岩油资源的低成本、规模化和效益化开发提供有益的借鉴。

页岩气藏水平井分段多簇射孔压裂通常存在射孔簇生产效率低下的问题。提高射孔簇压裂的有效性以及保持多簇裂缝长期导流能力是实现页岩气藏水平井增产降本面临的主要挑战之一。根据前人的研究成果，系统分析了射孔簇生产效率低下的主要原因：①由于页岩储层地质力学非均质性、缝间应力阴影、射孔侵蚀速率差异等因素导致裂缝未均衡起裂或延伸；②由于段内射孔排量分配差异，低黏度压裂液悬砂能力弱，以及裂缝弯曲、倾斜、粗糙度等因素导致簇间及缝内支撑剂未均匀分布；③生产过程中支撑剂的破碎、嵌入、成岩作用，地层微粒的生成和运移等因素导致裂缝的导流能力损失。针对上述问题，总结了促进多簇裂缝均衡起裂延伸、促进支撑剂均匀分布及提高裂缝导流能力的优化措施和技术方案，包括新型限流压裂技术、可降解暂堵转向技术、射孔参数及加砂顺序优化、高速通道压裂、高黏减阻压裂液体系与新型支撑剂的研究与应用等，并在上述技术的基础上提出了相关建议及展望，以期为提高水平井射孔簇生产效率提供参考与借鉴。

目前中国在陆相页岩油勘探开发过程中遇到了诸多难题和挑战。陆相页岩油储层孔隙结构复杂和渗流能力差极大地影响页岩油可动性，是制约陆相页岩油高效开发的突出问题。针对页岩开发面临的突出问题，简要介绍了国内外学者对页岩油储层孔隙结构表征和页岩油渗流规律研究方法和技术手段的现状、存在问题及今后的发展趋势。研究表明：多尺度、精细且连续表征是对陆相页岩油储层孔隙结构表征的关键；建立行业统一孔隙结构表征技术和分类评价标准是陆相页岩油有效开发的地质依据；多物理模型和实验手段相结合是陆相页岩油渗流表征的基础；加强数值模拟和物理模拟及室内实验结合是陆相页岩油渗流机理研究的主攻方向。这为突破陆相页岩油开发瓶颈提供了重要的指导思想，对实现陆相页岩油储层的高效开发具有重要意义。

页岩油的可动用性直接影响有效勘探开发程度，而页岩油的可流动性与其赋存状态密切相关，因此，研究页岩油的赋存状态对其开发有重要作用。利用石墨烯和石英建立孔隙模型，采用分子模拟方法研究正辛烷及其混合物在纳米孔隙中的赋存状态，并分析了孔隙尺寸、温度、压力、页岩油组分、壁面润湿性和壁面组分对赋存状态的影响。结果表明：①页岩油在孔隙中呈多层吸附且关于孔隙中心对称，吸附层厚度均为0.4~0.5 nm；②储层孔隙尺寸越大、温度越高、压力越低、分子组分越轻、极性越弱、壁面润湿度越高越不利于页岩油分子在壁面吸附；③在组合壁面中，由于石墨烯壁面的影响随石英壁面润湿度增加页岩油分子吸附量越多，此外正己酸和环己烷也出现吸附转移现象。

为实现陆相富有机质页岩油储层高效开发，以东营凹陷博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段湖相页岩为研究对象，利用岩石薄片、全岩衍射以及主微量元素等多种地质资料，在厘清岩相类型和沉积古环境演化阶段及二者耦合关系的基础上，划分出8种岩相组合类型，并基于不同组合类型页岩油甜点评价参数对比分析，确定了优势组合类型及其平面分布特征。结果表明：①博兴洼陷沙三下—沙四上纯上亚段主要发育富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩、富有机质层状泥质灰岩和灰质泥岩以及含有机质块状泥质灰岩和灰质泥岩6种岩相类型；②沙四上纯上至沙三下地层，沉积古环境整体上呈现出古气候由干旱到湿润、古氧化还原性变化不大、古盐度由高到低、古物源由少到多的变化特征，显示出8个演化阶段，对应8种岩相组合类型；③岩相组合F和D分别为沙三下和沙四上纯上亚段有利岩相组合类型，整体产能高且与当前生产实践吻合性较好；平面上，前者主要分布在F159-F156-F160井区，后者主要FYP1-F116-F119和F156-F159-F161井区，为博兴洼陷页岩油富集高产区域。

我国陆相断陷盆地含气页岩发育广泛，以往主要作为气源岩研究，对其储集性及影响因素的研究较少，亟须开展相应研究来明确陆相断陷盆地页岩储层发育主控因素。选取松辽盆地徐家围子断陷沙河子组与四川盆地龙马溪组页岩，利用有机地化、全岩分析、扫描电镜、低温氮气吸附和核磁共振等实验，对比研究高—过熟陆相断陷盆地和海相含气页岩储层特征差异并探讨主控因素。研究表明：沙河子组页岩形成环境多样，有机质类型以Ⅲ型（腐殖型）为主，黏土矿物含量高，胶结石英发育，黏土相关孔和石英粒间孔为主要孔隙类型，比表面积小但孔径大，储层发育受压实作用、黏土矿物转化和煤层发育的控制；龙马溪组页岩形成于陆棚环境，有机质类型以I型（腐泥型）为主，有机质丰度高，生物成因石英含量高，有机孔和黏土相关孔为主要孔隙类型，有机质类型和成熟度主控孔隙发育。整体上，沙河子组页岩储层发育条件稍差于龙马溪组，但平原沼泽微相页岩紧邻煤层发育，自生胶结石英发育、伊蒙混层比例高，储层有机质丰度高、可压性好、孔体积和比表面积较大、孔隙发育较好，可作为潜在有利目标开展进一步评价研究。

页岩气藏储层发育微纳米孔喉和裂缝，黏土矿物含量高，岩石渗透率低且非均质性较强，通常需要经过大规模水力压裂才能被有效开采。水力压裂过程中水相的自发渗吸将对页岩气藏储层产生一系列物化作用，改变页岩气藏储层的孔隙结构及物化性质，从而影响页岩气的产出。为进一步明确水相渗吸对页岩气藏储层的影响机理，开展了页岩重复渗吸对照实验，并基于页岩渗吸前后矿物溶蚀导致的质量变化、扫描电镜可视化特征、核磁共振孔隙结构观测以及物性的变化，揭示渗吸对页岩微观孔隙结构及其物性的影响机理。研究结果表明：①水相渗吸作用使页岩产生微裂缝和裂缝，从而改变页岩孔隙结构；②孔隙度明显改善的页岩样品中，大孔所占比例上升，表明水相渗吸作用会使页岩孔隙空间增大；③渗吸能力与页岩的孔隙度、渗透率呈正相关，且页岩物性在渗吸后改善明显。此外，发现时间指数可定量表征渗吸对页岩孔喉连通性的影响。

页岩油储层物性极差，必须通过体积压裂改造形成网状裂缝系统才能实现经济有效开发。而页岩油储层上下均有渗透性更差的隔层，掌握有隔层情况下的储层裂缝扩展规律是页岩油成功压裂的关键。借助岩石破裂损伤分析系统数值模拟软件RFPA，开展了储隔层压裂缝扩展影响因素研究。在考虑了地层非均质的前提下，综合考虑储隔层弹性模量、储隔层泊松比、储隔层单轴抗压强度、储隔层抗拉强度、水平应力差异以及层间应力差这几种影响因素，采用层次分析法进行了页岩油储层可压性评价。结果表明，储隔层的弹性模量和水平地应力差以及储层的单轴抗压强度都与裂缝扩展程度呈负相关性，随着这些参数的增加，裂缝越难扩展。而储层的压拉比和储隔层层间应力差与裂缝扩展程度呈正相关性，即抗拉强度和层间应力差的增大将会有利于加大裂缝扩展的规模，并且较大的层间应力差还会使裂缝穿过隔层，在隔层继续发展；采用模糊数学中的层次分析法建立可压性数学模型，应用于工区已压裂井，预测结果与实验微地震监测结果相符，研究成果可为页岩油压裂改造提供参考。

中国石化江苏油田页岩油开发，面临着投资高、产量低的问题。油田开发已近45年，废弃老井数量多，利用老井眼侧钻的方式开发页岩油能降低钻井成本。2022年在花庄地区开展利用老井侧钻水平井，采用小井眼钻井方式的探索。针对小井眼钻具柔性大、轨迹控制难、钻速慢、间隙小、环空压耗大、固井质量差、井控风险高等难题，探索大套管开窗、井眼轨迹优化、高效钻头+螺杆+LWD地质导向钻井、泡沫固井、油基钻井液堵漏、窄间隙井控等技术，形成页岩油井小井眼高效钻井技术体系。应用表明：苏北盆地花庄地区H2CHF井实钻机械钻速最快达5.0 m/h，与邻井常规井眼钻速相当，比实施新井方案钻井投资降低50 %，节约投资1 500万元，为页岩油低成本开发提供了重要思路。

页岩气藏大规模体积压裂形成复杂裂缝网络，开发过程中应力敏感效应导致页岩气井产量迅速降低。因此，需要开展应力敏感对页岩气井产量的影响规律及控压生产制度研究，进而确定合理生产压差，并优化生产制度。首先，基于嵌入式离散裂缝模型，对压裂后页岩气藏天然裂缝和压裂裂缝进行精确表征，建立页岩气井复杂缝网数值模拟模型。然后，分别研究了裂缝及基质不同应力敏感条件下的页岩气井产气量变化规律。最后，开展控压生产制度优化数值模拟研究，设定40组不同的生产压差方案，厘清生产压差与页岩气井产气量的规律，建立W页岩气藏A区块累产气量与生产压差的关系图，确定该区块最佳控压生产压差为14 MPa。研究结果表明，控压生产对优化页岩气井产量十分重要，可以降低应力敏感对产量的影响，控压生产制度优化方法及结果能够为页岩气井生产提供指导。

为了探究矿物界面作用对页岩水力压裂裂缝起裂和扩展的影响，建立了页岩微观结构模型，并将零厚度cohesive单元嵌入实体单元内，运用数值模拟方法研究矿物边界界面刚度对水力裂缝扩展的影响，得到矿物界面作用影响下页岩水力压裂裂缝扩展规律。结果表明，页岩水力压裂裂缝破坏形式以拉伸破坏为主，裂缝扩展路径包括两种方式：一是沿着矿物边界扩展，二是穿过矿物边界进入矿物内部扩展。随着矿物边界界面刚度的增大，裂缝起裂压力和孔隙压力逐渐增大，裂缝长度、数目和面积逐渐减小，裂缝宽度逐渐增大，容易形成短而宽的裂缝。页岩储层开展水力压裂作业应该优先选择矿物边界界面刚度较小的位置。研究成果有助于揭示矿物界面作用对页岩水力裂缝扩展的作用机理，为合理选择页岩气储层水力压裂作业层位提供理论依据。

裂缝实时监测评价是水平井多段压裂过程中的一个核心问题，长期以来受到大量学者的关注。压裂施工停泵期间的压力包括水锤压力和渗流压力两部分，通过在井口安装高频压力装置，不仅可以采集停泵压降曲线，还可以完整地采集到水锤波波形曲线。通过对井筒水锤控制方程的数值求解，获得模拟的水锤波压力数据。对模拟的水锤波压力进行倒谱分析验证了水锤波产生的压力具有卷积特性，根据波阻抗及倒谱分析相关理论，利用水锤波可判断水平井多簇压裂的裂缝簇数与深度。在四川页岩气井的现场应用表明：该方法能够发现5个进液点，其中4个进液点的反演结果与4个射孔位置接近，设计中剩余的4簇孔对应的进液点在倒谱分析中并没有监测到。

为了减轻传统稠化酸在碳酸盐岩多孔介质中的吸附滞留伤害，降低其对于致密碳酸盐岩改造后渗透率的伤害。提出采用阳离子表面活性剂遮蔽在岩石表面进行改性进而缓速的方式，以鄂尔多斯盆地马家沟组碳酸盐岩为研究对象，根据基本性质测试确定不同碳链长度阳离子表面活性剂界面改性能力，并利用分子模拟技术结合原子力显微镜、润湿角观测提出阳离子表面活性剂缓速机理，再通过动静态缓速性能测试和伤害评价实验研究阳离子表面活性剂缓速性能及地层伤害程度。研究结果表明：①碳链长度会影响表面活性剂分子吸附形态，进而改变其界面吸附效果，十四烷基三甲基氯化铵可在岩石表面形成直立致密吸附层，润湿改性效果最佳；②阳离子表面活性剂以界面吸附作用对岩石表面进行掩蔽覆盖，增加其疏水性能，阻碍H⁺接触到岩石表面，控制表面反应速率，达到缓速目的；③相较于常规酸，阳离子表面活性剂具有良好的动静态缓速性能，各项动力学参数降低50 %~60 %，减低了对碳酸盐岩孔喉伤害。研究认为：季铵盐阳离子表面活性剂具备分子量低、界面吸附能力强的优势，在保持缓速能力的同时，有效降低稠化酸对地层伤害程度；该项研究有助于认识表面活性剂缓速性能、改进缓速酸体系、提高碳酸盐岩储层改造效果等都具有积极的意义。

断溶体油藏连通介质为裂缝、溶洞、孔隙，随着压力下降导致渗透力下降、导流能力降低，对油井产能产生不可逆的影响。根据断溶体油藏应力敏感特征，设计并开展了72组导流能力物理模拟对比实验，分析了不同连通介质应力敏感特征及其影响因素；基于物理模拟实验结果及和渗流力学理论建立了断溶体油藏流动数值反演模型，开展了储层压力下降导致的应力敏感效应对油井产能的研究。结果表明：压力下降对不同连通介质的导流能力、油井产能以及恢复能力具有较大影响。裂缝型、溶洞型及孔隙型压力拐点出现时机分为原始压力的5.3 %、20.4 %、35.1 %，裂缝型、溶洞型导流能力损失分别为99.7 %、45.0 %，孔隙型测试范围内未出现走平端。压降拐点特征研究对合理控制产量和能量补充时机的确定提供了依据，对油井稳产具有重要的指导意义。