致密油是一种非常规石油资源，多赋存在低孔低渗的致密砂岩、泥灰岩、白云岩等非常规储层，蕴藏量大。根据美国能源信息署的统计数据^{[1, 2]}，包括美国在内的42个国家的致密油技术可采储量达到约548×10⁸ m³(3 450亿桶)。致密油已经被视为重要的石油接替资源之一，并成为继页岩气之后全球非常规油气勘探开发的新热点^{[3, 4, 5, 6, 7, 8, 9]}。

我国致密油资源丰富^{[10, 11]}，据中国工程院的研究数据，我国致密油地质资源量超过100×10⁸ t，主要分布在鄂尔多斯、塔里木、渤海湾以及准噶尔等盆地。近年来，以中国石化、中国石油为代表的能源公司，加快了我国致密油勘探开发的步伐，相继在渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔、塔里木等盆地发现多个亿吨级储量的致密油区块，探明储量在国内陆上新增储量中所占的比例不断增加。中国石化从21世纪初就开始了致密油开发研究与实践，先后在鄂尔多斯盆地南部的红河油田及泾河油田、渤海湾盆地正理庄油田开展了先导试验和产能建设，在致密油富集规律认识、开发技术和配套工程方面取得了重大进展^{[12, 13, 14, 15, 16, 17, 18, 19, 20, 21, 22, 23, 24]}。但由于地质条件复杂、油藏品质差，尚未形成适应不同油藏条件的中低丰度致密油开发技术，导致我国致密油开发目前还未进入规模效益开发阶段，经济效益差。因此，需要进行致密油高产富集规律、开发机理、提高采收率技术及致密油管理模式的攻关研究，实现致密油的规模效益开发。

中国石化致密油藏主要分布在渤海湾、鄂尔多斯、准噶尔和塔里木等盆地，已发现三级储量为11.3×10⁸ t，其中探明储量为5.65×10⁸ t。

中国石化致密油藏多为陆相碎屑岩沉积，地质条件复杂(见表1)，主要地质特征为：

1) 多为陆相沉积储层，分布范围较小，稳定性差，多呈条带状、不连续性发育;

2) 裂缝发育程度低，储集空间以残余粒间孔、次生溶孔为主，为孔隙型储层;

3) 储层岩性为粉砂岩—砂砾岩，脆性矿物含量低，压裂裂缝起裂为张开型，易形成两翼对称裂缝;

4) 一般为常压、低压甚至超低压油藏，地下原油黏度较大，溶解气油比低，天然能量低。

在常规低渗透油藏开发技术的基础上，中国石化进行了致密油开发技术攻关，并取得良好的现场试验效果。2007年，胜利油田在致密油开发中试验应用了直井分层压裂技术；2010年，成功研发了水平井分段压裂技术，实现了致密油开发关键技术突破；自2012年起，胜利油田、华北分公司将水平井分段压裂技术在致密油开发中进行了规模化应用，致密油产量快速上升，峰值年产油量69.2×10⁴ t。截至2015年6月，中国石化累计动用致密油储量1.38×10⁸ t，油井总数1 815口，其中开井783口(直井311口和水平井482口)，2014年产油量65.4×10⁴ t，采油速度0.44%，累计产油量190.76×10⁴ t，采出程度1.29%。

开发实践表明，目前致密油藏的采收率低，效益差，存在的主要问题有：

1) 产量低且递减快。采用直井开发，油井基本无自然产能；采用水平井分段压裂开发，初期日产油量6.7~16.3 t，远低于北美Bakken油田水平井初始日产油量(96.0 t)；绝大多数油井无稳产期，产量递减趋势符合双曲递减规律，初期递减快，前6个月产油量递减率达到32%~70%。

2) 投产初期含水。致密油储层孔喉半径细小，毛管力大，油水重力分异作用小，基质孔隙中含水饱和度高，生产过程中油水同出。例如，红河油田长8井投产即见水，该油田在裂缝相对发育区的油井投产初期含水率达30%，而在裂缝不发育区的油井投产初期含水率高达80%；胜利油田致密油油井初期含水率40%~60%。

3) 一次采收率低。通过数值模拟预测结果发现，红河油田长8段致密油藏天然能量开发采收率平均为3.6%，其中非甜点区采收率2.3%，甜点区采收率6.0%；胜利樊154区块浊积岩致密油藏采收率仅9.6%。

4) 能量补充难度大。由于天然裂缝和人工裂缝的存在，使致密油藏补充能量成为巨大挑战。红河油田长8段和长9段油层以及渭北长3段油层开展了注水、注气先导试验，水(气)窜现象非常严重，能量补充效果差，增油效果不明显。

5) 开发效益差。根据数值模拟预测，在油价为70美元/桶条件下，红河油田致密油藏水平井开发的单井极限初期日产油量为13.8 t，极限累计产量要达到1.4×10⁴ t。从红河油田目前的生产情况看，大部分水平井的初期日产油能力小于10.0 t，难以满足目前低油价下经济效益开发的要求。

当今世界政治、经济格局深刻调整，能源供求关系深刻变化，能源仍是国际政治、金融、安全博弈的焦点。我国作为发展中的大国，随着“新四化”深入推进和人民生活改善的需求，未来一个时期能源需求还会增长。据中国工程院研究报告，2020年、2030年我国进口原油量将分别达到3.5×10⁸ t和4.5×10⁸ t，对外依存度进一步加大，因此，我国高度重视能源供应和能源安全。2014年4月，国务院总理李克强主持召开新一届国家能源委员会首次会议，提出了以科学发展为主题，立足当前、深谋远虑、积极有为的能源发展方针，要立足国内，着力增强能源供应能力，促进页岩气、页岩油、煤层气、致密气等非常规油气资源开发。致密油作为非常规资源，国家积极推动开发建设。科技部把致密油勘探开发技术列为“十三五”油气重大专项的攻关项目，以加强基础研究、技术攻关和产业扶持，为致密油规模效益开发提供科技攻关支持。

成藏规律和储集特征决定了致密油开发要经历长期攻关过程。美国Bakken油田自1953年发现以来，历经直井、未压裂水平井、笼统压裂水平井等开发试验与实践，直至2006年，水平井分段压裂技术取得突破，Bakken油田才实现了整体规模开发。随着Eagleford等致密油藏的规模化效益开发，2010—2014年，美国致密油产量以每年增加40％以上的速度快速发展，2014年致密油产量达到2.7×10⁸ t，约占美国原油总产量的36％。致密油产量的增加降低了美国进口原油的需求，美国进口原油比例从2012年的40%降至2014年的32%，根据美国能源信息署的预测，未来5年该比例会进一步降低到25%。

从近几年北美致密油开发成本变化情况来看，随着技术进步和管理模式不断创新，致密油开发成本呈现逐渐下降的趋势。美国HESS公司^{[25, 26]}致密油水平井钻井及压裂时间从2011年的45 d降至2014年的22 d，缩短了51%，单井钻井完井成本下降了45%。2015年，Hess公司对Bakken油田1 200余口生产井进行分析后认为，油价40~50美元/桶时公司仍可以盈利，并且即使未来5年油价持续低迷，也依旧可以维持生产。

北美致密油开发技术和经验做法给我国致密油开发提供了借鉴，只要坚持不断的技术创新与工程技术集成，我国致密油开发的成本一定会大幅降低，定将进入大规模开发阶段。

近几年，通过引进吸收与自主研发，我国致密油开发技术持续发展，围绕“提高产量”和“降低成本”两大致密油工程技术核心目标，在水平井钻井完井、分段压裂一体化设计、水平井优快钻井、水平井钻井液、高效压裂液、多段压裂储层改造等方面取得了突破性进展，初步形成了具有自主知识产权的致密油开发工程技术体系。

围绕提高单井产量，建立了以储层、含油性等要素为核心的甜点表征体系与甜点评价标准，形成了致密油藏甜点筛选评价技术及流程，提高了“甜点”预测精度。针对甜点开发形成了三个方面的优化设计技术：1)井位、井距、井网、开发方式等开发方案设计优化，实现对甜点区的有效开发； 2)基于井眼轨道、水平段长度的钻井方案优化设计，增大储层接触面积并实现储层保护； 3)压裂完井方案设计，增大改造体积、改善改造效果。针对低成本开发工程技术，通过对致密油藏开发整体设计与优化、井工厂、优快钻井、个性化设计施工、推广应用国产化设备，大幅降低了致密油开发成本。胜利油田盐227块应用“井工厂”作业模式34 d完成4个井组8井次、87段压裂施工，压裂施工周期缩短了50%。2014年红河油田通过优化钻头及动力钻具组合，直井段应用“PDC+螺杆+MWD”复合式钻进方式的“一趟钻”优快钻井技术，钻井周期缩短至29.6 d、机械钻速达到11.63 m/h，与2012年相比分别下降了47%、提高了50%。

同时，这些年来我国通过致密油开发技术研发与实践，培养了一批专业化技术人才队伍，目前正借助于国家重大专项、企业重点项目开展技术攻关研究，使我国致密油开发技术研究进入了快速发展阶段。

与北美致密油藏相比，我国致密油藏地质条件更加复杂，主要表现在以下5个方面：

一是致密油储层埋藏深。我国致密油藏埋深为2 400～3 500 m，最深达7 000 m，而北美致密油藏埋深多在2 000 m以浅。

二是储量丰度低。我国致密油藏储量丰度多为(30～50)×10⁴ t/km²，占总储量的比例为74%；储量丰度高于100×10⁴ t/km²的储量占总储量的比例仅为12%。

三是储层分布零散。已完钻直井钻遇致密油储层的厚度统计结果表明，平均钻遇油层厚度5～10 m的直井占45.9%，钻遇油层厚度10～15 m的直井占24.4%，而北美致密油储层厚度达几十米，甚至上百米。

四是脆性矿物含量低，对工程技术要求更高。统计表明，渤海湾盆地和鄂尔多斯盆地的致密油藏岩石脆性矿物含量分别为47%和55%，比北美巴肯油田低30%～40%。

五是地层压力低。红河油田致密油层的地层压力系数为0.8，渤海湾盆地致密油层的地层压力系数约为1.0，而北美致密油层的地层压力系数为1.2～1.8。

这些复杂的地质条件，增加了我国致密油开发的难度，具体表现为砂泥岩交互地层的可钻性差，钻头选型难度大，机械钻速低；部分地层井壁稳定性差，钻井安全风险大；套管完井储层易污染，长水平段固井质量难以保证；脆性矿物含量低、主次应力差小，压裂过程中不易形成网状裂缝系统。因此，需要注重研究增大致密油储层的接触面积以及改善致密油流动性的钻井完井技术。

我国致密油藏的地层特点与北美致密油藏的巨大差异，决定了我国致密油藏开发不能照搬北美致密油藏的开发经验，开发技术主要存在以下问题：

一是尚没有形成大幅度提高单井产能的开发技术。致密砂岩储层主要储集空间为微米-纳米级孔隙，喉道更加细小(＜1 μm)，致密油渗流需要更大的驱动力，原油“流不远”和“流不动”问题非常突出，导致单井产能低。因此，在工程技术方面，需要进行大规模体积压裂技术攻关，增大改造体积，大幅度提高水平井段内动用储量，同时能在远井地带形成有效裂缝，改善致密储层渗流条件，缩短微孔隙中流体流入裂缝的距离，提高流体流速和产出量，从而提高单井产能。目前地质工程技术整体优化、油层保护、体积压裂技术还不能满足我国中低丰度储量致密油开发的需要。

二是补充能量和大幅度提高采收率技术尚未形成。补充能量、提高采收率是提高致密油储量开发利用程度、实现效益开发的主要手段，目前尚处于试验阶段。

低油价给致密油开发提出了新的技术要求，低成本开发技术是实现致密油效益开发的关键。因此，需要发展低成本工程技术和作业模式，特别是要大幅度提高钻井和压裂效率。美国Bakken油田典型井垂深3 048 m(井深6 096 m)，2014年单井钻井时间约22 d，而我国红河油田典型井垂深约2 200 m(井深约3 200 m)，2014年单井钻井时间约31 d；济阳樊154区块典型井垂深约2 850 m(井深约4 500 m)，2013年单井钻井时间约80 d。可见，我国的钻井效率与北美相比仍有很大差距。目前致密油开发技术尚不能完全满足我国致密油多样性的需要，需进一步加强技术的研发和集成，发展地质导向、随钻测量、旋转导向等技术，进行钻井液及压裂液无害化处理与循环利用技术、耐温耐压压裂工具以及超低密度支撑剂等的技术攻关研究。

抓住机遇，迎接挑战，加快致密油开发应加强以下攻关研究：

一是深化富集规律研究，有效描述甜点。要按照不同的油层类型进行储层和裂缝研究，认识富集规律，加强岩石力学试验、地应力测试、测井评价及可压性评价，确定甜点的影响因素，进一步发展甜点描述技术，应用综合地球物理等技术精确描述评价地质甜点。

二是加强开发机理研究，指导优化开发方案。深化致密油开发机理研究与表征，建立流动和产能预测模型，认识影响产能的主要因素，根据不同的甜点分布优化开发方案设计，确定合理的井网、井距，使井网与天然裂缝和压裂裂缝有效匹配，提高储量的动用率，为补充能量提供条件。

三是进一步发展致密油开发工程技术，提高单井产能。做好储层保护，实现钻井和压裂的整体优化，提升钻井技术水平，深化对水平井分段压裂机理的认识，实现有效体积压裂，研究裂缝导流能力在高闭合条件下的影响因素及作用机制，加强裂缝监测，攻关裂缝导流能力识别与表征技术，提高压裂的成功率，开展老井重复压裂，提高段间剩余油的动用程度。

四是加强致密油藏提高采收率技术攻关。研究降低致密油相渗流阻力、降低致密油相启动压力及降低致密油黏度的开发技术，解决致密孔隙原油流动问题，提高驱油效率；研究有效补充能量的开发方式，通过增大驱替压差，提高基质内流体渗流能力，让微孔隙中致密油能够“流得动、流得出”。

五是创建致密油开发模式和管理模式。致密油开发不仅需要开发技术的突破，更是开发理念的革命。需要加强创新，技术成熟后，工程技术转变为围绕提高效率、降低成本、消除浪费、增加价值的创新管理，通过采用信息化、流程化、标准化手段，提高效率、缩短施工时间，应用井工厂、一体化设计等工程开发模式，这也是目前油价低迷期仍可继续有效开发致密油的关键。

我国拥有巨大的致密油资源潜力，正面临前所未有的发展机遇，但因复杂特殊的地质条件无法复制北美致密油成功开发模式。现阶段中国致密油勘探开发面临着更多的挑战，需要继承大庆油田建设的“两论起家” 精神，运用“矛盾论”、“实践论”的辩证唯物主义观点，分析、研究、解决致密油开发的问题，不断加强基础研究和科技攻关，千方百计降低成本，实现致密油规模效益开发，为将来我国致密油开发跨越式发展、保障国家能源安全做出贡献。