Advances and Challenges of Integration of Fracturing and Enhanced Oil Recovery in Shale Oil Reservoirs
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摘要:
页岩油储层压裂开发中，以远超地层吸收能力的注入速率向储层注入包含各类添加剂的工作液，基本完成了压裂介质一次注入、油井开发全生命周期受益的使命。其中，2个问题尤为关键：1）如何形成均匀展布的裂缝网络，增大裂缝和储层的接触面积、提高液体流动效率？2）在形成高效传压传质缝网的基础上，存地压裂液如何提高储层中原油的可动性？压裂和提采一体化是解决上述问题的重要思路。为此，阐述了页岩油储层压裂–提采一体化的内涵，归纳了实现压裂–提采一体化的模拟和试验技术；明确了页岩油储层压裂–提采一体化的科学问题：均衡应力压裂形成均匀展布的缝网，提高均布缝网中流体流动与传输的效率，强化基质孔隙中油气的动用。同时，指出了压裂–提采一体化面临的挑战：明确裂缝非均匀扩展导致的压裂井间干扰机理并建立控制方法，形成裂缝中高压流体高效作用于基质孔隙的途径，揭示压裂液–储层–原油相互作用提高原油可动性机理。研究结果表明：形成均布的裂缝网络是控制裂缝–基质传压传质及流体流动的基础，通过强化压裂液–储层–原油之间的相互作用动用赋存于微–纳米孔隙中的原油是核心，将压裂–提采一体化应用于页岩油储层开发是实现经济最大化的有效途径。贯彻和落实压裂–提采一体化的理念，对页岩油储层的高效开发具有重要意义。
Abstract:During the process of fracturing development of shale oil reservoirs, fracturing fluids containing various additives are injected into the reservoir at an injection rate that far exceeds the absorption capacity of the formation, basically completing the mission of one-time injection of fracturing media to benefit the entire life of oil well development. Specifically, two issues are particularly critical: 1) How to create a uniformly distributed fracture network, enhance the contact area between fractures and reservoirs, and improve the fluid flow efficiency? 2) On the basis of forming a fracture network for efficient pressure and mass transfer, how can stored fracturing fluid improve the mobility of crude oil in the reservoir? The integration of fracturing and enhanced oil recovery (EOR) is an important way to solve these problems. Therefore, the connotation of shale oil reservoir fracturing and EOR integration technology was described, and the simulation and experimental techniques for achieving fracturing and EOR integration were summarized; the scientific issue of the fracturing and EOR integration of shale oil reservoir was clarified: balanced stress fracturing forms a uniformly distributed fracture network, improves the efficiency of fluid flow and transmission in the uniformly distributed fracture network, and strengthens the utilization of oil and gas in matrix pores. In addition, the challenges facing the fracturing and EOR integration were pointed out, including clarifying the mechanism of interwell interference caused by non-uniform fracture propagation and establishing control methods, forming the way of high-pressure fluid acting on matrix pores in fracture, and revealing the mechanism of fracturing fluid-reservoir-crude oil interaction to improve the mobility of crude oil. The results show that the formation of a uniformly distributed fracture network is the foundation for controlling fracture-matrix pressure and mass transfer, as well as fluid flow. Utilizing crude oil stored in micro and nano pores by strengthening the interaction among fracturing fluid, reservoir, and crude oil is the core. The application of fracturing and EOR integration in shale oil reservoir development is an effective way to achieve economic maximization. It is of great significance for the efficient development of shale oil reservoirs to implement the idea of fracturing and EOR integration.
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全球页岩油资源量丰富，随着勘探开发取得一系列突破，页岩油已成为原油增产的重要组成部分[1–2]。目前，我国页岩油开发处于探索突破和工业试验期。准噶尔盆地芦草沟组、鄂尔多斯盆地延长组、松辽盆地青山口组等，均在页岩油勘探开发方面取得重要进展，并建立了大庆古龙和新疆吉木萨尔国家级页岩油示范区[3]。但是，我国页岩油储层岩石组分较复杂、非均质性强、黏土矿物含量高，造成微纳米孔隙和裂缝系统复杂，且有机质热演化成熟度低、微纳米孔道内原油流动性差，实现页岩油工业化效益开发面临诸多挑战[4–5]。页岩油储层开发通常采用“密切割”压裂与水平井组合的技术，压后生产初期单井产油量总体来讲较高，但生产速率递减快，采收率一般不超过10%[6]。压裂过程中，以远超地层吸收能力的注入速率向储层注入烃类气体、超临界二氧化碳以及包含各类添加剂的压裂液，基本完成了一次注入油井开发全生命周期受益的使命[7–8]。常规储层开发后期的提高采收率（以下简写为“提采”）技术需提前至压裂过程中考虑，厘清页岩油储层压裂–提采一体化进展及相关问题，对于页岩油的高效开发尤为重要。基于此，笔者介绍了压裂–提采一体化的内涵、压裂–提采一体化模拟和试验技术，明确了压裂–提采一体化的科学问题，指出了页岩油储层压裂–提采一体化亟需解决的关键科学问题，以期对页岩油的高效开发提供指导。
1. 压裂–提采一体化研究进展
1.1 压裂–提采一体化的内涵
页岩油储层开发时采用超长水平段水平井与多段、多簇超大规模压裂的组合技术将地下储集体“打碎”，使更多的裂缝壁面和基质能够进行传压传质，大幅提高基质孔隙中原油的动用程度和单井产量。常规储层所用二次、三次采油技术的适用性受到极大挑战，向储层注入烃类气体、超临界二氧化碳以及包含各类添加剂的压裂液，在压裂阶段超前进行，完成一次注入、油井开发全生命周期受益的使命。因此，需进行页岩油储层压裂–提采一体化研究。压裂–提采一体化的内涵主要为：压裂过程即完成提高采收率阶段的设计和程序；实现途径是页岩油压裂设计时秉承一体化理念，兼顾压裂液形成缝网之外的补能和驱替等作用，将压裂–提采一体化落实于现场作业。
1.2 压裂–提采一体化技术
1.2.1 压裂–提采一体化数值模拟及难点
压裂–提采一体化主要包含压裂和提采2方面内容，但页岩油储层压裂开发是一个有机整体，涉及地质力学、固体力学、渗流力学、新材料等众多学科。其中，模拟技术是助力压裂–提采一体化落地的重要手段。研究人员可借助压裂–提采一体化模拟进行施工前的设计和优化，多学科协同工作实现效率和效益的最大化。目前，斯伦贝谢公司的Petrel E&P软件平台能够实现压裂–提采一体化模拟，工作流程具有很强的可重复性，压裂时考虑了井间和段间应力干扰，包含了裂缝流体力学和地质力学模型；提采阶段可以应用结构化或非结构化网格，油藏和生产模拟时可进行注入流体优化[9]，压裂–提采一体化软件的工作流程如图1所示[10]。
BHGE公司的JewelSuite软件平台，将地质建模（JOA）、地质力学建模（GMI）与压裂软件（Meyer）进行了有效整合，实现了地质、油藏到钻井、压裂的一体化，同时可以此为基础开展压裂–提采一体化模拟[11]。中国石油自主研发了一套地质–工程–经济一体化压裂软件（FrSmart 1.0），该软件包括水力压裂裂缝模拟和压后产能模拟2个核心模块。其主要特色可归纳为2方面：1）非平面全三维裂缝模拟考虑了小间距、强应力干扰下的多裂缝竞争扩展出现的扭曲；2）嵌入式裂缝产能模拟，实现了毫米级裂缝和百米级裂缝的融合[12]。
近几年，一体化软件在模型上向非平面全三维、多场耦合、复杂裂缝等方向发展，算法上逐步向自适应算法发展，功能上向地质工程一体化和智能化方向发展。我国压裂–提采一体化模拟软件的起步较晚，软件适用性方面还需要经过大量现场调试。软件使用过程中涉及地质、钻井、压裂多个部门和系统的协调，在数据搜集和综合处理方面均存在一定困难。因此，在强化压裂–提采一体化理念的基础上，要更加重视国产压裂–提采一体化软件的研发。
1.2.2 压裂–提采一体化模拟试验及难点
结合国际商业化软件开展压裂–提采一体化模拟，可加速压裂–提采一体化在现场的实施[13–15]。但由于对压裂–提采一体化相关机理缺乏深入的认识和系统研究，仍需通过试验揭示相应的机理。L.A.Behrmann等人[13]较早开展了三轴水力压裂试验，通过改变压裂液性质、注射速率、射孔参数，研究了水力裂缝。A.N.Dehghan等人[16]通过混凝土相似模拟试验对含预制天然裂缝的混凝土块进行了水力压裂试验，研究了天然裂缝倾角和走向角对裂缝扩展的影响。张士诚等人[17]通过室内压裂模拟试验研究了页岩水力压裂裂缝扩展机理，并利用高能CT 观测了压裂后试样内部的裂缝，发现排量和压裂液黏度在一定范围内有利于复杂裂缝的形成，地应力差较低时水力裂缝易沿天然裂缝直接开裂。侯冰等人[18]开展了室内大尺寸真三轴压裂试验，研究了压裂时水力裂缝与天然裂缝的沟通行为，发现水力裂缝能否穿透天然裂缝主要与天然裂缝的开度、胶结度有关。杨春和等人[19]采用大型真三轴岩土工程模拟试验机、压裂泵伺服控制系统和声发射三维空间定位技术，开展了天然页岩室内水力压裂模拟试验，建立了一套完整的页岩水力压裂物理模拟与裂缝表征的方法，发现水力裂缝是否沿层理弱面起裂直接影响着压后能否形成复杂缝网。
总的来说，截至目前，国内外专家对水力压裂裂缝的起裂条件、扩展规律、影响因素、主裂缝和天然裂缝的相互作用以及压裂液对裂缝形成的影响等问题，开展了系统的宏观试验研究，取得了较为全面的认识。然而，三轴试验系统无法分析压裂过程中和压裂完成后压裂液对孔隙中油气动用影响的规律。一方面，模拟三向地应力条件下的压裂已成为室内压裂试验中的一个挑战，需要考虑应力施加路径以及如何维持试验过程中的应力状态，在此基础上考虑孔隙压力并模拟压裂液对基质孔隙中油气的动用，加剧了问题的复杂性；另一方面，监测压裂过程中和压裂完成后压裂液如何影响油气的微观分布，仍是试验技术上的一个挑战。
与压裂–提采一体化宏观模拟设备较为接近的除压裂三轴试验系统外，还有基于驱替装置建立的系统，优选并向储层中注入气体是一种较好的选择，随之形成了一系列注气提采室内模拟试验方法[8]。A. R. Kovscek等人[20]研究了注CO2混相对页岩油气驱替效率的影响，用精密CT扫描仪监测驱替过程并计算驱替效率。N. Alharthy等人[21]将岩心放入一个比其稍大的浸提器中，再将岩心随着浸提器一并放入高压容器中，将油从岩心中驱出，将其等效为衰竭开采后的岩心。同时，相关研究表明[22]：注入CO2前期的驱替速度快，这由CO2更早突破造成；注入CH4的最终驱油效率分别为92%，而注入N2仅26%，其原因是分子扩散和对流传质是页岩油的主要开采机制。S.B. Hawthorne等人[23]采用巴肯上、中、下部页岩岩心与常规储层岩心进行了CO2注气吞吐驱油试验，结果显示：巴肯中部页岩岩心的驱油效率几乎跟常规储层岩心一样，都达到了100%，而巴肯上、下部页岩岩心的驱油效率较低，其原因是巴肯上、下部页岩岩心的渗透率和有机质成熟度与巴肯中部页岩岩心存在差异。此外，Yu Wei等人[24]在A. R. Kovscek等人[20]研究的基础上进行了注N2驱替试验，结果显示，驱替时间越长，驱油效率越高；驱替压力越高，驱油效率也越高，但气体突破更快。注气提采室内模拟试验主要是借助长岩心驱替设备，辅以CT扫描等其他监测装置，可在一定程度上模拟裂缝。基于驱替装置建立的压裂–提采一体化试验装置，通常先模拟造缝再进行提采相关模拟，无法将压裂和提采过程真实耦合。
此外，中国石油勘探开发研究院与中国矿业大学（北京）合作研制了压–闷–排–采物理模拟装置，可尝试用于压裂–提采一体化的室内模拟试验，但形成的压裂裂缝较为单一，无法模拟非常规储层压裂形成的复杂裂缝网络。尝试建立的压–闷–排–采一体化模拟系统，模拟压裂过程中形成的裂缝依旧比较简单，与体积压裂形成的复杂裂缝网络差距较大。到目前为止，国内模拟压裂–提采一体化的宏观试验装置仍然较为匮乏，亟需建立考虑压裂裂缝形成过程和压裂液动用基质孔隙原油的模拟系统，相应的试验方法也需逐渐完善。
基于微观试验研究压裂液对油气动用的影响，目前主要有扫描电镜观察、低场核磁共振（L-NMR）监测、CT监测、微流控等技术[25–28]。扫描电镜观察无法观察动态过程，且研究区域局限性较高；低场核磁共振（L-NMR）和CT监测成本较高。微流控（microfluidics）作为一个新兴发展的多学科交叉技术，通过自主设计和制作微米级通道来精准操纵和研究微量体积流体在微观尺度下的流动现象，具有高度自主性、精准操纵流体、试剂消耗少、反应和分析速度快、可视化以及独特传质传热性质等优势[29–30]，在石油工业领域的应用多为利用可视化微模型模拟和研究流体流动。微模型（micromodel）最早利用化学蚀刻方法制作具有简单流体通道的二维玻璃微模型[31]，后来不同学者设计了具有规则孔隙网络结构和复制真实岩心孔隙结构的微模型，利用其研究不同驱油方式的微观过程[32]。
目前，可视化研究各类油气藏开发过程中的油–气–水多相流动现象，也逐渐成为油气田开发相关试验研究的重要部分。微模型较为常见的应用是对各类提高采收率技术（如泡沫驱[33]、气驱[34]、碱驱[35]、聚合物驱[36]、表面活性剂驱[37]、低矿化度水驱[27]等）效率及机理的研究。但是，微流控技术应用于压裂–提采一体化微观模拟，现阶段尚存在一定局限性：首先，微流控技术难以完全实现油藏三维结构的真实复刻，为解决该问题，目前最常见的微模型为具有一定孔隙结构的二维模型，近年来也有学者制作了孔隙和喉道深度不同的微模型[38]、具有三角形截面的微模型等[39]，但其本质仍旧是真实岩心的理想化模型；其次，作为岩石基本物性之一的润湿性对于驱油过程及提高采收率效果具有重要影响，但目前的微流控芯片大多由硅片、石英玻璃或聚二甲基硅氧烷等聚合物制作而成，润湿性相比真实岩石较为单一。目前已有学者基于方解石晶体制作微模型，在微模型内覆盖矿物颗粒[40–41]等，如图2所示，但其与真实油藏环境仍存差别。尽管如此，微流控技术在实现压裂–提采一体化模拟试验方面仍展现出较大的应用潜力和较高的可行性。微模型制作工艺也取得了突破，可实现裂缝网络的刻画和描述。同时，将孔–喉结构考虑在内，进行缝网条件下多孔介质内油–气–水三相流动的研究，相关试验设备和方法可用于压裂–提采一体化室内模拟试验。
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随着页岩油储层的开发向大井丛、立体式、多层系方向发展，追求布井、压裂、布缝一次到位，最终实现一次压裂开发，储层整体动用，全生命开发周期受益，对应的压裂–提采一体化室内模拟试验仍需要继续攻关，建立真正意义上的压裂过程以及压裂完成后全周期的提高采收率方法。
2. 压裂–提采一体化的科学问题
2.1 均衡应力压裂形成均布缝网
大规模多级水力压裂技术能够实现水力裂缝的起裂和扩展，沟通天然裂缝。缝网压裂过程中，以水力裂缝为主裂缝，在压裂液驱动下沿主裂缝形成若干分支裂缝。这些裂缝交错纵横、相互连接，形成复杂的裂缝网络，可极大地改善储层的渗流能力，从而达到油气增产的目的[42–45]。水力裂缝的产生准则是研究缝网形成机理的理论基础，缝网压裂原理建立在岩石破裂准则基础上，即缝网形成的应力条件和裂缝扩展准则[46]。下面分2种典型情况讨论：1）天然裂缝较为发育的情况下，沿天然裂缝或弱胶结界面形成裂缝；2）天然裂缝不发育的情况下，在岩石基体内部形成裂缝。
对于情况1），例如水力裂缝穿越天然裂缝导致多裂缝相互连接、贯通，Warpinski-Teufel准则是目前应用广泛的天然裂缝张性破坏准则，其表达式为[46]：
p>σn (1) 式中：
p 为天然裂缝内部的孔隙压力，MPa；σn 为天然裂缝面上的正应力，MPa。采用Mohr-Coulomb准则判断天然裂缝是否发生剪切滑移破坏，其表达式为：
|τ|>τ0+Cf(σn−p) (2) 式中：
τ 为天然裂缝面上的剪应力，MPa；τ0 为岩石黏聚力，MPa；Cf 为天然裂缝面摩擦因子。根据弹性力学和断裂力学理论，得到产生张性裂缝、剪切裂缝所需的裂缝内部净压力分别为
pt 和ps ：pt>σH−σh2(1−cos2θ) (3) ps>1Cf[τ0+σH−σh2(Cf−sin2θ−Cfcos2θ)] (4) 式中：
pt和ps 分别为产生张性裂缝、剪切裂缝所需的裂缝内部净压力，MPa；σH 和σh 分别为储层的最大水平主应力和最小水平主应力，MPa。对于情形2），即天然裂缝不发育的情况下，在岩石基质中形成裂缝的条件为：
pfi>−(σH−σh)−σt (5) 式中：
pfi 为缝内压力，MPa；σt 为岩石抗拉强度，MPa。因此，对于天然裂缝较发育的储层，压裂时满足式（3）和式（4）所示力学条件即可实现天然裂缝的激活；对于天然裂缝不发育的储层，满足式（5）所示条件便可在岩石体内产生裂缝。
基于裂缝扩展基本原理，通过形成新裂缝的条件可知：地应力状态起关键作用。当水平应力差较小时，裂缝在多个方向上扩展，且形成较多的分支裂缝，进而形成复杂的裂缝网络[47–48]，如图3所示（图3中，圆滑线条为井，紫色短线条为随机天然裂缝，中部集中的片为压裂缝及缝内压力分布，颜色越深压力越高）。水平应力差是形成裂缝网络的一个重要的影响因素，水平应力差系数是表征水平应力差的经典参数。L.A.Behrmann等人[49]研究发现，水平应力差系数为1.30时，出现了多裂缝的情况。Zhu Haiyan等人[50]在水平应力差系数为1.23时，观察到了双翼裂缝、多分支缝。翁定为等人[46]研究认为，水平应力差系数在0～0.30时，能够形成复杂的裂缝网络；水平应力差系数在0.30～0.50时，需要较高的缝内净压力才能形成复杂裂缝网络；水平应力差系数大于0.50时，无法形成复杂的裂缝网络。
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当储层的应力差较小时，才能够形成较为复杂的裂缝网络。同时，相同条件下应力差越小，地层应力状态越均衡，越易形成复杂的裂缝网络，且不会出现单一优势裂缝过度扩展的情形，“裂缝阴影”效应的影响是其重要因素之一，即通过均衡应力压裂形成均布的裂缝网络。此外，加密井进行压裂时，提前向母井注入一定量液体，提高母井所在储层的地层压力，这样可以降低子井压裂层位的应力差，此为均衡应力压裂形成均布裂缝网络的典型措施[51]。均衡应力是压裂形成均匀展布裂缝网络的前提，是提高页岩油储层采收率的基础，均衡展布的裂缝网络才能够完成一次布缝到位、储层整体高效动用，因此压裂形成均匀展布的裂缝网络是页岩油储层实现压裂–提采一体化的基础，即缝网控制是基础。需要进一步完善实现均衡应力的措施，如加密井压裂时提前向母井注入液量和注液速率等参数的确定。
2.2 均布缝网中流体流动与传输
均衡应力压裂形成均布的裂缝网络后，均布缝网中流体流动与传输是裂缝和基质之间传压传质的重要形式。数值模拟是研究裂缝网络中流体流动与传输的有效方法，随着工程问题越来越复杂，发展起一些侧重于模拟复杂裂缝网络中流体流动的数值模拟方法。数值模拟复杂裂缝网络中流体流动的难点在于对缝网的处理[52–54]，多种解决方法应运而生，主要可归纳为离散裂缝模型和等效连续介质模型等2种模型。根据计算网格的不同，离散裂缝模型又可分为传统离散裂缝模型（DFM）和嵌入离散裂缝模型（EDFM），它们的数值离散方法均基于离散裂缝流体流动的数学模型。在单相流基础上，学者们进一步发展了多相流、考虑毛细管力作用的多相复杂流动数值方法[55–56]。
以单相流为例，根据连续介质力学理论，岩石基质内部流体流动的质量守恒方程为[53]：
ρS∂p∂t+∇⋅(ρum)=0 (6) 其中S=Cpϕ+Cm(1−ϕ) (7) 式中：
ρ 为流体密度，kg/L；S为存储系数；um为岩体基质内部流体流动速度，m/s；Cp和Cm 分别为基质压缩系数和流体压缩系数，Pa－1；ϕ 为孔隙度。um 由达西定律确定：um=−Kmμ∇p (8) 式中：
Km 为基质渗透率，mD，μ 为流体黏度，mPa·s。类似地，裂缝系统中的流体流动控制方程为：
ρSfw∂p∂t+∇⋅(ρuf)=0 (9) 其中uf=−Kfμw∇p (10) 式中：
Sf 为裂缝存储系数；w 为裂缝宽度，m；Kf 为裂缝渗透率，mD；uf 为裂隙内部的流体流速，m/s。由立方定律可知，
Kf 与裂缝宽度ω 存在关系，即：Kf=w212 (11) DFM和EDFM采用不同的数值离散方案对式（6）—式（9）进行离散。前人将DFM的网格称为Conformal网格，将EDFM的网格称为Non-conformal网格[57]。在计算力学中，前者基于非结构化网格剖分技术，后者基于结构化网格剖分技术。EDFM方法需要在裂缝上布置一系列插值点，因此其精确度取决于插值点的数量和插值函数，但其优越性是对网格的依赖性弱，可以处理比DFM更为复杂的缝网结构。另外，DFM方法通常直接借用标准有限元方法或有限体积方法进行数值离散，因此其模拟精度高于EDFM方法[57]。目前，基于DFM和EDFM的方法均广泛应用于裂缝网络中流体流动的模拟，共同的难点在于处理复杂裂缝网络时的网格剖分问题及多裂缝引起的数值不稳定的问题；多相流模拟考虑毛细管力作用时，一些数值问题则更为明显。此外，上述方法均未考虑多相流体相互作用下裂缝网络和基质之间的传压传质物理过程。裂缝网络中的流体最终要作用于基质孔隙，形成有利于油气流动的传压传质作用，缝网中流体的高效流动是实现压裂–提采一体化的保障，需要进一步研究复杂裂缝网络中流体的流动模拟、裂缝网络和基质之间的传压传质模拟，掌握复杂裂缝网络中的流体流动与传输规律，强化裂缝网络和基质之间的传压传质作用，为基质孔隙中油气的高效动用奠定基础。
2.3 基质孔隙中油气的高效动用
页岩油储层具有微–纳米孔隙、极低的渗透率、复杂的孔隙表面特性、注入介质的多样性等，使原油在地层中的流动更为复杂，但基质孔隙中油气的高效动用是页岩油储层开发的核心问题。形成均匀展布的裂缝网络，实现缝网中高效的流体流动与传输，是提高基质孔隙中原油动用的前提条件，但并不代表原油会运移及产出。
常规油气藏油气开采的驱动方式主要包括地层弹性驱动、溶解气驱、重力驱动、压差驱动等，且驱动方式在某一阶段较为单一[58]。通过注入介质提升地层的能量，改变储层的润湿特性，实现提高采收率的目的[59]。页岩油储层基质孔隙中原油的动用，主要驱动方式除压差外，还包括毛细管力作用和化学渗透压作用等，体现为典型的多相多物理场协同作用。由于页岩储层属于多孔介质，具有自发渗吸驱替的效果，毛细管力是渗吸驱替的主要动力，如图4所示（图中的pc为毛细管力（MPa），pi为注入压力（MPa），po为化学渗透压（MPa））。当毛细管力充当压裂液进入近缝面基质的动力时，假设闷井期间缝内压力为10 MPa，压裂液的表面张力为0.07 N/m，接触角为20°，根据Handy模型，估算毛细管半径为0.1 μm时的毛细管力约为1.3 MPa，此时压差为压裂液进入近缝面基质的主要动力。随着缝内压力逐渐下降，毛细管半径变化，在一定阶段毛细管力起主要作用，不同阶段近缝面基质压力传递的机理也发生转变。为了让更多的压裂液进入近缝面基质，可以适当延长闷井时间，这样既能发挥缝内压力的驱替作用，又能充分利用毛细管力作为动力的优势。矿场现场可通过调整闷井时间、改善储层的润湿条件、优化压裂液离子体系，在其综合作用下发挥闷井的正面效果，提高近缝面基质压力传递的效率[60–61]。
除了压差驱动和毛细管力作用，化学渗透压在一定条件下也具有显著影响。致密储层通常具有半透膜效应，在成藏过程中生烃排水、气化携液，形成储层的高矿化度和超低含水饱和度，注入的压裂液一般为矿化度较低的液体，与储层的较高矿化度形成离子浓度差，产生化学渗透压[60]，其机理如图5所示。
影响页岩储层基质孔隙中油气动用的主要因素有储层温压条件、润湿性、原油特性、注入介质类型等。除储层性质外，可通过注入介质、前置压裂、闷井等方法，补充并提高地层能量；采用功能型压裂液、气体吞吐、物理–化学降黏等方法改善注入介质与原油之间的相互作用，进而提高基质孔隙中油气的动用程度[62]。研究基质孔隙原油动用的试验方法主要有光学观测、扫描电镜、激光共聚焦技术、CT、核磁共振等[63–65]。研究基质孔隙原油动用的数值模拟、分子动力学模拟方法被用于研究驱替过程，格子玻尔兹曼方法、无网格方法及流体体积法也有一定范围的应用[66]。此外，学者们通常采用三维重建数字岩心模型，该方法能够保留真实的孔隙结构，进而在重构模型的基础上进行提高采收率数值模拟研究。目前，页岩油储层孔隙动用涉及的机理更加复杂，需要进一步明确每个阶段的主控机理，以便采取提高基质孔隙原油动用程度的针对性措施；另外，大量的研究仅关注影响基质孔隙动用的机理、因素以及提高动用程度的方法，对于基质孔隙可动空间的研究匮乏，需要对页岩油储层基质孔隙可动空间进行探测、表征和分类等一系列工作。
围绕页岩油储层压裂–提采一体化“均衡应力压裂形成均布缝网”、“均布缝网中流体流动与传输”、“基质孔隙中油气的高效动用”等3方面的科学问题，认为形成均布的裂缝网络是控制裂缝–基质传压传质及流体流动的基础，通过强化压裂液–储层–原油之间的相互作用动用赋存于基质微–纳米孔隙中的原油，将压裂–提采一体化应用于页岩油储层开发是实现经济最大化的有效途径。压裂–提采一体化的落实，可充分体现上述各过程的特点，最终实现页岩油储层压裂提产提采的目的。
3. 压裂–提采一体化面临的挑战
3.1 裂缝强非均匀分布导致井间干扰
页岩油气商业化开采，目前主要有一次性井平台批量钻井和压裂、加密水平井压裂或重复压裂2种模式。第一种模式一般出现在开采初期，针对页岩储层地质和工程甜点的横向和纵向展布特征进行规模化开采；第二种模式则出现在生产诱发地层亏空后，通过钻加密水平井或老井重复压裂开采未被井平台一次性动用的地质储量，从而提高总体采收率。这2种模式在压裂过程中都可能会诱发水平井井间裂缝窜扰，影响页岩油气的采收率[67]。2种模式均是在小井距和大规模压裂条件下进行的，页岩油气储层小井距和规模化压裂中出现的井间窜扰表现形式，可分为压力沟通型和压力冲击型[68]。被干扰井中的裂缝被波动压力激活，压力在短期内显著升高，小幅度的井间压力干扰视为压力沟通型[69]。压力冲击型干扰又称为水击，压裂井形成非对称体积裂缝与被干扰井沟通是形成压力冲击的主要原因[70]。
压裂过程中应力场的改变影响水力冲击效果，压裂液和支撑剂分布也起到重要作用[71]。有关嵌入式离散裂缝模型（EDFM）研究表明，压力冲击加速了井底压力的平衡[72]。关井期间的压力响应可采用考虑水力冲击的解析模型来模拟[73]。为认识孔隙压力变化对邻井裂缝扩展的影响，R. Manchanda等人[74]采用全三维的孔隙弹性地质力学模型，模拟了低速注液方案，分析了注液或开采过程中孔隙压力和地应力变化对裂缝扩展的影响。S. Anusarn等人[70]认为，压裂井形成非对称的体积裂缝与被干扰井沟通，是形成水力冲击的主要原因，利用高效的流动和地质力学耦合模型表征了储层中的复杂裂缝形态，研究了加密井的裂缝传播对水力冲击的影响。目前，国内针对压裂井间干扰的研究尚处于探索阶段，压裂井间干扰导致的邻近生产井井口压力波动或正钻井井口溢流的特征较明确，但仍没有直接的证据证实压裂井间干扰机理。因此，对于压裂井间干扰具有显著负面作用的井，也无法通过高效的措施进行控制。页岩油储层立体开发压裂井间干扰机理尚未明确、井间干扰控制技术尚未形成。通过均衡应力压裂控制优势裂缝的过度增长，可在一定程度上缓解压裂井间干扰带来的负面影响。
同时，裂缝非均匀分布导致井间干扰对于储层采收率有很多影响。裂缝分布不均匀、地应力状态分布不均匀，必然导致流体动用不均衡。此外，存在井间干扰的情况意味着优势连通裂缝具有一定作用，在进行CO2驱时容易造成气窜，使储层的采收率降低[75–76]。CO2驱油分为混相、非混相、混注等多种形式，其中CO2混相驱在开发页岩油时具有显著优势。当CO2大量溶解于原油时，可以使原油体积膨胀、黏度降低，降低油水之间的界面张力，提高页岩油在孔隙中的流动能力。CO2的溶解受温度和压力的影响较大，地层温度难以改变，压力可以进行调控，但井间裂缝的串通加剧了压力控制的难度，因此，仍需要继续攻关井间干扰对CO2驱油效果的影响。页岩油气压裂开发过程中，有必要在压裂阶段采用均衡应力压裂的方式产生均匀展布的裂缝网络，避免裂缝非均匀分布导致的井间干扰，也有助于提高采收率，压裂–提采一体化是解决此问题的重要途径。
3.2 裂缝和基质相互作用下的传压传质
压后闷井是促进压裂液进入近缝面基质的工艺措施。Wang Chunpeng等人[77]认为确定压裂后闷井时间时需要考虑储层压力、温度、自发渗吸能力，以提高渗吸驱油效率。P. Fakcharoenphol等人[78]建立了考虑毛细管力、相对渗透率、渗透压影响的闷井时间优选模型，认为裂缝中的压裂液阻碍早期油气的产出，闷井使近缝面基质渗吸缝内压裂液。压后闷井过程中滞留的大量压裂液会导致短暂的水相圈闭，随着闷井时间增长，渗透率持续升高[79]。闷井时压裂液逐渐进入近缝面基质，伴随着近缝面基质的传压传质。由于涉及裂缝系统和基质系统的耦合，以及压裂液–储层–油气之间的相互作用，近缝面基质传压传质规律十分复杂，且目前对此问题的理论研究满足不了工程需求。
合适的闷井时间对于提高页岩油的动用程度尤为关键，研究表明，延长闷井时间能够提高生产早期油气的产出速度[80]。B.Roychaudhuri等人[81]考虑现场尺度和室内试验尺度，通过计算压裂液的滤失量来确定闷井时间。Zhang Yanjun等人[60]基于低场核磁共振，开展了致密储层渗吸驱油潜力试验研究，提出了压裂液渗吸驱油的时间滞后效应。目前，闷井时间的优选多依赖于静态渗吸试验及无因次时间放大方法，未考虑近缝面基质压力传递的影响，近缝面基质压力传递的机理仍不明确。压差是压力传递最常见的动力，此外还包括毛细管力、化学渗透压等[82]。闷井期间，近缝面基质压力传递过程复杂、涉及多种机理，每个阶段的主控机理也会有所差异，掌握主控机理的转化过程是采取针对性措施的关键；另外，裂缝和基质之间的传压传质涉及流体流动状态的改变和流量的匹配，在交互过程中流体沿裂缝方向向垂直于缝面方向转变，影响传压传质。储层条件相同的情况下，随着裂缝系统导流能力提高，油气产出量增大，但油气产出量的增大幅度与裂缝导流能力的提高速度并非线性关系，而是受裂缝系统和近缝面基质供液能力匹配关系的控制，本质上仍然是裂缝与基质之间传压传质效率的问题。现阶段通过室内试验得到裂缝和基质的传压传质规律，但模拟条件与储层条件差别较大，其主要受孔隙压力加载和模拟地层温度的控制。因此，裂缝和基质相互作用下的传压传质规律和试验手段均存在着较大挑战，亟需进一步攻关。
3.3 压裂液–储层–原油之间的相互作用
压裂液–储层–原油之间相互作用的强度是页岩油储层基质孔隙原油动用的一个重要条件。地下的页岩油通常以游离态、吸附态和溶解态存在，压裂液–储层–原油间相互作用可能造成原油的地下乳化，强化基质孔隙中原油的动用。原油中存在胶质、沥青质、有机酸、蜡质等物质，易使油水自乳化形成较为稳定的乳化液体系，进而可扩大生产区域波及范围，提高储层的采收率[83]。因此，重视压裂液–储层–原油间相互作用的物理–化学过程，采用压裂–提采一体化方法，在压裂过程中注入优选的介质，发挥乳化效果，提高页岩油储层采收率。
同时，压裂液–储层–原油间的相互作用还具有时序特征，具体来讲，就是压裂介质的注入顺序会对提高采收率产生显著影响。重复压裂、井间干扰邻井液体串通等一系列工程现象的产生，岩石暴露面积增加、注入介质类型改变，均使储层需要再次完成毛细管力和化学渗透压平衡。二次吸液对储层提高采收率具有重要影响，对于生产一段时间的老井，压裂液作用后基质的二次吸液能力成为能量补充和提高采收率的关键，提采介质进入基质孔隙的能力必须强于先期压裂液。低界面张力表面活性剂注入可在压裂液渗吸平衡后进一步吸液，由于气体分子较小且易扩散，气体进入页岩基质孔隙的能力也通常强于液体。CO2比液体更容易进入基质孔隙，并与原油相互作用，可通过混相、膨胀、降黏等提高原油的流动性，进而提高采收率[61]。因此，压裂液–储层–原油间的相互作用仍是页岩油储层压裂开发过程中影响油气动用的主要因素，需要进一步研究压裂液–储层–原油间的相互作用机理和规律，评价基质孔隙中原油的动用效果，为页岩油高效动用提供理论基础。
4. 结束语
页岩油储层压裂开发中，缝网控制是基础，基质原油的可动性是核心，压裂–提采一体化是实现途径。为指导页岩油储层的高效开发，本文分析了压裂–提采一体化研究的进展与面临的挑战，总结了压裂–提采一体化模拟和试验的方法，明确了压裂–提采一体化的科学问题。同时，探讨了压裂–提采一体化面临的挑战，指出需要更加重视裂缝非均匀扩展导致的压裂井间干扰机理及控制问题，要充分发挥注入介质的作用、大幅度提高注入介质能效；要明确裂缝中高压流体与基质孔隙相互作用的机制，提高裂缝–基质传压传质能力；要揭示压裂液–储层–原油之间相互作用的机理和规律，提高原油的可动性。建议贯彻压裂–提采一体化理念，积极推进我国页岩油的高效开发，端稳“油气能源饭碗”。
致谢：中国矿业大学（北京）杨柳副教授为本文提供了压–闷–排–采物理模拟装置相关信息，在此表示感谢。
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