近些年，美国、加拿大等国家在页岩油勘探开发领域取得了较大的突破，已实现了页岩油的商业化开发，推动着北美地区石油工业的快速发展，改变了世界能源格局。美国页岩油广泛分布于二叠盆地伯恩斯普林（Bone Spring）和沃夫坎（Wolfcamp）区带、威利斯顿盆地巴肯（Bakken）区带及墨西哥湾盆地伊格尔福特（Eagle Ford）区带，通过长水平井体积压裂自然能量开发技术，已实现了页岩油商业化开发。2018 年美国页岩油产量达到了3.2×10⁸ t，占石油总产量的64.7%。页岩油已成为全球非常规石油勘探开发的热点，也是下步石油勘探开发的有效接替资源^［1-3］。

我国页岩油虽然分布范围广、资源丰富，但与北美典型的海相页岩油相比，存在油藏非均质性强、储层品质差、单井产量低、采收率低等问题，实现有效动用仍面临较大挑战。为保障国家能源战略安全，近些年来我国进一步加大了页岩油的攻关力度，中国石油长庆、大庆、新疆等油田公司开展了页岩油研究与试验。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长7段页岩油具有陆相湖盆沉积下砂体变化快、储层更致密、地层压力系数低、天然能量不足等独特性，难以借鉴北美海相页岩油开发经验。为实现鄂尔多斯盆地页岩油规模效益开发，自2011年开始，在陇东地区开展了页岩油开发试验，先后开展了水平井注水开发、自然能量开发等开发方式试验，探索了不同井网参数和布井模式、不同压裂模式、不同采油制度等多方面的水平井对比试验，不断寻求在页岩油开发理念、开发方式、开发技术的创新、集成与突破。

通过多年的攻关研究及实践，进一步深化了对鄂尔多斯盆地陇东长7段页岩油地质特征的认识，探索了体积开发理论，创新形成了页岩油以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积开发技术，构建了陆相低压页岩油规模效益开发模式，其理论研究、关键技术、现场实践为同类型油藏开发提供了借鉴，对持续推动和引领中国非常规油气资源的规模效益开发具有重要的作用和意义。

鄂尔多斯盆地，延长组长7段沉积期为湖盆最大扩张期，主要为半深湖—深湖沉积，源储共生，大面积连续或准连续分布（图1）。长7段烃源岩（以黑色页岩和暗色泥岩为主）生排烃条件优越，段内砂体发育分布范围广，叠合厚度较大，但单砂体厚度普遍小于5 m，储层致密，孔喉结构复杂，物性差，无自然产能，需采用水平井体积压裂改造等特殊工艺，因此长7段油为典型的页岩油^［4］。

长7段整体为细粒沉积，自下而上可划分为3个亚段（图1），长7₃亚段沉积期为最大湖侵期，主要发育烃源岩；长7₂亚段和长7₁亚段主要为重力流砂质沉积，是长7段页岩油富集的主要场所（图2）。

长7₃亚段沉积期湖盆达到鼎盛，形成了主要的生油母质，以黑色页岩和暗色泥岩为主，富含有机质，生排烃能力强。长7段页岩油生烃主力层厚度为5~40 m，平均厚度为16 m，有机质类型主要为Ⅰ型、Ⅱ₁型，TOC值介于3.75%~13.81%之间，R_O值介于0.7%~1.2%之间。富有机质泥页岩有机质以湖泊原生生物有机质为主，其富含有机质烃源岩且热演化程度适中，T_max平均值为447 ℃，已达生油成熟阶段，处于生油高峰期，且绝大部分已发生了强烈的生、排烃作用，为页岩油的形成提供了有效的物源保障。

长7段砂质储层纵向上叠合厚度较大，但连续性较差，泥质隔夹层丰富，单砂体厚度平均为3.5 m（图2）。储层孔隙类型主要以溶孔、粒间孔、黏土矿物晶间孔组合为主，平均面孔率为1.7%，储层孔喉小，孔隙半径主要为2~10 μm，但孔隙数量多，储层整体储集能力较大，使其与低渗透储层储集能力相当；但储层地面空气渗透率平均为0.13×10^-3 μm²，严重制约了流体的流动性。长7段储层水平两向应力差较小，为4~5 MPa，压裂改造后较易形成以主缝为主、分支缝为辅的裂缝系统，同时储层脆性指数较高，平均为46.7%，经过大规模的压裂改造容易形成复杂缝网，能够有效改善储层渗流能力。

长7段页岩油储层直接与烃源岩接触，油源充足，油藏含油饱和度较高是页岩油有效开发的物质基础。盆地长7段页岩油原始含油饱和度平均为71.0%，且原油具有低密度、低黏度和高气油比的特点，地层原油黏度为1.21~1.96 mPa·s，气油比为94.8~107.6 m³/t，整体为轻质原油，流动性较好。但现今地层压力为14.7~15.8 MPa，压力系数为0.77~0.82，为典型低压油藏。

前期，笔者深入调研了北美页岩油气开发理论技术方法，北美页岩油气形成了以长水平井体积压裂技术为核心、以多井平台式“工厂化”作业为生产建设模式等革命性创新成果，采用“水平井+分段体积改造”开发技术，增加油藏改造体积，使页岩油气单井产量获得突破；采用“平台式工厂化”的建设模式，实现了多层段页岩油气一次性动用^［5-7］。鄂尔多斯盆地长7段页岩油单砂体厚度薄（普遍低于5 m）、储层变化快、非均质性强，不能完全套用北美页岩油的开发理论。形成适合陆相页岩油地质特征的开发理论，对鄂尔多斯盆地页岩油有效开发至关重要。在此背景下，针对鄂尔多斯盆地页岩油陆相、低压等特征，笔者提出了页岩油“体积开发”理论，通过研究长7段陆相页岩油体积压裂人工缝网扩展、复杂缝网下体积渗流、多层系立体式的开发井网系统，实现页岩油最大程度的一次性动用，为鄂尔多斯盆地长7段页岩油有效开发提供理论指导。

页岩油体积开发是通过水平井大规模体积压裂改造，形成复杂缝网体系，建立人造高渗区，构建“人工油气藏”，使人工裂缝波及到的储量可以得到商业化开发。页岩油储层致密，渗流能力差，常规开发技术下难以实现有效动用，不能达到商业化开发要求，通过长水平井、分段体积压裂的方式，将单一储层基质改造为主压裂缝—次压裂缝—基质多重介质，大幅度改变储层流体渗流环境，形成多重介质下的渗流场，提高了渗流能力，人工干预实现页岩油规模有效开发^［5-6］。

大规模体积压裂形成的复杂缝网系统能够有效改善页岩油储层渗流能力，储层体积改造越大，形成的有效缝网范围越大，泄油体积越大，页岩油单井产量越高^［8-9］。水力压裂裂缝形态受岩石脆性、水平两向应力差、天然裂缝等多种因素影响^［10-11］，鄂尔多斯盆地长7段页岩油砂岩储层脆性指数较高，平均为46.7%，水平两向应力差较小，主要分布在4~5 MPa之间，天然裂缝发育，先天具备形成复杂缝网的基础（表1）。通过一定的压裂工艺与施工参数，长7段页岩油储层压裂能够形成以主缝为主、分支缝为辅的人工裂缝系统（图3），在近井地带储层改造强度较大，以发育主裂缝为主，主裂缝沿着最大水平主应力方向分布；在远井地带储层改造强度较弱，以次裂缝为主，主裂缝、次裂缝与天然裂缝耦合组成缝网系统。目前研究认为，按现阶段的细分切割体积工艺技术水平，长7段页岩油储层体积压裂形成的人工裂缝的半缝长一般为150~240 m，缝高为50~80 m^［12］。通过体积压裂，实现了多裂缝打碎储层，页岩油储层可形成一定程度的复杂体积缝网，能够最大限度地增加改造体积，提高了储层有效动用率。

长7段页岩油基质储层孔喉结构复杂，物性差，流体与岩石孔隙内表面之间的界面作用较强，启动压力梯度大，储层渗流阻力大。研究显示，水平井多级压裂后，形成以主裂缝方向为长轴的椭圆形泄油面，近井主裂缝区主要为裂缝网络向主裂缝供液，表现为线性渗流特征；远井次裂缝和微裂缝区内主要为基质向裂缝网络窜流，表现为缝网非线性渗流特征。在压差作用下，流体流入压裂改造区，最终汇入人工裂缝流入井筒 ^［13-14］，形成页岩油储层多级压裂水平井完整的开发流动体系。

页岩油储层水力压裂改造使得压裂液与储层基质之间获得较大的接触面，压裂液作为润湿相在毛管力作用下被吸入较小的孔隙，深入储层深处，置换地层流体至压裂缝网区，使得部分非润湿相与压裂液返排，形成了渗吸置换作用。岩心实验显示，渗吸至不同时间的核磁共振T₂弛豫时间谱，左峰明显高于右峰，表明渗吸过程主要为小孔隙内的油水置换，随着渗吸时间的增加，渗吸置换率逐渐减小（图4）；随着渗透率的降低，渗吸采出程度明显提高（表2）。生产过程中，渗吸作用使裂缝区附近的基质储层内饱和度重新排布，压裂液置换出储层中的原油，起到“增油”的积极作用。页岩油体积开发过程，主要表现为多尺度裂缝—基质非线性渗流特征和渗吸置换特征，总体呈现复合渗流方式。

页岩油“体积开发”需要充分认识油藏特征，在此基础上，通过改造措施，最大程度地形成体积缝网系统，解放储层，建立复合渗流方式，形成人工储层，实现商业化开发^［4］。

在体积开发理论的基础上，通过研究与现场试验，创新形成了页岩油开发关键技术系列。针对页岩油复杂油藏特征，优选具备开发潜力的地质—工程一体化“甜点区”，优化水平井部署，优化水平井轨迹设计及调整，提高油层钻遇率；基于理论认识和前期小井距试验效果分析，形成了优化布井技术；根据水平井水平段分类分级精细评价，优化了压裂施工方案设计和技术参数，建立压闷采一体化的生产制度，在开发过程中地质、工程紧密结合，不断优化方案设计。水平井井位部署、井网优化设计及相适配的体积压裂工艺技术是页岩油体积开发的核心。

针对页岩油非均质性强的特征，突破了黄土塬三维地震预测技术，形成了“甜点”评价技术。储层甜点评价，是水平井优选部署区的基础，长7页岩油甜点评价的重点是围绕单砂体预测和可压性评价。近2年随着黄土塬三维地震技术进步，地震资料品质及预测精度大幅度提高。应用微测井约束三维层析静校正、近地表Q补偿、OVT域处理及Q叠前深度偏移等技术，宽方位的三维地震资料主频带扩展到6~65 Hz。采用广义S变化、叠前地质统计学反演等技术，提高了地震纵向识别能力，可以识别出8 m以上的砂体。在盘克、庆城北三维区，采用砂体、含油性及脆性指数等多属性融合技术，在平面上进行地质、工程甜点识别，指导水平井井位优化部署。

页岩油水平井的单井产油能力主要受水平段储层品质和工程品质的影响，水平段甜点优选至关重要。形成了基于岩性、物性、含油性的图像融合技术，建立了水平井储层分级评价标准（表3），在水平段储层分段分级精细评价的基础上，优选射孔段，指导改造参数和模式的差异化设计。

针对长7段页岩油多薄层发育的特征，以“井网一次部署、井距合理优化”为原则，实现最大体积控制和经济动用为目的，形成了大井丛、立体式布井技术。

理论分析认为，压裂过程中的“应力漩涡”（井筒附近的不均匀压降导致的复杂应力场分布）可能引起水力裂缝沿漩涡边缘突进，造成储层不充分改造。为了避免加密井网时产生严重的井间干扰^［15-16］，采取“井网一次部署”原则，充分利用原状应力场，提高整体开发效果。“井距合理优化”的核心在于如何在经济可行的条件下，通过优化井距，使单井控制地质储量和EUR（最终可采储量）最大化。基于单井EUR预测和全生命周期经济模型，在确保井间压裂缝不相互干扰的条件下，通过研究有效支撑缝长（支撑剂到达长度）和布缝方式确定井距。根据布井原则，形成了如下技术要点：

对于长7段页岩油纵向多薄层叠合发育的特征，采用立体交错的布井方式，在降低井间垂向不利干扰的基础上，优化多薄层组合方式和着陆小层，布署最少的水平井井数实现纵向上最大程度的一次性动用。

依据页岩油的平面发育规模进行一次井网部署，平面井距根据理论模型模拟结果、现场测试和实验结果综合决定。通过微地震监测和压裂模拟，长7段页岩油理论最大有效缝长为150~200 m，初步优化井距为300~400 m，然而由于反演过程中地震波处理方法的不足，微地震事件并不等同于实际开启的裂缝^［5，17］。现场试验显示，随着井距减小，井间压窜比例较高，100 m、200 m小井距水平井压窜比例达100%，在压裂规模不变的条件下，300~400 m井距水平井大部分未见明显井间干扰；对比单井产量显示， 200 m与400 m井距水平井初期产量差异较小，但200 m井距水平井递减较大，平均月度递减为4.5%（图5）。多方法综合分析，认为长7段页岩油合理井距为300~400 m，该井距下单井控制储量约30×10⁴ t，通过大井丛立体布井整体压裂，增强缝网复杂性、最大化动用储量，可保证单井EUR在2.7×10⁴ t，具有良好的经济效益指标。

鄂尔多斯盆地页岩油水平井改造技术先后经历了分段压裂、分段多簇压裂、细分切割体积压裂等阶段的探索和实践^［8，18］，细分切割体积压裂能够基本实现页岩油的有效动用，成为了页岩油提高单井产量的有效途径。为提升压裂改造效果，开展地质—工程一体化压裂方案设计，根据页岩油不同类型储层特征、不同井距等进行差异化压裂方案设计。首先，根据水平井钻遇特征开展水平井储层品质和工程品质的分类分级评价，优选出地质工程甜点段作为压裂射孔段，对储层物性好、含油饱和度高、脆性高的储层进行密集布缝，提高加砂、进液强度，进行完全改造。其次，根据纵向油层发育厚度、水平井井距等因素，优化砂量、液量、排量等压裂参数，保障有效支撑缝的发育长度和垂向高度，使井间储层得到充分动用。最后，应用“极限分簇射孔、动态暂堵转向”等压裂工艺方法，提高多簇裂缝的有效性，使人工裂缝展布均匀，防止形成超级缝导致井间窜通，同时达到“少段多簇”压裂目的，形成了页岩油最优规模、最经济化的压裂优化技术。

鄂尔多斯盆地长7段页岩油水平井水平段长度普遍为1 500~2 000 m，井距为300~400 m，目前主体采用可溶球座细分切割体积压裂，主体为变黏滑溜水压裂液体系，单段压裂入地液量为1 300 m³左右，单段支撑剂用量140 m³左右，排量为10~12 m³/min，单段簇数为4~6簇，簇间距由20~30 m降低为5~10 m左右，缝间产生应力干扰形成了复杂缝网（图6），可满足改造强度；根据主缝、支缝、微缝导流能力需求，不同粒径石英砂分别满足不同尺度裂缝导流能力需求，采用“小+中+大”组合粒径石英砂，保障裂缝全尺度支撑，提高了页岩油稳产能力。2018年以来，鄂尔多斯盆地页岩油应用细分切割体积压裂技术，水平井单井初期产量由9.6 t/d上升到18.6 t/d，平均12个月累计产油4 931 t，第1年递减率由前期42.5%下降至27.8%，展现出良好的增产和稳产态势。

页岩油储层原始地层压力低、物性差的特点，使得页岩油水平井不能采取常规的能量补充方式开发。鉴于此，笔者结合页岩油低压、致密特征和压裂改造的特点，提出了压闷采一体化采油技术，通过压裂存地滞留液补充近井地层能量，提高地层压力，提升了单井产能，并大幅延长了稳产时间。

通过水平井规模体积压裂入地液量，在造缝的同时，对地层进行了超前补能，有效提高了地层压力，地层压力系数由0.8上升到1.3，弥补了长7段页岩油天然能量不足的劣势（图7）。压裂后进入闷井阶段，在渗吸作用下，压裂液在基质内充分实现油水置换，压裂液进入小孔隙，原油置换到压裂缝等高渗区，压裂缝中的含水饱和度逐渐降低，使得开井后排液期缩短，初期含水降低^［19］。现场统计显示，水平井在压裂闷井60 d后投产，能获得较高的产量，并有效降低初期含水率。

“工厂化”模式是指应用系统工程的思想和方法，集中配置人力、物力、投资、组织等要素，以现代科学技术、信息技术和管理手段，用于传统石油开发施工和生产作业^［20］。自2008年美国将“井工厂”技术应用于北美页岩气开发以来，其关键技术与工艺配套获得了较大发展，已经形成了一套较为成熟的工厂化作业模式，而随着该技术的推广，美国页岩区建井周期大幅缩短，产量也急速攀高^［21］。

黄土塬地区地貌复杂，沟壑纵横，干旱缺水的特点，给地面、钻井、压裂等各个施工环节带来较大的挑战，严重影响了施工进度和投资成本。结合工厂化作业模式和地貌特点，在大井丛、立体化布井的基础上，形成以平台为施工单元的工厂化管理模式，优化布井、钻井、压裂、投产等环节，钻试投三环节同向进行，减少作业限制、避免互相干扰，大幅提高了平台整体作业效率。

庆城页岩油田位于甘肃省庆阳市华池县、合水县等境内，主要位于伊陕斜坡，构造相对平缓。2011年，借鉴国外“水平井+体积压裂”开发理念，在西233区首次开展“双水平井水力喷射分段多簇同步压裂”技术探索试验，实现了单井产量的突破。2012—2013年，在西233、庄183和宁89区扩大水平井体积压裂试验，前3个月平均单井日产油为12.7 t，坚定了页岩油勘探开发的信心。

在前期攻关研究与试验的基础上，为进一步提升页岩油开发效果，达到规模效益开发，以“长水平井、大井丛、立体式”为开发理念，在庆城油田开展了页岩油示范区建设，平均水平段长1 710 m，井距为300~400 m，单井初期日产油达18.6 t，第一年累产油4 931 t，第一年采油速度1.8%，预测单井EUR值为2.6×10⁴ t，各项技术指标不断创新高。通过前期的矿场实践，认为初期采用长水平井+体积压裂自然能量开发方式是长7页岩油有效开发方式，最终形成了以长水平井、大井丛、立体式、细分切割体积压裂为核心的体积开发关键技术。通过该技术的应用，有力助推了页岩油庆城大油田的发现，快速建成了百万吨页岩油开发示范区，实现了页岩油规模效益开发。

页岩油在中国主要油气盆地广泛分布，资源潜力大，可能将成为我国石油工业下一个突破点。鄂尔多斯盆地长7段、准噶尔盆地二叠系、四川盆地中下侏罗统、松辽盆地青山口组等均发育丰富的页岩油，勘探已获得了重要发现，具有良好的陆相页岩油开发前景。目前我国陆相页岩油开发仍处于起步阶段，仍面临诸多难题和挑战，根据页岩油开发难点，笔者提出的页岩油“体积开发理论”，已有效地指导了鄂尔多斯盆地长7页岩油规模有效开发，对国内其他盆地陆相页岩油开发具有一定指导作用。后期仍需加大陆相页岩油勘探开发理论技术体系研究，促进学科体系的进一步丰富和完善，支撑我国陆相页岩油的可持续发展。

（1）通过多年的开发理论及实践研究，提出了页岩油“体积开发”理论。以页岩油水平井多段压裂形成复杂缝网系统为基础，形成了近井主压裂缝—远井次压裂缝—基质等多重介质复合渗流，大幅度改善了储层流体渗流环境，构建了“人工油气藏”，使人工裂缝波及到的页岩油储量可以得到商业化开发。

（2）在体积开发理论的基础上，创新形成了页岩油开发关键技术系列。以“长水平井、小井距、大井丛、立体式、细分切割体积压裂”为核心的体积开发技术，实现了页岩油有效动用；平台式工厂化管理模式，实现了页岩油开发中的降本提效。

（3）通过“体积开发”理论的应用，鄂尔多斯盆地长7页岩油开发效果获得较大突破，实现了规模效益开发，对国内陆相页岩油气资源的整体动用，能够提供较好的理论依据和技术支撑，起到了引领示范作用。