研究提出了陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术，包括陆相页岩油气储层可压性评价、以EUR为目标的裂缝参数优化、以单簇裂缝模拟为基础的压裂施工参数优化、以提高远井缝高为基础的全程穿层压裂工艺优化、渗吸驱油一体化压裂液体系及性能评价和以渗吸机理为基础的压后闷井制度优化方法，以期提高陆相页岩油气的压裂水平及勘探开发效益。

1. 陆相页岩油气储层可压性评价

陆相湖盆离物源较近且受构造、气候等因素影响显著，陆相细粒沉积岩的成因机制不只是单一的“安静水体环境中缓慢悬浮沉积”，也可以是浊流、异重流、流体化沉积物流、风暴作用等搬运成因。以四川盆地元坝地区、复兴地区的陆相页岩和涪陵海相页岩为例，对比了陆相沉积页岩与海相页岩的可压性参数，结果发现，与海相页岩相比，陆相页岩的总有机碳含量、含气量、脆性矿物含量、弹性模量及天然裂缝发育程度等相对较低，黏土含量、泊松比、水平应力差等相对较高。总体而言，陆相页岩的可压性相对较低。

2. 穿层压裂参数和工艺优化

EUR为目标的穿层压裂裂缝参数优化。页岩油储层纵向非均质较强，存在薄互层或夹层，有较大应力遮挡，并且纹层较为发育，导致缝高扩展非常困难，极大地影响压裂改造体积。因此，要想取得较好的压裂效果，一般需要采用穿层压裂的工艺模式。由于EUR不易获得，以生产10年的累计产油量替代EUR进行分析。在以EUR为目标优化穿层压裂裂缝参数后，需以此优化的裂缝参数组合为目标，优化压裂工艺参数。

以单簇裂缝模拟为基础的穿层压裂工艺参数优化。由于陆相页岩油开采的复杂性，为了提高开采效益，通常采用少段多簇的压裂模式。如何进行投球前的分级裂缝起裂延伸，防止投球前所有簇不同程度开启，是提高暂堵球压裂效果的重要前提。基于物理模拟与数值模拟研究，提出低排量较长时间注入、优化射孔方式、非均匀布酸等几种工艺方式来实现分级起裂。

以提高远井缝高为基础的全程穿层压裂工艺优化。目前主要采用基于高黏度胶液前置的逆压裂模式结合快速提高排量的策略，以快速在井筒内积聚起足够高的压力，也提出过多级暂堵模式，但基本上只能实现一次缝内暂堵。因此，提出一次或二次缝内暂堵的策略。实施二次暂堵后，由于暂堵剂的集聚效应，会在缝长方向一定位置处憋压，使缝内净压力升高，造成暂堵处的缝高进一步扩展。

3. 渗吸驱油一体化压裂液及性能评价

压裂液具有渗吸–驱油一体化功能是必然的选择。通过在压裂液中加入渗吸剂，进一步促进水化渗吸效果。同时，在压裂液中加入驱油剂，可在压后生产过程中进一步降低油气流动阻力。通过优选具有特殊结构的阴离子表面活性剂，实现表面活性剂分子在溶液表面的紧密排布，降低表面张力。加入一定量的阳离子表面活性剂，增加表面分子吸附膜的紧密度，进一步协同降低表面张力。配方中加入两性表面活性剂，强化低界面张力和对油藏中重质成分的剥离性能。引入非离子表面活性剂，利用其良好的渗透性，进一步强化界面油剥离。

4. 以渗吸为基础的压后闷井制度优化

理论上，以连续3d的井口压力下降速度趋于0为标准确定最佳闷井时间，但这可能需要很长的时间，现场条件也不允许，因此需要一个相对折中的方案。因为刚开始闷井时，每天的压力下降速度相对较大，如大于2 MPa/d。但随着闷井时间延长，井口压力的下降速度也逐渐减缓，有时甚至低于0.1 MPa/d。特别是，当压力下降速度低于某个临界值后，压力的下降速度也大幅度下降，有时压力下降0.1 MPa，可能需要10多天甚至一个月以上的时间。因此，可折中取0.1 MPa/d作为闷井时间的优化依据。

5. 现场试验   

陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术在页岩油气水平井A井和B井进行了现场先导试验。其中，A井以EUR=3万方为目标开展压裂参数优化，采用了“密切割段簇划分+复杂缝造缝+渗吸提产”的主体思路，共泵注压裂液88000 方，支撑剂8600方，暂堵剂7.5 t，采用了渗吸驱油一体化压裂液体系，压后根据压力变化情况闷井15 d，压后反演裂缝缝高22～26m，全部覆盖了产层（16～23m），实现了穿层压裂。B井以EUR为目标开展压裂参数优化，共实施23段压裂施工，泵注压裂液51900方，支撑剂3250 方，暂堵剂2.4 t，压后根据压力变化情况闷井20d，压后反演裂缝缝高17～20m，全部覆盖主力产层（15～19m），取得了较好的改造效果。

6. 结论与建议

1）研究提出了陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术，主要包括储层可压性评价、穿层裂缝参数优化、穿层压裂工艺参数优化、渗吸–驱油一体化压裂液及闷井时间优化等。

2）现场试验结果表明，陆相页岩油气水平井穿层体积压裂技术适应性好，针对性和可操作性也相对较好，可实现多纹层陆相页岩油气储层缝高的有效覆盖。

3）要实现真正的穿层体积压裂，必须强化地质–工程一体化及钻井与压裂一体化。