頁巖油儲層改造和高效開發技術

管保山 劉玉婷 梁利 劉倩

1.中國石油勘探開發研究院；2.中國科學院大學；3.中國科學院滲流流體力學研究所

20世紀70年代，水平鉆井與水力壓裂技術的實現，使得大量頁巖油的勘探和開采成為可能。2013年，頁巖油繁榮使美國的油氣產量20年來首次超過了進口量，2015年，美國的油氣產量超過了俄羅斯和沙特阿拉伯，成為了全世界最大的油氣生產國［1-7］。2010年以來，中國在多個盆地開展了陸相頁巖油勘探開發的探索，已獲得了一些重要發現,具有形成規模儲量和有效開發的條件。我國頁巖油資源可采資源量為55×108t，是未來重要的戰略性接替資源。目前中石油頁巖油已經建產能3.8×105t，而年產量小于1×105t，說明國內頁巖油資源動用比例較低。因此，以壓裂為主要改造措施的開發技術成為頁巖油領域關注的熱點。頁巖油發展經歷了3個階段：早期的泥頁巖裂縫型油氣藏“常規石油”勘探階段，直井、水平井體積壓裂主探階段、油頁巖原位加熱轉化“人造石油”探索階段。但隨著頁巖油儲層復雜性的增加，跨領域新技術的出現，頁巖油儲層改造和開發技術遇到了新的挑戰與機遇，處于技術革新的窗口期［8-12］。

1 頁巖油開發歷程

目前國內外還沒有統一公認的頁巖油定義［8-15］。對致密儲層進行油氣勘探過程中，發現煤層和頁巖中也可賦存油氣，因此它們有了與自己賦存基質相應的名稱，如煤中的煤層氣、頁巖層系中的頁巖油氣等，而最常見的致密砂巖中的油氣卻逐漸被省去了“砂巖”二字，在生產實踐中流行稱之為致密油，這就形成了狹義的致密油氣、煤層氣、頁巖油氣的概念。因此廣義頁巖油泛指蘊藏在具有低孔隙度和滲透率的致密含油層中的石油資源，包括頁巖、砂巖和碳酸鹽巖等，其開發需要使用水力壓裂和水平井等技術；而狹義的頁巖油定義中，用油藏類型區分致密油，其中頁巖油是指來自泥頁巖層系中的石油資源［16］。本文所指的頁巖油是指廣義的頁巖油。

1.1 國外頁巖油開發歷程

1953年，美國在威利斯頓盆地發現第一個頁巖油藏，于1955年正式投產，Stano-lind公司采用直井開發技術開發巴肯組的上段，平均單井產量為27.4 t/d。1961年，殼牌公司將勘探目的層位轉向巴肯組上段，發現了埃爾克霍恩牧場油田，在之后的近30年時間里，在該目的層共發現了26個油田［17］。2000年，動用巴肯組中段發現了埃爾姆古麗油田，這一發現使巴肯組中段開始成為首要目的層，有機構評價巴肯的頁巖油產量將超過伊拉克的原油產量。自2005年以來，美國海相頁巖油和致密油勘探開發取得一系列重大突破，并改變了世界能源格局［18］。隨著美國各大石油公司將投資轉向頁巖油，有力地提升了美國頁巖油產量，2017年美國的頁巖油和致密油產量達到了2.57×108m3，占其石油總產量的47.6%［19-21］。

1.2 國內頁巖油開發歷程

中國頁巖油可采資源量達44.8×108t，居世界第3位［22］，頁巖油有望成為重要的石油勘探開發接替領域。1978年，濟陽坳陷沙河街組泥巖出油。1982年，渤海灣盆地遼河西部凹陷雷家、大民屯凹陷等沙四段發現工業性油流。2004年，準噶爾盆地腹部深層侏羅系頭屯河組(5 600 m)首次發現大型頁巖油田——永進油田，實現準噶爾盆地中二疊統蘆草溝組石灰巖及泥質云巖頁巖油首次重大突破。松遼盆地近年在南部的青山口組不斷取得勘探突破，2015年，上白堊統青山口組泥巖中多井獲工業性油流，扶余油層頁巖油地質資源量超過20×108t。2017年，河西走廊銀額盆地拐參1井在上二疊統獲頁巖油氣流，實現了河西走廊地區二疊系頁巖油氣勘探的首次重大突破［23］。目前，吉林油田實現建產30×104t，鄂爾多斯盆地長7儲層、松遼盆地的扶楊油層已實現規模開發，長慶油田已建成我國第一個億噸級頁巖油田——新安邊油田。我國油頁巖主要分布在松遼盆地、華北盆地、準噶爾盆地等47個盆地。我國幾大石油公司正在按照頁巖油的勘探開發思路，開展關鍵技術攻關，進行試驗區建設，已初見成效［24-27］。

2 頁巖油儲層改造技術進展

頁巖油由于其儲層特點，單井一般無自然產能或自然產能低于工業油流下限，開發此類非常規油氣資源需要經過壓裂改造等開發工藝才能得到工業油氣流。

2.1 頁巖儲層特點

頁巖油作為非常規油氣資源，有別于其他常規資源，儲層更致密，且烴源巖與致密儲層緊密相鄰、生儲共生，其與開發相關的特征有［28-32］：（1）頁巖油儲層包括砂巖、砂礫巖、石灰巖、白云巖、沉凝灰巖及其過渡巖類，其中廣泛發育的納米級孔喉系統，平均孔隙度一般小于10%，儲集空間孔徑一般為50～300 nm，局部發育微米級孔隙；（2）頁巖中石英、長石、方解石等脆性礦物含量高，巖石脆性強，在外力作用下易形成天然裂縫和誘導裂縫；（3）頁巖地層壓力高，壓力系數可達1.2～2.0，原油相對密度一般小于0.85，原油黏度一般小于3 mPa·s，易于流動和開采；（4）儲集層含油飽和度差別大，源內致密油含油飽和度普遍較高，例如長7段含油飽和度65%～85%，源下致密油含油飽和度普遍低于50%，生產井普遍油水同出；（5）黏土礦物的存在使其敏感性嚴重，導致儲層開采過程中易受傷害，造成流動性的損失。由于頁巖油儲層的非常規性，發展出了相應的壓裂工藝和壓裂材料技術。

2.2 壓裂技術

2.2.1 變排量壓裂技術

變排量過程主要是指排量由最高設定值快速變到最低值，之后又快速恢復至初始值。這種排量的快速變化，在高脆性的頁巖儲層中形成一種壓力脈沖，能在短時間內提高裂縫入口處能量，打開之前沒有打開的裂縫，擴展已張開的裂縫，進而擴大縫網波及體積，提高壓裂效果。變排量壓裂技術的關鍵是針對不同儲層條件分析排量的改變范圍和時機。2000年左右，變排量壓裂技術在長慶油田華池、白豹和安塞油藏應用13井次，變排量壓裂井日產油16.37 t，壓產水 4.50 m3，而常規壓裂井日產油 8.93 t，壓產水1.24 m3，可見變排量壓裂技術實現了增產，增產幅度83.31%［33-35］。

2.2.2 重復壓裂技術

頁巖油藏在開采一段時間之后，地層能量會降低，投產前形成的人工裂縫會由開啟狀態轉向為閉合狀態，重復壓裂會形成一個應力區帶，延伸原有裂縫,或者提高砂量以增加裂縫導流能力。美國的一些公司和機構自2000年開始探索重復壓裂技術在頁巖油氣生產中的應用［36-38］。重復壓裂后的初始產量平均可達到初次壓裂初始產量的90%左右，單井首年產量遞減率也有小幅度下降，從初次壓裂的64% 降至56%，EUR 可提高30%～50%［39］。郭建春等結合體積壓裂水平井特有參數，配合重復壓裂的特點評估重復壓裂潛力，采用數值模擬方法并建立產能預測模型，提出最優重復壓裂方式和時機的思路，該技術在松遼盆地白堊系青山口組應用后，日產油量由 1.3 t提高到了 11.6 t［40］。重復壓裂中主要使用封堵劑等對油層中的高滲裂縫封堵，迫使低滲裂縫開啟并提高壓裂效率。如果壓裂過程壓裂液向最小應力方向發展，并未形成裂縫網絡，那么儲層就未得到較好動用；同時封堵劑向最小應力方向增加會導致油層中含水量增加，油井的產量會隨開采遞減，因此，重復壓裂在暫堵材料和工藝及壓裂設備方面仍有難點需要突破。

2.2.3 小井距立體開發技術

小井距立體開發模式是針對我國儲層多油層疊合發育區的特點，加之常規加密井開發技術有犧牲“子井”完井效果的風險而提出的，可以最大程度地提高油氣采收率，實現經濟、高效開采油氣。通過合理劃分開發層系、采用分段多簇垂向射孔等技術在小范圍內產生垂直地層的人工裂縫，目標是縱向改造目標層，同時改造多個地層［41-42］。姬塬油田H54區塊長6 油藏已建成水平井立體開發區，實際投產產量的月遞減曲線表明水平井月遞減率明顯小于直井［43］。在永安鎮油田永3試驗區進行了小井距立體開發實踐，采收率提高9.6%［44］。

2.2.4 同步壓裂技術

同步壓裂是同時對相鄰儲層進行水力壓裂的技術，通過兩口井或多口井水力壓裂產生的應力干擾提高網狀裂縫密度和復雜程度，增加改造體積。采用同步壓裂技術，應力干擾面積和強度增大，水平主應力差減小，地應力方向均勻變化，有利于連接裂縫。同步壓裂井的受激儲層體積較大，裂縫網絡更復雜；與常規裂縫井相比，同步壓裂井破裂壓力突破更早，生產率和套管壓力更高，更穩定，其區域壓降甚至擴散到相鄰井，因此其生產率提高顯著?，F場還可采用拉鏈式壓裂、逐井連續壓裂等作業方式配合完成。2006年，同步壓裂首先在美國沃思堡盆地Barnett頁巖區的兩個近似平行的水平井中實施，壓裂后，兩口井都獲得了高產量［45］。帕克縣西南部巴內特頁巖同步壓裂試驗井單井產量比其他同類型井平均提高100%［46-49］。

2.2.5 體積改造技術

目前，水平井分段壓裂技術已經從分段壓裂、多級壓裂發展到大規模分段多簇體積壓裂，壓裂過程以“大排量、大液量、大砂量、低砂液比和小粒徑”為主要特征。體積壓裂通過加大施工規模、凍膠酸攜砂壓裂等增加裂縫延伸長度或通過轉向造新縫增大裂縫與儲層接觸面積從而達到對儲層進行全面改造的目的。體積壓裂通過提高排量等手段在主裂縫上形成多條分支裂縫，進而溝通儲層的天然裂縫，復雜裂縫系統的產生使得壓力波及范圍較大，進而讓主裂縫與多級次生裂縫交織形成裂縫網絡系統，得到立體網狀結構，提高儲層整體滲透率，進而提高增產效果［50-52］。新疆油田的J173井，巖性脆性較強，以灰質粉砂巖為主，地層水平應力小，應用體積壓裂技術后日產油12 m3；吉林油田在頁巖油水平井示范區24口井進行體積壓裂，日產油26～53 t，是直井的7倍以上，同時單井工具成本下降了60%；長慶油田在安83井區應用水平井體積壓裂技術，頁巖油開發試驗成效顯著，水平井單井平均日產量比直井提高了8倍［53］；2017年，在英西碳酸鹽巖儲層進行了4口井體積壓裂改造，直井壓后初產是2016年施工井的1.8倍，水平井壓后初產是直井的21倍［54］。

2.2.6 人工油氣藏

人工油氣藏是針對基本無滲透能力的致密油儲層，以“甜點區”為基本單元，采用驅油壓裂、氣體壓裂、原位加熱等方法，通過形成裂縫型“人造滲透率”，形成一個“人工油氣藏”，與地下基質微納米孔喉構成油氣產出系統，實現人工能量開發。通過井群開發、壓裂造縫和針對性流體介質注入等方法，在國內5大致密油氣區開展235井次先導性試驗，改變地下流體滲流環境和補充地層能量，在“甜點區”內形成“人造高滲透區”與“重構滲流場”，建立了地質、開發、生產、管理和決策綜合信息管理系統，實現低滲透、致密油氣與頁巖油氣大規模、有效益、可持續開發。開采效果比以往常規技術提高2倍［55-57］。非常規“人工油氣藏”開發的實現，需要持續攻關壓裂形成最大縫網機理、壓裂液無傷害地層機理、改變油水界面驅油機理、控壓生產地層流動機理等關鍵問題。

2.3 壓裂材料

2.3.1 壓裂液

根據致密油儲層特點需要配合使用低傷害、剝離效率高的壓裂液。加拿大GasFrac公司最先提出LPG無水壓裂理念，采用液化石油氣(LPG)作為壓裂液，其中包括具有攜砂作用的稠化劑主劑和其他添加劑，由于其用LPG代替水，因此避免了水與儲層巖心發生作用而帶來的敏感性傷害。LPG壓裂技術在北美已完成1 863井層，增產倍數提高1.5倍，100% 回收利用；國內研發LPG壓裂液體系，耐溫105 ℃，黏度50 mPa·s，性能達國際水平［58-60］。CO2干法加砂壓裂有較小的儲層滲透率傷害、較高的支撐裂縫導流能力保留系數，氣體作為攜砂液進入儲集層，有效補充地層能量，壓后返排速度較快，同時有效降低界面張力，提高原油采收率［61-63］。對于提高水敏/水鎖傷害嚴重的致密油儲層采收率具有明顯技術優勢。液態CO2壓裂技術在北美應用1 200口井，國內已開始現場試驗，研發了增稠劑及增稠助劑，耐溫90 ℃，目前最大的瓶頸是液態CO2交聯后黏度低、攜砂性能有限，長慶油田試驗1口井，吉林試驗1口井，計劃實施3口井。納米壓裂液氣體交替注入(NAC)技術使納米粒子無需借助外力可以輕易進入致密儲層，添加劑不增加注入液質量，可改變潤濕性、降低界面張力和提高采收率［64］。羅明良［65］等鑒于早期陽離子型清潔壓裂液在低滲透砂巖儲層現場應用中存在的問題，選取一種陰離子表面活性劑制備了纖維基納米復合清潔壓裂液，通過納米TiO2與黏彈性表面活性劑膠束的擬交聯作用，形成纖維網狀結構，有效地改善了F-NCF的靜態懸砂性能，且對裂縫導流能力影響較小；體系對巖心滲透率傷害小，傷害恢復率約為90%。納米壓裂液尺寸與致密油儲層尺寸配合，結合巖心表面處理技術有較好應用前景。驅油壓裂液技術是針對致密油藏特點，通過研究壓裂液與裂縫表面所發生的油水間相互作用，改變儲層潤濕性，提高采收率。該技術在新疆瑪湖、吐哈三塘湖、華北二連油田試驗6口井，取得初產比鄰井提高1.8倍以上的應用效果。

大型滑溜水壓裂技術的突破使頁巖油氣實現經濟有效開發，但從環保角度來看，大量滑溜水含有一定量化學物質，加大了地下水污染的可能性，因此環保壓裂液技術也成為頁巖油壓裂技術突破的方向，使用物理化學方法除去返排液雜質再進行回收利用，或直接使用返排液形成壓裂液是主要途徑之一［66-68］。具有可逆結構的聚合物壓裂液的溶質分子之間可通過非共價鍵相互作用形成分子聚集體，這種結構可以隨剪切擾動而變化，剪切擾動消除后，聚集體可以重新恢復。王所良［69］以部分水解聚丙烯酰胺有機金屬交聯劑為原料制得一種可由壓裂液返排液配制的可回收壓裂液體系，同條件下與清水相比壓裂液摩阻降低率大于40%，在破膠液中添加0.12% 穩定劑即可作為配液水重復利用，用破膠液配制的壓裂液各項性能與清水配制的壓裂液性能相當，可以滿足現場連續混配施工的需求。高燕等［70］將超分子化學、膠體化學與油田化學相結合，研發出一種可替代胍膠的高效驅油清潔壓裂液體系，該體系稠化劑是一種以近肽鏈結構的黏彈性表面活性劑與多組分有機溶劑復合而成的材料，是一種可實時連續混配并能重復使用的增稠劑，該壓裂液耐溫 90 ℃，抗鹽可達 100 000 mg/L，高效驅油壓裂液在長慶油田靖安區塊得以成功應用，求產后單井產量是相臨井產量的2倍?？苫厥丈锬z清潔壓裂液中微生物多糖分子中含有多個羥基，在與水混合時，羥基相互作用的同時又與游離在周圍的水分子發生締合作用，在外因給定的適當條件下，能夠與水形成良好的膠體，具有良好的耐溫、流變性能，并可反復成膠，并且該壓裂液在自然環境中可自動降解，無污染，3%質量濃度生物膠壓裂液依靠其黏彈性攜砂原理，交聯及攜砂性能良好，對壓裂返排液取樣二次交聯，再破膠三次交聯，顯示返排液交聯及破膠效果與清水相同［71］。

2.3.2 支撐劑

北美有采用小粒徑支撐劑的趨勢，小粒徑支撐劑沉降速度慢，可以傳輸更遠，且小粒徑支撐劑更容易進入裂縫寬度較窄的分支縫。Bakken盆地使用20/40目及更小尺寸的天然砂；在Midland盆地，基本上都采用40/70甚至小到100目和200目以內的就地石英砂。近些年，為了保證壓后的裂縫導流能力。高性能、多功能、小尺寸和智能化是支撐劑的發展方向［72-73］。楊哲［74］等研發的樹脂材料支撐劑在地層發生一定程度的形變，高閉合壓力下樹脂材料支撐劑導流能力更優。牟軍等［75］以鋁礬土粉為球殼包覆材料制備了空心內半徑可控的鋁礬土空心陶粒支撐劑，視密度為2.47 g/cm3。徐永馳［76］將成孔劑和樹脂粉混合，造粒添加粘結劑制作出的多孔支撐劑。高如琴［77］等制備莫來石相和石英相粉煤灰基支撐劑，該支撐劑粒徑為0.5～0.8 mm，視密度為2.559 g/cm3。王川［78］用納米陶粉與胍膠稠化劑配合使用制得了納米陶粉雜化胍膠壓裂液，研究了納米陶粉與壓裂液的協同作用增加壓裂性能，這種機制增加了45%彈性模量。

2.4 微地震裂縫測試和診斷技術

20世紀90年代后微地震監測技術逐步應用于油藏動態監測、壓裂管理和裂縫反演。微地震壓裂監測技術能夠監控壓裂過程破裂或錯斷產生的微地震，來反映壓裂過程中水壓裂縫的縫高、縫長和方位等參數，并及時調整施工參數，在壓裂后對壓裂效果進行評價，從而對壓裂進行有效的指導［79-80］。1989年美國石油工程師協會將微地震監測方法視為確定水力裂縫方向和形狀的一種重要實用方法，威德福公司2006年推出FracMap，首次將微地震壓裂檢測技術商業化地運用于油氣勘探領域，貝克休斯公司通過IntelliFrac服務實現了儲層水力壓裂實時監測。國內，東方物探的GeoEast-ESP在油氣壓裂監測中做出了積極探索，劉喜武等［81］基于復雜頁巖的巖石物理模型，用高精度曲率計算方法針對斷層和大尺度高角度裂縫建立了一種水平層理縫地震預測方法，推導得到了界面反射系數簡化公式。

3 頁巖油開發技術進展

3.1 水平井鉆井技術

水平井鉆井最早由瑞士工程師在1863年提出，主要用于生產，可以增加井筒與頁巖儲層的接觸面積，提高頁巖氣產量。20世紀80年代隨著頁巖氣、頁巖油等非常規油氣資源的大規模勘探開發，水平井鉆井數量幾乎成指數增長。在Midland盆地，2010年前采用直井分級改造技術，從2011年起鉆井開始逐漸轉向水平井，一般情況，水平井的產氣量是直井的3倍［82］。目前水平井鉆井技術正在向結合地質、地球物理、油層物理、工程技術等多種因素的集成系統發展［83-85］。Midland盆地鉆井過程中采用旋轉導向系統、短脈沖MWD、PeriScope地層邊界繪圖系統確保鉆井的有效性和地層評價，保證儲層鉆遇率。Star steer是一款地質導向軟件，綜合運用地質、地震、測井等資料進行地質建模與實時導向跟蹤，以大港油田官1608井區官1701H井為例，該技術提高了儲層鉆遇率［86］。Litho Scanner高清晰度光譜工具提供伽馬射線光譜，用于描述復雜油藏的細節；微成像(MSI)系統能夠在導電鉆井液環境中為鉆井提供高分辨率的側向測井視電阻率和全井徑圖像［87］。近年來，隨著水平井技術的不斷發展，特別是水平井軌跡設計技術、隨鉆測量(MWD )、隨鉆測井(LWD)、旋轉導向鉆井系統(SRD)、鉆井液等技術的發展，催生了多種水平井新技術出現，并逐步成為非常規油氣資源勘探開發的重要技術手段。以長水平段快速鉆井技術為例，其加大表層套管下深、三開變兩開，縮短了鉆進時間，該技術使得 Eagle Ford 埋深 2 000 m 左右的水平井水平段由平均 800 m 增至 1 500 m，鉆井周期反而由60 d降至20 d。通過增設沖擊器，運用活塞運動對地層進行撞擊作業的旋沖鉆井技術提高了惡劣鉆沖作業的效率，減少了人力和物力損耗，在短時間內破壞巖石的結構，促使巖性發生碎裂變化，提高鉆頭的使用壽命［88］。

3.2 “工廠化”作業

“工廠化”作業占地面積相對少，可實現批量鉆井、壓裂，因此提高了生產效率，減少了設備動遷成本。此外，“工廠化”作業由于大批量井距離較近，有利于鉆井液及壓裂液的回收利用。目前主要采用叢式水平井組的方式進行“工廠化”施工作業，一般每個平臺鉆6～10口叢式水平井。未來發展的趨勢是“多平臺式工廠化”生產模式，“多平臺式”則是通過增加平臺井數實現單個平臺有效動用儲量最大化［89-91］?！肮S化”是采用標準化、模塊化裝備，流水線化作業進行數口井的鉆井、完井、返排、生產同步作業。在北美該技術已應用成熟，采用鉆叢式水平井，每個井場一般鉆16～20口井，水平段長一般超過1 500 m，每口井壓裂20級以上。北美霍恩井場設計鉆28口水平井，每口井壓裂20段以上。北科達州亞特蘭平臺14口井，最深井井深可達 9 754 m［92-94］。新疆油田瑪湖凹陷主力層位三疊系百口泉組為典型的頁巖油儲層，在瑪131井區2口2 000 m長水平段水平井壓裂中，采取前置酸預處理、滑溜水多段塞打磨、低傷害凍膠加砂及利用應力干擾形成復雜縫網等一套適合瑪湖砂礫巖儲層工廠化體積壓裂的技術方法，分別成功實施了26段和22段壓裂，用液分別達20 162 m3和23 765 m3，加入支撐劑達到 1 803 m3和 1 702 m3，均取得壓后穩定產量超過30 t/d的效果［95］。

3.3 地質工程一體化技術

結合頁巖油開采特點，運用層次分析法(AHP)與灰色關聯分析法(GRA)復合建模，形成了一套地質工程一體化框架下的復合數學建模辦法［96-98］。一方面，具有數學模型的嚴謹性，另一方面結合頁巖油地質開發相關研究成果，用于指導頁巖油藏低成本開發，具有前瞻性和經濟性。許建國［99］等圍繞工程技術需求對儲層資料再認識，優化施工參數，建立“轉向壓裂、蓄能壓裂、調堵壓裂、干擾壓裂”為主的壓裂技術，創新一系列配套技術，降低一次性投資，降低運行成本，形成了地質工程一體化的新內涵技術模式，該技術在吉林油田Ⅲ區塊3號平臺為代表的新區產建和Ⅵ區塊中部為代表老區挖潛領域應用并獲得顯著效果。杜洪凌［100］等通過建立精細地質和巖石力學模型、優化鉆井工具、調節鉆井液體系等一系列舉措，將區塊地質認識和工程實踐緊密結合，實現了致密油藏效益開發的初步突破，瑪湖地區百口泉組致密砂巖致密油產量明顯提升，區塊已于近期啟動了大規模開發建產工作。

4 結束語

由于地質條件對現有水平井分段壓裂技術的限制，我國水平井長度、壓裂段數、材料耗費等與美國巴肯、鷹灘、巴奈特地區存在較大差距，中國頁巖油儲層改造存在以下難點：(1)受陸相湖盆地沉積特征影響，分布面積小，但多期沉積，即是說縱向層系多，如何結合分段壓裂技術同時動用縱向層系有待研究；深部頁巖儲層具有高溫、高應力和高塑性等特點，在水平井鉆完井和體積改造等方面存在較大難度；天然裂縫位置、發育程度難以確定，因此壓裂改造難度大；在壓裂設計中分析人工裂縫起裂、判斷延伸方向困難；由于儲層裂縫形態復雜，如何降低加砂難度、施工風險，提高人工裂縫導流能力；大排量、大液量施工對壓裂設備、支撐劑以及壓裂液的各項性能要求極高。(2)儲集層發育微—納米級孔喉，常規壓裂難以達到開發效果，新型壓裂手段的使用刻不容緩。(3)開發成本高，我國的水平井單井的鉆探成本已經降至 4 000～7 000 萬元，美國單井成本2 000萬元左右。因此，開發成本仍是制約我國頁巖氣開發的瓶頸。

基于上述難點，在提高我國頁巖油儲層開發技術水平和開發效率方面提出以下建議：(1)深化儲層認識，加強優質烴源巖段、儲層集中段、源儲配置、成藏機理等方面的研究，做好“甜點區”儲集層結構有效表征和脆性礦物評價工作，對主控因素、富集高產規律、形成條件進行研究，選好高收益區。(2)形成地質工程一體化優化設計方法：集成地質建模、地質力學建模、巖石破裂機理、裂縫相交作用準則、網絡裂縫流動模型及水力裂縫診斷方法，形成地質工程一體化的設計理念。(3)集合國內外體積改造、水平井施工和工廠化作業技術，配合施工井具體特點進行現場攻關試驗，創建適合中國頁巖油儲層改造和開發的系列技術。(4)對網絡裂縫形態、網絡裂縫規模及網絡裂縫擴展延伸規律進行監控、優化和分析，形成系列化、標準化流程，大幅度提高壓裂改造效果。(5)制訂經濟扶持政策，推廣成功的頁巖油勘探開發與管理經驗，解決關鍵技術難題，以增強非常規油氣市場競爭能力。