楊 勇

（中國石化勝利油田分公司，山東東營 257001）

北美頁巖油突破帶來的頁巖油氣革命，改變了世界能源的格局，對全球能源產(chǎn)業(yè)產(chǎn)生了重大的影響。頁巖油作為重要的資源接替陣地和國家能源安全的重要保障，中國各大油公司加大了頁巖油的攻關(guān)，松遼盆地大慶油田古龍、渤海灣盆地大港油田滄東和勝利油田濟(jì)陽、鄂爾多斯盆地長慶、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾、北部灣盆地潿頁-1 等多個(gè)區(qū)塊實(shí)現(xiàn)了勘探開發(fā)的重大突破，展現(xiàn)了陸相頁巖油廣闊的發(fā)展前景。濟(jì)陽坳陷為典型的陸相斷陷盆地，頁巖油總資源量超過41×108t，分布在11 個(gè)獨(dú)立的小洼陷中，具有洼陷分隔明顯、巖相類型多樣、斷裂系統(tǒng)復(fù)雜、地應(yīng)力復(fù)雜等鮮明的陸相斷陷盆地特色。

濟(jì)陽頁巖油的勘探開發(fā)經(jīng)歷了從偶遇裂縫型頁巖油—專探夾層型頁巖油—基質(zhì)型頁巖油突破等3 個(gè)不同階段的探索［1］。1972 年渤南洼陷義18、義21等井偶遇頁巖油并獲得了工業(yè)油流，由于可遇不可求而沒有開展針對性的研究。2008 年，勝利油田開展了針對頁巖油的專項(xiàng)探索，先后在4 個(gè)洼陷完鉆4 口系統(tǒng)取心井并開展攻關(guān)研究，部署4 口專探井但是效果不理想。國外研究人員認(rèn)為，濟(jì)陽坳陷陸相頁巖油由于成熟度低、原油黏度高，不具備工業(yè)化開發(fā)的價(jià)值。面對濟(jì)陽頁巖油存在的諸多難題，勝利油田持續(xù)加大基礎(chǔ)理論攻關(guān)，不斷深化對斷陷盆地頁巖油的認(rèn)識，2019 年陸續(xù)有YYP1，F(xiàn)YP1，BYP5 等多口井獲得峰值日產(chǎn)油量超100 t/d的高產(chǎn)工業(yè)油流。濟(jì)陽頁巖油的突破，打破了頁巖油勘探成熟度（Ro）不能低于0.9%的固有認(rèn)識，證實(shí)了Ro值為0.7%以上可以獲得商業(yè)開發(fā)，Ro值為0.6%同樣具有進(jìn)一步評價(jià)的價(jià)值，極大地拓寬了頁巖油的勘探開發(fā)空間。對濟(jì)陽頁巖油特征進(jìn)行系統(tǒng)的總結(jié)，明確頁巖油富集高產(chǎn)的主控因素，對于深化陸相斷陷盆地頁巖油認(rèn)識，實(shí)現(xiàn)頁巖油規(guī)?；?、商業(yè)化開發(fā)具有重要的指導(dǎo)意義，對于中國陸相斷陷盆地頁巖油的勘探開發(fā)同樣具有重要的啟示意義。

1 勘探開發(fā)歷程與突破

濟(jì)陽頁巖油主要層系為古近系始新統(tǒng)沙四段上亞段、沙三段下亞段，由于地質(zhì)年代新、演化程度低、原油黏度高，早期的攻關(guān)未獲得突破。濟(jì)陽頁巖油是否具備開發(fā)價(jià)值，哪種類型頁巖油可以有效開發(fā)，成為認(rèn)識與評價(jià)的關(guān)鍵。

1.1 濟(jì)陽頁巖油勘探歷程

濟(jì)陽頁巖油先后經(jīng)歷了勘探偶遇、主動探索、創(chuàng)新突破等3個(gè)階段。1972—2007年為勘探偶遇階段，在鉆探常規(guī)油氣藏過程中過路泥頁巖層發(fā)生井涌，正常測試獲工業(yè)油流，羅42 等6 口探井累積產(chǎn)油量過萬噸，羅42井沙三段下亞段初期日產(chǎn)油量達(dá)到117 t/d。由于這個(gè)階段突破井以泥頁巖裂縫油藏為主，雖然部分井產(chǎn)量較高，但是裂縫預(yù)測難度大，沒有形成系統(tǒng)的認(rèn)識。

2008—2013 年為主動探索階段，北美海相頁巖商業(yè)化開發(fā)帶來的頁巖油革命，為國內(nèi)頁巖油勘探帶來了曙光。勝利油田在牛莊、博興、利津、渤南4個(gè)洼陷部署牛頁1井、羅69井等系統(tǒng)取心井4口，取心總長度為1 010 m。在對巖心進(jìn)行系統(tǒng)研究的基礎(chǔ)上，在渤南洼陷部署B(yǎng)YP1，BYP2，BYP1-2等水平井并采用縫網(wǎng)壓裂技術(shù)開展專探井評價(jià)，投產(chǎn)整體效果均不理想，主動探索均未成功。分析不成功的主要原因是對于頁巖油富集規(guī)律認(rèn)識不清，壓裂工藝不適應(yīng)。美國HESS 公司通過研究評價(jià)，認(rèn)為濟(jì)陽頁巖油商業(yè)價(jià)值低，退出了與勝利油田的頁巖油合作。

從2014年至今為創(chuàng)新突破階段，勝利油田改變頁巖油評價(jià)思路，首先對頁巖油200 余口老井進(jìn)行了復(fù)查，篩選有潛力的老井重新測試，試驗(yàn)壓裂新工藝。2019 年樊159 井試油率先獲得突破，峰值日產(chǎn)油量為44 t/d。隨后在牛莊洼陷部署實(shí)施了牛斜55和NY1-1HF井，在渤南洼陷部署了YYP1，F(xiàn)YP1，BYP5 等一批頁巖油井，試油均獲得了成功，不斷突破產(chǎn)量下限和成熟度下限，濟(jì)陽頁巖油邁入了整體評價(jià)、規(guī)?；óa(chǎn)的快車道。

1.2 濟(jì)陽頁巖油突破井

濟(jì)陽坳陷頁巖油在認(rèn)識上經(jīng)歷了由裂縫型向基質(zhì)型、由含灰向富灰、由高演化向中低演化的3個(gè)重大轉(zhuǎn)變，同時(shí)積極探索陡坡帶長英質(zhì)頁巖油、更低演化程度頁巖油開發(fā)可行性，取得了不同洼陷、不同巖相類型、不同演化程度頁巖油的突破。

由裂縫型向基質(zhì)型的轉(zhuǎn)變——YYP1 井 濟(jì)陽坳陷早期以鉆探裂縫型頁巖油為主，存在裂縫預(yù)測難、可遇不可求的問題，為此轉(zhuǎn)變勘探思路，在渤南洼陷部署基質(zhì)型頁巖油評價(jià)井——YYP1 井。該井Ro值為0.74%，總有機(jī)碳含量（TOC）為1%～3%，水平井段長度為942 m，配套組合縫網(wǎng)體積壓裂工藝技術(shù)壓裂21 段57 簇，加液量為43 545 m3，加砂量為2 836.8 m3，加CO2量為3 270 t（表1），峰值油氣當(dāng)量為103 t/d。該井的突破證實(shí)Ro值小于0.9%同樣可以取得高產(chǎn)，極大地拓寬了濟(jì)陽頁巖油的勘探領(lǐng)域。

由含灰向富灰的轉(zhuǎn)變——FYP1井 YYP1井在壓裂中表現(xiàn)出上部碳酸鹽含量為60%～70%的泥質(zhì)灰頁巖段復(fù)雜裂縫改造程度高、裂縫較飽滿，而下部碳酸鹽含量小于50%的灰質(zhì)泥頁巖段壓裂施工困難、裂縫改造程度有限的問題。為此聚焦地質(zhì)工程雙甜點(diǎn)，探索碳酸鹽含量更高（80%）、可壓性更好（脆性指數(shù)為0.5）的紋層狀頁巖，在博興洼陷部署FYP1 井。該井Ro值為0.75%，碳酸鹽含量為80%，總有機(jī)碳含量為2%～3.5%，可溶烴含量（S1）為2～4 mg/g，水平井段長度為1 716 m，壓裂30段104簇，加液量為80 253 m3，加砂 量為3 762 m3，加CO2量為5 708 t（表1），投產(chǎn)后峰值日產(chǎn)油量為171 t/d，8 個(gè)月累積產(chǎn)油量過萬噸（圖1），證實(shí)了中演化程度紋層狀泥質(zhì)灰頁巖是最有利的巖相，具備全面開展勘探開發(fā)的條件。

圖1 FYP1井生產(chǎn)曲線Fig.1 Production curve of Well FYP1

表1 濟(jì)陽坳陷頁巖油評價(jià)井施工中加砂量、加液量、加CO2量和前置酸量統(tǒng)計(jì)Table1 Statistics of sand，fluid，CO2，and prepad acid during operation in evaluation wells of shale oil reservoirs in Jiyang Depression

由低演化向高演化的拓寬——BYP5 井 濟(jì)陽坳陷除了紋層狀泥質(zhì)灰頁巖外，層狀泥質(zhì)灰頁巖、塊狀泥質(zhì)灰頁巖仍有較大的資源量，該類頁巖能否取得突破成為下一步評價(jià)重點(diǎn)，為此在渤南洼陷部署B(yǎng)YP5 井，探索巖相相對差但是埋藏深度大、演化程度更高的層狀泥質(zhì)灰頁巖的潛力。該井Ro值為1.1%，屬于高演化程度，總有機(jī)碳含量為4.0%，S1值為2.5 mg/g，壓力系數(shù)為1.7，水平井段長度為1 059 m，壓裂21 段65 簇，加液量為48 617 m3，加砂量為2 789 m3，加CO2量為2 342 t，投產(chǎn)峰值日產(chǎn)油量為160 t/d，日產(chǎn)氣量為7.49×104m3/d，4 個(gè)月油氣當(dāng)量過萬噸（圖2），證實(shí)高演化程度紋層狀-層狀泥質(zhì)灰頁巖同樣可以獲得高產(chǎn)。

圖2 BYP5井生產(chǎn)曲線Fig.2 Production curve of Well BYP5

由中演化向低演化的轉(zhuǎn)變——牛斜124 井 幾口重點(diǎn)評價(jià)井的突破，證實(shí)Ro值為0.7%以上具備了工業(yè)化開發(fā)的條件，Ro值為0.5%～0.6%的頁巖油是否具備開發(fā)價(jià)值需要開展探索評價(jià)。為此選擇牛莊洼陷牛斜124 井進(jìn)行了壓裂試油。該井Ro值為0.6%，總有機(jī)碳含量為3%～3.5%，S1值為2～4 mg/g，壓力系數(shù)為1.5，壓裂后峰值日產(chǎn)油量達(dá)到了61 t/d，證實(shí)了低演化程度、紋層狀泥質(zhì)灰頁巖同樣具備較大的勘探開發(fā)潛力，將濟(jì)陽頁巖油評價(jià)的Ro值下限拓寬到0.6%。

中低演化程度、長英質(zhì)頁巖油井——FY1-1HF井 東營凹陷為北陡南緩、北斷南超的不對稱箕狀斷陷盆地，陡坡帶沙四段發(fā)育多套近源的砂礫巖扇體，為湖盆沉積提供了豐富的碎屑物質(zhì)，因此在湖盆北部普遍發(fā)育一套長英質(zhì)頁巖，長英質(zhì)和黏土礦物含量之和大于50%，灰質(zhì)含量為30%～50%，總有機(jī)碳含量為1.0%～4.0%，Ro值為0.5%～0.8%；向湖盆中心方向物源影響逐漸減弱，巖相逐漸過渡為紋層狀富灰頁巖沉積。為探索中低演化程度、長英質(zhì)頁

巖油的開發(fā)潛力，在民豐洼陷部署FY1-1HF井。該井埋深為3 494～3 553.9 m，水平井段長度為2 042 m，富有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)灰頁巖有利巖相段長度為1 902 m，水平段有利巖相占比為93.1%。壓裂33 段，投產(chǎn)后6 mm 油嘴峰值日產(chǎn)油量為262.8 t/d，生產(chǎn)97 d 累積產(chǎn)油量過萬噸，成為國內(nèi)峰值產(chǎn)量最高的頁巖油評價(jià)井。

2 濟(jì)陽頁巖油類型及特點(diǎn)

中國頁巖油以陸相沉積為主，按照儲集特征劃分為夾層型、混積型和基質(zhì)型等3種類型，其中大慶古龍、大港滄東主要為基質(zhì)型頁巖油，鄂爾多斯盆地長7 段為夾層型頁巖油，準(zhǔn)噶爾盆地蘆草溝組為混積型頁巖油。濟(jì)陽坳陷除了上述3種類型頁巖油外，尚發(fā)育陸相斷陷盆地特有的裂縫型頁巖油（圖3），不同類型頁巖油具有不同的沉積特點(diǎn)。

2.1 濟(jì)陽頁巖油類型

基質(zhì)型 基質(zhì)型頁巖油為生油窗內(nèi)以自生自儲為主的富有機(jī)質(zhì)頁巖油，頁巖油主要賦存于有機(jī)質(zhì)和黏土礦物的粒間孔、粒內(nèi)孔、溶蝕孔及各種微裂縫中，部分吸附在有機(jī)質(zhì)、巖石顆粒表面，原油富集程度與有機(jī)質(zhì)豐度、類型、成熟度等因素密切相關(guān)［2-5］，分布相對穩(wěn)定。美國福特沃斯盆地Barnett頁巖、大慶古龍以該類頁巖油為主［6-7］。渤南洼陷沙三段下亞段12 下和13 上砂組廣泛發(fā)育基質(zhì)型頁巖油，頁理、紋層極發(fā)育，有機(jī)質(zhì)豐度高，以基質(zhì)孔隙為主。牛莊、博興、利津等洼陷深洼區(qū)主要發(fā)育深色富有機(jī)質(zhì)頁巖，碳酸鹽紋層發(fā)育?；|(zhì)型頁巖油為濟(jì)陽頁巖油的主要類型，儲量占比達(dá)到總資源量的70%以上。

夾層型 夾層型頁巖油指的是在泥頁巖層段中夾有不同厚度的粉砂巖、細(xì)砂巖、碳酸鹽巖及火山巖等夾層，生油窗內(nèi)泥頁巖有機(jī)質(zhì)含量高、生油能力強(qiáng)，生成的原油經(jīng)過極短距離的運(yùn)移進(jìn)入夾層內(nèi)聚集成藏，夾層是原油賦存富集的有利場所，孔隙度和滲透率等物性條件相對較好，且夾層巖性較脆易于儲層改造，是頁巖油勘探開發(fā)的有利目標(biāo)［2］。依據(jù)GB/T 38718—2020，將烴源巖內(nèi)粉砂巖、細(xì)砂巖、碳酸鹽巖單層厚度不大于5 m，累積厚度占頁巖層系總厚度比例小于30%的夾層劃分為頁巖油的范疇［8］。吉木薩爾凹陷蘆草溝組整體為咸化的湖相沉積，縱向上以暗色烴源巖與云質(zhì)巖的互層分布為主，單層平均厚度為0.25 m，多數(shù)小于1 m，源儲界限不清，多數(shù)學(xué)者將其劃分為混積型頁巖油，高陽等將其歸為致密油范疇［9］。鄂爾多斯盆地長7 段規(guī)模開發(fā)的Ⅰ類頁巖油，砂地比達(dá)到了15%～30%，單砂體厚度為3～5 m，屬于廣義的夾層型頁巖油。夾層型頁巖油與致密油的區(qū)別在于原油是否發(fā)生了明顯的二次運(yùn)移。該類頁巖油夾層為有利的甜點(diǎn)段，但是夾層厚度較薄，地震儲層預(yù)測難度大。

渤南洼陷濟(jì)頁參1井優(yōu)質(zhì)頁巖中砂巖條帶與泥頁巖頻繁互層，高頻夾層段砂地比可以達(dá)到30%以上，單層砂巖條帶厚度多為1～100 cm，多為測井、錄井無法識別的薄層砂巖。地層條件下，夾層與泥頁巖基質(zhì)滲透率相差幾十倍，是主要產(chǎn)出通道。YYP1 井水平段長度為942 m，其中夾層發(fā)育水平段長度為376 m，主要為碳酸鹽巖夾層，含泥質(zhì)粉砂巖夾層，灰質(zhì)泥巖水平段長度為566 m。從水平段投產(chǎn)效果看，夾層貢獻(xiàn)率達(dá)到了48.6%。東營凹陷北部陡坡帶民豐洼陷、利津洼陷多口井鉆遇夾層型頁巖油，坨深斜14 井試油取得了較好的效果，展現(xiàn)了夾層型頁巖油良好的勘探開發(fā)前景。

裂縫型 裂縫型頁巖油分為2 種：一種為傳統(tǒng)的泥頁巖裂縫型頁巖油，頁巖油來源于富有機(jī)質(zhì)泥頁巖本身，沒有經(jīng)過二次運(yùn)移。濟(jì)陽坳陷早期偶遇階段發(fā)現(xiàn)的頁巖油主要為該類油氣藏，數(shù)十口井獲工業(yè)油流，沾化凹陷的羅42井在沙三段灰褐色油頁巖中獲得峰值日產(chǎn)油量為117 t/d 的高產(chǎn)工業(yè)油流，自噴期累積產(chǎn)油量達(dá)到10 322 t。另一種為斷裂系統(tǒng)發(fā)育的構(gòu)造裂縫型頁巖油，該類頁巖油一般發(fā)育在斷層附近，構(gòu)造裂縫發(fā)育，含油飽和度高，具有富集和采出條件好、可開采程度高的特點(diǎn)。由于斷裂帶的發(fā)育范圍通常有限，多期的構(gòu)造運(yùn)動影響了頁巖油的保存，高產(chǎn)區(qū)分布相對有限，導(dǎo)致甜點(diǎn)預(yù)測難度大，通常屬于可遇不可求的頁巖油類型。東營凹陷南坡永54 井沙四段上亞段3 砂組Ro值僅為0.54%，暢噴日產(chǎn)油量為46.5 t/d，生產(chǎn)668 d 累積產(chǎn)油量為14 594 t，累積產(chǎn)氣量為42.27×104m3。牛莊洼陷南部構(gòu)造斷裂帶NY1-1HF 井鉆井過程中鉆遇天然裂縫，發(fā)生了多次井涌井漏，水平井段長度僅為158 m，自然投產(chǎn)放噴3 mm 油嘴峰值日產(chǎn)油量為108.4 t/d，生產(chǎn)過程中基本不含水，1.5 mm 小油嘴控壓生產(chǎn)，產(chǎn)量遞減慢，年遞減率為9.6%，按彈性產(chǎn)率預(yù)測自噴期單井產(chǎn)能為1.5×104t。該類型頁巖油通常具有較高的初產(chǎn)，但是甜點(diǎn)預(yù)測難度大，鉆井施工困難，產(chǎn)量規(guī)律認(rèn)識不清，需要進(jìn)一步開展技術(shù)攻關(guān)，是陸相斷陷盆地特有的頁巖油類型之一。

2.2 濟(jì)陽頁巖油特點(diǎn)

濟(jì)陽坳陷屬于典型的陸相斷陷盆地，既有“深、厚、高、多”等有利于頁巖油發(fā)育的特點(diǎn)，又具有構(gòu)造、巖相、地應(yīng)力、流體“四復(fù)雜”的特點(diǎn)。

油藏埋藏深 濟(jì)陽坳陷在11 個(gè)洼陷中均發(fā)現(xiàn)頁巖油，牛莊、博興、民豐、利津、渤南等5 個(gè)洼陷頁巖油已獲得突破。從油藏埋深看，牛莊洼陷、博興洼陷埋深為3 100～4 000 m，地層相對平緩；渤南洼陷埋深為3 000～5 300 m，構(gòu)造差異大，地層傾角變化快，給鉆井軌跡控制帶來一定的影響。

烴源巖厚度差異大 濟(jì)陽坳陷縱向發(fā)育古近系孔店組、沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段、沙一段等4套烴源巖。牛莊洼陷、博興洼陷以沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段2 套烴源巖為主，烴源巖厚度為300～500 m。渤南洼陷以沙三段下亞段烴源巖為主，烴源巖厚度為400～1 250 m，厚度變化快，給水平井部署帶來一定的影響。

地層溫度及壓力系數(shù)高 濟(jì)陽坳陷地層溫度普遍為130～200 ℃，地層溫度高給旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向儀器使用帶來了挑戰(zhàn)，部分埋藏深的頁巖油只能靠常規(guī)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向控制軌跡。牛莊洼陷壓力系數(shù)為1.2～2.0，博興洼陷為1.2～1.5，渤南洼陷為1.2～1.8，目前產(chǎn)量突破井的壓力系數(shù)普遍在1.5 以上，地層能量相對充足，有利于頁巖油的開發(fā)。

巖相類型復(fù)雜多樣 濟(jì)陽坳陷為斷陷湖盆沉積，沙四段上亞段純上次亞段—沙三段下亞段沉積時(shí)期沉積環(huán)境為半深湖—深湖亞相，氣候由干旱向潮濕轉(zhuǎn)化，水體鹽度不斷減小，導(dǎo)致沙四段上亞段純上次亞段和沙三段下亞段的巖相類型有所差異。構(gòu)造背景上東營凹陷和沾化凹陷均北部發(fā)育陡坡帶，南部發(fā)育緩坡帶，凹陷中部發(fā)育不同規(guī)模的洼陷帶（圖4）。這種古沉積背景的差異，導(dǎo)致陡坡帶、洼陷帶、緩坡帶巖相不同。陡坡帶以長英質(zhì)頁巖為主，緩坡帶則以富碳酸鹽的泥質(zhì)灰頁巖為主，洼陷帶以富黏土的灰質(zhì)泥頁巖為主。

圖4 濟(jì)陽頁巖油構(gòu)造區(qū)帶劃分（據(jù)文獻(xiàn)［10］修改）Fig.4 Division of tectonic zones of shale oil reservoirs in Jiyang Depression（Modified according to Reference［10］）

構(gòu)造復(fù)雜 古近系沙四段、沙三段下亞段沉積時(shí)期，濟(jì)陽坳陷處于斷陷階段，強(qiáng)烈的構(gòu)造運(yùn)動導(dǎo)致斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，不同級次裂縫發(fā)育。從斷裂系統(tǒng)看，洼陷內(nèi)普遍發(fā)育三—五級斷層，斷層密度大、斷層發(fā)育區(qū)面積占比大。牛莊洼陷沙四段上亞段純上次亞段解釋斷層21 條，其中斷距小于20 m 的斷層13 條，占斷層數(shù)的62%；斷距大于50 m 的斷層2條，占斷層數(shù)的10%；斷層發(fā)育區(qū)占整個(gè)洼陷的1/2。博興洼陷沙四段上亞段純上次亞段解釋斷層70條，其中斷距小于20 m 的斷層45 條，占斷層總數(shù)的64%；斷距大于50 m 的斷層10 條，占斷層總數(shù)的14%；斷層發(fā)育區(qū)占到了整個(gè)洼陷的3/4。渤南洼陷沙三段下亞段斷層發(fā)育區(qū)占整個(gè)洼陷的3/5。斷裂系統(tǒng)發(fā)育導(dǎo)致地層傾角變化大，不同洼陷地層傾角以4°～10°為主，博興洼陷最大為34°，渤南洼陷最大為20°，地層傾角變化給井位部署及鉆井軌跡控制均帶來了極大的挑戰(zhàn)。

地應(yīng)力復(fù)雜 濟(jì)陽坳陷是中、新生代逐漸發(fā)育而成的斷陷—坳陷疊合型盆地，受郯廬斷裂帶及太平洋板塊運(yùn)動伸展—走滑的雙重作用，沙四段、沙三段以郯廬斷裂右旋平移作用為主，形成一系列北東走向的湖盆和斷裂體系，地應(yīng)力總體以東西向?yàn)橹鳎瑪鄩K復(fù)雜區(qū)地應(yīng)力方向局部發(fā)生偏轉(zhuǎn)，造成地應(yīng)力復(fù)雜，影響水平井部署方向。

流體性質(zhì)復(fù)雜 受頁巖油埋藏深度以及地層溫度影響，不同洼陷有機(jī)質(zhì)成熟度從0.5%～1.2%均有分布，有機(jī)質(zhì)演化程度差異導(dǎo)致流體性質(zhì)復(fù)雜，原油密度多為0.75～0.94 g/cm3，以中質(zhì)油為主，氣油比為63～1 000 m3/t。渤南、利津和民豐洼陷埋藏深的區(qū)域，局部存在凝析氣，氣油比超過1 600 m3/t。

3 頁巖油富集高產(chǎn)主控因素

不同洼陷頁巖油的富集程度和產(chǎn)量存在較大的差異。富集程度是頁巖油能否突破的基礎(chǔ)，與烴源巖厚度、有機(jī)質(zhì)含量、演化程度、儲集空間類型、保存條件密切相關(guān)；高產(chǎn)基礎(chǔ)則受控于頁巖油賦存狀態(tài)、可流動性、儲層的可壓性及改造工藝的適應(yīng)性。

3.1 良好的生烴條件是頁巖油富集的基礎(chǔ)

頁巖油屬于自生自儲的含油氣系統(tǒng)，生成的油氣主要賦存在保存條件良好的頁巖層系中，良好的烴源巖是頁巖油富集的物質(zhì)基礎(chǔ)，只有大規(guī)模展布的高有機(jī)質(zhì)豐度的頁巖才能保證其生烴能力。古近系沙四段—沙三段沉積時(shí)期，濟(jì)陽坳陷湖盆經(jīng)歷了從咸水—半咸水—淡水的演化過程，溫暖濕潤的古氣候條件有利于藻類的生長繁盛和有機(jī)質(zhì)形成，咸化湖盆環(huán)境等增強(qiáng)了湖泊的水體生產(chǎn)力，湖泊水體較深出現(xiàn)大面積的缺氧、厭氧帶，使水體環(huán)境整體表現(xiàn)為良好的還原環(huán)境，有利于有機(jī)質(zhì)保存［11］。高生產(chǎn)力和良好的保存條件造就了該時(shí)期頁巖中的有機(jī)質(zhì)富集，烴源巖厚度大、有機(jī)質(zhì)含量高。

3.1.1 廣泛分布的烴源巖

烴源巖的厚度控制著頁巖油的生油和含油量，富有機(jī)質(zhì)頁巖厚度越大，頁巖油富集程度越高［12］，美國成功開發(fā)的頁巖油厚度一般不低于30 m。濟(jì)陽坳陷烴源巖總面積為7 300 km2，各洼陷面積差異大，博興、牛莊、利津等主要洼陷含油面積多為500～1 000 km2，烴源巖厚度分布不均，東營凹陷沙三段下亞段、沙四段上亞段純上次亞段主力烴源巖厚度普遍為300～500 m；渤南洼陷沙三段下亞段沉積時(shí)期屬于山高水深的湖盆沉積，烴源巖厚度從400～1 250 m不等。

烴源巖分布面積廣、沉積厚度大，使?jié)栱搸r油具有雄厚的物質(zhì)基礎(chǔ)。同時(shí)，厚度大也給開發(fā)水平井的部署帶來了挑戰(zhàn)。渤南深洼區(qū)構(gòu)造較為簡單，斷層發(fā)育少，地層傾角大，自淺到深傾角增加（10°～20°），同一層埋深跨度大（300～900 m），厚度為1 200多米的頁巖油縱向開發(fā)層系如何部署，既要考慮盡可能地動用所有資源，又要保證縱向多層樓開發(fā)時(shí)大平臺鉆井可行、開發(fā)減少層系間干擾，成為濟(jì)陽坳陷沙四段頁巖油重點(diǎn)攻關(guān)難點(diǎn)之一。

3.1.2 有機(jī)質(zhì)豐度高、生成與保存條件好

有機(jī)質(zhì)類型 濟(jì)陽坳陷烴源巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型。從牛莊洼陷分析資料看，沙四段上亞段純上次亞段—沙三段下亞段腐泥組含量為95.0%～99.3%，鏡質(zhì)組含量為0.7%～1.3%，干酪根類型指數(shù)為91.1%～98.8%，有機(jī)質(zhì)類型主要為來源于水生生物的Ⅰ型，S1+S2均值大于20 mg/g，其中沙四段上亞段頁巖油中富含渤海藻、小古囊藻、葡萄球藻和層狀藻等藻類生物化石，屬于一套咸水-半咸水湖相沉積。渤南洼陷沙三段下亞段藻類主要為光面球藻屬、粒面球藻屬、網(wǎng)面球藻屬、渤海藻類等浮游藻類，豐度最大達(dá)9個(gè)/片［13］。

有機(jī)質(zhì)豐度 有機(jī)質(zhì)豐度反映的是一個(gè)沉積盆地?zé)N源巖油氣生成的物質(zhì)基礎(chǔ)，是評價(jià)烴源巖生烴潛力的重要參數(shù)。目前常用的有機(jī)質(zhì)豐度指標(biāo)包括總有機(jī)碳含量、烴源巖熱解參數(shù)中的可溶烴（S1）、熱解烴（S2）、產(chǎn)油潛量（Pg）、氯仿瀝青“A”含量和總烴含量（HC）。

從不同洼陷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)（圖5）規(guī)律看，總有機(jī)碳含量普遍在2.0%以上，以富有機(jī)質(zhì)烴源巖為主，不同洼陷、不同層位、不同巖相TOC值不同。利津洼陷沙三段下亞段和渤南洼陷沙三段下亞段TOC值最高，可以達(dá)到16.7%；不同巖相的TOC值存在差異，東營凹陷富有機(jī)質(zhì)紋層狀亮晶泥質(zhì)灰?guī)rTOC值為3%～6%，S1值為4～10 mg/g，含油飽和度指數(shù)（OSI=S1/TOC）普遍大于150～210；富有機(jī)質(zhì)隱晶泥質(zhì)灰?guī)rTOC值為2%～4%，S1值為2～8 mg/g，略低于亮晶紋層；富有機(jī)質(zhì)隱晶灰質(zhì)泥巖TOC值為2.5%～6%，S1值為3～8 mg/g，略高于隱晶泥質(zhì)灰?guī)r（圖6）。

圖5 濟(jì)陽坳陷不同洼陷烴源巖有機(jī)質(zhì)豐度統(tǒng)計(jì)Fig.5 Comprehensive geochemical profile of Paleogene in Jiyang Depression

圖6 東營凹陷利津洼陷利頁1井不同巖相頁巖油含油性Fig.6 Oil-bearing properties of in different lithofacies shales from Well Liye1 in Lijin Subsag，Dongying Sag

依據(jù)TOC值差異，渤南洼陷沙三段下亞段分為上部高TOC段和下部低TOC段，上部高TOC段TOC平均值為5.1%，S1值平均為3.8 mg/g，OSI值較低，約為75；而下部低TOC段TOC值平均為2.5%，S1值平均為2.7 mg/g，雖然TOC值和S1值均低于上部高TOC段，但OSI值反而較高，達(dá)到了118。在甜點(diǎn)評價(jià)中，高TOC段未必是最好的儲層，而低TOC段也未必沒有潛力。TOC值反映的是生排烴之后的殘留有機(jī)碳含量，在熱演化程度及生烴能力相近的情況下，排出烴的含量越高，殘留的有機(jī)碳含量越低。S1值反映的是游離烴含量，雖然受滯留烴含量的影響，相對而言評價(jià)的可靠性更高。

目前常規(guī)的TOC測試沒有細(xì)分泥質(zhì)紋層和碳酸鹽紋層，其結(jié)果為取樣井段不同巖相的平均值。為了研究TOC值在不同巖相中的差異，劉惠民等選取東營凹陷牛頁1井和樊頁1井、沾化凹陷羅69井，通過微區(qū)取樣開展了分巖相的TOC測試［14］，TOC測試采用全巖TOC測試和泥頁巖微區(qū)TOC測試2種手段。從測試結(jié)果看，黏土礦物含量與TOC值呈現(xiàn)明顯的正相關(guān)關(guān)系，富黏土礦物巖層一般具有較高的TOC值，反映黏土礦物有利于原始有機(jī)質(zhì)的富集。有機(jī)質(zhì)在黏土中的富集并不是簡單的吸附，是溶解性有機(jī)質(zhì)進(jìn)入黏土礦物層間形成有機(jī)質(zhì)黏土復(fù)合體［15］。較為純凈的碳酸鹽巖一般TOC值非常低［16-18］，反映碳酸鹽礦物不利于原始有機(jī)質(zhì)的富集。當(dāng)碳酸鹽紋層、黏土紋層發(fā)育程度不同時(shí)，全巖測試的TOC值存在較大差異。牛頁1 井全巖測試204塊樣品，TOC值為0.15%～12.8%，平均為2.97%；泥頁巖樣品13 塊，TOC值為4.32%～12.4%，平均為8.2%，反映泥頁巖測試的TOC值普遍高于全巖測試，平均為全巖測試TOC值的2～3 倍，樊頁1 井、羅69井等表現(xiàn)出同樣的規(guī)律。

有機(jī)質(zhì)具有分段富集的特點(diǎn)。朱如凱等通過對鄂爾多斯衣食村剖面實(shí)例解剖發(fā)現(xiàn)，頁巖有機(jī)質(zhì)豐度高（平均為13.81%），泥巖有機(jī)質(zhì)豐度相對偏低（平均為3.74%），頁巖有機(jī)質(zhì)豐度是泥巖的近4倍［19］。利頁1井從沙四段上亞段純上次亞段到沙三段下亞段，經(jīng)歷了從低位域到水進(jìn)域到高位域的演變，高TOC段主要分布在水進(jìn)域，縱向上發(fā)育4個(gè)高TOC段，其中沙四段上亞段純上次亞段2砂組發(fā)育3個(gè)高TOC段，沙三段下亞段3 砂組發(fā)育1 個(gè)高TOC段，屬于干濕交替的閉塞沉積背景所形成。

有機(jī)質(zhì)保存 湖盆有機(jī)質(zhì)沉積后的環(huán)境、頁巖油頂?shù)装鍡l件、斷裂活動等均對有機(jī)質(zhì)保存產(chǎn)生影響。濟(jì)陽坳陷沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段作為2 套主力烴源巖，其下部沙四段下亞段為沉積厚度不等的膏鹽層，可作為頁巖油的底板，其上部沙三段中亞段發(fā)育巨厚的淡水湖相深灰色塊狀泥巖，作為頁巖油的頂板，對沙四段—沙三段的頁巖油起到了封隔作用。頁巖油中廣泛發(fā)育黃鐵礦，利頁1 井鏡下觀察既有單個(gè)黃鐵礦晶體與黃鐵礦集合體伴生，又發(fā)育草莓狀黃鐵礦，黃鐵礦在黏土紋層及碳酸鹽紋層中均有發(fā)育，說明兩者都形成于強(qiáng)還原的深水環(huán)境，有利于有機(jī)質(zhì)的保存（圖7）。東營凹陷、渤南洼陷中心普遍發(fā)育異常高壓，反映烴源巖生烴后沒有經(jīng)過大的油氣運(yùn)移或破壞。

圖7 東營凹陷黃鐵礦的鏡下分布特征Fig.7 Distribution characteristics of microscopic pyrite in Dongying Sag

3.1.3 有機(jī)質(zhì)熱演化程度適中

濟(jì)陽坳陷不同洼陷由于油藏埋深及沉積環(huán)境差異，有機(jī)質(zhì)熱演化程度不同，Ro值為0.35%～1.5%。從儲量占比情況看，35%的資源量主要屬于Ro值小于0.7%的低演化程度頁巖油，48.1%的資源量屬于Ro值為0.7%～0.9% 的中演化程度頁巖油，只有16.9%的資源量屬于Ro值大于0.9%的高演化程度頁巖油。

沙四段上亞段烴源巖為咸水沉積環(huán)境，主要分布在東營凹陷，從2 500 m 進(jìn)入生油門限，從斜坡到洼陷深處Ro值從0.5%～1.3%均有分布，埋深超過4 500 m 后Ro值超過1.3%。沙三段下亞段烴源巖為半咸水沉積環(huán)境，在東營凹陷和渤南洼陷均有分布，東營凹陷從3 000 m 開始進(jìn)入生油門限，Ro值為0.6%～1.0%。渤南洼陷沙三段下亞段埋深為2 500～5 300 m，Ro值為0.6%～1.3%，主體上處于成熟演化階段，北部深洼帶進(jìn)入高成熟演化階段，渤深5 井4 491.89～4 587.33 m 頁巖油段，中途測試日產(chǎn)氣量為3 533 m3/d，有機(jī)質(zhì)成熟度決定了頁巖油氣的賦存相態(tài)。

有機(jī)質(zhì)的演化與成巖作用密切相關(guān)。中成巖階段，隨著自由水脫出和機(jī)械壓實(shí)作用減弱，泥頁巖中賦存的有機(jī)質(zhì)逐漸趨于成熟，分散狀有機(jī)質(zhì)轉(zhuǎn)化形成的烴類多以油滴狀通過較粗孔喉就近排到儲層中，由于降解生成的液態(tài)和氣態(tài)產(chǎn)物密度小于干酪根，造成泥巖孔隙流體增壓形成異常高壓；由于順層巖石結(jié)合力較弱，極易順層產(chǎn)生裂縫作為烴類從母巖排出就近初次運(yùn)移的通道［20］。進(jìn)入高演化階段后，黏土礦物大量脫水轉(zhuǎn)化失去了塑性，上覆地層強(qiáng)大的靜壓力導(dǎo)致泥頁巖中易產(chǎn)生成巖縫，構(gòu)造運(yùn)動產(chǎn)生各種構(gòu)造縫，當(dāng)泥頁巖生烴壓力達(dá)到一定程度后，生成的烴類沿層理縫和構(gòu)造縫排出流體釋放壓力。壓力下降后裂縫重新閉合，直到生烴壓力再次升高超過孔隙毛細(xì)管力時(shí)流體再次發(fā)生運(yùn)移。從巖心裂縫和鏡下均可發(fā)現(xiàn)裂縫中瀝青質(zhì)充填的痕跡，證實(shí)裂縫曾作為油氣運(yùn)移的通道。由于有機(jī)質(zhì)具有順層富集的特點(diǎn)，有機(jī)質(zhì)含量越高，生烴超壓越高，越易于形成順層層理縫，這也是頁巖油中碳酸鹽紋層順層發(fā)育的主要內(nèi)在機(jī)制。

前人認(rèn)為Ro＜0.9%時(shí)，由于生成原油之后未及時(shí)排烴，導(dǎo)致原油黏度高、流動性差，過低的演化程度不利于頁巖油開發(fā)。相對國外和大慶古龍頁巖油，濟(jì)陽頁巖油成熟度較低，原油密度較大，主要為0.75～0.94 g/cm3，原油黏度為20～60 mPa·s，F(xiàn)Y1-1HF井膠質(zhì)含量為27.24%，瀝青質(zhì)含量為5.45%，原油性質(zhì)以中質(zhì)油為主。

3.2 有利巖相組合是頁巖油富集的必要條件

巖相反映了泥頁巖儲集性、含油性和可動性差異，是開展頁巖油選區(qū)評價(jià)的基礎(chǔ)。濟(jì)陽坳陷湖盆面積偏小，頁巖油巖相類型復(fù)雜，具有不同洼陷、同一洼陷不同位置巖相不同的特點(diǎn)。

3.2.1 主要巖相組合類型

按照“三單元四要素”頁巖油巖相劃分方案，綜合考慮有機(jī)質(zhì)含量、紋層結(jié)構(gòu)、巖礦成分差異，將濟(jì)陽頁巖油劃分出富有機(jī)質(zhì)紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r、紋層狀灰質(zhì)泥巖等16 種巖相。其中富有機(jī)質(zhì)紋層狀泥質(zhì)灰?guī)r、富有機(jī)質(zhì)紋層狀灰質(zhì)泥巖為最有利的巖相。

濟(jì)陽頁巖油的紋層劃分為3 類：一是富碳酸鹽紋層，主要表現(xiàn)為碳酸鹽紋層與富含有機(jī)質(zhì)泥質(zhì)紋層互層，按照紋層的鏡下特征將富碳酸鹽紋層劃分為亮晶紋層、隱晶紋層；二是富長英質(zhì)紋層，主要包含三角洲前緣濁積或異重流成因的砂質(zhì)條帶，常具有變形構(gòu)造特征；三是泥質(zhì)紋層，由于黏土礦物含量、有機(jī)質(zhì)含量的差異顯示紋理構(gòu)造，常為頁理狀易剝裂。從紋層形態(tài)看，多以平直紋層為主，另發(fā)育不同尺度的透鏡狀紋層。紋層厚度一般為0.05～0.30 mm，密度范圍較大，為3～30 層/mm。從成因看，紋層常常代表季節(jié)層理，夏季湖水溫度升高導(dǎo)致各種藻類的繁盛，在光合作用下從水中萃取大量的CO2誘發(fā)了碳酸鹽沉淀，形成生物-化學(xué)成因的富碳酸鹽沉積。冬季水溫下降導(dǎo)致各類浮游生物死亡，湖底由于湖水分層、湖水流動性差而缺氧，湖水表層的懸浮黏土及有機(jī)質(zhì)下沉形成薄的近水平狀腐泥沉積。不同類型碳酸鹽紋層具有不同的成因機(jī)制，泥晶方解石的形成主要與生物活動有關(guān)，而亮晶方解石的形成多與泥晶方解石溶蝕后再沉淀重結(jié)晶有關(guān)。牛頁1井亮晶紋層鏡下礦物顆粒具有顯著的多期結(jié)晶和多期溶蝕特征（圖8），這種重結(jié)晶作用提高了碳酸鹽礦物的有序性，改善了儲集性能。從亮晶紋層的成因分析，生烴增壓等作用形成微裂縫是方解石脈形成的先決條件，有機(jī)酸對泥晶方解石的溶蝕和再沉淀是必要條件，因此亮晶紋層的發(fā)育程度與有機(jī)質(zhì)含量密切相關(guān)，姜在興等認(rèn)為，亮晶紋層多出現(xiàn)在TOC值大于4.0%的有機(jī)質(zhì)富集段［12］?？v向上，亮晶紋層主要在東營凹陷沙四段上亞段3 砂組和沙三段下亞段3 砂組發(fā)育程度高，處于水進(jìn)域干濕交互環(huán)境下形成，有機(jī)質(zhì)含量高、灰質(zhì)含量高；高位域沉積時(shí)期通常碎屑礦物含量高，沉積速率快，有機(jī)質(zhì)含量略低。

圖8 牛莊洼陷紋層狀亮晶/隱晶泥質(zhì)灰?guī)r巖心與鏡下照片F(xiàn)ig.8 Cores and microscopic photos of laminated sparry/cryptocrystalline argillaceous limestones in Niuzhuang Subsag

除了層理厚度小于1 mm的紋層狀頁巖外，濟(jì)陽坳陷還發(fā)育層理厚度為1～5 mm 的層狀頁巖和層理厚度大于5 mm 的塊狀頁巖。層狀頁巖多形成于水動力較弱的沉積環(huán)境，一般為弱結(jié)晶成巖相；塊狀頁巖無層理或均勻?qū)永?，屬于沉積物快速沉積無分異條件下形成的，一般重結(jié)晶程度弱。

3.2.2 良好的孔-縫組合是頁巖油富集和高產(chǎn)的主要因素

頁巖儲層的儲集空間可劃分為有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)質(zhì)孔、天然裂縫、壓裂裂縫4個(gè)主要組成部分。濟(jì)陽坳陷斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，層理縫、構(gòu)造縫、成巖縫等各種裂縫類型發(fā)育，有利的孔-縫組合是濟(jì)陽頁巖油富集高產(chǎn)的主要因素。

有利巖相以無機(jī)質(zhì)孔為主，大孔占比高 相對大慶、大港油田，濟(jì)陽頁巖油無機(jī)質(zhì)孔更為發(fā)育，且存在一定數(shù)量的大孔。濟(jì)陽頁巖油孔隙主要包括3種類型：一是沉積成因的粒間孔、黏土礦物晶間孔；二是成巖成因的自生礦物晶間孔；三是熱演化成因的溶蝕孔和有機(jī)質(zhì)孔。利用氬離子拋光、掃描電鏡等對不同巖相孔隙結(jié)構(gòu)進(jìn)行觀察發(fā)現(xiàn)（圖9），方解石、白云石晶間孔呈不規(guī)則狀，孔徑多為1～5 μm，最大可達(dá)100 μm 以上，表明碳酸鹽紋層具有大孔優(yōu)勢；黏土微孔主要呈片狀，寬度多在1 μm以下，長度可延長至10 μm，集中分布在泥質(zhì)紋層；黃鐵礦晶間微孔發(fā)育，孔徑一般在幾十納米到上百納米之間［21］。

圖9 利頁1井微觀孔隙結(jié)構(gòu)及不同巖相孔-縫組合Fig.9 Micropore structure and pore-fissure assemblages of different lithofacies of Well Liye1

從不同巖相的孔隙分布統(tǒng)計(jì)看（表2），塊狀巖相以孔徑小于50 nm 的納米孔為主，占比為83.1%；隱晶紋層增加了部分50～100 nm 的微納米孔和100 nm～1 μm 的亞微米孔，微納米孔和亞微米孔占20%左右；亮晶紋層亞微米孔明顯增多，占20%左右；裂縫發(fā)育樣品微米孔占20%左右，層理縫的存在明顯增加了孔隙直徑大于1 μm的微米孔，微米孔及裂縫發(fā)育是濟(jì)陽頁巖油高產(chǎn)的主要因素之一。從系統(tǒng)取心井核磁測井孔隙度對比（表3）看，3個(gè)洼陷有效孔隙度和可動孔隙度均以利津洼陷利頁1 井最高，其中沙三段下亞段3 砂組有效孔隙度為9.7%，可動孔隙度為4.4%；牛莊洼陷和博興洼陷沙三段下亞段孔隙度相差不大，沙四段上亞段牛莊洼陷優(yōu)于博興洼陷。從縱向看，牛莊洼陷各小層孔隙度差異相對小，以沙四段上亞段純上次亞段2砂組為最佳；利津洼陷以沙三段下亞段3 砂組最佳，沙三段下亞段1砂組最低。

表2 不同巖相孔隙分布統(tǒng)計(jì)Table2 Pore size distribution of different lithofacies shales

表3 系統(tǒng)取心井核磁測井孔隙度對比Table3 Comparison of nuclear magnetic logging porosity of systematic coring wells

胡欽紅等針對利頁1 井層狀灰質(zhì)泥頁巖、紋層狀灰質(zhì)泥頁巖巖心［21］，利用高壓壓汞分析了不同微孔-縫的尺度和滲透率。無論是有機(jī)質(zhì)孔、無機(jī)質(zhì)孔，還是微裂縫、層理縫，紋層狀灰質(zhì)泥頁巖的孔喉直徑和滲透率均明顯高于層狀灰質(zhì)泥頁巖。紋層狀灰質(zhì)泥頁巖微裂縫和層理縫孔喉直徑一般達(dá)到10 μm 以上，滲透率可達(dá)到2.4～5.7 mD；粒間孔、粒內(nèi)孔、溶蝕孔等的孔喉直徑為25 nm～2.08 μm，滲透率一般為6.32 nD～0.27 mD；有機(jī)質(zhì)孔孔喉直徑平均為9 nm，滲透率僅為32.2 nD。層狀灰質(zhì)泥頁巖有機(jī)質(zhì)孔孔喉直徑平均為7.35 nm，滲透率為8.53 nD，明顯小于紋層狀灰質(zhì)泥頁巖，其黏土礦物片間孔滲透率為4.06 nD。

不同級次的微裂縫發(fā)育，構(gòu)成了復(fù)雜的縫網(wǎng)體系 濟(jì)陽坳陷構(gòu)造縫發(fā)育，巖心觀察多以高角度張裂縫和剪切縫為主，多為半充填-充填，縫寬大于1 mm；同時(shí)發(fā)育層理縫、層間縫、超壓縫、晶間縫等不同類型、不同尺度裂縫，是頁巖油重要的儲集空間和流動通道（圖10）。碳酸鹽紋層與黏土紋層之間發(fā)育層理縫，為咸湖沉積背景下季節(jié)變換形成的灰泥互層，在成巖過程中由于生排烴壓力差異、地層壓力釋放等作用形成順層裂縫，具有角度低、連續(xù)性好的特點(diǎn)，鏡下觀察縫寬為1～10 μm，長度大多為100～500 nm。生排烴形成的超壓縫是由于成烴作用形成異常壓力導(dǎo)致巖石破裂，形態(tài)彎曲，常被油充填，縫寬為0.1～2 μm。晶間縫是有機(jī)質(zhì)在排烴過程中釋放大量有機(jī)酸，有機(jī)酸溶解泥晶方解石后重結(jié)晶形成的。

圖10 東營凹陷不同成因裂縫Fig.10 Fractures of different geneses in Dongying Sag

濟(jì)陽坳陷頁巖中微米級、超微米級的孔、縫大量存在，較大的孔隙是頁巖油儲集的主要空間，不同級次裂縫發(fā)育是頁巖油流動的主要通道，孔-縫耦合形成的復(fù)雜縫網(wǎng)是濟(jì)陽頁巖油高產(chǎn)的主要因素之一。

3.3 較強(qiáng)的流動能力是頁巖油高產(chǎn)的關(guān)鍵因素

3.3.1 頁巖油的賦存狀態(tài)

頁巖油在泥頁巖中的賦存狀態(tài)分為游離態(tài)、吸附態(tài)和溶解3 種模式，濟(jì)陽頁巖油主要以游離態(tài)和吸附態(tài)為主［17，22］。鏡下觀察輕質(zhì)原油在基質(zhì)孔隙中浸染狀產(chǎn)出并在裂縫周圍富集，反映泥質(zhì)紋層中頁巖油以吸附態(tài)為主，微米-納米級儲集空間具有保存液態(tài)烴類的能力。YYP1 井巖屑熱解實(shí)驗(yàn)表明，碳酸鹽紋層S2和TOC無有效測量值，說明碳酸鹽紋層本身不具有很強(qiáng)的生油能力，S0和S1較高，說明碳酸鹽儲集了游離態(tài)頁巖油。濟(jì)陽頁巖油泥質(zhì)紋層與碳酸鹽紋層交互出現(xiàn)，泥質(zhì)紋層具有較高的TOC，具備較強(qiáng)的生烴能力；碳酸鹽紋層孔滲性好且宏孔發(fā)育，是有利的儲層和頁巖油產(chǎn)出的有效通道，充滿了短距離運(yùn)移的油氣。通過對渤南洼陷不同巖相頁巖油開展離心實(shí)驗(yàn)，在離心力為2.76 MPa、離心時(shí)間為8 h 情況下，紋層狀、層狀巖相泥頁巖層間縫對可動油貢獻(xiàn)達(dá)50%，而塊狀巖相僅為11%，證實(shí)層間縫能夠明顯改善頁巖油的流動能力。董明哲等利用模擬方法，計(jì)算了砂巖紋層流出的頁巖油占總可動頁巖油的比例，當(dāng)砂巖紋層滲透率是頁巖紋層滲透率的10倍時(shí)，60%以上的油通過砂巖紋層產(chǎn)出；當(dāng)砂巖紋層滲透率是頁巖紋層滲透率的100倍時(shí)，幾乎所有的油都通過砂巖紋層產(chǎn)出［23］。研究表明，濟(jì)陽頁巖油具有“泥生、灰儲、縫滲流”的特征，突破了基質(zhì)型頁巖油可動性差的傳統(tǒng)認(rèn)識。

對東營凹陷典型巖相頁巖進(jìn)行生排烴模擬實(shí)驗(yàn)，評價(jià)不同演化階段頁巖油賦存特征，實(shí)驗(yàn)溫度分別為300，325，350，375，400，450 和500 ℃。從實(shí)驗(yàn)結(jié)果（圖11）可以看出，當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度小于325 ℃時(shí)，Ro值小于0.44%，飽和烴色譜以重質(zhì)成分為主，T2譜反映儲層以納米孔為主，飽錳孔隙度小于3.0%；當(dāng)實(shí)驗(yàn)溫度為350～400 ℃，Ro值為0.6%～0.99%，是主要的生油階段，T2譜表現(xiàn)為明顯的雙峰，發(fā)育一定數(shù)量的微米級大孔隙，飽錳孔隙度超過4.0%；當(dāng)溫度超過400 ℃，Ro值超過1.0%，頁巖油處于高成熟階段，飽和烴色譜出現(xiàn)一定數(shù)量的輕質(zhì)組分，證實(shí)頁巖進(jìn)入生氣窗階段，T2譜反映大孔隙明顯減少，有機(jī)質(zhì)小孔隙明顯增多。

圖11 東營凹陷頁巖油生排烴模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果Fig.11 Simulation experiment results of hydrocarbon generation and expulsion of shale oil reservoirs in Dongying Sag

3.3.2 頁巖油儲油和流動下限的確定

通過核磁共振與可動性評價(jià)聯(lián)測技術(shù)，對濟(jì)陽頁巖油儲油空間和微觀動用界限進(jìn)行了評價(jià)。小角X 射線散射實(shí)驗(yàn)表明，5～6 nm 黏土晶間片孔具備儲油能力。高壓壓汞+GRI孔隙度+含油飽和度法聯(lián)測表明，原油主要賦存于5 nm 以上孔隙中，5 nm 為頁巖基質(zhì)儲油孔徑下限。有機(jī)溶劑洗提前后孔隙體積變化表明，富碳酸鹽樣品增孔峰值為8～9 nm，富黏土有機(jī)質(zhì)樣品增孔峰值為5～6 nm。樊頁1井氬離子拋光電鏡抽真空實(shí)驗(yàn)表明，10 nm 為頁巖基質(zhì)賦存游離油極限孔徑，核磁共振證實(shí)孔徑大于30 nm的儲集空間有利于游離油富集。

3.3.3 頁巖油滲吸作用改善開發(fā)效果

頁巖油的開發(fā)與常規(guī)驅(qū)替采油不同，除了頁巖油儲層原有的裂縫之外，壓裂過程產(chǎn)生的縫網(wǎng)組合是主要的供油通道。對于裂縫發(fā)育程度低、壓裂改造程度差的頁巖，油水滲吸置換是頁巖油主要的采油機(jī)理。滲吸主要是依靠毛細(xì)管力的作用，壓裂流體與原油發(fā)生置換，塊狀巖心采出油主要來自納米孔和亞微米孔，而含有一定裂縫的巖心優(yōu)先置換裂縫中的原油，后期逐漸置換基質(zhì)中的原油。

不同巖相頁巖油具有不同的滲吸規(guī)律。從開展的靜態(tài)泡水滲吸實(shí)驗(yàn)可以看出（圖12），頁巖油亮晶紋層發(fā)育段滲吸采出程度為21.6%，隱晶紋層發(fā)育段滲吸采出程度為19.8%，塊狀頁巖滲吸采出程度僅為17.5%。裂縫發(fā)育程度對滲吸有明顯的改善作用，裂縫性頁巖滲吸采出程度可以達(dá)到23.9%，裂縫占比越高滲吸采出程度越高。由此可見，塊狀頁巖和隱晶紋層灰?guī)r是以基質(zhì)供油為主，而亮晶紋層灰?guī)r和裂縫性頁巖則以裂縫供油為主。

圖12 不同巖相滲吸采出程度差異對比Fig.12 Comparison of imbibition recoveries of different lithofacies shales

不同潤濕性頁巖滲吸效果不同。吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點(diǎn)和下甜點(diǎn)儲層潤濕性差異較大，上甜點(diǎn)儲層具親水性，小孔隙在滲吸過程中占主導(dǎo)，滲吸初期為快速滲吸階段，160 h 左右達(dá)到滲吸平衡，平均滲吸采收率為31%；下甜點(diǎn)儲層具親油性，大孔隙在滲吸過程中占主導(dǎo)，滲吸速度均較低，400 h 左右達(dá)到滲吸平衡，平均滲吸采收率為22%。因此，上甜點(diǎn)儲層可適當(dāng)延長燜井時(shí)間，下甜點(diǎn)儲層可優(yōu)選含有表面活性劑的壓裂液，以充分發(fā)揮壓后燜井期間滲吸置換作用，提高頁巖油藏的采收率［24］。研究表明，儲層流體與井筒流體之間滲吸置換采出的頁巖油可占總采油量的15%～40%，小于10 μm 的孔隙中采出的原油占滲吸采油量的56%～80%［25］。

3.3.4 儲層存在的異常高壓增加了油氣流動能力

常規(guī)油氣資源是由烴源巖中生成的油氣排出運(yùn)移聚集而成，頁巖油氣資源的富集程度則與油氣在烴源巖中滯留多少有關(guān)。異常高壓的形成與烴源巖發(fā)育層系、熱演化程度和烴類生成、孔隙流體熱膨脹、黏土礦物脫水、壓力封閉層分布、構(gòu)造及斷裂活動導(dǎo)致壓力不均衡等多種因素有關(guān)。烴源巖生油增壓物理模擬實(shí)驗(yàn)顯示，干酪根由于相對密度較大，在轉(zhuǎn)化為石油和天然氣等密度較小的流體時(shí)，孔隙內(nèi)流體體積膨脹是導(dǎo)致生烴增壓的主要成因機(jī)制，在這個(gè)過程中如果排出烴量達(dá)到總生烴量的25%則不能產(chǎn)生超壓［26］。烴源巖厚度越大，埋藏越深，演化程度越高，保存條件越好，頁巖油層段壓力系數(shù)越高。濟(jì)陽坳陷沙四段上亞段—沙三段下亞段頁巖內(nèi)部普遍發(fā)育異常高壓，牛莊洼陷和渤南洼陷壓力系數(shù)最高達(dá)到1.8～2.0，烴源巖大量排烴深度與超壓出現(xiàn)深度相吻合，表明頁巖油的異常高壓主要是由生烴增壓所致。

3.4 一體化縫網(wǎng)壓裂技術(shù)提高壓裂效果

要實(shí)現(xiàn)頁巖油的高效開發(fā)，除了含油性、儲集性、可動性等儲層本身固有的基礎(chǔ)條件外，一體化壓裂工藝技術(shù)進(jìn)步、改造效果提升是高產(chǎn)的關(guān)鍵［27-28］，特別是濟(jì)陽斷陷盆地巖相變化快，斷層與裂縫發(fā)育，準(zhǔn)確描述地質(zhì)與工程甜點(diǎn)，提高有利巖相鉆遇率，提高壓裂改造效果是頁巖油能否實(shí)現(xiàn)高產(chǎn)的關(guān)鍵。

3.4.1 脆性礦物含量高可壓性強(qiáng)

脆性礦物和脆性評價(jià)分為廣義和狹義2 種方法：一種是利用石英、碳酸鹽等脆性礦物指數(shù)來評價(jià)頁巖可壓性；另一種是利用彈性模量和泊松比來評價(jià)頁巖可壓性，稱為頁巖脆性指數(shù)，通常楊氏模量越大，泊松比越小，頁巖脆性指數(shù)越高，對于壓裂越有利。濟(jì)陽頁巖油在東營凹陷碳酸鹽脆性礦物含量高，平均為50%～80%，具有明顯的富灰特征（表4），F(xiàn)YP1 井計(jì)算脆性礦物指數(shù)為52.6%，頁巖脆性指數(shù)為0.41。牛莊洼陷楊氏模量為25.5～38.0 GPa，泊松比相對國外而言略高，為0.25～0.27，表現(xiàn)為壓裂過程中啟動壓力梯度高。

表4 不同洼陷、不同層位頁巖油脆性評價(jià)Table4 Fragility indexes of shale oil reservoirs in different subsags and horizons

3.4.2 多學(xué)科綜合強(qiáng)化甜點(diǎn)描述

頁巖油甜點(diǎn)是指在源儲共生頁巖層系規(guī)模發(fā)育區(qū)，經(jīng)濟(jì)技術(shù)條件下可優(yōu)先勘探開發(fā)的非常規(guī)石油富集高產(chǎn)目標(biāo)區(qū)［20-30］，其中成熟度對甜點(diǎn)分布具有重要的控制作用，一般認(rèn)為陸相頁巖油Ro值大于0.9%是頁巖層系規(guī)模生烴的條件，中國陸相頁巖油評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)中，Ro值大于0.8%，TOC值大于2%，S1值大于2 mg/g。

與其他陸相頁巖油相比，濟(jì)陽頁巖油的成熟度相對較低，綜合考慮地質(zhì)因素和工程因素，初步形成了巖相、裂縫和脆性等關(guān)鍵要素預(yù)測技術(shù)，建立了甜點(diǎn)分類分級評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（表5）。測井評價(jià)方面，優(yōu)選敏感曲線建立相關(guān)參數(shù)測井解釋模型，形成了曲線重疊法、分層建模法等甜點(diǎn)測井評價(jià)技術(shù)，精細(xì)評價(jià)不同巖相物性、含油性、可壓性等。地震預(yù)測技術(shù)方面，利用沉積參數(shù)約束、地震相轉(zhuǎn)化、不同尺度下多種預(yù)測技術(shù)融合等方法，形成了巖相、裂縫和脆性等關(guān)鍵要素預(yù)測技術(shù)。根據(jù)建立的評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)，對不同洼陷甜點(diǎn)進(jìn)行定量評價(jià)，牛莊洼陷沙四段上亞段純上次亞段劃分為10 個(gè)小層，優(yōu)選5 個(gè)Ⅰ類甜點(diǎn)段，2 個(gè)Ⅱ類甜點(diǎn)段。平面上通過沉積環(huán)境分析與巖相預(yù)測，結(jié)合均方根振幅，預(yù)測各甜點(diǎn)段平面分布規(guī)律。渤南洼陷則依據(jù)儲層孔隙度、裂縫發(fā)育程度、S1、OSI、氣測等參數(shù)，劃分為Ⅰ1，Ⅰ2和Ⅱ共3類，全井段具備高產(chǎn)的地質(zhì)條件，高TOC段優(yōu)于低TOC段。

表5 濟(jì)陽頁巖油甜點(diǎn)評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)Table5 Evaluation criteria for sweet spots of shale oil reservoirs in Jiyang Depression

3.4.3 地質(zhì)工程一體化鉆井確保有利巖相鉆遇率

不同巖相的物性、含油性均存在較大的差異，通過鉆井工程一體化鉆井軌跡控制確保有利巖相鉆遇率，是頁巖油高產(chǎn)的主控因素之一。濟(jì)陽坳陷作為典型的陸相斷陷盆地，斷層發(fā)育、地層傾角變化大均對鉆井提出了挑戰(zhàn)。在地質(zhì)設(shè)計(jì)方面，通過縱向甜點(diǎn)選層、平面甜點(diǎn)選區(qū)，結(jié)合地面平臺條件，一體化設(shè)計(jì)水平井靶盒及軌跡；在軌跡控制方面，通過建立三維精細(xì)構(gòu)造格架模型，構(gòu)建預(yù)測水平井沿程伽馬曲線，提前預(yù)測鉆遇巖相，細(xì)化卡層實(shí)時(shí)調(diào)整，實(shí)現(xiàn)鉆井過程中的軌跡控制；對于過斷層水平井，在精細(xì)構(gòu)造解釋的基礎(chǔ)上準(zhǔn)確落實(shí)斷層位置、斷層兩側(cè)靶盒變化規(guī)律，在過斷層前及時(shí)調(diào)整軌跡確保過斷層后鉆遇有利巖相。

針對濟(jì)陽頁巖油埋藏深、溫度高、壓力大、裂縫發(fā)育的特點(diǎn)，形成了三開次井身結(jié)構(gòu)、合成基鉆井液、控壓鉆井、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+幾何導(dǎo)向等可推廣技術(shù)。通過三開次井身結(jié)構(gòu)、長裸眼高密度（1.65 g/cm3）安全封隔沙三段中亞段，保障了2 000 m 水平井段安全鉆進(jìn)；利用合成基鉆井液較好解決了頁巖油水平段井壁坍塌問題；旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向+幾何導(dǎo)向優(yōu)化軌跡控制，在三開造斜段至進(jìn)入水平井段采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向進(jìn)尺最大化，溫度超過154 ℃后采用抗高溫幾何導(dǎo)向技術(shù)。

通過鉆井工程一體化，濟(jì)陽頁巖油有利巖相鉆遇率達(dá)到了75%以上，確保了壓裂和投產(chǎn)效果。FY1-1HF 井水平井段長度為2 042 m，有利巖相段長度為1 902 m，水平井段有利巖相占比為93.1%。

3.4.4 合理的壓裂優(yōu)化確保裂縫擴(kuò)展

針對濟(jì)陽頁巖油的特點(diǎn)，在壓裂工藝方面集成水平井密切割布縫、一體化壓裂液、高效防膨和全石英砂支撐等技術(shù)，初步形成了“酸蝕連縫+CO2增能降破+體積壓裂擴(kuò)展縫網(wǎng)+脈沖柱塞式高導(dǎo)流通道支撐”等具有勝利特色的多尺度縫網(wǎng)壓裂技術(shù)，大幅提升有效改造體積，實(shí)施優(yōu)化簇間距為12～16 m，單段改造體積達(dá)到45×104m3以上。研發(fā)低成本高性能一體化壓裂液體系，在線實(shí)時(shí)調(diào)整黏度，實(shí)現(xiàn)滑溜水、線性膠、膠液一劑多用功能，體系攜砂能力強(qiáng)，耐溫為180 ℃；形成頁巖油高效、長效防膨技術(shù)，合成的雙季銨鹽低分子防膨劑防膨率為92.8%，縮膨率為46.1%。

針對濟(jì)陽頁巖油富灰的特點(diǎn)，充分發(fā)揮CO2在壓裂改造、增能提產(chǎn)和提高采收率過程中的優(yōu)勢，實(shí)現(xiàn)最大程度提升單井可采儲量以提高采收率。

CO2優(yōu)勢主要表現(xiàn)為以下幾個(gè)方面：一是CO2與富灰?guī)r石發(fā)生反應(yīng)可明顯改善物性，具有溶灰擴(kuò)孔的作用；二是CO2能夠增加水力壓裂縫網(wǎng)復(fù)雜性、改性增縫機(jī)理；三是CO2高壓下溶于原油造成體積膨脹，開發(fā)過程中壓力下降從原油中析出，膨脹增能提高地層能量；四是壓裂過程中CO2可進(jìn)入微小孔隙，擴(kuò)大波及體積，提高擴(kuò)散置換能力。2018 年以來，勝利油田采用前置CO2組合縫網(wǎng)體積壓裂獲得較高產(chǎn)能，投產(chǎn)井具有壓裂后排液見油時(shí)間早、油水置換效率較高的特點(diǎn)。

4 結(jié)論

濟(jì)陽坳陷作為陸相斷陷盆地的典型代表，沉積環(huán)境經(jīng)歷了咸化湖-半咸湖的演變過程，形成了沙四段上亞段純下和純上次亞段、沙三段下亞段、沙一段共4 套有利烴源巖，目前突破的主要是沙四段上亞段純下和純上次亞段、沙三段下亞段3 套烴源巖。頁巖油具有地質(zhì)年代新、油藏埋深大、烴源巖厚度大、有機(jī)質(zhì)含量高、演化程度低、裂縫發(fā)育、壓力系數(shù)高的特點(diǎn)，富有機(jī)質(zhì)紋層狀-層狀灰質(zhì)泥頁巖為有利巖相，無機(jī)孔-縫網(wǎng)絡(luò)發(fā)育、儲層滲透性好是頁巖油富集的主要因素。由于脆性礦物含量高、可壓性好，壓力系數(shù)高，通過富灰質(zhì)頁巖組合縫網(wǎng)壓裂改造和CO2擴(kuò)縫增能增滲，無論是單井產(chǎn)油量還是累積產(chǎn)油量均達(dá)到了較高的水平，展現(xiàn)了濟(jì)陽頁巖油獨(dú)特的特征與開發(fā)規(guī)律。濟(jì)陽頁巖油的突破，打破了基質(zhì)型頁巖油可動性差的傳統(tǒng)認(rèn)識，突破了Ro值達(dá)到0.9%是頁巖油勘探開發(fā)下限的認(rèn)識，極大地拓寬了頁巖油的勘探空間，對于陸相頁巖油的勘探開發(fā)具有重要的啟示意義。

雖然濟(jì)陽頁巖油多凹陷、多類型、多口井實(shí)現(xiàn)了產(chǎn)量突破，但對于濟(jì)陽頁巖油的認(rèn)識還處于起步階段，仍有許多亟待解決的科學(xué)技術(shù)問題：一是斷陷盆地洼陷小、巖相變化快，不同洼陷的有機(jī)質(zhì)演化差異及其成因機(jī)制認(rèn)識不清，有利巖相組合、巖相描述與預(yù)測存在挑戰(zhàn)；二是斷裂系統(tǒng)復(fù)雜，地應(yīng)力變化快，斷層傾角大，地震速度變化快，地應(yīng)力預(yù)測、裂縫預(yù)測、地震甜點(diǎn)預(yù)測、水平井設(shè)計(jì)、過斷層水平井鉆井和復(fù)雜斷裂系統(tǒng)下的壓裂技術(shù)均存在挑戰(zhàn)；三是富碳酸鹽紋層平面及縱向發(fā)育存在差異，儲集空間類型與組合、碳酸鹽紋層的成因機(jī)制需要深化認(rèn)識，孔-縫組合條件下的頁巖油賦存特征、滲流機(jī)理、不同巖相的滲吸規(guī)律差異、CO2提高采收率機(jī)制等基礎(chǔ)研究方面需要強(qiáng)化研究；四是濟(jì)陽坳陷烴源巖厚度變化大、埋藏深度大，超過4 500 m存在凝析氣，按照縱向多層樓開發(fā)模式，渤南洼陷1 200 m 頁巖油可部署28 層樓開發(fā)，對大平臺優(yōu)化設(shè)計(jì)存在挑戰(zhàn)；同時(shí)水平井設(shè)計(jì)追蹤同一層位甜點(diǎn)段鉆井，存在水平井段埋深變化大、地層壓力和原油性質(zhì)變化、開發(fā)井段干擾的問題；五是如何綜合巖相和壓裂改造工藝，對甜點(diǎn)段進(jìn)行評價(jià)方面仍需要深化認(rèn)識。FYP1 井的層狀含泥灰?guī)r評價(jià)為非有利巖相，壓裂過程中通過增加壓裂加砂量、增加SRV 體積，同樣取得了較好的開發(fā)效果；渤南洼陷亮晶紋層發(fā)育程度差于東營凹陷，采用同一巖相評價(jià)標(biāo)準(zhǔn)屬于Ⅱ類巖相，縫網(wǎng)壓裂同樣取得了較高的產(chǎn)量。根據(jù)不同洼陷的特點(diǎn)，建立不同洼陷的頁巖油甜點(diǎn)評價(jià)體系，是下一步需要深化研究的地方；六是濟(jì)陽頁巖油埋藏深、地層溫度高，鉆井液密度窗口小易發(fā)生井涌井漏，旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向超過150 ℃無法使用，增加了超深井軌跡控制難度，如何實(shí)現(xiàn)復(fù)雜地質(zhì)條件下的優(yōu)快鉆井，降低投資成本實(shí)現(xiàn)頁巖油效益開發(fā)，需要建立適應(yīng)陸相斷陷盆地的地質(zhì)工程一體化優(yōu)化技術(shù)。