陆相页岩油效益勘探开发关键技术与工程实践

经过数十年的大规模勘探开发, 常规油气勘探程度越来越高, 勘探难度越来越大, 寻求非常规油气领域的突破是实现资源有序接替的重要手段[1, 2]。美国经过数十年的技术探索, 在21世纪初实现了海相页岩油革命, 改变了世界能源版图[3]。据世界能源署预测, 中国页岩油可采资源量高达45× 108 t, 仅次于美国和俄罗斯, 居世界第3位, 勘探潜力巨大[4, 5]。但中国页岩油以陆相为主, 与国外海相页岩油相比, 陆相古湖盆面积小, 受气候条件影响大, 地层沉积相变化快, 非均质性更强, 页岩油富集条件要求更高, 富集规律更复杂。

近年来, 以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组为代表的厚层型（砂地比大于48%, 单砂体厚度大于10 m）和互层型（砂地比30%~48%, 单砂体厚度6~10 m）页岩油已经实现规模效益开发, 但纯页岩型页岩油（砂地比小于10%, 单砂体厚度小于2 m）尚未取得工业突破。渤海湾盆地沧东凹陷超过100口井钻遇古近系孔店组二段（Ek2）页岩, 选择其中显示较好的层段试油获得日产油5~30 t, 但试采产量递减快, 累计产油仅为数百吨。因此, 提高纯页岩油井单井产量、降低开发成本是目前急需解决的问题[6, 7]。

2018年通过陆相页岩油甜点识别方法、精准钻探轨迹设计、低成本压裂改造3个勘探开发关键技术的研发与应用, 沧东凹陷孔二段先导试验井（GD1701H井、GD1702H井）获得工业油流; 2019年新完钻26口水平井, 甜点钻遇率均达到100%, 其中5口已投产水平井获得稳定产量, 日产油稳定在80 t以上, 实现了纯页岩型陆相页岩油勘探开发的重大突破[8, 9], 可为中等成熟度纯页岩型页岩油效益勘探开发提供技术借鉴。本文以系统取心井精细岩心描述和分析联测数据为基础, 开展陆相页岩油富集规律研究, 探索陆相页岩油效益勘探开发关键技术, 并进行工程实践。

沧东凹陷位于渤海湾盆地腹部的黄骅坳陷南部, 勘探面积1 700 km2, 孔二段烃源岩是已发现油气藏的主要贡献者。孔二段沉积时期, 湖盆整体处于稳定沉降阶段（见图1）, 平面上呈现出环带状沉积特征[9, 10]。外环带（A区）为三角洲前缘粗粒相带, 发育构造-岩性油气藏; 中环带（B区）为三角洲前缘远端— 前三角洲形成的粗粒与细粒间互带, 发育致密砂岩和白云岩类油气藏; 内环带（C区）为前三角洲远端— 半深湖区的细粒相带, 发育厚层泥页岩, 是页岩油勘探的有利区带。孔二段岩性主要为灰黑色— 黑色泥页岩, 含有少量浅灰色粉细砂岩, 地层厚度400~600 m。薄片观察发现块状泥岩部分具有隐形微米级页理（纹理）结构, 页理不发育的泥岩主要为均质块状结构、荧光显示较差, 页理发育的页岩主要为纹层结构、荧光顺层显示明显[11]。

孔二段页岩整体具有厚度大、生烃母质类型好、有机质丰度高、转化率大的特点。有机质丰度一般都在2.00%以上, 平均为3.61%, 最高可达11.92%; 生烃潜力平均为22.18 mg/g, 最高为73.00 mg/g; 采用陆相烃源岩地球化学评价方法（SYT 5735— 1995）[12], 根据热解资料将孔二段有机质划分为3大类型（其中第Ⅱ 类细分为2个亚类）, 孔二段有机质以Ⅰ 型和Ⅱ 1型为主, 占78%, Ⅱ 2型和Ⅲ 型较少。常规测试孔二段细粒沉积岩孔隙度为2%~5%, 微区形貌分析技术揭示页岩段密集发育纳米级晶间孔、有机质孔和微裂缝, 孔喉直径一般为450~1 500 nm, 直径大于油分子的喉道超过80%, 有利于油分子运移[13], 沧东孔二段页岩具备形成页岩油的基本地质条件。

在沧东凹陷以往勘探中, 钻遇孔二段页岩层系的探井超过100口, 油气显示活跃, 气测值高。试油结果显示, 其中10余口井获得油流, 但试采效果较差, 稳产时间短（10~30 d）, 难以商业开发。主要原因为孔二段为典型的页岩发育段, 有机质丰度高, 钻探过程中均有较好的显示, 但镜下鉴定显示储集层非均质性很强, 而甜点区发育机理不清, 目前缺少评价优选有利目标区的理论指导水平井部署, 难以实现单井提产和稳产。

钻探揭示孔二段中— 内环带为一套灰色和灰黑色细粒泥页岩, 通过密集取样进行全岩样X-衍射定量分析, 发现孔二段页岩由陆源碎屑、碳酸盐、黏土及其他矿物组成, 其中长英质矿物含量17.0%~48.0%, 平均38.6%, 碳酸盐矿物含量10.0%~58.0%, 平均32.6%, 黏土含量一般小于30.0%, 平均16.4%, 局部方沸石层状富集, 平均含量可达10.0%以上。

虽然细粒沉积岩成分比较复杂, 但是其每类岩性内矿物成分与对应的声波、密度测井资料具有很好的相关性[13]。长英质等矿物具有低密度、高声波的响应特征; 碳酸盐矿物则具有高密度、低声波的响应特征, 因此可以利用声波、密度距离定量计算细粒沉积岩中长英矿物（石英、长石）和碳酸盐的组分含量：

$\Delta L=\frac{{{\rho }_{\text{b}}}-{{\rho }_{\text{1}}}}{{{\rho }_{\text{2}}}-{{\rho }_{\text{1}}}}-\frac{\Delta t-\Delta {{t}_{1}}}{\Delta {{t}_{\text{2}}}-\Delta {{t}_{1}}}$ （1）

进而可通过拟合公式分别计算长英质、碳酸盐矿物含量[11]：

${{C}_{\text{F}}}={\left( -\text{22}.9\Delta L+26.95 \right)}/{100}\; $ （2）

${{C}_{\text{C}}}={\left( \text{12}.0\Delta {{L}^{\text{2}}}+\text{47}.\text{57}\Delta L+\text{37}.\text{28} \right)}/{100}\; $ （3）

利用计算出的长英质、碳酸盐等矿物含量可以实现细粒相区岩性定量识别和脆性评价（见图2）。另外, 声波、密度交会形成的频率结构与纹层发育程度存在明显正相关, 可根据厚度差异划分出厚层状、薄层状和互层状等结构类型。厚层状结构纹层欠发育, 互层状结构纹层非常发育, 可称为纹层状。据此孔二段页岩层系可划分为4种组构模式, 即纹层状长英质组构、纹层状混合质组构、薄层状灰云质组构和厚层状灰云质组构。

陆相页岩油是陆相富有机质页岩层系中赋存的液态石油烃和多类有机物的统称, 包括地下已经形成的石油烃、各类沥青物和尚未热降解转化的固体有机质[5]。目前勘探的主体依然是已经生成、但尚未排出的那部分页岩油。从油气的生成和排烃过程来看, 页岩进入生油门限后, 所生成的油气首先需要满足干酪根自身的吸附, 随着演化程度的增大, 生排烃量逐渐增大, 进入高成熟阶段, 液态烃逐渐减少直至消失。由此可以看出, 烃源岩生烃后未排出的液态烃包括两个部分, 一部分是干酪根吸附的滞留油, 另一部分为有机质周围矿物颗粒间残留的游离油, 后者为可动烃类, 对页岩油气勘探最有意义。也就是说, 滞留烃量超过最大吸附量才能形成超越效应, 决定页岩油的富集程度[5]。

页岩的超越效应可以用热解生烃潜力与有机质丰度的比值（OSI）进行近似表征。纯页岩中热解生烃潜力主要反映单位岩石中已经生成的残留烃量, 当OSI> 100时可以认为具有超越效应。为了研究不同组构页岩超越效应的大小, 分别对4种组构页岩的超越效应与含油性进行了定量测试与计算（见表1）。结果表明, 纹层状长英质、混合质页岩组构相最为有利, OSI平均值大于等于40, 其中纹层状长英质页岩中OSI值大于100的比例为66%, 纹层状混合质页岩OSI值大于100的比例为47%, 超越效应最为明显, 荧光薄片显示含油性好, 页岩油最为富集（见图3）; 薄层状灰云质组构页岩和厚层状灰云质组构页岩OSI值一般不超过100, 难以形成超越效应, 因此含油性整体较差, 只有零星的荧光显示。

注：数据为G108-8井、GD1701H井等8口井地球化学录井及分析测试数据

页岩油甜点是地质甜点和工程甜点的综合反映, 可以通过声波与密度曲线交会频率（表征岩石组构）、TOC（表征生烃能力）、OSI（表征超越效应）、脆性矿物含量（表征工程脆性）、孔隙度（表征储集性能）、Ro（表征页岩热成熟度）6项参数进行定量评价。根据钻探过程中油气显示情况和试采产量的高低, 可以确定不同类型甜点参数的分布范围（见表2）。

注：括号内数据为评价参数权重

因6项单因素相互之间存在一定相关性, 不同类型甜点的相关参数会存在一定的交叉, 因此进行综合评价时需要考虑各个参数所占的权重, 同时综合考虑表2中各影响因素, 建立甜点综合评价指数：

${{E}_{\text{i}}}=\sum\limits_{i=1}^{n}{\frac{{{P}_{i}}}{{{P}_{, \max }}}}{{Q}_{i}}$ （4）

当综合评价指数值大于1.6时为Ⅰ 类甜点; 为1.2~1.6时为Ⅱ 类甜点; 小于1.2时为Ⅲ 类甜点。利用（4）式和该评价标准对孔二段划分出的21个小层进行量化评价, 结果表明纹层状长英质页岩和纹层状混合质页岩组构模式最为有利, 主要为Ⅰ 类甜点; 薄层状灰云质页岩组构模式次之, 多数为Ⅱ 类甜点; 厚层灰云质页岩组构模式较差, 可以作为潜在的页岩油勘探目标。

页岩具有低孔低渗特征, 直井开发无法获得稳定的工业产量, 只有通过水平井精准钻遇甜点并进行压裂改造才能获得产能突破[14, 15]。陆相断陷盆地构造复杂, 纵向上确定的页岩甜点段横向变化大, 仅依靠地球物理预测难以满足精准钻探的需求, 需要建立页岩油水平井轨迹设计与现场跟踪调整方法, 在实施过程中及时调整并优化井眼轨迹, 确保甜点层被水平段准确钻遇。

从平面上看, 水平井轨迹尽量选择地层产状平直、挠曲构造少的方向, 利于沿层追踪钻进, 同时需要避开断层, 入窗点离断层距离最好大于150 m, 防止压裂过程中沿断层漏失泄压, 影响压裂效果。工程经验表明水平井轨迹与地层主应力方向垂直时压裂效果最好, 故水平井轨迹与最大主应力尽可能垂直或者夹角不小于35° 。受研究区复杂地质构造影响, 水平段长度不宜过长, 综合考虑不穿断层、靶前距和轨迹夹角等因素, 大部分地区水平段长度取600~1 000 m为宜。孔二段页岩厚度约400 m, 甜点厚度一般10~40 m, 地震剖面上具有2套强反射轴, 甜点层分布无法准确识别, 水平井轨迹设计优化难度大。

官东地区G1608井区C1甜点层厚度相对大（70~80 m）、游离烃含量高、试油产量高、气测异常明显、横向分布稳定, 故选择该区论述甜点层轨迹精准设计步骤。直井G1608井钻遇的C1甜点层可以精细划分为4个小层（见图4）, 单层厚度一般为10~25 m, 其中②号、③号2个小层综合评价指数大于2.4, 含油性好, 水平段应尽可能钻遇。从测井曲线形态上来看, ②号小层电阻率和声波曲线呈现“ W” 型, 而③号小层呈现锯齿型, 容易区分, 但C1层整体位于2个强反射轴之间, 电阻率和声波时差值差异较小, 常规反演剖面上4个小层难以准确区分。考虑到振幅属性对岩性变化敏感, 频率是岩性组合关系敏感属性, 故采用幂次方放大频率差异, 突出频率属性的贡献, 进而刻画内部的差异：

${{A}_{\text{t}}}=\frac{a{{A}_{\text{p}}}}{F_{\text{re}}^{b}}$ （5）

通过敏感特征反演, 可以刻画出高阻页岩区4个小层的分布形态（见图4）。对识别出的②号、③号2个小层设立不少于3个关键控制点, 可以进一步优化水平井轨迹, 提高最优甜点小层中的水平段进尺, 保障最优甜点段的最大钻遇率。

受地震数据体分辨率的制约, 解释的目标层深度与实际深度的误差一般为数十米甚至更高, 因此大套页岩层段中的甜点钻遇难度非常大。页岩油水平井钻井过程中, 需要利用随钻电性曲线和地球化学录井资料综合分析, 才能实现现场跟踪调整并保证甜点钻遇率。

钻井进入水平段后, 由于构造微幅度变化、平面相变等原因, 20~30 m的箱体在钻探过程中容易脱靶, 导致甜点钻遇率偏低。现场跟踪时, 元素等地球化学录井信息具有一定的滞后性, 需要实时综合录井、随钻测井曲线开展精细对比, 修正轨迹, 提高优质甜点钻遇率。GD1701H井水平段轨迹主要位于C1甜点层的②号、③号小层的中部, 两小层上下界面处电阻率和气测值显著降低, 而碳酸盐含量增加。通过随钻电阻率、气测和元素录井资料综合分析, 实时控制水平段轨迹, 可以有效防止水平段轨迹提前向下偏出③号小层, 保证其在②号和③号小层的中部穿行, 尽可能提高Ⅰ 类甜点钻遇率。

利用精细轨迹优化与跟踪技术, 沧东凹陷页岩油水平井甜点钻遇率得到有效提高, 已实施的26口水平井水平段长度800~1 200 m, 甜点钻遇率均为100%, 其中Ⅰ 类甜点钻遇率平均超过75%。

陆相页岩埋藏深、岩石矿物组成复杂, 页岩油对支撑裂缝导流能力要求较高。研究及实践均证实, 对尽可能多的优势簇点进行大规模体积压裂, 提产效果较为理想, 但工程成本较高。通过合理设计压裂簇点, 实施低成本压裂改造, 可有效提高单井产量。

水平井钻遇页岩油甜点区内部同样具有强非均质性, 水平井压裂簇点的选择对单井产量影响很大, 综合考虑有机碳含量、游离烃含量等5项参数, 可以构建水平井有利压裂簇点综合评价指数：

${{S}_{\text{EI}}}=0.\text{15}TOC+0.\text{3}0{{S}_{\text{1}}}+0.\text{2}0\phi +0.\text{1}0GAS+0.\text{25}{{B}_{\text{I}}}$ （6）

以归一化后的有机碳含量、游离烃含量、孔隙度、气测全烃值、脆性指数分别乘以相应的权重并求和, 形成连续的压裂簇点综合评价指数曲线, 综合评价指数大于0.5为簇点优选位置, 再根据水平井选簇定段的基本原则, 优选有利压裂簇点和压裂段[16]。

将GD1701H井水平段中5 000~5 150 m深度段有机碳含量、游离烃含量、孔隙度、气测全烃值、脆性指数数据进行归一化处理, 代入（6）式计算综合评价指数, 将综合评价指数大于0.5（基准值）作为簇点优选位置（见图5）。由于水平井任意两簇点之间的距离保持在10~20 m可达到较好的压裂效果, 因此结合综合评价指数的大小及簇点之间距离进行簇点的差异化设计与优选, 综合评价指数整体较高的段可适当加密设计簇点数量[17, 18]。

页岩油水平井压裂需要大量压裂液和支撑剂, 传统的瓜胶压裂液和陶粒支撑剂价格昂贵, 难以支撑效益勘探开发。随着压裂技术的进步, 美国页岩气大规模采用滑溜水+石英砂压裂工艺, 实现了页岩气的低成本商业化开发。

沧东凹陷GD1701H井和GD1702H井两口先导试验水平井体积压裂进行了“ 滑溜水+石英砂” 压裂工艺的探索, 其核心思路为采用“ 滑溜水+低伤害” 压裂液施工[18, 19, 20], 并全程进行滑溜水连续加砂。GD1701H井压裂液体系为聚合物滑溜水和低伤害压裂液混合体系：滑溜水的比例为80%, 配方为0.08%降阻剂+0.30%防膨剂, 滑溜水现场降阻率大于等于70%; 低浓度低伤害压裂液为低浓度改性瓜胶溶液, 瓜胶使用浓度0.3%, 残渣含量177 mg/L, 与地层配伍性良好。

根据先导试验结果, 结合页岩地层的特征, 对低阻滑溜水配方进一步优化, 并逐步提高滑溜水比例, 形成全程滑溜水压裂技术, 以满足页岩油大规模体积压裂改造需求。2019年沧东凹陷1#平台和2#平台水平井压裂施工滑溜水比例已达100%, 最大液量超过3× 104 m3。

沧东凹陷孔二段有效闭合压力60 MPa, 据此优选出一种导流能力与粉陶相当的0.106~0.212 mm（70~140目）粉砂支撑剂[21]。粉砂价格为850元/t, 粉陶价格为2 800元/t, 粉砂价格只有粉陶的30%, 性价比高。为获得更好的裂缝网络导流能力, 压裂中还优化设计了按裂缝类型匹配支撑剂的加砂技术：利用0.106~0.212 mm（70~140目）粉砂支撑微裂缝, 0.212~0.425 mm（40~70目）陶粒支撑次裂缝, 0.300~0.600 mm（30~50目）陶粒支撑主裂缝, 形成复杂裂缝网络, 提高储集层渗流能力。

在先导试验井取得突破的基础上, 2019年施工的新井石英砂用量占比大幅度提高, 官页2#平台5口井石英砂用量占比64.26%~69.13%, 平均66.54%; 通过全程使用滑溜水压裂液, 规模应用石英砂替代陶粒, 压裂成本降低了23.0%~31.0%, 平均26.4%。

G108-8井及GD14井两口系统取心井获得565 m连续岩心, 在此基础上重点开展了岩性、物性、生烃能力、含油性、工程力学等方面上万块次岩心分析联测, 筛选出7个甜点层, 预测甜点区面积260 km2, 甜点资源量6.8× 108 t。2017年底在官东地区部署实施2口水平井（GD1701H井、GD1702H井）, 实际钻探水平段长度1 200~1 400 m, 油层钻遇率100%, 日产油最高达75.9 m3, 目前稳定在20.0~30.0 m3/d, 连续稳产时间超过500 d, 取得重大勘探突破[22]。在此基础上, 编制了2023年建100× 104 t产能开发总体方案, 动用地质储量2× 108 t。

2019年在沧东凹陷部署26口水平井, 新建产能15× 104 t, 重点在小集GD1701H井区C1甜点层集中建产, 同时在段六拨和王官屯地区预探和评价C5、C3甜点层。主要采用多层系超大井组立体开发方案, 在1#、2#、5#、7#和9#平台实施工厂化钻井和压裂, 建井平均周期缩短17%; 同时实施24 h不间断拉链式循环压裂, 平均每天压裂3.2段, 最多达4段, 高压泵注时间达11.5 h, 段与段之间的等候时间缩短至2~3 h, 利用此间隙完成设备保养、燃料添加等工作, 施工效率比传统压裂方式提高了1倍, 极大提高了压裂时效。至目前已压裂投产井5口, 均获得稳定的产量, 日产油均超过80 t, 预测单井最终可采油量为3.1× 104 t, 经济评价测算单井经济指标均达行业标准, 可实现效益开发。

沧东凹陷孔二段陆相纯页岩型页岩油富集主要受优势组构相和滞留烃超越效应两大因素控制, 具有纹层状长英质、纹层状混合质、薄层状灰云质及厚层状灰云质4种页岩油富集模式; 页岩油甜点识别评价方法可准确预测陆相页岩油富集甜点区。

甜点层精准轨迹设计与随钻跟踪-轨迹优化地质工程一体化控制技术经现场应用检验, 效果良好, 甜点钻遇率可达100%, Ⅰ 类甜点钻遇率平均超过75%。

采用全程“ 滑溜水+高石英砂” 陆相页岩油水平井低成本体积压裂改造技术, 可在水平段形成多期次缝网, 大幅度提高产能, 综合工程成本平均降低26.4%。

符号注释：

a, b— — 加权系数, 无因次; Ap— — 振幅属性, 无因次; At— — 属性融合反演系数, 无因次; BI— — 归一化脆性指数, 无因次; CC— — 待测点碳酸盐矿物的含量, 无因次; CF— — 待测点长英质矿物的含量, 无因次; Ei— — 综合评价指数, 无因次; Fre— — 频率属性, 无因次; GAS— — 归一化气测全烃值, 无因次; i— — 甜点评价参数编号; n— — 甜点评价参数总数; OSI— — 热解生烃潜力与有机质丰度的比值, mg/g; Pi— — 评价参数实测值; PⅡ , max— — 评价参数Ⅱ 类甜点界限最大值; Qi— — 评价参数权重系数, 无因次; Ro— — 页岩热成熟度, %; S1— — 归一化游离烃含量, 无因次; SEI— — 水平井有利压裂簇点综合评价指数, 无因次; TOC— — 归一化有机碳含量, 无因次; Δ L— — 待测点处相互叠置的密度测井曲线与声波测井曲线之间的距离, 无因次; Δ t— — 待测点的声波时差值, μ s/m; Δ t1— — 声波时差曲线选定范围的最小值, μ s/m; Δ t2— — 声波时差曲线选定范围的最大值, μ s/m; ρ 1— — 密度曲线选定范围的最小值, g/cm3; ρ 2— — 密度曲线选定范围的最大值, g/cm3; ρ b— — 待测点的密度值, g/cm3; ϕ — — 归一化孔隙度值, 无因次。

编辑 唐俊伟