趙賢正，周立宏，蒲秀剛，金鳳鳴，韓文中，時(shí)戰(zhàn)楠，陳長(zhǎng)偉，姜文亞，官全勝，許靜，劉學(xué)偉，張偉，馬建英

（中國(guó)石油大港油田公司，天津 300280）

0 引言

近年來海相頁(yè)巖油的規(guī)模性商業(yè)開發(fā)助推美國(guó)原油產(chǎn)量快速增長(zhǎng)，且頁(yè)巖油年產(chǎn)量已占其原油產(chǎn)量的一半以上[1-2]，不僅實(shí)現(xiàn)了油氣的自給自足，而且重新塑造了全球能源格局[3-4]。而中國(guó)湖相頁(yè)巖油勘探開發(fā)起步較晚，但得益于基礎(chǔ)地質(zhì)理論認(rèn)識(shí)的深化及工程工藝技術(shù)的進(jìn)步，目前在渤海灣盆地古近系孔店組[5-9]和沙河街組[10-13]、準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組[14]和瑪湖凹陷二疊系風(fēng)城組[15]、松遼盆地白堊系青山口組[16]和鄂爾多斯盆地三疊系延長(zhǎng)組[17]等多套頁(yè)巖層系中已取得了重大勘探進(jìn)展，多個(gè)盆地頁(yè)巖油已進(jìn)入工業(yè)化開發(fā)階段。由于中國(guó)陸相含油氣盆地構(gòu)造條件復(fù)雜、地層非均質(zhì)性強(qiáng)、成熟度差異大、原油性質(zhì)變化大，造成水平井單井產(chǎn)量高低不均勻、高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)難度大，制約了中國(guó)湖相頁(yè)巖油的進(jìn)一步規(guī)模效益開發(fā)。中國(guó)頁(yè)巖油資源發(fā)展戰(zhàn)略研究報(bào)告指出，加強(qiáng)湖相頁(yè)巖油氣勘探開發(fā)已成為保障國(guó)家能源供應(yīng)安全的重要途徑，而中高成熟度頁(yè)巖油是當(dāng)前戰(zhàn)略突破的重點(diǎn)領(lǐng)域[18]。

滄東凹陷屬于中國(guó)東部渤海灣盆地新生代斷陷湖盆，古近系孔店組二段（簡(jiǎn)稱孔二段）頁(yè)巖油富集層系主要形成于湖盆的半深水—深水沉積區(qū)，為典型的深盆湖相紋層型頁(yè)巖層系，縱向厚度可達(dá)到400 m，頁(yè)巖油資源潛力大、前景廣闊，但也面臨高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)主控條件不清、頁(yè)巖油生產(chǎn)規(guī)律不明等難題。筆者以滄東凹陷孔二段為例，利用700 m系統(tǒng)取心和十萬余條分析化驗(yàn)數(shù)據(jù)、37口已投產(chǎn)水平井試油試采資料及測(cè)錄井資料等，重點(diǎn)針對(duì)深盆湖相頁(yè)巖油高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的關(guān)鍵理論和工程技術(shù)進(jìn)行了總結(jié)分析，以期為中國(guó)陸相頁(yè)巖油的勘探部署和開發(fā)方案提供參考和借鑒。

1 區(qū)域地質(zhì)及勘探開發(fā)概況

1.1 區(qū)域地質(zhì)概況

滄東凹陷位于渤海灣盆地腹地滄縣隆起、徐黑凸起及孔店凸起之間，是古近紀(jì)區(qū)域性拉張背景下發(fā)育的斷陷湖盆，平面上劃分為南皮斜坡、孔東斜坡、孔西斜坡、孔店構(gòu)造帶及舍女寺斷鼻5個(gè)構(gòu)造單元[19-20]。湖盆主要沉積地層為孔店組，自下而上為孔三段、孔二段和孔一段，其中孔二段是以厚層泥頁(yè)巖為主夾砂巖的孔店組湖泛期沉積，湖盆邊部發(fā)育辮狀河三角洲中細(xì)砂巖為主的粗粒沉積，湖盆中部主要為泥頁(yè)巖（見圖1a）?？锥巫韵露蟿澐譃?個(gè)四級(jí)層序（SQEk24—SQEk21）、10個(gè)五級(jí)層序（Ek21SQ①—Ek24SQ⑩）[21]（見圖1b），其中SQEk23—SQEk21為厚300～500 m的高有機(jī)質(zhì)豐度頁(yè)巖段，面積達(dá)1 187 km2，進(jìn)一步劃分出可全區(qū)追蹤對(duì)比的21個(gè)小層。

圖1 滄東凹陷區(qū)域構(gòu)造位置圖（a）及層序地層綜合柱狀圖（b）（LST—低位體系域；EST—湖擴(kuò)體系域；HST—高位體系域）

1.2 湖相頁(yè)巖油勘探開發(fā)概況

筆者曾提出頁(yè)巖油“兩類五型”劃分方案[10,22]，即砂巖運(yùn)移型和頁(yè)巖滯留型兩大類和“紋層型、混積型、夾層型、互層型、厚層型”5種頁(yè)巖油子類型，焦方正等提出“夾層型、混積型和頁(yè)巖型”的頁(yè)巖油劃分方案[23]，其中孔二段頁(yè)巖油屬于滯留富集的頁(yè)巖型頁(yè)巖油類型。

為實(shí)現(xiàn)滄東凹陷該類型頁(yè)巖油勘探突破，2008—2013年，大港油田開展了全凹陷構(gòu)造精細(xì)解釋、五級(jí)層序的沉積微相精細(xì)研究，明確了湖盆沉積圈層結(jié)構(gòu)[24]，頁(yè)巖油主要分布于內(nèi)圈；2014—2016年，鉆探G108-8井并系統(tǒng)取全孔二段巖心達(dá)500 m，明確了孔二段頁(yè)巖油“七性特征”，鉆探直井G1608，獲日產(chǎn)油47.1 t的高產(chǎn)油流，證實(shí)了孔二段頁(yè)巖油勘探潛力；2017年，部署兩口先導(dǎo)試驗(yàn)井GD1701H和GD1702H獲得標(biāo)志性突破，最高日產(chǎn)油達(dá)68.3 t，標(biāo)志著水平井突破湖相頁(yè)巖型頁(yè)巖油工業(yè)油流關(guān)，穩(wěn)定生產(chǎn) 700余天，累產(chǎn)油達(dá) 2.0×104t；2019年以來，滄東凹陷頁(yè)巖油利用 8個(gè)平臺(tái)完鉆水平井44口，壓裂40口井，開井37口，超百噸井4口，累產(chǎn)油已達(dá)17.8×104t，建成了年產(chǎn)10萬噸級(jí)的頁(yè)巖型頁(yè)巖油開發(fā)示范區(qū)。

同時(shí)拓展歧口凹陷沙三段頁(yè)巖油勘探，2020年部署的B56-1H井最高日產(chǎn)油38.4 t，放噴397 d，累產(chǎn)油6 183 t，返排率18.56%；2021年歧口凹陷沙一段下亞段（簡(jiǎn)稱沙一下）頁(yè)巖油風(fēng)險(xiǎn)勘探再獲重要突破，部署的QY1H井最高日產(chǎn)油80 m3，放噴170 d，累產(chǎn)油3 919 t，返排率13.85%。

2 湖相頁(yè)巖油富集高產(chǎn)理論技術(shù)

經(jīng)過10余年攻關(guān)研究，創(chuàng)新形成了“成藏富集、靶層選擇、井位部署、壓裂工藝、開發(fā)對(duì)策”等支撐湖相頁(yè)巖油高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)的理論認(rèn)識(shí)與勘探關(guān)鍵技術(shù)方法。

2.1 頁(yè)巖油富集理論認(rèn)識(shí)

2.1.1“三高一低”優(yōu)質(zhì)頁(yè)巖是頁(yè)巖油富集的物質(zhì)基礎(chǔ)

G108-8、G19-25等井700 m系統(tǒng)取心和10萬余條分析數(shù)據(jù)分析表明，孔二段頁(yè)巖具有高頻紋層結(jié)構(gòu)、高有機(jī)質(zhì)豐度、高長(zhǎng)英質(zhì)等脆性礦物含量、低黏土含量的“三高一低”地質(zhì)特征，是頁(yè)巖油形成與富集的物質(zhì)基礎(chǔ)[5,22]?？锥雾?yè)巖有機(jī)質(zhì)類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型，TOC值為2%～6%，平均值為4.87%，最高可達(dá)12.92%，烴源巖品質(zhì)好，奠定了頁(yè)巖油形成的生烴基礎(chǔ)。儲(chǔ)集空間主要是納米級(jí)至微米級(jí)有機(jī)質(zhì)孔、粒間孔、晶間孔、溶蝕孔等基質(zhì)孔隙和層間縫、構(gòu)造縫、異常壓力縫、成巖收縮縫等各類微裂縫，是頁(yè)巖油運(yùn)移與聚集的重要通道與載體（見圖2）。不同礦物組合形成微觀“源儲(chǔ)”韻律疊置互層，有利于頁(yè)巖油的滯留和富集，其紋層密度可達(dá)11 000層/m（見圖3）。S1值為0.3～12.4 mg/g，平均值為3.21 mg/g，局部長(zhǎng)英質(zhì)礦物紋層含油超過18 mg/g，OSI值為23.6～735.6 mg/g，平均值為168.6 mg/g。頁(yè)巖粒徑普遍小于0.062 5 mm，其中粒徑小于0.003 9 mm的礦物占比達(dá)到75%，主要由陸源碎屑（石英、長(zhǎng)石）、碳酸鹽（方解石和白云石）、黏土及其他礦物（方沸石、黃鐵礦等）組成，陸源碎屑平均含量超過50%，而黏土礦物平均含量?jī)H為16%，為頁(yè)巖油高效壓裂改造奠定了工程基礎(chǔ)。

圖2 滄東凹陷孔二段頁(yè)巖儲(chǔ)集空間類型

圖3 滄東凹陷孔二段頁(yè)巖紋層及含油特征

2.1.2 中偏高熱演化是頁(yè)巖油富集有利條件

筆者前期研究證實(shí)[5,8,22]，不同類型干酪根單位有機(jī)碳含油率均隨著Ro值的增大呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢(shì)，明確烴源巖熱演化程度為0.7%～1.2%時(shí)，對(duì)應(yīng)埋深在3 300～4 300 m，此區(qū)間范圍頁(yè)巖中滯留可動(dòng)烴量相對(duì)較大，約占總烴量的 20%～60%。通過對(duì)滄東凹陷20口水平井折算為千米水平段后穩(wěn)定生產(chǎn)180 d平均日產(chǎn)油與Ro關(guān)系分析證實(shí)（見圖4），Ro值為0.7%～1.1%時(shí)，產(chǎn)量一般高于5 t/d，且頁(yè)巖油產(chǎn)量隨Ro值增大而增加。中偏高熱演化頁(yè)巖滯留烴量大、氣油比高、原油黏度低，是頁(yè)巖油高產(chǎn)的必要條件。

圖4 折千米水平段180 d平均日產(chǎn)油與Ro關(guān)系

2.1.3 紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖是湖相頁(yè)巖型頁(yè)巖油最優(yōu)富集層

筆者前期將滄東凹陷孔二段頁(yè)巖層系劃分為紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖、紋層狀混合質(zhì)頁(yè)巖、薄層狀灰云質(zhì)頁(yè)巖、厚層狀灰云質(zhì)頁(yè)巖4類頁(yè)巖組構(gòu)相[5]，其中紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖具有高長(zhǎng)英質(zhì)、高紋層頻率、高TOC值及超越效應(yīng)明顯等特征，納米CT及核磁共振實(shí)驗(yàn)可見孔隙層狀分布、連通性好，可動(dòng)流體飽和度高達(dá)46.7%[25]，微鉆取樣后富長(zhǎng)英質(zhì)紋層索氏抽提含油量達(dá)20 mg/g，是頁(yè)巖油的最優(yōu)富集層。GD1702H井產(chǎn)液剖面測(cè)量分析也證實(shí)，紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖是產(chǎn)量的主要貢獻(xiàn)者，長(zhǎng)度占總水平段的 38.5%，而產(chǎn)油量占全井段產(chǎn)量的74.8%，百米日產(chǎn)油量大于 3 t。紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖主要發(fā)育于前三角洲—半深湖長(zhǎng)英質(zhì)礦物輸入程度較高的區(qū)域，而長(zhǎng)英質(zhì)礦物波及程度弱的深湖區(qū)域主要發(fā)育碳酸鹽紋層與黏土有機(jī)質(zhì)紋層，紋層狀碳酸鹽巖則成為該區(qū)域頁(yè)巖油相對(duì)有利的富集層。

2.2 富集層及富集區(qū)評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)技術(shù)

基于上述頁(yè)巖油形成并滯留富集的條件，從頁(yè)巖層系的含油性、生烴特性、儲(chǔ)集性及可壓性等方面，優(yōu)選出TOC、Ro、頁(yè)巖厚度、S1、OSI、脆性指數(shù)、孔隙度 7項(xiàng)參數(shù)，并結(jié)合長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖組構(gòu)相地震屬性反演，開展富集層和富集區(qū)評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)。

2.2.1 頁(yè)巖油富集層評(píng)價(jià)

烴源巖特性、儲(chǔ)集性、含油性與可壓性等是影響頁(yè)巖油富集的主控因素[8,10,22,25-26]。以 G108-8等井12000余塊次分析聯(lián)測(cè)數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，優(yōu)選TOC、Ro、S1、OSI、脆性指數(shù)以及孔隙度等參數(shù)[10,22,25]，在中高熱演化（Ro值為0.7%～1.2%）埋深區(qū)間內(nèi)，將TOC＞2%、S1＞2 mg/g、OSI＞100 mg/g、脆性指數(shù)大于 50%、孔隙度大于3%且連續(xù)厚度大約10 m的頁(yè)巖層確定為頁(yè)巖油富集層（見表 1），研究區(qū)鉆遇井實(shí)際評(píng)價(jià)來看，富集層厚度一般為10～40 m。在富集層內(nèi)再進(jìn)一步確定鉆探靶層，鉆探靶層是在富集層內(nèi)進(jìn)一步優(yōu)選出的含油性及可壓性更好的鉆探目的層段，是水平井實(shí)鉆入窗的標(biāo)志層，研究表明，TOC值并不是越高越好，對(duì)于頁(yè)巖型頁(yè)巖油的富集且可動(dòng)有一個(gè)適中區(qū)間[8,10]，具體將 TOC 值為 2%～4%、S1＞3 mg/g、OSI＞150 mg/g、脆性指數(shù)大于 75%、孔隙度大于 5%且連續(xù)厚度大于10 m的富集層優(yōu)選為鉆探靶層（見表1），研究區(qū)單個(gè)鉆探靶層厚度一般10～15 m。

表1 頁(yè)巖型頁(yè)巖油富集層和鉆探靶層評(píng)價(jià)參數(shù)及評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)（據(jù)文獻(xiàn)[10,22,25-26]修改）

通過評(píng)價(jià)，滄東凹陷孔二段363.6 m頁(yè)巖層系識(shí)別出了8個(gè)富集小層，在富集層內(nèi)進(jìn)一步優(yōu)選出8個(gè)適于水平井鉆探與壓裂改造的靶層（見圖1b）。

為進(jìn)一步提高靶層鉆遇率，開展了測(cè)井約束下靶層的地震反演預(yù)測(cè)。G108-8井地層巖性與電性特征分析表明，頁(yè)巖表現(xiàn)為低密度、高聲波時(shí)差、高電阻率的特征，其中長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖表現(xiàn)為高聲波時(shí)差、中密度、中高電阻特征，灰云質(zhì)頁(yè)巖表現(xiàn)為低聲波時(shí)差、高密度、高電阻特征，混合質(zhì)頁(yè)巖表現(xiàn)為低聲波時(shí)差、高—中密度、中高電阻特征，這與砂巖、泥巖等有較為明顯的差別。據(jù)此，優(yōu)選出聲波時(shí)差和電阻率為紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖識(shí)別的敏感參數(shù)，在地震資料保幅拓頻（主頻18 Hz提高至25 Hz）的基礎(chǔ)上，通過電阻率擬合聲波反演、速度反演分別去掉低阻泥巖、常規(guī)砂巖的地震信息，兩者融合識(shí)別巖性甜點(diǎn)和鉆探靶層。

以上述水平井鉆探靶層評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)為指導(dǎo)，實(shí)現(xiàn)了富集層鉆遇率和單井產(chǎn)量的雙提升（見圖5）。GY5-1-1L、GY5-1-9H井鉆探靶層厚9 m，富集層鉆遇率由早期的55%提高到90%以上。以GY5-1-1L井為例，該井投產(chǎn)180 d平均日產(chǎn)油達(dá)28.3 t，與相鄰平臺(tái)同層系早期完鉆井GY1-1-5H井相比增加了22.4 t，折算180 d平均百米日產(chǎn)油由1.4 t提高至4.0 t。

圖5 滄東凹陷孔二段水平井90 d百米產(chǎn)油量與百米富集層鉆遇率相關(guān)性

2.2.2 頁(yè)巖油富集區(qū)評(píng)價(jià)

富集區(qū)評(píng)價(jià)綜合地震屬性預(yù)測(cè)和地質(zhì)多井評(píng)價(jià)兩方面。地質(zhì)方面選取游離烴、有機(jī)碳含量、脆性礦物含量等參數(shù)進(jìn)行測(cè)井解釋[10,25]，同時(shí)疊合熱演化成熟度、構(gòu)造等值線，地震方面通過聲波時(shí)差-電阻率等敏感曲線重構(gòu)開展測(cè)井約束融合地震反演。以孔二段一亞段為例（見圖 6），根據(jù)構(gòu)造埋深和試油情況，通過關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)疊合評(píng)價(jià)與地震融合反演評(píng)價(jià)相結(jié)合篩選出Ⅰ—Ⅲ類甜點(diǎn)面積417 km2（見圖6b）。其中Ⅰ—Ⅱ類甜點(diǎn)地震上呈高波阻抗特征（見圖6a），脆性礦物含量可達(dá)75%，Ro＞0.6%，TOC值平均大于2%，埋深3 000～4 200 m，優(yōu)質(zhì)甜點(diǎn)段厚度大于10 m，Ⅲ類甜點(diǎn)一般呈中低波阻抗特征，分布于滄東凹陷官西低斜坡區(qū)。

圖6 滄東凹陷孔二段一亞段測(cè)井敏感曲線融合地震反演（a）及甜點(diǎn)綜合評(píng)價(jià)圖（b）

2.3 頁(yè)巖油水平井開發(fā)井網(wǎng)部署技術(shù)

2.3.1 水平井間距優(yōu)選

為探索最佳井距，部署130～400 m等多種井距試驗(yàn)井組，1#平臺(tái)GD1702H與GY1-1-6H井距離130 m，GY1-1-6H井壓裂導(dǎo)致GD1702H井日產(chǎn)油由12.00 t下降至1.85 t，排液近11個(gè)月產(chǎn)量仍未恢復(fù)，證實(shí)小井距 130 m易發(fā)生壓裂干擾。5#平臺(tái) GY5-1-1L井、GY5-1-9H井、GY5-3-1L井等5口井井間距260～300 m，壓裂時(shí)未產(chǎn)生明顯干擾，投產(chǎn)后實(shí)現(xiàn)了單井日產(chǎn) 30 t以上高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)，表明水平井間距260～300 m時(shí)可有效避免井間壓采干擾。37口水平井電位法、聲發(fā)射等裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，在壓裂規(guī)模為砂量2.5～2.8 m3/m，液量25～32 m3/m的情況下，壓裂裂縫平均半長(zhǎng)約100 m，最大半縫長(zhǎng)主要為140～150 m[22]。綜合分析認(rèn)為，目前壓裂規(guī)模下300 m是比較理想的優(yōu)選井距。

2.3.2 水平井方位與長(zhǎng)度優(yōu)化

滄東凹陷斷裂發(fā)育，水平井過斷層后容易造成斷層附近井筒套變，為避免穿斷層，水平井盡量在一個(gè)斷塊內(nèi)部署，由此限制了水平段長(zhǎng)度。數(shù)值模擬表明，水平井井軌跡方位與最大主應(yīng)力方向夾角90°時(shí)，累積產(chǎn)油量最高，相同角度下增加水平段長(zhǎng)，累產(chǎn)油增加幅度更大。因此，在兼顧水平井方位與最大主應(yīng)力方向夾角越大越有利于體積縫網(wǎng)改造的同時(shí)，盡量增加水平井段長(zhǎng)度。正交多極子陣列聲波（XMAC）及水平井壓裂縫監(jiān)測(cè)結(jié)果表明，區(qū)域主應(yīng)力以北東 30°～45°為主，現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施過程中水平井方位與最大主應(yīng)力夾角 60°～90°范圍內(nèi)，適當(dāng)調(diào)整水平井方向，增加水平井長(zhǎng)度實(shí)現(xiàn)提產(chǎn)。例如5號(hào)井場(chǎng)GY5-1-9H井軌跡與最大主應(yīng)力夾角73°，聲發(fā)射裂縫監(jiān)測(cè)顯示，裂縫復(fù)雜、改造體積大，最高日產(chǎn)油192 m3，穩(wěn)定生產(chǎn)420 d，累產(chǎn)油10 348 t；7號(hào)井場(chǎng)GY7-1-1L井軌跡與最大主應(yīng)力夾角20°，從電位法裂縫監(jiān)測(cè)顯示壓裂裂縫順井筒小角度延伸，改造體積小，目前生產(chǎn)503 d累產(chǎn)油僅470 t。

2.4 頁(yè)巖油儲(chǔ)集層壓裂工藝技術(shù)

2.4.1 壓裂段簇設(shè)計(jì)

本文研究提出了“一優(yōu)控段、四高定簇、差異設(shè)計(jì)”地質(zhì)工程一體化的壓裂段簇優(yōu)化方法[27]。一優(yōu)控段是指優(yōu)先選擇紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖組合模式作為壓裂段；四高定簇是優(yōu)選高氣測(cè)、高電阻、高TOC值或S1值、高可壓性的位置作為射孔壓裂簇點(diǎn)；差異設(shè)計(jì)是針對(duì)不同巖性、不同套變風(fēng)險(xiǎn)制定不同壓裂工藝，紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖可壓性好，優(yōu)選長(zhǎng)段多簇分段方式，單段簇?cái)?shù)7～9簇，單段長(zhǎng)度70～120 m，灰云質(zhì)頁(yè)巖可壓性差，優(yōu)化單段簇?cái)?shù)5～7簇，單段長(zhǎng)度50～80 m，提高各簇裂縫開啟程度，保證改造效果[22]。同時(shí)在套變風(fēng)險(xiǎn)區(qū)如狗腿度突變處增大段簇間距，控制壓裂規(guī)模、防止套變。

2.4.2 壓裂材料配制

為滿足頁(yè)巖油儲(chǔ)集層壓裂液體系造體積縫與攜砂量的雙重要求，優(yōu)化形成了 0.1%降阻劑 B+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.3%助排劑+0.05%破膠劑的低黏滑溜水體系，降阻率大于70%，防膨率為85%；研制出0.5%～0.7%降阻劑B+0.5%黏土穩(wěn)定劑+0.3%助排劑+0.05%破膠劑的高黏滑溜水體系，高速剪切75 min后變黏滑溜水壓裂液的黏度仍能保持在 40 mPa·s以上，破膠液黏度為1.80 mPa·s。通過多級(jí)裂縫數(shù)值模擬，明確一級(jí)次裂縫導(dǎo)流能力為1.55 μm2·cm，采用0.212～0.425 mm（40/70目）陶粒支撐，二級(jí)次裂縫導(dǎo)流能力為0.13 μm2·cm，采用 0.100～0.212 mm（70/140 目）石英砂支撐。石英砂、陶粒比例為7∶3，低黏滑溜水、高黏滑溜水比例為8∶2，大幅降低原材料價(jià)格。

2.4.3 體積壓裂工藝

針對(duì)紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖壓裂裂縫容易起裂，裂縫對(duì)支撐劑比例敏感性低，施工壓力波動(dòng)小，加砂難度低等問題，采用高起步連續(xù)加砂模式，直接提升施工排量至12 m3/min，起步砂比為10%，逐漸提升至22%，砂液比為 10%，提高單位液量加砂量，提高有效裂縫支撐體積（見圖 7）。針對(duì)灰云質(zhì)頁(yè)巖壓裂時(shí)起裂壓力高，難以提高施工排量，縫內(nèi)凈壓力不足，裂縫縫寬小的問題，采用逆混合+多級(jí)段塞+連續(xù)加砂壓裂技術(shù)，先利用注入高黏滑溜水造縫，然后通過段塞加砂擴(kuò)縫為支撐劑進(jìn)入提供較好通道，降低施工壓力，最后利用連續(xù)加砂支撐，保障加砂強(qiáng)度（見圖7）。

圖7 紋層狀長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖（a）及層狀灰云質(zhì)頁(yè)巖（b）典型施工曲線

2.5 頁(yè)巖油排采制度優(yōu)化技術(shù)

2.5.1 數(shù)值模擬確定最小燜井時(shí)間

燜井可實(shí)現(xiàn)油水充分滲吸置換。數(shù)值模擬表明，初期裂縫含油飽和度隨燜井時(shí)間呈逐漸升高趨勢(shì)，由燜井初期的18%上升到燜井15 d的50%，15 d后裂縫含油飽和度趨于穩(wěn)定。35口水平井井口壓力監(jiān)測(cè)表明，燜井初期井口壓力均下降明顯，燜井15 d后開始趨于穩(wěn)定，由此確定頁(yè)巖油儲(chǔ)集層壓裂后燜井時(shí)間最少為15 d，待井口壓力連續(xù)3 d壓降小于0.1 MPa/d后開井（見圖8）。

圖8 不同甜點(diǎn)水平井井口壓力隨燜井時(shí)間變化關(guān)系圖

2.5.2 根據(jù)壓降合理安排放噴制度

不同產(chǎn)液量井筒溫度場(chǎng)擬合表明，日產(chǎn)液大于35 m3時(shí)，井口溫度高于原油析蠟點(diǎn)溫度，可有效防止水平井井筒結(jié)蠟。壓裂砂回流模型與井筒臨界攜砂流速計(jì)算表明，日產(chǎn)液為23～80 m3時(shí)可減少壓裂砂回流量，預(yù)防井筒堵塞，延長(zhǎng)采油周期。由此確定頁(yè)巖油井日產(chǎn)液量為35～80 m3，可有效防止結(jié)蠟砂堵。

為實(shí)現(xiàn)自噴期頁(yè)巖油水平井產(chǎn)量最大化，多根據(jù)單位壓降產(chǎn)量變化率及油嘴系數(shù)曲線斜率，指導(dǎo)放噴階段油嘴調(diào)整，保障放噴產(chǎn)量與井口壓力變化的有效匹配。當(dāng)井口壓力大于15 MPa時(shí)，油嘴系數(shù)曲線斜率大于0，壓降速度過快，宜調(diào)小油嘴；當(dāng)壓力為5～15 MPa時(shí)，油嘴系數(shù)曲線斜率小于0，液量下降過快，宜逐步調(diào)大油嘴；當(dāng)壓力為2～5 MPa時(shí)，油嘴系數(shù)曲線斜率等于0，壓降速度與液量達(dá)到匹配，可保持一定時(shí)期穩(wěn)產(chǎn)；當(dāng)壓力小于2 MPa時(shí)，可適時(shí)下泵。

2.5.3 舉升工藝優(yōu)化

15口已下泵生產(chǎn)的水平井360 d累產(chǎn)液與日產(chǎn)液量皮爾遜相關(guān)性分析表明，泵深、泵徑、工作制度是影響累產(chǎn)液量重要因素。為了滿足頁(yè)巖油流度較低、宜較大壓差、控采液速度生產(chǎn)的需要，優(yōu)化形成泵徑為38～44 mm、泵深2 200～2 500 m的小泵深抽配套技術(shù)。一是泵掛深、壓差大，可促進(jìn)油相流動(dòng)，后期沉沒度為200 m以上，保持較高泵效生產(chǎn)；二是排量相對(duì)較小，給油水置換時(shí)間，保護(hù)地層能量，有效降低含水；三是避免后期液量遞減后頻繁換小泵或檢泵作業(yè)，生產(chǎn)時(shí)效提高5%。

進(jìn)一步結(jié)合頁(yè)巖油井液量寬、液面深、高含蠟的特性，汲取常規(guī)油藏防偏磨、防擋砂、防腐蝕成功經(jīng)驗(yàn)，優(yōu)化形成長(zhǎng)沖程塔架式抽油機(jī)控躺井配套模式。其最大沖程優(yōu)化為7～10 m，最大沖次3次/min，適應(yīng)液量5～66 m3/d，較常規(guī)抽油機(jī)液量范圍拓寬32%，綜合能耗較常規(guī)游梁式抽油機(jī)降低 38%。2021年GY2-1-4H井和GY2-1-5H井開展長(zhǎng)沖程智能塔架式抽油機(jī)工藝試驗(yàn)，抽油機(jī)采用泵徑 38 mm、下泵深度2 500 m，兩口井日產(chǎn)油能力增加22 t。

3 湖相頁(yè)巖型頁(yè)巖油開發(fā)工程實(shí)踐

3.1 頁(yè)巖型頁(yè)巖油開發(fā)效果

對(duì)比分析滄東凹陷7個(gè)井場(chǎng)已投產(chǎn)的37口井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)，將穩(wěn)定生產(chǎn) 90 d以上含水小于 50%的 28口井定義為正常生產(chǎn)井（見圖 9），平均壓裂水平段長(zhǎng)797 m，平均日產(chǎn)油17.6 t，利用象限法建立投產(chǎn)初期及穩(wěn)定生產(chǎn)階段產(chǎn)量散點(diǎn)圖版，按照產(chǎn)量高低劃分為Ⅰ類、Ⅱ類、Ⅲ類，其中Ⅰ類井2口，Ⅱ類井10口，Ⅲ類井16口。截至2022年4月，28口生產(chǎn)井日產(chǎn)油穩(wěn)定在300～350 t，累產(chǎn)油17.8×104t。

圖9 滄東凹陷正常生產(chǎn)井投產(chǎn)效果分類評(píng)價(jià)圖

2021年新投產(chǎn)的GY5-1-1L、GY5-1-9H、GY1-1-9H、GY1-5-1H共4口井獲百噸高產(chǎn)。其中GY5-1-1L井壓裂16段945 m，壓裂液30 133 m3，加砂2 522.6 m3，6 mm油嘴放噴求產(chǎn)4 h，折日產(chǎn)油208 m3，試采226 d平均日產(chǎn)油24.6 t（見圖10），截至2022年4月1日，累產(chǎn)油7 361 t，返排率9.62%，預(yù)計(jì)該井單井EUR值為 3.14×104t。

圖10 GY5-1-1L井試采曲線

3.2 頁(yè)巖型頁(yè)巖油生產(chǎn)規(guī)律

3.2.1 分階段生產(chǎn)遞減規(guī)律

結(jié)合已投入生產(chǎn)的水平井生產(chǎn)特征，明確頁(yè)巖油生產(chǎn)需要經(jīng)過燜井、排液、鉆塞、解堵、下泵等多環(huán)節(jié)，經(jīng)歷自噴生產(chǎn)與機(jī)械采油兩個(gè)階段。其中自噴生產(chǎn)階段產(chǎn)量呈指數(shù)遞減，水平段400～600 m預(yù)計(jì)自噴期 4～6個(gè)月，水平段 1 000 m以上預(yù)計(jì)自噴期可達(dá)10～18個(gè)月，折算遞減 60%～85%（見圖 11）。機(jī)械采油階段劃分為臺(tái)階狀遞減階段和穩(wěn)定生產(chǎn)階段，臺(tái)階狀遞減階段產(chǎn)量達(dá)最高值后開始遞減（10個(gè)月時(shí)間），平均遞減 53.7%，月遞減 7.8%。當(dāng)月遞減小于3%時(shí)進(jìn)入穩(wěn)定生產(chǎn)階段，月遞減1.5%～3.0%，穩(wěn)產(chǎn)期長(zhǎng)（見圖12）。

圖11 頁(yè)巖油采油穩(wěn)產(chǎn)井自噴階段日平均產(chǎn)油量變化圖

圖12 頁(yè)巖油采油穩(wěn)產(chǎn)井機(jī)械采油階段月平均產(chǎn)油量變化圖

3.2.2 采出頁(yè)巖油烴類組分時(shí)移特征

在頁(yè)巖油水平井試采進(jìn)程中，石油采出成分尤其是重?zé)N構(gòu)成隨時(shí)間變化明顯。GY5-1-9H井共化驗(yàn)8次原油色譜，開采初期主要以雙峰型為主，輕質(zhì)組分占比較高，生產(chǎn) 5個(gè)月以后原油重質(zhì)組分相對(duì)含量整體呈增多趨勢(shì)，由雙峰型向單峰型轉(zhuǎn)變。考慮到工程作業(yè)因素的影響，在兩次作業(yè)間隔時(shí)間內(nèi)原油組分呈現(xiàn)出規(guī)律性變化。即C1—C13輕質(zhì)組分含量逐漸減少，而C14+組分含量隨時(shí)間推移相對(duì)含量比例增加（見圖13）。同時(shí) C1—C8輕質(zhì)組分含量比例與原油日產(chǎn)量呈一定的正相關(guān)關(guān)系，輕質(zhì)組分含量高，原油產(chǎn)量較高（見圖14）。

圖13 GY5-1-9H井不同階段原油組分C14+變化圖

圖14 GY5-1-9H井不同階段原油輕質(zhì)組分含量與日產(chǎn)油量關(guān)系圖

4 結(jié)論

滄東凹陷孔店組二段頁(yè)巖油是湖相頁(yè)巖型頁(yè)巖油的典型代表，孔二段頁(yè)巖具有高頻紋層、高有機(jī)質(zhì)豐度、高脆性礦物含量、低黏土含量、微納米孔縫集群式發(fā)育的地質(zhì)特征，滯留烴富集且資源豐度高、勘探潛力大，單井日產(chǎn)油最高達(dá)到208 m3，創(chuàng)當(dāng)前頁(yè)巖型頁(yè)巖油最高紀(jì)錄。研究提出頁(yè)巖型頁(yè)巖油成藏富集理論認(rèn)識(shí)和靶層評(píng)價(jià)預(yù)測(cè)、水平井開發(fā)井網(wǎng)部署、個(gè)性化壓裂工藝、排采制度優(yōu)化等技術(shù)系列，有效指導(dǎo)了黃驊坳陷頁(yè)巖油靶層優(yōu)選、井位部署、高效壓裂與合理排采，解決了當(dāng)前頁(yè)巖油富集規(guī)律、開發(fā)方案、工程工藝等方面的理論和技術(shù)難題。同時(shí)揭示了頁(yè)巖型頁(yè)巖油自噴生產(chǎn)階段產(chǎn)量呈指數(shù)遞減、機(jī)械采油階段產(chǎn)量呈臺(tái)階狀遞減后再趨于穩(wěn)定的遞減規(guī)律，并指出采出油烴類組分比例與日產(chǎn)油量呈正相關(guān)性，相關(guān)認(rèn)識(shí)對(duì)下一步調(diào)整開發(fā)方案、優(yōu)化排采制度和提高單井EUR起到重要的指導(dǎo)作用。頁(yè)巖油富集高產(chǎn)的理論認(rèn)識(shí)與技術(shù)方法對(duì)類似地質(zhì)條件頁(yè)巖油的勘探開發(fā)具有重要的借鑒和推廣價(jià)值。

符號(hào)注釋：

EUR——估算的最終采收量，t；GR——自然伽馬，API；OSI——可動(dòng)油指數(shù)，mg/g；RM2R6——0.61 m（2 ft）縱向分辨率、1.52 m（60 in）徑向探測(cè)深度陣列感應(yīng)測(cè)井電阻率，Ω·m；RM2RX——0.61 m（2 ft）縱向分辨率、3.04 m（120 in）徑向探測(cè)深度陣列感應(yīng)測(cè)井電阻率，Ω·m；SP——自然電位，mV；S1——熱解游離烴含量，mg/g。