周立宏，何海清，郭緒杰，陳長(zhǎng)偉，韓國(guó)猛，楊飛，馬建英，周素彥

（1.中國(guó)石油大港油田分公司，天津 300280；2.中國(guó)石油勘探與生產(chǎn)分公司，北京 100011）

中國(guó)陸相頁(yè)巖油地質(zhì)資源潛力為397.46×108t，可采資源潛力為34.98×108t，是未來(lái)油氣勘探的重點(diǎn)領(lǐng)域［1-4］。按頁(yè)巖層系有機(jī)質(zhì)成熟度，將陸相頁(yè)巖油分為中高成熟頁(yè)巖油［鏡質(zhì)體反射率（Ro）=1.0%～1.5%］和中低成熟頁(yè)巖油（Ro=0.5%～1.0%）兩類［2］。中高成熟頁(yè)巖油滯留烴潛力大，水平井體積壓裂技術(shù)可以實(shí)現(xiàn)開發(fā)利用［3-4］，中國(guó)已完成準(zhǔn)噶爾盆地［5］、鄂爾多斯盆地［6］、松遼盆地［7］、渤海灣盆地［8］、柴達(dá)木盆地［9］和四川盆地［10］頁(yè)巖油資源潛力評(píng)價(jià)工作，并率先在渤海灣盆地［11］和準(zhǔn)噶爾盆地［3］中高成熟頁(yè)巖油勘探取得重大突破。渤海灣盆地滄東凹陷孔店組二段（孔二段）GD1702H井累計(jì)采出原油1.1×104t，累計(jì)產(chǎn)氣62.1×104m3，2020年大港油田頁(yè)巖油試產(chǎn)成本為96美元/bbl，隨著地質(zhì)甜點(diǎn)認(rèn)識(shí)逐漸清晰、工程技術(shù)不斷完善和管理政策改革創(chuàng)新［12］，2021年新投產(chǎn)的4口井試采成本降低到45美元/bbl，實(shí)現(xiàn)了當(dāng)前油價(jià)下中、高成熟度頁(yè)巖油效益開發(fā)，相關(guān)成果認(rèn)識(shí)成功推廣應(yīng)用到歧口凹陷沙河街組三段（沙三段）中高頁(yè)巖油勘探實(shí)踐中［13］，QY10-1-1井獲百噸高產(chǎn)油氣流，Bin56-1H井試采426 t，累計(jì)產(chǎn)油6 242.43 t，為中高成熟頁(yè)巖油勘探提供了很好的借鑒意義，而沙河街組一段下亞段（沙一下亞段）中等成熟頁(yè)巖油勘探進(jìn)展相對(duì)滯后。為進(jìn)一步探索中等成熟頁(yè)巖油勘探開發(fā)利用方法，將水平井鉆探和體積壓裂改造技術(shù)拓展應(yīng)用到中等成熟頁(yè)巖油領(lǐng)域，本文針對(duì)中等成熟頁(yè)巖地質(zhì)特點(diǎn)，制定相應(yīng)工程對(duì)策，形成一套中等成熟頁(yè)巖油勘探對(duì)策，以期對(duì)該類型資源開發(fā)利用提供一定的借鑒作用。

1 地質(zhì)背景

黃驊坳陷地處中國(guó)東部渤海灣盆地腹地，夾持于滄縣隆起和埕寧隆起之間，以孔店-羊三木凸起為界分為南部滄東凹陷和北部歧口凹陷兩個(gè)不同的次級(jí)沉降單元［14］。歧口凹陷北部以漢沽斷裂為界與燕山褶皺帶相鄰，西部以滄東斷裂為界與滄縣隆起相望，東部以羊二莊斷裂為界，其東南側(cè)為埕寧隆起和沙壘田-海中隆起，平面似菱形，內(nèi)部存在1個(gè)主凹和5個(gè)次級(jí)沉降中心［13］，歧口西南緣主要包括中旺斜坡、歧北斜坡、歧南斜坡和埕海斜坡共4個(gè)次級(jí)構(gòu)造單元。其中，中旺斜坡位于港西凸起西南側(cè)，歧北斜坡、歧南斜坡夾持于孔店-羊三木凸起與歧北次凹、歧南次凹之間，埕海斜坡夾持于埕寧隆起與歧口主凹之間（圖1）。

圖1 渤海灣盆地黃驊坳陷歧口凹陷區(qū)域位置（a）、沙一下亞段沉積環(huán)境（b）及地層綜合柱狀圖（c）［15］Fig.1 Sketch map showing the location of the Qikou Sag（a）and sedimentary environment of the E3s1L at the southwestern margin of the Qikou Sag（b），and composite stratigraphic column of the Qikou Sag（c）［15］

黃驊坳陷古近系包括孔店組、沙河街組和東營(yíng)組3套地層，其中孔店組僅在滄東凹陷內(nèi)發(fā)育。孔店組劃分為孔一段（E2k1）、孔二段（E2k2）和孔三段（E2k3），沙河街組劃分為沙一段（E3s1）、沙二段（E3s2）、沙三段（E2s3），東營(yíng)組劃分為東一段（E3d1）、東二段（E3d2）和東三段（E3d3）。其中，沙一段進(jìn)一步劃分為沙一下亞段（E3s1（下））、沙一中（E3s1（中））和沙一上（E3s1（上））3個(gè)亞段。

孔二段、沙三段和沙一下亞段是黃驊坳陷內(nèi)3套主力生烴源巖，孔二段［11-12］和沙三段［13］先后取得頁(yè)巖油勘探突破，而沙一下亞段頁(yè)巖油勘探仍處于探索階段。從20世紀(jì)90年代開始至2017年，歧口西南緣沙一下亞段油氣勘探以湖相生物灰?guī)r和白云巖為主要目標(biāo)［16-18］。沙一下亞段泥（微）晶白云巖、泥晶灰?guī)r、砂（泥）質(zhì)灰?guī)r和生物灰?guī)r縱向上與油頁(yè)巖、暗色泥巖交互疊置，低熟油氣近源充注，所發(fā)現(xiàn)的油氣主要集中在斷裂發(fā)育帶和褶皺變形區(qū)，油藏類型多為構(gòu)造-巖性油藏，受儲(chǔ)層非均質(zhì)性影響，直井通過酸化、壓裂以及酸壓等改造后，單井日產(chǎn)油在3～46 t，歧口西南緣沙一下亞段碳酸鹽構(gòu)造-巖性油氣藏勘探是常規(guī)油氣勘探的重要補(bǔ)充領(lǐng)域。2018年，針對(duì)該區(qū)頁(yè)巖層系沉積環(huán)境、巖性及組合特征、生烴條件、儲(chǔ)集空間和巖石脆性等方面展開綜合研究，縱向上識(shí)別出C1—C6共6個(gè)甜點(diǎn)段［14］。2019年，針對(duì)沙一下亞段C2甜點(diǎn)部署和實(shí)施QY2H水平井鉆探，水平段長(zhǎng)度1 630 m。該井第一次試油：深度4 693～4 739 m，38.5 m/層，注入611.75 m3CO2復(fù)合解堵；燜井11 d后采用2 mm油嘴試油，未出液，未出天然氣，液氮反氣舉排液，出液24.8 m3，出 油0.1 m3。第 二 次 試 油：深 度4 570～4 630 m，60 m/層，注入105 m3酸化處理液，制氮車排液，出殘液27.8 m3，無(wú)油，微量氣。

勘探實(shí)踐證實(shí)，孔二段和沙三段積累的頁(yè)巖油勘探經(jīng)驗(yàn)不能完全應(yīng)用于沙一下亞段，對(duì)比3套烴源巖在巖性組合、生烴條件和成巖演化等方面的差異性（表1），歧口凹陷西南緣沙一下亞段泥頁(yè)巖具有以下特征：①長(zhǎng)石、石英等陸源碎屑含量較少，而白云石和方解石等盆內(nèi)自生礦物含量占優(yōu)勢(shì)，巖性組合相對(duì)簡(jiǎn)單、巖性分異程度相對(duì)較高；②有機(jī)質(zhì)豐度低于孔二段、高于沙三段［19］，干酪根類型以Ⅰ型為主；③地層沉積年代較新、埋深相對(duì)較淺，處于早成巖B期—中成巖A期，生烴門限深度相對(duì)較深，處于中等偏低成熟階段；④粘土礦物含量較高，儲(chǔ)層敏感性高于孔二段和沙三段。較低成巖演化階段、較大生烴門限深度和較強(qiáng)的儲(chǔ)層敏感性是歧口凹陷沙一下亞段頁(yè)巖油勘探失利的主要原因。地質(zhì)甜點(diǎn)優(yōu)選以及強(qiáng)敏感性儲(chǔ)層的鉆井與壓裂改造是制約中等偏低成熟頁(yè)巖油勘探進(jìn)程的兩個(gè)瓶頸問題。

表1 黃驊坳陷主力烴源巖參數(shù)對(duì)比［8，11，13-14，20］Table 1 Comparison of major source rock parameters in the Huanghua Depression［8，11，13-14，20］

2 巖性與儲(chǔ)層敏感性特征

2.1 礦物成分與巖性

歧口西南緣沙一下亞段沉積時(shí)期為寬緩湖灣沉積環(huán)境，陸源碎屑供給條件相對(duì)較弱，盆內(nèi)生物化學(xué)沉積占優(yōu)勢(shì)，發(fā)育一套以薄層湖相碳酸鹽巖為特色的細(xì)粒沉積巖相組合［15］。根據(jù)歸一化全巖X射線衍射礦物含量，將長(zhǎng)英質(zhì)礦物含量大于50%的定義為長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖，碳酸鹽含量50%～75%的定義為碳酸鹽質(zhì)頁(yè)巖，碳酸鹽含量大于75%的定義為碳酸鹽巖，粘土礦物含量大于50%的定義為粘土質(zhì)頁(yè)巖，三端元礦物含量均小于50%的定義為混合質(zhì)頁(yè)巖，并進(jìn)一步將混合質(zhì)頁(yè)巖按照優(yōu)勢(shì)礦物成分劃分為長(zhǎng)英質(zhì)混合頁(yè)巖、碳酸鹽質(zhì)混合頁(yè)巖和粘土質(zhì)混合頁(yè)巖［14］。碳酸鹽質(zhì)頁(yè)巖和薄層碳酸鹽巖是沙一下亞段優(yōu)勢(shì)巖相，其中間夾有混合質(zhì)頁(yè)巖過渡巖相（圖2）。本次研究利用高分辨率場(chǎng)發(fā)射掃描電鏡、礦物自動(dòng)分析軟件和超大面積高分辨率技術(shù)對(duì)歧口凹陷西南緣沙一下亞段泥頁(yè)巖礦物及微觀組構(gòu)特征開展半定量-定量研究工作。

沙一下亞段泥頁(yè)巖礦物成分多樣，微觀尺度下粘土質(zhì)頁(yè)巖、碳酸鹽質(zhì)頁(yè)巖和碳酸鹽巖礦物分異程度較高。粘土質(zhì)頁(yè)巖（圖2a）主要為遠(yuǎn)源陸源碎屑沉積，礦物成分以粘土為主，石英和其他礦物含量一般小于20.0%，以粘土質(zhì)紋層為主，層理縫較發(fā)育。云質(zhì)頁(yè)巖（圖2b）微觀視域下仍具有明顯的層理結(jié)構(gòu)，碳酸鹽質(zhì)紋層厚度可增加至50～200μm，粘土-長(zhǎng)英質(zhì)紋層碳酸鹽礦物含量明顯增加，發(fā)生鐵白云石化合局部白云石化。灰質(zhì)頁(yè)巖（圖2i），生物碎屑和石英顆粒分散在灰質(zhì)基質(zhì)中，鮞粒發(fā)生白云石化。純白云巖（圖2e）中白云石含量可達(dá)到98.2%，具有均一塊狀結(jié)構(gòu)，局部發(fā)育裂縫，隨著伊利石和石英礦物含量的增加，白云巖成分不再單一（圖2f），呈現(xiàn)混雜的塊狀結(jié)構(gòu)。白云巖在整套細(xì)粒沉積巖中占比一般小于10.0%，成分較純的碳酸鹽巖白云巖化程度相對(duì)較高，當(dāng)灰?guī)r中長(zhǎng)英質(zhì)和粘土礦物含量超過20.0%，碳酸鹽巖以鐵白云石化為主（圖2g，j）。鐵白云石一般呈隱晶狀態(tài)，白云石晶型相對(duì)較好。

混合質(zhì)頁(yè)巖主要存在灰質(zhì)混合頁(yè)巖和長(zhǎng)英質(zhì)混合頁(yè)巖兩類，微觀尺度下紋理發(fā)育、呈韻律結(jié)構(gòu)?；旌腺|(zhì)頁(yè)巖（圖2c）石英、長(zhǎng)石和粘土質(zhì)紋層與灰質(zhì)紋層呈韻律互層?；屹|(zhì)混合頁(yè)巖隨著伊利石和石英礦物含量相對(duì)高低，存在兩種不同結(jié)構(gòu)類型：當(dāng)伊利石含量較高時(shí)，受沉積環(huán)境變化控制，底部粘土質(zhì)質(zhì)混合頁(yè)巖向上逐漸轉(zhuǎn)變?yōu)樘妓猁}質(zhì)混合頁(yè)巖（圖2d），指示沉積環(huán)境在縱向上呈漸變特征；當(dāng)石英礦物含量相對(duì)較高時(shí)，灰質(zhì)混合頁(yè)巖呈塊狀（圖2h）。長(zhǎng)英質(zhì)混合頁(yè)巖以長(zhǎng)石和石英類礦物為主，存在塊狀（圖2k）和紋層狀兩種結(jié)構(gòu)。

圖2 歧口凹陷西南緣B22井沙一下亞段泥頁(yè)巖顯微組構(gòu)特征Fig.2 Shale microfabric characteristics of the E3s1L in Well B22 at the southwestern margin of the Qikou Sag

2.2 泥頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性

2.2.1 應(yīng)力敏感性

粘土質(zhì)混合頁(yè)巖1（圖3a），取樣深度2 289.95～2 290.01 m，樣品長(zhǎng)度4.61 cm，樣品直徑2.52 cm，孔隙體積2.84 cm3，孔隙度12.30 %。初始凈圍壓2.5 MPa、滲透率4.45×10-3μm2，當(dāng)凈圍壓增加至3.5 MPa，滲透率比值迅速降低至31.55 %，之后隨著凈圍壓的增加，滲透率比值緩慢降低，當(dāng)凈圍壓增加至20.0 MPa，滲透率比值降低至2.19 %，該樣品儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性強(qiáng)。隨著凈圍壓的降低，滲透率逐步回升，凈圍壓降低至2.5 MPa，滲透率比值回升至9.66%，滲透率損失不可逆。

灰質(zhì)頁(yè)巖1（圖3b），取樣深度2 290.27～2 290.33 m，樣品長(zhǎng)度4.71 cm，樣品直徑2.54 cm，孔隙體積4.78 cm3，孔隙度19.85 %。初始凈圍壓2.5 MPa、滲透率9.82×10-3μm2，當(dāng)凈圍壓增加至20.0 MPa，滲透率比值降低至21.71%，之后隨著凈圍壓的增加，滲透率比值緩慢降低，當(dāng)凈圍壓增加至20.0 MPa，滲透率比值降低至0.217 1，說(shuō)明儲(chǔ)層應(yīng)力敏感性強(qiáng)。凈圍壓由20.0 MPa降低至2.5 MPa，滲透率比值回升至0.365 8。

白云質(zhì)灰?guī)r樣品1（圖3c），取樣深度2 291.06～2 291.12 m，樣品長(zhǎng)度5.02 cm，樣品直徑2.53 cm，孔隙體積1.53 cm3，孔隙度12.28 %。初始凈圍壓2.5 MPa、滲透率0.07×10-3μm2，當(dāng)凈圍壓增加至20.0 MPa，滲透率比值降低至0.520 0，說(shuō)明儲(chǔ)層敏感性中等偏弱。凈圍壓由20.0 MPa降低至2.5 MPa，滲透率比值回升至0.640 0。

圖3 歧口凹陷西南緣Q646-2井沙一下亞段泥頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性Fig.3 Shale reservoir sensitivity of the E3s1L in Well Q646-2 at the southwestern margin of the Qikou Sag

粘土質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性較強(qiáng)，灰質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性弱于粘土質(zhì)頁(yè)巖，白云質(zhì)灰?guī)r儲(chǔ)層敏感性中等偏弱。儲(chǔ)層壓力敏感性與粘土礦物含量具有較大關(guān)系，粘土礦物含量較高時(shí)，儲(chǔ)層敏感性較強(qiáng)，且儲(chǔ)層滲透率損失率增加，呈不可逆特征。

2.2.2 水流速敏感性

灰質(zhì)頁(yè)巖樣品2（圖3d），取樣深度2 290.27～2 290.33 m，樣品長(zhǎng)度4.75 cm，樣品直徑2.54 cm，孔隙體積4.78 cm3，孔隙度19.85%。氯化鈉鹽水礦化度9 000 mg/L，樣品臨界流速為3.6 m/d，損害率0.79，儲(chǔ)層水流速敏感性強(qiáng)。

白云質(zhì)灰?guī)r樣品2（圖3e），取樣深度2 291.06～2 291.12 m，樣品長(zhǎng)度4.10 cm，樣品直徑2.52 cm，孔隙體積2.40 cm3，孔隙度11.69%。氯化鈉鹽水礦化度9 000 mg/L，樣品臨界流速為1.45 m/d，損害率1.42，儲(chǔ)層水流速敏感性強(qiáng)。

2.2.3 鹽度敏感性

粘土質(zhì)混合頁(yè)巖樣品2（圖3f），取樣深度2 289.95～2 290.01 m，樣品長(zhǎng)度4.31 cm，樣品直徑2.54 cm，孔隙體積3.05 cm3，孔隙度13.70%?；屹|(zhì)頁(yè)巖樣品3（圖3g），取 樣 深 度2 290.27～2 290.33 m，樣 品 長(zhǎng) 度4.54 cm，樣品直徑2.53 cm，孔隙體積4.78 cm3，孔隙度19.85 %。白云質(zhì)灰?guī)r樣品3（圖3h），取樣深度2 291.06～2 291.12 m，樣品長(zhǎng)度5.02 cm，樣品直徑2.53 cm，孔隙體積0.83 cm3，孔隙度8.26%。3塊樣品儲(chǔ)層鹽敏性均強(qiáng)，臨界礦化度為9 000 mg/L。

2.2.4 水敏感性

粘土質(zhì)混合頁(yè)巖樣品3（圖3i），取樣深度2 289.95～2 290.01 m，樣品長(zhǎng)度4.31 cm，樣品直徑2.54 cm，孔隙體積3.05 cm3，孔隙度13.70%?；屹|(zhì)頁(yè)巖4（圖3j），取樣深度2 290.27～2 290.33 m，樣品長(zhǎng)度4.54 cm，樣品直徑2.53 cm，孔隙體積4.78 cm3，孔隙度19.85%。2塊樣品儲(chǔ)層水敏性均強(qiáng)。

2.2.5 堿敏感性

灰質(zhì)頁(yè)巖樣品5（圖3k），取樣深度2 290.27～2 290.33 m，樣品長(zhǎng)度5.67 cm，樣品直徑2.53 cm，孔隙體積5.67 cm3，孔隙度19.11%。樣品臨界pH為9，損害率0.28，儲(chǔ)層堿敏性弱。

灰質(zhì)頁(yè)巖樣品4（圖3l），取樣深度2 291.06～2 291.12 m，樣品長(zhǎng)度3.13 cm，樣品直徑2.52 cm，孔隙體積2.45 cm3，孔隙度15.68%。樣品臨界pH為7，損害率0.90，儲(chǔ)層堿敏性強(qiáng)。

3 泥頁(yè)巖儲(chǔ)集物性與含油性特征

3.1 儲(chǔ)集物性特征

受沉積、成巖和構(gòu)造作用控制，歧口西南緣沙一下亞段儲(chǔ)集空間多樣［15，21-22］：生物碎屑灰?guī)r和鮞?；?guī)r儲(chǔ)層以生物孔、溶蝕孔和裂縫為主；云灰質(zhì)頁(yè)巖和白云巖類儲(chǔ)層以溶蝕孔、晶間孔和裂縫為主；砂巖儲(chǔ)層以粒間孔為主；混合質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層以晶間孔、紋層和層理縫為主；粘土質(zhì)頁(yè)巖段以晶間孔、晶內(nèi)孔和有機(jī)質(zhì)孔等小孔為主，層理發(fā)育。泥頁(yè)巖、碳酸鹽巖和砂巖均是該區(qū)較好儲(chǔ)層，粘土質(zhì)頁(yè)巖段垂向儲(chǔ)集物性相對(duì)較差，可作為蓋層。

歧口凹陷沙一下亞段上覆沙一中亞段、沙一上亞段和東營(yíng)組區(qū)域蓋層，地層欠壓實(shí)，泥頁(yè)巖儲(chǔ)集空間得到保存。該區(qū)沙一下亞段埋深達(dá)到2 000 m后進(jìn)入生烴階段，生烴增壓在一定程度上抑制了成巖演化進(jìn)程（圖4）。埋深在2 000~3 500 m，孔隙度一般大于10.00%；當(dāng)埋深大于4 000 m后，泥頁(yè)巖儲(chǔ)層致密化，孔隙度一般小于10.00%。Q646-2井取樣深度2 264.06～2 291.23 m，巖性主要包括白云巖、灰?guī)r、灰質(zhì)頁(yè)巖和白云質(zhì)頁(yè)巖4種，共33個(gè)樣品，孔隙度分布在0.18%～18.86%（平均9.38%），屬于特低孔、一般致密儲(chǔ)層。B22井取樣深度2 563.44～2 629.49 m，巖性主要包括白云巖、灰質(zhì)頁(yè)巖、白云質(zhì)頁(yè)巖、碳酸鹽質(zhì)混合頁(yè)巖、長(zhǎng)英質(zhì)混合頁(yè)巖、長(zhǎng)英質(zhì)頁(yè)巖和粘土質(zhì)混合頁(yè)巖7種，共30個(gè)樣品，孔隙度分布在1.34%～17.22%（平均8.65%），整體屬于一般致密儲(chǔ)層。C54X1井取樣深度3 166.80～3 238.76 m，巖性主要包括灰質(zhì)頁(yè)巖、白云質(zhì)頁(yè)巖、碳酸鹽質(zhì)混合頁(yè)巖和粘土質(zhì)混合頁(yè)巖4種，共18個(gè)樣品，孔隙度一般小于2.00%，個(gè)別樣品孔隙度可達(dá)8.70%（白云質(zhì)頁(yè)巖，取樣深度3 232.72 m），但整體屬于極致密儲(chǔ)層。

圖4 歧口凹陷西南緣沙一下亞段成熟度（a）、靜壓（b）、壓力系數(shù)（c）與孔隙度（d）隨深度變化趨勢(shì)Fig.4 Scatter diagrams showing variation of maturity（a），hydrostatic pressure（b），pressure coefficient（c），and porosity（d）with depth in the E3s1L at the southwestern margin of the Qikou Sag

3.2 含油性特征

微觀視域下，沙一下亞段泥頁(yè)巖紋層、頁(yè)理發(fā)育，孔隙順紋層分布，微孔-介孔等多類型孔縫系統(tǒng)內(nèi)熒光顯示活躍，烴類組分沿紋層富集（圖5）。C54X1井（深度3 213.05 m）激光共聚焦輕、重組分烴類圖像采集和分析顯示，輕烴和重?zé)N組分均巖層理縫呈層狀分布，輕質(zhì)組分與重質(zhì)組分比為1.14，顯示輕質(zhì)組分發(fā)生初次運(yùn)移、沿層富集。

圖5 歧口凹陷西南緣C54X1井沙一下亞段泥頁(yè)巖含油性特征顯微照片（埋深3 213.05 m）Fig.5 Shale oil?bearing characteristics of the E3s1L in Well C54X1 at the southwestern margin of the Qikou Sag（at a burial depth of 3 213.05 m）

歧口凹陷西南緣沙一下亞段原油密度0.84～0.97 g/cm3，為黑油、重油油藏，原油粘度較高、流動(dòng)性差，動(dòng)用難度大。中旺斜坡原油密度在0.92～0.97 g/cm3（圖6），W25井 深 度2 488.6～2 510.0 m試 油 段50℃溫度下原油粘度1 553.20 mPa·s，原油密度和粘度較高，為重油油藏；歧北斜坡原油密度在0.84～0.90 g/cm3，Q82井深度2 890.0～2 911.0 m試油段50℃溫度下原油粘度79.87 mPa·s；歧南斜坡原油密度在0.84～0.87 g/cm3，Q82井 深 度3 052.6～3 096.8 m試 油 段50℃溫度下原油粘度24.89 mPa·s。歧北中低斜坡區(qū)和歧南斜坡區(qū)原油密度、粘度相對(duì)較小，為黑油油藏。

圖6 歧口凹陷西南緣沙一下亞段原油密度平面等值線Fig.6 Contour map of crude oil density of the E3s1L at the southwestern margin of the Qikou Sag

4 沙一下亞段頁(yè)巖油甜點(diǎn)再認(rèn)識(shí)

歧口凹陷西南緣沙一下亞段欠壓實(shí)，泥頁(yè)巖儲(chǔ)集物性優(yōu)于沙三段和孔二段，但成巖演化程度相對(duì)較低，頁(yè)巖油甜點(diǎn)主要受生烴、儲(chǔ)層脆性和儲(chǔ)層敏感性等條件控制。中高成熟烴源巖源、儲(chǔ)壓力差較大，成藏條件優(yōu)越，頁(yè)巖油甜點(diǎn)主要受儲(chǔ)層物性和脆性條件控制，如滄東凹陷孔二二亞段（E2k2（2））致密砂巖段［11］、歧口凹陷沙三一亞段［13］，致密儲(chǔ)層段本身生烴能力較差，但其夾持于生烴層段內(nèi)，油氣短距離運(yùn)聚成藏。而沙一下亞段烴源巖尚未進(jìn)入大量生烴階段，原油僅在紋層內(nèi)產(chǎn)生一定程度的輕質(zhì)組分與重質(zhì)組分分異，頁(yè)巖油甜點(diǎn)受生烴條件控制明顯。

歧口凹陷C54X1井（圖7）的C1段總有機(jī)質(zhì)碳含量（TOC）為2.60%，游離烴含量（S1）3.2 mg/g，含油飽和指數(shù)（OSI）為84.60 mg/g，粘土礦物含量34.18%，脆性指數(shù)65.82；C2段TOC為2.75%，S1為2.32 mg/g，OSI為130.91 mg/g，粘土礦物含量26.89%，脆性指數(shù)73.11；C3段TOC為2.44%，S1為2.66 mg/g，OSI為158.96 mg/g，粘土礦物含量25.57%，脆性指數(shù)74.35；C4段TOC為3.26%，S1為3.58 mg/g，OSI為176.54 mg/g，粘土礦物含量24.96%，脆性指數(shù)75.23；C5段TOC為1.73%，S1為0.73 mg/g，OSI為64.768 mg/g，粘土礦物含量28.00%，脆性指數(shù)71.78。

圖7 歧口凹陷C54X1井沙一下亞段頁(yè)巖油甜點(diǎn)綜合評(píng)價(jià)Fig.7 Composite column assessing shale oil sweet spots of the E3s1L in Well C54X1 in the Qikou Sag

C5段有機(jī)質(zhì)豐度低、生烴條件較差，低游離烴和含油飽和指數(shù)指示該段含油性較差，生烴條件對(duì)中等成熟頁(yè)巖油甜點(diǎn)控制作用明顯，在生烴條件較好時(shí)才具備頁(yè)巖油勘探潛力；C1段具有較好的生烴和含油條件，但儲(chǔ)層粘土礦物含量高、脆性指數(shù)低，儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)，工程改造條件較差；C3段平面分布局限、厚度5～8 m，其生烴和含油條件亦較差；C2段和C4段生烴、含油性與脆性條件相對(duì)較好，且隨著深度的增加甜點(diǎn)段內(nèi)伊/蒙混層和綠泥石礦物含量呈降低趨勢(shì)。因C2段粘土礦物含量較高，所以C4段是最有可能實(shí)現(xiàn)中等成熟頁(yè)巖油勘探突破的層段。

5 地質(zhì)-工程一體化技術(shù)對(duì)策

5.1 井位優(yōu)選與軌跡優(yōu)化

5.1.1 垂向選段

C4甜點(diǎn)段含油性好、儲(chǔ)層敏感性相對(duì)較弱、脆性條件相對(duì)較好，因而優(yōu)選該甜點(diǎn)段實(shí)施風(fēng)險(xiǎn)勘探。

5.1.2 平面選區(qū)

埋深大于3 400 m，Ro大于0.8%，烴源巖開始進(jìn)入大量生油窗；低膨脹性伊利石含量大于40%、伊/蒙混層比低于15%～30%，儲(chǔ)層水敏效應(yīng)弱，儲(chǔ)層可壓性變好；C4段甜點(diǎn)分布面積146 km2，有效厚度10～14 m，游離烴含油率3.9%，地面原油密度0.874 g/cm3，預(yù)測(cè)資源量1.14×108t。

5.1.3 井軌跡方向

增加最大主應(yīng)力方向與井軌跡方向之間的夾角，能夠增加水平段經(jīng)過壓裂改造后所形成縫網(wǎng)的復(fù)雜程度。通過井震結(jié)合預(yù)測(cè)最大主應(yīng)力方向?yàn)橄虮睎|70°，確定QY1H井軌跡方位為北西26°（圖6），與主應(yīng)力方向夾角84°。

5.1.4 儲(chǔ)層預(yù)測(cè)

應(yīng)用疊前偏移數(shù)據(jù)體開展儲(chǔ)層預(yù)測(cè)，識(shí)別出甜點(diǎn)深度隨傾角變化幅度，優(yōu)化水平井軌跡，根據(jù)周圍斷裂分布確定入窗點(diǎn)和末端點(diǎn)位置。

5.2 儲(chǔ)層保護(hù)與優(yōu)快完井

歧口西南緣沙一下亞段3 000 m以深地層靜壓達(dá)到40 MPa以上，壓力系數(shù)達(dá)到1.2以上，地層超壓。同時(shí)該套地層欠壓實(shí)，泥頁(yè)巖層理發(fā)育，地層漏失壓力低，泥頁(yè)巖段鉆進(jìn)過程中面臨井噴、泥漿漏失和水平段環(huán)空壓耗高等風(fēng)險(xiǎn)。預(yù)防井壁坍塌，保障窄密度窗口高效長(zhǎng)水平段鉆井是中等成熟泥頁(yè)巖鉆井過程中所面臨的工程問題。QY1H井鉆探過程中，應(yīng)用精細(xì)控壓鉆井技術(shù)，精確控制井口回壓，控制井底當(dāng)量密度在1.79～1.81 g/cm3。維持井底壓力穩(wěn)定，實(shí)現(xiàn)控壓井段“零漏失”、“零復(fù)雜”事故。

鉆井液體系采用仿生封堵劑TC-VIS封堵地層微裂縫，改善泥餅質(zhì)量，保證井壁的穩(wěn)定；采用仿生抑制劑XZ-YZJ，確保對(duì)地層粘土礦物有效抑制；采用成膜劑、雙疏劑和改性天然樹脂等雙疏體系主劑，保證長(zhǎng)水平井段的施工。通過上述措施，QY1H井全程使用160～200目篩布未出現(xiàn)跑漿、糊篩布等現(xiàn)象，鉆井液自潔性強(qiáng)，起下鉆鉆具、鉆臺(tái)面無(wú)粘附鉆井液，該井油層平均井徑擴(kuò)大率6.29%，返出的鉆屑棱角鮮明，機(jī)械鉆速快。證實(shí)該鉆井液體系具有很好的抑制和封堵防塌能力、具備良好抑制封堵性能，抑制和懸浮攜帶能力強(qiáng)，有效解決了大港油田中低成熟、高粘土礦物含量頁(yè)巖鉆井過程中存在的井壁失穩(wěn)、油氣層保護(hù)等問題，滿足“安全、高效、環(huán)?！钡你@井需求。

5.3 防膨、增能與降粘壓裂舉措

海水基壓裂液防膨、趾端蓄能體積壓裂及前置CO2增能降粘實(shí)現(xiàn)中低成熟度頁(yè)巖油勘探突破。在海水中添加溶脹速度快的增稠劑、與海水配伍性好的關(guān)聯(lián)劑，形成可用海水直接配制、連續(xù)混配的海水基滑溜水壓裂液體系，具備以下特點(diǎn)與優(yōu)勢(shì)：①溶脹快，海水中溶脹速度30 s，在線連續(xù)混配，簡(jiǎn)化配液流程、配液工序；②防膨好，海水礦化度高，防膨劑用量少，粘土防膨率高；③降阻高，不同粘度滑溜水降阻率≥70%，有效降低施工摩阻；④費(fèi)用低，與淡水配制滑溜水壓裂液相比，海水基壓裂液費(fèi)用降低20%。

QY1H井沙一下亞段泥頁(yè)巖不同類型壓裂液防膨?qū)嶒?yàn)顯示，海水基滑溜水+0.5%防膨劑壓裂液防膨效果相對(duì)較好，淡水+2%KCl+2%防膨劑與淡水+2%KCl+1.5%防膨劑壓裂液防膨效果次之，淡水+1%KCl與淡水+2%KCl壓裂液防膨效果較差。海水基滑溜水+0.5%防膨劑壓裂液具有防膨效果好、配液簡(jiǎn)單和成本較低等優(yōu)勢(shì)。QY1H井壓裂過程中，全程應(yīng)用海水基滑溜水壓裂液體系，累計(jì)注入壓裂液46 834.2 m3，支撐劑2 753.0 m3。施工過程中海水基滑溜水壓裂液性能良好，降阻率超過73%，施工成功率100%。

低滲透儲(chǔ)層注入超臨界CO2開發(fā)是提高原油采收率的有效方法之一［23］，其主要機(jī)理包括降低界面張力、降低原油粘度、原油溶脹效應(yīng)和輕烴抽提作用［24-28］等。致密油CO2吞吐開發(fā)可分為CO2返排、產(chǎn)氣攜油、高速產(chǎn)油和產(chǎn)油速率減緩4個(gè)階段［29-30］，而針對(duì)頁(yè)巖油CO2吞吐開發(fā)研究相對(duì)較少，且在CO2注入過程中，瀝青質(zhì)沉積導(dǎo)致的儲(chǔ)層傷害問題是影響頁(yè)巖油藏開發(fā)的重要因素［31］。本次開發(fā)試驗(yàn)過程中，針對(duì)沙一下亞段碳酸鹽質(zhì)頁(yè)巖壓裂過程中，注入CO2液量775 m3，前期試采取得較好效果，CO2對(duì)碳酸鹽膠結(jié)物溶解作用在一定程度上彌補(bǔ)了瀝青沉淀對(duì)儲(chǔ)層造成的傷害作用。

6 勘探突破及其地質(zhì)意義

6.1 QY1H井獲高產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)工業(yè)油流

QY1H水平井入窗點(diǎn)垂深3 660 m，末端點(diǎn)垂深3 802 m，水平段長(zhǎng)度1 206 m，錄井顯示活躍，水平段TOC最高達(dá)10.2%（平均3.9%），S1最高16.75 mg/g，平均4.4 mg/g，OSI平均176 mg/g，水平段解釋油層厚度1 108.2 m、差油層88.3 m。水平段共劃分17段125簇進(jìn)行分段分簇壓裂，總液量46 834.2 m3，總砂量2 753 m3，液量35.9 m3/m，砂量2.1 m3/m。微裂縫監(jiān)測(cè)顯示，全部井段正常壓開，縫長(zhǎng)240～490 m（平均縫長(zhǎng)345 m），縫網(wǎng)最大寬度120～260 m，縫高30～40 m（平均縫高38 m），裂縫方位62°~85°，累計(jì)裂縫改造體積1 803.96×104m3，實(shí)現(xiàn)壓裂改造目的（圖8）。

圖8 歧口凹陷西南緣QY1H井壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)破裂邊界三維表征體Fig.8 3D characterization of fracture network boundaries under fracturing in Well QY1H at the southwestern margin of the Qikou Sag

QY1H井壓裂后燜井18 d，放噴當(dāng)日見油花。2021年6月2日，采用3 mm油嘴放噴，井口壓力18.5 MPa，出液107.8 m3（含水85.1%），出油16.1 t，少量氣；2021年9月6日，完成16個(gè)連續(xù)油管鉆塞工作，采用3 mm油嘴生產(chǎn)時(shí)井口壓力18.05 MPa，采用4 mm油嘴生產(chǎn)時(shí)最高日產(chǎn)油49.86 t。截止到2022年8月11日，該井已穩(wěn)產(chǎn)437 d，平均日產(chǎn)油16.75 t，累產(chǎn)原油7 303.28 t，累產(chǎn)氣30.86×104m3，返排率19.42%（圖9）。

圖9 歧口凹陷西南緣QY1H井綜合生產(chǎn)曲線Fig.9 Composite production curves of Well QY1H at the southwestern margin of the Qikou Sag

6.2 地質(zhì)意義

1）繼滄東凹陷孔二段、歧口凹陷沙三段中高成熟頁(yè)巖油獲得高產(chǎn)、穩(wěn)產(chǎn)工業(yè)油氣流之后，歧口凹陷沙一下亞段中等偏低成熟頁(yè)巖油勘探突破，標(biāo)志著大港探區(qū)3套主力生烴層系均具備頁(yè)巖油開發(fā)潛力，進(jìn)一步豐富完善了頁(yè)巖油地質(zhì)-工程一體化勘探開發(fā)技術(shù)體系。

2）渤海灣盆地沙一下亞段中等成熟優(yōu)質(zhì)烴源巖在黃驊坳陷、冀中坳陷［32-33］、遼東灣坳陷［34］廣泛發(fā)育，探索形成的中等成熟頁(yè)巖油甜點(diǎn)評(píng)價(jià)方法，精細(xì)空壓+加雙疏鉆井液體系鉆井技術(shù)預(yù)防井壁坍塌、海水基壓裂液防膨、趾端蓄能體積壓裂、前置CO2增能降粘壓裂等系列工程技術(shù)可被推廣到同套地層中等成熟區(qū)頁(yè)巖油勘探中。

3）大港油田頁(yè)巖油勘探實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)顯示，優(yōu)質(zhì)烴源巖均具備頁(yè)巖油勘探潛力。渤海灣盆地、松遼盆地、鄂爾多斯盆地內(nèi)均陸相泥頁(yè)巖具備中等成熟頁(yè)巖油勘探潛力，可在實(shí)踐中探索和完善頁(yè)巖油富集機(jī)理，進(jìn)一步總結(jié)高產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)主控因素。

7 結(jié)論

1）歧口凹陷西南緣沙一下亞段年代新、成巖演化程度低、儲(chǔ)層欠壓實(shí)，儲(chǔ)集物性優(yōu)于歧口凹陷沙三段和滄東凹陷孔二段；沙一下亞段泥頁(yè)巖以碳酸鹽礦物和粘土礦物占優(yōu)勢(shì)，不同巖性儲(chǔ)層敏感性差異較大，粘土質(zhì)頁(yè)巖和粘土質(zhì)混合頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性強(qiáng)，白云巖、灰?guī)r和云灰質(zhì)頁(yè)巖儲(chǔ)層敏感性相對(duì)較弱。

2）沙一下亞段有機(jī)質(zhì)豐度高、Ⅰ-Ⅱ1型有機(jī)質(zhì)生烴門限高，埋深2 000 m進(jìn)入生烴階段，埋深3 500 m左右進(jìn)入大量生烴階段。C4段含油豐度高、脆性條件好、儲(chǔ)層敏感性相對(duì)較弱，是潛力最大的甜點(diǎn)段，優(yōu)選中等成熟區(qū)作為有利目標(biāo)區(qū)是實(shí)現(xiàn)中等成熟頁(yè)巖油勘探的突破口。

3）云灰質(zhì)頁(yè)巖夾薄層碳酸鹽巖段粘土礦物含量小于30%，海水基滑溜水防膨壓裂液體系能夠抑制該類儲(chǔ)層敏感性，解決因粘土礦物吸水膨脹導(dǎo)致的地層坍塌問題；應(yīng)用疊前偏移數(shù)據(jù)體讀準(zhǔn)靶點(diǎn)深度、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向精準(zhǔn)鉆進(jìn)、提高甜點(diǎn)鉆遇率是獲得高產(chǎn)-穩(wěn)產(chǎn)的必要條件。

4）采用海水基壓裂液防膨、趾端蓄能體積壓裂、前置CO2增能降粘可實(shí)現(xiàn)中等成熟頁(yè)巖油高效壓裂提產(chǎn)；QY1H井獲得最高日產(chǎn)49.86 t工業(yè)油流，437 d累產(chǎn)7 303.28 t（平均日產(chǎn)16.75 t），實(shí)現(xiàn)中等成熟度頁(yè)巖油勘探突破，對(duì)渤海灣盆地沙一下亞段及同類型頁(yè)巖油勘探具有很好的借鑒意義。