赵贤正等：深盆湖相区页岩油富集理论、勘探技术及前景——以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系为

摘要

关键词

0 引言

1.1 陆相页岩油的分布和类型划分

中国陆相页岩层系发育的地质时代跨度较大,主要在古近系､白垩系､侏罗系､三叠系和二叠系5套层系中,重点分布在渤海湾盆地､准噶尔盆地､鄂尔多斯盆地､松辽盆地等陆相盆地,在南襄盆地和四川盆地等也有分布(图1)｡

不同学者依据地质要素及条件,提出了多种页岩油分类方案｡例如,赵文智等根据页岩有机质成熟度(以镜质体反射率R_O为指标)的差异,将陆相页岩油划分为中—高成熟度(R_O一般大于1.0%)和中—低成熟度(R_O一般为0.5%~1.0%)2种类型;焦方正等按照地质条件和沉积特征,将陆相页岩层系中的页岩油“甜点”划分为夹层型､混积型和页岩型3类;宋明水等依据储集空间､开发生产条件及开发经济效果,结合页岩油井所处的构造位置,将济阳坳陷的页岩油类型划分为基质型､夹层型和裂缝型｡

结合前人的页岩油划分方案,笔者依据纵向上不同岩性类型的组构特征､页岩油的赋存特征及页岩的砂地比等,提出将陆相页岩油划分为“纹层型､混积型､夹层型､互层型､厚层型”5种类型(表1)｡目前,页岩油的勘探对象主要有砂岩运移型和页岩滞留型2大类,其中,夹层型､互层型､厚层型属于砂岩运移型,纹层型与混积型为页岩滞留型｡渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷的孔二段主要为纹层型页岩油,歧口凹陷沙三段包括纹层型和夹层型2类页岩油｡

1.2 陆相页岩油理论认识的进展

近十余年来,中国非常规油气研究已取得重大进展,尤其在页岩油的富集特征和聚集规律等方面,学者们提出了一系列理论认识和评价技术方法｡邹才能等提出了连续型油气聚集理论,构建了非常规油气地质学理论体系框架,明确了非常规油气地质研究的内涵､地质特征､形成机理､分布规律和核心技术,为大面积非常规油气规模勘探开发奠定了理论基础;贾承造等提出了含油气盆地“全含油气系统”的“全过程成藏”模式,从烃类“生-排-运-聚”全过程定量化研究的核心问题出发,分析了非常规油气成藏机理,建立了非常规油气资源评价方法体系;赵文智等提出了陆相中—低成熟度页岩油原位转化的内涵､适应条件､资源潜力与未来发展前景等,为中—低成熟度页岩油的勘探开发奠定了重要的理论基础;赵贤正等提出“优势组构相—滞留烃超越效应”页岩油富集理论认识,为陆相页岩油甜点的优选与井位部署奠定了重要的理论基础｡

黄骅坳陷是渤海湾盆地次级构造之一,为SW—NE走向的大型一级负向构造单元,自SW向NE方向呈喇叭口状散开,北接燕山褶皱带,西邻沧县隆起,东南部为埕宁隆起,向西南部吴桥次凹逐步收敛,总面积约为17000km²,主要发育沧东凹陷､歧口凹陷等沉降单元(图3)｡其中,沧东凹陷位于黄骅坳陷的南部,其东､西两侧分别为徐黑凸起和沧县隆起,南､北两侧分别紧邻东光凸起､孔店凸起,属于区域性拉张背景下形成的新生代陆相断陷湖盆,面积约为1760km²,可进一步划分为沧州､南皮､常庄等次级凹陷;歧口凹陷位于黄骅坳陷中—北部,其北部为燕山褶皱带､南部为埕宁隆起､西部为沧县隆起､东部为海中隆起,是渐新世以来长期发育的沉积凹陷,可进一步划分为歧口､板桥､歧北､歧南､北塘等次级凹陷｡

黄骅坳陷古近系发育孔店组､沙河街组､东营组等多套地层,其中,沧东凹陷孔二段､歧口凹陷沙三段和沙河街组一段中—下亚段为3套主力烃源岩发育层段｡主力烃源岩既是常规油气藏形成的主要来源,也是页岩油发育的重点层段｡沧东凹陷孔二段为一套完整的三级层序(SQEk₂),自上而下可划分为4个四级层序(SQEk₂¹—SQEk₂⁴),其中,SQEk₂¹—SQEk₂³为湖扩体系域—高位体系域,可细分为Ek₂-C1—Ek₂-C7共7个开发单元,以厚层暗色泥页岩夹白云岩､泥质白云岩等细粒沉积为主,是页岩油赋存的有利层段;歧口凹陷沙三段自上而下可划分为沙三段一亚段(Es₃¹)､沙三段二亚段(Es₃²)及沙三段三亚段(Es₃³),其中,Es₃¹和Es₃²以湖扩体系域—高位体系域为主,可细分为C1—C7共7个开发单元,发育一套厚层暗色泥页岩夹致密薄层粉砂岩及白云岩的细粒沉积岩,是当前页岩油研究与勘探的重点层段｡

3.1 过路井兼探阶段(1964—2012年)

黄骅坳陷早期以构造､岩性-地层等常规油气藏勘探为主,重点关注砂岩或碳酸盐岩储集层,而泥页岩层系则被多数石油地质工作者认为是勘探的“禁区”,未得到足够的重视｡尽管如此,在大量钻遇泥页岩层段的过路井中可见油气显示｡例如,在沧东凹陷[图4(a)],钻遇孔二段泥页岩的111口井中均见到了油气显示,且部分井的气测结果异常明显,其中,GX5井､GD13井等11口直井经测试后出油,但未获得稳定工业产量;在歧口凹陷歧北次凹[图4(b)],沙三段钻遇泥页岩段的34口井中均可见油气显示,其中,10口直井在未采取压裂措施的情况下少量出油,但产量递减很快,后期产量极低甚至不出油｡

3.2 老井复查与探索阶段(2013—2017年)

3.2.1老井复查

2013—2017年,中国石油大港油田公司逐步加强了对黄骅坳陷油气显示较好的泥页岩段的老井复查与改造,获得了良好的勘探效果｡沧东凹陷孔二段15口直井通过压裂改造与试油测试,13口井获得工业油流,2口井获低产油流｡其中,位于官东地区的9口井均获得工业油流,G1608井､GD6X1井等井的产油量在10.00t/d以上,最高达47.10t/d;官西地区共有6口井进行压裂改造并试油,4口井获得工业油流,另外2口井分布于二类甜点区,分别获得1.40t/d和0.28t/d的低产油流｡歧口凹陷沙三段共6口直井进行了压裂改造与试油测试,平均产油量在10.00t/d以上,其中,F38X1井的产油量最高达50.00t/d以上｡该阶段的老井复查证实,黄骅坳陷深盆湖相区页岩油具备进一步勘探的潜力｡

3.2.2水平井先导试验

为探索深盆湖相区页岩油的地质特征与富集规律,落实页岩油资源潜力与勘探前景,中国石油大港油田公司加强了页岩油的基础地质研究｡2013年8月,沧东凹陷部署了系统取心井G108-8井,连续取心进尺为500.0m,取心长度为495.7m,收获率高达99.14%,孔二段取心完整,同时设计了52项共计12000余块次的样品分析联测;针对重点层段设计了GD14井､G19-25井等4口取心井,累计取心长度为204.0m,设计分析化验测试6000余块样品｡歧口凹陷沙三段设计取心井F39X1井,取心长度为40.1m｡基于理论认识及技术方法指导水平井部署,设计了GD1701H井和GD1702H井2口先导试验水平井[图4(a)],其最高产油量分别达68.30t/d和55.0t/d,稳产生产700d以上,累积产油量达2×10⁴t以上,实现了页岩油水平井高产､稳产的重大突破,为深盆湖相区页岩油水平井的工厂化开发奠定了重要基础｡歧口凹陷沙三段部署的QY10-1-1井､F39X1井和B56-1H井等先导试验水平井均获得高产油流[图4(b)],其中,QY10-1-1井的最高产油量达103.5t/d｡

3.3 集中勘探开发阶段(2018至今)

在总结前期阶段勘探成果和经验的基础上,中国石油大港油田公司通过在地质上明确页岩油的富集规律､细分水平井钻探靶箱(10~20m),在工程工艺上形成全程滑溜水连续加砂､个性化分段分簇压裂等技术和对策,在开发上优化水平井方位等关键参数并提出井口槽多层系立体开发等方案,在管理上成立大港油田页岩油勘探开发指挥部､院士专家工作站､非常规实验中心等部门及平台,助推沧东凹陷孔二段集中勘探进入水平井工厂化开发新阶段｡

该阶段页岩油水平井的部署遵循“评价-建产一体化､地下-地面一体化､资源动用最大化”等原则,以断块为基本单元进行规划,瞄准高产区块优中选优,同时考虑地面供水管线及大型沟渠分布情况,建立水平井立体交叉井网,并采用井丛场､层接替､块接替部署思路,实现产量有序接替和规模逐步建产｡目前,在沧东凹陷1号､2号､9号等钻井平台共完钻46口水平井､完成36口井的压裂施工､投产32口井,产油量可达160~260t/d,累积产油量已达8×10⁴t｡完成沧东凹陷孔二段Ⅰ期开发方案的编制,规划动用页岩油储量2×10⁸t,设计了18个井场和380口钻井,预计到2025年建成产能100×10⁴t/a,产油量规划达34×10⁴t/a｡

黄骅坳陷古近系的研究揭示,在断陷盆地浅水—半深水中,高能沉积环境下形成的前三角洲亚相页岩主要由粉砂质—泥质组成,具有高频纹层结构､高有机质丰度､高细粒长英质及碳酸盐等脆性矿物含量､低黏土含量的“三高一低”特征,在适中的热演化程度､成岩演化阶段等条件下,其滞留油含量高｡笔者构建了4类组构相模式,为甜点的优选与井位部署奠定了重要的理论基础｡

4.1 深盆湖相区页岩“三高一低”优势组构特征

黄骅坳陷多口取心井页岩的岩心观察描述和分析化验资料(图5)表明,深盆湖相区页岩油的富集层具有高频纹层(10000层/m以上)､高有机质含量(总有机碳TOC含量为2%~6%)､高长英质含量(大于30%)､低黏土含量(小于20%)“三高一低”的优势组构特征｡岩心的连续扫描和薄片观察统计表明,纹层在富含油的页岩层段呈密集发育,岩心统计的纹层密度平均为330层/m,荧光薄片统计的纹层密度平均可达11000层/m,单一纹层厚度为0.05~0.50mm(图6)｡纳米CT扫描及核磁共振实验分析表明,高频纹层组构页岩的孔隙多呈层状分布[图7(a)､图7(b)],孔隙的连通性好､易于烃类渗流､可动流体饱和度高;层状组构相页岩的孔隙连通性次之[图7(c)､图7(d)];而块状页岩的孔隙多呈三维立体连通,孔隙数量多但仅局部连通性好[图7(e)､图7(f)]｡这些分析均表明页岩纹层的发育有利于页岩油的生成､聚集､流动与保存｡有机质是页岩油发育的物质基础｡页岩油富集层的TOC含量主要分布在2.00%~6.00%,沧东凹陷孔二段的TOC含量最高可达12.92%｡有机质在热演化生烃作用下可改善页岩层系的储集空间,进而影响滞留烃含量的大小｡黄骅坳陷1400余块次岩心的全岩X射线衍射分析表明,深盆湖相区页岩油富集层中,长英质含量平均在30%以上,其中,沧东凹陷官东地区页岩的长英质含量甚至高达50%,而黏土矿物含量平均低于20%,这种高长英质含量､低黏土矿物含量的组分特征,可提高页岩层系的工程脆性｡纹层的发育程度与有机质丰度､长英质含量具有正相关关系,纹层发育程度越高(纹地比及纹层密度越大),TOC及长英质含量也越大(图5)｡深盆湖相区页岩的这种优势组分与结构协同演化特征奠定了页岩油形成与富集的基础,同时也有利于页岩油的工程改造及流动｡

4.2 页岩油形成富集的“适中性”原则

赵贤正等对湖相滞留型页岩油形成富集的地质条件进行了论述,认为深盆湖相区页岩中滞留可动烃的富集受湖盆大小与物源波及范围的匹配关系､有机质丰度､热演化成熟度､成岩演化和天然裂缝发育程度5大因素控制,各因素在普遍适中的指标条件下有利于页岩油的形成与富集｡其中,当古湖盆的大小与物源的输入距离之比为40%~60%时,页岩层系的有机质丰度与脆性矿物含量可达到最佳耦合;当TOC含量为2%~4%时,页岩层系的含油性与脆性可达到最佳匹配,此时既富集油又有利于工程改造;R_O值为0.7%~1.0%是页岩层系热演化生油与干酪根吸附油最佳匹配的热演化成熟度区间,该演化阶段的滞留可动烃量大;中成岩阶段A期有利于溶蚀孔､有机质孔､粒缘缝等储集类型发育(图8),为页岩油富集提供储集空间;天然裂缝发育但页岩油顶､底板未受破坏的盖层条件将有利于页岩油储集､渗流与保存｡这些认识突破了有机质丰度高､成熟度高､天然裂缝发育程度高有利于页岩油富集的笼统认识,并将有利于页岩油形成与富集的核心地质参数定量化,进一步提高了页岩油甜点综合评价的精确度及井位部署的成功率｡

4.3“优势组构相-滞留烃超越效应”页岩油富集理论与模式

4.3.1“优势组构相-滞留烃超越效应”页岩油富集特征

赵贤正等基于矿物组分､纹层发育程度､不同岩性的纵向叠置关系及电测曲线特征等分析,将页岩层系划分为纹层状长英质页岩､纹层状混积质页岩､薄层状含灰白云质页岩和厚层状含灰白云质页岩4类组构相;论证了门限深度对应的含油饱和度指数(OSI,即热解游离烃量S₁与TOC含量的比值)在以100mg/g为页岩油的吸附临界值时,只有当有机质吸附量超过吸附临界值时,油才会流动,且OSI值越大,可流动的烃类含量越高,而这种有机质超过自身吸附量时其烃类才具备流动性的特征则被称为超越效应;提出了“优势组构相-滞留烃超越效应”页岩油富集理论,明确了4类组构相与页岩油富集程度之间的关系｡其中,纹层状长英质页岩组构相具有较高有机质丰度､较高细粒长英质含量､低黏土含量､高频纹层结构､连续厚度大的特征,在中成岩阶段A期和热演化程度适中的情况下,其游离烃含量高､超越效应最为明显,是当前页岩油勘探开发的首选类型;纹层状混积质页岩组构相中的游离烃含量次之,超越效应显著;厚层状含灰白云质页岩组构相的超越效应相对一般(图9)｡

4.3.2“优势组构相滞留烃超越效应”页岩油富集模式

笔者通过黄骅坳陷沧东凹陷孔二段和歧口凹陷沙三段20余口页岩油单井的组构相及超越效应分析,建立了“优势组构相-滞留烃超越效应”页岩油富集模式(图9),并利用纹层微钻､元素能谱及全息扫描荧光技术,对4类组构相中不同岩性的纹层进行了含油性定量分析,进一步证实了纹层结构有利于页岩油富集的认识｡其中,长英质纹层是页岩油赋存的主要位置,索氏抽提法分析显示其总含油量平均在20mg/g以上[图9(e)];碳酸盐纹层的含油性次之,总含油量平均在9~18mg/g[图9(f)];富有机质黏土纹层的含油性相对最差,总含油量平均在2~8mg/g[图9(g)]｡

结合荧光薄片､大视域扫描电镜､纳米CT等资料对纹层状长英质页岩中滞留烃赋存状态与机理的分析表明,富有机质纹层与富长英质纹层呈高频互层,其中,前者为生油层,富含层状藻､孢子体等,后者为储油层,富含石英､长石的颗粒间微米—纳米级孔隙,为早成岩阶段保留的原始粒间孔隙,是页岩油赋存的主要部位｡因此,看似均质而致密的页岩,其实是由大量毫米—微米级油藏组成的复合体｡富有机质纹层在适宜的演化条件下生成的烃类就近运移至紧邻的富长英质纹层中,因而页岩内部也存在微米尺度的油气运移,这种运移可称之为“首次运移”｡基于上述研究认识,笔者建立了纹层状长英质页岩组构相的页岩油赋存模式(图10),揭示了其内部滞留烃富集的根本原因,解答了长英质页岩中为何富集烃类的核心理论问题,为甜点段的优选奠定重要基础｡

5.1 页岩中滞留可动资源量的质量含油率法

成因法､容积法和类比法等传统的常规油气评价方法难以适用于非均质强､物性差的源内滞留型页岩油的资源评价｡笔者考虑到页岩油的孔隙度和含油饱和度难以准确测定,提出以单位质量岩石中所含可动烃的比率来计算页岩中的滞留可动资源量,并称之为质量含油率法｡该方法的计算可参见国家标准GB/T38718—2020及行业标准SY/T7463—2019:

准确获取轻烃恢复校正系数K₁与有机质吸附烃量K₂是利用质量含油率法计算可动油资源量的关键｡常规热解分析过程中,取样过程的烃类损失､常温开放体系碎样过程的烃类损失以及常规热解与多温阶热解的差异是造成烃类损失的主要原因｡以沧东凹陷孔二段G19-25井密闭取心的轻烃恢复为例,首先将冷冻状态下的岩心在不断浇注液氮的条件下取41件完整的柱塞样品,将每一件柱塞样品等分为6份,将冷冻状态下密闭取样样品的即时常规热解与常温放置24h､48h和72h后的常规热解分析结果逐一进行对比,计算出平均烃损失率为29.4%;其次,将封闭体系碎样与常温开放体系碎样的常规热解分析结果进行对比,计算出烃损失率为21%;第三,将多温阶热解与常规热解分析结果进行对比,计算出烃损失率为15.6%;最后,计算轻烃恢复校正系数K₁为2.1｡

不同热演化程度样品的干酪根溶胀吸附实验分析表明,单位有机碳的吸附烃量与R_O呈负相关(图11),低成熟阶段的吸附烃量相对较高,随着成熟度增加,吸附烃量逐渐降低｡黄骅坳陷在大量生烃阶段(R_O为0.6%~1.1%)的吸附烃量为80~155mg/g,平均为109mg/g,考虑到沧东凹陷官东地区R_O值主要在0.8%~1.1%,为方便计算,有机质吸附烃量K₂取平均值100mg/g.

5.2 页岩油甜点段的测井､录井评价方法

5.2.1 多录井技术融合的含油性综合评价方法

应用元素录井与全岩X射线衍射矿物组分､矿物录井相结合,通过相关性分析,确定矿物组分计算的敏感参数,可形成不同矿物组分的标准化计算公式,创建基于元素录井的岩性特征剖面,实现由元素录井快速识别不同层段的岩性及脆性特征｡综合运用气测录井､地球化学录井和定量荧光录井技术,选取能反映页岩油含油丰度和可动烃含量的敏感参数,创新多录井技术融合的含油性综合评价方法,建立录井甜点段评价标准,为地质甜点评价提供依据｡

5.2.2 基于测井资料的页岩油甜点综合评价方法

将测井资料与地质分析化验资料相结合,通过提取反映页岩油岩性､物性､含油性等地质参数的敏感测井曲线,建立岩心分析化验资料与测井曲线之间的关系,形成关键地质参数的定量计算公式,结合试油等资料,建立页岩油甜点测井综合评价方法｡

岩性评价方面,利用测井资料开展岩性定性识别及矿物含量定量计算,可建立测井多参数融合的岩性定性分类方法,其中,基于多元逐步回归的矿物含量精确计算方法可有效提高岩性评价的准确率(图12)｡物性及渗流性评价方面,利用岩心核磁共振分析的有效孔隙度与密度测井､中子测井和声波测井曲线的相关关系,建立孔隙度计算的多元回归模型;测井曲线频率的变化可反应地层岩性的变化,采用曲线峰值拐点数量统计,形成基于测井资料精细划分纹层密度的渗流特性分析方法,解决无取心地区渗流特性的分析问题｡含油性评价方面,通过岩心分析测试获得的S₁､TOC等资料,结合刻度敏感测井曲线和试油资料的综合分析,建立S₁､OSI及含油性评价指数计算方法,实现无取心井页岩油含油性定量分析｡可压性评价方面,通过岩心测试的泊松比､杨氏模量､Biot弹性常数等工程数据刻度测井敏感曲线,建立岩石力学参数､脆性指数､地应力等计算模型,形成页岩油工程品质综合评价方法｡结合页岩油富集的主控要素,确定关键地质参数及其权重,构建页岩油综合品质评价指数,实现基于测井资料的甜点综合品质自动分类和连续处理｡

5.3 页岩油甜点体地质-地震综合评价方法

5.3.1 页岩油甜点体的地质评价方法

笔者以深盆湖相区页岩油富集理论为指导,综合考虑影响页岩油形成与富集的核心要素,优选TOC、R_O､孔隙度､OSI､气测值､脆性指数和厚度等涵盖烃源岩特性､储集层物性､含油性和工程品质等方面的参数,按照不同要素对页岩油的形成与富集所产生影响的不同,对每一项评价参数进行分级并赋予一定权重,建立页岩油甜点的定量评价标准(表1)｡通过将不同评价参数归一化后累加求和,得到甜点综合评价指数(I_e):

并根据I_e值的大小定量优选甜点段和甜点区｡

5.3.2 页岩油甜点体的地震评价方法

受限于单井资料的丰富程度,可参考地震属性资料实现页岩油甜点体空间分布的精细预测,形成敏感曲线多属性融合及离散岩性反演识别地质甜点､地震波形指示反演识别地质甜点等地震综合评价方法｡

基于黄骅坳陷古近系中纹层状长英质页岩组构相最为富集的特征,在敏感曲线融合属性平面岩性相预测的基础上,形成基于离散岩性反演开展页岩油甜点组构相预测的方法｡在页岩油发育区,离散岩性反演能较好地预测纹层状长英质页岩组构相的空间分布｡在GX1x1井至Z1605井的离散岩性反演剖面上,可以清晰地分辨出页岩油相与常规砂泥岩相,而页岩油相带内又可以较好地区分出长英质页岩组构相和含灰白云质页岩组构相(图13),为精确寻找优势页岩油甜点目标靶区提供有利支持｡在六级层序格架的约束下,通过敏感曲线多属性融合和离散岩性反演,刻画出沧东凹陷孔二段7个最优甜点段的平面分布｡

储集性和含油性是反映页岩油甜点的关键参数,针对储集性和含油性分析,形成以地震波形指示反演(SMI)识别的页岩油地质甜点评价方法｡通过分析G1508井､G1608井等多口井的核磁共振孔隙度与补偿密度之间的交会关系(其相关性判定系数达0.94),建立核磁共振孔隙度测井解释模型;通过分析GD12井等多井的log(R_t·Δt_AC)与S₁的交会关系(其相关性判定系数达0.78),建立S₁的测井解释模型;采用核磁共振孔隙度(ϕ)与S₁的乘积构建地质甜点指数(ϕS₁),将页岩油地质甜点划分为4类,其中,地质甜点指数大于40为一类甜点､30~40为二类甜点､20~30为三类甜点､小于20为四类甜点｡SMI采用地震波形驱动,纵向分辨率可达10m､横向预测精度高且井-震一致性强(图14)｡

5.4 深盆湖相区页岩压裂改造技术

5.4.1深盆湖相区页岩层系可压裂性评价方法

周立宏等对沧东凹陷孔二段岩心开展了三轴破裂实验,提出了利用杨氏模量､峰值应变和剪胀角计算岩石力学脆性指数的模型;基于天然裂缝扩展物理模拟实验,建立了天然裂缝和地应力影响因子的计算方法;综合岩石脆性､天然裂缝和地应力3因素,利用模糊数学理论,建立了评价裂缝复杂程度的缝网指数模型,实现了对厚层纯页岩可压裂性的定量预测｡实际应用表明,单井预测的缝网指数与压裂改造后的产量具有较好的相关性｡

5.4.2低吸附伤害滑溜水体系的全程滑溜水连续加砂技术

针对泥页岩中黏土矿物含量普遍较高的问题,设计符合低吸附伤害技术指标的超分子结构单元,引入个性化变黏降阻剂,通过浓度变化实现在线变黏,黏度稳定在20~30mPa·s,大幅降低滑溜水体系对页岩油储层吸附滞留的伤害,降阻率由常规降阻剂的67.7%提高到79.2%,对页岩油储层的伤害率由常规滑溜水的16.75%下降到8.24%｡针对近井眼摩擦阻力增大的问题,优化压裂液体系及压裂工艺参数,实现从单段塞加砂､阶梯式段塞加砂升级至连续加砂,砂液比由先导试验阶段的3.3%提高至11.1%,实现页岩油全程滑溜水连续加砂,压裂的施工效率由1.5段/d提高至5~6段/d｡

5.4.3不同组构相模式的个性化分段分簇压裂方法

针对长英质页岩纹层发育､可压性好的特点,同时考虑断层多､易套变的风险,探索形成了长段多簇､中等液量､高起步连续加砂压裂技术｡其中,单段长度为60~90m,单段簇数为8~12簇,施工液量为30~35m3/m,起步砂液比为10.0%､平均砂液比为11.7%､砂量为5.4 t/m(图15)｡

针对层状或块状含灰白云质页岩可压性差､应力差异大､不易形成复杂缝网的难点,同时考虑套变风险,探索形成了短段多簇､逐级提液､段塞-连续加砂压裂技术｡单段长度为30~50m,单段簇数为5~8簇,簇间距为6~8m｡采用高黏液体逐级提液造缝工艺,先段塞加砂扩缝,再连续加砂,保障了施工压力平稳可控｡

5.5 陆相厚层页岩多甜点立体开发技术

5.5.1 页岩油多层系立体开发关键参数优化技术

(1) 水平井方位及水平段长度优化

阵列声波测井､实验室测试､电位法监测证实,沧东凹陷孔二段的最大主应力方向为NE向45°~60°,与现今断层的走向基本一致｡结合沧东凹陷多个区块裂缝的展布规律及体积压裂规模,可建立单井压裂模型,运用数值模拟技术确定在最优井眼轨迹与最大主应力呈90°夹角的方向易于压裂改造形成复杂缝网｡由于沧东凹陷孔二段断裂非常发育,构造破碎,断层间距窄,一般为300~800m,最大为1300m,若水平井过断层则易套变,而平行于最大主应力的方向则造缝简单｡综合考虑最大主应力方向､地层产状､断层影响､压裂缝发育特征､地面井场条件及内部收益率等要素,在构造简单的地区优选水平井轨迹与最大主应力方向尽量垂直,水平段长度以600~800m为主;在复杂断裂带则优选水平井轨迹与最大主应力方向的夹角大于45°并尽量增大角度,水平段长度以1~2km为主｡

(2) 水平井井距优化

为避免水平井井距过大造成井间存在未动用区,或者井距过小导致成本过高甚至发生压窜的现象,通过开展数值模拟分析,结合沧东凹陷28口水平井电位法压裂的监测结果统计及试油､试采情况(图16),优选井距为200~300m｡沧东凹陷官东地区､官西地区存在一定差异,官东地区在压裂规模相当(液量为24~49m³/m､砂量为2.1~3.35m³/m)的情况下,平均裂缝半长为70~105m,最长约为140m,井距优选为200~280m;官西地区在压裂规模相当(液量为26~37.5m³/m､砂量为2.8~3.5m³/m)的情况下,平均裂缝半长为90~115m,最长可达140~150m,井距优选为260~300m｡

5.5.2 页岩油水平井立体开发部署优化技术

针对深盆湖相区厚层页岩纵向厚度大､开发层系多的特点,采用井口槽多层系立体开发模式(图17)｡该模式综合考虑裂缝半长､缝高及甜点段间隔,采用分层系交错布井方式实现水平井立体开发,可有效解决井场地面建设用地紧张的难题｡按照“甜点体-井网-缝网”匹配的立体井网部署原则,每个主井场部署水平井20口以上,钻井､压裂､采油､修井一体化,水平段长度为600~2000m,井轨迹与最大主应力方向尽量垂直(在构造破碎区,二者夹角大于45°),平面井距多为200~300m,立体井的间距为150~300m,实现甜点体的纵向､横向全覆盖立体开发(图4)｡通过优化槽口､轨迹､布局等调整实施顺序,实施工厂化作业,减少占地面积47%,缩短建产周期31%。

6.1 页岩油勘探效果

2017年以来,沧东凹陷孔二段7个平台已完钻水平井46口,钻探目的层段为Ek_2-C1､Ek_2-C3､Ek_2-C5､Ek_2-C6开发单元,其中,水平段长度大于1km的井有17口｡水平段气测显示十分活跃,多口井的气测值达100%,平均含油饱和度指数大于100mg/g,一类甜点钻遇率平均为85%｡其中,官东地区1号平台有9口水平井实现稳产,GD1701H井和GD1702H井在先导试验井试采中产油量大于20t/d的天数达到307d,累积产油量已达2×10⁴t;官东地区2号平台的3口短水平段井(GY2-1-1H井､GY2-1-2H井和GY2-1-3H井)也取得良好的稳产效果,目前已生产377d,产油量稳定在25~37t/d,累积产油量为12820t｡官西地区9号､10号平台针对Ek₂-C1､Ek₂-C3､Ek₂-C6开发单元甜点段的完钻水平井有8口,产油量为70~80t/d,累积产油量为7075t,其中,10号平台中GY10-1L井和GY10-2L井的生产时间超半年(图18),单井稳产油量为13~18t/d,累积产油量已超6000t｡

歧口凹陷沙三段页岩油气的勘探突破主要集中在歧北次凹,老井试油与新井钻探均成效明显,打开了歧口凹陷页岩油勘探的新局面｡F38X1井针对沙三段C3开发层系,采用海水基压裂,最高产油量为50.1t/d,累积产油量为677.2t;B60.56井､B27井等老井复查后也获得良好效果,初期产油量分别为19.7t/d和18.1t/d,累积产油量分别为1103.2t和483.0t｡同时,针对一类甜点部署的水平井F39X1井､QY10-1-1井和B56-1H井也获得良好勘探效果｡其中,F39X1井的钻探目的层系为沙三段C3开发单元,最高产油量为22.8t/d;QY10-1-1井的钻探目的层为沙三段C1开发单元,采用5mm油嘴放喷,产油量为103.5t/d;B56-1H井的钻探目的层为沙三段C1开发单元,采用3mm油嘴放喷,最高产油量为40.6t/d,连续生产91d,产油量稳定在13~20t/d,累积产油量已达1530t(图19)｡

目前,鄂尔多斯盆地､准噶尔盆地､松辽盆地､渤海湾盆地等盆地陆相主力生油层系已开展大量攻关研究和工业试验,并取得了工业化开发或重大勘探发现(图1)｡鄂尔多斯盆地在上三叠统延长组7段1亚段和2亚段生油层内发现了10×10⁸t级庆城大油田,其风险探井CY1井试油的最高日产量达上百吨｡此外,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组部署的JHW025井､玛湖凹陷风城组部署的MY1井､松辽盆地古龙凹陷青山口组部署的GYYP1井､渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷博兴洼陷沙河街组四段部署的FYP1井等均取得了重要突破｡

6.2 中国陆相页岩油的资源潜力分析与产量规划

6.2.1 黄骅坳陷的页岩油潜力分析

(1) 资源潜力

沧东凹陷孔二段页岩油的甜点平面分布面积为260km²,7个富集层累计面积达2062km²;歧口凹陷沙三段页岩油甜点的平面分布面积为1200km²,7个富集层累计面积达6726km²｡应用质量含油率法,计算沧东凹陷孔二段页岩油资源量为10.96×10⁸t,歧口凹陷沙三段页岩油资源量为21.50×10⁸t,黄骅坳陷古近系页岩油总资源量达32.50×10⁸t,页岩气总资源量为1.5×10¹²m³｡大港油田探区总资源量在原有25.60×10¹²t常规资源量的基础上实现翻番,展示出深盆湖相区页岩油的巨大资源潜力和勘探前景｡

(2) 提产潜力

沧东凹陷孔二段页岩油的生产井分析显示,页岩油产量与富集层钻遇率､水平段压裂长度､最大主应力方向的夹角和改造体积呈正相关关系｡水平段长度每增加100m,产油量可增加2~3t/d;井眼轨迹方向与最大主应力方向的夹角越大､压裂效果越好;压裂改造体积越大､产量越高｡这些要素是决定水平井单井预计最终采收量(EUR)的关键｡沧东凹陷孔二段断裂发育,构造破碎,断层间距窄,在目前完钻的46口水平井中,水平段小于1km的钻井有29口,下一步将探索在垂直主应力方向､跨断层钻探不同富集段,通过优化井位轨迹设计,精准钻探最优箱体层,增大改造体积,实现1500~2000m长水平段提产｡

(3) 降本潜力

黄骅坳陷深盆湖相区页岩油通过优化部署设计､优化钻井工艺､优化压裂方案等实现成本降低｡在优化部署､设计方面,通过地质工程一体化､新区老区一体化､地面地上一体化,可有效降低钻井成本｡例如,井深≤4km时实施三开变二开,井深>4km时优化技术套管的下深;全力推进直井段､斜井段和水平段3个“一趟钻”,探索小井眼钻井｡

在钻井提速方面,目前GY10-2-1L井已实现最快机械钻速达22.76m/h,GY7-3-4H井实现最短钻井周期为19.84d,GY1-1-9H井实现最长水平段达1705m,GY10-2-1L井实现直井段､斜井段和水平段“一趟钻”｡向先进水平看齐,建立学习曲线,通过持续升级“PLLTD”(聚晶金刚石复合片钻头-螺杆-随钻测井-提速工具-倒装钻具)技术,推进3个“一趟钻”,5km以深井力争平均钻井周期再缩短30%,控制在20d以内｡

在优化压裂方面,应用全程滑溜水连续加砂技术､长段多簇均衡起裂压裂技术､工厂化体积压裂技术等,砂液比提高至11%,石英砂比例提高至70%,压裂液和支撑剂费用降低77%,大段多簇技术降低施工费用达31%,压裂提高至5~6段/d,施工效率大大提高｡

6.2.2 中国陆相页岩油的资源潜力与产量规划

中国陆相页岩油储量丰富,多轮次油气资源评估分析认为,中国页岩油的技术可采资源量约为200×10⁸t｡中国11个盆地的中—高成熟度页岩油资源量累计为 400×10⁸t,其中,甜点资源量为140×10⁸t,远景资源量为260×10⁸t,松辽盆地､渤海湾盆地､鄂尔多斯盆地和准噶尔盆地是页岩油资源的富集区｡

目前,包括长庆油田､新疆油田和大庆油田等在内的多个油田的页岩油勘探开发已获得突破,预计到“十四五”(2021—2025年)规划末期,陆相页岩油的产量将达到900×104t/a,“十五五”(2026—2030年)规划末期,页岩油产量将达到 1230×10⁴t/a｡页岩油已逐步成为中国油气勘探突破发现､增储建产的现实接替领域之一,其资源潜力大､开发前景广阔,对保障国家能源安全具有重要的战略意义。

(1) 深盆湖相区页岩油形成了“优势组构相-滞留烃超越效应”富集理论,以及质量含油率滞留可动资源量计算方法､页岩油甜点体地质-地震综合评价技术､深盆湖相区页岩压裂改造技术和多甜点立体开发技术等勘探技术方法,解决了当前深盆湖相区页岩油富集规律认识不清､资源潜力不明､富集层评价不准､工程改造难度大等难题,助推沧东凹陷孔二段页岩油实现工业化开发,歧口凹陷沙三段页岩油勘探也初见成效,同时,也证实中国陆相页岩油资源潜力巨大､勘探开发前景广阔,是重要的现实接替能源之一｡

(2) 随着中国陆相页岩油的勘探开发逐步进入战略突破期,制约页岩油工业化开发的许多理论与技术瓶颈问题也逐步显现｡目前,中—高成熟度页岩油领域亟需攻关水平井箱体靶层的优选及精准钻探､高效能水基钻井液､高效体积压裂改造､提高页岩油驱替效率､水平井产量影响要素等关键技术与方法､工程工艺与装备等｡中—低成熟度页岩油也具备巨大的资源前景｡尽管其滞留烃占比相对较低,但未转化的有机质占比高,采用地下原位加热技术是实现规模性有效开发的关键｡中—低成熟度页岩油面临的原位转化动力学机制及最佳转化条件､高恒温控制技术及稳定性､电加热管材料及制造技术等难题亟待解决｡中国深盆湖相区中—低成熟度富有机质页岩油原位加热的现场试验即将进入启动期,如若实现突破,将对中国原油的长期稳定开发发挥重要的推动作用｡

(3)页岩油气是未来助推油气储量及产量增长的战略性接替领域,对中国能源的发展具有重要意义和深远影响｡随着资料的不断补充､研究的不断深入､工程工艺技术的不断提升,页岩油地质理论､技术方法､工程工艺也会逐步完善和提升,最终迎来中国陆相页岩油革命｡

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