宋明水

（中国石化胜利油田分公司，山东东营257000）

页岩油在北美地区的突破，引发了中外页岩油勘探开发的高潮。不同于北美稳定的海相地层，中国陆相湖盆泥页岩细粒沉积具有非均质性强、含油性差异大的特点。中国自2010年之后，进行了大量的页岩油气探索性研究［1-3］。胜利油田作为东部断陷湖盆勘探开发50多年的老油田，急需寻找新的资源接替，近年来也加大了针对页岩油勘探方面的研究。笔者基于济阳坳陷页岩油勘探实践，阐述其页岩油勘探的主要进展及存在的问题，以期为济阳坳陷下一步的页岩油勘探开发提供指导。

1 研究背景

截至2017年底，济阳坳陷共在37口井的泥页岩发育段获工业油气流（图1）。各凹陷、各烃源岩层系均有分布，以产油为主，产气次之。平面上以沾化、东营凹陷最多，其次为车镇凹陷，惠民凹陷最少；纵向上主要以沙四段上亚段、沙三段下亚段为主，其次在沾化凹陷的沙一段也获得了工业性页岩油气；已投产的页岩油气探井初期产能为12～72 t/d，单井累积产量最高达 27 896 t［4］，展示了济阳坳陷页岩油气良好的勘探开发前景。

2 勘探历程

济阳坳陷页岩油的勘探历程可划分为偶遇试油试采和主动探索评价2个阶段，两者时间节点以2008年为界限，2008年之前对页岩油非主动评价，主要是在常规油气勘探过程中对页岩油的偶遇测试；2008年在渤南洼陷部署页岩油系统取心井，进行系统取心、测试、攻关，建立页岩油评价体系，并开展页岩油井位部署，济阳坳陷页岩油勘探进入主动探索评价阶段。

2.1 偶遇试油试采阶段

该阶段自1969年到2008年，以常规油气勘探为目的，但在钻探过程中发现多口井在页岩段见油气显示，其中25口井在页岩段获得工业油流，平均日产油量为29.9 t/d，日产气量为1 066.5 m3/d，出现诸如H54，Y54，L42和XYS9井等累积产量过万吨的高产井，展示出济阳坳陷具备页岩油气形成的条件。同时，在这一阶段末期加强了探井钻探过程中有良好油气显示的页岩发育井段的试油测试，在东营和沾化凹陷共有4口井获得工业油气流，平均日产油量为49.8 t/d，日产气量为18 012.4 m3/d。该阶段页岩油试油井的初期产能普遍较高，但产能下降快，高产井可以长期、多周期间歇开采，累积产量大多是第1阶段贡献，少数页岩油井总体产能较高，为后期页岩油勘探逐渐引起重视乃至主动探索评价奠定了基础。根据页岩油高产井的产能曲线特征可知，其主要储集空间为裂缝，由此开展了泥岩裂缝油藏的初步分析，受当时的认识水平和技术条件限制，尚未建立完善的评价方法体系，有利区预测难度较大，加之常规油气发现层出不穷，页岩油钻探计划遂被搁浅。

2.2 主动探索评价阶段

这一阶段优选沾化、东营地区进行重点评价，部署并完钻了L69，NY1，LY1和FY1共4口系统取心井，累积取心1 010.26 m，获取的岩心资料为济阳坳陷页岩油气的深入系统研究奠定了坚实的基础。同时，部署BYP1，BYP2，BYP1-2和LY1HF共4口页岩油专探井，评价泥页岩储集性、含油性、可压性、产能及试验工艺技术适用性，并加强泥页岩钻井保护和测井、录井评价，4口页岩油专探井未获得产能工业性突破（表1）。另外，该阶段部署钻探Y182，Y186，Y187，L758和N52共5口兼探井，并对Y283井进行老井重新压裂。5口兼探页岩油井均获工业油气流，其中，Y187井沙三段下亚段3 440.42～3 504.47 m页岩发育井段中途测试，日产油量为154 t/d，日产气量为13 400 m3/d，投产后累积产油量为7 444 t；对 Y283井沙三段下亚段3 671.0～3 730.5 m页岩发育井段进行老井重新压裂，最高日产油量为22.79 t/d，累积产油量为1 253 t。兼探井页岩发育段见高产油气流展示了济阳坳陷泥页岩具有较大的资源潜力，但水平井采用与国外同步的钻完井技术、钻井液、压裂措施效果均不理想，表明陆相页岩油气有效开发依然存在许多问题亟待解决。

图1 济阳坳陷区域位置（以沙三段下亚段泥岩厚度等值线为底图）Fig.1 Location of Jiyang Depression（the base map is the thickness contour of Lower Es3Member mudstone formation)

3 理论和技术进展

3.1 理论进展

3.1.1 建立泥页岩段层序地层格架，实现等时地层对比

沉积相对连续、变化微弱的泥页岩段不整合不发育，沉积旋回不明显，传统利用不整合和沉积旋回进行层序划分在泥页岩段已不太适用［5］。层序划分的关键是层序界面识别，层序界面往往对应着不整合面或与之对应的整合面。层序界面上、下往往是不同沉积环境的产物，宏观上表现为岩相突变、岩相组合方式的变化或一些特殊物质富集，微观上表现为元素的突变［6］。因此，可利用元素层序地层学进行层序界面的识别，但元素识别的层序界面往往难以确定级别。湖相沉积的展布范围较小，受气候的控制明显，气候不仅控制物质的输入和水介质条件，也控制水进水退的变化旋回，因此，可利用米兰科维奇天文旋回进行泥页岩段层序地层研究。米兰科维奇天文旋回通常需要精确的时间标定，目前的定年方法都不能满足对东部盆地古近系—新近系的精确定年，可通过元素标定的层序界面与天文学标定的层序界面进行相互标定，实现不同级别层序界面的识别。GR测井响应对泥页岩组分的反映最为敏感，GR曲线的纵向组合形态与沉积旋回具有明显的对应关系，GR曲线向上减小组合中碳酸盐矿物含量逐渐增加，石英、黏土矿物和有机质含量均逐渐减小，岩相类型由富有机质块状泥岩向含有机质纹层状泥质灰岩转变，自下而上表现为水体逐渐变浅；相反，GR曲线向上增大组合中碳酸盐矿物含量逐渐减少，石英、黏土矿物和有机质含量均逐渐增加，岩相类型由含有机质泥质灰岩或含白云质灰岩向富有机质块状泥岩转变，自下而上表现为水体逐渐变深；另外，GR曲线稳定组合代表石英、黏土矿物含量等未发生明显变化，水体深度变化小且呈现震荡状态，因此，可按照GR曲线的纵向组合形态进行沉积旋回研究。基于以上认识，可综合米兰科维奇天文旋回层序、元素层序和GR层序进行泥页岩段层序划分（图2），以NY1井为例，将沙四段上亚段从下至上划分为4个四级层序，依次为早期湖扩、晚期湖扩、早期高位和晚期高位体系域。由于济阳坳陷沙四段上亚段—沙三段下亚段GR测井响应纵向规律明显，在全区范围内有较好的可对比性（图3），因此，可利用GR曲线纵向演化规律进行细粒沉积层序划分和全区对比追踪。

表1 济阳坳陷主动探索评价阶段主要新钻页岩油井试油试采情况统计Table1 Summary of oil test and production of major new shale oil wells in active exploration stage in Jiyang Depression

3.1.2 明确泥页岩岩相展布规律，实现有利岩相预测

依据泥页岩储集性、含油性、可压性受控于岩石组分、沉积构造和有机质丰度的特点，建立了基于岩石组分-沉积构造-有机质的综合泥页岩岩相类型划分方案（图4）。东营凹陷沙四段上亚段—沙三段下亚段泥页岩主要发育富有机质纹层状泥质灰岩相（TOC大于2%）、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相、富有机质层状灰质泥岩相、含有机质纹层状泥质灰岩相（TOC小于2%）、含有机质层状泥质灰岩相和含有机质块状泥岩相7种岩相。充分利用9口长井段取心井系统分析化验资料，分洼陷、分层系建立了岩石组分、沉积构造、有机质丰度的测井模型，结合大量分段取心分析化验资料，实现了泥页岩岩相的有效识别［7］。

图3 F156井—L75井—W584井GR测井响应对比Fig.3 GR logging response of Well F156-Well L75-Well W584

图2 NY1井泥页岩层序划分Fig.2 Sequence stratigraphic division of mud shale in Well NY1

充分利用单井、剖面和平面岩相分布，结合沉积环境演化规律，指出了等时地层格架下岩相分布规律。垂向上，由下至上依次发育盐水阶段的含有机质岩相、咸水阶段的富有机质纹层状岩相、半咸水阶段的富有机质层状岩相；横向上，受物源对称供给的影响，从斜坡带到陡坡带岩相具有对称分布的特征，依次发育含有机质块状泥岩相-含有机质层状泥质灰岩相-富有机质层状灰质泥岩和泥质灰岩相-富有机质纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相-富有机质层状灰质泥岩和泥质灰岩相-含有机质层状泥质灰岩相-含有机质块状泥岩相；平面上，大致以盆地几何中心呈环带状分布（图5）。

图4 济阳坳陷泥页岩岩相类型划分方案Fig.4 Lithofacies classification of mud shale in Jiyang Depression

图5 东营凹陷沙四段上亚段3层组泥页岩岩相平面分布Fig.5 Lithofacies planar distribution of 3 mud shale layers of Upper Es4Member in Dongying Sag

3.1.3 厘定富有机质泥页岩成岩阶段，揭示泥页岩孔隙演化及组合规律

成岩作用对于储层孔隙的保存、发展和演化以及页岩的岩石力学性质均具有重要的影响。目前，中外对海相页岩成岩作用已做了较为系统的研究，识别出压实、胶结、黏土矿物转化、交代、溶蚀、有机质热成熟以及构造破裂等多种成岩作用［8］。其中，优质页岩储层段主要成岩作用包括压实、硅质胶结、白云石交代、黄铁矿交代和有机质热成熟；除压实作用外，无机矿物成岩作用均与有机质成岩作用相关。对于湖相页岩储层，矿物类型复杂、孔隙类型多样、非均质性极强等典型特征增加了成岩作用研究的难度。页岩与砂岩在孔隙骨架的稳定性、成岩矿物转化程度、成岩流体来源与数量等方面均有较大差异。矿物类型的多样性和成岩体系的封闭性，使得陆相页岩成岩及孔隙演化较为复杂。

依据埋深、镜质组反射率（Ro）、最高热解峰温（Tmax）、黏土矿物及其组合特征、碳酸盐结晶程度、氧同位素、亮晶方解石部分包裹体测温、其他自生矿物（铁白云石、重晶石）、排烃门限和孢粉化石颜色等，将济阳坳陷泥页岩成岩阶段划分为早成岩A期、早成岩B期、中成岩A期、中成岩B期和晚成岩5个阶段［9］（图6），其中，早成岩阶段的有机质成熟度低（Ro＜0.5%），饱和烃含量低（＜40%），伊/蒙混层含量高（＞60%），碳酸盐以泥晶为主，主要发生压实作用、黄铁矿胶结作用和少量长石溶蚀作用；中成岩阶段有机质成熟度高（0.5%＜Ro＜0.9%），饱和烃含量高，伊/蒙混层含量低，碳酸盐以亮晶为主，主要发生黄铁矿胶结作用、白云石化作用和部分长石和碳酸盐溶蚀作用；晚成岩阶段有机质成熟度高（Ro＞0.9%），已进入凝析油气阶段，由于深层资料有限，晚成岩阶段相关特点有待进一步研究。泥页岩生储一体的特点，决定了成岩作用控制页岩油储集空间的形成、发育与演化。在早成岩阶段主要发育高岭石晶间孔、黏土矿物絮凝晶间孔和方解石原生晶间孔；中成岩A期主要发育伊/蒙混层晶间孔（缝）、方解石晶面溶蚀孔、方解石晶内溶蚀孔和有机质边缘缝；中成岩B期主要发育伊利石晶间孔、绿泥石晶间孔、方解石重结晶晶间孔、方解石晶间溶蚀孔、白云石晶间孔和有机质内部孔。

3.1.4 明确泥页岩储集空间发育特征，确定储油极限孔径和游离油富集最小孔径

通过薄片、扫描电镜及氩离子抛光多方法观察和X射线小角散射、核磁共振冻融法定量分析，明确了济阳坳陷泥页岩主要发育黏土矿物片间孔、碳酸盐晶间孔、碎屑粒间孔、微裂缝和有机孔，整体上，储集空间具有孔缝并存的特征。其中，黏土矿物片间孔以细介孔最为发育，黏土矿物含量与孔隙度呈正比，其次为方解石晶间粗介孔和各种微裂缝（图7）。

图6 济阳坳陷成岩阶段划分方案Fig.6 Diagenesis stage scheme of Jiyang Depression

图7 济阳坳陷泥页岩储集空间类型Fig.7 Pore types of mud shale in Jiyang Depression

不同类型岩相储集空间结构存在明显差异，纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相主要发育方解石晶间孔（孔径为240～825 nm，孔喉二维配位数为1.7～2.8，均质性为0.54）和黏土矿物微孔（孔径为11～489 nm，孔喉二维配位数为1.5～1.8，均质性为0.26）；层状泥质灰岩和灰质泥岩相主要发育方解石晶间孔（孔径为126～525 nm，孔喉二维配位数为1.5～2.3，均质性为0.31）和黏土矿物微孔（孔径为7～328 nm，孔喉二维配位数为1.2～1.9，均质性为0.25）；块状泥质灰岩和泥岩相主要发育方解石晶间孔（孔径为68～210 nm，孔喉二维配位数为0.5～0.9，均质性为0.29）和黏土矿物微孔（孔径为3～92 nm，孔喉二维配位数为1.1～1.5，均质性为0.19）。储集空间组合方式以及孔隙结构的差异导致储集性能明显不同。其中，纹层状泥质灰岩和灰质泥岩相网状缝-基质孔隙连通，孔隙度为5%～16%；层状泥质灰岩和灰质泥岩相穿层缝-顺层缝-基质孔隙连通，孔隙度为4%～10%；块状泥质灰岩和泥岩相不规则缝-基质孔隙连通，孔隙度为3%～8%。

通过对比有机溶剂洗提前后样品的孔隙体积变化，发现富碳酸盐矿物页岩样品增孔峰值为8～9 nm，高黏土矿物含量页岩样品增孔峰值为5～6 nm，表明5～6 nm孔隙具备储油能力（图8）。FY1-1469样品氩离子抛光电镜抽真空，孔径大于10 nm储集空间中有原油渗出，高压压汞-GRI孔隙度-含油饱度法联测表明，页岩油主要赋存于孔径为10 nm以上孔隙中，孔径为10 nm是泥页岩基质孔赋存游离油的下限（图9）。

3.1.5 明确陆相页岩油赋存状态，揭示烃类流体物性演化规律

图8 济阳坳陷细介孔抽提体系相对体积比变化曲线Fig.8 Relative volume ratio growth curves of mesoporous extraction system in Jiyang Depression

图9 济阳坳陷各孔径所占比例与含油饱和度的关系Fig.9 Relationship of proportion of pore size with oil saturation in Jiyang Depression

页岩油的赋存位置包括孔隙及内、外表面，各种赋存位置的物理和化学性质存在差异［10］。模拟实验证实，页岩油赋存状态可分成孔隙游离态以及外表面和内表面吸附态等3种，其中孔隙游离态和外表面吸附态属物理吸附，饱和烃和芳烃丰富，而内表面吸附态属化学吸附，且非烃和沥青质丰富。由于黏土矿物和有机质表面积大，特别是内表面积大，对烃类吸附能力强（黏土矿物吸附量小于20 mg/g，有机质吸附量一般大于50 mg/g），因此，烃类的赋存状态一定程度上受干酪根和黏土矿物吸附能力控制，随深度的增加，页岩中干酪根-烃类相互作用强度随成熟度增加而降低，游离烃比例显著增加。垂向上，受生烃演化的控制，埋深小于2 600 m，页岩油赋存状态主要为内表面吸附态，以非烃和沥青质为主，流动性差；埋深为2 600～3 500 m，出现游离态烃，纹层状岩相游离态烃富集，总烃含量增高，非烃、沥青质含量降低，流动性增强。埋深大于3 500 m，纹层状岩相和层状岩相泥页岩中游离态烃富集，孔隙减小，总烃含量大于非烃和沥青质含量，轻重比迅速增加（图10）。

3.2 技术进展

3.2.1 地震技术

图10 东营凹陷泥页岩烃类流体性质综合演化剖面Fig.10 Comprehensive evolution profile of hydrocarbon fluid properties of clay shale in Dongying Sag

地震技术在页岩油富集区预测、水平井井眼轨迹设计、压裂设计方面均起着重要作用［11］。地震技术在胜利油田页岩油勘探中的应用相对较晚，在泥页岩层组界面反射、时频特征、岩相、裂缝预测等方面取得一些初步的认识。在泥页岩层组界面反射特征方面，传统认识认为泥页岩内幕为空白反射，通过精细研究认为，不同层组泥页岩成分、组合、含油性、电阻率不同，速度、密度也存在明显差异，泥页岩内幕可以形成中强反射、中弱反射，也有空白反射。垂向上差异大、平面上环境变化小的泥页岩为中强连续反射，垂向上差异较小、平面上环境变化大的泥页岩则为中弱断续反射，厚度较小的层组难以形成独立的强反射，表现为弱的波形或空白反射。在泥页岩时频方面，泥页岩纵向时频特征明显，能够揭示湖平面的变化规律，伴随着湖平面的上升，沉积物钙质含量降低、互层减少，地震反射频率降低，表现为反韵律的特征；湖平面下降时，沉积物钙质含量增加、互层增多，地震反射频率升高，表现为正韵律的特征。在岩相预测方面，以地震属性表征三参数（TOC、岩性、物性）为基础，通过三参数组合的神经网络融合来表征岩相，避免了直接利用地震属性预测岩相的多解性，预测结果与实钻井吻合较好，实现了有利岩相的有效预测。在裂缝预测方面，按裂缝发育特征选取针对性方法进行预测，实现了裂缝定量表征。利用小波边缘检测、相关分析、各向异性分析等主要识别断层、大型陡倾角裂缝（大于70°）；利用属性剥分检测技术，选取裂缝敏感属性突出缓倾角裂缝特征；通过数据归一化处理，利用各敏感属性对缓倾角裂缝特征进行差异表征，提取裂缝发育概率，实现裂缝密度的定量化表征。另外，改造了地震集成微地震采集设备，研发了多项微地震核心技术，自主研发了微地震处理、解释软件。

3.2.2 钻井和完井技术

胜利油田实施了多口页岩油专探井，在施工过程中遇到井身质量难保证、井壁稳定性差、水平段井眼清洁困难、钻速慢、井身轨迹控制难等诸多难题（表2）。针对上述问题，在钻井过程中，使用“扶正器+钻铤”常规钻具组合保证井身圆滑；利用油基钻井液显著降低滑动钻进井下摩阻（每钻进1 000 m，摩阻仅增加50 kN），同时选用的油基钻井液具有良好的抑制性和封闭性，保持井壁稳定和水平段井眼清洁，平均井眼扩大率控制在2%左右；选用宽大水槽、薄而尖锐刀翼的PDC钻头，防止了泥包，提高机械钻速30%以上，提速效果明显；利用近钻头仪器能够实时反映地层岩性的变化趋势，准确探测地层界面，初步实现了地质导向功能。另外，胜利油田集成了油基钻井液回收（页岩滚动回收率大于等于90%）及钻屑随钻处理技术（处理后钻屑含油量小于3%），填补了中国油基钻屑处理技术的空白，为大面积推广油基钻井液施工奠定了基础。

表2 济阳坳陷页岩油井钻井参数统计Table2 Summary of drilling parameters of shale oil wells in Jiyang Depression

钻井面临的问题给后期固井提出了巨大的挑战，在施工过程中遇到固井管串下入困难、油基泥浆在一二界面易形成油膜、套管居中困难等页岩油水平井固井共性难题。针对以上问题，引进和自主研发套管旋转下入引导系统，在完井管串下入遇阻时，可以边转边下套管或尾管，提高了完井管串的一次性到位率；配制高效驱油前置液，提高油基钻井液的冲洗效率（高于80%），前置液和钻井液、水泥浆的相容性良好，同时配制遇水自愈合塑性微膨胀水泥浆体系（提高水泥环耐冲击能力，降低射孔压裂时水泥环的破裂，提高二界面胶结质量），可保证压裂投产后整个油井寿命周期中水泥环一直保持完整性和封隔效果；用外径比常规扶正器小的液压膨胀式套管扶正器，解决常规扶正器下入困难问题，胀开后比常规扶正器大，实现了井下套管居中的目的，如5-1/2″液压式扶正器的最大外径为185 mm（常规扶正器为215 mm），外径比常规扶正器小13.9%，胀开后最大外径为320 mm，比常规扶正器大48.8%，在井眼扩大率较大的井段也可取得良好扶正效果。

3.2.3 录井和测井技术

泥页岩录井主要面临岩性、储集性和含油性快速识别问题。在岩性识别方面，由于泥页岩颗粒细小、组分复杂，目前主要采用X射线荧光元素录井技术，对泥页岩地层的元素特征进行系统分析与总结，建立了包括黏土矿物在内的矿物计算方法，进而由元素转换矿物，实现岩性的快速识别［12］。国外三大服务公司都有各自的测录井商业化产品，如斯伦贝谢公司的ECSTM（Elemental Capture Spectrosco⁃py）元素俘获能谱测井仪、哈里伯顿公司的GEMTM（Elemental Analysis Tool）地层元素测井仪和LIBS（Laser-induced Breakdown Spectroscopy）激光诱导击穿光谱仪（LaserStrat井场化学地层服务）、贝克休斯公司的地层岩性测井仪FLEXTM（Formation Litholo⁃gy Explorer），并在页岩油气领域发挥了突出的作用。胜利地质录井主要引进斯伦贝谢公司的EC⁃STM进行岩性快速识别。页岩油储层的孔喉直径均在纳米级别，如此微小的孔隙需要较高分辨率的设备进行物性评价，胜利地质录井引进的核磁共振设备检测孔隙下限可低至8 nm，实现了不同级别孔隙贡献率及孔隙结构的快速评价。钻井液固体粉末荧光添加剂、油基钻井液一直是困扰油气显示识别的一道难题，虽然采用气测、定量荧光等油气识别手段有一定的效果，但不能解决同源原油混入的问题，不能定量评价地层油气含量。为此，胜利地质录井利用混油基泥浆+泥岩样品地化谱图与混油基泥浆前的泥岩样品地化谱图进行对比分析，先确定油基泥浆谱图，进而确定泥岩地层的含油性，实现油基泥浆钻遇地层含油性的快速识别。

泥页岩岩相、储集性、含油性、油气赋存方式复杂多变的特点，导致利用测井信息对其认识和评价较为困难。在采集电成像测井、元素测井、三维声波扫描成像测井等资料的基础上，采用系统化验数据刻度特殊测井，特殊测井刻度常规测井的思路，构建了泥页岩组构、孔隙度、含油饱和度、总有机碳含量、S1和S2等评价参数的定量计算模型，实现了泥页岩“岩石组分与沉积构造、物性、地化特性、含油气性、可压裂性、测井属性”六性定量表征，从而解决了泥页岩岩相、有利储集段类别划分及流体性质测井评价等难题。

3.2.4 压裂技术

2011年以来，胜利油田立项进行泥页岩可压性理论攻关，2012年以来在BYP1井、BYP2井、FY1井和Y283井进行现场试验（表3）。通过前期理论攻关和现场试验，建立了综合页岩脆性矿物含量、力学性能、水平应力各向异性及天然裂缝等因素的可压性评价方法，评价结果表明，地质“甜点”岩相——纹层状-层状页岩可压指数在0.5以上，可压性属中等。在页岩压裂裂缝破裂方式、压裂裂缝起裂扩展物理模拟以及压裂裂缝起裂扩展数值模拟等方面取得一系列研究进展。压裂裂缝破裂方式实验结果表明，济阳坳陷古近系页岩以张破裂和剪切破裂为主，主裂缝为垂直的张裂缝，分支缝以平行于层理面的剪裂缝为主；压裂裂缝起裂扩展物理模拟实验结果表明，压裂液黏度越低，越容易形成复杂裂缝网络，水平地应力比为1.3是关键阈值，应力比越小，裂缝复杂程度越高；脆性指数大于0.45时，容易形成相对复杂的缝网。胜利油田页岩油储层受区域构造影响，水平主应力差异较大，难以形成复杂裂缝网络，制约了体积压裂技术的应用。采用大排量、低黏度多级交替压裂工艺技术，通过一次或多次投送水溶性多裂缝暂堵剂，形成滤饼临时封堵裂缝，提高缝内压力，迫使层内高应力区开启一条或多条新裂缝，从而提高改造体积。针对页岩油多级、大规模体积压裂改造的需求，开展了多级分段压裂完井管柱研究，形成了泵送桥塞-射孔联作分段压裂完井技术、裸眼多级分段压裂完井技术、固井滑套多级分段压裂完井技术，同时结合泥页岩储层泥质含量高、水基压裂对储层伤害大等技术难题，开展了滑溜水压裂液、在线混配速溶胍胶压裂液及高效防膨剂、高效助排剂等体系的研发工作。

表3 济阳坳陷页岩油井压裂改造参数统计Table3 Summary of the parameters of shale oil wells’fracturing stimulation in Jiyang Depression

4 勘探实践

4.1 高产因素分析

根据岩性组合与页岩油储集空间类型将济阳坳陷页岩油划分为基质型、裂缝型和混合型，其中，基质型页岩油主要富集在泥页岩基质孔隙中，裂缝型页岩油主要富集在与裂缝相关的储集空间和基质孔隙中，混合型页岩油主要富集在与夹层相关的储集空间和基质孔隙中。需要指出的是，夹层必须与生油岩紧密接触，裂缝型和混合型页岩油仅有短距离源内运移［13］。

研究区37口出油井精细解剖结果表明，岩相是页岩油富集的有利条件，目前发现的页岩油井绝大部分分布在含油性和储集性好的富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相及其所夹的薄夹层中。通常情况下，规模大、物性好的夹层发育段，页岩油产能相对高。含油性通常用TOC和S1来表征，其不仅反映烃源岩的品质和原始生烃能力，更是评价泥页岩含油性和可动性的主要参数。埋深与日产油量具有较好的相关关系，埋深代表烃源岩演化程度，埋深越大演化程度越高，原油生成量越大，同时原油密度和黏度较小，原油可动性较好，从而页岩油较容易采出。压力是页岩油富集的动力，与页岩油产能呈明显的正相关。另外，微裂缝发育程度决定页岩油产能，微裂缝发育则页岩油相对富集高产。总的来看，页岩油产能主要受压力、埋深、总有机碳含量、S1、原油密度、原油黏度、岩相、距断层距离、断距、断裂组合方式以及断层数量等多种因素控制，各控制因素的具体标准见表4。

表4 济阳坳陷页岩油富集高产因素Table4 Factors of shale oil enrichment and high yield in Jiyang Depression

4.2 目标评价优选思路

在明确页岩油富集高产主控因素的基础上，确定页岩油井位部署流程为：选烃源岩层段—选层组—选区带—选靶区—选目标。其中，烃源岩层段的选择主要用埋深、资源量和地层压力系数来评价，同时结合实钻井情况和钻探目的综合开展；层组的选择主要选用TOC，S1和地层压力系数等决定页岩油富集程度的参数，同时参考实钻井情况和钻探目的；钻探区带的选择主要结合实钻井地质分析的结果，选用诸如夹层发育程度、裂缝发育程度等宏观地质参数，同时参考地层压力系数和埋深；靶区的选择主要结合产能和宏、微观地质参数来评价；在宏观地质参数评价的基础上，最终钻探目标的选取重点考虑岩相稳定性以及地震“甜点”预测结果，同时结合工程条件。

4.3 井位部署

根据前期认识成果与勘探实践，2018年针对中等演化和高演化程度泥页岩，在渤南、利津洼陷分别部署3口页岩油探井。现以渤南洼陷中等演化程度的YYP1井为例，说明页岩油井的部署流程。

层段评价 渤南洼陷自下而上发育沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙一段3套烃源岩，考虑到沙一段埋深浅、沙四段上亚段页岩发育规模小及地层硫化氢含量高的特点，选取埋深大、演化程度高、纹层状岩相发育、页岩油发现井多的沙三段下亚段为目的层段。

层组评价 沙三段下亚段自下而上可以细分为13下，13上，12下，12上，11和10层组，选取含油性好（S1＞2 mg/g，TOC＞4%）、压力高（地层压力系数大于1.2）、夹层发育、可动性、可压性等方面都具有一定优势的13下层组为钻探层组。

区带评价 基于实钻井的分析结果以及实际可操作性，主要考虑埋深、断裂发育程度以及夹层发育与否3个因素。埋深用来评价演化程度，断阶带埋深为3 300～3 700 m，正处于烃源岩热演化高峰期，页岩油含油性和可动性相对较好；断阶带各向断裂发育，断裂之间互相交叉，形成错综复杂的断裂体系，裂缝发育程度最高，此外，断阶带砂质夹层和灰质夹层发育情况良好，因此，最终选择断阶带为页岩油钻探的区带。

靶区优选 以断裂和构造脊为边界将断阶带划分为7个断块群，即7个靶区。砂岩和灰岩夹层都发育的靶区包括2号靶区和4号靶区以及1号靶区的小部分区域，由于2号、4号靶区断裂发育且多交叉，综合夹层发育情况和裂缝发育程度，将2号、4号靶区作为页岩油钻探的首选靶区。鉴于2号靶区已有Y182和Y187井2口页岩油高产井，本次钻探首选4号靶区（图11）。

图11 渤南洼陷断阶带沙三段下亚段13下层组综合评价结果Fig.11 Comprehensive evaluation result of lower 13 layer of Lower Es3Member in fault terrace zone，Bonan area

5 结束语

济阳坳陷页岩油经历了近10 a的勘探，在陆相泥页岩沉积、页岩油富集理论方面突破了传统认识，陆相泥页岩具有类型多样、复杂多变、有序演化的特点，陆相页岩油与海相页岩油富集存在差异，具有非连续成藏的特点；多口页岩油专探井的实施，在泥页岩钻井、完井、录井和测井等方面形成一系列配套工艺技术，为第2批页岩油井的顺利实施提供了保证。中国东部陆相泥页岩具有非均质性强、成岩作用弱、页岩油成熟度低等特点，在泥页岩储集性、含油性、可动性、可压性等方面仍存在许多需要深入攻关的基础地质问题，特别是在页岩油高产控制因素方面，更要依据不同地区的地质特点，结合现有的技术，有针对性地开展研究。