陸相湖盆頁巖層系基本地質(zhì)特征與頁巖油勘探突破
——以渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔店組二段一亞段為例

趙賢正，周立宏，蒲秀剛，金鳳鳴，韓文中，肖敦清，陳世悅，時戰(zhàn)楠，張偉，楊飛

（1. 中國石油大港油田公司，天津 300280；2. 中國石油大學（華東），山東青島 266580）

1 研究背景及地質(zhì)概況

北美頁巖氣勘探及商業(yè)開發(fā)的成功帶動世界石油工業(yè)進入了常規(guī)油氣與非常規(guī)油氣并舉的時代[1-3]。非常規(guī)油氣主要包括頁巖油氣、致密油氣、油砂、煤層氣等，本文所述頁巖油為廣義概念[4]，包括直接產(chǎn)自頁巖中的石油以及與作為烴源巖的頁巖互層的砂巖、碳酸鹽巖中的石油。頁巖油資源豐富、勘探潛力大，據(jù)美國能源信息署（EIA）評估，全球頁巖油技術(shù)可采儲量為 469×108t，其中俄羅斯、美國、中國分別達到105.0×108，67.2×108，44.8×108t[5-6]。2016 年美國平均日產(chǎn)頁巖油53.3×104t，占其國內(nèi)原油日產(chǎn)量的45%，到2040年將達到60%，頁巖油已成為繼頁巖氣之后可有效開發(fā)的又一重要非常規(guī)資源[5-8]。

北美非常規(guī)油氣勘探開發(fā)層系主要是 Bakken、Eagle Ford、Barnett、Marcellus、Spraberry、Wolfcamp和 Niobrara等古生界海相地層，商業(yè)性開發(fā)對象主要為頁巖層系中的碳酸鹽巖、砂巖，其次為混合沉積巖和頁巖。北美海相頁巖層系具有分布穩(wěn)定、有機質(zhì)豐度高、熱成熟度適中、儲集層致密、脆性礦物含量高、埋藏淺等特點[9-14]。中國頁巖氣勘探以南方四川盆地上奧陶統(tǒng)—下志留統(tǒng)海相地層為主，致密油、頁巖油則以北方各盆地的二疊系以及中新生界陸相地層為主，勘探對象是頁巖層系中的砂巖、碳酸鹽巖及其混合沉積巖類。與北美海相頁巖層系不同（見表1），中國陸相頁巖層系具有非均質(zhì)性強、有機質(zhì)類型和豐度變化快、熱成熟度適中、儲集層致密、脆性礦物含量高、埋藏較深等特點[15-20]。受低油價、技術(shù)及裝備不成熟、開采成本偏高、政策扶持缺乏等因素影響，中國頁巖油效益勘探開發(fā)面臨挑戰(zhàn)。

表1 國內(nèi)外典型頁巖層系地質(zhì)及油藏特征對比（據(jù)文獻[16-18]修改）

近年來渤海灣盆地滄東凹陷頁巖油勘探獲得較大突破，KN9、GD6×1等多口井相繼獲得工業(yè)油流，證實傳統(tǒng)陸相烴源巖區(qū)的頁巖層系也具備良好的勘探前景。為了有效解決頁巖油勘探的地質(zhì)認識瓶頸，在滄東凹陷中低斜坡湖相頁巖沉積區(qū)G108-8和GD14這2口井連續(xù)取心565 m，其中古近系孔店組二段一亞段取心140 m。本文在巖心精細描述、上千塊次樣品化驗分析的基礎(chǔ)上，重點針對頁巖層系開展巖性、烴源巖特性、物性、含油性、脆性等方面的系統(tǒng)分析，明確頁巖油基本地質(zhì)特征，指出頁巖油效益勘探的關(guān)鍵技術(shù)途徑。

滄東凹陷為渤海灣盆地黃驊坳陷的一個次級構(gòu)造單元，面積約1 760 km2，夾持于滄縣隆起、徐黑凸起、孔店凸起及東光凸起之間，是在區(qū)域性拉張背景下發(fā)育的 1個新生代陸內(nèi)斷陷湖盆[21]，雖然研究區(qū)現(xiàn)今構(gòu)造特征復雜，但孔二段沉積期構(gòu)造相對穩(wěn)定，以微構(gòu)造活動為主，為湖盆中部細粒沉積巖發(fā)育奠定了基礎(chǔ)?？锥纬练e期，滄東凹陷為內(nèi)陸封閉湖盆，處于亞熱帶半干旱—潮濕環(huán)境，環(huán)湖發(fā)育多個三角洲沉積朵葉體，湖盆邊部主體發(fā)育三角洲相，是以中細砂巖為主的常規(guī)砂巖發(fā)育區(qū)；湖盆中部主體發(fā)育半深湖亞相，為細粒沉積發(fā)育區(qū)，面積為430 km2（見圖1）。

圖1 滄東凹陷構(gòu)造簡圖及常規(guī)砂巖、細粒沉積巖分布圖

孔店組的頂、底界面為角度不整合或平行不整合，為 1個二級層序地層單元，進一步劃分為孔三段、孔二段、孔一上亞段、孔一下亞段等 4個三級層序地層單元?？锥危‥k2）厚400～600 m，與下伏孔三段的地震反射特征差異較大，呈假整合接觸；與上覆孔一段呈不整合接觸，在盆地邊緣可見明顯的上超和削截現(xiàn)象。孔二段從下至上可細分為4個四級層序（和 10個五級層序（SQ①～⑩）[22]。為低位體系域，主要為三角洲前緣沉積，以灰色細砂巖與灰色泥巖組合為主。為湖侵體系域，其頂面是孔店組最大湖泛面，巖心觀察證實為厚約30 cm的深灰色—黑色高TOC值泥頁巖，該時期沉積了 1套半深湖相細粒沉積，以泥頁巖、泥質(zhì)白云巖為主，頂部發(fā)育重力流粉細砂巖。為高位體系域，下部以白云巖、泥頁巖互層為主，隨著基準面下降，上部沉積 1套淺湖相泥巖，頂部見三角洲前緣薄層砂體[22]。根據(jù)巖性組合、TOC、礦物成分變化特征，劃分為5個準層序。

2 實驗條件及數(shù)據(jù)

X射線衍射（XRD）分析儀器為X'pert Pro MPD，使用CuKα射線，實驗條件為電壓40 kV，電流40 mA，2θ（礦物衍射角）測量范圍 5°～60°，2θ采樣步寬 0.016°；物性分析儀器分別是 QKY-Ⅱ型氣體孔隙度儀、STY-Ⅱ氣體滲透率測量儀，精度分別是 0.5%和 0.01×10-3μm2，測量壓力分別為0.7 MPa和1.0 MPa；含油飽和度分析儀器為GLY-2型巖心飽和度干餾儀，工作溫度為常溫至600 ℃，干餾精度：干餾水，±3%；干餾油，±5%。分析數(shù)據(jù)如圖2—圖3所示。

3 基本地質(zhì)特征

3.1 巖性特征

頁巖層系主要由粒徑小于0.062 5 mm的顆粒含量大于50%的細粒沉積巖組成[23-24]。由于頁巖粒度極細，常規(guī)薄片難以準確鑒定其礦物含量并定名，而XRD可識別多種礦物并定量計算其含量，故選擇XRD分析的碳酸鹽礦物（方解石與白云石）、長英質(zhì)礦物（石英與長石）及黏土礦物作為三端元主礦物，并依據(jù)其具體含量對巖石進行定名[25-26]，從而將傳統(tǒng)的頁巖、泥巖、碳酸鹽巖等劃分為長英質(zhì)頁巖、碳酸鹽巖（研究區(qū)主要為白云巖）、黏土巖及灰云質(zhì)頁巖等4種基本巖類，結(jié)合特征礦物方沸石的含量進一步細分為24小類[23]。

圖3 GD14井測井及實驗數(shù)據(jù)綜合圖

雖然宏觀上無優(yōu)勢礦物，但縱向上不同準層序礦物富集程度及巖類組合不同，G108-8井為白云巖、灰云質(zhì)頁巖的互層，白云巖累計厚14 m，占比56%，平均單層厚0.6 m為白云巖、灰云質(zhì)頁巖和長英質(zhì)頁巖互層，各占約1/3為灰云質(zhì)頁巖夾長英質(zhì)頁巖，灰云質(zhì)頁巖厚 9 m，占比 69%；為白云巖、灰云質(zhì)頁巖互層，灰云質(zhì)頁巖厚8 m，占比57%，白云巖厚6 m，占比43%；未取心，測井特征顯示主要為灰云質(zhì)頁巖（見圖 2）。GD14井自下而上長英質(zhì)頁巖含量逐漸增加主要為長英質(zhì)頁巖，厚9.5 m，占比86%（見圖3）。

圖4 滄東凹陷G108-8井頁巖層系巖心及薄片特征

石英、方解石、白云石以及方沸石等脆性礦物含量越高，巖石脆性越強，壓裂過程中越易形成復雜裂縫網(wǎng)絡(luò)，越有利于后期開發(fā)。中國湖相頁巖層系脆性礦物含量總體較高，可達40%以上，而滄東凹陷G108-8井及GD14井頁巖層系脆性礦物含量分別高達71.8%和50.3%，巖石力學實驗分析白云巖彈性模量為26.6 MPa，泊松比為0.20，表明頁巖層系具有較好的壓裂改造性。

3.2 烴源巖特征

圖5 G108-8井及GD14井SQ⑨頁巖層系不同巖類生烴潛量柱狀圖

圖6 孔二段烴源巖生排烴模式圖

3.3 儲集層特征

3.4 含油性

滄東凹陷孔二段頁巖層系具有普遍含油、非均質(zhì)性強、多段富集的特征，其中整段含油性都較好，巖心熒光掃描亮度較高（見圖4）。微觀視域下，烴類以黃白色、黃綠色、藍白色油質(zhì)瀝青為主，中強熒光亮度，含油飽和度為 10.0%～68.5%，平均為50.0%。頁巖層系含油性主要受熱演化程度影響，埋深越大，熱成熟度越高，游離烴含量（S1）越高。如圖3所示，由于GD14井比G108-8井深了1 000 m，造成其Ro值大了0.27%，S1平均值為3.5 mg/g，是G108-8井的 2～6倍，與國內(nèi)外頁巖油產(chǎn)層中的S1值相比，GD14井處于中等偏上水平[28]。根據(jù) GD14和 G108-8井Ro值與S1值的關(guān)系，同時考慮到頁巖油開發(fā)成本會隨著深度的增加而增加，推測3 300～4 200 m（Ro值為0.85%～1.10%）是該區(qū)頁巖油勘探較為有利的深度段。

4 頁巖油甜點評價

滄東凹陷孔二段頁巖層系整體含油性較高，多段富集高產(chǎn)，初步計算頁巖油地質(zhì)資源量超過2×108t，展示了該區(qū)頁巖油良好的效益勘探開發(fā)潛力?；趯Φ刭|(zhì)特征的分析可知，這套地層有機質(zhì)豐度高、類型好、成熟度適中，處于大量生油階段，是 1套優(yōu)質(zhì)烴源巖，滯留烴量大；紋層狀結(jié)構(gòu)白云巖較發(fā)育，白云石結(jié)晶程度高、儲集空間大、含油性較好，且石英、方解石以及方沸石等脆性礦物含量較高，利于后期壓裂措施改造，具備形成良好儲集層的地質(zhì)條件；同時該時期構(gòu)造活動弱、斷層發(fā)育少、地層橫向分布相對穩(wěn)定，因物源、古地貌等因素的影響，局部地層相對厚度較大，綜合評價認為中4個準層序均為富油段，厚度為37～93 m，平均厚70 m。

5 頁巖油勘探實踐

5.1 直井鉆探發(fā)現(xiàn)

近年來，孔二段頁巖油勘探先后部署13口探井，其中12口井初期日產(chǎn)油大于5 t、6口井初期日產(chǎn)油大于10 t。GD6×1井、G1608井、KN9井初期日產(chǎn)油大于 20 t，產(chǎn)油層均為頁巖層系，油層埋深2 800～4 200 m，原油密度 0.86～0.89 g/cm3（20 ℃），壓力系數(shù)0.9～1.2。GD6×1井壓裂后3 mm油嘴初期日產(chǎn)油32.6 t，44 mm油嘴試采20 d，泵沖程5.2 m，沖次2次/min，累產(chǎn)油115 t，平均日產(chǎn)油5.8 t；G1608井壓裂后3 mm油嘴初期日產(chǎn)油53.13 t，試采105 d，泵排10 MPa，累產(chǎn)油1 540.7 t，平均日產(chǎn)油14.7 t；KN9井壓裂改造后，2 mm油嘴日產(chǎn)油29.6 t（見圖8）。試采數(shù)據(jù)表明，頁巖層系具備穩(wěn)定的工業(yè)產(chǎn)能。不僅在頁巖層系獲得突破，在層系中也獲得較大突破，G1508井層系2 mm油嘴日產(chǎn)油14.0 t，Z1605井層系壓裂后泵排25 MPa，日產(chǎn)油14.9 t。

圖7 滄東凹陷Ek21SQ⑨-1和Ek21SQ⑨-2甜點厚度分布圖

5.2 水平井預探突破

5.2.1 水平井鉆遇油層特征

5.2.2 水平井射孔簇位優(yōu)選與體積壓裂改造

圖8 Ek2 1SQ⑨頁巖層系東西向頁巖油富集段對比剖面（剖面位置見圖1，測井巖性解釋方法見參考文獻[22]）

為提高水平井頁巖油動用效率，在“密集切割、體積改造”總思想指導下，以源儲組合模式、含油性、脆性為簇段優(yōu)選的主要依據(jù)，選擇源儲組合模式優(yōu)、電阻率高、氣測值高、S1值高、脆性較高點為射孔簇點位置，共計優(yōu)選射孔段長度1 240 m，69簇點/21段，簇間距平均 18 m（見圖 9）。目前該井已開始壓裂改造，總液量43 300 m3，每米液量平均35 m3，總砂量2 044.4 m3，每米砂量平均1.6 m3，近期有望取得該區(qū)頁巖油勘探的重要突破。

5.3 頁巖油勘探啟示

5.3.1 地質(zhì)綜合研究是頁巖油勘探突破的重要基礎(chǔ)

在以構(gòu)造、巖性油氣藏勘探為主的時期，湖盆中部頁巖層系已鉆探井76口，錄井均為泥巖或油頁巖，雖然多口井見顯示，但受制于頁巖層系是烴源巖而非儲集層不能成藏的傳統(tǒng)認識，加上個別井頁巖層系試油效果不理想，這套層系沒有引起足夠重視。通過G108-8井和GD14井取心及實驗數(shù)據(jù)的系統(tǒng)分析，對頁巖層系地質(zhì)特征有了全新的認識，其不僅發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，而且發(fā)育有效儲集層，源儲一體或緊鄰，烴類顯示活躍。基于此鉆探的多口探井獲得工業(yè)油流甚至高產(chǎn)，從而揭開了滄東凹陷孔二段頁巖油勘探的歷史。

圖9 GD1701H水平井井軌跡圖

5.3.2 體積壓裂技術(shù)是提高單井產(chǎn)量的有效手段

根據(jù) G108-8井巖石力學實驗數(shù)據(jù)，建立基于XMAC（正交多極子陣列聲波）測井下的巖石力學數(shù)學模型以優(yōu)化壓裂施工參數(shù)，形成了多次加砂-混合液壓裂技術(shù)：先泵注低黏度線性膠壓裂液+粉陶造縫，大排量施工，形成縫網(wǎng)，停泵1～2 h，然后再次加砂泵注，通過前次壓裂形成裂縫對地應(yīng)力的干擾，降低水平地應(yīng)力差異系數(shù)，提高形成縫網(wǎng)的程度。滄東凹陷孔二段應(yīng)用復合壓裂工藝24層次，17層次獲得工業(yè)油流，占總層數(shù)的70.8%，壓前平均日產(chǎn)液1.45 m3，壓后平均日產(chǎn)液20.1 m3，增液12.9倍，壓前平均日產(chǎn)油0.4 t，壓后平均日產(chǎn)油8.74 t，增油20.9倍，復合壓裂技術(shù)增效明顯。

5.3.3 地質(zhì)工程一體化是效益動用的有效途徑

地質(zhì)工程一體化是圍繞同一勘探開發(fā)目標，地質(zhì)服務(wù)于工程、工程依托于地質(zhì)，地質(zhì)指導工程、工程反饋地質(zhì)，以達到工程技術(shù)的發(fā)展和地質(zhì)認識的深化[6]，只有兩者緊密結(jié)合，才能實現(xiàn)頁巖油的效益勘探開發(fā)。由于中國頁巖油勘探尚處于探索階段，因此創(chuàng)新地質(zhì)認識，優(yōu)化工程施工參數(shù)是目前研究的重點。

根據(jù)地質(zhì)認識，優(yōu)化措施工藝及壓裂改造體系，既降本又增效。KN9井是近期依據(jù)頁巖層系創(chuàng)新認識優(yōu)化施工工藝并獲得成功的一口典型探井，該井2012年3 402～3 424 m層段射孔試油（未壓裂），水力泵排25 MPa，日產(chǎn)油5.42 t（無水）。2017年9月壓裂，“滑溜水+低傷害壓裂液”總液量為2 136 m3，滑溜水增加了981 m3，占比由常規(guī)壓裂的43.2%提高至89.1%；石英砂和陶粒支撐劑總量為106.1 m3，石英砂增加了67.1 m3，占比由常規(guī)壓裂的0%提高至63.2%。與同等規(guī)模常規(guī)壓裂費用相比，壓裂工藝的改變節(jié)省費用 50.57萬元，降低了 56.5%（見表2）。裂縫模擬表明，壓裂縫長179 m，縫高40 m，形成了較為復雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)。初期2 mm油嘴日產(chǎn)油29.6 t，較壓裂前產(chǎn)量提高了近5倍，突破了陸相頁巖油的工業(yè)油流關(guān)和穩(wěn)產(chǎn)關(guān)。

表2 常規(guī)壓裂與二次加砂+混合液壓裂效果對比表

6 結(jié)論

中國渤海灣盆地滄東凹陷孔二段高位期頁巖層系是長英質(zhì)頁巖、灰云質(zhì)頁巖及碳酸鹽巖等混積形成的復雜紋層狀集合體，頁理發(fā)育，黏土礦物含量一般小于 20%，石英、方解石、白云石、方沸石等脆性礦物含量大于 70%，易于壓裂改造形成復雜縫網(wǎng)。頁巖層系整體為好—很好烴源巖，有機質(zhì)類型以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根為主，TOC值平均為3.6%，（S1+S2）值平均為24 mg/g，Ro值為0.68%～1.16%，生烴強度平均300 mg/g。儲集層基質(zhì)孔隙度一般小于 10%，滲透率一般小于 1×10-3μm2，但粒間孔、晶間孔及微裂縫、層理縫等孔縫系統(tǒng)發(fā)育，使得致密的頁巖層系可成為頁巖油的有效儲集層。儲集層中烴類充注普遍，游離烴含量較高，平均含油飽和度 50%?？碧綄嵺`表明，在針對性的壓裂改造措施下，該套頁巖層系可形成穩(wěn)定的工業(yè)產(chǎn)能，突破了這套頁巖層系主要為烴源巖、無儲集層、無可動油的前期認識，展示了明顯的經(jīng)濟價值。

符號注釋：

GAS——氣測全烴，%；GR——自然伽馬，API；Ro——鏡質(zhì)體反射率，%；Rt——電阻率，Ω·m；S1——游離烴含量，mg/g；S2——熱解烴含量，mg/g；SP——自然電位，mV；TOC——有機碳含量，%；Δt——聲波時差，μs/m。