摘要：

针对湖相页岩型页岩油高产稳产主控要素不清楚、页岩油生产规律不明确等问题，综合利用沧东凹陷古近系孔二段4口井700m系统取心、十万余条分析数据和试油资料对湖相页岩型页岩油实现高产稳产的理论认识基础、勘探开发关键技术、页岩油的开发效果及生产规律等进行分析和总结。提出“三高一低”优质页岩是页岩油富集的物质基础、中偏高热演化是页岩油富集有利条件、纹层状长英质页岩是半深湖区页岩油最优富集层等页岩油富集高产理论认识。形成了富集层及富集区评价预测技术、水平井开发井网部署技术、页岩油储集层压裂工艺技术、页岩油排采制度优化技术等支撑页岩油高产稳产的勘探关键技术方法。理论认识与技术方法指导实现了沧东凹陷页岩油7个井场28口水平井的高产稳产和4口井百吨井的突破，其中GY5-1-1L井日产油达208m³；截至2022年4月，日产油稳定在300～350t，累产油17.8*104t。明确了页岩油水平井自喷阶段产量呈指数递减、机械采油阶段产量呈台阶状递减后再趋于稳定的生产规律，采出页岩油轻烃类组分比例与日产油量呈正相关性且在试采进程中规律性减少。

 

一、湖相页岩油富集高产理论技术

经过10余年攻关研究，创新形成了“成藏富集、箱体选择、井位部署、压裂工艺、开发对策”等支撑湖相页岩油高产稳产的理论认识与勘探关键技术方法。

1、成藏富集理论认识

（1）“三高一低”优质页岩是页岩油富集的物质基础G108-8、G19-25等井700m系统取心和10万余条分析数据分析表明，孔二段页岩具有高频纹层结构、高有机质丰度、高长英质等脆性矿物、低黏土含量的“三高一低”地质特征，是页岩油形成与富集的物质基础。孔二段页岩有机质类型主要为Ⅰ型和Ⅱ1型，TOC值为2%～6%，平均值为4.87%，最高可达12.92%，烃源岩品质好，奠定了页岩油形成的生烃基础。储集空间主要是纳米级至微米级有机质孔、粒间孔、晶间孔、溶蚀孔等基质孔隙和层间缝、构造缝、异常压力缝、成岩收缩缝等各类微裂缝，是页岩油运移与聚集的重要通道与载体（见图2）。不同矿物组合形成微观“源储”韵律叠置互层，有利于页岩油的滞留和富集，其纹层密度可达11000层/m（见图3）。S1值为0.3～12.4mg/g，平均值为3.21mg/g，局部长英质矿物纹层含油超过18mg/g，OSI值为23.6～735.6mg/g，平均值为168.6mg/g。页岩粒径普遍小于0.0625mm，其中粒径小于0.0039mm的矿物占比达到75%，主要由陆源碎屑（石英、长石）、碳酸盐（方解石和白云石）、黏土及其他矿物（方沸石、黄铁矿等）组成，陆源碎屑平均含量超过50%，而黏土矿物平均含量仅为16%，为页岩油高效压裂改造奠定了工程基础。

图2 沧东凹陷孔二段页岩储集空间类型

图3 沧东凹陷孔二段页岩纹层及含油特征

（2）中偏高热演化是页岩油富集有利条件

笔者前期研究证实,不同类型干酪根单位有机碳含油率均随着Ro值的增大呈现先上升后下降的趋势，明确烃源岩热演化程度为0.7%～1.2%时，对应埋深在3300～4300m，此区间范围页岩中滞留可动烃量相对较大，约占总烃量的20%～60%。通过对沧东凹陷20口水平井折算为千米水平段后稳定生产180d平均日产油与Ro关系分析证实（见图4），Ro值为0.7%～1.1%时，产量一般高于5t/d，且页岩油产量随Ro值增大而增加。中偏高热演化页岩滞留烃量大、气油比高、原油黏度低，是页岩油高产的必要条件。

 

图4 折千米水平段180 d 平均日产油与Ro 关系

（3）纹层状长英质页岩是半深湖区页岩油最优富集层

笔者前期将沧东凹陷孔二段页岩层系划分为纹层状长英质页岩、纹层状混合质页岩、薄层状灰云质页岩、厚层状灰云质页岩4类页岩组构相，其中纹层状长英质页岩具有高长英质、高纹层频率、高TOC值及超越效应明显等特征，纳米CT及核磁共振实验可见孔隙层状分布、连通性好，可动流体饱和度高达46.7%，微钻取样后富长英质纹层索氏抽提含油量达20mg/g的是页岩油的最优富集层。GD1702H井产液剖面测量分析也证实，纹层状长英质页岩是产量的主要贡献者，长度占总水平段的38.5%，而产油量占全井段产量的74.8%，百米日产油量大于3t。纹层状长英质页岩主要发育于前三角洲—半深湖长英质矿物输入程度较高的区域，而长英质矿物波及程度弱的深湖区域主要发育碳酸盐纹层与黏土有机质纹层，纹层状碳酸盐岩则成为该区域页岩油相对有利的富集层。

2、富集层及富集区评价预测技术

基于上述页岩油形成并留滞富集的条件，从页岩层系的含油性、生烃特性、储集性及可压性等方面，优选出TOC、Ro、页岩厚度、S1、OSI、脆性指数、孔隙度7项参数，并结合长英质页岩组构相地震属性反映，开展富集层和富集区评价预测。

（1）富集层及箱体评价（纵向选层）

根据单个参数与含油性S1的相关关系、试采结果等分析，建立了页岩油富集层及水平井钻探箱体优选标准，钻探箱体在富集层内进一步优选，主要考虑页岩含油性和可压性两项指标（见表1）。评价方法参考国家标准《页岩油地质评价方法》，以G108-8井上万块次分析联测为基础，将孔二段363.6m页岩层系评价出7个富集层，单层厚度为20～40m，纵向上进一步优选出Ek21的2小层、Ek22的5、8、11、13小层及Ek23的17、19小层7个页岩油最为富集且最适合钻探与后续压裂改造的箱体（亦称靶层，是钻头所揭示的地层厚度），单层最大厚度10～15m（见图1）。

表1 纹层留滞型页岩油富集层和钻探箱体评价参数及评价标准（据文献修改）

 

图1 沧东凹陷区域构造位置图（a）及层序地层综合柱状图（b）

为进一步提高箱体钻遇率，开展了测井约束下箱体的地震反演预测。G108-8井地层岩性与电性特征分析表明，页岩表现为低密度、高声波时差、高电阻率的特征，其中长英质页岩表现为高声波时差、中密度、中高电阻特征，灰云质页岩表现为低声波时差、高密度、高电阻特征，混合质页岩表现为低声波时差、高—中密度、中高电阻特征，这与砂岩、泥岩等有较为明显的差别。据此，优选出声波时差和电阻率为纹层状长英质页岩识别的敏感参数，在地震资料保幅拓频（主频18Hz提高至25Hz）的基础上，通过电阻率拟合声波反演、速度反演分别去掉低阻泥岩、常规砂岩的地震信息，两者融合识别岩性甜点和钻探箱体。

以上述水平井钻探箱体评价预测为指导，实现了富集层钻遇率和单井产量的双提升（见图5）。GY5-1-1L、GY5-1-9H井钻探箱体厚9m，富集层钻遇率由早期的55%提高到90%以上。以GY5-1-1L井为例，该井投产180d平均日产油达28.3t，与相邻平台同层系早期完钻井GY1-1-5H井相比增加了22.4t，折算180d平均百米日产油由1.4t提高至4t。

图5 沧东凹陷孔二段水平井90 d 百米产油量与百米富集层钻遇率相关性

（2）富集区评价（平面选区）

富集区评价综合地震属性预测和地质多井评价两方面。地质方面选取游离烃、有机碳含量、脆性矿物含量等参数进行测井解释，同时叠合热演化成熟度、构造等值线，地震方面通过声波时差-电阻率曲线重构开展测井约束融合反演。以孔二段一亚段为例（见图6），根据构造埋深和试油情况，通过关键地质参数叠合评价与地震融合反演评价相结合筛选出Ⅰ—Ⅲ类甜点面积417k㎡（见图6b）。其中Ⅰ—Ⅱ类甜点地震上呈高波阻抗特征（见图6a），脆性矿物含量可达75%，Ro>0.6%，TOC值平均大于2%，埋深3000～4200m，优质甜点段厚度大于10m，Ⅲ类甜点一般呈中低波阻抗特征，分布于沧东凹陷官西低斜坡区。

图6 沧东凹陷孔二段一亚段敏感曲线融合反演（a）及甜点综合评价图（b）

3、水平井开发井网部署技术

（1）水平井间距优选

为探索最佳井距，部署130～400m等多种井距试验井组，1#平台GD1702H与GY1-1-6H井距离130m，GY1-1-6H井压裂导致GD1702H井日产油由12.00t下降至1.85t，排液近11个月产量仍未恢复，证实小井距130m易发生压裂干扰。5#平台GY5-1-1L井、GY5-1-9H井、GY5-3-1L井等5口井井间距260～300m，压裂时未产生明显干扰，投产后实现了单井日产30t以上高产稳产，表明水平井间距260～300m时可有效避免井间压采干扰。37口水平井电位法、声发射等裂缝监测结果表明，在压裂规模为砂量2.5～2.8m³/m，液量25～32m³/m的情况下，压裂裂缝平均半长约100m，最大半缝长主要为140～150m。综合分析认为，目前压裂规模下300m是比较理想的优选井距。

（2）水平井方位与长度优化

沧东凹陷断裂发育，水平井过断层后容易造成断层附近井筒套变，为避免穿断层，水平井尽量在一个断块内部署，由此限制了水平段长度。数值模拟表明，水平井井轨迹方位与最大主应力方向夹角90°时，累积产油量最高，相同角度下增加水平段长，累产油增加幅度更大。因此，在兼顾水平井方位与最大主应力方向夹角越大越有利于体积缝网改造的同时，尽量增加水平井段长度。正交多极子阵列声波（XMAC）及水平井压裂缝监测结果表明，区域主应力以北东30°～45°为主，现场实施过程中水平井方位与最大主应力夹角60°～90°范围内，适当调整水平井方向，增加水平井长度实现提产。例如5号井场GY5-1-9H井轨迹与最大主应力夹角73°，声发射裂缝监测显示，裂缝复杂、改造体积大，最高日产油192m³，稳定生产420d，累产油10348t；7号井场GY7-1-1L井轨迹与最大主应力夹角20°，从电位法裂缝监测显示压裂裂缝顺井筒小角度延伸，改造体积小，目前生产503d累产油仅470t。

4、页岩油储集层压裂工艺技术

（1）压裂段簇设计

本文研究提出了“一优控段、四高定簇、差异设计”地质工程一体化的压裂段簇优化方法。一优控段是指优先选择纹层状长英质页岩组合模式作为压裂段；四高定簇是优选高气测、高电阻、高TOC值或S1值、高可压性的位置作为射孔压裂簇点；差异设计是针对不同岩性、不同套变风险制定不同压裂工艺，纹层状长英质页岩可压性好，优选长段多簇分段方式，单段簇数7～9簇，单段长度70～120m，灰云质页岩可压性差，优化单段簇数5～7簇，单段长度50～80m，提高各簇裂缝开启程度，保证改造效果。同时在套变风险区如狗腿度突变处增大段簇间距，控制压裂规模、防止套变。

（2）压裂材料配制

为满足页岩油储集层压裂液体系造体积缝与携砂量的双重要求，优化形成了0.1%降阻剂B+0.5%黏土稳定剂+0.3%助排剂+0.05%破胶剂的低黏滑溜水体系，降阻率大于70%，防膨率为85%；研制出0.5%～0.7%降阻剂B+0.5%黏土稳定剂+0.3%助排剂+0.05%破胶剂的高黏滑溜水体系，高速剪切75min后变黏滑溜水压裂液的黏度仍能保持在40mPa·s以上，破胶液黏度为1.80mPa·s。通过多级裂缝数值模拟，明确一级次裂缝导流能力为1.55μm2·cm，采用0.212～0.425mm（40/70目）陶粒支撑，二级次裂缝导流能力为0.13μm2·cm，采用0.100～0.212mm（70/140目）石英砂支撑。石英砂、陶粒比例为7︰3，低黏滑溜水、高黏滑溜水比例为8︰2，大幅降低原材料价格。

（3）体积压裂工艺

针对纹层状长英质页岩压裂裂缝容易起裂，裂缝对支撑剂比例敏感性低，施工压力波动小，加砂难度低等问题，采用高起步连续加砂模式，直接提升施工排量至12m³/min，起步砂比为10%，逐渐提升至22%，砂液比为10%，提高单位液量加砂量，提高有效裂缝支撑体积（见图7）。针对灰云质页岩压裂时起裂压力高，难以提高施工排量，缝内净压力不足，裂缝缝宽窄的问题，采用逆混合+多级段塞+连续加砂压裂技术，先利用注入高黏滑溜水造缝，然后通过段塞加砂扩缝为支撑剂进入提供较好通道，降低施工压力，最后利用连续加砂支撑，保障加砂强度（见图7）。

图7 纹层状长英质页岩（a）及层状灰云质页岩（b）典型施工曲线

5、页岩油排采制度优化技术

（1）数值模拟确定最小焖井时间

焖井可实现油水充分渗吸置换。数值模拟表明，初期裂缝含油饱和度随焖井时间呈逐渐升高趋势，由焖井初期的18%上升到焖井15d的50%，15d后裂缝含油饱和度趋于稳定。35口水平井井口压力监测表明，焖井初期井口压力均下降明显，焖井15d后开始趋于稳定，由此确定页岩油储集层压裂后焖井时间最少为15d，待井口压力连续3d压降小于0.1MPa/d后开井（见图8）。

图8 不同甜点水平井井口压力随焖井时间变化关系图

（2）根据压降合理安排放喷制度

不同产液量井筒温度场拟合表明，日产液大于35m³时，井口温度高于原油析蜡点温度，可有效防止水平井井筒结蜡。压裂砂回流模型与井筒临界携砂流速计算表明，日产液为23～80m³时可减少压裂砂回流量，预防井筒堵塞，延长采油周期。由此确定页岩油井日产液量为35～80m³，可有效防止结蜡砂堵。

为实现自喷期页岩油水平井产量最大化，多根据单位压降产量变化率及油嘴系数曲线斜率，指导放喷阶段油嘴调整，保障放喷产量与井口压力变化的有效匹配。当井口压力大于15MPa时，油嘴系数曲线斜率大于0，压降速度过快，宜调小油嘴；当压力为5～15MPa时，油嘴系数曲线斜率小于0，液量下降过快，宜逐步调大油嘴；当压力为2～5MPa时，油嘴系数曲线斜率等于0，压降速度与液量达到匹配，可保持一定时期稳产；当压力小于2MPa时，可适时下泵。

（3）举升工艺优化

15口已下泵生产的水平井360d累产液与日产液量皮尔逊相关性分析表明，泵深、泵径、工作制度是影响累产液量重要因素。为了满足页岩油流度较低，宜较大压差、控采液速度生产的需要，优化形成泵径为38～44mm、泵深2200～2500m的小泵深抽配套技术。一是泵挂深、压差大，可促进油相流动，后期沉没度为200m以上，保持较高泵效生产；二是排量相对较小，给油水置换时间，保护地层能量，有效降低含水；三是避免后期液量递减后频繁换小泵或检泵作业，生产时率提高5%。

进一步结合页岩油井液量宽、液面深、高含蜡的特性，汲取常规油藏防偏磨、防挡砂、防腐蚀成功经验，优化形成长冲程塔架式抽油机控躺井配套模式。其最大冲程优化为7～10m，最大冲次3次/min，适应液量5～66m³/d，较常规抽油机液量范围拓宽32%，综合能耗较常规游梁式抽油机降低38%。2021年GY2-1-4H井和GY2-1-5H井开展长冲程智能塔架式抽油机工艺试验，抽油机采用泵径38mm、下泵深度2500m，两口井日产油能力增加22t/d。

二、湖相纹层留滞型页岩油开发工程实践

1、纹层型页岩油开发效果

对比分析沧东凹陷7个井场已投产的37口井生产动态数据，将稳定生产90d以上含水小于50%的28口井定义为正常生产井（见图9），平均压裂水平段长797m，平均日产油17.6t，利用象限法建立投产初期及Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类，其中Ⅰ类井2口，Ⅱ类井10口，Ⅲ类井16口。

图9 沧东凹陷正常生产井投产效果分类评价图

2021年新投产的GY5-1-1L、GY5-1-9H、GY1-1-9H、GY1-5-1H共4口井获百吨高产。其中GY5-1-1L井压裂16段945m，压裂液30133m3，加砂2522.6m³，6mm油嘴放喷求产4h，折日产油208m³，试采226d平均日产油24.6t（见图10），截止2021年10月15日，累产油5405t，返排率8.39%，预计该井单井EUR值为3.14×104t。

图10 GY5-1-1L 井试采曲线

2、纹层型页岩油生产规律

（1）分阶段生产递减规律

结合已投入生产的水平井生产特征，明确页岩油生产需要经过焖井、排液、钻塞、解堵、下泵等多环节，经历自喷生产与机械采油两个阶段。其中自喷生产阶段产量呈指数递减，水平段400～600m预计自喷期4～6个月，水平段1000m以上预计自喷期可达10～18个月，折算递减60%～85%（见图11）。机械采油阶段划分为台阶状递减阶段和稳定生产阶段，台阶状递减阶段产量达最高值后开始递减（10个月时间），平均递减53.7%，月递减7.8%。当月递减小于3%时进入稳定生产阶段，月递减1.5%～3.0%，稳产期长（见图12）。

图11 页岩油采油稳产井自喷阶段日平均产油量变化图

图12 页岩油采油稳产井机械采油阶段月平均产油量变化图

（2）采出页岩油烃类组分时移特征

在页岩油水平井试采进程中，石油采出成分尤其是重烃构成随时间变化明显。GY5-1-9H井共化验8次原油色谱，开采初期主要以双峰型为主，轻质组分占比较高，生产5个月以后原油重质组分相对含量整体呈增多趋势，由双峰型向单峰型转变。考虑到工程作业因素的影响，在两次作业间隔时间内原油组分呈现出规律性变化。即C1—C13轻质组分含量呈规律性减少，而C14+组分含量随时间推移相对含量比例增加（见图13）。同时C1—C8轻质组分含量比例与原油日产量呈一定的正相关关系，轻质组分含量高，原油产量较高（见图14）。

图13 GY5-1-9H 井不同阶段原油组分C14+变化图

图14 GY5-1-9H 井不同阶段原油轻质组分含量与日产油量关系图

结论

沧东孔店页岩油是湖相纹层留滞型页岩油的典型代表，具有高频纹层、高有机质丰度、高脆性矿物含量、低黏土含量、微纳米孔缝群集式发育的地质特征，留滞烃富集且资源丰度高、勘探潜力大，单井日产油最高达到208m³，创当前留滞型页岩油最高纪录。研究提出纹层留滞型页岩油成藏富集理论认识和箱体评价预测、水平井开发井网部署、个性化压裂工艺、排采制度优化等技术系列，有效指导了黄骅坳陷页岩油箱体优选、井位部署、高效压裂与合理排采，解决了当前页岩油富集规律、开发方案、工程工艺等方面的理论和技术难题；同时分析了纹层型页岩油自喷生产和机械采油阶段产量递减规律，并对采出油烃类组分变化规律进行了分析，对下一步调整开发方案、优化排采制度和提高单井EUR起到重要的指导作用。页岩油富集高产的理论认识与技术方法对类似地质条件页岩油的勘探开发具有重要的借鉴和推广价值。