陆相湖盆页岩层系基本地质特征与页岩油勘探突破——以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段为例

赵贤正，周立宏，蒲秀刚，金凤鸣，韩文中，肖敦清，陈世悦，时战楠，张伟，杨飞

（1. 中国石油大港油田公司，天津 300280；2. 中国石油大学（华东），山东青岛 266580）

1 研究背景及地质概况

北美页岩气勘探及商业开发的成功带动世界石油工业进入了常规油气与非常规油气并举的时代[1-3]。非常规油气主要包括页岩油气、致密油气、油砂、煤层气等，本文所述页岩油为广义概念[4]，包括直接产自页岩中的石油以及与作为烃源岩的页岩互层的砂岩、碳酸盐岩中的石油。页岩油资源丰富、勘探潜力大，据美国能源信息署（EIA）评估，全球页岩油技术可采储量为 469×108t，其中俄罗斯、美国、中国分别达到105.0×108，67.2×108，44.8×108t[5-6]。2016 年美国平均日产页岩油53.3×104t，占其国内原油日产量的45%，到2040年将达到60%，页岩油已成为继页岩气之后可有效开发的又一重要非常规资源[5-8]。

北美非常规油气勘探开发层系主要是 Bakken、Eagle Ford、Barnett、Marcellus、Spraberry、Wolfcamp和 Niobrara等古生界海相地层，商业性开发对象主要为页岩层系中的碳酸盐岩、砂岩，其次为混合沉积岩和页岩。北美海相页岩层系具有分布稳定、有机质丰度高、热成熟度适中、储集层致密、脆性矿物含量高、埋藏浅等特点[9-14]。中国页岩气勘探以南方四川盆地上奥陶统—下志留统海相地层为主，致密油、页岩油则以北方各盆地的二叠系以及中新生界陆相地层为主，勘探对象是页岩层系中的砂岩、碳酸盐岩及其混合沉积岩类。与北美海相页岩层系不同（见表1），中国陆相页岩层系具有非均质性强、有机质类型和丰度变化快、热成熟度适中、储集层致密、脆性矿物含量高、埋藏较深等特点[15-20]。受低油价、技术及装备不成熟、开采成本偏高、政策扶持缺乏等因素影响，中国页岩油效益勘探开发面临挑战。

表1 国内外典型页岩层系地质及油藏特征对比（据文献[16-18]修改）

近年来渤海湾盆地沧东凹陷页岩油勘探获得较大突破，KN9、GD6×1等多口井相继获得工业油流，证实传统陆相烃源岩区的页岩层系也具备良好的勘探前景。为了有效解决页岩油勘探的地质认识瓶颈，在沧东凹陷中低斜坡湖相页岩沉积区G108-8和GD14这2口井连续取心565 m，其中古近系孔店组二段一亚段取心140 m。本文在岩心精细描述、上千块次样品化验分析的基础上，重点针对页岩层系开展岩性、烃源岩特性、物性、含油性、脆性等方面的系统分析，明确页岩油基本地质特征，指出页岩油效益勘探的关键技术途径。

沧东凹陷为渤海湾盆地黄骅坳陷的一个次级构造单元，面积约1 760 km2，夹持于沧县隆起、徐黑凸起、孔店凸起及东光凸起之间，是在区域性拉张背景下发育的 1个新生代陆内断陷湖盆[21]，虽然研究区现今构造特征复杂，但孔二段沉积期构造相对稳定，以微构造活动为主，为湖盆中部细粒沉积岩发育奠定了基础。孔二段沉积期，沧东凹陷为内陆封闭湖盆，处于亚热带半干旱—潮湿环境，环湖发育多个三角洲沉积朵叶体，湖盆边部主体发育三角洲相，是以中细砂岩为主的常规砂岩发育区；湖盆中部主体发育半深湖亚相，为细粒沉积发育区，面积为430 km2（见图1）。

图1 沧东凹陷构造简图及常规砂岩、细粒沉积岩分布图

孔店组的顶、底界面为角度不整合或平行不整合，为 1个二级层序地层单元，进一步划分为孔三段、孔二段、孔一上亚段、孔一下亚段等 4个三级层序地层单元。孔二段（Ek2）厚400～600 m，与下伏孔三段的地震反射特征差异较大，呈假整合接触；与上覆孔一段呈不整合接触，在盆地边缘可见明显的上超和削截现象。孔二段从下至上可细分为4个四级层序（和 10个五级层序（SQ①～⑩）[22]。为低位体系域，主要为三角洲前缘沉积，以灰色细砂岩与灰色泥岩组合为主。为湖侵体系域，其顶面是孔店组最大湖泛面，岩心观察证实为厚约30 cm的深灰色—黑色高TOC值泥页岩，该时期沉积了 1套半深湖相细粒沉积，以泥页岩、泥质白云岩为主，顶部发育重力流粉细砂岩。为高位体系域，下部以白云岩、泥页岩互层为主，随着基准面下降，上部沉积 1套浅湖相泥岩，顶部见三角洲前缘薄层砂体[22]。根据岩性组合、TOC、矿物成分变化特征，划分为5个准层序。

2 实验条件及数据

X射线衍射（XRD）分析仪器为X'pert Pro MPD，使用CuKα射线，实验条件为电压40 kV，电流40 mA，2θ（矿物衍射角）测量范围 5°～60°，2θ采样步宽 0.016°；物性分析仪器分别是 QKY-Ⅱ型气体孔隙度仪、STY-Ⅱ气体渗透率测量仪，精度分别是 0.5%和 0.01×10-3μm2，测量压力分别为0.7 MPa和1.0 MPa；含油饱和度分析仪器为GLY-2型岩心饱和度干馏仪，工作温度为常温至600 ℃，干馏精度：干馏水，±3%；干馏油，±5%。分析数据如图2—图3所示。

3 基本地质特征

3.1 岩性特征

页岩层系主要由粒径小于0.062 5 mm的颗粒含量大于50%的细粒沉积岩组成[23-24]。由于页岩粒度极细，常规薄片难以准确鉴定其矿物含量并定名，而XRD可识别多种矿物并定量计算其含量，故选择XRD分析的碳酸盐矿物（方解石与白云石）、长英质矿物（石英与长石）及黏土矿物作为三端元主矿物，并依据其具体含量对岩石进行定名[25-26]，从而将传统的页岩、泥岩、碳酸盐岩等划分为长英质页岩、碳酸盐岩（研究区主要为白云岩）、黏土岩及灰云质页岩等4种基本岩类，结合特征矿物方沸石的含量进一步细分为24小类[23]。

图3 GD14井测井及实验数据综合图

虽然宏观上无优势矿物，但纵向上不同准层序矿物富集程度及岩类组合不同，G108-8井为白云岩、灰云质页岩的互层，白云岩累计厚14 m，占比56%，平均单层厚0.6 m为白云岩、灰云质页岩和长英质页岩互层，各占约1/3为灰云质页岩夹长英质页岩，灰云质页岩厚 9 m，占比 69%；为白云岩、灰云质页岩互层，灰云质页岩厚8 m，占比57%，白云岩厚6 m，占比43%；未取心，测井特征显示主要为灰云质页岩（见图 2）。GD14井自下而上长英质页岩含量逐渐增加主要为长英质页岩，厚9.5 m，占比86%（见图3）。

图4 沧东凹陷G108-8井页岩层系岩心及薄片特征

石英、方解石、白云石以及方沸石等脆性矿物含量越高，岩石脆性越强，压裂过程中越易形成复杂裂缝网络，越有利于后期开发。中国湖相页岩层系脆性矿物含量总体较高，可达40%以上，而沧东凹陷G108-8井及GD14井页岩层系脆性矿物含量分别高达71.8%和50.3%，岩石力学实验分析白云岩弹性模量为26.6 MPa，泊松比为0.20，表明页岩层系具有较好的压裂改造性。

3.2 烃源岩特征

图5 G108-8井及GD14井SQ⑨页岩层系不同岩类生烃潜量柱状图

图6 孔二段烃源岩生排烃模式图

3.3 储集层特征

3.4 含油性

沧东凹陷孔二段页岩层系具有普遍含油、非均质性强、多段富集的特征，其中整段含油性都较好，岩心荧光扫描亮度较高（见图4）。微观视域下，烃类以黄白色、黄绿色、蓝白色油质沥青为主，中强荧光亮度，含油饱和度为 10.0%～68.5%，平均为50.0%。页岩层系含油性主要受热演化程度影响，埋深越大，热成熟度越高，游离烃含量（S1）越高。如图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平均值为3.5 mg/g，是G108-8井的 2～6倍，与国内外页岩油产层中的S1值相比，GD14井处于中等偏上水平[28]。根据 GD14和 G108-8井Ro值与S1值的关系，同时考虑到页岩油开发成本会随着深度的增加而增加，推测3 300～4 200 m（Ro值为0.85%～1.10%）是该区页岩油勘探较为有利的深度段。

4 页岩油甜点评价

沧东凹陷孔二段页岩层系整体含油性较高，多段富集高产，初步计算页岩油地质资源量超过2×108t，展示了该区页岩油良好的效益勘探开发潜力。基于对地质特征的分析可知，这套地层有机质丰度高、类型好、成熟度适中，处于大量生油阶段，是 1套优质烃源岩，滞留烃量大；纹层状结构白云岩较发育，白云石结晶程度高、储集空间大、含油性较好，且石英、方解石以及方沸石等脆性矿物含量较高，利于后期压裂措施改造，具备形成良好储集层的地质条件；同时该时期构造活动弱、断层发育少、地层横向分布相对稳定，因物源、古地貌等因素的影响，局部地层相对厚度较大，综合评价认为中4个准层序均为富油段，厚度为37～93 m，平均厚70 m。

5 页岩油勘探实践

5.1 直井钻探发现

近年来，孔二段页岩油勘探先后部署13口探井，其中12口井初期日产油大于5 t、6口井初期日产油大于10 t。GD6×1井、G1608井、KN9井初期日产油大于 20 t，产油层均为页岩层系，油层埋深2 800～4 200 m，原油密度 0.86～0.89 g/cm3（20 ℃），压力系数0.9～1.2。GD6×1井压裂后3 mm油嘴初期日产油32.6 t，44 mm油嘴试采20 d，泵冲程5.2 m，冲次2次/min，累产油115 t，平均日产油5.8 t；G1608井压裂后3 mm油嘴初期日产油53.13 t，试采105 d，泵排10 MPa，累产油1 540.7 t，平均日产油14.7 t；KN9井压裂改造后，2 mm油嘴日产油29.6 t（见图8）。试采数据表明，页岩层系具备稳定的工业产能。不仅在页岩层系获得突破，在层系中也获得较大突破，G1508井层系2 mm油嘴日产油14.0 t，Z1605井层系压裂后泵排25 MPa，日产油14.9 t。

图7 沧东凹陷Ek21SQ⑨-1和Ek21SQ⑨-2甜点厚度分布图

5.2 水平井预探突破

5.2.1 水平井钻遇油层特征

5.2.2 水平井射孔簇位优选与体积压裂改造

图8 Ek2 1SQ⑨页岩层系东西向页岩油富集段对比剖面（剖面位置见图1，测井岩性解释方法见参考文献[22]）

为提高水平井页岩油动用效率，在“密集切割、体积改造”总思想指导下，以源储组合模式、含油性、脆性为簇段优选的主要依据，选择源储组合模式优、电阻率高、气测值高、S1值高、脆性较高点为射孔簇点位置，共计优选射孔段长度1 240 m，69簇点/21段，簇间距平均 18 m（见图 9）。目前该井已开始压裂改造，总液量43 300 m3，每米液量平均35 m3，总砂量2 044.4 m3，每米砂量平均1.6 m3，近期有望取得该区页岩油勘探的重要突破。

5.3 页岩油勘探启示

5.3.1 地质综合研究是页岩油勘探突破的重要基础

在以构造、岩性油气藏勘探为主的时期，湖盆中部页岩层系已钻探井76口，录井均为泥岩或油页岩，虽然多口井见显示，但受制于页岩层系是烃源岩而非储集层不能成藏的传统认识，加上个别井页岩层系试油效果不理想，这套层系没有引起足够重视。通过G108-8井和GD14井取心及实验数据的系统分析，对页岩层系地质特征有了全新的认识，其不仅发育优质烃源岩，而且发育有效储集层，源储一体或紧邻，烃类显示活跃。基于此钻探的多口探井获得工业油流甚至高产，从而揭开了沧东凹陷孔二段页岩油勘探的历史。

图9 GD1701H水平井井轨迹图

5.3.2 体积压裂技术是提高单井产量的有效手段

根据 G108-8井岩石力学实验数据，建立基于XMAC（正交多极子阵列声波）测井下的岩石力学数学模型以优化压裂施工参数，形成了多次加砂-混合液压裂技术：先泵注低黏度线性胶压裂液+粉陶造缝，大排量施工，形成缝网，停泵1～2 h，然后再次加砂泵注，通过前次压裂形成裂缝对地应力的干扰，降低水平地应力差异系数，提高形成缝网的程度。沧东凹陷孔二段应用复合压裂工艺24层次，17层次获得工业油流，占总层数的70.8%，压前平均日产液1.45 m3，压后平均日产液20.1 m3，增液12.9倍，压前平均日产油0.4 t，压后平均日产油8.74 t，增油20.9倍，复合压裂技术增效明显。

5.3.3 地质工程一体化是效益动用的有效途径

地质工程一体化是围绕同一勘探开发目标，地质服务于工程、工程依托于地质，地质指导工程、工程反馈地质，以达到工程技术的发展和地质认识的深化[6]，只有两者紧密结合，才能实现页岩油的效益勘探开发。由于中国页岩油勘探尚处于探索阶段，因此创新地质认识，优化工程施工参数是目前研究的重点。

根据地质认识，优化措施工艺及压裂改造体系，既降本又增效。KN9井是近期依据页岩层系创新认识优化施工工艺并获得成功的一口典型探井，该井2012年3 402～3 424 m层段射孔试油（未压裂），水力泵排25 MPa，日产油5.42 t（无水）。2017年9月压裂，“滑溜水+低伤害压裂液”总液量为2 136 m3，滑溜水增加了981 m3，占比由常规压裂的43.2%提高至89.1%；石英砂和陶粒支撑剂总量为106.1 m3，石英砂增加了67.1 m3，占比由常规压裂的0%提高至63.2%。与同等规模常规压裂费用相比，压裂工艺的改变节省费用 50.57万元，降低了 56.5%（见表2）。裂缝模拟表明，压裂缝长179 m，缝高40 m，形成了较为复杂的裂缝网络。初期2 mm油嘴日产油29.6 t，较压裂前产量提高了近5倍，突破了陆相页岩油的工业油流关和稳产关。

表2 常规压裂与二次加砂+混合液压裂效果对比表

6 结论

中国渤海湾盆地沧东凹陷孔二段高位期页岩层系是长英质页岩、灰云质页岩及碳酸盐岩等混积形成的复杂纹层状集合体，页理发育，黏土矿物含量一般小于 20%，石英、方解石、白云石、方沸石等脆性矿物含量大于 70%，易于压裂改造形成复杂缝网。页岩层系整体为好—很好烃源岩，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主，TOC值平均为3.6%，（S1+S2）值平均为24 mg/g，Ro值为0.68%～1.16%，生烃强度平均300 mg/g。储集层基质孔隙度一般小于 10%，渗透率一般小于 1×10-3μm2，但粒间孔、晶间孔及微裂缝、层理缝等孔缝系统发育，使得致密的页岩层系可成为页岩油的有效储集层。储集层中烃类充注普遍，游离烃含量较高，平均含油饱和度 50%。勘探实践表明，在针对性的压裂改造措施下，该套页岩层系可形成稳定的工业产能，突破了这套页岩层系主要为烃源岩、无储集层、无可动油的前期认识，展示了明显的经济价值。

符号注释：

GAS——气测全烃，%；GR——自然伽马，API；Ro——镜质体反射率，%；Rt——电阻率，Ω·m；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；SP——自然电位，mV；TOC——有机碳含量，%；Δt——声波时差，μs/m。