三塘湖盆地二叠系非常规石油地质特征与勘探实践

梁世君 罗劝生 王 瑞 陈 旋 杨 斌 马 强 梁 辉

（ 1中国石油吐哈油田公司；2中国石油吐哈油田公司勘探事业部；3中国石油吐哈油田公司勘探开发研究院 ）

0 引言

非常规油气是指用传统技术无法获得自然工业产量、需用新技术改善储层渗透率或流体黏度等才能经济开采的连续型油气资源。页岩气、致密油、致密砂岩气、页岩油等页岩层系油气是非常规油气的重要组成部分[1]。当前，全球页岩层系致密油、页岩油勘探开发的重点在北美和中国，致密油已依靠水平井体积压裂等技术实现规模工业开采，特别是北美致密油勘探开发取得重大突破和快速发展，中国陆相致密油勘探发现和开发试验也取得积极进展，展现出巨大的资源潜力和良好的发展前景[2-4]。中国页岩油正处在初步探索和局部突破阶段，长远来看，页岩油如实现突破，将有望开启中国“陆相页岩油革命”。

本文所研究和叙述的三塘湖盆地二叠系非常规石油系指发育于二叠系源储共生层系中、已深入到“生油灶”内部的石油聚集。按照国内外多数学者关于页岩油分类，可划归到广义页岩油范畴[5-7]。对照国家标准“页岩油地质评价方法”讨论稿中对页岩油定义，考虑“页岩油赋存的富含有机质页岩层系中的薄夹层单层厚度不大于5m，累计厚度占页岩油层系总厚度比例小于30%”的规定，本文研究的条湖组沉凝灰岩将划归致密油范畴，芦草沟组仍归属狭义页岩油。

2010年以来，中国石油吐哈油田公司通过与美国Hess公司开展风险勘探合作，借鉴页岩油勘探理念、地质评价方法和储层改造工艺，已经依靠水平井体积压裂实现了二叠系条湖组沉凝灰岩致密油、芦草沟组凝灰岩页岩油的效益开发，配套形成了水平井体积压裂效益开发技术，对芦草沟组裂缝型碳酸盐岩储层页岩油进行了部分工业开采，但对狭义孔隙型纹层状页岩油，即滞留于富有机质泥质生油岩中的石油，富有机质页岩既是生油岩，又是储层，岩性复杂、物性更差（基质孔隙度小于4%），其工业开采的条件更苛刻，仍处于探索阶段。

本文依据芦1井、马56-121井等12口井586m岩心描述及上万块样品分析化验数据，重点通过对三塘湖盆地二叠系条湖组致密油、芦草沟组页岩油烃源岩特性及储层岩性、物性、脆性等的对比分析，基本搞清了两类非常规石油资源的基本地质特征、分布规律、资源潜力及下步勘探方向。同时，通过多年实践，形成了针对非常规油气勘探理念、以水平井体积压裂为核心的配套技术路线、以全生命周期经济评价为核心的一体化管理模式。系统梳理总结三塘湖盆地二叠系非常规石油地质特征及勘探实践，对指导盆地芦草沟组源内复杂岩性页岩油勘探开发具有重要现实意义，对丰富陆相页岩油勘探理论及其他类似地区非常规油气勘探开发具有借鉴意义。

1 区域地质背景

三塘湖盆地位于新疆东北部，呈北西—南东向展布，总面积为2.3×104km2，可分为北部隆起带、中央坳陷带和南缘冲断带3个次级构造单元，中央坳陷带进一步分为5个凸起和6个凹陷（图1a），其中马朗—条湖凹陷面积为3200km2，是二叠系非常规石油勘探的主要领域。

三塘湖盆地缺失上、下二叠统，仅残留中二叠统，与下伏上石炭统、上覆中生界呈不整合接触。井下揭示中二叠统最大厚度上千米，南厚北薄[8-9]，自下而上分为芦草沟组（P2l）、条湖组（P2t）。芦草沟组沉积时，火山作用较弱，条湖—马朗凹陷沉积一套浅湖泥岩、凝灰质泥岩夹凝灰岩和泥晶白云岩，钻井揭示最大厚度为508m，可划分为3段，其中芦二段（P2l2）厚度为150～300m，既是一套优质的烃源岩，也是页岩油主要富集段。上覆条湖组沉积早、晚期火山活动强烈，沉积厚200～600m的玄武岩、安山岩;中期火山作用逐渐减弱，发育沉凝灰岩—泥岩建造，沉凝灰岩厚度为15～30m，是致密油富集的重要层段（图1b、图2）。

图2 三塘湖盆地二叠系页岩油成藏模式图Fig.2 Schematic diagram of Permian shale oil reservoirs in Santanghu Basin

2 主要地质特征

依据12口井586m岩心描述及上万块样品分析化验数据，通过“七性”关系评价[10]分析，认为三塘湖盆地二叠系发育两类非常规石油资源，即条湖组致密油和芦草沟组页岩油，与国内外已发现的致密油、页岩油差异明显：①储层岩性复杂，以沉凝灰岩、白云质凝灰岩为主，其次为凝灰质白云岩、泥晶白云岩。②原油成熟度较低，为中质—重质油，密度为0.85～0.90g/cm3。③源储关系多样，芦草沟组源内页岩油为源储互层型;条湖组致密油为下生上储型，烃源岩以芦草沟组为主，条湖组也有一定的贡献，主力烃源岩生成的原油沿断层向上运移100～500m，穿过条一段（P2t1）玄武岩、安山岩后在条二段（P2t2）沉凝灰岩中聚集。

2.1 烃源岩特征

二叠系发育芦草沟组、条湖组两套烃源岩，其中芦草沟组烃源岩厚度大、品质好，是致密油、页岩油的主要油源提供者。芦草沟组烃源岩厚度为100～600m，岩性包括泥岩、凝灰岩泥岩、白云质泥岩，富含藻类，有机质呈纹层富集态分布;母质类型为Ⅰ—Ⅱ2型，显微组分以腐泥组为主;有机碳含量为3.87%～7.96%，S1+S2为19.45～27.11mg/g，为一套优质烃源岩，处于低成熟—成熟阶段，Ro=0.5%～1.1%，以生成液态烃为主。条湖组烃源岩为泥岩、沉凝灰岩，厚度为100～300m，母质类型为Ⅱ2—Ⅲ型，有机碳含量为0.97%～2.62%，S1+S2平均为2.59mg/g;综合评价为中—差烃源岩（表1）。两套烃源岩主要分布在条湖凹陷南缘斜坡带、马朗凹陷中央—北斜坡区。

前人对三塘湖盆地二叠系页岩油进行了系统的油源对比研究[11-15]。油源对比表明，条湖组致密油“自源润湿它源充注”，原油主要来自芦草沟组，条湖组也有一定贡献;芦草沟组页岩油自生自储，源储一体。烃源岩及原油生物标志化合物特征表现为Pr/Ph值较低，γ-蜡烷含量和β胡萝卜烷含量较高，α α α20RC27、C28、C29甾烷三峰呈上升直线型，反映高盐度、强还原的咸化湖泊沉积环境[11-15]，与准噶尔盆地东部芦草沟组烃源岩沉积环境及生物标志化合物特征相似[16]。

表1 马朗—条湖凹陷烃源岩综合评价Table 1 Comprehensive evaluation of source rocks in Malang and Tiaohu sags

2.2 储层特征

2.2.1 条湖组（P2t）致密油储层

三塘湖盆地条湖组致密油储层厚度为15～30m，分布稳定。条湖组储层岩性单一，主要为玻屑、晶屑沉凝灰岩，在北疆地区二叠系普遍发育，与二连盆地白垩系沉凝灰岩储层特征相似[15-17]。储层岩石骨架组分中长英质含量大于90%，黏土矿物含量小于6%;储层具有中高孔隙度(10%～25.5%)、特低渗透率(0.34mD)、高含油饱和度(平均62%)的特点;储层储集空间包括基质微孔、晶间微孔、溶蚀微孔和微裂缝;火山灰粒径小、孔喉小、数量大，是造成储层高孔低渗的主要原因;喉道半径集中在0.05～0.22μm;储层电性特征为高自然伽马、高声波时差、中高电阻率[18-20](表2、图3、图4)。火山灰脱玻化作用及次生溶蚀是形成有效储层的主要原因[11，19，21]。

2.2.2 芦草沟组（P2l）页岩油储层

三塘湖盆地芦草沟组页岩油储层与条湖组相比较，岩性复杂，物性差，非均质性强(表2、图4)。芦草沟组储层主要岩性为凝灰岩、白云岩及其二者的过渡岩性;储层具有低孔隙度(＜8.22%)、特低渗透率(＜0.08mD)、中高含油饱和度(＞45%)的特点;储层储集空间以晶间微孔、粒内溶蚀微孔、有机质微孔和微裂缝为主，喉道半径为1～3μm;电性特征表现为中高密度、低声波时差、高电阻率背景下的低电阻率。储层呈厘米级纹层与烃源岩互层发育，纵向发育3套甜点段(图5)。初步统计来看，凝灰质含量越高，储层物性越好。

二叠系条湖组致密油储层、芦草沟组页岩油储层岩石力学特征差异不大，总体表现为“脆性矿物含量高、黏土矿物含量低、高杨氏模量、低泊松比”的特征（表2），体积压裂改造时易于形成复杂缝网。

结合试油结果，将二叠系非常规石油储层甜点划分为3类，Ⅰ类储层：岩性以沉凝灰岩为主，孔隙度大于10%，含油饱和度大于60%，以条湖组致密油、芦草沟组页岩油下甜点最为典型，通过水平井体积压裂可获得高产稳产;Ⅱ类储层，孔隙度为7%～10%，含油饱和度为50%～60%，岩性为白云质凝灰岩、凝灰质白云岩，体积压裂改造后具有一定的稳定产能，典型实例为条34块芦草沟组页岩油中、上甜点段，条34直井大型压裂，以及条3401H、条3402H水平井密切割体积压裂均实现了相对长时间的稳产，日产

油15～20m3;Ⅲ类储层，孔隙度为4%～7%，含油饱和度为50%～60%，岩性复杂，包括泥晶白云岩等，以芦草沟组页岩油局部层段为代表，普遍见油气显示，尚未获得工业产能，能否实现效益勘探开发需要继续探索。

表2 三塘湖盆地二叠系非常规石油储层综合评价表Table 2 Comprehensive evaluation of unconventional Permian oil reservoirs in Santanghu basin

图3 三塘湖盆地二叠系条湖组沉凝灰岩储层综合评价图Fig.3 Comprehensive evaluation of tuff reservoirs of the Permian Tiaohu Formation in Santanghu Basin

图5 三塘湖盆地二叠系芦草沟组页岩油储层综合评价图Fig.5 Comprehensive evaluation of shale oil reservoirs of the Permian Lucaogou Formation in Santanghu Basin

2.3 原油性质及油层分布规律

三塘湖盆地二叠系条湖组致密油、芦草沟组页岩油成熟度较低，以中质—重质油为主，20℃时原油密度为0.85～0.90g/cm3;原油黏度为28.88～200mPa·s（温度50℃），推测主要与烃源岩热演化程度低有关[8，13]。埋深越大，原油黏度、密度越低，平面上，条湖凹陷原油性质整体较好，马朗凹陷从马中向西南原油性质逐渐变好。油藏压力系数为1.0～1.4，为常压系统。

致密油、页岩油分布均不受构造控制，主要受优质烃源岩、储层岩相及油源断裂共同控制。优质烃源岩主要发育在湖盆扩张期的凹陷—斜坡浅湖—半深湖环境。随着有机质的成熟，产生的有机酸为火山喷发空落在该区域的火山灰发生脱玻化作用及次生溶蚀、形成有效储层创造了良好条件，生成的原油就近在火山灰成岩脱玻化蚀变产生的大量溶蚀微孔中聚集。因此，凹陷—斜坡是页岩油聚集的有利部位。综合优质烃源岩、储层甜点分布，预测马朗凹陷腹部和条湖凹陷待探明石油资源量，主要分布在芦草沟组，其中Ⅰ类甜点区面积为890km2[21-23]（图6）。

图6 马朗—条湖凹陷芦草沟组页岩油综合评价图Fig.6 Comprehensive evaluation of the shale oil in the Lucaogou Formation in Malang and Tiaohu sags

3 非常规石油勘探实践

早期研究认为三塘湖盆地二叠系油气藏类型为泥岩裂缝型油藏，虽然油气显示丰富，却难以建成产能。直至2010年，与美国Hess公司开展风险勘探合作，尽管合作期间未能取得实质性突破，但通过借鉴和运用页岩油勘探理论钻探部署的水平井获得工业油流，揭开了三塘湖盆地非常规石油勘探的序幕。之后实施勘探开发一体化，实现了马56块条湖组致密油效益建产增储，配套形成水平井体积压裂提产工艺技术，建成了致密油国家示范基地;甩开预探条湖凹陷，芦草沟组页岩油取得新发现;马朗凹陷钻探风险井芦页1井见到好苗头，芦草沟组页岩油连续取得含油岩心117.62m，测井解释油层61.9m。

3.1 勘探开发历程

三塘湖盆地二叠系非常规石油勘探历经风险合作勘探、攻关突破和扩展勘探3个阶段。

3.1.1 风险合作勘探阶段

2010年，在中国石油天然气集团公司对外合作部指导下，与美国Hess公司开展二叠系芦草沟组页岩油风险勘探合作，在马朗凹陷斜坡—凹陷区部署ML1井、ML2H井获得低产油流。

ML1井对芦草沟组连续取心，开展烃源岩、储层岩性、物性、含油性、脆性综合评价。分析认为，烃源岩条件优越，储层岩性类型复杂，单层厚度薄，一般小于3.5m，呈纹层状与烃源岩兼互，岩性包括凝灰岩、白云岩等;解释油层、差油层厚度69m，孔隙度为3%～10%，含油饱和度为40%～80%，对3499～3505m进行压裂，入井液量为387.5m3，加砂量为49.2m3，排量为3.2m3/min，压力为40～50MPa，压后日产油2.4m3，35天累计产油仅31.28m3。首次在负向构造获得稳定低产油流，证实芦草沟组页岩油广泛分布。之后，针对源内白云质凝灰岩、凝灰质白云质薄互层页岩油储层部署ML2水平井，导眼段储层孔隙度为2%～15%。针对3348～3380m井段实施水平井，水平段长697.9m，采用7段21簇分压，入井液量为3705.8m3，加砂227.13m3，施工排量为8.0m3/min。单段平均入井液量为533m3，单段砂量为37.4m3，液砂比为14.3∶1，滑溜水比例平均为38%，初期日产油8.27m3，30天累计产油123.9m3，也未能获得稳定工业产能。

尽管以上两口井都没能获得商业突破，Hess公司主动提出并征得中国石油天然气集团公司同意后终止了合作。但经过进一步分析认为，两口井未能达到预期效果，主要与压裂规模偏小有关。芦草沟组页岩油形成条件良好、分布不受构造控制，大面积分布，从而坚定了下斜坡—凹陷进行页岩油勘探的信心。

3.1.2 攻关突破阶段

2012年以来，借鉴Hess页岩油勘探理念、地质评价方法、储层改造工艺，按照“预探发现控制油藏规模、评价攻关提产奠定技术路线、开发规模推广效益建产”的技术路线，首先在马朗凹陷腹部部署芦1井、马55井和马56井，直井体积压裂后获得工业油流，发现了马56块条湖组沉凝灰岩致密油勘探新层系、新领域;但直井试采产量递减快，稳定产量低，无法实现效益勘探。

为实现高产稳产，按照“分段多簇、大排量、大液量”水平井体积压裂改造思路，先后部署马58H井、芦101H井均获得高产，水平段长分别为800m、1000m。马58H井初期日产油131m3，已累计产油2.38×104m3;芦101H井初期日产油76m3，累计产油超过2.5×104m3，目前仍保持14m3/d稳产，实现单井控制EUR 2×104t目标，为效益开发树立了样板井。

2013—2018年，实施勘探开发一体化，历经基础井网建设、转变开发方式、井网加密3个阶段，形成水平井体积压裂、注水吞吐补充能量和井网加密的开发技术路线，储量得到有效动用，实现了马56块条湖组致密油效益开发，建成了致密油国家示范基地。截至2018年底，马56块探明石油地质储量3698×104t，储量动用率为85%，共部署开发井130口，井距为100m，水平段长800～1000m，初期单井平均日产油为15.6t，目前日产油为6.3t，建成产能为51.1×104t。通过优化压裂参数，市场化持续降本增效，开发井单井成本控制在1780万元，百万吨产能建设小于45亿元，按照55美元/bbl油价评价，内部收益率为6.1%，初步实现效益开发。

3.1.3 扩展勘探阶段

2017年，借鉴条湖组致密油勘探思路及体积压裂提产工艺技术，对马朗凹陷老井ML1井直井进行大排量缝网压裂改造，获得日产14m3工业油流，为部署风险探井芦页1井奠定了基础。2018年部署钻探芦页1井，在芦草沟组共见油气显示117.62m/32层，3258.96～3405.03m井段连续取心13筒，总进尺为142.64m，心长140.75m，收获率为98.67%，取心段均见到荧光、油迹显示。展示出马朗凹陷芦草沟组页岩油扩展勘探的良好前景。

2018年，甩开预探条湖凹陷南缘斜坡区，部署条34井直井及条3401H井、条3402H井两口水平井，通过大排量、大液量、细切割体积压裂获得高产稳产，扩展出条湖凹陷芦草沟组页岩油勘探新领域。条34井测井解释油层66m/8层，优选其中两个甜点段进行体积压裂获得稳定工业油流，施工排量为12～14m3/min，入井总液量分别为727m3、1401m3，自喷最高日产油分别为21.46m3、25.87m3，试采9个月产量稳产10.58m3/d。对条3401H井、条3402H井实施密切割体积压裂，获得高产稳产。条3401H井水平段长702m，7级27簇体积压裂，入井液量为5825m3，加砂333m3，排量为14m3/min，4mm油嘴自喷最高日产油44.4m3。条3402H井水平段长648.5m，7级27簇体积压裂，入井液量为8661m3，加砂393m3，排量为14m3/min，3mm油嘴日产油25.2m3。

综合评价认为，芦草沟组页岩油甜点区主要分布在马朗凹陷中—北部斜坡和条湖凹陷南缘，其中甜点储层段有利区面积为890km2，是继马朗凹陷条湖组致密油勘探开发建产后实现规模效益勘探开发的又一个现实区带。

3.2 勘探面临的困难与挑战

三塘湖盆地二叠系芦草沟组页岩油储层岩性细、非均质性强、物性差、油品重等特殊的地质条件，导致页岩油储层特征与成因机理、沉积环境与分布模式、原油聚集规律、储层甜点评价与预测等方面研究面临诸多挑战，成为制约页岩油工业化发展的瓶颈。同时，单井无自然产能或产量普遍低于工业油流下限，如何实现效益勘探开发面临提高油层钻遇率、优化钻完井筒工艺、探索压裂等效益提产改造工艺等困难与挑战。

3.2.1 储层特征与成因机理

二叠系芦草沟组页岩油储层岩性粒度细、矿物成分复杂多样，包括常见的致密凝灰岩、白云岩、碳酸盐质泥岩、白云质凝灰岩等，属于火山碎屑岩与碳酸盐岩混合沉积形成的混积岩。储层非均质性强，与有机质呈纹层状或分散状分布，或者多种岩性交替互层，发育微米—纳米级孔喉系统，物性差，渗透率多小于1mD。借助常规储层评价手段搞清储层微观成分及结构、评价储集性能、精细表征微米—纳米孔喉微观结构，弄清形成机理，成为储层性能评价的难题。

3.2.2 细粒沉积环境与分布模式

三塘湖盆地二叠纪为湖泊沉积体系，物源供给不足，火山喷发频繁，以细粒沉积为主，因此，不仅要开展泥质岩层系等细粒沉积物沉积机理与分布模式研究，同时要充分考虑火山喷发期次、喷发强度、火山灰成分及漂移距离等对页岩油储层形成的影响，从而为富有机质页岩分布预测、有利沉积相带和富集区优选提供基础依据。

3.2.3 储层甜点评价与预测

从理论上讲，页岩油储层孔隙结构复杂、流体黏滞性偏高、微裂缝发育，介质条件和孔隙流体比较复杂，对基于均匀介质和理想流体假设的经典孔隙介质声学理论模型和地球物理响应机理研究提出了挑战。与以圈闭描述为对象的常规地球物理勘探理论和技术相比，页岩油油水分异差，油层地球物理响应差异小，地震分辨率受限，油层识别、有效储层划分、储层参数计算、储层展布预测、工程参数测井评价等遇到挑战。二叠系芦草沟组页岩油储层单层厚度小于3.5m，横向变化快，常规测井曲线识别储层地质甜点、优选试油层位难度大，无法有效判断工程甜点，不能为压裂改造提供科学依据。

3.2.4 页岩油效益开发

三塘湖盆地二叠系页岩油钻井油气显示活跃，但试油普遍存在单井产能低，初期产能达不到工业下限;直井单井稳产时间短、递减率高（第一年大于50%、第二年大于30%）、累计产量及采收率低，探井难以收回成本，开发无法进行效益建产。探索采用酸化压裂、水平井体积压裂等提产工艺技术，实现效益勘探开发的难题需要解决。另外，早期部分直井压裂时出现压力高、压不开，受井筒及分段工具限制，施工排量低，改造规模小，难以达到压裂设计效果，也成为制约勘探突破的关键。

3.3 勘探开发一体化主要做法

面对以上困难与挑战，积极探索“领域突破、规模增储、技术提产、效益建产 ”非常规油藏勘探开发一体化的技术和管理创新之路，初步形成了“四个一体化”，即科研生产一体化、地质工程一体化、勘探开发一体化、甲方乙方一体化效益开发的主要做法。效益建成马朗凹陷马56块二叠系条湖组致密油国家示范基地、扩展出条湖凹陷条34块芦草沟组页岩油勘探新领域。

3.3.1 科研生产一体化，解放思想、创新机制，深化地质认识，提高部署成效，推动非常规石油勘探取得新突破

致密油、页岩油形成的地质条件、分布规律与常规油气藏差别很大，如何突破常规油气的传统勘探思维约束，开展针对性地质研究，提高部署成效是勘探突破的基础。针对三塘湖盆地页岩油的复杂性，搭建了以甲方项目经理部为核心、内外部多支研究队伍强强联合攻关的科研平台，开拓研究思路，开展地质关键要素专题研究。以马56块致密油突破为例，借助中国石油大学（北京）基础地质研究与先进的实验技术手段，开展成藏与渗流机理研究;借助中国石油勘探开发研究院杭州分院沉积储层研究优势，开展储层精细描述及评价;与中国石油集团测井有限公司合作，大胆应用核磁测井，评价储层甜点及“七性关系”，建立分类标准;借助东方地球物理公司地震资料处理解释一体化优势，开展构造、属性反演综合研究，预测有利区带，落实上钻目标，提高部署成功率;与中国石油勘探开发研究院合作，试验优化水平井体积压裂工艺参数，为推动页岩油藏勘探新突破提供技术保障;借鉴Hess公司页岩油勘探理念、地质评价方法、水平井提产技术，深化甜点层评价，大胆预探，推动发现了马56块、条34块致密油、页岩油勘探新领域。

3.3.2 地质工程一体化，控制储量规模，提高单井产量

储层甜点是影响致密油、页岩油单井产量的核心要素，搞清甜点纵向及平面分布是成功的基础，也是地质评价的重点任务;具体到工程实施阶段，提高水平井油层钻遇率是重要保障，大规模体积压裂是提高产量的关键[24-26]。

（1）通过直井找层定面控规模。以马56块致密油为例，通过芦1井、马56井直井系统取心建立“铁柱子”，找准主力油层;马55井、马56井直井试验优化压裂改造参数，马55井常规压裂，初期日产油10～15m3，快速下降至1～2m3。按照体积压裂“大排量、大液量”的思路，重复压裂，定深控压排采，稳定日产油3.33m3，是常规压裂改造的1.5倍，为后续水平井体积压裂提产提供了依据。通过老井复查、打直井和斜导眼井，认清油层平面分布、油层产状，控制含油面积，为打长水平段、提高油层钻遇率奠定了地质基础。

（2）通过水平井提产攻关打出高产示范样板井，形成可推广工程技术。通过水平井体积压裂提产、水平井压裂提速降本技术攻关，部署马58H井水平井，水平段长800m，初期日产油131m3，累计产油2.38×104m3;芦101H井水平段长1000m，压裂后日产76m3，累计产油超过2.5×104m3，实现单井控制EUR 2×104t目标，打出了高产示范样板井。那么，如何实现高产样板井技术的规模推广，需要细化对下面关键工序的控制。

①强化地质评价，确保水平井部署在“甜点”区。通过钻导眼井取全资料，开展储层岩性、物性、含油性、脆性等“七性”关系评价，选准甜点层;优选烃源岩发育区叠合有利储层发育带确定水平井部署有利靶区;井震结合设计水平井轨迹，方位与区域最大水平主应力场保持一定夹角。

②建立油层“箱体”顶底预测模型，提高油层钻遇率。根据相邻井地层产状，建立油层箱体模型，控制实钻水平井轨迹;利用录井实时信息平台，地质、工程技术人员24小时随钻跟踪，实时优化参数，水平井油层钻遇率达到90%以上。

③强化井筒质量控制，确保实现套管大排量体积压裂实施。机组、地面管线限压90MPa条件下，应用套管压裂是实现大排量改造的有效途径;严格控制井眼曲率，优化钻具组合，避免过大调整轨迹，保证井眼质量;优化管串设计和固井施工工艺，保证套管下入质量，满足大排量、大液量套管压裂的要求。

④探索“大排量、大液量、分段多簇”水平井体积压裂改造技术系列。大排量可加大储层的破碎程度，使流体的排驱压力最小;大液量可以扩大改造体积，使改造体积最大;分段多簇提高储层的充分改造程度，使人工缝网与基质孔接触面积最大。

⑤控压返排、防止压敏，实现累计产量最大化。大量的网状缝部分由加入的支撑剂支撑，大部分远端缝则主要由压入的液体软支撑;保持远端液体软支撑缝网不闭合的关键是保持液体的续流，不出现断流;控压返排防止压敏是提高水平井累计产量的有效措施。

（3）水平井组定效益开发技术路线。一要形成工程提速的学习曲线。通过水平井组先导试验攻关，全面优化井筒工具、井筒液体系，持续完善固井、完井技术，形成工程提速学习曲线，为效益开发奠定提供技术支撑。马56块致密油开展水平井组工程提速攻关，马56-101H井水平段长度超过1300m，钻井周期控制在45天以内，水平井平均油层钻遇率达到95%以上，为效益开发建立了工程提速的学习曲线。二要形成工程技术降本学习曲线。大力推广水平井体积压裂低成本材料应用、不断优化提升压裂工艺，通过“增能、改造、驱替”一体化改善开发效果，建立工程技术降本学习曲线。三是集成水平井低成本钻井、体积压裂技术。自主创新研发钻头、钻井液体系、长水平井可控斜全压钻进钻具组合，实现了千米水平段“1只钻头、1趟钻”的优快钻井目标，钻井单位成本为2356元/m。四是配套形成以国产速钻桥塞+分簇射孔+复合压裂液体系等主体技术，单段压裂费用控制在120万元以内，单井投产费用为750万元。

通过水平井组先导试验，马56块水平井水平段长度、压裂规模不断加大，实现了1000m水平段，单井投资控制在1800万元以内。形成了水平段长800～1000m、速钻桥塞+分簇射孔压裂、连续油管高效钻塞，单只桥塞钻除时间小于30min、8～10级30簇以上、12m3以上排量、万立方米液、千立方米砂水平井体积压裂主体勘探开发技术路线。

3.3.3 勘探开发一体化，建效益产量、增效益资产

一是坚持效益优先，突出技术引领，严格效益评价标准。无效益的储量不评价、不升级，所有评价升级的储量都有可推广的主体工艺技术和效益开发技术路线，发现的条湖组致密油藏动用率达到90%。

二是加强顶层设计，控制建产投资规模。坚持效益倒算，依据效益建产百万吨产能建设投资倒算地面、钻井及其他投资，严格控制投资规模不超标，将效益作为产能建设方案重要的否决项，杜绝产生新的负效资产。牢固树立“成本是设计出来的”理念，实施地质工程一体化，突出工程技术进步的针对性、适用性和经济性，持续开展井筒方案优化，通过钻井、录井、测井、试油全方位进行降本增效，条湖组致密油单井钻井成本下降24.8%、单段压裂成本下降35.1%。

三是持续攻关提高采收率技术，探明已开发储量稳步上升，开发效果不断改善。开发建产历经基础井网建设、转变开发方式、井网加密3个阶段，水平井井距由基础井网400m加密到200m、100m，水平段长度由500～800m加大到600～1000m、800～1000m，平均单井初期产量达17.9t/d，是400m井网的1.3倍，是200m井网的1.2倍。持续探索注水吞吐提高采收率技术攻关，采收率由2.5%提高到10.2%，提高了3倍，勘探发现成本降低了46%，为油田增产稳产和降低资产折旧提供了保障。形成了水平井体积压裂、注水吞吐补充能量和井网加密的开发技术路线。

四是强化项目管理，形成油田效益产量和效益资产正向拉动。积极探索勘探开发一体化管理新模式，改变预探发现油田、评价探明储量、开发建产三段式传统建产模式，勘探阶段主导一体化建产，即承担预探发现、评价储量规模、准备提产技术、主导新发现储量区块的产能建设，目的是充分利用勘探阶段形成的油藏认识与有效的技术手段，加快资源的效益转化，杜绝新增储量区块低效负效油气资产的形成;开发阶段仅负责攻关完善提高采收率技术，确保长期稳产、提高单井EUR，新增区块探明已开发储量，从而形成全生命周期能够盈利的油气资产。

3.3.4 坚持甲乙方一体化运作，市场化管理，通过工程总包，实现工程成本下降、甲乙双方互利共赢，为区块效益建产提供保障

以甲方为主导，一体化管理，井型专打、区块专打，最大限度发挥乙方的技术潜力，施工效率明显提高，利润空间逐步拓宽;按照“五个一体化”模式，即一体化设计、一体化生产组织、一体化生产标准优化、一体化力量统一调配、一体化提效降本，实现降本增效，合作共赢，同时甲方产能建设投资得到有效控制。

4 结论

三塘湖盆地二叠纪火山活动频繁，火山活动间歇期浅湖—深湖环境下沉积的上千米厚的泥质岩层系内部或紧邻的沉凝灰岩中蕴藏着丰富的致密油和页岩油两种非常规石油资源，是进行规模勘探增储的重要领域。致密油、页岩油具有“同油源、特低渗透、油质重、无自然产能”的特点。芦草沟组低成熟—成熟烃源岩是油源的主要供给者;条湖组致密油、芦草沟组页岩油储层基质渗透率小于1mD;原油密度为0.85～0.90g/cm3;钻井油气显示丰富，单井自然产能普遍低于工业油流下限。储层岩性以沉凝灰岩、白云质凝灰岩为主，岩石中石英、长石、方解石、白云石等脆性矿物含量大于70%，黏土矿物含量小于6%。勘探实践表明，三塘湖盆地二叠系非常规石油储层孔隙度大于7%的Ⅰ、Ⅱ类甜点层，通过水平井体积压裂改造可以获得高产和长期稳产，展示了较好的经济价值和勘探开发前景;芦草沟组烃源岩内Ⅲ类甜点层，储层孔隙度为4%～7%，目前工艺条件下尚未获得工业产能，能否实现效益勘探开发需要继续攻关。科研生产一体化、地质工程一体化、勘探开发一体化，甲方乙方一体化“四个一体化”是实现页岩油效益勘探开发的重要保障。