准噶尔盆地玛湖凹陷二叠系风城组碱湖型页岩油勘探进展

宋 永 杨智峰 何文军 甘仁忠 张 融 黄立良 徐 佩 赵辛楣 陈志祥

（ 1 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院；2 中国石油新疆油田公司；3 中国石油杭州地质研究院；4 中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院 ）

0 引言

准噶尔盆地是一个具有多个生烃凹陷、多层系生油、多套储盖组合的含油气盆地[1-3]，依据盆地类型、区域储盖组合特征与油气富集规律，纵向上可划分为下、中、上3 个成藏组合[4]。纵观准噶尔盆地60年勘探历程，经历了围凹源边浅层、围凹远源上组合（J—E）与下凹近源中组合（T）、下组合（C—P）3 个阶段，同时也伴随地质理论创新与找油理念转变，由构造圈闭、岩性圈闭向大面积岩性—地层圈闭，由常规向非常规、由单个油气系统向全油气系统转变。2010 年以来准噶尔盆地进入到中、下组合的非常规勘探新阶段，基于盆地资源的重新评估，认识到富烃凹陷中、下组合纵向及平面更贴近主力烃源层，资源丰富，剩余资源量达38.6×108t，资源占比为54%，确定了二叠系是盆地最重要的战略接替层系。准噶尔盆地二叠系蕴含着丰富的油气资源，为一套咸化湖盆的白云岩与碎屑岩过渡的云质岩沉积，大面积分布于二叠纪三大前陆盆地中心区及斜坡带，平面上与烃源岩发育中心区叠置，为页岩油的形成提供有利的物质基础[5-9]。

准噶尔盆地页岩油勘探始于2010 年，2011 年根据烃源岩、储层、构造背景、保存及埋深等地质条件综合评价，优选吉木萨尔凹陷二叠系埋深小于4500m的芦草沟组为页岩油的重点勘探领域，部署吉25 直井，喜获工业油流，从而拉开准噶尔盆地页岩油勘探序幕[10-13]。基于吉木萨尔凹陷芦草沟组发现的启示，重新评估准噶尔盆地玛湖凹陷已发现的油气富集区带，明确了岩相展布与构造分异控藏的规律，突破传统浮力成藏的地质理论，建立盆地边缘构造—岩性油藏、斜坡区源储紧邻型致密油与湖盆中心源储共生型页岩油3 类资源有序共生的新模式。2018 年在玛湖凹陷二叠系埋深大于4500m 的风城组，钻探首口碱湖型页岩油风险井——玛页1 井，采用直井大段分层压裂试油，获得高产工业油流，自喷最高日产油50.6m3，累计产油5678m3，正常生产254 天，平均日产油22.5m3。玛湖凹陷风城组成为继吉木萨尔凹陷芦草沟组之后，准噶尔盆地页岩油又一新的规模接替领域，具备良好的页岩油勘探前景。目前已有学者对玛湖凹陷风城组烃源岩、沉积环境与成藏特征开展了相关研究[14-19]，但总体处于起步阶段，风城组页岩油典型地质特征及配套技术的研究较为薄弱，严重制约了准噶尔盆地非常规领域下一步的勘探部署。本文在总结分析大量前人研究结果的基础上，结合准噶尔盆地玛湖凹陷风城组碱湖型页岩油的最新勘探实践，依据环玛湖地区油气富集规律认识，详细梳理风城组页岩油地质特征，系统总结页岩油地质“甜点”地球物理评价方法与储层改造及压裂提产技术，以期为准噶尔盆地风城组页岩油下一步的勘探部署和提产增效提供理论依据与技术支撑。

1 地质概况

玛湖凹陷是在前石炭纪褶皱基底的基础上，受周缘冲断活动控制形成的石炭纪—第四纪凹陷，自成盆期以来经历了泥盆纪—早石炭世、晚石炭世—三叠纪、侏罗纪—第四纪3 期构造演化旋回[20]。玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北部，北靠乌夏断裂带，西抵中拐凸起，南接达巴松凸起，东达石英滩凸起与英西凹陷，面积约为5000km2（图1）。玛湖凹陷现今为西陡东缓的不对称箕状凹陷，东西分带、南北分段，由西向东可划分为前陆冲断带、中央洼陷、火山高地与构造坡折等多个次级构造单元。玛湖凹陷风城组沉积期，季节性的潮湿环境与干旱环境交替出现，湖水的咸化程度较高，蒸发作用形成的碱性矿物大量发育，整体为扇三角洲—湖泊沉积体系[21-24]，发育滨浅湖—半深湖沉积亚相（图1）。风城组沉积厚度为500～1580m，平面上由西向东厚度变薄直至尖灭，纵向上从下至上依次发育风一段（P1f1）、风二段（P1f2）与风三段（P1f3），其中风二段与风三段为典型的源储一体型页岩油藏。

图1 玛湖凹陷构造位置图(左)与风城组地层柱状图（右）Fig.1 Structural location of Mahu Sag (left) and stratigraphic column of Fengcheng Formation (right)

2 碱湖型页岩油典型地质特征

2.1 优质烃源岩发育两类生烃母质类型

风城组沉积期，玛湖凹陷经历了气候由潮湿向半干旱转变的过程，从风一段沉积晚期至风二段沉积早期为湖侵，之后逐渐湖退，形成全球迄今最古老的广覆式碱湖型优质烃源岩，生烃潜力大，资源量丰富[25-26]。玛湖凹陷烃源岩全区稳定分布，厚度相对较大，西斜坡区最厚可达300m（图2a），纵向上风二段的生烃能力优于风三段。风城组发育独特的蓝细菌与杜氏藻两类生烃母质类型，其中蓝细菌分布于玛湖凹陷沉积边缘区的泥质岩地层中，杜氏藻分布于玛湖凹陷沉积中心区的云质岩地层中（图2b、c）。两类烃源岩母质存在生烃差异，蓝细菌早期生油，产烃率相对较低；杜氏藻晚期生油，产烃率高，造成碱湖混积型烃源岩具有成熟—高成熟双峰式高效生油特征[27-28]。风城组烃源岩现今处于中成熟—成熟演化阶段，生烃中心位于碱湖沉积中心，干酪根以Ⅱ1—Ⅱ2型为主，TOC 普遍大于1.0%，玛湖凹陷中心TOC 高于2.5%，Ro为0.85%～1.4%，生烃潜量（S1+S2）多大于6.0mg/g（图2d、e）。玛页1 井风城组连续取心284.31m，均见油气显示，厘米级岩心描述的结果表明，玛湖凹陷风城组整体含油，为典型的碱湖型云质页岩油。

图2 玛湖凹陷风城组烃源岩展布特征与有机质类型Fig.2 Source rock distribution and organic matter types of Fengcheng Formation in Mahu Sag

2.2 三源混积形成复杂岩性与多种矿物组分

依据地层组成、沉积构造、岩性特征与地球化学微量元素测试分析的结果，纵向上玛湖凹陷风城组可划分为淡水—较低盐度、蒸发盐岩类—碱化与低盐度3 类沉积组合。受湖平面变化与高频旋回的控制，玛湖凹陷风城组以暗色细粒过渡性沉积岩为主，发育陆源扇三角洲碎屑岩、湖相细粒内源碳酸盐岩、火山碎屑岩、盐岩与混积岩5 种岩石类型（图3）。陆源碎屑岩为巨厚的砂砾岩沉积，分布于玛湖凹陷前陆冲断带的陡坡区，矿物组分以石英与长石为主。内源化学沉积的碳酸盐岩多与细粒纹层页岩呈互层状沉积，位于前陆坳陷滨浅湖—半深湖区，矿物组分以方解石、白云石、铁白云石与铁方解石为主。火山碎屑岩集中分布在玛湖凹陷东部的滨浅湖区，岩石类型以玻屑凝灰岩与玻屑晶屑凝灰岩为主。混积岩由陆源碎屑岩、碳酸盐岩与火山碎屑岩混杂堆积形成，分布于前陆斜坡的滨浅湖区，岩石成分复杂、矿物组分多样。巨厚的盐岩韵律层集中分布在前陆斜坡的半深湖区，矿物组分主要为纯碱、小苏打与碳钠钙石等。

图3 玛湖凹陷风城组沉积相分布与岩石类型特征Fig.3 Sedimentary facies and rock types of Fengcheng Formation in Mahu Sag

2.3 孔隙—裂缝—缝合线三重储集介质提高储集性能

玛湖凹陷风城组发育宏观与微观两类储集空间类型，形成孔隙、裂缝与缝合线三重储集空间，构成页岩油优势充注通道。钻井岩心与成像测井可见厘米级溶蚀孔洞、构造缝、诱导裂缝、层理缝与溶蚀扩大缝等宏观储集空间类型。其中，溶蚀孔洞的分布呈现一定的层状结构，厚度多为数米不等，电阻率整体较低。构造缝由区域构造挤压或剪切走滑等应力作用形成，导致风城组发生破裂变形，形成高角度构造缝、中—低角度构造缝与网状缝等高低不等、相互交错的复杂构造裂缝系统（图4a、b）。诱导裂缝由钻杆与岩石相互作用形成，位于岩心中部，在成像测井图像上呈对称分布的两条黑色条带，平行于井轴、方位稳定，延伸较长。层理缝多为水平缝，发育规模与延伸长度较小，不仅增加了孔隙的连通性，促进次生孔隙的发育，同时也是良好的储集空间（图4c）。风城组早期发育的构造缝或次生溶蚀孔隙带，后期经地质流体的溶蚀改造形成溶蚀扩大缝。显微薄片与扫描电镜可见微纳米级的原生粒间孔、粒内孔、晶间孔、穿粒缝与压溶缝合线等多种微观储集空间类型。粒间孔多为微米级，孔径为几微米到几十微米，主要是石英颗粒之间、长石颗粒之间及石英与长石颗粒之间的孔隙（图4d）。粒内孔与晶间孔多为纳米级，孔喉直径普遍小于1μm，多为100～500nm（图4e—g）。穿粒缝为构造成因缝，多发育于白云岩与云质粉砂岩等脆性岩石中，常切穿多个矿物颗粒，裂缝宽20～80μm，呈树枝状发育，延伸较远（图4h）。风城组缝合线发育，与基质孔和微裂缝构成页岩油有利的储集空间（图4i）。缝合线后期多经历溶蚀或被白云石与铁白云石等矿物充填，其内部富含残余有机质，荧光观察可见蓝色与蓝白色荧光。

图4 玛湖凹陷风城组储集空间类型Fig.4 Types of reservoir space of Fengcheng Formation in Mahu Sag

2.4 砂质页岩—含云粉砂岩相有利于游离油富集

玛湖凹陷风城组整体含油，微观尺度下存在吸附态和游离态两种页岩油赋存形式，吸附油主要赋存在固体干酪根和矿物颗粒表面，游离油主要赋存于较大的次生溶孔与构造微裂缝中。风城组共发育云质页岩相、砂质页岩—含云粉砂岩相、含碱矿白云岩—泥质粉砂岩相与硅化白云岩—云质粉砂岩相4 类岩相类型（图5），不同岩相矿物组分、储集空间类型、孔喉结构分布与页岩油的赋存状态存在较大差异，其中砂质页岩—含云粉砂岩相为风城组优势岩相类型。云质页岩相形成于浅湖—半深湖环境，有机质含量高、黄铁矿丰富，有机孔与黄铁矿晶间孔发育，偶见次生溶孔，孔隙流体中吸附油与吸附水的含量较高，微裂缝中偶见游离油富集。砂质页岩—含云粉砂岩相形成于扇三角洲前缘沉积环境，矿物组分以石英、长石为主，白云石与有机质含量较低，次生溶孔发育，孔隙流体中游离油含量较高，游离油与吸附油二油共存。含碱矿白云岩—泥质粉砂岩相形成于滨浅湖—碱性水体沉积环境，有机质含量中等，矿物组分以白云石、铁白云石、石英、长石、碱矿为主，白云石晶间孔与次生溶孔较发育，孔隙流体中游离油含量相对较低，含有吸附油与吸附水。硅化白云岩—云质粉砂岩相形成于滨浅湖—较高盐度水体环境，矿物组分以中晶白云石、铁白云石、长英质矿物为主，白云石晶间孔较发育，孔隙流体中游离油含量相对较低，含少量吸附油与吸附水。

图5 玛湖凹陷风城组页岩油赋存状态表征Fig.5 Characterization of shale oil occurrence of Fengcheng Formation in Mahu Sag

2.5 多套薄层“甜点”发育且局部集中分布

玛湖凹陷风城组“甜点”集中分布在风三段三层组的中下部、风二段一层组的中上部和风二段三层组的中部（图6）。勘探实践证实，风三段“甜点”横向分布相对稳定，延伸距离较远，区域范围内具有良好的可追踪对比性，试油见高产工业油流。风二段“甜点”分散，横向相变快，非均质性更强，“甜点层”与烃源岩层、碱性矿物层呈互层状分布，目前高产工业油流井较少。依据烃源岩品质的测井与物探评价结果，风二段为碱湖沉积背景下风城组的主力厚层烃源岩，有机质类型以II1—II2型为主，烃源岩热演化程度较高。与风三段相比，风二段普遍发育云质岩储层，全凹广泛分布，地层脆性好且页岩油具有较低原油密度（0.879g/cm3）、低凝固点（-14.8～5℃）与低黏度（50℃原油黏度为50.79mPa·s）的特征，展示出良好的勘探前景与巨大的资源潜力，是玛湖凹陷风城组下一步增产上产的重要层系。

图6 玛湖凹陷风城组“甜点”空间分布特征Fig.6 Spatial distribution of shale oil “sweet spot” of Fengcheng Formation in Mahu Sag

3 配套关键技术进展

3.1 页岩油“甜点”地震识别技术

玛湖凹陷风城组为高频旋回控制下的频繁薄互层细粒沉积，岩性复杂多样，地震响应特征不显著，“甜点”钻遇率较低，导致页岩油产量低，严重影响非常规油气的勘探进程。针对上述问题，运用井震结合方法，开展风城组页岩油“甜点”物探预测技术攻关，形成基于地震正演模拟的岩性组合识别、基于波阻抗的储集物性评价、基于裂缝敏感参数与线性波阻抗脆性指数评价3 项关键技术，实现页岩油“甜点区”的综合预测。（1）基于地震正演模拟的岩性组合识别技术。风城组具有白云石含量越高、储层物性越好、“甜点段”集中发育的地质特征，造成地震反射波阻振幅较强，据此建立风城组“甜点”地震正演的地质模型，联合地震正演模拟与均方根属性提取，共同确定风城组的岩性组合与云质岩百分含量（图7a）。（2）基于波阻抗的储集物性评价技术，依据风城组岩心与测井解释的结果，明确页岩油“甜点体”表现为高波阻抗背景下的低阻特征，实现高孔隙度“甜点体”的精细刻画（图7b）。（3）基于多参数线性波阻抗脆性指数评价技术，应用岩石矿物分析法构建岩石脆性指数，揭示岩石脆性敏感参数的主控因素，明确白云石、石英含量增大，泥质含量降低，地层泊松比变小，杨氏模量变大，脆性增大的特征，预测风城组天然裂缝1200km2的有利发育区带，为页岩油工程“甜点”的优选奠定物质基础（图7c、d）。

图7 玛湖凹陷风城组“甜点”地震评价技术应用效果Fig.7 Application results of shale oil“sweet spot”seismic evaluation technology of Fengcheng Formation in Mahu Sag

3.2 页岩油三品质测井评价技术

玛湖凹陷风城组页岩韵律性强、频繁互层、岩性为碳酸盐岩与细粒碎屑岩过渡岩类，目前缺乏针对性的定量分类评价参数。通过开展碱湖页岩油测井评价方法与技术研究，形成了一套适用于玛湖凹陷风城组页岩油烃源岩品质、储层品质与工程品质的测井评价技术，建立了风城组页岩油“三品质”评价的铁柱子，共识别“甜点”17 层，实现页岩油“甜点段”的纵向连续表征（图8）。（1）烃源岩品质评价，游离烃S1指仍存在于烃源岩中的轻烃含量，TOC 指烃源岩中有机质的含量。基于S1和TOC，构建烃源岩品质因子RPI=(S1×S1/TOC)×100，实现了风城组烃源岩有效性的评价。依据产液剖面测量结果与RPI 的交会分析，确定日产量为零、RPI=85.6 为有效烃源岩的下限值。（2）储层品质评价，通过对地质实验数据统计分析，连通孔隙度φc越大，物性越好；孔喉中值半径R50越大，孔隙结构越好；游离油孔隙度φo越大，含油性越好。基于归一化的连通孔隙度φc、孔喉中值半径R50和游离油孔隙度φo，构建储层品质因子RQI=φc归一化×R50归一化×φo归一化×103，实现风城组储层品质评价。依据产液剖面测量结果与RQI 的交会分析，确定日产量为零、RQI=0.1 为储层“甜点”的下限值。（3）工程品质评价，基于岩心多级应力循环三轴压缩与差应变实验的结果，形成岩石力学参数与地应力的塑性计算方法，构建脆性指数、最小水平主应力、应力差3 个关键参数，解决了页岩地层可压裂性评价、水平井轨迹优化设计与压裂分段分簇的关键技术难题。

图8 玛湖凹陷玛页1 井风城组“三品质”综合评价成果图Fig.8 Results of“three qualities”comprehensive reservoir evaluation of Fengcheng Formation in Well Maye1，Mahu Sag

3.3 碱湖型页岩油“甜点”储层改造工程技术

玛湖凹陷风城组“甜点”薄且分散、大尺度裂缝欠发育、储层闭合应力高、地层富含碱性矿物，为充分解放该区页岩油产能，结合高分辨率地震预测、“甜点”测井评价与前期储层改造的现况，开展地质工程一体化攻关，初步形成工程“甜点”精细评价的4 项关键技术。（1）“甜点”优选及精细分层技术。在地质“甜点”确立的基础上，优选段内应力差小、脆性较好的岩层为页岩油的工程“甜点”，开展水力裂缝纵向扩展能力评价研究，优化段簇间距，实现储层纵向充分改造。（2）全充填体积压裂技术。采用10～12m3/min 排量提高缝内净压力，利用大排量滑溜水有效开启微细裂缝，冻胶连续携砂形成高导流主缝，实现多尺度裂缝系统的有效支撑，提高储层改造的体积效果（图9a）。（3）深层安全加砂技术。受埋深和岩性的影响，储层闭合应力高、抗压强度大，水力裂缝缝宽窄，加砂难度大。采用套管压裂工艺，降低施工泵压，开展管柱力学校核，限定最高压力，确保井筒安全。同时通过前置预判段塞+中—小粒径组合+低砂比起步+小台阶增幅的“四合一”工艺，避免了因储层砂比敏感及套管容积大导致的砂堵风险，实现储层安全加砂（图9b）。（4）研发防钙垢聚合物压裂液体系。风城组富含硼、锆等金属离子，地层水矿化度高[（7～17）×104mg/L]，偏弱碱性，使用瓜尔胶压裂液出现返胶现象，使用酸性聚合物压裂液体系，解决返胶难题，但酸性聚合物压裂液破胶后呈酸性（pH ＜5），易与储层矿物形成钙球颗粒，堵塞井筒，影响生产。据此研发碱性免混配聚合物压裂液体系，有效抑制含碳酸钙矿物的溶蚀，初步解决了返胶和返碳酸钙颗粒的问题（图9c、d）。

图9 玛湖凹陷风城组“甜点”储层改造技术应用效果Fig.9 Application results of“sweet spot”reservoir stimulation technology of Fengcheng Formation in Mahu Sag

4 结论

（1）玛湖凹陷风城组发育全球迄今最古老的广覆式碱湖优质烃源岩，发育蓝细菌与杜氏藻两类生油母质类型，具有成熟—高成熟双峰式高效生油特征。风城组沉积期玛湖凹陷整体为扇三角洲—湖泊沉积体系，发育陆源碎屑、内源碳酸盐与火山物质混积背景下的云质页岩相、砂质页岩—含云粉砂岩相、含碱矿白云岩—泥质粉砂岩相与硅化白云岩—云质粉砂岩相共4 类岩相类型。风城组储集空间类型为孔隙、裂缝与缝合线三重介质，存在游离油与吸附油两种赋存状态，其中砂质页岩—含云粉砂岩相为风城组优势岩相类型，控制页岩油的宏观富集，游离油含量较高。风城组页岩油“甜点”具有整体分散且局部富集的地质特征，风二段是下一步增产上产的重要层系。

（2）玛湖凹陷风城组为准噶尔盆地陆相页岩油勘探接替的新领域，基于勘探实践与科研探索，初步形成高分辨率地震“甜点”预测、基于“三品质”测井评价与页岩油配套储层改造3 项关键技术。综合预测了风城组页岩油“甜点区”岩性、物性与裂缝的空间分布规律，实现页岩油“甜点段”三品质的纵向连续表征，并对工程“甜点”进行精细评价与优选，厘定埋深5500m 以浅1200km2的“甜点区”，识别“甜点段”17 层并实现储层的规模效益改造。玛湖凹陷风城组页岩油显示了巨大的资源潜力与良好的勘探前景。

（3）目前玛湖凹陷碱湖型页岩油的勘探开发已初见成效，但仍需开展地质工程一体化技术攻关，实现页岩油高效勘探与规模效益开采。①精细刻画玛湖凹陷风城组风二段“甜点”的空间分布规律，建立分类评价标准，进一步加强风二段页岩油的勘探力度，实现玛湖凹陷风城组页岩油的全面突破。②针对压裂液返排过程中出现盐结晶与结垢、堵塞井筒，影响页岩油正常排采的问题，仍需继续开展防止井筒堵塞与压裂液体系优化的技术攻关工作，着力加强高含碱矿地层压裂液配伍性的研究。