松辽盆地北部页岩储层地质评价及关键技术研究

2022-11-22张冰

特种油气藏 2022年5期

张冰

(中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 138000)

0 引言

近年来，中国页岩油气开发进展迅速，产量明显增加。柳波等[1]、金之钧等[2]、王维红等[3]对松辽盆地陆相页岩油地质研究方法与勘探评价进展进行了研究，并认为松辽盆地是中国页岩油重要的基地。目前，松辽盆地北部的古龙地区、柴达木盆地西部的油泉子地区和南翼山地区均发现了页岩油储层，部分区域已达到开发建产的阶段。宁文祥等[4]、刘雅慧等[5]、焦方正等[6]开展了页岩储层的开发评价工作，张相春等[7]、张才利等[8]开展了页岩油气藏开发合理闷井时间数值模拟研究，提出页岩油气藏开发应该闷井至少2个月以上。页岩油气的开采特点不同于常规天然气[9-10]，能提高页岩油气井产量的先进技术较多，包括水平井立体开发技术[11]、多层压裂技术、重复压裂技术等，这些技术对提高页岩油气井的产量至关重要。虽然松辽盆地页岩油取得重大突破，但至今仍未形成一套适合松辽盆地北部古龙地区页岩油气勘探开发技术系列，因此，迫切需要调研国内外相关的页岩油气勘探开发技术，总结出一套适合松辽盆地地质特征的页岩油气勘探开发技术，为促进松辽盆地北部早日建成商业示范开发基地提供技术保障。

1 区域地质概况

松辽盆地是中国东北部的一个大型中、新生代沉积盆地，共分为5个构造单元(图1)[12]，其基底为前古生界、古生界的变质岩、火成岩等，上部沉积盖层从侏罗系开始，至新生界均有不同程度的发育。松辽盆地北部页岩储层主要包括白垩系青山口组一段，嫩江组一、二段，其中主力层青一段、青二段以黑色页岩为主，夹劣质油页岩，含薄层条带及分散状黄铁矿，富含介形类微体化石，底部富含黑色泥岩，有机质处于成熟阶段。研究区页岩厚度相对较大，由北向南逐渐减薄。随着页岩油气的勘探不断深入，在松辽盆地北部区域发现页岩油气资源分布领域广，是页岩油气勘查有利区域。

2 页岩储层地质评价

松辽盆地北部页岩储层地质特征复杂，以低孔低渗为主，孔隙结构复杂，平均孔隙度为2%，平均渗透率为0.21 mD，泥质含量为20%，以泥页岩、泥页岩薄砂条页岩为主，目的层厚度为361 m。青一段厚度为90 m，以纹层状泥页岩为主，青二+三段厚度为271 m，以泥页岩夹薄砂条为主，属于典型的页岩储层。实测压力为33.98 MPa，实测温度为103.7 ℃，原油密度为0.82～0.86 g/cm3，凝固点为31 ℃，动力黏度为16.13 mPa·s。

图1 松辽盆地北部区域构造Fig.1 The regional structure of Northern Songliao Basin

在中国的页岩油气勘探开发中，一直将页岩油气视为“自生自储”的连续气藏[13-14]，需要对页岩油气藏的保存条件、封闭条件及构造条件开展评价。顶底板可以是任何类型的岩性，如页岩、致密砂岩、碳酸盐岩等，顶底板和页岩之间良好的间隔形成流体围护箱，可有效减缓页岩油气运移，使页岩油气得到有效保存。在页岩油气选区时，由于构造稳定，页岩油气可以靠自身实现封闭。一旦地层上升剥离，基岩生烃停止，不能有效补充油气，且造成页岩油气流失。页岩油气断层的破坏作用最直接体现在“通天”断层，其为页岩油气流失的通道，造成页岩油气的破坏；而穿过页岩油气层的开口断层相连，高渗透页岩层也会引起页岩气和油向外运移，导致含油气量下降。不同时期、不同的构造运动作用力，导致不同地层发生不同程度的褶皱、断裂和剥蚀。页岩储层的地质特征决定了单井产量的高低，页岩储层有机质丰度高、页理缝发育、晶间孔发育的储层的开发效果较好。松辽盆地北部页岩储层条件较好，发育了一套有机质丰度高、裂缝较发育的储层，为页岩油规模建产提供了物质基础。该地区多井试油达到工业油流，如松页油2HF井获得日产为10.06 m3/d工业油流，吉页油1HF井获得日产为16.40 m3/d的工业油流等。

目前对页岩储层地质评价的方法主要有沉积地质学、储层地质学、非常规油气地质学、有机地球化学等多学科交叉与综合[15-16]，结合国内外学者关于页岩气储层基础研究的前沿理论对页岩储层评价开展研究[17-19]。研究结果认为，页岩埋藏深度、页岩厚度、有机质丰度、热演化程度、页岩脆性矿物含量、储集条件对页岩油气储量影响较大，为此，对这6个方面开展评价研究。

2.1 页岩埋藏深度

目前，商业开发页岩油气藏的深度一般小于3 500 m。如果深度太大，会导致页岩油气开采技术成本过高，没有经济价值。考虑到中国页岩油气藏勘探开发刚刚起步，开发技术难度大，有利富集区的埋深以3 500 m以浅为宜[20]，分布在斜坡相对稳定的部分盆地或盆地的中心[21]。

松辽盆地页岩储层的埋深一般为1 600～3 000 m，埋深对页岩储层的品质影响较大，松辽盆地的页岩储层埋深合适，因此，符合页岩油有效开发的埋深要求，具有较好的工业开发价值。

2.2 页岩厚度

薛海涛等[22]对松辽盆地北部页岩储层各项参数进行了分析评价，认为页岩进入规模商业开发的页岩系统总厚度为30～79 m，单井年产油气高。通过对松辽盆地北部页岩储层厚度、温度、压力、渗透率等参数开展评价(表1)，结果表明，页岩储层的厚度对储量计算准确性十分重要。在松辽盆地页岩油勘探成果的基础上，分别从沉积条件和储层特征分析了页岩储层的厚度，松辽盆地北部页岩储层主要为60～80 m，最大可达200 m，页岩储层的厚度在某种程度上决定了单井产能的高低。普遍认为在目前油价下页岩储层的厚度在30 m以上可以达到效益开发的目的。

表1 页岩储层岩石及储层性质参数Table 1 The rock and reservoir property parameters of shale reservoirs

2.3 页岩有机质丰度

大多数学者认为，形成页岩油气的TOC至少为2.00%以上，但研究表明，在中国有些区域，原始有机碳含量与残余有机碳含量不同，TOC为1.00%的页岩即可成为有效页岩。通过N2吸附和压汞分析得到松辽盆地TOC为1.73%～3.11%，松辽盆地北部页岩油富集有利面积较大，约为1 500 km2，但页岩储层地质条件复杂，富集主控因素有待进一步深化研究。

2.4 热演化程度

在常规油气勘探过程中，热演化程度一般作为评价烃源岩的重要指标。通常，Ro为0.60%～1.60%的烃源岩已达到成熟和高成熟，而满足大型商业开发的页岩储层Ro为1.00%～2.00%，且以2.00%为主。Ⅰ型有机质只有在Ro为1.40% 的条件下才能成为良好的储层，而Ⅱ型和Ⅲ型有机质则需要更高的氢指数才能保证足够的天然气量。采用压汞法得到松辽盆地页岩储层的热演化程度为0.90%～2.10%，热演化程度较高。

2.5 页岩脆性矿物含量

相关研究表明[4]，页岩储层的硅质含量为25%，有利于微裂缝形成。已大规模商业开发的页岩油气田脆性页岩矿物石英含量为22%，产量较高的页岩油气井脆性矿物含量为25%。一般认为，页岩脆性矿物含量应大于25%，有利于页岩储层后期改造。研究区储层岩心矿物组成分析结果表明，页岩储层的脆性矿物含量为30%～50%，后期有利于水平井大规模压裂改造的实施。

2.6 储集条件

页岩储层储集条件对页岩油气赋存也至关重要[23]。有机质的丰度、黏土矿物的种类和含量影响页岩油气的吸附和储存。有机质丰度越大、多孔黏土(晶间微孔等)矿物含量越大、岩石比表面积越大，对页岩油气的富集越有利。页岩一般为低孔低渗储层，页岩的渗透率对于页岩油气层的识别和商业开发非常重要[24]。微裂缝的开发不仅可以为页岩油气的自由富集提供储存空间，还可以为页岩油气的运移和开采提供渠道。在构造作用的影响下，页岩储层生产层周围产生微裂缝。研究表明，对于中国的页岩气，孔隙度为2%～4%，渗透率大于1 mD，天然微裂缝发育。松辽盆地页岩储层页理层发育、物性条件较好，孔隙度与渗透率均满足储层储集条件，具有较好的页岩油勘探开发前景。

3 页岩储层开发评价

3.1 页岩油气开发特征

通常情况下，页岩油气开采具有如下特点。

(1) 单井生产能力低或无自然生产能力。50%的页岩油气井在初始开井测试时无天然气流量，页岩油气井均要实施油藏压裂改造才能建产。

(2) 页岩油气井生产周期长。页岩油气主要以游离态存在并吸附于泥页岩地层中，游离气体过滤速度快，初期产量较高，但产量下降较快，已有研究表明，页岩油气井使用寿命可达50 a。

(3) 页岩油气具有吸附和脱附的特征，采收率低于常规天然气。根据埋藏深度、地层压力、有机质含量和吸附气体量的不同，不同页岩气和油藏的采收率不尽相同。

3.2 温度和压力

温压系统对页岩储层的形成有重要影响。地层温度越高，相同压力下游离气体含量越低，吸附气体含量越低。随着压力的不断升高，富含有机质的页岩的吸附能力不断降低，游离气的比例不断增加。常规油气藏是外源性的，良好的保护条件可以表现为超压或低压。页岩油气田是内生的，以页岩为基岩的碳氢化合物的生成导致孔隙压力增加并形成异常高压，在异常压力和油气质量浓度差的作用下，油气运移总是向压力较低处运移，页岩油气排放过快，导致压力急剧下降。

3.3 页岩油气开发井网、井距、注采参数设计

页岩油气藏的开发主要是实现地面“小间距井组”(井厂)的整合和集中，实现“少组多井”，井距以300～600 m为主，初期主要采用衰竭式开发，后期采用注气开发，注气速度为8 t/d，采收率一般为30%～40%左右。一般来说，页岩油气田所需井数是常规气田的10倍，井距较小，因为在常规油气田中，如果布井过密，井间干扰会影响单井产量。但由于页岩渗透率极低，只要钻井密度适当或相邻井的裂缝不相交，每口井都可以对应采出一小块受控气藏。因此，页岩油气产量与井数和开发技术政策相关。

3.4 多级压裂技术

水平井多段压裂是目前页岩油气储层改造的主要方式，人工裂缝是页岩油气产出的主要通道。金成志等[25]参考国内外页岩储层适应性较好的改造技术参数，在此基础上结合实际地质特征，总结出一套适合松辽盆地页岩油气高产井储层改造参数(表2)。在岩石为脆性的情况下，不规则发育的天然裂缝的存在为诱导可控性裂缝的扩展创造机会，因此，在设计储层改造参数时，需要考虑利用天然裂缝的脆弱性。与常规储层改造方式相比，页岩储层致密且难以压裂，需要加大储层改造规模，以便采出更多的页岩油气。为了提高储层改造的效率，下连续油管压裂改造是一种简单易行且相对便宜的选择，特别是随着适用于长段水平井或波状井的地质导向技术的兴起，连续油管钻井的效率一直不断提高。应用“叠加井”代替了多级水力压裂，通过增加数口波状连续油管井来降低不必要的横向气流影响和技术难度，从而促使裂缝扩展。

表2 页岩油气高产井储层改造参数Table 2 The reservoir stimulation parameters of high-yield shale oil and gas wells

4 页岩油气关键技术

4.1 水平井轨迹设计技术

松辽盆地页岩油分布广泛、储层地质特征复杂、油藏分布类型等变化较大，从地质上决定了需应用水平井轨迹设计技术，目前该技术主要应用于页岩储层，在松辽盆地乾安区块应用效果较好。水平段井眼位置主要依据页岩层的物性，水平段方位的设计主要依据地应力资料。在钻井过程中穿透裂缝，裂缝出现在钻孔路径的顶部和底部，并在应力较大的井侧结束[26]。天然裂缝垂直穿过井的顶部、底部和侧面。一般水平段越长，最终采收率和初采速度越高，水平井轨迹设计应尽量穿行裂缝发育的区域并与最大主应力方向垂直。

4.2 长水平段水平井钻井技术

松辽盆地陆相页岩油勘探开发尚未形成效益开发的体系，因此，松辽盆地页岩油区块必须开展长水平井开发，水平井长度应大于500 m，争取少井高产，实现效益开发，页岩油气藏的有效开发需要长水平段的水平井或水平分支井[27-29]，分支长度为500～600 m。为提高水平井开发效果，需优化研究水平段的倾角、井径、纵向位置和井长。水平井可以是单分支的，也可高达4个分支，一般认为单分支水平井的效果较好，建议在开采期中采用单分支水平井钻井。为提高压裂效果，需要研究分支的形状、数量和方向等。关于水平段钻井过程中循环钻井液的选择，从研究情况来看，过去采用的是水基钻井液，然后是油基钻井液。压裂过程中使用了氮气泡沫和水基压裂液，这是目前最佳选择。

4.3 页岩油气井完井技术

与常规油气井相比，页岩油开发成本高，页岩油的完井技术更加注重高效安全。对于大多数井，完井主要有裸眼完井、套管完井等，总体要求完井速度快、保障完井质量高。目前的页岩储层完井技术可以达到快速但是未必能达到高效，未来还有一定的提升空间，完井方法的选择直接受岩石强度、是否需要堵水堵气、页岩的活动性和稳定性等影响，以及在结构设计上钻头选择、完井体系选择、轨迹测控、完井方法等都体现了这些完井要求，未来的完井技术发展趋势和改进方向是形成不同页岩地质特征区块的最优化的完井技术体系模式，并建立相应的完井技术学习模式。

页岩油气储层的低孔、低渗、产量低、生产周期长等特点，决定了页岩油气完井工程技术包括应用水平井地质导向、组合式桥塞、水力喷射射孔等，为速度和经济性做出良好贡献，降低开发成本，为后期页岩油气井完井打下基础，尽可能延长生产寿命，且页岩油气井完井工具的开发材料和新的井下工具将是未来的发展方向。总之，作为非传统的油气藏，页岩油气藏是否能得到合理开发依赖于完井技术进步，页岩油气井完井技术的发展将促进松辽盆地北部地区页岩油气藏早日规模建产。

4.4 井壁稳定技术

井壁稳定技术是关注和描述如何稳定渗透性地层的有效方法。在钻井过程，已经将井壁强化技术看作是一项主要的挑战，但迄今为止能实现这一目标所需的技术和理论依然不够完善，需要进一步攻关。目前确定井壁强化技术对砂岩地层有效，若对低渗透岩石如页岩地层也有效果，则将在整个钻井行业中产生巨大的影响[30]。由于页岩储层钻井、压裂过程中井壁稳定性差，造成了井眼复杂性及其相关成本的增加，同时也引起了业界对井壁强化技术的关注和兴趣。随着井壁稳定技术不断发展，井壁处理剂由应力笼效应颗粒和具有延时凝胶特性的专用交联凝胶聚合物混合而成，对凝胶聚合物体系抗压强度、吸附性、温度和压力的敏感性等性能进行了评估，并且完成了所需的架桥固体颗粒的大小和质量浓度的设计模拟。采用漏失实验测量地层初始破裂梯度，确立原始地层压力，处理剂被挤注并在一定压力下凝固，然后再钻开地层，该技术在页岩储层钻井中应用广泛。目前已在松辽盆地吉页油1HF井成功应用，该井钻井、压裂过程中始终保持了井壁的稳定性，投产后获得16.4 m3/d工业油流。

4.5 加密调整技术

由于页岩油单井的产能较低，储量动用较差，因此，加密钻井是页岩油气田开发的重点技术，在确定加密井的位置时，首先考虑由于母井压裂和生产所诱发的地质力学变化的重要性，加密调整技术也是松辽盆地页岩油区块未来实现高效开发的主体技术。为了优化现场管理策略，全面了解生产引起的地质力学性质变化对加密井性能的影响，利用全耦合有限元模型，深入研究加密井返排，以帮助减少裂缝损坏并实现单井产能最大化。利用测井和现场数据生成的地质力学模型，建立加密井相应的基础模型，应用有限元计算集成工作流程来预测压裂和生产引起的应力变化。为了更好地理解原有母井的地质力学变化对加密井性能和支撑剂返排的影响，建议在加密调整技术中，由于原有的母井的应力状态的变化和井筒周围的应力差异增加，需加快加密井——子井的返排并优化子井的性能。此外，集成的井网加密技术工作流程具有模拟压力下降和相关应力条件的能力，可长期优化该地区的油田开发。

4.6 应用实例

松页油2HF井是使用水基泥浆完成陆相页岩油气水平井钻探的第1口井，水平井段较长，钻井过程中水平井轨迹控制较好，完钻水平段739 m，松页油2HF井压裂投产后获得日产10.06 m3/d的工业油流。在该井施工过程中水基泥浆携泥页岩碎屑差、泥页岩掉块严重等陆相页岩油气钻井技术难题较多，且耗时长、费用大，在施工钻过程中频繁出现掉块、憋泵、卡钻现象，因此，目前水基泥浆不适合陆相页岩油气水平井钻探，因此需要采用先进的油基泥浆压裂液体系保持井壁稳定。在页岩油井钻探过程中[31-33]，特别是在水平井中，由于储层膨胀和吸水性矿物，如蒙脱石的含量高，且部分水平井的设计裂缝必须在最小主应力的方向。对于稳定性最不利的储层，应防止黏土膨胀，提高井眼稳定性，防止钻井液的损失，并增加钻井速度，因此，应将钻井液系统中的稳定因素作为主要因素来考虑，垂直井段用水基泥浆且无特殊要求[34]，水平段钻井主要采用油基泥浆。

5 页岩油气未来发展启示

注入CO2和N2均可提高页岩油采收率，注入纯CO2可使页岩油采收率提高约20%。由于CO2吸附导致基质膨胀，降低了裂缝的渗透率，从而导致产量的下降，因此，产量提高的幅度不如预期。观察结果表明，虽然实施CO2驱替时对压力不敏感，但当考虑到封存的CO2时，其对压力比较敏感。

注N2可以提高页岩气的采收率80%左右，因为注N2可以降低页岩中地层压力，更多的页岩气从基质中解吸，由于N2对页岩的吸收能力较低，所以裂缝扩大，页岩油单井产能较高。

将CO2和N2混合物注入页岩储层以优化天然气采收率和封存CO2。利用双孔隙度、双渗透率有限元模型来模拟多孔介质中多组分气体流动与页岩变形和吸附状态的耦合。注入不同比例的N2和CO2混和物，获得的采收率约为20%～80%。此外，注入较高比例的N2比CO2更有益，因为采用N2得到的采收率更高。因此，提高注入压力并不是提高产量的唯一手段，提高N2/CO2也可以达到同样的目的。此外，通过注入CO2、N2混和物来封存CO2并不会随着CO2/N2的增加而简单地增加。由于较高的CO2/N2会导致页岩采收率下降，从而导致更多的页岩油气保留在储层中，进而导致采收率降低。