濟陽陸相斷陷盆地頁巖油富集高產規律

楊 勇

（中國石化勝利油田分公司，山東東營 257001）

北美頁巖油突破帶來的頁巖油氣革命，改變了世界能源的格局，對全球能源產業產生了重大的影響。頁巖油作為重要的資源接替陣地和國家能源安全的重要保障，中國各大油公司加大了頁巖油的攻關，松遼盆地大慶油田古龍、渤海灣盆地大港油田滄東和勝利油田濟陽、鄂爾多斯盆地長慶、準噶爾盆地吉木薩爾、北部灣盆地潿頁-1 等多個區塊實現了勘探開發的重大突破，展現了陸相頁巖油廣闊的發展前景。濟陽坳陷為典型的陸相斷陷盆地，頁巖油總資源量超過41×108t，分布在11 個獨立的小洼陷中，具有洼陷分隔明顯、巖相類型多樣、斷裂系統復雜、地應力復雜等鮮明的陸相斷陷盆地特色。

濟陽頁巖油的勘探開發經歷了從偶遇裂縫型頁巖油—專探夾層型頁巖油—基質型頁巖油突破等3 個不同階段的探索［1］。1972 年渤南洼陷義18、義21等井偶遇頁巖油并獲得了工業油流，由于可遇不可求而沒有開展針對性的研究。2008 年，勝利油田開展了針對頁巖油的專項探索，先后在4 個洼陷完鉆4 口系統取心井并開展攻關研究，部署4 口專探井但是效果不理想。國外研究人員認為，濟陽坳陷陸相頁巖油由于成熟度低、原油黏度高，不具備工業化開發的價值。面對濟陽頁巖油存在的諸多難題，勝利油田持續加大基礎理論攻關，不斷深化對斷陷盆地頁巖油的認識，2019 年陸續有YYP1，FYP1，BYP5 等多口井獲得峰值日產油量超100 t/d的高產工業油流。濟陽頁巖油的突破，打破了頁巖油勘探成熟度（Ro）不能低于0.9%的固有認識，證實了Ro值為0.7%以上可以獲得商業開發，Ro值為0.6%同樣具有進一步評價的價值，極大地拓寬了頁巖油的勘探開發空間。對濟陽頁巖油特征進行系統的總結，明確頁巖油富集高產的主控因素，對于深化陸相斷陷盆地頁巖油認識，實現頁巖油規?；?、商業化開發具有重要的指導意義，對于中國陸相斷陷盆地頁巖油的勘探開發同樣具有重要的啟示意義。

1 勘探開發歷程與突破

濟陽頁巖油主要層系為古近系始新統沙四段上亞段、沙三段下亞段，由于地質年代新、演化程度低、原油黏度高，早期的攻關未獲得突破。濟陽頁巖油是否具備開發價值，哪種類型頁巖油可以有效開發，成為認識與評價的關鍵。

1.1 濟陽頁巖油勘探歷程

濟陽頁巖油先后經歷了勘探偶遇、主動探索、創新突破等3個階段。1972—2007年為勘探偶遇階段，在鉆探常規油氣藏過程中過路泥頁巖層發生井涌，正常測試獲工業油流，羅42 等6 口探井累積產油量過萬噸，羅42井沙三段下亞段初期日產油量達到117 t/d。由于這個階段突破井以泥頁巖裂縫油藏為主，雖然部分井產量較高，但是裂縫預測難度大，沒有形成系統的認識。

2008—2013 年為主動探索階段，北美海相頁巖商業化開發帶來的頁巖油革命，為國內頁巖油勘探帶來了曙光。勝利油田在牛莊、博興、利津、渤南4個洼陷部署牛頁1井、羅69井等系統取心井4口，取心總長度為1 010 m。在對巖心進行系統研究的基礎上，在渤南洼陷部署BYP1，BYP2，BYP1-2等水平井并采用縫網壓裂技術開展專探井評價，投產整體效果均不理想，主動探索均未成功。分析不成功的主要原因是對于頁巖油富集規律認識不清，壓裂工藝不適應。美國HESS 公司通過研究評價，認為濟陽頁巖油商業價值低，退出了與勝利油田的頁巖油合作。

從2014年至今為創新突破階段，勝利油田改變頁巖油評價思路，首先對頁巖油200 余口老井進行了復查，篩選有潛力的老井重新測試，試驗壓裂新工藝。2019 年樊159 井試油率先獲得突破，峰值日產油量為44 t/d。隨后在牛莊洼陷部署實施了牛斜55和NY1-1HF井，在渤南洼陷部署了YYP1，FYP1，BYP5 等一批頁巖油井，試油均獲得了成功，不斷突破產量下限和成熟度下限，濟陽頁巖油邁入了整體評價、規?；óa的快車道。

1.2 濟陽頁巖油突破井

濟陽坳陷頁巖油在認識上經歷了由裂縫型向基質型、由含灰向富灰、由高演化向中低演化的3個重大轉變，同時積極探索陡坡帶長英質頁巖油、更低演化程度頁巖油開發可行性，取得了不同洼陷、不同巖相類型、不同演化程度頁巖油的突破。

由裂縫型向基質型的轉變——YYP1 井 濟陽坳陷早期以鉆探裂縫型頁巖油為主，存在裂縫預測難、可遇不可求的問題，為此轉變勘探思路，在渤南洼陷部署基質型頁巖油評價井——YYP1 井。該井Ro值為0.74%，總有機碳含量（TOC）為1%～3%，水平井段長度為942 m，配套組合縫網體積壓裂工藝技術壓裂21 段57 簇，加液量為43 545 m3，加砂量為2 836.8 m3，加CO2量為3 270 t（表1），峰值油氣當量為103 t/d。該井的突破證實Ro值小于0.9%同樣可以取得高產，極大地拓寬了濟陽頁巖油的勘探領域。

由含灰向富灰的轉變——FYP1井 YYP1井在壓裂中表現出上部碳酸鹽含量為60%～70%的泥質灰頁巖段復雜裂縫改造程度高、裂縫較飽滿，而下部碳酸鹽含量小于50%的灰質泥頁巖段壓裂施工困難、裂縫改造程度有限的問題。為此聚焦地質工程雙甜點，探索碳酸鹽含量更高（80%）、可壓性更好（脆性指數為0.5）的紋層狀頁巖，在博興洼陷部署FYP1 井。該井Ro值為0.75%，碳酸鹽含量為80%，總有機碳含量為2%～3.5%，可溶烴含量（S1）為2～4 mg/g，水平井段長度為1 716 m，壓裂30段104簇，加液量為80 253 m3，加砂 量為3 762 m3，加CO2量為5 708 t（表1），投產后峰值日產油量為171 t/d，8 個月累積產油量過萬噸（圖1），證實了中演化程度紋層狀泥質灰頁巖是最有利的巖相，具備全面開展勘探開發的條件。

圖1 FYP1井生產曲線Fig.1 Production curve of Well FYP1

表1 濟陽坳陷頁巖油評價井施工中加砂量、加液量、加CO2量和前置酸量統計Table1 Statistics of sand，fluid，CO2，and prepad acid during operation in evaluation wells of shale oil reservoirs in Jiyang Depression

由低演化向高演化的拓寬——BYP5 井 濟陽坳陷除了紋層狀泥質灰頁巖外，層狀泥質灰頁巖、塊狀泥質灰頁巖仍有較大的資源量，該類頁巖能否取得突破成為下一步評價重點，為此在渤南洼陷部署BYP5 井，探索巖相相對差但是埋藏深度大、演化程度更高的層狀泥質灰頁巖的潛力。該井Ro值為1.1%，屬于高演化程度，總有機碳含量為4.0%，S1值為2.5 mg/g，壓力系數為1.7，水平井段長度為1 059 m，壓裂21 段65 簇，加液量為48 617 m3，加砂量為2 789 m3，加CO2量為2 342 t，投產峰值日產油量為160 t/d，日產氣量為7.49×104m3/d，4 個月油氣當量過萬噸（圖2），證實高演化程度紋層狀-層狀泥質灰頁巖同樣可以獲得高產。

圖2 BYP5井生產曲線Fig.2 Production curve of Well BYP5

由中演化向低演化的轉變——牛斜124 井 幾口重點評價井的突破，證實Ro值為0.7%以上具備了工業化開發的條件，Ro值為0.5%～0.6%的頁巖油是否具備開發價值需要開展探索評價。為此選擇牛莊洼陷牛斜124 井進行了壓裂試油。該井Ro值為0.6%，總有機碳含量為3%～3.5%，S1值為2～4 mg/g，壓力系數為1.5，壓裂后峰值日產油量達到了61 t/d，證實了低演化程度、紋層狀泥質灰頁巖同樣具備較大的勘探開發潛力，將濟陽頁巖油評價的Ro值下限拓寬到0.6%。

中低演化程度、長英質頁巖油井——FY1-1HF井 東營凹陷為北陡南緩、北斷南超的不對稱箕狀斷陷盆地，陡坡帶沙四段發育多套近源的砂礫巖扇體，為湖盆沉積提供了豐富的碎屑物質，因此在湖盆北部普遍發育一套長英質頁巖，長英質和黏土礦物含量之和大于50%，灰質含量為30%～50%，總有機碳含量為1.0%～4.0%，Ro值為0.5%～0.8%；向湖盆中心方向物源影響逐漸減弱，巖相逐漸過渡為紋層狀富灰頁巖沉積。為探索中低演化程度、長英質頁

巖油的開發潛力，在民豐洼陷部署FY1-1HF井。該井埋深為3 494～3 553.9 m，水平井段長度為2 042 m，富有機質泥質灰頁巖有利巖相段長度為1 902 m，水平段有利巖相占比為93.1%。壓裂33 段，投產后6 mm 油嘴峰值日產油量為262.8 t/d，生產97 d 累積產油量過萬噸，成為國內峰值產量最高的頁巖油評價井。

2 濟陽頁巖油類型及特點

中國頁巖油以陸相沉積為主，按照儲集特征劃分為夾層型、混積型和基質型等3種類型，其中大慶古龍、大港滄東主要為基質型頁巖油，鄂爾多斯盆地長7 段為夾層型頁巖油，準噶爾盆地蘆草溝組為混積型頁巖油。濟陽坳陷除了上述3種類型頁巖油外，尚發育陸相斷陷盆地特有的裂縫型頁巖油（圖3），不同類型頁巖油具有不同的沉積特點。

2.1 濟陽頁巖油類型

基質型 基質型頁巖油為生油窗內以自生自儲為主的富有機質頁巖油，頁巖油主要賦存于有機質和黏土礦物的粒間孔、粒內孔、溶蝕孔及各種微裂縫中，部分吸附在有機質、巖石顆粒表面，原油富集程度與有機質豐度、類型、成熟度等因素密切相關［2-5］，分布相對穩定。美國福特沃斯盆地Barnett頁巖、大慶古龍以該類頁巖油為主［6-7］。渤南洼陷沙三段下亞段12 下和13 上砂組廣泛發育基質型頁巖油，頁理、紋層極發育，有機質豐度高，以基質孔隙為主。牛莊、博興、利津等洼陷深洼區主要發育深色富有機質頁巖，碳酸鹽紋層發育?；|型頁巖油為濟陽頁巖油的主要類型，儲量占比達到總資源量的70%以上。

夾層型 夾層型頁巖油指的是在泥頁巖層段中夾有不同厚度的粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖及火山巖等夾層，生油窗內泥頁巖有機質含量高、生油能力強，生成的原油經過極短距離的運移進入夾層內聚集成藏，夾層是原油賦存富集的有利場所，孔隙度和滲透率等物性條件相對較好，且夾層巖性較脆易于儲層改造，是頁巖油勘探開發的有利目標［2］。依據GB/T 38718—2020，將烴源巖內粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖單層厚度不大于5 m，累積厚度占頁巖層系總厚度比例小于30%的夾層劃分為頁巖油的范疇［8］。吉木薩爾凹陷蘆草溝組整體為咸化的湖相沉積，縱向上以暗色烴源巖與云質巖的互層分布為主，單層平均厚度為0.25 m，多數小于1 m，源儲界限不清，多數學者將其劃分為混積型頁巖油，高陽等將其歸為致密油范疇［9］。鄂爾多斯盆地長7 段規模開發的Ⅰ類頁巖油，砂地比達到了15%～30%，單砂體厚度為3～5 m，屬于廣義的夾層型頁巖油。夾層型頁巖油與致密油的區別在于原油是否發生了明顯的二次運移。該類頁巖油夾層為有利的甜點段，但是夾層厚度較薄，地震儲層預測難度大。

渤南洼陷濟頁參1井優質頁巖中砂巖條帶與泥頁巖頻繁互層，高頻夾層段砂地比可以達到30%以上，單層砂巖條帶厚度多為1～100 cm，多為測井、錄井無法識別的薄層砂巖。地層條件下，夾層與泥頁巖基質滲透率相差幾十倍，是主要產出通道。YYP1 井水平段長度為942 m，其中夾層發育水平段長度為376 m，主要為碳酸鹽巖夾層，含泥質粉砂巖夾層，灰質泥巖水平段長度為566 m。從水平段投產效果看，夾層貢獻率達到了48.6%。東營凹陷北部陡坡帶民豐洼陷、利津洼陷多口井鉆遇夾層型頁巖油，坨深斜14 井試油取得了較好的效果，展現了夾層型頁巖油良好的勘探開發前景。

裂縫型 裂縫型頁巖油分為2 種：一種為傳統的泥頁巖裂縫型頁巖油，頁巖油來源于富有機質泥頁巖本身，沒有經過二次運移。濟陽坳陷早期偶遇階段發現的頁巖油主要為該類油氣藏，數十口井獲工業油流，沾化凹陷的羅42井在沙三段灰褐色油頁巖中獲得峰值日產油量為117 t/d 的高產工業油流，自噴期累積產油量達到10 322 t。另一種為斷裂系統發育的構造裂縫型頁巖油，該類頁巖油一般發育在斷層附近，構造裂縫發育，含油飽和度高，具有富集和采出條件好、可開采程度高的特點。由于斷裂帶的發育范圍通常有限，多期的構造運動影響了頁巖油的保存，高產區分布相對有限，導致甜點預測難度大，通常屬于可遇不可求的頁巖油類型。東營凹陷南坡永54 井沙四段上亞段3 砂組Ro值僅為0.54%，暢噴日產油量為46.5 t/d，生產668 d 累積產油量為14 594 t，累積產氣量為42.27×104m3。牛莊洼陷南部構造斷裂帶NY1-1HF 井鉆井過程中鉆遇天然裂縫，發生了多次井涌井漏，水平井段長度僅為158 m，自然投產放噴3 mm 油嘴峰值日產油量為108.4 t/d，生產過程中基本不含水，1.5 mm 小油嘴控壓生產，產量遞減慢，年遞減率為9.6%，按彈性產率預測自噴期單井產能為1.5×104t。該類型頁巖油通常具有較高的初產，但是甜點預測難度大，鉆井施工困難，產量規律認識不清，需要進一步開展技術攻關，是陸相斷陷盆地特有的頁巖油類型之一。

2.2 濟陽頁巖油特點

濟陽坳陷屬于典型的陸相斷陷盆地，既有“深、厚、高、多”等有利于頁巖油發育的特點，又具有構造、巖相、地應力、流體“四復雜”的特點。

油藏埋藏深 濟陽坳陷在11 個洼陷中均發現頁巖油，牛莊、博興、民豐、利津、渤南等5 個洼陷頁巖油已獲得突破。從油藏埋深看，牛莊洼陷、博興洼陷埋深為3 100～4 000 m，地層相對平緩；渤南洼陷埋深為3 000～5 300 m，構造差異大，地層傾角變化快，給鉆井軌跡控制帶來一定的影響。

烴源巖厚度差異大 濟陽坳陷縱向發育古近系孔店組、沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段、沙一段等4套烴源巖。牛莊洼陷、博興洼陷以沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段2 套烴源巖為主，烴源巖厚度為300～500 m。渤南洼陷以沙三段下亞段烴源巖為主，烴源巖厚度為400～1 250 m，厚度變化快，給水平井部署帶來一定的影響。

地層溫度及壓力系數高 濟陽坳陷地層溫度普遍為130～200 ℃，地層溫度高給旋轉導向儀器使用帶來了挑戰，部分埋藏深的頁巖油只能靠常規旋轉導向控制軌跡。牛莊洼陷壓力系數為1.2～2.0，博興洼陷為1.2～1.5，渤南洼陷為1.2～1.8，目前產量突破井的壓力系數普遍在1.5 以上，地層能量相對充足，有利于頁巖油的開發。

巖相類型復雜多樣 濟陽坳陷為斷陷湖盆沉積，沙四段上亞段純上次亞段—沙三段下亞段沉積時期沉積環境為半深湖—深湖亞相，氣候由干旱向潮濕轉化，水體鹽度不斷減小，導致沙四段上亞段純上次亞段和沙三段下亞段的巖相類型有所差異。構造背景上東營凹陷和沾化凹陷均北部發育陡坡帶，南部發育緩坡帶，凹陷中部發育不同規模的洼陷帶（圖4）。這種古沉積背景的差異，導致陡坡帶、洼陷帶、緩坡帶巖相不同。陡坡帶以長英質頁巖為主，緩坡帶則以富碳酸鹽的泥質灰頁巖為主，洼陷帶以富黏土的灰質泥頁巖為主。

圖4 濟陽頁巖油構造區帶劃分（據文獻［10］修改）Fig.4 Division of tectonic zones of shale oil reservoirs in Jiyang Depression（Modified according to Reference［10］）

構造復雜 古近系沙四段、沙三段下亞段沉積時期，濟陽坳陷處于斷陷階段，強烈的構造運動導致斷裂系統復雜，不同級次裂縫發育。從斷裂系統看，洼陷內普遍發育三—五級斷層，斷層密度大、斷層發育區面積占比大。牛莊洼陷沙四段上亞段純上次亞段解釋斷層21 條，其中斷距小于20 m 的斷層13 條，占斷層數的62%；斷距大于50 m 的斷層2條，占斷層數的10%；斷層發育區占整個洼陷的1/2。博興洼陷沙四段上亞段純上次亞段解釋斷層70條，其中斷距小于20 m 的斷層45 條，占斷層總數的64%；斷距大于50 m 的斷層10 條，占斷層總數的14%；斷層發育區占到了整個洼陷的3/4。渤南洼陷沙三段下亞段斷層發育區占整個洼陷的3/5。斷裂系統發育導致地層傾角變化大，不同洼陷地層傾角以4°～10°為主，博興洼陷最大為34°，渤南洼陷最大為20°，地層傾角變化給井位部署及鉆井軌跡控制均帶來了極大的挑戰。

地應力復雜 濟陽坳陷是中、新生代逐漸發育而成的斷陷—坳陷疊合型盆地，受郯廬斷裂帶及太平洋板塊運動伸展—走滑的雙重作用，沙四段、沙三段以郯廬斷裂右旋平移作用為主，形成一系列北東走向的湖盆和斷裂體系，地應力總體以東西向為主，斷塊復雜區地應力方向局部發生偏轉，造成地應力復雜，影響水平井部署方向。

流體性質復雜 受頁巖油埋藏深度以及地層溫度影響，不同洼陷有機質成熟度從0.5%～1.2%均有分布，有機質演化程度差異導致流體性質復雜，原油密度多為0.75～0.94 g/cm3，以中質油為主，氣油比為63～1 000 m3/t。渤南、利津和民豐洼陷埋藏深的區域，局部存在凝析氣，氣油比超過1 600 m3/t。

3 頁巖油富集高產主控因素

不同洼陷頁巖油的富集程度和產量存在較大的差異。富集程度是頁巖油能否突破的基礎，與烴源巖厚度、有機質含量、演化程度、儲集空間類型、保存條件密切相關；高產基礎則受控于頁巖油賦存狀態、可流動性、儲層的可壓性及改造工藝的適應性。

3.1 良好的生烴條件是頁巖油富集的基礎

頁巖油屬于自生自儲的含油氣系統，生成的油氣主要賦存在保存條件良好的頁巖層系中，良好的烴源巖是頁巖油富集的物質基礎，只有大規模展布的高有機質豐度的頁巖才能保證其生烴能力。古近系沙四段—沙三段沉積時期，濟陽坳陷湖盆經歷了從咸水—半咸水—淡水的演化過程，溫暖濕潤的古氣候條件有利于藻類的生長繁盛和有機質形成，咸化湖盆環境等增強了湖泊的水體生產力，湖泊水體較深出現大面積的缺氧、厭氧帶，使水體環境整體表現為良好的還原環境，有利于有機質保存［11］。高生產力和良好的保存條件造就了該時期頁巖中的有機質富集，烴源巖厚度大、有機質含量高。

3.1.1 廣泛分布的烴源巖

烴源巖的厚度控制著頁巖油的生油和含油量，富有機質頁巖厚度越大，頁巖油富集程度越高［12］，美國成功開發的頁巖油厚度一般不低于30 m。濟陽坳陷烴源巖總面積為7 300 km2，各洼陷面積差異大，博興、牛莊、利津等主要洼陷含油面積多為500～1 000 km2，烴源巖厚度分布不均，東營凹陷沙三段下亞段、沙四段上亞段純上次亞段主力烴源巖厚度普遍為300～500 m；渤南洼陷沙三段下亞段沉積時期屬于山高水深的湖盆沉積，烴源巖厚度從400～1 250 m不等。

烴源巖分布面積廣、沉積厚度大，使濟陽頁巖油具有雄厚的物質基礎。同時，厚度大也給開發水平井的部署帶來了挑戰。渤南深洼區構造較為簡單，斷層發育少，地層傾角大，自淺到深傾角增加（10°～20°），同一層埋深跨度大（300～900 m），厚度為1 200多米的頁巖油縱向開發層系如何部署，既要考慮盡可能地動用所有資源，又要保證縱向多層樓開發時大平臺鉆井可行、開發減少層系間干擾，成為濟陽坳陷沙四段頁巖油重點攻關難點之一。

3.1.2 有機質豐度高、生成與保存條件好

有機質類型 濟陽坳陷烴源巖有機質類型主要為Ⅰ型和Ⅱ1型。從牛莊洼陷分析資料看，沙四段上亞段純上次亞段—沙三段下亞段腐泥組含量為95.0%～99.3%，鏡質組含量為0.7%～1.3%，干酪根類型指數為91.1%～98.8%，有機質類型主要為來源于水生生物的Ⅰ型，S1+S2均值大于20 mg/g，其中沙四段上亞段頁巖油中富含渤海藻、小古囊藻、葡萄球藻和層狀藻等藻類生物化石，屬于一套咸水-半咸水湖相沉積。渤南洼陷沙三段下亞段藻類主要為光面球藻屬、粒面球藻屬、網面球藻屬、渤海藻類等浮游藻類，豐度最大達9個/片［13］。

有機質豐度 有機質豐度反映的是一個沉積盆地烴源巖油氣生成的物質基礎，是評價烴源巖生烴潛力的重要參數。目前常用的有機質豐度指標包括總有機碳含量、烴源巖熱解參數中的可溶烴（S1）、熱解烴（S2）、產油潛量（Pg）、氯仿瀝青“A”含量和總烴含量（HC）。

從不同洼陷烴源巖有機質豐度統計（圖5）規律看，總有機碳含量普遍在2.0%以上，以富有機質烴源巖為主，不同洼陷、不同層位、不同巖相TOC值不同。利津洼陷沙三段下亞段和渤南洼陷沙三段下亞段TOC值最高，可以達到16.7%；不同巖相的TOC值存在差異，東營凹陷富有機質紋層狀亮晶泥質灰巖TOC值為3%～6%，S1值為4～10 mg/g，含油飽和度指數（OSI=S1/TOC）普遍大于150～210；富有機質隱晶泥質灰巖TOC值為2%～4%，S1值為2～8 mg/g，略低于亮晶紋層；富有機質隱晶灰質泥巖TOC值為2.5%～6%，S1值為3～8 mg/g，略高于隱晶泥質灰巖（圖6）。

圖5 濟陽坳陷不同洼陷烴源巖有機質豐度統計Fig.5 Comprehensive geochemical profile of Paleogene in Jiyang Depression

圖6 東營凹陷利津洼陷利頁1井不同巖相頁巖油含油性Fig.6 Oil-bearing properties of in different lithofacies shales from Well Liye1 in Lijin Subsag，Dongying Sag

依據TOC值差異，渤南洼陷沙三段下亞段分為上部高TOC段和下部低TOC段，上部高TOC段TOC平均值為5.1%，S1值平均為3.8 mg/g，OSI值較低，約為75；而下部低TOC段TOC值平均為2.5%，S1值平均為2.7 mg/g，雖然TOC值和S1值均低于上部高TOC段，但OSI值反而較高，達到了118。在甜點評價中，高TOC段未必是最好的儲層，而低TOC段也未必沒有潛力。TOC值反映的是生排烴之后的殘留有機碳含量，在熱演化程度及生烴能力相近的情況下，排出烴的含量越高，殘留的有機碳含量越低。S1值反映的是游離烴含量，雖然受滯留烴含量的影響，相對而言評價的可靠性更高。

目前常規的TOC測試沒有細分泥質紋層和碳酸鹽紋層，其結果為取樣井段不同巖相的平均值。為了研究TOC值在不同巖相中的差異，劉惠民等選取東營凹陷牛頁1井和樊頁1井、沾化凹陷羅69井，通過微區取樣開展了分巖相的TOC測試［14］，TOC測試采用全巖TOC測試和泥頁巖微區TOC測試2種手段。從測試結果看，黏土礦物含量與TOC值呈現明顯的正相關關系，富黏土礦物巖層一般具有較高的TOC值，反映黏土礦物有利于原始有機質的富集。有機質在黏土中的富集并不是簡單的吸附，是溶解性有機質進入黏土礦物層間形成有機質黏土復合體［15］。較為純凈的碳酸鹽巖一般TOC值非常低［16-18］，反映碳酸鹽礦物不利于原始有機質的富集。當碳酸鹽紋層、黏土紋層發育程度不同時，全巖測試的TOC值存在較大差異。牛頁1 井全巖測試204塊樣品，TOC值為0.15%～12.8%，平均為2.97%；泥頁巖樣品13 塊，TOC值為4.32%～12.4%，平均為8.2%，反映泥頁巖測試的TOC值普遍高于全巖測試，平均為全巖測試TOC值的2～3 倍，樊頁1 井、羅69井等表現出同樣的規律。

有機質具有分段富集的特點。朱如凱等通過對鄂爾多斯衣食村剖面實例解剖發現，頁巖有機質豐度高（平均為13.81%），泥巖有機質豐度相對偏低（平均為3.74%），頁巖有機質豐度是泥巖的近4倍［19］。利頁1井從沙四段上亞段純上次亞段到沙三段下亞段，經歷了從低位域到水進域到高位域的演變，高TOC段主要分布在水進域，縱向上發育4個高TOC段，其中沙四段上亞段純上次亞段2砂組發育3個高TOC段，沙三段下亞段3 砂組發育1 個高TOC段，屬于干濕交替的閉塞沉積背景所形成。

有機質保存 湖盆有機質沉積后的環境、頁巖油頂底板條件、斷裂活動等均對有機質保存產生影響。濟陽坳陷沙四段上亞段純上次亞段、沙三段下亞段作為2 套主力烴源巖，其下部沙四段下亞段為沉積厚度不等的膏鹽層，可作為頁巖油的底板，其上部沙三段中亞段發育巨厚的淡水湖相深灰色塊狀泥巖，作為頁巖油的頂板，對沙四段—沙三段的頁巖油起到了封隔作用。頁巖油中廣泛發育黃鐵礦，利頁1 井鏡下觀察既有單個黃鐵礦晶體與黃鐵礦集合體伴生，又發育草莓狀黃鐵礦，黃鐵礦在黏土紋層及碳酸鹽紋層中均有發育，說明兩者都形成于強還原的深水環境，有利于有機質的保存（圖7）。東營凹陷、渤南洼陷中心普遍發育異常高壓，反映烴源巖生烴后沒有經過大的油氣運移或破壞。

圖7 東營凹陷黃鐵礦的鏡下分布特征Fig.7 Distribution characteristics of microscopic pyrite in Dongying Sag

3.1.3 有機質熱演化程度適中

濟陽坳陷不同洼陷由于油藏埋深及沉積環境差異，有機質熱演化程度不同，Ro值為0.35%～1.5%。從儲量占比情況看，35%的資源量主要屬于Ro值小于0.7%的低演化程度頁巖油，48.1%的資源量屬于Ro值為0.7%～0.9% 的中演化程度頁巖油，只有16.9%的資源量屬于Ro值大于0.9%的高演化程度頁巖油。

沙四段上亞段烴源巖為咸水沉積環境，主要分布在東營凹陷，從2 500 m 進入生油門限，從斜坡到洼陷深處Ro值從0.5%～1.3%均有分布，埋深超過4 500 m 后Ro值超過1.3%。沙三段下亞段烴源巖為半咸水沉積環境，在東營凹陷和渤南洼陷均有分布，東營凹陷從3 000 m 開始進入生油門限，Ro值為0.6%～1.0%。渤南洼陷沙三段下亞段埋深為2 500～5 300 m，Ro值為0.6%～1.3%，主體上處于成熟演化階段，北部深洼帶進入高成熟演化階段，渤深5 井4 491.89～4 587.33 m 頁巖油段，中途測試日產氣量為3 533 m3/d，有機質成熟度決定了頁巖油氣的賦存相態。

有機質的演化與成巖作用密切相關。中成巖階段，隨著自由水脫出和機械壓實作用減弱，泥頁巖中賦存的有機質逐漸趨于成熟，分散狀有機質轉化形成的烴類多以油滴狀通過較粗孔喉就近排到儲層中，由于降解生成的液態和氣態產物密度小于干酪根，造成泥巖孔隙流體增壓形成異常高壓；由于順層巖石結合力較弱，極易順層產生裂縫作為烴類從母巖排出就近初次運移的通道［20］。進入高演化階段后，黏土礦物大量脫水轉化失去了塑性，上覆地層強大的靜壓力導致泥頁巖中易產生成巖縫，構造運動產生各種構造縫，當泥頁巖生烴壓力達到一定程度后，生成的烴類沿層理縫和構造縫排出流體釋放壓力。壓力下降后裂縫重新閉合，直到生烴壓力再次升高超過孔隙毛細管力時流體再次發生運移。從巖心裂縫和鏡下均可發現裂縫中瀝青質充填的痕跡，證實裂縫曾作為油氣運移的通道。由于有機質具有順層富集的特點，有機質含量越高，生烴超壓越高，越易于形成順層層理縫，這也是頁巖油中碳酸鹽紋層順層發育的主要內在機制。

前人認為Ro＜0.9%時，由于生成原油之后未及時排烴，導致原油黏度高、流動性差，過低的演化程度不利于頁巖油開發。相對國外和大慶古龍頁巖油，濟陽頁巖油成熟度較低，原油密度較大，主要為0.75～0.94 g/cm3，原油黏度為20～60 mPa·s，FY1-1HF井膠質含量為27.24%，瀝青質含量為5.45%，原油性質以中質油為主。

3.2 有利巖相組合是頁巖油富集的必要條件

巖相反映了泥頁巖儲集性、含油性和可動性差異，是開展頁巖油選區評價的基礎。濟陽坳陷湖盆面積偏小，頁巖油巖相類型復雜，具有不同洼陷、同一洼陷不同位置巖相不同的特點。

3.2.1 主要巖相組合類型

按照“三單元四要素”頁巖油巖相劃分方案，綜合考慮有機質含量、紋層結構、巖礦成分差異，將濟陽頁巖油劃分出富有機質紋層狀泥質灰巖、紋層狀灰質泥巖等16 種巖相。其中富有機質紋層狀泥質灰巖、富有機質紋層狀灰質泥巖為最有利的巖相。

濟陽頁巖油的紋層劃分為3 類：一是富碳酸鹽紋層，主要表現為碳酸鹽紋層與富含有機質泥質紋層互層，按照紋層的鏡下特征將富碳酸鹽紋層劃分為亮晶紋層、隱晶紋層；二是富長英質紋層，主要包含三角洲前緣濁積或異重流成因的砂質條帶，常具有變形構造特征；三是泥質紋層，由于黏土礦物含量、有機質含量的差異顯示紋理構造，常為頁理狀易剝裂。從紋層形態看，多以平直紋層為主，另發育不同尺度的透鏡狀紋層。紋層厚度一般為0.05～0.30 mm，密度范圍較大，為3～30 層/mm。從成因看，紋層常常代表季節層理，夏季湖水溫度升高導致各種藻類的繁盛，在光合作用下從水中萃取大量的CO2誘發了碳酸鹽沉淀，形成生物-化學成因的富碳酸鹽沉積。冬季水溫下降導致各類浮游生物死亡，湖底由于湖水分層、湖水流動性差而缺氧，湖水表層的懸浮黏土及有機質下沉形成薄的近水平狀腐泥沉積。不同類型碳酸鹽紋層具有不同的成因機制，泥晶方解石的形成主要與生物活動有關，而亮晶方解石的形成多與泥晶方解石溶蝕后再沉淀重結晶有關。牛頁1井亮晶紋層鏡下礦物顆粒具有顯著的多期結晶和多期溶蝕特征（圖8），這種重結晶作用提高了碳酸鹽礦物的有序性，改善了儲集性能。從亮晶紋層的成因分析，生烴增壓等作用形成微裂縫是方解石脈形成的先決條件，有機酸對泥晶方解石的溶蝕和再沉淀是必要條件，因此亮晶紋層的發育程度與有機質含量密切相關，姜在興等認為，亮晶紋層多出現在TOC值大于4.0%的有機質富集段［12］?？v向上，亮晶紋層主要在東營凹陷沙四段上亞段3 砂組和沙三段下亞段3 砂組發育程度高，處于水進域干濕交互環境下形成，有機質含量高、灰質含量高；高位域沉積時期通常碎屑礦物含量高，沉積速率快，有機質含量略低。

圖8 牛莊洼陷紋層狀亮晶/隱晶泥質灰巖巖心與鏡下照片Fig.8 Cores and microscopic photos of laminated sparry/cryptocrystalline argillaceous limestones in Niuzhuang Subsag

除了層理厚度小于1 mm的紋層狀頁巖外，濟陽坳陷還發育層理厚度為1～5 mm 的層狀頁巖和層理厚度大于5 mm 的塊狀頁巖。層狀頁巖多形成于水動力較弱的沉積環境，一般為弱結晶成巖相；塊狀頁巖無層理或均勻層理，屬于沉積物快速沉積無分異條件下形成的，一般重結晶程度弱。

3.2.2 良好的孔-縫組合是頁巖油富集和高產的主要因素

頁巖儲層的儲集空間可劃分為有機質孔、無機質孔、天然裂縫、壓裂裂縫4個主要組成部分。濟陽坳陷斷裂系統復雜，層理縫、構造縫、成巖縫等各種裂縫類型發育，有利的孔-縫組合是濟陽頁巖油富集高產的主要因素。

有利巖相以無機質孔為主，大孔占比高 相對大慶、大港油田，濟陽頁巖油無機質孔更為發育，且存在一定數量的大孔。濟陽頁巖油孔隙主要包括3種類型：一是沉積成因的粒間孔、黏土礦物晶間孔；二是成巖成因的自生礦物晶間孔；三是熱演化成因的溶蝕孔和有機質孔。利用氬離子拋光、掃描電鏡等對不同巖相孔隙結構進行觀察發現（圖9），方解石、白云石晶間孔呈不規則狀，孔徑多為1～5 μm，最大可達100 μm 以上，表明碳酸鹽紋層具有大孔優勢；黏土微孔主要呈片狀，寬度多在1 μm以下，長度可延長至10 μm，集中分布在泥質紋層；黃鐵礦晶間微孔發育，孔徑一般在幾十納米到上百納米之間［21］。

圖9 利頁1井微觀孔隙結構及不同巖相孔-縫組合Fig.9 Micropore structure and pore-fissure assemblages of different lithofacies of Well Liye1

從不同巖相的孔隙分布統計看（表2），塊狀巖相以孔徑小于50 nm 的納米孔為主，占比為83.1%；隱晶紋層增加了部分50～100 nm 的微納米孔和100 nm～1 μm 的亞微米孔，微納米孔和亞微米孔占20%左右；亮晶紋層亞微米孔明顯增多，占20%左右；裂縫發育樣品微米孔占20%左右，層理縫的存在明顯增加了孔隙直徑大于1 μm的微米孔，微米孔及裂縫發育是濟陽頁巖油高產的主要因素之一。從系統取心井核磁測井孔隙度對比（表3）看，3個洼陷有效孔隙度和可動孔隙度均以利津洼陷利頁1 井最高，其中沙三段下亞段3 砂組有效孔隙度為9.7%，可動孔隙度為4.4%；牛莊洼陷和博興洼陷沙三段下亞段孔隙度相差不大，沙四段上亞段牛莊洼陷優于博興洼陷。從縱向看，牛莊洼陷各小層孔隙度差異相對小，以沙四段上亞段純上次亞段2砂組為最佳；利津洼陷以沙三段下亞段3 砂組最佳，沙三段下亞段1砂組最低。

表2 不同巖相孔隙分布統計Table2 Pore size distribution of different lithofacies shales

表3 系統取心井核磁測井孔隙度對比Table3 Comparison of nuclear magnetic logging porosity of systematic coring wells

胡欽紅等針對利頁1 井層狀灰質泥頁巖、紋層狀灰質泥頁巖巖心［21］，利用高壓壓汞分析了不同微孔-縫的尺度和滲透率。無論是有機質孔、無機質孔，還是微裂縫、層理縫，紋層狀灰質泥頁巖的孔喉直徑和滲透率均明顯高于層狀灰質泥頁巖。紋層狀灰質泥頁巖微裂縫和層理縫孔喉直徑一般達到10 μm 以上，滲透率可達到2.4～5.7 mD；粒間孔、粒內孔、溶蝕孔等的孔喉直徑為25 nm～2.08 μm，滲透率一般為6.32 nD～0.27 mD；有機質孔孔喉直徑平均為9 nm，滲透率僅為32.2 nD。層狀灰質泥頁巖有機質孔孔喉直徑平均為7.35 nm，滲透率為8.53 nD，明顯小于紋層狀灰質泥頁巖，其黏土礦物片間孔滲透率為4.06 nD。

不同級次的微裂縫發育，構成了復雜的縫網體系 濟陽坳陷構造縫發育，巖心觀察多以高角度張裂縫和剪切縫為主，多為半充填-充填，縫寬大于1 mm；同時發育層理縫、層間縫、超壓縫、晶間縫等不同類型、不同尺度裂縫，是頁巖油重要的儲集空間和流動通道（圖10）。碳酸鹽紋層與黏土紋層之間發育層理縫，為咸湖沉積背景下季節變換形成的灰泥互層，在成巖過程中由于生排烴壓力差異、地層壓力釋放等作用形成順層裂縫，具有角度低、連續性好的特點，鏡下觀察縫寬為1～10 μm，長度大多為100～500 nm。生排烴形成的超壓縫是由于成烴作用形成異常壓力導致巖石破裂，形態彎曲，常被油充填，縫寬為0.1～2 μm。晶間縫是有機質在排烴過程中釋放大量有機酸，有機酸溶解泥晶方解石后重結晶形成的。

圖10 東營凹陷不同成因裂縫Fig.10 Fractures of different geneses in Dongying Sag

濟陽坳陷頁巖中微米級、超微米級的孔、縫大量存在，較大的孔隙是頁巖油儲集的主要空間，不同級次裂縫發育是頁巖油流動的主要通道，孔-縫耦合形成的復雜縫網是濟陽頁巖油高產的主要因素之一。

3.3 較強的流動能力是頁巖油高產的關鍵因素

3.3.1 頁巖油的賦存狀態

頁巖油在泥頁巖中的賦存狀態分為游離態、吸附態和溶解3 種模式，濟陽頁巖油主要以游離態和吸附態為主［17，22］。鏡下觀察輕質原油在基質孔隙中浸染狀產出并在裂縫周圍富集，反映泥質紋層中頁巖油以吸附態為主，微米-納米級儲集空間具有保存液態烴類的能力。YYP1 井巖屑熱解實驗表明，碳酸鹽紋層S2和TOC無有效測量值，說明碳酸鹽紋層本身不具有很強的生油能力，S0和S1較高，說明碳酸鹽儲集了游離態頁巖油。濟陽頁巖油泥質紋層與碳酸鹽紋層交互出現，泥質紋層具有較高的TOC，具備較強的生烴能力；碳酸鹽紋層孔滲性好且宏孔發育，是有利的儲層和頁巖油產出的有效通道，充滿了短距離運移的油氣。通過對渤南洼陷不同巖相頁巖油開展離心實驗，在離心力為2.76 MPa、離心時間為8 h 情況下，紋層狀、層狀巖相泥頁巖層間縫對可動油貢獻達50%，而塊狀巖相僅為11%，證實層間縫能夠明顯改善頁巖油的流動能力。董明哲等利用模擬方法，計算了砂巖紋層流出的頁巖油占總可動頁巖油的比例，當砂巖紋層滲透率是頁巖紋層滲透率的10倍時，60%以上的油通過砂巖紋層產出；當砂巖紋層滲透率是頁巖紋層滲透率的100倍時，幾乎所有的油都通過砂巖紋層產出［23］。研究表明，濟陽頁巖油具有“泥生、灰儲、縫滲流”的特征，突破了基質型頁巖油可動性差的傳統認識。

對東營凹陷典型巖相頁巖進行生排烴模擬實驗，評價不同演化階段頁巖油賦存特征，實驗溫度分別為300，325，350，375，400，450 和500 ℃。從實驗結果（圖11）可以看出，當實驗溫度小于325 ℃時，Ro值小于0.44%，飽和烴色譜以重質成分為主，T2譜反映儲層以納米孔為主，飽錳孔隙度小于3.0%；當實驗溫度為350～400 ℃，Ro值為0.6%～0.99%，是主要的生油階段，T2譜表現為明顯的雙峰，發育一定數量的微米級大孔隙，飽錳孔隙度超過4.0%；當溫度超過400 ℃，Ro值超過1.0%，頁巖油處于高成熟階段，飽和烴色譜出現一定數量的輕質組分，證實頁巖進入生氣窗階段，T2譜反映大孔隙明顯減少，有機質小孔隙明顯增多。

圖11 東營凹陷頁巖油生排烴模擬實驗結果Fig.11 Simulation experiment results of hydrocarbon generation and expulsion of shale oil reservoirs in Dongying Sag

3.3.2 頁巖油儲油和流動下限的確定

通過核磁共振與可動性評價聯測技術，對濟陽頁巖油儲油空間和微觀動用界限進行了評價。小角X 射線散射實驗表明，5～6 nm 黏土晶間片孔具備儲油能力。高壓壓汞+GRI孔隙度+含油飽和度法聯測表明，原油主要賦存于5 nm 以上孔隙中，5 nm 為頁巖基質儲油孔徑下限。有機溶劑洗提前后孔隙體積變化表明，富碳酸鹽樣品增孔峰值為8～9 nm，富黏土有機質樣品增孔峰值為5～6 nm。樊頁1井氬離子拋光電鏡抽真空實驗表明，10 nm 為頁巖基質賦存游離油極限孔徑，核磁共振證實孔徑大于30 nm的儲集空間有利于游離油富集。

3.3.3 頁巖油滲吸作用改善開發效果

頁巖油的開發與常規驅替采油不同，除了頁巖油儲層原有的裂縫之外，壓裂過程產生的縫網組合是主要的供油通道。對于裂縫發育程度低、壓裂改造程度差的頁巖，油水滲吸置換是頁巖油主要的采油機理。滲吸主要是依靠毛細管力的作用，壓裂流體與原油發生置換，塊狀巖心采出油主要來自納米孔和亞微米孔，而含有一定裂縫的巖心優先置換裂縫中的原油，后期逐漸置換基質中的原油。

不同巖相頁巖油具有不同的滲吸規律。從開展的靜態泡水滲吸實驗可以看出（圖12），頁巖油亮晶紋層發育段滲吸采出程度為21.6%，隱晶紋層發育段滲吸采出程度為19.8%，塊狀頁巖滲吸采出程度僅為17.5%。裂縫發育程度對滲吸有明顯的改善作用，裂縫性頁巖滲吸采出程度可以達到23.9%，裂縫占比越高滲吸采出程度越高。由此可見，塊狀頁巖和隱晶紋層灰巖是以基質供油為主，而亮晶紋層灰巖和裂縫性頁巖則以裂縫供油為主。

圖12 不同巖相滲吸采出程度差異對比Fig.12 Comparison of imbibition recoveries of different lithofacies shales

不同潤濕性頁巖滲吸效果不同。吉木薩爾凹陷蘆草溝組上甜點和下甜點儲層潤濕性差異較大，上甜點儲層具親水性，小孔隙在滲吸過程中占主導，滲吸初期為快速滲吸階段，160 h 左右達到滲吸平衡，平均滲吸采收率為31%；下甜點儲層具親油性，大孔隙在滲吸過程中占主導，滲吸速度均較低，400 h 左右達到滲吸平衡，平均滲吸采收率為22%。因此，上甜點儲層可適當延長燜井時間，下甜點儲層可優選含有表面活性劑的壓裂液，以充分發揮壓后燜井期間滲吸置換作用，提高頁巖油藏的采收率［24］。研究表明，儲層流體與井筒流體之間滲吸置換采出的頁巖油可占總采油量的15%～40%，小于10 μm 的孔隙中采出的原油占滲吸采油量的56%～80%［25］。

3.3.4 儲層存在的異常高壓增加了油氣流動能力

常規油氣資源是由烴源巖中生成的油氣排出運移聚集而成，頁巖油氣資源的富集程度則與油氣在烴源巖中滯留多少有關。異常高壓的形成與烴源巖發育層系、熱演化程度和烴類生成、孔隙流體熱膨脹、黏土礦物脫水、壓力封閉層分布、構造及斷裂活動導致壓力不均衡等多種因素有關。烴源巖生油增壓物理模擬實驗顯示，干酪根由于相對密度較大，在轉化為石油和天然氣等密度較小的流體時，孔隙內流體體積膨脹是導致生烴增壓的主要成因機制，在這個過程中如果排出烴量達到總生烴量的25%則不能產生超壓［26］。烴源巖厚度越大，埋藏越深，演化程度越高，保存條件越好，頁巖油層段壓力系數越高。濟陽坳陷沙四段上亞段—沙三段下亞段頁巖內部普遍發育異常高壓，牛莊洼陷和渤南洼陷壓力系數最高達到1.8～2.0，烴源巖大量排烴深度與超壓出現深度相吻合，表明頁巖油的異常高壓主要是由生烴增壓所致。

3.4 一體化縫網壓裂技術提高壓裂效果

要實現頁巖油的高效開發，除了含油性、儲集性、可動性等儲層本身固有的基礎條件外，一體化壓裂工藝技術進步、改造效果提升是高產的關鍵［27-28］，特別是濟陽斷陷盆地巖相變化快，斷層與裂縫發育，準確描述地質與工程甜點，提高有利巖相鉆遇率，提高壓裂改造效果是頁巖油能否實現高產的關鍵。

3.4.1 脆性礦物含量高可壓性強

脆性礦物和脆性評價分為廣義和狹義2 種方法：一種是利用石英、碳酸鹽等脆性礦物指數來評價頁巖可壓性；另一種是利用彈性模量和泊松比來評價頁巖可壓性，稱為頁巖脆性指數，通常楊氏模量越大，泊松比越小，頁巖脆性指數越高，對于壓裂越有利。濟陽頁巖油在東營凹陷碳酸鹽脆性礦物含量高，平均為50%～80%，具有明顯的富灰特征（表4），FYP1 井計算脆性礦物指數為52.6%，頁巖脆性指數為0.41。牛莊洼陷楊氏模量為25.5～38.0 GPa，泊松比相對國外而言略高，為0.25～0.27，表現為壓裂過程中啟動壓力梯度高。

表4 不同洼陷、不同層位頁巖油脆性評價Table4 Fragility indexes of shale oil reservoirs in different subsags and horizons

3.4.2 多學科綜合強化甜點描述

頁巖油甜點是指在源儲共生頁巖層系規模發育區，經濟技術條件下可優先勘探開發的非常規石油富集高產目標區［20-30］，其中成熟度對甜點分布具有重要的控制作用，一般認為陸相頁巖油Ro值大于0.9%是頁巖層系規模生烴的條件，中國陸相頁巖油評價標準中，Ro值大于0.8%，TOC值大于2%，S1值大于2 mg/g。

與其他陸相頁巖油相比，濟陽頁巖油的成熟度相對較低，綜合考慮地質因素和工程因素，初步形成了巖相、裂縫和脆性等關鍵要素預測技術，建立了甜點分類分級評價標準（表5）。測井評價方面，優選敏感曲線建立相關參數測井解釋模型，形成了曲線重疊法、分層建模法等甜點測井評價技術，精細評價不同巖相物性、含油性、可壓性等。地震預測技術方面，利用沉積參數約束、地震相轉化、不同尺度下多種預測技術融合等方法，形成了巖相、裂縫和脆性等關鍵要素預測技術。根據建立的評價標準，對不同洼陷甜點進行定量評價，牛莊洼陷沙四段上亞段純上次亞段劃分為10 個小層，優選5 個Ⅰ類甜點段，2 個Ⅱ類甜點段。平面上通過沉積環境分析與巖相預測，結合均方根振幅，預測各甜點段平面分布規律。渤南洼陷則依據儲層孔隙度、裂縫發育程度、S1、OSI、氣測等參數，劃分為Ⅰ1，Ⅰ2和Ⅱ共3類，全井段具備高產的地質條件，高TOC段優于低TOC段。

表5 濟陽頁巖油甜點評價標準Table5 Evaluation criteria for sweet spots of shale oil reservoirs in Jiyang Depression

3.4.3 地質工程一體化鉆井確保有利巖相鉆遇率

不同巖相的物性、含油性均存在較大的差異，通過鉆井工程一體化鉆井軌跡控制確保有利巖相鉆遇率，是頁巖油高產的主控因素之一。濟陽坳陷作為典型的陸相斷陷盆地，斷層發育、地層傾角變化大均對鉆井提出了挑戰。在地質設計方面，通過縱向甜點選層、平面甜點選區，結合地面平臺條件，一體化設計水平井靶盒及軌跡；在軌跡控制方面，通過建立三維精細構造格架模型，構建預測水平井沿程伽馬曲線，提前預測鉆遇巖相，細化卡層實時調整，實現鉆井過程中的軌跡控制；對于過斷層水平井，在精細構造解釋的基礎上準確落實斷層位置、斷層兩側靶盒變化規律，在過斷層前及時調整軌跡確保過斷層后鉆遇有利巖相。

針對濟陽頁巖油埋藏深、溫度高、壓力大、裂縫發育的特點，形成了三開次井身結構、合成基鉆井液、控壓鉆井、旋轉導向+幾何導向等可推廣技術。通過三開次井身結構、長裸眼高密度（1.65 g/cm3）安全封隔沙三段中亞段，保障了2 000 m 水平井段安全鉆進；利用合成基鉆井液較好解決了頁巖油水平段井壁坍塌問題；旋轉導向+幾何導向優化軌跡控制，在三開造斜段至進入水平井段采用旋轉導向進尺最大化，溫度超過154 ℃后采用抗高溫幾何導向技術。

通過鉆井工程一體化，濟陽頁巖油有利巖相鉆遇率達到了75%以上，確保了壓裂和投產效果。FY1-1HF 井水平井段長度為2 042 m，有利巖相段長度為1 902 m，水平井段有利巖相占比為93.1%。

3.4.4 合理的壓裂優化確保裂縫擴展

針對濟陽頁巖油的特點，在壓裂工藝方面集成水平井密切割布縫、一體化壓裂液、高效防膨和全石英砂支撐等技術，初步形成了“酸蝕連縫+CO2增能降破+體積壓裂擴展縫網+脈沖柱塞式高導流通道支撐”等具有勝利特色的多尺度縫網壓裂技術，大幅提升有效改造體積，實施優化簇間距為12～16 m，單段改造體積達到45×104m3以上。研發低成本高性能一體化壓裂液體系，在線實時調整黏度，實現滑溜水、線性膠、膠液一劑多用功能，體系攜砂能力強，耐溫為180 ℃；形成頁巖油高效、長效防膨技術，合成的雙季銨鹽低分子防膨劑防膨率為92.8%，縮膨率為46.1%。

針對濟陽頁巖油富灰的特點，充分發揮CO2在壓裂改造、增能提產和提高采收率過程中的優勢，實現最大程度提升單井可采儲量以提高采收率。

CO2優勢主要表現為以下幾個方面：一是CO2與富灰巖石發生反應可明顯改善物性，具有溶灰擴孔的作用；二是CO2能夠增加水力壓裂縫網復雜性、改性增縫機理；三是CO2高壓下溶于原油造成體積膨脹，開發過程中壓力下降從原油中析出，膨脹增能提高地層能量；四是壓裂過程中CO2可進入微小孔隙，擴大波及體積，提高擴散置換能力。2018 年以來，勝利油田采用前置CO2組合縫網體積壓裂獲得較高產能，投產井具有壓裂后排液見油時間早、油水置換效率較高的特點。

4 結論

濟陽坳陷作為陸相斷陷盆地的典型代表，沉積環境經歷了咸化湖-半咸湖的演變過程，形成了沙四段上亞段純下和純上次亞段、沙三段下亞段、沙一段共4 套有利烴源巖，目前突破的主要是沙四段上亞段純下和純上次亞段、沙三段下亞段3 套烴源巖。頁巖油具有地質年代新、油藏埋深大、烴源巖厚度大、有機質含量高、演化程度低、裂縫發育、壓力系數高的特點，富有機質紋層狀-層狀灰質泥頁巖為有利巖相，無機孔-縫網絡發育、儲層滲透性好是頁巖油富集的主要因素。由于脆性礦物含量高、可壓性好，壓力系數高，通過富灰質頁巖組合縫網壓裂改造和CO2擴縫增能增滲，無論是單井產油量還是累積產油量均達到了較高的水平，展現了濟陽頁巖油獨特的特征與開發規律。濟陽頁巖油的突破，打破了基質型頁巖油可動性差的傳統認識，突破了Ro值達到0.9%是頁巖油勘探開發下限的認識，極大地拓寬了頁巖油的勘探空間，對于陸相頁巖油的勘探開發具有重要的啟示意義。

雖然濟陽頁巖油多凹陷、多類型、多口井實現了產量突破，但對于濟陽頁巖油的認識還處于起步階段，仍有許多亟待解決的科學技術問題：一是斷陷盆地洼陷小、巖相變化快，不同洼陷的有機質演化差異及其成因機制認識不清，有利巖相組合、巖相描述與預測存在挑戰；二是斷裂系統復雜，地應力變化快，斷層傾角大，地震速度變化快，地應力預測、裂縫預測、地震甜點預測、水平井設計、過斷層水平井鉆井和復雜斷裂系統下的壓裂技術均存在挑戰；三是富碳酸鹽紋層平面及縱向發育存在差異，儲集空間類型與組合、碳酸鹽紋層的成因機制需要深化認識，孔-縫組合條件下的頁巖油賦存特征、滲流機理、不同巖相的滲吸規律差異、CO2提高采收率機制等基礎研究方面需要強化研究；四是濟陽坳陷烴源巖厚度變化大、埋藏深度大，超過4 500 m存在凝析氣，按照縱向多層樓開發模式，渤南洼陷1 200 m 頁巖油可部署28 層樓開發，對大平臺優化設計存在挑戰；同時水平井設計追蹤同一層位甜點段鉆井，存在水平井段埋深變化大、地層壓力和原油性質變化、開發井段干擾的問題；五是如何綜合巖相和壓裂改造工藝，對甜點段進行評價方面仍需要深化認識。FYP1 井的層狀含泥灰巖評價為非有利巖相，壓裂過程中通過增加壓裂加砂量、增加SRV 體積，同樣取得了較好的開發效果；渤南洼陷亮晶紋層發育程度差于東營凹陷，采用同一巖相評價標準屬于Ⅱ類巖相，縫網壓裂同樣取得了較高的產量。根據不同洼陷的特點，建立不同洼陷的頁巖油甜點評價體系，是下一步需要深化研究的地方；六是濟陽頁巖油埋藏深、地層溫度高，鉆井液密度窗口小易發生井涌井漏，旋轉導向超過150 ℃無法使用，增加了超深井軌跡控制難度，如何實現復雜地質條件下的優快鉆井，降低投資成本實現頁巖油效益開發，需要建立適應陸相斷陷盆地的地質工程一體化優化技術。