引用本文
韩文中, 赵贤正, 金凤鸣, 蒲秀刚, 陈世悦, 牟连刚, 张伟, 时战楠, 汪虎. 渤海湾盆地沧东凹陷孔二段湖相页岩油甜点评价与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2021,48(4): 777-786.
HAN Wenzhong, ZHAO Xianzheng, JIN Fengming, PU Xiugang, CHEN Shiyue, MU Liangang, ZHANG Wei, SHI Zhannan, WANG Hu. Sweet spots evaluation and exploration of lacustrine shale oil of the second member of Paleogene Kongdian Formation in Cangdong Sag, Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Exploration & Development, 2021,48(4): 777-786.  
Doi: 10.11698/PED.2021.04.10
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渤海湾盆地沧东凹陷孔二段湖相页岩油甜点评价与勘探实践
韩文中1,2, 赵贤正1, 金凤鸣1, 蒲秀刚1, 陈世悦2, 牟连刚1, 张伟1, 时战楠1, 汪虎1
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

第一作者简介：韩文中（1979-）,男,山东鄄城人,硕士,中国石油大港油田公司勘探开发研究院高级工程师,主要从事页岩油、致密油、沉积体系和储集层评价研究。地址：天津市滨海新区幸福路1278号,中国石油大港油田公司勘探开发研究院基础与规划研究所,邮政编码：300280。E-mail: hanwzhong@petrochina.com.cn

收稿日期: 2020-08-02 修回日期: 2021-06-23
基金项目: 中国石油科技重大专项“大港油区效益增储稳产关键技术研究与应用”（2018E-11）; “陆相中高成熟度页岩油勘探开发关键技术研究与应用”（2019E-2601）
摘要

基于岩心、薄片、X射线衍射、岩石热解、CT扫描、核磁共振及试油资料,研究黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔二段陆相页岩层系宏观及微观的组分、沉积结构特征及页岩油甜点评价标准和方法,确定页岩油水平井最佳甜点箱体。根据优势岩石类型、韵律结构及测井曲线特征,建立了薄层状灰云质页岩、纹层状混合质页岩、纹层状长英质页岩和层状灰云质页岩4类页岩岩相,将孔二段一亚段划分为（PS1—PS4）4个准层序。PS1页岩孔隙度大于6%,黏土含量小于20%, S1值小于4 mg/g;PS2页岩纹层结构发育,大孔径孔喉、连通性较好、有机碳及可动烃含量高, S1值大于4 mg/g、 TOC值为2%~6%、黏土含量小于20%、孔隙度大于4%;PS3页岩 S1值大于6 mg/g,黏土含量为20%~30%,孔隙度小于4%;PS4页岩 TOC值偏低、含油性相对较差。建立了游离烃含量（ S1）、页岩韵律结构、黏土含量、 TOC及孔隙度等5参数的页岩油评价分类标准,以及5参数赋权重甜点层定量评价方法和评价指数 EI。综合分析分析认为PS2最优,是页岩油地质-工程双甜点,其次是PS3和PS1,前者侧重于页岩油地质甜点而后者则偏于工程甜点,最后为PS4。优选PS2和PS3两套页岩油甜点钻探,多口直井和水平井获得高产,其中1701H井稳产623 d、累产超万吨,展示孔二段页岩油良好的勘探前景。 图9 表5 参33

关键词: 页岩岩相; 韵律结构; 赋权重定量评价; 页岩油甜点; 页岩油评价标准; 沧东凹陷; 渤海湾盆地; 古近系; 孔二段
中图分类号:TE122 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2021)04-0777-10
Sweet spots evaluation and exploration of lacustrine shale oil of the second member of Paleogene Kongdian Formation in Cangdong Sag, Bohai Bay Basin
HAN Wenzhong1,2, ZHAO Xianzheng1, JIN Fengming1, PU Xiugang1, CHEN Shiyue2, MU Liangang1, ZHANG Wei1, SHI Zhannan1, WANG Hu1
1. PetroChina Dagang Oilfield Company, Tianjin 300280, China
2. China University of Petroleum (East China), Qingdao 266580, China
Abstract

Based on the systematic data of cores, thin section, X-ray diffraction, rock pyrolysis, CT scanning, nuclear magnetic resonance and oil testing of Paleogene Kong 2 Member in Cangdong sag, Huanghua depression, the macro and micro components, sedimentary structure characteristics of the Kong 2 Member shales, and evaluation standard and method of shale oil sweet spot are studied, and the best shale sections for horizontal wells are determined. According to the dominant rock type, rhythmic structure and logging curve characteristics, four types of shale lithofacies are established, namely, thin-layered dolomitic shale, lamellar mixed shale, lamellar felsic shale, and bedded dolomitic shale, and the Kong 21 sub-member is divided into four parasequences PS1 to PS4. The study shows that PS1 shale has a porosity higher than 6% and clay content of less than 20%, but S1 of less than 4 mg/g; PS2 shale has laminar structure, large size and good connectivity of pores and throats, high TOC (2% -6%) and high content of movable hydrocarbon, S1 of over 4 mg/g, clay content of less than 20%, and porosity of more than 4%; PS3 shale has a S1 value higher than 6 mg/g and a clay content of 20% -30%, but porosity of less than 4%; PS4 shale has low TOC and poor oil-bearing property. The shale oil classification and evaluation criteria based on five parameters, free hydrocarbon content S1, shale rhythmic structure, clay content, TOC and porosity, and the evaluation method of the weighted five parameters and the evaluation index EIare established. Comprehensive analysis shows that PS2 is the best, which is the geological engineering double sweet spot of shale oil, followed by PS3 and PS1, the former focuses on the geological sweet spot of shale oil, the latter on the engineering sweet spot, and the last is PS4. Two sets of shale oil sweet spots, PS2 and PS3, are selected and several vertical and horizontal wells drilled in these sweet spots have achieved high oil production. Among them, Well 1701H has produced stably for 623 days, with cumulative production of over 10 000 tons, showing a good exploration prospect of lacustrine shale oil in Kong 2 Member.

Keyword: shale lithofacies; rhythmic structure; weighted quantitative evaluation; shale oil sweet spot; shale oil evaluation criterion; Cangdong sag; Bohai Bay Basin; 2nd member of Paleogene Kongdian Formation
0 引言

页岩油是继页岩气之后当前全球非常规油气发展的重点领域, 页岩油资源丰富、勘探开发前景广阔, 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, 其中中国达到44.8× 108t[1, 2, 3], 主要分布在渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地以及准噶尔盆地等中新生代陆相地层中[4, 5, 6, 7, 8, 9, 10], 渤海湾盆地古近系页岩油地质资源量可达28.2× 108t。沧东凹陷是渤海湾盆地黄骅坳陷南侧的次级凹陷, 古近系孔店组二段（简称“ 孔二段” ）发育了一套厚层高有机质丰度的泥页岩。为深入认识该层系基本地质特征, 指导页岩油勘探, 先后钻探G108-8及GD12两口井, 连续取心565 m, 并系统开展了岩性、烃源岩特性、物性、含油性、脆性的系统分析, 认识到孔二段页岩层系岩石类型多样且频繁互层, 源岩优质且滞留烃多, 储集层发育且孔缝密集, 普遍含油且多段富集, 脆性矿物含量较高, 具备页岩油规模发育的基础[11, 12], 明确了“ 高丰度多类型有机质、高长英质含量、高纹层发育程度、中等热演化程度” 是湖相页岩油形成的有利条件[13, 14]。在孔二段页岩的新认识指导下, 部署的KN9、GD6x1、GD13、G1605和G1608等井在不同地区、不同层段均获得工业油流, 日产油为5.0~32.6 m3, 证实近500 m厚的孔二段有近2/3的地层均为含油层系。但孔二段页岩纵向地质特征差异较大, 不同层段日产油差异也较大, 选择哪一层段作为下步勘探的目的层以实现页岩油效益勘探和规模增储就成为勘探家亟待解决的关键问题。为此, 在前人地质认识和富集因素研究基础上, 本文系统开展页岩层系宏观、微观沉积韵律特征, 以及基于含油性、渗流性、可压性、源岩特性和物性等参数的页岩油甜点评价标准和方法研究, 进而优选最优甜点层作为钻探箱体, 以期为本区页岩油水平井位部署选层选区提供认识及技术支持。

1 地质概况

沧东凹陷是在区域性拉张背景下发育的一个新生代陆内断陷湖盆（见图1）, 勘探面积约1 760 km2。孔店组是古近纪早期沉积的一套“ 红-黑-红” 岩石建造, 孔二段为孔店组湖泛期沉积, 厚400~600 m, 是一低位— 湖扩— 高位体系域完整的三级层序, 可进一步划分为SQEk21、SQEk22、SQEk23、SQEk24共4个四级层序（分别对应孔二段一亚段（Ek21）— 四亚段（Ek24））及SQ①— SQ⑩共10个五级层系[11]。孔二段沉积期沧东凹陷为内陆封闭湖盆, 环湖发育多个三角洲沉积朵叶体, 湖盆边部主体发育辫状河三角洲前缘亚相中细砂岩, 湖盆中部半深湖区主体发育泥页岩, 面积260 km2（见图1深蓝色区域）, 两者过渡区主体发育前三角洲及滨浅湖相泥质粉砂岩、粉砂质泥岩等。

图1 渤海湾盆地沧东凹陷Ek21页岩沉积有利区

X衍射分析（XRD）表明, 研究区泥页岩层系主要由石英、长石、白云石、方解石、方沸石、黄铁矿、黏土等矿物组成, 脆性矿物石英、方解石、白云岩、方沸石含量较高, 一般大于60%。碳酸盐矿物（方解石与白云石）、长英质矿物（石英与长石）及黏土矿物平均含量分别为33%, 35%, 16%。以此作为三端元主矿物, 依据其含量可将传统的泥页岩划分为长英质页岩、混合质页岩、灰云质页岩、灰云岩4种基本岩类[12]。泥页岩整体达到好— 很好烃源岩标准[15]。有机碳含量平均值为3.6%, 最高可达12.92%, 生烃潜量（S1+S2）平均值为18.9 mg/g, 最高达73.0 mg/g, 氯仿沥青“ A” 平均值为0.47%。干酪根以Ⅰ 型和Ⅱ 1型为主, Ro值为0.66%~1.10%, 一般小于1.3%, 故孔二段烃源岩以生油为主。长英质页岩、混合质页岩、白云质页岩TOC平均值分别为4.5%, 3.0%, 1.1%。储集层整体相对致密, 孔隙度平均值为4.8%, 渗透率平均值为0.17× 10-3 μ m2, 但粒间孔、晶间孔及多种微裂缝组成的孔-缝系统使得致密的泥页岩层系可成为有效储集层。泥页岩层系纹层及层间缝较发育, 可有效提高页岩层系的水平渗透率[11]。

2 页岩沉积韵律特征及准层序划分

页岩宏观与微观特征均表现为不同矿物组分纹层的韵律互层。孔二段长度565 m的页岩岩心呈现为长英质页岩、混合质页岩、灰云质页岩、灰云岩等岩类的不同韵律互层结构[13], 测井曲线形态表现为高频锯齿状、中频锯齿状、齿化箱形等不同形态, 电阻率成像上表现为亮暗高频互层（见表1、图2）。根据页岩纹层密度及厚度, 岩心尺度的韵律结构可划分为纹层状、薄层状、层状等（见表1）。薄片及XRD分析表明, 组成页岩纹层的矿物主要有长英质碎屑、白云石、方沸石、有机质、黏土等。场发射扫描电镜观察表明, 无机矿物纹层主要表现为“ 储集层” , 页岩孔隙的载体主要为白云石、石英和长石（见图3a）, 孔二段中等成熟度（Ro值为0.8%~1.1%）页岩的孔隙以矿物粒间孔、晶间孔、次生溶蚀孔等无机孔为主, 占比85%以上; 而有机质纹层主要表现为“ 源岩” , 因此厘米— 毫米级甚至微米级不同组分纹层的韵律互层即反应了页岩微观的“ 源储” 配置。荧光薄片视域下, 无机矿物储集层的荧光性明显强于有机质纹层（见图3b）, 说明源岩生成的烃类就近微运移到了储集层之中（见图3c）, 因此, 页岩油富集除了外因热演化外, 也受不同组分纹层配置结构和比例— — 页岩岩相的影响。

表1 Ek21页岩组分结构特征表

图2 孔店组二段页岩地质特征及层序划分综合柱状图（以G108-8井Ek21SQ⑨为例）

图3 沧东凹陷孔二段G108-8井页岩微观孔隙及层理特征
（a）2 985 m, 混合质页岩, 无机矿物粒间孔; （b）3 110 m, 无机矿物与有机质微米级纹层结构; （c）3 315 m, 蓝白色油质沥青与暗色的有机质、黏土互层分布

以Ek21为例, 综合优势岩石类型、沉积韵律结构及测井曲线特征等, 自下而上可划分为薄层状灰云质页岩相（A）、纹层状混合质页岩相（B）、纹层状长英质页岩相（C）和层状灰云质页岩相（D）。各相的地质、测井特征差异较大（见表1、图2）, 其滞留油富集的程度（见图2荧光扫描）以及针对性的压裂工艺也不同, 单个岩相厚度小于30 m, 基本与页岩油水平井压裂改造的有效厚度相当。由于湖相页岩是一套连续沉积, 常规录井岩性单一, 自然伽马曲线起伏变化小, 准层序界面识别困难。根据准层序的概念[16], 一个页岩准层序其实是岩性、结构等沉积特征相似的一套页岩韵律组合, 故可根据页岩岩相进行准层序的划分, 在五级层序划分基础上将Ek2页岩段划分为21个准层序[14], 其中SQ⑨划分为PS1— PS4共4个准层序, 其特征如表1所示。

3 页岩油评价指标及标准

对于隐蔽性、非均质性强的页岩油, 筛选出相对优质的甜点层并预测其分布是页岩油效益勘探的关键因素之一。页岩油地质评价的指标较多, 2020年颁布的国家标准《页岩油地质评价方法》涉及生烃品质、储集层品质、工程力学品质及含油性等4大方面25个评价要素[17], 中国专家学者主要从岩性、物性、含油性、源岩特性、脆性、敏感性、地应力各向异性以及经济性等方面进行评价[18, 19], 其中最关键的3大地质因素是含油性、渗流性和可压性。为使页岩油评价更具操作性, 在实际研究及广泛调研基础上[4, 14, 20, 21, 22, 23, 24], 本文提出了表征含油性的游离烃含量（S1）、表征渗流性的页岩沉积韵律结构、表征可压性的黏土含量、表征源岩特性的TOC及表征页岩物性的孔隙度等5项指标, 并将页岩油划分为Ⅰ 类、Ⅱ 类和Ⅲ 类, 各项指标的分类界限论述如下。

3.1 页岩总有机碳（TOC）及含油量（S1）

在TOC与S1相关图上, S1随TOC的增大往往表现为三段性特征[25], 即①低TOC值低S1值段、②TOC和S1线性增大段、③TOC值增大但S1最大值基本保持稳定段（见图4a）。前两者反映了随着生烃母质增加而生烃量增加的基本规律, 此时生成烃量还难以满足页岩自身吸附的需要, 故随着TOC值增大, S1值一般也增大, 当生烃量满足页岩自身吸附时而多余的烃排出, 最大S1值基本反映了页岩的吸附能力, 故其一般保持在稳定值内。本区GD12井、GD14井的实测TOC值及S1值统计表明, S1稳定高值的TOC界限点为2.3%（见图4a）。由于页岩吸附能力或排烃压力的差异, 不同层系页岩的界限2具有差异, 但一般大于2.0%（见表2）, 故本文将Ⅰ 类甜点区的TOC界限取为2.0%, 这与宋明水、郭旭光、王勇等学者的研究结论基本一致[22, 23, 24]。结合表3界限1的取值及“ 好烃源岩” 标准[15], 将页岩油选区选层的TOC下限值定为1%。

图4 沧东凹陷孔二段页岩TOC与S1相关关系图

表2 陆相页岩S1随TOC变化三段性的分界值

对于砂岩-运移型页岩油, 页岩TOC值越高则生烃总量和排烃量越高, 越有利于在砂岩夹层中的聚集。而对于页岩-滞留型页岩油, 由于有机质与黏土矿物含量一般呈正相关, 高有机质含量往往造成页岩脆性及可压裂性降低, 因此, TOC值并非越高越好。W16井189块样品的BI与TOC的关系表明, TOC值大于6%, 96%样品的BI值小于40%, 为低脆性页岩（见图5a）, 故将Ⅰ 类甜点的TOC值上限确定为6%。

图5 沧东凹陷孔二段页岩TOC及黏土含量与脆性指数相关关系图（脆性指数BI计算方法参见[11]）

表2显示S1界限2一般为3.0~5.3 mg/g, 平均值为3.8 mg/g, 研究区S1界限2为4.0 mg/g。10余口水平井岩屑S1、TOC及其产量统计表明, 当TOC值大于2.3%、S1值大于4.0 mg/g时, 水平井一年期稳定产量均大于10 t/d（见图4b）, 综合分析将孔二段页岩油Ⅰ 类甜点有利区下限S1确定为4.0 mg/g。G77井（2 106.8 m, TOC值为5.24%）干酪根溶胀吸附实验表明, 中等演化阶段页岩吸附量平均值为100 mg/g, 即每克有机质可以最大吸附100 mg液态烃, 由此可根据TOC值的界限确定S1选区的标准。如根据TOC值下限1.0%确定S1值最低应满足页岩自身吸附的量, 即其下限值为1.0 mg/g。

3.2 页岩韵律结构

赵文智等、赵贤正等研究表明, 页岩纹层（页理）越发育, 页岩的储集性和渗流性越好[13, 14]。本文利用CT扫描、核磁共振并结合离心实验分析了微观上不同韵律结构的页岩孔隙特征及流体的可动性, 研究表明纹层结构页岩大孔喉发育, 平均孔隙半径为187 nm, 平均喉道半径为168 nm, 呈层状分布, 顺层连通性较好, T2谱显示可动烃占比可达46.7%（见图6a、图6b）; 薄层状结构页岩小— 大孔喉均有发育, 平均孔隙半径为102 nm, 平均喉道半径为66 nm, 孔喉呈立体— 层状分布, T2谱显示可动烃占比15.6%（见图6c、图6d）; 层状结构页岩以小孔喉为主, 平均孔隙半径为87 nm, 平均喉道半径为58 nm, 呈立体网络结构, T2谱显示可动烃占比8.7%（见图6e、图6f）, 因此, 页岩韵律结构对页岩油渗流具有重要影响。根据上述分析将Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类页岩油的结构分别确定为纹层状、薄层状和层状。

图6 官东12井不同纹层结构页岩的CT扫描孔喉及不同转速核磁共振T2谱特征
（a）3 829 m, 纹层状长英质页岩, 孔隙层状展布, 平均孔隙半径为187 nm, 平均喉道半径为168 nm; （b）3 829 m, 纹层状长英质页岩, 可动流体饱和度为46.7%; （c）3 862 m, 薄层状长英质页岩, 大孔隙层状展布, 微孔隙立体状展布, 局部发现大孔喉, 平均孔隙半径为102 nm, 平均喉道半径为66 nm; （d）3 862 m, 薄层状长英质页岩, 可动流体饱和度15.6%; （e）3 888 m, 层状长英质页岩, 微孔隙立体状展布, 局部发现大孔喉, 平均孔隙半径为87 nm, 平均喉道半径为58 nm; （f）3 888 m, 层状长英质页岩, 可动流体饱和度8.7%

3.3 黏土含量

由于脆性矿物及脆性评价公式不同, 目前尚没有统一的页岩脆性评价标准如脆性指数。Bowker发现产气最好的Barnett页岩中石英矿物含量平均值为45%, 黏土矿物含量平均值为27%[29]; 《海相页岩气勘探目标优选方法》国家标准根据脆性指数、脆性矿物含量和水平应力差异系数评价页岩可压裂性, 认为脆性指数大于35%时页岩脆性较大[30]; 邹才能等认为石英、方解石等脆性矿物含量大于40%, 黏土含量小于30%时页岩具有较好脆性[31]; 赵文智等建议的页岩油甜点区/层段黏土矿物含量下限为30%[13]。本文W16井BI与黏土含量相关关系统计表明（见图5b）, 黏土含量大于40%时, 受黏土含量及有机质含量双重影响, 页岩脆性指数基本都小于40%, 为低脆页岩, 现有水基压裂液易引起黏土膨胀, 导致支撑剂无法有效注入, 导流能力低, 压裂改造效果差, 目前尚无该类型页岩油勘探突破的报道; 黏土含量为30%~40%时, 90%以上的样品脆性指数小于40%, 为低脆页岩, 松辽盆地古龙凹陷古页油平1井通过二氧化碳增能压裂, 在青一段获日产超35 m3高产工业油流, 实现了高黏土含量的页岩油突破[4]; 黏土含量小于30%时, 样品脆性指数一般大于40%, 为中、高脆页岩, 是目前页岩油勘探的主体。综合分析将Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类页岩油的黏土含量指标界限分别定为20%, 30%, 40%。

3.4 页岩孔隙度

页岩孔隙度大小一方面反映了页岩储油能力, 另一方面也反映了页岩微观孔隙结构及由此影响的微观渗流能力。孔二段页岩209块S1与核磁有效孔隙统计表明, 孔隙度越小, S1值越低（见图7）。当核磁有效孔隙度大于8%时, S1值一般大于4 mg/g; 当孔隙度大于6%时, S1值一般大于3 mg/g, 且95%以上概率S1值大于4 mg/g; 当孔隙度为4%时, S1值一般大于1 mg/g, 中位值约2 mg/g; 当孔隙度为2%时, S1中位值约1 mg/g。姜在兴等[32]将目标储集层实测孔隙度下限定为6%, 有利储集层孔隙度为4%~6%, 无效储集层孔隙度小于4%; Zou等[21]、杨智[19]等认为经济性甜点区的实测孔隙度下限为3%~4%。综合分析将Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类页岩油的孔隙度指标界限分别定为6%, 4%, 2%。

图7 沧东凹陷孔二段页岩核磁有效孔隙度与S1相关关系图（N为样品数量）

3.5 页岩油评价标准

综上分析, 将S1值大于等于4 mg/g、纹层结构、黏土含量小于20%、TOC值为2%~6%、孔隙度大于等于6%作为Ⅰ 类页岩油评价指标; S1值为2~4 mg/g、薄层状结构、黏土含量为20%~30%、TOC值大于等于6%、孔隙度4%~6%作为Ⅱ 类页岩油评价指标; S1值为1~2 mg/g、层状结构、黏土含量为30%~40%、TOC值为1%~2%、孔隙度为2%~4%作为Ⅲ 类页岩油评价指标（见表3）。

表3 页岩油地质评价标准
4 页岩油甜点层及甜点区评价
4.1 甜点层定量评价

页岩油甜点层是含油性、渗流性、可压性、源岩特性和物性等因素的最优匹配层, 实际情况下某小层的上述地质因素并非同时最优, 因此甜点层评价需要综合平衡考虑各地质因素。为减少人为因素影响, 甜点层评价采用赋权重定量评价方法, 一是不同参数赋不同权重值（ai）, 由于页岩中游离油含量越高, 流动性及可压裂性越好, 越有利于页岩油的开采, 因此S1、韵律结构、黏土含量作为优先指标, 其次源岩特性和物性对页岩油开采起到重要影响而非直接性的敏感参数, 其权重分别设为25%, 25%, 20%, 15%, 15%; 二是同一参数的不同分类（vj）赋不同分值, 按照10分制, Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类分值分别为10分、6分和3分。定义其综合评价指数EI如（1）式所示, EI表示的是研究层段内样品不同权重的5个地质因素的总得分值。

$EI=\sum{{{a}_{i}}{{v}_{j}}}$ （1）

以Ek21SQ⑨为例, 基于表1中PS1~PS4准层序的页岩岩相地质特征, 根据表2评价标准进行单项打分, 然后应用（1）式将单项得分乘以相应指标的权重以计算综合评价指数的分值, 如表4所示。研究表明, PS2最为有利, 获得9.4分, 满足地质和工程, 其次为PS3, 为8.2分, 以及PS1, 为8.0分, 而PS4相对较差, 为6.2分。PS3页岩虽然烃源岩及含油性较好, 但物性及可压性等工程品质相对较差, 而PS1页岩则相反, 造成两者的综合评分相近, 在满足页岩压裂形成复杂缝网并能有效支撑的条件下, PS3较PS1更为有利。因此, 纵向上优选PS2和PS3两套页岩油甜点层作为目前主力勘探层系。

表4 准层序单项指标得分与EI总得分表

通过孔二段页岩油直井钻探以验证并优选最佳甜点层（见图8）。KN9井射孔段主要为PS2, 压裂后2 mm油嘴放喷日产油29.6 t, GD13井射孔段为PS1+PS2两个小层, 压裂后2 mm油嘴放喷日产油10.5 t, GD6x1井射孔段为PS2+PS3, 压裂后3 mm油嘴放喷日产油28.5 t, G1608井射孔段为PS3, TOC平均值为5.6%, S1值为3.7 mg/g, 压裂后4 mm油嘴初期日产油47.1 t, 试采105 d, 累产油为1 540.7 t, 平均日产油14.7 t。虽然页岩油勘探早期多针对1~2个小层同时压裂试油, 且试油产量的高低与射孔厚度、压裂规模、放喷工艺等有关, 但不同小层试油情况亦能侧面反映其产能情况, 即PS2、PS3小层一般具有较高的产能。

图8 Ek21页岩不同岩相页岩油产量柱状图
（括号内数据为试油层厚）

4.2 甜点区叠合评价

平面上以PS2和PS3小层为例, 通过S1、黏土含量、TOC、孔隙度、地层厚度等要素叠合, 官东地区优选Ⅰ 类甜点区54 km2, 满足S1值大于4 mg/g、TOC值大于2%、黏土含量小于20%、孔隙度大于4%; Ⅱ 类甜点区为64 km2, 满足S1值大于2 mg/g、TOC值大于2%、黏土含量小于30%、孔隙度大于4%; Ⅲ 类甜点区为105 km2。优选Ⅰ 类甜点在G1608井区部署1701H、1702H先导实验井, 并在一个平台工厂化钻探1H、2H和3H等3口水平井（见图9）。

图9 沧东凹陷孔东地区PS2+PS3小层甜点评价图

5 页岩油勘探实践

2017年之后针对PS2和PS3进行水平井压裂提产实验（见表5）。1701H、1702H和1H水平井压裂试油段为PS2+PS3, 2H、3H试油段为PS3。1702H井目前仍自喷, 稳产期已达623 d, 累产油超万吨; 1701H井累产7 637 t, 下泵生产一年后日产油8.9 t, 与1702H井相比, 试油期少了63 d、试油段长度少了342 m, 且未钻桥塞, 排出上述因素, 预期两井累产油量相差不大, 勘探成效好。1H、2H、3H井相比, 1H井比2H、3H井试油段长度分别减少了152 m和103 m, 米液量、米砂量均较小且未钻桥塞, 3口井生产450 d左右, 1H井的井筒供液能力和日产油水平均强于2H和3H井, 若排除上述工程差异, 预期1H井累计产油量要高于2H和3H井。综上, PS2+PS3小层（以PS2为主）钻探的水平井累产油量和稳产周期要大于纯PS3小层钻探的水平井, 这与PS2页岩的基质孔隙度和工程脆性高有关, 即其是地质、工程双甜点, PS3地质甜点更优, 这与前述准层序评价结论一致。页岩油水平井应选择地质、工程双甜点的层段钻进, 更有利于水平井的高产、稳产和采收率的提高。

表5 沧东凹陷孔二段页岩油水平井钻探成效统计表

在上述认识指导下, 2020年以来, 沧东凹陷孔二段进一步加大了页岩油勘探, 目前已压裂投产井25口, 但受断层影响, 水平井段长度一般仅为400~800 m, 日产油200 t以上, 累产油超6× 104 t。生产时间大于200 d且稳定生产3个月以上的水平井有7口井, 初期日产油为12.8~26.9 t, 目前日产油为8.0~15.5 t。同时歧口凹陷沙河街组三段页岩油勘探也获得新突破[33], 钻探的QY10-1-1井压裂后5 mm油嘴放喷, 产量达103.5 t/d、产气量为5 891 m3/d。孔店组、沙河街组页岩油勘探表明, 渤海湾盆地古近系页岩油勘探前景十分广阔。

6 结论

沧东凹陷孔二段页岩层系发育薄层状灰云质页岩（A）、纹层状混合质页岩（B）、纹层状长英质页岩（C）和层状灰云质页岩（D）4类主要页岩岩相, 基于此将SQ⑨划分为PS1— PS4共4个准层序。PS1页岩S1值为3.7 mg/g, TOC平均值为3.4%, 核磁孔隙度为6.6%, 黏土含量为18%; PS2页岩S1值为4.5 mg/g, TOC平均值为4.0%, 核磁孔隙度为5.5%, 黏土含量为16%; PS3页岩S1值为7.6 mg/g, TOC平均值为4.5%, 核磁孔隙度为3.8%, 黏土含量为25%; PS4页岩S1值为3.3 mg/g, TOC平均值为1.6%, 核磁孔隙度为6.1%, 黏土含量为14%。

优选TOC、S1、韵律结构、黏土含量、孔隙度5项页岩油甜点评价参数, 将页岩油划分为Ⅰ 、Ⅱ 、Ⅲ 类。Ⅰ 类页岩油S1值大于等于4 mg/g、纹层结构、黏土含量小于20%、TOC值为2%~6%、孔隙度大于等于6%; Ⅱ 类页岩油S1值2~4 mg/g、薄层状结构、黏土含量20%~30%、TOC值大于等于6%、孔隙度4%~6%; Ⅲ 类页岩油S1值1~2 mg/g、层状结构、黏土含量30%~40%、TOC值为1%~2%、孔隙度2%~4%。

采用赋权重定量评价方法对PS1~PS4准层序进行综合评价, 按降序依次为PS2、PS3、PS1、PS4。据此优选PS2和PS3两套页岩油甜点作为水平井的钻探箱体, 直井及1701H、1702H 等水平井钻探均证实PS2、PS3具有较高的产能。

符号注释：

ai— — 各项评价指标的权重, 无因次; BI— — 脆性指数, %; EI— — 综合评价指数, 无因次; OSI— — 含油饱和度指数, mg/g; 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; TOC— — 总有机碳含量, %; vj— — 单项分类的得分, 无因次; Vc— — 黏土含量, %; ϕ — — 孔隙度, %。

（编辑 魏玮）

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