济阳坳陷古近系页岩油富集规律认识与勘探实践

宋明水，刘惠民，王勇，刘雅利

（1.中国石化胜利油田分公司，山东东营257000；2.中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院，山东东营257015）

0 引言

目前，国内外关于页岩油的概念不统一，主要包括广义页岩油和狭义页岩油两种类型。广义页岩油泛指以吸附或游离状态赋存于生油岩或与生油岩互层、紧邻的致密砂岩、致密碳酸盐岩等储集岩中，未经过大规模长距离运移的近源石油聚集[1]。狭义页岩油专指以吸附或游离状态赋存于烃源岩内富有机质页岩中的石油聚集[2-3]。本文所指的页岩油是指主要以游离和吸附状态赋存于富有机质页岩（TOC值大于2%）及富有机质页岩体系中的碳酸盐岩、砂岩薄夹层（夹层单层厚度小于2 m，累计厚度占比小于30%）中的液态烃。中国页岩油已经历10多年的勘探历程，多地区、多层系已获得产能突破，如准噶尔盆地二叠系芦草沟组、渤海湾盆地黄骅坳陷古近系孔店组二段、济阳坳陷古近系沙河街组四段上亚段（简称沙四上）—沙河街组三段下亚段（简称沙三下）多井次实现了页岩油工业化产能[4-7]；更多地区、层系见不同程度油气显示，如鄂尔多斯盆地三叠系延长组 7段、江汉盆地古近系潜江组、南襄盆地古近系核桃园组等[8-10]，展现了中国页岩油勘探潜力巨大，将是常规油气的主要接替类型之一，更是中国东部成熟探区油气的现实接替阵地之一。近年来，国内专家学者已在陆相页岩沉积规律、页岩油赋存、富集机理与页岩油甜点的储集性、含油性、可压性、页岩油可动性等方面开展了大量基础性的研究工作[11-13]，但总体处在起步阶段，陆相页岩油富集要素仍旧不明、稳产因素不清、页岩油综合评价方法体系不完善。本文针对中国东部济阳坳陷古近系页岩油开展研究，基于全区40余口获工业产能页岩油井和系统取心井的精细解剖，剖析陆相页岩油甜点因素构成，建立页岩油富集模式，形成陆相页岩油综合评价方法体系，以期为中国东部陆相页岩油勘探开发提供理论依据。

1 济阳坳陷页岩油勘探历程

依据勘探实践，将济阳坳陷页岩油勘探历程划分为早期选区评价及专探井试验、新一轮基础研究与先导试验2个阶段，二者时间节点以2013年为界限。

1.1 早期选区评价及专探井试验阶段

该阶段以页岩油“连续成藏、局部富集”的地质认识指导勘探部署。开展了济阳坳陷页岩油有利目标优选和井位部署，先后部署L69、NY1、LY1、FY1等4口系统取心井，累计取心1 010.26 m，并开展上万块次样品系统测试，为页岩油有利目标优选提供详实的资料基础。截至2018年底，有320口井页岩段见油气显示，在66口井页岩发育段进行测试，其中40口井初产达到工业油气流标准，累计产油超过11×104t，综合上述资料优选东营、渤南地区的沙四上、沙三下为有利区段。部署页岩油专探井 4口，分别为 BYP1、BYP2、BYP1-2、LY1HF等井，其中 BYP1井主探裂隙发育带Ⅰ、Ⅱ类含油气页岩产能，井轨迹设计穿过2个Ⅰ类层之间的Ⅱ类层（Ⅱ类层厚度 10 m左右）；BYP2井主探裂隙不发育带Ⅰ、Ⅱ类含油气页岩产能，井轨迹设计穿过2个Ⅰ类层之间的Ⅱ类层；BYP1-2井主探 BYP1井钻井过程中钻遇的油气显示最活跃的坍塌段，但未有钻遇；LY1HF井主探Ⅰ类含油气页岩产能，筛管完井，尚未实施压裂。部署兼探井 5口，分别为 Y182、Y186、Y187、L758、N52等井，并开展试油测试。水平专探井和垂直兼探井均获得油流，日产油2.3～154.0 t，产能差异大，水平专探井产能整体偏低，最高日产油2.30～9.48 t；垂直兼探井产能整体较高，日产油5.81～154.00 t。表明济阳坳陷页岩油具有较大的勘探潜力，但仍面临诸多问题。

该阶段勘探实践表明，济阳坳陷陆相页岩油产层相对于北美地区主要几套页岩油产层（Eagle Ford、Wolfcamp、Woodford）具有其特殊性，主要表现为非均质性强、原油密度高、黏度大、流动性差、页岩段塑性强、压裂困难等（见表1、表2）。陆相湖盆页岩沉积受沉积环境多变的影响，形成的页岩类型多样、分布复杂，横向上几千米的范围岩相发生变化，纵向上变化更快，几米甚至几厘米的范围岩相明显呈旋回性变化；受沉积环境和成烃演化的影响，济阳坳陷陆相页岩油高含硫（平均含量2.3%）、高非烃（平均含量39.7%）和沥青质组分（平均含量11.2%），原油密度高、黏度大（50 ℃条件下平均地面黏度为57.7 mPa·s）；受沉积和成岩双重因素影响，济阳坳陷陆相页岩黏土组分含量高，埋藏时间短、成岩弱，压裂相对困难，压裂求产难度大，部署在两个优质段之间的水平井尚未通过压裂沟通上下两个优质段，水平井压裂尚未实现万立方米液千立方米砂的规模。

1.2 新一轮页岩油地质研究与先导试验阶段

该阶段以页岩油“局部富集、甜点高产”的地质认识指导勘探部署。依托国家973“中国东部古近系陆相页岩油富集机理与分布规律”、国家专项“济阳坳陷页岩油勘探开发目标评价”及中石化集团公司重点课题研究成果，基于老井压裂先导试验，针对陆相页岩非均质性强的特征，开展了页岩细粒沉积机理研究，明确了不同岩相分布规律：①浅湖区受物源控制明显，主要发育低密度层流悬浮作用形成含有机质层状或块状灰质泥岩、粉砂质泥岩；②半深湖区沉积受季节作用的影响明显，主要发育絮凝作用形成富有机质纹层泥质灰岩或灰质泥岩相；③深湖区靠近陡坡带，为多方向外来物源的交汇区，外来物源含量相对较高，主要发育絮凝作用和悬浮作用形成层状灰质泥岩相。针对原油密度高、黏度大、流动性差的特征，开展了页岩油赋存状态研究，揭示了烃类流体物性演化规律，认为纵向上受生烃演化的控制，埋深小于3 000 m，伊蒙混层发育，页岩油赋存状态主要为内表面吸附态，以非烃+沥青质为主，流动性差；埋深为3 000～3 400 m，出现游离态烃，轻烃含量增高，非烃、沥青质含量降低，微裂缝开始发育，伊蒙混层转化，页岩油流动性增强；埋深大于3 400 m，游离态烃富集，轻烃含量大于非烃和沥青质含量，原油密度减小，流动性增强[14]。针对陆相页岩压裂困难，以提高“波及油藏体积”和“裂缝导流能力”为出发点，提出“体积缝+高导流通道主裂缝”组合缝网体积压裂技术。针对济阳坳陷页岩水平应力特征，采用“大排量、低黏度多级交替+人工多次暂堵”压裂工艺技术，克服最大最小水平应力差，实现裂缝转向，沟通天然裂缝，配套微米支撑剂体系，大幅提高有效改造体积；主加砂阶段通过脉冲式加砂，改变支撑剂在裂缝内的铺置形态，由传统压裂的“面”支撑变为“柱”支撑，来提高主裂缝的导流能力和有效缝长，从而构建起波及范围更大、渗流能力更强的地下复杂人工裂缝网络（见图1），实现济阳坳陷富碳酸盐组分烃源岩组合缝网有效压裂改造。基于以上成果认识，在渤南洼陷Y176、博兴洼陷F159、东营凹陷南坡 GX26等地区优选老井开展先导试验，Y176井、F159井、GX26井等6口老井压裂均获得工业油流，试油产油量为6.3～44.0 t/d，经过数月开采，产能整体稳定，取得了良好效果，推动了济阳坳陷页岩油勘探进程。

表1 国内外主要页岩油产层地球化学特征对比表

表2 国内外主要页岩油产层页岩可压性对比表

图1 组合缝网压裂示意图

2 济阳坳陷页岩油甜点因素及富集模式

2.1 页岩油甜点因素

2.1.1 富有机质纹层状岩相是页岩油富集的基础

岩相很大程度上控制着页岩的储集性、含油性，甚至在一定程度上影响页岩油的可动性[15-16]。系统分析化验表明，富有机质纹层状岩相储集性、含油性均好。据全区20余口页岩取心井系统分析认为，济阳坳陷沙四上亚段—沙三下亚段主要发育20余类岩相，其中，富有机质丰度大于 2%、纹层状纹层厚度小于 1 mm、连续性好的富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相和富有机质层状灰质泥岩相和富有机质块状灰质泥岩相等5类岩相最为发育。系统测试储集性、含油性分布直方图对比表明，富有机质纹层状岩相孔隙度主峰为7%～11%，富有机质层状岩相孔隙度主峰为5%～8%；富有机质纹层状岩相渗透率普遍存在 2个峰值，前一个峰值与富有机质层状岩相的基本一致，主峰值为（0.02～0.04）×10-3μm2，后一个主峰值主峰为（0.1～0.4）×10-3μm2，对应的核磁共振T2谱也表现为 2个峰值。富有机质纹层状岩相和富有机质层状岩相的有机质丰度和游离烃含量（S1）均为高值，富有机质纹层状岩相有机质丰度、S1主峰分别为3%～7%和3～8 mg/g，富有机质层状岩相有机质丰度、S1主峰分别为2%～5%和2～5 mg/g；富有机质纹层状岩相游离油含量主峰为4～13 mg/g，富有机质层状岩相主峰为3～7 mg/g。

综合运用氩离子剖光扫描电镜、SEM和核磁共振技术手段，揭示了不同类型岩相储集空间结构特点，认为富有机质纹层状岩相孔缝并存、储集空间大、连通性好、可动油饱和度高。如富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相方解石晶间孔孔径范围为 240～825 nm，平均孔径为560 nm，高于富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩相和富有机质块状灰质泥岩/泥岩相的孔径（见表3）；富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相方解石晶间孔孔喉二维配位数为1.7～2.8，高于富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩相的1.5～2.3和富有机质块状灰质泥岩/泥岩相的0.5～0.9；富有机质纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相方解石晶间孔孔喉分选性、均质性均好于富有机质层状泥质灰岩/灰质泥岩相和富有机质块状灰质泥岩/泥岩相；对应的黏土矿物微孔也表现为同样的特征。不同岩相储集空间组合方式存在明显的不同，纹层状岩相发育大量网状缝、顺层缝、碳酸盐晶间孔和溶孔，形成复杂的孔缝网络体系，储集性好，孔隙度为8.72%；层状岩相主要发育穿层缝、顺层缝和部分粒间孔，孔缝连通性下降，孔隙度为5.23%；块状岩相主要发育不规则缝和黏土晶间孔，孔缝连通性最差，孔隙度为2.28%（见图2）。通常情况下，储集性越好，含油性越高，表现为储集性与可动流体饱和度呈正相关关系。

表3 不同岩相储集空间结构参数统计表

图2 不同岩相储集空间结构特征

勘探实践表明，常规措施产出的页岩油，主要产自微孔缝系统发育的纹层状岩相。据页岩出油井统计，富有机质纹层状岩相、富有机质层状岩相、其他岩相的出油井段数分别占总出油井段数的70%、27%、3%。利用 APPI-高分辨质谱技术，分别对 FY1井 3 199～3 210 m测试井段原油和岩心抽提物中弱极性化合物的分子量分布、杂原子化合物组成分布、不同化合物的 DBE（环烷环和双键数之和）及碳数分布进行系统对比分析结果表明，产出原油主要来自纹层状岩相，表现为不同类型咔唑含量（DBE）及分布与原油的更为接近，而与块状岩相抽提物的差别较大[17]。以上种种证据表明，富有机质纹层状岩相为地质甜点岩相。

2.1.2 微裂缝是页岩油富集高产的关键

微裂缝在一定程度上可改善页岩储集性，极大地提高页岩的渗流能力，为页岩油渗流提供必要通道[18]。多级次微裂缝网络体系极大程度提高了页岩储集空间的连通性和压裂效果。页岩在成岩成烃过程中，构造应力、压实、脱水收缩、生烃增压、重结晶等诸多因素产生多类型、多级次微裂缝[19]（见图3），包括纳米级的成岩收缩缝（缝宽主要为20～800 nm）、贴粒缝（缝宽主要为10～1 000 nm），微米级页理缝、异常压力缝（缝宽主要为0.1～2.0 μm）、溶蚀缝（缝宽主要为0.5～10.0 μm）及压溶缝（缝宽主要为0.5～2.0 μm），毫米级的构造缝（缝宽一般大于1 mm）等等。在某些特定地质背景下，各类不同级别的微裂缝大量发育，与不同类型的孔隙组成复杂的孔缝网络体系，不仅为页岩油赋存提供储集空间，更重要的是连通各类储集空间，大大提高了页岩的渗流能力，与刘伟新等[20]提出的“纳米孔储集、粒缘缝连通、页理缝渗流”页岩气流动模式中的微裂缝所起的作用基本一致。通常情况下，各类微裂缝含油性较好，且饱含轻质油。如FY1井1469号样品抽真空过程中，镜下发现原油主要从大于10 nm的贴粒缝中渗出，表明贴粒缝是连续相游离态页岩油主要的储集空间和渗流通道；NY1井3 295.1 m页理缝油浸、FY1井3 177.39 m异常压力缝油质沥青充填、L69井 3 041.1 m方解石溶蚀缝沥青充填、L69井3 098.2 m压溶缝沥青充填以及NY1井3 023.5 m构造缝沥青充填等现象，均表明微裂缝网络是页岩油主要的储集空间和渗流通道，且往往沟通其他储集空间，形成孔缝一体化储集体系。据L69井556块样统计，有微裂缝和无微裂缝页岩样品孔隙度均值差别不大，分别为5.82%和5.05%，但有微裂缝样品渗透率均值是无微裂缝页岩样品渗透率均值的54.9倍，可见微裂缝对页岩储集层渗透率具有很大影响。另外，页岩油气通常通过大型压裂工艺开采，在压裂过程中，早期微裂缝为应力的薄弱面，容易再次开启，微裂缝的存在不仅提高了缝网扩展能力，也提高了缝网密度，利于页岩层大型体积压裂改造。

图3 微裂缝特征及含油性

济阳坳陷页岩油勘探实践表明，页岩油高产井主要分布在构造活动相对较强的地区，位于构造活动较强的反向翘倾断块和重力滑动堑背形构造带的页岩油井产能最高，4口井试油平均日产油94.9 t；位于构造活动相对较弱洼陷带的页岩油井产能最低，7口井试油平均日产油2.4 t。以上证据表明，微裂缝是页岩油富集高产的关键因素。

2.1.3 薄夹层是页岩油稳定渗流的有利条件

优质源岩中的薄夹层是页岩油富集的场所，更是页岩油输导通道。济阳坳陷优质烃源岩中的薄夹层主要包括 2种类型：①碳酸盐岩薄夹层，主要发育在沙四上亚段和沙一段页岩中；②砂岩薄夹层，主要发育在沙四上亚段和沙三下亚段页岩中。碳酸盐岩薄夹层主要发育在东营、渤南等地区的斜坡带，夹层厚度为0.5～2.5 m，大多小于2 m，薄夹层受后期交代、溶蚀成岩作用的影响，发育大量方解石溶蚀孔、白云石粒间孔（见图4），物性好，平均孔隙度为 6.78%，平均渗透率为8.36×10-3μm2，是页岩油有利储集空间和输导通道，油气显示良好。夹层厚度越大，白云化程度越高，页岩油产能越大，单井试油产能与储集渗透率呈明显正相关。如Y182井沙三下亚段3 443.0～3 495.5 m层段，2012年11月5 mm油嘴测试折算日产油量156 t，2013年 5月投产，共生产 778 d，累计产油7 681 t，累计产水256 m3。从效益勘探角度来看是目前最为现实的勘探目标。砂岩薄夹层在济阳坳陷广泛分布，但发育规模小且连续性差，受成岩作用的影响，储集空间相对较小，孔隙度相对较低，与相邻页岩差别不大，但渗透率却差别很大（见图5）。依据模拟实验，当砂岩渗透率超过页岩10倍，通过薄夹层输导的页岩油百分比明显增加（见图6），结合JYC1井3 562.7 m砂岩夹层中被捕获的烃伴生的盐水包裹体恢复主成藏期砂条为常压，压力系数为1.0，表明砂岩薄夹层是油气运移的顺畅通道；白光荧光照射岩心显示，砂岩薄夹层砂质越纯、粒径越大，含油性越好，细砂岩发蓝色荧光，泥质粉砂岩发黄色荧光，页岩荧光显示不明显。以上证据表明，薄夹层不仅是页岩油的储集场所，更是页岩油富集产出的渗流通道。

济阳坳陷页岩油勘探实践表明，目前发现的页岩油流井段大部分夹层发育，夹层发育出油井段数占出油井段总数的53%，近期重新压裂获得高产的F159、F143、GX26等一批老井亦发育夹层，其中，F159井针对夹层发育段3 139.0～3 239.5 m采用“体积压裂”+“高导流通道压裂”的组合缝网套管压裂工艺，实际加砂量51 m3，压裂液量1 920 m3，排量12 m3/min，压裂效果好，压裂后产能稳定，经过半年的试采，页岩油产量仍稳定在 5 m3/d，表明夹层发育的富有机质页岩段不仅是页岩油富集的地质甜点，也是压裂工程甜点，将是下一步重点勘探方向。

图4 薄夹层微观特征

图5 JYC1井不同岩相孔隙度与水平渗透率交汇图

图6 砂岩与页岩渗透率比值与通过砂岩层的页岩油百分比交汇图

2.1.4 异常高压是页岩油富集稳产的保障

异常压力形成过程反映页岩优质储集空间的形成和页岩油的运聚过程。济阳坳陷沙四上—沙三下亚段页岩内部普遍发育异常高压，两套烃源岩开始大量生烃的深度与压力出现超压的深度吻合，表明沙四上—沙三下亚段页岩体系异常高压是生烃所致[10]。依据生烃增压原理，在干酪根降解过程中流体体积膨胀，干酪根体积会有所减少，原来由干酪根支撑的部分上覆地层的有效压力就会转移到孔隙流体上，若流体不能及时排出，将导致流体超压。异常高压的形成过程也是干酪根降解、酸性流体以及页岩油聚集过程，异常高压支撑作用不仅对早期储集空间起保护作用，而且该阶段形成的乙酸、甲酸等酸性流体溶蚀长石和碳酸盐矿物，形成大量次生孔隙，改善储集层物性，同时，该阶段矿物润湿性发生反转，由水润湿向油润湿转化，一方面促进了分散油气的运聚，另一方面减缓了成岩作用，特别是胶结和交代成岩作用的进行，保护了储集空间。因此，成烃、成储、异常压力的形成演化过程，本质上为烃源岩异常压力、储集性、含油性的耦合协同演化过程，表现为济阳坳陷页岩生烃演化到一定程度，超压、滞留烃高峰与优质孔隙发育段存在良好对应关系（见图7）。

图7 济阳坳陷页岩生烃、剩余压力、乙酸和孔隙度演化

异常高压一定程度上反映页岩生烃演化和页岩油的保存条件。页岩生烃演化过程中烃类不断聚集、压力不断积累，超压封存体系形成，页岩封闭能力越好，生烃超压越发育，页岩中连续状滞留烃类越富集。济阳坳陷勘探实践表明，目前发现的页岩油井均为异常高压，压力系数基本上都在1.2以上。L69井沙三下亚段3 058.35 m页岩流体包裹体测试结果表明，流体捕获时的压力较大，部分压力系数达到2.22～2.89，反映页岩为异常高压系统，属于封闭流体体系。靠近断裂的D95井3 280～3 307 m层段压力系数为1.16，页岩油产能低，测试日产油0.36 t，原油密度为0.957 g/cm3，黏度为314 mPa·s，反映该页岩压力系统已遭破坏，页岩油保存条件差，属于半开放体系，原油已遭降解。

异常压力对页岩油相态和产能也有重要的影响。济阳坳陷在埋深小于2 500 m的常压页岩层生成的烃类流体以稠油为主，在埋深为2 500～3 000 m的弱超压页岩层生成的烃类流体以常规油和稠油为主，在埋深大于3 000 m的超压页岩层生成的烃类流体以常规油为主，在埋深大于4 200 m的强超压页岩层生成的烃类流体为挥发油和凝析气。生烃产生的异常压力是页岩油运聚的重要动力，前期勘探实践表明，压力系数与日产油量具有正态相关性，页岩油主要富集在压力封存箱箱缘，表明页岩油具有在异常压力驱动下向封存箱箱缘运聚的动态富集过程；另外，页岩油产能随着地层压力下降而下降的特征明显，表明异常压力是页岩油产出的动力。

2.2 页岩油富集规律

通过对研究区66口页岩油井的精细解剖以及与北美福特沃斯盆地Barrnett、落基山脉地区Niobrara和圣华金盆地 Montery等页岩油对比分析[21-23]，依据储集空间、开发生产条件及开发经济效果，结合页岩油井所处构造位置，将济阳坳陷页岩油类型划分为基质型、夹层型和裂缝型。

基质型页岩油主要分布在洼陷带埋深3 400 m以下生油窗的富有机质纹层状岩相，主要赋存在页岩有机孔、碳酸盐晶间微孔、黏土矿物粒间微孔、碎屑矿物粒间孔、层间缝、贴粒缝等孔缝中。页岩油富集程度主要受岩相、有机质丰度、成熟度控制。该类页岩油的开发相对困难，只有达到一定成熟度，有机质孔隙网络大量发育，油性变好时才可能效益开发。如Barnett shale产油区Ro值一般大于0.9，有机质孔隙占95.2%，赋存于其中的轻质油和凝析油得到工业性开发。济阳坳陷烃源岩热演化程度整体偏低，Ro值为0.4%～1.0%，有机质孔隙不发育，仅发育有机质边缘收缩孔缝，在3 400 m以下有机质孔隙才开始发育；受热演化程度和成烃母质的影响，济阳坳陷目的层段基质型页岩油以常规油为主，平均密度为 0.88 g/cm3，50 ℃条件下的平均黏度为 57.7 mPa·s，日产油一般低于2 t（自然产能）。

夹层型页岩油主要分布在斜坡带埋深3 000 m以下富有机质纹层状和层状岩相及其内发育的薄砂岩、碳酸盐岩夹层，主要赋存在薄夹层碎屑颗粒粒间孔、碳酸盐晶间孔和页岩微孔缝中。页岩油富集程度受夹层发育程度、岩相、有机质丰度和演化程度控制。该类页岩油富集和采出条件好、可开采程度高，国外已有许多成功的勘探经验，如落基山脉地区 Niobrara页岩油、墨西哥湾盆地Eagle Ford页岩油是美国最为主要的勘探类型。目前，济阳坳陷该类型页岩油勘探效果较好，多口兼探井和老井压裂试验井均有稳产、较高产的特点，如Y187井沙三下亚段3 440.42～3 504.47 m层段5 mm油嘴放喷日产油154 t、日产水3.22 m3、日产气13 400 m3，3年累计产油7 681 t、产水256 m3、产气18.71×104m3，展示了良好的勘探前景，是济阳坳陷近期最为有利最为现实的勘探类型。

裂缝型页岩油主要分布在断阶带、鼻状构造带和中央隆起带等富有机质纹层状、层状岩相，主要赋存在由于构造作用、成岩作用、成烃作用形成的裂缝网络及页岩微孔缝中。页岩油富集程度主要受微裂缝发育程度、岩相和有机质丰度、演化程度控制。该类页岩油富集和采出条件好，如渤南洼陷的 L42井沙三下亚段2 828.13～2 861.00 m层段6 mm油嘴放喷日产油79.9 t、日产气7 746 m3，气油比97 m3/ m3，自喷2年累计产油13 605 t。但受裂缝预测技术手段滞后的影响，该类页岩油未大规模开发。目前，全球仅圣华金盆地Montery裂缝型页岩油获工业性开采，但EIA在2012年和2014年两次下调该区页岩油资源量数据，下调幅度高达96%，表明该类型页岩油勘探仍存在诸多不确定因素。

3 页岩油甜点评价及区带优选

济阳坳陷陆相页岩油地质甜点因素主要包括岩相、微裂缝、薄夹层和异常高压等，通过精细解剖、系统研究，结合勘探实践，建立基于页岩油富集要素的单因素评价、多因素叠合的页岩油甜点综合评价体系，并指出页岩油富集有利区带。

3.1 页岩油甜点评价

3.1.1 有利岩相评价及预测

济阳坳陷页岩油主要产自富有机质纹层状岩相和富有机质层状岩相，两种岩相分别占出油井段岩相的70%和 28%。结合物性、含油性及可动性分析化验结果，将富有机质纹层状岩相划分为Ⅰ类，富有机质层状岩相划分为Ⅱ类，其他岩相划分为Ⅲ类，其中，富有机质TOC值大于2%[23]，对应的成熟烃源岩S1值大于2 mg/g[24]。基于岩石组份、沉积构造和有机质在一定程度上控制泥页岩的储集性、含油性和页岩油可动性，建立“岩石组份-沉积构造-有机质”综合页岩岩相划分方案，通过测井建模进行岩相外推，认为济阳坳陷页岩岩相在横向上受陆源碎屑供给的影响，垂直于湖盆长轴方向，含有机质块状泥岩相—富有机质层状泥岩相—富有机质纹层状灰质泥岩相—富有机质纹层状泥质灰岩相—富有机质纹层状灰质泥岩相—富有机质层状灰质泥岩相—含有机质块状泥岩相对称环带状分布。

3.1.2 微裂缝发育程度评价及预测

济阳坳陷页岩段发育多类型微裂缝，本文研究对象为构造缝、层间缝和超压缝，采用岩心、常规测井和成像测井多方法综合评价，结合出油井和显示井分布特征，将3类裂缝叠合区划分为Ⅰ类区，2类裂缝叠合区划分为Ⅱ类区，其他划分为Ⅲ类区。构造缝主要采用岩心标定成像测井、成像测井标定常规测井的方法进行识别，微裂缝发育段测井响应特征表现为扩径、高声波时差、高中子孔隙度、高电阻率、低密度、低自然伽马。基于纹层状岩相的层间缝最发育且多位于半深湖相斜坡区的特点，利用地层产状与层间缝发育程度的关系，结合纹层状岩相预测层间缝分布，利用大量数据统计结果，研究区目的层段地层倾角大于 6°时，页岩层间缝开始大量发育，地层倾角和纹层状岩相分布综合预测层间缝发育区。利用地层破裂压力并结合有机质特征预测超压缝分布，根据实测数据，采用尹顿法计算济阳坳陷富有机质页岩破裂下限的压力系数为 1.38，利用地层破裂压力系数大于 1.38，TOC值大于2%预测超压缝分布。在判识出3类裂缝的基础上进行微裂缝发育区预测。以东营凹陷沙四上亚段 2层组为例，Ⅰ类区主要分布在中央构造带，Ⅱ类区主要分布在博兴洼陷、陈官庄、胜北断裂带附近。

3.1.3 薄夹层发育程度评价及预测

济阳坳陷页岩油井中，碳酸盐岩夹层油井占夹层型油井的82.7%，其中夹层数一般在3层以上，累计厚度在4 m以上；砂岩夹层油井仅占17.3%，夹层数和累计厚度均大于碳酸盐岩夹层。据此将碳酸盐岩夹层发育段定为Ⅰ类、砂岩夹层发育段定为Ⅱ类。结合研究区大量录井和测井资料进行夹层展布预测，薄夹层在测井曲线上表现为中低自然伽马值（50～80 API）、三孔隙度曲线呈现“靠拢”、电阻率明显增高的特征。以东营凹陷沙四上亚段 2层组为例，薄夹层主要分布斜坡带和陡坡带。

3.1.4 异常压力发育程度评价及预测

依据研究区页岩油井压力系数大于 1.2和页岩破裂下限的压力系数为1.38的特点，将压力系数大于1.4划分为Ⅰ类、压力系数为 1.2～1.4划分为Ⅱ类。页岩段实测压力少，利用声波时差数据和烃源岩中岩性油藏试油压力资料，应用等效深度法并结合地层因子法、经验关系法，对济阳坳陷页岩地层压力进行恢复。以东营凹陷沙四上亚段 2层组为例，异常高压主要发育在洼陷带、斜坡带，异常高压的中心与沉积中心基本一致。

3.2 有利区优选

在页岩油地质甜点因素评价的基础上，结合页岩油资源分布、页岩油流动和可压性条件、国内外页岩油勘探实践，建立济阳坳陷陆相页岩油选区评价体系（见表4），通过多因素叠合，明确页岩油甜点分布规律。利用滞留油减去吸附油的方法，计算济阳坳陷游离页岩油资源量为41×108t，平面上主要分布在东营凹陷和沾化凹陷，纵向上主要分布在3 000～4 000 m，占页岩油资源量的 85%以上，主要富集在沙三下亚段 3层组、沙四上亚段 2层组。根据页岩油主控因素综合确定济阳坳陷基质型页岩油主要分布在利津洼陷、渤南深洼区，叠合有利区面积为 231.38 km2；夹层型页岩油主要分布在东营凹陷斜坡带和陡坡带、渤南洼陷陡坡带和深洼带、车镇凹陷斜坡带、惠民凹陷深洼带，叠合有利区面积为2 062.65 km2；裂缝型页岩油主要分布在东营凹陷中央隆起带、渤南洼陷鼻状构造带、车镇洼陷断阶带和惠民凹陷中央隆起带，叠合有利区面积为763.28 km2。

表4 济阳坳陷陆相页岩油选区参数标准

图8 东营凹陷页岩油有利区优选评价图

4 结论

针对济阳坳陷古近系陆相页岩非均质性强的特点，开展了页岩细粒沉积机理研究，明确了不同岩相分布规律；针对原油密度高、黏度大、流动性差的特点，开展了页岩油赋存状态研究，揭示了烃类流体物性演化规律；针对陆相页岩压裂困难，采用“酸蚀蚓孔缝+体积分支缝+高导流主缝”组合缝网压裂技术，实现了页岩黏土组分含量高、埋藏时间短、成岩弱页岩的有效压裂。

济阳坳陷古近系页岩油富集甜点评价因素包括岩相、微裂缝、薄夹层和异常压力等，其中，岩相是页岩油富集的基础，页岩油主要富集在储集性和含油性好的富有机质纹层状岩相；微裂缝是游离态页岩油富集的场所，亦为页岩油渗流提供必要通道；薄夹层是页岩油稳定渗流的有利条件，亦是有利的压裂改造通道；异常高压是页岩油富集稳产的保障，异常高压不仅是页岩储集性、含油性的有利因素，也是页岩油运聚产出的动力，亦是页岩油赋存状态和保存条件的直接反映。

济阳坳陷古近系发育基质型、夹层型和裂缝型 3类页岩油。基于精细解剖、系统研究，结合勘探实践，建立了页岩油富集要素评价标准，形成了多因素叠合的页岩油甜点综合评价体系，指出了夹层型页岩油为济阳坳陷近期最为现实的勘探类型，主要分布在东营凹陷斜坡带和陡坡带、渤南洼陷陡坡带和深洼带、车镇凹陷斜坡带、惠民凹陷深洼带。