济阳坳陷页岩油勘探实践与前景展望

刘惠民

（ 中国石化胜利油田分公司 ）

0 引言

页岩油作为一种新兴的石油资源，目前已成为全球勘探开发的热点[1-8]。国家标准中将页岩油定义为赋存于富有机质页岩层系中的石油，页岩层系中粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩单层厚度不大于5m，无自然产能或低于工业石油产量下限，需采用特殊工艺措施才能获得工业石油产量[9-10]。济阳坳陷为中国东部新生代典型富油陆相断陷盆地，页岩油资源丰富[11-15]、分布广泛，东营、沾化、车镇、惠民等凹陷均有分布，页岩油主要分布在古近系沙河街组沙四上亚段、沙三下亚段及沙一段3 套富有机质页岩层系中，其中以东营凹陷、沾化凹陷为主。济阳坳陷页岩油是陆相断陷湖盆复杂沉积环境下形成的不同于海相盆地和国内其他陆相盆地页岩油的一种页岩油类型，其又可划分为基质型、互层型、裂缝型等类型[11]。在近10 年的攻关研究和勘探实践过程中，济阳坳陷在东营、沾化等凹陷取得了多个层系、多种类型页岩油的突破，展示了济阳坳陷页岩油良好的勘探前景。

1 页岩油特征

与国内外其他地区页岩油相比，济阳坳陷页岩油在形成环境、页岩特征、演化程度、页岩油性质等方面均有很大不同，是一类独具特色的页岩油。北美页岩油沉积时代早，热演化程度高，为海相沉积环境，石英或碳酸盐等脆性矿物含量高，物性好，可压裂性好。松辽盆地古龙页岩油为陆相淡水湖盆沉积环境，热演化程度高，碳酸盐矿物含量低，属于轻质油，原油密度低，裂缝发育程度低[10]（表1）。济阳坳陷页岩油是在陆相断陷咸化湖盆沉积的半深湖—深湖相富有机质、富碳酸盐页岩中富集的中—低与中—高热演化程度并存的页岩油，具有以下特点：页岩分布广，沙四上亚段、沙三下亚段及沙一段3 套富有机质页岩厚度大于50m 区域的面积均超过6800km2；有效厚度大，多数洼陷3 套富有机质页岩厚度可达300～500m 以上，页岩油资源潜力大、丰度高；页岩层理发育，以高碳酸盐含量为显著特点，平均含量在50%以上，具有较好可压裂性；富碳酸盐页岩纹层发育，叠加断陷盆地天然裂缝系统，渗流能力强；富有机质页岩以中、低热演化程度为主，储集空间主要为无机孔隙，产油为主，原油密度较高；页岩层系地层压力高，压力系数一般为1.2～2.0，自然能量充足，页岩油日产量高。

2 页岩油勘探历程

济阳坳陷页岩油勘探经历了从认识—实践到再认识—再实践不断探索的过程，其勘探有近50 年的历史，可分为勘探偶遇、主动探索、创新突破3个阶段（图1）。

图1 济阳坳陷页岩油勘探历程Fig.1 Exploration history of shale oil in Jiyang Depression

2.1 勘探偶遇阶段（1972—2006 年）

1972 年，在沾化凹陷渤南洼陷的Y18 井于沙一段泥页岩中偶然发现了工业油气流，当时称为泥页岩裂缝油气藏。之后东营凹陷多口探井也获得工业油气流，其中6 口探井累计产油过万吨，展示了济阳坳陷页岩油勘探的巨大潜力。该阶段以常规构造油气藏和隐蔽油气藏为勘探对象，钻探过程中在沙河街组泥页岩段多口井见油气显示或获得工业油气流[16]。其间对泥页岩裂缝油气藏进行了探索性的攻关研究，并采取“兼探为主，专探为辅，深化认识，改进技术”的策略[17]。由于当时地质认识局限性，以及常规直井勘探技术、预测方法不适应性[18-19]，泥页岩裂缝油藏预测难度大，页岩油勘探并未有实质性进展，以偶然发现为主。

2.2 主动探索阶段（2006—2012 年）

受北美海相页岩油气成功勘探开发的启示，从2006 年开始加快了济阳坳陷页岩油的专题研究与勘探步伐。济阳坳陷320 余口探井在泥页岩中见油气显示，其中30 余口井获工业油气流。各凹陷、多层系均见工业性油气流，以东营凹陷、沾化凹陷最多；层系上以沙三下亚段为主，其次为沙四上亚段和沙一段。页岩油投产井累计产油最高达27896t。初步认识到济阳坳陷页岩油具有“连续成藏、局部富集”的特点，基本明确了济阳坳陷页岩油较大的勘探潜力与方向，并以此认识为指导，先后部署4 口系统取心井，累计取心1010m，并开展上万块（次）样品系统测试分析，为推进济阳坳陷页岩油基础地质研究奠定了扎实的资料基础，逐步认识到济阳坳陷陆相页岩油与北美海相页岩油的显著差异。2011—2012 年，优选沾化凹陷渤南洼陷沙三下亚段部署BYP1 井、BYP2 井及东营凹陷利津洼陷沙四上亚段部署LY1HF 井等4 口页岩油专探井，探索裂缝型与基质型页岩油。其中，渤南洼陷钻探的3 口井，在目的页岩层水平段钻井过程中出现了不同程度的井壁垮塌，压裂均不成功，单井初期产量、累计产量均比较低；利津洼陷钻探的LY1HF 压裂效果不理想，产能也较低。

总的来看，由于对页岩油富集规律探索不够深入、在水平井落靶层选择上存在误区，以及对页岩钻井与增产工艺准备不足等原因，主动探索阶段部署的水平专探井效果不理想，未达到预期目的。济阳坳陷页岩油第一轮专探井失利对胜利油田页岩油勘探提出了新的挑战：页岩油钻井、完井和压裂工程工艺技术需要完善、页岩油富集规律需要进一步深化研究。

2.3 创新突破阶段（2013 年至今）

“十二五”以来，依托国家“973”、国家科技重大专项及中国石化集团公司科技攻关项目，开展济阳坳陷富有机质页岩“储集性、含油性、可动性和可压性”基础地质研究与关键技术攻关，在页岩微观表征、富集模式、有利区预测等方面取得重要进展[20-27]，重新审视了济阳坳陷页岩油“有效烃源岩厚度大、资源丰度高、裂缝发育、渗流能力强、地层天然能力充足及富碳酸盐页岩具有一定可压裂性”等有利条件。配套形成了勘探部署评价与工程工艺技术系列，如地质背景约束下地震多属性融合的岩相预测技术、叠前叠后裂缝地震预测技术、济阳坳陷页岩油优快钻井工程技术和济阳坳陷页岩油组合缝网压裂技术等，济阳坳陷页岩油勘探取得战略性突破。通过新一轮200 余口老井复查，优选优质页岩层段开展重新试油，验证地质新认识，试验压裂新工艺。对直斜井富有机质页岩层压裂改造20 余口，90%的井累计产量超过千吨，进一步证实地质新认识的可行性、组合缝网体积压裂工艺的适应性，大大增加了展开济阳坳陷页岩油勘探的信心。

2019 年以来，按照“直斜井试油战略侦察，风险勘探引领突破，水平井专探求产”的指导思想，遵循济阳坳陷页岩油“四性”20 参数地质评价体系与勘探突破目标优选工作流程，选靶区、选靶层、定靶盒，探井部署由裂缝型转向基质型、由Ro＞0.9%转向Ro＜0.9%，设计水平专探井实施钻探，实现济阳坳陷页岩油商业产能突破。2019 年和2020 年，在沾化凹陷渤南洼陷及东营凹陷博兴洼陷部署钻探YYP1和FYP1 两口风险探井，实现了济阳坳陷页岩油商业产能的重大突破，证实济阳坳陷超压、富有机质、中等热演化程度、纹层状富碳酸盐页岩具有较大的勘探开发潜力，初步测算中等热演化程度页岩油资源量为20×108t。2021 年，在沾化凹陷渤南洼陷部署钻探该阶段第三口风险探井——BYP5 井，实现了济阳坳陷高热演化程度、层状富碳酸盐页岩油商业产能的重大突破，峰值日产油160t 油当量，累计产油11671t 油当量（4 个月累计产油过万吨油当量）。BYP5 井的持续突破，证实济阳坳陷超压、富有机质、高热演化程度、层状富碳酸盐页岩也具有较大的勘探开发潜力，初步测算济阳坳陷高热演化程度页岩油资源量为7×108t。同年，在东营凹陷牛庄洼陷部署钻探直斜兼探井——NX124 井，探索超压（压力系数1.5）、富有机质（TOC=3%～3.5%、S1=2～4mg/cm3）、低热演化程度（Ro=0.6%）、富碳酸盐（60%～70%）纹层状页岩，采用组合缝网体积压裂工艺，取得重大进展，峰值日产油43.2t，累计产油1974t。NX124 井的测试成功，证实济阳坳陷超压、富有机质、低热演化程度、纹层状富碳酸盐页岩也具有较大的勘探开发潜力，初步测算济阳坳陷低热演化程度页岩油资源量为14×108t。

近年来，济阳坳陷页岩油勘探的相继突破，进一步证实济阳陆相断陷咸化湖盆高热演化（Ro＞0.9%）、中等热演化（Ro=0.7%～0.9%）、低热演化（Ro=0.5%～0.7%）程度的富有机质纹层（层）状富碳酸盐页岩均具有较大的勘探开发前景。

3 页岩油勘探创新认识

10 年以来，依托重大科技攻关项目，针对济阳陆相断陷咸化湖盆页岩沉积、成岩、有机质热演化、页岩油赋存与富集特殊性等基础地质问题开展攻关研究，提出了济阳坳陷页岩岩相划分方案，取得了富有机质页岩储集性、含油性、可动性、可压裂性创新性认识，有效指导了济阳坳陷页岩油勘探实践。

3.1 页岩岩相平面呈环带状分布

页岩岩相是连接微观研究与宏观预测的桥梁，是页岩储集性、含油性、可动性、可压裂性的物质基础和载体。因此，有必要确定济阳坳陷页岩岩相类型，明确其分布规律。国内外诸多专家学者对页岩岩相进行了划分，划分方案由仅考虑页岩矿物成分、颜色向页岩岩石组分、颜色、沉积构造、有机碳含量及成因等综合因素方向发展[28-34]。根据岩心观察、薄片鉴定及X 射线衍射全岩矿物分析资料，基于岩石组分、沉积构造、有机质丰度，可将济阳坳陷古近系页岩划分为纹层状、层状和块状3 类16 种岩相，其中主要发育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、富有机质层状灰质泥岩相、含有机质层状灰质泥岩相、含有机质块状灰质泥岩相等6 种岩相（图2）。

图2 济阳坳陷页岩岩相特征（NY1 井）Fig.2 Lithofacies characteristics of shale in Jiyang Depression（Well NY1）

从岩相类型分布来看（图3），济阳陆相断陷湖盆页岩岩相平面上呈环带状分布。从缓坡带→洼陷带→陡坡带，岩相类型由砂岩相→含有机质块状泥岩相→含有机质层状灰质泥岩相→富有机质层状灰质泥岩相→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→含有机质层状灰质泥岩相→富有机质层状泥质灰岩相→含有机质块状泥岩相→砂岩相。富有机质纹层状灰质泥岩/泥质灰岩相主要分布在盆地中部的斜坡部位，石灰岩相主要分布在盆地西部的局部台地上。平面上，岩相分布受古物源、古地形控制明显，围绕水下台地呈环带状分布。

图3 东营凹陷沙四上亚段纯上次亚段2 层组岩相分布图Fig.3 Lithofacies distribution of the second thin layer of the upper part of the upper sub member of the fourth member of Shahejie Formation in Dongying Depression

3.2 富含碳酸盐的纹层（层）状岩相是济阳坳陷页岩油有利的储集岩相

不同页岩岩相矿物成分不同、孔缝系统差异较大，造成了储集性能不同，因此有必要研究不同岩相的孔隙特征和储集性能。

通过大量探索和实践，建立了页岩储集性能表征方法：利用薄片、电镜观测及氩离子抛光—场发射电镜联合分析等方法观测页岩样品孔隙特征及分布，利用核磁法定量分析孔隙结构和储油有效性。应用该方法，明确了济阳坳陷页岩储集空间包括矿物晶间孔、片间孔、粒间孔、溶蚀孔、干酪根网状孔和裂缝等[16，35]（图4）。受控于盆地热演化程度，页岩储集空间以无机孔隙为主，孔径跨度大，由纳米级到超微米级（＞10µm）均有分布。矿物重结晶与有机质热演化实验表明，Ro＞0.7%页岩粗介孔开始增多，Ro＞0.7%（中成岩B 期后）是济阳坳陷页岩次生孔隙主要发育阶段，无机孔隙占比达95%。

图4 济阳坳陷富有机质灰质页岩孔缝网络分布图Fig.4 Pore-fracture network of organic rich limy shale in Jiyang Depression

不同岩相孔缝组合特征差异较大，可将页岩储集空间组合划分为三大类：（1）网状缝—基质孔隙型孔缝组合模式，由大量晶间孔、溶蚀孔、有机质孔组成，平均孔隙度为8.72%，该模式主要见于纹层状岩相；（2）穿层缝—顺层缝—基质孔隙型孔缝组合模式，由部分晶间孔、溶蚀孔、有机质孔组成，平均孔隙度为5.23%，层状岩相发育此种模式；（3）不规则缝—基质孔隙型孔缝组合模式，由少量黏土晶间孔—有机质孔组成，孔隙度为2.28%，块状岩相发育此种模式。富有机质纹层状岩相孔隙发育，且多尺度的孔隙处于连续分布状态，储集空间具有较好的空间连通性；层状岩相孔隙呈不连续分布，孔隙连通率较低；块状岩相孔隙呈不连续分布，孔隙连通性差。前人研究成果表明[15，22，24]，孔径大于30nm 的储集空间有利于游离油富集，不同岩相中孔径大于30nm 的孔隙占比为：纹层状＞层状＞块状。因此，从储集空间连通情况及有效孔隙占比情况看，富含碳酸盐的纹层（层）状岩相是济阳坳陷页岩油有利的储集岩相。

3.3 中—低与中—高热演化程度页岩油并存，以中—低热演化程度的页岩油为主

页岩的含油性是评价页岩品质好坏的一项重要指标，济阳坳陷富有机质页岩具有较好的含油性。岩心观察表明，页岩层间、层面残留沥青质，页理缝内有明显油味，层间有油质充填；薄片观察表明，微裂缝中有油充填，页理缝内普遍发荧光，少量矿物颗粒间见荧光现象，方解石晶体间有油充填；扫描电镜表明，页岩油呈薄膜状、浸染状黏附于矿物颗粒表面，并在裂缝周围富集。

页岩油赋存状态以游离态和吸附态为主，而现实技术条件可动用的仅为游离态油。游离态页岩油在泥页岩较大孔隙和裂缝中呈薄膜状，而吸附态页岩油在较小孔隙中呈浸染状（图5）。从页岩游离油与深度关系来看，沙三下亚段半咸化环境页岩游离油主要发育在3000m 以深，3000m 以浅为吸附油递增阶段，3000～3700m 为游离油递增阶段，3700～4000m 为游离油递减阶段。沙四上亚段咸化环境页岩游离油主要发育在2500m 以深，2500m 以浅为吸附油递增阶段，2500～3600m 为游离油递增阶段，3600～4200m为游离油递减阶段（图6）。

图5 页岩油赋存状态Fig.5 Occurrence of shale oil

图6 济阳坳陷沙三下亚段、沙四上亚段富有机质页岩游离油与深度关系Fig.6 Relationship between free oil and depth of organic rich shale in the lower part of the third member and the upper part of the fourth member of Shahejie Formation in Jiyang Depression

济阳坳陷沙三下亚段、沙四上亚段页岩滞留油总量为237×108t，游离油总量为41×108t，其中Ro=0.5%～0.7%的游离油为14×108t，Ro=0.7%～0.9%的游离油为20×108t，Ro大于0.9%的游离油为7×108t，中—低热演化程度游离油占游离油总量的82.9%。

3.4 超压环境下不同类型富碳酸盐页岩油具有较好可动性

可动性和流动性是页岩油能否产出的先决条件。济阳坳陷已测试探井并获得油气流的页岩油原油密度较大，多为中质油—重质油。创新突破阶段测试成功的兼探井、水平专探井页岩油密度均小于0.89 g/cm3，YYP1 井页岩油密度为0.875g/cm3，FYP1井页岩油密度为0.84g/cm3，BYP5 井页岩油密度为0.83g/cm3，NX55 井页岩油密度为0.89g/cm3，主要为富碳酸盐基质型页岩油。NY1-1HF 井页岩油密度为0.85g/cm3，主要以裂缝型页岩油为主。北美鹰滩海相已动用页岩油多为轻质油，原油密度小于0.84g/cm3。

页岩油的流动性受控于有机质热演化程度、天然裂缝发育程度及地层流体压力等地质因素。受控于济阳坳陷页岩的特殊性，生油母质类型与热演化程度造成济阳坳陷页岩油密度偏高、流动性较差，但仍然可以获得较高产能。一方面，济阳坳陷沙四上-沙三下亚段中深层富有机质页岩地层压力高（绝对地层压力为50～90MPa），压力系数介于1.2～2.0之间，异常高压自成封闭系统，地层自然能量充足；另一方面，济阳坳陷富碳酸盐纹层状页岩粗介孔发育程度与碳酸盐含量成正比，与泥质含量成反比，富碳酸盐纹层具有大孔优势，而黏土纹层以小孔为主；济阳坳陷富碳酸盐页岩纹层发育，叠加陆相断陷盆地天然裂缝系统，形成独特的无机孔—缝网络系统，渗流能力强。

页岩油可动性物理—数值模拟实验表明，当K渗透层/K黏土层=10，渗透层产出原油可占总产油60%以上；当K渗透层/K黏土层=100，几乎所有的原油均通过渗透层产出。济阳坳陷富碳酸盐纹层状页岩水平渗透率高于垂向渗透率1～2 个数量级，页岩油易于顺层流动。因此，相对高渗带富碳酸盐纹层有利于页岩油产出，济阳坳陷富碳酸盐纹层发育使热演化程度较低、原油密度较高的页岩油具备较好的可动性。

3.5 碳酸盐、长英质等脆性矿物含量高的济阳坳陷页岩具有较好可压裂性

可压裂性是页岩在水力压裂中能够被有效压裂的基本性质，是页岩油气开发中最关键的评价参数之一。北美主要产油页岩一般具有较高的脆性，有利于实施压裂措施。济阳坳陷页岩的脆性矿物与北美页岩既具有可比性，也存在差异。同样是高碳酸盐含量的泥页岩，Eagle Ford 页岩碳酸盐矿物是生物成因，而济阳坳陷页岩以化学成因为主，这造成了两者可压裂性的差异。

可压裂性评价结果表明，济阳坳陷富有机质页岩碳酸盐等脆性矿物含量较高，主要介于50%～80%之间，脆性指数为0.42～0.59，可压裂指数为0.52～0.64；济阳坳陷富有机质页岩层系最大与最小地应力差值较小，普遍小于8MPa，应力比值为1.01～1.16，有利于体积压裂形成复杂缝网。济阳坳陷主力页岩层综合评价为中等可压裂性，基本能够满足当前压裂工艺技术的需求。

4 页岩油配套勘探技术

4.1“四性”20 项参数地质评价体系

基于中等热演化程度页岩油地质认识，结合济阳坳陷页岩发育层段富集高产及工艺改造难度的受控因素分析，建立了页岩油综合评价“四性”参数体系，形成了济阳坳陷页岩油地质、工程双甜点“四性”分级评价体系。济阳坳陷页岩油综合评价“四性”参数体系主要包括含油性、储集性、可动性、可压裂性4 个方面20 项参数（图7）。含油性的评价目的是明确有没有页岩油，主要采用有机质热演化程度（Ro）、游离烃含量（S1）、有机碳含量（TOC）及含油指数（S1/TOC）等参数，综合考虑有机质成熟度高低、丰度大小及生烃潜力确定页岩油富集区和富集层段；储集性的评价目的是明确能储多少页岩油，主要采用页岩岩相类型、基质孔隙度、夹层孔隙度及页岩厚度、面积等参数，其中页岩岩相是页岩油赋存的载体，岩相类型的差异决定了页岩油富集程度的差异，基质与夹层中的孔隙是页岩油赋存的主要场所，二者孔隙度大小决定着页岩油的富集程度，同时评价页岩油资源量大小还需考虑页岩厚度和分布面积等参数；可动性的评价目的是明确有多少理论可动用页岩油，主要采用原油密度、气油比、压力系数、夹层发育程度、裂缝发育程度等参数，从原油自身的流动能力、运移的动力大小及产出通道的畅通程度3 个方面综合评价；可压裂性的评价目的是明确有多少技术可动用页岩油，主要采用脆性指数、脆性矿物含量、地应力、可压裂指数、埋藏深度等参数，着重评价页岩的工艺改造难度大小。

图7 济阳坳陷页岩油地质综合评价参数体系Fig.7 Parameter system for comprehensive geological evaluation of shale oil in Jiyang Depression

4.2 地球物理技术

岩相和裂缝的地震精确预测是制约页岩油勘探开发面临的主要瓶颈问题之一[35]，近年来，通过攻关形成了具有针对性的岩相与裂缝地震预测技术。

4.2.1 地质背景约束下地震多属性融合的岩相预测技术

以地质背景为约束，以页岩岩相地震响应为依据，开展敏感属性分析，采用地震多属性融合的方法进行岩相预测，提高了预测准确性。通过古地形恢复和沉积相带综合分析，明确构造底形对岩相的影响，从宏观上确保岩相发育规律与古地貌起伏一致，为后续地震岩相预测提供地质背景约束。针对页岩岩相的差异性进行正演模拟，明确地震响应特征。进而将大量钻井岩相数据与地震属性数据相结合，利用机器学习样本数据，优选具有代表性地震属性进行聚类融合，从而将多种地震属性转化为地震相再转成地质认识上的岩相，最终得出平面岩相预测图。如图8 所示，FYP1 井区受古地形及古物源的影响，东北部区域古地形较高，陆源碎屑物源缺乏，碳酸盐含量较高，主要发育富有机质纹层状—层状泥质灰岩相，西南部靠近洼陷区水体较深，有局部陆源碎屑物源注入，发育富有机质纹层状灰质泥岩夹砂岩相，东南斜坡带主要发育富有机质纹层状灰质泥岩相。

图8 FYP1 井区地震多属性融合岩相预测图Fig.8 Lithofacies prediction by seismic multi-attribute fusion in FYP1 well block

4.2.2 叠前叠后裂缝地震预测技术

裂缝是页岩油富集高产的关键要素，裂缝识别主要利用叠后和叠前属性，叠后属性方法主要根据地震反射轴的不连续性，通过构造导向滤波后的高精度相干和最大似然技术表征尺度较大的微断裂，而裂缝在微断裂附近广泛发育，可以间接预测裂缝发育带；另外通过三维体曲率属性可以反映地层的拱张变形程度，能够刻画内部构造张裂缝的发育程度。本质上叠后属性方法是从几何学属性差异出发定性地预测裂缝发育区。为了精细刻画裂缝的发育程度，充分利用叠前属性，在宽方位地震资料基础上形成了OVT 域叠前五维裂缝预测技术，可以用来进行裂缝方向、密度的预测。利用方位各向异性特征分析地震波旅行时、速度、振幅、频率差异性属性与裂缝密度、方向的关系，实现裂缝密度和方向的地震预测。相对于叠后属性而言，叠前属性方法充分利用叠前宽方位的信息，相对定量地刻画出裂缝密度和方向，能较好地指导水平井轨迹设计，辅助优化压裂设计。如图9 所示，通过OVT 域叠前五维裂缝预测，渤南洼陷YYP1井区沙三下亚段13x层组裂缝方向主要为近东西向，其次为近南北向，裂缝密度预测显示YYP1 井B 靶区域各向异性较强，裂缝密度值较高，推测裂缝发育，实际井证实A 靶点到B 靶点之间发现多处由于微裂缝发育导致的井漏，测井上表现为斯通利波幅度均有不同程度衰减；利用横波各向异性法确定YYP1井沙三下亚段13x 层组最大主应力方向为北东55°左右，与叠前预测裂缝密度主方向基本一致，进一步检验了该方法的正确性。

图9 YYP1 井区沙三下亚段13x 层组裂缝密度与方向分布图Fig.9 Fracture density and direction of the 13X thin layer of the lower part of the third member of Shahejie Formation in YYP1 well block

4.3 优快钻井工程技术

针对济阳坳陷页岩易水化分散的黏土矿物含量高、成岩程度低、地层压力高、微（裂缝）发育、稳定性差、钻井液长期浸泡，易发生井壁剥落掉块导致井壁失稳问题，研发合成基钻井液体系。该体系具有以下7 个特征：（1）闪点高（125℃），降低火灾风险，更安全；（2）不含芳香烃类物质（＜0.1%），对人身健康无影响；（3）凝点低，实验显示温度降到-40℃时合成基钻井液仍具有流动性；（4）流动性好，运动黏度为23mm2/s；（5）抗高温，提高合成基钻井液抗温性至230℃；（6）封堵能力强，研制了多级配固体封堵剂和纳米封堵剂，提高合成基钻井液的封堵率（83.1%）；（7）具有降黏性。应用该钻井液体系现场施工10 口井，电测显示三开井径平滑、规则，平均井径扩大率为9%，井壁稳定性好，保障了水平井长时间完井。页岩地层矿物成分复杂，多组分固溶水泥胶结性质区别大，影响胶结的因素较多，研制了“胶乳防窜水泥浆+高效前置液体系+套管居中工具”技术系列，固井质量明显提高。

4.4 组合缝网压裂技术

针对中等可压裂、强水敏页岩储层特点，构建波及范围更大、渗流能力更强的复杂人工裂缝网络，形成了“酸蚀裂缝+微裂缝+分支缝+高导流主缝”的组合缝网压裂技术，实现了储层有效缝控和快速排液。组合缝网压裂形成复杂缝网的机理主要基于人工裂缝内净压力大于水平应力差或在页岩基元体抗剪面上，压裂液诱发净压力达到抗剪切强度时即可形成复杂缝网。在构建人造分支缝的过程中优选液体和固体暂堵剂，强制末端缝网转向。在增大裂缝波及体积的同时，采用高导流通道压裂技术构建较高导流能力的主裂缝，以有效排出高蜡、乳化原油和膨胀、剥落的泥岩碎屑。明确了脉冲纤维加砂支撑剂成团规律，形成了低前置液脉冲加砂优化设计技术，建立了选层原则，形成一套主裂缝高导流通道压裂技术，裂缝导流能力是常规压裂的5～7 倍。研发低成本高性能一体化压裂液体系，携砂能力强，合成了双季铵盐低分子防膨剂，性能领先。3 口页岩油风险探井应用该压裂技术，水平段压裂真正实现了万立方米液、千立方米砂压裂规模，改造体积在（711～1180）×104m3（表2），根据示踪剂结果，所有段均对产油有贡献，段产能贡献率在1.05%～6.84%之间，3 口井峰值日产油均在百立方米以上，表明取得了良好的压裂效果。

表2 风险探井压裂参数统计表Table 2 Statistics of fracturing parameters in risk exploration wells

4.5“一体化”管理创新模式

4.5.1 树立地质工程一体化理念

以地质目的为导向的工艺技术攻关，以工程能力为前提的目标优选，以降本增效为目标的工程工艺方案优选，树立地质工程一体化理念。具体表现在：钻井工程、压裂工艺技术攻关充分考虑济阳坳陷页岩油地质特点，聚焦古近系地层新、页岩段埋藏深、富含碳酸盐、构造裂缝复杂、地层压力系数大、地层温度高等特点，开展针对性攻关研究；目标优选充分考虑工程工艺技术能力，聚焦页岩油富集、埋藏深度适中、构造相对简单、页岩油流动性好、页岩可压裂性好等关键地质要素，优化井位方案；工程工艺方案优化以降本增效为目标，聚焦钻井提质提速、段簇优化设计、压裂材料选择、压裂实施规模等要素，逐步降低工程成本。

4.5.2 搭建地质工程一体化平台

组建多专业协同作战的综合团队、实现页岩油勘探开发、地质工程业务链条全过程一体化。地质、物探、钻井、压裂、油藏等多单位协同，多专业融合，理论技术齐发展，认识实践共突破。方案部署同步化，勘探开发页岩油团队同步编制增储建产方案，同步确定资料录取方案，同步优化试油试采方案；井位研究统筹化，风险探井、预探井、评价井、开发井功能互补，新增储量、新建产能共担，推动增储建产同步。构建了济阳坳陷页岩油风险共担、合作共赢的地质工程一体化运行机制（图10）。

图10 济阳坳陷页岩油地质工程一体化机制Fig.10 Mechanism of geology and engineering integrated shale oil exploration in Jiyang Depression

5 页岩油资源潜力与勘探方向

5.1 资源潜力

根据济阳坳陷的实际资料，选用体积法作为济阳坳陷页岩油资源评价的方法[36]。在页岩油资源评价中，评价单元的面积和泥页岩的厚度主要根据暗色泥岩厚度等值线图获取，泥页岩密度则根据实测密度建立泥页岩密度演化剖面，页岩的含油量为游离油量，即用游离油的定量评价方法求取；气油比则是根据泥页岩油藏和常规油藏试油的气油比及动力学模拟综合求取。经测算，济阳坳陷沙四上亚段、沙三下亚段页岩油资源量为41×108t。

济阳坳陷不同类型页岩油资源量分布具有不同的规律。按照不同热演化程度划分，高热演化程度（Ro＞0.9%）页岩油资源量为7×108t，占比为17%；中等热演化程度（Ro=0.7%～0.9%）页岩油资源量为20×108t，占比为49%；低热演化程度（Ro=0.5%～0.7%）页岩油资源量为14×108t，占比为34%。按照压力体系、沉积类型划分，高压富碳酸盐型页岩油资源量为32×108t，占比为78%；高压富长英质页岩油资源量为5×108t，占比为12%；弱超压富碳酸盐型页岩油资源量为4×108t，占比为10%（图11）。

图11 济阳坳陷页岩油不同热演化程度（左）、不同类型（右）资源量分布图Fig.11 Resource distribution of shale oil with various degrees of thermal evolution (left) and types (right)in Jiyang Depression

5.2 勘探方向与远景规划

济阳坳陷页岩油勘探开发按照中国石油化工集团有限公司总体要求，坚持“地质工程、勘探开发、技术经济、探明建产”4 个一体化，按照“单井突破、井组评价、规模探明和效益建产”三步走实现效益开发。目前，济阳坳陷页岩油通过YYP1 井、FYP1 井、BYP5 井风险勘探，已突破超压、中等热演化、富碳酸盐纹层状基质型与超压、高热演化、富碳酸盐层状基质型页岩油，具备展开勘探开发的条件。

按照“先易后难，分类评价，商业突破”的勘探思路，展开评价博兴洼陷、牛庄洼陷、渤南洼陷，攻关突破利津洼陷、民丰洼陷、临南洼陷，研究准备济阳沙一段，实现规模效益增储。勘探部署上，继续遵循“直斜井试油侦察，风险勘探引领突破，水平井专探求产”的指导思想，突破不同压力体系、不同演化程度、不同岩相类型页岩油。下一步将继续加大风险勘探力度——在类型上，持续探索沙三下亚段、沙四上亚段富长英质互层型、低碳酸盐含量基质型、弱超压基质型页岩油；在层系上持续探索济阳坳陷沙一段页岩油气，进一步拓展济阳坳陷页岩油资源规模。深入推进勘探与开发、地质与工程一体化，加快济阳坳陷页岩油试验区、示范区预探与评价部署，实现济阳坳陷页岩油资源有序控制与产能有序接替。

“十四五”期间，济阳坳陷页岩油实施规划探明石油地质储量1×108t 以上，落实页岩油资源量10×108t 以上，建成试验区3～5 个、示范区2～3 个，新建产能100×104t 以上。

6 结论

济阳坳陷页岩油勘探经历了勘探偶遇、主动探索、创新突破3 个阶段，通过勘探实践和科学研究，取得了6 个方面的创新成果认识：

（1）依据岩石组分、沉积构造、有机质丰度等建立了济阳坳陷页岩岩相划分方案，济阳坳陷古近系页岩主要发育3 类16 种岩相，主要岩相类型平面上呈环带状分布。

（2）济阳陆相断陷湖盆咸化—半咸化环境页岩主要发育无机孔—缝网络，无机孔为主，富有机质纹层/层状泥质灰岩相是有利的岩相类型。

（3）济阳陆相断陷咸化湖盆富有机质页岩（Ro＜0.9%）厚度大、分布广，岩石类型多样，页岩油丰度高、资源潜力大。

（4）沙三下亚段、沙四上亚段富有机质纹层状泥质灰岩地层压力高、渗透性好，页岩油具有较好可动性，具备高产稳产的条件。

（5）济阳陆相断陷咸化湖盆富有机质页岩碳酸盐等脆性矿物含量高，有利于组合缝网体积压裂改造，能够大幅提升人工裂缝控储体积。

（6）济阳坳陷古近系沙三下亚段、沙四上亚段富有机质富碳酸盐页岩低热演化程度（Ro=0.5%～0.7%）、中等热演化程度（Ro=0.7%～0.9%）及高热演化程度（Ro＞0.9%）页岩油均具有较大的勘探开发潜力。