0 引言

页岩油是指呈游离态、吸附态或溶解态赋存于泥页岩层系中的液态烃类资源. 泥页岩层系包括泥页岩地层中可能夹有的致密砂岩、碳酸盐岩、甚至火山岩等薄层^[1-2]，按照储集空间类型可分为裂缝型、夹层型和基质型三大类^[3-4]. 世界页岩油资源主要分布在俄罗斯、美国和中国，其中美国通过页岩油革命，已率先实现页岩油商业开发^[5-6]. 中国页岩油资源也十分丰富，但与美国页岩油主要分布于海相盆地、储层类型以裂缝型和夹层型为主不同，中国页岩油主要分布在准噶尔盆地、松辽盆地、渤海湾盆地、鄂尔多斯盆地等陆相湖盆中，储层类型以基质型为主^[7-11]. 松辽盆地是中国页岩油资源潜力最大的陆相湖盆之一，近年来相继在盆地北部齐家、古龙和三肇凹陷获得页岩油工业油流. 白垩系青山口组一段（青一段）作为页岩油主要勘探层位，其中广泛发育较纯的半深湖—深湖相暗色泥页岩，被认为是典型的基质型页岩油储层^[12-14].

由于基质型页岩油滞留于纳米级孔隙和微裂缝中，难以直接开采，需要通过水力压裂技术对页岩油储层进行改造，才能获得较高的产量，因此如何选取最有利的压裂层位则成为在储层压裂改造过程中需要解决的首要问题. 相对于夹层型和裂缝型储层，湖相泥页岩基质储层具有岩性更致密、泥页岩塑性更强、原始渗流能力更弱等特征，因而通过压裂改造获得工业油流的难度更大. 直井压裂选层可以为水平井压裂求产找准靶框，降低勘探风险和成本，但目前尚无成熟的针对湖相泥页岩基质储层的直井压裂选层方法. 本文以松辽盆地三肇凹陷松页油3井为例，综合录井、测井和分析测试资料，在对各项页岩油地质参数进行综合分析的基础上，建立一套适用于湖相泥页岩基质储层的直井压裂选层方法，以期为湖相页岩油的勘探开发提供有益的借鉴.

1 青一段页岩油层分布

松页油3井是位于松辽盆地三肇凹陷中部的1口页岩油参数井，自上而下钻遇地层为第四系，新近系泰康组，上白垩统明水组、四方台组、嫩江组、姚家组、青山口组，下白垩统泉头组（未穿）. 在松页油3井钻探过程中，对青一段进行了全段取心. 通过现场岩心观察和精细描述，发现青一段岩性主要为暗色泥岩和泥页岩，局部夹粉砂岩薄层，泥岩和泥页岩占地层厚度百分比为97.39%（图 1），总体上宏观裂缝不发育，属于典型的湖相泥页岩基质储层.

根据录井、测井解释数据，松页油3井目的层青一段综合解释储层94.6 m/11层，按试采产能将储层分为工业油流（Ⅰ类）、低产油流（Ⅱ）、少量油或不产油（Ⅲ）3类. 其中Ⅰ类页岩油层60.3 m/7层（19、21、22、23、25、26、27号层），Ⅱ类页岩油层31.2 m/3层（18、20、24号层），Ⅲ类页岩油层3.1 m/1层（28号层）（图 1）. 初步选择19、21、22、23、25、26、27号层为压裂备选层.

2 页岩油层参数特征

综合考虑油气产能与储层特征的关系以及压裂施工条件因素，认为电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标对湖相泥页岩基质储层的压裂改造效果和页岩油产能将有较大影响. 下面对松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层的上述6项指标进行综合分析，以此作为压裂选层的依据.

2.1 电性参数特征

声波时差、中子、密度和电阻率等电性参数可反映地层的含油气性、孔隙度等特征. 页岩油层通常具有高声波时差、高补偿中子、低密度、高电阻率“三高一低”的特征^[15-17]. 松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层声波时差为357.0~391.2 μs/m，补偿中子为24.5~27.4 pu，密度为2.37~2.44 g/cm³，电阻率为6.0~16.0 Ωm. 整体上青一段声波时差、补偿中子、密度曲线波动较为平缓，而电阻率曲线在青一段下部明显高于上部，各项测井曲线值随深度的增加逐渐增大（图 1），表明青一段孔隙度和含油性自上而下逐渐增大的特征. 各层的岩性密度大致相当，而23、25、26号层声波时差、补偿中子和电阻率值较高，说明这些层具有较高的孔隙度和含油性（表 1）.

2.2 物性参数特征

松页油3井青一段7个Ⅰ类页岩油层测井解释孔隙度为6.6%~8.3%，渗透率为0.135~0.330 mD. 总体上看，青一段下部Ⅰ类页岩油层的孔隙度和渗透率高于上部. 其中，除22、26号层孔隙度较低外，其余各层孔隙度大致相当，尤其以23、25、27号层最高，孔隙度达到8%以上. 渗透率也以23、25、27号层最高，均大于0.3 mD；19和21号层次之；22和26号层较低. 综合对比孔隙度和渗透率，23、25、27号层物性最好（表 2）.

2.3 含油气性参数特征

综合测录井数据，采用核磁测井解释含油饱和度，地化录井热解S₁反映油层的含油性，利用气测录井数据指示油层的含气性. 松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层的含油饱和度为4.1%~37.6%，其中19、23、25号层含油饱和度较高，均在30%以上；21、22、27号层次之；26号层含油饱和度最低. 青一段Ⅰ类页岩油层S₁为5.8×10^-3~9.9×10^-3，整体上有随深度增加S₁逐渐增大的趋势，其中19、25、26、27号层S₁值最高，均达到7.0×10^-3以上，具有较好的生烃潜力，其余各层S₁值大致相当. 青一段气测全烃值普遍较高，气测录井异常显示段厚度大，整体上有随深度增加气测全烃值增大的趋势，除了18号层全烃值较低外，其余各层全烃值均在1%以上或接近1%，其中以25、26、27号层全烃值最高. 总体评价，23、25、27号层的含油气性最好（表 3）.

2.4 烃源岩性参数特征

松辽盆地北部青一段半深湖—深湖相烃源岩有机质类型整体主要为Ⅰ型和Ⅱ₁型^[18-19]，以生油为主，因此有机质类型不是制约页岩油富集的主要因素，本研究中主要针对有机质丰度和有机质成熟度进行烃源岩性参数特征分析.

总有机碳含量（TOC）是评价烃源岩有机质丰度的重要指标^[20]. 松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层测井解释TOC为2.5%~5.1%，各层TOC均超过2.0%，整体上青一段下部TOC大于上部，其中以23、25、27号层TOC值最大（表 4）.

镜质体反射率（R_o）随热演化程度的升高而稳定增大，并具有相对广泛、稳定的可比性，因此R_o成为目前应用最为广泛、最为权威的成熟度指标^[21]. 松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层实测R_o为0.84%~0.98%，最高热解峰温T_max均在445 ℃左右，表明各页岩油层均处于中等成熟阶段. 整体上随深度增加R_o值有逐渐增大的趋势，其中25、26、27号层R_o值较高，表明该页岩油层成熟度较高，其余各层大致相当（表 4）.

2.5 脆性参数特征

泥页岩脆性越好，压裂后造缝效果越好，因此脆性特征也是优选压裂层位的一项参考指标^[22]. 基于岩性扫描测井解释结果，松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层全岩矿物组成以长英质和黏土矿物为主，黏土矿物含量最高，介于35.8%~47.3%之间，其次为石英和长石、碳酸盐矿物和黄铁矿. 黏土矿物含量高，说明青一段泥页岩基质储层整体偏塑性. 根据矿物组分法计算脆性指数，松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层脆性指数为30.6%~44.3%，其中22、25、26、27号层脆性指数相对其余各层较高，有利于进行压裂改造（表 5）.

2.6 可压性参数特征

可压性指的是储层经过水力压裂后可以被有效改造的性质，能够反映泥页岩基质储层的综合特征，结合岩石力学参数和矿物组成可评价各页岩油层的可压性^[23]. 松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层泊松比为0.29~0.31，杨氏模量为1.23×10⁴~1.69×10⁴ MPa，各层泊松比和杨氏模量大致相当，说明各层弹性和刚性相差不大. 各层破裂压力为40.23~42.27 MPa，其中23、25、27号层破裂压力较低，表明这些页岩油层相对容易被压开，岩层更容易从薄弱处起裂形成裂缝（表 6）.

3 层次分析法与压裂层位优选 3.1 层次分析法

综合对比松页油3井青一段Ⅰ类页岩油层电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性和可压性6项指标，发现不同层的各项指标排名互有优劣，为减少人为主观因素对选层结果的干扰，研究中采用层次分析法对6项指标进行综合计算，以此量化筛选出最有利的压裂层位.

层次分析法（analytic hierarchy process，AHP）是20世纪70年代由美国匹兹堡大学运筹学家萨蒂提出的，将与决策总是有关的元素分解成目标、准则、方案等层次，在此基础之上进行定性和定量分析的决策方法. 层次分析法的特点是在解决复杂问题的过程中，通过深入分析问题的本质、影响因素及其内在联系，把解决问题的过程转化为数学模型，从而为解决复杂问题提供决策^[24-25].

层次分析法思路如下：依据层次分析法要素标度尺，将电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性和可压性6项指标对压裂选层有利程度的影响进行两两比较，构造正交判断矩阵，从而建立各项指标的权重模型，使各项指标对于压裂选层有利性的影响得以定量显示. 将各项指标参数进行归一化处理，得出各项指标对压裂有利程度的归一化值，再加入各项指标对应的权重进行运算，便可知青一段7个Ⅰ类页岩油层的压裂有利性.

3.2 各项指标参数归一化

以松页油3井所有页岩油层特征参数作为背景值，对这7个页岩油层的6项指标参数进行归一化处理，统一各项参数的量级，从而避免了因参数量级不同而对计算结果造成的误差. 参数归一化方法如下：

$ \bar{x}=\frac{x-x_{\min }}{x_{\max }-x_{\min }} $

(1)

$ \bar{x}=\frac{x_{\max }-x}{x_{\max }-x_{\min }} $

(2)

其中，x为各项参数归一化之后的数值，x为各项参数原值，x_min为所有页岩油层该参数的最小值，x_max为所有页岩油层该参数的最大值. 对于诸如岩性密度、泊松比、破裂压力等，其数值与压裂选层有利性呈负相关的参数采用式（2）进行归一化计算，而其余数值与压裂选层有利性呈正相关的参数采用公式（1）计算.

经过归一化计算后，各项参数值均处于0~1之间. 由于在一项指标中包含多项参数（如物性指标中包含孔隙度和渗透率两项参数），还需对同一项指标中的各项参数进行算数平均数合并（式3），计算后的结果可代表各项指标对压裂的有利程度（表 7）.

$ X=\frac{1}{n} \sum\limits_{k=1}^n \bar{x}_k $

(3)

其中，n为同一项指标中特征参数的个数，X为指标归一化值.

3.3 基于层次分析法的压裂层位优选

在引进低渗透砂岩储层的压裂选层指标判断标度的基础上^[25]，结合湖相泥页岩基质储层的特点进行优化，形成一套适用于湖相泥页岩基质储层的压裂选层方法模型，然后将各页岩油层的6项指标参数代入压裂选层方法模型中进行计算.

首先，对电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标的重要性进行分析. 含油气性反映储层中原油的性质和含量，是压裂选层最重要的影响因素；烃源岩性反映页岩油层的生烃潜力，跟含油气性息息相关，也是极其重要的影响因素；物性反映储层的储集空间和渗流能力，是非常重要的影响因素；电性是储层的孔隙度和含油气性的间接反映，也是比较重要的影响因素；脆性影响压裂造缝效果，对压裂选层的影响一般重要；可压性是反映储层能否被有效改造的岩石力学性质，是压裂施工过程中必须考虑的因素，但是考虑到松页油3井的可压性参数差异不大，这里将可压性作为稍微重要的指标（表 8）.

最终确定电性（C₁）、物性（C₂）、含油气性（C₃）、烃源岩性（C₄）、脆性（C₅）和可压性（C₆）这6项指标对压裂选层有利性的影响大小依次为：含油气性＞烃源岩性＞物性＞电性＞脆性＞可压性，对压裂选层有利性的判断矩阵为：

根据层次分析法模型计算，得出其特征向量为：W＝[0.0968，0.1674，0.3864，0.2583，0.0514，0.0397]^T

各项指标对于压裂选层有利程度的权重见表 9.

计算各页岩油层每一项指标的归一化参数值与其权重的乘积之和，即可得到各层的压裂有利性（表 10）.

根据计算结果可知，松页油3井青一段各页岩油层的压裂选层有利性排序为：27号层＞25号层＞23号层＞26号层＞19号层＞21号层＞22号层.

对松页油3井23、25、27号层进行压裂试油求产，实现了松辽盆地三肇凹陷页岩油工业油流突破，证明该压裂选层方法可行有效.

4 结论

通过录井、测井解释数据查明了松页油3井青一段7个Ⅰ类页岩油层分别为19、21、22、23、25、26、27号层，基于层次分析数学模型综合分析电性、物性、含油气性、烃源岩性、脆性、可压性6项指标，对各Ⅰ类页岩油层的压裂有利性进行了综合排名，即27号层＞25号层＞23号层＞26号层＞19号层＞21号层＞22号层，从而建立了一套湖相泥页岩基质储层直井压裂选层方法.

对松页油3井23、25、27号层进行了压裂试油，实现了松辽盆地三肇凹陷页岩油工业油流突破，证实该压裂选层方法可行有效，可推广应用于湖相基质型页岩油的甜点层优选和水平井部署.