2. 中国石油大学(北京)
, Han Wenzhong1
, Shi Zhannan1
, Xu Jing1
, Song Shunyao1
, Liu Xuewei1
, Wang Dong1
, Guan Quansheng1
, Sun Biao2
, Ding Yujiao1
2. China University of Petroleum (Beijing)
2021年美国海相页岩油开始大规模开发，2021年页岩油产量为3.62×108t，约占其石油总产量的64.34%，实现了能源独立[1-8]。我国页岩油以陆相为主，预测可采资源量约为131.8×108t[9-15]，已经在渤海湾、松辽、柴达木等含油气盆地获得工业油流突破[16-25]，并取得了多项重要地质认识进展：一是提出了广覆式烃源条件、大面积储层、优势源储组合及有利顶底板为页岩油形成提供了物质、空间及聚集条件[26-30]；二是提出了针对甜点体系的生烃品质、储层品质、含油性及工程品质四品质综合评价要素、甜点评价参数标准及方法等[31-33]；三是形成了一套以页岩油为对象的地质评价、“甜点”地震预测、旋转导向、高效多分段重复压裂及“井工厂”作业等技术体系[34-37]，为我国陆相页岩油的发展发挥了积极作用。但是，我国陆相断陷盆地页岩油断裂发育、构造复杂、相带变化快、成熟度偏低、埋深偏大，页岩油勘探开发仍面临诸多挑战。
黄骅坳陷自2013年开始页岩油探索，并首先实现了我国陆相断陷盆地页岩油的突破。2013年针对具有高气测、高电阻率的孔店组二段（孔二段）纹层型页岩，利用G108-8井系统取心495.7m，开展了上万块次分析化验联测和综合研究，2017—2018年，研究认识指导钻探完成GD1701H、GD1702H两口水平井压裂试油，并首次获得高产工业油流，单井最高日产油68t[29, 33, 35, 38-40]。2020年针对歧口凹陷沙河街组三段（沙三段）部署的B56-1H井，压裂11段877m，连续生产574天，累计产油7292t；2021年针对歧口凹陷沙河组一段下亚段（沙一下亚段）页岩层系，部署风险探井QY1H井，压裂17段1304m，试油放喷最高日产油50t，连续自喷生产419天，累计产油7216t。
但是，随后的40余口先导试验井生产差异大，其中17口井单井EUR小于1.5×104t，达不到效益开发条件。如何实现该类资源的规模效益开发，仍面临着页岩油富集特征、高产主控因素、井位部署方案、主体压裂改造技术及排采制度等一系列难题。本文从岩心地质实验及录井、测井、试油和试采数据等资料出发，通过系统分析断陷盆地页岩油纹层富集特征、水平井布井方式、压裂改造工艺及排采方式等对页岩油井产量的影响，研究提出了页岩油富集层评价标准和关键技术对策，以期为陆相断陷盆地纹层型页岩油的效益开发和理论技术发展提供有益借鉴和参考。
1 区域地质概况 1.1 构造位置及演化特征黄骅坳陷位于渤海湾盆地中部，呈北东—南西走向，是在中生界基底上形成的新生代断陷盆地，发育沧东、歧口两大主要富油气凹陷[21]。其中沧东凹陷位于黄骅坳陷南部，面积为1760km2，形成于始新世早期裂陷Ⅰ幕，裂陷Ⅱ幕及以后活动减弱，属于早盛中衰型断陷，主要生烃层系为孔二段（Ek2）；歧口凹陷位于黄骅坳陷北部，面积为7336km2，形成于始新世中期裂陷Ⅱ—Ⅲ幕，属于中盛晚衰型断陷，主要生烃层系为沙一中亚段（Es1中）和沙一下亚段（Es1下）、沙三1亚段（Es31）。Ek2、Es31、Es1下等3套主力烃源岩层系既是常规油气藏形成的主要油气来源，也是页岩油发育的重点层段（图 1）。
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图 1 黄骅坳陷区域构造图（左）及地层特征图（右） Fig. 1 Division of regional structural units (left) and stratigraphic characteristics in Huanghua Depression (right) |
孔二段沉积时期，沧东凹陷为封闭还原环境、微咸—咸水湖盆，V/(V+Ni)为0.48~0.88，平均为0.72；Sr/Ba为0.33~2.72，平均为1.15。该环境有利于形成高频纹层、高有机质丰度、高脆性矿物含量、低黏土矿物含量的“三高一低”页岩[41-43]，长英质页岩、混合质页岩及灰云质页岩均有分布，整体表现为长英质、灰云质、黏土质及有机质等多种纹层的频繁互层，颗粒粒径普遍小于0.0625mm，长英质矿物含量达50%以上，而黏土矿物含量平均仅为16%（图 2）。TOC为1.2%~12.9%，平均为3.45%，以Ⅰ、Ⅱ1型有机质为主。G108-8井Ek21—Ek23连续338.5m岩心肉眼观察显性纹层密度为100~580层/m，薄片及扫描电镜下隐性纹层约为11000层/m。
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图 2 黄骅凹陷古近系页岩层系地质特征图 Fig. 2 Geological characteristics of the Paleogene shale in Huanghua Depression |
沙三1亚段页岩岩性以混合质页岩和长英质页岩为主，长英质矿物含量为21%~89%，平均为44.6%，黏土矿物含量平均为26.5%，碳酸盐含量平均为23.5%。岩心纹层发育但单层厚度较大，一般约为1cm。TOC为0.1%~5.6%，平均为1.43%，以Ⅱ型有机质为主（图 2）。
沙一下亚段沉积时期湖盆处于盐度较大的咸水环境，CH54X1井取心段Sr/Ba平均为1.81，V/(V+Ni)平均为0.76。页岩岩性以灰云质页岩和混合质页岩为主，黏土矿物含量较高，平均为29.3%，最高可达51.3%（图 2）。TOC平均为2.8%，最高达8.15%，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型为主。页岩层理十分发育，纹层密度为11000~24000层/m。
2 页岩油的类型划分及特征前人从不同的角度对页岩油类型进行了划分[6, 10, 14, 17]，包括夹层型、互层型、混积型、纹层型、裂缝型等，为页岩油的研究提供了重要遵循。本文根据页岩地层结构特征及矿物组分，对黄骅坳陷页岩油进行了类型划分，首先按照地层结构特征，将页岩油划分为纹层型和夹层型两大类（表 1、图 3）；其次按照矿物组分，将纹层型细分为长英质纹层型、灰云质纹层型以及二者交互的混合纹层型3个亚类，将夹层型进一步细分为夹砂岩型、夹灰云岩型以及二者交互的混夹层型3个亚类。其中纹层型页岩油属于滞留油形成的自源型页岩油（又称为页岩型页岩油），而夹层型页岩油属于有一定油气运移的他源型页岩油（又称为致密油）。
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表 1 黄骅坳陷页岩油类型划分及特征表 Table 1 Classification and characteristics of shale oil in Huanghua Depression |
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图 3 黄骅坳陷页岩油类型划分及典型特征图 Fig. 3 Classification and typical characteristics of shale oil in Huanghua Depression |
纹层型页岩岩心观察类似于深湖相的块状泥岩，但白光、荧光扫描及镜下观察，可发现厘米级、毫米级甚至微米级的水平纹层。纹层的构成主要包括长英质纹层、灰云质纹层、黏土质纹层和有机质纹层，岩石颗粒粒径一般为0.4~105.4μm，平均小于25μm，属于泥级细粒岩沉积。其中长英质纹层页岩有机质含量高，TOC为1.6%~12.9%，平均为5.41%；灰云质纹层页岩有机质含量相对较低，TOC为0.18%~6.2%，平均为1.89%。长英质与灰云质交互的混合纹层页岩TOC介于二者之间，为0.87%~7.8%，平均为3.49%。
夹层型页岩油为页岩中夹持的分米—米级砂岩或碳酸盐岩成藏，常见交错层理、变形层理、块状构造及泥晶—微晶结构，成藏机理与常规油藏无异，都是页岩生产的油气经过运移进入到储层中成藏，只是以短距离运移为主，储层物性相对较差，属于致密型储层。
纹层型页岩油的形成总体上属于页岩自身生成的烃类物质原地滞留成藏，与夹层型页岩油是页岩中生成的烃类物质运移到相邻的砂岩或白云岩/石灰岩储层成藏有着本质区别，其研究评价的内容、指标及开采技术也有着明显的不同，本文重点讨论前者。
3 纹层型页岩油形成主控因素 3.1 前（扇）三角洲—半深湖亚相控制纹层型页岩的主要分布断陷湖盆具有多物源、近物源、岩性多样的特点，其中（扇）三角洲前缘亚相以中—细砂岩为主，前三角洲—半深湖亚相有利于形成高频纹层结构、高有机质丰度、高长英质等脆性矿物、低黏土矿物含量的优质页岩，是页岩油发育的最有利场所。
黄骅坳陷发育歧口、沧东两个富油凹陷，古近纪受盆缘沧县隆起、燕山褶皱带、埕宁隆起，以及盆内孔店凸起、徐黑凸起等物源影响[41]，在湖盆边缘形成多个大小不等的三角洲朵叶体[30]（图 4）。其中，沧东凹陷孔二段细粒沉积区面积为650km2，面积相对较小，环湖发育的（扇）三角洲沉积体系，物源可波及湖盆中心部位，形成前（扇）三角洲—半深湖亚相的纹层型页岩。歧口凹陷沙三1亚段细粒沉积区面积为1821km2，面积相对较大，环湖发育辫状河（扇）三角洲沉积体系，在歧北斜坡等部位为前（扇）三角洲—半深湖亚相，是纹层型页岩形成有利区；而湖盆中心部位受物源影响弱，以高黏土含量的泥页岩沉积为主。歧口凹陷沙一下亚段细粒沉积区面积为2030km2，面积相对较大，环湖发育扇三角洲、辫状河三角洲和远岸水下扇沉积体系，在凹陷低斜坡部位为“暖、清、浅”湖湾的前（扇）三角洲—半深湖亚相，是纹层型页岩形成的有利区；而湖盆中心部位受物源影响弱，以高黏土含量的泥页岩沉积为主。
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图 4 黄骅坳陷古近系沉积体系与纹层型页岩有利发育区分布 Fig. 4 Sedimentary system and favorable development areas of laminated shale oil in the Paleogene in Huanghua Depression |
对G77井（深度为2106.8m，TOC为5.24%）的岩心样品进行逼近地质条件的半开放直压式生排烃模拟，实验温度从300~630℃间隔25~30℃不等，之后对残余岩样干酪根进行Ro值实测，获取不同成熟度条件下的产烃率数据（图 5左），结合残余岩样干酪根溶胀实验，明确了不同热演化阶段的干酪根吸附油、滞留可动油、排出油的比例。当Ro < 0.6%时，干酪根吸附量为150~200mg/g，生成的油仅能满足页岩吸附，可动油量很低；当Ro > 1.2%时，排出油量高，产烃率可达380mg/g，89.0%的油气在地层压力驱动下排出逸散，难以形成页岩中油的大量滞留。当Ro为0.6%~1.2%时，干酪根吸附油量平均为100mg/g，页岩有机质的产烃率平均可达350mg/g，滞留可动油量高，最高可达总生油量的58.2%[21, 33]。
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图 5 黄骅坳陷页岩层系热演化图（左）与页岩含油量关系图（右） Fig. 5 Thermal evolution diagram (left) and oil content (right) of shale series in Huanghua Depression |
页岩滞留可动烃量与埋藏深度的关系表明（图 5右），随着埋深的增大，可动油量先增多后减少。当深度为3200~4200m、Ro为0.7%~1.0%时，S1平均大于6mg/g。随着热演化程度提高，生成的油不断减少，气油比不断增大，原油密度和黏度不断变少，有利于页岩油的渗流[5-6, 22]。因此，中等热演化（Ro为0.7%~1.0%，深度为3200~4200m）是页岩热演化大量生烃与页岩滞留可动油量富集相匹配的最佳条件。
3.3 基准面T/R旋回转换带控制长英质页岩油的主要富集受基准面旋回的周期性变化影响，3类纹层型页岩纵向呈交替分布的特征。以G108-8井孔二段页岩层系为例，受湖平面上升、下降旋回的影响，在一个五级旋回周期内，长英质纹层页岩主要分布在R旋回周期的始端和T旋回周期的末端位置，而混合纹层页岩主要分布于旋回周期的中部，灰云质纹层页岩分布在T旋回周期的始端和R旋回周期的末端位置。在湖平面上升旋回周期内，自下而上一般为灰云质纹层页岩、混合纹层页岩、长英质纹层页岩，湖平面下降旋回周期内上述岩相的分布顺序则相反（图 6）。
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图 6 G108-8井孔二段不同类型页岩分布图 Fig. 6 Distribution of different types of shale in the second member of Kongdian Formation in Well G108-8 |
统计分析发现，形成于基准面T/R旋回转换带的长英质纹层页岩具有较高的TOC及S1，是页岩油相对富集的部位。通过基准面T/R旋回转换部位样品的荧光扫描及微区取样分析发现，纹层型页岩中的油主要赋存在长英质纹层中，荧光薄片观察到长英质纹层与黏土—有机质纹层呈现高频互层，长英质纹层荧光强度要明显高于黏土—有机质纹层，计算长英质纹层S1高达22.53mg/g，而后者S1仅为9.01mg/g，说明有机质纹层的烃类生成后也经历了微扩散和微运移，并赋存在相邻的长英质纹层中，微观尺度上仍属于“源储”耦合富集。同时部分烃类也可经运移赋存在相邻的、储集物性相对较好的灰云质纹层中。
4 纹层型页岩油有利区及富集层评价标准的建立及应用国内外专家学者多从甜点评价的角度，利用岩性、电性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性、地应力各向异性等“七性”关系，以及渗流性、敏感性、保存条件等参数[44-60]，提出了10余项页岩油评价指标，为页岩油的早期评价优选提供了重要遵循，但也存在着未将成因机制不同的纹层型页岩油与夹层型页岩油（致密油）加以区分，以及评价参数多、参数间相互交叉、标准不统一等问题，影响着页岩油的勘探开发井位部署。
本文基于黄骅坳陷纹层型页岩油勘探开发实践，建立了页岩油形成有利区与富集层的评价标准。一是提出利用页岩地层有机碳含量(TOC)、热演化成熟度(Ro)及黏土含量3项与页岩油形成密切相关的成因（内因+外因）参数进行有利区的评价与优选；二是利用首年累计产油量大于10000t的GY5-1-9H、GY5-3-1L两口井的录井可动烃量S1、脆性矿物含量、全烃峰基比以及测井深电阻率比值对数、自然伽马等5项含油性、可压裂性的表征参数，进行富集层的评价优选。根据示踪剂分段标定的日产油量，划分百米日产油量大于3.0t为Ⅰ类层、1.5~3.0t为Ⅱ类层、0.5~1.5t为Ⅲ类层，通过统计不同产油段的测井、录井参数等，建立页岩油有利区及富集层的优选评价标准（表 2）。
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表 2 黄骅坳陷纹层型页岩油有利区及富集层分类评价标准 Table 2 Classification and evaluation standard for favorable areas and enrichment layers of laminated shale oil in Huanghua Depression |
优选黄骅坳陷正常生产的37口水平井压裂段TOC、Ro与千米水平段首年累产油量关系的综合分析发现（图 7），千米水平段首年累计产油量达到5000t以上井页岩层的TOC主要分布在2%~4%，Ro介于0.8%~1.0%；当Ro＜0.8%时，无论TOC高低，千米水平段首年累计产油量均低于3280t；同时结合图 5，当Ro＞1.1%时，滞留烃量逐渐减少，因此以TOC为2%~4%、Ro介于0.8%~1.1%为Ⅰ类有利区标准，TOC介于1%~2%或TOC＞4%、Ro介于0.5%~0.8%或Ro介于1.1%~1.2%为Ⅱ类有利区标准；TOC介于1%~2%或TOC＞4%、Ro＜0.5%或Ro＞1.2%为Ⅲ类有利区标准。
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图 7 黄骅坳陷纹层型页岩油水平井压裂段TOC、Ro与千米水平段首年累计产油量关系图 Fig. 7 Relationship between the cumulative oil output per kilometer of the horizontal section in the first year and TOC and Ro in the horizontal fracturing section of laminated shale oil in Huanghua Depression 图中圆圈为千米水平段首年累计产油量 |
通过沧东凹陷GY5-3-1L、GD1702H等4口页岩油水平井孔二段压裂示踪产出剖面测试统计的压裂段黏土矿物含量与百米日产油量关系发现，二者呈现一定的负相关关系（图 8a），Ⅰ类层中84.3%的样品黏土矿物含量小于15%，Ⅱ类层中75.5%的样品黏土矿物含量介于15%~30%，Ⅲ类富集层中68.2%的样品黏土矿物含量介于30%~40%。基于此，将黏土矿物含量小于15%作为Ⅰ类有利区评价标准，15%~30%为Ⅱ类有利区标准，30%~40%为Ⅲ类有利区标准。
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图 8 页岩油关键评价参数相关关系分析图 Fig. 8 Correlation relationship between key evaluation parameters of shale oil |
通过沧东凹陷正常生产的14口页岩油水平井自喷期90天百米日产油量与可动烃量S1、脆性矿物含量相关关系分析可知，水平井产量与S1及脆性矿物含量均呈明显的正相关关系（图 8b、c），相关系数分别为0.7753、0.5737；基于此，利用首年累计产油量大于10000t且有压裂段示踪剂测试标定的两口页岩油水平井（GY5-1-9H、GY5-3-1L），通过提取Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类层的S1与脆性矿物含量构建评价图版（图 9a），明确S1＞6mg/g、脆性矿物含量大于或等于78%为Ⅰ类富集层评价标准，S1介于3~6mg/g、脆性矿物含量大于或等于75%为Ⅱ类富集层评价标准，S1介于1~3mg/g、脆性矿物含量大于或等于75%为Ⅲ类富集层评价标准。
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图 9 纹层型页岩油富集层测井、录井评价解释图版 Fig. 9 Interpretation chart of mud logging and wireline logging of laminated shale oil enrichment layers |
基于沧东凹陷GY5-3-1L、GD1702H、GY10-1-1L三口页岩油水平井孔二段压裂示踪产出剖面测试，将不同压裂段产量折算为百米页岩油产量后与该段气测全烃峰基比之间关系分析发现，二者呈正相关关系（图 8d），相关系数为0.5325。结合水平井压裂段3类层划分标准，明确全烃峰基比大于5为Ⅰ类富集层评价标准，全烃峰基比介于1~5为Ⅱ类及Ⅲ类富集层评价标准（图 8d）。
4.2.3 深电阻率比值对数与自然伽马评价图版建立沧东凹陷孔二段页岩油水平井测井采集系列主要为随钻电磁波传播电阻率和自然伽马测井，通过GY5-3-1L井电磁波传播测井中低频相位电阻率（深探测深度电阻率，简称深电阻率）与页岩油可动烃量S1相关关系可知（图 8e），随着含油性增加，电阻率升高，说明随钻深电阻率可以有效反映页岩油水平井的含油性；通过对GY5-3-1L井自然伽马与脆性矿物含量相关关系可知，随着自然伽马数值增大，页岩脆性矿物含量降低（图 8f），说明随钻自然伽马可以有效反映页岩油水平井的可压裂性。基于此，通过GY5-1-9H、GY5-3-1L等4口页岩油水平井压裂示踪产出剖面测试的百米日产油，形成3类富集层的深电阻率比值对数与自然伽马交会图版（图 9b），明确深电阻率比值对数大于1.9、自然伽马小于或等于105API为Ⅰ类富集层评价标准，深电阻率比值对数为1.7~1.9、自然伽马小于或等于105API为Ⅱ类富集层评价标准，深电阻率比值对数为1.4~1.7、自然伽马小于或等于110API为Ⅲ类富集层评价标准。
上述标准指导了黄骅坳陷沧东凹陷孔二段、歧口凹陷歧北次凹沙三1亚段及沙一下亚段纹层型页岩油富集层/区的评价优选及资源量的落实（表 3）。其中沧东凹陷孔二段共优选出7个Ⅰ类富集层，叠合面积为400km2，落实井控资源量约10.96×108t；歧北次凹沙三1亚段优选出4个Ⅰ类富集层，叠合面积为125km2，落实井控资源量约2.39×108t；歧北次凹沙一下亚段优选出2个Ⅰ类富集层，叠合面积102km2，落实井控资源量0.75×108t。黄骅坳陷古近系共落实纹层型页岩油井控资源量14.1×108t，奠定了百万吨生产能力的资源基础。
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表 3 黄骅坳陷沙河街组—孔店组纹层型页岩油资源评价结果统计表 Table 3 Evaluation results of laminated shale oil resources of Shahejie-Kongdian Formation in Huanghua Depression |
基于37口页岩油水平井开发先导试验的综合分析与经验总结，形成了断陷盆地页岩油水平井开发方案优化、单点密切割缝网体积压裂、排采参数优化等提产提效关键技术系列，为推进页岩油效益勘探开发提供了坚实的技术支撑与保障。
5.1 水平井开发参数优化技术 5.1.1 水平段设计长度与方位优化黄骅坳陷页岩油分布区断层十分发育，断块宽度一般小于2000m，相当部分断块宽度仅为500m左右，断层走向以北东向为主，与研究区内最大水平主应力方向接近一致。如此，垂直最大水平主应力方向布井（垂直断层）就打不长水平段，平行断层走向布井打长水平段就会与最大水平主应力方向接近，二者成为了一对矛盾[61-64]。
统计研究区内孔二段C1甜点正常生产一年以上15口井的水平段长度、方位与最大水平主应力夹角和首年累计产油量的关系（图 10），发现水平段长度与首年累计产油量具有明显的正相关性，相关系数为0.7202，而水平段方位与首年累计产油量仅具有弱相关性。分析认为有两种原因：一是我国东部断陷盆地的水平主应力差相对较小，黄骅坳陷孔二段页岩油地层的水平应力差为2.0~6.4MPa，明显小于我国西部准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组应力差（10~22MPa）和四川盆地川南龙马溪组页岩应力差（12~22MPa），而且也仅占到地层破裂压力70~80MPa的5%左右，地应力对压裂效果的影响相对较小；二是断陷盆地断层发育，不同断块最大水平主应力方位有一定变化，很难准确预测。因此，在断陷盆地页岩油水平井水平段长度与方位的设计优化中应以打长水平段为主，兼顾方位。
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图 10 孔二段C1甜点水平井归一化首年累计产油量与井轨迹方位（a）及水平段长度的关系图（b） Fig. 10 Relationship between the normalized first-year cumulative oil production and well trajectory azimuth (a) and horizontal section length (b) of C1 sweet spot in the second member of Kongdian Formation |
但是，并非水平段越长效益越好，当水平段增加到一定长度后继续增加会导致钻探投资的快速增加，投资回报率降低，因此需要统筹考虑钻探投资、原油产量和内部收益率，合理设计最优水平段长度[65-68]。以油价45美元/bbl、垂深4200m为例，模拟计算黄骅坳陷页岩油不同水平段长度井的单井投资和原油产量的内部收益率，页岩油井水平段长1300~2700m的内部收益率可达到6%以上，其中内部收益率最高时水平段长度为2000m，水平段长度小于1300m或大于2700m都会导致内部收益率低于6%。当然，如果页岩油目的层垂深变浅，水平段长度则可根据钻机的能力适当增加。
5.1.2 水平井井网井距的优化井网井距是影响页岩油气资源效益开发动用的关键参数之一。井网井距过大，影响资源的动用程度，而井网井距过小，易出现“压裂冲击”和“压裂窜扰”，影响页岩油气井的生产。北美大力推广小井距密井网的布井模式，水平井井距由400m缩小到200m，最低到76m[69]。国内川西新场沙溪庙组井距200~230m批钻井在压裂作业过程中，已投产邻井压力出现波动，且压裂结束后产量出现明显下降且积液严重[70]。
对于断陷盆地而言，断层发育是其主要特征之一，对页岩油水平井井网井距的布设有着明显影响。黄骅坳陷页岩油井压裂井间干扰情况统计表明（表 4），压裂冲击和压裂窜扰多发生在水平井距200m、空间距离110m以内，个别达到500m。
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表 4 黄骅坳陷页岩油井压裂井间干扰情况统计数据表 Table 4 Statistics of frac-hits between shale oil wells in Huanghua Depression |
例如受干扰的GD1702H井，在与其同层位平面距离160m的GY1-1-6H井第6段及GY1-1-7H井第7、8段压裂过程中，该井井口压力由0.1MPa升高到34MPa，受干扰前6mm油嘴自喷生产，稳定日产油12.1t，含水率为25%，受到干扰后含水率上升至95%以上，日产油量降低到不足2t，且经过一年多的长时间排采，日产油量始终得不到恢复，表现出一旦受压窜干扰就不可逆的特征。GY1-1-9H和GY1-3-8H两口水平井发生干扰的主要原因是纵向上存在微断裂沟通。综合分析认为，在水平井压裂规模液量26~32m3/m、砂量2.8~3.3m3/m的条件下，同层系井组横向井距300m、不同层系井组空间井距大于100m为断陷盆地页岩油防压裂冲击和压裂窜扰、又能较好动用资源，并为今后加密井布设留出空间的合理布设方式。
5.2 单点密切割缝网体积压裂技术断陷盆地页岩油地层断层发育、非均质性强，分段多簇点压裂容易产生超级裂缝，导致页岩油地层不能得到充分改造。单簇点逐个压裂则可以克服断层及非均质性的影响，实现页岩油地层的充分改造，进而提高页岩油产量。针对黄骅坳陷沧东凹陷GY5-1-9H井孔二段页岩油开展了单簇点密切割压裂试验并取得良好效果。该井采用带预制孔的滑套随每根套管提前下入井中并一同固井，后期利用预制孔打开工具逐个打开间隔12.5m的滑套预制孔进行单簇点压裂，共压裂79簇、水平段长987.6m，施工注入液量37820m3、加砂量为2380m3，排量为8~9.5m3/min，施工压力为45~70MPa（图 11）。压裂后焖井18天放喷，初期6mm油嘴放喷求产4h，压力为15.9MPa，折日产油192m3，之后采用3~4mm油嘴自喷生产，日产油大于20t达320天，首年自喷生产累计产油量达10724t，创黄骅坳陷页岩油井单井最高产量纪录。
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图 11 单点密切割体积压裂施工曲线 Fig. 11 Construction curve of single-point densely-cutting volume fracturing |
与同层位、同方位的邻井GY1-1-9H井对比，GY5-1-9H井压裂水平段长度较GY1-1-9H井短526.4m，压裂液用量少12%，加砂量低36%，施工排量降低25%，施工压力低24%，压裂车组使用由20台减少到9台，而首年累计产油量高出5060t，高出了1.89倍（表 5）。
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表 5 GY1-1-9H井与GY5-1-9H井孔二段C1甜点施工参数及效果对比表 Table 5 Comparison of construction parameters and results of C1 sweet spot in the second member of Kongdian Formation between Well GY1-1-9H and Well GY5-1-9H |
基于沧东凹陷G108-8井孔二段的页岩岩心分析及测井资料分别计算长英质纹层页岩、灰云质纹层页岩的杨氏模量、泊松比、水平主应力等岩石力学参数。结合镜下观察层理密度，采用基于离散格子法的XSite软件，建立了两种纹层型页岩地层的岩石数值模型，并模拟了分段多簇点整体压裂与单簇点逐个压裂两种工艺下裂缝扩展规律。该数值方法以岩石颗粒为节点，以岩石颗粒之间的接触为节点间的弹簧，利用弹簧的拉伸与剪切表示岩体的拉张剪切破坏。通过计算裂缝上每个节点的三维位移，可得到裂缝改造体积。求取单簇裂缝体积与平均裂缝体积的偏差和（标准差），并取倒数即可评价多裂缝扩展的均匀度。倒数值越大，代表改造裂缝均匀度越高[71-72]。模拟结果如图 12所示，由于裂缝尚未扩展到远井端，缝间并无明显交互，但缝长尖端存在偏转。根据模拟结果计算出长英质纹层页岩单簇点压裂体积改造均匀度为0.53，是分段多簇点压裂的1.65倍；灰云质纹层页岩单簇点压裂体积改造均匀度为0.51，是分段多簇点压裂的2.04倍（图 12）。结果表明，单簇点逐个压裂相较于分段多簇点整体压裂，可以降低裂缝的横向扩展不均性，避免超级缝的形成，从而有利于非均质性较强的断陷页岩油地层的充分改造。同时还表明，灰云质纹层页岩的压裂具有更强的裂缝扩展非均匀性，采用单簇点逐个压裂会取得更好的裂缝均匀扩展效果。
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图 12 基于G108-8井的不同岩相数学模型及不同压裂方式的裂缝扩展形态 Fig. 12 Mathematical models of different lithofacies and hydraulic fracture propagation pattern with different fracturing methods in Well G108-8 (a)长英质纹层页岩数学模型；(b)长英质纹层页岩多簇点整体压裂裂缝形态；(c)长英质纹层页岩单簇点逐个压裂裂缝形态；(d)灰云质纹层页岩数学模型；(e)灰云质纹层页岩多簇点整体压裂裂缝形态；(f)灰云质纹层页岩单簇点逐个压裂裂缝形态 |
页岩油水平井压裂后排采过程中容易造成砂堵和蜡堵，选择合适的排采工艺也是保障页岩油井稳产的关键一环。针对黄骅坳陷页岩油水平井生产特点，优化形成了小油嘴控压降水、大油嘴提液防堵、中油嘴稳定自喷、小泵深抽长期生产的“四步法”排采方式。
压裂后放喷初期，井口压力为22~42MPa，含水率100%，采用2~3mm小油嘴控压稳定生产，可保持地层能量，防止压裂砂回流，并避免大油嘴产生的大液量处理困难。
压裂后放喷到一定阶段，随着含水率的降低、含油量的升高，液体的携砂能力增强，仍保持2mm小油嘴生产，很容易发生井底残留砂被带入井筒与含油液体混合造成砂堵，此时及时放大油嘴，通过提高产液量将井筒沉砂快速排出可防止砂堵。黄骅坳陷沧东凹陷孔二段页岩油密度平均为0.90g/cm3、含蜡量为23%、胶质沥青质含量36%，凝固点平均为38℃，温度降低至58.2℃时就开始出现析蜡现象，较常规原油的析蜡起始温度更高，进入析蜡高峰前的累计析蜡量占比是常规原油的2.5倍。早期由于对页岩油水平井生产规律的认识不足，GY5-1-9H等多口井含水率下降至53%~96%、日产液（日产油+日产水）8.2~34.4m3时，液体到达井口时温度低，因未及时调整放大油嘴发生了堵塞停喷；而后，GY5-3-1L等井当含水率降低至66%~91%、日产液32~55m3时，及时调整放大了油嘴，避免了井筒堵塞（图 13）。通过对不同规格压裂砂临界携砂流速计算，日产液66~115m3时井液流速大于石英砂、陶粒在垂直井筒中沉降末速的2.918倍[71]，可将井筒中沉积的压裂砂携带至井口。通过不同工作制度下的日产液数据回归与井筒温度场模拟，当返排液含油大于5%、日产液低于35m3时，应及时放大油嘴，保持井筒温度高于析蜡点，避免原油在井筒中挂壁、凝固堵塞井筒。
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图 13 页岩油水平井生产堵塞(a)与未堵塞(b)生产曲线对比图 Fig. 13 Comparison of production curves between plugged (a) and unplugged (b) horizontal shale oil wells |
页岩油水平井正常生产后油嘴尺寸过大，将会使地层压降速度过快，导致支撑剂嵌入地层或被挤压破碎，影响裂缝导流能力，此时需要通过一个适宜尺寸油嘴保压稳定生产[73-74]。根据油嘴系数法和数值模拟法分别对黄骅坳陷页岩油井生产数据进行拟合计算，得出适宜油嘴尺寸与裂缝初始导流能力
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图 14 裂缝初始导流能力与合理油嘴尺寸关系曲线图 Fig. 14 Relationship between initial fracture conductivity and reasonable choke size |
页岩油水平井日产液量低于10m3、井口压力低于1.5MPa时可进行下泵提液生产。通过不同泵型、泵挂深度工艺适应性试验，发现采用大泵浅抽生产，后期泵效较低，稳产难度大；采用小泵深抽技术，泵效可提高一倍以上，下泵首年累计产油量提高1500t左右（表 6）。目前，“小泵深抽+长冲程变冲次+周期热洗”技术已应用32口井，满足液量范围7~46m3/d，最长检泵周期达到707天，为页岩油井的提产提效提供了重要技术保障。
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表 6 GY2号南井场不同举升工艺生产参数表 Table 6 Production parameters of different lifting process parameters in GY2 South Well Site |
黄骅坳陷纹层型页岩油水平井提产提效关键技术实现了首年累计产油量和单井EUR的逐年提升（图 15），首年累计产油量由最低的2000t提高到10724t，单井EUR由最低的1.1×104t提高至3.4×104t，奠定了桶油完全成本50美元以下的页岩油效益开发基础。基于此，优选出沧东凹陷孔二段C1③、C3⑧、C5⑫、歧口凹陷沙三1亚段C1、沙一下亚段C4共5套甜点Ⅰ类区，可部署水平井188口，动用地质储量1.14×108t，建成年产100×104t生产能力。这不仅为已勘探开发近60年的黄骅坳陷成熟老探区开辟了页岩油发展新领域，也为具有相同地质背景、发育相同生烃层系的渤海湾盆地，乃至同类断陷盆地页岩油的发展指明了广阔前景。
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图 15 黄骅坳陷纹层型页岩油水平井单井累计产油量曲线图 Fig. 15 Cumulative oil production curve of single horizontal well of laminated shale oil in Huanghua Depression |
（1）基于黄骅坳陷页岩地层的地质结构及矿物组分可将陆相断陷页岩油划分为纹层型（页岩型）页岩油和夹层型页岩油（致密油）两大类。其中纹层型页岩油主要形成于前（扇）三角洲—半深湖亚相区、中等热演化阶段（Ro为0.7%~1.0%）和基准面T/R旋回转换带。
（2）有机碳含量、热演化成熟度Ro、可动烃量S1、黏土矿物或脆性矿物含量等内因参数指标，以及表征这些参数指标的测井、录井响应特征，如全烃峰基比、深电阻率比值对数、自然伽马等是陆相断陷纹层型页岩油有利形成区与甜点富集层评价的关键参数。
（3）陆相断陷盆地纹层型页岩油水平井的部署应以长水平段为先、兼顾方位，并防止井间干扰为原则；压裂改造以实现均匀密切割为主，采用单簇点压裂较分段多簇点压裂可大幅提高改造效果、提升单井EUR；压裂后排采要重点防止砂堵和蜡堵，并利用合理的油嘴调节制度，实现尽可能长时间的保压自喷生产。
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