2. 中国石油大学(北京)非常规油气科学技术研究院;
3. 中国石油青海油田公司采油三厂;
4. 中国石油青海油田公司勘探开发研究院
, Shen Yinghao1,2
, Lin Hai1
, Xiong Tingsong1
, Zhao Jian3
, Wang Xiaoqiong2
, Wu Kunyu4
, Zhao Wenkai1
, Xing Haoting4
, Zhang Jing4
, Feng Xiyuan1
, Xiao Qian1
, Zhao Endong1
, Zhang Shaobin1
, Zhang Muyang2
2. Unconventional Petroleum Research Institute, China University of Petroleum (Beijing);
3. No.3 Oil Production Plant, PetroChina Qinghai Oilfield Company;
4. Research Institute of Exploration & Development, PetroChina Qinghai Oilfield Company
柴达木盆地英雄岭区块勘探始于20世纪50年代，经历了浅层到深层、碎屑岩到碳酸盐岩、构造油气藏到岩性油气藏、常规到非常规的发展历程，2019年借鉴邻区英西三维地震成功技术，在干柴沟实施了三维地震300km2，进一步落实了地层展布和圈闭特征；2020年以来根据页岩油勘探理念[1-9]，积极转变思路，按照“直井控规模、水平井提产”的原则，先后部署直井13口、水平井8口。2021年完试的7口直井10个层组全部获工业油流，日产油12.7~44.9m3。为实现页岩油高效动用而实施的CP1井，水平段长997.33m，分21段124簇压裂，4mm油嘴放喷，油压为31.8MPa，日产油124.3m3，日产气15358m3，综合分析单井EUR约为3.5×104t，实现了英雄岭页岩油勘探战略突破。系统取心证实，英雄岭地区古近系下干柴沟组上段有效烃源岩厚度为600~700m，依据面积和游离烃含量等参数，估算英雄岭地区页岩油资源量达21×108t，源内滞留资源量超15×108t，展现出巨大的规模开发潜力。英雄岭页岩油纵向层系厚、岩性复杂、非均质性强，具有高频旋回沉积特征，带来了甜点识别的困难。目前初步识别出纹层状灰云质页岩、层状灰云质页岩两类主要甜点，但还不清楚哪类为铂金靶点。CP1井原计划对孔隙度高的层状灰云质页岩进行钻探，但钻井过程中水平段钻遇层状灰云质页岩和纹层状灰云质页岩两类岩相。本文试图从地质、工程多角度对CP1井进行压后分析评价，从而识别英雄岭页岩油下一步地质、工程甜点岩相。
1 地质概况古近系下干柴沟组上段(E32)沉积期，柴达木盆地柴西地区呈现“大坳陷、双次凹”的特点，柴西坳陷面积为1.5×104km2，其中英雄岭地区面积为1500km2，厚度为1500~2000m。受古地貌控制，柴西坳陷E32时期大面积发育咸化湖相碳酸盐岩沉积，英雄岭位于坳陷中心，E32早期为半深湖—深湖间互沉积，灰云质/云灰质页岩连续发育，纵向跨度为800~1200m；E32晚期为盐湖沉积，膏盐岩盖层发育，有利于盐层之下油气源内滞留。E32时期有效烃源岩几乎覆盖了整个柴西地区，其中英雄岭地区TOC介于0.4%~2.7%，平均为1.0%；Ro大于0.8%，为柴西地区一套最优质的烃源岩。位于英雄岭地区中心的干柴沟区块，现今构造简单，为向盆内倾没的大型鼻状斜坡，埋深浅、深浅继承性好、断裂不发育(图 1左)，是实现页岩油勘探突破的现实区带。
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图 1 英雄岭地区干柴沟区块构造平面图(左)与地层柱状图(右) Fig. 1 Structural map (left) and stratigraphic column (right) in Ganchaigou block in Yingxiongling area |
根据区域沉积特征，结合地面地质调查及邻井钻探、地震资料分析，C902井区共钻遇5套地层，自上而下依次为下油砂山组(N21)、上干柴沟组(N1)、下干柴沟组上段(E32)、下干柴沟组下段(E31)和路乐河组(E1+2)，目标地层为下干柴沟组上段，地层与邻区可对比性强，将E32地层在纵向上划分为6个油组(Ⅰ—Ⅵ)(图 1右)，页岩层系主要发育在Ⅳ—Ⅵ油组[10-11]。英雄岭地区古近系下干柴沟组上段半深湖—深湖相页岩纹层为典型的明暗交互季节性纹层，纹层稳定连续，主要为富碳酸盐纹层与暗色富有机质纹层高频交互，其中富碳酸盐纹层孔隙较为发育，薄层碳酸盐岩厚度一般小于1m。英雄岭页岩层系以碳酸盐矿物为主，并与陆源碎屑、蒸发岩矿物和黏土矿物等混积形成混积型碳酸盐岩。根据层理厚度(层状厚度大于1cm，纹层状厚度小于1cm)和矿物组分分为6类岩相，为纹层状灰云质页岩、纹层状云灰质页岩、纹层状黏土质页岩、层状灰云质页岩、层状云灰质页岩、层状泥岩。其中纹层状灰云质页岩、纹层状云灰质页岩、层状灰云质页岩、层状云灰质页岩为最主要岩相类型，占比为71%。黏土矿物以伊/蒙混层为主，混层比为5%，伊利石占比多大于80%，水化膨胀弱。敏感性实验表明，干柴沟区块页岩层系水敏、酸敏、盐敏中等偏弱。
古近纪晚期英雄岭地区为盐湖沉积体系，下干柴沟组上段顶部为盐岩，该套盐岩广泛发育，单层厚1~10m，累计厚度达200~300m，是该区良好的盖层。盐岩的封盖使得下干柴沟组上段形成自封闭系统；优越的盖层条件，致使区域内普遍发育异常高压，压力系数达1.7~2.4。在青藏高原隆升作用下，柴西坳陷新生代沉积速率大。英雄岭地区在古近纪早期经历深埋，形成大规模高成熟油气，原油具有气油比高(40~300m3/m3)、油质轻(密度为0.78~0.85g/cm3)、流动性好(50℃黏度为4.86mPa·s)、原油颜色浅等特点，且环烷烃含量相对较高[10]。
2 室内甜点评价研究 2.1 地质甜点评价 2.1.1 烃源岩品质特征英雄岭下干柴沟组上段页岩烃源岩低碳富氢、类型好，TOC介于0.4%~2.7%，氯仿沥青“A”为0.020%~0.575%，平均为0.197%；S1+S2为0.5~ 29.9mg/g(图 2)，纹层状灰云质页岩S1+S2平均为8.04mg/g，层状灰云质页岩S1+S2平均为10.18mg/g；氢指数为300~800mg/g，生油潜力大；有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ1型，腐泥组含量大于80%，利于生油。
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图 2 英雄岭页岩油不同岩性烃源岩S1+S2与TOC交会图 Fig. 2 Cross plot between S1+S2 and TOC of source rocks with various lithologies in Yingxiongling shale oil |
英雄岭E32页岩储集空间类型主要为晶间孔、纹层缝、溶蚀孔和微裂缝，其中晶间孔和纹层缝广泛发育。数字岩心揭示孔喉连通性好，平均配位数为1.8，为页岩普遍含油奠定了基础。晶间孔为英雄岭页岩中发育最广泛的储集空间(占比85%)，其孔径主要分布区间为100~3000nm，孔隙结构、孔喉配置好。黏土矿物脱水收缩可形成较广泛发育的纹层缝(占比10%)，缝宽1~50µm，为页岩油主要渗流通道。
根据C2-4井下干柴沟组上段Ⅳ油组10、11、12层(E32-Ⅳ-10、E32-Ⅳ-11、E32-Ⅳ-12)2799.1~2851.9m的119块取心实验分析，孔隙度主要分布在0.29%~ 11.12%，平均值为2.75%，中值为2.39%。如图 3a所示，层状灰云质页岩孔隙度大，纹层状灰云质页岩、纹层状黏土质页岩、层状泥岩孔隙度相对低。根据C2-4井120块取心实验分析，渗透率分布范围为0.012~0.773mD，平均值为0.142mD，中值为0.047mD。如图 3b所示，纹层状灰云质页岩、纹层状黏土质页岩渗透率大，层状灰云质页岩、层状泥岩渗透率小。
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图 3 英雄岭页岩油不同岩相孔渗对比图 Fig. 3 Comparison of porosity and permeability of shale oil interval with various lithofacies in Yingxiongling area |
英雄岭E32页岩纹层缝、基质孔隙内普遍含油(图 4)，系统取心段含油岩心占比达47.6%，部分岩心饱含油，含油饱和度为33.1%~88.0%，平均为51.0%。现场密闭取心二维核磁共振揭示纹层状灰云质页岩含油饱和度高于层状灰云质页岩，纹层状灰云质页岩可动油饱和度为56%，层状灰云质页岩可动油饱和度为48%，纹层状黏土质页岩可动油饱和度相对较低，仅6%。
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图 4 英雄岭页岩油不同岩相荧光照片 Fig. 4 Fluorescent photos of shale oil interval with various lithofacies in Yingxiongling area (a)C2-4井，2844.13m，荧光100×，纹层状灰云质页岩；(b)C2-4井，2811.67m，荧光100×，层状灰云质页岩；(c)C906井，3237.26m，荧光100×，纹层状灰云质页岩；(d)C906井，3226.5m，荧光100×，层状灰云质页岩 |
根据C12井、C13井、C14井、C2-4井E32页岩2836.3~4227.5m共22块岩心岩石单轴应力测试统计(图 5)，纹层状灰云质页岩层理性更强，平行层理与垂直层理泊松比和单轴抗压强度差异大；平行层理情况下，相比层状灰云质页岩，纹层状灰云质页岩的泊松比偏高，单轴抗压强度更低。
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图 5 英雄岭页岩油不同岩相岩石力学参数对比图 Fig. 5 Comparison of rock mechanics parameters of shale oil interval with various lithofacies in Yingxiongling area |
对C2-4井2836.10~2836.18m的纹层状灰云质页岩进行地应力测试，最大水平主应力为66.6MPa，最小水平主应力为51.8MPa，水平应力差为14.8MPa，应力差异系数为0.29。对C2-4井2841.96~2842.13m的层状灰云质页岩进行地应力测试，最大水平主应力为70.7MPa，最小水平主应力为55.1MPa，水平应力差为15.6MPa，应力差异系数为0.28。两者需要在高净压力下才能够形成较为复杂的缝网。
2.2.2 压后裂缝形态利用岩石压缩和微观破裂监测实验，评价不同岩相的裂缝扩展规律，初步研究表明(图 6)，纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩均能形成复杂缝，其中纹层状灰云质页岩抗压强度更低，破裂形成的裂缝条数更多，更加复杂。
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图 6 C13井不同岩相裂缝形态对比图 Fig. 6 Comparison of fracture pattern with various lithofacies in Well C13 |
通过室内静态自发渗吸实验，开展了纹层状灰云质页岩和层状灰云质页岩的渗吸能力研究。取6块岩心柱进行实验，基本参数如表 1所示，使用蒸馏水、地层水(矿化度2.7×105mg/L)、配比水(地层水∶蒸馏水=1∶3)3类渗吸液进行渗吸实验，15小时渗吸达到平衡后对样品后进行称重。
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表 1 C12井不同岩相渗吸能力评价结果表 Table 1 Evaluation results of imbibition capacity of shale oil interval with various lithofacies in Well C12 |
渗吸能力n为
| $ n=(\Delta m /\rho) /\phi V $ | (1) |
式中 ∆m——样品渗吸增加的质量，g；
ρ——渗吸液的密度，g/cm3；
ϕ——柱状样品的孔隙度；
V——柱状样品的体积，cm3。
不同的岩相之间存在明显的渗吸能力差异(表 1、图 7)。从表 1可得，纹层状灰云质页岩整体渗吸能力(平均170%)明显高于层状灰云质页岩(平均53.7%)。因纹层状灰云质页岩层理发育，液体更容易渗吸进纹层缝，渗吸后液体与岩石相互作用，纹层缝开启变大，使得渗吸量超过原孔隙体积，个别岩心柱样宏观上明显破裂(图 7d)。
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图 7 C12井不同岩相渗吸岩样变化图 Fig. 7 Changes of shale samples after imbibition with various lithofacies in Well C12 (a)3532.01m岩心柱样，层状灰云质页岩，渗吸前岩样；(b)3532.01m岩心柱样，层状灰云质页岩，渗吸后岩样表面未见破裂；(c)3552.91m岩心柱样，纹层状灰云质页岩，渗吸前岩样；(d)3552.91m岩心柱样，纹层状灰云质页岩，渗吸后岩样明显破裂 |
在地质方面，层状灰云质页岩孔隙度略高，纹层状灰云质页岩渗透率高；纹层状灰云质页岩含油饱和度高于层状灰云质页岩。两类甜点各有优势，从储量角度考虑层状灰云质页岩为更优甜点，从初期产量角度考虑纹层状灰云质页岩更好。
在工程方面，纹层状灰云质页岩层理性强，各向异性相对较大，平行层理情况下抗压强度更低，改造后裂缝密度更高，渗吸能力更强。故纹层状灰云质页岩较层状灰云质页岩是更好的工程甜点。
采用多元统计数据挖掘技术筛选甜点评价敏感参数，建立甜点评价定量参数体系，明确英雄岭页岩油甜点关键参数为岩性岩相、有效孔隙度、碳酸盐含量、含油饱和度、TOC和可压裂性指数，进而建立了甜点分类评价标准(表 2)。初步明确层状灰云质页岩和纹层状灰云质均可形成甜点层，而层状泥岩为非甜点层。钻探CP1井前从储量角度考虑将孔隙度作为主要的地质甜点指标，选择层状灰云质页岩作为前期主要甜点。
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表 2 钻探CP1井前英雄岭页岩油甜点分类评价标准表 Table 2 Classification and evaluation standards for Yingxiongling shale oil sweet spots before drilling Well CP1 |
为探索英雄岭地区水平井提产模式，针对C902井试油已获工业油流的E32-Ⅳ-11层，部署钻探CP1井。从储量和长期稳产角度考虑，选择E32-Ⅳ-11层内孔隙度高、含油饱和度略低的E32-Ⅳ-11-2层层状灰云质页岩进行钻探。CP1井完钻井深为3924.33m，水平段长997.33m，轨迹整体保持在E32-Ⅳ-11层内，甜点钻遇率为93.4%。对CP1井进行精细小层归位(图 8)，2951~3360m在E32-Ⅳ-11-3层(纹层状灰云质页岩，对应压裂段13~21段)，3360~3800m在E32-Ⅳ-11-2层(层状灰云质页岩，对应压裂段3~12段)，3800~3924.33m在E32-Ⅳ-11-3层(纹层状灰云质页岩，对应压裂段1~2段)。
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图 8 CP1井钻遇层系情况图 Fig. 8 Stratigraphy penetrated by Well CP1 |
CP1井作为该区块第一口水平井，按照“技术稳妥、参数激进”的思路，采用“密切割多段多簇+限流射孔+大排量+变黏滑溜水高强度连续加砂”为核心的套管桥塞体积压裂工艺技术[12-19]，形成较为复杂的裂缝网络，构建人工渗流系统，提高单井产量。
基于测井数据沿井段进行地质甜点品质(主要依据孔隙度)和工程甜点品质(主要依据最小水平主应力和脆性指数)评价(图 9)，并形成综合品质评价结果，将品质相近的井段划为同一压裂段，降低段内属性差异，达到均匀改造的目的。设计时根据前期甜点分类评价标准认为E32-Ⅳ-11-2层层状灰云质页岩为一类层，出层段E32-Ⅳ-11-3层纹层状灰云质页岩为一类或二类层。第1~12段采用等孔径射孔方式，相位角为60°；第13~21段采用等孔径+定向向上30°射孔方式。原出层段E32-Ⅳ-11-3层采用两种射孔方式，可以进行后期对比，其中第1、2段未采用定向向上射孔，第13~21段采用定向向上射孔，尽可能沟通原目标靶层。具体压裂策略见表 3。
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图 9 CP1井甜点综合品质评价图 Fig. 9 Comprehensive evaluation of shale oil sweet spot in Well CP1 地质品质、工程品质中红色为差，蓝色为优；综合品质中蓝色为地质品质、工程品质均优，红色为两者均差，黄色为地质品质优、工程品质差，绿色为地质品质差、工程品质优 |
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表 3 CP1井改造策略表 Table 3 Reservoir reconstruction strategy for Well CP1 |
CP1井现场施工分21段124簇压裂，段间距为44m，簇间距为6.5m，排量为18m3/min，总液量为34677.1m3，总砂量为3301m3，单段平均液量为1651.3m3，单段平均砂量为157.2m3，用液强度为37.6m3/m，加砂强度为5.3t/m。通过图 10微地震监测可以看出，段间干扰充分，裂缝复杂程度高，单段平均事件波及长度为438m，单段平均事件波及高度为58m，事件波及总体积为2322×104m3，复杂因子为0.33。
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图 10 CP1井压裂微地震监测图 Fig. 10 Microseismic fracturing monitoring in Well CP1 图中各段微地震事件点颜色与相对应段射孔簇颜色相同 |
任何一个地震序列的频率—震级关系可以用下式写出
| $ \log _{10} N_M=a-b M $ | (2) |
在公式(2)中，NM表示震级大于等于M的地震或者事件累计数目；a、b是常数。通过这个公式可以看出事件累计数目NM的对数与这些事件的震级M存在着线性关系。研究发现微地震b值越大，压后裂缝网络的复杂程度越高[20-21]。分析统计CP1井微地震b值(表 4)，得出CP1井纹层状灰云质页岩微地震b值(平均1.47)大于层状灰云质页岩(平均1.37)。
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表 4 CP1井微地震b值统计表 Table 4 Microseismic b value in Well CP1 |
如图 11所示，CP1井焖井16天后开井即见油，用不同工作制度求产：2mm油嘴，油压31.8MPa，日产油20.4m3；2.5mm油嘴，油压32.5MPa，日产油41.3m3；3mm油嘴，油压32.5MPa，日产油56.7m3，日产气9124m3；3.5mm油嘴，油压32.2MPa，日产油90.2m3，日产气11218m3；4mm油嘴，油压31.8MPa，日产油124.3m3，日产气15358m3；生产257天，累计产油1.1×104t油当量，综合分析单井EUR约3.5×104t。
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图 11 CP1井生产曲线图 Fig. 11 Production curve of Well CP1 ①焖井；②2mm油嘴自喷；③2.5mm油嘴自喷；④3mm油嘴自喷；⑤3.5mm油嘴自喷；⑥4mm油嘴自喷；⑦2.5mm油嘴自喷；⑧钻塞作业；⑨钻塞后前2天采用3.5mm油嘴生产，第3天2.5mm油嘴，之后3mm油嘴自喷 |
示踪剂分析表明，CP1井放喷51天后21段已全部产液，展现出水平井高产稳产的效益优势。CP1井21段整体可分为三批次差异化动用(图 12)，第一批2021年11月10日—11月25日优先动用8段(第20、21、13、14、16、1、2、19段)，均为纹层状灰云质页岩，示踪剂浓度高；第二批2021年12月2日—12月3日动用2段(第5、10段)，均为层状灰云质页岩；第三批2021年12月11日—12月29日启动剩余11段(第17、18、7、8、15、4、3、6、9、12、11段)，其中第17、18、15段为纹层状灰云质页岩，剩余均为层状灰云质页岩。第3~12段见剂时间晚，示踪剂浓度低，井轨迹位于层状灰云质页岩；最后见剂压裂段的时间(第11段，2021年12月29日)正好对应4mm油嘴生产时含水率抬升、产油下降、产水增多，推测这些压裂段启动后，其“返排初期”以产水为主，段间干扰抑制了早期产油段的流动。
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图 12 CP1井各压裂段示踪剂浓度分布图 Fig. 12 Tracer concentration of various fracturing stages in Well CP1 |
如图 9所示，CP1井平均示踪剂浓度高的段对应纹层状灰云质页岩，其含油饱和度高，含水饱和度(Sw)低，孔隙度(ϕ)小，Sw×ϕ小，示踪剂“稀释”后浓度较高。而层状灰云质页岩含油饱和度低，含水饱和度高，孔隙度大，Sw×ϕ大，示踪剂“稀释”后浓度较低。在CP1井压裂和返排生产过程中，相较层状灰云质页岩，纹层状灰云质页岩表现出含油饱和度高、水平渗透率高、裂缝复杂度较高、渗吸能力强、油相流动能力较强、见油速度快、含水下降快的特点。
因CP1井示踪剂为水相示踪剂，存在见剂但产油贡献低的可能性，本次结合生产动态与示踪剂启动情况综合分析判断，建议后期采用油水两相示踪剂或光纤产液剖面测试，减少分析误判概率。2021年11月8日CP1井开井后含水率为88%，随着第一批纹层状灰云质页岩的启动，2021年11月23日含水率降低至38%，2021年12月23日后随着多段层状灰云质页岩启动，该井含水率逐步升高至60%，分析判断与层状灰云质页岩含水率高有关。
截至2022年3月10日，示踪剂化验数据显示(图 12)，各段均见示踪剂，产出相对持平，纹层状灰云质页岩段示踪剂浓度高于层状灰云质页岩段，并未出现前期判断的层状灰云质页岩孔隙度高，供液能力好于纹层状灰云质页岩。后期若选择纹层状灰云质页岩作为甜点，也可持续稳定供液。
5 结论(1)针对非常规甜点岩相识别，本文给出了一套“地质+工程、室内+现场”多专业融合、协同联动的分析确定流程。
(2)室内研究表明，英雄岭层状灰云质页岩和纹层状灰云质页岩均是较好的地质甜点，纹层状灰云质页岩是更优的工程甜点。
(3)前期从储量角度考虑将有效孔隙度作为主要的地质甜点指标，但CP1井纹层状灰云质页岩在压裂和生产过程中比层状灰云质页岩表现更佳，建议将主要地质甜点指标持续调整，以达成“理论”与“实践”相统一。
(4)建议下一步重点选择纹层状灰云质页岩作为英雄岭页岩油地质、工程甜点岩相进行勘探开发试验。
(5)因非常规勘探复杂性，建议页岩油勘探阶段录取多类监测评价资料(如光纤产液剖面测试、油水两相示踪剂、鹰眼监测等)，综合评价分析各类岩相生产特征以及工艺实施效果。
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