2. 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室
2. State Key Laboratory of Multi-resource Collaborated Green Development of Continental Shale Oil
近年来，非常规油气勘探与开发已成为推动全球能源需求和推动能源转型的重要途径[1-3]。美国尤因塔（Uinta）盆地的绿河组（Green River Formation）Uteland Butte段湖相页岩油层已成为尤因塔盆地非常规油气储量的重要贡献层位。
尤因塔盆地非常规油气资源主要分布在绿河组，过去10年间，针对深湖相沉积的水平井开发，石油产量增长显著，特别是Uteland Butte段的水平井，其初始产量可高达1300bbl/d（约175.6t/d），首年产量可达3.95×104t，预计最终可采储量（EUR）可达百万吨级别[4]。2015年，美国地质调查局（USGC）评估Uteland Butte段非常规资源量为2910×104t致密油和2180×108ft3伴生/溶解天然气，引起了业界的广泛关注[5]，随着产能的持续提升，Uteland Butte段的开发潜力正受到越来越多的关注，尤因塔盆地Uteland Butte段页岩油勘探开发不仅对地区能源供应具有重要意义，也为全球非常规油气资源提供了重要的研究案例。
中国陆相页岩油勘探开发已取得显著进展，在松辽、准噶尔、渤海湾等盆地已形成多点开花之势，并在水平井分段压裂、工厂化作业等技术上取得了突破[6-11]。然而，与北美模式不同，中国陆相页岩油藏面临更为复杂的地质挑战，如深埋、岩性复杂、非均质性强及高黏度原油等[12-14]。为了实现高效、效益开发，深入研究和借鉴国际先进经验尤为重要。美国尤因塔盆地Uteland Butte段作为陆相页岩油商业开发的成功范例，其在多要素协同成藏和地质—工程一体化开发方面的经验，为中国提供了重要的借鉴基础。本文旨在通过系统梳理Uteland Butte段的成功模式，并结合中国典型陆相盆地的独特地质条件，提出“因地制宜，差异化借鉴”的策略，为我国陆相页岩油的规模化、高效益开发提供系统性思路。
1 尤因塔盆地及Uteland Butte段地质概况 1.1 区域地质背景美国尤因塔盆地位于犹他州东部，是落基山脉前陆地区的一个构造不对称盆地，其范围涵盖犹他州东北部及科罗拉多州西北部，总面积约为9930km2[15-16]（图 1）。
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图 1 尤因塔盆地地理位置与含油气情况图（修改自文献[15-16]） Fig. 1 Geographical location and oil and gas discoveries in Uinta Basin (modified after references [15-16]) |
尤因塔盆地沉积环境以河流、湖泊和浅海相为主[17]，盆地内的重要沉积单元——绿河组，主要沉积于始新世（45~54Ma）[18]。绿河组沉积厚度在盆地内部存在明显差异，其中西北部厚度最大（> 2000m），对应盆地早期的沉积中心，而东南部湖相沉积厚度相对较薄，平均约为900m[18-20]。绿河组拥有丰富的油气资源，其中页岩油气主要分布在Parachute Creek段、Uteland Butte段和Castle Peak段。盆地北部中央地区，横跨犹他州杜申县和尤因塔县，是阿尔塔蒙特—蓝铃油田和布伦戴奇峡谷油田的所在地，主要出产石油。而在盆地东部，则以气田为主，包括马蹄弯气田、天然孤峰气田、洛克豪斯气田和油泉气田等，总资源量约80×108t[21]。
Bitter Creek以东地区绿河组自下而上分为Douglas Creek段（底部）、Garden Gulch段、Parachute Creek段和Evacuation Creek段（顶部）；Bitter Creek以西地区的绿河组未被进一步划分为独立的段，而是作为一个整体单元描述。该区域地层以更连续的沉积序列为主，以三角洲相和近岸相为主，缺乏东部典型的盐湖相分层（如Parachute Creek段的富油页岩层）。
Uteland Butte段是绿河组的重要组成部分[22-23]（图 2），Uteland Butte段与下部的Wasatch/Colton组为整合接触，Uteland Butte段之上覆盖着Wasatch舌状体（东南部）或Colton舌状体（南部与西南部），这些舌状体随后被第二套碳酸盐岩层系——Carbonate Marker Unit（碳酸盐岩标志层单元）所覆盖。该单元内发育有特征明显的Long Point Bed（长点层），标志着下一次湖侵的开始[24]。Uteland Butte段形成于尤因塔湖早期淡水阶段的湖侵时期，沉积时代约为始新世早期[25-27]，其岩性主要由有机质页岩、白云岩、石灰岩、富含有机物的钙质泥岩及少量粉砂岩组成，地层厚度稳定且连续分布，厚度为50~120m（图 3），其厚度分布呈明显的区域差异特征：在尤因塔盆地北部邻近Uinta隆起及西部沉积中心附近厚度最大，向东南方向逐渐变薄至约15m[23, 28-31]。
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图 2 尤因塔盆地地层与Uteland Butte段测井曲线图（据文献[22-23]修改） Fig. 2 Stratigraphy and logging curves of Uteland Butte member in Uinta Basin (modified after to references [22-23]) |
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图 3 尤因塔盆地南北向地层剖面图 Fig. 3 N-S direction stratigraphic section in Uinta Basin |
在同期地层中，只有Uteland Butte段埋深范围较大（1700~2700m），其成熟度达到生油窗并生成了油气。美国地质调查局（USGS）2015年对绿河组Uteland Butte段非常规油气资源进行评估后认为，其页岩油技术可采资源量达2910×104t [32]。
1.2 Uteland Butte段沉积岩性特征平面上，绿河组Uteland Butte段湖盆的沉积环境呈现出从中心向边缘的显著分带性[33]（图 4）。湖盆中心为深湖相，水体较深，沉积物以细粒泥岩和富含有机质的页岩为主，是主要的烃源岩区。向湖盆边缘过渡为浅湖相，水深较浅，沉积物类型多样，反映了能量和水深的变化，包括双壳类浅滩、粒屑灰岩浅滩、浅水陆架和泥滩等，岩性通常是碳酸盐岩和碎屑岩的混合物。湖盆最外围为冲积相，主要由河流和冲积扇搬运的粗粒碎屑岩（如砂岩和砾岩）构成，沉积环境能量最高。这种沉积环境的横向分带特征为页岩油的分布提供了理想的地质背景[34-36]。
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图 4 尤因塔盆地Uteland Butte段沉积相模式图[33] Fig. 4 Sedimentary facies model of Uteland Butte member in Uinta Basin [33] |
纵向上Uteland Butte段沉积物具有显著的高频沉积旋回，主要表现为富有机质泥页岩和白云岩的交替沉积。其中，富有机质泥页岩代表湖泊扩张的高水位期，此时湖水较深且底部缺氧，利于有机质的保存，形成烃源岩；而白云岩则代表湖泊收缩的低水位期，此时湖水变浅，盐度升高，有利于白云石的沉淀，形成致密储层。
2 Uteland Butte段勘探开发突破2011年以来，Uteland Butte段勘探开发实现了两个转变，取得了效益开发的重大突破。
2.1 目标类型向湖盆中心超压页岩储层转变Uteland Butte段早期开发主要针对湖相碳酸盐岩和白云岩储层，以直井为主，因为其具有较高的孔隙度，部分可达20%以上。
自2011年起，Uteland Butte段的开发重心从以直井为主的传统碳酸盐岩储层转向以水平井为主的页岩储层。这一转变的核心在于勘探思路的革新，即从关注高孔隙度储层（白云岩）转向关注具备生烃和储集潜力的源储一体化富有机质页岩层。Uteland Butte段富有机质页岩有机质丰度高，热成熟度处于生油窗范围内，孔隙结构复杂，尤其是有机质孔的发育为油气的储存和流动提供了良好的条件，地层异常高压促进了油气的流动，提高了单井产量和长期稳产能力，更重要的是，油气主要滞留在页岩层中。水平井技术能够有效穿透这些致密、富有机质的页岩层，并通过水力压裂形成人工裂缝网络，从而直接开采页岩内部的油气。
2.2 开发方式向水平井和体积压裂转变早期Uteland Butte段页岩油的开发主要依赖于直井和简单的压裂技术，这种开发方式在碳酸盐岩储层中取得了一定的成效，但在页岩储层中效果有限。随着压裂和钻井技术的发展，体积开发成为Uteland Butte段开发的重要方向。体积开发通过水平钻井和多段压裂技术，实现了对页岩储层的全方位开发。随着技术进步，水平段长度和压裂规模持续扩大，显著提高了储层接触面积和单井控制储量。
自2019年以来，XCL公司采用了一种创新的“酒架式”开发模式[37]（图 5），该模式是体积开发模式的实施形式之一，具体是指上部（Uteland Butte段）和下部（Kyune Creek段）交错布置水平井。类似于堆叠酒架，在地层的不同产层或“层架”中平行且近距离地钻多口水平井。该模式突破了传统单层压裂的层间干扰问题，在厚度适中、层理清晰、压力差异小的储层中取得了显著的产量提升效果。
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图 5 尤因塔盆地Uteland Butte段“酒架式”开发模式示意图 Fig. 5 Schematic "rack-style" development mode of Uteland Butte member in Uinta Basin |
“酒架式”开发适用的地质条件包括以下几点：（1）厚度较大且存在多层“甜点”。Uteland Butte段并非单一岩性，而是垂向上由多组薄层构成（白云岩、石灰岩、页岩互层），其中包含多个富含油气的“甜点”小层，利于构建多井网密集布置的立体空间。（2）储层连续分布。Uteland Butte段在平面上连续展布，这意味着在一定范围内任一点钻井均可遇到含油层，这种连续型油藏非常适合密井网均匀部署，从而立体开发。（3）压力适中且各层互有隔离。Uteland Butte段各子层压力系数相近，有利于同时压裂时各层均能有效破裂并产油。此外，Uteland Butte段与上下围岩有岩性差异，如顶部绿河组泥岩、底部Wasatch组含砂地层提供一定围隔，减少压裂干扰。（4）原油可动性好。尽管Uteland Butte段原油蜡含量高，但地下温度尚可使其保持液态且黏度极低。再加上中等的溶解气，提高了油气膨胀驱动。
在此模式下，XCL公司在Uteland Butte段的9口水平井和Kyune Creek段的7口水平井成功实现了超过180天的生产周期，且单井日产油量和多口井累计产油量均达到了预期平均产量（图 6灰色虚线）。这种开发策略显著增加了XCL公司的Uteland Butte段产量和储量，并未对井的最终可采储量（EUR）产生负面影响[37]，提高了该地区的整体开发效率和产能。这一开发案例在Uteland Butte段复杂的地质条件下，展示了创新开发策略对资源潜力最大化的可行性。
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图 6 “酒架式”开发模式前后单井平均日产油量（a）和水平井累计产油量对比图（b） Fig. 6 Comparison of average single-well daily oil rate (a) and cumulative oil production of horizontal wells (b) before and after "rack-style" development |
2010年，Newfield勘探公司首次在Uteland Butte段实施水平井钻探，标志着该页岩层系商业开发的突破。Uteland Butte段的水平井平均首年产油量高于其他主要目标层位，显示出其卓越的生产性能。自2018年以来，Uteland Butte段的钻井数量是其他地层的2~3倍（表 1）。
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表 1 尤因塔盆地不同目标层水平井首年平均产油量统计表（适用于2018—2022年完工的井）[37] Table 1 Statistics of average horizontal well oil production of various targets in first year in Uinta Basin(applicable to wells completed during 2018—2022) [37] |
技术进步带动Uteland Butte段产量持续攀升。据Hart Energy报道，Uteland Butte段贡献了2023年犹他州83%的原油产量。尤因塔盆地水平井日产量也在2021—2023年间翻倍增长（图 7）[37]，成功逆转了盆地整体产量递减趋势，并创下历史新高。
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图 7 尤因塔盆地不同井型产油量对比图[33] Fig. 7 Comparison of oil production of different well types in Uinta Basin [33] |
经济性方面，Uteland Butte段水平井的最终可采储量（EUR）一般为6.6×104~13.2×104t（含伴生气）。尽管其单井成本高于传统直井，但高产量显著提升了投资回报率。相比2010年以前依赖大量低成本注水直井才能实现的产量增长（如657.9t/d），如今仅需部署少量高产水平井即可达到同等规模，显著提升了开发效率和投资收益。
3 Uteland Butte段页岩油地质特征Uteland Butte段页岩油属于典型的陆相淡水湖盆页岩油，其烃源岩、储层及页岩油物性和产能方面的地质特征如下。
3.1 烃源岩地球化学特征Uteland Butte段烃源岩以Ⅰ型干酪根为主，总有机碳含量（TOC）较高，生油潜力较强（表 2）[33, 35-41]。盆地中心区域TOC普遍高于边缘区[42]。在TOC > 2%的区域，烃类生成效率显著提高，特别是在含油丰富的白云岩储层中，高孔隙度和高渗透率有效促进了页岩油的聚集，这类区域表现出明显的高产趋势[42-43]。
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表 2 尤因塔盆地Uteland Butte段烃源岩地球化学参数表[41] Table 2 Geochemical parameters of Uteland Butte member source rock in Uinta Basin [41] |
镜质组反射率（Ro）从盆地边缘的0.5%逐渐增加到盆地中心的1.2%（图 8）。低成熟度区（Ro为0.50%~0.55%）主要为河流相和冲积扇相，其岩性以杂色泥岩和砂岩为主，该区域有机质含量低、热演化程度不足，难以形成有效油气富集。边缘淡水湖相在平面上横跨Ro为0.55%~1.10%的成熟度区间，主要岩性为生物灰岩与暗色页岩互层，位于Ro为0.75%~1.10%范围内的沉积相带不仅有机质丰度高，且热演化程度适中，是页岩油富集的基础区域[35]。
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图 8 尤因塔盆地Uteland Butte段地层成熟度、沉积相与超压系统分布图[31] Fig. 8 Distribution of maturity, sedimentary facies, and overpressure system of Uteland Butte member in Uinta Basin [31] |
Uteland Butte段整体属于低孔隙度—特低渗透率储层，大多数样品的孔隙度集中在3%~10%，平均为5.7%，整体渗透率介于10-5mD至10mD，但大部分样品的渗透率集中在10-5mD至0.1mD（图 9，图 10）。
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图 9 尤因塔盆地14-1-46井Uteland Butte段岩心孔隙度和渗透率分布图 Fig. 9 Core measured porosity and permeability variation with depth of Uteland Butte member in Well 14-1-46 in Uinta Basin |
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图 10 尤因塔盆地14-3-45井Uteland Butte段岩心孔隙度和渗透率分布图 Fig. 10 Core measured porosity and permeability variation with depth of Uteland Butte member in Well 14-3-45 in Uinta Basin |
Uteland Butte段富含碳酸盐的脆性岩石内部发育的天然微裂缝对其物性起着关键作用，如图 11中14-3-45井钙质页岩样品，尽管其基质渗透率通常极低，但却表现出异常高的渗透率，表明该样品可能发育了天然微裂缝（图 12a）。此外，Uteland Butte段岩层以水平层理和纹层为特点（图 12b），由富有机质的泥岩与富含碳酸盐的微晶岩交替组成，这种“页岩—碳酸盐”的互层结构也为裂缝的形成提供了有利条件。
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图 11 尤因塔盆地Uteland Butte段不同岩性岩心孔隙度和渗透率交会图[42] Fig. 11 Cross plot of porosity and permeability of various rock types in Uteland Butte member in Uinta Basin [42] |
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图 12 尤因塔盆地Uteland Butte段裂缝发育特征图 Fig. 12 Fracture development characteristics of Uteland Butte member in Uinta Basin (a) 富有机质泥岩显微照片，有机质含量较高部分的裂缝与烃类生成有关；（b）富含有机质页岩岩心，具有明显的裂缝 |
Brinkerhoff等[44]依据孔隙类型将Uteland Butte段储层分为4个主要区带（图 13），每个区带具有独特的地质特征和流体性质。
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图 13 尤因塔盆地Uteland Butte段孔隙分带图[44] Fig. 13 Porosity zonation of Uteland Butte member in Uinta Basin [44] |
（1）南部近缘砂岩及含介形虫颗粒灰岩区带以粒间孔隙为主，孔隙度较高，但渗透率较低，孔隙度为3%~25%，大部分介于3%~10%，渗透率介于10-4~1mD，压力接近静水梯度。镜质组反射率（Ro）为0.5%~0.7%，地层低成熟，地温未超过65.5℃，热能不足以降低生成原油的黏度，导致油相流动性不足，无法有效从烃源岩中排出并运移至储层。原油高黏度、高含蜡、低气油比，流动性差，经济效益低。
（2）碳酸盐岩晶间孔主导区带以薄层高孔隙度白云岩与低孔隙度泥晶灰岩互层为特征，压力正常或略高。泥晶灰岩黏土含量高、孔渗条件差（孔隙度约为4%，渗透率为0.001mD），非有效储层。以晶间孔为主（图 14），白云岩孔隙度最高达30%，但渗透率仅约0.1mD，为非常规储层。成熟度为0.6%~0.8%，TOC相对较高，Ro值为0.6%~0.8%，原油低GOR。
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图 14 尤因塔盆地Uteland Butte段白云岩晶间孔特征图 Fig. 14 Characteristics of dolomite intercrystal pores in Uteland Butte member in Uinta Basin |
（3）晶间孔—有机质孔混合区带位于晶间孔亚区和有机质孔亚区之间的区域，处于湖盆中心的深湖相和浅湖相的过渡区带，存在显著超压，以页岩和泥晶灰岩中的有机质孔和晶间孔为主，孔隙度为8%~12%，渗透率为0.01~0.1mD。Ro值为0.8%~1.0%。该区自生烃明显，是高产井的集中区域。
（4）有机质孔主导区带为超高压区，以烃源岩自生自储为主要特征，储层孔隙以纳米级有机质孔为主，这些孔隙在热演化过程中形成，并构成相互连通的网络。该区孔隙度为6%~10%，但渗透率受热成熟度和有机质含量影响较大, 为0.001~0.01mD，高成熟时有机质孔发育且连通性好。该区TOC高，主要由碳酸盐岩和页岩贡献，Ro值为1.0%~1.2%，高GOR，是Uteland Butte段最高产储层。
3.3 页岩油物性与产能表现Uteland Butte段的石油含蜡量高，颜色从亮黄色、棕黄色到黑色不等（图 15），API比重在30~40之间（表 3），产油类型因区域而异[45]。如图 15所示，南部近缘砂岩及含介形虫颗粒灰岩区带为高黏度黑色蜡状油，沥青质含量相对较高（10%~20%），该区域总体产油量小；碳酸盐晶间孔主导区带页岩油为黑色蜡状油，产油量不大，累计产油量在14000~35000t之间；晶间孔—有机质孔混合区带页岩油为棕黄色蜡状油，钻出大量高产井，大部分井产量可达64000t；北部（深层）有机质孔主导区带则为明亮的黄色蜡状油，几乎不含沥青质，产量较高，部分井累计产油量可达64000t。
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图 15 尤因塔盆地Uteland Butte段原油热成熟度特征图[41] Fig. 15 Thermal maturity characteristics of Uteland Butte member crude oil in Uinta Basin [41] 图中样品是从浅层且热成熟度较低（左）到深层且热成熟度较高（右）排列 |
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表 3 尤因塔盆地Uteland Butte段原油性质参数表[43] Table 3 Properties of Uteland Butte member crude oil in Uinta Basin [43] |
页岩油整体碳优势指数CPI小于1.10，表明烃源岩处于生油窗范围。原油的硫含量也很低（< 0.3%），碳同位素轻（δ13C < -30‰），表明其母质类型并非来自海洋，饱和烃和芳香烃的δ13C值均在-33‰~-29‰之间[46]。原油姥植比（Pr/Ph）大于1.5，与淡水湖相姥植比特点一致，也进一步说明Uteland Butte段沉积环境为淡水湖相。
4 Uteland Butte段页岩油多要素协同成藏模型Uteland Butte段页岩油的高效富集并非单一因素作用的结果，而是由沉积、生烃、压力与储层等多个关键要素协同匹配所形成的复杂地质模型。
4.1 沉积微相控制页岩油“甜点”区的分布Uteland Butte段沉积于湖盆首次大规模扩张期，主要包括深湖相、浅湖相和冲积相，具有显著分带性。深湖相是主要的烃源岩区，其富有机质泥质碳酸盐岩和页岩在热演化过程中可形成有机质孔隙，实现自生自储。浅湖相则以白云岩储层为主，较高的孔隙度和渗透率使其成为储存页岩油的重要空间。滨湖相主要发育碳酸盐岩和泥岩，提供了局部储层[42]。
页岩油“甜点区”主要分布在两种有利相带中：一是深湖相高有机质丰度页岩，发育的有机质孔是页岩油富集的关键；二是深湖相与浅湖相的过渡带，该区域储层与烃源岩的垂向叠置为页岩油富集创造了有利条件[34-35]。
4.2 异常高压带控制页岩油高产稳产Uteland Butte段广泛发育的异常超压系统是该区高产页岩油的另一核心机制[23]。Uteland Butte段存在异常超压现象（图 13），盆地中心区域的地层压力明显高于正常静水压力梯度。这种超压不仅有利于有机质热解产物的保存，也为油气的初次运移、裂缝扩展及后期稳定产能提供了驱动能[35, 41]。
Uteland Butte段岩性以富有机质钙质页岩和灰质云岩为主，具备良好的生烃能力与封闭性耦合条件，烃源岩在热演化过程中，大量生烃导致流体体积膨胀，加之致密围岩的封闭作用，形成“超压—生烃”耦合系统。
超压在页岩油成藏的动力学过程中扮演着关键角色，主要体现在3个方面。首先，超压为页岩油的初次运移提供了强大的驱动力，使得油气能够从有机质孔向晶间孔等储集空间高效运移。其次，在开发过程中，超压能够维持天然裂缝和水力压裂裂缝的张开，显著改善渗透率，提高采收率。最后超压是实现页岩油以高压、单相液态形式赋存的关键。超压能够维持地层流体高于泡点压力，从而降低原油黏度、改善流动性，确保页岩油在经济上可采。因此超压区域的高渗透率岩石更容易形成富集的页岩油“甜点区”。
此外，Uteland Butte段的压力系统具有一定的层间差异性。上部富白云岩段多处于高压至轻微超压状态，而下部富有机质页岩段普遍表现为中—强超压。压力的分布特征直接影响井筒的初始产量和最终的采收率。盆地中心处于超压区域的井筒初期产量显著高于正常压力区，最高可达每天223.7t[41]，且大部分生产井累计产油量可达64000t。
综合来看，异常超压系统在Uteland Butte段不仅提升了页岩油的可动性和生产响应，同时构成甜点识别的重要因子，应在页岩油资源评价与开发工程设计中予以重点考虑。
4.3 孔隙类型与有机质匹配控制页岩油富集区Uteland Butte段页岩油富集的核心在于富有机质页岩与具良好物性的碳酸盐岩（白云岩）构成的“源—储一体”互层结构。在这种结构中，烃源岩和储层紧密互层，使得油气可以在短距离内高效运移和富集。其微观机制可概括为“双孔”协同。
4.3.1 孔隙类型与微观结构Uteland Butte段储层以“碳酸盐岩—页岩”互层结构为主，表现出显著的垂向非均质性。岩心分析结果显示，储层主要发育晶间孔、溶蚀孔、有机质孔和粒间孔4类孔隙。其中，高产段的核心特征是晶间孔与有机质孔的协同匹配。这种“双孔”系统存在明显的微观分层特征[38]。
具体而言，有机质孔主要发育在深湖相沉积的富有机质页岩和泥质碳酸盐岩中，是该类岩石的生储一体系统。这些孔隙具有纳米级尺度，是在热演化过程中，干酪根先转化为沥青，然后沥青进一步裂解为石油而形成的。这一过程伴随体积膨胀，沥青会侵入现有孔隙或产生微裂缝，最终形成相互连通的有机质孔隙网络。
与此同时，碳酸盐岩中的晶间孔主要发育在白云岩中，尽管其渗透率较低（最大约0.3mD），但孔隙度可达30%，为页岩油提供了重要的储集空间。碳酸盐岩的微观孔隙结构可通过电镜图像清晰观察，主要为晶体颗粒之间形成的孔隙（图 14）。这种“双孔”系统的微观分层特征和协同作用，使得Uteland Butte段储层在页岩油的生成、储存和运移过程中发挥了关键作用。
4.3.2 源储协同富集机制在深湖环境下沉积的富有机质泥质碳酸盐岩和页岩中，有机质孔广泛发育，具有纳米级尺度、分布致密且部分具备良好连通性，构成页岩油存储和流动的主要孔隙系统。此外，白云岩中发育的晶间孔尽管渗透率低，但其孔隙度常达10%~25%，与有机质孔共同构成“有效存储—驱动流动”的复合孔隙系统。
研究表明，产能最高的井段往往位于晶间孔与有机质孔同时发育的岩层，具有以下特征：一是总有机碳含量（TOC）高于2%；二是晶间孔—有机质孔双重孔隙结构；三是镜质组反射率（Ro）处于轻质油主生成窗；四是孔隙度高于8%、渗透率在0.01~0.1mD范围内。
建议在后续储层评价与甜点区识别中，优先筛选同时具备晶间孔、有机质孔发育潜力和Ro适中成熟度的目标段，作为高产井位部署的优选区域。
4.4 “酒架式”开发模式的地质—工程约束与边界条件Uteland Butte段的成功开发得益于其“酒架式”开发模式与地质、工程和经济条件高度匹配的结果。该模式的实施需要满足一系列关键约束条件，具体如下：地质约束方面，首先，需发育多层薄互层，地层垂向上应存在多个具有高总有机碳含量（TOC）和高孔隙度的薄层甜点。依据尤因塔盆地的开发经验，最小单层甜点厚度通常需大于5m，以确保水平井能够稳定“着陆”。其次，层间压力差异应较小，不同层系之间的压力差异需低于临界值。若层间压力差异超过临界值（例如压力系数差为0.2），则可能会引发压裂液窜流，进而影响压裂改造效果。
工程约束方面，井网部署需实现对多层甜点的立体动用。井距应控制在合理范围内，以最大化动用资源。当井距小于200m时，可能因储层应力干扰而降低单井产能。此外，实施“酒架式”开发模式还需确保多个薄层动用后，其总资源量和单井可采储量（EUR）足以覆盖高昂的钻完井成本，从而实现规模化效益开发。
综合上述特征，Uteland Butte段的理想页岩油“甜点”是富有机质页岩与白云岩紧密互层，同时具备有机质孔和晶间孔的协同发育，且处于高热成熟度和超压驱动条件下的区域。
5 中国陆相页岩油勘探开发的差异化启示Uteland Butte段作为美国湖相页岩油开发的成功典范，其在甜点区识别、超压成藏机制及工程匹配策略等方面的经验，为中国多个陆相湖盆的勘探开发提供了重要借鉴。中国陆相页岩油在富集机理与开发模式方面虽已取得巨大进展，但中国陆相页岩油藏面临着更为复杂的地质条件，包括深埋、岩性多变、强非均质性、黏土含量高及地应力场复杂等一系列挑战，单一的通用技术方案无法应对所有情况。因此，必须将Uteland Butte段的成功经验与中国典型盆地进行对比（表 4），提出更具针对性的勘探开发启示。
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表 4 中国湖盆页岩油与尤因塔盆地绿河组Uteland Butte段地质特征与地质力学参数对比表 Table 4 Comparison of geological characteristics and geomechanical parameters between lake basin shale oil in China and Uteland Butte member in Green River Formation in Uinta Basin |
松辽盆地青山口组页岩油作为典型的原生源储型原位油藏，在沉积末期进入相对稳定的坳陷期，构造活动减弱，有利于油气分子的原地超压保存[47-48]。此外，受欠压实、生烃作用及黏土矿物脱水等因素影响，该地区形成了异常高的孔隙流体压力，且地应力差小（泥岩最大应力差为2.2~7.5MPa，砂泥互层为1.3~2.2MPa）[49-52]，为水力压裂形成复杂缝网提供了理想的地质条件。目前，大庆油田已形成以“箱式开发”为核心的一体化优化技术，通过“一次布井、多靶叠置、立体交错、整体动用”的方式，精准动用垂向多个含油层段，这与尤因塔盆地的“酒架式开发”理念高度契合。
尽管取得了显著成效，青山口组的开发仍面临核心瓶颈：储层具备由有机质孔、粒间孔、晶间孔和黏土矿物层间缝构成的复杂孔缝网络，且脆性矿物含量高于50%，可压裂性良好。然而，如何将这些独立的油层和孔隙网络进行有效沟通，从而最大化地质体改造体积和最终采收率，仍是需要深入研究的课题。
针对上述瓶颈，可借鉴尤因塔盆地“酒架式开发”模式的理念，并结合青山口组独特的低地应力差优势，提出以下针对性启示与建议。
未来，可考虑将青山口组上方的嫩江组页岩纳入开发体系，构建“青山口组+嫩江组”的双层“酒架式”立体井网，充分利用其厚层潜力与稳定的隔层分布。陆相盆地经过多期构造改造，抬升幅度大，超压系统部分泄压，国内外差异大，直接移植尤因塔盆地的经验会导致井距过密、产量递减快，在借鉴“酒架式”立体井网时需要根据超压大小考虑井距，可以根据测井和岩心分析，确定两层之间的最佳井距和井高差，并采用分层、分批压裂的策略，以避免不同层系间的改造干扰。在压裂实践中，应充分利用该地区低地应力差的优势，采用高密度分段多簇压裂技术，最大限度地激活天然裂缝和微裂隙网络，构建复杂的缝网体系。同时，在压裂前需进行高精度地应力场建模，并结合微地震监测技术进行实时调整，以确保压裂效果最优，从而显著提升单井采收率，为中国陆相页岩油的高效开发提供可复制的成功模式。
5.2 济阳坳陷沙河街组启示与借鉴沙河街组页岩油的勘探开发已取得显著进展，沉积环境以深湖相为主，烃源岩丰度高、类型好[53]，页岩油层以咸化富碳酸盐组分为主（硼质量分数主要分布在300×10-6~700×10-6），碳酸盐组分含量多集中在40%~70%，长英质矿物含量低，脆性矿物含量较高，脆性指数为0.42~0.59，属于中等可压裂性。岩性广泛发育灰质纹层与泥质纹层互层的“层偶”结构，单层厚度通常仅为0.5~20.0cm，呈现出典型的薄互层特征[54]。与Uteland Butte段相似，济阳坳陷也发育异常超压系统，且超压带与高产区高度吻合。然而，其复杂的构造背景和断层作用对超压系统的破坏效应是主要风险，例如，在断裂发育区，尽管理论生烃潜力高，但由于断层泄压，地层压力系数可能从区域的1.5~2.0降至1.2~1.4，导致页岩油可动性降低和产能下降。这与青山口组构造稳定、超压得以有效保存的特点形成对比。因此，在勘探开发中，需要特别关注以下几个方面。
第一，当前勘探中常见的问题在于甜点识别过度依赖TOC和Ro值，应将地层压力系统作为首要筛选指标，尤其要识别并避开断裂发育、超压易于泄露的区域。第二，借鉴Uteland Butte段经验，建议建立精细化的“超压—热演化—岩性”耦合模型，充分利用沙河街组的薄互层特征和低地应力差，探索能够有效沟通不同薄互层的压裂技术，以动用更多储量。第三，该地区最大与最小地应力差值较小，普遍小于8MPa，应力比值在1.01~1.16之间，非常有利于体积压裂形成复杂缝网[55]，可利用这一天然优势，侧重于穿层压裂以沟通薄互层。第四，在井位部署前，需加强对剥蚀作用和断裂活动对超压系统破坏效应的评估，优先选择构造相对稳定的超压富集区。
5.3 吉木萨尔凹陷芦草沟组启示与借鉴准噶尔盆地芦草沟组页岩油作为典型的“源—储一体”型油藏，具备与Uteland Butte段相似的立体开发基础。该地层有机质类型以Ⅰ型为主，TOC为3%~12%，热演化程度普遍进入生油窗，适宜的热解水平促使有机质孔体系有效发育[56-64]，地层厚度大（200~300m），垂向上存在上下两套甜点，具备“有机质孔+晶间孔”的双孔协同特征。
然而，芦草沟组仍面临两大主要挑战：其一岩性为深灰色泥页岩夹薄层粉—细砂岩和碳酸盐岩，油层较薄，岩性变化复杂[55-57], 厚度约为1.5m，且原油黏度高，流动性差，上甜点为43.03~122.16mPa·s，下甜点为94.2~407.08mPa·s；其二是吉木萨尔地区的水平两向地应力差较大（8~12MPa）[59]，这种高地应力差会强烈控制水力裂缝的扩展路径，使其难以形成复杂的裂缝网络，而更倾向于形成单一、平直的裂缝，使其不符合“酒架式”的理想条件。
针对这些挑战，新疆油田公司已探索出创新的应对策略和技术：（1）针对芦草沟组多薄油层和隔层难以有效沟通的问题，目前新疆油田公司创新性地采用了“密切割穿层压裂技术”，并取得了显著成效。技术的核心是采用激进的压裂参数设计，包括高排量（≥10.0m3/min）、高用胶量（≥590.0m3）和高加砂强度（2.71m3/m），为裂缝提供足够的能量，使其能够有效穿透薄层隔层，实现纵向沟通，从而扩大改造体积。（2）针对原有黏度高的问题，新疆油田成功试验了二氧化碳前置压裂技术，在高黏度区域将单位产油量提高了27%。
在未来，芦草沟组勘探开发策略应进一步优化，建议：（1）借鉴Uteland Butte段孔隙分带，将油品黏度、超压和储层物性作为核心指标，构建基于“流动性”的甜点分带识别体系，划定“高流动性甜点区”（如超压带）和“低流动性改造区”，进行差异化部署。在“高流动性甜点区”（超压带），压裂方案可侧重于维持天然裂缝开启，并采用低伤害压裂液；而在“低流动性改造区”（原油黏度高、地应力差大），则可以采用“密切割穿层压裂技术”和“二氧化碳前置压裂技术”。（2）针对高地应力差导致缝网难以形成的问题，可通过增加压裂排量、提高射孔簇密度等方式来抑制优势裂缝的过快扩展，实施“高排量体积压裂”，在有限的纵向空间内最大化改造体积。（3）尽管存在挑战，但芦草沟组的厚度和双层甜点潜力巨大。可以在地应力差相对较小的局部区域，或者通过优化井距和压裂参数，探索上下甜点分层同步开发的“酒架式”应用。
中国陆相页岩油藏的开发不能简单复制北美模式，必须根据其独特的“一深、二杂、三多”地质特征（即深埋藏、岩性复杂、非均质性强）量身定制技术方案。单一的压裂技术无法有效应对多重地质难题，而“地质—工程一体化”的系统性解决方案是实现效益开发的关键。
6 结论与认识本研究通过对美国尤因塔盆地绿河组Uteland Butte段的陆相页岩油勘探开发进行系统性分析，总结了成功模式，并为中国类似地质条件的陆相页岩油开发提供了参考。
（1）多要素协同成藏是页岩油高产的核心。Uteland Butte段的高产并非单一因素所致，而是沉积微相、烃源岩地球化学特征、异常超压系统和复合孔隙结构等多个关键要素协同匹配的结果。其核心模式在于“源—储一体”的互层结构，富有机质页岩生成油气并形成纳米级有机质孔，而互层的白云岩则提供晶间孔作为储集空间，形成“有效存储—驱动流动”的复合系统。
（2）异常超压是实现高产稳产的关键驱动力。Uteland Butte段广泛发育的超压系统（压力系数普遍大于1.6），不仅为油气从烃源岩向储层的运移提供了强大驱动力，还能维持天然裂缝及人工裂缝的张开，显著改善渗透率。这一机制对于中国陆相页岩油的勘探具有重要指导意义，即在甜点区识别中应将地层压力系统作为首要筛选指标。
（3）地质—工程一体化是效益开发的保障。Uteland Butte段的成功开发得益于其工程技术与地质条件的精准匹配。从传统的直井和简单压裂向水平井和体积压裂的转变，特别是创新性的“酒架式”开发模式，实现了对纵向多个薄层甜点的协同动用，大幅提升了单井产量和区域采收率。
（4）因地制宜，差异化借鉴。中国陆相页岩油藏具有“深埋藏、岩性复杂、非均质性强”等独特地质特征，无法简单复制北美模式。通过对比分析，我们得到以下针对性启示：松辽盆地青山口组可借鉴“酒架式”模式，探索“青山口组+嫩江组”双层立体井网开发，并利用其低地应力差的优势，采用高密度分段压裂技术，构建复杂缝网；渤海湾盆地沙河街组应建立“超压—热演化—岩性”耦合模型，识别并避开超压易于泄露的断裂区域，同时利用其较小的地应力差优势，实施穿层压裂以沟通薄互层；针对准噶尔盆地芦草沟组高黏度和大地应力差的挑战，可构建基于“流动性”的甜点分带识别体系，并采用“密切割穿层压裂”等技术，实现有效改造。
综上所述，Uteland Butte段的成功为中国陆相页岩油的开发提供了宝贵的经验，但未来的发展必须坚持“地质—工程一体化”的系统性解决方案，根据不同盆地的地质特点量身定制技术方案，才能实现规模化、高效益的陆相页岩油勘探与开发。
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