中国页岩油资源丰富，预测可采资源量为(10~15)× 10⁸t^[1]，依靠水平井体积压裂技术，已在准噶尔^[2]、鄂尔多斯^[3]、松辽^[4]、渤海湾^[5-7]、柴达木^[8]、四川^[9]等常规含油气盆地主要生烃层系中获得工业油流^[10-13]，湖相页岩油已经成为常规油气重要战略性接替资源。尽管资源潜力巨大，但绝大多数湖相含油页岩的成熟度偏低，储层致密，加上页岩油分子大、极性强、黏度高和含蜡高等特点^[14]，其规模、效益开发动用仍面临高产甜点层优选、复杂断块长水平段优快钻完井、中深层储层高效体积压裂改造和高凝—高含蜡页岩油高效举升技术工艺优化等多方面难题。

近年来，通过持续深化页岩油富集地质理论认识，探索不同成熟区、不同甜点层、不同水平段长度、不同压裂规模和不同井距等因素对页岩油水平井产量的控制作用，完善了高凝—高含蜡页岩油适应性高效举升工艺技术^[14-15]。总结形成可复制推广的断陷湖盆页岩油规模效益开发模式，并在沧东5号平台效益开发试验中取得良好应用效果，该平台先后投产9口井，日产油260~280t，建成我国首个10万吨级湖相页岩油效益开发示范平台，促使大港页岩油迈向平台式效益开发新阶段，为我国湖相页岩油规模效益开发提供了有益借鉴。

黄骅坳陷是渤海湾盆地中部的一个重要构造单元，其西边界和东边界分别为沧东断裂系和兰聊—羊二庄断裂系，二者构成双断的地堑式结构^[16]。黄骅坳陷西侧为沧县隆起，东南侧为埕宁隆起和沙垒田—海中隆起，北侧为燕山褶皱带，平面形态总体呈南窄北宽特征^[17]，坳陷内以孔店—羊三木凸起为界，南部为沧东凹陷，北部为歧口凹陷。沧东凹陷属于区域性拉张背景下形成的新生代陆相断陷湖盆，面积约为1760km²。沧东凹陷古近系发育孔店组、沙河街组、东营组等多套地层，其中孔店组划分为孔三段、孔二段、孔一段共3个段（图 1）。沧东凹陷在孔二段沉积期是一个坳陷型的封闭湖盆，气候为潮湿—半干旱，湖盆范围较大，水体较深，周边断层活动较弱，主要发育扇三角洲相、滨浅湖亚相及半深湖—深湖亚相等^[18]，半深湖—深湖区整体发育灰黑色细粒沉积岩，岩性以暗色泥页岩夹致密薄层粉砂岩及白云岩的细粒沉积岩为主^[15]，是该区主力烃源岩，也是页岩油发育的有利层段。

图 1

图 1 沧东凹陷孔二段沉积体系（左）和古近系地层特征图（右） Fig. 1 Sedimentary system of the second member of Kongdian Formation (left) and stratigraphic characteristics of the Paleogene (right) in Cangdong Sag

中国石油大港油田公司借鉴致密油勘探开发经验，对沧东凹陷孔二段页岩油进行了持续探索实践，先后经历研究探索、水平井突破、产能评价和先导试验4个阶段（图 2），取得勘探发现和产量突破，但同时也面临甜点认识不清、配套工程工艺技术不完善和效益不达标等难题。

图 2

图 2 沧东凹陷页岩油勘探开发阶段划分图 Fig. 2 Stages of shale oil exploration and development in Cangdong Sag 2023年产量为预估产量

早在20世纪90年代，沧东凹陷孔二段泥页岩含油评价引起注意，J6井2561.4~2663.9m泥页岩段见油气显示，36.5m/4层，试油日产水0.17t，试油显示泥页岩储层致密，不具备产液能力，页岩油勘探进入停滞阶段。2011年，Z68-12井孔二段3135~3156m气测全烃为0.83%~98.47%（平均18.87%），电阻率为11.75~44.43Ω·m（平均25.99Ω·m），试油获自然产能，日产油8.63t、累计产油14.06t。2012年，KN9井孔二段3402~3424m，日产油5.42t、累计产油11.87t，证实页岩油具备一定勘探潜力。

2013年，为探索页岩油富集规律，利用G108-8井孔二段494.29m岩心1.2万余块次各类分析数据，综合研究认为沧东凹陷孔二段泥页岩具有良好的生烃条件、一定的储集空间、明显的含油气特征，脆性矿物含量较高，空间上连续稳定分布，整体含油气，甜点段富集高产^[14]，沧东凹陷孔二段共识别出7个甜点层（C1—C7），单层厚度为10~37m，累计厚度为100~200m。2013—2016年，沧东凹陷孔二段先后有15口直井试油获工业油流，日产油5~46t、累计产油68~1541t，直井压裂后初期产量差异大，且均具有递减快、稳不住和累计产量低的特点。

为进一步提高单井产量，2017年优选官东地区孔二段C1甜点作为勘探突破点，部署实施GD1701H和GD1702H两口页岩油先导试验水平井：GD1701H井水平段长942m，最高日产油76m³，稳定生产652天，累计产油8964m³、累计产气64.1×10⁴m³、EUR为1.83×10⁴t；GD1702H井水平段长1286m，最高日产油61m³，稳定生产667天，累计产油12080m³、累计产气62.1×10⁴m³、EUR为2.32×10⁴t。两口页岩油先导试验井获高产稳产工业油流，实现了陆相断陷湖盆页岩油勘探突破^[7]。

2019—2021年，在勘探获得突破基础上，优选沧东凹陷有利区实施产能评价井，在11个平台实施水平井42口，探索不同甜点层、不同水平段长度、不同水平井方位、不同井间距、不同储层改造方式的页岩油产能，总结形成了适合黄骅坳陷的页岩油开发模式，页岩油日产油量3年上了3个台阶，2021年建成10×10⁴t/a生产能力，率先在渤海湾盆地实现湖相页岩油工业化开发。

目前，沧东凹陷孔二段页岩油正处于效益开发先导试验阶段，依靠地质认识和工程技术进步，逐步提高单井产量是实现页岩油资源商业化开发必由之路，需要重点解决以下三方面问题。

（1）页岩油主力产层尚未明确，陆相复杂断块甜点平面追踪难度大，最优钻探箱体和最佳钻探模式尚未建立。G108-8井孔二段494.29m取心段中泥页岩厚度约为370m，按照可动烃含量S₁＞2mg/g作为Ⅰ类甜点层划分标准，该井识别出Ⅰ类甜点层厚度156m，单层厚度为30~40m。针对该标准优选的Ⅰ类甜点共投产9口水平井，百米日产油0.21~2.45t，平均百米日产油仅为1.61t，单井首年累计产油量小于5000t。首年累计产油量大于5000t的水平井共8口井，平均可动烃含量S₁＞6mg/g，均具有较好的含油性，且单井产量与水平段Ⅰ类甜点长度呈正相关关系，Ⅰ类甜点长度每增加100m，日产量增加1.7~2.2t。根据单井产量和可动烃含量S₁之间的关系，若将Ⅰ类甜点层划分标准提高至可动烃含量S₁＞6mg/g，纵向甜点厚度缩小至8~10m，现有资料基础和技术手段无法实现薄层甜点箱体的平面对比与空间预测，水平井入窗及水平段导向跟踪难度大，甜点钻遇率较低，且存在脱靶风险。

（2）沧东凹陷孔二段断裂系统复杂，水平井压裂过程易发生套变及井间窜扰，纹层型页岩储层在深埋藏、复杂应力场条件下改造不充分，对产量影响较大。沧东凹陷孔二段沉积期构造活动强烈，Ⅲ、Ⅳ级断裂较发育，断块宽度为500~1100m，兼顾主应力方向，孔二段水平段长度大于1500m布井难度大，且大规模压裂易发生套变和井间压采干扰。2018—2019年孔二段共实施水平井压裂16井次，套变4井次，套变发生率为25%，累计损失18段/95簇，损失油层1233m。水平井压裂发生压裂窜扰8井次，同断块内压裂窜扰发生概率为50%，井间压裂干扰对产量具有不可逆的影响。以沧东凹陷1号平台为例，GD1702H井受邻井GY1-1-7H井压裂干扰后（图 3），产量由12t降至0.5t，1.5年后产量恢复到1.12t，产量恢复率仅为9.3%。据统计，沧东凹陷孔二段同断块、同层位之间易发生压裂窜扰，影响距离在73~480m之间，且有6井次窜扰距小于160m，扩大井间距能够有效避免井间干扰的发生和降低干扰程度，但最优井间距及最佳压裂方式仍处于探索研究与现场试验阶段。

图 3

图 3 沧东凹陷1号平台压裂干扰示意图 Fig. 3 Schematic fracturing interference on No.1 platform in Cangdong Sag

（3）沧东凹陷孔二段高凝—高含蜡页岩油具有原油物性较差、渗吸及排采规律复杂、一次压裂后能量难以有效维持保持稳产等特点，适应性排采工艺、集输工艺和提高采收率技术需要进一步提升。孔二段地面原油密度为0.85~0.94g/cm³，凝固点为28~47℃，平均含蜡量为20%，50℃原油黏度为30.24~1167mPa·s，120~150℃原油黏度为10.4~72.1mPa·s。沧东孔二段典型页岩油样品析蜡曲线呈“双峰型”特征（图 4），转晶和结晶在很宽温度范围内进行，不同页岩油样品析蜡高峰与析蜡点变化规律基本保持一致，平均一次析蜡点为59.4~62.1℃、二次析蜡点为42.6~46.5℃、凝固点为36.3~41℃，进入析蜡高峰前的累计析蜡量是常规原油的2.5倍，蜡晶形成胶凝趋势，增加原油黏度，降低了输送流动性，页岩油返排液举升过程中易出砂、结蜡，易造成井筒堵塞、杆断等复杂情况，影响生产时率，给页岩油高效开发造成极大挑战。

图 4

图 4 沧东凹陷孔二段页岩油“双峰型”析蜡曲线图（GY1-1-2H井） Fig. 4 "Bimodal"type wax precipitation curve of shale oil in the second member of Kongshan Formation in Cangdong Sag (Well GY1-1-2H)

通过持续深化地质理论认识，基于页岩含油性、岩性、物性、储层脆性等综合分析评价^[19]，形成沧东凹陷孔二段咸化湖盆内圈层沉积“三高一低”（高有机质、高频纹层、高脆性矿物、低黏土）纹层型页岩优势组构相富集认识^[20]，其适中的有机碳含量（平均2%~6%）、适中的有机质类型（Ⅰ—Ⅱ₁型为主，少量Ⅱ₁—Ⅲ型）和适中的热演化程度（R_o为0.7%~1.2%）是页岩油富集的有利生烃条件，高密度微纳米纹层（8000~11000层/m）、高占比微纳米孔缝（面孔率大于10%）和高滞留可动烃含量（平均2~10mg/g）是页岩油富集的有利储集条件，顶底板封堵和弱断裂破坏区是页岩油有利的保存条件，进而明确了沧东凹陷孔二段页岩油富集规律^[21]。

在相似沉积环境、储集物性、储层脆性和封闭条件下，可动烃含量S₁＞6mg/g是沧东凹陷孔二段钻探箱体优选的关键指标，理论与实践相结合，逐步证实高可动烃含量纹层型页岩是沧东凹陷孔二段页岩油主力产层。GD1702H井产液剖面测试结果显示，该井水平段纹层状长英质页岩占40%，其对该井产量贡献率达75%，纹层型页岩段折合百米日产油量大于3t，纹层状长英质页岩是页岩油的主要产层。2020年之后，勘探理念从“找到油”转变为“高产有效益”，钻探目标从“选大段”转变为“选靶箱”，勘探开发重点转向5号平台C1③和C3⑧两个10m级甜点层（图 5），GY5-1-9H和GY5-3-1H两口井获得首年万吨稳产突破。截至2023年6月22日，GY5-1-9H井压裂段长988m，水平段Ⅰ类甜点钻遇率90%，S₁平均为7.1mg/g，已试采909天，累计产油2.06×10⁴t，预测EUR为3.8×10⁴t，突破了单井产量3×10⁴t效益边界。

图 5

图 5 沧东凹陷孔二段10m级最优钻探箱体空间分布图（剖面位置见图 1） Fig. 5 Spatial distribution of 10 m level optimal drilling box in the second member of Kongdian Formation in Cangdong Sag (section location is in Fig. 1)

通过水平井产量与关键地质参数相关性分析，重新建立沧东凹陷孔二段页岩油Ⅰ类甜点层评价标准：S₁＞3mg/g，TOC＞2%，OSI＞200mg/g，脆性指数大于77，核磁共振孔隙度大于6%。优选出8个最优钻探箱体，单个箱体厚度为9~13m，累计厚度为93m，横向上总体稳定分布（图 5）。其中，官东地区C1③、C3⑧和C5⑫共3个箱体已被证实具备效益开发能力，有利面积为42~53.3km²，估算Ⅰ类资源量为1.54×10⁸t。

总结前期开发经验，同一断块内后压裂水平井对已投产井存在同层位横向沟通和不同层位的纵向沟通，这对压裂缝长、缝高的精准控制提出了更大的挑战。同一断块内，后实施的水平井对老井产生压裂干扰的概率较高，因此采取纵向多甜点整体开发动用、批量钻井、拉链式压裂作业和整体投产，这是实现复杂断块页岩油规模效益开发的必要手段。

复杂断块纵向甜点层立体开发动用方案部署关键参数主要包括水平段长度、水平段方位与最大水平主应力夹角和井间距，受复杂断块条件和应力场条件限制，水平段长度和最优水平段方位需要进行一定程度取舍，原则如下：（1）水平段长度与单井产量具有显著正相关关系，设计水平段长度应大于1500m；（2）水平段方位与最大水平主应力方向夹角为90°时，累计产油量最高，水平井方位与最大水平主应力夹角在60°~90°范围内，尽可能增加水平段与最大水平主应力方向之间的夹角；（3）已压裂水平井平均裂缝半长为150m左右，后期部署实施水平井优选井间距为300m，纵向不同甜点层之间采用“W”形交错布井方式（图 6）；（4）同一断块内钻井和压裂采用工厂化作业，整压整投，避免井间干扰。

图 6

图 6 沧东凹陷页岩油勘探平台空间布井模式图 Fig. 6 Spatial well layout pattern on platform for shale oil exploration in Cangdong Sag

针对沧东凹陷层速度横向变化快，沧东凹陷孔二段水平井靶点埋深预测难度大难题，通过地震速度定量预测靶点深度，对已完钻直井层速度或水平井平均速度参考点进行时深分析，寻找速度变化规律，采用类比法及公式法求取各靶点深度，建立深度模型。

水平井随钻跟踪过程中，综合地球物理、随钻测井和岩屑录井资料，运用“地层真垂厚”对比法，细化邻区直井与水平井甜点评价，建立不同地层倾角及井斜角情况下视垂直厚度差的计算模型，精算入窗深度及井斜角，卡准区域标志层和入窗标志，确保准确入窗（图 7）。入窗后随钻精细小层对比，动态修正深度模型，指导轨迹优化，地震逐点引导钻井，随时进行多参数实时分析，将10m级靶层钻遇率由75%提升至90%以上。沧东凹陷孔二段5号平台5口井水平段长1851~2091m（平均1973m），平均热解S₁为9.24~12mg/g，水平段长度和含油性整体优于同区块首年万吨高产水平井，实现了复杂断块10m级箱体2000m水平段精准钻探。

图 7

图 7 沧东凹陷孔二段10m级靶层导向模型图（GY5-3-6H井） Fig. 7 Geosteering model of 10 m level target layer in the second member of Kongdian Formation in Cangdong Sag (Well GY5-3-6H)

沧东凹陷孔二段页岩油藏属于正常温压系统（局部异常高压），但由于油藏埋深较大，储层温度和压力绝对值高，地层压力系数为0.93~1.58、油藏压力为62MPa、地温梯度为2.63~3.09℃/100m、油藏温度为150℃，加之纹层型页岩储层空间非均质性特征，对体积压裂提出较大挑战。压裂技术先后经历了4个发展阶段^[22-24]：（1）2013—2017年直井二次加砂缝网压裂技术；（2）2018年先导试验阶段，长段少簇、多液少砂、小段塞加砂技术；（3）2019—2020年体积压裂1.0技术，短段多簇密切割、多液多砂、全程滑溜水连续加砂；（4）2021年至今体积压裂2.0技术，长段多簇密切割、适液多砂、全程滑溜水高起步连续加砂。

沧东凹陷孔二段页岩油储层高效压裂主要取得以下4个方面技术进步：（1）建立了支撑剂速度沉降数学模型，形成流速—砂比—浓度耦合图版，升级全程滑溜水连续加砂工艺，砂液比由4%提高到10%，提高了裂缝支撑效果；（2）形成了趾端蓄能+前置CO₂增能体积压裂技术，通过首段注入滑溜水（3000~5000m³）、提升地层能量、延长压裂后稳产期，前置注入CO₂提升孔隙压力、降低原油黏度、增加地层弹性能量；（3）形成“高黏+低黏+高黏”逆混合压裂技术，提高压裂液造缝能力，增加裂缝宽度，解决了压裂裂缝窄砂比敏感难题；（4）明确了压裂效果影响因素，固化效益改造最优参数（压裂段长50m、簇间距8~10m、米液量30~35m³、米砂量2.5~3.0m³、滑溜水比例80%、石英砂比例80%、排量12~16m³/min）。

中国石油大港油田公司围绕“提产提效”主线，形成“优化焖井时间，充分渗吸置换”“优化放喷制度，保压高效控排”“优化举升工艺，延长稳产周期”的高效生产三举措^[25]：（1）优化焖井时间，焖井26~35天，连续3天压降小于0.1MPa/d，原油充分渗吸置换，返排率3%以内即可见油，且焖井+放喷见油累计时间最短，见油时效最高；（2）自喷制度优化，分阶段2~6mm油嘴精细控压生产保持地层能量，优化日产液量大于35m³，使井筒温度高于原油凝固点38℃，可有效预防井筒结蜡凝固堵塞井筒；（3）机械采油期，小泵深抽液量范围拓宽16%，举升能耗降低38%，满足无极调参需要。

2020年沧东凹陷孔二段8口页岩油井下泵井免修期为35~342天（平均135天），在1200m左右杆柱易发生H₂S腐蚀，造成杆断，杆断位置与硫酸盐还原菌繁殖旺盛段（温度36~45℃）相关，沧东凹陷16口井的生产过程中均检测出H₂S，最高浓度为923.61mg/m³。对此，根据硫酸盐还原菌生长活跃区间，优化应用环氧树脂外包覆抽油杆和耐高温（130℃）内衬油管防偏磨防腐蚀技术，有效隔绝H₂S，避免抽油杆本体腐蚀，杆管平均寿命延长至330天以上，有效延长了检泵周期。针对沧东凹陷孔二段页岩油高含蜡特点，利用合金金属元素之间存在电极电位差异，构成微电池，抑制蜡、垢生成，缓解微生物腐蚀与垢下腐蚀，现场应用实施后最大载荷降低16%，交变载荷降低40%，清蜡热洗周期延长两倍以上。

页岩油水平井产出液成分包括油、水、气/油/水混合物等，其多组分、多因素耦合作用造成乳化能力强，形成稳定油包水乳化液导致管输摩阻高，返排液在低温无外力条件下难以自然流动。对此研发了集降凝、降黏、反相乳化于一体的高分子页岩油降凝降黏剂，形成了页岩油平台式集管输开发地面管理模式，确立单独集输、集中处理的技术路线，形成按照生产阶段分步建设、差异化配套的技术方案，并在沧东凹陷页岩油5号平台效益开发地面工程中全面应用，保障了页岩油高效开发生产。

在明确沧东凹陷孔二段高产主控因素基础之上，2021年中国石油油气和新能源分公司审查通过了5号平台效益开发先导试验方案，验证效益开发主体技术适应性。

地质参数：水平段长1851~2091m（平均1973m），是2021年实施平均水平段长度的两倍，Ⅰ类甜点钻遇率为95%，主要含油指标S₁介于9.24~12mg/g，含油性为水平井中最高水平。

工程参数：平均钻井周期为45天，压裂水平段长1800m，单段长50m左右，簇间距为8~10m、米液量为30~35m³、米砂量为2.5~3.0m³，平均单井注入压裂液5.6×10⁴m³、加砂4430m³、加入CO₂ 2793.7t。稳定电场裂缝监测结果显示，压裂缝网均匀，簇开启率由以往64%提高至80%，单段压裂液波及体积由以往3.1×10⁴m³提升至5.8×10⁴m³，实现了渗透率提高、溶胀增能、混相降黏，改善了渗流能力。

生产效果：5口井放喷1~2天见油，4mm油嘴测试单井日产油39.6~122.3t，呈现见油早、返排率低、压力稳等特点。截至2023年6月22日，2~3mm油嘴连续自喷生产174~201天，累计产油3.34×10⁴t，预计首年累计产油6.5×10⁴t，平均单井EUR为4.11×10⁴t。

相较于该平台前期获得首年万吨高产的GY5-1-9H井和GY5-3-1H井，5口新投产井日产量和累计产油量基本保持一致，同期油压较GY5-1-9H井和GY5-3-1H井高10~15MPa（图 8）。沧东5号平台目前9口井投产，平均单井EUR为3.51×10⁴t，预计15年累计产油31.61×10⁴t，在50美元/bbl阶梯油价下计算，税后财务内部收益率为12.77%，投资回收期为4.33年，这也标志着大港油田建成我国首个10万吨级湖相页岩油效益开发示范平台。

图 8

图 8 沧东凹陷5号平台压力与累计产油量关系图 Fig. 8 Relationship between well pressure and cumulative oil output on No.5 platform in Cangdong Sag

大港油田页岩油走过10年艰辛探索历程，沧东凹陷孔二段形成一套可复制的效益开发技术序列，截至2023年6月22日，大港油田页岩油日产能力为430t、累计产油35.27×10⁴t，预计2023年页岩油产量将达到15×10⁴t。结合大港油田页岩油复杂小断块、纵向甜点多的特点，制定了“以效益开发为中心，边评价边实施”开发原则，按照“成熟区拓展效益建产规模、接替区加强效益建产试验、潜力区加大勘探评价力度”整体思路，力争实现2025年25×10⁴t、2030年50×10⁴t和2035年100×10⁴t页岩油上产目标。

（1）沧东凹陷陆相纹层型页岩油藏属于连续性油藏，具有整体含油特点，但在现有经济技术条件下，仅有Ⅰ类资源具备效益开发潜力，页岩油勘探开发理念从“找到油”转变为“高产有效益”，钻探目标从“选大段”转变为“选靶箱”。

（2）复杂断块长水平段精准钻探、深层纹层型页岩高效体积压裂改造、合理排采制度与集输工艺是湖相页岩油效益开发的关键技术，深度地质工程一体化、科研生产一体化是实现大规模效益开发的重要保障。

（3）在新认识指导下，大港油田建成我国首个10万吨级湖相页岩油效益开发示范平台，证实了湖相页岩型页岩油具备平台式规模效益开发能力，可为我国湖相页岩油开发提供有力支撑。