2. 页岩油气富集机理与高效开发全国重点实验室;
3. 中国石化胜利油田分公司勘探开发研究院
, Zhang Shiming2,3
, Lv Qi2,3
, Li Weizhong2,3
, Jiang Long2,3
, Liu Zupeng2,3
, Lv Jing2,3
, Ren Minhua2,3
, Lu Guang2,3
2. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanism and Efficient Development;
3. Research Institute of Exploration & Development, Sinopec Shengli Oilfield Company
中国陆相页岩油资源量丰富，主要分布在渤海湾、鄂尔多斯、松辽、准噶尔四大盆地，是重要的战略接替资源[1]。济阳坳陷位于渤海湾盆地的东部[2]，为典型的陆相断陷盆地[3]。与国内外海相或坳陷沉积为主的页岩不同，济阳页岩油具有演化程度低—中等、埋藏深、厚度大、高温高压、构造复杂、岩相复杂、流体性质复杂等特点[4]，如何开展系统评价和开发，缺乏成熟的地质理论、工程技术和开发经验。
北美鹰滩、巴肯及国内涪陵、长宁—威远等地区页岩油气开发实践表明，立体开发是实现页岩油气规模经济动用的有效技术[5-8]，而立体评价是立体开发的基础。济阳页岩油起步较晚，目前正处于勘探评价与开发试验阶段。尽管多口页岩油井获工业油流，但不同洼陷不同岩相产能差异大，有利甜点分布、开发技术、压裂改造工艺适应性不清楚，需要全系统的立体评价，明确不同洼陷甜点分布和资源开发潜力，优选甜点实施先导试验井组，落实开发技术政策及工艺适应性，为页岩油产能建设提供技术保障。
2019年，中国石化胜利油田分公司在F159井取得产能突破后，加大了对页岩油的评价力度。依托胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级开发示范区，通过优选页岩油资源评价关键参数，在博兴、牛庄、民丰、利津和渤南5个含油洼陷开展整体评价，落实了各洼陷的资源开发潜力。优选博兴和牛庄两个洼陷开展井组立体评价，落实了井网井距、压裂工艺适应性，现场应用取得良好效果。在探索过程中，逐步形成页岩油储层甜点评价、开发政策优化及高效压裂等相关技术，有力支撑了济阳页岩油开发动用。
1 区域地质及勘探开发概况 1.1 区域地质概况济阳坳陷是一个北断南超的箕状断陷湖盆[9]，由4个南缓北陡的非对称凹陷（车镇凹陷、沾化凹陷、惠民凹陷及东营凹陷)及各凹陷之间的凸起(青城低凸起、滨县凸起、陈家庄凸起、义和庄凸起、孤岛低凸起等)组成，在古近系沙四段—沙三段连续沉积一套细粒沉积岩，估算页岩油资源量超过100×108t（图 1）[10]。济阳页岩油埋藏深，一般为3000~5500m；厚度大，一般为300~500m，局部厚达千米；有机质热演化程度低—中等，Ro一般为0.6%~1.2%；异常高温高压，压力系数一般为1.2~2.0，地温梯度为3.60~3.85℃/100m[11-12]。由于湖盆面积小、受物源影响大，页岩岩相类型多样，地层横向和纵向非均质性强。强烈的构造运动导致洼陷断裂系统、裂缝发育，地层倾角变化大，为1°~23°，给页岩油的评价与开发带来巨大的挑战。
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图 1 济阳坳陷区域位置及地层综合柱状图(据文献[10]修改) Fig. 1 Regional location of Jiyang Depression and comprehensive stratigraphic column (modified after reference [10]) |
济阳页岩油勘探开发经历从认识—实践到再认识—再实践的探索过程，主要分为勘探偶遇、主动探索、创新突破、评价建产4个阶段[13]。
勘探偶遇阶段（1972—2006年）：1972年济阳坳陷沾化凹陷部署钻探的Y21井，首次在泥页岩中发现了油气。之后Y54、L42等多口探井相继在泥页岩中测试获工业油流，其中4口井单井累计产油超过1×104t。初步认识到裂缝型泥页岩油藏可以获得高产，但裂缝预测难度大。
主动探索阶段（2007—2012年）：受北美页岩油气成功勘探开发的启示，中国石化胜利油田分公司加快基础研究步伐，部署钻探L69、FY1、LY1、NY1共4口系统取心井，累计取心1010m。渤南洼陷部署BYP1、BYP2、BYP1-2共3口页岩油专探水平井，受制于地质认识程度低、富集规律、高产规律认识不清，以及钻井、压裂工艺不成熟等因素而失利。
创新突破阶段（2013—2020年）：通过对陆相页岩储集性、含油性、可动性和可压裂性的系统研究，并针对性地开展了页岩油地质评价、钻井及压裂工艺等关键技术攻关，部署的多口中高成熟度探井，YYP1、FYP1和BYP5等井皆取得产能突破。逐步认识到富含碳酸盐的纹层状岩相是济阳坳陷页岩油有利的储集岩相，组合缝网压裂技术能够实现储层有效改造。
评价建产阶段（2021年至今）：博兴、牛庄等洼陷先后开展了立体评价先导试验，重点开展有利岩相分布、开发甜点评价、开发优化设计等研究，评价钻井、压裂工艺适应性，落实不同层位产能。2022年9月FYP1井组全面投产；截至2023年12月，井组累计产油15.2×104t，建成中国石化首个10万吨级先导试验井组。
2 页岩油立体评价技术页岩油立体评价是针对陆相页岩油岩相复杂、储集空间多样、非均质性强、烃源岩厚度大的特点，以地震、测录井、取心及实验分析等资料为基础，构建以甜点立体评价、井网立体优化、水平井立体压裂为核心的系统评价技术，评价不同类型甜点产能和技术适应性，为优选建产区带、实现规模化开发产能建设提供重要支撑。
2.1 页岩油甜点评价技术 2.1.1 基本地质特征济阳页岩油储层沉积时期经历了咸化湖—半咸湖的演变过程[14]，不同洼陷烃源岩厚度、岩相类型、储集性、含油性等存在显著差异。
2.1.1.1 烃源岩特征济阳坳陷发育古近系孔店组孔二段及沙河街组沙四段、沙三下亚段、沙一段4套页岩层系，分布在东营、沾化、惠民和车镇4个含油凹陷内，总面积达7300km2。目前取得突破的主要为沙三下亚段、沙四上纯上亚段页岩层系，有机质类型以Ⅰ和Ⅱ1型为主，有机碳含量（TOC）为1.7%~8.0%，平均为2.5%，热演化程度（Ro）普遍为0.6%~1.2%，其中Ro＜0.9%的中—低演化程度资源量占比超60%。济阳坳陷沙四上纯上亚段—沙三下亚段沉积时期为半咸化—咸化湖盆，以沟鞭藻、颗石藻和蓝藻等低活化能藻类为主，富碳酸盐纹层状岩相Ro在0.7%~0.8%时即达到排烃高峰期，具有古生产力高、早生早富的特点。
2.1.1.2 岩相特征济阳坳陷分割性强，受物源影响不同构造部位页岩岩相差异大。依据“岩石组分—沉积构造—岩石结构—有机质丰度”三端元四要素岩相划分方案，将济阳页岩油岩相划分为16种，以纹层状亮晶泥质灰页岩、纹层状隐晶泥质灰页岩、纹层状混积页岩和层状混积页岩为主（图 2）。灰质纹层和泥质纹层高频互层的层偶结构是济阳页岩最具特色和的岩石特征，单纹层厚度薄（0.1~0.5mm）、纹层密度大（可达2000~10000层/m）、有机质丰度高、孔隙结构好，该类岩相被认为是济阳页岩油的有利岩相类型。
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图 2 济阳坳陷沙四上纯上亚段页岩主要岩相类型图 Fig. 2 Main lithofacies types of pure shale section in the upper sub-member of the fourth member of Shahejie Formation in Jiyang Depression |
镜下观察发现济阳页岩孔隙类型以无机质孔为主，占比达95%。无机质孔类型多，孔径分布范围大，主要发育方解石晶间孔、溶蚀孔、粒间孔、黏土矿物片间孔、黄铁矿晶间孔5种类型。灰质纹层中以方解石晶间孔、溶蚀孔、粒间孔等宏孔为主，方解石晶间孔中孔径大于50nm的占比60%以上（图 3、图 4）；泥质纹层中以粒间孔、黏土矿物片间孔、方解石晶间孔、黄铁矿粒间孔等为主。粒间孔主要由长英质颗粒间残余粒间孔及碎屑颗粒与黏土矿物间孔组成，粒径在10nm~2μm之间，大于50nm的孔隙占比达50%。因此，济阳页岩油整体具有一定的大孔优势。
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图 3 济阳坳陷页岩不同孔隙类型图 Fig. 3 Pore types of shale in Jiyang Depression |
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图 4 不同孔隙类型孔径分布特征图 Fig. 4 Pore size distribution of various pore types |
济阳坳陷属于断陷湖盆，多尺度裂缝发育，包括米级构造缝、微米—厘米级超压缝、微米级层理缝、微米—纳米级粒缘缝和纳米级晶间缝5种类型裂缝。其中，层理缝发育，缝宽主要为1~10μm，具横向连通作用。层理缝和粒缘缝构成水平渗流通道，晶间缝、超压缝和构造缝则构成垂向渗流通道。不同尺度、不同成因裂缝的组合，对于页岩油的高产具有良好的促进作用。
基于核磁共振方法对济阳页岩有效孔隙度进行测试，不同岩相有效孔隙度存在差异，纹层状亮晶泥质灰页岩有效孔隙度为5%~10%，纹层状隐晶泥质灰页岩有效孔隙度为4%~8%，纹层状混积页岩有效孔隙度为6%~8%，层状混积页岩有效孔隙度为3%~5%。纹层状页岩较层状页岩发育更好的有效孔隙。
2.1.1.4 含油性通过扫描电镜观察，粒间(内)孔、晶间孔、粒缘缝、晶间缝、层理缝内均富含游离态油，高真空下可见油花从孔隙中析出，吸附态油则呈油膜状覆盖于矿物表面（图 5）。激光共聚焦显示，页岩有机质进入生油窗后大量转化成烃，微运移至长英质、黏土矿物、碳酸盐颗粒间的粒间孔及碳酸盐矿物晶间孔。热解烃含量、氯仿沥青“A”、OSI、含油饱和度等是评价页岩含油性特征的重要参数。各含油性参数显示济阳页岩含油性好，游离烃含量S1介于0.83~9.42mg/g，平均为2.61mg/g；氯仿沥青“A”含量为0.02%~2.94%，平均为0.65%；OSI为51~262mg/g，平均为154mg/g。核磁共振分析显示，有效储集空间内游离油含油饱和度主要分布在45%~80%之间，涵盖微孔—宏孔等不同孔径范围，而水主要分布在小于25nm的孔径中。
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图 5 济阳页岩油微观赋存状态扫描电镜图 Fig. 5 SEM image of the microscopic occurrence state of shale oil in Jiyang Depression |
基于万米取心、八大类28项12万块次分析化验，结合矿场实践，逐步形成以“井点—平面—立体”为内核的地质工程双甜点立体评价方法。
2.1.2.1 井点评价济阳页岩油不同岩相垂向变化快，单一岩相连续厚度为8~15m，有利岩相集中段厚度为20~40m。页岩油生成并聚集一般要求TOC大于1.0%，达到工业可采指标要求TOC大于2.0%[15-16]。页岩生成页岩油的体积与页岩油的有利岩相集中段厚度、有利岩相的占比、有机质富集程度、游离烃含量、有效孔隙度、脆性矿物含量和非有利岩相单层厚度等密切相关。通过系统取心，综合利用岩心、测井、录井等资料，以有利岩相评价为基础，通过岩心刻度测井，开展页岩品质参数解释与评价[17]，落实不同岩相储集性、含油性、可动性和可压裂性等“四性”差异[18]。通过系统分析各层段地质、工程参数差异，将有利岩相占比大于60%，有利岩相集中段厚度大于30m、TOC＞2%、S1＞2mg/g, 有效孔隙度大于5%，脆性矿物含量大于60%的层段划分为Ⅰ类甜点（表 1）。以取心井系统评价为基础，建立不同洼陷典型井甜点评价测井综合柱状图（图 6），明确单井纵向甜点分布。部署在沙四上亚段C5层组Ⅰ类甜点的FYP1井，峰值日产油170t，连续生产1194天累计产油2.3×104t，获得良好开发效果。
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表 1 济阳页岩油甜点分级评价标准表 Table 1 Classification and evaluation standards for shale oil sweet spots in Jiyang Depression |
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图 6 博兴洼陷页岩油甜点评价测井综合柱状图 Fig. 6 Comprehensive logging interpretation for sweet spot evaluation of shale oil in Boxing subsag |
通过宏观沉积研究确定页岩油分布范围，结合实钻井岩相数据明确不同岩相地震反射特征差异，开展属性敏感性分析，提取反映岩相变化的优势属性。将优势属性进行聚类融合，结合井点信息赋予不同地震相地质认识上的岩相定义，得出平面岩相预测图。根据岩相预测结果，综合不同井区页岩成熟度、孔隙度、脆性矿物、压力系数等关键参数差异，实现甜点平面预测。博兴洼陷沙四上纯上亚段有利岩相预测结果与实钻井吻合度达到80%以上（图 7）。
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图 7 博兴洼陷沙四上纯上亚段有利岩相预测图 Fig. 7 Prediction of favorable lithofacies of pure shale section in the upper sub-member of the fourth member of Shahejie Formation in Boxing subsag |
在井点和平面评价的基础上，按照“直斜井控面，水平井求产”的指导思想开展洼陷整体评价。通过“纵向拓层、横向扩区”，开展立体井位部署，构建“井”字形剖面（图 8），评价不同区域、不同层段岩相组合、成熟度差异等。以井点分层约束，构造解释层面控制，以实钻井岩心分析资料为基础，建立岩相、属性、天然裂缝、地应力等三维地质模型[19]。依据甜点分级评价标准，依次筛选裂缝发育程度低、有利岩相组合集中发育及含油性、储集性等地质因素优，脆性指数高、应力差小等工程条件好的空间区域，刻画Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类甜点空间展布。优选Ⅰ类甜点部署试验井组评价开发技术政策界限、工艺适应性和产能，为下一步规模开发提供基础。
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图 8 “井”字形剖面立体评价示意图 Fig. 8 Schematic diagram of stereoscopic evaluation of"#"shape sections |
基于甜点立体评价结果开展立体井组优化设计，通过划分开发层段、优选布井方式、优化井网井距及排采制度，评价开发技术适应性，为实现页岩油有效开发奠定基础。
2.2.1 开发层段划分物质基础、应力隔层、纵向裂缝发育程度是页岩油开发层段划分的关键要素[20-21]，层段划分需要满足以下原则：
（1）甜点层段上、下具有厚度大于3m的泥岩隔层时，受高应力遮挡作用，人工压裂缝纵向延展受限，形成自然分层。
（2）厚度较大、无法自然分层的甜点段，综合水平井压裂微地震监测和压裂模拟结果，通过压裂有效缝高划分层段。考虑构造缝等裂缝发育情况，适当扩大层段厚度。
（3）单个开发层段应大于经济极限动用厚度，保证油井具有一定的生产能力。按照页岩油井水平段长2000m测算，Ⅰ类、Ⅱ类甜点的经济极限动用厚度分别为17m、28m。
2.2.2 布井方式优选济阳坳陷不同洼陷地质特征差异大，考虑有利岩相展布、断层发育、构造起伏和地应力方向等因素，优化形成3种布井模式（图 9）。
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图 9 布井模式示意图 Fig. 9 Schematic diagram of well layout |
模式一：洼陷稳定区地层平面延展相对稳定，厚度变化小，断层发育少，水平井沿最小水平主应力方向布井。
模式二：复杂断块区发育不同级别断层，考虑地应力方向、有利岩相发育厚度与断层两盘对接关系等因素，断距小于30m时提前降斜追层布井，兼顾Ⅰ类、Ⅱ类甜点，提高有利岩相钻遇率；断距为30~50m时过断层选择合适层位钻进，保证井轨迹平滑。
模式三：极复杂断块区块间距小，垂直最大水平主应力方向布井水平段长度受限，以压裂改造体积（SRV）体积最大化为目标，优化匹配水平段长度和角度，采用与最大水平主应力夹角小于30°的小角度布井。
2.2.3 井距层距优化 2.2.3.1 井网优化针对济阳页岩厚度变化快、岩相类型多、纵向非均质性强的特点，开展多层楼立体布井方式论证，根据人工缝网改造规模形态，以储量控制最大化为目标，采用纵向错位部署的“W”形井网，增大井间动用程度，延长油井稳产时间，提高累计产油量。
2.2.3.2 井距优化合理井距需兼顾改造区渗流贡献和井间干扰。基于微地震监测、压裂施工曲线拟合建立页岩油流动模型，根据改造区产量贡献率，建立“易流区—缓流区—滞流区”三区渗流模式。易流区和缓流区的产油贡献率大于98%，缓流区外径接近极限泄油半径。综合矿场动态分析和数值模拟，建立不同类型页岩油储层井距与干扰强度的关系，获得极限干扰井距。合理井距应介于干扰井距和两倍极限泄油半径之间。通过不同矿场实际生产井计算，确定济阳坳陷不同类型页岩油水平井合理井距为300~450m（表 2）。
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表 2 不同类型页岩合理井距计算参数表 Table 2 Rational well distance parameters for various types of shale |
根据构造缝、层理缝、应力隔层等纵向分布特征，明确不同压裂工艺和参数下的缝高，确定开发层段内可部署的立体井组层数。在同一开发层段内，考虑天然裂缝、地层倾角、有利甜点厚度等差异，对不同空间位置水平井纵向层距进行差异化设计，适配页岩储层非均质条件。矿场监测显示，济阳页岩油水平井平均压裂缝高介于30~40m；基于三维地质模型，压裂模拟确定当前压裂规模条件下，最大压裂缝高为35~49m。
2.2.4 排采制度优化弹性能是页岩油开发的主要动力，人工压裂缝网是页岩油流动的主要通道。不同岩相、不同压裂规模、不同能量保持水平均影响生产效果。
依据最大化利用地层能量、最大程度保持缝网导流能力的原则，建立了“焖井促吸、控液防砂、快排降水和保压稳产”的精细控压生产调控模式（图 10）。（1）焖井促吸阶段，控制合理焖井时间为10~15天，充分利用高压条件和复杂缝网，提高渗吸置换效率。（2）控液防砂阶段，通过调节油嘴尺寸，控制临界出砂速度，防止缝网内支撑剂回流；油嘴尺寸为1~2mm时，控制压降速度小于或等于0.02MPa/d，油嘴尺寸为2~3mm，控制压降速度小于或等于0.05MPa/d。（3）快排降水阶段，适当放大返排压差到3~6MPa，克服近井带启动压力，最大程度激活缝网，促进原油流动。（4）保压稳产阶段，控制合理生产压差为2~3MPa，降低裂缝应力敏感影响，最大程度保持缝网导流能力，保持基质供液与缝网排液平衡，最大程度提高单井评估最终可采储量（EUR）。
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图 10 排采制度调控模式图 Fig. 10 Regulation mode of production regime |
针对济阳页岩灰质含量高、非均质性强，以及储层改造起裂难、复杂缝网扩展难等难题，配套体积压裂主导工艺技术。同时，针对断裂系统复杂、断块间距小等特殊地质条件，开展差异化压裂工艺设计，评价工艺适应性。配套压裂监测手段，迭代优化压裂工艺技术，提高压裂改造效果。
2.3.1 压裂改造技术 2.3.1.1 前置CO2+酸蚀强化裂缝起裂济阳页岩油埋藏深，三向应力水平高，且富灰质页岩岩石强度高，施工压力高（最高施工压力超120MPa），人工裂缝起裂困难。通过前置CO2和前置酸辅助破岩工艺，岩石形成酸蚀蚓孔，达到降破、增能、增渗和扩缝的效果。测试表明，CO2处理后抗压强度降低32%；酸溶蚀后弹性模量降低9%，渗透率增加30%，有效降低页岩油储层压裂施工压力，促进人工裂缝高效起裂。
2.3.1.2 密切割+多级暂堵强化裂缝均衡扩展济阳页岩岩相纵向变化快，非均质性强，层理等结构弱面广泛发育，人工裂缝多簇扩展时存在裂缝扩展不均衡、局部裂缝突进严重的问题。以最优应力干扰条件和多簇均衡扩展为目标，结合极限限流射孔工艺，开展密切割段簇优化设计，优化压裂单段簇数为5~8簇、簇间距为4~10m。形成不同簇间距和孔眼数耦合的非均匀压裂优化设计方法，辅助缝尖、缝内、缝口多级暂堵工艺，实现各簇均衡分流、裂缝均衡扩展。
2.3.1.3 支撑剂高效铺置强化裂缝导流以主缝高导流、分支缝小粒径加砂理念为指导，基于层理、应力差、脆性指数等对缝网主控因素的研究认识，形成以“自支撑裂缝—分支裂缝—主裂缝”为核心的组合缝网全支撑技术。应用70/120目+100/140目等粒径石英砂替代70/140目石英砂，强化分支裂缝内支撑剂的运移铺置和有效支撑。探索试验最小粒径至200目，实现部分前期支撑剂无法进入的小尺度剪切裂缝的错位充填，有效支撑裂缝体积提高26%。
2.3.1.4 压裂液强化渗吸增能置换压裂后排采过程中，压裂液优先采出，生产井初期高含水；弱改造区域压裂液难以流动，滞留其中的压裂液在毛细管力、化学渗透压作用下自发吸入基质孔隙置换原油。依托动态渗吸实验，揭示济阳页岩弱改造区域与强改造区域原油微观动用形式，明确了压裂液强化增能渗吸原油微观动用规律，优化滑溜水增能+全程纳米辅助渗吸技术，后期配套焖井、生产制度优化，提高了强化增能渗吸改造效果。
2.3.2 差异化压裂优化 2.3.2.1 跨断层水平井压裂大规模压裂时，可能诱发断层或天然裂缝等弱结构面滑移，进而诱发套变甚至错断。通过开展不同级别断层的压裂模拟，对不同断距采用差异化压裂施工对策。断层断距大于10m时，断点前后两个压裂段采用定向压裂，控制施工排量小于14m3/min，间隔1.5~2倍裂缝带宽。断距小于10m时，断点附近采用桥塞等工具卡封，段间距为20~30m，射孔避开断层。
2.3.2.2 小角度强化缝网压裂博兴洼陷两口水平井井筒与最大水平主应力夹角分别为22°和19°，压裂改造时，裂缝沿最大主应力方向扩展，裂缝壁面曲率大，近井区域摩阻高，同等压裂规模下改造体积减少约66%。为提高压裂改造效果，建立“控近扩远”压裂工艺。通过增大前置CO2注入量，干扰局部地应力场；增加70/120目、100/140目等小粒径石英砂占比，降低裂缝摩阻；采用多级暂堵工艺，促进裂缝转向。近井筒范围CO2实现造缝+高导流通道，远端裂缝实现CO2深穿透+微细砂支撑，增加有效改造体积和裂缝复杂程度。
2.3.2.3 不同岩相差异化压裂根据不同岩相力学性质和特征，对靶盒内钻遇岩相开展差异化分段分簇及压裂工艺参数设计。Ⅰ类甜点采用长段（60~70m）多簇（4~6簇）、非均匀射孔、多砂多液和暂堵工艺，实现甜点完全改造；Ⅱ类甜点采用多段（50~60m）少簇（3~4簇）、多液控砂，实现甜点适度改造；Ⅲ类甜点采用多段（50m）少簇（3簇）、高黏压裂液穿层扩缝高、定向限流射孔等工艺，实现甜点充分改造。FYP1试验井组立体压裂设计参数如表 3所示。
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表 3 FYP1井组立体压裂设计参数表 Table 3 Parameters of stereoscopic fracturing design of FYP1 well group |
立体压裂监测采用微地震或广域电磁裂缝扩展监测、示踪剂产剖测试、压力动态监测等技术，监测立体改造空间内裂缝动态扩展、流体及压力波及传导等特征，为优化压裂方案、实时评价压裂效果等提供依据。
2.3.3.1 井组压力监测设定试验井组内外老井、待压新井为压力监测井，监测压裂过程中邻井的压力异常升高、异常降低，通过压力变化幅度、压力变化速率评价井间压力窜通干扰风险。
2.3.3.2 裂缝动态扩展监测基于裂缝扩展监测技术获得济阳坳陷页岩油水平井压裂裂缝的动态扩展规律、储层改造体积变化等特征，降低压窜施工风险。通过分析地质条件和施工参数与压裂效果之间的对应关系，阐明了不同洼陷施工参数对压裂改造效果的影响规律。在储层改造效果评价基础上，不断迭代优化施工方案，提高了分段分簇及泵注工艺参数的适配性，验证了压裂施工参数优化方法的实用性。
2.3.3.3 压裂液波及监测基于压裂液波及范围监测结果，分析压裂液用量、加砂强度和焖井时间对压裂液波及范围的影响，指导井距、层距和压后焖井时间等开发技术政策的制定与调整。同时各段压裂时加入不同类型示踪剂，返排时对示踪剂进行检测识别，监测各段压裂液的返排量，分析地质条件和焖井时长对渗吸置换效果的影响。针对各洼陷地质特征差异化压裂施工和压后焖井，实现较高的储量控制和动用。
3 页岩油立体评价实践与认识2019年以来，中国石化胜利油田分公司陆续在博兴、渤南、牛庄、民丰、利津5个洼陷开展全洼陷整体评价，在牛庄、博兴开展2个井组的立体评价试验。截至2023年12月，共部署评价井112口，投产69口，22口井峰值日产油量超100t，23口井累计产油量超过1×104t，现场应用取得良好效果。
3.1 井组评价实施与效果 3.1.1 试验井组概况博兴洼陷为典型的缓坡断裂带复杂断块型页岩油发育区，综合考虑页岩的地质、工程特征，在有利岩相分布特征评价基础上，平面优选TOC > 3%、Ro＞0.9%区域，纵向优选沙四上亚段C5、C8层组和沙三下亚段3层组共3套Ⅰ类甜点层，部署FYP1先导试验井组开展产能评价。沙四上亚段C5层组厚度为59m，TOC为2.8%，S1为2.2mg/g，孔隙度为4.8%，有利岩相占比为70%；沙四上亚段C8层组厚度为42m，TOC为2.8%，S1为2.3mg/g，孔隙度为5.8%，有利岩相占比67%；沙三下亚段3层组厚度为51m，TOC为2.7%，S1为2.3mg/g，孔隙度为6.2%，有利岩相占比为72%。试验井组共部署3层楼9口井（图 11），水平段长度平均为2176m，其中C5层组部署5口开发井（FY1-4HF、FY1-5HF、FY1-6HF、FY1-7HF、FYP1），平面井距400m；C8层组部署FY1-3HF井、沙三下亚段3层组部署FY1-1HF井，落实新层系产能。南部断层发育区部署FY1-2HF和FY1-8HF井为2口小角度水平井，水平段长度平均为1468m，井轨迹与水平最大主应力方向夹角15°~20°。
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图 11 FYP1井组井位部署图 Fig. 11 Well trajectory placement of FYP1 well group |
FYP1试验井组投产后整体呈现“见油早、返排率低、初产高”特点。部署的8口新井压裂后焖井3~36天，开井4~12天见油，见油返排率在1.4%以内，单井峰值日产油均超50t，5口井峰值日产油过100t。钻塞后首月的日产油量为28.4~97.8t，平均为55.9t。含水率呈“L”形快速递减特征，具有初期含水率下降快，平均每天下降1.5%~2.6%，后期含水率下降速度慢，投产26~43天后逐渐稳定，井组平均含水率为36.8%。产量呈“两段式”指数递减特征，投产100天以内产量递减快，年递减率达75%以上；生产100天后，产量递减程度大幅度降低，年递减率为36%~55%（图 12）。
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图 12 FYP1井组日度开发综合曲线图 Fig. 12 Comprehensive production curve of FYP1 well group |
纵向在沙三下亚段3层组及沙四纯上亚段C8、C5层组3套Ⅰ类甜点段部署的9口水平井均获得产能突破，峰值日产油50~171t。统计FYP1井组总计282段中，其中钻遇Ⅰ类甜点217段，压裂后平均单段产能贡献率为3.3%；Ⅱ类甜点65段，平均单段产能贡献率为2.8%；Ⅰ类甜点产能贡献率均高于Ⅱ类甜点。
3.1.3.2 350~400m井距基本合理微地震监测显示，350~400m井距裂缝交叉现象不明显，干扰以压力传导为主，天然裂缝导致的流体窜通干扰比例小于14%。老井通过井下压力计监测井间压力传导规律，压力干扰测试和生产动态分析表明，多数井段存在传压不传质的现象，FYP1井两侧子井压力保持较好，井间以正向干扰为主，证实复杂断块区350~400m井距基本合理。纵向上在沙四上亚段C5层组和C8层组试验60m开发层距，压裂过程中FY1-3HF井和FY1-7HF井微地震事件5段存在交叉，示踪剂监测结果显示无流体干扰，生产阶段纵向上无井间干扰现象。
3.1.3.3 立体压裂工艺技术具有较好适应性试验井组立体压裂总液量为69.6×104m3，加支撑剂量为4.1×104m3，加CO2量为4.1×104t，平均单井有效改造体积为41.1×104m3。井组压裂过程中，仅在FY1-5HF井出现1次轻微套变，套变丢段率为3.8%。FY1-8HF采用小角度强化体积缝网压裂，平均缝长约为300m，近井呈现19%重复改造区，缝网远端聚集明显，改造体积为常规布缝的65.2%~ 68.9%，优于预期的31%~40%，压裂后峰值日产油102t，实现小角度压裂产能突破。FY1-4HF井为跨断层压裂试验水平井，优化断层单侧避让35m，在断层附近的第16、17压裂段控排量、控规模安全施工，保障了井筒完整性。
3.2 现场应用效果试验井组立体评价在博兴洼陷应用中取得了较好效果，逐步探索出地质、物探、钻井、压裂、油藏等多单位协同，多专业融合的运行模式，充分利用信息化手段，建立前后方作战室一体化工作模式，实现了全过程科学高效优化决策和生产，为陆相页岩油开发提供了可借鉴的高效运行模式。
截至2023年12月，牛庄洼陷牛页一区20口井大平台立体评价试验井组全部投产，20口井均已见油，民丰洼陷正开展大平台小井组立体评价先导试验。2023年济阳页岩油新建产能30×104t，年产油32.8×104t。
4 结论（1）按照“纵向拓层、横向扩区”思路，通过“井”字形井位立体部署评价，形成“井点—平面—立体”为内核的地质工程双甜点立体评价方法，建立济阳页岩油从洼陷潜力评价到井组产能评价的立体评价模式。
（2）依据甜点立体评价认识，优选有利区带部署立体评价试验井组，形成开发甜点层段划分、布井方式、井网井距、生产参数、立体压裂等开发优化设计方法，有力支撑下步立体开发产能建设。
（3）试验井组实践表明，当前立体压裂工艺技术可实现储层有效改造，井间压裂以压力传导为主，流体干扰比例低，井组储量基本实现整体动用。
（4）立体评价试验井组在博兴洼陷成功应用，牛庄和民丰洼陷正开展不同类型页岩油的进一步推广。2023年济阳页岩油新建产能30×104t，年产油32.8×104t，为下一步陆相页岩油立体开发提供了良好的理论和技术支撑。
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