松辽盆地陆相页岩油地质工程一体化高效勘查关键技术与工程示范

Key Technology and Engineering Demonstration of Geology-Engineering Integration Efficient Exploration of Continental Shale Oil in Songliao Basin

摘要

我国陆相页岩油资源潜力巨大，但页岩储层具有高黏土矿物含量、强非均质性、低地层能量的特点，严重制约着我国陆相页岩油的高效勘查.围绕甜点优选、水平井钻探、体积压裂、试油求产等关键环节，综合利用吉页油1HF井系统取心、测井、录井及分析测试资料，开展地质工程一体化创新攻关.结果表明，松辽盆地青一段页岩可划分为高TOC层理型黏土质页岩和中TOC纹层型长英质页岩两种岩相类型，前者以地质甜点为主，后者以工程甜点为主；建立地质工程一体化双甜点评价标准，提出“钻砂压页”的水平井设计理念，优选出1.94 m厚的双甜点目标靶层，采用三维地球物理‒地质工程一体化的超薄目标靶层导向技术，实现超薄目标靶层水平钻进1 252 m，钻遇率100%的技术突破；依据超临界CO₂的破岩、溶蚀、驱油、增能4大优势，创新形成超临界CO₂+大型水力携砂复合压裂工艺及控压蓄能返排技术，实现了吉页油1HF井陆相页岩地层的大型体积改造，并获得16.4 m³/d高产稳产页岩油突破，形成的地质工程一体化方法、技术、工艺及参数体系，对松辽盆地及同类型的陆相页岩油高效勘探开发具有借鉴意义.

关键词

陆相页岩油 / 松辽盆地 / 青一段 / 地质工程一体化 / 水平井导向 / 超临界CO₂复合压裂 / 石油地质学

Key words

continental shale oil / Songliao Basin / Qingyi Member / geology-engineering integration / horizontal well guidance / supercritical CO₂ combined fracturing / petroleum geology

0 引言

我国陆相页岩油具有多盆地、多层系发育的特点，广泛分布在松辽盆地白垩系、鄂尔多斯盆地三叠系、准噶尔盆地二叠系、四川盆地侏罗系及渤海湾古近系等领域（聂海宽等，2016；胡素云等，2020；赵文智等，2020；金之钧等，2021）.近年来各大油田在页岩油勘探领域均有较大进展，如新疆油田国家级页岩油示范区的建立、长庆油田页岩油示范基地的规模效益开发、大港油田实现陆相页岩油工业化开采、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区设立等，胜利油田、青海油田、江苏油田也相继获得页岩油勘探重大突破（赵贤正等，2018；付金华等，2019；刘忠宝等，2019；王民等，2019；王小军等，2019；宋明水等，2020；王玉华等，2020；周立宏等，2021）.实践表明，我国陆相页岩油勘探开发潜力巨大，中国陆相盆地源内页岩油资源量是源外常规石油资源的重要接替领域，源外向源内转变是石油工业持续发展的必然选择（焦方正等，2020；赵文智等，2021；张建国等，2022）.据自然资源部初步评价，中国陆相页岩油地质资源潜力为397.46×10⁸ t，可采资源潜力为34.98×10⁸ t，已经成为化石能源增储上产的主要领域（杜金虎等，2019；王倩茹等，2020）.

“长水平井+体积压裂”是北美页岩油获得突破的最关键的技术，这两项技术联用能够充分波及和改造超低孔渗的页岩油储层，实现页岩油的高效动用（焦方正，2019；刘合等，2020；庞飞等，2020；周立宏等，2020）.但是，中国陆相页岩油与北美海相页岩油存在着显著差异，地质条件更为复杂，很难完全借鉴北美页岩油开发模式（蒲秀刚等，2019）.综合对比分析主要存在以下3项“卡脖子”难点：（1）中国陆相页岩黏土矿物含量高，分布在20%~60%之间，平均约40%，远高于北美海相页岩，黏土矿物含量高造成地层呈现较强的塑性和水敏性，导致在水平钻探过程容易发生垮塌，无法实现长水平段钻进（陈平等，2014；马天寿和陈平，2014；康毅力等，2017；邓媛等，2020；刘卫彬等，2021）；同时，单纯的大型水力压裂在塑性地层中无法形成大型体积缝网，黏土矿物吸水膨胀后还会堵塞孔缝，严重影响改造效果（刘合等，2019）.（2）中国陆相页岩非均质性强，在纵向上及平面上均表现明显，陆相页岩在纵向上常常呈现频繁的砂泥互层或者发育大量的薄砂条、层理缝等，强非均质性会导致水平井导向困难，钻进过程中容易丢失目标靶层，无法保证较高的甜点钻遇率；同时会形成众多岩石应力隔挡层，使压裂的纵向缝高拓展受限，无法实现大型体积压裂（雷群等，2021）.（3）中国陆相页岩地层多为常压‒弱超压地层，压力系数远不如北美页岩层系，地层能量不足会造成返排困难，常规试油试采制度容易导致泄压过快，无法实现页岩油高产稳产（焦方正，2021）.上述地质与工程难点是制约中国陆相页岩油高效勘探开发的核心问题.因此，探索研发能够克服上述诸多难题，实现保证水平井的安全钻进、提高目标靶层的钻遇率、扩大压裂改造体积缝网等目的的地质工程一体化联用技术，是实现我国陆相页岩油大规模效益建产的关键.

松辽盆地青山口组一段页岩油资源丰富，是中国最主要的页岩油勘探领域之一，青一段页岩具有典型高黏土矿物含量、强非均质性、低地层能量的“两高一低”的特点，勘探开发难度极大.笔者以松辽盆地长岭凹陷青一段页岩油为研究对象，立足页岩油勘探开发中的“卡脖子”难题，进行地质工程一体化技术攻关与实践，创新形成地质+工程双甜点优选、超薄目标靶层精确导向、超临界CO₂复合压裂、控压蓄能返排试油等特色技术，克服了陆相页岩油勘探开发过程中的难题，成功实施吉页油1HF水平井压裂试采，经测试获得16.4 m³/d的高产页岩油流，实现松辽盆地陆相页岩油勘探战略突破，形成的地质工程一体化系列技术可为我国相似地质条件的陆相页岩油勘探开发提供经验借鉴.

1 基本地质情况

松辽盆地是我国重要的含油气盆地之一，主要沉积地层为白垩系，其中下白垩统为分散断陷湖盆沉积，上白垩统为宽广大型凹陷沉积，页岩油资源主要分布在上白垩统青山口组一段地层中（柳波等，2014， 2018；王岩等，2021）.青一段主要发育在松辽盆地的重要凹陷区，北部有齐家凹陷、古龙凹陷、三肇凹陷3个沉积中心，南部有长岭凹陷1个沉积中心（付晓飞等，2020）.本次研究对象吉页油1HF井部署在松辽盆地南部长岭凹陷深洼区（图1），长岭凹陷青一段广泛沉积深湖相暗色页岩，面积可达6 500 km²，且沉积厚度较大，分布在80~150 m，是资源潜力巨大的页岩油富集区，初步评价页岩油地质资源量可达35×10⁸ t（徐兴友等，2021），具有较大的页岩油勘探开发价值.

长岭凹陷青山口组一段是上白垩系沉积时期第一次大范围湖侵期，湖盆面积大、水体较深，藻类生物繁盛，以还原环境为主，沉积相主要为半深湖‒深湖相，沉积了大范围的暗色页岩（白静等，2020；柳波等，2021）.吉页油1HF井岩心实测暗色页岩的TOC均值为2.1%，S ₁值普遍大于1.0 mg/g，平均值为 1.5 mg/g，有机质类型基本以Ⅰ型和Ⅱ₁型为主，R _o均值为0.99%，处于成熟演化阶段，具有页岩油富集的物质基础；页岩孔隙度平均值为4.5%，渗透率均值为0.07×10^-3 μm²，属于超低孔渗储层；青一段页岩黏土矿物含量为40%~60%，均值为47%，以伊利石和伊/蒙混层为主，远高于海相页岩；吉页油1HF井井区地层压力在22~25 MPa之间，青一段地层平均压力系数为1.0，为常压地层.

2 地质工程双甜点识别评价

2.1　识别方法与标准

目前，国内外学者对于页岩油甜点的识别多采用综合信息叠合法和多层次模糊综合评判法等（Badicsand Vető，2012；宁方兴等，2015；Liu et al.，2017；张鹏飞等，2019），上述方法通过分析影响页岩油富集的多个参数，如有机质丰度、类型、成熟度、含油量、脆性矿物含量、泥页岩厚度、埋深等，在勘探初期能够优选出页岩油富集的大致区域或层段；但相对比较定性，所用参数众多，未考虑各参数间相互影响，并且评价偏重地质参数，而忽视地质与工程参数之间的矛盾，评价的可操作性、准确性和实用性均受到影响.随着页岩油勘探开发的发展，甜点评价越来越趋于定量化、精细化，尤其是对于纵向甜点层的识别，更关乎到水平井的安全钻探、压裂的效果和最终的单井产能.

本次研究综合各类地质和工程参数，通过建立各参数与井区实际单段产油贡献率之间的关系模型，采用灰色关联分析方法确立各地质参数与产油率之间的关联度，优选出现场气测总烃、现场热解S ₁、实测TOC、核磁孔隙度4项主地质参数以及测井杨氏模量、矿物脆性指数、破裂压力、水平应力差4项主工程参数.为了更客观地评价出地质+工程双甜点，分级别赋予各参数权重（表1），并建立先归一化加权后乘积的双甜点定量评价模型，评价公式为：

K = {\displaystyle \sum _{i=\mathrm{1}}^{\mathrm{4}}} \frac{P_i-P_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{P_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}-P_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{a}_i{X}_i · {\displaystyle \sum _{i=\mathrm{1}}^{\mathrm{4}}} \frac{Q_i-Q_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{Q_{\mathrm{m}\mathrm{a}\mathrm{x}}-Q_{\mathrm{m}\mathrm{i}\mathrm{n}}}{b}_i{Y}_i，(1)

式中：K为地质工程双甜点评价值；P_i 为主地质参数；P _min为主地质参数最小值；P _max为主地质参数最大值；a_i 为主地质参数分级权重；X_i 为主地质参数综合评价权重；Q_i 为主工程参数；Q _min为主工程参数最小值；Q _max为主工程参数最大值；b_i 为主工程参数分级权重；Y_i 为主工程参数综合评价权重.

在地质工程双甜点评价的基础上，附加构造裂缝密度作为水平井目标靶层优选的兼顾参数，水平井最佳穿行层位为地质+工程双甜点且构造裂缝不发育的层位.

2.2　综合甜点评价与靶层优选

通过上述甜点分级评价，将吉页油1HF井导眼井青一段共划分出1级地质甜点8层/82 m，1级工程甜点4层/16 m，综合划分地质工程双甜点2层/8 m（图2）.

综合分析认为，吉页油1HF井导眼井整个青一段均为较好的页岩油层系.结合岩性、结构、构造、矿物成分、含油气性等特征，可将青一段划分为两类岩相.上部（2 400~2 458 m）为高TOC层理型黏土质页岩，含油气性较好，气测总烃平均1.5%，TOC平均2%，热解S ₁平均3 mg/g，有效孔隙度平均7%，黏土矿物含量比较高，平均46%，以厚层页岩为主，层理缝和构造缝极其发育；综合判断地质甜点发育好而工程甜点发育差，因此，该段虽然含油气性较好，但是可钻性和可压性均不理想，具有较大水平井钻井和压裂风险，不适合作为水平段的主要穿行目标层段，但可作为体积压裂的主要波及目标体.下部（2 458~2 516 m）为中TOC纹层型长英质页岩，含油气性中等，气测总烃平均1%，TOC平均1.2%，热解S ₁平均1.5 mg/g，有效孔隙度平均5%，长英质含量比较高，平均68%，以中厚层页岩夹粉砂质纹层为主，裂缝不发育；综合判断地质甜点发育中等而工程甜点发育较好，因此，该段虽然含油气性较上层稍差，但是整体可钻性和可压性比较好，能较大程度降低水平井钻井和压裂风险，适合作为水平段的主要穿行目标层段.

同时，根据地应力评价结果可以看出，青一段上部页岩破裂压力明显较下部页岩低，在压裂时压裂缝网会优先向上部页岩地层拓展，并且主要改造水平井筒以上的地层.因此，综合地质工程双甜点评价结果，统筹考虑地质工程风险，优选出第1号双甜点层作为水平井穿行的目标层，通过精细岩心观察，发现1号甜点层中存在一层厚度为1.94 m的油斑砂质纹层，岩性以粉砂岩夹泥质粉砂岩为主，录井解释为油斑层，兼具地质和工程甜点双要素；水平段井筒位于该层中，既可以防止水平段垮塌，保证长水平井安全钻探，又可以防止压裂过程页岩水敏膨胀挤压井筒造成套变，同时保证近井筒地带的缝网的高渗流性.此外，该目标靶层位于下部页岩中部，通过体积压裂既能充分改造下部页岩，又能兼顾上部含油气性较好的纯页岩地层，是“钻砂压页”思路的创新性体现.

3 超薄目标靶层水平井精确导向

青一段页岩油储层较为致密，直井开发很难获得经济效益，只有通过长水平井钻探和体积改造才能最大程度地动用储层中丰富的页岩油资源；在水平井钻进过程中，目标靶层的钻遇率是衡量水平井钻探效果的关键，钻遇率的高低关乎水平井井筒安全、压裂改造效果以及后期单井产能（刘乃震和王国勇，2016；梁兴等，2019；聂海宽等，2020）.由上文可知，吉页油1HF井水平井的目标靶层的厚度仅为1.94 m，属于超薄目标靶层，且页岩层系中的砂质纹层非均质强，单靠地球物理手段很难精准预测靶层的分布和变化，以上问题造成本井的导向工作极具挑战.

为克服上述难题，开展钻前地球物理‒地质工程一体化精细研究和三维地球物理解释，建立多参数精确导向模型，并集成近钻头伽马导向、随钻气测录井、三维定量荧光录井、工程参数录井等手段，探索形成了一套适用于陆相页岩地层的低成本的近钻头实时导向技术，保证超薄目标靶层的精确钻探，导向效果可以媲美斯伦贝谢旋转导向，提高了陆相页岩油水平井导向的精准性、实用性和经济性.

3.1　三维地球物理目标靶层精细刻画

建立精准的地质工程一体化多参数导向模型是保证靶层钻遇率的前提.首先，钻前开展井区三维地球物理精细解释，利用三维地震解释的水平切片技术、相干体分析技术等对小幅度构造进行刻画，在平面上表征出目标井区的断裂展布以及目标靶层的三维地质形态.从解释结果可以看出，井区发育一系列近南北走向的中小断层，吉页油1HF井位于两条断裂带加持的地堑部位，该区域最大水平主应力方向为近东西向，为保证钻井安全，水平段走向应平行断层设计为正南方向，该设计方案既能避开断层，又能使水平段微幅度上翘，有利于后期返排试油.同时，刻画出目标靶层在三维空间的构造起伏形态，定量描绘出沿水平井目标靶层地层倾角随钻探长度的变化量（图3），横向及纵向分辨率可达到米级，为后期预测入靶点、实时调整钻头方位提供精准的数据支撑.

3.2　地质工程一体化多参数导向模型

由于目标靶层厚度较薄，为了精准导向，必须对目标靶层进行精细解剖，开展目标靶层岩性及含油性精细刻画、导眼井实时气测录井和三维定量荧光录井精细分析等工作，构建出大比例尺的高精度导向模型.根据导眼井获得的各项地质和工程参数，发现目标靶层与上、下地层在岩性、气测、定量荧光和测井GR上表现出显著异常，其岩性以粉砂岩夹粉砂质泥岩为主，气测总烃明显升高，在1%~2%之间，GR值较低，在70~90 API之间，三维定量荧光呈现出典型的双峰特征，并且含油面积显著较大，上述特征可作为判断钻头进出目标靶层的主要依据（图4）.此外，目标靶层内部又可以细分为3个小层，1号小层岩性为粉砂岩，厚约0.8 m；2号小层岩性为粉砂质泥岩，厚约 0.2 m；3号小层岩性为粉细砂岩，厚约0.94 m，3个小层在岩性、气测、GR、定量荧光等特征上也具有明显差异，据此可以精准判断出钻头在目标靶层内穿行时距离层顶和层底的距离，避免出层.

同时，根据近钻头GR的工作原理，钻头在钻进过程中，位于其后方0.6 m处的近钻头方位伽马会探测上、下、左、右四个方位的地层GR值，优选上、下GR建立近钻头方位伽马实时成像模型，分为上进层、下出层、下进层、上出层4种模式，成像形态和颜色均有明显差异，分别对应上切变亮、上切变暗、下切变亮、下切变暗4种形态，并且与气测变化具有很好的匹配性（图4）.该方法通过RESFORM、EXCEL等常用地质和办公软件均可实现，将地层倾角、岩性等变化转化成图像信号，简单、便捷、直观的发映出钻头沿目标靶层钻进过程中的地质信息的变化，可有效指导水平段轨迹实时精细调整.

3.3　水平段轨迹实时精确控制及效果

通过自主创新形成的地球物理‒地质工程一体化多参数导向系统，实时采集水平井钻进过程中形成的岩屑录井、近钻头GR、气测录井、三维定量荧光录井等资料，并与建立的多参数导向模型作对比，计算提取地层倾角、岩性变化等信息，实现同步跟踪、修正钻头方向，确保较高的储层钻遇率.通过该项技术的应用，吉页油1HF井完钻水平段长度为1 252 m，1.94 m超薄目标靶层的钻遇率为100%（图5），实钻轨迹与设计轨迹高度吻合，水平段井筒质量高，全井井径扩大率小于6%，井身质量优，并且水平段钻获888 m油斑显示，证实上述地质+工程双甜点识别的正确性，为后期压裂测试求产奠定了坚实的基础.

4 超临界CO₂复合体积压裂工艺

松辽盆地陆相页岩储层与北美、中国海相大面积分布的海相页岩储层不同，一是层理缝、砂质纹层广泛发育形成众多的应力隔挡层，在压裂过程中人工裂缝呈现出“砖墙结构”或“鱼骨刺结构”，缝高延伸受限，无法大范围沟通上下储集体，这将影响水平井改造箱体的波及范围，影响单井产能（雷群等，2021）；二是陆相页岩黏土矿物含量较高，单独采用大规模水力压裂，液体用量过多，会导致页岩水敏膨胀，堵塞孔隙吼道，并且会使压裂注入的支撑剂镶嵌在页岩中，降低支撑作用，影响人工裂缝的渗流能力（唐洪明等，2020）.为解决上述问题，通过大型压裂物模实验、压裂缝网数值模拟、微观溶蚀驱替实验等，提出超临界CO₂复合压裂工艺，设计构想为：第1阶段进行超临界CO₂预压裂，降低储层破裂压力、增加纵向穿透，形成大范围的微小复杂体积缝；第2阶段采用高粘冻胶快速提排量大规模的破岩，增加复杂缝网范围；第三阶段采用低粘滑溜水段塞加砂激活和支撑前期形成的复杂缝网；第四阶段采用高粘冻胶携粗砂打磨缝网，进一步提高主裂缝导流能力（图6）.

4.1　超临界CO₂复合压裂机理

超临界CO₂是指温度超过31.1 ℃、同时压力超过7.38 MPa的CO₂流体，其具有独特的理化性质，可应用于页岩储层改造（李根生等，2013；刘合等，2014；王香增等，2014；Middleton et al.，2015；Zhang et al.，2017；孙宝江等，2019；王海柱等，2020）.对本井青一段页岩岩心进行宏观压裂模拟和微观分析实验（张君峰等，2020），结果表明超临界CO₂具有4个明显的优势：（1）超临界CO₂可以显著降低页岩破裂压力，形成复杂缝网.压裂模拟实验证实，浸泡超临界CO₂的页岩样品破裂压力降幅可达45.7%，降低破岩难度，增加纵向穿透力，增加改造箱体范围；同时，超临界状态CO₂分子之间作用力极弱，表面张力极低，流动性强，可以进入孔喉半径很小的孔缝，提高裂缝的复杂程度.（2）超临界CO₂可以发生溶蚀作用，增加储集层渗流能力，通过微观实验发现页岩浸泡超临界CO₂之后，碳酸盐矿物被溶蚀，孔径明显增大，形成大量溶孔、溶缝网络，有效地改善了页岩储层的渗流通道.（3）超临界CO₂具有较强的驱油能力，浸泡超临界CO₂页岩样品表面短时间内明显有原油渗出，并且浸泡前后样品可动烃含量明显减少，表明超临界CO₂可以驱替页岩中的原油，同时可以降低原油粘度，有利于页岩油的排出.（4）超临界CO₂具有明显增能作用，液态CO₂进入地层后一部分与地层矿物反应，另一部分则变成气体，体积膨胀，增加地层能量，有利于后期返排.通过对比超临界CO₂、液态N₂、水基压裂液的优缺点，可以看出超临界CO₂优势显著（表2），其配合水力压裂的大范围造缝、易于携砂等优势，可以充分改造页岩储层，并降低水基压裂液用量，减小储层伤害.

4.2　地质工程一体化压裂参数优选设计

为保证压准压好水平井甜点段，系统评价了吉页油1HF井水平段页岩储层的地质甜点和工程甜点参数，地质甜点主要评价页岩储层的含油性和物性，参数主要有气测总烃、测井解释孔隙度、电阻率与声波叠加幅度差等；工程甜点主要评价页岩储层的可压性，参数主要有矿物组成、泊松比、杨氏模量、岩石力学性质、裂缝发育情况等.按照细分密切割思路，统筹考虑水平段含油气性的差异性、同一段内储层性质均一性、射孔位置岩石的可压性、固井质量及接箍位置等条件，设计了差异化的段簇优选方案，共将水平段+造斜段的1 431 m的井段划分为21段，射孔82簇，平均段长68 m，平均簇间距15.8 m（图7）.

传统认为页岩油气水平井压裂应以大液量、强加砂、高排量为原则（郑有成等，2019），在我国南方页岩气水平井压裂中已经形成较为完善的参数体系（蒋廷学等，2017；沈骋等，2019），而对于陆相页岩油储层改造最优参数的研究尚未成熟（李国欣等，2021）.因此，松辽盆地页岩油的水平井压裂尚无经验可循，该三项施工参数并非越大越好，亟需定量化确定单段加液量、加砂量、施工排量的最优区间，以指导压裂生产实践.根据吉页油1HF井实际获取的青一段页岩岩性、物性、岩石力学等参数，利用MEYER软件对水基压裂阶段单段不同液量、砂量、排量等参数进行数值模拟，建立各项参数与压裂有效缝网长度、高度、宽度、面积等之间的定量关系模型，以求取各参数最优解.针对超临界CO₂预压裂阶段的各参数确定原则为：在压裂设备承受能力及运输、储存条件的允许范围内，尽可能地加大参数.根据实际情况确定单段超临界CO₂用量为150~250 m³，施工排量为4 m³/min.

模拟结果表明，在单段加砂量一定的情况下，单段加液量小于1 400 m³时，有效缝网面积随液量增大而显著增大，当液量超过1 600 m³之后增长率明显放缓，可以确定单段加液量的最优区间为 1 400~1 600 m³；在单段加液量一定的情况下，有效缝网面积随加砂量增大而逐渐增大，但增长率呈现变缓趋势，当加砂量超过80 m³之后，加砂量的增加对有效缝网面积增大的作用并不显著，据此确定单段加砂量最优区间为80~100 m³（图8）.为了更直观地表征出不同液量、砂量组合条件下有效缝网的真实情况，将模拟结果作可视化对比，也可以明显看出，液量1 400 m³+砂量 80 m³的组合模式为量变转折点；当液量和砂量均小于此组合时，液量和砂量的增加对有效缝网面积的增加作用明显，当液量和砂量超过该组合时，液量和砂量的增加对有效缝网面积的增加作用减弱（图9），与上述定量分析结果一致.

同样根据软件数值模拟，建立单孔排量与单缝宽度、不同排量下单段孔眼个数与孔眼摩阻之间的定量关系模型，可知，当单孔排量小于0.3 m³/min时，排量增加对缝宽的作用显著，当单孔排量大于0.4 m³/min之后，排量增加对缝宽的作用微乎其微，确定单孔排量最优区间为0.3~0.4 m³/min（图10a）.同理，可以看出单段孔眼个数小于40个时，孔眼摩阻随孔眼个数增加而迅速降低，当超过40个之后，降低摩阻作用并不明显，且为了保证套管安全，单段射孔个数并不能过大，因此确定最佳单段孔眼个数为40个（图10b）.综上，最优单孔排量乘以最优单段孔眼个数，即为单段施工排量的最优区间，结果为12~16 m³/min.

4.3　压裂实践

根据上文确定的压裂思路、分段选簇方案及施工参数最优区间，采用超临界CO₂复合压裂工艺对吉页油1HF井1 431 m水平段实施了21段压裂施工，主要泵注程序为：超临界CO₂预压裂造复杂缝网+高粘胶液造主缝+变粘滑溜水携砂有效扩大并支撑复杂缝网+高粘冻胶携粗砂打磨缝网（图11a），其中水力压裂阶段前期采用少量交联冻胶造缝，一方面降低液体滤失，提高造缝效率，另一方面提高纵向改造效果；中期采用滑溜水和线性胶提高裂缝复杂性，沟通天然微裂缝和次生裂缝；后期采用少量交联冻胶携带较高浓度支撑剂提高近井裂缝导流能力.

施工过程中，根据现场压裂情况实时调整压裂各项参数，施工压力分布在48.2~85 MPa；施工排量分布在12~18 m³/min，主要为16 m³/min；超临界CO₂用量3 265 m³，平均单段用量156 m³；主压裂液量34 808.17 m³，平均单段液量 1 657 m³，其中低粘液体占比70%，高粘冻胶占比30%（图11b）；总加砂量1 978.56 m³，平均单段加砂量94 m³，其中70/140陶粒占比31%，40/70陶粒占比55%，30/50陶粒占比14%（图11c）.

4.4　压后评价

为评价超临界CO₂复合压裂工艺的效果，在吉页油1HF井施工过程中采用微地震检测技术进行实时监测.检测结果显示，吉页油1HF井压裂段整段微地震事件总数3 093个，事件数量较多，波及范围较广，各段之间未呈现明显的分带现象（图12a）；表明压裂改造形成的人工缝网复杂程度较高，实现大型体积压裂.通过统计分析，得出吉页油1井21段微地震事件波及体主体区域的长度、宽度和高度，各段平均东西波及长度934 m，平均南北波及宽度570 m，平均上下波及高度159 m；表明裂缝在横向和纵向上充分改造了上下泥岩层（图12b），达到了横向扩展、纵向穿层的改造效果.

采用增产储层体积（SRV）表示水力压裂后渗透率有所提高的岩石体积，以定量表征水力压裂过程对地层改造的范围，评价水力压裂效果.利用微地震事件的空间位置结合其密度分布，计算了各压裂段的储层改造体积（SRV）及累积改造体积，结果表明吉页油1HF井储层改造总体积达28.24× 10⁶ m³，证明水平井大规模体积改造充分（图12c）.

为了进一步分析压裂单段的液量和加砂量对最终有效改造缝网体积的影响，在压裂后统计分析各段液量、加砂量与微地震解释的有效改造体积之间的关系.可以看出，第1~3段为大液量少砂量的配比模式，液量平均1 800 m³，砂量平均60 m³，此时有效缝网体积为中等程度；第4~7段为小液量中砂量的配比模式，液量平均1 400 m³，砂量平均80 m³，此时有效缝网体积为最小程度；第8~12段为大液量大砂量的配比模式，液量平均2 000 m³，砂量平均120 m³，此时有效缝网体积为较大程度；第13~18段为中液量中砂量的配比模式，液量平均1 600 m³，砂量平均90 m³，此时有效缝网体积为最佳状态（图13）.通过上述4种模式的对比，可以得出如下结论：（1）液量对缝网体积的作用要大于砂量；（2）液量、砂量并非越大越好；（3）针对于松辽盆地青山口组页岩最佳的配比模式为中液量+中砂量模式，即液量平均1 600 m³左右，砂量平均90 m³左右.上述结论与前文的数值模拟结果高度吻合.

5 常压地层控压返排试油技术

吉页油1HF井所处井区为常压地层，测井预测地层压力系数仅在1.0左右，需要探索采用特色的返排试油技术，尤其是压裂后返排阶段需要制定合适的排采制度，才能保证储层压力平稳，使裂缝保持开启状态，从而达到试油产量稳定之目的.根据地层特点，结合现场实际情况形成“初期适当闷井，关井扩散压力，促使井底裂缝闭合；前期控压返排，控制反排速度，避免支撑剂回流；中期快速放喷，逐级加速排液，提高反排效率；后期泵抽排采，控制最佳压差，平稳连续排液”的常压页岩油连续排液制度.最终，吉页油11HF井获得日稳产油16.4 m³的高产页岩油流，实现了常压高黏土含量陆相页岩油调查的战略突破.

实践证实，泵抽排采是常压页岩地层页岩油高产稳产的最佳手段，在吉页油1HF井泵抽排采过程中实时监控井底流压变化，建立井底流压、地表泵压和日产油量之间的关系模型，求取不同地表泵压条件的泵采效率.结果表明，当地表泵压小于 15 MPa时，井底流压随地表泵压的增大迅速降低，进而日产油量显著提升；当地表泵压大于15 MPa时，井底流压随地表泵压的增大降速变缓，日产油量几乎近于稳态，并且对泵效的定量分析显示地表泵压在15 MPa时，泵效最大为90%（图14）.该项认识为后续松辽盆地古龙等国家级页岩油示范区的页岩油开采提供了精准的定量依据.

6 结论

（1）松辽盆地页岩油资源丰富，在长岭凹陷部署的吉页油1HF井导眼井在青一段钻遇了良好的页岩油显示，建立地质工程双甜点评价标准，对青一段的进行双甜点评价，兼顾含油性、可钻性、可压性，提出“钻砂压页”的水平井轨迹设计理念，优选出1.94 m双甜点油斑砂质纹层作为水平井穿行目标靶层.集成创新三维地球物理‒地质工程一体化的超薄目标靶层导向技术，综合岩性、气测、地化、定量荧光、GR等参数，构建大比例尺多参数精确导向模型，实现吉页油1HF井沿1.94 m超薄目标靶层钻进1 252 m，钻遇率100%的技术突破.

（2）针对陆相页岩地层难以实现复杂缝网压裂、纵向拓展受限、页岩水敏膨胀、地层能量低等难点，利用超临界CO₂的破岩、溶蚀、驱油、增能四大优势，结合水力压裂大规模、能携砂的特点，创新形成超临界CO₂+大型水力携砂复合压裂工艺，实现了陆相页岩地层的大型体积改造.通过压裂数值模拟，结合工程实践，明确了松辽盆地青一段页岩油储层的压裂施工最有参数区间，单段液量为1 400~1 600 m³，单段加砂量为80~ 100 m³，最佳施工排量为12~16 m³/min.

（3）总结形成常压陆相页岩油储层控压蓄能返排试油工艺，利用CO₂增能及泵抽采排相结合的方法，吉页油1HF井实现了页岩油的高产稳产，定产为16.4 m³/d，并优选出泵排工艺最佳地表泵压为15 MPa.

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基金资助

中央财政地调项目(DD20190115)

中国地质调查局项目(DD20221852)