济阳坳陷第一轮页岩油探井“失利”原因剖析

Cause Analyses of “Failure” for First Round Shale Oil Exploration Wells in Jiyang Depression

摘要

济阳坳陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩层系页岩油形成条件优越，但第一轮页岩油勘探开发探索阶段实施的4口评价井和4口系统取心井在优选的“有利层段”进行试油试采均未获得规模突破.为了揭示济阳坳陷第一轮页岩油探井“失利”的原因，系统剖析了4口系统取心井取心段的含油性、储集性、可压性与页岩油可动性特征以及针对4口系统取心优选的“有利层段”和4口评价井实施的工程工艺技术情况.结果表明，NY1、LY1取心段含油性、储集性、可压性与页岩油可动性均好，优选的“有利层段”合理，而FY1和L69井取心段含油性、储集性和页岩油可动性较NY1、LY1取心段明显偏低并且优选的“有利层段”不正确.4口评价井“失利”主要原因是水平井段富有机质泥页岩成熟度低和压裂工艺适应性差；系统取心井NY1和LY1井优选“有利层段”“失利”主要与仅采用了常规油气试油试采工具进行联测有关，FY1和L69井优选“有利层”“失利”则既与“有利层”优选失误有关，也与仅采用了常规油气试油试采工具进行联测有关.

关键词

页岩油探井 / “四性”特征 / “有利层段” / “失利” / 济阳坳陷 / 石油地质学

Key words

shale oil exploration well / oiliness, reservoir property, compressibility of shale and mobility of shale oil / “favorable layer” / “failure” / Jiyang Depression / petroleum geology

2008年，由于美国页岩气勘探开发公司纷纷转向更具经济效益的页岩油的勘探开发（Jarvie，2012； 李志明等，2015），使美国原油的生产能力得以快速提升，并成功摆脱了原油主要依赖进口的局面，由原油进口国转变为原油出口国，向能源独立的战略目标迈进（李志明等，2019a）.所谓页岩油，是指赋存于富有机质泥页岩层系内包括富有机质页岩/泥岩和与之密切共生的粉砂岩、细砂岩和碳酸盐岩等夹层内、通过非常规技术可采出的石油资源（Jarvie， 2012； 金之钧等，2019）.美国页岩油产量的快速增长与持续稳定高产，与钻完井、水平井体积压裂改造等工程工艺技术的大幅度提高、大规模实施钻井工程以及地质工程一体化技术体系的有效应用密切相关.在美国页岩油气大发展的启发下，中国石化于2010年就提出了“东部硬稳定，西部快上产，非常规大发展”战略，非常规页岩油气勘探被提上日程（王永诗等，2013）.中国石化胜利油田分公司为推动济阳坳陷陆相页岩油勘探开发工作的探索，于2010-2012年期间，针对济阳坳陷的东营和沾化凹陷古近系沙河街组四段上亚段（简称沙四上亚段）和沙河街组三段下亚段（简称沙三下亚段）两套主力富有机质烃源岩层系，开启了济阳坳陷陆相页岩油勘探开发的初步探索评价，并部署实施了“第一轮”页岩油探井（图1），包括BYP1、BYP2、BYP1-2和LY1HF共4口页岩油水平压裂评价井和FY1、NY1、LY1和L69共4口系统取心井，并对4口评价井以及4口系统取心井在优选的“有利层段”进行了试油试采.结果显示（表1），初始日产油量最高的BYP1-2仅3.0 t，累计产量最大的FY1井也只有653 t，显然均未获得规模工业油流（孙焕泉，2017；李志明等，2018a；宋明水，2019），第一轮页岩油探井勘探开发探索以“失利”告终，但4口系统取心井的岩心资源为济阳坳陷页岩油的勘探开发深入系统研究奠定了坚实的基础（孙焕泉，2017；宋明水，2019；李志明等，2019b）.本文旨在通过对济阳坳陷第一轮页岩油探井取心段典型岩性样品的含油性、储集性、可压性和可动性特征的系统分析，结合4口评价井和4口取心井当时试油试采工程工艺技术的实施情况以及目前页岩油勘探开发取得重大突破的实践情况，剖析济阳坳陷第一轮页岩油探井“失利”的原因，以期为济阳坳陷页岩油有效勘探开发提供借鉴.

1 济阳坳陷页岩油形成地质背景

济阳坳陷位于渤海湾盆地东南部，是渤海湾盆地的一个次级坳陷，由东营、惠民、沾化、车镇4个凹陷和若干分隔凹陷的凸起组成（图1）.济阳断陷湖盆在始新世早期进入断陷鼎盛期，构造运动相对稳定，湖盆持续下沉，气候温暖潮湿，陆源碎屑向湖泊注入，带来大量营养物质，湖生生物大量生长繁殖，形成了巨厚的湖泊相沉积.钻井岩心与分析资料揭示，济阳坳陷富有机质泥页岩主要发育于古近系沙河街组四段上亚段（沙四上亚段Es ₄ ^s）、沙河街组三段下亚段（沙三下亚段Es ₃ ^x）和沙河街组一段（沙一段Es ₁）（张林晔，2005；王永诗等，2013；王勇等，2017）.其中，沙四上亚段泥页岩为咸水‒半咸水湖相沉积，厚度介于40~300 m，主要分布在东营和沾化凹陷，岩性为棕褐色、灰色‒灰黑色页岩、灰质页岩、灰质泥岩，夹浅灰色泥灰岩.沙四上亚段泥页岩纹层十分发育，纹层分别为富钙质纹层、富泥质和有机质纹层以及富黏土和黄铁矿纹层，其中富钙质纹层含大量颗石藻鳞板或隐晶、微晶与结晶方解石（张林晔等，2003，2015）.沙三下亚段泥页岩为微咸水‒淡水湖相沉积，分布范围广泛，是济阳坳陷全区性的烃源岩，厚度介于150~ 300 m，主要岩性为灰色‒灰黑色页岩、灰质页岩和灰质泥岩（张林晔等，2003；王勇等，2017）.

根据4口系统取心井（L69、NY1、LY1和FY1）典型岩性样品的热解分析结果，济阳坳陷沙四上亚段和沙三下亚段泥页岩层系总体均为一套好‒优质烃源岩（图2）.沙四上亚段泥页岩TOC含量主要介于1.0%~7.0%之间，平均为2.7%（n=50）；生烃潜量（S ₁+S ₂）主要介于6.00~40.00 mg/g之间，平均为13.21 mg/g（n=50）；沙三下亚段泥页岩TOC含量主要介于2.0%~8.0%之间，平均为3.7%（n=88）；生烃潜量（S ₁+S ₂）主要介于10.00~40.00 mg/g之间，平均为22.09 mg/g（n=88）.有机质类型均以Ⅱ₁为主，次为Ⅰ型和Ⅱ₂型，热成熟度适中，在东营和沾化凹陷的各洼陷区沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩镜质体反射R _o主要处于0.50%~1.00%（王永诗等，2013；李志明等，2021）.目前的页岩油勘探开发实践表明，沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩基质型页岩油甜点区等效镜质体发射率EqVR_o值介于0.74%~1.20%（现今埋深3 000~4 200 m）；而东营凹陷和沾化凹陷各洼陷的深洼区和内斜坡带沙三下和沙四上亚段现今埋藏深度均超过3 000 m层段，并且具异常超压，保存条件较好，利于页岩油滞留赋存与富集，异常压力段、高孔隙度段与高含油性段相对应（包友书，2018a；宋明水等，2020；李志明等，2021）.因此，济阳坳陷的东营和沾化凹陷各洼陷深洼区和内斜坡带，是沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩基质型页岩油形成与富集的有利区.

2 第一轮页岩油勘探系统取心井取心段“四性”特征剖析

济阳坳陷陆相页岩油第一轮勘探开发探索过程中，中石化胜利油田分公司在沾化凹陷渤南洼陷以沙三下亚段为主部署完钻了系统取心井L69井（取心深度段：2 911.00~3 140.75 m，岩心长度221.36 m），在东营凹陷利津洼陷、牛庄洼陷和博兴洼陷针对沙三下‒沙四上亚段分布部署完钻了LY1井（取心深度段：岩心长度200.05 m）、NY1井（取心深度段：3 295.00~3 500.07 m，岩心长度185.22 m）和FY1井（取心深度段：3 030.00~3 444.44 m，岩心长度403.63 m）3口系统取心井（图1）.从地质评价层面而言，有利岩相发育决定页岩油的主力层系，同时页岩油富集高产受页岩层系“四性”即含油性、储集性、可压性以及页岩油可动性等诸多因素共同制约.沾化凹陷L69井和东营凹陷LY1、NY1和FY1井取心段均以发育富有机质纹层状泥质灰岩相、富有机质纹层状灰质泥岩相、富有机质层状灰质泥岩相、富有机质层状泥质灰岩相和少量的含有机质层状灰质泥岩相、含有机质块状泥岩相为特征（图3），其中富有机质纹层状泥质灰岩相和富有机质纹层状灰质泥岩相是济阳坳陷页岩油勘探最有利的岩相（孙焕泉，2017；杨万芹，2018；宋明水，2019）.系统分析4口系统取心井取心段“四性特征”，落实第一轮页岩油评价中“优选”的试油层段是否是“四性”的甜点段，是剖析第一轮页岩油探井“失利”原因的重要基础.

2.1　含油性特征

滞留于富有机质泥页岩层系中的页岩油主要以游离态和束缚态赋存，其中游离油主要赋存于基质孔缝系统内，而束缚油主要与有机质/干酪根呈吸附‒互溶态赋存以及以吸附态赋存于无机矿物表面.页岩油勘探开发实践表明，与有机质呈吸附‒互溶态赋存的滞留油在现有的开发条件下动用能力有限（Larter et al.， 2012；王飞宇等，2013）.因此，当前国内外页岩油勘探评价中含油性评价重点关注的是游离油含量特征，并主要通过热解游离烃S ₁和油饱和指数OSI（S ₁×100/TOC）等参数来表征页岩含油性特征（Jarvie， 2014；Abrams et al.， 2017；Li et al.， 2018a， 2018b；李志明等，2019a，2019b）.济阳坳陷30余口页岩油出油井段统计分析结果表明，TOC大于2.0%、热解游离烃S ₁大于2.0 mg/g以及油饱和指数OSI大于100 mgHC/gTOC的层段才具有页岩油产能（王勇等，2017）；同时FY1、NY1和LY1井沙三下‒沙四上亚段油饱和指数OSI与孔隙度关系揭示，孔隙度在6.50%以上且在生油窗范围内的泥页岩，是可动页岩油的有利储层（包友书，2018b）.

图3展示了济阳坳陷4口系统取心井取心段热解分析主要参数与孔隙度分析结果.FY1井沙三下亚段‒沙四上亚段系统取心段TOC含量、游离烃S ₁和油饱和指数OSI随岩性岩相和埋藏深度的加深变化不显著，TOC含量主要介于2.0%~4.0%，热解游离烃S ₁主要介于1.0~5.0 mg/g，油饱和指数OSI主要介于50~200 mgHC/gTOC，但热解峰温T _max值随埋深的增大而增大，同时氢指数HI随埋深增大而减小；反映随热演化程度的增高和生烃作用的增强，FY1井区该取心段排烃作用也显著增强，导致生成油没有在层系内近原位聚集，这可能与该井区发育垂向沟通的断裂并处于倾角较大的断阶带有关.尽管如此，沙四上亚段3 280~3 370 m深度段，含油性在整个取心段相对最佳，TOC含量主要介于2.0%~4.0%，热解游离烃S ₁主要介于2.0~5.0 mg/g，油饱和指数OSI主要介于100~200 mgHC/gTOC，具有良好的页岩油潜力.而FY1井“优选”的试油层段（沙三下亚段3 199.0~3 210.0 m，纹层状含泥灰岩和含灰泥岩），虽然TOC含量相对较高，主要介于3.0%~5.0%，但热解游离烃S ₁主要介于2.0~4.0 mg/g，油饱和指数OSI相对偏低，主要介于60~120 mgHC/gTOC，页岩油潜力较低.

NY1井沙三下亚段‒沙四上亚段（以沙四上亚段为主）除沙三下亚段取心段上部TOC含量明显高（主要介于3.0%~10.0%）和沙四上亚段取心段底部TOC含量稍低（主要介于1.0%~3.0%）外，取心段沙三下亚段下部和沙四上亚段中上部TOC含量变化不明显，均主要介于2.0%~4.0%，但热解游离烃S ₁含量和油饱和指数OSI均随深度增大总体显示增高的趋势（沙三下亚段下部热解游离烃S ₁含量主要介于1.0~3.0 mg/g，至沙四上亚段中上部增大至3.0~10.0 mg/g；油饱和指数OSI则由主要介于75~125 mgHC/gTOC增高至100~300 mgHC/gTOC），同时氢指数HI值线性降低（取心段顶部为750 mgHC/gTOC，至取心段底部为220 mgHC/gTOC），热解峰温T _max值缓慢增大至沙四上亚段 3 440 m深度段以深则出现异常降低（普遍小于435 ℃）.反映NY1井沙四下亚段取心段体系相对封闭，利于生成的油在层系内滞留富集，取心段下部T _max值异常偏低与下部含油性好并且可能存在运移烃浸染导致T _max值受到抑制（Peters， 1986； Snowdon， 1995； Li et al.， 2018a）有关.NY1井“优选”的试油层段（沙四下亚段3 403.18~3 510.00 m，纹层状泥质灰岩与灰质泥岩、纹层状云质泥岩和泥质云岩）为取心段含油性最佳层段（图3），TOC含量主要介于1.0%~4.0%，热解游离烃S ₁含量主要介于3.0~10.0 mg/g，油饱和指数OSI主要介于100~300 mgHC/gTOC，具有很好的页岩油潜力.

LY1井沙三下亚段和沙四上亚段系统取心段埋深在4口系统取心井中最深，同时其TOC含量、热解游离烃S ₁含量和油饱和指数OSI整体均最大.其中沙三下亚段TOC含量主要介于2.0%~4.0%，热解游离烃S ₁含量主要介于3.0~15.0 mg/g，油饱和指数OSI主要介于150 ~300 mgHC/gTOC，具有很好的页岩油潜力特征；“优选”的试油层段 （3 632.0~3 665.0 m，层状灰质泥岩和纹层状泥质）TOC含量主要介于3.0%~8.0%，是取心段TOC含量总体最高的层段，不过热解游离烃S ₁含量主要介于5.0~15.0 mg/g，总体也最高，油饱和指数OSI主要介于150~250 mgHC/gTOC，具有很好的页岩油潜力.沙四上亚段（纹层状灰质泥岩夹泥质灰岩、纹层状泥质灰岩与灰质泥岩互层）TOC含量主要介于2.0%~4.0%，热解游离烃S ₁含量主要介于2.0~ 9.0 mg/g，油饱和指数OSI主要介于150~ 300 mgHC/gTOC，同样具有很好的页岩油潜力.

L69井沙三下亚段和沙四上亚段系统取心段（以沙三下亚段为主）TOC含量具有明显的分段性，取心段3 056 m以浅的层段TOC含量主要介于2.0%~5.0%，而3 056 m以深的层段TOC含量主要介于1.0%~2.0%.而热解游离烃S ₁含量和油饱和指数OSI相对其他3口系统取心井段而言总体偏低，热解游离烃S ₁含量主要介于1.0~3.0 mg/g，油饱和指数OSI一般小于100 mgHC/gTOC；仅 2 990~3 114 m深度段（层状灰质泥岩、纹层状泥质灰岩）热解游离烃S ₁含量主要介于3.0~6.0 mg/g，同时油饱和指数主要介于100 ~150 mgHC/gTOC，具有相对最好的含油性且具有页岩油潜力，主要与该深度段有成熟运移油贡献有关（王学军等，2017；李志明等，2019b）.而“优选”的试油层段 （3 040~3 066 m），TOC含量主要介于3.0%~5.0%，相对较高，但热解游离烃S ₁含量主要介于1.0~2.0 mg/g，油饱和指数则一般小50 mgHC/gTOC，不具页岩油勘探潜力.

2.2　储集性特征

国内外主要页岩油产层的孔隙度分析结果统计显示，无论是海相页岩油储层还是陆相页岩油储层，其孔隙度峰值范围主要介于5.0%~12.0%（李志明等，2020；赵文智等，2020），济阳坳陷泥页岩基质型页岩油油流井储层孔隙度下限值为4.0%，一般也在5.0%~12.0%（王勇等，2017）.研究表明，不同岩相类型泥页岩的储集性能有明显差异，从纹层状、层状至块状泥页岩储集性能依次变差，纹层状泥页岩最有利（刘毅，2018；刘惠民等，2019；胡素云等，2020；李圯等，2020）；并且富有机质纹层泥页岩中顺层微裂隙发育可能具有一定的普遍性（刘庆等，2004），其渗透率可与储层砂岩相近（Capuano，1993），这得到了济阳坳陷第一轮页岩油勘探4口系统取心井取心段的孔隙度和渗透率分布结果（图3，图4）的验证.4口系统取心井取心段的储集性特征在纵向上以及不同岩相间具有较大的差异，同时4口取心井取心段之间的储集性尤其孔隙度也存在一定差异.

FY1井沙三下和沙四上亚段取心段的孔隙度分布范围主要介于3.0%~11.0%，其中沙三下亚段层状含灰泥岩段和层状泥质灰岩段以及沙四上亚段3 270~3 310 m深度段（纹层状灰质泥岩与泥质灰岩互层段）孔隙度相对较低，普遍低于7.0%；渗透率与孔隙度无明显相关性，主要受岩性岩相与微裂缝（包括层理缝，后面同）发育情况控制，微裂缝发育的纹层状灰质泥岩、泥质灰岩相等，其渗透率主要介于（1.0~50.0）×10^-3 μm²；微裂缝欠发育的层状灰质泥岩、泥质灰岩相，其渗透率主要介于（0.01~1.0）×10^-3 μm²；少量裂缝不发育的块状灰质泥岩、泥质灰岩渗透率最小，约0.001×10^-3 μm².FY1井“优选”的试油层段（沙三下亚段3 199.0~3 210.0 m，纹层状含泥灰岩和含灰泥岩），其孔隙度主要介于5.0%~10.0%，与国内外页岩油产层的孔隙度基本相同，渗透率主要介于（1.0~10.0）×10^-3 μm².NY1井沙三下亚段‒沙四上亚段系统取心段岩心的孔隙度明显高于FY1井系统取心段，主要介于8.0%~16.0%，尤其“优选”的试油层段下部（沙四下亚段3 440~3 500 m，纹层状泥质灰岩与灰质泥岩、纹层状云质泥岩和泥质云岩），孔隙度均在10.0%以上.渗透率特征同样主要受岩性岩相与微裂缝发育情况控制，微裂缝发育的纹层状灰质泥岩、泥质灰岩相等，其渗透率主要介于（1.0~40.0）×10^-3 μm²；微裂缝欠发育的层状灰质泥岩、泥质灰岩相，其渗透率主要介于（0.1~1.0）×10^-3 μm²；少量裂缝不发育的块状灰质泥岩、泥质灰岩渗透率约0.001×10^-3 μm².LY1井沙三下亚段和沙四上亚段的孔隙度特征与NY1井“优选”的试油层段下部相近，主要介于10.0%~18.0%，尤其是“优选”的试油层段的孔隙度主要介于13.0%~18.0%，显著高于国内外页岩油产层的孔隙度，渗透率特征与NY1井基本一致.L69井沙三下亚段和沙四上亚段系统取心段（以沙三下亚段为主）的孔隙度相对最低，主要介于2.0%~10.0%，渗透率特征与FY1井类似，“优选”的试油层段（3 040~3 066 m）孔隙度相对最大，主要介于5.0%~13.0%，渗透率则主要介于（0.01~1.0）×10^-3 μm².典型样品氩离子抛光后场发射扫描电镜分析结果（图5）揭示，济阳坳陷沙三下和沙四上典型岩相均主要发育以下孔隙类型：方解石、白云石等矿物晶间孔、晶间溶孔与粒内溶孔，长石溶蚀孔，草莓状黄铁矿晶间孔，黏土矿物晶间孔缝，矿物颗粒与有机质之间粒缘缝，以及少量有机质孔；顺层缝/层理缝等主要发育纹层状与层状岩相.但济阳坳陷4口系统取心井沙三下和沙四上亚段典型岩相的孔隙结构对比分析结果揭示，纹层状泥质灰岩/灰质泥岩相方解石晶间孔、黏土矿物微孔的孔径范围分别为240~825 nm、11~489 nm，孔径均值分别为560 nm和270 nm，明显高于层状和显著高于块状泥质灰岩/灰质泥岩相方解石晶间孔、黏土矿物微孔的孔径范围和孔径均值（表2）.同时，不同岩相储集空间组合方式也存在明显的差异性，纹层状岩相发育大量的网状缝、顺层缝、碳酸盐晶间孔和溶蚀孔，形成复杂的孔缝网络体系，连通性好，渗透率好；层状岩相主要发育穿层缝、顺层缝和部分粒间孔，孔缝连通性和岩石渗透率变差；块状岩相主要发育不规则缝和黏土晶间孔，孔缝连通性和渗透率最差（刘毅，2018；刘惠民等，2019；宋明水等，2020），济阳坳陷中等成熟度的页岩油主要产自与纹层状相关的泥页岩岩相（孙焕泉，2017；刘鹏等，2020；宋明水等，2020）.

2.3　可压性特征

页岩油储层的可压性是指在压裂过程中页岩发生有效破裂的能力，其决定了压裂后裂缝的形态及裂缝网络的复杂程度，是影响页岩油能否实现高产的重要因素之一（孙焕泉，2017）.压裂实践表明，页岩的破裂压力与页岩的脆性指数息息相关（蒋廷学等，2014）.目前国内外表征评价页岩油储层可压性特征的方法很多，其中页岩脆性矿物指数法是判断页岩可压性最简单、适用的有效方法，页岩脆性矿物含量越高， 越易形成人工压裂网状结构缝， 越有利于页岩油的开采（曹茜，2020）.国标《页岩脆性指数测定及评价方法》（NB/T 10248-2019）中将石英、白云石、方解石、长石和黄铁矿归属于脆性矿物，当页岩脆性矿物指数B _M2（B _M2=（X _石英+X _白云石+X _方解石+X _长石+X _黄铁矿）×100）≥70时，其可压性评定等级为好，当60≤B _M2<70时可压性评定等级为较好，当40≤B _M2<60时可压性评定等级为中等，而当B _M2<40时可压性评定为差.因此，依据页岩矿物脆性指数法可以快速评价页岩油储层的可压性，具有较好的实践效果，但需要结合页岩油储层的热成熟度.古龙页岩主要为黏土质长英质页岩，黏土矿物平均含量达35.6%，但热演化程度较高，处于中成岩晚期阶段，蒙脱石已大量转化为伊利石并析出硅质，使得页岩刚性增强、脆性增大；同时页岩中伊利石经过成岩压实作用定向排列，使岩石沿层面容易剥裂，压裂过程中可形成复杂网状裂缝，从而显著改善了储层的可压裂性（孙龙德等，2021）.济阳坳陷4口页岩油系统取心井沙三下和沙四上亚段岩心样品系统的全岩X衍射分析结果表明（表3），除LY1井沙三下亚段黏土矿物平均含量总体较高达34.5%以外，其他均小于25.0%；脆性矿物以方解石、石英为主，次为白云石、长石和黄铁矿，除LY1井沙三下亚段脆性矿物指数相对偏低为65.1、可压性评价等级属较好外，FY1井、NY1井和L69井取心段沙三下亚段和沙四上亚段以及LY1井沙四上亚段的脆性矿物指数均大于70，可压性评价等级属好.同时，对L69井沙三下亚段典型样品矿物组成、地球物理测井和三轴应力试验等综合评价认为罗家地区沙三下亚段页岩脆性较好，具有一定的可压裂性（陆益祥等，2017）.济阳坳陷沙三下亚段和沙四上亚段以层状和纹层状结构岩相为主，层理异常发育，而研究表明层理发育、纹层连续性强会降低泥页岩的可压裂性（王冠民等，2016），随着层理的密度增加或层理面胶结强度的降低，层理面对裂缝高度的抑制作用增强（雷群等，2021），从而会影响压裂效果.尽管如此，济阳坳陷东营凹陷首口页岩油规模突破井FYP1井在沙四上亚段（垂深3 315~3 564 m）实现了水平井钻探（水平段长度1 716 m）（赵波和陈二丁，2021）与“酸蚀连缝+CO₂增能降破+体积压裂扩展缝网+脉冲柱塞式高导通道支撑”的多尺度组合缝网压裂技术改造（马永生等，2022），获得峰值日油200.89 m³的高产油流（王勇和张顺，2021），投产1年累产油14 055 t（马永生等，2022）；说明实施有效的压裂改造技术，济阳坳陷富有机质纹层状、层状灰质泥岩和泥质灰岩等具有良好的可压性，可以形成有效复杂缝网.并且研究表明埋深大于3 500 m的深度段，伊利石相对含量快速增高，伊/蒙混层相对含量则快速降低，泥页岩的水敏性显著减弱，更有利于压裂形成裂缝并得以保持（包友书等，2016；李志明等，2021）.综合分析认为，济阳坳陷4口页岩油系统取心段沙三下亚段和沙四上亚段泥页岩层系均具有较好的可压性.

2.4　页岩油可动性特征

国内外页岩油勘探开发实践表明，页岩油可流动性影响因素复杂，其不仅与富有机质泥页岩层系的热演化程度、含油气性与页岩油赋存状态、储层储集物性与天然微裂缝发育情况、页岩油组分与物性、储层压力系数等地质因素有关外，还与储层压裂改造形成的人工缝网复杂程度有关（马永生等，2022）.随着富有机质泥页岩的成熟度增大，滞留于泥页岩层系中的页岩油轻质组分的相对含量增大、气油比增高，页岩油的密度和粘度不断变小，可流动性增强，从而更利于提高页岩油产量（孙龙德等，2021）.济阳坳陷沙三下亚段和沙四上亚段页岩油赋存状态研究结果表明，当沙三下、沙四上亚段埋深小于3 000 m（成熟度等效镜质体反射率小于0.74%）时，黏土矿物以伊/蒙混层为主，滞留油主要以吸附‒互溶态存在，组成以非烃+沥青质为主，页岩油流动性差；埋深为 3 000~ 3 500 m（成熟度等效镜质体反射率介于0.74%~0.89%），游离态烃尤其轻烃含量明显增高，非烃、沥青质含量降低，微裂缝开始发育，伊/蒙混层快速向伊利石转化，页岩油流动性增强；埋深大于3 500 m（成熟度等效镜质体反射率大于0.89%），游离态烃富集，轻烃含量大于非烃和沥青质含量，页岩油密度减小（孙焕泉，2017；李志明等，2021），原油粘度随埋深增加而降低，可由2 500 m的20 mPa•s变为3 800 m的0.52 mPa•s，并在3 000~3 500 m深度段内原油粘度变化最为迅速（包友书等，2016），原油密度由3 000 m左右的0.89 g/cm³降低至3 500 m左右的0.85 g/cm³（孙焕泉，2017），可动性显著增加.BYP1、BYP2、BYP1-2井由于埋藏相对较浅，成熟度低，原油密度大（表1），可动性弱.同时研究表明，济阳坳陷3 000~4 200 m深度段（成熟度等效镜质体反射率介于0.74%~1.20%）的沙三下、沙四上亚段，不仅含油性好、储集性优，而且地层流体具有异常高压（压力系数为1.2%~1.8%）（包友书，2018a；宋明水等，2020；李志明等，2021），FY1、NY1、LY1和L69井优选的“有利层段”地层压力系数分别为1.46、1.62、1.92和1.82，使赋存于沙三下、沙四上亚段的页岩油具有良好的可动性，尤其是纹层状泥质灰岩和灰质泥岩岩相段.济阳坳陷第一轮页岩油勘探4口系统取心井中，除L69井取心段上部沙三下亚段埋深小于3 000 m外，沙三下‒沙四上亚段的埋深普遍大于3 000 m （等效镜质体反射率大于0.74%）（图3），尤其是LY1井取心段沙三下‒沙四上亚段的埋深大于3 500 m（成熟度等效镜质体反射率大于0.89%），页岩油以轻质油为特征，流动性较好.在常规油气勘探过程中，济阳坳陷在富有机质的沙三下、沙四上亚段均有探井直井获得工业性页岩油流，其中沙三下亚段5口（埋深介于2 928~3 251 m，日油产量一般在5 t左右），沙四上亚段9口（埋深介于2 934~4 448 m，日油产量一般在4~16 t）（张林晔等，2017），这应与济阳坳陷沙三下、沙四上亚段泥页岩以纹层状和层状结构的泥质灰岩相、灰质泥岩相等为主，微裂缝（包括层理缝）发育，储集物性优越并具异常压力有关；同时FYP1井在沙四上亚段的 3 315~3 565 m深度（成熟度等效镜质体反射率介于0.83%~0.90%）段获得峰值日油171 t、8个月累油过万吨的国内最高产页岩油油流（页岩油密度为0.85 g/cm³）.这充分说明济阳坳陷沙三下和沙四上亚段富有机质泥页岩层段在3 000 m左右以深的深度段，在含油性与储集性等好的层段，如果实施有效的水平井压裂改造等工程工艺增产措施，赋存于济阳坳陷沙三下和沙四上亚段页岩油具备良好的可动性，可以获得高产稳定的页岩油油流.

3 页岩油探井“失利”原因剖析

国内外页岩油勘探开发实践表明，页岩油目标层段能否获得高产与稳产，一方面受控于优选的目标层是否属于真正的地质甜点层段（游离烃S ₁含量高、可动性好且OSI大于100 mgHC/gTOC和储集性条件优越、微裂缝包括层理缝发育和异常压力等）和工程甜点（脆性矿物含量高，具有良好的可压性）以及甜点层分布是否具备规模（具有较大厚度与分布面积），另一方面与钻完井、压裂改造、开发工程工艺方式等非常规技术密切相关，任何一个环节不到位，均会影响到页岩油探井的试油产量与累产，导致页岩油探井未能获得高产以及规模累产.济阳坳陷第一轮页岩油探井试油试采结果（表1）表明，第一轮页岩油探井的勘探开发均未取得预期成效，各探井“失利”的原因不尽相同，具体剖析如下：

由表1可见，第一轮评价井BYP1、BYP2、BYP1-2水平井段尽管采用了滑溜水/线性胶造复杂缝网+高黏液造主裂缝的主导工艺，钻完井技术、钻井液、压裂措施与当时国外技术同步，但最终效果均不理想（宋明水，2019），这一方面反映针对国外海相高‒过成熟度页岩油气的有效开发技术难以适应济阳坳陷陆相中‒低成熟度页岩油的工程工艺条件；另一方面，由于当时陆相页岩油勘探开发尚处于探索的初期阶段，济阳坳陷沙三下和沙四上亚段页岩油富集机理与富集主控因素尚未明确，无论有利区优选还是有利层段/甜点层段的评价，均缺乏评价的关键参数与界限.因此，济阳坳陷第一轮页岩油评价井和系统取心井的部署重点参考了常规油气勘探过程中钻遇泥页岩层段的油气显示情况与分布位置，并且仍遵循常规油气勘探的思路优选高部位埋藏较浅区域（金之钧等，2019），从而使优选的有利区主要分布于斜坡断阶带、边缘断垒带，并且有利层段优选时重点借鉴页岩气考虑了高TOC含量.BYP1、BYP2、BYP1-2井均处于边缘断垒带，富有机质泥页岩处于中‒低成熟度阶段，页岩油密度大（0.91~0.93 g/cm³）（表1）和粘度大，并以束缚油为主，可流动性差，加之工程工艺不适应，单井产量递减快、稳产困难，无法形成规模产能（金之钧等，2019），出现“压不开、撑不住、返排低、稳产难”的现象（孙焕泉等，2019）在所难免；同时，BYP1尚存在井壁坍塌、井涌、井轨迹偏移等问题（宋明水，2019），因此尽管其水平段长度（1 147 m）远大于BYP1-2的水平段长度（373.1 m），但初始日产油量和累产油量均低于BYP1-2，进一步表明页岩油开发工程条件对页岩油产能的重要影响.

对于4口系统取心井，除FY1井在优选的“有利层段”采用直井滑溜水+交联液体积压裂技术进行改造外（加入地层砂量65.0 m³）（宋明水，2019），NY1、LY1和L69井则针对优选的“有利层段”均未实施针对页岩油有效开发的非常规压裂改造等工程工艺技术.从前面的四性剖析可见，尽管NY1和LY1井优选的“有利层段”的含油性、储集性和可动性要显著优于FY1井优选的“有利层段”，可压性基本相当.同时，NY1井沙四上亚段优选的“有利层段”以及LY1井沙三下和沙四上亚段系统取心段的四性特征均可以与当前取得高产页岩油油流的FYP1（沙四上亚段3 315.0~3 565.0 m深度段，纹层状灰质泥岩岩相）和BYP5（沙三下亚段4 075~4 308 m深度段，层状富灰质泥岩岩相）的四性特征媲美，但由于没有针对“有利层段”采取长水平井与“酸蚀连缝+CO₂增能降破+体积压裂扩展缝网+脉冲柱塞式高导通道支撑”的多尺度组合缝网压裂技术进行改造，仅采用了常规油气试油试采的HST或MFE测试工具及射孔工具进行联作测试.因此，对于NY1和LY1井而言，优选的“有利层段”是正确的，“失利”的关键因素应是没有采用页岩油有效开发所必需的工程工艺技术进行改造.同时，就FY1井而言，其“失利”的原因除没有采取有效的工程工艺技术外，优选的“有利层段”（沙三下亚段3 199.0~3 210.0 m，纹层状含泥灰岩和含灰泥岩）也不是取心段最佳的地质甜点层段，沙四上亚段 3 310~3 370 m深度段的含油性、储集性等相对更优（图2）.L69井取心段试油“失利”的原因除工程工艺问题外，同样存在优选的“有利层段”（沙三下亚段 3 040~3 066 m）并非是取心段最佳的地质甜点层段，取心段2 990~3 010 m深度段含油性最好并且OSI大于100 mgHC/gTOC（图2），同时微裂缝发育、存在成熟油运移油贡献，可动性好，为L69井取心段页岩油勘探开发的有利层段（王学军等，2017；李志明等，2019b）.

综合剖析认为，济阳坳陷第一轮页岩油评价井“失利”的主要原因是水平井段富有机质泥页岩成熟度低和压裂工艺（以滑溜水/线性胶造复杂缝网+高黏液造主裂缝的主导工艺）适应性差.对于系统取心井NY1和LY1井，优选的“有利层段”属于页岩油地质“甜点层段”，试油“失利”的主要原因是仅采用了常规油气试油试采工具（HST或MFE测试工具及射孔工具）进行联作测试；而FY1和L69井，优选的“有利层段”试油“失利”的原因主要是“有利层段”优选失误且也采用了常规油气试油试采工具（HST或MFE测试工具及射孔工具）进行联作测试.

4 结论

（1）济阳坳陷东营和沾化凹陷沙三下和沙四上亚段两套富有机质泥页岩层系页岩油形成条件优越，凹陷的洼陷区和内斜坡带是基质型页岩油形成与富集的有利区.

（2）系统取心井NY1、LY1取心段含油性、储集性、可压性与页岩油可动性均好，优选的“有利层段”合理，而FY1和L69井取心段含油性、储集性和页岩油可动性较NY1、LY1取心段明显偏低并且优选的“有利层段”不正确.

（3）济阳坳陷第一轮页岩油评价井“失利”的主要原因是水平井段富有机质泥页岩成熟度低和压裂工艺（以滑溜水/线性胶造复杂缝网+高黏液造主裂缝的主导工艺）适应性差.对于系统取心井NY1和LY1井，优选的“有利层段”属于页岩油地质“甜点层段”，试油“失利”的主要原因是仅采用了常规油气试油试采工具（HST或MFE测试工具及射孔工具）进行联作测试；而FY1和L69井，优选的“有利层段”试油“失利”的原因主要是“有利层段”优选失误且也采用了常规油气试油试采工具（HST或MFE测试工具及射孔工具）进行联作测试.

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基金资助

国家自然科学基金项目(42090022)

中国石化科技开发部项目(P20049-1)