渤海灣盆地歧口凹陷沙河街組三段一亞段地質特征與頁巖油勘探實踐
2021-06-16 00:21:34周立宏韓國猛馬建英牟連剛周可佳王昌麗孟立娜
石油與天然氣地質 2021年2期
周立宏，韓國猛，楊 飛，馬建英，牟連剛，周可佳，王昌麗,孟立娜
(中國石油 大港油田分公司，天津 300280)
致密油氣和頁巖油氣等非常規油氣已成為當前乃至今后油氣工業發展的主要方向之一[1-2]，是現階段石油和天然氣勘探開發的重點領域[3]。在致密油氣領域，中國鄂爾多斯盆地延長組[1]、準噶爾盆地二疊系[4]、四川盆地侏羅系[5]等地層中均有發現并已建成重要的原油生產基地。頁巖油領域起步相對較晚，如鄂爾多斯盆地延長組半深湖-深湖頁巖[6-7]，準噶爾盆地二疊系半深湖-深湖頁巖、云質泥巖等[8-9]均發育一定規模頁巖油儲量。近年來，渤海灣盆地滄東凹陷頁巖油勘探獲得較大突破，KN9和GD6x1等多口井相繼獲得工業油流[10]，以技術創新破解勘探盲區，打造甜點體識別評價、水平井鉆井提速、密切割體積壓裂增產等系列技術[11]率先實現陸相頁巖油的突破引起國內外學者廣泛關注[10]，截止到2020年1月8日，滄東凹陷孔店組二段(孔二段)頁巖油GD1702H水平井體積壓裂后連續自噴591 d，累計產油1.1×104t，實現了陸相頁巖油高產穩產，目前滄東凹陷孔二段頁巖油已進入工業化開發階段。
沙河街組泥頁巖是渤海灣盆地歧口凹陷主要烴源巖[12-14]，其中沙河街組三段一亞段[沙三一亞段，Es3(1)]、沙一段下亞段[Es1(下)][15-16]泥頁巖累計厚度大、平面分布廣、生烴條件優越，具備頁巖油勘探潛力。2019年，借鑒滄東凹陷孔二段頁巖油勘探實踐經驗，針對歧口凹陷Es3(1)泥頁巖開展老井復查工作，先期實施的F38X1井和Bin60-56井在該層段均獲得工業油流：F38x1井試油井段3 978.8～4 227.0 m(垂深3 907.8～4 220.1 m)，分3段(15簇)共103.9 m壓裂改造，6 mm油嘴自噴，初期日產油50.1 t、日產氣17 240 m3；Bin60-56井射開3 902.6～3 992.5 m(垂深3 587.43～3 677.2 m)，分2段68.9 m壓裂后6 mm油嘴自噴，初期日產油23.59 t。2口大斜度井均具有初期產量高、遞減快的特點，為進一步探索歧口凹陷Es3(1)頁巖油富集規律，本文利用F39x1，F39x1y，QY10-1-1和Bin56-1H等井資料針對歧口凹陷Es3(1)頁巖段沉積環境、巖性組合特征、生烴特征、儲層及含油性特征、甜點評價等方面展開論述，以期對古近系沙河街組頁巖油勘探評價具有一定的指導意義。
1 地質背景
渤海灣盆地發育多個坳陷，黃驊坳陷于中生代末—新生代初開始拉張裂陷，新生代斷陷盆地出現，西、東邊界分別為滄東斷裂系和羊二莊斷裂系，二者構成雙斷的地塹式結構[17]。黃驊坳陷被滄縣隆起和埕寧-海中隆起夾持，具北寬南窄、東北深、西南淺的結構特點。坳陷內部以孔店凸起為界分為滄東凹陷和歧口凹陷2個不同的沉降單元，滄東凹陷發育古近系孔店組、沙河街組和東營組，歧口凹陷孔店組不發育，沙河街組和東營組相對較厚。近年勘探證實，滄東凹陷孔二段由于高豐度的泥頁巖發育，在泥頁巖及其夾層中頁巖油勘探取得良好勘探成效[10]。歧口凹陷古近系發育沙三段(Es3)、沙二段(Es2)、沙一段(Es1)和東營組(Ed1)多套生烴層系，主力生烴層系以Es3(1)和Es1(下)為主(圖1)。
2 巖石學特征
2.1 沉積環境
沙三段是歧口凹陷古近系最先發育的一個完整三級層序單元，Es3(3)，Es3(2)，Es3(1)分別為低位體系域、湖泛體系域和高位體系域[15]。Es3(1)沉積時期，凹陷周緣大神堂地區、歧北、歧南-埕北斜坡高部位遭受大面積剝蝕，目前為殘留沉積狀態。西部滄縣隆起物源控制范圍內繼承性發育沈青莊-增福臺、小站和葛沽3個扇體，葛沽和小站地區地形較陡，發育近岸水下扇沉積，而沈青莊-增福臺物源波及區水體較淺，發育扇三角洲沉積。歧北-歧南、埕北斜坡及埕海地區現存砂體規模相對較小，只在斜坡的中低部位保留了部分辮狀河三角洲前緣及遠岸水下扇沉積。歧口主凹的深水區則繼承性發育遠岸水下扇沉積與滑塌濁積透鏡體(圖1)。湖盆內部物源供給能力相對較弱，僅在凸起周緣形成小型扇三角洲砂體，孔店-羊三木凸起周緣以湖浪改造型灘壩沉積為主。
板橋高斜坡、歧北中-低斜坡和歧南中-低斜坡區構成的“C”環帶(圖1中藍色虛線限定范圍)由三級坡折逐漸過渡的多階撓曲斜坡[18-19]，總體上呈現西高東低、北深南淺且北翼陡南翼緩的不對稱結構[20-21]。Es3(1)北部燕山褶皺帶、港西凸起物源砂體順斷層轉換帶匯入箕狀斷陷區形成遠岸水下扇，扇體影響范圍至QS1井區。Es3(1)南部孔店-羊三木凸起物源砂體沿著斷槽在斜坡區形成扇三角洲，砂體縱向疊置，平面疊加連片，受重力因素影響，扇體前緣滑塌形成遠岸水下扇沉積。“C”環帶處于碎屑巖沉積體系側緣和前緣相，碎屑巖砂體呈條帶狀產出，與半深湖-深湖區泥頁巖組成一套細粒沉積巖。孔店-羊三木物源和港西凸起等物源對Bin27和Bin60-56井區影響較弱，該區Es3(1)早期以泥頁巖沉積為主，Es3(1)晚期湖平面相對下降，該區形成一個相對閉塞的沉積環境，湖水蒸發量大于匯入量，生物化學沉積占優勢，云灰質成分增加，形成一個近東西向展布的灰云坪沉積體。
圖1 歧口凹陷區域位置(a)、Es3(1)沉積體系(b)及古近系地層綜合柱狀圖(c)Fig.1 Sketch map showing the location of the Qikou Sag (a) and Es3(1) sedimentary system (b),and composite stratigraphic column of the Paleogene strata (c)(圖中藍色虛線限定范圍為板橋高斜坡、歧北中-低斜坡和歧南中-低斜坡區構成的“C”環帶。)
2.2 礦物成分
F39x1y井Es3(1)40.1 m取心段(87塊巖心樣品)和F39x1y(351個巖屑樣品)、QY10-1-1井(210個巖屑樣品)全巖X衍射分析數據顯示，Es3(1)泥頁巖段粘土礦物含量主體分布在20%～40%，采用三端元四組分命名方法[15]，Es3(1)泥頁巖巖性主要包括混合質頁巖、長英質頁巖和碳酸鹽質頁巖3種類型(圖2)。
圖2 歧口凹陷Es3(1)泥頁巖全巖X衍射礦物三端元圖Fig.2 Ternary diagram of X-ray diffraction minerals of whole shale rock from the Es3(1) in the Qikou Sag
“C”環帶平面面積約324 km2，根據礦物成分，可劃分為長英質頁巖區(約285 km2，半深湖-深湖相)和碳酸鹽質頁巖區(約39 km2，灰云坪相)(圖1)。
長英質頁巖區面積相對較大，長英質礦物占優勢，粘土礦物含量次之，碳酸鹽礦物含量較少。巖石礦物組成以F39x1y井(巖心全巖X衍射礦物成分)最具有代表意義，該井Es3(1)泥頁巖段長英質礦物含量為28.4%～70.4%(平均46%)、粘土礦物為12.9%～36.8%(平均29.7%)、碳酸鹽礦物為1.9%～45.4%(平均8.7%)。
碳酸鹽質頁巖區面積相對局限，碳酸鹽礦物含量占優勢，長英質礦物和粘土礦物含量次之。巖石礦物組成以歧頁10-1-1井(巖屑錄井全巖X衍射礦物成分)最具有代表意義，該井Es3(1)泥頁巖段長英質礦物含量為6%～53%(平均31%)、粘土礦物為7%～37%(平均23.5%)、碳酸鹽礦物為24%～81%(平均39%)。
2.3 巖性特征
長英質頁巖區主要受陸源碎屑控制，巖性主要包括長英質頁巖和以長英質礦物占優勢的混合質頁巖。巖心尺度下，粘土礦物、長英質紋層和粘土質紋層呈韻律互層或厚層狀產出(圖3a)。長英質礦物占優勢的層段，巖心較完整、層理不發育、以塊狀構造為主，薄片視域下厚層狀長英質紋層相對較厚(圖3b，c)。長英質礦物大于75%的樣品，薄片視域下層理不發育、塊狀結構，重力流成因砂質條帶顆粒分選和磨圓較差(圖3d)，牽引流成因砂體顆粒分選和磨圓相對較高，局部可見鮞粒(圖3e)。粘土礦物含量較高的層段，紋層較發育，巖心層理縫、低角度裂縫和高角度裂縫較發育，巖心破碎。
云質頁巖區處于濱淺湖區沉積環境，生物化學沉積作用占優勢，水動力較強，碳酸鹽礦物占優勢，沙三段埋深一般大于3 000 m，白云巖化程度高。發育亮晶生物碎屑白云巖(圖3f，g)、泥晶白云巖(圖3h—j)、泥質白云巖、含白云石泥巖、泥巖等多種巖性。薄片視域下，塊狀構造占優勢，亦見有層理構造，水平層理少見，層理見有擾動、軟沉積物變形等同沉積現象，總體為淺水高能沉積環境，受陸源碎屑影響較弱，以盆內生物化學沉積為主，碳酸鹽礦物成分占優勢，后期發生白云巖化，方解石含量較少，以白云石為主。湖泛期，陸源碎屑能夠影響到該區域，砂質混染現象普遍(圖3j，k)，砂質碎屑在高能環境下構成鮞粒核心。湖泛期長英質紋層、碳酸鹽質紋層和粘土質紋層韻律互層，粘土質紋層相對較薄。
圖3 歧口凹陷Es3(1)泥頁巖巖性特征Fig.3 Shale lithology of the Es3(1) in the Qikou Saga. F39x1井，埋深3 995.83～3 997.73 m，巖心照片，塊狀長英質頁巖夾紋層狀長英質混合頁巖、沿層裂縫較發育；b. F39x1井，埋深3 983.85 m，普通薄片，長英質紋層與粘土質紋層互層；c. F39x1井，埋深3 983.85 m，普通薄片，長英質紋層與粘土質紋層互層；d. F39x1井，埋深3 891.54 m，普通薄片，長英質顆粒分散在泥質基質中；e. Bin28x1井，埋深3 532.8 m，普通薄片，長英質頁巖，見鮞粒，淺水低能環境；f.Bin27井，埋深3 455 m，普通薄片，白云巖，裂縫發育；g. QY10-1-1井，埋深3 700 m，普通薄片，白云巖裂縫泥質充填物白云母化；h. Bin27井，埋深3 545.5 m，普通薄片，白云巖，裂縫發育，見長英質條帶；i. Bin27井，埋深3 652.8 m，普通薄片，白云巖層向長英質層過度，裂縫發育；j. Bin27井，埋深3 661.8 m普通薄片，長英質云層、粘土質質云層互層，裂縫；k. QY10-1-1井，埋深3 698 m，普通薄片，由下至上粘土質層、長英質層、云質層；l. QY10-1-1井，埋深 3 702 m，普通薄片，鮞粒生物灰巖白云巖化，砂質混染；m. Bin56x1H井，埋深3 642 m，普通薄片，鮞粒生物灰巖白云巖化，砂質混染
2.4 巖性組合特征
F39x1y井Es3(1)錄井資料顯示，細粒沉積區Es3(1)巖性以泥頁巖為主，夾有薄層(厚度<1m)泥質粉砂巖、白云巖，具有高自然伽馬、低電阻特征(圖4)。不同巖性隨鉆測井曲線特征具有一定差異性，泥巖高自然伽馬、低電阻特征明顯，灰質泥頁巖、粉砂質泥巖和泥質粉砂巖具有低自然伽馬、高電阻特征。
現場巖屑錄井全巖X衍射分析技術在巖性識別過程中取得較好應用效果[22-23]，實現泥頁巖巖性現場快速識別，彌補了常規巖心測試數據量較少的缺陷。根據垂向巖性組合關系，將該井Es3(1)劃分為6個相對低伽馬、高電阻組合段，由上至下依次命名為C1—C6，其中C6僅在F38x1井鉆遇。C段內以長英質頁巖占優勢，C段間以長英質混合頁巖為主。C1—C6內部巖性組合特征亦具有一定差異性，其中C1段長英質頁巖為主，碳酸鹽礦物含量較低C2和C6段碳酸鹽質混合頁巖含量相對增加；C3，C4和C5段長英質頁巖占優勢(圖4)。
圖4 歧口凹陷Es3(1)巖性組合特征(F39x1y井)Fig.4 Lithological combination characteristics of the Es3(1) in the Qikou Sag(Well F39x1y)
Es3(1)沉積末期，湖平面進一步退縮，QY10-1-1和Bin27井區C1段發育灰云坪沉積，巖性以混合質頁巖和云(灰)質頁巖為主，夾有少量薄層白云巖。整體上，Es3(1)以長英質頁巖和長英質混合頁巖為主，碳酸鹽分布范圍相對局限。
3 生烴特征
歧口凹陷經歷多期構造運動，生烴環境優越，歧口凹陷古近系烴源巖以沙三段和沙一段為主，其次是沙二段和東營組，有效烴源巖總厚度為1 500～3 300 m[24]。Es3(1)有效烴源巖最大厚度達1 500 m，面積近4 000 km2，以Ⅱ型有機質為主，Es3(1)埋藏深度2 800～5 500 m，熱演化序列完整，烴源巖在歧口凹陷基本都已進入大量生油氣階段。
3.1 有機質豐度
F39x1y井Es3(1)頁巖油C2，C3甜點段，長度分別為9.5，17.6 m，共計87塊次進行有機碳和熱解分析聯測樣品總有機碳豐度(TOC)分布在0.43%～2.59%(平均1.03%)，0.5%
Es3(1)有機質豐度一般小于2%，TOC>2%區域分布相對局限，因此暫將TOC>1%作為歧口凹陷Es3(1)頁巖油優質源巖下限。
3.2 干酪根類型
F39x1y和F38x1井Es3(1)共101個熱解S2峰值對應溫度(Tmax)分布在438～460 ℃，氫指數HI(S2/TOC×100%)分布在122.8～376.5 mg/g，有機質類型以Ⅱ型為主。
3.3 成熟度
歧口凹陷沙三段42口井125個樣品鏡質體反射率及其對應取樣深度數據分析結果顯示，有機質成熟度Ro值為0.6%時對應深度3 100 m左右，Ro值為1.1%時對應深度4 400 m左右(圖5)。埋深在3 100～4 400 m，烴源巖處于大量生油階段，是頁巖油勘探的有利層段。
圖5 歧口凹陷Es3成熟度與深度關系曲線Fig.5 Maturity vs.depth curve of the Es3 in the Qikou Sag
4 儲集特征
歧口凹陷Es3(1)早成巖B期埋深在3 000～3 500 m，中成巖A期埋深在3 500～4 750 m，中成巖B期埋深大于4 750 m[25-26]。以往Es3(1)泥頁巖多集中在封閉能力評價，認為Es3(1)泥頁巖厚度大、分布面積廣、排驅壓力大、封閉性好，是好的區域性蓋層[27-28]。從頁巖油參數出發，Es3(1)泥頁巖基質孔和裂縫較為發育，具有一定儲集空間。
4.1 儲集空間類型
歧口凹陷中新生代經歷多期構造改造，斷裂特征復雜[29]，發育港東斷裂、港東斷裂分支、唐家河斷裂等主干斷裂及其兩側派生的一系列次級斷裂[30]。在斷裂活動影響下，歧口凹陷Es3(1)裂縫系統十分發育，在巖心和薄片尺度下裂縫普遍存在。F39x1井40.1 m巖心中，見有12條高角度裂縫，裂縫長度8.5～26 cm，開度1 mm左右，裂縫處于半充填狀態。巖心完整程度受巖性控制明顯，粘土礦物富集段巖心較為破碎，長英質礦物占優勢段，巖心保存相對完整。薄片視域下，見有2條或多條裂縫相交構成復雜裂縫網絡。除構造裂縫外，紋層縫是發育于紋層內部的裂縫，主要存在于細粒長英沉積巖和和細粒混合沉積巖中，是由于富長石和石英礦物層與富碳酸鹽或富含粘土礦物層在垂向上互層而產生的，是細粒沉積巖有利儲集空間和油氣運移通道。
基質孔隙和裂縫是歧口凹陷Es3(1)頁巖主要儲集空間類型，除此之外，有機質孔亦占有一定比例。基質孔類型主要包括粒間孔、晶間孔、溶蝕孔和晶內孔4種類型(圖6)。泥頁巖主要由粒徑小于62.5 μm的細粒沉積物經成巖轉化后形成，持續的壓實作用和間歇性膠結作用使得泥頁巖逐漸致密化。歧口凹陷Es3(1)處于中成巖階段，成巖演化程度高、壓實作用強，組成泥頁巖顆粒較細，粒間孔孔徑一般分布在0.2～2.3 μm，掃描電鏡下顆粒之間排列較為緊密，顆粒周緣被軟沉積物包圍，粒間孔呈長條狀展布，形成粒間縫。伊利石、高嶺石和黃鐵礦等片狀或簇狀分布的礦物中多發于井內孔，礦物在生長過程中不緊密堆積而形成晶間孔，晶內孔和晶間孔均以納米級孔為主。成巖演化過程中長石、白云石和方解石等不穩定礦物易被生烴作用產生的有機酸溶蝕，形成次生溶蝕孔，溶蝕孔是Es3(1)主要的孔隙類型，占比達50%以上，在掃描電鏡下可觀察到大量顆粒內部溶蝕孔及粒間溶蝕孔，粒內溶蝕孔孔徑一般分布在0.01～1.5 μm，粒間溶蝕孔孔徑一般分布在0.05～3.6 μm。在成巖演化過程中，膠結與溶蝕作用交替發生，部分溶蝕孔內見有自生石英礦物，基質孔之間的組合關系復雜。
圖6 歧口凹陷F39x1y井Es3(1)泥頁巖掃描電鏡照片Fig.6 SEM images of the Es3(1) shale in Well F39x1y,Qikou Saga.埋深3 891.18 m，黃鐵礦晶間孔、碎屑顆粒粒間孔、微裂縫；b.埋深3 891.18 m，溶蝕孔、殘余粒間孔、伊利石晶間孔；c.埋深3 891.18 m，溶蝕孔、殘余粒間孔、黃鐵礦晶間孔；d.埋深3 983.61 m，粒內溶蝕孔內充填次生石英，殘余粒間孔；e.埋深3 983.36 m，殘余粒間孔、粒內溶蝕孔、黃鐵礦晶間孔；f.埋深3 990.35 m，顆粒溶蝕孔內充填次生石英、殘余粒間孔、溶蝕孔；g.埋深3 988.06 m，碎屑顆粒粒間縫、顆粒碎裂縫、殘余粒間孔、溶蝕 孔；h.埋深3 991.73 m，微裂縫、殘余粒間孔、溶蝕孔
歧口凹陷Es3(1)泥頁巖是該區主要生烴源巖，普遍進入生油階段，歧口主凹和板橋次凹已進入大量生氣階段，有機質在熱解生烴過程中形成孔隙亦是該區主要孔隙類型之一。
4.2 儲集物性特征
Es3(1)處于中成巖階段，長英質頁巖和碳酸鹽質頁巖內次生溶蝕基質孔隙發育，且經歷多期構造改造，斷裂特征復雜，裂縫較發育，基質孔、層理縫和構造縫組成復雜孔縫網絡，改善了頁巖儲集物性，長英質頁巖和碳酸鹽質頁巖為優勢儲集巖相。F39x1井4 371.95～4 386.23 m泥頁巖段巖石密度為2.51～2.72 g/cm3(平均2.59 g/cm3)，顆粒密度為2.6～2.76 g/cm3(平均2.66 g/cm3)，孔隙度為1.19%～4.27%(平均2.67%)，脈沖滲透率為(0.08～69.7)×10-3μm2(平均6.60 ×10-3μm2)(表1)。試驗結果顯示，巖石密度與巖石顆粒密度成正比，石英和長石礦物含量增加，在一定程度上改善了泥頁巖儲層孔隙度。
表1 歧口凹陷F39x1井Es3(1)泥頁巖儲集物性Table 1 Physical properties of shale reservoirs in the Es3(1) in Well F39x1y,Qikou Sag
4.3 脆性特征
F39x1y井Es3(1)泥頁巖93塊次粘土礦物分析結果顯示，伊利石含量為17%～78%(平均50.2%)，伊/蒙混層含量為9%～39%(平均22.4%)，綠泥石含量為5%～43%(平均19.4%)，高嶺石含量為0～26%(平均7.6%)，綠/蒙混層含量為0～10%(平均0.4%)。Es3(1)伊利石、綠泥石和伊/蒙混層為主，高嶺石含量相對較少，個別樣品含有綠/蒙混層，總體以為膨脹性低的脆性頁巖。
工程力學試驗結果能夠直觀反映頁巖脆性特征，礦物成分與工程脆性指數之間滿足下列經驗公式：脆性指數=石英+0.63×白云石+0.52×長石+0.25×方解石+0.2×黃鐵礦+0.18×方沸石+0.02×粘土[23]。F39x1井93塊全巖X衍射礦物成分顯示，該段樣品礦物脆性指數分布在63.2～87.1(平均70.3)。脆性指數為30時，易形成多縫，脆性指數大于40時易形成縫網和多縫過渡態[31]。Es3(1)礦物脆性指數均大于63.2，工程脆性指數大于47.6，壓裂易形成縫網和多縫過渡態。
5 含油性
歧口凹陷Es3(1)泥頁巖在巖心和薄片尺度下均見有不同程度熒光顯示：F39x1井4 380.15～4 380.52 m巖心段，白光下長英質紋層與粘土質紋層呈互層狀產出，熒光下巖心發褐色熒光，薄互層段熒光相對較亮(圖7a)；巖心沿理縫破裂面滴水不滲(圖7b)，熒光下呈亮藍褐色熒光，裂縫內殘留膠質瀝青；薄片尺度下，在裂縫(圖7d)、層理縫(圖7e)和基質孔中(圖7f，g)均見有較強的藍褐色熒光顯示，Es3(1)頁巖具有較好含油性。
圖7 歧口凹陷Es3(1)泥頁巖熒光顯示特征Fig.7 Fluorescence micrographs of the Es3(1) shale in Qikou Saga. F39x1井，埋深4 380.15 ～4 380.52 m，巖心普光照片，長英質頁巖與長英質混合頁巖韻律互層；b. F39x1井，埋深4 380.15 ～4 380.52 m，巖心熒光照片，有機質紋層發黃褐色熒光；c. F39x1井，埋深3 891.45 m，巖心照片，斷裂面含油、滴水不滲；d. F39x1井，埋深3 891.45 m，巖心照片，斷裂面發藍褐色熒光；e. F39x1井，埋深3 891.54 m，熒光薄片，裂縫被有機質充填，中-亮熒光；f. F39x1井，埋深3 983.85 m，熒光薄片，層理縫內黃褐色熒光；g. QY10-1-1井，埋深3 707 m，熒光薄片，生物碎屑灰巖白云巖化，基質孔內富含有機質，黃褐色強—中亮熒光；h. Bin56-1H井，埋深 4 536 m，泥頁巖巖屑滴照試驗，油跡顯示，亮熒光
利用MacroMR12-110H-1核磁共振成像巖心驅替系統，執行SY/T 6490-2014《巖樣核磁共振參數實驗室測量規范》，對F39x1井Es3(1)密閉取心樣品進行核磁共振分析，樣品深度4 380.22 m，直徑2.521 cm，長度4.844 cm，測試溫度25 ℃，接受增益100%，等待時間6s，回波個數18 000，回波間隔0.12 ms，掃描次數32。試驗結果：該泥頁巖樣品核磁孔隙度3.5%，含油體積0.04 ml，含水體積0.06 ml，含水飽和度52.4%，含油飽和度29.2%，可動油率6.22%。
6 甜點評價
歧口凹陷Es3(1)半深湖-深湖區泥頁巖厚度大、平面分布范圍廣，泥巖蒙脫石含量低、長英質和碳酸鹽礦物含量較高，孔縫發育、儲集物性好，頁巖生烴條件優越，含油氣性好。甜點分布主要受巖性和成熟度等條件控制。
1) 巖性組合條件控制頁巖油甜點垂向分布
長英質頁巖和碳酸鹽質頁巖富集段具有低自然伽馬、高電阻、低聲波時差、高氣測異常特征，垂向甜點受巖性控制作用明顯。根據巖性組合特征，將Es3(1)劃分為C1—C6共6個頁巖油甜點段，單層厚度分布在7～96 m，累計厚度434 m，不同甜點段垂向厚度具有一定差異性：其中，C1甜點厚36～70 m，C2甜點厚55～86 m，C3甜點厚7～52 m，C4甜點厚22～77 m，C5甜點厚15～62 m，C6甜點厚13～96 m(圖8)。
2) 埋深和巖性條件控制頁巖油甜點平面分布
埋深在3 100～4 400 m(對應Ro=0.6%～1.1%)，泥頁巖處于大量生油階段。平面上頁巖與常規砂巖和致密砂巖儲層相鄰，泥頁巖段粉砂巖、細砂巖、碳酸鹽巖單層厚度不大于5 m、累計厚度占頁巖層系總厚度比例小于30%(GB/T 38718—2020)。綜合上述條件，劃分Es3(1)頁巖油與頁巖氣有利勘探區：C1甜點面積188.9 km2，其中頁巖油有利勘探面積160.3 km2，頁巖氣有利勘探面積28.6 km2(圖8)；C2甜點面積187 km2，其中頁巖油有利勘探面積172.3 km2，頁巖氣有利勘探面積14.7 km2；C3甜點面積84.2 km2，其中頁巖油有利勘探面積73.4 km2，頁巖氣有利勘探面積10.8 km2；C4甜點面積142.3 km2，其中頁巖油有利勘探面積53.2 km2，頁巖氣有利勘探面積89.1 km2；C5甜點面積123.1 km2，其中頁巖油有利勘探面積31.2 km2，頁巖氣有利勘探面積91.9 km2；C6甜點面積194.3 km2，其中頁巖油有利勘探面積57.8 km2，頁巖氣有利勘探面積136.5 km2。利用體積含油率法[32]，計算歧口凹陷Es3(1)頁巖油資源量，預測資源量約4.1×108t。
7 勘探實踐
針對歧口凹陷Es3(1)頁巖油，按“直井-大斜度井定垂向甜點，水平井鉆探提產”的原則，尋求Es3(1)頁巖油勘探突破。
在F38x1井C3—C5甜點段老井試油獲得工業油流基礎上，針對長英質頁巖發育的C3甜點實施水平井F39X1，水平段長416 m，綜合解釋Ⅰ類甜點186.4 m/22層，Ⅱ類甜點133.9 m/21層，壓裂液3 558.36 m3，加砂135.7 m3。2019年8月，油壓28.11 MPa，日產油27.7 t，日產氣4 944 m3；2021年3月間開生產，油壓1.21 MPa，日產油0.3 t，日產氣622 m3；截止到3月份，累計試采292 d，累產油679 t，累產氣37.97×104m3，反排率61.22%。
在Bin60-56井C1，C2甜點段老井試油獲得工業油流基礎上，針對灰云坪區C1甜點實施水平井QY10-1-1，水平段長313 m，射開3 692～3 714 m(垂深3 470.7～3 474.8 m)，5 mm油嘴自噴，初期日產油115.2 m3，日產氣5 891 m3，油壓7.5 MPa，套壓9 MPa。原油密度0.881 g/cm3，粘度27.05 mPa·s(50 ℃)，凝固點23 ℃，含蠟量14.19%，含硫0.16%，壓力系數1.4。
Bin56-1H井C1甜點段，壓裂液26 214.25 m3，加砂1 467.19 m3，2020年9月12日2 mm油嘴放噴求產：9月12日，油壓32 MPa，日產液72.9 m3，日產油10.79 t；2021年2月24日，油壓0.82 MPa，日產液11.39 m3，日產油9.11 t；2021年3月7日鉆塞后，油壓恢復到21.11 MPa，日產液79.52 m3，日產油恢復到20.28 t；截止到4月5日，試采206 d，累產壓裂液2 036.55 m3，累產油3 043.11 t，反排率7.77%，Es3(1)頁巖油勘探獲得重要突破。
大港油田繼滄東凹陷孔二段頁巖油實現工業化開發突破后，歧口凹陷Es3(1)頁巖油勘探再獲重要突破，落實億噸級規模戰場。同時作為主力勘探層系之一的沙河街組在渤海灣盆地廣泛發育，歧口凹陷Es3(1)頁巖油研究認識與勘探實踐對渤海灣盆地其他油田頁巖油勘探具有重要借鑒意義。
8 結論
1) 歧口凹陷Es3(1)發育穩定湖盆，半深湖-深湖區泥頁巖廣泛發育，泥頁巖段孔縫發育，脆性指數高、儲層敏感性差、含油氣性好，具備頁巖油富集的生烴、儲集、含油和工程改造條件。
2) 歧口凹陷Es3(1)縱向劃分6個甜點段，由上至下依次為C1—C6，甜點段平面穩定，單層厚度分布在7～96 m，累計厚度434 m，平面分布面積在87.4～194.3 km2，平面甜點疊加面積256 km2，初步計算資源量4.1×108t。
3) 按“老井控面、水平井提產”的原則，首先在Bin60-56和F38x1兩口大斜度井試油獲工業油流，針對直井-大斜度井鎖定垂向甜點段部署水平井勘探，QY10-1-1井獲得日產百噸高產油氣流，Bin56-1H井自噴試采206 d后，累產油3 043.11 t，反排率為7.77%，證實該區Es3(1)頁巖油具有較大勘探潛力。
4) 沙三段在渤海灣盆廣泛分布，歧口凹陷Es3(1)頁巖油勘探突破對渤海灣盆地頁巖油勘探具有重大意義。
