松遼盆地北部頁巖儲層地質評價及關鍵技術研究

張 冰

(中國石油大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 138000)

0 引 言

近年來，中國頁巖油氣開發進展迅速，產量明顯增加。柳波等[1]、金之鈞等[2]、王維紅等[3]對松遼盆地陸相頁巖油地質研究方法與勘探評價進展進行了研究，并認為松遼盆地是中國頁巖油重要的基地。目前，松遼盆地北部的古龍地區、柴達木盆地西部的油泉子地區和南翼山地區均發現了頁巖油儲層，部分區域已達到開發建產的階段。寧文祥等[4]、劉雅慧等[5]、焦方正等[6]開展了頁巖儲層的開發評價工作，張相春等[7]、張才利等[8]開展了頁巖油氣藏開發合理悶井時間數值模擬研究，提出頁巖油氣藏開發應該悶井至少2個月以上。頁巖油氣的開采特點不同于常規天然氣[9-10]，能提高頁巖油氣井產量的先進技術較多，包括水平井立體開發技術[11]、多層壓裂技術、重復壓裂技術等，這些技術對提高頁巖油氣井的產量至關重要。雖然松遼盆地頁巖油取得重大突破，但至今仍未形成一套適合松遼盆地北部古龍地區頁巖油氣勘探開發技術系列，因此，迫切需要調研國內外相關的頁巖油氣勘探開發技術，總結出一套適合松遼盆地地質特征的頁巖油氣勘探開發技術，為促進松遼盆地北部早日建成商業示范開發基地提供技術保障。

1 區域地質概況

松遼盆地是中國東北部的一個大型中、新生代沉積盆地，共分為5個構造單元(圖1)[12]，其基底為前古生界、古生界的變質巖、火成巖等，上部沉積蓋層從侏羅系開始，至新生界均有不同程度的發育。松遼盆地北部頁巖儲層主要包括白堊系青山口組一段，嫩江組一、二段，其中主力層青一段、青二段以黑色頁巖為主，夾劣質油頁巖，含薄層條帶及分散狀黃鐵礦，富含介形類微體化石，底部富含黑色泥巖，有機質處于成熟階段。研究區頁巖厚度相對較大，由北向南逐漸減薄。隨著頁巖油氣的勘探不斷深入，在松遼盆地北部區域發現頁巖油氣資源分布領域廣，是頁巖油氣勘查有利區域。

2 頁巖儲層地質評價

松遼盆地北部頁巖儲層地質特征復雜，以低孔低滲為主，孔隙結構復雜，平均孔隙度為2%，平均滲透率為0.21 mD，泥質含量為20%，以泥頁巖、泥頁巖薄砂條頁巖為主，目的層厚度為361 m。青一段厚度為90 m，以紋層狀泥頁巖為主，青二+三段厚度為271 m，以泥頁巖夾薄砂條為主，屬于典型的頁巖儲層。實測壓力為33.98 MPa，實測溫度為103.7 ℃，原油密度為0.82～0.86 g/cm3，凝固點為31 ℃，動力黏度為16.13 mPa·s。

圖1 松遼盆地北部區域構造Fig.1 The regional structure of Northern Songliao Basin

在中國的頁巖油氣勘探開發中，一直將頁巖油氣視為“自生自儲”的連續氣藏[13-14]，需要對頁巖油氣藏的保存條件、封閉條件及構造條件開展評價。頂底板可以是任何類型的巖性，如頁巖、致密砂巖、碳酸鹽巖等，頂底板和頁巖之間良好的間隔形成流體圍護箱，可有效減緩頁巖油氣運移，使頁巖油氣得到有效保存。在頁巖油氣選區時，由于構造穩定，頁巖油氣可以靠自身實現封閉。一旦地層上升剝離，基巖生烴停止，不能有效補充油氣，且造成頁巖油氣流失。頁巖油氣斷層的破壞作用最直接體現在“通天”斷層，其為頁巖油氣流失的通道，造成頁巖油氣的破壞；而穿過頁巖油氣層的開口斷層相連，高滲透頁巖層也會引起頁巖氣和油向外運移，導致含油氣量下降。不同時期、不同的構造運動作用力，導致不同地層發生不同程度的褶皺、斷裂和剝蝕。頁巖儲層的地質特征決定了單井產量的高低，頁巖儲層有機質豐度高、頁理縫發育、晶間孔發育的儲層的開發效果較好。松遼盆地北部頁巖儲層條件較好，發育了一套有機質豐度高、裂縫較發育的儲層，為頁巖油規模建產提供了物質基礎。該地區多井試油達到工業油流，如松頁油2HF井獲得日產為10.06 m3/d工業油流，吉頁油1HF井獲得日產為16.40 m3/d的工業油流等。

目前對頁巖儲層地質評價的方法主要有沉積地質學、儲層地質學、非常規油氣地質學、有機地球化學等多學科交叉與綜合[15-16]，結合國內外學者關于頁巖氣儲層基礎研究的前沿理論對頁巖儲層評價開展研究[17-19]。研究結果認為，頁巖埋藏深度、頁巖厚度、有機質豐度、熱演化程度、頁巖脆性礦物含量、儲集條件對頁巖油氣儲量影響較大，為此，對這6個方面開展評價研究。

2.1 頁巖埋藏深度

目前，商業開發頁巖油氣藏的深度一般小于3 500 m。如果深度太大，會導致頁巖油氣開采技術成本過高，沒有經濟價值。考慮到中國頁巖油氣藏勘探開發剛剛起步，開發技術難度大，有利富集區的埋深以3 500 m以淺為宜[20]，分布在斜坡相對穩定的部分盆地或盆地的中心[21]。

松遼盆地頁巖儲層的埋深一般為1 600～3 000 m，埋深對頁巖儲層的品質影響較大，松遼盆地的頁巖儲層埋深合適，因此，符合頁巖油有效開發的埋深要求，具有較好的工業開發價值。

2.2 頁巖厚度

薛海濤等[22]對松遼盆地北部頁巖儲層各項參數進行了分析評價，認為頁巖進入規模商業開發的頁巖系統總厚度為30～79 m，單井年產油氣高。通過對松遼盆地北部頁巖儲層厚度、溫度、壓力、滲透率等參數開展評價(表1)，結果表明，頁巖儲層的厚度對儲量計算準確性十分重要。在松遼盆地頁巖油勘探成果的基礎上，分別從沉積條件和儲層特征分析了頁巖儲層的厚度，松遼盆地北部頁巖儲層主要為60～80 m，最大可達200 m，頁巖儲層的厚度在某種程度上決定了單井產能的高低。普遍認為在目前油價下頁巖儲層的厚度在30 m以上可以達到效益開發的目的。

表1 頁巖儲層巖石及儲層性質參數Table 1 The rock and reservoir property parameters of shale reservoirs

2.3 頁巖有機質豐度

大多數學者認為，形成頁巖油氣的TOC至少為2.00%以上，但研究表明，在中國有些區域，原始有機碳含量與殘余有機碳含量不同，TOC為1.00%的頁巖即可成為有效頁巖。通過N2吸附和壓汞分析得到松遼盆地TOC為1.73%～3.11%，松遼盆地北部頁巖油富集有利面積較大，約為1 500 km2，但頁巖儲層地質條件復雜，富集主控因素有待進一步深化研究。

2.4 熱演化程度

在常規油氣勘探過程中，熱演化程度一般作為評價烴源巖的重要指標。通常，Ro為0.60%～1.60%的烴源巖已達到成熟和高成熟，而滿足大型商業開發的頁巖儲層Ro為1.00%～2.00%，且以2.00%為主。Ⅰ型有機質只有在Ro為1.40% 的條件下才能成為良好的儲層，而Ⅱ型和Ⅲ型有機質則需要更高的氫指數才能保證足夠的天然氣量。采用壓汞法得到松遼盆地頁巖儲層的熱演化程度為0.90%～2.10%，熱演化程度較高。

2.5 頁巖脆性礦物含量

相關研究表明[4]，頁巖儲層的硅質含量為25%，有利于微裂縫形成。已大規模商業開發的頁巖油氣田脆性頁巖礦物石英含量為22%，產量較高的頁巖油氣井脆性礦物含量為25%。一般認為，頁巖脆性礦物含量應大于25%，有利于頁巖儲層后期改造。研究區儲層巖心礦物組成分析結果表明，頁巖儲層的脆性礦物含量為30%～50%，后期有利于水平井大規模壓裂改造的實施。

2.6 儲集條件

頁巖儲層儲集條件對頁巖油氣賦存也至關重要[23]。有機質的豐度、黏土礦物的種類和含量影響頁巖油氣的吸附和儲存。有機質豐度越大、多孔黏土(晶間微孔等)礦物含量越大、巖石比表面積越大，對頁巖油氣的富集越有利。頁巖一般為低孔低滲儲層，頁巖的滲透率對于頁巖油氣層的識別和商業開發非常重要[24]。微裂縫的開發不僅可以為頁巖油氣的自由富集提供儲存空間，還可以為頁巖油氣的運移和開采提供渠道。在構造作用的影響下，頁巖儲層生產層周圍產生微裂縫。研究表明，對于中國的頁巖氣，孔隙度為2%～4%，滲透率大于1 mD，天然微裂縫發育。松遼盆地頁巖儲層頁理層發育、物性條件較好，孔隙度與滲透率均滿足儲層儲集條件，具有較好的頁巖油勘探開發前景。

3 頁巖儲層開發評價

3.1 頁巖油氣開發特征

通常情況下，頁巖油氣開采具有如下特點。

(1) 單井生產能力低或無自然生產能力。50%的頁巖油氣井在初始開井測試時無天然氣流量，頁巖油氣井均要實施油藏壓裂改造才能建產。

(2) 頁巖油氣井生產周期長。頁巖油氣主要以游離態存在并吸附于泥頁巖地層中，游離氣體過濾速度快，初期產量較高，但產量下降較快，已有研究表明，頁巖油氣井使用壽命可達50 a。

(3) 頁巖油氣具有吸附和脫附的特征，采收率低于常規天然氣。根據埋藏深度、地層壓力、有機質含量和吸附氣體量的不同，不同頁巖氣和油藏的采收率不盡相同。

3.2 溫度和壓力

溫壓系統對頁巖儲層的形成有重要影響。地層溫度越高，相同壓力下游離氣體含量越低，吸附氣體含量越低。隨著壓力的不斷升高，富含有機質的頁巖的吸附能力不斷降低，游離氣的比例不斷增加。常規油氣藏是外源性的，良好的保護條件可以表現為超壓或低壓。頁巖油氣田是內生的，以頁巖為基巖的碳氫化合物的生成導致孔隙壓力增加并形成異常高壓，在異常壓力和油氣質量濃度差的作用下，油氣運移總是向壓力較低處運移，頁巖油氣排放過快，導致壓力急劇下降。

3.3 頁巖油氣開發井網、井距、注采參數設計

頁巖油氣藏的開發主要是實現地面“小間距井組”(井廠)的整合和集中，實現“少組多井”，井距以300～600 m為主，初期主要采用衰竭式開發，后期采用注氣開發，注氣速度為8 t/d，采收率一般為30%～40%左右。一般來說，頁巖油氣田所需井數是常規氣田的10倍，井距較小，因為在常規油氣田中，如果布井過密，井間干擾會影響單井產量。但由于頁巖滲透率極低，只要鉆井密度適當或相鄰井的裂縫不相交，每口井都可以對應采出一小塊受控氣藏。因此，頁巖油氣產量與井數和開發技術政策相關。

3.4 多級壓裂技術

水平井多段壓裂是目前頁巖油氣儲層改造的主要方式，人工裂縫是頁巖油氣產出的主要通道。金成志等[25]參考國內外頁巖儲層適應性較好的改造技術參數，在此基礎上結合實際地質特征，總結出一套適合松遼盆地頁巖油氣高產井儲層改造參數(表2)。在巖石為脆性的情況下，不規則發育的天然裂縫的存在為誘導可控性裂縫的擴展創造機會，因此，在設計儲層改造參數時，需要考慮利用天然裂縫的脆弱性。與常規儲層改造方式相比，頁巖儲層致密且難以壓裂，需要加大儲層改造規模，以便采出更多的頁巖油氣。為了提高儲層改造的效率，下連續油管壓裂改造是一種簡單易行且相對便宜的選擇，特別是隨著適用于長段水平井或波狀井的地質導向技術的興起，連續油管鉆井的效率一直不斷提高。應用“疊加井”代替了多級水力壓裂，通過增加數口波狀連續油管井來降低不必要的橫向氣流影響和技術難度，從而促使裂縫擴展。

表2 頁巖油氣高產井儲層改造參數Table 2 The reservoir stimulation parameters of high-yield shale oil and gas wells

4 頁巖油氣關鍵技術

4.1 水平井軌跡設計技術

松遼盆地頁巖油分布廣泛、儲層地質特征復雜、油藏分布類型等變化較大，從地質上決定了需應用水平井軌跡設計技術，目前該技術主要應用于頁巖儲層，在松遼盆地乾安區塊應用效果較好。水平段井眼位置主要依據頁巖層的物性，水平段方位的設計主要依據地應力資料。在鉆井過程中穿透裂縫，裂縫出現在鉆孔路徑的頂部和底部，并在應力較大的井側結束[26]。天然裂縫垂直穿過井的頂部、底部和側面。一般水平段越長，最終采收率和初采速度越高，水平井軌跡設計應盡量穿行裂縫發育的區域并與最大主應力方向垂直。

4.2 長水平段水平井鉆井技術

松遼盆地陸相頁巖油勘探開發尚未形成效益開發的體系，因此，松遼盆地頁巖油區塊必須開展長水平井開發，水平井長度應大于500 m，爭取少井高產，實現效益開發，頁巖油氣藏的有效開發需要長水平段的水平井或水平分支井[27-29]，分支長度為500～600 m。為提高水平井開發效果，需優化研究水平段的傾角、井徑、縱向位置和井長。水平井可以是單分支的，也可高達4個分支，一般認為單分支水平井的效果較好，建議在開采期中采用單分支水平井鉆井。為提高壓裂效果，需要研究分支的形狀、數量和方向等。關于水平段鉆井過程中循環鉆井液的選擇，從研究情況來看，過去采用的是水基鉆井液，然后是油基鉆井液。壓裂過程中使用了氮氣泡沫和水基壓裂液，這是目前最佳選擇。

4.3 頁巖油氣井完井技術

與常規油氣井相比，頁巖油開發成本高，頁巖油的完井技術更加注重高效安全。對于大多數井，完井主要有裸眼完井、套管完井等，總體要求完井速度快、保障完井質量高。目前的頁巖儲層完井技術可以達到快速但是未必能達到高效，未來還有一定的提升空間，完井方法的選擇直接受巖石強度、是否需要堵水堵氣、頁巖的活動性和穩定性等影響，以及在結構設計上鉆頭選擇、完井體系選擇、軌跡測控、完井方法等都體現了這些完井要求，未來的完井技術發展趨勢和改進方向是形成不同頁巖地質特征區塊的最優化的完井技術體系模式，并建立相應的完井技術學習模式。

頁巖油氣儲層的低孔、低滲、產量低、生產周期長等特點，決定了頁巖油氣完井工程技術包括應用水平井地質導向、組合式橋塞、水力噴射射孔等，為速度和經濟性做出良好貢獻，降低開發成本，為后期頁巖油氣井完井打下基礎，盡可能延長生產壽命，且頁巖油氣井完井工具的開發材料和新的井下工具將是未來的發展方向。總之，作為非傳統的油氣藏，頁巖油氣藏是否能得到合理開發依賴于完井技術進步，頁巖油氣井完井技術的發展將促進松遼盆地北部地區頁巖油氣藏早日規模建產。

4.4 井壁穩定技術

井壁穩定技術是關注和描述如何穩定滲透性地層的有效方法。在鉆井過程，已經將井壁強化技術看作是一項主要的挑戰，但迄今為止能實現這一目標所需的技術和理論依然不夠完善，需要進一步攻關。目前確定井壁強化技術對砂巖地層有效，若對低滲透巖石如頁巖地層也有效果，則將在整個鉆井行業中產生巨大的影響[30]。由于頁巖儲層鉆井、壓裂過程中井壁穩定性差，造成了井眼復雜性及其相關成本的增加，同時也引起了業界對井壁強化技術的關注和興趣。隨著井壁穩定技術不斷發展，井壁處理劑由應力籠效應顆粒和具有延時凝膠特性的專用交聯凝膠聚合物混合而成，對凝膠聚合物體系抗壓強度、吸附性、溫度和壓力的敏感性等性能進行了評估，并且完成了所需的架橋固體顆粒的大小和質量濃度的設計模擬。采用漏失實驗測量地層初始破裂梯度，確立原始地層壓力，處理劑被擠注并在一定壓力下凝固，然后再鉆開地層，該技術在頁巖儲層鉆井中應用廣泛。目前已在松遼盆地吉頁油1HF井成功應用，該井鉆井、壓裂過程中始終保持了井壁的穩定性，投產后獲得16.4 m3/d工業油流。

4.5 加密調整技術

由于頁巖油單井的產能較低，儲量動用較差，因此，加密鉆井是頁巖油氣田開發的重點技術，在確定加密井的位置時，首先考慮由于母井壓裂和生產所誘發的地質力學變化的重要性，加密調整技術也是松遼盆地頁巖油區塊未來實現高效開發的主體技術。為了優化現場管理策略，全面了解生產引起的地質力學性質變化對加密井性能的影響，利用全耦合有限元模型，深入研究加密井返排，以幫助減少裂縫損壞并實現單井產能最大化。利用測井和現場數據生成的地質力學模型，建立加密井相應的基礎模型，應用有限元計算集成工作流程來預測壓裂和生產引起的應力變化。為了更好地理解原有母井的地質力學變化對加密井性能和支撐劑返排的影響，建議在加密調整技術中，由于原有的母井的應力狀態的變化和井筒周圍的應力差異增加，需加快加密井——子井的返排并優化子井的性能。此外，集成的井網加密技術工作流程具有模擬壓力下降和相關應力條件的能力，可長期優化該地區的油田開發。

4.6 應用實例

松頁油2HF井是使用水基泥漿完成陸相頁巖油氣水平井鉆探的第1口井，水平井段較長，鉆井過程中水平井軌跡控制較好，完鉆水平段739 m，松頁油2HF井壓裂投產后獲得日產10.06 m3/d的工業油流。在該井施工過程中水基泥漿攜泥頁巖碎屑差、泥頁巖掉塊嚴重等陸相頁巖油氣鉆井技術難題較多，且耗時長、費用大，在施工鉆過程中頻繁出現掉塊、憋泵、卡鉆現象，因此，目前水基泥漿不適合陸相頁巖油氣水平井鉆探，因此需要采用先進的油基泥漿壓裂液體系保持井壁穩定。在頁巖油井鉆探過程中[31-33]，特別是在水平井中，由于儲層膨脹和吸水性礦物，如蒙脫石的含量高，且部分水平井的設計裂縫必須在最小主應力的方向。對于穩定性最不利的儲層，應防止黏土膨脹，提高井眼穩定性，防止鉆井液的損失，并增加鉆井速度，因此，應將鉆井液系統中的穩定因素作為主要因素來考慮，垂直井段用水基泥漿且無特殊要求[34]，水平段鉆井主要采用油基泥漿。

5 頁巖油氣未來發展啟示

注入CO2和N2均可提高頁巖油采收率，注入純CO2可使頁巖油采收率提高約20%。由于CO2吸附導致基質膨脹，降低了裂縫的滲透率，從而導致產量的下降，因此，產量提高的幅度不如預期。觀察結果表明，雖然實施CO2驅替時對壓力不敏感，但當考慮到封存的CO2時，其對壓力比較敏感。

注N2可以提高頁巖氣的采收率80%左右，因為注N2可以降低頁巖中地層壓力，更多的頁巖氣從基質中解吸，由于N2對頁巖的吸收能力較低，所以裂縫擴大，頁巖油單井產能較高。

將CO2和N2混合物注入頁巖儲層以優化天然氣采收率和封存CO2。利用雙孔隙度、雙滲透率有限元模型來模擬多孔介質中多組分氣體流動與頁巖變形和吸附狀態的耦合。注入不同比例的N2和CO2混和物，獲得的采收率約為20%～80%。此外，注入較高比例的N2比CO2更有益，因為采用N2得到的采收率更高。因此，提高注入壓力并不是提高產量的唯一手段，提高N2/CO2也可以達到同樣的目的。此外，通過注入CO2、N2混和物來封存CO2并不會隨著CO2/N2的增加而簡單地增加。由于較高的CO2/N2會導致頁巖采收率下降，從而導致更多的頁巖油氣保留在儲層中，進而導致采收率降低。

6 結論和建議

(1) 影響頁巖油氣成藏的控制因素和評價參數基本上是相同的，但評價標準不同，而且差異較大。建議盡快建立一套適合于松遼盆地的頁巖油氣成藏評價標準，以便指導該地區的頁巖油氣勘探開發。

(2) 頁巖油氣藏的有效開發需要鉆水平井或水平分支井的長水平段，水平井可以是單分支的，也可高達4個分支，一般認為單分支水平井的效果較好，建議在開采期中采用單分支水平井鉆井。

(3) 頁巖油氣勘探開發實踐表明，加強低成本高質量水平鉆完井技術、井壁穩定技術、合理的完井方式、注氣新技術等是頁巖油氣取得重大突破的關鍵技術。建議堅持勘探開發一體化、地質工程一體化，盡快建立地質、鉆井、壓裂、開發一體化勘探開發體系。