松遼盆地南部白堊系青一段深湖相頁巖油富集模式及勘探實踐

張君峰，徐興友，白靜，劉衛(wèi)彬，陳珊，劉暢，李耀華

（中國地質(zhì)調(diào)查局油氣資源調(diào)查中心，北京 100083）

0 引言

2019年中國石油對外依存度突破70%，國內(nèi)常規(guī)原油產(chǎn)量已遠不能滿足經(jīng)濟建設(shè)需求，尋找常規(guī)石油資源接替領(lǐng)域，已經(jīng)成為保障國家能源安全的迫切需要。受美國頁巖油革命啟發(fā)，自2008年以來，中國各大油田開始逐步探索頁巖油資源潛力，勘探證實中國陸相盆地發(fā)育多套富有機質(zhì)頁巖，分別為松遼盆地白堊系、準噶爾盆地及三塘湖盆地二疊系、鄂爾多斯盆地三疊系、四川盆地侏羅系及渤海灣、江漢等東部斷陷盆地古近系5大頁巖發(fā)育區(qū)[1-10]。準噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組、渤海灣盆地黃驊坳陷滄東凹陷古近系孔店組及鄂爾多斯盆地上三疊統(tǒng)延長組多口井獲得工業(yè)油流，展現(xiàn)了中國頁巖油巨大的勘探潛力。

為便于開展針對性技術(shù)攻關(guān)，國內(nèi)學者按巖性組合、砂地比等要素，把中國陸相頁巖油劃分為源儲分異型（Ⅰ類）、源儲一體型（Ⅱ類）、純頁巖型（Ⅲ類）共3類頁巖油[9-10]，其中以純頁巖型頁巖油分布面積最廣，資源潛力和勘探難度也最大，尚未實現(xiàn)工業(yè)突破。

松遼盆地上白堊統(tǒng)青山口組一段（簡稱“青一段”）頁巖油也可對應(yīng)劃分為3類，其中Ⅰ類頁巖油已經(jīng)實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)，Ⅱ類頁巖油已經(jīng)獲得重要進展，而半深湖—深湖相、以頁巖為主、砂地比小于10%、單層砂體厚度小于2 m的Ⅲ類純頁巖型頁巖油尚處于探索階段。松遼盆地青一段純頁巖型頁巖油分布范圍廣，資源規(guī)模大，但具有特殊的頁巖油發(fā)育地質(zhì)條件[11-16]，尤其是松遼盆地南部長嶺凹陷青一段頁巖與北美海相頁巖、中國其他盆地陸相頁巖具有顯著差異。該頁巖沉積于半深湖—深湖相，黏土礦物含量高，一般為40%～50%，平均值為46.7%，遠高于國內(nèi)外其他盆地頁巖。該盆地優(yōu)質(zhì)頁巖形成機理、純頁巖型頁巖油成因機制及富集規(guī)律尚不明確，且缺乏有效的甜點評價及預(yù)測方法，缺乏針對高黏土礦物含量純頁巖有效的儲集層改造技術(shù)，制約了純頁巖型頁巖油的勘探和開發(fā)。因此，亟需開展地質(zhì)認識及工程技術(shù)攻關(guān)，早日實現(xiàn)其效益開發(fā)。針對高黏土礦物含量頁巖油勘探開發(fā)存在的關(guān)鍵科學問題，作者以松遼盆地南部長嶺凹陷為研究對象，展開了針對性的地質(zhì)研究和技術(shù)攻關(guān)，探索形成相關(guān)的地質(zhì)認識和工程技術(shù)方法，以期對中國陸相高黏土頁巖油的勘探開發(fā)有示范作用和借鑒意義。

1 區(qū)域地質(zhì)概況

松遼盆地以松花江為界劃分為南北兩個區(qū)域。根據(jù)基底性質(zhì)和蓋層的區(qū)域地質(zhì)特征，松遼盆地南部整體劃分為中央坳陷、西部斜坡、東南隆起和西南隆起4個一級構(gòu)造單元，中央坳陷位于盆地中央，為松遼盆地南部主要的油氣生成及富集區(qū)，也是頁巖油富集潛力區(qū)，可進一步劃分為長嶺凹陷、扶新隆起帶、紅崗階地和華字井階地4個二級構(gòu)造單元（見圖1a）。長嶺凹陷位于中央坳陷南部，整體為一個北東走向的大型寬緩凹陷，面積約6 500 km2，向北與古龍凹陷相接，西北和東南分別被紅崗階地、華字井階地所夾持，向東過渡到扶新隆起帶[17-18]。長嶺凹陷呈明顯的斷坳疊置型沉積，斷陷期沉積上侏羅統(tǒng)—下白堊統(tǒng)火石嶺組（J3h）、沙河子組（K1sh）、營城組（K1yc）和登婁庫組（K1d），最大厚度達5 000～7 000 m，以陸相碎屑巖、火山巖、火山碎屑巖為主；坳陷層沉積下白堊統(tǒng)泉頭組（K1q）、上白堊統(tǒng)青山口組（K2qn）、姚家組（K2y）、嫩江組（K2n），四方臺組（K2s）和明水組（K2m）（見圖1b），以陸相碎屑巖為主，其中青山口組是坳陷層系主力烴源巖層[19-20]。松遼盆地整體經(jīng)歷了4個構(gòu)造演化階段：①熱隆火山噴發(fā)和張裂階段（T—J3）；②同裂陷階段（J3—K1）；③拗陷階段（K1—K2）；④構(gòu)造反轉(zhuǎn)階段（K2—Q）[21-22]。

青山口組可進一步劃分為青一段和青二、三段，其中青二、三段在盆地內(nèi)分布較廣，厚度一般為250～550 m，在北部克山—林甸一帶和西部江橋—白城地區(qū)較薄，巖性主要為深灰色、灰色、灰綠色泥巖，少量紫紅色泥巖與灰色、灰白色泥質(zhì)粉砂巖、粉砂巖、細砂巖互層，夾薄層鈣質(zhì)粉砂巖，與下伏青一段和上覆姚家組主要為整合接觸，局部為平行不整合接觸。本文研究的目的層為青一段，巖性以厚層灰黑色頁巖為主，局部為灰色泥質(zhì)粉砂巖，區(qū)域上分布穩(wěn)定。該地層沉積時期是松遼盆地第一次大范圍湖侵期，湖盆面積大水體較深，藻類生物繁盛，以還原環(huán)境為主，沉積相主要為半深湖—深湖相[23-26]，本次研究依據(jù)古環(huán)境的變化將青一段進一步劃分為3個層組，該套暗色富有機質(zhì)頁巖為松遼盆地南部主要的生油層和蓋層，具有自生自儲、源內(nèi)成藏的有利條件[27-32]。長嶺凹陷青一段沉積中心為塔虎城次洼和乾安次洼，半深湖—深湖相富有機質(zhì)頁巖廣泛分布，是第Ⅲ類純頁巖型頁巖油的主要富集區(qū)。

圖1 松遼盆地南部構(gòu)造分區(qū)及地層綜合柱狀圖

2 青一段頁巖地質(zhì)特征

2.1 頁巖發(fā)育特征

研究區(qū)青一段巖性以半深湖—深湖相頁巖為主，頁巖沉積厚度大、分布范圍廣，厚度一般為30～100 m，平均厚度為70 m。平面上，沉積中心處于大安和乾安一帶，頁巖發(fā)育在紅崗階地東南部、長嶺凹陷北部、扶新隆起西部以及華字井階地北部區(qū)域（見圖2）。統(tǒng)計表明，研究區(qū)青一段厚度大于50 m的頁巖分布面積約為7 265 km2，具有良好的頁巖油富集物質(zhì)基礎(chǔ)。

2.2 頁巖有機地球化學特征

松遼盆地南部青一段暗色頁巖有機質(zhì)豐度高、類型好，分析688個青一段頁巖樣品有機地球化學特征，其TOC值為0.5%～4.5%，均值為2.15%，其中80%的TOC值大于1%，38.9%的TOC值大于2%，在頁巖沉積中心大安和乾安一帶，TOC值普遍大于2.0%，且大于2.0%的范圍為4 750 km2。研究分析表明，松遼盆地南部青一段有機質(zhì)類型基本以Ⅰ型和Ⅱ1型為主（見圖3），少數(shù)樣品為Ⅱ2型，尤其在凹陷中心深湖相沉積區(qū)內(nèi)，母質(zhì)類型以藻類和腐泥型母質(zhì)為主，生油潛力巨大。

圖2 松遼盆地南部青一段暗色頁巖等厚圖

圖3 青一段3個層組有機質(zhì)類型分布特征

松遼盆地南部青一段頁巖Ro值為0.5%～1.0%，大于0.7%的面積約6 975 km2，演化程度較高的地區(qū)主要集中在長嶺凹陷的大安、乾安和黑帝廟一帶。松遼盆地南部青一段頁巖具有較高的滯留烴量，氯仿瀝青“A”含量絕大部分大于0.2%，平均值為0.35%，最高可達2%，青一段熱解分析參數(shù)S1值普遍大于1.0 mg/g，最高可達4 mg/g（見圖4），平均值為1.5 mg/g，S1值大于2.0 mg/g的區(qū)域主要分布在長嶺凹陷乾安地區(qū)和大安—塔虎城地區(qū)。有機地球化學綜合演化剖面顯示（見圖4）：在1 600 m深度有機質(zhì)大量轉(zhuǎn)化為烴類，對應(yīng)Ro值約為0.8%，在2 100～2 500 m深度內(nèi)頁巖中的滯留烴達到高峰，對應(yīng)Ro值約為1.0%～1.2%。長嶺凹陷青一段頁巖在Ro值小于1.2%時，排烴效率不足20%，大量烴類滯留頁巖孔隙中，形成頁巖油富集層。由此初步確定松遼盆地南部青一段陸相頁巖油有利的勘探層段埋深為2 100～2 500 m。

圖4 松遼盆地南部青一段頁巖有機地球化學演化剖面

2.3 頁巖儲集層特征

松遼盆地南部青一段頁巖主要由黏土礦物和石英、長石等組成，含有少量的方解石、白云石。青一段頁巖脆性礦物含量為33%～70%，均值為53%，以石英和長石為主（見圖5a）；黏土礦物含量23%～68%，均值為47%，以伊利石和伊/蒙混層為主，其中，伊利石含量為19%～68%，平均值為33%，伊蒙混層含量為30%～76%，平均值為58%，綠泥石含量為2%～14%，平均值為6%，高嶺石含量較低，基本小于3%（見圖5b）。

圖5 松遼盆地南部長嶺凹陷青一段頁巖礦物組成

青一段頁巖礦物組成受沉積環(huán)境影響，導(dǎo)致不同地區(qū)礦物組成具有差異，越靠近半深湖—深湖相沉積的頁巖黏土礦物含量越高。處于長嶺凹陷中部乾安沉積中心的吉頁油1HF井青一段頁巖黏土礦物含量為38.0%～57.0%，平均值為46.7%；處于長嶺凹陷三角洲外前緣相的乾262井和黑197井黏土礦物含量低于于吉頁油1HF井青一段頁巖，乾262井青一段黏土礦物含量為23.5%～53.0%，均值為42.0%，黑197井黏土礦物含量平均值為19.0%。處于長嶺凹陷北部大安—塔虎城沉積中心的塔25井青一段頁巖黏土礦物含量為28.0%～59.4%，均值為53.6%。處于新北地區(qū)的新380井青一段頁巖也處于半深湖—深湖相，黏土礦物含量平均值為50%。

根據(jù)中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室實測資料顯示青一段頁巖孔隙度為2.0%～11.8%，平均值為4.5%（見圖6a）；滲透率為（0.001 4～0.330 0）×10-3μm2，均值為0.07×10-3μm2（見圖6b）。核磁共振測井資料解釋青一段頁巖有效孔隙度為0.8%～9.0%，平均為5.1%，平均核磁共振測井滲透率為0.15×10-3μm2。

圖6 吉頁油1HF井青一段頁巖巖心實測物性

青一段頁巖裂縫較為發(fā)育，多口井的巖心均發(fā)現(xiàn)有裂縫存在，主要為構(gòu)造應(yīng)力產(chǎn)生的高角度構(gòu)造縫，部分裂縫傾角達到了80°～90°，裂縫規(guī)模約為20～80 cm，巖心面可見裂縫1～10條，裂縫面多見油顯示，部分被方解石充填（見圖7）。青一段頁巖層理縫發(fā)育，且密度較大、裂縫間距為1～10 cm，均未被碳酸鹽礦物充填、有效性較好，層理縫表面見油膜，且與構(gòu)造裂縫溝通，形成復(fù)雜的裂縫網(wǎng)絡(luò)，是一種有利的頁巖油儲集空間。

圖7 松遼盆地南部青一段巖心構(gòu)造縫顯示

青一段頁巖孔隙主要以無機孔為主，有機孔零星發(fā)育，無機孔主要為粒間孔、溶蝕孔、晶間孔、粒內(nèi)孔及微裂縫等（見圖8），其中，粒間孔平均相對較大，孔徑為30 nm～5 μm，溶蝕孔孔徑為10 nm～2.5 μm，晶間孔孔徑為50 nm～1 μm；有機質(zhì)孔相對較小，孔徑為10 nm～50 nm。微裂縫的縫寬變化較大，方解石半充填的微裂縫縫寬1～3 μm，層理縫寬2～5 μm，薄片狀伊利石間的層間縫只有8～50 nm。

圖8 松遼盆地長嶺凹陷青一段頁巖主要孔隙類型（以吉頁油1HF井為例）

3 青一段富有機質(zhì)頁巖巖相類型與形成古環(huán)境

3.1 青一段富有機質(zhì)頁巖類型

通過巖心觀察、薄片鑒定、掃描電鏡、X射線衍射（XRD）礦物成分分析等手段，對松遼盆地南部青一段頁巖類型進行劃分。首先依據(jù)礦物組成可將青一段頁巖劃分為黏土質(zhì)頁巖、混合質(zhì)頁巖和長英質(zhì)頁巖3種巖石類型（見圖9）。依據(jù)沉積構(gòu)造特征，青一段頁巖發(fā)育層狀、紋層狀和互層狀3種類型沉積構(gòu)造，其中層狀沒有明顯的顏色、粒度及礦物成分的變化，發(fā)育層理縫；紋層狀具有明顯顏色、粒度及礦物成分變化；互層狀發(fā)育薄層長英質(zhì)夾層，發(fā)育各類沉積層理。綜上，可以進一步將松遼盆地南部青山口組一段頁巖劃分為3大類巖相：層狀黏土質(zhì)頁巖、紋層狀混合質(zhì)頁巖、互層狀長英質(zhì)頁巖（見圖10）。

圖9 松遼盆地南部青一段頁巖礦物組成

層狀黏土質(zhì)頁巖（見圖10a）發(fā)育水平層理構(gòu)造，層理縫發(fā)育，顏色均一，呈灰黑色-黑色，礦物成分主要以黏土礦物為主，平均含量為63.7%，石英和長石含量較低，分別為22.4%和7.5%，黃鐵礦主要以草莓狀晶體集合形式孤立分布在樣品中，高含量指示較強還原條件，碳酸鹽礦物含量較低。主要發(fā)育在青一段上部（1號層組），有機質(zhì)類型以Ⅰ型為主（見圖3）。

紋層狀混合質(zhì)頁巖（見圖10b）發(fā)育小于2 mm厚的紋層，顏色呈灰黑色，黏土礦物含量明顯低于層理型頁巖，平均值為45%，紋層主要成分為石英和長石，分別為26.6%和16.3%，局部含大量方解石組成的介形蟲，因此鈣質(zhì)含量稍高，可達14.8%，黃鐵礦含量平均值為6.5%，除了以草莓狀晶體集合形式存在外，還存在交代介形蟲殼體現(xiàn)象，表明該類型頁巖形成于較強的還原環(huán)境之中，主要發(fā)育在青一段中部（2號層組），有機質(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ1型為主。

互層狀長英質(zhì)頁巖（見圖10c）發(fā)育大于1 cm厚的砂質(zhì)紋層，呈灰白色砂質(zhì)層和灰色泥質(zhì)層近等厚互層，砂質(zhì)層呈不連續(xù)透鏡狀，黏土礦物含量較低，平均值為43.9%，砂質(zhì)層內(nèi)出現(xiàn)少量鈣質(zhì)膠結(jié)，引起方解石含量增加，主要發(fā)育在青一段下部（3號層組），有機質(zhì)類型以Ⅱ1、Ⅱ2型為主。

3.2 青一段頁巖形成的古環(huán)境分析

頁巖沉積時期的古環(huán)境控制因素主要包括古氣候、古水深、古氧化還原和古鹽度。對青一段172個頁巖樣品反映古環(huán)境的元素參數(shù)進行分析，在縱向上反演了頁巖形成的古環(huán)境。分析結(jié)果表明，松遼盆地南部長嶺凹陷青一段存在明顯的古環(huán)境分界面，經(jīng)歷了3種不同的沉積環(huán)境，自下而上依次為半潮濕淺水弱還原環(huán)境、半潮濕半深水還原環(huán)境、潮濕深水強還原環(huán)境（見圖11）。

圖10 松遼盆地南部青一段主要巖相及微觀結(jié)構(gòu)特征

圖11 松遼盆地南部青一段沉積古環(huán)境分析及不同巖相可動性特征（以吉頁油1HF井導(dǎo)眼段為例）

青一段沉積的早期為低位體系域，水體開始加深，但具有階段性震蕩特征，沉積水體以淺水—半深水為主，氣候半干旱—半潮濕，弱還原—弱氧化環(huán)境，陸源物質(zhì)輸入較多，該時期沉積頁巖以互層狀長英質(zhì)頁巖為主；青一段沉積中期水體逐漸加深，以半深湖為主，氣候相對潮濕，整體以還原環(huán)境為主，具有階段性陸源物質(zhì)輸入，該時期沉積頁巖以紋層狀混合質(zhì)頁巖為主。青一段沉積晚期為水體穩(wěn)定加深時期，為深湖環(huán)境，沉積速率較慢，水體鹽度增加，氣候相對潮濕，形成了深湖高鹽度、富硫的強還原環(huán)境，在該時期沉積頁巖以層理狀黏土質(zhì)頁巖為主。

4 青一段頁巖油富集模式

4.1 有利巖相

不同類型的巖相除了在形成環(huán)境、礦物組成、有機質(zhì)含量、有機質(zhì)類型等方面存在差異外，其孔隙類型、孔喉結(jié)構(gòu)以及可動油含量等方面存在顯著差異，是控制頁巖油富集的主要因素[33-38]。綜合利用掃描電鏡、熒光薄片、氮氣吸附、分溫階熱解、分步抽提等手段，對松遼盆地南部青一段3種頁巖巖相的熒光特征、孔隙類型、孔喉結(jié)構(gòu)以及可動油含量進行表征，對比優(yōu)選出頁巖油富集最為有利的頁巖巖相。

4.1.1 層狀黏土質(zhì)頁巖

層狀黏土質(zhì)頁巖以小孔隙為主，但發(fā)育大量層理縫和構(gòu)造裂縫，有效改善了頁巖的儲集和滲流能力，同時，該類型頁巖具有較高的總含油量，游離油占比高，可動油含量高，是青一段重要的頁巖油富集優(yōu)勢巖相之一。

層狀黏土質(zhì)頁巖孔隙以呈狹縫狀的伊利石晶間孔為主，氮氣吸附-脫附曲線中脫附解凝明顯，遲滯環(huán)相對較小，反映出平行礦物壁狹縫狀（平行壁狀）孔隙形態(tài)占主體（見圖12），其孔隙直徑較小，二氯甲烷抽提后的樣品主要發(fā)育小于32 nm的孔隙，大于32 nm的孔隙所占比例較小（見圖13）。該類型頁巖具有較高的總含油量，熒光主要分布在層理縫和微裂縫中，較為分散，少見連片分布（見圖11）。分溫階熱解及分步抽提結(jié)果表明，該類頁巖總含油量高（見圖11），隨著抽提溶劑極性的增強，孔隙空間逐步增大，第1次抽提的孔隙空間增量要小于第2次抽提（見圖13），表明該類型頁巖同時包含易流動的輕質(zhì)成分和不易流動的重質(zhì)成分，但游離油比例略低，為45%，且由于總體孔隙直徑較小，易流動的輕質(zhì)組分和難流動的重質(zhì)組分主要分布在小于32 nm的孔隙內(nèi)。

4.1.2 紋層狀混合質(zhì)頁巖

圖12 青一段頁巖相孔隙類型發(fā)育特征

圖13 青一段不同巖相分步抽提后孔徑變化曲線

紋層狀混合質(zhì)頁巖單個孔隙半徑大，孔隙形態(tài)好，弱極性易流動組分比例高，是青一段另一類重要的頁巖油富集優(yōu)勢巖相。紋層狀混合質(zhì)頁巖發(fā)育石英、長石、介形蟲殼體組成的粒間孔和介形蟲殼體內(nèi)溶蝕孔，氮氣吸附實驗反映出細徑廣體的墨水瓶狀與開放的平行壁狹縫狀孔占主體（見圖12），孔隙直徑明顯大于層狀黏土質(zhì)頁巖，發(fā)育大量大于32 nm的孔隙，占比超過50%（見圖13）。隨著抽提溶劑極性的增強，孔隙空間逐步增大，第1次抽提的孔隙空間增量大于第2次抽提增量（見圖13），表明該類型頁巖油中易流動的輕質(zhì)成分大于不易流動的重質(zhì)成分，游離油比例平均為53%。熒光主要呈淡藍色，呈條帶狀斷續(xù)分布，顯示其主要以極性較弱易流動的輕質(zhì)原油組分為主（見圖11）。分溫階熱解及分步抽提結(jié)果表明，該類頁巖總含油量較高，可動烴比例高（見圖11）。

4.1.3 互層狀長英質(zhì)頁巖

互層狀長英質(zhì)頁巖由于其含油性差，頁巖油富集優(yōu)勢不明顯?；訝铋L英質(zhì)頁巖發(fā)育石英長石所圍成的粒間孔，孔隙形態(tài)以細徑廣體的墨水瓶狀為主體（見圖12）。熒光薄片中熒光區(qū)域分布相對分散，區(qū)域面積明顯小于前兩種巖相（見圖11）。熱解及分步抽提實驗結(jié)果表明，該類頁巖在3種巖相中總含油量最低（見圖11）。該類型頁巖是在淺湖動蕩水體環(huán)境下形成的，頁巖中有機質(zhì)含量低，有機質(zhì)類型差、生烴潛力小，頁巖含油性最差。

綜上分析認為層狀黏土質(zhì)頁巖和紋層狀混合質(zhì)頁巖是松遼盆地青一段頁巖油富集最有利的巖相。

4.2 頁巖油富集模式

高TOC值深湖層狀黏土質(zhì)和中—高TOC值半深湖紋層狀混合質(zhì)兩種類型的頁巖油富集模式如圖14。

圖14 松遼盆地南部青一段頁巖油富集模式

陸相高TOC值深湖層狀頁巖油富集在頁巖基質(zhì)孔隙及裂縫中，一般形成于半深湖—深湖缺氧還原環(huán)境。頁巖中原油流動特征表現(xiàn)為總滯留烴高，總孔隙度高，以黏土礦物晶間孔為主，游離組分含量較高，由于層理縫發(fā)育與局部構(gòu)造縫組成縫網(wǎng)系統(tǒng)，大大改善了頁巖的儲集性能，為可動油富集提供了空間。

陸相中—高TOC值半深湖紋層狀混合質(zhì)頁巖油主要賦存在介形蟲和砂質(zhì)紋層粒間孔中，該類型頁巖一般分布在半深湖相，形成于半深湖還原環(huán)境，頁巖有機質(zhì)豐度為中—高，含油性好，頁巖中原油流動特征表現(xiàn)為總滯留烴高，且輕質(zhì)組分含量高，流動性好。

5 勘探開發(fā)關(guān)鍵技術(shù)

5.1 甜點評價及區(qū)帶優(yōu)選技術(shù)

頁巖油“甜點”是指在頁巖層系內(nèi)可優(yōu)先勘探開發(fā)的頁巖油富集高產(chǎn)目標區(qū)（目標層段），主要包括“地質(zhì)甜點”和“工程甜點”。“地質(zhì)甜點”評價參數(shù)主要有含油性、儲集層條件、原油可動性、天然裂縫、地層能量等，“工程甜點”評價參數(shù)主要有巖石可壓性、地應(yīng)力各向異性等。本文以有利巖相評價為基礎(chǔ)，結(jié)合可動性和可壓性形成一套地質(zhì)甜點與工程甜點相結(jié)合的甜點評價方法，并形成相應(yīng)預(yù)測技術(shù)，在平面上確定甜點帶（見圖15），在縱向上確定甜點層（見圖16），有效指導(dǎo)了吉頁油1HF井的部署和水平井有利目標層優(yōu)選。

5.1.1 平面甜點富集有利區(qū)優(yōu)選

目前頁巖油平面甜點區(qū)預(yù)測存在平面上資料少、預(yù)測難度大、精度低的問題。為解決上述問題，本次研究采用地質(zhì)、地球物理相結(jié)合的甜點區(qū)評價及預(yù)測技術(shù)，主要采用半定量的關(guān)鍵參數(shù)疊合評價方法，明確頁巖油甜點富集有利區(qū)[39-40]。

圖15 松遼盆地南部青一段頁巖油有利區(qū)分布圖

重點選取利用有利巖相厚度、有機質(zhì)豐度TOC值、游離烴S1、熱演化成熟度Ro、可動性指標S1/TOC等參數(shù)進行疊合評價，圈定有利區(qū)，最后結(jié)合地震反演及屬性預(yù)測的地震甜點，明確平面甜點區(qū)的分布。本次研究在松遼盆地南部青一段評價出2個頁巖油富集有利區(qū)，分別為乾安有利區(qū)和大安有利區(qū)，其中乾安有利區(qū)位于長嶺凹陷中部（見圖15），面積為1 300 km2，大安有利區(qū)位于長嶺凹陷北部，面積為1 580 km2。松遼盆地南部青一段評價有利區(qū)面積共計2 880 km2。

5.1.2 縱向甜點段優(yōu)選

為了避免定性評價人為因素的影響，建立了頁巖油甜點指數(shù)SI計算方法，實現(xiàn)對頁巖油甜點定量的評價。評價過程基于主參數(shù)優(yōu)選方法，根據(jù)研究區(qū)內(nèi)主地質(zhì)參數(shù)的分布范圍，將表征頁巖儲集層含油性的可動游離油量（熱解分析參數(shù)S1），表征可動性的S1/TOC值，表征物性的有效孔隙度，表征可壓裂性的巖石力學脆性指數(shù)等4個主地質(zhì)參數(shù)進行歸一化處理，并將其綜合評價，獲得頁巖油甜點指數(shù)SI。

根據(jù)頁巖油甜點可獲得產(chǎn)能的能力，將研究區(qū)青一段陸相頁巖油劃分為3類甜點。Ⅰ類頁巖油甜點段：現(xiàn)有壓裂試采條件能夠獲得工業(yè)油流，SI≥50%；Ⅱ類頁巖油甜點段：現(xiàn)有試采條件下能獲得低產(chǎn)油流，30%≤SI＜50%；Ⅲ類頁巖油甜點段：現(xiàn)有試采工藝條件下只產(chǎn)少量油或者不產(chǎn)油，SI＜30%（見表1）。依據(jù)此頁巖油甜點評價方法對吉頁油1HF井導(dǎo)眼段青一段頁巖進行縱向甜點評價，指出青一段1號層組和2號層組SI值分別為55%和52%，均屬于Ⅰ類頁巖油甜點發(fā)育段；3號層組SI為40%，評價為Ⅱ類頁巖油甜點段。優(yōu)選1號、2號層組作為吉頁油1HF井青一段頁巖油勘探的首選目標層（見圖16）。

5.2 超臨界二氧化碳復(fù)合壓裂工藝

針對松遼盆地青一段頁巖油儲集層黏土礦物含量高、地層塑性強、非均質(zhì)性強、應(yīng)力隔夾層較多等改造難點，借鑒國內(nèi)外先進經(jīng)驗，將超臨界CO2干法壓裂與大型水力壓裂相結(jié)合，形成了超臨界CO2復(fù)合壓裂工藝，并首次成功應(yīng)用在頁巖油儲集層壓裂中，實現(xiàn)陸相高黏土含量頁巖地層大型體積壓裂。

表1 松南陸相青一段頁巖油綜合甜點評價指標

圖16 吉頁油1HF井青一段頁巖油甜點綜合評價圖

5.2.1 超臨界CO2作用機理

超臨界CO2是指相態(tài)溫度大于31.26 ℃，相態(tài)壓力大于7.43 MPa時的CO2流體，具有低黏度、表面張力低、強擴散性等特性[41]。相比于純水基壓裂液，其具有3個明顯的優(yōu)勢。

①顯著降低頁巖破裂壓力。前人研究表明，超臨界CO2可以增加巖石脆性，降低巖石抗壓強度，有利于頁巖地層起裂。松遼盆地南部青一段頁巖巖心壓裂模擬實驗結(jié)果同樣表明，超臨界CO2可以有效降低頁巖的破裂壓力，在水基壓裂條件下頁巖的破裂壓力達到35 MPa，而在超臨界CO2壓裂條件下，頁巖破裂壓力降低到19 MPa，降幅達到45.7%，表明超臨界CO2對儲集層破裂壓力具有顯著降低的作用（見圖17）。

圖17 水基壓裂液與超臨界CO2壓裂對比

②穿透造縫能力強，易形成復(fù)雜縫。超臨界狀態(tài)CO2分子可以進入孔喉半徑很小的孔隙和開度很小的弱面，在大排量注入條件下，可降低巖石非均質(zhì)性對于壓裂液流動方向的導(dǎo)向作用，更容易大范圍充分打碎儲集體，實現(xiàn)基質(zhì)滲流。對比水基壓裂和超臨界CO2壓裂后裂縫的空間展布可知，使用水基壓裂的青一段頁巖樣品只產(chǎn)生了兩條縱向裂縫，且橫向未貫穿，裂縫溝通范圍有限，而使用超臨界CO2的樣品在壓裂后產(chǎn)生了至少5條裂縫，且基本貫穿整個樣品，裂縫溝通范圍廣泛，充分證明了超臨界CO2可增加裂縫系統(tǒng)的復(fù)雜程度，增大壓裂有效波及范圍（見圖17）。

③改善儲集層條件，增加儲集層滲流能力。青一段頁巖樣品超臨界CO2浸泡實驗表明，在不同的浸泡時間內(nèi)，頁巖樣品的微觀形態(tài)、礦物組成和孔隙結(jié)構(gòu)發(fā)生了顯著的變化。隨著浸泡時間的增加，樣品主要出現(xiàn)了兩方面的變化，第1方面為碳酸鹽礦物發(fā)生了明顯的溶蝕作用，孔徑持續(xù)增大，方解石、白云石的含量明顯降低，第2方面為黏土礦物晶間孔發(fā)生了大規(guī)模的增大，甚至形成了微裂縫（見圖18），證實超臨界CO2溶蝕作用和使黏土礦物收縮作用顯著，可形成大量溶蝕孔洞和黏土礦物收縮縫。對不同巖相進行超臨界CO2浸泡前后，分別進行壓汞實驗。在超臨界CO2浸泡前，3類巖相樣品均未進行洗油，壓汞數(shù)據(jù)顯示基本無大于100 nm的孔隙，與洗油前氮氣吸附的數(shù)據(jù)特征基本一致，在進行超臨界CO2浸泡后，3類巖相均大量出現(xiàn)了大于100～10 000 nm的孔隙，而不同巖相在100 nm以下孔隙的增量上存在一定的差異，主要由于紋層狀混合質(zhì)頁巖中大量的介形蟲殼體受溶蝕后在形成大溶蝕孔隙的同時也會形成大量較小的溶蝕孔隙。而層狀黏土質(zhì)頁巖和互層狀長英質(zhì)頁巖中碳酸鹽巖礦物含量較少，主要為新形成的尺寸較大的黏土礦物收縮縫，因此在小于100 nm的孔隙范圍內(nèi)，增量較少（見圖19）。綜上，超臨界CO2對碳酸鹽巖的溶蝕作用和引起黏土礦物收縮的作用有效地改善了頁巖儲集層的滲流通道。此外，由于超臨界CO2不含水，能夠避免因黏土膨脹、巖石潤濕反轉(zhuǎn)和頁巖水敏等造成的孔喉堵塞危害，可顯著增加超低滲透頁巖儲集層的導(dǎo)流能力。

5.2.2 體積壓裂效果評價

為系統(tǒng)評價超臨界CO2復(fù)合體積壓裂改造工藝應(yīng)用效果，本文采用人工裂縫反演、不穩(wěn)定試井、油源對比等技術(shù)，對吉頁油1HF井壓裂人工裂縫穿層范圍及效果進行了評價。壓后反演結(jié)果表明，人工裂縫半縫長170～220 m，縫高為50.5～68.9 m，不穩(wěn)定試井測算人工裂縫半縫長190 m，縫高56 m，兩者預(yù)測結(jié)果一致。

對吉頁油1HF井所產(chǎn)原油進行了油源對比，分別采集試油初期階段（2019年9月5日采樣）和試油穩(wěn)定階段（2019年11月5日采樣）的兩個原油樣品進行分析，結(jié)果表明：兩個不同試油階段所產(chǎn)原油的生物標志化合物與吉頁油1HF井青一段1、2號層組頁巖具有較好的可對比性，與3號層組存在明顯的差別，證實吉頁油1HF井所產(chǎn)原油來源于青一段1、2號層組（見圖20），證實壓裂縫網(wǎng)縱向溝通范圍大于40 m。基于上述證據(jù)，吉頁油1HF井水平井的人工壓裂縫實現(xiàn)了強非均質(zhì)性地層的縱向穿層，充分溝通了1、2號層組，實現(xiàn)了高黏土含量頁巖地層大型體積壓裂改造的目的。

圖18 超臨界CO2浸泡后頁巖樣品微觀形態(tài)及礦物組成對比

圖19 超臨界CO2浸泡后頁巖樣品壓汞所測孔隙結(jié)構(gòu)

6 勘探實踐

利用建立的半深湖—深湖相頁巖油富集模式優(yōu)選長嶺凹乾安有利區(qū)部署吉頁油1HF井，優(yōu)選青一段紋層型、層理型兩種有利巖相，實施吉頁油1HF井水平鉆探，水平井完鉆井深3 943 m，水平段長度為1 252 m。首次在陸相頁巖油領(lǐng)域中使用超臨界CO2復(fù)合體積壓裂改造工藝，實現(xiàn)高黏土礦物含量強非均性頁巖地層大型體積壓裂。吉頁油1HF井改造段長1 431 m，共21段82簇，平均簇間距為15.8 m，注入壓裂液總量為37 315 m3，注入總砂量為1 978 m3，注入超臨界CO2量為3 265 m3，主壓施工排量為12～18 m3/min，CO2排量達到4 m3/min。

圖20 吉頁油1HF井原油與青一段各層組生標特征對比

由于松遼盆地南部長嶺凹陷乾安地區(qū)青一段壓力系數(shù)約為1.0，屬于常壓體系，地層能量低。吉頁油1HF井采用“前期控液量穩(wěn)縫，后期控壓差穩(wěn)能”等放噴排液制度，在青一段2 412～2 500 m頁巖層試油，累計排液為7 078.9 m3，返排率為17.4%，其中自噴階段獲得最高日產(chǎn)油量為36 m3，水力泵排液階段穩(wěn)產(chǎn)油16.4 m3/d（見圖21），原油密度（20 ℃）為0.85 g/cm3，動力黏度為15.7 mPa·s，含蠟量為35.27%，膠質(zhì)瀝青質(zhì)含量為18.2%。獲得中國陸相常壓高黏土礦物含量頁巖地層最高頁巖油產(chǎn)量，實現(xiàn)了陸相頁巖油戰(zhàn)略調(diào)查重大突破。

圖21 吉頁油1HF井試油排液曲線圖

7 結(jié)論

松遼盆地南部廣泛發(fā)育陸相半深湖—深湖相頁巖，具備頁巖油富集有利地質(zhì)條件，純頁巖型頁巖油資源潛力大，但陸相半深湖—深湖頁巖黏土礦物含量高，勘探難度大。松遼盆地南部青一段頁巖可劃分為層狀黏土質(zhì)頁巖、紋層狀混合質(zhì)頁巖、互層狀長英質(zhì)頁巖3大巖相，在3大類巖相中，TOC值與頁巖的總含油量正相關(guān)，隨著TOC值的增加，總含油量增加，而由脆性礦物所組成的紋層內(nèi)發(fā)育大量體積較大的粒間孔，為頁巖可動油的有利富集空間。

建立了高TOC值深湖層狀和中—高TOC值半深湖紋層狀兩大陸相頁巖油富集模式，其中陸相深湖高TOC值層狀頁巖油富集模式具有較高的生烴能力，總體含油量大，但可動油比例略低，孔隙類型以較小的黏土礦物晶間孔為主，但水平層理縫及高角度構(gòu)造裂縫發(fā)育，對儲集層儲集性能具有一定的改善，提高了頁巖油可動性。陸相半深湖中—高TOC值紋層狀頁巖油富集模式生烴能力較好，總體含油量較高，發(fā)育較大的脆性礦物粒間孔，可動油含量高，進一步證實陸相半深湖—深湖相純頁巖具備頁巖油富集有效儲集層，純頁巖型頁巖油具備開發(fā)潛力。提出了以巖相評價為基礎(chǔ)，可動性、可壓性評價為核心的頁巖油甜點定量評價方法，在松遼盆地南部青一段評價出乾安和大安2個頁巖油甜點富集有利區(qū)，預(yù)測有利區(qū)面積為2 880 km2。

針對高黏土礦物含量頁巖儲集層改造難點，首次在頁巖油儲集層中使用超臨界CO2大型復(fù)合體積壓裂工藝，利用其降低巖石破裂壓力、造復(fù)雜縫網(wǎng)、溶蝕改造儲集層等作用，實現(xiàn)了陸相高黏土含量強非均質(zhì)性陸相頁巖層系大型體積壓裂。

通過新建立的頁巖油富集模式、甜點評價方法、超臨界CO2復(fù)合壓裂工藝等有效儲集層改造技術(shù)的應(yīng)用，吉頁油1HF井初試日穩(wěn)產(chǎn)油16.4 m3，獲得中國陸相高黏土礦物含量頁巖地層最高頁巖油產(chǎn)量，解決了半深湖—深湖相高黏土礦物含量頁巖地層頁巖油難以流動、難以獲得工業(yè)油流的難題，開辟了中國陸相頁巖油新的接替領(lǐng)域，對國內(nèi)其他地區(qū)深湖—半深湖相純頁巖型頁巖油勘探具有借鑒意義。

致謝：本文在研究撰寫過程中受到了中國石油吉林油田公司的大力支持，吉林油田趙志魁、張大偉、賀君玲、楊光、楊亮、邢濟麟、張昌盛等領(lǐng)導(dǎo)專家為本文提供了大量的指導(dǎo)與幫助，在此一并深致謝忱！

符號注釋：

HI——氫指數(shù)，mg/g；S1——游離烴含量，mg/g；S2——熱解烴含量，mg/g；SI——甜點指數(shù)，%；Tmax——最大熱解溫度，℃。