頁巖油氣最終采收量地質(zhì)主控因素
——以美國海灣盆地鷹灘頁巖為例

侯連華，于志超，羅霞，林森虎，趙忠英，楊智，吳松濤，崔景偉，張麗君

（中國石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083）

0 引言

北美頁巖油氣革命的成功實踐[1-3]，打開了油氣源內(nèi)勘探的大門[4]，使得連續(xù)型油氣勘探成為可能[5-6]。依據(jù)熱演化程度的不同[7]，頁巖油氣可以劃分為中低成熟度頁巖油（Ro＜0.9%）、中高成熟度頁巖油（Ro≥0.9%）[7]和頁巖氣（Ro＞1.55%）。中低成熟度頁巖熱演化程度較低，賦存的有機質(zhì)只有部分轉(zhuǎn)化為油氣[8-11]，必須采用原位轉(zhuǎn)化技術(shù)才能實現(xiàn)商業(yè)開采。因此，目前實現(xiàn)商業(yè)開發(fā)的頁巖油氣是基于中高成熟度頁巖中已生成并滯留其中的油氣作為開采目標(biāo)提出的。由于頁巖層系中頁巖、泥巖、泥頁巖與致密儲集層等交互發(fā)育，對于中高成熟度頁巖油氣利用水平井體積壓裂技術(shù)開發(fā)時，一定厚度的頁巖層系作為同一目的層進行開采，產(chǎn)出油氣可能來源于不同巖性的地層。因此，從商業(yè)開發(fā)角度來講，頁巖油氣是一個頁巖層系內(nèi)一定體積地層的概念。本次研究從頁巖油氣特點和商業(yè)開發(fā)的角度，提出頁巖油氣是指賦存于富有機質(zhì)頁巖（TOC＞2%的Ⅰ型或Ⅱ型干酪根）層系內(nèi)的油氣[12]。以頁巖層系作為開發(fā)單元時，以相應(yīng)層段中儲集層巖石抽提物和原油中同碳數(shù)的異構(gòu)烷烴和正構(gòu)烷烴比值為鑒別標(biāo)準，判斷產(chǎn)出油氣的來源[13]。當(dāng)產(chǎn)出油氣量來自頁巖層段的貢獻大于 50%時，稱之為頁巖油氣；當(dāng)產(chǎn)出油氣量來自致密層段的貢獻大于 50%時，稱之為致密油氣[13]。按頁巖層系中巖性組合特點，頁巖油氣可劃分為純頁巖型、混積型和夾層型 3類。純頁巖型是指生產(chǎn)層主要為富有機質(zhì)頁巖，其中的富有機質(zhì)頁巖為產(chǎn)出油氣的主要來源；混積型是指富有機質(zhì)頁巖與貧有機質(zhì)巖石（這里指TOC＜2%的Ⅰ型或Ⅱ型干酪根）交互分布，產(chǎn)出油氣主要來源于富有機質(zhì)頁巖中的油氣；夾層型是指富有機質(zhì)頁巖與致密儲集層交互分布，致密儲集層單層厚度一般小于3 m，產(chǎn)出油氣主要來源于富有機質(zhì)頁巖。

前人對頁巖油氣最終采收量（EUR）開展了大量研究，大部分是基于工程因素和少量地質(zhì)數(shù)據(jù)的半定量-定性研究，包括水平井段長度[14-15]、壓裂段數(shù)[16]、壓裂液量[16]、支撐劑量及濃度[16]、射孔簇數(shù)[17]、簇間距[18-19]、壓裂后的關(guān)井時間[18]、生產(chǎn)壓差[17]等。上述成果對頁巖油氣地質(zhì)參數(shù)與EUR的關(guān)系研究僅局限于總有機碳含量[16]、黏土體積含量[19]、脆性指數(shù)[20]、總孔隙度[14]、滲透率[21]、含油飽和度[14]、含氣飽和度[20]、氣油比[22-23]、地層壓力梯度[24]、有效頁巖厚度[25]等參數(shù)對EUR的定性認識，并沒有給出定量的相關(guān)關(guān)系。由于地質(zhì)參數(shù)是控制EUR的關(guān)鍵，而關(guān)鍵地質(zhì)因素與EUR的關(guān)系不明，導(dǎo)致甜點選區(qū)和工程技術(shù)措施不到位造成的損失，使得美國已開發(fā)的頁巖油氣區(qū)中約30%生產(chǎn)井的單井最終可采油氣量無法達到商業(yè)EUR的下限值[26]。

可見，頁巖油氣EUR控制因素及其相關(guān)關(guān)系的不確定性直接制約了頁巖油氣甜點優(yōu)選和采取的針對性工程措施，影響了頁巖油氣的開發(fā)效果和經(jīng)濟效益。為了解決上述關(guān)鍵地質(zhì)問題，本次研究以美國海灣盆地白堊系鷹灘組下段頁巖油氣為例，基于大量分析化驗和生產(chǎn)數(shù)據(jù)，分析控制頁巖油氣EUR的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)，探討關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)對頁巖油氣EUR的控制作用及相互關(guān)系，以期為頁巖油氣甜點優(yōu)選和針對性工程技術(shù)方案的制定提供依據(jù)。

1 地質(zhì)背景

海灣盆地位于美國德克薩斯州南部（見圖1），沉積環(huán)境受多期構(gòu)造事件控制[27-28]。鷹灘組發(fā)育于距今約85 Ma的中晚白堊世古海洋大陸架沉積環(huán)境中，直接覆蓋在晚三疊世和侏羅紀沉積的碳酸鹽巖地層之上[29]。鷹灘組的沉積中心位于現(xiàn)今北美內(nèi)陸海的出?？诟浇猿练e以來到距今約5 Ma，鷹灘組處于持續(xù)深埋過程中。距今5 Ma之后才開始緩慢抬升，接受剝蝕。平面上，鷹灘組呈U型露頭分布于海灣盆地北部和西南地區(qū)，向東南方向傾斜進入墨西哥灣[30]。鷹灘組在陸地上的埋藏深度約1 500～4 900 m，平均厚度為76 m[31]?？v向上，基于巖性和測井特征可將鷹灘組劃分為上、下兩段[32-33]。鷹灘組下段（LEF）是目前的主力開發(fā)層系，發(fā)育3個沉積中心（見圖1），分布面積約17.5×104km2，最大厚度為63.0 m，平均厚度為45.3 m。鷹灘組下段具有較好的封存條件，其上覆地層為鷹灘組上段泥巖，局部為 Austin Chalk灰?guī)r；下伏地層為Buda灰?guī)r，局部為 Del Rio泥灰?guī)r[34]。鷹灘組上段（UEF）發(fā)育黑色和淺灰色石灰質(zhì)泥巖，碳酸鹽礦物平均含量約67%，TOC值平均為3.2%，主要發(fā)育Ⅱ—Ⅲ型干酪根[35]；鷹灘組下段發(fā)育黑色頁巖/泥巖，碳酸鹽礦物平均含量為58%，黏土礦物平均含量為16.5%，TOC值平均為4.23%，主要發(fā)育Ⅱ1型干酪根[32-33]。

從北西向南東，鷹灘組下段Ro值逐漸增大（見圖1），依次發(fā)育黑油、濕氣（凝析油）和干氣 3個產(chǎn)油氣區(qū)帶[36]。區(qū)域上產(chǎn)出油氣主要受有機質(zhì)成熟度控制。鷹灘組下段為主力產(chǎn)層，目前開發(fā)面積約3×104km2，產(chǎn)層埋深1 500～4 500 m。2010年鷹灘組下段頁巖油氣生產(chǎn)井超過1 000口，2019年生產(chǎn)井超過30 000口。鷹灘組下段的石油和天然氣技術(shù)可采儲量分別約為13×108t、1.9×1012m3[37]。

圖1 美國海灣盆地鷹灘組下段地層厚度、Ro、取心井及生產(chǎn)井位置圖（a）和單井巖性綜合柱狀圖（b）（a圖露頭數(shù)據(jù)來源于文獻[38]）

2 數(shù)據(jù)來源和研究方法

2.1 數(shù)據(jù)來源

本文數(shù)據(jù)來源于鷹灘組下段 72口系統(tǒng)取心井的991組分析化驗和測井?dāng)?shù)據(jù)，1 317口水平生產(chǎn)井的油、氣、水生產(chǎn)數(shù)據(jù)和測井、原油與天然氣分析數(shù)據(jù)，226口生產(chǎn)井的地層壓力測試獲得的原始地層壓力和地層壓力梯度數(shù)據(jù)。研究區(qū)頁巖Ro值為0.6%～2.2%，涵蓋了從黑油、凝析油、濕氣到干氣的全部范圍，為研究頁巖油氣EUR的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)提供了可靠基礎(chǔ)資料。

2.2 研究方法

2.2.1 單井EUR的研究方法

頁巖油氣的經(jīng)濟性取決于單井綜合成本和單井最終采收量兩個關(guān)鍵指標(biāo)[39]。準確獲得頁巖油氣單井EUR是研究的基礎(chǔ)[40-43]。頁巖油氣單井EUR是指該生產(chǎn)井結(jié)束后得到的累計產(chǎn)出油當(dāng)量。頁巖油氣生產(chǎn)井的生產(chǎn)周期一般需要20～30年，但由于頁巖油氣開采歷史較短，缺少完整生產(chǎn)周期的單井EUR。因此，利用具有一定生產(chǎn)時間的生產(chǎn)井預(yù)測EUR是必需工作。目前，預(yù)測單井EUR最常見的模型分別是MHD模型[44]和 Duong模型[45]。MHD模型認為油井早期產(chǎn)量符合雙曲線下降趨勢，后期遵循指數(shù)下降趨勢，通過設(shè)定一個預(yù)先確定的最小遞減率來預(yù)測EUR，屬于經(jīng)驗參數(shù)預(yù)測。Duong模型主要針對裂縫型頁巖油氣藏提出，在經(jīng)驗參數(shù)預(yù)測基礎(chǔ)上，認為單井的產(chǎn)量在生產(chǎn)周期內(nèi)呈現(xiàn)裂縫性的線性流動狀態(tài)，油氣累計產(chǎn)量與時間在雙對數(shù)坐標(biāo)下符合線性關(guān)系，預(yù)測精度較高。

本文分別采用MHD模型[44]和Duong模型[45]，按油（黑油或凝析油）和天然氣預(yù)測各自的EUR，并計算兩個模型預(yù)測的EUR，取其油和天然氣EUR之和的平均值作為頁巖油氣EUR最終結(jié)果，爭取做到歷史擬合與預(yù)測誤差最小、預(yù)測EUR精度最高。相同地質(zhì)和水平井段長度條件下，隨工程技術(shù)的進步，頁巖油氣單井初始產(chǎn)量和EUR都會有較大變化。2015年之前，鷹灘組下段頁巖油氣開發(fā)所采用的工程技術(shù)基本類似，為了減少工程技術(shù)因素對頁巖油氣EUR的影響，本文選取了鷹灘組下段2009—2012年間投入開發(fā)，并且工程技術(shù)條件基本相同的1 317口水平生產(chǎn)井作為研究對象。

研究采用EUR歸一化方法，即以所有水平井的平均水平段長度1 450 m為標(biāo)準，將相同地質(zhì)和工程技術(shù)條件下的頁巖油氣水平生產(chǎn)井的EUR進行歸一化。同時對水平生產(chǎn)井每米所用的支撐劑量、壓裂液量進行歸一化：

在上述研究的基礎(chǔ)上，系統(tǒng)地統(tǒng)計了鷹灘地區(qū)生產(chǎn)井在選定周期內(nèi)的EUR值，并最終確定了適用于本次研究區(qū)的單井EUR最低下限值，為3×104m3油當(dāng)量。

2.2.2 控制頁巖油氣EUR的地質(zhì)因素研究方法

控制頁巖油氣EUR的地質(zhì)參數(shù)來源于頁巖的源參數(shù)和衍生參數(shù)。頁巖的源參數(shù)是指由頁巖原始沉積環(huán)境所決定的地質(zhì)參數(shù)。源參數(shù)是頁巖油氣形成的基礎(chǔ)，包括干酪根類型、總有機碳含量、黏土礦物體積、有效頁巖厚度及頁巖頂?shù)装鍘r性。源參數(shù)經(jīng)過熱演化與構(gòu)造演化形成衍生參數(shù)，包括總孔隙度、含烴孔隙度、空氣滲透率、有效滲透率、裂縫孔隙度、地層壓力梯度、含油飽和度、含氣飽和度、含烴飽和度、氣油比、凝析氣油比、氣水比、原油密度、天然氣密度和地應(yīng)力等參數(shù)。

相同工程技術(shù)條件下，頁巖油氣EUR主要受頁巖的儲集能力、流動能力、油氣資源量和可壓性等地質(zhì)因素控制。儲集能力受控于頁巖的總有機碳含量、總孔隙度和含烴孔隙度等；頁巖油氣流動能力受控于頁巖的空氣滲透率、有效滲透率、裂縫孔隙度、地層壓力梯度及氣油比、凝析氣油比、氣水比等；油氣資源量受控于頁巖的含油飽和度、含氣飽和度、含烴飽和度、總孔隙度和原油密度等；頁巖可壓性受控于頁巖的脆性指數(shù)和地應(yīng)力；保存條件受控于頁巖頂?shù)装鍘r性、排替壓力、斷穿頁巖斷層的輸導(dǎo)能力（見圖2）。通過對頁巖油氣地質(zhì)參數(shù)與EUR的關(guān)系研究，揭示了頁巖油氣EUR的控制因素及與地質(zhì)參數(shù)的相關(guān)關(guān)系，實現(xiàn)了關(guān)鍵地質(zhì)因素定量化評價頁巖油氣EUR。

圖2 頁巖油氣EUR與地質(zhì)控制因素關(guān)系

3 頁巖油氣EUR控制因素研究

3.1 控制油氣儲集能力的地質(zhì)參數(shù)與EUR關(guān)系

頁巖的油氣儲集能力是指單位體積頁巖儲集油氣的量，在很大程度上決定了油氣的產(chǎn)出能力。頁巖單位體積的油氣量主要受控于頁巖的含烴孔隙度，含烴孔隙度可通過頁巖總孔隙度與含烴飽和度獲得，頁巖的總孔隙度、含烴飽和度則受控于TOC與Ro；因此，頁巖的油氣儲集能力可通過頁巖總孔隙度、含烴飽和度、TOC和Ro進行表征。

3.1.1 頁巖油氣EUR與φt關(guān)系

利用鷹灘組下段 1 317口水平生產(chǎn)井的測井解釋φt平均值與對應(yīng)的水平生產(chǎn)井的EUR，按φt=1%的間隔，計算φt對應(yīng)區(qū)間內(nèi)的水平生產(chǎn)井EUR與φt平均值。結(jié)果顯示：EUR值隨φt值的增大而增大，二者存在很好的冪次關(guān)系（見圖3）。利用64口取心井的分析化驗數(shù)據(jù)獲得的對應(yīng)取心井的φt平均值，計算對應(yīng)取心井2 km范圍內(nèi)的所有水平生產(chǎn)井EUR平均值，再按φt=1%間隔計算φt對應(yīng)區(qū)間內(nèi)的φt和EUR平均值。結(jié)果顯示：取心井巖心分析的φt與EUR同樣具有很好的冪次關(guān)系。此外，取心井巖心分析的φt及測井解釋的φt與EUR的趨勢線基本重合（見圖3），也間接證明了測井解釋結(jié)果的可靠性。依據(jù)鷹灘組下段53口取心井φh數(shù)據(jù)，計算的φh平均值，并計算對應(yīng)取心井2 km范圍內(nèi)所有水平生產(chǎn)井的EUR平均值，結(jié)果顯示：EUR值隨φh值增大而增大，二者存在很好的指數(shù)關(guān)系（見圖4）。

圖3 鷹灘組下段EUR與φt關(guān)系

圖4 鷹灘組下段EUR與φh關(guān)系

3.1.2 頁巖油氣EUR與TOC關(guān)系

頁巖的TOC和Ro是控制油氣EUR的主要因素。利用鷹灘組下段1 057口水平生產(chǎn)井的測井解釋TOC平均值與對應(yīng)的水平生產(chǎn)井的EUR，按不同Ro值區(qū)間對TOC與EUR進行分類，在同一Ro值區(qū)間再按TOC=1%間隔，計算水平生產(chǎn)井的EUR與TOC平均值。結(jié)果顯示：同一Ro值區(qū)間內(nèi)，EUR值隨TOC值的增大而增大，二者存在很好的對數(shù)關(guān)系（見圖5）：

圖5 鷹灘組下段不同Ro值區(qū)間EUR與TOC關(guān)系

（2）式中，經(jīng)驗參數(shù)是圖5中生產(chǎn)井TOC和EUR數(shù)據(jù)按照不同的Ro值區(qū)間，經(jīng)過對數(shù)函數(shù)擬合后得出，見表1。

表1 2式中的經(jīng)驗參數(shù)

以單井EUR下限值3×104m3為界，鷹灘地區(qū)頁巖TOC≥2.3%時，才具有工業(yè)價值（見圖5）。不同Ro值區(qū)間的EUR與TOC的關(guān)系差異很大。當(dāng)TOC≥3.2%時，頁巖油氣的EUR主要受控于有機孔隙度。相同Ro值條件下，隨著TOC值的增大，滯留油氣量增大，從而增加了單井最終采出油氣量，EUR值隨TOC值的增加而增大，具有較好對數(shù)相關(guān)性（見圖5）。因此TOC值會在一定程度上控制EUR的大小。當(dāng)TOC＜3.2%時，無機孔隙度對EUR控制作用增強，EUR與TOC的相關(guān)性較TOC≥3.2%時的變化規(guī)律存在明顯差異。

3.2 控制油氣資源量的地質(zhì)參數(shù)與EUR關(guān)系

油氣資源量是頁巖油氣開發(fā)的資源基礎(chǔ)。頁巖油氣資源量主要受控于頁巖φh和H。隨著Ro值的變化，頁巖油氣性質(zhì)存在很大差別，包括黑油、凝析油和天然氣。因此，頁巖油氣資源量還受控于So、Sg和Sh，這里主要闡述So、Sg、Sh和H與EUR的關(guān)系。

3.2.1 頁巖油氣EUR與Sh、So、Sg關(guān)系

鷹灘組下段55口取心井巖心分析化驗數(shù)據(jù)獲得的單井Sh、So、Sg平均值與對應(yīng)井2 km范圍內(nèi)所有水平生產(chǎn)井EUR平均值結(jié)果顯示，頁巖油氣EUR與Sh、So、Sg關(guān)系密切。EUR值隨Sh值增大而增大，二者存在很好的指數(shù)關(guān)系（見圖6a）。但油（包括黑油和凝析油）、天然氣和烴類（包括黑油、凝析油和天然氣）的EUR與Sh之間的關(guān)系存在著較大的差異。隨著Sh值逐漸增大，油EUR值表現(xiàn)為緩慢增大的趨勢，烴類EUR值則表現(xiàn)為強烈的增大趨勢；天然氣EUR變化趨勢介于油和烴類的變化趨勢之間。研究區(qū)內(nèi)鷹灘組下段頁巖產(chǎn)出油和天然氣對EUR均有貢獻，且天然氣對EUR的貢獻超過油。頁巖油氣EUR值隨So值增大呈現(xiàn)不同的變化規(guī)律（見圖6b）。油、天然氣的EUR值與So值呈現(xiàn)較好的線性關(guān)系，但變化趨勢相反。油EUR值隨So值增大而增大，天然氣EUR值隨So值增大而減小。因為隨Ro值增大，頁巖的GOR值會逐漸變大，產(chǎn)出烴類中油所占比例會逐漸減少，而天然氣所占比例則逐漸增大，從而引發(fā)上述情況的出現(xiàn)。烴類EUR值隨So值增大呈減小趨勢，但減小趨勢沒有天然氣的明顯，因為高成熟度頁巖中含油飽和度遠低于含氣飽和度。

頁巖油氣EUR值隨Sg值增大呈不同的變化規(guī)律（見圖6c）。油EUR值隨Sg值增大而減小，二者呈現(xiàn)較好的線性關(guān)系；天然氣EUR值隨Sg值增大而增大，呈現(xiàn)較好的冪次關(guān)系；烴類EUR值隨Sg值增大呈先增大后減小的趨勢，二者具有較好的二次多項式關(guān)系（見圖6c）。油、天然氣和烴類EUR與Sg的相互關(guān)系本質(zhì)上受頁巖Ro的控制，不同成熟度的頁巖中，GOR和油氣組分完全不同，直接決定了EUR值的大小。

圖6 鷹灘組下段EUR與Sh、So、Sg、H關(guān)系

對頁巖地層進行水平井壓裂改造時，縱向上有一定的有效范圍限制，即存在有效頁巖厚度上限值。當(dāng)有效頁巖厚度超過該上限值時，壓裂改造無效。現(xiàn)今鷹灘組下段水平生產(chǎn)井的壓裂改造技術(shù)條件下，當(dāng)H值大于65 m時，EUR值與H值無關(guān)（見圖6d）。

利用鷹灘組下段63口取心井的H，與該井 2 km范圍內(nèi)所有水平生產(chǎn)井歸一化EUR平均值，按不同Ro值區(qū)間分類數(shù)據(jù)，再按H間隔5 m統(tǒng)計歸一化EUR平均值和H平均值，研究頁巖油氣EUR與H關(guān)系。結(jié)果顯示：頁巖油氣EUR值隨H值增大整體上呈增大的變化規(guī)律，不同Ro值區(qū)間的EUR與H呈現(xiàn)的變化規(guī)律不同。當(dāng)Ro值小于 0.7%時，EUR值很小，且基本不受H值的控制；當(dāng)Ro值大于 0.7%時，二者呈較好的線性關(guān)系（見圖6d）。當(dāng)Ro值為0.7%～0.9%時，隨H值增大，EUR值只有小幅度的增加；Ro值為0.9%～1.0%時，在H值較小時，EUR值也較小，隨H值增大，EUR值大幅增加；當(dāng)Ro值大于1.0%時，在H值較小時，EUR值較大，隨H值增大，EUR值會有較大幅度的增加。當(dāng)Ro值為 1.0%～1.5%時，EUR值變化幅度大于其在Ro＞1.5%區(qū)間內(nèi)的幅度。

3.3 控制油氣流動能力的地質(zhì)參數(shù)與EUR關(guān)系

頁巖油氣流動能力是指油氣在頁巖中的流動能力，主要受控于頁巖空氣滲透率、有效滲透率、原油密度、氣油比、凝析氣油比、氣水比、原始地層壓力、地層壓力梯度、Ro等參數(shù)。在特定條件下，流動能力控制頁巖油氣生產(chǎn)井的初始產(chǎn)量和EUR。

3.3.1 頁巖油氣EUR與Ka、Ke關(guān)系

按Ka、Ke分別排序，采用一定的Ka、Ke間隔獲得Ka、Ke平均值，分別統(tǒng)計對應(yīng)Ka、Ke間隔區(qū)間內(nèi)油、天然氣和烴類的EUR平均值。結(jié)果顯示：隨Ka、Ke值增大，油EUR值呈先增大后減小的變化趨勢；烴類EUR與Ka、Ke呈較好的對數(shù)關(guān)系；天然氣EUR僅與Ka呈較好的對數(shù)關(guān)系，EUR隨Ke值增大呈先減小后增大的變化趨勢（見圖7a、圖7b）。上述變化的原因是Ka、Ke值隨Ro值增大而增大，導(dǎo)致而So、Sg和Sh值都發(fā)生了相應(yīng)的變化，最終影響到頁巖油氣的EUR值。

圖7 鷹灘組下段EUR與Ka、Ke關(guān)系（油：黑油+凝析油+天然氣）

3.3.2 頁巖油氣EUR與ρo、GOR、CGR、WGR關(guān)系

治愈 各癥狀消失,體征無異常。顯效 癥狀明顯好轉(zhuǎn),體征明顯改善。有效 癥狀及體征改善。無效 癥狀及體征改善不明顯[4]。

不同成熟度的頁巖中，其油氣水性質(zhì)和比例截然不同，直接決定了頁巖油氣EUR與GOR、CGR、WGR的相互關(guān)系。

鷹灘組下段頁巖油氣EUR值隨ρo值減小而增大，與ρo值隨Ro值增大而減小的規(guī)律密切相關(guān)（見圖8a）。

Panja等提出初始GOR值高，油氣產(chǎn)量也相應(yīng)較高[46]。鷹灘組下段EUR值隨GOR值的增大呈先增大后緩慢減小的變化趨勢。當(dāng)GOR值大于650 m3/m3時，EUR值隨GOR值增大而緩慢減小。隨CGR值的增大，EUR值先基本不變，后快速減小。當(dāng)CGR值大于15 m3/106m3時，EUR值隨CGR值增大而快速減小。EUR值隨WGR值的增大呈先緩慢增大，再快速減小的變化趨勢。當(dāng)WGR值大于0.5 m3/m3時，EUR值隨WGR值增大而快速減小（見圖8b）。

圖8 鷹灘組下段EUR與ρo、GOR、CGR、WGR關(guān)系圖

3.3.3 頁巖油氣EUR與原始地層壓力、地層壓力梯度的關(guān)系

同樣，受控于頁巖熱成熟度，不同Ro值的頁巖決定了不同的EUR值與原始地層壓力、地層壓力梯度的關(guān)系。利用鷹灘組下段 220口水平生產(chǎn)井的地層壓力梯度、226口水平生產(chǎn)井的原始地層壓力數(shù)據(jù)，分別按地層壓力梯度、原始地層壓力值一定間隔，計算對應(yīng)區(qū)間EUR的平均值并歸一化，研究頁巖油氣EUR與地層壓力梯度、原始地層壓力關(guān)系。結(jié)果顯示，EUR與地層壓力梯度呈現(xiàn)較好的二次多項式關(guān)系，與原始地層壓力呈現(xiàn)較好的三次多項式關(guān)系（見圖9）。隨地層壓力梯度、原始地層壓力值增大，EUR值呈現(xiàn)先增大后減小的變化趨勢，EUR值的峰值分別對應(yīng)地層壓力梯度約1.45 MPa/100 m、原始地層壓力值約57 MPa。

圖9 鷹灘組下段EUR與原始地層壓力、地層壓力梯度關(guān)系

3.3.4 頁巖油氣EUR與Ro關(guān)系

頁巖熱演化程度直接決定了頁巖中油、氣、水的飽和度和油氣性質(zhì)，并最終影響到頁巖中油、天然氣和烴類的EUR。利用鷹灘組下段1 120口水平生產(chǎn)井的油EUR、709口水平生產(chǎn)井的天然氣EUR、1 315口水平生產(chǎn)井的烴類EUR，分別按Ro值一定間隔，計算對應(yīng)區(qū)間的EUR、Ro平均值，研究頁巖油氣EUR與Ro關(guān)系。結(jié)果顯示：油EUR和Ro呈較好的二次多項式關(guān)系，隨Ro值增大，EUR呈先增大后減小的變化趨勢，EUR峰值對應(yīng)的Ro值為 1.25%；天然氣EUR和Ro呈較好的三次多項式關(guān)系，隨Ro值增大，EUR呈先增大再緩慢減小的變化趨勢，EUR峰值對應(yīng)Ro值為1.55%；烴類EUR和Ro呈較好的三次多項式關(guān)系，隨Ro值增大，EUR呈先增大后減小的變化趨勢，EUR峰值對應(yīng)Ro值為1.45%（見圖10）。結(jié)合圖5研究結(jié)果，相同TOC值條件下，頁巖油氣單井EUR值隨Ro值增大呈先增大后減小的變化趨勢，轉(zhuǎn)折點對應(yīng)的Ro值約為 1.3%～1.4%（見圖10）。地質(zhì)控制因素變化關(guān)系如下：相同TOC值條件下，隨Ro值的增大，頁巖中的滯留油量由小變大再變小，含氣量由小變大，因此EUR受TOC和Ro共同控制。

圖10 鷹灘組下段EUR與Ro關(guān)系

3.4 控制頁巖可壓性的地質(zhì)參數(shù)與EUR關(guān)系

頁巖可壓性是指頁巖壓裂改造的難易程度，可壓性直接影響頁巖油氣的初始產(chǎn)量和EUR。頁巖可壓性及壓裂效果受控于頁巖脆性指數(shù)、黏土體積含量、地應(yīng)力和裂縫及微裂縫等因素[47]，裂縫或微裂縫增加了頁巖原始滲流能力，同時壓裂裂縫首先沿裂縫或微裂縫發(fā)育處產(chǎn)生，進一步提高了頁巖滲流能力；因此，裂縫或微裂縫對提高頁巖油氣EUR具有重要影響。其中VC是控制頁巖可壓性的關(guān)鍵地質(zhì)參數(shù)，這里主要討論頁巖脆性指數(shù)和黏土體積含量對EUR的影響。

利用鷹灘組下段63口取心井頁巖巖心分析化驗得到的VC、B參數(shù)，獲得單井的VC、B平均值與對應(yīng)井2 km范圍內(nèi)所有水平生產(chǎn)井EUR平均值，按不同Ro值區(qū)間分類數(shù)據(jù)，研究頁巖油氣EUR與VC、B關(guān)系，其中B計算如下：

頁巖可壓性常用B表征，B只是頁巖可壓性的一個表征參數(shù)，實際上頁巖可壓性主要受控于VC。鷹灘組下段頁巖油氣EUR值隨B值增大呈整體增大的變化趨勢。但不同Ro值區(qū)間的變化規(guī)律存在很大差別。Ro值越大，EUR值隨B值增大而變大的趨勢越明顯，當(dāng)Ro＜0.75%時，EUR值隨B值增大幅度很小。如果按頁巖油氣EUR商業(yè)開發(fā)的下限值 3×104m3計算，當(dāng)Ro＜0.85%且裂縫或微裂縫不發(fā)育時，不管頁巖的B值多大，現(xiàn)有水平井壓裂改造技術(shù)都無法獲得具有商業(yè)開采價值的EUR。當(dāng)Ro＞0.85%時，如果B值小于75%，頁巖油氣也很難形成具有商業(yè)開發(fā)價值的EUR（見圖11a）。

鷹灘組下段頁巖油氣EUR值隨VC值增大呈整體減小的變化趨勢。同樣，不同Ro值區(qū)間內(nèi)的變化規(guī)律存在很大差別。Ro值越大，EUR值隨VC值增大而減小的趨勢越明顯；當(dāng)Ro＜0.75%時，EUR值隨VC值增大的變化幅度很小。同樣，如果按頁巖油氣EUR商業(yè)開發(fā)的下限值3×104m3計算，當(dāng)Ro＜0.85%且裂縫或微裂縫不發(fā)育時，不管頁巖的VC值多低，現(xiàn)有水平井壓裂改造技術(shù)都很難獲得具有商業(yè)開采價值的EUR；當(dāng)Ro＞0.85%時，如果VC值大于25%且裂縫或微裂縫不發(fā)育時，頁巖油氣也很難形成具有商業(yè)開發(fā)價值的EUR（見圖11b）。當(dāng)Ro＜0.85%時，隨B、VC值增加，EUR值變化較小。這說明Ro對頁巖油氣的最終采收量有著極強的控制作用[48]。原因是頁巖中有機孔不發(fā)育、GOR值低，頁巖中油氣流動性差。因此，黏土體積含量對頁巖油氣EUR有重要的控制作用，其原因是頁巖的VC不但控制著可壓性，還同時控制著頁巖吸附油量或游離油量、壓裂改造后的裂縫閉合率和速率。相同 地質(zhì)條件下，VC值越高，頁巖內(nèi)吸附油量越大或游離油量越小，壓裂改造后裂縫閉合率和速率越大，最終得到的EUR值也越小。

圖11 鷹灘組下段不同Ro值的EUR與B及VC的關(guān)系

儲集能力、資源量、流動能力和可壓性是控制頁巖油氣EUR的4個關(guān)鍵地質(zhì)因素，包括多個地質(zhì)參數(shù)。根據(jù)對控制頁巖油氣EUR地質(zhì)參數(shù)的內(nèi)在成因分析，提出控制頁巖油氣EUR的內(nèi)因地質(zhì)參數(shù)是TOC、Ro、H、VC、地層壓力梯度、裂縫孔隙度。建立這6個地質(zhì)參數(shù)與EUR的定量模型，就可綜合評價頁巖油氣的有利發(fā)育區(qū)。

4 結(jié)論

頁巖油氣EUR受控于儲集能力、資源量、流動能力和可壓性 4個地質(zhì)因素，直接受控于含烴孔隙度、有效滲透率、氣油比、凝析氣油比、原油黏度/密度、地層壓力梯度、脆性指數(shù)、裂縫及微裂縫發(fā)育程度和有效頁巖厚度等地質(zhì)參數(shù)。實際受控于總有機碳含量、鏡質(zhì)體反射率、有效頁巖厚度、地層壓力梯度、黏土體積含量和裂縫孔隙度6個地質(zhì)參數(shù)。

現(xiàn)有水平井壓裂改造技術(shù)條件下，當(dāng)有效頁巖厚度值大于65 m時，EUR值與有效頁巖厚度無關(guān)。

按頁巖油氣商業(yè)開發(fā)的EUR下限值 3×104m3計算，現(xiàn)有壓裂改造技術(shù)條件下，當(dāng)TOC＜2.3%或Ro＜0.85%或黏土體積含量大于25%，且裂縫或微裂縫不發(fā)育時，很難形成頁巖油氣的有利發(fā)育區(qū)。

評價頁巖油氣甜點時，在裂縫或裂縫不發(fā)育區(qū)，可采用的地質(zhì)參數(shù)包括總有機碳含量、鏡質(zhì)體反射率、有效頁巖厚度、地層壓力梯度、黏土體積含量；在裂縫或裂縫發(fā)育區(qū)，必須考慮裂縫對EUR的影響，可通過裂縫孔隙度實現(xiàn)對EUR影響的表征。

海相與陸相頁巖油氣的形成過程與富集條件、EUR的地質(zhì)控制因素與參數(shù)基本一致，不同的是有機質(zhì)類型和地質(zhì)條件及組合的差異。通過對海相頁巖油氣EUR地質(zhì)控制因素的研究，為陸相頁巖油氣“甜點”評價及EUR預(yù)測提供借鑒。

致謝：感謝Mare Lugler博士為本文研究提供了部分基礎(chǔ)資料。

符號注釋：

a1、b1——經(jīng)驗參數(shù)，無因次；B——脆性指數(shù)，%；CGR——凝析氣油比，m3/106m3；EUR——水平生產(chǎn)井歸一化后的單井最終采出油當(dāng)量，104m3；EURi——水平生產(chǎn)井歸一化前的單井最終采出油當(dāng)量，m3；EURTOC——不同Ro值區(qū)間內(nèi)TOC值對應(yīng)的EUR取值，104m3；Fi——生產(chǎn)井每米所用壓裂液量，t/m；——生產(chǎn)井每米壓裂液量平均值，t/m；GOR——氣油比，m3/m3；H——有效頁巖厚度，m；i——生產(chǎn)井序號；Ka——頁巖空氣滲透率，10-3μm2；Ke——頁巖有效滲透率，10-3μm2；li——生產(chǎn)井的水平段長度，m；Pai——生產(chǎn)井每米所用支撐劑量，t/m；——生產(chǎn)井每米所用支撐劑量平均值，t/m；Ro——鏡質(zhì)體反射率，%；Sg——含氣飽和度，%；Sh——含烴飽和度，%；So——含油飽和度，%；TOC——總有機碳含量，%；VQ、VK、VG、VR、VD、VS、VP、VM、VA、VC——石英、鉀長石、斜長石、方解石、白云石、菱鐵礦、黃鐵礦、白鐵礦、磷灰石、黏土礦物的體積百分含量，%；WGR——水氣比，m3/m3；ρo——原油密度，g/cm3；φf——微裂縫孔隙度，%；φh——含烴孔隙度，%；φt——頁巖總孔隙度，%。