松遼盆地古龍頁巖油儲層特征及分類評價

王鳳蘭 付志國 王建凱 唐振國 蔣瑞剛

（1.大慶油田有限責任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712；2.黑龍江省陸相頁巖油重點實驗室，黑龍江 大慶 163712）

0 引 言

隨著中國經(jīng)濟的快速發(fā)展，國內(nèi)油氣需求量大幅增加，石油和天然氣對外依存度不斷上升，2020年石油和天然氣對外依存度分別達到73%和43%?？碧介_發(fā)實踐表明，源內(nèi)頁巖油資源量遠大于源外常規(guī)石油資源量，為穩(wěn)住國內(nèi)油氣產(chǎn)量、保障國家能源安全，加快頁巖油勘探開發(fā)已成為業(yè)內(nèi)共識［1-5］。松遼盆地北部上白堊統(tǒng)青山口組廣泛發(fā)育半深湖—深湖相沉積，是古龍頁巖油形成的物質(zhì)基礎(chǔ)。青山口組Ro大于0.75%的面積為1.46×104km2，石油和天然氣資源量巨大［6-10］。古龍頁巖油勘探已取得歷史性突破，2018年以來共實施探、評價井70口，完成試油井25口、已有22口井見油、11口井獲工業(yè)油流。試采井4口，其中井A1自噴生產(chǎn)初期日產(chǎn)油14.5 t，最高日產(chǎn)油30.52 t，日產(chǎn)氣13 032 m3；截止到目前，見油生產(chǎn)478 d，累計產(chǎn)油5 883 t，壓力和產(chǎn)量保持穩(wěn)定，證實了古龍頁巖油具有良好的勘探開發(fā)潛力。與國內(nèi)外海相或咸化湖盆沉積為主的頁巖相比，古龍頁巖在巖性組構(gòu)、物性、含油性以及頁巖油流動性方面都有很大不同，常規(guī)儲層特征描述方法已不適應(yīng)古龍頁巖儲層［11-16］。目前頁巖油儲層分類及評價，多采用有機碳含量、有機質(zhì)成熟度、游離烴含量、頁巖厚度、孔滲特征以及巖石可壓性等指標，根據(jù)評價目的不同采用某一指標為主，其他指標作為輔助，來開展頁巖油儲層分類評價［17-27］。為落實松遼盆地北部頁巖油勘探開發(fā)潛力，通過大量的實驗分析、測井解釋等數(shù)據(jù)，深化古龍頁巖油儲層特征研究，建立富集層綜合分類評價標準，優(yōu)選富集層段和目標靶層，指導先導試驗井組井位部署。

1 地質(zhì)概況

松遼盆地位于中國東北境內(nèi)，為典型的陸相斷陷—坳陷湖盆，面積約26×104km2。松遼盆地上白堊統(tǒng)青山口組沉積期發(fā)生了大規(guī)模湖侵，形成了坳陷期大面積分布的半深湖—深湖相沉積，青一段半深湖—深湖相發(fā)育規(guī)模最大，青一段、青二段面積分別為4.2×104、2.8×104km2。半深湖—深湖相區(qū)內(nèi)，青一段暗色泥頁巖厚度為30～100 m，青二段暗色泥頁巖厚度為60～240 m，為古龍頁巖油的形成奠定了良好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

古龍頁巖層段主要分布在青山口組青一段及青二段下部地層，通過21.5 ka歲差～400 ka長偏心率天文旋回對比結(jié)合巖性、電性特征，可細分為5個亞段9個小層（Q1—Q9），其中青一段可細分為3個亞段6個小層（Q1—Q6），青二段下部可細分為2個亞段3個小層（Q7—Q9）（圖1）。

2 儲層特征

為深化古龍頁巖油儲層特征認識，以室內(nèi)實驗分析數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，結(jié)合測井解釋技術(shù)成果，開展古龍頁巖油儲層巖性、電性、物性、含油性、烴源巖特性、脆性及地應(yīng)力各向異性等特征研究，明確古龍頁巖油儲層不同參數(shù)及富集層分布特征。

2.1 巖性特征

巖心、巖石薄片及場發(fā)射電鏡觀察結(jié)果表明：古龍頁巖油儲層巖性主要為頁巖，其次少量泥巖，夾白云巖、介殼灰?guī)r和粉砂巖紋層，頁巖厚度比例達95%以上。按照頁理和紋層發(fā)育特征，古龍頁巖儲層可劃分為層狀頁巖和紋層狀頁巖。青一段底部Q1—Q2小層巖性為層狀頁巖，紋層幾乎不發(fā)育，為水體環(huán)境安靜條件下沉積，顆粒細小，有機質(zhì)富集；巖心自然斷面頁理極其發(fā)育，頁理密度一般為1 500～3 000條／m。Q3—Q9小層巖性主要為紋層狀頁巖，巖心及鏡下可見到粒徑小于3.9 μm的長英、介屑等微米級厚度的泥級礦物組成紋層，但厚度很薄，一般為0.05～0.15 m，累計比例小于10%；巖心自然斷面可見頁理發(fā)育，頁理密度一般為500～1 500條／m。

井A2的181個樣品X衍射全巖礦物含量分析表明（表1），Q1—Q9油層礦物組分以黏土、石英、長石為主，體積分數(shù)平均分別為29.7%、29.5%和19.5%，其次為白云石，體積分數(shù)平均為12.1%。陸源礦物具有一定優(yōu)勢，碎屑巖、碳酸鹽脆性礦物體積分數(shù)平均為66.8%。

表1 井A2全巖礦物含量統(tǒng)計Table 1 Statistics of whole rock mineral content in Well A2

2.2 巖相特征

根據(jù)古龍頁巖油沉積構(gòu)造和巖性特征，劃分了7種優(yōu)勢巖相類型（表2）。其中，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主，厚度比例達51.0%；縱向上，不同層位巖相分布存在差異，整體上以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主，層狀黏土質(zhì)長英頁巖相分布于Q1和Q2小層，碳酸鹽巖夾層主要分布于Q2—Q4、Q7小層，粉砂巖夾層主要分布于Q6、Q7和Q9小層。

表2 井A2優(yōu)勢巖相分類和厚度比例統(tǒng)計Table 2 Statistics of dominant lithofacies classification and thickness proportion of Well A2

2.3 電性特征

根據(jù)電性特征分析，不同巖性在常規(guī)測井曲線、元素測井和成像測井顯示上具有不同的響應(yīng)特征。其中頁巖的自然伽馬和聲波時差測井值普遍較其他巖性高；粉砂巖、白云巖和介殼灰?guī)r紋層測井電阻率值普遍較頁巖高；頁巖測井電阻率值的高低與有機質(zhì)含量具有較好的相關(guān)性，有機質(zhì)含量越高，電阻率越大，層狀頁巖電阻率明顯高于紋層狀頁巖（表3）。

表3 井A2不同巖性和電性特征統(tǒng)計Table 3 Summary of different lithologic and electrical properties of Well A2

2.4 儲集特征

2.4.1 儲集空間類型

利用場發(fā)射掃描電鏡、CT掃描等分析技術(shù)識別出頁理縫、基質(zhì)孔隙2大類5小類的儲集空間類型（表4）。相對于常規(guī)儲層，頁巖與有機質(zhì)、黏土礦物及成巖溶蝕作用相關(guān)的孔縫相對發(fā)育，初步認為頁理縫和與黏土礦物有關(guān)的孔隙是主要的儲集空間類型，展現(xiàn)了古龍頁巖層獨特的儲集空間類型。

層狀黏土質(zhì)長英頁巖孔隙類型以有機孔、有機質(zhì)縫為主，其次為粒間孔、黏土成巖縫、黏土礦物晶間孔；紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖孔隙類型以有機質(zhì)縫、黏土成巖縫、粒間孔、有機孔為主，其次為黏土礦物晶間孔、黃鐵礦晶間孔；紋層狀長英頁巖孔隙類型以粒間孔、有機孔、黏土礦物晶間孔為主。

2.4.2 物性特征

井A2樣品實驗分析總孔隙度主要為4.0%～15.0%，中值為7.5%；有效孔隙度主要為3.0%～11.0%，中值為5.7%（圖2（a））。從7種巖相孔隙特征分布情況看，受頁理發(fā)育影響，層狀黏土質(zhì)長英頁巖物性最好，紋層狀含黏土粉砂巖物性最差，其他巖相類型差別不大（圖2（b））。

古龍頁巖頁理極其發(fā)育，在一定程度上改善儲層滲透性。從巖心描述上看，頁理密度為500～3 000條／m，Q1—Q3小 層 最 大，達1 500～3 000條／m，受頁理控制的納米級孔縫體系增加了儲層的各向異性。從垂直地層方向的場發(fā)射鏡下可以看見明顯孔縫通道，水平方向的場發(fā)射鏡下明顯變差。覆壓42 MPa條件下水平滲透率為0.000 07×10-3～0.75×10-3μm2，平均0.21×10-3μm2，垂向滲透率極低。

結(jié)合應(yīng)用全區(qū)18口井測試資料，建立了物性評價標準（表5）：一類儲層有效孔隙度大于等于5.0%，總孔隙度大于等于8.0%；二類儲層有效孔隙度大于等于4.0%、小于5.0%，總孔隙度大于等于6.0%、小于8.0%；三類儲層有效孔隙度小于4.0%，總孔隙度小于6.0%。通過井A2的27塊樣品的高壓壓汞曲線顯示，儲層孔隙可分為4類：微孔（小于10 nm）、小孔（［10，50）nm）、中孔（［50，150］nm）、大孔（大于150 nm）。利用分形維數(shù)佐證孔隙分級，各類儲層不同孔隙大小比例不同：一類儲層孔隙以大孔和微孔為主，比例分別為35.2%和39.2%；二類儲層孔隙以微孔為主，比例為53.0%，其次為大孔，比例為19.6%；三類儲層孔隙以微孔為主，比例為54.6%，其次為小孔、比例為25.7%（表5）。

表5 古龍頁巖儲層物性分級評價標準Table 5 Classification and evaluation criteria for reservoir properties of Gulong shale

應(yīng)用上述標準，井A2共解釋一類儲層6層、二類儲層11層、三類儲層9層。其中一類儲層占總厚度的比例為10.9%，主要發(fā)育在Q1—Q3小層，對應(yīng)的巖相主要為層狀黏土質(zhì)長英頁巖；二類儲層占總厚度的比例為44.7%，在Q6、Q7、Q9小層相對集中，對應(yīng)的巖相主要為紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖、紋層狀黏土長英頁巖、紋層狀粉砂質(zhì)頁巖和紋層狀含碳酸鹽頁巖；三類儲層占總厚度的比例為44.4%，各小層均發(fā)育，其中Q8小層發(fā)育集中，對應(yīng)的巖性以紋層狀含黏土長英質(zhì)粉砂巖、紋層狀含黏土粉砂巖為主。

2.5 烴源巖特性

井A2的Q1—Q9小層有機質(zhì)豐度高，根據(jù)井A2的527塊巖心樣品實驗分析數(shù)據(jù)，w（TOC）為0.4%～4.5%，平均1.8%。從巖相來看，7種巖相都發(fā)育優(yōu)質(zhì)烴源巖，其中層狀黏土質(zhì)長英頁巖有機質(zhì)豐度最高，w（TOC）平均值為3.6%；紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖次之，w（TOC）平均值為2.1%；紋層狀含黏土長英質(zhì)粉砂巖和紋層狀含黏土粉砂巖有機質(zhì)豐度相對較低，w（TOC）平均值也在1.5%以上，仍然是優(yōu)質(zhì)的烴源巖。

根據(jù)井A2不同巖相類型大量巖心樣品實驗分析的w（TOC）與S1之間的關(guān)系（圖3），按照w（TOC）的大小把古龍頁巖油烴源巖層劃分為3種類型。一類層最好，w（TOC）大于2.0%，S1為相對穩(wěn)定的高值，表明當有機質(zhì)的豐度達到一定的臨界值（2.0%）時，所生成的油能以各種形式殘留在頁巖孔隙中，豐度更高時頁巖含油量達到飽和，多余的油被排出，顯然這類頁巖的含油量最為豐富；二類層中等，w（TOC）為1.5%～2.0%，S1呈明顯的上升趨勢，表明隨著有機質(zhì)豐度的增加，所生成的油量也在快速增大；三類層最差，w（TOC）小于1.5%，S1為相對穩(wěn)定的低值，由于有機質(zhì)豐度低，生成的油量還難以滿足頁巖自身殘留的需要，因此含油量還很低，由于其油量少且分散，以游離態(tài)分布于烴源巖孔隙中或吸附于有機質(zhì)表面。

按照烴源巖特性劃分標準，井A2共解釋烴源巖一類層79.5 m、15層，厚度比例為57.8%，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖、層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主；二類層45.0 m、16層，厚度比例為32.7%，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖、紋層狀含碳酸鹽頁巖為主；三類層13.1 m、7層，厚度比例為9.5%，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖、紋層狀含碳酸鹽頁巖為主。

2.6 含油性特征

利用場發(fā)射掃描電鏡觀察古龍頁巖儲層，各類儲集空間均含油，呈游離態(tài)和吸附態(tài)賦存，油膜狀最為常見，沿孔隙邊緣分布，目前觀察到古龍頁巖儲層直徑9 nm左右孔隙內(nèi)含油。若油氣分子直徑為0.4～4 nm，按照古龍頁巖儲層孔徑分布范圍，初步認為9 nm以上儲集空間都充滿油氣。場發(fā)射掃描電鏡下，純頁巖可見大量原油外溢，含油面積大，石油最富集。頁巖內(nèi)碳酸質(zhì)、長英質(zhì)紋層發(fā)育部位巖性相對致密，孔隙發(fā)育較差，含油性變差，局部晶間孔內(nèi)見到含油顯示。激光共聚焦含油性評價顯示，頁巖基質(zhì)及頁理縫均含油，黏土礦物含量高和頁理縫發(fā)育位置石油最為富集。井A7保壓密閉取心樣品場發(fā)射掃描電鏡觀察，頁理縫見游離的原油滲出，頁理發(fā)育部位原油滲出量大（圖4）。

應(yīng)用21口井試油資料，建立了單井日產(chǎn)量與游離烴含油率（圖5（a））、有機碳含量與游離烴含油率關(guān)系（圖5（b）），確定了含油性分級界限（表6）。

表6 古龍頁巖含油性分級標準Table 6 Oil-bearing classification criteria for Gulong shale oil

按照含油性分級評價標準，井A2解釋含油性一類層8層，二類層5層，三類層4層，8個含油性優(yōu)質(zhì)段總厚度比例為78.2%。縱向上，Q1—Q3小層上部和Q9層下部含油性最好，Q4—Q6小層次之，層內(nèi)一類層厚度比例為75%以上，Q7和Q8小層含油性顯示相對較差，一類層厚度比例分別為56.5%和44.2%。

2.7 脆性特征

古龍頁巖整體處于中成巖晚期，埋深超過1 650 m，蒙脫石進入“消亡線”（圖6），大量轉(zhuǎn)化為伊利石，形成次生石英，剛性成分增加，脆性增大。

針對古龍頁巖儲層特征創(chuàng)新形成了利用彈性參數(shù)＋礦物組合綜合計算脆性指數(shù)方法。應(yīng)用井A2、井Y2等4口井19塊巖石力學實驗樣品，基于巖心應(yīng)力－應(yīng)變曲線建立了考慮峰后相對應(yīng)力降大小和應(yīng)力降速率的巖心脆性系數(shù)評價指標，相對應(yīng)力降越大、應(yīng)力降速率越快，巖石脆性程度越好。利用巖心脆性系數(shù)實驗結(jié)果刻度泊松比和彈性模量脆性參數(shù)權(quán)重值，建立礦物組分和彈性參數(shù)組合方法計算頁巖儲層脆性指數(shù)，與巖心應(yīng)力—應(yīng)變脆性系數(shù)的相關(guān)性大幅度提高（圖7）。

應(yīng)用上述方法計算試驗區(qū)內(nèi)探井的脆性指數(shù)，將其作為主要評價參數(shù)，由于破裂壓力亦反映儲層脆性情況，且它與脆性指數(shù)呈負相關(guān)性，用它作為輔助參數(shù)。最終根據(jù)脆性數(shù)據(jù)分布情況將儲層分為3類（表7）。

表7 古龍頁巖脆性指數(shù)分級評價標準Table 7 Classification and evaluation criteria for brittle indexes of Gulong shale

應(yīng)用上述標準評價井A2儲層脆性發(fā)育情況，整體二類層發(fā)育最多，其次是三類層。一類層發(fā)育最少。其中一類層主要位于Q1—Q3小層，以層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主，其次是紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖，累計厚度為20.2 m，占總厚度的15.2%；二類層主要位于中部和上部層段，以層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主，其次是含黏土長英質(zhì)粉砂巖和含碳酸鹽頁巖，累計厚度為76.0 m，占總厚度的57.5%；三類層主要位于中部層段，以層狀黏土質(zhì)長英頁巖為主，其次是含黏土長英質(zhì)粉砂巖和含碳酸鹽頁巖，累計厚度為36.1 m，占總厚度的27.3%。各類儲層隨著脆性變差，石英和方解石含量降低，破裂壓力增加。

2.8 地應(yīng)力各向異性特征

地應(yīng)力各向異性通過應(yīng)力差，即水平最大主應(yīng)力減去水平最小主應(yīng)力進行表征。應(yīng)力差的大小能夠在一定程度上反映地層非均質(zhì)性，應(yīng)力差越大、地層非均質(zhì)性越強。隨著應(yīng)力差的逐漸增大水力裂縫的形態(tài)呈現(xiàn)5個階段：

（1）體積裂縫，出現(xiàn)縫網(wǎng)結(jié)構(gòu)；

（2）體積裂縫，產(chǎn)生多條分支裂縫；

（3）形成1條分支裂縫，且發(fā)生轉(zhuǎn)向；

（4）形成平直裂縫，在遠端產(chǎn)生分叉；

定義2： 數(shù)據(jù)庫記錄的問題分詞之后的結(jié)構(gòu)詞集稱為“記錄詞集”，用“D”表示。其表示方法與問題詞集相似，詞集D可以用由特征項表示為D(t1,t2,…,tn)，其中tk為特征項，且1≤k≤n。

（5）形成單一平直裂縫。

地應(yīng)力差越小、水力裂縫形態(tài)越復雜，因此，應(yīng)當優(yōu)選地應(yīng)力各向異性較弱區(qū)域進行壓裂。

應(yīng)用井A2青一段6塊全直徑巖心巖石力學實驗結(jié)果，初步形成了各向異性地應(yīng)力計算模型，與試油破裂壓力結(jié)果對比，平均相對誤差為8%。根據(jù)試驗結(jié)果，應(yīng)力差小于等于2 MPa易形成復雜縫網(wǎng)，應(yīng)力差4 MPa以上以單縫為主。井A2等4口井的應(yīng)力差主要為1～6 MPa。因此以2、4 MPa為界限，按照地應(yīng)力各向異性將頁巖油儲層劃分為3類（表8）。

表8 古龍頁巖油儲層各向異性指數(shù)評價標準Table 8 Criteria for anisotropic index evaluation of Gulong shale oil reservoir

應(yīng)用上述標準評價井A2儲層地應(yīng)力各向異性情況，整體二類層發(fā)育最多，其次是一類層，三類層發(fā)育最少。

一類層主要位于Q1—Q4小層，其次分布于中部Q6、Q7小層，巖性上以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖和層狀黏土質(zhì)長英頁巖2種巖相為主，累計厚度54.45 m，占 總 厚 度 的35.8%，平 均 應(yīng) 力 差2.3 MPa，平均最大主應(yīng)力56 MPa。

二類層主要位于中部和上部層段，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖與紋層狀黏土長英頁巖為主，累計厚度63.0 m，占總厚度的40.6%，平均應(yīng)力差2.8 MPa，平均最大主應(yīng)力58.8 MPa。

三類層主要位于中上部層段，主要以紋層狀含黏土（長英質(zhì)）粉砂巖與紋層狀粉砂質(zhì)頁巖為主，累計厚度36.7 m，占總厚度的23.6%，平均應(yīng)力差3.3 MPa，平均最大主應(yīng)力59.2 MPa。

3 儲層綜合評價及應(yīng)用

3.1 儲層綜合分類評價

在古龍頁巖儲層特征研究基礎(chǔ)上，應(yīng)用物性、含油性、烴源巖特性、脆性及地應(yīng)力各向異性評價結(jié)果，運用大數(shù)據(jù)分析技術(shù)，綜合考慮地質(zhì)品質(zhì)參數(shù)和工程品質(zhì)參數(shù)，初步建立了古龍頁巖儲層綜合分類評價標準，將古龍頁巖儲層劃分為3類（表9）。一類儲層最富集，具有有機碳含量高、儲層物性好、含油性好，脆性指數(shù)高及水平應(yīng)力差小的特點，是古龍頁巖油效益開發(fā)優(yōu)先動用的目的層段和目標靶層；二類儲層次之，是古龍頁巖油拓展接替的富集層位；三類儲層整體品質(zhì)較差。

表9 古龍頁巖油儲層分類評價標準統(tǒng)計Table 9 Statistics of classification and evaluation criteria for Gulong shale oil reservoirs

運用上述古龍頁巖油儲層綜合分類評價標準，開展井A2、井A3、井A7及井S4單井綜合評價（表10）。

表10 古龍頁巖油儲層單井分類評價結(jié)果Table 10 Single well classification and evaluation results of Gulong shale oil reservoirs

井A2累計厚度137.3 m，一類富集層厚度54.7 m、比例39.8%，主要發(fā)育在Q1—Q4和Q9小層；二類富集層厚度44.3 m、比例32.3%，主要發(fā)育在Q6、Q7小層；三類儲層厚度38.3 m、比例27.9%，主要發(fā)育在Q5、Q8小層。

井A3累計厚度150.0 m，一類富集層厚度53.7 m、比例35.8%，主要發(fā)育在Q1—Q4和Q9小層；二類富集層厚度73.2 m、比例48.8%，主要發(fā)育在Q6、Q7小層；三類儲層厚度23.1 m、比例15.4%，主要發(fā)育在Q5、Q8小層。

井A7累計厚度137.7 m，一類富集層厚度78.4 m、比例56.9%，主要發(fā)育在Q2—Q4和Q8—Q9小層；二類富集層厚度46.7 m、比例33.9%，主要發(fā)育在Q5—Q7小層；三類儲層厚度12.6 m、比例9.2%，主要發(fā)育在Q1小層。

井S4累計厚度139.7 m，一類富集層厚度83.5 m、比例59.8%，主要發(fā)育在Q1—Q4和Q6小層；二類富集層厚度45.6 m、比例32.6%，主要發(fā)育在Q5、Q7小層；三類儲層厚度10.6 m、比例7.6%，主要發(fā)育在Q8、Q9小層。

3.2 儲層分類結(jié)果應(yīng)用

按照突出重點、試驗先行的總體要求，遵循輕質(zhì)油帶不同氣油比井區(qū)、一二類富集層發(fā)育厚度較大且穩(wěn)定的區(qū)域、已獲突破的井區(qū)等原則，開展水平井開發(fā)先導試驗。因此，優(yōu)選代表高氣油比的井A1和井A7、代表中氣油比的井A3以及代表低氣油比的井S4，開辟4個先導試驗井組。

4個試驗井組代表不同的地質(zhì)條件，根據(jù)試驗要求其試驗目的存在差異。

井A1試驗井組井位部署主要考慮3方面因素：

（1）開展200～500 m不同井距試驗，確定體積壓裂的最小井距；

（2）開展2 000～2 500 m不同水平段長度試驗；

（3）開展一、二類富集層開發(fā)效果對比試驗。

井A3試驗井組井位部署主要考慮3方面因素：

（1）350 m水平井距試驗；

（2）2 500 m水平段長度試驗；

（3）縱向2套井網(wǎng)壓裂對比試驗。

井A7試驗井組井位部署主要考慮3方面因素：

（1）350 m水平井距試驗；

（2）2 500 m水平段長度試驗；

（3）不同工程技術(shù)與生產(chǎn)制度對比試驗。

井S4試驗井組井位部署主要考慮3方面因素：

（1）300 m水平井距試驗；

（2）1 800～2 200 m水平段長度試驗；

（3）不同工程技術(shù)與生產(chǎn)制度對比試驗。

運用4口單井綜合分類評價結(jié)果，優(yōu)選一類儲層集中發(fā)育的Q1—Q4層為目的層段，按照“一次井網(wǎng)、平臺部署、整體壓裂、立體動用”的井位部署原則，結(jié)合試驗井組試驗目的，優(yōu)選先導試驗井組目標靶層。井A1試驗井組縱向優(yōu)選Q1—Q4小層內(nèi)Q1—Q3小層頂部一類層和Q2—Q4小層底部二類層開展對比試驗。井A3試驗井組依據(jù)地質(zhì)工程一體化評價結(jié)果，縱向優(yōu)選一類儲層集中發(fā)育的Q1—Q3小層部署3套井網(wǎng)，通過壓裂縱向動用Q1—Q4小層。井A7試驗井組依據(jù)地質(zhì)工程一體化評價結(jié)果，縱向優(yōu)選一類儲層集中發(fā)育的Q2、Q4小層部署兩套井網(wǎng)，通過壓裂縱向動用Q2—Q4小層。井S4試驗井組受構(gòu)造影響，在不影響S4井生產(chǎn)的前提下，將布井區(qū)域切割為3個布井單元，單元1、單元2縱向優(yōu)選Q2小層頂部和Q4小層底部2套層位，單元3縱向優(yōu)選Q1小層頂部、Q2層頂部和Q4小層底部3套層位。

依據(jù)4口井單井綜合分類評價結(jié)果及縱向目標靶層優(yōu)選結(jié)果，結(jié)合先導試驗井組試驗目的，按照井位部署原則，完成了4個先導試驗井組井位設(shè)計，共部署50口水平井（表11）。

表11 古龍頁巖油先導試驗區(qū)基本情況Table 11 Basic information of Gulong shale oil pilot test area

以井A1先導試驗井組為例，依據(jù)單井綜合分類評價結(jié)果優(yōu)選Q1—Q4小層為目的層段，結(jié)合試驗井組開展一、二類富集層開發(fā)效果對比試驗目的，針對儲層發(fā)育特征，縱向設(shè)計3套水平井網(wǎng)開發(fā)試驗，設(shè)計井數(shù)12口，井距200～500 m，水平段長度2 000～2 500 m。

4 結(jié) 論

（1）古龍頁巖油儲層為半深湖—深湖相沉積，巖性以層狀頁巖和紋層狀頁巖為主，夾厚度0.05～0.15 m的白云巖、介殼灰?guī)r和粉砂巖紋層。根據(jù)沉積構(gòu)造和巖性特征劃分了7種優(yōu)勢巖相類型，以紋層狀黏土質(zhì)長英頁巖相為主，層狀黏土質(zhì)長英頁巖相分布于Q1、Q2小層。

（2）以實驗分析數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，結(jié)合測井解釋技術(shù)成果，開展了古龍頁巖油儲層巖性、電性、物性、含油性、烴源巖特性、脆性及地應(yīng)力各向異性等儲層特征研究，古龍頁巖儲層具有儲集性好、含油豐富、有機質(zhì)豐度和熱演化程度高、脆性指數(shù)較高、水平應(yīng)力差較小等特點，并初步建立了古龍頁巖油儲層單項參數(shù)分類標準，搞清了古龍頁巖儲層不同參數(shù)分類特征。

（3）根據(jù)古龍頁巖儲層不同特征參數(shù)，綜合應(yīng)用大數(shù)據(jù)分析，建立了儲層綜合分類評價標準，將古龍頁巖油儲層劃分為3類。并根據(jù)單井綜合評價結(jié)果選取一、二類目的層段，結(jié)合4個試驗井組試驗目的，優(yōu)選開發(fā)試驗目標靶層，共設(shè)計水平井50口。