松遼盆地北部上白堊統青山口組一段頁巖油戰略調查成果綜述

楊建國，李士超，姚玉來，肖 飛，李 昂，張麗艷，黃一鳴

中國地質調查局沈陽地質調查中心，遼寧沈陽110034

0 引言

關于頁巖油的定義，國內許多石油地質學者做了詳細的論述［1-4］，強調以游離、溶解或吸附狀態賦存于有效生烴泥頁巖中的液態烴類，是泥頁巖生排烴后的殘余滯留聚集，基本未經歷運移或僅在源巖內短距離初次運移；頁巖油主要儲集在納米級孔喉和裂縫系統中，多沿片狀層理面或與其平行的微裂縫分布；頁巖油是賦存在泥頁巖中自生自儲的非常規石油，泥頁巖既是石油的烴源巖，又是石油的儲集巖.源儲一體、源內成藏、油氣未發生運移是頁巖油與致密油最本質的區別［5-6］.頁巖油類型劃分，國內不同學者有不同的劃分方案，有的學者以賦存空間為主，將頁巖油劃分為基質含油型、夾層富集型和裂縫富集型3種類型［1］；有的學者以巖性組合為主，將頁巖油劃分為源儲分異型（Ⅰ類）、源儲一體型（Ⅱ類）和純頁巖型（Ⅲ類）3種類型［7］，在生產實踐中，通常將3種類型相應稱為砂巖型、砂泥巖互層型和純泥頁巖型，這種劃分方案已經被油田公司采用［8］；也有的學者以有機質成熟度為依據，將頁巖油劃分為中低成熟度頁巖油和中高成熟度頁巖油兩種類型［9］，中低成熟度頁巖油勘探開發手段主要是原位開采，中高成熟度頁巖油主要是水平井鉆探和大型體積壓裂技術進行開采，目前國內頁巖油勘探開發的主攻方向是中高成熟度的頁巖油.

隨著北美成功實現頁巖油的商業開發［10］，陸相頁巖油勘探開發越來越受到石油勘探者的關注［11-13］.根據美國能源情報署（EIA）發布的報告，中國頁巖油技術可采資源量位居世界第三位［14］，資源潛力巨大.與美國頁巖油主要分布在海相盆地不同［15-16］，中國頁巖油主要分布在松遼［17-22］、渤海灣［23-27］、鄂爾多斯［8，28］、準噶爾［29］和四川等陸相盆地.

目前，針對粉砂巖和碳酸鹽巖夾層較發育湖相泥頁巖層系中的頁巖油，在渤海灣盆地滄東凹陷古近系孔店組［23-27］、鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段［8，29］和準噶爾盆地吉木薩爾凹陷［29］二疊系蘆草溝組業已實現工業化開發.而針對湖相泥頁巖基質型頁巖油，近年來在松遼盆地北部也取得突破性進展.

松遼盆地是在海西期褶皺基底之上發育起來的晚中生代裂谷盆地，位于中國東北黑龍江、吉林、遼寧三省境內，面積為26×104km2，是目前世界上已發現的油氣資源最為豐富的非海相沉積盆地［30-31］.盆地內的油氣總體上具有上油下氣的分布特征，天然氣主要發育在斷陷期火石嶺組、沙河子組、營城組，為陸相含煤火山碎屑巖建造.石油主要發育在拗陷期登婁庫組、泉頭組、青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組、明水組，為陸相碎屑建造.頁巖油主要賦存在齊家、古龍、三肇和長嶺凹陷青山口組一段深湖—半深湖相黑色泥頁巖中［17-22］.松遼盆地北部青山口組泥頁巖裂縫中油氣顯示最早見于20世紀60年代，在鉆井取心過程中，發現泥頁巖層段有沿著層理面滲油的現象，從而揭開頁巖油勘探的序幕.20世紀80年代以來，將泥頁巖裂縫油藏作為勘探與評價目標［32］，但一直沒有大的突破.2016年以來，在齊家凹陷、古龍凹陷和三肇凹陷相繼獲得工業油流，進入了泥頁巖儲層頁巖油戰略調查重大突破階段［33］.

1 頁巖油戰略調查歷程

2016—2020年，中國地質調查局沈陽地質調查中心和中國石油大慶油田有限責任公司部署鉆探了6口頁巖油參數井，涵蓋了松遼盆地北部齊家、古龍、三肇和黑魚泡四大凹陷（圖1），其中直井3口、水平井2口、大口徑地質井1口.地層含油氣性測試5口井，全部獲得工業油流.2016年7月至2017年2月完成齊家凹陷南部松頁油1井和古龍凹陷北部松頁油2井部署，2017年3—8月完成了2口井的鉆探施工，2017年9—12月完成了2口井地層含油氣性測試，均獲得工業油流.2018年4月至2019年8月完成了松頁油1HF井和松頁油2HF井的地質論證、鉆探和地層含油氣性測試施工，2口水平井獲得高產工業油流.在高壓、高熱演化程度的齊家、古龍凹陷獲得頁巖油戰略調查突破的基礎上，轉向更難攻克的常壓、中等熱演化程度的三肇凹陷進行頁巖油攻關.2019年4月至2020年8月完成了松頁油3井的地質論證、鉆探和地層含油氣性測試施工，松頁油3井獲得3.46 m3/d工業油流，實現了常壓、中等熱演化區頁巖油戰略調查突破.

2 頁巖油勘查成果

2.1 鉆探成果

（1）齊家凹陷松頁油1井和松頁油1HF井

松頁油1井部署在松遼盆地北部齊家凹陷杏西地區（圖1），設計井深2 527.00 m，完井井深2 547.00 m，鉆遇青山口組厚度451 m，其中青山口組一段91 m.目的層取心進尺127.20 m，心長122.07 m，收獲率95.97%.目的層青一段見熒光顯示90 m/21層，氣測異常19 m/8層.錄井解釋青一段頁巖油油層3層，Ⅱ類頁巖油層47 m/2層，Ⅲ類頁巖油層5.3 m/1層.測井解釋青一段Ⅱ類頁巖油層47.2 m/2層，Ⅲ類頁巖油層5.3 m/1層.

圖1 松遼盆地北部頁巖油勘查區及參數井分布圖Fig.1 Shale oil exploration areas and distribution of parameter wells in northern Songliao Basin

在齊家凹陷南部部署實施的松頁油1井獲得突破基礎上，為了進一步了解泥頁巖儲層橫向變化特征，擴大頁巖油戰略調查成果，對松頁油1井進行了直改平施工.松頁油1HF井是松頁油1井的直改平水平井，設計井深3 485.00 m，完井井深3 486.00 m，水平段長831 m.目的層青一段見熒光顯示1 065.0 m/32層，氣測異常808 m/84層.地化錄井數據顯示青一段各項地球化學參數值普遍較高，TOC最小值為0.95%，最大值為3.62%，平均值為1.93%；S1最小值為2.09×10－3，最大值為12.29×10－3，平均值為5.82×10－3；S2最小值為3.63×10－3，最大值為17.18×10－3，平均值為8.58×10－3.綜合解釋青一段水平段Ⅰ類頁巖油儲層258 m/11層，Ⅱ類頁巖油儲層560.5 m/3層.

（2）古龍凹陷松頁油2井和松頁油2HF井

松頁油2井部署在松遼盆地北部古龍凹陷巴彥查干地區，設計井深2 340.00 m，完井井深2 350.00 m，鉆遇青山口組厚度300 m，其中青山口組一段94 m.目的層取心進尺183.37 m，心長181.47 m，收獲率98.96%.目的層青一段滴照普遍見熒光顯示，共83 m/26層，青一段巖心共發現25處裂縫和層理面見油，其中8處見油流出，氣測異常16 m/9層.錄井解釋青一段頁巖油油層3層，其中Ⅱ類頁巖油油層48 m/2層，Ⅲ類頁巖油油層9.6 m/1層.測井解釋青一段Ⅱ類頁巖油層57.6 m/3層.

在古龍凹陷北部部署實施的松頁油2井獲得突破基礎上，為了進一步了解泥頁巖儲層橫向變化特征，擴大頁巖油戰略調查成果，對松頁油2井進行了直改平施工.松頁油2HF井是松頁油2井的直改平水平井，設計井深3 154.00 m，完井井深3 062.00 m，水平段長739 m.目的層青一段見熒光顯示779.0 m/29層，氣測異常779.0 m/29層.地化錄井數據顯示青一段各項地球化學參數值普遍較高，青一段TOC最小值為1.5219%，最大值為5.3859%，平均值為3.5449%；S1最小值為0.43×10－3，最大值為7.02×10－3，平均值為4.84×10－3；S2最小值為4.69×10－3，最大值為11.33×10－3，平均值為8.28×10－3.綜合解釋青一段水平段Ⅰ類頁巖油儲層489.0 m/6層，Ⅱ類頁巖油儲層48.0 m/2層.

（3）三肇凹陷松頁油3井

松頁油3井部署在松遼盆地北部三肇凹陷中部，設計井深厚2 545 m，完鉆井深2 547 m，鉆遇青山口組厚度405 m，其中青山口組一段93 m.目的層取心進尺123.28 m，心長116.13 m，收獲率94.2%.目的層青山口組一段發現氣測異常70 m/6層，油膜82處，巖心干照見明顯熒光，有黃綠色頁巖油流出.錄井解釋青山口組一段頁巖油油層94.6 m/11層，其中Ⅰ類60.3 m/7層，Ⅱ類31.2 m/3層，Ⅲ類層3.1 m/1層；測井解釋青山口組一段頁巖油油層厚度94.6 m/11層，其中Ⅰ類45.3 m/5層，Ⅱ類46.2 m/5層，Ⅲ類3.1 m/1層.

2.2 試油成果

（1）齊家凹陷松頁油1井和松頁油1HF井

優選并確定松頁油1井青山口組一段85、87號層，2層厚52.3 m，為本井的地質和工程雙甜點層段，進行地層含油氣性測試.松頁油1井累計排液953.75 m3，累計出油36.44 m3，總返排率41.06%；采用抽深2 100 m，動液面1 900 m/36次工作制度，獲得3.22 m3/d工業油流.

依據松頁油1HF井鉆井、錄井、測井等資料，綜合考慮巖性、電性、物性、含油性、烴源巖特征、脆性和可壓性等參數，同時兼顧固井質量，優選了松頁油1HF井青一段水平段10段，采用分壓合試方式進行地層含油性測試.松頁油1HF井試油施工經歷油嘴排液、敞口排液和2次關井放噴求產4個階段，共計排液3 682.74 m3，總出油504.8 m3，返排率為18.73%.24 h敞口自噴求產，獲得14.37 m3/d高產工業油流.

（2）古龍凹陷松頁油2井和松頁油2HF井

優選并確定松頁油2井青山口組一段35、36、37號層，3層厚65.8 m，為本井的地質和工程雙甜點層段，進行地層含油氣性測試.松頁油2井累計排液857.22 m3，累計出油54.70 m3，總返排率37.88%；采用抽深1 990 m，動液面1 790 m/36次工作制度，獲得4.93 m3/d工業油流.

利用松頁油2HF井巖屑錄井、氣測錄井、地化錄井、脆性礦物、固井質量5項指標，優選巖屑錄井顯示好、氣測錄井值高、地化錄井數據大、脆性礦物含量高、固井質量好的10個層段，采用分壓合試方式進行地層含油性測試.松頁油2HF井試油施工經歷關井前鉆塞放噴、放噴排液、敞放排液、電泵排液，開井后放噴排液、敞放排液、洗井沖砂、沖砂后敞放排液、抽汲排液求產和求最大日出油量共10個階段，共計排液2 979.38 m3，總排油197.99 m3，返排率為17.42%；抽汲求產，抽深1 230 m，動液面930～940 m，抽次18次，獲得10.06 m3/d高產工業油流.

（3）三肇凹陷松頁油3井

優選并確定松頁油3井青山口組一段23、25和27號層，3層厚42.5 m，為本井的地質和工程雙甜點層段，進行地層含油氣性測試.松頁油3井試油經歷了4個階段放噴抽汲排液和2次關井壓力恢復，累計排 液915.65 m3，累 計 出 油109.64 m3，總 返 排 率37.75%；采用抽深1880 m，動液面1680 m/12次工作制度，獲得3.46 m3/d工業油流.

3 頁巖油勘查地質理論認識

3.1 頁巖油目標區和井位優選的綜合評價體系

提出了松遼盆地北部頁巖油有利目標區和井位優選的七性六要素綜合評價體系.巖性、物性、電性、含油性、烴源巖特征、脆性、地應力七性關系綜合分析研究表明，齊家、古龍凹陷是頁巖油勘探最有利地區，三肇凹陷是頁巖油勘探的有利區；有機碳、有機質成熟度、含油指數、壓力系數、脆性礦物含量、儲層氣測異常厚度六要素優選了鉆探目標，在齊家、古龍、三肇三大凹陷部署了5口頁巖油參數井，均獲得成功.

3.2 頁巖油富集規律新認識和勘探思路創新

提出了頁巖油主要發育在深湖相泥頁巖儲層的新認識.松頁油1井和松頁油2井鉆探表明，目的層青山口組一段泥頁巖十分發育，泥巖裂縫、砂條、介形蟲層不發育.青一段泥頁巖中S1含量高，松頁油1井最高達19.2×10－3，松頁油2井最高達12.6×10－3；青一段泥頁巖的含油性和物性自上而下逐漸變好，青一段下部最好.依據松頁油1井、松頁油2井、松頁油3井和松頁油地1井鉆探成果，重新認識青一段頁巖油儲層特征，研究表明，青一段泥頁巖基質儲層物性和含油性自上而下明顯變好，青一段下部發育的泥頁巖是頁巖油最主要的富集層段.依據頁巖油富集層段的新認識，提出了深湖區發育的巨厚泥頁巖具有豐富的頁巖油資源，是頁巖油勘探的主要目的層.因此改變勘探思路，由以往尋找分布局限的泥巖裂縫、砂條、介形蟲層儲層，轉向尋找分布廣泛的含油性好、紋層發育的泥頁巖儲層.試油結果表明，兩口直井都獲得工業油流.勘探思路創新，是頁巖油戰略調查獲得重大突破的關鍵.

3.3 頁巖油富集地質理論認識

創新提出沉積環境控源、沉積相控類、有機碳熱演化和巖相控油的頁巖油富集地質理論認識.松遼盆地大型湖泊的深湖還原環境，控制了青一段泥頁巖的沉積和有機質保存；半深湖—深湖相和前三角洲相控制了基質型頁巖油，三角洲外前緣控制了夾層型頁巖油，三角洲內前緣控制了砂巖型頁巖油；有機碳、熱演化和巖相控制了頁巖油的富集和分布，明確了紋層、TOC是優質儲層發育和頁巖油富集的主控因素，中—高有機質泥頁巖是頁巖油主要賦層位.

3.4 頁巖油地質和工程甜點評價體系

建立了基于儲集性、含油性、流動性和可壓性的頁巖油甜點評價體系.利用松頁油1井、松頁油2井、松頁油3井3口直井和松頁油1HF井、松頁油2HF井2口水平井錄井、測井、分析化驗獲得的物性、含油性、可動性和脆性數據，綜合研究，優選了3口直井和2口水平井試油壓裂的地質、工程雙甜點，5口井全部獲得工業油流.

3.5 頁巖油資源潛力

優選了頁巖油資源量計算參數和計算方法，重新計算齊家、古龍、三肇重點凹陷頁巖油資源量.采用含油飽和度法計算參數、體積法計算齊家凹陷青一段頁巖油資源量為19.79×108t，古龍凹陷青一段頁巖油資源量為27.29×108t，三肇凹陷青一段頁巖油資源量為32.54×108t，三大凹陷頁巖油總資源量79.62×108t.頁巖油資源量潛力巨大，具有良好的勘探開發潛力.

4 頁巖油勘查技術

4.1 鉆井液體系

探索形成了陸相泥頁巖儲層高效鉆進的直井水基鉆井液體系、水平井油基泥漿鉆井液體系.松頁油1井、松頁油2井和松頁油3井3口直井鉆井采用了氯化鉀聚胺型水基鉆井液體系，在出現井下掉塊、井壁失穩的情況下，及時上提鉆井液密度，同時增加抑制材料和封堵材料，順利完成3口直井施工.由于環保原因，松頁油2HF井是利用NAPG水基鉆井液完成的國內第一口陸相泥頁巖儲層的水平井，在施工過程中頻繁發生掉塊、阻卡、憋泵等一系列問題，嚴重影響了工程進度.盡管摸索和創新一系列技術措施，最終完成了鉆探施工，但是耗費時間長，投入資金大，難以保證高效進行頁巖油水平井鉆探工作.借鑒松頁油2HF井鉆探經驗，松頁油1HF井鉆井液由水基泥漿改為油基泥漿，安全、環保、高效完成了鉆探施工.

4.2 儲層改造組合技術和工藝流程

探索形成了覆膜石英砂、酸性壓裂液體系、段塞加砂、纖維加砂、液態CO2增能的儲層改造組合技術和工藝流程.針對泥頁巖儲層改造的四大難點——黏土礦物含量較高，支撐劑易嵌入；地層塑性較強，加砂難度大，易砂堵；應力差值較大，很難形成復雜縫網；儲層物性較差，壓裂液返排難度大——制定詳細的儲層改造措施：采用纖維加樹脂覆膜砂、羧甲基羥丙基胍膠酸性壓裂液體系、段塞加砂、纖維加砂、液態CO2增能組合新技術，進行體積壓裂改造.形成針對陸相泥頁巖儲層改造的壓裂工藝流程：采用大液量、小粒徑、低砂比、小臺階加砂模式，增加凍膠液用量的比例，在滑溜水攜粉陶階段增加凍膠液段塞，滑溜水攜中砂階段控制砂比在8%以內，膠液攜砂采用臺階遞增砂比的方法.

4.3 提高排采效率新工藝和新方法

探索形成針對常壓、中等熱演化地區陸相泥頁巖儲層的壓裂液伴注互溶劑等提高排采效率新工藝和新方法.借鑒松頁油1井、松頁油2井兩口直井和松頁油1HF井、松頁油2HF井兩口水平井地層含油氣性測試的成功經驗，在采用CMHPG壓裂液體系、前置液態CO2增能工藝技術、樹脂覆膜石英砂、纖維伴注加砂等技術的同時，針對松頁油3井目的層成巖作用差的特點，在松頁油3井壓裂施工中，有針對性地采用了3項新技術、新方法：一是前置液伴注互溶劑技術，添加互溶劑，助排效果明顯；二是改進纖維加入裝置，伴注纖維加砂階段，纖維加水浸泡注入，解決了成團堵塞問題；三是進一步優化返排液排采制度，壓裂規模在液體2 000 m3、砂量100 m3砂的情況下，放噴階段控制返排速度小于50 m3/d，抽汲階段液面下降控制在200 m/d以下的工作制度，松頁油3井獲得工業油流.

4.4 試油排采工作制度

探索出了適合于陸相頁巖油儲層的試油排采工作制度.頁巖油儲層物性較差，壓裂后返排階段需要制定適當的排采制度，保證儲層壓力平穩，裂縫才能一直保持開啟不閉合，出液量就能穩定.松頁油2HF井前期排采制度不當造成出液量減少，調整排采制度，后期抽汲排液出液量穩定，并成功進行求產.依據頁巖油儲層物性特點，借鑒松頁油2HF井的排采經驗，確定了壓裂規模在17 000 m3液、700 m3砂的情況下，單日壓降在0.5 MPa左右，單日排液量小于50 m3的排采制度，松頁油1HF井試油自噴，見到好效果.

5 結論

（1）松頁油1井、松頁油2井、松頁油3井壓后抽汲分別獲得3.22，4.93，3.46 m3/d的工業油流，松頁油1HF井壓后自噴獲得14.37 m3/d，松頁油2HF井壓后抽汲獲得10.06 m3/d高產工業油流，實現了陸相頁巖油戰略調查重大突破.

（2）創新形成了陸相頁巖油富集地質理論認識.一是提出了松遼盆地北部頁巖油有利目標區和井位優選的綜合評價體系；二是提出了頁巖油主要發育在深湖相泥頁巖儲層的新認識；三是創新提出沉積環境控源、沉積相控類、有機碳熱演化和巖相控油的頁巖油富集地質理論認識；四是建立了基于儲集性、含油性、流動性和可壓性的頁巖油甜點評價體系；五是優選了頁巖油資源量計算參數和計算方法，重新計算齊家、古龍、三肇重點凹陷頁巖油資源量79.62×108t.

（3）創新形成了陸相泥頁巖鉆探、儲層改造、排采技術體系.一是探索形成了陸相泥頁巖儲層高效鉆進的直井水基鉆井液體系、水平井油基泥漿鉆井液體系；二是探索形成了覆膜石英砂、酸性壓裂液體系、段塞加砂、纖維加砂、液態CO2增能的儲層改造組合技術和工藝流程；三是探索形成針對常壓、中等熱演化地區陸相泥頁巖儲層的壓裂液伴注互溶劑等提高排采效率新工藝和新方法；四是探索出了適合于陸相頁巖油儲層的試油排采工作制度.