蒙啟安 林鐵鋒 張金友劉 召 呂建才 程心陽

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

0 引 言

隨著常規(guī)油氣資源產(chǎn)量的不斷下降以及油氣需求量的日益增長，油氣資源領(lǐng)域的發(fā)展重心先后經(jīng)歷了3 個階段：常規(guī)油氣為主階段、常規(guī)—非常規(guī)油氣并舉階段以及非常規(guī)油氣為主階段［1-4］。非常規(guī)油氣資源已經(jīng)成為增儲上產(chǎn)的重要陣地，美國石油年產(chǎn)量在1970 年達到第1 個產(chǎn)量高峰4.75×108t，2008 年降至2.47×108t，其中二疊盆地在1969 年石油產(chǎn)量達到第1 個高峰1.65×108t，之后快速下降至0.42×108t。2007 年以來，依靠海相頁巖革命，在2018 年二疊盆地的石油產(chǎn)量達到了1.76×108t，超過了第1 個產(chǎn)量高峰，與此同時，美國石油年產(chǎn)量也達到新的高峰，2019 年石油年產(chǎn)量超過6×108t［5］，由原油進口國一舉變?yōu)槌隹趪?，實現(xiàn)了“能源獨立”，美國頁巖革命改變了世界地緣政治格局，對非常規(guī)油氣資源的發(fā)展具有深遠的影響［6］。

當前頁巖油已經(jīng)成為油氣勘探開發(fā)的熱點，但是對于頁巖油成藏過程和油藏特征的研究尚處于探索階段。針對油氣成藏過程的研究一直是石油地質(zhì)學理論研究的熱點和難點，成藏過程決定了油氣聚集［7］，對其認識的深化程度不僅關(guān)系到頁巖油勘探開發(fā)重大科學理論的發(fā)展，更關(guān)系到針對不同成藏過程形成的油藏類型相應(yīng)勘探開發(fā)措施的制定，從而能夠有效指導(dǎo)頁巖油勘探開發(fā)目標優(yōu)選、勘探開發(fā)方向選擇及效益開發(fā)，提高勘探開發(fā)目標精確性和時效性。傳統(tǒng)的常規(guī)油氣藏成藏研究是以背斜理論、圈閉理論等為核心，強調(diào)油氣從烴源巖到圈閉較遠距離的油氣運移，尋找有效的聚集圈閉是油氣勘探開發(fā)的核心［8-10］，常規(guī)油氣成藏過程研究包括生、儲、蓋、圈、運、聚、保等基本成藏要素在時空關(guān)系上的相互匹配關(guān)系等，以期能夠更直觀、概括地反映出常規(guī)油氣的成藏機制和成藏過程。頁巖油屬于超低滲透致密儲層，為非常規(guī)油藏類型，其成藏過程、成藏機理及油藏特征很難用傳統(tǒng)的石油地質(zhì)理論解釋，其成藏過程與常規(guī)油必然存在根本性差別。一般認為非常規(guī)油氣與常規(guī)油氣成藏過程的核心區(qū)別主要在于運移方式和儲集單元的不同，非常規(guī)油氣主要以短距離運移的大面積連續(xù)型油氣聚集為主［11-12］。其中以準噶爾盆地二疊系、鄂爾多斯盆地延長組致密砂巖油、準噶爾盆地吉木薩爾蘆草溝組致密油或夾層型及混積型頁巖油為代表，主要表現(xiàn)為一次運移或短距離二次運移的運聚特征，它們是以生烴增壓作為主要動力的厘米—米級別的運移，源儲緊鄰，間互共生，為近源成藏［13-17］。

松遼盆地北部古龍頁巖油為典型的陸相頁巖油，巖性以粒徑小于3.9 μm 的泥級頁巖為主，其中夾持的粉砂巖、碳酸鹽巖等其他巖性累計厚度占總厚度的比例小于10%，為頁巖型頁巖油［18］。隨著古龍頁巖油在勘探上的重大戰(zhàn)略突破，多口水平井獲得高產(chǎn)工業(yè)油氣流，試驗區(qū)也取得了突破性進展，頁巖型頁巖油具備良好的產(chǎn)油能力和勘探開發(fā)前景已成為國內(nèi)外眾多專家學者的共識。大量巖心系統(tǒng)聯(lián)測取樣分析資料和單井試油成果表明，古龍頁巖油自封閉能力強，現(xiàn)今油藏基本已無運移特征，為原生源儲的原位油藏［19-20］。古龍頁巖油與以往成功開發(fā)的頁巖油藏相比，油氣運移距離更短，為微米—納米級的運移，且油氣儲集單元為數(shù)以億計、相對獨立、具有不同壓力系統(tǒng)及流體性質(zhì)的含油孔隙集合體，世界上尚沒有該類型頁巖油實現(xiàn)效益開發(fā)的先例。

面對如何實現(xiàn)古龍頁巖油效益開發(fā)這一挑戰(zhàn)，搞清楚頁巖油的成藏過程及油藏特征，對勘探目標優(yōu)選和開發(fā)方案優(yōu)化設(shè)計具有重要意義。為深化頁巖型頁巖油成藏理論認識，明確頁巖油成藏主控因素以及勘探有利目標形成要素，加快古龍頁巖油勘探開發(fā)進程，本文以不同成熟度頁巖巖心宏微觀分析數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，開展古沉積環(huán)境、有機質(zhì)賦存狀態(tài)、儲層微觀含油特征的深入分析，結(jié)合古龍頁巖油古地溫史、成巖演化史、儲層演化史以及生烴演化史的研究，對頁巖油成藏過程進行探討，深化認識頁巖油的油藏特征，為古龍頁巖油的勘探開發(fā)工作提供理論指導(dǎo)。

1 地質(zhì)背景

松遼盆地位于中國東北境內(nèi)，是目前世界上已發(fā)現(xiàn)油氣資源最為豐富的陸相砂巖型含油氣盆地［21］，與美國的二疊盆地同為世界十大超級盆地之一［22］。松遼盆地在平面上呈北東方向展布，在垂向上具有下斷上坳的雙層結(jié)構(gòu)，為斷陷與坳陷疊置的疊合型盆地［23］。古龍頁巖油主要位于中央坳陷區(qū)的齊家—古龍凹陷、大慶長垣和三肇凹陷等二級構(gòu)造單元內(nèi)，這些構(gòu)造區(qū)域是古龍頁巖油勘探的有利區(qū)（圖1）。

圖1 松遼盆地北部構(gòu)造分區(qū)及頁巖油賦存層系Fig.1 Structural division and shale oil occurrence strata in northern Songliao Basin

其中嫩江組沉積晚期盆地構(gòu)造抬升從東南隆起區(qū)向盆地擴展，沉積中心向西遷移，由伸展盆地變?yōu)閿D壓盆地［24］。三肇凹陷抬升發(fā)生在嫩江組沉積晚期，齊家—古龍凹陷持續(xù)沉降，直到明水組沉積末期才開始抬升，齊家—古龍凹陷由于構(gòu)造抬升晚，持續(xù)埋藏時間長，烴源巖的熱演化程度明顯高于三肇凹陷［25-26］。松遼盆地頁巖主要發(fā)育在白堊紀的沉積層序內(nèi)，其中青山口期、嫩江期是盆地最大的兩次湖泛期，廣泛發(fā)育厚層的暗色泥巖。與嫩江組沉積的頁巖相比，青山口組頁巖有機質(zhì)豐度高，在中央坳陷區(qū)基本進入成熟—高成熟的演化階段，是古龍頁巖油主力的賦存層系［27］。

2 有機質(zhì)來源及賦存狀態(tài)

不同的有機質(zhì)類型在生油演化階段生烴量和產(chǎn)烴組分存在很大的差別，有機質(zhì)形成環(huán)境是決定其產(chǎn)烴能力高低的基礎(chǔ)條件，有機質(zhì)賦存狀態(tài)又決定了原生源儲頁巖油的生油位置及儲油位置。

2.1 有機質(zhì)形成環(huán)境及來源

青山口組一、二段沉積時期主要處于深湖—半深湖相沉積環(huán)境，發(fā)育了巨厚的暗色泥巖［28］。青一段在湖侵發(fā)生后，湖面急劇擴張，加之古地形平緩，地層傾角0.7°～2.0°，古物源供給能力弱，使松遼盆地青山口組沉積時期形成了大面積的低能、欠補償?shù)墓懦练e環(huán)境，頁巖形成的沉積環(huán)境主要為淡水—微咸水條件下的強還原環(huán)境，古氣候經(jīng)歷了溫濕—溫干交替—溫濕的氣候變化，湖平面在縱向上具有微幅度升降的變化特征，優(yōu)質(zhì)的古沉積環(huán)境為有機質(zhì)的富集和保存提供了有利條件［29］。青山口組水體深度的變化趨勢整體上表現(xiàn)為自下向上逐漸變淺，青一段及青二段下部水深普遍大于30 m，受水體深度影響，沉積環(huán)境整體上表現(xiàn)為缺氧的還原環(huán)境，青一段到青二段下部古氣候表現(xiàn)為溫濕—干旱、濕潤交替、溫濕的古氣候旋回性變化，整體上w（Sr）/w（Cu）主要為0～20，以溫暖濕潤的古氣候為主，有利于有機質(zhì)的生成與富集，有機碳含量與湖泊古生產(chǎn)力、古水深具有較好的正相關(guān)性，因而，有利的沉積環(huán)境是有機質(zhì)富集的主控因素。另外在青山口組發(fā)現(xiàn)多層火山灰，火山活動為湖相生物繁殖提供了豐富的P、Fe 等營養(yǎng)物質(zhì)，帶來了較高的古湖泊生產(chǎn)力，導(dǎo)致藻類勃發(fā)，對有機質(zhì)的富集起到了促進作用［30］。

通過分析不同地區(qū)不同沉積相取心井的干酪根顯微組分可以發(fā)現(xiàn)，古龍頁巖油的有機質(zhì)來源主要為層狀藻類，藻類和無定形等水生來源有機質(zhì)比例達83%～92%，陸源碎屑比例僅為8%～17%，從三角洲相到深湖相水生來源的層狀藻類有機質(zhì)比例依次增大，陸源有機質(zhì)含量依次降低，同時層狀藻類堆積密度越大，頁巖的有機碳含量越高［31］。古生產(chǎn)力研究表明，高湖泊生產(chǎn)力層段容易沉積富有機質(zhì)頁巖，并且藻類體多呈近水平分布，容易富集成層，這些條件為后期頁理及生烴孔縫的發(fā)育奠定了基礎(chǔ)。中等湖泊生產(chǎn)力層段陸源長英質(zhì)為間歇性注入，藻類體呈斷續(xù)層狀分布，生油及儲油能力相對降低。低湖泊生產(chǎn)力層段有機質(zhì)呈零散分布，頁理發(fā)育相對較差，生油能力差。通過分析井A2 青一段和青二段頁巖的古生產(chǎn)力可以看出（圖2），青一段和青二段下部主要為超養(yǎng)湖，原始有機碳質(zhì)量分數(shù)一般在2.5%～5.0%，平均在3.0%以上，青二段上部為富養(yǎng)湖，原始有機碳縱向上整體含量高，均質(zhì)性好。古龍頁巖有機質(zhì)氫指數(shù)高，可達到600～800 mg/g，具有更高的生油潛力，為頁巖油富集奠定了很好的物質(zhì)基礎(chǔ)。

圖2 井A2古生產(chǎn)力剖面Fig.2 Paleo-oil-generation capacity profile of Well A2

2.2 有機質(zhì)賦存狀態(tài)

頁巖油為原生源儲油藏，有機質(zhì)賦存位置及其與無機顆粒組合結(jié)構(gòu)的狀態(tài)決定了后期原油賦存的位置，是認識頁巖油藏的核心要素之一，有機質(zhì)賦存狀態(tài)研究對認識頁巖油宏微觀分布規(guī)律具有關(guān)鍵意義。

通過對大量不同成熟度的頁巖巖心掃描電鏡進行觀察后發(fā)現(xiàn)，目前在古龍頁巖中發(fā)現(xiàn)的有機質(zhì)主要存在3 種賦存狀態(tài)：第1 種是有機質(zhì)和石英、黏土等無機礦物呈互層狀分布，有機質(zhì)厚度在幾納米到幾百微米，連續(xù)延伸長度可達600 μm 以上，被礦物顆粒擠壓形成波狀起伏特征，這一種是最常見的有機質(zhì)分布狀態(tài)，由于局部時期水體出現(xiàn)富營養(yǎng)化導(dǎo)致藻類密集勃發(fā)，形成藻類堆積，為有機質(zhì)的富集奠定了條件（圖3（a）、（b））；第2 種是有機質(zhì)呈斷續(xù)狀或小顆粒狀與無機礦物黏附雜亂堆積，多表現(xiàn)為有機質(zhì)受擠壓后在無機礦物粒間賦存，雖然連續(xù)性差，但是由于充填了很多無機礦物粒間孔隙，在后期生烴演化時為無機孔隙普遍含油提供了關(guān)鍵的組合條件（圖3（c）、（d））；第3 種是有機質(zhì)在黏土礦物層間吸附沉積（圖3（b）），目前該類有機質(zhì)賦存機理尚不明確，初步判斷為層狀藻在湖水水體中被懸浮的黏土質(zhì)點吸附，在沉降過程中會不斷絮凝組合成有機質(zhì)與黏土團塊，后期沉積逐漸被壓實。通過場發(fā)射電鏡觀察，可見黏土礦物層間存在有機質(zhì)賦存（圖3（e）、（f））。3 種賦存狀態(tài)一般同時存在，從電鏡照片上可以看出，不同層段所占比例略有不同，根據(jù)1 mm 場發(fā)射電鏡拼圖觀察發(fā)現(xiàn)，有機質(zhì)縱向分布呈現(xiàn)出一定的差異分布，其密集程度及分布狀態(tài)與無機顆粒大小有一定相關(guān)性，即有機質(zhì)越富集，顆粒相對越細小，粒徑總體小于3.90 μm，有機質(zhì)連續(xù)性好，密度大，說明該時期水體相對更深，水體營養(yǎng)豐富，有機質(zhì)保存條件更好。有機質(zhì)呈分散狀分布時，顆粒相對較大，粒徑一般為3.00～6.25 μm，推測該時期水體相對變淺，有機質(zhì)呈破碎狀與無機顆粒混積。有機質(zhì)疏密及顆粒粗細程度在縱向上呈旋回性變化，控制了有機碳的差異性變化。不同有機質(zhì)賦存狀態(tài)及其發(fā)育程度對后期頁巖儲集空間類型及特征、頁巖油分布具有重要的控制作用。

圖3 古龍頁巖有機質(zhì)賦存狀態(tài)微觀照片F(xiàn)ig.3 Micrographs of organic matter occurrence of Gulong shale

根據(jù)井C6 青一段巖心場發(fā)射電鏡縱向連續(xù)拼接剖面可以看出（圖4），有機質(zhì)發(fā)育與礦物粒度之間隨著水體深度的變化呈現(xiàn)出較為明顯的旋回性變化，1 號小層沉積時期，水體較深，受陸源輸入影響較弱，具有較好的保存條件，頁巖w（TOC）高，層狀藻連續(xù)密集發(fā)育，礦物粒徑主要以小于3.90 μm 的小顆粒為主。2 號小層沉積時期，水體相對變淺，頁巖w（TOC）降低，層狀藻發(fā)育程度變差，可見陸源輸入有機質(zhì)，另外，與1 號小層相比礦物粒度變粗，礦物粒徑為3.90～6.25 μm。到2號小層底部，水體深度達到最淺。3 號小層沉積時期，水體逐漸加深，層狀藻發(fā)育逐漸增多，有機質(zhì)及礦物粒度變化范圍與2 號小層基本相同。到4 號小層沉積時期，水體深度達到最大，頁巖w（TOC）也達到最大，層狀藻連續(xù)密集發(fā)育，礦物粒度較細，總體小于3.90 μm。5 號小層沉積時期，水體又開始逐漸變淺，有機質(zhì)含量下降。通過縱向?qū)Ρ确治隹梢钥闯?，由水體升降引起的古生產(chǎn)力變化以及古氧化還原環(huán)境的變化在總體上控制了有機質(zhì)頁巖的發(fā)育程度。

圖4 井C6青一段有機質(zhì)分布掃描電鏡照片及有機質(zhì)特征Fig.4 SEM photos of organic matter distribution and organic matter characteristics of Member Qing-1 in Well C6

3 原位成藏過程

頁巖油為原生源儲油藏，和傳統(tǒng)的常規(guī)油藏相比，在研究對象、研究方法、研究手段等方面都有著本質(zhì)性的區(qū)別，其成藏過程更注重烴源巖內(nèi)部的成烴、成巖、成儲、自封閉成藏條件等要素的組合研究，其沉積演化史、古地溫演化史、生烴演化史、成巖演化史、儲層演化史等“五史”演化及時空耦合匹配關(guān)系控制了頁巖油成藏過程，進而影響了頁巖油油藏特征。

3.1 壓實—大量生烴前階段

原始沉積初期，受古沉積環(huán)境控制，層狀藻與陸源石英和長石紋層間互分布，黏土礦物顆粒及陸源的長英質(zhì)礦物黏附有機質(zhì)分散疏松堆積（圖5），原始沉積物孔隙度高，可達60%～80%。隨著時間推移，埋深增大，頁巖受壓實作用影響較大，在機械壓實作用下，板狀剛性顆粒趨于定向排列（圖6（a）），長軸近平行水平層理，碎屑顆粒富集部位抗壓實能力較強，原生孔隙能夠較好地保存下來，抗壓實能力很弱的黏土礦物、層狀藻等被壓實呈順層分布，黏土礦物顆粒塑性較強，在壓實作用下彎曲變形（圖6（b）），使顆粒排列更加緊密，孔隙度減小，儲層致密程度變強。

圖5 青山口組原始沉積物堆積模式Fig.5 Primitive sediments accumulation pattern of Qingshankou Formation

另外，在該時期黏土礦物發(fā)生轉(zhuǎn)化，蒙脫石含量減少，伊蒙混層和伊利石含量逐漸增加（圖6（c）），當碎屑顆粒間充填填隙物時，增加了巖石的抗壓實能力，壓實作用對儲層物性的影響減小，膠結(jié)作用影響變大。頁巖膠結(jié)作用主要有4 種，分別為碳酸鹽巖膠結(jié)、黏土礦物膠結(jié)、硅質(zhì)膠結(jié)和黃鐵礦膠結(jié)（圖6（d）—（f））。硅質(zhì)膠結(jié)主要以自生石英生長的形式出現(xiàn)，黃鐵礦膠結(jié)呈晶粒狀零散分布于碎屑顆粒之間，或以草莓狀聚集分布、紋層狀順層分布、裂縫充填等形式出現(xiàn)。

圖6 松遼盆地北部古龍頁巖成巖作用微觀照片F(xiàn)ig.6 Micrographs of diagenesis of Gulong shale in northern Songliao Basin

碳酸鹽巖膠結(jié)主要發(fā)生在早成巖階段，受地層壓實作用影響，泥頁巖內(nèi)部孔隙水順泥巖及紋層向外排出，水中攜帶大量鈣鎂離子，在碎屑顆粒間往往被保存下來，在特定的封閉環(huán)境下再次沉淀形成膠結(jié)物，使儲層進一步致密化（圖7（a））。常見的有方解石膠結(jié)和白云石膠結(jié)，白云石膠結(jié)呈多期次自形—半自形晶狀產(chǎn)出，且他形白云石次生加大現(xiàn)象也較為常見。方解石的存在方式主要有2 種：第1 種是方解石呈不規(guī)則狀分布在碎屑顆粒之間，紋層被方解石膠結(jié)；第2 種是以方解石脈（紋層）的方式存在，主要有2 種表現(xiàn)形式，一種是紡錘形方解石脈，另外一種是在頁巖中順層分布的方解石紋層（圖7（b））。

圖7 古龍頁巖壓實及膠結(jié)作用微觀模式Fig.7 Microscopic pattern of compaction and cementation of Gulong shale

隨著埋深的增加和壓實作用的增強，儲層的致密性進一步增強，進入中成巖期A 階段，儲層中黏土礦物繼續(xù)發(fā)生轉(zhuǎn)化，蒙脫石基本消失，在蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化過程中，會脫出晶格內(nèi)的層間水和吸附水，導(dǎo)致黏土顆粒體積收縮，形成黏土礦物晶間孔隙，改善了儲層孔隙度，但在蒙脫石向伊利石轉(zhuǎn)化過程中會析出Si4+，Si4+在黏土礦物層間沉淀形成隱晶、微晶的自生石英，又充填了孔隙，增強了儲層的致密性和抗壓性。此時儲層中以無機孔隙為主，受機械壓實作用和礦物膠結(jié)作用的影響，頁巖孔隙度低，物性差，總孔隙度為5%～8%，有效孔隙度小于5%，垂向滲透率小于0.01×10-6μm2，此時頁巖層基本致密化，已經(jīng)具備自封閉能力。

當Ro達到0.50%～0.75%時，有機質(zhì)進入低熟—成熟階段，開始逐漸生烴，在掃描電鏡下可以看到有機質(zhì)向油轉(zhuǎn)化，有機質(zhì)邊緣可見油膜，此時生油量少，烴源巖生成的油氣多被干酪根和礦物吸附。這一階段主要還是頁巖層受壓實等成巖作用致密化階段。

3.2 大量生烴階段

這一階段地層埋深達到1 100～1 800 m，處于嫩江組沉積末期，距今約83～72 Ma，地層溫度70～90 ℃，Ro為0.75%～1.0%，頁巖有機質(zhì)開始明顯生油。有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率可以達到40%～60%，有機質(zhì)孔開始逐漸發(fā)育，有機質(zhì)生油在滿足自身吸附后，游離油增加，一部分原油被干酪根吸附溶脹、礦物吸附，還有部分原油呈游離態(tài)的油膜和油珠賦存在縫—孔內(nèi)。

通過分析電鏡照片可以發(fā)現(xiàn)，在常規(guī)取心條件下，由于受到原油揮發(fā)的影響，原油在電鏡下呈油膜狀賦存在孔—縫邊緣（圖8（a）—（d）），而在密閉取心條件下，從地下到地表過程中原油始終保持密閉狀態(tài)，沒有出現(xiàn)揮發(fā)情況，在電鏡下可以見到油珠賦存在頁巖縫—孔內(nèi)（圖8 （e） —（h））。這個階段由于有機質(zhì)的轉(zhuǎn)化率較高，順層狀分布的有機質(zhì)轉(zhuǎn)化面容易成為力學薄弱面，從而形成狹長的有機生烴縫，此時頁理密度一般小于50 條/m。

圖8 古龍頁巖油儲層各類孔隙含油微觀照片F(xiàn)ig.8 Microscopic photos of oil-bearing in various pores in Gulong shale oil reservoir

另外隨著有機質(zhì)排酸的增多，儲層水介質(zhì)條件發(fā)生改變，長石以及碳酸鹽礦物局部被溶蝕，儲層中次生溶蝕孔隙開始發(fā)育（圖9（a））。當?shù)貙勇裆钸_到1 800～2 100 m 時，處于明水組沉積末期，距今約67～65 Ma，地層溫度80～100 ℃，Ro達到1.0%～1.2%，此時達到了生烴高峰期，有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率達到90%以上，原油原位賦存在有機質(zhì)轉(zhuǎn)化后的空間內(nèi)，有機生烴縫、粒間孔、晶間孔都可見到原油賦存，這一階段受有機質(zhì)賦存狀態(tài)控制，有機孔隙和無機孔隙普遍含油，有機質(zhì)生烴后原油原位賦存，這是頁巖油原位成藏的關(guān)鍵特征之一。在大量生油過程中，儲層壓力受生烴增壓作用的影響進一步增大，壓力系數(shù)達到1.3 以上，由有機質(zhì)生烴產(chǎn)生的有機生烴縫大量出現(xiàn)，有機生烴縫的孔隙度在總孔隙度中的比例可達20%，頁理密度達到1 500 條/m。這一階段主要特征為有機質(zhì)轉(zhuǎn)化率高，頁理更為發(fā)育，儲層普遍含油，地層壓力系數(shù)高，受原始有機碳的影響，儲層縱向含油性會呈現(xiàn)出較大的差別，但是已經(jīng)形成規(guī)模立體含油油藏（圖9（b））。

圖9 古龍頁巖油儲層縫—孔含油模式Fig.9 Oil-bearing in fracture-pore pattern of Gulong shale oil reservoir

3.3 原油裂解階段

當?shù)貙勇裆钸_到2 100～2 400 m 時，地層溫度在80～110 ℃，Ro為1.2%～1.4%，這一階段早期生成的原油開始逐漸裂解，生成干氣和輕烴，生產(chǎn)氣油比在50～200 m3/m3，儲層壓力進一步增大，壓力系數(shù)達到1.4 以上，有機生烴縫的孔隙度在總孔隙度中的比例可達到40%以上，頁理密度進一步增加，達到2 000 條/m（圖9（c））。此時油氣的主要儲集空間為大量生成的有機質(zhì)孔和頁理縫。當埋深超過2 400 m，Ro大于1.4%時，地層溫度達到100～120 ℃，原油開始進一步裂解，生產(chǎn)氣油比超過200 m3/m3，壓力系數(shù)達到1.5 以上，有機生烴縫的孔隙度在總孔隙度中的比例可達到60%以上，頁理密度達到3 000 條/m。此時高密度發(fā)育的頁理縫溝通了大量獨立分布的孔隙，儲層連通性進一步變好，原油密度和原油黏度低，流動性好，這一階段為頁巖油的高產(chǎn)奠定了地質(zhì)演化基礎(chǔ)（圖9（d））。

從古龍頁巖油宏—微觀原位成藏過程綜合圖中可以看出（圖10），隨著埋藏深度和有機質(zhì)熱演化程度的增加，古龍頁巖有機質(zhì)生烴與孔、縫的形成具有高度耦合性，頁巖中與黏土礦物共生的層狀藻生烴后，形成了大量以有機質(zhì)孔縫為主的儲集體，油氣分子難以發(fā)生運移而只能原地超壓保存，形成了大規(guī)模分布的微—納米含油集合體。

圖10 古龍頁巖油宏—微觀原位成藏過程綜合圖Fig.10 Macro-micro in-situ accumulation process of Gulong shale oil

4 自封閉條件探討

古龍頁巖為陸相淡水湖盆形成的泥級高黏土含量頁巖，在成巖階段黏土礦物發(fā)生轉(zhuǎn)化呈片狀順層分布，儲層垂向滲透率極低，在覆壓42 MPa 下垂直滲透率小于0.01×10-6μm2，垂向封堵能力極強。碎屑顆粒粒間孔隙受方解石、白云石、自生礦物等膠結(jié)的影響，儲層變得更加致密，這一系列成巖作用導(dǎo)致孔隙孤立，儲層微觀孔喉細小，毛細管力增大。古龍頁巖實測數(shù)據(jù)分析，毛細管阻力為12～20 MPa，黏滯力約0.4 MPa，摩擦力約0.04 MPa，生烴增壓壓力12 MPa，小于油氣運移阻力，形成自封閉原位成藏體系。后期生烴增壓很難突破致密儲層的毛管力、黏滯力、摩擦力等阻力，是古龍頁巖油原油難以發(fā)生運移且現(xiàn)今大量保存的關(guān)鍵因素。

根據(jù)生排烴模擬數(shù)據(jù)、地層埋藏史和青山口組砂巖、方解石脈有機包裹體特征分析，砂巖儲層主要存在三次油氣充注過程，分別為嫩江組末期、明水組末期和古近紀中晚期，明水組末期是砂巖儲層的主要成藏時期，油氣成藏時間與青山口組烴源巖生排烴時間相吻合。

生排烴模擬研究表明，古龍頁巖油排烴效率在40%左右，大慶長垣等油田的原油主要來自青山口組烴源巖，而大量實鉆資料表明現(xiàn)今頁巖油藏仍然處于超壓狀態(tài)，可能青山口組烴源巖在早期生烴增壓過程中，油氣通過不斷生成積累，通過斷裂幕式排烴、側(cè)向?qū)由皫r排烴等方式，一部分油氣已經(jīng)發(fā)生運移。隨著壓力的釋放，在斷層封閉和致密儲層物性封堵等條件下，后期生成的油氣不能突破排烴通道，油氣難以運移，最終形成現(xiàn)今的頁巖油藏。目前古龍頁巖油實鉆水平井在斷層發(fā)育區(qū)、砂泥巖互層區(qū)均實現(xiàn)了高產(chǎn)突破，證實了古龍頁巖油原位油藏的存在，但是這種原位油藏的保存條件、宏微觀力學封閉機理還不完全清楚，是下一步的重點研究方向。

5 頁巖油油藏特征

古龍頁巖油不同于夾層型和混積型頁巖油，在巖性組成與結(jié)構(gòu)、儲集空間形成與演化、油氣賦存機理、流體特征等方面與源儲分離的常規(guī)油以及近源聚集的致密油之間具有明顯的差異［32］，具體見表1。

表1 常規(guī)油、致密油、頁巖油油藏主要特征Table 1 Main characteristics of conventional oil,tight oil,and shale oil reservoirs

5.1 油藏呈大面積連續(xù)立體式分布

古龍頁巖油的空間分布不受圈閉界限的限制，含油范圍主要受控于富有機質(zhì)頁巖的分布以及成熟度的高低，縱向為連續(xù)含油油藏，從青一段底部到青二段上部連續(xù)含油，連續(xù)含油厚度為100～250 m，平面含油范圍從齊家—古龍凹陷到東部的三肇凹陷，含油面積達1.46×104km2?？v向上含油性主要受原始有機碳的影響，呈現(xiàn)出一定的含油性旋回變化，平面上受成熟度的控制，成熟度高的地區(qū)，油藏含油性好。頁巖油大部分原地賦存于頁巖中，油藏在空間上具有連續(xù)性，呈現(xiàn)規(guī)模連片分布，資源潛力巨大。

5.2 油藏為純油油藏

經(jīng)過試油資料證實，古龍頁巖不產(chǎn)水，為純油油藏。受地層溫度影響，不同成熟度地區(qū)的流體性質(zhì)有一定的變化，當Ro為0.75%～1.2%時，溶解氣含量低，生產(chǎn)氣油比小于50 m3/m3。當Ro大于1.2%時，氣油比逐漸增大，呈現(xiàn)出油氣同產(chǎn)的特征。氣油比與成熟度具有很好的相關(guān)性，高成熟度地區(qū)，生產(chǎn)氣油比可達400 m3/m3以上。

5.3 油藏壓力系統(tǒng)穩(wěn)定

古龍頁巖油藏整體地層壓力較高，青二段下部到青一段地層壓力系數(shù)普遍大于1.1，在齊家—古龍凹陷的中心位置，青一段實測地層壓力系數(shù)最高可達1.58，地層壓力充足。地層壓力與油藏埋深、成熟度匹配性好，壓力系統(tǒng)穩(wěn)定，表明頁巖油保存條件好。較高地層壓力為頁巖油的有效產(chǎn)出提供了動力。

5.4 油藏原油物性在平面上呈環(huán)帶狀變化

受成熟度控制，在平面上，頁巖油藏的原油密度和原油黏度從生烴中心向邊緣呈環(huán)帶狀逐漸變差［19］。Ro為0.75%～1.20%，地面原油密度為0.84～0.86 g/cm3，地面原油黏度為3.0～52.0 mPa·s。Ro為1.2%～1.7%，地面原油密度為0.78～0.84 g/cm3，地面原油黏度為1.5～18.0 mPa·s。成熟度越高，原油密度和原油黏度越低，流動性越好。

6 結(jié) 論

（1）松遼盆地北部青山口組沉積時期，湖盆分布范圍廣，水體深度較深，古氣候條件溫暖濕潤，有利于有機質(zhì)的生成與保存，層狀藻類是主要的有機質(zhì)來源，有機質(zhì)呈順層狀、斷續(xù)狀和黏土礦物晶間分散狀分布，為古龍頁巖的普遍含油奠定了有機質(zhì)的基礎(chǔ)。

（2）古龍頁巖油成藏演化過程主要有3 個階段：壓實—大量生烴前階段、大量生烴階段和原油裂解階段。受成巖階段壓實作用以及膠結(jié)作用的影響，古龍頁巖油儲層致密，現(xiàn)今油藏生烴壓力難以突破毛管力、黏滯力、摩擦力等阻力，原油原位賦存。

（3）原位頁巖油藏具有4 個特點：油藏呈大面積連續(xù)立體式分布、油藏為純油油藏、油藏壓力系統(tǒng)穩(wěn)定、油藏原油物性受成熟度控制在平面上呈環(huán)帶狀變化。