引用本文
柳波, 石佳欣, 付晓飞, 吕延防, 孙先达, 巩磊, 白云风. 陆相泥页岩层系岩相特征与页岩油富集条件——以松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段富有机质泥页岩为例[J]. 石油勘探与开发, 2018,45(5): 828-838.
LIU Bo, SHI Jiaxin, FU Xiaofei, LYU Yanfang, SUN Xianda, GONG Lei, BAI Yunfeng. Petrological characteristics and shale oil enrichment of lacustrine fine-grained sedimentary system: A case study of organic-rich shale in first member of Cretaceous Qingshankou Formation in Gulong Sag, Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2018,45(5): 828-838.  
Doi: 10.11698/PED.2018.05.08
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陆相泥页岩层系岩相特征与页岩油富集条件——以松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段富有机质泥页岩为例
柳波1,2, 石佳欣1, 付晓飞1, 吕延防1, 孙先达1, 巩磊1, 白云风3
1. 东北石油大学非常规油气研究院,黑龙江大庆 163318
2. 成都理工大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室,成都 610051
3. 中国石油大庆油田分公司,黑龙江大庆 163318
第一作者简介：柳波（1983-），男，山西大同人，博士，东北石油大学非常规油气研究院教授、博士生导师，从事有机质富集机理、非常规油气地质学研究。地址：黑龙江省大庆市，东北石油大学地球科学学院，邮政编码：163318。E-mail：liubo@nepu.edu.cn
收稿日期: 2017-12-10
基金项目: 油气藏地质及开发工程国家重点实验室（成都理工大学）开放基金（PLC20180402）; 国家自然科学基金“泥页岩脆塑性主控因素及定量评价研究”（41472125）; 黑龙江省青年自然科学基金（QC2015043）
摘要

以松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段富有机质页岩为例,对细粒碎屑湖盆页岩的岩石学特征、岩相类型、孔径分布及其与页岩油富集的关系进行研究。结果表明,岩相的空间变化受米兰科维奇旋回控制和沉积物源影响,具有明显的序列性;按照“有机质丰度-岩石沉积构造-矿物组成”分类标准,将青一段划出7类岩相。其中,中等有机质含量纹层状长英质泥岩相具有较好的生烃潜力,储集空间发育,为原地滞留基质型页岩油的优势岩相。在异常高压的背景下,发育于SSC2旋回顶面—SSC3旋回底面的中等有机质含量纹层状长英质泥岩相在三角洲—湖相沉积区横向分布稳定,连续厚度大于30 m,并具有这2期旋回中部发育的高有机质含量块状长英质泥岩相和中等有机质含量块状长英质泥岩相作为顶、底板封盖,具备形成基质型页岩油的有利条件。图9表1参20

关键词: 松辽盆地; 古龙凹陷; 白垩系; 青山口组; 米兰科维奇旋回; 页岩岩相; 页岩油
中图分类号:TE122.2 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2018)05-0828-11
Petrological characteristics and shale oil enrichment of lacustrine fine-grained sedimentary system: A case study of organic-rich shale in first member of Cretaceous Qingshankou Formation in Gulong Sag, Songliao Basin, NE China
LIU Bo1,2, SHI Jiaxin1, FU Xiaofei1, LYU Yanfang1, SUN Xianda1, GONG Lei1, BAI Yunfeng3
1. Institute of Unconventional Oil & Gas, Northeast Petroleum University, Daqing 163318, China;
2. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation, Chengdu University of Technology, Chengdu 610051, China
3. PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing 163318, China
Abstract

Taking organic-rich shale in the first member of Cretaceous Qingshankou Formation in the Gulong Sag, northern Songliao Basin as an example, this study examined the lithofacies classification, petrological characteristics, pore size distribution and their implications on the enrichment of shale oil of lacustrine detrital fine-grained shale. The spatial variation of lithofacies, controlled by Milankovitch cycle and influenced by sediment provenance, has an obvious sequence. The fine-grained sedimentary rocks of studied section could be classified into seven lithofacies according to a three-step classification criterion that consists of total organic carbon (TOC), sedimentary structure and mineral composition. Among them, the laminated siliceous mudstone lithofacies with moderate TOC has high hydrocarbon generation potential and abundant reservoir space, making it the most favorable lithofacies for the enrichment of matrix shale oil. Under the background of abnormally high pressure, the laminated siliceous mudstone lithofacies with moderate TOC deposited between the top of SSC2 and the bottom of SSC3 is stable in lateral distribution in the delta-lacustrine transition zone, with continuous thickness greater than 30 m. The massive siliceous mudstone lithofacies with high and moderate TOC developed in the middle of the these two cycles can act as the roof and floor seal for shale oil, therefore, the study area has good conditions for forming matrix type shale oil reservoirs.

Keyword: Songliao Basin; Gulong Sag; Cretaceous; Qingshankou Formation; Milankovitch cycle; shale lithofacies; shale oil
0 引言

近年来, 随着油气勘探理念的逐渐转变和创新, 烃源岩层系中的页岩油资源受到了广泛关注[1]。广义页岩油可分为3种主要类型[2]：①基质型页岩油, 如美国Fort Worth盆地Barnett页岩及中国泌阳凹陷泌页HF1井古近系核桃园组三段; ②页岩夹脆性层型（砂岩或碳酸盐岩夹层）页岩油, 如美国Niobrara页岩、Bakken页岩及中国准噶尔盆地二叠系风城组; ③裂缝型页岩油, 如美国Monterey页岩、Pierre页岩, 俄罗斯Bazhenov页岩及中国20世纪定义的相关层位泥岩裂缝油藏。松辽盆地北部古龙凹陷白垩系青山口组一段（简称青一段）暗色泥页岩厚度大、有机质丰度高、成熟度适中, 且地层发育超压, 是一套生油能力很强的优质烃源岩, 有利于在泥页岩层系内形成具有工业价值的页岩油气分布[2, 3]。自20世纪80年代, 就针对古龙凹陷泥岩裂缝型油藏进行了较系统的研究和勘探部署设计[4], 在青一段试油35口探井, 已有10口探井获工业油流, 页岩层系中的砂岩夹层也接连获得成功, 但基质型页岩油一直未获突破性进展。

基于目前青一段页岩油的勘探现状, 重点探讨3个科学问题：①开展泥页岩沉积层系岩石学研究, 在高分辨率等时格架内建立岩相充填演化序列; ②明确不同岩相的储集空间类型及储集物性差异; ③分析泥页岩储油能力, 研究不同类型页岩油富集的岩相条件。

1 研究区概况

古龙凹陷位于松辽盆地中央坳陷西部, 东侧紧邻大庆长垣, 西侧与龙虎泡— 大安阶地接壤, 整体表现为西北高、东南低的单斜构造, 面积约3 700 km2（见图1）。青山口组以温暖潮湿条件下的湖泊沉积为主, 青一段沉积时期发生大规模的水进, 为半深湖— 深湖还原环境, 其间发生了2次微幅抬升— 沉降过程, 三角洲向湖盆方向不同程度推进, 形成了以黑色巨厚泥（页）岩为主, 间有灰色粉砂岩、细砂岩的岩性组合特征（见图1）。古龙凹陷青一段深水沉积为细粒沉积旋回格架的形成提供了物质基础。

图1 研究区位置及青一段地层柱状图

2 岩石学特征及岩相划分

有机质含量、矿物成分及沉积结构构造是揭示富有机质页岩岩石学特征多样性的主要因素, 也是从沉积成因角度划分岩相类型的重要依据。

2.1 地球化学特征

古龙凹陷青一段泥岩的TOC值最大可达7.5%, 平均值为1.9%, 集中分布于1.4%~2.5%; 生烃潜量（S1+S2）为4.7~11.2 mg/g, 平均值为7.9 mg/g; 有机质类型以Ⅰ 型和Ⅱ 1型干酪根为主, 是典型的以生油为主的富有机质湖相泥页岩; Ro值主要为0.70%~1.13%, 平均值为0.89%, 总体处于成熟阶段。研究区未成熟— 低成熟页岩原始氢指数（HIo）与TOC值的相关关系表明[5], 当TOC值小于1%时, HIo极低; 当TOC值为1%~2%时, HIo与TOC值呈正相关关系; 而当TOC值大于2%后, HIo趋于稳定, 不再随着TOC值的增大而升高。因此, 针对陆相富有机质页岩, 可将TOC值小于1%界定为低有机质含量, TOC值为1%~2%界定为中等有机质含量, TOC值大于2%界定为高有机质含量。

2.2 矿物组成特征

青一段泥页岩的矿物组成以石英（含量为19%~43%, 平均为34%）、斜长石（含量为8%~65%, 平均为31%）为主, 黏土矿物（含量为2%~52%, 平均为23%）次之, 另外含有少量钾长石、方解石、白云石及黄铁矿。黏土矿物以伊利石为主, 其次为伊/蒙混层及高岭石。碳酸盐矿物集中发育于介形虫灰岩中（全岩含量大于30%, 多数大于50%）, 粉细砂岩及泥岩中的粉砂质纹层中可见方解石胶结物充填于碎屑颗粒间（全岩含量为2%~20%, 平均为9%）。依据全岩“ 黏土矿物-碳酸盐类-碎屑组分（长英质/硅质）” 含量, 将粒度小于62 μ m的细粒岩（包括粉砂岩、泥岩、灰岩）初步划分为5类[6]：Ⅰ 灰岩相, Ⅱ 黏土质泥灰岩相, Ⅲ 长英质泥灰岩相, Ⅳ 黏土质泥岩相, Ⅴ 长英质泥岩相（见图2）。研究区样品主要为长英质泥岩相及灰岩相, 其他类型少有发育。

图2 古龙凹陷青一段细粒岩矿物组成三角图（样品数72个）
Ⅰ — 灰岩相; Ⅱ — 黏土质泥灰岩相, Ⅲ — 长英质泥灰岩相, Ⅳ — 黏土质泥岩相, Ⅴ — 长英质泥岩相

2.3 沉积结构构造

细粒岩粒度小于62 μ m, 具有块状、层状及纹层状3种典型沉积构造类型。块状构造在垂向上没有颜色、粒度、矿物成分的明显变化, 岩石整体表现为均质; 层状构造单层厚度大于1 mm, 包括粉细砂岩夹层、介形虫灰岩夹层等; 纹层状构造的颜色、粒度、矿物组成在沉积水平层面发生明显突变, 单层厚度小于1 mm, 并且相互间隔、反复出现[7]。

2.4 岩相类型

岩心观察及分析测试结果表明, 沉积环境水动力条件的减弱, 伴随着黏土矿物含量的升高, TOC值逐渐增大（见图2a）, 岩石沉积结构从发育层状构造、纹层状构造过渡为块状构造（见图2b）。据此, 以前文所述的5类岩相划分为基础, 首先依据TOC值大小划分高有机质含量（TOC值大于2%）、中等有机质含量（TOC值为1%~2%）、低有机质含量（TOC值小于1%）, 其次再依据块状、层状、纹层状沉积构造的划分, 并考虑到细粒沉积中的砂岩及灰岩夹层, 把古龙凹陷青一段划分出7类岩相（见表1）：①高有机质含量（简称“ 高有机质” ）页理黏土质泥岩相（即油页岩）、②高有机质块状长英质泥岩相、③中等有机质含量（简称“ 中有机质” ）块状长英质泥岩相、④中有机质纹层状长英质泥岩相、⑤低有机质含量（简称“ 低有机质” ）纹层状长英质泥岩相、⑥低有机质层状砂岩相、⑦低有机质层状灰岩相。其中, 高有机质页理黏土质泥岩相页理发育, 岩样破碎严重, 文中未能对其进行储集物性分析。

表1 古龙凹陷青一段岩相类型特征
3 沉积充填序列
3.1 沉积旋回划分

由于测井资料垂向分辨率高, 能够连续记录所测地层的韵律性特征, 即使在垂向上没有明显岩性变化的细粒沉积剖面（如连续的半深湖— 深湖沉积）, 通过小波变换也可以将其分解成不同尺度的沉积旋回[8]。其中, 低频大尺度的分解曲线对应于沉积周期长、旋回厚度大的长周期分量; 高频小尺度的分解曲线对应于沉积周期短、旋回厚度小的短周期分量。

青一段自然伽马测井数据为78~167 API, 考虑到GR曲线的多种频谱记录, 使用尺度及平移距离变化范围较大的Daubechies小波（简称db小波）对其进行10层分解, 得到10条不同级次的小波变换曲线[9]。通过对其进行频谱分析, 选择能量相对集中的优势频率作为旋回地层划分的依据, 并求出对应波长。其中, 基于小波系数为32、64、128的小波变换曲线得到的旋回周期与米兰科维奇旋回（简称米氏旋回）周期比率相等或相近, 分别对应长期、中期、短期基准面旋回, 说明青一段沉积旋回与米氏旋回具有很好的对应关系[10], 并主要受控于405 ka的长偏心率周期。由此将青一段细分为3个中期旋回（自底向顶为SSC1— SSC3）及10个短期长偏心率旋回, 从而建立起地层旋回划分依据（见图3）。在一个长偏心率旋回周期内, 偏心率的波动导致地表接受日照量发生变化, 从而使得青一段各短期旋回沉积时期的季节性增强, 控制了纵向上TOC值在上升半旋回逐渐变大、而在下降半旋回逐渐降低的韵律性变化。

图3 古龙凹陷H58井青一段基于小波变换及TOC值变化的旋回划分方案（A为小波变换系数）

3.2 岩相变化

青一段半深湖— 深湖相沉积区由于远离物源输入, 其沉积受米氏旋回控制, 在垂向上表现为明显的旋回性和序列性（见图4）。中期旋回控制了泥岩岩相垂向组合, 长偏心率旋回控制了岩相类型与耦合韵律变化。在干冷气候半周期旋回内, 降水相对较少, 湖泊水体物源输入少, 地层的TOC值较低, 多为层状— 块状构造沉积。如果蒸发作用导致水平面下降, 会使得碳酸盐沉淀析出。在温暖潮湿气候的半旋回周期内, 由于古水深增大, 物源供给充分, 有机质来源较广, 形成TOC值相对较高的沉积地层。受季节性影响, 沉积地层表现为层状— 纹层状构造[11]。由此, 深湖— 半深湖沉积区在SSC1沉积期依次发育中有机质纹层状长英质泥岩相、高有机质块状长英质泥岩相, 在最大湖泛面沉积高有机质页理黏土质泥岩相, 之后充填高有机质块状泥岩相; SSC2与SSC3等2个中期旋回分别在初始水进时形成中有机质纹层状长英质泥岩相, 在最大湖泛面形成高有机质块状长英质泥岩相, 在低水位时以中— 高有机质纹层状长英质泥岩相结束旋回, 2套旋回的上部下降半旋回可见低有机质层状介形虫灰岩相。

图4 古龙凹陷青一段不同沉积环境岩相变化模式图

古龙凹陷青一段西斜坡区受浅水辫状河三角洲沉积影响[12], 表现为与湖相沉积区不同的岩相变化模式（见图4）。在三角洲沉积区, 中期旋回SSC1— SSC3垂向岩相组合具有低有机质层状砂岩相与低有机质纹层状长英质泥岩相间互的特征。而在仅有SSC1顶部即三角洲进积时期发育砂体的三角洲— 湖相过渡沉积区, 自三角洲沉积区向湖相沉积区有机质含量逐渐增加, 沉积结构构造也随之从层状、纹层状过渡到块状, 形成岩相的渐进变化。

由此可见, 陆相湖盆受控于旋回和物源输入的共同影响, 造成有机质含量、岩石沉积结构构造及矿物组成的规律性变化, 形成了岩相类型的有序变化。

4 不同岩相孔隙结构特征
4.1 介孔分布特征

结合吸附-脱附等温曲线形态与扫描电镜观察, 可将介孔（孔径为2~50 nm）结构分为5类[13, 14]（见图5）。Ⅰ 类脱附曲线上凸, 脱附解凝现象明显, 迟滞环较宽大, 反映孔隙形态为细径广体的墨水瓶状粒/晶内孔[14], BET比表面积多大于10 m2/g, 总孔体积12~30 μ L/g, 平均孔径分布范围为4~8 nm, 发育于中有机质块状泥岩相。Ⅱ 类脱附曲线上凹, 脱附解凝明显, 迟滞环较大, 反映孔隙形态为细径广体的墨水瓶状孔与平行壁狭缝状孔, 代表了粒/晶内孔与水平层理层间微缝组合的储集空间, BET比表面积以2~3 m2/g为主, 总孔体积以9~12 μ L/g为主, 平均孔径分布范围为4~20 nm, 多发育于高有机质块状泥岩相。Ⅲ 类曲线特征与Ⅱ 类相似, 但迟滞环相对较小, 反映出平行壁狭缝状水平层理层间微缝为主要储集空间, BET比表面积以2~3 m2/g为主, 总孔体积以9~12 μ L/g为主, 平均孔径分布范围为12~16 nm为主, 见于中有机质纹层状泥岩相。Ⅳ 类脱附曲线上凹, 无明显的解凝, 迟滞环较小, 反映以开放的楔形与曲形狭缝状水平、小型波状层理层间微缝与溶蚀孔组合为代表的储集空间, BET比表面积以0~1 m2/g为主, 总孔体积以3~9 μ L/g为主, 平均孔径分布范围为24~28 nm, 常见于低有机质纹层状泥岩及低有机质层状砂岩相。Ⅴ 类曲线无蒸发解凝现象, 反映了一端封闭的狭缝状孔为主的储集空间, BET比表面积为0~1 m2/g, 总孔体积为0~6 μ L/g, 平均孔径分布范围为40~50 nm, 见于低有机质层状灰岩相。

图5 古龙凹陷青一段不同岩相类型低温氮气吸附实验结果对比

4.2 宏孔分布特征

毛细管压力曲线及其所反映的孔径分布特征可将宏孔结构（孔径大于50 nm）分为4种类型（见图6）。A类毛细管压力曲线略有突降, 孔径峰值为7~8 nm, 介孔占比50%~96%, 宏孔占比4%~50%, 主要为高有机质块状泥岩相及中有机质块状泥岩相。B类毛细管压力曲线呈现明显的突降, 孔径峰值为15~20 nm, 介孔占比52%~79%, 宏孔占比21%~48%, 为中有机质纹层状泥岩相。C类毛细管压力曲线同样有明显的突降特征, 孔径峰值为200~600 nm, 介孔占比4%~18%, 宏孔占比82%~96%, 以低有机质纹层状泥岩相和低有机质层状砂岩相为主。D类毛细管压力曲线比较平缓, 进汞压力达到34.56 Mpa时汞饱和度即到达99.50%, 孔径峰值60~400 nm, 介孔占比0~9%, 宏孔占比91%~100%, 主要为低有机质层状灰岩相。

图6 古龙凹陷青一段不同岩相类型高压压汞实验结果对比

综上所述, 高有机质块状泥岩相与中有机质块状泥岩相孔径分布以介孔为主, 中有机质纹层状泥岩相孔径呈介孔-宏孔“ 双峰” 分布, 低有机质纹层状泥岩相、低有机质层状砂岩相、低有机质层状灰岩相储集空间以宏孔为主。

5 页岩油富集条件
5.1 异常压力

松辽盆地青一段普遍发育异常地层压力, 按压力系数大小可分为高压异常（1.0~1.2）及超压（大于1.2）[15]（见图7a）。经过有机质含量校正后的声波速度与密度表现为生烃作用造成的流体膨胀超压成因[16], 表明研究区青一段在烃源岩大量生烃的嫩江组沉积末期开始形成高压异常（见图7b）。受后期构造活动影响, 不同地区的持续生烃条件、保存条件或构造反转抬升强度明显不同, 使现今地层压力系数发生了不同程度的增减。

图7 古龙凹陷不同类型页岩油异常压力与产能关系

通过计算19口井压力系数差（即现今压力系数减去嫩江组沉积末期压力系数）来反映压力演化历史, 并结合其与页岩油类型、产能的关系可知, 强增压是由于生烃作用导致大量的原油滞留原地, 为石油滞留型高压成因, 对应于基质型和裂缝型页岩油, 但可能受限于试采、改造等生产方式, 目前产量并不高[17]。弱增压是由于油气生成后发生了短距离微运移, 为传导型高压成因, 对应于页岩夹脆性层型页岩油, 其产能与增压幅度具有较好的正相关关系（见图7c）。在地层压力演化过程中, 以减压为主的层段主要为水层、干层。由此可见, 页岩油具有滞留及微运移两种增压型富集机理, 现今地层压力系数与页岩油产量没有明显的直接关系, 但页岩夹脆性层型页岩油产量与压力系数变化幅度历史有关。

5.2 含油性与优势岩相类型

考虑到滞留型及微运移两种不同的页岩油富集机理, 依据TOC值大小分别通过CT扫描及激光共聚焦技术进一步表征各类型岩相的孔隙结构及含油性（见图8）, 以确定优势岩相类型。

图8 古龙凹陷青一段典型岩相激光共聚焦含油性分析（短波荧光反映相对轻质组分烃类, 长波荧光反映相对重质组分烃类）
（a）H73井, 2 320.7 m, 高有机质块状泥岩相, 岩石致密, 孔隙多孤立, 连通性差; （b）H73井, 2 320.7 m, 高有机质块状泥岩相, 与（a）同视域, 孔隙内部长波荧光占比较大, 反映了烃类以重质组分为主; （c）H51井, 2 202.3 m, 中有机质纹层状泥岩相, 矿物颗粒在纹层面两侧差异明显; （d）H51井, 2 202.3 m, 中有机质纹层状泥岩相, 与（c）同视域, 具有荧光的孔隙密度在纹层面两侧差异巨大, 且以短波荧光为主; （e）H51井, 2 192.1 m, 低有机质层状砂岩相, 粒间孔隙发育, 连通性较好; （f）H51井, 2 192.1 m, 低有机质层状砂岩相, 与（e）同视域, 孔隙中部为短波荧光, 孔隙边部以长短波叠加荧光为主; （g）H51井, 2 341.1 m, 低有机质层状灰岩相, 介壳结构明显, 其内部溶蚀孔隙发育; （h）H51井, 2 341.1 m, 低有机质层状灰岩相, 为（g）局部放大视域, 具有短波荧光的孔隙受介壳影响而定向排列, 孔隙连通性极为不均

TOC值较高的高有机质块状泥岩相、中有机质块状泥岩相与中有机质纹层状泥岩相的基质孔隙连通性及含油情况差异明显。对于高有机质块状泥岩相, 孔隙形态多呈球形、椭球形（与气体吸附孔隙模型相符）, 单个孔隙体积小, 多数孤立不连通, 但孔隙数量众多, 认为与黏土矿物和有机质含量较高有关, 孔隙内部长波荧光占比较高, 反映烃类中重质组分较多, 认为与排烃分异作用有关（见图8a— 图8b）。中有机质块状泥岩相与高有机质块状泥岩相特征相似。对于中有机质纹层状泥岩相来说, 泥质纹层具有较高的有机质含量, 而粉砂质纹层具有较低的黏土矿物含量, 样品的孔隙形态呈微管束状, 孔喉半径略高于块状泥岩相, 孔隙沿浅色纹层层理面集中分布, 呈片状相互连通, 形成孔、喉网络, 并以短波荧光为主, 反映了烃类组分偏轻, 偶见层理缝沟通, 渗透性更好（见图8c— 图8d）。

TOC值极低的低有机质层状砂岩相、低有机质层状灰岩相及低有机质纹层状泥岩相孔隙发育程度整体较好（见图8）。相较来说, 低有机质层状砂岩相以粒间孔为主, 主要表现为短波及长短波叠加的荧光波长特征, 极少具有单一的长波荧光（见图8e— 图8f）。低有机质层状介形虫灰岩具有明显的介壳结构, 钙质含量较高, 以壳间钙质溶蚀孔隙为主, 连通性较差, 烃类组分主要为短波荧光, 具有一定的长波荧光（见图8g— 图8h）。低有机质纹层状泥岩相生烃潜力较低, 少量泥质纹层的发育降低了全岩的渗透性, 阻挡了外来烃类的微运移, 使得这类岩相普遍具有较低的含油丰度。但由于样品数量的局限性, 结论的确凿性还有待进一步验证。

综上所述, 中有机质纹层状泥岩相具有较好的生烃潜力, 储集空间发育, 宏孔占比可达21%~48%, 为页岩油原地滞留富集的基质型页岩油优势岩相。低有机质层状砂岩相与低有机质层状灰岩相储集空间以宏孔为主, 在有利于烃类微运移的原始渗透性及地层压力演化历史背景下, 为页岩夹脆性层型页岩油优势岩相。

5.3 页岩油保存的构造及岩相条件

页岩油气的保存条件主要从构造抬升及岩性封闭两方面考虑[18, 19]。一方面, 自青山口组沉积后, 盆地主要经历了嫩江组沉积期末、明水组沉积期末、古近纪的3次强烈的构造反转。构造反转致使一些小型压扭性或压性背斜、逆冲高断块等构造圈闭形成, 并产生规模不等的断裂或导致早期的一些生长断层重新活动, 对早期形成的油气藏破坏调整。相较于构造反转强度较大的东南隆起区, 处于中央坳陷西部的古龙凹陷构造反转强度相对较弱, 仅在研究区北部产生小型鼻隆反转背斜, 伴随着反转背斜两翼大量裂缝的形成, 成为有利的裂缝型页岩油勘探区（见图9）。另一方面, 页岩层系顶、底板条件对页岩油的保存至关重要, 如果垂向封盖条件较差, 油气通过叠置的连通砂体可直接运移至浅层而减少原位滞留烃量, 即具有高排烃效率, 并造成压力系数的降低, 不利于页岩油的保存。相对于生烃潜力较高、储集条件较为有利的中有机质纹层状泥岩相来说, 在SSC2与SSC3最大湖侵时期形成的高有机质块状泥岩相的物性差, 稳定分布在中有机质纹层状泥岩相的顶、底面, 可以有效减缓烃源岩生成的原油向外排烃运移, 从而使页岩油得到有效保存, 是有利的基质型页岩油勘探层段。

图9 古龙凹陷青一段页岩油形成模式图（剖面位置见图1）

发育于SSC2顶面— SSC3底面的中有机质纹层状泥岩相在三角洲-湖相过渡沉积区横向分布稳定, 连续厚度大于30 m, 并具有各旋回中部发育的高有机质块状泥岩相、中有机质块状泥岩相作为顶底板封盖, 在持续异常高压的背景下, 具备形成基质型页岩油的有利条件（见图9）。评价结果表明[20], 古龙凹陷青一段基质型页岩油有效资源量为23.5× 108t, 是松辽盆地未来油气的重要接替领域。

6 结论

古龙凹陷青一段泥页岩有机质类型以Ⅰ 型和Ⅱ 1型干酪根为主, 总体上处于成熟阶段, 是典型的湖相倾油烃源岩。矿物组成以石英、斜长石、黏土矿物为主, 次为钾长石、方解石、白云石及黄铁矿等。

将青一段细粒沉积划分出7类岩相：①高有机质页理黏土质泥岩相, ②高有机质块状长英质泥岩相, ③中有机质块状长英质泥岩相, ④中有机质纹层状长英质泥岩相, ⑤低有机质纹层状长英质泥岩相, ⑥低有机质层状砂岩相, ⑦低有机质层状灰岩相。岩相的垂向充填演化受米氏旋回控制和沉积物源影响, 具有明显的序列性。

中有机质纹层状泥岩相生烃潜力高, 孔径分布呈介孔-宏孔“ 双峰” 分布。这类岩相夹于高有机质块状泥岩相顶底板之间, 横向连续分布, 并发育异常压力, 具备形成基质型页岩油的有利条件, 资源潜力巨大。

The authors have declared that no competing interests exist.

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