石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 3: 455 - 467

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230058

油气勘探

陆相页岩油可动烃富集因素与古龙页岩油勘探潜力评价

  • 赵文智 , 1, 2 ,
  • 卞从胜 , 1, 2 ,
  • 李永新 1, 2 ,
  • 张金友 3 ,
  • 何坤 2 ,
  • 刘伟 1, 2 ,
  • 张斌 2 ,
  • 雷征东 2 ,
  • 刘畅 2 ,
  • 张婧雅 2 ,
  • 关铭 1, 2 ,
  • 刘诗局 1, 2
展开
  • 1 中国石油勘探开发研究院赵文智院士工作室，北京 100083
  • 2 中国石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 3 中国石油大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712
卞从胜（1981-），男，安徽合肥人，博士，中国石油勘探开发研究院油气资源规划研究所高级工程师，主要从事页岩油基础地质与综合评价研究。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院油气资源规划研究所，邮政编码：100083。E-mail:

赵文智（1958-），男，河北昌黎人，博士，中国石油勘探开发研究院教授级高级工程师，中国工程院院士，主要从事石油天然气地质综合研究和科研管理工作。地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院，邮政编码：100083。E-mail:

Copy editor: 魏玮

收稿日期: 2023-02-08

  修回日期: 2023-04-14

  网络出版日期: 2023-05-25

基金资助

国家自然科学基金委员会联合基金项目“中低成熟度陆相页岩油资源形成与原位转化开采机理”(U22B6004)

中国石油勘探开发研究院院级项目“典型陆相中高熟页岩油富集特征与富集区评价”(2022yjcq03)

收起

Enrichment factors of movable hydrocarbons in lacustrine shale oil and exploration potential of shale oil in Gulong Sag, Songliao Basin, NE China

  • ZHAO Wenzhi , 1, 2 ,
  • BIAN Congsheng , 1, 2 ,
  • LI Yongxin 1, 2 ,
  • ZHANG Jinyou 3 ,
  • HE Kun 2 ,
  • LIU Wei 1, 2 ,
  • ZHANG Bin 2 ,
  • LEI Zhengdong 2 ,
  • LIU Chang 2 ,
  • ZHANG Jingya 2 ,
  • GUAN Ming 1, 2 ,
  • LIU Shiju 1, 2
Expand
  • 1 ZWZ Academician Research Studio, PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 2 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China
  • 3 Exploration and Development Research Institute of PetroChina Daqing Oilfield Company, Daqing 163712, China

Received date: 2023-02-08

  Revised date: 2023-04-14

  Online published: 2023-05-25

Fold

摘要

通过对中国主要中高熟页岩油探区的地质特征和生产实践分析，结合分析化验结果，提出陆相页岩油能否投入规模开发需要兼备3个条件：初始产量有经济性、单井累计采油量有经济性与经试采证实的可动用储量有规模，明确了可动烃数量与品质是决定页岩油能否经济开发的关键，也是页岩油富集区/段评价需要关注的重点。研究提出可动烃富集评价指标包括：①形成滞留烃的物质基础，以TOC>2%为必要条件，3%~4%最好，母质类型为Ⅰ—Ⅱ1型；②滞留烃流动性，与烃组分构成及其中轻/重烃组分流动特征密切相关，可从热成熟度（Ro）、气油比（GOR）、原油密度、烃组分构成品质、保存条件等方面评价；③工程关联要素，包括孔喉主分布区、储集物性（含裂缝）、页理特征与成岩阶段。据此建立3类13项评价指标及参考值，评价认为古龙页岩油轻质油带可动烃富集条件最有利，其次为稀油带和黑油带，其中Ro>1.2%、压力系数大于1.4、有效孔隙度大于6%、原油密度小于0.82 g/cm3与GOR>100 m3/m3的轻质油资源量20.8×108 t。古龙页岩油可依据页岩油流动特征，按资源甜点、工程甜点和致密油型甜点分类勘探开发，是中国最具希望实现规模突破和建产的陆相页岩油分布区。

关键词： 古龙凹陷; 陆相页岩油; 可动烃富集因素; 富集区/段评价; 物质基础; 烃组分流动; 工程关联要素

本文引用格式

赵文智 , 卞从胜 , 李永新 , 张金友 , 何坤 , 刘伟 , 张斌 , 雷征东 , 刘畅 , 张婧雅 , 关铭 , 刘诗局 . 陆相页岩油可动烃富集因素与古龙页岩油勘探潜力评价[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(3) : 455 -467 . DOI: 10.11698/PED.20230058

Abstract

The geological characteristics and production practices of major middle- and high-maturity shale oil exploration areas in China are analyzed. Combined with laboratory results, it is clear that three essential conditions, i.e. economic initial production, commercial cumulative oil production of single well, and large-scale recoverable reserves confirmed by the testing production, determine whether the continental shale oil can be put into large-scale commercial development. The quantity and quality of movable hydrocarbons are confirmed to be crucial to economic development of shale oil, and also focuses in evaluation of shale oil enrichment area/interval. The evaluation indexes of movable hydrocarbon enrichment include: (1) the material basis for forming retained hydrocarbon, including TOC>2% (preferentially 3%-4%), and type I-II1 kerogens; (2) the mobility of retained hydrocarbon, which is closely related to the hydrocarbon composition and flow behaviors of light/heavy components, and can be evaluated from the perspectives of thermal maturity (Ro), gas-oil ratio (GOR), crude oil density, quality of hydrocarbon components, preservation conditions; and (3) the reservoir characteristics associated with the engineering reconstruction, including the main pore throat distribution zone, reservoir physical properties (including fractures), lamellation feature and diagenetic stage, etc. Accordingly, 13 evaluation indexes in three categories and their reference values are established. The evaluation indicates that the light shale oil zones in the Gulong Sag of Songliao Basin have the most favorable enrichment conditions of movable hydrocarbons, followed by light oil and black oil zones, containing 20.8×108 t light oil resources in reservoirs with Ro>1.2%, pressure coefficient greater than 1.4, effective porosity greater than 6%, crude oil density less than 0.82 g/cm3, and GOR>100 m3/m3. The shale oil in the Gulong Sag can be explored and developed separately by the categories (resource sweet spot, engineering sweet spot, and tight oil sweet spot) depending on shale oil flowability. The Gulong Sag is the most promising area to achieve large-scale breakthrough and production of continental shale oil in China.

Key words： Gulong Sag; continental shale oil; movable hydrocarbon enrichment factor; enrichment zone/interval evaluation; material basis; component flow; engineering-associated factor

0 引言

勘探与研究表明[1⇓-3]，中国陆相页岩油资源十分丰富，其中中高成熟（通常Ro≥0.9%，咸化湖盆则Ro≥ 0.8%）页岩油地质资源量为（145~283）×108 t；中低成熟（通常Ro<0.9%，咸化湖盆则Ro<0.8%）页岩油技术可采资源量为（700~900）×108 t，两类页岩油都是中国石油工业长期稳定发展和国家油气安全可倚重的重要资源类型。近年来，在松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组、歧口凹陷和济阳坳陷古近系沙河街组、鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称长7段）以及准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组等多套层系获得页岩油勘探开发重要突破[4⇓⇓⇓⇓⇓⇓-11]，2021年中国页岩油产量达272.6×104 t，据国家能源局公布，2022年中国页岩油产量突破300×104 t[12]。目前，国家已批准启动了新疆吉木萨尔凹陷芦草沟组、大庆古龙凹陷青山口组和胜利济阳坳陷沙河街组3个陆相页岩油示范区建设，如果通过技术和管理创新能较大幅度降低成本并提高单井累计采油量（EUR），中国中高成熟页岩油将成为原油2×108 t稳产的重要资源支撑。如果地下原位转化技术与资源经济开发取得突破，中低成熟页岩油将成为中国油气产量实现规模增长的主要资源依托。这一领域的理论、技术突破将带来真正意义上的陆相页岩油革命，其地位可与美国海相页岩油革命媲美。
中国陆相页岩油勘探与试生产时间都不长，很多涉及页岩油富集段形成、分布与经济可动用储量评价的基础科学与技术问题尚处于探索总结和发展中。但是，目前的实践揭示，陆相页岩油富集区/段评价在很多方面不同于常规石油和致密油。例如，常规油藏和致密油藏都经历过油气从烃源岩排出的过程，进入储集层的油气都经过了由黏土矿物和固体有机质形成的微纳米孔隙的过滤，是多组分烃和非烃物质按照相似相溶原理发生了混相，总体上可流动组分占比较高。而页岩中的滞留烃主要为部分可动烃和难于流出地层的重烃和非烃组分，其流动性和流动量远不如常规和致密油藏。此外，陆相页岩油非均质性极强[13-14]、流动性差异很大，单井初始产量高不代表EUR一定有经济性。如果仅仅关注滞留烃的数量而不关注滞留烃的品质与流动性，由此选择的页岩油富集段很可能不具备经济可动用性。实际上，并非所有的滞留烃都能流动，可动烃数量才是决定页岩油经济可采的关键。所以，突出对页岩油可动性的关注度，尽快建立页岩油可动烃富集评价参数与标准，对推进中国陆相页岩油勘探开发稳健发展和实现有规模的效益建产都颇有益处，是本文论证的中心思想。
此外，不同湖盆环境形成的原始母质类型和母质结构特征有所差异，随着热成熟度（Ro）增高有机质生烃的难易度与转化成烃的数量都不同，例如与淡水湖盆相比，咸化湖盆发育的藻类更富含脂肪酸，在较低温度条件下即可产生较多数量液态烃。以济阳坳陷沙河街组四段和柴达木盆地古近系下干柴沟组为例，原始母质转化成液态烃的活化能平均为190~210 kJ/mol（指前因子为5.5×1015 s-1），在Ro值为0.6%~0.8%左右已达生油高峰[15-16]。而淡水湖盆如鄂尔多斯盆地长73亚段，有机质转化成烃的活化能平均为220~230 kJ/mol（指前因子为1.2×1014 s-1），生油高峰出现在Ro值为0.9%以上[17-18]，且有机质向烃类转化比例偏低，在Ro值为0.9%时平均只有45%，有超过一半以上的有机质尚未转化成烃[19]。而且，不同湖盆环境形成的富有机质页岩的矿物组成与岩石结构差异很大，如咸水湖盆页岩层系中碳酸盐矿物含量较高，不仅对烃和非烃物质吸附性较低，而且脆性较好，易形成天然裂缝，人工改造效果好，这些对页岩油产量和累计采油量都有重要影响。
因此，对陆相页岩油可动烃富集条件给予关注，并加强对可动烃富集区/段评价是选准、选好页岩油经济性富集区/段的重要途径，从而保证页岩油开发既能获得较高单井初始产量又能获得较高EUR。基于可动烃富集因素取值标准评价的可动烃富集区，应该是页岩油实现规模经济建产和效益开发的主要产区。本文从控制可动烃富集的物质基础、烃流动性与工程关联要素3方面提出13项评价指标，以期对指导和推动中国陆相页岩油实现规模效益勘探开发有所帮助。

1 中国陆相页岩油的主要类型与基本特征

页岩油是地下已经形成的石油烃在源岩内部的留滞，既包括富有机质页岩本身滞留的烃类，也包括短距离运移到与源岩间互的薄层砂岩和碳酸盐岩中的油气[19]。页岩油的概念应等同于油气藏的概念，而与稠油、稀油和轻质油等术语不同。对页岩油类型的划分应特别关注滞留烃地下赋存状态与流动性，并从油藏分类角度看待页岩油分类问题。据此，将中国陆相页岩油分为3种类型：致密油型、纯正型与过渡型[2]。致密油型页岩油主要赋存于页岩层系中所夹持的致密砂岩或碳酸盐岩层中，石油烃的地下赋存状态与流动特征与已知的致密油藏无明显区别，可参照致密油开发方式和技术进行开发，典型代表是鄂尔多斯盆地延长组长71+2亚段发现的庆城大油田。纯正型页岩油主要赋存于页岩内黏土矿物与有机质形成的微纳米孔隙中，是多类石油烃和非烃物质与固体有机物原位留滞的混合物，页岩油在地下呈轻、中、重组分烃与非烃物质混相而发生“组分流动”，亦即重烃和非烃物质以分子聚群碎片的方式，混合于轻、中质组分烃中发生流动，从而使更多的重烃和非烃组分流出地层。纯正型页岩油目前尚无成熟开发方式和技术，亟待加强基础研究和开展试采加以总结才能早日破译理论和技术难题。过渡型页岩油赋存于致密砂岩、致密碳酸盐岩和富有机质页岩构成的三元组合中，且三者都提供产量。页岩油在地下的赋存与流动特征兼有致密油型与纯正型页岩油的双重性，开发方式和使用技术视资源的主体性而有侧重。如果以致密储集层含油为主，页岩层含油为辅，则可以参照致密油开发方式进行，反之亦然。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、渤海湾盆地沧东凹陷孔店组和济阳坳陷的沙河街组沙三段下亚段—沙四段上亚段发育的页岩油都属于此种类型。
页岩油的混相流动特征，以及地下分布和非均一流动性，可以从页岩油井的生产动态中体现，图1为渤海湾盆地沧东凹陷GY5-1-2L井取自不同试采时间点的原油气相色谱图，所采孔店组二段（简称孔二段）页岩油垂直井深3 825~3 903 m，页岩热成熟度Ro值为0.92%，原油密度为0.89 g/cm3。图中可见如下现象：①在开井试采初期，最先从地层流出的石油烃中，轻组分占比较高，说明轻烃组分更易流出地层。随着试采时间增加，流出地层的石油烃中轻组分逐渐变少，重组分增加（见图1中②、③、④采样点）；②不同试采时期产出的原油组分变化较大，一般产量较高阶段基本对应于轻、中组分烃占比较高时期，也是轻、中和重烃混相较好、且产出量较高时期（见图1中①、②、③、⑧采样点），而当生产压差降低或生产制度改变时，影响了烃组分的混相流动，导致产量降低，轻组分含量也显著降低，流动性也变差（见图1中④、⑤、⑥采样点）；③在长达9个月试生产过程中，轻、重烃组分产出数量的变化大致呈现两个旋回，时间间隔在3~5个月。先是轻组分产出较多，然后重烃比例增加。这种周期性变化可能反映了页岩油地下分布的非均质性，也就是在一定的流动压差条件下，某几组与流动通道关联的孔喉系统中的页岩油会先进入通道，而当可动烃流尽之后，另几组孔喉中页岩油会在当时压差驱动下进入流动通道，继续提供可动烃，这就是随着试采时间变化产出烃组分发生变化的可能原因。
图1 沧东凹陷GY5-1-2L井页岩油生产曲线与不同取样点色谱分析结果（数据来源据大港油田[24]）
笔者研究发现，页岩油经济性开发需要满足3个重要条件。首先，页岩油单井日产（IP）需达到经济门限以上；其次，单井累计采出量（EUR）须达到能收回投资以上；第三，页岩油甜点区储量规模能支撑建成最小经济产量并有稳产期，目前应能达到6~8年。页岩油在地下主要以游离态和吸附态形式存在[20]，目前技术条件下，能够采出的主要为游离态页岩油，即滞留烃中除去吸附烃以外的液态烃量，称为可动烃。可动烃中轻组分含量高和轻、中、重组分与非烃配比恰当，就可以使地下多组分烃和非烃发生混相，从而产生最佳流动性和最大流动量。此外，地层的能量场（包括地层超压，以及地层和井筒压力差形成对地层流体流动的驱动力）对滞留烃中可动烃数量也有重要影响。在组分配比相同条件下，地层的能量高，可以驱使本不可动的重烃和非烃物质流出地层，增加采出油量。大庆古龙页岩油试采资料表明，页岩油可动烃量与累计采油指数（即将不同生产井的水平段长度、生产压差归一化后计算得到的千米井段前半年的累计采油量）有较好的正相关性，说明可动烃数量对页岩油累计采油量有重要作用（见图2）。
图2 古龙页岩油可动烃量与累计采油指数关系
准确评价页岩油可动烃量是陆相页岩油有效勘探和效益开采的前提，目前基于实验室分析方法可以获取页岩可动烃等参数，如利用改进热解程序获取可动油量（多温阶热解烃）[21]、饱和—离心核磁共振（NMR）测试可确定流体饱和度和可动流体饱和度[22]。但岩心样品自井筒采出至分析测试之前，在样品保存和实验前处理等过程均存在不同程度的轻烃散失，这对可动烃的评价影响很大[23]。因此，在评价页岩含油性及可动性时必须进行轻烃恢复，才能更客观地反映出页岩含油性特征。

2 页岩油可动烃富集因素

本文从控制可动烃富集的物质基础、流动性与工程关联要素等3方面开展论证，以明确页岩油可动烃富集的评价指标，探讨其取值标准和下限（见表1）。
表1 陆相页岩油可动烃富集因素与评价指标及古龙页岩油富集区相关参数
分类 物质基础 烃流动性 工程指标
TOC、有
机质类型		 S1/
(mg·g-1)		 OSI/
(mg·g-1)		 孔隙度/
%		 Ro/% GOR/
(m3·m-3)		 原油密度/
(g·cm-3)		 烃组分 保存
条件		 地层
能量		 脆性 页理
结构		 页岩
岩相
富集区 TOC>2%，
最好为
3%~4%；
Ⅰ—Ⅱ1型		 大于2，最佳为4~6 大于100，超过150更好 大于3%，最佳大于6% 咸化湖盆：大
于0.6%；淡水
湖盆：大于0.9%；其中
资源甜点：
大于1.2%		 >80，
最佳为150~
300		 纯正型：
<0.85，
过渡型：
<0.9		 Ro>0.9%时，饱和
烃含量大于80%，
C1—14/ C15+>0.8；
Ro值为0.6%~
0.9%时，饱和烃
含量大于55%，
C1—21/C22+>1.0		 盖层厚度
大于2~
5 m，突破
压力大于
10 MPa		 压力系数大于1.2 中成岩B期，脆性指数大于50%，黏土含量小于40% 页理
发育，易剥
性好		 长英质页岩和亮晶碳酸质页岩
古龙轻质油带 TOC值主
体为1%~6%，平均
大于2%；
Ⅰ型		 4~15 >200 >4% 主体大于1.2%，部分大于1.4% 主体
大于
200		 0.78~
0.85		 饱和烃含量平均为90%，C1—14/C15+值
为1.0~1.5		 顶板突破
压力平均12.6 MPa		 压力系数主体大于1.4 中成岩B期—晚成岩期，脆性指数平均为60% 页理
发育，易剥
性较
好		 纹层状长英质页岩

2.1 滞留烃形成的物质基础

富有机质页岩中滞留烃数量的多寡与两大因素有关：①有机质丰度，显然有机质丰度高，在进入生烃“液态窗”后，形成的滞留烃数量就多；②有机母质类型，国内外海相和陆相页岩油母质以Ⅰ—Ⅱ1型为主，即主要以倾油型母质为主，以保证形成液态可动烃数量，因此，有机质丰度高低是判断滞留烃数量多少的基本条件。有机质丰度太低，形成的石油烃总量有限，除去排出烃外，能留下的滞留烃数量有限，很难保证达到较高的EUR，会影响页岩油的经济性。图3是对中国主要陆相页岩油区有机质丰度与滞留烃数量关系作的统计，总体上，随着有机质丰度增加，滞留烃数量也明显增加。图3中可见，TOC<2%时滞留烃数量总体偏低，基本上低于2 mg/g。而在TOC>2%以后的滞留烃数量（S1）多为4~8 mg/g，但当TOC>4%，随着TOC增加，滞留烃含量没有明显增加。对于不同成熟度的页岩油，亦存在这一显著特征（见图4）。这说明，要形成经济性页岩油，TOC需要最低门限，以大于2%为必要条件[2]，3%~4%为最佳窗口。一般来说，高有机质丰度对形成高滞留烃数量是有利的，但同时对滞留烃的吸附量也会增加，特别是在“液态窗”早中期阶段（Ro<0.9%或Ro<1.0%），该阶段形成的石油烃中，重烃和非烃组分占比较高[25]，有机质对烃的吸附性更明显。另外，咸化湖盆页岩油虽然形成偏早，但含蜡量很高[26]，页岩油的流动性总体也偏差，需要寻找易压裂改造的“工程甜点”，才能有较好的经济产量。所以，判断有机质丰度对可动烃数量的影响，需要与热成熟度密切配合。在Ro<0.9%阶段，有机质丰度既要达到最低门限，但不能太高，既要保证滞留烃数量，又要规避吸附作用。与有机质丰度门限、最佳区间对应，滞留烃数量也有相应取值。从图3看，当TOC>2%时，S1值主体大于2 mg/g，当TOC为3%~4%时，S1值主体为4~8 mg/g。另外，从可动油指数（OSI）分析发现，TOC>2%时，OSI>100 mg/g的频率明显增加，特别是石油烃存在层间微运移时，OSI会明显增高。统计看，OSI>100 mg/g可以作为页岩油富集段选择的门限值，以OSI>150 mg/g为最佳层段。松辽盆地青山口组页岩在S1>4 mg/g时，页岩油单井产量显著增加，而大港油田页岩油的高产井基本上在OSI>150 mg/g的层段。
图3 中国主要陆相页岩TOC与S1相关关系图
图4 中国主要陆相页岩油不同成熟度的页岩TOC与S1相关关系图
图5是基于大港油田现阶段试采资料建立的页岩TOC与首年累计采油量的对应关系。图中可见，当TOC>2%时，页岩油水平井首年累产油量明显增加，基本超过2 000 t，而当TOC为3%~4%时，较多井年产可达4 000~8 000 t，这表明较高的有机质丰度是滞留烃富集的基本条件。而当Ro>1.2%时，因为有机质转化效率会进一步提高，且很多重烃和重质非烃组分会裂解为更小的分子，增加了可动烃数量。这个阶段TOC增高时，滞留烃中可动烃数量会明显增加，因而对改善页岩油的经济可采性是有利的。以大庆油田GY1井为例，青山口组页岩Ro值为1.5%~1.6%，页岩TOC值平均为2.5%，产出油饱和烃占比93.3%，芳香烃和非烃只占6.7%，几乎不含沥青质。可见，热成熟度高的页岩段，高TOC值有利于形成“资源甜点”。
图5 大港油田孔店组页岩TOC与单井累计产量关系图
还应指出，页岩油富集也需要足够大的储集空间，以保持足够多的滞留烃数量。从页岩油主生产区统计看，有效孔隙度需超过3%，最佳超过6%。不同探区因热成熟度不同，对储集层孔隙度的要求也不尽一致。较高成熟度页岩油具有较低的原油密度和黏度，轻烃组分含量高，滞留烃具有较好的流动性，对孔隙度下限的要求可以低一点，如松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩，有效孔隙度取值范围在3.5%~6.9%。而较低成熟度的页岩区如沧东凹陷孔二段和吉木萨尔凹陷芦草沟组，原油密度和黏度均较大，重烃和重质组分含量较高，可动烃占比较低，就需要较高的孔隙度来弥补，才能有较高的产量。如吉木萨尔凹陷芦草沟组上、下甜点段有效孔隙度平均为11%~13%[20]，沧东凹陷孔二段有效孔隙度主体为4%~12%[24]。此外，微纳米孔隙的连通性越好，越有利于提高页岩油的流动性。扫描电镜揭示，孔二段和青山口组高产井区的页理缝均十分发育[27-28]，对储集空间贡献率达14%，说明较高的孔隙度和良好的孔喉结构也是页岩油经济性富集的重要条件。
总之，富有机质页岩段要形成滞留烃富集，从物质基础看，有机质丰度既要达到能够支撑形成经济性页岩油富集的丰度门限，又不宜太高，这是保证页岩油最大概率经济成矿和规避过多吸附烃量的最佳范围。

2.2 滞留烃的流动性

页岩油的流动性决定了资源的可动用性与勘探现实性[29]，是决定单井产量和累计采油量能否有经济性的重要因素，也是页岩油富集区评价的重要内容。保持页岩层中滞留烃有最大流动性和流动量的因素有两点：一是页岩层顶底板封闭性要好，可保证有最大数量可动烃留在页岩层内，这就要求页岩油富集段的顶底板盖层既要稳定且连续分布，又没有大的开启断层；二是页岩成熟度足够高，以保证滞留烃中轻、中组分烃占比较大，重烃和非烃组分占比较小，以增加可动烃数量。热成熟度对烃源岩内滞留烃数量、品质与页岩油经济可采性均具有重要影响[30]。根据松辽盆地古龙凹陷青山口组大量页岩样品（233个）氯仿沥青“A”族组分分析，饱和烃含量总体随成熟度的升高而逐渐增大，当Ro>1.0%时，饱和烃含量快速增加，而芳香烃、非烃和沥青质含量则呈下降趋势，表明早期生成的原油中，重组分含量偏高。这些重组分物质在进入高成熟阶段后会转化为小分子饱和烃和其他轻烃组分，从而使页岩油流动性变好。与此同时，大量产生的气态烃也使地层出现超压，有利于更多页岩油从微纳米孔隙中流出。
所以，将滞留烃的流动性纳入陆相页岩油富集区/段评价，有利于提高富集区/段获得经济开发效益的概率。对滞留烃流动性的评价应从热成熟度（Ro）、气油比（GOR）、原油密度、烃组分构成品质、保存条件与地层能量等方面入手，并随着试生产数据的增加而逐渐完善。

2.2.1 热成熟度（Ro）

Ro是决定有机质转化效率与烃产物品质优劣的重要因素，对滞留烃数量、品质和流动性都有重要作用。页岩油主富集类型可分为“资源甜点”和“工程甜点”两大类，可依据Ro选择不同的甜点类型。其中“资源甜点”主要指页岩层系中有机质丰度和滞留烃含量都高的层段，这类页岩黏土矿物含量通常也较高，其储集层物性和可压性不一定最好；而“工程甜点”类似于页岩气的定义，主要指页岩层系中储集层物性较好，脆性矿物含量高，工程改造和可压性较好且滞留烃数量较大的层段，但有机质丰度不一定很高，故称之为工程甜点。大庆古龙页岩油勘探实践表明，高成熟页岩通常具有较高的可动烃含量（见图6），而吸附烃数量会因重质组分烃和非烃的减少而显著降低，这些都有利于提高页岩油的流动性。
图6 松辽盆地古龙凹陷青山口组页岩油可动烃含量与成熟度关系图（吸附烃量基于文献[31]中干酪根溶胀吸附量与Ro的拟合公式y=88.76x-1.128（x代表Ro）进行估算，可动烃量为总滞留烃量与吸附烃量的差）
对于不同湖盆环境形成的页岩油，因其生烃母质向液态烃转化的条件不同，Ro取值也应有所不同。①（半）咸化湖盆通常发育富含脂肪酸的藻类（称为油藻），本身含有大量可溶有机物，可在较低温条件下转化为液态烃物质，如柴达木盆地西部古近系发现的未成熟—低成熟油，有机质Ro值仅有0.6%~0.8%[20,32]。此外，咸化湖盆形成的生烃母质常富含硫元素，其干酪根转化成烃的活化能较低，进入生油高峰时机通常比淡水湖盆更早。因此，咸化湖盆页岩油富集段的Ro值门限可降至0.8%或0.6%，但TOC值下限必须大于2%，以保证滞留烃数量的充分性，且富有机质页岩集中段厚度要足够大，（一般大于20 m或更大）。咸化湖盆碳酸盐沉积物占比较高，地层脆性较好，有利于人工改造建立流动通道，促使页岩油最大量流出。应该指出，尽管咸化湖盆中低成熟阶段便有较多液态烃产生，但也要看到，中低成熟页岩油的重烃和重质组分占比较高，通常具有较大的原油黏度、较高的密度和含蜡量，加之气油比较低，页岩油的流动性总体偏差。如果页岩层系中没有生烃增压缝和构造缝，要获得较高的EUR也面临很大挑战，这是页岩油评价时应该关注的问题；②对于淡水湖盆，有机质转化形成液态烃的高峰对应的Ro值一般大于0.9%，因此Ro下限取值为0.9%，最佳区段为0.9%~1.2%。对于淡水湖盆来说，“液态窗”阶段形成的石油烃，重烃和重质组分偏高，原油密度和黏度偏大（见图7），尽管成熟度已达“液态窗”主区间，但烃的流动性并未达到最佳。所以，淡水湖盆页岩油如果热成熟度不是很高，选择工程甜点（包括富长英质矿物的页岩和致密砂岩层）获得较高EUR的概率更高，因为工程甜点不仅脆性好，易形成人工改造缝，而且往往会接受来自邻近高TOC层的运移烃，使滞留烃的可流动烃数量增加，流动量变大。此外，工程甜点往往孔隙度比较高，孔喉半径较大，也有利于烃的流出。③当Ro>1.2%以后，随着重烃向中、轻组分烃转化，以及重质组分从大分子聚群向更小分子聚群的裂变，页岩中滞留烃的流动性会明显变好。在此情况下，尽管随TOC增加，有机质对烃的吸附性也增加，但高TOC对滞留烃数量的贡献，远大于有机质吸附量的增加。所以，高TOC对滞留烃数量的贡献更大，加之成熟度增加会使烃的流动性变好，由高TOC段形成的“资源甜点”会有较高的EUR，也是页岩油的主要富集段。
图7 不同陆相页岩液态窗阶段原油物性变化趋势

2.2.2 气油比（GOR）

气油比是反映地下可动烃数量占比高低的指标，一定程度上也是反映地下地层能量大小的重要参数。从现有试生产资料看，陆相页岩油可动烃富集区/段GOR门限值为80 m3/m3，最佳区间为150~300 m3/m3[2]。对古龙凹陷青山口组一段页岩开展了热模拟实验，当Ro>0.9%时，生成的烃类GOR值通常大于80 m3/m3，当Ro>1.2%时，GOR值超过100 m3/m3，最大可达400 m3/m3（见图8）。从古龙页岩油目前试生产数据统计看，当GOR值大于80 m3/m3时，截至2022年底单井累计产油气当量超过4 000 m3；气油比为150~300 m3/m3（见图9），单井累计采出量稳定在4 000~6 000 m3。美国Bakken、Eagle Ford和Permian 3个探区页岩油生产数据统计结果也显示页岩油产量主要贡献段的气油比在80~2 000 m3/m3，气油比150~300 m3/m3是最大产量贡献段（见图9）。因此，较高的气油比代表了页岩油可动烃含量高、地层能量大，有利于形成较高的单井采油量，经济效益会更好。
图8 松辽盆地青山口组页岩生成烃GOR与Ro相关关系（基于模拟实验和生烃动力学计算）
图9 古龙凹陷（a）及美国重点页岩油产区（b）气油比与产量关系图

2.2.3 原油密度

原油密度是决定微纳米储集空间页岩油流动性好坏和流动量大小的重要指标，较低的原油密度代表着轻、中组分烃含量较高，而重烃和重质组分占比较少。本文按照页岩油赋存环境与孔渗条件分别设立标准，根据目前古龙凹陷青山口组页岩油单井产量和页岩油密度的关系，其中纯正型页岩油的原油密度上限为0.85 g/cm3，密度越小越好，最佳小于0.82 g/cm3，并侧重在高成熟度（Ro≥1.2%）层段寻找资源甜点；过渡型页岩油赋存于咸化湖盆形成的页岩层中，形成液态烃的时间偏早，烃的流动性偏差，但页岩含有较多的碳酸盐矿物，脆性较好，除了易改造形成较好的导流通道外，也容易产生构造缝和生烃增压缝，总体孔渗条件较好，原油密度下限可放宽至0.89~0.90 g/cm3，如准噶尔盆地吉木萨尔芦草沟组、渤海湾盆地济阳坳陷沙河街组三段—四段与黄骅坳陷孔店组二段（简称孔二段）页岩油等都具有这种特征。

2.2.4 烃组分构成

烃组分构成是反映页岩油轻重组分占比高低的指标，能反映滞留烃的流动性，可分中高熟和中低熟两个阶段。对于Ro≥0.9%的中高熟页岩油，族组分可用饱和烃含量或（饱和烃+芳香烃）含量来表示，正构烷烃组成可用C1—14/C15+表示。从统计看，中高熟页岩油的饱和烃含量大于80%，或（饱和烃+芳香烃）总量大于90%，C1—14/C15+值大于0.8。如古龙凹陷青山口组和鄂尔多斯盆地长73亚段页岩油的饱和烃含量均大于80%，C1—14/C15+值为0.8~1.5。对于Ro值为0.6%~0.9%的中低成熟页岩油，可用C1—21/C22+值来描述流动性，并作为评价参数，其中饱和烃含量下限为55%，或（饱和烃+芳香烃）总量大于75%，C1—21/C22+>1.0（见图10）。
图10 吉木萨尔凹陷芦草沟组与沧东凹陷孔二段页岩油密度与烃组分关系图

2.2.5 保存条件与地层能量

保存条件是指由富有机质页岩段顶底板的突破压力、稳定性和完整性形成的封闭作用，是保持轻、中组分烃以最大限度留滞地层中、增加流动烃数量的重要条件，用盖层厚度、突破压力与完整性评价优劣。以大庆古龙页岩油为例，产量较高的页岩油富集段盖层厚度下限为2~5 m，突破压力大于10 MPa，最佳大于15 MPa，且顶底板无明显开启断层。在古龙地区选取了两口保存条件有明显差异的页岩油井，开展饱和烃与芳香烃比值的差异研究，以求证保存条件对可动烃留滞的作用。Y47井和G851井均位于Ro>1.2%的高成熟区，目的层埋深大致相当，页岩油富集段各项主指标也基本相似。Y47井附近未见明显断层，而G851井从地震剖面看，附近存在断层。Y47井青山口组一段中下部的页岩抽提物饱和烃含量与芳香烃含量之比达22，代表可动烃组分占比较大，而G851井相对应的层段页岩抽提物的饱芳比只有15，表明相对芳香烃而言，饱和烃存在较多的散失。
地层能量是保证页岩油具有良好流动性和流动量的重要条件，可用地层压力系数表征。从目前试生产资料看，页岩油富集段能形成较高初始产量和较大EUR值的井通常都具有超压，压力系数至少大于1.2，以1.3~1.5更好，压力太高也难免出现更大工程风险。古龙页岩油目前获得较高产量和EUR值的井都位于压力系数大于1.2的轻质油带范围，又以大于1.4的区域EUR值更高。渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油产量较高的1号、2号和5号平台的地层压力系数均大于1.2，最高达1.5。

2.3 工程关联要素

页岩油的工程关联要素是指能够影响人工改造效果与页岩油累计采油量的地质因素与开发生产制度等，包括页岩脆性、页理结构与页岩岩相3项参数，不仅影响页岩压裂改造效果[33-34]，而且对烃类吸附量与流动性也有重要影响：①页岩脆性。不仅要关注脆性矿物含量，还要关注成岩演化阶段。在Ro<0.9%阶段，对应成岩阶段多在中成岩A期或更早，黏土矿物中蒙脱石含量高，岩石塑性和吸附性较强。需要较高的脆性矿物含量以提高可改造性，以脆性矿物含量大于60%为必要条件。如前述，只有咸化湖盆页岩能满足上述条件，同时要求TOC不能太低，否则滞留烃数量和地层能量难以保证有较高的EUR值；对于Ro>0.9%的页岩，成岩阶段多在中成岩B期以后，大量蒙脱石转化为伊利石并析出硅质，增加了页岩的脆性，因此可适当降低脆性矿物含量的最低阈值，以大于50%为必要条件，同时黏土矿物含量须小于40%，且以伊利石和绿泥石为主。古龙青山口组页岩脆性矿物含量大于50%时，页岩油产量显示增长趋势；②页理结构。是指页理出现频率与页理的易剥开性，可用易剥开纹层占比来表征。陆相页岩层系广泛发育纹层构造，其中部分纹层与页理吻合，易剥性较好，可为页岩油富集提供空间，也为页岩油流出地层提供优势通道。从松辽和准噶尔盆地页岩油富集段统计看，页理缝密度与孔隙度和总烃含量均具有较好正相关性，如松辽盆地古龙凹陷青山口组一段，当页理缝密度超过1 500条/m时，页岩孔隙度大于12%（见图11）；③页岩岩相。是指基于造岩矿物组成划分的岩相类型。陆相页岩岩相类型很多，以纹层状长英质页岩和纹层状亮（隐）晶泥灰质页岩的储集空间大、基质孔缝发育，是最有利的储集岩相类型，可作为中高熟页岩油可动烃富集的优势岩相。渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油在纹层状长英质页岩段含油性最好，其可动烃比例高达46.7%。济阳坳陷沙四段页岩中的富有机质纹层状亮晶泥质灰岩和富有机质纹层状隐晶泥质灰岩的孔隙度与含油性均较好。
图11 松辽盆地古龙地区青山口组页岩页理密度与滞留烃量、孔隙度关系
还应指出，合理的生产制度可以保持多组分烃物质在微纳米孔隙中形成较好的混相，因而对页岩油累计采出量有重要影响。虽然这是开发问题，但从资源经济性与可采出数量来说，又是地质评价必须关注的问题。合理的生产制度包括控压以使页岩油形成最大流动度、允许烃组分充分混相并形成稳定组分流动的油嘴大小与合理压降，以及一旦形成相对稳定产量和最小压降，就不轻易改变作业制度并长期稳定。合理的生产制度可建立起多组分烃物质相溶稳定的流动，从而使重烃和重质组分能尽可能多地流出地层，这对提高页岩油采出量和经济性有重要影响。

3 古龙页岩油可动烃富集特征与勘探地位

古龙页岩油发育于松辽盆地古龙凹陷上白垩统青山口组。页岩油主要富集在青山口组一段、二段（简称青一段、青二段），纵向上分为Q1—Q9共9个甜点段，总厚度为80~130 m，岩性以页岩为主，夹少量薄层介壳灰岩和粉砂岩，属于纯正型页岩油，具有机质丰度高、类型好、热演化程度高、气油比高、压力系数大与保存条件较好等特点[35]（见表1、图12）。依据本文提出的评价标准，认为古龙页岩油是中国陆相页岩油最有希望实现规模突破和上产的类型，值得期待[36]。
图12 松辽盆地古龙凹陷GY8HC井青山口组岩性与地球化学综合柱状图

3.1 古龙页岩油可动烃富集特征

古龙页岩油具有物质基础雄厚、可动烃富集条件优越与工程关联要素总体有利等优势。①古龙页岩油作为纯正型页岩油的代表，有机质丰度高、类型好，滞留烃含量和可动烃指数均较高，且具有较好的孔隙空间。青一段和青二段页岩TOC值为1%~6%，平均大于2%，母质类型为Ⅰ—Ⅱ1，滞留烃量S1值主体为4~15 mg/g，平均大于7 mg/g，OSI>200 mg/g。页岩储集层有效孔隙度主体在4%~6%，处于富集因素较好取值范围内，可支撑足量石油烃留滞页岩层内，形成丰富的页岩油资源量。②页岩油烃流动性指标较好，Ro值主体为1.2%~1.4%，最高达1.6%，GOR>100 m3/m3，饱和烃含量大于80%，C1—14/C15+值大于0.8，原油密度小于0.85 g/cm3，主体为0.78~0.82 g/cm3，压力系数大于1.2，主体大于1.4，表明古龙页岩油具有较高轻组分烃含量、主富集段保存条件良好，可支撑形成较大的单井EUR，具备规模建产条件[4]；③其工程关联要素总体比较有利。青一段、青二段页岩处于中成岩B期阶段[37]，黏土矿物主体为伊利石，脆性变好，页理发育，易剥性较好，力学性质各向异性较强，特别是平行层理方向的抗拉强度和断裂韧性均小于垂直方向，压裂之后裂缝易沿层理开启扩展；页岩岩相以纹层状长英质页岩为主，发育较好的储集空间和连通性的微纳米孔喉系统，主要孔隙孔径为10~30 nm，喉道半径为4~7 nm。总体看，古龙页岩油物质基础优越，烃流动性较好，可动烃数量较大，不利条件是孔喉半径小，结构复杂，需要精心选择主富集靶体，确定合理生产制度，只要能够建立地下页岩油稳定的组分流动，就可实现商业开发的重大突破。

3.2 古龙页岩油资源潜力与勘探建议

古龙页岩油可动烃资源总量较大，可以支撑规模效益建产。大庆油田按地质条件不同，划分为轻质油带、稀油带和黑油带。根据大庆油田的划分依据，结合本文提出的标准，古龙页岩油轻质油带可动烃富集指标是：Ro≥1.2%、TOC>2%、S1>6 mg/g，压力系数大于1.4，原油密度小于0.82 g/cm3，GOR>100 m3/m3，总面积为2 326 km2，通过体积法计算资源量约20.8× 108 t，目前已提交预测地质储量12.68×108 t，是资源甜点有利富集区，也是古龙页岩油规模建产的重点类型。稀油带位于1.2%>Ro≥1.0%、TOC>2%、S1>4 mg/g、压力系数为1.2~1.4的区域，原油密度为0.82~0.85 g/cm3、GOR值在50~100 m3/m3，有利面积4 863 km2，资源量为32.5×108 t。因地下烃流动性较轻质油带变差，勘探重点宜立足孔渗性较高、脆性较好与接受了邻层运移烃注入的“工程甜点”。黑油带分布于1.00%> Ro>0.75%、TOC>2%、S1>3 mg/g、压力系数为1.1~1.2，原油密度大于0.85 g/cm3，GOR<50 m3/m3的区域，资源量为98×108 t，是寻找致密油型页岩油的有利区（见图13）。
图13 松辽盆地北部青山口组页岩油资源类型分区图
为了顺利推进古龙页岩油规模上产建设，建议按两个层次组织页岩油勘探与试采工作，一是以有机质丰度高、储集层孔隙度高且含油性好的Q2—Q3和Q9富集段为主要靶体，集中力量组织勘探和试采工作，尽快形成合理可行的开发制度，并积极组织上产建设，尽快形成规模效益产量；二是对其他富集层段和Ro<1.2%的稀油带与黑油带，由于有机质丰度不高或由于成熟度偏低导致的页岩油中、重质组分烃偏多、流动性偏差，使得试采效果不稳定、合理的生产制度尚未建立，应暂时减少钻井工作量，坚持研究先行，用研究引领勘探和试采，积极准备主富集段建产和上产之后的接替层系和领域；要按“资源甜点”、“工程甜点”和致密油甜点分类组织探索，对Ro≥1.2%的轻质油带，页岩油可动烃富集的物质基础、流动性和工程关联指标都很好，坚持搞资源甜点；对1.0%≤Ro<1.2%的稀油带，注重优选储集层物性好、工程关联指标好的“工程甜点”；对Ro值为0.75%~1.00%的黑油带，由于成熟度低导致页岩有机质转化率不高，黏土矿物中伊蒙混层含量高吸附性强，可动烃含量较低且流动性偏差，页岩脆性也不高，因此要坚持搞砂岩或碳酸盐岩夹层发育的致密油型页岩油，以减少不必要投入风险。另外，要继续深化古龙纯正型页岩油烃吸附与流动机理等基础研究，为可采资源总量评价与储量计算做好准备。

4 结论

可动烃数量是页岩油经济性富集区/段发育的关键要素，开展可动烃富集因素评价是页岩油评价的核心内容。页岩油可动烃富集评价首先要关注控制滞留烃富集的物质基础，可依热成熟度和湖盆环境不同，决定TOC取值，门限大于2%是必要条件，最佳为3%~4%。处于高成熟阶段的高TOC值页岩对形成资源甜点是有利的。滞留烃可流动性评价需从Ro、保存条件、原油密度、烃组分构成与GOR等多因素综合分析，根据Ro与页岩岩相类型不同，选取不同标准。淡水湖盆纯页岩，宜Ro>1.2%，GOR>100 m3/m3，饱和烃含量大于80%，C1—14/C15+值大于0.8，原油密度小于0.82 g/cm3，压力系数大于1.2；咸化湖盆页岩，宜Ro>0.6%，GOR值为50~80 m3/m3，原油密度小于0.9 g/cm3，饱和烃含量大于55%，（饱和烃+芳香烃）总量大于75%，C1—21/C22+值大于1.0；工程关联要素要有利于建立良好的人工流动通道，并支撑形成较高的累计采出油量，应把页岩脆性、页理结构与页岩岩相纳入富集段评价。页岩油生产制度对页岩油能否产生最大EUR有重要影响，在控压、油嘴选择与作业制度变更等方面应以建立页岩油地下稳定的组分流动状态为前提。
松辽盆地古龙页岩油可动烃富集条件十分有利，可动烃资源潜力较大，是中国陆相页岩油最有希望实现规模突破和建产的类型。根据页岩油品质与流动性差异，按资源甜点、工程甜点和致密油甜点分类优选勘探类型，有望实现有规模的商业性开发，促进古龙页岩油早日建成国家级页岩油效益勘探开发示范区。
符号注释：
EUR——预测单井累计采油量，t；GOR——气油比，m3/m3；OSI——可动油指数，mg/g；S1——滞留烃数量，mg/g。

该文在成文过程中得到中国石油勘探开发研究院刘合院士、张水昌教授和朱如凯教授的指导和帮助，在此一并致谢。

参考文献

原文顺序 | 文献年度倒序 | 文中引用次数倒序
[1]
赵文智, 胡素云, 侯连华, 等. 中国陆相页岩油类型、资源潜力及与致密油的边界[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(1): 1-10.

DOI

ZHAO Wenzhi, HU Suyun, HOU Lianhua, et al. Types and resource potential of continental shale oil in China and its boundary with tight oil[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(1): 1-10.

DOI

[2]
赵文智, 朱如凯, 刘伟, 等. 我国陆相中高熟页岩油富集条件与分布特征[J]. 地学前缘, 2023, 30(1): 116-127.

DOI

ZHAO Wenzhi, ZHU Rukai, LIU Wei, et al. Lacustrine medium-high maturity shale oil in onshore China: Enrichment conditions and occurrence features[J]. Earth Science Frontiers, 2023, 30(1): 116-127.

DOI

[3]
赵文智, 胡素云, 侯连华. 页岩油地下原位转化的内涵与战略地位[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(4): 537-545.

DOI

ZHAO Wenzhi, HU Suyun, HOU Lianhua. Connotation and strategic role of in-situ conversion processing of shale oil underground in the onshore China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(4): 537-545.

[4]
孙龙德, 刘合, 何文渊, 等. 大庆古龙页岩油重大科学问题与研究路径探析[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(3): 453-463.

DOI

SUN Longde, LIU He, HE Wenyuan, et al. An analysis of major scientific problems and research paths of Gulong shale oil in Daqing Oilfield, NE China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(3): 453-463.

[5]
何文渊, 柳波, 张金友, 等. 松辽盆地古龙页岩油地质特征及关键科学问题探索[J]. 地球科学, 2023, 48(1): 49-62.

HE Wenyuan, LIU Bo, ZHANG Jinyou, et al. Geological characteristics and key scientific and technological problems of Gulong shale oil in Songliao Basin[J]. Earth Science, 2023, 48(1): 49-62.

[6]
赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 等. 湖相页岩滞留烃形成条件与富集模式: 以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系为例[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(5): 856-869.

DOI

ZHAO Xianzheng, ZHOU Lihong, PU Xiugang, et al. Formation conditions and enrichment model of retained petroleum in lacustrine shale: A case study of the Paleogene in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(5): 856-869.

[7]
赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 等. 歧口凹陷歧北次凹沙河街组三段页岩油地质特征与勘探突破[J]. 石油学报, 2020, 41(6): 643-657.

DOI

ZHAO Xianzheng, ZHOU Lihong, PU Xiugang, et al. Geological characteristics and exploration breakthrough of shale oil in Member 3 of Shahejie Formation of Qibei subsag, Qikou sag[J]. Acta Petrolei Sinica, 2020, 41(6): 643-657.

DOI

[8]
宋明水, 刘惠民, 王勇, 等. 济阳坳陷古近系页岩油富集规律认识与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(2): 225-235.

DOI

SONG Mingshui, LIU Huimin, WANG Yong, et al. Enrichment rules and exploration practices of Paleogene shale oil in Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(2): 225-235.

DOI

[9]
付金华, 李士祥, 牛小兵, 等. 鄂尔多斯盆地三叠系长7段页岩油地质特征与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(5): 870-883.

DOI

FU Jinhua, LI Shixiang, NIU Xiaobing, et al. Geological characteristics and exploration of shale oil in Chang 7 Member of Triassic Yanchang Formation, Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(5): 870-883.

[10]
付锁堂, 姚泾利, 李士祥, 等. 鄂尔多斯盆地中生界延长组陆相页岩油富集特征与资源潜力[J]. 石油实验地质, 2020, 42(5): 698-710.

FU Suotang, YAO Jingli, LI Shixiang, et al. Enrichment characteristics and resource potential of continental shale oil in Mesozoic Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2020, 42(5): 698-710.

[11]
张宸嘉, 曹剑, 王俞策, 等. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油富集规律[J]. 石油学报, 2022, 43(9): 1253-1268.

DOI

ZHANG Chenjia, CAO Jian, WANG Yuce, et al. Enrichment law of shale oil of Lucaogou Formation in Jimusar sag, Junggar Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2022, 43(9): 1253-1268.

DOI

[12]
余果林, 徐佳, 肖丹. 锻造规模效益开发的 “金钥匙”: 中国陆相页岩油高质量发展观察与思考[N]. 中国石油报, 2023-03-07(03).

YU Guolin, XU Jia, XIAO Dan. Forging the “golden key” for scale benefit development: Observation and reflection on the high quality development of continental shale oil in China[N]. China Petroleum Daily, 2023-03-07(03).

[13]
胡素云, 白斌, 陶士振, 等. 中国陆相中高成熟度页岩油非均质地质条件与差异富集特征[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(2): 224-237.

DOI

HU Suyun, BAI Bin, TAO Shizhen, et al. Heterogeneous geological conditions and differential enrichment of medium and high maturity continental shale oil in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(2): 224-237.

[14]
赵文智, 朱如凯, 胡素云, 等. 陆相富有机质页岩与泥岩的成藏差异及其在页岩油评价中的意义[J]. 石油勘探与开发, 2020, 47(6): 1079-1089.

DOI

ZHAO Wenzhi, ZHU Rukai, HU Suyun, et al. Accumulation contribution differences between lacustrine organic-rich shales and mudstones and their significance in shale oil evaluation[J]. Petroleum Exploration and Development, 2020, 47(6): 1079-1089.

[15]
XING L T, XU L, ZHANG P Z, et al. Organic geochemical characteristics of saline lacustrine source rocks: A case study from the Yingxi area, Qaidam Basin, China[J]. Geochemistry International, 2022, 60(1): 92-108.

DOI

[16]
SHAO X H, PANG X Q, LI M W, et al. Hydrocarbon retention in lacustrine shales during thermal maturation: Insights from semi-open system pyrolysis[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, 184: 106480.

DOI

[17]
HOU L H, HE K, ZHAI J, et al. Compositional kinetics for hydrocarbon evolution in the pyrolysis of the Chang 7 organic matter: Implications for in-situ conversion of oil shale[J]. Journal of Analytical and Applied Pyrolysis, 2022, 162: 105434.

DOI

[18]
MA W J, HOU L H, LUO X, et al. Generation and expulsion process of the Chang 7 oil shale in the Ordos Basin based on temperature-based semi-open pyrolysis: Implications for in-situ conversion process[J]. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2020, 190: 107035.

DOI

[19]
赵文智, 卞从胜, 李永新, 等. 鄂尔多斯盆地三叠系长73亚段页岩有机质转化率、排烃效率与页岩油主富集类型[J]. 石油勘探与开发, 2023, 50(1): 12-23.

DOI

ZHAO Wenzhi, BIAN Congsheng, LI Yongxin, et al. Organic matter transformation ratio, hydrocarbon expulsion efficiency and shale oil enrichment type in Chang 73 shale of Upper Triassic Yanchang Formation in Ordos Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2023, 50(1): 12-23.

[20]
赵文智, 胡素云, 朱如凯, 等. 陆相页岩油形成与分布[M]. 北京: 石油工业出版社, 2022.

ZHAO Wenzhi, HU Suyun, ZHU Rukai, et al. Formation and distribution of continental shale oil[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2022.

[21]
蒋启贵, 黎茂稳, 钱门辉, 等. 不同赋存状态页岩油定量表征技术与应用研究[J]. 石油实验地质, 2016, 38(6): 842-849.

JIANG Qigui, LI Maowen, QIAN Menhui, et al. Quantitative characterization of shale oil in different occurrence states and its application[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2016, 38(6): 842-849.

[22]
宫厚健, 李子靳, 朱超凡, 等. 核磁共振技术评价页岩可动油含量[J]. 实验室研究与探索, 2020, 39(2): 12-15.

GONG Houjian, LI Zijin, ZHU Chaofan, et al. Evaluating the content of movable oil in shale by technology of nuclear magnetic resonance[J]. Research and Exploration in Laboratory, 2020, 39(2): 12-15.

[23]
GUAN M, LIU X P, JIN Z J, et al. Quantitative characterization of various oil contents and spatial distribution in lacustrine shales: Insight from petroleum compositional characteristics derived from programed pyrolysis[J]. Marine and Petroleum Geology, 2022, 138: 105522.

DOI

[24]
赵贤正, 蒲秀刚, 金凤鸣, 等. 大港沧东页岩油研究报告[R]. 天津: 大港油田分公司, 2022.

ZHAO Xianzheng, PU Xiugang, JIN Fengming, et al. Shale oil research report of Cangdong sag[R]. Tianjin: Dagang Oilfield Branch, 2022.

[25]
刘鹏, 陶国亮, 黎茂稳, 等. 渤海湾盆地济阳坳陷樊页1井页岩油与临近页岩中含氮化合物组成特征[J]. 石油实验地质, 2020, 42(4): 552-557.

LIU Peng, TAO Guoliang, LI Maowen, et al. Characteristics of nitrogen-containing compounds in shale oil and adjacent shales in well FY 1, Jiyang Depression, Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Geology and Experiment, 2020, 42(4): 552-557.

[26]
吕慧, 陈致林, 王忠, 等. 济阳坳陷东营凹陷南斜坡高蜡原油高分子量烃类分布及高蜡成因[J]. 石油与天然气地质, 2008, 29(3): 355-360.

LYU Hui, CHEN Zhilin, WANG Zhong, et al. Distribution of high molecular weight hydrocarbons and genesis of high wax content oil from the south slope zone of the Dongying sag, the Jiyang Depression[J]. Oil & Gas Geology, 2008, 29(3): 355-360.

[27]
王小军, 杨智峰, 郭旭光, 等. 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷页岩油勘探实践与展望[J]. 新疆石油地质, 2019, 40(4): 402-413.

WANG Xiaojun, YANG Zhifeng, GUO Xuguang, et al. Practices and prospects of shale oil exploration in Jimsar sag of Junggar Basin[J]. Xinjiang Petroleum Geology, 2019, 40(4): 402-413.

[28]
韩文中, 赵贤正, 金凤鸣, 等. 渤海湾盆地沧东凹陷孔二段湖相页岩油甜点评价与勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2021, 48(4): 777-786.

DOI

HAN Wenzhong, ZHAO Xianzheng, JIN Fengming, et al. Sweet spots evaluation and exploration of lacustrine shale oil of the second member of Paleogene Kongdian Formation in Cangdong sag, Bohai Bay Basin[J]. Petroleum Exploration and Development, 2021, 48(4): 777-786.

[29]
谌卓恒, 黎茂稳, 姜春庆, 等. 页岩油的资源潜力及流动性评价方法: 以西加拿大盆地上泥盆统Duvernay页岩为例[J]. 石油与天然气地质, 2019, 40(3): 459-468.

CHEN Zhuoheng, LI Maowen, JIANG Chunqing, et al. Shale oil resource potential and its mobility assessment: A case study of Upper Devonian Duvernay shale in western Canada sedimentary basin[J]. Oil & Gas Geology, 2019, 40(3): 459-468.

[30]
SPIGOLON A L D, LEWAN M D, de BARROS PENTEADO H L, et al. Evaluation of the petroleum composition and quality with increasing thermal maturity as simulated by hydrous pyrolysis: A case study using a Brazilian source rock with Type I kerogen[J]. Organic Geochemistry, 2015, 83/84: 27-53.

DOI

[31]
赵贤正, 蒲秀刚, 周立宏, 等. 深盆湖相区页岩油富集理论、勘探技术及前景: 以渤海湾盆地黄骅坳陷古近系为例[J]. 石油学报, 2021, 42(2): 143-162.

DOI

ZHAO Xianzheng, PU Xiugang, ZHOU Lihong, et al. Enrichment theory, exploration technology and prospects of shale oil in lacustrine facies zone of deep basin: A case study of the Paleogene in Huanghua Depression, Bohai Bay Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2021, 42(2): 143-162.

DOI

[32]
冯子辉, 柳波, 邵红梅, 等. 松辽盆地古龙地区青山口组泥页岩成岩演化与储集性能[J]. 大庆石油地质与开发, 2020, 39(3): 72-85.

FENG Zihui, LIU Bo, SHAO Hongmei, et al. The diagenesis evolution and accumulating performance of the mud shale in Qingshankou Formation in Gulong area, Songliao Basin[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2020, 39(3): 72-85.

[33]
周凤英, 彭德华, 边立增, 等. 柴达木盆地未熟—低熟石油的生烃母质研究新进展[J]. 地质学报, 2002, 76(1): 107-113.

ZHOU Fengying, PENG Dehua, BIAN Lizeng, et al. Progress in the organic matter study of immature oils in the Qaidam Basin[J]. Acta Geologica Sinica, 2002, 76(1): 107-113.

[34]
李国欣, 朱如凯, 张永庶, 等. 柴达木盆地英雄岭页岩油地质特征、评价标准及发现意义[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(1): 18-31.

DOI

LI Guoxin, ZHU Rukai, ZHANG Yongshu, et al. Geological characteristics, evaluation criteria and discovery significance of Paleogene Yingxiongling shale oil in Qaidam Basin, NW China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(1): 18-31.

[35]
李阳, 赵清民, 吕琦, 等. 中国陆相页岩油开发评价技术与实践[J]. 石油勘探与开发, 2022, 49(5): 955-964.

DOI

LI Yang, ZHAO Qingmin, LYU Qi, et al. Evaluation technology and practice of continental shale oil development in China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2022, 49(5): 955-964.

DOI

[36]
何文渊, 冯子辉, 张金友, 等. 松辽盆地北部古龙凹陷古页8HC井地质剖面特征[J]. 油气藏评价与开发, 2022, 12(1): 1-9.

HE Wenyuan, FENG Zihui, ZHANG Jinyou, et al. Characteristics of geological section of Well-GY8HC in Gulong sag, northern Songliao Basin[J]. Reservoir Evaluation and Development, 2022, 12(1): 1-9.

[37]
崔宝文, 陈春瑞, 林旭东, 等. 松辽盆地古龙页岩油甜点特征及分布[J]. 大庆石油地质与开发, 2020, 39(3): 45-55.

CUI Baowen, CHEN Chunrui, LIN Xudong, et al. Characteristics and distribution of sweet spots in Gulong shale oil reservoirs of Songliao Basin[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 2020, 39(3): 45-55.

Options
文章导航

/

〈 〉

版权所有：《石油勘探与开发》编辑部；《石油勘探与开发（英文）》编辑部
地址：北京市海淀区学院路20号，中国石油勘探开发研究院数据中心605室　

京ICP备15044687号    技术支持：北京玛格泰克科技发展有限公司