0 引言
2020年，松辽盆地古龙凹陷GYYP1井白垩系青山口组纯页岩型页岩油勘探获得重要突破，改变了低气油比的认识，获得日产油30.5 t、日产气13 032 m3的高产工业油气流[1-2]；明确了“古龙页岩”、“古龙页岩油”的定义[1]。2021年大庆古龙陆相页岩油国家级示范区通过论证[3]。根据古龙页岩油的资源特征与勘探开发现状，提出了“古龙页岩有机质来源和成烃机理、储集空间结构和类型、矿物学演化特征、力学性质与增产改造机制、页岩油产状和相态、页岩油提高采收率”等6个关键科学问题，梳理出了亟需开展攻关的研究方向[2]。围绕上述科学问题，众多学者在岩性物性控制因素与储集层分类、原位成藏机理、页岩油地质储量估算方法、页岩油赋存状态、力学性质与压裂改造设计、开发方案优化等方面取得了重要研究进展[4⇓⇓⇓-8]，有效指导了大庆古龙陆相页岩油国家级示范区建设和勘探开发实践。
但由于古龙页岩油地质特征的复杂性和非均质性，仍存在有机质生烃演化机理不清楚、孔缝成因机理与分布规律不明确、富集层分类评价难、页岩油产量差异控制因素不明确等问题，制约了古龙页岩油的规模增储和效益开发。针对上述问题，本次研究在开展大量实验分析基础上，结合大量现场生产测试资料，系统总结近两年来在古龙页岩有机质生烃演化与页岩油赋存状态、页岩成岩与有机质演化协同造孔造缝机制、富集层分类评价、页岩油生产特征与产量递减规律方面的成果认识；同时，针对现阶段勘探开发实践中存在的难点问题，指出今后重点攻关研究的方向，以期丰富中国陆相页岩油勘探开发理论，为推动古龙页岩油规模开发提供重要的理论技术支持，为保障国家能源安全提供重要支撑。
1 古龙页岩油勘探开发新进展
平面上，古龙页岩油有利区面积为1.46×104 km2（Ro>0.75%，TOC>1%，页岩厚度大于60 m），页岩油地质资源量为（100~150）×108 t；轻质油带有利面积为2 778 km2（Ro>1.4%），地面原油密度小于0.83 cm3/g（20 ℃），地面原油黏度小于10 mPa·s（50 ℃），气油比为50~450 m3/m3，压力系数为1.4~1.6[9]（见图1 ）。2021年新增预测石油地质储量12.68×108 t，预测天然气地质储量3 159.06×108 m3（见图1 ）。近两年来，在古龙凹陷轻质油带核心区，根据地质特征差异，已部署5个开发试验井组。通过开展大量试油试采对比试验，已基本明确最优靶层为Q2—Q3、Q9油层，合理开发井距不少于400 m，最优水平段长度约为2 000 m，布井方式为“平台双向交错、纵向W井网”。水平井钻井周期从最初的119 d缩短到目前最短仅13.77 d。开展压裂工艺、参数等对比试验，建立学习曲线，引进管外光纤、井下微地震、井下电视等先进监测技术，经过两轮迭代，确定“单簇改造最充分、单井改造体积最大、单井EUR最大”改造理念，定型“逆混合施工+高黏主液+大粒径支撑+CO2前置+段内少簇”古龙页岩压裂技术，直井和水平井压裂后全面见油。
目前，GYYP1井已生产超过900 d，累产油气当量达1.4×104 t，首年递减率仅为14.5%。古龙页岩油轻质油带核心区10口水平井，初期日产油15.6~34.9 t，生产1年后产量稳定在10~15 t/d，与突破发现井——GYYP1井对比，具有见油时间早、见油返排率低、单井EUR高（均大于2.0×104 t）的特点，经济效益较好，可实现效益开发。
2 古龙页岩生烃演化特征
2.1 古龙页岩/古龙页岩油定义
古龙页岩是指松辽盆地陆相地层中含有丰富有机质、具有一定成熟度和成岩演化程度的深水细粒纹层状岩系。古龙页岩油是指在这类岩系中富集的，经过人工改造后有经济开发价值的油气[1]。
从地层层位看，主要集中于上白垩统的青山口组和嫩江组，以青山口组为主。从地区分布看，主要集中于齐家—古龙凹陷、三肇凹陷以及大庆长垣的南部地区，以齐家—古龙凹陷为主，近期重点在古龙地区。从岩性岩相看，主要发育页岩（层状、纹层状）、泥岩、粉砂岩、灰岩、白云岩5大类岩相。
2.2 地球化学特征
古龙页岩是松辽盆地晚白垩世大规模湖侵沉积的富有机质页岩，底部富有机质页岩碳同位素组成呈明显的正偏移，初始生产力平均为1 243.1 g/（m2·a）[10-11]，为中氧—富氧湖，沉积速率低，古盐度主要为淡水—微咸水，还原—强还原环境，低硫酸盐含量，有机质保存条件优越。TOC值主体为1.81%~2.74%，最大值为12.33%，平均值为2.64%[11]，有机质类型主要为Ⅰ型，部分为Ⅱ1型，有机质来源主要为层状藻，占有机质组成比例大于85%；干酪根碳同位素组成轻，主体为−30.5‰~−28.1‰，平均值小于−28.0‰[12]。有利区Ro值为0.75%~1.67%，其中古龙凹陷大部分区域Ro值大于1.0%，主体处于成熟—高成熟热演化阶段。HI值主体为600~800 mg/g，最高值大于900 mg/g，平均值为750 mg/g。与国内外其他层位页岩相比，古龙页岩具有TOC中等、HI高的特点（见图2 ）。干酪根红外和有机显微组分全岩光片分析表明，层状藻类体脂肪碳含量高[12]。
2.3 生排烃特征
前人研究认为，页岩在生油高峰期排油效率达70%，总排油效率大于80%[13⇓-15]。本次研究过程中，通过改进的含水生烃、排烃、滞留烃模拟实验，降低加水量，使用柱塞样并采用“三明治”结构（即中间为页岩，上下为石英砂），使实验条件更接近地层生排烃环境，实验结果表明，古龙页岩生、排、滞留油窗口Ro值主要为0.9%~1.6%，生、排、滞留油主峰Ro值为1.1%~1.3%，生油量一般大于20 mg/g，主峰为61.2 mg/g；滞留油量一般大于18 mg/g，主峰为49 mg/g；排油量一般大于4 mg/g，主峰为12.9 mg/g。与Tissot经典生油模式[16]相比，古龙页岩生、排、滞留油窗口成熟度范围大，Ro值达1.9%时仍具有生油潜力，生油量为生油高峰值的22%。实验条件下生油高峰期排油效率平均仅为20%左右，远低于传统含水模拟实验结果。尽管实验条件下的排烃效率不能完全代表地层条件下页岩的排烃效率，但也间接反映在适当的地层条件下，页岩的排烃效率并非如之前认为的那么高。
通过古龙页岩氯仿沥青“A”与保压岩心含油量分析，古龙页岩在Ro值为1.2%~1.6%时，总滞留油量（游离油+吸附油）最高仍可达600 mg/g，计算平均排油效率小于50%[10]。另一方面，通过不同成熟度古龙页岩氯仿抽提前后的岩石热解分析[6]，进入生油窗后，抽提后页岩HI值大幅降低，反映存在大量吸附重烃。通过建立基于轻烃和吸附烃校正的排烃效率计算模型发现，青山口组页岩随成熟度增加，排烃效率增大，Ro值为1.0%~1.2%时进入大量排烃期，最高排烃效率为49.5%。已有的研究也表明，在高成熟阶段，由于排烃、成岩演化、上覆压力增大等因素影响[17-18]，页岩层系易形成自封闭环境，不再排烃，排烃效率变化不大。
2.4 页岩油赋存状态与演化模式
页岩油的赋存状态主要有游离态和吸附态（或互溶态）[19-20]，一般游离油采用岩石热解S1定量方法分析[20]，吸附油为有机溶剂抽提前后岩石热解S2的差值。此前的研究表明，古龙页岩氯仿抽提前后岩石热解S2的差值与氯仿沥青“A”减S1的差值基本一致，因此吸附油也可据此进行定量分析[21]。本次研究过程中，对生排烃热模拟实验中的滞留油进行分解，游离油形成高峰时Ro值为1.3%，吸附油形成高峰时Ro值为1.1%，表明游离油形成高峰滞后于吸附油；基于生烃过程物质守恒原理，表明大部分游离油由吸附油裂解转化形成，但也有少量为干酪根裂解生烃产物。基于古龙页岩大量实测S1数据及氯仿沥青“A”数据，结合保压岩心含油量测定结果进行轻烃校正，建立了古龙页岩油赋存状态和演化模式[22]（见图3 ），具有3阶段演化特征：①初始形成阶段，Ro值小于0.9%，主要为干酪根生油，游离油占滞留油的20%~40%，以吸附油为主；②形成窗口阶段，Ro值为0.9%~1.6%，吸附油大量向游离油转化，游离油占滞留油的40%~80%；③裂解阶段，Ro值大于1.60%，页岩油开始裂解成气。通过分别定量计算干酪根和矿物基质及孔缝中的游离油和吸附油量[6]，以Ro值1.0%为界，发现古龙页岩油赋存状态发生2个转化过程：①中低演化阶段，页岩油从主要赋存于干酪根向主要赋存于岩石与有机孔缝（有机黏土复合孔[11]）中转化；②中高演化阶段，页岩油由吸附态向游离态转化。
3 古龙页岩储集层孔缝特征及造孔造缝机制
3.1 页岩储集层孔缝特征
古龙页岩主要由粒径小于3.9 μm的石英、黏土矿物、长石及少量方解石等细粒碎屑矿物组成，整体表现为高黏土矿物含量、低碳酸盐矿物含量、较高长英质矿物含量的岩石学特征。前人对其储集空间类型、储集性等进行了大量研究，认为主要以微米—纳米级基质孔隙与页理缝、微裂缝双重储集空间为主[3-4]，其中，基质孔隙包括碎屑矿物粒间孔、黏土矿物晶间孔、有机质孔、溶蚀孔，根据氮气吸附、高压压汞等分析，基质孔隙直径主要分布在10~30 nm。页理缝发育，主要为水平缝，岩心观察，每米为1 000~3 000条，场发射扫描电镜观察每米超过1 000条，缝长为200~5 000 nm，缝宽为50~150 nm。氦气法岩心实测孔隙度为8.4%~9.1%，其中孔隙直径为2~16 nm占比46.2%，孔隙直径为16~128 nm占比27.5%，直径为128 nm以上的孔隙占比26.3%（见图4 ）。气测水平渗透率为（0.01~0.50）×10−3 μm2，垂直渗透率为（0.001~0.050）×10−3 μm2，水平渗透率一般约为垂直渗透率的10倍。
3.2 页岩储集层造孔造缝机制
综合应用薄片分析、X射线衍射分析、场发射扫描电镜分析等结果，结合TOC、Ro等分析资料，探讨青山口组页岩成岩作用、有机质演化与孔隙演化的关系，建立页岩成岩演化成因模式。
早成岩阶段，Ro<0.5%，处于未成熟阶段，储集空间以粒间孔隙为主。储集层主要受机械压实作用影响，孔隙度降低，同时伴随着压实排水，储集层内水的流动携带大量钙镁等离子，造成矿物胶结作用产生。黏土矿物在该时期主要以蒙脱石为主，但已开始向伊利石转化。
中成岩阶段A1期，Ro值为0.5%~0.9%，储集层的演化特征大致可以分为两个阶段：①早期生烃阶段，Ro值为0.50%~0.75%，储集层成岩作用仍然以机械压实作用和胶结作用为主，黏土矿物以伊蒙混层为主，仍存在少量蒙脱石；②大量生烃阶段，Ro值为0.75%~0.90%，有机质大量生油，储集层中出现有机质孔，同时伴随着有机酸溶蚀作用，出现溶蚀孔隙，但由于此时有机质生烃作用尚未达到顶峰，储集层中仍以粒间孔、晶间孔等无机孔为主。此阶段蒙脱石基本不可见，以伊蒙混层和伊利石为主。黏土矿物随着机械压实作用增强、热演化程度增加导致晶格的变化，逐渐转化为定向排列分布的片状伊利石。黏土矿物转化过程中在伊利石、伊蒙混层矿物间形成大量黏土晶间孔、缝（见图5a ）。
中成岩阶段A2期，Ro值为0.9%~1.3%，达到有机质生烃高峰阶段，有机质孔大量形成，同时页岩中顺层分布的藻类母质，在高热演化阶段转化为油气后，容易成为力学薄弱面，形成狭长的有机生烃缝。另外伴随着生烃作用的增强，储集层中长石及碳酸盐矿物溶蚀作用加剧。储集层中主要以有机质生烃孔缝、溶蚀孔、粒间孔为主（见图5b —图5d ），同时压实作用减弱，页岩总孔隙度增加，储集性变好。
中成岩B期，进入有机质演化晚期，有机酸含量减小，在形成新溶孔的同时，部分颗粒溶孔中充填自生矿物，溶蚀孔含量减少。页岩油裂解，吸附油向轻质油转化，有机质生烃缝密度进一步增加，电镜下可观测有机质生烃缝密度可达万条/m，有机质生烃孔缝占孔隙贡献率可超过70%，总孔隙度最高为15%，有效孔隙度最高为10%。
总体上，研究区青山口组页岩成岩作用类型主要包括机械压实作用、黏土矿物转化作用、溶蚀作用、有机质生烃及裂解作用、胶结作用等，演化阶段处于早成岩—中成岩B期（见图6 ）。黏土矿物转化作用、溶蚀作用及有机生烃作用可促进黏土矿物晶间孔缝、溶蚀孔、有机孔等次生孔隙的形成，对储集空间起建设性作用，压实作用、胶结作用对储集空间起破坏性作用。
4 富集层分类评价
富集层是指页岩层系中有机质丰度高、滞留烃含量高、基质孔隙度较高、脆性矿物含量较高，黏土矿物含量相对较低，页理发育的层段，是页岩油经济成矿的最佳层段[22-23]。基于前述古龙页岩生烃演化与储集层特征的分析，明确古龙页岩油富集主要受控于原始沉积时期的有机质富集程度以及有机质的热演化程度，即页岩的原始有机碳含量越高，有机质演化程度越高，原位赋存的油气越富集，可用页岩的含油性评价参数S1进行表征。随着生产认识的不断加深，发现储集层中大孔含量越多，页岩油可动性越好，生产效果越好，在含油性评价的基础上引入核磁可动孔隙度参数表征页岩油可动性。所谓“可动孔隙度”指的是一维核磁测井中大于8 ms截止值的孔隙空间所提供的孔隙度。通常利用不同T2截止值来表征储集层孔隙的孔径大小变化趋势，进而表征流体的通过能力。结合目前生产效果，发现大于8 ms截止值的孔隙对产量的控制作用较为明显。同时，页理缝密度的增加也大大增强了页岩的导流能力。工程参数方面，优选脆性矿物含量、弹性模量、泊松比、应力差参数进行表征。基于以上地质认识并结合生产实践效果，建立页岩油富集层分类评价参数标准，划分为Ⅰ类、Ⅱ类、Ⅲ类油层（见表1 ）。
表1 古龙页岩油富集层分类评价参数标准 |
| 类型 | 地质参数 | 工程参数 | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| S1*/ (mg·g−1) | 可动 孔隙度*/% | 总孔隙度*/ % | 含油 饱和度/% | 页理密度/ （条·m−1） | 脆性矿物 含量*/% | 弹性模量/ GPa | 泊松比 | 应力差/ MPa | ||
| Ⅰ类层 | Ⅰ-1 | ≥8.0 | ≥4.0 | ≥10.0 | ≥65 | ≥1 000 | ≥60 | >22.5 | <0.18 | <3 |
| Ⅰ-2 | 6.0~8.0 | 3.5~4.0 | 8.0~10.0 | 50~60 | ||||||
| Ⅱ类层 | 4.0~6.0 | 2.5~3.5 | 6.0~8.0 | 55~65 | 500~1 000 | 40~50 | 17.5~22.5 | 0.18~0.23 | <4 | |
| Ⅲ类层 | 2.0~4.0 | <2.5 | <6.0 | <55 | <500 | <40 | <17.5 | >0.23 | <5 | |
注：*为核心指标，其他为参考指标 |
Q1—Q9油层整体含油；下部Q1—Q4油层岩性为纯页岩，黏土矿物含量高，储集层中大孔不发育，页理缝发育，脆性矿物含量低，尤其是Q2—Q3油层，具有高含油量和高页理缝密度的典型特征，是地质上的最优甜点，但工程改造品质较差；中部Q5—Q7油层岩性为页岩夹薄层白云岩，黏土矿物含量中等。储集层中大孔不发育，页理缝发育中等，脆性矿物含量中等，整体表现为含油中等，工程改造品质中等的特征；上部Q8—Q9油层岩性为页岩夹薄层粉砂岩，黏土矿物含量相对较低，储集层中大孔发育，页理缝不发育，脆性矿物含量高。综合认为Q8—Q9、Q2—Q3油层最优（见图7 ）。
5 页岩油生产特征
5.1 水平井产量分布特征
目前，古龙地区所钻水平井试油产量为4.4~34.2 t/d，其中试油产量超过20 t/d的有10口井，在Q1—Q6、Q9油层均有分布。但不同井在水平段长度、压裂规模、试油方式等方面存在差异，影响各层生产特征对比。
为了准确、客观评价不同层位的生产特征及分布规律，在常规产油指数计算方法上进行了优化，引入水平段长度、压裂加液量、加砂量、裂缝条数、开发井距等参数，同时选用水平井见油达峰稳定生产后的产量作为评价标准，该产量一般选用稳定生产后3~6个月产量的平均值。通过（1）式修正后的产油指数公式，可实现在水平段长度、压裂规模及方式、开发生产压差近似一致情况下的产能对比。
从归一化产油指数直方图看出，轻质油带核心区Q9油层产能最高，Q2—Q3、Q4—Q6油层产能相近，轻质油带核心区水平井的产能明显高于核心区外围的水平井（见图8 ）。
从水平井生产层位看，高产水平井入靶靶层一般具有页理缝发育、孔隙度高、大孔占比高、含油性好的特征，测井曲线上通常具有高自然伽马、高电阻率、低密度的特征（见图7 ）。此类靶层经过压裂改造后，油气渗流阻力较小，易在低生产压差、低返排率下见油，且油气连续有效供给，一般自喷期和稳产时间较长。随着开采时间的延长，小孔基质内油气逐步接替补充，在地层能量逐渐降低的过程中，也可实现低递减率条件下长期稳定生产。
从生产动态数据看，Q2、Q3、Q9油层普遍获得高产。其中，核心区Q9油层在北部GY8H1、中部GY10HC、南部GY9HC、试验井组GY2-Q9-H1井初期日产油均在20 t以上，且生产时间较长，产量稳定，目前见油生产265~361 d，累产油为2 934.5~6 574.3 t，累产油气当量为5 578.5~10 082.8 t，单井EUR值为（2.0~3.1）×104 t，单井EUR油气当量（3.2~4.3）×104 t，可实现规模效益开发。目前，油田正积极组织Q9油层开发扩大试验。
5.2 见油生产特征
古龙页岩属于特低孔超低渗非常规储集层，基质渗流能力极低；但由于储集层中发育大量有机质孔缝，源储一体，页理缝发育，孔缝单元连通成空间网状结构。
选用3口典型井不同层位4块岩心进行数字岩心油相启动压力测试实验，发现32 nm以下的小孔油相启动压力梯度为0.194 MPa/mm，128 nm以上的大孔油相启动压力梯度为0.078 MPa/mm（见图9 ）；理论上当驱动压差为0.8~2.0 MPa时，可将油驱替出孔隙，大于128 nm的孔缝为初期产量贡献的主体。
储集层内流体需要在一定压差作用下由纳米级孔隙流入人工缝网，并流入井筒后采出，因此，在生产过程中，需要在相同改造强度或规模条件下，形成更大的改造体积，降低人工缝网内压力，增加驱动生产压差，实现低返排率下早见油。
从矿场试验看，区域上，目前生产井见油生产压差为0.1~5.6 MPa，主体为2.0 MPa（见图10 ），生产规律基本相近，主要受水平井靶层的物性条件、页理缝发育程度控制。但试验井组由于开发井距、井网不同，存在不同程度的井间干扰及窜层现象，见油压差略有差别。采用油相示踪剂对水平井不同压裂层段产油贡献规律持续跟踪，发现水平井在见油初期（见图11a ），生产压差为2.7 MPa时，仅部分井段见油；当生产压差达到12.4 MPa时（见图11b ），全井段见油，此时水平井产量接近峰值；继续增大生产压差至20.1 MPa（见图11c ），各段贡献比例变化不大。说明控制合理的生产压差是影响古龙页岩油高产稳产的1个重要因素。
5.3 产量递减规律
6 进一步攻关的关键问题
古龙页岩油勘探开发已取得了重要进展，水平井试采显示了长期稳产的效果，阶梯油价条件下试验区开发有一定的经济效益。但由于古龙陆相纯页岩型页岩油属于1个全新的领域，分布范围广，非均质性强，在生产过程中，仍存在水平井靶层偏移、水平井段的出砂污染、直井段的蜡污染、生产制度需要优化等问题。下一步重点工作要加强富烃页岩的地质基础研究，需进一步攻关古龙页岩生排烃过程、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法、富集区的边界条件确定、页岩力学性质与体积改造等基础问题；精细划分靶层，建立迭代地质模型，提高油层钻遇率；加快技术管理的升级迭代，明确合理的生产压差，提高EUR，实现规模效益开发。
6.1 页岩生排烃过程
本次研究，通过改进的生排烃模拟系统，对古龙页岩的生排烃机理认识取得了实质性进展；但实验条件与实际地质条件有较大差异，特别是生烃过程中的时间效应问题需要考虑，同时计算过程中的一些相关参数也存在多解性，下一步重点工作是开展不断逼近地质条件的生排烃实验，获取准确的实验参数，定量表征生排烃效率和滞留油量。
6.2 地层条件下页岩孔隙度、含油气性测试方法与标准
对于页岩的孔隙度与含油气性分析，目前已有相应的国家或行业标准，但在实际研究中仍存在以下主要问题：①孔隙度分析测试中由于测试时间和样品尺寸等多因素的影响，出现不同分析测试单位、不同测试方法测定的孔隙度值差异很大的问题，亟需建立准确的测试方法，明确参数标准。②目前在进行页岩孔隙压缩体积测试时，若保持孔隙压力不变，增加上覆压力，孔隙度呈现不断减少的变化规律；若保持上覆压力不变，增加孔隙压力，孔隙度呈现不断增大的变化规律；而在实际测试分析时，往往考虑了上覆压力，而忽略了孔隙压力，特别是纳米尺度孔隙条件，孔隙压力难以测定，亟需建立可靠的测试方法。③由于取心样品自地下进入地表条件后，会出现大量的轻烃散失，使得现有的测试结果大多为轻烃散失后样品中较重的组分，造成页岩含油量测试结果偏低，需要基于现有测试手段，建立方法和标准进行轻烃恢复校正，准确表征地层条件下的烃类分布，实现油气开发可动性的表征。④地表观察到的页岩岩心可见大量页理缝，但在地层条件下，近水平的页理缝承受巨大上覆压力，页理缝能否保持开启?需要进行保压密闭岩心的直接CT观察和测量，获取参数，这是确定页岩油资源的核心指标，也直接影响了页岩油的富集层/区评价和后期的有效开发。
6.3 页岩油富集区边界确定
古龙页岩油以富集于纯页岩中为主，目前的研究认为富有机质页岩滞留烃含量高，含陆源碎屑石英的富有机质长英质页岩的工程条件更有利，逐步明确Q2—Q3油层、Q8—Q9油层是有利富集层。但古龙页岩油层横向分布广泛稳定，它的富集区边界条件是什么?需要针对不同的岩性岩相类型、不同的热成熟度区带，分别建立评价标准，确定边界。
6.4 页岩力学性质和体积改造
古龙页岩是非均质、层状含油的复杂地质体，大量烃类流体赋存于页岩基质孔隙和层理缝隙中，显著改变了页岩的岩石力学性质，其力学性质已不能用传统的岩石力学理论描述。跨尺度孔隙、裂缝中赋存的烃类流体会与基质发生流固相互作用，今后的研究中需综合考虑孔隙压力修正、富烃页岩中物化性质演化等多个因素，使得到的等效力学参量子元能够恰当体现多孔基质的岩石力学、断裂失效和渗流输运各向异性的特征，需要发展孔隙压力修正、混合模式失效和弱界面材料强间断性耦合的有效应力强度准则。同时，页理缝中的烃类流体诱导岩体压剪位错，流体润滑导致层面临界剪切应力退化，不同尺度下水力裂缝与页理缝逐级交汇和贯穿，共同形成了多级裂缝网格系统，但复杂裂缝体系过度发育会消耗大量能量，致使造缝体积受限；需要结合裂尖与页理缝的互诱致裂机理，周期性调整压裂能量，发展动态与准静态主导裂尖的交替压裂方案，提升造缝有效体积和储集层改造的整体效率。同时，深穿透射孔是提高体积改造的重要路径。
现有的压裂技术适用于黏土矿物含量相对较低、页理缝相对弱发育的Q9油层，需要进一步探索高黏土、富页理、不同岩性组合特征的页岩储集层个性化压裂技术，提升有效改造缝高和体积。
6.5 提高采收率技术
常规油提高采收率理论基础是液-液间的表面张力，古龙页岩油提高采收率亟待解决纳米受限效应表面张力和界面吸附力的表征问题，揭示纳米级受限空间内油气流体相态特征及相平衡机理，明确液固界面作用机制及对纳米通道中流体流动行为的影响规律，阐明不同注入介质对不同赋存状态原油的剥离机制。
7 结论
古龙页岩具有TOC值中等、HI值高的特点。TOC值主体为1.81%~2.74%，主要有机质来源为层状藻类体，类脂肪碳含量高，Ro值主体为0.9%~1.6%，大量排烃期最高排烃效率为49.5%。HI值主体为600~800 mg/g。页岩油的赋存状态主要有游离态和吸附态。游离油形成高峰时Ro值为1.3%，吸附油形成高峰时Ro值为1.1%，表明游离油形成高峰滞后于吸附油。
古龙页岩具有高黏土矿物含量、低碳酸盐矿物含量、较高长英质矿物含量的岩石学特征。成岩演化处于中成岩B期，有机孔发育，总孔隙度最高为15%，有效孔隙度为10%。
古龙页岩油富集层分类评价的核心参数是游离烃含量、可动孔隙度、总孔隙度、脆性矿物含量；含油饱和度、页理密度、应力差是重要参考参数；热演化程度、压力系数、Ⅰ类层厚度占比、气油比、原油密度及黏度是富集区评价的主要参数。
古龙页岩油平面上轻质油带核心区Q8—Q9、Q2—Q3油层地质、工程品质最优，经过开展大量对比试验和技术迭代升级，实施“逆混合施工+高黏主液+大粒径支撑+CO2前置+段内少簇”古龙压裂技术，已实现压后全面见油，5个开发试验井组和10口探评水平井均具有低返排率早见油、首年累产高、EUR高的特点，可实现效益开发。
古龙页岩油轻质油带核心区（Ro>1.4%）的产能明显高于边部斜坡区（Ro值为1.2%~1.4%），当生产压差为13~15 MPa时，可实现全井段见油。递减特征表现为双曲递减，首年递减率14.5%~26.5%，明显低于国内外其他页岩油。
需进一步攻关古龙页岩生排烃过程、地层条件下页岩孔隙度与含油气性测试方法、富集区的边界条件确定、页岩力学性质与体积改造等基础问题，精细划分靶层，建立迭代地质模型，提高油层钻遇率；加快技术管理的升级迭代，明确合理的生产压差，提高EUR，实现规模效益开发。
符号注释：
d——标定井开发井距，m； ——标准井开发井距，m；EUR——单井预测可采储量，t；GR——自然伽马，API；HI——氢指数，mg/g；J——归一化采油指数，t/（d·MPa·m）；l——水平段长度，m； ——标准井裂缝条数，条；n——标定井裂缝条数，条；pi——原始地层压力，MPa；pwf——稳定生产时井底流压，MPa；q——初期稳定产量，t/d；ql——标定井压裂加液量，m3； ——标准井压裂加液量，m3；qs——标定井压裂加砂量，m3； ——标准井压裂加砂量，m3；Rlld——深侧向电阻率，Ω·m；Rlls——浅侧向电阻率，Ω·m；Rms——微球聚焦电阻率，Ω·m；Ro——镜质体反射率，%；S0——岩石中的气态烃含量，mg/g；S1——岩石中的游离烃含量，mg/g；S2——岩石中的热解烃含量，mg/g；SP——自然电位，mV；TOC——总有机碳含量，%；Δt——声波时差，μs/m；ρ——密度，g/cm3；ϕ——粒度中值，无因次；ϕ1，ϕ2，ϕ3，ϕ4——核磁测井T2大于8，35，60，100 ms时的孔隙度，%；ϕcnl——中子孔隙度，%；λ1，λ2，λ3，λ4——归一化因素系数，无因次。