0 引言
松辽盆地石油资源丰富，常规石油累计产量已超过25×108 t，页岩油勘探也已经取得了重大突破。页岩油是指赋存于页岩层系（即烃源岩）中的油气，是重要的非常规油气资源，也是当前研究和勘探的热点领域。根据储集空间、沉积岩性、有机质成熟度和丰度等参数，国内外学者对“页岩油”的定义大致分为两类[1⇓⇓⇓⇓-6]，狭义上是指富有机质泥页岩（源内）中自生自储型的石油聚集；广义上则泛指蕴藏在页岩层系中的页岩、致密砂岩和碳酸盐岩等含油层中（近源、源内）的石油资源，包括自生自储型和短距离运移型的石油聚集。目前国内外页岩油开发的主要对象是页岩层系中的砂岩和碳酸盐岩夹层，属于广义的页岩油。“古龙页岩油”是指赋存在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中、经过人工改造后有经济开发价值的石油，因最早在松辽盆地古龙凹陷获得工业油流，故将其称为“古龙页岩油”[7]，属典型的狭义页岩油。目前古龙页岩油的勘探对象主要集中在白垩系青山口组一段和二段（简称青一段、青二段）的底部，纵向上自下而上依次划分为Q1—Q9共9个层段，各层段均已获得工业油流。2021年，大庆油田提交了页岩油预测储量12.68×108 t[8-9]，页岩油的总地质资源量可达（100~150）×108 t。截至2022年底，古龙页岩层系已累产原油超过10×104 t、累产气超过4 000×104 m3[10]。
优质烃源岩是常规油和非常规油气聚集的关键物质基础。青山口组是松辽盆地最为重要的一套烃源岩，以纹层状页岩为主，夹少量薄层白云岩和介壳灰岩，有机质丰度主体为1%~5%，矿物组成则以石英和长石为主，黏土矿物含量高。这套烃源岩不仅贡献了85%的大庆长垣常规石油、斜坡区青二段和青山口组三段（简称青三段）夹层型致密油和白垩系泉头组源下致密油资源，还形成了巨量的页岩油资源[11]。高有机质丰度是形成页岩油聚集的基础，但是青山口组页岩TOC值总体不是特别高，为何能在贡献了超过110×108 t常规石油资源的基础上，还能形成大规模页岩油聚集?常规—非常规油气聚集之间存在什么关系?
本文以松辽盆地古龙凹陷青山口组黑色页岩为例，从烃源岩沉积环境、有机质聚集过程、页岩油富集条件入手，探讨页岩有机质的富集机理、生排烃阶段和效率等关键要素，评价页岩中滞留烃的数量及烃类组成，揭示页岩油勘探开发潜力以及常规—非常规油气有序分布规律，以期为全面认识古龙凹陷青山口组含油气系统油气资源类型、潜力和有利分布区提供理论指导。
1 松辽盆地青山口组页岩有机质富集的地质环境
青山口组页岩是松辽盆地的最主要烃源岩，盆地形成和有机质富集是古构造、古气候、古生物和古湖泊环境共同作用的结果。
1.1 重大地质事件控制松辽盆地形成与有机质富集
受西太平洋板块俯冲后撤影响，郯庐断裂带在距今100~125 Ma发生大规模水平位移（见图1a ），走滑距离达740 km[14]，形成巨大的内陆湖盆和中央坳陷区（见图1b ）。距今83~100 Ma，古太平洋覆盖面积延伸到黑龙江乌苏里湾一带，使松辽古湖盆东侧偶有海水流入[14]。在白垩纪温室环境下，松辽盆地受西风带行星风系和东亚季风影响，陆地水文循环强烈[17]。盆地西部大兴安岭处于湿热季风的向风面，降雨量大，风化剥蚀速率高，古湖泊沉积速率达8 cm/ka以上[18-19]。土伦期（距今89.8~93.9 Ma）和桑托期（距今83.6~86.3 Ma）是西太平洋板块和华北克拉通构造活动的相对宁静期[13]，盆地内部以大面积凹陷沉降和广泛湖侵为主，形成了青山口组和嫩江组两套优质烃源岩（见图1c ）。青山口组和嫩江组沉积与大洋缺氧事件（OAE2：距今93.3~94.2 Ma；OAE3：距今86.8~87.7 Ma）呈交替变化（见图1c ），而与白垩纪氧化事件沉积形成的大洋红层（CORBs）一致；OAE2和OAE3分别对应泉头组和青山口组上部的氧化环境形成的红层或贫有机质沉积（见图1c ）。湖侵事件使青一段沉积期的湖泊面积可达10×104 km2，暗色泥岩厚度平均值为61.5 m；青二段—青三段沉积期的湖泊面积缩小为6×104 km2，暗色泥岩厚度平均值为249 m[20]。巨量有机碳埋藏体现了大型陆相湖盆对当时全球碳埋藏的重要贡献。
1.2 微生物改造的浮游菌藻类有利于形成优质生烃母质
页岩的δ13Corg值可以反映有机质母质来源。泉头组、青山口组上部与白垩系姚家组的浅湖—三角洲相沉积有机质较重的δ13Corg（大于‒27‰）[23]，可能是由于浅水期更多真核藻类甚至是高等植物的贡献。但青山口组Q1—Q9油层出现的两次δ13Corg值负漂移与湖泊变深趋势相一致，可能与有机质母源变化有关（见图2 ），即更多深水环境下的化能自养生物（如甲烷营养菌）和底栖微生物席（如蓝细菌）对沉积有机质的贡献。根据青一段页岩有机氮同位素组成（δ15Norg）的波动，Cao等认为固氮生物蓝细菌出现勃发[24]。甲烷营养菌是最常见的化学自养生物之一，3β-甲基藿烷类化合物是Ⅰ型甲烷营养菌的生物标志物，所记录的碳同位素组成分馏的程度可超过−30‰[25]。青一段页岩δ13Corg值的显著负漂移（最低小于−30‰）和δ13C极轻的C31—32 3β-甲基藿烷化合物（约−60‰）的检出[26]，证实甲烷营养菌对古龙页岩有机质也具有重要贡献。
页岩中频繁出现的结核状和层状白云岩具有较重的δ13Ccarb（4.0‰~15.2‰，平均值为8.0‰）（见图3 ），指示了产甲烷菌介导的有机质矿化成因。该微生物改造作用不仅表现为δ13Corg负漂移和真核藻类化石丰度降低，也对应着大量白云岩矿物出现。多种富铁自生矿物（如铁白云石、黄铁矿、菱铁矿）的发现指示强烈的异化铁还原作用[27]。产甲烷菌、异化铁还原菌等异养微生物在降解初始有机质的同时，也会形成二次生产力，形成新的碳源，最终实现对初始有机质的替换和改造。
1.3 湖泊咸化分层和底水缺氧环境有利于有机质富集
适当的盐度是导致水体分层、提高底层水体中有机质保存效率的关键[28]。前人根据古生物群落组成探讨湖泊咸化分层与潜在的海侵过程。青山口组页岩中已发现的满洲鱼、沟鞭藻、有孔虫和钙质超微化石，以及沟鞭藻、甲藻、海生金藻、海绵等的生物标志化合物，指示古湖泊中出现海相生物；但数量更多的叶肢介、介形类、藻类等多为淡水—微咸水生物，提示古湖泊仍以淡水—微咸水为主[22]。吕丹等[22]提出生物多样性增加和沟鞭藻峰值丰度，可以指示比较明确的海侵事件，但可能只是暂时性或偶发性湖海连通，并未显著改变松辽古湖泊整体淡水—微咸水的水体属性和生态组成。其实，海侵对松辽古湖泊有机质富集的最重要意义并不是母源生物丰富，而是咸水输入，这使得古湖泊能够在高湖平面时形成底部咸化的分层水体（见图4 ）。在西风盛行时，风由大陆吹向大洋，陆地降雨量小，蒸发强烈，水文循环以陆地向海洋迁移为主，湖泊相对封闭，水体咸化分层，底水咸度和缺氧程度高，有机质在湖盆中央更为富集（见图4a ）；而在季风盛行时，风由大洋吹向大陆，受大兴安岭阻挡影响，松辽古湖泊地区降雨量大，陆源输入量大，湖平面上升，有利于湖、海之间通过地表河流进行连通，进而形成海侵事件（见图4b ）。咸化分层水体通过限制底栖动物活动，从而降低生物扰动带来的有机质有氧降解，并通过促进微生物对有机质的厌氧降解，形成缺氧水体环境，进而有利于有机质保存。
根据青一段页岩中大量微粒草莓状和立方晶型黄铁矿的出现，Wang等[29]推测部分层段页岩沉积时，形成了硫化缺氧水体。青一段底部黄铁矿硫同位素组成（δ34Spy）的显著负漂移（大于10‰）[24]和绿硫细菌专属生标的检出[20]，也被认为与硫化缺氧水体有关。从目前证据来看，似乎形成盆地尺度长期硫化水体的可能性并不大，但不排除凹陷范围短期硫化水体形成的可能性。①黄铁矿晶型和粒径证据与δ34Spy显著负漂移所指示的硫化水体发育期并不一致，可能与硫化水体的动态波动有关；②硫化水体形成会强烈抑制产甲烷作用[30]，这与青山口组沉积物中广泛存在的产甲烷菌成因白云石矿物有悖；③古龙页岩段较低的V与（V+ Ni）含量比值[23]以及多个其他氧化还原敏感元素指标都显示青山口组沉积期主要是缺氧环境，并未出现典型硫化水体（见图5 ）。因此，低的硫酸盐还原反应在一定程度上也可以有利于淡水—微咸水环境下的有机质保存。
2 古龙凹陷青山口组轻质页岩油层内富集的有利条件
古龙页岩整体具有较好的含油性，且不同层段的产油能力存在明显变化，预示厚度超过100 m页岩在垂向上存在油气差异聚集特征[32]。页岩油规模富集的有利条件和层内聚集的控制机制研究，可为有利富集层段预测和优质靶层选取提供科学依据。
2.1 高生烃潜力源岩为页岩油富集提供物质基础
页岩的有机质丰度和有机质类型决定了生油气能力，中国陆相页岩TOC值范围变化较大（0.5%~30.0%），有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ型为主[5,33]。国内学者针对典型盆地陆相页岩的地球化学特征，提出了页岩油选区的TOC值下限标准。赵文智等[5]提出陆相页岩油选区的TOC值下限值为2%~3%，有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型最优。古龙凹陷青山口组Q1—Q9（古龙页岩）厚度为100~150 m，岩性以高黏土含量的富有机质黑色页岩为主，夹毫米—厘米级的薄层介壳灰岩、粉砂岩和白云岩。页岩的TOC值为1%~6%，平均约为2%，显示为中等有机质丰度（见图6a ）。尽管青山口页岩的TOC值低于鄂尔多斯盆地三叠系延长组7段（简称长7段），但其原始生烃潜力更高，可达600~900 mg/g。氢指数（HI）与最高热解温度（Tmax）的相关性显示，青山口组有机质主要为Ⅰ型和Ⅱ1型（见图6b ）。模拟实验的结果显示，青山口组低熟有机质的最大生油量可达600~800 mg/g，生油能力强[34-35]。古龙页岩抽提后样品的残余HI值为20~100 mg/g，明显低于中—低成熟的朝阳沟地区和三肇凹陷，表明古龙页岩发生了强烈的生烃转化。由此可见，古龙凹陷青山口组页岩的中等有机质丰度、较高的原始生烃潜力和高的有机质成熟度特征，导致了规模油气生成，可为页岩油富集提供足够的物质基础。
2.2 高热演化程度是轻质页岩油形成的关键因素
Ⅰ型和Ⅱ型有机质通常以生油为主，生油阶段对应的地质温度主要为50~160 ℃，Ro值为0.5%~1.3%[36]。各组分生烃动力学的差异决定了不同热演化阶段油气组成特征，不同组分生成的活化能从大到小依次为：气态烃（C1—5）、轻质组分（C6—14烃类）、重烃组分（C14+烃类）、非烃沥青质（NSO）[34,37⇓ -39]。从陆相和海相Ⅰ型和Ⅱ型有机质的封闭体系的热解产物组成特征，可以发现在生油早期阶段（Ro<1.0%），热解产物以重质组分（C15+）为主，气态烃（C1—5）和轻烃产物（C6—14）的相对产率普遍低于30%（见图7a ），该阶段对应的气油比（GOR）相对较低（见图7b ）。随成熟度增加，封闭体系中C15+会发生进一步裂解生成轻质组分和气态烃，导致后者的质量百分比和产物GOR值逐渐增高。在相对开放体系中，由于早期生成烃类的大量排出，产物GOR值明显低于封闭体系。
模拟实验显示，松辽盆地青山口组Ⅰ型有机质生烃特征与典型海相有机质基本一致，在中—低成熟阶段，产物中C15+的质量分数高于Ⅱ2型的鄂尔多斯盆地长7段页岩。在高过成熟（Ro>1.5%）阶段，重质组分发生强烈热裂解，甚至部分C6—14组分开始裂解，液态产物轻质组分含量明显增加，C6—14/C15+值超过0.4。在排烃效率较低的封闭地层条件下，生油高峰-湿气阶段的裂解作用，导致页岩赋存油气的GOR值快速增加。Ro>1.2%时的油气产物GOR值普遍高于100 m3/m3，Ro值约1.6%时的GOR值为300~600 m3/m3。目前，国内外页岩油开发主要集中在夹层型和混积型，主力产油层为页岩邻近的砂岩段或含砂岩/碳酸盐岩夹层的页岩段。比如，处于中—低成熟阶段（Ro<1.0%）的北美Bakken组和Niobrara组页岩，主力产油层为中部的厚层碳酸盐岩或砂岩段。富有机质页岩向邻近层系初次运移过程中的组分分馏导致产出油以轻质油为主[40⇓-42]。尽管古龙页岩粒度细、黏土含量高，明显不同于北美页岩和中国其他陆相页岩，但其普遍较高的成熟度特征（目前工业开发的地区Ro值约1.2%~1.7%），可为高GOR值的轻质页岩油原地聚集提供重要的有利条件。
2.3 古龙页岩较低的排烃效率导致滞留烃含量高
松辽盆地青山口组页岩的热解分析参数S1和TOC的分布特征显示，页岩含油量与TOC呈现正相关性（见图8a ）。其中，Ro>1.0%区域的古龙页岩S1/TOC为50~300 mg/g，多数超过100 mg/g，明显高于处于中—低成熟度范围（Ro<1.0%）的三肇凹陷和朝阳沟地区页岩。值得注意的是，古龙页岩未抽提样品的Tmax异常偏低（小于430 ℃），与普遍较高的成熟度（Ro>1.0%）不一致；而抽提后样品的Tmax值为440~490 oC，与实测成熟度值一致。这是由于未抽提页岩热解过程中，可溶有机质与干酪根的裂解共同贡献了S2（代表热解烃），导致S2对应的Tmax偏低[45-46]。考虑到部分滞留烃在岩石热解过程中以S2的形式存在，Jarvie提出原始页岩S1和S2与抽提后页岩的差值更能准确反映总含油量[46]。基于该方法，可以计算得到古龙页岩的含油量为200~400 mg/g，这与沥青A含量基本相当，是S1值的2倍左右（见图8b ）。密闭保压取心的分析表明，古龙页岩滞留烃中存在大量易挥发的轻质组分，后者在常规热解分析中普遍散失[7]。现场分步热解评价的可动烃量可高达10~20 mg/g[47]，证实古龙页岩具有可观的含油性和可动油量。
2.4 高成熟阶段层内胶结封闭效应导致古龙轻质页岩油源内高效聚集
镜下观察显示，现今埋藏条件下粉砂岩和碳酸盐岩夹层经历较强烈的成岩作用，发生了明显的次生方解石胶结，岩性普遍致密，封闭性较好（见图9a —图9b ）。页岩水平渗透率可达垂直渗透率的10倍，表明油气发生大规模垂向运移难度大[32]。值得注意的是，页岩内发育大量的顺层和少量的垂向微裂缝，包括页理缝、成岩缝和构造应力缝等，为源内油气的早期初次运移和富集提供了有利通道或空间[47-48]。微裂缝多已发生次生胶结充填形成纤维状的方解石脉体，脉体宽度为微米—毫米级（见图9c ）。方解石脉体中存在大量充填沥青（见图9d ）和烃类包裹体（见图9e ），后者呈垂向排列或顺层串珠状分布，有蓝色荧光显示（见图9f ），揭示这些顺层微裂缝是早期油气发生侧向运移的重要通道。
结合生排烃和成岩演化的动态耦合，可建立古龙页岩油3个阶段的层内运聚模式：①生油早期—高峰之前（Ro<1.0%），生烃增压和区域构造应力在页岩内产生微裂缝，富有机质段生成的部分油气发生初次运移，进入微裂缝或尚未致密胶结的砂岩夹层；②进入微裂缝的油气在压力驱动下，发生侧向运移，进入邻近断层并通过垂向运移形成常规/致密油藏，此时页岩的排烃效率普遍低于50%；③在Ro>1.0%阶段的生油高峰—晚期阶段，微裂缝或砂岩等夹层普遍被方解石胶结充填形成油气运移的层内微封闭层，从而导致晚期重质组分裂解生成的轻质油在页岩内原地聚集成藏（见图10 ）。这种方解石胶结产生的层内封闭效应，也是垂向上页岩含油性、油气组成和同位素特征在米级甚至厘米级尺度存在波动变化的重要原因[32]。
3 松辽盆地多类型油气资源有序分布
3.1 常规油、致密油和页岩油性质有序变化
油气性质显示，古龙凹陷—大庆长垣的常规油主要为中质油—重质油，密度为0.87~0.95 g/cm3，50 ℃原油黏度为20~100 mPa·s，致密油与常规油性质相似，古龙凹陷产出页岩油为低黏度的轻质油[7]，原油密度为0.75~0.85 g/cm3，普遍低于0.82 g/cm3，50 ℃的原油黏度小于20 mPa·s。常规油的饱和烃含量为45%~75%，非烃沥青质可达5%~30%，致密油与常规油相似，页岩油的饱和烃含量占75%~100%，普遍高于80%，非烃沥青质含量低于5%，明显低于常规油。从碳数组成上看，古龙—长垣的常规油轻质组分与致密油类似，明显低于页岩油，后者的C21-/C22+值为2~14。
3.2 断裂开合和生排烃耦合演化控制常规油、致密油和页岩油的有序聚集
根据断层和顶底板的关系，可将古龙页岩断层划分为3类，包括仅断穿底板、仅断穿顶板、同时断穿顶底板[50]。沉积相和岩性特征显示，古龙页岩顶板青二段、青三段主要为半深湖相—深湖相的细粒沉积，泥质含量高，厚度大；底板的白垩系泉头组四段埋藏普遍较深，且为纵向不集中、横向连续性差的河道砂体[51]。油气很难直接通过顶底板发生大规模运移，断层对青山口组生成油气的垂向运移起到重要的控制作用。因此，青山口组页岩的生烃演化和断层活动期次的耦合，很大程度上决定了常规油、致密油和页岩油的有序聚集成藏。结合生烃演化史和埋藏史，可建立长垣—古龙的常规油、致密油和页岩油的成藏演化模式（见图11 ）。古龙凹陷青山口组页岩沉积开始至白垩系明水组沉积末期（距今约65 Ma），长期处于埋深阶段，地温逐渐增加至150~180 ℃，有机质热演化逐渐进入生油高峰，Ro值达1.0%左右。距今65 Ma以来，地层埋深基本稳定或发生略微抬升，大地热流持续降低导致地温由最高值降至100~130 ℃。明水组沉积末期之后距今20~30 Ma，由于地温仍相对较高，青山口组有机质成熟度持续增加至Ro=1.2%~1.7%，页岩内滞留烃尤其是重质组分发生裂解，生成轻质油。尽管凹陷不同部位断层的活动期次及其连通性存在一定差异，但整体来说，贯穿古龙页岩断层的活动主要在明水组沉积末期之前，古近纪初（距今65 Ma）至今，区域主应力与断裂走向垂直，断层封闭性普遍较好[50]。青山口组页岩的大规模排烃主要发生在生油早期—生油高峰（Ro<1.0%），明水组沉积之后的凝析油—湿气生成阶段，油气通过断层发生规模运移的可能性较低。常规油和高台子地区致密油油气性质和成熟度特征，也证实青山口组的大规模排烃主要发生在生油早期—高峰阶段。
现今的地层压力系数分布显示，致密油多为常压系统，压力系数主要为0.9~1.0，而古龙页岩的压力系数普遍大于1.2，表明致密油和页岩油应为两套独立的油气系统。同时，古龙凹陷现今断层多为封闭状态，且处于稳定期，对青山口组页岩油可起到较好的封闭作用。古龙页岩顶板突破压力平均值为12.55 MPa，底板突破压力平均值为9.36 MPa，可封盖地层压力系数大于1.4的页岩油。因此，区域断裂活动期次和断层的封闭作用、页岩生烃演化、顶底板的封盖效应共同控制了长垣—古龙的常规油、致密油和页岩油的有序聚集过程。青山口组页岩在中—低成熟阶段（Ro<1.0%）生成的油气，通过顺层微裂缝和断层输导发生侧向和垂向运移，在古龙凹陷和长垣等有利部位聚集形成常规油（葡萄花、萨尔图油层等）和致密油（高台子和扶余油层）。明水组沉积末期以来，古龙凹陷贯穿青山口组页岩的大部分断层发生封闭，顶底板封盖性变好，页岩内液态烃大量滞留，并在高熟阶段发生源内裂解，形成压力系数普遍较高的轻质页岩油富集。源外部分常规油、致密油成熟度显示高于1.0%，表明古龙凹陷部分区域（凹陷边缘和晚期断层开启区域）存在少量源内高成熟油气向常规和致密储集层运聚的过程。
3.3 常规—非常规油气资源有序分布规律和资源前景
受烃源岩连续性演化与运移通道阶段性开启-封闭控制，松辽盆地总体表现出“持续供烃、分带聚集”成藏特征，油气藏宏观表现为横向连片、垂向叠加、常规—非常规油气序次分布特征，形成了一个完整的常规油—致密油—页岩油有序聚集的“全油气系统”格局（见图11 、图12 ）。平面上，大庆长垣主要聚集密度和黏度相对较高的常规油，砂岩储集层物性极佳，孔隙度最高可达28%，来自凹陷区的油气源源不断汇聚到长垣上，但因后期垂向断裂封闭、油气充注通道受阻，这些砂体没能捕获到更高成熟阶段生成的轻质油气。斜坡区主要是赋存于青二段和青三段以薄层河道砂体中的致密油，原油密度和黏度中等；青山口组下部的泉头组河道砂体中同样也接受了来自青山口组的油气充注，受垂向断裂和横向连通砂体的沟通，形成了“上生下储”的油气藏，但储集层较为致密，属致密油，油藏范围和规模受限。较高成熟度的轻质页岩油主要分布在齐家古龙凹陷，薄层状页岩是主要的储集空间。纵向上，常规油则主要分布在上部的姚家组高孔高渗的砂岩中，致密油则主要赋存于青二段和青三段以及青山口组下部的泉头组河道粉砂岩和细砂岩中，页岩油埋藏深度最大，主要富集于青一段和青二段底部层状页岩中。
尽管常规油与非常规油资源规模相当，但资源品质和开发难度则存在巨大差异。大庆长垣宽缓的背斜构造是油气聚集的最佳场所，源自青山口组的油气经历较长距离的二次运移后在隆起部位高效聚集，匹配上物性极佳的砂岩储集层，保障了大庆油田持续的高产和稳产。斜坡区致密砂岩上覆（青二段和青三段）或下伏（泉头组）于青山口组烃源岩，在断裂沟通下油气垂向-横向输导聚集，但由于砂层厚度较薄，分布面积小，且相对致密，横向连通性差，油气充注难度较大，尽管局部可能形成相对富集区，但也有一些砂体获得的油气相对有限，含油饱和度低，甚至是“白砂子”，资源规模要远低于长垣常规油气。而位于凹陷区的页岩油，分布面积广，厚度大，含油饱和度高，资源量巨大，可与常规油媲美，具备“大庆底下找大庆”的资源基础，且受到较高有机质成熟度控制，油质轻，气油比高，易于流动，勘探潜力巨大。但也面临着储集层物性差、“千层饼”式的页理导致压裂造缝难度大等系列问题，需要进一步开展地质-工程协同攻关研究，才能实现页岩油的经济效益开发。
4 结论
古构造、古气候、古生物和古湖泊环境共同控制了松辽盆地形成和有机质富集。松辽盆地中巨量有机碳埋藏体现了陆地大型湖泊的有机碳固定在晚白垩世气候降温过程中的重要贡献，有机质的生物母源主要是低等的蓝细菌、疑源类和沟鞭藻等浮游菌藻类，甲烷营养菌等化能自养细菌也有着不可忽略的贡献。有机质矿化可能由异化铁还原菌和产甲烷菌主导，通过对初始有机质的选择性降解和类脂类化合物的富集，生成层状藻类体和大量次生含铁白云岩矿物，显著提升了沉积有机质的生油气潜力。
古龙凹陷青山口组中等有机质丰度和高原始生烃潜力为厚度较大的高黏土页岩油富集提供了重要的物质基础，高的热演化程度是轻质页岩油形成的关键因素。古龙页岩中的砂岩薄夹层和生烃增压等作用产生的微裂缝，是早期油气排驱和侧向运移的重要通道，在生油高峰阶段夹层和微裂缝发生方解石胶结形成层内封闭，有利于页岩油原地富集，并导致页岩普遍具有较高的滞留烃量和较低的排烃效率。青山口组页岩生烃和断层开合的耦合演化，控制了常规油、致密油和页岩油的有序聚集。
松辽盆地总体表现出“持续供烃、分带聚集”成藏特征。青山口组烃源岩早期生成的液态烃经过二次运移后在大庆长垣聚集形成优质的常规油藏，在斜坡区形成致密油聚集，后期生成的轻质油在凹陷区原地聚集形成页岩油，油气分布呈现横向连片、垂向叠加、常规—非常规序次分布特征，表现为常规油—致密油—页岩油有序聚集的完整的“全油气系统”格局。
符号注释：
GOR——气油比，m3/m3；HI——氢指数，mg/g；S1——游离烃含量，mg/g；S2——热解烃含量，mg/g；Tmax——最大热解峰温，℃。