石油勘探与开发 >

2023 , Vol. 50 >Issue 6: 1105 - 1115

DOI: https://doi.org/10.11698/PED.20230152

油气勘探

松辽盆地古龙页岩微—纳米孔缝油气原位形成与富集机制

  • 王小军 , 1, 2 ,
  • 崔宝文 1, 2 ,
  • 冯子辉 1, 3 ,
  • 邵红梅 1, 3 ,
  • 霍秋立 1, 3 ,
  • 张斌 4 ,
  • 高波 1, 3 ,
  • 曾花森 1, 3
展开
  • 1 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室，黑龙江大庆 163002
  • 2 中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163002
  • 3 中国石油大庆油田勘探开发研究院，黑龙江大庆 163712
  • 4 中国石油勘探开发研究院，北京 100083

王小军（1973-），男，黑龙江大庆人，中国石油大庆油田有限责任公司教授级高级工程师，主要从事石油地质综合研究与油气勘探工作。地址：黑龙江省大庆市，中国石油大庆油田有限责任公司，邮政编码：163002。E-mail：

Copy editor: 黄昌武

收稿日期: 2023-03-22

  修回日期: 2023-08-20

  网络出版日期: 2023-11-23

基金资助

中央引导地方科技发展专项科技创新基地项目“黑龙江省致密油和泥岩油成藏研究重点实验室建设项目”(ZY20B13)

收起

In-situ hydrocarbon formation and accumulation mechanisms of micro- and nano- scale pore-fracture in Gulong shale, Songliao Basin, NE China

  • WANG Xiaojun , 1, 2 ,
  • CUI Baowen 1, 2 ,
  • FENG Zihui 1, 3 ,
  • SHAO Hongmei 1, 3 ,
  • HUO Qiuli 1, 3 ,
  • ZHANG Bin 4 ,
  • GAO Bo 1, 3 ,
  • ZENG Huasen 1, 3
Expand
  • 1 National Key Laboratory for Multi-resource Collaborated Green Development of Continental Shale Oil, Daqing 163002, China
  • 2 PetroChina Daqing Oilfield Co., Ltd., Daqing 163002, China
  • 3 PetroChina Daqing Oilfield Exploration and Development Research Institute, Daqing 163712, China
  • 4 PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China

Received date: 2023-03-22

  Revised date: 2023-08-20

  Online published: 2023-11-23

Fold

摘要

通过生烃热模拟、微米与纳米CT、氩离子抛光场发射电镜、激光共聚焦和二维核磁等实验分析，对松辽盆地古龙页岩油的生成模式、储集结构与富集机制进行研究。研究表明：①古龙页岩中存在大量微微型藻、微型藻和沟鞭藻，这些形成于微咸—半咸水的藻类共同构成了富氢页岩的生油母质；②青山口组页岩生油物质大多以有机黏土复合体的形式存在，有机质在成熟演化过程中黏土矿物具有抑制和加氢催化双重作用，扩大了页岩油生成窗口的下限、增加了轻烃生成数量；③古龙页岩储集空间的形成与溶蚀和生烃作用有关，随成岩作用增强微纳米孔隙数量增加、孔隙直径变小，与页理缝发育数量增多同步，构成了古龙页岩特有的纳米级孔-微米级页理缝双重介质储集层；④古龙页岩微—纳米级储油单元具有独立的油气赋存相态，表现为小孔凝析态、大中孔气液两相（或液态）和全孔径含油的特征。古龙页岩油形成与富集机制的新认识对推进中国陆相页岩油的勘探实践具有理论指导意义。

关键词： 微—纳米级储油单元; 油气赋存相态; 有机黏土复合体; 原位成藏; 古龙页岩油; 白垩系青山口组; 松辽盆地

本文引用格式

王小军 , 崔宝文 , 冯子辉 , 邵红梅 , 霍秋立 , 张斌 , 高波 , 曾花森 . 松辽盆地古龙页岩微—纳米孔缝油气原位形成与富集机制[J]. 石油勘探与开发, 2023 , 50(6) : 1105 -1115 . DOI: 10.11698/PED.20230152

Abstract

By conducting experimental analyses, including thermal pyrolysis, micro-/nano-CT, argon-ion polishing field emission scanning electron microscopy (FE-SEM), confocal laser scanning microscopy (CLSM), and two-dimensional nuclear magnetic resonance (2D NMR), the Gulong shale oil in the Songliao Basin was investigated with respect to formation model, pore structure and accumulation mechanism. First, in the Gulong shale, there are a large number of picotype algae, microalgae and dinoflagellates, which were formed in brackish water environment and constituted the hydrogen-rich oil source materials of shale. Second, most of the oil-generating materials of the Qingshankou Formation shale exist in the form of organic clay complex. During organic matter thermal evolution, clay minerals had double effects of suppression and catalytic hydrogenation, which expanded shale oil window and increased light hydrocarbon yield. Third, the formation of storage space in the Gulong Shale was related to dissolution and hydrocarbon generation. With the diagenesis, micro-/nano-pores increased, pore diameter decreased and more bedding fractures appeared, which jointly gave rise to the unique reservoir with dual media (i.e. nano-scale pores and micro-scale bedding fractures) in the Gulong shale. Fourth, the micro-/nano-scale oil storage unit in the Gulong shale exhibits independent oil/gas occurrence phase, and shows that all-size pores contain oils, which occur in condensate state in micropores or in oil-gas two phase (or liquid) state in macropores/mesopores. The understanding about Gulong shale oil formation and accumulation mechanism has theoretical and practical significance for advancing continental shale oil exploration in China.

Key words： micro-/nano-scale oil storage unit; hydrocarbon occurrence phase; organic clay complex; in-situ hydrocarbon accumulation; Gulong shale oil; Cretaceous Qingshankou Formation; Songliao Basin

0 引言

陆相页岩油主要包括夹层型、混积型和页岩型3种类型[1]。松辽盆地白垩系青山口组页岩油是典型的页岩型页岩油，也是目前国内外首个工业化开发的页岩型页岩油，因最早在古龙凹陷获得突破而被命名为“古龙页岩油”[2-3]。与国内外其他盆地页岩相比，古龙页岩最显著的特点是页岩占比高、黏土含量高、孔隙直径小[4⇓⇓-7]。古龙页岩岩性以页岩为主，占比超过95%，并夹有少量薄层白云岩、介壳灰岩和粉砂岩，但单层厚度一般在数厘米。页岩黏土矿物含量高，一般在25.0%~40.0%，平均含量为35.6%，以伊利石为主，较浅的地层中含有少量蒙脱石，当深度超过1 650 m时蒙脱石基本消失。孔隙结构复杂，主要是纳米—微米级基质孔隙和页理缝、微裂隙双重储集空间为主，其中基质孔隙包括碎屑矿物粒间孔、黏土矿物晶间孔、有机质孔和溶蚀孔等，孔隙直径一般在10~50 nm，中值为20~30 nm；页理缝主要是水平缝，场发射电镜下缝宽为50~150 nm。
对于这类特殊的页岩，孙龙德等[8]提出了“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方面关键科学问题。围绕这些重大科学问题，前人通过大量研究，在细粒沉积环境、油气生成、储集空间演化、压裂改造及开发方案等方面取得了系列研究成果，初步形成了页岩油原位聚集理论，有力支撑了页岩油“甜点”参数优选、资源潜力评价和预测储量提交[9-10]。
与国内外其他富含页岩油的盆地相比，古龙页岩油的形成和富集与有机质、黏土矿物演化的关系更为紧密[11]。受古龙页岩油类型特殊的影响，目前仍有诸多理论问题尚待研究。经典的油气生成理论认为[12⇓-14]，有机质来源及类型决定油气形成演化模式，黏土矿物对有机质生烃具有催化或滞后两种截然相反的效应。古龙页岩中由于黏土矿物含量相对较高，有机质生烃过程中黏土矿物的作用尚不明确。古龙页岩在成岩演化过程中，孔隙半径迅速降低，孔隙喉道半径一般小于10 nm[6]，远低于鄂尔多斯盆地三叠系延长组、渤海湾盆地古近系孔店组以及准噶尔盆地二叠系芦草沟组页岩含油孔喉半径下限[15⇓⇓-18]，这类页岩储集空间和油气流动通道是如何构建的值得深入研究。数值模拟表明，古龙页岩纳米孔隙内的油气具有更低的临界压力，小孔隙中页岩油表现为凝析态特征[19]；页岩油形成条件分析认为古龙页岩油储集体由规模分布、相对独立、具有不同压力系统和流体性质的微—纳米含油孔隙集合体构成[20]，但是这些计算或认识尚未得到实验的验证。总之，随着古龙页岩油勘探开发进程的迅速推进，亟待深化中国页岩型页岩油形成与富集规律认识。
本文以松辽盆地青山口组页岩为研究对象，在微米与纳米CT、激光共聚焦、氩离子抛光场发射电镜、二维核磁、封闭与开放体系模拟实验等分析基础上，对古龙页岩生油母质来源、页岩油形成演化模式、储集层孔缝结构与成因、页岩油赋存空间与富集机制等特征开展了深入研究，提出古龙页岩油储集体是由众多具有独立相态的微—纳米级储油单元集合而成的认识。研究结果不但对古龙页岩油的勘探实践具有重要指导意义，对深化中国陆相页岩油成藏理论认识也具有重要科学价值。

1 古龙页岩油概况

松辽盆地为典型的陆相断陷—坳陷湖盆，面积约26×104 km2。纵向上主要发育白垩系，其中晚白垩纪青山口组沉积期和嫩江组沉积期均发生了大规模湖侵，形成了大面积分布的半深湖—深湖相沉积。
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[3]。从地层层位上看，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，并以齐家—古龙凹陷为主（见图1）。纵向上，古龙页岩油富集层主要分布在青山口组一段及二段下部，根据沉积旋回等特征自下而上可进一步划分为9个油层（Q1—Q9），试油结果表明9个油层均含油。
图1 研究区位置及地层柱状图
平面上，古龙页岩油有利分布面积（有机质成熟度（Ro）值大于0.75%）约为1.46×104 km2，计算的页岩油地质资源量为（100~150）×108 t[9]。其中，Ro值大于1.4%、地面原油密度小于0.83 g/cm3的轻质油带有利面积2 778 km2。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 [10]。
古龙页岩既是生油岩，又是储油岩。其有机质丰度较高，总有机碳含量（TOC）值为2%~5%，成熟度范围较广，Ro值为0.5%~1.6%，生油潜力巨大，是大庆长垣常规油的主要油气来源。同时，古龙页岩中含有丰富的油气，岩石热解参数游离烃含量（S1）最高达15 mg/g。GYYP1井自2018年投产以来，已累计生产超过900 d，生产油气当量达1.4×104 t，首年递减率仅为14.5%。其他大量直井和水平井实际钻探见到好效果，在古龙页岩油轻质油带核心区的10口水平井，初期日产油在15.6~34.9 t，1年后产量稳定在10~15 t[3]。截至目前钻探的50多口直井均见油，其中60%以上获得工业油流，控面水平井投产20余口，其中77%以上获得工业油流。产出页岩油密度低，仅0.74~0.82 g/cm3；轻烃含量高，轻烃（C6—C14）占比为44.7%~63.8%，平均值为53.9%；气油比相对较高，为70~800 m3/m3，展现了巨大的勘探开发前景。

2 微咸水—半咸水微型藻和微微型藻是古龙页岩富氢有机质的主要来源

与国内外海相和陆相页岩相比，青山口组页岩有机质氢指数（HI）高、生油潜力大（见图2）。原始氢指数为600~800 mg/g，平均750 mg/g，干酪根生烃转化率高，最高可达78.4%[21-22]。有机显微组成分析表明，有机质构成中藻类体占比为83%~92%，孢子体和壳质体占比为2.7%~5.0%，镜质体和惰质体占比为5.3%~12.0%，高含量藻类体是富氢有机质形成的重要物质保障。
图2 青山口组页岩微咸水—半咸水微型藻和微微型藻及地球化学参数
通过全岩光片荧光分析、干酪根薄片分析、古生物化石精细鉴定和量化分析，确认青山口组生油母质来源主要为浮游藻类，包括微型—微微型藻、沟鞭藻、疑源类和绿藻（见图2），页岩油段平均丰度占比分别为56%，26%，15%和3%。其中微型藻（Nanoplankton）和微微型藻（Picophytoplankton）为本次研究首次发现，其个体分布分别为2~20 μm和0.2~2.0 μm，从下至上相对丰度逐渐降低。这类生物是迄今为止发现的最小的一类光合自养生物，据目前国内外文献报道[23-24]，它是现代海洋、盐湖生态系统中生物量和生产力的重要贡献者。
青山口组沉积初期，可能受到海侵的影响[25-26]，一方面为湖泊带来大量的营养物质，造成古湖泊内大量的浮游藻类勃发，尤其是微型和微微型藻大量繁盛（见图2），为青山口组下部高TOC、高HI页岩形成提供了物质来源。另一方面，由于海水侵入造成古湖泊盐度升高，在沉积水体中出现盐度分层并产生强还原环境，为富氢有机质的保存提供了有利条件。古龙页岩藻类有机质大量富集和优越的保存条件为页岩油大规模形成奠定了物质基础。

3 富氢有机质与黏土矿物相互作用扩大页岩油生成窗口和轻烃产率

通过开放体系热模拟实验获得有机质的生烃活化能。该实验在岩石热解仪内进行，相关的模拟实验流程及活化能计算方法参见文献[26-27]。为了确定不同类型黏土矿物对有机质生烃的影响，本研究分别开展了纯干酪根、干酪根+蒙脱石、干酪根+伊利石以及干酪根+绿泥石4组对比实验，根据全岩矿物组成与有机碳含量，干酪根与黏土矿物质量比为1︰4。模拟实验结果表明：纯干酪根生烃所需活化能加权平均值为209.8 kJ/mol，小于干酪根与黏土混合物的活化能。干酪根+蒙脱石混合生烃活化能最大，加权平均值为211.79 kJ/mol，其次是干酪根+绿泥石，加权平均值为211.19 kJ/mol，干酪根+伊利石的加权平均活化能为210.29 kJ/mol。造成这种现象的原因在于黏土矿物与有机质间存在氢键、离子偶极力、阳离子交换和范德华力等键合作用[28-29]，增大了干酪根反应的活化能，减缓了有机质裂解的进程，黏土矿物尤其是蒙脱石矿物对有机质生烃具有明显的抑制作用。
为了定量确定不同成熟阶段烃类产量，本文分别开展了干酪根和全岩（即干酪根+黏土矿物）的热模拟实验。其中黏土矿物组成为：蒙脱石35%，伊利石23%，高岭石11%，绿泥石13%。该实验为封闭体系模拟实验，在自主研发的囊管热压模拟实验装置中完成。模拟实验结果如图3所示。结果表明：在Ro值为0.5%~1.5%时，纯干酪根样品的生烃转化率高于全岩样品。从有机质演化阶段看，纯干酪根样品达到生烃高峰的Ro值为0.8%，生油窗对应于Ro值为0.5%~1.3%；全岩样品的生油高峰Ro值为1.0%，生油窗对应于Ro值为0.7%~1.6%，说明黏土矿物参与的情况下有机质生烃所需的热演化程度更高，生油窗下限扩大，与上述开放体系生烃实验结果一致。值得说明的是，尽管全岩中有机质达到生油高峰阶段变晚，但生油量明显提高，干酪根样品换算到全岩质量的生油量仅为22 mg/g，而全岩样品的生油量为32 mg/g，表明黏土矿物参与了生烃反应，增加了有机质的油气生成量。
图3 封闭体系有机质生油量、生烃转化率与Ro关系图
为了厘清不同类型黏土矿物对生烃组分的影响，本文还开展了岩石热解-气相色谱联合实验分析，该实验是在气相色谱仪前加装自主研发的岩石热解装置，将岩石热解产物直接接入气相色谱仪中。模拟实验结果如图4所示，可以看出：纯干酪根裂解烃组分中轻烃（C6—C14）与重烃（C14+）含量接近，均在36%左右，气态烃（C1—C5）含量为28%；干酪根+蒙脱石裂解实验中，轻烃含量增加到46%，重烃含量降低为28%，气态烃含量为26%，反映有机质裂解中蒙脱石加氢作用明显；伊利石和绿泥石分别与干酪根混合实验显示，尽管轻烃增加的数量没有蒙脱石高，但均大于纯干酪根，分别为39%和41%。由此可见，黏土矿物参与有机质裂解反应，不仅增加了油气生成总量，而且还可以增加石油产物中的轻烃含量。其主要机理是黏土矿物层间存在金属水合离子[28-29]，可以为已生成油的裂解反应提供额外的氢源，降低了原油裂解反应歧化的程度，即抑制长链烃直接裂解成气，从而增加了最终产物中的轻烃数量。
图4 开放体系生烃模拟实验烃类组分构成图

4 生烃和溶蚀作用控制页岩油的主要储集空间

古龙页岩黏土含量高，粒度以泥级为主，随埋深增加、成岩作用增强，原生粒间孔、晶间孔含量迅速降低[30]。氩离子抛光-场发射电镜及能谱等分析表明，中高成熟古龙页岩油储集空间形成主要与生烃和溶蚀作用有关（见图5）。
图5 古龙页岩不同演化阶段有机质孔发育微观特征
富含黏土矿物的页岩随热演化程度增高形成大量有机质孔。前人对有机孔的定义一般指有机质内部的孔隙，归因于中低熟演化阶段干酪根一次裂解形成的原油在粒间孔、溶蚀孔内滞留，高演化阶段这些原油二次裂解形成天然气和固体沥青，并在其内部形成有机质孔，这类有机质孔孔径较大，一般呈圆形或椭圆形泡状[31-32]。本次研究通过10口井80余块样品氩离子抛光-场发射电镜观察发现，古龙页岩中这类有机质孔发育的数量较少，而是以有机黏土复合物热演化形成的有机质孔为主，这类孔隙与有机质生烃导致的体积收缩有关，油气在生成的同时也为其储集创造了空间。不同成熟度页岩样品对比分析表明，未成熟—低成熟页岩中沿层方向分布大量层状藻类，其中有机质孔少（见图5a）；中等成熟页岩中有机质边缘出现缝状孔隙（见图5b），高成熟页岩中有机质边缘孔隙明显增多，并出现大量有机黏土复合物内的网状孔隙（见图5c），反映这类孔隙的形成与有机质热演化有关。
为了验证古龙页岩有机质孔形成机制，选取Min71井低熟页岩（Ro值为0.58%）进行热解实验，观察有机质生烃过程中有机质孔的形成过程（见图5d—图5f）。结果表明：低熟页岩有机质孔不发育，面孔率仅为0.3%（见图5d）；当加热温度到300 ℃，对应的Ro值达0.83%时，层状藻类体生烃收缩，形成沿层分布的缝状有机质孔，面孔率增加到5.1%（见图5e）；当温度达到400 ℃，对应的Ro值为1.4%时，有机质孔大量发育，面孔率可达14.5%。实验证实沉积有机质在成岩演化过程中，尤其是进入成熟和高成熟阶段，体积收缩可形成大量海绵状或蜂窝状有机质孔缝。受有机质孔大量形成的影响，古龙页岩在中—高成熟阶段，总孔隙度与TOC呈明显的正相关关系[33]。
除发育有机质孔外，古龙页岩还可见有矿物溶蚀形成的大量次生孔隙，能谱分析表明这些溶蚀矿物为菱铁矿、钾长石、斜长石等。溶蚀孔隙一般是有机质在向油气转化过程中形成的有机酸对页岩中不稳定矿物溶蚀作用的结果[34]，因此孔隙的发育程度通常与有机质演化阶段有关。在未成熟—低成熟阶段，有机质尚未开始大量生烃，地层中有机酸等酸性流体含量低，页岩中溶蚀孔隙占比小于10%，孔隙连通性较差；成熟阶段大量有机酸促进长石和碳酸盐等矿物的溶蚀，形成大量溶蚀孔隙，部分矿物完全溶解形成铸模孔，溶蚀孔比例最高可占总孔隙一半以上，孔隙连通性好；高成熟阶段，页岩中有机酸含量减小，在形成溶孔的同时，部分颗粒溶孔充填新生矿物，如石英、绿泥石等，溶蚀孔占比在20%以下。
基于大量实测数据，建立了页岩孔隙度、孔隙类型及孔隙结构演化模式（见图6）。页岩孔隙度表现为随埋深增加出现先减小后增加的趋势，高演化阶段总孔隙度最高达15%，有效孔隙度最高达12%，颠覆了储集层孔隙度随埋深增加而逐渐降低的传统认识。中成岩A1期，孔隙度随埋深增加而降低，孔隙类型以粒间孔为主，反映受压实作用影响粒间孔随埋深增加逐渐减少的特征；中成岩A2期，孔隙度增加，以溶蚀孔和有机质孔为主，这些孔隙形成增大了页岩储集空间；中成岩B期，孔隙度进一步增加，溶蚀孔隙虽然减少，但有机质孔大量增加，占比最高可达70%，有机质孔为油气储集提供了主要空间。氮气吸附实验表明，从中成岩A1期到中成岩B期，页岩孔容略有增加，但平均孔隙半径呈降低趋势，从15 nm降低为5 nm左右，反映有机质孔以小孔隙为主的特征。高压压汞分析结果表明，在中成岩B期页岩最大与平均孔喉半径均有增大趋势，与氮气吸附测试结论不同。原因可能是中成岩B期页岩中产生了大量页理缝，从而增大了高压压汞分析中块状样品的孔喉半径，而对氮气吸附分析中粉末状样品的影响不大。
图6 古龙页岩不同成岩阶段孔隙组合特征及其演化过程图

5 纳米级孔与微米级页理缝构成了古龙页岩双重介质储集层

以氦气法测定的页岩总孔隙度为基础，综合应用氮气吸附、高压压汞、场发射电镜、CT分析技术，建立了页岩全尺度孔径表征方法。页岩不同孔径区间孔隙数量分布确定的依据是：直径大于1 000 nm的孔隙，应用CT测定的孔隙度作为该区间贡献率，并确定微米级孔径分布；孔径区间小于128 nm的孔隙，采用高压压汞孔隙度计算该区间孔隙贡献率，并结合氮气吸附分析，综合分析该区间孔径分布特征；孔径为128~1 000 nm的孔隙贡献率应用总孔隙度差减其他两个区间的孔隙度得出，该区间孔径分布由场发射电镜分析确定，按照最大球算法计算体积，折算出不同孔径的分布情况。对各区间实验结果进行归一化处理，从而实现了页岩全孔径分布定量表征。
不同成熟度页岩全孔径分布研究表明（见图7），随着成熟度的增加，页岩孔径分布从大到小、从多峰向单峰变化。CH21井页岩成熟度低（Ro值为0.78%），总孔隙度为4.1%，孔径分布大体呈3峰态，主峰分别在8~32 nm、256~512 nm和大于5 000 nm，孔隙度分量分别为0.7%，1.0%和0.5%，反映了微纳米孔径共存的特征；GY2HC井页岩成熟度增高（Ro值为1.37%），总孔隙度为9.2%，孔径分布大体呈双峰态，主峰分别在2~8 nm和256~512 nm，孔隙度分量分别为2.4%和1.8%，反映以纳米孔为主的特征；GY1井成熟度高（Ro值为1.61%），总孔隙度为10.5%，孔隙直径分布呈单峰态，主峰在2~8 nm，孔隙度分量为3.4%，小于50 nm孔隙合计对总孔隙的贡献在65%以上，反映介孔和微孔为古龙页岩油的主要储集空间。古龙页岩孔隙直径远低于国内已发现的陆相页岩油储集层孔隙直径（主体为80~200 nm）[35]，也低于国外海相页岩油储集层孔隙直径（主体80~100 nm）[36]。
图7 古龙页岩微纳米孔隙直径多方法全尺度联合表征
古龙页岩微米CT（样品柱塞2 cm，缝宽分辨率大于7 μm）和纳米CT（样品柱塞2 mm，缝宽分辨率为0.7~7.0 μm）分析表明，页岩水平页理缝发育，并且随有机质成熟度增加页理缝规模相应增大趋势（见表1）。当页岩Ro值小于1.0%时，页理缝发育少且以微米孔为主，纳米孔不发育。如CY6801、CH21和ZY1井页岩，微米CT分析表明，页理缝宽度为12.78~38.07 μm，平均缝宽为26.47 μm，缝间距为2.3~11.31 mm，平均为4.82 mm，裂缝孔隙度为0.25%~3.45%，但大部分小于1.0%，个别样品裂缝孔隙度高可能受天然裂缝的影响。纳米CT分析则大部分样品中未见页理缝，仅个别样品中偶见页理缝，缝宽为2.05~4.12 μm，裂缝孔隙度仅为0.05%~0.38%。当页岩Ro值大于1.0%时，微米CT和纳米CT分析表明，页理缝数量和缝宽均明显增加。如GY3HC、GY8HC和GY1井页岩微米CT分析页理缝宽为22.7~41.98 μm，平均为32.24 μm，缝间距为2.22~5.22 mm，平均为3.16 mm，裂缝孔隙度为1.08%~1.78%；纳米CT分析页理缝宽为2.46~3.15 μm，平均为2.85 μm，缝间距为0.32~0.54 mm，平均为0.38 mm，页理缝平均密度为2 631条/m。随成熟度升高页岩裂缝宽度增加、裂缝发育密度增加，不但为页岩油提供了新的储集空间，构成古龙页岩纳米孔与微米级页理缝双重介质储集层，而且为水平渗透率增加提供了关键因素。页岩地面空气渗透率测试结果，垂向渗透率为（0.001~0.010）×10-3 μm2，平均值为0.007 5×10-3 μm2，水平渗透率为（0.01~0.45）× 10-3 μm2，平均值为0.15×10-3 μm2，水平渗透率是垂直渗透率的20倍，反映了水平页理缝对渗透率的贡献。
表1 古龙页岩微米和纳米CT分析数据表
井号 井深/m Ro/% 缝宽大于7 μm的2 cm柱塞样实验结果 缝宽0.7~7.0 μm的2 cm柱塞样实验结果
平均缝宽/μm 平均缝间距/mm 孔隙度/% 平均缝宽/μm 平均缝间距/mm 孔隙度/%
CY6801 1 080.37 0.55 28.70 5.04 1.00 3.14 0.38
CY6801 1 132.12 0.58 33.80 11.31 0.45
CH21 1 602.33 0.76 38.07 5.54 1.33
CH21 1 640.88 0.80 36.52 0.45
ZY1 2 032.10 0.95 16.64 2.30 0.31
ZY1 2 036.59 0.96 12.78 4.19 0.25 4.12 0.15
ZY1 2 038.60 0.96 36.90 2.97 3.45 2.05 0.05
ZY1 2 039.60 0.96 15.23 2.54 0.56
ZY1 2 041.60 0.99 13.48 4.71 0.28
ZY1 2 042.60 0.99 32.67 0.78
GY3HC 2 461.70 1.39 29.40 2.22 1.32 2.67 0.32 0.83
GY3HC 2 476.93 1.44 38.18 2.55 1.61 2.46 0.35 0.71
GY8HC 2 459.10 1.44 29.02 2.69 1.08 2.69 0.54 0.55
GY8HC 2 467.80 1.46 22.70 2.61 1.07 3.15 0.42 0.94
GY1 2 454.19 1.53 41.98 5.22 1.78 3.05 0.33 0.57
GY1 2 497.51 1.58 32.16 3.71 1.17 3.13 0.34 0.85
利用激光共聚焦技术对页岩含油量、页岩油轻重组分分析表明（见图8），页理缝不但是油气储集空间，也是油气运移与采出的重要通道。ZH2911井（Ro值为0.9%）页岩页理缝和基质均含油，总含油量为2.5%，其中轻质组分含量为1.5%，重质组分为1.0%，轻重比为1.5。页理缝含油量为1.54%，其中轻质组分含量为0.95%，重质组分为0.59%，轻重比为1.61，表明油质相对较轻；基质含油量为0.96%，其中轻质组分含量为0.55%，重质组分为0.41%，轻重比为1.33，表明油质相对较重。页理缝中页岩油的油质明显轻于基质的，表明页岩油从基质中向页理缝发生了微运移。正是这些微米级页理缝沟通了基质中的纳米孔隙，构成了纳米孔—微米缝双重介质流动网络，让大部分储集孔径小于50 nm的古龙页岩油得以产出。
图8 古龙页岩油微区激光共聚焦分析图（ZH2911井，页岩，1 851.23 m）

6 古龙页岩油是众多的具有独立相态的微—纳米级储油单元集合而成

氩离子抛光-场发射电镜分析揭示（见图9），古龙页岩发育的有机质孔、粒间孔、晶间孔、页理缝等各类孔隙普遍含油，页岩油以游离状、油膜状、浸染状等形式存在，反映页岩油在各种类型孔隙以多种形式赋存的特点。其中页理缝内见到游离油的现象证实，页理缝对页岩油不仅具有储集意义，在沟通各类微纳米储油孔隙、提供聚集和流动通道上也发挥着关键作用。需要说明的是，在各类含油孔隙中，目前检测到的含油晶间孔隙最小孔径为5 nm，证实孔径大于5 nm的孔隙均可含油，突破了致密油含油孔径下限大于20 nm的传统认识[36]。
图9 古龙页岩油赋存状态氩离子抛光场发射电镜图
古龙页岩保压冷冻岩心基本保持地下页岩原始的含油状态。这类岩心样品在密闭环境迅速解冻后（大约20 min），进行二维核磁分析测定原始含油量；随后样品用氯仿除油7 d，去除页岩中的油气，再对样品进行二维核磁分析，对比除油前后样品的含油情况，确定页岩含油量及在不同孔隙中的分布情况。二维核磁分析的含油、水区域划分依据文献[37-38]，二维核磁弛豫时间与孔径的关系依据高压压汞分析校正。实验结果如图10所示，页岩油在不同孔径中分布呈多峰态特征。GY2HC井页岩（Ro值为1.37%）的含油孔径范围为3~5 000 nm，主要分布于20~400 nm的孔隙中，含油孔径分布呈3峰态，主峰孔径范围分别为3~10 nm、20~60 nm和60~400 nm。古页1井页岩（Ro值为1.67%）的含油孔径为4~200 nm，总体分布呈双峰态，主峰范围分别为3~10 nm和20~60 nm。随成熟度增加，页岩油气呈现向小孔隙富集的趋势，从GY2HC井到GY1井页岩，60~400 nm孔径孔隙的油气数量减少，3~10 nm孔径孔隙油气数量显著增加。古龙页岩油向小孔隙富集的趋势，不是大孔隙中油气向小孔隙运移的结果，而是随成熟度增加有机黏土复合物形成了大量纳米级有机质孔，储集了原位生成油气的结果，从而出现3~10 nm孔隙富集大量油气的特征，进一步证实了古龙页岩油原生源储原位富集的特征[20]。
图10 保压冷冻岩心除油前后二维核磁分析结果对比图（上图为GY2HC井，2 346.09 m；下图为GY1井，2 568.82 m；T1—纵向弛豫时间；T2—横向弛豫时间）
保压冷冻岩心二维核磁分析测定原始含油量后，在室内条件下自然挥发12 h后再进行二维核磁分析，观察页岩油在原始地层能量的驱动下散失情况。实验结果表明（见图11），地层原始状态下GY18井页岩油在孔径2~10 nm孔隙中的含量占总油量5%左右，自然散失后该部分油气完全消失，散失率近100%，显示油气消失速度快；页岩孔径20~400 nm的孔隙中油气数量约占总油量90%以上，散失后该孔径中的油气散失率为29.2%，表明油气滞留作用强，油气散失速度慢；页岩孔径大于400 nm孔隙中的油气数量占总油量5%以下，可能由于孔隙直径相对较大的缘故，油气散失率达94.8%，油气散失速度较快。在油气组成相同的情况下，一般小孔由于有更大的比表面积或更大的吸附性，油气的流动或散失能力往往低于大孔。上述现象的出现，合理解释是受纳米限域效应的影响[39]，导致纳米孔隙中的油气临界压力和温度降低，尤其是孔径小于10 nm的孔隙，临界压力温度较低，在地层温压条件下小孔径中的油气呈气态或凝析态，而大孔隙中的油气为液相或气液两相。纳米孔隙流体相态实验结果与页岩油相态（理论）模拟计算结果吻合[19]，证实页岩油气相态受纳米空间限域效应影响，小孔流体呈凝析态（或气态），而大孔中流体往往呈气液两相（或液相）的特征。
图11 保压冷冻岩心自然解冻前后二维核磁分析结果对比图（GY18井，2 359.10 m）
古龙页岩孔径小于10 nm孔隙普遍含油的特征，以及不同孔径中油气相态各异的事实表明，古龙页岩单口井的页岩油层段内，虽然每个含油孔隙处于相近的温度压力环境，但具有不同的流体相态或流体性质。每个含油孔隙都是一个具有独立相态的微—纳米级储油单元，古龙页岩油就是由这些众多的微—纳米级储油单元集合而成。

7 结论

在白垩系青山口组一段微咸水—半咸水环境中识别出大量的微微型藻和微型藻，这些藻类和沟鞭藻共同构成古龙页岩富氢的生油母质，具有氢指数高、油气转化率高的特点。
青山口组页岩生油母质大多以黏土有机复合体的形式存在，有机质在演化过程中由于黏土矿物的抑制作用增加了反应的活化能，扩大了页岩油生成窗口；黏土矿物加氢作用降低了歧化反应速度，增加了页岩油轻烃产率。
古龙页岩储集空间形成与溶蚀和生烃作用有关，成熟阶段溶蚀作用显著，高成熟阶段有机质生烃增孔作用明显；随成岩作用增加页岩微纳米孔径变小和页理缝发育数量增多同步，构成了古龙页岩特有的纳米级孔—微米级页理缝双重介质储集层，为页岩油储集与流动提供了重要条件。
古龙页岩具有全孔径含油特征，可见的含油孔径为5 nm，反映古龙页岩油原生源储原位成藏的特点。受纳米限域空间影响，不同孔径中的页岩油具有不同的相态和流动性，古龙页岩油是由众多的微—纳米级储油单元集合而成。

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