0 引言
页岩油作为重要的非常规油气资源，近年来已成为全球能源领域的研究热点。与传统油气藏相比，页岩油具有资源分布广、储层渗透率超低、成藏机制复杂等特点，其高效勘探开发需要地质、工程等多学科的交叉融合研究[1-3]。陆相断陷湖盆是页岩油资源的重要赋存单元，因其独特的地质背景和复杂的成藏特性，成为非常规油气领域研究和实践的重点方向之一[4]。与坳陷湖盆整体上偏淡水沉积环境、相对稳定的构造与页岩分布、较低的地层压力与脆性矿物含量等特征相比，断陷湖盆表现为水体盐度高、构造分割性强、断-缝发育、非均质性强的总特征，页岩油具有“低、深、厚、三高、三复杂”（即成熟度低、埋藏深、累计厚度大、灰质含量高、温度高、压力高，岩相类型、地应力和流体性质复杂）的特点[5-7]。因此，陆相坳陷和断陷湖盆页岩油地质条件的特殊性也对其富集机制、分布规律和开发方式起到了决定性作用。断陷湖盆构造-沉积耦合作用显著，盆地不同构造单元及沉积相带在页岩油的富集、保存与开发潜力方面表现出显著差异[5-8]。勘探上面临不同洼陷、不同构造沉积部位、不同层位及岩相组合页岩油的勘探效果差异大，开发上整体表现为井间干扰大，单井产量、最终可采储量（EUR）、采收率均较低，高效勘探开发面临诸多挑战。如何精准刻画断陷湖盆页岩油的分布规律及主控因素?如何厘清湖盆沉积环境差异对页岩油形成与富集的控制机理?如何突破复杂储层改造与有效开发的技术瓶颈?这些关键科学和技术问题亟待深入研究[7-8]。
近年来，随着高精度地震勘探、钻井岩心分析及多尺度成藏模式研究的推进，断陷湖盆页岩油研究取得了显著进展。目前已经认识到沉积岩相、热演化程度、源储耦合关系、孔缝结构、油-岩相互作用、自封闭性、边界保存条件等因素对页岩油赋存与富集的控制作用[8-10]，初步建立了页岩油分布规律与有利区优选的理论技术体系[11-13]，并在储层改造与开发实践中取得了一定成效[14]。断陷湖盆页岩油储层厚度普遍超过百米，甚至达千米，需要采用多层立体井网开发以提高储层动用程度，但由于储层埋藏深、断-缝发育、非均质性强，导致立体井网在压裂和生产中容易发生井间窜扰，影响井控安全和正常生产[15]。目前的立体开发技术政策、立体压裂技术等仍需持续迭代升级，不断提升储层适应性和针对性。整体上，中国陆相页岩油理论技术体系尚不完善，页岩油开发效率仍未达到经济规模化水平[4,11,16]。因此，明确断陷湖盆页岩油重点研究方向、凝练科学问题，开展勘探开发一体化系统性攻关研究，对推动中国陆相断陷湖盆页岩油的高效开发与理论突破具有重要意义。
本文基于陆相断陷湖盆页岩油研究进展的系统梳理，结合近年来湖盆沉积演化、储层特征、富集机理与开采技术的最新成果，提出未来研究的重点内容与技术攻关方向，旨在为陆相断陷湖盆页岩油资源的科学开发与经济利用提供理论支撑与实践参考。
1 断陷湖盆页岩油勘探开发与研究进展
1.1 页岩油勘探开发进展
陆相断陷湖盆页岩油资源潜力巨大，可为中国能源战略接替提供重要保障[4]。其中，渤海湾盆地济阳国家级示范区页岩油资源丰富，估算资源量达105×108 t，目前已落实三级储量17.5×108 t，2025年首批提交自然资源部探明储量超过1.4×108 t。准噶尔盆地页岩油地质资源量为25.14×108 t[17]，成为西部地区页岩油开发的重要基地。此外，苏北盆地溱潼凹陷地区页岩油资源量达2.95×108 t，进一步拓展了中国页岩油资源的分布范围[18]，2025年首批提交自然资源部探明地质储量超过0.4×108。这些资源的发现不仅验证了中国陆相断陷湖盆页岩油的巨大潜力，也为未来规模化开发奠定了坚实的资源基础。
产量方面，近些年陆相页岩油产量实现跨越式增长，标志着中国页岩油开发进入快速发展阶段。2024年，全国页岩油产量突破600×104 t，同比增长超过30%。其中，渤海湾盆地济阳坳陷页岩油2024年产量突破50×104 t，提前一年达成示范区产量目标。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷的开发成效显著，2024年产量已超100×104 t，展现出良好的经济效益和开发前景。此外，渤海湾盆地黄骅坳陷页岩油开发示范区2021年产量突破10×104 t，进一步巩固了该区域在页岩油开发中的重要地位[19]。苏北盆地页岩油产量超20×104 t，显示出良好的开发潜力。这些成果表明，中国断陷湖盆页岩油开发已从探索阶段迈向规模化生产阶段。
尽管页岩油勘探开发取得了显著进展，但陆相断陷湖盆构造-沉积分异性强、页岩储层非均质性显著、页岩油“四性”（含油性、储集性、可动性、可压性）关系复杂（见表1），整体开发成本高、技术难度大，规模效益开发仍面临诸多挑战。未来，随着页岩油富集理论进一步深化，水平井钻井、分段压裂、立体开发等关键技术的不断迭代优化，以及国家政策支持，页岩油产量有望实现快速增产，成为国家能源安全的重要保障，为中国能源结构转型和可持续发展提供有力支撑。
| 盆地 | 凹陷 | 层位 | 湖泊 环境 | 页岩 厚度/m | 有机质 类型 | TOC/ % | Ro/ % | 孔隙度/ % | S1/ (mg•g-1) | 原油密度/ (g•cm-3) | 主要矿物含量/% | 代表性钻井 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 碳酸盐 | 长英质 | 黏土 | ||||||||||||
| 准 噶 尔 | 吉木萨尔凹陷 | 二叠系 芦草沟组 | 咸水 | 30~ 200 | Ⅱ1 | 1.2~8.9 | 0.6~1.6 | 1.0~6.3 | 1.0~6.0 | 0.84~0.88 | 12 | 46 | 13 | 吉25井、吉174井、J10025井 |
| 玛湖 凹陷 | 二叠系 风城组 | 咸水— 碱湖 | 150~ 550 | Ⅰ—Ⅱ1 | 1.2~2.0 | 0.6~1.6 | 2.0~27.3 | 0.1~5.7 | 0.83~0.93 | 36 | 48 | 12 | 玛页1井、夏云1井、玛51X井 | |
| 渤 海 湾 | 济阳 坳陷 | 古近系 沙河街组 | 半咸水— 咸水 | 30~ 1 000 | Ⅰ—Ⅱ1 | 1.5~10.0 | 0.5~2.0 | 3.0~16.0 | 2.0~8.0 | 0.76~0.92 | 3~95 | 3~95 | 2~62 | 丰页1井、牛页1井、樊页平1井 |
| 沧东 凹陷 | 古近系 孔店组 | 半咸水— 咸水 | 200~ 500 | Ⅰ—Ⅱ1 | 1.3~8.8 | 0.6~1.3 | 4.0~20.0 | 0.3~12.4 | 0.86~0.89 | 28 | 30 | 16 | 官东6X1井、官东13井、官东1702H井 | |
| 苏北 | 溱潼、 高邮凹陷 | 古近系阜宁组二段 | 半咸水 | 200~ 300 | Ⅰ—Ⅱ | 0.5~4.0 | 0.5~1.2 | 3.5~19.9 | 0~10.0 | 0.81~0.90 | 13~28 | 23~33 | 37~48 | 溱页1井、溱页2井、花页7井 |
| 江汉 | 潜江 凹陷 | 古近系 潜江组 | 咸水— 盐湖 | 50~ 650 | Ⅰ—Ⅱ1 | 0.5~12.0 | 0.5~1.2 | 4.0~12.0 | 3.0~12.0 | 0.84~0.87 | 35~50 | 25~35 | 30~40 | 蚌页油1井、 蚌页油2井 |
1.2 页岩油富集理论认识进展
1.2.1 二元富集
针对中国南方海相页岩气研究领域，郭旭升曾构建“二元富集”理论框架[21]，该理论成功指导了涪陵等大型页岩气田的勘探突破。近年郭旭升等[22]通过整合页岩油勘探开发实践经验，将页岩油与页岩气的成烃、成储、成藏过程纳入统一动态体系，系统拓展了“二元富集”理论的核心内涵。其创新观点认为：沉积环境作为烃源形成与储层发育的基础，与作为油气聚集成藏关键控制要素的保存条件，共同构成页岩油气富集的两大核心要素。具体表现为3个递进式控制机制：①沉积相带的差异性直接决定源岩与储层的空间配置关系，进而决定页岩油气的富集模式；②热演化程度不仅影响流体相态特征，更与源储配置关系及保存条件共同作用于孔隙系统的发育过程；③区域性保存条件的优劣直接决定油气能否有效聚集成藏并实现商业开发，是控制产能的关键地质要素。
富有机质页岩是页岩油气形成的物质基础。页岩油气勘探开发揭示海相和陆相的富有机质泥页岩层系主要形成于半封闭—封闭的水下低能环境。在陆相沉积体系内，半深湖—深湖环境具备富有机质页岩形成的多种有利条件。沉积环境不仅控制着优质储层和有利岩相组合的分布，同时控制着页岩的有机质丰度与类型[22]。不同类型页岩等细粒沉积岩的发育与分布由多种因素共同控制，如古水深、古流体、古盐度、古气候与物源条件等[17]。半深湖—深湖亚相页岩的物性特征、有机质发育特征均优于滨湖—浅湖相[5]，具备页岩油气富集的先决条件。在断陷湖盆内，微咸水—咸水/碱水沉积环境往往更有利于富有机质页岩层系的沉积，咸水湖泊环境通常更有利于富有机质页岩的发育和保存[7,18]。研究表明，在淡水湖泊的半深湖—深湖沉积环境中，高古生产力、低沉积速率及缺氧还原环境是有机质富集与保存的3大有利条件。以济阳坳陷古近系沙河街组四段（简称沙四段）上亚段—沙河街组三段（简称沙三段）下亚段和苏北盆地古近系阜宁组二段页岩为例，其地层沉积环境均为半咸水—咸水环境，沉积环境对其岩相存在显著的控制作用[23]。水深、盐度和物源等条件控制着页岩的矿物组分，其中碳酸盐矿物含量受控于水深和物源，主要形成于浅湖—半深湖环境（水深小于55 m、物源较少）；有机质丰度受控于水深和盐度，主要富集在半深湖—深湖环境（水深大于30 m、盐度小于25%）[23]；物源和氧化还原条件决定着地层的沉积构造，强还原性、陆源碎屑供应适中的沉积背景条件更有利于纹层的发育[5,23]。可见岩相组合的差异性、地层分布特征与发育厚度、有机质类型与丰度均受控于沉积环境，进而对页岩油的差异富集起到控制作用[5,23]。
断陷湖盆具有显著的沉积非均质性和构造活动导致的区域分割特征，断-缝系统复杂。断陷湖盆经历了多阶段多期的复杂构造演化，控制着页岩油运移与聚集过程，因此相对稳定的构造条件是页岩油有效富集的核心要素。勘探实践表明，多因素协同控制下形成的优良保存条件，是确保页岩油气富集高产的关键[22]。完整的顶底板封盖层能够形成封闭的流体保存单元，有效抑制油气散失。页岩储层具备天然自封闭特性，其形成机制包括3种：由孤立孔隙结构导致的物理自封闭、有机质组分吸附作用形成的化学自封闭，以及气-水或油-水两相界面效应引发的相态自封闭[9]。压力系数可作为保存条件的判定指标，压力系数越高，表明页岩的孔隙更发育及含油气性更优。
1.2.2 源-储耦合
基于前期研究基础，郭旭升等[24]根据源-储宏观展布特征及微观配置关系，将中国陆相页岩油源-储耦合类型系统划分为3类：①源-储分离型（互层/夹层型），以源储分离或近源运移为特征，其甜点形成的关键机制在于烃类发生米级以上的垂向或侧向运移，页岩层系中的薄层砂岩或碳酸盐岩近源捕获，形成有利储层；②源-储共生型（混积页岩型），页岩层系整体含油气性显著，多源供烃、源储共存，混积岩及其相邻页岩中的烃类就近运移充注至优势储层，在混积岩内部形成优质储集甜点；③源-储一体型，即长英质-黏土质黑色页岩整体含油气，页岩油富集受高TOC含量、高热演化程度、地层超压与物性甜点协同控制，烃类在层内发生微运移。
2 重点领域研究现状与攻关方向
2.1 细粒沉积-成岩协同成储作用机制
细粒沉积形成过程是影响页岩品质的重要因素。目前关于细粒沉积的定义、分类、沉积过程、形成环境和分布规律等仍存有争议[25]。陆相断陷湖盆构造活动强烈、分割性强，气候、水体等环境变化对细粒沉积的影响强[26]，多物源沉积体系与藻类等生物季节性勃发造成富有机质页岩类型多、相变快，沉积旋回和空间分布差异大[27]（见图1），传统的层序地层学难以准确识别细粒沉积的层序界面与体系域结构。目前，国内外学者利用水槽模拟实验等方法对细粒沉积成因开展了探索研究[28]，但由于陆相断陷湖盆细粒沉积形成过程中物理、化学、生物等多重作用的复杂性[29]，高频层序格架下的页岩岩相类型、岩相组合叠置样式与演化规律尚不明确，多物质来源环境下的页岩沉积成因模式尚未建立，后续攻关方向应完善细粒沉积的高频动力学机制，并深入探讨其对岩相的控制作用。
成岩流体是页岩成岩过程中物质迁移和能量交换的媒介，陆相断陷湖盆页岩有机-无机流体相互作用的特殊性决定了其赋存状态和成岩产物的复杂性。研究表明，成岩流体包括原始沉积水、矿物转化释放的结构水[30]、有机流体[31]、幔源流体[32]等，富含多种离子成分。有机质演化过程中形成的二氧化碳、有机酸与碳酸盐、铝硅酸盐矿物溶解形成的碱性离子导致了成岩流体酸碱性质的频繁转换[33]，从而影响了成岩矿物种类及结晶程度的变化[34]。目前，国内学者对陆相富有机质页岩成岩特征进行了研究[35]，但页岩体系中地层流体的演化规律与特征尚不明确，有机-无机相互作用机理及页岩成岩演化规律方面的研究尚处于起步阶段，其中有机-黏土复合体在有机-无机相互作用与成岩演化中的贡献得到越来越多的重视。
测井识别与地震预测是页岩储层宏观评价的主要技术手段。测井评价方面，目前国内外学者主要基于实验数据数理统计开展页岩储层的关键参数表征[38]，部分学者通过对二维核磁、电成像等特殊测井的深度处理开展了纹层、孔隙结构等储层要素的表征[39]，但基于页岩微观组构测井响应机理的储层评价方法研究尚处在探索阶段[40]。地震预测方面，经历了从地震属性、地震相到叠前反演、叠后反演、机器学习等预测方法演变[41]，近两年来，有学者采用地震反演等方法开展了页岩薄韵律层厚度、脆性、裂缝、物性等方面的预测[42]，基于岩石物理建模的页岩储层各向异性预测方法研究尚处于起步阶段。因此，亟需开展系统性的岩石物理与数值模拟研究，建立适配的测井、地震体积响应模型，形成基于页岩微观组构测井响应机理的储层测井评价方法，探索建立页岩有利储集体地震预测技术。
因此，未来应持续深化陆相断陷湖盆页岩沉积、成岩及其控储机制研究，深化建立基于岩相（组合）的储集空间发育分布模式，以求实现页岩有利储集体定量识别与精细预测。
2.2 富有机质页岩成烃动态演化与烃类赋存机理
陆相断陷湖盆极强的非均质性导致不同沉积相带富有机质层系岩相组合与有机相存在显著差异，有机质的差异演化又带来了不同岩相中烃类赋存状态的差异性[6]。断陷活动伴随的差异压实和局部构造变形可能形成微裂缝网络，既促进烃类运移，也可能破坏烃类原始赋存状态。同时，断陷湖盆常经历多期构造抬升与沉降，地温梯度变化显著，例如某些层段可能因后期抬升导致生烃停滞（未成熟—低成熟烃），而深部层段持续生烃（高成熟阶段）[6-9]。此外，断陷湖盆快速沉降下的生烃作用易形成超压系统，有利于烃类滞留，但断陷活动导致的断裂开启可能引发压力释放，多期断裂活动可能破坏原始封存体系，导致烃类再分配或逸散，造成烃类散失，进而形成更加复杂的油气分布格局[6]。因此，开展富有机质页岩成烃演化与烃类赋存机理研究，是揭示陆相页岩油富集机理的关键。
在烃源岩生排烃理论研究方面，进一步深化了排烃机理及其控制因素[45-48]，改进了模拟实验方法，建立了有机相化学动力学分类和生排烃模型[48]，推动富有机质页岩生烃动力学逐渐向组分级水平发展。值得一提的是，在盐类等矿物催化作用、纹层结构对烃类滞留的影响、源储耦合机制等方面取得了显著进展[43-47]。例如研究发现碱类矿物通过“皂化作用”在干酪根分子表面形成多种羧酸盐官能团，延滞类杜氏藻生烃，生烃高峰滞后，而火山矿物则催化蓝细菌生烃，生烃高峰提前，导致碱湖具有“双峰生烃”独特性[46-47]。再如盐湖环境中的膏盐层因高热导率和致密性，会显著加速有机质热解，拓宽生油窗范围（Ro值为0.5%~1.3%），使得排烃效率显著提升，济阳坳陷沙河街组咸化湖盆烃源岩在盐类催化下，相同热演化阶段的油、气产率较淡水环境提升30%~50%，Ⅰ、Ⅱ型有机质在生油窗阶段累计排烃效率为75%~85%[43-44]。由于断陷湖盆厚层富有机质页岩层系纵横向岩相与有机质组合类型变化复杂，精细研究不同岩相多类型有机质成烃动态演化与生排滞烃效率的差异性，仍是下一步亟待解决的问题。
在页岩油赋存机理方面，研究发现页岩中纹层结构（如砂质-泥质纹层序列）通过垂向物质频繁更替和微裂缝发育[43-44]，不仅提升了孔隙连通性，还通过有机质集中分布增强了烃类滞留能力[43-44]。例如北部湾盆地涠西南凹陷始新统流沙港组二段的轻质页岩油主要赋存于无机质孔缝（如颗粒粒间孔、微裂缝），而重质油则富集于有机质孔中，这种分异与纹层矿物组成（硅质、黏土混积）密切相关。研究认为无机孔缝网络与有机质演化协同控制页岩油赋存，在中低成熟阶段（Ro值为0.4%~1.0%）以无机孔隙（石英粒间孔、溶蚀孔）为主，占比为70%~80%，高成熟阶段（Ro值大于1.2%）有机孔显著增加，这一发现为储层甜点评价提供了新依据[5-9,21 -22]。在页岩油赋存状态定量表征方面，近年来建立了页岩含油性与不同赋存状态精细表征技术[49]，明确了纹层状岩相是页岩油赋存并富集的有利岩相，构建了沉积岩相、热演化程度与边界（保存条件）三元页岩油赋存机制[6-7]。页岩中游离烃主要与基质孔缝有关，而束缚烃含量明显受TOC、岩相和热成熟度控制，随着成熟度增加，页岩中游离烃比例增加，但束缚烃与TOC含量的比值降低，不同岩相显示系统差异性；尽管不同矿物对原油的吸附能力存在差异，但矿物吸附总量在生油窗随成熟度变化不明显[50-51]；干酪根与烃类产物结构差异性变大，是导致高—过成熟阶段干酪根滞烃能力下降的主要原因[50-51]；分子动力学模拟揭示出在地层温压条件下，页岩油组分、孔缝宽度、有机质成熟度等均对页岩油赋存具有明显的影响。虽然当前已明确无机孔是断陷湖盆中—低成熟页岩油体系中最有利的赋存空间，它们与多类型、多级次微裂缝耦合形成有效的孔缝网络系统，自封闭作用有利于页岩油原位滞留或近源保存，但不同岩相组合控制下的页岩油赋存机理及页岩自封闭系统的形成条件与演化机制仍是亟待解决的基础问题。此外，对于热演化程度范围较大的烃源岩而言，其生排烃效率、含油气性、原油物性、油气相态、气油比变化大，不同热演化程度页岩中油气赋存状态与含油气性的关系仍需深入探索。需开展更精细的生烃热模拟研究，结合自然演化剖面和油气地球化学组成的反演研究，全面揭示断陷湖盆页岩油生—排—滞过程中赋存状态演变特征。
2.3 页岩油富集主控因素与评价方法
与北美优越的地质条件不同，中国陆相断陷湖盆构造-沉积分异明显、页岩非均质性强，不同类型页岩油在形成、演化、富集和分布规律方面差异明显[52]。前期研究认为有机质丰度、岩相类型、热演化程度、保存条件、可流动性和可压裂性是控制中国陆相页岩油富集高产的主要因素[10]。国家“973”项目和油气重大专项项目研究团队明确了纹层状岩相是有利的储集岩相，揭示了陆相页岩油赋存机理与地质主控因素[55]。近些年，研究报道了互层/夹层、混积页岩和黏土质页岩等3种主要岩相组合类型控制了陆相富有机质页岩的源-储耦合特征、烃类差异演化和流体性质多样性[5-10]。进一步，郭旭升等[5]指出良好的源-储耦合关系、适宜的热演化程度和自封闭性是陆相页岩油富集的主控因素。济阳坳陷页岩油勘探实践表明，富有机质纹层状岩相无机孔缝并存、大孔优势的储集条件以及中—低成熟的富有机质富碳酸盐页岩层系游离烃多状态赋存是页岩油富集的重要基础[56]。苏北盆地溱潼凹陷阜二段页岩油勘探则证实咸化湖盆“低TOC”烃源岩可生成大量油气，混积型页岩厚度大、有机质类型好、脆性高、断-缝发育是影响页岩油富集高产的重要因素[57-58]。总体上，目前认为不同构造-沉积背景下的页岩热演化程度、岩相及其组合差异、优势孔缝发育和地层压力系统是控制断陷湖盆页岩油富集的主要因素（见图4）。
断陷湖盆构造分割性强，断裂、裂缝发育，对地层分布、沉积岩相展布以及油气运移、聚集和保存等均具有明显控制作用（见图4）。例如沧东凹陷官东地区页岩油生产实践表明断裂活动使页岩油可动烃含量明显减少，导致单井产量和EUR降低[8]。中国陆相断陷湖盆特殊的大地构造环境导致多期构造活动和复杂应力分布，受岩石力学性质、断层、构造幅度等因素的影响，局部应力与区域应力差异大且耦合关系不明确[58]。构造应力场也是影响页岩油富集保存的关键因素之一，其中断层、褶皱、裂缝的发育受古构造应力场控制，而现今应力场影响着断层、裂缝的有效性，进而影响着页岩油的富集保存[8,58]。未来应加大扭张应力作用下宏观断-缝体系发育特征研究，结合区域应力场分布规律与局部应力场的耦合，加强分析断-缝体系对流体压力场等保存条件的控制作用，建立页岩油保存评价体系。
北美海相页岩油勘探理论、“甜点”富集规律等理论认识创新，使勘探方向实现了从传统寻找圈闭到源储一体的页岩油富集带（即“甜点”）的转变，建立了适应性的甜点评价参数指标体系，实现了厚层页岩油的资源分级评价[59]。与之对比，中国开展了选区方法[12]、参数标准[57]、评价流程以及信息技术应用[60]等大量研究，初步建立了差异化的页岩油选区评价、甜点层评价和目标评价参数指标体系。例如胜利油田济阳示范区建立了页岩油综合评价“四性”参数体系，形成“纵向分层-平面分区”立体评价方法，从源岩、储层、油藏、工程以及经济5个维度制定了资源分级评价标准；开发迭代形成地质、工程、经济3甜点分类分级立体精细评价技术，甜中选蜜，优选蜜点优先动用，为效益开发奠定资源基础。苏北盆地溱潼凹陷根据页岩油地质特点和“四性”特征，建立了以“烃源、储层、保存、改造”为核心的页岩油选区评价标准。然而，目前尚未形成统一的页岩油分类分级评价体系，仍然面临评价指标参数科学赋值定量化不足、评价方法适用性不强、智能化水平偏低等诸多挑战。
因此，未来应持续强化陆相断陷湖盆页岩油富集规律与评价方法研究，重点攻关方向包括：①构造和深部热液控制下的富有机质页岩发育特征与差异形成机制；②断陷湖盆页岩油保存机制与保存评价技术；③构造-沉积分异控制下的页岩油差异富集机理与分布规律；④以数智驱动为核心的厚层页岩油分类分级定量化评价方法。
2.4 富有机质页岩致裂机理与人工缝网模拟
通过立体井网和立体压裂技术构建“人工油气藏”，是页岩油开发的基础“设施”建设。断陷湖盆页岩岩相复杂、厚度大、断-缝发育、非均质性强，导致人工裂缝起裂与延伸机制不明，缝网预测与控制的难度很大。在现场施工中则表现为井间窜扰显著和井间改造不充分的矛盾并存，严重影响了页岩油立体开发效果。
页岩岩石力学性质与致裂模式控制着人工裂缝网络在井间段间分布的区域性强度。现有研究揭示黏土矿物含量与纹层发育程度是影响页岩岩石力学性质和致裂机制的重要因素；经过成岩压实作用的片状黏土矿物使岩石具有页理，易沿层面剥裂[12]；页岩黏土矿物含量高，则塑性强，页理发育程度高，则力学各向异性强[61]（见图5）；整体上，深部页岩力学参数和脆性参数的各向异性程度明显低于浅部页岩，强度和变形参数的各向异性程度分别与石英和黏土矿物含量密切相关[62]。相关实验研究主要基于静态监测，不能满足原位环境下（温度、压力和应力）动态监测岩石微观、宏观结构变化，需要加强储层条件下页岩起裂机制研究，更深刻理解人工裂缝网络的初始形成阶段。
因此，未来应针对陆相断陷湖盆富有机质页岩，通过大尺度物模与立体压裂数值模拟，阐明复杂岩相页岩人工致裂机理，揭示立体压裂缝网构建与人工调控机制，为陆相断陷湖盆页岩油高效开发提供理论支撑。
2.5 页岩油流动机理与有效开发
断陷湖盆页岩油埋藏深、纹层/页理发育等导致支撑裂缝宽度受限，揭示页岩油流动机理，构建与之匹配的开发模式是实现有效开发的理论基础。中国油气行业在引进吸收北美海相页岩油压裂技术的基础上，发展形成了陆相页岩油压裂技术，在新疆吉木萨尔国家级陆相页岩油示范区、胜利济阳陆相断陷湖盆页岩油国家级示范区、大庆古龙陆相页岩油国家级示范区等建设中取得了显著效果，展现出中国陆相页岩油的资源潜力与开发价值。但在规模化开发中，需要成熟的断陷湖盆页岩油流动理论来指导开发技术政策的制定和优化。
由于实际流动状态过于复杂，数值模拟是认识页岩油在储层的复杂流动过程、预测页岩油开发效果的重要手段。针对页岩孔缝尺度跨度大，多相流体在不同尺度孔缝空间的渗流规律不同，通常采用双重介质模型来分别表征裂缝和基质孔隙的孔渗属性，模拟不同介质渗流规律及流体交换[78]。进而，为了更精细地研究页岩油储层流动机理，三重和多重介质渗流模型也成为主流[79]。介质类型越多，不同介质间流体交换规律越复杂，模拟计算量呈指数式递增。多重介质渗流模型通常将不同尺度裂缝进行等效处理，以简化运算。近年来，嵌入式离散裂缝数值模拟方法逐渐兴起，已在涪陵、长宁等地区页岩气开发中得到广泛应用。然而，由于页岩油多尺度渗流规律的复杂性，数值模拟技术仍需解决流体相态类型多、渗流通道应力敏感性强、渗吸-渗流机理表征难等技术课题。
通过不断探索，建立有效立体开发模式是陆相断陷湖盆页岩油实现规模化开发的必经之路。美国海相页岩油通过甜点评价、钻井、压裂等工艺技术迭代升级，形成地质工程一体化技术系列[80]，建立了基于立体井网和整体压裂的立体开发模式，实现了页岩油规模效益开发。陆相断陷湖盆页岩油地质条件与北美海相页岩油差异极大，相关开发经验与技术方法无法直接搬用，需要针对性创新研发。
目前，陆相断陷湖盆页岩油立体开发相关研究尚处于起步阶段，亟需开展基于尺度升级的地质建模方法、页岩油多相流体分布及动态流动规律、页岩油流动数值模拟等方面的研究，尽快形成信息保真、尺度升级建模技术、页岩多相流动实验技术、应力-裂缝耦合流动模拟方法，构建高效开发模式，为实现陆相断陷湖盆页岩油规模立体开发提供理论与技术支撑。
3 结论与展望
中国陆相断陷湖盆页岩油资源丰富，具有巨大的勘探开发潜力，然而其强烈的构造分割性和沉积非均质性特征给高效勘探开发带来了诸多挑战。研究认为陆相断陷湖盆页岩油呈现沉积环境与保存条件双控的“二元富集”核心机制，半深湖—深湖相富有机质页岩因具备优越的烃源岩品质与多尺度储集空间而成为资源富集的基础，构造稳定性、有效封盖层及页岩自封闭性共同保障了油气的原位滞留与富集。在此基础上，提出了“源-储耦合”分类体系（分离型、共生型、一体型），从源-储组合差异的角度阐明了烃类赋存和分布规律，为甜点区预测与靶区优选提供了坚实的理论支撑。
针对陆相断陷湖盆页岩油勘探开发的瓶颈问题，凝练出5大重点攻关方向：①深化细粒沉积与成岩协同机制研究，厘清高频层序演化与成岩流体作用对储集空间塑造的规律；②揭示不同岩相生—排—滞烃动态过程与热成熟度的定量关联，阐明自封闭系统形成的条件；③构建地质适配性强、数智驱动的定量化分类分级评价体系，突破构造-沉积分异与保存条件耦合控富机制的瓶颈；④探索复杂岩相组合下人工裂缝扩展规律，研发多物理场耦合压裂模拟技术以优化立体井网改造模式；⑤攻克多尺度地质建模与多相渗流表征难题，建立陆相页岩油数值模拟方法，形成具有中国特色的断陷湖盆页岩油立体开发技术体系。
展望未来，陆相断陷湖盆页岩油开发需直面储层强非均质性、高成本与技术适配性不足等挑战。持续聚焦“构造作用下的细粒沉积差异成岩成烃协同演化与页岩油赋存富集机理”和“复杂断块陆相页岩油多尺度多相流动机理与立体开发方法”两大科学问题，通过多学科交叉创新与技术迭代升级，推动理论突破与工程实践深度融合。同时，政策支持与降本增效举措的协同发力，将加速断陷湖盆页岩油从规模勘探向效益开发跨越，为国家能源安全与可持续发展提供坚实的战略保障。