引用本文
张君峰, 徐兴友, 白静, 刘卫彬, 陈珊, 刘畅, 李耀华. 松辽盆地南部白垩系青一段深湖相页岩油富集模式及勘探实践[J]. 石油勘探与开发, 2020,47(4): 637-652.
ZHANG Junfeng, XU Xingyou, BAI Jing, LIU Weibin, CHEN Shan, LIU Chang, LI Yaohua. Enrichment and exploration of deep lacustrine shale oil in the first Member of Cretaceous Qingshankou Formation, southern Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration & Development, 2020,47(4): 637-652.  
Doi: 10.11698/PED.2020.04.01
Permissions
Copyright©2020, 《石油勘探与开发》编辑部
《石油勘探与开发》编辑部 所有
松辽盆地南部白垩系青一段深湖相页岩油富集模式及勘探实践
张君峰, 徐兴友, 白静, 刘卫彬, 陈珊, 刘畅, 李耀华
中国地质调查局油气资源调查中心,北京 100083

第一作者简介：张君峰（1971-）,男,山西五台人,博士,中国地质调查局油气资源调查中心教授级高级工程师,主要从事石油天然气地质方面的研究工作。地址：北京市海淀区北四环中路267号奥运大厦,中国地质调查局油气资源调查中心,邮政编码：100083。E-mail：zjf_oilgas@163.com

收稿日期: 2020-02-21
基金项目: 中国地质调查局项目“松辽盆地南部页岩油战略调查”（DD20190115）; 中国地质调查局项目“大兴安岭西缘中生界油气战略选区调查”（DD20160202）
摘要

松辽盆地南部白垩系青山口组一段（简称“青一段”）主要发育半深湖—深湖相页岩,纯页岩型页岩油资源丰富,但页岩中黏土矿物含量高,页岩油流动性差,勘探开发难度大。研究结果表明：松辽盆地南部青一段页岩主要发育层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩3种类型岩相。综合3类岩相特征, TOC和脆性矿物共同控制了页岩油的富集,其中 TOC控制了页岩的总含油量,随着 TOC值的增大,总含油量增加,而由脆性矿物所组成的纹层内发育大量体积较大的粒间孔,为页岩可动油的有利富集空间。结合不同岩相成因,可以总结出深湖高 TOC值层状黏土质和半深湖中—高 TOC值纹层状混合质两大页岩油富集模式,其中前者具有较高的生烃能力,总含油量大,发育丰富的水平层理缝,局部发育垂向高角度裂缝,形成的缝网系统改善了页岩储集层储集性能,提高了渗流能力,增加了可动油富集空间;后者生烃能力较好,总体含油量较高,因脆性纹层发育较大的矿物粒间孔,可动油含量高。基于建立的页岩油富集模式,在松辽盆地南部圈定页岩油甜点富集有利区面积2 880 km2。针对高黏土矿物含量页岩储集层改造难点,首次在页岩油储集层中使用超临界CO2复合压裂工艺,实现了高黏土含量强非均质性页岩层系大型体积压裂,获得了中国陆相高黏土矿物含量页岩地层页岩油勘探重大突破。图21表1参41

关键词: 页岩油; 松辽盆地; 白垩系; 青山口组一段; 半深湖—深湖相; 岩相特征; 富集模式
中图分类号:TE122.3 文献标志码:A 文章编号:1000-0747(2020)04-0637-16
Enrichment and exploration of deep lacustrine shale oil in the first Member of Cretaceous Qingshankou Formation, southern Songliao Basin, NE China
ZHANG Junfeng, XU Xingyou, BAI Jing, LIU Weibin, CHEN Shan, LIU Chang, LI Yaohua
Oil and Gas Survey, China Geological Survey, Beijing 100083, China
Abstract

Pure shales in the first Member of Qingshankou Formation (simplified as Qing1 Member) in the southern Songliao Basin, i.e., the semi-deep and deep lacustrine shales, are characterized by high content of clay minerals and poor hydrocarbon mobility, making the development of shale oil difficult. According to the drilling and testing results, the shale of Qing1 Member can be classified into 3 lithofacies, i.e., bedded argillaceous shale, laminated diamictite shale, and interbedded felsic shale. The TOC and brittle minerals control the enrichment of shale oil, of them, TOC controls the total oil content, in other words, the total oil content increases with the increase of TOC; while the laminae made up of brittle minerals contain a large number of bigger intergranular pores which are favorable enrichment space for movable shale oil. In consideration of the origins of the 3 lithofacies, two shale oil enrichment models are classified, i.e., the deep lacustrine high-TOC bedded argillaceous shale (Model-I) and the semi-deep lacustrine moderate-high-TOC laminated diamictic shale (Model-II). In the Model-I, the shale is characterized by high hydrocarbon generation ability, high total oil content, abundant horizontal bedding fractures, and vertical and high angle fractures locally; the complex fracture network formed by horizontal bedding fractures and vertical fractures improve the storage capacity and permeability of the shale reservoir, increase the enrichment space for movable oil. In the Model-II, the shale is characterized by good hydrocarbon generation ability and fairly high total oil content, and as the brittle laminae contain large intergranular pores, the shale has higher movable oil content. Based on the two models, shale oil sweet-spot areas of 2880 km2 in the southern Songliao Basin are favorable for further exploration. Aimed at the difficulties in reservoir fracturing of the lacustrine shale with high content of clay minerals, the composite fracturing technology with supercritical carbon dioxide was used in the shale oil reservoir for the first time, realizing large-scale volume fracturing in shale with high content of clay minerals and strong heterogeneity, marking a major breakthrough of oil exploration in continental shale with high content of clay minerals in China.

Keyword: shale oil; Songliao Basin; Cretaceous; first Member of Qingshankou Formation; semi-deep to deep lacustrine; lithofacies feature; enrichment model
0 引言

2019年中国石油对外依存度突破70%, 国内常规原油产量已远不能满足经济建设需求, 寻找常规石油资源接替领域, 已经成为保障国家能源安全的迫切需要。受美国页岩油革命启发, 自2008年以来, 中国各大油田开始逐步探索页岩油资源潜力, 勘探证实中国陆相盆地发育多套富有机质页岩, 分别为松辽盆地白垩系、准噶尔盆地及三塘湖盆地二叠系、鄂尔多斯盆地三叠系、四川盆地侏罗系及渤海湾、江汉等东部断陷盆地古近系5大页岩发育区[1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10]。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组、渤海湾盆地黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔店组及鄂尔多斯盆地上三叠统延长组多口井获得工业油流, 展现了中国页岩油巨大的勘探潜力。

为便于开展针对性技术攻关, 国内学者按岩性组合、砂地比等要素, 把中国陆相页岩油划分为源储分异型（Ⅰ 类）、源储一体型（Ⅱ 类）、纯页岩型（Ⅲ 类）共3类页岩油[9, 10], 其中以纯页岩型页岩油分布面积最广, 资源潜力和勘探难度也最大, 尚未实现工业突破。

松辽盆地上白垩统青山口组一段（简称“ 青一段” ）页岩油也可对应划分为3类, 其中Ⅰ 类页岩油已经实现规模效益开发, Ⅱ 类页岩油已经获得重要进展, 而半深湖— 深湖相、以页岩为主、砂地比小于10%、单层砂体厚度小于2 m的Ⅲ 类纯页岩型页岩油尚处于探索阶段。松辽盆地青一段纯页岩型页岩油分布范围广, 资源规模大, 但具有特殊的页岩油发育地质条件[11, 12, 13, 14, 15, 16], 尤其是松辽盆地南部长岭凹陷青一段页岩与北美海相页岩、中国其他盆地陆相页岩具有显著差异。该页岩沉积于半深湖— 深湖相, 黏土矿物含量高, 一般为40%~50%, 平均值为46.7%, 远高于国内外其他盆地页岩。该盆地优质页岩形成机理、纯页岩型页岩油成因机制及富集规律尚不明确, 且缺乏有效的甜点评价及预测方法, 缺乏针对高黏土矿物含量纯页岩有效的储集层改造技术, 制约了纯页岩型页岩油的勘探和开发。因此, 亟需开展地质认识及工程技术攻关, 早日实现其效益开发。针对高黏土矿物含量页岩油勘探开发存在的关键科学问题, 作者以松辽盆地南部长岭凹陷为研究对象, 展开了针对性的地质研究和技术攻关, 探索形成相关的地质认识和工程技术方法, 以期对中国陆相高黏土页岩油的勘探开发有示范作用和借鉴意义。

1 区域地质概况

松辽盆地以松花江为界划分为南北两个区域。根据基底性质和盖层的区域地质特征, 松辽盆地南部整体划分为中央坳陷、西部斜坡、东南隆起和西南隆起4个一级构造单元, 中央坳陷位于盆地中央, 为松辽盆地南部主要的油气生成及富集区, 也是页岩油富集潜力区, 可进一步划分为长岭凹陷、扶新隆起带、红岗阶地和华字井阶地4个二级构造单元（见图1a）。长岭凹陷位于中央坳陷南部, 整体为一个北东走向的大型宽缓凹陷, 面积约6 500 km2, 向北与古龙凹陷相接, 西北和东南分别被红岗阶地、华字井阶地所夹持, 向东过渡到扶新隆起带[17, 18]。长岭凹陷呈明显的断坳叠置型沉积, 断陷期沉积上侏罗统— 下白垩统火石岭组（J3h）、沙河子组（K1sh）、营城组（K1yc）和登娄库组（K1d）, 最大厚度达5 000~7 000 m, 以陆相碎屑岩、火山岩、火山碎屑岩为主; 坳陷层沉积下白垩统泉头组（K1q）、上白垩统青山口组（K2qn）、姚家组（K2y）、嫩江组（K2n）, 四方台组（K2s）和明水组（K2m）（见图1b）, 以陆相碎屑岩为主, 其中青山口组是坳陷层系主力烃源岩层[19, 20]。松辽盆地整体经历了4个构造演化阶段：①热隆火山喷发和张裂阶段（T— J3）; ②同裂陷阶段（J3— K1）; ③拗陷阶段（K1— K2）; ④构造反转阶段（K2— Q）[21, 22]。

图1 松辽盆地南部构造分区及地层综合柱状图

青山口组可进一步划分为青一段和青二、三段, 其中青二、三段在盆地内分布较广, 厚度一般为250~550 m, 在北部克山— 林甸一带和西部江桥— 白城地区较薄, 岩性主要为深灰色、灰色、灰绿色泥岩, 少量紫红色泥岩与灰色、灰白色泥质粉砂岩、粉砂岩、细砂岩互层, 夹薄层钙质粉砂岩, 与下伏青一段和上覆姚家组主要为整合接触, 局部为平行不整合接触。本文研究的目的层为青一段, 岩性以厚层灰黑色页岩为主, 局部为灰色泥质粉砂岩, 区域上分布稳定。该地层沉积时期是松辽盆地第一次大范围湖侵期, 湖盆面积大水体较深, 藻类生物繁盛, 以还原环境为主, 沉积相主要为半深湖— 深湖相[23, 24, 25, 26], 本次研究依据古环境的变化将青一段进一步划分为3个层组, 该套暗色富有机质页岩为松辽盆地南部主要的生油层和盖层, 具有自生自储、源内成藏的有利条件[27, 28, 29, 30, 31, 32]。长岭凹陷青一段沉积中心为塔虎城次洼和乾安次洼, 半深湖— 深湖相富有机质页岩广泛分布, 是第Ⅲ 类纯页岩型页岩油的主要富集区。

2 青一段页岩地质特征
2.1 页岩发育特征

研究区青一段岩性以半深湖— 深湖相页岩为主, 页岩沉积厚度大、分布范围广, 厚度一般为30~100 m, 平均厚度为70 m。平面上, 沉积中心处于大安和乾安一带, 页岩发育在红岗阶地东南部、长岭凹陷北部、扶新隆起西部以及华字井阶地北部区域（见图2）。统计表明, 研究区青一段厚度大于50 m的页岩分布面积约为7 265 km2, 具有良好的页岩油富集物质基础。

图2 松辽盆地南部青一段暗色页岩等厚图

2.2 页岩有机地球化学特征

松辽盆地南部青一段暗色页岩有机质丰度高、类型好, 分析688个青一段页岩样品有机地球化学特征, 其TOC值为0.5%~4.5%, 均值为2.15%, 其中80%的TOC值大于1%, 38.9%的TOC值大于2%, 在页岩沉积中心大安和乾安一带, TOC值普遍大于2.0%, 且大于2.0%的范围为4 750 km2。研究分析表明, 松辽盆地南部青一段有机质类型基本以Ⅰ 型和Ⅱ 1型为主（见图3）, 少数样品为Ⅱ 2型, 尤其在凹陷中心深湖相沉积区内, 母质类型以藻类和腐泥型母质为主, 生油潜力巨大。

图3 青一段3个层组有机质类型分布特征

松辽盆地南部青一段页岩Ro值为0.5%~1.0%, 大于0.7%的面积约6 975 km2, 演化程度较高的地区主要集中在长岭凹陷的大安、乾安和黑帝庙一带。松辽盆地南部青一段页岩具有较高的滞留烃量, 氯仿沥青“ A” 含量绝大部分大于0.2%, 平均值为0.35%, 最高可达2%, 青一段热解分析参数S1值普遍大于1.0 mg/g, 最高可达4 mg/g（见图4）, 平均值为1.5 mg/g, S1值大于2.0 mg/g的区域主要分布在长岭凹陷乾安地区和大安— 塔虎城地区。有机地球化学综合演化剖面显示（见图4）：在1 600 m深度有机质大量转化为烃类, 对应Ro值约为0.8%, 在2 100~2 500 m深度内页岩中的滞留烃达到高峰, 对应Ro值约为1.0%~1.2%。长岭凹陷青一段页岩在Ro值小于1.2%时, 排烃效率不足20%, 大量烃类滞留页岩孔隙中, 形成页岩油富集层。由此初步确定松辽盆地南部青一段陆相页岩油有利的勘探层段埋深为2 100~2 500 m。

图4 松辽盆地南部青一段页岩有机地球化学演化剖面

2.3 页岩储集层特征

松辽盆地南部青一段页岩主要由黏土矿物和石英、长石等组成, 含有少量的方解石、白云石。青一段页岩脆性矿物含量为33%~70%, 均值为53%, 以石英和长石为主（见图5a）; 黏土矿物含量23%~68%, 均值为47%, 以伊利石和伊/蒙混层为主, 其中, 伊利石含量为19%~68%, 平均值为33%, 伊蒙混层含量为30%~76%, 平均值为58%, 绿泥石含量为2%~14%, 平均值为6%, 高岭石含量较低, 基本小于3%（见图5b）。

图5 松辽盆地南部长岭凹陷青一段页岩矿物组成

青一段页岩矿物组成受沉积环境影响, 导致不同地区矿物组成具有差异, 越靠近半深湖— 深湖相沉积的页岩黏土矿物含量越高。处于长岭凹陷中部乾安沉积中心的吉页油1HF井青一段页岩黏土矿物含量为38.0%~57.0%, 平均值为46.7%; 处于长岭凹陷三角洲外前缘相的乾262井和黑197井黏土矿物含量低于于吉页油1HF井青一段页岩, 乾262井青一段黏土矿物含量为23.5%~53.0%, 均值为42.0%, 黑197井黏土矿物含量平均值为19.0%。处于长岭凹陷北部大安— 塔虎城沉积中心的塔25井青一段页岩黏土矿物含量为28.0%~59.4%, 均值为53.6%。处于新北地区的新380井青一段页岩也处于半深湖— 深湖相, 黏土矿物含量平均值为50%。

根据中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室实测资料显示青一段页岩孔隙度为2.0%~11.8%, 平均值为4.5%（见图6a）; 渗透率为（0.001 4~0.330 0）× 10-3μ m2, 均值为0.07× 10-3μ m2（见图6b）。核磁共振测井资料解释青一段页岩有效孔隙度为0.8%~9.0%, 平均为5.1%, 平均核磁共振测井渗透率为0.15× 10-3μ m2。

图6 吉页油1HF井青一段页岩岩心实测物性

青一段页岩裂缝较为发育, 多口井的岩心均发现有裂缝存在, 主要为构造应力产生的高角度构造缝, 部分裂缝倾角达到了80° ~90° , 裂缝规模约为20~80 cm, 岩心面可见裂缝1~10条, 裂缝面多见油显示, 部分被方解石充填（见图7）。青一段页岩层理缝发育, 且密度较大、裂缝间距为1~10 cm, 均未被碳酸盐矿物充填、有效性较好, 层理缝表面见油膜, 且与构造裂缝沟通, 形成复杂的裂缝网络, 是一种有利的页岩油储集空间。

图7 松辽盆地南部青一段岩心构造缝显示
（a）乾262井, 青一段; （b）乾262井, 青一段, 2 267.4 m; （c）乾深9井, 青一段, 2 079.4 m; （d）乾144井, 青一段, 2 252.9 m

青一段页岩孔隙主要以无机孔为主, 有机孔零星发育, 无机孔主要为粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、粒内孔及微裂缝等（见图8）, 其中, 粒间孔平均相对较大, 孔径为30 nm~5 μ m, 溶蚀孔孔径为10 nm~2.5 μ m, 晶间孔孔径为50 nm~1 μ m; 有机质孔相对较小, 孔径为10 nm~50 nm。微裂缝的缝宽变化较大, 方解石半充填的微裂缝缝宽1~3 μ m, 层理缝宽2~5 μ m, 薄片状伊利石间的层间缝只有8~50 nm。

图8 松辽盆地长岭凹陷青一段页岩主要孔隙类型（以吉页油1HF井为例）
（a）2 486.39 m, 粒间孔, 呈圆形、椭圆形; （b）2 486.79 m, 粒间孔, 被大量黏土矿物充填; （c）2 454.24 m, 伊利石晶间孔, 呈狭缝状; （d）2 421.91 m, 黄铁矿晶间孔, 呈菱形、椭圆形, 可见大量有机质充填; （e）2 472.09 m, 介形虫壳体上发育粒内溶孔; （f）2 520.97 m, 有机质孔

3 青一段富有机质页岩岩相类型与形成古环境
3.1 青一段富有机质页岩类型

通过岩心观察、薄片鉴定、扫描电镜、X射线衍射（XRD）矿物成分分析等手段, 对松辽盆地南部青一段页岩类型进行划分。首先依据矿物组成可将青一段页岩划分为黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩3种岩石类型（见图9）。依据沉积构造特征, 青一段页岩发育层状、纹层状和互层状3种类型沉积构造, 其中层状没有明显的颜色、粒度及矿物成分的变化, 发育层理缝; 纹层状具有明显颜色、粒度及矿物成分变化; 互层状发育薄层长英质夹层, 发育各类沉积层理。综上, 可以进一步将松辽盆地南部青山口组一段页岩划分为3大类岩相：层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩（见图10）。

图9 松辽盆地南部青一段页岩矿物组成

图10 松辽盆地南部青一段主要岩相及微观结构特征

层状黏土质页岩（见图10a）发育水平层理构造, 层理缝发育, 颜色均一, 呈灰黑色-黑色, 矿物成分主要以黏土矿物为主, 平均含量为63.7%, 石英和长石含量较低, 分别为22.4%和7.5%, 黄铁矿主要以草莓状晶体集合形式孤立分布在样品中, 高含量指示较强还原条件, 碳酸盐矿物含量较低。主要发育在青一段上部（1号层组）, 有机质类型以Ⅰ 型为主（见图3）。

纹层状混合质页岩（见图10b）发育小于2 mm厚的纹层, 颜色呈灰黑色, 黏土矿物含量明显低于层理型页岩, 平均值为45%, 纹层主要成分为石英和长石, 分别为26.6%和16.3%, 局部含大量方解石组成的介形虫, 因此钙质含量稍高, 可达14.8%, 黄铁矿含量平均值为6.5%, 除了以草莓状晶体集合形式存在外, 还存在交代介形虫壳体现象, 表明该类型页岩形成于较强的还原环境之中, 主要发育在青一段中部（2号层组）, 有机质类型以Ⅰ 、Ⅱ 1型为主。

互层状长英质页岩（见图10c）发育大于1 cm厚的砂质纹层, 呈灰白色砂质层和灰色泥质层近等厚互层, 砂质层呈不连续透镜状, 黏土矿物含量较低, 平均值为43.9%, 砂质层内出现少量钙质胶结, 引起方解石含量增加, 主要发育在青一段下部（3号层组）, 有机质类型以Ⅱ 1、Ⅱ 2型为主。

3.2 青一段页岩形成的古环境分析

页岩沉积时期的古环境控制因素主要包括古气候、古水深、古氧化还原和古盐度。对青一段172个页岩样品反映古环境的元素参数进行分析, 在纵向上反演了页岩形成的古环境。分析结果表明, 松辽盆地南部长岭凹陷青一段存在明显的古环境分界面, 经历了3种不同的沉积环境, 自下而上依次为半潮湿浅水弱还原环境、半潮湿半深水还原环境、潮湿深水强还原环境（见图11）。

图11 松辽盆地南部青一段沉积古环境分析及不同岩相可动性特征（以吉页油1HF井导眼段为例）

青一段沉积的早期为低位体系域, 水体开始加深, 但具有阶段性震荡特征, 沉积水体以浅水— 半深水为主, 气候半干旱— 半潮湿, 弱还原— 弱氧化环境, 陆源物质输入较多, 该时期沉积页岩以互层状长英质页岩为主; 青一段沉积中期水体逐渐加深, 以半深湖为主, 气候相对潮湿, 整体以还原环境为主, 具有阶段性陆源物质输入, 该时期沉积页岩以纹层状混合质页岩为主。青一段沉积晚期为水体稳定加深时期, 为深湖环境, 沉积速率较慢, 水体盐度增加, 气候相对潮湿, 形成了深湖高盐度、富硫的强还原环境, 在该时期沉积页岩以层理状黏土质页岩为主。

4 青一段页岩油富集模式
4.1 有利岩相

不同类型的岩相除了在形成环境、矿物组成、有机质含量、有机质类型等方面存在差异外, 其孔隙类型、孔喉结构以及可动油含量等方面存在显著差异, 是控制页岩油富集的主要因素[33, 34, 35, 36, 37, 38]。综合利用扫描电镜、荧光薄片、氮气吸附、分温阶热解、分步抽提等手段, 对松辽盆地南部青一段3种页岩岩相的荧光特征、孔隙类型、孔喉结构以及可动油含量进行表征, 对比优选出页岩油富集最为有利的页岩岩相。

4.1.1 层状黏土质页岩

层状黏土质页岩以小孔隙为主, 但发育大量层理缝和构造裂缝, 有效改善了页岩的储集和渗流能力, 同时, 该类型页岩具有较高的总含油量, 游离油占比高, 可动油含量高, 是青一段重要的页岩油富集优势岩相之一。

层状黏土质页岩孔隙以呈狭缝状的伊利石晶间孔为主, 氮气吸附-脱附曲线中脱附解凝明显, 迟滞环相对较小, 反映出平行矿物壁狭缝状（平行壁状）孔隙形态占主体（见图12）, 其孔隙直径较小, 二氯甲烷抽提后的样品主要发育小于32 nm的孔隙, 大于32 nm的孔隙所占比例较小（见图13）。该类型页岩具有较高的总含油量, 荧光主要分布在层理缝和微裂缝中, 较为分散, 少见连片分布（见图11）。分温阶热解及分步抽提结果表明, 该类页岩总含油量高（见图11）, 随着抽提溶剂极性的增强, 孔隙空间逐步增大, 第1次抽提的孔隙空间增量要小于第2次抽提（见图13）, 表明该类型页岩同时包含易流动的轻质成分和不易流动的重质成分, 但游离油比例略低, 为45%, 且由于总体孔隙直径较小, 易流动的轻质组分和难流动的重质组分主要分布在小于32 nm的孔隙内。

图12 青一段页岩相孔隙类型发育特征

图13 青一段不同岩相分步抽提后孔径变化曲线

4.1.2 纹层状混合质页岩

纹层状混合质页岩单个孔隙半径大, 孔隙形态好, 弱极性易流动组分比例高, 是青一段另一类重要的页岩油富集优势岩相。纹层状混合质页岩发育石英、长石、介形虫壳体组成的粒间孔和介形虫壳体内溶蚀孔, 氮气吸附实验反映出细径广体的墨水瓶状与开放的平行壁狭缝状孔占主体（见图12）, 孔隙直径明显大于层状黏土质页岩, 发育大量大于32 nm的孔隙, 占比超过50%（见图13）。随着抽提溶剂极性的增强, 孔隙空间逐步增大, 第1次抽提的孔隙空间增量大于第2次抽提增量（见图13）, 表明该类型页岩油中易流动的轻质成分大于不易流动的重质成分, 游离油比例平均为53%。荧光主要呈淡蓝色, 呈条带状断续分布, 显示其主要以极性较弱易流动的轻质原油组分为主（见图11）。分温阶热解及分步抽提结果表明, 该类页岩总含油量较高, 可动烃比例高（见图11）。

4.1.3 互层状长英质页岩

互层状长英质页岩由于其含油性差, 页岩油富集优势不明显。互层状长英质页岩发育石英长石所围成的粒间孔, 孔隙形态以细径广体的墨水瓶状为主体（见图12）。荧光薄片中荧光区域分布相对分散, 区域面积明显小于前两种岩相（见图11）。热解及分步抽提实验结果表明, 该类页岩在3种岩相中总含油量最低（见图11）。该类型页岩是在浅湖动荡水体环境下形成的, 页岩中有机质含量低, 有机质类型差、生烃潜力小, 页岩含油性最差。

综上分析认为层状黏土质页岩和纹层状混合质页岩是松辽盆地青一段页岩油富集最有利的岩相。

4.2 页岩油富集模式

高TOC值深湖层状黏土质和中— 高TOC值半深湖纹层状混合质两种类型的页岩油富集模式如图14。

图14 松辽盆地南部青一段页岩油富集模式

陆相高TOC值深湖层状页岩油富集在页岩基质孔隙及裂缝中, 一般形成于半深湖— 深湖缺氧还原环境。页岩中原油流动特征表现为总滞留烃高, 总孔隙度高, 以黏土矿物晶间孔为主, 游离组分含量较高, 由于层理缝发育与局部构造缝组成缝网系统, 大大改善了页岩的储集性能, 为可动油富集提供了空间。

陆相中— 高TOC值半深湖纹层状混合质页岩油主要赋存在介形虫和砂质纹层粒间孔中, 该类型页岩一般分布在半深湖相, 形成于半深湖还原环境, 页岩有机质丰度为中— 高, 含油性好, 页岩中原油流动特征表现为总滞留烃高, 且轻质组分含量高, 流动性好。

5 勘探开发关键技术
5.1 甜点评价及区带优选技术

页岩油“ 甜点” 是指在页岩层系内可优先勘探开发的页岩油富集高产目标区（目标层段）, 主要包括“ 地质甜点” 和“ 工程甜点” 。“ 地质甜点” 评价参数主要有含油性、储集层条件、原油可动性、天然裂缝、地层能量等, “ 工程甜点” 评价参数主要有岩石可压性、地应力各向异性等。本文以有利岩相评价为基础, 结合可动性和可压性形成一套地质甜点与工程甜点相结合的甜点评价方法, 并形成相应预测技术, 在平面上确定甜点带（见图15）, 在纵向上确定甜点层（见图16）, 有效指导了吉页油1HF井的部署和水平井有利目标层优选。

图15 松辽盆地南部青一段页岩油有利区分布图

图16 吉页油1HF井青一段页岩油甜点综合评价图

5.1.1 平面甜点富集有利区优选

目前页岩油平面甜点区预测存在平面上资料少、预测难度大、精度低的问题。为解决上述问题, 本次研究采用地质、地球物理相结合的甜点区评价及预测技术, 主要采用半定量的关键参数叠合评价方法, 明确页岩油甜点富集有利区[39, 40]。

重点选取利用有利岩相厚度、有机质丰度TOC值、游离烃S1、热演化成熟度Ro、可动性指标S1/TOC等参数进行叠合评价, 圈定有利区, 最后结合地震反演及属性预测的地震甜点, 明确平面甜点区的分布。本次研究在松辽盆地南部青一段评价出2个页岩油富集有利区, 分别为乾安有利区和大安有利区, 其中乾安有利区位于长岭凹陷中部（见图15）, 面积为1 300 km2, 大安有利区位于长岭凹陷北部, 面积为1 580 km2。松辽盆地南部青一段评价有利区面积共计2 880 km2。

5.1.2 纵向甜点段优选

为了避免定性评价人为因素的影响, 建立了页岩油甜点指数SI计算方法, 实现对页岩油甜点定量的评价。评价过程基于主参数优选方法, 根据研究区内主地质参数的分布范围, 将表征页岩储集层含油性的可动游离油量（热解分析参数S1）, 表征可动性的S1/TOC值, 表征物性的有效孔隙度, 表征可压裂性的岩石力学脆性指数等4个主地质参数进行归一化处理, 并将其综合评价, 获得页岩油甜点指数SI。

根据页岩油甜点可获得产能的能力, 将研究区青一段陆相页岩油划分为3类甜点。Ⅰ 类页岩油甜点段：现有压裂试采条件能够获得工业油流, SI≥ 50%; Ⅱ 类页岩油甜点段：现有试采条件下能获得低产油流, 30%≤ SI< 50%; Ⅲ 类页岩油甜点段：现有试采工艺条件下只产少量油或者不产油, SI< 30%（见表1）。依据此页岩油甜点评价方法对吉页油1HF井导眼段青一段页岩进行纵向甜点评价, 指出青一段1号层组和2号层组SI值分别为55%和52%, 均属于Ⅰ 类页岩油甜点发育段; 3号层组SI为40%, 评价为Ⅱ 类页岩油甜点段。优选1号、2号层组作为吉页油1HF井青一段页岩油勘探的首选目标层（见图16）。

表1 松南陆相青一段页岩油综合甜点评价指标
5.2 超临界二氧化碳复合压裂工艺

针对松辽盆地青一段页岩油储集层黏土矿物含量高、地层塑性强、非均质性强、应力隔夹层较多等改造难点, 借鉴国内外先进经验, 将超临界CO2干法压裂与大型水力压裂相结合, 形成了超临界CO2复合压裂工艺, 并首次成功应用在页岩油储集层压裂中, 实现陆相高黏土含量页岩地层大型体积压裂。

5.2.1 超临界CO2作用机理

超临界CO2是指相态温度大于31.26 ℃, 相态压力大于7.43 MPa时的CO2流体, 具有低黏度、表面张力低、强扩散性等特性[41]。相比于纯水基压裂液, 其具有3个明显的优势。

①显著降低页岩破裂压力。前人研究表明, 超临界CO2可以增加岩石脆性, 降低岩石抗压强度, 有利于页岩地层起裂。松辽盆地南部青一段页岩岩心压裂模拟实验结果同样表明, 超临界CO2可以有效降低页岩的破裂压力, 在水基压裂条件下页岩的破裂压力达到35 MPa, 而在超临界CO2压裂条件下, 页岩破裂压力降低到19 MPa, 降幅达到45.7%, 表明超临界CO2对储集层破裂压力具有显著降低的作用（见图17）。

图17 水基压裂液与超临界CO2压裂对比

②穿透造缝能力强, 易形成复杂缝。超临界状态CO2分子可以进入孔喉半径很小的孔隙和开度很小的弱面, 在大排量注入条件下, 可降低岩石非均质性对于压裂液流动方向的导向作用, 更容易大范围充分打碎储集体, 实现基质渗流。对比水基压裂和超临界CO2压裂后裂缝的空间展布可知, 使用水基压裂的青一段页岩样品只产生了两条纵向裂缝, 且横向未贯穿, 裂缝沟通范围有限, 而使用超临界CO2的样品在压裂后产生了至少5条裂缝, 且基本贯穿整个样品, 裂缝沟通范围广泛, 充分证明了超临界CO2可增加裂缝系统的复杂程度, 增大压裂有效波及范围（见图17）。

③改善储集层条件, 增加储集层渗流能力。青一段页岩样品超临界CO2浸泡实验表明, 在不同的浸泡时间内, 页岩样品的微观形态、矿物组成和孔隙结构发生了显著的变化。随着浸泡时间的增加, 样品主要出现了两方面的变化, 第1方面为碳酸盐矿物发生了明显的溶蚀作用, 孔径持续增大, 方解石、白云石的含量明显降低, 第2方面为黏土矿物晶间孔发生了大规模的增大, 甚至形成了微裂缝（见图18）, 证实超临界CO2溶蚀作用和使黏土矿物收缩作用显著, 可形成大量溶蚀孔洞和黏土矿物收缩缝。对不同岩相进行超临界CO2浸泡前后, 分别进行压汞实验。在超临界CO2浸泡前, 3类岩相样品均未进行洗油, 压汞数据显示基本无大于100 nm的孔隙, 与洗油前氮气吸附的数据特征基本一致, 在进行超临界CO2浸泡后, 3类岩相均大量出现了大于100~10 000 nm的孔隙, 而不同岩相在100 nm以下孔隙的增量上存在一定的差异, 主要由于纹层状混合质页岩中大量的介形虫壳体受溶蚀后在形成大溶蚀孔隙的同时也会形成大量较小的溶蚀孔隙。而层状黏土质页岩和互层状长英质页岩中碳酸盐岩矿物含量较少, 主要为新形成的尺寸较大的黏土矿物收缩缝, 因此在小于100 nm的孔隙范围内, 增量较少（见图19）。综上, 超临界CO2对碳酸盐岩的溶蚀作用和引起黏土矿物收缩的作用有效地改善了页岩储集层的渗流通道。此外, 由于超临界CO2不含水, 能够避免因黏土膨胀、岩石润湿反转和页岩水敏等造成的孔喉堵塞危害, 可显著增加超低渗透页岩储集层的导流能力。

图18 超临界CO2浸泡后页岩样品微观形态及矿物组成对比

图19 超临界CO2浸泡后页岩样品压汞所测孔隙结构

5.2.2 体积压裂效果评价

为系统评价超临界CO2复合体积压裂改造工艺应用效果, 本文采用人工裂缝反演、不稳定试井、油源对比等技术, 对吉页油1HF井压裂人工裂缝穿层范围及效果进行了评价。压后反演结果表明, 人工裂缝半缝长170~220 m, 缝高为50.5~68.9 m, 不稳定试井测算人工裂缝半缝长190 m, 缝高56 m, 两者预测结果一致。

对吉页油1HF井所产原油进行了油源对比, 分别采集试油初期阶段（2019年9月5日采样）和试油稳定阶段（2019年11月5日采样）的两个原油样品进行分析, 结果表明：两个不同试油阶段所产原油的生物标志化合物与吉页油1HF井青一段1、2号层组页岩具有较好的可对比性, 与3号层组存在明显的差别, 证实吉页油1HF井所产原油来源于青一段1、2号层组（见图20）, 证实压裂缝网纵向沟通范围大于40 m。基于上述证据, 吉页油1HF井水平井的人工压裂缝实现了强非均质性地层的纵向穿层, 充分沟通了1、2号层组, 实现了高黏土含量页岩地层大型体积压裂改造的目的。

图20 吉页油1HF井原油与青一段各层组生标特征对比

6 勘探实践

利用建立的半深湖— 深湖相页岩油富集模式优选长岭凹乾安有利区部署吉页油1HF井, 优选青一段纹层型、层理型两种有利岩相, 实施吉页油1HF井水平钻探, 水平井完钻井深3 943 m, 水平段长度为1 252 m。首次在陆相页岩油领域中使用超临界CO2复合体积压裂改造工艺, 实现高黏土矿物含量强非均性页岩地层大型体积压裂。吉页油1HF井改造段长1 431 m, 共21段82簇, 平均簇间距为15.8 m, 注入压裂液总量为37 315 m3, 注入总砂量为1 978 m3, 注入超临界CO2量为3 265 m3, 主压施工排量为12~18 m3/min, CO2排量达到4 m3/min。

由于松辽盆地南部长岭凹陷乾安地区青一段压力系数约为1.0, 属于常压体系, 地层能量低。吉页油1HF井采用“ 前期控液量稳缝, 后期控压差稳能” 等放喷排液制度, 在青一段2 412~2 500 m页岩层试油, 累计排液为7 078.9 m3, 返排率为17.4%, 其中自喷阶段获得最高日产油量为36 m3, 水力泵排液阶段稳产油16.4 m3/d（见图21）, 原油密度（20 ℃）为0.85 g/cm3, 动力黏度为15.7 mPa· s, 含蜡量为35.27%, 胶质沥青质含量为18.2%。获得中国陆相常压高黏土矿物含量页岩地层最高页岩油产量, 实现了陆相页岩油战略调查重大突破。

图21 吉页油1HF井试油排液曲线图

7 结论

松辽盆地南部广泛发育陆相半深湖— 深湖相页岩, 具备页岩油富集有利地质条件, 纯页岩型页岩油资源潜力大, 但陆相半深湖— 深湖页岩黏土矿物含量高, 勘探难度大。松辽盆地南部青一段页岩可划分为层状黏土质页岩、纹层状混合质页岩、互层状长英质页岩3大岩相, 在3大类岩相中, TOC值与页岩的总含油量正相关, 随着TOC值的增加, 总含油量增加, 而由脆性矿物所组成的纹层内发育大量体积较大的粒间孔, 为页岩可动油的有利富集空间。

建立了高TOC值深湖层状和中— 高TOC值半深湖纹层状两大陆相页岩油富集模式, 其中陆相深湖高TOC值层状页岩油富集模式具有较高的生烃能力, 总体含油量大, 但可动油比例略低, 孔隙类型以较小的黏土矿物晶间孔为主, 但水平层理缝及高角度构造裂缝发育, 对储集层储集性能具有一定的改善, 提高了页岩油可动性。陆相半深湖中— 高TOC值纹层状页岩油富集模式生烃能力较好, 总体含油量较高, 发育较大的脆性矿物粒间孔, 可动油含量高, 进一步证实陆相半深湖— 深湖相纯页岩具备页岩油富集有效储集层, 纯页岩型页岩油具备开发潜力。提出了以岩相评价为基础, 可动性、可压性评价为核心的页岩油甜点定量评价方法, 在松辽盆地南部青一段评价出乾安和大安2个页岩油甜点富集有利区, 预测有利区面积为2 880 km2。

针对高黏土矿物含量页岩储集层改造难点, 首次在页岩油储集层中使用超临界CO2大型复合体积压裂工艺, 利用其降低岩石破裂压力、造复杂缝网、溶蚀改造储集层等作用, 实现了陆相高黏土含量强非均质性陆相页岩层系大型体积压裂。

通过新建立的页岩油富集模式、甜点评价方法、超临界CO2复合压裂工艺等有效储集层改造技术的应用, 吉页油1HF井初试日稳产油16.4 m3, 获得中国陆相高黏土矿物含量页岩地层最高页岩油产量, 解决了半深湖— 深湖相高黏土矿物含量页岩地层页岩油难以流动、难以获得工业油流的难题, 开辟了中国陆相页岩油新的接替领域, 对国内其他地区深湖— 半深湖相纯页岩型页岩油勘探具有借鉴意义。

致谢：本文在研究撰写过程中受到了中国石油吉林油田公司的大力支持, 吉林油田赵志魁、张大伟、贺君玲、杨光、杨亮、邢济麟、张昌盛等领导专家为本文提供了大量的指导与帮助, 在此一并深致谢忱！

符号注释：

HI— — 氢指数, mg/g; S1— — 游离烃含量, mg/g; S2— — 热解烃含量, mg/g; SI— — 甜点指数, %; Tmax— — 最大热解温度, ℃。

（编辑 魏玮）

参考文献
[1] 张金川, 林腊梅, 李玉喜, 等. 页岩油分类与评价[J]. 地学前缘, 2012, 19(5): 322-331.
ZHANG Jinchuan, LIN Lamei, LI Yuxi, et al. Classification and evaluation of shale oil[J]. Earth Science Frontiers, 2012, 19(5): 322-331. [本文引用:1]
[2] 赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 等. 断陷湖盆湖相页岩油形成有利条件及富集特征: 以渤海湾盆地沧东凹陷孔店组二段为例[J]. 石油学报, 2019, 40(9): 1013-1029.
ZHAO Xianzheng, ZHOU Lihong, PU Xiugang, et al. Favorable formation conditions and enrichment characteristics of lacustrine facies shaleoil in faulted lake basin: A case study of Member 2 of Kongdian Formation in Cangdong sag, Bohai Bay Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(9): 1013-1029. [本文引用:1]
[3] 赵贤正, 周立宏, 蒲秀刚, 等. 陆相湖盆页岩层系基本地质特征与页岩油勘探: 以渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组二段一亚段为例[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(3): 361-372.
ZHAO Xianzheng, ZHOU Lihong, PU Xiugang, et al. Geological characteristics of shale rock system and shale oil exploration in a lacustrine basin: A case study from the Paleogene 1st sub-member of Kong 2 Member in Cangdong sag, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(3): 361-372. [本文引用:1]
[4] 周立宏, 蒲秀刚, 肖敦清, 等. 渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩油形成条件及富集主控因素[J]. 天然气地球科学, 2018, 29(9): 1323-1332.
ZHOU Lihong, PU Xiugang, XIAO Dunqing, et al. Geological conditions for shale oil for-member and the main controlling factors for the enrichment of the 2 member of Kongdian Formation in the Cangdong Sag, Bohai Bay Basin[J]. Natural Gas Geoscience, 2018, 29(9): 1323-1332. [本文引用:1]
[5] 蒲秀刚, 金凤鸣, 韩文中, 等. 陆相页岩油甜点地质特征与勘探关键技术: 以沧东凹陷孔店组二段为例[J]. 石油学报 2019, 40(8): 997-1012.
PU Xiugang, JIN Fengming, HAN Wenzhong, et al. Sweet spots geological characteristics and key exploration technologies of continental shale oil: A case study of Member 2 of Kongdian Formation in Cangdong Sag[J]. Acta Petrolei Sinica, 2019, 40(8): 997-1012. [本文引用:1]
[6] 王民, 马睿, 李进步, 等. 济阳坳陷古近系沙河街组湖相页岩油赋存机理[J]. 石油勘探与开发, 2019, 46(4): 789-802.
WANG Min, MA Rui, LI Jinbu, et al. Occurrence mechanism of lacustrine shale oil in the Paleogene Shahejie Formation of Jiyang Depression, Bohai Bay Basin, China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2019, 46(4): 789-802. [本文引用:1]
[7] 周志, 阎玉萍, 任收麦, 等. 松辽盆地页岩油勘探前景与对策建议[J]. 中国矿业, 2017, 26(3): 171-174.
ZHOU Zhi, YAN Yuping, REN Shoumai, et al. Prospects and strategy for shale oil exploration in Songliao Basin, China[J]. China Mining Magazine, 2017, 26(3): 171-174. [本文引用:1]
[8] 张君峰, 许浩, 赵俊龙, 等. 中国东北地区油气地质特征与勘探潜力展望[J]. 中国地质, 2018, 45(2): 260-273.
ZHANG Junfeng, XU Hao, ZHAO Junlong, et al. Geological characteristics and exploration potential of oil and gas in the northeast area of China[J]. Geology in China, 2018, 45(2): 260-273. [本文引用:1]
[9] 付金华, 牛小兵, 淡卫东, 等. 鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩油地质特征及勘探开发进展[J]. 中国石油勘探, 2019, 24(5): 601-614.
FU Jinhua, NIU Xiaobing, DAN Weidong, et al. The geological characteristics and the progress on exploration and development of shale oil in Chang7 Member of Mesozoic Yanchang Formation, Ordos Basin[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(5): 601-614. [本文引用:2]
[10] 杜金虎, 胡素云, 庞正炼, 等. 中国陆相页岩油类型、潜力及前景[J]. 中国石油勘探, 2019, 24(5): 560-568.
DU Jinhu, HU Suyun, PANG Zhenglian, et al. The types, potentials and prospects of continental shale oil in China[J]. China Petroleum Exploration, 2019, 24(5): 560-568. [本文引用:2]
[11] 李艳, 张秀顾, 逮晓喻, 等. 松辽盆地上古生界烃源岩特征及有效性分析[J]. 地球科学与环境学报, 2013, 35(4): 39-47.
LI Yan, ZHANG Xiugu, DAI Xiaoyu, et al. Characteristics and validity analysis of hydrocarbon source rocks of Upper Paleozoic in Songliao Basin[J]. Journal of Earth Sciences and Environment, 2013, 35(4): 39-47. [本文引用:1]
[12] 张建深, 郭庆福, 冯子辉. 松辽盆地青山口组一段泥岩生烃、排烃特征与油气藏的形成关系[J]. 大庆石油地质与开发, 1991, 10(1): 6-10.
ZHANG Jianshen, GUO Qingfu, FENG Zihui. Relationship between characteristics of hydrocarbon ceneration & expelling of shale in Qing No. 1 member of Songliao Basin & cenertion of oil &gas reservoir[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 1991, 10(1): 6-10. [本文引用:1]
[13] 高瑞祺. 泥岩异常高压带油气的生成排出特征与泥岩裂缝油气藏的形成[J]. 大庆石油地质与开发, 1984, 3(1): 160-167.
GAO Ruiqi. Characteristics of petroleum generation and expulsion in abnormal pressure shale zones and the formation of fractured shale reservoirs[J]. Petroleum Geology & Oilfield Development in Daqing, 1984, 3(1): 160-167. [本文引用:1]
[14] 李微, 庞雄奇, 赵正福, 等. 松辽盆地青一段常规与非常规油气资源评价[J]. 中国海上油气, 2018, 30(5): 46-54.
LI Wei, PANG Xiongqi, ZHAO Zhengfu, et al. Evaluation on the conventional and unconventional oil and gas resources in K1qn1 of Songliao Basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 2018, 30(5): 46-54. [本文引用:1]
[15] 李士超, 张金友, 公繁浩, 等. 松辽盆地北部上白垩统青山口组泥岩特征及页岩油有利区优选[J]. 地质通报, 2017, 36(4): 654-663.
LI Shichao, ZHANG Jinyou, GONG Fanhao, et al. The characteristics of mudstones of Upper Cretaceous Qingshankou Formation and favorable area optimization of shale oil in the north of Songliao Basin[J]. Geological Bulletin of China, 2017, 36(4): 654-663. [本文引用:1]
[16] 薛海涛, 田善思, 卢双舫, 等. 页岩油资源定量评价中关键参数的选取与校正: 以松辽盆地北部青山口组为例[J]. 矿物岩石地球化学通报, 2015, 34(1): 70-78.
XUE Haitao, TIAN Shansi, LU Shuangfang, et al. Selection and verification of key parameters in the quantitative evaluation of shale oil: A case study at the Qingshankou Formation, northern Songliao Basin[J]. Bulletin of Mineralogy, Petrology and Geochemistry, 2015, 34(1): 70-78. [本文引用:1]
[17] 刘和甫, 梁慧社, 李晓清, 等. 中国东部中新生代裂陷盆地与伸展山岭耦合机制[J]. 地学前缘, 2000, 7(4): 477-486.
LIU Hefu, LIANG Huishe, LI Xiaoqing, et al. The coupling mechanisms of Mesozoic-Cenozoic rift basins and extensional mountain system in eastern China[J]. Earth Science Frontiers, 2000, 7(4): 477-486. [本文引用:1]
[18] 侯启军, 冯志强, 冯子辉. 松辽盆地陆相石油地质学[M]. 北京: 石油工业出版社, 2009: 65-88.
HOU Qijun, FENG Zhiqiang, FENG Zihui. Continental petroleum geology in the Songliao Basin[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2009: 65-88. [本文引用:1]
[19] 郭少斌, 曲永宝, 王树学. 陆相盆地层序及体系域模式: 以松辽盆地西部斜坡为例[J]. 地质科技情报, 1998, 17(4): 38-43.
GUO Shaobin, QU Yongbao, WANG Shuxue. Model of terrestrial basin sequence and system tracts: Taking the western slope of Songliao Basin as an example[J]. Geological Science and Technology Information, 1998, 17(4): 38-43. [本文引用:1]
[20] FENG Z, JIA C, XIE X, et al. Tectonostratigraphic units and stratigraphic sequences of the nonmarine Songliao Basin, northeast China[J]. Basin Research, 2010, 22(1): 79-95. [本文引用:1]
[21] 张文军, 胡望水, 官大勇, 等. 松辽裂陷盆地反转期构造分析[J]. 中国海上油气, 2004, 16(4): 15-19.
ZHANG Wenjun, HU Wangshui, GUAN Dayong, et al. An analysis of tectonic inversion in Songliao Basin[J]. China Offshore Oil and Gas, 2004, 16(4): 15-19. [本文引用:1]
[22] 葛荣峰, 张庆龙, 王良书, 等. 松辽盆地构造演化与中国东部构造体制转换[J]. 地质论评, 2010, 56(2): 180-195.
GE Rongfeng, ZHANG Qinglong, WANG Liangshu, et al. Tectonic evolution of Songliao Basin and the prominent tectonic regime transition in Eastern China[J]. Geological Review, 2010, 56(2): 180-195. [本文引用:1]
[23] 卓弘春, 林春明, 李艳丽, 等. 松辽盆地北部上白垩统青山口-姚家组沉积相及层序地层界面特征[J]. 沉积学报, 2007, 25(1): 29-38.
ZHUO Hongchun, LIN Chunming, LI Yanli, et al. Characteristics of sedimentary facies and sequence boundary in upper Cretaceous Qingshankou-Yaojia Formation of northern Songliao Basin[J]. Acta Sedimentologica Sinica, 2007, 25(1): 29-38. [本文引用:1]
[24] 高有峰, 王璞珺, 程日辉, 等. 松科1井南孔白垩系青山口组一段沉积序列精细描述: 岩石地层、沉积相与旋回地层[J]. 地学前缘, 2009, 16(2): 314-323.
GAO Youfeng, WANG Pujun, CHENG Rihui, et al. Description of Cretaceous sedimentary sequence of the first member of the Qingshankou Formation recovered by CCSD-SK-Is borehole in Songliao Basin: Lithostratigraphy, sedimentary facies and cyclic stratigraphy[J]. Earth Science Frontiers, 2009, 16(2): 314-323. [本文引用:1]
[25] WANG C, SCOTT R W, WAN X, et al . Late Cretaceous climate changes recorded in Eastern Asian lacustrine deposits and North American Epieric Sea Strata[J]. Earth-Science Reviews, 2013, 126: 275-299. [本文引用:1]
[26] 孙钰, 孙贺龙. 松辽盆地南部长岭凹陷上白垩统沉积有机相研究[J]. 应用基础与工程科学学报, 2008, 16(4): 537-545.
SUN Yu, SUN Helong. Sedimentary organic facies study of late Creataceous in Changling Sag of southern Songliao Basin[J]. Jounal of Basic Science and Engineering, 2008, 16(4): 537-545. [本文引用:1]
[27] 柳波, 石佳欣, 付晓飞, 等. 陆相泥页岩层系岩相特征与页岩油富集条件: 以松辽盆地古龙凹陷白垩系青山口组一段富有机质泥页岩为例[J]. 石油勘探与开发, 2018, 45(5): 828-838.
LIU Bo, SHI Jiaxin, FU Xiaofei, et al. Petrological characteristics and shale oil enrichment of lacustrine fine-grained sedimentary system: A case study of organic-rich shale in first member of Cretaceous Qingshankou Formation in Gulong Sag, Songliao Basin, NE China[J]. Petroleum Exploration and Development, 2018, 45(5): 828-838. [本文引用:1]
[28] 柳波, 吕延防, 冉清昌, 等. 松辽盆地北部青山口组页岩油形成地质条件及勘探潜力[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(2): 280-285.
LIU Bo, LYU Yanfang, RAN Qingchang, et al. Geological conditions and exploration potential of shale oil in Qingshankou Formation, Northern Songliao Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(2): 280-285. [本文引用:1]
[29] 李捷, 王海云, 张文宾. 松辽盆地古龙凹陷青山口组泥岩裂缝成因分析[J]. 世界地质, 1995, 14(3): 52-56.
LI Jie, WANG Haiyun, ZHANG Wenbin. Genesis analysis of mudstone fracture in Qingshankou Formation in Gulong Depression, Songliao Basin[J]. World Geology, 1995, 14(3): 52-56. [本文引用:1]
[30] 李捷, 王海云. 松辽盆地古龙凹陷青山口组泥岩异常高压与裂缝的关系[J]. 长春地质学院学报, 1996, 26(2): 138-145.
LI Jie, WANG Haiyun. Relation between the abnormal high pressure and the fractures of Qingshankou Formation in Gulong Depression, Songliao Basin[J]. Journal of Changchun University of Earth Science, 1996, 26(2): 138-145. [本文引用:1]
[31] JARVIE D M. Shale resource systems for oil and gas: Part 2: Shale-oil resource systems[C]//BREYER J A. Shale reservoirs: giant resources for the 21st century: AAPG Memoir 97. Tulsa: AAPG, 2012: 89-119. [本文引用:1]
[32] 黄文彪, 邓守伟, 卢双舫, 等. 泥页岩有机非均质性评价及其在页岩油资源评价中的应用: 以松辽盆地南部青山口组为例[J]. 石油与天然气地质, 2014, 35(5): 704-711.
HUANG Wenbiao, DENG Shouwei, LU Shuangfang. Shale organic heterogeneity evaluation method and its application to shale oil resource evaluation: A case study from Qingshankou Formation, southern Songliao Basin[J]. Oil & Gas Geology, 2014, 35(5): 704-711. [本文引用:1]
[33] 黄振凯, 陈建平, 王义军, 等. 利用气体吸附法和压汞法研究烃源岩孔隙分布特征: 以松辽盆地白垩系青山口组一段为例[J]. 地质论评, 2013, 59(3): 587-595.
HUANG Zhenkai, CHEN Jianping, WANG Yijun, et al. Pore distribution of source rocks as reavealed by gas adsorption and mercury injection methods: A case study on the first member of the Cretaceous Qingshankou Formation in the Songliao Basin[J]. Geological Review, 2013, 59(3): 587-595. [本文引用:1]
[34] 黄振凯, 陈建平, 王义军, 等. 松辽盆地白垩系青山口组泥岩微观孔隙特征[J]. 石油学报, 2013, 34(1): 30-36.
HUANG Zhenkai, CHEN Jianping, WANG Yijun, et al. Characteristics of micropores in mudstones of the Cretaceous Qingshankou Formation, Songliao Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2013, 34(1): 30-36. [本文引用:1]
[35] 李士超, 张金友, 公繁浩, 等. 松辽盆地北部青山口组一、二段泥岩七性特征及页岩油有利区优选[J]. 地质论评, 2017, 63(S1): 71-72.
LI Shichao, ZHANG Jinyou, GONG Fanhao, et al. The seven properties characteristics of mudstone in the first and second member of Upper Cretaceous Qingshankou formation and favorable area optimization of shale oil in the north of Songliao Basin[J]. Geological Review, 2017, 63(S1): 71-72. [本文引用:1]
[36] 曾维主, 宋之光, 曹新星. 松辽盆地北部青山口组烃源岩含油性分析[J]. 地球化学, 2018, 47(4): 345-353.
ZENG Weizhu, SONG Zhiguang, CAO Xinxing. Oil potential of Qingshankou Formation source rocks in northern Songliao Basin[J]. Geochemica, 2018, 47(4): 345-353. [本文引用:1]
[37] LIU B, WANG H, FU X, et al. Lithofacies and depositional setting of a highly prospective lacustrine shale oil succession from the Upper Cretaceous Qingshankou Formation in the Gulong Sag, northern Songliao Basin, Northeast China[J]. AAPG Bulletin, 2019, 103: 405-432. [本文引用:1]
[38] 李吉君, 史颖琳, 黄振凯, 等. 松辽盆地北部陆相泥页岩孔隙特征及其对页岩油赋存的影响[J]. 中国石油大学学报(自然科学版), 2015, 39(4): 27-34.
LI Jijun, SHI Yinglin, HUANG Zhenkai, et al. Pore characteristics of continental shale and its impact on storage of shale oil in northern Songliao Basin[J]. Journal of China University of Petroleum (Edition of Natural Science), 2015, 39(4): 27-34. [本文引用:1]
[39] 秦梦华, 王中鹏. 松辽盆地长岭坳陷上白垩统页岩油有利区优选及资源潜力[J]. 科学技术与工程, 2014, 14(31): 209-215.
QIN Menghua, WANG Zhongpeng. Optimization of the favorable area and analysis of the resource potential for the Upper Cretaceous shale oil in Changling Depression, Songliao Basin[J]. Science Technology and Engineering, 2014, 14(31): 209-215. [本文引用:1]
[40] 王伟明. 页岩油气资源潜力评价标准建立及应用[D]. 大庆: 东北石油大学, 2013.
WANG Weiming. Establishment and application of evaluation criteria of shale oil and gas resources potential: A case of Souther Songlio Basin[D]. Daqing: Northeast Petroleum University, 2013. [本文引用:1]
[41] 刘合, 王峰, 张劲, 等. 二氧化碳干法压裂技术: 应用现状与发展趋势[J]. 石油勘探与开发, 2014, 41(4): 466-472.
LIU He, WANG Feng, ZHANG Jin, et al. Fracturing with carbon dioxide: Application status and development trend[J]. Petroleum Exploration and Development, 2014, 41(4): 466-472. [本文引用:1]