大庆古龙页岩油重大科学问题与研究路径探析

孙龙德，刘合，何文渊，李国欣，张水昌，朱如凯，金旭，孟思炜，江航,

（1.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江大庆 163002；2.中国石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油勘探与生产分公司，北京 100724）

0 引言

大庆古龙页岩油是典型的陆相页岩油，松辽盆地古龙凹陷边缘到中心均见油流；互层型、夹层型到纯页岩型均获高产；下白垩统青二段下部到青一段整体含油，页岩油资源潜力巨大[1-3]。

与国内外海相或咸化湖盆沉积为主的页岩相比，古龙页岩在岩石组构、物性、含油性以及页岩油流动性方面都有很大不同，北美成熟的地质理论和工程技术难以直接应用，面临着单井投资成本较高、初期产量较低、EUR（单井最终可采储量）低于经济动用门限、规模效益开发配套主体技术还尚未形成等系列挑战[4-10]，实现古龙页岩油开发理论与科技创新已成为当前最为迫切和紧要的任务。为此，本文初步梳理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、页岩油油品性质评价与提高采收率6大科学问题，同时针对古龙页岩油地质甜点优选、工程优化设计、开发技术政策优化及提高采收率 3项关键技术，提出了未来的攻关方向。

1 古龙页岩油的战略意义与勘探开发历程

松辽盆地是目前世界上已发现油气资源最为丰富的陆相砂岩型含油气盆地之一，为中国石油工业发展做出了重大贡献，地位举足轻重[3,11-12]。经过半个多世纪的勘探开发，大庆油田已累计提交探明储量63.7×108t，探明率达 62.3%。近年来新增石油探明储量品位明显降低，1990—2019年，新增探明储量 31×108t，其中低渗—特低渗储量26×108t，占比83.8%；同时主力油田稳产难度增大，如萨中开发区平均含水率已达96%，其生产运行成本逐年增加，综合递减率不断升高。加强松辽盆地油气勘探、延缓产量递减，对中国原油产量稳定和能源安全具有重要战略意义[11,13-15]。

松辽盆地北部下白垩统青山口组为最大湖泛期沉积，发育了广泛分布的富有机质暗色泥页岩，成熟度相对较高，齐家—古龙凹陷达到1.20%～1.67%（见图1）。受沉积条件控制，发育互层型、夹层型、纯页岩型3种不同类型页岩油（见图2），其中纯页岩型页岩油又可细分为页理型和纹层型（见图3）[3,6,12,16-19]。互层型页岩油为砂岩、页岩互层中赋存的原油，页岩占比60%～80%，砂岩单层厚2～4 m，资源量1.56×108t；夹层型页岩油为厚层页岩夹薄层粉砂岩中赋存的原油，页岩占比80%～95%，砂岩夹层单层厚0.2～1.5 m，资源量8.71×108t；纯页岩型页岩油为厚层页岩中赋存的原油，页岩占比超过95%，发育长英质、白云质（介壳灰岩）纹层，纹层厚度多小于0.01 m，源储一体，可进一步细分为青一段下部页理型页岩油与青一段上部、青二段纹层型页岩油（见图4）。页理型页岩油指青一段下部页理发育的页岩中赋存的原油，纹层型页岩油指青一段上部及青二段粉砂质、钙质（白云质）纹层发育的页岩中赋存的原油，资源量89.31×108t[20]。目前，松辽盆地互层型页岩油已部分实现商业开发，夹层型、纹层型、页理型页岩油资源潜力巨大，一旦取得突破将成为松辽盆地未来油气储量、产量实现大规模增长的重要资源，有力保障大庆油田石油工业持续发展、支撑百年油田建设。

图1 松辽盆地北部青山口组页岩油勘探成果图

图2 松辽盆地北部过敖34井—金281井青山口组页岩储集层类型分布模式图（GR—自然伽马；RLLD—深侧向电阻率）

图3 古页3HC井单井纯页岩段剖面图

图4 古页1井页理型、纹层型页岩油储集层岩心及薄片照片

大庆油田页岩油探索历时已久，已有近40年历史，经历了发现探索、研究认识和试验突破3个阶段[14,21]。1981年，针对古龙凹陷泥岩裂缝油藏，采用常规原油勘探理念与开发技术，钻探了首口发现井（英12井），在青一段、青二段获得日产油3.8 t、日产气441 m3的工业油流；1983—1991年，进一步建立了英12井泥岩储集层试验区，先后钻探了5口井，其中英18、哈16井获得工业油流；1998年开展了页岩油水平井开发的初步探索，古平1井筛管完井、获得日产1.5 t的低产油流。

2011年进入研究认识阶段，应用致密油勘探理念与开发技术，页岩油开发拓展至互层型与夹层型页岩油领域，开发对象为页岩层系中的薄砂层。其中互层型页岩油齐平2井日产油达31.9 t，4个开发实验区累计产油92.95×104t，已经实现了规模开发；夹层型页岩油齐平1井获日产10.2 t工业油流，齐平1-1井日产油14.3 t。

2018年进入试验突破阶段，大庆油田持续加大页岩油探索力度，探索页岩油勘探理念与开发技术，优选部署了古页1、英X57和朝21等18口直井，日产油1.36～6.72 t，证实青二段下部到青一段整体含油，地层厚度100～140 m。其中古龙凹陷青一段下部为轻质油带，地层厚度50～60 m，横向分布稳定，面积2 326 km2。针对青一段页岩优势甜点层部署实施了松页油1HF、松页油2HF、古页油平1和英页1H等4口水平井（见图1）。其中古页油平1井位于松辽盆地中央坳陷区古龙凹陷深部位，以青一段下部页理型页岩为甜点靶层，获得日产油30.5 t、日产气13 032 m3的高产工业油气流。古页油平 1井高产标志着纯页岩型页岩油获得重要突破，展现了陆相页岩油广阔的资源前景，具有重大战略转折意义。

2 大庆古龙页岩油的特殊性

古龙页岩油主体是纯页岩型页岩油，不同于国内外其他类页岩油，尚无大规模商业开发的成功案例，其资源禀赋条件和储集层特征都具有特殊性，颠覆了传统页岩油勘探开发的理念和认识，具体包括4个方面。

2.1 古龙页岩油特殊的地球化学特征和油品性质

古龙页岩有机质类型好，青一段、青二段沉积时期浮游藻类勃发，有机质以层状藻类体为主，沉积环境以厌氧—缺氧为主，有机质类型主要为Ⅰ型，氢指数高，一般为 600～800 mg/g，生油潜力大。有机碳含量（TOC）较高，半深湖—深湖相区内青一段TOC值为1.8%～4.5%，青二段TOC值为1.4%～2.2%。青一段下部页岩游离烃含量最高，一般大于8 mg/g，其次为青一段上部及青二段页岩，一般大于6 mg/g。

传统认识中，相对北美海相页岩油，中国陆相页岩油热演化程度整体偏低，原油密度高、黏度高、气油比低，流动性差[22-24]。齐家—古龙地区地层压力系数一般为 1.20，最高可达 1.58。青一段压力系数大于1.20的高压区面积4 550 km2，青二段高压区面积2 617 km2。而古页1井、古页油平1井和英页1H井的试油资料表明，古龙地区地面原油密度总体小于 0.84 g/cm3，地层原油黏度普遍小于0.8 mPa·s，胶质含量8.0%～18.6%，沥青质含量0～0.4%，平均饱和烃含量为 84.2%，芳烃含量为 9.7%；气油比随着成熟度的增高逐渐变大，位于凹陷深部的古页油平 1井的生产气油比达 400 m3/m3以上。青二段下部到青一段的石油超越效应明显，可动油指数（OSI，是游离烃含量与总有机碳含量的比值）达100～400 mg/g（见图5），超过北美已成功大规模开发的鹰滩页岩油（OSI值为100～200 mg/g）[25]，表明古龙页岩油可动潜力大。上述特征认识表明，古龙页岩油不仅优于中国已发现的其他页岩油资源品质，也优于北美已报道的主要页岩油资源品质，改变了对陆相页岩油普遍呈现高密度、高黏度、低气油比特征的传统认识。

图5 古龙陆相页岩油超越效应数据图

2.2 古龙页岩特殊的储集空间特征

松辽盆地古龙页岩具有不同于国内外其他盆地页岩的显著特征，该储集系统具备有机、无机双重成因，主要由基质孔隙-页理缝组成。与常规储集层不同的是，青山口组页岩孔隙类型以有机质孔缝、溶孔、黏土矿物晶间孔为主（见图6），占总面孔率的80%以上。其中，岩心精描显示有机成因和无机成因的水平页理缝极为发育（1 000～3 000条/m）（见图6），总面孔率占比达 22%～79%。受水平页理控制的纳米级孔缝体系大大改善了储集层物性，覆压条件下水平渗透率达（0.011～1.620）×10-3μm2，平均 0.580×10-3μm2，垂直渗透率小于0.000 1×10-3μm2，形成了水平方向上的高孔渗带。由于先存水平层理发育，顺层排列的有机质和其他碎屑矿物的尖端效应促使裂缝横向扩展，形成大量层理缝，可使页岩储集空间体积扩容 1.0～1.2倍，折合约增加孔隙度2%～3%[26]。

图6 古龙页岩场发射扫描电镜图像

2.3 古龙页岩特殊的可压性评价标准

古龙页岩油改变了以黏土含量判别页岩储集层可压性的标准。古龙页岩主要为黏土质长英页岩，黏土矿物平均含量达 35.6%。依照传统储集层改造理论，高黏土矿物含量是影响压裂效果的关键因素。然而，研究发现古龙页岩整体处于中成岩晚期，黏土矿物演化程度高，蒙脱石大量转化为伊利石，在转化过程中析出硅质，使得页岩刚性成分增加，脆性增大（见图7）[27]。页岩中伊利石经成岩压实作用定向排列，使岩石沿层面易剥裂。压裂过程中岩样沿主应力方向开启垂直裂缝，同时开启多条沿页理面的水平裂缝、形成“丰”字形复杂网状裂缝（见图8），显著改善了储集层可压性。

图7 黏土矿物成岩演化析出石英

图8 古龙页岩“丰”字形破裂形态

2.4 古龙页岩油特殊的工程甜点特征

古龙页岩油的突破改变了在页岩层系中选取致密夹层作为工程甜点的传统做法。北美海相致密油、页岩油开发往往是在页岩层系中选取致密夹层作为开发目的层，借助长水平井体积压裂模式进行商业开发[8,28-31]。中国已经实现规模开发的吉木萨尔凹陷芦草沟组、鄂尔多斯盆地长 71+2段页岩油同样是借鉴了北美的经验[32-33]。然而，齐家—古龙地区页岩油页理型、纹层型页岩厚度占比达 95%以上，尽管夹有白云岩、介壳灰岩和粉砂岩纹层，但厚度很薄，一般单层厚度仅0.05～0.15 m。同时由于页理缝显著改善了页岩物性，总孔隙度平均达 9.8%，有效孔隙度平均 6.2%，良好的储集性与连通性使其可作为优质工程甜点层。

得益于非常规油气工程理念和技术创新，页岩油勘探开发关键技术体系的建立将有助于古龙页岩油的规模化工业突破[24,34-36]。但古龙页岩油的勘探开发尚处于起步阶段，其独特性使得北美页岩油的勘探开发技术路线无法直接照搬使用（见表1）：独特的资源禀赋特征和储集层评价关键参数还需进一步落实，主体开发参数尚未明确；钻完井及改造配套技术体系仍待完善；开发递减规律尚不清楚；井网井距及生产制度有待优化；提高采收率技术也尚未开展研究；早期投产井普遍存在单井投资成本较高、初期产量较低、EUR低于经济动用门限的问题。因此，仍需在实践中不断创新理论、发展技术，支撑快速高效发展。

表1 国内外页岩油主要特征参数对比表

3 古龙页岩油科学问题剖析

古龙页岩油作为全新的资源类型，国内外尚无可直接复制套用的现成地质理论和开发技术。尽管其勘探开发实践取得了重要突破，但仍面临着基础研究滞后、工程技术不配套、施工成本偏高、效益关尚未突破等系列难题。针对古龙页岩油的资源特征与勘探开发现状，梳理出以下6个方面的关键科学问题。

3.1 青山口组页岩有机质来源、生排烃机理和影响页岩油丰度的关键因素

目前的研究表明：①青山口组页岩中已发现有湖相藻类、海相藻类、原核细菌和高等植物的实体和分子化石证据[37-40]，说明古龙页岩沉积有机质母源复杂；②由于不同类型生物勃发的古气候和古水体环境存在显著差异，所形成干酪根的生烃能力和产物组成也明显不同[41]，影响古龙页岩油的形成和富集；③基于松科1井的研究揭示，青一段沉积期可能发生海侵事件[39,42]，且地球天文轨道力深刻影响着古湖泊的气候变化和沉积过程[43]，可能是古龙页岩有机质富集具旋回性的主要控制因素；④该区地层超压、气油比和Ro值呈现较好的对应关系，生成的油气密度轻于干酪根、造成源内体积膨胀并产生超压，是油气排驱的主要动力。然而目前仍存在一些问题：①对古龙页岩有机质的母质来源仍未开展定量评价，青一段沉积期的海侵是否到达古龙凹陷仍存争议，有机质纹层与长英质碎屑或碳酸盐岩多尺度频繁互层的主控因素仍然不清，直接影响了对古龙优质页岩油形成机理和资源潜力的准确认识；②地层超压成因与生排烃机理仍需进一步深入研究。

3.2 古龙页岩有效储集空间类型和结构特征及其对孔隙度和渗透率的贡献

目前已初步明确纹层型、页理型、夹层型 3类页岩的储集性能差异，探讨了页理缝发育特征及对储集性能的影响。但古龙页岩孔隙类型不同于常规储集层，与有机质、黏土矿物及溶蚀作用相关的孔缝发育，孔隙类型以有机质孔缝、溶孔、黏土矿物晶间孔为主，占总面孔率的 80%以上，同时受页理控制的纳米级孔缝体系进一步改善了储集层物性（见图9）。

图9 古龙页岩（敖34井，青一段，纹层状页岩，2 231.2 m）孔隙-裂缝-基质矿物微米CT三维模型

针对古龙页岩孔隙类型的特殊性，目前尚存在下列问题：①未开展不同尺度孔隙结构融合表征方面的研究；②地层条件下页理缝的有效性、裂缝与孔隙的贡献比例也尚未明确；③因3类页岩储集性能的差异性，收缩缝、成岩缝、有机质孔、页理面等是否为有效储集空间等缺乏有效表征方法；④储量评估预测仍缺乏依据。

3.3 古龙页岩矿物成因和演化规律及其对储集层有效性、敏感性与可压性的控制作用

通过前期研究：①初步明确了古龙页岩为黏土质长英页岩，黏土矿物平均含量35.6%，碳酸盐含量较低；②初步搞清了黏土矿物成岩演化序列，即整体处于中成岩晚期，黏土矿物演化程度高，埋深超过1 650 m后，蒙脱石大量转化为伊利石，黏土矿物趋向稳定，转化过程中析出石英，脆性增大；③初步提出了黏土矿物与页理形成的关系，即伊利石经成岩压实作用定向排列，使岩石具易裂性页理，沿层面易剥裂成薄层。但当前研究仍存在不足：①尚未区分黏土矿物的来源，缺乏对沉积型与成岩型黏土矿物的类型、比例及产状的认识；②不同黏土矿物对页岩储集性能、敏感性与可压性的影响认识仍需深化；③蒙脱石消失线在古龙地区的平面分布仍不明确。

3.4 古龙页岩岩石力学特征与裂缝扩展规律

目前已开展了垂直、平行层理方向岩心岩石力学对比研究，结果显示：①平行页理岩心样品断裂韧性、抗拉强度比垂直页理岩心样品分别降低 38.6%和71.7%，岩石力学各向异性显著；②古龙页岩黏土矿物发育且以伊利石为主、页理纹层发育，其可压性受复杂矿物组构、有机质含量、页理纹层分布等共同控制；③基于全直径岩心物理模拟，明确了水力压裂裂缝扩展的动态平衡过程（垂向应力控制下纵向扩展、页理纹层控制下水平扩展），人工裂缝呈现“丰”字形复杂形态；④低黏流体利于开启层理，高黏流体利于裂缝纵向延伸，形成了前置 CO2、冻胶与滑溜水交替注入的体积压裂主体技术，增大压裂改造体积与裂缝复杂程度。但目前仍存在殊多问题需要攻关：①常规岩石力学测试过程中，岩心取出后伴随应力释放，力学特性失真，原位环境下页理纹层力学特性与页岩力学各向异性认识尚不明确；②采用矿物法（包括脆性矿物含碳酸盐和不含碳酸盐两种模式）、弹性参数法、应力应变曲线法等计算的页岩脆性指数相关性极差，现有可压性评价方法难以综合考虑各项控制因素（见图10）；③压裂物模实验在应力环境、试件尺寸、岩石力学特性上与真实压裂工况差异较大，现有压裂数值模型则难以考虑页岩本身多尺度非均质性的影响，极大地限制了模型的应用范围和预测能力；④压裂监测结果显示当前压裂工艺下裂缝主要沿水平方向扩展，裂缝纵向延伸受限、缝高普遍小于10 m，改造体积受限，纵向需要布置多套水平井才能实现甜点段整体控制。

图10 不同可压性评价方法分析结果

3.5 古龙页岩油油品、相态变化规律与吸附-解吸转化主控因素

现有测试数据显示，古龙页岩油具有密度低（小于0.84 g/cm3）、黏度低（小于0.8 mPa·s）、轻烃比例高（饱和烃平均含量84.2%）、气油比与成熟度正相关等特点。古龙页岩油含油性总体较好，青一段实测含油饱和度26.1%～73.2%，平均44.8%；核磁共振分析可动油饱和度37.3%～50.6%，现场一维核磁含油饱和度40.3%～80.2%，平均58.0%。环境扫描电镜微观观察表明，原油表现为游离态与吸附态两种赋存形式，赋存于基质孔隙与页理缝两个区域，含油饱和度及游离态比例均较高（见图11）。然而，当前相态研究无法确定前置 CO2注入及取样过程中剧烈温压变化的影响，油藏条件下纳米尺度多孔介质下的相态特征、页岩油产区相态横向分布尚不明确；同时页岩油赋存形式与状态研究目前仍以静态定性研究为主，游离与吸附烃比例定量评价与动态转换规律研究亟待加强。

图11 原油赋存状态电镜分析

3.6 古龙页岩油液固-液气作用机理与提高采收率机制

近期工作：①通过修正经典的开尔文方程，初步建立了纳米限域毛细凝聚的新理论，阐述了固液界面力学作用在纳米/亚微米尺度的毛细凝聚中的重要作用，对该极限尺度的最新实验结果及其力学机理进行了合理解释[44-45]；②研究了固液界面毛细管力的微观起源，揭示了液滴接触线处受力平衡的作用机理，并从力学角度给出了固液界面润湿领域杨氏方程的合理解释，为岩油界面润湿性、岩石表面油滴/油膜的剥离等界面润湿现象提供了新的认知[46]；③基于多相渗流研究，探索了气体空间分布及其随时间的变化关系，明确了脱气对生产过程的影响，即当脱出气形成连续气体通路时，气出油留，压力补充效率低；当脱出气形成气泡群时，气留油出，压力补充效率高；④初步明确了前置CO2提高采收率作用机制，即通过CO2对有机质的抽提，以及对钾长石、钠长石、方解石等矿物的溶蚀作用，生成的新生有机质孔隙与溶蚀无机质孔隙有效改善储集层物性；但伴随的高岭石微粒迁移和菱铁矿沉淀也会对渗流通道造成损害[47]（见图12），孔渗测试结果显示焖井7 d后页岩孔隙度由5.37%提高到 7.81%，但横向渗透率由 0.019×10-3μm2降低至0.002×10-3μm2。但整体来看：①目前古龙页岩油渗流基础理论研究相对较少，且未涉及相变、产状转化、固-液作用等对于渗流的影响；②前置CO2对古龙页岩油人工裂缝形态、孔渗参数、增能助排作用的影响机制与技术适应性尚不明确，CO2用量优化缺乏依据。

图12 古龙页岩CO2作用前后微观形貌变化

4 攻关方向

基于对古龙陆相页岩油独特性的认识以及科学问题的剖析，梳理出页岩油地质甜点优选、工程甜点优选与开发方案优选等3个亟需开展攻关的研究方向。

4.1 页岩油地质甜点优选

古龙页岩油成因机理和分布规律复杂，需深化油气生成与排驱、储集与运聚等机理研究，指导页岩油地质甜点优选。

4.1.1 等时地质格架与高分辨率年代标尺

应充分发挥火山灰锆石高精度 U-Pb同位素年龄和天文年代学的技术优势，在松科 1井前期研究成果基础上，以凹陷不同位置岩心的火山灰成分、层位和年龄等数据作为等时地质事件“锚点”，同时结合旋回地层学分析，建立凹陷内青山口组10万年分辨率的高精度等时年代格架，明确凹陷内青山口组各层序、层段的沉积时限、地质事件和沉积特征，为青山口组油层的“三段式”和“九段式”（Q1—Q9）划分提供高精度年代标尺，指导储集层划分和甜点识别。

4.1.2 海侵/湖泛地质事件与有机质富集机制

需针对海侵/湖泛可能出现的层位进行高分辨率取样和多指标综合分析，通过微体化石（如海相有孔虫）、特殊矿物（如海绿石）、特殊生物标志化合物（如 24-正丙基胆甾烷、24-异丙基胆甾烷）等判定海侵与否；通过黄铁矿硫同位素判定古湖泊化变层深度和硫酸盐供给源，通过B同位素判定水体咸度，通过Mo同位素判定水体缺氧程度和盆地开放程度，通过主微量元素、铁组分等判定水体氧化还原环境，结合基础有机地球化学特征，综合判识凹陷内青山口组海侵的时限、期次、强度和影响范围，建立海侵/湖泛作用下的有机质富集、水体环境变化和烃源岩发育模式。

4.1.3 页岩纹层的周期参数和主控因素

需利用纹层特征的多维度、多尺度定量描述手段，对所取岩心段开展高分辨率的磁化率、灰度、矿物、元素的原位成像扫描，同时通过频谱分析和沉积速率约束，识别旋回周期和气候影响因素，进一步明确不同尺度的气候旋回周期（如 17.3×104年和 4×104年的地球自转轴斜率周期、2×104年的地球公转轨道岁差周期、10～50年的太阳黑子活动周期、2～7年的大气环流厄尔尼诺周期等）对碎屑物供给、有机质富集、纹层形成的控制作用，针对性提出富有机质层、有效储集层、页岩油甜点层形成的周期参数和主控因素。

4.1.4 页岩储集空间与储量评估预测

应实施有效保证压力不散失、页理面不破坏、天然气不逸散的密闭保压技术取心方案，着力创新满足有机质孔—无机质孔多尺度表征需求的技术方法，明确纹层型、页理型、夹层型 3类页岩储集空间特征与有效性；开展近地层条件下页理缝产状、分布与孔缝连通性三维表征，明确页理缝的有效性及主要影响因素，定量评价其对储集空间的贡献。以此为基础，针对 3类页岩分别建立地质模型，结合“铁柱子”井综合分析、测井采集、实验化验分析等技术手段，分别基于容积法与体积法对古龙页岩储量进行评估预测。

4.1.5 地层超压规律与页岩油运聚机理

需确定油气大量生成和排驱的时限，明确大庆长垣常规油与古龙页岩油形成的时序关系；建立可靠的残留烃测试和恢复技术，准确厘定岩石中烃类含量及成分，确定烃源岩排烃效率，并深入研究残留烃二次裂解机制，研究其对残留烃含量及组成、地层超压形成的影响。要基于构造应力场、温压场、流体场等分析手段，建立多类型油气形成一体化评价模式，明确多类型油气空间分布规律；综合页岩生排烃演化过程、页岩油组成特征、储集层孔隙特征和相态演化规律，建立甜点评价指标体系，预测古龙页岩油地质甜点段和甜点区。

4.2 页岩油工程甜点优选

青山口组黏土矿物转化及纹层结构控制因素复杂，可压性与造缝机制未形成系统认识，亟需深化研究，以支撑工程甜点选择及工程设计优化。

4.2.1 矿物学演化与特征

应综合利用XRD（X射线衍射）、QEMSCAN（扫描电镜矿物定量评价）、原位拉曼等分析手段，研究黏土矿物的类型及含量，明确黏土矿物成因，定量评价自生黏土矿物与沉积黏土矿物的含量；开展不同深度、不同部位典型页岩黏土矿物类型与含量研究，明确黏土矿物成岩演化序列，厘定蒙脱石与伊蒙混层消失线，为页岩储集层有效性、敏感性与可压性评价提供参考依据。

4.2.2 原位环境页岩力学特征与损伤破坏机理

应着力研发适用于古龙页岩的原位地层环境恢复重构实验技术，分析原位环境下页岩力学性质的差异性特征，明确页岩各向异性变形强度特征参数与常规力学性能测试参数的区别，剖析原位环境和页理对页岩各向异性力学特征的影响机制，构建可考虑矿物组构与页理弱面影响的古龙页岩各向异性渐进破坏模型，为井壁稳定性分析、地应力反演和压裂数值模型的构建提供实验和理论支撑。

4.2.3 可压裂性精细评价

需基于多尺度精细表征与纳米压痕实验方法，获取纹层、有机质、各类矿物的空间分布及微观力学参数，通过点（考虑单点矿物、孔隙、裂隙）到面（考虑矿物组构、非均质性）再到体（考虑页理纹层）的多尺度表征，建立适用于古龙页岩的可压裂性精细评价方法。

4.2.4 裂缝扩展机制与工艺优化

在微细观尺度上，应着力开发页岩裂缝动态生长原位表征实验方法，实现微米CT原位压裂、同步扫描，模拟富纹层页岩裂缝动态生长全过程，明确微观尺度页理纹层、矿物组构、有机质空间分布等对裂缝生长的控制作用，并与基于数字岩心的压裂数值模型相互印证；在宏观尺度上，应探索建立古龙页理型、纹层型页岩压裂仿真模型，分析真实地层应力环境与工况条件下水力压裂造缝过程与裂缝形态，明确主控地质工程因素，探索有效提高改造纵向动用程度的新型压裂工艺，为工程设计提供理论支撑。

4.3 页岩油开发方案优选

地层条件下流体相态特征及分布、赋存状态、可流动性、液固-液气作用机理复杂，亟待深化研究，指导开发方案优选及提高采收率技术选择。

4.3.1 页岩油微观力学作用与可动性评价

应构建纳米级孔隙模型并开展纳米力学分析，重点研究描述固液界面润湿性的杨氏方程和描述毛细凝聚现象的开尔文方程等经典理论在古龙页岩复杂环境、纳米尺度下的适用性问题，深入分析微观界面力学机理，为纳米级孔隙内油气相态和赋存状态的实验技术和表征方法提供理论支持；基于精细表征、分子模拟与纳米力学测试技术，定量区分游离油与吸附油，明确页岩油的赋存状态与分布规律，探索矿物、固态有机质与原油间的相互作用类型与机制，明确固/液微观界面相互作用对原油吸附-游离态转化的影响；以此为基础，开展界面效应对页岩油不同组分在纳米通道中输运的影响研究，构建纳米尺度限域传质的理论体系，并进行分子尺度和微纳尺度物质输运的尺度关联，为建立页岩油的可动性评价方法提供分子模拟细节和微纳米尺度新理论基础。

4.3.2 CO2作用机理与适应性评价

应开展古龙页岩CO2压裂-焖井实验研究，探索古龙页岩 CO2复合压裂的造缝机制，明确作用前后矿物与物性变化特征，探索页理纹层对提高采收率效果的影响，并通过宏观物模与微观可视化模拟明确 CO2在基质-裂缝网络中的有效作用范围。需要探索页岩油开发过程中，不同孔隙结构、流体特性及动态压力条件下，非平衡态气-液相变规律及其对油气渗流的影响，阐明压力变化对于体系相变和原油流动的影响，指导CO2用量与生产制度优化。此外，前置注入的 CO2对古龙页岩油相态的影响也应予以关注。

4.3.3 井网井距优化与产量递减规律

古龙页岩具有页理缝发育、压裂纵向穿层能力差、垂向-平面渗流能力差异大等特征，油、气、水多相流体在不同尺度孔缝中渗流规律复杂，井网井距设计缺乏可借鉴的成熟经验与做法，传统的产能评价及EUR预测方法适应性较差。一是应建立定量表征甜点非均质性的试验区地质模型与考虑复杂渗流机理的跨尺度流动模型，结合地质工程一体化方法，确定试验区合理井网井距，优化确定合理的生产制度；二是应针对古龙页岩油复杂相变、特殊赋存规律及多相多组分渗流特征，完善页岩油生产递减模型，综合考虑井网井距影响，进一步完善递减分析方法，提升EUR预测的可靠性；三是应考虑古龙页岩油的复杂渗流机理，建立特色试井模型和解释方法，定量评价地层压力、裂缝有效缝长、渗流能力等参数，预测未来生产动态及EUR。

5 结语

50多年来，大庆油田依靠《矛盾论》、《实践论》“两论”起家，形成了具有大庆特色的油田勘探开发理论和技术体系，一直用矛盾论分析油田的开发形势和对采油工程技术的需求，找出制约油田高效开发的主要矛盾，解决关键科学问题；同时在实践中不断发展和完善，在不同的开发阶段，形成了相应的支撑油田稳产的特色技术，为油田开发工程提供了有力的技术保障。

现如今，古龙页岩油具有优越的地质条件和巨量的资源基础，勘探开发前景广阔，是大庆油田重要的接替领域。通过近些年的研究和攻关，初步取得关键性的认识和重要成果。但应该清醒认识到，古龙页岩油是一种全新的资源类型，在储集性、含油性、流动性和可压性方面均具有鲜明的特征，世界范围尚无规模化商业开发先例。面对全新的领域，更要坚持按照“实践、认识、再实践、再认识”的认识发展规律，以及“对立统一规律”揭示事物运动发展的原理，从发现并解决科学问题入手，不断通过技术创新来解决工程难题。首先，在复杂的陆相页岩油勘探开发过程中，逐渐有许多矛盾被陆续发掘，其中的主要矛盾是科学问题。只有总结规律，找到对矛盾和难题更好的解释方法，才能显著影响技术与工程问题的解决和发展；其次，技术问题是对科学问题认知的不断迭代，是根据生产实践或科学原理而发展成的各种工艺方法和技能，只有不断发展或开发出新的方法、手段、措施或途径才能有效支撑工程实施；最后，工程问题就是生产过程中所遇到的复杂难题，需要“实践、认识、再实践、再认识”的这种形式，脚踏实地满足油田开发需要，在不断的实践中，发现问题并调整思路，最终解决问题。如果一开始就着眼于解决重大工程问题，连基础科学问题都没解决好，便无法长期有效支撑古龙页岩油规模化效益开发。

古龙页岩油的成功必须突出理论、技术与管理创新的引导推动作用，因此，诚邀全球英才为古龙页岩油的规模效益开发贡献智慧与力量，为大庆油田的发展提出一些前瞻性、战略性、全局性的意见和建议，不断增强核心竞争力和可持续、高质量发展能力，为大庆油田的可持续发展再做新贡献。

致谢：本文在研究和撰写过程中得到了大庆油田勘探开发研究院、中国石油勘探开发研究院“古龙页岩油重大地质基础与工程实践协同研究”项目组等相关专家和科研人员的指导和帮助，在此一并致谢！