松辽盆地长岭凹陷白垩系青山口组一段页岩油储集空间类型与富集模式

柳波，孙嘉慧，张永清，贺君玲，付晓飞，杨亮，邢济麟，赵小青

（1.东北石油大学“陆相页岩油气成藏及高效开发”教育部重点实验室，黑龙江大庆 163318；2.中国石油吉林油田公司，吉林松原 138000）

0 引言

随着中国页岩气的成功勘探和规模开发，对页岩油的勘探开发也展开了积极探索[1-5]。松辽盆地白垩系青山口组和嫩江组沉积时期发育两期大规模湖侵，中央坳陷区普遍发育了青山口组一、二段（简称青一、二段），嫩江组一、二段等4套富有机质页岩，其中青一段页岩的有机质丰度、热演化程度较高，是近、中期页岩油风险勘探的重点层系[6-7]。松辽盆地历经 60余年勘探，目前已全面进入非常规油气勘探阶段[8-10]。2018年以来，吉林油田加快了青一段页岩油的风险勘探[11]，现场实践取得了重大发现。但对页岩油富集机理的认识滞后于勘探实践，松辽盆地中央坳陷区青山口组泥页岩发育的地质背景有别于其他盆地，最大差异是这套泥页岩形成于大型坳陷陆源碎屑湖盆，具有独特的矿物组成和岩性岩相组合。相对于海相页岩而言，陆相页岩具有更高的气候敏感性，导致岩相纵横向变化较快，硅质以陆源碎屑石英为主；相对于小型断陷内源湖盆群，大型坳陷陆源碎屑湖盆表现为均一的整体沉降，湖底地形简单平缓，由于浅水三角洲物源输入充沛，古水体性质以淡水为主，湖盆边缘主要沉积粗粒和富含碎屑的相带，在半深湖—深湖区沉积的页岩贫碳酸盐矿物，为黏土矿物含量较高的纯页岩。因此，松辽盆地青山口组页岩油的勘探难以照搬海相细粒沉积体系和咸化湖盆混积体系的页岩油勘探经验，在岩性岩相分析的基础上，对大型坳陷陆源碎屑湖盆大面积发育的半深湖—深湖区页岩开展岩相空间展布、储集空间类型与页岩油富集模式研究极为重要。

1 区域地质背景与勘探现状

松辽盆地青一段沉积时期发生了大规模的水进，形成了湖盆广布、水深可达半深湖—深湖的大型坳陷湖盆，沉积了厚层富有机质的暗色泥岩和页岩。青一段既是该盆地的主力烃源岩层系，也是页岩油主要发育层段[10]。盆地南部青一段主要发育西部、西南和东南三大物源[12]，周缘砂岩的沉积体范围及规模因物源的不同而存在差异。西部物源垂直盆地长轴，源近流短，终止于大安以西；东南部物源受青山口组沉积早、中期湖盆扩张影响，发育范围较小；西南部物源总体方向与盆地长轴近平行，源远流长，分布于通榆、保康、长岭、乾安一带（见图1）。

中央坳陷区青山口组一段泥页岩的有机质类型以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主，有机质丰度高（TOC值为1.0%～6.0%）、热演化程度较高（Ro值为0.5%～1.3%，平均值为1.05%），是页岩油风险勘探的重点层系[6,9]。通过页岩“三品质”和“七性关系”建立的甜点评价标准[11]，按照TOC值大于 2%，S1（游离烃含量）值大于1 mg/g、Ro值大于0.7%、压力系数大于1.21，初步落实该区页岩油有利面积为5 000 km2。受物源和沉积环境控制，松辽盆地南部由大情字井三角洲前缘—前三角洲亚相至松原—大安深湖亚相形成了区域稳定分布的多个页岩层系，形成了两类页岩油储集层：①大情字井外前缘夹层型页岩油，砂质纹层发育，夹薄层砂岩，单层厚度小于 5 m，砂地比小于 20%；②乾安—大安纯页岩型页岩油，砂岩及砂质纹层不发育，有利面积分别为1 300 km2和3 700 km2。吉林油田开展了两种类型页岩油井部署及提产改造试验，实施压裂改造后，获超10 m3/d高产油流，展现了松辽盆地南部页岩油良好的勘探开发前景。

2 页岩岩相类型

2.1 页岩基本特征

松辽盆地南部青一段以泥页岩沉积为主，局部区域发育薄层砂岩和介形灰岩（见图2）。泥页岩的颜色多为灰黑—黑色，岩心观察呈现出 3种不同的沉积结构：①破碎明显，页理发育，沿平行层面裂开成薄片状；②块状构造，岩石较致密，矿物分布均匀；③毫米级砂质纹层发育，具有明显的薄层理（厚0.10～0.01 m）和微层理（厚度小于0.01 m）构造。本次研究将发育页理或水平细层厚度小于0.01 m的微层理、矿物粒度小于62 μm的细粒沉积岩统称为页岩（见图2a、图2b），以区分均质块状构造的泥岩（见图2c）。砂岩以浅灰色的细砂岩为主，岩心观察呈现出两种主要沉积构造：部分呈块状构造，亦有部分含有少量泥质纹层，可见层理。

图2 松辽盆地南部1#井青一段综合柱状图（GR—自然伽马；Rt—电阻率；Δt—声波时差；ρ—密度）

南部大情字井地区页岩以含黏土长英质页岩为主，脆性矿物（包括石英、长石、碳酸盐矿物、黄铁矿）含量为65%～80%，黏土矿物含量为20%～35%。乾安—大安地区以混合页岩和黏土质页岩为主，脆性矿物含量为40%～65%，黏土矿物含量为35%～60%。黏土矿物以伊蒙混层为主，占黏土矿物总量的 40%～70%，测算蒙脱石含量约为10%。

统计结果表明，页岩的有机质丰度、矿物组成和沉积构造具有明显的关联，随着黏土矿物含量的增加，岩性从砂岩过渡为泥页岩，泥页岩的沉积构造从纹层状、块状向页状层理转变（见图3a），TOC值在黏土矿物含量大于 20%后与之具有明显的正相关关系（见图3b）。由此，依据“有机质丰度-矿物成分-沉积构造”三级标准[7]，以TOC值为1%和2%，黏土矿物含量20%，以及对应的沉积构造，将青一段划分为5类岩相：高有机质丰度薄片状页岩相、中有机质丰度块状泥岩相、中有机质丰度纹层状页岩相、低有机质丰度纹层状页岩相和低有机质丰度夹层砂岩相（见图3、图4）。通过TOC-HI（氢指数）的相关关系可知（见图3c），泥页岩各类岩相随着TOC值的增加，HI先快速增加后稳定在700 mg/g左右，反映了高有机质薄片状页岩相具有较为单一的生源贡献，以Ⅰ型干酪根为主；中—低有机质丰度泥页岩相则具有较大的HI变化范围，揭示了混源有机质来源。低有机质丰度夹层砂岩相HI具有高值特征（大于 400 mg/g），明显偏离泥页岩TOC与HI的变化趋势，显示了运移烃对该指数的贡献。

图3 松辽盆地南部青一段页岩黏土矿物含量、有机质丰度类型与沉积构造关系

图4 松辽盆地南部青一段岩相类型特征对比

2.2 页岩岩相特征

2.2.1 高有机质丰度薄片状页岩相

多为纯黑色，质地细致，页理发育，矿物成分以黏土矿物为主，含量一般大于 30%，有机质含量高，TOC值一般大于2%。长石和石英为泥级颗粒，含量小于30%，碳酸盐含量小于20%。镜下观察粒级非常小，比较致密，具有水平微层理构造，显示了矿物和有机质的定向排列（见图4）。该类岩相在沿松花江新北地区较为发育，主要形成于湖侵、高位体系域的静水沉积环境。

2.2.2 中有机质丰度块状泥岩相

颜色主要呈现深灰色，块状构造，岩石较致密，黏土矿物含量较高有机质丰度薄片状页岩相略有下降，为 25%～35%，有机质含量较高，TOC值一般为1%～2%。石英和长石含量为60%～75%，碳酸盐矿物含量小于 15%。镜下观察矿物分布均匀，粒级整体相比高有机质丰度薄片状页岩相较粗，碎屑含量略有增加，形成于沉积速率较快的静水还原环境（见图4）。

2.2.3 中有机质丰度纹层状页岩相

富有机质泥质纹层夹贫有机质砂质纹层形成微层理构造，颜色以深灰色—黑色夹浅灰色纹层为主。从传统粒级划分的角度，此类岩相与粉砂质泥岩相似。有机质含量较高，TOC值为 1%～2%。石英和长石的含量为 65%～90%，碳酸盐矿物含量小于 15%，黏土矿物含量为 15%～30%。薄片观察可见明显的明暗纹层（见图4）。主要是在季节性悬浮和底流作用交替沉积的静水环境下形成。

2.2.4 低有机质丰度纹层状页岩相

具砂质薄层夹泥质纹层形成的微层理构造，颜色呈现灰色夹深灰色—黑色纹层，此类岩相与传统粒级划分的泥质粉砂岩相似。有机质含量较低，TOC值一般小于1%。石英和长石含量为65%～90%，碳酸盐类矿物含量为5%～25%，黏土矿物含量为15%～30%，长英质含量相较于中有机质丰度纹层状页岩相更高。薄片观察可见砂质纹层明显厚于泥质纹层（见图4），为季节性悬浮和底流作用交替的偏动水环境下形成。

2.2.5 低有机质丰度夹层砂岩相

主要以浅灰色的块状细砂岩为主，偶见少量泥质纹层、炭屑，可见层理。有机质含量低，TOC值一般小于1%。石英和长石的含量较大，一般可达85%，碳酸盐类矿物含量小于10%，黏土矿物的含量小于20%。薄片观察可见大量的碎屑颗粒散落在基质中，碎屑颗粒的粒级均较粗，一般形成于深水浊积或前三角洲砂体。

2.3 岩相测井识别与分布特征

利用常规测井资料难以通过交会图版对页岩岩相进行有效识别。本次研究综合测井计算TOC值和自然伽马、补偿密度、补偿中子、声波时差、深侧向电阻率值，应用基于图像多分辨率聚类分析方法（MRGC）[13]，通过邻近指数和核代表指数对数据集合进行有序降维，寻找数据变化曲线的突变确定最优分割数，有效识别了青一段岩相。

地质分析将TOC值1%、2%分别作为低、中、高有机质丰度的划分标准后，各岩相的测井响应特征为，高有机质丰度薄片状页岩相具有“三高（声波时差、中子孔隙度、深侧向电阻率）一中（自然伽马）一低（密度）”特征，中有机质丰度块状泥岩相具有“一高（自然伽马）四中（声波时差、密度、中子孔隙度、深侧向电阻率）”特征，中有机质丰度纹层状页岩相具有“五中（声波时差、自然伽马、密度、中子孔隙度、深侧向电阻率）”特征，低有机质丰度纹层状页岩相具有“一高（自然伽马）二中（声波时差、中子孔隙度）二低（密度、深侧向电阻率）”特征，低有机质丰度夹层砂岩相具有“四低（声波时差、自然伽马、密度、中子孔隙度）一高（深侧向电阻率）”特征。据此可见，沿大情字井—乾安—大安自南向北方向（见图1c），随着浅水辫状河三角洲向湖内推进，水动力逐渐减弱，底流陆源输入逐渐减少，岩相组合类型从三角洲内前缘（6#井：中有机质丰度纹层状页岩相夹中有机质丰度块状泥岩相，发育夹层砂岩相）、三角洲外前缘（5#井和4#井：青一段中下部以低有机质丰度纹层状页岩相为主）、半深湖—深湖（3#井和2#井：高有机质丰度薄片状页岩相为主，夹中有机质丰度块状泥岩相和中有机质丰度纹层状页岩相）亚相渐变过渡（见图5）。

图5 松辽盆地南部青一段南北向岩相剖面（剖面位置见图1）

从各岩相的平面组合厚度等值线图也同样可以认识坳陷型陆源碎屑湖相细粒沉积体系的岩相充填渐变规律（见图6），受南北和西部两大物源输入控制，南部物源以浅水辫状河三角洲为特征，向湖内延伸较远，砂岩厚度逐渐减薄，在三角洲外前缘主要以低有机质丰度纹层状页岩相分布为特征（见图6a）。乾安—大安—带长期处于半深湖—深湖沉积区，三角洲分流间湾以沉积中有机质丰度块状泥岩相为特征，半深湖内广泛分布中有机质丰度纹层状页岩相，深湖区主要分布高有机质丰度薄片状页岩相（见图6b）。不同岩相按前述顺序表现出矿物组成、有机质丰度、沉积构造连续变化特征，体现了湖盆整体沉降、水动力强度逐渐减弱、从湖岸陆源碎屑供给到湖心碎屑沉积物非补偿的坳陷型陆源碎屑湖盆岩性岩相分带沉积特点。不同类型页岩岩相的分布为页岩油差异富集提供了物质条件。

图6 松辽盆地南部青一段优势岩相平面组合厚度等值线图

3 泥页岩储集物性

青一段泥页岩的有效孔隙度为3.4%～8.4%，水平渗透率为（0.01～1.62）×10-3μm2，除中有机质丰度纹层状页岩相具有相对较高孔隙度（平均值为6.8%，平均值高于其他岩相近 2%）和渗透率（1.2×10-3μm2，平均值高于其他岩相 5～10倍）外，不同岩相间储集物性参数差异不明显。但各岩相储集空间类型多样，孔隙结构具有明显的相控分类特征，为页岩油富集提供了有利的储集条件。

3.1 页岩基质储集空间特征

储集空间分类主要依据孔隙大小和产状进行定量分析和定性描述[14]。本次研究依据孔隙成因，将页岩油储集层储集空间类型分为无机孔和有机孔，其中无机孔又分为粒（晶）间孔和粒（晶）内孔（见图7）。

图7 松辽盆地南部青一段页岩油储集空间

3.1.1 粒（晶）间孔

粒间孔的形状以狭长形、多边形为主，多聚集出现在坚硬脆性矿物周围。由于青一段沉积岩矿物颗粒细小，粒径小于62 μm，并且存在大量的塑性矿物，抗压实能力差，原生粒（晶）间孔在浅埋藏阶段受压实作用和后期胶结作用快速消亡，残存的粒间孔主要出现在石英等高硬度脆性颗粒之间。后期的酸性流体沿着原生粒（晶）间孔对周围矿物产生溶蚀作用，形成溶蚀边缘孔、粒间溶孔。孔隙大小范围为100 nm～3 μm。

3.1.2 粒（晶）内孔

粒内孔大小范围为10 nm～1 μm，主要分为矿物结合体内孔和粒内溶蚀孔。黏土矿物集合体内孔呈片状与沉积方向平行，黄铁矿集合体内晶间孔发育，多呈三角形或多边形，偶见有机质充填孔内。粒内溶蚀孔主要见于钾长石等易溶解矿物颗粒内部。

3.1.3 有机质孔

有机质孔多为长条状和椭圆状，可分为有机质边缘孔（缝）和有机质内孔，孔径一般较小，大多小于100 nm。

基于扫描电镜和EDX面扫描的原位自动定量统计结果表明（见图7），松辽盆地南部青一段不同岩相发育的优质储集空间类型不同，高有机质丰度薄片状页岩相和中有机质丰度块状泥岩相黏土矿物含量最高，抗压实能力最差，以粒内孔为主，平均占比75%。低—中有机质丰度纹层状页岩相由于砂质纹层发育，以粒间孔为主，平均占比80%。低有机质丰度夹层砂岩相由于极少含有黏土矿物和黄铁矿集合体，粒间孔占绝对优势，最高可达100%。偶见介形虫灰岩，以钙质介壳间、介壳内交代碳酸盐矿物的粒间孔为主，占比为85%。一般认为，有机质孔是页岩油气最为重要的储集空间类型[15]。但本次研究统计有机质孔欠发育，在孔隙中占比最大仅为15%，主要有两方面的原因：①青一段有机质以Ⅰ型干酪根为主，生烃母质为藻类体，在强烈压实作用下发生韧性变性形成层状藻类体[16]，生烃过程中产生的孔隙大部分未能保存，仅有少部分受到挤压呈椭球形、狭缝形；②有机质孔的发育程度除受到有机质类型影响外，更重要的是受到烃源岩热演化程度的影响。大量研究认为，倾油烃源岩只有当Ro值大于1.2%时（即处在石油裂解期）才会大量形成有机质孔[17]。松辽盆地南部青一段处在生油高峰，相较于以有机质孔为主要储集空间的页岩，其热演化程度较低，在此阶段下有机质生烃转化后的残存空间大多数被沥青充填而导致有机质孔较少发育。

3.2 孔隙结构特征

为综合表征松辽盆地南部青一段页岩的孔隙结构特征，本次研究进行了高压压汞及低温氮气吸附的联合孔径表征实验[18]（见图8），并对结果进行了分类[19]。

图8 松辽盆地南部青一段页岩油储集层孔隙结构定量表征（V—孔体积，cm3/g；d—孔径，nm）

第1类孔隙结构主要对应于中有机质丰度块状泥岩相，等温线回滞环为H2型（球形介孔发育）；毛细管压力曲线在压力100 MPa以上平直段较长，孔径小于7.3 nm的孔居多，且退汞量较小（小于20%），仍为球形介孔发育特征；联合孔径分布特征为孔径总体小于200 nm，且2～50 nm的介孔占主体部分。

第2类主要为高有机质丰度薄片状页岩相，等温线回滞环为H2型（球形介孔发育），在p/p0趋近于1时，吸附曲线上扬明显，吸附量较上一类高，这是由于孔径较大的纹层间缝隙产生吸附作用；毛细管压力曲线在压力100 MPa以上平直段较长（但短于第1类），孔径小于7.3 nm的孔居多，且退汞量较小（小于20%），仍反映球形介孔发育，同时曲线小于0.02 MPa也有较长的平直段，为36 μm以上纹层间孔缝大量进汞所致；联合孔径分布特征为孔径总体小于400 nm，且2～50 nm的介孔占主体，同时在大于10 μm处存在大量纹层间缝隙。

第3类主要对应低—中有机质丰度纹层状页岩相，等温线回滞环为H3型，反映片状颗粒的非刚性聚集体，即砂泥纹层组成的层偶发育，以狭缝型孔隙为主；毛细管压力曲线在压力40 MPa以上趋于平缓，表明存在着数量较多的介孔，但小于40 MPa压力下汞所进入的孔隙分选较差，曲线表现为趋于45°上升的斜线；联合孔径分布特征为2～100 μm孔径的孔连续发育，其中孔径为2～200 nm多为泥质纹层内孔隙，孔径200～10 000 nm多为砂质纹层内孔隙，而大于10 μm多为纹层间缝隙。

第4类主要对应低有机质丰度夹层砂岩相，等温线回滞环为H3型，表明孔网主要由大于50 nm的宏孔组成，且没有被凝聚物完全填充；毛细管压力曲线在大于1 MPa后趋于平缓，表明样品宏孔较多且主体分布在小于735 nm的区间，而大于735 nm的大孔非常少；联合孔径分布特征为100～1 000 nm大小的孔径最多，宏孔发育。

3.3 孔隙连通非均质性

数字岩心孔隙结构三维连通性模型分析进一步证实，沉积结构影响下的岩相类型对页岩油储集层孔隙结构具有明显控制作用（见图9）。中有机质丰度块状泥岩相孔隙形态多呈椭球形，单个孔隙体积小，多数孔隙呈分散状，彼此孤立不连通（见图9a）。高有机质丰度薄片状页岩相层理缝发育明显（见图9b），低—中有机质丰度纹层状页岩相孔隙形态呈片状分布，是由砂质纹层中细粒的石英、长石和方解石等刚性矿物颗粒顺层理定向排列形成的孔隙空间，连通性较好（见图9c）。分别顺着和垂直于层理面方向测量覆压条件下纹层状页岩相的渗透率变化，在10～21 MPa围压条件下水平渗透率为（0.1～1.0）×10-3μm2，垂直渗透率为（0.000 06～0.003 00）×10-3μm2，水平渗透率是垂直渗透率的100～1 000倍。垂直渗透率随围压的变化幅度具有“两段式”特征，斜率先大后小，推测水平微裂缝闭合压力为12～15 MPa（见图9d）。

图9 松辽盆地页岩油储集层孔隙三维连通性分析（a、b、c图左图为数字岩心孔隙网络模型，用球和管分别代表孔隙和喉道，颜色表示孔隙和喉道的相对大小；右图为数字岩心体素模型，不同的颜色代表不同的连通孔隙簇）

综上所述，薄片状页岩相和块状泥岩相由于富含黏土矿物，以介孔为主，基质储集物性较差，但薄片状页岩相由于页理缝发育改善了其储集物性。纹层状页岩相具有相对较为发育的宏孔，同时在纹层界面存在一定数量的层理缝，具有孔缝二元孔隙结构特征，水平渗透率较高，夹层砂岩相宏孔最为发育。

4 页岩油成藏机理及富集条件

4.1 页理型页岩油富集模式

4.1.1 薄片状页理形成机理

青山口组沉积时期发生了大规模的湖侵作用，松辽盆地南部的沉积中心位于长岭凹陷，长期稳定的深湖沉积使得青山口组沉积速率慢，有机质丰度高，水平层理发育。页岩在深湖环境下不断沉积压实，形成了相对封闭的流体环境，有机质和黏土矿物等韧性物质定向排列成层。有机质处于成熟阶段，产生的大量烃类流体排出受阻，在长岭凹陷青一段形成异常超压，地层压力一般为25～32 MPa。嫩江组—明水组沉积期末，盆地发生构造反转，扶新隆起带部分区域被抬升，通过Ro与埋藏深度的关系恢复抬升量最大可达600 m。构造抬升导致的物理变化主要体现在泥页岩变形方式的改变[20-21]和构造裂缝的产生[22-23]。抬升导致偏韧性的岩石转化为脆性[21,24]，有效应力逐渐减小，泥岩处于超固结状态，从而产生破裂[25]。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（见图10）。根据 1#井和 3#井的测井和实测数据，计算青一段页岩所处的地质应力条件，两口井由于青一段发育的异常压力和构造抬升，目前流体压力已达页岩破裂的临界压力。依据原油在地层条件下的压缩系数和现今残余超压值计算，由于水力破裂形成的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%。

图10 松辽盆地南部构造反转区青一段页岩应力条件及层理缝形成示意图

4.1.2 薄片状页岩相和块状泥岩相地球化学及含油性差异

薄片状页岩相的TOC值为2%～6%，TOC值大于2.0%的岩相占比达 73%，以高有机质含量为特征；块状泥岩相TOC值为1%～4%，TOC值大于2.0%的岩相仅占 12%，以中等有机质含量为特征。页岩相在荧光薄片下表现为较强的淡蓝色荧光，且显示主要见于页理面上，通过二维核磁共振实验测得的含油饱和度可达80%，平均含油饱和度为54%，含油量可达5 μL/g；泥岩相在荧光薄片下几乎无荧光显示，局部见微弱的暗黄色荧光，含油饱和度一般小于 20%，含油量一般小于 2 μL/g。由此可见，在陆源碎屑纹层欠发育的前提下，薄片状页岩相是页岩油富集的有利岩相，块状泥岩相为具有封隔作用的顶底板隔层。

4.1.3 “页理型”页岩油富集模式

与常规油气相比，页岩油气具有“源储一体”且“连续成藏”特征[26]。乾安—大安纯页岩型页岩油有利岩相为高有机质丰度薄片状页岩相，页岩油富集模式为：青一段烃源岩大量生排烃时期为嫩江组—明水组沉积末期[27]，此时是受东南向挤压的构造反转时期[28]，构造反转导致部分T2断层复活，造成青一段页岩压力系数增加促进层理缝形成[29]，同时由于应力释放产生构造裂缝。因此，“页理型”页岩油富集依然需要物性致密、突破压力高的中有机质丰度块状泥岩相起到顶底板封盖作用。

勘探实践同样表明，深湖区页岩油富集与页理缝密切相关，以下两个实例可以提供佐证：①早在1999年以前，有 6口井在青山口组一段的泥页岩中获工业油流（1.70～6.55 t/d），因在泥岩中见显示且有自然产能被认为是裂缝性油气藏[20]。目前页岩油取心均显示裂缝和层理缝内普遍含油。②青一段底部（T2反射界面）发育大量的南北向小断层且具有“V”字型密集成带特征，老井试油结果表明，位于断裂密集带内部纯页岩型页岩油井具有比较高的产能，而钻井位于断裂密集带之外产能较低。这些勘探结果说明，断裂活动伴生大量构造裂缝改造页岩，同时深湖泥岩在晚期构造抬升作用下促成页理缝形成，形成有利的储集空间，有利于页岩油富集。然而，从松辽盆地南部页岩油与常规油气平面分布的“互补”规律来看，当断裂伴生裂缝密度较高时，反转期活动的断裂成为油气垂向运移的通道，又不利于页岩油富集。因此，具有超低渗透块状泥岩相作为顶底板封隔层、保存条件好压力系数高、高有机质丰度薄片状页岩相发育的特定相序位置和区带是该类页岩油富集的条件。

4.2 纹层型页岩油富集模式

中有机质丰度纹层状页岩虽然有机质丰度适中，相比薄片状页岩相有机质丰度略低，但由于砂质纹层发育，水平渗透率较高，有机质含量中等，具有较好的生烃潜力，整体基质储集物性好于薄片状页岩相和块状泥岩相，具有微—毫米尺度源储薄互层组合特征。

4.2.1 纹层状页岩相形成环境

砂质纹层型页岩常发育于三角洲前缘沉积环境。青山口组沉积是盆地整体下沉、湖盆的首次扩张和其后收缩条件下的沉积，伴随着湖平面波动升降，三角洲外前缘由于周期性的深湖变迁和频繁的底流活动，常发育波痕交错层理和平行层理，使泥质纹层和砂质纹层交替沉积[30]。

4.2.2 纹层状页岩矿物组成与储集物性特征

通过QEMSCAN对纹层状页岩的原位矿物分析结果表明，该岩相矿物总体以石英（含量为32.86%）、伊利石（含量为 27.52%）为主，次为钠长石（含量为18.93%），钾长石（含量为 3.41%），方解石（含量为2.61%，见图11）。其中砂质纹层中，石英含量为34.47%，伊利石含量为22.87%，钠长石含量为20.83%，钾长石含量为3.43%，方解石含量为2.38%，相对于全岩长英质含量有所提升；泥质纹层则以伊利石（含量为39.46%）为主，次为石英（含量为 25.31%），钠长石含量为17.03%，钾长石含量为 2.42%，黄铁矿含量为2.27%。扫描分辨率为2.5 μm时，通过CT扫描对两种不同类型的孔隙结构分析表明，砂质纹层计算孔隙度为4.247%，平均孔半径为3.801 μm，孔隙数量30 090个，孔隙总体积为17.91×106μm3，喉道平均长度29.54 μm，连通体积占比为8.882%；泥质纹层计算孔隙度为2.114%，平均孔半径为3.496 μm，孔隙数量25 066个，孔隙总体积为 8.92×106μm3，喉道平均长度为 30.16 μm，连通体积占比为5.829%。

图11 松辽盆地南部青一段纹层状页岩微区矿物分布与孔隙结构

总体而言，砂质纹层为长英质，石英长石含量大于60%，粒径为1～60 μm，以微米孔隙为主，孔喉半径为1～3 μm，平均占40%（28.4%～63.3%）；泥质纹层为黏土质，石英长石含量小于 45%，石英长石粒径小于 5 μm，以纳米孔隙为主，孔喉半径为 100～300 nm，平均占60%（36.7%～71.6%）。

4.2.3 “纹层型”页岩油富集模式

激光共聚焦荧光三维可视化分析表明（见图12），细粒碎屑矿物颗粒间的含油性较好，依据荧光性有机流体对孔隙的占位作用反映，粒间孔连片分布且具有较好连通性。依据荧光波谱特性，可将荧光有机质分为轻质（荧光波谱为前峰型）和重质组分（荧光波谱为后峰型）分别进行三维表征和定量统计[10]。纹层状页岩中的轻质组分主要赋存于由细粒的长石和和石英形成的纹层中，含油率为12.64%，轻质组分所赋存的孔隙孔径分布具有双峰特征，前峰位于5～8 μm，后峰位于40～50 μm。说明青一段埋深进入生油窗后，泥质纹层中的有机质大量转化成烃，微距运移至与其紧密叠覆、孔渗性更好的砂质纹层，具有原地滞留微运移富集特征。泥质纹层含油率仅为4.3%，轻质组分所占据的孔径分布具有前单峰（2～5 μm）特征。此外，相较于泥质纹层，砂质纹层中页岩油的轻质组分与重质组分比高达2.65，具有更高的流动性。

图12 激光共聚焦原油轻重组分分布图

针对大情字井三角洲外前缘纹层型页岩油的部署，实施了直井分层缝网压裂，均获得工业油流，目前已稳定试采 200余天，展现了效益开发的潜力。建产区平面分布紧邻青一段致密砂岩油，具有致密油-纹层型页岩油连片分布的特征。按照沉积环境控制下的页岩岩相充填序列，不同类型的非常规油以及页岩油的不同富集模式具有连续成藏的特征（见图13）。

图13 松辽盆地南部青一段淡水湖盆岩相充填序列与页岩油富集模式

5 页岩油有利区带分布

据松辽盆地南部的沉积相展布特征、优质烃源岩分布特征、地层压力特征、优势岩相分布特征以及构造抬升的影响，优选出页理型与纹层型两种页岩油有利发育区域（见图14）。根据页理型和纹层型两种页岩油富集条件，划分了 3个页岩油有利勘探区带，分别是页理型有利区、页理+纹层型有利区和纹层型有利区（见图14）。

图14 松辽盆地南部青一段页岩油有利区分布

页理型页岩油有利区主要分布在扶新隆起带的西北部，主要发育高有机质丰度薄片状页岩相，依据压力系数大于1.2、优势岩相厚度（高有机质丰度薄片状页岩相）大于40 m、TOC值大于3%、石英含量大于30%圈定的有利区，其具有高有机质丰度、高压力系数、中低成熟度（Ro值为 0.6%～0.9%）、脆性指数低于纹层型页岩油的特征。纹层型页岩油分布在大安地区以及大情字井外前缘，主要发育中有机质丰度纹层状页岩相。依据压力系数大于1.0、优势岩相厚度（高有机质丰度薄片状页岩相+中有机质丰度纹层状页岩相）大于45 m、TOC值为1%～2%、石英含量大于30%圈定的有利区，其具有中有机质丰度、中压力系数（1.0～1.2），中高成熟度（Ro值为0.85%～1.20%）、矿物含量脆性指数均高于页理型页岩油的特征。大安地区是页理型有利区与纹层型有利区中间的过渡地带，具有高有机质丰度（大于 2%）、中压力系数（大于 1.0）、中成熟度（Ro值为0.65%～1.00%）、脆性指数在页理型与纹层型之间的特征，其中岩相主要发育高有机质丰度薄片状页岩相和中有机质丰度纹层状泥岩相，优势岩相厚度大于50 m，为页理型和纹层型页岩油共同富集的有利区。

不同页岩油富集模式有利区带的分布展现了松辽盆地南部青一段蕴藏着丰富的页岩油资源，极具战略意义。但各区地质甜点和工程甜点标准不同，亟需积极探索各类岩相页岩油储集层适用的增产改造技术，强化地质工程一体化技术攻关，明确合理开发方式，加快实现页岩油资源的效益动用。

6 结论

依据“有机质丰度-矿物成分-沉积构造”将松辽盆地南部青一段划分为高有机质丰度薄片状页岩相、中有机质丰度块状泥岩相、中有机质丰度纹层状页岩相、低有机质丰度纹层状页岩相、低有机质丰度夹层砂岩相五大类。不同岩相类型储集物性差异明显，块状泥岩以球形孤立孔隙零星分布为特征，储集物性最差，高有机质丰度薄片状页岩相由于页理缝的发育改善了物性条件，纹层状页岩相发育的水平层理使孔隙网络呈条带状分布于粗碎屑纹层内，在层理缝的沟通条件下定向连通性好。夹层砂岩相宏孔比例最高。在长期稳定的深湖沉积环境，沉积速率较慢，岩相以高有机质丰度薄片状页岩相为主。该类岩相受构造反转抬升，页理缝极其发育，其中纳米级孔隙与层理缝是油气储集的重要场所。高有机质丰度薄片状页岩相发育的特定相序具有超低渗透块状泥岩相作为顶底板封隔层，保存条件好，压力系数高，有利于形成“页理型”页岩油。在深湖的周期性沉积变迁背景下，泥质纹层有机质富集，砂质纹层粒间宏孔发育并且定向连通，即岩相以中有机质丰度纹层状页岩相为主。当该类岩相整体处于生油窗时，生成的石油微运移原地滞留富集，有利于形成“纹层型”页岩油。