松辽盆地古龙页岩岩性、物性、含油性特征及控制因素

高 波 何文渊 冯子辉 邵红梅张安达 潘会芳 陈国龙

（1.中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712；2.黑龙江省陆相页岩油重点实验室，黑龙江 大庆 163712；3.中国石油大庆油田有限责任公司，黑龙江 大庆 163002）

0 引 言

目前页岩油气已成为常规油气的接替领域，是近年非常规储层研究的热点之一［1-6］。国外海相泥页岩和国内咸化湖相页岩发育区已开展了大量油气勘探工作，并陆续取得一系列重大成果，泥页岩油已成为石油与天然气勘探开发的重要领域［7-18］。松辽盆地北部分布较广的陆相页岩油——古龙页岩油资源潜力较大，何文渊等［19］认为由于青山口组沉积时期水体较深，具有较好的封闭作用，有机质保存条件好，发育了一套连续性好、厚度大的中—高有机质丰度的页岩。经过初步估算，古龙页岩油具有151×108t 的资源量。目前多口页岩油井已获得效益动用，实现了古龙页岩从“生”油到“产”油的历史性跨越，成为大庆油田重要油气接替领域。

随着松辽盆地古龙页岩油勘探和开发工作的开展，在古龙页岩油研究方面已取得丰硕成果［20-30］，但多为宏观地质形成环境、有机地球化学特征、储层基本特征及储集空间类型描述方面研究，对于古龙地区岩性较复杂、非均质性较强的页岩储层，其岩性、物性和含油性特征在纵向上和横向上的分布规律均缺乏系统性的成果认识，不利于页岩油的进一步勘探和开发部署。

本文通过薄片、场发射电镜分析、物性分析、有机碳分析、镜质体反射率分析、热解色谱分析及页岩油激光共聚焦三维重建等技术方法，研究青山口组页岩储层的岩性、物性、含油性特征及控制因素，为古龙页岩油富集层、富集区的优选提供理论依据和技术支撑。

1 区域地质背景

古龙页岩的坳陷沉积时期发生了2 次湖侵，盆地中部出现较大面积的深湖—半深湖区，形成青山口组和嫩江组2 套大规模湖相沉积页岩，成为页岩油储层主要发育层位。研究区涉及古龙凹陷、大庆长垣、三肇凹陷和朝阳沟阶地（图1）。

图1 研究区及典型剖面位置Fig.1 Locations of studied area and typical sections

松辽盆地北部青山口组页岩是温暖潮湿、藻类发育、水体厌氧的还原环境下的细粒沉积产物，发育了面积广、厚度大的富有机质页岩层，为古龙页岩油的规模发育奠定了物质基础［20］。古龙页岩有机质类型为湖相Ⅰ型，生油母质比较单一，主要为层状藻，呈条带状沿层发育，在高成熟演化阶段层状藻收缩形成有机孔、缝，成为页岩油重要的赋存空间［23］。

为明确古龙页岩的岩性、物性及含油性特征分布规律，选取东西向和南北向典型剖面各1 条（图1），优选古龙凹陷、三肇凹陷重点井9 口，对比古龙页岩的岩性、物性、含油性特征，揭示其主控因素。

2 岩性特征

松辽盆地北部青山口组发育一套暗色细粒沉积岩——古龙页岩，为半深湖—深湖相沉积，受早期沉积作用、后期成岩作用控制的富有机质页岩，具有岩性复杂、微纹层及页理发育等特点。岩石类型、矿物成分、黏土矿物组成是评价页岩储层岩性特征的重要参数。

2.1 岩石类型

岩石类型是页岩储层研究的基础，为后续储集性、含油性评价提供重要依据。结合古龙页岩9 口井薄片鉴定结果，发现青山口组发育5 种岩石类型，包括页岩、粉砂质页岩、粉砂岩、泥―粉晶云岩、介屑灰岩等，其中页岩、粉砂质页岩为最主要的储集岩。

纯页岩中泥级碎屑均匀分布，纹层不发育（图2（a））。粉砂质页岩纹层较发育，纹层形态较平直，纹层类型主要为长英质粉砂薄层（图2（b））。岩石中普遍发育泥晶云岩、粉晶云岩（图2（c）），成分主要为白云石，少量黏土矿物分布于白云石晶间。场发射电镜下可见白云岩呈他形、半自形分布（图2（d）），具次生加大边，为多期成因（图2（e））。发育少量介屑灰岩及介屑碎片纹层，成分主要为方解石（图2（f））。古龙页岩具有典型陆相湖盆沉积的特征，岩性在纵向上、横向上变化快。

图2 古龙页岩不同岩石类型微观照片Fig.2 Microscopic photos of different rock types of Gulong shale

应用薄片鉴定统计结果，对比了不同地区岩石类型特征。

由于沉积时期物源供给差异，成岩时期流体环境不同，研究区东西向、南北向剖面岩性变化较大。岩石类型总体上以页岩为主，泥—粉晶云岩、粉砂质页岩较为发育。

由东向西，泥—粉晶云岩呈减少趋势，所占比例由19.0%下降到12.4%。由南向北，粉砂质页岩所占比例呈现先增加后减小的趋势，在古龙凹陷中部最为发育，所占比例为18.6%。泥—粉晶云岩整体呈减少趋势，所占比例由16.0% 下降到5.4%（表1）。

表1 研究区5种岩石类型数量比例Table 1 Volume proportions of 5 types of rock in studied area

2.2 矿物组成

岩石矿物组成是储层评价的重要参数。不同于国内其他陆相盆地，古龙页岩的黏土矿物含量偏高，石英、碳酸盐含量偏低。

应用X 衍射全岩矿物分析技术，揭示研究区岩石矿物成分可达10 种，包括石英、黏土矿物、斜长石、钾长石、方解石、白云石、黄铁矿、菱铁矿、重晶石、磷灰石等，其中以石英、黏土矿物、长石为主，石英的质量分数为0.5%～47.1%，平均为32.9%，黏土矿物的质量分数为1.3%～50.5%，平均为34.2%，长石的质量分数为1.9%～34.6%，平均为17.3%。

据全岩数据统计结果，由东到西石英、黏土矿物含量整体呈增加趋势，白云石含量整体呈减小趋势，长石含量整体呈略有增加趋势。由南到北石英、黏土矿物含量呈先增加后减小趋势。古龙凹陷中部含量最高，白云石含量整体呈减小趋势，长石、方解石含量略有增加（图3）。

图3 古龙页岩全岩矿物质量分数Fig.3 Whole-rock mineral mass fractions of Gulong shale

青山口组页岩成岩演化程度较高，蒙脱石基本消失，转化为伊利石、伊蒙混层，转化过程中形成自生绿泥石、自生石英。应用黏土相对量分析技术，揭示古龙页岩黏土矿物类型包括伊利石、伊蒙混层、绿泥石、绿蒙混层，且以伊利石、伊蒙混层为主，其中伊利石质量分数为11.0%～94.0%，平均为55.6%，伊蒙混层质量分数为3.0%～73.0%，平均为25.6%，绿泥石质量分数为1.0%～59.0%，平均为12.5%。根据9 口井黏土矿物相对量分析数据，对比研究区不同地区黏土矿物成分。由东向西，随着成熟度升高，页岩中黏土矿物转化程度增加，伊利石含量呈增大趋势，伊蒙混层含量呈减少趋势，绿泥石含量变化不大，由南到北成熟度相对较高，成岩作用较强。黏土矿物整体变化趋势不明显，伊利石略呈现先增加后减小趋势，伊蒙混层呈现先减小后增加趋势，凹陷中部演化程度高，伊利石含量最高，伊蒙混层含量最低（图4）。

图4 古龙页岩黏土矿物质量分数Fig.4 Clay mineral mass fractions of Gulong shale

3 物性特征

孔隙度、渗透率是表征储集能力的有效指标，利用氦气法对孔隙度测定、脉冲衰减法对渗透率测定。

3.1 孔隙度

在由东向西剖面上，从三肇凹陷到古龙凹陷页岩总孔隙度呈增大趋势（图5（a））。

井C2 总孔隙度主要为2.0%～8.0%，平均为5.7%，井Z1总孔隙度为4.0%～11.0%，平均为7.3%，井Z2 总孔隙度为3.0%～8.0%，平均为6.1%，井A3总孔隙度为5.0%～12.5%，平均为9.1%、井Y8 总孔隙度为5.0%～11.0%，平均为8.3%。

在由南向北剖面上，从古龙凹陷南北两侧到盆地中心，页岩储层总孔隙度呈增加趋势（图5（b））。

盆地中心井A2 总孔隙度主要为4.0%～12.0%，平均为8.2%，井A3 总孔隙度主要为5.0%～12.5%，平均为9.1%，井A7 总孔隙度主要为4.0%～11.0%，平均为8.3%。南北两侧总孔隙度小于盆地中心。

有效孔隙度大小分布趋势与总孔隙度相似，在由东向西剖面上，三肇凹陷页岩有效孔隙度低于古龙凹陷（图5（c））。在由南向北剖面上，古龙凹陷盆地中心有效孔隙度最高（图5（d））。

图5 古龙页岩总孔隙度和有效孔隙度Fig.5 Total porosity and effective porosity of Gulong shale

3.2 渗透率

渗透率是评价页岩油可动性的重要参数之一。通过渗透率测试分析，松辽盆地北部页岩为低渗透储层， 水平渗透率一般小于0.610×10-3μm2， 垂 向 渗 透 率 一 般 小 于 0.056×10-3μm2（表2）。

表2 古龙页岩渗透率分布特征Table 2 Permeability distribution of Gulong shale

平面分布上，三肇凹陷水平渗透率小于古龙凹陷，盆地中心高于盆地边缘。渗透率大小与储层孔缝的类型和发育程度有着密切联系，越靠近盆地中心，页岩成熟度、成岩演化程度越高，基质孔隙、页理缝越发育，孔隙连通性越好，页岩水平渗透率高于垂向渗透率。

4 含油性特征

从源储一体角度，评价页岩储层含油性特征的主要参数为总有机碳含量（w（TOC））、镜质体反射率（Ro）和游离烃含量（S1），同时新鲜样品的石油饱和度参数（OSI）也具有重要的指示意义［31］。

4.1 有机质丰度

4.1.1 总有机碳含量

页岩中总有机碳是生烃的物质基础，亦是评价页岩储层生烃能力的重要指标［31-32］。无论是在浅埋藏区、还是深埋藏区，单井纵向总有机碳含量分布呈现出明显的旋回性，青一段页岩总有机碳含量高于青二、三段页岩。以w（TOC）大于2%为页岩油有效烃源岩的预估界限［33］，青一段全层系可以作为潜在页岩油成藏层段，具有含油性好的特征，而青二、三段只有有机碳含量高的层段才具备烃源岩条件，呈现出局部含油特征。

在东西向剖面上，青山口组相同层位的有机碳含量也存在明显的差异。经过对比，由三肇凹陷至古龙凹陷有机碳含量总体呈现减小趋势，尤其在三肇凹陷青一段平均w（TOC）高达3%，青二、三段w（TOC）也接近2%。在南北剖面上，古龙凹陷从南到北有机碳含量变化较小，略呈减小趋势（图6）。

图6 古龙页岩w(TOC)变化Fig.6 Variations of w(TOC)in Gulong shale

但是在平面上并不是有机碳含量越高含油特征越好。古龙凹陷青一段有机碳含量相对较低，但含油特征最好，而三肇凹陷有机碳含量相对较高，但含油效果普遍较差。这与一个关键因素有关，即单位有机碳的生烃转化率，其受控于有机质成熟度和有机质类型。前人研究成果［34］表明，松辽盆地北部青山口组有机质类型主要以Ⅰ型为主，有机质来源主要为湖泊层状藻。

4.1.2 镜质体反射率

有机质成熟度是控制含油性的另一个主要因素。镜质体反射率（Ro）是反映页岩成熟度的重要参数。在东西向剖面上，从三肇凹陷到古龙凹陷西部，随埋深变化，Ro呈先一直升高再略微降低的趋势（图7）。在南北向剖面上，从古龙凹陷南部到北部随埋深变化，Ro值亦呈先升高再降低的趋势，这与古地貌起伏存在直接关系。依据井A2、井A3、井A7、井A9 和井L1 的埋深逐渐变浅，Ro也出现逐渐变小的趋势，由此显示Ro受埋深控制显著。埋深小于1 600 m 时，Ro一般小于0.75%，有机质处于未熟—低熟阶段，有机质生烃量很少，页岩中含油量也很少；埋深为1 600～2 300 m 时，Ro主要为0.75%～1.30%，有机质处于成熟阶段，大量排烃，随着排烃量的增加，泥页岩中含油量逐步增加；埋深大于2 300 m 时，Ro大于1.30%，有机质处于高成熟阶段，残留在泥页岩中的页岩油轻质化，油气可流动性增强。

图7 古龙页岩Ro变化Fig.7 Variations of Roin Gulong shale

4.1.3 游离烃含量

热解分析参数S1代表页岩样品在90～300 ℃温度区间热蒸发得到的C8―C33的液态烃量，显示了页岩储层含油气状态。从纵向分布来看，青一段页岩储层S1一般高于青二、三段页岩储层，说明青一段页岩含油气性好于青二、三段页岩。

在东西向剖面上，从三肇凹陷到古龙凹陷，青一段页岩储层的S1呈增加趋势，青二、三段页岩储层的S1也呈增加的趋势。在南北向剖面上，古龙凹陷从南至北青一段页岩储层的S1变化不明显，呈略微降低趋势，青二、三段页岩储层的S1呈先增加后降低的趋势，凹陷中心的井A7、井A3 井区表现为高值区（图8）。

4.2 石油饱和度

OSI 值为S1/w（TOC）×100，其值大于100，基本表示较高的石油饱和度，即发生石油超越效应。基于图6 中w（TOC）和图8 中S1，基本可以看出在古龙凹陷青一段OSI 值普遍大于100，显示出极好的含油性，古龙凹陷青二、三段OSI 值也相对较高，具有一定的含油性；而在三肇凹陷区域的青山口组OSI 值整体偏低，含油性较古龙凹陷差。

图8 古龙页岩S1变化Fig.8 Variations of S1 in Gulong shale

5 岩性、物性及含油性控制因素

5.1 岩性控制因素

研究区青山口组发育页岩、粉砂质页岩、粉砂岩、泥—粉晶云岩、介屑灰岩5 种岩石类型，其发育特征主要受物源供给、沉积环境与成岩环境的影响。

古龙凹陷物源主要来自于盆地西部和北部，在凹陷西部和北部边缘主要为三角洲前缘与半深湖过渡带，粉砂岩较为发育。

在古龙凹陷中央，受西部和北部三角洲前缘小规模频繁滑塌的影响，大量长英质矿物进入凹陷中心，在井Y2、井A2、井A3 等井区发育多层粉砂质、介屑灰岩纹层或夹层，形成粉砂质页岩和介屑灰岩。在古龙凹陷南部，如井A9 井区，由于远离西、北部物源，浊积岩发育较少，主要为稳定的半深湖—深湖相环境，以页岩沉积为主。凹陷东部和南部埋深较浅，成岩作用较弱，云岩较为发育。由于成岩环境发生变化，东部、南部云岩较为发育，白云石含量相对较高。

5.2 物性控制因素

基于对东西向、南北向剖面孔隙度、渗透率对比分析，揭示古龙页岩储层物性具有明显非均质性。

孔隙发育程度决定储层物性的变化，古龙页岩储层以微—纳米级储集空间为主，按照形态可分为孔隙和裂缝2 种类型，基质孔隙主要包括粒间孔、有机质孔、黏土矿物晶间孔、白云岩晶间孔、粒内溶孔、介形虫体腔孔等，裂缝主要有页理缝、层间缝、成岩收缩缝及构造裂缝（图9）。平面上，由三肇凹陷到古龙凹陷，以及古龙凹陷南北两侧到盆地中心，随着成熟度升高，油气大量生成并产生有机质孔，排出的有机酸促进长石、碳酸盐的溶解，颗粒溶蚀孔增加。

图9 古龙页岩有机质孔特征照片Fig.9 Characteristics of organic matter-hosted pores in Gulong shale

随着成岩转化作用的增强，黏土矿物尤其是片状伊利石定向排列并形成晶间孔缝，且沿水平定向排列明显，更易形成页理缝，增加页岩孔隙度，连通了页岩孔隙网络，提高储层水平渗透能力，有助于油气的运移。

对比了不同岩性孔隙度分布特征，总孔隙度、有效孔隙度具有较好相关性（图10）。

图10 古龙页岩不同岩性总孔隙度与有效孔隙度关系Fig.10 Relationships between total porosity and effective porosity of Gulong shale with different lithology

页岩和粉砂质页岩孔隙度主要为5%～12%，且明显高于粉砂岩、泥—粉晶云岩和介屑灰岩等夹层岩性。

分析认为，储层物性受岩性、有机质演化、成岩作用控制，大量有机质孔、溶蚀孔、黏土晶间孔等基质孔隙及页理缝构成了良好的连通储集空间网络，提高了储层孔隙度、水平渗透率。

5.3 含油性控制因素

从储集空间的角度，借助于激光共聚焦分析，揭示页岩油在页理缝、基质孔隙中富集分布，且轻质组分高于重质组分（图11（a）-（d））。环境扫描电镜分析显示高黏土泥质纹层富含油（图11（e）），粉砂质纹层较致密，多被钙质、黄铁矿胶结。页理缝、基质孔隙中见轻质油膜分布（图11（f）），是页岩油最主要的储集空间，其发育程度也是决定页岩油丰度的重要因素。

图11 不同储集空间古龙页岩油分布特征微观照片Fig.11 Microscopic photos of distribution characteristics of Gulong shale oil in different reservoir spaces

此外，对比不同类型岩石的含油性特征，结果表明中—高成熟页岩S1与w（TOC）具有较好的相关性（图12），多数页岩已发生石油超越效应，其中页岩w（TOC）最大，含油性最好，S1大于8 mg/g，其次为粉砂质页岩，S1大于6 mg/g，为高丰度页岩油层位；粉砂岩、白云岩和介壳灰岩含油性相对较差，多为低丰度页岩油层位。

图12 古龙页岩不同岩性w(TOC)与S1交会Fig.12 Crossplot of w(TOC)and S1 of Gulong shale with different lithology

基于对不同层位和不同地区有机碳含量、成熟度对比分析，基本可以确定成熟度决定有机质生排烃程度，是控制页岩含油性的重要因素，一般在成熟中晚期—高熟早期，页岩高含油；在相同埋深情况下，有机碳含量是控制页岩含油性的另一关键因素，有机碳含量高的层段具有高的含油性。成熟度和有机碳含量协同控制页岩的含油性。

6 结 论

（1）古龙页岩发育页岩、粉砂质页岩、粉砂岩、泥—粉晶云岩、介屑灰岩5 种岩性，其中页岩、粉砂质页岩为最主要的储集岩；受沉积供给影响，凹陷中部粉砂质页岩较为发育；横向上古龙凹陷演化程度高于三肇凹陷，凹陷中部成熟度最高，石英、黏土矿物中伊利石含量较高，伊蒙混层、长石含量较低；由于成岩环境发生变化，东部、南部云岩较为发育，白云石含量相对较高。

（2）古龙页岩储层物性主要受岩性、有机质热演化和成岩作用控制；页岩储层物性好于夹层粉砂岩、泥—粉晶云岩、介屑灰岩；由三肇凹陷到古龙凹陷，随成熟升高，页岩有机质孔、溶蚀孔较为发育，黏土转化作用增强，形成大量黏土晶间孔、缝，构成了连通的储集空间网络，提高储层孔隙度、水平渗透率；在南北剖面上，古龙凹陷盆地中心有机质成熟度最高，页岩储层物性最好。

（3）热解参数、有机碳含量和镜质体反射率是定量表征页岩含油性的重要参数，有机碳含量和成熟度是控制宏观地质体含油性的关键因素，成熟度高，兼具有机碳含量高的层段，页岩含油性好，随成熟度降低和有机碳含量降低，页岩含油性变差；中—高熟页岩形成的基质孔隙和页理缝是页岩油富集的主要空间；在相同埋深层系，岩性差异是导致页岩层段含油性非均质性的重要因素。