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）

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[1-10]。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[11-16]，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]。

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[23-26]，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[27-32]。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。

图1 松辽盆地南部构造分区及地层综合柱状图

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。

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Ⅱ1型为主（见图3），少数样品为Ⅱ2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2 松辽盆地南部青一段暗色页岩等厚图

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）×10-3μm2，均值为0.07×10-3μm2（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0.15×10-3μm2。

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

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 μm，溶蚀孔孔径为10 nm～2.5 μm，晶间孔孔径为50 nm～1 μm；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 μm，层理缝宽2～5 μm，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）

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

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、Ⅱ1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Ⅱ1、Ⅱ2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10 松辽盆地南部青一段主要岩相及微观结构特征

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[33-38]。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。

4.1.2 纹层状混合质页岩

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

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。

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]。

图15 松辽盆地南部青一段页岩油有利区分布图

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）。

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。

表1 松南陆相青一段页岩油综合甜点评价指标

图16 吉页油1HF井青一段页岩油甜点综合评价图

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。

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

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。

图20 吉页油1HF井原油与青一段各层组生标特征对比

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，℃。