0 引言
我国原油对外依存度多年高居不下，油气安全形式严峻，原油年稳产2×108 t已成为保障国家石油安全的压舱石［1］。陆相页岩油资源潜力巨大，2023年页岩油产量超过400×104 t，并呈现逐年增长趋势，有望成为我国原油年稳产2×108 t的重要补充［2-3］。松辽盆地青山口组为一套厚层富有机质页岩，在以往的常规油气勘探中作为优质烃源岩向上覆高台子、葡萄花、萨尔图油层和下伏扶余、杨大城子油层供烃［4］。自2018年以来，大庆油田围绕深凹部位青山口组页岩油开展了一系列科研和生产探索，截至2023年底投产井达126口，在GYYP1、YY1以及GY2HC等重点井获得高产、稳产油流，证实了古龙页岩油开发的巨大潜力［5-6］。
古龙页岩油为典型中高成熟度纯正型页岩油代表，具有含油量高、原油密度小、轻质组分多、气油比高等特点［7］。前人对松辽盆地古龙页岩油的富集要素进行了深入剖析，认为古龙页岩油的富集主控因素包括富有机质页岩厚度大，分布广，有机质丰度高，总有机碳（TOC）含量普遍超过2%，以I型有机质为主，含油性好，奠定了良好的物质基础；演化程度高，镜质体反射率（R O）处于1.2%~1.6%之间，进入生凝析油阶段，形成大量轻质组分，原油气油比高，易于流动；多类型孔缝发育，为页岩油富集提供了良好场所；地层能量充足，压力系数普遍超过1.2，有利于页岩油产出［5， 8-10］。除此之外，页岩油系统的保存条件被视为页岩油富集高产的关键要素之一，得到越来越多的关注，据统计过古龙页岩油层顶底板的断层中有超过93%现今处于封闭状态，不具有油气运移和输导能力［10］。古龙页岩油系统蓄积了较高地层异常压力，压力系数最高可达1.58［11］，那么与含油气页岩层接触的顶板和底板的封闭性优劣势必直接影响着页岩油的原位滞留富集和空间分布。因此，评价古龙页岩油系统顶底板封闭能力，对于理解此类轻质页岩油的滞留机理和富集要素至关重要，也能够为平面上页岩油的选区定井提供科学参考。
论文针对齐家—古龙凹陷青山口组页岩顶底板封闭性，开展矿物岩石学特征、物性、孔隙结构及突破压力等研究，利用实测突破压力和测井响应建立突破压力测井预测模型，结合实测和预测结果评价古龙页岩油顶底板突破压力平面分布特征，揭示顶底板封闭性对于页岩油保存和富集的控制作用，以期为今后古龙页岩油的选区定井提供科学指导。
1 地质背景
松辽盆地是中国东北部地区大型中、新生代陆相含油气盆地，面积约为26×104 km2，其中已发现丰富的常规和非常规油气资源［12］。根据构造格局特征，可将松辽盆地划分为6个一级构造单元，齐家—古龙凹陷位于松辽盆地中央坳陷西部，东侧紧邻大庆长垣，西侧与龙虎泡大安阶地接壤（图1），面积约为3 700 km2［13］。盆地主要经历裂谷阶段、坳陷阶段期和反转阶段，坳陷期发生过2次大规模湖泛事件，形成青山口组和嫩江组2套富有机质深色泥页岩［14］。古龙页岩油勘探主力层系为青一段（Q1—Q6）和青二段下部（Q7—Q9），页岩成熟度偏高，R O值大于1.2%，属于中—高成熟度页岩油，TOC值平均超过2%，有机质类型以Ⅰ—Ⅱ1型为主，S 1值处于4~15 mg/g之间，具有生烃潜力大、含油性好的特点［7］。青山口组下覆泉头组沉积于坳陷湖盆发育初期，形成广泛分布的浅水三角洲和浅湖相沉积，沉积厚层粉砂岩、细砂岩、泥质粉砂岩或粉砂质泥岩，泉四段与青一段整合接触，是青山口组页岩油的底板；青二段中上亚段和青三段以泥页岩、粉砂质泥岩或泥质粉砂岩为主，是古龙页岩油的直接盖层，青二段中的Q10油层组为页岩油层的顶板［10］。
2 样品及实验
针对研究区齐家—古龙凹陷12口井青山口组页岩顶、底板地层84块样品，开展薄片观察、扫描电镜、XRD全岩分析、氮气吸附、高压压汞和突破压力等测试。
利用Zeiss Scope显微镜下进行单偏光和正交偏光模式下页岩岩相、成岩特征观测。采用德国布鲁克D8X射线衍射仪开展矿物类型坚定及组成定量测试及相对含量分析，测试实验流程参照石油行业标准SYT 5163—2018。使用美国岩心PoroPDP-200覆压孔渗测量仪测定样品孔隙度和渗透率。使用美国麦克ASAP2460全自动比表面积及孔径分析仪样品吸附/脱附等温线，实验流程参照国家标准GB/T19587—2017和GB/T21650.2—2008；比表面积依据BET法计算得到，孔径分布依据BJH法利用氮气吸附等温线的脱附分支计算得到［15］。利用美国AutoPore Ⅳ 9500压汞仪测量不同的压力条件下进汞/减压退汞量，实验流程参照GB/T 29172—2012、GB/T 29171—2012；计算不同的压力对应孔隙中汞体积，根据数据可绘制不同压力点与孔隙直径相对应的累计分布曲线。
突破压力是评价盖层毛管封闭能力的关键参数［16］。突破压力测试实验流程参照石油天然气行业标准SY/T 5748—2020，对钻取的柱塞样［2.5 cm×（1±0.1）cm］进行洗油和烘干处理，并测定岩样的孔隙度和渗透率。然后将柱塞样饱和煤油后放入到恒定温度为28 ℃岩心夹持器中，施加30 MPa环境压力；向缓冲容器中通入N2气体，打开通往岩心夹持器的阀门，同时启动计算机采集系统进行突破时间采集；保持并记录气体驱替压力，等待气体突破岩心。最后根据计算机采集到的曲线特征判断气体突破岩心的时刻，计算出突破时间。
3 结果与讨论
3.1 顶底板岩石学特征及致密化过程
3.1.1 矿物岩石学特征
图2 古龙页岩油顶、底板岩性特征（a）GY2HC井，2 223.5~2 223.7 m，顶板，泥页岩；（b）GY2HC井，2 375.94~2 276.85 m，底板，粉砂岩；（c）GY2井，2 247.4m，顶板，长英质页岩；（d）GY2井，2 247.2 m，顶板，黏土质页岩；（e）GY2井，2 248 m，顶板，混合质页岩；（f）GY2井，2 373.67 m，底板，粉砂质泥岩；（g）GY2井，2 373.05 m，底板，泥质粉砂岩；（h）GY7井，2 558.7 m，底板，粉砂岩；（i）GY2井，2 373.86 m，底板，细砂岩 Fig.2 Lithological characteristics of the roof and floor of Gulong shale oil |
对齐家—古龙凹陷重点井顶底板的X衍射全岩矿物组成分析显示，青山口组顶底板矿物成分主要包括黏土矿物、石英、长石类矿物（斜长石为主，含少量钾长石）、碳酸盐类矿物（方解石、铁白云石、白云石、菱铁矿）、黄铁矿及少量其他矿物。顶板石英含量为4.7%~55.2%，长石含量为4.9%~34.1%，黏土矿物含量为13.1%~57.3%，碳酸盐矿物含量为1.1%~23.5%［图3（a）］。将长英质矿物、黏土矿物与碳酸盐矿物含量在矿物组成三角图投点显示古龙地区顶板主要由长英质页岩组成，其次为黏土质页岩和混合质页岩。底板石英含量为12.0%~67.9%，长石含量为1.8%~34.2%，主要为斜长石，黏土矿物含量为5.3%~65.0%，碳酸盐矿物含量为0.7%~35.3%［图3（b）］。将长英质矿物、黏土矿物与碳酸盐矿物含量在矿物组成三角图投点显示古龙地区底板主要由长英质陆源碎屑矿物组成，少量为泥岩。基于岩心观察及全岩矿物分析结果可知，顶板岩性组合类型相对单一，主要为泥页岩，沉积连续且分布稳定，矿物成分略有差异；底板岩性组合类型多样，以泥岩和较粗粒的细砂岩、粉砂岩为主。
顶底板岩性及其组合受到沉积微相控制，垂向上顶板以半深湖—深湖相细粒沉积为主，位于三级层序的水退体系域，水体有变浅趋势，古气候偏潮湿［17］，长英质陆源碎屑注入量略有增大，黏土矿物丰度大，石英、长石等陆源碎屑矿物及碳酸盐矿物明显低于底板，形成相对潮湿气候下的黏土质页岩、长英质页岩。底板以浅湖相、三角洲相砂岩为主，位于水进体系域初期，水体较浅，水动力作用较强［17］，长石、石英丰度最大，黏土矿物含量低，方解石矿物含量高，方解石主要呈胶结物形式存在于砂岩中。通过系统的岩心观察和薄片鉴定，以顶底板岩性类型为基础，结合沉积构造、全岩矿物成分及含量特征，将顶底板划分为7大类岩相（表1）。顶板主要发育纹层状长英质页岩相、黏土质页岩相和混合质页岩相；底板主要发育块状和层状细砂岩相、粉砂岩相、泥质粉砂岩相及粉砂质泥岩相。
表1 页岩油顶底板岩相类型划分方案Table 1 Classification scheme for lithofacies types of shale oil roof and floor |
| 层位 | 岩相类型（占比） | 沉积构造 | 矿物含量 | |
|---|---|---|---|---|
| 顶板 | （1）黏土质页岩相 | 纹层—层状 | 泥纹层≥90% 粉砂纹层<10% | 黏土≥50% |
| （2）混合质页岩相 | 黏土<50% 长英质<50% | |||
| （3）长英质页岩相（50%） | 泥纹层50%~90% 粉砂纹层10%~50% | 长英质≥50% | ||
| 底板 | （4）细砂岩相 | 层状为主 | 单层厚度>1 cm | 长英质≥50% |
| （5）粉砂岩相 | ||||
| （6）泥质粉砂岩相（20%~35%） | ||||
| （7）粉砂质泥岩相（45%） | 黏土≥50% | |||
3.1.2 致密化过程
顶板以泥页岩为主，属于半深湖—深湖相沉积，整体泥质含量偏大，主要处于中成岩A期［18］。该阶段古环境逐渐潮湿，长英质陆源碎屑增多，长英质纹层状页岩和长英质块状泥岩发育［图2（c）］，局部发育致密粉细砂岩。顶板整体粒度细，泥质含量高，压实作用为主要成岩作用类型，是导致顶板致密化的主要原因［图4（a）—图4（c）］，此外，在长英质纹层中发育少量钙质胶结作用。底板以泉四段浅湖相、三角洲相砂岩为主，有机质丰度低、颗粒粒度较大、岩石密度大，黏土矿物以伊利石含量最高，不含蒙脱石，热演化程度偏高，镜质体反射率在1.2%以上，主要处于中成岩B期［18］。底板主要发育细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩等4种岩相类型，其中以砂岩相为主。成岩方面，底板成岩作用较强，蚀变作用强烈，较强压实作用叠加碳酸盐致密胶结作用是引起岩石致密化的主要因素［图4（a），图4（d），图4（e）］。其中泥质粉砂岩以压实作用为主要成岩作用类型，泥质粉砂岩中杂基含量为30%~50%，早成岩阶段压实作用强，物性较差，不利于钙质胶结形成［图4（d）］；细砂岩以胶结作用和压实作用为主要成岩作用类型［图4（e）］。
图4 齐家—古龙凹陷典型井埋藏成岩史及页岩油顶、底板致密化特征（a）单井埋藏史与成岩演化史；（b）GY2井，2 368.97 m，顶板，块状泥岩；（c）GY2井，2 252.9 m，顶板，粉砂质纹层状页岩；（d）GY7井，2 560.2 m，底板，泥质粉砂岩，杂基充填；（e）GY1井，2 583.41 m，底板，细砂岩，颗粒凹凸接触和钙质胶结 Fig.4 Typical well burial diagenesis history and the roof and floor densification characteristics of Qijia-Gulong Sag |
3.2 顶底板物性及孔隙结构
3.2.1 孔隙度和渗透率
页岩油顶底板致密化程度较强，孔隙度和渗透率普遍较低，多口井孔渗测试结果显示，页岩油顶板孔隙度分布在2.93%~8.98%之间，集中分布在4%~8%之间，占比约为81.8%［图5（a）］；顶板渗透率介于（0.000 2~0.025 8）×10-3 μm2之间，其中小于0.001×10-3 μm2的样品占到了整体的51.5%［图5（b）］。底板岩性主要为细、粉砂岩和粉砂质泥岩相，孔隙度分布范围更广，介于0.03%~9.88%之间，孔隙度大于9%的占到了15.7%［图5（c）］；底板渗透率普遍小于1×10-3 μm2，其中小于0.001×10-3 μm2的样品占到了整体的37.3%［图5（d）］。底板孔隙度和渗透率略高于顶板，顶板孔隙度值分布较集中，底板孔、渗差异性较大。
3.2.2 孔隙结构
氮气吸附测量得到的顶板比表面积介于8.0~16.2 m2/g之间，总孔体积为0.011~0.026 cm³/g，平均孔径为5.2~7.1 nm。底板比表面积介于1.1~141.0 m2/g之间，总孔体积介于0.002~0.039 cm³/g之间，平均孔径为4.9~13.5 nm。高压压汞测量得到的顶板孔隙半径最大值介于0.018~0.134 μm之间，孔隙半径中值介于0.004~0.011 μm之间；底板孔隙半径最大值介于0.021~0.134 μm之间，孔隙半径中值介于0.004~0.032 μm之间。氮气吸附检测的孔径范围一般为2~100 nm，对介孔（2~50 nm）具有更好的分辨效果，而高压压汞检测的孔径范围为3 nm~10 μm，通常更适合对大孔（>50 nm）的识别和孔喉分布特征分析［19］，通过将3种检测方法所确定的孔径分布结合实现顶、底板全孔径分布特征表征，结果显示古龙地区顶板泥页岩孔径主体为15~40 nm［图6（a）—图6（c）］，属于介孔型盖层；底板致密粉砂岩和泥岩孔径主体为30~60 nm［图6（d）—图6（g）］，属于介—大孔型盖层，烃类上述两种孔隙内运移属于菲克扩散和滑脱渗流［20］，无法形成稳定达西流动，顶底板具有良好物性封闭能力。
3.3 顶底板突破压力
3.3.1 突破压力测试
顶板主要为泥页岩，不同岩相页岩的突破压力均较高，黏土质页岩、混合质页岩和长英质页岩的突破压力分别为15.5 MPa、15.0 MPa和17.0 MPa；底板粒度更粗、岩相多样，不同岩相的突破压力差异较大，细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，平均突破压力分别为6.1 MPa、4.9 MPa、11.3 MPa和17.2 MPa，突破压力整体低于顶板（图8）。邓祖佑等［23］通过对我国多个储量超过100×108 m3的天然气藏盖层分级评价，定义饱含煤、油后突破压力6 MPa为好的封盖层下限，此时渗透率达到0.000 1×10-3 μm2，扩散系数为10-7 cm2/s-1，形成好的封盖层。相比于以甲烷（分子直径为0.38 nm）为主的气藏，液态烃分子尺寸更大，更难发生逸散，油藏对封盖层的要求应低于气藏。古龙页岩油顶、底板的突破压力整体超过6 MPa，达到了好的封盖层级别，能够有效防止页岩油散失。
3.3.2 突破压力测井预测
突破压力是衡量盖层封闭能力的关键指标，通常通过实验室岩心测试获得。但利用有限的岩心样品实测得到突破压力数据无法完全覆盖顶底板纵向和横向分布。为了能够全面准确评价古龙页岩油顶底板在纵向上和横向上的封闭能力，本文研究基于大量岩心样品实测突破压力，关联与之对应的能够反映地层综合信息的测井参数，建立测井信息与突破压力关系，利用测井资料实现对顶底板突破压力的全面评价。具体操作为：①关联实测突破压力与对应测井参数，优选出可作为突破压力预测的敏感测井响应，结果显示突破压力与GR、AC测井曲线呈正相关关系，相关性（R 2）分别为0.81和0.45；②利用GR、AC测井参数与实测突破压力进行多元回归，建立测井信息与突破压力关系［式（1） ］；③结合测井资料与突破压力预测模型实现突破压力测井预测。考虑到古龙页岩油顶底板岩性和致密化特征差异明显，会对GR和AC测井响应产生不同影响，因此，分别建立了顶板［式（1） ］和底板［式（2） ］的突破压力测井预测模型：
式中：Pa为预测突破压力，MPa；GR为自然伽马测井响应值，API；AC为声波时差测井响应值，μs/m。
3.4 顶底板封闭性评价
实测突破压力证实古龙页岩油顶底板具有很好的封闭性，利用实测数据和50口测井曲线预测了顶底板的突破压力，并编制了古龙青山口组页岩油顶底板突破压力均值平面分布图（图11）。顶板突破压力分布具有如下特点：①突破压力整体分布在6~23 MPa之间，高值区（>10 MPa）主要出现在齐家—古龙凹陷中部和南部地区，分布面积约为2 250 km2，突破压力超过15 MPa的区域面积约为476 km2［图11（a）］，该位置对应齐家—古龙凹陷青二段和青三段沉积较厚区域，最厚超过400 m，深湖相细粒沉积更丰富，岩性也更加致密［24］；②突破压力高值区页岩油大部分获得高产，上覆青二、三段均未见油气显示，这也说明突破压力高值区保存条件好，页岩油不易向上逸散；③突破压力低值区或骤降区分布在凹陷北部和东部地区，与高台子油层分布具有较好一致性，该位置临近北部物源区和大庆长垣，青二段和青三段沉积厚度向北减薄至150 m。古龙地区青山口组页岩油底板突破压力均值分布图显示：①底板突破压力分布在，高值区（>10 MPa）主要出现在齐家—古龙凹陷中部，分布面积约为800 km2［图11（b）］，该位置在泉四段沉积时期为滨浅湖相，泥质组分相对周围地区更多，易于形成泥质粉砂岩或粉砂质泥岩；②突破压力高值区页岩油大部分获得高产，且下覆泉四段未见油气显示，这也说明突破压力高值区保存条件好，能够有效防止页岩油向下运移；③底板突破压力低值区分布在齐家—古龙凹陷南部、东北部和西部地区，这些区域的底板突破压力不高，封闭性可能较差，且均是扶余油层探明储量区。齐家—古龙凹陷主要含油层段发育优质顶底板，是原位滞留油气得以保存的关键，凹陷中部顶底板突破压力最高，保存条件最好，同时叠加巨厚上覆青二段中上亚段和青三段作为直接盖层，能够有效保障古龙轻质页岩油原位滞留，该位置也是古龙页岩油勘探的核心区。
4 结论
（1）松辽盆地齐家—古龙凹陷古龙页岩油顶板以半深湖—深湖相泥页岩为主，发育长英质页岩、黏土质页岩和混合质页岩，主要处于中成岩A期，压实作用是顶板致密化的主要原因；底板泉四段沉积浅湖相或三角洲相粉砂岩和泥岩，发育细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩和粉砂质泥岩，主要处于中成岩B期，较强压实作用叠加碳酸盐胶结引起底板致密化。
（2）顶板和底板致密化程度较强，孔隙度和渗透率普遍较低，顶板孔径主体小于50 nm，形成介孔型盖层；底板孔径主体为30～60 nm，形成中介—大孔型盖层，烃类无法在这2种孔隙内达到稳定达西流动，顶底板均具有较好的物性封闭能力。
（3）顶板泥页岩突破压力高，平均超过15.0 MPa，封闭能力更强，而底板岩性更加复杂，粉砂岩和细砂岩的突破压力较弱，平均低于7 MPa，封闭能力差，泥质粉砂岩和粉砂质泥岩的突破压力更大，封闭性也更强。
（4）齐家—古龙凹陷主要含油层段发育优质顶底板，突破压力高值区分布在凹陷中部地区，该位置大部分页岩油井已获得高产，而突破压力低值区或骤降区均为上覆高台子油层和下伏扶余油层探明储量区，高质量顶底板是原位滞留油气得以保存的关键。
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