2. 多资源协同陆相页岩油绿色开采全国重点实验室;
3. 中国石油大庆油田有限责任公司
2. State Key Laboratory of Continental Shale Oil;
3. PetroChina Daqing Oilfield Company
古页油平1井勘探突破展现了松辽盆地青山口组页岩层系巨大的勘探潜力，初步评价中—高成熟页岩油地质资源量为107.73×108t，技术可采资源量超过8×108t[1-3]，近期单井EUR已从0.8×104t提高到2.7×104t，预计在2025年总产油量超100×104t[1]，标志着松辽盆地白垩系古龙页岩由“生油”到“产油”的革命性转变[4]。随着松辽盆地勘探开发持续推进，青山口组Q1至Q9纯页岩油层[5-6]呈现强非均质性的地质特征，特别是页岩层系内烃类微观差异性分布与运聚特征，导致油气富集规律复杂，制约了页岩油甜点的精准评价[7-9]。页岩油储层不同于常规大孔径优质储层，有机质—黏土复合纳米孔隙发育，烃类成分与孔隙壁部相互作用强[10]，前人对于我国陆相页岩油不同类型储层孔隙结构演化、成岩作用、流体性质和赋存状态等方面，开展了大量有益理论认识与配套技术的探索[11-26]。在烃类聚集分布方面，初步提出极性烃优先被干酪根吸附和占据原位孔隙，弱极性烃和轻烃进入页岩无机孔和临近高孔渗薄夹层的认识[27-34]，而对于松辽盆地古龙页岩复杂纹层组合和成岩作用下的烃类差异聚集机理研究相对较少，制约了甜点优选，因此明确古龙页岩油微观烃类差异聚集的特征和聚集机理至关重要。
本文利用序列洗油配合氮气吸附对各岩相进行纳米孔隙尺度上的烃类分布测定，其中正己烷洗油后的新增孔隙空间为弱极性烃占据的孔隙空间，二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液洗油后新增的孔隙空间为极性烃占据的孔隙空间，基于以上实验确定各岩相中微观烃类差异聚集特征。碳数小于25的烃类为轻质烃和中质烃（本文统称为轻质烃），具有相对较好的流动性，碳数大于25的烃类为重质烃，流动性较差[10]。激光共聚焦显微镜有效区分不同岩相纹层间的烃类轻重差异分布，以405nm和488nm双波长激光激发样品，短波（波长为420~560nm）荧光信号为轻质烃和长波（波长为560~700nm）为重质烃[35-37]，结合扫描电镜、XRD和TOC等明确可动烃的聚集机理，为古龙页岩油甜点的评价优选提供参考依据。
1 区域地质背景松辽盆地青山口组沉积时期，盆地整体处于裂后持续热沉降阶段，构造相对稳定，青山口组一段沉积期为盆地第一次湖泛期，湖盆面积达到最大[38]，后期古龙凹陷持续埋藏时间长，构造抬升较晚，为大规模富有机质湖相页岩沉积、有机质生烃和原位富集提供了有利构造条件。
青山口组沉积时期古气候整体温暖潮湿（CIA介于63~74），湖泊规模大，介于半深水—深水（古水深25~117m），沉积速率低[(La/Yb)N值介于0.9~1.41]，盐度低[W(Sr)/W(Ba)介于0.23~1.0，淡水—微咸水]，营养丰富，水体处于还原—强还原环境[W(V)/W(V+Ni)介于0.6~0.9][38-40]。在此沉积背景下，古龙凹陷在青山口组沉积期沉积了厚层灰黑色、黑色泥页岩，累计厚度达到60~120m，中间夹有小于10cm的薄层白云石结核和10~20cm的重力流成因泥质粉砂岩—粉砂质泥岩。泥页岩总有机碳含量（TOC）介于1.00%~5.98%，普遍大于2.0%，有机质具有典型陆相Ⅰ型有机质特征，主要来自层状藻，少量来自陆源高等植物，以腐泥质为主，热解残留烃（S1）含量普遍大于4mg/g。成熟度（Ro）为0.75%~1.7%，处于成熟—高成熟演化阶段，为页岩油的形成提供了有利的演化条件（图 1）。
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图 1 松辽盆地北部区域构造（a）及页岩油赋存层系（b）图[41] Fig. 1 Regional structure (a) and shale oil occurrence formation (b) in the northern Songliao Basin[41] |
古龙页岩在埋藏过程中发生了强烈的次生胶结作用，使得页岩层系中的泥页岩、粉砂岩、白云岩和介壳灰岩等物性变差，形成局部岩性封闭，阻碍页岩油发生大规模运移，为古龙页岩油原位富集成藏提供了有利条件[6]。
2 页岩岩相类型与储集特征古龙页岩根据矿物成分、沉积构造和TOC（小于1%为低TOC，大于2%为高TOC），可划分为高TOC层状黏土（质）页岩，中—高TOC纹层状混合质页岩和纹层状长英质页岩，低TOC纹层状长英质页岩，以及层状钙质页岩四大类。
2.1 岩相类型高TOC层状黏土（质）页岩黏土矿物含量大于30%，TOC普遍高于2%，也称为高TOC层状黏土（质）页岩，石英、长石等矿物呈孤立分散状分布于黏土矿物之中，粒径普遍小于3.9μm，页理发育，沿页理顺层孤立零星分布的介形虫壳体（钙元素含量异常高）（图 2a），含有大量指示还原环境的黄铁矿和胶磷矿，反映出高TOC层状黏土（质）页岩主要形成于沉积速率低、水体安静的深湖相沉积期[9]。中—高TOC纹层状混合质页岩为高TOC层状黏土（质）页岩中夹小于0.01mm的含介形虫壳体和长英质矿物的纹层，TOC普遍高于1%，纹层形态多变（图 2b），指示该岩相形成于季节性悬浮和底流作用交替沉积的静水半深湖—深湖还原环境[9]。纹层状长英质页岩中纹层横向连续性较差，发育交错层理和液化砂脉，纹层内部的石英长石颗粒以粉砂级为主（图 2c），主要形成于沉积水动力相对较强的滨浅湖相[9]，由于被方解石和黄铁矿胶结，长英质纹层中的钙元素和铁元素含量相对较高，TOC普遍小于1%，成为低TOC纹层状长英质页岩，部分TOC大于1%的称为中—高TOC纹层状长英质页岩。古龙页岩中含有少量薄层（厚度大于5cm，小于50cm）的钙质页岩，白云石含量较高（钙元素含量整体较高）（图 2d），TOC普遍低于1%。
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图 2 古龙凹陷页岩油岩相元素分布图（A井）[42] Fig. 2 Element distribution of Gulong shale oil with various lithofacies (Well A)[42] （a—c）2484.1m，高TOC层状黏土（质）页岩；(d—f）2347.1m，中—高TOC纹层状混合质页岩；(g—i）2337.1m，低TOC纹层状长英质页岩；(j—l）2329.15m，层状钙质页岩；黄色为钙元素Ca，红色为铁元素Fe，绿色为钾元素K |
在古龙凹陷不同层段4类岩相分布存在一定差异（图 3），Q9油层及以上地层中发育中—高TOC纹层状混合质页岩和纹层状长英质页岩，Q9底部和Q8发育低TOC纹层状长英质页岩和高TOC层状黏土（质）页岩，Q7中上部发育中—高TOC纹层状混合质页岩和低TOC纹层状长英质页岩，Q7中下部和Q6中上部发育高TOC层状黏土（质）页岩，Q5和Q6底部发育中—高TOC纹层状混合质页岩和少量低TOC纹层状长英质页岩，Q2至Q3发育高TOC层状黏土（质）页岩，Q1发育中—高TOC纹层状混合质页岩。
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图 3 古龙凹陷A井综合柱状图 Fig. 3 Comprehensive column of Well A in Gulong Sag |
古龙页岩发育粒间孔、黏土矿物晶间孔、介形虫壳体边缘缝、介形虫壳体溶孔、黄铁矿晶间孔和有机质孔（图 4）。粒间孔主要发育在长英质纹层和混合质纹层中，在胶结较弱处可达微米级，部分含油（图 4a），绝大部分原生孔隙被方解石、黏土矿物和黄铁矿胶结而不具有储集性。黏土矿物晶间孔、黄铁矿晶间孔和有机质孔主要发育在黏土质纹层之中，孔隙直径多为10~200nm，是古龙页岩油储层最主要储集空间，孔隙直径小于60nm的孔隙占总体积的73%[6]。黏土矿物晶间孔呈狭缝状平行于层理面排列，普遍含油（图 4b）。介形虫壳体边缘缝主要发育在高TOC层状黏土（质）页岩中（图 4c）。黄铁矿晶间孔主要分布在草莓状黄铁矿晶体之间，孔隙直径为纳米级，在黏土质纹层中普遍含油，草莓状黄铁矿集合体之间局部发育加大孔隙，含油性较好（图 4d）。有机质孔呈不规则气泡状，孔隙直径从纳米级到微米级（图 4e）。介形虫壳体溶孔主要发育在介形虫壳体上，普遍呈不规则状，最大约为1μm（图 4f）。
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图 4 古龙凹陷页岩油储层孔隙类型图（A井） Fig. 4 Pore type of shale oil reservoir in Gulong Sag (Well A) (a) 2333.6m，粒间孔；(b) 2511.1m，黏土矿物晶间孔；(c) 2484.1m，介形虫壳体边缘缝；(d) 2497.1m，黄铁矿晶间孔；(e) 2501.1m，有机质孔；(f) 2522.1m，介形虫壳体溶孔 |
本文利用微米分辨率的激光共聚焦研究轻重烃类在纹层间的差异聚集，利用序列洗油联合氮气吸附研究孔隙中烃类的差异聚集，明确不同岩相的含油性和烃类分布特征。
3.1 纹层间差异聚集特征激光共聚焦显微镜拍摄图像显示高TOC层状黏土（质）页岩轻烃（占样品总体积的14.36%）和重烃（占样品总体积的12.36%）呈斑点状分散在整个样品之中，轻重比接近1∶1，彼此之间连通性较差，在局部页理缝发育部位呈连续线状分布（图 5a—c）。中—高TOC纹层状混合质页岩轻烃（占样品总体积的12.16%）在整个样品中均有分布，在含有介形虫壳体的混合质纹层中含量略高，单个烃类聚集区域面积较大，重烃（占样品总体积的9.71%）主要分布在黏土质纹层中，在混合质纹层中重烃分布范围小于轻烃，局部重合，轻重比为1.25，轻重比随着混合质纹层在样品中比例增加而增大（图 5d—f）。低TOC纹层状长英质页岩轻烃（占样品总体积的9.71%）主要集中在长英质纹层之中，在黏土质纹层中只有少量分布，重烃（占样品总体积的5.61%）只在黏土质纹层中少量分布，在长英质纹层中几乎无重烃，轻重比为1.73，但该类岩相轻烃含量总体较少，且极易挥发，含油量明显低于前两类页岩（图 5g—i）。
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图 5 古龙页岩油岩相烃类分布激光共聚焦图（A井）[42] Fig. 5 Laser confocal graphs of hydrocarbon distribution of Gulong shale oil with various lithofacies (Well A)[42] (a—c) 2521.1m，高TOC层状黏土（质）页岩，TOC为2.14%；(d—f) 2528.1m，中—高TOC纹层状混合质页岩，TOC为1.54%；(g—i) 2345.1m，低TOC纹层状长英质页岩，TOC为0.98% |
针对A井的典型样品进行序列洗油联合氮气吸附实验。第一步利用正己烷对样品中的弱极性烃类进行抽提，抽提物总量介于1.77~12.49mg/g（平均为4.55mg/g），抽提物中饱和烃占90%以上，介于1.71~12.28mg/g（平均为4.42mg/g），沥青质含量仅为0~0.09mg/g（平均为0.02mg/g）。第二步利用二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液对样品中的极性烃类进行抽提，总量仅为0.07~3.97mg/g（平均为0.59mg/g），平均仅占总油量的11%，相对于正己烷抽提物，饱和烃含量明显更低，芳香烃和沥青质略高，非烃含量明显高（图 6）。从纵向看，顶部靠近上覆砂岩发育地层，不利于烃类保存，部分弱极性烃会运移出页岩储层，极性烃滞留在地层中。在地层中部，页岩自身保存条件较好，弱极性烃滞留在页岩储层中。在地层内部存在含量起伏主要受到页岩自身性质影响。
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图 6 古龙页岩油序列洗油抽提物及族组分含量 Fig. 6 Contents of sequence extractives and group components of Gulong shale oil |
从抽提量来看，各岩相极性烃和弱极性烃比例相近，通过氮气吸附对原始样品、正己烷抽提后样品和二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后样品进行三次测定，可以发现3类岩相孔隙中的烃类聚集差异显著（图 7）。原始样品存在2~128nm孔径的孔隙空间，目前无法直接测定这一部分孔隙空间是由易挥发烃占据还是无烃类占据。在原始孔隙体积与密闭热释测定的易挥发烃（S0）关系中（保压样品在还未发生易挥发烃散失情况下进行密闭破碎并测定90℃条件下释放的易挥发烃类含量），当TOC大于1%时，原始孔隙体积与S0具有较好的正相关性，表明原始孔隙体积中本身含有较多的易挥发烃，当TOC小于1%时，易挥发烃含量极低，与原始孔隙体积几乎无相关性，因此TOC小于1%时，样品原始孔隙中几乎无烃类（图 8）。图 8a中A标注的钙质页岩（TOC仅为0.91%），虽然原始孔隙量达到0.035cm3/g，但易挥发烃量仅为0.902mg/g，表明原始孔隙内几乎无烃类。B标注的高TOC层状黏土（质）页岩（TOC达3.65%），虽然原始孔隙量为0.033cm3/g，但易挥发烃量达到12.14mg/g，表明原始孔隙主要被易挥发烃占据。C标注的低TOC纹层状长英质页岩（TOC仅为0.68%），虽然原始孔隙量仅为0.028cm3/g，但易挥发烃量达到4.13mg/g，表明原始孔隙中主要被易挥发烃占据。D标注的中—高TOC纹层状混合质页岩（TOC为1.46%），虽然原始孔隙量为0.034cm3/g，但易挥发烃量达到6.12mg/g，表明原始孔隙主要被易挥发烃占据。
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图 7 古龙页岩油序列洗油前后氮气吸附测定孔隙分布曲线（A井）[42] Fig. 7 Nitrogen adsorption measured pore distribution before and after sequence oil extraction (Well A)[42] (a) 2484.1m，高TOC层状黏土（质）页岩，TOC为3.648%；(b) 2347.1m，中—高TOC纹层状混合质页岩，TOC为1.46%；(c) 2337.1m，低TOC纹层状长英质页岩，TOC为0.68%；(d) 2329.15m，钙质页岩，TOC为0.91% |
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图 8 古龙页岩油原始孔隙量与易挥发烃（S0）相关性 Fig. 8 Relationship between original pore quantity and volatile hydrocarbons (S0) of Gulong shale oil (a) S0与原始孔隙量相关性图；(b) 不同S0与原始孔隙量相关性样品的TOC分布图 |
综合正己烷和二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液分别抽提后的样品孔径变化，4类岩相均具有正己烷抽提后新增孔隙量大，二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后新增孔隙量小甚至变为负值的现象，表明弱极性烃占据了主要的孔隙空间，而极性烃只占据了少量的孔隙空间。高TOC层状黏土（质）页岩总孔隙量和饱和烃含量大，主要赋存于小于32nm的孔隙，二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后，小于32nm的孔隙体积略有减小，可能由不溶物移动堵塞小孔隙造成，大于32nm的孔隙体积略有增加，极性烃排出同时不溶物移动未造成大孔堵塞。中—高TOC纹层状混合质页岩饱和烃总量中等，大量赋存于小于8nm和大于64nm孔隙，二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙几乎无变化，仅在32nm左右的孔中略有增加。低TOC纹层状长英质页岩总孔隙体积和饱和烃含量小，主要赋存于大于64nm的孔隙，少量赋存于小于8nm的孔隙，二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后仅在大于32nm的孔隙中略有增量。钙质页岩基本不含烃类，两次抽提仅有大于64nm的孔隙略有增加。
4 页岩油微观差异聚集机理古龙凹陷页岩油不同岩相的烃类差异聚集特征显著，通过TOC、矿物组成和孔隙成因与序列洗油前后的孔隙增量进行相关性分析，明确了页岩油差异聚集机理。
4.1 富有机质纹层是烃类分布与富集的基础随TOC增加，各岩相弱极性烃占据空间均增加（图 9a），高TOC层状黏土（质）页岩内部含有大量有机质，相关性最好，且弱极性烃主要分布在尺寸较小的有机质和黏土矿物晶间孔中，而其他岩相因存在无有机质的纹层，会受到其他因素影响，因此相关性略差。据此表明，随着有机质含量增加，页岩生烃能力增强，且古龙凹陷青山口组现今已达高成熟阶段（Ro为1.5%~1.7%），饱和烃占比超过80%，其内部弱极性烃总量增加，含油饱和度高，有机质孔也为烃类的赋存提供了大量储集空间，部分二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提出极性烃后反而造成孔隙量减少（图 9b），主要为不溶物在抽提过程中发生移动堵塞孔隙造成。
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图 9 古龙页岩油序列洗油孔隙增量与TOC和矿物含量关系图 Fig. 9 Relationship between pore increment and TOC/mineral content after sequence oil extraction of Gulong shale oil (a) 正己烷抽提后孔隙增量与TOC交会图；(b) 二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙增量与TOC交会图；(c) 正己烷抽提后孔隙增量与长英质矿物含量交会图；(d) 二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙增量与长英质矿物含量交会图；(e) 正己烷抽提后孔隙增量与碳酸盐矿物含量交会图；(f) 二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙增量与碳酸盐矿物含量交会图 |
弱极性烃占据孔隙空间随长英质矿物含量增加而减少（图 9c），低TOC纹层状长英质页岩整体含油性差，以弱极性烃为主，主要分布于直径大于64nm的孔隙中，少量赋存在小于8nm的孔隙中。此现象主要由两方面原因造成，一是长英质纹层一般呈正粒序或反—正复合粒序，具侵蚀底面或层间侵蚀面，常见生物扰动和泄水构造，表明其发育在水体较深、气候湿润、水体动荡的环境中，为半深湖—深湖陆源注入的低密度浊流沉积，沉积时带来大量氧气，将深水区的还原—强还原环境短暂改造为还原—弱还原甚至弱氧化环境，氧化破坏湖盆底部有机质，进而造成TOC降低，生烃能力下降，低TOC纹层状长英质页岩的黏土质纹层中重烃含量显著小于其他岩相就是由此造成；二是长英质纹层厚度增大，胶结作用增强，大量原生孔隙被方解石充填，抑制烃类充注，只有特别轻的烃类才能充注，造成低TOC纹层状长英质页岩的长英质纹层中以轻烃为主。极性烃被抽提后的孔隙变化与长英质矿物无相关关系，表明长英质对极性烃类的分布没有控制作用（图 9d），主要是由于极性烃类大多富集在黏土质纹层中，而黏土质纹层中的石英存在自生石英和陆源碎屑石英两种，其中自生石英主要来自黏土矿物转化过程中形成的自生硅质[43]，当自生石英发育时，极性烃占据的孔隙空间与石英呈正相关关系，当陆源碎屑石英发育时，极性烃占据的孔隙空间与石英呈负相关关系。
4.3 深湖区介形虫壳体等碳酸盐矿物溶孔发育，次生碳酸盐矿物多为胶结物随碳酸盐矿物含量增加，中—高TOC纹层状混合质页岩弱极性烃占据空间先增大后减小，主要分布在大于32nm的孔隙中。同时，与长英质纹层相比，同样不含有机质的混合质纹层轻烃含量和重烃含量明显较高，在高TOC层状黏土（质）页岩和低TOC纹层状长英质页岩碳酸盐岩矿物含量较低，呈较弱正相关关系（图 9e），主要因为碳酸盐矿物以原生介壳和次生胶结物为主，原生介壳和较少的早期碳酸盐胶结物会在有机酸和二氧化碳大量生成的阶段（Ro介于0.5%~1.3%）受到溶蚀而发育大量溶蚀孔隙（图 10c）[44]，为早期的原油提供充注通道和保存空间。但随着热演化程度的增加，有机酸和二氧化碳停止生成（Ro > 1.3%），加之早期矿物溶蚀消耗，释放碱性离子，地层水逐渐变为碱性，以及蒙皂石向伊利石转化过程中，Si4+、Ca2+、Fe3+和Mg2+等离子的释放提供了沉淀物质来源（式1）[45-46]。胶结物含量大量增加（图 10d）[47-48]，堵塞孔隙喉道，抑制烃类充注。极性烃占据孔隙空间在高TOC层状黏土（质）页岩中与碳酸盐含量呈正相关关系，是由于其碳酸盐矿物（主要为介形虫壳体）含量增加，发育溶蚀孔，孔隙较大，不容易造成孔隙堵塞，且临近生烃的有机质，具有近源充注优势（图 9f）。
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图 10 古龙凹陷A井页岩油储层扫描电镜图 Fig. 10 SEM photos of shale oil reservoirs in Well A in Gulong Sag (a) 2501.1m，有机质孔；(b) 2530.1m，长英质纹层被严重胶结；(c) 2331.1m，方解石溶孔；(d) 2367.1m，长英质纹层中方解石胶结；(e) 2458.1m，黏土矿物晶间孔；(f) 2511.1m，混合质纹层中绿泥石胶结；(g) 2333.6m，长英质纹层中绿泥石化；(h) 2526.51m，黏土矿物中黄铁矿内充满不溶有机质；(i) 2511.1m，混合质纹层中黄铁矿晶间孔发育 |
综合来看，中—高TOC纹层状混合质页岩自身具有较高的储集能力，含有较多的弱极性烃，同时其介形虫壳体和石英长石颗粒所组成的纹层具有较强的脆性，因此其自身可以成为较好的地质工程双甜点。
蒙皂石向伊利石转化：
| $ \begin{aligned} &\text { 蒙皂石 }+10 \mathrm{H}_2 \mathrm{O}+4.5 \mathrm{~K}^{+}+8 \mathrm{Al}^{3+} \longrightarrow \text { 伊利石 }+\mathrm{Na}^{+}+\\ &\mathrm{Ca}^{2+}+2.5 \mathrm{Fe}^{3+}+2 \mathrm{Mg}^{2+}+3 \mathrm{Si}^{2+}+10 \mathrm{H}_2 \mathrm{O} \end{aligned} $ | (1) |
黏土矿物总量与弱极性烃占据孔隙空间在各岩相中均呈正相关关系（图 11a），与极性烃占据孔隙空间呈负相关关系（图 11b），主要由于黏土矿物成因存在差异，高TOC层状黏土（质）页岩中蒙皂石向伊利石转化，黏土矿物晶体内部层间距从1.7nm减小为1nm，晶体间孔比表面积减小，孔径增加（图 12），且伊利石含量越高，提供的孔隙量越大（图 11c），但孔径小，重质组分易堵塞孔隙喉道，造成孔隙减少（图 11d）。在中—高TOC纹层状混合质页岩中，伊利石和绿泥石与弱极性烃占据孔隙空间呈负相关关系（图 11c、d），主要由于中—高TOC纹层状混合质页岩中发育绿泥石和伊利石胶结物（图 10f），抑制烃类充注，弱极性烃占据孔隙空间减少。在低TOC纹层状长英质页岩中，绿泥石与弱极性烃占据孔隙空间呈较弱的正相关关系（图 11d），主要是由于低TOC纹层状长英质页岩中的长石矿物部分发生绿泥石化，形成次生孔隙，为弱极性烃提供了少量的储集空间（图 10g）。蒙皂石向伊利石转化的过程中会形成自生石英，这会导致高TOC层状黏土（质）页岩中的石英含量有所增加，但是这些自生石英是分散分布在黏土矿物中的[43]，几乎不会增强页岩的脆性，因此高TOC层状黏土（质）页岩可以成为资源甜点，即使石英矿物含量增高也无法成为工程甜点。
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图 11 古龙页岩油序列洗油孔隙增量与黏土矿物及黄铁矿关系图 Fig. 11 Relationship between pore increment and clay mineral/pyrite contents after sequence oil extraction of Gulong shale oil (a) 正己烷抽提后孔隙增量与黏土矿物含量交会图；(b) 二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙增量与黏土矿物含量交会图；(c) 正己烷抽提后孔隙增量与伊利石含量交会图；(d) 正己烷抽提后孔隙增量与绿泥石含量交会图；(e) 正己烷抽提后孔隙增量与黄铁矿含量交会图；(f) 二氯甲烷与甲醇（9∶1）混合溶液抽提后孔隙增量与黄铁矿含量交会图 |
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图 12 蒙皂石向伊利石转化增孔模式图 Fig. 12 Pore increment pattern after the conversion of montmorillonite to illite |
弱极性烃占据孔隙空间与黏土质页岩中的黄铁矿呈反比，与纹层状页岩中的黄铁矿呈正比（图 11e），主要由于高TOC层状黏土（质）页岩中的黄铁矿与有机质一起沉积而成，黄铁矿晶间孔被大量不可动有机质充填（图 10h），造成其含量越高，弱极性烃含量越低。在纹层状页岩中，黄铁矿主要为后期胶结物，其晶间孔基本无不可动有机质（图 10i），可提供部分充注空间。
5 甜点优选页岩油若要实现有效开发，需要同时考虑可动烃分布和可压性。目前脆性矿物是评价页岩油储层可压性的主要参数，特别是脆性矿物单独形成纹层时，可压性较好，而当脆性矿物呈分散状分布在黏土矿物中时，其可压性较差[34]。基于此，将可动烃分布与可压性相结合综合评价甜点，高TOC层状黏土（质）页岩整体具有较好的含油性，可动烃含量高，但是脆性矿物分散在黏土矿物中，可压性较差，且可动烃主要分布在小于32nm的孔隙中，难以有效改造，仅可作为资源甜点。低TOC纹层状长英质页岩中发育长英质矿物所组成的纹层，具有较好的可压性，但是其可动烃含量低，仅可作为工程甜点，中—高TOC纹层状混合质页岩中发育介形虫壳体和长英质矿物所组成的纹层，具有较好的可压性，同时可动烃主要分布在这些纹层中直径大于64nm的孔隙中，易于压裂改造形成裂缝且可动烃在大孔中易于渗流，因此可成为资源工程双甜点。结合A井中不同层段岩相的分布（图 2），Q9油层及以上地层、Q7中上部、Q5以及Q6底部和Q1中发育中—高TOC纹层状混合质页岩和纹层状长英质页岩，可成为资源工程双甜点发育层段。
6 结论（1）古龙页岩油储层中高TOC层状黏土（质）页岩以黏土矿物晶间孔为主要储集空间，轻重烃并存，弱极性烃主要赋存于小于32nm的孔隙中；中—高TOC纹层状混合质页岩以黏土矿物晶间孔和粒间孔为主，发育少量溶蚀孔，总烃量中等，轻重烃比接近1.5，弱极性烃总量中等，大量赋存于小于8nm和大于64nm的孔隙中；低TOC纹层状长英质页岩发育少量黏土矿物晶间孔和粒间孔，仅含少量轻烃和弱极性烃，主要赋存于大于64nm的孔隙中，少量赋存在小于8nm的孔隙中。
（2）有机质分布和差异化成岩作用是形成此差异聚集特征的关键因素，在有机质含量最高的高TOC层状黏土（质）页岩中，有机质生成的烃类优先滞留在尺寸较小的有机质孔和黏土晶间孔中，不可动烃难以流动，部分可动烃运移至非黏土质纹层中。长英质纹层和混合质纹层中无有机质，只能接受临近黏土质纹层供烃，在原生碳酸盐矿物发育的混合质纹层中，溶蚀孔发育，弱极性烃可大量运移充注，在长英质纹层中，碳酸盐矿物、黄铁矿和黏土矿物胶结较强，孔隙不发育，可动烃难以运移充注。
（3）高TOC层状黏土（质）页岩含油性好但赋存孔径较小，仅为资源甜点；低TOC纹层状长英质页岩可压性好但可动油含量低，仅为工程甜点；中—高TOC纹层状混合质页岩和长英质纹层状页岩可动油含量高、赋存孔径大，可压性均较好，可成为资源工程双甜点。Q9油层及以上地层、Q7中上部、Q5以及Q6底部和Q1中发育中—高TOC纹层状混合质页岩和长英质纹层状页岩，可成为资源工程双甜点发育层段。
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