致密储层是致密油发育的地质基础，储层界限为孔隙度一般小于10%，地下渗透率小于0.1×10^-3μm^2[1-2]。专家预测常规油气将在未来10年内达到产量高峰，之后将趋于平缓下降。因此，致密油在未来能源消费结构中必将占据重要位置，尽管目前致密油勘探开发仅处于起步阶段，但其资源量很大。据统计世界包括致密油在内的非常规石油储量超过5 000×10⁸ bbl，非常规天然气证实储量超过7 000 Tcf^[1-2]。虽然致密油储量巨大，但关于常规油气的规律认识不能完全适用于致密油。因此，需要针对致密油发育特征及聚集模式开展详细研究，进而深化致密油勘探开发地质理论和技术。目前包括致密油在内的非常规油气主要分布在美国、加拿大、委内瑞拉等地区，并取得了突破性进展，在国外勘探实践的带动下，中国在致密油的勘探和开发正在快速推进，并在鄂尔多斯及松辽等盆地取得了初步成效。

半个世纪以来松辽盆地北部上白垩统油气勘探一直围绕大型三角洲及大型河流相储层进行^[1-10]，但随着勘探程度不断提高，这类常规储层勘探空间及剩余资源量越来越小。近年来随着包括致密油在内的非常规油气勘探开发及理论研究不断取得突破^[11-21]，也推动了松辽盆地致密油的深入研究。2010年以来利用已有的直井钻探资料及测井、岩芯、实验室分析化验等资料，针对致密储层进行细致的综合研究，发现青山口组湖相区发育大面积以粉砂岩及泥质粉砂岩为主与湖相泥岩呈薄互层分布的片状浊积岩，并积极开展钻探工作，利用水平钻井及分段体积压裂获得了较好的工业产能，证实这类储层具有工业开发价值，目前已经成为松辽盆地北部致密油勘探重要领域。通过对青山口组片状浊积岩分析和梳理，阐明了致密储层的地质特征和致密油聚集规律，进而指导勘探。

松辽盆地位于中国东北黑龙江、吉林、辽宁三省境内，长轴呈NNE向展布，长750 km，宽330~370 km，面积约26×10⁴ km²，属中、新生代大型陆相坳陷盆地。沉积盖层主要为白垩系，上覆新生代地层，总厚度超过10 000 m^[22]。划分6个一级构造单元，31个二级构造单元。盆地经历了断陷、坳陷和反转三个构造演化阶段，相应形成了断陷期、坳陷期及反转期三套地层。断陷期地层主要是火山岩、砂砾岩、粗砂岩及泥岩夹煤系地层，庆深气田的天然气藏就形成于该套地层中。反转期地层主要是河流与浅水湖泊—三角洲形成的砂岩与泥岩交互组合，以形成浅层生物气藏为主^[23-24]。坳陷期地层主要是大型河流相、三角洲相砂岩与湖相泥岩及油页岩交互叠置形成的岩性组合，松辽盆地油藏主要分布在该套地层中^[25-27]。

松辽盆地青山口组是第一次湖泛期形成的大型湖泊—三角洲相地层(图 1)，上覆姚家组一段浅水三角洲相地层，下伏泉头组四段河流—浅水三角洲相地层^[28]。青山口组一段沉积时期湖相面积达到了68 000 km²，沉积了盆地范围内广泛分布的湖相暗色泥岩及油页岩，三角洲相仅分布在湖盆周边，地层最大沉积厚度150 m^{[4, 29]}。青山口组二段及三段沉积时期，湖区面积缩小到最大时的三分之一，西部三角洲向湖区推进了约20 km，北部三角州向湖区推进了约60 km，成为青山口组常规油藏的主体，聚集了坳陷层30%的石油储量，地层厚度最大达到450 m。研究区位于松辽盆地北部，以中央坳陷区为主体(图 1)，区内主要发育西部和北部三角洲，南部、东部和中心区域为湖相，湖相泥岩连续沉积厚度最大达到550 m^[30]。

图 1 松辽盆地北部青山口组沉积相图 等值线为粉砂岩与泥质粉砂岩叠合厚度，a.青山口组一段，b.青山口组二段，c.青山口组三段 Figure 1 Sedimentary facies of the Qingshankou Formation in northern Songliao Basin

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松辽盆地北部青山口组致密储层属于一种片状浊积岩，这是在波浪、湖流、洪水等外界条件或自身重力压实沉陷作用下，来自陆源三角洲前缘斜坡带的砂体在其前端附近发生砂泥混合液化现象形成的席状浊流沉积^[31-33]。片状浊积岩与席状砂的区别是粒度更细，纵向上与泥岩组合，表现为孤立的薄层砂体受大段湖相泥岩分隔，而席状砂纵向上表现为砂泥互层，呈现各种沉积微相砂体频繁接替的特征。2010年研究区内钻探QP1水平井(图 1ab)，在青山口组一段至青山口组二段1 925~2 120 m处取芯，取芯长184.4 m。岩芯粒度分析表明概率累积曲线呈两段式及S型三段式，悬浮总体比例明显偏大，一般为70%~95%，C-M图上处于浊流均匀悬浮区域(图 2)。储层主要是灰黑色泥岩、粉砂质泥岩与灰色泥质粉砂岩、粉砂岩、棕灰色粉砂岩呈不等厚薄互层状(图 2)，单砂层厚度0.1~1.8 m，多数分布在0.3~0.8 m，砂地比(粉砂岩+泥质粉砂岩/地层)最大不超过20%，一般小于10%。层理类型包括变形层理及波状层理，发育搅混构造。纵向上表现为多期叠置现象，旋回性不明显。自然伽马曲线(GR)为中、高值不规则齿状与尖峰状、刺刀状相间分布，自然电位曲线(SP)为明显的薄层指状特征(图 2)。通过QP1井岩芯实验分析资料统计，孔隙度105个数据，分布区间1.4%~15.5%，平均6.68%，渗透率62个数据，分布区间(0.01~1.26)×10^-3 μm²，平均0.131×10^-3 μm²(图 3)，受沉积环境、压实和胶结作用影响，储层总体上属于致密性非常规储层，物性随深度增加而变差。这类储层主要分布在中央坳陷区齐家—古龙凹陷、朝阳沟阶地及长春岭背斜的三角洲前缘及湖相区，在三肇凹陷也有零星分布(图 1)。

图 2 松辽盆地QP1井青山口组致密储层概率累计曲线及C-M图 Figure 2 Accumulated probability curve and C-M diagram of the QP1 in the Qingshankou Formation's tight reservoir in Songliao Basin

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图 3 QP1井青山口组致密储层岩石矿物及物性综合分析图 Figure 3 Comprehensive analysis of mineral and rock chart of the QP1 in the Qingshankou tight reservoir

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图 4 QP1井储层微观结构图片(A~J.铸体薄片；K~P.扫描电镜) A.介壳灰岩，粒内溶孔，1 938.79 m；B.含介屑砂岩，粒间孔，1 952.2 m；C.含砂介屑灰岩，粒间溶孔，1 984.23 m；D.含介屑粉砂岩，粒间溶孔，1 985 m；E.含钙砂岩，粒间孔，1 954.53 m；F.含钙砂岩，铸模孔，1 955 m；G.粒间孔、粒间溶孔，984.37 m；H.含泥粉砂岩，粒内溶孔，2 044.14 m；I.泥质粉砂岩，微裂缝，1 949.89 m；J.含泥含钙粉砂岩，微裂隙，1 999.94 m；K.深灰色油迹泥质粉砂岩，粒间孔隙，1 952.33 m；L.棕灰色油斑粉砂岩，粒间孔，1 953.27 m；M.油迹粉砂岩，粒间孔，1 984.23 m；N.油斑粉砂岩，粒间孔，1 997.64 m；O.油迹粉砂岩，长石粒内溶孔，2 026.94 m；P.油迹粉砂岩，粒间孔，2 043.64 m。 Figure 4 Reservoir microstructure pictures of QP1 Well (A~J. Casting thin-section; K~P. Scanning electron microscope)

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储层岩石类型为含钙粉砂质岩屑长石砂岩、含泥粉砂质岩屑长石砂岩、含介屑钙质岩屑长石粉砂岩和介屑质细粒岩屑长石砂岩及介壳灰岩。颗粒磨圆度为次棱角状，分选较好，颗粒接触类型点—线—点。填隙物为方解石2%~49%，平均7%，泥质1%~40%，平均24%，介壳灰岩方解石胶结。储层石英、斜长石、方解石等脆性矿物含量超过80%，威德福脆性指数49.4%~81.3%，平均值62.02%(表 1)。钙质含量一般5%~20%，长英质一般为40%~70%，黏土矿物为15%~50%，其中伊利石含量50%以上，绿泥石含量超过30%。泥岩中石英、斜长石、方解石等脆性矿物含量超过70%，黏土矿物以伊利石为主，含量在70%以上，绿泥石约20%，其次为绿泥石和伊蒙混层。随深度增加伊利石相对含量逐渐增加，绿泥石、伊蒙混层变化趋势不明显，但伊蒙混层中蒙皂石含量逐渐减少，高岭石仅少量分布(图 3，4)。

储层储集空间为粒间孔、粒内溶孔、铸模孔、微裂缝等多种类型，孔隙半径一般5~200 μm(图 3，4)。目前，公认的致密储层界限为孔隙度一般小于10%，地下渗透率小于0.1×10^-3 μm^2[11-15]，根据QP1井储层岩芯压汞资料所具有特点，将储层分为三种类型(图 5)。第一种类型储层孔喉分选较好，略粗歪度，孔喉半径相对较大，分布在0.106~0.424 μm，排驱压力较低，分布在1.734~8.787 MPa，最大汞饱和度大于75%。储层分布在青山口组二段上部，以粉砂岩为主，砂层较集中，单层较厚，孔隙度一般10%~15%，渗透率较高，一般在0.06~0.2×10^-3 μm²。第二种类型储层孔喉分选较差，细歪度，孔喉半径很小，分布在0.027~0.058 μm，排驱压力高，分布在12.698~20.642 MPa，最大汞饱和度一般低于50%。储层分布在青山口组二段中部，以泥质粉砂岩为主，砂层相对较密，孔隙度一般小于10%，渗透率低于第一种类型，一般在(0.01~0.1)×10^-3 μm²。第三种类型储层孔喉分选很差，细歪度，孔喉半径更小，排驱压力高，一般27 MPa左右，最大汞饱和度一般低于20%。储层分布在青山口组二段下部并延伸到青山口组一段，以泥质粉砂岩为主，泥岩隔层厚，砂层薄而分散，孔隙度一般小于5%，渗透率低于0.01×10^-3 μm²(图 3)。

图 5 QP1井青山口组致密储层毛细管压力曲线及孔隙分布图 Figure 5 Mercury injection curves of the QP1 in the Qingshankou Formation's tight reservoir

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松辽盆地北部青山口组湖相泥岩最大厚度可达550 m，优质烃源岩厚度达到200 m，主要分布在青山口组一段和青山口组二段中下部，有机质类型以Ⅰ~Ⅱ₁型为主^[34]。青山口组一段残余有机碳含量(TOC)为0.73%~8.68%，平均2.13%；有机质成熟度(R_o)0.4%~2.0%，在齐家—古龙及三肇凹陷均已超过0.8%，达到成熟和过成熟阶段。青山口组三段烃源岩有机质虽然也是Ⅰ型，但烃源岩残余有机碳含量(TOC)为0.12%~ 6.56%，平均只有0.9%，有机质成熟度(R_o)小于0.7%。青山口组二段各项指标介于一段和三段之间，下部生油能力好，上部生油能力较差^[4-5]。

对QP1井青山口组烃源岩192个样品做了全岩地球化学分析，其中包括有机质成熟度(R_o)及残余氯仿沥青“A”含量分别做了7块和10块样品。统计获得青山口组一段烃源岩残余有机碳含量为1.01%~3.14%，平均2.15%，有机质成熟度(R_o)为1.06%~1.07%，平均1.067%，烃源岩残余氯仿沥青“A”含量为28%~68%，平均43.6%，烃源岩生烃潜量(S₁+S₂)8.36 mg/g(图 6a)，烃源岩有机质主要为Ⅱ₁型，少量为Ⅰ型(图 6b)。青山口组二段烃源岩残余有机碳含量0.6%~3.63%，平均1.76%，有机质成熟度(R_o)0.93 %~1.01%，平均0.96%，烃源岩残余氯仿沥青“A”含量31%~68.2%，平均51.2%，烃源岩生烃潜量(S₁+S₂)8.10 mg/g，烃源岩有机质类为Ⅰ~Ⅱ₁型。油源对比共取了2个源岩样品和1个油砂样品，分析表明油砂(1 954.63 m)中的原油与下伏烃源岩(2 046.14 m)的特征比较相似，亲缘关系更好，属于近源运聚(图 6c)。

图 6 QP1井青山口组地球化学指标分析图 a.岩芯地球化学综合剖面：m.泥岩，sm.粉砂质泥岩，ps.泥质粉砂岩，S.粉砂岩，fs.细砂岩；b. HI-Tmax有机质类型划分图；C.生物标志化合物色谱质谱对比图。 Figure 6 The geochemical index analysis chart of QP1 in the Qingshankou Formation

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在齐家—古龙凹陷统计了青山口组73口井的油层压力系实测数值，制作了压力系数等值图(图 7)，经分析表明三角洲相带常规储层压力系数一般分布在0.9~1.1之间，湖相区致密储层压力系数一般大于1.1，最高可达1.6，超压区集中在齐家—古龙凹陷南部片状浊积岩分布的湖相区内，向北及西部三角洲相常规储层分布区压力系数趋于正常(图 7C)。在齐家—古龙凹陷统计了青山口组89个井点原油密度值，测试温度为20℃，密度值分布区间为0.81~0.92 g/cm³，平均0.86 g/cm³，在齐家—古龙凹陷北部三角洲相带原油密度值一般大于0.85 g/cm³，在齐家—古龙凹陷南部湖相带致密储层分布区原油密度值一般小于0.83 g/cm³ (图 7A)。原油黏度总计取91个井点值，测试温度为50℃，数据分布区间为1.8~313.3 mPa·s，平均32.32 mPa·s，在齐家—古龙凹陷北部三角洲相带原油黏度一般大于20 mPa·s，在南部湖相区原油黏度一般小于15 mPa·s(图 7B)，总体上分析致密储层原油属于低黏度轻质原油。

图 7 松辽盆地北部大庆长垣以西地区青山口组致密油密度(A)、黏度(B)与压力系数(C)分布图 Figure 7 The map in northern Songliao Basin in Daqing area of western Changyuan in Qingshankou Formation of dense oil density (A) and viscosity (B) and pressure coefficient (C)

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致密油聚集主要受储层分布及类型，源岩发育规模及成熟度，源岩与储层的组合方式。上述研究表明，松辽盆地北部青山口组大面积片状分布的致密储层与广覆式分布的腐泥型较高成熟度优质生油层呈紧密接触的源储共生关系，纵向上形成交互叠置千层饼状自生自储式成藏组合(图 8)，构造上位于盆地中央坳陷区齐家—古龙凹陷湖相环境内(图 1，9)。储层宏观上无明显圈闭边界，属于连续型，同时，脆性矿物的含量是决定储层优略的重要因素，储集空间主体为微米级孔隙，局部发育毫米级孔隙，孔吼多为纳米级，油气以原位滞留及短距离运移为主，浮力作用受限，这一点与已有的研究成果具有共同的特征^{[14-17, 35-38]}。储层具有下列油气聚集特征，测井解释无水夹层，岩芯资料分析表明总体含油级别较低，只有油迹和油斑，不存在油浸和富含油(图 3)，油斑分布在第一种类型储层中，第二种类型主要发育油迹，第三种类型发育少量的油迹。储层原油具有低密度、低黏度和超压的特点。岩芯扫描及荧光照片发现不论是储层还是泥岩中都发育大量裂缝，而且泥岩中裂缝具有荧光(图 4)，分析油气通过沟通烃源岩和致密储层裂缝做原地运移(表 2)。因此，致密油聚集宏观上受成熟烃源岩控制，其次取决于致密储层分布。

图 8 松辽盆地北部青山口组致密油聚集剖面(剖面位置见图 1) Figure 8 The aggregation profile in the Qingshankou Formation's unconventional reservoir in northern Songliao Basin

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图 9 松辽盆地北部青山口组致密油聚集模式 Figure 9 The tight oil accumulation model in the Qingshankou tight reservoir of the north Songliao Basin

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综合分析致密储层及烃源岩发育程度及其空间接触关系，认为齐家—古龙凹陷南部是致密油聚集最为有利地区，因为这里不仅源岩成熟度高，局部R_o最高达到了2.0%，平均在1.2%，而且储层分布广、厚度大，局部最大累计厚度33 m，平均厚度16 m。三肇凹陷为较有利地区，虽然这里源岩成熟度相对较高，R_o值在1.2%~0.8%，但储层不发育，只零星分布一些较薄的储层。三肇凹陷东部周边地区虽然储层发育，但源岩成熟度较低，一般在0.7%一下，缺少油源供给，所以很难成藏(图 1)。纵向上最有利层段分布在青山口组二段，该层位不论是源岩还是储层都发育较好，青山口组一段虽然源岩条件好，但储层较薄且规模较小，所以不如上覆青山口组二段有利，青山口组三段储层虽然较厚，在成熟源岩范围内分布局限，而且源岩生烃能力远不如下伏青山口组二段，成藏性较差，因此，齐家—古龙凹陷南部青山口组二段是致密油聚集最为有利的地区(图 1)。随着近几年国家非常规重大科技攻关课题的开展，在齐家—古龙凹陷的青山口组二段钻探了6口水平井，投产的2口井都无自然产能，进行分段体积压裂后初期产量均超过50 t/d，稳定产量分别为10 t/d和31 t/d，取得了致密油勘探重大突破。

松辽盆地北部青山口组致密储层属于多期片状浊流沉积的浊积岩，主要分布在齐家—古龙凹陷及朝阳沟阶地和长春岭背斜的三角洲前缘及湖相区。这类储层宏观上有一定的延展趋势，但无明显圈闭边界，单层薄，层数多，孔隙度大多小于10%，地下渗透率小于0.1×10^-3 μm²、孔喉半径小于0.5 μm。储层可分为三种类型，其中第一种类型最为有利。储层纵向上与成熟优质烃源岩呈频繁交互叠置，形成千层饼状源储共生式组合。宏观上受成熟烃源岩控制，其次取决于致密储层分布。致密油具有低黏度、储层普遍超压、含油级别较低、无自然产能的特点，需要钻水平井并进行大规模分段体积压裂才能获得工业产能。有利区分析认为齐家—古龙凹陷是有利地区，其次是三肇凹陷，这不仅为松辽盆地致密油勘探拓展了空间，同时也为剩余资源有效开发找到了新途径。