陆相页岩形成演化与页岩油富集机理研究进展

黎茂稳，金之钧，董明哲，马晓潇，李志明，蒋启贵，鲍云杰，陶国亮，钱门辉，刘 鹏，曹婷婷

(1.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室, 江苏 无锡 214126；2.中国石化 石油勘探开发研究院，北京 100083；3.中国石油大学(华东)，山东 青岛 266580)

借鉴美国页岩革命的成功经验，中国油气行业于2010年前后陆续启动了页岩油勘探开发的探索工作。中国石化在济阳凹陷古近系沙河街组、江汉油田古近系潜江组、泌阳凹陷古近系核桃园组相继突破了出油关；中国石油在准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组发现了中国第一个页岩油田，三级储量达10亿吨[1-2]。随后，在鄂尔多斯盆地三叠系长7段、松辽盆地白垩系青山口组、沧中凹陷孔店组烃源岩层系也分别突破了出油关。初步估算的全国页岩油资源量高达203亿吨[3]，其中高成熟度页岩油是中国页岩油战略突破的重点领域，中低成熟度页岩油规模经济开发具有更大潜力[4]。然而，由于中国陆相盆地构造演化和沉积充填的特殊性，导致中国陆相页岩油勘探开发面临巨大挑战。因此，加强基础研究势在必行。本文将结合本研究团队部分研究成果，系统评述国内外在陆相细粒沉积过程、成岩作用、页岩油形成演化与富集机理领域的研究进展，探讨进一步深化研究需要解决的基础科学问题。

1 细粒沉积学研究进展

细粒沉积学研究取得重要进展，凸显全球气候变化和盆地构造演化对富有机质页岩形成分布的控制作用。POTTER等[5]编写的《页岩沉积学》对细粒沉积研究具有深远影响。全球各类沉积岩中约70%为细粒沉积岩[6]。细粒沉积岩的经典定义为粒径小于0.1 mm的颗粒含量大于50%的沉积岩。泥岩概念的提出已经有200多年的历史，薄片观察奠定了对泥岩微观结构早期认识的基础[7]。X衍射和扫描电子显微镜等技术在20世纪20年代开始应用于黏土矿物类型与颗粒形态的定量识别[8]。按照细粒沉积岩的系统分类方法[9]，细粒颗粒成分应该分选良好，既可以是黏土矿物和粉砂等陆源碎屑颗粒，也可以是盆地内生碳酸盐、生物硅质、磷酸盐等颗粒。

近现代细粒沉积研究推动了20世纪80年代以来生物化学和沉积机理认识的深入，钙质、硅质生物颗粒和非生物颗粒成为深海细粒沉积的分类端元[10]。对于半远洋沉积而言，季节性或年度性浮游生物繁盛与粉砂充注交替形成以粉砂级颗粒为主的半远洋细粒层，而后者又可能因风暴影响与砂级或泥级的浊流沉积交互[11]。与此不同，湖相细粒沉积相带分布往往会受到湖平面变化、构造作用、沉积物源和盆地底形的影响，而盆地底形至关重要[12]。

以海相黑色页岩为代表的细粒沉积发育模式多样，通常受到海侵、屏障和洋流上涌的影响[13]。受物源和水动力条件控制，滞流海盆、陆棚区局限盆地、边缘海斜坡等低能环境是海相黑色页岩的主要发育环境。“海洋雪”作用和藻类爆发是海相富有机质细粒沉积物的两种主要形式[14]，而表层水高浮游生物产率、还原性沉积底水环境和陆源碎屑相对缺乏是海相富有机质页岩形成的必要条件[14-15]。陆相湖盆沉积水体规模有限，水体循环能力较差，水体分层和湖侵是湖相富有机质页岩发育的两种主要沉积模式[9]。

全球性富有机质黑色页岩层系与短暂地质事件的密切联系越来越受到重视[16-18]。大量研究表明，天文周期与地球系统过程之间具有显著相关性[19-20]。地球旋回与地外陨击事件、宇宙射线通量变化、太阳系在银河系内的轨道变化，共同揭示了地内—地外事件协同演化的周期节律和相位关系[16]。太阳系—地球轨道周期变化驱动了地球不同圈层地质演变和生命演化[21]，地球各圈层演化在超大陆尺度、构造尺度到轨道尺度甚至年际尺度都存在旋回性和周期性，对海相和陆相盆地细粒沉积过程具有不同级次天文周期的响应[19,22-24]。

2 不同粒序沉积岩多尺度一体化研究

混合细粒沉积物非均质性强，不同粒序沉积岩多尺度一体化研究是构建陆相页岩油储层发育模式的关键环节。以往人们较多关注富有机质页岩的生烃潜力和热成熟特征，而细粒沉积岩石学研究是相对薄弱的环节[7,25]。随着北美海相页岩油气的勘探开发，页岩矿物学、构造、生物相及结构特征研究取得重要进展，页岩岩相类型划分方案进一步细化和具有可操作性[26]。页岩油储层一般具有岩石成分复杂、组构粒度细、储集空间尺度小及非均质性强等特点，因此用“混合细粒沉积岩”的概念更为恰当[27-30]。目前国内外学者对陆相泥页岩分类尚未达成共识，原因在于不同类型陆相细粒沉积环境的沉积过程存在显著差异性，从而使得陆相泥页岩岩石学特征异常复杂而且非均质性极强[14,27,31-32]。

物源风化、古气候、古温度、水体条件等因素控制了湖相沉积物成分、混合沉积作用、沉积速率、沉积组构等特征，成为页岩油储层宏观和微观差异性的诱因。沉积环境和成岩作用过程制约了陆相页岩的成因与有机质含量，并对含油页岩的微观孔喉结构具有决定性影响。通过泥页岩微观组构分析及无机—有机相互作用过程研究，可以重建泥页岩有机质埋藏过程与古环境之间的联系。夏季富营养水体环境中藻类勃发促进自生碳酸盐岩形成，冬季缺氧环境有利于有机质堆积，可能是柴达木盆地始新世—渐新世的富含文石矿物的湖相季候泥纹层的成因[33]。由于这些湖相纹层既有较好的生烃潜力又有较好的孔渗条件，它们是未来有利的勘探目的层[34]。

作为中国陆相生油理论的重要组成部分，中国学者根据构造成因、地理位置和气候条件对中国中—新生代湖泊类型进行了划分，揭示了淡水湖泊和咸化湖泊在沉积和生烃潜力等方面的差异性[35-38]。化学纹层发育和嗜盐微生物是咸水页岩与淡水页岩在岩石成分和结构上最主要的区别。海侵[39-42]、盆地物源区老地层风化、深部卤水上涌[43]和蒸发浓缩[44]都可能导致湖盆咸化。湖水适度咸化有利于水底有机质保存，但盐度过高又会抑制生物生长，因此湖相沉积烃源岩质量取决于湖泊水体由于温度和盐度差异导致的分层情况。古环境—古气候控制下的海泛事件，对于渤海湾、苏北、松辽、鄂尔多斯以及四川等盆地优质湖相烃源岩的形成，也有重要的影响[39-44]。

古代湖泊沉积亚相划分，是生油岩与储集岩分布预测的基础。需要针对沉积岩组分、颜色、结构、展布和生物化石等开展深入细致的工作，浪基面、枯水面和洪水面可以作为湖泊沉积亚相进一步划分的重要依据[35]。处于浪基面以下、缺氧的半深湖—深湖环境一般以细粒沉积为主，有利于黑色泥岩、暗色页岩、薄层泥灰岩或白云岩夹层发育。湖湾和沼泽环境形成的细粒沉积一般岩性较粗，主要发育粉砂岩和泥岩，有时也可发育黑色页岩和碳质泥岩，从而成为煤成气和凝析油气的烃源岩[45]。在中国陆相湖盆沉积研究的过程中，将沉积相、生物相、有机地球化学相结合，提出了“沉积有机相”的概念[46-47]；在具有一定丰度和特定成因类型有机质的地层单元中进一步划分有机亚相[48]。陆相碎屑岩和海相碳酸盐岩沉积有机相分类方案逐步成型[49-50]。现代湖泊考察结果[56-58]深化了对于古代湖泊沉积的地质认识[31,51-55]，并且为湖泊沉积和早期成岩的物理—化学—生物作用过程研究提供了有益的启示。

细粒沉积岩作为烃源岩不但控制常规油气藏的形成与分布，而且与页岩油气和致密油气等非常规油气资源紧密相关[59]。例如，准噶尔盆地吉木萨尔凹陷发育上下2个含油系统，源储一体，薄层叠置，整体厚度大，整体含油，连续分布[60]。中二叠统芦草沟组主要认为形成于咸水湖相、夹三角洲相沉积，具有强非均质性[61-63]，地层岩性为混合细粒岩石组合[64]，富有机质(TOC平均含量大于3.51%)[63-65]。渤南洼陷页岩油主要目的层广泛发育湖相碳酸盐与黏土混合沉积，细分为骨架、颗粒和泥晶碳酸盐岩3个亚相[66-68]。现有研究多关注页岩生油性和含油性，认为亮晶方解石发育层段是页岩油优质储层[33,69-70]。但是，目前尚缺少对这类混合沉积中有机质富集成因及形成时水体环境的系统研究。鄂尔多斯盆地中生界延长组7段，为富有机质的湖相黑色泥页岩与重力流复合沉积[71]，其中油页岩段有机质堆积机制可能与厌氧的黑海模式(上升流模式)相似，烃源岩主要分布在斜坡带[52,72-73]。

细粒沉积学是目前国内外研究前沿，研究程度相对较低。急需在开展勘探开发先导试验的同时，做好典型实例解剖研究[31,74]，从湖盆细粒沉积学发展的源头出发，建立行之有效的细粒沉积岩研究方法体系，加强典型盆地岩石微观组构与宏观分布规律等解剖研究，建立不同类型湖盆细粒沉积体系的成因模式。加强湖盆细粒沉积与粗粒沉积整体研究，揭示其相互控制机理，建立不同类型细粒沉积体系的分布模式，为区带评价提供地质依据。

3 孔缝结构表征与成岩作用研究

湖相泥页岩孔缝结构表征技术发展迅速，但成岩过程动态研究不能满足页岩油有效储层预测的要求。伴随着页岩油气的成功开发，泥页岩及其储集特征受到广泛关注，特别是在泥页岩储集空间的表征技术、成因、演化及其控制因素等方面取得了重要进展。泥页岩储层孔隙结构复杂，一般以纳米孔隙占优势[75-76]，可达80%以上[75]，多为小于50 nm的孔隙[77]。由于油气分子的大小主要在100 nm以下，烃类分子和石油沥青质完全可以进入纳米级孔隙[78]，但是在纳米级孔隙中毛细管阻力限制流体自由流动，纳米孔喉中流体与周围介质之间存在较大的粘滞力和分子作用力，烃类分子以吸附状态附着于矿物和干酪根表面，或有可能以互溶态扩散到固体有机质内部，从而形成滞留[79]，纳米孔隙网络实际上控制了页岩油气的赋存和富集[80]。以往泥页岩孔隙结构、孔径分布和孔隙度评价主要依赖压汞、气体吸附法、扫描电镜等。目前，以聚焦离子束刻蚀和场发射扫描电镜联用技术(FIB/SEM)为代表的微—纳米孔隙3D表征技术，已成为泥页岩纳米孔隙分析技术的主流趋势[81]，该技术将泥页岩结构观察尺度扩展到纳米级[76,81-82]。页岩储层描述表征技术的进步，使储层孔隙研究精度大大提高，为解决非常规储层孔隙的形成、演化及其油气聚集机理提供了前提条件。

目前针对湖相泥页岩微观结构研究已有一些报道[83-84]，一定程度上揭示了孔隙结构的沉积—成岩响应。但是，在孔隙结构的控制因素研究方面，仍然存在较多问题。例如，控制因素选择不系统，忽略了地质演化背景、沉积和地球化学环境，未考虑细粒岩(页岩)沉积的基础物理过程，对于黏土矿物物理化学性质及动力学控制反应过程不清晰，对于不同成岩阶段的热力学及动力学过程及其对微观孔隙网络的改造不甚明了等。认识到咸化湖盆水体含盐度控制着胶结物成分和含量，早期胶结作用使盐水环境的物性变差，而成岩演化过程中盐类矿物的溶蚀也可以促进有效孔隙的形成，进而改善储集层物性[85]。通过硅化作用对白云岩孔隙的改造作用研究，也表明有机质含量与沉积时生产力和水体氧化还原环境有关[86]。

在泥页岩储层宏观描述和预测方面，泥页岩骨架矿物成分复杂多变，含有一定量有机质后形成了一个非均质性强、各向异性明显的三相复合体[87]，富含有机质的泥页岩孔隙度和 TOC 之间常呈正相关[88]。以井震联合方法为主体的储层表征技术是页岩油气储层识别与评价的核心[89-90]。页岩油地球物理表征重点要解决岩石物理、测井解释和地震预测3大核心技术。通过页岩油层的岩石物理实验测试，研究页岩油层的地球物理响应特征[87]，基于知识表达分别建立岩石骨架、有机质、裂缝[91]和压力[92]参数的预测模型，从理论上求解页岩储层的地震表征问题，认识页岩油储层的地球物理响应机理，最终建立页岩油储层的预测模型，实现对储集体的客观全面刻画。

页岩储层裂缝描述主要通过露头和岩心裂缝的宏观、微观观测，结合测井、地震等地球物理测定方法对裂缝信息归纳总结，确定储层裂缝的有关参数，并建立各个参数之间的关系及各参数与地质要素间的关系，最终确定裂缝成因和分布规律[93]。近年来测井及地震观测技术的不断发展，大大提高了人们对裂缝及裂缝性油气藏直观描述的准确性[94]。通过实验研究及数值模拟[95]，目前初步形成了一套以有限元数值模拟方法为基础的裂缝分布规律预测方法[96]。页岩储层裂缝的空间分布规律和定量预测，特别是页岩中非构造裂缝的定量表征，是石油地质研究科学前缘性问题之一，也是成岩过程中孔缝结构动态演化研究的基础。

细粒沉积物成岩过程比常规油气储层更加复杂。物质组成复杂，包括黏土矿物、石英、碳酸盐，长石、硫化物、沥青和有机质等不稳定成分[6,97-98]。细粒沉积物成岩与有机质热演化和页岩油气形成过程交叉重叠[99-103]。尽管细粒沉积物成岩热演化基本过程与常规油气储层没有本质的差异，但温压系统的闭合和开启程度对产物有重要影响[104-106]。

目前细粒沉积物成岩研究主要针对硅质页岩。认识到黏土矿物伊利石化形成自生石英是页岩成岩的主要过程[29,107-108]，原生碎屑石英溶解和生物硅转化是页岩中自生石英的重要来源[25,109]。物质平衡、成岩流体传输和有机—无机相互作用是页岩成岩作用的主控因素[110-113]。硅质页岩成岩研究较多，重点在黏土矿物转化、硅质胶结物形成、长石溶解及其对储集物性影响。对富碳酸盐页岩和含蒸发盐页岩成岩研究较少，但许多研究已经认识到了纹层的重要作用[114-116]。

需要重视细粒沉积成岩热演化过程中的有机—无机相互作用。沉积物中有机质可与活性铁结合，形成有机OC-Fe 大分子结构，抑制有机质的微生物降解，有利于有机质保存[117]。咸化水体沉积物中的微生物硫酸盐还原作用，消耗有机质，形成自生黄铁矿及其晶间孔[76,118]。有机质本身的孔隙度和渗透率高于岩石基质，并能提供孔隙空间和渗流通道，而且有机质生烃演化过程中，在有机质颗粒内部会产生大量的有机孔[76]。有机质热演化排出的有机酸对碳酸盐、长石等矿物进行溶蚀，形成大量的溶蚀孔隙，导致重结晶作用，并改变岩石的力学性质[116]。

4 陆相页岩油赋存机理和资源分类评价

陆相页岩热演化过程中生排烃和页岩油赋存机理逐渐清晰，不同构造和沉积背景控制下的页岩油资源分类评价方法有待完善。近20年来，烃源岩的生排烃理论研究取得了重要进展[119-121]，进一步认识并明确了排烃机理及其控制因素[122]，改进了模拟实验方法[123]，建立了有机相化学动力学分类和生排烃模型[124]，并使生排烃理论在地质条件下得到广泛应用。由于泥页岩集生烃、储集和保存等条件为一体，有机地球化学条件制约了页岩油生成、储集和保存的各个环节[125-126]。沉积盆地超压系统演化与油气成藏条件的关系研究受到重视[127]。目前，石油生成动力学逐渐向组分级水平发展，烃类组分的相态演化[122]以及原油族组分的生烃—滞留—排烃动力学是页岩油赋存机理研究的重要方向[128]。

在富有机质泥页岩中，页岩油主要呈干酪根内部分子吸附/互溶相、亲油颗粒表面分子吸附相和亲油孔隙网络游离相三种赋存类型，有机抽提物含量和可溶烃量(S1)与TOC的相关性，说明干酪根内部分子吸附/互溶相油是页岩油重要的赋存方式。在贫有机质的碳酸盐岩或砂岩夹层和微裂缝中，由于缺乏有机质和黏土矿物的吸附作用，页岩油主要以游离态赋存。页岩油具有原地成藏的特点，其富集程度受富有机质泥页岩层系的发育规模、成熟度以及构造运动等多种因素共同控制。

页岩层系中烃类有效滞留的条件主要包括页岩本身的裂缝发育程度和规模，以及页岩邻近盖层的封堵能力。上覆或下伏的致密储层或其他封盖层会对页岩油的保存起一定的作用。泥页岩层系中有机质丰度与赋存状态不同，其对页岩油的保存能力不同[129]。不同有机质类型的泥页岩在不同成熟阶段的抑制封闭作用或替代封闭作用强度也有差异[130]。过于强烈的构造运动势必会造成源岩内裂缝与其他高孔高渗储层的连接，导致页岩油储集体的破坏，不利于页岩油的保存[131]，造成油气在常规储层或浅层聚集[132]。

陆相页岩含油性评价，面临着柱塞样获取难、轻质组分损失、洗油和萃取导致页岩孔缝结构变化以及游离油/束缚油动态转化、纹理发育与强非均质性带来微观表征成果尺度放大等诸多技术难题。通过国家“973”项目支持，本研究团队紧密结合东部探区勘探生产，建立了页岩油探井现场地质采样规范和实验分析流程，研制了现场地质评价专用设备[133]；发明了高保真页岩含油性分析方法，研制了现场冷冻—在线密闭碎样—热解分析仪[134]。针对不规则页岩样品孔隙度测定难题，研制岩石总体积测定仪；改进前处理分析流程，实现了一次进样，快速获取大批量样品有机分子地球化学参数；改进X-射线荧光数据处理方法，实现了陆相页岩沉积非均质性快速表征，为细粒岩相识别和测井数据标定提供基础参数[135-136]。

针对含油页岩烃类流体定量恢复难题，创建了页岩油赋存方式和含油性表征实验方法，形成了陆相页岩油资源分类定量评价方法系列。一是发现升温速率对动力学计算参数没有显著影响，首次明确提出常规热解结果计算方法，提高了生烃动力学参数获取的效率[137]；二是揭示了非均质纹层对页岩油资源赋存的重要意义，提出了非均质页岩生烃动力学参数获取方法[138]；三是在改进传统“两步法”的基础上，首次建立了高效环保的“单步”热解页岩总含油率计算方法[139]；四是建立了页岩层系运移烃识别标志，提出基于生烃化学动力学运移烃校正方法，对正确认识原地页岩油资源量具有重要意义[140-141]；五是改进开放热解升温程序，提出页岩中游离油/束缚油快速定量表征和数值计算方法[142-143]；六是通过升温程序优化和化学动力学数据信息挖掘，建立了页岩中游离烃内部化学组成计算和可动性评价方法[144-145]。

针对中国东部古近系陆相页岩油储层表征和甜点预测难题，“973”项目研究团队明确了断陷湖盆咸化沉积泥页岩具有优越的成烃机制，发现纹层状岩相是有利的储集岩相[134]；揭示了陆相页岩油赋存机理与地质主控因素，发现页岩中游离烃主要与基质孔缝有关，而束缚烃含量明显受TOC、岩相和热成熟度控制；随着成熟度增加，页岩中游离烃比例增加但束缚烃/TOC比值降低，不同岩相显示系统差异性[133]；尽管不同矿物对原油的吸附能力存在差异，但矿物吸附总量在生油窗随成熟度变化不明显[146-147]；干酪根与烃类产物结构差异性变大，是导致高—过成熟阶段干酪根滞烃能力下降的主要原因[148-149]。

因此，通过国家“973”项目和油气重大专项的支持，中国东部陆相断陷盆地页岩热演化过程中生排烃和页岩油赋存机理研究进展显著。然而，建立和完善不同构造和沉积背景控制下的页岩油资源分类评价方法，特别是对揭示中西部盆地页岩油赋存机理，仍然任重道远。

5 陆相烃类流动机理、方式和时间尺度效应

陆相富有机质页岩中烃类多相多尺度流动机理研究取得重要进展，迫切需要明确不同页岩微相的烃类流动方式和时间尺度效应。页岩油储层非常致密，富含有机质，矿物组成复杂，孔隙类型和流体赋存状态多样[150-152]。页岩油藏与常规油藏的一个最大区别是页岩储层中具有较高含量的干酪根，干酪根可以吸附和溶解大量的烃类流体，使得页岩储层含有两种截然不同的多孔介质[153-154]。页岩储层同时存在纳米级有机质孔隙和矿物晶间孔、微米级粒间孔和毫米级的裂缝，表现出强烈的非均质性和复杂的多尺度特征。流体流动会跨越多个尺度，使得流动异常复杂。现阶段的研究主要集中于单相液体在纳米尺度下的流动现象及与其他各尺度的耦合。纳米尺度下液体流动的研究方法主要包括流动实验和数值模拟。实验主要是选取纳米多孔材料作为模型，代替天然页岩中的纳米孔隙。模型材料的实验指出油水组分无法渗入和穿透的孔隙阈值介于20～50 nm[155]。尽管可以修饰模板材料的表面，但是否可以真正模拟页岩表面的化学性质有待验证。干酪根孔隙的壁面粗糙度远高于碳纳米管，与流体分子间的相互作用更加复杂，因此，有机孔中的流动不能完全类比在碳纳米管中的流动。用亲水的微流控芯片代表无机孔隙，较大的实验误差使得实验结果的一致性和可重复性受到限制，并且实验的分辨率很难真正达到纳米级[156]。

由于实验研究的局限性，数值模拟被认为是一种有效的研究方法。目前常采用的模拟方法为分子动力学模拟和格子Boltzmann模拟方法。格子Boltzmann模拟是一种潜在的有效工具，但方法尚不成熟，仍在发展中。分子模拟是从统计力学和分子动力学角度出发，通过对合理的分子模型进行模拟计算，可以得到微观尺度的流动规律。模拟结果显示，流体在纳米孔隙壁面的密度分布只与表面润湿性有关[157]，为多层吸附[158]，吸附层数与孔径大小有关[159]，且吸附层内的流体也有流速。但分子模拟受到模型构建、计算速度、力场参数准确性的影响，还未能得出一致认可的结论。目前关于液体在纳米尺度孔缝内的流动机理和流动状态尚无定论。而微米级以上尺度的孔隙是沟通纳米孔隙的主力孔隙，在微米尺度以上，普遍认为常规达西渗流等理论仍适用。

胜利油田勘探院研究团队综合地质资料和生产动态资料，明确了陆相泥页岩不同岩相微观孔隙结构特征及差异，确定了济阳页岩油出油井段产能差异的主控地质因素，建立了济阳页岩油6种有利岩相组合模式：泥页岩、夹砂岩条的泥页岩、夹白云岩条的泥页岩、泥页岩中带砂岩层、砂岩—泥页岩互层和灰岩—泥页岩互层[160]。国内专家学者通过对比北美的海相页岩油和中国的陆相页岩油，梳理了页岩油甜点分析的主要因素，指出岩性为纹层状页岩是筛选有利储层的关键因素之一[160-161]。页岩油流动模拟中另一个重要问题是如何耦合各尺度的流动。现有的研究中均为借鉴页岩气的研究思路，将各尺度的流动形态通过窜流项来耦合[162-165]，形成多重介质模型或等效介质模型。陆相富有机质页岩纹层发育，并且纹层间渗透率存在数量级的差别。因此，既要考虑各尺度介质间的窜流，也要考虑不同纹层的层间窜流。而多重介质模型和等效介质模型均不能细致描述纹层间的窜流。董明哲等[166]建立了纹层发育的页岩油储层概念模型，分析了纹层间单相窜流机理，探讨了弹性开采过程中砂岩纹层、天然裂缝和压裂缝对加强纹层间流体传递的重要作用。而对于更加复杂的油水两相页岩储层，不同岩层交互模式、比例、厚度、渗透率等地质或渗流参数对页岩油资源量、富集方式、渗流规律的影响尚需深入探索和研究。

关于页岩油气储层地质条件的研究认为，低沉积速率控制纹层发育与富硅质沉积，易于形成微裂缝，这是页岩油气甜点段形成的基本地质条件之一[167-169]。较发育的层理缝和垂直于纹层发育的高角度天然微裂缝在一定程度上可改善页岩储集性，极大地提高页岩的渗流能力，为页岩油渗流提供必要通道[167,170-173]。同时，高角度天然微裂缝虽然长度较小且孤立存在，但能沟通纹层结构中的砂岩层和页岩层，可有效提高页岩层与砂岩层之间的窜流量，改善垂向流动条件，且与人工压裂缝互联成为裂缝网络，极大提高页岩油气动用范围[174]。因此，有必要深入开展不同岩相及组合模式下的页岩油渗流机理及开发效率研究。

中国页岩海陆相并存，岩石主要组分包括泥质、碳酸盐矿物、粉砂及砂质三大类。黏土矿物含量分布较宽，如东营凹陷泥页岩陆源碎屑及黏土矿物含量为10%～50%，沾化凹陷罗家地区泥页岩黏土矿物含量为10%～40%[175]；准噶尔盆地芦草沟组页岩中黏土矿物含量27%～56%[176]。页岩油藏中的黏土矿物与流体的相互作用会显著影响流体的流动能力。黏土矿物水化膨胀的机理研究已较为深入，水化膨胀会使黏土矿物分散并产生沉淀，堵塞流动通道，导致渗透率降低[177-178]。当水相饱和度极低时，油与黏土矿物会有部分直接接触而产生吸附[179]。当水含量增加时，吸附油比例降低[180]，但由于水化膨胀的影响，油的流动能力增幅有限[181]。但是，黏土矿物对页岩油水两相分布及渗流规律的影响目前未见研究，因此，建立新的实验方法，揭示黏土矿物对页岩储层的微观结构、多相渗流特征、岩石力学参数的影响，对提高页岩油采收率具有重要的指导意义。

SANG等[182]根据不同流体在不同孔隙中的润湿及赋存特征，通过油气水流体饱和实验方法，测定了中国东部济阳坳陷陆相页岩岩石样品的无机孔隙度、有机孔隙度、最大有机饱和度、最大无机饱和度和吸附互溶态流体饱和度。所测样品的有机饱和油量(含有机游离态流体和吸附互溶态流体)占总饱和量的6%～55%，其中50%～90%为吸附互溶态，其余为有机孔隙中的游离态油相。通过拟合油、水自吸曲线得到所测页岩的无机渗透率和有机渗透率，有机渗透率比无机渗透率约低1.5～2个数量级[183]。页岩层系中流体包括油、气、水等多个相态，多相流体在页岩不同尺度介质中流动现象更为复杂。有机质的亲油性和黏土矿物的亲水性将影响水相在不同尺度孔隙中的分布和流动性，进而影响油的连续性和流动性。而不同岩性纹层中油水的饱和度和流动性也将影响油从泥页岩向砂岩的运移能力。目前页岩储层多相流体流动机制的研究方法尚未完善，有关其流动机制及规律的研究鲜有报道。为了准确评价页岩油的可动性，陆相富有机质页岩中的多相流动机理已成为研究的重点之一。

尽管有水平井技术和体积压裂技术的支持，页岩油以弹性开采为手段的开发过程仍面临生产周期短(<10年)和采收率低(3%～10%)的问题[184]。因此，各种提高页岩油采收率方法的室内研究已逐渐开展。页岩具有低孔低渗和富含有机质的特征，普遍认为注水开发难度大，有研究认为通过表面活性剂水溶液的自发渗吸来实现油藏润湿性由亲油变为亲水的转变可以提高采收率[185-186]。室内覆盖基质渗透率为(2～10)×10-3μm2巴肯岩心实验结果表明，表面活性剂水溶液自发渗吸可以排出15%～60% 预先饱和的油相[187-189]。但自吸过程仅仅在很小距离范围(如厘米级)内有效，油藏中必须使用高压注入才行，同时要考虑泥页岩黏土含量高、易水化膨胀以及对有机质内吸附互溶态的烃类动用等问题。

对于低渗透储层，注气开发较水驱更为有效，它能够有效地避免黏土水化膨胀及注入困难等问题，常用的有注CO2、CH4和N2等[190-191]。实验和数值模拟方法研究表明，在Wolfcamp页岩油储层利用CO2、CH4和N2三种气体吞吐的增产潜力评价中，CO2吞吐提高采收率效果最好，其次是N2和CH4[118,192]。页岩储层通常含有丰富的有机质干酪根，CO2对页岩中干酪根内的吸附溶解的烃类化合物具有很强的萃取作用[174,193-194]，对不同类型的页岩油样品进行CO2多轮次吞吐室内实验发现，其最终采收率可达到33%～85%，且最终采收率与页岩性质、多轮次吞吐操作参数(焖井时间、吞吐次数等)有关[195]。同时，CO2与干酪根可以发生相互作用，导致页岩比表面积、孔隙度和微观结构的改变[196-197]，CO2还能在干酪根中发生吸附和溶解作用[198]。这些性质决定了CO2有望将页岩中吸附互溶态的烃类化合物动用，但岩心实验所用的吞吐压力很高(6～25 MPa)，实际矿场应用中不可能实现这样的压力梯度。如何使CO2深度进入页岩基质并能有效将油相排至裂缝而产出，将是CO2提高页岩油在采收率研究的难点和核心问题。相比于北美海相页岩，中国陆相页岩油具有分布范围小、成熟度低、原油密度大、含蜡量高、粘度高等特征[199]，因此应用CO2或类似的溶剂以降低油相黏度非常必要。但是CO2对游离态和吸附互溶态页岩油的动用程度究竟如何，目前还没有报道。如何通过注水或表面活性剂等化学剂来调控CO2与页岩油的混相能力及波及体积，提高CO2对干酪根中吸附互溶态原油的替代和萃取能力以及夹条带的驱油效率，成为弹性开采后提高采收率急需解决的关键问题。

近年来，中国石油大学(华东)研究团队在页岩油储集性能与流动特征实验表征、页岩油气数字岩心孔隙级流动模拟和页岩油气多尺度流动模拟理论与方法等方面，进行了大量的工作并取得了良好的进展和效果，并在页岩油CO2提高采收率实验及机理研究领域展开了初步研究[174]。已改进并搭建页岩油多相多尺度流动机理研究的实验平台。设计了特制页岩岩心实验装置，建立了页岩油岩心有机孔渗饱和无机孔渗饱的表征方法。搭建了多岩心串联稳态流动实验、弹性开采、溶解气驱、混相驱、CO2驱替/吞吐等各类实验装置，分析了页岩油的流动特征和流动潜力。结合一维/多维核磁共振技术，表征各类动态驱替过程中不同时刻、不同孔隙中单相/多相流体的饱和度变化，评价页岩油可动性及有效动用条件。并建立了描述页岩油藏的数字岩心、管流模型、毛管束模型、岩心尺度及开发尺度等5个不同尺度的流动模型，结合实验结果揭示不同尺度孔隙空间中页岩油的流动机制。基于页岩油流动机理建立了页岩油流动模拟方法，分析不同流动模式和参数对页岩油流动规律的影响。以上工作为陆相富有机质页岩中烃类多相多尺度流动机理研究奠定了基础，也为研究不同页岩微相的烃类流动方式和开发页岩油有效提高采收率方法提供了实验平台。

6 陆相页岩油选区评价参数、甜点预测方法和实验技术标准

迄今为止，国外研究工作的重点在海相页岩油气领域，对陆相页岩油富集机理关注不够[200-201]。通过几代石油地质学家的共同努力，在中国东部陆相盆地的油气勘探开发实践中，逐步形成了具有中国特色的陆相生油理论，成功地指导了大庆、胜利等一系列大中型常规油气田的发现。陆相页岩油勘探开发是一个全新的探索领域。初步研究表明，页岩油富集成藏特征与源储分离的常规石油有很大不同，而与页岩气在聚集机理、储集空间、流体和分布特征等方面有一定相似之处[153]，表现为：(1)源储一体，滞留聚集；(2)较高成熟度富有机质页岩，含油性较好；(3)发育纳米级孔缝系统，有利于页岩油聚集；(4)储层脆性指数较高的地层有利于压裂改造；(5)地层压力高、油质轻，容易流动和开采；(6)大面积连续分布，资源潜力大。

北美海相页岩油气勘探开发实践结果表明，大规模页岩油气区带多形成于克拉通内部和边缘凹陷、前陆盆地等稳定宽缓的构造背景区，大面积分布的优质烃源岩奠定了页岩油气富集的物质基础，大面积分布的致密碳酸盐岩、膏岩或巨厚泥质岩顶底板形成区域性压力“分隔箱”，将已经生成的油气保持于烃源岩体系之中，合适的热演化程度(生油—生气高峰)有利于烃源岩层系中烃类原位滞留，与排烃不畅伴随的欠压实作用和微裂缝形成等因素构成地质和工程“甜点”，控制着海相页岩油的规模富集[28,202-205]。海陆相沉积体系的差异，决定了二者在海陆相页岩油的形成、演化和富集特征方面的差异性[206]。

随着中国扬子、塔里木和华北等3大古老克拉通的逐渐解体，在此基础上形成的中国古老陆块规模小、数量多，从石炭—二叠纪开始，从西向东，中国进入陆相盆地发育阶段，形成的陆相沉积盆地以类型多、分割性和后期活动性强为特点。由于形成的构造环境整体稳定性较差，中国陆相页岩油主要分布在沉积环境变化大的陆相湖盆。陆相沉积体系受到盆地类型和活动强度多样性的控制，在淡水湖泊、混积湖泊与咸化湖泊等环境，均可形成各具特色的细粒岩石沉积体系。理解陆相细粒沉积体系的复杂性，必须从理解陆相沉积体系多样性、沉积相带变化快、沉积岩性复杂多变、储盖组合样式多变等特征着手[118,207]。

受全球性古气候变迁的影响，中国陆相盆地经历了多个陆相大中型湖泊发育的巅峰期，适宜的气候条件造就了多套优质烃源岩的形成。与此同时，区域性大地构造演化的差异性，造成了湖泊体系中陆源碎屑沉积、生物和化学沉积以及火山碎屑沉积的复杂性，从而带来了烃源岩层系的多样性和非均质性。因此，古气候背景与区域构造环境叠加的双重影响，是中国陆相页岩油非均质性的根源。这种非均质性不仅体现在烃源岩的沉积类型、岩性、厚度和分布规模以及有机质类型、丰度和热演化行为，而且体现在烃源岩储层的岩石力学性质。

要取得中国陆相页岩油勘探开发的重大突破，必须正确认识陆相页岩油资源潜力，找准页岩油富集区，攻克高产稳产工程工艺技术。前期我们对美国海相页岩油气成功经验和中国陆相页岩油勘探前期经验教训进行了系统梳理[206]。在此基础上，初步形成了在选区评价上重点关注TOC值大于2%和Ro值大于0.7%的区带，钻探目的层选择上聚焦脆性矿物含量高的纹层、夹层或天然微裂缝发育段，在工程工艺上重视含油页岩体积压裂规模的认识，提出了中国陆相页岩油发展的三步走战略建议[206,208]。由于中国陆相页岩油富集机理研究远远滞后于生产实践，针对不同盆地特定页岩层系的特殊地质条件，建立陆相页岩油资源分类定量评价实验参数、勘探选区评价地质参数、地质和工程甜点预测方法以及关键实验技术标准刻不容缓。

7 深化陆相页岩油富集机理研究需要解决的基础科学问题

陆相页岩油勘探开发是一个全新的探索领域，国内走在世界油气产业的前沿，在本领域已经有很好的研究基础。但是，随着中国陆相页岩油快速步入战略突破期，这些研究的局限性也逐渐显露出来：一是东部断陷盆地的前期研究主要聚焦于富有机质页岩储层，而中西部盆地的研究重点在页岩层系中的致密油储层；二是前期研究以静态描述为主，缺少对这些页岩油储集要素在盆地动力学条件变化过程中动态演化机理和分布规律的认识；三是对不同类型盆地陆相页岩系统的沉积非均质性及后续的成岩、成储、成烃和富集成藏非均质性认识不足。

因此，需要从以下4个方面着手，加强不同类型陆相页岩油层系的全过程动态演化和页岩油富集机理研究：

(1)页岩在不同沉积环境与成岩作用影响下，经历了复杂的物质转化和储集空间演化。由于中国陆相盆地类型复杂，针对沉积时期水体性质与外源输入如何控制页岩原始矿物组成的认识尚不明确。同时，对埋深压实与去压实过程中页岩矿物和储集空间再次转化关系认知尚少。陆相页岩沉积—成岩协同作用机制是陆相页岩油勘探与开发首要解决的理论问题。

(2)中国中低成熟度(Ro<0.9 %)页岩油资源在中国页岩油资源中的占比为60%～70%。早期阶段我们钻探的大部分页岩油井之所以低产，最主要原因是原油成熟度低、黏度大、含蜡量高、流动性差。对这些原油地下流动机理与动用的物理化学条件认识不清。揭示中低熟页岩油的赋存方式、流动机理与动用边界条件，是实现中低熟页岩油有效开发的理论基础。

(3)高成熟度(Ro>0.9%)页岩油资源中，单井初始产量和最终控制可采储量(EUR)明显好于中低熟页岩油，多数井大于30 t/d，最高单井初始产量大于100 t/d。但是，中国陆相页岩油单井初始产量和EUR明显低于美国海相页岩油。导致这一差距的部分原因是陆相页岩非均质性强、黏土矿物含量高、水敏性强、脆性低，对于陆相页岩油富集要素、人工压裂机理及其主控因素的认知也远不如海相页岩，制约了陆相页岩油钻探目标优选、储层压裂设计与高效开发。

(4)鄂尔多斯、准噶尔和渤海湾等陆相沉积盆地在构造类型和演化历史上存在显著差异。研究这些不同沉积盆地的页岩油富集规律，明确它们在页岩层系与储集性、含油性、可压性、可动性等“四性”的主控因素上的共性特征和差异性，有什么异同性。这些问题的回答也极大地影响着对中国页岩油资源潜力的准确评价，影响着选区选带，进而直接影响着中国页岩油发展的速度与规模。

围绕着陆相页岩油井位部署与钻完井工程面临的关键技术瓶颈，进一步开展典型盆地陆相页岩油动态演化与富集机理研究，对于加快中国页岩油开发进程、保障石油安全具有重大的现实意义。

致谢：感谢中国石化油田事业部、科技发展部、胜利油田分公司和江汉油田分公司在项目研究过程中给予的大力支持。