陆相页岩油可动用性微观综合评价

金旭，李国欣，孟思炜，王晓琦，刘畅，陶嘉平,，刘合

（1. 中国石油勘探开发研究院，北京 100083；2. 中国石油勘探与生产分公司，北京100007；3. 中国地质调查局油气资源调查中心，北京100083；4. 中国石油大学（华东）石油工程学院，山东青岛266580）

0 引言

页岩油是指富有机质页岩层系中，以游离、与干酪根互溶或吸附方式赋存于泥页岩基质孔隙、微裂缝及非烃源岩薄夹层中的石油资源[1-3]。依托水平井与水力压裂等工程技术进步，美国率先实现页岩油商业开发，改变了全球能源格局[4-7]。良好的资源禀赋条件是美国页岩油革命成功的基础：①产层主要分布于海相克拉通或前陆盆地，沉积面积大、连续性好，岩性相对稳定；②TOC值普遍较高（平均值多为3%～5%），油层多存在异常高压（压力系数为1.3～1.5）；③适中的热演化程度，Ro值为1.0%～1.7%，使富有机质页岩内生成大量烃类，经过短距离运移后主要赋存于与页岩间互发育的致密储集层中，原油中重烃组分被过滤，气油比高（100～500 m3/t）、流动性好[1,8-11]。

美国海相页岩油即使拥有得天独厚的地质和工程条件，在80余个沉积盆地、近千套页岩层系中，也仅找到Eagle Ford、Bakken和Permian等几大产区十几套层系实现工业化开发[4]，显示出页岩油勘探开发投资极强的不确定性[12]。在此背景下，2016年以来美国页岩油研究方向已逐渐由工程技术攻关转向提高采收率技术创新，其中基于多尺度精细评价的储集层经济开采价值评估及开采技术匹配设计研究已成为热点[13-15]。

中国陆相页岩油资源较为丰富，是现阶段最具现实意义的接替资源。与美国海相页岩油相比，中国陆相页岩油聚集规模相对较小，主要分布在10个盆地、30余个区带或凹陷中，部分凹陷面积不足百平方千米，资源量为几千万吨[16]。如何科学评判其开发潜力与工业价值，针对性设计开发方案并估算工程成本，成为页岩油规模效益开发的关键科学问题。油气资源可动用性不同于油气可动性，是评价当前技术条件下油气藏被经济有效动用的难易程度的重要指标，已被广泛应用于致密油、致密气、煤层气等多种类型非常规油气评价[17-21]。在此背景下，本文在简要梳理中国陆相页岩油开发现状与面临挑战的基础上，引入资源可动用性概念作为衡量页岩油业务投资的重要参考指标，依据页岩油资源禀赋特点对评价方法及流程形成集成创新，并从微观角度、在同一平台对中国主要陆相页岩油资源可动用性开展综合对比研究。

1 中国陆相页岩油开发现状与挑战

中国发育中低、中高成熟度两类页岩油资源，后者是当前主体开发对象，在开采方式与核心技术等方面与美国页岩油具有一定相似性，但效益开发难度更大[1]，主要体现在以下几个方面：①页岩油主要产层多分布于陆相沉积的坳陷、断陷型盆地中，分布范围小，非均质性强；②烃源岩TOC值多数偏低（2%～3%），储集层压力系数整体偏小（1.0～1.2）；③热成熟度整体偏低（Ro值主要为0.75%～1.00%），发生浓度扩散、短距离运移到间互致密薄夹层内的液态烃相对较少，大量原油滞留在页岩基质孔隙中构成资源主体[22-24]，油品较重，气油比低（主体小于100 m3/t），流动性差，开发难度大。

目前，中国陆相页岩油普遍沿用北美水平井与体积压裂开发模式[25-32]，但地质特征差异性决定了该技术体系难以普遍适用。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷已建成中国首个国家级页岩油示范区，目前完钻页岩油井178口，已基本进入规模建产阶段。鄂尔多斯盆地三叠系延长组长71+2亚段至2019年底投产117口井，年产油26.3×104t，显示出良好稳产效果；但湖盆中心长73亚段纯页岩区尚未突破，目前29口试油井有13口井获工业油流，产量难稳定。大港油田在渤海湾盆地古近系孔店组孔二段完钻38口井，压裂17口，累计产油达2.9×104t，已初步实现勘探突破向规模开发转变。2018—2019年吉林油田在松辽盆地白垩系青山口组完钻探井18口，仅10口获得工业油流，页岩油效益开发面临较大困难。

可以看出，中国不同盆地、甚至同一盆地不同层系间的页岩油资源开发效果差异显著[16,33-34]，说明复杂地质条件和资源可动用性认识不清、开采技术不匹配的难题已严重制约页岩油资源效益开发。前期研究因不同盆地采用的实验测试条件与评价手段不同，难以获取多盆地页岩油可动用性差异的准确评价和系统认识。

准噶尔、鄂尔多斯、渤海湾、松辽这 4大盆地地质资源量分别为 25.1×108，60.5×108，27.4×108和 54.6×108t，总量占比约 60%，是中国页岩油勘探开发重点地区[16]。在此背景下，本文选取现阶段重点开发的准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组（P2l）、鄂尔多斯盆地陇东地区三叠系延长组（T3y）长73亚段、渤海湾盆地沧东凹陷古近系孔店组（E2k）孔二段、松辽盆地长岭凹陷白垩系青山口组（K2qn）青一段等 4个地区作为研究对象，对483块岩心样品开展了1 385块/次实验分析（见表 1），在同一评价技术体系和相同实验测试条件下进行不同类型页岩油资源可动用性评价方法和应用对比研究。

特别指出，尽管赋存于间互致密薄夹层的页岩油渗流条件与原油流动性相对较好，是当前中国页岩油主体开发对象。然而，随着勘探开发逐渐步入规模化阶段，优质储量比例下降，页岩基质孔隙中大量的滞留原油作为资源主体势必逐渐成为主战场。因此，本文对资源可动用性的研究聚焦于富有机质页岩。

表1 研究样品基本信息

2 页岩油可动用性评价方法

页岩油储集层非均质性强，孔喉结构细小，孔隙空间展布、有机质结构、流体相态与含油气性复杂，许多传统的分析手段不适用。页岩油可动用性一般受储集空间有效性、储集层含油饱和度、原油可动性及储集层可改造性等主控因素共同控制[17-21]，单方面的储集层评价结果不能很好地反映储集层特性。

储集层有效性即储集层提供原油储集空间及运移通道的能力，主要由孔隙-裂缝发育程度、有效孔隙度与连通性等主控因素共同控制。原油可动性即原油在储集层孔喉系统中有效流动的能力，主要由地层温压驱动力、原油物性、原油在有效孔隙中的分布等主控因素共同控制。储集层可改造性即储集层被有效改造的难易程度，主要由地应力、矿物组成、力学弱面分布等主控因素控制。

数字岩石技术起源于20世纪90年代，利用多尺度表征手段获取岩石内部结构等数字化信息，通过多种算法重建数字岩心进行数值模拟研究，从而对储集层实现数字化表征[35-40]。本文针对页岩油储集层有效性、含油及原油可动性、储集层可改造性 3个方面，采用场发射扫描电镜大面积高分辨孔缝配置关系分析、储集空间三维展布刻画、有效连通性计算、矿物组成与定量分布、荷电效应可动油识别、数字岩石裂缝扩展模拟仿真等多尺度数字岩石评价技术的有效结合，通过评价方法集成创新，建立页岩油可动用性评价流程与技术体系。

储集层有效性评价方面，对于页岩微纳米尺度孔隙空间需要使用孔隙有效性与连通性作为主要描述参数。本文利用双束场发射扫描电镜大面积图像拼接（MAPS）技术获取富有机质页岩储集空间孔缝发育与孔径分布特征，利用三维孔隙结构图像和有效连通性自编软件，计算页岩样品中相互连通的孔隙体积与总孔隙体积的比值，获得孔隙连通率参数，进而计算不同地区页岩岩心样品有效孔隙度[39]。

含油性及页岩油可动性评价方面，传统热解、氯仿沥青“A”抽提等地球化学分析方法只能获得可动烃定量数值而无法获得原油在样品中的分布。页岩基质孔隙以微纳米尺度为主，孔隙类型千差万别，具有同样含油性的粉末样品，其储集空间连通性和有效性往往大不相同。本文利用电子束荷电效应开展页岩可动油分布定量评价，通过成像参数的精细调节，使原油分布区域表现出荷电效应。导电性测试、极性溶剂抽提、加热去除可动油等系列实验证实，可动油是导致荷电效应的主要原因，因此本文方法可以直接获得可动油分布，并进一步结合传统热解分析定量计算可动油饱和度。

储集层可改造性评价方面，陆相页岩非均质性极强，细观尺度下存在大量页理纹层等结构弱面，矿物组成与分布特征也较为复杂，现有评价方法由于分析因素不够全面导致评价效果不理想。本文基于数字岩石图像重构和矿物组成定量识别，结合有限元方法模拟页岩岩心起裂特征与扩展机制，系统评价页岩储集层可改造性。

3 储集空间有效性评价

陆相页岩油储集空间在多个尺度上均表现出较强的非均质性：在米级尺度，根据页岩油地质评价标准，富有机质页岩层系可以存在单层厚度不大于5 m的粉砂岩、细砂岩、碳酸盐岩，表明页岩层系存在米级的泥页岩段与其他岩性段的过渡与交替；在厘米级尺度，水体盐度等古环境的差异和水动力条件等因素不断变化导致陆相页岩页理纹层发育；在毫微米级尺度，仍存在微观生物作用、矿物溶蚀差异等因素导致的储集空间以及有机质分布的非均质性，有机质类型与成熟度差异也导致有机质-无机矿物之间接触关系、孔缝特征及原油吸附的差异。本文选取 4个页岩油代表性盆地的基质型泥页岩样品，开展厘米—纳米跨越 7个数量级尺度的储集空间评价。

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油储集层受构造、气候、水体、沉积物供给等因素影响，广泛发育泥晶白云岩、粉砂岩和混积岩[25-26]。储集空间主要包括原生孔和次生孔，原生孔主要包含粒间孔和晶间孔，次生孔主要包括溶蚀扩大粒间孔、粒间溶孔、粒内溶孔、晶内溶孔及少量裂缝。样品TOC值较高，发育大量干酪根条带，主要孔隙类型包括粒间孔、黏土矿物粒间孔、有机质部分填充粒间孔和部分有机质孔隙（见图 1）。有机孔也是页岩油赋存的重要储集空间，研究样品可见部分有机质条带发育有机孔，而有些不发育，反映了成烃生物的多样性和有机孔隙分布的非均质性。在厘米级尺度富有机质泥质区域附近往往有泥晶白云质区，发育大量未被充填的粒间孔，为发生短距离运移的液态烃提供了良好的储集空间。此外，大量的溶蚀次生孔隙为页岩油大规模聚集提供了主要的储集空间。

图1 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组宏观（a）及局部放大（b—d）孔隙特征

鄂尔多斯盆地陇东地区长73亚段页岩油储集层主要分布于深湖泥页岩沉积区，储集层连续性相对较好，岩性以薄层细砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩为主[27-28]。典型的长73亚段富有机质页岩的沉积层理及微观孔隙特征显示（见图2），在电子显微镜下可见的储集空间并不十分发育，主要孔隙类型为粒间孔、微裂缝及黏土矿物粒间孔等，有机质内部孔隙较少。但考虑到样品TOC值较高，有机质条带连接成片，吸附原油从而不呈现出可视孔隙，可以成为页岩油重要的储集体。

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段沉积期构造相对稳定，形成了400～600 m厚的细粒沉积层系，既发育优质烃源岩又发育有效储集层，极具潜力。孔二段优质页岩层系岩性主要为长英质页岩、灰云质页岩及碳酸盐岩等[29-30]。典型富有机质页岩样品可见孔隙类型以粒间孔、微裂缝、有机质孔及有机质收缩孔等，有机质丰度较高，部分区域发育有机质纳米孔，构成了多级储集系统（见图3）。

松辽盆地长岭凹陷青一段页岩油层为厚—巨厚暗色泥岩与薄层砂质岩互层，形成典型的“泥包砂”生储盖组合特征，富有机质页岩均属特低孔特低渗储集层[31-32]。典型页岩油样品中可见大量的黏土矿物粒间孔，微裂缝发育，有机质在毫米级尺度离散分布，难以连片富集，有机质孔隙在电镜观察下并不发育，储集空间为基质微裂缝型（见图4）。

图4 松辽盆地长岭凹陷青一段宏观（a）及局部放大（b—d）孔隙特征

前期研究结果表明[41]，孔隙尺寸对页岩油的聚集、运移有重要影响，当孔隙直径小于20 nm时，页岩油无法渗出；当孔隙直径为20～200 nm时，需要外部驱动力渗出；当孔隙直径大于200 nm时，页岩油可以从孔喉中自由渗出。为此，进一步统计了4个地区页岩样品孔径分布（见表2），结果显示孔径分布范围以20～200 nm为主，其中芦草沟组孔径大于200 nm的孔隙比例最高（为30%），而青一段页岩小于20 nm孔径的无效孔比例相对较高。

表2 4个地区典型页岩油样品孔径分布特征

通过数字岩石技术分析4个地区FIB-SEM三维孔隙结构模型（见图5），利用自编Matlab脚本对4个地区页岩样品进行连通性检测与分析，并将孔隙连通域按连通性由差向好分级为死连通域Cr、1级连通域Cr1、2级连通域Cr2和3级连通域Cr3共4类，结果显示页岩的孔隙连通性很差，4个地区页岩孔隙总连通率均不足 60%，其中芦草沟组与孔二段页岩孔隙连通性相对较好，有效孔隙度相对较高；而青一段页岩连通性相对较差（见表3）。

图5 芦草沟组（a）、长73亚段（b）、孔二段（c）、青一段（d）页岩油岩心样品三维孔隙空间展布特征（红色代表内部孔隙）

表3 4个地区典型页岩油样品连通性分析

4 储集层含油性与页岩油可动性评价

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组烃源岩氢指数（HI）多大于350 mg/g，有机质类型以Ⅱ型为主（见图 6a），样品油饱和指数（OSI）较高（见图 6b），烃源岩Ro值主体为 0.6%～1.1%，处于低成熟—成熟阶段。地层压力系数较大（1.1～1.3），但气油比低（10～20 m3/t）、原油黏度较高（50～120 mPa·s），流动性差。典型的芦草沟组基质型页岩样品TOC值为3.96%、S1值为2.21 mg/g，样品中离散分布着狭长有机质颗粒，可动油与干酪根伴生分布，吸附在干酪根颗粒内部，少部分填充在矿物颗粒粒间孔中，具有良好开发潜力（见图 7）。对于芦草沟组页岩，往往基质区与储集区紧密伴生，在微观层面形成较好的源储配置体系。

图6 典型页岩油样品的有机地球化学特征（HI—氢指数；Tmax—热解峰温；PI—产率指数；OSI—油饱和指数；TOC—总有机碳含量；S1—游离烃含量）

图7 准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组荷电区页岩油宏观分布（a）及局部放大（b—d）图（红色代表提取后的残留油区域）

鄂尔多斯盆地陇东地区长73亚段页岩油样品非均质性较强，有机质类型以Ⅰ型、Ⅱ型为主；TOC值整体大于5%，OSI值中等（见图6b），Ro值为0.6%～1.1%，处于低成熟—成熟阶段。尽管具有轻质原油特征（气油比为60～120 m3/t，黏度为5～20 mPa·s），但地层能量不足，压力系数主体仅为0.7～1.0。样品HI平均值为300 mg/g，S1值大于1.5 mg/g（见图6a）。典型样品TOC值为5.43%，S1值为2.79 mg/g，有机质相对较少，页岩油与有机质呈伴生分布状态，但通过超高分辨率电镜观察与三维刻画，微裂缝及大量黏土矿物孔隙沟通，形成较好的有效连通储集输运体系（见图8）。

图8 鄂尔多斯盆地陇东地区长73亚段荷电区页岩油宏观分布（a）及局部放大（b—d）图（红色代表提取后的残留油区域）

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段陆相页岩整体达到很好的烃源岩标准，干酪根主要为Ⅱ1、Ⅱ2型，TOC值为0.13%～12.92%，OSI值相对较低（见图6b），Ro值为0.66%～0.91%，属于中低成熟度范围；压力系数整体较高但差异较大（1.0～1.8），气油比为50～130 m3/t，原油黏度10～100 mPa·s，流动性适中。典型样品整体面孔隙度很低，矿物粒间孔基本被干酪根占据，可动油主要吸附分布在干酪根颗粒的表面，或存在于干酪根与矿物颗粒之间的裂隙中，干酪根整体表现为网络状，形成了很好的储集排烃网络（见图9）。

图9 渤海湾盆地沧东凹陷孔二段荷电区页岩油宏观分布（a）及局部放大（b—d）图（红色代表提取后的残留油区域）

松辽盆地长岭凹陷青一段页岩油样品TOC值相对较低，主要为1.4%～2.5%，平均值为1.9%，S1值整体较高，约 0.86～2.90 mg/g（见图 6c），OSI值与长 73亚段类似（见图6b），Ro值为0.70%～1.13%，成熟度相对较高；地层压力系数较高（1.0～1.5），气油比50～100 m3/t，原油黏度10～200 mPa·s，流动性相对较差。柳波等[31]将青山口组富有机质页岩按TOC值分为高有机质块状泥岩相、中有机质块状泥岩相与中有机质纹层状泥岩相，其基质孔隙连通性及含油性差异明显。典型样品的荷电分布图显示页岩油在孔隙中呈繁星状均匀分散，虽未连片但仍形成一定的规模（见图10）。另外，荷电显示区往往部分填充于微小粒间孔隙中，可见部分孔隙显露，推测原始样品孔隙中填充了大量的可动油，在真空中被抽走后暴露出部分粒间孔。因此，青山口组样品即使TOC值相对较低，但大多数有机碳为已生成的液态烃，OSI值（见图 6b）也显示出样品含油饱和度较高。

图10 松辽盆地长岭凹陷青一段荷电区页岩油宏观分布（a）及局部放大（b—d）图（红色代表提取后的残留油区域）

综上所述，处于生油高峰的陆相页岩样品中，可动油主要以吸附、溶胀等形式聚集于干酪根内部、干酪根与矿物的粒间孔及邻近储集层孔隙中。4个地区页岩层系均具有强烈的非均质性，在甜点区均有较好的原油富集显示。其中芦草沟组页岩源于混积岩特征，源储一体近源聚集，大量可动油填充在储集空间，是良好的页岩油甜点层；青一段页岩油呈零星状分布、长73亚段有机质与页岩油伴生分布，但均有大量黏土矿物粒间孔或微裂缝沟通，可形成较好页岩油排烃网络；孔二段页岩成熟度相对较低，但具有较高氢指数，有大量原油生成且富集于有机质网络中，储集层厚度较大，具备规模开发潜力。原油荷电分布结果展现了可动油与孔隙、有机质条带的伴生情况，为原油可动性综合评价提供定量参数和重要依据。进一步结合游离烃含量等有机地球化学数据得到 4个地区页岩样品可动油占比分别为芦草沟组 5%～30%、长 73亚段15%～30%、孔二段2%～10%、青一段10%～25%。

5 储集层可改造性评价

5.1 纵向非均质性表征

陆相沉积页岩层多、层薄，纵向非均质性极强，发育大量页理纹层等力学弱面，将其充分有效开启是提高裂缝复杂程度、增加泄油面积的关键。本文随机选取大量典型页岩样品进行大面积 X射线荧光光谱（XRF）分析，获得各元素在样品表面沿沉积方向的分布特征（见图11）。4个地区页岩在纵向上均呈现出显著分层特征，图像法统计芦草沟组、长 73亚段、孔二段、青一段平均每米发育页理纹层数分别为90、107、93、71。测试结果显示长 73亚段页岩纵向非均质性最强，随机互层特征最为明显。

图11 芦草沟组（a）、长73亚段（b）、孔二段（c）、青一段（d）典型页岩样品XRF元素分布扫描结果

为进一步表征页岩样品纵向上的非均质性特征，以前述纹层划分为基础，在各条带内随机选取区域进一步制样进行扫描电镜矿物定量（QEMSCAN）评价。以长73亚段1号样品为例，纵向上依据元素分布划分为 5层（编号为 A、B、C、D、E），在每层内随机制取样品进行矿物分析，扫描结果显示 A层（厚度 4.1 mm）主要矿物为碳酸盐类矿物（含量67.2%）；B层（厚度13.6 mm）以黏土矿物为主（含量58.1%）；C层（厚度21.5 mm）优势矿物包括脆性矿物（含量48.3%）与碳酸盐类矿物（含量35.8%）；D层（厚度6.4 mm）以脆性矿物为主导（含量62%）；E层则没有显著优势矿物，脆性矿物、碳酸盐类矿物、黏土矿物分别占比43.6%、30.7%和 25.7%，进一步证实了陆相页岩纵向非均质性特征（见图12）。对该样品矿物组成按层厚进行加权平均，得到平均矿物组成分别为脆性矿物42%、碳酸盐类矿物30%、黏土矿物28%。

图12 长73亚段1号样品各层矿物分布扫描结果

5.2 矿物组成评价

不同类型的矿物组分含量直接影响岩石脆性，是储集层可改造性评价的重要指标。使用 X射线衍射（XRD）方法分别对 4个地区页岩样品进行全岩及黏土分析，并将矿物组分进一步划分为3类：第1类为脆性矿物，包括石英、长石、黄铁矿、云母等；第 2类为碳酸盐类矿物，包括方解石、白云石等；第 3类为黏土矿物，包括高岭石、蒙脱石、伊利石、绿泥石等。图13显示不同地区间页岩样品矿物组分差异显著。芦草沟组页岩样品脆性矿物占比主体分布于 40%～65%，黏土矿物含量较低（平均 15.97%）。长 73亚段页岩样品脆性矿物含量较高，占比约 40%～80%，黏土矿物含量也较高（平均30.65%）。孔二段页岩样品脆性矿物含量为 45%～60%，黏土矿物含量极低（平均13.91%）。青一段页岩样品3类矿物分布差异较大，但整体来看脆性矿物含量较低（平均44.89%），黏土矿物含量较高（平均39.52%），储集层塑性较强。

图13 4个地区典型页岩样品矿物组成分布

5.3 储集层可改造性评价

以上述纹层划分与矿物表征为基础，对各层矿物分布进行随机重构得到岩心巴西圆盘数值模型。以长73亚段1号样品为例，巴西盘试样的直径为60 mm，厚度为30 mm，模型按矿物分布划分为5层（编号为A、B、C、D、E），为充分考虑矿物组成与纹层对造缝过程的影响，选择力的加载与水平纹层夹 45°角方向，裂缝的生成与扩展过程如图14所示。

由于纹层强度较弱，初始裂缝在BC、CD、DE界面同时产生并不断扩展（见图 14a—图 14d）。随着载荷持续施加，裂缝在沿界面持续扩展（见图14e）的同时产生新的分支缝（见图14f），最终形成3条纹层缝和双“S”形2条岩石基质裂缝（见图14g）。岩石基质部分的裂缝主要产生于脆性矿物含量较高的层C、D、E中，黏土矿物含量较高的层 B中的裂缝较短且形态相对简单，并且阻碍了裂缝向层A中扩展，层A中最终无裂缝产生。陆相页岩随机互层特征对造缝过程产生了显著影响，页理纹层等结构弱面的开启与扩张，并与主裂缝贯通，能够有效提升裂缝复杂程度，改善储集层渗流条件。但纹层的开启会导致压裂液在近井地带滤失加剧，造成裂缝延伸受限，降低改造体积。同时，高黏土层对裂缝纵向延伸也有显著抑制作用。

图14 长73亚段1号样品巴西圆盘模型45°载荷下破坏过程

进一步引入计盒维数来表征破坏裂缝的复杂程度，将其作为裂缝复杂性评价指标的量化值[42]。计盒维数是为了描述裂缝形态提出的一种分维描述法，反映岩石破坏裂缝对空间的占有程度，可以刻画岩石破坏裂缝的复杂性，其数值越大裂缝越复杂。统计芦草沟组、长73亚段、孔二段、青一段样品巴西圆盘数值模型破裂的平均三维计盒维数分别为 2.601，2.554，2.647，2.419，4个地区页岩样品以孔二段可改造性最佳，主要原因是其纹层相对发育且黏土矿物含量较低，样品在破裂过程中易于产生相对复杂的裂缝网络；与孔二段相比，芦草沟组黏土矿物含量稍高且纹层分布略少，可改造性稍差于孔二段；长 73亚段样品纹层最为发育，纹层开启显著提升裂缝系统复杂程度，但受限于黏土矿物含量偏高，黏土层裂缝形态较为单一，裂缝纵向延伸相对受限；青一段样品黏土矿物含量最高、纹层相对不发育，岩石破裂的复杂程度最低，可改造性差。

6 可动用性特征对比分析

本文提出了页岩油有效动用微观综合评价方法，主要包括储集层有效性、储集层含油性、原油可动性及储集层可改造性 4个方面，重点参数包括有效孔隙度、大于20 nm孔径体积占比、可动油比例、计盒维数等。基于同一套评价方法，对准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组、鄂尔多斯盆地陇东地区长73亚段、渤海湾盆地沧东凹陷孔二段、松辽盆地长岭凹陷青一段共计 483块样品开展系统对比研究，形成了重点盆地陆相页岩油可动用性初步认识（见表 4）。受限于取样井数与样品数量，以及陆相页岩强非均质性，尚未覆盖全部类型与特征样本，但本文基于同一测试平台条件提供的微观综合评价技术与对比研究方法，可拓展至全球页岩油气系统储集空间评价和资源计算等相关研究。

表4 4个地区页岩油可动用性对比分析

准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组呈现混积岩特征，源储一体近源聚集，与其他 3个地区相比孔隙最为发育，有效连通性好。储集空间内有大量原油填充，可动油占比较高，储集层改造复杂程度较高，是当前最为现实的开发对象。因原油黏度偏高，应重点攻关体积压裂与注气吞吐等提高采收率技术相结合的开发模式，有效提高原油流动性。

鄂尔多斯盆地陇东地区长73亚段与孔二段、青一段样品具有相似储集空间展布特征，孔隙有效性与连通性相对一般。长73亚段页岩地层压力系数较小，但可动油占比高，原油以轻质原油为主，气油比高、流动性好。黏土矿物含量虽较高，但页理纹层发育，仍有较好的可改造性，体积压裂过程应注重页岩结构弱面的充分改造与沟通，形成复杂裂缝网络并适当提高施工规模补充地层能量。同时建议重点关注长 73亚段页岩原位转化技术规模应用可行性和经济性评价。

渤海湾盆地沧东凹陷孔二段样品孔隙有效连通性仅次于芦草沟组，且孔径分布优于其他 3个地区，有利于原油运移。成熟度与可动油占比尽管相对较低，但仍有大量原油已经生成且富集于有机质网络。其地层压力高，原油黏度适中，储集层可改造性极佳，有望通过体积压裂实现规模效益开发。

松辽盆地长岭凹陷青一段样品成熟度较高，有机质大部分已转化为液态烃，可动油饱和度较高，且具备地层高压有利特征，资源潜力较大。但储集层孔隙有效连通性差、孔径整体偏小，储集空间有效性明显差于其他 3个地区。原油黏度偏高、储集层塑性强，当前工程技术条件下效益动用难度较高，需开展高塑性储集层增产改造技术及原油降黏提高采收率技术攻关，如研发低黏压裂液体系提高储集层力学弱面开启效果、探索深部酸化增产技术以改善渗流条件等。

7 结论

页岩油纳米尺度储集空间有效性、含油性、原油可动性、储集层可改造性更为复杂，传统的储集层分析手段不适用于页岩油。本文建立页岩油多尺度多参数可动用性综合评价技术系列，基于同一评价技术体系和相同实验测试条件对 4大盆地页岩油岩心样品开展系统对比评价研究，形成微观尺度下各盆地页岩油资源可动用性系统认识，为宏观尺度下页岩油资源潜力评价与开发工程设计提供指导。后续研究将进一步增加不同地区页岩油岩心样品分析样本数量，重点开展基于关键参数的跨尺度协同验证研究，继续完善对储集层非均质性和页岩油赋存分布规律认识，形成中国陆相页岩油可动用性跨尺度综合评价技术和多参数对比图版。