松辽盆地古龙页岩油地质特征及关键科学问题探索

Geological Characteristics and Key Scientific and Technological Problems of Gulong Shale Oil in Songliao Basin

摘要

截止目前古龙凹陷页岩油的开发已见成效，总结古龙页岩油富集的地质条件对下一步的勘探开发工作尤为重要.对当前古龙页岩油基础地质特征及勘探成果进行了梳理总结，归纳了规模见产可能面临的科学技术问题，并探讨了下一步科研攻关方向.松辽盆地北部青山口组一段页岩具有机质丰度高（TOC为2.0%~3.0%，平均2.7%）、类型好（以I型干酪根为主，生烃母质为层状藻类体）、成熟度高（R _o为1.20%~1.67%）、黏土矿物含量高（大于35%）等典型特征.受益于较高的地温梯度，古龙凹陷青一段有机质达到高成熟阶段，油质轻（地面密度小于0.8 g/cm³）、气油比高（大于50 m³/m³），具备高熟页岩油规模开发潜力.页岩油甜点评价标准的厘定、单井EUR预测存在不确定性及规模效益开发配套技术欠缺是古龙页岩油勘探开发目前面临的主要挑战.黏土矿物对油水赋存状态乃至含油饱和度的影响、复合润湿性对压裂液渗吸置换效率的控制等陆相页岩油特有机理研究的突破，将会推动国家级开发示范区产油目标的快速实现，并有望在轻质油带开发基础上向稀油带扩大古龙页岩油勘探开发成果.

关键词

松辽盆地 / 青山口组 / 陆相页岩油 / 规模开发 / 轻质油 / 石油地质学

Key words

Songliao Basin / Qingshankou Formation / continental shale oil / scale development / light oil / petroleum geology

0 引言

世界范围内油气资源的持续消耗以及新增常规油气储量逐渐降低，使得非常规油气资源在全球能源供给中显得尤为重要（Zou et al.， 2015；Jin et al.， 2021）.在水平井、多段压裂等页岩油气资源开发技术的持续进步下，北美页岩油资源在近几年实现了规模的商业化开发.也正是凭借页岩油气资源的开发成果，美国已经成功实现本国油气资源的自给自足，并打破了石油出口禁令，改变了世界油气供给格局，证实了页岩油气资源是常规油气资源的有效替代（Jia et al.， 2012； Kilian， 2016）.近年来，伴随着经济稳定快速发展，我国能源需求持续增高.现有的能源消费体量、产业结构等，都决定了在可见的未来，化石燃料仍然是主要的能源供给（Pan et al.， 2021；邹才能等， 2021）.我国同样具有丰富的页岩油气资源，但与我国四川盆地等已实现商业化开发的海相页岩气和“夹层型”页岩油相比，资源规模更大的“纯页岩型”页岩油至今还未实现有效的商业化开发（Zou et al.， 2016； 付锁堂等， 2021； 周立宏等， 2021）.究其原因，主要是由于陆相页岩地质条件与北美海相页岩在矿物组成、有机质类型及含量等方面具有较大的差异.陆相页岩受陆源供给影响大，深湖相页岩具有黏土矿物含量高、碳酸盐岩矿物含量低、有机质成熟度相对较低等特点，世界上尚无成功规模开发经验可以借鉴（Liu et al.， 2018； 刘惠民等， 2020； Jin et al.， 2021）.而要想实现页岩油的经济开发，勘探上首先要对页岩储层纵向上富烃“甜点”分布进行识别，同时厘清富油机理，确定影响页岩油资源富集的主控因素（王鹏威等， 2019；Awan et al.， 2021）.开发上则需要在水平井以及压裂工作的基础上，确定采用何种开发方式最为有效.对于发育微纳米级孔隙空间的页岩储层来讲，流体的自发渗吸作用被认为是提高其油气产量的主要方式（Zheng et al.， 2021； Chen et al.， 2022），但是自发渗吸在页岩油气资源动用过程的机理尚不清晰，这些都是制约古龙页岩油能否实现效益开发的主要科学问题.纯页岩型页岩油早日实现效益规模开发，不仅能够保障我国能源安全，同时对双碳目标的实现具有重要的意义，这就亟需以大庆古龙页岩油为突破口，建立起符合我国陆相纯页岩型页岩油资源实际情况的勘探开发路线.

松辽盆地作为世界范围内著名的陆相富油气盆地之一，具有丰富的烃类资源.白垩系青山口组湖相页岩是整个盆地烃类资源的主要供给源岩层系，因此也是松辽盆地页岩油资源开发的主要目的层（Liu et al.， 2019a； Sun et al.， 2021a）.青山口组从深到浅可划分为青一段、青二段以及青三段，其中青一段以及青二段底部被认为是松辽盆地页岩油资源开发的主要前景层位（Sun et al.， 2021a， 2021b）.前期的勘探开发试验主要围绕盆地二级构造带中央坳陷区古龙凹陷中心青山口组高成熟页岩开展，部署了包括古页油平1井、英页1井以及古页2HC等重点井，并且均实现了高产、稳产油流，证实了古龙凹陷页岩油开发的潜力（何文渊等， 2021 ；Sun et al.， 2021a， 2021b）.为早日成功实现古龙页岩油的规模效益开发，亟需对前期工作进行归纳总结、提炼问题，并提出科学技术攻关方向，为勘探开发方案决策提供合理的依据.

1 古龙页岩油地质特征

松辽盆地是中国著名的富油气盆地，属于大型中、新生代沉积盆地，地处中国东北部.盆地长 750 km，宽330~370 km，面积约为2.6×10⁵ km².根据基地构造及地层发育特征，松辽盆地可分为6个一级构造单元，其中位于中心位置的中央凹陷区是整个松辽盆地油气富集区域.根据基底构造特征，中央凹陷区可进一步划分为多个二级构造单元（Liu et al.， 2019b），其中位于大庆长垣西部的齐家‒古龙凹陷是大庆油田页岩油开发的主要区域（图1）.

1.1　有机质富集主控因素

松辽盆地白垩系青山口组沉积时期为大面积湖泛期，青一段（图2a）和青二段（图2b）以半深湖‒深湖相广泛发育为典型特征，沉积了一套水退过程中的暗色泥页岩（Liu et al.， 2019b； 杨雪等， 2019）.其中，青一、二段半深湖‒深湖相的发育面积分别为4.2×10⁴ km²、2.8×10⁴ km².在半深湖‒深湖相沉积区内，青一段（图2c）暗色泥页岩厚度达30~100 m，青二段（图2d）暗色泥页岩厚达60~240 m.青一、二段广泛沉积的暗色富有机质页岩，为页岩油气这种原地滞留烃类资源的富集提供了物质基础，使其具备了页岩油勘探开发的客观条件（聂海宽等， 2016）.

根据青山口组页岩常量元素、微量元素纵向变化，结合国内外沉积环境参数分布范围及指示意义，厘定了青山口组页岩地层沉积环境演化特征.结果表明，从青一段、青二段至青三段，古气候由温湿转变为干冷‒温湿，湖水深度以及盐度先增后降，长英质含量增加，碳酸盐含量降低.水深和盐度（Sr/Ba）揭示青一段存在多期次短时大范围咸化过程，并提供Mg²⁺促进了薄层白云石的形成.青山口组一段微量元素的分布特征与青二、三段有着显著的差异，有机质丰度也较青二、三段显著高.古气候适宜、生产力高和水深适中是青一段有机质富集的主要控制因素.

1.2　烃源岩特征

作为自生自储的油气资源，烃源岩的品质是评价其开发潜力的重要指标.有机显微组分的镜下鉴定表明了青一、二段沉积时期藻类勃发，有机质的来源以富脂质化合物的层状藻为主（图3a、3b）；氢指数高，基本处于600~800 mg/g，有机质类型主要为Ⅰ型干酪根（图3c），生油潜力大.另外在松辽盆地的半深湖‒深湖相沉积区内，青一段总有机碳含量（TOC）为1.8%~4.5%，主体大于2%；青二段TOC为1.4%~2.2%，整体变化不大（杨雪等， 2019； 王玉华等， 2020）.青一段的TOC值略高于青二段，有机质丰度较高.

根据松辽盆地青山口组镜质体反射率随地层深度的演化特征，可知当青山口组埋深小于1 500 m时，有机质尚处于未熟‒低熟阶段，镜质体反射率（R _o）<0.75%；地层深度为1 500~2 300 m时，有机质处于成熟阶段，0.75%<R _o<1.0%；当青山口组埋深大于2 300 m时，有机质处于高成熟阶段， 1.0%<R _o<1.3%（图4a）.在平面上，青一、二段页岩层在齐家‒古龙凹陷地区主要处于成熟‒高成熟阶段，在三肇凹陷则主要处于成熟阶段（图4b、4c）.

相比国内其他盆地，松辽盆地青山口组页岩在其分布的相似深度范围内，有机质的成熟度显著较高；主要原因就在于松辽盆地青山口组在演化过程中受地层温度影响更大.根据有机质生烃演化的时温效应可知，在有机质的热成熟过程中，温度的影响要远远大于时间.松辽盆地青山口组现今的地温梯度最高达4.05 ℃/100 m，而在中、晚白垩世时的古地温梯度处于5.25~6.3 ℃/100 m（张帆等， 2009），古地温显著高于今地温，因此相比国内其他盆地相同深度段内，青山口组页岩的热演化程度更高（表1）.古龙青山口组页岩在深度达到2 300 m时，R _o就达到1.3%，而国内其他沉积盆地烃源岩层要想达到相似成熟度，埋深需达到4 500~5 000 m （任战利等， 2000），这也将导致后者页岩油气开发成本的激增.而古龙凹陷有机质达到高成熟阶段，产出油质轻，地面密度小于0.8 g/cm³、气油比显著大于50 m³/m³，使其具备了高熟页岩油规模开发潜力.

1.3　储层发育特征

齐家‒古龙地区青山口组页岩薄片状页理十分发育，可见白云岩、介壳灰岩夹层和粉砂岩纹层发育，但厚度往往较薄，一般为0.05~0.15 m，页岩厚度占比达95%以上.青山口组所含黏土矿物演化程度高，当埋深超过1 650 m时，蒙脱石就大量转化为伊利石（冯子辉等， 2020）.

页岩孔隙类型不同于常规储层，与有机质、黏土矿物及溶蚀作用相关的孔缝发育.本次研究利用场发射扫描电镜，在1 500×的放大倍数下，获取 76 μm×57 μm的页岩显微图片，直观快捷地对泥页岩中微纳米级孔隙进行二维观察.同时利用图像分析软件，获得泥页岩中的孔隙大小、形状、分布及颗粒的接触情况等信息，定量统计孔隙的类型及面孔率等参数.结果表明青山口组页岩孔隙类型以有机质孔缝、溶孔、黏土矿物晶间孔为主，占总面孔率的80%以上（图5a、5b）.

古龙页岩页理极其发育，导致顺层渗透性明显高于垂向渗透性.岩心精描表明了青山口组页岩的页理密度为1 000~3 000条/m，其中青一段底部页理密度最大，达2 000~3 000条/m，而受页理控制的纳米级孔缝体系将大大改善储层物性特征（王凤兰等，2021）.氦气法测得古龙青一段页岩孔隙度主要分布在5%~12%，平均为7.2%，中值为7.6%.水平空气渗透率主要处于0.01~7 mD，平均为1.37 mD，中值为0.22 mD，属于典型的低孔、低渗储层（图6）.

1.4　含油性特征

古龙凹陷青山口组页岩样品在宏观、微观上都可见显著的含油显示特征.宏观上青山口组页岩的页理面以及薄夹层内均可见油斑显示，表明页理层以及薄夹层等储集空间发育处有利于页岩油富集.微观上通过环境扫描电镜、激光共聚焦显微观察技术，可见页岩内原油呈游离的油膜状赋存在粒间孔、晶间孔内部，以吸附状态赋存于黏土收缩缝（张安达等， 2021）.

在现阶段的页岩油勘探开发过程中，S ₁常用来表征游离烃含量.松辽盆地北部青一段页岩的S ₁一般分布在2~8 mg/g，整体大于2 mg/g.松辽盆地北部青一段S ₁大于4 mg/g的面积在6 000 km²以上，其中齐家‒古龙地区为5 000 km²以上（图7）.因此齐家‒古龙凹陷区是松辽盆地青山口组轻质油的主要富集区，也最具备页岩油开发的显著前景.

热解实验获取的S ₁虽然能够表征页岩含油性，但并不能对页岩的含油量给出定量结果.近年来随着核磁共振实验技术的发展，填补了页岩含油量定量检测的技术空白.不同含¹H化合物（油、水、干酪根等）在磁场中具有不同的弛豫特征，表现为横向（T ₂）和纵向（T ₁）弛豫时间具有一定的差异，类固体有机质（干酪根、沥青质）结构较为致密，因此具有较短的T ₂、较大的T ₁.黏土表面所含羟基化合物同样具有较短的T ₂，但是T ₁更短.对于呈流体状态的轻质油和水，都具有较大的T ₂，但是相比于水，轻质油具有更大的T ₁.因此利用高精度二维核磁共振检测技术，可实现对页岩中所含不同类型含¹H化合物含量的定量、无损、快速检测（Liu et al.， 2022）.本次核磁共振谱图不同含¹H化合物区分见图8（Liu et al.， 2019b）.考虑到温度、样品状态等影响核磁共振检测结果的实验条件设置，本次研究通过密闭取心冷冻样品解冻过程中二维核磁共振实验，确定最佳的解冻时间为4 min，不仅保证了水从固态向液态的转化，使其弛豫时间缩短能够被检测外，也最大程度地避免了轻烃的挥发.利用二维核磁共振技术对可动流体含量进行确定后，青一段地层含油饱和度为30.6%~67.4%，可动油饱和度为23.2%~56.8%.

2 勘探进展及关键科学技术问题

截止2021年底，由大庆油田主导，古龙凹陷共计完成页岩油直井试油20余口，其中有一半以上见油流，多口井页岩油产量达工业级别，并且以一类层、二类层为主.青山口组一段以及二段底部从深到浅，可划分为9个油层（Q1~Q9）.目前为止，开展单层试油的6个油层（Q1~Q4、Q8~Q9）均具有产油能力.完钻的多口水平井均获得工业油流，试油日产10 t以上，并且数口井试采为自喷生产，显示出较高的地层能量.古页油平1井、英页1H井、松页油1HF井见油后均实现了连续、长时间的生产.前期的试油、试采取得了可喜的成果，因此接下来将按照“一次井网、平台部署、整体压裂、立体动用”理念，加大先导试验力度，追加部署先导试验井.目前面临的关键科学技术问题如下.

2.1　甜点评价技术尚不满足精准选区定层

目前仅仅依靠TOC、S ₁等地化参数评价储层含油气性存在一定的局限性.虽然对于“自生自储”型的页岩油气，TOC和S ₁在很大程度上能够表征原地滞留的资源或易流动的烃类流体的含量的相对大小；但受限于参数本身表征含义的限制，TOC不能表征页岩滞留的烃类流体的含量，并且有大部分未生烃的有机质对TOC值具有贡献.S ₁在使用时也需要对岩心保存以及实验过程中的轻烃散失量进行补偿，且需要对检测不到的重烃进行矫正，其本身对页岩油含量的表征存在先天缺陷（杨建国等， 2020； 李士超等， 2021； 肖飞等， 2021； Bai et al.， 2022）.另外现阶段测试得到的页岩储层有效孔隙度、含油饱和度测定方法和解释的准确性还有待验证，实验室条件下的测试结果在地层条件下是否适用也需要验证（Liu et al.， 2019a； 白龙辉等，2021；Bai et al.， 2021 ）.这些参数的有效性对页岩油资源量的评价至关重要，是决定下一步勘探开发的重要指标.

二维核磁共振技术可实现页岩中所含轻烃等化合物含量的定量分析，能够克服S ₁以及TOC等数据本身的限制，实现对页岩的含油饱和度、可动油饱和度等的定量表征，是目前页岩油含油性检测的发展方向.但需要注意实验过程中的水、油解冻时间的差异以及轻烃散失补偿.本次研究对冷冻密闭取心页岩，进行了封闭条件解冻过程的二维核磁共振定量检测，确定了青山口组页岩解冻最佳检测时间为4 min左右.此时熔点较高的水由固态冰转化为液体，弛豫时间缩短，能够被仪器检测到，但逸散过程尚未开始，因此能够对油、水含量进行完整的定量检测.

青山口组页岩解冻过程的检测结果表明，整个解冻过程经历两个阶段（图9a）.一是流体的解冻过程.冷冻样品检测结果中类固体有机质信号被羟基化合物遮蔽，并且水信号区与羟基信号区重叠（图9b）.短时间的解冻后，二维谱图上各信号区间能够较好的区分，并且水信号区信号强度显著增加（图9c）.说明古龙页岩解冻时间较短，大部分样品都可以在4 min内完成，此时是测定页岩原始流体类型及含量的最佳时间.二是流体的逸散过程，包括轻烃、水等化合物在内，逸散量与保存条件密切相关.在经过较长时间的放置后，可见二维谱图上页岩样品所含轻质烃及水化合物区信号量显著降低，表明了长时间储存后可动流体是极易散失的（图9d）.

此外，除了含油气性参数，工程参数（如脆性等）、开发参数（如润湿性、渗吸效率等）如何与地质参数相结合，形成适用于纯页岩型古龙页岩油储层“甜点”的识别评价参数体系，在当前古龙页岩油现场实践已取得重大突破的背景下，显得尤为迫切.

2.2　单井EUR预测存在不确定性

相比于北美海相页岩油气，古龙页岩油前期的探井表现出了初期产量和EUR差别较大，是制约古龙页岩油进一步开发的重要因素（汪天凯等， 2017）.根据古页油平1井初期产量数据，大庆油田和中石油勘探开发研究院均做了单井的EUR预测，但是对页岩油开采时的递减规律认识不清.目前突破井古页油平1井在生产前期主要探索利用试井模拟和油藏数值模拟方法对生产规律进行相关预测，由于古龙页岩油独特的储层特征（低渗透率、低孔隙度、高黏土含量、高成熟度等），至今为止弹性开发长期递减规律预测仍然存在诸多的影响因素.

此外，截止目前整个古龙凹陷页岩油的开采仍以地层能量为主，由于适合古龙页岩油提高采收率的方法尚未确定，包括自发渗吸、CO₂驱替，轻烃驱替等提高采收率技术尚未大范围开展应用；因此，最终EUR预测和开发指标测算都存在诸多不确定性，亟需通过现场试验深化认识.

2.3　规模效益开发配套主体技术尚未形成

在古龙页岩油初期的勘探开发过程中，主体开发参数尚未形成是制约现场规模效益开发的主要因素.主要体现在开发井网、井距、层系组合、水平段长度、立体开发模式设计等关键问题，地质工程一体化配套模式尚在试验中.另外页岩压裂改造工艺待完善，主要影响因素在于松辽盆地古龙页岩储层的特殊性，在国内外的勘探开发实践中没有可参照的范例.因此在考虑纯页岩储层的前提下，改造参数如何设置以及技术体系的统筹配套等问题还有很大的优化空间，这些都需要在前期工作的基础上进行完善.

钻井过程中遇到的挑战主要在于钻井配套技术不完善.前期的探井实施过程中，最易出现的问题主要为井壁稳定性差、三维井和三开井眼造斜效率低、长水平段井眼净化困难，往往会使固井质量保障难度增大.另外测试监测手段不足，裂缝监测和产液剖面测试手段和方法的精度有待进一步检验，这是影响开发技术确定及生产规律研判的重要依据.

3 古龙页岩油科研攻关方向探讨

3.1　地层超压和层理发育对页岩油赋存态及富集影响的评价方法建立

页岩油的赋存态及富集机理是影响其经济开发的重要因素.美国高产页岩储层往往具有较高的地层压力，同时具有较高的气油比，在地层温压条件下，其高产油气藏相态主要为轻质油和凝析油.古龙地区页岩油储层普遍发育超压，齐家‒古龙凹陷和三肇凹陷等地发现了工业油流，产出页岩油也具有高气油比、油质轻、粘度低等特征.但是古龙页岩油相态认识不足，而准确评价油气相态演化规律及平面分布对古龙页岩油开发有重要的指导意义.另外古龙页岩水平层理十分发育，纵向上可见极强的非均质性.在实验室条件下，层理的存在已被证明对页岩油的赋存、富集和流动均具有重要的意义，不仅能极大地提高页岩的储集物性，提供有效的油气储集空间，同时也能够成为油气运移的优势通道.在地层温度和压力条件下，层理的存在对页岩油的赋存与富集产生的影响尚不明确；并且在地层超压作用下，页岩层理对储层物性贡献程度也需要重新评估，特别是层理缝的开启与封闭压力阈值的确定，是评价其对页岩油赋存态和富集机理的重要部分.因此建立地层超压以及层理发育程度对页岩油赋存态及富集机理影响的评价方法，对准确预测古龙页岩油相态平面分布至关重要.

3.2　富黏土矿物页岩储层含油饱和度测井评价模型的建立

在常规油气储层的勘探开发过程中，利用地层电阻率测井数据可以较好地区分油、气、水层，根据经典的阿尔奇公式可以计算地层的含油、水饱和度等，能够对页岩油气的选区选层提供依据，并为油气储量的计算提供数据支撑.但是相比于常规的砂岩或碳酸盐岩等油气储层，青一段页岩储层富含黏土矿物，使黏土矿物层间结构水含量高，由于黏土矿物往往显示出亲水性，导致黏土孔隙中毛管滞留水量增加，并且黏土矿物较大的比表面积会使其吸附大量导电离子，将导致含油地层电阻率降低，因此基于阿尔奇公式的传统地层含油饱和度计算模型并不适用于泥页岩地层.由于黏土矿物含量过高，地层水状态及含量对泥页岩储层电阻率造成的影响，可通过核磁共振等技术对泥页岩不同赋存态水进行定量表征后，进行地层电阻率的矫正.值得注意的是，黏土矿物吸附的大量导电离子对电阻率的影响缺乏关注，也是制约泥页岩地层含油饱和度计算的重要影响因素；可通过对青一段泥页岩进行黏土矿物离子吸附（CEC）实验，确定黏土矿物导电离子量对地层电阻率的影响，建立适用于泥页岩地层含油、水饱和度计算模型，为古龙凹陷青一段页岩油开发的选区、选层以及地质资源量的准确评价提供可靠依据.

3.3　复合润湿性页岩储层渗吸效率评价方法的建立

通过地层闷井期间的渗吸置换，可显著提高页岩油增产量.毛细管力是渗吸置换泥页岩储层基质中大量油的动力，孔隙的润湿性及孔隙结构决定了毛细管力的大小和方向，是泥页岩储层自发渗吸驱油提高采收率的关键因素.相比常规储层，青一段泥页岩储层岩性岩相多变、纹层结构发育、物质组成复杂、有机质富集等特征，均会对青一段泥页岩储层润湿性造成影响.常规地、单一地进行泥页岩样品润湿角的检测，并不足以实现对包括表面润湿性、孔隙润湿性、润湿非均质性等复杂润湿性的多维度表征，因此亟需开展青一段页岩多维度润湿性定量表征测试，确定青一段不同纹层结构泥页岩润湿性及自发渗吸水置换油效率控制因素.同时可借助分子动力学模拟的方法，在考虑泥页岩组成（无机矿物与有机组成）以及流体与孔隙结构之间关系的前提下，厘清青一段泥页岩储层流‒固作用过程中润湿性控制作用，建立页岩组分、孔隙结构特征与润湿性关系模型，完成青一段泥页岩储层润湿非均质性形成机制的研究，进一步完善页岩储层评价体系及提高采收率方法.

3.4　轻质纯页岩型页岩油一体化动用方案的建立

大庆油田将按照“加强基础、搞清资源、突出重点、攻关试验、积极推进”的总体思路，加大勘探评价部署及开发试验，采取项目化管理、市场化运作、一体化组织方式，推进规模效益增储上产，努力走出一条陆相页岩油创新发展之路，支撑大庆油田百年油田建设，当好标杆旗帜.总体上，大庆油田对北部页岩油的勘探开发要实现两个目标，一是平面上展开评价，重点突出R _o>1.2%的齐家‒古龙地区轻质油带，实现示范区内单井初期日产油、首年累产油以及单井EUR满足经济效益指标；其次要着眼于0.75%<R _o<1.2%的古龙凹陷中心外围以及三肇凹陷等较低成熟度区稀油带，进行以直井为主的战略部署.二是轻质油带提交探明+预测储量，以期支撑“十四五”末年产油目标.实施过程中以勘探控制规模、评价跟进落实、试验整体开发，一体化实施为原则.依托国家级开发示范区，建立包括地质基础研究体系、储层评价指标体系、油藏描述技术体系、开发理论技术体系、工程技术体系以及开发生产管理体系六大理论技术体系在内的一体化动用方案.

4 结论

（1）古龙凹陷青山口组一段及二段地层均具有页岩油富集的生烃及储集条件.受益于松辽盆地较高的地温梯度，青山口组地层有机质成熟度高，有利于轻质烃的生成.

（2）古龙凹陷青一段直井和水平井开发均已见成效.试油结果表明9个油层（Q1~Q9）中的6个油层（Q1~Q4、Q8~Q9）均具有一定的产油能力.

（3）古龙页岩油开发面临的主要挑战为：“甜点”评价还不满足精准选区定层的需要；单井EUR预测存在较大的不确定性；规模效益开发配套主体技术仍需探索.

（4）地层超压和层理发育程度对页岩油赋存态及富集的影响，黏土矿物对油水赋存状态乃至含油饱和度的影响、页岩复合润湿性对压裂液渗吸置换效率的控制等陆相页岩油特有机理研究的突破，以及围绕着齐家‒古龙地区轻质油带页岩油一体化方案的建成，将有力支撑“十四五”末年产油目标的达成，同时也要积极开展古龙凹陷中心外围以及三肇凹陷等较低成熟度区稀油带的战略调查.

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基金资助

国家自然科学基金面上项目(41972156)

黑龙江省“百千万”工程科技重大专项(2020ZX05A01)

中国石油天然气股份有限公司重大科技专项(2021ZZ10)