松遼盆地古龍頁巖納米孔縫形成機制與頁巖油富集特征

孫龍德，王小軍，馮子輝，邵紅梅，曾花森，高 波，江 航

（1.多資源協同陸相頁巖油綠色開采全國重點實驗室，黑龍江 大慶 163712；2.黑龍江省陸相頁巖油重點實驗室，黑龍江 大慶 163712；3.中國石油天然氣股份有限公司，北京 100007；4.大慶油田有限責任公司，黑龍江 大慶 163002；5.大慶油田 勘探開發研究院，黑龍江 大慶 163712；6.中國石油 勘探開發研究院，北京 100083）

頁巖油作為一類非常重要的非常規油氣資源，由于其資源潛力巨大以及在北美油氣總產量中的比重不斷增加［1］，已受到國內外專家的廣泛關注［2-5］。已有的頁巖油氣勘探實踐表明［1，4］，海相富含有機質頁巖一般以硅質或鈣質頁巖為主，發育大量有機質孔隙，既是良好的烴源巖層，也是油氣的有效儲集體。因此，許多學者對其有機質孔成因、演化特征等開展了大量的研究工作［6-12］。近年來中國在渤海灣、鄂爾多斯和準噶爾等陸相盆地中相繼發現陸相頁巖油［13-15］，一般富集在泥頁巖的砂巖“甜點段”或泥質與鈣質互層的頁巖中，儲層巖性以粉砂質頁巖或鈣質頁巖為主，孔隙類型主要為粒間孔和晶間孔，有機質孔數量少，與海相頁巖儲層差別較大。古龍頁巖是指松遼盆地晚白堊世陸相地層中含有豐富有機質、具有一定成熟度和成巖演化程度的深水細粒紋層狀巖系，近幾年頁巖油勘探實現了歷史性重大戰略突破［16-17］，發現了產自于層狀和紋層狀黏土質長英頁巖的陸相頁巖油。其儲集空間主要以有機質孔縫為主，儲層以黏土礦物含量高、孔隙度相對較高為特征。證實陸相頁巖既可以作為優質烴源巖也可以成為頁巖油的有效儲層，顛覆了陸相儲層的儲集性和黏土礦物含量呈負相關的傳統認識，以及陸相頁巖不能作為產油層的傳統認識。

本文基于松遼盆地白堊系古龍頁巖大量的場發射掃描電鏡、薄片鑒定、低溫氮氣吸附、高壓壓汞、地球化學等實驗分析數據，建立古龍頁巖有機-無機孔隙與微裂縫雙孔介質儲集體系，闡明成烴、成巖與成孔的耦合關系，明確孔-縫組合與頁巖油富集關系，以期為陸相頁巖油形成與富集規律研究提供理論依據。

1 區域地質概況

松遼盆地位于中國東北部，面積26×104km2，上白堊統為大型陸相淡水-微咸水坳陷湖盆沉積，自下而上發育青山口組、姚家組、嫩江組、四方臺組和明水組，累計厚度大于2 580 m［18］。其中，青山口組和嫩江組為晚白堊世兩次大規模湖侵形成的半深湖-深湖相頁巖，巖性以紋層狀和層狀頁巖為主，夾少量薄層粉砂巖、介殼灰巖和白云巖等，是松遼盆地主要生油巖和頁巖油產層。松遼盆地古龍頁巖一般指青山口組富有機質頁巖系［16］，主要在白堊系青山口組中、下部的一段（青一段，K2qn1）和二段（青二段，K2qn2）發育。

青一段和青二段泥頁巖厚度160～330m，總有機碳含量（TOC）為0.73 %～8.68 %，平均2.37%，生油母質以湖相藻類體為主，含少量陸源有機質，有機質類型主要為I 型，鏡質體反射率（Ro）為0.50 %～1.67 %，有機質處于成熟-高成熟階段［19］。這套泥頁巖不僅是松遼盆地大型陸相砂巖油藏的重要烴源巖層，也為陸相頁巖油發育提供了重要的物質條件。本研究廣泛采集了不同凹陷、不同成熟度的青一段和青二段頁巖樣品，樣品分布見圖1。

圖1 松遼盆地北部構造分區與樣品分布Fig.1 Structural zones and sample locations in the northern Songliao Basin

2 古龍頁巖有機-無機孔縫體系

2.1 孔隙類型

Loucks 等［9］綜合孔隙成因和骨架類型，將泥頁巖孔隙類型分為礦物基質孔、有機質孔和裂縫孔三大類，根據孔隙與礦物顆粒的接觸關系，礦物基質孔又分為粒間孔和粒內孔。以往的有機質孔泛指所有有機質內的孔隙，而缺乏對有機質來源的識別。Canter 等［20］根據有機質的成因，將有機質孔進一步細分為原生有機質孔和次生有機質孔，其中原生有機質孔指生物格架孔如植物細胞空腔，次生有機質孔為干酪根或運移瀝青裂解收縮形成的孔隙。次生有機質孔是海相頁巖主要發育的孔隙類型［7-11，21-24］。與海相頁巖不同，前期的研究表明［19］，中-高成熟度的古龍頁巖主要發育以黏土礦物為骨架，但在成因上又與有機質生烴有關的有機黏土復合孔，即孔縫來源于富氫干酪根生烴收縮，而其形成與保存機制又與黏土礦物類型及演化有關［25］。準確識別不同成因的有機質孔和微裂縫，對頁巖孔隙演化規律的機理認識，含油性和頁巖油可動性的評價具有重意義。因此，本次研究結合以往的頁巖孔縫分類方案，建立古龍頁巖孔縫成因及分類方案，將古龍頁巖孔隙類型分為有機孔、無機孔和微裂縫三大類（圖2）。

圖2 松遼盆地白堊系青一段古龍頁巖孔隙成因分類Fig.2 Various types of pore genesis for the Gulong shale in the 1st member of the Qingshankou Formation（K2qn1），Songliao Basin

古龍頁巖有機孔分為有機質粒內孔和有機黏土復合孔縫。有機質粒內孔包括生物格架孔和瀝青粒內孔。古龍頁巖偶見由植物細胞構成的生物格架孔［25］，瀝青粒內孔則主要見于高成熟階段的頁巖，為滯留油裂解形成的海綿孔狀或氣泡孔。瀝青粒內孔一般呈網狀分布于石英或長石碎屑間、黏土格架間、黃鐵礦晶間等，掃描電鏡下可見蜂窩狀有機孔，與海相頁巖有機孔成因相同，但數量少，占總孔隙的0.7 %～1.4 %。有機黏土復合孔是古龍頁巖發育的特殊孔隙類型，其孔隙骨架為黏土礦物，但在成因上屬于有機質孔，即孔隙空間來源于有機質生烴收縮［19］。有機黏土復合孔、縫具有較復雜的孔隙形態，孔徑大小不一，具蜂窩狀、網狀、縫狀結構，常與黏土礦物、石英等無機礦物伴生，成熟-高成熟階段，孔隙數量占總孔隙的20.5 %～41.0 %。無機孔分為粒間孔、黏土礦物晶間孔、長石粒內溶孔、碳酸鹽溶孔及黃鐵礦晶間孔等。粒間孔是無機孔的主要類型，一般為棱角狀、狹縫狀分布于碎屑顆粒間，數量占總孔隙的6.9 %～27.3 %。黏土礦物晶間孔多呈長條狀，分布于黏土礦物片間，隨著黏土轉化程度增加，黏土晶間孔越來越發育，連通性變好，數量占總孔隙的3.4 %～13.7 %。黃鐵礦晶間孔為球狀、棱角狀分布于黃鐵礦周圍，這類孔隙數量較少，占總孔隙不到1 %。長石粒內溶孔為長條狀、團塊狀分布于長石內部，碳酸鹽溶孔為菱形，分布于碳酸鹽內部，數量占總孔隙的6.8 %～34.2 %。

2.2 微裂縫特征

古龍頁巖發育大量不同尺度（納米級-微米級）的微裂縫［26］，與有機-無機孔共同構成古龍頁巖特殊的孔縫儲集體系。根據裂縫發育形態或發育部位微裂縫分為層間縫、頁理縫、成巖收縮縫和構造縫。根據發育尺度，古龍頁巖中的微裂縫可分為3級。一級為微米級的構造縫或網狀縫（圖3a，b），這類裂縫在斷裂活動區、白云巖薄夾層或白云質頁巖中相對發育；CT分析表明，裂縫數量占總孔隙的9.8 %～23.5 %，裂縫寬度22.7～41.9 μm。二級為微米級頁理縫（圖3c，d），主要發育于頁巖紋層界面、貧富有機質紋層界面；這類頁理縫數量受巖性、TOC和Ro控制，隨埋深增加呈增大趨勢，如三肇凹陷頁理縫線密度一般在500 條/m，而古龍凹陷最高可達2 800條/m以上；CT分析表明，裂縫數量占總孔隙的4.5 %～20.2 %，裂縫寬度為2.46～3.15 μm。三級為納米級頁理縫（圖3e，f），一般發育在有機黏土復合體內、黏土與有機質間、黏土與碎屑顆粒間，其形成主要與有機質生烴產生的體積收縮有關，場發射掃描電鏡分析裂縫寬度為30～240 nm。頁理縫的發育有效提高了頁巖水平滲透率，如表1 所示，相同條件下，頁巖水平滲透率平均是垂直滲透率的22倍。

表1 松遼盆地白堊系古龍頁巖水平滲透率和垂直滲透率Table 1 Horizontal and vertical permeabilities of the Cretaceous Gulong shale in the Songliao Basin

圖3 松遼盆地白堊系青一段古龍頁巖不同尺度微裂縫發育特征顯微照片Fig.3 Images showing the microfissures of different scales in the Gulong shale in the K2qn1，Songliao Basin

2.3 孔縫體系

根據頁理縫與有機-無機孔隙的關系，建立古龍頁巖雙孔介質儲集空間分布模式。如圖4 所示，頁理縫溝通有機-無機孔隙，形成古龍頁巖油主要的儲集空間和流動通道。頁巖油開發期間，通過壓裂改造產生的人工裂縫溝通了頁理縫，頁理縫又與基質孔隙連通，因此構成了人工裂縫-頁理縫-基質孔隙有效的輸運體系通道，使古龍頁巖油得以采出。這種納米級-微米級的流動通道在頁巖油伴生氣產出時起到類似分子篩的作用［27］，導致古龍頁巖油開采初期天然氣甲烷碳同位素呈現先變輕后變重的規律（圖5）。

圖4 松遼盆地古龍頁巖人工裂縫-頁理縫-基質孔隙復合輸運模式Fig.4 Composite shale oil migration model in a combination of induced fractures，bedding fissures，and matrix pores for the Gulong shale in the Songliao Basin

圖5 松遼盆地GY1井天然氣甲烷碳同位素與試采時間關系Fig.5 Production test time vs.carbon isotope value of methane in natural gas from well GY1，Songliao Basin

3 成烴與成巖作用共同控制孔縫的形成

3.1 成巖與成孔的耦合關系

成巖作用研究表明（圖6），古龍頁巖主要處于早成巖-中成巖階段的中成巖演化階段，可細劃分為3個階段，即中成巖A1，A2和B期，分別對應低成熟、成熟和高成熟階段。成巖作用主要有機械壓實、黏土礦物轉化、溶解、膠結及有機質生烴及滯留油裂解作用，成巖與成孔耦合關系較好（圖7）：①早成巖期—中成巖A1期（Ro＜0.9 %），主要受壓實和孔隙膠結作用，頁巖孔隙呈逐漸降低的趨勢，其中中成巖A1期晚期（Ro=0.7 %～0.9 %）有機質開始生烴，有機質孔比例開始增加；②中成巖A2期（Ro=0.9 %～1.3 %），受干酪根生烴作用、有機酸溶解作用和黏土礦物轉化作用，頁巖總孔隙度呈快速增加的趨勢，有機質孔持續增加，顆粒溶蝕孔相對比例達到最大；③中成巖B 期（Ro＞1.3 %），頁巖油裂解轉化作用增加強，產生大量納米級孔隙，有機質孔相對比例持續增加，受機械壓實和晚期礦物膠結作用，粒間孔、晶間孔和溶蝕孔減少，頁巖總孔隙度變化不大。

圖6 松遼盆地白堊系青一段古龍頁巖成巖階段和成巖作用類型典型掃描電鏡照片Fig.6 Typical scanning electron microscopy（SEM）images of diagenetic stages and diagenetic types for the Gulong shale in the 1st member of the Qingshankou Formation，Songliao Basin

圖7 松遼盆地古龍頁巖成孔與成烴、成巖耦合關系Fig.7 Coupling relationships of pore/fissure evolution with hydrocarbon generation and with diagenesis for the Gulong shale，Songliao Basin

3.2 成烴與成孔的耦合關系

古龍頁巖有機質來源主要層狀藻，藻類保存條件好，原始氫指數（HI）高，主要在600～800 mg/g，平均達750 mg/g［28］。生烴模擬實驗表明［19］，層狀藻類體生烴轉化率高，生烴后面積收縮率超85 %，實驗條件下能夠形成大量沿層分布的納米級、細長條形孔縫。圖8是不同成熟度地質樣品的氬離子拋光-場發射電鏡典型圖片，可以看出，低成熟階段時古龍頁巖層狀藻呈條帶狀與黏土礦物復合具定向分布，有機孔不發育，零星分布于有機質內部。成熟階段，有機質內部可見密集分布的納米孔隙，孔徑在10～100 nm，局部連通成縫狀孔。隨熱演化程度增加，藻類生烴后趨于消失，在黏土片間、碎屑顆粒間形成有機孔、縫，孔徑范圍10～200 nm，表現為有機質裂解形成大量網狀孔。有機孔縫的發育整體遵循了“從無到有，從小到大”的過程。

圖8 松遼盆地古龍頁巖不同演化階段有機孔、縫發育特征場發射掃描電鏡照片Fig.8 FE-SEM images showing organic pores/fissures in the Gulong shale in the Songliao Basin at different evolutionary stages

對不同成熟度、不同有機碳含量古龍頁巖有機質孔比例定量分析表明（圖9），隨著有機質成熟度升高，TOC越高有機孔的發育程度越大（圖9a）。有機質成熟度（Ro）低于0.9 %時，有機孔發育程度較低，一般小于20 %，古龍頁巖基質孔隙以粒間孔、黏土晶間孔等無機孔為主，TOC與孔隙度沒有明顯的相關性（圖9b）。Ro大于0.9 %后，有機孔發育程度明顯增大，最高占比達70 %以上，TOC與孔隙度呈明顯的正相關關系（圖9c）。在相同的成熟階段，有機孔發育程度與頁巖TOC有關，頁巖TOC小于2 %，有機孔比例一般小于20 %，頁巖TOC大于2 %，有機孔比例一般大于40 %，表明頁巖成熟度和有機碳含量是控制有機孔發育的主要因素。

圖9 松遼盆地古龍頁巖不同成熟度、不同有機質豐度與有機質孔占比關系Fig.9 Proportion of organic pores/fissures vs.maturity and TOC content for the Gulong shale，Songliao Basin

3.3 有機酸溶解作用與成孔的耦合關系

地層酸性流體對碳酸鹽、長石等不穩定礦物的溶蝕作用是儲層次生孔隙形成的重要機制［29］，有時甚至成為高-過成熟頁巖儲層主要的成孔機制，如北澳大利亞中元古界Barney Creek 組頁巖儲層的孔隙主要為長石和白云石顆粒溶蝕孔［30］，其地層酸性流體主要來自有機質的生烴作用。古龍頁巖在成巖早期埋深較淺時可見到較多的方解石、長石等不穩定礦物的粒內溶孔，這些孔隙在進一步埋深和成巖演化后，多由于機械壓實和膠結充填而遭到破壞［25］。有機質生烴過程能夠形成大量的有機酸［31］，其中古龍頁巖有機酸隨埋深呈先降低再增大最后再降低的變化規律［32］，有機酸增大的階段與有機質生烴窗口對應（埋深在1 800～2 200 m，峰值在2 000 m 左右，Ro在1.0 %左右）。場發射掃描電鏡分析表明，在中成巖A2期，頁巖普遍發育長石、方解石和菱鐵礦等顆粒溶蝕孔，孔隙尺寸一般為微米級，內部可見大量原油充注（圖6）。不同類型孔隙定量分析表明（圖7），顆粒溶孔占比在生油高峰階段達到最大。

3.4 原油轉化作用與成孔的耦合關系

以往的研究表明［33］，頁巖儲層與砂巖或碳酸鹽巖等常規儲層內原油裂解具有很大的差異。常規儲層為氫匱乏環境，原油裂解固體瀝青產率高，一般為原油質量的55 %～60 %［34］，與之相比，富有機質黏土巖為氫富余環境，干酪根和黏土礦物均可以提供氫源，因此原油裂解固體瀝青產率較低［33］。古龍頁巖生烴模擬實驗表明［35］，頁巖內滯留油裂解固體瀝青產率只有21 %。此外，Xiao 等（2010）［36］研究表明，蒙脫石、伊利石等黏土礦物對原油裂解具有抑制作用，而石英、碳酸鹽等礦物對原油裂解具有促進作用。古龍頁巖提取的干酪根與蒙脫石、伊利石、綠泥石等黏土礦物混合生烴模擬實驗表明，黏土礦物能夠極大促進輕烴的生成，如蒙脫石與干酪根混合物裂解，輕烴（C6—14）含量最大達46 %，重烴（C15+）含量最低為28 %，而純干酪根裂解，輕烴含量最低達35 %，與重烴接近，反映黏土加氫作用降低了原油的歧化反應速度，增加了中間產物輕烴（C6—14）的數量。黏土礦物對頁巖滯留油的加氫催化作用和對產物的影響，導致古龍頁巖發育特殊的有機質孔，即有機黏土復合孔。如圖10所示，中-低演化階段晶間或粒間大孔內的滯留油在高演化階段易裂解形成固體瀝青，其內發育了海相頁巖中常見的氣泡孔或海綿孔；而黏土晶間納米孔內的原油由于黏土礦物的加氫催化作用（原油與黏土接觸面大）在高成熟演化階段易轉化為輕質的油氣（在掃描電鏡下常見原油溢出），形成有機黏土復合孔。綜上所述，對于富黏土富有機質頁巖，受黏土礦物催化作用，原油轉化為輕質油氣，形成有機黏土復合孔，是古龍頁巖主要的有機質孔類型；而對于硅質頁巖、碳酸鹽頁巖，原油裂解生成固體瀝青，形成有機質粒內孔。

圖10 松遼盆地古龍頁巖有機黏土復合孔與粒間孔原油轉化對比場發射掃描電鏡照片Fig.10 FE-SEM images showing the comparison of crude oil conversion between organo-clay complex pores and intergranular pores for the Gulong shale，Songliao Basin

3.5 黏土礦物轉化與成孔的耦合關系

古龍頁巖礦物成分復雜，包括石英、鉀長石、斜長石、方解石、白云石、黃鐵礦等脆性礦物，伊利石、伊/蒙混層、綠泥石等黏土礦物［37-38］。隨成巖演化，頁巖礦物組成發生規律性變化（圖11），其中黏土礦物類蒙脫石向伊利石、伊/蒙混層轉化，為黏土礦物晶間孔的形成創造了條件。

蒙脫石是具有層狀結構的黏土礦物，屬三層型結構單元層，即由兩層四面體層夾一層八面體層構成，具有很好的懸浮力或吸附力［39-41］。古龍頁巖成巖演化中，蒙脫石向伊利石、伊/蒙混層轉化是一個消耗鉀離子低能耗的自發反應，該過程脫出層間水，導致層間塌陷，顆粒體積收縮形成微孔隙，這些微孔隙可增加頁巖油氣的賦存空間，理論上可以使孔隙增加15%～30 %［42-43］。另外，黏土礦物演化脫水可能形成高異常流體壓力，導致巖石發生破裂而形成微裂縫，裂縫既是致密泥頁巖中油氣的滲濾通道，也是油氣儲集空間。

古龍頁巖全巖礦物、黏土礦物相對含量變化與孔隙演化具有一定的耦合關系（圖11）。成巖早期階段，頁巖黏土礦物主要為蒙脫石、伊利石和綠泥石，頁巖孔隙類型以原生粒間孔為主，孔隙數量受壓實作用影響較大。隨著成巖作用加強，蒙脫石向伊/蒙混層、伊利石的轉化逐漸減弱，消耗鉀長石中鉀離子，表現為蒙脫石減小與鉀長石含量降低趨勢相一致。蒙脫石向伊利石轉化過程中釋放出部分孔隙空間，增加了黏土晶間孔比例，孔隙度隨埋深呈增加趨勢。

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4 頁巖油富集與頁巖孔縫體系演化的耦合關系

4.1 頁巖孔縫組合演化特征

如前所述，受不同演化階段孔隙發育主控因素的變化，古龍頁巖孔縫組合特征呈現規律的變化（圖6）：早成巖期—中成巖A1期，古龍頁巖儲集空間以無機粒間孔為主，其次是晶間孔和粒內溶孔；中成巖A2期，古龍頁巖儲集空間以頁巖顆粒溶孔和有機孔為主，其次是晶間孔和粒間孔，其中溶蝕孔貢獻率最高達50 %；中成巖B期，古龍頁巖儲集空間以有機孔縫為主，孔隙貢獻率最高超70 %。頁理縫發育受成巖階段和有機質生烴共同控制（圖12），隨成熟度增加，納米縫數量由5 072 條/cm 變為23 529 條/cm；縫寬納米級、縫長微米級，均隨成熟度增加而增大；相近成熟度頁巖，其頁理縫發育差異主要受TOC的影響，TOC越高，頁理縫越發育。

圖12 松遼盆地古龍頁巖納米級頁理縫演化Fig.12 Evolution of nano-scale bedding fissures in the Gulong shale，Songliao Basin

4.2 孔隙結構演化特征

高壓壓汞實驗表明（圖13），頁巖孔喉半徑分布從數量和體積上都以納米級小孔喉為主；隨演化程度升高，孔喉半徑小于4 nm 的小孔隙和微米級大孔隙數量都更加發育。氮氣吸附分析表明（圖14）頁巖孔徑范圍多小于256 nm，以小于64 nm 孔徑為主，隨成熟度增加，頁巖平均孔徑呈遞減趨勢，從最高8 nm 左右降至4 nm。綜合壓汞、氮氣吸附和CT等分析確定全尺度孔徑分布（圖15），結果表明隨成熟度增加，頁巖孔徑分布由“三峰”向“雙峰”和“單峰”轉變，小于100 nm 孔隙對孔隙度貢獻呈增加趨勢。

圖13 松遼盆地古龍頁巖不同演化階段頁巖孔隙結構特征分布Fig.13 Distributions of pore structures for the Gulong shale in the Songliao Basin at different evolutionary stages

圖14 松遼盆地古龍頁巖不同演化階段氮氣吸附孔徑分布Fig.14 Pore size distributions with nitrogen adsorption for the Gulong shale in the Songliao Basin at different evolutionary stages

圖15 松遼盆地古龍頁巖全孔徑分布特征演化Fig.15 Diagrams showing the evolution of full-scale pore size distribution for the Gulong shale in the Songliao Basina.

4.3 含油性與孔縫組合關系

如圖16 所示，場發射電鏡分析揭示古龍頁巖不同類型孔縫、不同大小孔縫均可含油：①低成熟階段粒間孔和晶間孔發育，少量孔隙內可見到油膜，油質較重，含油量低，游離烴含量（S1）多分布在1～4 mg/g，且與孔隙度耦合關系較差（圖17 a），反映并非所有的孔隙都含油；②成熟階段溶蝕孔發育，在裂縫、有機孔、粒間孔及晶間孔中也可見大量油氣富集，游離烴含量高，S1多分布在2～6 mg/g，且與孔隙度耦合關系好（圖17b），反映大部分孔隙含油；③成熟階段發育有機孔和頁理縫，孔縫內可見大量油氣（圖17c），原油在掃描電鏡下多呈溢出狀態（圖16 g，h），反映油質較輕，反映有機孔縫均含油的特征，S1多分布在2～8 mg/g，輕烴校正后［24］，S1可達4～16 mg/g，且與孔隙度耦合關系好。

圖16 松遼盆地古龍頁巖不同演化階段孔隙類型與含油性特征場發射掃描電鏡照片Fig.16 FE-SEM images showing pore types and their oil-bearing properties in the Gulong shale in the Songliao Basin at different evolutionary stages

圖17 松遼盆地古龍頁巖不同演化階段孔隙度與游離烴含量（S1）相關關系Fig.17 Correlations between porosity and free hydrocarbons（S1）of the Gulong shale in the Songliao Basin at different evolutionary stages

4.4 頁巖油富集與儲層孔縫演化關系

綜合上述分析結果，古龍頁巖油富集與有機質、礦物及孔隙演化具有密切聯系。未熟-低成熟演化階段，沿層分布的層狀藻形成干酪根網絡［44］，并與黏土結合形成復合體。隨成熟度的增加，干酪根開始裂解生成瀝青，然后轉化成石油［19，28，35，45］，與此同時，層狀藻收縮形成沿層分布的有機黏土復合孔、縫（圖2），黏土礦物從無序到有序，硬度增強［46］疊加生烴超壓，對有機孔縫起到支撐作用；有機質生烴產生的有機酸溶蝕方解石和長石等礦物形成大量溶蝕孔。原油在中-低成熟階段主要富集在層狀藻生烴形成的孔縫中，隨著成熟度增加，原油生成量不斷增大，部分原油開始在溶蝕孔、粒間孔等無機孔縫中富集（圖16）。高演化階段，在層狀藻生烴收縮形成的有機黏土復合孔縫中，原油轉化成輕質油氣，而在顆粒溶蝕孔、粒間孔等中的原油裂解成固體瀝青和天然氣，形成氣泡孔或海綿孔（圖10）。

5 結論

1）古龍頁巖發育基質孔和微裂縫構成雙孔介質儲集體系，基質孔為頁巖油提供富集空間，微裂縫為頁巖油提供儲集空間和滲流通道。

3）不同演化階段古龍頁巖具有不同的孔縫組合特征。早成巖期—中成巖A1期、有機質未熟-低成熟演化階段，儲集空間主要為微納米級無機粒間孔、晶間孔，微裂縫/頁理縫不發育，平均孔徑大，孔徑分布呈三峰形態；中成巖A2期、有機質成熟演化階段，儲集空間主要為微米級溶蝕孔和微納米級有機質孔，微裂縫較發育，平均孔徑較小，孔徑分布呈雙峰形態；中成巖B 期，有機質高成熟演化階段，儲集空間主要為納米級有機質孔縫和頁理縫，平均孔徑小，孔徑分布呈單峰形態。

4）古龍頁巖油的富集與孔縫組合演化具有耦合關系，低成熟演化階段頁巖油主要富集于無機粒間孔和晶間孔中，成熟演化階段頁巖油主要富集于溶蝕孔和有機黏土復合孔縫內，高成熟演化階段頁巖油主要富集于有機黏土復合孔縫和頁理縫中，油質變輕。