页岩油气作为非常规油气资源，在全球能源结构和油气增储上产中占据重要地位^[1-2]。近年来，随着水平井体积压裂等技术的进步，北美国家率先实现页岩油商业生产，美国更是得益于“页岩革命”原油产量在2019年9月实现贸易顺差^[3]。受北美国家成功勘探开发页岩油的启示，我国逐步加大了页岩油的勘探力度。经过多年的理论探索与技术研究，近年来在四川、松辽、鄂尔多斯、准噶尔等盆地页岩油的勘探取得重大突破，并成功建立3个国家级页岩油示范区^[4]。与常规油气资源相比，页岩油具有源储一体的特征，在烃源岩内部聚集成藏，储层较为致密，储集空间多以微纳米级孔隙为主^[5-6]。不同于美国的海相页岩油，我国陆相湖盆页岩油储层非均质性强，页岩油黏度高，可动性相对较差。储层的微观孔隙结构和可动性的研究，不仅影响页岩油的储集、吸附和运移，也是储层评价的重要工作内容^[7-8]。

涠西南凹陷是北部湾盆地重要的油气产区，已有40余年的勘探历程，整体勘探程度较高，单井探明储量逐年降低，成熟区潜力目标面临“碎”“小”的难题^[9]。前期的勘探实践表明，涠西南凹陷页岩油资源潜力大，有望成为海上油气增储上产的重要能源接替领域。2022年5月，中国海油在涠西南凹陷部署了我国首口海上页岩油井——涠页-1井(WY-1井)，并获得商业油流，拉开了海上页岩油勘探的序幕^[10]。但海上页岩油勘探仍处于起步阶段，储层的微观孔隙结构及可动性的研究尚未涉及。本文以涠西南凹陷古近系流沙港组页岩油储层为研究对象，通过铸体薄片、扫描电镜、高压压汞、氮气吸附等技术，明确页岩油储层储集空间发育特征，基于核磁共振、荧光薄片等技术，探讨页岩油可动性差异，综合预测页岩油有利勘探甜点储层，以期为海上页岩油勘探开发提供理论借鉴。

1.   区域地质概况

涠西南凹陷是一个三级构造单元，位于南海西部北部湾盆地北部坳陷带，也是北部湾盆地油气最富集的生烃凹陷与原油产区，具有“下断上拗”的双层结构，自西北向东南依次发育涠西南大断裂、一号断裂、二号断裂和三号断裂四条主干断裂带^[11-12]。其中，二号断裂带是由一组雁列式断层形成的分割A洼陷和B洼陷的正断层组成，三号断裂带北部为涠西南低凸起，C洼陷位于涠西南低凸起与二号断裂带之间(图 1a-b)^[13]。涠西南凹陷在古近纪先后经历了三次大规模的构造演化：(1)古新世初始裂陷阶段，此阶段形成涠西南大断裂，控制长流组的沉积；(2)始新世张裂阶段，形成一号断裂带，同时二号断裂带活动剧烈，此时湖盆水体急剧加深，一号、二号断裂带共同控制流沙港组烃源岩的沉积；(3)渐新世张裂阶段，一、二、三号断裂带的继续活动，控制涠洲组的沉积^[14]。根据涠西南凹陷已钻井分析，古近系从老到新钻遇地层依次为长流组、流沙港组和涠洲组(图 1c)，其中流沙港组三段上层序(下称流三段上层序)和流沙港组二段下层序(下称流二段下层序)是页岩油主要的勘探层位(图 1d)。目前，涠西南凹陷有70余口井钻遇流沙港组油页岩，平均厚度约106 m，初步估计页岩油资源潜力8.2亿吨，资源潜力巨大。

图  1  北部湾盆地涠西南凹陷地理位置(a)、周缘构造区划分(b)和综合柱状图(c-d)

据参考文献[9, 15]修改。

Figure  1.  Geographical location (a), division of peripheral tectonic domains (b), and comprehensive stratigraphic column (c-d) of Weixinan Sag in Beibu Gulf Basin

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2.   储层特征

2.1   沉积背景与岩性特征

流沙港组沉积时期气候温暖湿润，流三段上层序处于湖侵早期，湖盆扩张，盆地地势较缓，水体较浅，物源供应充足。受盆地周缘多物源供给的影响，除盆缘局部发育短源扇三角洲外，以长源三角洲及辫状河三角洲沉积为主^[16]；三角洲根部以岩性较粗的分流河道砂体为主，伸入湖盆中央的前缘相带受湖水改造形成连片叠置的条带状席状砂及远砂坝砂体，盆地中央局部发育浅湖相泥岩及页岩(图 2a)。流二段下层序沉积时期湖盆继续扩张，处于湖侵晚期，水体快速上升，三角洲萎缩，发育半深湖—中深湖相泥岩、页岩及油页岩，局部发育席状砂和纹层砂(图 2b)。基于沉积背景，结合砂地比和单层砂体厚度，划分出夹层型、纹层型、基质型3种储层类型(图 1d)。夹层型形成于流三段上层序，砂地比介于20%~30%，单层砂体厚度介于2~4 m；岩性以泥岩为主，夹薄层泥质粉砂岩、细砂岩，可见砂质条带与泥页岩频繁互层。纹层型与基质型形成于流二段下层序，纹层型的砂地比介于1%~20%，单层砂体厚度介于0.005~2 m；岩性主要为厚层油页岩夹薄层泥质细—粉砂岩。基质型的砂地比小于1%，单层砂体厚度小于0.005 m；岩性以厚层油页岩为主。

图  2  北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组三段上层序(a)和流沙港组二段下层序(b)沉积相

Figure  2.  Sedimentary facies of upper sequence in the third member (a) and lower sequence in the second member (b) of Liushagang Formation, Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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2.2   矿物组成特征

通过对流沙港组4口井的流三段上层序—流二段下层序140块岩心全岩及黏土矿物X射线衍射数据统计分析，研究区以陆源硅质矿物(石英和长石)和黏土矿物为主，碳酸盐矿物和黄铁矿含量较低(图 3a)。其中，黏土矿物以伊利石和高岭石为主，其次为伊蒙混层，绿泥石较少(图 3b)。基质型页岩陆源硅质矿物含量为36.43%~42.21%，平均为39.13%，黏土矿物含量为42.43%~53.25%，平均为48.13%；黏土矿物中以伊利石为主，平均含量为50.75%，其次为高岭石和伊蒙混层，平均含量为22.88%和14.75%。纹层型页岩陆源硅质矿物含量为22.41%~74.12%，平均为37.17%，黏土矿物含量为19.37%~59.15%，平均为39.5%；黏土矿物中伊利石含量为40%~51%，平均为45.3%，高岭石含量为21%~31%，平均为25.13%，绿泥石含量为6%~10%，平均为8.33%，伊蒙混层含量为19%~24%，平均为21.27%。夹层型页岩陆源硅质矿物含量为25%~93%，平均为70.5%，黏土矿物含量为7.13%~73.23%，平均为26.28%；黏土矿物中伊利石含量为19%~60%，平均为38.11%，高岭石含量为13%~71%，平均为39.5%，绿泥石含量为2%~ 12%，平均为4.85%，伊蒙混层含量为7%~29%，平均为17.55%。从基质型到纹层型再到夹层型，陆源硅质矿物含量增多，黏土矿物含量减少；纹层型局部高岭石含量较基质型与夹层型大，但总体无较大差异(图 3)。

图  3  北部湾盆地涠西南凹陷不同类型页岩油储层XRD全岩衍射分析

Figure  3.  Whole-rock XRD analysis of different shale oil reservoir types in Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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2.3   物性特征

根据流沙港组流三段上层序—流二段下层序的51块壁心、132块岩心孔隙度与渗透率数据统计，储层整体较为致密，属于低孔—低渗储层，局部发育有中孔—中渗储层。不同类型页岩油储层物性有所差异，基质型储层相对较差，纹层型储层次之，夹层型储层物性最好(图 4)。其中，基质型储层渗透率为(0.022~1.7)×10^-3 μm²，平均为0.25× 10^-3 μm²，孔隙度为0.49%~4.75%，平均为2.68%；纹层型储层渗透率为(0.011~2.75)× 10^-3 μm²，平均为0.36×10^-3 μm²，孔隙度为1.70%~16.66%，平均为7.47%；夹层型储层渗透率为(0.08~36.00)× 10^-3 μm²，平均为8.83×10^-3 μm²，孔隙度为0.21%~ 20.79%，平均为14.61%。

图  4  北部湾盆地涠西南凹陷不同类型页岩油储层孔隙度与渗透率关系

Figure  4.  Relationship between porosity and permeability of different shale oil reservoir types in Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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3.   储集空间特征

3.1   孔隙类型

通过铸体薄片和扫描电镜对涠西南凹陷3种类型的页岩油储层进行了分析。基质型页岩油储层粒度较细，富含有机质，且多以条带状平行层理分布；薄片下孔隙几乎不发育，可见开度在微米级以下的层理缝(图 5a)，见团状黄铁矿、黏土状透镜体顺层分布(图 5b)；扫描电镜下可见形状较为规则的黄铁矿晶间孔，部分被有机质充填并伴生有机孔，发育黏土矿物顺层微裂缝、黏土矿物片间孔、有机孔等，一般规模较小，在0.5 μm以下(图 5c-d)。纹层型页岩油储层在铸体薄片下特征与基质型相似，孔隙发育较差，见条带状有机质与层理缝，发育铁白云石等碳酸盐矿物(图 5e-f)，与XRD衍射实验中纹层型碳酸盐矿物含量较高具有良好的对应关系，碳酸盐矿物为后期成岩作用的溶蚀改造提供了有利的条件；扫描电镜下储层中可见规则的黄铁矿晶间孔、碎屑颗粒的粒间孔及碳酸盐胶结物(图 5g-h)，规模一般在1 μm以内。薄片尺度下与基质型、纹层型相比，夹层型储层孔隙相对发育，孔喉连通性较好，粒度较粗，可见石英、长石颗粒与其他矿物形成的粒间孔，以及矿物颗粒被溶蚀后形成的铸模孔，以椭圆形或长方形为主，孔径在10~250 μm之间，裂缝发育以网状裂缝为主(图 5i-j)；扫描电镜下可见粒间孔、网状裂缝及明显的碎屑矿物溶蚀现象(图 5k-l)，这些孔隙与裂缝为页岩油的赋存提供了良好的储集空间。从储集空间的角度分析，夹层型的储集空间优于纹层型、优于基质型。

图  5  北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组不同类型页岩油储层铸体薄片与扫描电镜照片

a.WY-X井，2 959 m，基质型铸体薄片，微裂缝；b.WY-X井，2 959 m，基质型铸体薄片，团状黄铁矿顺层发育；c.W12-Z井，3 161.1 m，基质型扫描电镜，黄铁矿晶间孔、黄铁矿伴生有机孔；d.WY-1井，3 164.9 m，基质型扫描电镜，黏土矿物顺层微裂缝；e.WY-X井，3 016.3 m，纹层型铸体薄片，微裂缝；f.WY-X井，2 998.3 m，纹层型铸体薄片，见铁方解石；g.WY-X井，3 556.9 m，纹层型扫描电镜，矿物粒间孔；h.WY-X井，3 556.9 m，纹层型扫描电镜，方解石与微晶石英；i.WY-Z井，3 496.52 m，夹层型铸体薄片网状缝；j.WY-X井，3 059.8 m，夹层型铸体薄片，溶蚀孔、铸模孔；k.WY-X井，3 126.8 m，夹层型扫描电镜，见微裂缝、碎屑矿物溶蚀；l.WY-X井，3 233 m，夹层型，碎屑矿物溶蚀。

Figure  5.  Cast thin-sections and scanning electron microscopy images of different shale oil reservoir types in Liushagang Formation, Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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3.2   孔隙结构特征

3.2.1   高压压汞分析

由于页岩油储层较常规储层致密，因此常规储层表征技术的实验精度往往不能满足页岩油储层评价的需求^[17-19]。本文采用高精度高压压汞技术对页岩油储层进行表征。高压压汞技术是利用非润湿相(汞)驱替润湿相(水)，随着驱替压力的增加，汞优先进入较大的孔隙中，接着进入较小的孔隙中，汞所进入的体积即代表孔隙的体积^[20]。

根据WY-1井、WY-Y井和WY-Z井30个样品的高压压汞实验结果，绘制出基质型、纹层型与夹层型页岩油储层的进、退汞曲线图和孔隙半径分布频率图(图 6)。基质型页岩油储层进汞曲线形态整体呈上凸状，排驱压力为13.772~20.67 MPa，平均值为17.22 MPa；最大进汞饱和度为36.88%~44.97%，平均为41.04%；最大退汞效率为45.8%~56.74%，平均为52.39%；孔隙半径为0.009~0.013 m，平均值为0.011 μm(图 6)，表明储层分选较差，大孔不发育，总孔隙度较低，连通性较差。纹层型页岩油储层进汞曲线整体呈现陡平台状，排驱压力与最大进汞饱和度相对较高，排驱压力为1.352~4.119 MPa，平均值为2.740 MPa；最大进汞饱和度为55.00%~73.95%，平均为64.63%；最大退汞效率为24.21%~34.72%，平均为28.65%；孔隙半径为0.052~0.100 μm，平均值为0.075 μm(图 6)，连通性相对较好。夹层型页岩油储层进汞曲线形态宽缓，排驱压力、最大进汞饱和度和退汞效率较基质型与纹层型低，排驱压力为0.138~0.816 MPa，平均值为0.540 MPa；最大进汞饱和度为71.55%~ 83.53%，平均为76.72%；退汞效率为22.07%~28.94%，平均为26.23%；孔隙半径为0.167~0.634 μm，平均值为0.342 μm(图 6)，表明储层孔隙度相对较高，分选较好，连通性好。与基质型和纹层型页岩油储层相比，夹层型储层大孔更为发育，且以大于100 nm的储集空间居多(图 6b)，为页岩油的富集提供了更多的可动空间。

图  6  北部湾盆地涠西南凹陷不同类型储层毛管压力与汞饱和度关系(a)以及孔隙半径分布(b)

Figure  6.  Relationship between capillary pressure and mercury saturation (a), and pore radius distribution (b) of different reservoir types in Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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3.2.2   氮气吸附技术

高压压汞技术虽然能表征较大范围的孔径，但由于进汞速度过快，容易产生麻皮效应，同时由于注入汞的压力过高也容易发生形变，导致测量结果存在误差，对小于50 nm的孔隙空间表征的准确性大大降低。氮气吸附技术可以有效地表征纳米级孔隙，能较为准确地表征2~150 nm的孔径空间，弥补高压压汞技术对于小于50 nm孔径测量准确性降低的不足^[21]。

对不同类型页岩油储层相对压力与氮气吸附量曲线进行分析(图 7a-c)，结果表明：基质型与纹层型吸附量在相对压力较低的情况吸附量较少，说明微孔发育较少，2种类型的吸附曲线与脱附曲线形成的回滞环形状为H3型，代表孔隙形态多以黏土矿物顺层微裂缝等平行板状孔隙为主。夹层型回滞环为H2型，表示孔隙形态多以粒间孔等墨水瓶形孔隙为主，相比较于基质型与纹层型，在较低的相对压力下，夹层型的氮气吸附量较高。当相对压力(P/P_o)在0.5附近时，存在明显的拐点G，说明当压力释放时，储层中氮气受到细小喉道的阻碍不易脱附。与基质型和纹层型储层相比，夹层型存在比较明显的孔喉差异，可以为吸附油提供更多的吸附点位，更有利于吸附态的页岩油在纳米孔中富集^[22]。3种类型储层的吸附量在相对压力大于0.8时，吸附量相对自身吸附曲线急剧上升，并且未出现饱和现象，说明3种类型储层均存在氮气吸附技术下无法表征到的大孔。对3种类型储层的孔径与孔体积随孔径变化率的分布图(图 7d-f)分析可知，基质型与纹层型整体上的变化趋势相同，都呈现出单峰特征，在30 nm左右出现峰值后孔体积随孔径的变化率开始降低，说明在氮气吸附尺度下，基质型与纹层型储层在30 nm左右的孔隙贡献了大部分的孔体积。夹层型呈现出双峰特征，在2.7 nm左右出现第一个峰值，在30 nm左右出现第二个峰值，2个峰值所对应的孔体积随孔径的变化率都较基质型与纹层型高，说明在2.7 nm与30 nm贡献的孔体积要高于基质型与纹层型。

图  7  北部湾盆地涠西南凹陷不同类型页岩油储层氮气吸附特征曲线

Figure  7.  Nitrogen adsorption characteristic curves of different shale oil reservoir types in Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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4.   页岩油储层可动性发育特征

4.1   荧光薄片

荧光薄片观测是根据储集空间中赋存的烃类，在受紫外光照射激发下发出的颜色与亮度的不同，判断储层中赋存的烃类差异^[23]。整体来看，3种类型页岩油储层在紫外光照射下均可见到明显的荧光特征(图 8)，但3种类型的储层荧光亮度不均一，烃类主要赋存在不同纹层之间的薄弱面形成的层理缝与网状缝中，裂缝的开度一般为纳米级别。与前文储集空间中论述的裂缝发育情况有良好的对应关系，这些裂缝为页岩油提供了良好的储集空间和运移通道。其中，夹层型的储集空间较基质型与纹层型发育，在荧光薄片上观察到的烃类颜色也从淡蓝—蓝色逐渐加深，说明夹层型的组分更轻，可动性更好。分析认为，造成此差异的原因是基质型与纹层型页岩油储层总有机碳含量高，烃类以自生自储为主，原油运移距离短，储层亲油性强，重质组分偏多，可动性差。夹层型属于源储紧邻型，烃类主要来源于流二段大套厚层油页岩，运移距离相对较长，烃类的轻—中质组分较多，亲油性较基质型与纹层型弱，原油可动性更好。

图  8  北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组不同类型页岩油储层荧光薄片尺度下的发育特征

a.W12-Z井，3 164.9 m，基质型，层理缝；b.W12-Z井，3 159.7 m，基质型，层理缝；c.W12-Z井，3 159.7 m，基质型，网状缝；d.WY-X井，3 561.7 m，纹层型，层理缝；e.WY-X井，3 560.25 m，纹层型，网状缝；f.WY-X井，3 556.9 m，纹层型，层理缝；g.WY-Z井，3 496.52 m井，夹层型，网状缝；h.WY-Z井，3 397.5 m，夹层型，高角度构造缝；i.WY-Z井，3 413.69 m井，层理缝与网状缝。

Figure  8.  Development characteristics of different shale oil reservoir types at fluorescence thin-section scale in Liushagang Formation, Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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4.2   核磁共振技术

核磁共振技术能对微—纳米级孔径进行完整的表征，并且可以在不破坏样品的情况下通过孔隙度累加法，计算T₂截止值，进一步计算出岩心中的束缚流体饱和度与可动孔隙度。核磁共振T₂谱分布图中，横坐标T₂截止值可以表征页岩油储层样品孔径相对大小的分布趋势；T₂弛豫时间越大，表明岩样的孔径越大，饱和油后累积孔隙度和离心后累积孔隙度差值越大，可动流体饱和度越大，可动性越好^[24-26]。

通过对流沙港组核磁共振T₂截止值与孔隙度分量及累加的孔隙度作图分析(图 9)，基质型页岩油储层弛豫时间主要分布在0.1~100 ms之间，表明孔隙相对较小，可动孔隙度为0.72%。纹层型储层弛豫时间有2个峰值，分别为0~1 ms和1~100 ms，表明孔隙小孔和中孔均有发育，可动孔隙度为4.62%。夹层型储层也有2个峰值，弛豫时间分别为1~10 ms和10~1 000 ms，可动孔隙度为6.37%，夹层型的孔隙及可动孔隙度较基质型和纹层型发育，整体上随着物性变好，呈现逐渐增大的趋势。

图  9  北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组不同类型页岩油储层核磁共振T₂谱分布

a.WY-1井，2 973.4 m，基质型；b.WY-Y井，2 896.5 m，纹层型；c.WY-1井，3 254 m，夹层型。

Figure  9.  Nuclear magnetic resonance T₂ spectrum distributions of different shale oil reservoir types in Liushagang Formation, Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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4.3   含油饱和度指数分析

与常规油气不同，非常规油气更侧重于烃源岩生烃后滞留在烃源岩内部的资源。泥页岩中的油要满足自身干酪根的吸附后，多余出的烃类才会进一步运移跨越，即发生超越效应^[27]。国内外学者提出了含油饱和度指数OSI[OSI=S₁×100/ω(TOC)]的概念，并认为当OSI＞100 mg/g时，烃类发生明显的运移跨越，超越效应越明显，可动性越好，指示着含有较高的潜在可采油量^[28-29]。通过对涠西南凹陷3种类型的储层含油饱和度指数统计分析(图 10a)，流沙港组页岩油整体可动性较好。其中，基质型的OSI为86.6~297.04 mg/g，平均为154 mg/g；纹层型的OSI为97.57~200.28 mg/g，平均为142 mg/g；夹层型的OSI为99.56~323.81 mg/g，平均为243 mg/g(表 1)。此外，储层物性与可动流体饱和度呈现良好的正相关关系(图 10b)，由于夹层型的物性好，因此原油更容易充注，可动性更好。根据含油饱和度指数判断，夹层型大于纹层型大于基质型，夹层型的可动性最好，纹层型次之，基质型最差，这与荧光薄片及核磁共振分析的实验结果一致。结合前文分析的储层孔隙结构，综合分析优选涠西南凹陷夹层型页岩油储层为页岩油勘探的有利储层。

图  10  北部湾盆地涠西南凹陷页岩油储层含油饱和度指数(a)、孔隙度与可动流体饱和度分布(b)

Figure  10.  Oil saturation index (a) and distribution of porosity and movable fluid saturation (b) in shale oil reservoirs of Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

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表  1  北部湾盆地涠西南凹陷不同类型页岩油储层孔隙结构及可动性发育特征

Table  1.  Pore structure and mobility development characteristics of different shale oil reservoir types in Weixinan Sag, Beibu Gulf Basin

类型	主要孔缝类型	孔隙度/%	渗透率/10-3 μm2	孔喉连通性	回滞环形态	ω(TOC)/%	S1/(mg/g)	荧光薄片	可动孔隙度/%	OSI/(mg/g)
基质型	矿物颗粒粒间孔、层理缝、黏土矿物层间缝、黄铁矿晶间孔、有机孔	$\frac{0.49 \sim 4.75}{2.68}$	$\frac{0.022 \sim 1.700}{0.25}$	较差	H3型	$\frac{2.71 \sim 7.49}{5.19}$	$\frac{5.92 \sim 8.96}{7.51}$	淡蓝色	0.72	$\frac{86.60 \sim 297.04}{154}$
纹层型	层理缝、黄铁矿晶间孔、矿物颗粒粒间孔、碳酸盐胶结孔	$\frac{1.70 \sim 16.66}{7.47}$	$\frac{0.011 \sim 2.750}{0.36}$	中等	H3型	$\frac{2.55 \sim 6.31}{4.67}$	$\frac{4.61 \sim 9.49}{7.12}$	淡蓝色	4.62	$\frac{97.57 \sim 200.28}{142}$
夹层型	杂基微孔、黏土矿物晶间孔、铸模孔、网状裂缝	$\frac{0.21 \sim 20.79}{14.61}$	$\frac{0.080 \sim 36.000}{20.79}$	较好	H2型	$\frac{1.26 \sim 4.50}{2.40}$	$\frac{4.08 \sim 4.48}{4.34}$	蓝色	6.37	$\frac{99.56 \sim 323.81}{243}$
注：表中分式意义为$\frac{\text { 最小值~最大值}}{\text { 平均值}}$。

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5.   结论

(1) 涠西南凹陷流沙港组为辫状河三角洲沉积—半深湖—中深湖相沉积，发育了基质型、纹层型与夹层型3种类型的页岩油储层。储层整体属于低孔低渗，局部发育中孔中渗，夹层型物性及脆性矿物含量优于纹层型优于基质型，更有利于后期的压裂改造。

(2) 流沙港组基质型与纹层型储层粒度较细，孔隙相对不发育，孔隙形态多以平板狭缝形为主，发育层理缝、有机孔、黏土矿物片间孔、黄铁矿晶间孔等；夹层型页岩油储层孔隙形态多以墨水瓶形为主，发育矿物粒间孔、溶蚀孔、网状缝，孔径分布及储层连通性较好，孔隙发育程度及孔喉连通性随着物性变好逐渐增大。

(3) 基质型与纹层型储层的孔隙相对较小，可动孔隙度分别为0.72%和4.62%，夹层型储层孔隙相对较大，可动孔隙度为6.37%；夹层型页岩油的组分轻，可动性更好，可动油含量高，是涠西南凹陷最大的页岩油勘探潜力类型，也是下一步的重点研究对象。