渤海湾盆地沧东凹陷孔二段页岩层系不同岩性储层结构特征

Shale Oil Reservoir Structure Characteristics of the Second Member of Kongdian Formation in Cangdong Sag, Bohai Bay Basin

摘要

为进一步明确湖相页岩层系优势储集岩性，聚焦页岩油甜点、提高水平段甜点钻遇率，增加水平井页岩油产量， 利用沧东凹陷孔二段G108-8井494.29 m岩心，3 000余块次薄片、扫描电镜、核磁共振、压汞和全岩X衍射等数据，系统分析页岩层系中碳酸盐岩、砂岩和泥页岩孔隙类型、结构及非均质特征.结果表明：长石、石英和有机质对储集空间发育具有建设性作用，方解石、黏土和方沸石矿物是储集空间发育的不利因素，白云岩化作用虽在一定程度上改善了碳酸盐储层结构，但白云岩类微晶、泥晶纳米级晶间孔隙储集、渗流条件较差，页岩层系优势储集岩性主要包括砂岩、纹层型页岩和裂缝型白云岩3种类型；纹层型页岩储层基质储集、渗流相对较好，富长英质矿物纹层内残余粒间孔、溶蚀孔之间连通性较好，压裂改造后人工裂缝与基质孔缝形成复杂缝网结构，具备稳产能力，是页岩油主力产层.根据新认识，将钻探箱体聚焦到8~10 m厚纹层状长英质页岩段，GY5-3-1L、GY5-1-9H两口井首年单井累产油超1.0×10⁴ t，桶油成本下降到65美元，实现了湖相页岩油效益开发.

关键词

渤海湾盆地 / 沧东凹陷 / 孔二段 / 页岩油 / 储层 / 孔隙结构 / 石油地质学

Key words

Bohai Bay Basin / Cangdong Sag / second member of Kongdian Formation / shale oil / reservoir / pore structure / petroleum geology

中国陆相页岩油资源潜力大，目前已在准噶尔（支东明等，2019）、鄂尔多斯（付锁堂等，2021）、松辽（张君峰等，2020）、渤海湾（赵贤正等，2019）、柴达木（刘占国等，2017，2021）、四川（雷文智等，2021）等盆地获得工业油流，并率先在渤海湾盆地（赵贤正等，2018）和准噶尔盆地（赵文智等，2020）开展效益开发试验工作.孔二段页岩层系整体具有良好的生烃条件、一定的储集空间和明显的含油气特征，其脆性矿物含量较高，空间上连续稳定分布，整体含油气（周立宏等，2018），勘探早期针对30~40 m甜点层先后钻探46口水平井（赵贤正等，2021），建成10万吨级/年页岩油生产能力.但页岩油水平井单井180 d累产油量在610.21~5 619.16 t之间，产量整体偏低且呈现较大差异.统计发现，25%的低产井是由于所处区块含油性差、基质渗流条件差、甜点钻遇率低所导致，如何精准聚焦甜点段、提高水平段甜点钻遇率是现阶段面临的主要问题.人工裂缝在一定程度上改善了页岩储层的渗流条件，成功的工程压裂改造能够实现页岩油初期高产，但储层基质渗流条件决定了页岩油稳产能力.为进一步明确湖相页岩层系储层孔隙类型及结构特征，本文利用岩心、薄片和扫描电镜、核磁共振、恒压压汞和全岩X衍射分析等方法，针对页岩层系中碳酸盐岩、砂岩和泥页岩3类储层的孔隙类型、大小、结构特征展开描述，分析有利储层主控因素，进而指导孔二段页岩油甜点选区选层，以期为同类型油气资源勘探提供一定的参考意义.

1 地质背景

黄骅坳陷地处我国东部渤海湾盆地腹地，夹持于沧县隆起和埕宁隆起之间，以孔店‒羊三木凸起为界分为南部沧东凹陷和北部歧口凹陷2个不同的次级沉降单元（李三忠等，2011）.其中，沧东凹陷位于黄骅坳陷南部，勘探面积约为1 760 km²，可进一步划分为南皮斜坡、孔西斜坡、孔东斜坡、孔店构造带及舍女寺断鼻5个次级构造单元（李明刚等，2009；任建业等，2010）.沧东凹陷古近系包括孔店组、沙河街组和东营组3套地层，其中孔店组划分为孔一段、孔二段和孔三段（图1），孔二段包括C1~C7共7个页岩油开发层系.受差异性构造沉降（陈长伟等，2007）、物源供给速率、气候及热液活动影响（韩国猛等，2021），孔二段湖盆边缘以（扇）三角洲前缘砂岩沉积为主，湖盆中部以半深湖‒深湖富有机质泥页岩沉积为主（周立宏等，2021）.孔二段页岩层系有机质丰度在0.3%~11.9%之间（平均3.6%），属于富烃源岩，成熟度在0.66%~0.96%之间，有机质类型以I、II₁型为主，处于低成熟至中等成熟阶段，是沧东凹陷页岩油发育的重点层段（周立宏等，2020；赵贤正等，2021）.

2 岩性及组合特征

孔二段半深湖‒深湖区以富有机质泥页岩、白云岩和致密砂岩为主，局部夹基性侵入岩，地层最厚可达500~600 m，向上过渡到孔一段冲积扇沉积地层（杨飞等，2018）.G108-8井位于沧东凹陷孔店构造带西南缘（图1），其目的是明确孔二段半深湖‒深湖区地层、岩性及其组合特征，探索页岩油的形成条件，评价甜点分布.该井494.29 m岩心可细分为2 923层，平均单层厚度0.17 m，岩性包括泥页岩（累计厚度284.52 m，占57.56%）、碳酸盐岩（累计厚度132.15 m，占26.74%）和砂岩（累计厚度77.62 m，占15.70%）3大类（图2）.其中，泥岩细分岩性主要包括白云质泥岩、泥页岩、页岩、粉砂质泥岩和含白云石泥岩5种，碳酸盐岩细分岩性包括白云岩、泥质白云岩、含泥白云岩、砂质白云岩、泥灰岩5种，砂岩细分岩性主要包括细砂岩、粉砂岩、含泥粉砂岩、泥质粉砂岩4种.

孔二段黏土含量为0~56%（平均15.71%），长石、石英和碳酸盐矿物含量占70%左右（周立宏等，2018）.G108-8井孔二段647块次泥页岩样品全岩X衍射分析数据显示，长石和石英矿物占39%、黏土矿物占18%、方沸石矿物占16%、碳酸盐矿物占24%、黄铁矿矿物占2%；根据三端元四组分命名方法（赵贤正等，2018），岩性以长英质页岩、云灰质页岩和混合质页岩为主.碳酸盐岩呈薄层状产出（厚度一般<2 m），致密砂岩呈厚层状分布在C3层系.C1、C4、C6层系长英质页岩占优势，云灰质页岩累计厚度占30%以下.C3、C5、C7层系内云灰质成分占比增加，碳酸盐岩累计厚度可达30%~50%.

3 不同岩性储集空间特征

3.1　泥页岩储集空间类型

孔二段泥页岩孔缝类型多样，孔隙类型主要包括残余粒间孔、溶蚀孔、晶间孔、晶内孔、有机质孔隙等（赵贤正等，2017；张盼盼等，2021），裂缝类型主要包括纹层间裂缝、异常压力缝和成岩缝3种类型.

粒间孔直径一般可达10~30 μm（图3a~3c），主要为长石和石英碎屑粒间孔.长石和白云石等矿物易被溶蚀，形成溶蚀孔（图3d~3h）、铸模孔（图3i~3j）：当溶蚀作用较弱时，矿物颗粒内部或边缘形成单个、数个蜂窝状溶蚀孔隙，直径可达2~ 6 μm；当溶蚀作用较强时，颗粒被大面积溶蚀或被完全溶蚀形成铸模孔，孔隙直径与沉积物粒径相当，孔隙直径可达30 μm以上.自生石英（图3b）、长石（图3k）、方解石和白云石等矿物晶体之间发育较大的晶间孔，最大可达13 μm，但整体上晶间孔比粒间孔小一个数量级.伊利石、绿泥石和蒙脱石等黏土矿物易发生塑性变形（图3l），在压实作用下，黏土矿物晶间以纳米级微孔为主.晶内孔为矿物晶体内部微小孔隙，多发育于黏土矿物（图3m~3o）、云母（图3p）、黄铁矿等片状或簇状分布的矿物中，晶内孔以纳米级孔隙为主，分散状绿泥石和蒙脱石晶间孔可达2 μm.晶间孔的孔径分布不均、孔径较小，晶间纳米级孔隙广泛存在于页岩中.有机质内孔隙（图3q~3r）以及有机质与其周围颗粒之间孔隙（图3s），呈圆形、椭圆形或不规则状.

纹层状页岩内长英质纹层、黏土质纹层和碳酸盐质纹层呈互层状产出，长英质纹层内长石和石英颗粒分布相对集中，黏土和碳酸盐质胶结物含量低，粒间孔隙发育，且溶蚀孔和粒间孔形成叠置效应，长英质纹层具备较好的储集性能，在荧光下一般呈黄褐色，长英质纹层一般呈黄褐色荧光，指示较好的含油性特征（图4a）.泥岩矿物分异程度低，呈块状结构，长英质碎屑颗粒分散在黏土质和碳酸盐质基质中，孔隙间连通性较差，储层相对致密、基质渗流条件差.

微裂缝包括纹层间裂缝、异常压力缝和成岩缝3种类型.纹层间裂缝是沿纹层面发育的裂缝，其形成原理与层理缝相似，一般为走滑压应力作用下沿薄弱纹层面发育的顺层缝，是湖相页岩中比较常见的一种裂缝，开度为几到几十微米（图4c），层间缝若被斜交的构造裂缝相互连通，则形成非常好的连通裂缝网，改善了页岩的渗流能力.异常压力缝（图4d）与有机质生烃增压造成的页岩储层破裂有关，缝面呈不规则状，在荧光薄片下可见开度约为20 μm异常压力缝，裂缝被沥青充填（图4d）.成岩收缩缝是指页岩成岩过程中由于岩石收缩体积减小而形成的微裂缝，主要与干缩作用、脱水作用、矿物相变或热力收缩作用相关（张磊磊等，2016），其延伸长度为10~20 μm，开度为0.5~1 μm（图4e~4h），在扫描电镜下见有相通的成岩收缩缝.

3.2　碳酸盐岩储集空间类型

碳酸盐岩以晶间孔为主，基质孔隙度一般小于5%.典型白云岩样品薄片视域下呈砂糖状结构，其成因与早成岩阶段大气淡水淋滤作用有关，淋滤作用溶解未被白云岩化的文石、方解石等矿物，使得原本悬浮的白云石菱面体汇集，形成晶体支撑结构（Moore and Wade，2013）；晶间孔较发育，薄片视域下晶间孔被沥青充填，呈现黄褐色荧光（图5a）.泥晶白云岩由于黏土质成分增加，不利于晶间孔的形成，且孔隙之间的连通性相对较差，黄褐色荧光呈分散状分布（图5b）.

薄层碳酸盐岩呈块状结构，层理不发育.相对于泥页岩、砂岩、白云质页岩等岩性，白云岩、泥质白云岩更容易形成构造缝（图4i~4k），白云岩岩心高角度、低角度和顺层缝形成复杂缝网结构，开度较大的在1~2 mm.其特点为分布广泛、延伸长，产状比较稳定，薄片下见有开度为微米级的较小裂缝，常被方解石或油质沥青充填（图4d、4l）.G108-8井965块次普通薄片、荧光薄片和铸体薄片照片，76.9%样品见有裂缝发育，裂缝型白云岩是孔二段重要的储层类型之一.

3.3　砂岩储集空间类型

砂岩主要由石英和长石碎屑颗粒组成，颗粒直径变化较大.252个砂岩薄片粒度分析数据显示，砂岩段C值为62.1~1 681 μm（平均424.5 μm）、M值为56.7~1 460 μm（平均215.0 μm）（图6）；随着C值的增大，M呈发散形态且逐渐偏离C=M线，说明岩石粒度分布非均质性增加，为典型浊流沉积砂体.砂岩基质储集空间类型主要包括粒间孔和长石溶蚀孔，扫描电镜下见有粒径>150 μm的碎屑颗粒围成直径达141 μm的粒间孔（图3t），粗碎屑颗粒是产生粒间大孔的物质基础；而孔二段浊流成因砂体颗粒分选较差，其较低的结构成熟度是造成孔二段砂岩储层致密的主要原因，成岩演化过程中，方解石等矿物胶结作用进一步降低了砂岩储集空间，但相较于泥页岩和白云岩储层，砂岩储层仍具有较高的基质孔隙度和渗透率.

4 不同岩性孔隙结构特征

核磁共振技术是利用氢原子核（¹H）与磁场之间的相互作用来反映储层内流体信息（黄磊和申维，2015；白松涛等，2016），是有效认识储层和评价储层参数的重要手段之一.弛豫时间的大小取决于固体表面对流体分子的作用力强弱，这种强弱取决于岩样内孔隙大小、固体表面性质和饱和流体类型及其性质（黄磊和申维，2015）.当岩样孔隙内充满流体时，流体量就与孔隙体积相等，不同大小孔隙内流体弛豫时间不同，孔隙越大弛豫时间越长（白松涛等，2016）.饱和流体样品在离心力作用下，自由水从岩样内排出，死端孔隙内流体或由于毛细管作用力而滞留在岩石样品内的水称之为束缚水，离心后束缚水量对应死端孔隙度；离心前后核磁孔隙度能够反映储层储集空间的连通程度，自由流体孔隙分布特征对储层评价和开发方案设计具有重要的意义（Zhou et al.，2020）.

4.1　页岩基质孔隙之间连通性较好

测试页岩样品（埋深3 252.31 m）岩心见纹理结构、韵律构造：石英23%、长石26%、白云石20%、方解石6%、黏土14%，方沸石10%、黄铁矿1%；有机碳含量为2.85%，热解S ₁ 为3.04 mg/g.该样品饱和核磁共振T ₂谱时间分布在0.10~103.69 ms之间、孔隙度2.50%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值 1.85 ms；离心后T ₂谱时间分布在0.06~93.00 ms之间、孔隙度1.06%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值 1.85 ms（图7a）.孔隙连通率为56.7%.大孔对应T ₂弛豫时间>10 ms（高树生等，2016），该样品饱和大孔占0.62%，离心后大孔0.21%，可以推算大孔之间的连通率为66.13%.饱和中孔、小孔和微孔孔隙度分量为1.88%，离心后为0.85%，中孔、小孔和微孔之间连通率为54.78%，孔隙之间连通性相对较好.测试样品含油饱和指数OSI为106.7 mg/g·TOC，该类储层同时也具有较好的生烃和含油特征，基质渗流条件较好，页岩油开发动用潜力大.

4.2　白云岩储层以纳米级中、小孔为主

测试白云岩样品（埋深3 201.82 m）岩心呈块状构造、裂缝不发育：白云石81%、石英8%、长石3%，黏土7%，方沸石1%；有机碳含量为0.78%，热解S ₁ 为1.29 mg/g.饱和核磁共振T ₂谱时间分布在0.10~6.80 ms之间，以中孔、小孔和微孔为主，孔隙度1.87%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值1.85 ms；离心后T ₂谱时间分布在0.06~5.50 ms之间，孔隙度1.07%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值1.66 ms（图7b），孔隙之间的连通概率为42.78%.白云岩类有机质含量低，生油条件差，原油需短距离运聚成藏，该类储层微米级大孔不发育，泥质白云岩排驱压力>0.1 MPa，成藏条件相对苛刻.

4.3　弱胶结砂岩储层储集条件好

块状细砂岩样品（埋深3 393.93 m）：石英46%、长石43%，方解石4%、白云石2%、黏土4%.该样品饱和核磁共振T ₂谱时间分布在0.09~1 265.79 ms之间、孔隙度9.04%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值5.50 ms；离心后T ₂谱时间分布在0.04~247.57 ms之间、孔隙度5.20%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值4.90 ms（图7c）.孔隙连通率为42.47%.饱和大孔孔隙度分量为4.59%，离心后为1.48%，大孔之间的连通率为67.76%，中孔、小孔和微孔之间连通率为16.40%.荧光薄片下，长石、石英碎屑颗粒支撑，胶质沥青与油质沥青充填粒间孔隙及粒内溶孔，分别发蓝白中亮光、黄色中亮光（图8a），具有较好的含油性特征.

块状粉砂岩样品（埋深3 407.29 m）：石英36%、长石36%、方解石24%、黏土4%，其方解石主要以胶结物形成存在.该样品饱和核磁共振T ₂谱时间分布在0.08~83.42 ms之间、孔隙度5.62%，孔隙度分量峰值对应T ₂谱峰值2.57 ms；离心后T ₂谱时间分布在0.06~16.32 ms之间、孔隙度2.25%，孔隙度分量峰值对应T₂谱峰值2.30 ms（图7d），孔隙连通率为59.96%.饱和大孔孔隙度分量为0.25%，离心后为0.15%，大孔之间的连通率为40%，中孔、小孔和微孔之间连通率为60.89%.碎屑颗粒呈点‒线接触，磨圆呈次棱状，碎屑石英主要发深蓝色光，长石主要发亮蓝色或绿色光，方解石胶结物发橘黄色光（图8b），方解石胶结物改变了砂岩储层结构，大孔所占比例大幅度降低.方解石胶结粉砂岩储层孔隙结构与微晶白云岩类似，但储集物性及孔隙之间连通性相对较好.

5 储层物性影响因素分析

5.1　储层孔隙度受矿物成分控制作用明显

长石和石英质矿物对储集空间发育具有建设性作用.孔二段页岩层系内孔隙度大于6%的储层，其长石和石英矿物含量一般大于70%（图9a）.长石矿物易被溶蚀产生溶蚀孔，当长石矿物含量大于20%后，长石矿物含量与孔隙度之间具有明显正相关性（图9b）.石英矿物相对稳定，不易被溶蚀，此外石英颗粒次生加大、自生石英矿物降低了储层孔隙度.当石英矿物含量大于20%后，石英矿物含量与储层物性呈现出一定的正相关性（图9c）.砂岩和长英质页岩中，长石和石英矿物占优势，溶蚀孔和粒间孔构成主要储集空间，储层基质储集、渗流条件相对较好.

碳酸盐矿物对储层孔隙度的影响呈两段式结构特征（图9d）.泥页岩和砂岩的碳酸盐矿物含量在0~40%之间，主要以胶结物形式存在，随着碳酸盐矿物的增加，储层孔隙度呈下降趋势（图9e）；云灰质页岩和碳酸盐岩的碳酸盐矿物含量>40%、孔隙度一般小于5%（超致密储层）.碳酸盐岩以化学成因为主，属于原生致密型储层，准同生白云岩化作用改善了储集物性，随着碳酸盐矿物的增加，储层孔隙度呈上升趋势，但呈现出较强的非均质性（图9f）.

黏土和方沸石矿物是影响储层孔隙发育的不利因素.原生黏土矿物颗粒较细，不利于晶间孔、粒间孔的形成，次生黏土和方沸石矿物充填于原生、次生孔隙内，降低了储集空间.孔二段页岩层系黏土和方沸石含量一般<40%（图9g），二者对储层孔隙度均具有不利影响（图9h~9i），随着黏土和方沸石含量的增加，储层孔隙度呈下降趋势.

5.2　储层渗透率影响因素分析

随着孔隙度的增加，储层渗透率具有增高趋势，但具有较强的非均质性（图9j），在外包络线之下，储层孔隙度与渗透率之间呈散点式分布，二者相关性较差.孔二段页岩层系储层基质渗透率整体分布在0.1~1 mD之间，少量样品渗透率在1~10 mD之间，个别样品渗透率大于10 mD，整体属于低渗、特低渗储层.

随着碳酸盐矿物含量的增加，储层渗透率呈下降趋势（图9k）.渗透率>1 mD的储层，其碳酸盐矿物含量一般<50%；当碳酸盐矿物含量大于50%后（对应泥质白云岩和白云岩类储层），储层渗透率降低到1 mD以下，碳酸盐岩储层基质储集物性相对较低.

黏土和方沸石矿物对储层渗透率的影响呈两段式结构（图9l）.渗透率>1 mD的储层，其黏土和方沸石含量一般<40%，且呈现出较强的非均质性；黏土和方沸石矿物含量大于40%后，随着黏土和方沸石矿物含量的增加储层渗透率呈下降趋势，且受方沸石含量影响更为显著，当方沸石含量>20%后，储层渗透率降低到1mD以下.

6 储层综合评价与勘探实践

6.1　优势储集岩相综合评价

孔二段页岩层系中砂岩、泥页岩和白云岩均可作为页岩油储层，综合各类储层参数特征（表1），长石岩屑砂岩、纹层型页岩和裂缝型白云岩是沧东凹陷孔二段页岩油优势储集层.

纹层型页岩储集空间类型多样，微米级大孔及纳米级中孔、小孔、微孔较发育，常见溶蚀孔、残余粒间孔、晶间孔、晶内孔和有机质孔等，富长英质矿物纹层（图4f）内残余粒间孔、有机酸溶蚀孔之间的连通性较好，能够形成流体高效运移的通道.当有机质丰度>2%后，储层退汞效率可达60%~80%（图9l），沧东凹陷孔二段纹层型页岩有机质丰度一般>4%（赵贤正等，2021），富有机质纹层型页岩具有相对较高的基质渗透性，有效储集空间占比较高，工程改造后人工裂缝与基质孔缝形成复杂缝网结构，具备页岩油稳产能力.热液活动（韩国猛等，2021）、黏土矿物方沸石化（张跃等，2015）改善了储层脆性，形成沧东凹陷孔二段所特有的富有机质、高脆性、纹层型页岩，进入生烃门限后，形成富含油、能储集、可渗流、易改造的纯页岩型页岩油，是现阶段孔二段页岩油开发的主要类型之一.

湖相白云岩储层一般小于1 m，岩性空间变化快，孔隙度2%~5%、渗透率一般小于0.1 mD，属超低孔超低渗储层，白云岩基质孔隙储集能力较差.相对于页岩和砂岩储层，白云岩更容易形成裂缝（图4a~4c），裂缝+基质孔改善了白云岩储层储集性能，储层渗透性得到很大改善.该类型储层在压裂改造后，可以形成天然裂缝+基质孔+人工裂缝的复杂缝网结构，是孔二段潜在高效储集层类型之一.针对该类型储层，下一步需加强裂缝预测工作，明确裂缝发育规模和范围，结合应力场分布情况合理优化轨迹，可实现该区白云岩型页岩油开发利用.

长石岩屑砂岩储集空间以残余粒间大孔和中孔为主，具有相对较高的基质孔隙度和渗透率.成岩演化过程中，含方解石长石岩屑砂岩和方解石质长石岩屑砂岩中的方解石主要以胶结物形式存在，钙质胶结物堵塞吼道，降低了储层基质渗透性.后期压裂改造过程中，应用酸化压裂方式，可以在一定程度上改善储层渗流能力，提高压裂效率.

6.2　勘探实践

沧东凹陷孔二段页岩油勘探早期认为不同类型页岩均具备一定的储集特征，原油自生自储或短距离运聚成藏特征，页岩层系整体具有较好的含油性特征，C1~C7共7个页岩油开发层系具备较大页岩油勘探潜力.选择对30~40 m箱体进行水平井钻探，储层类型主要包括长英质页岩和云灰质页岩2类；GD1702H井产液剖面测试结果显示，纹层状长英质页岩占水平段长度的40%，而其产量贡献达75%，纹层状长英质页岩是页岩油的主力产层.在明确各类型储层特征及页岩油主力产层后，2020-2021年新实施的水平井将钻探箱体聚焦8~10 m厚的纹层状长英质页岩段，8口井首年累产超过 5 000 t，其中GY5-3-1L、GY5-1-9H两口井首年单井累产油超1.0×10⁴ t，桶油成本下降到65美元，实现了孔二段湖相页岩油效益开发.

7 结论

（1）孔二段页岩层系中长石、石英和有机质对储集空间发育具有建设性作用，方解石、黏土和方沸石矿物是储集空间发育的不利因素，白云岩化作用虽在一定程度上改善了碳酸盐储层结构，但白云岩类微晶、泥晶纳米级晶间孔隙储集、渗流条件较差，优势储集岩性主要包括砂岩、纹层型页岩和裂缝型白云岩3种类型.

（2）纹层型页岩储层孔、缝类型多样，富长英质矿物纹层内微米级残余粒间孔与溶蚀孔发育，大孔之间连通率达66.3%，长英质纹层能够形成含油流体储集、运移通道，具有相对较高的基质渗透性，压裂改造后人工裂缝与基质孔缝形成复杂缝网结构，具备页岩油长期稳产能力.

（3）裂缝不发育的白云岩类储层属于超致密储层，基质孔以微晶、泥晶晶间孔为主，孔隙之间的连通概率为42.78%，基质渗流条件相对较差；天然裂缝改善了白云岩类储层物性，压裂改造后可形成天然裂缝+基质孔+人工裂缝的复杂缝网结构.

（4）砂岩储层整体属于一般致密储层，浊流成因砂体低结构成熟度是造成储层致密的主要原因，钙质胶结物降低储集空间、堵塞吼道，进一步降低了储层基质渗透性，砂岩储集空间以残余粒间大孔和中孔为主，致密砂岩基质物性条件整体优于碳酸盐岩类储层.

（5）根据新认识，把页岩层系基质储集、渗流能力作为页岩油甜点评价的关键指标，将钻探箱体聚焦到8~10 m厚纹层状长英质页岩段，新实施的GY5-3-1L、GY5-1-9H两口井首年单井累产油超1.0×10⁴ t，桶油成本下降到65美元，实现了湖相页岩油效益开发.

参考文献

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基金资助

国家重点研发计划项目(2020YFA0710504)

中国石油勘探与生产分公司重点科技项目(2022KT1002)

中国石油天然气股份有限公司科学研究与技术开发项目(2019E-26;2021DQ0508)