北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组页岩油赋存空间多尺度表征及可动性评价

Shale Oil Mobility Evaluation and Multi⁃Scale Characterization of Oil Occurrence Space of Liushagang Formation in Weixinan Sag, Beibuwan Basin

摘要

为了明确北部湾盆地涠西南凹陷流沙港组页岩油赋存空间及可动性特征，采用岩石薄片鉴定、荧光观测、扫描电镜、氮气吸附、高压压汞、数字岩心分析、核磁共振、多温阶热解等实验技术，对涠西南凹陷流沙港组不同类型页岩油的储层孔隙结构、页岩油赋存空间及可动性特征进行定性分析和定量表征.结果表明：（1）基质型页岩油储层主要发育纳米级的有机孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物粒间孔、以及层理缝、有机质粒缘收缩缝；基质型页岩油主要赋存在孔喉半径小于10 nm的储集空间内.纹层型页岩除了发育纳米‒微米级的有机孔、晶间孔及微裂缝外，还发育粒间孔、粒内孔等；纹层型页岩油主要赋存在孔喉半径为10~50 nm之间的储集空间内.夹层型页岩主要发育纳米‒微米级的晶间孔、粒间孔、粒内孔及溶蚀孔等；夹层型页岩油主要赋存在孔喉半径介于100~1 000 nm的储集空间内.（2）不同类型页岩油可动性差异明显，其中夹层型页岩油可动性最好，最大可动油含量为22.78~42.63 mg/g，平均32.71 mg/g，可动油比例高达80%以上；纹层型页岩油可动性次之，最大可动油含量为1.78~16.35 mg/g，平均10.88 mg/g，可动油比例在60%左右；基质型页岩油可动油含量和可动油比例最小.（3）有机质丰度与成熟度、储层物性及矿物组成等共同控制了页岩油的可动性；当R_o为1.0%左右，TOC介于1.5%~4%之间，页岩储层可动油最为富集；另外，储层孔喉半径越大、物性越好、脆性矿物含量越高、黏土矿物含量越低，页岩油可动性越好.基于上述研究成果，夹层型页岩具有较大的赋存空间及较好的可动性，是涠西南凹陷页岩油勘探的首选类型，并推动海上页岩油钻探获得重大突破.

Abstract

In order to clarify the occurrence space and mobility characteristics of shale oil in the Liushagang Formation of the Weixinan Sag in Beibuwan Basin, comprehensive experimental techniques such as thin section identification, fluorescence observation, scanning electron microscopy, nitrogen adsorption, high-pressure mercury injection, digital core analysis, nuclear magnetic resonance, and multi-temperature pyrolysis were utilized to qualitatively and quantitatively investigate the pore structure, occurrence space, and mobility characteristics of different types of shale oil reservoirs in the Liushagang Formation of the Weixinan Sag. Results show that: (1) matrix-type shales mainly contain nanoscale pores in organic matter, intergranular pores in pyrite, interparticle pores in clay minerals, fractures at bedding interface, as well as shrinkage fractures on the edge of organic matter particles. Oil in the matrix-type shales mainly stores in pores with pore throat radius less than 10 nm. In addition to organic pores, intergranular pores and microfractures, there are intergranular and intragranular pores developed in laminated shale oil reservoirs. Oil in the laminated shales mainly stores in pore spaces with pore throat radius between 10 nm and 50 nm. The “sandwiched” shales mainly contain intergranular pores, intergranular pores, intraparticle pores, and dissolution-related pores at the nanometer to micrometer scale. Oil in the “sandwiched” shales mainly exists in pore spaces with pore throat radius ranging from 100 to 1 000 nm. (2) There are significant differences in the oil mobility of different types of shales. Among them, the “sandwiched” shales have the best mobility. The maximum movable oil content of the “sandwiched” shales is between 22.78 and 42.63 mg/g (averaging 32.71 mg/g), and the movable oil proportion is higher than 80%. The second is the laminated shales, with the maximum movable oil content of 1.78-16.35 mg/g (averaging 10.88 mg/g), and the movable oil proportion of about 60%. The matrix-type shales have the lowest movable oil content and movable oil proportion. (3) The abundance and thermal maturity of organic matter, reservoir pore space, and mineral composition control the shale oil mobility; When the thermal maturity (R_o) is around 1.0% and TOC content is between 1.5% and 4%, shale reservoirs are mostly enriched in movable oil. In addition, the larger the pore throat radius, the better the physical properties, the higher content of brittle minerals, the lower content of clay minerals, the better shale oil movability. Based on the above results, the “sandwiched” shales have the largest storage space and the best mobility, and are the preferred target for shale oil exploration in the Weixinan Sag. These are the basis for the significant breakthroughs in offshore shale oil drilling.

Graphical abstract

关键词

页岩油 / 赋存空间 / 可动性 / 可动油含量 / 涠西南凹陷 / 北部湾盆地 / 石油地质学.

Key words

shale oil / occurrence space / mobility / movable oil content / Weixinan Sag / Beibuwan Basin / petroleum geology

北部湾盆地涠西南凹陷是南海西部海域原油勘探的主战场.历经40余年的常规油气勘探，西南凹陷已发现多个大中型油田和含油气构造.随着勘探不断深入，涠西南凹陷可供上钻目标面临“碎、小、难找”局面，亟需向新领域进行拓展.页岩油作为一种重要的非常规石油资源，日益成为石油勘探家关注的焦点.前期研究表明，涠西南凹陷流沙港组广泛发育暗色泥页岩及油页岩，面积超过 1 000 km²；单井钻遇泥页岩和油页岩厚度最大分别可达602 m、374 m，且生烃品质好、含油性高，具备页岩油规模发育的基础（傅宁和刘建升，2018；李友川等，2019；于水等，2020）.近年来，相关专家学者加大了涠西南凹陷流沙港组页岩油研究力度，在页岩油形成条件、有利区预测等方面开展了大量基础研究工作（邹才能等，2013；卢双舫等，2016；金之钧等，2021），并取得了积极进展.值得一提的是，2022年5月部署的我国海上首口页岩油探井——WY⁃1井压裂测试成功并获商业油流（徐长贵等，2022），标志着我国海上页岩油勘探取得重大突破，展示了该领域广阔的勘探前景.但受认识水平和技术条件的限制，涠西南凹陷页岩油整体上还处于勘查初期，不同类型页岩油的赋存空间及可动性特征尚不清楚，制约了页岩油甜点优选及勘探开发进程.为此，笔者利用岩石薄片鉴定、荧光观测、扫描电镜、氮气吸附、高压压汞、数字岩心分析、核磁共振、多温阶热解等实验技术，对不同类型页岩油的储层微观孔隙结构、页岩油赋存空间进行多尺度表征以及对页岩油可动性进行定性分析和定量表征，明确了不同类型页岩油赋存空间类型、可动性特征及其影响因素（图1），为涠西南凹陷海上页岩油勘探选区及甜点层段优选提供重要依据.

1 地质背景

涠西南凹陷位于南海西部北部湾盆地北部坳陷带，是一个在前古近系基底之上发育的以新生代沉积为主的断陷湖盆，其北以涠西南断裂为界，南邻企西隆起和涠西南低凸起，西与海中凹陷相连，东接企西隆起，面积约3 800 km²（图2）.自古新世以来主要经历了古近纪3期裂陷和新近纪拗陷阶段，沉积环境也发生了河流‒湖泊‒开阔滨浅海的变迁（杨希冰，2016），在前古近系基底之上依次沉积了古近系长流组、流沙港组、涠洲组，新近系下洋组、角尾组、灯楼角组、望楼港组及第四系地层（图3）.其中，始新世裂陷Ⅱ幕，构造应力以NNW⁃SSE向的拉张应力为主，产生了一系列NEE⁃SWW向的控凹断裂；如涠西南一号断裂，该断裂强烈的裂陷作用使湖盆范围扩大，水体急剧加深，发育了流沙港组河流三角洲、滨浅湖‒中深湖相沉积.特别是流沙港组二段沉积时期湖盆发育达到鼎盛阶段，沉降速率最大可达520 m/Ma（朱伟林和江文荣，1998），湖盆中心处于欠补偿环境，藻类繁盛且水体分层还原性强、有机质古生产力大大提高，发育了盆地内最主要的烃源岩——厚层的湖相暗色泥页岩及油页岩，为页岩油的形成奠定了良好的物质基础.有机地化分析显示，该套烃源岩有机质丰度较高，实测TOC主要介于0.5%~11%之间；有机质类型较好，以Ⅰ⁃Ⅱ₁型为主；成熟度适中，R_o主要介于0.6%~1.2%之间，以生油为主.根据岩性组合、单层砂岩薄夹层厚度及砂地比等，将涠西南凹陷页岩油划分为基质型、纹层型及夹层型三种类型（图4）.

2 页岩油赋存空间多尺度表征

2.1　页岩油储层孔隙结构

储层岩石孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系（梁晓伟等，2020）.应用岩心观测、铸体薄片、扫描电镜等实验技术对涠西南凹陷流沙港组页岩油储层进行分析.结果显示基质型页岩油储层孔隙发育较差，主要以有机孔、黄铁矿晶间孔及黏土矿物粒间孔为主，孔隙多呈椭圆状及不规则状，孔隙空间一般小于2 nm.此外，基质型页岩油储层中顺层发育的层理缝和有机质粒缘收缩缝也较为常见，缝宽主要介于100 nm~2 μm（图5a~5c）.纹层型页岩油储层除了发育有机孔、黄铁矿晶间孔及黏土矿物粒间孔、层理缝外，还发育骨架矿物粒间孔等（图5d~5i），孔隙空间一般介于10~50 nm.夹层型页岩油储层孔隙发育，主要以晶间孔、粒间孔、粒内孔、溶蚀孔等为主，孔隙空间较大，连通性较好，部分孔隙半径大于50 nm，这主要与夹层型页岩储层中发育的砂岩薄夹层有关（图5j~5o）.

为了直观了解页岩油储层孔隙结构发育特征，采用高精度的数字岩心技术对不同类型页岩油进行三维聚焦离子束扫描分析（图6）.结果显示，基质型页岩油储层孔隙发育较差，孔隙半径介于0.01~0.1 μm之间，缝宽半径介于0.1~0.2 μm之间，孔/缝半径平均为44.8 nm；总孔隙体积占比仅1.48%，其中有机孔体积占比为1.19%，无机孔体积占比为0.29%.纹层型页岩油储层孔隙发育较好，孔隙半径介于0.02~2 μm之间，缝宽半径介于0.01~0.2 μm之间，孔/缝半径平均为108.7 nm；总孔隙体积占比2.86%，其中有机孔体积占比为2.02%，无机孔体积占比为0.84%.夹层型页岩油储层孔隙发育较好，孔隙半径介于0.02~2 μm之间，缝宽半径介于0.05~2 μm之间，孔/缝半径平均为 702 nm；总孔隙体积占比16.7%，主要为无机孔（图6）.

2.2　页岩油赋存空间分布

页岩油主要有游离态和吸附态两种赋存方式.常见的页岩油赋存空间包括有机孔、粒间孔、晶间孔和粒内孔及微裂缝等（张金川等，2012）.为了探索涠西南凹陷不同类型页岩油赋存空间分布特征，采用激光共聚焦、氮气吸附和高压压汞等技术进行定性‒定量分析.其中，激光共聚集技术是利用不同分子结构的烃类在同一激光源照射下产生不同波长的荧光的特性，并通过软件处理实现页岩油轻、重组分及其分布特征的可视化表征（孙先达等，2014）；轻质组分以饱和烃和芳烃为主，在激光照射下其荧光波长一般小于550 nm，利用这一特性，通过调节共聚焦显微镜的接收波长来检测轻质组分的分布情况，并用绿色对图像进行标记；重质烃类以非烃和沥青质为主，在激光照射下其荧光波长一般大于640 nm，利用这一特性，通过调节共聚焦显微镜的接收波长来检测重质组分的分布情况，并用红色对图像进行标记.观测发现，长波长下检测到基质型页岩油激光共聚焦显微图像整体以红色为主，绿色相对较少，表明基质型页岩油以重质组分为主，多吸附于有机质残体中（图7a、7b）；而短波长下检测到纹层型和夹层型页岩油激光共聚焦显微图像整体以绿色为主，红色相对较少，表明其轻质组分较多，主要富集于粒内孔、微裂缝及黏土矿物透镜体中，多呈弥漫状分布（图7c~7f）.

为了量化不同类型页岩油赋存空间特征，应用氮气吸附与高压压汞实验技术进行分析.需要说明的是，由于研究区钻井液为油基泥浆，为去除油基泥浆对样品的污染，实验前采用丙酮、氯仿、甲醇混合溶液（按照19∶16∶15的体积配比）对样品进行洗油处理.对洗油后的不同类型页岩油储层氮气吸脱附曲线进行分析，结果表明基质型、纹层型与夹层型页岩氮气吸脱附曲线的回滞环类型以H₂⁃H₃混合型为主，说明孔隙形态兼具墨水瓶孔与平形板状孔特征.氮气吸附量的结果表明纹层型页岩的吸附量大于基质型页岩和夹层型页岩，说明纹层型页岩具有较大的微观孔隙体积（图8）.夹层型页岩的孔隙发育但氮气吸附量小，这可能与夹层型页岩含有较高的长英质矿物含量有关.长英质矿物的吸附能力较黏土矿物低，导致夹层型页岩的氮气吸附量较低.同时，由于氮气吸附实验孔径测量的范围限制，夹层型页岩中的大孔隙难以被检测到.对比三种类型页岩的氮气吸附法孔径分布曲线可知，基质型页岩的孔径分布呈双峰形，孔径多分布在10~40 nm，属于IUPAC（1972）分类的介孔（图9a）；纹层型页岩的孔径分布多呈多峰形，孔径多分布在小于1 nm和10~30 nm，孔隙类型以介孔为主（图9b）；夹层型页岩的孔径分布呈双峰形，峰值孔径分布在小于2 nm和100~200 nm，孔隙类型以微孔和宏孔为主（图9c）.

根据高压压汞实验绘制三种类型页岩油储层的毛管压力曲线图（图10）和孔喉半径分布频率图（图11）.结果表明，基质型页岩油储层进汞曲线形态整体呈上凸状，排替压力高，平均为17.22 MPa，分选较差且大孔不发育，页岩油主要赋存在孔喉半径小于10 nm的储集空间内；纹层型页岩油储层进汞曲线整体呈现陡平台状，排替压力相对较高，平均为2.74 MPa，页岩油主要赋存在孔喉半径为10~50 nm之间的储集空间内，这与通过岩石薄片、扫描电镜尺度所观测到的现象基本一致；夹层型页岩油储层进汞曲线整体宽缓，相较于基质型和纹层型页岩油储层，其大孔更为发育，排替压力较低，平均为0.54 MPa，页岩油赋存在孔喉半径介于10~1 000 nm之间的储集空间内，且以大于100 nm的储集空间居多.

3 页岩油可动性定性‒定量评价

3.1　页岩油可动性定性分析

荧光观测是分析页岩油可动性的常用手段之一，其原理是根据页岩油中不同烃类组分在紫外光照射下发出不同颜色的光来判断可动性：轻质烃类在荧光照射下颜色较亮，重质烃类则颜色较暗；烃类组分越轻，颜色越亮，可动性越好；反之，可动性则越差.荧光观测分析表明：基质型页岩整体荧光颜色偏暗，且发光不均匀，其中黏土层发褐橙色荧光，有机质浸染条带发中暗绿色荧光（图12a~12b）；除此之外，还见少量沥青质小斑块状，呈透镜体状或条带状分布，发黄褐色和绿色荧光；表明其以重质组分为主，可动性较差.纹层型页岩油主要发中暗‒暗黄绿色荧光，且发光较均匀，局部可见少量发中暗褐橙色荧光碳酸盐岩颗粒，表明相较于基质型页岩油其轻质组分增多，可动性变好（图12c~12d）.夹层型页岩油荧光显示较强，除了碎屑颗粒基本不发荧光外，整体颜色较亮，主要发中‒亮黄色荧光，表明其烃类组分更多，可动性更好（图12e~12f）.整体上，夹层型页岩油可动性最好，纹层型页岩油次之，基质型页岩油可动性较差.

3.2　页岩油可动性定量评价

核磁共振是分析页岩油可动性常用的手段之一，主要通过测试样品饱和油和离心后的T₂弛豫时间分布，对不同储集空间中的可动孔隙度及可动流体饱和度进行定量表征（李海波等，2016；赵贤正等，2023）.T₂弛豫时间分布越大，指示可动孔径越大；饱和油后累积孔隙度和离心后累积孔隙度差值越大，指示可动流体饱和度越大.本次实验样品在饱和油前，需对其进行5 h的抽真空操作，在5 MPa的饱和压力下饱和24 h，当饱油孔隙度与氦气孔隙度差异不大时认为完全饱和.对涠西南凹陷不同类型页岩油进行核磁共振分析，结果表明基质型页岩油的T₂弛豫时间分布较窄，主要介于0.1~100 ms之间，表明其可动孔较小，以小孔为主，估算可动孔隙度仅为0.86%（图13a）；饱和油后累积孔隙度和离心后累积孔隙度的差值较小，估算可动流体饱和度为23.2%（图13a）.纹层型页岩油的T₂弛豫时间分布较宽，主要介于0.4~800 ms之间，表明其可动孔较大，除了发育小孔外还发育一定量的中孔，估算可动孔隙度为4.86%（图13b）；饱和油后累积孔隙度和离心后累积孔隙度的差值较大，估算可动流体饱和度为54.5%（图13b）.夹层型页岩油的T₂弛豫时间分布最宽，主要介于0.6~2 000 ms之间，表明其可动孔较大，除了发育中孔外还发育一定量的大孔，估算可动孔隙度为7.13%（图13c）；饱和油后累积孔隙度和离心后累积孔隙度的差值大，估算可动流体饱和度为57.2%（图13c）.

多温阶热解法可以有效测定页岩油储层的可动油量，该方法相较于常规岩石热解，可细分温度精细剖析页岩滞留烃组分特征，即200 ℃恒温1 min测得轻质可动油（又称现实可动油，用S_1⁃1表示），25 ℃/min 的恒速升温至350 ℃并恒温1 min测得轻中质可动油（用S_1⁃2表示），25 ℃/min 的恒速升温至450 ℃并恒温1 min测得吸附油（用S_2⁃1表示），25 ℃/min 的恒速升温至600 ℃并恒温1 min测得干酪根热解再生烃（用S_2⁃2表示）；其中最大可动油量为S_1⁃1与S_1⁃2之和，总含油量为S_1⁃1、S_1⁃2、S_2⁃1之和（蒋启贵等，2016）.

对涠西南凹陷不同类型页岩油进行多温阶热解分析，结果表明基质型页岩油的轻质可动油含量较低，平均为1.7 mg/g，最大可动油含量为9.1 mg/g，可动油比例小，平均为52.9%；纹层型页岩油的轻质可动油量为1.3 mg/g，最大可动油含量为14.7 mg/g，可动油比例接近60%；夹层型页岩油的轻质可动油量为9.3 mg/g，最大可动油含量为32.7 mg/g，可动油比例接近90%.总体上，夹层型页岩油储层可动油量高，可动油比例大，可动性好；纹层型页岩次之，基质型页岩中等；推测这可能与三种类型页岩油的埋藏深度、有机质丰度、矿物组分、储层物性等因素有关，其中夹层型页岩油埋藏深度大，成熟度高轻质组分多，且脆性矿物含量高、黏土矿物含量低，易形成大孔隙及微裂缝等复合孔隙，赋存空间大，可动性最好；而基质型埋藏深度较浅，成熟度较低重质组分多，且脆性矿物含量低、黏土矿物含量较高，赋存空间小，可动性差；纹层型的埋藏深度、成熟度、赋存空间等介于两者之间，可动油量及可动性中等（图14）.

3.3　页岩油可动性影响因素

3.3.1　有机质成熟度

国内外勘探通常利用S₁/（TOC·100）（即可动油指数或含油饱和度指数，简称OSI）表征页岩油可动性.OSI值越大，页岩油可动性越好（Lopatin et al.，2003；Jarvie，2012）.涠西南凹陷烃源岩生排烃理论研究表明，随着埋藏深度的增加，有机质成熟度逐渐增大，当埋藏深度达到2 300 m（对应R_o值约为0.5%）左右，有机质开始转化生烃，这些早期生成的烃类以大分子化合物为主，主要以吸附态附着在干酪根和黏土矿物表面.当埋藏深度继续增加，生烃作用增强，生成的烃类增多.当埋藏深度达到2 400 m（对应R_o值约为0.6%）左右，由于生成的烃类满足了自身吸附，多余的烃类以游离态赋存于页岩油储层微孔隙微裂缝中，此时页岩油可动油量开始增加，可动性开始变好.据此可判断 2 400 m为涠西南凹陷流沙港组页岩油可动性变化的拐点，而该拐点所对应的可动油指数（OSI= 80 mg/（g·TOC））可以作为涠西南凹陷页岩油的可动下限.随着埋藏深度进一步加大，有机质成熟度增加并大量转化为烃类，页岩油性质也发生了变化，小分子轻质组分增多，可动油含量增加，并在 3 200 m时可动油量达到最大（对应的OSI=220 mg/（g·TOC），R_o值约为1.0%），此时页岩油主要以游离态赋存于微孔隙和微裂缝中，可动性最好（图15）.

3.3.2　有机质丰度

有机质丰度是影响页岩油富集和可动性的重要因素之一（Bechtel et al.，2018；张厚民，2019）.对涠西南凹陷不同类型页岩油储层的TOC、S₁进行统计（图16），发现随着TOC的增大，S₁呈现“三段式”分布特征：当TOC小于1.5%时，生成的烃类较少，主要以吸附态赋存于有机质和矿物表面，游离态页岩油往往较低（S₁一般小于 4.8 mg/g），页岩油可动性差；当TOC介于1.5%~4.0%时，随着TOC增大，生成的烃类快速增加，在满足了自身有机质和矿物吸附后，游离态页岩油开始增多，并填充于页岩油储层微孔隙和微裂缝中，此时页岩油可动性不断攀升，OSI普遍大于80 mg/（g·TOC），最高可达500 mg/（g·TOC）；当TOC大于4.0%时，随着TOC进一步增大，生成的烃类也进一步增加，游离态页岩油达到稳定高值（S₁接近17.8 mg/g），但此时由于有机质丰度增高，其吸附作用增强，导致页岩油可动性整体反而变差.

3.3.3　矿物组成

统计发现，涠西南凹陷页岩油可动油指数与石英、长石、黄铁矿和菱铁矿等脆性矿物含量均呈现明显的正相关关系，与黏土矿物含量则呈现明显的负相关关系.这主要是由于石英、长石等脆性矿物易形成大孔隙及微裂缝，有利于页岩油流动，导致可动性变好；相较而言，黏土矿物能够提供更大的比表面积和吸附场所，黏土矿物含量越高，吸附作用越强，不利于页岩油流动；另一方面，黏土矿物更易充填于大孔隙和微裂缝中，导致储层性能变差，进而使得页岩油可动性变差（图17）.前文提到的扫描电镜、激光共聚焦实验结果也证实了这一点，如夹层型页岩油石英、长石等脆性矿物比较发育，孔隙空间主要以大孔径的粒间孔、粒内孔及溶蚀孔等为主，连通性较好，赋存的轻质组分多，可动性较好；而基质型页岩油黏土矿物较多，孔隙空间主要为小孔径的黏土矿物晶间孔及少量有机质孔，连通性较差，赋存的重质组分多，可动性较差.

3.3.4　储层物性

前人研究表明，页岩油可动性与储层的孔隙结构及物性密切相关.孔喉半径越大、孔隙连通性越强、储层物性越好，流体在孔缝介质中的流动能力就强，页岩油可动性就越好（余志远等，2019；文家成等，2023）.涠西南凹陷不同类型页岩油储层物性差别较大，对页岩油在储层孔缝介质中的流动能力的影响也较大.基质型页岩油储层孔喉半径较小，以纳米级微孔为主，孔隙度一般小于5%，渗透率一般小于0.1 mD，OSI平均为85 mg/（g·TOC）左右（图18）.相较于基质型页岩油，纹层型页岩油储层孔喉半径较大，除了发育纳米级微孔外，还发育一定量中孔，孔隙度主要集中在5%~15%之间，渗透率主要集中在0.1~1 mD之间，OSI平均为107 mg/（g·TOC）左右.夹层型页岩油储层物性最好，中大孔较为发育，孔隙度主要介于15%~20%之间，部分大于20%，渗透率多数大于10 mD，OSI平均为205 mg（/g·TOC）左右（图18）.

4 结论

（1）涠西南凹陷页岩层系孔隙类型多样，主要包括有机孔、无机孔及微裂缝三大类.其中基质型页岩油储集空间较小，主要以纳米级的有机孔、黄铁矿晶间孔、黏土矿物粒间孔和层理缝、有机质粒缘收缩缝为主，页岩油主要赋存在孔喉半径小于10 nm的储集空间内；纹层型页岩油储储集空间较大，除了发育纳米‒微米级的有机孔、晶间孔及微裂缝外，还发育粒间孔、粒内孔等，页岩油主要赋存在孔喉半径为10~50 nm之间的储集空间内；夹层型主要发育纳米‒微米级的晶间孔、粒间孔、粒内孔及溶蚀孔等，页岩油主要赋存在孔喉半径介于100~1 000 nm之间的储集空间内.

（2）涠西南凹陷不同类型页岩油可动性差异明显，其中夹层型页岩油可动性最好，最大可动油含量为22.78~42.63 mg/g，平均

32.71 mg/g，可动油比例高达80%以上；纹层型页岩油可动性次之，最大可动油含量为1.78~ 16.35 mg/g，平均10.88 mg/g，可动油比例在60%左右；基质型页岩油可动油含量和可动油比例最小.

（3）有机质丰度、有机质成熟度、储层物性及矿物组成等是控制涠西南凹陷页岩油可动性的关键因素.当R_o=1.0%左右，TOC介于1.5%~4%之间，可动油最为富集；孔喉半径越大、物性越好，页岩油可动性则越好.此外，可动油指数与脆性矿物含量成正相关性，与黏土矿物含量成负相关性，表明脆性矿物含量越高，易形成大孔隙及微裂缝等复杂孔缝网络，可动性变好；黏土矿物含量越高，吸附作用增强，导致页岩油可动性会变差.

参考文献

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基金资助

中国海洋石油集团有限公司资助项目(KJZH⁃2023⁃2106)

中海石油（中国）有限公司湛江分公司资助项目(SCKY⁃2022⁃ZJ⁃15)