东部陆相混积页岩储层差异对比及页岩油富集模式

Comparative Analysis of Eastern Continental Mixed Sedimentary Shale Reservoirs and Shale Oil Enrichment Patterns

摘要

渤南洼陷沙三下亚段与苏北盆地阜二段页岩储层是我国东部典型混积页岩型储层，虽均具有多源供烃、源‒储共存、烃类向优势层微运移的共性特征，但在埋藏方式、热演化程度、岩相发育、储集性等方面存在显著差异，制约了混积页岩型储层页岩油富集模式的深化研究.本文以上述两套典型陆相混积页岩储层为研究对象，在系统梳理前人研究方法与认识的基础上，综合运用多种实验技术方法开展储层差异对比研究，解析页岩油富集机制，厘清页岩油富集模式.结果表明，埋藏方式通过控制矿物组成与沉积构造类型影响储层基础特征，R_o不仅决定含油性及赋存特征，还通过热演化持续改造储集空间类型.储集空间差异控制烃类微运移方向，而周缘纹层的含油性及烃类占比则影响微运移的启动与强度.进一步揭示两研究区优势岩相的页岩油富集模式：渤南洼陷沙三下亚段以“泥生灰储”和“泥生砂储”为主，苏北盆地阜二段以“泥生云储”和“泥生砂储”为主.适宜的成熟度、充足的有机质供给、较高的大孔占比及良好的孔缝系统是页岩油富集的核心控制因素.满足上述条件的纹层组合内部存在烃类调配效应——轻质游离烃可微运移至邻近具备富集条件的纹层，并在纹层内横向运移至大孔中赋存.本文构建的页岩油富集模式为混积页岩储层的类比评价提供了可行框架，深化了源‒储耦合控制下页岩油富集高产机理的认识.

Abstract

The Lower Es₃ sub-member (Bonan subsag) and Fu2 member (Subei basin) represent typical mixed sedimentary shale reservoirs in eastern China. They share common characteristics such as multi-source hydrocarbon supply, source-reservoir coexistence, and micro-migration of hydrocarbons to dominant layers. However, they also exhibit significant differences in burial mode, thermal evolution degree, lithofacies development, and reservoir properties, which have restricted the in-depth study of shale oil enrichment patterns in continental mixed sedimentary shale reservoirs.This study selected the two sets of typical continental mixed shale reservoirs as research objects. Based on a systematic review of previous research methods and findings, a variety of experimental techniques were comprehensively employed to conduct comparative studies on reservoir differences and analyze enrichment mechanisms, thereby clarifying the shale oil enrichment patterns.The results show follows. ①Burial mode affects the basic reservoir characteristics by controlling mineral composition and sedimentary structure types. ②Vitrinite reflectance (R_o) not only determines oil-bearing property and occurrence characteristics, but also continuously modifies reservoir space types through thermal evolution. ③ Differences in reservoir space control the direction of hydrocarbon micro-migration, while the oil-bearing property and hydrocarbon proportion of surrounding laminae affect the initiation and intensity of micro-migration. Furthermore, the shale oil enrichment patterns of dominant lithofacies in the two study areas are revealed: the Lower Es₃ sub-member (Bonan subsag) is dominated by “mud-generating and limestone-storing” and “mud-generating and sand-storing” modes, while Fu2 member (Subei basin) is characterized by “mud-generating and dolomite-storing” and “mud-generating and sand-storing” modes.Appropriate maturity, sufficient organic matter supply, high macropore proportion, and a well-developed pore-fracture system are the core controlling factors for shale oil enrichment. A hydrocarbon allocation effect exists within lamina assemblages that meet the above conditions-light free hydrocarbons can micro-migrate to adjacent laminae with enrichment potential and then migrate laterally into macropores for accumulation. The shale oil enrichment pattern constructed in this study provides a feasible framework for the analogy evaluation of mixed sedimentary shale reservoirs and deepens the understanding of the enrichment and high-yield mechanism of shale oil under source-reservoir coupling control.

Graphical abstract

关键词

混积页岩 / 储集性 / 源‒储耦合 / 页岩油 / 富集模式 / 油气地质.

Key words

mixed sedimentary shale / reservoir properties / source⁃reservoir coupling / shale oil / enrichment pattern / petroleum geology

0 引言

陆相页岩油作是我国页岩油战略突破的重点领域，其勘探开发对保障国家能源安全至关重要（梁新平等，2025）.中国页岩油资源丰富，主要发育于渤海湾、松辽、鄂尔多斯、四川和苏北等盆地的16套页岩层系中，以陆相为主，具有非均质性强，分布范围广，累计厚度大，热演化程度较低，有机质类型多样的特征（朱如凯等，2023；贾承造等，2024）.中国石油化工集团有限公司（简称“中国石化”）已落实济阳、四川和苏北三个页岩油战略增储阵地，资源量达170×10⁸ t，并在多井获得工业油流.然而，与美国页岩革命的成功相比，我国陆相页岩油产量规模仍有显著差距.众多专家学者聚焦陆相页岩的关键科学问题，在岩相组合、沉积环境、储集物性、流动特征、赋存状态、富集机理、甜点评价及参数预测等方面进行了有益探讨（黎茂稳等，2022；Ma et al.，2022；倪良田等，2024；朱筱敏等，2024；Li et al.，2025），持续深化了我国陆相页岩储层的机理认识.

与常规油气相比，页岩油气具有源内滞留、短距运移的核心特征，其源‒储耦合关系是决定页岩油气富集程度的关键因素（郭旭升等，2023；金之钧等，2023）.基于国内典型陆相页岩油层系的源‒储宏观特性与微观配置模式，可将源‒储耦合类型划分为源‒储分离性、源‒储共生型与源‒储一体型三类.其中，源‒储共生型依据储层组合特征又可称为混积页岩型——“混积”体现为成分混积与结构混积两个维度，具有多源供烃、源‒储共存及烃类向优势层微运移的显著特征，渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷‒沾化凹陷古近系沙河街组三段‒沙河街组四段、黄骅坳陷沧东凹陷古近系孔店组二段及苏北盆地古近系阜宁组二段等页岩层系均属此类（郭旭升等，2024）.烃源岩与储集层在空间分布及成因机制上的紧密耦合，是陆相页岩油富集、高产的主控因素.因此，以源‒储耦合特征为基础开展页岩油富集模式分析与多区域综合评价，对揭示页岩油富集机理具有重要先导价值.然而，现有研究多聚焦于“求同存异”的普适性规律总结，是对多区域典型页岩层系前人成果（孙雅雄等，2024；余文端等，2024；林兴悦等，2025）的凝练，但在一定程度上模糊了不同研究区陆相页岩层系在成熟度、岩相发育、含油性及储集性等方面的差异，难以解释“源‒储耦合特征一致但富集程度显著不同”的现象（如不同盆地、探区或层系），限制了对富集模式主控因素的深入解析.此外，前人研究在岩相（组合）划分方案、实验设备、测试条件及评价方法等方面缺乏统一规范，导致各区域间的富集机理认识（尹嘉等，2025；余文端等，2024；梁新平等，2025；赵文智等，2025）难以有效对接.

本文以结果为导向开展陆相混积页岩储层富集模式探究，选取中国东部断陷盆地典型陆相混积页岩储层——沾化凹陷渤南洼陷沙三下亚段与苏北盆地阜二段为研究对象，二者均为中国石化在我国东部页岩油增储上产的核心阵地，在烃源岩发育层系、热演化程度、岩相发育（沉积构造样式、含油性及矿物组成）及储集性等方面存在显著差异.本研究通过建立统一岩相划分方案，直观呈现两套储层的岩相组合类型差异，进而厘清不同岩相的储集性特征，构建多指标约束的页岩油富集条件评价体系，明确优势岩相类型.针对优势岩相页岩，依托岩石薄片鉴定查明纹层组合样式，采用聚焦离子束扫描电镜明确纹层间组合关系及纹层内孔隙发育特征，结合扫描电镜背散射截面二次成像、荧光薄片鉴定与激光共聚焦分析，系统揭示烃类赋存位置、纹层/层理间烃类赋存位置及烃类差异富集特征，最终构建两研究区典型层系的页岩油富集模式.通过“岩相（组合）划分‒储集性特征剖析‒优势岩相判定‒页岩油赋存特征探究‒富集模式构建”的系统评价体系，本研究揭示了源‒储耦合特征相近的陆相混积页岩富集机理，建立了成熟度、岩相（组合）及储集性控制下的页岩油典型富集模式，为我国东部重点探区陆相混积页岩储层高效勘探开发提供技术支撑.

1 区域地质概况

渤南洼陷位于渤海湾盆地济阳坳陷沾化凹陷中西部（图1a），面积约为600 km²，是济阳坳陷三级负向构造带，构造格局呈北断南超、东西双断的断陷湖盆特征（图1b）（张建国等，2021）.渤海湾盆地古近纪演化历经断陷初始期、发育期、鼎盛期及萎缩期，依次沉积孔店组、沙河街组与东营组；新近纪转为拗陷期，发育馆陶组与明化镇组；第四纪则沉积平原组（王雨菡等，2019）.其中，沙河街组自下而上划分为四段：沙四段、沙三段、沙二段和沙一段（图1d）.沙三下亚段形成于湖盆鼎盛期咸水湖相沉积环境，湖平面上升与水体加深使渤南洼陷被半深湖‒深湖区覆盖（张建国等，2021；林兴悦等，2025），发育一套典型陆相混积页岩储层，泥页岩厚度约为650~1 200 m，埋藏深度约为 3 300~5 100 m，R_o（镜质体反射率）约为0.7%~1.2%（刘鹏等，2025），属成熟阶段，热演化程度偏低，有机质类型涵盖Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂和Ⅲ型，具“自生自储”特征，压力系数约为1.5~1.8.岩性以深灰色‒灰色泥质灰岩、粉砂质灰岩及深灰色灰质泥岩为主，局部夹深灰色灰岩与灰白色粉‒细砂岩（图1e）.前人将沙三下亚段分为14个层组，基于孔隙度与含油饱和度参数评价，将12下层组和13上层组确定为页岩油重点产出层位（王雨菡等，2019）.

苏北盆地是在扬子地台古生界褶皱基底上发育起来的中、新生代盆地，主体位于江苏省中北部，面积约为3.28×10⁴ km².盆地自南向北依次分布着东台坳陷、建湖隆起、盐阜坳陷3个一级构造单元（图1c），呈现出“一隆两坳”的构造格局（高玉巧等，2024；余文端等，2024）.在白垩系泰州组至古近系阜宁组沉积时期，受太平洋板块俯冲及郯庐断裂带右旋扭动构造的影响，苏北盆地处于强烈伸展拗陷阶段，发育了多旋回的河流三角洲‒湖泊沉积体系.自下而上依次发育了泰州组二段、阜宁组二段和阜宁组四段3套烃源岩层系（图1f），新生界厚度达6 000 m.阜二段沉积期为湖相沉积，水体深度自西向东逐渐增加，从浅湖亚相过渡为半深湖‒深湖亚相.该段泥页岩厚度为250~450 m，是一套典型的陆相混积页岩油储层（高玉巧等，2024），埋藏深度约为 3 400~4 300 m，R_o约为0.9%~1.1%（严泽宇等，2024；薛冈等，2025），处于成熟阶段，热演化程度适中，有机质类型涵盖Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂和Ⅲ型，局部层段存在“自生自储”系统，压力系数约为1.1~1.4.岩性以深灰色‒灰黑色泥岩、灰/云质泥岩、泥质灰岩为主，局部发育粉砂质泥岩（图1g）.依据沉积旋回、岩性组合以及电性特征，阜二段被划分为Ⅰ~Ⅴ亚段共5个亚段（孙雅雄等，2024）.

作为断陷盆地陆相页岩储层的典型代表，两套陆相混积页岩在热演化程度、埋藏深度、压力系数以及页岩厚度上存在显著差异.渤南洼陷沙三下亚段陆相混积页岩热演化程度为中低水平，埋藏深度跨度极大，陆相页岩层系极厚，地层压力极高.苏北盆地阜二段陆相混积页岩热演化程度为中高水平，埋藏深度跨度中等，陆相页岩层系较薄，地层压力较高.此外，这两个研究层系的有机质类型普遍较为复杂，这在一定程度上制约了页岩油富集机理的深入研究.因此，开展这两套陆相混积页岩“源‒储”特征的对比研究，有助于获取更为详实可靠的页岩油富集模式.

2 样品信息与实验方法

2.1　样品基本信息

渤南洼陷沙三下亚段样品共计281件，分属于10~13层组，其中陡坡带典型井为YX291井（12上~13下层组），深洼带典型井为BY5⁃1HF井（12下~13下层组）、BY5⁃2HF井（13 上~13下层组）、BY6HF井（12下~13下层组）、YY1⁃1VF（12下~13下层组）和YY1⁃2VF（10~13下层组），缓坡带典型井为L67（12下~13下层组）和L69井（12上~13下层组）.

苏北盆地阜二段样品共计563件，分属于阜二段Ⅰ~Ⅴ亚段（溱潼凹陷和海安由浅至深为 Ⅴ~Ⅰ亚段），其中金湖凹陷典型井为TY1井 （Ⅱ~Ⅴ亚段），高邮凹陷典型井为HY7井（Ⅰ~Ⅴ亚段），溱潼凹陷典型井为QY1井（Ⅴ~Ⅱ亚段）、QY2井（Ⅳ~Ⅰ亚段）和HY201⁃4井（Ⅱ~Ⅰ亚段），海安凹陷典型井为HY1井（Ⅲ~Ⅰ亚段）.

2.2　实验测试方法

本文实验测试主要围绕岩相划分、储集性分析和赋存状态评价三项研究目的递进展开.

岩相划分过程中，全岩矿物X衍射结果由美国布鲁克公司D8 A25X测得，总有机碳结果由美国PES公司HAWK⁃STD页岩评价仪测得，普通薄片鉴定结果由德国蔡司公司Imager A2m偏光显微镜测得.储集性分析过程中，氩离子抛光扫描电镜鉴定结果由美国赛默飞公司Helios NanoLab 650聚焦离子束扫描电镜（FIB⁃SEM）测得，盖层微孔隙分析结果由美国麦克公司ASAP2460 比表面及孔径分析仪和AutoporeIV 9520压汞仪联合测得.赋存状态评价过程中，扫描电镜背散射截面二次成像法结果由美国赛默飞公司Helios NanoLab 650聚焦离子束扫描电镜（FIB⁃SEM）测得，荧光薄片鉴定结果由德国蔡司公司Imager A2m荧光显微镜测得，岩石热解和多温阶热解结果由美国PES公司HAWK⁃STD页岩评价仪测得.以上实验分析工作均在中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所完成.激光共聚焦测试在中国石化石油勘探开发研究院科学技术实验研究中心完成，结果由德国蔡司公司LSM 900激光共聚焦显微镜测得.

3 岩相特征

3.1　岩相划分方案

岩相隶属于沉积相，是指一定沉积环境中形成的具有特定沉积特征的岩石，而岩相组合则是按照特定叠置顺序排列而成的岩相序列，该序列能够反映沉积环境的演化过程，且岩相之间存在一定的成因联系（董春梅等，2015）.前人针对页岩储层，已提出了多种岩相及岩相组合的划分方案，这些方案综合考虑了矿物成分、岩石种类、沉积构造、颜色、有机质含量以及其他混入物等多种因素（姜在兴等，2013；王勇等，2016）.东部陆相混积页岩是机械沉积分异、化学沉积分异以及生物习性共同作用的产物，其普遍呈现出非均质性强、岩性复杂、矿物类型多样以及有机质丰度差异大等特征（高玉巧等，2024；孙雅雄等，2024；朱筱敏等，2024）.为了更有效地开展研究区页岩储集性评价以及页岩油富集机理的研究工作，本文提倡以矿物组成和沉积构造作为岩相划分的主要依据，将有机质丰度作为重要的参考指标（图2）.

3.1.1　矿物组成

页岩矿物组成可有效指示沉积环境及沉积作用强度，是泥页岩岩相划分的核心依据.研究区页岩矿物组成主要包括：碳酸盐矿物（方解石、白云石、菱铁矿等）、黏土矿物（伊利石、绿泥石、伊/蒙混层等）、长英质矿物（石英、钾长石、斜长石等）、硫酸盐矿物（石膏、硬石膏）、磷酸盐矿物（磷灰石、胶磷矿等）、硫化物（黄铁矿）等.其中，碳酸盐矿物含量可指示气候类型及水体盐度，黏土矿物含量反映气候类型、水动力强弱及水体盐度，长英质矿物含量则指示物源供给强度与水动力强弱（马存飞等，2017）.本文以碳酸盐矿物、黏土矿物和长英质矿物为三端元，将研究区陆相页岩划分为6类：碳酸盐质页岩、黏土质页岩、长英质页岩、碳酸盐质混合页岩、黏土质混合页岩和长英质混合页岩（图2）.其中，前3类页岩中三端元中某一组分含量大于等于50%，后3类页岩中三端元中各组分含量均低于50%.

整体上，两研究层系均发育碳酸盐质页岩与三类混合页岩，但主导矿物组成存在显著差异.渤南洼陷沙三下亚段以碳酸盐质页岩和碳酸盐质混合页岩为主，局部发育黏土质/长英质混合页岩（图3a）.苏北盆地阜二段以黏土质混合页岩和长英质混合页岩为主，局部发育碳酸盐质页岩和碳酸盐质混合页岩（图3b）.

此外，碳酸盐矿物组成具明显区域特征：渤南洼陷沙三下亚段以泥晶‒微晶方解石为主，苏北盆地阜二段则以白云石与泥晶方解石为主.

3.1.2　沉积构造

页岩沉积构造对沉积期水动力强度及矿物混积模式具有显著的环境指示意义（董春梅等，2015）.两研究层系的沉积构造特征存在明显区域差异，渤南洼陷沙三下亚段主要发育水平层理、交错层理、递变层理、块状构造及变形构造，苏北盆地阜二段以发育水平层理与块状构造为主.基于纹层作为层理基本单元的特征（朱筱敏等，2024），本文通过宏观岩心观察与薄片鉴定结合的方法，提出以纹层厚度划分沉积构造：厚度小于 1 cm称为纹层状，1~10 cm称为层状，大于10 cm称为块状.当层理由不同厚度纹层组合构成时，采用最薄与最厚纹层叠合命名（如“纹层状‒层状”）.

两研究层系陆相混积页岩发育的沉积构造存在较大区别：渤南洼陷沙三下亚段陆相混积页岩的沉积构造以纹层状为主，块状及层状次之，层状‒块状及纹层状‒层状发育较少（图3c）；苏北盆地阜二段陆相混积页岩的的沉积构造以块状为主，纹层状‒层状及纹层状次之，层状及层状‒块状发育较少（图3d）.

3.1.3　有机质丰度

页岩的有机质丰度可有效反映气候类型、水动力强弱及水体盐度（马存飞等，2017），对资源潜力评价与烃类富集程度表征具有关键参考价值（朱筱敏等，2024）.渤南洼陷8口典型井沙三下亚段页岩的TOC含量介于0.30%~9.92%（平均值为2. 51%），苏北盆地7口典型井阜二段页岩的TOC含量介于0.14%~8.31%（平均值为1. 38%）.本文依据TOC含量的分布范围，将页岩划分为贫有机质（TOC<1%）、含有机质（1%≤TOC≤2%）和富有机质（TOC>2%）共3个级别.

两研究层系的有机质丰度存在明显区域差异：渤南洼陷沙三下亚段陆相混积页岩的有机质丰度以富有机质为主，呈“变化极大，均值较高”的特征（图3e）；苏北盆地阜二段陆相混积页岩的的有机质丰度以含有机质为主，呈“变化较小，均值中等”的特征（图3f）.

3.2　岩相组合类型

本文提出的“矿物组成‒沉积构造‒有机质丰度”岩相划分方案，可有效表征两研究层系陆相混积页岩的差异特征，为区域对比研究提供了基础支撑.基于该方案，渤南洼陷沙三下亚段共识别出42种岩相，苏北盆地阜二段共识别出53种岩相.在岩相划分基础上，进一步将具有成因联系、垂向叠置规律且反映沉积环境演化的岩相集合定义为岩相组合.

渤南洼陷沙三下亚段共划分出6类主要岩相（含岩相组合，后简称岩相），包括：富有机质纹层状碳酸盐质页岩（L1）、富有机质块状碳酸盐质页岩（L2）、富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩（L3）、富有机质纹层状‒层状碳酸盐质混合页岩（L4）、富有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L5）和含有机质层状‒块状黏土质混合页岩（L6），不同岩相的矿物组分、沉积构造及有机质丰度特征详见图4.其中，L1、L3、L4为12下与13上层组的主要岩相，三者发育频率高，均为富有机质类型，沉积构造以纹层状或纹层状‒层状为主.

苏北盆地阜二段共划分出6类主要岩相（含岩相组合，后简称岩相），包括：含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩（L7）、含有机质层状‒块状碳酸盐质混合页岩（L8）、贫有机质层状‒块状长英质页岩（L9）、贫有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L10）、含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）和含有机质层状‒块状黏土质混合页岩（L6），不同岩相的矿物组分、沉积构造及有机质丰度特征详见图5.其中，L8、L10、L6为发育频率较高的主要岩相，三者均为混合页岩类型，有机质丰度介于“含有机质‒贫有机质”区间，沉积构造以纹层状‒层状或层状‒块状为主.

4 页岩储集性特征

页岩储集性研究对页岩油富集机理的解析具有重要意义，前期研究主要聚焦于孔缝形貌与孔隙结构两个核心方向：孔缝形貌指孔隙与裂缝的几何形态及规模特征，孔隙结构则表征孔隙、喉道的几何构型、尺寸分布及其空间连通关系（梁晓伟等，2020）.

4.1　成岩作用类型

页岩储集性受控于成岩作用，是无机矿物自然演化与有机质热演化生烃共同作用的结果，这一过程对储集空间类型及物性特征具有决定性影响.渤南洼陷沙三下亚段与苏北盆地阜二段陆相混积页岩发育岩相差异，正是建设性、破坏性及建设性‒破坏性成岩作用协同作用的结果，最终形成各岩相间迥异的储集物性.

建设性成岩作用主要包括白云石化、溶蚀及有机质热演化作用，三者共同构成陆相混积页岩次生孔隙发育的基础.白云石化作用是在成岩过程中，含镁流体交代方解石等碳酸盐矿物形成白云石的地质过程.该过程受沉积环境（干热气候半深湖）与有机‒无机协同作用双重控制.矿物转化导致体积显著缩小（方解石36.93 cm³/mol转化为白云石32.05 cm³/mol时体积缩减12%~14.81%），释放晶间孔隙，同时白云石作为抗溶骨架支撑孔隙结构，其高硬度与大脆性特征利于形成复杂裂缝网络.溶蚀作用是成熟阶段有机酸溶解碳酸盐、长石等不稳定矿物，形成粒间/粒内溶孔.溶蚀强度取决于有机质生烃强度、碳酸盐含量及储集空间连通性.有机质热演化作用是有机质在温压条件下发生化学转化生成油气，伴随体积收缩与密度增大，形成有机质孔缝.该过程还调控着重结晶、溶蚀、白云石化及黏土矿物转化等成岩进程.

破坏性成岩作用主要包括压实作用和胶结作用，抑制了陆相混积页岩储集空间的发育.压实作用通常贯穿整个埋藏史，上覆压力迫使矿物定向排列、孔径减小，诱发脆性矿物破碎与塑性矿物变形，压溶作用可形成收缩缝.胶结作用是黏土矿物、碳酸盐、黄铁矿及方沸石等胶结物充填孔隙与裂缝的过程，显著降低孔隙度与渗透率.

建设性‒破坏性成岩作用主要包括重结晶作用和黏土矿物转化作用，二者对陆相混积页岩的储集性均具有两方面的影响.重结晶作用主要发生于自生石英、方解石中，会增大矿物粒径而减少原生孔隙，但可形成粒间微孔提升储集空间多样性，同时增强页岩脆性.黏土矿物转化作用即蒙脱石脱水向伊利石、绿泥石转化的过程，在富钾的水介质环境中，蒙脱石受温度控制而脱水，在K⁺、Fe²⁺、Mg²⁺的影响下分别转化为伊利石及绿泥石，随着温度或埋深的增加，伊/蒙混层含量逐渐减少，而伊利石含量则增加.黏土矿物转化作用的破坏性主要体现在伊利石纤维状生长分割孔隙，蒙皂石脱水收缩后被胶结物充填，导致孔隙度降低；比表面积增大，增强烃类吸附；建设性则体现在脱水收缩产生张性微裂缝连通孤立孔隙；伊利石置换蒙皂石使杨氏模量提升20%~40%；绿泥石稳定性可缓解酸敏性储层伤害.

两套层系成岩作用存在显著差异（表1），直接导致不同岩相储集空间类型与物性特征的分异.

4.2　储集空间类型

页岩储集空间呈现孔缝并存的特征，主要类型涵盖无机孔缝与有机孔，本文基于成岩作用对比研究，采用氩离子抛光电镜分析对研究区主要岩相的典型样品进行图像学分析，旨在明确各主要岩相的储集空间类型，并对比渤南洼陷沙三下亚段与苏北盆地阜二段主要岩相的储集空间差异.

4.2.1　渤南洼陷沙三下亚段页岩

渤南洼陷沙三下亚段6类主要岩相的储集空间类型包括：晶间孔、粒间孔、溶蚀孔、有机质孔和微裂缝（图6）.其中晶间孔涵盖方解石/白云石晶间孔、黏土矿物片间孔与黄铁矿晶间孔，方解石/白云石晶间孔发育于碳酸盐质纹层/层中，黏土矿物片间孔主要存在于混合页岩（L3~L6）的黏土质纹层/层内或与有机质构成黏土有机质复合体，黄铁矿晶间孔则分布于黄铁矿晶体间隙.粒间孔主要发育在混合页岩（L3~L6）中，既存在于石英、长石等碎屑颗粒之间，也见于长英质矿物与方解石、白云石、黄铁矿、黏土矿物等晶体的界面处.溶蚀孔可发育在方解石、长石、白云石的粒内或粒间，（林兴悦等，2025），且有机质丰度越高，溶蚀孔发育程度越显著.有机质孔集中于混合页岩（L3~L6），整体发育程度有限，按成因与位置可分为有机质边缘孔/缝和有机质内部孔，前者为有机质与无机矿物界面受应力或自身收缩破裂形成，是烃类储存与初次运移的重要通道，后者则是黏土矿物、碳酸盐矿物、石英和黄铁矿等无机矿物催化干酪根热解生烃的残余孔隙（何文渊等，2023）.微裂缝类型多样，层理缝主要发育于不同岩相的纹层/层间，呈平直连续延伸，开度多为几微米且部分充填.构造缝为局部构造活动产生的高角度剪切缝（倾角>70°），长度主要为10~20 cm且局部充填，是页岩中主要的储集空间和渗流通道.生排烃缝多发育在热演化程度较高的富有机质岩相中（L1~L5），通常切穿有机质条带或呈树杈状且内部充填沥青.晶间缝为泥晶方解石垂向生长的晶间孔隙且缝内多见自生石英，粒缘缝是黏土质纹层中长英质或碳酸盐质较大颗粒边缘处由黏土矿物转化收缩形成的顺层微缝，黏土矿物收缩缝则为黏土矿物转化脱水而形成且缝内多见有机质条带.

4.2.2　苏北盆地阜二段页岩

苏北盆地阜二段页岩的6类主要岩相的储集空间类型构成（图7）与渤南洼陷沙三下亚段相似，但在孔隙‒裂缝的发育程度及组合样式上存在差异，具体表现为：①受矿物组分、沉积环境及演化程度制约，晶间孔与溶蚀孔集中发育于含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩（L7）及含有机质层状‒块状碳酸盐质混合页岩（L8）中，且以粒内溶孔为主，对储集性的贡献有限；相较之下，黏土质（混合）页岩与长英质（混合）页岩则以黏土矿物片间孔和粒间孔为主要储集空间.②黏土有机质复合体、有机质碎片及条带状有机质高度发育，有机质内部孔广泛分布，指示该层系经历过频繁的生排烃过程.③相较于渤南洼陷沙三下亚段，苏北盆地阜二段页岩整体孔隙发育程度较低，但层理缝与构造缝更为发育，其裂缝系统有效改善了储集性.

4.3　储集特征及差异对比

通过扫描电镜分析，本研究初步揭示了不同岩相、研究区、构造部位及层组/亚段样品的储集性差异特征.基于总孔隙度、比表面积与孔径分布3项参数对页岩储集性进行定量表征，并结合岩相分析探讨储集特征差异性的控制因素，最终厘清优势岩相类型，为页岩油勘探开发提供理论依据.

4.3.1　总孔隙度

页岩总孔隙度表征储集空间（包括孔隙和裂缝）占岩石总体积的比例（匡立春等，2021），是评价储集性的核心指标.受限于样品质量不足及测试方法差异，研究区实测孔隙度数据可比性有限.故采用测井解释方法获取总孔隙度以评估页岩储集物性（图8a，8b），结果显示：①11类岩相组合的总孔隙度平均值介于4.50%~6.50%，虽同区域不同岩相均值存在差异，但整体分异性不显著.②当有机质丰度与矿物组分相当时，纹层状页岩的孔隙度变异性显著高于纹层状‒层状、层状或块状页岩，揭示沉积环境及成因机制是影响储集性的重要因素之一.③在有机质丰度与沉积构造一致的条件下，混合页岩（如碳酸盐质混合页岩）较单端元页岩（如碳酸盐质页岩）具有更优的储集性，表明矿物组分的多样性与协同效应对孔隙发育具有积极贡献.

4.3.2　累计孔容与比表面积

页岩孔隙类型复杂且孔隙尺度多样，难以通过单一实验手段实现全尺度孔径的精准表征（杜心宇等，2025）.本文采用盖层微孔隙结构分析技术，重点研究孔隙结构特征参 数——累计孔容（又称总孔体积，直接反映页岩储集能力）与比表面积（主要反映干酪根网络与矿物颗粒的吸附能力，是决定页岩油赋存特征的关键指标）（图8c，8d，8e，8f）.

研究表明，渤南洼陷沙三下亚段页岩中，富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩（L3）与含有机质层状‒块状黏土质混合页岩（L6）表现出更优的储集性；苏北盆地阜二段页岩中，含有机质层状‒块状黏土质混合页岩（L6）与含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）储集性更突出.将不同岩相页岩的孔隙类型与比表面积特征结合分析可知，上述优势岩相均发育大量黏土矿物片间孔，且有机质丰度较高，镜下可见密集条带状有机质及发育的有机质内部孔，印证了黏土矿物与有机质协同改善页岩储集性的作用机制.进一步分析累计孔容与比表面积数据发现：层理发育频率与储集性呈正相关；在其他条件相近时，储集性随沉积构造类型呈现纹层状、纹层状‒层状、层状、层状‒块状、块状的递减规律.该结论与孔隙度测试结果一致，进一步证实矿物空间组合模式是控制页岩储集性的核心因素.

4.3.3　孔径分布

页岩孔径分布是页岩油资源潜力评价与储集空间表征的核心参数，其特征差异主要受控于累计孔容与比表面积（王民等，2019）.基于前期累计孔容与比表面积的研究基础，本文依据国际纯粹与应用化学联合会（International Union of Pure and Applied Chemistry，IUPAC）的孔隙划分标准，将盖层微孔隙测试结果按微孔（< 2 nm）、介孔（2~50 nm）和宏孔（>50 nm）三类统计不同尺度孔隙占比（图8g，8h）.结果显示，研究区页岩储集空间以介孔为主，该类孔隙多为晶间孔、粒间孔、有机质边界孔、晶间缝、黏土有机质复合体中的黏土矿物收缩孔/缝提供，部分孔径较大的黏土矿物片间孔、溶蚀孔也可达介孔尺度，部分孔径较小的粒间孔也属于介孔（王伟庆等，2024）.

常温常压状态下，页岩的游离油的赋存孔径下限约为1~10 nm，富集孔径下限约为30~100 nm（王民等，2019；李俊乾等，2024），但受地区、岩相、地层条件的影响，上述阈值存在区域差异性.结合前文孔隙分类方案进一步分析，当页岩孔隙度/累计孔容较高时，介孔与宏孔占比是决定游离油赋存总量的核心因素，而宏孔占比则主导游离油的富集程度.因此，在源‒储耦合体系中，厘清不同岩相的孔径分布差异对页岩油富集机理研究具有关键意义.

4.3.4　富集条件评价

通过综合考量有机质丰度、沉积构造、总孔隙度、累计孔容及孔径分布五项关键指标，确立了不同评价指标的定性及定量评价原则（表2）.根据研究区主要岩相各项指标的平均值与定量评价原则的对应关系得出分数，明确主要岩相富集条件各项评价指标的得分情况及总分（图9），进而确定了具备页岩油规模富集的优势岩相.渤南洼陷沙三下亚段页岩油富集的优势岩相为富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩（L3）、富有机质纹层状‒层状碳酸盐质混合页岩（L4）及富有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L5）；苏北盆地阜二段页岩油富集的优势岩相为含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩（L7）、贫有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L10）及含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）.

5 页岩油赋存特征与富集模式

5.1　页岩油赋存特征

页岩油指赋存于页岩层系中的石油，主要包括大孔隙与微裂缝中的游离油以及矿物/干酪根表面与微孔隙内壁的吸附油（郭旭升等，2023）.图像观察法是利用高分辨率成像技术，在镜下可直接观测烃类流体的赋存位置及状态（高波等，2025），针对优势岩相的烃类赋存特征研究，本文采用多尺度成像技术联用策略：采用扫描电镜背散射截面二次成像法，基于电子束的荷电效应定性表征游离烃在主要储集空间中的赋存特征；采用荧光薄片解析纹层/层理间的烃类赋存位置；采用激光共聚焦解剖页岩油中轻质与重质组分的差异富集特征，同时获取相关参数与多温阶热解及岩石热解分析结果共同评价轻重组分的赋存特征（图10）.

5.1.1　游离烃赋存位置

荷电效应是指扫描电镜电子束作用于导电性较差的样品时，表面因负电荷积累导致图像畸变、亮度/对比度异常及图像漂移的现象（王晓琦等，2015），在未洗油的页岩样品中，游离油是引发荷电效应的核心因素（干酪根不易产生荷电），因此可通过荷电效应的分布特征反演页岩油的赋存状态（金旭等，2021）.针对研究区6类优势岩相的典型样品，通过扫描电镜电子束分析含油区域的荷电效应与烃类赋存特征，结果如下：在碳酸盐质页岩（L7）和碳酸盐质混合页岩（L3、L4）中，烃类主要富集于以宏孔为主的晶间孔/晶间缝、介孔尺度的溶蚀孔及黏土有机质复合体中，荷电效应集中分布于有机质边缘、有机质内部、晶间缝及黏土有机质复合体，指示有机质处于生油窗内，仍残留未完全排出的游离油.进一步观察发现：当有机质孔孔径达到20 nm以上时，荷电效应显著增强，且有机质内部孔的荷电效应强于边缘孔.有机质孔是不同类型干酪根热演化过程中生烃的产物，研究区多见Ⅰ型干酪根（生成有机质边缘孔）和Ⅱ型干酪根（生成有机质边缘孔和内部孔）（何文渊等，2023）.在长英质混合页岩（L5、L10）中，烃类主要富集于宏孔尺度的粒间孔中，吸附油以油膜或残余沥青形式存在，游离油则主要分布于有机质边缘及内部.在含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）中，烃类主要富集于宏孔/介孔尺度的黏土矿物片间孔及黏土矿物收缩缝中，游离油主要集中于有机质边缘及内部.该岩相以有机质内部孔为主，孔隙数量多，孔径差异大（10~500 nm左右）且壁面粗糙，推测为常压地层缓慢泄压的产物（聂海宽等，2022）.

5.1.2　层间烃类赋存位置

荧光薄片分析通过紫外光激发下烃类的荧光颜色差异，参照岩石荧光薄片鉴定标准，依据沥青组分与荧光特性（发光亮度、颜色）的对应关系，将沥青划分为四类：油质沥青（黄绿‒蓝色荧光）、胶质沥青（褐橙‒橙黄色荧光）、沥青质沥青及炭质沥青（黄褐‒褐色荧光或不发光）（滕建彬等，2019）.研究区各类优势岩相均可见荧光显示，结合电镜分析明确沥青组分赋存规律：油质沥青主要赋存于层理缝、构造缝等微裂缝内，在宏孔‒介孔尺度的粒间孔或晶间孔多顺层散布，呈黄绿‒蓝色荧光，指示游离油的富集；胶质沥青主要赋存于介孔尺度的晶间孔、粒间孔、溶蚀孔等孔隙内，或浸染于方解石、石英、黄铁矿、黏土矿物、有机质等表面，呈褐橙‒橙黄色；沥青质沥青及碳质沥青主要呈油膜状或浸染状黏附于黏土或方解石等矿物表面（匡立春等，2021），呈黄褐‒褐色或不发光.

5.1.3　烃类差异富集特征

激光共聚焦技术通过选择性接收荧光信号波长，表征轻质组分（饱和烃、芳香烃）与重质组分（非烃、沥青和干酪根）的分布特征，其轻质组分与重质组分之比（轻重比）可评价滞留烃的可动性与流动性（赵文智等，2025）.本文联合多温阶热解计算参数游离吸附比（游离烃/吸附烃，S_1-1+S_1-2/S_2-1）与岩石热解及总有机碳分析参数含油饱和度指数（OSI，mg/g），系统评价6类优势岩相的含油性与烃类赋存特征.

富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩（L3）和富有机质纹层状‒层状碳酸盐质混合页岩（L4）具有轻重比中等、游离吸附比中等、OSI（含油饱和度指数）中等的基本特征，烃类差异富集特征明显，轻质游离烃优先富集于微晶方解石纹层中，其次赋存于泥晶方解石纹层中，再次离散分布于混合纹层中，泥质纹层中以重质吸附烃为主.

富有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L5）具有轻重比高、游离吸附比中等、OSI中等的基本特征，烃类具差异富集特征，整体轻质游离烃占比高，轻质游离烃优先富集于长英质纹层中，其次富集于泥‒微晶方解石纹层中.

含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩（L7）具有轻重比中等、游离吸附比中等、OSI高的基本特征，烃类差异富集特征显著，整体以重质吸附烃为主，轻质游离烃优先赋存于构造缝等微裂缝内部，重质吸附烃则赋存于微裂缝边缘.云质纹层内重质吸附烃顺层散布，主要赋存于白云石晶间孔中或浸染于白云石、黏土矿物表面，轻质游离烃赋存位置与重质吸附烃一致，主要赋存于孔径较大的白云石晶间孔内部.

贫有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L10）具有轻重比中等、游离吸附比高、OSI高的基本特征，烃类差异富集特征较明显，轻质游离烃优先富集于长英质层中，其次赋存于混合纹层中.

含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）具有轻重比低、游离吸附比高、OSI高的基本特征，烃类差异富集特征较明显，轻质游离烃优先富集于长英质层中.

5.2　页岩油富集模式

在页岩油赋存特征的基础上，结合关键参数评价，系统梳理并总结了研究区页岩油富集模式.

5.2.1　渤南洼陷沙三下亚段

渤南洼陷沙三下亚段优势岩相具有2类典型页岩油富集模式（图11a）.

富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩（L3）及富有机质纹层状‒层状碳酸盐质混合页岩（L4）普遍具有“泥生灰储”的典型富集模式，烃类主要来源于富有机质黏土质纹层与微裂缝，游离烃经短距离运移后在具大孔优势的亮晶方解石纹层、微晶方解石纹层及混合纹层中富集.其中，亮晶方解石纹层为两类岩相的最优富集场所，储集空间以晶间缝及粒间溶孔为主.微晶方解石纹层储集空间为晶间孔和溶蚀孔，其储集性优于以粒间孔和黏土矿物片间孔作为主要储集空间的混合纹层，为次优富集场所.微裂缝为两类岩相页岩的页岩油富集提供了高效的运移通道，渤南洼陷沙三下亚段主要发育层理缝与晶间缝，在疏导烃类的同时也作为烃类的富集场所，其内的烃类即会促进相邻纹层中的长英质与碳酸盐质发生溶蚀作用，改善纹层的储集性为烃类提供更多的有效赋存空间；也会加速碳酸盐质的重结晶进程，使微晶方解石向亮晶方解石转化，主要储集空间由晶间孔转化为晶间缝，整体孔径增大.此外，微裂缝和方解石纹层多伴生黄铁矿，黄铁矿晶间孔也可作为烃类富集的场所.由于孔缝系统发育良好且具备地层超压，微晶/亮晶方解石纹层内烃类具有横向运移特征.

富有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L5）具有“泥生砂储”的富集模式，烃类主要来源于富有机质黏土质纹层与微裂缝，游离烃通过短距离运移在具有大孔优势的长英质纹层和微晶方解石纹层中富集且在纹层内发生横向运移.长英质纹层为该岩相页岩的最优富集场所，在各类纹层中具有最大的孔径和最强的抗压实能力，为游离烃的富集提供了良好的储集空间.微晶方解石纹层为该岩相页岩的次优富集场所，其内赋存的可动烃类由于大孔优势仍会向临近的长英质纹层发生微运移.

5.2.2　苏北盆地阜二段

苏北盆地阜二段优势岩相具有2类典型页岩油富集模式（图11b）.

含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩（L7）具有“泥生云储”的富集模式，烃类主要来源于富有机质黏土质纹层与微裂缝，游离烃通过短距离运移在具有大孔优势的云质纹层和混合纹层中富集.云质纹层为该岩相页岩的最优富集场所，白云岩晶间孔、粒间孔与溶蚀孔发育程度较好，整体孔径较大，但孔内多伴生黏土矿物，使得微运移后的部分游离烃可流动性变差.但由于构造缝与层理缝的发育，为该岩相页岩提供了充足的烃类来源和运移通道，仍具备良好的富集条件.

贫有机质纹层状‒层状长英质混合页岩（L10）及含有机质纹层状‒层状黏土质页岩（L11）普遍具有“泥生砂储”的典型富集模式，烃类主要来源于富有机质黏土质纹层与微裂缝，游离烃通过短距离运移在具有大孔优势的长英质纹层与混合纹层中富集且在纹层内发生横向运移.长英质纹层为两类岩相页岩的最优富集场所，混合纹层为次优富集场所.两类岩相的主要储集空间均为粒间孔、黏土矿物片间孔与溶蚀孔，但L10相比L11长英质纹层占比高，孔径分布特征相对较好.L11则由于黏土质纹层占比高，有机质丰度、总孔隙度和累计孔容指标优于L10.因此，优势岩相中的纹层发育及分布特征是评价页岩的关键纽带，为揭示页岩中烃类赋存‒富集模式提供了可行性方案.

5.2.3　富集模式差异对比

总体来看，两研究层系碳酸盐质页岩及混合页岩中，碳酸盐质纹层均是游离烃的主要富集场所.其中，渤南洼陷沙三下亚段以“泥生灰储”为特征，苏北盆地阜二段则呈现“泥生云储”模式.

渤南洼陷沙三下亚段页岩的微‒亮晶方解石纹层为烃类的优先富集场所，其中亮晶方解石脉体作为后期成岩产物，可指示纹层间层理缝因超压开启而发生的流体充注过程.该类方解石脉广泛发育于页岩纹层中，其形成机制为：黏土质纹层内干酪根经热演化生成烃类与有机酸，在饱和黏土质纹层中黏土矿物片间孔等层内孔隙后，通过微裂缝运移至相邻的泥晶‒微晶碳酸盐质纹层的大孔中，有机酸溶蚀方解石形成晶间溶蚀孔，使得原有方解石晶间孔变为具有更大孔径储集空间的方解石溶蚀孔，当地层水进入溶蚀孔隙后，生烃增压作用产生超压微裂缝，超压流体沿层间微裂缝运移并结晶沉淀，最终形成亮晶方解石脉（王民等，2019；Liu et al.，2023；滕建彬，2024）.因此，亮晶方解石纹层可作为源‒储共生型页岩储层富集层段的重要标志，指示周缘黏土质纹层生烃能力强、泥晶/微晶方解石纹层溶蚀作用显著、生烃超压作用及抗压保孔能力突出.

苏北盆地阜二段的云质纹层是烃类优先富集场所，准同生白云石化作用不仅增大了白云石晶间孔孔径，且云质纹层较高的脆性易诱发粒缘缝、层内微裂缝等，共同构成成岩‒构造孔缝复合体，为烃类提供优质储集空间.因此，云质纹层同样是源‒储共生型页岩储层富集层段的重要标志，指示周缘黏土质纹层生烃能力强、纹层自身可改造性好、成岩‒构造孔缝复合体储集性优异.

两研究层系的长英质混合页岩中则具有“泥生砂储”模式，其优势岩相的长英质、碳酸盐质与黏土质含量之比均接近4∶3∶3，表现出显著的混积特征.其中，长英质纹层以粒间孔为主要储集空间，且脆性较好、可改造性强，是源‒储共生型页岩储层富集层段的关键标志.

苏北盆地阜二段发育的含有机质纹层状‒层状黏土质页岩中长英质、碳酸盐质与黏土质含量之比均接近3∶2∶5，整体大孔含量虽不及两研究层系的其他优势岩相，但在成熟度适宜时，较高占比的黏土质纹层使其具有更优的生烃潜力（朱如凯等，2023），且黏土质纹层发育大量的黏土矿物晶间孔、黏土矿物收缩缝和黏土有机质复合体等优质储集空间，使得游离烃在向邻近页岩储层微运移的同时，仍有大量保留于黏土质纹层中，形成“泥生砂储、泥生混储、自生自储”的多元富集特征.

对比研究认为（表3），埋藏方式主要影响混积页岩的矿物组成和沉积构造类型，渤南洼陷为断陷快速埋藏，沉降速率快，沉积构造以纹层状及纹层状‒层状为主，但压实作用较强，原生孔隙保存条件差，主要由生烃超压增孔和刚性矿物保孔维持了现今的孔缝系统；苏北盆地则以坳陷缓慢埋藏为主，沉降速率慢，沉积构造以纹层状‒层状及块状为主，压实作用较弱，原生孔隙保存较好，但缺乏超压驱动.R_o则通过烃类的生成决定含油性及烃类占比（轻重比、游离吸附比及OSI），同时通过有机酸控制溶蚀作用及有机质热演化作用，持续改善储集空间类型.而储集空间的差异是决定烃类微运移方向的关键因素，周缘纹层的含油性及烃类占比是烃类能否发生微运移的必要条件.通过综合分析，揭示了页岩油的富集是由适宜的成熟度（R_o=0.9%~1.1%）、充足的有机质来源、较高的大孔占比和良好的孔缝系统所共同控制的结果.在划分并识别岩相（组合）的基础上，确定样品的成熟度和有机质丰度，进而精细解剖纹层组合样式及储集空间类型，是查明页岩油赋存特征并建立页岩油富集模式的必要过程.

6 结论

（1）受到埋藏方式及热演化程度的影响，两地区在矿物组成、沉积构造及有机质丰度上差异显著.渤南洼陷沙三下亚段主要发育碳酸盐质页岩与碳酸盐质混合页岩，整体以富有机质为主，沉积构造多为纹层状、纹层状‒层状；苏北盆地阜二段主要发育黏土质混合页岩、碳酸盐质混合页岩与长英质混合页岩，整体以含有机质为主，沉积构造多为纹层状‒层状、层状‒块状.

（2）有机质丰度、沉积构造、总孔隙度、累计孔容及孔径分布等指标适用于评价页岩储层的赋存特征及富集条件，结果显示：渤南洼陷沙三下亚段的优势岩相为富有机质纹层状碳酸盐质混合页岩、富有机质纹层状‒层状碳酸盐质混合页岩与富有机质纹层状‒层状长英质混合页岩；苏北盆地阜二段的优势岩相为含有机质纹层状‒层状碳酸盐质页岩、贫有机质纹层状‒层状长英质混合页岩与含有机质纹层状‒层状黏土质页岩.

（3）渤南洼陷沙三下亚段页岩的主要富集模式为“泥生灰储”和“泥生砂储”，苏北盆地阜二段页岩的主要富集模式为“泥生云储”和“泥生砂储”.适宜的成熟度、充足的有机质供给、较高的大孔占比及良好的孔缝系统是决定页岩油富集的核心控制因素，满足上述条件的纹层组合内部存在烃类调配效应，轻质游离烃可微运移至邻近具有富集条件的纹层，并在纹层内进行横向运移至大孔中赋存.

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基金资助

国家自然科学基金企业创新发展联合基金项目(U24B6002)

中国石化科技部基础研究项目(P24207)

中国石化石油勘探开发研究院科技项目(YK⁃2025⁃08)

中国石化科技部基础前瞻项目(P24206⁃3)

无锡石油地质研究所“雏鹰计划”项目(CY2025⁃6)