张家湾地区长7页岩生烃潜力及孔隙结构特征

唐建云，张 刚，樊宏伟，刘见通，2，陈玉宝

1.克拉玛依职业技术学院，新疆 克拉玛依 834000；2.中国石油大学（北京）克拉玛依校区，新疆 克拉玛依 834000；3.延长油田股份有限公司定边采油厂，陕西 榆林 719000；4.延长油田股份有限公司，陕西 延安 716005

引 言

直罗油田张家湾地区位于素有“聚宝盆”之称的鄂尔多斯盆地南缘，区内构造较为简单，地层平缓（地层倾角 α ≤1°，坡降 λ=5～8 m/km），局部地区发育鼻状褶皱[1-4（]图1）。研究区三叠系延长组长2、长6油层组及侏罗系延安组为直罗油田的主力产油层系，而目前勘探开发已接近中后期，资源面临枯竭，急需寻求新的资源接替层系。令人可喜的是，近年来在盆地南缘勘探实践过程中，尤其是研究区所辖区域内发现了最具资源潜力的长7油页岩产出层位，而且已有25口井获工业性油流，这表明该区域下组合长7油层组砂岩和页岩也具有较大的勘探潜力，有望成为研究区长2、长6油层组的接替勘探层系。

图1 研究区地理位置图Fig.1 The graphical locations of study area

截至目前，国内不少学者已经在该区域开展了相关研究，如李玉宏等曾对铜川-延安地区油页岩及油气资源进行过研究，认为该区油页岩资源具有大型—特大型油页岩矿床远景[5]。徐勇等也对鄂尔多斯盆地东南部延长组长7段页岩孔隙特征与吸附能力进行过深入的研究，认为研究区长7段页岩发育纳米级孔隙，并且具有较好的吸附能力[6]。这些研究结果对鄂尔多斯盆地南缘非常规油气勘探起到了积极的作用，但作为盆地南缘的直罗油田张家湾地区“新”发现的长7页岩生烃潜力如何？作为该地区的一种非常规储层有什么特征？常规的储层评价是否适合于该地区的页岩储层？这些问题的深入研究，势必对该地区乃至盆地南缘的勘探开发起到借鉴作用。

因此，笔者深入盆地南缘，通过对研究区长7油层组页岩进行系统采样，对所采样品进行了扫描电镜、氩离子抛光、地球化学分析测试工作，旨在摸清直罗油田张家湾地区延长组长7页岩生烃潜力及储层特征，以期对油田的下一步勘探部署和盆地南缘非常规油气勘探提供地质依据。

1 页岩特征

1.1 岩石学特征

研究区长7页岩段岩性多为黑色、灰黑色油页岩，夹暗色泥岩、碳质泥岩、粉砂岩、铁质泥岩和粉砂质泥岩。其中粉砂岩、泥质粉砂岩主要呈纹层、条带或夹层状发育。

（1）碎屑成分：主要为石英、长石、云母，含少量火山岩、片岩和板岩等岩屑，可见植物碎片、炭屑、和有机质，黄铁矿、菱铁矿少量发育。

（2）矿物组成：黏土矿物含量最高，平均含量约45.0%～50.0%，其次是石英和长石，平均含量分别约为28.0%和20.0%，黄铁矿含量平均约3.0%，方解石和白云石含量分别约为1.8%和1.5%，菱铁矿及其他约1.0%。黏土矿物以伊/蒙混层为主，约占黏土矿物总含量的55.0%，其次为伊利石，约占黏土矿物总含量的25.0%，绿泥石也较常见，平均含量约16.0%，高岭石少见，含量一般不足4.0%，蒙脱石发育。

1.2 页岩分布特征

对研究区140口井的长7油组页岩进行了识别，分析了长7页岩的顶面埋深及厚度展布特征，并绘制了研究区长7页岩累计厚度图。

平面上：研究区长7油层页岩顶面埋深变化较大，一般在750～1 750 m，顶面埋深总体由西北向东南方向明显变浅，南西往北东方向页岩顶面埋深逐渐变浅，但变浅幅度相对较小。研究区西部页岩顶面埋深最大，一般大于1 300 m，研究区东部页岩顶面埋深一般小于1 200 m；研究区长7油组页岩的累计厚度变化较大，最厚达110.0 m以上，最薄不足30.0 m，主要在60.0～100.0 m。厚度中心分布在老集-王庄台一带，呈北西-南东向展布，厚度大于80.0 m。研究区东南部直罗镇-张村驿镇页岩厚度相对较薄，一般小于50.0 m（图2）。

纵向上：研究区页岩的发育特征也存在差异。研究区中、西部区域，长、长及长均发育大段页岩（页岩中砂质和粉砂质夹层较少），累计厚度分别为96.3、103.4 m，（图3），而东部地区仅长发育页岩（页岩中发育较多粉砂岩、泥质粉砂岩夹层），页岩累计厚度分别仅为22.9、33.5 m，（图4）。

图2 研究区长7页岩累计厚度分布图Fig.2 The distribution of cumulative thickness of shale in Chang 7 of study area

图3 研究区西部地区长7页岩发育特征Fig.3 The characteristic of shale of Chang 7 in west area

图4 研究区东部地区长7页岩发育特征Fig.4 The characteristic of shale of Chang 7 in east area

长7段是鄂尔多斯盆地的主要生油岩层，已被国内多数研究者认可，该段为一套深湖-半深湖沉积，沉积厚度大，整体呈北西—东南向展布，在耀县、彬县、黄龙和宜川等地区缺失，最厚部分主要分布在姬塬—华池—富县区带。此次在研究区新发现的长7油层组页岩位于盆地的南缘地带，其展布形态与盆地腹地油页岩具有很好的相似性，虽然厚度变化较大，但无疑拓宽了原有生油岩层的分布范围，对盆地南缘的勘探开发具有重要的指示意义。

2 油页岩地球化学特征及评价

通常采用有机质类型、有机碳含量、生烃潜量、氯仿沥青“A”含量、成熟度等地球化学指标作为烃源岩生烃潜力的主要依据[7]。本研究在岩石Rockeval分析、索氏抽提的基础上，对研究区所采样品进行了上述指标的分析。

2.1 油页岩地球化学特征

2.1.1 有机质类型

通常情况下，不同类型的有机质其化学组成和结构存在较大的差异，因而在其生烃能力、生烃门限值、生烃路径以及最终产物也有所差别。陆源有机质丰富的干酪根主要生成石蜡基石油，而海洋、湖泊原地有机质丰富的干酪根主要生成环烷基石油[8-9]。此外，油气的大规模生成不仅取决于有机质含量，而更取决于烃源岩中有机质类型。因此，分析烃源岩中有机质类型对于剖析研究区长7页岩油气具有重要的意义。通常采用热解参数（Tmax、降解率、氢指数）来划分烃源岩的母质类型，主要是由于在低熟至中等成熟阶段演化程度和岩石热解参数存在一定的正相关性[10-12]。因此，对于研究区长7烃源岩的有机质类型亦采用热解参数来加以分析研究。

对研究区长7油层组5口井近15个烃源岩进行测试分析后制作的Tmax-氢指数、Tmax-降解率图版（图5，图6）可知，研究区长7烃源岩测试分析值多数位于I型、II1型有机质区，而部分落于II2型有机质区（主要是页岩样品不同于常规的烃源岩样品，尤其是氢指数方面总体呈现较低值，氢指数HI小于300.0 mg/g，加之已有相当部分有机质转化成油气并排出源岩之外，从而导致其氢指数HI更低，进而影响基于上述参数的有机质类型判别）。因此，综合认为直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩样品有机质类型以I型—II1型为主。

图5 Tmax和氢指数（HI）有机质类型划分图Fig.5 The division of organic matter types by Tmaxand Hydrogen Index(HI)

图6 Tmax和降解率有机质类型划分图Fig.6 The division of organic matter types by Tmaxand degradation rate

2.1.2 有机质丰度

目前，常采用总有机碳含量（TOC）、岩石热解参数生烃潜量（S1＋S2）、氯仿沥青“A”等最方便、最直观的指标来评价页岩的有机质丰度[7-10]。

（1）总有机碳含量（TOC）

所谓总有机碳含量是指单位重量岩石中有机碳的重量，它可表明烃源岩中含有机质的丰富程度，它是烃源岩有机质丰度评价的重要指标，也是衡量生烃强度和生烃量的重要参数[10-12]。

由于地质历史条件下烃源岩中部分有机质已经转化成了油气并排出，因而现今实验条件下所测定的总有机碳含量其实质是残余总有机碳含量。

从研究区所采烃源岩样品的室内总有机碳含量实验测定结果（图7）可以看出，长7烃源岩有机碳含量在1.00%～12.00%，最大值在2.00%～8.00%（一般大于3.00%，最高可达20.00%），平均4.95%。

因此，可判定直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩属富含有机质烃源岩。

图7 研究区页岩总有机碳百分含量分布图Fig.7 The distribution of total organic carbon content of shale in the study area

（2）生烃潜量（S1+S2）

所谓生烃潜量（S1+S2）是指赋存在烃源岩孔隙中的可溶烃（S1）和热解烃（S2）之和，是反映烃源岩生成烃类的潜在能力的重要参数之一。其中，S1为岩石中原始可溶烃量，亦可以理解为页岩中的可动油，是页岩油评价的重要参数，该数值可在烃源岩热解实验升温过程中获得[13]。

根据研究区所采烃源岩样品的室内生烃潜量（S1+S2）测定结果，可溶烃（S1）含量主要在1.00～10.00 mg/g，最高达 10.90 mg/g，平均约 4.54 mg/g。热解烃（S2）含量主要在 2.00～16.00 mg/g，最高达 54.70 mg/g，平均 10.50 mg/g。生烃潜量（S1+S2）在 4.00～28.00 mg/g，峰值 12.00～20.00 mg/g，最大达 63.90 mg/g（图8），因此，可判定直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩生烃潜力较大，且可动油含量较高。

（3）氯仿沥青“A”

所谓氯仿沥青“A”是指未经酸处理的烃源岩，在进行氯仿抽提操作后，提取出来的残余在烃源岩样品中且能溶于有机溶剂的有机质，它也代表页岩中的可动油，亦是页岩油评价的重要参数之一[8-14]。一般而言，有机质类型越好，有机碳含量越高则可溶有机质含量也越高。对于有机质类型相同的烃源岩而言，可溶有机质的含量及其族组分中的烃类物质在不同演化阶段亦有所不同，演化程度在生油窗内时的含量要高于未熟和过熟演化阶段。

根据研究区所采烃源岩样品的室内氯仿沥青“A”测定结果：研究区长7烃源岩的氯仿沥青“A”百分含量在0.31%～1.72%，峰值为0.60%～0.80%，平均0.73%（图9）。

因此，可判定直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩氯仿沥青“A”含量较高，油页岩中可动油含量也较高。

图8 研究区页岩生烃潜量（S1+S2）分布图Fig.8 The distribution of shale hydrocarbon potential(S1+S2)in the study area

图9 研究区长7烃源岩氯仿沥青“A”分布图Fig.9 Distribution of the chloroform asphalt“A”of shale in study area

（4）氢指数（HI）

所谓氢指数（HI）是指烃源岩的热解烃量S2与该样品总有机碳含量的比值，它可以与其他参数结合用来划分有机质类型，确定生油岩演化程度，评价生油岩中有机质丰度和估算生油量等[7-14]。

根据研究区所采烃源岩样品的室内氢指数测定结果，研究区长7油页岩的氢指数主要在100.00～300.00 mg/g，峰值 160.00～ 200.00 mg/g，平均为194.10 mg/g，长7烃源岩氢指数一般小于250.00 mg/g（图 10）。

因此，可判定直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩剩余生油潜力中等。

图10 研究区长7烃源岩氢指数分布图Fig.10 Distribution of the Hydrogen Index of shale in study area

2.1.3 有机质成熟度

有机质成熟度是评价烃源岩的主要指标之一，通常将干酪根镜质体反射率（Ro）作为研究干酪根热演化阶段和有机质成熟度的重要参数，这是由于Ro是温度T和有效加热时间t的函数，并具有不可逆这一特性，且热变质作用与镜质体反射率Ro存在一定的正相关性[7-16]。此外，Price等曾对镜质体受到液态烃浸染后,导致反射率异常偏低做过深入研究与讨论[17]。因此，为了全面准确地评价有机质成熟度，往往选择与热演化程度有良好相关性的Tmax，作为镜质体反射率的补充。

根据研究区所采油页岩样品干酪根的镜质体反射率（Ro）测试结果可知，①研究区长7油页岩干酪根的镜质体反射率变化范围较大，最小约0.65%，最大约1.10%。结合前人关于研究区及临区长7页岩干酪根镜质体反射率的研究成果，研究区页岩有机质的镜质体反射率应主要在0.70%～1.20%。②长7烃源岩的Tmax在430.0～470.0°C，主要为440.0～465.0°C（图11）；转化率（S1（/S1+S2））主要在0.20～0.40，部分在 0.40～0.60。

从目前全盆地长7烃源岩测试结果宏观统计来看，长7页岩有机质成熟度总体较低，油质沥青发育，油质沥青的反射率比镜质体反射率要低。

综上所述，直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩正处于生油高峰，部分已经进入生湿气带，非常有利于页岩油的形成。

图11 研究区长7烃源岩Tmax分布图Fig.11 The distribution of the Tmaxof shale in study area

盆地腹部多年勘探实践表明，长7段油页岩形成于水体较深、盐度不高、水体分层不明显、还原的沉积环境，有机质主要来自低等生物和藻类，干酪根类型为I型、II1型，有机质含量高-极高，有机碳含量主要分布于6.00%～14.00%，最高可达40.00%以上，平均为13.75%，残余氯仿沥青“A”大都在 0.600%～1.200%，最高超过1.200%，平均为0.896%，热解生烃潜量主要分布于 10.00～60.00 mg/g，最高可达 100.00 mg/g以上，平均生烃潜量43.58 mg/g，其中，油页岩（有机碳含量一般大于10.00%）累计厚度大于10 m分布面积多集中在志丹—吴起—华池一带。长7段成熟度不高，普遍在0.70%～1.00%，最高演化至1.16%，正处于大量生油高峰阶段。

盆地南缘所采样品实验结果表明，研究区长7段油页岩有机碳含量（4组138个样品）主要在1.00%～12.00%，平均4.97%，属富含有机质烃源岩；生烃潜量（S1+S2）（4组 138个样品）主要在4.00～28.00 mg/g，生烃潜力较大，可动油含量较高；氯仿沥青“A”百分含量（4组36个样品）在0.31%～1.72%，平均0.73%，含量较高，表明页岩中可动油含量较高；氢指数主要在100.00～300.00 mg/g，平均194.10mg/g，剩余生油潜力中等。长7烃源岩的Tmax在 430.0～470.0°C，主要为 440.0～465.0°C；烃源岩的成熟度（Ro）主要在0.70%～1.20%，正处于生油高峰；有机质类型以I型和II1型为主；属于好烃源岩。

通过盆地腹部和南缘油页岩地球化学特征对比认为：研究区油页岩与盆地腹部油页岩在地球化学特征方面具有许多“相似性”，均具有“生烃潜力较大、可动油含量较高、正处于生油高峰”的特点，无论是腹地还是南缘发现的油页岩有机质类型大多以I型和II1型为主；均属于好烃源岩。

2.2 页岩评价

烃源岩的生烃能力取决于其有机质类型、有机质丰度、热演化程度、厚度和分布范围等。一般来说，烃源岩有机质类型越好、有机质丰度越高，其生烃潜力就越大。其中，有机质的类型、丰度和演化程度主要反映其生烃能力，解决的是“质”的问题，热演化越高，则表明实际的生烃能力比潜在的生烃能力越大。烃源岩的厚度和分布是反映烃源岩的空间分布特征，是反映能否提供充足的油气，解决的是“量”的问题[7-14]。

根据王铁冠等提出的中国陆相烃源岩的评价标准（表1），并结合本次室内实验测试结果（表2）综合评价，认为直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩是极好的烃源岩[18]。

据卢双舫等关于页岩分级划分方案（表3）[19]，利用有机碳含量-氯仿沥青“A”、有机碳含量-可溶烃S1之间的相互关系进行综合评价（表4），认为直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩储层为I类富集型。

表1 中国陆相烃源岩有机质丰度评价标准Tab.1 Assessment criteria for organic abundance of terrestrial hydrocarbon source rocks in China

表2 研究区长7油页岩有机质丰度表Tab.2 The table of the abundance of organic matter of Chang 7 shale in study area

表3 页岩分级划分方案Tab.3 The shale classification scheme

表4 研究区长7油页岩有机质丰度参数样本比例统计表Tab.4 The statistical tables showing the proportion of samples of organic abundance parameters of Chang 7 shale in study area

3 页岩孔隙结构特征

页岩储层属于非常规储层吗?常规的测试手段很难对其孔隙特征加以研究，本文主要采用FE-SEM扫描电镜观测技术及氩离子抛光等技术，对页岩中发育的储集空间类型和孔隙特征进行观察和定量分析[20-25]。

3.1 页岩储集空间类型

据研究区5口探井近35块样品长7页岩分析测试结果：研究区孔隙类型以碎屑颗粒粒间孔、晶间孔、粒间溶蚀孔、粒内溶蚀孔等类型为主，其次可见一些有机质孔。

（1）粒间孔：页岩储层中的粒间孔可分为两类：第一类是残余粒间孔，是由于相对较大的长石、石英或岩屑等碎屑颗粒之间相互接触支持而形成的(图12a）；第二类为粒间孔，是由于黏土类碎屑在刚性颗粒的遮挡作用和压力影作用下而形成的（图12b）。这些同沉积的填隙物所受压实作用相对较弱，堆积较疏松，发育狭缝状、三角状、多角状的孔隙空间且孔径较大。粒间孔的孔径变化范围大，从十几纳米到十几微米不等，第一类孔隙要比第二类孔隙的孔径大。

图12 研究区长7页岩铸体薄片和扫描电镜照片Fig.12 Photos of cast section and SEM of the Chang 7 reservoir of shale in study area

（2）溶蚀孔：由于页岩中易溶组分如长石等含量较高，而且长7页岩本身就是优质烃源岩，生烃时会产生大量有机酸，因此，溶蚀孔非常发育。溶蚀孔包括沿长石、方解石等易溶颗粒边缘溶蚀形成的粒间溶蚀孔以及颗粒内部溶蚀的粒内溶蚀孔。当溶蚀作用比较强烈时，长石颗粒等基本被完全溶蚀，只剩下颗粒轮廓或骨架，溶蚀孔隙是页岩油气重要的储集空间（图12c）。

（3）晶间孔：有些较大的粒间孔、或者溶蚀孔，会被后期自生石英、长石、黏土矿物等充填，这些次生的矿物中也会发育大量剩余粒间孔、晶间孔。在成岩过程中，充填于孔隙之中的次生黏土矿物，如伊利石、伊蒙混层、绿泥石等会形成较多的晶间孔（图12d），分布于碎屑颗粒间或溶蚀孔隙中的自生石英、长石胶结物、碳酸盐胶结物等自生矿物的晶体间会有较多晶间孔。此外，长7页岩中还发育有草莓状黄铁矿集合体晶间孔（图12e）、化石腔体孔等（图12f），黄铁矿集合体晶间孔也是页岩油气重要的储集空间之一。

（4）有机质生烃孔：由于长7页岩是优质烃源岩，其中发育众多有机质，即干酪根，这些干酪根在转化成油气后会形成众多的有机质生烃孔（图12h）。孔隙的形态为近圆形、椭圆形、三角形、多边形和不规则状，孔径一般在几纳米到几百纳米。有机质生烃孔常成群发育，相互连接，形成复杂的孔隙网络。

（5）微裂隙：裂缝在研究区页岩中十分发育，利用荧光薄片进行观察和分析，认为裂缝中充填的沥青主要有3种类型：第一类是荧光显示褐色或黑色，或无荧光的碳质沥青或胶质沥青，第二类是荧光显示黄色、黄橙色的油质沥青，第三类是是荧光显示蓝白色的油质沥青（图12i、图12j）。这些微裂缝是页岩油气重要的储集空间。

3.2 页岩孔径及孔隙度

3.2.1 页岩孔径

利用扫描电镜等技术对研究区4组长7页岩样品的孔隙进行了实验检测，孔径-频率统计结果表明，（1）研究区长7页岩的孔径变化范围较大，主要呈现出“四段式”分布，其中：页岩的孔隙以孔径φ＜0.1µm的孔隙约占总孔隙数量的65%；0.1≤φ＜0.5µm的孔隙约占总孔隙数量的20%；0.5≤φ＜1.0µm的孔隙约占总孔隙数量的10%；φ≥1.0µm的孔隙约占总孔隙数量的5%；（2）依据王香增等关于鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩孔隙类型划分方案[22]，分析认为研究区长7页岩储层孔隙孔径具有“微米级致密型孔隙特征”。样品具体测试及统计分析如下。

（1）页岩样品A中，孔径φ＜0.1µm的孔隙约占总孔隙数量的 35.60%，0.1≤φ＜0.5µm 的孔隙约占 45.50%，0.5≤φ＜1.0µm 的孔隙约占 14.40%，φ≥1.0µm 的孔隙约占 4.50%（图 13a）。

（2）页岩样品B中，孔径φ＜0.1µm的孔隙约占总孔隙数量的 39.40%，0.1≤φ＜0.5µm 的孔隙约占 33.60%，0.5≤φ＜1.0µm 的孔隙约占 24.60%，φ≥1.0µm 的孔隙约占 2.40%（图 13b）。

（3）页岩样品C中，孔径φ＜0.1µm的孔隙约占总孔隙的54.40%，0.1≤φ＜0.5µm的孔隙约占总孔隙数量的22.90%，0.5≤φ＜1.0µm的孔隙约占20.30%，φ≥1.0µm 的孔隙约占 2.40%（图 13c）。

图13 研究区长7页岩储层孔径分布特征Fig.13 The distribution characteristics of pore size of shale in Chang 7 of study area

（4）页岩样品D中，孔径φ＜0.1µm的孔隙约占总孔隙数量的 44.70%，0.1≤φ＜0.5µm 的孔隙约占 32.70%，0.5≤φ＜1.0µm 的孔隙约占 18.80%，φ≥1.0µm的孔隙约占2.80%（图13d）。

3.2.2 页岩孔隙度

常规储层的物性特征如孔隙度，可用恒速压汞法来加以测试，然而，这种方法对于孔隙度和孔喉细小的页岩往往不适用。本次室内实验测定工作采用氦气气体膨胀法测试研究区长7页岩页岩储层的孔隙度[26-29]。

众所周知，理想气体状态方程是描述理想气体在处于平衡态时，压强、体积、物质的量、温度间关系的状态方程，其方程为pV=nRT。基于这一原理，可利用近理想气体测定页岩样品骨架体积，并进行骨架密度测试。

首先，把待测定样品放入已知体积的双腔钢制氦气孔隙度测试仪中；其次，将氦气在等温条件下，从一室注入到已知体积压力样品室，直到双腔钢制两室的压力不再变化，达到平衡状态；最后，根据等温条件下新的平衡压力计算页岩骨架体积Vg。

式中：

Vg—样品的骨架体积，m3；

Vc—样品室容积，m3；

Vr—基准室容积，m3；

Vv—两室间阀门从关闭到开启的体积变化量，m3；

p1—初始状态基准室的绝对压力，MPa；

pa—初始状态样品室的绝对大气压力，MPa；

p2—最终两室绝对平衡压力，MPa。

在测试之前准确称量样品质量，即可得到样品的骨架密度，根据式（2）计算页岩孔隙度φ1

式中：

φ1—页岩孔隙度，%；

ρg—骨架密度，g/cm3；

Vb—表观体积，m3；

ρb—表观体积密度，g/cm3。

测试结果表明，直罗油田张家湾地区延长组长7油页岩孔隙度变化范围较大，最小孔隙度约0.40%，最大可达5.36%，主要孔隙度在0.50%～2.00%，平均约1.90%。

通过对比盆地腹部油页岩勘探开发数据[25-29]并结合研究区所采样品（4组138个样品）的实验分析数据，认为研究区长7段以黑色、灰黑色油页岩为主，夹纹层粉砂质泥岩和粉砂岩，物性较差，孔隙度一般为4%～10%，在砂层主体部位可达10%～12%，渗透率一般为0.1～0.3 mD，高者可达0.3～1.0 mD。广泛发育的微米级孔隙构成了致密储层的有效储集空间，储层孔隙类型以长石溶孔、晶间孔、残余粒间孔、有机质生烃孔为主，发育微裂缝。页岩的孔隙以孔径小于0.5µm的孔隙为主，占总孔隙数量的75%以上，储层喉道半径主要分布于100～750 nm，部分相对较大喉道连通性较好，是页岩油气良好的渗流通道，微裂缝则进一步改善了储集空间。

4 结 论

（1）研究区延长组长7段页岩沉积期属于浅湖-深湖相沉积；岩性以黑色、灰黑色油页岩为主，夹纹层粉砂质泥岩和粉砂岩，页岩厚度主要在60～100 m；页岩厚度在平面上和纵向上差异性，具有“北西厚、南东薄”的特征。

（2）研究区延长组长7段烃源岩有机碳含量主要在 1.00%～12.00%，平均 4.97%；生烃潜量（S1+S2）主要在 4～28 mg/g；氯仿沥青“A”百分含量在0.31%～1.72%，平均0.73%；氢指数主要在100.0～300.0 mg/g，平均为194.1 mg/g；长7烃源岩的Tmax在 430～470°C，主要为440～465°C；烃源岩的成熟度（Ro）主要在0.7%～1.2%；有机质类型以I型和II1型为主。研究区油页岩与盆地腹部油页岩在地球化学特征方面具有许多“相似性”，均具有“生烃潜力较大、可动油含量较高、正处于生油高峰”的特点。

（3）研究区延长组长7段页岩储层的孔隙度变化范围较大，主要分布在0.5%～2.0%，平均约1.9%，属超低孔非常规储层。长7页岩孔隙类型以残余粒间孔、晶间孔、溶蚀孔和有机质生烃孔为主；页岩孔隙以孔径以小于0.5µm的孔隙为主，其次为0.5～1.0µm孔隙；储层喉道半径主要分布于100～750 nm，部分相对较大喉道连通性较好，是页岩油气良好的渗流通道，微裂缝则进一步改善了储集空间。