中国陆相湖盆页岩油气资源丰富^[1]，是目前油气勘探开发的重要接替领域^[2]。鄂尔多斯、准噶尔、松辽等盆地的页岩油勘探和开发均获得了重大突破^[3]。准噶尔盆地玛湖凹陷风城组页岩油已进入规模开发阶段^[4]。以往学者对玛湖凹陷二叠系风城组的页岩油岩相划分、储层微观特征、赋存状态、成藏模式、富集机制与甜点分类评价等均开展了大量研究。在储层岩相方面，风城组页岩油储层包括砂砾岩类、火山岩类、混积岩类与内源岩类等4类储层^[5]；以陆源输入为主的裂缝长英质细粒岩相是优势岩相^[6]。在微观孔隙特征方面，风城组储层溶蚀孔和裂缝为有利储集空间，具有裂缝—孔隙型双重介质结构^[7]；以微米级残余粒间孔及长石溶孔为主要储集空间的粉砂岩类物性最好^[8]。在页岩油赋存特征方面，风城组页岩油主要有薄膜状吸附油与充填状游离油2种赋存方式^[9]；游离油主要分布于次生溶蚀孔、残留粒间孔中，吸附油集中分布于有机质孔、晶间孔与矿物颗粒表面^[10]；长英质页岩中主要为游离态页岩油^[11]。在页岩油成藏模式方面，风城组油气聚集受常规油藏—致密油藏—页岩油藏全类型油气藏相序控制，各类型油气藏有序共生^[12]；风城组源储压差与微米、纳米级孔喉形成的毛细管力达到动态平衡，形成“自封闭”的连续型非常规油气聚集^[13]；富有机质烃源岩、沉积微相、岩性、构造裂缝等控制着风城组页岩油的聚集与分布^[14]。在页岩油富集机理与甜点分类评价方面，纹层状混积岩属于优势页岩油储集层，裂缝和溶孔发育，物性和含油性好，脆性指数大，油气可动性强^[15]；综合风城组岩性组合及储层物性、含油性等特征，划分出4个相对集中的甜点段^[16]；风城组页岩油富集受有机质类型和丰度、储集能力及运移烃量的联合控制，包括“原地富集”和“运移富集”2种类型^[17]；将风城组页岩油“甜点”分为混合型、内源控制型、陆源供给型3种类型，混合型“甜点”是勘探开发的首选目标^[18]；选取游离油和脆性指数2个参数建立页岩油产量潜力指数计算模型，构建页岩油“甜点”分类方法^[19]；通过剖析风城组典型地质特征，系统总结页岩“甜点”的地球物理评价方法与储层改造技术^[20]。玛湖凹陷风城组具有物源混积、岩性复杂、富有机质、源储一体、整体含油、富油段分散、裂缝差异明显等特征，限制了页岩油储层特征的深入研究。针对玛湖凹陷风城组页岩油部署的玛页1H、玛51X、夏208X、玛54X和玛56X等井均获得高产油流，但各井页岩油产量差异较大，且同一口井风城组储层不同层段的产量差异也较大，严重制约了玛湖凹陷风城组页岩油的勘探和开发进程。

以准噶尔盆地玛湖凹陷风城组全井段连续取心井玛页1井和夏203井的岩心为研究对象，分析风城组储层岩性、物性、储集空间类型、孔隙结构和页岩油赋存特征，优选影响页岩油产量的地质参数和工程参数，结合水平井和大斜度井的试油生产数据，分析各参数与页岩油产量之间的关系，并进一步剖析影响风城组页岩油产量的主控因素。

玛湖凹陷位于准噶尔盆地西北缘，西侧为克百断裂带，北邻乌夏断裂带，南侧为中拐凸起，东侧自南向北依次为达巴松凸起、夏盐凸起、英西凹陷和石英滩凸起^[21]。玛湖凹陷二叠系风城组主体是一套浅湖—半深湖封闭环境下碱湖型多源混积细粒沉积构造（图 1a）^[22-23]，由陆源碎屑、内源化学沉积和火山物质混合沉积形成^[24-25]，沉积厚度为150~1 000 m。风城组自下而上依次为风一段（P₁f₁）、风二段（P₁f₂）、风三段（P₁f₃），分别对应于湖盆盐度变化及不同类型物源供应的3个主要演化阶段（图 1b）。风一段下部为淡水—半咸水环境的砂砾岩、砂岩和火山岩，上部主要为咸水环境的白云质泥岩，夹纹层状白云质粉砂岩^[26]。风二段主要为高盐度环境的白云质泥岩，夹白云质粉砂岩，富含碳钠钙石、硅硼钠石、氯碳钠镁石等碱性矿物，在湖盆中心区发育内源化学沉积的纯碱层，成分以碳酸氢钠为主^[26]。风三段下部主要为咸水环境的白云质泥岩、灰质泥岩，夹白云质粉砂岩，上部为淡水环境的泥岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩^[26-27]。风城组页岩油储层以白云质泥岩为主的云质岩类层段中，纵向具有较强的沉积韵律，以纹层状、薄互层状为主，规模一般在厘米级至毫米级。

图 1

Fig. 1

下载原图 图 1 玛湖凹陷二叠系风城组沉积相（a）及岩性地层综合柱状图（b） Fig. 1 Sedimentary facies(a)and stratigraphic column(b)of Permian Fengcheng Formation in Mahu Sag

玛湖凹陷二叠系风城组沉积物包括陆源碎屑、火山物质与内源碳酸盐等多物源混合沉积，平面上由边缘砾石沉积向湖盆中心逐渐过渡为白云质粉—细砂岩、白云质泥岩、泥岩、盐岩等沉积。以玛湖凹陷页岩油勘探连续取心井玛页1井和夏203井为例开展风城组页岩油储层类型研究。玛页1井和夏203井在风城组分别连续取心344.77 m和237.00 m。依据岩心观察和岩石薄片鉴定，风城组页岩油储层是在碱湖沉积环境中受陆源碎屑、内源化学沉积和火山活动沉积物共同作用下形成。依据沉积物粒度和矿物组分，风城组页岩油储层可划分为粉砂岩类、泥岩类和白云岩类等（图 2）^[28-29]。粉砂岩类储层以陆源碎屑沉积物为主，颗粒直径为0.005~0.100 mm的沉积物质量分数大于50%，长英质矿物（石英和长石）质量分数大于60%，碳酸盐矿物（方解石和白云石等）质量分数小于25%（图 2a—2d）。泥岩类储层以陆源-内源混积物为主，颗粒直径小于0.005 mm的沉积物质量分数大于50%，长英质矿物质量分数为50%~60%，碳酸盐矿物质量分数为25%~40%（图 2e—2h）。白云（灰）岩类储层以内源化学沉积为主，长英质矿物质量分数小于50%，碳酸盐矿物质量分数大于40%（图 2i—2l）。

图 2

Fig. 2

下载原图 图 2 玛湖凹陷风城组页岩油储层岩心样品及薄片特征 （a，b）含云质粉砂岩，玛页1井，4 634.37 m；（c，d）碳酸盐化极细粒砂岩，夏203井，4 708.94 m；（e，f）含灰质云质泥岩，玛页1井，4 613.03 m；（g，h）凝灰质碳酸盐质泥岩，夏203井，4 727.40 m；（i，j）含泥质微晶云岩，玛页1井，4 736.19 m；（k，l）微晶云岩，夏203井，4 773.45 m。 Fig. 2 Core smaples and thin section characteristics of shale oil reservoir of Fengcheng Formation in Mahu Sag

统计玛湖凹陷玛页1井和夏203井风城组共计408个储层样品的孔隙度和渗透率的分析结果可知，风城组储层孔隙度为0.2%~13.3%，平均值为3.84%；渗透率为0.01~19.3 mD，平均值为0.21 mD；孔隙度与渗透率呈较弱的正相关性（图 3a）。在孔隙度值分布范围方面，粉砂岩类、泥岩类、白云岩类页岩油储层的孔隙度值分布范围均相对较大，涵盖常规、常规—致密和致密储层的孔隙范围；在孔隙度值分布频率方面，粉砂岩类、岩类页岩油储层的孔隙度值频率分布均呈现2个主峰，分别为1%~6% 和9%~10%；白云岩类页岩油储层的孔隙度值频率分布呈现单峰，主峰为1%~6%（图 3b）。

图 3

Fig. 3

下载原图 图 3 玛湖凹陷风城组页岩油储层物性特征 Fig. 3 Porosity and permeability characteristics of shale oil reservoir samples of Fengcheng Formation in Mahu Sag

根据岩心、铸体薄片、氩离子抛光-扫描电镜等资料，确定玛湖凹陷风城组页岩油储层的储集空间主要有溶蚀孔、粒间孔、晶间孔、裂缝和有机质孔等类型。其中，裂缝包括构造缝、层间缝、微裂缝、收缩缝、泄水缝等（图 2、图 4），粒间孔大部分经过溶蚀改造，原生粒间孔较少（图 4、图 5）。5种类型的储集空间在粉砂岩类、泥岩类和白云岩类页岩油储层中均有发育，但在不同储层中的优势储集空间各不相同。

图 4

Fig. 4

下载原图 图 4 玛湖凹陷风城组页岩油储层样品铸体薄片 （a）含云质粗粉砂岩，溶蚀孔，玛页1井，4 612.31 m；（b）含碳酸盐泥质粉砂岩，溶蚀孔，夏203井，4 678.34 m；（c）含碳酸盐质含泥细粒—极细粒砂岩，溶蚀孔，夏203井，4 685.66 m；（d）含云质细粒—极细粒砂岩，溶蚀孔，玛页1井，4 607.92 m；（e）泥岩，半充填缝，玛页1井，4 579.90 m；（f）碳酸盐质含粉砂泥岩，压溶缝，夏203井，4 682.87 m；（g）凝灰质含云泥岩，构造缝、溶蚀孔，玛页1井，4 702.64 m；（h）含灰粉砂质泥岩，构造缝、溶孔，夏203井，4 688.68 m；（i）泥质微晶云岩，构造缝，夏203井，4 744.10 m；（j）碎裂化云岩，晶间孔，玛页1井，4 817.94 m；（k）凝灰质细晶云岩，构造缝、溶蚀孔，玛页1井，4 684.80 m；（l）凝灰质粉晶云岩，溶蚀孔，玛页1井，4 686.72 m。 Fig. 4 Thin section characteristics of shale oil reservoir samples of Fengcheng Formation in Mahu Sag

图 5

Fig. 5

下载原图 图 5 玛湖凹陷风城组页岩油储层样品氩离子抛光-扫描电镜特征 （a）凝灰质粉砂岩，长英质矿物溶蚀孔，玛页1井，4 790.02 m；（b）灰质粉砂岩，钾长石和钠长石粒间溶蚀孔，夏203井，4 670.2 m；（c）灰质粉砂岩，方解石、钠长石溶蚀孔，夏203井，4 670.2 m；（d）白云质粉砂岩，方解石溶蚀孔，夏203井，4 688.94 m；（e）白云质泥岩，白云石溶蚀孔，玛页1井，4 636.59 m；（f）灰质泥岩，方解石溶蚀孔，夏203井，4 802.6 m；（g）硅质泥岩，石英颗粒粒间孔、溶蚀孔，玛页1井，4 692.56 m；（h）含云质泥岩，有机质孔，夏203井，4 654.64 m；（i）白云岩，白云石晶间孔，玛页1井，4 857.41 m；（j）白云岩，白云石粒间孔、溶蚀孔，夏云1井，5 374.09 m；（k）白云岩，白云石粒间孔、溶蚀孔，夏云1井，5 374.09 m；（l）白云岩，铁白云石溶蚀孔，玛湖54井，5 394.57m。 Fig. 5 Argon ion polishing scanning electron microscopy characteristics of shale oil reservoir of Fengcheng Formation in Mahu Sag

玛湖凹陷风城组粉砂岩类页岩油储层的孔隙类型以溶蚀孔和粒间孔为主，发育少量微裂缝，晶间孔极少发育（图 4a—4d、图 5a—5d）。溶蚀孔主要是长英质矿物、碳酸盐矿物及碱性矿物被溶蚀而成，呈聚集状分布，形状为圆形、椭圆形、不规则形，孔径通常为几十纳米至几十微米。粒间孔形状不规则，孔径通常为几十纳米至几微米，微裂缝的缝宽通常为几百纳米至几微米。泥岩类页岩油储层的孔隙类型以溶蚀孔和裂缝为主，发育少量晶间孔和有机质孔，极少发育粒间孔（图 4e—4h、图 5e—5h）。溶蚀孔主要由碳酸盐矿物被溶蚀而形成，少量是碱性矿物和长英质矿物被溶蚀而形成，形状为圆形、椭圆形、不规则形，孔径通常为几十纳米至几十微米。裂缝主要有构造缝、收缩缝、层间缝等，裂缝宽度通常为几十纳米到几微米。晶间孔主要是碳酸盐晶体和黏土矿物晶体的晶间孔，孔径通常为几十纳米到几十微米。有机质孔形状为不规则形，孔径通常为几纳米到几微米。白云岩类页岩油储层的孔隙类型以晶间孔、溶蚀孔和裂缝为主，发育少量粒间孔（图 4i—4l、图 5i—5l）。晶间孔主要为白云石晶体的晶间孔，形状为不规则棱角状，孔径通常几百纳米到几十微米。溶蚀孔主要由白云石溶蚀而形成，形状为圆形、椭圆形、不规则形，孔径通常为几十纳米至几十微米。裂缝主要是构造缝，裂缝宽度通常为几百纳米到几十微米。

为了定量评价玛湖凹陷风城组各类储层的孔径分布特征，分别对风城组粉砂岩类、泥岩类和白云岩类等页岩油储层的岩心样品进行低温氮气吸附实验和高压压汞实验分析。将样品研磨为60~80目（1目= 25.4 mm）粉末，进行洗油、烘干处理，在-195.85 ℃下使用比表面分析仪ASAP2460对样品进行低温氮气吸附实验，获得储层岩心样品孔隙小于200 nm的孔隙体积分布特征。同时，对相对深度储层岩心柱塞样品进行洗油、烘干处理，利用AutoPore Ⅳ 9520全自动压汞仪，测量不同尺寸喉道连通的孔隙体积。

低温氮气吸附实验结果指示，玛湖凹陷风城组粉砂岩类、泥岩类和白云岩类等页岩油储层样品中孔径小于200 nm的孔隙均相对发育，且孔隙的孔径大小呈减小趋势并向小尺寸偏移，3类页岩油储层中小于200 nm孔隙的孔径分别为40~130 nm，20~100 nm和10~100 nm（图 6a—6c）。高压压汞实验结果反映，风城组粉砂岩类、白云岩类和泥岩类等页岩油储层样品的主要喉道尺寸依次减小，且向小尺寸偏移，大尺寸喉道连通的孔隙体积呈明显减小趋势（图 6d—6f）。由此指示了风城组粉砂岩类、白云岩类和泥岩类等页岩油储层的孔隙连通性呈现依次变差的趋势。

图 6

Fig. 6

下载原图 图 6 玛湖凹陷风城组页岩油储层样品孔径分布特征 Fig. 6 Pore size distribution of shale oil reservoir samples of Fengcheng Formation in Mahu Sag

统计玛湖凹陷玛页1井和夏203井风城组共计568个粉砂岩类、泥岩类和白云岩类页岩油储层样品的有机地球化学参数（表 1）可知，粉砂岩类、泥岩类和白云岩类页岩油储层样品的有机碳质量分数（TOC）平均值分别为0.72%，0.64% 和0.68%，液态烃（S₁）质量分数平均值分别为0.75 mg/g，0.70 mg/g和0.74 mg/g，热解烃（S₂）质量分数平均值分别为2.28 mg/g，1.87 mg/g和2.10 mg/g，氯仿沥青“A”质量分数平均值分别为0.243%，0.212%和0.233%；有机质类型主要为Ⅰ—Ⅱ型干酪根。在成熟度方面，风城组有机质镜质体反射率（R_o）为0.71~1.21%，平均值为1.00%，有机质热演化程度处于生油窗范围内。风城组粉砂岩类页岩油储层TOC，S₁，S₂和氯仿沥青“A”等的平均质量分数均相对最高，其次为白云岩类和泥岩类。风城组粉砂岩类和白云岩类页岩油储层中TOC，S₂和氯仿沥青“A”等的含量均较高的样品分布频率较高，泥岩类页岩油储层中S1含量较低的样品分布频率较高（图 7）。

表 1(Table 1)

表 1 玛湖凹陷风城组页岩油储层有机地球化学特征 Table 1 Organic geochemical characteristics of shale oil reservoir of Fengcheng Formation in Mahu Sag 页岩油储层类型 TOC/% w（S1）（/ mg·g-1） w（S2）（/ mg·g-1） w（氯仿沥青“A”）/% Ro/% 粉砂岩类 0.06~2.40（0.72） 0.05~7.85（0.75） 0.02~14.57（2.28） 0.012~1.341（0.243） 0.71~1.21（1.00） 泥岩类 0.06~2.85（0.64） 0.05~4.70（0.70） 0.05~14.35（1.87） 0.005~1.265（0.212） 白云岩类 0.18~2.59（0.68） 0.01~5.54（0.74） 0.16~13.58（2.10） 0.066~0.768（0.233） 注：最小值~最大值（平均值）。

下载CSV 表 1 玛湖凹陷风城组页岩油储层有机地球化学特征 Table 1 Organic geochemical characteristics of shale oil reservoir of Fengcheng Formation in Mahu Sag

图 7

Fig. 7

下载原图 图 7 玛湖凹陷风城组有机质丰度特征 Fig. 7 Organic matter abundance characteristics of Fengcheng Formation in Mahu Sag

为评价玛湖凹陷风城组各类页岩油储层的赋存页岩油特征，利用岩心荧光、激光共聚焦和氩离子抛光-扫描电镜等实验定性-半定量分析页岩油在各类页岩油储层中的赋存特征^[30]，以期为后续开展玛湖凹陷风城组页岩油产量主控因素的分析提供一定依据。

通过分析玛湖凹陷风城组页岩油储层岩心荧光图像的荧光面积和荧光颜色，揭示了原油在储层孔隙中的赋存形式和分布特征，定性—半定量确定了储层的含油性。通常岩心荧光面积越大含油性越好，荧光颜色从褐色到桔黄色、再到浅黄色、最终变为蓝色，反映了油质逐渐变轻。风城组不同页岩油储层的岩心荧光特征具有明显差异。白云岩类页岩油储层的岩心荧光面积最小，泥岩类页岩油储层的岩心荧光面积中等，粉砂岩类页岩油储层的岩心荧光面积最大（图 8）。粉砂岩类页岩油储层的岩心荧光弥漫整个岩心，微裂缝、层理缝和毫米级溶蚀孔荧光亮度高，荧光颜色为亮黄、蓝白—白色，其他部位荧光亮度较低，颜色为暗黄色和淡蓝色（图 8a，8d）。泥岩类储层岩心荧光发光部位主要分布在层理缝中，荧光颜色为亮黄、蓝白—白色，指示油质偏轻；其次分布在与泥岩互层的纹层状粉砂岩纹层中，荧光颜色为暗黄色，反映油质中等（图 8b，8e）。白云岩类储层岩心荧光发光部位主要分布在微裂缝中，其次是白云岩夹粉砂质团块中，荧光颜色为亮黄、蓝白—白色，指示油质偏轻（图 8c，8f）。玛湖凹陷风城组储层岩心荧光特征指示粉砂岩类页岩油储层含油性最好、轻质组分含量最高，其次是泥岩类页岩油储层，白云岩类页岩油储层含油性最差。

图 8

Fig. 8

下载原图 图 8 玛湖凹陷风城组页岩油储层样品荧光特征 （a）泥质、白云质粉砂岩，厚层块状结构，普遍含油，微裂缝、层理缝和毫米级溶蚀孔含油性最好，玛页1井，4 707.15~4 707.39 m；（b）白云质泥页岩夹白云质粉砂岩，薄纹层状结构，层理缝和白云质粉砂岩纹层含油，玛页1井，4 708.35~4 708.58 m；（c）泥质、粉砂质白云岩，厚层块状结构，微裂缝含油，玛页1井，4 716.06~ 4 716.36 m；（d）泥质、白云质粉砂岩，厚层块状结构，普遍含油，微裂缝、层理缝和毫米级溶蚀孔含油性最好，夏203井，4 711.61~ 4 711.72 m；（e）白云质泥页岩夹白云质粉砂岩，薄纹层状结构，层理缝和白云质粉砂岩纹层含油，夏203井，4 747.55~4 747.75 m；（f）泥质白云岩夹白云质粉砂岩团块，厚层块状结构，微裂缝和白云质粉砂岩团块含油，夏203井，4 711.13~4 711.30 m。 Fig. 8 Fluorescence characteristics of shale oil reservoir samples of Fengcheng Formation in Mahu sag

利用激光共聚焦显微镜成像技术，通过调整激光束的波长、功率及对样品的荧光标记，区分含油储层样品中的轻组分和重组分烃类，并观察轻、重组分烃类在样品中的分布和形态。依据玛页1井风城组储层岩心激光共聚焦显微镜分析，无论是粉砂岩类储层还是泥岩类储层，轻组分和重组分烃类在孔隙中是共存的。轻组分在较大孔径的孔隙和微裂缝及其周围的孔隙中含量较高，重组分在孔径较小的孔隙中含量高（图 9）。轻组分烃类更加倾向于可动油或游离油，而重组分烃类倾向于滞留油或吸附油，在孔径较大的孔隙和微裂缝中游离态页岩油比例较高，在孔径较小的孔隙中吸附态页岩油比例较高。综合玛湖凹陷风城组页岩油储层物性特征、储集空间类型、孔隙结构特征和原油赋存特征等，认为风城组粉砂岩类页岩油储层为最优页岩油储层，其次是泥岩类和白云岩类页岩油储层。

图 9

Fig. 9

下载原图 图 9 玛湖凹陷风城组页岩油储层烃类轻重组分分布特征 注：重组分为红色；轻组分为绿色。 （a—c）含白云质粉砂岩，分别是单偏光、共聚焦扫描和轻重组分提取图像，玛页1井，4 634.37 m；（d—f）白云质泥岩，分别是单偏光、共聚焦扫描和轻重组分提取图像，玛页1井，4 725.05 m。 Fig. 9 Distribution characteristics of hydrocarbon light and heavy components of Fengcheng Formation shale oil reservoir in Mahu Sag

玛湖凹陷风城组优质烃源岩的分布区域控制着页岩油的高产区域。玛湖凹陷风城组属于典型且稀有的古老碱湖沉积，在玛湖凹陷半深湖和滨浅湖区域沉积有陆源细粒颗粒、碳酸盐岩和有机质等混合沉积物。这些沉积物分别形成粉砂岩类、泥岩类和白云岩类烃源岩，且热演化程度位于生油窗，为玛湖凹陷油气聚集提供了丰富的油源条件。由凹陷中心向凹陷边缘依次分布着页岩油聚集区、致密油聚集区和常规油聚集区（图 10）。其中，凹陷中心及附近的页岩油是在自生自储的条件下形成“自封闭”油气富集；凹陷斜坡区致密油是在油气经过短距离运移后，在浮力与喉道毛细管力达到平衡时形成油气聚集；凹陷边缘的常规油是在圈闭中形成油气聚集。

图 10

Fig. 10

下载原图 图 10 玛湖凹陷风城组油气聚集模式 Fig. 10 The accumulation mode of oil and gas of Fengcheng Formation in Mahu Sag

玛湖凹陷风城组优质页岩油储层控制着页岩油的高产层段。依据玛湖凹陷玛51井风城组页岩油产量特征（图 11），发现优质页岩油储层主要体现在具有较高的长英质矿物含量、有效孔隙度值、游离油孔隙度值、裂缝密度和脆性指数等。

图 11

Fig. 11

下载原图 图 11 玛湖凹陷玛51X井风城组综合柱状图 Fig. 11 Comprehensive column diagram of Ma51X well of Fengcheng Formation in Mahu Sag

在长英质矿物含量方面，不同油页岩储层的长英质矿物含量差异明显，粉砂岩类页岩油储层最高，泥岩类页岩油储层次之，白云岩类页岩油储层最少。随着长英质矿物含量增加，长石、方解石、白云石溶蚀孔更加发育，孔隙结构更好，孔径大的纳米级和微米级孔隙占比更大。在储层有效孔隙度方面，虽然风城组页岩油储层孔隙度与渗透率的相关性较差，但随着孔隙度增大，渗透率也逐渐增大，同时孔隙结构变好，孔径大的纳米级和微米级孔隙所占的比例增大，从而影响了页岩油甜点储层的产量。在储层游离油孔隙度方面，游离油孔隙度是页岩油甜点储层中的可动部分，对甜点储层产量的影响作用较明显。在储层裂缝密度方面，裂缝可以改善页岩油甜点储层的渗透性，影响甜点储层中原油的流动性，裂缝密度对页岩油甜点储层的产量影响较大。在储层脆性方面，脆性好的甜点储层在压裂过程中造缝能力更强，更容易形成复杂的裂缝网络，风城组页岩油甜点储层脆性指数与长英质矿物含量和碳酸盐岩含量直接相关，长英质矿物含量和碳酸盐岩含量高的粉砂岩类页岩油储层脆性较好，同时也是优质甜点储层。

（1）玛湖凹陷风城组粉砂岩类、泥岩类和白云岩类页岩油储层样品中孔径小于200 nm的孔隙均比较发育且孔径呈减小趋势；风城组粉砂岩类、白云岩类和泥岩类等页岩油的储层样品中大尺寸喉道连通孔隙体积呈现明显减小趋势，孔隙连通性依次变差。

（2）玛湖凹陷风城组粉砂岩类页岩油储层含油性最好，轻质组分含量最高，其次是泥岩类页岩油储层，白云岩类页岩油储层含油性最差；在孔径较大的孔隙和微裂缝中游离态页岩油含量较高，在孔径较小的孔隙中吸附态页岩油含量较高。

（3）玛湖凹陷风城组优质烃源岩的分布控制了页岩油的高产区域，优质页岩油储层控制了页岩油的高产层段；长英质矿物含量、有效孔隙度值、游离油孔隙度值、裂缝密度和脆性指数均较高的页岩油储层是高产有利层段。