本研究对东营凹陷三口页岩油专探井中选取的30块始新统沙河街组湖相页岩岩心进行更加细化的化学抽提（分步溶剂抽提）和热抽提（多温阶岩石热解）分析,以定量表征页岩油在储层中不同的物理赋存状态、相对比例和原地油量,并对比两种方法在页岩油含油量、组分分异等关键参数及过程上的异同点,探究该区页岩油可生产性的制约因素。通过对沙三下亚段和沙四上亚段页岩样品的标准岩石热解分析、溶剂抽提以及饱和烃、芳香烃色谱-质谱分析基础地球化学特征分析表明,这两套页岩层系有机质丰度高,类型主要为II型,具备较好的页岩油形成物质基础。有机质热演化程度主体处于生油窗早-生油高峰阶段。通过分步溶剂抽提定量分析实验,将得到的抽提物赋以物理状态信息并分别定义为游离油、吸附油和残余油。游离油为页岩储层中主要的物理赋存状态,其含量约占总抽提物产量的66%,吸附油和残余油的含量分别约占总抽提物产量的16%和17%。分步抽提物的族组分分离结果表明,饱和烃为含量最高的馏分。且其相对含量总体随抽提呈不断降低的趋势;而极性化合物的相对含量则相应地不断上升。总有机碳和粘土矿物含量在对页岩储层内原油的吸附和保留能力上起着关键性影响,而脆性指数则同抽提量呈负相关关系。热成熟度对总抽提量有决定性影响。多温阶岩石热解分析提供了更多关于总组分和页岩油物理状态的信息,一定程度上也降低了标准岩石热解常出现的carryover干扰效应。在宏观原地油量和微观分子组成（轻/重质烃类比例）系统变化的表征上,该方法同分步溶剂抽提法表征结果具有较高的协同性,可共同用于页岩油含油量的表征研究。对该区页岩油可生产性的综合分析认为,北美海相页岩油系统可生产性评价指标原油饱和度指数（S₁/TOC）,不可简单地套用于陆相断页岩油可生产性评价。相对较低的热成熟度伴以较高的粘土矿物含量为主要制约因素。在此成熟度下生成的原油未经历或较低程度的裂解,属于“黑油”范畴,油质偏重且粘度大,原油在储层中流动性较差。流体质量既流动度同样是页岩油地质评价中的核心。后续的勘探应重点关注生油窗晚期到凝析油窗阶段页岩层系。