《石油与天然气地质学》地大北京考研必备简答题2 - 图文

1海陆相石油的基本区别:

( 一) 石油类型

海相石油以芳香- 中间型和石蜡- 环烷型为主, 饱和烃占石油的25% ～70% , 芳烃占总烃的25% ～60% 。陆相石油以石蜡型为主, 部分为石蜡- 环烷型, 饱和烃占石油的60% ～90% , 芳烃占总烃的10% ～20% 。

( 二) 含蜡量

陆相石油的分析资料, 含蜡量普遍大于5% , 一般为10% ～30% ,个别可达40% 以上, 而海相石油含蜡量均小于5% , 一般仅为0. 5% ～3% 。

( 三) 含硫量

海相石油一般为高硫石油, 而陆相石油一般为低硫石油。海相>1% ,陆相<1%.

（四) 微量元素钒、镍的含量和比值

海相石油中钒、镍含量高,且V/Ni > 1; 而陆相石油中钒、镍含量较低, 且V/Ni < 1 。海相石油富含钒卟啉, 而陆相石油富含镍卟啉。

( 五) 碳稳定同位素分布

海相石油的δ13 C 值一般大于- 27‰, 而陆相石油的δ13 C 值一般小于- 29‰。不同时代海、陆相石油的δ13 C 值可有一定幅度的变化, 但两者的差别仍是存在的。

2聚集型天然气及其特点：

气藏气：是指在圈闭中具有一定工业价值的单独天然气聚集。特点巨大的非半生气是其主体，但气藏气也可以存在于油气田中，在横向或纵向上与油气藏有一定的联系。

气顶气：指与油共存于油气藏中呈游离态位居油气藏顶部的天然气。在分部和成因上与石油有密切联系，重烃气含量大于5%，个别高于甲烷，少有小于5%的。

凝析气：在地下较高温度和压力下，凝析油因逆蒸发作用而气化或以液态分散于气中，呈单一气相存在，称为凝析气。特点是凝析气踩出后因地表温度压力较低，凝析油一液态析出，与天然气分离。

影响碎屑岩储集层储集物性的主要因素

影响碎屑岩储集层储集物性的主要因素有以下几个方面。 1. 沉积作用对储集层物性的影响

沉积作用对碎屑岩的矿物成分、结构、粒度、分选、磨圆、填集的杂基含量等方面都 起着明显的控制作用, 而这些因素对储集层物性都有不同程度的影响。

( 1 ) 碎屑岩的矿物成分

碎屑岩的矿物成分以石英和长石为主, 它们对储集层物性的影响不同。通常情况下,长石砂岩比石英砂岩储集物性差。其原因是: ①长石的润湿性比石英强, 当被油或水润湿时, 长石表面所形成的液体薄膜比石英表面厚, 在一定程度上减少了孔隙的流动截面积,导致渗透率变小; ②长石比石英的抗风化能力弱, 石英抗风化能力强, 颗粒表面光滑, 油气容易通过, 长石不耐风化, 颗粒表面常有次生高岭土和绢云母, 它们一方面对油气有吸附作用, 另一方面吸水膨胀堵塞原来的孔隙和喉道, 因此, 长石砂岩比石英砂岩储集物性差。 ( 2 ) 岩石的结构

碎屑岩沉积时所形成的粒间孔隙的大小、形态和发育程度主要受碎屑岩的结构的影响。碎屑岩储集层储集物性不仅与粒径有关, 而且与岩石颗粒的分选程度有很大的关系。在粒度相近的情况下, 分选差的碎屑岩, 因细小的碎屑充填了颗粒间孔隙和喉道, 不仅降低了孔度, 而且也降低了渗透率。 ( 3 ) 杂基含量

在与沉积作用有关的影响碎屑岩储集层物性的各种因素中, 最为重要的是杂基含量。所谓杂基是指颗粒直径小于0. 0315mm 的非化学沉淀颗粒。杂基含量是沉积环境能量最重要的标志之一。一般杂基含量高的碎屑岩, 分选差, 平均粒径较小, 喉道也小, 孔隙结构复杂, 储集物性差。因此, 杂基含量是影响孔隙性、渗透性最重要的因素之一。

2. 成岩后生作用对储集层物性的影响

成岩后生作用贯穿成岩过程的始终, 因而对碎屑岩储集层的物性影响很大。 ( 1 ) 压实作用

它包括早期机械压实和晚期的压溶作用。机械压实作用是指在上覆沉积负荷作用下岩 石逐步致密化的过程。压实作用主要发生在成岩作用的早期, 3000m 以上压实作用的效果 和特征明显。压实作用使砂岩储集层的孔隙度迅速减小, 但不同类型的砂岩, 其孔隙度衰 减的速率不同。如粘土杂基含量高的砂岩, 其孔隙度衰减速率大, 而纯净砂岩的孔隙度衰 减速率小。

压溶作用是指发生在颗粒接触点上, 即压力传递点上有明显的溶解作用, 造成颗粒间互相嵌入的凹凸接触和缝合线接触。由于碎屑颗粒在压力作用下溶解, 使得Si、Al、Na、K 等造岩元素转入溶液, 引起物质再分配, 造成在低压处石英和长石颗粒的次生加大和胶结。石英次生加大对岩石孔隙度有可观的影响, ( 2 ) 胶结作用

胶结作用是碎屑颗粒相互联接的过程。松散的碎屑沉积物通过胶结作用变成固结的岩石。胶结作用总体上使储集层物性变差。

胶结物的成分和含量是两个重要因素。碎屑岩胶结物的成分有泥质、钙质、硅质、铁质、石膏质等。一般说来, 泥质、钙- 泥质胶结的岩石较疏松, 储油物性较好, 纯钙质、硅质、硅- 铁质或铁质胶结的岩石致密, 储油物性较差。胶结物含量高的储集层, 粒间孔隙多被充填, 使孔隙减少, 连通性变差, 储集物性变差; 反之, 储集物性较好。

( 3 ) 溶解作用

在地下深处由于孔隙水成分变化, 导致长石、火山岩屑、碳酸盐岩屑和方解石、硫酸盐等胶结物或岩石颗粒的溶解, 形成次生溶蚀孔隙, 使储集层孔隙度增大。这种次生溶蚀孔隙对改善储集层物性的重要性受到越来越多的重视。

影响碳酸盐岩储集层性的主要因素

1. 沉积环境

沉积环境, 即介质的水动力条件, 是影响碳酸盐岩原生孔隙发育的主要因素。碳酸盐 岩原生孔隙的类型虽然多种多样, 但主要的是粒间孔隙和生物骨架孔隙。这类孔隙的发育程度主要取决于粒屑的大小、分选程度、胶结物含量以及造礁生物的繁殖情况。因此, 水 动力能量较强的或有利于造礁生物繁殖的沉积环境, 常常是原生孔隙型碳酸盐岩储集层 的分布地带。主要有台地前缘斜坡相、生物礁相、浅滩相和潮坪相等。在水动力能量低的环境里形成微晶或隐晶石灰岩, 由于晶间孔隙微小, 加上生物体少, 不能产生较多的有机酸和CO2 , 因此不仅在沉积时期, 就是在成岩阶段要形成较多的次生溶孔也是比较困难的。

2. 成岩后生作用 ( 1 ) 溶蚀作用

碳酸盐岩孔隙的形成和发育与地下水的溶解作用和淋滤作用关系密切, 这是由碳酸盐岩的易溶性所决定的。地下水因溶解带走了易溶矿物是造成溶蚀孔隙、孔洞的原因,也是溶蚀裂缝扩大的原因。

碳酸盐岩结晶矿物的溶解度取决于它们本身的性质、地下水的溶解能力以及热动力条件。 岩石的矿物成分不同其溶解度也不同。方解石和白云石的溶解度取决于水中CO2 的含量、地下水的温度和硫酸钙的含量等。

( 2 ) 重结晶作用

指碳酸盐岩被埋藏之后, 随着温度、压力的升高, 岩石矿物成分不变, 而矿物晶体大 小、形状和方位发生了变化的作用。这种作用使致密、细粒结构的岩石变为粗粒结构、疏 松、多晶间孔隙的岩石。粗粒结构的岩石强度降低, 易产生裂缝。孔隙发育程度随重结晶作用的增强而变好。当碳酸盐岩中存在泥质、有机质、硅质、硫酸盐等杂质时, 它们会降低碳酸盐岩重结晶的速度, 又往往填塞在各种孔隙空间, 对碳酸盐岩的储油物性产生不利的影响。

( 3 ) 白云石化作用

指白云石取代方解石、硬石膏和其他矿物的作用。白云石化作用一般可分为两类, 一类是发生在沉积物中的准同生期白云石化作用; 另一类为发生在成岩后生期的白云石化作用。白云石化作用对碳酸盐岩孔隙度的影响, 白云石化对岩石孔隙度和渗透率还是起改善作用的。

3. 构造作用

裂缝既是碳酸盐岩储集层的储集空间, 更重要的是油气渗滤的重要通道。构造作用力的强弱、性质、受力次数、变形环境和变形阶段等。一般说来, 受力越强, 张力越大, 受力次数越多, 构造裂缝越发育; 反之, 则发育较差。同一岩石在常温常压的应力环境下裂缝发育, 在高温高压环境下则发育较差。在一次受力变化的后期阶段, 裂缝密度大, 组系多;前期阶段则相应较少。

盖层的封闭机理

盖层能封隔油气的重要原因之一是盖层具有较高的排驱压力。目前已公认盖层的封闭机理有物性封闭、压力封闭及烃浓度封闭, 尤以物性封闭最为常见。

( 一) 物性封闭

也叫毛细管封闭。从微观上讲, 盖层的物性封闭实际上是通过盖层的最大喉道和储集层的最小孔隙之间的毛细管压差来封盖圈闭中的油气。通常地下的岩石大多为水润湿, 盖层大多以岩性致密, 颗粒极细, 孔喉半径很小, 渗透性很差的岩石为主。非润湿相的油气要通过盖层进行运移, 必须首先排驱润湿相的水。只有驱使油气运移的动力小于或等于盖层的排驱压力, 油气才能被封隔于盖层之下。物性封闭能力可以用单位面积上所封存的油气柱高度来衡量当圈闭中油气柱的浮力与储盖层之间具有的毛细管压力相等时, 即为最大封存油气柱高度。在静水条件下可用下式表示:

盖层和储集层之间的毛细管压差也可以由试验测定, 储集层最小孔隙与盖层最大喉道的半径差越大, 排驱压力越小; 反之, 排驱压力就越大。一般泥页岩、蒸发岩、致密灰岩的喉道半径小, 因此具有较高的排驱压力。物性封闭是盖层最主要、最普遍、最基本的封闭机理, 只要岩石物性上有差异就可在不同程度上形成封闭。

值得注意的是, 物性封闭的盖层, 在一定水力条件下, 即当储盖层界面上承受的流体压力大于或等于岩石最小水平应力与岩石的抗张强度之和时, 盖层将形成垂直于最小水平应力的张裂缝, 盖层的物性封闭将不复存在, 故又称为水力封闭。盖层的水力封闭能力可用下式表示:

( 二) 压力封闭

与物性封闭相比, 压力封闭的特点是具有能封闭异常压力的压力封闭层; 压力封闭层不仅封闭地层中的油气, 而且还能封闭作为地层压力载体的水; 能对烃类和水实现全封闭。只有那些岩性致密、渗透率极低的岩层才具有压力封闭的能力。

当储集层具有异常压力时, 上覆盖层多为压力封闭层; 也可以是盖层本身具有异常压力而封闭下伏储集层中的流体( 图3 - 15) 。后者封闭最小油气柱高度为:

压力封闭是在物性封闭基础上的进一步封闭, 是对油、气、水的全封闭,其效果自然也优于单纯的物性封闭。但压力封闭盖层本身也有水力破裂的问题, 即当异常高流体压力超过最小水平应力( σ3 ) 与盖岩的抗张强度之和时, 盖层本身也将产生张性破裂而丧失封闭性, 所以盖层中的异常高压力也不是越高越好, 而应以不超过破裂压力为极限。

( 三) 烃浓度封闭

盖层的烃浓度封闭是在物性封闭的基础上, 主要依靠盖层中所具有的烃浓度来抑制或减缓由于烃浓度差而产生的分子扩散。特别是对天然气来说, 由于分子直径小、扩散性强, 一般好的泥质盖层虽能阻止其体积流动但很难封闭其扩散流, 如果盖层是烃源岩本身, 具有一定的烃浓度, 势必可增加对分子扩散的封闭性。这种机理只能相对延缓下伏储集层天然气向上扩散的时间, 最终并不能阻止天然气的分子扩散。

必须明确, 在盖层的三种封闭机理中, 物性封闭是最基本的, 如果盖层失去了物性封闭能力,其他两种封闭机理也就不复存在了。实际上, 盖层在物性封闭的基础上也常不同程度地具有压力或浓度封闭的能力并形成复合盖层, 显然这种复合封闭的效果最佳。

盖层的评价

( 一) 孔隙大小

孔隙大小是评价盖层最常用、较有效的参数。因为孔隙大小既是影响排驱压力的重要参数, 也是制约石油和天然气扩散的重要参数。根据盖层孔径的大小, 把盖层分为三个等级: ① 岩石孔径小于5×10-6cm时, 可作油层或气层的盖层; ②岩石孔径在5×10-6～2×10-4cm 之间时, 只能作油层的盖层, 不能作为气层的盖层; ③岩石孔径大于2×10-4cm 时, 油气均可逸散, 一般不能成为盖层。 ( 二) 盖层的渗透性和排驱压力

盖层的渗透性和排驱压力是与孔径大小密切相关的参数。 ( 三) 盖层的厚度及连续性

盖层厚度要多大才能达到有效封闭油气藏的基本要求, 即盖层厚度是否存在可以定量

确定的下限? 大量事实表明, 这与盖层岩性、孔隙结构、破裂情况及横向稳定性有密切关系。只要1m 厚的粘土层就足已能起到封闭油气的作用。盖层的连续性实质上是指盖层岩石的稳定性和均匀性, 稳定性可指不易发生裂缝, 均匀性可指物性相对稳定。 （四)）埋深

泥质岩盖层随着埋深的增加, 其压实程度增高, 孔隙度、渗透率随之减小, 排驱压力增大, 其封闭性能不断增高。但是由于埋深增大, 地温增高, 粘土矿物及其组分关系也在不断地演化。。在厚层泥岩的顶、底与砂岩相邻的部分, 首先被压实排出孔隙水, 形成致密带, 使其中间的泥岩具有较高的孔隙流体异常压力, 此时泥岩的封闭程度最高, 封闭能力最强。随着埋深的进一步增加, 泥岩在较高的温度、压力作用下, 脱水明显, 岩性变脆, 可塑性降低, 易于产生裂缝, 这在很大程度上可能降低泥岩的封闭能力。

圈闭和油气藏分

1. 圈闭的成因分类

以圈闭的成因为主、以圈闭形态和遮挡条件为辅的划分原则, 前者作为划分大类的基础, 后者作为划分亚类的依据。根据控制圈闭形成的地质因素, 可将圈闭分为四大类: 即构造圈闭、地层圈闭、水动力( 流体) 圈闭和复合圈闭,各大类圈闭又可根据其圈闭形态和遮挡条件, 进一步划分为若干亚类。

1. 背斜圈闭2. 断层圈闭3. 裂缝性背斜圈闭4. 刺穿圈闭 1. 岩性圈闭2. 不整合圈闭3. 礁型圈闭4. 沥青封闭圈闭

1. 构造鼻和阶地型水动力圈闭2. 单斜型水动力圈闭3. 纯水动力圈闭

1. 构造- 地层复合圈闭2. 水动力- 构造复合圈闭纯水动力圈闭3. 地层- 水动力复合圈闭4. 构造- 地层- 水动力复合圈闭5. 多因素构造圈闭

2. 油气藏的烃类相态分类

油气藏研究的目的之一就是搞清油气藏中流体类型、相态特征及分布,其分类方案为： 1. 干气藏2. 湿气藏3. 凝析气藏

1. 近临界态凝析气藏2. 临界态油气藏3. 近临界态油藏

1. 轻质油藏2. 常规油藏3. 轻度重质油藏4. 中度重质油藏5. 重度重质油藏 藏沥青质油矿

3. 油气藏的驱动类型分类

在油气藏开发过程中常常采用该分类。一般根据驱动类型可将油气藏划分为溶解气驱油气藏、气顶气驱油气藏、底( 边) 水驱动油气藏和混合驱动油气藏。

背斜圈闭的形成机理

背斜圈闭是储集层顶面发生发生弯曲变形，形成向四周倾伏的背斜，其上方被非渗透性盖层所封闭，而地面和下倾方向是被具有高油气势面的水体或其与非渗透性岩层联合封闭的闭合低势区。

背斜油气藏的特点

1 ) 油气局限于背斜圈闭内, 由于重力分异的结果, 气居顶部, 油居中呈环带状分布, 水位于油下。在静水条件下, 油气和油水界面是水平的, 含气和含油边界都平行背斜储集层顶面的构造等高线(

2 ) 油气聚集严格受背斜圈闭的控制, 超出圈闭范围即不含油。一般轴部含油气性较翼部好, 烃柱高度应小于或等于闭合度。有的油气藏存在明显的油水过渡带。油气藏内具有统一的压力系统。

3 ) 背斜油气藏的含油层系在油气藏范围内分布较广, 储集物性较且相对稳定, 具有明显的多层性。若各油气层之间并未完全分隔, 而且相互连通, 这种相互连通的多油层构成统一的块状储集体, 常是形成巨大油气藏的重要条件之一。

背斜油气藏的主要类型

根据褶皱作用类型，背斜圈闭主要有褶皱背斜和同生背斜俩大类。 同生背斜按形成条件又可进一步分为与断层活动有关的逆牵引背斜，地下塑性物质上升形成的隐刺穿背斜，与基底活动有关的同沉积背斜以及与基岩凸起有关的差异压实背斜

断层油气藏的特点

（1）油气层上倾方向或各个方向被断层所限是断层油气藏的基本特点之一。 （2）由于断层发育使油气藏复杂化, 断层油气藏常具有多、杂、乱、散的特点。即在构造复杂的断裂带, 断层油气藏形式、个数较多, 油气水关系复杂, 各断块含油层位、含油高度和含油面积都可能很不一致, 含油断块分散, 分割性强。

（3）断层附近储集层渗透性变好。沿断裂带的岩石, 常被挤压而破裂形成裂隙, 增大了储集层的渗透性, 使油气富集于断层附近。特别是在致密性脆而易碎的储集层内, 这种现象尤为显著。

（4）断层油气藏的闭合高度和闭合面积取决于断距大小, 盖层和储集层厚度, 同时还与断层位置及性质有关。如断层发育在鼻状构造翘起部分, 或发生在闭合度小的构造沿区域倾斜翘起的方向, 且断层又是封闭的, 则将增加其含油面积和含油高度。

（5）油气富集带常在断层靠近油源一侧。复杂性和多样性是断层油气藏固有的特点, 并

且与各时期构造运动的性质和强弱有关。

断层圈闭的形成机理

凡是储集层上倾方向或各个方向由断层封闭而形成的圈闭，都称为断层圈闭。在断层圈闭中特别强调了断层对圈闭形成的重要作用。断层能否形成断层圈闭，取决于俩方面：一是断层本身的封闭性；二是在构造图上断层线与构造等高线（或岩性尖灭线）能否构成一个闭合区。

不是任何一条断层都具有封闭性，不具封闭性的断层，不仅不能遮挡油气，形成油气藏，相反，它还会成为油气运移的通道，破坏油气藏。决定断层封闭性的因素最主要的是断层俩盘的岩性组合及其接触关系。

岩性油气藏的特点

（1）岩性圈闭种类很多, 主要受沉积条件控制, 具有区域性分布的特点, 因此, 岩性油气藏的出现不是孤立的、偶然的, 而是有规律的, 它们常成群成带分布, 一旦发现一个, 就可能在同一地区找到多个类似的油气藏。

（2）岩性油气藏储集层的连续性较差( 透镜状或楔状) , 一般情况下, 难以形成大型油气藏, 但不同层位的储集体可以叠合连片, 形成中小乃至较大的油气藏。

（3）岩性油气藏的储集层多为碎屑岩储集层, 且大多与生油层属同一层位, 因此, 常为自生自储式油气藏。

（4）由于储集层沿上倾方向尖灭或岩性侧变, 或四周被不渗透地层封闭, 所以, 岩性油气藏受水动力及水化学作用的影响小, 原油性质较好。

（5）由于岩性油气藏的含油气边界常为非渗透性边界所限, 各含油气砂体零星分布, 油源及能量补给慢, 故油气产量递减快, 但单井生产时间较长。

断层油气藏的主要类型：

根据断层圈闭的形成条件和液态特征，断层圈闭和油气藏可分为四个基本类型 ① 弯曲或交错断层与单斜地层结合形成的断层或断块圈闭和油气藏； ② 三个或更多断层与单斜或弯曲地层结合形成的断层或断块圈闭油气藏； ③ 单一断层与褶皱（或背斜一部分）结合形成的断层或断块圈闭和油气藏； ④逆断层和逆遮掩断层与背斜的一部分结合形成的断层圈闭和油气藏。

断层与油气聚集

断层在地质历史发展过程中的不同时期或不同位置，常起封闭和通道（破坏）作用，对油气藏的形成至关重要。

（Ⅰ）封闭作用：

断层导致油气在纵向，横向都被密封而不致逸散，形成油气藏，其中在纵向上起封闭作用的断层决定于地层带深密程度。

1°断层的形成性质和产状：①逆断层受压扭性作用，断裂带为紧密性，封闭性较强，正断层断裂带常常不紧密，为开启的。②断层产状：断面陡，封闭性差。

2°断裂带内填充：①地下水中溶解物质沉淀，使破碎带胶结，起封闭作用。②油气沿开启断裂带运移，由于原油氧化作用或生物菌解作用，形成固体沥青物质，堵塞通道，起封闭作用。

3°在塑性较强地层（泥岩，盐岩，膏岩）沿断裂带形成致密的断层泥，起封闭作用。 4°断层倾角在塑性地层较缓，故封闭性较脆性地层好。在横向上看，断层封闭性取决于断层大小以及岩层两侧对置的岩性组合，即断层两侧渗透性岩层和非渗透性岩层有直接接触时，可起封闭作用。

（Ⅱ）通道和破坏作用（开启） ① 断层伴有裂缝发育，故是开启的。 ② 断层交叉部位往往是开启的。

③ 在脆性地层中断裂，且未矿化应是开启的。

在油气藏形成的过程中，开启断层可能成为连接源岩和圈闭的通道，也可与储层不整合面一起成为油气长距运移的通道。

油气藏形成后，开启的断层可使油气沿断层向上运移，在上部形成次生油气藏或直接运移至地表造成散失或破坏。

（Ⅲ）断层的封闭和开启是复杂的，必须用历史和全面的观点分析。

断层是油气输导层的主要型式之一, 无疑是油气运移的重要通道。但油气田中实际情 况是断层常常作为遮挡, 不仅是逆断层, 而且绝大多数正断层具有遮挡性能。

通常情况, 断层发生时对其两侧地层中流体的压力和势均衡状态起破坏作用, 流体( 包括烃类) 将由高势向低势方向运移, 断层起着明显的通道作用。但输导流体( 含油气) 能力的大小和经历时间的长短在很大程度上取决于断层的性质( 挤压或拉张) 、断层两侧接触的岩性( 上倾为非渗透性或渗透性岩层) 、断层角砾岩和断层泥是否存在, 以及断裂发生的时间。一般挤压断层与拉张断层相比输导流体能力相对弱一些, 时间较短一些; 上倾方向与非渗透性岩层接触时, 仅在断层保持张裂时期存在一定输导能力, 当断层闭合时, 则难以输导流体; 如存在断层泥则输导能力差, 若存在角砾则输导能力强, 而且保持时间亦较长。

但是, 无论具有什么性质和特征的断层, 作为输导流体通道的时间是有限的, 一旦通道闭合或堵塞( 这是必然的) , 断层就成为良好的遮挡。这就是为什么在所有油田中看到的断层, 大多以遮挡性质出现的基本原因。因此, 我们说, 断层起通道作用是有条件的,而且是有时限的; 断层起遮挡作用更为经常, 更为普遍。业已成为遮挡的断层, 在一定条件下也

可以再活动, 再次成为油气运移的通道。只有从动态演化的角度, 才能正确认识断层的双重角色。这样才能正确认识到, 断裂既能输导油气, 又能破坏业已形成的油气藏,同时, 它又与油气聚集有密切关系, 可形成多种与断裂有关的油气聚集带。

不整合油气藏的特点

1 ) 不整合油气藏上倾方向为不整合遮挡所限, 下倾方向油( 气) 水界面与油( 气)层顶面构造等高线相平行或基本平行。

2 ) 不整合油气藏的储集层岩性和产状多样。有碎屑岩, 也有碳酸盐岩及其他岩类;既可以是层状, 也可以是块状。储集空间以次生孔隙为主。

3 ) 不整合油气藏多发育在地壳升降运动较频繁、沉积岩系之间沉积间断较多的地区, 特别是沉积盆地的隆起和斜坡区, 不整合现象普遍。频繁的地壳升降运动有利于成这种类型的油气藏。

4 ) 不整合油气藏伴随的圈闭类型较多。它既可形成中小型油气田, 也可形成大型油气田。

礁型圈闭形特点

1 ) 礁型油气藏中的油气分布情况, 在很大程度上取决于礁型储集体的均一性, 油气可以充满整个礁体,也可以只充满礁体的一部分, 甚至有的礁型油气藏仅仅位于礁前砾( 粒) 屑带,

2 ) 礁型油气藏储集空间类型多, 储集物性好, 含油气丰富, 一般都具有高产的特征。 3 ) 礁型油气藏常在一定的古地理环境背景下, 成群成带分布, 构成一个巨大的含油气带。一个地区如果发现了一个礁型油气藏, 往往可在其附近发现多个类似的油气藏。

( 二) 干酪根

沉积岩中不溶于碱、非氧化型酸和有机溶剂的分散有机质。

显微组分分类：

（1）统计腐泥组和壳质组之和与镜质组的比例；

（2）采用类型指数(T值)来划分，具体方法是将鉴定的各组分相对百分含量代入式子，计算出T值，再依据表中的分类标准划分类型。

2）、元素组成分类：根据干酪根的元素分析采用H /C 和O/C 原子比绘制相关图即范氏图, 将其主要分为3大类：

Ⅰ型是分散有机质干酪根中经细菌改造的极端类型, 或藻质型, 它富含脂肪族结构,富氢和贫氧, 原始H /C 原子比高, 一般为1. 5 ～1. 7 , 而O/C 原子比低, 一般小于0. 1,是高产石油的干酪根, 其热失重为65% , 生烃潜力为0. 4 ～0. 7。

Ⅱ型是烃源岩中常见的干酪根, 又称腐泥型, 有机质主要来源于水盆地中浮游生物和

细菌。有较高的原始H /C 原子比, 约1. 3 ～3. 5; 较低的O/C 原子, 约0. 1 ～0. 2。其生烃潜力较高, 热失重为50% ～80% , 生烃潜力为0. 3 ～0. 5。

Ⅲ型是由陆生植物组成的干酪根, 又称腐殖型。富含多芳香核和含氧基团。原始H /C原子比低, 通常小于1. 0, 而O/C 原子比高, 可达0. 2 ～0. 3, 这类干酪根以成气为主,其热失重为30% ～50% , 生烃潜力为0. 1 ～0. 2。

另外, 还有一种干酪根称残余型或Ⅵ 型, 具异常低的原始H /C 原子比, 比值低至0. 5 ～0. 6, 而O/C 原子比却高达0. 25 ～0. 3 , 这类干酪根中有大量的芳香核和含氧基团,显微组分观察表明其有机质主要为惰性组的氧化有机质和丝质碎片, 能生成少量的气, 此干酪根的热失重< 30% , 生烃潜力< 0. 2。

有机质的类型的确定方法

有机质的类型常从不溶有机质( 干酪根) 和可溶有机质( 沥青) 的性质和组成来加以区分。干酪根类型的确定是有机质类型研究的主体, 常用的研究方法有元素分析、光学分析、红外光谱分析以及岩石热解分析等。另外可溶沥青的研究也普遍受到重视。 1. 元素分析

干酪根元素分析是从化学性质和本质上来把握其类型的。根据干酪根的元素组成分析, 利用范氏图上H /C 和O/C 原子比的演化路线将干酪根分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型。Ⅰ 型为细菌改造的藻质型, Ⅱ 型为腐泥型, Ⅲ型为腐殖型。另外, 还分出Ⅳ 型为残余型

2. 光学分析

在显微镜下对干酪根进行光学分析是从光学性质上和形貌上把握其类型。光学分析方法

包括孢粉学法和煤岩学法。

孢粉学法是按干酪根在透射光下的微观结构, 将其分成藻质、絮质( 无定形) 、草质、本质和煤质,其中前3 种为腐泥型有机质, 后2 种为腐殖型和残余型有机质。煤岩学法是将干酪根的显微组成分为壳质组、镜质组和惰质组, 其中壳质组为腐泥型有机质,多数镜质组为腐殖型有机质, 惰质组为煤质型有机质。认识上述各种微观组分, 有利于理解过渡类型干酪根的组成。

3. 岩石热解分析

它是用岩石热解分析仪直接从岩样中测出所含的吸附烃( S1 ) 、干酪根热解烃( S2 ) 和二

氧化碳( S3 ) 与水等含氧挥发物以及相应的温度, 氢指数( S2 / 有机碳, IH ) 和氧指数( S3 /有机碳, IO ) 与干酪根元素组成分析能进行很好的对比。因此, 可利用这两个指数绘制范氏图确定烃源岩中有机质的类型

4. 可溶沥青分析

可溶沥青的研究也能反映烃源岩中有机质的类型, 较常用的参数如下: 1) 烃源岩氯仿抽提物中组分组成特征, 如饱和烃/ 芳烃。

2) 饱和烃气相色谱特征, 包括主峰碳位置和峰型等。如正烷烃主峰碳在C25 —C33 的后峰型, 反映原始有机质为陆源高等植物输入; 主峰碳在C1 5—C19 的前峰型, 反映母质来源于水生低等生物;双峰型反映母质具有低等生物和高等植物的混合来源。还有姥鲛烷/ 植烷可反映有机质的形成环境。但这种方法基本不适用具有较高成熟度的母岩。

3) 色谱- 质谱分析可鉴定甾类和萜类等生物标志化合物的种类和数量, 这对判断母质的来源也有重要意义。

有机质的成熟度确定方法

有机质的成熟度是表征起成烃有效性和产物性质的重要参数。评价其的方法有多种，其中常用且较有小效的方法有:镜质体反射率(R0)法、孢粉和干酪根的颜色法、岩石热解法、可溶有机质的化学法。另外 ，还可以应用多种成熟度标尺和TTI等预测未来方法来估算烃源岩中有机质的成熟度。

1) 镜质体反射率法

它是温度和有效加热时间的函数且具有不可逆性，所以它是确定煤化作用阶段的最佳参数之一。镜质体反射率可定义为光线垂直入射时，反射光强度与入射光强度的百分比。干酪根的类型不同，其各成熟阶段R0值也有一定差别，R0<0.5%-0.7%为成岩作用阶段，生的烃为成熟，0.5-0.7%

段的高成熟凝析油和湿气带，R0>2%为准变质作用阶段，为只产甲烷的干气带。主要限于晚古生代以来的碎屑岩系。

2) 孢粉和干酪根颜色法

在显微镜下透射光下，孢子、花粉和其他微体化石随成熟度作用的增强而显不同颜色未成熟阶段为浅黄至黄色 ，成熟阶段为褐黄至棕色，过成熟阶段为深棕至黑色。干酪根颜色的变化反映了因满藏历史不同而引起的成熟度差异。

3) 岩石热解法

利用岩石热解分析资料中S1/(S1+S2)和热解峰温Tmanx(℃)两个参数可确定烃原岩的为成熟带、成油带和成气带。采用岩石热解法确定的界限，也会因干酪根的类型不同而异，需要配合氢指数(I0)和氧指数(I0)以及其他方法给出的类型参数分析。

4) 可溶有机质的化学法 ① 演化曲线

根据氯仿沥青A、总含烃两和氯仿沥青A/有机碳、总烃/有机碳等转化率绘制随深度的演化曲线，这些曲线可反映有机质的成熟度随深度的变化。

② C2-C6烃

C2-C8轻烃数量和组成能很好地判断烃源岩中有机质的成熟度。因为，C2-C8不是生物合成的，而是干酪根热降解的产物。C2-C8中的烷烃、环烷烃和芳烃的相对含量随成熟度增加而发生有规律的变化。

③ C15+烃类

近代沉积、古代沉积和原油中，C15+奇数碳和偶数碳正烷烃的分布有明显的差异。一般认为生油高峰期已经不再有奇碳优势。

④ 环烷烃

随埋深的增加，环烷烃的环数从以三-四环为主变为以单-双环为主。

⑤ 随埋深和温度的增加，干酪根热降解的新生烃类使来自生物的烃类受到稀释，与其想另的正烷烃比较，其含量都随成熟度的增加而减少。

( 5 ) 生物标志化合物

随埋深和温度的增加, 干酪根热降解的新生烃类使来自生物的烃类受到稀释, 与其相 邻的正烷烃比较, 其含量都随成熟度的增加而减少, 如姥鲛烷/ 正十七烷、植烷/ 正十 八烷。

TTI等

论述有机质成烃演化阶段及特点（05）；试述沉积有机质成烃演化机理，有机质的成烃演化阶段（和干酪根有关），成烃演化（阶段）

晚期成烃理论是指有机质随着沉积物埋藏成岩演化在成岩作用晚期生成油气的理论，有机质的成烃演化阶段一般与沉积物的成岩作用一一对应。通常将有机质成烃演化过程划分为三个阶段：即未成熟阶段，成熟阶段 和 过成熟阶段

1) 未成熟阶段（成岩作用阶段）

（1）划分界限：此阶段从沉积有机质被埋藏开始到门限深度为止。R<0.5% （2）物质基础：脂肪、碳水化合物、蛋白质和木质素等生物聚合物。 （3）化学作用过程：有机和无机过程。生物水解、和降解 （4）烃类产物：挥发物、少量未成熟-低熟油 （5）特点：正构烷烃具有明显的奇碳数优势 （6）终结物：干酪根

早期，由于有机质被细菌分解或水解，使原来生物聚合物转化为分子量较低的脂肪酸，氨基酸，糖等生物化学单体。同时产生 等简单分子。随埋藏深度加深，细菌停止活动，那些生物化学单体无机转化成（缩聚）成复杂高分子的腐殖酸类（未熟油）进一步演化为干酪根，又与周围矿物络合成稳定的不溶有机质。成岩作用后期，干酪根产生 和重杂原子组成。该阶段尤其是成岩作用早期，生成和少量高分子烃（大部分为以上的重烃，为生物标志化合物）→生物成因气阶段（厌氧细菌生物化学作用）。

2) 成熟阶段（深成作用阶段）

深成作用阶段为干酪根生成油气的主要阶段。按干酪根成熟度和成烃产物划分为: （1）划分界限：该阶段从有机质演化的门限值开始至生成石油和湿气结束为止。R为0.5%-2.0%

（2）物质基础：干酪根。

（3）化学作用过程：当达到门限深度和温度时，在热力作用下，粘土催化作用，干酪根初期热降解生成石油，后期热裂解生成轻质油和湿气。

（4）烃类产物：湿气、凝析气、成熟石油

（5）产物特点:该阶段按干酪根的成熟度和成烃产物划分为油带和轻质油、湿气带。其特点分别为：

油带：石油以中-低分子量的烃类为主，正烷烃奇碳优势逐渐被成熟油冲淡至消失，环烷烃和芳香烃的碳数和环数减少，曲线由双峰变为单峰。

轻质油带、湿气带：液态烃急剧减少，C1～C8轻烃将迅速增加，在适当条件喜爱，可以形成凝析气。

（6）终结物：干酪根残渣。

3） 过成熟阶段

（1）划分界限：该阶段埋深大、温度高，R》2.0%

（2）物质基础：干酪根残渣和已生成的湿气、凝析气、轻质油。 （3）化学作用过程：高温热裂解 （4）烃类产物：干气（甲烷）

（5）特点：趋于向CH4分子的化学热解稳定；干酪根缩聚为富碳残余物。 （6）终结物：次石墨

未熟—低熟油形成理论

未熟—低熟油系指所有非干酪根晚期热降解成因的各种低温早熟的非常规油气, 包括在生物甲烷气生烃高峰之后, 在埋藏升温达到干酪根晚期热降解大量生油之前( Ro <0. 7% ) , 经由不同生烃机制的低温生物化学或低温化学反应生成并释放出来的液态和气态烃。低熟油生成高峰阶段对应的源岩镜质组反射率( Ro ) 值大体在0. 2% ～0. 7% 范围内, 相当于干酪根生烃模式的未成熟和低成熟阶段。

通过对大量实例分析, 主要有一下五种不同原始母质的早期生烃机制。 1. 树脂体早期生烃

许多植物, 尤其是热带和温带针叶植物, 都可分泌出树脂, 随母体植物埋藏在沉积物( 岩) 中的树脂可转化成树脂体。在化学组成和分子结构上, 树脂体中的树脂酸作为含羧基的非烃生物类脂物, 其化学成分、分子结构及聚合程度都比干酪根简单得多, 树脂酸脱羧基、加氢转化成环烷烃的化学反应所必需的活化能和热力学条件, 也较干酪根热降解生烃的条件低得多。因此, 当干酪根尚处于未熟—低熟阶段时, 树脂体可能在低温条件下率先早期生烃。

2. 木栓质体早期生烃

木栓质体来源于高等植物的木栓质组织。木栓质组织中有木栓脂，具有低聚合度和多长链类脂物的特点, 决定了木栓质体可在低的热力学条件下, 发生低活化能的化学反应作用下 生烃。

3. 细菌改造陆源有机质早期生烃

一些细菌与脂肪酸、蛋白质通过去羧基、去氨基作用等化学反应, 对陆源有机质进行降解改造,其分泌物和代谢物可以改造有机质结构，增加其H /C 原子比, 提高富氢程度和“ 腐泥化” 程度, 并使有机质热降解或热解聚、脱官能团与加氢生烃反应所需要的活化能降低, 从而有利于生成低熟油气。

4. 高等植物蜡质早期生烃

高等植物蜡质是指覆盖于植物茎、叶、花和果实表面的蜡状薄层，有含羧基、羟基和酮基官能团的长链化合物, 经脱官能团形成原油中C2 2 + 正构烷烃, 这类化学反应过程无需高活化能,

5. 藻类类脂物早期生烃

藻类死亡埋藏后, 其细胞有机质和细胞内类脂物聚合成藻类体, 分子结构简单的含氧官能团的非烃化合物及部分烃类, 未发生明显的聚合作用, 只要具备还原性的沉积成岩条件, 在低温化学反应阶段, 即可转化成链烷烃和环烷烃, 成为低熟油的主要成分。

6. 富硫大分子有机质早期降解生烃

干酪根中不同原子间的键能有明显差异, 其中S—S 键平均键能约为250kJ /mol,S—C键约为275kJ /mol, 而C—C 键则为350kJ /mol, 因此, 干酪根早期低温降解作用只能使S—S 和S—C 键断裂。由此可见, 只有富硫大分子有机质才能在干酪根早期降解阶段形成低熟油。

煤成烃理论

煤系地层不仅能够生成天然气, 而且能够生油, 但是只有在特定的地质条件下, 才可以形成商业性油气藏, 甚至形成大规模的油气聚集。由煤和煤系地层中集中和分散的陆源有机质, 在煤化作用的同时所生成的液态烃类被称为煤成油。

（1）煤的有机组成及其成烃潜力

煤是生气还是生油及其生成液态烃的能力大小, 与煤的类型和微组分组成密切相关。富含富氢显微组分无定形体、藻质体及其他壳质体的煤, 均有生成液态烃的能力; 而富含贫氢显微组分镜组和惰质组的煤, 与Ⅲ型干酪根相似, 以生气为主。在很大程度上, 煤的液态烃生成潜力取决于富氢组分壳质组含量的多少。煤的显微组分或生烃母质在相同成熟度时的H /C 原子比是决定煤生气或成油潜力的基本因素, 即壳质组的成油气潜力最大, 镜质组次之, 而惰质组最差。

（2）煤成烃的地球化学特征

饱和烃含量高、非烃和沥青质含量低的特点 正构烷烃中高碳数组成含量高 煤成烃最明显的特征是具有姥鲛烷优势

碳同位素组成以高子δ13 C 值为特征, 一般为- 27 ‰ ～- 25‰, .（3）煤的生烃模式

沥青化作用是煤的显微组分的主要演化途径, 沥青化作用的结果一方面是产生石油和天然气; 另一方面是固体残余产物进行芳构化和缩聚作用。不同显微组分沥青化作用是不一致的。由于煤中各显微组因此其生烃特征和演化模式存在差异。

天然气成因类型与特征

根据形成机理、主要作用因素将天然气划分为四种基本的成因类型, 即生物成因气、油型气、煤型气和无机成因气：

( 一) 生物成因气

生物成因气是有机质在还原环境下主要由微生物降解、发酵和合成作用形成的以甲烷为主的天然气, 有时也包括( 或混有) 部分早期低温降解作用形成的甲烷气和数量不等的重烃气。

生物成因气形成过程包括一系列复杂的生物化学作用。 有利于生物气形成的因素可大致归纳为:

丰富的有机质; ②严格的缺氧、缺硫酸盐环境; ③pH 值以接近中性为宜; ④温度在35 ～42℃为最佳

生物成因气化学组成, 除个别含N2 较多的天然气外, CH4 含量一般大于98% ,重烃含量低, 一般少于0. 2% , 为典型的干气。

(生物成因气形成于成岩作用早期，在浅层生物化学作用带内，沉积有机质经微生物的群体发酵和合成作用而形成。生物成因气出现在埋藏浅、时代新和演化程度低的岩层中，以含甲烷气为主。生物成因气形成过程是不溶有机质经酶的发酵作用，形成可溶有机质，经从产酸菌的作用形成挥发性酸，再经产甲烷菌的作用形成甲烷和CO2。因此，生物成因气形成的前提条件是更加丰富的有机质和强还原环境。最有利于生气的有机母质是草本腐植型一腐泥腐植型。)

（二) 油型气

油型气指成油有机质( 腐泥型和混合型干酪根) 在热力作用下以及石油热裂解形成的各种天然气, 主要包括石油伴生气、凝析油伴生气和热裂解干气。成油有机质成熟演化过程用Ro来表示其阶段和主要产物。

(成油有机质成熟演化过程成油有机质成熟演化过程中产生的天然气以烃气为主, 但仍有数量不等的非烃气。CO2 主要形成于深成作用阶段的早中期, N2主要形成于深成阶段的中期, H2 S主要形成于深成阶段中期到准变质阶段。产气高峰在深成作用的中晚期, 这是因为深成作用中晚期成油有机质液态烃产率明显降低, 而产气率逐渐增加, 与此同时已生成的液态烃, 开始裂解成气, 两种成气作用叠加的结果, 使产烃气率大增, 形成产气高峰。

在有机质成烃演化历史中，深成作用阶段后期是低分子量气态烃（C2～C4）(即湿气)，及因高温高压使轻质液民烃逆蒸发形成的凝析气。而在浅变质作用阶段，由于温度上升，生成的石油裂解为小分子的轻轻直至甲烷，有机质亦进一步生成气体，以甲烷为主的石油裂解气是生气序列的最后产物。)

( 三) 煤型气

指腐殖煤及腐殖型煤系有机质在变质作用阶段形成的天然气。其含义与腐泥型有机质在成油演化过程中形成的天然气称为油型气相对应, 又称煤系气、煤成气等。

煤型气的化学组成中重烃气含量有时可达10% 以上, 甲烷气一般占70% ～95% 。非烃气

中普遍含N2 和Hg 蒸气, 也常含CO2 , 但贫H2 S。我国煤型气的δ13 C1 值为- 41. 8 ‰ ～ - 24. 9‰; δ13 C2 值为- 27. 09‰ ～ - 23. 81‰, 平均值为- 25. 78‰; δ13 C3 值为- 25. 72‰ ～- 19. 16‰, 平均值为- 23. 45‰。

( 四) 无机成因气

无机成因气通常认为是地幔排气作用形成，地幔排气过程依其特点可分为两种基本类型: 即较高温度、较高氧逸度、较小压力的热排气过程和较低温度、较低氧逸度、较大压力的冷排气过程。前者地幔气以H2 O 和CO2 为主, 后者则以CH4 和H2 为主，前者相当于火山喷气, 后者则相当于岩浆侵入上覆岩层中的脱气作用。

化学组成一般以甲烷占优势, C+2 含量很少, 一般< 1% 。常可见少量到微量的烯烃, 且氢、氮、二氧化碳、一氧化碳及氦气含量较高。

天然气成因类型判别

( 一) δ13 C1 - δ13CC O2 分类图版

3 C1 和δ13 CCO2 为依据,将自然界不同成因类型的CH4 与CO2 共生体系划分为三个区 Ⅰ 区为无机成因气区。该区的δ13 C1 为- 41‰ ～- 7‰, δ13 CCO2为- 7‰ ～27‰ 。 Ⅱ区为生物化学气区。该区的δ13 C1 为- 92‰ ～ - 54‰, δ13 CCO2 为- 36‰ ～1 ‰

Ⅲ区为有机质热裂解气区。该区的δ13 C1 为- 40 ‰ ～ - 19 ‰, δ13 CCO2 为- 30‰ ～- 16‰。

( 二) δ13 C1 - Ro 分类图版

根据世界各地大量天然气样品的δ13 C1 及其母岩Ro的测定, 建立其相关性。 腐殖型和腐泥

型烃源岩的Ro与其形成天然气的δ13 C1关系曲线( 图5 - 34 ) 和相关公式。 腐殖型: δ13 C1 = 14lgRo - 28 腐泥型: δ13 C1 = 17lgRo - 42

( 三) 综合分类图版

以甲烷碳同位素( δ13 C1 ) 、乙烷碳同位素( δ13 C2 ) 、甲烷氢同位素( δD1 ) 及重烃气含量( C +2 ) 四项指标来划分有机成因气类。

油源对比

( 一) 微量元素

V/Ni 似乎随地质年龄增长而减少, 这个比值在最年轻的石油中最高, 最老的石油中最低, 这可能是因为钒卟啉的热稳定性比镍卟啉差，V/Ni 各层近似表示同源; V、Ni 含量各层差别大。

( 二) 生物标志化合物

生物标志化合物如类异戊间二烯类、甾类和三萜类由于相对地不受轻组分流失和风化作用的影响, 所以它们的分布特征不仅可用于油-油对比, 也可用于油-岩对比。

1. 类异戊二烯烷烃

在原油和生油岩的抽提沥青中普遍存在有C9 —C25 异戊间二烯型烷烃, 它们的结构比 较稳定, 抵抗微生物的降解能力强。所以是一类重要的对比参数。其中又以姥鲛烷( Pr)和植烷( Ph) 含量最丰富, 也最稳定, 因此更常用Pr / Ph、Pr / nC17 、Ph / nC18 、( Pr + Ph ) /( nC17 + nC1 ) 等比值进行油源对比。这些指标一般是有效的。

2. 甾类和萜类化合物

对于有亲缘关系的生油岩与原油, 其中甾烷、萜烷的相对含量和组合特征具有相似性, 而且这类化合物结构独特、性质稳定, 尤其是可以抵抗微生物降解, 所以在油源对比中起很大作用其中常用规则甾烷( C26—C3 0 ) 化合物碳数分布反映烃源岩的母质特征确定油源之间的成因联系,以及用ααα ( 20R) 甾烷C27 /C28 、ααα ( 20R)甾烷C28 /C29 、伽马蜡烷/C30 ( 莫烷+ 霍烷) 、αααC29甾烷S / ( S + R) 等生物标志特征化合物参数, 对油源进行母源性质、沉积环境和成熟度三个因素的综合对比, 可以取得良好的效果

( 三) 稳定碳同位素组成

碳同位素δ13 C 值是最常使用的参数,一般海相有机质比陆相有机质的δ13 C 值高, 并在干酪根、沥青和石油间存在着系统的变异性。当母质来源和沉积环境以及演化程度相同时, δ13 C 具有良好的对比性。

( 四) C+1 5 正构烷烃

包括碳数分布范围和主峰碳数, 特别是碳数分布形式是十分有用的参数。一般来讲, 有亲缘关系的油和烃源岩碳数分布曲线具相似性。此外OEP 值、轻烃与重烃的比值、环戊烷/正构烷烃等也是普遍应用的对比指标。虽然正构烷烃在多数原油中具有很高的浓度, 但它们受生物降解、热成熟和运移等作用的影响较大。所以正构烷烃指标一般只对低- 中等成熟度、生物降解不明显的石油才有较好的效果。

Ⅲ类圈闭,

其封盖强度小于闭合高度, 具有剩余的闭合空间, 结果气和油都只能从顶部盖层漏失。

总之, 含油气盆地中圈闭的封盖强度、闭合高度与浮力之间的相互作用是决定地下油气聚集的主控因素。在烃源充足供给的情况下: Ⅰ类圈闭会溢出油和气, 但无泄漏, 最终将含气; Ⅱ类圈闭会溢出油并泄漏气, 最终将含油和气; Ⅲ类圈闭会泄漏气和油, 但不溢出, 最终将以含油为主。另外, 对于Ⅱ类、Ⅲ类圈闭来说, 气的泄漏不是负面影响, 它将提高圈闭的含油性。

油气聚集机制

油气聚集从动力学上可分为势差或压差作用下的浮力- 水动力机制和浓度差或盐度差作用下的渗透力- 扩散力机制。 ( 一) 浮力- 水动力机制

它是油气在圈闭中聚集的主要动力学机制, 包括渗滤和排替两个主要的作用，游离烃和含烃水流在浮力和水动力作用下进入圈闭后, 由于亲水的物性封闭盖层一般对水不起封闭作用, 水就可以通过盖层继续运移, 油气则因盖层的毛细管封闭而过滤下来, 聚集在圈闭中并排替出同体积的孔隙水, 这些水随含烃水流从盖层排出, 随着油气不断地充注和水不断地排出, 圈闭中的烃类逐渐富集并最终形成油气这一过程主要是渗滤作用。

该机制以盖层水不封闭为前提, 如果盖层是优质的膏盐岩或者是透率极低具压力封闭的泥质岩, 则水就很难从盖层排出。

泥质盖层中的流体压力一般比相邻砂质储集层中的大,因此圈闭中的水难以通过盖层。进入圈闭的油气首先是在底部聚集, 随着烃类的增多逐渐形成具有一定高度的连续烃相。此时, 在油水界面上油和水的压力相等, 而在油水界面以上任一高度, 由于密度差产生的浮力, 油气的压力总比相同高度上水的压力大,因此产生了一个向下的流体势梯度, 致使油气在圈闭中向上运移的同时把水向下排替, 直到束缚水饱和度为止。随着油气不断进入圈闭, 油- 水或气- 水界面不断向下移动, 直到圈闭的溢出点高度为止, 这一过程主要是排替作用。

( 二) 渗透力- 扩散力机制

对含盐层系或致密地层中的油气聚集有重要作用。由盐度差产生的渗透压力所引起的渗透流, 是使烃类相对富集的重要机制。高盐度区具有圈闭的功能, 使低盐度区的水不断向它汇聚, 其中烃类( 特别是天然气) 由于盐度增加而出溶转变为游离气。

如果渗透流是向上或上倾方向, 再伴随着压力的降低, 那么出溶作用就更加显著并最终导致天然气的富集。盐度差不仅是产生渗透流的动力, 而且往往由于地温降低或气候进一步干燥, 致使地层水的含盐量达到过饱和而产生沉淀, 此时还能成为好的盖层封闭其下的天然气。

实际上在油气聚集的过程中, 上述两类动力学机制往往不能截然分开, 它们可以随地质条件的变化而相互转换共同作用最终形成油气的聚集, 这一过程中不同机制只有主次之分。__

油气聚集模式

由于油气聚集机制和各种圈闭的几何特征、地质特征的差异, 导致各种圈闭中油气的运移和聚集会有不同的模式。 1背斜圈闭模式

从生油层进入储集层的压实流体, 沿着背斜的翼部向顶部运移。在圈闭中, 水很可能通过上覆泥岩盖层继续向上流动, 而把烃类和一些无机盐类渗留下来在圈闭中聚集, 并使圈闭中流体的含盐度增加, pH 值降低, 这又有利于烃类的进一步聚集。 2地层圈闭模式

从上、下烃源岩进入砂岩储集层的压实流体, 沿上倾方向进行二次运移, 由于地层尖灭或不整合造成地层圈闭, 流体中的水可以通过圈闭的上方盖层继续运移, 而烃类则渗留在圈闭中聚集, 同时圈闭中流体的含盐量增加, pH 值降低, 有利于油气的进一步聚集。 3断层圈闭模式

压实流体从泥质烃源岩进入砂岩体, 开始了二次运移, 在运移的上倾方向由于断层的遮挡形成圈闭, 流体中的水可以通过遮挡面沿断层或砂岩层继续向上运移, 油气则在圈闭处聚集。 4透镜体圈闭模式

是一个复杂的、目前还不十分清楚的过程

油气聚集过程

油气在圈闭中的聚集包括充注、混合和富集三个具有幕式特征的连续过程。 一、油气充注过程

油气不断进入圈闭有效空间的过程称为充注。圈闭一般处于低势区, 油气在浮力或水动力作用下都会向圈闭中运移和充注。根据渗流力学原理, 油气总是首先进入渗透率最高、排替压力最低的储集层部分, 随着油气的不断充注, 在烃柱压力的作用下, 逐渐向孔渗条件差的部分扩展, 从而使圈闭储集层中的含烃饱和度不断增加。在此过程中, 由于储集层的非均质以及充注时间和空间上的差异, 必然造成油气组分和化合物在圈闭中分布的非均质性。圈闭储集层非均质性越强, 这种非均质性越明显。

( 一) 侧向充注

主要是沿储集层方向的充注。由于烃源岩的成熟度不断增加, 运移烃类的成分也不断 发生变化, 先进入圈闭的油气成熟度低于后充注的油气, 造成在圈闭储集层的侧向上有成 熟度的差异。这可以从成熟度指标的变化反映出来, 结果在时间上越是后充注的石油其成 熟度越高, 在空间上越靠近圈闭的注入点、离烃源岩的生烃区越近成熟度越高。因此, 可 以根据成熟度的变化方向追索油气的充注方向和油源区。

( 二) 垂向充注

主要是垂直于储集层方向的充注。进入圈闭的油气, 同样也是先向储集层具较高孔渗 的部位充注, 然后逐渐向相邻较低孔渗部位扩展。源源不断而来的高成熟油气总是通过高 孔渗部位向低孔渗部位运移, 结果高孔渗砂层中的含油气饱和度和成熟度均高于低孔渗砂 层中的油气, 造成圈闭中在垂向上有成熟度的差异。表现在高孔渗砂层中的饱和烃含量较 高, 而非烃和沥青质含量却较低 , 由此可以判断和分析油气充注的方向和历 史, 并反映储集层的非均质性。

( 三) 充注方式

在地质条件相对稳定的条件下, 同一油源油气的充注是一个带有幕式特征的连续过程, 这是由幕式排烃、幕式运移所决定的。

二、油气混合过程

储集层的非均质性和充注过程的差异性, 造成圈闭中油气的组分和化合物在侧向和垂向上都具非均质性。正因为油气在空间上存在着这些差异, 也就必然存在消除这些差异的混合过程, 所以充注和混合是几乎同时存在的两个过程。圈闭中油气发生混合的机制, 主要是密度差混合、浓度差混合以及热对流混合这三种作用。其中以前两种作用最为重要,

( 一) 密度差异的混合作用

它实质上是流体密度的差异引起的重力混合作用。烃类向圈闭充注时, 储集层顶部是早期聚集的成熟度较低、密度较高的石油, 而靠近圈闭充注点的翼部或底部则是后期聚集的成熟度较高、密度较低的石油。结果, 在圈闭的高部位存在密度相对较大的石油, 而低部位存在密度较小的石油, 形成密度倒置。因此, 必然发生重质石油往下沉、轻质石油往上浮的作用, 直到油气按重力分异完全混合为止。

( 二) 浓度差异的混合作用

实质上就是扩散混合作用, 引起这一作用的直接原因是油气组分浓度差异。与流体的重力混合作用相比较, 扩散混合作用是分子运动引起的微观现象, 但却是普遍存在、永不停息的作用。其结果是部分或全部消除了侧向上的浓度梯度, 在垂向上建立起由重力分异作用形成的浓度梯度。还取决于以下几个因素: 温度升高扩散混合速度加快, 储集层的渗透率变低扩散混合速度降低, 烃类的小分子比大分子有较快的扩散混合速度。

三、油气富集过程

油气在圈闭中聚集的过程, 实际上也就是油气在圈闭中富集成藏的过程。随着油气不断向圈闭中充注, 在重力、扩散和热对流的混合作用下, 油气在圈闭中不停地运动, 同时也不断富集起来。这一过程主要表现在以下三个方面: 油气把水从储集层顶部不断往下排替; 油- 水界面或气- 水界面逐渐向下移动; 油气中的压力不断增加。由于油( 气) 与水的密度差, 造成圈闭中油( 气) - 水界面以上任一高度的油( 气) 压力都比水大, 结果形成一个向下的势梯度把水往下排替, 同时油( 气) - 水界面逐渐向下迁移。

人们通常把一个油藏大致分为四个带 1含油带 ②过渡带 ③残余油带, ④饱和水

这些习题集都是爱考的专业课老师帮我整理的，有本科的试题，有研究生平时的测验，还有根据今年考研出的新题，基本不外传吧。

( 五) 芳香族化合物

随着成熟度增加, 饱和烃中的正构烷烃和异构烷烃的分布逐渐趋于一致, 甾类和萜类 化合物的含量越来越低并逐渐失去其特色, 显然不能再用这些参数来对比高成熟的石油。 而能保留在成熟度较高的生油岩和石油中的芳香族、芳香肖族及硫芳香族( 噻吩类) 等 化合物, 此时就成为有用的对比参数。

( 六) 族组成

不同类型烃源岩所生成的石油具有不同的族组成。一般是陆相石油正构烷烃含量高、海相石油环状化合物较为丰富, 同一含油盆地中来自不同相带的石油族组成也有所不同,说明石油的族组成与母质有关。因此可以通过编制饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质的百分含量组成图进行对比, 也可分别用饱和烃/ 芳香烃、烃/非烃、含蜡量、含硫量等参数进行对比。尽管这些参数受热成熟、生物降解和运移等作用的影响大, 但由于其简便可行、观明显, 也是常用的对比参数。

油气有机成因的主要证据

答：油气有机起源说之所以能够确立, 除了它能对整个成烃过程给予合理解释外, 还由于它

拥有雄辩的地质和地球化学论据。

1) 世界99%以上的石油都产自沉积岩, 个别产自古老基岩的石油也是来自邻近沉积岩系中富含有机质的母岩。在大片火成岩、变质岩出露的地区, 如所谓地盾, 则没有工业石油。

2) 石油在地壳中的出现, 与地史上生物的发育和兴衰密切相关。工业石油大体是显生宙地层中才开始出现, 并且随着生物的繁衍而有日益增多之趋势。与此同时, 石油的储量时代分布与地层中有机质以及煤和油页岩等有机矿产的时代分布都有一定的一致性。

3) 在油田剖面中, 含油层位总与富含有机质的层位有依存关系, 而不像无机的内生矿床那样与火成岩有关。

4) 除卟啉外, 近来还在石油中找到了许多与异戊间二烯类、萜类( 即环状异戊间二烯类) 和甾醇类有关的化合物。这些化合物的化学结构仅为生物物质所特有。

5) 石油的元素组成包括痕量元素组成, 都与有机物质或有机矿产相近似, 而与任何无机物质相差甚远。另外, 石油的碳同位素组成也同生物物质( 尤其是脂类) 的碳同位素组成相近, 而与无机的碳酸盐岩碳同位素相差甚远。

6) 天然石油普遍具有旋光性。非晶体的旋光性与物质分子中的碳原子不对称结构有关, 通常只有从生物界才能获得这种物质。

7) 大量实验表明, 各种生物物质通过热降解均可得到或多或少的烃类产物。同时近代分析技术也可从现代和古代沉积有机质中检测出石油中所含的烃类。

总之, 无论是对石油性状和分布的研究, 还是对生油过程的模拟试验, 都为有机起源 说提供了足以令人信服的论据。

简述如何评价烃源岩的好坏？

有机质数量，有机质类型，有机质成熟度

1）、有机质丰度

一套烃源岩能否生成油气，以及生成油气的数量均直接与有机质丰度相关。有机质丰度是评价一个沉积盆地中烃源岩含油气远景的首要指标。衡量和评价岩石生烃潜力的有机质丰度常用指标主要包括有：有机碳含量（TOC）、氯仿沥青“A”、总烃（HC）、生烃潜量（S1+S2）、总烃/剩余有机碳（HC/C）。

（1）有机碳

这里所说的有机碳又称剩余有机碳，指岩石中残留的或剩余的有机碳含量。油气成因理论认为，烃源岩中只有很少一部分有机质转化成油气排替出去，大部分仍残留在烃源岩中，同时由于碳是有机质中含量大、稳定程度高的元素，所以用剩余有机碳来近似地反映烃源岩内的有机质含量。通常认为剩余有机碳与剩余有机质之间存在一定比例关系，二者间多以1.22或1.33作为恢复系数。 （2）氯仿沥青“A” 岩样未经酸处理，用氯仿抽提出的产物称氯仿沥青“A”，也即岩石中可抽提有机质的含量。 其有四个族组分，分别为饱和烃、芳香烃、非烃和沥青质。一般在成熟度高或时代老的烃源岩中正构烷烃含量高，可能大部分来自脂类物质，部分从原始生物继承下来。异构烷烃主要来自色素；芳香烃主要来自木质素、干酪根和原生非烃。 （3）总烃

总烃是指氯仿沥青“A”中饱和烃与芳香烃之和。 饱和烃与芳香烃含量越高，原油和生油岩的母质类型越好，一般好生油岩中总烃达50%左右；而非烃+沥青质含量越高，则原油和生油岩性质越差。

随着烃源岩热成熟度的增加，饱和烃或总烃会呈现出增高的趋势，而非烃趋于降低。 沉积介质条件，如沉积环境的还原性、古水体盐度等，都对烃源岩的族组成有一定程度的影响。如当水体介质适度咸化的条件下，氯仿沥青饱芳比随古水盐度的增加而增加，主要是由于水体的适度咸化利于藻类生物类脂物保存与生烃转化；但水体极度咸化时，将不利于生物生长，造成烃源岩有机质丰度极低。 （4）生烃潜量（S1+S2）

对生油岩进行热解分析，使岩石中的烃类释放出来，可以得到一系列热解峰。其中S1称为可溶烃，是岩石中含的溶解烃量（mg/g），S2称作热解烃量（mg/g），S3为热解产生的二氧化碳量（mg/g）。由此可以得到以下9个相关参数，其中生烃潜量反映岩石生烃能力，其值越高，表明岩石中有机质丰度越高。

试述石油的现代成因理论之要点。 答：有机成因的物质基础

( 1) 沉积有机质

1物质组成和来源：浮游植物、细菌和高等植物

2化学组成：主要由油脂类、碳水化合物、蛋白质和木质素等4 类生物化学聚合物组成 3形成过程：生物物质产生油气, 必然要经历极其深刻的转化。而这个转化就是从生物有机质进入到沉积有机质时开始的。

4丰度和分布：沉积有机质的丰度用有机碳含量来表示。由于碳元素在有机质乃至有机矿产中含量最多, 也最稳定, 通常采用有机碳乘以系数1. 6 和1. 22 的方法分别代表现代和古代沉积中的有机质含量。

（2）成油的原始物质—干酪根

沉积岩中的有机质可以分为两部分，不溶的干酪根与可溶的沥青，后者包括烃类、胶质和沥青质等。晚期成油理论认为，生成石油的原始物质主要是有机物质经过一系列改造以后所形成的干酪根。干酪根是一种高分子聚合物，结构复杂，数量充足，类型多样。

（3）石油形成中的生物与物理化学作用

沉积有机质的改造与转化，主要是一个生物化学和物理化学作用的过程，而促使这一过程发生的外部因素有：

①细菌

在还原条件下，有机质经细菌分解成甲烷、氢、CO2、有机酸及其它CH化合物。 ②温度和时间

在有机质生烃过程中温度起决定性作用，时间可对温度起补偿作用。有机质开始大量转化成石油的温度叫门限温度。它的高低首先取决于有机质的级玢，并与有机质受热持续时间或地质年代有关，此外还受催化作用影响。

③催化剂

在有机质转化成油过程中，催化剂的参与可以降低反应所需活化能，加快成烃反应速度，并改造烃的性质。自然界中这种催化剂 订有无机盐类和有机酵母素两类。

④压力

超压往往抑制有机质的成熟作用，而短暂的压力降低则有利于加速有机质的成熟作用。 （4）有机质成岩演化与模式

（5）有利油、气生成的地质环境 ①岩相古地理环境

浅海和深水—半深水湖泊相是最有利的生油环境。从气候上看，温暖、湿润的气候有利于生物繁殖和发育，是油气生成的有利外部条件之一。

②大地构造条件

在长期持续下沉过程中伴随适当升降、沉降速度略大于或接近沉积速度（接近补偿）的地区，比较有利。

初次运移的介质条件

由于油气初次运移发生在烃岩源内部, 因此, 烃岩源的物理性质及其理化条件, 是影响油气初次运移的重要因素。

( 一) 烃岩源的物理性质 1. 烃岩源的压实

成熟烃岩源的压实程度一般都比较高, 岩石比较致密、孔隙度比较低, 孔隙中的水和新生烃类流体, 要在上覆负荷作用下通过孔隙系统排出, 通常是比较困难的。

2烃岩源的孔隙和比表面

比表面, 是指单位体积岩石中孔隙内表面的总和, 比表面大小直接影响流体与岩石颗粒间的表面分子现象。在相同体积或同等质量的岩石中, 组成岩石的颗粒越细则比表面越大

3烃岩源的润湿性与毛细管压力

润湿性是吸附能的一种作用, 指液体在表面分子力作用下在固体表面流散的现象.

烃岩源含有许多亲油的有机质颗粒, 又能在一定条件下生成烃类, 在成烃后石油与岩石颗粒表面长期接触以及颗粒表面上的某些变化, 油也可以像水一样附着在颗粒表面使它变为亲油。可以认为成熟烃岩源是部分亲水、部分亲油的中间润湿状态。

毛细管压力是在两种互不混溶流体的弯曲界面上, 由于两边流体所承受的压力不同,在凹面承受较大的流体压力, 毛细管中的这种压力差称为毛细管压力,

如果在油湿的烃岩源中, 毛细管压力方向指向水, 因而它对石油的运移不完全构成阻力。

( 二) 运移的理化条件 1. 温度条件

温度是表示物质冷热程度的物理量。石油生成的温度范围为60 ～150℃, 天然气生成的温度范围更大, 对应的深度范围取决于地温梯度。通常情况下, 石油初次运移开始的温度和深度一般大于石油大量生成的温度和深度。

2. 压力条件

压力主要指孔隙流体压力, 是指作用在岩石或地层孔隙中流体上的压力, 即地层压力。异常地层压力是指高于或低于静水压力值的地层压力。烃岩源由于其岩性致密, 成岩压实过程中排液不畅普遍造成异常地层压力现象, 从而保持异常高压。对于连续厚度巨大的烃岩源尤其如此。另外, 干酪根热降解生烃也是产生异常高压的原因之一。同时, 对于厚度适中、排液通畅的烃岩源应为正常压力。

二、初次运移的机制与模式 1. 初次运移的动力

驱使油气从烃源岩向运载层中运移的动力主要有压力、构造应力、分子扩散力和浮力。 ( 1 )压力

初次运移作为动力的压力正常压实产生的剩余压力、欠压实产生的异常压力、渗透作用产生的渗透压力和烃源岩与运载层接触面产生的毛细管压力。

A. 剩余压力

剩余压力是指发生在正常压实过程中的异常高压力。由于其随着孔隙流体的排出仍保持正常压实状态, 故又称瞬时剩余压力。当上覆新沉积负荷增加时, 下伏岩石遭受压实,孔隙体积相应减小, 在变化的瞬间, 孔隙流体承受部分由颗粒产生的有效压应力, 使流体产生了超过静水应力的剩余应力。在正常压实过程中, 压实状态为压实平衡→瞬时不平衡→平衡, 流体压力从静水压力→瞬时剩余压力→静水压力的连续性转变, 因而使得孔隙流体不断排

出, 同时孔隙体积不断减小。

在剩余压力作用下, 孔隙流体排出的方向与剩余压力递减的方向一致。一般来说, 盆地的沉积厚度由中心向边缘减薄, 在压实作用下流体总是沿剩余压力减小的方向排出, 因此盆地的压实流体运移大方向总是由下往上、由盆地中心向盆地边缘。

B. 异常压力

烃源岩在经历了一定程度的压实以后, 许多微小的孔隙, 特别是烃源岩顶底的边缘部分逐渐封闭, 使孔隙流体排不出去或排出困难。因而流体承受了部分上覆沉积的有效压应力,使孔隙流体具有异常高压力、而岩石则承受较低的有效压应力形成欠压实。

欠压实烃源岩中的孔隙流体也正是借助于其本身产生的异常高压力, 使相对封闭的烃源岩及不连通的孔隙产生裂隙或重新张开而得以排出。流体排出后异常压力消失或减弱, 烃源岩遭到后期压实, 微裂隙和连通的孔隙又重新封闭, 此后流体压力再次积蓄升高使岩石再次破裂而排液, 这样周而复始直到欠压实和异常压力消失为止

另外, 烃源岩生烃作用、水热作用、粘土矿物脱水作用以及胶结和重结晶作用, 是烃源岩异常压力增高的影响因素。

C. 渗透压力

渗透作用是自然界普遍存在的重要现象, 它是指水由盐度低的一侧通过半渗透膜向盐度高的一侧运移的作用。在渗透压差的作用下通过半渗透膜向高盐度方向运移, 直到盐度差消失为止,

D. 毛细管压力

在地下亲水介质的多相流动中, 毛细管压力对烃类的运移一般都表现为阻力, 但在以下两种情况, 毛细管压力对初次运移有积极作用, 可成为一种动力。

在烃源岩与运载层接触的界面上, 由于烃源岩一般是较细粒的沉积、孔喉比较小, 而 运载层一般是较粗粒的沉积、孔喉相对较大。结果是烃源岩一侧孔喉曲率半径较小, 所产 生的毛细管压力较大; 而运载层一侧孔喉曲率半径较大, 毛细管压力较小。两侧的毛细管 压力差指向运载层。此时, 紧靠界面烃源岩一侧的油气在此压差的作用下, 能顺利地排到 运载层一侧中去。这种压差在砂岩透镜体油气藏的形成过程中有重要作用。

在亲水烃源岩内部, 由于孔喉两端毛细管曲率半径不同所产生的毛细管压力也不同, 喉道一端的毛细管压力大于孔隙一端, 两者之差指向孔隙。因此, 润湿相水在此压差作用 下可较容易地将烃类排挤到较大的孔隙中去, 使烃类在较大孔隙中相对集中而有利于连续烃相的初次运移。

( 2 ) 构造应力

构造应力通常是指导致地壳发生构造运动的地应力, 构造应力之所以是初次运移的动力, 是因为烃源岩孔隙度和流体压力的变化, 不仅可以由上覆岩石的负荷应力所产生, 也可以由水平的构造应力所引起, 而大多是两种应力叠加的结果。但当水平的构造应力大于垂直的负荷应力时, 最大主应力则为水平方向, 流体将沿最小主应力方向流动

( 3 ) 分子扩散力

扩散作用是指由于浓度差而产生的分子扩散。地下岩石的孔喉细小、形状复杂且大多为水所占据。因此烃源岩中的烃类主要是在微孔水介质中进行扩散, 烃类的扩散方向由烃源岩指向四周围岩, 与初次运移的方向一致, 因此它是初次运移的一种动力,

1 ) 虽然扩散作用在烃类物质运移方面的效率比较低, 但只要有浓度差存在, 扩散作 用就无时无刻不在发生,

2 ) 扩散流( 分子流) 与渗流( 体积流) 在地下孔隙空间中可以相互转换, 各显其能地进行初次运移。

(4 ) 浮力

浮力在初次运移中只是一种辅助的动力。一方面是浮力在烃源岩细小的微毛细管孔隙中, 相对于油气与岩石分子间的作用力和毛细管阻力来说其作用力是很小的; 另一方面是在烃源岩复杂的孔隙结构中, 油气很难连结成足够的长( 高) 度以产生足够的浮力进行初次 运移。所以, 在初次运移中一般较少考虑浮力, 但在烃源岩局部较大的毛细管孔隙或构造裂隙中, 浮力的作用还是存在的, 仍是油气以游离相方式向上或向上倾方向排烃的一种动力。

2. 初次运移的阻力

( 1 ) 分子间的吸着力

油气分子与烃源岩矿物表面分子间的吸着力包括吸收、化学吸附和物理吸附三个层次上的分子作用力.

( 2 ) 毛细管阻力

除去吸着的烃类以外, 进入孔隙空间中的烃类要以游离相进行初次运移还必须克服巨大的毛细管阻力.

3 ) 油气的浮力

当烃源岩向下或向下倾方向以游离相排烃时, 还要克服油气的浮力。浮力总还是初次运

移向下排烃时客观存在的一种阻力, 特别是当向下运移距离较大时, 仍是一种不可忽视的阻力。

( 三) 初次运移的通道

初次运移是在烃源岩范围内进行的, 其运移通道包括：较大孔隙、构造裂缝和断层、微裂隙、缝合线以及有机质或干酪根网络。

1. 孔隙

主要是指烃源岩中孔径大于100nm 以上的孔隙, 包括微毛细管中的大微孔和少量的毛细管孔隙。虽然后者只占泥质烃源岩孔隙的极少数( 平均不到5% ) , 但它不仅能顺利地让扩散流通过, 而且还能发生体积流动( 达西流) , 因此是最重要的排烃通道。

2. 构造裂缝和断层

这里所指的构造裂缝主要是在地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。

断开烃源岩的断层也是初次运移的重要通道。断层还可以造成烃源岩与其他地层在两盘并置, 使烃类流体发生穿断层面的运移进入运载层。断层的活动就像是插入烃源岩中的吸管, 将烃类和流体吸入和排出。

3. 微裂隙

微裂隙一般指宽度小于100μm 的裂隙。当地层中异常高孔隙流体压力达到一定值时在烃源岩中就可以产生张性微裂隙。烃类的生成是产生异常高压和微裂隙的重要原因, 而微裂隙又是初次运移的重要通道,

4. 缝合线

缝合线也可以作为初次运移的通道，它广泛发育在碳酸盐岩、蒸发岩中, 特别是含泥质石灰岩中的缝合线, 是成岩后生阶段压溶作用的产物。。在显微镜下观察, 缝合线中还发现有不少张开的微裂隙和微孔隙, 其中还有油浸和液体沥青。所有这些说明缝合线与各种裂缝一样都是初次运移的重要通道。

5. 有机质或干酪根网络

烃源岩中的有机质并非呈分散状, 主要是沿微层理面分布微层理面可以理解为层内的沉积间断面, 其本身具有相对较好的渗透性, 如果再加上相对富集的有机质又可使其具有亲油性。若在微层理面之间再有干酪根相连, 那么在大量生油阶段, 不但微层理面本身, 而且在三维空间它们很容易就形成相互联通、无毛细管阻力的亲油网络, 从而成为初次运移的良好通道。

初次运移基本模式

油气初次运移可以归纳为三种最基本模式: 正常压实模式、异常压力模式、扩散模式, 其他模式都是这三种模式的延展。

1. 正常压实模式

在未熟—低熟阶段, 烃源层埋深不大, 生成油气的数量少, 烃源岩孔隙水较多, 渗透率相对较高, 部分油气可以溶解在水中呈水溶状态, 部分可呈分散的游离油气滴, 在压实作用下, 随压实水流, 通过烃源岩孔隙运移到储集层中。

2. 异常压力模式

在成熟—过成熟阶段, 烃源岩层已被压实, 孔隙水较少, 渗透率较低, 烃源岩排液不畅, 有机质大量生成油气, 孔隙水不足以完全溶解所有油气, 大量油气呈游离状态。同时, 欠压实作用、蒙脱石脱水作用、有机质生烃作用以及热增压作用等各种因素导致孔隙流体压力不断增加形成流体异常高压, 成为排烃的主要动力。。

在异常高压驱动下, 油气水通过微裂缝- 孔隙系统向烃源岩外涌出。当排出部分流体后压力下降, 微裂缝闭合。待压力恢复升高和微裂缝重新开启后, 又发生新的涌流。因此, 这一阶段是油气水以一种间歇式、脉冲式( 不连续) 方式进行的混相涌流。

3. 扩散模式

轻烃, 特别是气态烃, 具有较强的扩散能力。由于扩散作用是一种分子运移行为, 因此与体积流相比, 效率较低, 但在源岩中轻烃扩散具有普遍性。

初次运移的时期

1根据压实阶段确定

早期压实阶段石油尚未生成, 重结晶阶段石油难以排出，故最重要的初次运移发生在晚期压实阶段。晚期压实阶段相当于埋深1300 ～2600m。如地温梯度为8℃ /100m, 则初次运移期间地温为119 ～223℃, 超出生油温度范围,形成大油藏的可能性小, 但可形成气藏;若地温梯度按3℃ /100m计, 则初次运移期温度为54 ～93 ℃, 低于生油所需温度, 只能有生物甲烷气体; 若地温梯度为5℃ /100m, 则初次运移温度为80 ～145℃, 这种情况下形成大油藏的可能性是很大的。青柳宏一和浅川忠实际上是考虑了有利的压实期( 作为排烃期) 与

主生油期的匹配关系。类似的研究还有真柄钦次( 1980 ) , 在此不再重复。

2根据微裂缝形成时间确定

按照微裂缝排烃的模式, 初次运移发生的时间就是微裂缝形成的时间。微裂缝形成时间可根据油气生成史、异常压力史研究确定, 一般用计算机模拟来实现。一般Ro 为0. 5% ～0. 7% 即可产生微裂缝而发生初次运移。

2. 根据有机包裹体确定

有机包裹体是运移期油气的原始样品。通过成岩序次的研究, 测定有机包裹体形成的温度, 就可确定油气运移的时间及深度。

差异聚集

油气差异聚集得以发生, 必须具备的基本条件是: ①区域倾斜的下倾方向存在丰富的油源区;

②具有良好的油气通道, 使油气在较大的范围内作区域性运移;

③在区域倾斜背景上存在相互连通的系列圈闭, 而且溢出点向上倾方向递升; ④储集层中充满地下水, 而且处于相对静止状态。

差异聚集的实质, 控制油气地下分布和差异聚集的根本因素是圈闭的封盖强度和闭合度之间的组合关系, 并在此基础上把圈闭划分为3 种类型:

Ⅰ类圈闭,

其封盖强度大于闭合度, 由于具有剩余封盖强度, 结果油和气都只能从圈闭底部溢出, 不会从顶部盖层漏失, 而且优先聚集天然气;

Ⅱ类圈闭,

其具有相对于闭合度的中等封盖强度, 它们的封盖强度足以支撑全油柱, 因此气- 油界面的位置大体上位于圈闭的中部, 结果在动平衡过程中气和油可以分别从顶部漏失和底部溢出;

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