石油地质学考研总结资料

1、 有机质成烃演化阶段与模式及特点概述：有机质的成烃演化进程和所得到的烃类产物表现出明显的阶段性。因此, 可根据有机质性质的变化和油气生成划分出阶段, 即沉积有机质的成烃演化阶段。目前按石油生成将有机质成烃演化与沉积物成岩演化阶段一一对应。镜质体反射率( Ro ) 与有机质的成烃作用和成熟度有良好的对应关系。（一） 未成熟阶段（成岩作用阶段）生物成因气阶段（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

2、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CO2 H2S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CO2 H2O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C15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）。 （二）成熟阶段（深成作用阶段）油和湿气阶段深成作用阶段为干酪根生成油气的主

3、要阶段。（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。油带：油带Ro为0. 5%1. 3% ,又叫低中成熟阶段( 低成熟Ro为0.50.7% ,中成熟Ro为0.71.3% ) ,干酪根通过热降解作用主要产生成熟的液态石油, 并以中低分子量的烃类为主, 使成岩作用阶段的生物烃被稀释, 在正

4、烷烃中, 生物烃带来的奇碳优势逐渐被成熟油冲淡直至消失,环烷经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：又叫高成熟阶段, 在较高温度作用下, 干酪根和已形成的石油将发生热裂解, 特点是液态烃急剧减少, C1C8 的轻烃将迅速增加。另外, 由于烷烃及低分子量烃逐渐增多, 胶质和沥青质逐渐减少乃至消失, 因而引起石油密度降低, 颜色变浅, 在地下条件适当时, 还可形成凝析气。（6）终结物：干酪根残渣。（三）过成熟阶段 （准变质作用阶段）热解干裂气阶段（1）划分界限：该阶段埋深大、温度高，R2.0%（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

5、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：次石墨明确：有机质成烃演化是一个连续过程, 对于现今某一烃源岩来说, 其演化可能处于该过程的某一阶段而已; 各阶段在有机质成烃演化过程中是连续过渡的,相应地化学反应和烃类产物是可以叠置交错的, 况且, 有机质类型不同, 其划分界线和烃类产物也会有所不同。实际上不可能用统一的指标去做出截然的划分; 这只是有机质抑或干酪根成烃演化的一般模式。 干酪根：成烃理论；干酪根演化；干酪根类型；确定方法（一）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

6、为3 大类 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，约1.51.7;O/C原子比低, 一般小于0.1，是高产石油的干酪根；热失重为65%；生烃潜力为0. 40. 7。 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。原始H /C 原子比较高，约1.31.5; O/C 原子比较低, 约0. 10. 2，其生烃潜力较高；热失重为5080% ；生烃潜力为0. 3 0. 5。 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;O/C原

7、子比高达0.2.0.3, 这类干酪根以成气为主；热失重为30%50% ；生烃潜力为0. 10.2。 残余型或型, 具异常低的原始H /C 原子比, 比值低至0.50.6，而O/C 原子比却高达0.250.3，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。（二）演化： 干酪根是在成岩作用过程中适度的地温和压力条件下形成的缩聚物, 在埋深不增加的情况下, 性质比较稳定。随着盆地的沉降和地温的增加, 干酪根将发生重排和有序化,首先其重杂原子基团断裂, 然后依次脱去

8、烷基链, 形成中到低分子量的烃类以及CO2、H2 S和H2O等, 其后只形成甲烷。干酪根成烃转化主要是埋深和地温的函数,。干酪根随埋深所经历的热动力平衡和降解作用是连续的, 但又可区分为3 个阶段。 ( 1 )第一阶段（成岩阶段后期）未成熟阶段 干酪根开始大量消耗氧, 导致O/C 原子比迅速下降, 而H /C 原子比则轻微减少 红外光谱图：氧的减少基本以C=O 基团峰迅速下降为特征, 而CH3、CH2基团峰则稍有减少。 干酪根镜质体反射率：分布在0. 40. 6% 之间。例证：该阶段巴黎盆地下托尔统页岩的干酪根相当于成岩阶段后期, 相应的最大埋深为800 1200m, 对应未成熟阶段, 干酪根

9、仅生成少量的烃, 而与氧消失有关的CO2 、H2 O及一些重杂原子则大量生成。 ( 2 ) 第二阶段（深成作用阶段）成熟阶段 干酪根除O/C 原子比继续减少至稳定外, 以H /C 原子比迅速减小为特征,。 红外光谱：残余的含氧基团( C=O) 谱带继续下降直至消除。与CH3 和CH2 等脂肪族有关的谱带快速下降, 与芳烃有关的C C ( 1600cm- 1 ) 和CH 面外弯曲振动谱带逐渐突出和出现。 镜质体反射率：开始缓慢增加, 然后比较快速地增加到2% 。例证：该阶段撒哈拉志留系埋深约3000m, 地温约130, 干酪根处于深成作用阶段即成熟阶段。前期为成油主带, 另有部分重杂原子化合物生

10、成; 后期为干酪根热裂解生成轻质油和湿气带。 ( 3 ) 第三阶段 型干酪根H /C 原子比仅为0. 4 碳含量可达总量的9193% 。 红外光谱：脂肪族谱带继续下降趋于消失, 含氧基团谱带已消失, 而芳烃吸收谱带继续增强。 镜质体反射率> 2% 。例证：此阶段, 撒哈拉下志留统干酪根埋深约为4000m, 地温较高, 处于准变质作用阶段即过成熟阶段, 干酪根中的烷基链趋于耗尽, 芳环大量重排缩合, 只能生成热裂解干气。（三）干酪根类型确定方法 1.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，

11、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。 油气聚集：方式；机制；过程 （一）油气聚集方式：（1） 单一圈闭的油气聚集： 背斜圈闭：最简单、最常见。基本特点: 储集层顶面呈拱形,由顶向四周下倾; 其上方为非渗透性岩层所封闭, 下方高势区被水体所封闭;。闭合区：由通过溢出点的构造等高线所圈定。在静水条件下, 储集层中运移的油气遇到背斜圈闭时, 先在最高部位聚集起来,油气水按重力分异; 后来依次由较高部位向较低部位聚集, 直到充满整个圈闭为止。这时, 该圈闭的聚集作用即完成, 若再有油经过时, 无法继续在其

12、中聚集, 只能通过溢出点溢向上倾方向,。但天然气比油轻, 它可以继续进入圈闭, 而将其中的石油排出。这一过程一直进行到将原先被石油占据的圈闭容积完全被天然气占据为止。至此, 单一背斜圈闭的油气聚集已最后完成。圈闭一旦被天然气充满, 石油不可能再进入圈闭, 而是沿溢出点向上倾方向溢出。 非背斜圈闭：基本特点：除储集层的顶、底板为非渗透性岩层封闭外, 在储集层上倾方向还存在不同类型的非渗透性遮挡。闭合区：由储集层上倾方向的非渗透性遮挡线和储集层顶面的构造等高线联合构成。除透镜型岩性圈闭外, 其他各类圈闭都存在溢出点。因此, 油气在其中的聚集顺序与背斜圈闭一样。（2） 系列圈闭的差异聚集：（A）含义

13、：差异聚集的发生受制于水力连通的系列圈闭、二次运移动力和圈闭的封盖强度。在实际地质条件中, 圈闭常成带、成群、呈系列分布。不同系列, 甚至同一系列的不同圈闭, 由于与生烃区的相对位置、圈闭形成条件和历史存在差异, 使各个圈闭聚集油气的机会是不相同的。在系列背斜圈闭中自上倾方向的空圈闭, 向下倾方向变为纯油藏 油气藏 纯气藏的油气分布特征, 是由油气差异聚集造成的。（B）油气差异聚集得以发生的基本条件是: 在区域倾斜的下倾方向存在丰富的油源区;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; 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; 储集层中充满地下水, 而且

14、处于相对静止状态。（C）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, 在此基础上把圈闭划分为3类：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; 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; 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。（D）由于各类圈闭油气在侧向溢出和垂向漏失上的不同, 从而造成了

15、油气在地下有不同的分布和差异聚集规律。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: 类圈闭会溢出油和气, 但无泄漏, 最终将含气; 类圈闭会溢出油并泄漏气, 最终将含油和气; 类圈闭会泄漏气和油, 但不溢出, 最终将以含油为主。另外, 对于类、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。 （二）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。1浮力- 水动力机制 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

16、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藏, 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渗透率极低具压力封闭的泥质岩, 则水就很难从盖层排出。这种机制主要发生在盖层只是一般物性封闭的情况下。 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

17、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。2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

18、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。因此, 在含盐层系中或现代盐湖区都可能有天然气的聚集。 在致密地层中虽然烃类很难发生渗流, 但在烃浓度差作用下气态烃还是可以进行分子扩散的, 当其遇到更致密的阻挡层时天然气就可以相对富集。如果是扩散到具较大孔渗的部位, 扩散流就可以转变为渗流能更有效地参与天然气的聚集。总之, 在浓度差作用下的富集机制, 对某

19、些地质条件下( 如透镜体砂岩中) 的烃类聚集有重要作用。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。 （三）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

20、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 被生油泥岩包围的砂岩透镜体中的油气聚集, 是一个复杂的、目前还不十分清楚的过程。它可能是多种动力作用的结果，无论是扩散流, 还是渗透流进入砂岩体后,

21、 其中油气最终都转变为游离相, 再加上直接排入的油气, 它们在浮力的作用下占据砂岩体的顶部, 同时给水施以附加压力, 使其在紧靠烃- 水界面的底部排出砂岩体, 这样油气将不断富集。 （四）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。A;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。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。（1）侧向充注主要是沿储集层方向的充注

22、。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。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。（2）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

23、史, 并反映储集层的非均质性。B：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，因此必然存在消除这些差异的混合过程。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,（1）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，高低部位形成密度倒置。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

24、止。（2）浓度差异的混合作用实质上就是扩散混合作用, 直接原因是油气组分浓度差异。扩散混合作用普遍存在、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。C：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。该过程主要表现：1.油气把水从储集层顶部不断往下排替；2.油- 水界面或气- 水界面逐渐向下移动； 3.油气中的压力不断增加。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

25、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。随着油气的充注, 烃柱的高度和压力也不断增加, 这不仅加快了上述过程, 同时也使油气不断向储集层低孔渗部分扩展, 直到束缚水饱和度为止。这一过程的必然结果是造成储集层中含油( 气) 饱和度不断增加, 并在垂向剖面上发生变化。人们通常把一个油藏大致分为四个带: 纯含油带, 含油饱和度在55% 以上, 产无水油; 过渡带, 含油饱和度为10% 55% , 油水同产;残余油带, 含油饱和度在10% 以下, 只产水; 饱和水带, 仅有不含油的孔隙水。如果储集层非均质性很强, 那么四个带的划分就不明显, 在横向上的变化也就很大, 且不能

26、对比。如果储集层是低孔渗地层, 由于排替压力高, 油气难以大量进入其中, 致使含油饱和度不高。往往达不到55% 以上而无纯含油( 气) 带, 结果只能油( 气) 水同产, 甚至只含有油( 气) 而不产油( 气) 。所以。油气在圈闭中的富集过程是决定油藏品位、有无经济价值的关键, 它直接与储集层的非均质性和油源供给有关。 初次运移：介质条件；机制；其他油气初次运移是指油气在烃岩源中的运移以及向运载层或储集层中的运移 （一）初次运移的介质条件：（1） 烃源岩的物理性质：1. 烃岩源的压实 随着上覆沉积负荷的不断增加, 下伏先期沉积物逐渐被压实的现象称为压实作用。在压实作用下沉积物的体积密度增加,

27、孔隙度减小, 孔隙中的流体不断排出。压实沉积物的孔隙度随深度加大而减小。 在正常泥岩中，一般在1000m以内为主要排水阶段，至1500m排水速率明显减缓，至2000m渐趋于稳定。碳酸盐岩类似。 砂质沉积物由于质点坚硬, 在压实过程中主要表现为颗粒的进一步密集排列, 所以压缩性小, 体积的压缩很快就趋于稳定。 泥质沉积物比较细软, 可塑性较强, 在压实过程中, 除颗粒再排列外, 还伴有颗粒本身的变形, 所以压缩性大, 且压缩持续时间较长。 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

28、岩源的孔隙和比表面 石油与天然气地质学中的比表面, 是指单位体积岩石中孔隙内表面的总和。比表面大意味着岩石与孔隙流体的接触面增大, 给流体的运移带来困难。所以, 越是埋深致密的岩石, 其中的流体流动越难, 滞留其中的流体相对越多。成熟烃岩源孔隙度小, 孔隙空间细微, 比表面又大, 因而其孔隙流体的排出非常困难。3. 烃源岩的润湿性与毛细管压力 润湿性是吸附能的一种作用, 由于烃源岩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。因此, 可以认为成熟烃源岩是部分亲水、部分亲油的中间润

29、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( pc )。毛细管压力总是指向非润湿相，其大小取决于两相流体间的界面张力、毛细管半径和介质润湿性。( 2) 运移的理化条件 1. 温度条件 根据干酪根热降解晚期成烃理论, 石油生成的温度范围为60150, 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. 压力条件在油气地质学中, 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

30、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【1】初次运移的动力和阻力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又包括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

31、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。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。在实际的砂泥岩互层剖面中, 在相同负荷下泥岩比砂岩产生的瞬时剩余压力大, 因而流体排出的方向总是由泥岩到砂岩。砂岩在压实过程中排出的流体, 只能与泥岩排出的压实流体一起沿砂层侧向运移。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

32、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, 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。实际上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。异常压力的形成与排液释放具有幕式特征，周而复始直到欠压实和异常压力消失为止。由欠压实产生的异常压力, 在强度上比正常压实过程中产生的剩余压力要大得多。 在连续沉降的盆地中, 异常高压力是初次运移最重要、最有效的动力。此外, 在欠压实形成的异常

33、高压基础上, 烃源岩中的生烃、水热和蒙脱石脱水等作用又能使流体的异常高压进一步加强。C. 渗透压力 渗透作用就是低盐度溶液中的水(溶剂) , 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。渗透作用对油气运移特别是游离相的运移只是一个起间接作用的动力因素。D. 毛细管压力 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。两侧的毛细管压力差指向运载层，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。 在亲水烃源岩内

34、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,，主要是水平( 横向) 的构造应力。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

35、方向流动。水平的构造应力对岩石的作用也可以理解为侧向的压实, 所以沿侧向的初次运移效率会更高。在构造应力作用下同样可以使岩石变得很致密而导致封闭, 并产生流体的异常高压同样可以使初次运移呈幕式进行。( 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, 尤其是气态烃的分子扩散具有更重要的意义。 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

36、 ) 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

37、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。这三个层次上的分子吸着力多是过渡存在, 其结合强度由里到外逐渐减弱。吸着力是阻碍初次运移造成烃源岩排烃率低下的主要原因。( 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。尽管与上述两种力相比浮力比较小, 一般说只要能克服毛细管阻力, 浮力自然也就不成问题了。但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。 【2】初次运移

38、的相态及演变 初次运移的相态：是指油气在地下发生运移时的物理相态, 是初次运移核心问题。关于石油初次运移的相态主要有水溶相、连续油相、气溶相和扩散相。天然气初次运移的相态主要有水溶相、油溶相、连续气相和扩散相。1. 水溶相石油或天然气分子完全溶解于孔隙水中成为溶液状态进行初次运移 在常温下油气在水中的溶解度很低, 不同烃溶解度的大小顺序是: 芳香烃> 环烷控>烷烃, 同族烃中分子越小越易溶 , 因此, 天然气在水中溶解度比石油要大。 天然气呈水溶相进行运移可以成为主要的运移形式之一,；对于石油, 只是可能的运移相态, 不是主要。2. 连续烃相与混合相连续烃相是指油气呈游离的连续油(

39、 气) 相从烃源岩中渗流排出 连续烃相运移, 还包括气溶于油和油溶于气的情况。在特定的温度和压力条件下, 液态烃可溶于气体之中。凝析气田的存在就是证明。 完善：由原来的通过压实作用实现运移发展为通过微裂缝排出, 即连续烃相通过微裂缝排烃混相运移, 即游离的油( 气) 相与水相同时渗流。3. 扩散相扩散是分子本身自由运动的结果。 烃源岩生成烃类后, 与外界存在着烃类的浓度差, 因此, 发生烃分子的扩散作用是必然的。煤层气减压解吸- 扩散- 渗流的开采方式就说明在致密地层中扩散相运移往往具有不可替代的重要性。初次运移相态的演变：初次运移中心问题, 也是初次运移特征的主要标志。它体现了烃类运移的性质

40、是渗流还是扩散流, 并决定着初次排烃量的大小和效率, 是定量评价含油气盆地的基础。( 1 ) 石油相态演变 A:对于富含、型干酪根的腐泥型烃源岩： 在埋藏较浅的未成熟阶段：由于石油还未大量生成而地层孔隙度又较大, 此时烃源岩中含油饱和度很低, 主要是水相运移进入大量生油的成熟阶段后：一方面生油量大大增加, 另一方面孔隙度又较小, 烃源岩中的含油饱和度变大以致超过临界运移饱和度而发生连续油相运移随着烃源岩进一步埋深,在较高温度下, 演化进入高成熟的湿气阶段:此时石油主要是气溶相( 包括凝析气和轻质油) 运移再往深处石油发生热裂解产生大量甲烷气体:此时除在较大裂隙和较大孔喉通道中可以发生气相( 包

41、括凝析气、超临界气) 运移外, 由于地层已相当致密, 主要是扩散相运移。 所以, 腐泥型烃源岩石油初次运移主要相态随埋深的演变主要是水溶相油相气溶相扩散相。 B:对于富含型干酪根的腐殖型烃源岩:在未成熟阶段主要是水溶相。由于烃源岩以产气为主, 在有机质演化的主要阶段甚至到成熟阶段也很难发生较大规模的连续油相运移, 而主要是气溶相( 包括轻质油和凝析气) 运移在高- 过成熟阶段主要发生气相( 包括凝析气、超临界气) 和扩散相运移。 所以, 腐殖型烃源岩石油初次运移主要相态随埋深的演变主要是水溶相气溶相气相扩散相。 实际上, 水溶相运移的作用很有限; 全石油的气溶相运移也只能发生在高温、高压条件下

42、, 其潜力也受到限制; 而石油的扩散相运移效率又很低, 所以在石油的初次运移中油相运移最为重要, 气溶相运移次之。( 2 ) 天然气相态演变 A对产于富含、型干酪根烃源岩中的腐泥气( 油型气) ：在浅层生物气阶段有水相运移;在大量生成石油的成熟阶段, 生成的气溶于石油以油为载体进行油溶相运移在高和过成熟阶段有凝析气和裂解气的游离气相运移当地层进一步埋深变得异常致密时还有扩散相运移。 所以, 腐泥气的初次运移相态的纵向演变是水溶相 油溶相气相扩散相。 B对产于富含型干酪根烃源岩和煤系地层中的腐殖气( 煤型气)： 因为烃源岩以产气为主, 所以初次运移相态的纵向演变是水溶相气相扩散相。 这四种运移方

43、式对以后天然气的聚集有不同的效果和作用, 但对初次运移来说其效率都是可观的, 因此每一种运移相态都具有重要性而不可忽视。( 3 )石油与天然气初次运移相态的根本区别: 石油运移的相态比较单一, 主要是油相和气溶相, 而水溶相和扩散相的重要性很小和比较小; 天然气运移可以是水溶相、油溶相、气相和扩散相, 而且每种相态在不同的阶段都具有重要性。因此, 天然气的运移在各个演化阶段都远比石油活跃。这种特征决定了天然气勘探的时空领域比石油更广阔, 同时也决定了天然气比石油更难以保存。 【3】初次运移的通道 初次运移是在烃源岩范围内进行的, 初次运移的通道包括烃源岩中较大孔隙、构造裂缝和断层、微裂隙、缝合

44、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( d2m) （后者可通过扩散流和体积流动( 达西流) , 因此是最重要的排烃通道）。实际上油气呈连续烃相运移的通道主要就是这不到5% 的较大孔隙。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。对一个断陷盆地：浅于2000m以水平应力为主, 而深于2000m则以垂直应力为主, 此时可产生近于垂直层面的张裂缝或剪切裂缝。 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

45、入运载层。此外, 地震泵效应进一步增强了断层的通道作用。3. 微裂隙 微裂隙一般指宽度小于100m的裂隙, 实际测量的宽度大多为1025m。当地层中异常高孔隙流体压力达到上覆静岩压力的0.70.9倍时, 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, 微裂隙是初次运移的重要通道, 所以生烃和排烃这两种作用必然是一个连续的地质过程。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。缝合线与构造裂缝在岩石中往往交织在一起组成同一体系。5. 有机质或干酪根网络 烃源岩中的有机质

46、并非呈分散状, 主要是沿微层理面分布。烃源岩中还存在有二维的干酪根网络。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。总之, 由于烃源岩本身的非均质性, 决定了在埋深过程中必然要形成大小不一、纵横交错的孔隙和裂缝系统, 再加上后期形成的次生孔隙、微裂隙、缝合线以及干酪根网络,从而形成了烃源岩多种多样的排烃通道。较大的孔隙和裂缝虽然较少但可以发生效率较高的体积流, 而在不能发生体积流动的微小孔隙和裂隙中则可以发生扩散流, 两者在时空上可以相互转换、相互补充。这说明细粒的烃源

47、岩也总是有运移通道存在, 只要有驱动力总是可以排烃的。 【4】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。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

48、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。 异常压力排烃存在两个相互联系和转化的过程：一是当烃源岩孔隙网络内部建立起的压力增加还不足以引起岩石产生微裂缝时, 油气就可以从烃源岩中慢慢驱出, 不需要裂缝存在。在这种情况下, 油气在异常压力作用下排驱是一个连续的过程。二是当孔隙流体压力很高而导致烃源岩产生微裂缝时, 这些微裂缝与孔隙连接, 则形成微裂缝- 孔隙系统。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

49、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。 【5】初次运移的时期 油气主生成期是初次运移发生期的最早时间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13002600m。如地温梯度为8 /100m, 则初次运移期间地温为119223, 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, 则初次运移

50、期温度为5493 , 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。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Ro 为0.50.7% 即可产生微裂缝而发生初次运移。3.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。 油气藏形成的条件 必要条件：油气藏形成的基本地质条件必须优越, 包括优质的生油气烃岩源、孔隙性和

51、渗透性很好的储集层、排驱压力高的圈闭盖层或区域盖层、在输导层作用下利于初次和二次的运移、大容积的圈闭和在地质条件下不易改变的保存条件。这些必要条件的具备并不意味着油气可以富集成藏, 只有各必要条件在时间和空间上良好匹配, 才可以形成油气聚集。 充分条件：具备充足的油气源, 有利的生储盖组合, 大容积的有效圈闭和必要的保存条件，大型油气藏的形成更是如此。一、必要条件 油气藏的形成受生、储、盖、圈、运、保等基本地质条件的制约, 它们是油气藏形成的必备要素。( 一) 烃源岩：烃源岩是油气藏形成的最基本地质条件之一, 一个盆地( 坳陷、凹陷) , 要是不具备烃源岩, 即没有油源存在, 也不能成藏。烃源

52、岩为油气藏形成提供物质基础。烃源岩分析要与盆地沉降埋藏史、热史和古气候分析相结合。( 二) 储集层：评价储集层储集性的参数, 主要是孔隙度和渗透率。孔隙度的大小决定储集层能够储集油气的数量, 渗透率的高低则决定了油气在其中运移的效率和油气的最终产能。储集层的发育与盆地沉积体系和沉积相有密切联系。( 三) 盖层：盖层的好坏直接影响油气的聚集和保存条件。常见的盖层类型有: 页岩、泥岩、盐岩和石膏等。盖层的形成与盆地的埋藏史和成岩作用史有关，在成藏条件分析中, 要区分和确定直接盖层和区域盖层, 尤其是区域盖层, 常常决定油气运聚的分布范围。( 四) 油气运移：与油气藏形成最直接的作用是油气二次运移,

53、 其与盆地的构造活动、断裂及不整合的分布、水动力条件等, 具有十分密切的关系。疏导体系的存在和型式对油气的运移和分布具有控制作用。( 五) 圈闭：圈闭是油气聚集的场所, 圈闭必须是储集层的一部分, 圈闭的大小、规模是决定油气富集程度的前提, 也决定盆地的勘探远景。圈闭的类型有多种, 构造圈闭, 尤其是背斜构造圈闭, 常常是最有利的圈闭。( 六) 保存条件：油气藏保存条件系指已经形成的油气藏, 在漫长的地质历史时期中, 圈闭条件是否改变, 以及圈闭中的油气聚集是否遭到破坏等。二、充分条件油气藏形成的充分条件是指上述基本要素在时空上的良好匹配, 即有充足的油气源、有利的生储盖组合和大容积的有效圈闭

54、。( 一) 充足的油气源 充足的油气源表现为盆地或含油气区的油气丰度高, 即生成并提供形成油气藏的总油气量高。它取决有机质的丰度、有机质类型、有机质成熟度和排烃效率或排烃系数等。成熟并能提供形成工业油气藏所需烃量的有效烃源岩的存在是具备充足的油气源前提。而成烃坳陷( 凹陷、洼陷) 的存在是满足上述条件的前提; 较高的沉积速率和较长的持续沉积时间, 有利于有机质在较短的时间内成熟, 并排出油气。( 二) 有利的生储盖组合 生储盖组合系指烃源岩、储集层和盖层三者组合的型式。 有利的生储盖组合是指烃源岩、储集层和盖层三者本身具有良好的性能, 同时它们在时空上具有良好的匹配, 有利于油气的高效输导、富

55、集和保存, 形成大油气藏, 有利于勘探和开发。在研究生储盖组合关系两个实质性问题, 即烃源岩中生成的油气向储集层输导的通道及输导能力和盖层的质量和厚度。 输导层的输导油气能力与烃源岩和储集层的接触方式及本身特征有关。盖层的质量和厚度是保证储集层具有良好封闭性的基本条件。与输导油气的能力相比, 盖层是从属的因素。在成油条件相似的情况下, 输导能力强的组合中, 烃源岩能高效率地驱出其中生成的烃, 成为有效的烃源岩; 反之不然。 作为有利的生储盖组合应该具有有利于油气聚集的最佳组合型式、烃源岩的最佳厚度和最佳生储比率。( 三) 大容积的有效圈闭 大容积的圈闭是大油气藏形成的前提, 有效圈闭是形成油气藏的基本条件。只有那些距油源区近、形成时间早、闭合度高和保存条件好的大容积圈闭, 才是有效圈闭。1. 圈闭容积大：一个大容积的圈闭, 通常具有较大的闭合面积、较厚的储集层、较高的孔隙度,但闭合度的变化范围可能