石油与天然气地质学大考研

1海陆相石油的基本(一)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)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)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（四)海相石油中钒、镍含量高,且V/Ni1;而陆相石油中钒、镍含量较低,且V/Ni1。海相石油富含钒卟啉,而陆相石油富含镍卟啉。(五)海相石油的δ13C值一般大于-27‰,而陆相石油的δ13C值一般小于-29‰。不同时代海、陆相石油的δ13C值可有一定幅度的变化,但两者的差别仍是存在的。2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特点巨大的非半生气是其主体，5%5%的。沉积作用对储集层物性的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)碎屑岩的矿物成分以石英和长石为主,,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)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,(3)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、渗透性最重要的因一。(1)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,其孔隙度衰率大,而纯净砂岩的孔隙度衰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(2)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)在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,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的。成岩后生作(1)碳酸盐岩孔隙的形成和发育与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。水因溶解带走了易溶矿物是造成溶蚀孔隙、孔洞的原因,也是溶碳酸盐岩结晶矿物的溶解度取决于它们本身的性质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、(2),,,,,酸盐岩重结晶的速度,又往往填塞在各种孔隙空间,(3)白云作指白云石取代方解石、硬石膏和其他矿物的作用。白云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作用;另一类为发生在成岩后生期的白云作用。白云作用对碳酸盐岩孔隙度的影响,白云对岩石孔隙度和渗透率还是起改善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)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(二)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:,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)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,,一般好的泥质盖层虽能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,,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。(一)

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: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)(三)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,只要1m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。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,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。,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(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,1.背斜圈闭2.断层圈闭3.裂缝性背斜圈闭4.1.岩性圈闭2.不整合圈闭3.礁型圈闭4.1.构造鼻和阶地型水动力圈闭2.单斜型水动力圈闭3.1.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1.干气藏2.湿气藏3.1.近临界态凝析气藏2.临界态油气藏3.1.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。背斜油气藏的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油气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。，件又可进一步分为与断层活动有关的逆牵引背斜塑性物质上升形成的隐刺穿背斜，与，断层油气藏的构造复杂的断裂带,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。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这种现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部分,或发生在闭合度小的构造沿区域倾斜的方向,且断层又是封闭的,则将增加其含油面积和含油高度。岩性油气藏的岩性圈闭种类很多,主要受沉积条件控制,具有区域性分布的特点,因此,岩性油,而是有规律的,它们常成群成带分布,一旦发现一个,就可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。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,气藏受水动力及水化学作用的影响小,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。②三个或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断层与油气封闭作用1°断层的形质和产状：①逆断层受压扭性作用，断裂带为紧密性，封闭性较强，通道和破坏作用（开启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,,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带。不整合油气藏的特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。,,的油气藏。礁型圈闭形特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)礁型油气藏储集空间类型多,储集物性好,含油气丰富,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)干酪沉积岩中不溶于碱、非氧化型酸和的分散有机质、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：型是分散有机质干酪根中经细菌改造的类型,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。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HC原子比,约13～35;较低的O/C原子,约01～02。其生烃潜力较高,热失重为50%～80%,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10,而O/C原子比高,可达02～03,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,,具异常低的原始HC原子比,比值低至5～06,而O/C原子比却高达025～03,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、利用范氏图上HC和O/C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,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)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,较常用的参数如下烃源岩氯仿抽提物中组分组成特征,如饱和烃/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C15—C19的前峰型,反映母质来源于水生生物;双峰型反映母质具有生物和高等植物的混合来源。还有姥鲛烷/植色谱-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TTI等预测未来方法来估算烃源镜反射率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①演化曲线②C2-C6③C15+④环烷烃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TTI三个阶段：即未成熟阶段，成熟阶段和过成熟阶段氨基酸，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。R0.5%-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非常规油气,包括在生物甲烷气生烃之后,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,许多植物,尤其是热带和温带针叶植物,都可分泌出树脂,随植物埋藏在沉积(岩),树脂体中的树脂酸作为含羧基的非烃生物类脂物树脂酸脱羧基、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—低熟阶段时链类脂物的特点,决定了木栓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。解改造,H/C原子比基官能团的长链化合物经脱官能团形成原油中C22正构烷烃这类化学反应过程无需藻类埋藏后,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。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—键约为275kJ/mol,而C—C键则为350kJmol,因此干酪根早期低温降解作用只能使—S和S—C键断裂。由此可见煤成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。煤是生气还是生油及其生成液态烃的能力大小含富氢显微组分无定形体藻及其他壳的煤,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型干酪根相似煤的液态烃/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,碳同位素组成以高子δ13C值为特征一般为27‰～.（3）煤的生烃模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一主的天然气,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35～42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。（二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(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期,H2S主要形成于深成阶段中期到准变质阶段。产气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。(三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%中普遍含N2和Hg蒸气也常含CO2但贫H2S。我国煤型气的δ13C1值为41.8‰24.9‰δ13C2值为27.09‰～23.81‰平均值为25.78‰δ13C3为25.72‰～19.16‰平均值为23.45‰。(四)无机成因气H2O和CO2为主,后者则以CH4和H2,化学组成一般以甲烷占优势C+2含量很少一般1且一)δ13C1δ13CCO23C1和δ13CCO2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δ13C1为-41‰～-7‰,δ13CCO2为-7‰～ Ⅱ区为生物化学气区。该区的δ13C1为92‰～54‰δ13CCO2为36‰1Ⅲ区为有机质热裂解气区。该区的δ13C1为40‰～19‰δ13CCO2为-30‰～-16‰。二δ13C1Ro根据世界各地大量天然气样品的δ13C1及其母岩Ro的测定建立其相关性。型烃源岩的Ro与其形成天然气的δ13C1关系曲线图534和相关公式。腐殖型:δ13C1=14lgRo-28腐泥型δ13C117lgRo三以甲烷碳同位素δ13C1、乙烷碳同位素δ13C2、甲烷氢同位素δD1重烃气含量C+2四项指标来划分有机成因气类油源对(一)微量元V/Ni似乎随地质增长而减少,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(二)生物标志化合用的影响,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。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PrPhPrnC17PhnC18PrPhnC1)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—C30)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ααα20R)甾烷C27C28、ααα20R)甾烷C28C29/C30(莫烷+霍烷)、αααC29甾烷SSR)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)稳定碳同位素组碳同位素δ13C值是最常使用的参数,一般海相有机质比陆相有机质的δ13C值高,时,δ13C具有良好的对比性。(四C+15正构烷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/,-中等成熟度、(五)芳香族化随着成熟度增加,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,/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,也是答油气有机说之所以能够确立,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如所谓地盾则没有工业石油。,宙地层中才开始出现石油的储量时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。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。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有机质数量，有机质类型，有机质成熟（TOC（HC（S1+S2（HC/C1.22或1.33岩样酸处理，用氯仿抽产物称氯仿沥青“A”，也即岩石中可抽提有机质的含量。答：有机成因的物质基1)沉积有机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。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一成熟烃岩源的压实程度一般都比较高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,通常是比较的。2烃岩源的孔隙和比比表面,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,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二60～150℃天然气生成的温度范围更大石油初次运移开始的温度和压要指孔隙流体压力,是指作用在岩石或地层孔隙中流体上的压力,即地层压力。,成岩压实过程中排液不畅普遍造成异常地层压力现象,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、1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。在剩余压力作用下盆地的沉积厚度由中心向边缘减薄,在压实作用体总是沿剩余压力减小的方向排出,因此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因而流体承受了部分上覆沉积的有效压应力,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为止,直到盐度差在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2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。。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,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)扩散流(分子流)与渗流(体积流)在孔隙空间中可以相互转换,各显其能(4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,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12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3,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三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。并置断层的活动就像是插入烃源岩中的吸管,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类的生成是产生异常高压和微裂隙的重要原因而微裂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那么在大量生油阶段不但微层理面本身而且在三它们很容易就形成相互细管阻力的亲油网络,从而成为初次运移的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,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。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,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。轻烃特别是气态烃因此与体积流相比,效率较低,但在源岩中轻烃扩散具有普遍性。1根据压实阶段确早期压实阶段石油尚未生成期压实阶段。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按照微裂缝排烃的模式可根据油气生成史、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%2.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。油气差异得以发生,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,升④储集层中充满水,而且处于相对静止状态差异的实质,控制油气分布和差异的根本因素是圈闭的封盖强度和闭度之间的组合关系并在此基础上把圈闭划分为3种类型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,而且优先天然气;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其封盖强度小于闭合高度具有剩余的闭合空间总之,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油气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,油气机油气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。动力它是油气在圈闭中的主要动力学机制,