石油与天然气地质学教案

第一章绪论[内容提要]本章介绍石油及天然气地质学的内容，了解油气在经济生活中的重要作用、中国石油天然气地质学理论的形成和发展历史、世界油气工业的发展概况，分析了国内外的油气能源形势、我国的油气勘探发展趋势，并展望石油了石油科技的发展与未来，以期引起学生的兴趣。一．石油地质学的内容按照我国和前苏联的习惯，石油及天然气地质学的研究内容限于石油和天然气在地壳中的生成、产出状态以及分布规律，包括油气的生（成）、储（层）、盖（层）、圈（闭）、运（移）、保（存）等重要内容，属于基本理论范畴。而在美、日、西欧国家，则除此之外，还涵盖了油气勘探的地质、地球物理、地球化学技术与油气田开发地质、油藏工程等内容。石油及天然气地质学属矿产地质科学的一个分支，是石油及天然气地质学与相关专业的专业理论课。二．油气在经济生活中的作用油气被称为“国民经济的血液”和“黑色的金子”，其在现代经济生活中的作用可概括为两个主要方面：一是作为极为重要的动力燃料和润滑油料。与煤等燃料相比，燃烧完全、热量高、运输方便，使其在世界能源结构中的比例越来越高；二是作为一种十分重要的化工原料。通过石化产业，油气产品大幅度升值。例如，乙烯是制造合成纤维、合成橡胶、合成塑料的基本材料，往往用乙烯产量来衡量一个国家的石油化工水平，但乙烯工业的原料大多来自石油和天然气。三．我国油气工业发展简史中国是最早发现和利用石油天然气的国家之一，但近代由于封建主义和帝国主义的统治和压迫，油气工业开始落后，中华人民共和国的诞生，使得油气地质事业以前所未有的高速度迅猛发展，先后发现了为数众多多的含油气盆地和油气田（图1-1），并经过反复实践、反复认识，系统研究和总结出具有中国特色的石油天然气地质学理论。图1-1中国及毗邻海域主要含油气盆地和油气田分布图（据中国石油地质志，卷一，总论，1996）中国石油天然气地质学的产生与发展，是与油气勘探实践紧密结合在一起的，并大体经历了以下5个发展阶段：1．古代石油天然气地质学的萌芽阶段（1878年以前）《易经》（成书于西周，1122—770BC）记载：“[内容提要]本章介绍石油及天然气地质学的内容，了解油气在经济生活中的重要作用、中国石油天然气地质学理论的形成和发展历史、世界油气工业的发展概况，分析了国内外的油气能源形势、我国的油气勘探发展趋势，并展望石油了石油科技的发展与未来，以期引起学生的兴趣。石油类型芳香—中间型、石蜡—环烷型为主以石蜡型为主，部分为石蜡—环烷型石蜡含量低（＜5%）高（普遍＞5%）硫含量高低微量元素V、Ni含量高，且V/Ni＞1V、Ni含量低，且V/Ni＜1C同位素δ13C＞-27‰δ13C＜-29‰泽中有火”。《汉书·地理志》（记载西汉206BC～26AD历史）载，高奴郡（今陕西省延安市一带）“有洧（wěi）水，肥可燃”。在钻探方面，256—251BC，秦李冰为蜀守时就发明了顿钻，在四川广都钻成第一口采盐井，而到221—210BC，四川邛（qióng）崃出现了用顿钻钻凿的天然气井。1521年《蜀中广记》中记，钻进达1千多米。北宋科学家沈括（1031～1095AD）在《梦溪笔谈》中讲到，“石油至多，生于地中无穷”，第一次提出科学的“石油”名词。而且随着井深的逐步加大，还逐步探索发明了用泥扇筒捞取岩屑，除可清理井底外，还用于建立地层层序和岩性剖面。另外，看“龙脉”（背斜构造）定井位与“立缝见火、横缝见水”（裂缝发育方向）等阐述，都具朴素的油气地质学思想。2．近代油气地质科学理论的引入与发展阶段（1878-1949年）1878年，中国在台湾省苗栗地区，雇佣外国技师两名，以蒸汽机为动力，用顿钻在一个月内钻成120m深的第一口近代油井，一般以此为标志，认为是中国近代石油天然气工业的开始（图1-2）。图1-2台湾省苗栗油矿（据中国石油地质志，卷一，总论，1996）中国近代油气地质调查，步履艰难，既无统一计划，又无先进设备和经费保障。1949年以前，累计发现的油田有：台湾省台北的出磺坑、台南的竹头崎、陕西延长、新疆独山子、甘肃老君庙等5个，气田有四川巴县的石油沟、隆昌的圣灯山以及古代已发现的自流井气田，台湾省有台南的六重溪、牛山和台北的竹东、锦水等气田。累计发现石油地质储量2900万t，累计生产原油67.17万t，累计生产天然气11.7亿m3，1948年陆上原油的总产量仅8.9万t。而据不完全统计，新中国成立前的44年中，进口的“洋油”多达2800万t。这一时期的油气钻探工作也极其缓慢，总计钻井169口，总进尺6.7万m（不包括土法钻井），1949年全国在用的石油钻机仅14台，分散在台湾（6台）、陕西、甘肃、四川、新疆。而直接从事石油地质工作的仅十余人。伴随着石油地质勘查事业的发展，逐步从国外引入科学的石油地质学理论，主要是背斜油气藏形成理论以及追踪油气苗的勘探方法。尤其值得一提的是，在当时基于海相生油理论，而中国中新生界没有海相沉积的“中国贫油论”阴影之下，一批老一代地质科学家不畏困难，进行了艰苦的油气勘查活动，从实践上到理论上都作了不少有益的探索，发现了一批构造和油苗，找到了玉门油田，并提出了陆相地层能够生油的观点（潘钟祥，1941；黄汲青、翁文波等，1942；谢家荣、李春昱，1944……），不仅预测了中国石油资源的广阔前景，更为后人留下了一笔宝贵的精神财富。3．现代油气勘探的首次突破与中国油气地质理论的诞生（1950-1959年）自1949年10月，中国的油气地质事业进入了崭新的现代发展阶段。这一时期主要是以背斜理论为指导，根据地面的明显背斜和油气苗分布确定勘探方向，主要手段是千米浅钻机、罗盘、榔头、放大镜等，主要方法是地面地质调查。鉴于西北地区的山前坳陷和山间盆地内背斜构造明显，又有众多的油气苗，因此勘探重点西移，但勘探成效不大。后期由山前坳陷向“地台”——即盆地腹部和构造平缓区拓展，1955年末首次突破，发现克拉玛依油区，1958年发现了川中含油区。经过中国科技人员的研究，认为中国陆相生油的地质条件是“内陆潮湿坳陷”，特别强调了还原环境，当时已提出在内陆盆地的沼泽相、湖泊相甚至三角洲相都是生油层的沉积环境，陆相生油岩的直观标志是与海相一样的灰绿色—黑色粘土岩，还研究了生、储层的位置关系。4．东部油气区的发现和中国油气地质理论的系统发展（1959-1978年）50年代中期以后，已开始做油气勘探重点东移的准备工作，主要是基于两点：一是油气地质理论水平提高，认识到东部地区有较大的含油气潜力，二是勘探手段的改进与发展，特别是地震与深井钻探技术已开始广泛使用。1959年9月26日，部署于松辽盆地中央坳陷高台子构造上的松基3井喷油（图1-3），从而发现了大庆油田。大庆油田的发现是着眼全盆地，进行区域地质、地球物理、及钻井综合勘探的成功典范，发现速度快、效益高。在大庆油田的勘探开发实践中，系统地总结了陆相盆地石油地质学的主要内容，使中国油气地质理论有了大幅度提高，表现在：①陆相生油方面，开始大量使用岩石化学分析资料，确立了定量鉴别生油层的有机质丰度和沉积环境参数；②推动了陆相沉积学的发展，在认识储油层的岩性、物性、沉积环境及其分布规律等方面有了很大进步。图1-3大庆油田发现井松基3井喷油（据中国石油地质志，卷一，总论，1996）1964年1月，石油工业部抽调参加大庆油田勘探的部分队伍，进入渤海湾盆地进行石油天然气会战，经过30多年的艰苦努力，先后发现了胜利、大港、华北（冀中）、中原、辽河、渤中等6个含油气地区，探明的石油地质储量占全国的44%，原油产量占全国的43%，成为中国又一个重要的含油气盆地（图1-4）。由于渤海湾盆地系断陷盆地，大小断层纵横交错，地层关系复杂，构造破碎，主要形成小断块油气藏，各自成独立的油水系统和压力系统，勘探中期人们十分困惑，形容为目的层产液“忽油忽水”，油层“忽上忽下”、“忽有忽无”、“忽厚忽薄”，原油性质“忽稠忽稀”。通过对渤海湾盆地的勘探开发，油气聚集理论得到了充实和提高，认识到油气藏形成的关键是油气源、储盖层和圈闭三个因素的时空配置和组合，建立了复式油气聚集带理论，而滚动勘探开发的方法也应运而生。图1-4任丘油田发现井任4井喷油（据中国石油地质志，卷一，总论，1996）与此同时，还在江汉、南襄、珠江口等盆地获得成功。5．油气勘探的稳步发展，进一步丰富了中国油气地质理论（1979年以后）①在新的观点指导下，老探区不断发现新的含油气领域，在渤海湾、松辽发现了大量的地层、岩性油气藏聚集带，在准噶尔盆地西北缘发现了乌尔禾—克拉玛依逆冲断裂带。②由于油气地质理论的不断拓展，技术装备的不断更新，新区勘探有重大突破，主要有：吐哈盆地、准噶尔盆地腹部、塔里木盆地、渤海湾盆地滩海地区、东部中小地堑和裂谷盆地、西北侏罗系小盆等都取得成果或突破（图1-5）。③系统研究天然气地质，促使天然气的勘探有很大发展，发现了鄂尔多斯盆地中部大气区、川东石炭系区域性高产气层、川中三叠系气田、柴达木盆地东部大片生物成因气藏、莺—琼盆地崖13-1、东方1-1、东方29-1、乐东8-1、乐东15-1、乐东22-1等气田以及东海盆地的多口高产天然气井，还开拓了川西气区（图1-6）。图1-5沙漠地震勘探图1-6科学探索井——陕参1井喷气景观我国2000年原油产量16086万t，其中，石油集团公司10605万t，石化集团公司3724万t，海洋石油总公司1757万t，新星石油公司及其他240万t。大庆油田实现5300万t，已连续25年稳产5000万t的高水平。按原油产量排序，依次是：大庆、胜利、海洋、辽河、新疆、长庆、华北、塔里木、大港、中原、吉林、吐哈、延长、新星、青海、河南、江苏、江汉、冀东、玉门、四川等。全国天然气产量262亿m3，其中石油集团公司183.1亿m3，石化集团公司39.2亿m3，海洋石油总公司39.6亿m3，新星石油公司16.5亿m3。四川气田生产天然气79.9亿m3，占全国的30.5%。按天然气产量排序，依次有：四川、海洋、大庆、长庆、新星、新疆、中原、辽河等。四．世界油气工业发展概况世界油气工业的发展只有一百多年的历史，具体到各个国家来讲，其石油工业发展历史和发展水平因受资源条件和工业特别是科技发展水平的制约，则有一定差异。近代石油工业，首先是从美国发展起来的，石油地质学也是于19世纪末期从美国逐步发展壮大起来的。1859年，美国DrakeE.L.在阿帕拉契亚山区宾夕法尼亚州，钻成了世界第一口工业油井，井深21.69m，日产油1.817m3，标志着近代石油工业的开始。19世纪末期开始，把寻找石油与地质结合起来，诞生了石油地质学。1919年修订的《石油地质学》，在原理方面已经不限于背斜理论，还包括了石油的成因、聚集、物理化学性质、地层、构造地质等内容。早期的石油工业主要集中在一些老牌资本主义国家（美、俄）及其殖民地（中东等）中，20世纪60年代以来，中东各国丰富的石油资源才相继回到他们的手中，近二十年来，北非撒哈拉大沙漠、西非尼日尔河三角洲、西欧的北海和中国都陆续发现许多大的油气田，改变了世界油气资源分布不平衡的格局。据美国《油气杂志》2000年年终数据统计，2000年世界石油估算总产量为33.548亿t，较上年减少3.7%。产量排名前十位的国家依次是：沙特阿拉伯、俄罗斯、美国、伊朗、中国、挪威、墨西哥、委内瑞拉、伊拉克、英国（表1-1）。截止2000年底，世界石油的剩余探明储量1402.82亿t，较上年增长1.2%，居前10名的国家是：沙特、伊拉克、科威特、阿联酋、伊朗、委内瑞拉、俄罗斯、利比亚、墨西哥、中国。而至2000年底世界天然气剩余探明储量149.38万亿m3，前10位依次是：俄罗斯、伊朗、卡塔尔、沙特、阿联酋、美国、阿尔及利亚、委内瑞拉、尼日利亚、伊拉克。我国2000年底石油、天然气的剩余探明储量分别为327360万t、13669亿m3，分别排名第世界第10位和第19位。另据报道，1999年，世界天然气产量为23484.02亿m3，比上年略增0.4%，前10位依次是：独联体（6891.51亿m3）、美国、加拿大、英国、意大利、印度尼西亚、阿尔及利亚、墨西哥、挪威、阿根廷，中国天然气产量为243.37亿m3，位居第15位。表1-11999年油气产、储量排名前十位的国家（据石油消息报，2000）序号石油产量石油储量天然气产量天然气储量1沙特沙特独联体俄罗斯2美国伊拉克美国伊朗3俄罗斯科威特英国卡塔尔4伊朗阿联酋加拿大沙特5中国伊朗意大利阿联酋6挪威委内瑞拉印度尼西亚美国7墨西哥俄罗斯阿尔及利亚委内瑞拉8委内瑞拉利比亚墨西哥阿尔及利亚9英国墨西哥挪威尼日利亚10伊拉克中国阿根廷伊拉克五．油气能源形势分析世界石油工业出现了一种与原先的设想完全不同的情况，石油资源并没有枯竭，石油价格没有疯涨，石油危机也基本没有重现，这一切都归功于科技进步。正是科技进步，才使得石油工业的成本下降、石油储量上升、石油价格趋于稳定、油公司赢利余地加大，国际石油合作前景广阔，从而创造了新的石油经济学。德士古公司首席执行官阿尔弗雷德C.小德克拉纳1995年12月在美国《油气杂志》以“石油仍是头号能源”为题发表演讲，称石油天然气在当今的世界能源构成中占60%，尽管自70年代中期以来世界油气消耗量增加了36%，但全球储量却增加了60%。在世界石油日消耗量大约7000万桶（1桶=0.158987m3）的情况下，石油供给仍能维持50年左右，而且储量还在不断增加。据美国《油气杂志》1998年年终特稿分析，世界油气资源的前景是乐观的。经合组织的国际能源机构（IEA）持悲观看法，据悲观派代表之一坎贝尔最乐观的估计，世界石油的最终开采量为2.25万亿桶，2010年将达到280亿桶的原油生产高峰，之后开始下降。而乐观派——美国能源情报局（EIA）则预计，2020年全球原油生产能力可达430亿桶（含天然气液），原油价格为20美元/桶。但我国的油气生产形势却不容乐观。目前，世界石油和天然气的年人均消费为1t（油当量），发达国家3～5t，我国低于0.2t。2050年世界人均消费估计在1.5t以上，发达国家5～7t，而我国可能低于0.7t。从人均消费水平来看，不仅与发达国家相差甚远，即便是和发展中国家比较也居于劣势。而从国家总体消费量看，若下世纪中叶我国人口为16亿，则年消费油7～8亿t，天然气3000～4000亿m3，几乎和当前美国的消费水平相当，比我国现状增长5倍之多！可以预见，石油工业的发展方兴未艾，不会因为逐渐步入知识经济时代而停顿不前（陈均武院士，1999）。据专家分析，国民经济每增长1%，需要油气产量增长0.57%。我国近些年来国民经济的发展速度要求油气年增长速度为5%左右，但我国油气产量平均每年增长仅为3%，需求与产出的差距正在逐步增大。据国内外九家科研单位预测，到2010-2020年，国内年石油供需缺口为0.8-1.3亿吨，天然气500～800亿方，油气正成为制约我国国民经济快速发展的瓶颈。油气属于重要的战略资源之一，许多地区战争几乎都与资源争夺有关。当今世界战争的危险依然存在，西方发达国家正在全球范围为抢夺世界资源、推行其全球战略发动一系列地区性战争。目前，西方和日本正通过外交和经济手段正计划在开发中国周边地区的资源（如中亚和远东地区），因此，油气资源的短缺正严重威胁我国未来的经济安全。专家建议，应进一步提高国家的石油储备能力，减小短期的突发性事件对我国经济的影响。石油工业将进一步融入国际市场，关税与其它非贸易保护将削弱，我国的石油工业将面临更为严峻的形势，要在国际竞争中接受生与死的重大考验。六．我国油气勘探的发展趋势据1994年全国油气资源二次评价结果，全国常规石油可采资源量约235亿t，已探明的石油可采储量为50.9亿t，历年累计采出28.6亿t，剩余可采储量22.3亿t，尚待发现的可采资源量有184亿t，目前石油资源的探明率仅有21.7%，未来勘探发现新油田的潜力很大。常规天然气最终可采资源量约29万亿m3，已探明的天然气可采储量8504亿m3，历年累计采出2068亿m3，剩余可采6436亿m3，尚待发现的可采资源量为19.15万亿m3，目前天然气的探明率不过4%，未来勘探发现天然气田具有巨大潜力。1．开辟新探区一方面立足国内，西部各盆地虽勘探历史悠久，但整体上的勘探程度低于东部，西部地区油气资源丰富，是我国油气产能的重要接替区；另一方面要有效利用国外的资源，如中东、亚太地区、西亚国家、俄罗斯的东西伯利亚及远东地区获得投资份额油气。2．东部深层根据俄罗斯石油科研部门近年来开展的研究工作，液态烃可在高温（＞100℃）、高压（＞22MPa）条件下存在，国外少数超深井也已在5000m以下钻获液态烃流。研究认为，在这样的地层环境内，流体系统是由气态烃、石油蒸汽、石油、水蒸气和水等组成的。烃相差异的消失导致“临界”状态——气-油溶液的形成。流体性质的变化，大大改变了储层的渗流性能，故与浅层相比，裂缝-孔隙度相同的极深储层可以提供更高的烃流产量。同时，还可能出现“差异式”层状油气藏，其中具有不均匀的异常高压分布。我国东部地区应有望在深部地层获得突破。3．天然气勘探发达国家的经验证明，世界经济的发展和一个国家的现代化过程，同时又是天然气生产和消费的过程（饶川，1989）。美、俄、西欧既是天然气生产大户，又是消费大户，日本等国则是天然气的消费大户。近二十多年来，世界天然气需求持续稳定增长，平均增长率保持在2%，今后还将进一步增长，将从1995年的2.2万亿m3增长到2010年的2.9-3.1万亿m3。1995年天然气在世界能源中的比重为23.3%，据预测，到2010年将增加到29%，因此有人说21世纪将是一个天然气的世纪（康竹林，1999）。“八五”以来，我国天然气储量快速增长，平均年增上亿m3，但资源探明程度还很低，仅6%，储量动用程度约50%，天然气仅占能源结构中的2%，不到世界平均水平的十分之一，还需进一步加强对天然气的勘探，特别是“非常规气”，即致密砂岩气、含气页岩和煤层甲烷气（CBM）。据研究，美国非常规气的年产量已由1970年的283亿m3增长到1990年的566.3亿m3，1997年达到1132.7亿m3，主要是1970-1990年进一步开发了致密砂岩气。4．海域在我国300万km2的蓝色国土上，油气资源相当丰富，目前已在近大陆的渤海、东海、南海等进行了勘探，发现了一批油气田，取得了不俗的成果。而在我国南海的南部边缘，一些国家早已在进行油气勘探开发活动，随着国力的增强，相信海域油气勘探的活动范围将进一步延伸。5．海相我国中生界、古生界海相沉积区的面积有300万km2，其中南方海相碳酸盐岩分布面积约190万km2，预测石油资源量约40亿t，主要分布在四川盆地，其次是下扬子地台区和滇黔桂地区，后二个地区目前尚无大的突破。七．石油科技的发展与未来石油科技的发展方向是：1．石油科学领域的高度细化、分化和综合2．研究的多维化、定量化、模型化和高精度化（二维——三维——四维、石油地质学——地质建模——盆地模拟、油藏描述和模拟）3．新领域汇入、交叉、融合使石油科技体系快速膨胀4．石油科技的软化——信息化、计算机化、智能化和可视化5．全方位的“一体化”（勘探—开发、上—中—下游、科技—产业、产—学—研横向、国际石油科技横向）未来将有12项重大技术将在今后的世界石油科技发展中具有重要地位：1．盆地分析模拟技术2．三维地震地下成像技术3．成像测井与核磁测井技术4．地质导向与随钻测量技术5．大位移井与多底水平井技术6．油藏描述与评价技术7．油藏管理与提高采收率技术8．油田地面工程与油气储运技术9．油气加工与综合利用技术10．海洋深水石油勘探开发工程技术11．石油工业环境保护技术12．石油勘探开发数据管理与应用技术第二章油气藏中的流体————油、气、水的化学组成和物理性质[内容提要]油、气、水等流体是认识油气藏的最直接标志。石油和天然气均为不同结构的烃类与其它化合物以不同的比例组成的混合物，它们的组成和物理性质在不同地区存在很大差别。本章主要介绍石油、天然气、油田水的概念、化学组成和物理性质，由此可对流体在油气藏中的存在状态有一个深入的了解。§1石油一．概念石油是以液态形式存在于地下岩石孔隙介质中的可燃有机矿产，无论从成分还是相态上都是十分复杂的混合物。成分：以烃类为主+数量不等的非烃化合物及微量元素相态：以液态为主，可溶解大量天然气与固态物质因此，石油没有确定的化学成分和物理常数。二．元素组成1．基本元素石油没有确定的元素组成，但总体上往往局限于一定的变化范围内，且主要由5种元素组成，即C、H、O、S、N。据统计，石油中的平均元素组成（%）为：C—84.5，H—13.0，O—0.5，S—1.5，N—0.5。也就是说，C、H两元素在石油中占绝对优势，主要以烃类化合物的形式存在，构成了石油的主体。而O、S、N常存在于含杂原子的化合物中，主要是重馏分。高硫原油和低硫原油（以S=1%为界）2．微量元素另外，还有几十种微量元素，主要是金属元素（其中V和Ni的含量最高），仅占石油重量的万分之几，构成了石油的灰分。3．同位素原油中常见的稳定同位素有C（C12、C13）、H（H1、H2）、Ar（Ar40、Ar36）。同位素可为解决油气成因油源对比乃至油气运移等问题提供重要证据。衡量其大小通常用比值和δ值（千分数）表示。δ值的定义是：δ值（‰）=（Rs/Rr-1）×1000式中Rs和Rr分别代表样品和相应标准的同位素比值（重/轻）。可看出，Rs越小，δ值越小。关于稳定同位素的标准值，国际上通用氢为SMOW，碳用美国南卡州皮狄组美洲拟箭石（PDB）。由图2-1可知，不同地区、不同类型原油的同位素类型曲线间有着明显差别，能有效解决成油环境、油源对比及石油演化等方面的问题。图2-1原油碳同位素类型曲线（据廖永胜，1982（实线）；Stahl，1977（虚线））Ⅰ-福山凹陷，Ⅱ-莺歌海西部凹陷Ⅲ和Ⅳ-涠西南凹陷）1-福25井E，2-莺9井N，3-湾2井E，4-湾9井Pz，5-莺2井E，6-湾5井N三．化合物组成组成石油的化合物有两类：（一）烃类化合物1．烷烃C4以下为气态，C5~C16为液态，C17以上为固态）正烷烃分布曲线（图2-2）图2-2不同类型石油的正烷烃分布曲线（据Martin，1963）异戊间二烯型烷烃（Ph、Pr最丰富），一般认为由叶绿素的侧链——植醇演化而来。2．环烷烃石油中多为五员环和六员环。应用：环己烷/环戊烷~生油温度3．芳香烃石油中有：苯、萘（二环）、菲和蒽（三环）环烷芳烃以四环、五环最重要，多与甾、萜类化合物有关，属生物成因标志物。上述三种烃类在世界石油烃组成中所占的比例见表2-1。表2-1世界石油烃类的构成比例烃类名称范围通常范围平均含量烷烃0~705~5530环烷烃20~8025~7546芳香烃5~6010~4024（二）非烃化合物这一部分化合物在石油的重质馏分中含量较高。1．含氧化合物有酸性和中性氧化物两类。前者称为石油酸，其中又以环烷酸最为重要，约占总酸的90%±，多集中于石油250~350℃的中间馏分内，多属一元酸类，常为环戊烷的衍生物，易形成各种盐类，由此可作为地下水找油的一种标志。2．含硫化合物有H2S、硫醇（RSH）、硫醚（RSR′）、噻吩等。3．含氮化合物可分两类：碱性氮化物：多为砒啶、喹啉等非碱性氮化物：主要是砒咯、卟啉等——动物血红素和植物叶绿素都属卟啉类化合物，且结构相同（石油有机成因证据）除上述已经分离、鉴定出的各种化合物外，石油中还有一定数量的、由多种元素（C、H、O、S、N等）组成的、结构极为复杂的高分子化合物，因受分离技术的限制，目前对其具体的结构特征尚不清楚，统称其为沥青质。四．物理性质石油的总体物理特征是：1．颜色：浅（淡黄色）——深（黑色）2．相对密度（比重）：在1atm（101325Pa）压力下，单位体积的20℃石油与4℃纯水的重量比，通常以d420表示。石油的相对密度一般介于0.75~0.98，通常大于0.9的称为重油。石油的比重大小与所含组分、油溶气量、压力、温度等因素有关。3．粘度：表示石油流动分子之间相对运动所引起的内摩擦力大小，粘度越大，流动性越差。可分为动力粘度、运动粘度和相对粘度。在SI制中，动力粘度为Pa·s，定义是：当1Pa的切力（△P）作用于液体，使相距（L）为1m、面积（F）为1m2的两液层发生相对恒速流动，流量（Q）为1m3/s时的动力粘度就为1Pa·s。公式为：μ=k·F·△P/（Q·L）。粘度大小也取决于所含组分、油溶气量、压力、温度等因素。4．荧光性：石油在紫外线照射下可发荧光，这种冷发光现象由多环芳香烃和非烃引起。发光颜色取决于石油性质，发光强度则与石油或沥青物质的浓度有关，一般只要10ppm即可发光。故常用于鉴定岩石是否含油，以及石油的组分和含量。旋光性：当偏射光通过石油时，偏转面将要旋转一定角度，一般是0.1°~几度，且天然石油主要是右旋的。5．溶解性：石油在水中的溶解度很低。C数相同时，烷烃＜环烷烃＜芳香烃；除甲烷外，各族烃类在水中的溶解度都随分子量增加而增大；外界条件的影响是：与温度反比、皂胶粒正比、水中无机盐分反比。但石油却极易溶于苯、CCl4、氯仿、石油醚、醇等有机溶剂，由此可利用有机溶剂来检验岩石的含油性。五．石油的分类这里采用Tissot和Welte（1978）分类方案：以三角图解方法，将沸点＞210℃的馏分以烷（石蜡）烃、环烷烃、芳烃+NSO化合物作为图上的三个端元组分（图2-3）将世界上的石油分为6类。根据统计出现的频数，大多数正常石油属于芳香—中间型、石蜡—环烷型和石蜡型；而若以石油的产储量大小论，则芳香—沥青型最重要，其次是芳香—环烷型和芳香—中间型。图2-3世界石油类型的三角图解划分方案（据Tissot和Welte，1978）六．海、陆相石油的基本区别表2-2海、陆相石油的区别一览表内容海相石油陆相石油石油类型芳香—中间型、石蜡—环烷型为主以石蜡型为主，部分为石蜡—环烷型石蜡含量低（＜5%）高（普遍＞5%）硫含量高低微量元素V、Ni含量高，且V/Ni＞1V、Ni含量低，且V/Ni＜1C同位素δ13C＞-27‰δ13C＜-29‰§2天然气一．概念从广义上讲，天然生成于自然界的一切气体都可称为天然气。在石油和天然气地质学中研究更多的是沉积圈中以烃类为主的天然气。随着天然气工业的发展，人们对一些非烃气和稀有气体如CO2、H2S、Ar气也开始给予重视。二．产出状态沉积圈中的天然气，依其存在的相态可分为：游离气、溶解气、吸附气和固态气水合物。按其分布特征可分为分散型和聚集型，前者包括水溶气、油溶气、煤层气、吸附气及固态水合物中的气；后者包括气藏气、气顶气和凝析气。三．化学组成天然气主要以气态的低分子烃和非烃气体（如CO2、H2S、N2）及微量惰性气体（如He、Ar）组成。由图2-4可见，绝大多数气藏以烃气为主，其中又以甲烷气比例最高，只是在油田伴生气（气顶气）中，才有较高的重烃（多为C2H6、C3H8）含量。一般认为，C2+＞5%的天然气称为湿气，而C2+＜5%的统称为干气。图2-4世界气藏化学组成图（引自陈荣书，1994）N2气藏可占总气藏数的百分之几。以CO2、H2S等酸性气体为主的气藏数仅占1%以下。广东三水盆地沙头芋气田CO2含量高达99.53%，冀中赵兰庄孔一段气藏H2S含量为92%，后者可能与地层富含石膏有关。惰性气体很少，属痕量到微量级，以He、Ar最为常见。四．物理性质天然气一般无色，可有汽油味或H2S味，可燃烧。物理性质变化较大。1．相对密度（比重）：指在标准状态（1atm，20℃）下，单位体积天然气与空气的重量之比。一般0.65~0.75，个别可高达1.5，随重烃和非烃气的增加而增大。2．粘度：远小于液态石油。一般在0℃时为0.0031mPa·s，20℃时为0.120mPa·s。随气体分子量的增大而减小，随温、压的增大而增大。3．溶解性：天然气能不同程度地溶解于水和油中，具体数量取决于天然气和溶剂的成分以及气体的压力、温度。根据相似相溶原理，烃气在石油中的溶解度要比水中大许多倍（甲烷是10倍），且随压力增高溶解度增大，随温度升高反而降低。另外，当石油中溶有天然气时，即可降低石油本身的相对密度、粘度以及表面张力。4．天然气的逆凝结和逆蒸发：自然界存在这样一种气藏，在地下深处高温高压下呈气相，采到地面时，反而凝结为液态，称为凝析气藏，地面的凝析油通常为浅色、轻质油。这与一般的等温加压、减压过程恰好相反，称之为逆凝结和逆蒸发。据研究，此种现象常见于二组分以上的物质体系内，在P—T相态图（图2-5）上，实线AC（泡点曲线）以上为液态，虚线BC（露点曲线）以下为气态，C是临界点，由图可见，临界温度（TC）和临界压力（PC）并非气-液平衡的最高温度（Tmax）和最高压力（Pmax）。由1点→2点作等温压缩，随着压力升高，体系由纯气态→气、液共存→纯液态，这是一种正常的相态变化，但在Pmax—C—Tmax段内，若从3点开始向4点作等温压缩，则先后两次通过露点曲线，呈气态—气-液平衡态—气态变化，即随着压力升高，一部分液体反而气化了，这种反常现象在化学上称为“等温逆凝结”，反之为“等温逆蒸发”。同理，还有“等压逆凝结”（5→6）和“等压逆蒸发”。这里的共同点是当某一过程两次通过同一条曲线（指露点或泡点曲线）时，就出现反常，反常现象都出现在临界点附近，即Pmax—C—Tmax段内的温度、压力范围内。图2-5甲烷—正戊烷体系相态图（据孙作为、李鹏九，《物理化学》，1979）§3油田水一．概念与来源严格说来，与油气的生成、运移、聚集、逸散有关的地下水，均可称之为油田水，它是油气区地下水的一部分，并与油、气组成统一的流体系统。通常所说的油田水是指油田范围内直接与油层连通的地下水，即油层水。地下水可分为潜水和层间水（图2-6）。图2-6地下水的类型油田水在地下孔隙、裂缝系统中以三种形式存在，即吸附水（半固态）、毛细管水（外力大于毛细管力时才运动）以及自由水。油田水的来源主要有三个：沉积水：含盐度和化学组成与沉积环境有关（盐水）渗入水：地表水顺地层孔渗层、裂缝等流向地下，起淡化作用初生水：包括温压升高时的矿物晶格脱水和地球深部岩浆水二．化学组成和水的矿化度油田水的化学组成，实质上是溶于油田水中的溶质的化学组成，有无机组分、有机组分、微量元素及同位素组成等。1．无机组分：在常规的水分析中，可用以下几种离子的含量表示油田水的无机组成阳离子—Na+（K+）、Ca2+、Mg2+阴离子—Cl-、SO42-、HCO3-（CO32-）各离子在水中的含量可用重量法（mg/L）、当量法（mmol/L）以及当量百分比法表示，前二者表示离子的绝对含量，后者则表示各离子所占的相对含量，有利于进行对比。2．有机组分：油田水中常见的有机组分有：烃类、酚和有机酸，它们常被用来作为区分油层水和非油层水的标志（表2-3）。3．微量元素：大都与形成油气聚集的地球化学和生物化学环境有关，可用单个元素或元素组合来识别油田水。如在吉林扶余油田的潜水中，F、Cl、Br、I的高值点绝大部分位于含油构造上。表2-3油层水的有机类标志标志物烃类苯系物酚有机酸油层水气、液态烃高，甲苯/苯＞1高，＞0.1mg/L，（邻）甲苯酚为主以环烷酸为主非油层水仅CH4低，甲苯/苯＜1低，以苯酚为主无4．同位素：主要是C13、D、O18等，可判断地下水的起源。水的总矿化度：是指地下水中各种离子、分子和化合物的总含量，单位：mg/L、g/L、mmol/L。通常用水在110℃下蒸干所剩残渣的量来计量。应该说，这只是一个大概的计量方法，因为当水中含有蒸发性物质时，蒸干过程将使测得的矿化度小于真实值；而当残渣中含有结晶水时，又会使测得的矿化度值偏大。油田水，特别是其中的油层水，一般都属于高矿化度水。三．地下水的苏林分类苏林（1946）的分类是在对比了现代大陆水与海水的化学成分特征基础上进行的。因天然水就其成因而言，主要是大陆水和海水两大类，苏林把典型成分为Na2SO4和含NaHCO3的水，都称之为大陆成因的水，海水中尽管以NaCl含量最高，但随着浓缩在水中富集的却是MgCl2（其余成分均已沉淀），因此苏林把典型成分为MgCl2的水作为海洋成因水。然后，以Na+和Cl-的当量比为基础，配合（rNa+-rCl-）/rSO42-、（rCl--rNa+）/rMg2+两个成因系数，把地下水分成四种基本类型（表2-4）。表2-4地下水的分类标准水型rNa+/rCl-（rNa+-rCl-）/rSO42-（rCl--rNa+）/rMg2+Na2SO4＞1＜1＜0NaHCO3＞1＞1＜0MgCl2＜1＜0＜1CaCl2＜1＜0＞1苏林认为，Na2SO4型水在近地表较发育，而CaCl2型水是一种处于地壳深部的水，MgCl2型水则为典型的海洋成因水。在油田剖面上，上段以NaHCO3型水，深部则为MgCl2和CaCl2型水。油田水的水化学类型以CaCl2型为主，NaHCO3型次之，而Na2SO4型水和MgCl2型水则较少见。应当指出，这些分析只能作为油田水的必要条件（但不充分）。四．油田水与油气的关系归纳起来，油田水与油气之间的关系主要表现在两个方面：1．根据油田水水化学特征可直接进行寻找油气工作其原理是深部流体通过向上渗滤和扩散等方式，使得浅层水的化学成分发生某些改变，尤以节理和裂隙比较发育的油气藏构造顶部为甚，通过水化学特征在整个背景值上出现的异常值分布，即可大致圈定地下油气藏的范围，这就是所称的水化学找油工作。2．根据现代水化学资料可以判断油气运移、聚集和保存条件大量资料说明，对油气聚集和保存最为有利的环境应是渗透水交替缓慢或停滞，即地下水不太活动的环境。从现代水化学特征来看，这样的地区是以Cl-、Na+为主、水型以CaCl2型为主的高矿化度水分布区。另外，在判断油气运移方向及聚集条件时，还可采用脱硫系数（rSO42-/（rCl-+rSO42-））、钠氯系数（rNa+/rCl-）及碳酸盐平衡系数（（rHCO3-+rCO32-）/rCl-）等当量离子的组合形式，一般认为，越靠近油气聚集区，其值越小，而越往供水区方向，其值越小。第三章储层与盖层［内容提要］储集层的基本特征是孔隙性和渗透性，而决定二者好坏的根本因素是孔隙结构。储集层的特征及分布规律与其形成条件密切相关。本章按岩性将储集层划分为碎屑岩、碳酸盐岩及其它岩类，重点分析了各类储集层的孔隙特征、影响物性的主要因素，介绍了储层评价的原则与我国主要油气区的储层类型分布。从盖层的三种封闭机制着手，讲述了盖层的形成机理、盖层的相对性及其评价方法。§1储集层的物理性质油气在地下是储存在一些岩石的孔、洞、缝之中的，其储集方式就象水充满在海绵里一样。凡是能够存储和渗滤流体（油、气、水）的岩层都可以称之为储集层。这一概念只是强调岩石具有此种能力，并不一定在其中肯定存在油气（若有，称含油气层）。储层之所以能够储集油气，是因为具备了两个特征：孔隙性——直接决定岩层储集油气的数量；渗透性——控制了储层内所含油气的产能。而决定孔、渗性好坏的基本因素是岩石的孔隙结构，这些构成了储层物性分析的主要内容。一．孔隙性储集层中的孔隙是指岩石未被固体物质充填的那部分空间。为了衡量岩石孔隙的发育程度，人们提出了孔隙度（率）的概念。岩石中全部孔隙体积（Vp）与岩石总体积（Vt）的百分比，叫岩石的总孔隙度或绝对孔隙度（φt）：孔隙度越大，说明岩石中的孔隙空间越多，能容纳的流体数量也应越大。但是，并不是所有的孔隙都有利于流体的储存和流动，因为孔隙通常可分为三类：①超毛细管孔隙：管形孔隙直径＞0.5mm（＞500μm）或裂缝宽度＞0.25mm，液体在重力作用下可自由流动；②毛细管孔隙：管形直径=0.5～0.002mm之间，裂缝度宽0.25～0.0001mm，流体的运动受毛管力阻滞，只有在外力＞Pc时才能流动。③微毛细管孔隙：管形孔隙直径＜0.0002mm，裂缝宽度＜0.0001mm，流体与周围介质间存在巨大的分子间引力，在通常的T、P下不能流动。从实用角度出发，只有那些连通的超毛细管孔隙和毛细管孔隙才具有实际意义,而那些微毛细管孔隙和孤立的孔隙对油气储集和开采没有多少实际意义，因此人们又提出了有效孔隙度（φe）的概念，其含义是岩石中相互连通的、允许流体在其中流动的孔隙体积（Ve）与岩石总体积（Vt）之比。即：对同一岩石样品来讲，显然φt＞φe，生产单位一般使用有效孔隙度这个概念，习惯上把φe简称为φ。砂岩：φe=5～30%，一般10～20%；碳酸盐岩，φe＜5%。二．渗透性岩石的渗透性是指在一定压力差下，岩石允许流体通过的能力。严格讲，自然界的一切岩石在足够大的压差下都具有一定的渗透性，而通常所说的渗透性与非渗透性岩石，是指在地层压力条件下，流体是否能通过岩石而言，只是一个相对概念，并没有截然的界限。一般情况下，砂岩、砾岩、多孔的石灰岩、白云岩等都是渗透性岩石；而泥岩、膏盐、泥灰岩等则是非渗透性岩石。岩石渗透性的好坏是用渗透率来表示的。当单相流体通过孔隙介质并沿孔隙通道呈层状流动时，服从达西公式——达西直线渗透定律：式中比例系数k即为渗透率：按SI制，k的单位是μm2，CGS制中，K的单位为达西（D）和毫达西（mD），换算关系是：1mD=987×10-6μm2=0.987×10-3μm2。储层k值一般在5～1000mD之间，无论在横向上还是垂向上都有很大变化，捷奥多罗维奇按k大小将储集层分为五级:Ⅰ级k＞1000mD渗透性极好Ⅱ级k=1000～100mD好Ⅲ级k=100～10mD中等Ⅳ级k=10～1mD差Ⅴ级k=1～0.1mD不渗透Ⅵ级k＜0.1mD致密层应该指出，上述渗透率k为单相流体充满孔隙所测得的岩石渗透率，称为岩石的绝对渗透率。而在自然界中储层孔隙内常为两相（油—气、油—水、气—水）甚至三相（油—气—水）流体共存，它们彼此干扰、相互影响，岩石对其中每一单相的渗滤作用与前述单相渗流时有很大差别，为此提出了有效渗透率和相对渗透率的概念。有效渗透率是指储层中有多相流体共存时，岩石对其中每一单相流体的渗透率。油、气、水的单相渗透率分别用ko、kg、kw表示。在实际工作中使用更多的是有效渗透率与岩石总渗透率之比，称相对渗透率（kro、krg、krw）：显然kro=0～1，上式可用来表示多相渗流时每一相流体的渗透率所占的比例。有效渗透率和相对渗透率不仅与岩石性质有关，还与流体的性质及其数量比例（饱和度）有关（图3-1）。图3-1油水、油气饱和度与相对渗透率关系图（转引自Levorson，1954）三、孔隙结构储集岩的孔隙结构是指岩石所具有的孔隙和喉道的几何形状、大小、分布及其相互连通关系（罗蛰潭、王允诚，1986）。岩石的孔隙结构由孔隙和喉道两部分组成。孔隙是其中的膨大部分，它们通过较细的喉道得以沟通。孔隙主要是起储存流体的作用，而喉道主要影响岩石的渗透性。岩石中孔、喉分布对油藏的形成与开采意义重大。通过压汞法、铸体法及铸体薄片等多种方法，可以对岩石的孔隙结构有一个较全面的了解。用压汞法研究岩石孔隙结构主要是根据毛细管原理设计的。因为非润湿相流体通过由润湿相流体组成的介质表面，必然会产生毛细管压力Pc，其大小与毛细管半径rc、界面张力δ、润湿角θ有关，可表示为：Pc随δ、θ、rc的大小不同而变化。由于沉积岩大部分形成于水成环境中，故岩石一般为亲水的，那么油气通过孔隙介质时一般是作为非润湿相的，都要面临毛细管压力的作用。在实验时，汞作为非润湿相，其属性可近似代表油、气通过岩石孔隙介质时的情形。非润湿相的汞通过孔隙介质时，首先要克服毛管压力的阻碍，根据上述公式，毛管半径大的孔隙毛管压力小。这样从外界向岩样注入汞时，随外界压力由小逐渐增大，汞最先进入的是一些大的孔隙，然后才是小的孔隙和喉道。根据不同的外界压力下注入岩样的汞量，绘出压力与汞饱和度的关系曲线，即为毛细管压力曲线或压汞曲线（图3-2）。图3-2毛细管压力曲线示意图（引自西北大学石油地质教研室，1979）铸体薄片法在研究孔隙结构时，将液体有机玻璃（红、蓝）单体在常温下注入岩样，经高温聚合成有机玻璃，磨片后在显微镜下观察，由于有机玻璃明显不同于岩石介质，故可分辨岩石中的孔、喉分布。铸体法则是在注入有机玻璃后，将岩样在HF中浸泡，溶掉岩石骨架部分后，可观察孔隙的空间展布、立体构架。但此法有时溶解不彻底。通过以上种种方法，即可对岩石的孔隙结构进行分类评价。一般采用下列几个参数：1、排驱压力（Pd）排驱压力是指孔喉系统中最大连通孔隙所对应的毛细管压力，亦即沿毛细管压力曲线的平坦部分作切线与纵轴相交的压力值。与之相对应的是最大连通孔喉半径（rd）。由于排驱压力既反映了岩石孔隙喉道分布的集中程度，又反映了孔喉的绝对大小，因而是划分岩石储集性能好坏的主要指标之一。一般说来，孔隙度高、渗透率好的岩样，其排驱压力值就低。2、饱和度中值压力（Pc50）饱和度中值压力是指在注入非润湿相为孔隙空间的50%时相应的毛细管压力，可以反映孔隙中油、水两相共存时，油的产能大小。Pc50越大，表明岩石越致密（偏向于细歪度），生产石油的能力越低，反之，则表示岩石对石油的相对渗滤能力越好，具有较高的产油能力。3、最小非饱和的孔隙体积百分数（Smin%）最小非饱和的孔隙体积百分数表示当注入水银的压力达到仪器的最高压力时，没有被水银侵入的孔隙体积百分数。一开始被人们解释为束缚孔隙在整个岩石孔隙中所占的比例，后来人们发现，该值的大小与实验仪器的最高压力、岩石的润湿性、岩石颗粒大小及均一程度、孔隙度与渗透率，甚至胶结类型，都有密切关系，而不一定总是代表束缚水饱和度（陈荣书，1994）。但理论上，束缚孔隙越多，So越低，孔隙结构越差。4、孔喉半径集中范围和频数当岩石的孔喉大小分布集中时，在毛细管压力曲线就会出现一个水平的平台。岩石的分选性越好，岩石的孔隙结构越均匀，即最大连通的孔隙喉道集中程度越高，平台就越平且长。孔喉的大小和分布一般可用孔隙喉道的柱状分布直方图、频率分布曲线来反映。显然，孔喉半径越大，分布越集中，说明岩石孔隙结构越好。值得注意的是，越来越多的人在划分储集层的孔隙结构级别时，综合使用了岩性、常规物性、压汞试验、铸体薄片、电镜扫描及产能等多方面的资料，无疑，这样的研究更有实用价值。邸世祥等（1991）将孔隙结构级别划分的三级六亚级方案，即属此类划分方法。§２常见的储集层类型通常，按组成储集层的岩石类型可将其分为三大类：碎屑岩储集层碳酸盐岩储集层其他岩类储集层前两类在现今的储量和产量上都很重要，后一类则可望有一些新突破、新进展。一．碎屑岩储集层岩石类型主要包括各种砂岩、砂砾岩、砾岩、粉砂岩等。（一）孔隙特征及影响物性的主要因素碎屑岩储集层由成分复杂的矿物碎屑、岩石碎屑和一定数量的胶结物组成，其储集空间主要是碎屑颗粒之间的粒间孔隙，属于原生孔隙。其次是溶孔。包括粒间溶孔、粒内溶孔铸模孔等。它们主要由溶蚀（溶解/淋滤）作用形成。最后还有裂缝、解理缝、层理缝和层间缝。而孔径小于2μm的微孔则多数为无效孔隙。邸世祥等（1991）以孔隙产状为主并考虑溶蚀作用，将碎屑岩储层的孔隙划分为八种类型——粒间孔隙、粒内孔隙、填隙物内孔隙、裂缝孔隙及其溶蚀类型（见图3-3）。图3-3孔隙类型示意图（据邸世祥等，1991）影响碎屑岩储集层物性的主要因素有以下几个方面：1．岩石的矿物组分岩石的矿物组分以石英和长石为主。一般说来，在其它条件基本相同时，石英砂岩比长石砂岩储集物性好，因为：①长石的亲水性和亲水油性都比石英强，表面形成较厚液体膜，减少了孔隙流体流动能力；②长石抗风化能力不如石英，颗粒表面常有次生高岭土和绢云母，后者既可吸附油气，又可因吸水而膨胀堵塞孔隙。2．颗粒的排列方式和大小假设碎屑颗粒是由同一直径的理想球体组成，其孔隙度只与排列方式有关，而与球体大小无关。计算发现，当理想球体以立方体方式排列时，无论其大小如何，其理论孔隙度始终为47.6%，孔、渗都大；而当理想球体以菱面体方式排列时，其理论孔隙度为25.9%，孔、渗都小。自然界中，颗粒大小不可能完全一样，故由大颗粒构建的大孔隙将可能被小的颗粒所充填，于是岩石物性就会变差，因此，细粒碎屑沉积的孔、渗性（如细砂岩）也不见得一定就比粗粒沉积物（如砾岩）差。砂岩的孔隙度与渗透率之间一般具有良好的半对数相关关系。3．颗粒的分选和磨圆程度颗粒的分选和磨圆度越高，即杂质越少，颗粒越近于球形，越有利于形成较高的孔、渗性。4．成岩后生作用压实作用：使物性变差，但在高压带仍可保持很高的孔隙度，如英国北海K～E的含粉砂白垩，在3000m深处的孔隙度达45%。溶解作用：使物性变好，因为它是产生溶蚀孔隙，改善储集层孔隙结构的一种重要作用。值得一提的是，有机质热成熟产生的有机酸和CO2可使储集层中的碳酸盐胶结物及铝硅酸盐颗粒大量溶解，从而有助于次生孔隙的形成（Surdam，1984）。对油气藏的形成来说，深部的溶解作用更有意义，因为它所产生的溶蚀孔隙与油气的生成、运移和聚集往往有比较好的匹配关系。将压实作用和溶解作用综合起来，孔隙度由浅至深具有由大到小，在某一深度之下又有回升的现象（图3-4）。图3-4砂岩孔隙结构演化阶段的划分与孔隙度的分布（据V.Schmidt等，1979）胶结作用：胶结物的数量、类型和成分对物性也起一定作用。一般，胶结物的含量高者为基底式或孔隙-基底式胶结；含量低者多为接触式或接触-孔隙式胶结；在成分上硅质或硅-铁质或铁质胶结的岩石较致密，储油物性较差，泥-钙质或钙质胶结的岩石较疏松，储油物性较好。应该说，胶结作用通常被看作是影响物性的消极因素。（二）碎屑岩储集层的成因类型碎屑岩储集层的主体是砂岩体，研究储集层就必须从砂岩体着手。所谓砂岩体是指在某一沉积环境下形成的具有一定形态、岩性和分布特征，并以砂质岩为主的沉积岩体。其形状有席状、带状和树枝状等。近年来逐渐建立了以沉积环境为主要依据的砂岩体成因分类，已提出的与油气有关的常见成因类型有：河流、三角洲、海岸、浊积、湖泊砂岩体等。每一种成因类型的砂岩体都具有其一定的空间展布特征。1．河流砂岩体河流砂岩体以砂质为主，成分复杂、分选差～中等，形状不规则，平面常呈带状，可分叉，剖面上呈下凹上凸形状，孔、渗性常随地区而异，变化很大，厚几～几十米，宽几～几百米，长可达数百km。2．三角洲砂岩体三角洲可分为：三角洲平原：分流砂道砂岩体三角洲前缘：水下分流河道、河口坝、远坝、前缘席状等砂岩体前三角洲：以泥岩为主3．海岸砂岩体主要有海滩砂、砂坝、堤岛、风成砂丘等砂岩体，一般呈带状或串珠状沿岸线分布，分选好，圆度大，岩性以中细砂岩为主，较疏松，孔、渗都较高，有良好储油性能。其中又以海退型砂岩体含油性更好（因下细上粗，具良好生储配置条件）。4．浊积砂岩体平面形态是扇形，成因有海底扇、深海扇、湖底扇等。由根部→前缘，由下部→上部，分选由差变好，扇体的扇中部分（“扇腰”）一般有分选较好的砂质沉积，可构成良好储层，由于砂岩体发育于深水泥岩之中，故有丰富油源。5．湖泊砂岩体砂岩体类型多种多样，其中以滨浅湖的湖滩砂岩和湖成三角洲砂岩体最为发育，储集物性也好。如大庆K湖成三角洲砂岩复合体即构成其主要产层。二．碳酸盐岩储集层1960s以来，从碳酸盐岩中获得的油气产量和储量迅速上升。有资料报道：其石油储量已接近世界储量的50%，产量已达世界产量的60%以上（赵重远，1988）。据不完全统计：目前世界上有9口日产量曾达万吨以上的高产油井，其中有8口属于碳酸盐岩储集层。油气资源丰富的中东地区有34个储量大于3亿t的大油气田，以碳酸盐岩为储集层的就有28个，占总数的82%，拥有的可采储量362.8亿t，占总量的67.8%。近20年来，我国先后在四川、冀中（任丘）、塔里木、陕甘宁等地找到了以碳酸盐岩为储层的大型油气田。这些资料说明，在碳酸盐岩中寻找油气资源的前景是广阔的。（一）孔隙空间特征及其影响因素碳酸盐岩储集层主要是一些多孔的粒屑灰岩、生物骨架灰岩和白云岩等。其孔隙类型可分为：原生孔隙、次生孔隙（图3-5）和裂缝三类。图3-5碳酸盐岩孔隙类型示意图（黑影部分代表孔隙）（张厚福、据张万选，1989）1．受组构控制的原生孔隙（组构——岩石颗粒排列结构）受组构控制的原生孔隙是碳酸盐岩沉积过程中形成的，没有遭受严重成岩作用改造的孔隙，属于这一类型的有：①粒间孔隙：受能量条件限制；②遮蔽孔隙：在较大生物壳体/碎片遮蔽下形成；③粒内孔隙：沉积前颗粒生长过程形成，如生物体腔内孔；④生物骨架孔隙：原地生长的造礁生物，如群体珊瑚骨架间保留的一部分空间；⑤生物钻孔（潜穴）孔隙：较为少见，常被完全充填；⑥鸟眼孔隙：沉积物所含有机体腐烂，降解放出气体后形成的；⑦收缩孔隙：灰泥沉积由于间歇性暴露于空气中，脱水收缩而成不规则裂隙；⑧晶间孔隙：常呈棱角状，边缘平直。2．溶解作用形成的次生孔隙指碳酸盐岩矿物或其它伴生的易溶矿物被地下水、地表水溶解后形成的孔隙。主要有：①粒内溶孔和印模孔：由于颗/晶粒内部选择性溶解作用溶蚀形成，早期产物是粒内溶孔，如负鲕粒，后期整个颗粒被溶，形成与原颗粒大小、形状完全相似的孔隙称为印模孔；②粒间溶孔：粒间胶结物/杂基被溶之后形成的；③溶孔、溶洞、溶沟：属非组构选择性孔隙，不受原岩结构控制，而受地质构造、地下水、地表水的溶解作用控制，直径几个mm为溶孔，大型为溶洞，在裂缝基础上溶蚀成的是溶沟孔隙；④角砾孔隙：强烈溶解引起原岩崩塌，形成局部角砾堆积，发育角砾孔。3．裂隙裂隙是碳酸盐岩储层中重要的、早为人知的孔隙类型。一般产生于成岩期和成岩后，都属于次生范畴，按成因可分为成岩裂缝和构造裂缝：成岩裂缝主要产生在压实和压溶作用下，受岩性影响较大，如层间缝、缝合线。由于其延伸不远，故其意义远远小于构造裂缝。构造裂缝是岩石受构造应力作用产生的。其特点是延伸远、成组分布、具一定方向性，可分为张、压、扭性。裂缝的分布在剖面上往往出现在一定层位（岩性），并且一般来说，岩石越脆越易于形成裂缝；平面上受构造控制，发育在一定的构造部位，如背斜的顶部。影响碳酸盐岩储集层物理性质的因素主要有：①沉积环境：即介质的水动力条件，水动力条件强有助于原生孔隙的形成。②溶解作用：地下水带走了易溶矿物，结晶矿物的溶解度与许多因素有关。③成岩后生作用：碳酸盐岩的孔隙在它形成的地质历史中是不断变化的。沉积时期所形成的原生孔隙会因其后发生的各种次生变化而改变。主要包括：重结晶作用——随温度、压力的升高，矿物成分不变，而晶体大小、形状和排列方位发生了变化，使得原本致密、细粒结构的岩石→粗粒、疏松、多晶间孔隙的岩石，从而改善了储层物性；白云岩化作用——即白云石取代方解石、硬石膏和其它矿物的作用。一般对孔、渗性有好的作用。④胶结作用：在碳酸盐岩的孔隙系统改造中无疑是头等重要的。可发生在沉积物堆积之后的任何阶段，并可以多次进行，多世代的胶结对孔隙系统的破坏作用更为严重。碳酸盐岩中的主要胶结物是亮晶方解石，此外石膏、硬石膏也较常见。（二）常见碳酸盐岩储层的类型及其特征由于碳酸盐岩储集特征受后期改造的作用较大，因此不能象碎屑岩那样单纯根据其成因环境（砂岩体）进行分类。理想的分类方案应将碳酸盐岩沉积的成因特征与其中的孔隙形成特征相结合，目前所见到的分类方案还不能完全满足上述要求，这里我们暂按碳酸盐岩中储集空间类型的不同，将碳酸盐岩储集层分为四种：1.孔隙型储集层（包括礁型）发育颗粒间的各种孔隙，世界上许多特大油田的储层都属此类，如沙特加瓦尔油田是J3砂屑灰岩（主要由钙藻、有孔虫、层孔虫等生物骨屑组成）产油；2.溶蚀型储集层发育各种溶蚀孔隙，在岩溶发育地区岩洞、岩沟常互相连通。这类储层常分布在不整合面及大型断裂附近，地下水沿不整合面或断裂带向下渗透淋滤，形成洞穴发育的溶蚀带，钻井时常出现放空现象。3．裂缝型储集层主要在致密、性脆、质纯的碳酸盐岩发育各种构造裂缝，尤其在它们纵横交错构成裂缝网时更是良好的储集层。伊朗的许多世界性大油田都是以第三系阿斯马利石灰岩裂缝型储层产油，突出特点是单井日产量高，加奇沙兰油田的单井日产量最高可达13000t/d，年平均4200t/d。4．复合型储集层实际上多数碳酸盐岩储层是复合型。原生孔隙、溶蚀洞穴、裂缝同时出现，或发育其中的两种。如任丘古潜山油藏，即是由溶蚀—裂缝复合型储层形成的。（三）碳酸盐岩与砂岩储集性质的比较碳酸盐岩储集层与砂岩储集层相比较，它的储集空间类型多，次生变化大，导致储集层具有更大的差异性、复杂性和多样性等特点。现将上述两大类储集层的主要特征对比如下表：由表3-1不难看出，与砂岩相比，碳酸盐岩储集层具有以下特点：（1）孔隙的大小和形状变化很大，从完全取决于岩石组构要素直到完全无关。（2）孔隙的成因极为复杂。生物骨架碳酸盐岩的分泌作用、沉积物的堵塞、岩石的破裂作用、沉积颗粒的溶解、生物钻孔或有机质分解等，都可在碳酸盐岩中形成各种孔隙。（3）孔隙分布与岩石组构要素之间的关系变化也很大，可以完全依属，也可以毫不相关（即非组构性选择孔隙）。总之，碳酸盐岩的储集特征要比砂岩复杂得多。三．其它岩类的储集层是指除碎屑岩和碳酸盐岩以外的各种岩类储集层，如泥质岩、岩浆岩、变质岩等。尽管种类多，但在世界油气总储量中只占很小的比例。因此其意义远不如碎屑岩和碳酸盐岩储集层，但这一类型岩石为研究油气储集层扩大了视野，它的意义无疑是重要的。到目前为止，我国已在火山岩、结晶基岩、泥岩里获得工业油流，并且具有一定生产能力。表3-1砂岩与碳酸盐岩储集性质的比较（据燃料化学工业部技术情报研究所，1973，引自张厚福、据张万选，1989简化）特征砂岩碳酸盐岩沉积物原始孔隙度一般25～40%一般40～70%岩石的最终孔隙度一般为原始孔隙度的一半或一半以上，储集层普遍为15～30%一般是原始孔隙度的很小一部分或近于零，储集层中普遍为5～15%孔隙类型几乎全为粒间孔隙初始粒间孔隙较多，但由于沉积以后的改造，溶洞、裂缝发育，变化很大孔隙大小与沉积的关系与颗粒直径和分选作用密切相关与颗粒分选作用和直径关系较小，受次生作用影响较大孔隙形状主要取决于颗粒形状变化很大成岩作用对物性的影响由于压实作用和胶结作用，原始孔隙有所减小影响很大，能够形成、消失或完全改变孔隙。胶结作用和溶解作用很重要裂隙对储层物性的影响一般不重要影响很大孔隙性与渗透性之间的关系比较一致，一般决定于颗粒大小和分选情况两者关系变化很大，一般与颗粒大小、分选情况无关1.火山岩储集层以火山碎屑岩作为储层的油田较常见，而以火山喷发岩作储层的则不多见。下辽河坳陷一油田在Es3下部的火山岩里获得了工业油流，岩性为凝灰岩、粗面岩，初产量可达14t/d，酸化后可增到数十t，其φ=17-25%，k=1-90md，裂隙率2-3%。火山岩含油性取决于两个因素：①发育于生油层系之中或在其邻近，油源较为充足；②储油物性好坏（特别是裂缝发育程度）。2.结晶岩储集层指各种结晶了的岩浆岩和变质岩系，它们往往构成了沉积盖层的基底，故这类储层多发育在不整合带。在盆地边缘斜坡及盆内古地形突起上，位置较高，风化孔隙更发育，同时构造条件使裂隙加强，形成有一定方向性和连通性的裂隙密集带。因此这类储层的储集空间主要是一些风化孔隙，裂隙，以及构造裂缝。3.泥质岩储集层泥质岩一般可作生油层，而无法作为储层，因其孔隙细小（属微毛细管孔隙），毛细管压力很大，流体在地层压力下不易流动。只有那些较脆的泥质岩，如页岩、钙质泥岩，在构造应力作用下产生了较密集的裂缝，或泥质岩中含有易溶成分如石膏、盐岩等，经地下水溶蚀形成溶孔、溶洞时，才能作为储集层。柴达木盆地油泉子油田第三系钙质泥岩，因有了密集的裂缝而使油储集于其中，形成工业产层。四、储层评价的原则与方法储集层是油、气储存、聚集的场所，它的有无与发育程度，往往影响一个地区油气的有无及丰富程度，是评价一个地区、一个构造含油性的重要条件，是油气勘探中的核心问题之一，所以在油气勘探的各个阶段对储层的评价和研究，从来都是石油地质学家的一项十分重要的任务。从储集层研究的实际出发，我们认为储层评价中应遵循以下两个基本原则（据祝总祺，1988修改）：1.宏观与微观研究相结合储层研究的任务主要有：（1）通过区域性相分析，找出有利相带的部位，并确定其类型、展布和规模。（2）查明该地质体（如砂岩体）中孔隙发育的层段、厚度、储集空间的类型与成因及孔隙结构持征。（3）确定孔隙空间的分布规律及其连通性情况（4）研究油气水在其中的分布规律这里（1）是宏观研究方面内容，（2）（3）（4）是关于微观研究的。也就是说，对储集层的分布可以从宏观上加以研究，如相分析、地震地层学解释，而对储集层的物理性质，则从微观角度研究在某种程度上更为重要，因为储集层物性直接控制了在有利相带中是否能够含油，以及产油的潜能等等。2.采取综合研究的方法储集层的性质单靠一种技术手段恐怕难以反映其全部面貌，而必须采用综合研究的方法。储层的微观研究从根本上讲就是研究其孔隙性和渗透性，目前的研究分析技术和研究手段归纳起来有以下五个方面：（1）野外地质调查，盆地四周出露地层；（2）地层录井资料分析（气泡）；（3）测井资料解释（解释φ、R、So）；（4）实验室岩心分析（直接分析孔渗性、孔隙类型大小）；（5）开发动态资料分析（产液量井间干扰、放空、井漏）。此外，为了解释孔隙的成因，还要通过研究它与周围的矿物颗粒、基质和胶结物之间的关系，才能做出正确的判断，需采用薄片鉴定、扫描电镜（不破坏岩石原来结构）、探针和阴极发光法（区分不同时期或不同组分构成的碳酸盐岩矿物）、染色法（区分方解石和白云石）等。由此看来，必须综合各方面的资料加以研究，才能搞清地下储层的分布规律和物理性质。五、我国主要油气区储集层的类型和时代分布我国油气区内的储层，既有海相地层也有陆相地层，有碎屑岩、碳酸盐岩，也有其它岩类，从时代上看，从前震旦纪一直到第四纪都有分布（见表3-2）。§3盖层盖层——位于储集层之上，能封隔储集层，阻止其中的油气向上逸散的岩层。一、盖层的形成机理盖层之所以能够封隔油气层，是由一定的封闭机制造成的，目前一般认为盖层有三种形成机制：1.排替压力差封闭表3-2我国主要油气区储集层类型与时代分布时代油区QNEKJTPCSO∈ZAnZ塔里木▲▲▲▲★准噶尔▲▲▲▲▲◆吐哈▲柴达木▲▲▲▲玉门▲◆鄂尔多斯▲▲▲▲★★四川▲★★★★江汉▲苏北▲南襄▲渤海湾▲▲◆◆★★★◆松辽▲二连▲▲海洋▲▲台湾▲（▲—碎屑岩储层，★—碳酸盐岩储层，◆—其它岩类储层）又叫毛细管封闭，这种封闭机制主要靠盖层的最大喉道和储集层的最小孔隙之间的毛细管压力差来封盖储集层中的油气，这种封闭机制与盖层的厚度关系不大，故又称薄膜封闭。盖层和储层的毛细管压力差，可用实验室中测定的排替压力差代表，即储、盖层之间的排替压力差。盖层的封闭能力可用单位面积上所封存的油（气）柱高度（Zh）来衡量，如在静水条件下可写成：δ—界面张力，ρw/ρo—水/油的密度，rt—盖层最大喉道半径，rp—储层最小喉道。毛细管封闭机制是盖层最古老、最普遍的封闭类型，只要岩石物性上有变化即可在不同程度上形成封闭，常见的形式有断层封闭和盖岩封闭两种，如图3-6所示。图3-6毛细管封闭的两种主要封闭形式（据李明诚，1994）2.异常压力封闭它依靠盖层中的异常压力来封闭储层中上浮的油气，当上覆地层中水柱压力大于下伏储集层中的烃柱压力时，上覆层即可构成对下伏油气的有效封闭，如图3-7所示。图3-7异常压力对油气的封闭作用示意图如果盖层中的异常流体压力≥最小水平应力时，盖层会因发生破裂而丧失其对油气的封闭性。所以盖层中的异常流体压力不是越大越好，而应是有限度的超压层岩。3．烃浓度封闭分子扩散是物质传递的一种重要方式，理论上，只要两地存在浓度差，分子就会发生布朗运动，从而进行自发的物质和能量传递，直至达到浓度平衡为止。盖层的烃浓度封盖只存在于具有生烃能力的泥岩盖层中，当盖层中的烃浓度大于储集层中的烃浓度时盖层将对烃分子的扩散作用起抑制作用。此外，厚度也是影响烃浓度封闭的重要因素之一。对比发现，如果盖层具有生烃能力，且又具有异常孔隙流体压力，厚度越大，泥岩盖层的烃浓度封闭能力越强，反之则越弱。二、盖层的相对性当然，盖层的封闭性并不是绝对的，是在一定条件下才具有的，具有一定相对性（祝总祺，1992）。具体表现为：（1）盖层是相对于储层而存在的，离开某个具体储层；盖层也就失去其存在的意义；（2）上覆岩层能否起盖层作用，单就毛细管封闭而言，关键在于它与下伏岩层间是否存在毛细管压差，而岩石类型没有绝对意义，仅凭岩石类型来确定储、盖层远远不够，如有的地区泥岩作储层，而有的地区砂岩却可作盖层。（3）由上述公式可知，因为天然气密度ρg≤ρo，具有的浮力更大，故封闭气层更加不易。因而，一个拥有一定排驱压力的岩层可能对油来说是很好的盖层，而对气则不一定有效。（4）由于岩层的毛管性质在空间上的变化，在同一盆地或地区的一个岩层，在甲地是下伏储层的有效盖层，到了乙地可能因其性质发生改变而失去其封闭油气的功能。此即盖层相对性的全部内涵。三、盖层的主要岩性类型尽管岩石类型对盖层来说没有什么绝对意义，但以统计意义上讲，常见的盖型又往往局限于以下几种类型：盐岩、石膏层，由于具可塑性和流变效应，封闭性最好，如中原C-P煤成气层的盖层。泥质岩层：泥岩、层岩，我国大部分油田的盖层均属此类，如渤海湾盆地的主力产油层ES2-4，其区域盖层为ES1中部的暗色泥岩、页岩（自上而下，依次是Es1→Es4）。渗透性较差的砂岩、石灰岩也可作为盖层，如长庆T3y含水细砂岩，即封存了其下的含油层，但由于盖层封闭性差，盖层下的油层产能往往不高。除此之外，铝土岩和煤层有时也可作为油气藏的盖层，如陕甘宁盆地中部大气田，下古生界主力储层是马家沟组第五段，盖层是奥陶系不整合面上的本溪组均质性铝土岩（厚3-8m，由菱形团柱状三铝水石组成，k=6.5×10-9μm2,φ=3.5%，突破压力13.3MPa）。四、盖层评价及其参数的选择有关盖层的研究最初仅建立在岩性-岩石学等的定性标志基础之上，随后人们曾提出过一些定量标志，如岩石的物理、机械性、渗滤性和扩散渗透性等，另外，利用沉积相和地球物理测井资料在评价盖层分布和判别封盖能力方面取得良好的效果。王少昌等人（1987）对陕甘宁盆地16口探井的441块上古生界泥岩样品在饱含不同介质（空气、煤油和水）条件下的排替压力、渗透率等多项物理参数的分析结果表明，排替压力受渗透率控制，其大小与岩石的泥质含量、颗粒结构、矿物成份和岩石所含流体的性质有关，可以作为衡量、评价盖层封闭能力的标准。排替压力在饱含水时最高，饱和空气所时最低；泥质含量增高，渗透率降低；岩石结构较粗且单一时，渗透率大，反之则较小；矿物成分以高岭石和伊利石为主时，具有较高封闭性，而当绿泥石含量＞20%时，封闭能力较差。他们还根据气体绝对渗透率和岩石饱含不同介质（空气、煤油和水）条件下的排替压力两项实验数据，结合岩性标志，对盖层封闭能力划分了等级（表3-3）。表3-3泥质岩封闭能力评价等级表（据王少昌等，1987）类别气体绝对渗透率（mD）排替压力（Kg/cm2）主要岩性遮挡能力级别空气煤油水110-647170750粉砂质泥岩泥