《高等石油地质》复习资料

高等石油地质学(AdvancedPetroleumGeology)石大（华东）

油气地质学的核心----油气藏形成与分布

油气生成—Generation

油气运移---Migration

油气聚集----Accumulation

油气分布---Distribution

成藏基本要素（elements)：烃源岩、储集层、盖层、圈闭成藏地质作用(process)：生成过程、运移过程、聚集保存过程

勘探家任务：寻找和查明油气藏。油气深埋地下，又是流体，控制它们分布的因素复杂。到何处去寻?----理论基础是石油地质学石油地质学是矿床学的一个分支。它的主要任务是阐述石油和天然气在地壳中的形成过程，产出状态和分布规律主要内容三大部分：油气的成因、油气藏的形成、油气分布规律。生成运移聚集分布油气成藏理论的发展第一阶段：19世纪末--20世纪40年代末背斜聚油理论非背斜圈闭理论（地层圈闭理论）背斜理论—石油聚集于背斜构造的顶部，沿构造等高线分布，背斜高点找油最有利。

1861年怀特提出的背斜理论，首先在欧洲获得成功，后来在美国推广应用。之后，地面地质测量寻找背斜构造成为找油的主要依据，地质家正式成为找油必不可少的专业人才。

油气成藏理论的形成第二阶段：20世纪50年代初--70年代末成藏要素及成藏作用（生储盖圈运保）陆相盆地成藏理论（陆相生油理论、源控论、复式油气聚集理论）油气差异聚集原理油气运移聚集的流体势理论干酪根晚期生油理论第三阶段：80年代初--现在现代油气生成理论（未熟低熟油理论、煤成油理论）油气运移聚集理论（优势通道、输导体系）流体封存箱与成藏动力学（异常压力与成藏、幕式成藏）油气藏封盖保存理论（盖层与断层封闭理论）天然气成藏理论（晚期成藏、动态成藏、深盆气与煤层气成藏理论）含油气系统与油气成藏系统

主要参考书：蒋有录,查明主编.2006.石油天然气地质学与勘探,石油工业出版社金之钧，张一伟主编，

2003，油气成藏机理研究系列丛书1-9卷，石油工业出版社。（1）油气成藏机理与分布规律；（2）油气成藏条件及主要控制因素；（3）典型油气藏地质特征及成因模式；（4）油气生排机理与模式；（5）油气运移机理及物理模拟；（6）油气藏保存与破坏研究；（7）油气田渗流场特征；（8）油气成藏定量模式；（9）油气成藏机理研究图册。李明诚，石油与天然气运移，2004，石油工业出版社。赵文智等，1999，石油地质综合研究导论，石油工业出版社L．B．马贡主编,张刚等译.1998.含油气系统—从烃源岩到圈闭,石油工业出版社戴金星等.1997.中国大中型天然气田形成条件与分布规律,石油工业出版社外文及主要参考杂志：L.B.Magoon,W.G.Dow,eds.ThePetroleumSystem---FromSourcetoTrap.AAPGMemoir60,1994Law,B.E.,G.F.Ulmishek,eds.,Abnormalpressureinhydrocarbonenvironment,AAPGMemoir70,199AAPG,JPG(Journalofpetroleumgeology)石油学报，石油与天然气地质，石油勘探与开发，石油实验地质，天然气工业，地质科技情报，国外油气勘探地学前缘，勘探家，地质学报，地质论评课程网址：0/jpkc/C67/zcr-1.htm

或：中国石油大学（华东）主页人才培养精品课程信息中心课程网址石油天然气地质与勘探

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主讲人：蒋有录工作单位：石油大学（华东）油气资源系办公室：勘探馆3007

电话-mail:jiangyl@外文及主要参考杂志：L.B.Magoon,W.G.Dow,eds.ThePetroleumSystem---FromSourcetoTrap.AAPGMemoir60,1994Law,B.E.,G.F.Ulmishek,eds.,Abnormalpressureinhydrocarbonenvironment,AAPGMemoir70,199AAPG,JPG(Journalofpetroleumgeology)石油学报，石油与天然气地质，石油勘探与开发，石油实验地质，天然气工业，地质科技情报，国外油气勘探地学前缘，勘探家，地质学报，地质论评课程网址：0/jpkc/C67/zcr-1.htm

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主讲人：蒋有录工作单位：中国石油大学油气资源系办公室：勘探馆3007

电话-mail:jiangyl@(注：该讲课多媒体引用了大量前人及本人的研究成果，仅供个人学习参考用）一、干酪根热降解成烃理论二、低熟油形成理论三、煤成油形成及特点四、现代油气成因模式五、有效烃源岩识别与评价六、油源对比第一章现代油气成因理论与有效烃源岩评价一.干酪根热降解成烃理论要点：在成岩作用晚期，有机质主要由干酪根组成，热降解形成大量油气；干酪根是石油的主要前驱物质；沉积岩必须达到一定埋深（温度），即门限深度（温度），才能大量生成石油；油气生成数量取决于干酪根的类型及其所经历的地质时间和温度。

将油气生成、有机质演化分为四个阶段:(1)生物化学生气阶段(2)热催化生油气阶段(3)热裂解生凝析气阶段(4)深部高温生气阶段大量石油生成于一定埋藏深度（地温）区间（生油窗）内。烃类的形成与生油岩埋藏深度的关系的一般图解该理论产生了一系列实用性很强的地化参数及研究方法:如(1)成烃演化阶段的划分及生油窗的确定，(2)成烃潜力三要素：有机质丰度、类型和成熟度；(3)有效烃源岩的识别、油源判识；不同时代的几种生油岩中主要生油带的起始温度与埋藏深度的比较干酪根热降解成烃理论在勘探中卓有成效。存在问题：（1）忽略了成岩-深成作用早期沉积岩中可溶有机质对油气形成的的贡献；（2）不能很好地解释在生油门限以上形成的大量未熟石油。1.低熟油基本概念（Immatureoil）低熟油：所有非干酪根晚期热降解成因的各种低温早熟的非常规石油。（未熟-低熟油）由可溶有机质经低温生物化学或低温化学反应生成。相当于干酪根生烃模式的未成熟（Ro

0.5%）（未熟油）和低成熟（Ro=0.5--0.7%）（低熟油）阶段。二.低熟油形成理论80年代初,我国在渤海湾盆地和其它含油气盆地不断发现一些成熟度参数较低的原油,打破了原有的生油门限。生油岩中生油母质为低等藻类和高等植物的类脂物,在低温化学反应条件下,可以直接转化成油,从而提出了未成熟-低成熟油的新认识。由于生油门限Ｒ0的降低使油气资源评价的深度上升了800～1000ｍ,扩大了评价范围。仅渤海湾盆地就有25亿ｔ低熟油资源。经二次资源评价全国有低熟油资源为40亿ｔ。目前渤海湾盆地已探明7亿ｔ。这是近几年勘探实践在新的认识指导下的重大突破。各种显微组分的热稳定性与生烃活化能不同，生烃时间和生烃潜力不同。若源岩有机质中存在大量化学性质不稳定、活化能较低的富氢显微组分，可生成低熟油。2、低熟油生成的物质基础

（1）．树脂体早期生烃植物分泌出树脂，随沉积物埋藏，树脂可转化成树脂体。树脂体可在低温条件下率先早期生烃。3、低熟油形成机理

（2）．木栓质体早期生烃

木栓质体来源于高等植物，在低热条件下，发生低活化能的化学反应，生成并释放以链状结构为主的烃类。

（3）．细菌改造陆源有机质早期生烃细菌作用对陆源有机质进行降解改造，提高富氢程度和“腐泥化”程度，使有机质热降解生烃反应所需活化能降低，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易于水解形成长链脂肪酸和长链脂肪醇。在低温阶段，经脱官能团形成原油中C22+正构烷。

（5）．藻类类脂物早期生烃藻类以蛋白质和脂肪物质含量高为特征。藻生物类脂物结构简单，在低温还原条件下，可转化成链烷烃和环烷烃。

（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:S—S：250kj/mol,S—C：275kj/mol,C—C：350kj/mol.S—S和S—C键易断裂，富硫大分子可早期低温降解形成低熟油。低熟油的形成的地质模式吐哈盆地东海盆地低熟油的形成的地质模式苏北金湖凹陷临清坳陷板桥凹陷4、低熟油的地球化学特征一般为重质油，也有凝析油和轻质油。饱和烃含量较低，非烃和沥青质含量较高，饱/芳比低。甾烷的立体异构化程度低，如C29甾烷20S/(20S+20R)小于0.4为低熟油,小于0.2为未熟油。5.低熟油的分布特征分布广泛，多与陆相沉积或陆源有机质有关。具有早期生烃和分期生烃特点。不是每个盆地都有低熟油，必须具备特定的有机母质和适宜的沉积-成岩环境，才能形成低熟油。湖盆范围小，邻近物源区，有机质搬运距离短，沉积速率高，有利于各种沉积有机质的堆积和保存。1.煤成油的基本概念煤和煤系地层中分散和集中的陆源有机质，在煤化作用过程中生成的液态烃。OilfromcoalOilderivedfromcoal三.煤成油形成及特点煤系烃源岩特点：有机碳含量高，可溶有机质含量偏低与湖相泥质烃源岩相比，煤和含煤岩系相对贫氢，在煤化作用过程中所产生的主要是低分子量的烃类。多数情况下，煤系和气藏相联系。澳大利亚的吉普斯兰盆地、印度尼西亚的库特盆地、北海默里盆地发现了与中、新生界煤系地层有关的重要油气田；吐哈盆地也发现了与侏罗系煤系地层有关的大油田。煤系地层不仅能生成天然气，也生油；在特定的地质条件下，煤成油可从煤系烃源岩中运移出来并聚集成藏，甚至形成大油田。2．煤的显微组分及其生烃潜力煤生成液态烃的能力大小，与煤的类型和显微组分组成密切相关。富氢的显微组分具有更大的液态烃生成潜力，煤显微组分的生烃能力从大到小为：壳质组、镜质组、惰质组。生烃潜力取决于煤中壳质组的数量与组成。商业性煤成油田的形成条件：（1）壳质组含量大于10%；（2）干酪根的氢指数大于100mg烃/g有机碳；（3）煤层的沥青化作用达到了气煤-肥煤阶段；（4）良好的油气聚集、保存条件。3煤成油的排驱机理及成烃模式煤的微孔隙性，高塑性和高吸附性使煤成油的排驱受到限制，并造成地质色层分异效应。三种排烃机理：压实排驱：低熟阶段，Ro=0.5--0.7%连续沥青网络运移：生油窗，Ro=0.7--1.2%气溶方式运移：成气阶段，Ro大于1.2%煤成油的成烃模式4．煤成油的地球化学特征煤成油排驱和运移具有强烈的地层色层效应：分子直径较大和极性较大的油被滞留在源岩内，轻质油和凝析油运移出烃源岩聚集成藏。4．煤成油的地球化学特征（1）密度较轻，饱和烃含量高，非烃和沥青质含量低；（2）正构烷烃中高碳数组成含量高；（3）具姥鲛烷优势（pr/ph

2）；（4）具明显的藿烷类和C29甾烷优势，含有较丰富的芳香烃类；（5）

13C重，富集重碳同位素。干酪根晚期成烃模式+未熟-低熟油形成模式沉积物（岩）中的可溶有机质和不溶有机质（干酪根）是一个有机联系的整体，在成烃演化过程中，随理化条件的改变，处于一种相互转化的动态平衡中。四.现代油气生成模式成岩阶段：部分可溶有机质直接转化为未熟油，另一部分缩合到干酪根中；深成作用阶段：干酪根热降解成烃过程，要经过沥青物质形成的中间阶段；在较高成熟阶段，当干酪根的生烃潜力基本枯竭后，由干酪根衍生而来的缩合沥青成为高成熟轻质石油的主要贡献者。有机质的生烃模式二次生烃：已发生生烃作用的烃源岩由于构造抬升，温度降低导致生烃作用终止,当源岩再次被深埋，受热温度增高并达到有机质再次生烃所需的临界热动力条件时，烃源岩发生的再次生烃演化。二次生烃特点：（1）烃源岩一次生烃后仍具有生烃潜力；（2）一次生烃与二次生烃间隔时间很长，剥蚀间断时间通常在上亿年；（3）一次生烃过程生成的油气早已散失，商业性油气聚集来自二次生烃过程。(4)二次生烃里程显现出迟滞性,起始成熟度增高,二次生烃峰位成熟度有规律性后移.哈西迈斯欧德地区生油岩的埋藏史以及烃类生成和地质时间关系图1.烃源岩评价主要内容（1）烃源岩地质特征：岩性，颜色，厚度，沉积环境（2）烃源岩地球化学特征：有机质丰度：有机碳含量，氯仿沥青含量有机质类型：腐泥型、腐殖-腐泥型、腐泥-腐殖型、腐殖型有机质成熟度：未熟、低熟、成熟、高熟、过熟（3）油源对比五.有效烃源岩评价2.烃源岩地球化学指标评价方法岩心或岩屑分析有机质丰度：有机质类型：元素分析、镜检、热解有机质成熟度：镜检、热解、色谱、色谱-质谱（3）油源对比：色谱、色谱-质谱、同位素

随热演化程度加深，低稳定构型(αα型、R型)甾、萜烷化合物向热力学较稳定的构型(ββ、20S、22S)转化，稳定构型与低稳定构型的比值反映成熟度甾、萜烷异构化比值如C3122S/(22S+22R)，C2920S/(20S+20R)值的增加与Ro值的增大呈明显的正相关性。六、油源对比1、油源对比的概念油源对比实际上包括了油(气)与源岩之间以及不同储层中油气之间的对比两个方面。通过对比研究可以搞清含油气盆地中石油、天然气、源岩之间的成因联系，油气运移的方向和距离以及油气的次生变化。从而进一步圈定可靠的油源区，确定勘探目标，有效地指导油气的勘探和开发工作。2．油源对比的原理

源岩中形成的油气，一部分运移到储集层中，其余部分则保留在源岩之中。因此，源岩中的干酪根，沥青与来自该层系的油气有着亲缘关系，在化学组成上也必然有着某种程度的相似性。这种“继承相似性”从宏观的特性到单体化合物组成的范围都存在。来自同一源岩的油气在化学组成上也应该具有相似性，而非同源的油气则会表现出较大的差异。这种相似性就是我们进行油源对比的基本依据。由于油气形成的漫长性和本身的可流动性，在运移、聚集甚至储层中都会经历一系列的变化。这样就会模糊甚至完全掩盖这些原生的相似性，从而大大增加了对比的多解性和复杂性。3.影响油源对比的潜在因素

（1）源岩样品中可能含有运移来的石油，它们不代表原生烃类。是否为原生沥青可以通过研究其与源岩中干酪根的成熟度、同位素组成及热解生物标志物的相关性加以确认。（2）大多数油源对比要求源岩沥青与石油样品在热成熟度上相同或相似，但石油的次生热蚀变或烃类运移后，源岩的继续埋深都会掩盖这一特征。（3）石油常是源岩厚剖面生成运移出物质的混合物，如果所研究的源岩样品不能代表生成这种石油的剖面的混合成分，就会导致错误的结论。（4）运移可能贯穿石油生成的整个过程，所以即使同一储层中的石油成分在不同位置可能也不同。（5）多套烃源岩层的存在也会给对比带来困难。4．油源对比的参数选择

油源对比的基础是受地质资料支持的化学相关性。合理地选用对比参数质及有机地化资料是十分必要的。油源对比中研究的三个主要对象：源岩中不溶的干酪根，可溶的沥青以及聚集在圈闭中的石油、凝析油和天然气。油和源岩间的成因联系依赖于上述研究对象的正相关性。尽管在对比中可能使用多种技术，但基本前提假设是一样的，即对比指标在所有非成因过程中保持不变，换句话说某一特定参数只与成因有关，对于有相同起源的有机物具有唯一性，且容易测定。这是解释油源对比资料的理论基础，一旦忽略，必将造成源岩判断的错误。所以参数选择必须确定成因与非成因参数。

5.对比方法

过去，在对比研究中由于仪器方面的局限，只能依靠油气的总体物化性质，如比重、粘度、凝固点、族组成等。这些参数的获得比较简单。但是它们很容易受外界次生因素的影响。例如，地下水的冲洗，微生物的氧化都会使石油比重、粘度等物化性质发生明显的变化，以至造成错误的对比。所以，这类参数只能做为辅助参数。近年来，随着石油有机地球化学理论的深入发展，不仅能较科学地解释油气形成和变化的规律，而且也提供了一些新的地球化学对比指标，使对比研究有了新的突破。目前使用的主要有两类参数：

6.油源对比的意义（1）确定有效油源区（层位）及其有机地化特征。（2）正确认识研究区烃源岩的生烃演化历史。（3）帮助确定油气的运移方向和距离。（4）研究油气的次生变化。（5）帮助确定远景区。第二章输导体系与油气运移运移通道及输导体系二次运移的有效空间和优势通道岩石的组构与油气运移盆地类型与油气运移通道油气运移研究方法(一)、运移通道及输导体系

通道渗透性岩层断裂不整合面微裂缝流体输导系统：渗透性岩层、不整合面、断裂及其组合。即所有运移通道及其相关围岩的总和。输导体系（petroleummigrationpathways）是指连接源岩与圈闭的油气运移通道的空间组合体，其要素包括：骨架砂体、层序界面、断层及裂缝。有效输导体系是指受砂体高孔、高渗带，断层性质、形态和幕式活动，以及各类构造脊控制的在一定地质时间和空间内发生了油气运移的输导体系。

输导体系是连接圈闭与油气源的“桥梁和纽带”油气从分散的“源”到集中的“藏”。最佳的远景圈闭总是位于最佳的油气运移通道内。油气运移通道研究对于预测油气藏的分布具有重要意义。优势通道（运移高速公路）：有限通道陆相盆地：短距离运移，一般10-30公里海相盆地：长距离运移，可达160公里以上

油气二次运移只通过局限的通道进行,油气运移空间可能只占据整个输导层的1%～10%;输导层油气的运移路径受控于输导层顶面或封盖层底面的三维几何形态。在生烃凹陷及其附近,油气运移路径形成密集的网络,而远离生烃凹陷,运移路径逐渐汇集,构成油气运移的主通道,与生烃凹陷相联系的“构造脊”是油气运移的重要主通道类型。因此可以从生烃凹陷出发,利用射线追踪技术进行运移路径的三维预测。

李丕龙等（2004）根据济阳坳陷第三系发育的断层、储层、不整合面等要素在空间和时间上的组合关系，将输导系统划分为网毯式、“T”型、阶梯型、裂隙型等四种不同类型。输导体系类型

不同学者根据研究方便及需要进行了不同的分类方案。①油气渗透运移模式：渗透运移是烃类在饱和水的砂层中以连续相、水溶相或油（气）溶相的形式稳态运移，其中，以连续相运移为主。②油气幕式或突发式运移模式：Hunt(1990)在讨论异常压力流体封存箱时指出的。张义纲（1991）提出了混相涌流的概念，认为混相涌流的运移条件是存在封闭系统和超压。③油气热对流循环运移模式：由于地层水盐度或温度的差压，以及天然气大量溶解在地层水中，产生地层水的密度差，并导致重力作用或浮力差异，从而引起热流体的对流循环。主要发生在封存箱体内（张义纲等）。④油气扩散运移模式：只要存在浓度差，就会发生扩散运移。在特定条件下可导致油气的富集，而在大多数下导致油气的散失。输导体系的输导机制级差优势通道控油气作用地质概念模型

级差优势通道：指输导层内孔渗性结构分布差异形成的优势通道。油气在这类介质中总是沿着级差优势最大的通道向前运移。

油气运移通道的基本模式有四种(庞雄奇）：区域盖层分隔槽控制油气运移方向和优势通道地质概念模型a－分隔槽向供烃中心左侧运移，油气趋向右侧运移；b－分隔槽向供烃中心右侧运移，油气趋向左侧运移。

分隔优势通道：指有效烃源岩之上的输导层沉降中心的有序偏移所形成的油气运移通道。特别要注意断裂和区域性盖层的作用及其二者之间的匹配关系。区域性盖层底部形成的分隔槽是最终决定油气流向的地质要素。流向优势通道控油气作用地质模型

流向优势通道：指油气受浮力作用而形成的优势通道。油气运移方向和通道受浮力和断面（或储集层）倾角的控制。流压优势通道控油气作用地质概念模型a－极强的水动力条件下油气顺水流方向运移；b－强的水动力条件下油气大部分顺水流方向运移；c－较强的水动力条件下部分油气顺水流方向运移；d－较弱的水动力条件下只有极少数油气顺水流方向运移。

流压优势通道：指油气在运移过程中流压作用形成的优势通道。油气运移的方向和通道受浮力和水流动力的双重作用控制。

潘钟祥在80年代提出不整合在油气成藏中的重要作用。不整合面的分布具有差异性、继承性、迁移性。不整合类型的差异性控制了油气分布；不整合类型的继承性控制着油气的演化；不整合类型的迁移性控制了油气再分配。

特点：（1）不整合面代表一次区域性的沉积间断或剥蚀事件，往往使下伏地层遭受风化剥蚀和溶解淋滤；（2）一般有区域性，可形成时空跨距很大的生、储、盖岩性组合；（3）在时空上具有相对稳定性。

影响因素：不整合的性质、岩性构成、上覆地层的性质、发育规模、形成时间和运移期的配置关系、与其它运移通道的配置关系等。

（2）不整合输导体系

储集砂层输导体系是最普遍和最重要的一种油气输导系统。储集层构成输导体系的条件：储集层具有一定厚度、平面上连通性好、其分布广、孔渗性好、围岩封闭性好、古产状有利，与油源区较近。

通过模拟认为：油的运移呈跳跃式和脉动式，油的运移沿着优势路径进行，存在着一个临界注油速率。通过对均质砂层的油气运移模拟，得出以下结论：油垂向充注进入砂层垂向运移时，油的运移通道比较宽，散失量很大；而侧向运移时，运移通道较窄，运移效率较高。

由于沉积学、高分辨率层序地层学、地震岩性预测和地层模拟技术的发展和综合应用，砂岩输导系统分布的预测能力已明显提高。同时水－岩反应过程和成岩机理及其控制因素的研究也为砂岩输导能力的有效预测奠定了基础。

（3）储集砂层输导体系1）骨架砂体识别方法:①利用骨架砂体等厚图确定可能的运移通道;②利用砂岩物性等厚图识别相对高孔渗带;③利用主干厚砂带和相对高孔渗带确定骨架砂体的运移通道;

2）输导断层识别方法①利用断层封闭性定量分析确定封闭程度;②利用断层性质及其变化确定断层开启性;③利用断层发育是与成藏期对应关系识别作为运移通道的断层;④利用断层面产状与油气藏分布关系确定可能的运移位置;3.输导体系的识别方法3）砂体断层组合识别方法①骨架砂体分布图与断层分布图叠合图形成平面输导体系;②波阻抗反演剖面显示砂体与断层的分布和对接程度;4）含氮化合物识别方法

在油气运移的过程中，烃类的一些特殊化合物的组成会有规律的发生变化，可以反过来预测油气可能的运移路径。5）油气分布方法识别

利用已知的油气藏与有效烃源岩分布的相对位置，由藏到源，反推油气运移的可能通道，确定油气输导体系。（二）、二次运移的有效空间和优势通道二次运移的有效空间

李明诚（1989）把运载层中真正发生了运移作用的通道，称为有效运移通道空间；只有得知有效通道空间的大小，才能计算和模拟油气的聚集量，还可以分析二次运移发生的强度和区域盖层可能分布的层位。有效运移通道空间的大小主要受地层岩石的组构控制1.概念2、求取

李明诚（1989～1998）先后在大民屯、歧口等8个凹陷，用油气录井资料求得各凹陷有效运移通道空间平均约占整个运载层孔隙空间的5%-10%；西部满加尔凹陷古生界二次运移有效通道空间系数平均为3.9%。二次运移的有效空间和优势通道二次运移的有效空间和优势通道二次运移的有效空间和优势通道二次运移的优势通道

指二次运移的主要方向和路线，宏观上受地层的沉积相和构造形态控制，具向源性和聚敛性特征；而有效运移空间是受岩石组构控制，无论是在优势通道上或非优势通道上，油气总是沿阻力最小的有效空间（大孔渗部分）运移，两者在概念上有所不同，据目前初步研究，70％以上的油气藏位于优势通道上概念二次运移的有效空间和优势通道二次运移的优势通道二次运移的有效空间和优势通道优势通道的追索——勘探策略确定烃源岩成熟的时期和空间位置编制烃源岩顶面构造图，划分供烃单元编制烃源岩之上、有效盖层之下的储层顶面构造图在储层顶面构造图和剖面图上，标出穿过和没有穿过盖层的断层根据储层顶面和断层面的构造图，追索流线的聚敛和发散，确定运移的优势通道根据地表油气显示，反演追索运移优势通道。选择优势通道上的最佳圈闭进行勘探。二次运移效率与油气藏的形成二次运移的距离侧向：10－100km

（商业性聚集多在30km）垂向:<5km（向下300－500m）二次运移的速率侧向：10－30km/Ma；垂向：石油：1km/105-106a,

天然气：1km/103-104a。

(在浮力作用下，断层倾角为70。渗透率为10-4-10-5D)根据岩石孔径大小的孔隙分类Sing,etal(1985)孔隙类型孔隙直径孔隙类型孔隙直径裂缝宽度粗大孔隙(Roughpore)大毛细管孔隙(Macrocapillary)毛细管孔隙(capillary)微毛细管孔隙(Microcapillary)大微孔(Macropore)中微孔(Mesopore)小微孔(Micropore)亚微孔(Submicropore)小微孔(Ultramicropore)d>2mm(mm=10-3m)2mm>d>50μm(μm=10-6m)50μm>d>2nm2μm>dd≥50nm(nm=10-9m)50nm≥d≥2nm2nm≥d≥0.8nm0.8nm≥dd≈0.6nm超毛细管孔隙毛细管孔隙微毛细管孔隙>500μm500-0.2μm<0.2μm>250μm250-0.1μm<0.1μm

（三）岩石的组构与油气运移岩石中连通孔隙的5种组构孔径1nm-10nm（1）20%

10nm-100nm（2）30%100nm-1μm（3）45%1μm-10μm（4）5%10μm-100μm（5）砂岩泥岩（1）90%（2）10%其中包含（3）少许我国陆相泥岩粘土质含量一般<50%(以济阳坳陷为例)12nm多属大微孔和中微孔（2）+（3），烃类可通过

岩石的组构与油气运移埋深2000-3000m孔径660nm喉径34nm3000-5000m440nm12nm岩石中连通孔隙的5种组构若泥岩中视孔径30nm，油水界面张力取地面值3×102N/m，则泥岩中的毛细管阻力约为4MPa，至少需要百米以上的油柱或几十米的气柱高度，可见游离相的排烃动力主要是异常高压力若砂岩孔径取10μm，砂岩中的毛细管阻力约为0.012MPa，只需2～3m的油气柱高度，可见在砂岩中依靠浮力就可以运移我国陆相泥岩的渗透率约在10-2～10–6mD（10-17～10-21m2）一般泥岩的渗透率约在10-2

～10-8mD（10-17～10-23m2

）储层连通孔隙运移通道油储层的孔隙成为运移通道的条件：1.孔喉配位数（每个孔隙连接的喉道个数）大于等于2，2.出口喉道半径大于进口喉道半径储层连通孔隙运移通道油气运移位模型当配位数大于2时，油气可选择性地往不同喉道运移。当R出1Sinθ1〉R出2Sinθ2时，油气往R出1连接的孔隙运移，油气沿优势通道和路径运移（四）油气运移的流动类型渗流——地层孔隙中流体在压差作用下所发生的流动，可以是达西流，也可以是非达西流浮力流——指油气在密度差作用下，在地层孔隙水中的上浮扩散流——指在浓度差作用下，所产生的烃分子扩散渗透流——指在盐度差作用下，所产生的水分子渗透势平衡流(Potentialequilibrationflow)(破裂流、喷射流、涌流)（五）、盆地类型与油气运移（1）盆地水动力环境与油气运移压实流盆地：离心流，流体运移--从盆地中心向边部，从深层到浅层，超压，青年盆地，油气环绕生油洼陷中心呈环带状分布，远景好。重力流盆地：向心流或穿越流，油气分布在地下水的低势区，盆地斜坡和中心，中年盆地，远景好-中等滞留盆地：流体不流动，老年盆地，远景差根据水动力条件划分的三种主要沉积盆地类型幼年盆地：压实作用强烈，流体由泥岩-砂岩，盆地中心-边缘，异常高压。压实流盆地，离心流。中年盆地：重力流盆地，向心流，穿越流。大气降水在盆地边缘露头渗入运载层，在盆中心穿层排出老年盆地：滞流盆地，静水环境（2）盆地动力学类型与油气运移裂谷盆地：快速沉降，快速沉积，高热流，烃源岩快速成熟，油气垂向运移为主，优势运移通道为断裂，断层圈闭为主，异常高压分布普遍。断裂运移体系克拉通盆地:沉降沉积中心速率慢，低热流，烃源岩成熟慢，油气横向运移为主，优势运移通道为储集砂体，不整合面，地层、岩性圈闭发育，常压。长距离运移体系。前陆盆地：分散运移体系盆地呈契形，靠活动带一侧下拗，向克拉通方向超覆，成缓斜坡带。活动带一侧：挤压变形，构造运动强烈，断层发育，盆地流体的驱动力大小和运动方向主要受构造作用和压实作用的影响，垂向运移活跃，油气苗多见，在稳定带一侧，主要受重力作用影响，侧向移为主沉降和沉积速率变化大，热流值较低.（五）、油气运移研究方法

1）、利用生物标志化合物、正烷烃、碳同位素等地化指标，进行油源对比，并在此基础上追索油气来源；

2）、利用储层中原油的物性变化和储层沥青的分布特征及地化指标判断石油运移方向。

3）、利用水动力学研究二次运移：流体势、UVZ法则

4）、实验室物理模拟方法

5）、综合研究，追索油气运移路径。

圆形盆地的油气富集剖面，假定具单一封盖面在生烃区边界附近，达富集高峰；远离生烃区，富集程度逐渐降低。丰度因子：圈闭供烃的源岩区面积与圈闭面积之比洼陷中心，丰度因子为1；从洼陷中心至生烃区外边界，丰度因子达到最大；远离生烃区边界，丰度因子逐渐降低丰度因子越大，圈闭汇油气能力越强断层面形状对油气运移方向和路径的影响

第三章油气藏封盖保存理论盖层类型及封闭机理影响盖层封闭性的主要地质因素盖层封闭性评价指标及研究方法据封盖条件对圈闭进行分类油气藏的破坏机理及类型一、盖层类型:1依岩性分类:①膏盐类盖层：最佳盖层。世界上天然气储量约35%与膏盐类盖层有关。包括石膏、硬石膏和岩盐。②泥质岩类盖层:最常见盖层。几乎分布于各种沉积环境。世界上大多数油气田的盖层均属此类。③碳酸盐岩类盖层:是由碳酸盐参半,或为主,或纯由碳酸盐组成的一类非渗透性岩层。包括含泥灰岩、泥质灰岩和致密灰岩等.2.依分布范围分类:①区域性盖层:指遍布在含油气盆地或坳陷的大部分地区，厚度大、面积广且分布较稳定的盖层。对盆地或坳陷的油气聚集起重要作用。控制油气纵向富集层位。②局部性盖层:指分布在某些局部构造、或局部构造某些部位上的盖层。只对一个地区油气的局部聚集起控制作用。二、盖层封油气机理盖层封闭机理有三种：（1）物性封闭；高孔隙排替压力，阻止游离烃渗漏；（2）超压封闭；具异常高孔隙流体压力的泥质岩盖层，不仅可阻止下伏呈游离相向上运移的油气，而且可以阻止呈水溶相向上运移的油气；（3）烃浓度封闭：其中含有较高的烃浓度，可以阻滞下伏天然气向上扩散运移。三、影响盖层有效性的因素岩性、成岩程度、矿物成分及含量、厚度和连续性。1、岩性不同岩性的塑性及内部空隙结构不同，封闭能力也存在差异。韧性岩石构成的盖层与脆性岩石相比不易产生断裂和裂缝。韧性的顺序是盐岩>硬石膏>富含有机质页岩>页岩>粉砂质页岩>钙质页岩>燧石岩。蒸发岩的韧性最大。蒸发岩发育的含油气盆地多形成大型油气田。2、盖层厚度实际盖层的厚度一般可从几十米到几百米。如科威特布尔干油田，厚30m的阿赫马迪页岩封闭了740x108bbl桶油。我国南海崖13－1气田顶部直接盖层梅二段在崖13－1－1井的单层厚度仅4m。理论上讲，盖层厚度对封闭能力没有直接影响。盖层厚度越大，其封闭能力越强。主要原因：（1）盖层厚度大，说明沉积环境稳定，沉积物的均质性好。可减少或堵截较大孔隙在垂向上的连通性，增强封闭能力。（2）盖层厚度大，可在横向上保持岩性的相对稳定。即使发生断裂破坏，也不易被断裂错开，保持其分布的稳定性。（3）泥质岩盖层厚度越大，形成欠压实的可能性越大，有利于形成超压封闭。（4）盖层厚度越大，油气通过盖层散失的速度越慢，越有利于油气的聚集与保存。盖层厚度与烃类含量关系图3、连续性盖层的大范围连续稳定分布对于油气聚集有十分重要的意义。最有利的含气区至少要有一个区域性盖层。面积只有大于油气藏分布范围才能形成有效封闭。盖层面积越大，越有利于形成大油气田。4、成岩程度成岩早期：泥质岩空隙大、渗透率高，排替压力低，封闭能力弱；随成岩程度增加，封闭能力增强。5、矿物成分及含量有机质含量高，孔渗条件差，封闭能力强；次生黄铁矿、方解石含量高，堵塞微渗漏空间，封闭能力强；粘土矿物蒙脱石含量高，封闭能力强。四、盖层封闭性评价标准及研究方法用于盖层评价的主要参数：宏观封闭特征参数：岩性、厚度、塑性、异常压力、沉积环境、成岩阶段。微观封闭特征参数：排替压力（突破压力）、孔隙度、渗透率、半径、密度、遮挡系数、孔喉半径、最大连通孔隙半径、粘土矿物种类及含量，气柱高度（PA）、突破半径。评价研究方法：（1）地质分析方法：等厚图、单层泥岩厚度图（2）实验室测定排替压力、孔隙结构、矿物成分等利用测井资料研究盖层利用泥岩孔隙度、密度等参数在测井曲线上的响应特征。泥岩排替压力与孔隙度呈负相关。根据泥质岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩的排替压力与孔隙度关系，建立了PC与Φ的关系式。如泥岩：PC=247.7/Φ-7.4

泥质岩声波时差Δt与Φ具有良好的相关性

φ=0.0714Δt-15.7143

可利用Δt求取泥岩的排替压力：

PC=247.7/（0.0714Δt-15.7143）-7.4

为了确定岩石中的砂质含量，以便细分岩性，可首先根据自然伽码测井值确定砂质含量，再根据声波时差求得盖层排替压力。 在正常压实情况下，同一岩性的地层随着埋藏深度的增加，孔径减小，排替压力增加。因此，厚度较大的泥质岩层，其底部的排替压力最大。油气穿过盖层向上覆储集层运移，首先受到盖层低部岩石排替压力的阻碍。故盖层低部岩石的排替压力大小对油气影响最大。利用地震资料研究盖层1）预测盖层的空间分布厚度较大的区域性盖层，在地震剖面上具有独特的反射特征，根据这些特征，可以进行盖层的横向分布预测。由于受地震垂向分辨率的制约，预测的盖层厚度必须大于垂向分辨率。因此，选择质量好，信燥比高的地震剖面进行预测，主要解决盖层的宏观分布特征。（2）在平面上研究盖层的物性封闭能力利用地震层速度等资料求取排替压力，在平面上定量、定性评价盖层的封闭性。声波时差与排替压力有一定的函数关系，而声波速度与地震层速度属性相同。因此，泥岩的地震层速度与排替压力之间应具有函数关系。将地震层速度进行适当的校正后，将其倒数代入泥岩排替压力与声波时差之间的关系式中，即可利用地震层速度计算到大量的盖层排替压力值。盖层宏观地质条件划分等级表(据陈章明等，1996)地质因素岩性直接盖层单层厚度(m)累积盖层厚度(m)沉积环境成岩程度等级划分(权值)好(4)膏岩、泥岩、钙质泥岩、含膏(盐)泥岩>20>300盆地相、陆地相、半深-深湖相晚成岩A亚期较好(3)含泥致密灰岩、含砂泥岩、含粉砂泥岩20-10300-150台地相、台盆相、滨浅湖相早成岩B亚期中等(2)粉砂质泥岩、砂质泥岩10-2.0150-50台地边缘相、滨岸相、泛滥平原相、三角洲相、沼泽相晚成岩B亚期、早成岩A亚期差(1)泥质粉砂岩、泥质砂岩<2.0<50冲积平原相、河道充填相、三角洲相晚成岩C亚期盖层微观封闭能力表(据陈章明等，1996)封闭机理物性封闭压力封闭浓度封闭等级划分(权值)好(4)盖层排替压力与储层剩余压力差>2.0Mpa盖层与储层压力系数之差>0.3已进入生烃门限且具欠压实压力较好(3)盖层排替压力与储层剩余压力差2.0-0.5Mpa盖层与储层压力系数之差0.3-0.2未进入生烃门限且具欠压实压力中等(2)盖层排替压力与储层剩余压力差0.5-0.1Mpa盖层与储层压力系数之差0.2-0.1已进入生烃门限差(1)盖层排替压力与储层剩余压力差<0.1Mpa盖层与储层压力系数之差<0.1未进入生烃门限五、据封盖机理对圈闭进行分类已往的油气圈闭分类主要是基于圈闭的形成机理，但不同成因类型的圈闭，封闭油气的机理可能完全相同。根据圈闭封盖油气的机理进行圈闭分类，将圈闭分为单封堵面圈闭和多封堵面圈闭。单封堵面圈闭（One-sealtraps）系指那些顶部封堵地层的底面具有闭合等值线的圈闭。多封堵面圈闭（Poly-sealtraps）系指那些单个封堵面上（顶部封堵层的底面）不具有闭合等值线的圈闭。，根据封堵面与封堵岩体（如整合、不整合、构造或岩相变化）之间的相互关系，进行亚类划分，再根据封堵层序本身进行三级分类。一个圈闭勘探成败的风险是由封堵面的有效性决定的。封堵面的优劣又是由界面的性质和封闭岩体的性质决定的。研究圈闭的形成史及各种条件匹配关系，特别是研究封堵面的封堵能力，对于评价圈闭的有效性具有重要意义。封堵界面分为三类：（1）沉积界面——层理分界面，如层理面或侵蚀接触面，此处封堵岩石的层理平行与封堵面，这种界面称为整一界面（C），若封堵岩石的层理与封堵面呈某一角度时，该界面可称为不整和面（U）。（2）构造界面是指圈闭内外的地层沿该界面地层发生了运动的那些界面（如断层面和盐侵入边缘）（T）。（3）相变界面——过该界面地层发生了相变，可能起因于沉积相变、成岩相变、碎裂相变、也可能是流体相变（焦油、冰或气水合物）（F）。单封堵面圈闭：背斜、沉积丘状体（海底扇、礁等），埋藏地形（古地貌圈闭）都是单封面圈闭。高侧位断层圈闭（High-sidefaulttraps）也是单封堵面圈闭，其顶部封堵层底面的一部分为断层面。与单封堵面圈闭有关的风险仅仅是上覆界面封堵的完整性，它由界面的性质和顶部封堵的岩性决定。多封堵面圈闭：指顶部封堵地层面不存在闭合的等值线，它要求一侧或多侧封堵或底部封堵。超覆、隐伏露头、岩性尖灭和低侧位断层圈闭都是多封堵面圈闭。高侧位断层圈闭，当下盘的油水接触面低于上盘顶盖层底面时，也是多封堵面圈闭，因为没有底部封堵面它们就不能存在。多封堵面圈闭可能比单封堵面圈闭的风险大，因为它们需要两个独立的封堵面，其风险是两个独立封堵面风险的乘积。六、油气藏的破坏机理及类型广义的油气藏破坏，是指原生油气藏中的油气发生蚀变或物理逸散，使油气藏中的轻质油变稠或油气储量变小乃至彻底散失（残留沥青）。油气藏破坏是一种普遍的和自然的现象。圈闭中的石油体积一般均随时间的延长而下降。据对全世界350个大油田的研究，油田形成年令中值为35百万年。即世界上现有大油田的一半在早第三纪渐新世之前尚未形成，绝大多数油田是中生代以来形成的，中生代以前注入石油的油田仅占六分之一，说明油气藏的保存至关重要。这些被研究的350个大油田中的三分之一存在着聚集后遭到破坏的证据。

油气藏的破坏性质可分为物理破坏、化学破坏、生物化学破坏和物理化学破坏四种。物理破坏：构造变动、水动力冲刷、气涌。构造变动是指油气藏破坏的最重要因素，往往是化学、生化破坏的前提。主要包括盖层剥蚀、盖层破裂（断裂）、溢出点抬高等。

气涌：早期形成的油藏被气体占据，使石油散失，或者油藏随埋深增大，地层温度、压力增高，石油发生裂解，将石油挤出（深部）。微渗漏：油气埋藏浅、成岩弱、孔隙度大、油气可通过微渗漏（因盖层质量不好）而机械破坏。2、化学破坏：氧化、硫化，

3、生物化学破坏：有些微生物以烃类为生命活动的能源和碳源，细菌分解，需要自由氧存在，故氧化与菌解相伴生。4、物理化学破坏：扩散、水洗、水力溶失。水洗：原油中的轻烃分子被地层水溶解，使其变稠，往往发生在油藏底部的油水界面附近。水力溶失：油藏中轻烃或气藏天然气溶解在水中并被水带走的现象称之为水力溶失。第四章油气聚集机理与充注时间一、油气聚集的动力学机制二、油气在圈闭中聚集的过程三、油气在系列圈闭中的差异聚集四、油气充注时间的确定一、油气聚集的动力学机制

势差或压差：浮力-水动力机制

——油气在圈闭中聚集的主要动力学机制

渗滤作用、排替作用

浓度差或盐度差：渗透力-扩散力机制

——主要对低分子的天然气起某种作用

含烃的水或游离烃盖层：对烃类毛细管封闭水：可通过盖层继续运移

1、渗滤作用2、排替作用泥质盖层Pf

相邻砂层：圈闭中的水难通过盖层。油水界面：P油=P水；向上：密度差→

P油

P水→向下的流体势梯度→油：油上移、向下排替水直到束缚水饱和度，止到充满圈闭3渗滤作用+排替作用上覆盖层：毛细管封闭：储层中或底部S油达60%以上

水渗流停止。油气聚集初期：水可通过上覆亲水盖层渗流；油气聚集一定程度后，水主要被油气排替到圈闭下方。盖层：异常高压封闭：水不能通过上覆盖层渗流，只向下排替。

油气运移：以浮力作用为主的渐进式运移，以异常高压为动力的快速的幕式运移。油气在圈闭中的充注：渐进式充注和幕式充注。二、油气在圈闭中聚集的过程1.油气充注方式最初进入最低排替压力部分（高渗带）不断向相对低孔低渗的储层部分扩展，最后将整个圈闭充满。以石油波阵面方式充注油藏。

三、油气在圈闭中聚集的过程

储集层的非均质性及充注过程的差异性→流体分布非均质性→流体大混合→稳态2.混合过程三种混合机制：

密度差异混合：圈闭中石油密度倒置→重力分异混合

浓度差异混合：圈闭中石油组分浓度差异→扩散混合

热对流混合：效率取决于浓度差、烃分子大小、储层物性

当盆地中存在多个水力学上相互连通的圈闭，且来自下倾方向的油气源充足时，油气在这一系列圈闭中聚集，沿运移方向各圈闭中发生烃类相态及性质的规律性变化，这种现象称为油气差异聚集。

三、油气在系列圈闭中的差异聚集油气水密度不同

重力分异★中心低部位

：油藏

边缘高部位：气藏盆地：1.渗漏型（逸出型）油气聚集轻质油重质油气2、溢出型油气聚集

发育在区域均斜（单斜）背景上，溢出点依次增高的一系列相互连通的背斜圈闭。溢出型差异聚集结果：（1）离供油气区最近、溢出点最低的圈闭中形成纯气藏，稍远的、溢出点较高的圈闭形成油气藏或纯油藏，更远的、溢出点更高的圈闭只含水；（2）一个充满了石油的圈闭，仍可聚集天然气，但一个充满了天然气的圈闭，则对聚集石油无效。图：俄罗斯台地斯大林格勒区下石炭统斯大林山层三个相联系的构造中的圈闭中油气差异聚集情况构造名称顶部标高含油气情况油气藏高度石油比重天然气含CH4量李涅夫日尔诺夫巴赫麦其也夫-1091米-1882米-857米只含气油藏有气顶油藏无气顶14米40米49米0.84-0.850.859-0.87491.5%86%油气运移主要方向气藏油藏油气藏三个构造的油气差异聚集特征(4)储层充满水且处于静水压力条件。☆

溢出型油气差异聚集的条件(1)区域性长距离运移，储层区域性倾斜，岩相岩性稳定、渗透性好。(2)系列圈闭的溢出点依次增高。(3)油气源充足，且来自储层下倾方向。圈闭的封盖强度与闭合高度之间的关系分三种情况：一类封盖强度大于闭合高度，油和气都只能从圈闭底部溢出，不会从顶部盖层渗漏，且优先聚集天然气；二类具有中等封盖强度，足以封盖住与圈闭闭合高度相同的油柱，但不足以封盖住相同高度的气柱，油和气分别从圈闭的底部溢出和顶部盖层渗漏；三类封盖强度小于闭合高度，封盖强度不足以封盖与圈闭闭合高度相同的油柱，油和气均从顶部盖层渗漏。由于各类圈闭在侧向溢出和垂向渗漏上的差异，造成了油气在横向上和垂向上的差异聚集和分布四、油气充注成藏时间的确定

传统地质分析方法

烃源岩主要生、排烃期分析法圈闭发育史分析法油藏饱和压力法流体历史分析法

储层流体包裹体法自生伊利石测年法

(一)、传统地质分析方法

1、烃源岩主要生、排烃期分析法

---油气藏形成的最早时间（下限）确定生油窗主要生排烃期基本代表了油气藏形成的主要时期；多套烃源岩，多个排烃期，多个成藏期。

哈西—迈萨乌德油田地区志留系生油岩埋藏历史和烃类生成随地质时代的变化

从志留纪到石炭纪,埋藏深度一直很浅；二叠纪末盆地上升，不具备大量生油条件。直到中生代以后，盆地才开始发生强烈沉降，到白垩纪末期，埋藏深度达3700m，达到主要生油期，排出的油聚集在被三叠系膏盐层所封闭的不整合面下的剥蚀构造中，形成了储量丰富的哈西-迈萨乌德油田

2、圈闭发育史分析法

圈闭形成的时间---油气藏形成的最早时间沉积埋藏史恢复

构造发展史恢复

圈闭形成的相对时间

1~7-圈闭的编号，a~e-地层时代序号形成次序：12345、6、73、油藏饱和压力法饱和压力---地层条件下，气体开始析离液体时的压力

油气运聚过程中，气呈溶解状态饱含在油中,油藏的地层压力与饱和压力相等。与饱和压力相当的地层埋藏深度，其对应的地质时代，即为油藏的形成时间。计算油藏形成时间示意图若A层油藏的饱和压力Pb=20MPa，Pb与油藏当初形成时的地层压力Pd相等：Pb=Pd=ρwgH相当的地层埋藏深度(设ρw=1×103kg/m3,g=9.8m/s2)：H=Pb/ρwg

=20×106/

103×9.8=2040m从油藏顶面上推2040m到B层，即A层油藏是在B层开始沉积时形成的。2040m影响因素：(1)原生气体：油气藏油藏，饱和压力大于原始状态，计算的油藏形成时间比实际时间晚。(2)地壳运动：油气藏形成后，若上覆地层遭受剥蚀，或埋深加大，引起油气藏内的温压条件变化，饱和压力随之变化。(二)、流体历史分析方法化石记录：储层成岩矿物及其中流体包裹体直接记录了沉积盆地油气成藏条件和过程,作为化石记录用于重塑油气藏形成和演化史。自生伊利石测年法储层流体包裹体法

基本原理:

储层中自生伊利石仅在富钾水介质环境下形成,烃类进入储层后,自生伊利石停止生长。自生伊利石的最晚同位素年龄代表了烃类充注储层的时间或略晚。1、储层自生伊利石测年法古油水界面水层的水介质发生变化伊利石停止生长两期成藏长期缓慢的成藏作用今油水界面2、储层流体包裹体法包裹体：胶结物和矿物形成时捕获介质中的成分，在矿物晶格缺陷中形成包裹体；捕获成分：液体、气体流体包裹体纪录了原始流体的性质、组分、理化条件等。烃包裹体盐水包裹体金红石碎屑颗粒石英次生加大

均一温度：包裹体形成时大多呈单一液相，储层样品采到地面后由于温度、压力的降低，溶于液相的气体分离出来形成气-液两相的包裹体，在实验室将包裹体置于冷热台上加热至气相消失，再恢复成均一液相时的温度称为均一温度，该温度代表了包裹体形成时的温度。

结合储层的埋藏受热史，可确定流体包裹体形成时储层经受的温度，以及相应的埋深和地质时代等，从而判断油气充注的时间。

结合埋藏受热史，确定包裹体形成时储层经受的温度，相应的埋深和地质时代，判断油气充注的时间。第五章断层封闭性与油气运聚成藏断层封闭性理论断层封闭性能评价断裂活动与油气运移聚集1、研究意义评价圈闭的有效性，指导油气勘探;断层封闭与开启影响注采措施及开发效果，有助于布置合理开发井网;预测注水开发后断层的活化，减小套管损失。一、断层封闭性理论2、断层封闭性的理论模型含义储层排替压力小于断层另一盘对置岩层的排替压力---断层封闭；断层两盘砂岩层对置，断裂带填隙物或断裂带本身可起封闭作用。断层的封闭性本质上取决于差异排替压力：当目的层排替压力小于断层另一侧对置岩层排替压力（无断裂充填时）或断裂带的排替压力（有断裂充填时），断层在侧向上封闭;当目的储集层排替压力小于上覆盖层中断裂带的排替压力时，断层在垂向上封闭。断移地层以泥岩为主，形成泥质填隙物。断开地层以砂岩为主，形成砂质填隙物。3、断裂封闭机理（1）对置封闭（Juxtaposition)：储层砂岩与具有高排替压力的泥岩类低渗透对置。（2）泥岩涂抹封闭(Claysmear)：塑性泥岩层沿断裂带涂抹其上，使断裂带本身具有高排替压力。3、断裂封闭机理（3）颗粒碎裂封闭(Cataclasis)：碎裂作用使断裂带中颗粒颗级和渗透率大大降低，如砂质颗粒破碎形成细粒的断层泥。断层位移增大，碎裂作用也增强。（4）成岩封闭(Diagenesis)：沿初始渗透性断层带的胶结作用，使断裂带渗透性降低。

二、断层封闭性评价1、断层两侧地层对置样式及封闭性评价Allan假设，断层既不是封闭的，也不是运移通道，断层对油气运移聚集的影响取决于断层两盘并置断块的构造形态。断层切割的渗透层与非渗透层并置，可提供封闭面；与渗透层并置，油气穿过断层溢出。（1）断层面剖面：断层两侧并置的地层接触面的几何形态。将断层两侧对置地层投影到断面上，剖面为断层面，不是垂直面。按同样的比例尺作两个剖面（上盘和下盘），它们共用一条剖面线，即所研究断层面的走向。将两条剖面叠置在一起。

下盘剖面位于上盘剖面的前面。封闭条框--渗透性砂岩；空白--非渗透泥岩在由断层决定的闭合区内，一条断层的圈闭潜力对每个渗透层段来说都是不同的2、泥岩涂抹封闭评价三种泥岩涂抹类型：（1）剪切涂抹(ShearSmear)---涂抹厚度随离泥岩“源”层的距离增大而减小。（2）磨蚀涂抹(AbrasionSmear)---砂岩在泥岩地层中滑动时易产生磨蚀现象，当断距较小且发生在较厚“源”岩层中时，这种滑抹较厚（3）注入涂抹(InjectionSmear)---断裂活动期体积变化的局部响应，厚度变化较大。粘土涂抹潜力（ClaySmearPotential)：沿断层面某一点上来自单个页岩“源”岩层粘土涂抹的相对量，CSP随页岩源岩层厚度而增大，随在断层面上经过某一定点的源岩层数而增大，但随断距增加而减小。它表述沿断层砂/砂对接时粘土涂抹形成的能力。

CSP=∑[(页岩层厚度）2/离“源”岩层距离]适合于距离小于断层断距的情况。CSP大于5时可形成断层封闭。泥岩涂抹因子（Shalesmearfactor）塑性泥岩层沿断裂带的涂抹量主要与泥岩厚度和泥岩与研究点的距离有关，还与泥岩塑性、断层倾角、有效应力有关。泥岩涂抹因子（Shalesmearfactor）

=断层断距/泥岩层厚度SSF=Faultthrow/ShalelayerthicknessSSF用于评价涂抹的连续性，SSF小于4，可形成连续涂抹，封闭在厚层非均质层序中很难对每个页岩层进行制图和考虑它对断层面的效应，可用页岩断层泥比（ShaleGougeRatio)(SGR)

来描述：SGR=∑

（页岩层厚）/断层断距×100%页岩厚度在一个高度等于断距的“窗口”内测量，该“窗口”表示滑过断面上该点的岩石柱子。对一储集层段来说，其内细粒物质的贡献可用粘土含量及该段的厚度来表示：SGR={∑

（区段厚×区段内粘土分数）/断层断距}×100%SGR大体表示以各种机制加入到断裂中页岩或粘土的比例。围岩中页岩越多，断裂带页岩的比例越大。该比值反映了滑过断裂面上某一点的岩石层段中封闭性岩性的比例。(a)对页岩/粘土层较清楚而剖面中再无页岩的层序的计算；Z是每一页岩层的厚度；(b)对储集层序列的计算，Z是每一储集层段的厚度，VCL是该层段粘土体积分数3、断层垂向封闭性评价取决于断面的紧闭程度（正压力大小）和断移地层泥岩层含量P=H(

r

-

w)0.009876cosP-断面所受的正应力，(MPa)H-断面埋深，(m)

r、

w：上覆地层、地层水密度,g/cm3

：断面倾角断面所受正压力大于泥岩的变形强度时，泥岩变形导致断裂裂缝愈合，断层垂向封闭超过一定埋深，张应力不存在，断层开启必须有流体压力的作用。当流体压力大于断面上的正压力时，断层可张开成为流体运移的通道；反之，断层成为流体运移的遮挡物。断层封闭性的分析步骤及主要图件（1）断层的几何要素及力学性质的确定：断层的产状，力学性质，断面构造图、断面压力图（2）断层两侧岩性分析：砂泥比、沉积相图，断面剖面图（3）断层封闭性综合分析：横向、纵向封闭性综合分析（4）断层封闭史研究：古构造发育史、古断面剖面（5）利用对置和封闭图解分析断层封闭性（Juxtapositionandsealdiagrams)（6）利用计算机方法绘制断面剖面图

(Allansection)三、断裂活动与油气运移

断裂活动是区域应力场主应力的积累超过岩石的破裂极限时产生断层的应力释放过程。断层一旦形成，沿断裂部位构造应力迅速释放。此时周围未破裂的岩石中尚存在较大的应力，岩石中的流体在该应力的驱动下，由断裂两盘应力的高值部位向低应力区--断层运移。

原来已闭合了的断层需要很小的流体压力足以使它重新张开。由于断层活动，断层附近应力释放，岩石孔隙度渗透率增大，促使断层附近流体压力下降，导致围岩中流体向断层运移，烃源岩内及早期储集在断层下方岩层中的油气即向断层带快速运移。

1、断裂活动与地震泵运移模式：

Sibson在研究热液金属矿与古代断层破碎带的关系后，提出地震泵的模式来解释热液矿床的输运问题。矿脉横切面说明，矿化作用是多期的，呈幕式发生的。认为含矿热液是通过较深古断层呈幕式输送的，它受地震作用控制，地震作用如同泵一样，将较深部热液抽出，由断层运移至具较低正应力的张裂隙中。地震泵作用有利于油气在构造活动区的运移。储集层砂岩断层

深部砂层高压流体源断层与储层之间的裂缝对流体进入砂岩储集层起“单向阀”作用兴5井产液量变化与地震关系(据吴起林等，1983)

地震前后井异常统计表(据吴起林等，1983)井号等应地震距震中(公里)油层中部深度(m)异常时间异常情况及幅度断裂情况备注起至时间(年月日)天数产液量(方/日)产水量(方/日)产气量(万方/日)兴5井海域7.3801850.374.10.9至75.2.4118上升38(2

40)上升16.8(0.2

17)下降0.8(3.6

2.8)通过北东向断层与近东西向断层交汇处自喷能力加强热10-6井海域7.3801923.074.12.1至74.12.2928上升76(4

80)上升3(2

5)变化不大通过东西向断层抽油变自喷井底大量出砂和泥浆兴201井唐山7.83801586.176.4至76.7约90

通过北东向断层与近东西向断层交汇处抽油变白喷于11井官屯6.020253078.5.12至78.5.183上升53(24

77)上升10(3

13)上升4.7(0.3

5)通过北东向断层与近东西向断层交汇处抽油变自喷大1井官屯6.0201785.178.4.9至78.5.1839上升30(40

70)上升16(14

30)上升1.89(0.3

2.2)北西向断层附近震后静压继续上升板804*唐山7.81202767.076.3至76.7.28149

北东向断层附近震前突降震后突升渤海2*宁河6.950307076.11.15至76.11.2611下降后上升83(15

7

90)下降后上升12(7

2

14)

临震前油量突增坨3-5-13*唐山7.8250198176.7.22至76.7.265上升35.5(76

112.5)下降2.5(25

22.5)

位于北东向断层端部

Figure1LocationmapshowingwellsdiscussedintextandlocationofgeologiccrossSectionAA`(figure3)andfluidpressurecrosssectionBB`(Figure16).LocationsofwellsProvidingfluidpressureandvitrinitereflectance(underlined)dataareshown.StructureContourmapisofOI1sand.ModifiedfromHollandetal.91990).FBA=faultblockA,FBB=faultblockB,FBC=faultblockC,O/W=oil/watercontact.Figure3-Southwest-northeastcrosssectionAA`(seeFigure1forlocation),Block330,ShowingA20ST(Pathfinder)andA6STwells,Afaultandsubsidiarystructures,andSelectedsandtops.Depthsiinmillisecondstwo-waytraveltime(TWTT);1msapproxi-Matelycorrespondsto1mdepthinthissection断层发育期断层对油气运移影响示意图2、断裂发育期两侧地层对置对油气运聚的影响3、断层产状和性质与油气聚集关系：断层面由陡变缓处往往是有利的油气聚集部位；相同条件下，扭断层比压性断层和张性断层的封闭性好。

第六章异常压力、流体封存箱与油气成藏一、异常压力形成机理，二、流体封存箱的概念、类型及形成机理，三、封存箱与油气成藏模式，四、异常压力对油气成藏的影响。五、油气幕式成藏理论一、异常