油气成藏地质学课后习题答案.pdf 28页

'第一章成藏地质学的研究内容和方法1、油气成藏地质学的概念油气成藏地质学是石油地质学的核心，是石油地质学中研究油气藏成藏的动力、成藏时间、成藏过程及油气分布规律的一门分支学科。油气成藏包括油气藏静态特征描述和油气成藏机理和成藏过程动态分析。①油气藏静态特征描述主要从油气藏类型、生储盖层、流体性质和温压等方面描述油气藏特征。②油气成藏机理和成藏过程分析主要用各种分析方法（如流体历史分析法）研究油气成藏期次与成藏过程，包括油气的生成、运移、聚集以及保存和破坏各个环节。2、成藏地质学的研究内容。⑴成藏要素或成藏条件的研究：包括生、储、盖、圈等基本成藏要素的研究和评价，重点是诸成藏要素耦合关系或配置关系的研究，目的为区域评价提供依据。⑵成藏年代学研究：主要是采用定性与定量研究相结合的现代成藏年代学实验分析技术与地质综合分析方法，尽可能精确地确定油气藏形成的地质时间，恢复油气藏的形成演化历史。⑶成藏地球化学研究：采用地球化学分析方法，利用各种油气地球化学信息，研究油气运移的时间（成藏年代学）和方向（运移地球化学），分析油气藏的非均质性及其成因。⑷成藏动力学研究：重点研究油气运移聚集的动力学特点，划分成藏动力学系统，恢复成藏过程，重建成藏历史，搞清成藏机理，建立成藏模式。⑸油气藏分布规律及评价预测：这是成藏地质学研究的最终目的，它是在前述几方面研究的基础上，分析油气藏的形成和分布规律，进行资源评价和油气田分布预测，从而为勘探部署提供依据。3、成藏地质学的研究方法。⑴石油地质综合研究方法：①最大限度地获去资料，以得到尽可能丰富的地质信息。②信息分类与分析——变杂乱为有序，去伪存真，突出主要矛盾。③确定成藏时间，分析成藏机理，建立成藏模式，总结分布规律。④评价勘探潜力，进行区带评价，预测有利目标。⑵先进的实验分析技术：①成藏地球化学分析技术：岩石热解法、棒色谱法、含氮化合物分析技术；②成藏年代学分析技术：流体包裹体分析方法、自生粘土矿物同位素测试技术、有机岩石学方法；③成藏动力学模拟实验技术：物理模拟、数学模拟。第二章成藏地球化学成藏地球化学研究内容：1、油藏中流体和矿物的相互作用；2、油藏流体的非均质性及其形成机理；3、探索油气运移、充注、聚集历史与成藏机制。1 研究方法：１、油气地球化学分析；２、岩心抽提物分析；３、流体包裹体分析。1、试述油藏流体的非均质性及其成因。油藏内流体的非均质性主要表现在原油物性（如密度、粘度）、油气比、族组成、同位素组成、分子组成在油藏内部的变化。非均质性的成因有：①同源不同期原油的运移作用；②水解作用和生物降解作用；③重力作用和焦油席的形成；④原油的热蚀变作用；⑤流体-岩石相互作用；⑥油气运移过程中的分馏作用。2、分析油藏内流体的混合作用。进入储层中的石油，一旦达到较高的含油饱和度，为达到力学和化学上的平衡，石油柱内石油的化学组成将进行重新分配，即发生混合作用。混合作用的机理有：①热对流混合作用：是由于油气层在垂向上地温梯度变化而导致流体发生热对流；②密度驱动混合作用：是由于地下烃类因密度差异而处于不稳定状态，产生流体对流混合现象；③扩散作用：油气向油藏充注时，由于原始化学组分的非均质性而产生分子扩散作用，这种作用导致物质重新分配，清除侧向上的浓度梯度，建立垂向上由重力分异而形成的浓度梯度。3、简述确定油气层及油气水界面的地球化学方法。运用储层沥青的分布特征、含油包裹体丰度、TLC-FID资料、定量颗粒荧光技术、砂岩储集层中碳酸盐岩胶结物碳、氢同位素分布规律、岩石热解方法（ROCR-Eval)、溴分析方法、气相色谱、质谱等分析技术，通过分析储层岩心和岩屑中残余油的变化，可以确定油气层的分布以及油气水界面的位置。4、试述运移过程中石油组分的分馏作用。石油在运载层中运移时，由于油气组分与运移介质之间物理-化学作用的影响，多组分的复杂混合物将发生不同程度的分异作用，导致石油的组成和性质发生一系列的变化，简称分馏作用。影响因素：吸付扩散溶解。⑴族组成：①泥（页）岩烃/非烃低，砂岩烃/非烃高；②泥页岩非烃较多，砂岩非烃较少（运移强）③运移方向上，距离增加，烃/非烃逐渐增大；④砂岩层内上、下界面附近，烃/非烃较高（与页岩排烃有关）。不同组分运移的相对难易顺序为：①烃类化合物较易，非烃、沥青质较难；②饱和烃较易，芳烃较难；③低环数芳烃较易，多环数芳烃较难。⑵不同碳数的烃类①主要含油段位于生油门限之上，说明烃类由下向上纵向运移；②C6~C9，C10~C14轻质烃、高浓度异常的样品，上、中、下三个含油带都存在；③C25~C35高异常样品只存在下部含油带，说明低分子量烃类较高分子量烃更易运移，同时说明轻质烃纵向运移失去一部分轻质烃。一般说来，随运移距离增加，低分子烃/高分子烃的比值是增加的。⑶正构烷烃和异戊二烯型烃一般来说，随运移距离增加，低分子正烷烃的丰度具有较明显增大，且高比重原油的分馏作2 用较低比重原油更显著。多数实验也表明，低分子烃比高分子烃更容易运移，说明低分子烃运移能力强。研究发现：Pr/nC17比值，比源岩残余烃要低，或者按运移烃中的nC17较姥鲛烷更易运移。因此，Pr/nC17比值随运移距离增加是减小的。⑷甾烷和萜烷类化合物①甾烷和萜烷是高分子量的多环烷烃。运移能力不及正烷烃。②在不同环数的萜烷类化合物之间，低环数萜烷比高环数萜烷运移能力强。③不同立体异构体运移能力有差别。甾烷αββ组分比ααα组分易于运移，单芳甾烷比三芳甾烷更易运移，长链三环萜比藿烷易于运移。⑸稳定性碳同位素由于正烷烃同位素较轻，异构烷烃和环烷烃较重，正烷烷运移较快，异构烷烃和环烷烃运移13较慢。随运移距离加长，饱和烃δC值降低，原油也同样降低，但石油变化较复杂。总规律是：高极性组份运移较慢，低极性组分运移较快；芳烃较慢，饱和烃较快；高分子烃较慢，低分子烃较快。根本原因：与岩石吸付，烃类分子大小有关。5、试述初次运移的地球化学示踪特征。⑴根据烃源岩在纵向剖面上地球化学指标的突然变化，确定烃源岩排烃的深度和时期。一般来说，在纵向剖面上，受沉积环境控制，有机质成分和性质在一定范围内变化较小，含烃量的变化基本上取决于深度，也就是取决于热演化程度。地层中的烃含量在大量生烃阶段，正常的趋势应当是：随埋深的增加而增加。但在到一定深度段往下，若烷烃含量突然减少，这一现象最合理的解释就是初次运移的结果，同时，非烃和沥青质也突然减少，说明它们和烷烃一起运移。目前，常用的指标有：①“A”、总烃、“A”/有机碳、总烃/有机碳：在成熟烃源岩中其含量或比值应保持不变，发生初次运移的深度段其含量或比值应降低，运移的规模越大，递减量也越大。②利用Pr/nC19和Ph/nC20、nC-21/nC+22、（nC21+nC22）/（nC28+nC29）来表示运移。一般正构烷烃分子越小，越易运移或运移距离越远。因此，发生运移的深度段这些比值降低。③利用热解色谱S1，S1/（S1+S2）指示运移一般热解色谱蒸发烃量（S1）与总烃含量相当，在未发生运移的部位保持稳定。在运移的深度段上其含量或比值下降，可视为运移。需注意的原则：上述研究思路建立在一定研究基础之上：①必须是烃源岩层已进入成熟阶段；②指示有机质丰度的残余有机碳和镜检显示的酐酪根类型应基本类似（即为成熟烃源岩），即上述指标的减少是由于运移而减少的。③如烃源岩有机碳的3 明显减小，或酐酪根类型明显变差。应该不属于初次运移的结果，而是有机质沉积本身变差的原因。⑵通过对砂泥岩质系的密集取样，观察排烃现象，计算排烃效率和研究排烃机理通过在烃源岩中部、边部和紧邻砂岩密集取样，对可溶有机质进行地化分析研究。①研究正烷烃在排烃过程中的分异作用低碳数正烷烃优先排出，厚层泥岩中部呈双峰型，边部后峰型，砂岩前峰型。②研究生油岩含烃量（泥岩中部→边部→紧邻砂岩的顶底）在成熟阶段没有不排烃的烃源岩，在不同的部位上只有排烃多少和快慢的差别。排烃在由烃源中部到边部呈连续状，只是由于边部排烃速度比中部的补给速度大，才形成含烃量向边部递减。也正是含烃量有差异，才进一步说明烃源岩中部也并非没有烃类排出。⑶Ⅲ型与Ⅱ型正烷烃相对排烃率差别研究发现①Ⅲ型正烷烃排出率随碳数的增加而迅速递减，分异效应明显。②Ⅱ型变化不大，说明不同类型烃源岩，排烃机理和运移不同。③Ⅲ型以产气为主，少量的油溶于气中运移，因此溶解度大的低碳数烷烃优先排出，分异现象明显。④Ⅱ型以生油为主，少量气溶于油中整体运移，几乎无分异效应。6、试述石油二次运移的地球化学示踪特征。⑴原油组分和性质变化随运移距离增大：①非烃化合物含量相对减少；②高分子烃类化合物含量及芳烃含量相对减1312少；③沿运移方向主峰碳降低，轻重比值增加；轻重芳烃比值增大；④δC/C变轻；⑤甾烷中αββ比ααα易运移，重排甾烷比规则甾烷易运移；⑥低环数萜烷比高环数萜烷易运移。如在运移中氧化作用占主导地位，则出现相反变化规律；密度、粘度变大，下部油质轻、上部油质重等，必须具体情况，具体处理。⑵原油含氮化合物变化①原油中的含氮化合物具有中性吡咯结构对于碱性吡啶形式的优势。②在吡咯型化合物中，咔唑、苯并咔唑、二苯并咔唑发生明显的运移分馏作用，原油中相对富集咔唑，而源岩相对富集苯并咔唑。③原油中相对富集氮遮蔽异构体，源岩中相对富集氮暴露异构体。⑶成熟度梯度研究油气充注方向成熟度最高的原油最靠近原油充注点。7、试述天然气二次运移的地球化学示踪特征。组分上干燥系数或甲烷含量、iC4/nC4、ΔR3、N2含量，一般都随运移距离而增大；成熟度梯度和同位素组成一般随运移距离而降低。第三章成藏年代学目的：定量/半定量地确定油气藏的形成时间，以便为油气成藏规律研究及勘探目标评价奠定4 可靠基础。意义：对油气勘探具有重要指导意义——是成藏模式与油气分布规律研究的重要基础——是勘探目标评价的重要依据1、简述圈闭形成时间法、生排烃史法确定油气藏形成时间的原理和特点，并举例说明。圈闭形成时间法：是成藏年代学研究的传统方法之一。该方法虽然简便易行，但一般只能给出大致的成藏时间范围或者成藏的最早时间，而无法确定具体的成藏年代。而且，研究的对象也并不是油气藏本身，而是基于圈闭发育史对成藏时间的外推，因而属间接的成藏期研究方法。圈闭形成时间法在与成藏有关的各种地质事件（如构造变动、圈闭形成、生排烃事件等）均发生于很短地质历史时期内的情况下，或者当其它方法所确定的成藏年代存在争议的情况下，圈闭形成时间法等仍具有重要意义。例如，库车前陆盆地各种与成藏有关的地质事件主要发生于晚第三纪以来短短的24Ma间，但生排烃史分析认为其最早成藏时间可能在白垩—早第三纪，据此不少研究学者认为白垩—早第三纪是库车前陆盆地一期重要的成藏时间。但该前陆盆地目前所发现的圈闭均形成于晚第三纪以来，由此判断库车前陆盆地的有效成藏时间应在晚第三纪以来。圈闭形成时间法主要取决于地层分层的可靠性以及剥蚀量恢复的准确性。对于经历过强烈抬升剥蚀的圈闭而言，剥蚀量恢复是准确确定成藏时间的关键。烃源岩的生排烃时间代表了油气藏形成的最早时间，因此可以根据烃源岩热演化史的研究确定油气藏形成的时间下限，此即生烃史法。该方法亦属成藏年代学研究的传统方法之一。同圈闭形成时间法一样，生烃史法一般也只能给出大致的成藏时间范围或者成藏的最早时间，而无法确定具体的成藏年代。生排烃史法研究的对象也并不是油气藏本身，而是基于烃源岩热演化史对成藏时间的外推，因而同样属间接的成藏期研究方法。其确定成藏时间的准确性主要取决于埋藏史和热史的恢复。但对于构造演化史比较复杂、经历了多期构造运动的盆地而言，准确的埋藏史和热史恢复往往比较困难，因而在运用生烃史法确定这类盆地油气藏的形成时间时，尚需与其它方法相结合。2、简述露点压力/饱和压力法确定油气藏形成时间的原理和特点，并举例说明。依据：原油或凝析气自源岩中生成排出后，就饱含天然气或轻质油，以后运移至合适的圈闭而聚集成藏；此时，原油或凝析气的溶解作用在当时的地层温压条件下达到饱和状态。所以，其饱和压力反映了形成时的温度和压力条件。故可以根据现今油藏的饱和压力或凝析气藏的露点压力推算出其形成时的埋藏深度，其对应的地层时代就是油气藏的形成时间。根据公式计算，饱和压力/露点压力法可以确定出油气藏成藏时的埋深，结合埋藏史即可以确定出具体的成藏年代。可以看出，饱和压力/露点压力法较圈闭形成时间法和生排烃史法在成藏年代学研究方面明显5 进步了一步，是一种直接研究具体油气藏成藏年代学的研究方法。适用条件：仅适用于构造相对稳定、充注期次单一的单旋回盆地，且油气藏无压力异常。而对于叠合盆地而言，由饱和压力/露点压力法确定的成藏时间则带有很大的不确定性。缺点：①一方面叠合盆地的油气藏在形成以后一般都不同程度地经历过构造抬升运动，造成油藏中的溶解气体因构造抬升而散失，凝析气藏也往往因构造抬升而发生反凝析作用，从而使得油气藏最初形成时的饱和压力或露点压力以及相态特征发生改变。②另一方面，多期次的油气注入也会使得早期油气藏的饱和压力或露点压力发生变化。3、简述油藏地球化学方法分析油气藏形成史的原理和特点，并举例说明。特点：建立了油藏非均质性与成藏期次或充注期次、充注方向以及生烃灶的联系，提出油气藏内烃类流体的非均质性包括成熟度差异是成藏史或充注史的重要反映。在确定油气藏的成藏期次或注入期次及其与源的关系方面，油藏地球化学方法是一种最直接、有效的方法。是一种不可缺少的成藏年代学研究方法，其在成藏史恢复与成藏期次确定方面的作用不可替代。基本原理：根据油气藏内烃类流体在纵向上和横向上的非均质性。不同尺度的非均质性具有不同成因①大尺度的（几公里至几十公里规模）横向成分梯度变化反映了区域性油气充注的方向、生物降解油藏区域性水流运动的方向或大规模流体流动屏障的存在。②小尺度（10m级规模）的非均质性则反应了油藏在纵向上可能存在分隔层。油藏地球化学方法在具体的成藏年代标定方面则主要以相应源岩生排烃史为依据或者需要借助其它方法。油藏地球化学本身并不具有定年作用，它只能给出大致的成藏时间。由于油气藏的非均质性除了受充注历史影响外，地质色层效应、后期次生变化等也都可能对其构成重要影响，而且烃类成熟度或组分的差异也并不总是反映充注时间的差异性或多期性。处于同一生烃盆地不同部位（斜坡与盆地中心）的烃源岩同样可以在同一阶段内提供不同成熟度与不同组成的油气。缺点：对于成藏时间较早、规模又较小的油气藏（塔里木盆地大多数海相油气藏即属这种类型）或者储层物性很好的油气藏而言，由于其混合作用（热对流混合作用、重力驱动混合作用、扩散混合作用）往往比较彻底，造成油气藏最初形成时的非均质面貌可能被后来的混合作用所消除，从而使油藏地球化学方法的应用也将受到限制。难以通过油藏地球化学方法恢复其成藏历史。在进行成藏年代学以及成藏史研究时，尚需与其它方法相结合。4、试述流体包裹体方法确定油气成藏年代的原理和特点，并举例说明。流体包裹体的应用目前主要有3方面：一、烃类包裹体的形成期次（世代），代表了油气运移充注的期次；6 二、烃类流体包裹体的均一温度，记录了油气运移充注时储层的古地温，通过热史和储层埋藏史的恢复即可确定包裹体形成时的埋藏深度，其对应的地层时代即是油气藏的成藏年代；三、烃类包裹体的成分，可以反映油气注入时的地球化学特点和相态特点。⑴根据包裹体的产状和分布位置确定成藏期次首先，在显微镜下准确进行包裹体的分期是确定包裹体形成期次或成藏期次的关键。其方法主要是利用包裹体在成岩矿物中的产状，分布位置及其交切关系。⑵利用包裹体均一温度结合埋藏史确定成藏期次及时间包裹体的均一温度是流体包裹体研究最重要的内容之一，是包裹体方法确定成藏年代的主要依据。原理和条件：包裹体捕获的流体呈均匀的单相，而且捕获后为封闭体系，具有等容特征。注意之处：包裹体均一温度的再平衡：在温度和压力影响下，包裹体发生爆裂或塑性变形，引起均一温度改变，这在盐矿、碳酸盐岩矿物中表现更为突出。包裹体分为烃类包裹体和盐水包裹体，目前在成藏年代学研究方面，一般运用的是与烃类包裹体共生的盐水包裹体的均一温度。需要指出的是，包裹体定年的准确性，除了取决于均一温度的准确性，储层热史和埋藏史的恢复也是很重要的影响因素。可用于包裹体研究的矿物主要有重晶石、方解石、萤石、闪锌矿和石英，其中石英矿物是进行均一温度测定的首选矿物。⑶利用流体包裹体确定油气水界面和古油气水界面的识别储层中油包裹体丰度反映了地质历史过程中古油藏的含油饱和度。因此我们可以利用GOI指标（含油包裹体矿物颗粒数目占总矿物颗粒数的百分比）和QGF分析（颗粒荧光定量分析技术）来判别储层的含油饱和度、油水界以及油气运移的通道。Eadington等（1995）认为，GOI大于10%时为油层，GOI小于1.0%时为水层或含油水层。GOI在1.0~10.0%即为油气运移的通道。如果在现今油层以下的水层中仍发现有GOI高值的存在，则GOI高值的突变面代表了古油水界面的位置。⑷利用烃类包裹体的地球化学特征来分析成藏期次及时间油气在成藏过程中，油源和成熟度均会发生变化。储集岩中的油气组分事实上是不同阶段注入油气的混合物。传统的油源对比是建立在现今油气成分和烃源岩中残留烃之间的对比，恢复油气不同充注阶段的分子地球化学特征对于恢复油气的油源及油气成藏过程是极其重要的。George等，Lisk等对澳大利亚Carnarvon盆地SouthPepper油田的研究表明：油藏中的原油来源于侏罗系的Dingo组粘土岩，原油含有较高含量的C25—降霍烷（发生严重生物降解的产物），而包裹体中的原油C25—降霍烷含量很低，它代表了初次充注原油的面貌。进一步研究表明，在包裹体形成后，早期充注的原油在始新世经历了严重的生物降解，其后，构造中又被来源于侏罗系的Dingo组粘土岩的原油再次充注，并与油藏中遭受生物降解作用的早期原油混合，形成现今7 的地球化学特征。5、试述同位素测年法确定油气成藏年代的原理和特点，并举例说明。同位素测年法是确定成藏年代最直接的方法。目前国内外在油气藏形成年代的同位素测年研究方面，主要运用的是油气储层中自生伊利石矿物的K-Ar测年技术。基本原理：储层中伊利石的形成需要富钾的水介质环境，当油气进入储层，并使得储层达到较高的含油饱和度后，伊利石的形成便会终止，因此可以利用储层中自生伊利石的最新年龄来确定油气藏的形成年龄。注意事项：1.应在油气藏的水层至油层段进行等间距系统取样，以观察伊利石K—Ar年龄的变化规律。根据其与深度的关系，不仅可以检验伊利石测年结果的可靠性，而且对于判别油气注入时间、期次和过程特点等也十分重要。2.样品的选取影响自生伊利石K—Ar测年准确性的首要因素是样品中自生伊利石的纯度与碎屑物质（主要是碎屑伊利石）混入的程度。选样时应尽可能选取最细小的粘土矿物样品进行测定。因为，碎屑伊利石的粒度一般较自生伊利石粗大，早期形成的伊利石较晚期形成的晶粒大。自生伊利石年龄—深度变化模型的可能地质意义。1.伊利石的年龄在由水层到油层的剖面上没有变化。构造热体制的改变而造成伊利石成岩作用的瞬时事件。水层曾经有同期油气的注入而造成伊利石停止生长（当水层和油层段的伊利石年龄都较老时），以后因构造等因素造成油水界面发生了上迁。油气注入储层后伊利石并未停止生长（当水层和油层段伊利石年龄都较新时）。2.油气的聚集是快速进行的。3.两期油气聚集，伊利石年龄的突变面正好是古油水界面的记录。4.油气长期缓慢的注入过程。5.较老的年龄可能反应热流侵入高渗透层，促进了伊利石的生长，而较年轻的年龄代表不受外来流体影响和在正常成岩环境中生成的伊利石。6.伊利石形成的终止与油气聚集没有关系，而可能反映孔隙流体化学随深度的一种变化。实例：Lee等（1985）研究了荷兰格罗宁根大气田储层二叠系Rotliegendes砂岩中自生伊利石的K—Ar年龄，认为该气田开始形成于150Ma以前.6、试述你所了解的其它成藏年代学研究方法及其特点。8 有机岩石学方法：储层沥青是在显微镜下可直接观测到的石油类固体残余物，不同时期形成的储层沥青可直接反映油气充注期次和过程。储层沥青是油气运移的重要记录。储层沥青的反射率反映了油气运移充注的期次及时间。根据其反射率结合埋藏史和热史，即可确定油气藏的形成时间。油气水界面追溯法：油气水界面追溯法确定成藏年代的依据是：油气藏的油水界面或气水界面为一水平的界面（不规则的岩性油气藏和水动力油气藏除外），这类油气藏在最初形成时其油气水界面一般也呈水平状态，以后因构造变动等影响，油气水界面可能发生变迁，直至构造稳定期其油气水界面又重新演变为水平的界面，因此可以通过对已知油气藏油气水界面演变史的分析，追溯现今油气藏的油气水界面（即水平界面）在地质历史上最早形成的时间，即可确定出该油气藏的形成时间。具体做法是：首先编制大比例尺圈闭发育史剖面图（或平面图），采用回剥法，计算现今油气藏的油气水界面在各地质历史时期的古埋深，并标于各相应时期的剖面（或平面）上，则古埋深点最早可连成水平直线或水平界面的时间，即是油气藏的形成时间。该方法的优点是简便、直观、且分析成本远低于前述油藏地球化学方法、包裹体方法和同位素年龄测定法，尤其是将油气水界面的变迁与圈闭发育史相结合，从而避免了单纯依据某些地球化学指标而脱离地质背景和圈闭发育历史进行成藏年代分析的弊端。第四章成藏动力学1、成藏动力学的概念成藏动力学研究应该以一期油气成藏过程中从油气源到油气藏的统一动力环境系统为单元，定量研究油气供源、运移、聚集的机理、控制因素和动力学过程。成藏动力学的研究还是一个探索的过程。统一动力环境系统既是研究的范围和条件，也是划分成藏单元、确定成藏系统的依据。定量的研究才能解决成藏过程中的动力学问题，才能把不同的成藏因素和过程有机的联系在一起。供源已大大突破由烃源岩生油、排烃的局限，包括了烃源岩生油/排烃、已生成油气藏的溢出、破坏、再次生烃、它源供烃等种种可能。油气藏的保存条件可分别在供源和聚集条件中研究油气成藏动力学的研究内容1．油气成藏的动力学背景（1）盆地演化的分析模拟（2）地温场特征及其演化（3）构造应力场特征及其演化（4）压力场特征及其演化2．油气成藏系统划分9 （1）已发现油气藏成藏时间的确定（2）输导格架（通道）的建立（2）运移的动力体系（3）动力与通道间的配置关系及其演化（4）主要成藏期的油气成藏系统划分3．油气成藏的动力学过程（1）成烃动力学－不属于成藏动力学探讨的范围。（2）排烃动力学→供烃动力学－生成，逸散（扩散、微裂隙逸散），溢出（圈闭破坏、油藏气化），溶解带出，水动力破坏→决定了油气供给的方式及量。（3）运聚散动力学→受运移动力作用，在油气成藏系统的输导格架条件下发生，运、聚、散过程油气成藏动力学的研究方法（1）盆地分析技术（2）物理实验技术（3）数学模拟技术(模型及软件)（4）分析测试技术（5）成岩过程分析（有机-无机相互作用）（6）有机地化分析（油源对比及运移路径追踪）（7）地层流体追踪技术（流体同位素、包裹体等）（8）油气藏评价技术2、详述油气运移的动力包括那些。一．地静压力指某一深度地层在单位面积上所承受的上覆岩石柱的压力(压强)：地静压力随着上覆地层的增厚而增大，它对下伏沉积物的作用主要是促进了压实和固结作用。二．异常流体压力当孔隙内流体所承载的压力大于或小于静水压力时，此时的压力称为异常流体压力，前者称为异常高压/超压等，后者称之为异常低压。异常高流体压力主要由以下四种原因造成：1、压实与排水的不平衡上覆负荷在孔隙流体和岩石骨架上作用力的分配关系，决定着沉积物的压实状态。对于每一具体岩石来说都有一个维持其压实需求与实际排水之间平衡的最小渗透率界限值Kmin，岩石实际渗透率与它的相对大小关系，决定了岩石所处的压实状态。2、水热增压石英的热膨胀率仅为水的1/15，水的膨胀效应更为明显；体系的开放/封闭；封隔性边界又往往是隔热层3、粘土矿物的转化泥质岩中含有50%以上的粘土矿物，在成岩过程中，粘土矿物将发生一系列变化，如蒙脱石（S）→伊利石（I）。随地温升高，由于阳离子的置换作用，使S脱去最后几层层间吸附水，达到排水高峰。S层间吸附水密度一般都高于自由孔隙水，故脱去单位质量的水将引起体积膨胀，后者必然促进异常高压的形成。4．有机质的热解生烃烃类的生成，特别是天然气的大量生成，无疑会给较为封闭的烃源岩系统产生一个附加的气10 体压力。总结：①各种成因机制对异常压力的形成所起的作用在不同的地质条件下可以不同。如某种机制在某一个地方起主要作用，在另一个地区则为次要因素；②在一个具体地区，对异常压力形成有贡献的因素也往往不止一个。从整体上来看压实和排水不平衡机制意义似乎更大些，是后三种机制所赖以形成的物质基础——封闭体系都可由它引起。三．水力（狭义）充满于岩层中的水，它在渗透层中流动时能带动油气一起运移。含水层中的水在重力作用下由高势区流向低势区，水从A侧进，从B侧出，其连线即为理论上的动水压面。沿水流方向单位距离的压力降称压力梯度。当地层倾角不大时，（P1-P2）/L≈（P1-P2）/l；故dP/dL≈dP/dl。当有不溶于水的游离相油气存在时，推动油气前进的水动力应等于连片油气两端的水压差，油柱长度为L时，水力为：P=L×dP/dl可见，水压梯度越大，油柱长度越大，水力就越大。四．浮力由于流体之间的密度差(ρw-ρo、ρw-ρg、ρo-ρg)产生的力，按阿基米德定理，单位面积上的水对石油的浮力为：F=(ρw-ρo)·g·HH——连续油相高度。显然，连续油柱越高，浮力值就越大。当地层倾斜时，油气上浮到储集层顶面时，将继续在浮力作用下沿储集层顶面向上倾方向运移。如果储层倾角为α，上倾方向的分布F1大小是：F1=F·Sinα=(ρw-ρo)·g·H·Sinα五．毛细管力毛细管压力：在两种互不混溶流体的弯曲界面上，两边流体所承受的压力不同。凹面一侧流体所受压力要比对面的流体所受压力大，在毛细管中的这一压力差叫做毛细管压力。毛细管压力总是指向非润湿相。在亲水介质中若油是非润湿相，毛细管压力指向油；在亲油介质中若水是非润湿相，毛细管压力指向水。六．其它力构造应力：根据现今地震活动反映的构造应力场分布，地下水位的变化呈现如下规律：①震前应力能量积累阶段（水位趋势性下降），②震时能量释放阶段（水位急剧上升），③震后应力调整阶段（水位缓慢回升，后恢复正常）。分子扩散力：由于介质内各处浓度不一致而导致的分子布朗运动。由两地的浓度差和温度、压力引起，结果是达到浓度的平衡。从运移意义来讲，气态烃比液态烃更容易扩散，另外，岩石介质不同时分子的通过能力也不同，一般：干燥岩石＞水层＞被水润湿的岩石。内摩擦力：是石油流动时分子之间相对运动而引起的摩擦力，一般可以用石油的粘度来表示。内摩擦力越小，越有利于分子运动和石油运移。3、油气初次运移和二次运移的动力、相态及方向。油气初次运移动力11 油气以游离相发生初次运移时，要面临巨大的毛管阻力。只有在岩石中某一点出现过剩压力时，流体才打破平衡开始流动，其流动方向指向过剩压力相对较低的地区。同时，流体自泥岩的排出作用，也是压力释放的过程，其结果必然导致孔隙流体压力的降低和泥岩的补充压实，当过剩压差小于Pc时，流体即停止排出，待到压力积蓄到足够高时，流体又可重新排出。由此看来，泥质母岩的排烃作用应是一个不连续的、多次进行的过程。油气初次运移相态水溶态：这种运移方式既便于解释分散烃类的移动，又使生油层中的运移活动简化为单相（水相）渗流，从而避免了遭遇巨大毛细管阻力的可能，从而烃类顺利排出于生油层之外。标准状况下，甲烷在水中的溶解度为24.4ppm，随压力增大，溶解度迅增，至埋深2500米处溶解度已经是地表的约100倍，说明水溶态至少是天然气运移的重要方式之一。石油能否以水溶态运移，关键仍取决于溶解度大小。近来发现，与水溶运移形式相矛盾的现象目益增多。总之，目前大多数人倾向于水溶形式可能不是石油早期运移的主要方式，但天然气却可以溶于水的方式运移，因为在相同的条件下天然气比石油在水中的溶解度高的多。游离相态：石油形成于成岩作用晚期，此时泥岩孔隙中大部分为结构水，孔隙中能流动的水已很少，从而使的水的有效渗透率减小。只要油相在自由水中的饱和度大于油发生运移的临界饱和度，油即可以游离相态与水一起发生运移。分子扩散形式：Leythaeuser等人（1982）指出，烃类分子通过饱含水孔隙的扩散可能是初次运移的一种有效形式，认为轻烃通过扩散作用，在饱和了水的母岩孔隙中进行最初阶段的短距离运移（几分米/几米）是很有效的，母岩中的气态烃首先沿储层界面、断层、裂缝系统及粉砂岩透镜体扩散运移，再以其它方式进行运移直到最后聚集为止。总结：目前绝大多数人倾向于游离相是油气初次运移的主要形式。但因运移物质本身的性质变化很大，运移所通过介质的物理性质以及环境条件也都有明显变化，也不能完全排除在不同条件或不同阶段以其他形式运移的可能性。油气初次运移方向初次运移的方向，主要取决于过剩压力梯度，即油气由过剩压力大处过剩压力小处运移。总体上，初次运移方向以垂向为主，因在该方向过剩压力梯度较大。究竟是向上还是向下，则视泥岩中过剩压力的分布状况（过剩压力剖面）而定。因此有人提出，油气在垂直方向的运移距离非常有限。单向为10～14m，上、下两侧一共30m士。生油层虽厚，但能运移出来的油气仍然仅限于这一厚度的生油层内。岩石孔隙喉道-微观模式岩石是非均匀的，油气的运移必定是沿着阻力最小的通道发生，而油气生成时的立足之地往12 往也是岩石中尺度较大的孔隙中，因而，油气以游离相沿岩石孔隙和喉道的运移，肯定不是沿着最小的喉道，而是最大的喉道运移。泥质岩层微裂隙-形成机制由于构造应力造成的裂隙或断裂的幕式开启有利于压力的快速释放，但不一定有利于油气的初次运移泥质岩层微裂隙-形成模式烃源岩层必须具备很高的过剩压力，并自然形成界面处的高压力梯度。干酪根网络运移的模式在颗粒的缝隙间存在，在孔隙中盘踞，有效应力不作用在干酪根网络上，孔隙流体压力挤压干酪根网络，促使其中生成的油气的运移。烃源岩层应该具备较高的过剩压力并在烃源岩与疏导层之间形成压力梯度初次运移的通道以微裂隙作为油气运移主要通道的观点越来越得到人们的承认。当孔隙流体压力增大到超过岩石的机械强度时，泥岩中便可产生极微裂隙。微裂隙对油气运移的作用：①增大了通道，降低了阻力；②增大了生油岩和储集岩的接触面积。流体释放后，压力减低到一定限度时，极微裂隙又会封闭，开始再一个循环。因此，油气的排出是一种循环往复的过程，运移是断续、脉冲、幕式进行的。总之，生油层孔隙压力升高所导致的微裂隙系统可能是初次运移的重要通道。此外，收缩了的干酪根之间、矿物颗粒与干酪根之间、次生晶体之间的纹层面、裂缝和断层等也可作为油气运移的通道。油气初次运移的一般机理及研究方法讨论渗滤与扩散是油气运移的两种基本方式，前者受势梯度驱动，后者受浓度梯度驱动。油气在源岩中的初次运移和在储集层中的二次运移是油气运移过程中连续而特点不同的两个阶段。压实作用和异常压力对油气的初次运移有重要作用；浮力和水动力对油气的二次运移有重要作用。油气初次运移的模式三个模式：（1）正常压实排烃模式（2）异常压力裂缝排烃模式（3）扩散排烃模式三者在运移相态、运移动力、运移途径（通道）等方面均有差异，可分别用来描述不同演化阶段和不同烃源岩的排烃特点。油气初次运移的模式（1）未熟－低熟阶段正常压实排烃模式：13 在未熟－低熟阶段，源岩层埋深不大，生成油气的数量少，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，油气随压实水流通过源岩孔隙运移到运载层或储集层中。（2）成熟－过成熟阶段异常压力排烃模式:在成熟－过成熟阶段，源岩层已被压实，孔隙水较少，渗透率较低，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；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。当烃源岩孔隙网络内部的压力增高尚不足以使岩石产生微裂缝时，若初次运移通道较畅通，油气可从生油岩中慢慢排出，油气在异常压力作用下被驱动应是个连续的过程。当孔隙流体压力很高，导致源岩产生微裂缝，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。这一阶段是油气水以一种间歇式不连续方式进行的混相涌流。连续油气相运移过程和间歇不连续混相运移过程是异常压力增高过程中的两个阶段，两者可以相互转化，周期性发生。油气二次运移二次运移是油气进入输导层后的一切运移。与初次运移的主要差别在于油气活动的空间增大，因此就带来了一系列不同于初次运移的特征。二次运移的相态如果烃类在初次运移中是溶于水的形式存在的，因储集层中温度和压力较小，而孔隙水的含盐量较高，将使油气最终从水溶液中分离出来，成为游离相。如果烃类以一定长度的游离油相(线状)离开母岩，进入储层后，空间变大，会立即形成油滴。只有当油气不断进入，小油滴才能汇集成较长的油链。二次运移时的动力和阻力阻力：当石油由大孔隙进入小孔隙，或由孔隙进入喉道时，油体大、小两端的毛管压力因半径不同，小的一端毛管压力较大，产生毛管压差ΔPc：动力：有油气柱在水中所产生的浮力F和水动力P。受力分析：油气能否运移，主要看ΔPc、F和P之间的大小关系。当F和P同向时：若F+P>ΔPc，则可以发生运移；而若F+P<ΔPc，则不发生运移；而当F和P反向时：若F>ΔPc+P时，则油气在浮力作用下向上运移；P>ΔPc+F时，则油气在水动力作用下运移；而若P>F且P<ΔPc+F，则油被水所冲散。因此，油气的运移是浮力、毛管阻力和水动力综合作用的产物。14 二次运移的通道主要是连续的渗透层、断层和不整合面。流体势分布与油气二次运移方向Hubbort将势定义为：“单位质量流体所具有的总机械能”而作用于流体的力是该点流体势的负梯度（力场强度）：油、气、水在其各自的水势场中，其运动主要方向都是沿着阻力最小的途径由高势区向低势区运移，这是油气在地下运移的总规律。但具体的运移方向，则要受多种因素制约。油气二次运移通道的类型微观上：孔隙和裂缝宏观上：输导层、断层和不整合面（1）输导层①输导层是具有发育的孔隙、裂缝或孔洞等运移基本空间的渗透性地层碎屑岩输导层：砂岩层、砾岩层等；碳酸盐岩输导层：受孔缝发育的控制。高孔渗相带、裂缝发育带和溶蚀孔缝发育②各种沉积环境形成的砂体是油气运移的重要通道③砂体输导体系的输导效率：与砂体的孔渗性有关④高孔渗性砂体是优势运移通道——溯源运移（2）断层①断层通道：沿断层面分布的破碎带，发生沿断层面的运移②断层的输导效率与断层的规模、断层的活动性和活动历史有关（3）不整合面不整合面通道：由不整合面上下高渗透性岩层形成的油气运移的通道。不整合面的三层结构：底砾岩、风化壳、风化淋滤带输导体系与运移方式（1）输导体系：从烃源岩到圈闭的油气运移通道的空间组合（2）输导体系的构成：单一型的输导体系：由输导层、断层、不整合等通道单独构成复合型的输导体系：砂体－断层输导体系、不整合－断层输导体系（3）输导体系类型和与油气运移方式①侧向输导体系与侧向运移由输导层或不整合单独构成，或由输导层和不整合共同构成；可以将盆地中心生成的油气输送到盆地边缘的圈闭中；输导的范围大。②垂向输导体系与垂向运移15 主要由断层构成，可以沟通不同时代的烃源岩和储集层，使深部烃源岩生成的油气运移到浅层成藏垂向运移的特点：输导效率较高；垂向运移一般具有周期性，呈“幕式运移”或“幕式成藏”。③阶梯状输导体系与阶梯状运移阶梯状输导体系由断层与输导层或不整合面构成断层－不整合型输导体系断层－输导层型输导体系断层－输导层－不整合型输导体系4、成藏动力系统的内涵及划分方法异常压力研究方法流体势分析方法断层封闭性研究方法油气成藏时间与期次研究方法5、油气运移的动力、方式与优势运移通道研究方法第五章油气聚集成藏理论1、油气在圈闭中聚集成藏的机制油气在构造圈闭中聚集成藏的机制渗滤机制：一般盖层不封闭水，水可通过盖层排出，不适用于蒸发岩盖层。排替机制：水不通过上覆盖层，圈闭中的油气将水从溢出点排出。渗滤—排替混合机制：先期是渗滤，后期是排替。渗透—扩散机制：由离子浓度差引起。油气在构造圈闭中聚集成藏的过程充注：先进入高孔渗部位，再向外扩展；先充注的烃成熟度低、在顶部，后充注的成熟度高、在翼部靠近充注油源；最终高孔渗中饱和烃多，低孔渗中非烃、沥青质多。混合：主要有以下3种混合作用密度（重力）混合：储层渗透率为100mD，2Km范围，1Ma内可消除；浓度（扩散）混合：消除侧向上的差异，在垂向上建立起重力分异的浓度梯度，1Ma可消除100m范围的浓度差异，几千米范围则需几十个Ma；热对流混合：其作用很小。对非均质性很强的低渗透储层，这些作用都很慢，很难达到混合。富集：油（气）--水界面向下移动，油气中的压力不断增大，含油气饱和度不断增加，结果产生:纯含油带：含油55%以上，产无水油；过渡带：含油10—55%，油水同产；残余油带：含油少于10%，只产水；饱和水带：只有水。决定油藏的品位和经济性。岩性圈闭的成藏动力学机制16 超压是泥岩中含烃流体进入砂岩透镜体和排出孔隙水的主要动力；砂泥岩间的毛细管压差；烃浓度差产生的分子扩散；盐度差产生的含烃水的渗透；运移相态的转换，烃柱高度不断增加。影响岩性圈闭成藏的其它地质因素：生烃泥岩的质量和位置；砂岩透镜体的物性和产状；生烃泥岩中的砂岩透镜体成藏，并非“近水楼台先得月”，实际上比在构造圈闭中成藏更困难。烃类在多个圈闭中的差异聚集Sales(1997)认为，在油源充足和浮力的作用下，圈闭的封盖强度与闭合度的组合是决定地下油气差异聚集和分布的主控因素。2、异常压力流体封存箱成藏理论1.概念异常压力流体封存箱是Hunt等（1990）提出的一种用于解释异常压力分布区压力结构及其与油气藏形成和分布关系的一种油气成藏地质理论。所谓异常压力流体封存箱，是指沉积盆地内一种三维密封的地质体（或称封隔体），它与相邻的岩层以不渗透或极低渗透率的封闭层相隔离。封存箱内具有异常压力（多为异常高压，少数为低压），而封存箱外则为正常压力。按照流体封存箱理论，封存箱的形成与演化常与油气藏的形成与分布有着密切联系。因此，研究流体封存箱的分布、形成和演化及其与油气藏形成和分布的关系，对于异常压力分布地区的油气勘探具有重要意义。2.封存箱的性质Hunt(1990)认为，许多沉积盆地包含了两个或两个以上的重叠的水文地层系统。较浅的系统（＜3000m）分布在整个盆地，呈现正常压力状态，其运移作用主要受水动力条件（流体势）的控制。较深的系统（是烃类生成＞3000m）则在局部分布，并呈现异常高压。这种系统由一系列独立的封存箱（流体封存单元）组成，封存箱相互间的流体压力不能相互转换，而且和上覆的水动力系统也不连通。在目前仍在沉降的盆地内，封存箱的顶板可以是切过不同岩性、层系的致密的（不渗透）封隔层，并不一定是某一地层层面。封存箱的顶板一般是区域性的盖层，其岩性往往异常致密，且大多数具异常高压的性质。在2500~3200m的顶板在勘探上往往具有重要意义。目前地壳上油气储量也较多地分布在该顶板深度上部、中部及下部。当流体封存箱内压力聚集到一定程度后，高压流体可冲破封存箱，通过微裂缝使箱内流体卸压，油气可沿着微裂缝与水一起进入上覆地层，当箱内流体卸压至一定程度时封存箱盖微裂缝闭合，开始下一个压力聚集与耗散的过程。3.封存箱封隔层的成因和性质17 封存箱是在地温场的支配下通过成岩物质的再分配而形成的，有机制的演化及其对无机矿物的作用是成岩过程中最活跃的因素，封存箱顶部和底部封隔层的埋深可以预测，其大致位置是第一封隔层在Ro=0.3%-0.5%处，第二封隔层在Ro=0.6%-0.7%处，第三封隔层在Ro=0.8%-1.0%(腐泥型）或Ro=1.2%-1.4%（腐殖型）处。除此之外，封隔层也可由膏盐层、铝土层及红色泥岩层组成。封隔层因封闭能力的不同，封隔层上下压力变化表现为突变型和过渡型两种（一）异常压力的分类（二）流体封存箱的类型1.封存箱的箱内成藏在流体封存箱内部水流滞缓，水动力不是成藏动力中的重要影响因素，而热力和地应力对封闭系统的增压和泄压起关键作用。水溶对流和浮力作用下的独立相态运移，是封存箱内部的主要成藏模式，水溶对流模式对气更有效，而浮力作用下的独立相态运移对油更有效。箱内成藏有利位置：a.封存箱内较高的部位，包括构造高部位在内；b.构造应力场中的局部张性区，构造裂缝的张开构成相对低压区；c.地层水盐度较高的地区。2.封存箱的箱缘和箱外成藏压力聚集过程中的主要动力是压实动力和热动力，而封存箱的破坏受压力的大小和由上覆地层与构造应力共同引起的地应力及岩石的破裂强度的控制。封存箱在遭到破坏时，油气与水一起排出，在箱缘或箱外形成油气藏，混相涌流或以独立相态窜流是箱外和箱缘成藏的主要模式。封存箱内的流体在混相涌至箱外后，随着压力的下降，油、气、水三相相互分离，当压力系数下降到大致为1.2~1.3时，裂缝重新闭合或被方解石脉充填堵塞，封存箱内的压力重新积聚上升，直至下一次脉冲式破裂和涌流或窜流，如此周而复始。箱缘或箱外成藏的条件1)封存箱的箱缘或箱外具有良好的盖层和圈闭：应具良好的直接盖层，或具良好的区域盖层。若存在上下叠合的两个封存箱，则下封存箱的箱外成藏最有利，它的箱外即上封存箱的箱内，得到了良好的区域盖层的保护。如北海盆地的大油气田，大多位于封存箱内紧挨下封存箱处。在箱缘成藏即在封隔带之内成藏一般不乏良好的盖层，只是储集层相对逊色。2)封存箱顶板存在比较固定的裂口：顶板应存在易于开裂的相对薄弱而面积又相对较小的部位，便于混相涌流以较强烈的脉冲方式集中在一个局部或少数几个局部出现，犹如阀门，而不是到处开裂，把油气分散在各处。18 3)封存箱内具良好的烃源岩和增压源泉：气源岩是最大的压力源，其次的压力源是蒙脱石、斜发沸石等无机矿物的脱水。4)构造的小幅度抬升：构造的小幅度抬升引起上覆岩层的有限度剥蚀，加剧了封存箱内外的压差，有利于箱外成藏。5）封存箱受外界侧向挤压：封存箱受外界侧向挤压使箱内压力升高，导致箱缘破裂。6)流体封存箱是三维封闭体，其纵向上的封闭性有利于油气的保存，但其横向上的封闭性阻碍着流体的侧向流动，不利于油气的长距离运移，但在大规模的流体封存箱内仍可有大规模的油气聚集。封存箱型油气成藏流体动力系统中的成藏组合模式1）中心分布成藏组合模式2）巢状成藏组合模式一级压力封存箱受盆地边界控制；二级压力封存箱受地层分布控制；三级压力封存箱受沉积相控制3）透镜体状成藏组合模式3、幕式成藏理论一、幕式成藏理论的提出Hunt(1990)是较早注意到幕式成藏的石油地质学家之一，但其讨论的主要是异常压力流体封存箱有关的成藏。当超压流体封存箱内的孔隙压力升高至岩石的地静压力梯度时，封存箱顶部或底部的压力封闭层将发生破裂，从而使封存箱内的超压流体（包括烃类物质）在强大的异常压力驱动下，向封存箱外部发生快速涌流释放；之后随着封存箱内流体压力的降低，其边缘封闭层中的裂缝发生闭合，封存箱内的流体压力重新积聚，直到再次达到边缘封闭层的破裂压力梯度时，封闭层重新发生破裂，造成封存箱内的流体又一次向外发生涌流释放。Hunt(1990)认为，封存箱流体的涌流释放过程是周期性的、幕式的，原因是封闭层的封闭—突破—再封闭—再突破具有旋回性。Hooper（1991）讨论了生长断层带的流体运移问题，并提出了“周期流”（periodicflow）理论。认为断层带附近的流体运移，受控于断层活动的周期以及断层带的渗透性。提出当断层活动时，其渗透率和流体势增大，流体沿断层向上运移成为可能；但当断层处于休眠状态时，渗透率降低，流动减慢乃至停滞，从而提出流体沿断层的流动具有周期性。并据此得出，一个断层在不同的时间，可以既是流体运移的林荫大道，又是油气运移的屏障。郝石生等（1994）根据Hunt(1990)异常压力流体封存箱理论，提出封存箱流体的脉冲式混相涌流模式，并将其用于莺歌海盆地和塔中地区天然气藏形成机理的解释，并指出在异常高压封存箱的箱缘、箱外成藏过程中，脉冲式混相涌流是其运移的主要机制，在这种特殊的地质条件下，19 脉冲式混相涌流在天然气运移、聚集和成藏过程中起重要作用。华保钦（1995）、张树林等（1997a，1997b）、曾联波等（1997）等则也赞同油气沿断层运移的地震泵理论或周期流理论。赵靖舟等（2002）提出了幕式成藏的概念，并首次系统讨论了幕式成藏的证据、机理、幕式成藏的规律及其勘探意义。总之，幕式成藏是一种快速的、周期性的成藏方式。二、幕式成藏的证据a.成藏年代学证据许多大型乃至特大型油气田的形成并需要很长的时间，而往往是在很短的地质时间内形成的。——克拉2气田：其形成仅用了2—3Ma的时间，按其储量规模，天然气的注入速率高达950—500×108m3/Ma，考虑到运移充注过程中的损失，则其天然气的充注速率更高——崖13-1气田：形成于2.8—0Ma，据郝石生等（1995）研究，该气田目前的散失速率约为282×108m3/Ma，据此估算其天然气的充注速率在535.7×108m3/Ma以上。可见，这类气田的形成在地质时间尺度上是瞬时的，具有幕式成藏的特点。b.断层作为流体幕式运移通道的证据——矿物学证据在塔中I号断裂带附近塔中45号构造奥陶系碳酸盐岩储层中发现了大量晶形完美的萤石矿物，是深部热流体侵入该断裂带的一个重要证据。对塔中45奥陶系油藏的包裹体研究发现，萤石中含有丰富的油包裹体，且其共生盐水包裹体的均一温度与方解石脉中油包裹体共生盐水包裹体的均一温度基本相同，均分布于55—100℃之间，平均为70—80℃，反映形成萤石的深部热流体与油气可能是同时侵入塔中I号断裂带的。由包裹体测温，含有烃类物质的热流体的侵入时间为晚海西期，是塔中地区海相油藏的主要形成时间，说明塔中I号断裂带在晚加里东期和早海西期的强烈活动后，晚海西期又一次复活。这种周期性的断裂活动为流体的幕式运移创造了条件。再如南德克萨斯铀矿省的Wilcox断层，现今为一非渗透性断层，断裂带的渗透率比围岩低0.75—4倍（Galloway等，1982），表明该断裂带目前并非是流体运移的通道。该断裂带附近是铀矿床的主要分布地区，且含矿砂岩中至少有3期还原作用（硫化作用）被氧化作用流体冲洗的现象（Galloway，1982）。而且，断裂带附近存在着硫化亚铁异常，硫化亚铁的浓度向断层方向显著增大，在距断层2km以外的地区则几乎无硫化亚铁发现。硫化亚铁的同位素组成研究表明硫来源于剖面深部，最可行的运移路径是沿Wilcox断层系统。许多大油气田常常沿断裂特别是深大断裂分布根据Hooper（1991）对德克萨斯McAllenRanch油田流体势及其生长断层带流量的反演模拟估计，流体在该油田断层带中的流量要比在周围岩石中的流量大40倍。这种流体势的突然降低，必然使得地下流体沿断裂带发生幕式涌流，如果流体在地层中处于超压状态，则这种幕式流动的20 强度更大。c超压封闭层破裂和愈合证据在超压的封闭层中，常常发现有裂缝存在，且封闭层孔隙及裂缝中普遍存在方解石或硅质充填的现象，是为流体自封存箱内部向外泄露的重要证据（Powley，1990）。另外，在一些封闭层中，还发现渗透层与非渗透层相间排列的条带状现象。如在阿纳达科盆地奥陶系Simpson群砂岩中，Tigert和Al-Shaieb（1990）注意到其中碳酸盐和/或硅质胶结砂岩与多孔渗透性砂岩、受原油侵染与无原油侵染均呈交替出现，从而形成鲜明的条带状，而且硅质胶结砂岩与碳酸盐胶结砂岩之间的界线是十分截然的，反映亦与封存箱内流体向外的周期性释放有关。三、幕式成藏的机理机理1：构造幕和构造泵作用构造幕作用地壳运动是一种相对稳定与相对强烈不断交替的幕式过程。在构造活动期，地下流体的运动也比较活跃，而构造稳定期地下流体的活动则相对较弱。因此，构造稳定期与活动期的不断交替，必然造成地下流体的周期性活动，从而形成流体的幕式流动现象。构造活动期油气运移的动力相对较强，运移速度因而相对较快。而在构造稳定期，构造应力一般较弱，油气运移的动力主要来自水动力和浮力，因而运移的速度一般较小。相对于构造稳定期缓慢的、渐进式的油气运移而言，构造活动期的油气运移是快速的、幕式性的。另一方面，每一次较强烈的构造运动都将打破盆地原有的、在构造稳定期已形成的流体平衡，并改变了油气运移的格局，从而常常造成盆地内油气重新发生运移和聚集，直到形成新的平衡。因此，在构造运动较弱的盆地，油气藏的形成期次一般较少，并以形成原生油气藏为主，且在成藏时间上主要受生烃窗控制。而在多构造运动的盆地，油气藏的形成往往具有多期性，早期形成的油气藏常常受到后期构造运动的调整和改造，因而所形成的油气藏除原生油气藏外，还常常形成各种次生油气藏，油气藏的形成时间也往往与构造运动的时间相一致。我国中西部盆地油气藏的形成普遍即具有这一特点。构造泵作用对于天然气藏的形成来说，构造泵作用是一种重要的成藏机理，这种机理可用于解释水溶相天然气的脱气成藏问题。当盆地因构造运动而发生抬升时，由于温度和压力的降低，导致水溶气脱溶而形成游离气，并沿隆升带聚集成藏。这种作用被前苏联学者涅斯基诺夫等（1987）称为“构造泵效应”。水溶气开发正是利用了这一原理，无论是排水采气还是气水分离，都是通过降低压力而使天然气从水中脱溶出来的。如我国四川盆地川中地区著名的蓬基井，原为一口高产盐水井，43自1955年到1991年累计产水超过420×10m，从而导致其产层须家河组四段砂岩出现压力降落，结果造成天然气的脱溶作用，由先前的只产盐水转为水中带气，继而气量不断增加，到1990年921 43月日产气量已达3×10m。机理2：断层阀效应或地震泵作用①在地震发生之前，应力集中导致微破裂形成膨胀，增大了渗透率，流体进入断层带；②地震发生时，应力释放造成震前膨胀崩溃，使得断层带内流体排出；③地震之后，运移流体促使矿物沉淀，造成渗透率降低。机理3：超压积聚效应四、幕式成藏的规律幕式成藏是一种快速、高效的成藏方式，有利于大中型油气田的形成；幕式成藏是一种普遍存在的成藏方式，但主要发生于构造活动较强烈或超压较普遍的盆地或地区；相反，构造稳定区一般以渐进式成藏为主；幕式成藏主要受控于区域构造运动、断裂活动和异常压力演化，因此其形成的油气藏主要沿断裂带或超压带附近分布；幕式成藏在时间上并不完全受生烃窗控制，在生烃窗之后同样可以有油气藏形成，从而解放了一批晚期形成的圈闭，打破了传统的勘探禁区，开阔了勘探视野。4、补偿成藏理论一、补偿成藏理论的提出王永卓等（1997）通过对大庆长垣以东地区葡萄花、扶余、杨大城子油层的研究，提出该区三套油层在油层产能、油底层位、储量丰度存在相互补偿的现象。并支持其形成机理是：①油层和生油层的特定空间配置构成了相互补偿的静态基础；②超压排烃、“分流作用”构成了相互补偿的动态基础；③区域上等量供油和砂岩平面递变是相互补偿的决定因素。杜金虎等（2004）在渤海湾盆地冀中坳陷和二连盆地岩性—地层油气藏研究和勘探实践发现，富油凹陷油气分布具有“互补性”。即构造和岩性—地层油气藏在油气资源分配、空间分布上具有“互补性”。并且指出，这种分布特征是由构造与岩性—地层油气藏所赋存的宏观地质背景、成藏条件、成藏机理等多种因素的耦合所决定的。杜金虎等（2004）指出形成“互补”的地质依据：（1）断陷湖盆具有多沉积中心和生烃中心，为油气分布的“互补性”提供了资源基础；（2）陆相盆地不同构造单元，砂体的展布在空间上具有“互补性”；（3）陆相盆地不同构造单元，构造与岩性地层圈闭分布上具有“互补性”；（4）同一凹陷不同构造单元，成藏条件具有“互补性”；（5）同一构造带不同的构造部位，成藏条件具有“互补性”武富礼等（2007）在研究鄂尔多斯盆地陕北地区中生界三叠系和侏罗系油藏时提出，陕北地区中生界油藏的形成和分布受补偿成藏规律控制。油藏的形成是不同成藏要素相互补偿作用的结果，不同层位油藏之间的成藏条件有补偿关系，长6、长2以及侏罗系油藏在平面分布上具有相22 互补偿规律。二、补偿成藏形成的石油地质条件1.油源条件：储层与油源层的空间位置关系（距离、方位），2.储、盖条件（储层、盖层发育情况）3.圈闭、保存条件（圈闭的类型、构造活动）4.油气运移特征（运移动力、方向、距离），三、补偿成藏的特征1.不同成藏要素的相互补偿作用2.不同层位油藏成藏条件的补偿特征3.油藏平面分布的补偿特征四、补偿成藏的研究意义1.根据不同成藏要素的相互补偿特征，确定成藏的主控因素；2.根据不同层位油藏成藏条件的补偿特征，确定不同区域的有利的勘探层位；3.根据油藏平面分布的补偿特征，确定有利的勘探区域，在一定程度上丰富和发展了富油气凹陷“满凹含油”理论；第六章大油气田形成理论1、含油气系统理论要点目前一般采用Magoon和Dow(1994)对含油气系统的定义，即：含油气系统是指包含成熟烃源岩及其形成的全部油气以及形成油气藏所不可缺少的地质要素和作用的一个自然地质单元。成藏要素：烃源岩，储集岩，盖层，输导层，圈闭；成藏作用：油气的生成，运移，聚集，圈闭形成，成藏期后作用；系统：即指相互关联的地质要素和成藏作用及其组合关系。关键时刻：是指最能反映一个含油气系统中绝大多数油气生成——运移——聚集的时间。关键时刻的平面图和剖面图可反映含油气系统的地理和地层学分布。含油气系统的命名及其确定程度Dow(1974)、MagoonandDow(1994)等提出可以根据系统的烃源岩及主要储集层来命名含油气系统。如：Deer-Boar(.)含油气系统，其中Deer为生油岩，Boar为主要储集层。(.)表示该含油气系统的确定程度为可能的。含油气系统的确定程度或可靠性等级：可分为三类：即已知的（或已证实的）、可能的以及推测的。含油气系统的定位23 Magoon和Dow（1974）等许多学者认为：含油气系统是含油气盆地内部一个天然系统，其在盆地中的位置介于盆地与区带之间。赵靖舟等（2002）认为：含油气盆地可划分为5个含油气单元，即盆地、含油气系统、成藏系统、区带、圈闭（油气藏），进而认为含油气系统介于盆地与成藏系统之间。相应地，认为油气藏勘探评价可划分为五个阶段，或分为5个层次：表征方式——四图一表含油气系统的研究意义（1）含油气系统理论提供了一套研究油气藏形成和分布的思路及方法，其可贵之处在于将成藏要素与成藏作用通过关键时刻有机地联系起来，强调对关键时刻各成藏要素与成藏作用的有效配置关系。（2）含油气是盆地内一个客观存在的勘探评价单元。在含油气盆地中划分出含油气系统、并将含油气盆地的评价勘探分为盆地、含油气系统、区带、圈闭等单元或阶段，为油气勘探提供了一个更加科学、合理的勘探程序，从而有助于评价工作的深化与勘探成功率的提高。含油气系统划分的原则和方法含油气系统划分必须以共源为依据。一个生烃凹陷或一个烃源层及其形成的油气就构成一个含油气系统；含油系统可据盆地动力学背景将跨盆地分布的具有相似背景的烃源层划分为超系统，盆地内的宜划分出系统或亚系统，而不宜进行超系统划分；同源之不同储集层系的油气如果性质相似，不宜进行亚系统划分。含油气系统评价内容：成藏基本条件；成藏特征；油气分布规律；资源潜力；勘探方向。2、源控论及其适用性油气自烃源岩生成后，就近聚集在生油有利区或其临近地带，称为“源控论”。油气运移距离较短是“源控论”的实质。超短运距：0~10km为超短距离运移：油气运距小于10km超短运距地区15个，占7.2%，分布在以岩性油气藏或裂缝性油气藏为主的含油盆地(成油系统)和微型沉积盆地，如川南纳溪二叠系成气系统、东营凹陷沙三段成油系统、二连盆地的洪舒尔浩特凹陷、辽河油田的大民屯凹陷、云南的景谷盆地、保加利亚的瓦尔纳凹陷等。密执安盆地的上泥盆统安特里姆页岩成气系统的油气田，受裂缝密度因素控制，也属本类。短距离运移：10~100km为短距离运移：运距11~10km。含油盆地或成油系统中绝对多数属该区段油气运移距离。如日本新泻盆地、泰国的北大年盆地；中国的高邮凹陷、酒西盆地、吐哈盆地、渤海湾的岐口、板桥、辽河西部凹24 陷东营凹陷等，它们的运距均为20~40km。东濮凹陷中央成油系统、潜江凹陷、阿尔善凹陷；哥伦比亚的Villta-caballos成油系统等，运距10~20km洛杉矶盆地、茫涯凹陷、饶阳凹陷、费尔干纳盆地、北海中央地堑、印度南坎贝盆地等运距30~50km准噶尔盆地、波河盆地、库车坳陷、珠江口盆地、东海盆地、巴库成油系统等，油气运移距离50~90km巴西的Sergipe-Alagoas盆地运距40km，马拉开波盆地运距最大不超过80km等。长距离运移：即100km为长距离运移之下限：长距离运移(运距大于100km)的盆地或成油系统较少，美国经专家认定的长距离运移距离盆地有9个，如密执安盆地、威利斯顿盆地、阿纳达科盆地等。短距离运移地区共187个，占93.5%，长距离运移地区仅13个，占6.5%。长距离运移地区均占很小的比例。3、源-盖共控论及其适用性源-盖共控论的提出源-盖共控论——有效烃源岩和盖层共同控制着油气系统的有效性，盖层获得封闭能力的地质时期是形成油气系统的关键时刻，一旦盖层被破坏，油气系统即失去有效性;烃源岩与盖层共同控制油气成藏，二者间关系是影响油气富集最为重要的耦合效能关节;源-盖共控论的要点关于“源”与“盖”之间成藏诸要素时、空范畴的动态、静态关系对油气富集程度的控制作用，归纳为6方面：①“源内和近源区域盖层是控制油气富集的重要因素”。并提出勘探方向应：“逼近源岩(逼近有效烃源岩);逼近盖层(逼近源内和近源盖层);逼近断裂(逼近区域盖层之下的断裂)”是勘探大中型油气藏的三原则。②源岩与区域盖层相隔的时间和空间跨度越小，越有利于油气富集。③在源岩形成期与盖层形成期之间的地质时代，构造运动适度(促进油气运、聚集但不破坏区域性封盖条件)而次数较少，有利于油气富集。④断裂勾通源岩与圈闭，但不破坏盖层的完整性和封闭性，是“盖”控的有利条件，断至盖层的大断裂越少，越有利于油气富集;⑤源岩与盖层之间的储集体及圈闭体积越大，且储集体的储集性能越好，越有利于形成大型油气藏;⑥源岩和盖层都具比较高的流体压力，而二者之间的储集层流体压力相对较低，其压力差(势能差)越大，越有利于油气运聚成藏并保存。实例：塔里木盆地具有盆地内部的寒武-奥陶系海相烃源区，还有盆地周缘的三叠-侏罗系陆相烃源区。以每个烃源区为中心，在其周围地带形成油气成藏体系，油气藏平面分布不完全受构造单元25 限制，在烃类运移可以达到的范围，都可能形成油气藏，这体现了“源控”的作用。各油气分布区的油气纵向分布完全不受构造层控制，与盖层的纵向分布及有效性密切相关，这体现了“盖控”的作用。源-盖共控论的局限性源-盖共控论最适用的情况是前陆盆地等构造活动性较强的盆地和地区。对于我国中西部古生界克拉通盆地则难于适用。4、富油气凹陷“满凹含油”论及其适用性要点：“满凹含油”是指在富油气凹陷内，优质烃源灶提供了丰富的油气资源，同时陆相沉积多水系与频繁的湖盆振荡，导致湖水大面积收缩与扩张，使砂体与烃源岩不仅间互，而且大面积接触，从而使得各类储集体有最大的成藏机会，因而含油范围超出二级构造带，并在包括斜坡区的凹陷深部位都有油气藏的形成和分布，呈现整个凹陷都有油气成藏的局面。“满凹含油”论并不意味着在凹陷的每一个部位都可以发现油气藏，而在于强调勘探理念的变化。“满凹含油”论的提出使勘探领域跳出了“二级构造带”范围，可以实现满凹陷勘探。勘探范围不仅包括已有的正向二级构造带，也包括广大的斜坡区和凹陷的低部位。实例：松辽盆地南部长岭凹陷长岭凹陷的高部位、斜坡甚至向斜中都有油藏分布，显示出油气成藏已经超越了正向二级构造带范围，具有满凹含油的特征。富油气凹陷形成“满凹含油”的条件（1）烃源岩生烃总量大，可保证各类砂体聚油成藏富油气凹陷发育陆相沉积盆地中最优质的烃源岩，表现为烃源岩质量好、规模大、热演化适度与生烃总量大，可保证与之相关的各类储集体聚油成藏。（2）有效烃源岩面积大，为各类砂体与烃源岩提供最大接触机会，有利于油气运聚成藏。有效烃源岩是已进入成熟门限大量生、排烃的那部分烃源岩。富油气凹陷不仅烃源岩质量好，规模大，而且有效烃源岩所占比例很高，因而使成藏范围和规模较大。（3）湖盆振荡变化，使砂、泥岩频繁间互，为各类岩性-地层圈闭形成创造条件陆相沉积盆地受构造与气候的联合作用，湖盆的水进、水退频繁发生，构成剖面上生储盖组合。富油气凹陷“满凹含油”的基本特征（1）经济资源受主砂体、裂缝与鼻状构造控制富油气凹陷“满凹含油”论既强调在有效烃源岩范围内的任何部位都可能发现油气聚集，即26 油气藏的形成并不局限于正向二级构造带范围内，也强调并非所有的油气聚集都有经济性。因此，要确保跳出正向二级构造带进入凹陷区的油气勘探有较好的经济回报，还需要特别关注经济资源的主控因素和分布规律。（2）岩性-地层油气藏往往受“三面”控制，有“五带”富集特征统计显示，多数岩性-地层油气藏的形成受“三面”控制，具有“五带”富集的特点。“三面”——最大湖泛面、不整合面与断层面；“五带”——有利沉积相带、古地形坡折带、裂缝带、岩性或地层尖灭带与次生孔隙发育带。富油气凹陷“满凹含油”论提出的意义（1）对勘探理论的丰富和发展丰富和发展了“源控论”和“复式油气聚集带”理论。①“源控论”的勘探思路主要为“选凹定带”；②“复式油气聚集带”的勘探思路是油气的聚集主要受二级构造带控制，在二级构造带内进行勘探找油气。③“满凹含油”论的勘探思路是跳出二级构造带，勘探无禁区，相信每一个部位都有可能成藏，满凹含油。（2）对勘探的指导意义（1）跳出二级构造带，实现满凹勘探；在富油气凹陷的有效烃源灶范围内，找油勘探不应设置禁区，坚信在每一个部位都有可能发现油气藏。（2）富油气凹陷中并非所有的油气聚集都有经济性，油气相对富集于斜坡背景上的主砂带以及有裂缝系统和鼻状隆起背景的“富块”，亦称“甜点”（sweetpoint）。5、大油气田形成的主要控制因素⑴相对稳定的构造环境天然气的各组分简单，分子、密度、粘度和吸附能力都小，故具有运移快、易溶解、易扩散和易挥发的特点。因此，大中型气田的形成对保存条件的要求比石油严格。⑵大中型气田主要形成于生气中心周围生气中心系指生气强度最大区，它是烃源岩厚度、有机质丰度、有机质类型及成熟度等的综合体现。生气中心及其周缘不仅可以源源不断获得高丰度的气源，而且运移距离短，避免了天然气在长途运移中的大量散失，故易于气的富集而形成大气田。（3）优质区域盖层之下对于稳定的克拉通盆地而言，其大中型气田形成所需的盖层除了膏盐层外，厚度较大的泥岩同样可以是有效的盖层。如西西伯利亚、鄂尔多斯盆地等。对于构造相对较活动的前陆盆地而言，其大中型气田形成所需的盖层多为膏盐层，或超压泥27 岩。如卡拉库姆、库车前陆盆地等。活动带或造山带地区大中型气田形成对盖层的要求更严格。（4）优越的圈闭条件在成气区的古构造的圈闭中早于主成气期的古构造圈闭或与生气同期形成同沉积构造圈闭，接受供气聚集时间长，与主要生烃期的时间匹配上，或与保存早期形成气藏的功能及为二次成藏提供优秀条件上，利于大气田的形成。根据古构造形成和气聚集成藏的关系，可分为三类古构造大气田：古构造聚气同步型（涩北型）古构造聚气滞后型（崖13－1型）古构造聚气叠置型（开江型）（4）优越的圈闭条件（5）超压带附近（6）成藏期晚天然气的各组分简单，分子、密度、粘度和吸附能力都小，故具有运移快、易溶解、易扩散和易挥发的特点。因此，成藏期早的气田，特别是大气田，若无气源继续供给，往往随时间越久，就由大气田变为中小气田，甚至难于保存。扩散对大气田长期保存是个大危险。扩散主要有两种：浓度扩散和温度扩散。在开放系统中，气体从高浓度向低浓度扩散运动；从温度高向温度低的扩散运动。大气田（气田）相对上覆地层，气体浓度和温度通常都是高的，因此，大气田无论它的盖层如何好，气体都向上扩散运移，使气体不断减少。第七章非常规油气藏的形成与分布28'