中國地質(zhì)大學(xué)北京能源學(xué)院石油與天然氣地質(zhì)學(xué)復(fù)習(xí)資料

.海陸相石油的基本區(qū)別：（一）石油類型海相石油以芳香-中間型和石蠟-環(huán)烷型為主，飽和燒占石油的25%-70%芳煌占總煌的25%-60%陸相石油以石蠟型為主，部分為石蠟-環(huán)烷型，飽和燒占石油的60%-90%芳煌占總煌的10%-20%（二）含蠟量陸相石油的分析資料，含蠟量普遍大于5%一般為10%-30%,個別可達(dá)40%以上，而海相石油含蠟量均小于5%一般僅為0.5%?3%（三）含硫量海相石油一般為高硫石油，而陸相石油一般為低硫石油。海相>1%，陸相<1%（四）微量元素鋰、饃的含量和比值海相石油中鋰、饃含量高，且V/Ni>1;而陸相石油中鋰、饃含量較低，且V/Ni<1。海相石油富含銳嚇咻，而陸相石油富含饃嚇咻。（五）碳穩(wěn)定同位素分布海相石油的813C值一般大于-27%。，而陸相石油的813C值一般小于-29%。。不同時代海、陸相石油的813C值可有一定幅度的變化，但兩者的差別仍是存在的。.聚集型天然氣及其特點：氣藏氣：是指在圈閉中具有一定工業(yè)價值的單獨天然氣聚集。特點巨大的非半生氣是其主體，但氣藏氣也可以存在于油氣田中，在橫向或縱向上與油氣藏有一定的聯(lián)系。氣頂氣：指與油共存于油氣藏中呈游離態(tài)位居油氣藏頂部的天然氣。在分部和成因上與石油有密切聯(lián)系，重?zé)龤夂看笥?%個別高于甲烷，少有小于5%勺。凝析氣：在地下較高溫度和壓力下，凝析油因逆蒸發(fā)作用而氣化或以液態(tài)分散于氣中，呈單一氣相存在，稱為凝析氣。特點是凝析氣踩出后因地表溫度壓力較低，凝析油一液態(tài)析出，與天然氣分離。.影響碎屑巖儲集層儲集物性的主要因素影響碎屑巖儲集層儲集物性的主要因素有以下幾個方面：.沉積作用對儲集層物性的影響沉積作用對碎屑巖的礦物成分、結(jié)構(gòu)、粒度、分選、磨圓、填集的雜基含量等方面都起著明顯的控制作用，而這些因素對儲集層物性都有不同程度的影響。（1）碎屑巖的礦物成分碎屑巖的礦物成分以石英和長石為主，它們對儲集層物性的影響不同。通常情況下，長石砂巖比石英砂巖儲集物性差。其原因是：①長石的潤濕性比石英強，當(dāng)被油或水潤濕時，長石表面所形成的液體薄膜比石英表面厚，在一定程度上減少了孔隙的流動截面積，導(dǎo)致滲透率變?。虎陂L石比石英的抗風(fēng)化能力弱，石英抗風(fēng)化能力強，顆粒表面光滑，油氣容易通過，長石不耐風(fēng)化，顆粒表面常有次生高嶺土和絹云母，它們一方面對油氣有吸附作用，另一方面吸水膨脹堵塞原來的孔隙和喉道，因此，長石砂巖比石英砂巖儲集物性差。（2）巖石的結(jié)構(gòu)碎屑巖沉積時所形成的粒間孔隙的大小、形態(tài)和發(fā)育程度主要受碎屑巖的結(jié)構(gòu)的影響。碎屑巖儲集層儲集物性不僅與粒徑有關(guān)，而且與巖石顆粒的分選程度有很大的關(guān)系。在粒度相近的情況下，分選差的碎屑巖，因細(xì)小的碎屑充填了顆粒間孔隙和喉道，不僅降低了孔度，而且也降低了滲透率。（3）雜基含量在與沉積作用有關(guān)的影響碎屑巖儲集層物性的各種因素中，最為重要的是雜基含量。所謂雜基是指顆粒直徑小于0.0315mm的非化學(xué)沉淀顆粒。雜基含量是沉積環(huán)境能量最重要的標(biāo)志之一。一般雜基含量高的碎屑巖，分選差，平均粒徑較小，喉道也小，孔隙結(jié)構(gòu)復(fù)雜，儲集物性差。因此，雜基含量是影響孔隙性、滲透性最重要的因素之一。.成巖后生作用對儲集層物性的影響成巖后生作用貫穿成巖過程的始終，因而對碎屑巖儲集層的物性影響很大。（1）壓實作用它包括早期機械壓實和晚期的壓溶作用。機械壓實作用是指在上覆沉積負(fù)荷作用下巖石逐步致密化的過程。壓實作用主要發(fā)生在成巖作用的早期，3000m以上壓實作用的效果和特征明顯。壓實作用使砂巖儲集層的孔隙度迅速減小，但不同類型的砂巖，其孔隙度衰減的速率不同。如粘土雜基含量高的砂巖，其孔隙度衰減速率大，而純凈砂巖的孔隙度衰減速率小。壓溶作用是指發(fā)生在顆粒接觸點上，即壓力傳遞點上有明顯的溶解作用，造成顆粒間互相嵌入的凹凸接觸和縫合線接觸。由于碎屑顆粒在壓力作用下溶解，使得Si、Al、Na、K等造巖元素轉(zhuǎn)入溶液，引起物質(zhì)再分配，造成在低壓處石英和長石顆粒的次生加大和膠結(jié)。石英次生加大對巖石孔隙度有可觀的影響，(2)膠結(jié)作用膠結(jié)作用是碎屑顆粒相互聯(lián)接的過程。松散的碎屑沉積物通過膠結(jié)作用變成固結(jié)的巖石。膠結(jié)作用總體上使儲集層物性變差。膠結(jié)物的成分和含量是兩個重要因素。碎屑巖膠結(jié)物的成分有泥質(zhì)、鈣質(zhì)、硅質(zhì)、鐵質(zhì)、石膏質(zhì)等。一般說來，泥質(zhì)、鈣-泥質(zhì)膠結(jié)的巖石較疏松，儲油物性較好，純鈣質(zhì)、硅質(zhì)、硅-鐵質(zhì)或鐵質(zhì)膠結(jié)的巖石致密，儲油物性較差。膠結(jié)物含量高的儲集層，粒間孔隙多被充填，使孔隙減少，連通性變差，儲集物性變差；反之，儲集物性較好。(3)溶解作用在地下深處由于孔隙水成分變化，導(dǎo)致長石、火山巖屑、碳酸鹽巖屑和方解石、硫酸鹽等膠結(jié)物或巖石顆粒的溶解，形成次生溶蝕孔隙，使儲集層孔隙度增大。這種次生溶蝕孔隙對改善儲集層物性的重要性受到越來越多的重視。.影響碳酸鹽巖儲集層性的主要因素：.沉積環(huán)境沉積環(huán)境，即介質(zhì)的水動力條件，是影響碳酸鹽巖原生孔隙發(fā)育的主要因素。碳酸鹽巖原生孔隙的類型雖然多種多樣，但主要的是粒間孔隙和生物骨架孔隙。這類孔隙的發(fā)育程度主要取決于粒屑的大小、分選程度、膠結(jié)物含量以及造礁生物的繁殖情況。因此，水動力能量較強的或有利于造礁生物繁殖的沉積環(huán)境，常常是原生孔隙型碳酸鹽巖儲集層的分布地帶。主要有臺地前緣斜坡相、生物礁相、淺灘相和潮坪相等。在水動力能量低的環(huán)境里形成微晶或隱晶石灰?guī)r，由于晶間孔隙微小，加上生物體少，不能產(chǎn)生較多的有機酸和CO2因此不僅在沉積時期，就是在成巖階段要形成較多的次生溶孔也是比較困難的。.成巖后生作用(1)溶蝕作用碳酸鹽巖孔隙的形成和發(fā)育與地下水的溶解作用和淋濾作用關(guān)系密切，這是由碳酸鹽巖的易溶性所決定的。地下水因溶解帶走了易溶礦物是造成溶蝕孔隙、孔洞的原因，也是溶蝕裂縫擴大的原因。碳酸鹽巖結(jié)晶礦物的溶解度取決于它們本身的性質(zhì)、地下水的溶解能力以及熱動力條件。巖石的礦物成分不同其溶解度也不同。方解石和白云石的溶解度取決于水中CO2的含量、地下水的溫度和硫酸鈣的含量等。(2)重結(jié)晶作用指碳酸鹽巖被埋藏之后，隨著溫度、壓力的升高，巖石礦物成分不變，而礦物晶體大小、形狀和方位發(fā)生了變化的作用。這種作用使致密、細(xì)粒結(jié)構(gòu)的巖石變?yōu)榇至＝Y(jié)構(gòu)、疏松、多晶間孔隙的巖石。粗粒結(jié)構(gòu)的巖石強度降低，易產(chǎn)生裂縫?？紫栋l(fā)育程度隨重結(jié)晶作用的增強而變好。當(dāng)碳酸鹽巖中存在泥質(zhì)、有機質(zhì)、硅質(zhì)、硫酸鹽等雜質(zhì)時，它們會降低碳酸鹽巖重結(jié)晶的速度，又往往填塞在各種孔隙空間，對碳酸鹽巖的儲油物性產(chǎn)生不利的影響。(3)白云石化作用指白云石取代方解石、硬石膏和其他礦物的作用。白云石化作用一般可分為兩類，一類是發(fā)生在沉積物中的準(zhǔn)同生期白云石化作用；另一類為發(fā)生在成巖后生期的白云石化作用。白云石化作用對碳酸鹽巖孔隙度的影響，白云石化對巖石孔隙度和滲透率還是起改善作用的。.構(gòu)造作用裂縫既是碳酸鹽巖儲集層的儲集空間，更重要的是油氣滲濾的重要通道。構(gòu)造作用力的強弱、性質(zhì)、受力次數(shù)、變形環(huán)境和變形階段等。一般說來，受力越強，張力越大，受力次數(shù)越多，構(gòu)造裂縫越發(fā)育；反之，則發(fā)育較差。同一巖石在常溫常壓的應(yīng)力環(huán)境下裂縫發(fā)育，在高溫高壓環(huán)境下則發(fā)育較差。在一次受力變化的后期階段，裂縫密度大，組系多；前期階段則相應(yīng)較少。.蓋層的封閉機理蓋層能封隔油氣的重要原因之一是蓋層具有較高的排驅(qū)壓力。目前已公認(rèn)蓋層的封閉機理有物性封閉、壓力封閉及燒濃度封閉，尤以物性封閉最為常見。（一）物性封閉也叫毛細(xì)管封閉。從微觀上講，蓋層的物性封閉實際上是通過蓋層的最大喉道和儲集層的最小孔隙之間的毛細(xì)管壓差來封蓋圈閉中的油氣。通常地下的巖石大多為水潤濕，蓋層大多以巖性致密，顆粒極細(xì)，孔喉半徑很小，滲透性很差的巖石為主。非潤濕相的油氣要通過蓋層進(jìn)行運移，必須首先排驅(qū)潤濕相的水。只有驅(qū)使油氣運移的動力小于或等于蓋層的排驅(qū)壓力，油氣才能被封隔于蓋層之下。物性封閉能力可以用單位面積上所封存的油氣柱高度來衡量當(dāng)圈閉中油氣柱的浮力與儲蓋層之間具有的毛細(xì)管壓力相等時，即為最大封存油氣柱高度。在靜水條件下可用下式表示：蓋層和儲集層之間的毛細(xì)管壓差也可以由試驗測定，儲集層最小孔隙與蓋層最大喉道的半徑差越大，排驅(qū)壓力越??；反之，排驅(qū)壓力就越大。一般泥頁巖、蒸發(fā)巖、致密灰?guī)r的喉道半徑小，因此具有較高的排驅(qū)壓力。物性封閉是蓋層最主要、最普遍、最基本的封閉機理，只要巖石物性上有差異就可在不同程度上形成封閉。值得注意的是，物性封閉的蓋層，在一定水力條件下，即當(dāng)儲蓋層界面上承受的流體壓力大于或等于巖石最小水平應(yīng)力與巖石的抗張強度之和時，蓋層將形成垂直于最小水平應(yīng)力的張裂縫，蓋層的物性封閉將不復(fù)存在，故又稱為水力封閉。蓋層的水力封閉能力可用下式表示：（二）壓力封閉與物性封閉相比，壓力封閉的特點是具有能封閉異常壓力的壓力封閉層；壓力封閉層不僅封閉地層中的油氣，而且還能封閉作為地層壓力載體的水；能對燒類和水實現(xiàn)全封閉。只有那些巖性致密、滲透率極低的巖層才具有壓力封閉的能力。當(dāng)儲集層具有異常壓力時，上覆蓋層多為壓力封閉層；也可以是蓋層本身具有異常壓力而封閉下伏儲集層中的流體（圖3-15）。后者封閉最小油氣柱高度為：壓力封閉是在物性封閉基礎(chǔ)上的進(jìn)一步封閉，是對油、氣、水的全封閉，其效果自然也優(yōu)于單純的物性封閉。但壓力封閉蓋層本身也有水力破裂的問題，即當(dāng)異常高流體壓力超過最小水平應(yīng)力（b3）與蓋巖的抗張強度之和時，蓋層本身也將產(chǎn)生張性破裂而喪失封閉性，所以蓋層中的異常高壓力也不是越高越好，而應(yīng)以不超過破裂壓力為極限。（三）煌濃度封閉蓋層的燒濃度封閉是在物性封閉的基礎(chǔ)上，主要依靠蓋層中所具有的燒濃度來抑制或減緩由于燒濃度差而產(chǎn)生的分子擴散。特別是對天然氣來說，由于分子直徑小、擴散性強，一般好的泥質(zhì)蓋層雖能阻止其體積流動但很難封閉其擴散流，如果蓋層是煌源巖本身，具有一定的燒濃度，勢必可增加對分子擴散的封閉性。這種機理只能相對延緩下伏儲集層天然氣向上擴散的時間，最終并不能阻止天然氣的分子擴散。必須明確，在蓋層的三種封閉機理中，物性封閉是最基本的，如果蓋層失去了物性封閉能力，其他兩種封閉機理也就不復(fù)存在了。實際上，蓋層在物性封閉的基礎(chǔ)上也常不同程度地具有壓力或濃度封閉的能力并形成復(fù)合蓋層，顯然這種復(fù)合封閉的效果最佳。蓋層的評價（一）孔隙大小孔隙大小是評價蓋層最常用、較有效的參數(shù)。因為孔隙大小既是影響排驅(qū)壓力的重要參數(shù)，也是制約石油和天然氣擴散的重要參數(shù)。根據(jù)蓋層孔徑的大小，把蓋層分為三個等級：①巖石孔徑小于5x10-6cm時，可作油層或氣層的蓋層；②巖石孔徑在5X10-6?2X10-4cm之間時，只能作油層的蓋層，不能作為氣層的蓋層；③巖石孔徑大于2X10-4cm時，油氣均可逸散，一般不能成為蓋層。（二）蓋層的滲透性和排驅(qū)壓力蓋層的滲透性和排驅(qū)壓力是與孔徑大小密切相關(guān)的參數(shù)。（三）蓋層的厚度及連續(xù)性蓋層厚度要多大才能達(dá)到有效封閉油氣藏的基本要求，即蓋層厚度是否存在可以定量確定的下限？大量事實表明，這與蓋層巖性、孔隙結(jié)構(gòu)、破裂情況及橫向穩(wěn)定性有密切關(guān)系。只要1m厚的粘土層就足已能起到封閉油氣的作用。蓋層的連續(xù)性實質(zhì)上是指蓋層巖石的穩(wěn)定性和均勻性，穩(wěn)定性可指不易發(fā)生裂縫，均勻性可指物性相對穩(wěn)定。（四））埋深泥質(zhì)巖蓋層隨著埋深的增加，其壓實程度增高，孔隙度、滲透率隨之減小，排驅(qū)壓力增大，其封閉性能不斷增高。但是由于埋深增大，地溫增高，粘土礦物及其組分關(guān)系也在不斷地演化。。在厚層泥巖的頂、底與砂巖相鄰的部分，首先被壓實排出孔隙水，形成致密帶，使其中間的泥巖具有較高的孔隙流體異常壓力，此時泥巖的封閉程度最高，封閉能力最強。隨著埋深的進(jìn)一步增加，泥巖在較高的溫度、壓力作用下，脫水明顯，巖性變脆，可塑性降低，易于產(chǎn)生裂縫，這在很大程度上可能降低泥巖的封閉能力。圈閉和油氣藏分.圈閉的成因分類以圈閉的成因為主、以圈閉形態(tài)和遮擋條件為輔的劃分原則，前者作為劃分大類的基礎(chǔ)，后者作為劃分亞類的依據(jù)。根據(jù)控制圈閉形成的地質(zhì)因素，可將圈閉分為四大類：即構(gòu)造圈閉、地層圈閉、水動力（流體）圈閉和復(fù)合圈閉，各大類圈閉又可根據(jù)其圈閉形態(tài)和遮擋條件，進(jìn)一步劃分為若干亞類。1.背斜圈閉2.斷層圈閉3.裂縫性背斜圈閉4.刺穿圈閉1.巖性圈閉2.不整合圈閉3.礁型圈閉4.瀝青封閉圈閉1.構(gòu)造鼻和階地型水動力圈閉2.單斜型水動力圈閉3.純水動力圈閉.構(gòu)造-地層復(fù)合圈閉2.水動力-構(gòu)造復(fù)合圈閉純水動力圈閉3.地層-水動力復(fù)合圈閉4.構(gòu)造-地層-水動力復(fù)合圈閉5.多因素構(gòu)造圈閉.油氣藏的燒類相態(tài)分類油氣藏研究的目的之一就是搞清油氣藏中流體類型、相態(tài)特征及分布，其分類方案為：1.干氣藏2.濕氣藏3.凝析氣藏1.近臨界態(tài)凝析氣藏2.臨界態(tài)油氣藏3.近臨界態(tài)油藏1.輕質(zhì)油藏2.常規(guī)油藏3.輕度重質(zhì)油藏4.中度重質(zhì)油藏5.重度重質(zhì)油藏藏瀝青質(zhì)油礦3.油氣藏的驅(qū)動類型分類在油氣藏開發(fā)過程中常常采用該分類。一般根據(jù)驅(qū)動類型可將油氣藏劃分為溶解氣驅(qū)油氣藏、氣頂氣驅(qū)油氣藏、底（邊）水驅(qū)動油氣藏和混合驅(qū)動油氣藏。背斜圈閉的形成機理背斜圈閉是儲集層頂面發(fā)生發(fā)生彎曲變形，形成向四周傾伏的背斜，其上方被非滲透性蓋層所封閉,而地面和下傾方向是被具有高油氣勢面的水體或其與非滲透性巖層聯(lián)合封閉的閉合低勢區(qū)。背斜油氣藏的特點1)油氣局限于背斜圈閉內(nèi)，由于重力分異的結(jié)果，氣居頂部，油居中呈環(huán)帶狀分布，水位于油下。在靜水條件下，油氣和油水界面是水平的，含氣和含油邊界都平行背斜儲集層頂面的構(gòu)造等高線(2)油氣聚集嚴(yán)格受背斜圈閉的控制，超出圈閉范圍即不含油。一般軸部含油氣性較翼部好，煌柱高度應(yīng)小于或等于閉合度。有的油氣藏存在明顯的油水過渡帶。油氣藏內(nèi)具有統(tǒng)一的壓力系統(tǒng)。3)背斜油氣藏的含油層系在油氣藏范圍內(nèi)分布較廣，儲集物性較且相對穩(wěn)定，具有明顯的多層性。若各油氣層之間并未完全分隔，而且相互連通，這種相互連通的多油層構(gòu)成統(tǒng)一的塊狀儲集體，常是形成巨大油氣藏的重要條件之一。背斜油氣藏的主要類型根據(jù)褶皺作用類型，背斜圈閉主要有褶皺背斜和同生背斜倆大類。同生背斜按形成條件又可進(jìn)一步分為與斷層活動有關(guān)的逆牽引背斜，地下塑性物質(zhì)上升形成的隱刺穿背斜，與基底活動有關(guān)的同沉積背斜以及與基巖凸起有關(guān)的差異壓實背斜斷層油氣藏的特點(1)油氣層上傾方向或各個方向被斷層所限是斷層油氣藏的基本特點之一。(2)由于斷層發(fā)育使油氣藏復(fù)雜化，斷層油氣藏常具有多、雜、舌L、散的特點。即在構(gòu)造復(fù)雜的斷裂帶，斷層油氣藏形式、個數(shù)較多，油氣水關(guān)系復(fù)雜，各斷塊含油層位、含油高度和含油面積都可能很不一致，含油斷塊分散，分割性強。(3)斷層附近儲集層滲透性變好。沿斷裂帶的巖石，常被擠壓而破裂形成裂隙，增大了儲集層的滲透性，使油氣富集于斷層附近。特別是在致密性脆而易碎的儲集層內(nèi)，這種現(xiàn)象尤為顯著。(4)斷層油氣藏的閉合高度和閉合面積取決于斷距大小，蓋層和儲集層厚度，同時還與斷層位置及性質(zhì)有關(guān)。如斷層發(fā)育在鼻狀構(gòu)造翹起部分，或發(fā)生在閉合度小的構(gòu)造沿區(qū)域傾斜翹起的方向，且斷層又是封閉的，則將增加其含油面積和含油高度。(5)油氣富集帶常在斷層靠近油源一側(cè)。復(fù)雜性和多樣性是斷層油氣藏固有的特點，并且與各時期構(gòu)造運動的性質(zhì)和強弱有關(guān)。斷層圈閉的形成機理凡是儲集層上傾方向或各個方向由斷層封閉而形成的圈閉，都稱為斷層圈閉。在斷層圈閉中特別強調(diào)了斷層對圈閉形成的重要作用。斷層能否形成斷層圈閉，取決于倆方面：一是斷層本身的封閉性；二是在構(gòu)造圖上斷層線與構(gòu)造等高線(或巖性尖滅線)能否構(gòu)成一個閉合區(qū)。不是任何一條斷層都具有封閉性，不具封閉性的斷層，不僅不能遮擋油氣，形成油氣藏，相反，它還會成為油氣運移的通道，破壞油氣藏。決定斷層封閉性的因素最主要的是斷層倆盤的巖性組合及其接觸關(guān)系。巖性油氣藏的特點(1)巖性圈閉種類很多，主要受沉積條件控制，具有區(qū)域性分布的特點，因此，巖性油氣藏的出現(xiàn)不是孤立的、偶然的，而是有規(guī)律的，它們常成群成帶分布，一旦發(fā)現(xiàn)一個，就可能在同一地區(qū)找到多個類似的油氣藏。(2)巖性油氣藏儲集層的連續(xù)性較差(透鏡狀或楔狀)，一般情況下，難以形成大型油氣藏，但不同層位的儲集體可以疊合連片，形成中小乃至較大的油氣藏。(3)巖性油氣藏的儲集層多為碎屑巖儲集層，且大多與生油層屬同一層位，因此，常為自生自儲式油氣藏。（4）由于儲集層沿上傾方向尖滅或巖性側(cè)變，或四周被不滲透地層封閉，所以，巖性油氣藏受水動力及水化學(xué)作用的影響小，原油性質(zhì)較好。（5）由于巖性油氣藏的含油氣邊界常為非滲透性邊界所限，各含油氣砂體零星分布，油源及能量補給慢，故油氣產(chǎn)量遞減快，但單井生產(chǎn)時間較長。斷層油氣藏的主要類型：根據(jù)斷層圈閉的形成條件和液態(tài)特征，斷層圈閉和油氣藏可分為四個基本類型①彎曲或交錯斷層與單斜地層結(jié)合形成的斷層或斷塊圈閉和油氣藏；②三個或更多斷層與單斜或彎曲地層結(jié)合形成的斷層或斷塊圈閉油氣藏；③單一斷層與褶皺（或背斜一部分）結(jié)合形成的斷層或斷塊圈閉和油氣藏；④逆斷層和逆遮掩斷層與背斜的一部分結(jié)合形成的斷層圈閉和油氣藏。斷層與油氣聚集斷層在地質(zhì)歷史發(fā)展過程中的不同時期或不同位置，常起封閉和通道（破壞）作用，對油氣藏的形成至關(guān)重要。（I）封閉作用：斷層導(dǎo)致油氣在縱向，橫向都被密封而不致逸散，形成油氣藏，其中在縱向上起封閉作用的斷層決定于地層帶深密程度。1°斷層的形成性質(zhì)和產(chǎn)狀：①逆斷層受壓扭性作用，斷裂帶為緊密性，封閉性較強，正斷層斷裂帶常常不緊密，為開啟的。②斷層產(chǎn)狀：斷面陡，封閉性差。2斷裂帶內(nèi)填充：①地下水中溶解物質(zhì)沉淀，使破碎帶膠結(jié)，起封閉作用。②油氣沿開啟斷裂帶運移，由于原油氧化作用或生物菌解作用，形成固體瀝青物質(zhì)，堵塞通道，起封閉作用。3。在塑性較強地層（泥巖，鹽巖，膏巖）沿斷裂帶形成致密的斷層泥，起封閉作用。4。斷層傾角在塑性地層較緩，故封閉性較脆性地層好。在橫向上看，斷層封閉性取決于斷層大小以及巖層兩側(cè)對置的巖性組合，即斷層兩側(cè)滲透性巖層和非滲透性巖層有直接接觸時，可起封閉作用。（n）通道和破壞作用（開啟）斷層伴有裂縫發(fā)育，故是開啟的。斷層交叉部位往往是開啟的。在脆性地層中斷裂，且未礦化應(yīng)是開啟的。在油氣藏形成的過程中，開啟斷層可能成為連接源巖和圈閉的通道，也可與儲層不整合面一起成為油氣長距運移的通道。油氣藏形成后，開啟的斷層可使油氣沿斷層向上運移，在上部形成次生油氣藏或直接運移至地表造成散失或破壞。（出）斷層的封閉和開啟是復(fù)雜的，必須用歷史和全面的觀點分析。斷層是油氣輸導(dǎo)層的主要型式之一，無疑是油氣運移的重要通道。但油氣田中實際情況是斷層常常作為遮擋，不僅是逆斷層，而且絕大多數(shù)正斷層具有遮擋性能。通常情況，斷層發(fā)生時對其兩側(cè)地層中流體的壓力和勢均衡狀態(tài)起破壞作用，流體（包括煌類）將由高勢向低勢方向運移，斷層起著明顯的通道作用。但輸導(dǎo)流體（含油氣）能力的大小和經(jīng)歷時間的長短在很大程度上取決于斷層的性質(zhì)（擠壓或拉張）、斷層兩側(cè)接觸的巖性（上傾為非滲透性或滲透性巖層）、斷層角礫巖和斷層泥是否存在，以及斷裂發(fā)生的時間。一般擠壓斷層與拉張斷層相比輸導(dǎo)流體能力相對弱一些，時間較短一些；上傾方向與非滲透性巖層接觸時，僅在斷層保持張裂時期存在一定輸導(dǎo)能力，當(dāng)斷層閉合時，則難以輸導(dǎo)流體；如存在斷層泥則輸導(dǎo)能力差，若存在角礫則輸導(dǎo)能力強，而且保持時間亦較長。但是，無論具有什么性質(zhì)和特征的斷層，作為輸導(dǎo)流體通道的時間是有限的，一旦通道閉合或堵塞（這是必然的），斷層就成為良好的遮擋。這就是為什么在所有油田中看到的斷層，大多以遮擋性質(zhì)出現(xiàn)的基本原因。因此，我們說，斷層起通道作用是有條件的，而且是有時限的；斷層起遮擋作用更為經(jīng)常，更為普遍。業(yè)已成為遮擋的斷層，在一定條件下也可以再活動，再次成為油氣運移的通道。只有從動態(tài)演化的角度，才能正確認(rèn)識斷層的雙重角色。這樣才能正確認(rèn)識到，斷裂既能輸導(dǎo)油氣，又能破壞業(yè)已形成的油氣藏，同時，它又與油氣聚集有密切關(guān)系，可形成多種與斷裂有關(guān)的油氣聚集帶。不整合油氣藏的特點1）不整合油氣藏上傾方向為不整合遮擋所限，下傾方向油（氣）水界面與油（氣）層頂面構(gòu)造等高線相平行或基本平行。2）不整合油氣藏的儲集層巖性和產(chǎn)狀多樣。有碎屑巖，也有碳酸鹽巖及其他巖類；既可以是層狀，也可以是塊狀。儲集空間以次生孔隙為主。3）不整合油氣藏多發(fā)育在地殼升降運動較頻繁、沉積巖系之間沉積間斷較多的地區(qū)，特別是沉積盆地的隆起和斜坡區(qū)，不整合現(xiàn)象普遍。頻繁的地殼升降運動有利于成這種類型的油氣藏。4）不整合油氣藏伴隨的圈閉類型較多。它既可形成中小型油氣田，也可形成大型油氣田。礁型圈閉形特點1）礁型油氣藏中的油氣分布情況，在很大程度上取決于礁型儲集體的均一性，油氣可以充滿整個礁體，也可以只充滿礁體的一部分，甚至有的礁型油氣藏僅僅位于礁前礫（粒）屑帶，2）礁型油氣藏儲集空間類型多，儲集物性好，含油氣豐富，一般都具有高產(chǎn)的特征。3）礁型油氣藏常在一定的古地理環(huán)境背景下，成群成帶分布，構(gòu)成一個巨大的含油氣帶。一個地區(qū)如果發(fā)現(xiàn)了一個礁型油氣藏，往往可在其附近發(fā)現(xiàn)多個類似的油氣藏。（二）干酪根沉積巖中不溶于堿、非氧化型酸和有機溶劑的分散有機質(zhì)。顯微組分分類：（1）統(tǒng)計腐泥組和殼質(zhì)組之和與鏡質(zhì)組的比例；（2）采用類型指數(shù)（T值）來劃分，具體方法是將鑒定的各組分相對百分含量代入式子，計算出T值，再依據(jù)表中的分類標(biāo)準(zhǔn)劃分類型。2）、元素組成分類：根據(jù)干酪根的元素分析采用H/C和O/C原子比繪制相關(guān)圖即范氏圖，將其主要分為3大類：I型是分散有機質(zhì)干酪根中經(jīng)細(xì)菌改造的極端類型，或藻質(zhì)型，它富含脂肪族結(jié)構(gòu)，富氫和貧氧，原始H/C原子比高，一般為1.5?1.7,而O/C原子比低，一般小于0.1,是高產(chǎn)石油的干酪根，其熱失重為65%生煌潛力為0.4?0.7。n型是煌源巖中常見的干酪根，又稱腐泥型，有機質(zhì)主要來源于水盆地中浮游生物和細(xì)菌。有較高的原始H/C原子比，約1.3?3.5;較低的O/C原子，約0.1?0.2。其生煌潛力較高，熱失重為50%-80%生煌潛力為0.3?0.5。出型是由陸生植物組成的干酪根，又稱腐殖型。富含多芳香核和含氧基團(tuán)。原始H/C原子比低，通常小于1.0,而O/C原子比高，可達(dá)0.2?0.3,這類干酪根以成氣為主，其熱失重為30%-50%生煌潛力為0.1?0.2。另外，還有一種干酪根稱殘余型或V1型，具異常低的原始H/C原子比，比值低至0.5?0.6,而O/C原子比卻高達(dá)0.25?0.3,這類干酪根中有大量的芳香核和含氧基團(tuán)，顯微組分觀察表明其有機質(zhì)主要為惰性組的氧化有機質(zhì)和絲質(zhì)碎片，能生成少量的氣，此干酪根的熱失重<30%,生煌潛力<0.2。NOnmh/5重質(zhì)雜果子化合物因石油胃天然氣一成熱作用增密0.1-0.2O7C照『比有機質(zhì)的類型的確定方法有機質(zhì)的類型常從不溶有機質(zhì)（干酪根）和可溶有機質(zhì)（瀝青）的性質(zhì)和組成來加以區(qū)分。干酪根類型的確定是有機質(zhì)類型研究的主體，常用的研究方法有元素分析、光學(xué)分析、紅外光譜分析以及巖石熱解分析等。另外可溶瀝青的研究也普遍受到重視。.元素分析干酪根元素分析是從化學(xué)性質(zhì)和本質(zhì)上來把握其類型的。根據(jù)干酪根的元素組成分析，利用范氏圖上h/C和o/c原子比的演化路線將干酪根分為I、n、出型。I型為細(xì)菌改造的藻質(zhì)型，n型為腐泥型,出型為腐殖型。另外，還分出W型為殘余型.光學(xué)分析在顯微鏡下對干酪根進(jìn)行光學(xué)分析是從光學(xué)性質(zhì)上和形貌上把握其類型。光學(xué)分析方法包括抱粉學(xué)法和煤巖學(xué)法。抱粉學(xué)法是按干酪根在透射光下的微觀結(jié)構(gòu)，將其分成藻質(zhì)、絮質(zhì)（無定形）、草質(zhì)、本質(zhì)和煤質(zhì)其中前3種為腐泥型有機質(zhì)，后2種為腐殖型和殘余型有機質(zhì)。煤巖學(xué)法是將干酪根的顯微組成分為殼質(zhì)組、鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組，其中殼質(zhì)組為腐泥型有機質(zhì)，多數(shù)鏡質(zhì)組為腐殖型有機質(zhì)，惰質(zhì)組為煤質(zhì)型有機質(zhì)。認(rèn)識上述各種微觀組分，有利于理解過渡類型干酪根的組成。.巖石熱解分析它是用巖石熱解分析儀直接從巖樣中測出所含的吸附燒（S1）、干酪根熱解燒（S2）和二氧化碳（S3）與水等含氧揮發(fā)物以及相應(yīng)的溫度，氫指數(shù)（S2/有機碳，IH）和氧指數(shù)（S3/有機碳,IO）與干酪根元素組成分析能進(jìn)行很好的對比。因此，可利用這兩個指數(shù)繪制范氏圖確定燃源巖中有機質(zhì)的類型.可溶瀝青分析可溶瀝青的研究也能反映燃源巖中有機質(zhì)的類型，較常用的參數(shù)如下：1）燃源巖氯仿抽提物中組分組成特征，如飽和燒/芳煌。2）飽和燃?xì)庀嗌V特征，包括主峰碳位置和峰型等。如正烷煌主峰碳在C25-C33的后峰型，反映原始有機質(zhì)為陸源高等植物輸入；主峰碳在C15-C19的前峰型，反映母質(zhì)來源于水生低等生物；雙峰型反映母質(zhì)具有低等生物和高等植物的混合來源。還有姥鯨烷/植烷可反映有機質(zhì)的形成環(huán)境。但這種方法基本不適用具有較高成熟度的母巖。3）色譜-質(zhì)譜分析可鑒定管類和菇類等生物標(biāo)志化合物的種類和數(shù)量，這對判斷母質(zhì)的來源也有重要意義。有機質(zhì)的成熟度確定方法有機質(zhì)的成熟度是表征起成煌有效性和產(chǎn)物性質(zhì)的重要參數(shù)。評價其的方法有多種，其中常用且較有小效的方法有：鏡質(zhì)體反射率（R0）法、抱粉和干酪根的顏色法、巖石熱解法、可溶有機質(zhì)的化學(xué)法。另外，還可以應(yīng)用多種成熟度標(biāo)尺和TTI等預(yù)測未來方法來估算煌源巖中有機質(zhì)的成熟度。1）鏡質(zhì)體反射率法它是溫度和有效加熱時間的函數(shù)且具有不可逆性，所以它是確定煤化作用階段的最佳參數(shù)之一。鏡質(zhì)體反射率可定義為光線垂直入射時，反射光強度與入射光強度的百分比。干酪根的類型不同，其各成熟階段R0直也有一定差別，R0<0.5%-0.7%為成巖作用階段，生的煌為成熟，0.5-0.7%<R0<1.1%-1.3%為深成作用階段的成油主帶，1.1-1.3%<R0<2%為深成作用階段的高成熟凝析油和濕氣帶，R0>2%^準(zhǔn)變質(zhì)作用階段，為只產(chǎn)甲烷的干氣帶。主要限于晚古生代以來的碎屑巖系。2）抱粉和干酪根顏色法在顯微鏡下透射光下，抱子、花粉和其他微體化石隨成熟度作用的增強而顯不同顏色未成熟階段為淺黃至黃色，成熟階段為褐黃至棕色，過成熟階段為深棕至黑色。干酪根顏色的變化反映了因滿藏歷史不同而引起的成熟度差異。3）巖石熱解法利用巖石熱解分析資料中S1/（S1+S2）和熱解峰溫Tmanx（C）兩個參數(shù)可確定煌原巖的為成熟帶、成油

帶和成氣帶。采用巖石熱解法確定的界限，也會因干酪根的類型不同而異，需要配合氫指數(shù)（I0）和氧指數(shù)（I0）以及其他方法給出的類型參數(shù)分析。4）可溶有機質(zhì)的化學(xué)法①演化曲線根據(jù)氯仿瀝青A總含煌兩和氯仿瀝青A/有機碳、總燒/有機碳等轉(zhuǎn)化率繪制隨深度的演化曲線，這些曲線可反映有機質(zhì)的成熟度隨深度的變化。②C2-C6燒C2-C咯煌數(shù)量和組成能很好地判斷煌源巖中有機質(zhì)的成熟度。因為，C2-CM是生物合成的，而是干酪根熱降解的產(chǎn)物。C2-C8中的烷燒、環(huán)烷煌和芳煌的相對含量隨成熟度增加而發(fā)生有規(guī)律的變化。③C15+煌類近代沉積、古代沉積和原油中，C15+<數(shù)碳和偶數(shù)碳正烷煌的分布有明顯的差異。一般認(rèn)為生油高峰期已經(jīng)不再有奇碳優(yōu)勢。④環(huán)烷燒隨埋深的增加，環(huán)烷煌的環(huán)數(shù)從以三-四環(huán)為主變?yōu)橐詥?雙環(huán)為主。⑤隨埋深和溫度的增加，干酪根熱降解的新生煌類使來自生物的燒類受到稀釋，與其想另的正烷燒比較，其含量都隨成熟度的增加而減少。（5）生物標(biāo)志化合物隨埋深和溫度的增加，干酪根熱降解的新生煌類使來自生物的燒類受到稀釋，與其相鄰的正烷煌比較，其含量都隨成熟度的增加而減少，如姥鯨烷/正十七烷、植烷/正十八烷。TTI等論述有機質(zhì)成煌演化階段及特點（05）;試述沉積有機質(zhì)成煌演化機理，有機質(zhì)的成煌演化階段（和

干酪根有關(guān))，成煌演化(階段)晚期成煌理論是指有機質(zhì)隨著沉積物埋藏成巖演化在成巖作用晚期生成油氣的理論，有機質(zhì)的成煌演化階段一般與沉積物的成巖作用一一對應(yīng)。通常將有機質(zhì)成煌演化過程劃分為三個階段：即未成熟階段，成熟階段和過成熟階段1)未成熟階段(成巖作用階段)(1)劃分界限：此階段從沉積有機質(zhì)被埋藏開始到門限深度為止。R<0.5%(2)物質(zhì)基礎(chǔ)：脂肪、碳水化合物、蛋白質(zhì)和木質(zhì)素等生物聚合物。(3)化學(xué)作用過程：有機和無機過程。生物水解、和降解(4)煌類產(chǎn)物：揮發(fā)物、少量未成熟-低熟油(5)特點：正構(gòu)烷煌具有明顯的奇碳數(shù)優(yōu)勢(6)終結(jié)物：干酪根早期，由于有機質(zhì)被細(xì)菌分解或水解，使原來生物聚合物轉(zhuǎn)化為分子量較低的脂肪酸，氨基酸，糖等生物化學(xué)單體。同時產(chǎn)生等簡單分子。隨埋藏深度加深，細(xì)菌停止活動，那些生物化學(xué)單體無機轉(zhuǎn)化成(縮聚)成復(fù)雜高分子的腐殖酸類(未熟油)進(jìn)一步演化為干酪根，又與周圍礦物絡(luò)合成穩(wěn)定的不溶有機質(zhì)。成巖作用后期，干酪根產(chǎn)生和重雜原子組成。該階段尤其是成巖作用早期，生成和少量高分子燒(大部分為以上的重?zé)瑸樯飿?biāo)志化合物)一生物成因氣階段(厭氧細(xì)菌生物化學(xué)作用)。2)成熟階段(深成作用階段)深成作用階段為干酪根生成油氣的主要階段。按干酪根成熟度和成燒產(chǎn)物劃分為：(1)劃分界限：該階段從有機質(zhì)演化的門限值開始至生成石油和濕氣結(jié)束為止。助0.5%-2.0%(2)物質(zhì)基礎(chǔ)：干酪根。(3)化學(xué)作用過程：當(dāng)達(dá)到門限深度和溫度時，在熱力作用下，粘土催化作用，干酪根初期熱降解生成石油，后期熱裂解生成輕質(zhì)油和濕氣。(4)燒類產(chǎn)物：濕氣、凝析氣、成熟石油(5)產(chǎn)物特點：該階段按干酪根的成熟度和成燒產(chǎn)物劃分為油帶和輕質(zhì)油、濕氣帶。其特點分別為：油帶：石油以中-低分子量的煌類為主，正烷煌奇碳優(yōu)勢逐漸被成熟油沖淡至消失，環(huán)烷燒和芳香煌的碳數(shù)和環(huán)數(shù)減少，曲線由雙峰變?yōu)閱畏?。輕質(zhì)油帶、濕氣帶：液態(tài)燒急劇減少，C1?C咯煌將迅速增加，在適當(dāng)條件喜愛，可以形成凝析氣。(6)終結(jié)物：干酪根殘渣。3)過成熟階段劃分界限：該階段埋深大、溫度高，R?2.0%物質(zhì)基礎(chǔ)：干酪根殘渣和已生成的濕氣、凝析氣、輕質(zhì)油?；瘜W(xué)作用過程：高溫?zé)崃呀鉄惍a(chǎn)物：干氣(甲烷)特點：趨于向CH粉子的化學(xué)熱解穩(wěn)定；干酪根縮聚為富碳?xì)堄辔?。終結(jié)物：次石墨未熟一低熟油形成理論未熟一低熟油系指所有非干酪根晚期熱降解成因的各種低溫早熟的非常規(guī)油氣，包括在生物甲烷氣生煌高峰之后，在埋藏升溫達(dá)到干酪根晚期熱降解大量生油之前(Ro<0.7%),經(jīng)由不同生煌機制的低溫生物化學(xué)或低溫化學(xué)反應(yīng)生成并釋放出來的液態(tài)和氣態(tài)燒。低熟油生成高峰階段對應(yīng)的源巖鏡質(zhì)組反射率(Ro)值大體在0.2%?0.7%范圍內(nèi)，相當(dāng)于干酪根生煌模式的未成熟和低成熟階段。通過對大量實例分析，主要有一下五種不同原始母質(zhì)的早期生煌機制。.樹脂體早期生煌許多植物，尤其是熱帶和溫帶針葉植物，都可分泌出樹脂，隨母體植物埋藏在沉積物(巖)中的樹脂可轉(zhuǎn)化成樹脂體。在化學(xué)組成和分子結(jié)構(gòu)上，樹脂體中的樹脂酸作為含竣基的非煌生物類脂物，其化學(xué)成分、分子結(jié)構(gòu)及聚合程度都比干酪根簡單得多，樹脂酸脫竣基、加氫轉(zhuǎn)化成環(huán)烷煌的化學(xué)反應(yīng)所必需的活化能和熱力學(xué)條件，也較干酪根熱降解生煌的條件低得多。因此，當(dāng)干酪根尚處于未熟一低熟階段時，樹脂體可能在低溫條件下率先早期生煌。.木栓質(zhì)體早期生煌木栓質(zhì)體來源于高等植物的木栓質(zhì)組織。木栓質(zhì)組織中有木栓脂，具有低聚合度和多長鏈類脂物的特點，決定了木栓質(zhì)體可在低的熱力學(xué)條件下，發(fā)生低活化能的化學(xué)反應(yīng)作用下生燒。.細(xì)菌改造陸源有機質(zhì)早期生煌一些細(xì)菌與脂肪酸、蛋白質(zhì)通過去竣基、去氨基作用等化學(xué)反應(yīng)，對陸源有機質(zhì)進(jìn)行降解改造，其分泌物和代謝物可以改造有機質(zhì)結(jié)構(gòu)，增加其H/C原子比，提高富氫程度和“腐泥化”程度，并使有機質(zhì)熱降解或熱解聚、脫官能團(tuán)與加氫生煌反應(yīng)所需要的活化能降低，從而有利于生成低熟油氣。.高等植物蠟質(zhì)早期生煌高等植物蠟質(zhì)是指覆蓋于植物莖、葉、花和果實表面的蠟狀薄層，有含竣基、羥基和酮基官能團(tuán)的長鏈化合物，經(jīng)脫官能團(tuán)形成原油中C22+正構(gòu)烷燒，這類化學(xué)反應(yīng)過程無需高活化能，.藻類類脂物早期生煌藻類死亡埋藏后，其細(xì)胞有機質(zhì)和細(xì)胞內(nèi)類脂物聚合成藻類體，分子結(jié)構(gòu)簡單的含氧官能團(tuán)的非煌化合物及部分燒類，未發(fā)生明顯的聚合作用，只要具備還原性的沉積成巖條件，在低溫化學(xué)反應(yīng)階段，即可轉(zhuǎn)化成鏈烷煌和環(huán)烷燒，成為低熟油的主要成分。.富硫大分子有機質(zhì)早期降解生燒干酪根中不同原子間的鍵能有明顯差異，其中S—S鍵平均鍵能約為250kJ/mol,S—C鍵約為275kJ/mol,而C—C鍵則為350kJ/mol,因此，干酪根早期低溫降解作用只能使S-S和S-C鍵斷裂。由此可見，只有富硫大分子有機質(zhì)才能在干酪根早期降解階段形成低熟油。煤成煌理論煤系地層不僅能夠生成天然氣，而且能夠生油，但是只有在特定的地質(zhì)條件下，才可以形成商業(yè)性油氣藏，甚至形成大規(guī)模的油氣聚集。由煤和煤系地層中集中和分散的陸源有機質(zhì)，在煤化作用的同時所生成的液態(tài)燒類被稱為煤成油。(1)煤的有機組成及其成煌潛力煤是生氣還是生油及其生成液態(tài)燒的能力大小，與煤的類型和微組分組成密切相關(guān)。富含富氫顯微組分無定形體、藻質(zhì)體及其他殼質(zhì)體的煤，均有生成液態(tài)燒的能力；而富含貧氫顯微組分鏡組和惰質(zhì)組的煤，與出型干酪根相似，以生氣為主。在很大程度上，煤的液態(tài)燒生成潛力取決于富氫組分殼質(zhì)組含量的多少。煤的顯微組分或生煌母質(zhì)在相同成熟度時的H/C原子比是決定煤生氣或成油潛力的基本因素，即殼質(zhì)組的成油氣潛力最大，鏡質(zhì)組次之，而惰質(zhì)組最差。(2)煤成煌的地球化學(xué)特征飽和燒含量高、非燒和瀝青質(zhì)含量低的特點正構(gòu)烷煌中高碳數(shù)組成含量高煤成燒最明顯的特征是具有姥鯨烷優(yōu)勢碳同位素組成以高子813C值為特征，一般為-27%。?-25%。，.(3)煤的生煌模式瀝青化作用是煤的顯微組分的主要演化途徑，瀝青化作用的結(jié)果一方面是產(chǎn)生石油和天然氣；另一方面是固體殘余產(chǎn)物進(jìn)行芳構(gòu)化和縮聚作用。不同顯微組分瀝青化作用是不一致的。由于煤中各顯微組因此其生煌特征和演化模式存在差異。天然氣成因類型與特征根據(jù)形成機理、主要作用因素將天然氣劃分為四種基本的成因類型，即生物成因氣、油型氣、煤型氣和無機成因氣：（一）生物成因氣生物成因氣是有機質(zhì)在還原環(huán)境下主要由微生物降解、發(fā)酵和合成作用形成的以甲烷為主的天然氣，有時也包括（或混有）部分早期低溫降解作用形成的甲烷氣和數(shù)量不等的重?zé)龤狻Ｉ锍梢驓庑纬蛇^程包括一系列復(fù)雜的生物化學(xué)作用。有利于生物氣形成的因素可大致歸納為：豐富的有機質(zhì)；②嚴(yán)格的缺氧、缺硫酸鹽環(huán)境；③pH值以接近中性為宜；④溫度在35?42c為最佳生物成因氣化學(xué)組成，除個別含N2較多的天然氣外，CH4含量一般大于98%，重?zé)康停话闵儆?.2%,為典型的干氣。（生物成因氣形成于成巖作用早期，在淺層生物化學(xué)作用帶內(nèi)，沉積有機質(zhì)經(jīng)微生物的群體發(fā)酵和合成作用而形成。生物成因氣出現(xiàn)在埋藏淺、時代新和演化程度低的巖層中，以含甲烷氣為主。生物成因氣形成過程是不溶有機質(zhì)經(jīng)酶的發(fā)酵作用，形成可溶有機質(zhì)，經(jīng)從產(chǎn)酸菌的作用形成揮發(fā)性酸，再經(jīng)產(chǎn)甲烷菌的作用形成甲烷和CQ。因此，生物成因氣形成的前提條件是更加豐富的有機質(zhì)和強還原環(huán)境。最有利于生氣的有機母質(zhì)是草本腐植型一腐泥腐植型。）（二）油型氣油型氣指成油有機質(zhì)（腐泥型和混合型干酪根）在熱力作用下以及石油熱裂解形成的各種天然氣，主要包括石油伴生氣、凝析油伴生氣和熱裂解干氣。成油有機質(zhì)成熟演化過程用R冰表示其階段和主要產(chǎn)物。（成油有機質(zhì)成熟演化過程成油有機質(zhì)成熟演化過程中產(chǎn)生的天然氣以燒氣為主，但仍有數(shù)量不等的非燒氣。CO2主要形成于深成作用階段的早中期，N注要形成于深成階段的中期，H2Si要形成于深成階段中期到準(zhǔn)變質(zhì)階段。產(chǎn)氣高峰在深成作用的中晚期，這是因為深成作用中晚期成油有機質(zhì)液態(tài)煌產(chǎn)率明顯降低，而產(chǎn)氣率逐漸增加，與此同時已生成的液態(tài)燒，開始裂解成氣，兩種成氣作用疊加的結(jié)果，使產(chǎn)煌氣率大增，形成產(chǎn)氣高峰。在有機質(zhì)成煌演化歷史中，深成作用階段后期是低分子量氣態(tài)燒（C2?04）（即濕氣），及因高溫高壓使輕質(zhì)液民燒逆蒸發(fā)形成的凝析氣。而在淺變質(zhì)作用階段，由于溫度上升，生成的石油裂解為小分子的輕輕直至甲烷，有機質(zhì)亦進(jìn)一步生成氣體，以甲烷為主的石油裂解氣是生氣序列的最后產(chǎn)物。）（三）煤型氣指腐殖煤及腐殖型煤系有機質(zhì)在變質(zhì)作用階段形成的天然氣。其含義與腐泥型有機質(zhì)在成油演化過程中形成的天然氣稱為油型氣相對應(yīng)，又稱煤系氣、煤成氣等。煤型氣的化學(xué)組成中重?zé)龤夂坑袝r可達(dá)10%以上，甲烷氣一般占70%-95%非燒氣中普遍含N2和Hg蒸氣，也常含CO2但貧H2So我國煤型氣的81301值為-41.8%。?-24.9%o；81302值為-27.09%o?-23.81%o,平均值為-25.78%o；81303值為-25.72%。?-19.16%o,平均值為-23.45%。。（四）無機成因氣無機成因氣通常認(rèn)為是地幔排氣作用形成，地幔排氣過程依其特點可分為兩種基本類型：即較高溫度、較高氧逸度、較小壓力的熱排氣過程和較低溫度、較低氧逸度、較大壓力的冷排氣過程。前者地幔氣以H2O和CO2為主，后者則以0H4和H2為主，前者相當(dāng)于火山噴氣，后者則相當(dāng)于巖漿侵入上覆巖層中的脫氣作用?；瘜W(xué)組成一般以甲烷占優(yōu)勢，C+2含量很少，一般＜1%。?？梢娚倭康轿⒘康南?，且氫、氮、二氧化碳、一氧化碳及氨氣含量較高。天然氣成因類型判別（一）813C1-813CCO2分類圖版3C1和813CCO2為依據(jù)，將自然界不同成因類型的CH4與CO2共生體系劃分為三個區(qū)I區(qū)為無機成因氣區(qū)。該區(qū)的813C1為-41%。?-7%。，813CCO劾-7%。?27%。。n區(qū)為生物化學(xué)氣區(qū)。該區(qū)的813C1為-92%0?-54%0,813CCO2為-36%。?1%。出區(qū)為有機質(zhì)熱裂解氣區(qū)。該區(qū)的813C1為-40%。?-19%o,813CCO2為-30%。?-16%°。（二）813C1-Ro分類圖版根據(jù)世界各地大量天然氣樣品的813C1及其母巖R0勺測定，建立其相關(guān)性。腐殖型和腐泥型煌源巖的R火其形成天然氣的813C1關(guān)系曲線（圖5-34）和相關(guān)公式。腐殖型：813C1=14lgRo-28腐泥型：813C1=17lgRo-42（三）綜合分類圖版以甲烷碳同位素（81301）、乙烷碳同位素（81302）、甲烷氫同位素（SD1）及重?zé)龤夂浚–+2）四項指標(biāo)來劃分有機成因氣類。油源對比（一）微量元素V/Ni似乎隨地質(zhì)年齡增長而減少，這個比值在最年輕的石油中最高，最老的石油中最低，這可能是因為銳嚇咻的熱穩(wěn)定性比饃嚇咻差，V/Ni各層近似表示同源；V、Ni含量各層差別大。（二）生物標(biāo)志化合物生物標(biāo)志化合物如類異戊間二烯類、管類和三菇類由于相對地不受輕組分流失和風(fēng)化作用的影響，所以它們的分布特征不僅可用于油-油對比，也可用于油-巖對比。.類異戊二烯烷燒在原油和生油巖的抽提瀝青中普遍存在有09-025異戊間二烯型烷燒，它們的結(jié)構(gòu)比較穩(wěn)定，抵抗微生物的降解能力強。所以是一類重要的對比參數(shù)。其中又以姥鯨烷（Pr）和植烷（Ph）含量最豐富，也最穩(wěn)定，因此更常用Pr/Ph、Pr/n017、Ph/n018、（Pr+Ph）/（nC17+nC1）等比值進(jìn)行油源對比。這些指標(biāo)一般是有效的。.管類和菇類化合物對于有親緣關(guān)系的生油巖與原油，其中管烷、菇烷的相對含量和組合特征具有相似性，而且這類化合物結(jié)構(gòu)獨特、性質(zhì)穩(wěn)定，尤其是可以抵抗微生物降解，所以在油源對比中起很大作用其中常用規(guī)則管烷（C26-030）化合物碳數(shù)分布反映燒源巖的母質(zhì)特征確定油源之間的成因聯(lián)系，以及用aaa（20R）管烷027/028、aaa（20R）管烷028/029、伽馬蠟烷/030（莫烷+霍烷）、aaa029管烷S/（S+R）等生物標(biāo)志特征化合物參數(shù)，對油源進(jìn)行母源性質(zhì)、沉積環(huán)境和成熟度三個因素的綜合對比，可以取得良好的效果（三）穩(wěn)定碳同位素組成碳同位素8130值是最常使用的參數(shù)，一般海相有機質(zhì)比陸相有機質(zhì)的8130值高，并在干酪根、瀝青和石油間存在著系統(tǒng)的變異性。當(dāng)母質(zhì)來源和沉積環(huán)境以及演化程度相同時，8130具有良好的對比性。（四）C+15正構(gòu)烷燒包括碳數(shù)分布范圍和主峰碳數(shù)，特別是碳數(shù)分布形式是十分有用的參數(shù)。一般來講，有親緣關(guān)系的油和煌源巖碳數(shù)分布曲線具相似性。此外OEP值、輕煌與重煌的比值、環(huán)戊烷/正構(gòu)烷煌等也是普遍應(yīng)用的對比指標(biāo)。雖然正構(gòu)烷燒在多數(shù)原油中具有很高的濃度，但它們受生物降解、熱成熟和運移等作用的影響較大。所以正構(gòu)烷煌指標(biāo)一般只對低-中等成熟度、生物降解不明顯的石油才有較好的效果。（五）芳香族化合物隨著成熟度增加，飽和煌中的正構(gòu)烷煌和異構(gòu)烷煌的分布逐漸趨于一致，管類和菇類化合物的含量越來越低并逐漸失去其特色，顯然不能再用這些參數(shù)來對比高成熟的石油。而能保留在成熟度較高的生油巖和石油中的芳香族、芳香肖族及硫芳香族（曝吩類）等化合物，此時就成為有用的對比參數(shù)。（六）族組成不同類型煌源巖所生成的石油具有不同的族組成。一般是陸相石油正構(gòu)烷燒含量高、海相石油環(huán)狀化合物較為豐富，同一含油盆地中來自不同相帶的石油族組成也有所不同，說明石油的族組成與母質(zhì)有關(guān)。因此可以通過編制飽和燒、芳香煌、非煌和瀝青質(zhì)的百分含量組成圖進(jìn)行對比，也可分別用飽和燒/芳香煌、煌/非煌、含蠟量、含硫量等參數(shù)進(jìn)行對比。盡管這些參數(shù)受熱成熟、生物降解和運移等作用的影響大，但由于其簡便可行、觀明顯，也是常用的對比參數(shù)。油氣有機成因的主要證據(jù)答：油氣有機起源說之所以能夠確立，除了它能對整個成煌過程給予合理解釋外，還由于它擁有雄辯的地質(zhì)和地球化學(xué)論據(jù)。1）世界99%A上的石油都產(chǎn)自沉積巖，個別產(chǎn)自古老基巖的石油也是來自鄰近沉積巖系中富含有機質(zhì)的母巖。在大片火成巖、變質(zhì)巖出露的地區(qū)，如所謂地盾，則沒有工業(yè)石油。2）石油在地殼中的出現(xiàn)，與地史上生物的發(fā)育和興衰密切相關(guān)。工業(yè)石油大體是顯生宙地層中才開始出現(xiàn)，并且隨著生物的繁衍而有日益增多之趨勢。與此同時，石油的儲量時代分布與地層中有機質(zhì)以及煤和油頁巖等有機礦產(chǎn)的時代分布都有一定的一致性。3）在油田剖面中，含油層位總與富含有機質(zhì)的層位有依存關(guān)系，而不像無機的內(nèi)生礦床那樣與火成巖有關(guān)。4）除嚇咻外，近來還在石油中找到了許多與異戊間二烯類、菇類（即環(huán)狀異戊間二烯類）和管醇類有關(guān)的化合物。這些化合物的化學(xué)結(jié)構(gòu)僅為生物物質(zhì)所特有。5）石油的元素組成包括痕量元素組成，都與有機物質(zhì)或有機礦產(chǎn)相近似，而與任何無機物質(zhì)相差甚遠(yuǎn)。另外，石油的碳同位素組成也同生物物質(zhì)（尤其是脂類）的碳同位素組成相近，而與無機的碳酸鹽巖碳同位素相差甚遠(yuǎn)。6）天然石油普遍具有旋光性。非晶體的旋光性與物質(zhì)分子中的碳原子不對稱結(jié)構(gòu)有關(guān)，通常只有從生物界才能獲得這種物質(zhì)。7）大量實驗表明，各種生物物質(zhì)通過熱降解均可得到或多或少的燒類產(chǎn)物。同時近代分析技術(shù)也可從現(xiàn)代和古代沉積有機質(zhì)中檢測出石油中所含的燒類?？傊?，無論是對石油性狀和分布的研究，還是對生油過程的模擬試驗，都為有機起源說提供了足以令人信服的論據(jù)。簡述如何評價煌源巖的好壞？有機質(zhì)數(shù)量，有機質(zhì)類型，有機質(zhì)成熟度1）、有機質(zhì)豐度一套燒源巖能否生成油氣，以及生成油氣的數(shù)量均直接與有機質(zhì)豐度相關(guān)。有機質(zhì)豐度是評價一個沉積盆地中燒源巖含油氣遠(yuǎn)景的首要指標(biāo)。衡量和評價巖石生燒潛力的有機質(zhì)豐度常用指標(biāo)主要包括有：有機碳含量（TO。、氯仿瀝青“A”、總燒（H。、生煌潛量（S1+S2）、總煌/剩余有機碳（HC/C）。（1）有機碳這里所說的有機碳又稱剩余有機碳，指巖石中殘留的或剩余的有機碳含量。油氣成因理論認(rèn)為，燒源巖中只有很少一部分有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成油氣排替出去，大部分仍殘留在煌源巖中，同時由于碳是有機質(zhì)中含量大、穩(wěn)定程度高的元素，所以用剩余有機碳來近似地反映燒源巖內(nèi)的有機質(zhì)含量。通常認(rèn)為剩余有機碳與剩余有機質(zhì)之間存在一定比例關(guān)系，二者間多以1.22或1.33作為恢復(fù)系數(shù)。（2）氯仿瀝青“A”巖樣未經(jīng)酸處理，用氯仿抽提出的產(chǎn)物稱氯仿瀝青“A”，也即巖石中可抽提有機質(zhì)的含量。其有四個族組分，分別為飽和燒、芳香煌、非煌和瀝青質(zhì)。一般在成熟度高或時代老的煌源巖中正構(gòu)烷燒含量高，可能大部分來自脂類物質(zhì)，部分從原始生物繼承下來。異構(gòu)烷煌主要來自色素；芳香煌主要來自木質(zhì)素、干酪根和原生非燒。（3）總煌總煌是指氯仿瀝青“A”中飽和燒與芳香煌之和。飽和燒與芳香煌含量越高，原油和生油巖的母質(zhì)類型越好，一般好生油巖中總煌達(dá)50%￡右；而非燒+瀝青質(zhì)含量越高，則原油和生油巖性質(zhì)越差。隨著煌源巖熱成熟度的增加，飽和煌或總煌會呈現(xiàn)出增高的趨勢，而非煌趨于降低。沉積介質(zhì)條件，如沉積環(huán)境的還原性、古水體鹽度等，都對煌源巖的族組成有一定程度的影響。如當(dāng)水體介質(zhì)適度咸化的條件下，氯仿瀝青飽芳比隨古水鹽度的增加而增加，主要是由于水體的適度咸化利于藻類生物類脂物保存與生煌轉(zhuǎn)化；但水體極度咸化時，將不利于生物生長，造成煌源巖有機質(zhì)豐度極低。（4）生燒潛量（S1+S2）對生油巖進(jìn)行熱解分析，使巖石中的燒類釋放出來，可以得到一系列熱解峰。其中S1稱為可溶燒，是巖石中含的溶解煌量（mg/g）,S2稱作熱解燒量（mg/g）,S3為熱解產(chǎn)生的二氧化碳量（mg/g）。由此可以得到以下9個相關(guān)參數(shù)，其中生燒潛量反映巖石生煌能力，其值越高，表明巖石中有機質(zhì)豐度越高。試述石油的現(xiàn)代成因理論之要點。答：有機成因的物質(zhì)基礎(chǔ)（1）沉積有機質(zhì)1物質(zhì)組成和來源：浮游植物、細(xì)菌和高等植物2化學(xué)組成：主要由油脂類、碳水化合物、蛋白質(zhì)和木質(zhì)素等4類生物化學(xué)聚合物組成3形成過程：生物物質(zhì)產(chǎn)生油氣，必然要經(jīng)歷極其深刻的轉(zhuǎn)化。而這個轉(zhuǎn)化就是從生物有機質(zhì)進(jìn)入到沉積有機質(zhì)時開始的。4豐度和分布：沉積有機質(zhì)的豐度用有機碳含量來表示。由于碳元素在有機質(zhì)乃至有機礦產(chǎn)中含量最多，也最穩(wěn)定，通常采用有機碳乘以系數(shù)1.6和1.22的方法分別代表現(xiàn)代和古代沉積中的有機質(zhì)含量。(2)成油的原始物質(zhì)一干酪根沉積巖中的有機質(zhì)可以分為兩部分，不溶的干酪根與可溶的瀝青，后者包括燒類、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)等。晚期成油理論認(rèn)為，生成石油的原始物質(zhì)主要是有機物質(zhì)經(jīng)過一系列改造以后所形成的干酪根。干酪根是一種高分子聚合物，結(jié)構(gòu)復(fù)雜，數(shù)量充足，類型多樣。(3)石油形成中的生物與物理化學(xué)作用沉積有機質(zhì)的改造與轉(zhuǎn)化，主要是一個生物化學(xué)和物理化學(xué)作用的過程，而促使這一過程發(fā)生的外部因素有：①細(xì)菌在還原條件下，有機質(zhì)經(jīng)細(xì)菌分解成甲烷、氫、CO2有機酸及其它CHt合物。②溫度和時間在有機質(zhì)生煌過程中溫度起決定性作用，時間可對溫度起補償作用。有機質(zhì)開始大量轉(zhuǎn)化成石油的溫度叫門限溫度。它的高低首先取決于有機質(zhì)的級玲，并與有機質(zhì)受熱持續(xù)時間或地質(zhì)年代有關(guān)，此外還受催化作用影響。③催化劑在有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成油過程中，催化劑的參與可以降低反應(yīng)所需活化能，加快成煌反應(yīng)速度，并改造煌的性質(zhì)。自然界中這種催化劑訂有無機鹽類和有機酵母素兩類。④壓力超壓往往抑制有機質(zhì)的成熟作用，而短暫的壓力降低則有利于加速有機質(zhì)的成熟作用。(4)有機質(zhì)成巖演化與模式(5)有利油、氣生成的地質(zhì)環(huán)境①巖相古地理環(huán)境淺海和深水一半深水湖泊相是最有利的生油環(huán)境。從氣候上看，溫暖、濕潤的氣候有利于生物繁殖和發(fā)育，是油氣生成的有利外部條件之一。②大地構(gòu)造條件在長期持續(xù)下沉過程中伴隨適當(dāng)升降、沉降速度略大于或接近沉積速度(接近補償)的地區(qū)，比較有利。初次運移的介質(zhì)條件由于油氣初次運移發(fā)生在燒巖源內(nèi)部，因此，煌巖源的物理性質(zhì)及其理化條件，是影響油氣初次運移的重要因素。(一)煌巖源的物理性質(zhì).煌巖源的壓實成熟燒巖源的壓實程度一般都比較高，巖石比較致密、孔隙度比較低，孔隙中的水和新生燒類流體，要在上覆負(fù)荷作用下通過孔隙系統(tǒng)排出，通常是比較困難的。2煌巖源的孔隙和比表面比表面，是指單位體積巖石中孔隙內(nèi)表面的總和，比表面大小直接影響流體與巖石顆粒間的表面分子現(xiàn)象。在相同體積或同等質(zhì)量的巖石中，組成巖石的顆粒越細(xì)則比表面越大3燒巖源的潤濕性與毛細(xì)管壓力潤濕性是吸附能的一種作用，指液體在表面分子力作用下在固體表面流散的現(xiàn)象^煌巖源含有許多親油的有機質(zhì)顆粒，又能在一定條件下生成煌類，在成煌后石油與巖石顆粒表面長期接觸以及顆粒表面上的某些變化，油也可以像水一樣附著在顆粒表面使它變?yōu)橛H油?？梢哉J(rèn)為成熟燒巖源是部分親水、部分親油的中間潤濕狀態(tài)。,在凹面承受較大毛細(xì)管壓力是在兩種互不混溶流體的彎曲界面上，由于兩邊流體所承受的壓力不同的流體壓力，毛細(xì)管中的這種壓力差稱為毛細(xì)管壓力,在凹面承受較大如果在油濕的燒巖源中，毛細(xì)管壓力方向指向水，因而它對石油的運移不完全構(gòu)成阻力。(二)運移的理化條件.溫度條件溫度是表示物質(zhì)冷熱程度的物理量。石油生成的溫度范圍為60?150C,天然氣生成的溫度范圍更大,對應(yīng)的深度范圍取決于地溫梯度。通常情況下，石油初次運移開始的溫度和深度一般大于石油大量生成的溫度和深度。.壓力條件壓力主要指孔隙流體壓力，是指作用在巖石或地層孔隙中流體上的壓力，即地層壓力。異常地層壓力是指高于或低于靜水壓力值的地層壓力。燒巖源由于其巖性致密，成巖壓實過程中排液不暢普遍造成異常地層壓力現(xiàn)象，從而保持異常高壓。對于連續(xù)厚度巨大的煌巖源尤其如此。另外，干酪根熱降解生煌也是產(chǎn)生異常高壓的原因之一。同時，對于厚度適中、排液通暢的煌巖源應(yīng)為正常壓力。二、初次運移的機制與模式.初次運移的動力驅(qū)使油氣從燒源巖向運載層中運移的動力主要有壓力、構(gòu)造應(yīng)力、分子擴散力和浮力。(1)壓力初次運移作為動力的壓力正常壓實產(chǎn)生的剩余壓力、欠壓實產(chǎn)生的異常壓力、滲透作用產(chǎn)生的滲透壓力和煌源巖與運載層接觸面產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力。A.剩余壓力剩余壓力是指發(fā)生在正常壓實過程中的異常高壓力。由于其隨著孔隙流體的排出仍保持正常壓實狀態(tài)，故又稱瞬時剩余壓力。當(dāng)上覆新沉積負(fù)荷增加時，下伏巖石遭受壓實，孔隙體積相應(yīng)減小，在變化的瞬間，孔隙流體承受部分由顆粒產(chǎn)生的有效壓應(yīng)力，使流體產(chǎn)生了超過靜水應(yīng)力的剩余應(yīng)力。在正常壓實過程中，壓實狀態(tài)為壓實平衡-瞬時不平衡-平衡，流體壓力從靜水壓力-瞬時剩余壓力-靜水壓力的連續(xù)性轉(zhuǎn)變，因而使得孔隙流體不斷排出，同時孔隙體積不斷減小。在剩余壓力作用下，孔隙流體排出的方向與剩余壓力遞減的方向一致。一般來說，盆地的沉積厚度由中心向邊緣減薄，在壓實作用下流體總是沿剩余壓力減小的方向排出，因此盆地的壓實流體運移大方向總是由下往上、由盆地中心向盆地邊緣。B.異常壓力煌源巖在經(jīng)歷了一定程度的壓實以后，許多微小的孔隙，特別是煌源巖頂?shù)椎倪吘壊糠种饾u封閉，使孔隙流體排不出去或排出困難。因而流體承受了部分上覆沉積的有效壓應(yīng)力，使孔隙流體具有異常高壓力、而巖石則承受較低的有效壓應(yīng)力形成欠壓實。欠壓實煌源巖中的孔隙流體也正是借助于其本身產(chǎn)生的異常高壓力，使相對封閉的煌源巖及不連通的孔隙產(chǎn)生裂隙或重新張開而得以排出。流體排出后異常壓力消失或減弱，燒源巖遭到后期壓實，微裂隙和連通的孔隙又重新封閉，此后流體壓力再次積蓄升高使巖石再次破裂而排液，這樣周而復(fù)始直到欠壓實和異常壓力消失為止另外，煌源巖生煌作用、水熱作用、粘土礦物脫水作用以及膠結(jié)和重結(jié)晶作用，是燒源巖異常壓力增高的影響因素。C.滲透壓力滲透作用是自然界普遍存在的重要現(xiàn)象，它是指水由鹽度低的一側(cè)通過半滲透膜向鹽度高的一側(cè)運移的作用。在滲透壓差的作用下通過半滲透膜向高鹽度方向運移，直到鹽度差消失為止，D.毛細(xì)管壓力在地下親水介質(zhì)的多相流動中，毛細(xì)管壓力對煌類的運移一般都表現(xiàn)為阻力，但在以下兩種情況，毛細(xì)管壓力對初次運移有積極作用，可成為一種動力。在煌源巖與運載層接觸的界面上，由于煌源巖一般是較細(xì)粒的沉積、孔喉比較小，而運載層一般是較粗粒的沉積、孔喉相對較大。結(jié)果是煌源巖一側(cè)孔喉曲率半徑較小，所產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力較大；而運載層一側(cè)孔喉曲率半徑較大，毛細(xì)管壓力較小。兩側(cè)的毛細(xì)管壓力差指向運載層。此時，緊靠界面煌源巖一側(cè)的油氣在此壓差的作用下，能順利地排到運載層一側(cè)中去。這種壓差在砂巖透鏡體油氣藏的形成過程中有重要作用。在親水燒源巖內(nèi)部，由于孔喉兩端毛細(xì)管曲率半徑不同所產(chǎn)生的毛細(xì)管壓力也不同，喉道一端的毛細(xì)管壓力大于孔隙一端，兩者之差指向孔隙。因此，潤濕相水在此壓差作用下可較容易地將燒類排擠到較大的孔隙中去，使煌類在較大孔隙中相對集中而有利于連續(xù)煌相的初次運移。（2）構(gòu)造應(yīng)力構(gòu)造應(yīng)力通常是指導(dǎo)致地殼發(fā)生構(gòu)造運動的地應(yīng)力，構(gòu)造應(yīng)力之所以是初次運移的動力，是因為煌源巖孔隙度和流體壓力的變化，不僅可以由上覆巖石的負(fù)荷應(yīng)力所產(chǎn)生，也可以由水平的構(gòu)造應(yīng)力所引起，而大多是兩種應(yīng)力疊加的結(jié)果。但當(dāng)水平的構(gòu)造應(yīng)力大于垂直的負(fù)荷應(yīng)力時，最大主應(yīng)力則為水平方向，流體將沿最小主應(yīng)力方向流動（3）分子擴散力擴散作用是指由于濃度差而產(chǎn)生的分子擴散。地下巖石的孔喉細(xì)小、形狀復(fù)雜且大多為水所占據(jù)。因此煌源巖中的煌類主要是在微孔水介質(zhì)中進(jìn)行擴散，燒類的擴散方向由煌源巖指向四周圍巖，與初次運移的方向一致，因此它是初次運移的一種動力，1）雖然擴散作用在燒類物質(zhì)運移方面的效率比較低，但只要有濃度差存在，擴散作用就無時無刻不在發(fā)生，2）擴散流（分子流）與滲流（體積流）在地下孔隙空間中可以相互轉(zhuǎn)換，各顯其能地進(jìn)行初次運移。浮力浮力在初次運移中只是一種輔助的動力。一方面是浮力在燒源巖細(xì)小的微毛細(xì)管孔隙中，相對于油氣與巖石分子間的作用力和毛細(xì)管阻力來說其作用力是很小的；另一方面是在煌源巖復(fù)雜的孔隙結(jié)構(gòu)中，油氣很難連結(jié)成足夠的長（高）度以產(chǎn)生足夠的浮力進(jìn)行初次運移。所以，在初次運移中一般較少考慮浮力，但在煌源巖局部較大的毛細(xì)管孔隙或構(gòu)造裂隙中，浮力的作用還是存在的，仍是油氣以游離相方式向上或向上傾方向排燒的一種動力。2,初次運移的阻力（1）分子間的吸著力油氣分子與煌源巖礦物表面分子間的吸著力包括吸收、化學(xué)吸附和物理吸附三個層次上的分子作用力.（2）毛細(xì)管阻力除去吸著的燒類以外，進(jìn)入孔隙空間中的燒類要以游離相進(jìn)行初次運移還必須克服巨大的毛細(xì)管阻力.3）油氣的浮力當(dāng)煌源巖向下或向下傾方向以游離相排燒時，還要克服油氣的浮力。浮力總還是初次運移向下排燒時客觀存在的一種阻力，特別是當(dāng)向下運移距離較大時，仍是一種不可忽視的阻力。（三）初次運移的通道初次運移是在煌源巖范圍內(nèi)進(jìn)行的，其運移通道包括：較大孔隙、構(gòu)造裂縫和斷層、微裂隙、縫合線以及有機質(zhì)或干酪根網(wǎng)絡(luò)。1.孔隙主要是指煌源巖中孔徑大于100nm以上的孔隙，包括微毛細(xì)管中的大微孔和少量的毛細(xì)管孔隙。雖然后者只占泥質(zhì)燒源巖孔隙的極少數(shù)（平均不到5%），但它不僅能順利地讓擴散流通過，而且還能發(fā)生體積流動（達(dá)西流），因此是最重要的排燒通道。2,構(gòu)造裂縫和斷層這里所指的構(gòu)造裂縫主要是在地應(yīng)力差作用下燒源巖中產(chǎn)生的裂縫。斷開燒源巖的斷層也是初次運移的重要通道。斷層還可以造成煌源巖與其他地層在兩盤并置，使煌類流體發(fā)生穿斷層面的運移進(jìn)入運載層。斷層的活動就像是插入燒源巖中的吸管，將煌類和流體吸入和排出。.微裂隙微裂隙一般指寬度小于100dm的裂隙。當(dāng)?shù)貙又挟惓８呖紫读黧w壓力達(dá)到一定值時在煌源巖中就可以產(chǎn)生張性微裂隙。燒類的生成是產(chǎn)生異常高壓和微裂隙的重要原因，而微裂隙又是初次運移的重要通道，.縫合線縫合線也可以作為初次運移的通道，它廣泛發(fā)育在碳酸鹽巖、蒸發(fā)巖中，特別是含泥質(zhì)石灰?guī)r中的縫合線，是成巖后生階段壓溶作用的產(chǎn)物。。在顯微鏡下觀察，縫合線中還發(fā)現(xiàn)有不少張開的微裂隙和微孔隙，其中還有油浸和液體瀝青。所有這些說明縫合線與各種裂縫一樣都是初次運移的重要通道。.有機質(zhì)或干酪根網(wǎng)絡(luò)煌源巖中的有機質(zhì)并非呈分散狀，主要是沿微層理面分布微層理面可以理解為層內(nèi)的沉積間斷面，其本身具有相對較好的滲透性，如果再加上相對富集的有機質(zhì)又可使其具有親油性。若在微層理面之間再有干酪根相連，那么在大量生油階段，不但微層理面本身，而且在三維空間它們很容易就形成相互聯(lián)通、無毛細(xì)管阻力的親油網(wǎng)絡(luò)，從而成為初次運移的良好通道。初次運移基本模式油氣初次運移可以歸納為三種最基本模式：正常壓實模式、異常壓力模式、擴散模式，其他模式都是這三種模式的延展。.正常壓實模式在未熟一低熟階段，燒源層埋深不大，生成油氣的數(shù)量少，燒源巖孔隙水較多，滲透率相對較高，部分油氣可以溶解在水中呈水溶狀態(tài)，部分可呈分散的游離油氣滴，在壓實作用下，隨壓實水流，通過燒源巖孔隙運移到儲集層中。.異常壓力模式在成熟一過成熟階段，燒源巖層已被壓實，孔隙水較少，滲透率較低，燒源巖排液不暢，有機質(zhì)大量生成油氣，孔隙水不足以完全溶解所有油氣，大量油氣呈游離狀態(tài)。同時，欠壓實作用、蒙脫石脫水作用、有機質(zhì)生煌作用以及熱增壓作用等各種因素導(dǎo)致孔隙流體壓力不斷增加形成流體異常高壓，成為排燒的主要動力。。在異常高壓驅(qū)動下，油氣水通過微裂縫-孔隙系統(tǒng)向煌源巖外涌出。當(dāng)排出部分流體后壓力下降，微裂縫閉合。待壓力恢復(fù)升高和微裂縫重新開啟后，又發(fā)生新的涌流。因此，這一階段是油氣水以一種間歇式、脈沖式（不連續(xù)）方式進(jìn)行的混相涌流。3.擴散模式輕燒，特別是氣態(tài)燒，具有較強的擴散能力。由于擴散作用是一種分子運移行為，因此與體積流相比，效率較低，但在源巖中輕燒擴散具有普遍性。初次運移的時期1根據(jù)壓實階段確定早期壓實階段石油尚未生成，重結(jié)晶階段石油難以排出，故最重要的初次運移發(fā)生在晚期壓實階段。晚期壓實階段相當(dāng)于埋深1300?2600s如地溫梯度為8C/100m,則初次運移期間地溫為119?223C,超出生油溫度范圍，形成大油藏的可能性小，但可形成氣藏；若地溫梯度按3C/100m計，則初次運移期溫度為54?93C,低于生油所需溫度，只能有生物甲烷氣體；若地溫才^度為5C/100m,則初次運移溫度為80?145C,這種情況下形成大油藏的可能性是很大的。青柳宏一和淺川忠實際上是考慮了有利的壓實期（作為排煌期）與主生油期的匹配關(guān)系。類似的研究還有真柄欽次（1980）,在此不再重復(fù)。2根據(jù)微裂縫形成時間確定按照微裂縫排燒的模式，初次運移發(fā)生的時間就是微裂縫形成的時間。微裂縫形成時間可根據(jù)油氣生成史、異常壓力史研究確定，一般用計算機模擬來實現(xiàn)。一般Ro為0.5%?0.7%即可產(chǎn)生微裂縫而發(fā)生初次運移。2.根據(jù)有機包裹體確定有機包裹體是運移期油氣的原始樣品。通過成巖序次的研究，測定有機包裹體形成的溫度，就可確定油氣運移的時間及深度。差異聚集油氣差異聚集得以發(fā)生，必須具備的基本條件是：①區(qū)域傾斜的下傾方向存在豐富的油源區(qū)；②具有良好的油氣通道，使油氣在較大的范圍內(nèi)作區(qū)域性運移；③在區(qū)域傾斜背景上存在相互連通的系列圈閉，而且溢出點向上傾方向遞升；④儲集層中充滿地下水，而且處于相對靜止?fàn)顟B(tài)。差異聚集的實質(zhì)，控制油氣地下分布和差異聚集的根本因素是圈閉的封蓋強度和閉合度之間的組合關(guān)系，并在此基礎(chǔ)上把圈閉劃分為3種類型：I類圈閉，其封蓋強度大于閉合度，由于具有剩余封蓋強度，結(jié)果油和氣都只能從圈閉底部溢出，不會從頂部蓋層漏失，而且優(yōu)先聚集天然氣；n類圈閉，其具有相對于閉合度的中等封蓋強度，它們的封蓋強度足以支撐全油柱，因此氣-油界面的位置大體上位于圈閉的中部，結(jié)果在動平衡過程中氣和油可以分別從頂部漏失和底部溢出；出類圈閉，其封蓋強度小于閉合高度，具有剩余的閉合空間，結(jié)果氣和油都只能從頂部蓋層漏失?？傊?，含油氣盆地中圈閉的封蓋強度、閉合高度與浮力之間的相互作用是決定地下油氣聚集的主控因素。在燒源充足供給的情況下：I類圈閉會溢出油和氣，但無泄漏，最終將含氣；n類圈閉會溢出油并泄漏氣，最終將含油和氣；出類圈閉會泄漏氣和油，但不溢出，最終將以含油為主。另外，對于n類、出類圈閉來說，氣的泄漏不是負(fù)面影響，它將提高圈閉的含油性。油氣聚集機制油氣聚集從動力學(xué)上可分為勢差或壓差作用下的浮力-水動力機制和濃度差或鹽度差作用下的滲透力-擴散力機制。（一）浮力-水動力機制它是油氣在圈閉中聚集的主要動力學(xué)機制，包括滲濾和排替兩個主要的作用，游離煌和含燒水流在浮力和水動力作用下進(jìn)入圈閉后，由于親水的物性封閉蓋層一般對水不起封閉作用，水就可以通過蓋層繼續(xù)運移，油氣則因蓋層的毛細(xì)管封閉而過濾下來，聚集在圈閉中并排替出同體積的孔隙水，這些水隨含燒水流從蓋層排出，隨著油氣不斷地充注和水不斷地排出，圈閉中的煌類逐漸富集并最終形成油氣這一過程主要是滲濾作用。該機制以蓋層水不封閉為前提，如果蓋層是優(yōu)質(zhì)的膏鹽巖或者是透率極低具壓力封閉的泥質(zhì)巖，則水就很難從蓋層排出。泥質(zhì)蓋層中的流體壓力一般比相鄰砂質(zhì)儲集層中的大，因此圈閉中的水難以通過蓋層。進(jìn)入圈閉的油氣首先是在底部聚集，隨著煌類的增多逐漸形成具有一定高度的連續(xù)煌相。此時，在油水界面上油和水的壓力相等，而在油水界面以上任一高度，由于密度差產(chǎn)生的浮力，油氣的壓力總比相同高度上水的壓力大因此產(chǎn)生了一個向下的流體勢梯度，致使油氣在圈閉中向上運移的同時把水向下排替，直到束縛水飽和度為止。隨著油氣不斷進(jìn)入圈閉，油-水或氣-水界面不斷向下移動，直到圈閉的溢出點高度為止，這一過程主要是排替作用。（二）滲透力-擴散力機制對含鹽層系或致密地層中的油氣聚集有重要作用。由鹽度差產(chǎn)生的滲透壓力所引起的滲透流，是使煌類相對富集的重要機制。高鹽度區(qū)具有圈閉的功能，使低鹽度區(qū)的水不斷向它匯聚，其中煌類（特別是天然氣）由于鹽度增加而出溶轉(zhuǎn)變?yōu)橛坞x氣。如果滲透流是向上或上傾方向，再伴隨著壓力的降低，那么出溶作用就更加顯著并最終導(dǎo)致天然氣的富集。鹽度差不僅是產(chǎn)生滲透流的動力，而且往往由于地溫降低或氣候進(jìn)一步干燥，致使地層水的含鹽量達(dá)到過飽和而產(chǎn)生沉淀，此時還能成為好的蓋層封閉其下的天然氣。實際上在油氣聚集的過程中，上述兩類動力學(xué)機制往往不能截然分開，它們可以隨地質(zhì)條件的變化而相互轉(zhuǎn)換共同作用最終形成油氣的聚集，這一過程中不同機制只有主次之分。油氣聚集模式由于油氣聚集機制和各種圈閉的幾何特征、地質(zhì)特征的差異，導(dǎo)致各種圈閉中油氣的運移和聚集會有不同的模式。1背斜圈閉模式從生油層進(jìn)入儲集層的壓實流體，沿著背斜的翼部向頂部運移。在圈閉中，水很可能通過上覆泥巖蓋層繼續(xù)向上流動，而把燒類和一些無機鹽類滲留下來在圈閉中聚集，并使圈閉中流體的含鹽度增加，pH值降低，這又有利于煌類的進(jìn)-一步聚集。2地層圈閉模式從上、下燒源巖進(jìn)入砂巖儲集層的壓實流體，沿上傾方向進(jìn)行二次運移，由于地層尖滅或不整合造成地層圈閉，流體中的水可以通過圈閉的上方蓋層繼續(xù)運移，而燒類則滲留在圈閉中聚集，同時圈閉中流體的含鹽量增加，pH值降低，有利于油氣的進(jìn)一步聚集。3斷層圈閉模式壓實流體從泥質(zhì)燒源巖進(jìn)入砂巖體，開始了二次運移，在運移的上傾方向由于斷層的遮擋形成圈閉，流體中的水可以通過遮擋面沿斷層或砂巖層繼續(xù)向上運移，油氣則在圈閉處聚集。4透鏡體圈閉模式是一個復(fù)雜的、目前還不十分清楚的過程油氣聚集過程油氣在圈閉中的聚集包括充注、混合和富集三個具有幕式特征的連續(xù)過程。一、油氣充注過程油氣不斷進(jìn)入圈閉有效空間的過程稱為充注。圈閉一般處于低勢區(qū)，油氣在浮力或水動力作用下都會向圈閉中運移和充注。根據(jù)滲流力學(xué)原理，油氣總是首先進(jìn)入滲透率最高、排替壓力最低的儲集層部分，隨著油氣的不斷充注，在燒柱壓力的作用下，逐漸向孔滲條件差的部分?jǐn)U展，從而使圈閉儲集層中的含煌飽和度不斷增加。在此過程中，由于儲集層的非均質(zhì)以及充注時間和空間上的差異，必然造成油氣組分和化合物在圈閉中分布的非均質(zhì)性。圈閉儲集層非均質(zhì)性越強，這種非均質(zhì)性越明顯。（一）側(cè)向充注主要是沿儲集層方向的充注。由于煌源巖的成熟度不斷增加，運移燒類的成分也不斷發(fā)生變化，先進(jìn)入圈閉的油氣成熟度低于后充注的油氣，造成在圈閉儲集層的側(cè)向上有成熟度的差異。這可以從成熟度指標(biāo)的變化反映出來，結(jié)果在時間上越是后充注的石油其成熟度越高，在空間上越靠近圈閉的注入點、離煌源巖的生煌區(qū)越近成熟度越高。因此，可以根據(jù)成熟度的變化方向追索油氣的充注方向和油源區(qū)。（二）垂向充注主要是垂直于儲集層方向的充注。進(jìn)入圈閉的油氣，同樣也是先向儲集層具較高孔滲的部位充注，然后逐漸向相鄰較低孔滲部位擴展。源源不斷而來的高成熟油氣總是通過高孔滲部位向低孔滲部位運移，結(jié)果高孔滲砂層中的含油氣飽和度和成熟度均高于低孔滲砂層中的油氣，造成圈閉中在垂向上有成熟度的差異。表現(xiàn)在高孔滲砂層中的飽和燒含量較高，而非燒和瀝青質(zhì)含量卻較低，由此可以判斷和分析油氣充注的方向和歷史，并反映儲集層的非均質(zhì)性。（三）充注方式在地質(zhì)條件相對穩(wěn)定的條件下，同一油源油氣的充注是一個帶有幕式特征的連續(xù)過程，這是由幕式排煌、幕式運移所決定的。二、油氣混合過程儲集層的非均質(zhì)性和充注過程的差異性，造成圈閉中油氣的組分和化合物在側(cè)向和垂向上都具非均質(zhì)性。正因為油氣在空間上存在著這些差異，也就必然存在消除這些差異的混合過程，所以充注和混合是幾乎同時存在的兩個過程。圈閉中油氣發(fā)生混合的機制，主要是密度差混合、濃度差混合以及熱對流混合這三種作用。其中以前兩種作用最為重要，（一）密度差異的混合作用它實質(zhì)上是流體密度的差異引起的重力混合作用。燒類向圈閉充注時，儲集層頂部是早期聚集的成熟度較低、密度較高的石油，而靠近圈閉充注點的翼部或底部則是后期聚集的成熟度較高、密度較低的石油。結(jié)果，在圈閉的高部位存在密度相對較大的石油，而低部位存在密度較小的石油，形成密度倒置。因此，必然發(fā)生重質(zhì)石油往下沉、輕質(zhì)石油往上浮的作用，直到油氣按重力分異完全混合為止。（二）濃度差異的混合作用實質(zhì)上就是擴散混合作用，引起這一作用的直接原因是油氣組分濃度差異。與流體的重力混合作用相比較，擴散混合作用是分子運動引起的微觀現(xiàn)象，但卻是普遍存在、永不停息的作用。其結(jié)果是部分或全部消除了側(cè)向上的濃度梯度，在垂向上建立起由重力分異作用形成的濃度梯度。還取決于以下幾個因素：溫度升高擴散混合速度加快，儲集層的滲透率變低擴散混合速度降低，燒類的小分子比大分子有較快的擴散混合速度。三、油氣富集過程油氣在圈閉中聚集的過程，實際上也就是油氣在圈閉中富集成藏的過程。隨著油氣不斷向圈閉中充注，在重力、擴散和熱對流的混合作用下，油氣在圈閉中不停地運動，同時也不