高等石油地質(zhì)學(xué)-讀書報告

1、第一部分文獻閱讀報告題目1、低熟油氣形成機理在傳統(tǒng)的干酪根生油理論指導(dǎo)下，沒有人相信在干酪根進入生煌門限之前會有工業(yè)性液態(tài)石油的形成。而現(xiàn)在人們相信，沉積物中被保存下來的一些特殊有機質(zhì)，如樹脂體，木栓質(zhì)體，藻類細胞質(zhì)，藻類類脂物和富硫有機大分子在向干酪根轉(zhuǎn)化的過程中生成的可溶有機質(zhì)，可以在干酪根進入生煌高峰之前，由低溫生物化學(xué)反應(yīng)或低溫化學(xué)反應(yīng)生成并釋放出商業(yè)性的液態(tài)燃和氣態(tài)燒 （黃模式）。20世紀70年代末期，法國著名地球化學(xué)家 Tissot和Welte系統(tǒng)的提出了干酪根晚期熱降解生煌理論，他們在研究有機質(zhì)的演化及油氣的形成途徑時指出有機質(zhì)演化經(jīng)歷了成巖作用早期的微生物降解階段，并認為這一階

2、段微生物的作用主要是使沉積有機質(zhì)轉(zhuǎn)化成為干酪根的前身物，進而形成干酪根。干酪根又在進一步的埋藏及溫度作用下熱演化成熟生燒，達到“生油門限”時（通常鏡質(zhì)體反射率Ro值為0.5% ）開始熱降解生燒，隨后進入生油高峰（Ro值約為1.0%）。該理論認為石油主要是來自不可溶有機質(zhì)干酪根的晚期熱降解作用。干酪根晚期熱降解生煌理論提出后被世界各國石油地質(zhì)界及地球化學(xué)界普遍接受并應(yīng)用于石油成因研究及油氣勘探，成功的指導(dǎo)了常規(guī)油氣勘探的實踐，為油氣資源評價提供了科學(xué)的依據(jù)。事實證明，Tissot和Welte提出的干酪根晚期熱降解作用是石油形成的重要途徑，但不是唯一的生煌模式。自然界中確實還存在著相當(dāng)數(shù)量的各類早

3、期生成的油氣資源，特別是在陸相沉積環(huán)境中，由近距離搬運與快速堆積造成沉積有機質(zhì)的非均質(zhì)性，沉積物中常含有某些低活化能生煌的特定有機母質(zhì)，可以低溫早熟生成油氣。低熟油氣形成機埋的研究，無疑將會進一步完善油氣有機成因理論，對促使油氣資源評價技術(shù)方法的改進與發(fā)展，拓寬油氣勘探領(lǐng)域，具有重要的理論與實際意義。五、低熟油成因機理及其地質(zhì)模式.木栓質(zhì)體早期生煌木栓質(zhì)體的前身為軟木脂（樹皮組織），具有聚合度低和長鍵類脂物多的特點，這決定了木栓質(zhì)體在較低的熱力條件下， 發(fā)生低活化能化學(xué)反應(yīng)、生成以鏈狀為主的燒類。如吐哈盆地、八道灣組煤富含木栓質(zhì)體，平均 4%,最高13.5%, Ro=0.45 0.7% 早期生

4、煌高峰.樹脂體早期生燒樹脂體一樹脂酸為其主要的化學(xué)成分 一是含竣基的非燒生物類脂物，其化學(xué)組成，分子結(jié)構(gòu)和聚合程度比干酪根簡單得 多，可在低溫、低熱力條件下，脫竣基加氫轉(zhuǎn)化成環(huán)烷燒。如東海第三系煤系源巖0.25-0.55% Ro早期生煌高峰.細菌改造陸源有機質(zhì)早期生燒細菌的作用改變陸源有機質(zhì)的結(jié)構(gòu)，增大其H/C提高富氫程度與腐泥化程度，并使有機質(zhì)熱降解、脫官能團以及加氫生煌反應(yīng)所需的熱力條件降低，有利于早期生煌。如大港板橋：0.45-0.6%早期生煌高峰.生物類脂物早期生燒藻類生物類脂物、高等植物蠟、分子結(jié)構(gòu)簡單，具備低溫生燒的條件。.富硫大分子早期降解生燒生物體本不含硫，富硫大分子形成歸因于

5、早期成巖階段無機硫與有機分子的加成反應(yīng)。由于C-S鍵和S S鍵的分解能（275KJ/mal和250kj/mal）明顯低于C C鍵的平均分解鍵能（350KJmal）,故容易在較低的 熱力條件下發(fā)生降解，成為早期生煌的重要母質(zhì)。如德南洼陷和江漢盆地，其源巖和原油中含硫等煌占絕對優(yōu)勢，生燒模式中有明顯的富硫大分子降解生燒的高峰（Ro%0.20 0.60）。需要注明的是低熟油理論不能否定干酪根生油說，它是干酪根生油說的補充2、煤成油機理特點分析煤成油系指煤和煤系地層中的集中和分散的陸生高等植物來源的有機質(zhì)在煤化作用過程中所生成的液態(tài)燒。所謂煤化作用過程包括了成巖作用和深層作用（準變質(zhì)作用）兩個階段。從

6、上個世紀90代以來,我國準疇爾盆地東部、塔里木盆地北部、酒泉盆地東部、三塘湖盆地和焉耆盆地也相繼發(fā)現(xiàn)了一批與侏羅紀煤系地層有關(guān)的油氣田。目前，盡管煤成油的認識已被普遍接受，但從世界范圍來看，已發(fā)現(xiàn)的煤成油主要分布在侏羅紀以來，尤其是分布在位于低緯度地區(qū)的第三紀煤系地層中。只有在特定的地質(zhì)和地球化學(xué)的條件下，才可形成商業(yè)性的煤成油的規(guī)模聚集。（一）煤系有機質(zhì)及生煌潛力煤系有機質(zhì)是生成天然氣還是形成液態(tài)燃取決于煤系燃源巖類型及顯微組分組成。根據(jù)成煤原始有機物質(zhì)的差異，煤系燃源巖類型可劃分為腐泥煤（藻煤）、腐殖-腐泥煤和腐殖煤等三種類型，前者生源主要為低等生物，后者主要為陸生高等植物， 腐殖-腐泥煤

7、為兩者過渡類型。 根據(jù)高等植物殘體分解程度的差異，又可將腐殖煤進一步劃分為 腐殖煤和殘殖煤 兩個亞類。殘殖煤主要由高等植物中有較強抗腐能力的殼質(zhì)組富集形成，典型的殘殖煤中，殼質(zhì)組含量一般在50%-60%以上（楊起等，1979 ）。腐泥煤、腐殖-腐泥煤和腐殖煤型燃源巖的 C、 H、。元素組成和成煌演化路徑分別與I、 n和m 型干酪根相對應(yīng)。煤巖學(xué)研究表明，腐殖煤的顯微組分有殼質(zhì)組（穩(wěn)定組）、鏡質(zhì)組和惰質(zhì)組（絲質(zhì)組），三者的生煌特點和潛力各不相同。殼質(zhì)組主要有抱子體、角質(zhì)體、樹脂體、木栓質(zhì)體、藻質(zhì)體和殼屑體等組成，一般均屬富氫顯微組成，液態(tài)燃生成潛力最大，另外，某些富氫鏡質(zhì)組如基質(zhì)鏡質(zhì)體也具有生油

8、潛力，惰質(zhì)組僅能生成天然氣而不能生油。富氫殼質(zhì)組和鏡質(zhì)組的數(shù)量和質(zhì)量對腐殖煤系有機質(zhì)的液態(tài)燃生成潛力起決定性作用。除腐泥煤外，煤系可溶有機質(zhì)的芳構(gòu)化程度普遍較高，飽出比一般小于1,不同類型的煤系煌源巖，族組成特征有較明顯的差別；飽和燒組分一般以 C22+正烷燒為主，姥蚊烷（Pr）常高于植烷（Ph） , Pr/Ph比大于3；高等植物生源的二菇和三菇烷類以及C29管烷類較豐富，細菌生源的補身烷系列和覆烷系列化合物也是主要的生物標(biāo)志物；芳煌組分中可見芳構(gòu)化的二菇類和倍半菇或芳構(gòu)化陸源三菇類占優(yōu)勢的現(xiàn) 象，在成熟階段則以蔡系列含量最高，蕩系列化合物發(fā)育為特征。（二）煤成油地球化學(xué)特征國內(nèi)外煤成油的重要

9、地球化學(xué)特征是：飽和燒含量高于芳燒、膠質(zhì)和瀝青質(zhì)，如澳大利亞和加拿大典型的煤成油的膠質(zhì)+瀝青質(zhì)含量小于10% ,這與煤系抽提物的組分組成相反，我國煤成油的組分組成也有 類似的特征，飽和燒含量可達 50%-60% ;正構(gòu)烷煌中高碳數(shù)組成含量高，分布在C20-C40正構(gòu)烷煌的范圍突出；類異戊間二烯煌中，具姥鯨烷優(yōu)勢，Pr/Ph比常大于4;倍半菇類中有補身烷和枝葉油烷等既反映生源又反映沉積環(huán)境的化合物，還有可能與細菌作用有關(guān)的化合物如五員環(huán)同系物；含有二菇類化合物和覆烷類化合物，C30重排覆烷常見；有時可見非覆烷型菇烷，如奧利烷、羽扇烷、烏散烷和多杜松烷以及不飽和三菇烷等；規(guī)則管烷以C29管烷占優(yōu)勢

10、；含有較豐富的各種芳香燒類化合物；煤成油的碳穩(wěn)定同位素組成以高S13C值為特征，一般為-27 %0? 25%0,多數(shù)出現(xiàn)在-27%0? 25%。（三）煤成油模式煤系有機質(zhì)組成的復(fù)雜性及顯微組分的分期生油特點決定了煤成油的多階段性。煤化作用過程中，煤系有機質(zhì)發(fā)生的物理化學(xué)變化主要有脫水作用、脫竣基作用、脫烷基作用和芳構(gòu)化縮聚作用。在煤化作用過程中的瀝青化作用即煤成油包括了脫竣基作用和脫烷基作用。煤系煌源巖與其它煌源巖中的有機質(zhì) 成煌轉(zhuǎn)化作用同樣主要取決于有機質(zhì)的類型、溫度和時間，煤系有機質(zhì)在煤變質(zhì)作用階段的成煌轉(zhuǎn)化與煤階有明確的對應(yīng)關(guān)系。 在泥炭化到褐煤階段相當(dāng)于Ro為0.3%? 0.5% ,源

11、于高等植物的樹脂體和木栓質(zhì)體可生成未熟-低熟油；從褐煤到長焰煤階段的轉(zhuǎn)變相當(dāng)于Ro為0.5%? 0.7% ,是瀝青化作用即成煌轉(zhuǎn)化作用的開始；而有重要價值的石油生成階段與中揮發(fā)性煙煤即氣煤和肥煤階段相一致，揮發(fā)分約為25% ,Ro為0.65% ? 1.3% ;凝析油和濕氣形成于焦煤和瘦煤階段相當(dāng)于Ro為1.3%? 1.9% ;而貧煤和無煙煤階段相當(dāng)于Ro1.9% ,為干氣形成階段。吐哈盆地煤成油存在兩個明顯的生油階段，基質(zhì)鏡質(zhì)體和木栓質(zhì)體的主要生油階段發(fā)生在早期未熟-低熟階段(Ro為0.4%? 0.7%),而角質(zhì)體和抱子體的生油發(fā)生在晚期成熟階段，生油高峰期 Ro為0.9%。3、碳酸鹽巖成燃機

12、理的特點典型的三期生燒：第一階段為碳酸鹽巖有機質(zhì)的成巖作用階段，有機質(zhì)處于未熟-低熟階段。來源于海洋生物(主要為浮游藻類和浮游動物)的有機質(zhì)，可能由于碳酸鹽巖礦物對類脂物分子聚合作用的抑制， 沉積-成巖早期形成的相對分子質(zhì)量和分子交聯(lián)度較低的地質(zhì)大分子，可以直接通過解聚的方式形成解聚瀝青(未熟石油)。第二階段為碳酸鹽巖有機質(zhì)的深成作用階段，生物有機質(zhì)縮聚形成的干酪根在熱力的作 用下開始大量降解成燒，與泥質(zhì)煌源巖的成煌相似。第三階段為巖石的深成巖和變質(zhì)作用階段。此時干酪根的生煌潛力已基本枯竭，可能有包裹體有機質(zhì)和部分束縛有機質(zhì)繼續(xù)提供煌類來源，使碳酸鹽巖在高 過成熟階段仍能生成液態(tài)石油。這區(qū)別于

13、泥巖有機質(zhì)的生煌模式，即在晚期還有一個生煌高峰。針對中國碳酸鹽巖含有機質(zhì)豐度低和成熟度高以及含有多種結(jié)構(gòu)有機質(zhì)的特點，開發(fā)了碳酸鹽巖晶包可溶有機質(zhì)、晶包氣態(tài)燒的定量定性分析方法，碳酸鹽巖的生燒活化能和生煌率的測定，激光顯微鏡對碳酸鹽巖有機質(zhì)的鑒定技術(shù)等新分析鑒定技術(shù)，對各地不同成熟度碳酸鹽有機質(zhì)進行微量分析研究。技術(shù)特點：在熱模擬和綜合研究基礎(chǔ)上提出碳酸鹽巖的成燒機理：1、由于碳酸鹽巖有機質(zhì)存在形式的特殊性，不但不溶有機質(zhì)熱演化生燒，而且可溶有機質(zhì)也參與油氣的生成；2、碳酸鹽巖晶包有機質(zhì)演化成燒較干酪根成燒晚；3、碳酸鹽巖具有生油氣溫度寬，延續(xù)時間長的干酪根與可溶有機質(zhì)交替生油的多次生油氣期；

14、4、晶包有機質(zhì)生成的燒類在高成熟階段的初次運移是碳酸鹽巖特有的原生的二次生油氣作用。4、有效燃源巖和優(yōu)質(zhì)燃源巖的概念及勘探意義分析 有效燃源巖：有生油能力，豐度高、能形成商業(yè)價值 優(yōu)質(zhì)燃源巖：5、異常高壓對源巖生煌抑制作用分析關(guān)于異常高壓的成因商人已做過大量的研究。異常高壓的產(chǎn)生機制主要有(1)欠壓實作用borne 等,1997);水熱增壓作用(Barker, ;Osbome 等, 1997); (3)由類生成作用(融吟,1987;Osborne等997);(4)蒙脫石脫水作用(Ibwers .1967 Osborne等997)和 附加地應(yīng)力作用(艱印990如儂等99力5種觀點6、二次生煌機理

15、和生煌特征分析油氣經(jīng)過初次運移從燃源巖進入滲透性巖石中，就開始了二次運移。油氣一般以連續(xù)游離相進行運 移，主要受到浮力、水動力和毛細管力的驅(qū)動或阻礙，可以理解為在多孔介質(zhì)中的滲流作用。 一、油氣二次運移的介質(zhì)條件由于二次運移與初次運移的介質(zhì)環(huán)境有顯著差別，這就決定了二次運移的許多特性也不同于初次 運移。二次運移的環(huán)境是孔隙空間、滲透率都較大的滲透性多孔介質(zhì)，對油氣的毛細管壓力較小，便于孔 隙流體(包括水、油、氣)的活動。砂質(zhì)沉積物由于質(zhì)點堅硬，在壓實過程中主要表現(xiàn)為顆粒的再排列，所以壓縮性小，且孔隙度的 減小很快趨于穩(wěn)定(圖5-2),二次運移的孔隙度一般在10%30%左右。據(jù)Hinch (19

16、78)對美國灣岸-4 -地區(qū)第三系的研究，50cm3砂巖顆粒體積的內(nèi)表面為 0.3m2。儲層介質(zhì)大部分是親水的，所以，油氣二次運移必須克服一定的毛管阻力。儲集層的溫度和壓力與臨近燃源巖基本相同和略低，與初次運移不同，二次運移不僅受壓實水流的影響，還可能受重力水流（大氣水流）的影響，因此，水動力是影響油氣二次運移的一項只能更要因素。 二、油氣二次運移的作用力（一）受力分析從物理角度講，油氣二次運移實際上是油氣在含水介質(zhì)中的機械滲流過程。以下分析單位質(zhì)量的石油質(zhì)點在滲流過程中的受力情況。浮力重力05-14二次運移油氣質(zhì)點爰力外析示意圖掘院弟書.1994）是壓力，方向與運移方向相反。這種分析同樣適用

17、于天然氣，只是天然氣與石油的密度不同而已。單位質(zhì)量的石油質(zhì)點受到以下4種力的作用（圖5-14）。（1）重力 大小為g （g為重力加速度，下同），方向向下。（2）浮力大小為石油質(zhì)點排開水體的重力。設(shè)石油密度為 丫。則質(zhì)點的體積為1/ 丫。浮力為（1/ 丫。pwg）,方向向上。（3）水動力在靜水狀態(tài)下，不存在水動力；當(dāng)孔隙水運動時，石油質(zhì)點受水動力的作用，該力的大小相當(dāng)于同體積水受到的力。設(shè)單 位質(zhì)量的水受到的力為 Ew （稱為水的力場強度），那么作用在石油質(zhì)點 上的水動力大小為（1/ 丫。pw E）,方向為Ew方向。水動力可簡單理解 為水流對油氣的“推力”。（4）毛細管力油氣在孔隙介質(zhì)中運移，必

18、然受到毛細管力的阻礙。單根毛細管力的大小為（2 b / 丫。），它實質(zhì)上是一種壓強，而不（二）二次運移的動力上述浮力、重力和水動力的合力便為油氣二次運移的動力。1.凈浮力上述浮力是阿基米德浮力。由于它的方向總是向上，與重力方向相反。石油地質(zhì)學(xué)中常將浮力與 重力同時考慮，并將浮力與重力之代數(shù)和稱為凈浮力。故石油質(zhì)點的將浮力可用下式表示。(5-6)pp -PWWOg g = 一gOO式中負號（一）表示凈浮力方向與矢量g相反。油、氣、水三者密度不同。地下儲集層中，天然氣密度為0.15- 0.5 X103kg/m3,石油密度為0.65- 1.0 X 103kg/m3,水密度為1.0- 1.2 x 10

19、3kg/m3。在靜水條件下，當(dāng)油、氣、水共存于儲集層中并在其 中能自由運動時，總是按密度分異，氣居上方，油居中，水在下方。這就是浮力作用的結(jié)果。對于單位面積（S=1）的高度為Z的油柱（絲），凈浮力（Fr）為：p -PFr =Z1 _（g）: _Z （。）g（5-7）O式中水、油的密度（pw和P0）與g都是相對固定的，因而連續(xù)油柱高度（Z）大到一定程度，凈浮力才能克服毛細管阻力而使石油運移。在靜水條件下，如果水的密度取1xi03kg/m3,石油密度0.75 X 103g/m3,連續(xù)油柱高度為 1cm,貝U Fr=0.01 X （1 -0.75） x 103x 9.8=24.5Pa。如果油柱高度厚

20、達 30cm,則凈浮力達735Pa,就足以克服細砂以上粒級的毛細管阻力（約 300-600Pa）,使石油向上浮起。2.水動力當(dāng)?shù)叵聝瘜又械乃幱诹鲃訝顟B(tài)時，油氣受到水動力的作用。如前所述，推動單位質(zhì)量石油質(zhì) 點運移的水動力值等于：C5-8）（5-9）兄=旦與q凈浮力和水動力的矢量和（E”是油氣運移的動力。因此：P介合力的大小決定了二次運移的可能性、速率和方向。（三）二次運移的阻力二次運移的阻力即孔隙介質(zhì)對油氣的毛細管力。毛細管力取決于儲集層孔隙半徑、煌和水界面張 力、潤濕角。影響燒水界面張力的因素主要是燒類成分、溫度等，氣水界面張一般比油水界面張力大。據(jù) Schowalter （1979）的

21、資料估計，地表溫壓下，氣水界面和油水界面張力分別為0.07N/m和0.025N/m ; 1500m左右分別為0.048和0.017 , 3000m分別0.03和0.009。溫度升高，界面張力降低。因此地下高溫條件下， 煌類所受毛細管力降低。潤濕性一般用潤濕角（6）來表示。潤濕角在 0- 90之間的巖石為水潤濕，大于90。的為油潤濕。二次運移途經(jīng)中的巖石，被認為自沉積到成巖都是充滿水的，顆粒表面有一層水的薄膜，因而濕潤角可看 作為零度，COS 8=1。如圖5-15所示，當(dāng)石油經(jīng)過孔隙系統(tǒng)時，油滴要發(fā)生變形，在油滴兩端的毛細管壓力差即為真正 的毛細管阻力。所以人11 V尾”匕丁彳（5T0）式中差人

22、 與分別為油滴兩端的巖石孔喉半徑，為界面張力。7、層序地層框架與炫源巖分布的關(guān)系1）密集段：海相密集段就是很好的煌源巖2）海侵的湖泊體系域：-6 -3）低位體系域4）高位體系域LST:扇三角洲城近岸扇TST:近岸水下扇，規(guī)模小HST:扇三角洲LST:淺湖TST:深湖，泥巖色暗質(zhì)純HST:三角洲前緣濁流LST:扇三角洲I濱淺湖TST:濱淺湖和較深湖HST:三角洲或扇三角洲足夠的重視.就海（湖）平面升降控制沉積環(huán)境、沉 積相的特征和分布而言.層序地層演化階段對煌源 巖的沉積起著極其重要的控制作用川口因此.眾多 學(xué)者即探討層序格架與好短巖的美系口盡管不 同地區(qū)具體特征存在差異，但層序地層格架特征與

23、燒源巖的發(fā)育存在密切關(guān)系的觀點已基本為人們所 接受心在一個層序的垂向剖面中，有機質(zhì)含量的分布 具有明顯的規(guī)律性.凝縮段的有風(fēng)質(zhì)含量最高.由凝 縮段向上或向下，有機質(zhì)含量逐漸降低。從理論上 說凝縮段，尤其是那些在盆地內(nèi)部由多個懶縮段曾 合形成的大型復(fù)合凝縮段是沉積盆地中最好的、最 重要的潛在生油層,在海相層序中，凝縮段一般時 應(yīng)最大湖泛面.而陸相湖盆同海盆不同.湖盆面積 較小叫層序特征受構(gòu)造運動、氣候變化、物源供 應(yīng)、湖平面變化等多種因素控制。其中的任何i種 因素都可能對展源巖在層序中發(fā)育的具體層段產(chǎn)生 重要影響,由于陸相湖盆的規(guī)模遠小于海盆低水 位時期水體規(guī)模小,分割性強一水體偏氧化環(huán)境應(yīng) 此

24、低水位體系域不利于煌源巖的發(fā)育。除低位體系 域之外.湖侵體系域的底部、中部和上部以及高位體 系域底部都可以成為陸相湖盆有利婷源巖的發(fā)育層 段具體情況要由層序及體系域的發(fā)育特征而 定08、應(yīng)用地球物理資料預(yù)測燃源巖豐度和成熟度方法總結(jié)煤層：測井曲線上表現(xiàn)為“三高三低”的特征，即高中子、高聲波時差、高電阻率、低密度、低自然電位、低自然伽馬(煤層的放射性弱)。碳質(zhì)泥巖和暗色泥巖則表現(xiàn)為“五高一低”，即高中子、高聲波時差、高電阻率(高于圍巖泥巖卜高自然伽馬、高鈾含量、低密度。并且有機碳含量高的層段其自然伽馬和鈾曲線值相對較高。利用聲波時差、電阻率和密度測井等信息可以評價燃源巖，運用建立的測井計算模型公

25、式可以準確地 計算出煌源巖的 TOC值，只要具備聲波時差、電阻率和密度測井?dāng)?shù)據(jù)，即可獲得連續(xù)的煌源巖地球化學(xué)數(shù)據(jù)。1、C/O能譜法C/O能譜測井同時提供了 C/O和Si/Ca曲線，首先，根據(jù)校正過的C/O曲線確定地層中的總碳含量Ct(%),然后，利用Si/Ca曲線求取地層中無機碳含量NCt(%),因此，燃源巖的有機質(zhì)豐度 (總有機碳含量 TOC卿為 Ct 與 NCt 之差：TOC = Ct - NCt 該方法利用了 C/O能譜測井和地層密度測井，只適用于泥質(zhì)巖燃源巖。2、自然伽馬法沉積巖中的放射性主要取決于泥質(zhì)含量，隨著泥質(zhì)含量的增加，沉積巖的放射性增大所以利用自然伽 馬測井值的大小即可確定巖

26、層中泥質(zhì)的含量。從而建立于TOCW關(guān)系。3、密度測井 成熟度1、聲波測井煌源巖的有機質(zhì)熱成熟演化史，與其壓實作用和成巖作用過程相對應(yīng)。有機質(zhì)成熟度是有機質(zhì)顆粒受 時間和溫度綜合作用的結(jié)果，隨著埋深的增大而增大，同一地質(zhì)剖面中，表征泥巖的壓實程度和成巖狀況 的聲波時差一般隨著埋深的增加而減小。2、孔隙度測井大量研究資料證實：成熟度與表征巖石壓實程度的孔隙度之間存在顯著的相關(guān)關(guān)系。Schmoker指出，埋藏成巖作用引起孔隙度減小的過程就是一個熱成熟過程，碳酸鹽巖和砂巖的孔隙度與成熟度之間均呈哥-8 -函數(shù)關(guān)系:寸 t = a M第二部分文獻閱讀報告題目1、有效應(yīng)力公式（特察模型）的地質(zhì)含義及其在地

27、層條件下應(yīng)用的局限性分析?？紫缎詭r石的靜力平衡：即上覆地層的總負荷等于有效應(yīng)力與孔隙流體壓力之和。S= 6e+Pf（1）必須注意這樣一個事實：正像特察實驗?zāi)Ｐ椭兄螐椈傻臄?shù)量決定壓縮程度一樣，地下孔隙性巖石 的孔隙度也決定了巖石的壓實難易程度，巖石越密，單位體積顆粒就越多，孔隙流體就會越少，這時就越 難以壓實。按公式定義，有效應(yīng)力顯然與孔隙度無關(guān)，所以它不是真正骨架支撐力（2）另一方面，作為眾所周知的常識，無論總應(yīng)力S還是有效應(yīng)力6e,或者孔隙流體壓力 Pf ,它們都是單位面積上所受的力，實為受力的“密度”，而不是總力的描述。顯然若把6 e作為顆粒應(yīng)力時，公式兩邊并不能平衡。有效應(yīng)力與骨架應(yīng)力

28、有關(guān)，但不等于骨架應(yīng)力！2、地溫與地層壓力的一般關(guān)系及異常高壓的形成機理分析。在沉積盆地中，沉積速率與壓實排液的不平衡、水熱增壓、成巖過程中黏土礦物的脫水、構(gòu)造變動的壓縮力、燒類和非煌類氣體的大量生成、地層變動前的原始壓力、滲透壓力、自生礦物的形成以及膠結(jié)作 用等因素都是地層異常高壓的原因。地層欠壓實，其流體必然異常高壓，但具有異常高壓的地層并不一定欠壓實。3、異常低壓的主要形成機理分析?？紫扼w積增加（孔隙水化學(xué)作用、構(gòu)造抬升一地層剝蝕反彈成因），流體排出（壓力釋放、物性差異引起非均勻流、滲析作用、輕燃擴散作用）飽和天然氣藏深埋承壓面低于地表沉積停滯造成的地層異常低壓1）抬升過程中由于負荷降低

29、孔隙體積發(fā)生反彈、孔隙中流體因溫度下降而收縮，使得孔隙體積增大，從而導(dǎo)致地層壓力下降，是構(gòu)造抬升強烈的沉積盆地中異常低壓形成的主要原因。2）在抬升幅度較小的地區(qū) ，輕燃擴散和飽和天然氣藏的深埋兩種機制，在低壓形成的前、后一直保持良好的封閉條件，因此通常被認為是構(gòu)造穩(wěn)定區(qū)異常低壓形成的主要原因。3）孔隙水的化學(xué)作用和滲析作用自身受一定程度的相對制約，對異常低壓貢獻不大。4）壓力釋放機制似乎可形成低壓，但低壓形成后的保存方式尚有疑問。5）除物性差異引起的非均勻流外，其它的低壓形成機制都需要以好的封閉條件為前提，否則將被平衡至常壓。6）承壓面低于地表形成低壓，并非真正意義上的低壓 ，只是由于人們在表

30、達壓力相對大小時進行了錯誤假定而造成的。在異常低壓戊因方面一前人也做過不少研究一主要有以 下5種觀點;抬升剝蝕卸壓成因（夏新宇二001）；構(gòu)造 成因（張厚福等999;鹿雄奇,2000） ; （3）天然氣密度成因 （李延鈞等1999；劉曉峰等,2002） ;（4）過壓實作用（李延鈞 等9）和（5）斷裂和不整合面的壓力釋放作用（劉曉峰等一 2002） o4、異常高壓與油氣形成、運移及聚集的關(guān)系。 形成：沉積巖中有機質(zhì)的豐度和類型是生成油氣的物質(zhì)基礎(chǔ)，但是有機質(zhì)只有達到一定的熱演化程度才能開始大量生煌,而且在有機質(zhì)降解演化為石油及天然氣的過程中，溫度是一個關(guān)鍵因素。所要求的最低溫度為6065 C,任

31、何盆地要達到這一溫度的相應(yīng)深度取決于盆地的地溫梯度?？刂频販靥荻鹊囊粋€重要因 素是巖石中的含水量，因為水的導(dǎo)熱率比巖石骨架要小得多，當(dāng)巖石中含有大量水（高孔隙度）時，地溫梯度便較大（盧伊斯與羅斯，1970 ;雷納爾茲，1970）。由于異常壓力帶頁巖孔隙度異常高，因而地溫梯度也異常高，這樣，在異常高壓地區(qū)，在比較淺的深度即可達到高的地下溫度，即達到生油門限溫度。促進有機質(zhì)向油氣轉(zhuǎn)化。 運移： （1）異常高壓影響油氣運移的方向油氣總是從高勢區(qū)向低勢區(qū)運移，異常高壓層就是一個高勢區(qū)。研究表明，異常高壓是油氣自燃源巖呈混相涌流形式向外排出的動力。（2）異常高壓影響油氣的縱向分布由異常高壓在燃源巖中的分

32、布可知，異常高壓極值點之上的部分，由于異常高壓向上遞減，其生成的 油氣在此異常高壓的作用下向上覆地層中呈混相涌流排出，這部分油氣只能在其上覆地層中運聚成藏。相反，異常高壓極值點之下的部分，由于異常高壓向下遞減，其生成的油氣在此異常高壓的作用下向下伏 地層中呈混相涌流排出，這部分油氣只能在其下伏地層中運聚成藏。當(dāng)異常高壓極值點位于中部時，油氣向上和向下排出的量相等。 （3）異常高壓對油氣運移距離的影響對于埋藏較淺的生油層來說，判斷其能否形成工業(yè)性油氣藏、油氣藏規(guī)模大小及平面分布，首先需要確定其異常壓力的大小，油氣隨超壓異常增加，由洼陷中心向邊緣推進，油氣分布也由內(nèi)向外，其規(guī)模 大小取決于生油巖體

33、的規(guī)模，油田平面分布取決于構(gòu)造背景及現(xiàn)今構(gòu)造面貌。 3、異常高壓對油氣的封蓋作用理論上講任何一種巖性的巖層均可作為蓋層，只要其排替壓力或其孔隙過剩壓力大于下伏儲油氣層。超壓蓋層實際上是一種流體高勢層，它能阻止包括油氣水在內(nèi)的任何流體的流動，因此，它不僅能阻止游離相的油氣運動，也能阻止溶有油氣的水的流動。從這個角度看 ，超壓蓋層是一種更有效的蓋層，其封蓋 能力取決于超壓的大小，超壓越高，封蓋能力越高。 4、異常高壓可以改善油氣儲層的儲集空間和性能 5、異常高壓對油氣藏保存的影響油氣藏最終能否形成關(guān)鍵在于地下的保存條件，異常高壓的存在可以破壞已形成的油氣藏也可保存已形成的油氣藏。油氣可以沿著由異常

34、高壓產(chǎn)生的微裂縫散失，從而破壞已形成的油氣藏。異常高壓也可以阻止地下水活動，防止氧和細菌對油氣藏的破壞，從而有利于油氣藏的保存。 5、流體勢概念及古流體勢分析的基本過程。古孔隙度估算是古流體勢反演的關(guān)鍵-10 -1,古海拔工由流體動力合成要素流體勢公式古厚度2.古地層壓力打)古埋深剝蝕厚度古上潼位荷古埋深占P,計算模型古壓實程度其他超補償孔隙性介質(zhì) 靜力平衡古水熱增壓補償古埋深 3古孔隙度3,古流體密度P/P/ 古埋深6、輸導(dǎo)體系概念及主要識別方法。(一)骨架砂體通道識別方法1、利用骨架砂體等厚圖確定可能的運移通道厚度是描述砂體展布的最重要的參數(shù)，砂體只有具備了一定的厚度和連續(xù)性，對油氣的運移

35、才具有意義。(1)盡可能壓縮編圖的地層厚度在研究宏觀的砂體展布時，不可能按照某一小砂層為單位，通常都是以某一層段的砂層累計厚度為單位成 圖。(2)主干厚砂體成為通道的可能性比較大通常狀況下，砂體厚度和油氣輸導(dǎo)能力是成正比的，也就是說，在其它石油地質(zhì)條件相似的情況下，砂體 越發(fā)育，對油氣運移作貢獻的機率就越大。2、利用砂巖物性等厚圖識別相對高孔滲帶孔滲性是砂體的基本物性，也是油氣能夠在砂體中運移和儲集的前提條件。(1)相對高孔隙帶可能是運移通道相對高的孔隙帶不僅為油氣提供了很好的活動空間，而且使油氣運動的阻力相對減小，非常有利于油氣在 其中運移和聚集，所以說相對高孔隙帶極有可能成為油氣的運移通道

36、。3、利用主干厚砂帶和相對高孔隙帶綜合確定骨架砂體運移通道主干厚砂帶展現(xiàn)了骨架砂體的空間展布范圍，相對高孔滲帶反映了砂體內(nèi)部的物性分布情況，兩個層次 的有機結(jié)合可以比較合理的對油氣在砂體中的運移通道進行客觀的預(yù)測，勾畫出有利的骨干砂體運移通 道。(二) 斷層通道識別方法1、利用斷層封閉性定量分析確定現(xiàn)今封閉程度Lindsay等提出用滑抹因子來研究涂抹程度，用下式來定義滑抹因子：SSF= L/H-11 -式中，H為斷距內(nèi)泥巖層累計厚度，L為斷距。斷層側(cè)向開啟與封閉普遍以SSF=4為界，若SSF4,則斷層側(cè)向開啟，若 SSF4,則斷層側(cè)向封閉。-斷層垂向封閉性確定斷層受到的只是上覆地層巖石骨架重力

37、產(chǎn)生的壓力，所以斷面的緊閉程度可用斷面所受正壓力大小來衡量，2、利用斷層性質(zhì)及其變化確定斷層開啟性斷層開啟性排列：正斷層 T走滑正斷層T逆斷層最好T 中等t 最差3、利用斷層發(fā)育史與成藏期對應(yīng)關(guān)系識別作為運移通道的斷層有些目前封閉的斷層，在地質(zhì)歷史時期可能是開啟的，甚至可能經(jīng)歷了多次封閉與開啟歷史。所以，斷層的發(fā)育史必須和油氣成藏期結(jié)合，才能對斷層的運移通道作用做出正確的判斷，只有成藏期仍在活動的或和成藏期同時發(fā)育的斷層才能作為油氣的運移通道。4、利用斷層面產(chǎn)狀與油氣藏分布關(guān)系確定可能的運移位置凸面主要起到匯聚流的作用，有利于油氣朝著某一點匯聚，凹面主要起到發(fā)散流的作用，使得油氣的運移不能向某

38、一方向聚集，而是沿著凹面向四周發(fā)散，不利于形成油氣聚集。(三)砂體與斷層組合形成輸導(dǎo)系統(tǒng)的方法1、骨架砂體分布圖與斷層分布圖疊合形成平面輸導(dǎo)系統(tǒng)2、波阻抗反演剖面顯示砂體與斷層分布和對接程度波阻抗剖面可以直觀的解釋地層巖性、物性等信息，并能在橫向較寬的范圍內(nèi)反映巖性的變化，是顯示砂體和斷層的分布與對接程度的理想手段。(四)利用含氮化合物分析技術(shù)確定斷層運移通道的位置國內(nèi)外學(xué)者已成功地應(yīng)用石油中的口比咯含氮化合物和咔口坐類含氮化合物來研究石油的初次和二次運移(Later,1994; Li,Later 等,1995);7、輸導(dǎo)體系評價考慮的主要因素和評價參數(shù)分析1、碎屑巖層序的基本評價參數(shù)(1)斷

39、層發(fā)育程度；(2)斷層性質(zhì)及產(chǎn)狀；(3)斷層活動時期與成藏期的關(guān)系；(4)砂體發(fā)育程度(厚度)；(5)砂體物性特征(孔隙度和滲透率)；(6)砂體與斷層對接程度8、流體動力與輸導(dǎo)性能的關(guān)系分析。9、流體動力和輸導(dǎo)體系對油氣運移的控制作用。第三部分運聚成藏及油氣分布規(guī)律文獻閱讀報告題目1、排煌門限的概念及勘探意義分析排油氣門限是源巖在埋深演化過程中，生油氣量飽和了自身吸附、 水溶、油溶和毛細管封堵等多種形式的存留需要并開始以游離相大量排出的臨界地質(zhì)條件。研究表明，源巖的排油氣門限主要隨源巖的有機母質(zhì)豐度(C/%)、干酪根類型指數(shù)-12 -(KT I)和轉(zhuǎn)化程度(R。/%)三者的不同而改變。應(yīng)用排燒

40、臨界地質(zhì)條件可以建立源巖概念和差別標(biāo)準；計算源巖排油氣量并確定源巖等級評價標(biāo)準；研究源巖排油、氣相態(tài)并分析油氣運聚成藏機理； 劃分源巖排油氣階段并建立源巖排油氣 地質(zhì)模式。實際應(yīng)用表明，用排油氣門限、排油氣量、排油氣階段、排油氣地質(zhì)模式和排油、氣窗等替代生煌研究中的相應(yīng) 概念和術(shù)語指導(dǎo)油氣田勘探更合理，效果更好。2、油氣運移阻力的類型和作用效果分析油氣運移的阻力及作用機制研究方面存在的問題1.目前對蓋層和斷層對燒類運移的封閉作用研究，亦即對油氣運移產(chǎn)生的阻力作用研究認為，油氣要開始滲流，必須克服水濕性燃源巖、蓋層及斷層帶的毛 管阻力，是普遍存在的阻力作用機制。但根據(jù)油層物理學(xué)，巖層內(nèi)的活性物質(zhì)

41、可能改變地層的潤濕性，在 富含有機質(zhì)的泥頁巖類或大厚度的泥巖內(nèi)部，伴隨著生煌作用的不斷進行，極有可能發(fā)生潤濕反轉(zhuǎn)現(xiàn)象， 如果變?yōu)橛H油，這時毛管力反而成了動力；假定流體運移符合達西滲流特征，此時對于常壓蓋層，其封閉 流體運移的能力只能靠地層的孔滲條件及流體粘度合成的粘滯阻力來封堵油氣，就難以對低粘度的油氣產(chǎn)生封堵。如此看來，將毛管力作為油氣運移普遍存在的阻力作用機制難以滿足理論的自洽性。2.目前關(guān)于厚度對封閉性能的影響研究，主要限于能否保持連續(xù)性、能否保證涂抹質(zhì)量、是否易于產(chǎn)生異常流體和生燒作用實現(xiàn)濃度封閉方面，是否還有別的影響機制在起重要作用尚需進一步探討。3.地下滲流力學(xué)理論已證實，流體在低

42、滲透多孔介質(zhì)中的滲流遵循非達西滲流特征，存在啟動壓力梯度，因此需要在非達西 滲流基礎(chǔ)上重新評價地下流體的滲流阻力。3、油氣成藏的基本條件與成藏過程的關(guān)系摘要:通過對柴達木盆地油氣成薄地質(zhì)條件及成藏過程的系統(tǒng)研究，柴達木盆地油氣藏璐成主要受到6種因素的控端: (1)生熊凹陷控制油氣總體分布格局;(2)儲集層成整響油 Q 的形成;異常流體動力端控制油氣的運移和聚集;(4 油源斷層控制油氣藏的形成二喜山運劭中晚期活劭控制構(gòu)造圈閉的形成和凳展；(6)網(wǎng)閉帶的分布決定油氣藏的具體 分布.4、成藏模式分類依據(jù)及新型成藏模式的勘探意義(1)按成藏早晚劃分：1)晚期成藏模式；2)早期成藏模式(2)按成藏速度劃

43、分：1)突發(fā)式成藏模式；2)慢速成藏模式(3)按成藏期次劃分：1 )單期成藏模式；2)多期(幕式)成藏(4)按生儲蓋組合劃分：1)自生自儲成藏；2)新生古儲成藏；3)古生新儲成藏模式傳統(tǒng)的油氣成藏模式:1、初次運移一壓實排煌理論2、二次運移一平穩(wěn)的漸進過程，游離相是二次運移的主要相態(tài)而新型的：突發(fā)式成藏、幕式成藏(流體幕式排放。油藏多次充注)5、油氣系統(tǒng)的概念、勘探意義及應(yīng)用方法6、“源控論”的科學(xué)性和局限性分析-13 -科學(xué)性：是個宏觀概念，對研究凹陷、盆地有利，環(huán)洼聚油，油氣不會離油源區(qū)很遠，均在100km以內(nèi)局限性：但對于二級構(gòu)造帶，具體的油氣聚集帶的研究不利，對于小聚集帶的油氣藏，源控

44、論就不適 用，越小級別的目標(biāo)帶，越不好用。7、“復(fù)式油氣聚集帶”理論的意義及局限性8、試述油氣成藏控制因素與油氣分布規(guī)律的主要差別3.排煌和排燒率近二、三十年來的排煌研究結(jié)果表明，排煌與成煌速率、成煌量和燒源巖含油飽和度有著直接聯(lián)系。良好的煌源巖（有機質(zhì)豐度高、類型好）能在較低成熟度條件下生成較多煌類（ 圖6-3 , I、n 1型）， 排燒開始早，且具有較高的排煌率。而較差煌源巖（有機質(zhì)豐度中一低、類型差）的生煌速率低，生煌量 少，在低一中成熟度時難以達到排煌所需的臨界含油飽和度，即使達到較高成熟度時也難以液態(tài)煌形式排 出，或僅有少量（可忽略不計）的液態(tài)燒排出。這就不難理解為什么出型干酪根在一般情況下，只能成為 氣源巖，而不是油源巖。對排燒率作過多種估計，一般認為：液態(tài)燒排燒率較低，就個別層段樣品分析，最高可達40%-50%（在鄰近儲層的排燒帶，或完全排煌的