《石油地质综合研究方法》课件12-盖层研究方法

1、第六章 盖层封闭能力及保存条件研究方法 第一节 盖层的类型及特征 第二节 盖层的封闭机理和评价方法 第三节 断层封闭性研究方法 第四节 油气保存条件综合评价方法 油气封闭机理盖层封闭毛细管封闭烃浓度封闭压力封闭物性封闭水力封闭断层封闭纵向横向水动力封闭油气封闭机理分类替代浓度封闭抑制浓度封闭毛细管封闭盖层的毛细管封闭机理 是盖层的孔喉半径微小至一定程度,致使盖层的最小毛细管阻力大于下伏储集层中流体的剩余压力,此时盖层便具有了阻止储集层中的油气向上逸散的能力。Pc=2cos/rPc= 2cos/1/r泥-1/r砂式中Pc 毛细管压力 Pc 储盖层毛管压差 r岩石孔喉半径 两相界面张力毛细管封闭毛

2、细管封闭实例塔北隆起英买力地区压力封闭 它依靠盖层中的异常压力来封闭储层中上浮的油气。 压力封闭的性能还与排烃期、封闭期的相对关系有关。压力封闭实例松辽盆地青山口组A点嫩江组 超压形成期B点姚家组 超压高峰期C点青山口组 超压结束期 烃浓度封闭机理烃浓度封闭是指盖层具有一定的吸附烃浓度或生烃能力，从而阻滞或抑止天然气扩散运移，这类封闭称为浓度封闭。 烃浓度封闭机理烃浓度封闭实例松辽盆地三肇凹陷下白垩统青山口组和登娄库组二段两套泥岩盖层评价参数等级划分（权值）好（1.00.75）较好（0.750.5）中等（0.50.25）差（2.0 MPa盖层排驱压力与集层剩余压力差为2.00.5 MPa盖层排

3、驱压力与储集层剩余压力差为0.50.1MPa盖层排驱压力与储集层剩余压力差0.3盖层与储集层压力系数之差0.30.2盖层与储集层压力系数差0.20.1盖层与储集层压力系数之差p饱已进入生烃门限，且具异常压力，p202010102.53003001501505050沉积环境半深深海相、蒸发岩台地相台地相、滨浅湖相、三角洲前缘相滨岸相、三角洲分流平原亚相河流相、冲积扇相盖层封闭能力划分表油气散失机理1. 我国主要含油气盆地的盖层特征 & 我国油气藏的盖层以泥岩为主。 & 我国主要含油气盆地内的泥岩盖层物性封闭能力随其成 岩程度的增大而增大；同时随其所含有机质进入生烃门 限而具备烃浓度封闭能力，并且

4、烃浓度封闭能力强者均 有超压现象。 & 我国主要含油气盆地泥岩盖层封闭能力划分标准如下表一、油气藏的保存条件研究 盖层微观及宏观封闭能力等级划分表评价参数等 级 划 分 （权值）好（1.00.75）较好（0.750.5）中等（0.50.25）差（2.0MPa盖层排替压力与储层剩余压力差为2.00.5MPa盖层排替压力与储层剩余压力差为0.50.1MPa盖层排替压力与储层剩余压力差为0.3MPa盖层与储层压力系数之差0.30.2MPa盖层与储层压力系数之差0.20.1MPa盖层与储层压力系数之差P饱已进入生烃门限，且具异常压力，P202010102.5300300150150502.0盖层排替压

5、力2.01.5盖层排替压力1.51.0盖层排替压力1.4盖层压力系数1.41.3盖层压力系数1.31.2盖层压力系数P饱已进入生烃门限，且具有异常压力，P202010102.5150150100100503.53.52.52.51.51.5 目前发现的油气藏主要分布在区域盖层较好-中等的范围内（2）断层封闭性研究 用逻辑信息法研究断层封闭程度的基本原理：将影响断层封闭的各种地质因素 用0和1表示，认为具有相同封闭能力的断层具有类似的地质条件，即类似的影 响因素，通过对标准对象（典型已知封闭性断层）影响因素的逻辑运算，筛选 出最重要的地质参数，并计算各参数权量，得到由各参数权量构成的断层封闭 性

6、判断模型；在此基础上建立模型评判标准，从而对断层的封闭能力进行评价。 以准噶尔盆地的断层作为研究对象，用逻辑信息法判断其封闭性。 把盖层封闭性研究、断层封闭性研究结合起来，可以对一个油气藏保存条件进 行评价 三叠系白碱滩组盖层综合评价图 侏罗系三工河组盖层综合评价图 1. 天然气的扩散作用针对目前如何准确地确定扩散计算中的有关参数，自行研制了可控温压的气体扩散系数测定装置，并进行有关的各地质参数的校正。解决了能反映各地质时期气藏的扩散量所涉及的扩散系数及其影响因素的校正 （1）天然气扩散系数的测定和校正 首要解决的问题是扩散系数测定值的可靠性，用自行研制的 装置测量天然气扩散系数。 饱和介质的

7、条件转换。 温度校正二、油气藏内烃类的散失天然气扩散系数测量仪流程图 随孔隙度、渗透率的增加，干、湿条件下天然气扩散系数的比值逐渐减小 式中 DW0 饱和水岩样的天然气扩散系数，m2/s； D0 干样的天然气扩散系数，m2/s； a 干样与湿样条件下矿石扩散系数的比值； 岩样孔隙度岩石干样与饱和水样的扩散系数比（）对岩石孔、渗（、K）关系图 （2）天然气扩散损失量的估算方法 地质模型及数学模型 扩散量计算采用费克第一定律： 式中 Q 天然气扩散损失量，m3； D 天然气扩散系数，m2/S； A 天然气扩散流经面积，m2； t 天然气扩散时间，s； dC/dx 天然气浓度梯度，m3/m3/m 在

8、稳定条件下，天然气扩散量的大小取决于其在 岩石中的扩散系数、浓度梯度、扩散流经面积和 扩散时间4个变量，其中只有天然气扩散系数受 地层岩性因素的影响 将天然气通过H厚地层（泥岩厚度为Hm、砂岩厚 度为Hs，H=Hm+Hs），在单气源条件下的扩散， 首先，视其为通过H厚度泥岩层的扩散： 然后，再将视其为通过H厚度砂岩层的扩散： 式中 Qm,Qs 天然气通过泥岩、砂岩的扩散量，m3； Dm,Ds 天然气在泥岩、砂岩中的扩散系数，m2/s 最后，据单位H厚度地层中泥岩层和砂岩层所占百分比 （Rm=Hm/H，Rs=Hs/H），由串联原理计算在单气源 条件下通过H厚度地层的天然气扩散量： 计算参数 不同

9、岩性层的扩散系数、孔隙度、 天然气扩散浓度、扩散流经面积、 地层水温度及粘度、 地层剖面中不同扩散系数层的百分比、 气藏中天然气扩散作用的地质时间天然气扩散损失的地质模型 崖13-1气田位于崖13-1低凸起的西北端，是一个断背斜构造，主要产气层陵水组三段砂岩，盖层为梅山组泥岩，气源岩为崖南凹陷的崖城组地层，探明天然气地质储量1000 108m3 （3）实例分析崖13-1气藏剖面图并示意成藏模式 崖13-1气田各地质时期天然气扩散损失量计算表地质时期天然气扩散损失量 108m3第四系58.62莺黄晚期46.62莺黄中期54.86莺黄早期59.11 崖13-1气田梅山组-地表扩散系统的天然气扩散损

10、失量为219.21108m3，约 占气田储量的20%（1）断层涂抹层分布规律的物理模拟实验 实验原理 断层错动时断面两盘的不同岩性之间会产生涂抹层，它将遮挡渗透层内流体 的运动。 Amonton定律说明：在低围压下，滑移开始所需要的平行于断层面的切向力 与正交于断层面的法向力成正比。 一般情况下，滑动摩擦系数大于内摩擦系数，所以在低压围岩件下产生滑动 所要求的差应力（1-3）比形成另一个破裂带所要求的差应力小，这就使断 裂作用往往沿先存断裂面滑移2. 裂缝渗流的散失作用 实验装置与材料断层涂抹层实验装置简图 实验材料由砂岩层和泥岩层组 成，砂岩层是用石英砂、粘土、 膨润土和水泥按比例加水搅拌、

11、 烘干而成，粘土层用粘土、膨 润土和水泥按比例加水搅拌、 烘干而成 底座 剪切施力杆 正应力施力杆 滑动箱 实验结果 泥岩涂抹层分布涂抹条带在空间上的分布主要受泥岩厚度、断距、主应力方向及断面粗糙程度的影响 泥岩涂抹层连续性与断层断距 的关系对于单个泥岩层所产生的涂抹层，断距较大时，其连续性变差，且在涂抹层末端形成透镜状碎块。几组泥岩层的泥岩涂抹层的连续性还要受泥地比的控制泥岩涂抹层分布图泥岩涂抹层连续性与断层断距的关系图 泥岩涂抹现象与断层活动时间的关系断层初期活动对涂抹带的建设起着积极作用，继续加载，断距增大， 涂抹层减薄、被拉断或被削截。 泥岩处于塑性状态时，泥岩涂抹层非常发育，说明同生

12、断层涂抹层发育 间歇活动断层泥岩涂抹剖面示意图 断层再次活动不会形成明显的剪切带，难以形成断层泥 先期断裂后期剪切泥岩涂抹示意图间歇活动断层泥岩涂抹剖面示意图先期断裂后期剪切泥岩涂抹示意图涂抹层厚度、长度与泥岩层厚度、含水量、断距等关系图 泥岩涂抹层的厚度随泥岩层厚度的增大而增大，随断距、含水量的减小而增大； 涂抹层长度随泥岩层的厚度、断距（在一定范围内）、泥岩层塑性的增大而增大涂抹层厚度与泥岩层厚度关系图 涂抹层厚度与断距关系图 涂抹层厚度与含水量关系图 涂抹层长度与泥岩层厚度关系图 涂抹层长度与断距关系图 涂抹层长度与含水量关系图 对实验数据进行多元回归分析，得到涂抹层厚度、长度与 各参数

13、之间的统计规律： 式中Ls 涂抹层长度，m； Hs 涂抹层厚度，m； Hm 断移地层中的泥岩层厚度，m； Fd 断层的断距，m； Sw 泥岩层的含水量（实际应用时可用泥岩孔隙度代之），小数 实际应用中，在正确分析断层形成与发育历史的基础上，确 定断层涂抹层的发育位置，根据断层的断距、断移泥岩层的 厚度及成岩程度，利用上式便可计算出断层涂抹层的厚度和 长度，由此可为断层封闭性的研究提供基础资料和依据（2）断层侧向封闭性研究 断层侧向封闭性是指断层面在其法线方向上阻止目的盘储集层内 流体穿断层向另一盘地层中运移的能力。 本课题研究了断层两侧砂、泥岩对接概率用来判断其侧向封闭性 砂泥岩对接概率 砂泥

14、对接概率是指占断层目的盘砂岩层总厚度的某一百分数的砂岩层被对置 盘泥岩层封堵的可能性大小。 模拟计算的结果是，大部分砂岩层被封堵的概率小，则说明该断层侧向封闭 性差；相反，如果大多数砂岩层与对置盘泥岩层封堵概率大，则说明该断层 的侧向封闭性好。 断层两盘垂向沉积序列的模拟 沉积序列的模拟实际上是确定垂向岩性状态和厚度分布，根据各种沉积相和 砂地比值建立地层厚度分布模型。 在同一沉积盆地内盆地发育的同一阶段，不同沉积相砂泥岩层的厚度及其分 布规律有显著差异，而相同沉积相则具有相似性。 最常见的小层厚度分布有三种，即正态分布、对数正态分布和指数分布。 对同一口井中的相同相和不同井中相同相进行对比分

15、析，找出各种沉积相的 砂泥岩层小层厚度分布规律，建立同一沉积相的砂泥小层厚度分布模型 断层两盘砂泥对接概率的计算 根据断层两盘各小层厚度及岩性模拟计算结果，归纳出断层两盘砂泥对置关 系的六种情况。砂泥对接的六种情况 结合断层泥的分布，判断单砂层被封堵的厚度，并计算出该目的层段内被对置 盘封堵的砂层累加厚度占模拟层段中砂层总厚度的百分数，并用直方图将模拟 结果表示出来断层侧向封闭程度分级表被封堵砂岩百分数02020404060608080100断层封闭程度差较差中较好好准噶尔盆地西北缘断层封闭概率直方图 横坐标X是封闭程度，表示目的盘的层段内被封堵砂岩厚度占该段砂岩总厚度百分数，分5个区间，分别

16、表示5个级别的断层封闭程度；纵坐标Y是封闭概率，表示多次模拟过程中落人横坐标某个区间内的次数占累积总模拟次数的百分比。断层侧向封闭性模拟结果与实际封闭能力的比较油田名称断层位置层位沉积相砂地比模拟封闭程度实际封闭程度相对误差目的盘对置盘目的盘对置盘被封堵砂岩占砂岩总厚度的百分数 归类储油砂岩占砂岩总厚度的百分数 归类大庆三3三102泉三、四河流河流0.180.2352.3中48.1中+0.09三201三2泉三、四河流河流0.220.1570.5较好73.2较好-0.04三2三4泉三、四河流河流0.110.1089.1好91.5好-0.03升61升64泉三、四河流河流0.200.1381.8好8

17、5.4好-0.04辽河龙12龙15-21沙河街三角洲平原三角洲0.510.4720.5较差26.6较差-0.02法39法41-41沙河街浅湖浅湖0.290.2746.6中49.3中-0.06黄5黄-12东营河流河流0.400.2664.3较好72.0较好+0.11海16-32海14-2东营三角洲前缘三角洲前缘0.450.3240.7中38.8较好+0.06 对大庆和辽河油田已知封闭能力的断层采用上述方法进行砂泥对接概率模拟， 发现模拟结果与实际断层的封闭能力基本一致，模拟误差均值为0.08 （3）断层垂向封闭性研究 影响断层垂向封闭性主要决定于断面的紧闭程度。断面的紧闭 程度可用断面所受正压力

18、大小来衡量，其计算公式为 式中 P 断面所受的正压力，MPa； H 断面埋深，m； 断面倾角； r 上覆地层的平均密度，gcm3； w 地层水密度，gcm3 当断面所受正压力大于泥岩的变形强度时，断层裂缝愈合，造 成断层垂向封闭，否则断层垂向开启。 根据实验测试泥质岩的变形强度在10.025.0MPa之间，据此， 按断面所受正压力的大小，将断层垂向封闭性细分为五个级别 准噶尔盆地西北缘断层垂向封闭性评价标准 断面压力 MPa泥地比 25断层封闭性75差较差中较好好7550差差较差中较好5025差差差较差中2510差差差差较差10差差差差差 3. 裂缝渗流的散失作用 区域构造运动会导致油气藏所在

19、区域的供泄水区发生变化，在水 动力条件增强、藏内流体势发生变化时，藏内烃类就会再次运移， 致使原生油气藏遭到破坏。（1）水动力环境中圈闭内油、气被冲刷的机制 水动力环境中圈闭内油、气被冲刷的机制 （2）水动力冲刷藏内烃类的临界条件 区域构造运动产生断层，改变了供泄水区的高差，导致原生油气藏的破坏 从流体势场剖面来看，由于水动力作用， 油等势面倾斜，加上断层的产生改变了 圈闭的溢出点，使油藏中的油气沿断层逸 散，在断面与油气等势而相交处保存油气 水动力与断层切割油藏而造成的残留油藏区域构造运动改变了供泄水条件造成水动力冲刷烃藏的现象1. 微生物降解作用对油气藏内原油的改造 （1）原油生物降解的影

20、响因素 菌种生存因素 单菌种和二菌种混合的实验不同温度下细菌含量（个/ml）样品实验温度 腐生菌石蜡分散菌硫酸盐还原菌K7（克拉玛依）304.51040.41040.7106409.51042.51041.5106500006000023-502（胜利孤岛）300.41040.41040.4104400.410400500006000020-6（胜利孤岛）306.51050.41041.5104404.51060.41040.41065000060000 不同地区的菌种耐温能力相近，基本在3040左右生存。 克拉玛依油田中细菌在40比在30更有利于生长，而孤岛的情况则相反三、油气藏内烃类的改造

21、不同温度条件下实验菌种的生长实验温度 2530374050606-3-2号菌+2号菌+6-3-2号+2号+对照样注：6-3-2号菌草兰氏菌；2号菌胜利油田提取的；对照样培养基 不同pH值条件下实验菌种的生长实验pH3456789106-3-2号菌+2号菌+6-3-2号+2号+对照样不同浓度盐水溶液下实验菌种的生长实验NaCl 0.10.51.03.05.07.010.015.06-3-2号菌+2号菌+6-3-2号+2号+ 含盐度在0.11.0%为细菌生长的最佳条件，含 盐度不应超过7% 菌种在2537 时生长条件最好，温度不应超过60 菌种在pH值为58时可以生长，最佳pH值为7 原油微生物降

22、解作用的时间、温度因素 为全面反映微生物对原油的降解过程，并考虑实验条件的可能性， 我们作了等时变温模拟和等温变时模拟等时变温的原油微生物降解模拟实验结果不同温度下细菌降解原油存在状态油样30405060K7微量乳化微量乳化微量乳化20-6乳化良好乳化良好微量乳化23-502乳化良好乳化良好弱乳化对照样 克拉玛依的油在30 时未菌解，4060菌解 胜利的原油在3040 时菌解情况优于50 ，而60 未见菌解人工降解原油族组成变化特征（有氧，30天） 饱和烃降低 芳香烃变化不一非烃沥青质普遍升高 菌种在30 生长良好，4060 的变化是不同温度对不同菌种作用的结果30不同时间模拟实验结果模拟时间

23、（天）接种样生长情况对照样生长情况7菌已生长15乳化良好30乳化良好45乳 化60乳 化等温变时的原油微生 物降解模拟实验结果 在等温条件下，不同时间的原油物理 性质改变强烈。 30天后，正构烷烃还有完整分布，只在15 天时有一定损失。 接种样品的nC17/Pr及nC18/Ph明显比对照 样低，说明接种后的样品确实受到了细菌 作用，只是降解程度并未完全取决于实验 时间的长短，还有其它因素起重要作用 经实验b后样品全烃色谱图微生物降解改造原油性质的现象在地下是常见的，多发生在盆地 或凹（坳）陷边缘斜坡带、凸起带、或凹陷内断裂带附近的地层 水交替强烈带，且其埋藏较浅而地温较低的油藏。菌解作用和水

24、洗作用是同时进行的，它们可以在原油运移过程中发生也可以在 聚集成藏后发生，聚集成藏后以菌解作用为主，水洗作用是次要 的，但仍须视该区地质条件下地下水交替作用强度而定2. 地热对原油的破坏作用本课题从模拟实验入手，建立数学模型及实例应用（1）原油热裂解成气的模拟实验 用塔里木盆地（2个）、克拉玛依（1个）共三个油样进行实验 等温等时不等压实验不同压力条件下油成气的气相色谱图（350，24h） 除温度对油成气起作用外，压力对产气的 影响是反映在产气速率的转化上； 同温条件下，压力高则产气率低； 最后，根据这个关系，确定模拟实验的方案 不同压力条件下油裂解产气率曲线 同压条件下不同温度、不同时间产气

25、率 K7 DW105 TZ24 油成气转化率与温度、时间的关系（1）3小时 （2）9小时 （3）27小时 不管时间长短，油成气的温度多在260 左右； 时间长则转化率大； 油转化成气的极限温度在450 左右； 不同油样转化成气的转化率-温度曲线形态相近，但转化率不同（2）原油热裂解成气的化学动力学模型 总生气量模型式中XOG 总生气量； NOG 原油裂解成气过程的平等瓜组成；R 反应常数；T反应温度： XOGi 当反应进行到时间i时的产气率； AOGi 指前因子； XOGi 每一反应的活化能；主要热裂解反应活化能与原油组成间的关系图 实验值与计算值拟合较好； 油裂解成气比干酪根成油成气的温度、

26、时间要求要高； 样品主要反应的活化能越高，则其饱和烃及氢含量越高，而非烃、沥青质和硫含量则越低（3）原油热裂解成气转化率的变化特征 利用上述模型计算了一定热力条件下，不同成藏期的三个油样的油成气转化率 的变化曲线 不同原油开始裂解成气的温度不同，K7井70 、TZ24井为80 、DW105井为95 ； 热力越高、成藏时间越长，原油破坏越严重； 热裂解达到界限后，时间对裂解成气的影响也逐渐地明显，如成藏期为寒武纪末的可比第三纪末的 等温成气转化率高出40以上；不同成藏期间等温成气转化率差别也不相同，时代越新差别越大， 如成藏期为新、老第三纪间的油成气等温转化率间的差别约为15，而早晚古生代间的差

27、别不到 5。 TZ24原油在转化率达到60%时，温度提高35 后，转化率不变，这情况可能是热 演化程度相差很 大的两种原油注入同一圈闭混合的结果。 总之，原油热破坏成气的过程与原油组成、地温、经历的地质时间有直接关系，这与现今的地化理 论相符，以上我们所建立的化学动力学模型是可信的DW105 K7 TZ24不同地质条件（温度、时间）下原油热力破坏程度图版（4）热力对油藏的破坏及对气藏补给定量研究各原油样品热反应生成的各类产物的极限产率样 品烃 气固体残碳非烃产物m3/KgKg/KgKg/KgKg/KgDW1050.7720.5510.4360.013K70.7310.5220.4330.045

28、TZ240.7030.5020.4760.022 按原油裂解成气的产物，根据各油样元素的组成， 采用物质平衡法计算出各产物的极限率 塔里木盆地原油热裂解及对天然气的补给 按2.2/100m地温梯度来算，今盆地地温多在100120之间， 从而，估算出的塔中原油受热裂解情况为古生代聚集的原油的 热裂解量已达 60%、中生代聚集的原油的热裂解量已达 15 45%、早第三纪聚集的原油的热裂解量已达 520%、晚第三 纪聚集的原油的热裂解量 2% 原油热裂解成气的有利方面 虽然原油因热裂而受到破坏，但它成的气却也是一个贡 献，可为气藏补给天然气。不同热裂解程度的原油对天然气的贡献率 m3/t地 区裂 解

29、 程 度5255075100克拉玛依37183366548731库车大宛39193386579772塔 中35176352527703 据三个油样所代表地区的计算结果来看，热裂解成气对天然气的贡献率是可观的1. 国内外研究现状油气藏破坏模式四、油气藏的破坏类型研究 Macgregor（1996）油藏破坏作用研究 破坏类型机 理证 据深度范围实 例垂直泄漏断层泄漏断层破坏原生盖层，导致油气运移聚集在较高部位，或逸散地表与断层有关的油苗浅中等Iran/Iraq Zagros（Dunnington，1958；Beydoun 等，1992）良好封盖条件下再圈闭成藏的含油气系统剥蚀与蒸发、氧化等作用有关

30、的地表剥蚀、地表断裂系统的泄漏地表油苗、油渍很浅/地表Athabasca 沥青砂出露带（Wilson 等，1973）；Zagros 地区的前白垩系（Bedoun 等1992）出露沥青砂改造过的沥青沉积物超压物性或水动力封闭失败泥火山及与其有关的油苗一般深度泥火山，如S.Caspian；North Sea/Haltenbanken 的许多油田压裂压力条件下圈闭内剩余油气显示盖层内的油气显示年轻油藏、圈闭内再圈闭成藏的含油气系统侧向渗漏圈闭倾斜原有圈闭因挤压或倾斜，导致油气在溢出点泄漏再次运移的证据（年轻圈闭中的油气）浅或深Alaska（Carman & Hardwick，1983）；Papuan

31、 逆冲断层带（Earnshaw 等，1993）输导层出露遭受破坏的圈闭中剩余油水动力冲洗大气水的作用有效圈闭内饱含淡水的储层中的残余油浅（需大气水）North American 各种各样的例子（Dahlberg，1982）；Illizi，Algeria（1996）油水界面倾斜水动力圈闭气洗气顶的增生或扩大气藏发育的渗漏性油田深（偶尔浅）Alberta（Gussow，1954）；Timan Pechora，Russia（Bogatsky & Pankratov，1993）；Illizi，Algeria（1996）靠近烃源岩灶的油田内气体量有增大趋向成分变化生物降解、水动力冲洗细菌分解或溶解重组分

32、，分离出轻组分存在重油或沥青砂浅（需大气水）Orinoco 沥青带（Demaison，1997）；Alberta 沥青砂（Masters，1984；Creany & Allan，1990）；Ugnu，Alaska（Carman & Hardwick，1983）油田充注期发生原油降解导致重油遍布油田圈闭后的变化使API值向OWC方向降低轻烃散失的地化证据裂解高压条件下原油转化为气或凝析油与焦沥青共生的气或凝析气深Elmworth/Rainbow，Alberta（Masters，1984）；Deep Permian/Delaware 盆地（Holmquest，1965）影响油藏存在的破坏作用 2.

33、 油藏破坏类型及分布（1）油气藏破坏类型序号类型破坏因素破坏方式在油气藏演化过程中的时期深度破坏结果典型实例1沉积不足破坏型沉积盖层埋藏深度不大，成岩程度低、孔隙度大生物降解、渗漏及微渗漏、分子扩散发生于油气聚集成藏中或之后浅部沥青、稠油油藏、储量减少塔中志留系沥青砂、潭口油田广三段稠油油藏2流体冲洗(冲刷)破坏型活跃的水动力条件改变了油气的平衡状态(冲刷结果)，初始的含油圈闭全部或部分为水占据；地层水溶解、氧化油气藏内部分烃组分冲刷、水洗、氧化发生于油气聚集成藏之后浅部（有大气水）油质变稠、油砂、沥青、储量减少英买1井油藏、建南气田嘉三段、孤岛油田重质油藏、荆丘油田后期形成的气体(裂解、脱气

34、)充占早期的油藏，部分或全部破坏油藏气洗发生于油气聚集成藏之后深部（有时浅）油储量减少、气储量增加、形成凝析气藏文13西断块古挥发油油藏、吉拉克三叠系带油环凝析气藏3褶皱变动破坏型强烈的褶皱运动使油气藏的圈闭条件发生改变(如溢出点抬高)，导致油气再次运移，原生油气藏成为空圈闭或残存油气藏渗漏及微渗漏、分子扩散发生于油气聚集成藏之后浅深部部分(甚至完全)破坏、储量减少桑塔木三叠系油田、中梁山气藏4油藏抬升破坏型强烈的构造运动使油气藏抬升而暴露地表，轻烃散失、生物降解渗漏及微渗漏、氧化、分子扩散、生物降解发生于油气聚集成地表浅部沥青、沥青封堵稠油藏(氧化型油气聚集模式)、储量减少贵州南部古油藏、黑

35、油山克拉玛依组油藏、老翁场气5油藏沉降破坏型强烈的构造沉降运动使油气藏深埋于地下，使油气藏由于裂解、碳化而破坏热裂解发生于油气聚集成藏之后深部油成气、储量减少、甚至完全破坏柯克亚气田、威远震旦系气藏6断裂活动破坏型断裂切过原生油藏或因断裂活动造成油气藏的圈闭条件发生改变使油气沿断层发生再次运移，油气重新分配渗漏及微渗漏、分子扩散、氧化发生于油气聚集成藏之后浅深部次生油藏与原生油藏共存(纵向多层系含油)、储量分散、沥青脉港东、港西油田、轮南油田、风成城油田、乌尔禾沥青脉7深部动力破坏型火山岩浆作用热裂解发生于油气聚集成藏之后深浅部次生油藏与原生油藏共存(纵向多层系含油)、储量减少、沥青脉泰山古油

36、藏泥火山、泥拱或盐拱作用渗漏及微渗漏、分子扩散莺歌海盆地中央泥拱构造带、独山子油田高压天然气藏、江汉盆地王场油田潜12稠油油藏 沉积不足破坏型 江汉盆地潭口油田上第三系广三段稠油油藏 烃源岩为潜江组泥岩；储层为广三段砂砾岩，油层平均井深630m ；盖层为广三段中部粘 土层，是单斜背景下的地层-岩性圈闭。由于埋藏浅，成岩作用差，原油遭受生物降解江汉盆地潭口油田油藏剖面图 流体冲洗破坏型 水洗破坏型 英买1、4井油气藏塔里木盆地英买1、4井油气藏水洗破坏模式 晚海西运动使英买4号圈闭破坏，剥蚀了中上奥陶统泥岩及下奥陶统储层，并使储层裸露地表，水通过储层进入英买1井油藏，氧化了原油。而英买4号油藏遭

37、受剥蚀破坏、沙13井在奥陶系风化面上仍见到稠油 气洗破坏型 吉拉克三叠系带油环凝析气藏 早期圈闭中充填原油， 随着源岩成熟度增加开 始生气并供给油藏，先 形成气顶，随着圈闭埋 深增加，地层温度超过 临界温度，地层压力大 于露点压力，轻质油开 始溶于气中，形成凝析 气顶油藏，并逐渐发展 为带油环凝析气藏 吉拉克三叠系带油环凝析气藏形成过程示意图吉拉克三叠系带油环凝析气藏剖面桑塔木断垒带在晚第三纪早期西高东低，高点在轮南44井，形成一披覆背斜，接受油气充注；晚第三纪中期，西端圈闭幅度达到最大，油气充满，形成一个完整的大油藏；晚第三纪末期，由于库车坳陷急剧沉降，桑塔木断垒带东端抬升、西端沉降，产生一

38、些近南北向的正断层，使该断垒带分解成许多小圈闭，并抬高了古油藏的溢出点，油气沿上倾方向重新运移，由西向东依次充满 7 个圈闭，最终形成现今的油气分布格局塔里木盆地桑塔木三叠系油田调整过程示意图 褶皱变动破坏型 油藏抬升破坏型喜山运动导致盆地整体抬升，使克拉玛依地区为隆起剥蚀区，斜坡高部位油气被氧化成沥青。强烈的生物降解作用使油质变稠克拉玛依油田5135井-高山水库油藏剖面及物性变化对比图 油藏沉降破坏型 威远地区震旦系气藏成藏演化过程 加里东运动使本区抬升，生烃中止。进入二叠纪后，本区下降深埋，才开始生成大量石油。大致在晚二叠世至早中三叠世达到生油高峰阶段，在中侏罗世达到生气高峰阶段 断裂活动

39、破坏型喜山期库车坳陷强烈下沉，使中生界地层区域北倾，而轮南断垒上的张性正断层断开了中生界地层，使已形成的三叠系三油组油气藏的溢出点抬高到断层点，油藏中溢出点以下的油气沿断层向上运移进入三叠系二、一油组及侏罗系各油组中形成油气藏。沿断层向上在白垩系、下第三系地层中仍然有油气显示 轮南2油田油藏调整示意图 深部动力破坏型 岩浆活动破坏型 一般来说岩浆岩的活动对油气藏的保存是不利的，如泰山古油藏 泥盆纪后大多数上震旦统和下寒武统生油岩已进入干气阶段，很难提供新的油源，而油藏中的原油随着上覆地层厚度加大，热演化逐渐增强，原油逐渐干枯变成沥青，成为古油藏。印支燕山运动后，强烈的构造岩浆活动把这些油藏彻底

40、破坏，液态烃已不存在，原始油田变成互相分割的沥青断块。我们认为可能后者作用更为关键泰山古油藏 泥拱破坏型 莺歌海盆地中央泥拱构造带气藏破坏模式图 界面T19形成时，曾发生过泥拱活动；T19界面形成以后，即第四纪后期，又发生过泥拱活动。前期泥拱活动为T19以下层位（不包括T19砂体）的储集层一次成藏创造了条件；后期泥拱活动，导致一次成藏的天然气藏遭到破坏 （2）油气藏破坏程度 彻底破坏：地质历史时期形成的油气藏，被后期强烈的构 造运动抬升至地面或因断层通天油气沿断层渗 漏至地表，氧化成沥青； 未彻底破坏：部分暴露于地表氧化成沥青、部分油气残存； 次生油气藏与原生油气藏共存：次生油气藏以原生 油气

41、藏的油气为油源，破坏了原生油气藏的完整性，使油气 分散（重新分配），形成纵向上相互叠置的多个含油气层系（3） 中国油气藏破坏状况及分布 盆地分类依据 李德生（1995）主要根据中、新生代以来盆地发展历史，结合 地球物理资料和石油深井钻探资料，将中国含油气盆地分为三 类：东部拉张型盆地、中部克拉通内部坳陷型盆地、西部造山 带型挤压型盆地 三大类盆地油气藏破坏特征 调查我国21个含油气盆地，解剖典型油气藏破坏实例112个，分 东部、中部和西部三大类盆地油气藏破坏类型进行统计，研究 不同类型含油气盆地油气藏破坏的特征 油气藏破坏类型统计所选用盆地位置东部中部西部盆地名称松辽、渤海湾（下辽河、济阳、黄

42、骅、冀中、临清坳陷）、南襄、苏北、江汉、苏南中古、中扬子江、中扬子陆盆、黔南、十万大山、百色、莺歌海楚雄、四川、鄂尔多斯酒东、酒西、准噶尔、吐哈、塔里木、柴达木盆地数1236 东部拉张型盆地 此类含油气盆地以大陆裂谷式或大陆边缘裂谷式、断陷-坳陷型 为特征，大都是中新生代陆相盆地，生储盖组合配置好，区域 盖层发育，油气藏形成时间较晚，油气藏保存条件好 中部克拉通内部坳陷型盆地 此类盆地既有拉张机制，又有挤压机制。侏罗纪以前为海相含 气层，侏罗纪以后（北方含三叠纪-二叠纪）为陆相含油层。盆 地具有多构造体系，多旋回坳陷、多沉积类型、油气成藏早及 多期成藏的特点。油气藏保存条件好 西部造山带挤压型

43、盆地 此类含油气盆地形成的主要应力来自印度板块向北推挤的造山 运动。在造山带前缘与克拉通之间为前陆盆地，造山带之间形 成山间盆地。盆地构造运动强烈，油气成藏早、成藏期长，具 有多旋回的特点 沉积不足破坏型 流体冲洗破坏型 褶皱变动破坏型 油藏抬升破坏型 油藏沉降破坏型 断裂活动破坏型 深部动力破坏型 中国含油气盆地西、中、东部油气藏破坏类型频数对比图 以断裂活动破坏型为主，仅在盆地边缘由于油藏抬升、水动力冲刷、沉积不足而形成稠油油藏 以油藏抬升破坏型为主，其次是断裂活动破坏型油气藏破坏类型多样，各种破坏类型均有，主要以油藏抬升、流体冲洗、 断裂活动破坏类型为主 五、盆地发展演化阶段对油气藏保存

44、与破坏的控制 以准噶尔盆地为例 1. 盆地发展演化阶段 准噶尔盆地构造演化阶段划分一览表时 代赵白 1992况军 1993张纪易1995王毅 1998陈发景 1998本专题代纪新生代Q萎缩上隆阶段收缩型陆相盆地新前陆盆地陆内俯冲型前陆盆地挤压挠曲坳陷第三阶段NE坳陷阶段振荡型陆相盆地内陆型坳陷盆地中生代K振荡盆地挤压挠曲坳陷第二阶段JT断陷坳陷阶段古生代P2断陷阶段坳陷型陆相盆地前陆盆地碰撞前陆盆地挤压挠曲坳陷第一阶段P1裂陷残留海伸展断陷盆地前陆型海盆C2台地型海相盆地基底拼合基底拼接D-C12. 准噶尔盆地油气藏的保存与破坏准噶尔盆地发展演化与含油气系统及油气藏的保存和破坏之间的关系具有三

45、个特点：控制性、阶段性和分区性，即盆地发展演化控制了含油气系统及油气藏的保存和破坏，不同阶段保存及破坏的方式、主控因素不同，不同地区保存和破坏的方式也不同（1）第一阶段（C-P）油气藏保存和破坏 盆地发展演化特征盆地由开放的海相盆地转化为封闭的山-盆体制下的内陆盆地 准噶尔盆地构造沉积演化图 早二叠世晚二叠世 油气藏的保存与破坏特征烃源岩是二叠系风成组、下乌尔禾组；没有形成全盆地性的区域盖层，仅有局 部盖层分布。第一阶段不是准噶尔盆地主要成藏期，虽然形成一些油气藏，存在油气藏破坏 现象，但不普遍。油气藏破坏类型以断裂活动油藏抬升破坏型为主 准噶尔盆地五区南地区油气藏保存条件图 实例分析 五区南

46、地区保存条件研究 油气藏基本特征 位于玛湖凹陷油气运移的主要指向上，油源十分丰富，储层为上二叠统乌尔禾组区域盖层为白碱滩组泥岩，直接盖层是乌尔禾组泥岩。 本区具有多期成藏的特点，稠油成藏较早（稠化时期相对较晚），气藏形成较晚。区域盖层与直接盖层配置良好是油气藏得以保存至今的最主要因素。断层的曾经开启是多期成藏的主要原因，后期的封闭性是油气不致散失的重要因素（2）第二阶段（T-K）油气藏保存和破坏 盆地发展演化特征 三叠纪盆地成为统一的浅水湖盆，且由于周缘山系的夷平而处于泛盆地沉积阶段早中三叠世晚三叠世早中侏罗世准噶尔盆地构造沉积演化图 白垩纪 油气藏的保存特征储层为三叠系、侏罗系碎屑岩；区域盖

47、层有三叠系白碱滩组、侏 罗系三工河组，区带盖层有侏罗系八道湾组、 白垩系吐鲁番组第二阶段是准噶尔盆地主要成藏期，主要油气田均在第二阶段形 成准噶尔盆地泥岩累积厚度等值线图白碱滩组三工河组白碱滩组 在统计的17个油田中，总储量为14.21108t ，受白碱滩组区域盖层控制 的油田有14个，储量为10 .42108t，占73.3%；受三工河组区域盖层控制的 油田有8个，储量为1. 40108t，占9.8%。 二套区域盖层总计控制的储量占所统计储量的83.1%。从而说明中国陆相盆地 具有源（烃源岩）、区域盖层共同控油的特点准噶尔盆地两套区域盖层控制下的储量分布图 油气藏的破坏特征第二阶段也是准噶尔盆

48、地油气藏的主要破坏期 油气藏破坏状况 在盆地四周地面油气显示类型多样：液体油苗、天然气、泥火山 混合物、稠油、含油砂岩、沥青质砂岩、固体沥青、沥青细脉、 沥青涂染物和地腊等，都是已形成的油气藏遭受破坏的结果。在 平面上主要分布在西北缘和南缘。 油气藏破坏类型 准噶尔盆地构造运动复杂，形式多样，对油气藏的破坏作用也是 类型繁多，但以沉积不足、油藏抬升、褶皱变动、断裂活动和流 体冲洗破坏型为主 实例分析 五彩湾油气藏保存和破坏分析 油气藏基本特征 烃源岩为下石炭统滴水泉组，储集层为上石炭统巴山组，直接盖层为下二叠统将军庙组。成藏期为晚侏罗系-早白垩世。本区缺少封闭性良好的区域性盖层，白碱滩组在此缺

49、失。 缺少区域盖层、断层封闭性差是五彩湾大气田未能形成的主要因素五彩湾气田平面图五彩湾气田保存条件图（3）第三阶段（R-Q）油气藏保存和破坏 盆地发展演化特征 燕山运动后，准噶尔盆地基底缓慢南倾，中新世开始急剧南倾，下第三系区带性盖层在此期形成，而准噶尔盆地的北部和东、西部逐渐过渡为剥蚀区。下第三系泥岩累积厚度40020m，总体反映了沉积水体由南向北逐渐变浅，由半深湖-浅湖-滨湖（泛滥平原亚相）的相变过程。新生代的快速沉积加速了盆地南半部中生代烃源岩的成熟，以挤压和掀斜为特征的构造运动则导致油气迁移和重新聚集准噶尔盆地第三纪构造沉积演化图 盆地下第三系泥岩累积厚度等值线图盆地构造沉积演化图第三

50、纪 油气藏的保存与破坏特征 烃源岩以侏罗系地层为主，第三系安集海组热演化程度低，具 有一定的生烃能力。 储层为紫泥泉子组、沙湾组和塔西河组碎屑岩。 区带盖层安集海组泥岩主要分布在盆地南缘，封盖性好 主要在南缘新生界发育近东西向断裂，平面上平行排列，剖面 上向盆地方向滑脱推覆，反映了喜山期准噶尔盆地遭受了强烈 的南北向挤压。 第三阶段是准噶尔盆地南缘主要成藏期，也是盆地腹部、东部 及南缘的主要破坏期。油气藏破坏类型以油藏抬升、褶皱变动 和深部动力破坏型为主 实例分析 呼图壁气田保存条件分析 气田基本特征 烃源岩主要为侏罗系煤系地层；储层为紫泥泉子组砂岩；区域性盖层为第三系安集海河组泥岩，直接盖层

51、为紫泥泉子组上部的湖相泥岩；成藏期在10Ma以来，气藏主要集中于上部断裂下盘。 年轻的气藏、区域盖层与直接盖层的配合及断层的联合封堵，是呼图壁气田得以保存的主要原因 呼图壁气田平面图呼图壁气田保存条件图 准噶尔盆地演化阶段与油气藏主要破坏期的关系盆地演化阶段构 造 事 件地质时期油 气 藏 破 坏 类 型西北缘二燕山运动T3末断裂活动、油藏抬升燕山运动J3末断裂活动、油藏抬升、流体冲洗、沉积不足腹部二燕山运动T3末断裂活动、褶皱变动燕山运动J3末断裂活动、褶皱变动、油藏抬升东部二燕山运动T3末断裂活动燕山运动J2中末断裂活动、褶皱变动、油藏抬升南缘二燕山运动J3中褶皱变动、油藏抬升燕山运动J3

52、末褶皱变动、油藏抬升三喜山运动E1+2末断裂活动、深部动力 通过准噶尔盆地演化与油气藏的保存与破坏研究，结论如下：大型盆地含油气层系多、成藏期次多、破坏期多，但主要破坏期与主要成藏期 后的构造事件相应。大型盆地演化中，每一区域性构造事件的构造地质应力在其各部位的作用性质 和强度不同，所以造成各部位的油气藏破坏时期、破坏类型也相应不同。断裂活动破坏型几乎是普遍存在。盆地演化过程中，地质应力的平衡过程必定 表现在断裂的产生和分布上，所以断裂活动破坏型的存在较其它破坏型更普遍准噶尔盆地西北缘广泛分布的各种沥青封闭油气藏、大面积裸露的三叠-白垩系油砂，都是印支-燕山期以来油藏遭到严重破坏的直接证据，但

53、现在仍然在西北缘找到了大量的油气藏，现今油气探明储量达13.37108t油当量，占准噶尔盆地探明储量的78.35%，是准噶尔盆地油气最富集的地区。1. 准噶尔盆地西北缘油气藏的破坏状况 准噶尔盆地西北缘的地面油气显示类型多样：液体油苗、天然 气苗、稠油、含油砂岩、沥青质砂岩、固体沥青、沥青细脉、 沥青涂染物和地腊等，都是已形成的油气藏遭受破坏的结果六、油气藏的保存与破坏定量研究 以准噶尔盆地西北缘为例 准噶尔盆地西北缘稠油与常规油分布图 稠油西北缘稠油集中分布在红山嘴-夏子街断阶带前缘中生界的超覆尖灭带内，埋藏深度200600m，含油面积275.2km2，地质储量6.1556108t 油砂克拉玛依-乌尔