油气成藏条件与过程-2.ppt

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1、油气成藏条件与过程评价-2刘成林1提纲国内外进展油气成藏条件研究油气成藏机制实例分析2三、油气成藏机制1、油气运移初次运移机制与动力学模式①连续稳态初次运移机制连续稳态初次运移：烃源岩中的超压流体通过孔隙和先存裂缝，以连续、缓慢的渗流方式从泥页岩中排出过程。油气从烃源岩层向储集层的运移成为初次运移油润性网络－连续油相水溶相气溶于油相油溶于气相运移相态三、油气成藏机制1、油气运移初次运移机制与动力学模式②泥/页岩天然水力破裂与幕式流体初次运移机制幕式流体初次运移：在生烃过程中，源岩的孔隙流体压力达到地

2、层破裂压力，源岩发生破裂，流体(包括油、气、水)以混相通过裂隙快速排出，即幕式排烃或微裂隙排烃。自组织(Self-organization)?自振荡(Self-oscillation)?三、油气成藏机制1、油气运移初次运移机制与动力学模式超压流体排放条件：压力系数1.96或地层流体压力达到静岩压力的90%(Buhrig,etal.,1989;Roberts,etal.,1996;Holm,1998)排放周期：从<100年(Whelanetal.,1994)、100～200年(Ghaithetal.,

3、1990)到近1Ma(Robertsetal.,1995)天然水力破裂机理三、油气成藏机制1、油气运移初次运移机制与动力学模式(1)源岩具有较高有机质丰度、较好有机质类型且孔隙度、渗透率较低，孔隙压力在生油带达到地层破裂压力(图中①)，石油初次运移包括连续烃相运移和幕式混相运移两种机制。源岩的生烃门限深度为2000m。在进入生烃门限以后，源岩的含烃饱和度不断增大，在TD1达到排烃门限，石油开始以连续烃相进行初次运移。但由于源岩有机质丰度高、类型好且源岩渗透率较低，源岩中生成的烃类体积明显超过通过孔隙

4、排出的流体体积，源岩①的压力逐渐增大并在A点达到地层破裂压力。而后，超压导致源岩破裂，烃类与地层水一起通过裂隙排出。源岩及其初次运移分为三种类型:不同源岩生烃过程中压力的变化及初次运移机制三、油气成藏机制1、油气运移烃源岩排烃动力学模式①超压主导型（1）互层与侧向指状式生储配置（渤海湾盆地沙三/四段烃源岩）（2）底辟作用（莺歌海盆地、大民屯凹陷荣胜堡洼陷）②断压双控机制（大民屯凹陷）（厚层烃源岩较高程度欠压实，储层常压）③构造主导型（黄河口凹陷东部郯庐断裂带）（泥岩低幅度欠压实、储层常压）2、输导体

5、系输导层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——溯源运移三、油气成藏机制2、输导体系输导层三、油气成藏机制储集体输导层油气运移动力与运移方式在小尺度和微观尺度上，油气的运移路径表现为浮力克服毛细管阻力，即最小阻力原则。油气优先通过高孔隙度/渗透率或油润性较好的

6、部分运移；小尺度和微观尺度上油气的优势通道运移决定了油气藏内油气的分布及油气藏内流体组成的非均质性油润性较好的输导层部分2、输导体系输导层三、油气成藏机制非均质储层内油气分布的非均质性证明油气优先通过高孔隙度、渗透率储层部分运移或优先在高孔隙度/渗透率储层部分聚集非均质储层含油气性统计2、输导体系输导层三、油气成藏机制区域性油气运移准则与方式油气从源岩排出进入输导层后，将在浮力的作用下通过通道网络垂向运移至封闭层底面；油气只通过输导层顶部1-数米进行侧向运移，而不是占据整个输导层，封闭层底面控制油气

7、的侧向运移；2、输导体系输导层三、油气成藏机制区域性油气运移准则与方式侧向运移实际上是油气在试图垂向运移的过程中实现的侧向位移量。油气在运移过程中在浮力的作用下占据输导层最高点封闭层底面三维几何形态对运移路径的控制作用——构造脊油气运移的三维行为2、输导体系断层三、油气成藏机制A.流体沿断层带的流动a.流体沿活动断层的流动b.超压流体沿断层的流动B.流体垂直断层带流动a.断层带侧向封闭机理：碎裂/成岩胶结与泥岩涂抹b.断层面两侧渗透性岩层的对接砂泥涂抹比率评价标准：SMGR大于2时渗漏泥岩涂抹系数:

8、SSF=T/L（断距/泥岩层厚度）评价标准：SSF=T/L大于7时渗漏.2、输导体系断层①断层通道：沿断层面分布的破碎带，发生沿断层面的运移三、油气成藏机制2、输导体系断层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三、油气成藏机制2、输导体系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、风化淋滤带三、油气成藏机制4、输导体系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