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第六章 油气的形成与破坏(石油地质)

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第六 油气 形成 破坏 石油 地质
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油气藏形成的基本条件 (il 油气聚集与成藏 (il 油气藏的破坏与油气的再分布( 闭在地下捕获了油气就成为油气藏。我们可以把圈闭比作一个 "盒子 "。这个盒子如果是空的,我们对圈闭的勘探就是徒劳无益的!这个盒子在什么情况下可以捕集油气?它是在什么时间、以什么方式捕获油气的?一旦其中充满油气,它会被破坏吗?这个盒子破坏了,我们还能指望在附近找到其残余的油气吗?本章主要回答这些问题!il 别是大型 油气藏形成的基本条件应包括:充足的油气源 ;足够的油气运移动力 ;良好的运移通道 ;有效的储集层 ;有利的生储盖组合 ;大容积的有效圈闭 ; 有良好的油气保存条件。一、 气源丰富程度 (生成并提供形成油气藏的总油气量),取决于下列四个基本条件:( 1)有机质的丰度;( 2)有机质类型;( 3)有机质成熟度;( 4)排烃效率或排烃系数。能满足上述四个基本条件的盆地沉积区,应具有广阔的有利于有机质大量繁殖和保存的封闭或半封闭的沉积环境;较高的沉积速率和较长的持续沉积时间,有利于有机质在较短的时间内成熟,并排出油气。盆地内具备这些条件的沉积区,称为 生油坳(凹)陷。由于盆地具有多种类型和演化模式,因而,不同盆地的生油坳陷内生油岩系发育情况有明显差异性。生油坳陷可能仅存在于某一演化阶段,形成单一的生油岩系;也可能存在于若干演化阶段,形成多旋回、多层生油岩系。生油坳陷在盆地内的展布,归纳起来大致有以下三种基本型式:松辽、西西伯利亚、洛杉矶、锡尔特等盆地;波斯湾、伏尔加 尔伯达、山九昆等盆地;统一的含油气盆地中存在若干个生油凹陷,如渤海湾盆地。生油凹陷在盆地内的位置,在盆地发展和演化中可以保持基本一致,亦可能发生某种程度甚至是较大范围的转移。生油凹陷的面积大多与盆地的规模有密切关系。 一般大中型盆地的生油凹陷面积较大。生油凹陷内形成的生油岩体积,是不同层位成熟的生油岩体积的总和。据克莱米( 1997)的统计,世界上共有 334个大油气田(最终可采储量达68× 10622个,最终可采储量为 101112个),分布于 60多个油气盆地中。其中有 16个盆地含有 5个以上的大油气田,这 16个盆地的大油气田总数为 249个,占所有大油气田总数的 储量则可达90%以上。其中部分油气盆地的面积、体积沉积速率和大油气田数的分布,如表 所示。of on in 名 称 面积 k( 体积沉积速率 k(,不能因此就认为中型的或小型盆地就不可能形成丰富的油源。有些盆地虽然面积较小、沉积历史也不长,但沉积岩系和生油层的厚度却很大,这在一定程度上弥补了面积小的缺陷。加上其它有利条件的配合,中小型盆地亦可为形成巨大的油气聚集提供丰富的油源。例如,洛杉矶盆地其面积仅39,000在晚中新世到更新世的短短二千多万年内沉积的沉积岩系厚达 6000中生油岩系 2000源丰富;再加上有多种有利条件的配合,在其中形成了 4个大油田和 50多个中小型油气田,单位面积的产油率居世界首位 。of 972)二、 of 们在地下会发生运移,由原来生成它们的沉积物中运移到现在容纳它们的沉积物中。首先油气自油源岩进入储集层, 油气只有获得足够的能量以克服阻力并排替出孔隙水才能进入储集岩,然后进入圈闭。三、 of 得有良好的运移通道。运移通道在传统上称为 运载层( 更准确为运载系统 (,因为除了 渗透性地层外,还可以是不整合面、断层或断裂体系、古老的风化带、或刺穿的底辟构造。渗透性储层是最广泛最基本的二次运移通道,油气聚集也正是发生在其中。在渗透性砂岩中以孔隙型通道为主,在致密碳酸盐岩中以裂缝型通道为主。四、 最令人沮丧的是在适宜的地层位置内缺乏具有孔隙性和渗透性的岩层,而孔隙性和渗透性是产出商业数量的石油或(和)天然气必不可缺的条件。任何具有这种功能的岩石都可成为有效储集岩 (五、 of of is a in 一) of 指三者组合的型式。其实质是以怎样的关系组合在一起才能使生油层中生成的油气有效地驱向储集层,而储集层中储存的油气不致向上逸散。根据上述概念可知,在研究生、储、盖组合关系时,需着重解决两个实质性问题:1. 生油层中生成的油气向储集层输导的通道(输导能力 (2. 盖层的质量和厚度 (of 前面已讲沟通生油层和储集层的通道(或输导层)有三种基本型式:孔隙 整合面和断层。前者为生油层和储集层直接接触带的主通道;后两者不仅可以把时间上不连续的、甚至空间上也不相邻的生油层和储集层组合在一起,构成生储盖组合。输导层输导油气的能力与生油层和储集层的接触方式及本身特征有关。 一般来说,生油层和储集层垂向直接接触比侧向相邻的输导能力大;接触面积愈大输导能力愈强;通道孔隙直径粗大,两端压差大、形状简单、输导能力强。盖层的质量和厚度是保证储集层具有良好封闭性的基本条件。 盖层的质量主要取决于孔隙直径大小和裂缝发育程度(或可塑性)。盖层封闭性能的好坏,可以用盖层和储层之间的排替压力来确定。与输导油气的能力相比,盖层是从属的因素。在成油条件相似的情况下,输导能力强的组合中,生油层能高效率地驱出其中生成的油气,成为有效的源泉;反之如果缺乏排烃能力,即使已生成大量烃类,也只能被 "闷死 "在生油层中,不能成为有效油源。因此,在进行生储盖组合分类时,必须首先考虑生油层与储集层的接触关系以及通道的型式和特征。根据上述观点,这里首先根据生、储层接触关系将生储盖组合分为两大类,即连续的组合和不连续的(间断的)组合。然后再根据接触方式及通道型式,将各类组合加以进一步划分。具体划分方案及模式,如图所示。of 三者同存在于连续沉积的地层单位中。 生、储层或者垂向交替,或者侧向互变,但均属不同方式的直接接触;接触方式可以是面接触(上覆和下伏型)、带接触(侧变型)和体接触(封闭型);无论哪一种接触方式, 输导油气的通道都是以孔隙 由于该类组合中生、储层直接相接触,且界面的排替压力差极大,到达生油层界面上的油气可以无阻地流向储层。不同型式组合中生、储层的接触方式和接触面积都有一定的差异,因而输导能力也各不相同。 一般互层型(上覆 佳,侧变型、上覆 闭型虽然接触面积广、输导能力较强,但明显地受到透镜状储集体大小的限制。空间上可以相邻,也可以不相邻;两者之间是由不整合面或断层面所沟通。根据通道的特点,可以分为不整合型和断裂型。不整合型 : 这种组合中的生油层和储集层是由不整合面所沟通。它可以分别存在于不整合面的两侧,或同时存在于一侧。由于不整合面具有较强的输导能力,对油气聚集起着重要作用,特别是当生油层和储集层分别紧靠不整合面两侧时,可以起到良好的输导作用。断裂型 : 在断裂型组合中,生油层总是位于储集层下方,但两者可以位于断层的一侧或两侧,以断层作通道。这种组合在断层构造较发育的断陷盆地和三角洲发育区分布较为普遍。世界上许多中小型油气田及部分大油气田的组合,就是这种型式。我国济阳坳陷的孤岛油田上第三系油层与下第三系生油层的组合,就属于这一型式。) of of 佳的组合型式 ,就是输导能力和效率最高的组合型式。 一般来说,互层型,侧变型和不整合型是较好的组合;断裂型、上覆和下伏型次之;封闭型组合中因大多数透镜状聚集体的容积较小,一般不能形成巨大的油气聚集。of 油层的厚度大,生油的潜量也大。这里所指的生油层 最佳厚度 是从生储盖组合这一角度,考虑单层连续沉积的生油层在多大的厚度范围内具有最高的排烃效率。据真柄钦次( 1978)对世界各油区泥岩中流体压力在垂向上分布的分析,认为巨厚泥质生油层向储集层提供流体(包括油气),主要是由紧靠储集层的 30m(100右的生油层,其余部分的效率很低。根据这一研究得出, 单层厚度为 30着连续厚度增大,排烃效率降低。连续厚度大于 200烃效率明显降低。of in 柄钦次, 1978)of 论大多数油田分布在砂 /页比率为 当于砂岩含量为20%地带。迪基和罗恩在编制怀俄明州盐溪区白垩系弗朗提尔组和俄克拉荷马州宾夕法尼亚系阿托卡组的砂 /页岩比率及其与油气分布关系时,均指出:前者油藏分布于砂 /页岩比率为 当砂岩百分率为 19;后者分布于砂岩百分率为 33%间。对世界上不同地区砂岩中油藏分布与砂岩百分率之间的关系统计结果表明,砂岩百分率为20间,是油气分布的有利地带。对生储盖组合的定性评价可综合如 表 所示。of on 价组合特点 最 好 较 好 较 差组合型式互层式指状叉式不整合型复合型式上覆式下伏式侧变式断裂式储集体较大的透镜型储集体较小的透镜型和距离较远的侧变式生油层总厚及单层生油层的连续厚度总厚度大,单层连续厚度在 30层连续厚度在 50总厚度虽小但为连续巨厚的生油层砂岩百分率 20带与油源区的关系分布在油藏区内,或紧靠油源区分布在油源区附近,或不太远的地带分布在油源区以外较远地带六、 效圈闭是形成油气藏的基本条件。要形成巨大的油气藏,必须有大容积的有效圈闭。圈闭容积的大小,主要取决于 闭合面积 (闭合高度 (储集层的有效厚度 (有效孔隙度 (参数。一个大容积的圈闭,通常具有较大的闭合面积,较厚的储集层,较高的孔隙度,但闭合度的变化范围可能较大。据对 17个储量在 108t(或 108特大油气田的不完全统计,含油气面积最小的为 340大的(霍戈登 一万多平方公里,中值约 2000层的有效厚度最小为 50m,最厚的达 2100m(裂缝性灰岩裂缝带的垂直厚度),一般在 100层的有效孔隙度大多在 20%以上,少数裂缝性储集层岩样的有效孔隙度可能较低,但裂缝带的实际孔隙度和渗透率均相当大。但是,对大容积圈闭的勘探结果表明,并非所有这类圈闭都能有效地聚集油气。对聚油条件不同的圈闭进行对比分析表明,一个有效圈闭应具有:距油源区近;形成时间早;闭合度高和保存条件好。(一) 指 圈闭不仅在空间位置上距油源区近,更重要的是与生油层之间有良好的输导层(即通道),圈闭位于油气运移的路线上。 只有在上述意义上距油源区近的圈闭,才具有优选聚集油气的能力。在油气运移路线上的圈闭,距油源区近的最先聚集,充满后才向储集层上倾方向较远、较高的圈闭中继续聚集油气。在油源较充分的条件下油气运移的路线和距离可以不断向远处延伸。但是,任一个含油气盆地,即使油源最充足的,也不可能把所有圈闭都充满油气。在一般情况下,空圈闭总是在油气运移路线之外的。其中有些距油源区较远,有些距油源区在空间位置上并不远,但不在油气运移路线上或缺乏良好的通道,因此不能有效地聚集油气。圈闭是油气聚集的场所或容器,先有圈闭存在,才能聚集油气。因此,圈闭形成的时间必须早于油气运移和聚集的时间,或两者同步才能有效地聚集油气。凡是最后一次区域性油气运移、聚集以前或同步形成的圈闭,都可能成为有效的聚集油气的圈闭。这并不是说所有形成的圈闭都能聚集油气, 只有那些形成时间早,又在油气运移路线上的圈闭,才能聚集油气。在形成时间早的圈闭中,与生油层系沉积同时开始形成的构造圈闭,包括同沉积背斜和同沉积断层圈闭,具有最佳的聚集条件和机会。这类构造圈闭不仅形成时间早,且常距油源区近,生储盖组合良好,位于运移路线上,最有利于油气聚集。这就是为什么在油气勘探中很注意研究同沉积构造的根本原因。(二) ) 果两端的高程差(△ Z)大于闭合度( 或油水界面的倾角大于圈闭中储集层顶面的倾角,则该圈闭就不可能聚集石油,即不再是有效圈闭。同样,如果圈闭的闭合度( 于油水过渡带的厚度,则该圈闭即使有油聚集,也不能产出纯油,因而也就不能算做有效圈闭 。(四) 有盖层或其封闭性遭到不同程度的破坏,都会影响圈闭的有效性。这一点对天然气来说,尤为重要。因为,天然气分子直径小、活动强,没有良好的保存条件是很难形成大气藏的。综上所述, 能形成巨大油气藏的有效圈闭必须具备: "大(大容积)、近(距油源近,在运移路线上)、早(形成时间早)、高(闭合度高)及保(保存条件好) "这五个基本条件。 il 油气在储集层中从高势区向低势区运移的过程中,遇到圈闭时就不能继续运移而在其中聚集起来,形成油气藏。油气在圈闭中积聚形成油气藏的过程,称为油气聚集与成藏。油气聚集是二次运移的继续,也是油气藏形成过程中特别重要的阶段。没有油气聚集,就没有油气藏的形成。油气聚集成藏包括单一圈闭和系列圈闭的油气聚集成藏。单一圈闭的油气聚集成藏最简单,也是研究油气聚集成藏的基础。因此,首先从研究单一圈闭的油气聚集成藏开始。一、 ) 一圈闭中最简单、最常见的是背斜圈闭。其基本特点是: 储集层顶面呈拱形、由顶向四周下倾;其上方为非渗透性岩层所封闭,下方高位能区被水体所封闭;闭合区由通过溢出点的构造等高线所圈定。in 951)在静水条件下,储集层中运移的油气遇到背斜圈闭时,先在最高部位聚集起来;后来的依次由较高部位向较低部位聚集,直到充满整个圈闭为止(图中 Ⅰ -Ⅱ ) 。这时,该圈闭的聚油作用已完成;若再有油经过时,无法继续在其中聚集,只能通过溢出点溢向上倾方向。对天然气则不同。由于天然气比油轻,它可以继续进入圈闭,而将其中的石油排出。这一过程一直进行到将原先被石油占据的圈闭容积完全被天然气占据为止(图中Ⅲ )。(二) 板为非渗透性岩层封闭外,在储集层上倾方向还存在不同类型的非渗透性遮挡。其闭合区是由储集层上倾方向的非渗透性遮挡线和储集层顶面的构造等高线联合构成的。除透镜型岩性圈闭外,其它各类圈闭同样都存在溢出点。因此,油气在其中的聚集程序与背斜圈闭没有什么区别。(三) of of in 与盖层封闭能力及闭合度有关。圈闭封闭烃柱的最大高度(即临界烃柱高度),可用伯格公式表示之:式中 )柱高度; γ为油(烃)水界面张力; 里是指盖层孔隙的半径; 里是指储层的孔隙半径; ρw、 ρ的密度; 为水头差。(1)盖层封闭能力强,封闭的烃柱临界高度大于或等于闭合度时,闭合度即为圈闭封闭烃柱的最大高度;当盖层封闭能力差,能封闭的临界烃柱高度小于闭合度时,该高度即为圈闭封闭的烃柱最大高度。但是,该公式仅适用于砂质岩,不适用于粘土岩,而且计算喉道孔隙半径( 公式过于理想化,需要作一些调整。目前比较普遍采用的,而且效果较好的方法是,用压汞法测得的毛细管压力曲线,直接确定储集层和盖层的排替压力,并把汞 算成烃 于烃水系统的盖层和储集层的排替压力差存在下列关系:( 2)( 1)式可以改写成:( 3)又因烃水系统和汞 4)式中 、 γθ水系统的排替压力、界面张力和接触面; 、 γθ空气系统的排替压力、界面张力和接触角。根据实验统计数据, γ80× 10m, γ1× 10m(平均值), , 入( 4)式可得:=( 5)在实验室分别测得汞 d/B( ]和储集层的排替压力 [( ]后,可根据( 5)式换算成 。再代入( 3)式,即可求得静水条件和动水条件下的 临界烃柱高度。圈闭中可能的最大油气藏高度与封闭的最大烃柱高度是有一定区别的。 两者之间的差值为油水过渡带 (所谓油水过渡带, 在理论上是指纯含油带(除束缚水占据的空间外,其余孔隙空间全部为油所占据)的底到 100%含水带的顶面之间的垂直距离。 这两个界面在实际工作中不易确定。在油田开发中一般把产无水纯油带的底面到产纯水带顶面的垂直距离称为油水过渡带,即同时产出油水的井段。 油水过渡带的厚度取决于储集层和流体的物理性质。 典型油水过渡带的汞毛细管压力曲线、流体的相对渗透率和油藏中油水分布及产出的关系,如 图 所示。不同类型圈闭在不同封闭条件下,最大油气藏高度和封闭的最大烃柱高度之间的关系如 图 所 示。g in in 979)of of in i 1978)B,in of 一油气盆地中,圈闭常成带、成群分布,即存在系列圈闭。不同系列,甚至同一系列的不同圈闭,由于与生油区相对的位置、圈闭形成条件和历史的差异性,各个圈闭聚油的机会也是不同的。下面着重分析与油源区相垂直或斜交的系列圈闭的油气聚集(即差异聚集)的基本特点。对于发育于区域倾斜背景上(即与油源区垂直或斜交的)系列圈闭油气聚集的基本原理,最早是由加拿大石油地质学家格索( 1951阐明,并称之为 油气差异聚集原理 。格索首先分析了静水压力条件下单一圈闭中的油气聚集。继之,将前述原理应用于系列圈闭 (图) 。;如油气源不足时,上倾方向(即距油源区较远)的圈闭则不产油气,只产水,称之空圈闭。在系列背斜圈闭中自上倾方向的空圈闭,向下倾方向变为纯油藏→ 油气藏 → 纯气藏的油气分布特征,是由油气差异聚集造成的。in 954, a 图 圈闭 Ⅰ 被油气充满时,继续进入的天然气可以通过排油在圈闭中集直到整个圈闭被气充满为止,而排出的油则通过溢出点,向上倾方向的圈闭 Ⅱ 中聚集。若油气源充足,上述过程相续在圈闭 Ⅲ 和Ⅳ 中发生(如图B、 索认为:油气差异聚集原理在世界各主要产油区均有典型实例,其中以加拿大阿尔伯达盆地的瑞姆彼 阿尔伯达线状礁带最为典型。在该系列圈闭中,所有原生的天然气藏都分布于威查特湖(意译为迷人湖)以南下倾方向的圈闭中,南威斯特罗斯,灵培 有油;威斯特罗斯到群丘湖等礁块为油气所充满且有巨大的气顶;威查特湖和格伦公园礁块则被石油所充满(直到溢出点为止),没有气顶。但在其北的勒杜克 是因为从格伦公园礁块圈闭向上倾方向溢出石油进入勒杜克礁圈闭时,藏压力降低导致石油中溶解的天然气游离出来,并把石油挤出,使上倾方向的艾奇逊、圣 ·阿尔伯达等圈闭中形成纯油藏。但在该带更靠北的莫灵维尔等礁圈闭,由于油气供给不及,都是只有盐水的空构造。of 954 为该礁带的南北向纵剖面。该礁型油气藏带的油源区位于西南下倾方向的盆地深坳陷区。油气进入该带后,沿礁带自南向北上倾方向作区域性运移,礁带具有良好的孔隙 礁块体之间具有良好的通道,构成彼此沟通的系列圈闭。上述实例及其它类似的实例,都表明 油气差异聚集得以发生,必须具备下列基本条件:1. 在区域倾斜的下倾方向存在丰富的油源区;2. 具有良好的油气通道,使油气在较大的范围内作区域性运移;3. 在区域倾斜背景上存在相互连通的系列圈闭,而且溢出点向上倾方向递升;4. 储集层中充满地下水,而且处于相对静止状态。在系列圈闭中,一旦上倾方向最高的圈闭被油气充满后,该系列圈闭的油气聚集基本上业已完成。如果这时油源区仍继续生成油气,而又不能向上倾方向溢出的话,天然气将排挤油和水,并使之向储集层下倾方向回流。在这种情况下,天然气将占据最高背斜的顶部,甚至充满整个背斜圈闭,而油则占据向斜部分,形成向斜油藏。格索认为,美国弗吉尼亚州西部林肯县的格列菲斯维尔( 斜油藏 (图) 就是这样形成的。of of in a 向斜的较高部分则聚集石油,水则分布于向斜更低部位。对于系列圈闭,还有一点要提及,这种系列背斜圈闭可以是轴向基本一致的背斜带上的若干相邻的,也可以是若干轴向不一致而相邻的背斜圈闭所组成的。这些背斜圈闭是由递升的溢出点联系在一起,而与圈闭的高度和距离并无确定的关系。油气差异聚集原理,归纳起来,可简述如下:在油源区形成的油气,进入饱含水的储集层后,沿一定的线路(由溢出点所控制)向储集层上倾方向运移,位于运移路线上的系列圈闭将被油气所充满,那些不在运移路线上的圈闭就不能聚集油了。油气差异聚集的结果,造成天然气分布于靠近油源区一侧的圈闭中,向上倾方向依次为油气藏、纯油藏和空圈闭。这一原理的主要意义在于:指明油气运移的方向和路线,为我们选择勘探对象时提供依据,减少盲目性。在自然界中,油层埋藏深度、温度、压力是不一致的。若储集层下倾方向埋深大、压力高,达到或超过泡点压力时,油层中只有溶解气。而不存在游离气顶,就无法形成纯气藏分布,或纯气藏出现于上倾方向适当部位的圈闭中。此外,盖层分布不连续,有天窗、断层发育、水动力作用、地壳运动的影响都可使油气分布变得更为复杂。因此,在许多油气区内油气的实际分布情况,与油气差异聚集原理所阐明的分布特点,并不完全一致,甚至有很大的差别。在许多油气盆地中,油气分布于油源区或相邻近的背斜带中,运移距离短,差异聚集作用并不显著。三、 勘探目标的选择和评价,提高油气勘探的成功率,加快油气勘探,都有十分重要的意义。遗憾的是,目前尚未找到一种直接和可靠的方法。不过,只要我们根据该区油气生成、运移和聚集的地质 还能够得出一些较为可信的信息。确定油气藏形成时间的常用方法如下:(一) of on of 移等章中业已指出,生油层达到主生油期时才能大量生成石油,然后排出。 油气藏形成的时间只能晚于主成油期, 而不可能更早。因此,我们就可以根据对生油层中有机质演化的地质、地球化学资料,确定主生油期,并把这个时间作为油气藏形成的最早时间(即不可能早于该时间)。不同油气区的地质,地温梯度和地热历史有着巨大的差别。富含有机质的沉积物埋藏到达主生油期的时间相差甚远。短的只要 10美国洛杉矶盆地的上第三系,我国东部盆地的下第三系),长的可能要 5000至 300早志留世到晚白垩世,共经历了三亿多年。at 975) 阿尔及利亚的哈西 ·迈隆乌德区下志留统生油层,直到石炭纪埋深仅 1000m,还未达到主生油期;二叠纪上升遭侵蚀,三叠纪重新开始强烈沉降,直到白垩纪末才埋深达 3700m。用数字模拟计算烃类形成数量与地质时代的关系 ,说明该生油层的主生油期从晚白垩世才开始,第三纪达到高峰。因此,该油气藏形成的时间最早不可能早于晚白垩世。(二) of on of 气向储集层上倾方向运移的临界油柱高度( 式中 α为储集层倾角。 l)和 有α≠0时才能使向上倾方向的油柱达到一定高度值,才能使其浮力足以克服毛细管阻力,进而才能发生向上倾方向的运移。 因此,油气藏形成只能发生在区域倾斜达到一定程度,油气能作区域性油气侧向运移以后,而不可能在其前。早在 1955年,格索研究阿尔伯达盆地上泥盆统中油气藏形成时间时,已采用过这种方法。他根据上泥盆统储集层到早石炭世末仍为水平层,二叠纪末仅发生微弱的西倾,侏罗纪末仅有 4′倾角,直到始新世才达到 52′28′的变化特点,认为,直到侏罗纪末还不足以形成二次运移所必须的倾斜度,只有始新世时才有可能作侧向二次运移。因此,该区上泥盆统中油气藏形成的时间不可能早于始新世。对于该区油气藏形成的时间,蒂索( 1975)根据生油层的主生油期的研究结果,也得出了基本一致的结论。(三) of on of 闭是形成油气藏的前提,故其形成一定要早于或等于油气藏形成的时间。因此,可以根据 圈闭形成的时间作为油气藏形成的可能最早时间。圈闭可以是在储集层之上盖层沉积后不久形成(如透镜状岩性圈闭);也可以是在储集层被埋藏相当长的地质时期后经构造运动改造而成。它可以是某一地质时期某一幕构造运动形成的,也可以是在漫长的地质时期内经多次改造而形成的。图 为莱复生拟定的确定圈闭形成相对的时间顺序的示意剖面图。of of 954)图中 1是 2是 是 4是其上盖层沉积后形成的透镜型岩性圈闭; 5是在 上述圈闭中所形成的油气藏,其形成的时间不会早于相应的圈闭。在上述圈闭中所形成的油气藏,其形成的时间不会早于相应的圈闭。对于经长期发育,逐步扩大其容积的圈闭,可根据圈闭容积应大于或等于油气藏容积的原则,对比不同发展阶段圈闭容积和现存油气藏容积之间的关系,就可以确定油气藏形成的最早的可能时间。当油气藏被断层切割时,还可以利用断层与油气藏的相互关系,通过确定断层形成的时间,作为油气藏形成时间的最早或最晚时间的界限。(四) of on 石油被天然气所饱和时,石油的比重最小、浮力大,粘度最小、流动性最强,因而运移聚集作用也最为活跃。这种情况下形成的油藏,其地层压力(油贮压力)应是饱和压力。油藏的饱和压力与油藏形成时的埋深有关,因此达到此埋深的地质时期,就是油气藏形成的时期。式中 m); 10510m); ρ为 1。若油藏的饱和压力为 300× 105深为 3000m,那么,这就是说油藏形成时的埋深为 3000就是油藏形成的时间。根据饱和压力推算油气藏形成时的埋深,可按下式求得:根据饱和压力所确定的油气藏形成时间,似乎比上述方法更直接和准确些。但是,这种方法是建立在一系列假设条件基础上的。首先,要求油藏在饱和压力下形成;其次,在油藏形成后的漫长地质年代里,油气的成分和温度保持不变,否则将会改变其饱和压力,使计算产生误差;再次,还要求油气藏形成后其上覆地层不遭受侵蚀。上述条件对一般油藏来说,是不易完全具备的。因此,它也是一种概略的方法。(五) on of 设气藏形成时天然气充满圈闭容积,而在其后的整个地质时期内圈闭容积和温度保持不变,并维持在较低的压力下,同时气藏中的天然气也没有渗漏和散失;那么,气藏中气体的体积与压力之间的关系,需符合波义尔定律,即:10、 1分别为现时气藏的地层压力和气体体积。式中 定出气藏形成时的埋深( H)后,就可按与上述相同的步骤确定气藏形成的地质时期。
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