大学精品课件：4第四章 生油层、储集层及盖层1.ppt

1、油气田开发基础油气田开发基础1授课内容授课内容油气田开发基础油气田开发基础2油气田开发基础油气田开发基础3油气田开发基础油气田开发基础41 1、岩性特征、岩性特征 1）细粒岩石：泥岩、页岩、碳酸盐岩；2）富含生物化石或有机质；3）环境：还原环境，主要为暗色（褐、灰褐、黑色等）；2 2、岩相古地理特征、岩相古地理特征 从沉积环境或岩相看，一般在利于生物大量繁殖、保存的低能环境。主要在浅主要在浅海（潮间或潮下低能带）、海湾、泻湖、海（潮间或潮下低能带）、海湾、泻湖、深深 半深湖、前三角洲等相带；半深湖、前三角洲等相带；油气田开发基础油气田开发基础53 3、年代特征、年代特征 世界大油气田烃源岩及储

2、层年代分布曲线01020304050PrOS1DCPTJKENQ占烃源岩总数占储层总数太太古古代、代、元元古古代代早早古古生生代代晚晚古古生生代代中中生生代代新新生生代代 凡是有生物存在的时代都有源岩存在；凡是有生物存在的时代都有源岩存在；源岩丰度以晚古生代至今最发育，与生源岩丰度以晚古生代至今最发育，与生物繁荣期相对应，其中高峰期为中生代；物繁荣期相对应，其中高峰期为中生代；油气田开发基础油气田开发基础6 n又称前古生代或前寒武纪。指寒武纪以前时期。n距今约465.7亿年前,占整个地质时期近90%,隐生宙时期发生过多次地壳运动和气候变化,元古代地壳运动在我国先后有五台运动、吕梁运动、晋宁运动

3、、蓟县运动。n距今5.7亿年以来，有大量生物化石出现的时期。喜山期喜山期燕山期燕山期印支期印支期海西期海西期加里东加里东晋宁期晋宁期油气田开发基础油气田开发基础7 1)新生代新生代:分第四纪和早第三纪、晚第三纪，构造动力属喜山期，时间从6500万年开始。2)中生代中生代:从2.5亿年开始，属燕山、印支两期，燕山期包括白垩纪、侏罗纪和三叠纪的一部分，印支期全在三叠纪内。3)古生代古生代:分为早晚，二叠纪、石炭纪、泥盆纪属晚古生代，属海西期；志留纪、奥陶纪、寒武纪在早生代，属加里东期；4)元古代元古代:震旦纪、青白口、蓟县、长城纪在元古代，震旦属加里东期，其余属晋宁期。喜山期喜山期燕山期燕山期印支

4、期印支期海西期海西期加里东加里东晋宁期晋宁期油气田开发基础油气田开发基础84 4、面积及厚度、面积及厚度 分布面积越大，厚度越大，有机质的总量越大，则生烃量越大。但单层厚度很大的块状泥岩因往往欠但单层厚度很大的块状泥岩因往往欠压实，会抑制生烃能力，不利于排烃。压实，会抑制生烃能力，不利于排烃。据日本学者K.Magara（1978)系统研究，认为粘土岩生油层单层厚3040米、砂岩储集层单层厚1015米，二者呈略等厚互层的地区，砂-泥岩接触面积最大，最有利于石油生成和聚集；而那些单纯巨厚块状泥岩和单纯块状砂岩的发育区，对石油生成、排烃、聚集都不利。油气田开发基础油气田开发基础9（一）岩石中有足够数

5、量有机质是油气生成的物质基础，有机质含量是决定岩石生烃潜力的主要因素。通常采用有机质丰度来代表岩石中所含有机质的相对含量，衡量和评价岩石的生烃潜力。目前常用的有机质丰度的指标主要包括 有机碳含量(TOC)氯仿沥青“A”和总烃(HC)含量 油气田开发基础油气田开发基础101 1、有机碳含量（、有机碳含量（TOCTOC）有机碳含量是指沉积岩中所含的与有机物质有关的碳元素含量。作为有机质丰度指标，国内外普遍采用的实际上是剩余有机碳含量生油岩中有机碳是油气生成逸出后，岩石中残留的有机质中的碳含量，故称剩余有机碳含量，以单位重量岩石中有机碳的重量百分数表示。生油岩级别泥岩（%）碳酸盐岩（%）差0.58.

6、01.002.00 生油层内只有很少一部分有机质转生油层内只有很少一部分有机质转化成油气，大部分仍残留在生油层中；化成油气，大部分仍残留在生油层中；且碳又是有机质中所占比例最大、且碳又是有机质中所占比例最大、最稳定的元素，剩余有机碳含量粗略代最稳定的元素，剩余有机碳含量粗略代表生油岩内的有机质丰富程度。表生油岩内的有机质丰富程度。岩石中有机质含量岩石中有机质含量=剩余有机质碳剩余有机质碳1.221.22（或（或1.331.33）。）。油气田开发基础油气田开发基础112 2、氯仿沥青、氯仿沥青“A A”含量含量 氯仿沥青氯仿沥青“A A”是指岩是指岩石中可抽提的有机质含量石中可抽提的有机质含量；

7、组分包括(饱和烃、芳香烃、胶质、沥青质)。较好的生油层氯仿较好的生油层氯仿沥青沥青“A A”在在0.1%0.1%以上，以上，非生油岩低于非生油岩低于0.01%0.01%。油气田开发基础油气田开发基础123 3、总烃（、总烃（HCHC）含量）含量 为氯仿沥青为氯仿沥青“A A”中饱和烃中饱和烃-芳香烃含量。我国陆相主力芳香烃含量。我国陆相主力油层总烃油层总烃4104101010-6-6,平均为平均为550550 180018001010-6-6,好的为好的为100010001010-6-6,较好较好5005001010-6-6。4 4、氨基酸含量、氨基酸含量 氨基酸总量高，且氨基酸氨基酸总量高，

8、且氨基酸/剩余有机碳：低，好；剩余有机碳：低，好；氨基酸总量低，且氨基酸氨基酸总量低，且氨基酸/剩余有机碳：高，差；剩余有机碳：高，差；油气田开发基础油气田开发基础13 烃源岩有机碳含量并非愈高,生烃愈大,这是因为它还取决于有机质的类型和成熟度。因此,评价烃源岩还需研究有机质的类型及其演化。油气田开发基础油气田开发基础14 烃源岩中有机质烃源岩中有机质(干酪根干酪根)的类型不同的类型不同,其生烃潜力、产物的类型及性质也不同，生其生烃潜力、产物的类型及性质也不同，生油门限值和生烃过程也有一定的差别。这种油门限值和生烃过程也有一定的差别。这种差异与有机质的化学组成和结构有关。差异与有机质的化学组成

9、和结构有关。干酪根是沉积有机质的主体，约占其总干酪根是沉积有机质的主体，约占其总量的量的70-90%70-90%，所以干酪根类型的确定是有机，所以干酪根类型的确定是有机质类型研究的主体。质类型研究的主体。一般认为一般认为型干酪根生烃潜力最大，且型干酪根生烃潜力最大，且以以生油为主，生油为主，型生烃潜力最差，且以生气型生烃潜力最差，且以生气为主，为主，型介于两者之间。型介于两者之间。油气田开发基础油气田开发基础15 表示沉积有机质向石油转化的热演化程度。表示沉积有机质向石油转化的热演化程度。沉积岩沉积岩中有机质的丰度和类型是生成油气的物质基础，但是有机中有机质的丰度和类型是生成油气的物质基础，但

10、是有机质只有达到一定的热演化程度才能开始大量生烃。质只有达到一定的热演化程度才能开始大量生烃。勘探实勘探实践证明，在成熟生油岩分布区，油气勘探成功率较高。所践证明，在成熟生油岩分布区，油气勘探成功率较高。所以生油岩的成熟度评价也是决定油气勘探成败重要因素。以生油岩的成熟度评价也是决定油气勘探成败重要因素。目前用于评价生油岩成熟度的常用指标有：目前用于评价生油岩成熟度的常用指标有：镜质体反射率（镜质体反射率（Ro）、热变指数、干酪根颜色、）、热变指数、干酪根颜色、H/C-O/C原子比原子比关系以及正烷烃分布特征和奇偶优势比等关系以及正烷烃分布特征和奇偶优势比等油气田开发基础油气田开发基础161、

11、镜质体反射率（、镜质体反射率（Ro）镜质体反射率(Ro)目前被认为是研究干酪根热演化和成熟度的最佳参数之一。在显微镜（显微光度计）下可直接测量生油岩有机质的镜质体反射率。镜质组结构为以芳香烃为主。镜质组结构为以芳香烃为主。在热演化过程中，芳环稠合，芳环在热演化过程中，芳环稠合，芳环片间距逐渐缩小，致使反射率增大片间距逐渐缩小，致使反射率增大，透射率减小，颜色变暗，这是一，透射率减小，颜色变暗，这是一种不可逆反应。种不可逆反应。R02.0，过成熟，过成熟(深部高温生气阶段）深部高温生气阶段）油气田开发基础油气田开发基础172 2、热变质指数（、热变质指数（TAITAI）它是一种在显微镜下通过透射

12、光观测到的由热引起的孢粉、藻类等颜色变化的标度，按颜色变化确定有机质的演化程度，共分5个级别：1 1级级黄色，未变质黄色，未变质 2 2级级桔色，轻微热变质桔色，轻微热变质 3 3级级棕色或褐色，中等热变质棕色或褐色，中等热变质 4 4级级黑色，强变质黑色，强变质 5 5级级黑色，强烈热变质，伴有黑色，强烈热变质，伴有岩石变质现象岩石变质现象 油气生成的热变质指数油气生成的热变质指数介于介于2.52.53.73.7之间。即从淡之间。即从淡黄色到黑色。黄色到黑色。油气田开发基础油气田开发基础183 3、粘土矿物演化、粘土矿物演化 随埋藏深度加大，粘土矿物演化可分为四个阶段：随埋藏深度加大，粘土矿

13、物演化可分为四个阶段：蒙脱石、蒙脱石蒙脱石、蒙脱石-伊利石混合层、蒙脱石伊利石混合层、蒙脱石-绿泥石混合层、分散性绿泥石混合层、分散性伊利石和绿泥石。伊利石和绿泥石。蒙脱石蒙脱石-伊利石混合层的出现代表有机质成熟。伊利石混合层的出现代表有机质成熟。4 4、干酪根颜色及、干酪根颜色及H/CH/C O/CO/C原子原子 随着有机质成熟，随着有机质成熟，H/CH/C和和O/CO/C比比值逐渐减小，干酪根颜色不断加深值逐渐减小，干酪根颜色不断加深；主生油期主生油期H/CH/C原子比在原子比在0.69-0.840.69-0.84。相当于从暗褐色至深褐色，。相当于从暗褐色至深褐色，标志标志着最大量生成正烷

14、烃的区间。着最大量生成正烷烃的区间。油气田开发基础油气田开发基础195 5、正烷烃分布特征、正烷烃分布特征 正烷烃分布：正烷烃分布：将石油或岩石抽提物中将石油或岩石抽提物中不同碳原子数正烷烃的相对含量分布顶点不同碳原子数正烷烃的相对含量分布顶点连成一条曲线，连成一条曲线，称正烷烃分布曲线。称正烷烃分布曲线。图中图中近代沉积物近代沉积物、古代沉积物古代沉积物和和石油石油中中正烷烃分布有明显差别正烷烃分布有明显差别。近代沉积物中。近代沉积物中奇碳优势明显，这是因为生物体内最丰富奇碳优势明显，这是因为生物体内最丰富的正烷烃一般是的正烷烃一般是C27C27、C29C29、C31C31和和C33C33，

15、而，而且高分子量正烷烃含量高。且高分子量正烷烃含量高。随着热演化作用的加强，碳链破裂，随着热演化作用的加强，碳链破裂，正烷烃的低碳组分含量增高，奇碳优势消正烷烃的低碳组分含量增高，奇碳优势消失，曲线平滑，代表成熟度增高。失，曲线平滑，代表成熟度增高。油气田开发基础油气田开发基础206 6、正烷烃奇偶优势比、正烷烃奇偶优势比(CPI)(CPI)岩石抽提物中奇、偶碳原子正烷岩石抽提物中奇、偶碳原子正烷烃的相对丰度，称为奇偶优势比。烃的相对丰度，称为奇偶优势比。近代沉积物中，奇数正烷烃有明显优势，在2.4-5.5之间，而在油气生成过程中，随着热演化作用的加随着热演化作用的加强，正烷烃的低碳组份含量增

16、高，强，正烷烃的低碳组份含量增高，奇数碳优势逐步减小。一般在岩石抽提物在岩石抽提物中，奇偶优势比小于中，奇偶优势比小于1.21.2，代表岩石中，代表岩石中有机质向石油转化程度高。有机质向石油转化程度高。油气田开发基础油气田开发基础21 指衡量已成熟的生油岩中有机质转化成烃类指衡量已成熟的生油岩中有机质转化成烃类的数量指标。的数量指标。1 1、可溶性沥青含量及其组分组成、可溶性沥青含量及其组分组成 岩石中溶解于有机溶剂的物质称为可溶性沥青。岩样中抽提出来的沥青重量与岩样重量之比。比值越高，转化越高。2 2、烃类含量、烃类含量 指可溶沥青中总烃含量，即其正烷烃、环烷烃、指可溶沥青中总烃含量，即其正

17、烷烃、环烷烃、芳香烃的含量。芳香烃的含量。总烃含量高、正烷烃含量也高，反映总烃含量高、正烷烃含量也高，反映有机质转化程度高。有机质转化程度高。油气田开发基础油气田开发基础22 沉积物中的有机质向石油转化，还原环境是必不可少的外部环境。生油层形成条件可以用以下指标来评价：1 1、指相矿物：、指相矿物：由氧化到还原，铁的自生矿物依次为：褐铁矿赤铁矿海绿石鲕绿泥石菱铁矿白铁矿黄铁矿。相应的岩石颜色为红色红绿色绿色灰绿色灰色黑色。2 2、FeFe2+2+/Fe/Fe3+3+、铁还原系数、还原硫、粘土矿物颜色等；、铁还原系数、还原硫、粘土矿物颜色等；油气田开发基础油气田开发基础23 油气与源岩或不同油层

18、之间的油气对比。目的是追油气与源岩或不同油层之间的油气对比。目的是追踪油气来源，确定油气与源岩的成因联系、油气运移方踪油气来源，确定油气与源岩的成因联系、油气运移方向、距离和次生变化。向、距离和次生变化。依据：依据：生油岩是原油的母岩，同一生油岩中来源的油生油岩是原油的母岩，同一生油岩中来源的油性质相近，不同生油岩性质有差别。性质相近，不同生油岩性质有差别。条件：条件：1)1)运移过程指标较稳定，特征明显；运移过程指标较稳定，特征明显；2)2)没有或没有或很少有其它来源石油加入。很少有其它来源石油加入。指标：指标：原油与其生油岩共同含有的并不受运移、热变原油与其生油岩共同含有的并不受运移、热变

19、质作用影响的化合物，称为油源对比指标质作用影响的化合物，称为油源对比指标（如（如C C2727+以上的甾以上的甾烷族化合物、异戊二烯类烷、正构烷烃分布特征、烷族化合物、异戊二烯类烷、正构烷烃分布特征、C C同位素等）。同位素等）。油气田开发基础油气田开发基础24油层与生油岩对比(曲线接近程度)不同油层间对比油气田开发基础油气田开发基础25 异戊间二烯类异戊间二烯类:在直在直链上每四个碳原子有一个甲链上每四个碳原子有一个甲基支链，宛如由若干个异戊基支链，宛如由若干个异戊间二烯分子加氢缩合而成。间二烯分子加氢缩合而成。由于同源的石油，所含由于同源的石油，所含异戊间二烯型烷烃的类型异戊间二烯型烷烃的

20、类型和含量均相似，所以它们和含量均相似，所以它们被用来研究油源对比及运被用来研究油源对比及运移。移。油气田开发基础油气田开发基础26 异戊间二烯类烷异戊间二烯类烷烃几乎在原油与生烃几乎在原油与生油岩抽提物中普遍油岩抽提物中普遍存在，运移作用又存在，运移作用又不会改变其相对含不会改变其相对含量，是油源对比的量，是油源对比的“指相化石指相化石”；油气田开发基础油气田开发基础27 石油同位素组成取决于原石油同位素组成取决于原始有机质性质、生成环境和演始有机质性质、生成环境和演化程度。不同成因的石油同位化程度。不同成因的石油同位素组成有较大差异。素组成有较大差异。stahl(1978)stahl(19

21、78)提出：提出：原油、饱原油、饱和烃、芳烃、非烃和沥青质的和烃、芳烃、非烃和沥青质的C C1313同位素值延长线应落在同位素值延长线应落在生油岩干酪生油岩干酪根的根的C C1313值上及其附近，值上及其附近，若偏离值若偏离值在在0.5%0.5%之内，可以认定其间具有良之内，可以认定其间具有良好的亲缘关系；好的亲缘关系；油气田开发基础油气田开发基础28 1、生油岩的地球化学评价（丰度、类型、成熟度、转化、环境）；2、生油岩的地质评价-生油层生油量的评价（源岩好且体积大）；3、生-储-盖层的配置关系；油气田开发基础油气田开发基础29OEP奇偶优势比奇偶优势比油气田开发基础油气田开发基础30一、生

22、油层的地质特征一、生油层的地质特征 岩性、岩相、地史、厚度与分布岩性、岩相、地史、厚度与分布二、生油层的地球化学指标二、生油层的地球化学指标三、油源对比三、油源对比 概念、原理、条件、指标概念、原理、条件、指标四、油源层评价四、油源层评价 丰丰度度地化指标地化指标类类型型成成熟熟度度转转化化环环境境有有机机碳碳沥沥青青、总总烃烃氨氨基基酸酸镜镜质质组组反反射射率率热热变变质质指指数数粘粘土土矿矿物物演演化化干干酪酪根根颜颜色色正烷正烷烃分烃分布特布特征和征和奇偶奇偶优势优势比比可溶可溶性沥性沥青含青含量及量及其组其组分分烃类烃类含量含量及其及其组分组分丰丰度度地化指标地化指标类类型型成成熟熟度

23、度转转化化环环境境有有机机碳碳沥沥青青、总总烃烃氨氨基基酸酸镜镜质质组组反反射射率率热热变变质质指指数数粘粘土土矿矿物物演演化化干干酪酪根根颜颜色色正烷正烷烃分烃分布特布特征和征和奇偶奇偶优势优势比比可溶可溶性沥性沥青含青含量及量及其组其组分分烃类烃类含量含量及其及其组分组分1 1 生生油油层层油气田开发基础油气田开发基础31 凡是能够储存和渗滤流体的岩层就称为储集层。凡是能够储存和渗滤流体的岩层就称为储集层。作为储集层必须作为储集层必须具备两个条件具备两个条件:1)1)要有容纳流体要有容纳流体的储集空间，即孔隙的储集空间，即孔隙;储能储能 2)2)具有渗滤流体具有渗滤流体能力，即孔隙是连通能

24、力，即孔隙是连通的，流体在其中可以的，流体在其中可以流动。流动。产能产能 油气田开发基础油气田开发基础32孔隙性孔隙性 颗粒孔隙胶结物孔隙喉道 孔隙孔隙:指岩石中未被固体物质所充填的空间。孔隙度孔隙度:衡量岩石孔隙发育程度的参数，是由孔隙空间在岩石中所占体积的百分数表示。粒间溶蚀孔，苏4，3323.86米，盒8下2 油气田开发基础油气田开发基础33 1)1)绝对孔隙度绝对孔隙度(亦称总孔隙度亦称总孔隙度):):，式中，式中:所有孔隙空间体积所有孔隙空间体积;2)2)有效孔隙度有效孔隙度:，式中，式中:有效孔隙空间体积有效孔隙空间体积;%100VrVttVt%100VrVeeVeetVrVii%

25、100超毛细管孔隙超毛细管孔隙(孔径大于孔径大于0.5mm)、毛细管孔隙毛细管孔隙(0.50.0002mm)油气田开发基础油气田开发基础34 目前在生产单位所说的孔隙度，都是指有效孔隙度，但在习惯上常简称为孔隙度。砂岩储集层的有效孔隙度变化在5%-30%。级别砂岩孔隙度（%）评价120很好215-20好310-15中等45-10差50-5无价值砂岩孔隙度评价油气田开发基础油气田开发基础35 喉道喉道:孔隙缩小部分。孔隙缩小部分。渗透率渗透率:指岩石渗滤流体指岩石渗滤流体的能力，即在一定压差下，的能力，即在一定压差下，岩石使流体通过的能力。岩石使流体通过的能力。它它的大小跟岩石的组构有关。的大小

26、跟岩石的组构有关。颗粒孔隙胶结物孔隙喉道油气田开发基础油气田开发基础36 当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，服从达西直线渗滤定律:即单位时间内通过岩心的流体体积与即单位时间内通过岩心的流体体积与岩心两端压差及岩心横截面积呈正比，与岩心长度及岩心两端压差及岩心横截面积呈正比，与岩心长度及流体粘度成反比。流体粘度成反比。式中:Q单位时间内流体通过岩石的流量，cm3/s;S岩样的截面积，cm2;流体的粘度，10-3Pas;岩样的长度，cm;(P1-P2)岩样两端的压差，Mpa;K岩石的渗透率，m2;SPPKQ)(21油气田开发基础油气田开发基础37 1)1)绝对渗透率绝对渗透率:只有一种流体，流体

27、与岩石不发只有一种流体，流体与岩石不发生任何物理和化学反应条件下，按达西直线渗滤定律所测生任何物理和化学反应条件下，按达西直线渗滤定律所测得的渗透率。得的渗透率。绝对渗透与流体性质无关，而只由岩石自身性质绝对渗透与流体性质无关，而只由岩石自身性质决定决定 2)2)有效渗透率有效渗透率(相渗透率相渗透率):):存在多相流体，各存在多相流体，各相之间彼此干扰，岩石对其中每相流体的渗透率称为该相相之间彼此干扰，岩石对其中每相流体的渗透率称为该相流体的有效渗透率或相渗透率。流体的有效渗透率或相渗透率。各单相流体的有效渗透率以及它们的和总是低于各单相流体的有效渗透率以及它们的和总是低于绝对渗透率。绝对渗

28、透率。有效渗透率随该相流体在岩石孔隙中含量的增高有效渗透率随该相流体在岩石孔隙中含量的增高而加大。而加大。3)3)相对渗透率相对渗透率:某相流体的有效渗透率与绝对渗透率之比。某相流体的有效渗透率与绝对渗透率之比。当某相流体的饱和度减小到某一极限含量时，该相流体即停止流动。当某相流体的饱和度减小到某一极限含量时，该相流体即停止流动。油气田开发基础油气田开发基础38级别渗透率（10-32）评价油层气层11000极好常规储层21000-500好3500-100中等4100-10较差510-1差-可能低渗透储层61-0.1不渗透7500m，裂缝宽度250m孔径为500-0.2m，裂缝宽度250-0.1

29、m，这种孔隙中流体受毛细管力作用，只有在外力大于毛细管力情况下，流体才能在其中流动。孔径0.2m，裂缝宽度长石;2)2)矿物颗粒对流体吸附力矿物颗粒对流体吸附力:长石比石英更容易被石油和水润湿，长石颗粒表面液膜比石英厚，因此对渗透率影响也较石英大。四、储集性的影响因素四、储集性的影响因素 (一一)沉积因素沉积因素 油气田开发基础油气田开发基础812碎屑颗粒分选碎屑颗粒分选 在理想状况下，假设岩石是由大小均等在理想状况下，假设岩石是由大小均等的小球体颗粒组成，且呈立方体排列其理论的小球体颗粒组成，且呈立方体排列其理论孔隙度为孔隙度为:即由等大小球体颗粒组成时，其孔隙度与颗粒大即由等大小球体颗粒组

30、成时，其孔隙度与颗粒大小无关。但实际在自然条件下，颗粒大小是不均匀的小无关。但实际在自然条件下，颗粒大小是不均匀的，于是大颗粒之间构成的大孔隙就会被小颗粒所充填，使于是大颗粒之间构成的大孔隙就会被小颗粒所充填，使孔隙体积变小、孔隙直径变小，原来彼此连通的孔隙变孔隙体积变小、孔隙直径变小，原来彼此连通的孔隙变成互不连通，从而降低了岩石的孔隙性和渗透性。成互不连通，从而降低了岩石的孔隙性和渗透性。在一般情况下，颗粒粒度愈大，分选程度愈好，在一般情况下，颗粒粒度愈大，分选程度愈好，孔隙度和渗透率也愈大。孔隙度和渗透率也愈大。%6.47%100)61(%100)2/(34)2(333rrr(a)(c)

31、(b)(a)最密排列形式；（b)中等密度排列形式；（c)最不密排列形式(a)(c)(b)(a)最密排列形式；（b)中等密度排列形式；（c)最不密排列形式油气田开发基础油气田开发基础823碎屑颗粒的排列方式和圆球度碎屑颗粒的排列方式和圆球度 颗粒的排列方式是指颗粒之间相互接触而呈现出的原地支撑方式。紧密式、中等紧密式、最不紧密式三种。经理论计算，最不紧密排列的孔隙度为47.6%，紧密式为25.9%。可见排列越不紧密，可见排列越不紧密，孔渗性越好。孔渗性越好。被磨圆的程度越好，孔渗性越好被磨圆的程度越好，孔渗性越好;反之，不规则颗粒易发反之，不规则颗粒易发生凹凸镶钳而使孔渗性变差。生凹凸镶钳而使孔

32、渗性变差。(a)(c)(b)(a)最密排列形式；（b)中等密度排列形式；（c)最不密排列形式油气田开发基础油气田开发基础834胶结物性质、数量及胶结类型胶结物性质、数量及胶结类型 1)1)胶结物性质胶结物性质:以泥质胶结为好，其它钙质、铁质、硅质胶结，物性较差。我国碎屑岩储层胶结物以泥质为主，而钙质较少，至于硅质、铁质、沸石、石膏等则更少。2)2)胶结物多少胶结物多少:胶结物或填隙物含量高，使孔渗性变差。3)3)胶结类型胶结类型:以接触式最好，泥质含量少;其次为孔隙式，其它差。油气田开发基础油气田开发基础84(二二)成岩及后生作用因素成岩及后生作用因素 油气田开发基础油气田开发基础85 1 1

33、、早成岩、早成岩(A(A、B):B):成岩初期埋藏浅，易成岩初期埋藏浅，易于压实，原生粒间孔发生损失。于压实，原生粒间孔发生损失。在同一压实条件下，含有质软的颗粒(如泥粒、低变质颗粒、绢云母化的长石颗粒等)的岩石压实程度高，孔隙度降低的多，而硬度高的颗粒则压实程度低。2 2、中等成岩早期（晚成岩、中等成岩早期（晚成岩A1A1）:埋埋深超过深超过10001000-18001800米，压实作用退居次要地位米，压实作用退居次要地位，胶结作用加强胶结作用加强，石英、长石次生加大，原生，石英、长石次生加大，原生孔隙继续损失。孔隙溶液选择性孔隙继续损失。孔隙溶液选择性溶解溶解形成次生形成次生孔隙。孔隙。原

34、生粒间孔隙原生粒间孔隙%油层埋深油层埋深m油气田开发基础油气田开发基础86 3 3、中等成岩晚期、中等成岩晚期（晚成岩（晚成岩A2A2）:1800-22001800-2200米，米，自生矿自生矿物物沉淀，孔隙度继续损失，沉淀，孔隙度继续损失，仅有少数仅有少数原原生孔隙存在生孔隙存在。4 4、后生作用、后生作用早期（晚成岩早期（晚成岩B B）:2200-27002200-2700米，除各种自米，除各种自生矿物生长外，由于大量生矿物生长外，由于大量浊沸石浊沸石沉淀使孔隙减小到沉淀使孔隙减小到10%10%以下。以下。5 5、后生作用晚、后生作用晚期（晚成岩期（晚成岩C C）:超过超过27002700

35、米，由于化学米，由于化学胶结作用，自生矿物堵塞孔隙，使大部分原生孔隙演化到不可压胶结作用，自生矿物堵塞孔隙，使大部分原生孔隙演化到不可压缩程度，孔隙度一般小于缩程度，孔隙度一般小于5%5%。总之，孔隙度随深度的增加而减小。其中总之，孔隙度随深度的增加而减小。其中,压实、胶结、交压实、胶结、交代、自生矿物形成使孔隙减小，而压溶、溶解、重结晶等可以使代、自生矿物形成使孔隙减小，而压溶、溶解、重结晶等可以使孔隙增加。孔隙增加。油气田开发基础油气田开发基础87(三三)构造因素构造因素 控制沉积、成岩；构造缝。控制沉积、成岩；构造缝。(四四)人为因素人为因素 在钻井、完井、开采、修井、注水过程中，改变了

36、原油藏在钻井、完井、开采、修井、注水过程中，改变了原油藏的物化性质及热力学、动力学平衡及物质成分，从而改变了储的物化性质及热力学、动力学平衡及物质成分，从而改变了储层物性，造成储层物性变差，称为储层损害。层物性，造成储层物性变差，称为储层损害。主要原因如下:1 1水敏或酸敏性粘土矿物，在注水或注酸时，储层粘土填水敏或酸敏性粘土矿物，在注水或注酸时，储层粘土填隙物发生膨胀，堵塞孔隙或喉道，造成物性变差。隙物发生膨胀，堵塞孔隙或喉道，造成物性变差。2 2外来颗粒外来颗粒(如钻井液中的水泥或其它颗粒或储层本身较如钻井液中的水泥或其它颗粒或储层本身较疏松的颗粒疏松的颗粒)，在高压下侵入储层，堵塞孔隙喉

37、道。，在高压下侵入储层，堵塞孔隙喉道。3 3工作液在储层发生化学沉淀、结垢及产生油水乳化物。工作液在储层发生化学沉淀、结垢及产生油水乳化物。亦可造成储层损害。亦可造成储层损害。油气田开发基础油气田开发基础88油气田开发基础油气田开发基础892 2储储集集层层概概述述一、储层孔隙性一、储层孔隙性 孔隙、孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度孔隙、孔隙度、绝对孔隙度、有效孔隙度二、储层渗透性二、储层渗透性 渗透性、渗透率、绝对渗透率、有效渗透率（相渗透渗透性、渗透率、绝对渗透率、有效渗透率（相渗透率）、相对渗透率率）、相对渗透率三、孔隙结构三、孔隙结构 应用压汞曲线研究孔隙结构、直接观测孔隙结构应用压汞曲

38、线研究孔隙结构、直接观测孔隙结构四、储层孔渗关系四、储层孔渗关系 油气田开发基础油气田开发基础903 3碎碎屑屑岩岩储储层层一、沉积环境特征一、沉积环境特征 冲积扇砂砾岩体冲积扇砂砾岩体;河流砂体河流砂体;三角洲砂体三角洲砂体;滨浅海滨浅海(湖湖)砂体砂体;深水浊积砂体深水浊积砂体;风成砂体。风成砂体。二、岩石学特征二、岩石学特征 1 1、成分；、成分；2 2、结构；、结构；3 3、构造；、构造；三、储集特征及储集类型三、储集特征及储集类型 1 1、孔隙类型；、孔隙类型；2 2、喉道类型；、喉道类型；3 3、储集类型（孔隙、裂缝孔隙）；、储集类型（孔隙、裂缝孔隙）；四、储集性质的影响因素四、储

39、集性质的影响因素1 1、沉积（矿物、分选、排列方式和磨圆、胶结物成分数量及类型）；、沉积（矿物、分选、排列方式和磨圆、胶结物成分数量及类型）；2 2、成岩（早成岩、中成岩早、中成岩晚、后生作用早、后生作用晚）；成岩（早成岩、中成岩早、中成岩晚、后生作用早、后生作用晚）；3 3、构、构造（裂缝）；造（裂缝）；4 4、改造（敏感性、外来颗粒、工作液沉淀等）；、改造（敏感性、外来颗粒、工作液沉淀等）；五、储层评价五、储层评价 油气田开发基础油气田开发基础91 碳酸盐岩储集层包括灰岩、白云岩、白云质灰岩灰质白云岩、生物碎屑灰岩等。碳酸盐岩油气储层在世界油气分布中占有重要地位。目前世界上已探明的油气储量

40、将近一半储集于碳酸盐岩中，而产量则占总产量的60%。碳酸盐岩储集层构成的油气田常常储量大、产量高，容易形成大型油气田。世界目前所确认的7口日产量达到一万吨以上的油井，都是碳酸盐储集层。波斯湾盆地、墨西哥、俄罗斯地台上的伏尔加-乌拉尔含油气区、美国北美地台区的密执安盆地、加拿大阿尔伯塔地区等都是世界重要的产油气区，它们的储集层都以碳酸盐岩为主。塔里木和南方ZT、北方ZO2海相碳酸盐岩分布极为广泛，具有大量油气显示，并且找到了工业性油气藏。华北任丘油田在中上元古界雾迷山组白云岩中发现高产油田。四川盆地Z、C2、P、T主要产层均为海相碳酸盐岩。鄂尔多斯盆地靖边大气田储集层为O2马家沟组的碳酸盐岩。油

41、气田开发基础油气田开发基础92 清水沉积浊水沉积油气田开发基础油气田开发基础93生物化学沉积水动力沉积油气田开发基础油气田开发基础94 4)总体上，可分为台地、斜坡、盆地。油气田开发基础油气田开发基础95油气田开发基础油气田开发基础96潮坪潮坪礁礁滩滩泻湖泻湖 陆陆 地地油气田开发基础油气田开发基础97浅 水 缓 坡台 缘 礁 滩深 水 缓 坡盆 地缓 坡 相灰 岩浅 滩 相砂 屑 灰 岩盆 地 相泥 岩白 云 岩油气田开发基础油气田开发基础98 碳酸盐岩是由方解石和白云石等矿物组成，石灰岩和白云岩是主要岩石类型。1）颗粒结构:生物颗粒、内碎屑、鲕粒、球粒、藻粒等2）生物格架结构:珊瑚骨架、海

42、绵骨架、有孔虫骨架3）晶粒结构:粗晶、中晶、细晶、粉晶、泥晶4）泥质:灰泥、云泥、粘土泥等5）胶结物:文石、高镁方解石、低镁方解石、蒸发岩、石膏等油气田开发基础油气田开发基础99油气田开发基础油气田开发基础100G2-9G2-9，3213.69m3213.69m生物碎屑白云岩，生物碎屑白云岩，顺层的颗粒与生物碎屑顺层的颗粒与生物碎屑单偏光，单偏光，5050G2-9G2-9，3225.86m 3225.86m鲕粒白云岩，鲕粒白云岩，晶粒及沥青充填，晶粒及沥青充填，单偏光，单偏光，5050油气田开发基础油气田开发基础101油气田开发基础油气田开发基础102油气田开发基础油气田开发基础103 鸟眼构

43、造叠层石油气田开发基础油气田开发基础1041 1、孔隙类型、孔隙类型原生孔隙原生孔隙 1)1)粒间孔隙粒间孔隙:(鲕粒、藻屑间的、砂屑间、生物鲕粒、藻屑间的、砂屑间、生物碎屑及生物遗体间碎屑及生物遗体间)。2)2)粒内孔隙粒内孔隙:颗粒内部孔隙颗粒内部孔隙(生物体腔孔隙生物体腔孔隙)等。等。3)3)生物骨架孔隙生物骨架孔隙:由原地生长的造礁生物如群由原地生长的造礁生物如群体珊瑚、层孔虫、海绵等在生长时形成的坚固骨架，体珊瑚、层孔虫、海绵等在生长时形成的坚固骨架，在骨架间所留下的孔隙。在骨架间所留下的孔隙。4)4)生物钻孔及生物潜穴孔隙生物钻孔及生物潜穴孔隙:生物生存过程生物生存过程中钻孔活动形

44、成的孔隙。中钻孔活动形成的孔隙。油气田开发基础油气田开发基础105 5)5)鸟眼孔隙鸟眼孔隙:沉积物所含生物遗体经腐烂、降沉积物所含生物遗体经腐烂、降解，并放出气体后所形成的孔隙。解，并放出气体后所形成的孔隙。6)6)晶间孔隙晶间孔隙:碳酸盐岩矿物晶体之间孔隙。碳酸盐岩矿物晶体之间孔隙。7)7)遮蔽孔隙遮蔽孔隙:由较大的生物壳体或碎片或其它由较大的生物壳体或碎片或其它颗粒遮蔽下形成的孔隙。颗粒遮蔽下形成的孔隙。8)8)收缩孔隙收缩孔隙:灰泥沉积中由于间歇性暴露于空灰泥沉积中由于间歇性暴露于空气，脱水收缩而形成不规则裂隙。气，脱水收缩而形成不规则裂隙。油气田开发基础油气田开发基础106次生孔隙次

45、生孔隙 1)1)粒内溶孔及溶模孔隙粒内溶孔及溶模孔隙:颗粒或晶粒内部颗粒或晶粒内部选择性溶解形成的孔隙。完全溶解形成印模孔。选择性溶解形成的孔隙。完全溶解形成印模孔。2)2)粒间溶孔粒间溶孔:颗粒间胶结物、基质溶解形成颗粒间胶结物、基质溶解形成，可形成溶洞。，可形成溶洞。3)3)次生晶间孔次生晶间孔:由于重结晶作用、白云岩化由于重结晶作用、白云岩化作用而形成次生晶间孔隙。作用而形成次生晶间孔隙。4)4)其它溶孔及溶洞其它溶孔及溶洞:不受原岩结构、构造不受原岩结构、构造控制的溶解成因孔隙。控制的溶解成因孔隙。油气田开发基础油气田开发基础107裂缝性孔隙裂缝性孔隙:1)1)构造裂缝构造裂缝:构造应

46、力作用下形成的孔隙，规模构造应力作用下形成的孔隙，规模大，分张性、压性、扭性三种类型。大，分张性、压性、扭性三种类型。2)2)成岩裂缝成岩裂缝:由于上覆岩层压力和本身失水收缩由于上覆岩层压力和本身失水收缩、干裂或重结晶等作用所形成的裂缝，皆为成岩裂缝，、干裂或重结晶等作用所形成的裂缝，皆为成岩裂缝，规模小。规模小。3)3)成岩成岩-构造缝构造缝:成岩构造综合作用。成岩构造综合作用。4)4)溶蚀缝溶蚀缝:溶蚀作用也可以形成溶蚀缝。溶蚀作用也可以形成溶蚀缝。5)5)压溶裂缝压溶裂缝(缝合线缝合线):):由于成份不均匀，在上由于成份不均匀，在上覆地层静压力下，富含覆地层静压力下，富含COCO2 2地

47、下水沿裂缝或层理流动，发地下水沿裂缝或层理流动，发生选择性溶解而成生选择性溶解而成。油气田开发基础油气田开发基础1082 2、喉道类型、喉道类型 1)1)裂缝型裂缝型:裂缝本身裂缝本身 2)2)晶间隙晶间隙:白云石和方白云石和方解石晶体间的缝隙。解石晶体间的缝隙。3)3)孔隙缩小型孔隙缩小型:大为孔大为孔、小为喉。、小为喉。4)4)管状喉道管状喉道:孔隙之间孔隙之间细长管，溶蚀形成。细长管，溶蚀形成。5)5)解理缝型解理缝型:白云石和白云石和方解石晶体中溶蚀扩大的方解石晶体中溶蚀扩大的解理缝。解理缝。裂缝型晶间隙晶间隙晶间隙孔隙缩小型管状喉道解理缝型油气田开发基础油气田开发基础109 1)1)

48、孔隙型孔隙型:由基质岩块组成，孔隙为主体。由基质岩块组成，孔隙为主体。2)2)裂缝型裂缝型:裂缝为主，孔洞少，裂缝既是储集空裂缝为主，孔洞少，裂缝既是储集空间又是渗流通道。间又是渗流通道。多为致密储层、岩石脆性大多为致密储层、岩石脆性大;3)3)溶蚀型溶蚀型:溶洞为主要空间，溶洞溶沟互相连通溶洞为主要空间，溶洞溶沟互相连通，孔隙不发育。，孔隙不发育。与古岩溶、不整合有关。与古岩溶、不整合有关。4)4)复合型复合型:孔、洞、缝同时出现或发育其中两种孔、洞、缝同时出现或发育其中两种，裂缝为渗流通道，孔洞为主要储集空间。，裂缝为渗流通道，孔洞为主要储集空间。3 3、储集类型、储集类型 油气田开发基础

49、油气田开发基础110 孔隙类型多孔隙类型多:除孔隙外，还有大量的洞、缝;孔隙结构复杂孔隙结构复杂:孔喉大小、分布、形状变化大;成岩改造强，次生孔隙为主成岩改造强，次生孔隙为主:不十分依赖于沉积环境，而与后期改造密切相关，选择性成岩强，次生孔隙十分发育。裂缝影响大裂缝影响大:裂缝对孔隙沟通作用十分重要。碳酸盐岩储集空间主要为次生孔、洞、缝组合。碳酸盐岩储集空间主要为次生孔、洞、缝组合。4 4、碳酸盐岩储集空间与碎屑岩差异、碳酸盐岩储集空间与碎屑岩差异油气田开发基础油气田开发基础111(一一)孔隙影响因素孔隙影响因素1 1、沉积环境因素、沉积环境因素 水动力强，孔隙发育，物性好。水动力强，孔隙发育

50、，物性好。如在滨海、浅海大陆架的浅滩、生物礁、台地前缘斜坡环境和局部隆起等，常形成粗粒结构的石灰岩，原生孔隙发育。油气田开发基础油气田开发基础1122 2、成岩作用、成岩作用 (1)(1)白云岩化作用和去白云岩化作用白云岩化作用和去白云岩化作用:在白云石交代方解石过程中，由于晶粒增大，晶间孔隙变大，使孔隙度和参透率增加。去白云岩化作用也会使方解石晶粒变粗，孔隙变大。(2)(2)重结晶作用重结晶作用:在成岩后生作用阶段，因温度和压力不断增加会发生晶粒变粗，孔径增大重结晶作用，有利于形成孔隙。(3)(3)自生矿物充填、硫酸岩化、硅化及盐化等作用自生矿物充填、硫酸岩化、硅化及盐化等作用:堵塞孔隙和裂