如何理解储油气层？
1.生油气层的确定一个沉积盆地的多套地层中并不是每个地层都是生油气层。必须根据前面已详细论述的有机质丰度、类型、热演化特征三个地球化学要素综合评价，确定哪些地层达到烃源岩标准。在多套生油气层中根据有机地球化学丰度、类型指标的高低，并结合成熟度特征，根据确定的烃源岩分布面积和厚度，最终确定一个盆地的主要生油气层和次要生油气层。
2.生油气层的定量评价一个沉积盆地发现了生油气层后，究竟有多大的油气资源潜力是勘探决策中最关心的问题。因此生油气层的定量评价具有非常重要的意义。由于目前我们所研究和关心的生油气层已发生了油气生成和运移过程，我们只能间接地估算它的生、排烃量，所以生油气层的定量评价又是比较困难和复杂的问题。这些年随着实验技术、尤其是热压模拟实验技术的发展，使生油气层生、排烃的计算更加准确和接近地质历史时期的生油气过程，成为生油气层定量评价的重要方法。目前生油气层的定量评价方法很多，这里我们着重介绍比较重要，而又较通用的热压模拟—体积法，氯仿沥青“A”数字化积分法计算总油气生成量。要说明的是这两种方法都是比较精确的计算方法，它要求有较多的钻井数据资料，适宜在有一定勘探程度的盆地中使用。对于在盆地勘探初期，往往采用盆地类比法和盆地体积法（面积、厚度）来估算，都属于专家经验估算方法，这里就不介绍了。
1）热压模拟—体积法计算油气生成总量（1）热压模拟实验。
实验前预先将样品粉碎至120目以下，在低温条件下（50℃左右）烘干。然后称取一定量的样品（几十至几百克），装入温压釜内密封，用真空泵抽空数小时，将空气全部排出，把釜置于管式炉中加热。自动控温，恒温若干小时后（一般72小时）切断电源，自然冷却至300℃左右。将温压釜与收集计量装置连接收集计量所产油和气。
（2）实验结果。
利用热模拟实验装置，我们可以对一个盆地未成熟代表性烃源岩（根据地质年代、岩性及有机质丰度、类型）从低成熟、成熟、高成熟到过成熟阶段进行热模实验，并获得不同热演化阶段的气、液态烃产率。由于在地质历史过程中油气生成的时间和温度互为补偿关系，因此可以再现一个盆地的油气生成过程。表1—16为鄂尔多斯盆地环14井灰岩的热模拟实验结果，根据热模拟结果，我们可以建立某类烃源岩的气、液态烃产率图版（图1—10），并进而建立成烃模式。
表1—16 鄂尔多斯盆地环14井灰岩不同演化阶段气、液态烃产率表（据程克明，1995）
图1—10 鄂尔多斯盆地环14井灰岩气态烃（a）、液态烃（b）产率图版（据程克明，1995）
该方法计算原理仍以常规体积法为基础，其优点在于将一个盆地按其不同热演化阶段和不同母质类型分别计算其烃源岩体积，并将该盆地代表性烃源岩进行热模拟实验，得出该盆地不同母质类型烃源岩在不同热演化阶段的液态烃、气态烃产率。这种方法避免了陆相地层非均质性与代表取值之间的矛盾。因此使计算生烃量准确度大大提高，更加符合盆地实际。
①液态烃生成量的计算公式：
Q总液=S·H·K液·ρ·CORG·R式中Q总液——液态烃总生成量，108t；S——有效烃源岩分布面积，km2；H——有效烃源岩平均厚度，km；K液——液态烃产率（查热压模拟液态烃产率图版获得，单位kg/t）；p——烃源岩密度，一般取23×108t/km3；CoRG——欲测烃源岩之残余有机碳，t；R——残余有机碳之恢复系数。一般按不同岩石母质类型查干酪根恢复图版获得。
②气态烃生成量的计算公式：
Q总气=S·H·K气·ρ·CORG·R式中Q总气——气态烃总生成量，108m3；K气——气态烃产率（查热压模拟气态烃产率图版获得，m3/t）其余参数同液态烃计算公式。
③烃源岩地质体各演化阶段的划分。
在一个连续沉积的盆地中，沉积岩分散有机质的受热历史与其埋藏深度密切相关，在沉积条件基本一致以及同一地热场背景下，分散有机质中的镜质组反射率与源岩埋深呈线性关系，根据不同埋藏深度烃源岩实测镜质组反射率值与相应埋藏深度进行回归计算，可以得出埋深D与镜质组反射率Ro的线性回归方程D=aRo+b（a、b为变数）。根据线性回归方程，可得出各演化阶段的埋藏深度。为计算方便和有利于地质检验，一般将演化阶段划分为低成熟（Ro=0.5%～0.8%）、成熟阶段（Ro=0.8%～1.3%）、凝析油—湿气阶段（Ro=1.3%～2.0%）和干气（Ro>2.0%）四个阶段。
④各演化阶段烃源岩体积的测算。
对于任一含油气盆地，当其已获得一个系统剖面烃源岩实测的镜质组反射率值与埋藏深度关系，并由此而划分出该盆地相应演化阶段的现今埋藏深度之后，该盆地相应层段的今构造图或沉积岩等深图的各演化阶段的相应深度分布即为各演化阶段沉积岩体的面积分布，如南堡凹陷生油门限3200m，根据这一参数在该凹陷今构造图（或等深度图）上查出3200m的等高线（或等深线）分布范围，此即成熟生油岩的分布范围，依此类推确定液态窗高峰、进入湿气—凝析油和进入干气阶段的等高线或等深线的深度分布范围，便获得相应演化阶段沉积岩体的分布范围。然后将烃源岩等厚图与今构造图或沉积等深图叠合，将已在今构造图上或等深图上所确定的各演化阶段分布范围投绘于烃源岩等厚图上，从而便可获得各演化阶段烃源岩的分布面积。烃源岩各演化阶段面积范围的平均厚度即为该演化阶段烃源岩的实际厚度。于是各演化阶段生油岩体积便可测出。
⑤母质类型的划分和各演化阶段计算参数的选择。
烃源岩的生烃速率及产烃潜力不仅与烃源岩所处热演化程度有关，而且与母质类型关系更为密切，腐泥型母质和腐殖型母质生烃潜力可产生数量级之差。因此，在获得一个盆地不同演化阶段烃源岩体积之后，还必须把各演化阶段地质体中各类母质所占有百分比例求出，这样不同母质类型烃源岩选择对应类型烃源岩的相应阶段产烃率进行计算就更为合理。
关于母质类型划分，一般采用三类四分的原则，即腐泥型（Ⅰ型）、腐殖—腐泥型（Ⅱ1型）、腐泥—腐殖型（Ⅱ2型）和腐殖型（Ⅲ型）。如前述所用手段一般采用干酪根元素的H/C原子比和O/C原子比、Rock—Eval所获的IH和Io、干酪根镜检等多种方法。从快速、经济且能得到较有代表意义的选择，无疑Rock—Eval的资料是能较好满足上述要求的手段。
关于不同演化阶段产率计算，代表值的选择，首先必须确定欲测盆地的岩类和母质类型（泥岩、灰岩、煤或其他岩种。Ⅰ、Ⅱ1、Ⅱ2和Ⅲ型），在这些因素确定之后，针对所需计算的岩类和母质类型选择相应岩类及相应母质的产烃率图版（图1—11）热压模拟获得，在这个图版上分别测算出四个演化阶段（低成熟、成熟、湿气—凝析油和干气）的气、液态烃产率代表值。产率代表值的选择：低成熟代表值，由于其R。值范围由0.5%～0.8%，从动态分析观点出发，既不能选择Ro=0.8%的产烃率值，更不能选择Ro=0.5%时的产烃率值，一般选用R。=0.65%时的烃产率作为代表值。余此类推。
⑥残余有机碳的恢复。
关于残余有机碳的恢复，从物质平衡的观点出发，结合烃源岩有机物质演化特点，把未进入生烃门限之前烃源岩中的有机碳称为原始有机碳，进入生烃门限之后，烃源岩经历了不同的演化阶段，干酪根发生了不同程度热降解，并进行了不同程度的烃类排驱。因此，现今烃源岩中的残余有机碳与已降解碳之和才相当于原始有机碳。
图1—11 东濮凹陷沙河街组各类生油岩原始降解潜率图（据程克明，1995）
根据上述原理，采用Eock—Eval对各类母质的未成熟源岩进行人工模拟试验。以任一母质类型的烃源岩为例，将其在未成熟时所含有机碳视为原始有机碳。然后将其在不同模拟温度下所获得的已生成烃（S1）和干酪根热解烃（S2）之和乘以碳分数（0.083），即获得该模拟温度下该试样的有效碳[Cp=（S1+S2）0.083]，由此可以计算出该试样在该模拟温度下的烃降解率。所谓烃降解率是指该试样在该模拟温度下已生烃碳与残余有机碳之比值。对于一个盆地而言，我们可以选取不同类型的代表性烃源岩进行热模拟并制成各类生油岩的原始降解潜率图版（图1—12）。
图1—12 泌阳凹陷生油岩残余有机碳恢复系数图版A—1653号生油岩，最终降解率70%；B—最终降解率60%；C—1654号生油岩，最终降解率53.1%；D—1660号生油岩，最终降解率41%；E—1658号生油岩，最终降解率30%；F—2898号生油岩，最终降解率22%；G—1655号生油岩，最终降解率6.1%残余有机碳恢复系数取值范围：Ⅰ型1～3.4；Ⅱ1型1～1.8；Ⅱ2型1～1.2；Ⅲ型<1.2（据范成龙资料并作部分修改，程克明，1995）
在获得各类烃源岩不同模拟温度下的烃降解率和原始有机碳之后，根据物质平衡原理，原始有机碳与各模拟温度下烃降解率之（从原始降解潜率图版查）积即为该温度下该试样的已降解碳，而原始有机碳与已降解碳之比值即为残余有机碳的恢复系数（R）。对一个盆地我们可根据热模拟制成残余有机碳恢复系数图版（图1—13）。而残余有机碳恢复系数的取值范围，当确定了被恢复试样的热演化程度Tmax和母质类型之后，便可在如图1—13的图版上查得。
图1—13 东濮凹陷沙河街组各类生油岩热解烃率图版
（程克明，1995）
2）数字化积分法计算油气生成量（1）原理。
以各生油层系所取得的残余氯仿沥青“A”为基础，编出欲测地区和层位的氯仿沥青“A”等值图（勘探程度较低的地区亦可采用代表性样品氯仿沥青“A”的平均值），与此同时，结合测区，综合有机地球化学所确定的生油门限深度，编出有效生油岩等厚图（如前所述），将上述两种图件经数字化后用跟踪扫描法打点输入计算机，再由计算机根据各点的烃源岩厚度和残余氯仿沥青“A”含量，按照给定的公式（见后面）计算出各点的生烃强度，再由计算机绘出生烃强度等值线图（即生油量分布图）。
计算机既可计算和绘制出某一地质时间单元（或某一层段）和某一凹陷或区块的生烃强度分布（单位面积生油量）和总生油量，同时还可进行多层系的叠加，由此计算出一个盆地某一地质时期的总生烃量，从而为进一步的资源预测提供重要依据。该方法不足之处是无法计算出液态烃和气态烃的生成量，但它却有如下明显的优点：
①数字化积分法计算生油量首先是用等值线的办法把基本参数进行优化，从而避免了陆相地层非均质性与代表性取值的矛盾；②数字化输入图形（氯仿沥青“A”等值图及有效生油岩等厚图），按小区块计算各点生油量，区块越多，计算精度越高，最后是将各个小区块计算值积分，显然体积法无法与之比拟；③数字化积分法可将最终结果以生油量等值图形式输出，该图的最大作用是可以确定含油气盆地（或地区）的生油中心，为综合评价和指导勘探提供依据；④数字化积分法既可提供被测地区生油量的精确计算结果，又能提供不同概率的计算值，这为资源预测提供了较科学的依据；⑤数字化积分法可适用于不同勘探程度的盆地，也适用于不同的参数计算，能获得较好的结果。
（2）计算公式。
对于欲测区平面上某一点生烃强度的计算实质是以某一点的烃源岩厚度和源岩氯仿沥青“A”残余含量作变量来研究该测量点的生烃量，但根据残余氯仿沥青“A”所计算出的生烃量仅为残余生烃量，若能测算出该区各时间单元内油气的排出量（或排出系数），则可按下述公式计算出总生烃强度或总生烃量：
式中Q总——总生油量，108t；M——运移系数（由各盆地各生油层系用岩石热解法直接求得，单位：%，详见后）；S——生油岩面积，km2；H——生油岩厚度，km；A——氯仿沥青“A”平均含量，%；ρ——生油岩密度（一般用2.3×109t/km2）。
（3）运移系数确定。
油气生成量计算中所用运移系数是指生油层中已生成的油气向储层的排出率，即初次运移率。
初次运移率的测算方法是近几年在生油层定量评价研究中提出的一种方法。其原理是利用Rock—Eval实测不同温度下各种类型的不成熟生油岩的产烃率，以累计最大产烃率（即该生油岩在未排烃状态下的最大生油潜力）为原始产烃潜率，把现今不同演化阶段生油岩的热解烃率作为残留潜率。将各类未成熟生油岩在不同模拟温度下（或Tmax）的累积热解烃率作成图版（图1—13），由此可以通过图版求得已进行不同程度排烃的烃源岩的原始生油潜量。
对任何一个不同热演化程度的生油岩，只需要获得它的残余热解烃量（S2），并由同类未成熟生油岩热解烃率图版中，根据该类岩石的热演化程度（Tmax），便可查得其热解烃率（K），从而可以求得该生油岩的原始生烃潜量。
原始生烃潜量（S0）与不同热演化阶段残余生烃潜量（S1+S2）之差即为油气的初次运移量。初次运移量与总生油潜量之比，即为油气运移率（M）。表1—17列出了我国部分主要含油气盆地油气初次运移系数。
表1—17 中国中、新生代主要油气盆地初次运移系数表（程克明，1995）
续表
1）薄片及铸体薄片鉴定
表2—3 岩浆岩及变质岩储油气层特征（1）砾岩。
镜下一般只能鉴定细砾岩，鉴定时使用低倍镜。在手标本鉴定基础上进一步鉴定砾石成分与填隙物成分和结构等。
（2）砂岩。
①成分及含量。
a.碎屑颗粒，指石英、长石、岩屑（包括岩浆岩、变质岩、沉积岩）及其它如重矿物及云母等颗粒。
b.杂基，主要指泥质和细粉砂。
c.胶结物，指铁质、硅质、碳酸盐矿物（方解石、白云石、铁白云石、菱铁矿等），自生的粘土矿物（高岭石、蒙皂石、绿泥石、伊/蒙混层等），其次还有石膏、硬石膏、海绿石等，判断它们含量及形成顺序。
②结构：a.颗粒结构，颗粒大小、形状、磨圆等；b.填隙物结构；c.孔隙（包括孔隙含量类型、大小、几何形状、连通性、分选性），铸体薄片可有效地统计面孔率；d.支撑型与胶结类型。
③显微构造：如微递变、微冲刷、微细层理等。
④含油及化石情况。
⑤岩石定名：颜色+构造+粒度+成分。一般砂岩类型可分为纯石英砂岩、石英砂岩、次岩屑长石砂岩或次长石岩屑砂岩、长石岩屑砂岩或岩屑长石砂岩、长石砂岩、岩屑砂岩等。
⑥砂岩的成岩作用。
⑦砂岩成因分析。
应从以下几方面入手：
a.从碎屑成分看陆源区母岩性质及大地构造情况；b.从成分成熟度看风化作用强弱和搬运距离；c.从结构成熟度（分选、磨圆、杂基含量）及沉积构造看搬运介质方式，推断沉积环境；d.从化学胶结物推断成岩环境及成岩作用；e.从颜色（岩石及胶结物）推断沉积环境。
（3）火山碎屑岩。
火山碎屑岩是火山作用产生的各种碎屑物沉积后，经熔结、压结、水化学胶结等成岩作用形成的岩石。
在薄片下可确定火山碎屑物由石屑（包括岩屑、火山弹、塑性岩屑）、晶屑、玻屑（刚性及塑性岩屑）组成。
与石油储层密切相关的岩石为凝灰岩、沉凝灰岩及火山碎屑沉积岩。
在薄片鉴定中要密切注意火山碎屑岩中原生或次生孔、洞、缝发育、保存与充填情况。
（4）泥岩（粘土岩）。
在手标本基础上进一步鉴定粘土岩成分。包括机械混入物成分及含量，自生矿物种类，形状、含量，生物化石等，鉴定结构、构造次生变化、结合X衍射资料对泥岩定名。
（5）碳酸盐岩。
在手标本肉眼观察鉴定的基础上，偏光显微镜下系统描述鉴定岩石薄片：
①矿物成分。碳酸盐岩中常见矿物有：a.碳酸盐矿物主要是方解石、白云石，其次是铁白云石、铁方解石、菱铁矿、菱镁矿和菱锰矿等；b.自生的非碳酸盐矿物，如石膏、硬石膏、重晶石，天青石、石英、海绿石等；c.陆源碎屑混入物，如粘土矿物、石英、长石及一些重矿物等。
②结构组分和结构类型。
碳酸盐岩的结构在一定程度上反映了岩石的成因，它是岩石的重要鉴定标志，也是岩石分类命名的依据。
a.具颗粒结构的碳酸盐岩，颗粒类型包括内碎屑、鲕粒、生物颗粒、球粒、藻粒等；填隙物由化学沉淀物（亮晶胶结物）及泥晶基质及少量陆原杂基及渗流粉砂组成；注意它们的胶结类型。
b.具晶粒结构的碳酸盐岩，注意晶粒的大小，自形程度。
c.具生物格架的碳酸盐岩描述造礁生物种类、骨架的显微结构、矿物成分，大小分布等特点。
③沉积构造。
包括显微层理、微型冲刷、充填构造、结核构造、缝合线及成岩收缩缝等，乌眼及示底构造、生物钻孔、潜穴生物扰动等。
④成岩作用。
主要有溶解作用、矿物的转化作用和重结晶作用、胶结作用、交代作用、压实作用和压溶作用。注意观察这些成岩阶段（同生期、早成岩期、晚成岩期、表生期）、不同成岩环境（海底成岩环境和大气淡水成岩环境，浅—中埋藏成岩环境、深埋藏成岩环境、表生成岩环境）中的特点和识别标志。
⑤孔隙和裂缝。
用铸体薄片观察原生及次生孔隙，以次生孔隙发育为特征的储层还包括构造裂缝描述与观察。从孔隙结构类型来讲，主要有粒内、粒间、晶间、生物格架、遮蔽、鸟眼、铸模等孔隙，还有溶孔、溶缝、溶沟、溶洞等。
⑥岩石综合定名。
附加岩石名称（颜色+成岩作用类型+特殊矿物+特殊结构）+岩石基本名称（结构命名+矿物成分）命名，主要岩石类型有：泥晶灰岩或白云岩、粒屑泥晶灰岩或白云岩、泥晶粒屑灰岩或白云岩、亮晶粒屑灰岩或白云岩。
⑦环境分析。
a.颗粒形成环境；b.颗粒沉积环境；c.成岩研究。
（6）岩浆岩与变质岩。
①岩浆岩。我国岩浆岩储层的岩石类型以熔岩为主，最主要的是玄武岩和安山岩、次火山岩、流纹岩和脉岩类。
②变质岩。包括区域变质岩、混合岩、接触变质岩和动力变质岩。
2）孔隙度、渗透率、含油气饱和度、含水饱和度测定储层孔隙特征的研究是储层研究的一项重要内容，这是因为关系着储层的储集性能和产能。流体在储集层中的渗流不仅受限于宏观储层的几何形态而更多的受微观的孔隙特征所制约，因而研究储层的孔隙特征对储层的认识与评价，油气层产能的预测、油水在油层中的运动、水驱油效率及提高采收率均具有实际意义。
（1）孔隙度。
岩样的总孔隙度Φ=Vp/Vf是指岩样所具有的孔隙度容积Vp与岩样的外表体积Vf的比值，通常以百分数表示。
通常使用的孔隙度为有效孔隙度Φe=Vep/Vf，其中Φe为有效孔隙度（流动连通孔隙度），Vep为有效孔隙体积（除去死孔隙及微毛细管孔隙）。有效孔隙度是计算储量和评价储层特性的重要指标，在实验室常用饱和煤油法及气体法进行测定。
（2）渗透率。
在一定的压差下岩石连通的孔隙系统可以让油、气、水在其中流动。为衡量流体通过多孔介质的能力通常采用渗透率来量度。当岩石为单流体100%饱和且流体与岩石不发生任何物理化学作用时所测得的岩石渗透率为绝对渗透率。
决定渗透率的因素：①孔隙半径，K=Φr2/8（K渗透率、Φ孔隙度、r孔隙半径）；②岩石比表面，岩石比表面越大，渗透率越小；③渗透率随岩石颗粒变细而急剧下降，砂岩渗透率随着泥质含量增加而急剧下降，另外油层岩石的沉积条件及埋藏深度也影响渗透率大小。
孔隙度、渗透率资料必须绘制孔隙度直方图、渗透率直方图等。
（3）流体饱和度。
所谓饱和度系指单位体积内油、气、水所占的体积百分数。
式2—1中：Vo、Vg、Vw分别为油、气、水在油层孔隙中所占体积；So、Sg、Sw分别为油、气、水饱和度。
3）粒度分析、重矿分析（1）粒度分析。
测定碎屑沉积物中不同粗细颗粒含量的方法称粒度分析。粒度是碎屑沉积物的重要结构特征，是其分类命名（如砾、砂、粉砂、粘土等）的基础，是用来研究其储油性能的重要参数（如粒度中值、分选系数等），有时也可用粒度资料作为地层对比的辅助手段。但是粒度分析更广泛地应用于沉积学的研究，近几年来已成为沉积环境研究的重要标志。
①粒度分析方法。
a.筛析法；b.沉降法；c.薄片粒度分析。
目前已发展成用图像法及颗粒计数法来取代人工薄片颗粒计数法。
②粒度分析资料整理。
a.编制粒度分析数据表（各粒度的重量百分比及各粒级累积重量百分比），数据绘制成图（包括直方图、频率曲线图、累积曲线图、概率曲线图、C—M图）；b.粒度参数：粒度平均值（Mz）、中值（Md）、众数（Mo）、标准偏差（σ1）、偏度（SK1）、峰度（Kg）。
（2）重矿分析。
将砂岩中比重大于2.86的矿物分离出来进行专门研究的方法叫重矿分析，重矿物在碎屑岩中含量很少，一般不超过1%，主要分布在0.25～0.05mm粒级内。
重矿物资料分析及意义。
①母岩性质分析：不同类型母岩其重矿物组合不同，利用重矿物组合与含量变化来解释母岩区（表2—4）。
②物质来源方向分析：利用水平方向上重矿物种类和含量变化图，可以推测物质的几个来源方向。
③母岩侵蚀顺序确定：重矿物剖面同一侵蚀区上下层位可有不同的母岩，随时间进展，最先侵蚀的最上面层位的岩层，它们产生的物质（包括重矿物组合）在沉积区是沉积在最底层；最后受侵蚀的是最下部层位的母岩，但沉积在最上部层位中。
表2—4 不同母岩的重矿物组合④划分和对比地层。
在以上储层实验测试分析后，对所取得的各项数据分析研究并进行储层综合评价。
1.储层成岩阶段的划分综合自生矿物、粘土矿物及其混层比的变化，并参考有机质热成熟度（Ro、TAI、Tmax）、地温及砂岩孔隙类型等各项指标将碎屑岩储层的成岩阶段分为同生成岩、早成岩、晚成岩及表生成岩四期。早成岩期分为A、B期，晚成岩期分为A、B、C期。它们分别与有机质的未成熟、半成熟、成熟、高成熟及过成熟相对应。而碳酸盐成岩阶段也划分为同生成岩、早成岩、晚成岩及表生成岩四期（表2—17、表2—18）。
2.孔隙类型判别、次生孔隙成因及预测次生孔隙和油气分布层段1）孔隙类型在早成岩期（也就是蒙皂石带）是以原生孔隙为主，其末期（无序混层带）可出现混合孔隙，而在晚成岩期是以次生孔隙为主。
2）次生孔隙的成因及预测次生孔隙和油气分布层段我国陆相碎屑岩储层的次生孔隙是普遍存在的，主要是由方解石、菱铁矿以及长石的溶解而造成，还有少量次生孔隙是由于暗色矿物（辉石、角闪石、黑云母）以及方沸石、浊沸石的溶解，使原来较为致密的岩石产生了次生孔隙。
综合各油区资料，深部地层中次生孔隙的形成与沉积相带和泥岩中混层粘土矿物的转化及脱水过程有密切的关系，它受泥岩层间水脱水时期所控制。次生孔隙的主要分布井段正是泥岩处于突变压实阶段，也就是有序混层带阶段。与此同时，也正是生油岩开始成熟并有烃类的形成阶段，因此次生孔隙和油气的分布往往邻近于I/S混层有序混层带。在I/S混层伊利石带及绿泥石—伊利石带，由于再胶结作用次生孔隙减少而裂缝开始发育，在裂缝发育处也伴随有次生孔隙的发育。这时由于地层温度较高，一
表2—17 碎屑岩成岩阶段划分规范（据应凤祥）SY/T 5977—92
表2—18 碳酸盐岩成岩阶段划分及主要标志（据方少仙、孔金祥）SY/T 5478—92注：①有机质成熟度及古温度的界限可与油气演化及运移相对应，与砂岩成岩阶段划分规范类似，但与成岩环境不完全相符，各地视具体情况订正。
②“……”表示少量或可能出现的成岩标志。
般大于140℃，所以有轻质油及气出现。
3.自生矿物类型、产状、含量的研究在储层评价中自生矿物是一项很重要的指标，我国储层中最常见的自生矿物有：各种碳酸盐类矿物，如方解石、白云石、含铁白云石、铁白云石和菱铁矿；石英和钾长石的次生加大；石英和钠长石的自形晶小晶体及斜长石的钠长石化；各类沸石，包括方沸石、浊沸石、片沸石、钠沸石等；石膏、硬石膏、重晶石等硫酸盐矿物；还有片钠铝石、榍石和帘石等少量偶见的自生矿物。
不同类型的自生矿物出现和分布都有其一定的物理化学条件和特定的地质历史环境，随着成岩作用影响的加强以及地层温度、压力的升高和孔隙水化学性质的变化，就能出现不同类型的自生矿物（见表2—19）。它能指示该岩石的形成发展过程，也是影响岩石物性和储集类型的重要因素，对保护油层、防止油层损害以及合理拟订增产措施也是重要依据。因而自生矿物研究在储层评价中有特殊的重大意义。
1）自生矿物可作为地质温度计用自生矿物可了解岩石在成岩过程中所经受过的热变史，从而为确定生油门限、计算地温梯度和了解地层的沉积埋藏史和成岩环境提供依据。
各种自生矿物的形成温度归纳如下：
①I/S混层粘土矿物：无序混层带顶界（S层在I/S混层中占70%），70℃；有序混层带顶界（S层在I/S混层中含量小于50%），80～90℃；伊利石带顶界（S层I/S混层中含量小于20%），130～140℃。
②石英次生加大出现的顶界（相当于早成岩期B期），随着埋藏成岩作用的加强，石英加大可在较高温度下形成。
③铁白云石：开始出现井段的温度为80～90℃，随着地层埋深和温度的升高，在大于100℃时它分布普遍且数量增加，并呈交代方解石或在白云石外围呈加大产出，也有充填残余孔隙空
表2—19 各种自生矿物在不同成岩阶段的分布及产状（据应凤祥，1987）
间的，其Fe、Mg来源与混层转化过程中析出的铁、镁有关，也与黑云母分解时析出的铁、镁有关。
④浊沸石形成较晚，常呈交代出现，其温度在120～140℃左右。
2）自生矿物对油层损害及预防措施（1）不同自生矿物对油层损害均不相同，（表2—20）。
（2）不同成岩阶段形成的自生矿物组合，对油层损害的潜在问题是不同的。
①早成岩期：
这一阶段储层岩石一般较疏松，孔隙度较高，以原生孔隙为主，常有较多的水敏性分散状蒙皂石以及蒙皂石层在混层中占70%以上的I/S混层，并可见少量自生高岭石。所以这类储层的潜在问题是要防止出砂和注水时防止水敏性矿物膨胀。
②晚成岩期A、B期：
一般岩石已较致密，发育次生孔隙，由于各类储层在岩石成分、分选、杂基和胶结物含量和类型的不同，以及机械压实作用、胶结作用、溶解作用、交代作用等程度的差别，因而物性变化很大，常存在非均质性问题，因而损害油层的潜在问题也不同。
（3）预防措施：
根据碳酸盐胶结物与粘土矿物杂基的含量，需综合考虑酸化后的实际效果。
对于低渗透储层应分析其低渗透的原因，若碳酸盐胶结物含量高，这是以化学胶结影响物性相对好的储层，注水时应防止自生高岭石和自生伊利石晶粒的迁移问题。
对自生绿泥石含量较高的储层，要注意酸化后产生氢氧化铁也会造成油层损害作用而造成低渗透，这类储层应以酸化为主并配以压裂。
在钻井过程中对于垮塌的井段应加强岩石性质的研究，以分析由于自生矿物或是岩石裂隙、裂缝影响则造成井壁塌方，从而采取措施。
表2—20 各类自生胶结物对油层损害及预防措施
4.油气层综合评价1）砂岩通过钻井地质录井、结合电性资料、以储层实验测试手段所取得的实际储层特征为主，对所钻遇的油气层组的岩性特征、储层特征、电性解释及含油性作一评价。
（1）油气层显示分布特点：
①确定油气显示的井段、层数、厚度、砂岩的厚度；②油气显示在纵向上的差异；③油气层含油显示的级别。
（2）油气层储层特征和成岩作用。
①油气层储层岩石类型及孔隙特征。岩石类型包括岩性、碎屑组分及胶结物；孔隙特征包括孔隙类型（原生及次生孔隙）、孔隙度、渗透率等，指出影响孔隙物性的因素（包括沉积相带、岩石粒度、埋藏深度、岩石中胶结物的含量等）。
②成岩作用包括各类成岩作用特征，次生孔隙及有利孔隙带的预测。
（3）油气层四性特征及砂层（油层）横向分布。
通过岩性、电性、物性和含油性录井和分析化验资料（包括毛细管压力曲线解释、油在荧光显微镜下分布的产状、含量、性质）对该储层的储集性质及产能作出综合评价。
（4）生、储、盖组合配置评价。
综合评价包括测井解释、综合评价以及试油产量等。
①综合评价参数（表2—21）。
②评价分类指标。
a.厚度分为五级：大于10m（特厚层）、5～10m（厚层）、2～5m（中厚层）、1～2m（薄层）、小于1m（特薄层）。
b.孔隙度分为五级：大于30%（特高）、25%～30%（高）、15%～25%（中）、10%～15%（低）、小于10%（特低）。
c.渗透率分为五级：大于2000×10-3μm2（特高）、500～2000×10-3μm2（高）、100～500×10-3μm2（中）、10～100×10-3μm2（低）、小于10×10-3μm2（特低）。
d.砂体连续性分五级：大于2000m（连续性特好）、1200～2000m（连续性好）、600～1200m（连续性中等）、300～600m（连续性差）、小于300m（连续性极差）。
e.孔隙半径中值分五级：大于25μm（特大孔道）、15～25μm（大孔道）、5～15μm（中孔道）、3～5μm（小孔道）、小于3μm（特小孔道）。
f.平均喉道半径分为五级：大于50μm（粗喉）、10～50μm（中喉）、5～10μm（较细喉）、1～5μm（细喉）、小于1μm（微细喉）。
表2—21 储层综合评价参数9886g.储集性能评价（表2—22、表2—23）。
对钻遇的油气层必须逐层进行综合评价，为开发提供实际的资料。
2）碳酸盐岩碳酸盐岩储层综合评价也是综合应用储层研究的全部资料与成果，对储层进行全面的认识。通过综合评价，指出单井剖面上有利的储层段；结合区域地质和地震资料，预测有利储层段的分布和变化。储层综合评价既是储层各单项评价的综合成果，又是油、气藏评价的基础。
表2—22 含油储层储集性能评价（据开发标准，1991）
表2—23 含气储层储集性能评价（据戚厚发，1993）
（1）储层综合特征以及纵向演化特征，并预测储层横向变化。
（2）储层分类。
①确定储层分类参数和界限，不同地区或油气田，以及不同储集类型的储层都应分别选择分类参数和制定分类界限。
a.储集空间形状分类：孔或洞储集空间的长宽比为1∶1～1∶10；裂缝储集空间的长宽比大于1∶10b.按储集空间大小分类（孔隙直径或宽度D）：
孔隙：粗孔D=2～0.1mm，细孔D=0.1～0.01mm，微孔D<0.01mm；裂缝：大裂缝D>3mm，中裂缝D=1～3mm，小裂缝D=0.1～1mm，微裂缝D<0.1mm（D为裂缝宽度）。
c.喉道大小与形态。
喉道大小可按饱和度中值喉道宽度划分，亦就是R50（μm）：大喉R50>2μm；中喉R50=2～0.5μm；小喉R50=0.5～0.04μm；微喉R50<0.04μm。
喉道形状可划分为：
管状喉：喉道呈细而长的管子，管子断面接近圆形；片状喉道：在晶粒之间形成连通多面体或四面全孔隙的狭小通道。
②对各类储层特征进行综合描述与评价。
③指出纵向上有利和较有利的储层段。
④碳酸盐岩储层分类（表2—24）。
表2—24 储层分类表
（3）储层有效厚度的确定，对于不同储集类型的储层应分别加以确定。
（4）储层成岩作用评价。
（5）储层埋藏的物理条件——压力和温度。
（6）油、气储量的预测。
枕轰尤尼： 油气储集的场所和油气运移的通道称为油气的储集层
海南省15915915097： 名词解释 储集层 - ？
枕轰尤尼： 定义:具有连通孔隙,能使流体在其中储存和渗滤的岩层,称为储集层.它必须具有储存空间(孔隙性)和储存空间一定的连通性(渗透性).储集层中可以阻止油气向前继续运移,并在其中贮存聚集起来的一种场所,称为圈闭或储油气圈闭.一般可以是砂岩或者碳酸盐.
海南省15915915097： 油气层深度和井深为什么不同 - ？
枕轰尤尼： 这是因为一口井打穿的地层不是每层都含有油气.油气层是指的油气储层,油气的赋存只在特定的岩层中,储集层具有孔隙度和渗透性(合成孔渗性),一些孔渗性极低的岩层是不含有油气的,通常,油气层可以分为孔隙性储层和裂隙性储层,前者如各种碎屑岩(砂岩、砾岩等),后者如碳酸盐岩.最经典的储层就是砂岩储层、碳酸盐岩储层. 油藏的生储盖集合也不是存在于整口井的所有地层,所以一口井的所有地层中也只有一部分地层含油气.所以油气层深度和井深不相同
海南省15915915097： 请问:石油天然气的储存方法? ？
枕轰尤尼： 在日常生活中,当你把少量的水洒到海绵上时,会发现水渗入海绵的孔隙中,且不会流出.与这种现象相似,石油和天然气是储存在有孔隙的岩石中的,储存油气的地层叫油气储层.储层中的油气很不稳定,往往会借助地下岩石孔隙相连而形成的通道,由压力大的地方向压力小的地方移动,只有遇到阻挡物时才会停止运移.在阻挡物处油气由少聚多,并且越聚越多,这种阻挡油气的地方一般称为圈闭.当圈闭像一个倒扣的锅时,专业人员称它为构造圈闭.当然还有其他形式的圈闭.如果这些圈闭正好被致密的、不透水的岩石所组成的地层盖住,油气从圈闭中流不走,也挥发不掉,使油气最终定居在这里,就形成油气田.
海南省15915915097： 储集层为什么能够储集油气 - ？
枕轰尤尼： 储集层 定义:凡是可以储集和渗滤流体的岩层,称为储集层 能够储存和渗滤油气的岩层,它必须具有储存空间(孔隙性)和储存空间一定的连通性(渗透性).储集层中可以阻止油气向前继续运移,并在其中贮存聚集起来的一种场所,称为圈...
海南省15915915097： 解释生油层的概念及储油构造的概念和特点. - ？
枕轰尤尼： 1)生油层 指当初具备成油条件生成油气的地层.油、气生成后,一般呈分散状态存在于生油层中,不同的沉积物中所含的有机质多少不同, 如泥质岩平均为 2.1%,碳酸盐岩为 0.2%,砂岩为 0.05%,故泥质岩和某 些碳酸盐岩常形成良好的生油层.(2)储油层 在生油层中呈分散状态存在的油气,必须运移集中到孔 隙和裂隙发育较好的岩层中,才有可能形成油气藏.这种能储集油气并可在 其中流动的岩层,称为储油层或储集层.储油层的孔隙性越好,储油的能力 越大;储油层的渗透性良好,油气的流动性越强.这些条件可以决定油气的 产量.油气所以能从生油层向储油层运移集中,是由于油气本身是流体,具有 流动性;另外也须有导致油气运移的外部动力条件.这种动力条件
海南省15915915097： 油气藏形成的条件 - ？
枕轰尤尼：[答案] 油气藏是油气聚集的基本单位,是油气勘探的对象.石油和天然气在形成初期呈分散状态,存在于生油气地层中,它们必须经过迁移、聚集才能形成可供开采的工业油气藏.这就需要具备一定的地质条件.这些条件概括为:“生、储、盖、圈、运、保”...
海南省15915915097： 什么是形形色色的储层? - ？
枕轰尤尼： 石油是一种深埋地下的液体矿床.在地层压力下,能像喷泉一样从地下通过油井喷出地面,或像水井的水一样从井底被人们抽提上来.石油储藏在地下具有孔隙、裂缝或孔洞的岩石中,储藏石油的岩石就是油层. 岩石的种类很多,已经被人们认...
海南省15915915097： 煤\石油\天然气是怎么形成的? - ？
枕轰尤尼：[答案] 答:化石燃料的形成: 煤的形成: 煤是古代植物遗体的堆积层埋在地下后,经过长时期的地质作用而形成的.据研究,几乎... 直到受不透油的封闭地层阻挡而停留下来.当此封闭内的油点越聚越多,便形成了油田. 储油气构造 一个良好的储存油气的封...
海南省15915915097： 石油是什么?是怎么形成的? - ？
枕轰尤尼： 石油的形成 石油主要由碳氢化合物组成.在岩层孔隙内,常以液体或气态(天然气)存在;有时部份凝结成固态. 石油是古代生物遗骸,堆积在湖里、海里,或是陆地上,经高温、高压的作用,由复杂的生物及化学作用转化而成的. 石油在地...
