成藏物理模擬實驗裝置

❶ 東營凹陷營透鏡狀砂岩油藏成藏過程二維數值模擬

解國軍^1，2金之鈞¹

（1.中國石化石油勘探開發研究院，北京100083；2.中國石油大學（北京）資源與信息學院，北京102249）

摘要 為了對東營凹陷營11 透鏡狀砂岩油藏的成藏機理進行深入研究，以掌握該類油藏成藏的主要影響因素，本文利用可壓縮多孔介質油水兩相滲流的基本原理，對其成藏過程進行了二維數值模擬。模擬過程中考慮了砂體區地層沉積（剝蝕）、地層厚度變化、岩石孔滲條件變化、流體物性的變化、毛管壓力、相對滲透率和油氣生成等一系列過程和參數。模擬再現了石油在砂體中聚集的過程，模擬的砂體的最終含油飽和度及分布與現實情況基本吻合。通過模擬和分析表明，圍岩和砂體的毛管壓力差異才是驅動石油在類似營11這樣的透鏡狀砂岩油藏中聚集的根本動力，而這一驅動力是由於圍岩和砂體物性上的差異以及油氣的生成兩種因素結合在一起而形成的。

關鍵詞 透鏡狀砂岩油藏 成藏過程 數值模擬 兩相流動 毛管壓力 東營凹陷

Two Dimensional Numerical Simulation of Oil-trapping Process of Ying11 Lentoid Sand Reservoir of Dongying Depression

XIE Guo-jun^1，2，JIN Zhi-jun¹

（1.Exploration ＆ Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing100083；2.Resource and Communication Collage，China University of Petroleum，Beijing102249）

Abstract The oil-trapping process of Ying11 lentoid sand reservoir of Dongying Depression is numerically simulated on two dimension condition based on the theory of two-phase fluid flow in compactable porous media in order to thoroughly study the oil accumulation mechanism and master the dominating influential factors of this kind of reservoirs.The various related processes and parameters considered in the simulating process are sedimentation/denudation，the thickness of strata，the porosity and permeability of rock，the physical properties of fluids，capillary pressure，relative permeability，and oil generation.The oil accumulation process in the reservoir reappears in the simulation，and the oil saturation and distribution accord with the real situation.It is indicated that the fundamental driven force for oil accumulation in lentoid sand reservoir as Ying11 is the difference of the capillary pressures built up between the source rock and reservoir，and the driven force forms from the combination of the difference of the physical properties between source rock and reservoir and the oil generation.

Key words lentoid sand reservoir oil-trapping process numerical simulation two phase fluid flowcapillary pressure Dongying Depression

原生透鏡狀砂體油藏是一類典型的砂岩岩性油藏，這類油藏一般是由濁積岩砂體被低滲透性泥頁岩包圍所形成的，砂體內油氣來源於周圍的源岩，東營凹陷的營11砂體油藏就是這類油藏的典型代表。由於完全被泥岩所包圍，因此對於這種油藏形成的油水交替機理在人們看來具有不同於構造或地層油藏的特殊性。關於這類砂體油藏的成藏機理和影響因素，前人有過多種有益的實驗研究和理論探索。陳章明等^［1］、李丕龍等^［2］通過成藏物理模擬試驗對原生岩性砂體的成藏過程和影響因素進行了分析。王寧等在岩性油藏成藏過程中考慮了成藏的動力和阻力兩種因素^［3］；龐雄奇等則從「成藏門限」的角度對砂岩透鏡體的成藏控制條件進行了分析^［4］。李丕龍等提出了「相」、「勢」控油理論，對包括透鏡狀砂體油藏在內的隱蔽油藏的形成機制進行了分析^［5］。隋風貴對濁積砂體油氣成藏的主控因素進行了定量分析^［6］。

然而無論是上述的實驗研究還是理論分析，基本上都是從定性或半定量的角度對該類油藏的成藏過程機理進行的討論，或只是對這類油藏的含油性相關影響因素進行了分析，而沒有涉及其成藏機理，因此都無法更詳細地了解原生岩性油藏成藏的整個過程及控制機理。由於透鏡體油藏的成藏過程是與其圍岩緊密相關的，因此，理解砂體的成藏過程必須將砂岩體的演化過程與圍岩的演化過程結合起來統一考慮。本文則是從演化的觀點，利用定量的方法，綜合考慮地層沉降、溫壓變化、砂體和圍岩物性變化、孔隙流體物性變化、石油生成等各種相關過程，模擬處於圍岩包圍中的營11透鏡體油藏成藏的整個過程，並分析其成藏機理和含油性的主要控制因素。通過對該油藏成藏過程的二維數值模擬，可以更深刻地了解這類油藏成藏過程中的油水交替過程及其力學機制，為探討這類油藏的成藏機理及其影響因素提供了很好的例證。

1 模擬模型的建立

由於營11透鏡狀砂岩油藏在成藏過程中涉及由於壓實作用而導致圍岩和砂體的變形以及油水兩相流體在其中的流動過程，並且岩石的變形和流體流動是相互影響的，因此這是一個可變形多孔介質兩相流動的流固耦合問題。

與二次運移相比，油氣從低滲透源岩中的排出（初次運移）一直是比較難以理解的現象。從油氣自源岩中排出的相態來看，現在普遍被接受的觀點是大多數油氣是通過獨立相態排出的^［7］，而油氣排出的主要動力則來源於壓實及生烴等作用產生的過剩地層壓力^［7～9］。描述流體在多孔介質中低速流動的通用方法是依據達西定律給出的，雖然對於在低滲透性泥頁岩地層中達西定律是否適用還存在疑問，但其作為一種描述孔隙流體流動速度和壓力關系的有效手段還是被廣泛應用於各種排烴模擬中^{［10～13］}。為了模擬石油從源岩中排出並進入被其所包圍的砂岩中聚集這一過程，本次模擬也採用了基於達西定律的油水兩相滲流模型。模型中油相和水相的壓力差即為毛管壓力。

由均勻介質彈性力學的廣義胡克定律可以推出其應變和應力之間的關系。但對於地質過程的模擬，地層壓實作用不同於彈性力學所描述的微小變形過程，從長時間看是一種非彈性的大變形過程，而對於這一過程的地質描述一般採用一種近似的簡化關系，即將這種變形轉化為岩石孔隙度與其所受到的垂向有效應力之間的指數關系^{［13～15］}。根據Terzaghi方程，垂向有效應力可用岩石總負載與孔隙流體壓力之差來表示^{［10，16］}。

生油泥岩可視為由乾酪根、無機雜基和孔隙3個部分組成，其中乾酪根與無機雜基構成生油岩的骨架。為了處理問題簡單，可將乾酪根劃分為有效乾酪根（具有生油潛力，可全部轉化為石油）和無效乾酪根（不具有生油潛力）。因此，可將生油岩重新劃分為以下3個部分，即有效乾酪根、不可壓縮骨架（包括無效乾酪根和無機雜基）和孔隙。模型假設有效乾酪根降解將產生同質量的烴並使泥岩骨架厚度減小。而岩石的厚度變化可根據不可壓縮骨架體積不變的原理得到。對於砂岩儲層可不考慮有效乾酪根降解所導致的骨架厚度的變化。生油岩中烴類是其中包含的乾酪根熱降解的結果，而乾酪根的熱降解採用化學反應動力學中的一級反應定律來近似描述^［17］。根據一級反應定律，乾酪根的轉化率與剩餘的乾酪根量成正比，可表示成多個平行的一級反應。而反應常數是由反應活化能、頻率因子和反映溫度決定的。設同質量的有效乾酪根降解可產生相同質量的石油，因此石油生成的速率也就是乾酪根的降解速率。

2 相關參數變化

水和油的密度是溫度和壓力的函數，可採用指數型狀態方程來描述^［13］。水和油的黏度是影響水和油滲流的參數，水的黏度一般採用與溫度相關的函數^{［13，18］}，而本次模擬油的黏度採用了考慮了油的重度和溫度的Beggs ＆ Robinson公式^［19］。

沉積岩的滲透率對地層流體的流動和異常壓力的形成都起著至關重要的作用，一般受沉積岩類型和埋藏深度等因素的影響，其大小有時存在多個數量級上的變化。對於碎屑岩地層，一般情況下滲透率的變化可表示為孔隙度的函數，如Kozeny-Carman方程^{［10，18］}。在本次模擬中採用滲透率與孔隙度為冪函數關系的公式^{［13，20］}。

在包含兩相或兩相以上非混相流體的滲流系統中需要考慮岩石的毛細管壓力特徵。由於模擬中處理的基本上是石油生排及聚集的過程，因此只需考慮岩石的驅替毛管壓力曲線特徵。本次模擬研究採用驅替毛管壓力與含水飽和度呈冪律關系的公式^［21］：

油氣成藏理論與勘探開發技術

式中：P_cb為毛管突破壓力；γ為孔隙大小分布指數；S_w為含水飽和度。對應於突破壓力的毛管半徑可用其與孔隙度和滲透率的經驗關系來表示^［22］。由Laplace方程可知毛管壓力是界面張力、潤濕角和毛細管半徑的函數。水烴體系界面張力可一般表達為體系溫度和油水密度的函數^［19］。另外，本次模擬假設岩石完全水濕，可得潤濕相接觸角為0。因此，將可求得岩石毛管突破壓力P_cb。如果要求得驅替毛管壓力曲線，還需要確定孔隙大小分布指數。對東營凹陷的28塊砂岩樣的壓汞曲線的擬合分析表明，孔隙大小分布指數基本上是與岩石的孔隙度和絕對滲透率等物性參數無關的參數，本次模擬取其均值0.34。本次成藏模擬對於泥岩也採用相同的突破毛管壓力公式和孔隙大小分布指數值。

油和水的相對滲透率採用Brooks-Corey經驗關系式表示^{［13，21，22］}，其中油和水的相對滲透率與含水飽和度和孔隙大小分布指數有關。

3 營11砂岩油藏成藏過程模擬

3.1 營11砂岩油藏概述

營11砂岩油藏位於東營凹陷的東辛油田西南部，西鄰郝家油田，南靠現河庄油田。構造上處於東營凹陷中央隆起帶西部，東辛、郝家、現河庄構造斷裂帶之間的窪陷中央。本次模擬的是營11砂體沙河街組三段中下油藏，探明石油地質儲量1248×10⁴t，是東營凹陷迄今為止發現的最大的獨立砂體油藏。營11沙河街組三段中下砂體的構造圖及模擬剖面線位置見圖1。

圖1 營11沙河街組三段中下砂體頂面構造圖及模擬剖面線位置

3.2 營11砂岩油藏模擬的前期准備

模擬的前期准備工作由剖面網格化、原始沉積剖面恢復、上覆地層沉積過程反演和模擬演化過程參數確定等幾部分組成。

3.2.1 剖面網格化

選取的剖面長度以營75井為分界點，向砂體上傾方向延伸5600m，向砂體下傾方向延伸2400m，剖面總長度為8000m。剖面體垂直方向深度從2700m（大致為沙河街組三段上亞段的底界面）至3600m（大致為沙河街組四段上亞段底界面）。從沙河街組三段中亞段向沙河街組三段上亞段，砂岩沉積逐漸占據主導地位，由於砂岩較好的導流性，不易形成顯著的異常壓力，因此在剖面體頂部位置的壓力邊界條件以常壓來考慮。由沙河街組四段上亞段地層向下膏泥岩居主導地位，因此可以沙河街組四段上亞段地層底界為剖面體的封閉邊界。由此可見剖面體長8000m，高900m。在網格劃分時既要考慮精度，又要考慮計算工作量的大小，因此，在砂體所對應的長度和高度方向進行網格細化，而在其他地方，盡量將網格粗化以減小計算工作量。

3.2.2 原始沉積剖面恢復

由於剖面顯示的是現今的沉積厚度和孔隙度特徵，要進行砂體成藏過程的正演模擬，需將剖面恢復到模擬零時刻的狀態。本次模擬的零時刻設定為沙河街組三段上亞段沉積期末，因此，需將模擬剖面從頂部的2700m恢復到0 時的剖面狀態。恢復是按地層壓縮時骨架體積不變的原則進行的。地層孔隙度採用隨深度按指數遞減規律變化的公式，其中相關參數是根據東營凹陷實際探井的地層數據回歸得到的。

3.2.3 上覆地層沉積過程反演

由於成藏過程為一正演過程，因此需知道模擬剖面上覆地層在不同沉積期的沉積速率以及地層的砂泥岩含量。為此，首先要了解沉積地層現今的厚度及砂泥岩含量。表1給出了營11砂體區域有代表性井的地層厚度和地層砂質含量以及地層平均沉積速率。其中的地層砂質含量由自然電位或自然伽馬測井數據計算得出；地層沉積速率是指沉積物處於沉積表面時的沉積速率，根據地層的砂泥岩含量、地層厚度和深度以及沉積持續時間給出。而東營期末的沉積間斷按剝蝕200m的東營組計算，並依據沉積間斷的時間10.6Ma得到平均剝蝕速率。

表1 營11砂體上覆地層模擬參數

3.2.4 模擬演化過程參數確定

營11砂體區的古地溫梯度採用東營凹陷的古地溫梯度，距今時間為43Ma，38Ma，36Ma，32.4Ma，24.6Ma，5.1Ma，2Ma和0時的古地溫分別是5.15℃/100m，4.86℃/100m，4.61℃/100m，4.49℃/100m，4.2℃/100m，4℃/100m，3.68℃/100m和3.5℃/100m^［23］。

與砂岩岩石壓縮有關的參數值由東營凹陷砂岩孔隙度與深度及有效應力的關系回歸得到，而與泥岩壓縮相關的參數值來自Mudford等^［24］。砂岩滲透率與孔隙度關系式中的參數值來自東營凹陷的數據回歸，而泥岩參數值來自Luo 和 Vasseur^［13］。

岩石的生烴潛力可定義為生油岩有效乾酪根（可轉化為烴類）占岩石骨架總量的質量比，而原始生烴潛力是指烴源岩在演化的初始時刻的生烴潛力。一般將在岩石熱解分析中的S₂值視為岩石的生烴潛力值，因此若想得到網格體岩石的生烴潛力值，需要本區大量的有機岩熱解分析資料，而現實的情況是這種分析資料在本區非常有限，無法滿足網格體的生烴潛力值的數值化。因此，本次模擬網格體的生烴潛力利用營11砂體區的測井數據進行計算。採用Passey等^［25］提出的基於孔隙度和電阻率測井數據的ΔLgR方法，經過改進可以對烴源岩在演化初期的原始生烴潛力進行預測。進行網格體原始生烴潛力賦值應用了鑽遇營11砂體和其附近的營76井、營101井、營102井、新營69井、營75井、營70井、營67井、營68井、營78井等的測井數據。由於上述井均未鑽遇沙河街組四段上亞段地層，因此，模擬剖面沙河街組四段上亞段地層的原始生烴潛力採用河88和郝科1的計算值。

考慮到東營凹陷沙河街組四段上亞段、沙河街組三段下亞段以及沙河街組三段中亞段的烴源岩以I型乾酪根為主，在生油模擬中烴源岩的乾酪根依反應活化能劃分的各組分初始含量和頻率因子等參數採用Schenk等^［26］提供的I型乾酪根數據。

3.3 模擬過程及結果分析

營11砂體的成藏模擬從距今38.6Ma開始，即模擬的0時間點，而後每1Ma記錄一次網格體各相關參數的變化情況。

3.3.1 含油飽和度

圖2為模擬10Ma，20Ma，30Ma和38.6Ma 4個時刻的含油飽和度在網格體空間的分布情況。

圖2 營11砂體模擬剖面4個模擬時刻的含油飽和度

營11砂體有顯著的油氣聚集大約從模擬的5～10Ma就已經開始。在地層演化過程中，石油在砂體中一直處於聚集狀態，含油飽和度不斷升高，這可以從更細致的含油飽和度隨時間變化趨勢上得以驗證。到38.6Ma模擬結束，整個砂體都飽含石油，平均含油飽和度在73%左右，這與砂體實際的含油飽和度平均值（69%）很接近。

3.3.2 油相壓力和水相壓力

圖3給出了在模擬30Ma時間點上油相壓力和水相壓力在網格體空間的分布情況，而這一時間點呈現的油、水相壓力的分布特點基本上代表了整個模擬過程每一時刻的壓力分布特點，只是在壓力的絕對大小上有差別。網格體油相壓力總體變化趨勢是由地層的深部向淺部壓力逐漸降低，而在這總體背景上，於砂體處存在油相壓力的相對低值區。水相壓力由地層深部向淺部的變化趨勢是逐漸降低的，並且隨著網格體埋深總體的壓力是增加的。

對網格體毛管壓力分布的分析表明，相對低毛管壓力區存在於砂岩部位。根據多孔介質中同一點的油相壓力和水相壓力之差值等於毛管壓力可知，油相壓力和水相壓力分布規律上的差異是由毛管壓力的差異引起的。

3.3.3 油勢梯度和水勢梯度

圖4給出了模擬30Ma時間點上油勢梯度和水勢梯度在網格體空間的分布情況。其中勢梯度的正值表明流體流動的方向為軸的負向，而梯度負值表明流體流動方向為軸的正向。

圖3 營11砂體模擬剖面在30Ma時油相壓力（左圖）和水相壓力（右圖）分布

圖4 營11砂體模擬剖面在30Ma時油（上圖）和水勢梯度（下圖）分布

位於左邊的兩圖為水平方向勢梯度，位於右邊的兩圖為垂直方向勢梯度

4 成藏過程機理分析

營11砂體是處於生油岩包圍中的典型透鏡狀砂岩油藏，其油氣來源於圍岩生成的烴類。對於這類油藏成藏過程中的油水運移機理和油氣聚集過程的認識還存在不足。一般的觀點認為異常高壓是油氣初次運移的主要動力，因此，有些人也籠統地認為異常壓力是驅使油氣進入砂體的動力。然而，被源岩所包圍的砂體內的流體同源岩內流體一樣處於封閉環境，而且，在地層沉降壓實的過程中，砂體的孔隙也是減小的，因此，從總體上看，砂岩體也是向外排出流體的。因此，如何理解油氣自源岩中向砂體運移並聚集，在實際理解上存在一定的困難。

現在普遍的油氣運移理論認為，石油是以獨立相進行運移的，油水在運移中有著各自獨立的流動途徑和壓力系統，而在同一點的油水壓力之差由油水間的毛管壓力來平衡。因此，在理解這類透鏡狀砂體成藏時，不應從單一的流體相來考慮源岩和砂體間的壓力差異，而應該像本次模擬一樣，將其作為兩相流來考慮。

從營11砂體模擬剖面油相壓力分布以及油勢梯度在水平和垂直方向的變化特點可知，在砂體區存在油的相對於圍岩的低勢區。油勢梯度的正負代表了石油的流動方向，因此砂體區油相低勢的特點決定了其必然會成為石油的聚集區。而通過水相壓力分布和模擬區水勢梯度的變化特點可知在砂體部位不存在水的低勢區，砂體對水的流向只起到了一些擾動作用，但水的總體的流動方向是由下向上排出的。

由此可見，超壓是推動流體整體運移的動力，而對處於生油圍岩包圍中的透鏡狀岩性砂體，圍岩和砂體間毛管壓力的差異才是驅動油氣在其中聚集的根本動力。而這一驅動力是由於圍岩和砂體物性上的差異以及油氣的生成兩種因素結合在一起形成的。

5 結論

（1）通過可壓縮多孔介質油水兩相滲流的基本原理，並結合與油氣的生成、運移和聚集相關的各種因素和作用，可以模擬類似營11砂體的透鏡狀砂體油藏的成藏過程。

（2）通過對成藏過程中圍岩和砂體的油、水相壓力及油、水相勢梯度的分布特點可知，在成藏過程中砂體區相對於圍岩成為油相的低勢區，因此石油得以在砂體中進行聚集，而水在砂體中沒有聚集的趨勢，其總體的運移方向是向著上方的低勢區。

（3）石油在類似於營11砂岩油藏中聚集的根本動力是圍岩和砂體之間的毛管壓力差，而這一差異是圍岩與砂體的物性差異以及圍岩中石油的生成相結合的必然結果。

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❷ 天然氣成藏模式

本研究在前人研究成果的基礎上，從天然氣地球化學角度來探討鄂爾多斯盆地中部氣田奧陶系風化殼的成藏模式。

1.上古生界天然氣穿層運移至奧陶系頂風化殼聚集

這種天然氣成藏模式主要是用於中部氣田東部的侵蝕溝附近煤成氣聚集區（圖6-7），上古生界煤成氣沿古侵蝕溝槽和古潛溝側向運移或向下穿層運移進入奧陶系風化殼儲集層，已被勘探實踐和若乾地球化學資料所證實，謝慶邦等、王震亮等（1998）、閔琪等（2000）對這一成藏模式進行了詳細敘述。

圖6-7石炭系天然氣向下穿層運移示意圖（據閔琪等，2000）

根據成藏物理模擬實驗結果（李劍等，2001），以及對榆9、陝參1兩口井的滲流機理分析（胡國藝，2003），上古生界太原組煤成氣在烴源岩大量生氣高峰期時在剩餘壓力的作用可以進入下部奧陶系風化殼儲層，關鍵因素是煤層下伏岩層的滲透性的好壞問題。

上古生界天然氣通過穿過侵蝕溝運移到風化殼的天然氣芳烴含量較高，比以下古生界氣源岩來源的天然氣要高得多，而與上古生界儲層中的天然氣有明顯差異，造成這種差別主要原因可能是上古生界氣源岩生成的天然氣經過以游離相的運移方式短距離運移進入下古生界風化殼儲層。

2.下古生界自生自儲型天然氣聚集

下古生界自生自儲型天然氣藏主要位於中部氣田的西部和南部，該氣藏的天然氣主要來源於西部和東部下古生界鹽下的氣源岩，天然氣大量生成、排烴期主要有兩期：晚三疊世和早白堊世，二次運移的通道可能主要為鹽下廣泛發育的裂縫、粒間微孔，天然氣運移相態可能主要為游離相。關於下古生界氣源岩分布、成藏期和運移方向，前文已作過較多敘述，這里不再贅述。

相對於上古生界天然氣而言，下古生界天然氣輕烴中芳烴含量相對較高，其輕烴分布與古生界氣源岩模擬產物非常相似（蔣助生等，1999），這可能反映的是其本來的面貌。從苯和甲苯的相對含量來看，下古生界天然氣大多數樣品甲苯含量高於苯，與氣源岩相似，這可能反映了下古生界天然氣運移方式主要是游離相（李劍等，2001）。

根據上述成藏模式可以較好地解釋鄂爾多斯盆地中部氣田天然氣的混源成因，在上述兩種成藏模式的作用下，天然氣又發生重新調整作用，形成了中部氣田的現今復雜格局。

中部氣田的氣源一方面是上古生界煤系烴源岩生成的煤成氣，沿風化殼侵蝕溝鋁土質泥岩蓋層不發育處運移進入奧陶系風化殼儲層，另一方面氣源來自下古生界自身。中部氣田的形成經歷了從早期的地層－構造型氣藏向後期的地層－岩性型氣田的轉化過程（戴金星等，1997）。三疊紀末，奧陶系烴源岩已達到高成熟生氣階段，石炭—二疊系煤系有機質也已成熟，此時，由於中央古隆起的影響，所形成的天然氣大規模向隆起上傾方向運移聚集，形成了不整合地層圈閉氣藏；早白堊世，區域古構造形態發生了根本的變化，盆地東部抬升，中東部形成西傾單斜，使不整合地層圈閉中聚集的天然氣由西向東沿上傾方向運移，並且上古生界和下古生界烴源岩繼續向風化殼儲層中供氣，由於上傾端膏鹽窪地細粒沉積的岩性封堵，形成了現今中部氣田地層－岩性氣田面貌。

根據對古生界烴源岩、奧陶系地層流體特徵及奧陶系風化殼天然氣成藏分析，鄂爾多斯盆地中東部地區天然氣勘探仍應堅持上、下古生界兼探，立足於中部氣區，加強外圍勘探；堅持「多目的層」勘探，在中部氣田勘探奧陶系頂風化殼天然氣的同時，加大東北部地區石炭—二疊系烴源層的天然氣勘探力度。而且，應注意把握奧陶系的儲層發育情況、地層流體分布與化學成分的變化、岩溶地貌分布，以及上古生界烴源岩與奧陶系風化殼儲層的配置關系，盡可能較准確地預測奧陶系風化殼氣藏的有利勘探區。

❸ 低煤階煤層氣的成藏模擬實驗研究

劉洪林 王紅岩 李景明 李貴中 王勃 楊泳 劉萍

（中國石油勘探開發科學研究院廊坊分院 河北廊坊 065007）

作者簡介：劉洪林，男，江蘇徐州人，1973年生，漢族，2005年畢業於中國石油勘探開發研究院，獲博士學位，主要從事煤層氣勘探開發方面的研究工作。通訊地址：065007河北廊坊市萬庄44號信箱煤層氣E-mail：[email protected]。

本研究受到國家973煤層氣項目（編號：2002CB211705）資助。

摘要 在美國粉河、澳大利亞的蘇拉特等低煤階盆地煤層氣勘探取得突破以前，大家一直認為具有商業價值的煤層氣資源主要存在於中煤階的煤層中，煤階太低，一般含氣量不高，不具有勘探價值。但是近幾年來的發現證實，低煤階盆地煤層厚度大，滲透率高，資源豐度大，含氣飽和度高，同樣可獲得了商業性的氣流，而且從其氣體的成因來看，其中有很大一部分是生物成因的煤層氣。本文利用煤層氣成藏模擬裝置對低煤階含煤盆地的煤岩樣品開展了成藏模擬，從實驗角度證明了中國西北地區雖然煤層煤階較低，熱成因氣較少，但是卻存在著具有商業價值的二次生物成因的甲烷氣，再加上含煤層系眾多，煤層厚度大，資源豐度極高，仍具有巨大的勘探潛力。

關鍵詞 煤層氣 水動力 成藏

Simulation Experiment of Biogenic Gas in Low Rank Coal of China

Liu Honglin，Wang Hongyan，Li Jingming

Li Guizhong，Wang Bo，Yang Yong，Liu Ping

（Langfang Branch of PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration ＆ Development，Langfang 065007）

Abstract：Before CBMexploration achieved success in the low rank coal basins like Power Rive Basin of the U.S.and Surat Basin of Australia，People thought that CBM resources with commercial development value mainly stored in medium-high rank coal seams and low rank coal was not worthy of exploration and development e to low gas content.But the exploration practices for recent years proved that commercial CBMproction could be obtained in low rank coal basins which have thick coal thickness，high permeability，high resource concentration，high gas saturation.Moreover，from the cause of formation of CBM，most of CBMin low rank coal belongs to biogenic gas.In this paper，the simulation experiment on CBM accumulation in coal samples from low rank coal basin was carried out by using simulation apparatus of CBM accumulation.The experiment proved that commercial secondary biogenic methane gas possibly existed in northwest coal basin although the rank of coal is low and there was little thermal-genic gas in the basin.Considering there are lots of thick coal seams and the resources concentration is high，the exploration prospect of CBM is promising in the northwest coal basins.

Keywords：CBM；hydrodynamic condition；accumulation

前言

進入20世紀90年代，隨著煤層氣產業的迅猛發展，美國煤層氣的資源開發活動不再局限於中煤階煤儲層發育的聖胡安和黑勇士盆地，資源評價和研究工作覆蓋了18個主要含煤盆地或含煤區，在其中12個含煤盆地從事煤層氣開發活動，煤儲層的煤階從中煤階擴展到低煤階和高煤階，特別是發育低煤階煤儲層的含煤盆地因煤層氣資源量較大而受到重視，發育低煤階煤儲層的含煤盆地6個，煤層氣資源量10×10¹²m³，占總資源量的53%，以粉河盆地為代表的低煤階含煤盆地煤層氣商業開發的成功，大大拓展了煤層氣勘探開發的視野和領域。粉河盆地位於蒙大拿州東南部和懷俄明州東北部，面積25800km²，為一大型沉積盆地，形成於臘臘米運動造山期，盆地中含有巨厚的晚白堊世煤層，單層厚度達67m，煤層總厚118m。盆地為一不對稱向斜，軸部靠近西部邊緣，西部邊緣以逆斷層為界，靠近Bighorn隆起。西部地層傾角5°～25°，東部為翹起端，傾角不超過2°。上白堊統沿東南部和東部分布，古新統Fort Union組沿盆地邊緣分布，盆地晚三疊系低界深1067m，粉河盆地煤炭資源量1.3×10¹²t，鏡質體反射率為0.3%～0.4%，與西北一些低煤階盆地相似，煤化程度低，含氣量為0.03～3.1m³/t，但由於煤層厚度巨大，資源豐度大，預測煤層氣資源量（0.5～0.8）×10¹²m³。粉河盆地煤層氣碳同位素介於-65‰～-69‰之間，具有明顯的生物成因特徵，並且在其構造的高部位，生物氣經過二次運移而富集，形成較高的含氣量和較高的飽和度，有較高的滲透率，含氣飽和度為80%～100%，鑽井深度一般不超過305m，產氣量為110～5976m³/d，產水量為45～69m³/d，最好的產氣遠景區是砂岩體附近與差異壓實作用有關的構造高點、緊閉褶皺形成的構造高點以及煤層上傾尖滅的部位，並在該部位伴生有為非滲透性頁岩所圈閉的游離氣。

中國低煤階煤儲層非常發育。全國垂深2000m以淺的煤炭資源量為55697×10⁸t，低煤階煤儲層佔到煤儲層的一半以上。低煤階煤儲層形成於早中侏羅世、早白堊世、第三紀等成煤期，其中早中侏羅世、早白堊世是中國重要的成煤期，早中侏羅世成煤作用主要發生在西北地區，煤炭資源量佔全國的35.5%^[1]，新疆准噶爾、吐哈、塔里木盆地、伊犁和焉耆是低煤階煤儲層發育的典型的大型內陸盆地，煤層厚度大，煤層最大累厚近200m，最大單層煤厚逾100m，煤層層數超過50層^[2]。中國西北地區低煤階煤儲層煤層氣資源量豐富，早中侏羅世煤儲層煤層氣資源量超過10×10¹²m^3[3-4]。隨著美國低煤階煤層氣藏商業開發的成功、國內煤層氣勘探開發工作的推進，在近期低煤階煤層氣藏受到了越來越多的關注，有望成為新的研究熱點和煤層氣勘探開發新領域^[5，6，7]。但是中國西北地區與美國的粉河盆地、尤因塔盆地和澳大利亞的蘇拉特盆地相比，在進入第四紀以來氣候雖然總體較為乾旱，但是部分地區由於受到天山影響，水動力仍非常活躍，具備二次生物氣生成的可能，如位於天山北坡的准南地區、焉耆地區和伊犁地區。

1 研究區的煤層氣地質概況

本次工作研究，重點對水動力較為活躍的伊犁和焉耆進行了采樣，研究較強水動力條件下煤層次生生物氣的生成問題。

1.1 伊寧地區

伊寧含氣區塊位於新疆維吾爾自治區西部伊犁自治州境內，區內為低山—丘陵及伊犁河畔沖積平原，含氣區內地勢西高東低，北高南低，屬典型大陸性氣候，盆地內先後由煤炭、石油、地礦部門進行過石油勘探及物探，煤炭部門在盆地邊緣及局部進行過煤田勘探。特別是近幾年來，隨著油氣勘探工作的進展，在盆地內，已進行了部分鑽探實物工作量。該區含煤地層為侏羅系中統西山窯組，下統三工河組和八道灣組，主要為一套河湖相的灰、灰白色含礫砂岩，深灰色泥岩，砂質泥岩夾煤層。伊寧含氣區塊侏羅系下統八道灣組和中統西山窯組成煤環境優越，聚煤時間長，形成的煤層較穩定，厚度大，層數多，為煤層氣的形成奠定了物質基礎。西山窯組主要為一套淺灰色含礫粗砂岩，灰白色中、細粒砂岩，深灰色泥岩、砂質泥岩夾煤層，在區內北部地層厚度一般211～552m，含煤10～15層，煤層單層厚度相對較小，層數較多，反映成煤環境震盪性較強。南部一般厚度為102～132m，含煤4～6層。單層厚度相對較大，層數相對較少，反映成煤環境較穩定。八道灣組主要為一套灰白色含礫粗砂岩，中、細粒砂岩，深灰色泥岩，砂質泥岩夾煤層。在區內北部厚度一般在342～452m；南部厚度在60～150m。在北部含可採煤層10層，厚度15～68m，據（伊參1井）資料，可採煤層厚度為88m。在南部煤層厚度相對較小。煤質分析資料表明，該區侏羅系下統八道灣組和中統西山窯組煤層，原煤灰分含量在9.71%～25.60%，一般含量在12%～18%，其變化特徵屬中—低灰、低硫—特低硫、低磷煤，是有利於形成煤層氣的煤質類型。

伊寧含氣區塊侏羅系中、下統沉積之後，受燕山構造運動的影響，褶皺、斷裂使含煤地層遭受不同程度的改造。現構造形態主要表現為不對稱的復式向斜，呈近東西向展布。含煤地層傾角一般在20°～30°之間，其中北部相對較陡，南部較緩。斷層多發育在褶皺軸部，以逆斷層為主，斷層線呈北西西向展布。從構造展布特徵分析，構造相對較簡單，有利於煤層氣的勘探開發。八道灣組和西山窯組煤層組埋藏深度0～2000m，分布面積約3445km²，占含煤地層分布面積的82%。從構造賦存地質條件分析，構造較簡單，有利於煤層氣的勘探開發。該區侏羅系中、下統煤層煤級為長焰煤，煤層氣地質資源豐度為1.28×10⁸m³/km²，資源豐度較高，有著較好的勘探開發前景。

1.2 焉耆地區

焉耆含氣區帶侏羅系中、下統是主要的含煤岩系。侏羅系中、下統是在盆地經歷了印支末期構造運動，三疊系遭受不同程度抬升剝蝕後，盆地又逐漸下降，接受該套內陸含煤碎屑建造。八道灣組沉積時，盆地受南緣庫克塔格山和北緣南天山差異抬升隆起作用，呈現為南低北高的古地貌。由於古氣候溫暖潮濕，有利於植物的生長，植被茂盛，森林密布，形成大面積泥炭沼澤，為形成厚煤層奠定了物質基礎。據本區哈滿溝、塔什店礦區資料，本組煤層稱A組，含煤3～14層，累計厚度10～30m，一般厚度10～15m。盆地內石油鑽井鑽遇本組煤層厚度一般30～40m，最厚可大於60m。煤層空間展布特徵為東部厚度相對較薄，一般厚度10～15m，而西部較厚，在四十里城一帶最厚可大於60m。

西山窯組沉積時，氣候溫暖潮濕，地勢相對平坦，形成大面積泥炭沼澤，有利於成煤物質的生長，為形成厚煤層奠定了物質基礎。據盆地內煤田及石油鑽井資料統計，本組含煤5～10層，可採煤層厚度10～40m之間，一般厚度10～30m之間。焉耆含氣區帶侏羅系下統八道灣組和中統西山窯組成煤環境優越，聚煤時間長，形成的煤層較穩定，厚度大，層數多，為煤層氣的形成奠定了物質基礎。其中侏羅系下統八道灣組煤層厚度大，穩定性強，煤層氣勘探開發潛力較好，是煤層氣勘探開發選區評價的主要目的層。

本區內目前煤礦開采以西山窯組煤層為主，煤質分析資料較少。據塔什店礦區分析資料統計，煤層分析基水分含量平均在 4.34%～4.59%，分析基灰分含量在2.36%～6.79%，揮發分產率在42.33%～49.29%，硫分含量在0.39%～0.73%。煤層水分含量中等，灰分、硫分含量較低，屬特低—低灰、特低—低硫煤，是有利於形成煤層氣的煤質類型。

焉耆含氣區帶大地構造位於庫魯克褶皺帶和天山褶皺系南天山褶皺帶之上，是受海西期—印支期構造作用的影響在夷平面的基礎上形成的中生代含煤盆地。中生界沉積之後，經歷了燕山和喜山多次構造運動的影響，改造後的侏羅系中、下統含煤地層形成了復雜多樣的構造面貌。本區中生代以來構造演化大致經歷了燕山、喜山二期，使盆地內侏羅系中、下統含煤地層遭受強烈抬升剝蝕，煤層壓力降低，吸附在煤層中的氣體解吸擴散，含氣量降低。埋藏深度600～2000m 區，累計分布面積約930km²，占含煤地層分布面積的39%。主要分布在西部塔什店礦區，中東部鹽家窩及庫木布拉克等地，是煤層氣勘探開發深度較理想的區域。

據鑽井及礦井煤層采樣分析資料及埋藏深度資料綜合分析，焉耆含氣區帶侏羅系中、下統煤層埋藏深度2000m以淺區煤級以氣煤為主。焉耆含氣區帶侏羅系中、下統以往煤田地質勘探程度相對較低，有關煤層含氣量資料也較少，礦井開采深度較淺（一般在100～300m之間），相對瓦斯含量也較低。

2 煤層氣成藏模擬實驗裝置和原理

煤層氣成藏模擬裝置的特點是模擬地層溫度、壓力、地層流體介質下煤層氣富集成藏過程，它可以通過模擬不同物性組合、不同介質、不同充注壓力、不同運移方式煤層氣成藏過程，獲取不同模擬條件下的物理和化學參數，確定煤層氣不同運移條件下的邊界條件。設備主要由氣體增壓泵、恆溫箱、儀表控制面板和計算機採集-處理系統。其中控制面板包括壓力控制子面板、溫度控制子面板、平流泵控制子面板、真空泵控制按鈕、流程圖；恆溫箱內放有多功能模型倉Ⅰ、多功能模型倉Ⅱ和參考缸；計算機採集系統包括一套數據採集模塊和數據處理軟體。圖1是裝置原理流程，裝置考慮採用不同岩心、不同岩性、不同氣體介質進行工作，同時進行精確計量。把設計製作後的岩心組合裝進多功能模型倉，利用氣體增壓泵維持環壓，利用平流泵提供不同的流體介質、不同充注壓力，通過溫度和壓力儀表以及感測器採集溫度和壓力數據，並經過數據處理軟體分析溫度壓力數據。

在自然界中，已知的產甲烷菌中有一半可利用甲酸鹽形成甲烷。甲酸鹽首先轉化成CO₂和H₂，然後再通過還原反應生成甲烷。在自然界中能夠利用氫還原二氧化碳及利用醋酸鹽發酵的產甲烷菌的存在是生物成因的煤層氣成藏的必要條件。與近地表甲烷生成過程研究相比，地下（十幾米到幾百米深度）甲烷生成的研究工作相對較少。在地下環境中，對於甲烷的產出來說，沉積物必須具備使產甲烷菌得以生存及繁殖的孔隙空間。對此，低煤階煤層中發育的孔隙空間和裂隙系統對甲烷菌的生成是非常有利的。甲烷生成菌不具有直接分解煤層的能力，要形成甲烷須有一個前期階段，即主要依酸發酵菌和還原菌分解類脂化合物和大分子聚合物如纖維素和蛋白質等；接著微生物進一步脫去長鏈酸（和乙醇以上的醇）的氫而生成氫、甲酸、乙酸、二氧化碳和醇等。甲烷菌由此取得碳源和營養而生存，並以此為基質進行生物化學和新陳代謝作用產生甲烷。

圖2 伊寧和焉耆地區煤岩樣品產甲烷菌實驗

3.3 生物甲烷氣成藏模擬實驗

把接種過甲烷菌的煤層樣品放入成藏模擬裝置內，在35^oC的恆溫狀態下，開始培養，觀測煤岩樣品生氣過程。經過近兩個月的連續實驗得到一條壓力-時間曲線。經分析認為曲線存在兩個明顯的曲線段，第一階段為快速生氣階段，第二階段為生氣-吸附平衡階段（圖3）。對最後生成的氣體進行了分析，其所產氣體成分主要為CH₄、N₂和CO₂。除個別樣品外，絕大多數樣品所產氣中C²⁺含量很低，甲烷碳同位素值相差較大，從-56‰～-67‰，表明為生物成因氣體。

圖3 煤樣生物成氣後吸附過程中的壓力-時間變化曲線

4 實驗結果及其討論

（1）模擬試驗表明，一方面在我國西北地區低煤階煤層中存在產甲烷菌，另一方面證明了低煤階的煤層可以作為二次生物氣的來源。根據資料，伊犁盆地淺部的煤礦區在侏羅系煤層中所產氣的δ₁₃C為-66.10‰～-60.12‰，顯然屬於生物甲烷氣。

（2）與高煤階相比，低煤階一般埋藏較淺，孔隙空間較大，適合產甲烷菌的生存和繁殖，所以國內外的低煤階盆地多發現生物成因的煤層氣富集成藏。

（3）在我國西北地區，由於煤階普遍較低，熱成因甲烷生成量有限，次生物成因氣生成量巨大，特別是在焉耆和伊犁地區，煤層層數眾多，地下徑流活躍，煤層中有大量甲烷菌繁殖，有大量的二次生物成因氣生成、運移，如遇到斷層遮擋、煤層尖滅等圈閉條件，就有可能形成較高的飽和度，形成具有商業價值的煤層氣藏群。

參考文獻

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❹ 勘探領域技術有哪些

目前我國已形成了以我國陸相沉積盆地為特色的石油、天然氣地質理論及研究方法，居世界領先水平，其具體內容包括如下幾方面。
（1）中國裂谷盆地有機地球化學和成烴理論，包括成烴母質類型及豐度、熱演化機理與成烴門限、排驅條件及生烴資源定量評價等。近年來提出了低熟油、未熟油和煤成油的成烴理論，研究發展了有機演化實驗與計算機技術相結合的烴源岩快速定量評價技術，把陸相生油機理發展為系列化理論。
（2）天然氣形成理論，包括煤成氣理論以及生物氣、無機氣形成理論，發展了天然氣蓋層綜合評價及封存箱、深盆氣等氣藏理論。
（3）陸相地層學、沉積及儲層評價方法與理論。運用層序地層學、古生物學與地球化學、地質事件學相結合，現代沉積、古代沉積與岩相古地理學相結合，與沉積作用和成岩與後生作用相結合的理論和方法，研究地層劃分對比、沉積類型和結構以及油氣儲層定量評價。
（4）沉積盆地構造演化理論，把大陸板塊構造理論與盆地演化理論相結合，形成了我國東部拉張型裂谷盆地、西部擠壓型克拉通盆地與前陸盆地形成的理論和應用方法。
（5）油氣藏形成與油氣系統理論，綜合油氣地質各學科、專業以及成果，形成了中國陸相沉積盆地復式油氣藏形成理論、隱蔽油藏形成理論，探索了海相剋拉通多旋迴盆地成藏理論，初步形成定量、動態成藏模型及油氣系統的研究方法。
但是，在成盆研究方面，國外從全球板塊構造的演化，分析盆地的形成時間（定時）和所處古緯度的位置（定位），來評價盆地的油氣資源潛力方面較先進。而國內以盆地為油氣生成、運移、聚集的基本地質單元，多年來僅限於研究盆地內的建造與改造，缺乏從全球板塊演化角度研究盆地形成的定時定位問題。另外，盆地分析的基本方法我們都已掌握，差距主要表現在進行項目研究的人員組織和配合上，即缺乏綜合研究的管理能力。
在成烴方面，我國和國外的研究側重點不一樣，國外以海相地層為主，研究較系統，對陸相烴源岩和海相交互相烴源岩（煤系地層）及低—未熟油研究相對較少。而我國以陸相烴源岩為主，研究較系統，對煤成烴和低—未熟油研究也具特色。在海相烴源岩的研究起步較晚，與國外有差距。
在成藏方面，國外主要以含油氣系統、封存箱和異常壓力帶理論研究成藏機理，對成藏條件和過程的綜合評價還處於起步階段。我國在利用先進的模擬實驗裝置，進行油氣成藏物理模擬綜合研究方面取得了重大進展，已居於國際先進水平。
在含油氣系統方面，國外對含油氣系統的研究正在向動態描述和定量化方向發展，國外大油公司已開始建立全球含油氣系統資料庫，用於全球范圍的類比和評價。而我國與國外對比，差距是對油氣系統理解的深度、工作的規范化和創新不夠。
地質理論領域的發展趨勢包括如下幾個方面，即深化研究盆地演化與資源評價技術，發展油氣藏成藏機理及預測技術，其發展趨勢不僅僅局限於海洋石油或者陸地石油，對於我國的石油工業具有重要意義。
一、盆地演化與資源評價方面
沉積盆地作為油氣聚集的重要單元，從早期關注盆地類型到後期探討盆地形成的動力學機制，都取得了明顯進展。由於盆地的形成與其周緣造山帶的演化具有內在關聯性，因此，盆地-山脈耦合作用的研究成為更深層次探討盆地發育演化的重要內容並取得新的認識。對於經過多期成盆改造的疊合盆地優質烴源岩的分布及其在復雜演化過程中的生烴機理及評價指標體系，資源評價方法等方面都有實質性進展。該方面需要發展的技術包括：（1）含油氣沉積盆地形成的動力學機制研究；（2）復雜地質條件下的生烴機理及熱演化史研究；（3）油氣資源分布及潛力評價。
在該方面的發展趨勢為：從大陸動力學的角度探討殼-幔相互作用、盆地-山脈耦合作用，恢復復雜演化盆地的原型；烴源岩的分布及其生烴機理，熱演化史恢復為資源評價提供更為可靠的基礎；在利用定量盆地模擬和油氣資源評價的方法確定了油氣資源分布、明確可採油氣資源、評價油氣資源有效性的基礎上，明確圈閉發育的地質規律，通過油氣成藏要素的綜合研究來勘探油氣資源是今後開發利用油氣資源的方向。
二、油氣成藏機理與預測方面
油氣成藏機理一直是石油與天然氣地質學研究的核心和難點。近年來，油氣成藏從宏觀上溫度場、壓力場、應力場（三場）對油氣分布的控製作用，到微觀上油氣成藏的動力、油氣運移的輸導體系等方面的研究都有顯著進展，特別是發現有別於傳統油氣成藏概念的突發式成藏的發現，豐富了油氣成藏理論。隨著油氣勘探向復雜條件拓展，成藏機理研究出現了下列發展趨勢。
（1）隱蔽油氣藏的成藏機理受到高度重視並建立了不同類型盆地隱蔽圈閉分布模式：隨著構造油氣藏勘探程度的提高，隱蔽油氣藏成為很多盆地的主要勘探領域。隱蔽圈閉的研究是隱蔽油氣藏成藏機理研究的基礎，研究的方向包括層序地層學方法及其拓展應用，地層岩性圈閉的油氣成藏條件綜合研究，針對不同沉積盆地類型建立層序地層模型和隱蔽圈閉預測模型，工業化的地層岩性圈閉綜合評價及其應用等方面的技術將得到深入研究與發展。
（2）海相碳酸鹽岩層系復雜介質（基質孔隙—裂隙網路—溶洞復雜體系）的油氣運移聚集機理成為國際研究前沿：近年來，砂岩孔隙介質中油氣和流體的運移過程和機理得到高度重視，國內外學者進行了大量模擬實驗、數值模擬和實例分析，目前，碳酸鹽岩層系復雜輸導介質條件下流體流動和油氣運移的研究尚十分薄弱，其關鍵科學問題包括不同復雜程度的輸導介質中流體和油氣的運移方式（線性、非線性）和速率、碳酸鹽岩層系油氣的優勢運移通道及其控制因素和示蹤技術。
（3）油氣藏的調整改造和保存機理成為制約復雜疊合盆地油氣勘探的重大難題：隨著油氣勘探由單旋迴盆地向復雜疊合盆地拓展，「定凹探邊」的傳統勘探思路已難以有效地指導疊合盆地的油氣勘探。多期構造疊加、多套源岩多期生排烴、多期成藏、多期調整、改造甚至破壞是疊合盆地油氣成藏的最重要特徵。從多期構造的疊加、干涉特別是晚期構造對早期構造的疊加改造入手，以多元多期生烴作用和輸導體系的演化研究為基礎，以油氣藏的調整改造過程為核心，研究疊合盆地油氣成藏機理和分布規律並發展相應的預測、評價技術，是疊合盆地油氣勘探迫切需要解決的重大難題，也是油氣成藏機理研究的又一重要前沿研究領域。
（4）強化系統論思想和歷史分析方法在油氣成藏與分布預測研究中的應用：含油氣系統是與一個有效的生烴灶相聯系的烴類流體系統，包括了油氣藏形成所必需的一切地質要素與地質過程及在成因上相關的所有油氣。含油氣系統理論實際上體現了對油氣成藏規律進行動力學綜合分析的思想和研究方法。通過對油氣成藏條件和成藏作用相關學科的深入研究，含油氣系統及理論和方法逐步完善，主要表現在盆地動力學過程與含油氣系統演化、油氣運移機理、油氣成藏年代學及流體歷史分析、盆地熱體制及熱流體活動、斷層對流體的封閉和疏導作用、盆地流體流動樣式與成藏效應、成藏動力機制分析等方面。
（5）從盆地動力學背景分析油氣藏形成條件：1990年代以來，國際上含油氣盆地的研究進入動力學研究階段，對盆地演化、大陸造山與深部過程及三者之間耦合關系的動力學研究構成了地球動力學研究的前沿領域。其中，岩石圈深部過程與近地表構造過程耦合的精細描述更是成為近年的研究熱點和難點。
（6）開展烴源灶形成演化與油氣成藏期次研究：烴源灶（source kitchen）是含油氣系統的核心，它是油氣藏形成過程中實際提供烴源的區域。混源油氣識別及油氣的成因是解析復雜油氣藏最基本的問題。對於復雜疊合盆地多期混源油氣成藏，開展混源油氣對比、釐定油氣成藏期次，進而開展有利富集區預測，依然是今後研究的重點。
三、地震技術發展趨勢
油氣藏地球物理探測理論與技術發展經歷了不同階段：（1）地質構造成像；（2）岩性及物性參數識別；（3）儲層中流體類型識別。
由於地球物理場對地質目標性質的反應能力差異，地球物理探測理論與技術最廣泛的用途是地質構造成像，其次是儲層識別，再者是流體識別。理論與技術發展成熟度、結果置信度的次序也是如此。所以油氣藏地球物理探測總體發展趨勢是從構造成像向儲層識別和流體性質識別發展。
同時，復雜地區油氣勘探的地球物理技術和地球物理信息在油氣田開發中的應用是油氣地球物理探測理論與技術發展急需解決的兩個根本問題，前者是如何尋找新的油氣田；後者是解決如何在已經投入開發的油氣田中盡量經濟有效地提高油氣採收率問題。地球物理探測技術的發展依賴於三個基本科學問題的解決，也反映了地球物理探測理論的發展方向。
（1）揭示復雜勘探目標的地球物理場響應特徵：地球物理場響應特徵是探測和識別地質體空間展布、物理參數和所含流體類型的基礎。現行地球物理勘探理論是以均勻介質或水平層狀介質等簡單地質模型的地球物理響應特徵為基礎所建立發展起來的，顯然已無法適應目前復雜地表、復雜構造、復雜儲層油氣勘探開發的需要。剖析復雜地表、復雜構造、復雜儲層的地質特徵可歸納為幾何尺度與地球物理探測波長相當的基本地質單元，以基本地質單元為塊體，構建地球介質的塊體地質模型，以期突破現行地球物理所依託的均勻介質或水平層狀介質模型的理論范疇（K.M.Hock，1996）。對於遠小於地球物理探測波長的地質目標可用統計方法研究其響應特徵，如岩心分析與模擬等，對於遠大於地球物理探測波長的地質目標可用漸近解理論研究，如地震波和電磁波的射線理論，對於近於地球物理探測波長量級的地質目標尚缺乏成熟的理論，且缺乏對該量級地質目標的地球物理場響應特徵的系統認識。通過物理和數值模擬的深化研究，認識該尺度下復雜地質體的地球物理響應特徵，揭示含流體岩石的地球物理場變化規律，為復雜勘探目標的識別奠定基礎（Nur等，1995）。
（2）復雜地表和復雜地質條件下地震波傳播與成像理論：地震成像是利用在地面觀測到的地震波場數據，藉助於波場的反向傳播，實現波場向地下延拓，來推斷地下地質體的空間展布與物理屬性。描述波場反向傳播的單程波動方程是地震波成像的基礎，單程方程描述波場沿特定方向的傳播規律，是波動方程的近似解。現行單程波動方程的構建和解法可分為兩類，其一是波動方程的差分解，其二是波動方程的積分解。波動方程差分解的差分格式構建是以多種域內波動方程的單點泰勒展開為基礎的，僅能准確描述泰勒展開點周圍塊體中地震波的傳播規律，波動方程積分解是以高頻漸近解為基礎而實現的，僅能描述遠大於波長尺度的塊體中地震波的傳播規律。因此，兩類方法對近於波長尺度的塊體均無法准確成像。借鑒辛幾何和黎曼幾何的研究成果，構建准確描述整個空間內波傳播規律的單程波動方程，以此為基礎，深化雜訊壓制理論研究，發展復雜地質體地震波成像理論與技術，已成為油氣地球物理勘探的重要發展趨勢。
（3）由單一地球物理方法向綜合地球物理方法發展：不同的地球物理信息從不同側面反映了地質體特徵，為實現地下地質目標的完整刻畫，需綜合多種信息。不同地球物理信息在反映地質體時存在著尺度和物理屬性的內在差異，如何利用不同尺度、不同類型信息實現同一地質體物理屬性的最佳一致性估計，是地球物理信息融合的基礎，是實現地質目標綜合地球物理研究的途徑。地球物理探測作為反問題，多種信息的綜合利用，可大幅度減弱其不適定性、降低其多解程度。以復雜地質目標的地球物理場響應特徵為基礎，借鑒信息融合理論的研究成果，研究地球物理數據融合的實現途徑，為復雜油氣藏的綜合地球物理解譯奠定理論基礎。

❺ 成藏主控因素物理模擬結果

（一）圍岩供烴條件對砂體含油氣性的影響

以直徑5cm、高為4cm、滲透率為203×10^-3μm²的人工膠結柱狀岩心，在溫度為30℃、壓力為30MPa，圍岩含油飽和度分別為60%、50%、30%、20%、10%、5%的條件下進行實驗。每個實驗進行96h後掃描圖像和處理結果。

對實驗圖像的處理表明，隨圍岩含油飽和度增加，明顯有岩心含油飽和度加大的趨勢（圖4-22），即圍岩含油性好，岩心的含油性也好，說明二者之間有很好的正相關性，圍岩含油氣性是影響岩心含油的重要因素。而且存在一個臨界的圍岩含油飽和度，小於這一值，砂岩體內沒有油氣的聚集。在圍岩含油飽和度很低（僅10%）時，岩心孔隙中仍有12%左右的含油飽和度，說明在圍岩含油飽和度較低的情況下，仍能使油氣聚集在岩心中。

圖4-22 圍岩與岩心含油飽和度關系曲線圖

濟陽坳陷古近系透鏡狀含油岩性砂體統計也發現：砂體的分布和發育對應於源岩的生、排烴深度，排烴高峰期對應的埋深段即是含油氣砂體分布發育的最佳深度段。

而且透鏡狀含油氣砂體大都分布在臨近窪陷的深凹帶或緩坡帶內，且離窪陷帶越近，砂體含油氣性越好。這些砂體大都為泥岩所分隔，在橫向上和縱向上與生油岩共生，特別是包裹於大套暗色泥岩、油頁岩中的濁積扇砂體含油性最好。

（二）砂體物性對自身含油氣性的影響

在溫度為30℃、壓力為30MPa，泥質圍岩含油飽和度為50%的條件下，以圓柱直徑5cm、高為4cm的規格，分別對滲透率各為（988,585,203,56,13,1.98）×10^-3μm²的人工膠結岩心進行實驗。每個實驗進行96h，過程中會及時掃描圖像和處理結果。

砂體物性是影響砂體含油飽和度的重要因素，通過以上6個不同物性（不同滲透率）砂體在同一圍岩含油飽和度，相同溫度、壓力，以相同規格的人工岩心實驗發現，砂體含油性有隨砂體物性增加而變好的趨勢（圖4-23）。但當滲透率為1.98×10^-3μm²的岩心實驗時，岩心中沒有油氣的進入，甚至增加實驗時間到120h後，掃描的結果圖像中岩心仍然為暗色，沒有油的進入（圖4-24）。說明存在一個岩心物性的下限，滲透率太低，圍岩中的油不能進入岩心中。表明在砂岩體自身內存在著制約油氣成藏的臨界地質條件，滿足這一臨界條件後，油氣才能聚集成藏。

圖4-23 不同物性岩心含油飽和度曲線

圖4-24 滲透率為1.98×10^-3μm²的實驗圖像

濟陽坳陷占近系岩性油氣藏的勘探也證實，只有當砂體的內部孔滲條件達到一定的臨界值時，砂體才能接收來自外部烴源岩中的油氣。含油氣砂體分布在平均孔隙度＞12%、滲透率＞1×10^-3μm²、分選不能太差（至少差～中等）、平均粒徑＞0.2mm的砂體內。對於岩性砂體內部條件對含油氣性的控製作用，陳章明等（1998）在實驗基礎上，得出粒徑大的砂體含油氣性好、粒度細的砂體可能沒有油氣聚集的認識。曾濺輝（2000）等在進行岩性砂體成藏實驗後，發現只有砂體的粒徑達到一定的臨界值後，才能聚集油氣。

（三）其他條件對含油氣性的影響

1.砂體形態

砂體的厚薄（長短）分為扁平（底面半徑2.5cm，高1cm）、均一（2.5cm×2cm）、稍長的圓柱（2.5cm×4cm）、較長的圓柱（2.5cm×6cm）及長圓柱形（2.5cm×8cm）。分別採用以上規格人工岩心，在溫度30℃、壓力20MPa、泥質圍岩含油飽和度為50%、岩心滲透率為203×10^-3μm²的條件下進行實驗。

對實驗圖像進行處理後發現，在其他條件不變的情況下，岩心規格即砂體的形態對砂體的含油飽和度影響不大，即砂體厚度與含油飽和度相關性不明顯（圖4-25），砂體比表面積與含油飽和度關系也較復雜，有隨著比表面積增大開始增大，而後又減小的趨勢（圖4-26）。可以認為：砂體的厚度不是影響含油性的主要控制因素，但可以初步看出：均一型的岩心含油飽和度高，含油性好。實驗條件下，在油源充足的情況下，理論上應該是砂體的規格越小、越扁平，越有利於油氣的進入，長圓柱形的砂體由於在縱向和橫向的比例很大，不利於浮力作用下的油氣的聚集。

圖4-25 不同長度岩心含油飽和度柱狀圖

圖4-26 透鏡體比表面積與含有飽和度關系

但在地質條件下，濁積砂體的大小對成藏的影響表現在儲集物性方面，一般情況下，砂體的表面和厚度大的砂體岩性較粗，粒間孔隙較大，有利於油氣進入。大砂體成岩作用的影響較小，因為儲集岩體的膠結作用多首先發生在砂層的頂底附近，然後向砂岩體的核心部位延展，小砂體經過短期的成岩作用會變得非常緻密，因此大砂體有利於岩性油氣藏的形成。這一點在濟陽坳陷古近系岩性油氣藏勘探實例中也得到了證實，牛庄油田沙三段中亞段鑽遇的較多大砂體大多含油，而小砂體含油性卻較差。

2.壓力

以圓柱直徑5cm、高為4cm的規格，圍岩分別以含油飽和度50%、滲透率203×10^-3μm²的人工膠結岩心，在溫度30℃、分別在壓力30MPa、20MPa、10MPa、5MPa的條件下，進行實驗。每個實驗進行90h後掃描圖像和處理結果。

實驗結果表明，岩心含油飽和度隨壓力的增加而增加，在高壓下，岩心含油飽和度可達30%以上（圖4-27）。可以認為壓力是影響岩心含油飽和度的重要因素。

圖4-27 壓力與岩心含油飽和度關系圖

一般條件下，壓力對油氣的運移和成藏表現為驅動力。壓力作用下，油氣發生初次和二次運移。關於透鏡體成藏的動力學研究中，有不少學者提出異常高壓力是油氣成藏的主要動力，認為：包圍透鏡體的生油岩處於欠壓實狀態，具有強的排液能力；生油粘土岩相對透鏡體砂岩的突破壓力差別較大，壓實流體始終存在向透鏡體內排驅的能力；石油相對水從砂岩內向泥岩排驅，突破壓力需要的更大一些，水進入相鄰粘土岩較油更容易（水潤濕岩石）。所以處於封存箱體系中砂岩透鏡體內部的自由水，在排驅與反排驅過程的含油氣流體中，不斷被滯留在透鏡體周圍的生油岩中，以至形成透鏡體油氣藏。

大量研究和實例表明，高壓的源岩所包圍的砂岩體中的流體同樣出現高壓。在埋深壓實過程中，砂體中的流體始終處在一個自內向外的流動和泄壓過程中。而且在實驗條件下，在壓力較低（5MPa）甚至不加壓的情況下，已經有油在岩心中顯示。因此，異常高壓不是該類油氣藏成藏的必要條件。壓力是重要的影響因素，相同條件下，在壓力作用的參與下，砂體和圍岩處於同一壓力體系下，加快流體的流動，油氣運聚成藏的速度會加快，而且含油飽和度會增加，但壓力卻不是油氣藏形成的必要動力，不加壓或低壓下圍岩中的油氣也能在透鏡體中聚集成藏。

3.溫度

以圓柱直徑5cm、高為4cm的規格，圍岩分別以含油飽和度40%，滲透率203×10^-3μm²的人工膠結岩心，在壓力20MPa，分別在溫度20℃、30℃、60℃、80℃和100℃的條件下，進行實驗。每個實驗進行90h後掃描圖像和處理結果。

實驗結果顯示，岩心含油飽和度隨溫度的升高而增加（圖4-28），在高溫下，岩心含油飽和度可達40%以上。可以認為溫度是影響岩心含油飽和度的重要因素。

圖4-28 不同溫度條件下岩心含油飽和度柱狀圖

一般條件下，流體在溫度升高的情況下，增加流體內部的分子能，加速流體流動的速度，溫度升高，加快岩心和圍岩之間的油水相互的流動進程，使岩心含油飽和度升高。

❻ 成藏過程物理模擬實驗

（一）實驗結果

進行成藏過程和機理實驗時，在長16cm、內徑D₁為9cm、外徑D₂為10cm的有機玻璃空心管中裝填含油飽和度為40%的玻璃微珠，中間放置人工岩心，岩心滲透率為56×10^-3μm²，圓柱狀岩心的底面直徑為5cm、高8cm，溫度30℃，裝填後加壓，壓力為20MPa,在實驗進行2、18、25、48、54、66、74、120h時掃描。

表4-6 砂岩透鏡體成藏物理模擬實驗分組表

圖4-17 透鏡體成藏物理模擬實驗掃描圖像

圖4-18 定標管含油飽和度處理圖像統計圖

圖4-19 岩心含油飽和度處理圖像統計圖

掃描圖像如圖4-20、圖4-21示，圖4-22中為橫切面上不同時間點上的油的顯示圖像和處理結果，圖4-21中為縱切面上不同時間點上的油的顯示圖像和處理結果。由A→B→C→D→E→F→G→H是含油變化的亮度圖，圖中圖像的亮度表示含油性大小和好壞，在圖像的中間為過直線切線上的亮度大小曲線，曲線的最右端為100%含油的定標管的亮度大小，圖的右邊為含油飽和度統計信息。

表4-7記錄了隨時間變化的油氣進入岩心的過程和含油性定量變化的結果。隨時間加大，岩心平均含油飽和度增加。

（二）模擬成藏實驗的機理解釋

關於透鏡體成藏機理前人已經做了大量研究。有學者提出，在異常高壓的地層壓力下，壓實作用所產生的地層壓力差和浮力，由生油岩向夾持的砂岩透鏡體直接運移成藏；有學者認為。在毛細管力的作用下，油氣首先從較大孔隙進入砂岩透鏡體中，因油氣的進入占據了砂岩透鏡體中的孔隙空間，使其中的孔隙水被替換出來，並從較小孔隙進入到泥岩中，隨著上述過程的繼續進行，油氣不斷進入砂岩透鏡體中，砂岩透鏡體中的孔隙水不斷被替換出，直到砂岩透鏡體被油氣飽和為止（Magara,1987；張雲峰等，2000）。也有人認為，毛細管作用與源岩排烴壓力促使油水交替成藏。有學者認為，引起岩性砂體成藏的動力：一是由於低滲透圍岩與高滲透性砂岩透鏡體孔喉半徑差異所造成的毛管壓力差，二是浮力作用（Berg,1975）。Stainfoth（1990）認為，烴濃度梯度作用下的毛細管力輸導作用是導致源岩排烴的主要機理，這種機理同樣適用於砂岩透鏡體成藏。

由透鏡體核磁共振實驗可以發現，在烴濃度差引起的滲透壓差和擴散壓差下，圍岩中的油具有向岩心（砂體）運移的趨勢。但油運移至砂泥岩界面時，由於砂岩透鏡體以孔隙作為運移通道，在接觸帶內的大、小孔隙之間存在著毛細管力的差異。在毛細管力差和烴濃度差的作用下，油氣首先從較大孔隙進入砂岩透鏡體中，油氣的進入占據了砂岩透鏡體中的孔隙空間。由於毛管壓力差與圍岩和砂體的孔喉半徑有關，根據毛管壓力公式，在孔喉半徑小、物性差的砂體內應無油氣的聚集，即砂體不能成藏。

圖4-20 橫切面上不同時間點油的顯示圖像和處理結果

圖4-21 縱切面上不同時間點油的顯示圖像和處理結果

表4-7 砂岩透鏡體成藏過程模擬實驗含油飽和度隨時間變化

由於烴類在水載體中的運移存在浮力效益，在岩心的下部油相對聚集，其次是邊緣，最後在頂部有油的聚集。說明在岩性砂體成藏時，浮力也是一個不容忽視的動力之一。

所以可以這樣認為，透鏡體成藏並不是單純的一個或兩個動力下促使油氣的聚集的，它是在一個過程復雜、動力類型多樣、相互作用、復合動力下完成的油氣運聚成藏的。

❼ 中國石油大學地質學學什麼

課程簡介

「石油地質學」是地質工程專業的一門專業基礎課和必修課，是中國石油大學（北京）品牌課程和北京市精品課程，是理論教學與實踐教學相結合的一門課程，總學時64學時，其中理論教學46學時，實踐教學18學時。本課程遵循加強基礎理論、理論聯系實際、反映國內外石油地質學發展新水平的原則，立足於石油地質學基本原理的闡述，充分反映成熟的新理論，突出中國石油地質特色，以油氣成藏要素、油氣成藏過程和油氣分布規律為主線建立課程體系，共包括緒論和油氣水的成分和性質、儲集層和蓋層、油氣藏及其類型、石油天然氣的成因與烴源岩、石油與天然氣的運移、油氣聚集與油氣藏的形成、油氣聚集與分布單元、油氣分布規律與主控因素等8章。主要介紹油氣生成、油氣藏形成的基本原理及油氣分布的基本規律，通過本課程的學習使學生掌握石油地質學的基本概念、基本原理和基本方法，並能利用石油地質學的原理與方法對盆地油氣成藏的基本條件進行初步的評價。

目標定位

中國石油大學（北京）是教育部直屬的全國重點大學，是一所石油特色鮮明，以工為主的多科性大學，是「211工程」重點建設和國家985工程「優勢學科創新平台」建設並設有研究生院的高等院校之一。學校的發展目標是到2020年建成石油石化領域世界一流的研究型大學。地質工程專業是中國石油大學（北京）的石油主幹專業，是國家級特色專業，每年面向全國招生150餘人，生源質量越來越好，入學成績連年提高，已成為社會公認的品牌專業和我校錄取分數最高的專業之一。

我校地質工程專業主要培養從事石油勘探開發地質工程設計、科學研究、國際合作和科技管理的高級專門人才。而「石油地質學」是地質工程專業一門重要的專業基礎課和必修課，是學生系統學習了礦物岩石學、地史古生物學、沉積岩石學、構造地質學等地質基礎課後，開始接觸石油勘探開發知識的第一門課，也是高年級本科生最重要的專業基礎課。該課程奠定了地質工程專業學生的石油勘探開發理論基礎，在本專業課程體系中具有舉足輕重的地位，是實現專業培養目標的「看家課」。同時該課程又是油氣勘探系列課程的骨幹課，該課程系列還包括地質工程專業的「油氣田勘探」、勘查技術與工程專業的「石油地質學」以及非勘探專業「石油地質概論」等課程。

本課程的建設目標是堅持「強化理論、注重應用、增強實踐、培養能力」的教學理念，通過師資隊伍建設、教材建設、教學內容和教學方法的改革，造就一流師資隊伍，編寫一流教材，創建精品課程，培養一流人才。即在現基礎上，進一步加強教師隊伍和教材建設，深化課程體系、教學內容和教學方法等方面的改革，不斷提高教學質量，培養理論基礎扎實、實踐能力強、具有創新精神的高素質人才；同時以「礦產普查與勘探」國家級重點學科建設、「油氣資源與探測國家重點實驗室」建設為依託，以科研促教學，加強與國內外同行的交流，提升教師的學術水平。目前本課程教學水平在全國高校同類專業中居領先水平，我們將加快建設步伐，加強國際交流與合作，加強「雙語」建設，把本課程建成國內領先、國際知名的品牌課程。

知識模塊順序及對應學時

本課程總學時為64學時，其中理論教學46學時，課內實驗和大作業等實踐環節18學時。與本課程相配合，單獨設置課程設計「石油地質綜合訓練」3周。

順序
知識模塊
主要內容
計劃學時

理論教學內容

1

油氣成藏要素
緒論

第一章 油、氣、水的基本特徵
4

第二章 儲集層和蓋層
4

第三章 圈閉和油氣藏
8

2
油氣成藏過程
第四章 石油天然氣的生成與烴源岩
8

第五章 石油和天然氣的運移
6

第六章 油氣聚集與油氣藏的形成
7

3
油氣分布規律
第七章 油氣聚集與分布單元
3

第八章 油氣分布規律與控制因素
6

實踐教學內容
1
實驗
原油、烴源岩、儲集岩樣品觀察與描述
2

石油及烴源岩地球化學指標萃取
2

油氣成藏機理模擬實驗
2

2
課內大作業
烴源岩演化特徵與生油區評價
2

時間-溫度指數計算與烴源岩成熟度評價
2

天然氣成因類型綜合判別
2

圈閉及油氣藏類型的識別
2

流體勢計算和油氣運移方向分析
2

油氣藏形成條件綜合分析
2

3
課程設計
石油地質綜合訓練（單獨設置）
3

重點、難點及解決辦法

1．課程的重點、難點

「石油地質學」課程的主要內容包括三大部分共八章：油氣成藏要素、油氣成藏原理和油氣分布規律，其中核心內容是油氣成藏原理。該課程的難點主要有三方面，一是如何綜合利用已學過的構造地質學、沉積岩石學、岩相古地理等知識，深刻理解油氣藏形成條件與分布規律，並將靜態成藏要素中的烴源岩、儲集層、蓋蓋層、圈閉與動態成藏過程中的油氣生成、運移、聚集結合起來，綜合分析沉積盆地中油氣藏的形成與分布問題；二是油氣生成的化學動力學原理和油氣運移聚集過程的動力學機制；三是對各類圈閉和油氣藏的空間形態的理解。

2．解決辦法

對於第一個問題，在實際教學過程中，主要加強學生綜合應用知識能力的訓練，教學中盡可能多地為學生提供一些接觸油區實際石油地質資料的機會，多介紹油田實例，多增加地質圖件分析等方面的練習，便於提高學生對實際地質問題的理解。在教學中的課內大作業，就是根據各章要學生掌握的知識點有意識設計的綜合訓練，每個大作業都要求學生作圖、編寫報告，增加學生對課程內容的理解和綜合分析問題的能力。最後的課程設計更要求學生綜合整個課程的知識對一個實際盆地各方面的資料進行綜合分析，對盆地的油氣遠景做出評價。

對於第二個問題，在課堂教學中，主要通過對基本概念理解、化學和物理知識的運用，動畫的運用，精講難點內容，深入淺出。

對於第三個問題，充分運用實物模型、清晰的多媒體圖件，尤其是復雜的平剖面圖和立體圖，配合習題課，有針對性的開展教學活動，提高學生的空間想像能力。

實踐教學活動的設計思想與效果

加強實踐教學，增強學生的動手能力和分析問題解決問題的能力，培養學生的創新意識和創新精神一直是本課程重要的教學理念之一。為了加強學生對課程理論的理解和增強學生的實踐和動手能力，增強學生分析問題和解決問題的綜合能力，本課程設置了3個實驗（6學時）、6個課內大作業（12學時），與本課程相配合增設了單獨設置的課程設計「石油地質綜合訓練」，學生畢業前12周的畢業設計也是對本課程知識的實際應用。實踐環節的設置的目的是增加學生的感性認識、增強學生綜合分析能力和利用石油地質理論知識解決實際問題的能力。

1．實驗課

本課程有三個實驗課實驗，一是原油、烴源岩、儲集層樣品觀察描述；二是烴源岩有機地球化學指標萃取實驗；三是油氣成藏機理模擬實驗。這三個實驗的目的是使學生對原油、烴源岩、儲集層、烴源岩有機地球化學指標萃取過程和油氣成藏過程和影響因素有一個感性的認識，以便更好地理解課程的相關內容。

原油、烴源岩、儲集層樣品觀察描述是通過樣品觀察描述認識原油、儲集層、烴源岩的基本特徵，增強學生的感性認識，加深對課程基本概念的理解。

由於烴源岩地球化學實驗過程較長，不適合學生全程參與，因此主要採用演示的方式進行。如從岩樣的粉碎、到可溶有機質的抽提、再到抽提物質的分析，一般需要至少64小時以上不間斷的實驗。通過這種感性實驗，學生對課程相關的基本概念有了比較深入理解，如通過乾酪根萃取過程的觀察，對乾酪根和可溶有機質的概念有了更深入的理解；通過石油族組分的分離過程的觀察，對石油和可溶有機質的組成有了進一步的理解。

油氣成藏模擬實驗藉助中國石油大學（北京）油氣資源與探測國家重點實驗室的成藏模擬裝置，進行油氣生成物理模擬實驗、油氣運移二維模擬實驗，學生在實驗中可以觀察在不同地質條件下油氣運移和聚集情況，理解油氣運移過程中不同力、輸導體系和運移通道對油氣運移和聚集的影響等。

2．課內大作業

為了培養學生分析解決實際地質問題的能力，在講授「石油地質學」課程的同時，針對主要章節的主要知識點設計了6個課內大作業。課內大作業採用「以學生為主」的模式進行教學，教師僅就基本原理和要點進行講解、輔導以及引導性的解答，啟發學生思考，調動學生學習的主動性和積極性，要求學生獨立完成大作業要求的圖件、分析，並獨立完成報告，這種實踐環節很好地鍛煉了學生綜合所學知識，解決實際石油地質問題的能力，使學生對所學理論知識也有了更深入的理解。

3．課程設計

由於學時有限，僅僅依靠上述這些實驗和課內大作業對學生的實踐鍛煉是不夠的。因此，在「石油地質學」課程之後，安排「石油地質綜合訓練」課程設計，這是針對地質工程專業的一門單獨設置實踐教學環節，目的是使學生深化和鞏固所學的「石油地質學」理論知識，加強學生綜合應用所學理論和方法，分析和解決石油地質實際問題的能力，為將來從事油氣地質與勘探工程設計奠定基礎。

「石油地質綜合訓練」課程設計所設計的資料全部為來自一個實際盆地的石油地質資料，包括烴源岩和原油有機地球化學分析數據、儲蓋層分析資料、地震資料、鑽井資料、測井資料、流體包裹體分析資料等，通過對這些資料的綜合分析，做出相關圖件，完成研究區烴源岩評價、油氣成藏綜合分析與評價和勘探目標評價與設計。最終提交內容豐富、觀點明確、分析論證透徹、文圖並茂的研究報告。

通過該課程的學習，進一步培養了學生的獨立思考能力、實際動手能力和綜合分析能力，使學生初步掌握了油氣地質研究綜合研究與評價的工作程序和基本工作方法，學會了油氣地質研究所需的基本圖件的編制和相應軟體的使用，提高了學生的文字組織和表達能力。

4．畢業設計

畢業設計是對專業課程，尤其是石油地質學課程學習的延續。地質工程專業本科畢業設計的目的是綜合運用已學的油氣地質知識，以一定的科研項目為依託，初步掌握油氣地質研究的方法，培養、加強綜合分析問題和解決問題的能力。

地質工程專業學生的畢業設計大部分為與盆地石油地質研究有關的題目，這是課程實踐外對石油地質課程學習的最好的應用與教學效果的檢驗。

課程組教師全部指導學生的畢業設計。本教學組藉助科研優勢，吸引對油氣地質與勘探研究感興趣的學生參與教師承擔的實際研究工作並完成其畢業設計任務；畢業設計中注重嚴格要求，並對學生在選題、開題、資料分析匯總，圖表編制和最後的論文撰寫、答辯等各個環節悉心指導，認真負責。鼓勵學生勤於思考，獨立完成畢業設計中所需的圖表，鼓勵學生在詳細調研的基礎上，提出自己的想法和觀點。通過畢業設計，學生的石油地質工作方法和思維方式及基本技能得到了很好地訓練，加深了對石油地質學理論的理解。

教學方法與手段

1．教學方法

「石油地質學」是一門理論性和實踐性都很強的課程。為了提高教學質量，增強學生的動手能力和綜合分析能力，在課程總學時不變的前提下，課程組精簡理論教學，增加實踐環節，廣泛採用多媒體教學手段，提高課堂授課效率。同時，採取多種方式提高學生主動學習的積極性，提高學生綜合應用知識的能力，達到深化理論學習，提高實踐能力的目的。

（1）精簡理論學時，實現課堂多媒體教學

該課程的主要教學方式是課堂教學，通過課堂講授，將該課程的理論和方法傳授給學生。本課程涉及學科多，教學學時緊張，如何提高課堂效率，直接影響教學效果。為此，我們十分重視課堂教學，精選講課內容，精講重點難點，安排同學自學易於理解的內容，並廣泛采多媒體教學手段，提高課堂授課效率，利用46學時講授了原來靠板書64學時講授的課程內容，節約的學時主要安排實踐訓練。

（2）加強實踐環節，學生自主完成大作業

為了加深學生對理論教學內容的理解、訓練學生的動手能力和綜合分析能力。本課程配合理論學習，安排有18學時的實驗和習題教學。習題主要包括烴源岩演化特徵與生油區評價、時間-溫度指數計算與烴源岩成熟度評價、天然氣成因類型綜合判別、圈閉及油氣藏類型的識別、流體勢計算和油氣運移方向分析、油氣藏形成條件綜合分析等，這些習題由教師簡要介紹做題思路，由學生獨立完成，教師批改後，再逐一給學生講解存在的問題。通過大作業達到了加深理解、增強學生分析問題和解決問題能力的目的，效果良好。

（3）科研促進教學，培養學生的創新精神

本課程組教師長期從事與教學相關領域的科學研究工作，承擔了國家「973」、油氣重大專項、國家自然科學基金、油田委託的重大研究項目。獲得國家科技進步二等獎2項，省部級科技進步獎和自然科學獎多項，發表了一系列相關領域的高水平論文。科學研究活動不僅提高的教師的學術水平，科研成果還成為講課的素材、教材的內容與實例，教師在教學中將自己的科研心得和學科最新進展講授給學生，提高了學生對科學的探索精神，對培養學生的創新精神起到了良好的作用。

科研實驗室向本科生開放，承擔本科生實驗課。本課程的烴源岩地球化學實驗和油氣成藏物理模擬實驗都是在油氣資源與探測國家重點實驗室進行，科研實驗室為石油地質學課程的教學提供了良好的教學條件。與此同時，教師根據自己的科研課題設立科技創新項目，為學生提供研究經費開展科技創新活動，培養了學生的創新精神。

（4）加強教學改革，探索研究型教學模式

隨著教學改革的深入，本課程開始了研究型教學的探索。首先在地質工程專業創新班進行研究型教學模式的試點。目前正在進行石油地質研究型教學文獻庫、案例庫、課堂討論主題庫的建設；在教學中將建立「以學生為主體、以教師為主導」的基於探索和研究的教學模式，將研究型教學理念落實課程教學上,即採用與研究型教學相適應的授課方式、討論形式、作業類型、實踐訓練和考核方式。打破傳統的單一教材，適當增加相關的科技文獻和科研報告，增加案例教學；授課過程中採用學生課前自學、課堂討論、教師總結、課後答疑的雙向教學方式；教師指定題目要求學生撰寫科技小論文；以分組的形式要求每組學生自主設計和操作實驗，完成實驗報告；採取綜合的考核方式，包括期末閉卷考試、科技小論文的多媒體答辯、實驗報告及平時討論發言成績。

（5）豐富網路資源，網路教學補充課堂教學

配合課程教學，充分利用校園網，解決學生自學、復習、答疑等問題，學生可以通過網路獲取教師的教學材料，有利於學生在課堂集中精力聽課，從而解決了課堂信息量大給學生做筆記帶來一定困難等問題。在精品課程網上，學生可以瀏覽課程大綱、教學內容、復習思考題，也可以進行網上答疑。

2．教學手段

為了搞好該課程的教學，課程組在重視傳統課堂教學的基礎上，廣泛採用電化教學手段，提高課堂授課效率，加強實踐教學環節，採取多種方式提高學生主動學習的積極性，提高學生綜合應用知識的能力，達到深化理論學習，提高綜合能力的目的。

近年來，隨著我校電化教學設備的改進，本課程在課堂教學中的一個重要變化是：逐漸由傳統的板書課堂教學轉變為以多功能教室為主的多媒體教學；在充分發揮多媒體教學知識輸出快、效率高的優勢，繼續發揮傳統課堂教學的優點，二者兼顧，共同提高課堂教學效果。精細認真的課前准備，靈活多樣的授課方式，良好的電化教學手段，大大提高了課堂授課效率。目前課程組每位教師都有一套完整的PowerPoint教學幻燈片。除年輕教師要求用傳統課堂教學外，其他課堂基本都是多媒體教學。

配合教學內容還適當放映一些教學片，如美國AAPG繼續教育短片，電影《儲集層》、《古潛山》和《油氣勘探》等教學片。

❽ 模擬實驗

油源對比發現，東營凹陷沙三段砂岩透鏡體內的原油並非完全來自沙三段的烴源岩，其油源主要為沙三段和其下部沙四段的混源油。那麼在沒有明顯大斷層溝通的情況下，沙四段的油是如何進入到沙三段的烴源岩中的呢？前文提出油氣可以通過裂縫和薄層砂作為輸導通道運移到砂岩透鏡體中成藏，裂縫和薄層砂這兩種輸導要素在空間上的配置關系和組合樣式對油氣輸導效率及輸導過程究竟如何呢？本次實驗的目的就是應用細棉線模擬裂縫，將棉線和砂體連接，模擬油氣是否能夠由細棉線導入砂岩體中並在砂體中聚集成藏的過程。

（一）模型的物理模擬實驗

1.模型

圖3-15即為油氣有機網路簡單物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。左上角和右下兩角扇形體分別以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，左上角扇形體半徑為11cm，右下角扇形體半徑為10cm；模型中央為一近橢圓形體，以粒徑0.4～0.45mm的石英砂充填，長寬分別為22.5cm、16cm；與左上及右下砂岩扇體的距離分別為9.5cm、8cm。模型內其餘部分以泥岩充填。紅色箭頭A、B指示注油口，孔a為注水口，孔b為排氣口。線1、2、3為細棉線。單股棉線的直徑約0.2mm。在常溫常壓下進行實驗。

圖3-15 簡單模擬實驗裝置示意圖

2.實驗結果

首先由示意圖中的a孔注水，排出裝置中央透鏡體中的空氣，當b孔有水流出時，排氣結束。然後將a、b孔皆關閉。然後由A、B兩個注油口開始注油，注油速度皆為0.5mL/min。經過1h後，下扇形體內的油經過棉線運移到透鏡體內並在浮力作用下至頂部聚集；同時上扇體的油也開始經過棉線運移到透鏡體內（圖3-16左）。

距開始注油大約70min後，A口注油的速度減小到0.1mL/min,B注油口的速度維持0.5mL/min不變。約20min後，上扇體內的油繼續緩慢通過棉線運移到透鏡體內；下扇體內的油也繼續通過棉線運移到透鏡體內，透鏡體上部聚集的油量明顯增加（圖3-16中）。此時再次改變注油速度，A口注油速度變為0.2mL/min;B口停止注油。3h40min後，上扇體的油進一步通過棉線運移到透鏡體內，並上浮至頂部聚集（圖3-16右）。A口停止注油，進入靜觀階段。

圖3-16 實驗進行時的油氣運移結果圖

在經歷了18h的靜觀階段後，由兩邊扇體通過棉線進入透鏡體內的油量明顯增多。油在透鏡體上部大量聚集，累積油柱高度為9cm（圖3-17）。

圖3-17 實驗進行23h油氣運移結果圖

至此實驗結束，本次實驗共持續23h15min，累積注油量：由A口注油77.5mL，由B口注油43.5mL。

（二）較復雜模型的物理模擬實驗

1.實驗模型

圖3-18即為較復雜物理模擬實驗裝置圖。該模型的尺寸為長（50cm）×寬（30cm）×厚（2cm）。一共分為上下5層，其充填物依次為含油泥、細砂、含油泥、細砂、泥岩，有4個透鏡體分別布置在最下層和最上層中，上面兩個透鏡體由單股棉線（模擬裂縫）與其下端的細砂岩相連。其中細砂岩粒徑為0.15～0.2mm（模擬薄砂層），透鏡體內的砂礫粒徑為0.35～0.4mm，含油泥中油與泥的比例約為1:5.16,a口為注油口，本實驗在常溫常壓下進行。

圖3-18 油氣有機網路運移復雜模擬實驗裝置示意圖

2.實驗過程

實驗裝置完畢即為開始實驗，7h25min後，右下側透鏡體開始進油（圖3-19左），無其他現象發生。

26h15min後，左下側透鏡體內的聚集的油進一步增加，從下往上數第二層細砂岩條帶有油氣滲入（圖3-19右）。

到第9天，改變實驗措施，由a口開始注油，注油速度為0.15mL/min,53min後（222h33min），下條帶細砂層開始進油（圖3-20左）。

6h55min後，下細砂條帶聚油量增加，左下側扇體聚油量增加，此時停止注油，進入靜觀階段。1天後，下細砂條帶內油從右向左運移，且下側兩個透鏡體聚油量增加，聚油體積都約占整個透鏡體的70%。再過l天（累計進行到約269h），左下側透鏡體聚油體積約占整個透鏡體體積的90%，右下側透鏡體的聚油體積約佔95%（圖3-20右）。

此後再次由a口注油，隨著注油量的增加，下面兩個透鏡體都逐漸完全被油充注，下細砂條帶的聚油量也逐漸占滿整個條帶，隨後上細砂條帶也開始見油（圖3-21左）。

圖3-19 復雜模擬實驗油氣運移圖

圖3-20 復雜模擬實驗油氣運移圖

隨著實驗的繼續進行，上細砂岩條帶的聚油量逐漸增加，最終充滿整個條帶，且該條帶內的油通過棉線導入上面兩個透鏡體中（圖3-21右），至此實驗結束，累計進行時間約359h，本次實驗累積注油量348.69mL。

圖3-21 復雜模擬實驗油氣運移圖

3.實驗討論

本次實驗歷時共約359h，由以上實驗可以發現，常溫常壓下，由於烴濃度差引起的滲透壓差和擴散壓差，底層含油泥岩內的油具有運移到與其相鄰的砂岩體中的趨勢。在毛細管力差和烴濃度差的作用下，底層泥岩中的油首先進入被其包圍的孔隙較大的砂岩透鏡體中，而不太容易運移到其上部的細砂岩條帶中。

隨著底層油不斷的注入，壓力不斷增大，最終能夠克服底層泥岩與其上層細砂岩的毛細管力時，油就進入到其中，當其濃度足夠大時，在烴濃度差的作用下，油運移到層3中。層3中的油在滲透壓差的作用下，運移到層4中。聯結頂層砂岩透鏡體與層4的棉線能起到很好的輸導油的作用，因此層4的油能沿著棉線模擬的裂縫運移到頂層的兩個砂岩透鏡體中。

通過本次實驗，可以看出，僅靠底層泥岩中的油自然滲透和擴散，其運移能力有限。但是在油源充足的情況下，底層的油最終能夠運移到與之相隔幾層的砂岩透鏡體中。

❾ 實驗模擬法

油氣成藏動力學的實驗模擬法包括生烴化學動力學的熱壓模擬實驗、排烴熱壓模擬實驗和油氣二次運移、聚集的流體動力學模擬實驗。近十幾年來，生烴熱壓模擬實驗，即密閉容器加水熱解（hydrous pyrolysis）是國際上比較推崇的模擬油氣生成的實驗方法（lewan,1991,1993）。熱壓模擬實驗是將烴源岩樣品置於在密封容器（如玻璃管或高壓釜）中加熱到300℃以上並長時間恆溫，採用液氮冷阱收集裝置收集氣相產物（天然氣、輕質烴等）。國內許多學者對不同類型生油岩樣品進行了大量的熱壓模擬實驗，如王涵雲和楊天宇（1982,1987），高崗、郝石生等（1995,1999），王兆雲、程克明等（1995, 1996），為有機質的生烴熱演化模式和油氣產率研究提供了重要依據。此外，生油岩熱解法（Rock-Eval）是測定烴源岩有機質成烴動力學參數（活化能和頻率因子）的重要方法。排烴熱壓模擬實驗與生烴熱壓模擬實驗基本相似。Dembicki（1989）、Thomas（1995）、Hindle（1997）及曾濺輝（2000）通過物理模型對油氣的二次運移過程進行了大量的模擬實驗。實驗室熱模擬實驗也取得了許多重要進展，提高了人們對成藏機理的認識。如中國石油大學的「油氣成藏機理模擬實驗室」，自行研製了具有國際水平的一維高溫高壓模擬實驗系統、二維高溫低壓模擬實驗系統和多功能岩心流動實驗裝置等，可以進行地層溫壓條件下的油氣生成、運移、聚集、保存和破壞、流體－岩石相互作用與儲層評價和成岩作用等物理模擬研究。