输导体系结构样式

网上有关“输导体系结构样式”话题很是火热，小编也是针对输导体系结构样式寻找了一些与之相关的一些信息进行分析，如果能碰巧解决你现在面临的问题，希望能够帮助到您。

岩性油气藏输导体系构成要素，包括断层、薄砂条、微裂隙/构造裂缝、干酪根网络等。输导要素在空间上相互联系，构成砂岩岩性体油气成藏的关键一环。但在不同的构造演化阶段，其结构样式又有差异。

压力封存箱是一个相对稳定的系统，在其演化的大多数时间内以亚稳态存在，其封盖层的破裂，特别是厚度较大的泥质封盖层的破裂在构造稳定期是非常困难的。封盖层开启和烃类释放过程大致存在两种情况：

一是构造相对稳定期，由于封存箱内压力的持续增加造成封盖层破裂和排烃；二是构造活动期断裂和断层的发生导致封盖层破裂和大规模排烃。

（一）构造稳定期

从烃源岩熟化生烃的过程分析，在同一剖面中，最下部的烃源岩由于成熟度较高，一般会最先达到生烃门限和进入生烃高峰。在沉积特征和生烃条件比较相似的情况下，最下部的烃源岩将会最先形成异常高压并导致微裂隙产生（图3-14）。对于不同层段来说，裂隙序次是自下而上进行。在发育多套烃源岩的地区，裂隙产生的序次可能分别为沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙三段中亚段。而对于同一层段（如沙三段下亚段）的烃源岩来说，也是下部的烃源岩岩首先破裂。当然，由于烃源岩发育的非均质性和烃源岩质量的差异，裂隙发育并不完全遵从这种规律。如惠民洼陷的临南洼陷和车西洼陷，沙四段上亚段烃源岩较差，可能一直未产生裂隙。而对于沙三段下亚段来说，其中的两套油页岩层可能最先发育裂隙，而其中的泥岩段较晚产生裂隙，但这不影响裂隙自下而上发生的整体规律。

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

在裂隙发展的早期阶段，裂隙发育的范围比较局限，厚度较小，压力和裂隙封存箱的规模较小。由于其上未发生裂隙的烃源岩层数多，厚度大，孔渗性差，形成非常好的封盖，很难仅仅依靠内部压力的聚集而被突破。而由于压力封存箱接近烃源岩体的底部，底封盖层较薄，则可能因为异常压力超过烃源岩的排驱压力或产生垂向或高角度裂隙造成封盖层突破。以东营凹陷为例，封盖层一旦被突破，封存箱内的烃类较容易进入沙四段上亚段优质烃源岩（一般限于其上部）下部的滩坝砂体，顺烃源岩体的底面发生侧向运移。这些滩坝砂体虽厚度不大，但延伸范围较广，作为储集层虽然差一些，但可充当较好的疏导层。梁家楼—纯化斜坡带及牛庄洼陷南斜坡带沙四段上、下亚段经常大面积含油（张林晔等，2004），是本区存在该类排烃过程的有利证据。仅存在一套有效烃源岩的地区也可发生类似的情况，如近年来车西洼陷在烃源岩体底部也发现了一系列油气藏，也可以由此作出解释。随着含烃流体的排出，裂隙将会重新愈合，开始新一轮烃类、压力积累、封存箱破裂和排烃的过程。随着盆地沉积作用的进行，地层的埋深不断增加，熟化烃源岩体层位逐渐变新，封存箱向上发展，异常高压带封隔层间歇性地发生压裂开启和闭合，封隔层和裂隙顶界的位置会不断地向上调整，直至烃源岩生烃作用完成。相对于封存箱内的顺层裂隙，封存箱被突破时的裂隙可能并非广泛展布，在岩心观察中不容易被发现。

根据前述现今压力场分析，目前在各个凹陷的深度剖面上，压力峰值一般位于沙三段下亚段烃源岩中，而非沙四段上亚段，即使对于沙四段上亚段优质烃源岩非常发育的东营凹陷和渤南洼陷也是如此，可能表明沙四段上亚段烃源岩已经经历过多次排烃过程，与上述论述并不矛盾。

实际上，泥质岩石的塑性较强，一个封闭的、独立的高压流体封存箱有时很难单纯依靠内部压力的聚集而被突破。因此许多石油地质学家认为，高压带内产生的以垂向裂隙为主的裂隙系统往往是构造活动时期的产物。

（二）构造活动期

在构造活动期，根据应力判断，无论挤压还是拉张过程，均易于产生垂向或高较度断层，并伴生大量垂向或高角度裂隙、微裂隙。如果断裂期压力封存箱已经形成，则构造运动导致封存箱盖层破裂，实现压力封存箱与外界储层的沟通。这种沟通一旦实现，在异常高压的驱动下，压力封存箱中聚集的烃类和其他流体将会以混相涌流的方式，迅速完成烃源岩的排烃和聚集成藏过程。构造活动期后，随着流体的排出和压力的降低，裂隙将会逐渐胶结和封闭，而开始新的能量积累、压力释放和排烃过程。从该角度来看，无论构造稳定期，还是构造活动期，排烃过程都或多或少的呈现出幕式的特点，但显然构造活动期每一幕的排烃规模要大得多。

断层的排烃能力，即断层的通透性或封堵性主要受断层性质、规模、落差大小、断面形态及断层两盘储层接触关系、断面能否形成较大排驱压力的低渗带等多种因素的影响。

相对挤压性断层，张性断层更有利于排烃作用的进行，典型例子为东营凹陷中央隆起带，拉张性的断层导致烃源岩大量向上排出烃类。断层的规模越大，断距越大，断开的层位越多，则供油范围越大，排烃量也越彻底。对于大型的一、二级断层，由于断层带和断裂破碎带较宽，烃源岩复合体的上部或顶部封盖层很容易被破坏，烃源岩中的超压将会迅速得以释放，烃类的排出应以上排为主。

对于张性特征不明显或小型的断层，垂向输导能力可能较为有限，排烃的过程则存在差别。在洼陷中心，几套烃源岩上部的封盖层很厚，断层两侧泥岩与泥岩接触，通透能力有限，可能只有偏上层段生成的部分烃类突破盖层向上排出，而另一部分则发生侧向运移。在侧向缺少疏导体的情况下，烃类还可向下排放，再侧向运移。

有利区带预测与评价

三大海相盆地都经历了多期的改造，属于多期改造叠合型盆地。盆地的多期改造直接控制了三大盆地的多期成藏。以四川盆地开江—梁平地区为例，说明盆地多期改造对多期成藏的控制作用。

四川盆地经历了复杂的板块拼合历史和陆内盆山运动体制。多期次的构造运动：晋宁运动、加里东运动、东吴运动、印支运动、燕山运动和喜马拉雅运动等，以互相叠加、复合或联合的形式作用导致了四川盆地复杂的构造面貌。多旋回的构造运动导致了盆地形成和演化的多旋回性，并对油气的生成、运移、聚集、保存和改造破坏起着关键性的制约作用，使盆地的成藏表现出多次生排烃和多次油气聚集成藏过程、油气藏多次被调整改造或破坏过程。

开江—梁平地区与四川盆地共同经历了多起的构造成藏旋回。

（一）晚印支—早燕山期构造-成藏旋回

该时期烃源岩均进入了生油门限，其中志留系烃源岩已进入生油高峰。开江古隆起作为该区的构造高部位，为油气运移的有利指向区，但是开江—梁平地区未发生构造作用，即未形成构造圈闭，因此，该时期液态烃类主要聚集于岩性圈闭之中，如长兴组和飞仙关组中的礁滩岩性圈闭，而且裂陷期的张性断裂开始反转，并向上扩展形成反转型断裂输导体，油气通过茅口组和石炭系不整合输导体从侧向向断裂输导体汇聚，然后通过断裂输导体向长兴-飞仙关组储集体充注，形成早期的原始古油藏。

晚印支—早燕山期的主要构造面貌为开江古隆起，是烃类的有利运移指向区，此时，在开江古隆起周缘的岩性圈闭中，多为油气聚集而成为早期的原始岩性古油藏，即晚印支—早燕山期构造—成藏旋回中，形成了环开江古隆起的油气富集带。

（二）中燕山期构造-成藏旋回

中燕山期，渝东弧形构造带中NE向构造已发育，而川东NE向断褶带中也已开始发育NE向构造雏形。龙门山和米仓山山前此时NE向构造也开始发育，如通南巴背斜。但是东侧的川东构造体系和西侧的米仓山构造体系此时还未传递至通江—仪陇南部一带，即未形成米仓山川东对冲带。NW向构造此时尚未发育。在该构造-成藏旋回中，干酪根和古油藏均发生裂解，且原油裂解完全，开始形成古气藏。川东NE向断褶带开始发育背斜雏形，早期岩性油藏发生较弱的调整，开始形成构造-岩性复合气藏和岩性气藏。渝东弧形断褶带发生断褶作用，NE向构造开始发育，因此对早期岩性油藏起着较强的改造作用，气态烃发生再次运移聚集，形成构造-岩性复合气藏和岩性气藏。

米仓山和龙门山前NE向构造开始发育，主要为褶皱作用，早期岩性油藏发生较弱的调整，开始形成构造-岩性复合气藏和岩性气藏。米仓山川东对冲构造体系未发生构造变形，因此，中燕山期仅只发生烃类相态的转变，即由油变为气，但是烃类未发生再次运移聚集，依然聚集于岩性圈闭中，成为岩性气藏。

（三）晚燕山期构造-成藏旋回

晚燕山期，川东北地区发生普遍构造变形，NE向构造定型。构造运动控制古油藏的化学改造和流体调整，该时期为开江-梁平海槽地区气藏发生普遍调整的阶段。但是不同构造单元的构造变形强度不尽相同。川东构造带中，变形最为强烈，发生了强烈的断裂褶皱作用，而龙门山和米仓山山前构造体系，断褶作用相对较弱，断裂密度明显小于川东构造带。米仓山川东对冲构造体系该阶段构造开始发育，主要为一些低幅褶皱，变形较弱。该构造-成藏旋回中，干酪根和古油藏继续发生裂解，为干气阶段，依然为气态烃类的聚集成藏。

川东NE向断褶带和渝东弧形断褶带强烈的断裂褶皱作用使得中燕山期的构造-岩性复合气藏和岩性气藏发生了强烈的调整改造，甚至部分古气藏被破坏，由于强烈的构造变形，可以形成大量的裂缝，即裂缝型气藏，如毛坝气藏，因此，该阶段的气藏类型有构造气藏、构造-岩性复合气藏、岩性气藏。龙门山和米仓山山前构造体系的断裂褶皱作用相对较弱，因此对早期古气藏的调整改造程度较弱，烃类将从一个圈闭再次进入另一个圈闭而聚集，气藏类型依然为构造气藏、构造-岩性复合气藏和岩性气藏。米仓山川东对冲构造体系的构造变形将使烃类从中燕山期的岩性圈闭进入构造圈闭中，发生弱改造，气藏类型为构造气藏、构造-岩性复合气藏和岩性气藏。

（四）喜马拉雅期构造-成藏旋回

喜马拉雅期，为川东北地区NW向构造发育的主要时期，在燕山期NE向构造的基础上，叠加了NE向构造，其中以大巴山山前的宣汉-万源构造叠加区、通江-万源构造叠加区和南江构造叠加区改造最为强烈。该时期，地层发生强烈的隆升剥蚀作用，但是干酪根和古油藏依然处于裂解阶段。新（晚期）构造运动及其控制的流体输导体系和岩性-岩相变化控制天然气的再富集和最终定位。

火山岩储层油气聚集

通过静态地质要素的建模、可能油气成藏模式的建立及含油气系统的整体评价，对查干断陷闭流盆地下白垩统含油气系统的油气藏分布规律有了较明确的认识。该类含油气系统的成藏模式以改造-继承型成藏和改造-再生型成藏为主。据构造、沉积体系分布与油气成藏圈闭、储层和保存地质条件综合分析预测，该凹陷可能存在五个复式油气聚集带（图7-5、7-10）。

①巴润断鼻复式油气聚集带。该带可能存在的油气藏类型有断鼻、断块、断背斜、潜山和复合圈闭油气藏。

②毛敦侵入体复式油气聚集带。该带可能存在的油气藏类型有火成岩接触、断鼻、地层不整合、岩性尖灭和复合圈闭油气藏。

③额很断鼻-岩性复合复式油气聚集带。该带可能存在的油气藏类型有断鼻、岩性尖灭和复合圈闭油气藏。

④海力素断背斜复式油气聚集带。该带可能存在挤压背斜、地层不整合、断鼻和复合圈闭等油气藏类型。

⑤图拉格陡坡复式油气聚集带。该带可能存在断鼻、断块、岩性和复合圈闭油气藏类型。

根据含油气系统静态地质要素的发育程度与动态地质作用演化模拟及其组合关系的分析，对上述复式油气聚集带地评价划分为三类，即Ⅰ类复式油气聚集带、Ⅱ类复式油气聚集带和Ⅲ类复式油气聚集带（图7-10）。

图7-10 查干凹陷有利区带评价图

（1）Ⅰ类复式油气聚集带为油气成藏条件最有利的油气聚集带

该类复式油气聚集带位于断陷期早期半—深湖密集段烃源岩发育模式中的活跃烃源岩区之内，处于烃源岩成熟—高成熟分布区，烃源条件优越。Sq2、3、4 中构造圈闭与高位扇三角洲前缘水下分流河道储集体、高位滨、浅湖滩砂储集体复合形成构造-岩性复合圈闭，形成最佳生、储、盖组合。以这些渗透性砂岩体和断层为输导层，成为油气运移聚集的有利指向区，如额9号、额15 号圈闭。一般圈闭形成期早于油气大量生成、运移、聚集期，后期改造作用较弱，油气藏的保存条件优越，成藏模式为改造-再生型构造坡折带复式油气成藏模式。该类型的复式油气聚集带有额很断鼻-岩性复合复式油气聚集带、毛敦侵入体复式油气聚集带。

（2）Ⅱ类复式油气聚集带为油气成藏条件较有利的复式油气聚集带

该类复式油气聚集带与断陷期早期半—深湖密集段烃源岩发育模式中的活跃烃源岩区相距较远，而与断陷期中期半—深湖密集段烃源岩发育模式的活跃烃源岩区紧邻，处于烃源岩成熟—高成熟分布区周围，烃源条件较差。圈闭条件根据成藏条件的不同分为两种类型。一种类型为由较粗粒的冲积扇河道相沉积层和逆冲断层遮挡组成构造-岩性复合圈闭，如罕5号圈闭。圈闭形成期晚，经历了后期构造运动的改造破坏，存在二次成藏问题。其成藏模式是改造-再生型缓坡逆冲构造带复式油气成藏模式。海力素断背斜复式油气聚集带即属此类。另一种类型为由高位滨浅湖相砂岩体与早期形成的正断层组成断块、断鼻-岩性复合圈闭，如巴2号、巴6号圈闭。圈闭为早期形成，早期定型，后期未遭破坏，成藏条件良好。其成藏模式属于改造-继承型湖盆断块带复式油气成藏模式。它的不利条件是储层条件较差，断裂发育，构造难以落实。巴润断鼻复式油气聚集带即发育此种类型的圈闭。

（3）Ⅲ类复式油气聚集带为油气成藏条件较差的复式油气聚集带

这类聚集带的主要特征是依附于同生正断层在断初、断陷期有水湖泊中发育一系列水下扇群，在断坳期无水盆地中的山前发育冲积扇群，水下扇与冲积扇体不同时期基本叠置，形成规模庞大的复合体。因此，不缺乏扇中辫状河道储集体。扇体储集体与断层遮挡形成构造-岩性复合圈闭，如虎5 号、虎 7 号圈闭。圈闭形成期早，紧邻各类烃源岩分布模式中的活跃烃源岩，位于高成熟演化区，油气运聚条件好；后期无构造破坏。它的不利条件是储集条件差。其成藏模式是改造-继承型同生断层陡坡带复式油气成藏模式。图拉格陡坡复式油气聚集带即为这种类型的复式油气聚集带。

在三类复式油气聚集带中，Ⅰ类复式油气聚集带额很断鼻-岩性复合复式油气聚集带、毛敦侵入体复式油气聚集带是油气勘探最有利的目标区，是近期勘探的主战场；Ⅱ类复式油气聚集带海力素背斜复式油气聚集带、巴润断鼻复式油气聚集带为较有利目标区，是勘探的重点接替领域；Ⅲ类复式油气聚集带图拉格构造陡坡复式油气聚集带为有含油气远景的目标区，是勘探的后备战场。

油气成藏机理

（一）火山岩储层油气来源与成因

火山岩储层油气既有有机成因，也有无机成因，绝大部分属于有机成因。如松辽盆地深层天然气，以有机成因气占主导地位，但也有无机成因气，个别地区无机CO2含量大于60%。

1.有机成因

沉积盆地生油气母质为火山岩储层提供了来源。而火山活动对有机物形成与演化的影响，主要表现为3方面：①火山喷发过程中火山灰的大面积分布可能造成生物的大量绝灭，有利于有机质保存；②火山作用前后伴随大量热液、气液物质喷出，热液中常含有Ni、Co、Cu、Mn、Zn、Ti、V等过渡金属元素和N、P等营养元素，这些热液和气液中的物质对有机物的生长繁殖、有机质成熟、有机质转化等起到积极作用；③火山活动、火成作用以及热液作用等均可促进有机质成熟，使其形成生烃物质，为火山岩提供油气。

2.无机成因

火山活动、火成作用也可提供无机成因的天然气，该类气藏的规模可能相当可观。无机成因生成烃类主要有3种观点：①直接地幔来源，烃类可能通过CO或CO2和H2的费托反应合成，或者是在地球形成过程中聚集的宇宙物质（星云微粒和烃类等）保存在地幔中形成；②由晚期至岩浆期后温度低于600℃时封闭体系中各种形态的原始含CO2流体重新形成；③岩浆期后矿物-流体反应（如蛇纹岩化）产生烃类。

（二）火山岩储层油气运聚模式

中国火山岩储层油气存在多种运聚模式，其中原生型火山岩岩性油气运聚模式、残留盆地火山岩风化壳型地层油气运聚模式最为典型，分别以松辽盆地深层和新疆北部石炭系为代表。

1.原生火山岩岩性型油气运聚模式

松辽盆地深层断陷以箕状断陷为主要特征，箕状断陷主要由陡坡带、断（洼）槽带和缓坡带3部分组成，当断陷比较开阔时，有时发育有中央构造带（凹中隆），不同构造带具有不同运聚模式。

A.陡坡带运聚模式

陡坡带背靠凸起，面向断陷，一般具有坡度陡、物源近、相带窄、变化快和构造活动强烈等特点。在古隆起斜坡上形成多个近物源快速堆积的冲积扇体及辫状河三角洲沉积体系。由断裂和基岩顶、营城组顶面风化壳提供良好的运移通道，形成以侧向运移为主的地层超覆气田，即岩性上倾尖灭气田等（图15-13）。在断层下降盘发育火山岩体背斜岩性复合气田，如芳深6 井营城组气田等；以及与深大断裂活动有关的无机成因CO2气田，如芳深7井等营城组一段酸性火山岩CO2气田等。

B.断槽带运聚模式

断槽带位于断陷的中央部位，夹持于陡坡带和缓坡带之间，是断陷盆地长期发育的沉降中心、沉积中心和生烃中心；同时又是各类砂体和火山岩的前缘带分布区，是岩性油气聚集有利区（图15-13）。

图15-13 松辽盆地徐家围子中生代火山岩气田剖面

C.缓坡带运聚模式

缓坡带构造比较简单，一般发育鼻状构造，是油气运移的指向；若上倾方向有遮挡，就可形成油气聚集（图15-13）。缓坡上发育有反向正断层，这种断层与控陷断层基本上同时产生，沿断裂带往往有火山喷发，易于形成火山岩体；在基岩中还可以形成潜山构造。

D.中央构造带运聚模式

徐家围子断陷在形成过程中，以推进式的伸展方式，产生张剪性徐中断裂，使基岩块体发生翘倾，从而形成了北北西向的徐中中央构造带（图15-13）。中央构造带的东侧发育安达断槽和徐东断槽，西侧发育徐西断槽和徐南断槽，断槽内以沙河子组暗色泥岩和煤为主的烃源岩十分发育。这些烃源岩具有质量好、生烃速率高、聚集程度高、生气强度大的特点，天然气资源丰富。徐中断裂带，特别是与北东向断裂交叉处，控制了火山口和火山岩储层分布，构造活动产生的构造裂缝，连通了孔隙，改善了储层物性。

2.残留盆地火山岩风化壳型油气运聚模式

新疆北部石炭系火山岩储层油气存在源内火山岩层序型、源上火山锥准层状型、侧源火山岩不整合梳状型3种模式。

A.源内火山岩层序型运聚机制与模式

火山岩风化体储层在水体频繁震荡区发育，暴露于水面之上的火山岩风化淋滤时间较短，与后期发育的烃源岩间互分布。火山岩风化壳受层序界面控制，烃源岩生成的油气直接或通过断裂运聚在附近的火山岩风化壳地层圈闭中聚集。该类运聚模式形成的地层型油气田规模受控于风化壳大小和厚度，有效烃源岩覆盖区的风化壳均可能聚集油气。如三塘湖盆地马朗凹陷石炭系火山岩与烃源岩互层发育，上石炭统卡拉岗组内部存在5个受层序控制的火山岩风化壳运聚组合，之下的哈尔加乌组烃源岩生成的油气沿断裂纵向运聚于风化壳内，断裂发育处储层更发育，油气集中分布于断裂附近的火山岩风化壳内；哈尔加乌组火山岩与烃源岩互层，烃源岩生成的油气沿断裂或直接运移至火山岩风化壳内聚集（图15-14）。

图15-14 三塘湖盆地石炭系源内火山岩层序型油气运聚模式

a—地震剖面；b—油田剖面

B.源上火山锥准层状型运聚机制与模式

火山岩与烃源岩近水平间互分布，地层受构造运动控制发生倾斜，沿古地貌顶面发生风化淋滤和剥蚀，形成沿顶面火山岩风化壳储层和沉积岩（凝灰岩）非储层间互，后期下沉接受上覆沉积泥岩覆盖，形成以火山岩风化壳为单元的地层圈闭，油气通过断裂或直接运移聚集于风化壳地层圈闭中。

如准噶尔盆地陆东上石炭统巴山组，火山岩风化壳与烃源岩间互分布（图15-15），气田沿石炭系顶面火山岩风化壳分布，侧向受非渗透岩性遮挡，上面受土壤层和上覆新地层泥岩遮挡，各气田之间不连通，含气厚度受风化体厚度控制，一般在100～350m之间。由于生烃凹陷主要位于倾斜地层的下倾方向，沿油气来源方向在上倾部位的有效火山岩风化壳地层圈闭均有可能形成这类油气聚集，受近源运聚控制，高部位有效圈闭不一定充满，甚至无油气聚集；距烃源岩和断裂匹配越近的圈闭中油气充满度越高，最有利的火山岩风化壳油气田主要分布于古构造的斜坡部位。

图15-15 准噶尔盆地陆东地区石炭系源下火山锥准层状型油气运聚模式

a—地震剖面；b—气田剖面

C.侧源火山岩不整合梳状型运聚机制与模式

火山岩受逆冲推覆作用抬升接受长期风化淋滤，沿不整合顶面和断裂发育处形成梳状型有利储层，受后期沉积地层覆盖形成大型火山岩风化壳地层圈闭，烃源岩生成的油气，通过断裂纵向运移，不整合面横向运移，并逐级向高部位运移聚集于火山岩风化壳地层圈闭中聚集。该运聚模式形成的地层油气藏在纵向上位置比烃源岩高。

如准噶尔盆地西北缘克-百断裂带上盘石炭系火山岩风化壳大型地层油田，受前陆盆地造山运动控制抬升，推覆带前缘被推覆高度大，经历风化淋滤时间长，在断裂控制下形成的风化壳厚度大；盆地边缘上覆地层剥蚀后，火山岩经历的风化淋滤时间较短，断裂规模较小，形成的火山岩风化壳厚度较小。在断裂控制下沿不整合面和断裂发育区形成梳状不整合风化壳，下盘二叠系烃源岩生成的油气沿断裂和不整合面逐级向高部位运移聚集，形成大型梳状地层油田（图15-16）。

图15-16 准噶尔盆地西北缘石炭系侧源火山岩风化壳梳状型油气运聚模式

a—地震剖面；b—油田剖面

（三）火山岩储层油气分布与富集规律

以松辽盆地深层拉张型断陷盆地内原生火山岩、新疆北部石炭系后期挤压型盆地火山岩风化壳油气分布和富集规律为例阐述。

1.原生火山岩岩性型气田分布与富集规律

A.持续沉降型断陷控制了天然气区域分布

松辽盆地深层断陷，按构造演化特征可分为持续沉降型、晚期反转型和后期抬升型断陷，以持续沉降型断陷天然气最丰富。这类断陷构造活动相对比较平缓，沉降较深，沉积环境较稳定，湖相地层发育，烃源层厚度大，有机质丰度高，埋藏深，具有“一好、三高”的特点，即烃源岩质量好、生气速率高、聚集程度高、近源产量高。这类断陷天然气探明储量占现阶段天然气探明储量的95%以上。断陷盆地油气运移距离较近，一般距生烃中心距离小于10km，有利于油气富集高产。

B.生烃断槽控制了断陷内天然气分布

由于断陷盆地的控陷边界断裂的走向、延伸长度、断距大小的变化以及变换带的发育，一个断陷往往被分割为若干个断槽（洼槽）。断陷内生烃断槽控制了天然气的分布，每一个断槽是一个独立的沉积湖盆，也是一个独立的运聚单元。中小型断陷只要存在生烃断槽，就具有良好的勘探前景。油气短距离运移，围绕生烃断槽附近聚集，呈环状分布。如长岭断陷围绕长岭断槽找到了长岭1号、东岭、双坨子、伏龙泉、大老爷府、长深8等6个油气田，呈现围绕生烃断槽环状分布的特征。

C.近邻生烃断槽的断裂构造带是断陷内天然气富集区带

基底大断裂控制了火山岩储层的分布，也控制了火山岩岩体圈闭的形成，圈闭主要沿断裂带分布。断裂断距或走向的变化，导致断层下降盘往往发育鼻状构造，断层上升盘发育地层超覆、地层不整合和潜山圈闭以及披覆背斜；反转活动还可以在断层下降盘形成反转构造等。断裂是油气运移的重要通道。断裂带附近裂缝发育，沟通火山岩储层内的孔隙，扩大了有效储集空间；裂缝又是地下水渗流的通道，促使次生溶蚀孔缝发育，改善储集性能。基底大断裂有利于油气运移和储集性能的改善。断裂-构造带控制了断陷内天然气聚集，是天然气富集区带，如徐家围子断陷天然气沿徐西、徐中和宋站基底大断裂分布；长岭1号气田也分布于基底大断裂附近。

D.优质火山岩储层控制了天然气富集

火山岩岩性、岩相、裂缝控制了优质储层的发育，控制了天然气富集。酸性火山岩储层发育，物性好。溢流相流纹岩、流纹质晶屑熔结凝灰岩物性好，具有较好的储集能力。火山岩相对优质储层发育和天然气富集起到明显的控制作用，一般爆发相中凝灰岩储层物性最好；溢流相的原地溶蚀角砾岩和上部亚相的流纹岩含气较饱满、含气饱和度为70%～80%，溢流相的中部亚相和爆发相的熔结凝灰岩物性差、束缚水饱和度高、含气性差、含气饱和度为30%～50%。近火山口的火山岩储层物性好，含气饱和度高；远离火山口的火山岩储层物性差，含气饱和度低。

2.残留盆地火山岩风化壳型油气分布与富集规律

A.残留生烃凹陷控制油气平面分布

已发现的新疆北部石炭系火山岩储层油气具有近源运聚特点。新疆北部石炭系单个火山岩体规模较小，平面上分布变化大，非均质性强，连通性差（长期风化、大面积叠置分布的大型风化壳除外），油气横向运移距离一般较短，油气主要围绕有效烃源岩中心附近分布。断裂是油气纵向输导体系，在纵向上形成多套含油气层系。新疆北部上石炭统火山岩形成于碰撞造山后的松弛垮塌环境，火山岩沿断裂带及其附近分布，在烃源岩分布范围内发育的断裂带是火山岩储层油气分布的最有利地区。目前，围绕三塘湖盆地的马朗凹陷发现的牛东油田，围绕准噶尔盆地滴水泉凹陷发现的克拉美丽气田，围绕准噶尔盆地五彩湾凹陷发现的五彩湾气田，均属于自生自储风化壳地层型油气藏，都是围绕着上石炭统有效烃源岩中心分布。

B.风化壳规模控制油气富集程度和规模

新疆北部石炭系火山岩风化壳中溶蚀带和崩解带有利储层控制着油气富集高产。在长期风化淋滤区域形成的火山岩风化壳厚度可达450m以上，断裂带附近风化壳厚度更厚。一般土壤层厚10～30m，水解带厚20～30m，二者之和在30～60m之间，这个层段储层物性差，油气产量不高，或基本不含油气。如白4井620m处进入石炭系，在620～710m范围内基本为差油层、干层或非储层；710～790m为好储层，获得高产工业油流；再向下产能较低，储层物性变差，油层变差。

C.风化壳地层型有效圈闭控制油气聚集

不同盆地及盆地内不同区域的烃源岩演化序列不同，生烃期及主生烃期时间存在差别。如三塘湖盆地塘参3 井的烃源岩生油期为距今250～60Ma，主力生油期距今150～60Ma；吐哈地区鄯科1 井烃源岩生气期为距今265～110Ma，主力生气期为距今195～110ma（图15-17）。在白垩纪之前形成的有效圈闭都具备油气聚集的可能性。石炭系上覆盖层是风化壳地层型油气田保存的关键。石炭系上覆直接盖层为泥岩、凝灰岩等分布区，最有利于风化壳地层型油气藏的形成。

图15-17 三塘湖盆地、吐哈地区烃源岩Ro演化图

D.正向构造背景控制油气运聚指向

新疆北部石炭系火山岩储层油气运聚受正向构造背景控制。烃源岩生成的油气沿断裂纵向运移，到达石炭系顶面后沿风化壳横向运移，但基本为近源运聚，围绕有效烃源岩中心周缘相对高部位是风化壳地层型油气聚集的主要区，从已发现的油气田看，基本上都分布于古构造和现今构造耦合较好的高部位，斜坡带和背斜构造是最有利区。如准噶尔盆地西北缘、克拉美丽气田等均具有该特点。

E.断裂及裂缝控制油气富集高产

断裂带附近火山岩可发育裂缝-溶蚀孔有利储层。在烃源岩区，断裂纵向上沟通烃源岩和上部储层，对油气运聚起输导作用，近源断裂带为油气聚集有利区，围绕断裂带附近富集高产。如牛东油田的高产井和相对高产井基本上分布于断裂带附近；在水平挤压应力如准噶尔、三塘湖盆地石炭-二叠系火山岩，四川、塔里木盆地二叠系火山岩。

表15-15 典型变质岩储层油气基本参数

图15-19 中国主要含油气盆地火山岩生储盖组合纵向分布图

松辽盆地深层下白垩统火山岩气田属典型的自生自储型组合。火山岩储集层主要发育在营城组，烃源岩发育于营城组之下的沙河子组以及营城组内部，区域盖层是登娄库组和泉头组泥岩。纵向上，火山岩储集层与烃源岩距离很近，使得油气可以近距离运聚。后期发育晚白垩世大型坳陷湖盆，且改造作用不强，深层火山岩储层油气运聚地质要素基本保持了原位性，条件较理想。

渤海湾盆地火山岩发育层系较多，具有工业价值的火山岩储层油气主要发育在古近系沙河街组。沙河街组是渤海湾盆地的主力生烃层系，其中间歇发育的火山岩被生油岩所夹持，构成自生自储型含油气组合。辽河东部凹陷欧利坨子沙三段粗面岩油田以及南堡沙三段火山岩气田，均属此种类型。

准噶尔盆地陆东地区、三塘湖盆地牛东地区石炭系火山岩储层油气的生-储-盖组合特征相似，总体为自生自储型组合，储集层主要位于石炭系顶部不整合面附近，受风化淋滤改造比较明显；烃源岩包括下石炭统和上石炭统2套泥岩；盖层为二叠系和三叠系泥岩，石炭系可以构成独立的含油气系统。

1.成藏动力学特征

三肇凹陷扶杨油层大部分地区属于正常压力系统，地层压力系数为0.90～1.20。在常压系统中，油气运移以浮力驱动为主，运移相态主要为游离相。青一段属于超压系统，青山口组特别是青一段发育区域上分布稳定的大段泥岩，由于地层水排水不畅，在压实过程中容易形成欠压实，加上暗色泥岩大量生烃作用、成岩过程中黏土矿物脱水作用等因素造成的增压作用，导致青一段产生强烈的地层超压。

2.超压分布特征

超压的分布特征对排烃、油气的运移非常重要。前人利用声波测井资料对三肇凹陷探井现今的超压和剩余地层流体压力进行了计算(王天奇，2006)。

计算方法:

首先，根据前人研究，建立了泥岩正常压实的声波时差曲线函数:

ΔT=550.716e-3.80512×10-4·h

式中:ΔT为深度为h(m)处的声波时差值，μs/m。

(1)最大压应力，即上覆地层压力(S1)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S1为上覆地层压力，MPa;dr为平均岩石密度，g/cm3，计算中取2.31;h为深度，m;f为压力单位换算系数，为9.80665×10-2。

(2)静水压力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:Pw为静水压力，MPa;dw为地层水密度，g/cm3，计算中取1。

(3)最小压应力

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

式中:S3为最小压应力，MPa;ν为岩石泊松比，计算中取实测岩石泊松比的最大值，即0.36。

(4)地层流体压力

由

可得

式中:Δt0为岩石地面声波时差，μs/m，计算中取550.716;Δt为深度h处岩石的声波时差，μs/m;he为等效深度，m;c为常数，计算中取3.80512×10-4。

地层压力(P):

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

(5)剩余流体压力(Py)

松辽盆地三肇凹陷特低渗透扶杨油层开发理论与实践

按照上述计算方法，利用三肇凹陷地区多口探井的声波数据，对青一段下部地层流体超压和剩余流体压力进行了计算，结果表明，无论是地层超压还是剩余流体压力，都呈明显的规律性分布，即地层超压和剩余流体压力与埋深有较好的一致性，随着埋深的增加，超压和剩余压力也呈上升态势，由斜坡区向凹陷内部超压和剩余流体压力呈增大趋势。这一结果表明，三肇凹陷剩余流体压力比较高，具有排烃条件。

3.输导体系

如前所述，三肇凹陷扶杨油层的运移通道主要是断层及其派生的裂隙系统，其次是泉四段的渗透性砂体，因此，其输导体系是以断层为主体、由断层和渗透性砂体相互切割构成的复杂连通网络，其中断层的作用至关重要。油层底界到青一段底界的距离反映了烃类向下侵位的最小深度，根据探井测井资料统计，三肇凹陷一般在100m左右，最大可达300m以上。显然，如此大规模的油气下侵没有断层的沟通是不可能的。断层一方面在纵向上沟通了青一段烃源岩和扶杨油层砂岩储层，另一方面断层与扶杨油层渗透性砂岩相互切割、交叉，在空间上构成复杂的输导网络。

总之，本区断层极为发育，并且大部分终止于青一段地层中，就像插入超压仓的许多导管，当青一段泥岩产生的超压积累到一定程度，或受构造活动的触发，断层开启，油气向下运移。

4.排烃机制

青一段的超压是烃类外排的动力，但并不是说有超压就能产生油气的初次运移，只有当超压达到一定的程度以后，青一段生油岩生成的油气才能突破超压仓，沿裂隙排出，进入到疏导体系或储集层中。

异常高压缝形成机理:异常高压地层中的高孔隙流体，不仅降低了泥岩颗粒之间的摩擦系数，使岩石的强度降低，而且改变了岩石发生破裂时的有效应力场，促使破裂产生。总应力(S)、有效应力(σ)和流体孔隙压力(P)之间的关系为:

σ=S-P

若孔隙流体压力增加到一定值，应力则向左移动，逐渐与破裂包络线相切，导致岩石剪切破裂或张性破裂。应力分析表明，在异常高压地层中，岩石主要产生张性破裂，而在静水压力层段，在构造应力作用下仅产生剪性破裂。张性破裂可以成为油气运移的通道和油气的储集空间，而剪裂缝一般呈闭合状态，对油气运移聚集意义不大。

Rouchet根据应力、流体压力、岩石强度等因素综合考虑，得到一系列裂缝保持张开和延伸的定量公式。要使岩石产生裂缝和使裂缝继续扩展，孔隙中流体压力Pp必须超过最小压应力S3与在岩石内聚力最小处岩石抗张强度K之和，即:

Pp≥S3+K

要使裂缝在无支撑物的情况下保持张开，必须满足:

Pp≥S3

青一段泥岩超压形成时间较早，在埋深600～1100m就已基本形成(高瑞祺，1984)。青一段泥岩在1100m左右进入生油门限，随着埋深的继续增加，地层温度逐渐升高，在水热增压、烃类生成、黏土矿物的脱水以及自身矿物生成和碳酸盐胶结作用导致有效孔隙度变小等因素的综合作用下，异常高压急剧增大。

根据探井现今超压计算表明，大致在埋深1600m左右，剩余流体压力达到或超过岩石的抗张强度，使断至青一段内部的断层张开并侧向或向下扩展，流体迅速排出，进入扶杨油层常压系统中，随着压力释放，断层闭合，青一段又进入新的超压增压阶段，如此反复，流体不断排出。在此过程中，流体携带的油气向扶杨油层运移，优先进入渗透性较好、排替压力较低的砂体之中，逐渐聚集成藏。

5.成藏期次分析

扶杨油层油气注入分为3期:第一期油气注入时的包裹体均一温度为90～120℃，有机包裹体分布于晚期石英次生加大边、石英颗粒愈合缝和方解石胶结物中，晚期石英次生加大边与方解石胶结物之间存在油迹(或沥青)，而石英颗粒愈合缝中的有机包裹体均一温度为100～110℃，说明在均一温度为90～100℃至110～120℃之间发生过一次构造活动，导致石英颗粒破裂;第二期油气注入时的包裹体均一温度为120～150℃，发生于方解石脉充填和石英颗粒裂缝愈合过程中，方解石脉中发现沥青质说明该期油气充注规模较大;第三期油气注入记录于石英次生加大边的有机包裹体中，均一温度为160～170℃。激光拉曼光谱分析表明，早期注入的烃类热演化程度低，晚期注入的烃类热演化程度高。由于埋藏史的影响，三肇凹陷扶杨油层中的油气充注期应晚于齐家-古龙凹陷。

根据构造发育史研究，嫩一段沉积时期，三肇凹陷大部分地区青一段地层埋深已达到或超过1100m，率先进入生油门限，此时超压已经形成。到嫩江组沉积晚期，埋深增加到1600m以上，地层温度达到80℃以上，形成的异常高压达到岩石的破裂压力，泥岩微裂缝产生，并使原来封闭的断层开启，油气开始向扶杨油层运移，随着盆地持续快速沉降，异常高压→断层开启→排烃(压力释放)→断层闭合(超压系统封闭)→超压增长，这一过程反复进行，油气成幕式向扶杨油层储层中注入，排烃过程一直持续到早白垩世末期，相当于第一期油气充注。

嫩江组沉积末期发生了一次规模较大的构造反转运动，使盆地整体抬升，三肇凹陷形成构造雏形，嫩江组上部地层遭受剥蚀，青一段地温降低，异常压力得以释放，因此油气充注在嫩江组沉积末期之后有一个短暂的间歇期，流体包裹体分析已证实了这次构造活动的存在。同时构造运动打破了扶杨油层中的压力平衡，使早期注入的油气沿输导体系进行重新分配，在构造应力和油气本身的浮力作用下向长垣构造高部位侧向运移，在合适的岩性圈闭中聚集成藏，这是扶杨油层的第一次成藏。

第二期油气充注始于晚白垩世早期(相当于四方台子组沉积时期)，一直持续到明水组沉积末期，该期三肇凹陷青一段地层埋深超过2200m，地层温度达到110℃以上，油气大规模向扶杨油层运移，通过断层的沟通，青一段泥岩层的超压有可能延伸到紧邻的扶杨油层之中，直到流体注入渗透性砂岩之中。古近纪前的构造活动结束了这次油气充注，此次构造运动使三肇凹陷构造定型，诱发油气发生侧向运移聚集，开始了扶杨油层的主要成藏期。这个过程中地层抬升、大面积遭受剥蚀、地温剧降，之后进入一个比较长的排烃间歇期。第三期油气充注发生于新近纪至今，该期油气充注规模较小，以扶杨油层内部的油气侧向运移聚集作用为主，此为第三个成藏期。

关于“输导体系结构样式”这个话题的介绍，今天小编就给大家分享完了，如果对你有所帮助请保持对本站的关注！