延长组油气地质特征

对延长组历经近百年的油气地质研究和勘探，取得了丰硕的油气地质资料和认识成果，其中颇具代表性的有“鄂尔多斯盆地上三叠统延长组岩相古地理研究”（银川石油勘探局，1959）、“陕甘宁盆地石油普查地质成果总结报告”（孙肇才、谢秋元等，1974）、《长庆油田石油地质志》（长庆油田石油地质志编写组，1992）等。这些成果系统地总结了盆地及其周边的区域地质特征，查明了盆地的基底结构、地层展布及构造沉积演化规律，认为鄂尔多斯克拉通盆地是印支运动后从华北板块分解出来的克拉通型上叠沉积盆地（罗志立，1998），延长组是一套内陆坳陷湖盆碎屑岩沉积，具有良好的生储油条件，油气资源潜力巨大。

图2-2 20世纪80年代以来盆地中生界探明石油储量增长状况

图2-3 盆地侏罗系与上三叠统延长组各类储量资源序列直方图

1烃源岩特征

延长组烃源岩发育，包括三角洲平原沼泽相含煤暗色泥岩和半深湖-深湖亚相暗色泥岩、油页岩，并以长7油层组油页岩为主，长9、长8、长4+5油层组为次。烃源岩具有厚度大（20～200 m）、分布广（5×104 km2 ）、有机质类型好（腐植-腐泥型为主的混合干酪根）、有机碳含量高（2%～5%）、成熟度适中（07%～106%）等特点；生烃潜力巨大，油源丰富。最新模拟计算的总生油量达1 900×108 t，总生烃量达2 600×108 t（胡文瑞等，2001），总资源量达7278×108 t。

2储层特征

延长组储层成因类型主要为长 6、长2、长 8 油层组三角洲前缘水下分流河道、河口砂坝及三角洲平原水上分流河道砂岩；岩性主要为中细粒岩屑长石砂岩、长石砂岩；储层层数多而单层厚度小，单层厚度多小于 30 m，一般为5～20 m；储层岩石致密，压实作用和胶结作用强烈，残余粒间孔、长石溶蚀孔、沸石溶蚀孔隙为主要含油孔隙（图2-4）；储层物性较差，为我国有名的低孔渗陆相砂岩储层，平均孔隙度为10%～14%，平均渗透率为（01～5）×10-3μm2；储层岩性、物性、含油性等非均质性强，储层分布复杂，储层的发育主要受三角洲沉积作用和成岩作用的共同控制。

长2油层组储层石英含量高，残余原生粒间孔发育，以粒间孔为主，物性好（孔隙度156%，渗透率175×10-3 μm2），是延长组最好储层发育层段。

长6油层组长石含量高，陕北地区沉积坡降小，三角洲规模大，延伸远；砂岩横向较稳定，叠合连片；以三角洲前缘水下分流河道的长石中细砂岩为主，分选好，粒度细；邻近生烃中心，溶蚀作用控制了陕北长 6 有效储层的发育，次生孔隙发育，安塞-志靖南浊沸石溶孔发育，是延长组最主要的油气产层。

图2-4 延长组各类孔隙分布特征

长8油层组在陕北沉积坡降相对较小（2 m/km），发育曲流河三角洲，分选较好，长石含量相对较高；在陇东沉积坡降较大（10 m/km），辫状河三角洲发育，砂体呈条带状展布，杂基含量高，石英、岩屑含量相对较高。总体上，长8 储层是以粒间孔主的中-细粒砂岩，是延长组颇具潜力的油气勘探目的层。

3盖层特征

延长组盖层岩石发育，主要为长7、长4+5油层组区域性分布的泥岩、油页岩及致密泥质粉砂岩盖层岩石，次为长1油层组分布较广的泥岩及致密泥质粉砂岩盖层岩石，厚度达数十至数百米，泥岩盖层排替压力为1208×106 Pa（李国玉，2001），具有良好的封盖条件。

4生储盖组合特征

延长组主要发育以长2、长6、长8 为储层的 3 套生储盖组合（图 2-5）：第一组合是以长8为主要储层、长7和长9为生油层、长7为盖层的组合，以西峰油田为代表；第二组合是以长6 储为主要储层、长7 为主力生油层、长4+5 为盖层的组合，是延长组分布最广的生储盖组合，也是迄今延长组主力产油组合，岩性油藏大面积连片分布，以安塞-志靖油田为代表；第三组合是以长2（以及部分长3）为主要储层、长2下伏生油层、长1为盖层的组合，油藏主要受局部构造（低幅度鼻状构造）控制，以杨米涧油田为代表。

5油气运移条件

延长组油气藏属于典型的自生自储式，生烃中心与储集砂体毗邻，大规模的油气运移主要发生在早白垩世。此时延长组西倾斜坡构造形态基本形成，有利于西部生油凹陷的油气向东北部、西南部储集砂体的油气运移。油气侧向运移距离短，一般小于40 km，最大为60 km（李国玉，2001）；烃类向储集层运移及其在储层中的侧向顺层运移和纵向跨层运移取决于某一方向压差与渗透率的关系；由于长7油层组过剩压力最高可大于20×106 Pa，长8段为（10～15）×106 Pa，存在明显的压力差，垂向上油气具备从长7油层组向下运移到长8油层组的动力条件。

6油气藏类型特征

延长组背斜、断裂等构造不发育，地层总体为向西缓倾，主要发育受地层、岩性控制的隐蔽型油藏，其隐蔽性强、勘探难度大。隐蔽油藏具体包括砂岩上倾尖灭型、砂岩透镜体型（直罗油田长2油层组）、差异压实“构造”-岩性型（长 2 油层组）、上倾致密砂岩遮挡型（子长油田）、鼻状构造-岩性型（安塞油田长2油层组、延长油田长6油层组、青化砭油田长2、长6油层组、下寺湾油田长2油层组）等多类地层、岩性油藏，仅在西缘局部发育断块-岩性型（马家滩油田长8、长10油层组）。

盆地东北部延长组隐蔽油气藏的形成主要受席状、交织状、朵状的三角洲前缘、平原亚相砂体（长6、长2、长8油层组）形态的控制，西南部油气藏的形成主要受条带状三角洲前缘砂体（长8）形态的控制。长2油气藏主要分布于盆地东北部（安边-城川、杨米涧-青阳岔-王窑），低幅度鼻状构造（差异压实形成）与岩性、地层共同控制其油气藏的形成与分布；长6油气藏主要分布于盆地东北部，岩性、地层共同控制其油气藏的形成与分布，受沉积储层的控制，油藏大面积叠合连片；长8油气藏主要分布于盆地西南部，岩性、地层共同控制其油气藏的形成与分布。

图2-5 鄂尔多斯盆地延长组生储盖层及含油气性分布综合柱状图

7油田和储量分布特征

延长组油田的分布受到烃源岩、三角洲砂体及油气运移指向区分布的多重控制，主要分布于盆地中北部和西南部，且油气田产层多为长6、长2、长8 油层组。其中，长 2 油层组油田主要分布于盆地中南的北部（吴旗油田、油房庄油田、安塞油田、青化砭油田、永坪油田、直罗油田、下寺湾油田（图2-6），其探明储量达15亿多吨，三级储量为3亿多吨（图2-7）；长6油层组油田主要分布盆地中南的北部、西南部及东南部（安塞油田主产层、子长油田、延长油田、甘谷驿油田、青化砭油田三角洲前缘分流河道、河口砂坝砂岩），其探明储量达45亿多吨，三级储量10 亿多吨（图2-7）；长8 油层组油藏（油田）主要分布于盆地西南部（西峰油田、马家滩油田三角洲前缘分流河道、河口砂坝砂岩），其探明储量达05亿多吨，三级储量4亿多吨（图2-7）。此外，长1、长3、长4+5 油层组探明石油储量分别达02×108t、04×108t、05×108t以上，长1、长3、长4+5、长7油层组三级储量分别达03×108t、13×108t、18×108t、08×108t以上（图2-7）；已知的安塞油田的次产层有长4+5油层组，马家滩油田的次产层有长10油层组，表明延长组除长2、长6、长8主力产层外，长1、长3、长4+5、长7、长9、长10油层组也具有一定的勘探潜力。

图2-6 鄂尔多斯盆地中南部延长组勘探成果示意图

生油层中生成的油气是高度分散状态，那么油气是如何运移到储集层中去的？什么样的岩层能够作为储集层？油气是流体，在储集层是否继续运移？我们现在已经找到的油气藏具有什么样的特征？这些都是本节要研究的问题。

一、储集层

最初开采油气时，人们看到油气从油井里源源不断地流出，以为地下一定存在着油河、油湖、油溪。后来随着勘探和开发的发展，人们才建立起科学的概念，即油气在地下是储存在一些岩石的孔隙、缝、洞中，就像水充满在海绵里一样。

凡是能够具有使流体储存并有渗滤能力的岩层统称为储集层。若储集层中含有一定数量的油气，则称为含油气层。已开采的含油气层称为生产层或产层。

（一）储集层的物性

衡量某一岩层能否作为储集层，最根本的条件在于它是否有供油气储存的孔隙性和允许油气在其中流动的渗透性。渗透性与油气在岩石中的饱和度有关。因此，孔隙性、渗透性和饱和度是储集层的重要参数。

1．孔隙性

严格地说，地壳上所有的岩石都具有一些孔隙。但不同的岩石其孔隙的大小、形状及发育程度极不相同，因而其储集油气的能力也显著不同。碎屑岩以粒间孔隙为主；碳酸盐岩胶结作用强，以后生（次生）的溶蚀孔隙为主，粒间、粒内孔隙也存在。它们都可成为储集油气的良好空间。

岩石中孔隙体积的多少用孔隙度来表示。孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样总体积之比值。由于它是指岩样中的全部孔隙的总体积，故称为总孔隙度或绝对孔隙度。

岩石中总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。但岩石中不同大小的孔隙对流体储存和流动所起的作用并不相同。岩石中那些孤立的互不连通的孔隙和微毛细管孔隙，即使储存有油和气，在现代工艺技术条件下也不能开采，没有实际意义，因而在实践中又提出了有效孔隙度的概念。

有效孔隙度是指岩石中那些互相连通的，且在一般压力条件下允许流体在其中流动的孔隙总体积与该岩样总体积之比（用百分数表示）。

显然，同一岩石的有效孔隙度小于绝对孔隙度。对胶结不甚致密的砂岩，二者差别不大；但对胶结致密砂岩和碳酸盐岩，二者可有很大的差别。目前油田所用的都是有效孔隙度，所以习惯上将有效孔隙度简称为孔隙度。储集层的孔隙度多在5%～30%间，而最常见在10%～20%范围内。孔隙度小于5%的储集层，一般认为是没有开采价值的，除非地层中存在有在岩心中不易发现或无法完整保存的其他孔洞或裂缝。

2．渗透性

在有压差存在的条件下，岩石本身允许流体通过的性能称为岩石的渗透性。严格地说，自然界中所有的岩石只要压差足够大都具有渗透性，渗透性的好坏用渗透率（K）来表示。

最早进行渗透性实验的是法国人亨利·达西。他发现：一种流体通过孔隙介质时，其流量（Q）与施加在孔隙介质两端的压差（Δp）成正比，与横截面积（A）成正比，而与流体的黏度（μ）及孔隙介质的长度（L）成反比，即：

Q∝ΔpA/μL将上式引入系数K，并写成等式，则有：

3932

式中　K——岩石的渗透率，μm2；

Q——流体流量，cm3/s；

A——孔隙介质（岩心）横截面积，cm2；

L——孔隙介质（岩心）长度，cm；

Δp——通过岩心两端的压力差，105Pa；

μ——流体黏度，mPa·s。

式（2-1）即为著名的“达西定律”或“达西直线渗滤定律”。K称为渗透率，它与岩石的孔隙结构（孔隙大小、半径等）有关，而与通过的流体性质无关。

如果是气体时，气体会随压力降低而体积膨胀，取平均流量，式（2-2）可转化为：

式中　Qg——气体平均流量。

以上讨论的是一种（即单相）流体存在于岩石孔隙中的渗透率，要求这种流体不与岩石发生任何物理化学反应，且流体运动过程中是层流状态。这种单相流体通过岩石的渗透率称为岩石的绝对渗透率。

在油层内，常常是油、气、水三相或两相共存，它们在岩石中同时流动时，存在着相互干扰、相互影响，因此，岩石对其中每一相流体的渗滤作用与单相流差别较大。为了与绝对渗透率相区别，把多相流体共存时岩石对其中每一相流体的渗透率称为相对渗透率或有效渗透率，分别用符号Ko、Kg、Kw表示油、气、水的相对渗透率。岩石中，任何一相相对渗透率总是小于该岩石的绝对渗透率。

3．饱和度

饱和度是指岩石中某相流体的体积与岩石中孔隙体积之比。用符号So、Sg、Sw分别表示岩石中含油饱和度、含气饱和度和含水饱和度，显然So+Sg+Sw=1。

4．孔隙度、渗透率和饱和度间的关系

储集层的孔隙度与渗透率间通常没有严格的函数关系，因为影响它们的因素很多。如黏土岩的绝对孔隙度可达30%～40%，但渗透率却很小，原因是孔道太小。有些致密石灰岩储集层虽然孔隙度很低，但由于有裂缝的存在，其渗透率却相当高。但是，岩石的有效孔隙度与渗透率间的关系较为密切，有效孔隙度高的储集层，其渗透率也高。有效渗透率不仅与岩石的性质有关，而且与其中流体的性质和它们的饱和度有关。当岩石中某相流体的饱和度很小时，则不流动；随着该相流体饱和度的增大，相对渗透率也增大，其关系见图2-7。

图2-7　油、水饱和度与相对渗透率关系曲线（二）储集层的类型

储集层的岩石类型很多，但主要的有两类：碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层。

1．碎屑岩储集层

碎屑岩储集层的岩石类型有砾岩、砂岩和粗粉砂岩，其中以中、细砂岩为主。它们以粒间孔隙为主，分布广泛，物性好。我国含油气盆地内，绝大多数是碎屑岩储集层。

影响碎屑岩储集层物性的因素有许多。碎屑颗粒的分选性（均匀程度）越好、磨圆度越高、颗粒粒径较大的储集层，其孔隙度和渗透率越高；碎屑岩储集层颗粒间的胶结物成分、含量、胶结类型对其储油物性有较大的影响，一般来说，泥质、钙质胶结岩石比硅质、铁质胶结岩石疏松，储油物性好；接触式、孔隙—接触式胶结的岩石比基底式、孔隙—基底式胶结的岩石物性好。

2．碳酸盐岩储集层

碳酸盐岩储集层的岩石类型有各种石灰岩和白云岩。碳酸盐岩储集层储集空间极为复杂，但归结起来分为孔、缝、洞三类。值得提出的是，碳酸盐岩储集层孔、缝、洞多是在成岩后生作用阶段由地下水的溶蚀和构造力的作用形成，其岩石物性变化较大，岩心样品测定其孔隙度、渗透率值往往并不能反映储集层中的特性。

四川是我国碳酸盐岩气田的重要分布区，已有两千多年的开发历史；华北盆地古近系和震旦系至奥陶系地层中也有碳酸盐岩储集层。

3．其他岩类储集层

其他岩类储集层是指碎屑岩储集层和碳酸盐岩储集层以外的各种岩石构成的储集层，如岩浆岩储集层、变质岩储集层、黏土岩储集层等。这类储集层虽然岩石类型多样，但占世界总油气储量的比例小（约02%）。在国内、国外都发现了这类储集层的油气，如我国辽河油田古近系沙河街组沙三段下部的凝灰岩、粗面岩中发现了工业性油气流；酒泉盆地鸭儿峡油田，是在变质岩（板岩、千枚岩、变质砂岩）基底上形成油藏。其他岩类是否能储集油气，关键是它们在其形成之后能否形成储集油气的空间。

二、盖层

盖层是位于储集层之上能够封隔储集层以免油气向上逸散的保护层。盖层是油气藏形成的一个重要条件，其封隔性好坏，直接影响着油气能否在储集层中聚集和保存。

盖层封隔油气是由于它岩性致密、无裂缝、渗透性差。

常见的盖层岩石类型有黏土岩（泥岩和页岩）、蒸发岩（盐岩、石膏）和碳酸盐岩。通常情况下，黏土岩盖层往往与碎屑岩储集层相伴生；石膏和盐岩盖层常是碳酸盐岩储集层的盖层；而碳酸盐岩不仅能生油，而且也可以作为自身的盖层，形成自生、自储、自盖式生储盖组合。

三、油气运移

石油和天然气都是流体，它们在生油层中生成，再运移到储集层中，在储集层内或储集层间运移到合适的地方，聚集起来成为油气藏。因此，油气运移是油气藏形成的重要过程。我们把油气从生油层向储集层中的运移称为初次运移，油气运移到储集层之后的一切运移称为二次运移。

（一）油气运移的方式

目前的研究认为，油气在地下运移的方式主要有扩散和渗滤两种。

1．扩散

物质的分子运动，使其在各个方向上的浓度都趋于平衡的现象，称为扩散。扩散是由浓度差引起的。在油气生成过程中，生油层中油气的浓度较相邻的储集层高，因而向储集层中扩散。油的扩散速度比气的扩散速度慢，因此，扩散是天然气运移的主要方式。在地层中，油、气或气、水接触时，天然气在液体中扩散，随着时间的推移，气分子在油（或水）中各方向的浓度趋于平衡，进而使液体达到饱和。

2．渗滤

液体在孔隙介质中的流动称为渗滤。流体渗滤必须在有压差存在的条件下进行。渗滤是油气在地层中运移的主要方式。油气在地层的孔隙孔道中渗滤服从达西直线渗滤定律。

（二）促使油气运移的动力

地下的油气虽然是流体，但它们在地下运移时必须具有动力。研究表明，促使油气运移的动力主要有五种。

1．地静压力

地静压力是由上覆沉积物（岩）的重量所造成的负荷。地静压力的大小随上覆地层的厚度和密度的增大而增大。在沉积盆地里，生油层往往在盆地中心，其颗粒细，厚度大，地静压力也大，地温高；而盆地边缘地带颗粒粗，孔隙发育，物性好，厚度薄，地静压力小，地温低，从而使盆地中心与边缘形成压差，中心部位地层中的水和生成的油气在此压差下向边缘地带运移。

2．水动力

当沉积物压实固结后，地静压力主要是由岩石的颗粒骨架所承担。储集层孔隙中的流体所承受的压力不是地静压力，主要是由储集层内流体本身的重量引起的压力。当储集层无泄水区而静止不动时，此压力为静水压力。静水压力对油气聚集作用不大。

若储集层在地表存在着供、泄水区，水在岩层中可流动，这种地下水流动而产生的动力称动水压力。储集层供、泄水区间的高程差产生的水压头越大，动水压力越大。水在储集层中的运动速度与水压梯度（即沿着水流方向单位距离的压力降）成正比。动水压力使水携带着油气一起运移。

3．构造运动力

构造运动力促使油气运移是间接的。一是构造运动力使地下岩层形成新的构造格局，打破原来的压力分布区的平衡，油气重新由压力高的地区向压力低的地区运移；二是构造运动力使地下岩层产生裂缝、断层，为油气的运移创立了通道。

4．浮力

当油气进入饱含水的储集层之后，由于油、气、水的密度不同而发生重力分异作用，即气轻上浮，水重下沉，油居中间。这种促使油、气、水发生分异作用并使油气上浮的力，即为浮力。

5．毛细管力

在毛细管内（图2-8），使油面上升或下降的作用力，称为毛细管力。其大小可用公式表示：

图2-8　毛细管孔隙中油水接触面示意图

式中　pc——毛细管力，N/cm2；

σ——油水界面张力，N/cm2；

θ——界面与孔壁间夹角；

r——毛细管半径。

沉积岩石为亲水岩石，即θ＜90°，毛细管力指向石油，水起排油作用。生油层毛细管半径（r）小，毛细管力大；而储集层毛细管半径（R）大，毛细管力小，因此，生、储油层间产生压力差：

在此压力差的作用下，油气由生油层进入到储集层中。同样，在同一储集层中，油气也会由小孔隙进入到大孔隙中。

6．热力

岩石埋藏深度越大，温度越高。在温度作用下，岩石和岩石孔隙中流体发生膨胀，且随温度增高而增大。由于流体的膨胀系数比岩石颗粒的膨胀系数大得多，因此，孔隙中油气会由盆地中心（深处、高温）向盆地边缘（浅处、低温）运移。

除上述几种力外，促使油气运动的力还有地球自转力、细菌活动，等等。

（三）油气初次运移

油气是由生油层中极其分散的原始有机质生成的。因此，刚生成的油气本身也是极其分散的，它们常以孔隙水为载体（油气溶于水或呈游离态），在地静压力的作用下由生油层运移到储集层中。事实上，初次运移的动力除了地静压力作用外，热力、毛细管力、黏土矿物脱水作用都极为重要。还有人认为生油层中的新生甲烷气对油气初次运移起着重要的作用，甲烷可以使生油层内部形成异常高压，使岩层产生微裂隙，为油气运移开创了通道。同时，甲烷气对油有较大的溶解作用，作为油的运载体，而实现初次运移。

油气初次运移的主要时期发生在油气大规模生成时期（即生油主带形成时期）。

（四）油气二次运移

油气进入到储集层后，开始是呈油滴或小气泡的分散游离状态。在充满水的储集层内，由于密度不同产生浮力，油气会向储集层的顶部运移并汇集成油珠或油柱。在水动力和构造运动力等的作用下，这些游离状的油珠或油柱会沿储集层的孔隙、裂缝、断层或不整合面由压力高的地区向压力低的地区运移。普遍认为，油气的二次运移是紧接着油气初次运移开始的，但油气二次运移的主要时期是发生在主要生油期（初次运移时期）之后发生的第一次构造运动期。因为构造运动不仅发生区域性地层倾斜、褶皱或断裂，而且形成了新的压力分布区，为油气运移创造了有利的地质条件。

二次运移的距离与储集层的岩性—岩相特征有关。海相地层岩性稳定，油气二次运移的距离较长（可达上千公里）；陆相地层岩性－岩相变化大，二次运移距离较小。

四、圈闭及油气藏

油气在储集层中运移，只有当岩层的上倾方向有遮挡条件时，才能阻止此油气继续运移，并使油气聚集起来。这种能使油气聚集起来的地质场所称为圈闭。有油气的圈闭称为油气藏。

（一）圈闭

1．圈闭的组成

任何一个圈闭都是由三部分组成：

（1）储集层：能够储存并渗滤油气。

（2）盖层：位于储集层之上，阻止油气向上逸散。

（3）遮挡物：能从各个方向阻止油气继续运移的封闭条件。遮挡物可以是盖层的本身弯曲（如背斜），也可以由封闭性断层、地层超覆、地层不整合或岩性尖灭等遮挡条件所形成。

2．圈闭的类型

根据圈闭的成因，可将其分为三种类型：

（1）构造圈闭：是由构造运动形成的变形或变位圈闭，包括两类：背斜圈闭和断层圈闭。

（2）地层圈闭：是由地壳升降运动形成的地层超覆或不整合面覆盖圈闭。

（3）岩性圈闭：是盆地内由沉积条件差异而造成的储集层在横向上发生岩性变化，并为不渗透性岩层遮挡时的圈闭，如砂岩尖灭和砂岩透镜体圈闭。

3．圈闭的度量

度量圈闭容积的大小，用到以下参数（见图2-9）：

（1）溢出点：流体充满圈闭以后，开始溢出的那一点。

图2-9　圈闭容积有关参数示意图

（2）闭合高度（h）：圈闭中，储集层的最高点与溢出点间的高程差，简称闭合度。

（3）闭合面积（S）：通过溢出点的构造等高线所圈闭的面积。

（4）储集层的有效厚度（H）：储集层中具有工业性产油能力的那一部分厚度（计算时，应扣除非渗透性夹层）。

（5）有效孔隙度（φ）：前已述及。

圈闭的有效容积（Q）是评价圈闭的重要参数之一：

（二）油气藏

1．油气藏的概念

油气藏是指油气在单一圈闭中具有同一压力系统的基本聚集。若圈闭中只有油聚集，称为油藏；只有气聚集，称为气藏；而同时聚集了油和游离气则称油气藏。通常所说的工业性油气藏，是指在目前的技术条件下，开采油气藏的投资低于所采出油气经济价值的油气藏。

2．油气藏内油、气、水的分布

在圈闭内，油、气、水的分布是按密度大小呈有规律分布的：气轻，聚集在圈闭的最高部位；水重，位于圈闭的最下部；油在中间。由于储集油、气、水的孔隙空间是相互连通的，所以同一个油气藏内应具有统一的压力系统。在油气勘探和开发工作中，为了说明油气藏和油、气、水在平面上的分布，常用到以下参数（见图2-10）：

（1）含油（气）高度：油水接触面与油（气）藏最高点的海拔高度差。有气顶时，含油高度为油水接触面与油气接触面的海拔高程差。油气接触面与油气藏最高点间的海拔高差为气顶高度。

图2-10　背斜油气藏中油、气、水分布示意图（2）含油（气）边缘：含油边缘指油水接触面与含油层顶面的交线。在此线以外，只有水没有油。对气顶来说，油气接触面与含油层顶面的交线为含气边缘。

（3）含水边缘：指油水接触面与含油层底面的交线。在此线以内只有油没有水。

（4）含油（气）面积：含油边缘所圈定的面积为含油面积。对气顶来说，含气边缘所圈闭的面积为含气面积。

（5）底水和边水：在含油边缘内的下部支托着油藏的水称之为底水；在含油边缘以外衬托着油藏的水称之为边水。

3．油气藏形成条件

油气藏的形成要有一系列基本条件：

（1）要有充足的油气来源。充足的油气来源是形成油气藏的基本前提，它不仅取决于沉积盆地的面积和生油凹陷下沉的持续时间长短，即生油岩体积的大小，而且还取决于生油岩的岩性－岩相特征和地化指标，即生油岩生油量的多少。

（2）要有有利的生储盖组合。对形成油气藏来说，生、储、盖层缺一不可。在生油层和储集层间互出现的正常式生储盖组合中，上一生储盖组合中的生油层又是下一生储盖组合的盖层，生油层和储集层间接触面积大，排烃距离短且及时，可形成油气丰富的油气藏。

（3）要形成有效的圈闭。并非地层中所有的圈闭都能形成油气藏。只有那些离油源区近，在油气大规模运移之前形成的以及水动力作用不太强烈的圈闭才能形成油气藏。而那些远离油源区且油气来源不充足、形成于油气大规模运移之后、水动力冲刷作用强烈的圈闭往往是“空”的。

（4）要有良好的保存条件。油气藏形成之后，如果没有经历过强烈的地壳运动（形成断裂）、岩浆活动、水动力强烈冲刷作用破坏的话，油气藏可以保存至今。

在满足上述条件的情况下，一个圈闭是形成油藏、气藏还是油气藏，这与地层压力及油气饱和压力（即当压力降低时，气从石油中分离出第一个气泡时的压力）有关。当地层压力大于油气饱和压力时，气溶解于原油中而形成无气顶的纯油藏。但当地层压力小于油气饱和压力时，气从石油中分离出来，初期圈闭中油、气、水进行重力分异，形成具有油水、油气界面的油气藏；随着油气的不断供给，油、气、水进行重力分异，油气界面和油水界面都会逐渐下降。当油水界面达溢出点后，则圈闭的有效容积中只有油气存在，仍为油气藏。此时若再供给油气，圈闭中油从溢出点溢出，而运移到更高处的圈闭中进行聚集，油气界面继续下降。若油气界面降到溢出点时，圈闭中只有气存在而形成纯气藏（见图2-11）。依据此形成原理，在一系列溢出点依次升高的若干圈闭之中，低处的圈闭会形成气藏，向上会依次为油气藏、油藏，这种分布人们称为“油气差异聚集原理”（见图2-12）。

图2-11　在单个圈闭中油气分异聚集示意图

图2-12　在系列背斜圈闭中油气分异聚集示意图4．油气藏的类型

油气藏分类方法很多，但目前我国常用的是根据圈闭成因来划分，包括构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏。

1）构造油气藏

构造油气藏是油气在构造圈闭中的聚集，包括背斜油气藏和断层油气藏两类。

（1）背斜油气藏：在构造运动作用下，地层发生弯曲变形，形成向周围倾伏的背斜，称背斜圈闭。油气在背斜圈闭中聚集形成的油气藏称为背斜油气藏。在世界石油及天然气的产量和储量中，背斜油气藏居于首位，其形态较简单，主要是储集层顶面拱起，上方被非渗透性盖层所封闭。我国酒泉盆地老君庙油田是典型的背斜油气藏，见图2-13。

图2-13　老君庙油田构造图及横剖面图（2）断层油气藏：断层油气藏是断层圈闭中的油气聚集。形成断层圈闭的基本条件是储集层的上倾方向被断层所切割，储集层与断层另一侧的不渗透层直接接触，即“砂岩不见面”，而形成断层遮挡圈闭，见图2-14、图2-15。断层油气藏的特点是断层附近储集物性好；油、气、水分布复杂。

2）地层油气藏

地层沉积的连续性中断所形成的不整合覆盖和地层超覆圈闭中的油气聚集，为地层油气藏。根据储集层与不整合面的关系，大体分为以下两类。

图2-14　弯曲断层与倾斜地层组成的油气藏

图2-15　交叉断层与倾斜地层结合组成的油气藏

（1）不整合油气藏（亦称“古潜山油气藏”）：油气位于不整合面之下较古老的岩层中，新生古储，储集层物性好，单井产量高，如我国任丘油田，见图2-16。

图2-16　任丘油田构造及剖面图

1—含油面积；2—潜山侵蚀面等高线；3—断层；4—剖面线；5—古近系沙河街组；6—古近系东营组；7—新近系；8—油藏

（2）地层超覆油气藏：当沉积盆地下降，沉积范围扩大（水进），新沉积的沉积物覆盖了较老的地层并与盆地边缘基底相接触，形成地层超覆。超覆圈闭中的油气聚集即为地层超覆油气藏，如青海马海气田，见图2-17。

3）岩性油气藏

沉积条件的变化导致储集层岩性发生横向变化而形成岩性尖灭和砂岩透镜体圈闭中的油气聚集，称岩性油气藏。下面是几种比较典型的岩性油气藏：

（1）岩性尖灭油气藏：在斜坡地带沿上倾方向渐变为不渗透泥岩，并成楔形尖灭于泥岩之中的砂岩体，称岩性尖灭圈闭，油气聚集于其中形成岩性尖灭油气藏，如老君油田的西部围翼古近—新近系“L”油层中的L5、L6层，见图2-18。

图2-17　马海气田剖面示意图（2）透镜体油气藏：顶、底向四周合并的砂岩体，四周被泥岩所限，构成砂岩透镜体圈闭，其中的油气聚集即为砂岩透镜体油气藏，如我国独山子油田，见图2-19。

图2-18　老君油田的西部围翼剖面图

图2-19　独山子油田砂岩透镜体油气藏剖面图

（3）生物礁块油气藏：是浅海碳酸岩台地上生物礁中的油气聚集。由于油源丰富，储集物性好，圈闭形成早，常形成储量大、产量高的油气藏，且成群成带分布。

除了上述油气藏类型外，还有一些隐蔽性油气藏，如水合气藏、水动力圈闭油气藏、向斜油气藏等，在此不再详述。

（三）油气田

油气田是指在同一局部构造面积内，受同一构造运动所控制的、上下叠置的若干个油气藏的总和。如果在这个局部构造范围内只有油藏，则称为油田；只有气藏，则称为气田；如果既有油藏，又有气藏，则称为油气田。

一、油气储运中常见问题及原因

1、火灾隐患

由于石油及天然气的主要成分是烃类碳氢化合物，具有易燃、易爆、易聚集静电、易中毒等特性，而油气储运过程中是在特定的条件下进行，特别是输油管道，加热加压是管道运输的特点，故具有极大的火灾及爆炸危险性。一旦发生事故，可能造成巨大的经济损失和人员伤亡，并带来恶劣的社会影响。主要原因主要有：（1）设备故障带来的危害。油气储运设备设计的不合理、工艺缺陷、管线的腐蚀、操作压力的波动、机械振动引起的设备疲劳性损坏以及高温高压等压力容器的破损，易引起泄漏及爆炸。（2）防静电措施不到位。油气储运过程中，油气在管道和设备内流动会因摩擦而产生静电，如果静电不能及时导除，造成电荷积累，导致火花放电，就会引起火灾爆炸事故。（3）不防爆设备及电器带来的危害。工艺设备及电器线路如果未按规定选用防爆型或未经防爆处理，泄漏的可燃液体、气体遇机械摩擦火花或电气火花极易发生火灾爆炸事故。（4）违章动火作业。包括违章指挥，动火审批不严，在不具备动火的条件下贸然审批动火；盲目动火。有的职工不熟悉动火管理规定，或存在侥幸心理，不办理动火手续，有的职工本身不具备动火资格，忽视动火管理规定，贸然动火酿成火灾；现场监护不力，流于形式。

2、油气蒸发严重

目前，从油田→炼油厂→用户的周转环节繁杂，油气损耗量及带来的经济损失十分惊人。在石化、石油企业，如炼油厂储运系统、油库、加油站等油品装卸操作频繁的工作环节，汽油等轻质油品中易挥发的有机组分会大量汽化逸出。按全国目前原油的年使用量2 5×108t估算，全国原油和成品油的总损耗量将达到7 5×106t/a以上，相当于一个大油田和炼油厂的采炼量，价值3×1010RMB以上。油品蒸发损耗的主要物质是轻组分，因此，油品蒸发不仅造成数量的损失，还将引起质量的下降。除此之外，由于散发到空气中的油气具有易燃易爆的特性，超过一定浓度遇到火源即可发生爆炸。石油储运过程中的装卸站台和加油站向空气中排放的油气具有一定的毒性，会引起皮肤、内脏和神经系统的疾病;另外油气(烃类物质)与空气中氮氧化物在紫外线的作用下发生反应生成臭氧，为光化学烟雾的形成创造了条件。

3、管道腐蚀

很多输油管道在湿硫化氢环境下受到严重腐蚀并开裂，如应力腐蚀开裂(SCC)、硫化物应力腐蚀开裂(SSCC)、氢致开裂(HIC)、应力诱导的氢致开裂(SOHIC)等。造成管道腐蚀的原因通常有四种：（1）材质因素。以HIC为例，材料中包含贝氏体或者马氏体的“硬质”带对HIC十分敏感。如果材料夹杂物偏析区硬度控制在300HV以下，就能够很好的消除材料对HIC的敏感性。2、埋地管道所处的环境。埋地管道所处的环境是引起腐蚀的外因，这些因素包括土壤类型、土壤电阻率、土壤含水量(湿度)、pH值、硫化物含量、氧化还原电位、杂散电流及干扰电流、微生物、植物根系等。3、应力水平。有很多实验表明，如果材料所承受的应力超过其屈服应力的30%以上时，材料就可能发生SOHIC破坏。但这样的应力水平，在焊接构件的焊缝周围区域以及SSCC裂纹或者其它类似于裂纹的缺陷内都有可能出现。4、设计制造。一些学者参照NACE标准(对于介质为气体，设计压力，二、防止储运过程中问题的对策

1、油气储运过程的防火准备

（1）定期对设备维护保养。针对各种设备的特性严格按保养规程进行维护，工艺流程操作前做好工作危害分析，控制操作风险。（2）做好防火设计。设备泄漏等往往起源于设计阶段，因此抓好防火设计十分重要。首先是设备的设计、选型、选材、布置及安装均应符合国家规范和标准。根据不同工艺过程的特点，选用相应的耐压、耐高温或耐腐蚀的材质，按规定进行制造和安装。其次是新建、改建、扩建生产装置布局，单元设备布置，防火安全设施的设计和实施应遵循有关规范，做好严格的防火审核工作，充分考虑防火分隔、通风、防爆泄压、消防设施等因素。同时对设备、电气的防爆要求严格把关，从而消除先天性火灾隐患。3、落实动火作业措施。拆卸禁火区内需要动火的设备、管道及其附件，移至安全的地方去动火，将需要动火的设备、管道及其附件和相关的运行系统做有效地隔离，如在管道上加堵盲板或拆掉一节管子等，阻隔易燃易爆的物料和介质进入动火作业点。动火前应把动火点周围的易燃易爆物品转移至安全地方，现场应打扫干净。经检查确认无误后，开具“用火作业许可证”，落实好监护责任人。要在动火前和动火期间对动火区域内易燃易爆气体浓度进行分析，避免动火过程中发生火灾、爆炸事故。

2、油气储运中的油气挥发

首先，改造固定顶油罐。当前，很多石油企业依然用固定顶油罐来储存汽油和煤油，为了防止油气挥发，减少油品储存过程中油气污染，需要将这些汽油和煤油储罐改装成内、外浮顶储罐，并经常检查，确保浮顶密封和附件良好。可以增强油罐的安全可靠性，减少油气污染，浮顶罐的蒸发损耗可比固定顶罐降低85%左右。而且还可以产生可观的经济效益。2、油气回收装置，治理油品灌装过程中的油气挥发，最根本的手段是采取油气回收措施，回收排放出的烃类气体。采用油气回收措施就是在油品灌装集中的地点，设置油气回收装置，将灌装过程中产生的油气回收，通过装置恢复成液态，重新送入储罐。这样不仅可以大幅度降低烃类气体排放量，而且具有明显的经济效益。油气回收方法可分为吸收法、吸附法、冷凝法及薄膜选择渗透回收法等。总之，加油站采用油气管道系统方案、储油罐中固定顶罐较多的油库和炼油厂采用油气管道与专用设备结合的方案较为合理，即可在减少投资情况下达到一定效果，其他情况则应采用专用设备方案，效果较好，但投资较大。

3、管道的防腐蚀处理

（1）加强钢管材料要求。管道发生应力腐蚀开裂主要是由剥离或阴极剥离造成的，要完全控制和预防压力容器及管道中的与氢相关的腐蚀开裂，可能性非常小。为此，在材料的制造过程中，尽量控制和改善夹杂物的数量与形貌，降低含硫量与含氢量，涂敷前的钢管表面必须进行抛丸或喷砂处理，以达到标准要求的洁净度和锚纹深度，确保底漆粘结牢固。（2）把好现场补口质量。补口材料与管体防腐覆盖层有较好的相容性;补口接合部应严密粘牢，必要时可做严密性试验;必须认真处理补口处的钢管表面，达到管体表面洁净度的要求。（3）合理选择管材壁厚度。首先要防止储运过程与投运中管道的局部屈曲失稳;其次，要考虑裂纹扩展时效，防止开裂破坏。厚壁管比薄壁管有利于抗应力腐蚀开裂。因此在设计时不妨适当降低管材强度，增加管壁厚度。（4）固定式与移动式防腐作业线相结合工厂固定式防腐作业生产，由于施工环境好，可提高防腐管的质量，但对于需要长途运输的管材，防腐覆盖层易损伤，而现场修补也很难达到满意的效果，故建立防腐作业线应考虑固定与移动相结合，以满足工程现实的需要。

三、结语

石油是不可再生的自然资源，油气储运作业环境复杂，因此各个炼油厂和油库、加油站应必须着手在油品储运过程中采取切实可行的措施减少蒸发损耗，避免强制实施油气回收时影响生产经营。将火灾防患于未然，对储运管道加强管理。但是由于油气储运过程的复杂性，很多问题还有待进一步解决，如油气回收技术等等。目前我国还处于较低的发展阶段，如何将一些技术有机的结合起来，还需要以后的不断探索。

以MCooper为代表的一批从事西加盆地活动翼落基山地区研究的石油地质学家(MCooper等，2004)，将图2-32中的落基山褶皱带和山麓带，分别命名为山间超地体(IMST)、位移的克拉通边缘(DCM)和变形的克拉通边缘(DM)。在此以前，McCrossan(1973)，从服务于油气盆地的分类出发，一度将由山麓带冲断、前渊和前陆斜坡和前隆组成的3种不同结构，分别命名为变形的克拉通边缘(cmD)、克拉通边缘(cm)及克拉通中央(CC)盆地。他们之间的共同点，都强调了山麓地带(相当笔者在川东-湘西地区中划分的C带)的形变，而将“变位”(或许不重要)未曾提及。

由苏联学者乌斯宾斯卡娅1946～1952年提出来的“油气聚集的分带性和油气聚集带”(胡朝元等，2002)，就是20世纪80年代，加拿大学者(PJLee博士等)来华报告中所称的“Play”。Play一词，我们开始译为“勘探层”，也有人叫“区带”或“油气藏趋向带”。“七五”期间，我们将由“PBPP”构成评价系中的Play称作“成藏组合”或有效成藏组合，即由源岩(S)、储层(R)、圈闭(T)、盖层(S)及成藏时间(T)5个由静态和动态因素配套组成的区带(孙肇才等，1981)。

不妨从共性上将西加盆地的成藏气与我国中西部已知情况作些对比。在西加前陆盆地，分别由冲断带(山麓带)、前渊和斜坡(含前隆)3部分组成的前陆系统有明显不同的成藏组合。

自20世纪早期在西加活动翼上发现与冲断有关的特纳谷背斜油气田以来，除了以沃特顿(Waterton)为代表的山麓带南部的气田产层是上泥盆统至下石炭统以外，大部分气田均产于中生界。据Cooper(2004)的报道，近20多年在该带中北部称作“Monkman play trend”组合中新发现的已铺了管线的30个干气田，储层全部是紧靠J1底部页岩(滑脱面)之下，层位属于晚三叠世的Pardonet和Baldonnel组中的台地相碳酸盐岩。圈闭类型也无一不与断层相关的拆离褶皱和断层传播褶皱有关(图2-44)。拆离面是海相页岩占优势的中、下三叠统。圈闭勘探的成功率高达75%。他们在勘探这种属于复杂从而困难圈闭的经验中，强调地层学的详细解释，VSP资料，以及对拆离构造顶部图像的正确分析。手头上没有涉及西加山麓冲断带，包括Monkman区的烃源岩资料。根据1981年笔者访加时的分析，山麓地带的油(气)源岩地层有下石炭统著名的Exshaw黑色海相富有机质页岩，有侏罗纪煤系和早、中三叠世的海相黑色页岩、含磷黑色页岩。就是说，不排除冲断带内部的有限的侧向运移规模，然而沿断裂的垂向和阶梯状的运移应是这类成藏组合的运聚特点。

我国中西部活动翼上的油气田，无论是天山北麓早年发现的独山子，还是近年来发现的呼图壁；无论是天山南麓的克拉2，还是叶城前陆上的柯克亚，以及龙门山前缘带上的中坝(图2-45)，包括川东七曜山以西笔者“C”带上的大石干井和卧龙河气田(图2-46)，它们产地的薄皮冲断前缘类型，以及以拆离褶皱和断层传播褶皱为主的圈闭类型，乃至油气运聚特征，都与西加山麓带(DM)有相似之处。

图2-44 西加山麓地带(DM)沿Sukunka河的横剖面(上)及拆离和断层传播褶皱(下)

(据Cooper，2004)

图2-45 龙门山L14-线地震解释(中坝构造)

(据四川石油管理局)

图2-46 川东卧龙河构造地震反射深度剖面

(据四川石油管理局，1997)

具有古生代和部分中生代被动大陆边缘和中新生代前陆坳陷(前渊)叠加的中外所有叠合盆地，就像称做阿尔伯达向斜的西加前渊那样，除了向西与冲断带是以“A”型潜没关系，即以俯冲边界与活动翼相接外，向东则是一个大的平缓上倾的稳定斜坡。这与鄂尔多斯的天环向斜以及川西的成都平原(川西坳陷)以及所有的“山前”一样，前渊是真正的“面朝活动带”和背靠稳定区的枢纽地带。

对前渊地带的含油气性，北美地质界一向给予很高评价。如在Klemme(1971)的方案中，该类地区的单位体积含油量是2500～50000桶。McCrossan(1973)对西加前渊的估计是：原油可采潜量是132亿桶，天然气可采潜量为656万ft3。到20世纪70年代中期，加方在该区拿到手(包括帕宾那)的可采储量是94亿桶油和456万亿ft3的天然气。20世纪80年代以来，该区最大的进展是认识上，对一个非常规领域深盆气圈闭(deep basin gas trap)的突破，以及可采储量上万亿立方米Elmworth作为深盆气气田的发现。据JAMasters估算，在西加向斜轴上，中生界在690×96平方千米面积内饱含着天然气，可采储量有440万亿ft3(125万亿立方米)。

在笔者的访加报告中，有这样一段话：“应十分重视深盆气的普查和勘探，它有可能是增加我国天然气储量的一条重要途径，四川及鄂尔多斯盆地西部，有找到这种大气田类型的地质条件(孙肇才等，1981，p46)”。时间与这段话之间25年过去了。川西20世纪90年代，发现的新场—合兴场一带上三叠和侏罗系红层致密砂岩中天然气(郭正吾，1998)算不算深盆气(图2-47)？位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡北部紧靠天环向斜探明储量达6000亿m3的苏里格气田(邱中健，2002)算不算深盆气都还值得研究。值得注意的是，上述两个地区的向斜中，都有形成深盆气圈闭的资源条件。以川西为例，上三叠统在彭县厚近4000m，烃源岩厚度达700～800m，几乎达到川西坳陷T3平均厚度的50%，是川中、川南同期源岩厚度的1～10倍。李汶国(1992)计算四川全盆地的生气量为392×1012m3～523×1012m3，其中川西坳陷占了总生气量的80%(郭正吾等，1996)。“须家河组(T3x)深埋地腹，在长期的成岩演化中逐渐变得致密，孔、渗性很低。据72口井8812个样品分析，孔隙度平均402%，渗透率小于01×10-3μm2样品占总数的986%，含水饱和度高于60%……(郭正吾等，1996，p164)”。

图2-47 新场气田地质模式

(据郭正吾，1997)

将这种资源条件，去与西加坳陷白垩系深盆气形成条件加以比较，除了川西T3—J的孔渗性比西加更低外，其他条件是类同的。在此，我想起了JAMasters在与作者会面时的两段话，一段是：“天然气的聚集方式，与其他多数矿产资源相似，高品位的矿床储量总是相对较小，通常随着品位的降低，数量随之增大”(见表2-4)。另一段话是他1980年对我国访问时所说：“如果在向斜中没有构造，但有煤系地层，而物性条件较坏时，找到深盆气的机会很大”。

表2-4 北美西部白垩系砂岩中最大气田的储层参数表

一度被McCrossan命名的西加克拉通中央(CC)，即西加前陆斜坡的沉积岩分布面积和体积分别达到28万km2和35万km3的这一部分实体，相当于阿尔伯达向斜以东直至加拿大地盾之间的地台斜坡或稳定的前陆斜坡(LGWeeks，1952)地区。是该盆地研究最详的一个地带。它的有关特点是：

(1)西邻活动边缘和前渊(foredeep)，东面直接与加拿大地盾毗邻。

(2)具有广泛分布向加拿大地盾方向越来越薄直至尖灭的古生界和中生界，沉积岩最大厚度2100m，平均仅1250m。

(3)具有统一的新元古界以前的结晶基底。

(4)盖层变形极微，仅有平缓的区域性隆起，盖层向西或向西南的倾斜梯度仅有3m/km，是一个极为平缓稳定的西倾单斜带。

(5)油源岩被认为是中、上泥盆统海相暗色页岩、白云岩和蒸发岩()，中生代地层中的页岩被认为还不成熟，著名的白垩系底部砂岩中的重油，认为可能沿不整合面来自西部广大地区。

(6)见工业油气流的储层从中泥盆到晚白垩世，但可采储量最多的是上泥盆统礁灰岩，石炭系次之，再次上白垩统(见图2-48)储层类型很多，发现储量占可采总量438%的上泥盆统，以Ledue礁灰岩而闻名，其次的储层是底砂岩、白垩系海进和海退砂岩以及与不整合面有关的古风化壳。

图2-48 阿尔伯达油气与岩石体积、岩相关系图

(据访问加拿大资料，1981)

(7)在23000个气藏和10000多个常规油藏中(张卓恒，2002)，圈闭全部与地层、生物礁、砂岩尖灭、不整合削截(truncation)有关。即该区最大特点，可用“隐藏圈闭”居统治地位和“油气并不偏受背斜”来概括。其中涉及该区东缘前隆上的以阿萨巴斯克为代表的巨大聚集在前篇中已是讨论。

(8)油气形成时间被认为是晚白垩世晚期以来，算得上是“晚期成藏”的实例。

(9)根据1973年马可罗森等人的计算，这类盆地含油远景等级是好的。资源量总计：原油218亿桶(33亿吨)，天然气74万亿ft3(2100亿m3)。到20世纪80年代，已发现原油15亿桶(23亿吨)，天然气52万亿ft3(1430亿m3)。尚待发现的资源，原油为68亿桶，天然气22万亿ft3。据近年来的工作，这项估算是保守的，例如1977年发现的霍德雷一个气田的可采储量就达到2000亿m3。

在中国，与西加前陆斜坡类比的最好实例，是鄂尔多斯天环向斜以东的面积11×104km2的那个“简约实不简单”的西倾＜30′的陕北斜坡。在这个斜坡上的近代最早勘探始于1907年。新中国成立后，先后由CNPC及地矿部系统，在此完成了从地面到钻井的大量工作，但直到20世纪60年代末，除延长和永坪油田作为地方工业顽强存在外，地矿系统及CNPC的队伍虽然几上几下，始终没有如意的突破和发现(详见案例一)。

1969年以前的工作中，有历史问题(体制、分工)，有技术问题(如地矿系统对“孔孔见油”和“孔孔不流”不仅没有试油技术，更无压裂措施)，但应承认，就像地矿系统(地质部第三普查勘探大队)上陕北(1960～1964)的目标，是在大单斜上想找出个“大理河长垣”那样，技术指导思想继续用“背斜”学说，“土生土长”的运移观念，以及“煤和油不能共生又何谈共存”的方针，最后导致在1963年底地矿系统的济南会议上，以该区“基底太稳定、盖层太平、岩石太硬”作为陕北地质背景的评价结论，导致地矿系统队伍一度离开这个地区到了渭河。

我们试着从“打回老家去!”(详见案例一)的1969年以来，特别是从1970年底长庆石油会战以来，以CNPC作为主力的队伍，在这个大单斜上的重大发现：

在地质部第三普查勘探大队所钻的庆参井(庆阳)、华参2井(华池)和吴1井(吴旗)先后突破三叠系和侏罗系出油点同时，CNPC发现和探明了大单斜上以马岭为代表的面积达到155km2，地质储量达7274×104t的当时盆地内最大的油田(邱中健，1999)。笔者曾用“让开大路(指J2y主河道)，占领两厢”，来概括以马岭、城壕、吴旗为代表的J2y河道两侧地层岩性尖灭圈闭油田的位置和特点(图2-49)。

图2-49 马岭油田中、下侏罗统古河道地貌油藏模式图

虽然分布于定边—延安，作为延长组(J3y)缓坡上的湖泊三角洲体系(定边三角洲、吴旗三角洲到安塞和延安三角洲)，早在由笔者主持的1964年全盆地编图过程中，就有所认识，然而对它的勘探和发现，即真正把它作为勘探对象，是在该区勘探侏罗系地层和岩性圈闭获得成功基础上，在长庆油田“二次创业”和“稳住东部发展西部”的大局推动下开展起来的。先是(1983～1988)发现了地质储量达到1056×104t、面积达到206km2，号称亿吨级的安塞大油田，接着(1991～1994)又发现了与它相邻的上亿吨级的靖安油田。

位于鄂尔多斯古中央隆起东侧地带上的鄂尔多斯(陕甘宁)盆地中部大气田，亦称“长庆大气田”和“靖安大气田”，是在CNPC1988年在靖边部署的科学探井——陕参1井基础上发现的继塔北沙参2井(1984)后的中国西北地区第2个古生代海相碳酸盐岩大的突破。经过1991～1994年4年勘探，在24172km地震以及181 口钻井基础上，获得探明地质储量205825×108m3，探明含气面积3781km2，是中国境内在其北部苏里格庙二叠系石盒子组(P1—2sh)大气田发现以前，中国大陆内部储量最大的以奥陶系灰岩作储层的大气田。它的发现，以及紧着在20世纪末到21世纪初期发现的苏里格大气田(探明储量6000亿m3)一起，使鄂尔多斯陕北大单斜上的天然气的发现储量和增加速度，超过了四川和塔里木，跃居全国之首。

最近几年来，伴随中部早奥陶世大气田及二叠系石盒子组(P1—2sh)，苏里格大气田的发现，在三个重新认识(重新认识鄂尔多斯、重新认识低渗透率，以重新认识我们自己)思想支配下，又发现了上亿吨级的西峰及姬塬两个三叠系大油田，使T3y的探明储量达到了8亿吨，石油年产量自1998年突破500万吨后，每年以50万～100万吨规模增加，到2005年超过1000万吨。即除了天然气之外，也是国内石油近几年增长幅度最大的探区之一(赵政章，2004)。

如果以1970年为界，将鄂尔多斯盆地的油气勘探历史，分成前后两个20年。那么，包括两个大气田，几个上亿吨的大油田，也就是所有的重大发现，都是在后20年在一个地区-陕北斜坡-前陆斜坡和一种圈闭类型(非背斜)上发现的。这与前20年“仅发现8个小油田总含油面积15km2，及储量数百万吨”相比；与油气勘探只是“沿边转、拣鸡蛋，找到鸡蛋就打钻，见了出油点就围着转”(邱中健，1999，p211)的困难和尴尬局面对比，“油气并不偏爱背斜”这句话，留给这个地区前20年的教训，以及后20年的经验应当是深刻的。

西加前陆盆地斜坡带中的油田，如图2-50所示，几乎(除非常规)全部发现于前陆稳定斜坡和前隆上，将这种情况，与图2-51 中的鄂尔多斯前陆斜坡(陕北)加以对照，在“温故而知新”思绪下，重新想起阎敦实同志的长庆讲话，以及应重视盆地共性和类比同时，不应忘记已故李四光部长1969年12月23日的谈话，以及为实现他的谈话而不遗余力的几代地质学家们。

图2-50 阿尔伯达(西加)主要油气时代及富集地区图

不包括最近20年来的新发现，以及“非常规”的天然气资源

图2-51 鄂尔多斯盆地油气田分布图

(据邱中健等，1999)

1—马岭；2—城壕；3—华池；4—南梁；5—镇北；6—樊家川；7—元城；8—直罗；9—下寺湾；10—安塞；11—靖安；12—吴旗；13—油房庄；14—东红庄；15—万方；16—红井子；17—大水坑；18—摆眼井；19—马家滩；20—李庄子；21—子长；22—青化砭；23—姚店子；24—永坪；25—甘谷驿；26—延长；27—南泥湾。另外，还有10个小油田未能标示

( 一) 裂缝性背斜圈闭的形成机理

在致密、性脆的非渗透性岩层中，由于构造作用或其他改造作用，裂缝可以特别发育，从而导致出现孔隙和渗透性变好的局部地区。在背斜构造控制下，裂缝性储集层被非渗透岩层和高油气势面联合封闭而形成的闭合低油气势区，称之为裂缝性背斜圈闭。其主要的储集空间是裂缝和孔洞，主要的渗透通道是裂缝，裂缝在圈闭中起着十分重要的双重作用。

裂缝性背斜圈闭和背斜圈闭是有区别的，其主要区别在于裂缝性背斜圈闭的储集层不是呈层状展布，而是仅在裂缝发育带形成呈带状分布的不甚规则的裂缝储集体。

裂缝性储集层的成因是多种多样的，此处仅指在背斜构造控制下的构造裂缝，而其他条件下形成的裂缝性储集层，大多是岩性圈闭，不属于本类圈闭。

( 二) 裂缝性背斜油气藏的特点

油气在裂缝性背斜圈闭中聚集工业规模石油和天然气后，而成为裂缝性背斜油气藏。该类油气藏中油气的分布总体上受背斜构造控制，但以裂缝发育带最为富集; 油气产量、油气柱高度以及油气层压力分布极不均匀。

( 三) 裂缝性背斜油气藏的主要类型

裂缝性背斜油气藏在世界石油和天然气的产量、储量中占有十分重要的地位。按其储集层的岩石类型及重要性，可分为碳酸盐岩和其他沉积岩裂缝性油气藏两大类，其中以碳酸盐岩裂缝性油气藏最为重要。

碳酸盐岩中的裂缝性油气藏分布广泛，但以构造变动较强烈的山前带，或其他褶皱背斜带最为重要。最典型的是波斯湾盆地的扎格罗斯山前带。在该带已发现的 50 多个油气田中，有20 多个是裂缝性背斜油气藏，储量在10 亿吨以上的特大油气田就有6 个 ( 加奇萨兰、马伦、阿瓦兹 － 阿斯马里、阿加贾里 － 比比、哈基麦赫和帕扎南) 。此外，伊拉克的阿因扎列大油田亦属裂缝性背斜油气田，基尔库克特大油田虽属礁型油气田，但裂缝亦很发育。现以伊朗的加奇萨兰油田为例简介如下 ( 图 4 －17) 。

图 4 －17 伊朗的加奇萨兰油田平面及剖面图

该油田位于扎格罗斯山前带的第二构造带上，褶皱强度中等到较强，上下构造不一致，地表为中中新统法尔斯组组成的向斜，地下为阿斯玛里灰岩组成的顶部平缓、两翼较陡(达50°)的简单背斜。轴向北西，长70km，宽9km，闭合面积为600多km2，闭合高度为3000m左右。它有三套产油层，自上而下依次为:阿斯玛里石灰岩(下中新统－渐新统)、萨尔维克石灰岩(中白垩统)、卡米石灰岩(上侏罗统)，裂缝把它们沟通，形成具有统一压力系统的巨厚块状储集体，油气柱高达2100m。阿斯玛里石灰岩之上为巨厚的上法尔斯膏盐层所封闭。

主要产油层阿斯玛里石灰岩的孔隙率均一，但以低孔隙率为主。据某井统计，孔隙率大于9%～13%的，仅占储集层厚度的138%;孔隙度为5%～9%的，占储集层厚度的148%;孔隙率低于5%的却占714%。岩样的渗透率一般小于(10～20)×10－3μm2;最高的仅40×10－3μm2，但裂缝发育带渗透性极好，油田西北端24、35及45号井的最高日产量达万吨以上，整个高产区平均单井日产量达8000t以上。但在某些井(如6号井)全部钻开阿斯玛里灰岩的日产量也只有600t。

图4－18 四川石油沟－东溪气田平面及剖面图(据四川石油管理局，1959)

我国四川盆地东、南部气区中亦发现了相当数量的碳酸盐岩裂缝性气藏(四川盆地地震勘探)，其基本特征都具有相似性，但产气能力和气柱高度均远不及扎格罗斯山前带。图4－18为川东南石油沟－东溪气田构造图及剖面图。

该气田的生产层主要是三叠系嘉陵江组的石灰岩和白云岩，其上部为硬石膏层作为盖层。据岩心分析，其平均孔隙度仅2%，渗透率小于1mD;但试井结果，渗透率达几十到几万毫达西，平均值高达3000mD以上。因此，这种良好的渗透性显然是由于次生裂缝发育造成的。

其他沉积岩中的裂缝性油气藏，在美国的圣马利亚盆地、米德兰盆地和我国的柴达木盆地及陕甘宁盆地等均有发现。其中以美国加利福尼亚州圣马利亚盆地上中新统蒙特雷组中的裂缝性背斜油气藏最为著名和典型(图4－19)。

该区蒙特雷组由三部分组成: 上部为板状硅质页岩，中部为裂缝性燧石层，下部为石灰质页岩。中部岩层为主要储集层，其孔隙度仅 6% ，但裂缝发育且分布均匀，渗透率极高，60% 的产量来自该层。该层石油聚集与孔隙性砂岩相近，主要受背斜控制 ( 如卡斯马里亚、奥克特、西猫儿峡、隆克波等) ，部分受燧石层上倾尖灭带所控制 ( 如圣马利亚河谷、东猫儿峡、加脱山、扎沙河等) ，而不是仅仅局限于背斜轴部或裂缝发育带。但与孔隙型储集层相比，仍有显著差别，主要表现为各井日产量差别较大，高者可达千余桶，低者不足百桶。

中国的油气资源状况，具有以下四个明显的特点：

一是油气资源总量比较丰富。在1993年全国二次油气资源评价基础上，2000年以来，中国石油、中国石化、中国海油三大油公司先后对各自探区部分盆地重新进行了油气资源评价研究。根据阶段成果的汇总，截至2004年6月，我国石油资源量约为1040亿吨，天然气资源量约47万亿立方米。通过对不同类型盆地油气勘查、新增储量规模和各种方法的分析，测算出我国石油可采资源量为150 亿～160亿吨，天然气可采资源量为10万亿～14万亿立方米。按照国际上（油气富集程度）通常的分类标准，我国在世界103个产油国中，属于油气资源“比较丰富”的国家。

二是油气资源地理分布不均，主要集中在大盆地（图48）。根据石油可采资源量的分析，陆上石油资源主要分布在松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔和鄂尔多斯五大盆地，共有石油可采资源1144亿吨，占陆上总资源量的873%。海上石油资源主要分布在渤海为92亿吨，占海域的487%。而天然气资源量主要分布在陆上中西部的鄂尔多斯、四川、塔里木和海域的东海、莺歌海等大盆地，共有天然气可采资源为88万亿立方米，占中国天然气总资源的628%，为今后发现大中型油气田指出了勘查的主攻方向。

三是东部含油气区是我国石油的主要生产基地。其原油产量占全国的807%，探明石油地质储量占全国储量的739%。探明天然气地质储量占227%，以油多气少为特色，但天然气年产量却占全国产量的414%。

四是中国中部含油气区属于克拉通过渡型盆地，构造活动相对稳定，沉积盆地大，但数量不多。主要有鄂尔多斯、四川、楚雄等大型盆地，具有丰富的天然气。石油储量很少，仅占全国储量的5%。