高等石油地质学读书报告.docx

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高等石油地质学读书报告

第一部分文献阅读报告题目

1、低熟油气形成机理

在传统的干酪根生油理论指导下，没有人相信在干酪根进入生烃门限之前会有工业性液态石油的形成。

而现在人们相信，沉积物中被保存下来的一些特殊有机质，如树脂体，木栓质体，藻类细胞质，藻类类脂物和富硫有机大分子在向干酪根转化的过程中生成的可溶有机质，可以在干酪根进入生烃高峰之前，由低温生物化学反应或低温化学反应生成并释放出商业性的液态烃和气态烃（黄模式）。

20世纪70年代末期，法国著名地球化学家Tissot和Welte系统的提出了干酪根晚期热降解生烃理论，他们在研究有机质的演化及油气的形成途径时指出有机质演化经历了成岩作用早期的微生物降解阶段，并认为这一阶段微生物的作用主要是使沉积有机质转化成为干酪根的前身物，进而形成干酪根。

干酪根又在进一步的埋藏及温度作用下热演化成熟生烃，达到“生油门限”时（通常镜质体反射率Ro值为0.5%）开始热降解生烃，随后进入生油高峰（Ro值约为1.0%）。

该理论认为石油主要是来自不可溶有机质－干酪根的晚期热降解作用。

干酪根晚期热降解生烃理论提出后被世界各国石油地质界及地球化学界普遍接受并应用于石油成因研究及油气勘探，成功的指导了常规油气勘探的实践，为油气资源评价提供了科学的依据。

事实证明，Tissot和Welte提出的干酪根晚期热降解作用是石油形成的重要途径，但不是唯一的生烃模式。

自然界中确实还存在着相当数量的各类早期生成的油气资源，特别是在陆相沉积环境中，由近距离搬运与快速堆积造成沉积有机质的非均质性，沉积物中常含有某些低活化能生烃的特定有机母质，可以低温早熟生成油气。

低熟油气形成机埋的研究，无疑将会进一步完善油气有机成因理论，对促使油气资源评价技术方法的改进与发展，拓宽油气勘探领域，具有重要的理论与实际意义。

五、低熟油成因机理及其地质模式

1.木栓质体早期生烃

   木栓质体的前身为软木脂（树皮组织），具有聚合度低和长键类脂物多的特点，这决定了木栓质体在较低的热力条件下，发生低活化能化学反应、生成以链状为主的烃类。

如吐哈盆地、八道湾组煤富含木栓质体，平均4%，最高13.5%，Ro=0.45—0.7% 早期生烃高峰

2.树脂体早期生烃

   树脂体—树脂酸为其主要的化学成分—是含羧基的非烃生物类脂物，其化学组成，分子结构和聚合程度比干酪根简单得多，可在低温、低热力条件下，脱羧基加氢转化成环烷烃。

如东海第三系煤系源岩 0.25-0.55%Ro 早期生烃高峰

3.细菌改造陆源有机质早期生烃

   细菌的作用改变陆源有机质的结构，增大其H/C提高富氢程度与腐泥化程度，并使有机质热降解、脱官能团以及加氢生烃反应所需的热力条件降低，有利于早期生烃。

如大港板桥：

0.45-0.6% 早期生烃高峰

4.生物类脂物早期生烃

藻类生物类脂物、高等植物蜡、分子结构简单，具备低温生烃的条件。

5.富硫大分子早期降解生烃

   生物体本不含硫，富硫大分子形成归因于早期成岩阶段无机硫与有机分子的加成反应。

   由于C-S键和S—S键的分解能（275KJ/mal和250kj/mal）明显低于C—C键的平均分解键能（350KJmal），故容易在较低的热力条件下发生降解，成为早期生烃的重要母质。

如德南洼陷和江汉盆地，其源岩和原油中含硫等烃占绝对优势，生烃模式中有明显的富硫大分子降解生烃的高峰（Ro%0.20—0.60）。

需要注明的是低熟油理论不能否定干酪根生油说，它是干酪根生油说的补充

2、煤成油机理特点分析

  煤成油系指煤和煤系地层中的集中和分散的陆生高等植物来源的有机质在煤化作用过程中所生成的液态烃。

所谓煤化作用过程包括了成岩作用和深层作用（准变质作用）两个阶段。

从上个世纪90代以来，我国准噶尔盆地东部、塔里木盆地北部、酒泉盆地东部、三塘湖盆地和焉耆盆地也相继发现了一批与侏罗纪煤系地层有关的油气田。

目前，尽管煤成油的认识已被普遍接受，但从世界范围来看，已发现的煤成油主要分布在侏罗纪以来，尤其是分布在位于低纬度地区的第三纪煤系地层中。

只有在特定的地质和地球化学的条件下，才可形成商业性的煤成油的规模聚集。

（一）煤系有机质及生烃潜力

  煤系有机质是生成天然气还是形成液态烃取决于煤系烃源岩类型及显微组分组成。

根据成煤原始有机物质的差异，煤系烃源岩类型可划分为腐泥煤（藻煤）、腐殖-腐泥煤和腐殖煤等三种类型，前者生源主要为低等生物，后者主要为陆生高等植物，腐殖-腐泥煤为两者过渡类型。

根据高等植物残体分解程度的差异，又可将腐殖煤进一步划分为腐殖煤和残殖煤两个亚类。

残殖煤主要由高等植物中有较强抗腐能力的壳质组富集形成，典型的残殖煤中，壳质组含量一般在50%-60%以上（杨起等，1979）。

腐泥煤、腐殖-腐泥煤和腐殖煤型烃源岩的C、H、O元素组成和成烃演化路径分别与Ⅰ、Ⅱ和Ⅲ型干酪根相对应。

煤岩学研究表明，腐殖煤的显微组分有壳质组（稳定组）、镜质组和惰质组（丝质组），三者的生烃特点和潜力各不相同。

壳质组主要有孢子体、角质体、树脂体、木栓质体、藻质体和壳屑体等组成，一般均属富氢显微组成，液态烃生成潜力最大，另外，某些富氢镜质组如基质镜质体也具有生油潜力，惰质组仅能生成天然气而不能生油。

富氢壳质组和镜质组的数量和质量对腐殖煤系有机质的液态烃生成潜力起决定性作用。

 除腐泥煤外，煤系可溶有机质的芳构化程度普遍较高，饱/芳比一般小于1，不同类型的煤系烃源岩，族组成特征有较明显的差别；饱和烃组分一般以C22+正烷烃为主，姥鲛烷（Pr）常高于植烷（Ph），Pr/Ph比大于3；高等植物生源的二萜和三萜烷类以及C29甾烷类较丰富，细菌生源的补身烷系列和藿烷系列化合物也是主要的生物标志物；芳烃组分中可见芳构化的二萜类和倍半萜或芳构化陆源三萜类占优势的现象，在成熟阶段则以萘系列含量最高，芴系列化合物发育为特征。

（二）煤成油地球化学特征

  国内外煤成油的重要地球化学特征是：

饱和烃含量高于芳烃、胶质和沥青质，如澳大利亚和加拿大典型的煤成油的胶质+沥青质含量小于10%，这与煤系抽提物的组分组成相反，我国煤成油的组分组成也有类似的特征，饱和烃含量可达50%-60%；正构烷烃中高碳数组成含量高，分布在C20-C40正构烷烃的范围突出；类异戊间二烯烃中，具姥鲛烷优势，Pr/Ph比常大于4；倍半萜类中有补身烷和桉叶油烷等既反映生源又反映沉积环境的化合物，还有可能与细菌作用有关的化合物如五员环同系物；含有二萜类化合物和藿烷类化合物，C30重排藿烷常见；有时可见非藿烷型萜烷，如奥利烷、羽扇烷、乌散烷和多杜松烷以及不饱和三萜烷等；规则甾烷以C29甾烷占优势；含有较丰富的各种芳香烃类化合物；煤成油的碳稳定同位素组成以高δ13C值为特征，一般为-27‰〜25‰，多数出现在–27‰〜25‰。

（三）煤成油模式

  煤系有机质组成的复杂性及显微组分的分期生油特点决定了煤成油的多阶段性。

煤化作用过程中，煤系有机质发生的物理化学变化主要有脱水作用、脱羧基作用、脱烷基作用和芳构化缩聚作用。

在煤化作用过程中的沥青化作用即煤成油包括了脱羧基作用和脱烷基作用。

煤系烃源岩与其它烃源岩中的有机质成烃转化作用同样主要取决于有机质的类型、温度和时间，煤系有机质在煤变质作用阶段的成烃转化与煤阶有明确的对应关系。

在泥炭化到褐煤阶段相当于Ro为0.3%〜0.5%，源于高等植物的树脂体和木栓质体可生成未熟-低熟油；从褐煤到长焰煤阶段的转变相当于Ro为0.5%〜0.7%，是沥青化作用即成烃转化作用的开始；而有重要价值的石油生成阶段与中挥发性烟煤即气煤和肥煤阶段相一致，挥发分约为25%，Ro为0.65%〜1.3%；凝析油和湿气形成于焦煤和瘦煤阶段相当于Ro为1.3%〜1.9%；而贫煤和无烟煤阶段相当于Ro>1.9%，为干气形成阶段。

吐哈盆地煤成油存在两个明显的生油阶段，基质镜质体和木栓质体的主要生油阶段发生在早期未熟-低熟阶段（Ro为0.4%〜0.7%），而角质体和孢子体的生油发生在晚期成熟阶段，生油高峰期Ro为0.9%。

3、碳酸盐岩成烃机理的特点

典型的三期生烃：

第一阶段为碳酸盐岩有机质的成岩作用阶段，有机质处于未熟-低熟阶段。

来源于海洋生物（主要为浮游藻类和浮游动物）的有机质，可能由于碳酸盐岩矿物对类脂物分子聚合作用的抑制，沉积-成岩早期形成的相对分子质量和分子交联度较低的地质大分子，可以直接通过解聚的方式形成解聚沥青（未熟石油）。

第二阶段为碳酸盐岩有机质的深成作用阶段，生物有机质缩聚形成的干酪根在热力的作用下开始大量降解成烃，与泥质烃源岩的成烃相似。

第三阶段为岩石的深成岩和变质作用阶段。

此时干酪根的生烃潜力已基本枯竭，可能有包裹体有机质和部分束缚有机质继续提供烃类来源，使碳酸盐岩在高过成熟阶段仍能生成液态石油。

这区别于泥岩有机质的生烃模式，即在晚期还有一个生烃高峰。

针对中国碳酸盐岩含有机质丰度低和成熟度高以及含有多种结构有机质的特点，开发了碳酸盐岩晶包可溶有机质、晶包气态烃的定量定性分析方法，碳酸盐岩的生烃活化能和生烃率的测定，激光显微镜对碳酸盐岩有机质的鉴定技术等新分析鉴定技术，对各地不同成熟度碳酸盐有机质进行微量分析研究。

　　技术特点：

在热模拟和综合研究基础上提出碳酸盐岩的成烃机理：

1、由于碳酸盐岩有机质存在形式的特殊性，不但不溶有机质热演化生烃，而且可溶有机质也参与油气的生成；2、碳酸盐岩晶包有机质演化成烃较干酪根成烃晚；3、碳酸盐岩具有生油气温度宽，延续时间长的干酪根与可溶有机质交替生油的多次生油气期；4、晶包有机质生成的烃类在高成熟阶段的初次运移是碳酸盐岩特有的原生的二次生油气作用。

4、有效烃源岩和优质烃源岩的概念及勘探意义分析

有效烃源岩：

有生油能力，丰度高、能形成商业价值

优质烃源岩：

5、异常高压对源岩生烃抑制作用分析

6、二次生烃机理和生烃特征分析

  油气经过初次运移从烃源岩进入渗透性岩石中，就开始了二次运移。

油气一般以连续游离相进行运移，主要受到浮力、水动力和毛细管力的驱动或阻碍，可以理解为在多孔介质中的渗流作用。

一、油气二次运移的介质条件

   由于二次运移与初次运移的介质环境有显著差别，这就决定了二次运移的许多特性也不同于初次运移。

二次运移的环境是孔隙空间、渗透率都较大的渗透性多孔介质，对油气的毛细管压力较小，便于孔隙流体（包括水、油、气）的活动。

   砂质沉积物由于质点坚硬，在压实过程中主要表现为颗粒的再排列，所以压缩性小，且孔隙度的减小很快趋于稳定（图5-2），二次运移的孔隙度一般在10％－30％左右。

据Hinch（1978）对美国湾岸地区第三系的研究，50cm3砂岩颗粒体积的内表面为0.3m2。

储层介质大部分是亲水的，所以，油气二次运移必须克服一定的毛管阻力。

   储集层的温度和压力与临近烃源岩基本相同和略低，与初次运移不同，二次运移不仅受压实水流的影响，还可能受重力水流（大气水流）的影响，因此，水动力是影响油气二次运移的一项只能更要因素。

二、油气二次运移的作用力

（一）受力分析

   从物理角度讲，油气二次运移实际上是油气在含水介质中的机械渗流过程。

以下分析单位质量的石油质点在渗流过程中的受力情况。

这种分析同样适用于天然气，只是天然气与石油的密度不同而已。

   单位质量的石油质点受到以下4种力的作用（图5-14）。

（1）重力 大小为g（g为重力加速度，下同），方向向下。

（2）浮力 大小为石油质点排开水体的重力。

设石油密度为γ。

则质点的体积为1/γ。

浮力为（1/γο·ρw·g），方向向上。

   （3）水动力 在静水状态下，不存在水动力；当孔隙水运动时，石油质点受水动力的作用，该力的大小相当于同体积水受到的力。

设单位质量的水受到的力为Ew（称为水的力场强度），那么作用在石油质点上的水动力大小为（1/γο·ρw·Ew），方向为Ew方向。

水动力可简单理解为水流对油气的“推力”。

   （4）毛细管力 油气在孔隙介质中运移，必然受到毛细管力的阻碍。

单根毛细管力的大小为（2σ/γc），它实质上是一种压强，而不是压力，方向与运移方向相反。

（二）二次运移的动力

   上述浮力、重力和水动力的合力便为油气二次运移的动力。

   1.净浮力

   上述浮力是阿基米德浮力。

由于它的方向总是向上，与重力方向相反。

石油地质学中常将浮力与重力同时考虑，并将浮力与重力之代数和称为净浮力。

故石油质点的将浮力可用下式表示。

式中负号（－）表示净浮力方向与矢量g相反。

   油、气、水三者密度不同。

地下储集层中，天然气密度为0.15-0.5×103kg/m3，石油密度为0.65-1.0×103kg/m3，水密度为1.0-1.2×103kg/m3。

在静水条件下，当油、气、水共存于储集层中并在其中能自由运动时，总是按密度分异，气居上方，油居中，水在下方。

这就是浮力作用的结果。

   对于单位面积（S=1）的高度为Z的油柱（丝），净浮力（Fr）为：

   式中水、油的密度（ρw和ρ0）与g都是相对固定的，因而连续油柱高度（Z）大到一定程度，净浮力才能克服毛细管阻力而使石油运移。

在静水条件下，如果水的密度取1×103kg/m3，石油密度0.75×103g/m3，连续油柱高度为1cm，则Fr=0.01×（1-0.75）×103×9.8=24.5Pa。

   如果油柱高度厚达30cm，则净浮力达735Pa，就足以克服细砂以上粒级的毛细管阻力（约300-600Pa），使石油向上浮起。

   2.水动力

   当地下储集层中的水处于流动状态时，油气受到水动力的作用。

如前所述，推动单位质量石油质点运移的水动力值等于：

   净浮力和水动力的矢量和（Eo）是油气运移的动力。

因此：

合力的大小决定了二次运移的可能性、速率和方向。

（三）二次运移的阻力

   二次运移的阻力即孔隙介质对油气的毛细管力。

毛细管力取决于储集层孔隙半径、烃和水界面张力、润湿角。

影响烃水界面张力的因素主要是烃类成分、温度等，气水界面张一般比油水界面张力大。

据Schowalter（1979）的资料估计，地表温压下，气水界面和油水界面张力分别为0.07N/m和0.025N/m；1500m左右分别为0.048和0.017，3000m分别0.03和0.009。

温度升高，界面张力降低。

因此地下高温条件下，烃类所受毛细管力降低。

   润湿性一般用润湿角（

）来表示。

润湿角在0-90°之间的岩石为水润湿，大于90°的为油润湿。

二次运移途经中的岩石，被认为自沉积到成岩都是充满水的，颗粒表面有一层水的薄膜，因而湿润角可看作为零度，

。

   如图5-15所示，当石油经过孔隙系统时，油滴要发生变形，在油滴两端的毛细管压力差即为真正的毛细管阻力。

所以

   式中

、

分别为油滴两端的岩石孔喉半径，

为界面张力。

7、层序地层框架与烃源岩分布的关系

1）密集段：

海相密集段就是很好的烃源岩

2）海侵的湖泊体系域：

3）低位体系域

4）高位体系域

LST:

扇三角洲或近岸扇

TST:

近岸水下扇，规模小

HST:

扇三角洲

LST:

浅湖

TST:

深湖，泥岩色暗质纯

HST:

三角洲前缘浊流

LST:

扇三角洲、滨浅湖

TST:

滨浅湖和较深湖

HST:

三角洲或扇三角洲

8、应用地球物理资料预测烃源岩丰度和成熟度方法总结

煤层：

测井曲线上表现为“三高三低”的特征，即高中子、高声波时差、高电阻率、低密度、低自然电位、低自然伽马（煤层的放射性弱）。

碳质泥岩和暗色泥岩则表现为“五高一低”，即高中子、高声波时差、高电阻率（高于围岩泥岩）、高自然伽马、高铀含量、低密度。

并且有机碳含量高的层段其自然伽马和铀曲线值相对较高。

——利用声波时差、电阻率和密度测井等信息可以评价烃源岩，运用建立的测井计算模型公式可以准确地计算出烃源岩的TOC值，只要具备声波时差、电阻率和密度测井数据，即可获得连续的烃源岩地球化学数据。

1、C/O能谱法

C/O能谱测井同时提供了C/O和Si/Ca曲线，首先，根据校正过的C/O曲线确定地层中的总碳含量Ct（%），然后，利用Si/Ca曲线求取地层中无机碳含量NCt（%），因此，烃源岩的有机质丰度（总有机碳含量TOC）即为Ct与NCt之差：

TOC=Ct–NCt

该方法利用了C/O能谱测井和地层密度测井，只适用于泥质岩烃源岩。

2、自然伽马法

沉积岩中的放射性主要取决于泥质含量，随着泥质含量的增加，沉积岩的放射性增大所以利用自然伽马测井值的大小即可确定岩层中泥质的含量。

从而建立于TOC的关系。

3、密度测井

——成熟度

1、声波测井

烃源岩的有机质热成熟演化史，与其压实作用和成岩作用过程相对应。

有机质成熟度是有机质颗粒受时间和温度综合作用的结果，随着埋深的增大而增大，同一地质剖面中，表征泥岩的压实程度和成岩状况的声波时差一般随着埋深的增加而减小。

2、孔隙度测井

大量研究资料证实：

成熟度与表征岩石压实程度的孔隙度之间存在显著的相关关系。

Schmoker指出，埋藏成岩作用引起孔隙度减小的过程就是一个热成熟过程，碳酸盐岩和砂岩的孔隙度与成熟度之间均呈幂函数关系：

第二部分文献阅读报告题目

1、有效应力公式（特察模型）的地质含义及其在地层条件下应用的局限性分析。

孔隙性岩石的静力平衡：

即上覆地层的总负荷等于有效应力与孔隙流体压力之和。

S=бe+Pf

（1）必须注意这样一个事实：

正像特察实验模型中支撑弹簧的数量决定压缩程度一样，地下孔隙性岩石的孔隙度也决定了岩石的压实难易程度，岩石越密，单位体积颗粒就越多，孔隙流体就会越少，这时就越难以压实。

按公式定义，有效应力显然与孔隙度无关，所以它不是真正骨架支撑力

（2）另一方面，作为众所周知的常识，无论总应力S还是有效应力бe，或者孔隙流体压力Pf，它们都是单位面积上所受的力，实为受力的“密度”，而不是总力的描述。

显然若把бe作为颗粒应力时，公式两边并不能平衡。

有效应力与骨架应力有关，但不等于骨架应力！

2、地温与地层压力的一般关系及异常高压的形成机理分析。

在沉积盆地中,沉积速率与压实排液的不平衡、水热增压、成岩过程中黏土矿物的脱水、构造变动的压缩力、烃类和非烃类气体的大量生成、地层变动前的原始压力、渗透压力、自生矿物的形成以及胶结作用等因素都是地层异常高压的原因。

地层欠压实,其流体必然异常高压,但具有异常高压的地层并不一定欠压实。

3、异常低压的主要形成机理分析。

孔隙体积增加（孔隙水化学作用、构造抬升—地层剥蚀反弹成因），

流体排出（压力释放、物性差异引起非均匀流、渗析作用、轻烃扩散作用）

饱和天然气藏深埋

承压面低于地表

沉积停滞造成的地层异常低压

1）抬升过程中由于负荷降低孔隙体积发生反弹、孔隙中流体因温度下降而收缩,使得孔隙体积增大,从而导致地层压力下降,是构造抬升强烈的沉积盆地中异常低压形成的主要原因。

2）在抬升幅度较小的地区,轻烃扩散和饱和天然气藏的深埋两种机制,在低压形成的前、后一直保持良好的封闭条件,因此通常被认为是构造稳定区异常低压形成的主要原因。

3）孔隙水的化学作用和渗析作用自身受一定程度的相对制约,对异常低压贡献不大。

4）压力释放机制似乎可形成低压,但低压形成后的保存方式尚有疑问。

5）除物性差异引起的非均匀流外,其它的低压形成机制都需要以好的封闭条件为前提,否则将被平衡至常压。

6）承压面低于地表形成低压,并非真正意义上的低压,只是由于人们在表达压力相对大小时进行了错误假定而造成的。

4、异常高压与油气形成、运移及聚集的关系。

形成：

沉积岩中有机质的丰度和类型是生成油气的物质基础,但是有机质只有达到一定的热演化程度才能开始大量生烃,而且在有机质降解演化为石油及天然气的过程中,温度是一个关键因素。

所要求的最低温度为60～65℃,任何盆地要达到这一温度的相应深度取决于盆地的地温梯度。

控制地温梯度的一个重要因素是岩石中的含水量,因为水的导热率比岩石骨架要小得多,当岩石中含有大量水（高孔隙度）时,地温梯度便较大（卢伊斯与罗斯,1970;雷纳尔兹,1970）。

由于异常压力带页岩孔隙度异常高,因而地温梯度也异常高,这样,在异常高压地区,在比较浅的深度即可达到高的地下温度,即达到生油门限温度。

促进有机质向油气转化。

运移：

（1）异常高压影响油气运移的方向

油气总是从高势区向低势区运移,异常高压层就是一个高势区。

研究表明,异常高压是油气自烃源岩呈混相涌流形式向外排出的动力。

（2）异常高压影响油气的纵向分布

由异常高压在烃源岩中的分布可知,异常高压极值点之上的部分,由于异常高压向上递减,其生成的油气在此异常高压的作用下向上覆地层中呈混相涌流排出,这部分油气只能在其上覆地层中运聚成藏。

相反,异常高压极值点之下的部分,由于异常高压向下递减,其生成的油气在此异常高压的作用下向下伏地层中呈混相涌流排出,这部分油气只能在其下伏地层中运聚成藏。

当异常高压极值点位于中部时,油气向上和向下排出的量相等。

（3）异常高压对油气运移距离的影响

对于埋藏较浅的生油层来说,判断其能否形成工业性油气藏、油气藏规模大小及平面分布,首先需要确定其异常压力的大小,油气随超压异常增加,由洼陷中心向边缘推进,油气分布也由内向外,其规模大小取决于生油岩体的规模,油田平面分布取决于构造背景及现今构造面貌。

3、异常高压对油气的封盖作用

理论上讲任何一种岩性的岩层均可作为盖层,只要其排替压力或其孔隙过剩压力大于下伏储油气层。

超压盖层实际上是一种流体高势层,它能阻止包括油气水在内的任何流体的流动,因此,它不仅能阻止游离相的油气运动,也能阻止溶有油气的水的流动。

从这个角度看,超压盖层是一种更有效的盖层,其封盖能力取决于超压的大小,超压越高,封盖能力越高。

4、异常高压可以改善油气储层的储集空间和性能

5、异常高压对油气藏保存的影响

油气藏最终能否形成关键在于地下的保存条件,异常高压的存在可以破坏已形成的油气藏也可保存已形成的油气藏。

油气可以沿着由异常高压产生的微裂缝散失,从而破坏已形成的油气藏。

异常高压也可以阻止地下水活动,防止氧和细菌对油气藏的破坏,从而有利于油气藏的保存。

5、流体势概念及古流体势分析的基本过程。

古孔隙度估算是古流体势反演的关键

6、输导体系概念及主要识别方法。

（一）骨架砂体通道识别方法

1、利用骨架砂体等厚图确定可能的运移通道

厚度是描述砂体展布的最重要的参数，砂体只有具备了一定的厚度和连续性，对油气的运移才具有意义。

（1）尽可能压缩编图的地层厚度

在研究宏观的砂体展布时，不可能按照某一小砂层为单位，通常都是以某一层段的砂层累计厚度为单位成图。

（2）主干厚砂体成为通道的可能性比较大

通常状况下，砂体厚度和油气输导能力是成正比的，也就是说，在其它石油地质条件相似的情况下，砂体越发育，对油气运移作贡献的机率就越大。

2、利用砂岩物性等厚图识别相对高孔渗带

孔渗性是砂体的基本物性，也是油气能够在砂体中运移和储集的前提条件。

（1）相对高孔隙带可能是运移通道

相对高的孔隙带不仅为油气提供了很好的活动空间，而且使油气运动的阻力相对减小，非常有利于油气在其中运移和聚集，所以说相对高孔隙带极有可能成为油气的运移通道。

3、利用主干厚砂带和相对高孔隙带

综合确定骨架砂体运移通道

主干厚砂带展现了骨架砂体的空间展布范围，相对高孔渗带反映了砂体内部的物性分布情况，两个层次的有机结合可以比较合理的对油气在砂体中的运移通道进行客观的预测，勾画出有利的骨干砂体