油气上窜高度计算方法

❶ 油气上串速度计算解题

累~，找了半天~~，希望能帮到你！！！
海南省2008年初中毕业生学业考试

理化试题

第一部分物理试题(满分1 10分)

一、选择题(本大题共10小题．每小题只有一个选项正确，每小题3分．共30分)

1．描述宇宙天体间的距离，最常用的单位是：

A．年 B．光年 C．纳米 D．千米

2.家用的手电筒．用干电池作电源．正常发光时电流为O． 32A．小灯泡的电功率接近：

A．1W B．10W C．0.1KW D．1KW

3.小王和小强练习敲鼓，小王大力敲，小强用较小的力敲，鼓发出的声音不同的是：

A．音调 B．音色 C．响度D．声速

4．如图所示，扁担做成扁的，不做成圆的，挑东西时可以：

A．省力 B．省功

C．减小压强D．减小压力

5.l.7万吨海南沙子用于北京奥运会沙滩排球场地。 “磁选”是对沙子进行处理的工序之一，“磁选”是选走沙子中的：

A．粗的沙子和小石块 B．铁钉、铁片

C．玻璃和塑料碎片 D．铜、铝碎片

6.如图所示，当开关闭合，L1、L2都发光，过一段时间后其中一盏灯突然熄灭，而电流 表、电压表的示数都不变，产生这一现象的原因是：

A．L1短路 B.L2短路 C．L1断路 D．L2断路

7.将规格都是“220V 100W”的一台电风扇、一台电视机和一把电烙铁，分别接入220V的电路中，通电时间相同，电流通过它们产生的热量最多的是：

A．电烙铁 B．电视机 C．电风扇 D．一样多

8.获得牛顿第一运动定律的研究方法是：

A.只用推理 B．只用实验 c．数学推导 D．实验和推理

9.“神州五号”返回舱进入大气层到着陆的过程中，下列说法正确的是：

A.动能减少，势能增加 B．动能增加，势能减少

C．机械能增加 D．机械能减少

10.假设水上通道救灾时，将载有“门桥”预件的车辆快速倒车并急剃车，“门桥”便自动滑落江中；门桥没有桥墩，也没有吊索，能让运载救灾物资的车辆通过。其中主要应用的物理知识是：

A.惯性浮力 B．推力浮力 C.推力重力 D．惯性重力

二、填空题(本大题共8小题．每小题4分．共32分)

11.南海深水下有大量的油气资源和可燃冰，此外，海南的风、水、潮汐、太阳等能源也十分丰富。以上能源中属于可再生能源的是 、 (举两种即可)。

12.奥运火炬在海南传递里程共91．63 (选填“km”或“m‘’)．传递时间990min(16·5h).火炬在海南传递的平均速度是 km／h(保留一位小数)。

13.炸油条、鸡翅膀用油；煮地瓜、玉米用水。这样可以对不同烹饪手段提供各自所需的 (选填“热量”或“温度”)，这是因为油和水的 不同。

14.地震中被埋在废墟中的人为了延长生命，必须尽可能地减少能量损失，当身体出汗时，应用布、纸等擦干身上的汗水，避免汗水 (填一物态变化）对吸收人体的 。

15.不同条件下，水以固态、 态和气态三种状态存在，冰雕是利用水在 态时完成的。

16·北京奥运会游泳中心“水立方”的透明薄膜“外衣”上，点缀了无数白色的亮点 “镀点”，镀点能使太阳光发生 (选填“反射”或“折射”)。下列各图中， (只填序号)图的光学原理与上述情况相同。

17·普通手机要通过地面基地台接收和发射信息，救灾中使用的卫星手机．可直接通过卫星传递信息，但两者有一个共同点．都是利用——传递信息，它的速度约 km／s。

18.汶川地震中，一男子右脚踝关节处被预制板死死卡住无法移开，生命危在旦夕，最后采用注射麻药并在被压处涂抹食用油，强行拔出。涂抹食用油是为了 摩擦(选填“增大”或“减小”)：与上述现象中的物理原理同的实例有 ；(只举一例)

三、作图和实验题(19题6分，20题10分，21题8分，共24分)

19．按要求作图：

(1)画出甲图中静止在斜面上的木块所受重力的示意图。

(2)画出乙图中光线通过透镜后的折射光线。

(3)画出丙图中磁感线的方向。

20．按要求完成实验探究题：

(1)如图所示，甲图是测小灯泡电阻的电路。

①连接电路时，应将开关 (选填“断开”或“闭合”)。

②实验中计算电阻的表达式是 ．

③请按甲图实物电路完成乙图中的电路图。

21．一般物质都是“热胀冷缩”的，物体受热时在长度方向上的膨胀叫线膨胀。下表是某探究小组的同学探究影响物体线膨胀因素的实验记录(铜、铝线的横截面积相同)。

请根据实验记录完成下列各题：

(1)该实验应准备的两件测量仪器是 和 。

(2)比较实验序号 与 (或3 与 4)，可得结论：当原长和升高的温度相同时，固体的线膨胀与材料有关。

(3)比较实验序号1与2可得到的初步结论是：

(4)为了进一步探究(3)中的结论，请在表格中空格里填上相关的信息。

四、简答和计算题(22题5分，23题9分，24题10分，共24分。计算题一定要有必要的公式及解题过程)

22．如图漫画中的许多现象可用物理知识解释，请举出其中的2处并做出解释。

示例：夜间看到月亮发光——月亮反射太阳光的缘故

23.某型号的全自动洗衣机的铭牌如下表，请根据铭牌上的数据计算(答案保留两位小数）

额定电压
220V

额定频率
50Hz

额定容量
5kg

整机质量
72kg

机身尺寸
600x 560×850mm3

洗涤功率
330W

加热温度
30℃一60℃

最大电流
5A

(1)洗衣机正常洗涤时的工作电流。

(2)洗农机在额定电压下工作时消耗的最大功率。

(3)某一次洗涤共用了0．5h，耗电多少度?

24．做俯卧撑运动的人可视为杠杆。如图所示，一同学重500N，P点为重心，他每次将身体撑起，肩部上升O.4m．某次测试中．他1min内完成30次俯卧撑。

求：(1) 俯卧撑中的动力臂、阻力臂。

(2)将身体匀速撑起，双手对地面的压力。

(3)将身体撑起一次所做的功。

(4)该同学红这lmin内的功率．

❷ 油气地质储量计算的方法是什么

油气地质储量通常用容积法计算。所谓容积法，就是将含油（或含气）面积乘以油层的平均有效厚度，再乘以储油层岩石的平均有效孔隙度，就得到储存油或气的孔隙体积。但整个孔隙空间并非为油气所独占，还必须将水占据的孔隙体积剔除，这就得再乘上含油饱和度（或减去含水饱和度的参数），这样，油（或气）真正占据的孔隙体积则被求出。我们计算油气量是要知道在地面条件下（标准压力、标准温度条件）的量，不是只了解油气在油气藏压力、温度条件下的体积，所以，还必须乘上油气的密度并除以油或气的体积系数，这样，才可以实实在在提交出地面条件下油气的地质储量。根据容积法的原理，当有了精细的地质模型以后，计算机就会很快将储量计算出来。

油气地质储量的计算公式如下：

（1）石油地质储量的计算（按地面条件下重量计算）。

公制单位计算公式：

式中，G为天然气地质储量，亿立方米；A为含气面积，平方千米；h为平均有效厚度，米；Φ为平均有效孔隙度，小数；Swi为平均气层原始含水饱和度，小数；T为气层绝对温度，开尔文；TSC为地面标准绝对温度，开尔文；PSC为地面标准压力，兆帕；Pi为气田的原始地层压力，兆帕；Zi为原始气体偏差系数，无因次量。

❸ 油气储量是怎样计算的

油田好比是地下“油库”，气田好比是地下“气库”，油气田就好比是地下“油气库”了。油库的大小以装油多少来衡量，气库的大小以装气多少来衡量，油田的大小，是以含油的多少即储量来衡量的。世界上的油田形形色色、多种多样，只有“相似”而没有“相同”的，储量也相差悬殊。例如，世界排名第一的头号油田——沙特阿拉伯的加瓦尔油田，其可采储量高达114×108吨；世界排名第二的科威特的布尔干油田，可采储量也有105×108吨。不过，这种可采储量超过百亿吨的超级大油田，到目前为止，全世界只发现两个。原始地质储量超过20×108吨（相当可采储量6.8×108吨）的大型油田，世界上现有42个，我国大庆油田名列其中。而可采储量在0.06～1.3百万吨级的中小型油田，在世界油田中占绝大多数。

油气储量是油气田勘探最重要的成果，是油气田开发的物质基础，也是国家制定能源政策和国家投资的重要依据。地下没有“油海”、“油河”，油气是储存于岩石的孔隙、洞隙和缝隙之中的。由于储存条件复杂，使储存于地下的油气不能如愿以偿全部采到地面。因此，把油气储量分为两类：一类叫做地质储量，即地下油气田储集层中油气的实际储量；另一类叫可采储量，即在现有的经济、技术条件下，可以采到地面的油气储量。通常把可采储量与地质储量的比值称为采收率。当然，采收率越高越好。

在油气田勘探的各个阶段，都要进行储量计算。计算的方法有好几种，通常采用的是容积法。大家知道，油气储存在地下岩石的孔、洞、缝隙之中，所以容积法计算油气储量的实质是计算岩石孔隙中油气所占的体积，并把地下油气的体积换算成地面的重量（石油）或体积（天然气），这就是油气的储量。石油地质储量的计算公式为：

公式中，天然气体积系数是一个与天然气组成成分、地下及地面的温度和压力有关的系数。

储量计算完以后，还要对探明储量进行综合评价。评价的目的是检查储量计算的可靠性。如果把储量计算比喻为一份考卷，那么对储量的综合评价就相当于答卷者在交卷之前的自我检查，仔细查看卷面上有无错、漏、公式使用不当、计算失误等等。经检查后，如证明使用的参数齐全、准确、计算无误，所定储量的级别和勘探阶段及研究程度相符，就可以上交了。

❹ 油气上窜速度公式

RT， 要的是发展情况，不是计算公式~~~主要是国外的情况，有就给分~~~ 当然是上升咯

❺ 烟囱高度计算

烟囱高度的设计方法 高架连续点源的典型代表就是孤立的高烟囱烟囱的作用除了利用热烟气与环境冷空气之间的密度差产生的自生通风力来克服烟气流动阻力向大气排放外，还要把烟气中的污染物散逸到高空之中，通过大气的稀释扩散能力降低污染物的浓度，使烟囱的周边的环境处于允许的污染程度之下1. 烟囱高度对烟气扩散的影响烟囱高度对扩散稀释污染物以及降低污染物的落地浓度起着重要作用由高斯扩散模式（4－23）可见，落地最大浓度与烟囱有效高度的平方成反比一个高烟囱所造成的地面污染物浓度，总是比相同排放强度的低烟囱所造成的浓度低，如图5－20所示其中，C(h2)＜C(h1)，即烟囱下风向高烟囱的地面烟气浓度小于低烟囱，只有当离开烟囱相当长的距离后烟气浓度曲线才逐渐接近此外，Xmax(h2)＞Xmax(h1)，Cmax(h2)＜Cmax(h1)，即低烟囱的污染物最大落地浓度Cmax位于离烟囱较近的距离Xmax处，而且数值上比高烟囱污染物的最大落地浓度要大得多因此，高烟囱的作用不是将高浓度的烟气由近处转移至远处，而是使下风处约10 km范围内的烟气浓度都降低了 烟囱的设计应合理地确定烟囱高度，做到既减少污染又不浪费因为高烟囱虽然非常有利于污染物浓度的扩散稀释，但烟囱达到一定高度后，再继续增加高度对污染物落地浓度的降低已无明显作用，而烟囱的造价也近似地与烟囱高度的平方成正比因此，烟囱高度设计的基本要求是，在排放源造成的地面最大浓度不超过国家规定的数值标准下，使得建造投资费用最小2. 烟囱高度的设计方法烟囱高度应满足排放总量控制的要求目前，烟囱高度的计算一般采用按烟气在有效高度H处的正态分布扩散模式推导确定的简化公式，主要以地面最大浓度为依据，可以有以下两种计算方法： （1）按污染物的地面最大浓度计算的h若国家规定的排放标准浓度为C0，当地本底浓度为Cb，则烟囱排放污染物产生的地面最大允许浓度应满足CmaxC0－Cb如果设计有效高度为H的烟囱，当z/y＝常数（一般取0.5～1.0）时，由式： （2）按污染物的地面绝对最大浓度计算的h 烟囱排放污染物产生的地面绝对最大允许浓度应满足可得烟囱高度： 上述两种计算方法的差别在于风速取值不同式取用危险风速ucr计算h，这是考虑风速变化对地面最大浓度Cmax到的影响，当风速增加时，一方面使Cmax减小（见式5－26）；另一方面，从烟流抬升公式烟流抬升高度h减小，则Cmax反而增大这双重相反影响的结果，定会在某一风速下出现地面最大浓度的极大值，称为地面绝对最大浓度Cabsm当出现绝对最大浓度时的风速即为危险风速ucr显然，风速取值不同，计算结果也不同 将烟流抬升高度公式代入式中，便可得到式3. 影响烟囱设计高度的因素 设计烟囱高度首先要考虑所用公式是否适当，能否代表实际的烟流扩散型式，其次是选择合理的计算参数烟囱高度设计中，选择适当的计算公式是准确确定烟囱高度的必要条件除了上述介绍的以外，还有一些计算公式这些公式对地形地貌及气象条件的依赖性很强，且计算结果差别也很大例如上述两种烟囱高度计算公式，按u=5m/s和ucr＝15m/s分别计算，可达h＝0.46hcr，即按u计算的烟囱高度还不到按ucr计算结果的一半设计时应结合当地实际状况，考虑可能出现的最不利的气象条件，以及地面最大浓度的数值出现的频率与持续时间，从而选择适合相应条件的计算公式 近地面的风速是影响大气扩散和烟囱高度的重要因素如前所述，随着风速的增大，一方面增强了大气对污染物扩散稀释的能力，直接使地面最大浓度值减小；另一方面减小了烟流的抬升高度，降低了烟囱有效高度，反而使地面最大浓度值增大因此，当烟囱的几何高度一定时，地面最大浓度将随风速由小增大而出现最大值，如图5－21所示若按危险风速或地面绝对最大浓度要求设计烟囱高度，实际风速下地面浓度均不会超标，但烟囱高投资大；若按平均风速或地面最大浓度要求来设计，则烟囱较矮，可节省费用，但风速小于平均风速时，地面浓度可能超标因此对于不同的地区，应当考虑一个合理的计算风速通常是确定出一个地面浓度不会超标的保证率，以此确定用于烟囱高度设计的计算风速，即这个高度可保证在所确定的保证率内地面浓度不会超标对有抬升烟源的情况，用图5－21加以说明若规定地面污染浓度不超过0.9Cabsm，由曲线查得，当风速u/ u cr＜0.52或u/ u cr＞1.92时，Cmax＜0.9 Cabsm 如果这两区间风速的累计出现频率为90％，此即为抬升烟源的风速保证率，则计算风速应为0.52 u cr或1.92 u cr 扩散参数对烟囱高度的设计影响也很大，选择时还需要根据当地的气象条件与实测zy数据的统计分析污染物地面最大浓度随烟囱的高度和出口烟气流速的增加而降低为了保证在烟囱高度处的平均风速u较大的情况下，不因过分降低烟气抬升高度而造成局部污染浓度过高，一般要求vS/u＞1.5当有几个烟源相距较近时，可采用集合式的单座烟囱以提高vS考虑到设备运行有先后或启停时的vS不致过低，还可采用多筒集合式烟囱排放但在集合温度相差较大的烟囱排烟时，要认真考虑应当注意的是，如果烟流抬升高度主要取决于热力抬升，则过高的vS对烟流抬升的作用并不大，反而增大了烟气流动的阻力根据烟气流速度即可计算烟囱出口截面的内直径烟气的干湿沉降为避免出现烟气的干湿沉降现象，以及烟流受建筑物背风面涡流区影响，从而增加烟囱附近地区的污染浓度，要求烟囱与附近建筑物相距约20倍烟囱高度的距离，其高度不得低于周围建筑物高度的2.5倍对于排放生产性粉尘的烟囱，其高度从地面算起应当大于15m，排气口高度应高于主厂房最高点3m以上，烟流出口速度vS＝20～30m/s.此外，还可以考虑改进烟囱结构例如，在烟囱出口处安装一个帽沿状的，向外延伸的尺寸不小于烟囱出口直径的水平圆盘；将烟囱出口段设计成文丘里喷管形状以提高烟气的动力抬升高度，但不应过分增大阻力了提高出口烟气温度，增加进烟气的热力抬升能力，在烟囱设计过程中应考虑尽量减少烟道与烟囱的散热损失例如，一座中型火电厂的排烟温度为150左右，如果风速为5 m/s，每提高1烟气温度，可使抬升高度增加约1.5m 总之，烟囱设计应当综合考虑各种因素的影响，才能得到较合理的设计方案

❻ 钻井液油气显示

由于钻井液在钻遇油、气、水层和特殊岩性地层时，其性能将发生各种不同的变化。所以根据钻井液性能的变化及槽面显示，来推断井下是否钻遇油、气、水层和特殊岩性的录井方法称为钻井液录井。

1. 钻井液显示分类

钻井液显示可分为以下5类：

◎油花气泡：油花或气泡占槽面30％以下。

◎油气浸：油花或气泡占槽面30％以上，钻井液性能变化明显。

◎井涌：钻井液涌出至转盘面以上，不超过1m。

◎井喷：钻井液喷出转盘面1m以上。喷高超过二层平台称强烈井喷。

◎井漏：钻井液量明显减少。

2. 资料录取内容

（1） 钻井液性能资料

包括钻井液类型、测点井深、密度、粘度、失水量、泥饼、切力、pH值、含砂量、氯离子含量、钻井液电阻率等。

（2） 钻井液荧光沥青含量资料

包括取样井深及荧光沥青百分含量等。

（3） 钻井液处理资料

包括收集处理药品名称、浓度、数量，处理时井深、时间，处理前后性能变化情况。

（4） 钻井液显示基础资料

正常钻进中收集显示出现时间、井深、层位及类型 （包括气测异常、钻井液油气浸、淡水浸、盐水浸、井涌、井喷、井漏等），显示延续时间、高峰时间、消失时间等。

下钻要注意收集钻达井深、钻头位置、开泵时间、出现显示时间、显示延续时间、显示高峰时间、显示类型、显示消失时间、钻井液迟到时间。

（5） 观察试验资料

1） 钻井液出口情况观察。要经常注意观察收集钻井液从井口流出量的变化及涌势，并注意声响。若发现异常现象，必须连续观察记录变化时间、井深、层位及变化情况等。还应通知工程上做好防喷准备工作。

2） 钻井液槽面观察。一是要注意油、气、水浸；二是要注意钻井液中的油气芳香味和硫化氢味。并连续观察记录，显示不明显时要作荧光分析。

槽面显示资料包括：油花颜色、占槽面百分比、分布状态 （片状、条带状或星点状），气泡大小 （用mm表示）、分布状况 （包括密集或少量） 等，油气味 （分为浓、较浓、淡、无四级），气样点燃试验 （包括燃烧程度、火焰颜色、高度等），槽面上涨高度，水浸时钻井液流动状态，实测外溢量 （包括测量起止时间、液量、折算出每小时外溢量）。

3） 泥浆池液面观察。在测量钻井液性能同时要记录泥浆池液面数据，并经常注意池面变化。如有升降要连续观察记录升降起止时间、井深、层位、升降速度、有无油气水显示等。

4） 特别要注意井涌、井喷、井漏资料的收集。井涌或井喷高度、喷出物 （如油、气、水、夹带物 （如钻井液、砂泥、砾石、岩块等）、间歇时间。

(1)节流管放喷时要注意收集放喷管线尺寸或节流阀孔径、压力变化、射程、喷出物、放喷起止时间。

(2)井喷及放喷产量折算。井喷或放喷起止时间、油气水喷出总量、折算成油气水日产量。

(3)井喷处理措施。处理方法、压井时间、加重剂性质和用量、井喷前压井后钻井液密度。

(4)井漏时应收集钻达井深、层位、起止时间、漏速、漏失量。

(5)井漏处理措施。处理方法、堵漏时间、处理剂性质及用量、井漏前、堵漏成功后钻井液密度。

3. 油、气上窜速度的计算

当油气层压力大于钻井液柱压力，在压差作用下油、气进入钻井液并向上流动，这就是油、气上窜现象。在单位时间内油、气上窜的距离称油、气上窜速度。

油、气上窜速度是衡量井下油、气活跃程度的标志。油、气上窜速度越大，油、气层能量越大。因此，在现场工作中准确地计算油、气上窜速度，具有重要参考价值，是做到油井压而不死，活而不喷的依据。

通常在钻过高压油、气层后，当起钻后再下钻循环钻井液时，要对油、气浸作观察记录，并计算油、气上窜速度。计算方法有以下两种：

（1） 迟到时间法

油气田开发地质学

式中：v——油气上窜速度，m/h；H——油气层深度，m；h——循环钻井液时钻头所在井深，m；t——钻头所在井深的迟到时间 （指钻达地层时间与地下实物连续返至井口时的时间差），min；T₁——见到油气显示的时间，min；T₂——下钻至井深h的开泵时间，min；T₀——井内钻井液静止时间，h。

迟到时间法比较接近实际情况，是现场常用的方法。

（2） 容积法

油气田开发地质学

式中：Q——钻井泵排量，L/min；v_c——井眼环形空间每米理论容积，L/m；其余符号同前。

下钻过程中，多次替钻井液时适于用容积法计算上窜速度，但误差较大。实际计算时，常用每米井眼容积代替井眼环形空间每米理论容积。

❼ 石油天然气关键参数研究与获取

评价参数直接影响评价方法的有效性，不同类型的参数作用不同。有效烃源岩有机碳下限、产烃率图版、运聚系数是成因法的关键参数；最小油气田规模对统计法计算结果有较大影响；油气资源丰度是应用类比法的依据，由已知区带的油气资源丰度评价未知区带的资源丰度；可采系数是将地质资源量转化成可采资源量的关键参数。

（一）刻度区解剖

1.刻度区的定义

刻度区解剖是本次资源评价的特色之一，也是油气资源评价的重要组成部分。刻度区解剖的目的是通过对地质条件和资源潜力认识较清楚的地区的分析，总结地质条件与资源潜力的关系，建立两者之间的参数纽带，进而为资源潜力的类比分析提供参照依据。

刻度区是为取准资源评价关键参数，以保证资源评价的客观性而选择的满足“勘探程度高、资源探明率高、地质认识程度高”三高要求的三维地质单元。刻度区可以是一个盆地（凹陷）、一个油气运聚单元、一个区带、一个成藏组合、一个层系或一个二级构造带等。为了正确和客观认识地质条件和资源潜力，刻度区的选取在考虑“三高”条件的基础上，应尽量考虑不同地质类型的综合，这样可以更充分体现油气资源丰度与地质因素之间的关系。

2.刻度区解剖内容与方法

刻度区解剖主要围绕油气成藏条件、资源量及参数三个核心展开，剖析三者之间的关联规律和定量关系。

（1）成藏特征和成藏主控因素分析。成藏特征和成藏主控因素分析实质上是对选择的刻度区进行成藏特征总结，精细刻画出成藏的定性、定量的主控因素与参数，便于评价区确定类比对象。在一个含油气盆地、含油气系统、坳陷、凹陷的成藏规律刻画中，其成藏特征差异大，故一般最好选择以含油气系统（或坳陷）及其间的运聚单元作为对象，更便于有效的类比应用。油气运聚单元是盆地（凹陷）中具有相似油气聚集特征的独立的和完整的石油地质系统，是以盆地（凹陷）的油气聚集带为核心，并包含为该油气聚集带提供油气源的有效烃源岩。油气运聚单元是有效烃源岩、油气运移通道、有效储集层、有效盖层、有效的圈闭等要素在时间和空间上的有机组合。一个油气运聚单元可以有多个有效烃源岩体和烃源岩区为其供烃，但同一个油气运聚单元的油气聚集特征是相似的。一个油气运聚单元可以只包含一个油气成藏组合，也可以包含在纵向上叠置的多个油气成藏组合。因此刻度区地质条件的评价与定量刻画就是按照运聚单元→成藏组合→油气藏的层次路线综合分析烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件等油气成藏条件。盆地模拟是地质评价流程中的一个重要组成部分，其作用主要体现在三个方面：其一是通过盆地模拟反映流体势特征，进而确定油气运聚单元的边界；其二是提供烃源参数，如生烃强度、生烃量、有效烃源岩面积等；其三是通过关键时刻的获取来反映油气成藏的动态作用过程。

（2）油气资源量确定。刻度区资源量计算与一般意义上的资源量计算稍有不同，正是由于刻度区的“三高”背景，特别是选定的刻度区探明程度越高越好，计算出的资源量更准确有利于求准各类评价参数。在本次刻度区解剖研究中，主要采用了统计法来计算刻度区的资源量，统计法中包括油藏规模序列法、油藏发现序列法、年发现率法、探井发现率法、进尺发现率法以及老油田储量增长法，不同方法估算出的资源量采用特尔菲加权综合。盆地模拟在计算生烃量方面技术已经比较成熟，因此刻度区（运聚单元）的生烃量仍由盆地模拟方法计算。

（3）油气资源参数研究。通过刻度区解剖，建立了参数评价体系和预测模型，获得了地质条件定量描述参数、资源量计算参数和经济评价参数，如运聚系数、资源丰度等关键参数。从刻度区获得的资源量与生油量之比可计算出运聚系数，刻度区的资源量与面积之比可获得单位面积的资源丰度，还可得到其他参数等。由于盆地内坳陷（凹陷）内各单元成藏条件差异，求得的参数是不同的，故细分若干运聚单元，求取不同单元的参数，这样用于类比区会更符合实际。

3.刻度区研究成果与应用

通过刻度区解剖研究，系统地获得运聚系数、油气资源丰度等多项关键参数，为油气资源评价提供各类评价单元类比参数选取的标准，保证评价结果科学合理。如中国石油解剖的辽河坳陷大民屯凹陷级刻度区，通过对其烃源条件、储层条件、圈闭条件、保存条件以及配套条件五方面精细研究，获得了22项量化的成藏条件的系统参数。根据大民屯凹陷内划分的六个运聚单元，分别计算各单元的生油量和资源量，直接获得六个单元的运聚系数。同时计算出各运聚单元单位面积的资源量，获得不同成藏条件下的资源丰度参数（表4-5）。

表4-5 大民屯凹陷刻度区解剖参数汇总表

在中国石油128个刻度区的基础上，各单位根据评价需要，又解剖了一定数量的刻度区。其中，中国石油利用已有刻度区128个，新解剖刻度区4个，共应用132个；中石化新解剖42个；中海油新解剖4个；延长油矿新解剖3个。各项目共应用了181刻度区，这些刻度区涵盖了我国主要含油气盆地中的大部分不同类型的坳陷、凹陷、运聚单元和区带，基本满足了不同评价区的需要。各种类型刻度区统计见表4-6。

表4-6 各种类型刻度区统计表

（二）有效烃源岩有机碳下限

有效烃源岩有机碳下限是指烃源岩中有机碳含量的最小值，小于该值的烃源岩生成的烃量不能形成有规模的油气聚集。有效烃源岩有机碳下限是确定烃源岩体积的主要参数，直接影响生烃量的计算结果。

在大量烃源岩样品分析化验和有关地质资料研究基础上，明确了不同岩类有效烃源岩有机碳下限标准。陆相泥岩有效烃源岩有机碳下限为0.8%，海相泥岩为0.5%，碳酸盐岩为0.2%～0.5%，煤系源岩为1.5%。例如，陆相泥岩TO C与S₁+S₂关系表明，S₁+S₂在TO C为0.8%时出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.8%；碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系表明，残余吸附气量在有机碳为0.2%处出现拐点，有效烃源岩有机碳下限定为0.2%（图4-1、图4-2）。

图4-1 陆相泥岩TOC与S₁+S₂关系图

图4-2 碳酸盐岩气源岩残余吸附气量与有机碳关系图

对于勘探实践中已经发现油气藏，但烃源岩有机碳含量未达统一下限的盆地，根据实际情况可进行适当调整。如柴达木盆地柴西地区，在分析了大量烃源岩有机碳和S₁+S₂指标资料后，明确该区有机碳含量下限为0.4%时，即达到有效烃源岩标准，并被发现亿吨级尕斯库勒大油田的勘探实践所证实。在渤海湾盆地评价过程中，建立起相对统一的有效烃源岩丰度取值下限标准：碳酸盐岩气源岩丰度下限取0.2%，碳酸盐岩油源岩丰度下限取0.5%，湖相泥岩丰度下限取1.0%。

有效烃源岩有机碳下限的基本统一，保证了生烃量计算标准的相对一致和全国范围内的可比。

（三）产烃率图版

烃源岩产烃率图版是用盆地模拟方法计算烃源岩生烃量和资源量的关键参数。产烃率图版一般采用烃源岩热模拟实验方法获得。

1.液态烃产率图版

利用密闭容器加水热模拟实验方法，对中国陆相盆地不同类型烃源岩进行了热模拟实验。模拟实验所用样品取自松辽、渤海湾等10个盆地，包括侏罗系、白垩系和古近系的湖相泥岩、煤系泥岩和煤3大类烃源岩。其中湖相泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅰ型、Ⅱ₁型、Ⅱ₂型和Ⅲ型，煤系泥岩烃源岩的有机质类型包括Ⅱ₂型和Ⅲ型，煤烃源岩的有机质包括Ⅱ₁型、Ⅱ₂型和Ⅲ型。根据模拟实验结果，编制了不同类型烃源岩的液态烃产率图版（图4-3、图4-4、图4-5）。

图4-3 湖相泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-4 煤系泥岩烃源岩液态烃产率图版

图4-5 煤烃源岩液态烃产率图版

2.产气率图版

由于生物气生气机制与干酪根成气和原油热裂解气的生气机制不同，因此，其产气率与干酪根和原油裂解气产气率求取方式不同。

（1）生物气产气率。对生物气源岩样品在25℃～75℃的条件下进行细菌培养产生生物气，由此得到不同温阶下各类有机质的生物气产率。在模拟实验结果的基础上，结合前人的研究结果，分别建立了淡水环境、滨海环境和盐湖环境中不同类型有机质的生物气产气率图版及演化模式。

（2）干酪根和原油裂解气产气率。对于不同类型气源岩油产气率，国内外学者及一、二轮资源评价中已做过大量的工作。较多的实验是应用热压模拟方法对各种类型烃源岩进行产油及产气率实验，这种方法所计算的产气率包括了原油全部裂解成气的产率，亦即常说的封闭体系下源岩的产气率，所得到的天然气产率是气源岩的最大产气率。另一种求取气源岩产气率的方法是在开放体系下对源岩进行热模拟实验，各阶段生成的天然气和原油均全部排出源岩，原油不能在源岩中进一步裂解为天然气。这两种情况都是地质中的极端情况。但是实际的地质条件大多是半开放体系，在这种情况下，源岩生成的油既不能全部排出烃源岩，也不能完全滞留于源岩中。不同地质条件下亦即开放程度不同情况下源岩产气率如何计算？具体方法为：求得封闭和开放体系下相同类型源岩的产气率，将上述两种体系下的产气率图版（中值曲线）输入盆地模拟软件中，得出烃源岩层在不同渗透条件下产气率图版。

（四）运聚系数

运聚系数是油气聚集量占生烃量的比例，是成因法计算资源量的一个关键参数，直接影响资源量计算结果。运聚系数的确定方法包括运聚系数模型建立法和运聚单元成藏条件分析法。

1.运聚系数模型建立法

通过刻度区解剖，确定影响运聚系数的主要地质因素及其与运聚系数的相关关系。刻度区解剖研究表明，烃源岩的年龄、成熟度、上覆地层区域不整合的个数和运聚单元的圈闭面积系数等地质因素与石油运聚系数之间存在相关关系。依此建立地质因素与石油运聚系数之间关系的统计模型，包括双因素模型和多因素模型。双因素模型（相关系数为0.922）的地质因素选用烃源岩年龄和圈闭面积系数：

lny=1.62-0.0032x₁+0.01696x₄

多因素模型（相关系数为0.934）的地质因素选用烃源岩年龄、烃源岩的成熟度、区域不整合个数和圈闭面积系数：

lny=1.487-0.00318x₁+0.186x₂-0.112x₃+0.02118x₄

式中：y——运聚单元的石油运聚系数，%;

x₁——烃源岩年龄，M^a;

x₂——烃源岩成熟度（Ro）,%;

x₃——不整合面个数；

x₄——圈闭面积系数，%。

2.运聚单元成藏条件分析法

依据刻度区提供的大量运聚系数，依盆地类型和影响运聚系数的主要地质因素，分类建立运聚系数取值标准与应用条件。在评价中，根据刻度区解剖结果，确定了油气运聚系数分级取值标准（表4-7）。在评价中得到了推广应用，取得了良好的效果。

表4-7 石油运聚系数分级评价表

（五）最小油气田规模

最小油气田规模是指在现有工艺技术和经济条件下开采地下资源，当预测达到盈亏平衡点时的油气田可采储量。最小油气田规模对统计法计算的资源量结果有较大影响。为此，中国石油天然气集团公司等三大石油公司和延长油矿管理局对最小油田规模进行了专门研究。

通过对不同油价、不同开发方式和未来可能技术条件下最小油气田规模研究，确定了不同地区的最小油气田规模的取值。在地理环境相对较好的东部地区，其勘探开发成本较低，最小油气田规模一般在10×10⁴～30×10⁴t，在地理环境相对较差的西部地区，其勘探开发成本高，最小油气田规模一般在50×10⁴t以上，对于海域来说，油气勘探开发成本更高，最小油气田规模更大，一般在150×10⁴～500×10⁴t。

（六）资源丰度

油气资源丰度是指每平方公里内的油气资源量，是类比法计算资源量的关键参数。通过统计分析，建立了资源丰度模型和取值标准。

1.资源丰度模型

通过刻度区解剖，建立刻度区内评价单元油气资源丰度和相关地质要素之间的统计预测模型：

新一轮全国油气资源评价

式中：y——运聚单元的石油资源丰度，10⁴t/km²;

x₁——烃源岩生烃强度，10⁴t/km²;

x₂——储集层厚度/沉积岩厚度，小数；

x₃——圈闭面积系数，%;

x₄——不整合面个数。

2.资源丰度取值标准

通过统计不同含油气单元资源丰度的分布特点，结合地质成藏条件，总结出各类刻度区资源丰度的取值标准。

（1）不同层系资源丰度：古近系凹陷由于成藏条件优越，成藏时间晚，石油地质资源丰度一般大于20×10⁴t/km²；中生代凹陷成藏时间相对较长，石油地质资源丰度相对较低，一般约为10×10⁴t/km²；古生代凹陷由于生、储层时代老，多期成藏多期改造、破坏，预计其资源丰度更低。

（2）不同类型运聚单元资源丰度：中新生代断陷或坳陷盆地长垣型、潜山型和断陷型中央背斜构造型，石油地质资源丰度高，一般大于40×10⁴t/km²；中新生代裂陷盆地、坳陷盆地边缘构造型和古近系缓坡构造型石油资源丰度次之，一般为10×10⁴～30×10⁴t/km²；中生代盆地岩性型和古生代压陷盆地的构造型石油资源丰度相对较低，一般小于10×10⁴t/km²。

（3）不同区块或区带级资源丰度：区块或区带级石油资源丰度差异更大，从小于1×10⁴t/km²到大于200×10⁴t/km²。其中潜山型、岩性—构造型、披覆背斜区块资源丰度较高，一般大于50×10⁴t/km²，最大可大于200×10⁴t/km²。构造—岩性型、断裂构造型资源丰度一般为30×10⁴～50×10⁴t/km²。地层—岩性型、断鼻型以及裂缝型区块、资源丰度较低，一般小于30×10⁴t/km²。

通过刻度区解剖标定多种成藏因素下评价单元的资源丰度，不但为广泛应用类比法计算资源量提供了可靠的参数，同时也摆脱了过去以盆地总资源量为基础，利用地质评价系数类比将资源量分配到各评价单元的做法，使类比法预测的油气资源量在空间位置上更准确，提高了油气资源空间分布的预测水平。

（七）可采系数

国外主要采用建立在类比基础上的统计法计算油气可采资源量，而我国第一轮、第二轮全国油气资源评价没有计算油气可采资源量。本轮评价开展的油气资源可采系数研究，通过可采系数将地质资源量转化为可采资源量，这在国内外油气资源评价中尚属首次。可采系数是指地质资源中可采出的量占地质资源量的比例，是从地质资源量计算可采资源量的关键参数。

可采系数研究与应用是常规油气资源评价的重要组成部分，主要目的是通过重点解剖、统计和类比分析方法，对我国油气资源可采系数进行研究，为科学合理地计算油气可采资源量提供依据，进而对重点盆地和全国油气可采资源潜力进行评价。

1.评价单元类型划分

为使可采系数研究成果与评价单元划分体系有机结合，遵循分类科学性、概括性和实用性三个基本原则，以油气资源类型、盆地类型、圈闭类型、储层岩性、储层物性等地质因素为依据，对评价单元进行了分析和分类，将国内石油评价单元分为中生代坳陷高渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗等24种类型，天然气评价单元分为克拉通盆地古隆起、前陆盆地冲断带等16种类型（表4-8、表4-9）。

表4-8 不同类型评价单元石油可采系数取值标准

表4-9 不同类型评价单元天然气可采系数取值标准

2.刻度油气藏数据库的建立

已发现油气资源赋存在油气藏中，建立刻度油气藏数据库是统计已发现油气资源采收率、分析影响采收率主控因素、预测油气资源可采系数的基础。刻度油气藏是油气资源可采系数研究中作为类比标准的，地质认识清楚、开发程度高、已实施二次采油或三次采油技术的油气藏。

刻度油气藏选择原则：①典型性——能代表国内外主要的油气藏类型，保证类比法应用基础的广泛性；②针对性和实用性——针对油气资源评价，有效地指导相应类型评价单元油气资源可采系数的确定；③开发程度高——油气藏开发程度高，地质参数和开发参数基本齐全；④三次采油技术应用具有代表性——尽量选择已实施三次采油技术的油藏，保证技术可采系数的可靠性。

对国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏进行了剖析：收集整理每个油气藏的主要地质和开发参数；每个油气藏的地质条件主要包括储层特征、圈闭条件、流体性质等，开发条件主要包括开采方式、开采速度、增产措施等；研究不同因素对采收率的影响程度，进而确定该油气藏采收率的主控因素；针对开采方式的不同，油藏的采收率可分为一次、二次或三次采收率；气藏主要是一次采收率。通过对每个油气藏的地质条件、开发条件和采收率进行分析，建立起国内外刻度油气藏数据库。

3.可采系数主控因素分析

对影响可采系数的地质条件、开发条件和经济条件进行了分析，建立起可采系数主控因素的评价模型。

（1）在大量统计和重点解剖的基础上，对油气地质条件中的因素逐一进行分析，并提炼出15项油气采收率的主控因素，即盆地类型、储层时代、圈闭类型、沉积相类型、储层岩性、储层厚度、储集空间类型、孔隙度、渗透率、埋深、含油饱和度、原油粘度、原油密度、变异系数、原始气油比。

（2）在诸多开发条件中，提高采收率技术是极为重要的因素，不同提高采收率技术适用条件不同，其提高采收率的潜力也差距很大。通过综合分析，主要技术对不同类型油藏的提高采收率潜力为：最小5%，中间值10%，最大值15%。

（3）利用石油公司提高采收率模拟研究成果，建立了大型背斜油藏、复杂背斜油藏、断块油藏、岩性油藏、复杂储层油藏等在税后内部收益率为12%、油田开发到含水95%时聚合物驱和化学复合驱采油时的油价与油田采收率之间的关系，若这五类油藏要达到相同的采收率，条件好的如大型背斜油藏、复杂背斜油藏所需的油价低于条件差的如岩性油藏、复杂储层油藏。

4.可采系数取值标准的建立

在研究中，解剖了国内43个油藏、30个气藏，国外59个油藏、22个气藏，统计分析了大量油气田采收率数据，给出了不同类型评价单元油气技术可采系数和经济可采系数取值范围，建立了不同类型评价单元油气可采系数取值标准（表4-8、表4-9）。

（1）不同类型评价单元石油可采系数相差较大，以技术可采系数为例：中生代坳陷高渗和古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块高渗评价单元可采系数最大，其中间值大于40%；中生代坳陷中渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块中渗、中生代断陷、中新生代前陆、古生界潜山、古生界碎屑岩、古近纪残留型断陷、陆缘裂谷断陷古近纪与新近纪海相轻质油、陆缘弧后古近纪与新近纪海陆交互相轻质油等评价单元可采系数为30%～40%；中生代坳陷低渗、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块低渗、古生界缝洞、南方古近纪与新近纪中小盆地、低渗碎屑岩、重（稠）油中高渗、变质岩、砾岩、陆内裂谷断陷新近纪重质油、陆内裂谷断陷古近纪复杂断块等评价单元可采系数为20%～30%；低渗碳酸盐岩、重（稠）油低渗、火山岩等评价单元可采系数为15%～20%。

（2）不同类型评价单元天然气可采系数相差也较大：克拉通碳酸盐缝洞、礁滩和前陆冲断带等评价单元可采系数最大，其平均值大于70%；克拉通古隆起、克拉通碎屑岩、前陆前渊、南方中小盆地、陆缘断陷、火山岩、变质岩和海域古近纪与新近纪砂岩等评价单元可采系数为60%～70%；前陆斜坡、生物气、中生代坳陷、古近纪与新近纪断陷盆地复杂断块、残留断陷、砾岩等评价单元可采系数为50%～60%；致密砂岩等评价单元可采系数最小，其平均值小于50%。

5.可采系数计算方法的建立

可采系数计算方法包括可采系数标准表法和刻度区类比法两种方法。

（1）标准表取值法。利用可采系数标准表求取不同评价单元可采系数的步骤如下：在不同类型评价单元可采系数取值标准表中找到已知评价单元的所属类型；明确评价单元与可采系数相关因素（宏观、微观）的定性、定量资料；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对评价单元进行类比打分；根据类比评价结果求取可采系数。

（2）刻度区类比法。以建立的国内外刻度油气藏数据库为基础，利用刻度区类比法来求取不同评价单元的可采系数。具体步骤如下：根据评价单元分类标准，将具体评价单元归类，并分析整理该评价单元的油气地质条件和开发条件；根据评价单元的类型及其地质条件和开发条件，从国内外刻度油气藏数据库选择适合的类比对象；对照可采系数的类比评分标准表和类比评分计算方法，对该评价单元及其类比对象进行打分并计算它们的得分差值；根据得分差值求取该评价单元的可采系数。

通过油气可采系数标准和计算方法在全国129个盆地中的推广应用，既检验了可采系数取值标准和所用基础数据的可靠性、可行性和适用性，保证了油气可采资源量计算的客观性，又获得了全国油气可采资源量。

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❾ 油气分布规律

4.7.1 油气在时代上的分布

西北地区油气在时代上的分布，具有多时代、多层组的特点，目前已在12个层系（Z、Є、O、S、D、C、P、T、J、K、E、N）发现了油气田（藏）（图4.92）。

（1）前震旦系

塔里木盆地轮台构造沙3井，于前震旦系千枚岩中发现多层气显示和气测异常。

（2）震旦系

塔里木盆地雅克拉构造上沙4井，于震旦系白云岩中发现了工业油气流。

（3）寒武系

塔里木盆地沙雅隆起中部雅克拉构造上沙7井，于寒武系白云岩中发现了工业油气流。在该隆起西部也发现油气田。

（4）奥陶系

在塔里木盆地沙雅隆起的多个构造上都发现油气田。如雅克拉（沙参2井）、阿克库木（沙9井、轮南1井、轮南8井）、阿克库勒（沙14井、沙17井）、塔河大油田、沙西（英买1井、英7井）及卡塔克隆起上塔中1井。另外，在柯坪隆起地表奥陶系灰岩内发现大面积晶洞、裂隙沥青稠油等，表明奥陶系为区域性含油层系。

（5）志留-泥盆系

在酒西盆地已见到油气田，在塔里木盆地卡塔克隆起塔中油气田及沙雅隆起西部英买力油气田及哈1井内见到200多米厚的沥青砂岩，在该隆起上胜1井志留系内见800m厚沥青砂岩，表明志留-泥盆系有过成藏过程，而且也发现多个油气田，在有利部位可能会找到新油气藏（田）。

（6）石炭系

目前已在塔里木盆地沙雅隆起上多个构造发现了工业油气流，如阿克库勒、艾协克、达里亚。在巴楚隆起上巴1井、巴4井和麦盖提斜坡上的麦3井，于石炭系灰岩中发现三层油气，另在麦参1井、麦参2井、曲1井均见良好油气显示。在准噶尔盆地的下石炭统内也发现油气藏，特别在准东又发现上千亿方的大气田，在伊犁盆地石炭系灰岩中多处发现良好油气显示。说明该系是一个区域性含油气层。在三塘湖盆地也发现了油气田，在柴达木盆地石炭系见良好油气显气等。

（7）二叠系

在准噶尔盆地的二叠系内发现多个油气田（藏），在柴窝堡凹陷亦发现了油气藏，在三塘湖盆地发现了油气层，在伊犁盆地、塔里木盆地等均发现了油气流。

图4.92 西北地区主要盆地含油气系统柱状图

（8）三叠-侏罗系

已在塔里木盆地沙雅隆起多个构造上发现了油气藏，如雅克拉、阿克库勒、阿克库木、达里亚、桑塔木、沙西等构造。在库车坳陷的依奇克里克侏罗系早已发现了油藏。在准噶尔、三塘湖、吐-哈、柴达木及河西走廊盆地均发现了气田或油田。

（9）白垩系

已在塔里木盆地沙雅隆起雅克拉构造和英买力构造发现了工业油气田，在准噶尔盆地也发现油气田，在河西走廊六盘山盆地发现良好油气显示，酒西盆地发现了油气田。

（10）古近-新近系

是区内重要的含油气层系。已在塔里木盆地叶城坳陷柯克亚构造上新近系中新统发现了油气田（藏），在库车-轮台古近-新近系发现油气田，在柴达木盆地、准噶尔盆地、河西走廊酒西盆地等均发现了油气田。

综上所述，目前发现油气田最多层位有寒武-奥陶系、石炭系、三叠-侏罗系和古近-新近系。

4.7.2 油气在空间上的分布

多年勘探实践证明，油气分布在古生代克拉通盆地的古隆起、古斜坡、区域性不整合和断裂带以及中、新生代前陆盆地的断褶带和斜坡带内。

4.7.2.1 古生代克拉通盆地油气分布规律

（1）古隆起

目前在塔里木盆地、准噶尔盆地古隆起上发现多个油气田。这些油气田分布和形成机制如下：

A.大型古隆起与生烃坳陷紧邻，油气源充沛

自加里东到燕山期的历次构造变动中，各大盆地中的古隆起一直处于构造变动的隆起部位，有利于接受两侧生油坳陷不同时期的油气。如塔里木盆地沙雅隆起，在早古生代，东南侧的满加尔坳陷发育有利生油的巨厚寒武-奥陶系盆地相沉积；西北侧的乌什坳陷发育有利生油的寒武系下部台地相泥质岩和中、上奥陶统盆地相灰岩、泥质岩沉积。在晚古生代，塔中克拉通内浅水坳陷盆地中发育生油的石炭系浅海相沉积。出现于加里东晚期、定型于海西末期的沙雅隆起利于捕集生油坳陷，寒武-奥陶系烃源岩早期（海西期）成熟的油气而成为早期聚集地。在印支-燕山早期，沙雅隆起成为北部库车坳陷和南部阿瓦提-满加尔坳陷三叠-侏罗系的枢纽隆起，直到新生代统一形成塔东北坳陷之后，该隆起被埋于中、新生界单斜层之下，成为潜伏隆起，可捕集喜马拉雅期初熟的石炭系、三叠系、侏罗系油气，满加尔坳陷成熟的志留系油气以及寒武-奥陶系在喜马拉雅期生成的油气，在中、新生界和古生界形成晚期聚集。沙雅隆起的油气聚集，具有以源为主，多源补给，早、晚两期聚集，成藏时空配置多种类型的特点。塔中隆起也是在古生代中、晚期形成的隆起，介于阿瓦提-顺托果勒-满加尔坳陷和塔西南坳陷区之间，对聚集南北两侧坳陷寒武-奥陶系和石炭-二叠系生成的油气十分有利。

B.古隆起上的大型-巨型凸起圈闭控制油气区域性聚集

如塔里木盆地的沙雅隆起上阿克库勒凸起奥陶系大型背斜地层不整合圈闭面积逾3900km²，其中发育10多个不同成因类型的局部构造。经初步钻探，已在阿克库木-阿克库勒600km²以上面积内的奥陶系侵蚀面及内幕普遍钻获油气流。如沙14井解释奥陶系含油井段200多米，远大于阿克库勒构造闭合高度75m，说明油气聚集可能受更高级别的巨型凸起控制。但由于奥陶系灰岩为细结构裂缝-微孔-缝合线型非均质常规储层，且缺乏统一的区域性盖层封闭，故一些井为低产油气，一些井只见油显示或为干层，另一些井区为高产天然气，形成大范围内非均质斑块状油气聚集。

另外，卡塔克隆起上的塔中一号巨型背斜构造圈闭面积为8200km²，该构造下古生界内有30多个高点，并被断层切割复杂化，构造圈闭条件好，寒武-奥陶系粗结构灰岩和白云岩发育，储集性能好，已钻获高产油气流，远景评价高。

C.古隆起上地层楔形体控制油气聚集分布

各隆起多个不整合面所夹持的各时代地层剥蚀尖灭楔状体，楔状体具有砂层微相变化大、类型多、储、盖层不均质发育、与油气源区邻接等特征。尽管聚集形式多样，受控因素复杂，但已显示了古隆起上楔状体区域性聚集油气的特征。现已在塔里木盆地、准噶尔盆地发现多个油气田。

D.古隆起上的重叠复合构造和构造带控制油气富集

重叠复合构造，指不同构造层成因机制相异、互有因果联系的构造，在垂向上重叠复合。构造带指有或无密切成因联系的构造群体或构造展布带，如塔里木盆地。

沙雅隆起上，数量多的富集油气的构造圈闭是一些重叠复合构造，尤以古生界断块和褶皱背斜遭受侵蚀后形成的断块潜丘或褶皱潜丘，与上覆中生界披覆背斜垂向重叠复合者，富集油气最为突出。如既富集于断块潜丘又富集于披覆背斜者，以雅克拉构造最为典型；主要富集于披覆背斜者，以阿克库木轮南2井为代表；主要富集于断块潜丘或断层牵引褶皱者，以阿克库木轮南地区为代表；主要富集于断块潜丘和断层牵引褶皱者，前者如英西构造和阿克库木断块潜丘东部轮南10井井区，后者如波斯坦构造。其他富集油气者，有奥陶系和石炭系背冲断块褶皱与三叠系同沉积褶皱作用形成的披覆背斜重叠复合的阿克库勒构造，前震旦系基岩断块潜丘与古近-新近系披覆背斜重叠复合的轮台构造。目前塔北获得的控制和基本探明储量，都富集于重叠复合构造之中，它们在区域上构成了6个油气富集带。

1）轮台-雅克拉-波斯坦断块潜丘和深部断褶构造+披覆背斜油气富集带。产层及高产井：奥陶系（沙参2井）、泥盆系（东河1井）、侏罗系（沙7井和沙5井）、白垩系（沙5井）、古近系（沙3井）。

2）阿克库木断块潜丘+披覆背斜油气富集带。产层及高产井：奥陶系（轮南10井）、三叠系（轮南1井、轮南2井、轮南5井等）。

3）阿克库木南潜丘油气富集带。产层及高产井：奥陶系（轮南8井、轮南11井）、石炭系（轮南9井、轮南11井）。

4）阿克库勒断块潜丘和断块背斜+披覆背斜油气富集带。产层及工业油气井：奥陶系（沙14井、沙17井、轮南14井）、石炭系（沙18井、沙17井、沙23井）、三叠系（轮南14井、沙18井、沙22井）。

5）沙西-沙西一、二号褶皱背斜和断块潜丘+披覆背斜油气富集带。产层及工业油气井：寒武-奥陶系（英买7井）、奥陶系（英买1井）、白垩系（英买1井、沙16井）。

6）桑塔木下古生界背斜+盐隆+低幅度披覆背斜油气富集带。如桑塔木凝析气藏。

（2）古斜坡

塔里木盆地为典型，介绍如下：

A.麦盖提斜坡

是西南坳陷向北东抬升的地区。该斜坡上有较发育的古生界生、储油岩系，而且又靠近西南坳陷油源区，是油气运移的指向地带；同时，又是中生界—古生界沉积相变化带，故有利于油气的富集，并已在麦参1、2井，曲1、2井石炭系灰岩中见良好的油气显示，在巴什托构造发现油气田，说明该斜坡具有很好的找油气前景。

B.古城墟斜坡

是满加尔坳陷和顺托果勒坳陷向南抬高部位，两大坳陷生成大量的油气向该斜坡上运移、富集。原七号重力高及塔中二号构造位于该斜坡上，有希望找到大油气田。

C.孔雀河斜坡

是满加尔生油坳陷向东抬高的地区，油气必定向该区运移。斜坡本身下古生界烃源岩较发育，故油源充沛，在合适的圈闭内聚集油气是毫无疑问的。因此，这一斜坡地区亦应是油气富集的良好部位。

D.满加尔西北斜坡

位于满加尔坳陷的西北部，即包括顺托果勒坳陷的东部及沙雅隆起东南一部分，为满加尔生油坳陷向西、向北抬升部位，极有利于油气富集。

（3）断裂控制油气

A.断裂控制油气运移聚集

西北地区发育有不同规模和级次的断裂，对隆坳构造格局形成、局部构造成生、输导油气、改善储集性能、封闭油气，均起到一定的控制作用。大型断裂，多构成构造单元边界，控制隆坳构造格局。大断裂对隆坳展布格局的控制，体现为生油坳陷的油气向隆起区运移聚集的区域性和普遍性。

各隆起有多种性质的断裂展布，以逆冲断裂带和局部构造的形成关系最密切，据统计塔里木盆地沙雅隆起及其外围已确定的50余个局部构造中有65%的构造，其形成与逆冲断裂带的活动有关（如轮台、沙雅、沙井子等逆冲断裂及其上下盘的一些构造圈闭，阿克库木、阿克库勒背冲断块形成的断块潜丘带与断褶潜丘带上的众多构造圈闭）。逆冲断裂带中的逆冲断裂及其派生的小型正断裂往往起着油气运移通道的作用，断裂与储油层、不整合面、生油层或古生界油藏串通，一方面造成沿不整合面侧向运移的油气向上竭力运移，另一方面串通油源岩或已聚集的油气藏，使油气通过断层上窜输入上覆层中聚集，而且断层所断至的任一层位，只要该层位圈闭和储集条件具备，就可使油气聚集成藏。典型者如雅克拉侏罗系、白垩系气藏及古近-新近系的油气，就是断裂和裂缝串通不整合面，油气向上移聚的结果；轮南2井三叠系油藏就是阿克库木断裂与奥陶系油源串通的结果。

B.断裂遮挡油气

逆冲断裂具挤压性质，易于在含油气渗透层与泥质岩或致密的碳酸盐岩层断层相接处（在断距小于隔盖层厚度的情况下）或断面封闭情况下，对油气起遮挡作用。较典型的实例如塔北阿克库勒背冲断块褶皱构造带，逆冲断层封闭的奥陶系褶皱潜丘中油藏得到保存，仅派生的小断层使油气藏切割复杂化而已。断裂具有破坏与遮挡作用，但以遮挡作用为主导，如轮台断裂东段。另外见于柴达木冷湖三号，酒西盆地老君庙油气田，准噶尔盆地红山嘴-百口泉油气田。

C.断裂控制油气藏的分布聚集

西北各盆地构造油气藏的形成都与断裂有直接关系，断裂对油气藏的分布聚集起着显着地控制作用。断裂与局部构造、储层、烃源层三位一体的有机配置，有利于油气富集成藏。断裂带旁侧，常形成牵引背斜。在断裂带的端点、拐点、交点、分支点和错列点处，有利于形成圈闭。油气在应力驱动下，可优先在这些部位聚集。因此，塔里木盆地沙雅隆起发育的近东西向、北东向断裂和北西向断裂控制了油气藏的聚集分布。

此外，断裂带的发育和与断裂带有关的风化淋滤带的发育，都会改善岩层的储集性能，提高其孔隙度和渗透率。如阿克库勒凸起沙14井奥陶系致密灰岩中的裂隙型储层油气藏。

（4）区域性不整合面

西北地区区域不整合面，以加里东中期构造运动形成的奥陶系顶部不整合面（T55反射界面）、海西早期运动形成的志留-泥盆系顶部不整合面

中国西北地区构造体系控油作用研究

和海西末期运动形成的二叠系顶部不整合面（T05面），对油气运移聚集最为重要。由于志留-泥盆系、石炭系在沙雅隆起主体部位剥蚀变薄、尖灭，呈楔状体叠置和错列展布，造成一些地区

中国西北地区构造体系控油作用研究

面复合的现象，形成了复合性不整合面。在不整合面上、下发现了一系列油气藏的事实，有力地说明了不整合面控油的重要性。不整合面控油有以下特点：

A.不整合面是油气运移的通道

各隆起不整合面上的砂岩、砾岩及不整合面下的碳酸盐岩风化壳，都有良好的储集性能，可作为油气运移的良好通道。构造变动可使不整合面由生油坳陷向隆起区上倾，促进了油气向隆起区运移效应的加强。

B.不整合面沟通储油层导致多层系聚集油气

如塔里木盆地从阿瓦提和满加尔坳陷至沙雅隆起，寒武-奥陶系主生油层在隆起南缘以T55不整合面与志留-泥盆系的不同层位、不同岩性及不同类型圈闭（如沙西2号）沟通；在隆起东南坡

中国西北地区构造体系控油作用研究

面与

中国西北地区构造体系控油作用研究

面合并，奥陶系与石炭系及其圈闭（阿克库勒、阿克莫奇、达里亚等）沟通；在北部

中国西北地区构造体系控油作用研究

中国西北地区构造体系控油作用研究

不整合面合并，寒武-奥陶系烃源岩在不同地段与三叠-侏罗系储集层及其圈闭（雅克拉、阿克库木、沙西北部等）构造接触。油源对比结果说明，以寒武-奥陶系为主的海相油气源，是沿不整合面上倾方向运移以及沿断裂垂向运移的结果。不但在志留-泥盆系、石炭系两大地层楔形体中形成了次生聚集（沙11井志留-泥盆系的油显示、阿克库勒多井的石炭系气显示），而且在中生界的三叠系、侏罗系、白垩系和古近-新近系的圈闭中以及在寒武-奥陶系风化壳圈闭中形成原生和次生多层系聚集（雅克拉、轮台等）油气。

但是，不整合面也具有破坏性的一面，即由于海西运动所造成的长期抬升剥蚀和印支-燕山期的浅埋和短暂抬升（主要是

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面），使一些古油藏暴露或接近地表，原油水洗氧化变为重质油（英买1井奥陶系油藏、沙13井奥陶系风化带聚油点），或逸散严重（沙9井、轮南1井奥陶系风化带油气聚集），甚至变成沥青（沙5井

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不整合面上、下的石炭系和三叠系软沥青）。

在塔里木盆地中、北部奥陶系顶部发现油气田，如塔中一号油气田、阿克库勒（桑塔木）油气田。在甘肃酒西盆地志留系（变质岩）顶部风化面发现鸭儿峡油田。在准噶尔盆地和塔里木盆地石炭系顶部风化面均发现油气田，如克-乌油气田等。

4.7.2.2 中、新生代前陆盆地

中国西部中、新生代前陆盆地有：克拉玛依、乌伦古、乌鲁木齐、吐-哈、伊犁、三塘湖、库车、阿瓦提、喀什、叶城-和田、且末、孔雀河、柴北缘、柴西、祁连山前、六盘山等16个盆地，这些前陆盆地地质构造上分四个带：即：逆掩带、断褶带、坳陷（凸）带、斜坡带，据目前勘探实践表明油气田主要分布在断褶带1～3排构造带内，如塔里木（图3.10，图4.93），准噶尔（图4.94）、柴达木盆地等，发现多个油气田，以及斜坡带和逆掩带（酒西盆地青西油田）。

图4.93 库车前陆盆地构造纲要图

总之，前陆盆地油气勘探才刚起步，前景广泛，是今后油气勘探的重要领域之一。

4.7.2.3 西北地区含油气盆地低级次扭动构造控制油气田（藏）分布

根据构造体系控制油气的理论，在一定扭应力作用下，油气由应力较大的部位向应力低值区或应力梯度过渡带移聚。目前已在西北地区发现有：雁列构造、人字型构造、反 “S” 型构造、旋扭构造、弧型构造等。

（1）雁列构造带

塔里木盆地西南坳陷区叶城雁列构造是控油的典型实例，该构造形成于喜马拉雅晚期。柯克亚油气田就位于这个雁列构造的第二排西端，是由古近-新近系组成的短轴背斜圈闭；储油气层位是中新统，生油层是深部的石炭-二叠系和侏罗系。地震资料表明在中生界、古近-新近系下部出现若干条断裂，油气沿断裂向上运移并储集于中新统成藏。另外，库车坳陷西部、沙雅隆起西部及喀什坳陷都存在相似的雁列构造带，可能都是油气富集的有利部位。

（2）帚状构造带

多个油气田分布在帚状构造骨干断裂构造带上，如塔里木盆地雅克拉帚状构造带、塔中帚状构造带等控制油气分布十分明显。

（3）旋扭构造带

塔里木盆地沙雅隆起中部发育一个阿克库勒旋扭构造带，该构造带外旋层为阿克库木构造带，中旋层为阿克库勒-亚里木构造带，内旋层为塔河构造，在三个旋扭层均发现多个油气田，如塔河大油田位于内旋层中，准噶尔盆地北三台旋扭构造控制了北三台油田。

（4）反“S” 型构造带

在塔里木、吐-哈、柴达木等盆地均发现反 “S” 型构造带，这些构造带上部发现了油气田，油气田分布多为反 “S” 型转弯部位，如塔里木盆地巴楚隆起玛扎塔克仅 “S” 型构造内发现和田河大气田，吐-哈盆地台北坳陷丘陵反 “S” 型构造内发现了3个油气田，柴达木盆地北缘冷湖反 “S”型构造内发现冷3、4、5号油气田。

（5）入字型构造

该构造型式在塔里木和准噶尔盆地均有发现，如塔里木盆地麦盖提斜坡巴什托入字型构造控制着巴什托油气田分布，准噶尔盆地百口泉入字型构造控制着百口泉油田分布。

（6）叠瓦断裂构造

典型的叠瓦断裂构造分布在准噶尔盆地西北缘，由NE向展布的三条逆冲断裂带组成叠瓦状（剖面），这三条主干断裂带控制了克拉玛依大油田，多个油气田又主要分布在逆冲断裂下盘。

图4.94 乌鲁木齐前陆盆地构造带及油气分布示意图

❿ 气测后效如何计算

气测后效计算方法：
对于固定的排量，固定的井筒大小，井筒某个井深迟到时间是确定的。静止时，因油气密度比泥浆密度低会不断上窜，受油气浸后的泥浆密度低，其他性能也会发生变化（可以检测）。循环后，油气会比预计的时间（油气层迟到时间）早到达井口，从开泵到见显示的时间，就是油气上窜到某个深度的迟到时间。知道迟到时间，可以计算油气上窜到的井深，同时可以计算上窜速度。 循环时，上窜到某一井深的油气随泥浆上返到井口，记录从开泵到见显示时间及循环时泵冲计算排量。

油气上窜高度=钻头位置井深 — 见显示时间×油气层井深÷钻头位置井深对应的迟到时间；

上窜速度=油气上窜高度÷静止时间

泵排量*迟到时间=（泵排量+上窜当量排量）*见显示时间

泵速*迟到时间=（泵速+上窜速度）*见显示时间+上窜速度*停泵时间

泵速=油气层井深/钻头位置井深对应迟到时间知识拓展：

后效的概念：油气层被钻穿后，油气层中的油气油气由于扩散及渗滤的原因进入钻井液；起下钻时，钻井液已停止了循环，减小了对油气层的压力，油气更容易进入钻井液，在钻井液静止时，地层中的油气进入钻井液并沿井眼上窜的现象叫做后效。

后效的作用：可以及时对油气层进行评价，为领导决策提供依据；可以利用后效资料做好油气层保护工作；指导钻井安全施工；检验地层压力预测和随钻监测的效果。