作者：姬月凤等
出版社：石油工业出版社
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地质录井试读：
前言
为适应录井技术的发展与进步，满足录井员工技术学习和培训的需求，培养高素质的录井作业和技术人员，准确地获取地下地质资料，保障油气显示的发现和评价，提高地质录井员工和施工作业队伍素质，在中国石油勘探与生产分公司精心组织下，由中国石油集团渤海钻探工程有限公司第一录井公司编写了《地质录井》一书。
该书共分四篇十七章。第一篇基础知识，介绍了石油地质学和岩石学等基本知识；第二篇现场录井，该部分是本书的核心内容，系统介绍了现场录井过程中各项资料录取与解释评价方法、技术要求等内容；第三篇相关知识，介绍了钻井和测井等相关专业的基本知识；第四篇录井HSE知识，介绍了现场录井过程中必须掌握的安全与管理知识。为了确保图书内容的先进性，代表行业技术水平，作者在编写过程中，参照了大量的行业技术文章和标准，由具有较高地质录井技术水平和丰富现场录井经验的专家和技术人员编写。同时，为使内容适应性、实用性和操作性更强，请国内各油田地质录井专家进行了审核，并根据专家的意见进行了修改和补充。
本书主要由姬月凤、邢立、孟昭亮等编著。姬月凤、邢立负责全书的统稿工作。
本书第一篇由姬月凤、马红、邢立、杜志强、程昌茹、李文玉、付秀清、孙淑凤编写，第二篇由孟昭亮、姬月凤、马红、王旭波、付玉香、张春林、焦香婷、马青春、葛月红、孙凤兰、刘成华、李术祥编写，第三篇由邢立、邵维志、周宝义、管震编写，第四篇由姬月凤、花盛勇、王旭波、黄国芳编写，附件部分由孟昭亮、郭琼、刘伟编写。本书由邓建华、陶青龙、沈华、任铁扣审核。
本书因涉及专业较多，加之时间仓促及水平有限，错误及不妥之处请予以批评指正。第一篇基础知识第一章石油地质第一节石油、天然气和油田水一、石油1.石油的概念及组成
石油是以液态形式存在于地下岩石孔隙中的可燃有机矿产。在地下油气藏中的石油无论在成分上和相态上都是极其复杂的混合物。在成分上以烃类为主，含有数量不等的非烃化合物及多种微量元素；在相态上以液态为主，溶有大量的烃类气体及少量非烃气体，并溶有数量不等的烃类和非烃类的固态物质。1）石油的元素组成
石油没有确定的化学成分，也没有确定的元素组成，但它的元素组成局限在一定范围之内。据统计，石油的平均元素组成为：碳84.5%、氢13.0%、硫1.5%、氮0.5%、氧0.5%。
碳、氢两元素在石油中占绝对优势，含量一般在95%～99%，平均为97.5%。碳、氢两元素质量比（C/H）的平均值约为6.5，原子质量比约为0.57（或1∶1.08）。碳、氢两元素主要呈烃类化合物存在，是石油组成的主体。
硫、氮、氧元素组成的化合物大多数富集在渣油或胶质、沥青质中。2）石油的馏分
石油的馏分是利用组成石油的化合物具有不同沸点的特性，加热蒸馏，将石油分离成不同沸点范围的若干部分，每一部分就是一个馏分。它常包括石油气、汽油、煤油、柴油、重瓦斯油、润滑油和油渣等。3）石油的化合物组成
石油化合物的不同组分，对有机溶剂和吸附剂具有选择性溶解和吸附的性能。根据这一特性，可以选用不同有机溶剂和吸附剂，将石油分成若干部分，每一部分就是一个组分。
石油化合物的组成主要可分为：正构烷烃、异构烷烃、环烷烃、芳烃和环烷芳烃，以及含氮、硫、氧化合物和有机金属化合物。
石油的不同馏分其化合物组成也不相同。一般来说，低沸点的轻馏分主要是由低碳数、相对分子质量较小的烷烃和环烷烃组成；中馏分以中等相对分子质量和较高碳数的烷烃和环烷烃为主，并含有一定数量的芳烃和环烷芳烃及少量的含氮、硫、氧化合物；而重馏分则由高碳数和大相对分子质量的芳烃、环烷烃、环烷芳烃和含氮、硫、氧化合物组成。2.石油的主要物理性质
由于石油化学成分比较复杂，而且各组成成分的含量变化较大，因而，石油没有固定的物理常数。不同油田、不同层位、甚至同一层位不同构造部位的石油，其物理性质都可能有明显的区别。1）颜色
石油的颜色变化较大，从无色、淡黄色、黄褐色、淡红色、深褐色、黑绿色到黑色，但大多为深色。如我国四川黄瓜山和华北大港油田，有的油井产出近于白色的石油，克拉玛依石油呈褐至黑色，玉门、大庆、胜利油田的石油均为黑色。石油颜色的深浅主要取决于胶质和沥青质的含量。胶质和沥青质含量越高，则颜色也越深，油质含量高，颜色浅。2）相对密度
在我国，液态石油的相对密度是指1个大气压下，20℃石油与4℃纯水单位体积的质量之比。石油的相对密度一般介于0.75～0.98之间。通常把相对密度不小于0.92的称为重质石油，相对密度为0.87～0.92的为中质石油，相对密度小于0.87的称为轻质石油。不同国家和地区划分油质轻重的标准不完全统一。
石油相对密度大小与所含组分、油溶气量、压力、温度等因素有关。胶质和沥青质含量高，石油的相对密度大，颜色深；油质含量高，石油的相对密度小，颜色浅。石油中溶解气量多则相对密度小，反之，则大。在其他条件不变时，相对密度随温度增加而减小，随压力增加而增大。石油中相对密度很少超过1，这是石油能自喷的一个重要原因。3）黏度
黏度值代表石油流动时分子之间相对运动所引起的内摩擦力的大小。黏度大则流动性差，反之则流动性好。
黏度大小主要取决于石油的组成。相对分子质量小的烷烃、环烷烃含量高，黏度就低；而相对分子质量大的石蜡、胶质、沥青质含量高，黏度就高。黏度随温度升高、溶解气量增加而降低。4）荧光性
石油在紫外光照射下会发光，这种冷发光的特性称为石油的荧光性。
石油的发光现象取决于其化学结构。石油中多环芳香烃和非烃具有荧光性，这是因为它们能吸收紫外光中波长较短、能量较高的光子，随后放出波长较长而能量较低的可见光即荧光。饱和烃则不发荧光。
不同石油因其组分和含量不同，荧光的颜色及强弱也不同。轻质油的荧光为浅蓝色、淡黄色，含胶质多的石油呈绿色和黄色，含沥青质多的石油或沥青质则为褐色荧光。而发光强度则与石油或沥青的浓度有关。
由于石油的发光现象非常灵敏，只要溶剂中含有十万分之一的石油或沥青物质，紫外线照射即可发光。因此，在油气勘探开发中，常用荧光分析来鉴定岩样中是否含油。5）凝固点
将液体石油冷却到失去流动性时的温度称为凝固点。石油凝固点的高低取决于含蜡量及烷烃碳数高低。含蜡量高，则凝固点高。
石油中的蜡是由长碳链的正构烷烃和异构烷烃组成。在地层条件下，蜡质在石油中呈溶解状态；在采油过程中，石油从油层沿油管向地面流动，压力、温度逐渐降低，到一定程度后，蜡就从石油中离析出来，结晶并聚积、黏结在油管壁上，这就是油井的结蜡现象。
凝固点低的石油为优质石油，凝固点高的石油容易使井底结蜡，给采油工作带来麻烦。在开采和集输过程中要研究其凝固点，采取升温办法解决结蜡现象。6）导电性916
石油及其产品具有极高的电阻率。石油的电阻率为10～10Ω·m，与高矿化度的油田水（电阻率为0.02～0.1Ω· m）和沉积岩（1～410Ω·m）相比，可视为无限大，是非导体。7）溶解性
石油易溶于有机溶剂而难溶于水。石油在水中的溶解度取决于其成分和外界条件。在温度和压力升高时，石油在水中的溶解度会增大。烃类在水中的溶解度（甲烷除外）随分子量增大而减小。碳数相同的烃类溶解度比较：烷烃＜环烷烃＜芳香烃。利用石油在有机溶剂中的溶解性，可鉴定岩石中石油的含量及性质。二、天然气1.天然气的概念及类型
天然气从广义上理解，是指天然存在于自然界的一切气体。在石油及天然气中研究的主要是岩石圈中以烃类为主的天然气，即狭义天然气。
沉积圈中的天然气，根据存在相态可分为：游离气、溶解气、吸附气和固态气水化合物；根据分布特征可分为：聚集型和分散型。
游离气是一切气藏中天然气存在的基本形式。游离气聚集达到一定规模后，才能开发和有效利用。聚集型天然气可以是气顶气、气藏气和凝析气。
气顶气是指与油共存于油气藏中呈游离气顶产出的天然气。
气藏气是指单一天然气聚集中的气体。
凝析气是一种特殊的气藏气，是在较高的温度、压力下由液态烃逆蒸发而形成。采出后因压力、温度降低逆凝结而成轻质油，即凝析油。2.天然气的化学组成
气藏中的天然气成分以甲烷为主，非烃类气常见的有氮气、二氧化碳、硫化氢及微量的惰性气体。烃含量高于80%的气藏占世界上已知气藏总数的85%以上，90%以上的储量集中于烃含量在90%以上的气藏中。以氮气为主的气藏仅占气藏总数的百分之几，以二氧化碳或硫化氢气为主的气藏占气藏总数的1%以下。3.天然气的主要物理性质
天然气一般无色，可有汽油味或硫化氢味，可燃。由于其化学组成变化大，致使物理性质也变化甚大。1）相对密度
天然气相对密度是指在标准状况下，单位体积天然气与同体积空气的质量比值，为无因次量。它与相对分子质量成正比，因此湿气相对密度大于干气。其数值一般随重烃、二氧化碳气、硫化氢、氮气含量的增加而增大。大多数天然气的相对密度在0.6～0.7之间，个别大于1。2）临界温度和临界压力
单组分气体都有一特定温度，高于此温度时不管加多大压力都不能使该气体转化为液体，该特定温度称为临界温度。在临界温度时使气体液化所需的最低压力称为临界压力。
天然气的临界温度随分子中碳原子数增大而提高，而临界压力则减小（甲烷除外）。3）溶解度
天然气能不同程度地溶解于水和石油。在一定条件下，气体在单33位体积石油或水中的溶解量称为溶解度，单位为m/m。在相同条件下，天然气在石油中的溶解度远大于在水中的溶解度。当天然气重烃增多，或石油轻馏分较多，均可增加天然气在石油中的溶解度。降低温度或增大压力，也可增加天然气在油中的溶解度。天然气在水中的溶解度随矿化度增大而减小。三、油田水1.油田水的概念及来源1）油田水的概念
所谓油田水，从广义上讲，是指油气田区域内的地下水，包括油层水和非油层水。狭义的油田水是指油田范围内直接与油层连通的地下水，即油层水。2）油田水的来源
油田水来源于盆地的沉积水、大气的渗入水、黏土矿物的转化水和地球深处的深成水。即油田水可以看作是由这几种水以不同的比例相混合，经过一系列复杂的物理化学作用，并与油气相伴生的油层水。
沉积水：是指沉积物堆积过程中保存在其中的水。这种水的含盐度和化学组成与古海（湖）水有密切关系。因此不同环境下形成的油层水的矿化度有着明显差别。
渗入水：是指大气降雨时渗入地下渗透性岩层中的水。其矿化度低，可淡化高矿化度地下水。
深成水：是指来源于上地幔及地壳深部、由岩浆游离出来的初生水（即原生水）和变质作用过程中产生的变质水，是一种高温高矿化度、饱和气体的地下水。
转化水：是沉积成岩和烃类形成过程中，黏土转化脱出的层间水及有机质向烃类转化时分解出的水。造成这种转化的主要因素是温度和压力，并伴随着离子交换等反应。2.油田水的产状分类1）根据水与油、气分布的关系分类
油田水的产状可根据水与油、气分布的相对位置，分为底水和边水。（1）底水：是指含油（气）外边界范围以内直接与油（气）相接触，并从底部托着油、气的油层水。（2）边水：是指含油（气）外边界以外的油层水，实际上是底水的外延。
在油田范围内非油层水，可根据它们与油层的相对位置，分别称为上层水、夹层水和下层水。2）根据水在岩石中的存在状态分类
油田水存在于储集层的孔隙—裂缝中，按照水在其中的存在状态，可分为气态水、吸附水、毛细管水和自由水4种。（1）气态水：充满在未被水饱和的岩石孔隙中，通过蒸发和凝结作用，与液态水相互转化。气态水由水蒸气压力大的地方向水蒸气压力小的地方转移，对岩石中水的分配有一定的影响。（2）吸附水：吸附在岩石颗粒表面，呈薄膜状。这部分水即使在高温、高压下也不能自由移动。（3）毛细管水：是存在于毛细管孔隙—裂缝中的水，当作用于水的外力超过毛细管力时，水才能运动。一般来讲，微毛细管中的水在地层压力条件下是不能流动的。（4）自由水：也叫重力水，是存在于超毛细管孔、洞和缝隙中的水，在重力作用下能自由移动。3.油田水的矿化度
水的总矿化度，即水中各种离子、分子和化合物的总含量，以水加热至105℃，蒸发后所剩残渣质量或离子总量来表示，单位为mg/L、g/L。
油田水一般具有较高的矿化度，这是由于油田水埋藏地下深处，长期处于停滞状态，缺乏循环交替所致。一般海相油田水矿化度比陆4相高，多数海相油田水总矿化度在（5～6）×10mg/L以上，陆相油4田水的矿化度一般为（0.5～3）×10mg/L。4.油田水的物理性质1）颜色及透明度
油田水通常带色且混浊不清，含HS时是淡青色，含铁质胶状体2时呈淡红色、褐色或淡黄色。2）密度及黏度
因油田水含盐类较多，使密度及黏度均比纯水高。油田水密度一3般大于1g/cm，含盐量越高，则密度及黏度越大。温度对黏度影响较大，随温度升高，黏度则降低。3）嗅觉及味觉
油田水溶有NaCl、MgSO等多种盐类，NaCl具咸味；MgSO具44苦味。油田水中含少量石油时，往往具有汽油或煤油味；含HS时，2具腐蛋味。总之，油田水给人的嗅觉及味觉是比较特殊的。4）温度
油田水的温度随着油层的埋深增加而增加。据测定，油田水的温度一般介于20～100℃之间。5）导电性
水为极性化合物，纯水不是良导体，而油田水中因含有各种离子，所以具有导电性。离子浓度越大，导电性越强；温度增高，导电性增强。5.油田水的类型
在石油地质研究过程中，为了进一步了解油田水的特征，要根据水中所含离子的比例及各种典型的盐类对油田水进行分类，目前应用较多的有帕勒梅尔分类和苏林分类两种。在这两种分类方案中，以苏林分类较为简明，现简介如下。
苏林分类属成因分类，即不同的水型反映不同的地质环境。根据+-+大陆水和海水的化学成分特性（大陆水Na＞Cl；海洋水Na＜-+-Cl），把天然水中的Na和Cl当量比例作为分类基础，从而判断水的生成环境是属于大陆的还是海洋的。1）NaSO水型24
由于地壳中钠的含量远远超过氯，在岩石被水溶滤过程中，相当量的钠和氯被除去，造成钠的过剩，过剩的钠离子和足够量的硫酸根离子化合而出现硫酸钠型水，表示地壳的水文地质封闭性差，同地表水、大气降水交替频繁，得以不断补充硫的氧化物，从而使水中的2-SO增加。4
因此，此水型代表大陆环境，是环境封闭性差的反映，一般分布于地表或者地下浅层水活跃区，不利于油气藏的保存，其分布带一般无油气藏。当然，个别油田也有NaSO型水，但此时正是油气藏濒24于破坏的阶段。2）NaHCO水型3
一般根据矿化度分为高矿化度的和低矿化度的两种。高矿化度2-+NaHCO型水代表封闭还原的环境，环境缺乏SO的补充，使Na得34-以和HCO结合，形成典型组分NaHCO。所以，高矿化度NaHCO333型水为油田水的基本水型之一，我国许多湖泊碎屑岩含油层中的油田水属NaHCO水型。33）MgCl水型2
此水型的典型代表是海水，地下水中也有MgCl水型，可能是地2表水渗入地下海相沉积岩中，溶解了其中的盐分而形成的；或为来自深层的CaCl型水与上部的NaHCO型或NaSO型低矿化度水掺和产2324生的。MgCl型水环境下一般没有或少有油气田。24）CaCl水型2
其成因有多种解释，一般认为是由于阳离子交替吸附作用的结果。即在封闭的环境中，水的浓度逐渐加大，NaCl富集，水中的钠离子可把岩层中的钙、镁离子等当量地替换出来，由于岩层中呈吸附状态的钙多于镁，因而在阳离子交替作用的后期，水中必然出现CaCl。2
所以，CaCl水型代表水所处的环境封闭性好，有利于油气聚集2和保存。该水型在油气田区广泛分布，我国大部分油田均有发现。第二节石油与天然气的生成
油气生成是石油地质学的三大核心问题之一，是研究油气藏形成及分布的基础。一、油气生成的物质基础1.油气生成的原始物质
根据油气有机成因理论，生物体是生成油气的最初来源。这些生物主要是细菌、浮游植物、浮游动物和高等植物等，生物死亡以后的残体经沉积作用埋藏于水下的沉积物中成为沉积有机质，经过一系列的生物化学、物理化学变化逐渐形成石油和天然气。2.干酪根
沉积有机质并非是生油的直接母质。生物死亡之后，与沉积物一起沉积下来，构成了沉积物的分散有机质。这些有机质经历了复杂的生物化学及化学变化，通过腐泥化及腐殖化过程才形成一种结构非常复杂的生油母质——干酪根，成为生成油气的直接先驱。1）概述
干酪根（Kerogen）一词源于古希腊，意指能生成油或蜡状物的物质，后来被引用泛指沉积岩中的不溶有机质。1979年，Hunt将干酪根定义为：沉积岩中所有不溶于非氧化性的酸、碱和非极性有机溶剂（如氯仿、苯、甲醇）的分散有机质。这一概念已逐渐被石油地质界和地球化学界所接受。与其相对应，岩石中可溶于有机溶剂的部分，称为沥青（Bitumen）。2）干酪根的类型
由于在不同的沉积环境中，有机质的来源不同，形成的干酪根类型也不同，其性质和生油气潜能有很大差别。（1）Ⅰ型干酪根（也称腐泥型）。原始氢含量高，氧含量低，H/C原子比介于1.25～1.75，O/C原子比介于0.026～0.12。直链烷烃含量多，多环芳烃及含氧官能团很少。
Ⅰ型干酪根一般为细纹层状或无定形粉末状，颜色为发暗的深色。其原始母质为低等植物和浮游动物，特别是藻类、细菌的类脂化合物和聚合类脂化合物（油脂、脂肪酸、胶质、香脂、烃类等）组分，生油潜能高。（2）Ⅱ型干酪根（也称过渡型）。这是一类最为常见的干酪根，其原始氢含量较高，但稍低于Ⅰ型，H/C介于0.65～1.25，O/C介于0.04～0.13，属高度饱和的多环碳骨架，含中等长度直链烷烃和环烷烃甚多，也含多环芳香烃及杂原子官能团。
Ⅱ型干酪根的原始母质来源多样，既有低等生物，也可有高等植物。热解时Ⅱ型干酪根比Ⅰ型干酪根产生的烃类要少，生油潜能中等。例如，法国巴黎盆地侏罗系下托尔统页岩经热解后，产物约为有机质原始质量的60%。北非志留系、中东白垩系、西加拿大泥盆系，以及我国东营凹陷古近系沙三段的干酪根均属此类。（3）Ⅲ型干酪根（也称腐殖型）。原始氢含量低，氧含量高，H/C介于0.46～0.93，O/C介于0.05～0.30，以含多环芳香烃及含氧官能团为主，饱和烃链很少，被连接在多环网格结构上。
Ⅲ型干酪根主要来源于陆地高等植物有机质，含有许多可鉴别的植物碎屑。镜质组是其主要的显微组分，这与煤的特征相似，所以在组成随埋深演化方面，Ⅲ型干酪根常可与煤相比。Ⅲ型干酪根与Ⅰ型、Ⅱ型相比热解产物很少，热解时可给出30%产物，生油能力差，但在高成熟阶段可形成数量可观的甲烷气体。喀麦隆杜阿拉盆地上白垩统及我国鄂尔多斯盆地下侏罗统延安组的干酪根即属此类。二、油气生成的外部条件
沉积有机质是油气生成的物质基础，要生成大量的石油和天然气，就必须有足够的沉积有机质，这就要求必须要有适于生物大量生长和繁殖、堆积和保存的沉积环境。此外，还要有利于有机质大量向油气转化的地质条件。1.地质环境1）古地理环境
国内外油气勘探实践证明，浅海、三角洲和深水—半深水湖泊环境最有利于烃源岩的形成。
在海相环境中，滨海区海进、海退频繁，浪潮作用强烈，不利于生物繁殖和有机质的堆积与保存。深海区生物本来就少，生物死亡后下沉至海底需经历巨厚水体，易遭氧化破坏，加上离岸又远，陆源有机质需经长途搬运，易被淘汰氧化，不利于有机质的堆积和保存。而在大陆架内，水深不超过200m，水体较宁静，阳光、温度适宜，生物繁盛，尤其各种浮游生物异常发育，死亡后不需经过太厚的水体即可堆积下来。
在三角洲地区，陆源有机质源源不断地搬运而来，加上原地繁殖的海相生物，致使沉积物中的有机质含量特别高，是极为有利的生油区域；至于海湾及澙湖，属于半闭塞无底流的环境，也对有机质的保存有利。
大陆环境的深水—半深水湖泊是陆相烃源岩发育区域。一方面湖泊能够汇聚周围河流带来的大量陆源有机质，增加了湖泊营养和有机质数量；另一方面，湖泊有一定深度的稳定水体，可以提供水生生物繁殖发育所需要的条件。特别是近海地带的深水湖盆，更是有利的生油坳陷，因为那儿地势低洼、沉降较快，能长期保持深水湖泊环境和安静的还原环境。这种地区气候温暖湿润，浮游生物及藻类繁盛，而且往往又是河流三角洲的发育地带，河水带来大量陆源有机质注入近海湖盆，有机质异常丰富。
浅水湖泊和沼泽地区，水体动荡，氧气易于进入水体，不利于有机质的保存。这里的生物以高等植物为主，生油潜能差，多适于造煤和生成煤型气、沼气，为天然气的来源。2）古气候条件
古气候条件也直接影响生物的发育。年平均温度高、日照时间长、空气湿度大，都能显著增加生物的繁殖能力。所以，温暖潮湿的气候有利于生物的繁殖和发育，是油气生成的有利外界条件之一。3）还原环境
有机质的保存和向石油的转化需要有还原环境，长期的还原环境才能使丰富的有机质免遭氧化分解，得以顺利堆积、保存并向油气转化。4）大地构造条件
板块构造学说认为地球表层是由若干个岩石圈板块拼合而成的。这些岩石圈板块的水平运动中包含着垂直构造运动的性质，因而在地质历史上能够形成各种类型的沉积盆地，为油气生成、运移、聚集提供了有利场所。
此外，在大型沉积盆地内，由于断裂分割或沉降速度的差异，造成盆地起伏不平，出现许多次级凸起与凹陷，使有机质不必经过长距离搬运便可就近沉积下来，避免途中氧化。所以，沉积盆地的分割性对有机质的堆积与保存都有利。
大地构造条件是最根本的因素，它控制着古地理、古气候和地球化学环境特征。所以，我们在研究任何区域油气生成条件时，必须从区域大地构造特征入手。2.物化条件
适宜的地质环境为有机质的大量繁殖、堆积和保存创造了有利条件，但有机质向石油和天然气的演化，是诸多环境因素综合作用的结果。近年来，世界各国的油气勘探实践和理论研究表明，温度和时间是影响油气生成的一对主要因素，另外还有细菌、催化剂、放射性和压力等影响因素。1）温度与时间
地球可以看做是一个巨大的地热场，在地质环境里，无论油气的生成、运移、聚集或破坏，都不可避免地要受到地温的控制与影响。在沉积有机质向油气转化的过程中，同任何化学反应一样，温度是最有效和最持久的作用因素，而时间的作用主要体现在转化物量的积累上。
所以，在有机质向石油转化的过程中，温度不足可以由延长反应时间来补偿。但若沉积物埋藏太浅，地温太低，有机质热解生成烃类所需反应时间很长，实际上也难以生成具商业价值的石油。随着沉积有机质埋藏深度的增大，当温度升高到一定数值时，有机质便开始大量转化为石油，这个温度界线称为有机质的“成熟温度”或“门限温度”，成熟温度所在的深度，称为“成熟点”或“门限深度”。沉积有机质进入门限温度（深度）意味着开始进入“主要生油期”，主要生油期所对应的剖面深度区间称为“液态窗”。2）微生物的影响
微生物是一种身体构造简单、形体小的生物，主要存在于成岩作用阶段。微生物，特别是细菌在自然界有很强的生存适应能力，是地球上分布最广、繁殖最快的一种生物，按其生活习性可分为喜氧细菌、厌氧细菌和通性细菌3类。由于油气的生成需在一个还原环境中才能完成，因此厌氧细菌对油气生成最有意义。细菌对油气生成演化的意义包括：在还原条件下，有机质经细菌分解生成甲烷、氢、CO、有2机酸及其他CH化合物；有机质经细菌作用可直接产生沥青物质；细菌本身也是良好的生油原料，有些细菌还会在自身细胞中合成少许固态高分子烃类。受生存条件的限制，细菌的作用主要出现在有机质改造的早期。3）催化作用
有机质生成石油烃类主要有两类反应，即C—C键断裂和脂肪酸脱羧。这些反应在实验室中只有在温度高于400℃的条件下方可实现。而在沉积物中这两类反应却可以在150℃以下进行，这表明在地质条件下这两类反应是在催化剂参加下完成的。
在自然界有机质向油气转化过程中，主要存在无机盐类和有机酵母两类催化剂。
黏土矿物是自然界分布最广的无机盐类催化剂。在实验室中用黏土（主要是蒙皂石）与有机质的复合物在缓慢加热时便会脱羧基、氨基形成低分子量的烷烃、环烷烃和芳香烃。黏土矿物的催化能力同其吸附性质有关。催化剂表面吸附两种或两种以上物质的原子时，它们便会相互作用而形成新的化合物。烃源岩中大量存在的黏土矿物蒙皂石就是很好的催化剂，伊利石次之。
有机酵母催化剂能加速有机质的分解。当有酵母存在时，有机质的分解比在细菌活动时还要快很多。在富含有机质的岩石中，特别是在富含植物残余的岩石中，酵母的活动性最大。酵母的分布很广，特别是发酵作用几乎不需外部能量来源，可以不受压力、温度、湿度及食物补给的影响。因此，酵母在油气生成过程中的作用可能是很重要的。4）放射性作用
在黏土岩、碳酸盐岩中富集有大量的放射性物质，主要放射性元素有铀、钍和钾。放射性物质产生的高能粒子可以导致水分解而产生大量的游离氢，同时放射性衰变产生的能量，还可以成为有机质转化的能量来源之一。游离氢和能量的提供将同时增加油气形成的产率和速度，对于油气的生成非常有利。5）压力影响
沉积物埋藏的深度随着地壳的下降而不断加深，上覆地层厚度不断增加，温度、压力也将随之升高。实验室模拟试验证明，在中等温5度（50℃），增加压力达（300～700）×10Pa，可以使类脂化合物产生烃类。适当的压力可以促使加氢作用，使高分子烃变成低分子烃，使不饱和烃变成饱和烃。
但是，由于生油门限温度不是很高，可以认为油气生成时不需要高压。干酪根的生烃反应，尤其是较高温度下生成气态烃的反应，显然是体积增加的反应，高压将阻碍或降低油气生成的过程。同时，按照现代油气生成理论，生成的油气必然要从有机网络层中排替出来，经过裂隙再进入储集层中。油气从有机质网络层中的排替主要是由内部压力作用引起的，如果外部有相对较高的流体压力或地层压力，这种过程就会受到抑制。
所以，目前普遍认为，异常高压的存在会抑制烃源岩的热演化，阻碍有机质的成烃作用和烃源岩的排烃作用，延缓油气的生成过程，使油气生成速率降低，液态窗的下限下移。
在有机质的成油转化过程中，上述各种条件和作用可能都是很重要的，但在不同阶段，其作用的强度和重要性将有所不同。细菌作用主要发生在沉积物埋藏不深、温度不是很高的情况下；放射性作用则可以不断提供游离氢的来源，以增加成油产物中氢的富集，但这并非必需。一般认为，温度与催化剂在成油过程中起着重要作用，而温度与时间又可互为补偿，即温度的不足可用时间的延长来弥补。因此，可以认为，在有机质向油气转化过程中，时间应是一个重要的因素，有机质向油气的转化，必须经过漫长的地质历史时期才能完成。三、油气生成的阶段性
有机质成油转化是一个复杂、漫长的地质过程，要在实验室中完全真实地再现这个过程是不可能的。因此，油气生成的详细过程迄今仍不十分清楚。在生油领域，至今仍有早期生油与晚期生油之争。前者认为成油转化主要发生在成岩早期，而后者则认为成油转化主要发生在成岩后期。经过近几十年石油地质界与地球化学界的不懈努力，有机质成油的基本过程及重要阶段已经清楚，晚期生油观点已为大多数人所接受。
在海相和湖泊沉积盆地的发育过程中，原始有机质伴随其他矿物质沉积后，随着埋藏深度的增大，地温不断升高，在乏氧的还原环境下，有机质向油气转化。由于在不同深度范围内，沉积有机质所处的物理—化学条件不同，致使有机质的转化反应及主要产物都有明显的区别，即沉积有机质向油气转化的过程具有明显的阶段性。关于有机质演化和油气生成阶段的划分，国内外学者提出了许多方案，但基本内涵大同小异，本书采用张厚福（1981）的四阶段划分模式，把油气形成过程划分为4个逐步过渡的阶段：生物化学生气阶段、热催化生油气阶段、热裂解生凝析气阶段和深部高温生气阶段，分别与沉积有机质演化的未成熟阶段、成熟阶段、高成熟阶段和过成熟阶段相对应。1.生物化学生气阶段
沉积有机质从形成就开始了生物化学生气阶段。这个阶段的深度范围是从沉积物顶面开始到数百米乃至一千多米深处，温度介于10～60℃，与沉积物的成岩作用阶段基本相符，相当于煤化作用的泥炭—褐煤阶段。
这个阶段主要以细菌活动为主，在乏氧的还原环境中，厌氧细菌非常活跃，沉积有机质被选择性分解，转化为相对分子质量更低的生物化学单体（如苯酚、氨基酸、单糖、脂肪酸等），部分被完全分解为CO、CH、NH、HS和HO等简单分子。这些新生成的产物会相24322互作用形成复杂结构的地质聚合物“腐泥质”和“腐殖质”（缩聚作用），成为干酪根的前身。上述这些变化导致沉积物中有机质总量的减少。
在这个阶段，埋藏深度较浅，温度、压力较低，有机质除形成少量烃类和挥发性气体以及早期低熟石油外，大部分转化成干酪根保存在沉积岩中。由于细菌的生物化学降解作用，生成物以甲烷为主，缺乏轻质（C～C）正烷烃和芳香烃。到本阶段后期，埋藏深度增48大，温度接近60℃时，开始生成少量液态石油。在特定的生源构成和适宜环境条件下，可生成相当数量的未熟—低熟油。
在此阶段中产生的生物化学气又称细菌气，甲烷含量在95%以上，属于干气，可聚集成为大型气藏，由于埋藏浅，易于勘探和开发，所以经济效益很高。2.热催化生油气阶段
随着沉积物埋藏深度超过1500～2500m，有机质经受的地温升至60～180℃，成岩作用进入后生作用阶段前期，相当于长焰煤—焦煤阶段。
在这一阶段促使有机质转化的最活跃因素是黏土矿物的热催化作用。随埋深加大，岩石成岩作用增强，黏土矿物吸附力增大，催化能力增强。在黏土矿物的催化作用下，地温不需太高，便可达到成熟门限，干酪根发生热降解，杂原子（O、N、S）键破裂，产生CO、2HO、NH、HS等挥发性物质逸散，同时获得大量低分子液态烃和232气态烃，有机质开始进入主要生油期。
在此阶段中产生的烃类已经成熟，而且数量多，与原始有机质有了明显的区别，与石油相似，氧、硫、氮等元素逐渐减少，正烷烃碳原子数及相对分子质量递减，低相对分子质量液态及气态烃递增，奇数碳优势消失；环烷烃及芳香烃碳原子数也递减，多环及多芳核化合物显著减少。3.热裂解生凝析气阶段
当沉积物埋藏深度超过3500～4000m，地温达到180～250℃时，则进入后生作用阶段后期，相当于煤化作用的瘦煤—贫煤阶段，为有机质演化的高成熟阶段。4.深部高温生气阶段
当深度超过6000～7000m后，沉积物进入变生作用阶段，达到有机质转化的末期，相当于半无烟煤—无烟煤的煤化阶段，为有机质演化的过成熟阶段。此时温度超过了250℃，以高温高压为特征，已形成的液态烃和重质气态烃也将强烈裂解，变为最稳定的甲烷，干酪根残渣释放出甲烷后进一步缩聚，生烃潜力逐渐枯竭。因此，这一阶段主要生成甲烷和碳沥青或石墨。
以上将有机质向油气转化的整个过程分为4个阶段，各阶段是连续过渡的，相应的反应机理和产物也是可以叠置交错的，没有统一的绝对的划分标准。有机质的演化程度同时受控于有机质本身的化学组成和所处的外界环境条件。不同类型有机质达到不同演化阶段所需的温度条件不同。对于不同的沉积盆地，由于各自的沉降历史、地温历史不同，有机质向油气转化的过程不一定完全经历这4个阶段，而且每个阶段的深度和温度界限也略有差别。对于一些地质发展史较复杂的盆地，可能经历过数次升降作用，烃源岩中的有机质可能由于埋藏较浅尚未成熟或只达到较低的成熟阶段就遭遇抬升，有机质没有生烃或没有完全生烃，如果有机质在抬升过程中不被破坏，到再度沉降埋藏到相当深度，达到了生烃温度后，有机质仍然可以生成石油，即所谓“二次生油”。第三节储集层和盖层一、储集层1.储集层的概念
油气在地下是储存在岩石的孔隙、孔洞和裂缝之中的，就好像海绵充满水一样。我们把能够储存和渗滤流体的岩层称为储集层。作为储集层须具备两个基本特性，即孔隙性和渗透性，孔隙性的好坏直接决定着储集层储存油气的数量，而渗透性的好坏则控制了储集层内所含油气的产能。
储集层的概念强调了这种岩层具备储存油气和允许油气渗滤的能力，但并不意味着其中一定储存了油气。如果储集层中含有了油气则称之为“含油气层”，若含有工业（商业）价值的油气则称为“油气层”，已经开采的油气层称作“生产层”或“产层”。2.储集层的分类1）储集层的岩石类型
储集层的基本特性是具有一定的孔隙和渗透能力，不论什么岩层，只要它具备了这两个特性就可以作为储集层。例如，我国大庆油田为砂岩储集层；鸭儿峡油田底部油藏为变质岩储集层；在渤海湾盆地，岩浆岩内也发现了大量油气。迄今为止，人们在几乎所有各类岩石中都找到了油气。但从目前找到的石油储量分布来看，绝大多数油气是储存在沉积岩内，而且主要是碎屑岩和碳酸盐岩，两者控制的油气储量与产量占世界总量的99%以上，其他岩类所控制的油气储量不足1%。
储集层按岩石类型通常划分为3大类：（1）碎屑岩储集层，主要包括砂岩、粉砂岩、砾岩等碎屑沉积岩，其中砂岩储集层是世界上分布最广的一类储集层。（2）碳酸盐岩储集层，主要为石灰岩和白云岩。如礁灰岩储集层，是世界上单井日产量最高的一类储集层。（3）其他岩类储集层，包括火山碎屑岩、火山岩、侵入岩、变质岩和泥页岩等。近年来，国内外的一些油田在这类储集层中获得一定产量的油气，并形成商业价值。
不同的储集层类型对油气藏的形成、油气的分布以及油藏开发动态的影响是不同的，因此，对储集层进行分类并详加研究对于油气勘探和开发具有重要意义。2）储集层的储集空间类型
储集层岩石的储集空间类型很多，但按孔隙成因归纳起来，大致分为与颗粒、晶粒（包括原生和次生）有关的孔隙型，与风化淋滤有关的溶洞型，与应力有关的裂隙型等三大储集空间类型，以这3种储集空间类型为基础，可将储集层划分为5类。（1）孔隙型储集层：该类储集层的储集空间以各种类型的孔隙为主，如粒间孔隙。大多数的砂岩储集层属此类型。（2）裂隙型储集层：该类储集层的储集空间以各种类型的裂缝为主，岩性一般较致密，孔隙不发育。而裂缝既是油气储集空间，也是油气运移的通道。（3）溶洞—裂隙型储集层：该类储集层的储集空间是以各种溶蚀孔洞为主，孔隙不发育，但裂缝较发育。溶蚀的孔隙和洞穴是主要的储集空间，而裂缝则为渗滤的通道。（4）孔隙—裂隙型储集层：该类储集层的储集空间为各种成因的孔隙及裂缝，是碳酸盐岩中分布比较广的一类储集层。（5）孔隙—溶洞—裂隙型储集层：该类储集层的储集空间主要为各种类型的孔隙、溶蚀洞穴及裂缝，孔、洞、缝相互搭配组成统一的储集体，往往孔隙度、渗透率都较高，易于形成储量大、产量高的大型油气田。
在上述5类储集层中，多数情况下为孔隙型、孔隙—裂隙型和孔隙—溶洞—裂隙型。
储集层的储集空间类型不仅与岩性有关，而且与所处的构造位置和层位的接触关系有关。如孔隙型储集层多为碎屑岩和粒屑灰岩、生物灰岩，裂缝型储集层主要分布在褶皱转折端等构造应力集中的部位，而溶洞型储集层主要与地层不整合面下的碳酸盐岩有关。3.储集层的孔隙性和渗透性
能够储存和渗滤流体的岩层称为储集层。储集层的两个基本特性是孔隙性和渗透性。1）储集层的孔隙性
储集层的孔隙是指岩石未被固体物质充满的空间。度量岩石孔隙的发育程度需采用孔隙度。岩石中全部孔隙体积称为总孔隙体积或绝对孔隙体积，总孔隙体积与岩石总体积之比就叫岩石的总孔隙度或绝对孔隙度，用百分数表示。
孔隙度反映储集层储集流体的能力，储集层的总孔隙度越大，意味着岩石中孔隙空间越多，能容纳流体的数量就越多。岩石的孔隙按大小（孔径或裂缝的宽度）可分为3类：超毛细管孔隙、毛细管孔隙、微毛细管孔隙。
有效孔隙度是用来度量岩石有效孔隙发育程度的。岩石有效孔隙度是指岩石中互相连通的孔隙体积与岩石总体积之比。
显然，同一岩石的绝对孔隙度大于其有效孔隙度。砂岩储集层有效孔隙度的变化范围在5%～30%之间，一般为10%～20%；碳酸盐岩储集层的基质孔隙度一般小于5%。按孔隙度的大小可将砂岩储集层分为5级（表1-1-1）。表1-1-1 按基质孔隙度对碎屑岩储集层的评价2）储集层的渗透性
储集层的渗透性是指在一定的压差下，岩石允许流体通过其连通孔隙的性质。石油地质中所指的渗透性和非渗透性是相对的。渗透性岩石是指在地层压力条件下，流体能较快地通过其连通孔隙的岩石。如果流体通过的速度很慢，通过的数量有限，则称为非渗透性岩石。
岩石渗透性的好坏是用渗透率来表示的。当单相液体充满孔隙，流体不与岩石发生任何物理或化学反应，这时所测的岩石渗透率称之为岩石的绝对渗透率。有效渗透率是指储集层中有多相流体共存时，岩石对其中每一多相流体的渗透率。而某相的有效渗透率与其绝对渗透率之比称为该相的相对渗透率。二、盖层1.盖层的定义
盖层是指位于储集层之上能够阻止油气向上逸散的保护层。油气从生油层进入储集层以后，由于受到水的浮力的作用而产生向上散逸的趋势，要使油气在储集层中聚集成藏而不致逸散，就必须在储集层之上有不渗透的盖层作封隔。盖层质量的好坏直接影响着油气在储集层中的聚集和保存。2.盖层的分类
根据盖层的岩石特征可以将其分为3类：泥质岩类、蒸发岩类和致密灰岩类。1）泥质岩类盖层
泥质岩类盖层包括泥岩、页岩，是油气田中最常见的一类盖层，常与碎屑岩储集层构成储盖组合。世界上大多数油气田的盖层属于此类。2）蒸发岩类盖层
蒸发岩类盖层包括石膏、盐岩两种岩石类型，常与碳酸盐岩储集层构成储盖组合。石膏、岩盐均为致密化学岩，孔隙极不发育，本身又具可塑性，不易产生裂缝，具有良好的封隔性，是理想的盖层岩石类型。3）致密灰岩类盖层
在构造变动微弱的地区，裂缝不发育，致密的泥灰岩和石灰岩也可作为盖层，但数量较少。在某些碳酸盐岩剖面中，致密灰岩紧密配置在碳酸盐岩储集层之上，成为该碳酸盐岩储集层的盖层。
除上述常见的盖层外，还有一些特殊盖层，如铝土岩盖层、沥青盖层、岩浆岩盖层等。3.影响盖层封闭性的主要因素1）盖层的岩性
从盖层的几种封闭机理可以看出，只要某套岩层中流体的排替压力足够大，下伏的油气不能将其排驱的话，这套岩层就可作为油气盖层。大量的油气田勘探结果表明，最常见的盖层是页岩、泥岩、岩盐、石膏、硬石膏及致密灰岩等。而且盖层的泥质含量越高，其封闭能力越强。
韧性岩层与脆性岩层相比不易产生断裂和裂缝，因而封闭性会更好。在通常的地质条件下，不同岩石的韧性顺序由大到小为：岩盐→硬石膏→富含有机质的页岩→页岩→粉砂质页岩→钙质页岩→燧石岩。蒸发岩的韧性最大，其作为盖层的封隔性也更好。2）盖层的厚度和分布
从油气保存的角度看，盖层越厚越有利。厚度大则不易被小断层错断，不易形成连通的微裂缝；厚度大的泥岩，其中的流体不易排出，从而可能形成异常高压，增加其封闭能力。根据松辽盆地的经验，泥岩厚度小于20m者，不能作为盖层。国内盖层最薄者可能是川南地区的长垣坝和高木顶两气田，其盖层为6～10m厚的石膏层。
盖层在大范围内连续稳定分布，分布面积大于油气藏分布范围时，才能形成有效的封闭。盖层面积越大越稳定，越有利于形成大油气田，对于有利的含油气区来说，至少要有一个区域性的盖层。3）构造运动
地壳的抬升可能导致盖层因遭受剥蚀而变薄，使封闭性变差甚至消失。断裂作用对盖层的封闭起着破坏作用，尤其是当断层断距大于盖层厚度或断裂带呈开启状态时，可使盖层的封闭性完全丧失。第四节油气的运移与成藏一、油气运移1.油气运移的概念
石油和天然气都是流体，当受到某种驱动力作用时就会在地壳中发生流动。我们把油、气在地壳内的任何移动，都称为油气运移。根据油气的有机成因学说，油气是在富含有机质的细粒岩石中生成的，而我们发现的油气却大都储集在孔隙性、渗透性比较好的粗粒岩石中。这样，油气从烃源岩层的分散状态到储集层圈闭中的聚集状态，其间必定有一个运移的过程。搞清油气运移的特点，特别是其运移的途径、方向和时期，对油气勘探有重要指导意义。
通常把油气运移分为初次运移和二次运移两个阶段。初次运移是指油气由烃源岩向邻近储集层中的运移；二次运移是指油气进入储集层以后的一切运移（图1-1-1）。实际上，油气运移是一个自然连续的过程，所谓初次运移和二次运移是为了表征油气生成后在不同环境、不同阶段的运移特点而人为划分的。图1-1-1 油气初次运移和二次运移示意图（a）油气运移早期；（b）油气运移晚期及油气藏的形成2.油气运移的基本方式
油气在地下岩层中往往呈液态、气态和分子或分子团状态进行运移，它们既可透过岩石通道流动，也可以透过其他物质进行分子运动，它们的运移方式主要有两种：渗滤和扩散。1）渗滤
岩层孔隙中的流体在一定压差条件下所发生的流动称为渗滤。渗滤是流体的一种机械运动方式，流体在渗滤过程中遵守能量守恒原理，它总是由势能高的地方流向势能低的地方。
渗滤是油、气在地下运移的主要方式。地下的岩层，无论是碎屑岩还是碳酸盐岩，都具有一定的孔隙、裂隙或溶洞，它们都是油、气在地下渗滤的良好通道。2）扩散
扩散是物质分子布朗运动产生的传递过程。当物质存在浓度差时，扩散方向总是从高浓度向低浓度进行，扩散的结果或目标是使浓度梯度达到均衡。扩散速率的大小与物质的浓度梯度、分子大小和介质条件有关，分子越小或浓度梯度越大，扩散能力越强。因此，扩散运移是轻烃的一种重要运移方式。所以，在研究油气运移时，对于轻烃，特别是气态烃，不能忽视分子扩散方式在其物质传递过程中的作用。二、油气聚集与成藏1.圈闭与油气藏
圈闭是指适合于油气聚集、能够形成油气藏的场所。圈闭由以下3部分组成。（1）储集层：圈闭的储集层为油气提供了储存的空间，是圈闭的主体部分。（2）盖层：位于储集层之上，阻止油气向上逸散。（3）遮挡物：在侧向上阻止油气继续运移的封闭条件。这种封闭条件，可由盖层本身拱形弯曲形成，如背斜构造；也可以由断层遮挡、地层超覆和岩性变化等遮挡条件所形成。
盖层和遮挡物都是阻止油气散失的封闭条件，盖层是在垂向上阻止油气散失，而遮挡物是在侧向上阻止油气散失。因此，圈闭实际上是由储集层和能够使储集层封闭起来的封闭条件形成的。
圈闭的概念强调的是它具备捕获分散烃类形成油气聚集的空间和能力，但圈闭中不一定都含有油气。一旦有足够数量的油气进入圈闭，便可形成油气藏。所以，圈闭的存在是形成油气藏的必要条件。2.油气藏的概念及度量1）油气藏的概念
油气藏是含油气盆地中油气聚集的最小单元，是油气在单一圈闭中的聚集，具有统一的压力系统和油水界面。换言之，油气藏是地下岩层中具有统一流体动力学系统的最小油气聚集单元。
如果在一个圈闭中只聚集了石油，则称为油藏；只聚集了天然气，则称为气藏；而同时聚集了石油和天然气，则称为油气藏。
在一个油气藏中，由于重力分异作用，油、气、水呈有规律的分布：气占据最上部，称为气顶；油居中，在平面上呈环状分布，称为油环（对背斜油气藏而言）；水在下，称为底水（或边水）；从而形成油—气、油—水或气—水界面。在一般情况下，这些分界面是近于水平的，但若存在水动力作用，也可能是倾斜的。由于毛细管压力的作用，这些分界面并不是截然分开的“面”，而是一个过渡带，过渡带的厚度主要取决于油气层的物性和油气性质，油气层物性好则过渡带薄。
一个油气藏如果具有开采价值，则称其为商业性油气藏，否则称为非商业性油气藏。一个油气藏是否具有开采价值，决定于所发现油气藏的储量和产量的大小、所在的地理位置、目前的经济与技术条件和石油的价格等多种因素。过去认为没有开采价值的非商业性油气藏，随着工业技术水平的不断提高，或者由于石油价格的增长，可以转变为有开采价值的商业性油气藏。所以，商业性油气藏的标准可以随时间、条件的改变而变化。2）油气藏的度量
油气藏的大小反映了圈闭中聚集的油气数量的多少。与圈闭的度量相似，油气藏的大小可以用含油气面积、含油气高度等参数进行描述。下面以典型背斜油气藏（图1-1-2）为例介绍如下。图1-1-2 背斜油气藏中油、气、水分布示意图（1）含油（气）高度：油气藏中油—水界面与油气藏最高点的海拔高差，称为含油（气）高度。当有气顶时，则含油高度为油—水界面与油—气界面的海拔高差；而油—气界面与油气藏最高点之间的海拔高差则称为气顶高度。（2）外含油边界：又称含油边界，是指油—水界面与含油层顶面的交线。它是水和油的外部分界线，在此线以外只有水没有油。（3）内含油边界：又称含水边界，是指油—水界面与含油层底面的交线。它是油和水的内部分界线，在此线以内只有油没有水。（4）外含气边界：是指油—气界面与含油层顶面的交线。它是气和油的外部分界线，在此线以外只有油没有气。（5）内含气边界：是指油—气界面与含油层底面的交线。它是油和气的内部分界线，在此线以内只有气没有油。（6）含油（气）面积：外含油（气）边界所圈定的面积称为含油（气）面积。（7）油水过渡区：平面上内、外含油边界之间的地带。（8）油气过渡区：平面上内、外含气边界之间的地带。（9）纯油区：平面上内含油边界与外含气边界所围限的环状区域。（10）纯气区：内含气边界所圈定的面积。（11）充满系数：是指含油（气）高度与圈闭闭合高度的比值。一般情况下，在富含油气区，充满系数高；在贫含油气区，充满系数低。三、油气藏形成的基本条件
油气藏是地壳中油气聚集的基本单元，是油气勘探与开发的对象。油气成藏研究是石油地质研究的核心内容。阐明和掌握油气藏形成的基本原理，不仅具有科学的理论意义，而且对油气资源的勘探与开发具有十分重要的实际意义。
油气藏的形成过程，是油气从分散状态到集中储集的转化过程。油气生成后能否聚集起来形成油气藏，并且保存下来，取决于烃源岩层、储集层、盖层、圈闭、运移、聚集和保存等各成藏要素之间的有效匹配。油气藏的形成与保存状态是各成藏要素综合作用的结果。只有当上述诸要素都存在时，油气藏才存在。缺少任何一个要素，则油气藏就不存在。换言之，油气藏存在与否受控于上述诸要素中最弱的因素。
可以将油气藏形成的基本条件概况为4个方面，即：充足的油气来源、有利的生储盖组合、有效的圈闭和必要的保存条件。第二章地层第一节地层及地质年代一、地层1.地层的概念
在地壳的上部广泛分布着层状的岩石，包括沉积岩、岩浆岩及变质岩。这些岩层是在漫长的地质时期中逐步形成的。我们把地壳历史发展过程中在一定地质时间内所形成的一套岩层，称为那个时代的地层。一套地层可以由一种岩层组成，也可以由几种岩层所组成。
地层是地壳发展历史的物质记录，也是我们研究地壳发展历史，了解矿产形成规律，从而进一步指导油气矿产资源勘探的基础资料。
在地史研究和区域地质勘探工作中，首先要解决的问题就是确定一个地区地层顺序及其与相邻地区地层的对比关系，建立其地层系统和相应的地质年代系统，以便进行更进一步的理论和应用研究。2.地层叠覆律
地层是在漫长的地质时期中沉积下来的沉积物。沉积物在沉积过程中是自下而上逐层叠置起来的，形成了老者在下，新者在上，下伏地层比上覆地层老的自然顺序。这一规律称为“地层叠覆律”或“地层层序律”。
地层叠覆律说明地层除了具有一定的形体和岩石内容外，还具有时间顺序的涵义，它是我们认识和研究地层的基础。在未经过强烈地壳运动而发生倒转的情况下，地层一直保持着上新下老的正常顺序。二、地质年代1.地质年代单位
地质年代单位是用来表示地质历史时期中的时间间隔的，如同“世纪”、“年”等表示时间间隔的单位一样。地质学家和古生物学家在地层研究和古生物化石研究的基础上，根据生物演化的阶段性、不可逆性和统一性，把地质年代划分为“宙”、“代”、“纪”、“世”、“期”等若干时间单位。其中“宙”、“代”、“纪”、“世”是国际性的时间单位，“期”是大区域性的时间单位。另外还有一个可以自由使用的地方性的时间单位“时”。各级时间单位的涵义如下。1）宙
宙是地质年代单位中最大的单位。目前整个地球历史划分出4个
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