页岩油气成藏机制研究综述论文

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249 2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气，但是页岩气藏储层结构复杂，多为低孔、低渗型，开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状，分析了页岩气成藏机理以及开发特点，重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术，包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词: 页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

作者简介: 史进，1983 年生，男，汉族，山东淄博人，中国石油大学 ( 北京) 石油天然气工程学院博士生，主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E mail: shijin886@163. com，电话:。

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

( 1. Petroleum engineering institute，China University of Petroleum，Beijing 102249， 2. China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)

Abstract: The shale gas is a kind of non conventional with giant amount of reserves，but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability ，so it needs advanced technology. This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad，analyses the gas generation and development characteristic of shale gas，mainly introduces gas exploration and development of technology，including reservoir e- valuation technology，horizontal well stimulation techniques，completion technology as well as fracturing tech- niques. At last，the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gas; development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同 ( 图1) ，随着全球能源的需求量增大，页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集［1］。世界页岩气资源很丰富，但尚未得到广泛勘探开发，根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来，页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同，所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主，美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年，钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩［2］，井深仅。19世纪80年代，美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场，在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末，因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起，页岩气研究受到高度重视，当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来，页岩气勘探开发技术不断提高，并得到了广泛应用。同时加密的井网部署，使页岩气的采收率提高了20%，年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3，约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口，页岩气年产量450×108m3，约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测，2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展，技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂，这样降低了成本，减少对地层的伤害，但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井，长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段，甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然，这也离不开国家政策的支持，20世纪70年代末，美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策，而得克萨斯州自20世纪90年代初以来，对页岩气的开发不收生产税。

除了美国，加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家，其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地，横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外，Willislon盆地也是潜在的气源盆地，上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测，在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

图2 美国的页岩气资源分布

中国页岩气开发现状

2009年以前，我国的页岩气开发以勘探为主，2009年12月，才正式启动页岩气钻井开发项目［3］。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15～30)×1012m3，中值×1012m3，与美国的×1012m3大致相当。预计到2020年，我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿～300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北东北及青藏等4个页岩气大区。其中，南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区［4］，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区，中新生代发育众多陆相湖盆，泥页岩地层广泛发育，页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。

3 页岩气开发特点分析

页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，但又与这两者有显著的区别(表1)，显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中，赋存方式和成藏类型的改变，使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程，吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化，岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析

页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大。因此，页岩气采收率比常规天然气低［5］。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上，而页岩气仅为5%～40%。但页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点，页岩气井能够长期以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年，美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示，Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态，和煤层气相似，但页岩气中的吸附气的比例较低，有的只有30%左右［6］，裂缝中的水很少，主要为游离态的压缩气，页岩气的生产可以分为两个过程，第一个过程是压力降到临界解吸压力以前，产出的只有游离态的气体，它的生成基本与低渗透天然气无异，这个过程也是页岩气地层压力降低的过程，第二个过程是压力降到临界解吸压力以后，这时基质中的气体开始解吸出来，与裂缝中的气体一起被采出，所以产气量会达到一个峰值，如图3所示，但是由于吸附气占的比例并不大，所以产气量又很快下降，最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气，因为和煤层气不同的是，采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。

储层评价技术

页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据，包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征［7］。单独的GR不能很好地识别出粘土，干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试TOC和吸附等温曲线，以此得到页岩含气量。

水平井钻井技术

页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多，并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多的流入井筒，因此开采可使用水平钻井技术，并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说，水平段越长，最终采收率就越高。

水平井的成本比较高，但其经济效益也比较高，页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例，水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的倍还多。在采用水平井增产技术过程中，水平井位与井眼方位一般选在有机质富集，热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。

完井技术

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中，用组合式桥塞分隔各段［8］，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法，但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理，从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石，达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业，免去下封隔器或桥塞，缩短完井时间。

压裂技术

据统计，完井后只有5%的井具有工业气流，55%的井初始无阻流量没有工业价值，40%的井初期裸眼测试无天然气流，这是因为页岩气埋深大，渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采，因此页岩气压裂技术，主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

水平井分段压裂技术

在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段，目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223［9］井经过7段水力压裂措施改造后，增产效果显著，页岩气产量高达×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用，使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加30%，是一种低成本增产方法，压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期，这是因为重复压裂可以发生再取向(图5)，在原有裂缝的基础上，还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实［10］，重复压裂能够以美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量，远低于收购天然气储量美元/mcf或发现和开发天然气储量美元/mcf的平均成本。

图5 重复压裂再取向

同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施，作业者在相隔152～305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。由于页岩储层渗透性差，气体分子能够移动的距离短，需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后，地下裂缝极其复杂，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化［11］。该技术有以下优点:①测量快速，方便现场应用;②实时确定微地震事件的位置;③确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;④具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年，美国Chesapeake［12］能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了NewarkEast气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步，尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对，但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别，如四川盆地的页岩气层埋深比美国大，美国的页岩气层深度在800～2600m，四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式，系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。

战略选区

作为可商业规模化开采的页岩气，战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作，除了地质控制因素的考虑，还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于、Ro介于～之间、埋深介于200～3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩，重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果，还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术，使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。

环保因素的考虑

对Barnett页岩开采地区的研究表明，钻井和压裂需要大量的水资源，2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需×104m3的地表水和地下水，2007年这一用量增长了10倍多，约60%～80%的水会返回地面，其中含有大量的化学物质或放射性元素，会造成水污染，因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明，除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外，主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用，使页岩开发领域在纵向和横向上延伸，单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位，能够改善储层渗流能力，延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状，有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况，实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑，从而推动中国页岩气产业的快速发展。

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对页岩气成藏机理进行了全面分析，获得了四个方面的认识。①页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，体现出了复杂的多机理递变特点。②在页岩气的成藏过程中，天然气的赋存方式和成藏类型逐渐改变，含气丰度和富集程度逐渐增加。③完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要的作用过程，自身构成了从吸附聚集、膨胀造隙富集到活塞式推进或置换式运移的机理序列。④相应的成藏条件和成藏机理变化对页岩气的成藏与分布产生了控制和影响作用，岩性特征变化和裂缝发育状况对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律具有控制作用。研究了中国的情况，认为中国的许多盆地存在工业性页岩气藏发育的基本地质条件，其中，吐哈盆地吐鲁番坳陷的水西沟群是页岩气发育的重要区域之一。 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中。天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集，表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。页岩气发育具有广泛的地质意义，存在于几乎所有的盆地中，只是由于埋藏深度、含气饱和度等差别较大分别具有不同的工业价值。中国传统意义上的泥页岩裂隙气、泥页岩油气藏、泥岩裂缝油气藏、裂缝性油气藏等大致与此相当，但其中没有考虑吸附作用机理也不考虑其中天然气的原生属性，并在主体上理解为聚集于泥页岩裂缝中的游离相油气。因此属于不完整意义上的页岩气。因此，中国的泥页岩裂缝性油气藏概念与美国现今的页岩气内涵并不完全相同，分别在烃类的物质内容、储存相态、来源特点及成分组成等方面存在较大差异。 2004年以来，以中国地质大学张金川教授、中国石油勘探开发研究院李新景和王社教授、中国石油勘探开发研究院廊坊分院王红岩和李景明教授以及长江大学潘仁芳教授为代表的杰出石油地质科技工作者开始了页岩气勘探开发基础理论的相关研究，在页岩气成藏机理、储量评价、资源量分类、页岩气渗流机理等方面取得了可喜的成果，为我国页岩气勘探开发奠定了理论基础；2009年，我国启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目；2010年，我国分三个梯次开展了研究工作，第一启动了“川渝黔鄂页岩气调查先导试验区”工作开展重点调查，第二在下扬子苏皖浙地区开展页岩气资源调查，第三在北方地区（华北、东北和西北）开展页岩气资源前期调查研究；2011年，结合前期调查研究成果，国土资源部在川渝黔鄂开展了5个项目的先导性试验，在上扬子及滇黔桂区、中扬子及东南区、西北区、青藏区、华东-东北区5个大区继续开展资源潜力调查，同时开展了5个页岩气勘探开发相关工艺技术的攻关项目。其中，中国石油在川南、黔北地区选取了4个有利区块，已完钻11口评价井，其中有4口直井见气；中国石化在黔东、皖南、川东地区优选了2个有利区块，已完钻5口评价井，其中有2口直井见气；延长石油在延安完钻3口页岩气井，取得陆相页岩气技术突破；中国海油、中联煤也开始在皖浙地区、山西沁水盆地开展前期调查。据国内最大的石油公司中国石油天然气股份有限公司披露，中国石油计划在2015年从中国西南部的四川盆地生产出10×10m的页岩气，四川盆地届时将向中国市场提供第一批商业页岩气产量。经过7年的勘测调查和反复研究，专家跑遍滇、黔、桂、湘、鄂、川、渝、陕等8省区，最终将优势区域锁定在重庆东南部，并确定了一条以綦江为起点，经万盛、南川、武隆、彭水、黔江、酉阳、秀山的开发路线。也就是说，中国页岩气开发将会从綦江起步，走向全国。綦江有着独特的地理位置和资源优势，它处于云贵高原到四川盆地过渡区域，沉积地层齐全，页岩气埋藏浅，深度大概在200米到700百米之间，有利于开发。 中国的页岩气勘探开发将会迅速发展。郑州中牟地下发现丰富页岩气 可开采127亿立方米 。中牟区块地下3500米以上有可开采的页岩气亿立方米。 页岩气分布北美克拉通盆地、前陆盆地侏罗系、泥盆系，密西西比系富集多种成因、多种成熟度页岩气资源。中国许多盆地发育有多套煤系及暗色泥、页岩地层，互层分布大套的致密砂岩存在根缘气、页岩气发育有利条件，不同规模的天然气发现，尚未在大面积区域内实现天然气勘探的进一步突破。资料显示，中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。除此之外，松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。据估计，全球页岩气资源约为456万亿立方米，主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联，其中北美最多。但其丰度低，技术可采量占资源总量的比例较低，同时页岩气的储层具有低孔隙率和低渗透率的特点，开采难度大，需要高水平的钻井和完井技术。在21世纪刚开始开采页岩气时，多采用水平钻井技术和水基液压裂技术提高采收率。2012年前后，已实现对页岩气商业开发的国家有美国和加拿大，其中美国已实现大规模商业化生产。我国页岩气资源也很丰富，但开发还处于起始阶段。国家正在积极推进页岩气的开发利用工作。

成藏动力学自提出以来，经过近十年的研究和相关学科的不断发展，在盆地形成的地球动力学背景和盆地（充填）动力学、成烃动力学、排烃动力学、流体输导系统、油气成藏机理与充注历史分析等各个方面已经取得了重要进展。

1.盆地形成的地球动力学背景和盆地（充填）动力学

板块构造学说的产生和发展使盆地研究找到了新的切入点，人们通过板块构造理论重新认识沉积盆地的成因与演化。进入20世纪90年代，D′kinson（1993）率先强调了盆地研究的集中点应该由盆地类型研究转向盆地形成演化的动力过程研究。李思田等（1995）基于盆地与板块构造格架的关系提出了众多盆地分类方案。盆地动力学研究的目的在于认识盆地的成因，通过定量分析反映盆地动力过程的参数，以阐明各种盆地动力学控制因素的联合、复合作用及演化中的过程序列，了解盆地演化与发生在深部，包括地壳和岩石圈以下物质的状态和过程之间的关系以及板块相互作用过程中所造成的成盆区应力场。

盆地（充填）动力学的研究依靠层序地层学、事件地层学、构造—地层分析、精确定年技术（高分辨率古生物学和同位素技术）互相结合，构成等时地层格架，盆地中沉积体系三维配置加上时间关系研究的四维系统理论和研究的方法。这些不同学科、不同分支理论和方法体系的密切结合，使盆地（充填）动力学过程的研究产生了飞跃。高分辨率事件地层学的研究精度比传统生物地层学方法提高数十倍甚至上百倍，对有效预测盆地烃源岩和输导体系的分布具有重要意义。

2.成烃动力学

按照Tissot（1978）干酪根降解生烃理论，油气的成因主要是地下的沉积有机质在热力作用下的化学反应过程。根据温度与时间的相互补偿原则，成烃热模拟和化学反应动力学模型计算对大多数典型烃源岩干酪根的成烃研究有了很大发展。沈忠民（1999）、卢双舫（2000）等提出了多种动力学模型，如总包又可细分为总包一级动力学模型、分段一级动力学模型和总包多级动力学模型、最大反应速率模型、平行一级反应模型、无数平行一级反应模型、以沥青为中间产物的平行连续反应模型和活化能随转化率变化模型等。目前，有机质成烃动力学的研究不仅能从动力学的角度加深对有机质成烃过程的理解，更重要的是为油气生成量的计算提供了一种重要方法。

3.排烃动力学

近十几年来，国内外许多学者在烃源岩排烃机理方面进行了深入系统地研究。在排烃相态方面，石油和天然气有所不同。郝石生（1994）等通过气水高温、高压实验和分子扩散实验分析，认为水溶相和分子扩散对天然气排烃具有重要贡献。李明诚（2000）认为油气藏中聚集的主要是油相和气相，石油以油相、气溶相，天然气以气相、油溶相运移最为有效。在排烃相态方面，目前人们对泥岩烃源岩的压实排烃动力形成比较统一的认识，Leythauser等（1994, 1995）、张博全等（1995）、刘德汉（1996）等认为化学压实作用为碳酸盐岩烃类排驱到输导层或直接进入储层提供动力。由于烃源岩物性差、孔隙流体容易形成异常高压，微裂缝排烃往往是烃源岩主要的排烃方式。王新洲、周迪贤（1994）对济阳坳陷研究发现，烃源岩孔隙度＞10%才可引起自然水力压裂，否则一定要有油气增压的加入才有可能。Berg等（1999）通过对密闭系统的烃源岩孔隙体积、油气生成和压力之间关系的模拟研究认为，深度在2900m，有机碳含量低于的烃源岩，即使有机质的产烃率达到100%也难以形成微裂缝排烃。相比之下，对于高渗透性岩石，由于流体的流动降低了剩余流体体积，而不会使其在生烃过程中的剩余压力很大；低渗透性烃源岩中有机质含量高、产烃率大时，孔隙压力可能增大到足以造成破裂，从而产生裂缝并提高渗透率，剩余的油气就可以从这些裂缝中逸出。目前，烃源岩排烃的定量研究已经取得重要进展，如石广仁等（1996）在动力学方面通过建立地质模型和数学模型来定量评价烃源岩的排烃史，陈义才等（2002）根据烃源岩在生烃、排烃过程中烃类产物的质量守恒原理，将压实、扩散、水溶和微裂缝排烃系统地结合在一起，建立了多种排烃机理的微分数学方程，采用有限差分法模拟求解压实—扩散排烃模型。

4.地层流体压力预测

地层流体压力研究的核心是异常地层压力的形成、分布及其与油气藏形成与分布之间的关系，它是成藏动力学系统研究和划分的依据之一。现今流体压力研究主要进展表现在利用测井及地震资料预测异常地层压力。Bowers（1994）提出了一种不需要建立正常趋势线而用有效应力与声波速度之间的原始加载及卸载曲线方程直接计算有效应力、进而由有效应力定律确定地层压力的方法。古流体压力与油气的运聚具有更密切的联系。相对于静水压力，沉积盆地可出现超压或异常低压，其中超压具有更普遍的意义。超压是沉积盆地演化过程中的动态现象。尽管超压的发育与多种因素（包括不均衡压实、生烃作用、水热增压、粘土矿物脱水、构造应力等）有关，Hunt（1998）对非强挤压背景地区，提出了产生大规模超压的两种机制，即压实不均衡和生烃作用。

5.油气运聚的动力学机制及类型划分

油气成藏的动力学机制是复杂的，类型划分方案也是多样的。

康永尚、郭默杰（1998）提出流体运移的6种动力源：深部动力、沉积过程中产生的自源动力、热力、地应力、水动力、浮力。不同的动力源产生的动力有不同的作用方向：深部动力、热力与地应力的作用方向是由深部到浅部；沉积过程中产生的自源动力、沉积压实流体水动力的作用方向由高势区到低势区，由深部到浅部，由盆地中心向盆地边缘；浮力的方向是由深部到浅部；地表淋滤水动力方向是由浅层到深层，从盆地边缘向盆地中心，与压实流体的运动方向相反。在流体动力学中，热力、地应力、水动力和浮力的水动力学机制研究进展迅速。

田世澄（1997）等根据流体动力学系统的开放程度分4种类型：①强开放的重力驱动型，由造山运动导致的地形高差引起的重力驱动流占主导地位；②弱开放的压实驱动型系统，压实驱动是流体动力学系统的主要动力源；③相对封闭的流体封存箱型，热力和地应力对封闭系统的增压和破裂起关键作用；④滞流型，没有一种动力对油气运移发生重要作用，仅见于深盆低压气藏（深盆气）。

田世澄、张树林（1996,1999）、李莜瑾（1999）根据动力学特征或封闭条件将成藏动力学系统划分为开放型、封闭型、半封闭型3种类型；根据压力特征，又可分为超压成藏动力学系统、常压成藏动力学系统和低—负压成藏动力学系统；根据油源特征，还可划分为自源成藏动力学系统、他源成藏动力学系统和混源成藏动力学系统。而张树林等划分为单源、双源和三源3种成藏动力学系统。实际应用中常要考虑以上三个方面的因素，并且常在前面冠以生油凹陷的名称，以示地区和范围，故划分的成藏动力学系统常采用复合命名法。

6.流体输导系统

在含油气盆地中，砂岩和某些碳酸盐岩、不整合面、断裂等构成流体输导系统。在不同尺度上有效地预测各种输导体的流体行为和输导能力是成藏动力学研究的基础。输导系统研究的进展主要表现在砂体分布及输导能力预测和断裂流体行为的深入研究两个方面。由于沉积学、高分辨率层序地层学、地震盐隆预测和地层模拟技术的发展和综合应用，砂岩型输导层分布的预测能力已明显提高。Giles（1997）系统论述了不同地质条件下流体的流动、物质搬运和能量传递及其成岩效应，为砂岩输导能力的有效预测奠定了基础。此外，断层的结构、输导能力和流体行为的研究取得了长足的进展。断层带的流体输导能力和流体沿断层的垂向运移取决于断裂带的结构、断层的力学性质及活动强度等。Hooper（1991）、Roberts（1996）等认为流体沿断裂带的运移可能是幕式的，而且在超压盆地中，流体沿断裂带的幕式运移可能引起局部温度、压力异常。O′Brien（1999）等提出断裂在活动期具有较强的流体输导能力，晚期构造运动引起的断裂活化亦可明显增强断裂的流体输导能力，诱发大规模的流体运移，并控制油气的分布。

7.油气运移路径和运移主通道

油气在储层中二次运移路径十分复杂，但总是沿着毛细管阻力小的有利路径进行运移。Schowalter（1979）认为，烃类在运载层中运移，仅通过运载层上部几英尺的厚度。在均质条件下，运移通道位于运载层顶部，残余油也集中在运载层的顶部，而不是分布在整个运载层中。从盆地规模看，油气沿运载层垂直于地层走向朝上倾方向运移时，也主要集中在有限的运移通道上。England等（1987,1993）认为油气二次运移主要集中在少数“高速公路”上，只占运载层的空间比例约10%左右。近年来，Catalan（1992）、Carruthers（1995）、Thomas（1995）、Hindle（1997）、曾溅辉（2000）等对油气的二次运移过程进行了大量的模拟实验和数值模拟研究证明：①油气二次运移只通过局限的通道进行，油气运移空间可能只占据整个输导层的1%～10%；②输导层油气的运移路径受控于输导层顶面或封闭层底面的三维几何形态；③在生烃凹陷及其附近，油气运移路径形成密集的网络，而远离生烃凹陷，运移路径逐渐汇集。郝芳等（2000）根据油气二次运移的主要动力（浮力和水动力），利用射线追踪（ray trace）技术，可以从生烃凹陷出发对油气运移路径和主通道进行三维预测。

8.油气充注历史

油藏注入史研究是油藏地球化学研究的内容之一，其基本原理是根据流体非均质判断油气运移的通道方向、推断油气充注的时间。因此，油藏注入史研究对认识油气成藏过程也有重要作用。就单一油藏而言，同一油源不同时期产生的石油以及不同源岩同一时期产生的石油在组分上均具有内在的差异性。当石油向储层注入时，受到诸多因素的影响，因此有明显的非均质性。England等（1987）通过Fortiers油田的地球化学研究，首次将人们早已认识到的油藏流体非均质性现象与成藏研究结合起来，提出了油藏充注与原油混合模式。近年来，Hoffmann（1988）、Bodnar（1990）以及我国学者王铁冠（1997）、潘长春（1998）、宋长玉（2002）等在油藏注入史研究主要采用流体包裹体分析技术，并在很多地区或油田得到广泛应用。

9.成藏动力学系统的定量模拟

成藏动力学系统的定量模拟的目的是恢复油气成藏的演化历史，追踪油气运聚的动态过程。随着油气成藏密切相关的各种化学动力学和流体动力学过程和模型研究的不断深入，盆地演化和油气生成、运移和聚集过程的模拟技术不断改进。二、三维盆地模拟系统可作为成藏动力学系统定量模拟研究的基础。目前盆地模拟技术对稳态流体的模拟较为成熟，对幕式流体的模拟尚待改进。尽管目前的模拟技术作为预测油气分布的有效工具尚待完善，但计算机模拟为石油地质学家认识和再现地质历史中油气成藏的化学动力学和流体动力学过程提供了有效的工具。