纯水动力型油气藏

① 油气藏分布的流体动力场

裂谷盆地油气富集在宏观上是由地层压力、浮力、水动力、构造应力等因素控制的流体动力条件综合作用的结果。压力场、地温场和地应力场的分布及彼此相互耦合的关系直接影响着油气的运移与聚集。

图6-14 阿南凹陷层序地层划分示意图

构造油气藏一般发育在相对构造高部位且大多处于成藏以来的长期继承性的低能量区。地层岩性油气藏的流体动力条件相对要复杂一些，成藏期地层岩性圈闭处于低能量区，由于不同类型的压力系统形成及演化的差异，造成在现今的低能量区和高能量区地层岩性油气藏均有分布。二连盆地岩性油藏既可以分布在低压区，也可以分布在静压区域；既可以分布在低油势区，也可以分布在高油势区。

二连盆地巴音都兰凹陷发育的巴10和巴19两大岩性油藏都分布在低压区，赛汗塔拉凹陷的赛66岩性油藏发育在该凹陷低压体系的相对高压部位；乌里雅斯太凹陷木日格岩性油藏主体处于静压区域，个别部位位于低压区域；阿南凹陷的哈39等岩性油藏同样发育在凹陷中央部位的静压区域。

二连盆地的构造油气藏一般发育在现今相对低势区，而岩性油气藏的分布却较复杂，有些岩性油气藏发育在构造负向区、洼槽内及正向构造的翼部等相对高势能区，有些却位于相对油势力低值区内。因此，在岩性圈闭的成藏过程中，从成藏期起一直处于低势区或高势区边缘的相对低势区的岩性圈闭是有利的成藏目标。另外，成藏期的低势区有可能由于后期构造变动或沉积埋藏作用影响演变为高势区，但圈闭内的油气不会发生散失，仍可能为现今高势区勘探目标。二连盆地吉尔嘎郎图凹陷宝饶洼槽现今流体势的高势区分布着一批岩性油藏，如林4、林5、林7 等岩性油藏，因此，岩性油藏也可以分布在高势区。相反，始终处于高势能区的圈闭则只能靠毛细管力作用聚集油气，很难形成大规模的油气聚集。

② 油气藏形成的条件和成因类型有哪些

在古生代海相盆地发育过程中,挤压抬升作用使古隆起顶部地层遭受侵蚀,造成早期聚集油气的大量散失,而古陆块活动性大,地壳变形强烈,多期沉降的陆缘坳陷和陆内坳陷又有利于优质烃源岩堆积。挤压抬升所形成的古隆起伴生有溶蚀孔洞和构造裂缝,可以改善储层物性,使古隆起成为晚期生成油气的有利聚集场所。中一新生代,中国大陆受到相邻板块的强烈作用,古老的海相盆地受到强烈改造和破坏,缩小了海相地层的有利勘探范围;中—新生代构造和盆地叠加作用,则使古生界变形强烈、埋藏深度加大并且造成复杂的地貌,增加了海相油气藏的勘探难度。但同时,中—新生代地层的覆盖也是海相地层深埋生烃和古油藏保存的必要条件,在海相油气封盖层未受到严重破坏的地区,具有良好的油气勘探前景。赞同2| 评论

③ 多姿多彩的油气“库”之四——隐蔽油气藏是怎么回事

隐蔽油气藏是泛指在油气勘探中难以识别和难以发现的油气藏。它不是专指石油地质界所说的非背斜或非构造油气藏，而是指那些不管什么原因形成的所有的复杂而又难以识别和发现的油气藏。

各种构造被众多断层切割而形成的复杂断块，因不同的沉积作用而产生的各种砂岩体以及由于地层超覆、不整合等地质因素形成的圈闭，还有一些特殊岩体，如生物礁灰岩、火山岩体、板岩裂缝等都可能成为隐蔽油气藏。另外，往往还会由上述多种因素共同作用形成复合含油气圈闭，如断层与岩性、断层与地层超覆、不整合等。与众不同的还有岩体刺穿油气藏和水动力油气藏。前面提到的岩性与地层油气藏从广义上讲，也属于“隐蔽油气藏”的范畴。

胜利东辛油田是个典型的复杂断块油田。在20世纪60年代勘探初期，钻探背斜高部位，油少且稠，含油层忽高忽低、忽油忽水、忽轻忽重，探明其储量费时费力。

火山岩油气藏包括火成岩潜山风化淋滤型和溶蚀、裂缝型油藏，单个油藏不大，形态十分复杂，勘探之初很难识别，多属勘探时的意外收获。

复合型油气藏在我国东部屡见不鲜，如断层和浊积砂体复合油藏见于胜利油区梁家楼油田。断层切割砂砾岩体形成的油藏见于胜利东营凹陷北带盐家、坨北地区及华北冀中的大兴地区。断层和地层复合型油气藏见于任丘断块潜山油藏。

盐丘泥丘油气藏

复合油藏

认识了油、气藏和油、气田类型的复杂性及其形成的客观规律，并利用这个规律去指导生产实践，才能减少盲目性。如果孤立地、机械地看待油、气藏的分类和形成原因，就会陷入形而上学的唯心主义，阻碍认识的深入和发展。用这种认识去指导生产实践，必然导致错误和失败。世界各国在油气藏勘探中经历了漫长曲折的道路的才认识到这一问题。

④ 岩性油气藏成藏动力

现有的砂岩透镜体成藏理论各家并不统一，国内外学者对透镜体成藏的微观机理的认识还存在着很大分歧，特别是成藏动力方面，有的学者趋向于毛管压力作用下油气由生油岩进入大孔隙的储集岩中；有的学者认为烃浓度差是透镜体成藏的根本动力；而有人认为剩余围岩压力是主要动力；国外有的学者却认为未知重力运动使油气聚集成藏。目前，关于主动力的问题仍是争论的焦点。实际上，透镜体成藏并不是单纯的一个或两个动力下促使油气聚集的，它是在过程复杂、动力类型多样、相互作用、复合动力的条件下完成的油气运聚成藏过程。

（一）异常高压

1.异常高压的石油地质学意义

地层中的异常流体压力的存在是沉积盆地中的常见现象。大量的油气勘探与开发实践充分表明，超压是油气排出、运移和聚集的重要动力之一，且超压与油气生成、保存及成岩－成矿、流体流动密切相关。东部断陷盆地压力场绝大多数发育古流体异常高压，而且现今仍多数保留部分异常压力。伸展盆地构造应力多改变流体压力梯度。流体压力封存箱中流体幕式压裂造成幕式排烃，幕式构造活动引起幕式油气运聚。因此，异常高压是成藏动力系统中油气排出、运移的原始动力。

2.异常高压分布与形成

（1）异常高压的分布

1）纵向特征

根据实测和计算的地层压力，东营凹陷现今地层流体压力存在两种状态，即正常压力和异常高压力，一般上部地层为正常压力系统，下部地层处于异常高压系统，界线在2200m左右（图2-26）。

图2-26 东营凹陷地层压力、压力系数与深度关系图

东营凹陷超压现象较为普遍。从压力－深度交会图（图2-26a）上可以看出，不同的深度，压力梯度变化较大，2200m以上地层压力基本保持在静水压力带附近，为正常压力；随埋深增加，地层压力逐渐偏离静水压力，为正常压力与异常压力过渡带（2200～3300m）；到3300m以下则主要是超压分布段。而压力系数－埋深交会图（图2-26b）则显示，压力系数纵向上基本可分为两个带：2200m以上压力系数较集中于1.0附近；2200m以下压力系数开始集中在0.9～1.7之间，1.0附近压力系数较密集，压力系数大于1.2的点逐步增加。总体上，东营凹陷以超压为其主要压力特征。

图2-27 纯47井异常压力剖面

在单井剩余压力剖面上，剩余压力随深度的增加逐渐增大，且具有旋回性。每一个剩余压力的高峰对应一个压力封存系统，层位上对应于沙三段和沙四段，最高峰与沙三段中、下亚段和沙四段上亚段烃源岩层相一致（图2-27）。也就是说，沙三段中、下亚段和沙四段上亚段烃源岩均存在流体异常高压。根据济阳坳陷流体异常高压的成因，推论两类烃源岩在生、排烃期也存在异常高压。

2）平面特征

东营地区的4套目的层的压力系数主要集中在0.9～1.1之间，表现为正常压实的特征。对比4个层段压力系数，沙三段中、下亚段和沙四段上亚段的压力系数分布区间大，沙三段上亚段压力系数分布集中在0.9～1.2之间，说明地层压力普遍正常，很少显示高压异常；沙三段中亚段地层压力系数主要分布在0.9～1.6之间，绝大多数仍然在0.9～1.1之间，说明大部分地层压力正常，同时普遍也有超压；沙三段下亚段地层压力呈现双峰态，主要分别集中在0.9～1.3和1.4～1.9之间，可见，沙三段下亚段是高压发育最典型的地层；沙四段上亚段的压力系数主要在0.9～1.6之间，也是普遍高压，但是从统计图能够看出，高压所占的比重更大。对比4个目的层，高压主要出现在沙三段中、下亚段和沙四段上亚段，最典型的是沙三段中亚段和沙三段下亚段。

利津、牛庄、民丰洼陷高压带的范围较大，且压力系数非常高，尤其是利津洼陷北坡和牛庄洼陷，而博兴洼陷压力系数开始减小，整区基本处在高压异常控制之下（图2-28），低压仅在凹陷西部出现，中部乔庄周围地区和凹陷东部有两片常压区，其余地区全为高压环境。

图2-28 东营凹陷沙三段下亚段压力系数等值线图

（2）异常高压的成因机制

研究认为，东营凹陷压力封存箱的形成机制主要有3种。

东营凹陷古近系超压现象非常明显，低压现象也有所分布，但不占重要地位。Es₂及以上地层主要为正常压力系统，仅有个别地区零星分布一些很局限的异常压力区；从Es₃开始普遍发育地层异常高压，尤其是在

和Es₄更是大面积分布高压区，超压程度又以牛庄洼陷和利津洼陷最强，博兴洼陷和民丰洼陷相对较弱。

据资料，区内异常高压带的分布范围与模拟生烃量的分布区间、蒙伊混合带及烃源岩体有很好的对应关系。

东营凹陷沉积发育有大套暗色泥岩，其沉积中心与异常高压中心一致。泥岩在压实过程中，随着埋深的增加，泥岩的孔隙度和渗透率降低，封闭性增强，孔隙水排出困难，压力难以释放，造成了欠压实，从而引起了异常高压。而凹陷中部砂岩相对较少，使得异常高压泥岩遍及凹陷中的大部分深洼区。资料显示，利津洼陷和牛庄洼陷的泥岩欠压实程度较强，民丰洼陷和博兴洼陷的泥岩欠压实程度较弱。

东营凹陷蒙脱石向伊利石转化的深度大致发生在1600～3200m，迅速转化集中在2800～3100m，这与该区异常高压带出现的深度基本一致。在此过程中，蒙伊转化大量脱水，增加了孔隙流体压力，引起异常高压。同时在这一深度范围内，凹陷内烃源岩具有较高的生烃潜量，与产生异常高压的深度重合，干酪根大量热降解生成烃，增加了孔隙流体体积，引起异常高压。

另外，牛庄和博兴两洼陷具有较高的地温异常，岩石骨架与流体受热膨胀，水热增压又对该区超压起到一定的促进作用。而民丰、利津洼陷则基本处于常温甚至低温环境。显然，该区的超压与水热增压关系不大。

可见，超压形成的最初因素主要是差异压实，而后蒙伊转化排出的大量层间水、烃类生成及其相态转化都不同程度地促进了超压的产生。东营凹陷

薄层粉砂质泥岩在压实成岩过程中排水充分，形成致密层；

及EK发育一套巨厚的盐岩、石膏层，它们分别形成了高压带的顶、底封闭层，加上边界控盆断层的封闭，对异常压力的形成均起到了积极的作用。

3.历史时期地层压力的演化与油气充注

地质历史时期地层流体压力的恢复是油气成藏动力学研究的关键内容之一。地层古流体压力恢复包括源岩和储层两个方面，即烃源岩在地质历史演化过程中的古流体压力、储层中含烃流体充注时的古流体压力。

东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩发育异常高流体压力，地层流体压力和流体压力系数随深度增加而增大（图2-29），这与烃源岩随深度增加欠压实作用特别是生烃作用增强有关。

沙三段下亚段顶界面压力系数分布图可以看出（图2-30～图2-33），压力系统呈环状结构分布。内环异常高压系统的规模在沙三段中亚段明显扩展，在利津洼陷发育了异常高压系统，不仅分布范围广泛，压力系数更是可以达到1.9左右。牛庄洼陷的异常高压系统显著扩大。中环高压异常系统的发育规模也有扩展，并且利津、牛庄、民丰洼陷的高压系统连成一片。雁列式断裂带的泄压分隔作用大大减弱，仅在东段存在泄压现象。博兴洼陷的压力系统依然不甚发育。沙三段下亚段的异常高压在沙一段沉积末期就有少量出现，仅局限于牛庄凹陷，压力系数在1.38～1.4之间。东营沉积末期异常高压范围不断增加，压力系数随之增大，在利津洼陷、牛庄洼陷和博兴洼陷形成3个异常高压系统，最高压力分别为1.9、1.8和1.6。

根据以上原理及图示，对于现今3200m的沙三段中、下亚段烃源岩，在明化镇组沉积末期大量排烃时的深度大概为2900m，则当时的地层古流体压力为31.9～41.7MPa、平均值为37.5MPa，压力系数为1.10～1.45、平均值为1.29。该值代表的是烃源岩层流体压力动态平衡值，一般小于烃源岩大规模排烃时的古流体压力。即便如此，烃源岩排烃时的古流体压力也具有相当大的异常高值，这对于岩性体油气成藏来说，具有非常重要的意义。在烃类生成等机制下产生的异常高压，在烃类排出的时候，特别是沙三段下亚段和沙四段上亚段烃源中生成的油气进入到上部沙三段中亚段来说，异常高压取着非常重要的作用。

图2-29 东营凹陷沙三段中、下亚段烃源岩地层流体压力与深度关系图

根据流体包裹体资料，东营凹陷至少经历了3次油气充注（早期充注期、主要充注期和晚期充注期），主要的油气充注时期不早于5Ma。根据坨711井的埋藏史和生烃演化史并结合该井的流体包裹体的均一温度测试数据（图2-34），将该井的早期油气充注和主要的油气充注与临近的坨71井地层压力演化进行对比（图2-35），可以看出压力的积累阶段与流体的充注之间有很好的对应关系。主要充注期时的压力的快速积累为东营凹陷晚期油气快速成藏提供了充足的动力。

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

砂岩岩性圈闭含油性定量评价技术：以东营凹陷为例

图2-34 坨711井流体包裹体均一温度统计

图2-35 东营凹陷压力演化与油气充注关系图

（二）烃类生成产生的膨胀力

Barker（1978）、McAullife（1979）等研究油气初次运移时，提出了孔隙中心网络运移说。由于粘土表面有结构水存在，单个烃分子被排挤到水与粘土表面之间吸附力最弱的孔隙中心部分，不断进入的烃分子则都集中在孔隙的中心部分。在实际的生油过程中，这种情况和可能是新生成的烃最初吸附在干酪根表面，当烃不断增加时则逐渐生长到孔隙中，在外层结构水解吸侧向运移的同时，慢慢与临近干酪根所生成的烃连成一体形成网络（图2-36）。由于粘土片状颗粒填积时极不规则，造成页岩孔隙的大小极不均匀，在大孔隙中没有足够的烃连接成网络（图2-37a中A、B两处）；随埋深的增加地温不断升高，孔隙中的水和其他流体不断膨胀形成页岩内部的压力，并随烃的生成，这种压力越来越大，最终在页岩内部高压作用下将油从孔隙中挤出（图2-37b）。

随埋深的增加，烃源岩中干酪根不断热解和裂解生烃，产物增容引起孔隙中的流体体积不断增加，流体不断膨胀形成源岩内部压力，即为膨胀压力。封闭层系内由干酪根生成的烃类、水和非烃气体，其体积要比原来有机质的体积大2～3倍，引起孔隙流体压力大幅度提高。这种压力是由源岩中部向储层方向递减的，是促使油气排运的重要动力，排油方向是从生油层向储集层。

（三）烃类生成产生的扩散力

Leythaseuser（1982）认为，扩散是油气排运的一种普遍形式。Stainforth（1990）提出了干酪根网络扩散排烃地质模式（图2-38）。这一模式不仅能够成功地解决源岩初次排烃的动力、通道、相态、方向等重要问题，而且较好地融合了干酪根网络排烃（McAullife,1978）和扩散排烃（Leythaseuser,1987）两种机理。他们都一致认为：轻烃（主要是气态烃）通过扩散作用，在饱和了水的母岩孔隙中进行最初阶段的短距离（几分米或儿米）运移是很有效的。母岩中的气态烃首先向储层界面、断层、与断层或储层相通的裂缝系统以及粉砂岩透镜体扩散运移，到达储层或裂缝系统后，再以其他方式进行运移直到最后聚集为止。虽然分于扩散是天然气进行初次运移的一冲有效过程，也能够在地质时期内从母岩个逸出达到工业气藏的数量，但是由于扩散作用的性质决定了它本身不可能是形成天然气聚集的一种机理。因此，扩散作用在整个运移和聚集过程中只是一个初期的、辅助的过程。

图2-36 随埋深增加，石油在孔隙中心形成网络（据Barker,1978）

图2-37 在邻近砂岩的页岩中孔隙中心网络里石油的可能分布（据Barker,1978）

a—3048m和80℃情况下，油和水的分布；b－埋深4267m和115℃时，由于孔隙A和B处水体膨胀导致部分石油的排出

图2-38 有机网络扩散排油模式（据Stainforth,1990）

多孔介质中由于浓度差而发生扩散作用。当生油层中含烃浓度比周围岩石高，烃的扩散方向由生油层指向围岩，与油气的运移方向一致，因此它是进行初次运移的一种动力。虽然扩散作用在物质运移方面的效率比较低，但只要有浓度差的存在，扩散作用就无时无刻不在发生，甚至在异常高压下也能毫无障碍地进行。因此，在漫长的地质时期，它是一种不可忽视的动力。在地质条件下，扩散作用通常和毛细管力、流体膨胀力相伴随一起作用，可以说，后两者是在扩散作用的基础下，产生作用推动油气的运移。

（四）砂泥岩界面的毛管压力差

油气藏孔隙可视为一种复杂的毛细管系统，在该系统内，不相溶的多相流体的渗流不仅与压力、阻力、重力等相关，而且与各相之间在接触面上的作用密切相关。在油层中，流体流动的空间是岩石颗粒间形成的大小不等、彼此曲折相通的复杂微小孔道。这些孔道可视为变截面且表面粗糙的毛细管，而整个储层岩石则可视为由这些毛细管为基本单元构成的一个多维的相互连通的毛细管网络。

不相溶的两相流体在毛细管中的毛管压力是由两相间界面张力而引起的。因此，毛管压力定义为：在两种互不混溶流体的弯曲界面上，两边流体承受的压力不同，凹面以侧流体所受压力要比对面流体所受压力大，在毛细管中的这一压力差叫毛细管压力。毛细管压力总是指向非润湿相，在亲水介质中油是非润湿相，毛细管指向油。在沉积岩中，一般水是润湿相，油是非润湿相。

毛管压力究竟是流体运动的动力还是阻力的问题，长期以来一直是人们争论的问题。实际上毛管压力对流体运动的作用要视具体情况而论（Berg,1975）。在Berg的示意图中（图2-39）,A处油滴处于平衡状态，毛管力不起作用；B处在浮力作用下油滴向上运移，孔隙和喉道间的毛管力差为阻力；C处毛管压力差为0，无毛管阻力；D处孔隙和喉道间毛管压力差作用油滴向上运移，毛管压力差为动力。

图2-39 油珠在储层中的运移示意图（据Berg,1975）

源岩中生成的油气首先被干酪根自身吸附残留，干酪根在源岩中的分布呈网络状（McAullife,1979）。源岩中生成的油气在孔隙中心逐渐积累，当数量较多时足够使孔隙中心的油气彼此连接成管路网络后，源岩后生成的油气就能顺着孔隙中心油气构成的管路克服毛细管力向外排运。在这种情况下，毛细管作用力构成了源岩向外输送油气的动力（Barker,1980）。

毛细管作用既是油气向外排运的阻力，也是油气向外排运的动力。如何作用取决于源岩内是否产生了足以饱和源岩残留需要的油气。在源岩内产生和残留足够量的油气之前，毛细管力对油气排运起阻碍作用；在源岩内产生和残留足够量的油气之后，毛细管力对油气排运起积极作用。毛细管力的作用是控制油气残留和大量油气排运的重要因素。

Margara（1975,1986）在研究初次运移的机制时提出，毛管压力是烃源岩中生成的油气向储层中初次运移的动力。Berg（1975）依据对地层条件下的油气运移条件研究后认为，毛管压力是导致油气自围岩进入孤立砂岩体的主要动力，在地层条件下，因压实作用使孤立砂体周边的围岩变得越来越致密，孔喉半径远远小于较其包围的孤立砂体的孔喉半径，二者之间存在的毛管压力差使油气自外向内运移。

地下实际岩石的孔隙空间是由大小不同的毛细管组成，泥质生油岩也多属于不均一润湿孔隙介质，部分亲水、部分亲油，孔隙流体也是有油也有水。初次运移的最终方向总是指向储层的。因此，油气在毛细管组成的三维空间中运移，必然经过不同管径的毛细管，产生毛管压力差，可以直接把生油层亲水部分细小毛细管中的油排替到邻近的储层中的较大孔隙内。同时在生油岩中亲水部分内，也可以把油从细小毛细管中排替到较大孔隙内，使其相对集中更有利于进一步运移。李明诚等（1980）也认为：由于不同管径产生的毛细管压力差，可以直接把生油层亲水部分细小毛细管中的油排替到邻近的储层中的较大孔隙中去。同时在生油层亲水部分内，也可以把油从细小毛细管中排替到较大孔隙内，使其相对集中有利于进一步运移。可见在这两种情况下，毛细管力对初次运移是有积极意义的。

在岩性油气藏的砂泥岩接触带，砂岩孔隙大，泥岩孔隙小，大小孔隙之间存在毛细管力的差异。油气在烃源岩中排运的路径是由粗细不均的孔隙和喉道组成的（图2-40）。油相在孔喉体系中所受的毛细管压差的大小和方向，取决于连续油相前后两端油水界面的曲率，即毛细管压差总是由连续油相曲率半径小的一端指向曲率半径大的一端（图2-40）。因为标号1、2、3、4的各个曲颈两侧所产生的两相界面的变形是相同的，所以在这些喉道两侧产生的毛细管压差为0。连续油相两端的毛细管压差

，Δ

的大小和方向均与标号为1～4的中间段的孔喉形状无关。在外力（此处为有机质生烃产生烃浓度差引起渗透力F和扩散力的作用）和毛细管力的作用下，当

时2透镜体内有油气的聚集成藏。在差异毛细管力的作用下，油气首先从较大孔隙进入透镜体中，因油气的进入占据了砂岩透镜体中的孔隙空间，使其中的孔隙水被替换出来，并从较小孔隙进入到泥岩中（图2-41）。随着上述过程的继续进行，油气不断进入砂岩透镜体中，砂岩透镜体中的孔隙水不断被置换出，直到砂岩透镜体被油气饱和为止。

图2-40 毛细管压力输导油气作用模式

图2-41 砂—泥岩界面（油水界面）因毛细管力开始出现油水交替

对于砂岩透镜体油气藏而言，该类油气藏的成藏机理与国内外学者研究的油气初次运移的机制并不完全一致。由于透镜体被烃源岩包裹，处于同一压力系统内。随埋藏深度的增加，泥岩内形成异常高压的同时，砂岩内也存在异常高压，且体系内压力最终达到平衡（这就是为什么许多砂岩透镜体油气藏是异常高压油气藏的原因）。砂岩体和周围的泥岩并不存在异常压力差，砂岩和泥岩孔隙中的水均排出不畅。系统的异常高压，不但促使泥岩内而且也使砂岩内形成微裂隙。微裂隙的分布仍然在纵向上具有一定的深度区间，横向上具有区域性。微裂隙的产生，使得该时期泥岩连通孔隙基本上以微裂隙为主，增加流体流动的通道，促使流体的运移。透镜体内油气的聚集成藏并不需要在烃源岩中生成的油气大规模的运移，可以说仍然是烃源岩内部油气流动的问题。

⑤ 连续型油气藏的概念与类型

一、连续型油气藏提出的背景

国外很早就注意到连续型气藏的特征，最早认知的连续型气藏属于致密砂岩气藏，1927年发现于美国的圣胡安盆地，并于20世纪50年代初最早投入开发，当时人们称之为隐蔽气藏。1976年在加拿大西部阿尔伯达盆地发现了埃尔姆沃斯巨型深盆气藏;1986年，Rose等在研究Raton盆地时，首先使用了“盆地中心气”这一术语(Law，2002);20世纪90年代以后，中国学者还提出过深盆气、深部气、根缘气、深盆油、向斜油等概念(表1-5);1995年美国联邦地质调查局提出了“连续油气聚集”的概念(Gautier et al.，1995;Schmoker，1995);2006年美国联邦地质调查局提出了深层气、页岩气、致密砂岩气、煤层气、浅层砂岩生物气和天然气水合物等6种非常规圈闭天然气，统称为连续气。

二、连续型油气藏的内涵及中国连续型油气藏的特点

威尔逊1934年提出并预测，存在“闭合式”和“开放式”两大类油气藏，但认为“开放式”油气藏无工业价值(邹才能等，2010a)。Schmoker于2005年提出，连续油气聚集是那些具有很大储集空间和模糊边界的油气聚集，其存在不依赖于水柱压力(Schmoker，2005)。连续型油气藏与常规圈闭油气藏本质区别在于圈闭界限是否明确、范围是否稳定、是否具有统一油气水界面与压力系统;也可以说前者是“无形”或“隐形”圈闭，以大规模储集体含油气形式出现，后者是“有形”或“显形”圈闭，圈闭边界明确。也可把整个聚集连片的储集体(致密砂岩、煤岩、泥页岩、冻土带等)内的油气视为单个大油气藏。

连续型油气藏基本内涵是:在大范围非常规储集体系中油气连续分布的非常规圈闭油气聚集，它与传统意义的单一闭合圈闭油气藏有本质区别，也可称之为非常规圈闭油气藏(场)。连续型油气藏强调油气分布连续或准连续，在盆地中心、斜坡等大面积“连续”分布，且局部富集;主要发育于非常规储集体系之中，储集空间大，以自生自储为主，多为一次运移或短距离二次运移，主要靠渗透或扩散方式聚集，浮力作用受限，非达西渗流为主;缺乏明显圈闭界限，无统一油气水界面和压力系统，流体分异差，含油气饱和度差异大，油、气、水常多相共存;储量主要按井控区块计算;开采工艺特殊，需针对性技术。其与常规圈闭油气藏的形成机理、分布特征、技术方法等有显著不同。

中国的大地构造演化和沉积环境与国外有较大差异，根本差异表现为我国构造演化过程复杂，大多经历了多旋回演化过程，同时，我国陆相地层较发育，岩性、岩相变化大。地质背景的差异性，导致我国连续型油气藏特征呈现出一定的特殊性，主要体现在构造动力学背景、沉积环境、烃源岩分布、沉积物分选性、储层均质性、渗流机制和油气水关系等方面(表2-1)。

表2-1 中国与国外非常规油气藏特征对比

三、连续型油气藏分类

以往研究连续型油气藏，都是据当时勘探发现所涉及的领域和类型进行的，目前，国内外还没有提出连续型油气藏的分类方案。本书根据连续型油气藏的特征，初步提出几种分类方案，见表2-2。

表2-2 连续型油气(藏)分类

中国非常规油气资源丰富、类型多样(表2-3)，包括连续型和断续型两类。连续型和断续型非常规石油资源丰富，分布广泛，以连续型为主，非常规天然气发育，分布广;断续型如稠油、沥青(中国东部古近-新近系重质油，南方中、古生界沥青脉)、油砂(准噶尔盆地西北缘风城地区)等。

表2-3 中国连续型油气藏的主要类型与分布

续表

⑥ 油气藏如何形成的

石油和天然气的生成、运移和聚集是油气藏形成过程中密切相关的三个阶段。储集层、圈闭构造和油气的运移是油气藏形成不可缺少的条件。本节将介绍油气的生成、储集层、油气的运移、圈闭以及油气藏的类型等内容。

一、油气的生成石油和天然气的主要成分是碳氢化合物。它究竟是怎样生成的？过去曾有多种说法，但基本上可以归纳为两种，即有机成因说和无机成因说。

1.无机成因说无机成因说认为，石油是在地壳深处高温、高压下，由无机碳和氢经过化学作用而形成的。在实验室中，通过无机合成可将简单的碳和氢的化合物合成为石油；另外，在火山喷出的气体和熔岩流中也含有烃类；许多无机体上也有烃类存在。无机成因说大致包括乙炔说、碳化物说、宇宙说、岩浆说等。

无机成因学说主要是以在特殊实验条件下可以合成石油的化学反应现象和对地球内部物质的假定为依据的，因而不能被大多数学者接受。但在人们能洞悉地球内部结构之前，无机成因说的存在有利于加深对石油成因的认识，对石油成因的研究有一定的促进意义。

2.有机成因说有机成因说认为，石油和天然气是在一定条件下由沉积岩中的有机物质转化而来的。其主要证据是：第一，世界上已发现的油气田99%以上都分布在沉积岩中；第二，石油具有生命有机物质所特有的旋光性；第三，石油中存在有生物标志化合物；第四，在实验室中利用生物的脂肪、蛋白质、碳水化合物可以获得烃类物质；第五，石油成分的复杂性；第六，在近代海相和湖泊相沉积中发现了有机物质转化为油气的过程等。

油气有机成因的现代科学理论认为，原始有机物质在一定的环境和条件下被埋藏下来，在一定的深度、温度等适宜条件下，经历了生物化学、热催化、热裂解、高温变质等阶段，陆续转化为石油和天然气。根据成油深度上的差别，有机成因说又可分为浅成说和深成说。前者认为油气是在沉积埋藏不深的早期形成的，而后者则认为油气是有机质埋藏到一定深度、温度条件下才形成的。

3.生成油气的原始物质石油成因理论虽然很多，但石油有机成因说目前普遍为人们所接受。大量的有机物质是油气生成的物质基础；而促使有机物质保存，并向油气转化的条件是外因。生成油气的有机物质是海洋和湖泊中的动、植物遗体，其中以水生的浮游生物(如鱼类、藻类)和各种微生物(有孔虫、介形虫)等富含脂肪、蛋白质、碳水化合物的有机质为主。这些生物遗体的大部分，或是成为他种生物的食料，或是变为二氧化碳而游离于大气之中，只有很少部分随着细小的沉积物沉积于海洋或湖泊的低洼地带。尽管如此，只要考虑到生物界的广泛性、繁殖速度快以及时间长久等因素，地球上的有机物质在数量上是能够满足大量的油气生成的。

进入沉积物中的有机物质，在缺乏氧气的环境下得以保存。随着环境的还原程度不断加强，有机物质在一定的物理、生物化学作用下进行分解，完成“去氧加氢、富集碳”的过程，形成分散的碳氢化合物——石油和天然气。

4.生油层能够生成石油和天然气的岩层，称为生油气岩或生油气母岩、生油气源岩(简称生油岩)。由生油气岩组成的地层，即为生油气层(简称生油层)，这是自然界生成石油和天然气的实际场所。沉积岩中的泥岩、页岩、砂质泥岩、泥质粉砂岩、碳酸盐岩等细粒均可组成良好的生油层。根据岩性不同，生油岩分为两大类——泥质生油岩和碳酸盐岩生油岩。这些细粒的生油岩是在较宁静的水体中沉积下来的。这种环境也适于生物的大量繁殖。另外，有机质沉降到海底、湖底后，被细粒岩石埋藏，有利于保存下来。

生油岩的颜色以褐、灰褐、深灰、黑色等暗色为主，灰、灰绿色次之。这里所说的颜色不是沉积岩的继承色或次生色，而是能反映当时沉积环境和有机质丰度的原生色。暗色常反映沉积时的还原环境。这使大量有机质得到保存，使铁元素处于低价状态；红色常反映氧化环境，它使有机质遭受氧化，破坏殆尽。

生油层的分布受岩相古地理条件所控制。生油层皆是有规律地出现，并与一定的岩相带有关。对于湖相来说，较深、深湖相是主要的生油相带。那里沉积了细粒的泥质岩类。由于水体较深，具有静水沉积、水流弱、波浪小、还原环境等有利的生油条件。大量低等生物的繁殖，是形成良好生油层的基础。对海相来说，浅海相或潮间低能相带、潮下低能带的碳酸盐岩层和泥质岩层具备良好的生油条件。这些区域深度不大、水体宁静、阳光充足、生物茂盛，岩石富含生物化石和有机质。我国四川盆地的二叠系和三叠系的碳酸盐岩地层，就是浅海相碳酸盐岩生油层的例子。

二、储集层和盖层大量油气勘探及开发实践，纠正了人们最初以为地下有油湖、油河之类的错误认识。逐渐知道石油和天然气不是储存在地下的什么油湖、油河之中，而是储存在那些具有相互连通的孔隙、裂隙的岩层内，好像水充满于海绵里一样。

具有一定孔隙度和渗透性，能够储存油气等流体，并可在其中流动的岩层称为储集层。储集层具备两个基本特性——孔隙性和渗透性。

1.储集层岩石的孔隙性和渗透性1) 孔隙度储集层岩石是由大小不一的岩石颗粒、矿物颗粒胶结而成的。被胶结的颗粒之间存在着微细的孔隙，如同我们常见的建筑上用的砖一样。把一块3kg的砖放在水中浸泡以后再称重，它就可能变成3.5 kg，其中增加的0.5 kg是因为水浸入到了砖的孔隙中。同样道理，油气就储存在油层岩石的孔隙里。为了衡量储集层岩石中孔隙总体积的大小，提出了孔隙度的概念，用以表示岩石中孔隙的发育程度。

储集层岩石中孔隙的总体积占岩石总体积的比值叫做孔隙度。用百分数表示，即：

图2-19油气藏示意图

在目前技术和经济条件下，具有开采价值的油气藏为工业性油气藏。西方国家称之为商业性油气藏。但这个概念是随着国家的需要和技术条件的不同而变化的。当国家急需油气的时候，不具工业价值的油气藏也要开采，此时经济价值就处于从属地位了。

2.油气藏的类型据有关资料记载，世界上已经发现的油气藏有数万个，类型多种多样。为了更有效地指导勘探和开发油气资源，有必要对已发现的油气藏进行科学分类。目前国内外使用的油气藏分类方法很多，归纳起来有四种。

(1)根据日产量大小分为高产油气藏、中产油气藏、低产油气藏和非工业性油气藏。

(2)根据油气藏形态可分为层状油气藏(如背斜油气藏)、块状油气藏(如古潜山油气藏)和不规则油气藏。不规则油气藏中油气分布无一定形态，如断层油气藏、地层油气藏和岩性油气藏等。

(3)根据烃类组成可分为油藏、油气藏、气藏和凝析气藏。圈闭中烃类只以液态形式存在的称为油藏；圈闭中既有液态的油，又有游离的天然气则称作油气藏；圈闭中只有天然气存在的称为气藏；在高温高压的地层条件下，烃类以气态存在，开采时随着温度和压力的降低，到达地面后成为凝析油。这种气藏称为凝析(油)气藏。

(4)根据圈闭成因可分为构造油气藏、地层油气藏和岩性油气藏。油气聚集在由于构造运动而使地层发生变形或变位所形成的圈闭中，称为构造油气藏；油气聚集在由于地层超覆或不整合覆盖而形成的圈闭中，称为地层油气藏；油气聚集在由于沉积条件的改变导致储集层岩性发生横向变化而形成的圈闭中，称为岩性油气藏。

为了有利于勘探和开发，对油气藏的分类应遵循两条基本原则：第一，分类要有科学性，即分类要反映圈闭的成因类型和形成条件以便于寻求规律性；第二，分类要有实用性，能更有效地指导油气的勘探和开发工作。

⑦ 、地壳运动、岩浆活动、水动力冲刷等因素是如何导致油气藏破坏的

油气藏的保存、破坏与再形成？（一）油气藏的保存和破坏原来已形成的油气藏，由于所处地质环境的变化而使其中的油气部分或全部散失，或变成稠油沥青的过程。1。引起油气藏破坏的主要地质因素：地壳运动—圈闭完整性破坏；断裂作用—油气向上运移；构造抬升—油气藏的盖层遭剥蚀破坏—油藏埋深变浅—石油的氧化和生物降解；水动力冲刷、水洗原油—变稠变重。2.影响油藏保存的破坏作用 （1）地壳运动：①导致地壳上升剥蚀，油气逸散；②产生断层，提供油气运移通道或破坏油气藏 ③导致溢出点抬高或地层倾斜方向变化，油气重新分布—形成次生油气藏。（2）岩浆活动：大规模岩浆活动对油气藏的保存不利。高温岩浆侵入油气藏，油气遭受烘烤，油气藏遭破坏；在油气藏形成以前，岩浆活动可提供热源，有利于有机质成熟演化；岩浆冷凝后，可形成良好的储集体或遮挡条件。（3）水动力环境：水动力强①将油气冲走②携带氧气，使石油氧化变质③水洗作用，使原油变稠变重。所以相对稳定、停滞的水动力条件有利于油气藏保存。（4）生物降解作用：油气藏埋深较浅：微生物有选择性消耗某些烃类组分—使原油变稠变重。3.良好的油气藏保存条件：地壳运动：不剧烈；水动力活动，岩浆活动：弱；埋深：不太浅。（二）油气藏的再形成1.油气藏再形成的模式：（1） 断裂破坏原圈闭，油气沿断裂运移，在浅层圈闭中形成次生油气藏。（2）？2.地壳运动改变了原有圈闭的形态，油气部分向外溢出或全部转移，在新的圈闭中聚集成藏。3.热变质作用：油藏石油高温裂解导致的油气再分布。

⑧ 多姿多彩的油气“库”之四—隐蔽油气藏指的是什么

隐蔽油气藏是泛指在油气勘探中难以识别和难以发现的油气藏。它不是专指石油地质界所说的非背斜或非构造油气藏，而是指那些不管什么原因形成的所有的复杂而又难以识别和发现的油气藏。

各种构造被众多断层切割而形成的复杂断块，因不同的沉积作用而产生的各种砂岩体以及由于地层超覆、不整合等地质因素形成的圈闭，还有一些特殊岩体，如生物礁灰岩、火山岩体、板岩裂缝等都可能成为隐蔽油气藏。另外，往往还会由上述多种因素共同作用形成复合含油气圈闭，如断层与岩性、断层与地层超覆、不整合等。与众不同的还有岩体刺穿油气藏和水动力油气藏。前面提到的岩性与地层油气藏从广义上讲，也属于“隐蔽油气藏”的范畴。

胜利东辛油田是个典型的复杂断块油田。在20世纪60年代勘探初期，钻探背斜高部位，油少且稠，含油层忽高忽低、忽油忽水、忽轻忽重，探明其储量费时费力。

火山岩油气藏 包括火成岩潜山风化淋滤型和溶蚀、裂缝型油藏，单个油藏不大，形态十分复杂，勘探之初很难识别，多属勘探时的意外收获。

复合型油气藏 在我国东部屡见不鲜，如断层和浊积砂体复合油藏见于胜利油区梁家楼油田。断层切割砂砾岩体形成的油藏见于胜利东营凹陷北带盐家、坨北地区及华北冀中的大兴地区。断层和地层复合型油气藏见于任丘断块潜山油藏。

多姿多彩的油气“库”之四—隐蔽油气藏041.地层油藏 2.岩性油藏 3.背斜油藏 4.断层油藏

复合油藏

认识了油、气藏和油、气田类型的复杂性及其形成的客观规律，并利用这个规律去指导生产实践，才能减少盲目性。如果孤立地、机械地看待油、气藏的分类和形成原因，就会陷入形而上学的唯心主义，阻碍认识的深入和发展。用这种认识去指导生产实践，必然导致错误和失败。世界各国在油气藏勘探中经历了漫长曲折的道路的才认识到这一问题。

⑨ 水动力圈闭油气藏

地下水携带油气运移时，在含水岩系内与地层产状发生变化、岩性不均一、厚度不等及地层不整合等因素结合使油气聚集成藏，称为水动力圈闭油气藏。该类型油气藏通常多呈单斜型和似构造鼻型。由前述地下流体势可知，流体均沿着势能减小的方向流动，所以水动力圈闭油气藏只能存在于油势和气势比较低的地方。研究水动力油气藏的形成与类型时，一般从力场强度、测势面和油(气)-水界面等参数入手。

水动力与浮力是油气二次运移的主要因素和动力。在水平地层的情况下，水动力与浮力垂直；在地层上倾的情况下，水动力与浮力方向一致；在地层下倾的情况下，水动力与浮力方向相反(水动力向下、浮力向上)。在水动力圈闭油气藏中，水动力与浮力向合力的方向发展，因此石油与天然气的等势面(垂直油气力场强度-E_o和E_g)向水的力场强度(E_w)递减方向倾斜，即油(气)水界面向水的力场强度降低的方向倾斜，油、气等势面与储层顶面的构造等高线不再平行。在这种情况下，倾斜或弯曲的等油势面(气势面)可以使静水条件下不存在圈闭的部位，形成聚集油气的圈闭。圈闭的闭合范围可由闭合等油势(等气势)线圈定。

前已述及，测势面的形态反映了地下水在含水岩系内从一处向另一处流动势能的变化情况。根据水势(φ_w)近似于测压水头(h_w)的概念，利用h_w=Z+P/ρ_wg公式求得的h_w值，了解测势面的变化特征。在横剖面图上，当地下水处于静止状态时，由测压水头组成的测势面为一条水平线；在平面图上，测压水头值可构成区域测势面等值线图，借以了解水等势面的变化规律。

水动力油气藏在储集层中的位置，主要决定于水压梯度、烃(油、气)—水界面的倾斜度、水流方向及岩层倾角等因素之间的有效结合，它们是水动力圈闭形成的重要因素。

图5-64 烃—水界面与测压面关系示意图

ΔL：1，2号井间距离；Δh_w：1，2号井间测压(势)面落差；Δh_H：1，2号井烃—水界面高差；β：水测压面倾角；α：烃—水界面倾角；a：储集层顺水流向一翼的岩层倾角

在水压梯度的作用下，地下水流动引起构造圈闭内的烃—水界面，沿着水流方向发生倾斜。从图5-64看出，烃-水界面两端的高差(相当于油气藏垂直位移距离)Δh_H与测压面落差(Δh_w)之间存在如下关系：

含油气盆地水文地质研究

式中：ρ_w为水的密度；ρ_H为烃的密度(油的密度ρ_o，气的密度ρ_g)；ρ_w/ρ_w-ρ_H为界面倾斜的加大系数；Δh_w为测势面落差。

上述两端同除以ΔL，得

含油气盆地水文地质研究

含油气盆地水文地质研究

因此，只要已知ρ_w和ρ_H和测势面的倾斜度(斜率)，即可计算出烃—水界面的倾斜度(倾角)。

对油藏而言，油-水界面的倾角为：

含油气盆地水文地质研究

对气藏而言，气-水界面的倾角为

含油气盆地水文地质研究

由于石油和天然气的密度不同(油的密度大于天然气的密度)所以，油-水界面的倾角大于气—水界面的倾角)。根据上述公式，可以求出不同水压梯度下，构造圈闭聚集油和气所必需的最小岩层倾角(表5-28)。从表中看出，在同一水压梯度下，天然气聚集所要求的岩层倾角小于石油。

表5-28 圈闭中聚集油、气所要求的岩层倾角最小值

图5-65 水动力圈闭油藏形成机理示意图

(据Hubbert，1953)

水动力圈闭油气藏在储集层内的形成，要求油(气)—水界面的倾角；一是小于水流方向下游—冀(下端)的岩层倾角(a₂)，二是大于水流方向上游—冀(上端)的岩层倾角(a₁)；在势能上必须是一个闭合的油(气)低势区(图5-65)。

不具备圈闭条件的砂岩体，由于沿倾斜方向的渗透性有所变化，引发油-水界面倾斜度加大，有可能形成水动力圈闭油气藏。E.C.达尔伯格用图解的方式，表述了水动力圈闭油藏的形成过程(图5-66)。当油-水界面顺水流方向倾斜，其倾斜度(决定于倾角大小)与测势(压)面倾斜度差异不大时，在储集层内不可能形成水动力圈闭油藏(图5-66A，B，C)。随着倾斜加大系数增加(大于5时)，在水流方向上方的储集层顶部造成闭合的油势低值区，形成水动力圈闭油藏(图5-66D、E)。

图5-66 随油-水界面变化水动力圈闭油藏的形成过程

(据达尔伯达，1982)

国外报道过水动力圈闭油气藏的实例。例如美国西得克萨斯州德拉瓦尔盆地的韦特油田(图5-67)。油田是在该区以单斜状向东倾斜(每公里约19m)的德拉瓦尔山系砂岩中形成的。在5km左右的一段地层中倾斜度为10m/km，过此段地层向东复又增大。但该处并无断层存在，该区北部、西北部和西南部的渗透性较好。认为油田为水动力圈闭，这种圈闭是由从德拉瓦尔山脊向东流动的地下水造成的。地下水在砂岩中的流动方向与油藏的倾斜方向一致，在剖面上呈悬挂式。

水动力圈闭油气藏，在我国陆相沉积盆地中通常多与地层、岩性、断裂等结合形成复合型圈闭类型。主要出现在地层产状发生变化、弯曲变形的似鼻状构造和挠曲带上以及储集层岩性不均一，岩性与厚度变化比较大的单斜带上。酒泉西部盆地的单北油田，正是上述因素综合作用形成的以水动力圈闭为主体的油藏。该油田位于盆地北部斜坡带上，为区域性南倾的单斜，局部发育有挠曲和不甚明显的鼻状构造。主要储集层为渐新统火烧沟组的砂岩，在横向上孔隙度和渗透率有较大的变化(孔隙度为16%～27%，渗透率为(10～600)×10^-3μm²)，并由向盆地内部(南)岩石粒度变细、物性相对变差的趋势。油源来自南部的台北凹陷。单斜带上，地下水比较丰富，水动力活动较强。单斜带北部火烧沟组地层大面积出露，地表水与大气降水渗入并沿地层倾斜方向往南西方向渗流，水压梯度为16～17m/km，由于地下水流动，油-水界面发生倾斜，倾斜度为125m/km，白东地区变缓为126m/km。地下水顺地层倾向流动，阻挡了油气在浮力作用下继续向地层上倾方向运移，形成悬挂式水动力圈闭油藏(图5-68)。油田水矿化度沿下倾方向逐渐升高，由2.8g/L增高至5.59g/L。

图5-67 韦特油田构造图和横剖面图

(据Hubbert，1953)

图5-68 单北油田水动力圈闭油藏图

(据胡见义等，1991)

水动力圈闭油气藏，同非渗透或弱渗透岩层配合封闭而形成的实例，在加拿大的阿尔伯达盆地(见图1-9)、美国的圣湖安盆地等均见及。

综上所述，在地下水静止条件下，使油气移向圈闭的是垂向和平行运动力的结果。如果地下水在运动，会使油气的势能面发生倾斜。在同一储集层内，当水动力强度增大时，作用在流体质点上的各种力(包括浮力、重力、水动力)不再是垂直和水平的，而是偏离各自的垂线，由于密度的差异(水的密度大于油和气)，使水、油、气运移方向不同，速度不一，运动规模不等，为三者分离创造了条件。在三维空间中，每一种流体的合力向量均垂直自身的等势面，沿着自身势能减小的方向流动。当油气在自身的低势区停留并聚集起来时，使在静水条件下不存在圈闭的区域或由于地下水向含水岩系下倾方向流动，促使油气等势面发生倾斜和弯曲的部位，形成水动力圈闭油气藏。

⑩ 水动力油气藏的特点和主要类型

水动力油气藏最重要的特点是油水 ( 气水) 界面是倾斜或弯曲的。

根据水动力封闭的特征及目前已有勘探成果，可将水动力油气藏分为: ①构造鼻或阶地型; ②单斜型; ③纯水动力型 3 种基本类型。此外，背斜型水动力和向斜型水动力可能都是复合油气藏。

(一)构造鼻或阶地型水动力油气藏

这种构造在静水条件下不闭合，不能形成圈闭。但在向储集层下倾方向的流水作用下，油水(气水)界面发生水流方向倾斜或弯曲，且满足α₁＜θ_HC/w＜α₂时，就会在构造鼻或阶地的倾角变化处(α₁为低倾角、α₂为高倾角)形成闭合的油气低势区(图4－42)。美国得克萨斯州的韦特油田(图4－43)可以作为该类油气藏的实例。

图4－42 鼻状构造型水动力圈闭形成机理示意图(据Hubbert，1953)

(二)单斜型水动力油气藏

对于单斜岩层来说，沿倾斜方向的渗透性常有变化。水沿储集层向下倾方向流动时，通过渗透性不同的地段，流速会发生相应的变化，从而使等势面的斜度发生改变。在渗透性差的地段，水流速度加快(在单位时间通过流量不变的条件下)，等势面的倾斜度变陡;而在渗透性较好的地段，流速慢，等势面倾斜度缓。这样在渗透性较低、等势面变陡的地段，可以在储集层顶面造成闭合的油气低势区，即圈闭(图4－44)。

图4－43 美国得克萨斯州的韦特油田(据Adams，1936)

图4－44 油气等势面倾斜度变陡而在单斜层中形成的水动力圈闭(据Hubbert，1953)

( 三) 纯水动力型油气藏

这种油气藏的圈闭是由单一的水动力封闭所形成。美国阿帕拉契亚百英尺砂岩中的透镜型砂岩体圈闭可能属于这一类型。该层为一巨厚砂岩 ( 百英尺砂岩) ，由于岩性不均一，形成局部高孔隙、渗透性透镜体，水在其中流动时速度不均一，造成等势面弯曲，使其中高渗透性透镜状砂体完全被高势面所封闭形成圈闭，油气产于这种高渗透砂体中( 图 4 － 45) 。

图 4 －45 美国阿巴拉契亚百尺砂岩中油气藏剖面示意图( 转引自陈荣书，1994)

通过上述不同构造背景下水动力油气藏的介绍，可以得出: 地下水向储集层下倾方向流动时，使得油气等势面发生倾斜或弯曲，是造成水动力圈闭的主要营力和原因。但在不同类型油气藏中，它们所起的作用和具体方式是有差别的。凡是在地下流水作用 ( 水头梯度变化) 下，由倾斜或弯曲油气等势面单独或与非渗透性岩层联合封闭而形成的圈闭，都称为水动力圈闭。水动力圈闭与构造、地层圈闭相比，没有确定的位置，圈闭的具体位置取决于水头梯度的变化。但水动力圈闭的位置也不是完全无规律的。一般来说，在储集层倾角、岩性变化带存在向下倾方向流水时，容易形成水动力圈闭。

在流水作用下可使储集层中某些原先不存在圈闭的地方出现新圈闭，这在油气勘探中是个值得引起注意的问题。