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地质基础
地质基础知识
目录
第一节钻井地质知识1
一、钻前准备1
二、钻时录井1
三、岩屑录井1
四、岩心录井3
五、荧光录井5
第二节石油地质知识6
一、石油、天然气的组成6
二、石油、天然气的性质6
三、石油、天然气的生成7
四、储集层8
第三节沉积岩和沉积相9
一、沉积岩9
二、沉积岩的结构、构造10
三、沉积相11
第四节地质构造13
一、沉积岩层的原生构造及其产状13
二、地层的接触关系14
三、褶皱14
四、断裂构造16
第五节油气运移及圈闭17
一、油气运移的主要方式17
二、圈闭和油气藏17
第一节钻井地质知识
一、钻前准备
（一）熟悉地质设计
1．必须掌握该井井位、井别、设计井深、钻探目的、钻达层位和完钻原则等。
2．必须明确录取资料要求、下套管原则等。
3．必须准确、实时预告地层分层、油气水层位置、故障提示及其它要求。
（二）场地和器材准备
1．井场：
挡板、晒样台、水管线等。
2．钻具、表层套管按有关规定丈量、编号，数据必须齐全准确。
3．录井器材：
按地质设计录取资料要求准备，一般情况下应准备下列物品：
足够的岩心、岩屑盒和砂样袋；各种原始记录、表格和文具；荧光灯、各种化学试剂、色度卡、粒度卡；钢卷尺、时钟、秒表、电炉、酒精灯、熔蜡锅、分选筛；烤箱、烤砂盘、小瓷碟。
（三）地质预告编制
地质预告编制应遵循的原则：
实现优质、安全钻进、及时发现、保护油气层。
（四）地质交底
1．介绍工区的勘探形势、本井的地质任务、钻探目的以及完钻原则等。
2．介绍本井录取地质资料的具体要求和取全取准地质资料的具体措施，提出需要工程方面协作配合的内容。
3．详细介绍邻井钻遇油气水的层位、井深、地层压力等情况，预告本井钻遇相应油气水层的层位、深度、压力及建议采取的相应对策。
4．详细介绍邻井钻遇的井下复杂情况，预告本井可能出现的情况及应该采取的措施。
二、钻时录井
钻时录井就是随钻记录钻时随深度变化的数据，根据钻时变化可判断岩性、进行对比地层。
三、岩屑录井
（一）返出时间：
是岩屑从井底返到井口的时间，它的准确计算是岩屑录井的关键。
常用的返出时间测定方法有：
1.理论计算法
计算公式为：
T返=V/Q=π（D2-d2）H/4Q（1-1-1）
式中：
T返：
岩屑返出时间（min）；Q：
钻井液排量（m3/min）；D：
井眼直径（m）；
d：
钻杆外径（m）；H：
井深（m）；V：
井筒环形空间容积（m3）。
2.实测法
实测法是现场常用的较为准确的方法。
其操作过程是用玻璃纸和染色岩屑、红砖块、白瓷碗块作指示剂，在接单根时从井口将指示剂投入钻杆内，记下开泵时间；指示剂从井口随钻井液经钻杆内到达井底的时间叫下行时间，从井底随钻井液沿环形空间上返至井口振动筛被发现的时间叫上行时间。
开泵到发现指示剂的时间叫循环周时间。
所求返出时间为：
T返=T循环-T0（1-1-2）
下行时间To可以通过下式算出：
To=（C1+C2）/Q（1-1-3）
式中：
C1----钻杆内容积（m3）；C2----钻铤内容积（m3）；Q----泵排量（m3/min）。
（二）岩屑采集和处理
取样位置：
一般情况下，岩屑是按取样时间在振动筛前连续捞取的，因此必须有捞岩屑的盆和放盆的地方。
若振动筛捞不到岩屑，可在高架槽中加档板捞取，但取样后必须清除余砂，这种方法尽量少用或不用。
四分法取样：
捞取时间未到，岩屑己满盆，则要求垂直切取盆内岩屑的一半，将留下的一半拌匀，若岩屑再次接满或捞取时盆内岩屑过多，同样按上述方法取样。
绝对禁止只取上部或下部岩屑。
最后一包岩屑或大于0.2m井深间距的岩屑捞出后，方可起钻。
不足一包的岩屑注明井深，待下次钻完整米后合并成一包。
（三）岩屑的识别与描述
*真假岩屑的识别:
真岩屑通常颜色较新、颗粒小、棱角明显，而假岩屑一般颜色陈旧模糊、颗粒较大、边缘呈光滑圆润状。
1、岩屑描述一般原则
大段摊开，宏观细找；远看颜色，近查岩性；干湿结合，调分岩样；参考钻时、气测、钻井液性能参数变化、钻头使用情况等参数变化情况，分层定名；详细描述新出现的岩性，侧重含油岩性和特殊岩性的描述；储集层岩屑做荧光分析。
2、碎屑岩主要描述内容
岩屑颜色、结构（粒度、圆度、分选程度、胶结物、胶结情况）、构造（水平层理、波状层理、斜层理、交错层理、褶皱构造、搅混构造）、矿物成分、生物化石和特殊含有物、含油岩屑百分比、荧光级别、滴水试验情况、污手情况、气体显示情况等。
各种常见碎屑岩描述内容
a.砂岩：
颜色、脆性、粒度、形状、分选程度、主要成分、次要成分、胶结物、孔隙度、烃显示；
b.泥岩：
颜色、硬度、形状、含有物（主要成分、次要成分）；
c.粉砂岩：
颜色、硬度、含有物（主要成分、次要成分）、胶结物；
d.灰岩：
类型、颜色、硬度、颗粒类型、颗粒大小、颗粒形状、颗粒分选沉积结构、次生变化、孔隙度、烃类显示。
3、碎屑岩的胶结
a.胶结类型：
基底式、接触式、孔隙式；
b.胶结物：
泥质、灰质、白云质、硅质、铁质、凝灰质、高龄土质、石膏质等。
4、碎屑岩粒度级别划分，按颗粒直径（mm）来划分粒度级别，见下表。
>1mm
1―0.5mm
0.5―0.25mm
0.25―0.10mm
0.10―0.01mm
<0.01mm
砾岩
粗砂岩
中砂岩
细砂岩
粉砂岩
泥岩
5、碎屑岩颗粒圆度级别划分
碎屑岩颗粒圆度级别依次为浑圆状、圆状、次圆状、次棱角状、棱角状。
6、常见碎屑岩胶结物在现场的识别判断
泥质：
滴盐酸不反应，经盐酸浸泡后，在其岩屑表面可见有泥污；
白云质：
胶结致密，滴常温盐酸不反应或反应甚微，滴热盐酸反应剧烈（起泡剧烈）；
硅质：
胶结致密、坚硬、断面较光亮、用小刀刻划不动，滴盐酸不反应；
铁质：
胶结致密，岩石多呈棕红色；
凝灰质：
胶结致密，表面较清洁，岩石多呈灰棕红、绿色，滴盐酸不反应；
高龄土质：
胶结松散疏松，捻磨后呈白色粉末，浸水后颗粒易分开，滴盐酸不反应；
石膏质：
胶结致密较坚硬、用小刀可刻划，岩石颜色多呈白、灰白色，滴盐酸不反应。
7、现场鉴定灰岩和白云岩的简单方法
灰岩：
滴浓度5%的冷盐酸，起泡、反应剧烈，有吱吱声；
白云岩：
滴浓度5%的冷盐酸，不反应、不起泡，滴热盐酸，起泡剧烈。
8、碎屑岩命名方法
组成碎屑岩的成分在50%以上，则以此为岩石主岩性；
组成碎屑岩的次要成分在20~50%之间用“质”来表示；
组成碎屑岩的次要成分的比例小于20%的用“含”来表示；
岩石名称：
颜色+胶结物+油气显示（含油级别）+粒度+岩性。
如主岩性为砂岩、粒度为0.15mm、胶结物为泥质含量为15%、油气显示为含油、颜色为褐色，则该岩石可命名为褐色含泥含油细砂岩。
9、碳酸盐岩命名方法
组成碳酸盐岩的某一矿物的含量大于50%时，岩石名称以其定名；
次要矿物含量在10~25%之间用“含”表示；
次要矿物含量在25~50%之间用“质”表示；
岩石名称：
颜色+含油级别+主要结构成分+岩性。
如灰岩成分大于50%、含油级别为荧光、颜色灰色、次要成分白云岩含量30%，则命名为灰色荧光白云质灰岩。
10、碳酸盐岩储集层的类型：
分为三种类型，即以孔隙发育为主的孔隙型、以裂缝发育为主的裂缝型、孔隙和裂缝均有所发育表现的孔隙—裂缝混合型。
11、火成岩描述的内容：
颜色、酸性指示矿物、暗色矿物、结构、构造、裂缝、气孔及含油气情况。
12、火山碎屑岩描述内容：
碎屑岩颜色、形状、大小、种类、成分相对含量、胶结物及胶结情况、结构构造、含油情况等。
四、岩心录井
钻井过程中，用取心工具将地层岩性从井下取至地面（这种岩石就叫岩心），并对其进行分析、化验、综合研究而获取各项地质资料的过程叫岩心录井。
（一）取心的种类：
取心分水基、油基钻井液取心和密闭液取心三大类。
（二）岩心出筒、丈量和整理
1．岩心的出筒及清洗
a.岩心出筒前应丈量岩心内筒的顶底空，顶空是岩心筒内上部无岩心的空间距离，底空是岩心筒内下部（包括钻头）无岩心的空间距离。
b.岩心出筒：
接心特别注意顺序，先出筒的为下部岩心，后出筒的为上部岩心，应依次排列在出心台上，不能倒乱顺序。
c.岩心清洗：
岩心全部出完后要进行清洗，但对含油岩心要特别小心，不能用水冲洗，只能用刮刀刮去岩心表面的泥饼，并观察其渗油、冒气情况且做好记录。
对油气显示好的岩样要封蜡保存，送样分析化验。
2．岩心丈量。
a.丈量岩心：
岩心清洗干净后，对好岩心茬口，磨光面和破碎岩心要堆放合理，用红铅笔或白漆自上而下划一条丈量线，箭头指向钻头的方向，标出半米和整米记号。
岩心由顶到底用尺子一次性丈量，长度精确到cm。
判断真假岩心：
假岩心松软，剖开后成分混杂，与上下岩心不连续，多出现在岩心顶部；凡超出该筒岩心收获率的岩心要特别注意，只有查明井深后，才能确定是否为上筒余心的套心。
b.岩心收获率计算：
岩心收获率=实取心长度（m）/取心进尺（m）×100%；
总岩心收获率=累计岩心长（m）/累计取心进尺（m）×100%，结果保留小数点后两位。
3．岩心整理
将丈量好的岩心，按井深顺序自上而下，从左到右依次装入岩心盒内，然后进行涂漆编号。
岩心编号的密度一般以20~30cm为宜。
在本筒范围内，按自然断块自上而下逐块涂漆编号，或用卡片填写后贴在该块岩心之上。
这一方法对破碎和易碎的岩心尤为适用。
盒内筒次之间的岩心用档板隔开，并贴上岩心标签，注明筒次、井段、收获率和块数，便于区分和检查。
（三）岩心采样和岩心保管
1．岩心采样
1）采样要求
a．油浸以上的油砂每米取10块，油斑和含水砂岩每米取3块；
b．碳酸盐岩类、一般每米取1~2块，油气显示段及缝洞发育段每米取5块；
c．样品长度一般5~8cm，松散岩心取300g。
2）注意事项
a．采样前首先要落实岩心顺序，核对岩心长度；
b．采样时应将岩心依次对好，沿同一轴面劈开，用同一侧岩心取样，另一侧保存；
c．用作含油饱和度分析的样品，必须在出筒后两小时内采样并封蜡；
d．厚层油砂和水砂，每米采一块样品，并填写标签，用纸包好；
e．样品必须统一编号，从第一筒岩心到最后一筒岩心顺序排列，不能一筒心编一次号；
f．岩心样品分析项目由地质任务书或使用单位确定；
g．采样完毕应填写送样清单一式三份（两份上交、一份自存），并随样品送分析化验单位。
2．岩心保管：
将岩心装箱后，应按先后顺序存放在岩心房内，严防日晒、雨淋、倒乱、人为损坏、丢失。
入库时要求填写详细的入库清单，包括井号、取心井段、取心次数、心长、进尺、收获率、地层层位、岩心箱数等。
（四）钻井取心之岩心的分段原则
根据绘制一定比例岩心柱状图的要求，对大于10cm的不同岩性、颜色、含油级别、结构、构造、含有物、特征的岩心均予以分段描述，厚度不足10cm的岩心，做条带处理；凡位于筒顶、底磨光面上下的岩心、严重磨损的含油砂岩及有特殊意义的标志层、化石层均应卡层细分，厚度不足1cm的应单独进行描述。
（五）岩心综合图绘制原则
以筒为基础、标志层控制，准确确定钻具与电缆深度间的误差，合理校正，达到岩电吻合，恢复地层原始剖面。
（六）岩心描述要点
1、对碎屑岩重点描述含油情况、储油物性，具体描述顺序为颜色、矿物成分、粒度、分选程度、胶结物含量、胶结程度、结构构造、含油气情况、特殊矿物、化石、沉积旋回与上下岩性接触关系等。
2、对泥质岩类的描述则应按下述顺序进行：
颜色、构造、特殊含有物、古生物化石等。
3、对油层组分层界限上岩性、区域性标准层段和层破裂带的岩性、不整合面等，要详细描述。
其它岩性按各自岩性描述方法描述。
4、描述时必须使用专用符号。
5、岩石中特殊结构、构造、含有物、化石等所在位置一律以累计长度确定。
6、重要的含油特征和各种沉积现象，如果有必要应画素描图。
（七）取心原则和取心层位的确定
由于钻井液取心成本高,速度慢,在勘探开发过程中,只能根据地质任务要求,适当安排取心,为此确定如下取心原则：
1．新区第一批探井应采用点面结合,上下结合的原则将取心任务集中到少数井上,用分井、分段取心的方法,以较少的投资,获取探区比较系统的取心资料。
或按见油气显示取心的原则,利用少数井取心资料获得取全区地层、构造、含油性、储油物性、岩电关系等资料。
2．针对地质任务的要求,安排专项取心。
如开发阶段,要查明注水效果而布置注水检查井,为求得油层原始饱和度确定油基钻井液和密闭钻井液取心；为了解断层、接触关系、标准层、地质界面而布置的专项任务取心。
3．其它地质目的取心如完钻时的井底取心、油水过渡带的取心等等。
五、荧光录井
石油中除含烃类外，还含有芳香烃化合物及其衍生物，在紫外光的激发下，能够发射荧光。
不同地区的原油所含芳香烃化合物及其衍生物的数量不同，π-电子共轭度和分子平面度也有差别，故在365nm附近紫外光的激发下，其荧光强度和波长是不同的，这种特性被称为石油的荧光性。
根据石油的这种特性，将现场采集的岩屑浸泡后经荧光分析仪分析，便可直接测定砂样中的含油量。
现场常用荧光录井方法有：
岩屑湿照、干照、点滴分析和系列对比。
（一）岩屑湿照和干照
岩屑湿照和干照是系统逐包普照，在荧光灯下观察是否有荧光显示。
含油岩屑在紫外光下呈现浅黄、淡黄、亮黄、棕黄、乳黄、褐色、乳白色、浅兰色等。
采用湿照能及时发现油气显示，避免烘烤、晾晒造成的油气挥发。
区分原油和矿物发光的方法：
将挑出的发光岩屑放在无荧光显示的空白滤纸上，滴上氯仿或四氯化碳等有机溶剂，放入紫外光下观察，滤纸上有荧光痕迹者为原油显示，无显示者为矿物发光。
（二）点滴分析
点滴分析操作过程为：
在空白滤纸上放一些岩样碎块或岩屑，在岩样上滴1~2滴氯仿溶液，氯仿溶解样品中的沥青渗入滤纸，随着溶液逐渐蒸发，滤纸上沥青浓度逐渐增大，在荧光灯下观察即可发现不同形状和颜色的荧光痕迹。
（三）系列对比
这是现场常用的定量分析方法。
其操作方法是：
取1g磨碎的岩样，放入带塞无色玻璃试管中，倒入5ml氯仿，盖塞摇匀，静置8h后，在荧光灯下与同油源标准系列进行对比，找出近似于样品发光强度的标准试管等级。
（四）碎屑岩含油级别的划分标准
饱含油：
含油岩屑面积占总岩屑面积的90%以上；
含油：
含油岩屑面积占总岩屑面积的60~90%；
油侵：
含油岩屑面积占总岩屑面积的30~60%；
油斑：
含油岩屑面积占总岩屑面积的5~30%；
油迹：
含油岩屑面积占总岩屑面积的5%以下；
荧光：
肉眼难以发现含油岩屑，只有借助于有机溶剂或荧光分析才能发现油气显示（一般荧光级别分为1~15级）。
（五）碳酸盐岩的含油级别分为三级：
含油、油斑、荧光。
其特征如下：
含油：
孔隙为主的碳酸盐岩，当含油较均匀，含油面积在50%以上；裂缝为主的碳酸盐岩有较多含油裂缝和孔洞，且从缝洞中渗出的原油侵染的面积大于25%以上。
油斑：
肉眼可见到油气显示，但含油不均匀、呈斑块或斑点状分布，含油面积在含油级别的界限以下。
荧光：
肉眼难以观察到油气显示，需要借助有机溶剂荧光分析仪来发现油气显示或通过标准荧光系列对比其荧光级别在具体规定界限以上。
第二节石油地质知识
一、石油、天然气的组成
（一）石油的组成：
石油的组成包括石油的元素成分、族分和组分。
1．石油的元素组成
石油是以碳氢化合物为主的混合物，所以其元素成分是以碳（C）、氢（H）为主，其中碳占80-88%，氢占10-14%，碳氢的比值（C/H）在5.9-8.5之间，这两种元素占石油成分的95-99%。
另外，还有氧（O）、硫（S）、氮（N）等元素，这三种元素一般总量在1%左右，个别情况下，可达到5%，甚至更高。
此外，在石油中还有Si、Fe、Al、Mg、Ni、Cu、Pb等几十种元素。
2．石油的族组成
按其化合物元素的成分可分为两大类：
一类为碳氢化合物（也称烃），在石油中占80%以上，是石油的主要组成部分；另一类为氧、硫、氮组成的非碳氢化合物（也称非烃），在石油中一般含量为10-20%，为石油的杂质部分。
石油中碳氢化合物主要有烷烃、环烷烃和芳香烃，烯烃极少见。
烷烃可分为正构烷烃和异构烷烃。
石油中一般正构烷烃是主要的，异构烷烃在石油中含量较少，随着分子量增大略有增多的趋势。
非烃化合物主要是含氧化合物、含硫化合物、含氮化合物等，它影响石油的质量，是石油开采、炼制和加工的不利因素。
3．石油的组成：
油质、胶质、沥青质、碳质
二、石油、天然气的性质
（一）石油的性质
1．颜色：
胶质、沥青质含量高则石油颜色变深，大致能反映石油中重组分含量的多少。
2．密度：
是指一个标准大气压、20℃下石油单位体积的质量。
在欧、美各国则常以API（美国石油工业标准）为度量单位。
石油密度一般介于0.75-0.98g/cm3之间。
通常以0.9g/cm3的密度区分重质石油与轻质石油。
3．粘度：
代表石油流动时分子之间相对运动所引起的内磨擦力大小。
粘度大则流动性差，反之，则流动性好。
4．溶解性：
石油能溶解于多种有机溶剂，如：
苯、氯仿、二硫化碳、四氯化碳、醚等。
石油在水中的溶解度很低。
5．导电性：
石油及其产品具有极高的电阻率。
与油田水相比，可视为无限大。
6．荧光性：
石油中不饱和烃及其衍生物具有荧光性。
7．凝固点：
凝固点是指石油在开始凝固时的温度。
与高分子化合物含量的多少有关，尤其与石蜡含量关系更为密切。
一般情况下当石蜡含量超过10%时，凝固点有明显的变化，含量越高，凝固点就越大。
8．旋光性：
当光线通过石油时，使偏光面发生旋转的特性，称为石油的旋光性。
石油的旋光性分为左旋和右旋，一般为右旋。
无机化合物没有旋光性，所以旋光性是石油有机成因证据之一。
石油的旋光性随着地质年代的增加而降低。
（二）天然气的性质
在常温、常压下，以气态存在的烃类有：
甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷等。
1．密度：
天然气的密度是指在标准状态下，单位体积的天然气的质量，一般为0.65-0.75g/cm3，个别可高达1.5g/cm3，天然气的密度随重烃含量增加而变大。
2．粘度：
是天然气流动时内部分子之间所产生的摩擦力，是以分子间相互碰撞的形式体现出来的。
所以当温度升高时，分子的活动性增大，碰撞次数增多，粘度升高，如在0℃时天然气的粘度为0.000131厘泊、在20℃时为0.012厘泊。
3．临界温度和临界压力：
临界温度是指气相物质能维持液相的最高温度。
高于临界温度时，不论压力有多大，都不能使气态物质凝为液态。
在临界温度时，气态物质液化所需的压力称临界压力。
4．溶解度：
在单位体积溶剂中溶解的天然气量称为溶解度。
当增加一个大气压时，溶解在单位体积石油中的天然气量，称为天然气在石油中的溶解系数。
5．发热量：
在通常情况下，燃烧1m3天然气所放出来的热量为天然气的发热量，单位是千卡/m3。
天然气的发热量一般为8000千卡/m3，其随着天然气中重烃含量的增加而发热量升高。
三、石油、天然气的生成
（一）定义
生油门限：
岩石中有机质随埋深增加，温度增高，逐渐成熟转化生成石油烃。
把开始大量生成石油时的浓度和温度即称为生油门限深度或生油门限温度。
生油窗：
地下有机质成熟演化过程中，把开始大量转化为石油至液态石油消亡的深度范围，称为生油窗。
其相应的镜煤反射率值为0.5%~1.3%。
（二）生油层
具备生油条件，且能生成一定数量石油的地层称为生油层。
生油层的特征
1．颜色：
生油层的颜色一般较深，多呈深灰色，灰黑色和灰绿色。
2．岩石类型：
生油层的岩石类型主要有二种：
暗色泥质岩类和碳酸盐类，暗色泥质岩类包括暗色页岩、泥岩、粉砂质泥岩等，这些岩石为还原或弱还原环境下的产物。
碳酸盐岩类：
包括含有大量有机质的生物灰岩、礁块灰岩，暗色微晶－隐晶质泥灰岩及白云岩等。
3．富含有机质：
生油层中常含有大量的有机质及丰富的生物化石，尤其以含大量的呈分散状浮游生物为主。
4．含指相矿物：
生油层常含有原生指相矿物。
如菱铁矿、黄铁矿等，它们是弱还原或还原环境下的产物。
5．地球化学指标：
生油层地球化学研究的主要任务是：
查明有机物质的丰富程度，适宜的生油环境以及有机物质向石油转化的程度。
a.有机碳：
碳是有机物质的主要成分，在有机物质变化的过程中，它也经历了同样的演化过程，因此至今只有一部分残留于岩层中。
这部分残留于岩层中的碳，称剩余有机碳，习惯简称为有机碳。
根据研究和实践的结果证明：
我国陆相泥质岩类生油层，有机碳含量达0.4%，就具备了生油条件。
b.干酪根：
是指沉积岩中不溶于非氧化的无机酸、碱和有机溶剂的一切有机质。
根据干酪根的颜色结合H－C－O/C原子比关系图，可帮助判断干酪根向石油和天然气转化的成熟程度。
镜质体反向率：
沉积岩中的煤粒、碎屑、干酪根是天然的高分子化合物，在成岩过程中，随着演化过程，链烷结构由于热解而逐渐减小，而芳环结构由于缩合及缔合等作用，而出现片状结构，使芳香片间距缩小，而导致反射率的增高和透射率的降低。
因而测定岩样中镜质体反射率，可确定油（气）源岩的成熟度，以预测油、气的分布。
c.烃类转化指标：
氯仿沥青“A”，是指用氯仿从岩样中抽提出的有机物质。
它是具有游离性，还原性的沥青，与石油性质比较接近。
（三）石油和天然气在成因上的关系
石油和天然气伴生，从大量生产实践已经得到证明。
但是在有的地方勘探结果只有气未见油，或者只有油而缺乏气，这决不是偶然的现象，这是石油和天然气在成因上既有联系又有区别的结果。
天然气生成条件没有石油那么严格，无论原始物质和生成环境，天然气都比石油更为广泛、迅速、容易。
从时间上看，天然气无论在沉积物理藏初期，热催化阶段，或深变质阶段在高温高压下都能生成，而石油则主要生成于沉积物埋藏到较大深度的热催化阶段。
所以，在勘探过程中，不仅在找到石油时常伴有天然气，而且在第四系常发现沼气，在深逾4000－5000米的超深井中，往往只发现天然气或凝析油，却罕见石油。
四、储集层
石油和天然气储藏在地下岩石的孔隙、洞穴、裂缝之中，所以我们把凡是能够储集油、气并在其中流动的岩层叫做储集层。
（一）岩石的孔隙和渗透性
1．孔隙度：
岩石中孔隙、洞穴和裂缝等各种孔隙空间的总和，称总孔隙体积。
总孔隙体积与岩石总体积的比值即称孔隙度或绝对孔隙度。
流体能在其中流动的，相互连通的孔隙被称为有效孔隙。
有效孔隙体积与岩石总体积之比，称为有效孔隙度。
碎屑岩的孔隙主要是原生孔隙，孔隙率大小与颗粒成分、大小、形状、分选程度以及效结物成分，含量和胶结类型密切有关。
对于碳酸盐岩来讲，影响其孔隙度的因素比碎屑岩更为复杂。
2．渗透率：
在一定的压力差下，岩石本身允许流体（油、气、水）通过的性能叫渗透性，渗透性的好坏可用渗透率来表示。
K＝QμL/Ft（P1-P2）
式中 K:
渗透率（m2）；Q：
液体流量（m3）；μ:
液体粘度（Pa·s）；
L:
液体通过岩石的长度（cm）；F:
岩石的横截面积（m2）；
T:
液体通过岩石的时间（s）;P1-P2:
岩石两端的压力差（Pa）。
3．影响渗透率的因素：
a.颗粒大小、圆度、分选、排列对渗透率的影响在其它条件相同的情况下，随颗粒的增大，渗透率也增大。
一般地说，圆度越好，渗透率越高；分选愈好，渗透率也愈高。
岩石颗粒排列愈紧密，渗透率就愈低。
反之，则渗透率愈高。
b.孔隙截面大小、形状、连通性。
c.岩石的成分（包括矿物成分及胶结物）。
d.岩石裂隙。
（二）储集层的主要类型
1．碎屑岩类储集层；
2．碳酸盐岩类储集层；
3．其它类型的储集层。
第三节沉积岩和沉积相
一、沉积岩：
沉积岩是在地壳表层条件下，由母岩的风化产物，火山物质，有机物质等原始物质成
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