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油气成藏
含油气系统的评价
近年来,含油气系统的研究与评价已经成为有效预测和发现油气资源的重要工具。
较全面的分析了含油气系统理论的基本概念,归纳了含油气系统的研究现状,并总结了含油气系统理论应用中的具体方法。
1.含油气系统概念的提出及现状
1972年Dow.M.G首次提出OilSystem(石油系统)概念,基于油—油和油—源对比,将威利斯顿盆地中由蒸发岩封盖层与其它系统分隔开的一套油源岩和一群储集岩归入一个生—储油系统。
随后三十多年里,含油气系统的理论开始迅速发展和应用,从经典含油气系统发展到适合我国油气田的复合含油气系统,主要可以归纳为两个发展阶段:
(1)理论诞生阶段(1972~1994年):
此阶段主要是含油气系统理论的诞生阶段,讨论含油气系统的定义、划分和命名,可归纳为三种意见:
L.B.Ma-goon等(1994)认为含油气系统的划分、命名应考虑烃源岩和主要储集岩,强调烃源岩和储集层的可靠性;De-maison和Huiringa(1991)强调,应根据油气系统的因素、运移排烃方式和油气圈闭方式对油气系统进行分,并根据三者定性指标组合而命名,强调油气系统中油气运聚过程中的数量和驱动性质;Penodon(1992)则主张,应根据盆地主要类型把油气系统划分为大陆裂谷、地台和造山带三种基本含油气系统,强调油气系统的构造成因控制作用。
(2)发展和应用阶段(1995—现在):
特别是国内的发展。
赵文智等(2000)等对含油气系统(成油系统、油气成藏系统)的概念、研究内容作出了具体的阐述。
针对中国大陆叠合含油气盆地的特征,赵文智等(2003)提出了复合与复杂含油气系统的概念,深化了对简单含油气系统的认识。
何登发等(2000)、赵文智等(2003)针对我国复杂的叠合含油气盆地特征,提出并总结了复合含油气系统理论。
张庆春等(2003)对含油气系统模拟进行了阐述。
2.含油气系统的研究方法
对含油气系统的研究,是一个系统的工程,其涵盖物探、地化和地质等多方面的技术,主要有:
(1)油气源对比方法。
它是确定油气之间以及油气与源岩之间亲缘关系的主要手段,也是确定含油气系统空间展布和划分含油气系统的基础。
主要对比方法包括族组成对比、成熟度对比、同位素对比、饱和烃色谱对比、生物标志化合物对比等。
(2)有效烃源岩评价方法。
主要指确定烃源岩有机质丰度、类型、成熟度和生烃潜力的地球化学评价方法,如有机碳分析、可溶有机质分析、Rock-EVal分析、有机岩石学分析等。
(3)储盖层评价技术。
包括储层相分析技术与方法、储层孔隙结构研究方法(扫描电镜、压汞、铸体)、储层成岩作用研究方法、储层物性测定、盖层评价技术主要有排替压力测定、盖层扩散系数测定和盖层超压评价等。
(4)层序地层学方法。
主要是对烃源岩、储集层和盖层进行三维空间分布与产状识别较为有效的方法。
(5)流体历史分析方法。
包括有机岩石学分析、流体包裹体分析、储层自生粘土矿物的同位素年代学分析和油藏地球化学分析等。
(6)古构造分析方法。
它是含油气系统研究的重要基础,它是研究圈闭形成与演化的重要手段。
古构造图再现了主要地层界面的起伏演化史,该图是研究古流体势、油气运移和油气藏调整和破坏的重要基础图件。
(7)盆地模拟方法。
它可以再现地质历史中盆地的热演化,烃源岩的成熟、油气的生成和排出,油气的运移和聚集等过程,可以提供含油气系统研究所需的大量基础图件。
主要软件有PetroSys,PRA,PetroMod等。
3.含油气系统评价原理研究
3.1成藏基本条件及实例
以八面河地区孔店组为例来说明:
八面河地区位于渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷南斜坡东段,面积1138km2,在前震旦系结晶基底之上,依次充填了古生界寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系,中生界侏罗系、白垩系,新生界下第三系孔店组(Ek)、沙河街组(Es)、东营组及上第三系馆陶组、明化镇组和第四系平原组,缺失古生界志留系、泥盆系及中生界三叠系。
前震旦系与下古生界、上古生界与中生界、中生界与新生界下第三系孔店组、孔店组与沙河街组、东营组与上第三系馆陶组之间存在五个区域性不整合。
勘探及研究表明,寒武系和奥陶系为水下浅滩-开阔海相沉积,石炭系为海陆交互相沉积,二叠系为湖沼相沉积,侏罗系为河湖相沉积,白垩系为大陆火山喷发岩相-河湖相沉积,孔店组及沙河街组为湖相沉积,东营组为河湖相沉积,上第三系馆陶组、明化镇组和第四系平原组为河流相沉积。
八面河地区构造位置见图1。
孔店组勘探程度相对较低,是该地区最现实的勘探接替层系,现在对八面河地区孔店组油气成藏条件进行研究。
3.1.1 地层及沉积特征
八面河地区孔店组沉积时期的总体构造格局为继承性发育的单向斜坡,受东南高西北低的中、古生界基底控制,孔店组由西北向东南逐层超覆。
东营运动时期,受基底断层活动的影响,单一的斜坡构造背景被分割复杂化,平面上划分为北
图1 八面河地区构造位置图
部斜坡带、八面河鼻状断裂带、南部斜坡带和广饶凸起等4个构造单元,这种构造格局控制了孔店组圈闭的形成和油气的聚集成藏。
研究区孔店组主要为孔一段,孔二段仅在其西北的局部地区有少量分布,而孔三段则全部缺失。
孔一段岩性为紫红色泥岩与灰色、棕红色砂岩不等厚互层。
综合采用岩性组合、电阻率、自然电位、自然伽玛等资料,孔一段由上至下分为1、2、3、4砂组。
研究区北部孔一段4个砂组发育齐全,南部仅存1、2砂组,孔店组由西北向东南逐层超覆。
孔店组物源区为西南部的广饶凸起。
根据钻遇孔店组的各井岩性纵向组合特征、各岩类颜色特点、砂岩发育程度及平面分布、砂地比等资料,综合分析认为八面河地区孔店组为湖泊相的洪水-漫湖亚相沉积。
平面上,孔一段1砂组在研究区西南为砂坪相和混合坪相,东南局部为混合坪相,北部为泥坪相;孔一段2砂组仅研究区西部为混合坪相、其余地区为泥坪相区;3、4砂组在研究区内都均为泥坪相区。
3.1.2 油源条件
油源对比结果表明,八面河地区孔店组油源为来自牛庄洼陷及其南斜坡沙三段、沙四段和孔二段的混源油,油气主要沿不整合面和断层运移,由西北至东南向斜坡高部位运移并聚集成藏。
东营凹陷在早第三纪湖盆扩张期形成了沙三段、沙四段和孔二段两套主力烃源层系。
八面河地区处在生油气条件极为优越的东营凹陷东南部,西北部为牛庄洼陷,北部为广利洼陷,呈两面邻洼之势,有丰富的油气来源。
(1)沙四段-沙三段烃源岩牛庄洼陷及其南斜坡带沙四段属半咸水型沉积环
境,其不同岩性段均发育有较高有机质丰度的生油岩,牛庄洼陷最大生油岩厚度可达1300m,埋藏深度4850m,沙四段页岩平均有机碳含量为4.1%,泥岩中含量为1.9%;其干酪根类型好,主要为腐泥型及腐植-腐泥型,且埋藏深度超过2700m的烃源岩均已进入成熟阶段。
多数烃源岩氯仿沥青“A”转化率较高、总烃含量高,沙四段页岩总烃含量达673ppm-13292ppm,泥岩中含量为43ppm-1868ppm,表明牛庄洼陷及其南斜坡带沙四段是一套良好的烃源岩。
沙三段烃源岩以灰色、深灰色块状泥岩、油页岩为主,有机质丰度高,干酪根类型较好,主要为腐泥型及腐植-腐泥型,处于低成熟-成熟阶段。
(2)孔二段烃源岩东营凹陷在孔二段沉积时期发育多个深湖-半深湖次凹。
其中,可能向八面河地区提供油气的为东营次凹,其孔二段最大厚度超过1200m。
孔二段烃源岩以灰、深灰色泥岩为主,含少量灰色粉砂质泥岩及灰黑色碳质泥岩,目前在东营次凹的王46井、东风6井已钻遇。
其中,王46井孔二段灰色泥岩有机碳含量0.91%-0.99%,属中等级别烃源岩;干酪根类型主要为腐植-腐泥型,反应了水生生物是其主要来源;镜质体反射率(Ro)0.99%-1.25%,反映本套烃源岩已进入成熟阶段。
根据钻井和地震资料综合解释,东营次凹中心部位孔二段地层厚度一般在400m-1000m之间,推测暗色泥岩厚度分布面积约800km2,最大厚度超过700m,平均厚度约400m。
因此,八面河地区孔店组尽管本身没有生油能力,但由于东营次凹存在一套孔二段烃源岩,仍然具有较丰富的油气成藏物质基础。
3.1.3 储集条件
八面河地区孔店组储集体主要为粉砂岩,在西南部为砂砾岩。
研究区孔店组无取芯资料,储层物性主要根据邻区物性分析和本区测井解释的物性资料推测。
邻区丁家屋子地区孔一段储层孔隙度为11.5%-26.38%,渗透率为(12-152)×10-3μm2,总体为中-低孔隙度、中低渗透率型储层。
八面河地区南部孔店组距离物源区较近,储层粒度相对较粗,为细砂岩和粉砂岩,分选性较差,推测为中-低孔
图3 八面河地区孔店组储层综合评价图
隙度、中-低渗透率型储层;北部孔店组砂岩粒度细,多为粉砂岩,埋藏深度比西南部大,推测为低孔隙度、低渗透率型储层。
八面河地区孔一段储层发育程度受沉积相带控制,储层规模受沉积相和地层厚度控制,储层物性主要受压实作用控制。
主要依据储层发育程度、物性和油气显示情况评价,Ⅰ类储集区分布于研究区西南部,面积为85km2;Ⅱ类储集区分布于研究区中部,面积为194km2;Ⅲ类储集区分布于研究区北部,面积为152km2。
八面河地区孔店组储层综合评价见图3。
3.1.4 储盖组合条件
八面河地区孔店组之上直接覆盖了沙二、三、四段,其厚度一般在300m-500m,为一套以泥质岩为主的砂,可作为孔店组的区域性盖层。
其中孔店组直接盖层沙四段砂质泥岩和泥页岩很发育、且分布稳定,厚度达数10m,泥质岩占该地层厚度的60%-85%。
孔店组内部发育的厚层砂质泥岩和泥岩,也是很好的直接盖层。
根据储集层和盖层空间配置关系,八面河地区孔店组可划分为两套储盖组合:
一是“下储上盖”组合,以孔店组粉砂岩、细砂岩为储层,沙四段泥岩为直接盖层;二是孔店组“自储自盖”组合,以孔店组粉砂岩、细砂岩为储层,内部泥岩为直接盖层。
孔店组原油为来自牛庄洼陷及其南斜坡沙三段、沙四段和孔二段的混源油。
因此,孔店组的含油气丰度取决于与油源区的距离和运移通道。
在油气沿不整合面、断层、渗透性储层沿上倾方向运移时,必须有不渗透泥岩等遮挡物阻隔,才有可能在孔店组圈闭中聚集成藏。
因此,根据储盖组合与油源关系及油气运移通道变化综合评价,孔店组“自储自盖”组合最为有利。
3.2成藏特征及实例
以他拉哈-齐家地区葡萄花油层为例来说明:
他拉哈-齐家地区位于松辽盆
地中央坳陷区一级构造单元内,包括齐家—古龙凹陷和龙虎泡—大安阶地2个二级构造单元,东与大庆长垣相连,西以西部斜坡带为界,南至他拉哈油田,北至齐家油田,工区面积为2500km2。
包括齐家、金腾、萨西、龙虎泡、杏西、龙南等油田以及龙西地区。
齐家—古龙凹陷位于松辽盆地北部中央坳陷区西部,大庆长垣以西,西部斜坡以东,整体呈NNE向北窄南宽长条状展布,以他拉哈向斜为沉降中心,向南北两方向凹陷变浅,是一个长期发育的继承性凹陷。
在凹陷东西两侧发育一些断块、断鼻构造,凹陷内部无明显局部构造,只在南端有一低幅度小庙子构造。
龙虎泡-大安阶地中部的他拉哈油田构造格局大体一致,由深至浅,构造由复杂变为简单,整体表现为西北高、东南低的单斜,构造形态较为平缓。
巴彦查干断裂带和南北向纵贯全区的敖古拉—哈拉海断裂带占据了工区大部分中央区域,在断裂带背景下形成了较多的局部构造,这些断块、微幅度构造,是油气聚集的有利部位。
他拉哈-齐家地区主力油层组是大庆长垣西部地区具有含油层位多,包括黑帝庙、萨尔图、葡萄花、高台子、青一段扶余油层6套层位;油气藏类型多,油水分布复杂。
其中葡萄花油层埋藏浅、砂体物性好、分布范围广,呈东厚西薄分布,物源主要来自北部、南部和东部,砂体展布随层位由下而上变化,出现由东向西尖灭的分布规律,是该区主要油气产层。
3.2.1油气来源及烃源岩特征
3.2.1.1油气来源
葡萄花油层油气主要来源于高熟腐泥型母质为主的青山口组。
生物标志化合物在油气源研究中十分有效,结合其他地化方法,能准确地识别油气成因与来源。
综合油源对比和地质特征的分析,研究区主要的生油层为青一段、青二、三段及嫩一段,青一段距葡萄花油层300m,除断层作为通道运移聚集外,其他的不占主要地位。
嫩一段距葡萄花油层60-80m,且生油层向下排烃不及向上排烃,所以能排出一些,也不占主要地位。
分析原油-生油岩五环三萜烷对比和其他地化指标表明,葡萄花油层油气主要来源于下伏的青二、三段烃源岩。
3.2.1.2烃源岩的特征
源岩品质的好坏不仅影响着天然气生成排出的数量,也影响着天然气排出、运移相态。
研究区发育多套成熟的烃源岩,从下至上包括青山口组一段、青山口组二段、青山口组三段和嫩江组一段烃源岩,从泥岩厚度分布图(图1)和干酪根的类型演化阶段(图2)来看,研究区青二、三段有机质丰度高,母质类型好,主要为I型和Ⅱ型干酪根,有机质处于成熟—高成熟阶段,为油藏的形成提供了丰富的物质基础
图1 研究工区青二、三段泥岩厚度分布
图2 研究区青二、三段泥岩Ro分布
3.2.2 沉积特征
3.2.2.1沉积相类型
葡萄花油层沉积时,古地貌背景相对平坦且坡度相对较小,气候相对干旱,湖体面积较小[9],沉积环境基本为水下,水面很浅,自下而上整体为一水进过程,沉积了湖泊相和三角洲相两大沉积相。
其中湖泊相主要是滨浅湖亚相,与三角洲前缘交互相邻分布,分布不是很广泛。
三角洲相可划分三角洲平原和三角洲前缘2种亚相,其中主要是湖泊背景下的三角洲前缘沉积,沉积物粒度整体略偏细,最粗为中—粗砂。
三角洲前缘亚相发育的微相有水下分流河道、水下天然堤、河口坝、水下分流间湾、前缘席状砂等微相。
3.2.2.2砂体类型及特征
研究区沉积物整体粒度变化不大,水体大范围内比较稳定,但是微弱的水体动荡非常频繁,造成同一套单成因砂体往往是由多个不同期次的薄砂体叠置而成,因此在平面上看似大面积连片的砂体往往是由多套独立砂体叠置而成,其储层垂向非均质性较强,内部的油水系统可能非常复杂。
研究区储集砂体成因类型多,三角洲平原部分主要有分流河道砂体和决口扇砂体;三角洲前缘部分主要有水下分流河道、河口坝砂体、前缘席状砂体和水下决口扇砂体;滨浅湖部分主要为滩坝。
单砂层厚度为2-3m,累计砂岩厚度在2.5-41.8m之间。
砂地比在5.0%-66.3%之间,平均为24%。
砂体在平面上大面积错叠连片,为油气藏的形成提供了丰富的储集空间。
3.2.3 储层特征
3.2.3.1物性特征
葡萄花油层孔隙度分布在2.46%-25.8%之间,平均为15.0%,整体上变化不大,属中等孔隙储层。
渗透率分布在0.15×10-3-128.0×10-3μm2之间,平为17.5×10-3μm2,整体上向斜区渗透率低,围绕向斜周围的鼻状构造等高部位渗透率值增加,属低渗储层,因此葡萄花油层为中孔、低渗储层。
3.2.3.2岩石学特征
研究区葡萄花油层为1套砂岩、粉砂岩与泥岩互层的碎屑岩,砂岩以极细砂岩、细砂岩为主,砂岩类型主要为长石岩屑砂岩,部分为岩屑长石砂岩,砂岩中石英含量为20%-27.5%,长石含量为28%-32%,岩屑含量为25%-30%,成分成熟度较低。
砂岩中碎屑颗粒多呈次棱状,分选较好,点—线接触为主,结构成熟度中—较好。
颗粒排列较松,孔隙发育较好。
长形颗粒具定向性,大小颗粒穿插。
泥质具重结晶,呈薄膜、团块状分布。
方解石呈嵌晶状结构,并溶蚀颗粒。
石英具次生加大与再生胶结岩。
3.2.4盖层特征
大庆长垣以西地区发育2套区域性盖层,即青山口组和嫩一、二段,其不仅厚度大,全区分布,而且具有较强的毛细管封闭能力,同时还具有压力和烃浓度封闭能力。
它们封盖着萨、葡、高油层,对该油层中天然气的富集成藏起到了重要的控制作用。
这就是该区已发现的天然气藏大部分分布于萨、葡、高油层的一个重要原因。
研究区盖层微观上表现为微孔隙为主、渗透率低、表面积大、排替压力高,形成欠压实孔隙流体超压和烃浓度封闭等特征。
其中萨尔图油层底界与葡萄花油层顶界之间发育1套3~10m厚的泥质夹层,平均厚度约为6·5m,为灰绿色、灰色、灰黑色泥岩,少数井本段夹有薄层粉砂质泥岩在本区绝大多数井均可见到,基本稳定分布。
越靠近凹陷带厚度越大,如龙虎泡地区厚度可达到20m,可作为葡萄花油层稳定的盖层。
3.2.5油气运移聚集特征
3.2.5.1 饱和烃的分布特征
饱和烃的最高含量在龙虎泡构造上,龙153井达85·80%。
邻近古龙向斜的古38井和古102井,因有良好的封闭条件,含量很高(分别达82·60%及80·60%),其余地方都是由向斜朝高阶地的龙虎泡背斜递增,两者相差9·00%~20·10%。
就龙虎泡与齐家古龙凹陷的关系来说,明显地看出由龙南鼻、龙北鼻及哈尔温马鞍向龙虎油田递增。
3.2.5.2正构烷烃轻重比的分布特征
与饱和烃分布趋势一样,古龙向斜的古46井的正构烷烃的轻重比为2·63,齐南向斜的古26井为2·44,因处在向斜内的圈闭中而比值偏高。
从总的分布状态看,其他构造是从凹陷向龙虎泡背斜及周围递增,龙北鼻从金22井的1·67增至龙57-22井的2·67;龙南鼻从古35井的1·30增至古511井的2·65、龙57-22井的2·67。
3.2.6油气运移聚集特征
3.2.6.1 油气运移特征
生油岩生成的油气排入储集层后,在运移过程中因黏土矿物对油气中不同族分(组分)选择性的吸附,将被轻化,即轻族分(组分)排出的多一些,重族分(组分)排出的少一些,使得储层内有机地化指标较生油岩有很大的分异性,与生油岩的分布相反,由负向构造向正向构造,由凹陷轴向两侧,地化指标呈环带状的变好。
因此可认为储层中地化指标呈递变规律变好的方向,就是油气运移的方向。
总体方向是从负向构造向正向构造运移,从凹陷轴向两侧运移。
3.2.6.2 油气聚集特征
油气富集成藏受多种因素的控制,如烃源岩和烃源区、构造背景、储层及储盖组合、圈闭、运移通道及运移方向等。
经分析认为,研究区内葡萄花油层成藏受断裂、构造、砂体组合和坡折带等的控制。
断裂在油气成藏与分布中有2大作用:
一是遮挡作用,使齐家—古龙凹陷的油气在断裂带附近聚集成藏,例如龙北、龙南断鼻的小型油气聚集是油气在运移途中被断层遮挡的结果;二是转向和汇聚作用,使断裂带附近的油气呈线状分布。
研究区的局部构造较发育,齐家—古龙凹陷周边背斜构造和鼻状构造为主要油气运聚区,就龙虎泡背斜来说,北面为齐北、齐南向斜-金腾马鞍—龙北鼻—龙虎泡背斜,南面的哈南、古龙向斜—龙南鼻—龙虎泡背斜,这一带的地化指标向背斜顶部递变的趋势非常明显,而且又恰是砂岩发育带,储油物性越向构造顶部越好,为油气的有利聚集区。
研究区砂体在平面上大面积错叠连片,为油藏的形成提供了储集空间。
坡折带控油主要表现在:
坡折带以下地区砂岩薄、连通性差岩性圈闭发育,坡折带中可形成地层超覆圈闭,坡折带以上地区砂岩厚,连通性好,不易形成岩性圈闭。
3.3油气分布规律及实例
以东海西湖凹陷花港组为例:
西湖凹陷是目前东海陆架盆地突破相对较大的凹陷,是一个具有较大勘探潜力的地区。
西湖凹陷花港组具有较好的油气地质条件,存在多个油气源,以平湖组烃源岩为主,储层条件较好,发育区域性盖层。
构造圈闭是西湖凹陷花港组的主要圈闭类型,以滚动背斜和挤压背斜圈闭为主,油气藏也主要为这2种类型。
在对石油地质条件分析的基础上,对花港组的油气分布规律进行了分析,认为西部以油为主,东部以气为主,主要的油气分布于西湖凹陷中南部的局部构造较发育区。
3.3.1油气藏模式
综合研究认为西湖凹陷花港组主要发育2种构造类型的油气藏模式,一是西部平湖构造的滚动背斜油气藏(图4),二是中央反转构造带的反转背斜油气藏(图5)。
2种油气藏的油气都主要来自于下伏的平湖组烃源岩,其次是自身的烃源岩,前者断层、不整合面及砂体为油气运移的通道,后者断层和连通砂岩为油气运移的通道。
西部斜坡带平湖组烃源岩目前仍处于生油窗内,尚未进入成气带[12]。
平湖区块主要为油层,天外天区块平湖组烃源岩埋藏较深,成熟度较高,花港组以产气为主。
图4 中国东海西湖凹陷平湖区块花港组油藏模式
3.3.2 油气分布规律
花港组沉积时期为拗陷早期,为湖相沉积,砂岩较为发育,砂岩单层厚度也较大,叠置的频率较高,并且物性条件较好,为中孔中渗和高孔高渗。
根据现有钻井的含油气分布,具有较好油气砂层的钻井大部分都受到构造的控制,具有一定的构造闭合高度,从而形成一定的圈闭,并且有断层发育,成为与平湖组油气源连接的通道。
对比BYT1井区和BSH1井区就可以得到很好的证实,这2个区域砂岩都较为发育,储集物性也较好,花港组下段盖层条件相对较差,主要为局部性盖层;花港组上段尽管盖层较好,但构造不发育,为缓坡形背景,油气很容易因砂体侧向连通而散失,因此无油气砂层。
图5 中国东海西湖凹陷天外天区块花港组油藏模式
西湖凹陷花港组的油气分布呈西油东气的特点。
油气主要分布于西部斜坡中段的平湖地区及其靠南的构造发育带,西部斜坡的南段和北段相对较差,局部的微幅度构造相对较有利,此外在斜坡地区花港组下段可能发育地层超覆型油气藏。
东部主要分布于中央反转带的挤压背斜地区,而且以中南部为主,北部相对较差,原因可能是物性条件相对较差及后期龙井运动的强烈改造。
此外中央反转带与西部斜坡之间的低幅度挤压背斜也是有利的区域,其油源一方面来自于平湖组,另一方面来源于临近地区花港组的烃源岩。
西湖凹陷花港组在北部发育浅湖—半深湖相,可能发育浊积扇砂体,直接被烃源岩包围,形成岩性油气藏。
目前地震资料还满足不了这一勘探要求,因此对于浊积扇岩性油气藏有待于进一步勘探。
4.含油气系统评价的意义
含油气系统理论作为一个新理论,为勘探理论注入了新活力,它也是一个不断发展的理论,其未来发展方向是:
(1)利用系统论的观点,分析其基本系统属性、结构和功能,进而对系统进行优化。
(2)含油气系统动态模拟已经起步,并取得了一些进展,但是要应用于我国的叠合含油气盆地,需要在模型建立复合含油气系统等方面作进一步研究。
(3)需要将含油气系统的评价在点上和面上的有效预测结合起来,加强对油气运移、聚集机制的研究。
(4)对于含油气系统的边界划分,应该进一步明确,防止含油气系统研究的概念化。
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