"的动 态演化恢复和源一盖动态匹配关系预测三个方面的技术内容。其意义在于，为油气有效保 存条件评价、有利油气勘探区带预测和目标优选提供依据。
[0053] 在源一盖动态演化评价技术中，针对"源"的动态演化，进行埋藏史、热史、烃源岩 生烃史和古油藏裂解生气史恢复；针对"盖"的动态演化，进行盖层孔隙度史、渗透率史、盖 层排替压力史和超固结比〇CR(overconsolidation ratio)史恢复，在"源"的动态演化和 "盖"的动态演化恢复之基础上，再进行源-盖动态匹配关系研究。
[0054] 实施例一
[0055] 图1为本发明实施例的优选油气勘探区带的方法流程图，包括：
[0056] 步骤S101，烃源演化恢复步骤，除了采用成熟方法恢复烃原岩干酪根生烃史之外， 还利用储层温度史和裂解温度窗法确定古油藏裂解生气的时间，并采用古构造图和古地温 图法获得古油藏裂解烃灶的时空演化过程；
[0057] 步骤S102,盖层封闭性演化恢复步骤，在建造阶段，利用孔隙度-排替压力史法恢 复建造阶段泥质盖层封闭性的形成过程；在改造阶段，利用渗透率_排替压力史法恢复在 抬升过程中泥质盖层的排替压力演化史，采用超固结比OCR史法定量约束在抬升过程中泥 质盖层的封闭性演化过程；
[0058] 步骤S103,源盖匹配判断步骤，判断泥质盖层封闭性形成的时间与所述泥质盖层 下覆烃原岩的生烃时间和古油藏裂解生气的时间的先后关系，确定盖层封闭的动态有效 性；
[0059] 在泥质盖层封闭性的形成时间早于所述盖层下覆烃原岩生烃时间和古油藏裂解 生气的时间的情况下，所述盖层为动态有效盖层，源盖匹配关系为有利于油气成藏与保存 的关系。
[0060] 其中，步骤S101和步骤S102的先后顺序可互换。
[0061] 在详细描述各个步骤的具体流程之前，首先给出本发明实施例中原油裂解温度窗 数值范围的确定过程。
[0062] 原油在高温下会发生裂解生成天然气，但何时发生裂解，即在地质条件下，温度多 高时原油将发生裂解，液态石油保存的下限温度为多高，关于这个问题，许多学者进行过实 验研究，虽然具体的温度数据因实验条件和样品材料的不同，结果数据也存在一定的差异， 但总体上仍然具有大体一致性认识。以下是其中一些学者的研究成果的概述：
[0063] 有人认为原油仅在150°C之下是稳定的（Schenk et al.，1997)，原油在温度超过 150°C之后，便明显表现出不稳定的特点（Hunt，1979)，高分子的烃类和其他杂环混合物逐 渐转化为低分子混合物(凝析油和气态烃）和热解浙青。也有人认为原油的稳定温度可以 达到 20(TC (Horsfield et al.，1992; Schenk et al.，1997; Domin6et al.，2002)，还有人 认为原油开始裂解的温度可能更早，约在80°C~100°C (Kuo et al.，1994)。地质尺度上 150°C~200°C对于原油裂解和裂解气成藏具有重要的控制作用（郭利果等，2008)。
[0064] 原油的裂解温度与原油本身的成份、物质来源有一定关系，不同类型的原油 裂解温度也不同。高蜡原油裂解始于180°C，裂解高峰温度为225°C，海相原油裂解始 于170°C，裂解高峰温度为215°C，低于160°C条件下，原油裂解很难发生（Schenk et al.，1997;Schenk et al.，2004)。
[0065] 在热降解阶段（100~150°C )，液态烃类是比较稳定的，而非以前认为的不稳定且 有逐渐分解成甲烷和焦浙青的过程，如环烷烃在热降解阶段，长达几十亿年仍很稳定。而 在较高温度（150~190°C )阶段，高分子量烃类会发生裂解成气（Mango, 1991)。原油在 160°C开始发生裂解，在170~195°C之间，产生凝析油和湿气（Ping et al.，2010)。英国 北海中部的一个深层油藏表明储层内部的原油在174°C，甚至在高达195°C时并没有发生 裂解（Pepper et al.，1995)。
[0066] 在地质条件下，海相碳酸盐岩烃源岩生成的原油在150°C时，将开始热裂解并生成 大量天然气，温度达到220°C时，裂解生气基本结束，天然气就全部取代石油；甲烷的生成 Easy%Ro主要介于1. 2~2. 9之间，C2-C5烃类气体的生成Easy%Ro主要介于1. 5~2. 5之 间（耿新华等，2008)。原油裂解生气划分为3个阶段：原油稳定阶段、原油裂解气初次生 成与原油裂解气二次裂解阶段。原油开始裂解时对应的Easy%Ro值在1. 20%左右，随着成 熟度的增加，油质变轻，到1. 70%~1. 75%左右时转化率达约51%~62%，独立相原油消失， 开始进入凝析油与湿气阶段；原油完全转化为天然气对应的Easy%Ro值在2. 40%左右，此 时裂解气产量最大，但C1/C1~3比值在0.5左右，属湿气藏；此后，湿气开始发生二次裂 解，甲烷大量形成，进入干气阶段（田辉等，2006)。
[0067] 不同介质条件下甲烷的生成活化能分布有差异，碳酸盐岩对油裂解条件影响最 大，可大大降低其活化能，导致原油裂解热学条件降低，体现为油裂解温度的降低；泥岩次 之，砂岩影响最小。碳酸盐岩、泥岩和砂岩对油的催化裂解作用依次减弱，不同介质条件下 主生气期对应的R〇值：纯原油1. 5%~3. 8% ;碳酸盐岩中的分散原油1. 2%~3. 2% ;泥岩 中的分散原油1.3%~3.4%;;砂岩中的分散原油1.4%~3. 6%。因此，不同介质条件 下，原油裂解温度范围也会有一定差异（赵文智等，2006)。
[0068]表1
[0070] 对世界上已知油藏埋藏温度所作的统计显示，大多数石油存在于65. 5~149°C的 温度范围，在储层温度高于200°C以后，天然气就全部取代石油，因此将上述温度范围称为 "石油窗"。
[0071] 我国西部塔里木盆地的塔深1井在埋深8404~7406m，温度160,压力80MPa的环 境下发现了呈褐黄色的液态烃。在井深8406. 4m(5~14/27)和8407. 35m(5~19/27) 白云岩溶洞中，经约30分钟清水浸泡，并经氯仿溶剂溶解后分别收集到液态烃约10mL(翟 晓先等，2007)。
[0072] 以上研究成果以及其它一些研究者的研究成果汇总于表1。
[0073] 综合以上研究成果，原油在高温下发生裂解，发生裂解的起始温度受诸多因素控 制（Price, 1993; Behar et al.，1996; Schenk et al.，1997)，一般在 15CTC~18CTC之间，原 油保存的最高温度在200°C~225°C。如图2所示，将以上数据投于散点图上，可以清楚地看 出：原油裂解生气的起始温度大致为160°C，原油裂解生气结束的最高温度大约为210°C， 因此，为了便于计算，本发明的实施例取原油裂解温度窗为160~210°C。
[0074] 图3为烃源演化恢复步骤中包括的子步骤的流程图。在一个优选的实施方式中， 步骤S101烃源演化恢复步骤可包括以下子步骤：
[0075] 步骤S1011，利用储层温度史和裂解温度窗法确定古油藏储层裂解生气的时间；
[0076] 具体地，利用埋藏史和热史恢复计算古油藏储层在地质历史时期的古温度，再将 古温度与由样品实验数据厘定的原油裂解温度窗对照，确定古油藏裂解生气的时间；
[0077] 如上所述，通过收集整理分析前人关于原油裂解温度的实验数据，厘定了原油的 裂解温度窗为160~210°C;
[0078] 步骤S1012,利用古构造图和古地温图获得古油藏裂解烃灶的时空演化过程；
[0079] 具体地，利用古构造图确定地质历史时期古油藏裂解烃灶的空间位置，编制古地 温图确定古油藏在地质历史时期的古温度，结合所述原油裂解温度窗获得所述古油藏裂解 生气的时间，以及所述古油藏裂解烃灶的动态迁移过程；
[0080] 需要说明的是，本实施例中古油藏裂解的时间指古油藏储层中的原油裂解的时 间，当古油藏发生裂解生气时，称为裂解烃灶；裂解烃灶的时空演化既包括原油裂解生气的 时间，也包括裂解烃灶在地质时期空间位置的变迁；
[0081] 由于古隆起是早期石油的有利运移指向区，古隆起控制古油藏的分布，而古构造 图可以揭示古隆起的空间位置，亦即古油藏裂解烃灶的分布。古构造图的编制方法是常规 方法，不用详细叙述；
[0082] 古地温图的编制方法如下：基于大量钻井和人工井数据，在盆地古热流恢复基础 上，结合埋藏史，计算储层顶界和底界的温度史，采用插值法编制古地温等值线平面图。这 样，古构造图揭示了地质历史时期古油藏裂解烃灶的位置，古地温图揭示了古油藏储层在 地质历史时期的古温度，将二者叠合，再结合原油裂解温度窗，可确定由古隆起控制的古油 藏在地质历史时期的裂解生气状态，揭示油气转换的关键时刻和原油裂解烃灶的动态迁移 特征。
[0083] 图4为盖层封闭性演化恢复步骤中包括的子步骤的流程图。在一个优选的实施方 式中，步骤S201盖层封闭性演化恢复步骤可包括以下子步骤：
[0084] 步骤S2