（三）热裂解生凝析气阶段 （1）深度：4000-6000米；（2）温度：180-250度；（3）演化阶段：后生作用后期，碳化作用的瘦煤-贫煤阶段，有机质成熟时期；（4）作用因素：石油热裂解、热焦化阶段；（5）产物：残余干酪根及液态烃，热裂解产生凝析气、湿气及干酪根残渣；（6）烃类组成：液态烃急剧减少，低分子正烷烃剧增，主要为甲烷及其气态同系物
（四）深部高温生成气阶段 （1）深度：>6000米；（2）温度：>250度，高温高压；（3）作用阶段：变生作用阶段，半烟煤-无烟煤的高度碳化阶段；（4）作用因素：热变质；（5）主要产物：湿气、凝析气、干酪根残渣，深部高温高压下热变质成干气和石墨。
11·试论述异常地层压力产生的原因以及异常压力对油气成藏的作用
? 异常压力与油气的生成、运移和聚集关系密切。
? 异常高压的产生机制归结为：①泥岩欠压实；②构造活动（断层、褶皱、侧滑或平移、来自断层下降盘的挤压、盐丘或泥岩底辟运动、地震）；③生长断层；④压力传递；⑤水热增温；⑥有机质降解；⑦气体运移；⑧渗透作用；⑨密度差异（浮力作用）。这些成因可按性质分为物理的、化学的；或按作用过程分为有效应力成因的和流体扩张成因的。
? 异常低压来源于：①永冻土退化；②气藏内气的快速泄露；③温度降低；④天然气水合物的形成；⑤由于剥蚀或冰盖消失导致上覆岩层的压力降低，从而引起岩石体积的膨胀。 在油气生成方面，异常高压可降低烃源岩的成熟度，延缓烃源岩热演化的进程，当地层压力超过一定门限时，压力对成烃有明显的抑制甚至是阻止作用，表现为压力系数与烃源岩生烃门限深度、石油窗下限深度的正相关。在油气运移和聚集方面，异常高压具有建设和破坏双重作用：发育异常高压的泥岩可作为良好的盖层，尤其是作为良好的区域性盖层，有利于油气成藏；异常高压可以成为泥岩排水、排烃的动力，产生的裂缝既可作为良好的油气运移通道，也可能导致油气盖层的破坏，促使油气重新分布，导致幕式成藏。
12.试从生油母岩类型、油气生成的动力因素、油气生成的阶段等方面论述干酪根晚期热降解成烃理论的基本特点。 特征 石油 天然气 原始沉积有机质 母质类型 沉积有机质或干酪根，主要为Ⅰ型或Ⅱ型的干酪根 干酪根 液态石油和分散可溶有机质 无机物 热降解作用 生成机理 主要为干酪根热降解作用 热裂解作用 生物化学作用 无机化学反应 地表和近地表环境 各种生油环境 生成环境 地层埋深超过1km；地层温度在65~180℃ 储层环境 高温热变质环境 深部地幔环境 成因类型 干酪根热降解(成熟油) 有机成因 有机质生物降解 干酪根(含煤)热降解和热裂解 石油热裂解 有机质低温降解(未熟油-低熟油) 无机成因 无机物热分解 深源 13.试述背斜油气藏的成因类型及特征： 构造变形形成的圈闭，称为构造圈闭。构造圈闭中的油气藏，称为构造油气藏。它可进一步分为：①背斜油气藏；②断层油气藏；③裂缝性背斜油气藏；④刺穿背斜油气藏等4种基本类型以及这些类型复合的多因素构造油气藏。 背斜圈闭的形成机理
圈闭的形成条件较简单，主要是层状展布的储集层顶面拱起，上方被非渗透性盖层所封闭，而底面和下倾方向被高油气势面或和非渗透性岩层联合封闭而形成的闭合低油气势区。圈闭的面积可由通过溢出点的闭合的构造等高线加以圈定。 背斜油气藏的基本特点
背斜圈闭中聚集工业规模的烃类流体后，即成为背斜油气藏。
背斜油气藏的油气分布特征如下：油气局限于闭合区内；气居上，其下为油，水位于油下；气油、油水或气水界线与构造等高线相平行；烃柱高度应等于或小于闭合度。
背斜油气藏中的储油层应呈层状展布，具有良好的孔隙、渗透性，尽管绝大多数油层的储集性是不均一的，纵、横向可能存在较大的变化，但应是相互连通的。油层范围内具有统一的压力系统，油(气）水界面是统一的。
当一个背斜腹部存在多层储集层时，如果各油层之间并未完全分隔，而且相互连通，这种相互连通的多油层构成统一的块状储集体，常是形成巨大油气藏的重要条件之一。如果多层储集层是被非渗透层封隔时，每一个储层均可形成多个独立的单一圈闭和多个油气藏（总体上，该气藏类型可称为为复式背斜油气藏）。 背斜油气藏的主要类型
背斜油气藏的分类有多种，按背斜构造成因分为两大类：一次褶皱形成背斜和同生背斜。同生背斜按形成条件可进一步分为：①同沉积背斜；②差异压实背斜；③塑性流动形成的隐刺穿背斜；④与同生断层发育有关的逆牵引背斜等。同生背斜形成较早，对油气聚集，特别是早期聚集较为有利。 02．通过哪些方法划分干酪根的类型？比较不同类型干酪根的基本差异。
光学分类：藻质、无定形、草质、木质和煤质五种组分。 根据元素组成及演化划分为三种主要类型：Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型。
(1)I型干酪根：原始氢含量高和氧含量低，H/C原子比介于1.25-1.75，O/C原子比介于0.026-0.12。以含类脂化合物为主，直链烷烃很多，多环芳香烃及含氧官能团很少；它可以来自藻类堆积物，也可能是各种有机质被细菌强烈改造，留下原始物质的类脂化合物馏分和细菌的类脂化合物；生油潜能大，相当于浅层未成熟样品重量的80%。
(2)Ⅱ型干酪根：原始氢含量较高，但稍低于I型干酪根，H/C原子比0.65-1.25，O/C原子比0.04-0.13。属高度饱和的多环碳骨架，含中等长度直链烷烃和环烷烃甚多，也含多环芳香烃及杂原子官能团；来源于海相浮游生物(以浮游植物为主)和微生物的混合有机质；生油潜能中等。
(3)III型干酪根：原始氢含量低和氧含量高，H/C原子比0.46-0.93，O/C原子比 0.05-0.30，以含多环芳香烃及含氧官能团为主，饱和烃链很少，被联接在多环网格结构上；来源于陆地高等植物，含可鉴别的植物碎屑甚多，可被河流带入海、湖成三角洲或大陆边缘。 03．沉积有机质向油气转化的一般阶段及特点。
生物化学生气阶段(未熟-低熟阶段)
深度范围是从沉积界面到数百乃至1500m深处；温度介于10-60℃，以细菌活动为主；与沉积物的成岩作用阶段基本相符，相当于碳化作用的泥炭-褐煤阶段。 热催化生油气阶段(成熟阶段)
沉积物埋藏深度超过1500-2500m，进入后生作用阶段前期；有机质经受的地温升至60-180℃，相当于长焰煤-焦煤阶段；促使有机质转化的最活跃因素是热催化作用，温度因素是主要的。 热裂解生凝析气阶段(高成熟阶段)
埋藏深度超过3500-4000m；地温达到180-250℃；后生作用阶段后期，相当于碳化作用的瘦煤-贫煤阶段。有机质高成熟时期 深部高温生气阶段(过程熟阶段)
深度超过6000-7000m，温度超过了250℃，沉积物已进入变生作用阶段，相当于半无烟煤-无烟煤的高度碳化阶段。已形成的液态烃和重质气态烃强烈裂解，变成热力学上最稳定的甲烷；干酪根残渣释出甲烷后进一步缩聚，H/C原子比降至0.45-0.3。
04．碳酸盐岩储层与碎屑岩储层的孔隙成因和主控因素比较。
碎屑岩储层原生孔隙发育的影响因素： (1)矿物成分对原生孔隙的影响
矿物成份主要以石英、长石、云母。矿物成份对储集物性的影响主要两个方面：
矿物的润湿性：润湿性强，亲水的矿物，表面束缚薄膜较厚，缩小孔隙空间，渗透性变差。
矿物的抗风化能力：抗风化能力弱，易风化成粘土矿物充填孔隙或表面形成风化层减小孔隙空间。因此，长石砂岩较石英砂岩物性差。
(2)岩石结构对原生孔隙的影响
包括粒度大小、分选、磨圆、排列方式。 粒度和分选系数的影响
粒度：总孔隙度随粒径加大而减小。
分选：粒度中值一定时，分选差的岩石，小颗粒充填大孔隙，使孔隙度、渗透率降低；分选好的岩石，孔渗增高
(3)杂基含量对原生孔隙的影响
杂基：指颗粒直径小于0.0315mm的非化学沉淀颗粒。代表沉积环境能量
杂基含量高，一般代表分选差，平均粒径也较小，喉道小，多为杂基支撑，孔隙结构差，其孔隙、渗 透性也差。
碎屑岩储层原生孔隙度发育程度，归根结底是由其沉积环境所决定。
沉积环境的影响在于水动力条件、物源供给条件的影响，它们影响矿物成分、结构和杂基含量。 沉积环境不仅决定储层孔隙度的发育，而且决定储层的渗透率，储层厚度和储层的分布范围。 影响碳酸盐岩溶洞的因素：
溶孔和溶洞的发育程度，主要决定于岩石本身的溶解度和地下水的溶解能力。
(1)碳酸盐岩的溶解度
? 碳酸盐岩溶解度与其成分的Ca/Mg比值、其中所含粘土的数量、颗粒大小、白云岩化程度、重结晶
程度等因素有关。
? 在地下水富含CO2的情况下，溶解度与Ca/Mg比值成正比关系，即石灰岩比白云岩易溶。 ? 地下水中富含硫酸根离子时，白云石的溶解度会大于方解石。 ? 随着颗粒变小，溶解度降低。 (2)地下水的溶解能力
地下水的溶解能力是由地下水的性质和运动状态决定的；随着CO2含量的增加，溶液的pH值降低，对碳酸盐岩的溶解能力大大增强；动水条件容易溶解；地下水的温度升高，容易溶解。溶蚀程度可能增加两倍。
(3)地貌、气候和构造的影响
溶蚀带在河谷和海、湖岸附近地区较为发育。温暖潮湿地区，溶蚀作用最为活跃。在不整合古风化壳地带易形成岩溶带。在断层发育地区，岩溶带常紧随断层分布。易产生构造裂缝的构造部位易形成岩溶带。
(4)渗流、潜流与岩溶带形成
05．简述影响物性封闭盖层封闭能力的主要因素。
Pc=2σcosθ/r
矿物组成、粒度、孔喉半径、孔隙度/渗透率、致密程度 06．简述生物气形成的基本条件和组成特征。
(1)拥有丰富的原始有机质，特别是腐殖型和混合型有机质，这是细菌活动所需碳源的物质基础。 (2)严格的缺游离氧、缺硫酸盐环境，这是厌氧的甲烷菌群繁殖的必要条件。
(3)地温低于75℃时，甲烷菌才能大量繁殖；当温度超过75℃时，甲烷菌大量死亡，不利于甲烷气的生成。
(4)最适合甲烷菌繁殖的pH值为6.5－7.5。
生物化学气的组成主要是甲烷，可高达98%以上，重烃气(C2+)含量极低，一般<2%，干燥系数(C1/C2+)在数百以上，属于干气。有时可含有痕量的不饱和烃以及少量的CO2和N2。
生物化学气的甲烷以富集轻的碳同位素12C为特征。其甲烷的碳同位素含量δ13C1的范围从-55～-100‰多数在-60～-80‰。
07．比较不同成因天然气在甲烷同位素含量方面的差异
石油伴生气和凝析油伴生气的共同特点是重烃气含量高，一般超过5%，有时可达20－50%，石油伴生
气的甲烷碳同位素含量为-55～-45‰，凝析油伴生气的-50～40‰。过成熟的裂解干气，以甲烷为主，重烃气极少，<1～2%，甲烷碳同位素≥-35～-40‰。
无机成因气区。δ13C1由-7‰到-41‰，δ13Cco2由+27‰到-7‰(在0‰附近特别集中)。洋脊喷出气、温泉气、火山气和各种岩浆岩和宇宙物质包裹体中的气体均落于此区。
生物化学气区。δ13C1由-54‰到-92‰，δ13Cco2由-36‰到+1‰。
有机质热裂解气区。δ13C1由-40‰到-19‰，δ13Cco2由-30‰到-16‰。沉积岩中的分散有机质、泥炭、煤和石油热裂解气均落于此区。
08．简述泥岩异常压力产生的主要因素。
1、不均衡压实作用2、生烃作用3、粘土矿物脱水作用4、流体热增压作用5、构造挤压作用 10．简述影响油气二次运移方向的主要因素。
通道类型和分布、储层岩性与相变、构造背景、动力大小和方向。
从盆地整体上看，油气运移的方向，总是由盆地中心向盆地边缘运移；位于凹陷附近的凸起带及斜坡带，常成为油气运移的主要方向、特别是其中长期继承性的凸起带最为有利。 11．简述影响断层封闭性的主要因素。
不同的断层、同一条断层的不同部位(纵向、横向)和不同时期，其封闭性可能不同。
取决因素：断层活动性；断层两侧岩性对置关系；断移地层中泥岩厚度；断层面的胶结程度；断层产状、断距与埋深。
13．如何理解油气藏形成的基本条件
充足的油源条件、有利的运移条件、有效的圈闭、必要的保存条件。 一、充足的油气来源
生油条件是一个沉积盆地中油气藏形成的物质基础。油气源的丰富程度，取决于盆地内烃源岩系的发育程度及其有机物质的丰度、类型和热演化程度。生油气凹陷的面积大、持续沉降时间长、可以形成巨厚的多旋回性的生油层系及多生油期。
生烃中心控制油气分布。
油气分布往往围绕生烃中心分布
中国中、新生代四十多个陆相含油气盆地的研究表明，无论是松辽、鄂尔多斯、塔里木这样的克拉通盆地，还是中国东部的小断块盆地，油气的分布都明显受生油中心的控制，这实际上已经成为陆相油气形成分布的一条基本规律。
二、有利的运移条件
1、有利的生储盖组合：有利的生、储、盖组合意指生油层中生成的丰富油气能及时地运移到良好储集层中，同时盖层的质量和厚度又能保证运移至储集层中的油气不会逸散。这是形成大油气藏的必备条件。
1)生、储、盖组合类型
在地层剖面中，紧密相邻的包括生油层、储集层、盖层的一个有规律的组合，称为一个生储盖组合。将生储盖组合划分为四种类型 ：正常式生储盖组合、侧变式生储盖组合、顶生式生储盖组合、自生、自储、自盖式生储盖组合。
2)生储盖组合评价：不同的生、储、盖组合，具有不同的输送油气的通道和不同的输导能力，油气富集的条件就不同。
有利的组合：生油层与储集层为互层状的组合型式、生油层中存在砂岩透镜体、生油层和储集层为指状交叉的组合型式。
砂岩体与其周围生油气层的接触面积是控制石油储量的最重要因素。对石油聚集最有利的砂岩厚度百分比介于20%-60%，中值为30%-40%。
单纯块状砂岩发育或单纯块状页岩发育的地区，对石油聚集都不利。只有在砂岩厚度百分率介于20~60%，即砂岩储集层单层厚约10~15m、页岩生油层单层厚约30~40m，二者呈略等厚互层的地区，砂-页岩接触面积最大，最有利于石油聚集。
石油地质学复习参考资料(名词解释,填空,论述,简答,附答案)
