石油地质学--简答题

1．简述有机质演化的主要阶段及其基本特征

（1）生物化学生气阶段（未成熟阶段）：①范围：Ro<0.5% 温度：10～60℃, 深度：0～2000m;②机理：生物化学作用;③产物：生物甲烷、CO2、H2O,干酪根，少量高分子液态烃——未熟油.；（2）热催化生油气阶段（成熟阶段）：①范围：Ro=0.5%～1.2%，温度：60℃～180℃②机理：热催化作用③产物：液态石油为主，包括一部分湿气④正烷烃主峰碳数减小，奇碳优势消失，环烷烃和芳香烃的碳数减少；

（3）.热裂解生湿气阶段（高成熟阶段）：①范围：Ro=1.2%～2.0%温度：180℃～250℃②机理：热裂解作用，C-C键的断裂（液态石油的裂解为主，干酪根的裂解次要）③产物：湿气

（4）.深部高温生气阶段（过成熟阶段）：①范围：Ro>2.0% 温度：>250℃②机理：热裂解、热变质③产物：干气（甲烷）固体沥青，次石墨

2、简述温度和时间在油气生成中的作用。

（1）从化学动力学看温度和时间的作用:①在干酪根生烃过程中，干酪根的反应程度与温度呈指数关系，与时间呈线性关系，温度的影响是主要的，时间的影响是次要的；②温度和时间具有互补性，高温短时间和低温长时间可以达到相同的反应程度。

(2) 2.地质条件下温度和时间的作用:对于某一固定的反应程度，或对于相同反应程度的不同反应：温度的倒数（1/T）与时间的对数（lnt）具有线性关系,实际地质资料同样证明上述俩点

3、简述烃源岩评价的有机地球化学指标。

（1）有机质丰度（organic matter abundance）

1）有机碳含量（Total Organic Carbon Content）：单位：%，占岩石的重量百分比；总有机碳含量：干酪根中的有机碳加上可溶有机质中的碳；剩余有机碳含量：岩石中残留有机碳的含量；

2）氯仿沥青“A”含量和总烃含量：氯仿沥青“A”：用氯仿从岩石中抽提（溶解）出来的有机质，即可溶有机质；总烃：氯仿沥青“A”中的饱和烃和芳香烃组分的含量；

（2）有机质的类型：(1)干酪根元素分析方法：Ⅰ型、Ⅱ型、Ⅲ型

(2)干酪根显微组分分析方法：根据腐泥组、壳质组、镜质组和惰质组的量

划分为Ⅰ型、Ⅱ1型、Ⅱ2型、Ⅲ型

（3）有机质的成熟度（maturity of organic matter）：（1）镜质体反射率（vitrinite reflectance）：Ro

(2)正烷烃分布和奇偶优势比

4、简述干酪根的类型及其基本特征。

（1）元素分析法：根据干酪根的C、H、O元素组成对干酪根分类：三种类型

Ⅰ型干酪根：①原始氢含量高，氧含量低②以脂肪族直链结构为主，多环芳香结构及含氧官能团少③主要来自藻类堆积物，被细菌改造有机质的类脂残留物④生油潜力很大Ⅱ型干酪根：①原始氢含量较高，氧含量较低②含有脂肪族直链结构，也含有较多的芳香结构及含氧官能团③主要来自浮游生物（浮游植物为主）④生油潜力中等Ⅲ型干酪根:①原始氢含量低，氧含量高②多环芳香结构及含氧官能团含量高，脂肪族直链结构少③主要来自高等植物④生油潜力小，以生气为主

5、毛细管压力的大小与哪些主要因素有关？

控制因素：(1)孔喉分布歪度: 孔喉大小分布的偏度。偏粗孔喉―粗歪度, 偏细孔喉―细歪度

(2)孔喉分选性:孔喉大小分布的均一程度。孔喉分选性愈好→会出现水平的平台；

孔喉分选较差→毛管压力曲线倾斜。

6、压汞法得到的毛细管压力曲线如何能够定性和定量的研究储层的孔隙结构？

1）基本原理水银—非润湿相流体

施压→水银克服孔喉的毛细管阻力→进入孔喉：通过测定毛细管力可间接测定岩石的孔

喉大小及分布。

压汞实验：连续注水银。注入压力↑，水银不断进入更小的孔隙喉道。在每一个压力点，当岩样达到毛细管压力平衡时，同时记录注入压力（毛细管力）注入岩样的水银量，据此可计

算岩样的孔喉大小分布。

7、影响碎屑岩储集层的储集空间发育和储集物性的主要地质因素。

1）．沉积相的影响：原生孔隙：主要受沉积相的控制

{1）冲积扇砂砾岩体储层2）河流砂体储层3）各类三角洲砂体4) 滨浅湖滩坝砂体

5) 深湖-半深湖浊积砂体}储层的孔隙结构和分布规律受控于沉积条件

其中三角洲和滨岸相的储集物性好，扇三角洲，水下扇和重力流储集物性较好，河流中等，

冲积扇最差

沉积相是控制碎屑岩储集层孔隙发育和物性好坏最基本的因素

2）．成岩作用的影响：原生孔隙的破坏和次生孔隙形成：主要受成岩作用的控制

破坏或消灭砂岩孔隙的主要成岩作用有：（1）压实作用（2）胶结作用

砂岩次生孔隙的形成：随埋藏深度的增加，由于压实和胶结作用，储层原始孔隙逐渐降低，甚至基本消失；地下深部仍然存在有效的储层，主要原因与溶解作用形成次生孔隙有关。

①有机酸和碳酸的溶解作用②表生淋滤作用

8、影响碳酸盐岩储集层储集空间发育和储集物性的主要地质因素。

1. 沉积相的控制：沉积作用控制孔隙型储层

2、成岩作用的控制：溶解作用是溶蚀型碳酸盐岩储层形成的主要原因

3.构造作用的控制：构造作用控制裂缝型储层

9、盖层的主要封闭机理及其评价指标。

1．物性封闭（1）物性封闭机理：由于储层、盖层之间的毛细管力差使其具有的封闭能力,称为毛细管封闭（capillary sealing）或物性封闭。

（2）盖层排替压力排替压力：岩样中非润湿相流体(油、气)驱替润湿相流体(水)所需要的最小压力。或者：盖层最大连通孔隙喉道具有的毛细管力。

根据排替压力对盖层进行分级：封闭性非常好>2MPa好2-1MPa中1-0.5MPa 差<0.5MPa

2.超压（异常高压）封闭

异常高压：地层压力超过相同深度的静水压力，称为异常高压，也称为超压

盖层（泥岩）超压的特点：泥岩中部超压值高，泥岩顶底超压值低

超压的作用方向：指向盖层顶底面，与盖层毛细管力的方向一致

超压与储盖层毛细管压力差作用方向一致，加强了物性封闭的封闭能力

3．烃浓度封闭

由于盖层具有高的烃浓度而阻挡或减缓了气藏烃类的扩散损失，这样的封闭作用称为烃浓度封闭

10、简述挤压背斜圈闭的形成机理、挤压背斜油气藏的基本特征及分布特点。

(1)圈闭形成机理：由侧向挤压作用形成

(2)基本特点：①两翼地层倾角较陡，呈不对称状，一翼陡、一翼缓；②闭合度较大，闭合面积较小③常有断裂（逆断层）伴生

(3)分布特点：挤压（压陷）盆地:山前坳陷、前陆盆地山前褶皱带；成排成带出现

11、简述基底隆升背斜圈闭的形成机理、基底隆升背斜油气藏的基本特征及分布特点。

(1)圈闭形成机理：盆地基底的隆升使沉积盖层变形

(2)基本特点：①两翼地层平缓，倾角小②闭合度小，闭合面积较大③常形成大型油气田

(3)分布特点：构造稳定区：克拉通盆地常成组成带出现，

组成长垣或大隆起

12、简述披覆背斜圈闭的形成机理、披覆背斜油气藏的基本特征及分布特点。

(1)圈闭形成机理：古地形的突起和差异压实作用

(2)基本特点：①常呈穹隆状，顶平翼稍陡，背斜倾角向上变缓②背斜幅度下大上小，闭合度也是下部大，上部小③闭合面积下小上大

(3)分布特点：古地形凸起的上方

13、简述底辟拱升背斜圈闭的形成机理、底辟拱升背斜油气藏的基本特征及分布特点。

(1)圈闭形成机理：柔性物质(盐、泥）活动上拱形成

(2)基本特点：①以短轴背斜或穹隆背斜为主②顶部多被放射状断层切割③盐层以下构造消失

(3)分布特点：盐层、石膏、巨厚泥岩发育的盆地

14、简述滚动背斜（逆牵引背斜）圈闭的形成机理、滚动背斜油气藏的基本特征及分布特点。

(1)圈闭形成机理：三角洲加积过程中的断裂和重力滑动作用

(2)基本特点：①三角洲相，位于同生断层的下降盘，与同生断层相伴生

②小型短轴背斜，靠近断层的一翼稍陡，另一翼稍缓

③背斜高点向深部偏移轨迹平行于断层面

④背斜轴线与断层线大致平行，沿断层成串出现⑤成藏条件好

(3)分布特点：三角洲相发育区同生大断层的下降盘。

15、简述影响断层封闭性的主要因素。

①断层的性质 :压性封闭性好；张性封闭性差

②断层的产状: 倾角小封闭性好；倾角大封闭性差