① 報考中國石油大學（華東）的『油氣田開發工程』專業的參考書是那些
看考試的科目，你是要考我校油氣田開發的博士。
高等流體力學，主要是倪玲英老師上課講解的筆記，可以參考拿纖灶袁恩熙的《工程流體力學》。
高等滲流力學，參考姚院長編寫的高等滲流力學，好像是石大出版社的。
兩相流理論，參考李明忠老師的兩相流理論。
高等油藏工程，參考馮其紅老師編寫的高等油藏工程。
人工舉升消扮，不太了解。
我當時考的高等滲流力學和高等油藏工程，考前可以招兩位老師「輔導」一下，豎察最終的考試成績還是不錯的。
最後捎帶提一句，考博關鍵是跟導師溝通好，否則考的再高，也沒人要；英語題大概六級水平，也要看一看，否則受限了，導師也幫不上你。
祝你成功！
② 油藏烴類體系相態的影響因素
油藏烴類體系相態的影響因素。
結果表明:在均衡驅替且油井見水時間基本一致的前提下，主滲李沒透率方向兩側油井之間的排距隨著方向滲透率比Ky·Kx-1的增加逐漸加寬。
特別對於角井，變化最為顯著，隨Ky·Kx-1增加，注入水波及范圍逐次擴大，Ky·Kx-1=1.0時側向波及效率明顯優於Ky·Kx-1=0.2。
高產量比時，雖然井組總產量較高，但單井產量遞減速爛擾配度明顯大於低產量比模型，但低產量比時也存飢指在波及系數較低的缺陷。
實例驗證結果進一步表明，矢量化井網影響因素的研究結果，對於現場井網調整有切實的指導作用。
③ 海相烴源岩生烴演化特徵
頁岩和碳酸鹽岩烴源岩有機質賦存狀態的差異對烴源岩的生烴演化過程具有明顯影響，頁岩類生油岩中有機質主要通過各種沉積途徑以分散狀態分布於細粒粘土之中，其生烴過程已有大量文獻進行了詳細論述，這里不再討論，下面主要討論碳酸鹽岩烴源岩中有機質賦存狀態及生烴演化的特點。
（一）海相碳酸鹽岩烴源岩生烴演化特徵
1.海相碳酸鹽岩有機質賦存狀態
碳酸鹽及有機質在沉積過程中，無論有機殘體還是溶解有機質和顆粒有機質通過各種沉積途徑均以分散狀態散布在碳酸鹽沉積物中，這種有機質叫分散有機質。隨著碳酸鹽沉積物成岩作用的發生，在成岩的壓實、壓溶、膠結和重結晶各個階段，碳酸鹽沉積物的組構發生了變化，導致其周邊的分散有機質的賦存狀態亦發生了改變。在重結晶時，碳酸鹽的晶格質點有可能被有機質的質點代替或在碳酸鹽晶格缺陷和窩穴處充填有各種狀態的有機質（氣、液、固態，包括生物瀝青大分子、生物瀝青大分子解聚生成的烴等），後被結晶的碳酸鹽晶體完全包裹，這種賦存狀態的有機質稱包裹體有機質（圖 2-17），由此可見，碳酸鹽岩中有機質的賦存狀態不同於碎屑岩，前者除分散有機質外，還存在包裹體有機質。
圖2-19 碳酸鹽岩成烴熱演化模式圖
（二）海相碳酸鹽岩烴源岩的排運特點
海相碳酸鹽岩烴源岩初次運移排烴機理較泥質岩有很大不同。泥質岩顆粒間由於欠壓實造成的液體超壓以及烴類生成產生的體積膨脹構成排烴的動力。而一般認為由於碳酸鹽沉積物固結很早，石油最初主要是被碳酸鹽礦物封存在岩石中並未產生排烴作用。當達到生油高峰時，生烴產生的內壓力只可造成一定程度的排烴，只有到了在外力作用下岩石發生明顯脆性變形、形成裂縫時才發生大量排烴。因此碳酸鹽岩烴源岩排烴的時間不完全決定於有機質的演化階段，而與外力作用下裂縫的產生時期相關。
泥質烴源岩烴類初次運移的相態包括溶液、膠溶、全烴相等形式，碳酸鹽岩烴源岩成岩早，不存在水相，其排烴應是在全烴相環境中進行。
頁岩型和碳酸鹽岩型烴源岩物質組成和成岩作用變化特徵的不同是造成兩類烴源岩排烴和運移方式特點差異的根本原因。壓實率大多受沉積物性質（物理化學的）及其液態孔隙流體所能驅出的比例所控制，由於壓實作用造成流體通過沉積岩流動，常認為是石油排運的重要因素。但是，流體的這種流動性在碳酸鹽岩類烴源岩中會受到抑制。頁岩類烴源岩的排運機制、方式等已有眾多文獻進行了討論，其理論和方法及結論已為廣大石油地質工作者所接受。而對於碳酸鹽岩烴源岩在排運機制、方式等方面研究程度較低，尚未形成一套系統的理論和方法及為人們所接受的結論，各種觀點和認識尚不一致。下面重點就海相碳酸鹽岩的排運特點進行初步討論，以起到拋磚引玉的功效。
對於碳酸鹽岩生油的問題目前絕大多數研究者是認可的，但也有一些人對此持懷疑態度，關鍵的一個理由是，碳酸鹽岩不像頁岩那樣可以壓實，因而認為不能為烴類的運移提供所需要的流體及驅動力（Momper，1980；Wilson，1975）。然而，已有資料表明有大量流體可穿過碳酸鹽岩發生運移（Polak，1954；Mccrossan，1961；Scholle，1975）。下面是碳酸鹽岩中烴類排運的幾種可能方式。
（1）在深埋期間，通過壓溶作用，流體可能從碳酸鹽岩中被排出，例如帕拉卡斯等（1984）在研究南佛羅里達盆地碳酸鹽岩烴源岩特徵時，提出壓溶引起的縫合線可能是碳酸鹽岩中原油初次運移的主要通道之一。南佛羅里達盆地下 Sunniland 組最底部樣品的薄片鏡下鑒定表明，在其他有機質含量低的淺灰色泥晶灰岩中的高烴含量（HC/TOC=19%），可能是由於瀝青質有機質沿著縫合線富集的結果，烴類的組成與 Sunniland原油的組成相類似。較高的有機質含量也可能直接與縫合線作用有關，在此過程中，分散的有機質和其他不溶殘余物，在碳酸鹽岩本身的壓溶過程中沿著不規則縫合線匯集。如果上述結論是正確的話，那麼，這可能是碳酸鹽岩排烴機制方面第一個地球化學上的證據實例。這種假設並非首次提出，幾十年以前Ramsden（1952）和 Dunnington（1954）就提出了這樣的觀點。當然，對於這一問題也有另外的解釋，即高的HC/TOC值可能完全是由於沿縫合線運移來的Sunniland原油的污染所引起。如果後一假設正確，那麼我們可以提出，縫合線完全可能是碳酸鹽岩中原油初次運移的主要通道之一，因為 Sunniland 灰岩中縫合線十分發育。
（2）細粒富含有機質的碳酸鹽通常都含有微孔隙，能充當石油運移通道。所謂細粒含有機質碳酸鹽岩可包括泥灰岩、泥質灰岩及泥質含量較高的微晶灰岩，由於其粒度細、含粘土成分較多，其排運的方式和途徑基本與頁岩類烴源岩類似。
（3）由於碳酸鹽岩和頁岩類烴源岩物理性質差別較大，尤其碳酸鹽岩烴源岩較頁岩烴源岩通常易碎、更非均質、更為緻密；其次，在各種地質背景下它們比頁岩更利於裂縫的形成而易排放出烴類。關於不同規模的裂縫的認識已獲得了不可忽視的進展，即裂縫是油型富有機質生油岩初次油氣運移的主要原因（Momper，1978；Tissot和 Welte，1978；Hunt，1979）。然而，Momper（1978）在其另一篇頗有遠見的文章中卻貶低了碳酸鹽岩烴源岩的重要意義，他認為，由於碳酸鹽岩通常缺乏粘土，不可能在產烴中短期內形成超壓，對具有工業意義的烴類的排出和運移也不可能通過所有的微裂縫釋放出來（Momper，1978）。但實際上對於有大量粘土和有機質的細粒碳酸鹽岩烴源岩，在正常壓實過程中，上覆層或下伏層一起通常完全可以形成超壓環境，從而驅動烴類向上或向下排出，它可以是具有上覆隔離蓋層油氣藏的烴源岩，如中東地區哈尼法-哈德里那（Hanifa-Hadriya）碳酸鹽岩的生油岩（Murris，1980；Ayres等，1982），也可以作為下伏油氣藏的烴源岩和蓋層，如中東地區牛津階碳酸鹽岩烴源岩和西班牙南部海上中新世泥灰岩，對儲層既起到蓋層作用，本身又是烴源岩（Demaison 和 Bourgeois，1984）。另外，當存在鹽岩及硬石膏等優質蓋層時，碳酸鹽岩烴源岩更易發生微裂縫和超壓條件，如沿墨西哥灣東北岸分布的侏羅紀斯馬科弗組就是一例，此處的烴源岩和儲集岩恰在硬石膏蓋層之下，在那裡容易看到非均質的細紋層狀淺水疊層石烴源岩經歷了連續壓縮，產生了微裂縫，而且在其進入深度和溫度都較大的部位時，發生了油氣的運移（Oethler，1984）。由於烴類的生成所增加的超壓，進一步使其本來就有利的情況變得更好。
（4）在一定的地質背景下，碳酸鹽岩烴源岩存在「爆炸」（「explosive」）運移的可能性，如果碳酸鹽岩烴源岩主要由細粒碳酸鹽和有機質組成，埋至適當深度，將變成不滲透的，而且在岩石中幾乎所有的非碳酸鹽岩空間，都被有機質所佔據。埋藏深度的加大，會使有機質處於接近岩石靜壓力條件下，區域應力體系只要略有變化，就可導致游動有機質和烴類部分大量地注入到鄰近的岩石中去。
如果富有機質的碳酸鹽烴源岩在被動構造體制下經受了高的溫度，石油的運移可能受到限制。但當最終出現了構造裂縫時，排出和注入的有機質，可能是能夠產油的。也許世界上最大的可產石油聚集，中東的加瓦爾（Ghawar）油田部分的烴類的注入就是依這一機制進行的。
最近對南加利福尼亞中新世的蒙特雷組的充分研究，已經提示了許多「爆炸」運移的實例。蒙特雷組由一種非均質易碎的岩石組成（Isaacs，1980，1983），在聖巴巴拉海峽沿岸蒙特雷組含磷酸鹽的碳質泥灰岩段，有機質含量達到 24%，一般為 13%（Isaacs，1983）。正是經受了構造作用以後，蒙特雷組顯然是以一種爆炸的方式局部產生了大量裂縫，且裂縫為其本身的原油所充滿（Redwine，1981；Sardam 和 Stanlev，1981；Roehl，1981；Belfield 等，19 83），這類裂縫一般形成於低壓區。如此形成的壓力梯度，可以引導原油從岩石基質到裂縫中去。類似的效應在前蘇聯的文獻中也有描述（Veber和 Gorskaya，1965）。
碳酸鹽岩作為一種重要的烴源岩類型的認識目前已逐漸為廣大石油地質工作者所接受，而且也為大量勘探實踐和典型實例所證實，之所以碳酸鹽岩烴源岩的重要性經歷了很長一段時間才逐漸被認識，關鍵的一個可能原因就是對碳酸鹽岩烴源岩的排運的機制和認識尚有較多爭論。因而，碳酸鹽岩烴源岩烴類排運的機制和方式研究是今後一段時期內重要的研究課題。
④ 催化劑的特點
催化劑的基本特點：
1、催化劑只能加速熱力學上可以進行的反應。要求開發新的化學反應催化劑時，首先要對反應進行熱力學分析，看它是否是熱力學上可行的反應。
2、催化劑只能加速反應趨於平衡，不能改變反嘩念悔應的平衡位置（平衡常數）。
3、催化劑對反應具有選擇性，當反應可能有一個以上不同方向時，催化劑僅加速其中一種，促進反應速率和選擇性是統一的。
4、催化劑的壽命。催化劑能改變化學反應速率，其自身並不進入反應，在理想情況下催化劑不為反應所改變。但在實際反應過程中，催化劑長期受熱和化學作用，也會發生一些不可擬的物理化亂正學變化。
根據催化劑的定義和特徵分析，有三種重要的催化劑指標：活性、選擇性、穩定性。
催化劑的主要作用
1、加快化學反應速率，提高生產能力。
2、催化劑只加速反應趨於平衡，不能改變反高扒應的平衡位置。
3、催化劑對反應有選擇性，當反應有一個以上不同方向時，催化劑只加速其中一種，促進反應速率和選擇性是統一的。
4、催化劑的壽命。催化劑能改變化學反應速率，自身並不進入反應，理想情況下催化劑不為反應所改變。實際反應過程中，催化劑長期受熱和化學作用，也會發生物理化學變化。
5、對於復雜反應，可選擇加快主反應的速率，抑制副反應，提高目的產物的收率。
⑤ 塔中地區順7井油氣地球化學特徵及意義
李婧婧1，2 王 毅1 馬安來1 李慧莉1 張衛彪1
（1.中國石化石油勘探開發研究院西北勘探研究中心，北京 100083；
2.中國石油大學（北京），北京 102249）
摘 要 順7井位於塔中Ⅰ號坡折帶西北傾末端，在鷹山組鑽遇凝析氣藏。對順7井天然氣、原油的組成、碳同位素、金剛烷、生標化合物等綜合研究表明：順7井天然氣組分碳同位素呈正序分布，且δ13C2＜－28‰，表現出典型的油型氣特徵；天然氣組分C2/C3值為2.8，C2/iC4為11.39，結合δ13C1（－51.7‰）非常低的特徵，判斷凝析氣是由原油熱解生成的；原油以飽和烴組分為主，基本檢測不到生標化合物，金剛烷山槐巧和C29ααα20R甾烷的含量表明順7井原油的裂解程度達70％左右；綜合原油及族組分碳同位素及塔中地區的石油地質情況，認為發生裂解的原油應來自寒武系—中下奧陶統烴源岩。
關鍵詞 凝析氣藏 原油裂解 金剛烷 順7 塔中
A Discussion on Geochemistry and Origin of Condensates of
Well Shun－7 in Tazhong area，NW China
LI Jingjing1，2，WANG Yi1，MA Anlai1，LI Huili1，ZHANG Weibiao1
（1.Exploration and Proction Research Institute，SINOPEC，Beijing 100083，
China；2.China University of Petroleum，Beijing 102249，China）
Abstract Condensate oil and natural gas were obtained from Yingshan Formation of Lower －Middle Ordovician from well Shun－7 located in Tazhong－Ⅰ faulted slope break zone，Tarim Basin，NW China.The distribution of carbon isotopes of the gas components shows a normal carbon isotope sequence（i e.，δ13C1＜δ13C2＜δ13C3）and δ13C2＜－28‰shows the gas is typical oil－type gas.On the basis of the gas component（C2/C3： 2.8，C2/iC4：11.39）and carbon isotope properties（δ13 C1：－51.7‰），it is pointed that the gas may is the crude oil cracking gas.The conden－sate oil features in high content of saturate hydrocarbon and low content of aromatic hydrocarbon and non－hydro－carbon asphaltene.The carbon isotope of the con－densate oil from well Shun－7 is similar to that of the Cambrian－sourced oil from well TD－2，indicating the condensate oil of well Shun－7 might originated from the Cambrian source rocks.
Key words condensate reservoir；oil cracking gas；diamondoid hydrocarbon；well Shun－7；Tazhong area
塔中Ⅰ號坡折帶位於塔里木盆地卡塔克隆起北緣，呈北西逗鍵－南東走向，具有東高西低的構造格局，是塔里木盆地重要的油氣構造單元［1，2］。沿坡折帶自東向西已發現塔中26、塔中62、塔中82、塔中86、塔中83等井區油氣藏，油氣表現形式多樣，包括明鬧常規黑油、高蠟油、輕質油、凝析油及天然氣，以輕質油氣為主。目前有研究認為，塔中Ⅰ號坡折帶奧陶系油藏在喜馬拉雅期發生氣侵，氣侵嚴重的油藏變成凝析氣藏，未發生氣侵或氣侵較弱的油藏流體仍保留黑油特徵［3］。
順7井位於塔中Ⅰ號斷裂帶上盤西北傾沒端（圖1），2010年12月在奧陶系鷹山組灰岩段裸眼酸壓測試獲油氣流，截至2011年4月5日，累計產油152m3，累計產氣近80×104m3。在擬合計算得到的流體相態圖上，油氣產層的地層壓力、溫度，皆位於地層流體臨界溫度的右側，因此順7井鑽遇的是典型的凝析氣藏。與之相鄰的塔中45～86井區也在奧陶系也取得較好的油氣勘探成果，TZ86等在良里塔格組鑽遇凝析氣藏［4］。
圖1 塔中地區順7井位置圖
1 天然氣地球化學特徵
1.1 天然氣組成特徵
順7井天然氣以甲烷組分為代表的烴類氣體為主，甲烷含量為82.50％， 含量較高，達7.71％，乾燥系數較低，為0.91，與相鄰的凝析氣藏TZ86較相似（表1）。與中1井奧陶系天然氣相比，順7井天然氣中甲烷含量略低，重烴 含量稍高，乾燥系數較低。天然氣劃分標准中，將甲烷含量＞95％、 重烴含量不超過1％～4％、干濕指數大於19的烴類氣體劃分為干氣。順7井天然氣顯然屬於濕氣范疇。
表1 順7井及相鄰井區天然氣組成
塔中Ⅰ號坡折帶奧陶系天然氣整體上具有N2含量較高、CO2含量普遍較低的特徵［5］。N2含量最大值為18.4％（塔中241井），最小值為0.93％（塔中72井），主要分布在3％～15％，平均值為6.87％。CO2含量主體在2％～5％，含量大於10％的只有塔中30井（13.45％）和塔中73井（17.5％），最小值為0.283％（塔中24井）。順7井天然氣具有低N2、高CO2的特徵，N2和CO2含量分別為0.54％、8.87％，與相鄰的塔中86井有一定的差別，與塔中Ⅰ號坡折帶奧陶系天然氣組成差別也較大。前人的研究認為，天然氣的非烴組成特徵在一定程度上反映了油氣成藏機理［5］。順7井非烴組成特徵說明，其成藏機理與塔中86井可能存在一定差異。
1.2 天然氣組分碳同位素
順7井天然氣甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素值分別為－51.7‰、－32.5‰、－28.2‰，呈δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正序分布，表現為典型的有機成因天然氣特徵。乙烷的碳同位素受熱演化影響較小，受母質繼承效應明顯，一般認為，δ13C2為－28‰可以作為煤型氣和油型氣的分界點，即：δ13C2＞－28‰與氣體煤型氣相關，δ13C2＜－28‰與油型氣相關。順7井的δ13C2低於－30‰，屬於油型氣。圖2是塔中部分天然氣烴類1/n與δ13Cn之間的關系，當天然氣為單一來源時，二者呈線性關系，否則呈折線型。塔中Ⅰ號坡折帶中部、西部天然氣均表現為直線型，東部的天然氣則表現為折線型。順7井天然氣碳同位素與碳原子倒數關系與塔中Ⅰ號坡折帶中部、西部天然氣特徵相似，構成良好的線性關系，說明順7井天然氣來源單一，是相同母質在單一營力作用下的產物。
順7井天然氣的一個非常顯著的特徵是甲烷碳同位素輕，僅為－51.7‰，且甲烷、乙烷碳同位素差值大，δ13C2－δ13C1為－18‰。W.J.Stahl、戴金星等分別編制了北美、西歐和我國的天然氣δ13C1 －Ro關系圖，得到油型氣δ13C1 －Ro關系回歸方程（表2），根據不同公式推算得到的Ro值雖然有一定差別，但總體看來，均反映成熟度較低，屬未成熟階段。雖然在未成熟階段陸相有機質樹脂質可以直接生成凝析油（Rogers，1979；Snowdon和Powell，1982），但塔里木盆地下古生界顯然不具備發育這種烴源岩條件。在相鄰的45～86井區，甲烷碳同位素也較低（圖2），有學者提出了低成熟生物氣混入的模式［6］，但從塔中地區油氣藏地質特徵來看，這種觀點也很難成立。
除甲烷碳同位素指示氣體的成熟度外，天然氣組分特徵也可用於判斷成熟度。實驗模擬證明，當天然氣組分中C2/C3小於2，C2/iC4小於10時，天然氣主要形成於Ro小於1.5％～1.6％的成熟演化范圍，原油尚未發生有效的裂解作用，這些天然氣為正常的原油伴生氣；當C2/C3大於2，C2/iC4大於10時，這些天然氣可通過原油的裂解過程形成，也可通過乾酪根的熱裂解作用生成。順7井天然氣組分C2/C3值為2.8，C2/iC4為11.39，均說明順7井天然氣不屬於原油伴生氣，可能來自原油或乾酪根的裂解。
表2 順7井甲烷碳同位素換算得到的烴源岩鏡質體反射率
圖2 順7井系天然氣組分1/n與δ13Cn之間的關系
國內外學者的模擬實驗均表明，天然氣的甲烷碳同位素組成δ13C1主要受熱演化程度控制，具有隨著熱演化程度增加逐漸變重的趨勢。因此順7井天然氣來源排除了乾酪根裂解的可能性。最新研究成果表明，除乾酪根裂解氣之外，塔里木盆地高成熟天然氣還可能來自於分散可溶有機質裂解氣和聚集可溶有機質裂解氣（原油裂解氣）［7］。聚集可溶有機質裂解氣總體氣體組分偏濕、甲烷碳同位素偏輕，實驗模擬甲烷碳同位素最低達－50‰左右；分散可溶有機質裂解氣則相對乾燥系數較大，甲烷碳同位素相對偏重。劉文匯［7］等認為，和田河氣田是典型的分散可溶有機質裂解氣，其乾燥系數基本大於0.95，天然氣的δ13C1介於－37.8‰～－34.9‰之間。綜合分析認為，順7井天然氣是原油裂解的結果。
甲烷及其同系物碳同位素組成受C－C鍵斷裂過程的動力學分餾效應控制，同位素分餾不僅與成氣母質的演化程度有關，而且與受熱速率明顯相關，達到相同演化程度的有機質，快速升溫成氣的同位素分餾往往小於慢速升溫過程。近期研究表明在快速沉降條件下成氣、成藏時形成的天然氣碳同位素與母質的同位素分餾小，而在緩慢沉降條件下天然氣與母質碳同位素分餾大。順7井天然氣的δ13C1僅為－51‰，遠遠低於塔里木下古生界兩套烴源岩的有機碳同位素，說明順7井的天然氣是寒武系－中下奧陶統中的有機質在聚集成藏後，受長期的熱演化作用裂解生成的氣體。
2 原油地球化學特徵
2.1 原油物理性質與族組成
順7井原油呈淡黃色，有濃烈的硫化氫氣味，密度介於0.7749～0.7983g/cm3（20℃），運動黏度為1.5～2.93mm2/s（30℃），含硫量為0.11％～0.17％，含蠟量為5.88％～9.15％，為低黏度、低硫、中含蠟量輕質油，與TZ86井區的原油較相似。
順7井原油飽和烴含量高（＞85％），芳烴含量低（＜10％），非烴和瀝青質含量低（表3），具有很高的飽芳比和非瀝比值，表現出高成熟油特徵。與中石化在卡1區塊獲得突破的中1井原油相比，順7井原油的飽和烴含量明顯高於中1井原油，而其芳烴的含量則明顯低於中1井。
表3 順7井和中1井原油族組成分析
*採用傳統的柱分離方法，輕質組分損失，閉合度小於70％。
圖3 順7井原油全油氣相色譜圖
2.2 原油全油色譜特徵
順7井全油色譜如圖3所示，譜圖基線平直，無鼓包，呈單峰前峰型分布。正構烷烴豐度為180μg/mg。從色譜參數來看，順7井奧陶系原油正構烷烴碳數最高達nC32，CPI為1.03，為成熟原油， 為5.92，顯示了以低碳數正構烷烴占優勢的特點，表明原油的成熟度較高。原油的Pr/Ph值為1.16，顯示出弱姥鮫烷優勢，按Peters等建立的標准，Pr/Ph值在0.8～2.5范圍內，不能作為烴源岩沉積環境的確切標志。
2.3 原油輕烴
庚烷值和異庚烷值是常用的輕烴成熟度參數。一般成熟原油的庚烷值和異庚烷值分別介於20％～30％和2％～3％區間，大於這一數值或低於這一數值的原油被認為是高成熟原油或低成熟原油。但是，這兩項參數受生物降解作用的制約，即生物降解油的輕烴成熟度參數趨於偏小。順7井原油的庚烷值在33％以上，異庚烷值為3.8％（圖4），表明順7井原油為過成熟油范疇。
圖4 順7井原油庚烷值和異庚烷值之間的關系
Bement等［8］在4個不同構造類型盆地中，採用5套不同時代生油岩的C7輕烴資料，利用鏡質組反射率（Ro）作為地質溫度計，對2，4－/2，3－DMP輕烴組分的溫度參數進行了地質校正，求取生油層的最大埋深溫度，建立了生油層最大埋深溫度與2，4－/2，3－DMP的函數關系式，並得出該項輕烴溫度參數不受盆地類型、熱史（有效受熱時間）、生油層時代、乾酪根類型和岩性等因素影響的結論。
基於Bement的研究工作，Mango［9］推導出生油層最大埋藏溫度（T）與2，4－/2，3－DMP的函數方程，即
T（℃）＝140＋15×ln（2，4－/2，3－DMP）。
運用Mango（1997）建立的上述函數方程，計算得到順7井原油生成溫度為135℃。
2.4 原油生物標志物
在甾萜烷生物標志物組成上（圖5），順7井原油由於成熟度較高，甾烷、藿烷系列基本裂解，在m/z 191質量色譜圖中藿烷系列僅存在C30、C29藿烷，C30藿烷絕對含量僅為4×10－6，Tm化合物完全消失，Ts/（Ts＋Tm）＝1，表明原油的成熟度在1.3％左右［10］，三環萜烷系列分布不完整，僅可見C19、C20、C23三環萜烷，且以C19三環萜烷為主峰。甾烷系列僅可檢測出C21孕甾烷及少量的C27重排甾烷，C29規則甾烷隱約可見。
與卡1區塊中1井奧陶系原油相比，順7井原油與之存在很大區別，中1井原油具有較高的生物標志物絕對含量，C30藿烷絕對含量為137×10－6，C28甾烷含量低，重排甾烷含量高，C29藿烷含量高，伽馬蠟烷含量低，三環萜烷以C23三環萜烷為主峰。
2.5 金剛烷類化合物特徵
金剛烷化合物是具有類似金剛石結構的一類剛性聚合環狀烴類化合物，是多環烴類化合物在高溫熱力作用下經強Lewis酸催化聚合反應的產物［11］。由於金剛烷具獨特的分子結構，一旦形成，性質極為穩定，具有很強的抗熱降解能力和抗生物降解能力。Dahl等［12］使用4－甲基雙金剛烷＋3－甲基雙金剛烷絕對含量和C29ααα20R甾烷絕對含量來確定原油的裂解程度：未裂解原油中生物標志物含量較高，C29ααα20R甾烷一般大於10×10－6，4－甲基雙金剛烷＋3－甲基雙金剛烷含量一般小於10×10－6，甚至小於5×10－6；當原油裂解程度在50％時，原油中生物標志物含量很低，C29ααα20R甾烷趨於零，4－甲基雙金剛烷＋3－甲基雙金剛烷含量增大，為50×10－6；當原油裂解程度為85％時，4－甲基雙金剛烷＋3－甲基雙金剛烷含量進一步增大，可達到170×10－6以上。
順7井凝析油中富含雙金剛烷，3－甲基＋4－甲基雙金剛烷含量可達73μg/g，基本檢測不出C29 ααα20R甾烷。順7井原油甲基雙金剛烷含量遠高於塔河九區奧陶系凝析油及高蠟原油中3－甲基＋4－甲基雙金剛烷含量［13］，根據Dahl等提出的原油裂解定量評價模版，順7井原油的裂解程度在70％左右。
圖5 順7井與中1井原油m/z 191、m/z 217質量色譜圖
2.6 原油組分碳同位素
順7井原油最為重要的特徵是原油碳同位素偏重，全油碳同位素、飽和烴、芳烴、非烴與瀝青質穩定碳同位素分別為－29.6‰、－30.3‰、－28‰、－29.6‰、－29.2‰（圖6）。這一結果與塔里木盆地公認的寒武系生源的TD2井原油、烏魯橋油苗餾分碳同位素值分布在相近的范圍［14，15］，而與中1井原油碳同位素比值明顯不同，中1井原油及組分碳同位素分別為－33.22‰、－33.49‰、－32.68‰、－30.46‰與－30.83‰。
圖6 順7井、中1井等原油組分碳同位素分布
3 結論
1）順7井中下奧陶統鷹山組天然氣為濕氣，是有機成因的油型氣。其組分碳同位素特徵與塔中Ⅰ號坡折帶的TZ45～86井區奧陶系天然氣具有較強的相似性。根據天然氣組成、同位素特徵判斷，順7井鷹山組天然氣來源為原油裂解的產物。
2）順7井鷹山組原油的庚烷值和異庚烷值表明原油具有較高的成熟度。原油中雙金剛烷和生物標志物的含量表明原油發生了嚴重的裂解，裂解程度達70％以上。由於原油成熟度較高，無法通過生物標志物判斷油氣來源，從原油及族組分的碳同位素值判斷，順7井原油來源於寒武系－中下奧陶統烴源岩。
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⑥ 催化劑的特點
催化劑的特點是在不改碰盯變反應總標准吉布斯自由能變化的情況下提高反應速率的物質。
催化劑是一種能夠在化學反應里改變反應速度的物質，而且在反應過程中不會改變化學平衡並且其本身也不會發生變化。
催化反應具有四個基本特徵：
1、催化劑只能加速可以熱力學進行的反應；
2、催化劑只能加速反應達到平衡，而不能改變反應的平衡常數；
3、催化劑對反應具有選擇性；
4、催化劑可以改變悔吵畝化學反應的速率，並且它不進入反應本身。
催化劑的分類：
1、按狀態可分為液體催化劑和固體催化劑；
2、按反應體系的相態分為均相催化劑和多相催化劑，均相催化劑。
有酸、鹼、碧森可溶性過渡金屬化合物和過氧化物催化劑。
多相催化劑有固體酸催化劑、有機鹼催化劑、金屬催化劑、金屬氧化物催化劑、絡合物催化劑、稀土催化劑等；
3、按照反應類型又分為聚合、縮聚、酯化、縮醛化、加氫、脫氫、氧化、還原、烷基化、異構化等催化劑；
4、按照作用大小還分為主催化劑和助催化劑。
⑦ 油氣成藏動力學的研究進展
成藏動力學自提出以來，經過近十年的研究和相關學科的不斷發展，在盆地形成的地球動力學背景和盆地（充填）動力學、成烴動力學、排烴動力學、流體輸導系統、油氣成藏機理與充注歷史分析等各個方面已經取得了擾答螞重要進展。
1.盆地形成的地球動力學背景和盆地（充填）動力學
板塊構造學說的產生和發展使盆地研究找到了新的切入點，人們通過板塊構造理論重新認識沉積盆地的成因與演化。進入20世紀90年代，D′kinson（1993）率先強調了盆地研究的集中點應該由盆地類型研究轉向盆地形成演化的動力過程研究。李思田等（1995）基於盆地與板塊構造格架的關系提出了眾多盆地分類方案。盆地動力學研究的目的在於認識盆地的成因，通過定量分析反映盆地動力過程的參數，以闡明各種盆地動力學控制因素的聯合、復合作用及演化中的過程序列，了解盆地演化與發生在深部，包括地殼和岩石圈以下物質的狀態和過程之間的關系以及板塊相互作用過程中所造成的成盆區應力場。
盆地（充填）動力學的研究依靠層序地層學、事件地層學、構造—地層分析、精確定年技術（高解析度古生物學和同位素技術）互相結合，構成等時地層格架，盆地中沉積體系三維配置加上時間關系研究的四維系統理論和研究的方法。這些不同學科、不同分支理論和方法體系的密切結合，使盆地（充填）動力學過程的研究產生了飛躍。高解析度事件地層學的研究精度比傳統生物地層學方法提高數十倍甚至上百倍，對有效預測盆地烴源岩和輸導體系的分布具有重要意義。
2.成烴動力學
按照Tissot（1978）乾酪根降解生烴理論，油氣的成因主要是地下的沉積有機質在熱力作用下的化學反應過程。根據溫度與時間的相互補償原則，成烴熱模擬和化學反應動力學模型計算對大多數典型烴源岩乾酪根的成烴研究有了很大發展。沈忠民（1999）、盧雙舫（2000）等提出了多種動力學模型，如總包又可細分為總包一級動力學模型、分段一級動力學模型和總包多級動力學模型、最大反應速率模型、平行一級反應模型、無數平行一級反應模型、以瀝青為中間產舉鉛物的平行連續反應模型和活化能隨轉化率變化模型等。目前，有機質成烴動力學的研究不僅能從動力學的角度加深對有機質成烴過程的理解，更重要的是為油氣生成量的計算提供了一種重要方法。
3.排烴動力學
近十幾年來，國內外許多學者在烴源岩排烴機理方面進行了深入系統地研究。在排烴相態方面，石油和天然氣有所不同。郝石生（1994）等通過氣水高溫、高壓實驗和分子擴散實驗分析，認為水溶相和分子擴散對天然氣排烴具有重要貢獻。李明誠（2000）認為油氣藏中聚集的主要是油相和氣相，石油以油相、氣溶相，天然氣以氣相、油溶相運移最為有效。在排烴相態方面，目前人們對泥岩烴源岩的壓實排烴動力形成比較統一的認識，Leythauser等（1994, 1995）、張博全等（1995）、劉德漢（1996）等認為化學壓實作用為碳酸鹽岩烴類排驅到輸導層或直接進入儲層提供動力。由於烴源岩物性差、孔隙流體容易形成異常高壓，微裂縫排烴往往是烴源岩主要的排烴方式。王新洲、周迪賢（1994）對濟陽坳陷研究發現，烴源岩孔隙度＞10%才可引起自然水力壓裂，否則一定要有油氣增壓的加入才有可能。Berg等（1999）通過對密閉系統的烴源岩孔隙體積、油氣生成和壓力之間關系的模擬研究認為，深度在2900m，有機碳含量低於0.7%的烴源岩，即使有機質的產烴率達到100%也難以形成微裂縫排烴。相比之下，對於高滲透性岩石，由於流體的流動降低了剩餘流體體積，而不會使其在生烴過程中的剩餘壓力很大；低滲透性烴源岩中有機質含量高、產烴率大時，孔隙壓力可能增大到足以造成破裂，從而產生裂縫並提高滲透率，剩餘的油氣就可以從這些裂縫中逸出。目前，烴源岩排烴的定量研究已經取得重要進展，如石廣仁等（1996）在動力學方面通過建立地質模型和數學模型來定量評價烴源岩的排烴史，陳義才等（2002）根據烴源岩在生烴、排烴過程中烴類產物的質量守恆原理，將壓實、擴散、水溶和微裂縫排烴系統地結合在一起，建立了多種排烴機理的微分數學方程，採用有限差分法模擬緩埋求解壓實—擴散排烴模型。
4.地層流體壓力預測
地層流體壓力研究的核心是異常地層壓力的形成、分布及其與油氣藏形成與分布之間的關系，它是成藏動力學系統研究和劃分的依據之一。現今流體壓力研究主要進展表現在利用測井及地震資料預測異常地層壓力。Bowers（1994）提出了一種不需要建立正常趨勢線而用有效應力與聲波速度之間的原始載入及卸載曲線方程直接計算有效應力、進而由有效應力定律確定地層壓力的方法。古流體壓力與油氣的運聚具有更密切的聯系。相對於靜水壓力，沉積盆地可出現超壓或異常低壓，其中超壓具有更普遍的意義。超壓是沉積盆地演化過程中的動態現象。盡管超壓的發育與多種因素（包括不均衡壓實、生烴作用、水熱增壓、粘土礦物脫水、構造應力等）有關，Hunt（1998）對非強擠壓背景地區，提出了產生大規模超壓的兩種機制，即壓實不均衡和生烴作用。
5.油氣運聚的動力學機制及類型劃分
油氣成藏的動力學機制是復雜的，類型劃分方案也是多樣的。
康永尚、郭默傑（1998）提出流體運移的6種動力源：深部動力、沉積過程中產生的自源動力、熱力、地應力、水動力、浮力。不同的動力源產生的動力有不同的作用方向：深部動力、熱力與地應力的作用方向是由深部到淺部；沉積過程中產生的自源動力、沉積壓實流體水動力的作用方向由高勢區到低勢區，由深部到淺部，由盆地中心向盆地邊緣；浮力的方向是由深部到淺部；地表淋濾水動力方向是由淺層到深層，從盆地邊緣向盆地中心，與壓實流體的運動方向相反。在流體動力學中，熱力、地應力、水動力和浮力的水動力學機制研究進展迅速。
田世澄（1997）等根據流體動力學系統的開放程度分4種類型：①強開放的重力驅動型，由造山運動導致的地形高差引起的重力驅動流佔主導地位；②弱開放的壓實驅動型系統，壓實驅動是流體動力學系統的主要動力源；③相對封閉的流體封存箱型，熱力和地應力對封閉系統的增壓和破裂起關鍵作用；④滯流型，沒有一種動力對油氣運移發生重要作用，僅見於深盆低壓氣藏（深盆氣）。
田世澄、張樹林（1996,1999）、李莜瑾（1999）根據動力學特徵或封閉條件將成藏動力學系統劃分為開放型、封閉型、半封閉型3種類型；根據壓力特徵，又可分為超壓成藏動力學系統、常壓成藏動力學系統和低—負壓成藏動力學系統；根據油源特徵，還可劃分為自源成藏動力學系統、他源成藏動力學系統和混源成藏動力學系統。而張樹林等劃分為單源、雙源和三源3種成藏動力學系統。實際應用中常要考慮以上三個方面的因素，並且常在前面冠以生油凹陷的名稱，以示地區和范圍，故劃分的成藏動力學系統常採用復合命名法。
6.流體輸導系統
在含油氣盆地中，砂岩和某些碳酸鹽岩、不整合面、斷裂等構成流體輸導系統。在不同尺度上有效地預測各種輸導體的流體行為和輸導能力是成藏動力學研究的基礎。輸導系統研究的進展主要表現在砂體分布及輸導能力預測和斷裂流體行為的深入研究兩個方面。由於沉積學、高解析度層序地層學、地震鹽隆預測和地層模擬技術的發展和綜合應用，砂岩型輸導層分布的預測能力已明顯提高。Giles（1997）系統論述了不同地質條件下流體的流動、物質搬運和能量傳遞及其成岩效應，為砂岩輸導能力的有效預測奠定了基礎。此外，斷層的結構、輸導能力和流體行為的研究取得了長足的進展。斷層帶的流體輸導能力和流體沿斷層的垂向運移取決於斷裂帶的結構、斷層的力學性質及活動強度等。Hooper（1991）、Roberts（1996）等認為流體沿斷裂帶的運移可能是幕式的，而且在超壓盆地中，流體沿斷裂帶的幕式運移可能引起局部溫度、壓力異常。O′Brien（1999）等提出斷裂在活動期具有較強的流體輸導能力，晚期構造運動引起的斷裂活化亦可明顯增強斷裂的流體輸導能力，誘發大規模的流體運移，並控制油氣的分布。
7.油氣運移路徑和運移主通道
油氣在儲層中二次運移路徑十分復雜，但總是沿著毛細管阻力小的有利路徑進行運移。Schowalter（1979）認為，烴類在運載層中運移，僅通過運載層上部幾英尺的厚度。在均質條件下，運移通道位於運載層頂部，殘余油也集中在運載層的頂部，而不是分布在整個運載層中。從盆地規模看，油氣沿運載層垂直於地層走向朝上傾方向運移時，也主要集中在有限的運移通道上。England等（1987,1993）認為油氣二次運移主要集中在少數「高速公路」上，只佔運載層的空間比例約10%左右。近年來，Catalan（1992）、Carruthers（1995）、Thomas（1995）、Hindle（1997）、曾濺輝（2000）等對油氣的二次運移過程進行了大量的模擬實驗和數值模擬研究證明：①油氣二次運移只通過局限的通道進行，油氣運移空間可能只佔據整個輸導層的1%～10%；②輸導層油氣的運移路徑受控於輸導層頂面或封閉層底面的三維幾何形態；③在生烴凹陷及其附近，油氣運移路徑形成密集的網路，而遠離生烴凹陷，運移路徑逐漸匯集。郝芳等（2000）根據油氣二次運移的主要動力（浮力和水動力），利用射線追蹤（ray trace）技術，可以從生烴凹陷出發對油氣運移路徑和主通道進行三維預測。
8.油氣充注歷史
油藏注入史研究是油藏地球化學研究的內容之一，其基本原理是根據流體非均質判斷油氣運移的通道方向、推斷油氣充注的時間。因此，油藏注入史研究對認識油氣成藏過程也有重要作用。就單一油藏而言，同一油源不同時期產生的石油以及不同源岩同一時期產生的石油在組分上均具有內在的差異性。當石油向儲層注入時，受到諸多因素的影響，因此有明顯的非均質性。England等（1987）通過Fortiers油田的地球化學研究，首次將人們早已認識到的油藏流體非均質性現象與成藏研究結合起來，提出了油藏充注與原油混合模式。近年來，Hoffmann（1988）、Bodnar（1990）以及我國學者王鐵冠（1997）、潘長春（1998）、宋長玉（2002）等在油藏注入史研究主要採用流體包裹體分析技術，並在很多地區或油田得到廣泛應用。
9.成藏動力學系統的定量模擬
成藏動力學系統的定量模擬的目的是恢復油氣成藏的演化歷史，追蹤油氣運聚的動態過程。隨著油氣成藏密切相關的各種化學動力學和流體動力學過程和模型研究的不斷深入，盆地演化和油氣生成、運移和聚集過程的模擬技術不斷改進。二、三維盆地模擬系統可作為成藏動力學系統定量模擬研究的基礎。目前盆地模擬技術對穩態流體的模擬較為成熟，對幕式流體的模擬尚待改進。盡管目前的模擬技術作為預測油氣分布的有效工具尚待完善，但計算機模擬為石油地質學家認識和再現地質歷史中油氣成藏的化學動力學和流體動力學過程提供了有效的工具。
⑧ 石油烴裂解過程中有哪三個相態產物
石油烴裂解過程鉛咐中有三個相態產物，襪灶分別是氣體，液體和固體。
氣體的烴類也就是小分子的烴類，一般做成液化氣，我們燒飯用槐好純的液化氣就是氣態烴。液體的就是汽油，煤油，柴油等液體的燃料。固體的組分主要是瀝青。
⑨ 有機質熱演化和石油的形成
當沉積有機物被埋藏時,隨著溫度和壓力的增加,沉積有機質演化通常分為三個階段:成岩作用 (diagenesis)、深成熱解作用 (catagenesis)和變質作用 (metagenesis)。在沉積剖面最上面幾米范圍內,細菌會對有機質發生迅速的分解作用,隨著深度加大,細菌分解速度減慢,該過程為成岩作用。實際上,在高達 75℃和近 3000m 的地下岩石中都發現了細菌。當細菌活動停止時,聚合作用和縮合作用等化學作用將逐漸增強,這些沒有被微生物降解和消耗的有機殘余物質,重新縮聚成更加穩定的,與高溫高壓相平衡的穩定結構,即地質聚合物 (這些聚合物在土壤中為腐殖質,泥炭沼澤成岩演化的產物是褐煤,而沉積物中分散有機質的成岩演化產物為乾酪根)。乾酪根分解為多種烴類和難溶有機質殘余,上述過程稱為有機質深成熱解作用,當溫度達到 100～150℃ 時,產生各種烴類混合物——石油,並伴隨少量的瀝青、瀝青質和樹脂,這部分瀝青稱為油或原油。在溫度達到 150～175℃時,最終產生甲烷和石墨,該過程稱為變質作用 (圖8-21)。
圖8-21 乾酪根成烴演化趨勢示意圖
(據Tissot et al.,1984)
1.成岩階段
成岩作用是以微生物對有機質改造為特徵,是由生物聚合物向地質聚合物轉化的過程。氨基酸和低分子量的肽及單糖被微生物直接吸收;蛋白質和多糖被真菌和酶分解成可溶的氨基酸和單糖,再被它們同化;類脂化合物和澱粉也可以被微生物同化或發生降解作用。一些易降解的有機化合物由於被抗降解的物質保護,可以免遭微生物破壞。如蛋白質受礦物覆蓋物的保護而增強抗分解能力。高度交叉結合的纖維蛋白如角蛋白具有抗微生物分解的能力,而高等植物的纖維素和半纖維素則由於受木質素的保護,一些類脂物如孢子花粉受孢粉壁的保護均可以增強它們的抗分解能力。
由於埋藏深度較淺,溫度、壓力較低,有機質除形成少量烴類和揮發性氣體以及早期成熟度較低的石油外,大部分轉化成乾酪根保存在沉積岩中。由於細菌的生物化學降解作用,產物以甲烷為主,缺乏輕質 (C4～C7 )正烷烴和芳香烴。
乾酪根的形成是成岩階段的主要產物,並標志著該階段的結束。除乾酪根外,該階段還出現少量的生物標志化合物。這些生物標志化合物主要來自類脂化合物,由於這類化合物的結構主要以碳-碳鍵相連接,鍵能高,穩定性高,不容易被微生物分解,基本保持了原有的碳骨架。此外,它們可以范德華力、氫鍵或以吸附的形式與腐殖酸、黏土礦物結合,從而增加了自身的穩定性。這些具有特殊結構的化合物,將不會或很少受到影響和破壞。它們的原始結構、原有的化學性質仍將得到保存或只有稍微的改變。生物體中原有的少量正構烷烴和其他有機化合物,在沉積和成岩過程中以不變或微變的形式保存下來。
因此,成岩作用階段的烴類形成以生物甲烷氣為主要特徵,沉積有機質尚未成熟,沒有大量轉化為烴類,有少量的烴類來自於活生物體,大部分為 C15重烴,為生物標志化合物。此外,在特定的生源構成和適宜環境條件下可生成相當數量的未熟油。乾酪根演化表現為強烈的去雜原子化,主要產物為水和CO2 ,同時伴生一些富瀝青質與膠質的重烴。
2.深成熱解階段
深成熱解作用是隨著溫度和壓力增加而發生的一系列熱力學反應,乾酪根分子發生重排,脫去一些官能團,碳-碳鍵斷裂,形成了中等至低分子量的烴類和 CO2、H2 O 和H2 S等,從而使乾酪根結構更有序和更緊密,以在新環境中達到平衡。
深成熱解階段是乾酪根熱解成油氣的演化階段,又進一步分為:①主成油階段,又稱為「液態窗」階段,即指液態烴類能夠大量形成並保存的溫度區間,在圖8-21 上,為產烴最大處,即生油帶階段。該階段 H/C 比值小於 1,O/C 比值小於 0.1,鏡質體反射率一般在0.6%～1.3%之間,相當於溫度60～125℃,地層埋深為1500～2500m。乾酪根由於受熱,在熱催化作用下開始大量裂解形成烴類。黏土礦物的催化作用可以降低有機質的成熟溫度,促進石油生成。在該階段,一些側鏈開始脫落,尤其是那些長的側鏈、鍵能比較低的雜原子團優先被排除。同時,烷基和環烷基部分從乾酪根中消失,羧基或碳氧基完全消失,剩下的大部分氧以醚的形式存在,也可能存在於雜環中,可溶有機質數量迅速增加。新生的烴類沒有特徵的結構和特殊的分布,它們數量不斷增加,逐漸稀釋了繼承性的生物標志化合物濃度。按照液態烴形成階段,可以將其分為低成熟原油、成熟原油。石油成熟度越低,非烴組分越豐富,重質烴比例越高,繼承性的生物分子越多,原油密度大;成熟度高的原油,由於乾酪根和已形成的重質烴繼續裂解,形成了更多的輕質烴,非烴組分大大減少,石油密度變輕。②凝析油和濕氣階段。這個階段鏡質體反射率為 1.3%～2.0%,大致相當於地溫 150～250℃,地層埋深為 2500～3500m。在高溫下,碳—碳鍵斷裂更快,剩餘的乾酪根和已形成的重烴繼續熱裂解,輕烴 (C1～C8 )比例迅速增加,烴體系氣油比一般超過 600～1000m3/t。液態烴裂解使C25以上高分子正烷烴含量漸趨於零,只有少量低碳原子數的環烷烴和芳香烴,在族組成中脂肪族相對增加,含雜原子的膠質含量減少,瀝青質組分則轉變為焦瀝青或固態殘渣。在地層溫度和壓力超過相態轉變的臨界值時,這些輕質烴就發生逆蒸發,反溶於氣態烴中,形成凝析氣 (gas condensates)這些凝析氣到達地表後,濃縮為液體,因此稱為凝析油 (condensates)。溫度為 150～180℃時稱為濕氣帶,為含有更多氣態烴的濕氣。最終出現乾酪根的縮聚作用大於裂解作用,液態烴完全消失。由於不飽和烷烴每個碳原子具有2 個或更多氫原子,而芳香族化合物每個碳原子只有 1 個或更少的氫原子,因此,乾酪根深成熱解作用使 H/C 和 O/C 比值持續下降,這種原子比值的變化趨勢如圖8-21 中箭頭所示。
3.變質作用
當乾酪根的 H/C原子比小於0.5 時為過成熟,接近於甲烷生成的最低限。該階段,地層埋深為3500～4000m,有機質演化進入變質階段,乾酪根上絕大部分可以斷裂的側鏈和基團基本消失,無生成液態烴能力,但能進一步裂解形成甲烷等氣態烴。該階段主要的化學反應為高溫裂解,甲烷是最主要的烴類產物,乾酪根本身由於芳構化作用和縮聚作用逐漸向高碳質的焦瀝青和石墨演化。此外,前一階段生成的重質烴類,在高溫條件下也進一步裂解成干氣,該階段也稱為過成熟干氣階段。沉積有機質熱演化的最終產物是石墨和甲烷。
深成熱解階段各種反應速度與溫度呈指數關系增長,溫度每增加 5～10℃,反應速度約增加兩倍。因為該階段,反應速度不僅僅是溫度的函數,還與時間有關系,確切地說,與加熱速度有關。加熱速度一方面與埋藏速度有關,一方面與地熱梯度有關。埋藏速度主要與沉積盆地下沉速度有關,地熱梯度變化較大,從 10℃/km 到 80℃/km,在地熱區甚至更高。據估計,古老地盾區地熱梯度較低,典型裂谷地區和洋殼地區,地熱梯度較大。石油常形成於與構造活動有關的下沉盆地內,此處地熱梯度較高。形成石油的典型環境,地熱梯度變化范圍一般為25～50℃/km。作為反應動力學、埋藏速度和地熱梯度變化的綜合結果,形成石油所需時間是不同的。在加拿大西部地熱梯度較小的泥盆紀沉積盆地中,沉積物沉積300Ma後,石油才開始形成。相反,在美國洛杉磯盆地中,上三疊系沉積物在沉積10Ma後就已經開始生油了。開始生油所需的溫度與時間呈反比。例如,巴黎盆地下侏羅統沉積岩開始生油溫度約為60℃,洛杉磯盆地中-上新統沉積岩生油溫度為115℃。反應速度也與乾酪根類型有關,易發生變化的Ⅰ型乾酪根反應溫度相對較低;難溶的Ⅲ型乾酪根成油溫度較高 (高達 250℃),因為長鏈脂肪族化合物在這些溫度下不穩定,因此難溶Ⅲ型乾酪根的主要產物是甲烷。
⑩ 催化劑的五個基本特徵
催化劑的五個基本特徵如下：
(1)催化劑能夠加快化學反應速率,但本身並不進入化學反應的計量;
(2)催化劑對反應具有選擇性,即催化劑對反應類型、反應方向和產物結構具有選擇性;
(3)催化劑只能加速熱力學上可能進行的化學反應,而不能加速熱力學上無法進行的反應;
(4)催化劑只能改變化學反應的速率,而不能改變化學平衡的位置;
(5)催化劑不改變化學平衡,意味著對槐游山正方向有效的催化劑對反方向也有效。
催化劑種類繁多，按狀態可分為液體催化劑和固體催化劑;按反應體系的相態分為均相催化劑和多相催化劑，均相催化劑有酸、鹼、可溶性過渡金屬化合物和過氧化物催化劑。催化劑在現代化學工業中佔有極其重要的地位，例如，合成氨生產採用鐵催化劑，硫酸生磨培產採用釩催化劑，乙烯的聚合以及用丁二烯制橡膠等三大合成材料的生產中，都採用不同的催化劑。