① 报考中国石油大学（华东）的‘油气田开发工程’专业的参考书是那些
看考试的科目，你是要考我校油气田开发的博士。
高等流体力学，主要是倪玲英老师上课讲解的笔记，可以参考拿纤灶袁恩熙的《工程流体力学》。
高等渗流力学，参考姚院长编写的高等渗流力学，好像是石大出版社的。
两相流理论，参考李明忠老师的两相流理论。
高等油藏工程，参考冯其红老师编写的高等油藏工程。
人工举升消扮，不太了解。
我当时考的高等渗流力学和高等油藏工程，考前可以招两位老师“辅导”一下，竖察最终的考试成绩还是不错的。
最后捎带提一句，考博关键是跟导师沟通好，否则考的再高，也没人要；英语题大概六级水平，也要看一看，否则受限了，导师也帮不上你。
祝你成功！
② 油藏烃类体系相态的影响因素
油藏烃类体系相态的影响因素。
结果表明:在均衡驱替且油井见水时间基本一致的前提下，主渗李没透率方向两侧油井之间的排距随着方向渗透率比Ky·Kx-1的增加逐渐加宽。
特别对于角井，变化最为显着，随Ky·Kx-1增加，注入水波及范围逐次扩大，Ky·Kx-1=1.0时侧向波及效率明显优于Ky·Kx-1=0.2。
高产量比时，虽然井组总产量较高，但单井产量递减速烂扰配度明显大于低产量比模型，但低产量比时也存饥指在波及系数较低的缺陷。
实例验证结果进一步表明，矢量化井网影响因素的研究结果，对于现场井网调整有切实的指导作用。
③ 海相烃源岩生烃演化特征
页岩和碳酸盐岩烃源岩有机质赋存状态的差异对烃源岩的生烃演化过程具有明显影响，页岩类生油岩中有机质主要通过各种沉积途径以分散状态分布于细粒粘土之中，其生烃过程已有大量文献进行了详细论述，这里不再讨论，下面主要讨论碳酸盐岩烃源岩中有机质赋存状态及生烃演化的特点。
（一）海相碳酸盐岩烃源岩生烃演化特征
1.海相碳酸盐岩有机质赋存状态
碳酸盐及有机质在沉积过程中，无论有机残体还是溶解有机质和颗粒有机质通过各种沉积途径均以分散状态散布在碳酸盐沉积物中，这种有机质叫分散有机质。随着碳酸盐沉积物成岩作用的发生，在成岩的压实、压溶、胶结和重结晶各个阶段，碳酸盐沉积物的组构发生了变化，导致其周边的分散有机质的赋存状态亦发生了改变。在重结晶时，碳酸盐的晶格质点有可能被有机质的质点代替或在碳酸盐晶格缺陷和窝穴处充填有各种状态的有机质（气、液、固态，包括生物沥青大分子、生物沥青大分子解聚生成的烃等），后被结晶的碳酸盐晶体完全包裹，这种赋存状态的有机质称包裹体有机质（图 2-17），由此可见，碳酸盐岩中有机质的赋存状态不同于碎屑岩，前者除分散有机质外，还存在包裹体有机质。
图2-19 碳酸盐岩成烃热演化模式图
（二）海相碳酸盐岩烃源岩的排运特点
海相碳酸盐岩烃源岩初次运移排烃机理较泥质岩有很大不同。泥质岩颗粒间由于欠压实造成的液体超压以及烃类生成产生的体积膨胀构成排烃的动力。而一般认为由于碳酸盐沉积物固结很早，石油最初主要是被碳酸盐矿物封存在岩石中并未产生排烃作用。当达到生油高峰时，生烃产生的内压力只可造成一定程度的排烃，只有到了在外力作用下岩石发生明显脆性变形、形成裂缝时才发生大量排烃。因此碳酸盐岩烃源岩排烃的时间不完全决定于有机质的演化阶段，而与外力作用下裂缝的产生时期相关。
泥质烃源岩烃类初次运移的相态包括溶液、胶溶、全烃相等形式，碳酸盐岩烃源岩成岩早，不存在水相，其排烃应是在全烃相环境中进行。
页岩型和碳酸盐岩型烃源岩物质组成和成岩作用变化特征的不同是造成两类烃源岩排烃和运移方式特点差异的根本原因。压实率大多受沉积物性质（物理化学的）及其液态孔隙流体所能驱出的比例所控制，由于压实作用造成流体通过沉积岩流动，常认为是石油排运的重要因素。但是，流体的这种流动性在碳酸盐岩类烃源岩中会受到抑制。页岩类烃源岩的排运机制、方式等已有众多文献进行了讨论，其理论和方法及结论已为广大石油地质工作者所接受。而对于碳酸盐岩烃源岩在排运机制、方式等方面研究程度较低，尚未形成一套系统的理论和方法及为人们所接受的结论，各种观点和认识尚不一致。下面重点就海相碳酸盐岩的排运特点进行初步讨论，以起到抛砖引玉的功效。
对于碳酸盐岩生油的问题目前绝大多数研究者是认可的，但也有一些人对此持怀疑态度，关键的一个理由是，碳酸盐岩不像页岩那样可以压实，因而认为不能为烃类的运移提供所需要的流体及驱动力（Momper，1980；Wilson，1975）。然而，已有资料表明有大量流体可穿过碳酸盐岩发生运移（Polak，1954；Mccrossan，1961；Scholle，1975）。下面是碳酸盐岩中烃类排运的几种可能方式。
（1）在深埋期间，通过压溶作用，流体可能从碳酸盐岩中被排出，例如帕拉卡斯等（1984）在研究南佛罗里达盆地碳酸盐岩烃源岩特征时，提出压溶引起的缝合线可能是碳酸盐岩中原油初次运移的主要通道之一。南佛罗里达盆地下 Sunniland 组最底部样品的薄片镜下鉴定表明，在其他有机质含量低的浅灰色泥晶灰岩中的高烃含量（HC/TOC=19%），可能是由于沥青质有机质沿着缝合线富集的结果，烃类的组成与 Sunniland原油的组成相类似。较高的有机质含量也可能直接与缝合线作用有关，在此过程中，分散的有机质和其他不溶残余物，在碳酸盐岩本身的压溶过程中沿着不规则缝合线汇集。如果上述结论是正确的话，那么，这可能是碳酸盐岩排烃机制方面第一个地球化学上的证据实例。这种假设并非首次提出，几十年以前Ramsden（1952）和 Dunnington（1954）就提出了这样的观点。当然，对于这一问题也有另外的解释，即高的HC/TOC值可能完全是由于沿缝合线运移来的Sunniland原油的污染所引起。如果后一假设正确，那么我们可以提出，缝合线完全可能是碳酸盐岩中原油初次运移的主要通道之一，因为 Sunniland 灰岩中缝合线十分发育。
（2）细粒富含有机质的碳酸盐通常都含有微孔隙，能充当石油运移通道。所谓细粒含有机质碳酸盐岩可包括泥灰岩、泥质灰岩及泥质含量较高的微晶灰岩，由于其粒度细、含粘土成分较多，其排运的方式和途径基本与页岩类烃源岩类似。
（3）由于碳酸盐岩和页岩类烃源岩物理性质差别较大，尤其碳酸盐岩烃源岩较页岩烃源岩通常易碎、更非均质、更为致密；其次，在各种地质背景下它们比页岩更利于裂缝的形成而易排放出烃类。关于不同规模的裂缝的认识已获得了不可忽视的进展，即裂缝是油型富有机质生油岩初次油气运移的主要原因（Momper，1978；Tissot和 Welte，1978；Hunt，1979）。然而，Momper（1978）在其另一篇颇有远见的文章中却贬低了碳酸盐岩烃源岩的重要意义，他认为，由于碳酸盐岩通常缺乏粘土，不可能在产烃中短期内形成超压，对具有工业意义的烃类的排出和运移也不可能通过所有的微裂缝释放出来（Momper，1978）。但实际上对于有大量粘土和有机质的细粒碳酸盐岩烃源岩，在正常压实过程中，上覆层或下伏层一起通常完全可以形成超压环境，从而驱动烃类向上或向下排出，它可以是具有上覆隔离盖层油气藏的烃源岩，如中东地区哈尼法-哈德里那（Hanifa-Hadriya）碳酸盐岩的生油岩（Murris，1980；Ayres等，1982），也可以作为下伏油气藏的烃源岩和盖层，如中东地区牛津阶碳酸盐岩烃源岩和西班牙南部海上中新世泥灰岩，对储层既起到盖层作用，本身又是烃源岩（Demaison 和 Bourgeois，1984）。另外，当存在盐岩及硬石膏等优质盖层时，碳酸盐岩烃源岩更易发生微裂缝和超压条件，如沿墨西哥湾东北岸分布的侏罗纪斯马科弗组就是一例，此处的烃源岩和储集岩恰在硬石膏盖层之下，在那里容易看到非均质的细纹层状浅水叠层石烃源岩经历了连续压缩，产生了微裂缝，而且在其进入深度和温度都较大的部位时，发生了油气的运移（Oethler，1984）。由于烃类的生成所增加的超压，进一步使其本来就有利的情况变得更好。
（4）在一定的地质背景下，碳酸盐岩烃源岩存在“爆炸”（“explosive”）运移的可能性，如果碳酸盐岩烃源岩主要由细粒碳酸盐和有机质组成，埋至适当深度，将变成不渗透的，而且在岩石中几乎所有的非碳酸盐岩空间，都被有机质所占据。埋藏深度的加大，会使有机质处于接近岩石静压力条件下，区域应力体系只要略有变化，就可导致游动有机质和烃类部分大量地注入到邻近的岩石中去。
如果富有机质的碳酸盐烃源岩在被动构造体制下经受了高的温度，石油的运移可能受到限制。但当最终出现了构造裂缝时，排出和注入的有机质，可能是能够产油的。也许世界上最大的可产石油聚集，中东的加瓦尔（Ghawar）油田部分的烃类的注入就是依这一机制进行的。
最近对南加利福尼亚中新世的蒙特雷组的充分研究，已经提示了许多“爆炸”运移的实例。蒙特雷组由一种非均质易碎的岩石组成（Isaacs，1980，1983），在圣巴巴拉海峡沿岸蒙特雷组含磷酸盐的碳质泥灰岩段，有机质含量达到 24%，一般为 13%（Isaacs，1983）。正是经受了构造作用以后，蒙特雷组显然是以一种爆炸的方式局部产生了大量裂缝，且裂缝为其本身的原油所充满（Redwine，1981；Sardam 和 Stanlev，1981；Roehl，1981；Belfield 等，19 83），这类裂缝一般形成于低压区。如此形成的压力梯度，可以引导原油从岩石基质到裂缝中去。类似的效应在前苏联的文献中也有描述（Veber和 Gorskaya，1965）。
碳酸盐岩作为一种重要的烃源岩类型的认识目前已逐渐为广大石油地质工作者所接受，而且也为大量勘探实践和典型实例所证实，之所以碳酸盐岩烃源岩的重要性经历了很长一段时间才逐渐被认识，关键的一个可能原因就是对碳酸盐岩烃源岩的排运的机制和认识尚有较多争论。因而，碳酸盐岩烃源岩烃类排运的机制和方式研究是今后一段时期内重要的研究课题。
④ 催化剂的特点
催化剂的基本特点：
1、催化剂只能加速热力学上可以进行的反应。要求开发新的化学反应催化剂时，首先要对反应进行热力学分析，看它是否是热力学上可行的反应。
2、催化剂只能加速反应趋于平衡，不能改变反哗念悔应的平衡位置（平衡常数）。
3、催化剂对反应具有选择性，当反应可能有一个以上不同方向时，催化剂仅加速其中一种，促进反应速率和选择性是统一的。
4、催化剂的寿命。催化剂能改变化学反应速率，其自身并不进入反应，在理想情况下催化剂不为反应所改变。但在实际反应过程中，催化剂长期受热和化学作用，也会发生一些不可拟的物理化乱正学变化。
根据催化剂的定义和特征分析，有三种重要的催化剂指标：活性、选择性、稳定性。
催化剂的主要作用
1、加快化学反应速率，提高生产能力。
2、催化剂只加速反应趋于平衡，不能改变反高扒应的平衡位置。
3、催化剂对反应有选择性，当反应有一个以上不同方向时，催化剂只加速其中一种，促进反应速率和选择性是统一的。
4、催化剂的寿命。催化剂能改变化学反应速率，自身并不进入反应，理想情况下催化剂不为反应所改变。实际反应过程中，催化剂长期受热和化学作用，也会发生物理化学变化。
5、对于复杂反应，可选择加快主反应的速率，抑制副反应，提高目的产物的收率。
⑤ 塔中地区顺7井油气地球化学特征及意义
李婧婧1，2 王 毅1 马安来1 李慧莉1 张卫彪1
（1.中国石化石油勘探开发研究院西北勘探研究中心，北京 100083；
2.中国石油大学（北京），北京 102249）
摘 要 顺7井位于塔中Ⅰ号坡折带西北倾末端，在鹰山组钻遇凝析气藏。对顺7井天然气、原油的组成、碳同位素、金刚烷、生标化合物等综合研究表明：顺7井天然气组分碳同位素呈正序分布，且δ13C2＜－28‰，表现出典型的油型气特征；天然气组分C2/C3值为2.8，C2/iC4为11.39，结合δ13C1（－51.7‰）非常低的特征，判断凝析气是由原油热解生成的；原油以饱和烃组分为主，基本检测不到生标化合物，金刚烷山槐巧和C29ααα20R甾烷的含量表明顺7井原油的裂解程度达70％左右；综合原油及族组分碳同位素及塔中地区的石油地质情况，认为发生裂解的原油应来自寒武系—中下奥陶统烃源岩。
关键词 凝析气藏 原油裂解 金刚烷 顺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号坡折带位于塔里木盆地卡塔克隆起北缘，呈北西逗键－南东走向，具有东高西低的构造格局，是塔里木盆地重要的油气构造单元［1，2］。沿坡折带自东向西已发现塔中26、塔中62、塔中82、塔中86、塔中83等井区油气藏，油气表现形式多样，包括明闹常规黑油、高蜡油、轻质油、凝析油及天然气，以轻质油气为主。目前有研究认为，塔中Ⅰ号坡折带奥陶系油藏在喜马拉雅期发生气侵，气侵严重的油藏变成凝析气藏，未发生气侵或气侵较弱的油藏流体仍保留黑油特征［3］。
顺7井位于塔中Ⅰ号断裂带上盘西北倾没端（图1），2010年12月在奥陶系鹰山组灰岩段裸眼酸压测试获油气流，截至2011年4月5日，累计产油152m3，累计产气近80×104m3。在拟合计算得到的流体相态图上，油气产层的地层压力、温度，皆位于地层流体临界温度的右侧，因此顺7井钻遇的是典型的凝析气藏。与之相邻的塔中45～86井区也在奥陶系也取得较好的油气勘探成果，TZ86等在良里塔格组钻遇凝析气藏［4］。
图1 塔中地区顺7井位置图
1 天然气地球化学特征
1.1 天然气组成特征
顺7井天然气以甲烷组分为代表的烃类气体为主，甲烷含量为82.50％， 含量较高，达7.71％，干燥系数较低，为0.91，与相邻的凝析气藏TZ86较相似（表1）。与中1井奥陶系天然气相比，顺7井天然气中甲烷含量略低，重烃 含量稍高，干燥系数较低。天然气划分标准中，将甲烷含量＞95％、 重烃含量不超过1％～4％、干湿指数大于19的烃类气体划分为干气。顺7井天然气显然属于湿气范畴。
表1 顺7井及相邻井区天然气组成
塔中Ⅰ号坡折带奥陶系天然气整体上具有N2含量较高、CO2含量普遍较低的特征［5］。N2含量最大值为18.4％（塔中241井），最小值为0.93％（塔中72井），主要分布在3％～15％，平均值为6.87％。CO2含量主体在2％～5％，含量大于10％的只有塔中30井（13.45％）和塔中73井（17.5％），最小值为0.283％（塔中24井）。顺7井天然气具有低N2、高CO2的特征，N2和CO2含量分别为0.54％、8.87％，与相邻的塔中86井有一定的差别，与塔中Ⅰ号坡折带奥陶系天然气组成差别也较大。前人的研究认为，天然气的非烃组成特征在一定程度上反映了油气成藏机理［5］。顺7井非烃组成特征说明，其成藏机理与塔中86井可能存在一定差异。
1.2 天然气组分碳同位素
顺7井天然气甲烷、乙烷、丙烷的碳同位素值分别为－51.7‰、－32.5‰、－28.2‰，呈δ13C1＜δ13C2＜δ13C3的正序分布，表现为典型的有机成因天然气特征。乙烷的碳同位素受热演化影响较小，受母质继承效应明显，一般认为，δ13C2为－28‰可以作为煤型气和油型气的分界点，即：δ13C2＞－28‰与气体煤型气相关，δ13C2＜－28‰与油型气相关。顺7井的δ13C2低于－30‰，属于油型气。图2是塔中部分天然气烃类1/n与δ13Cn之间的关系，当天然气为单一来源时，二者呈线性关系，否则呈折线型。塔中Ⅰ号坡折带中部、西部天然气均表现为直线型，东部的天然气则表现为折线型。顺7井天然气碳同位素与碳原子倒数关系与塔中Ⅰ号坡折带中部、西部天然气特征相似，构成良好的线性关系，说明顺7井天然气来源单一，是相同母质在单一营力作用下的产物。
顺7井天然气的一个非常显着的特征是甲烷碳同位素轻，仅为－51.7‰，且甲烷、乙烷碳同位素差值大，δ13C2－δ13C1为－18‰。W.J.Stahl、戴金星等分别编制了北美、西欧和我国的天然气δ13C1 －Ro关系图，得到油型气δ13C1 －Ro关系回归方程（表2），根据不同公式推算得到的Ro值虽然有一定差别，但总体看来，均反映成熟度较低，属未成熟阶段。虽然在未成熟阶段陆相有机质树脂质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显然不具备发育这种烃源岩条件。在相邻的45～86井区，甲烷碳同位素也较低（图2），有学者提出了低成熟生物气混入的模式［6］，但从塔中地区油气藏地质特征来看，这种观点也很难成立。
除甲烷碳同位素指示气体的成熟度外，天然气组分特征也可用于判断成熟度。实验模拟证明，当天然气组分中C2/C3小于2，C2/iC4小于10时，天然气主要形成于Ro小于1.5％～1.6％的成熟演化范围，原油尚未发生有效的裂解作用，这些天然气为正常的原油伴生气；当C2/C3大于2，C2/iC4大于10时，这些天然气可通过原油的裂解过程形成，也可通过干酪根的热裂解作用生成。顺7井天然气组分C2/C3值为2.8，C2/iC4为11.39，均说明顺7井天然气不属于原油伴生气，可能来自原油或干酪根的裂解。
表2 顺7井甲烷碳同位素换算得到的烃源岩镜质体反射率
图2 顺7井系天然气组分1/n与δ13Cn之间的关系
国内外学者的模拟实验均表明，天然气的甲烷碳同位素组成δ13C1主要受热演化程度控制，具有随着热演化程度增加逐渐变重的趋势。因此顺7井天然气来源排除了干酪根裂解的可能性。最新研究成果表明，除干酪根裂解气之外，塔里木盆地高成熟天然气还可能来自于分散可溶有机质裂解气和聚集可溶有机质裂解气（原油裂解气）［7］。聚集可溶有机质裂解气总体气体组分偏湿、甲烷碳同位素偏轻，实验模拟甲烷碳同位素最低达－50‰左右；分散可溶有机质裂解气则相对干燥系数较大，甲烷碳同位素相对偏重。刘文汇［7］等认为，和田河气田是典型的分散可溶有机质裂解气，其干燥系数基本大于0.95，天然气的δ13C1介于－37.8‰～－34.9‰之间。综合分析认为，顺7井天然气是原油裂解的结果。
甲烷及其同系物碳同位素组成受C－C键断裂过程的动力学分馏效应控制，同位素分馏不仅与成气母质的演化程度有关，而且与受热速率明显相关，达到相同演化程度的有机质，快速升温成气的同位素分馏往往小于慢速升温过程。近期研究表明在快速沉降条件下成气、成藏时形成的天然气碳同位素与母质的同位素分馏小，而在缓慢沉降条件下天然气与母质碳同位素分馏大。顺7井天然气的δ13C1仅为－51‰，远远低于塔里木下古生界两套烃源岩的有机碳同位素，说明顺7井的天然气是寒武系－中下奥陶统中的有机质在聚集成藏后，受长期的热演化作用裂解生成的气体。
2 原油地球化学特征
2.1 原油物理性质与族组成
顺7井原油呈淡黄色，有浓烈的硫化氢气味，密度介于0.7749～0.7983g/cm3（20℃），运动黏度为1.5～2.93mm2/s（30℃），含硫量为0.11％～0.17％，含蜡量为5.88％～9.15％，为低黏度、低硫、中含蜡量轻质油，与TZ86井区的原油较相似。
顺7井原油饱和烃含量高（＞85％），芳烃含量低（＜10％），非烃和沥青质含量低（表3），具有很高的饱芳比和非沥比值，表现出高成熟油特征。与中石化在卡1区块获得突破的中1井原油相比，顺7井原油的饱和烃含量明显高于中1井原油，而其芳烃的含量则明显低于中1井。
表3 顺7井和中1井原油族组成分析
*采用传统的柱分离方法，轻质组分损失，闭合度小于70％。
图3 顺7井原油全油气相色谱图
2.2 原油全油色谱特征
顺7井全油色谱如图3所示，谱图基线平直，无鼓包，呈单峰前峰型分布。正构烷烃丰度为180μg/mg。从色谱参数来看，顺7井奥陶系原油正构烷烃碳数最高达nC32，CPI为1.03，为成熟原油， 为5.92，显示了以低碳数正构烷烃占优势的特点，表明原油的成熟度较高。原油的Pr/Ph值为1.16，显示出弱姥鲛烷优势，按Peters等建立的标准，Pr/Ph值在0.8～2.5范围内，不能作为烃源岩沉积环境的确切标志。
2.3 原油轻烃
庚烷值和异庚烷值是常用的轻烃成熟度参数。一般成熟原油的庚烷值和异庚烷值分别介于20％～30％和2％～3％区间，大于这一数值或低于这一数值的原油被认为是高成熟原油或低成熟原油。但是，这两项参数受生物降解作用的制约，即生物降解油的轻烃成熟度参数趋于偏小。顺7井原油的庚烷值在33％以上，异庚烷值为3.8％（图4），表明顺7井原油为过成熟油范畴。
图4 顺7井原油庚烷值和异庚烷值之间的关系
Bement等［8］在4个不同构造类型盆地中，采用5套不同时代生油岩的C7轻烃资料，利用镜质组反射率（Ro）作为地质温度计，对2，4－/2，3－DMP轻烃组分的温度参数进行了地质校正，求取生油层的最大埋深温度，建立了生油层最大埋深温度与2，4－/2，3－DMP的函数关系式，并得出该项轻烃温度参数不受盆地类型、热史（有效受热时间）、生油层时代、干酪根类型和岩性等因素影响的结论。
基于Bement的研究工作，Mango［9］推导出生油层最大埋藏温度（T）与2，4－/2，3－DMP的函数方程，即
T（℃）＝140＋15×ln（2，4－/2，3－DMP）。
运用Mango（1997）建立的上述函数方程，计算得到顺7井原油生成温度为135℃。
2.4 原油生物标志物
在甾萜烷生物标志物组成上（图5），顺7井原油由于成熟度较高，甾烷、藿烷系列基本裂解，在m/z 191质量色谱图中藿烷系列仅存在C30、C29藿烷，C30藿烷绝对含量仅为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］，三环萜烷系列分布不完整，仅可见C19、C20、C23三环萜烷，且以C19三环萜烷为主峰。甾烷系列仅可检测出C21孕甾烷及少量的C27重排甾烷，C29规则甾烷隐约可见。
与卡1区块中1井奥陶系原油相比，顺7井原油与之存在很大区别，中1井原油具有较高的生物标志物绝对含量，C30藿烷绝对含量为137×10－6，C28甾烷含量低，重排甾烷含量高，C29藿烷含量高，伽马蜡烷含量低，三环萜烷以C23三环萜烷为主峰。
2.5 金刚烷类化合物特征
金刚烷化合物是具有类似金刚石结构的一类刚性聚合环状烃类化合物，是多环烃类化合物在高温热力作用下经强Lewis酸催化聚合反应的产物［11］。由于金刚烷具独特的分子结构，一旦形成，性质极为稳定，具有很强的抗热降解能力和抗生物降解能力。Dahl等［12］使用4－甲基双金刚烷＋3－甲基双金刚烷绝对含量和C29ααα20R甾烷绝对含量来确定原油的裂解程度：未裂解原油中生物标志物含量较高，C29ααα20R甾烷一般大于10×10－6，4－甲基双金刚烷＋3－甲基双金刚烷含量一般小于10×10－6，甚至小于5×10－6；当原油裂解程度在50％时，原油中生物标志物含量很低，C29ααα20R甾烷趋于零，4－甲基双金刚烷＋3－甲基双金刚烷含量增大，为50×10－6；当原油裂解程度为85％时，4－甲基双金刚烷＋3－甲基双金刚烷含量进一步增大，可达到170×10－6以上。
顺7井凝析油中富含双金刚烷，3－甲基＋4－甲基双金刚烷含量可达73μg/g，基本检测不出C29 ααα20R甾烷。顺7井原油甲基双金刚烷含量远高于塔河九区奥陶系凝析油及高蜡原油中3－甲基＋4－甲基双金刚烷含量［13］，根据Dahl等提出的原油裂解定量评价模版，顺7井原油的裂解程度在70％左右。
图5 顺7井与中1井原油m/z 191、m/z 217质量色谱图
2.6 原油组分碳同位素
顺7井原油最为重要的特征是原油碳同位素偏重，全油碳同位素、饱和烃、芳烃、非烃与沥青质稳定碳同位素分别为－29.6‰、－30.3‰、－28‰、－29.6‰、－29.2‰（图6）。这一结果与塔里木盆地公认的寒武系生源的TD2井原油、乌鲁桥油苗馏分碳同位素值分布在相近的范围［14，15］，而与中1井原油碳同位素比值明显不同，中1井原油及组分碳同位素分别为－33.22‰、－33.49‰、－32.68‰、－30.46‰与－30.83‰。
图6 顺7井、中1井等原油组分碳同位素分布
3 结论
1）顺7井中下奥陶统鹰山组天然气为湿气，是有机成因的油型气。其组分碳同位素特征与塔中Ⅰ号坡折带的TZ45～86井区奥陶系天然气具有较强的相似性。根据天然气组成、同位素特征判断，顺7井鹰山组天然气来源为原油裂解的产物。
2）顺7井鹰山组原油的庚烷值和异庚烷值表明原油具有较高的成熟度。原油中双金刚烷和生物标志物的含量表明原油发生了严重的裂解，裂解程度达70％以上。由于原油成熟度较高，无法通过生物标志物判断油气来源，从原油及族组分的碳同位素值判断，顺7井原油来源于寒武系－中下奥陶统烃源岩。
参考文献
［1］周新源，王招明，杨海军，等.塔中奥陶系大型凝析气田的勘探与发现［J］.海相油气地质，2006，11（1）：45～51.
［2］孙龙德，李曰俊，江同文，等.塔里木盆地塔中低凸起：一个典型的复式油气聚集区［J］.地质科学，2007，42（3）：602～620.
［3］韩剑发，梅廉夫，杨海军，等.塔中Ⅰ号坡折带礁滩复合体大型凝析气田成藏机制［J］.新疆石油地质，2008，29（3）：323 ～326.
［4］武芳芳，朱光有，张水昌，等.塔里木盆地塔中Ⅰ号断裂带西缘奥陶系油气成藏与主控因素研究［J］.地质评论，2010，56（3）：339～348.
［5］韩剑发，梅廉夫，杨海军，等.塔里木盆地塔中奥陶系天然气的非烃成因及其成藏意义［J］.地学前缘，2009，16（1）：314～325.
［6］郭建军，陈践发，段文标，等.塔中Ⅰ号构造带奥陶系天然气成因［J］.天然气地球科学，2007，18（6）：793～797.
［7］刘文汇，张殿伟，高波，等.地球化学示踪体系在海相层系新型气源识别中的应用——以塔里木盆地和田河气田为例［J］.中国科学，2010，40（8）：996～1004.
［8］Bement W O.The temperature of oil generation as defined with C7 chemistry maturity parameter（2，4－DMP/2，3 －DMP ratio）［A］.Grimalt J O，Dorronaoro C.Organic Geochemistry：Developments and Applications to Energy，Climate，Environment and Human History［C］.Donostian－San Sebastian：European Association of Organic Geochemists.505～507.
［9］Mango F D.The light hydrocarbon in petroleum ：a critical review［J］.Organic Geochemistry，1997，26（7/8）：417～440.
［10］Peter K E，Moldowan J M.The biomarker guide：interpreting molecular fossils in petroleum and ancient sediments［M］.New Jersey：Prentice Hall.1993.
［11］Chen J H，Fu J M，Shen G Y，Liu D H，Zhang J J.Diamondoid hydrocarbon ratios：novel maturity indices for highly mature crude oils［J］.Organic Geochemistry，1996，25（3～4）：179～190.
［12］Dahl J E，Moldowan J M，Peters K E，et al.Diamondoid hydrocarons as indicators of natural oil cracking［J］.Nature，1999，399（5）：54～57.
［13］马安来，张水昌，张大江，等.塔里木盆地塔东2井稠油有机地球化学特征.新疆石油地质，2005，26（2）：148～151.
［14］马安来，金之钧，朱翠山，等.塔河油田原油中金刚烷化合物绝对定量分析［J］.石油学报，2009，30（2）：214～218.
［15］卢玉红，钱玲，张海祖，等.塔里木盆地阿瓦提凹陷乌鲁桥油田地化特征及来源.海相油气地质，2008，13（2）：45～51.
［16］马安来，金之钧，张水昌，等.塔里木盆地寒武－奥陶系烃源岩的分子地球化学特征［J］.地球化学，2006，35（6）：593～601.
⑥ 催化剂的特点
催化剂的特点是在不改碰盯变反应总标准吉布斯自由能变化的情况下提高反应速率的物质。
催化剂是一种能够在化学反应里改变反应速度的物质，而且在反应过程中不会改变化学平衡并且其本身也不会发生变化。
催化反应具有四个基本特征：
1、催化剂只能加速可以热力学进行的反应；
2、催化剂只能加速反应达到平衡，而不能改变反应的平衡常数；
3、催化剂对反应具有选择性；
4、催化剂可以改变悔吵亩化学反应的速率，并且它不进入反应本身。
催化剂的分类：
1、按状态可分为液体催化剂和固体催化剂；
2、按反应体系的相态分为均相催化剂和多相催化剂，均相催化剂。
有酸、碱、碧森可溶性过渡金属化合物和过氧化物催化剂。
多相催化剂有固体酸催化剂、有机碱催化剂、金属催化剂、金属氧化物催化剂、络合物催化剂、稀土催化剂等；
3、按照反应类型又分为聚合、缩聚、酯化、缩醛化、加氢、脱氢、氧化、还原、烷基化、异构化等催化剂；
4、按照作用大小还分为主催化剂和助催化剂。
⑦ 油气成藏动力学的研究进展
成藏动力学自提出以来，经过近十年的研究和相关学科的不断发展，在盆地形成的地球动力学背景和盆地（充填）动力学、成烃动力学、排烃动力学、流体输导系统、油气成藏机理与充注历史分析等各个方面已经取得了扰答蚂重要进展。
1.盆地形成的地球动力学背景和盆地（充填）动力学
板块构造学说的产生和发展使盆地研究找到了新的切入点，人们通过板块构造理论重新认识沉积盆地的成因与演化。进入20世纪90年代，D′kinson（1993）率先强调了盆地研究的集中点应该由盆地类型研究转向盆地形成演化的动力过程研究。李思田等（1995）基于盆地与板块构造格架的关系提出了众多盆地分类方案。盆地动力学研究的目的在于认识盆地的成因，通过定量分析反映盆地动力过程的参数，以阐明各种盆地动力学控制因素的联合、复合作用及演化中的过程序列，了解盆地演化与发生在深部，包括地壳和岩石圈以下物质的状态和过程之间的关系以及板块相互作用过程中所造成的成盆区应力场。
盆地（充填）动力学的研究依靠层序地层学、事件地层学、构造—地层分析、精确定年技术（高分辨率古生物学和同位素技术）互相结合，构成等时地层格架，盆地中沉积体系三维配置加上时间关系研究的四维系统理论和研究的方法。这些不同学科、不同分支理论和方法体系的密切结合，使盆地（充填）动力学过程的研究产生了飞跃。高分辨率事件地层学的研究精度比传统生物地层学方法提高数十倍甚至上百倍，对有效预测盆地烃源岩和输导体系的分布具有重要意义。
2.成烃动力学
按照Tissot（1978）干酪根降解生烃理论，油气的成因主要是地下的沉积有机质在热力作用下的化学反应过程。根据温度与时间的相互补偿原则，成烃热模拟和化学反应动力学模型计算对大多数典型烃源岩干酪根的成烃研究有了很大发展。沈忠民（1999）、卢双舫（2000）等提出了多种动力学模型，如总包又可细分为总包一级动力学模型、分段一级动力学模型和总包多级动力学模型、最大反应速率模型、平行一级反应模型、无数平行一级反应模型、以沥青为中间产举铅物的平行连续反应模型和活化能随转化率变化模型等。目前，有机质成烃动力学的研究不仅能从动力学的角度加深对有机质成烃过程的理解，更重要的是为油气生成量的计算提供了一种重要方法。
3.排烃动力学
近十几年来，国内外许多学者在烃源岩排烃机理方面进行了深入系统地研究。在排烃相态方面，石油和天然气有所不同。郝石生（1994）等通过气水高温、高压实验和分子扩散实验分析，认为水溶相和分子扩散对天然气排烃具有重要贡献。李明诚（2000）认为油气藏中聚集的主要是油相和气相，石油以油相、气溶相，天然气以气相、油溶相运移最为有效。在排烃相态方面，目前人们对泥岩烃源岩的压实排烃动力形成比较统一的认识，Leythauser等（1994, 1995）、张博全等（1995）、刘德汉（1996）等认为化学压实作用为碳酸盐岩烃类排驱到输导层或直接进入储层提供动力。由于烃源岩物性差、孔隙流体容易形成异常高压，微裂缝排烃往往是烃源岩主要的排烃方式。王新洲、周迪贤（1994）对济阳坳陷研究发现，烃源岩孔隙度＞10%才可引起自然水力压裂，否则一定要有油气增压的加入才有可能。Berg等（1999）通过对密闭系统的烃源岩孔隙体积、油气生成和压力之间关系的模拟研究认为，深度在2900m，有机碳含量低于0.7%的烃源岩，即使有机质的产烃率达到100%也难以形成微裂缝排烃。相比之下，对于高渗透性岩石，由于流体的流动降低了剩余流体体积，而不会使其在生烃过程中的剩余压力很大；低渗透性烃源岩中有机质含量高、产烃率大时，孔隙压力可能增大到足以造成破裂，从而产生裂缝并提高渗透率，剩余的油气就可以从这些裂缝中逸出。目前，烃源岩排烃的定量研究已经取得重要进展，如石广仁等（1996）在动力学方面通过建立地质模型和数学模型来定量评价烃源岩的排烃史，陈义才等（2002）根据烃源岩在生烃、排烃过程中烃类产物的质量守恒原理，将压实、扩散、水溶和微裂缝排烃系统地结合在一起，建立了多种排烃机理的微分数学方程，采用有限差分法模拟缓埋求解压实—扩散排烃模型。
4.地层流体压力预测
地层流体压力研究的核心是异常地层压力的形成、分布及其与油气藏形成与分布之间的关系，它是成藏动力学系统研究和划分的依据之一。现今流体压力研究主要进展表现在利用测井及地震资料预测异常地层压力。Bowers（1994）提出了一种不需要建立正常趋势线而用有效应力与声波速度之间的原始加载及卸载曲线方程直接计算有效应力、进而由有效应力定律确定地层压力的方法。古流体压力与油气的运聚具有更密切的联系。相对于静水压力，沉积盆地可出现超压或异常低压，其中超压具有更普遍的意义。超压是沉积盆地演化过程中的动态现象。尽管超压的发育与多种因素（包括不均衡压实、生烃作用、水热增压、粘土矿物脱水、构造应力等）有关，Hunt（1998）对非强挤压背景地区，提出了产生大规模超压的两种机制，即压实不均衡和生烃作用。
5.油气运聚的动力学机制及类型划分
油气成藏的动力学机制是复杂的，类型划分方案也是多样的。
康永尚、郭默杰（1998）提出流体运移的6种动力源：深部动力、沉积过程中产生的自源动力、热力、地应力、水动力、浮力。不同的动力源产生的动力有不同的作用方向：深部动力、热力与地应力的作用方向是由深部到浅部；沉积过程中产生的自源动力、沉积压实流体水动力的作用方向由高势区到低势区，由深部到浅部，由盆地中心向盆地边缘；浮力的方向是由深部到浅部；地表淋滤水动力方向是由浅层到深层，从盆地边缘向盆地中心，与压实流体的运动方向相反。在流体动力学中，热力、地应力、水动力和浮力的水动力学机制研究进展迅速。
田世澄（1997）等根据流体动力学系统的开放程度分4种类型：①强开放的重力驱动型，由造山运动导致的地形高差引起的重力驱动流占主导地位；②弱开放的压实驱动型系统，压实驱动是流体动力学系统的主要动力源；③相对封闭的流体封存箱型，热力和地应力对封闭系统的增压和破裂起关键作用；④滞流型，没有一种动力对油气运移发生重要作用，仅见于深盆低压气藏（深盆气）。
田世澄、张树林（1996,1999）、李莜瑾（1999）根据动力学特征或封闭条件将成藏动力学系统划分为开放型、封闭型、半封闭型3种类型；根据压力特征，又可分为超压成藏动力学系统、常压成藏动力学系统和低—负压成藏动力学系统；根据油源特征，还可划分为自源成藏动力学系统、他源成藏动力学系统和混源成藏动力学系统。而张树林等划分为单源、双源和三源3种成藏动力学系统。实际应用中常要考虑以上三个方面的因素，并且常在前面冠以生油凹陷的名称，以示地区和范围，故划分的成藏动力学系统常采用复合命名法。
6.流体输导系统
在含油气盆地中，砂岩和某些碳酸盐岩、不整合面、断裂等构成流体输导系统。在不同尺度上有效地预测各种输导体的流体行为和输导能力是成藏动力学研究的基础。输导系统研究的进展主要表现在砂体分布及输导能力预测和断裂流体行为的深入研究两个方面。由于沉积学、高分辨率层序地层学、地震盐隆预测和地层模拟技术的发展和综合应用，砂岩型输导层分布的预测能力已明显提高。Giles（1997）系统论述了不同地质条件下流体的流动、物质搬运和能量传递及其成岩效应，为砂岩输导能力的有效预测奠定了基础。此外，断层的结构、输导能力和流体行为的研究取得了长足的进展。断层带的流体输导能力和流体沿断层的垂向运移取决于断裂带的结构、断层的力学性质及活动强度等。Hooper（1991）、Roberts（1996）等认为流体沿断裂带的运移可能是幕式的，而且在超压盆地中，流体沿断裂带的幕式运移可能引起局部温度、压力异常。O′Brien（1999）等提出断裂在活动期具有较强的流体输导能力，晚期构造运动引起的断裂活化亦可明显增强断裂的流体输导能力，诱发大规模的流体运移，并控制油气的分布。
7.油气运移路径和运移主通道
油气在储层中二次运移路径十分复杂，但总是沿着毛细管阻力小的有利路径进行运移。Schowalter（1979）认为，烃类在运载层中运移，仅通过运载层上部几英尺的厚度。在均质条件下，运移通道位于运载层顶部，残余油也集中在运载层的顶部，而不是分布在整个运载层中。从盆地规模看，油气沿运载层垂直于地层走向朝上倾方向运移时，也主要集中在有限的运移通道上。England等（1987,1993）认为油气二次运移主要集中在少数“高速公路”上，只占运载层的空间比例约10%左右。近年来，Catalan（1992）、Carruthers（1995）、Thomas（1995）、Hindle（1997）、曾溅辉（2000）等对油气的二次运移过程进行了大量的模拟实验和数值模拟研究证明：①油气二次运移只通过局限的通道进行，油气运移空间可能只占据整个输导层的1%～10%；②输导层油气的运移路径受控于输导层顶面或封闭层底面的三维几何形态；③在生烃凹陷及其附近，油气运移路径形成密集的网络，而远离生烃凹陷，运移路径逐渐汇集。郝芳等（2000）根据油气二次运移的主要动力（浮力和水动力），利用射线追踪（ray trace）技术，可以从生烃凹陷出发对油气运移路径和主通道进行三维预测。
8.油气充注历史
油藏注入史研究是油藏地球化学研究的内容之一，其基本原理是根据流体非均质判断油气运移的通道方向、推断油气充注的时间。因此，油藏注入史研究对认识油气成藏过程也有重要作用。就单一油藏而言，同一油源不同时期产生的石油以及不同源岩同一时期产生的石油在组分上均具有内在的差异性。当石油向储层注入时，受到诸多因素的影响，因此有明显的非均质性。England等（1987）通过Fortiers油田的地球化学研究，首次将人们早已认识到的油藏流体非均质性现象与成藏研究结合起来，提出了油藏充注与原油混合模式。近年来，Hoffmann（1988）、Bodnar（1990）以及我国学者王铁冠（1997）、潘长春（1998）、宋长玉（2002）等在油藏注入史研究主要采用流体包裹体分析技术，并在很多地区或油田得到广泛应用。
9.成藏动力学系统的定量模拟
成藏动力学系统的定量模拟的目的是恢复油气成藏的演化历史，追踪油气运聚的动态过程。随着油气成藏密切相关的各种化学动力学和流体动力学过程和模型研究的不断深入，盆地演化和油气生成、运移和聚集过程的模拟技术不断改进。二、三维盆地模拟系统可作为成藏动力学系统定量模拟研究的基础。目前盆地模拟技术对稳态流体的模拟较为成熟，对幕式流体的模拟尚待改进。尽管目前的模拟技术作为预测油气分布的有效工具尚待完善，但计算机模拟为石油地质学家认识和再现地质历史中油气成藏的化学动力学和流体动力学过程提供了有效的工具。
⑧ 石油烃裂解过程中有哪三个相态产物
石油烃裂解过程铅咐中有三个相态产物，袜灶分别是气体，液体和固体。
气体的烃类也就是小分子的烃类，一般做成液化气，我们烧饭用槐好纯的液化气就是气态烃。液体的就是汽油，煤油，柴油等液体的燃料。固体的组分主要是沥青。
⑨ 有机质热演化和石油的形成
当沉积有机物被埋藏时,随着温度和压力的增加,沉积有机质演化通常分为三个阶段:成岩作用 (diagenesis)、深成热解作用 (catagenesis)和变质作用 (metagenesis)。在沉积剖面最上面几米范围内,细菌会对有机质发生迅速的分解作用,随着深度加大,细菌分解速度减慢,该过程为成岩作用。实际上,在高达 75℃和近 3000m 的地下岩石中都发现了细菌。当细菌活动停止时,聚合作用和缩合作用等化学作用将逐渐增强,这些没有被微生物降解和消耗的有机残余物质,重新缩聚成更加稳定的,与高温高压相平衡的稳定结构,即地质聚合物 (这些聚合物在土壤中为腐殖质,泥炭沼泽成岩演化的产物是褐煤,而沉积物中分散有机质的成岩演化产物为干酪根)。干酪根分解为多种烃类和难溶有机质残余,上述过程称为有机质深成热解作用,当温度达到 100～150℃ 时,产生各种烃类混合物——石油,并伴随少量的沥青、沥青质和树脂,这部分沥青称为油或原油。在温度达到 150～175℃时,最终产生甲烷和石墨,该过程称为变质作用 (图8-21)。
图8-21 干酪根成烃演化趋势示意图
(据Tissot et al.,1984)
1.成岩阶段
成岩作用是以微生物对有机质改造为特征,是由生物聚合物向地质聚合物转化的过程。氨基酸和低分子量的肽及单糖被微生物直接吸收;蛋白质和多糖被真菌和酶分解成可溶的氨基酸和单糖,再被它们同化;类脂化合物和淀粉也可以被微生物同化或发生降解作用。一些易降解的有机化合物由于被抗降解的物质保护,可以免遭微生物破坏。如蛋白质受矿物覆盖物的保护而增强抗分解能力。高度交叉结合的纤维蛋白如角蛋白具有抗微生物分解的能力,而高等植物的纤维素和半纤维素则由于受木质素的保护,一些类脂物如孢子花粉受孢粉壁的保护均可以增强它们的抗分解能力。
由于埋藏深度较浅,温度、压力较低,有机质除形成少量烃类和挥发性气体以及早期成熟度较低的石油外,大部分转化成干酪根保存在沉积岩中。由于细菌的生物化学降解作用,产物以甲烷为主,缺乏轻质 (C4～C7 )正烷烃和芳香烃。
干酪根的形成是成岩阶段的主要产物,并标志着该阶段的结束。除干酪根外,该阶段还出现少量的生物标志化合物。这些生物标志化合物主要来自类脂化合物,由于这类化合物的结构主要以碳-碳键相连接,键能高,稳定性高,不容易被微生物分解,基本保持了原有的碳骨架。此外,它们可以范德华力、氢键或以吸附的形式与腐殖酸、黏土矿物结合,从而增加了自身的稳定性。这些具有特殊结构的化合物,将不会或很少受到影响和破坏。它们的原始结构、原有的化学性质仍将得到保存或只有稍微的改变。生物体中原有的少量正构烷烃和其他有机化合物,在沉积和成岩过程中以不变或微变的形式保存下来。
因此,成岩作用阶段的烃类形成以生物甲烷气为主要特征,沉积有机质尚未成熟,没有大量转化为烃类,有少量的烃类来自于活生物体,大部分为 C15重烃,为生物标志化合物。此外,在特定的生源构成和适宜环境条件下可生成相当数量的未熟油。干酪根演化表现为强烈的去杂原子化,主要产物为水和CO2 ,同时伴生一些富沥青质与胶质的重烃。
2.深成热解阶段
深成热解作用是随着温度和压力增加而发生的一系列热力学反应,干酪根分子发生重排,脱去一些官能团,碳-碳键断裂,形成了中等至低分子量的烃类和 CO2、H2 O 和H2 S等,从而使干酪根结构更有序和更紧密,以在新环境中达到平衡。
深成热解阶段是干酪根热解成油气的演化阶段,又进一步分为:①主成油阶段,又称为“液态窗”阶段,即指液态烃类能够大量形成并保存的温度区间,在图8-21 上,为产烃最大处,即生油带阶段。该阶段 H/C 比值小于 1,O/C 比值小于 0.1,镜质体反射率一般在0.6%～1.3%之间,相当于温度60～125℃,地层埋深为1500～2500m。干酪根由于受热,在热催化作用下开始大量裂解形成烃类。黏土矿物的催化作用可以降低有机质的成熟温度,促进石油生成。在该阶段,一些侧链开始脱落,尤其是那些长的侧链、键能比较低的杂原子团优先被排除。同时,烷基和环烷基部分从干酪根中消失,羧基或碳氧基完全消失,剩下的大部分氧以醚的形式存在,也可能存在于杂环中,可溶有机质数量迅速增加。新生的烃类没有特征的结构和特殊的分布,它们数量不断增加,逐渐稀释了继承性的生物标志化合物浓度。按照液态烃形成阶段,可以将其分为低成熟原油、成熟原油。石油成熟度越低,非烃组分越丰富,重质烃比例越高,继承性的生物分子越多,原油密度大;成熟度高的原油,由于干酪根和已形成的重质烃继续裂解,形成了更多的轻质烃,非烃组分大大减少,石油密度变轻。②凝析油和湿气阶段。这个阶段镜质体反射率为 1.3%～2.0%,大致相当于地温 150～250℃,地层埋深为 2500～3500m。在高温下,碳—碳键断裂更快,剩余的干酪根和已形成的重烃继续热裂解,轻烃 (C1～C8 )比例迅速增加,烃体系气油比一般超过 600～1000m3/t。液态烃裂解使C25以上高分子正烷烃含量渐趋于零,只有少量低碳原子数的环烷烃和芳香烃,在族组成中脂肪族相对增加,含杂原子的胶质含量减少,沥青质组分则转变为焦沥青或固态残渣。在地层温度和压力超过相态转变的临界值时,这些轻质烃就发生逆蒸发,反溶于气态烃中,形成凝析气 (gas condensates)这些凝析气到达地表后,浓缩为液体,因此称为凝析油 (condensates)。温度为 150～180℃时称为湿气带,为含有更多气态烃的湿气。最终出现干酪根的缩聚作用大于裂解作用,液态烃完全消失。由于不饱和烷烃每个碳原子具有2 个或更多氢原子,而芳香族化合物每个碳原子只有 1 个或更少的氢原子,因此,干酪根深成热解作用使 H/C 和 O/C 比值持续下降,这种原子比值的变化趋势如图8-21 中箭头所示。
3.变质作用
当干酪根的 H/C原子比小于0.5 时为过成熟,接近于甲烷生成的最低限。该阶段,地层埋深为3500～4000m,有机质演化进入变质阶段,干酪根上绝大部分可以断裂的侧链和基团基本消失,无生成液态烃能力,但能进一步裂解形成甲烷等气态烃。该阶段主要的化学反应为高温裂解,甲烷是最主要的烃类产物,干酪根本身由于芳构化作用和缩聚作用逐渐向高碳质的焦沥青和石墨演化。此外,前一阶段生成的重质烃类,在高温条件下也进一步裂解成干气,该阶段也称为过成熟干气阶段。沉积有机质热演化的最终产物是石墨和甲烷。
深成热解阶段各种反应速度与温度呈指数关系增长,温度每增加 5～10℃,反应速度约增加两倍。因为该阶段,反应速度不仅仅是温度的函数,还与时间有关系,确切地说,与加热速度有关。加热速度一方面与埋藏速度有关,一方面与地热梯度有关。埋藏速度主要与沉积盆地下沉速度有关,地热梯度变化较大,从 10℃/km 到 80℃/km,在地热区甚至更高。据估计,古老地盾区地热梯度较低,典型裂谷地区和洋壳地区,地热梯度较大。石油常形成于与构造活动有关的下沉盆地内,此处地热梯度较高。形成石油的典型环境,地热梯度变化范围一般为25～50℃/km。作为反应动力学、埋藏速度和地热梯度变化的综合结果,形成石油所需时间是不同的。在加拿大西部地热梯度较小的泥盆纪沉积盆地中,沉积物沉积300Ma后,石油才开始形成。相反,在美国洛杉矶盆地中,上三叠系沉积物在沉积10Ma后就已经开始生油了。开始生油所需的温度与时间呈反比。例如,巴黎盆地下侏罗统沉积岩开始生油温度约为60℃,洛杉矶盆地中-上新统沉积岩生油温度为115℃。反应速度也与干酪根类型有关,易发生变化的Ⅰ型干酪根反应温度相对较低;难溶的Ⅲ型干酪根成油温度较高 (高达 250℃),因为长链脂肪族化合物在这些温度下不稳定,因此难溶Ⅲ型干酪根的主要产物是甲烷。
⑩ 催化剂的五个基本特征
催化剂的五个基本特征如下：
(1)催化剂能够加快化学反应速率,但本身并不进入化学反应的计量;
(2)催化剂对反应具有选择性,即催化剂对反应类型、反应方向和产物结构具有选择性;
(3)催化剂只能加速热力学上可能进行的化学反应,而不能加速热力学上无法进行的反应;
(4)催化剂只能改变化学反应的速率,而不能改变化学平衡的位置;
(5)催化剂不改变化学平衡,意味着对槐游山正方向有效的催化剂对反方向也有效。
催化剂种类繁多，按状态可分为液体催化剂和固体催化剂;按反应体系的相态分为均相催化剂和多相催化剂，均相催化剂有酸、碱、可溶性过渡金属化合物和过氧化物催化剂。催化剂在现代化学工业中占有极其重要的地位，例如，合成氨生产采用铁催化剂，硫酸生磨培产采用钒催化剂，乙烯的聚合以及用丁二烯制橡胶等三大合成材料的生产中，都采用不同的催化剂。