(精品)石油地质学实习及实验指导书

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1、Petroleum Geology实习及实验指导书说 明 本实习指导书是在武汉、成都两院校历年实习讲义基础上，由陈荣书、李世章、何生负责编写，最后由陈荣书负责定稿。 编写本指导书的主要目的是密切联系理论教学，加强编图、作图、分析资料能力的培养，使理论与实践密切相结合，提高学生分析和解决石油地质问题的能力。除第七章油气运移和第九章含油盆地、油气聚集带和油气田外，其它各章都有相应的实习。全部实习约需2024学时，学时分配大致如下：实习一，23学时；实习二，2学时；实习三，23学时；实习四，2学时；实习五，23学时；实习六，2学时；实习七，23学时；实习八，68学时。各校可根据自己的条件，选用其中的

2、一部或大部。实验一 原油宏观特征的观察和测定一 实 验 目 的 通过肉眼观察和简易买验，了解：(1)原油的基本物理性质及组份组成；(2)各种物理性质的某些外在联系及有关参数在原油简易评价中的作用；(3)各种物理参数对于查明原油的生成、运移、演化等方向所具有的参考价值。二、实验内容和方法 (一)肉眼观察原油的颜色、萤光性、溶解性 要求每位同学细致地观察我国不同地区的35个原油样品，并作简易记录(表1) 1.颜色 原油颜色的深浅取决于胶质沥青质的含量。一般胶质沥青质含量愈高，颜色愈深。 观察原油颜色，一般观察在透射光照射下的颜色，即将样品朝光源方向，观察试管中对着眼睛一侧的颜色。若原油色深，透明度

3、差，可摇动原油样品，观察留在试管壁上原油薄膜的颜色。 一般不观察反射光下的颜色，即向着光源一侧试管壁的颜色。因为反射光颜色常有萤光颜色干扰。 2荧光性 原油中饱和烃不发荧光，不饱和烃及其衍生物才发荧光。低分子量轻芳烃呈天蓝色，随着分子量加大荧光色调加深，胶质一般呈浅黄褐色，沥青质一般呈褐到棕褐色 取上述原油一小滴，分别置于（1）号试管中，加入4ml氯仿，摇动试管；待完全溶解后，倒1/2于（2）号试管中，在其中再加2ml氯仿摇匀；将（2）号试管中的溶剂，倒1/2于（3）号试管中，再加2ml氯仿并摇匀，比较（1）、（2）、（3）号试管的荧光强度。 3溶解性 石油主要是以烃类为主的有机化合物的混合物

4、，难溶于水，但可溶于许多有机溶剂中。 取12支试管，分别装入2ml的氯仿（CHCl3）或四氯化碳（CCl4）、苯（C6H6）、甲醇（CH3OH）和水（H2O），于各试管中分别加入一滴原油，摇匀后，观察比较溶剂颜色深浅及其荧光性。表1 原油肉眼观察记录表观察项目原油样品颜色(在透射光下)荧光性溶解性号试管CHCl3号试管号试管号试管苯号试管号试管号试管甲醇号试管号试管号试管水号试管号试管 (二)原油理化性质测定 原油物理化学性质的测定可为原油的工业品质评价和地质研究提供基本参数。常规分析项目有馏程、比重、粘度、闪点、凝固点、含硫量、含砂量、含蜡量及含水量等 1馏程试验原油是以碳氢化合物为主的有机

5、化合物的混合物，每一种化合物均具有一定的沸点和凝点。馏分表示在一定的温度间隔下、蒸馏出的不同沸点范围的原油组分，故每一种馏分都有自己一定的化学成分和物理性质。每一馏分在石油中存在的数量，对石油总的理化性质有很大影响。 试验时称50g油样，倒入恩式蒸馏烧瓶中，将烧瓶均匀加温，记下馏出第一滴时的温度(初馏点)及温度为150，170、210、230，250、270，300时馏出的体积，根据这些馏分数量的相对多少可大致了解原油性质。 计算公式： Vn：为每一馏分含量(体积百分数)； Vc：为每一馏分馏出量(m1)； Wo：油样量(g)； D420：为20时油样比重。 2比重测定 原油在20时的重量与同

6、体积4时的纯水重量之比，称为原油比重，以D420表示之。原油比重常用比重计、比重瓶或韦氏比重天平法测定。 韦氏比重天平装置如图12所示。测定时，先将天平调整平衡后，将浮子挂于小钩上并沉入量筒待测的原油中。此时，天平将失去平衡，再在平衡梁刻度上依次由最大到最小加上砝码，直到平衡。砝码所在刻度的读数即为“视比重”(d4t)。同时，记下温度，用下式换算：D420=d4t+(t20) D420：标准温度下的比重； d4t：在试验温度下读数(视比重)； ：为比重的温度补正数(可查表)；t：为试验温度()。 3原油粘度测定 粘度是表示原油流动性能的重要参数。度量粘度的参数因测定的装置和计量单位的差别，分别

7、称为：绝对粘度或动力粘度，单位为Pas(帕斯卡秒)、运动粘度单位为m2s(二次方米每秒)和思氏粘度(或相对粘度)。 恩氏粘度的测定是在一定温度(t)下，使200 m1的待测原油通过标准孔，测其流出时间；再以此时间与同体积蒸馏水在20时流出的时间(称为水值，常为51s)做成比值即得，以Et20表示之。由恩氏粘度查表可得相应的运动粘度。运动粘度乘以该温度时原油的比重，即为动力粘度。 运动粘度测定的仪器，如图13所示。它是一组毛细管粘度计的一支。每支仪器必须有粘度计常数。毛细管粘度计各支扩张部分的内径不同，供试验不同粘度的原油时选用。测定时，当A管中油样液面向下流动至a刻线处开始记时。当液面流至b刻

8、线时停止记时。在温度t时运动粘度Ut(厘沱)按下式计算：Ut=ctt c：粘度计常数10-6m2； tt：油样平均流动时间s。 4原油组分分析原油的组分，通常指的是饱和烃、芳烃，非烃和沥青质。根据物质分子结构的不同，被吸附的强弱也不同，相应脱附快慢也不一致。目前采用的柱色层法就是根据原油不同组分的这一特性(选择性溶解和选择性吸附)。利用硅胶、氧化铝怍吸附剂，而用与上述组分相似性质的溶剂作冲洗剂，冲洗色谱柱、而将不同组分分离开来。 试验时，原油事先经馏程切割过。用正庚烷脱去沥青质(沉淀出来)。将滤液通过漏斗倒入色谱柱中(见图实14)，用正庚烷或正己烷淋洗脱附饱和烃，收集冲洗液，经蒸馏则可得出含量

9、。再用苯淋洗脱附芳烃，收集冲洗液经蒸馏得其含量。由于吸附能力极强，以致部份极性物质(即含氧氮硫的非烃化合物)不易完全脱附而残留在色谱柱上，由差减法即可算出非烃含量。需要指出的是若定量分析时，一切仪器用品均应事先洗净，严格称重。 色层分离法是石油有关分析中常用重要分析方法，其基本原理均是利用石油，天然气中不同化合物由于分子结构不同其吸附和脱附能力也不相同的特征，根据所使用吸附剂(固定相)、脱附剂和鉴定分离物(流动相)方法不同，若流动相为气体称气相色谱，若流动相是液体称为液相色谱，若按固定相性质分，如前所述玻璃管中装入吸附剂称柱色谱，用滤纸作固定相叫纸层析等。分类尚多，不作赘述。三、仪 器 用 品

10、 1仪器 萤光灯、馏程测定仪、韦氏比重天平、恩氏粘度计。 2用品 试管、烧杯(50250ml)、漏斗、滤纸、停表。 3试剂药品 氯仿、四氯化碳、二硫化碳、石油醚，甲醇、苯、正庚烷(正己烷)、氧化铝、硅胶，盐酸。 4文具纸张(自备)四、作 业 要 求 1根据实习讲义填写观察内容，比较三种原油优劣。 2据实验观察和讲课内容，小结原油的物理性质和化学性质的关系。实验二 石油沥青矿物和含油岩石的鉴定一、实验目的及要求 在油气田的调查和勘探过程中，十分重视地面或井下油气显示的确定。其中尤以井下含油岩石的鉴定，对确定可能的含油气层位预测油气藏可能存在的位置，都有重要意义。必须及时准确地断定、记录和上报。

11、本次实验包括石油沥青矿物(油矿物)和含油岩石的鉴定两部分。二、石油沥青矿物的鉴定石油沥青矿物是指石油在热力，氧化和细菌的生物化学作用下，次生变化的产物。由于石油的原始组成不同，次生变化的方向和产物也不甚相同。表1 石油的次生变化主要的方向及产物表2 石油沥青矿物的元素组成简表名称元素组成（重量%）C/H重量比备注CHNOS石油850（平均值）14.0（平均值）1.0平均值6.1*软沥青为氧化程度较低的地沥表，其含H量在石油和地沥青之间，为半固态的石油初期重要作用的产物地蜡8486131505.06.0恩巴区贫胶地蜡8.085.810.111.50.20.80.68.50.92.07.38.0软

12、沥青*70.590.08.313.0微量2.40.2516.70.3610.2地沥青81.739.848.43平均值8.3平均值石沥青硬沥青83.199.237.589.0脆沥青83.147.489.3811.1碳质沥青黑沥青85.409.255.359.2焦性沥青88.75.995.3114.8碳沥青8090353524.967.7次石墨97.240.642.12159.4 其中软沥青，地沥青，石沥青和地蜡为石油演化的早、中期产物；而碳质沥青以上为变质作用产物，它们与石油之间的实际联系已不明显。因此，本次实习主要作与石油关系较为密切的石油沥青矿物的识别和初步鉴定工作。 主要石油沥青矿物的化学

13、成分和物理性质如表2和表3所示 本次实验将做地蜡、软沥青、地沥青、脆沥青、黑沥青、次石墨等六种石油矿物的物理性质的观察、实验和鉴定。对比上述六种油矿物（或准油矿物）的物理性质（观察和实验项目见表3）。表3 主要石油沥青矿物物理特性简表名称成因颜色断口硬度熔点溶解性可燃性光泽产状比重地蜡物理分异产物浅黄暗棕粒状粗糙13060易溶于所有有机溶剂有明亮的火焰油脂光泽层状或脉状充填于岩层的裂隙中0.90.94软沥青风化作用产物黑色粗糙土状100溶于全部有机溶剂易燃，有明显带黑烟火焰暗淡明光脉状和丘状0.91.09硬沥青风化作用产物黑色贝壳状0.53100175在苯，CS2CHCl3中几乎能完全溶解，在

14、石油醚中能溶60%易燃，有明显带黑烟火争明亮脉状和层状1.0061.35脆沥青风化作用产物褐黑黑贝壳状2175320在CS2、CHCl3溶解性较好，在石油醚、酒精中溶解性较差熔化时有分解现象，火焰弱明亮脉状1.151.18黑沥青变质作用产物黑贝壳状22.5难溶在CS2中可溶210%熔化时有膨胀及胀裂现象，火焰很弱明亮脉状1.0751.095焦性沥青交质作用产物黑2.53.5难溶不溶燃烧困难脉状次石墨交质作用产物黑片状3.04.5很难溶不溶燃烧困难金属或半金属光泽脉状1.861.98三、岩石含油性的鉴定 当地表露头或井下岩心、岩屑中所显示的油气微弱时，肉眼不易鉴定。此时采用下列简易方法加以鉴定。

15、 (一)浸水法 将样品置于水中，如岩样不亲水或于水中见有油膜，则该样品含油。或是滴水于样品上，水不渗入而呈珠滚下，亦可确定为含油。 (二)加热法 将试样研碎晾干，使其所含水分蒸发然后用牛角匙取岩样13勺(约lg)放人试管中，在酒精灯上均匀加热，如试样含油则见管壁上有油珠或油膜附于管壁并可闻及石油沥青味。 (三)有机溶剂法 有机溶剂常用的有三氯甲烷(CHCl3)、四氯化碳(CCl4)、二硫化碳(CS2)等。 1砂岩含油测定 将研碎晾干的试样置于试管，加入12ml CCl4，摇动后观察。如岩样中含油或沥青类物质则原来无色透明的溶剂因溶解石油而变为淡黄、棕黄、黄褐或褐色的溶液，如肉眼看不出溶液色调，

16、则可用滤纸把溶液过滤然后观察滤纸是否有残迹。 2碳酸盐岩含油测定 将岩样磨碎，加入稀盐酸。若含油及沥青类物质，则碳酸盐岩加盐酸后放出的CO2气泡被油膜所包裹。以上测定不易观察时，可将稀盐酸处理后的岩样加入CCl4或其它有机溶剂，观察其溶液颜色，若为黄褐等色调或在滤纸上留下黄、褐色残迹，则可证明该样品含有油或沥青类物质。 3岩石中含有淡色石油鉴别 取13勺岩样，加入丙酮，再加入水。若含油，则呈乳状混浊溶液。 (四)萤光法 借助石油在紫外光照射下发出萤光的特点，可利用萤光灯鉴定是否含油并且予以粗定量。 1萤光灯直接照射一般在野外自然露头或井下所取岩心、岩屑中如含油丰富则利用油的直观特征可以鉴别是否

17、含油。当自然露头风化较久或井下岩层因含油饱和度低，含油岩层薄，而于岩屑中难于判断时，可将样品或岩屑用紫外线直接照射，观察其发光特征。但应注意除石油及沥青类物质发光外，在岩屑中也常遇到另一些发光物质，如石膏、石英、方解石、盐岩、油页岩，重晶石等，应从萤光色调及其它特点上加以区别(见表4)。表4发光物质萤光色调鉴别特点石英（蛋白石）方解石石膏盐岩油浸泥岩油页岩软沥青白蜡油质沥青胶质沥青煤质沥青土壤沥青灰白乳白亮天蓝、乳白亮紫暗褐、褐黄橙、褐橙亮蓝白、浅黄、浅蓝、天蓝、蓝绿黄、橙、浅黄、褐黑、暗褐玫瑰及青莲坚硬、加酸不起泡结晶完好、菱形解理、加酸起泡无色半透明、硬度小加酸不起泡无色、透明、晶形完整、

18、具咸味黑褐色、油腻感、污手具可塑性 2紫外光灯照射(1) 将13勺岩样加入l一2ml的CCl4(或是CHCl3等有机溶剂)在紫外光灯照射下观察其萤光特点，以确定其含油与否。 3紫外光灯照射(2) 亦可将CCl4溶有石油沥青的溶液滴在瓷盘上晾干，或者直接滴在装有岩粉的乳钵中，在紫外光灯照射下观察。据发光的不同形状可估计沥青类的含量。实习三 储集岩孔隙特征的对比观察及碎屑岩储集性能影响因素的分析一、实 习 目 的 储集岩是构成圈闭的基本要素之一。储集空间的大小及其连通性的好坏，对油气藏中油气的储存和渗滤能力有极大的影响。 两大主要储集岩类即碎屑岩和碳酸盐岩的储集空间特征及其影响因素有着明显的区别。

19、本次实习的目的为：了解储集空间的主要特征及其差异性，着重分析控制碎屑岩储集性的主要因素。二、砂岩和碳酸盐岩储集层孔隙特征的观察和对比 (一)砂岩储集层孔隙特征的观察，注意以下两点：(1)手标本要注意疏松致密程度、轻重程度(标本应是新鲜的未遭风化的岩石或岩心)，(2)幻灯(薄片)和图版观察要注意其孔隙类型、孔隙直径大小、连通情况，喉道大小，碎屑成分、碎屑颗粒的粒度、分选磨圆情况、胶结物含量及胶结类型。 (二)碳酸盐岩储层的孔隙特征，注意以下两点：(1)通过标本(包括光面)的观察，了解碳酸岩储集层的岩石孔隙类型可以是多种多样的(孔、洞、缝)，(2)通过典型幻灯片(薄片)和图版的观察，了解碳酸盐岩储

20、集层的孔隙类型，原生孔隙和次生孔隙，特别注意溶蚀孔隙发育情况。 (三)对比碎屑岩和碳酸盐岩储集层孔隙特征的差异性。(四)完成实习报告“碎屑岩和碳酸盐岩储集层孔隙特征及其差异性”一份。三、影响碎屑岩储集性的因素 (一)实习目的和重点 影响碎屑岩储集性的因素是多种多样的，包括粒度大小、分选，磨圆、排列方式、碎屑矿物成份，胶结物的含量与成分，压实作用、裂缝、溶蚀作用及其它次生变化等。 本次实习着重根据(表1)提供的资料，分析粒度中值、分选系数对碎屑储集性的影响，其它因素(如胶结物的含量和成分，砂岩成分、成热度等)对储集性的影响。可根据自己的具体条件和兴趣来决定。 实习需要半对数纸、双对数纸、铅笔、橡

21、皮、三角板等。 (二)实习步骤 (1)在半对数纸上做有效孔隙率(纵坐标)和渗透率(横坐标即对数轴)的关系曲线图，分析两者的相关性(一般在中细砂岩中有比较明确的相关性)， (2)在半对数纸上作有效孔隙率(纵坐标)和粒度中值(横坐标即对数轴，单位为 mm)的关系曲线图，分析两者的相关性， (3)在双对数纸上作粒度中值(纵坐标，单位为mm)和渗透率(横坐标，单位为m2)关系曲线图， (4)在半对数纸上作分选系数(纵坐标)和渗透率(横坐标即对数轴，单位为m2)的关系曲线，分析它们的相关性。32表1 碎屑岩储集层的储集性及有关参数沉积环境样品数陆屑（%）胶结物（%）粒径mm有效孔隙率(%)渗透率9871

22、06m2分选系数编号总量(占岩石的百分数)石英(占陆屑的百分数)长石(同石英)岩屑(同石英)杂质(同石英)碳酸盐膏质泥质中值的变化范围中值的平均值砾石心滩590.642.034.024.009.42860.030.014.6185.2134.1014.25194.5214.2014254.23缓流心滩887.444.628.420.06.012.60.2258.06.6015.5403.642.8101577.53.250.46516.31263.660.96017.21752.97边滩砂1292.348.224.818.09.01.66.10.0970.2740.17623.68802.38

23、分流河道1492.550.825.214.010.01.36.20.060.1580.10819.26632.49天然堤河漫476.246.621.412.020.05.518.30.0250.0860.0568.3224.010河口坝砂1593.656.625.89.68.01.35.10.1260.2200.16221.45462.511远坝砂780.252.418.28.421.04.415.40.030.090.07210.5523.212湖滩砂1093.252.424.49.214.06.80.540.1080.08512.7623.113 (5)综合上述四张关系曲线图的分析，对影响

24、孔隙和渗透性的因素及有关问题作出小结和必要的讨论，完成文字小结一份(所编的四张图描清楚，作为小结的附图)。实习四 圈闭和油气藏类型的识别一、实 习 目 的 圈闭是油气聚集的场所，是形成油气藏的基本要素。圈闭的类型及形成条件不仅对油气藏形成起着决定性的作用，而且对油气田的勘探和开发亦有重大的实际意义。不同类型油气藏所采用的勘探方法及部署不同，开发方案也不同。因此，正确的判断圈闭及可能的油气藏类型，对于石油地质工作者有着特别重要的意义。本次实习的主要目的，是通过所给的储集层顶面或盖层底面的构造图、储集层分布图以及气油水分布图(图实41-4)，确定圈闭和油气藏类型，圈定圈闭的闭合面积，绘制圈闭和油气

25、藏横剖面图，以便更好地理解和掌握圈闭和油气藏在平面图和横剖面图上的特点。二、实习的步骤和方法 (1)阅读图14构造等高线图及储集层分布图。在平面图上找出溢出点位置(用字母C表示)，圈定闭合面积，计算闭合高度，并将计算数字标在图上。 (2)通过绘制给定剖面线的圈闭和油气藏横剖面(5个)，结合储集层分布的变化及油气水分布情况，确定圈闭及油气藏类型。(3)对照平面和剖面图建立立体概念，掌握并牢记不同类型圈闭和油气藏在平面和剖面上的图示。图实4-2A 某油田P层底面构造图及Q砂层等厚图1-等高线(m)；2-等厚线(m)； 3-产气井；4-产油井；5-产水井；6-剖面线图实4-2B 某油田M层底面构造图

26、及N砂层等厚图1-M层底面等高线(m)；2-M层下伏N砂层尖灭线； 3-N砂层等厚线(m)图实4-2C 某区S层底面构造图及T砂层等厚图1-T上覆S层底面等高线(m)；2-T砂层尖灭线； 3-T砂层等厚线(m)；4-剖面线三、实 习 用 品铅笔，橡皮、直尺(或三角板)和方格纸。实习五 有机质成烃演化曲线和成熟度分区一、实习目的和要求有机质演化曲线和反射率等值线是反映盆地内某一油气源层中有机质成烃演化的基本图件，对认识有机质成烃的演化阶段，油气资源的远景评价和定量计算都有十分重要的意义。 本次实习要求完成某一成油气层的有机质成烃演化曲线和镜煤反射率（R0%）等值线图的编制，并作简要说明；以便加深

27、对有机质成烃模型及其演化阶段的认识，培养利用煤岩学的基本方法之一镜煤反射率，对生油气层进行初步的评价和解释的能力。二、实习步骤和注意事项 （1）在课下复习好有关有机质成烃演化以及煤岩学方法在油气勘探中的应用等章节的内容。准备好实习用的坐标纸、三角板、铅笔和橡皮。 （2）阅读附表所提供的资料，掌握某一生油气层的氯仿抽提物（g）/有机碳（g）的比值，烃（g）/有机碳（g）的比值、C24C30正烷烃CPI值和镜质体反射率（R0%）等随埋藏深度或（温度）的增加而发生的变化规律。（3）在坐标纸上确定纵坐标（深度）和横坐标氯仿抽提物（g）/有机碳（g），烃（g）/有机碳（g）和CPI的比例尺。比例尺选择以

28、能清楚表达曲线图为准。这次实习可选用下列比例尺；纵坐标120000（深度），横坐标1cm=0.01氯仿抽提物（g）/有机碳（g），烃（g）/有机碳（g），1cm=0.2（CPI）。在深度轴上标明有机质各重要演化阶段的镜煤反射率（R0%）和温度（）的分界值。(4)根据附表上提供的数据作出氯仿抽提物(g)有机碳(g)的比值、烃(g)有机碳(g)的比值和C24-C30正烷烃CPI值同深度的关系曲线。在镜煤反射率散点图(图实 61)上以R0()=0.5，1.2，2.0勾出反射率的等值线。附表：某盆地上生油气岩层的成熟度的资料样品号深度（m）有机碳重量（%）氯仿抽提物(g)/有机碳(g)烃(g)/有机碳

29、(g)C24C30正烷烃CPI镜煤反射率R0(%)古地温（）17750.890.0410.0172.380.3439.9529101.240.0400.0163.340.3645.08312501.400.0390.0171.760.4358414501.380.0380.0191.400.4765.6515641.360.0400.0231.360.5069.93616201.440.0500.0301.290.5172.06717201.510.0600.0371.280.5475.85817761.600.0620.0361.230.5577.99917961.410.0670.0381

30、.200.5678.751018201.650.0720.0421.170.56579.661118681.720.0800.0481.190.5781.481219001.670.0880.0581.120.5982.71319201.770.0930.0651.080.6083.461419501.610.0950.0681.090.6184.61519801.660.0920.0681.110.61585.741620421.520.1010.0711.080.6388.11721701.620.1160.0761.050.6892.961823801.980.1140.0751.030

31、.75100.941924802.120.1040.0711.040.80104.742025902.230.0880.0651.020.84108.922128502.250.0860.0561.000.96118.82229702.260.0680.0451.011123.362332602.220.0490.0361.031.2134.382436002.060.0420.0240.981.4147.32540002.090.0400.0211.011.7162.52642402.100.0380.0200.991.93171.622745002.030.0350.0181.002.21

32、81.52847242.020.0330.0171.022.45190.0注：已知地表平均温度10.5，古地温梯度为3.8/100m (5)根据上述关系曲线，划分有机质成烃的演化阶段(未成熟、成熟、过成熟阶段)。对各演化阶段的基本特征加以简单的小结。根据反射率等值线图以R0()=0.5，1.2，2.0为界线用不同线条或不同颜色划分出有机质演化和成熟程度的不同区域(未成熟、成熟、过成熟区)。阐明各不同成熟区的主要产物，及其对指导找油气工作的实际意义。附表：某盆地上生油气岩层的有机质(有机碳)、转化率氯仿抽提物(g)有机碳(g)，烃 (g)有机碳(g)，C24-C30正烷烃CPI、镜煤反射率(R0

33、，)以及古地温(t)随深度变化的资料。实习六 生油(气)岩的综合评价一、实 习 目 的 通过生油(气)岩各项分析指标的识别和评价，判断母岩生成油气条件，评定母岩成烃的等级(可分为好、较好和较差三级)和类型(生油抑或生气)。 本次实习提供的生油(气)层的有关参数为：1井深；2岩性简述，3有机碳含量， 4可溶有机质；5总烃(指抽提物中的烃类)；6总烃有机碳：7轻烃(C14)；8C2-4C14；9干酪根类型(按蒂索分类)，10CPI值；11镜质体反射率(R0，)(见附表)。二、实 习 步 骤 (1)认真复习有关生油(气)岩的部分教材和参考读物， (2)详细阅读附表提供的资料，从岩性特征、相应的地化分

34、析资料所代表的石油地质意义及计算出总烃有机碳，划分出生油层段，对生油岩的成烃条件，等级和类型作出初步判断； (3)在厘米方格纸上选取一定的比例尺，做各地化指标随深度而变化的曲线。比例尺大小以能明显反映出这些参数的变化特征为原则； (4)在上述基础上总结出不同层位生油层的特征，并根据其成烃条件及潜力，评定生油岩的等级及成烃类型。三、作 业 要 求 (1)完成各项地化指标随深度变化(不同层位生油层的地化指标)综合图； (2)根据上述图件对生油层作出评价的文字小结一份。四、实 习 用 品厘米方格计算纸(3050cm2)一张，直尺、三角板、铅笔、橡皮等文具。图实61 某油区L生油层镜质体反射率散点图1

35、-含油区的边界；2-样品点的位置；3-镜质体反射率（%）附表 钻孔泥质岩的岩性及地化指标井深（m）岩性简述有机碳%可溶有机质ppm总烃ppm总烃/有机碳，%(待计算)轻烃/C14，ppmC24/C14（%）干酪根类型（按蒂索）CPI值镜质体反射率，R0%母岩评价15001580深灰色泥岩1.8076010018005.61.420.431600浅灰色细砂岩1730深灰色泥岩1.8682012020007.2，少量1.340.481850灰色泥岩0.84100018020008.01.280.521950黄绿棕黄粉细砂岩2070棕红黄色砂、砾岩2150灰灰绿色泥岩0.45600125140010

36、.6，部分1.320.492170灰色粉细砂岩2300深灰色泥岩1.652000520600016.81.240.722400灰绿黄绿色泥岩0.3640086200014.71.260.682500灰色泥岩0.781600400600020.61.180.802530黄浅灰色砂岩2700深灰色泥岩夹砂岩1.52320010001040027.81.140.922850深灰色泥、页岩夹油页岩2.64800022801260031.51.101.102870浅灰白色砂岩3200深灰色泥、页岩和灰白色粗粉细砂岩不等厚互层（泥5，砂1）2.21600022001180037.2，部分1.061.203

37、400灰深灰色泥岩1.42320010001006036.81.041.303500灰绿黄绿色泥岩0.3236070120034.7，部分1.101.283650棕红色泥岩和石膏层3690黄褐浅灰色砂砾岩3003960黑色碳质页岩夹煤层多质6.82240078606.8型和煤1.022.40实习七 TTI值的计算和应用一、实习的目的 本实习根据选定的某油区一口井的地质剖面所建立的地质模型，定量计算特定生油层的TTI值，确定其成熟度(或演化阶段)，为有机质成烃定量研究提供一方面的参数。具体要求如下： (1)掌握特定的(或各个)生油层的顶、底面时间埋深地温关系图(即地质模型)的编图方法； (2)明

38、确TTI法的基本概念及求取TTI值的方法； (3)学会TTI值在有机质成烃定量研究中的应用和解释。二、TTI法的基本概念 现代石油成因研究证明，有机质成烃演化过程中温度和时间是主要影响因素。确切地说，温度与成烃量呈指数关系，时间与成烃量呈正线性关系。基于上述思想，洛帕廷于 19691971年提出一个简单的方法，根据时间、温度定量计算有机质成熟度的方法，即时间温度指数(简称TTI值)。这个方法经威普莱斯(1980)的补充和发展，在油气勘探中得到广泛应用。其基本公式如下：i（成熟度）=tii=tirn式中ti代表i温度间隔沉积所对应的时间，为温度因子，=rn表示温度与成熟度呈指数关系；i为i温度间

39、隔内达到的成熟度。 成熟度是指有机物埋藏后所经历时间内，由于增温效应引起的变化。由于成熟度对有机质的影响是叠加的、不可逆的，所以一个盆地的总成熟度，实际上是每个间隔所获得成熟度的总和。即TTI值=式中是经历最低到最高温度的间隔数。三、TTI值计算方法和步骤 (1)在计算TTI值前，根据钻井剖面和测井资料(见附表)，编制地质模型图(图实 71)。图实71 A生油层的地质模型时间埋深温度关系图 具体作法是：在以纵坐标为深度、横坐标为时间的方格纸上，选择适当的比例尺，再确定所计算的生油层位(如图实71的A层)的底或顶面开始沉积的时间和埋深(两者均为零)；依次再确定出随后各地质时间的时间和深度，并联结

40、成时间埋深关系折线(注意某个时间和井深，而不是生油层现在的时间和深度)，其它层位依此类推，即可得出一张不同生油层总的时间埋深关系图，在此基础上，根据井温测井资料，以10为一般温度间隔，编制温度剖面，最后形成时间埋深温度关系图，即地质模型。 (2)其次，以100110间隔为基数，指数n=0，其它间隔的指数如表实71所列。考虑到每升高10成熟度提高一倍的关系，选择=2。表实71 不同温度间隔的温度因子数据表温度间隔（）指数值（n）温度因子（）温度间隔（）指数值（n）温度因子（）3040727100110014050526110120125060525120130222607042413014032

41、37080323140150424809022215016052590100121m2m表实72 根据地质模型计算TTI值格式层位项目 温度区间 温度因子A层层t(Ma)区间TTI值累计TTI同前203028304027405026506025607024708023809022901002110011020100120211201302213014023140150241501602517018026180190272m （3）分别计算各研究层段的，不同时间间隔的TTI值。 计算区间和累计TTI值的数据表如下： 上表的其它各项数值可根据地质模型图上某生油层顶、底每经历一个温度间隔（即增加10

42、）所需的时间，按公式（1）标出区间的TTI值，最后计算不同区间累加的TTI值。 （4）TTI值的解释和应用 计算出TTI值后，要赋予它特定的成熟度含义，才能应用TTI值确定成熟度。威普莱斯广泛研究各油气盆地大量实际资料的基础上，对油气生成和保存各个阶段的ITl值参数及相应的镜质体反射率(R0，)的关系，如表实73所示。表实73 生油及油气保存重要阶段的TT1和R0%关系表阶段TTI值R0（%）阶段TTI值R0（%）开始生油150.6550API(0.7796)原油保存下的下限约1000生油高峰751.002.00生油结束1601.30湿气保存下限约15602.2040API(0.8251)原油

43、存在的下限约5001.75已知最大深度产出的干气约65004.80 将计算获得各个层位不同时间内累加的TTI值，与上表参数相对照，就可确定各个生油层开始成熟(达到并超过门限值)的时间，生油窗经历的时间，现在已达到的成熟阶段，这样就能对它作出评价。附表实74 钻井地层简表地层系统岩性特征沉积相系统组段距今年代(Ma)井深(m)第四系Q212254047536064667074806201土黄色、灰色粘土及灰黄、灰色砂层上第三系上中新统盐城组Ny2861浅综黄色粘土与黄灰、灰白色砂层、砂砾层互层河流Ny11587三垛运动浅棕红色泥岩夹砂岩，下部为夹白色砂砾岩层滨湖下第三系渐新统三垛组Es12179

44、棕红色泥岩与浅棕色砂岩、粉砂岩互层河流浅湖始新统Es22544棕色泥岩夹浅棕色粉细砂岩，下部砂岩，砂砾岩河流湖泊戴南组Ed22789浅棕、夹棕色砂岩与棕色泥岩河流浅湖Ed13023吴堡运动暗棕色、泥岩夹灰黑色泥岩与夹棕色粉、细砂岩互层河流浅湖古新统阜宁组Ef44503473深灰、灰黑色泥岩夹泥质灰岩、粉砂岩河流深湖Ef33793深灰、灰黑泥岩与浅灰、灰白色砂岩互层河流浅湖Ef24163深类、灰黑泥岩夹泥灰岩、鲕粒灰岩河流深湖Ef14613浅棕色粉、细砂岩与棕色泥岩互层河流深湖Et4993仪征运动杂色砂岩、白色砂岩、底部砂砾岩浅湖滨湖河流白垩系上统赤山组Kc砖红色、浅棕红色细砂岩半深湖河流注：地

45、表年平均温度15。地温梯度4/100m (5)完成报告编写 根据所作的标有Ef2底，Ef2顶(Ef3底)，Ef4底(Ef3顶)，Ef4顶四个标志层的地质模型 (时间、深度、温度关系图)，及计算出的TTI值，在剖面图上标出开始生油，结束生油的区间，分出：未成熟带，成油带，成气带。 在此基础上对Ef2、Ef3、Ef4的成烃条件作出简要文字解述、完成小结一份。文字应与图件、数据相符、文字力求简洁。 思考题：若该井所在的构造是吴堡运动时形成的，该构造的远景如何?若三垛运动时形成呢?四、实 习 用 品 方格纸1530cm一张及常用文具(三角板、直尺、铅笔、橡皮)及计算器。实习八 油气藏形成条件的综合分析

46、（大作业）一、实习目的 通过对酒西盆地前山背斜带（老君庙背斜带）油气分布特征及油气藏形成条件的分析，达到：（1）牢固地掌握油气藏形成的基本条件以及各种条件之间的有机结合；（2）通过对各种实际资料的阅读、分析、编图、小结的编写和讨论，提高吸收、加工地质信息的能力和文字表达能力。二、作业的要求和步骤 课前复习好油气藏形成条件有关内容，包括石油的成因、运移和聚集等作用原理。在此基础上，按下列步骤完成本实习的有关内容： 1阅读参考资料第一节，盆地的地质概况，对盆地的地现、区域构造位置。区域构造的基本特征，以及前山背斜带在盆地内的位置、基本特点，有一清晰和概括的理解。 2学习“资料”第二节，分析前山背斜

47、带各油田的含油层位、油藏类型，总结油气在时空上的分布特征。 3系统阅读“资料”第三节全部内容，对提供的资料，以及应用这些资料解决哪些方面问题的有关原理，都要做到心中有数。 4根据地质的地球化学指标和原油特征，确定主要生油层位及主要油源区(表1、2、 4，图实85和图实810)。 5根据青西坳陷生油层埋藏史(图实86)和有机质演化的资料，确定主要生油层的成油期和运移期。 6根据油层特点及储集性，确定主要储集层和可能的储集层，根据生、储、盖在时空上的分布特点，结合前山背斜带的构造特征，分析输导油气的通道类型及途径，确定生、储、盖组合类型，编出模式图。 7根据提供的原油分析资料(表2和表3)，及孢粉

48、组合资料，沿青西凹陷鸭儿峡老君庙、石油沟的构造剖面，编制有关指标变化趋势图，进一步确定油气运移方向 (编图仅作一个方向，但分析资料是要注意可能存在的多向性和主次关系)。 8分析前山背斜带构造发展史，确定构造形成时间，特点，及其对储集层发育油气运移、聚集和保存的影响。(图实87、8、9) 9综合上述分析，写出酒泉西部盆地前山背斜带油气分布特征及油气藏形成条件的初步分析(每人独立完成一份)。附：酒泉西部盆地前山背斜带油气地质资料实习八附件 酒泉西部盆地前山背斜带油气地质资料(供油气藏形成条件综合分析大作业用) 酒泉西部盆地位于甘肃西部，嘉峪关文殊山以西的河西走廊西端。盆地南以逆掩断裂与祁连山为界，

49、北界合黎山、宽台山。北西一南东向长约230km，宽仅1035km,面积2700km2。为一小型油气盆地，也是我国石油工业发展早期的重要基地。一、盆地的地质概况 酒西盆地是祁连山褶皱系河西走廊边缘坳陷西部的一个小盆地。在区域构造上南界祁连山褶皱山系；北界阿拉善地块及马宗山海西活动带。 盆地基底为早古生代变质岩(南山群)。沉积岩系包括石炭系到第四系，最大总厚度可达7500米，可进一步划分为两个亚构造层。石炭系到中侏罗统属下亚构造层，由海相石灰岩(早石炭世)。海相砂页岩及海陆交互含煤沉积(晚石炭世)到陆相碎屑岩沉积(二叠纪到中侏罗世)。下亚构造在盆地内分布不普遍。上侏罗统白垩系到第四系属上亚构造层，

50、在盆地内广泛分布。就是说，自晚侏罗世开始，盆地总体沉降，并大体形成观今的基本轮廓。 根据盆地的地质结构特征，可以进一步划分下列构造单位：、青西坳陷；、前山背斜带；、中央坳陷带和北部单斜带(图实81)。 前山背斜带南界祁连山大逆掩断层(可能为一逆掩断层推复带)，北界背斜带西北翼的逆断层带。自东南向西北有么泉、大红圈、火石山、石油沟、老君庙、鸭儿峡及潜伏的青南、青西等背斜组成，呈边幕状排列，其总体的延伸方向大致与祁连山褶皱带相平行。由于受来自祁连山方向的侧压力作用，背斜带南西和北东两侧具明显不对称性，南西翼缓，北东翼陡，并伴有向北东向推覆的逆掩断层。背斜带的背斜构造褶皱强烈，闭合度可达千米以上，但

51、构造上下没有明显的不协调现象。该带的老君庙、鸭儿峡和石油沟等背斜及鞍部的小马莲泉均已成为规模不等的工业性油田。其中老君庙油田的储量较大，产量较高。二、典型油气田概况 (一)老君庙油田(图实82) 位于前山背斜带中段，为一不对称的短轴背斜，轴向西偏北280，东西长约8km，南北宽约3km，据L层顶面构造等高线图，闭合度约800m。背斜被三组性质不同的断层复杂化，其中以北翼逆掩断层对背斜的影响较大，油层均被断开。 该油田的产油层有白杨河组的K、I、M层。K层含油面积较小，产能低，一般仅2t/d左右，不能自喷，属断层油藏，一般认为是L层油藏沿断裂向上运移形成的。L层总厚4070m，储集性能良好，是老

52、君庙油田的主要产油层，单井日产量为几十吨到百余吨。主要产油区位于背斜顶部及南冀。L层可分七个油层，C、L1-6。其中L1-3横向稳定属层状背斜油藏，L4-6主要分布在南翼为尖灭型岩性油藏、C变化较大为透镜型油藏。 M层总厚6070m，产油面积和储集性均比L层差。储集性变化较大，呈舌状分布。油藏以岩性和背斜岩性复合型为主。 此外，在第三系和白垩系之间不整合面下515m的白垩系砂岩中亦获产量不等的油流。 (二)鸭儿峡油田(图实83) 位于老君庙背斜西北，两者以鞍部相隔。油田构造特征及含油范围如图3所示。 油田的主要产油层位为白杨河组的L、M层。L层为主要产油层，可进一步分为L1-L4四个油层组。 此外，在前泥盆纪变质基岩中发现裂缝性油藏；在下白垩统上侏罗统生油岩的砂岩透镜体中发现透镜型岩性油藏。为该区在新层位中寻找新的油气藏提供了依据。(三)石油沟油田(图实84) 石油沟油田位于老君庙油田的东南。石油沟背斜的轴部由上石炭统三叠系地层组成。油田仅分布在背斜西北端下倾部位。主要产油层为上第三系白杨河组的L、M层，油层向背斜上倾部分因埋藏浅，遭到氧化，成为沥青封闭的重油带已失去产油能力，主要产油区工区为断层封闭油藏，油层