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第一章
石油的化学元素主要有碳（84%）、氢（13%）、氧、氮、硫
石油的化合物主要 可分为烃类和非烃类两类。化合物烃类化合物是由碳和氢两种主要元素组成按其结构分为烷烃、环烷烃及芳香烃三类。非烃类化合物主要是含硫、氮、氧化合物。化合物中除含有碳和氢两种元素外，还含有硫、氮、氧等元素。
石油的物理性质1、颜色：千差万别：黄绿色、乳白色、淡黄色、黑色
2、相对密度：常指在1atm下，20℃脱气原油密度与4℃同体积纯水密度的比值，常用d204表示。3、粘度：是指石油流动时分子之间运动的内摩擦力所产生的阻力，它表示石油流动的难易程度。石油粘度越大就越不易流动。粘度单位常为帕斯卡秒(Pa·s)或毫帕斯卡秒(mPa·s)。4、荧光性：油的发光现象取决于其化学结构。石油中的多环芳香烃和非烃引起发光，而饱和烃则完全不发光。5、旋光性6、溶解性：石油是各种碳氢化合物的混合物。烃类难溶于水7、导电性：石油是非导体，其电阻率为109一1016?·m，比地层水高得多。 天然气元素组成
元素的构成： C(65-80%)、H (12-20%)。另有少氮、氧、硫及其它微量元素。 化合物组成：以甲烷（CH4）为主，次为乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、丁烷（C4H10）。含有数量不等的N2 、CO2、H2S 及其它惰性气体。
根据甲烷的含量天然气可分为干气（>95%）和湿气（<95%）。 天然气的物理性质
相对密度：在标准状况下，单位体积天然气与同体积空气的质量比。一般随重烃、 CO2、
H2S、 N2 含量的增加而增大；一般为0.56-0.90。湿气的相对密度大于干气。
粘度：指气体内部相对运动时，气体分子内摩擦力所产生的阻力。粘度的大小与气体组成，
温度，压力等参数有关，一般随分子量增加而减小，随温度、压力增大而增大
溶解性：在相同的条件下，天然气在石油中的溶解度远大于在水中的溶解度。当天然气重烃增多(丙烷的溶解性远大于乙烷，重烃含量多时溶解度高)，或者石油中的轻馏份较多时（低碳数烃含量多时，天然气易溶解），都可增加天然气在石油中的溶解度 蒸气压力：气体液化时所需施加的压力称为该气体的饱和蒸气压力。蒸汽压力随温度升高而增大。在同一温度条件下碳氢化合物的分子量越小，则其蒸气压力越大。 油田水的矿化度：单位体积油田水中各种离子和化合物（不包括气体）的总含量。单位mg/l、g/l或ppm。数值越高说明水中溶解的盐分越多。 第二章
生成油气的原始物质是沉积有机质。
沉积有机质：通过沉积作用进入沉积物中并被埋藏下来的那部分有机质称为沉积有机质。 保存条件：第一，要求有缺氧的水体，它可以使吸附在矿物颗粒表面上的溶解有机质和微粒有机质被保护而免受生物的消耗；第二，要求有机质在水体中滞留时间短，深度适中的水体中有机质的堆积条件优于很深的水体；第三，适度的沉积颗粒的沉积速度对沉积有机质的保存有利。有机质供应量一定，则有机质在沉积物中的浓度与矿物颗粒的沉积速度成反比。 干酪根：沉积岩（物）中常温常压下分散的不溶于一般有机溶剂的沉积有机质。 A：I型干酪根，氢含量高、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，但多环芳香烃及含氧官能团很少来自藻类堆积物或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 B：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 C：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热解时可给出30%产物， 与Ⅰ、Ⅱ型相比，对生油不利，但埋藏到足够深度时，可成为有利的生气来源。 油气生成条件：合适的地质环境和动力条件。 地质环境条件：（1）古地理环境分为海相环境和陆相环境(2) 大地构造条件
动力条件：主要包括热力作用、催化作用、细菌作用及放射性作用等，其中，温度。与时间是有机质向油气演化全过程中至关重要的一对因素。
动力因素1、细菌和催化剂 在特定阶段作用显著，加速有机质降解生油、生气；2、放射性作用 可不断提供游离氢的来源；3、温度与时间 在油气生成全过程中都有着重要作用。 门限温度：只有当达到一定温度之后，有机质才可以大量转化为石油，这个温度称之为有机质的成熟温度或门限温度。
门限深度：温度主要由地温梯度和埋藏深度所决定，成熟温度所在的深度。 油气成因模式四个阶段
一、生物化学生气阶段 环境：自原始有机质沉积开始到埋藏深度达门限深度为止的整个阶段。深度范围从沉积界面到1500m左右，温度约为10-60℃，以细菌作用和有机催化剂作用为主。 产物：该阶段埋藏深度较浅，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低熟石油外，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，烃类以甲烷为主。到本阶段后期，埋藏深度加大，温度接近60℃，开始生成少量液态石油。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-低熟油。意义：该阶段生成的生物化学气，或称细菌气，甲烷含量在95%以上，属干气；甲烷稳定碳同位素值异常低，介于-55~-85‰。它们可以富集成特大型气藏，埋藏深度浅，易于勘探和开发，是经济效益高的研究对象。
二、热催化生油气阶段 环境：沉积物埋藏深度超过门限深度之后，即进入了该阶段，相当于后生作用阶段前期，深度约1500一4000 m，温度为60一180℃左右。促使干酪根转化的最活跃因素是热力作用和粘土的催化作用。在有粘土矿物的催化作用下，地温不需太高，便可达到成熟门限，干酪根发生热降解，杂原子(O、N、S)的键破裂产生二氧化碳、水、氮、硫化氢等挥发性物质逸散，同时获得大量低分子液态烃和气态烃。 产物：干酪根被大量地转化为天然气和石油（生油窗） 。这个阶段产生的烃类已经成熟，在化学结构上显示出同原始有机质有了明显区别，而与石油却非常相似，正烷烃碳原子数及分子量递减，奇数碳优势消失；环烷烃及芳香烃碳原子数也递减，多环及多芳核化合物显著减少。意义：该阶段是最主要的生油时期。
三、热裂解生凝析气阶段 环境：随着沉积有机质的埋藏深度加大，进入了后生作用阶段的后期。深度为4000一7000m，地温达到180~250℃。高成熟时期。该阶段的主导因素是热力作用。可分为石油热裂解与石油热焦化两种作用：石油热裂解是指在高温下脂肪族结构破裂为较小分子，变为甲烷及其气态同系物，并使石油所含芳香烃浓缩集中；石油热焦化是指在高温下贫氢石油(一般以含杂元素-芳香烃为主)产生缩合反应，主要形成固态残渣，并使石油中脂肪族相对增加而杂原子减少。 产物：此时地温超过了烃类物质的临界温度，除继续断开杂原子官能团和侧链，生成少量水、二氧化碳和氮外，主要反应是大量C-C链断裂，包括环烷的开环和破裂，液态烃急剧减少。相反，低分子正烷烃剧增，主要是甲烷及其气态同系物，在地下深处呈气态，采至地面随温度、压力降低，反而凝结为液态轻质石油，即凝析油并伴有湿气，进入了高成熟时期。意义：在深度较大的部位可以寻找优质的凝析油气藏。 四、深部高温生气阶段 环境：当深度超过6000~7000m，沉积物已进入变质作用阶段，达到有机质转化的末期，温度超过了250℃，以高温高压为特征。产物：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；这个阶段出现了全部沉积有机质热演化的
最终产物干气甲烷和碳沥青或石墨。意义：埋藏很深的生油岩，有机质演化程度高，主要以产气为主，寻找液态石油的希望不大。
生油层系：在一定地质时期内，具相同岩性-岩相特征的若干生油层与其间非生油层的组合，称为生油层系。 有机质的丰度：即单位质量岩石中有机碳的质量百分数。这部分有机碳实际上只代表岩石中残存下来的有机碳，故又称之为剩余有机碳
有机质成熟度表示沉积有机质向石油转化的热演化程度 第四章
初次运移：油气自生油岩向储集岩中的运移。油气初次运移的动力：① 压实作用② 水热增压作用③ 粘土矿物脱水作用④ 甲烷气的作用。距离：初次运移只有20-30米左右。 相态：游离相。方向：盆地中心向盆地边缘地区流动。
二次运移：油气进入储集层中的一切运移过程。动力：浮力，水动力。阻力：毛管力。方向：位于凹陷附近的隆起斜坡带，易成为油气运移的主要方向，特别是长期继承性的隆起最为有利。距离：是油气在储层或输导层中运移，因此可达100多公里。相态：除少量的油气以溶解的状态运移，绝大部分油气以其原有的相态运移。
圈闭：储集层中能够阻止油气运移并使油气聚集的场所。
油气藏：地壳中油气聚集的最基本单位，是油气在单一圈闭内，具有独立压力系统和统一油水界面的基本聚集。
油气藏形成的基本条件：主要取决于生油层、储集层、盖层、运移、圈闭和保存六个条件。 有利的生储盖组合：生油层与储集层接触面积较大，生成的油气能及时运移到储集层，上有质量较厚的盖层。 第五章
油气藏类型：1构造油气藏：（背斜油气藏，断层油气藏，裂缝油气藏 ，岩体刺穿油气藏） 2、地层油气藏 3、水动力油气藏
油气田类型：构造油气田（背斜，断块），地层油气田（不整合，生物胶），符合性油气田（潜山复合和岩体刺穿复合型） 第三章
储集层特征：空隙性和渗透性。空隙度：绝对》有效》流动。渗透率：绝对，有效，相对 碎屑岩储集层空隙类型：原生孔隙和次生孔隙。以原生孔隙为主。
储集性能的影响因素：主要有岩石的成分、结构、构造、沉积环境、成岩作用及构造作用等因素。
碳酸盐岩储集层空隙类型：原生空隙和次生孔隙，以次生孔隙为主。 盖层：指在储集层的上方，能够阻止油气向上逸散的岩层。
为什么有盖储作用：盖层的封闭机制，盖层较致密，岩石孔径小，渗透性差；无或少开启裂缝，即使产生裂缝，由于其可塑性较好，也容易弥合成为闭合裂缝；盖层具较高的排替压力；异常压力带也能阻止油气向上逸散而成为盖层。 第六章
油气田勘探分三个阶段：区域勘探，圈闭预探，评价勘探。 有什么特点：P159 第七章
地质录井的方法：钻时录井，岩心录井，岩屑录井，钻井液录井，气测录井，综合录井 岩心类别：岩心含油级别的确定主要依靠含油面积百分数和含油饱满程度来确定。一般分6级：饱含油、含油、油侵、油斑、油迹、荧光。 第八章
区域地层对比：利用岩性、古生物、矿物、沉积旋回等主要资料进行油区范围内的层划分对比。方法：岩性对比、古生物对比、矿物对比、旋回对比等。
岩性对比首先是标准层间的对比。标准层是指油层剖面上岩性稳定、厚度不大、特征明显、分布面积较广的岩层。标准层一般是稳定沉降时期所形成，岩性以泥岩、页岩、灰岩、白云岩为主。
标准化石 在地史上存在时间短，演化快，数量多，保存较好。但井下地层中很少有发现。 沉积旋回：垂直地层剖面上，具相似岩性的岩石有规律地重复出现的现象。分正旋回（岩性下粗上细）、反旋回（岩性上粗下细）和复合旋回（岩性中粗上下细）。
油层对比步骤：利用标准层划分油层组 ，利用沉积旋回对比砂层组 ，利用岩性和厚度比例对比单油层 ，连接对比线
沉积微相研究步骤：1．以砂层组为单元划分沉积大相，2．划分沉积时间单元3．各时间单元细分沉积微相
沉积时间单元：相同沉积环境下的物理作用、生物作用所形成的同时沉积。 测井相：指能够表征沉积物待征，并据此辨别沉积相的一组测井响应。 第九章
识别井下断层的方法：井下断层的识别:*地层重复或缺失*钻井液漏失*邻井地层高差大或厚度突变*邻井同一层内流体性质、地层压力发生突变 第十章
原始油层压力 指油层未被钻开时，处于原始状态下的油层压力。
目前油层压力 在开发后某一时间所测的油层压力值，称为目前油层压力。 压力系数 指原始地层压力与同深度静水柱压力之比值。
压力梯度 地层海拔高程每相差一个单位相应的压力变化值。MPa/10m
异常地层压力的概念：在正常压实条件下，地层压力即为静水柱的压力。通常我们把偏离静水柱压力的地层孔隙流体压力称之为异常地层压力，或称为压力异常。 地温梯度：指在恒温带下，埋藏深度每增加100M地层温度增高的度数。 第十一章
地质储量：指在地层原始条件下，具有产油、气能力的储集层中石油和天然气的总量。
可采储量：指在现代工艺技术和经济条件下，能从储集层中采出的那一部分油气储量。 剩余可采储量：可采储量与累积采出量之差。剩余经济可采储量。 第十二章
油藏描述，简言之，就是对油藏进行综合研究和评价
特点：1、阶段性：不同勘探开发阶段的任务不同，对油藏描述工作的内容和要求也不同。 2、重点：不同类型油藏的地质特征不同，油藏描述工作的侧重点也是不同的。 3、研究方法：静态和动态相结合。
储层非均质性：是指表征储层特征的参数在空间上的不均匀性。 裘亦楠分类：我国油田生产部门通常使用的分类。 分类角度：储层非均质性规模+油田开发生产实用性 层间非均质性：层系的旋回性、砂层间渗透率的非均质程度、隔层分布、特殊类型层的分布。平面非均质性：砂体成因单元的连通程度、平面孔隙度和渗透率的变化及非均质程度、渗透率的方向性。
层内非均质性：包括粒度韵律性、层理构造序列、渗透率差异程度及高渗透段位置、层内不连续薄泥质夹层的分布频率和大小、以及其它的不渗透隔层特征、全层规模的水平、垂直渗透率比值。
微观孔隙非均质性：孔隙类型、孔喉分布、粘土基质等。
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