《石油地质基础》-10-油气运移

1、第十章第十章 油气运移油气运移第一节第一节 概述概述第二节第二节 油气初次运移油气初次运移第三节第三节 油气二次运移油气二次运移第一节第一节 油气运移概述油气运移概述 油气运移：地下的石油和天然气在自然条件下发生的位置转移。 油气运移的两个阶段：初次运移：油气从生油层向储集层（疏导层）的运移。二次运移：油气进入储集层后至聚集起来的一切运移。 一、油气运移在油气藏形成中的作用 油气运移与油气生成及油气藏的形成、破坏、再形成过程紧密相联系 油气藏油气运移储集层（原生油）沉积物有机质干酪根烃源岩埋藏次生油气藏油气运移油气运移 油气聚集油气聚集初次运移初次运移二次运移二次运移 疏导层疏导层 烃源岩烃源

2、岩油油气气1、没有油气运移就没有生油层中生成的分散油气进入储集层。分散集中 2、没有油气运移就没有油气在圈闭中的聚集。 3、没有油气运移就没有次生油气藏形成。结论：没有油气运移，就不可能形成油气藏。四、油气运移研究的主要内容油气运移的机理 促使油气运移的动力 油气在运移中所处的相态 油气运移的通道 油气运移的方向 油气运移的时期 油气运移的距离 油气运移路径的追踪(油气地球化学领域内容) 油气生-运聚的盆地模拟(综合研究)第二节第二节 油气初次运移油气初次运移烃源岩中生成的油气排出烃源岩的过程 一、油气初次运移的相态一、油气初次运移的相态两种主要观点： 水溶相态运移 游离相态(油相、气相)运移

3、1、水溶相态运移油气溶解在烃源岩的孔隙水中，呈水溶液运移。关键问题: 油气在水中的溶解度石油- 地表条件下除芳烃和环烷烃的简单分子(苯、甲苯、环戊烷等）外, 其余在水中的溶解度很小。- 压力的变化对其溶解度几乎没有什么影响两种全石油（1，5）和四种拔顶石油（6，3，2，4）在水中溶解度随温度的变化(拔顶温度为200)（据Price，1976） 温度温度100100100后后, ,溶解度溶解度开始有较明显增大开始有较明显增大, ,但一但一般也仅为几至数十般也仅为几至数十ppmppm 即使在即使在180180的高温下的高温下, ,溶解度也只有数十至数溶解度也只有数十至数百百ppmppm 在更高温度

4、下可望石油在更高温度下可望石油的溶解度会有较快的增的溶解度会有较快的增加加, ,但这样的高温已超过但这样的高温已超过了石油能稳定存在的临了石油能稳定存在的临界温度值界温度值在石油大量生成的温度范围内，升高温度对其溶解度的提高只有十分有限的作用物质平衡计算： 油田的烃源岩的累计压实排水量和石油聚集量算出， 假如这些石油是以水溶相态运移并聚集起来的话，则要求石油的溶解度至少应该达到1000-10000ppm. 因此，水溶相态不是石油初次运移的主要相态。* 胶束溶液运移 有机质在生油的过程中会生成一些表面活性物质, 如有机酸等，其分子的一端为亲油的烃链,另一端为亲水的极性基。当其在水中达到一定浓度时

5、，会形成分子聚集体(即胶束)，油被包裹在胶束中呈胶束溶液运移。问题：表面活性物质数量太少；胶束直径过大；如何“破胶”将油释放出来？气态烃 - 地表条件下在水中的溶解度相对较大，一般为几十ppm。 - 增大压力可使其溶解度显著提高（ 据据 Hunt 1979资料）资料）尽管整个天然气的溶解度随压力的增长没有这样大， 但呈水溶相态运移无疑是天然气初次运移的一种重要方式。烃类在水中溶解度随碳数增加而减少（气态烃溶解度明显大于液态烃）2 2、游离相态运移、游离相态运移油相运移: 泥质烃源岩随压实的进行泥质烃源岩随压实的进行,孔隙水不孔隙水不断排出断排出,含水量逐渐减少含水量逐渐减少,且残留的孔隙且残留

6、的孔隙水中水中,很大一部分是以氢键固着在粘土很大一部分是以氢键固着在粘土颗粒表面的结构水颗粒表面的结构水. 随着压实的继续进行和液态烃的不断随着压实的继续进行和液态烃的不断生成生成,孔隙内的含油饱和度逐渐增高孔隙内的含油饱和度逐渐增高,而而含水饱和度则相应降低含水饱和度则相应降低. 当含油饱和度当含油饱和度达到某个临界值后达到某个临界值后,石油即可呈连续油石油即可呈连续油相进行运移相进行运移.临界含油临界含油饱和度饱和度 油相运移的高峰是在中等压实阶段油相运移的高峰是在中等压实阶段. 在早期压实阶段油的相对渗透率低在早期压实阶段油的相对渗透率低,不不利于油相运移利于油相运移; 而晚期压实阶段烃

7、源岩而晚期压实阶段烃源岩的绝对渗透率低的绝对渗透率低,也不利于油相运移也不利于油相运移.由于在石油大量生成的同时天然气也在大量生成,而天然气在油中的溶解度又较大,因此有相当一部分天然气可以溶解在油中被带出烃源岩。* * 孔隙中心烃网络说孔隙中心烃网络说同样建立在随压实作用进行泥质同样建立在随压实作用进行泥质烃源岩的孔隙水大部分成为不动烃源岩的孔隙水大部分成为不动的结构水的基础上的结构水的基础上. 在成熟阶段的早期在成熟阶段的早期,干酪根生成的干酪根生成的少量油吸附在干酪根颗粒表面少量油吸附在干酪根颗粒表面. 随着生成油的数量不断增多随着生成油的数量不断增多, 在烃在烃源岩的孔隙中心形成连续的油

8、相网源岩的孔隙中心形成连续的油相网络络(孔隙中心烃网络孔隙中心烃网络). 后续生成的油沿着这一烃网络以后续生成的油沿着这一烃网络以油相排出烃源岩油相排出烃源岩.孔隙中心烃网络的形成(据Barker，1979) 气相运移气相运移:油溶于气,以“气溶”方式运移 要求的条件: 游离气烃的数量远大于液烃的数量; 一定的温压条件。故只可望出现在成熟阶段的晚期(高成熟期)或以生气为主的烃源岩中 在过成熟阶段, 存在的烃类几乎全为甲烷, 加之烃源岩中的可动水已极少, 因此气相运移可能是唯一的运移方式3、油气初次运移的相态演化二、油气初次运移的动力二、油气初次运移的动力压实作用压实作用欠压实作用欠压实作用新生

9、流体新生流体增压作用增压作用 流体热增流体热增压作用压作用 渗析作用渗析作用其他作用其他作用宏观上，压实流体运移方向为宏观上，压实流体运移方向为: : 深部深部浅部，浅部，盆地中心盆地中心盆地边缘盆地边缘 在砂在砂-泥岩剖面中泥岩剖面中, 砂岩和泥岩都会经历压砂岩和泥岩都会经历压实排水的过程实排水的过程. 但由于泥质沉积抗压性差但由于泥质沉积抗压性差, 其其压实效应相对较强压实效应相对较强. 因此在压实作用下因此在压实作用下, 泥质泥质烃源岩中的流体将排向相邻的砂岩层中烃源岩中的流体将排向相邻的砂岩层中. 欠压实现象：欠压实现象：泥质岩类在压实的过泥质岩类在压实的过程中程中, , 由于其渗透率

10、难以满足排液速由于其渗透率难以满足排液速度的要求，孔隙流体不能正常排出，度的要求，孔隙流体不能正常排出，导致其导致其孔隙流体压力高于相应深度的孔隙流体压力高于相应深度的静水压力静水压力，形成异常高压。这种现象，形成异常高压。这种现象称为称为欠压实现象欠压实现象。与欠压实伴生的异。与欠压实伴生的异常高压可驱使烃源岩中的油气排向相常高压可驱使烃源岩中的油气排向相邻的储集层邻的储集层. .欠压实特征： 1、孔隙度异常高 2、流体压力异常高压实作用压实作用欠压实作用欠压实作用新生流体增新生流体增压作用压作用 流体热增压流体热增压作用作用 渗析作用渗析作用其他作用其他作用正常压实正常压实欠压实欠压实巨厚

11、的细粒沉积物随着埋深增加，与储层接触带排水容易，孔隙度急剧降低，中部的水则很难排出，形成滞留水分布带。因此， 生油层中部流体压力 上下界面的压力 压力梯度由中心向上下界面降低。 1 1有机质有机质生烃生烃作用作用 干酪根在热演化干酪根在热演化过程中生成的产过程中生成的产物的增压作用物的增压作用2 2蒙脱石蒙脱石脱水脱水作用作用 蒙脱石蒙脱石: 膨润性粘膨润性粘土矿物土矿物, 含大量孔含大量孔隙水和结构水隙水和结构水. 在在压实和热力作用压实和热力作用下下, 将排出其孔隙将排出其孔隙水和部分结构水水和部分结构水. 当排水不当排水不畅时，促畅时，促进进异常高异常高压压的形成的形成压实作用压实作用欠

12、压实作用欠压实作用新生流体新生流体增压作用增压作用 流体热增流体热增压作用压作用 渗析作用渗析作用其他作用其他作用粘土矿物层粘土矿物层粘土矿物层粘土矿物层水分子水分子吸水吸水膨胀膨胀干的膨润性粘土蒙脱石在吸干的膨润性粘土蒙脱石在吸水后体积有时可增大数倍水后体积有时可增大数倍, 伴随体积膨胀产生的压力可伴随体积膨胀产生的压力可高达高达 50,000kg/m2 ! 石油开采石油开采: 注水注水 水敏水敏 建筑工程建筑工程: 建筑物安全性建筑物安全性 水坝工程水坝工程: 基岩裂缝填堵基岩裂缝填堵方向方向：地温高处：地温高处地温低处地温低处 随埋深加大、地温增随埋深加大、地温增高，高，流体受热膨胀流体

13、受热膨胀 体积增大体积增大 层内压层内压力增高力增高流体运动流体运动 欠压实段烃源岩层欠压实段烃源岩层：水热增压现象较正常压实水热增压现象较正常压实段更明显段更明显 ( (含有更多的水含有更多的水) ) 石英的热膨胀率为水的石英的热膨胀率为水的1/151/15，水的膨胀水的膨胀超过超过因因颗粒膨胀造成的孔隙体颗粒膨胀造成的孔隙体积膨胀积膨胀在三种地温梯度下，正在三种地温梯度下，正常压力带常压力带水的比容水的比容- -深度关系图深度关系图（据真柄钦次，（据真柄钦次，19741974） 压实作用压实作用欠压实作用欠压实作用新生流体新生流体增压作用增压作用 流体热增流体热增压作用压作用 渗析作用渗析

14、作用其他作用其他作用 在在渗析压力渗析压力作用下流体会通过半作用下流体会通过半透膜从透膜从盐度低向盐度高的方向运盐度低向盐度高的方向运移移，直到浓度差消失为止。，直到浓度差消失为止。 盐度差越大盐度差越大, 渗析压力越大渗析压力越大压实作用压实作用欠压实作用欠压实作用新生流体新生流体增压作用增压作用 流体热增流体热增压作用压作用 渗析作用渗析作用其他作用其他作用压实作用压实作用欠压实作用欠压实作用新生流体增新生流体增压作用压作用 流体热增压流体热增压作用作用 渗析作用渗析作用其他作用其他作用RRr2 2 毛细管力作用毛细管力作用 烃源岩与储集层烃源岩与储集层界面界面处，表现为处，表现为动力动力

15、 )11(cos2RrPc3 3 固结和重结晶作用固结和重结晶作用 4 4 扩散作用扩散作用 是是碳酸盐岩碳酸盐岩烃源岩排烃的重要动力烃源岩排烃的重要动力 在岩性致密、高压地层中对在岩性致密、高压地层中对天然气运移天然气运移有重要作用有重要作用 1 1 构造应力作用构造应力作用 构造应力导致岩石形成断裂构造应力导致岩石形成断裂, , 造成烃源岩造成烃源岩层内泄压和流体排出岩石受力变形时层内泄压和流体排出岩石受力变形时, , 构造构造应力会传递给孔隙流体应力会传递给孔隙流体 岩石发生断裂岩石发生断裂, , 造成地层泄压造成地层泄压, , 地层内地层内的流体沿断裂带向浅部运移的流体沿断裂带向浅部运

16、移轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图（据（据D.Leythaeuser,1982,D.Leythaeuser,1982,实测数据来自实测数据来自19801980）泥质烃源岩不同阶段的排烃动力泥质烃源岩不同阶段的排烃动力埋藏深度，埋藏深度，m温度，温度，有机质演化阶段有机质演化阶段油气初次运移动力油气初次运移动力015001050未未 熟熟正常压实正常压实 渗析渗析 扩散扩散1500400050150成成 熟熟正常压实正常压实欠压实欠压实蒙脱石脱水蒙脱石脱水 有机质生烃有机质生烃流体热增压流体热增压 渗析渗析 扩散扩散40007000

17、150250高成熟高成熟过成熟过成熟有机质生气有机质生气气体热增压气体热增压 扩散扩散总结总结: : 中中- -浅层，浅层，压实作用压实作用为主要动力；为主要动力； 中中- -深层，深层，异常高压异常高压为主要动力。为主要动力。（七）烃源岩排烃动力的演变 （一）通道-孔隙、微层理面、微裂缝 未熟低熟阶段：通道主要为孔隙、微层理面； 成熟过成熟阶段：通道主要为微裂缝； 1埋深增加，温度升高，流体热膨胀，内压力超过岩石机械强度，产生垂直微裂缝。 2Kerogen热演化生成大量液态烃、CH4等，使生油岩内压力不断增大，产生微裂缝。 三、油气初次运移的通道、时期、距离三、油气初次运移的通道、时期、距离

18、（二）时期 一般认为, 油气初次运移的主要时期与烃源岩的主生油期相对应。 大规模的初次运移只可能发生在油气大量生成的同时或稍后 具备大量运移的环境条件: 烃源岩孔隙相对较大、可动水较少（正常压实时） 含油饱和度很容易达到临界运移值 存在多种引发超压的因素（欠压实、油气生成、粘土脱水、较高地温)（三）距离 取决于烃源岩和储集层的接触关系、输导能力。 烃源岩的单层厚度并非越厚越好；排烃效率最佳的厚度:烃源岩单层厚度为10-20米（30m），砂泥岩互层条件下，排烃效率最好。（四）方向 生油层内部异常高压的存在，由生油层中部向顶部、底部两个方向发生运移。1未成熟阶段(烃源岩埋深4000米): 液态烃发

19、生高温裂解，形成大量气态烃，液体溶解在气态烃中以气溶油相运移，气态烃作为运载体。 过成熟阶段烃源岩中的可动水已很少, 干酪根只能生成干气甲烷，天然气呈游离气相运移、扩散模式第三节第三节 油气二次运移油气二次运移初次运移的继续和延伸初次运移的继续和延伸 许多学者如Toth（1989）都提出过油气在地层水中以水溶方式运移的理论。 主要观点：油气在烃源岩附近被溶解之后，以水相的体积流方式进行二次运移，遇到圈闭后，油才从水中离散出来。 遇到的问题：水的问题、化学成分问题。 一、油气二次运移的相态一、油气二次运移的相态2 2、两相运移方式、两相运移方式人们普遍接受的二次运移机制人们普遍接受的二次运移机制

20、 主要观点：原油从烃源岩排出后以不连续相逐渐聚集，逐渐增大的油滴或油流受到净浮力作用能克服局部毛细管阻力向上倾方向运移，并且运载层中毛细管力的非均质性可造成弯曲的运移途径。而对于均质的运载层而言，运移路径可能仅局限在与上覆盖层接触的上表面。运移后期，穿过运载层的烃类到达圈闭，便开始油气聚集过程。3、二次运移过程中的相态变化 运移过程中由于温度、压力降低气体对重烃的溶解能力降低以及重烃在运移途径中的损失。 从生油层初次运移出来的微小油气分子团在浮力、水动力、毛细管阻力的共同作用下，形成油珠、油滴、油链、油块，它们互相碰撞，不断集中，逐渐聚集。 因此，油气是以自己的固有相态进行二次运移，储集层中的

21、孔隙水是油气二次运移的运载体。油气在储集层中向上倾方向运移的一般模式图 (据Hobson,1975重绘)二、油气二次运移的主要作用力二、油气二次运移的主要作用力浮力浮力: 动力动力水动力水动力: 动力动力 或或 阻力阻力毛细管力毛细管力: 阻力阻力（一）浮力（一）浮力 由于油、气、水的密度差异而产生。油气与水的密度差越大，所受的浮力越大。地层条件下：水的密度一般为 1.0 1.2 g/cm3, 油的密度一般为 0.7 1.0 g/cm3, 气的密度一般小于 0.001 g/cm3 。因此, 同等条件下，气所受到水的浮力远大于油所受到水的浮力。（二）毛细管力（二）毛细管力 在充满水的储集层中,

22、呈游离相态的油气在外力作用下由孔隙挤入喉道时, 其前端必然发生变形, 此时将产生指向油(气)体运移后端的毛管压力差, 力图阻止油(气)体通过. 该毛管压力差可表示为: Pc = 2 ( 1/rt 1/rp ) 只有当作用于油(气)体的动力能克服该毛管压力差时, 油气才能通过喉道而进入与之相连的下一个孔隙。（三）水动力（三）水动力 当储集层的供水区和泄水区当储集层的供水区和泄水区之间存在高差时之间存在高差时, ,测势面发生倾测势面发生倾斜斜, ,水将沿测势面降落的方向流水将沿测势面降落的方向流动动. .由水的流动产生的压力即水由水的流动产生的压力即水动力动力. . 如图如图, , 作用在油链作用

23、在油链 L L 上的水动上的水动力可表示为力可表示为: :P= wg h w 地层水的密度地层水的密度 h 油链两端的水头差油链两端的水头差 ( 即即 油链两端测势面的高程差油链两端测势面的高程差). hZ0X0L测 势 面测 势 面 水流方向与浮力方向相反水流方向与浮力方向相反, 则水则水动力是油链上浮运移的阻力动力是油链上浮运移的阻力. 水流方向与浮力方向相同水流方向与浮力方向相同, 水动水动力就成为油链上浮运移的动力力就成为油链上浮运移的动力. 二次运移能否进行二次运移能否进行, 取决于浮力取决于浮力与毛管阻力的相对大小与毛管阻力的相对大小, 以及水动以及水动力的存在与否及其大小和方向力

24、的存在与否及其大小和方向.浮力浮力 = Z0 ( w - o )g毛管力毛管力 = 2 ( 1/rt 1/rp )水动力水动力 = wg h. hZ0X0L测 势 面测 势 面三、地下流体势力和油气二次运移的方向三、地下流体势力和油气二次运移的方向Hubbert (1950, 1953):势 单位质量流体所具有的机械能的总和。基准面基准面ZAZ2ZBZCZD.测势面测势面地下某点流体所具有的势就等于将单位质量的该流体从基准面移动到测势面所作的功.基准面基准面ZAZ2ZBZCZD.测势面测势面在右图中在右图中: A = g (ZA + hA) B = g (ZB + hB) C = g (ZC

25、+ hC) D = g (ZD + hD)因为因为 (ZA + hA) (ZB + hB) (ZC + hC) (ZD + hD)所以所以 A B C D 水从 A 点流向 D点.即水从高势区向低势区流动。测 势 面测 势 面I层测势面层测势面II层测势面层测势面基准面基准面 在静水条件下, 测势面是水平的同一储集层内各点处的水势相等(因此水不流动)。 在有多层储集层存在且各层的测势面具不同高程时, 若有通道(如开启性断层或井)将这些储集层彼此沟通, 则测势面较高的储集层中的水, 将向测势面较低的储集层中流动(即从高势区向低势区流动)。基准面基准面静水条件下静水条件下储集层中油气的高、低势区究

26、竟在哪里？储集层中油气的高、低势区究竟在哪里？ 油气的高势区位于储集层的低部位油气的高势区位于储集层的低部位, 油气的低势区位于储集层的高部位油气的低势区位于储集层的高部位: 地下油气运移的总规律：从高油（气）势区向低地下油气运移的总规律：从高油（气）势区向低油（气）势区运移。油（气）势区运移。油气二次运移的方向，遵循沿着阻力最小的途径，由高势区向低势区运移这一基本规律。位于生油凹陷内部的隆起区及生油凹陷四周的隆起区和斜坡区, 特别是其中的长期继承性隆起区, 往往是油气二次运移的主要指向区。 石 油 二 次 运 移 过 程 中 的 地 质 色 层 作 用（geochromatography） 石油二次运移方向的追踪。由于岩石的选择性吸附作用，使得沿着油气运移方向上石油的成分发生有规律的变化： 极性、重质成分（芳香烃、卟啉、胶质、沥青质、重金属等）含量沿运移方向逐渐降低。 相应地，石油的密度、粘度、含蜡量、凝固点逐渐变小降低。四、油气二次运移的通道和距离四、油气二次运移的通道和距离1、通道、通道 储集层（疏导层）的孔隙、裂缝 断层 可将地层剖面上相隔甚远的烃源岩与储集层沟通；常成为次生油气藏成藏中油气运移的主要通道；油气散失的主要通道类型。 不整合面可将平面上相隔很远的烃源岩与储集层沟通，