《石油地质综合研究方法》课件03-排烃机理和研究方法

1、第二章 排烃机理和研究方法第一节 基本概念整体研究薄弱概念和假设多手段和方法少一、孔隙介质中油水的分布形式A-亲水孔隙介质：孔壁及颗粒表面为水所润湿，油相被挤到孔隙中心部位。当油相饱和度很小时就会形成孤立的油珠。这种油珠可以堵塞孔隙喉道阻碍流体运移，称为“贾敏效应” b-亲油孔隙介质：油以薄膜形式附在孔壁上，成为不能移动的残余油。 亲水介质中的残余油比亲油介质中少，但油相在亲水介质中流动比亲油介质中难。b-亲油孔隙介质A-亲水孔隙介质二、油气初次运移和二次运移的概念 地层中的油气当受到某种动力的驱使而发生流动的过程，称为油气运移。 初次运移是指油气在生油岩中生成后，烃分子从干酪根格架上释放出来

2、并被排出生油岩的过程。 二次运移是指油气进入储集层或运载层以后的一切运移，它包括油气在储集层或运载层内部的运移、油气沿断层、裂隙、不整合面等通道的运移以及聚集起来的油气由于外界条件的变化而引起的再次运移。 原始运移是指油气从生油母质中析出和脱离母质表面的过程。二、油气初次运移发生的时间和条件 油气初次运移研究的基本内容包括：运移的相态 、动力、运移通道、运移时间、运移方式、运移临界饱和度以及运移量。 关于油气初次发生的时间和条件： Leythaeuser等（1989）曾指出只有当生油层中生出了足够数量的烃类才会发生。 Cordell （1972）在综合分析研究了世界上主要含油气盆地资料后认为油

3、气大量运移发生在油气大量生成之后。 Philippi（1974）认为只有当油气生成数量饱和了生油岩孔隙之后才能排出。 Durand（1988）明确指出生油岩孔隙网络中的石油饱和度三、初次运移的相态和动力()石油的初次运移相态 1.水溶相运移 包括分子溶液和胶束溶液的运移G.I.Admas(1903年)最早提出，C.O.McAuloffe(1966)等， 优点：生油层中水的流动不存在毛细管阻力，只存在水分子之间的内磨擦力。存在问题： 水源问题： 溶解度问题： 化学成分问题：石油在水中的溶解度很低，25100。几个PPM到10PPM，100-150以上溶解度才有明显的增加，可以达100ppm或更高

4、。原油在水中的溶解度随温度的变化正构烷烃与芳香烃在水中的溶解度烃类在水中的溶解度与分子大小有关。正构烷烃的溶解性在碳原子为10左右出现转折，表明碳原子大于10以上的烃类在水中的溶解度变化不大，普遍很低。 水源问题： 石油在水中溶解度很低，再加上石油又是晚期生成的和运移的，是否有充足的水来溶解烃类，这时一个极尖锐的问题。 地化方面的问题： 如果水溶液是石油初次运移的主要方式。轻烃溶解度最大：那么石油中轻烃应占优势，然而事实恰好相反。 芳烃在水中溶解度大，但芳香烃的石油在世界上最少，烷烃溶解度最小，而烷烃族石油却最多。 E.G.Baker(1959, 1967)和R.J.Cordell(1973)

5、提出石油在水中可以呈胶束溶液进行初次运移，他们认为：有机质烃类转化过程中，伴有不少有机酸RCOOH，它们的分子一端有亲油的烃链，另一端有亲水极性链，起着表面活性物质的增溶作用，当这些表面活性物质在水溶液中达到一定浓度的时候，它们就形成分子聚集体，通常称之为胶束。它们的极性端因亲水而向外，非极性端因亲油而向内，形成规则的分子集合体。在胶束中心的亲油部分就可以增溶一部分烃类。这种假设提出后遭到很多人反对。倾水倾油存在问题： 表面活性物质数量少； 胶束直径过大(平均5000A。)，很难通过泥岩细小孔隙喉道； 烃类如何从胶束上释放不清楚。页岩类沉积物随深度增加各种物理参数的变化胶束直径过大(平均500

6、0A。)，很难通过泥岩细小孔隙喉道2.游离相 游离油相和游离气相，呈分散状或连续状油相、气相 。 石油初次运移最重要的相态。证据： ）游离相石油存在于烃源岩孔隙或裂隙中； ）厚烃源岩剖面可测定出对初次运移的色层效应。 阿尔及利亚储集层上覆页岩生油层中 烃类、胶质、沥青质含量分布 原油和抽提物C21正构烷烃分布的相互消长关系存在问题： 1) 毛细管阻力油气藏难以克服毛细管压力，若油水为310-2Nm，孔喉直径分别为100A和50A，毛细管阻力应为120bar，只有当外界动力大于这一阻力时，油源才能通过孔喉。显然很困难。 2) 连续油相饱和度，油饱和度很低时就呈分散状，饱和度高时呈连续状，当连续油

7、相含油饱和度较高时，可以形成连续的亲油通道，因此连续油相运移时基本不存在毛管阻力问题. H.G.Botset(1940)在砂岩中双相流动实验证明：砂岩中临界油饱和度为20%。 石油溶于天然气之中以气相方式运移，60年代初，Zhuze，Sokolov等主张这种观点。 世界上许多油田含湿气或凝析气就是气溶相运移的证据。 3.气溶相运移在相同温度下，石油在天然气中的溶解度随压力增加而增加。油气初次运移相态取决于： 烃源岩类型、温度和压力、埋深、孔隙度大小及孔隙水含量、有机质类型及其生烃量等。不同岩性、不同演化阶段运移相态不同：4、初次运移相态演化油气初次运移过程中的可能相态低成熟阶段，水溶相运移最有

8、可能生油高峰阶段，主要以游离油相运移生凝析气阶段，以气溶油相运移过成熟干气阶段，以游离气相运移液态烃应以游离相排运为主通道：微裂缝结论 天然气初次运移相态主要有溶解相、游离相、扩散相三种运移相态，这三种相态都是由天然气的物理性质所决定的，因此，争论比较少(不象石油初次运移相态那样复杂)。 (1) 水溶相天然气溶解在地层水中。 天然气在常温常压下，在水中的溶解度，一般比石油在水中的溶解大100倍(Bonham，1978)，在高温高压下还要大。主要特点：(二) 天然气初次运移相态 特点：1)：甲烷溶解度比其同系物大的多： 2)：水熔相还可以避免毛细管阻力； 3)：自然界中广泛存在水溶性气藏。 （1

9、）在30MPa的压力下，天然气的溶解度可达3-4m3/m3（2）80时溶解度最低（3）随矿化度增加溶解度降低松辽盆地CH4、CO2气水中溶解度纵向变化 (2) 油溶相天然气溶解在石油中 天然气在石油中的溶解度比在水中大得多。据Sokolov(1956)研究，在常温常压下甲烷在油中的溶解度比在水中约大9倍；乙烷在石油中的溶解度比在水中大25-45倍；丙烷在油中的溶解度更大约为水中的1000倍，并随压力增加得更明显。由此可见，当源岩中有石油存在时天然气将优先溶解其中，并以石油为载体进行初次运移。从另一方面讲，石油的粘度和密度也因溶有天然气而大大降低，同时也促进了石油的运移。 我国渤海湾盆地与油伴生

10、的油型气，其产状多为与油共存的溶解气、气顶气、夹层气、单独存在的气藏很少，看来这就是天然气呈油溶相运移的结果。主要特点 特点：1)天然气先溶于石油、后溶于水、再游离相。 2)以石油为载体运移很重要； 3)天然气溶于石油后，促进石油的运移。 (3) 游离相 当源岩生成的天然气在满足了油、水两相的溶解量之后，就会有游离气相产生。由于气体分子、粘度和密度都比石油小的多，因此气体通过岩石中细小孔隙和喉道的能力就比石油强的多。但是与石油的运移一样，游离气的运移也面临着多相流动的相对渗透率(临界运移饱和度)和毛细管阻力的问题。主要特点: 特点： 1）游离相运移的条件Sg=l0%。 2）游离气相运移受到阻力

11、大，因气水界面而张力比油水大的一倍。 3）大量排气仍需游离相，是天然气排烃的主要运移方式。（4）扩散相 从理论上讲任何物质只要存在着浓度差，就有分子扩散的趋势以达到浓度上的平衡。 Sokolov(1956)曾计算过，甲烷通过埋深1790m的泥岩，每lm2在lMa内能扩散20.6m3。如果气田的面积为10km2，则在1Ma内可扩散掉2108m3，这样的速度在漫长的地质年代中和在更广大的面积上还是相当可观的。 Hinch(1978)认为：当泥岩孔隙直径被压实降低到25-24A时，其对烃类的渗流作用基本上停止，此时烃类主要是呈单分子的扩散相运移。 特点： 1）扩散相运移不含时间地点限制，具广泛性、持

12、续性。 2）扩散相是天然气所独存的，因为石油扩散可以忽略。 3）扩散导致运移组分异明显。主要特点： (4) 天然气初次运移相态的演变（纵向变化） 1) 石油运移的相态比较单一主要是油相，而水溶相和扩散相几乎没有重要性。 2) 天然气运移可以是水溶相、油溶相、气相和扩散相，而且每种相态在不同的阶段上都具有重要性。 3) 天然气的运移在各个演化阶段上都远比石油活跃。这种特征决定了天然气勘探的时空领域比石油更广阔，同时也决定了天然气比石油更难于保存。石油天然气初次运移相态的根本区别在于：初次运移动力： 压实作用（正常压实、欠压实） 烃类气体生成作用 水热增压作用 粘土矿物脱水作用 渗透作用 扩散作用

13、 通道？没有一种模式能让大多数人普遍接受和充分信任。大多数人赞同以连续油相运移为主。天然气运移相态包括水溶相、油溶相、游离相或扩散相中的一种或多种。在不同演化阶段油气运移相态可以发生变化。烃类运移相态小结第二节 排烃厚度、排烃效率和排烃系数一、基本概念1、排烃厚度： 烃源岩生成的油气能够有效排出的源岩厚度，包括上排厚度、下排厚度2、排烃效率 烃源岩排出量烃与生成量的百分比。3、排烃系数 排烃量与生成量的比值（小数）。二、排烃厚度及研究方法（1）地球化学方法（2）流体压力法1 各类烃源岩排烃特征 2 排烃厚度及研究方法充分排烃类型中的统一的压力梯度分布 充分排烃型： 在压实过程中，泥岩层中的烃类

14、能向上下充分排出，没有相对优越的方向，它与一些薄层砂泥岩互层的岩性组合形式有关，如指状式砂泥组合、砂包泥式砂泥、泥岩嵌入式组合，其中砂泥岩互层，且其中单层泥岩很薄，一般小于5米。一方面，这种岩性组合能使烃类容易从泥岩中出来，进入砂层，另一方面，在这种岩性剖面中，流体压力具有统一的较小的压力梯度，使流体运移方向较为均匀。1 各类烃源岩排烃特征 牛6井砂岩嵌入式;坨158井指状式坨76井砂包泥式充分排烃型薄层砂泥岩互层 泥岩层中烃向外排出有一个优先的排出方向。 这种排烃类型一般发育于单层泥岩稍厚（5mh2.0%TOC:1.0%-2.0%2.烃源岩排烃门限和效率湖相源岩生烃动力学模型HIo 为750

15、mg/gTOC，加热速率2/Ma湖相油源岩HI 和TI 随温度的变化生烃动力学依据未加热前，TI20mg/gC，HI恒定在750mg/gC温度达到110时，TI达到40mg/gC，并继续升高，HI开始降低加热过程中，TI最大可达100mg/gC（最大吸附量），HI急剧降低之后（170），TI稳定在40mg/gC左右因此可用HI与TI判断烃源岩生排烃阶段及生排烃效率2. 烃源岩排烃门限和效率干酪根沥青油生烃的初始阶段主要产物是中间产物沥青，这时沥青没有大量变成油，表现为HI 不降低，类似于HIo，沥青A 数量增高，但TI 数值并没有增高。随温度增高，更多沥青生成，同时沥青也转化为油，表现为TI

16、数值增高，一般大于40mg/gTOC，在40-100 之间，烃类开始排出。青一段HI没有降低,但TI已明显增高,源岩干酪根已生成沥青,但没有明显排烃.要与初始状态的HI,TI和沥青A比较生烃动力学依据这些探井源岩HI、TI、沥青A 与TOC 关系提示黑鱼泡凹陷排油门限深度约在2000m2.烃源岩排烃门限和效率高丰度湖相源岩(TOC 2%)生排烃判识标志传统的用镜质体反射率划分源岩生排烃阶段的方法精度不够生排烃的识别标志2.烃源岩排烃门限和效率大47井典型探井湖相源岩生排烃分析排烃门限深度约为1980米青山口组查37井典型探井湖相源岩生排烃分析查37排烃门限深度约为2100米青山口组新338井典

17、型探井湖相源岩生排烃分析100012001400160018002000020406080100120TI(mgHC/gTOC)DEPTH(m)新338排烃门限深度约为1520米青山口组孤33井青一段、青二段、嫩一段烃源岩处于低熟阶段，已生成沥青，排烃不明显。典型探井湖相源岩生排烃分析乾225排烃门限深度约为1970米青一段排烃门限深度确定青山口组庙133排烃门限深度约为1100米青一段排烃门限深度确定乾225排烃门限深度约为1400米嫩一段排烃门限深度确定青山口组嫩江组典型探井湖相源岩生排烃分析青一段烃源岩生排烃分析：成熟阶段，大量排烃成熟阶段，大量排烃未成熟阶段未成熟阶段成熟阶段，开始排烃低熟阶段，排烃不明显低熟阶段，排烃不明显烃源岩质量较差典型探井湖相源岩生排烃分析嫩一段烃源岩生排烃分析：低熟阶段，排烃不明显低熟阶段，排烃不明显成熟阶段，开始排烃成熟阶段，大量排烃未成熟阶段未成熟阶段未成熟阶段 排烃门限确定后可以确定有效烃源岩厚度。 排烃效率计算方法转化率：残