第油气藏课件

第一节油气运移(PetroleumMigration)

第三章油气藏一、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沉积物烃源岩油气藏油气运移（原生油）埋藏次生油气藏油气运移：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油气运移初次运移（primarymigration）：油气从烃源岩向储集层(输导层)的运移。二次运移（secondarymigration）：油气进入储集层后的一切运移。二、基本概念油气运移概述油气聚集初次运移二次运移疏导层烃源岩油气已形成的油气藏因聚集条件改变而引起油气的再运移（包括在新的位置再聚集或逸出地表散失）。*三次运移(dysmigration):油气运移概述三、油气运移研究的主要内容

油气运移的机理－油气在运移中所处的相态－促使油气运移的动力－油气运移所循的通道－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）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<100℃时,石油的溶解度很低温度>100℃后,溶解度开始有较明显增大,但一般也仅为几至数十ppm

即使在180℃的高温下,溶解度也只有数十至数百ppm

在更高温度下可望石油的溶解度会有较快的增加,但这样的高温已超过了石油能稳定存在的临界温度值－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初次运移物质平衡计算:根据已知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,(分子)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,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初次运移（据Hunt1979资料）温压条件标准状况900米深处2500米深处6100米深处甲烷溶解度约25ppm增大50倍约增大100倍约增大300倍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.2、游离相态运移初次运移油相运移:泥质烃源岩随压实的进行,孔隙水不断排出,含水量逐渐减少,且残留的孔隙水中,很大一部分是以氢键固着在粘土颗粒表面的结构水.随着压实的继续进行和液态烃的不断生成,孔隙内的含油饱和度逐渐增高,而含水饱和度则相应降低.当含油饱和度达到某个临界值后,石油即可呈连续油相进行运移.临界含油饱和度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,不利于油相运移;而晚期压实阶段烃源岩的绝对渗透率低,也不利于油相运移.初次运移*孔隙中心烃网络说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的结构水的基础上.在成熟阶段的早期,干酪根生成的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,在烃源岩的孔隙中心形成连续的油相网络(孔隙中心烃网络).

后续生成的油沿着这一烃网络以油相排出烃源岩.孔隙中心烃网络的形成

(据Barker，1979)初次运移气相运移:

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(,1985)

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二、油气初次运移的动力和运移方向（一）压实作用-厚度均等的新沉积物层的加载流体排出老沉积物泥岩孔隙度深度压实作用新沉积物剩余压力：横向剩余压力相等只存在垂向剩余压力梯度：

压实流体的流动方向为垂直向上初次运移-横向厚度变化的楔状新沉积物层的加载老沉积物深度剩余压力：此外，还有横向剩余压力梯度：存在垂向剩余压力梯度：

新沉积物流体排出方向初次运移宏观上，压实流体运移方向为:深部→浅部，盆地中心→盆地边缘初次运移在砂-泥岩剖面中,砂岩和泥岩都会经历压实排水的过程.但由于泥质沉积抗压性差,其压实效应相对较强.因此在压实作用下,泥质烃源岩中的流体将排向相邻的砂岩层中.（三）新生流体的增压作用1．有机质生烃作用

干酪根在热演化过程中生成的产物(油/气/水)的增压作用。Momper（1978）：生成流体的体积超过原始干酪根体积的25%。2．蒙脱石脱水作用

初次运移蒙脱石:膨润性粘土矿物,含大量孔隙水和结构水.在压实和热力作用下,将排出其孔隙水和部分结构水.在烃源岩排液顺畅时,这种体积膨胀产生的压力将推动油气运移;当排液不畅或受阻时,促进异常高压形成。在烃源岩排液顺畅时,由脱出水产生的压力将推动油气运移;当排液不畅或受阻时,促进异常高压形成。初次运移粘土矿物层粘土矿物层水分子吸水膨胀干的膨润性粘土蒙脱石在吸水后体积有时可增大数倍,伴随体积膨胀产生的压力可高达50,000kg/m2

!

石油开采:注水水敏建筑工程:建筑物安全性水霸工程:基岩裂缝填堵（四）流体热增压作用方向：地温高处→地温低处随着埋深加大、地层温度增加高：流体受热膨胀→体积增大→层内压力增高→流体运动欠压实段烃源岩层：水热增压现象较正常压实段更明显。(含有更多的水)石英的热膨胀率为水的1/15

水的膨胀超过因颗粒膨胀造成的孔隙体积膨胀初次运移在三种地温梯度下，正常压力带水的比容-深度关系图（据真柄钦次，1974）

初次运移砂页岩互层中页岩的孔隙度、流体压力及孔隙水含盐度分布泥质烃源岩不同阶段的排烃动力埋藏深度，m温度，℃有机质演化阶段油气初次运移动力0~150010~50未熟正常压实渗析扩散1500~400050~150成熟正常压实—欠压实蒙脱石脱水

有机质生烃流体热增压渗析扩散4000~7000150~250高成熟—过成熟有机质生气气体热增压扩散总结:中-浅层，压实作用为主要动力；中-深层，异常高压为主要动力。（六）烃源岩排烃动力的演变初次运移（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。2．Kerogen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。初次运移三、油气初次运移的通道、时期、距离微裂缝具有周期性开启与闭合的特点。尼日利亚尼日尔三角洲某钻井剖面中孔隙率和Ch/Co随深度的变化与初次运移的关系

(据藤田,1977)C烃/C有机碳由下降到回升与孔隙率不随深度增加而降低的深度间段（大致为1,950-2,550m）基本一致。说明此深度间段发生了初次运移。（三）距离

取决于烃源岩和储集层的接触关系、输导能力。

烃源岩靠近储集层14米左右。烃源岩的单层厚度并非越厚越好；存在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。初次运移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次运移浮力:动力水动力:动力或阻力毛细管力:阻力（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1.0–1.2g/cm3,油的密度一般为0.7–1.0g/cm3,气的密度一般小于0.001g/cm3

。因此同等条件下，气所受到的水的浮力远大于油所受到的水的浮力。二次运移LSZL(a)(b)FF1F2在充满水的储集层中,长度为L、横截面积为S的直立油链（图a）所受到的阿基米德浮力为：ƒ＝L•S•wg油链受到的重力为：G＝L•S•og故油链受到的合力（净浮力）为：F＝ƒ－G＝L•S(w-o)g作用在单位面积油链上的净浮力为：F’=L(w-o)g当同一油链在倾角为的倾斜储集层中顺层展布时（图b）,所受顺层向上的净浮力为:F1＝L•S(w-o)g•sin则沿顺层向上方向,作用在单位面积油链上的净浮力为：F1’=Z(w-o)g(F1=F•sin)(Z=L•sin)二次运移（二）毛细管力流体–流体系统润湿接触角(度)界面张力(N/m)空气–汞1400.485甲烷–盐水00.072<30oAPI的油–盐水00.03030o-40oAPI的油–盐水00.020>40oAPI的油–盐水00.015*在石英固体表面上测得的数据在充满水的储集层中,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)(假定储集层为强水湿,=0,cos=1)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.二次运移（三）水动力..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面当储集层的供水区和泄水区之间存在高差时,测势面发生倾斜,水将沿测势面降落的方向流动.由水的流动产生的压力即水动力.如图,作用在油链L上的水动力可表示为:P=wgh式中:w–地层水的密度h–油链两端的水头差(即油链两端测势面的高程差)二次运移..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面在本例中,水流方向与浮力方向相反,因此水动力是油链上浮运移的阻力.如果测势面降落的方向与图示的方向相反,水将沿储层的上倾方向流动,此时水流方向与浮力方向相同,水动力就成为油链上浮运移的动力.二次运移能否进行,取决于浮力与毛管阻力的相对大小,以及水动力的存在与否及其大小和方向.浮力=Z0(w-o)g毛管力=2(1/rt–1/rp)水动力=wgh二次运移三、地下流体势及油气二次运移的方向基准面ZAZ2ZBZCZD....测势面Hubbert(1950,1953):势–单位质量流体所具有的机械能的总和:=gZ+即势=位能+压能+动能对于不可压缩流体(如水),有:=gZ+P/+q2/2地下储集层中的流体一般流速很小,其动能可忽略不计,于是有:=gZ+P/Z–该点流体相对于基准面(任意选定)的高程;P–该点的流体压力:P=gh故=gZ+P/=gZ+gh/=g(Z+h)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.二次运移三、地下流体势及油气二次运移的方向基准面ZAZ2ZBZCZD....测势面在本例中:A=g(ZA+hA)B=g(ZB+hB)C=g(ZC+hC)D=g(ZD+hD)因为(ZA+hA)>(ZB+hB)>(ZC+hC)>(ZD+hD)所以A>B>C>D

故水从A点流向D点.即水从高势区向低势区流动二次运移测势面I层测势面II层测势面基准面在静水条件下,测势面是水平的,同一储集层内为一等水势空间,即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)。基准面静水条件下储集层中油气的高、低势区究竟在哪里？？二次运移..AB测势面基准面ZAZBhBhAoA=gZA+PA/o

=

gZA+wghA/o

=g(ZA+whA/o)如图,考察静水条件下储集层中A、B两点油势的相对大小：oB=gZB+PB/o

=

gZB+wghB/o

=g(ZB+whB/o)oA-oB=g(ZA+whA/o)-g(ZB+whB/o)由图可知ZA+hA=ZB+hB,带入上式:oA-oB=g(ZA-ZB)(o-w)/o

<0即oB>oA结论:静水条件下,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:油气由低处向高处运移.二次运移二次运移的方向，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。地区井号项目正烷烃主峰碳C22-/C23+镍卟啉（ppm）比重（D420）粘度(10-3Pa·s）含蜡量（%）凝固点（℃）鸭儿峡189

30.0

158C211.6317.640.865723.513.7113.560

0.869226.614.384610

26.100.869227.312.87-0.3684C211.93

0.867225.716.48-3.8老君庙4120

19.200.861324.511.697H-181C212.0813.560.862224.015.322.3K-243C212.268.520.8659