石油天然气地质43初次运移动力、通道及模式课件

第一节油气运移概述第二节油气初次运移第三节油气二次运移第四节油气运移研究方法第四章石油和天然气的运移1第二节油气初次运移1.水溶相运移（1）油气溶解在水中呈分子溶液，水作为油气运移的载体进行运移。一、油气初次运移的相态原油在水中的溶解度随温度的变化（2）胶束溶液22.游离相——石油初次运移最重要的相态。

游离油相和游离气相，呈分散状或连续状油相、气相。油溶气相：气溶解于石油中，以油相形式运移；气溶油相：油溶于天然气中，以气相方式运移。证据：１）游离相石油存在于烃源岩孔隙或裂隙中；２）厚烃源岩剖面可测定出对初次运移的色层效应。31.压实作用压实导致孔隙水排出，孔隙度减少，岩石体密度增加。对于一套地层，当其中的流体压力为静水压力时，称之为压实平衡。若在压实平衡的层序之上新沉积了一个密度为ρb0、厚度为l0的沉积层，下伏地层进一步压实，颗粒重新紧缩排列，孔隙体积缩小。新沉积层作用于压实平衡地层的瞬间，孔隙流体承受部分上覆负荷压力，产生剩余压力。二、油气初次运移的主要动力5在剩余压力作用下，孔隙流体排出，流体压力又恢复为静水压力。上覆沉积层不断增加——瞬间剩余压力与正常压力交替变化，孔隙流体排出，孔隙体积减小。

剩余流体压力的大小等于上覆新沉积物的负荷与孔隙水的静水压力之差

：

dPL=(ρbo-ρw)g·L0

式中：dPL—剩余流体压力；ρbo—新沉积的L0沉积层的密度；

ρw—地层水的密度；L0—新沉积的沉积层的厚度；

g—重力加速度。6新沉积物横向厚度不变时，横向剩余压力相等：dPl=(ρb0-ρw)gl0只存在垂向剩余压力梯度：dPl／dH=［(ρb0-ρw)gl0]／l0=(ρb0-ρw)g

压实流体垂直向上流动。7砂泥岩互层剖面中压实流体的运移方向压实流体的运移方向：由泥岩向砂岩，由深部向浅部、由盆地中心向盆地边缘9欠压实：泥质沉积物在压实过程中因流体排出受阻或来不及排出，孔隙体积不能随上覆负荷增加而有效减小，导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷，流体压力高于静水压力。特征：高孔隙度、超压出现的条件：快速沉积、细粒沉积比率高10欠压实带中流体的排出方向11蒙脱石：膨胀性粘土，结构水多。随埋深增加，结构水脱出，由蒙脱石转变为伊利石；蒙脱石脱出的水排挤孔隙原有的流体，产生异常高压，有利于排烃。2.蒙脱石脱水作用133.有机质的生烃作用当流体不能及时排出时，导致孔隙流体压力增大，出现异常压力排烃作用。。干酪根所形成的油气的体积大大超过原干酪根本身的体积。14温度增加时，油气水的体积膨胀，即具有热增容效应。随埋深增加，地温增大，水的密度降低，比容增大，这种膨胀作用促使流体运移，有助于排烃。若处在封闭或半封闭系统，可形成异常高压。4.流体热增压作用15图：正常压力带的三个地温梯度情况下，水的比容与深度关系17水由盐度低的一侧通过半透膜向盐度高的一侧运移的作用在渗透压差作用下流体通过半透膜从低盐度区向高盐度区运移，直到浓度差消失为止。含盐量差别越大，渗透压差也越大。5.渗析作用18美国湾岸地区某井砂岩和页岩孔隙水含盐量随深度变化曲线（据Schmidt，1971）19构造应力作用产生微裂缝，吸附烃解吸，构造挤压应力传递到孔隙流体，流体运移6.其它作用最大主应力为水平应力时，主要排烃方向沿最小主应力方向21毛细管压力源岩层与储集层界面处，源岩孔喉较小，储集层孔喉较大，两者间存在毛细管压力差，合力方向指向储集层方向。6.其它作用22扩散作用岩性致密和高压地层中对天然气运移有重要作用胶结和重结晶作用使孔隙度降低，堵塞排液通道，形成成岩封闭，促使已存在于孔隙中的油气压力增加，导致岩石破裂而排烃。碳酸盐岩。23埋藏深度m温度℃有机质热演化阶段油气运移动力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

7.烃源岩排烃动力演变25中－浅层深度，压实作用为主；中－深层以异常压力为主。

7.烃源岩排烃动力演变26岩石中连通孔隙的5种组构孔径1nm-10nm（1）20%

10nm-100nm（2）30%100nm-1μm（3）45%1μm-10μm（4）5%10μm-100μm（5）砂岩泥岩（1）90%（2）10%其中包含（3）少许291.较大的孔隙与微层理面孔隙和微层理面是有机质未成熟——低成熟阶段的主要运移途径。较大的孔隙是指烃源岩中孔径大于100nm以上的孔隙，包括微毛细管中的大微孔和少量的毛细管孔隙(d≤2μm)，虽然后者只占泥质烃源岩孔隙的极少数(平均不到5％)，但它不仅能顺利地让扩散流通过，而且还能发生体积流动(达西流)，因此是最重要的排烃通道。游离相油气运移的主要通过这类通道排出烃源岩。微层理面是层内沉积物垂向变化的界面，具有较好的渗透性，是烃类在泥质烃源岩内横向运移、调整的重要途径，在有机质成熟——过成熟阶段它可以与微裂缝和干酪根网络构成良好的三维运移通道系统。30有机质未成熟～低成熟阶段的主要运移途径。较大孔隙：孔径大于100nm——最重要的排烃通道。微层理面：层内沉积物垂向变化的界面，渗透性较好——烃类横向运移的重要途径。1.较大的孔隙与微层理面31临界排烃饱和度值（1%-10%）和泥质盖层的突破压力值均与几％大微孔有关32若泥岩中视孔径30nm，油水界面张力取地面值3×102N/m，则泥岩中的毛细管阻力约为4MPa，至少需要百米以上的油柱或几十米的气柱高度，可见游离相的排烃动力主要是异常高压力332.微裂缝微裂缝一般是指宽度小于100μm的裂隙，实际测量的宽度大多为10～25μm(E．M．Cmexob，1974)，最小的宽度可为3～10μm(Neglia，1979)，是成熟——过成熟阶段的主要运移途径。异常高流体压力能导致源岩形成微裂缝的观点已被人们所普遍接受（Snarsky，1962；Hubbert和Willis，1973；Momper，1978）。Snarsky（1962）认为当流体压力超过静水压力的1.42～2.4倍时，岩石就会产生裂隙；李明诚（2004）认为当流体压力超过上覆静岩压力的0.7～0.9倍（相当于静水压力的1.6～2倍）时，烃源岩即可产生张性微裂缝。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点（Rouchet，1981；Ungerer等，1983）。Rouchet（1981）指出，当裂隙周围介质的孔隙压力等于裂隙中的孔隙压力时，裂隙可长时期保持开启，当周围介质孔隙流体压力低于裂隙中的初始压力，这类裂隙会由于其流体渗流到周围的孔隙中而迅速闭合。Ungerer等（1983）的研究结果也表明，在微裂缝张开之后，原先封闭的流体就沿裂缝排出，随后在上覆地层负荷作用下裂缝闭合。此后又可建立新的高压，又开始上述过程（图4-19）。

如果说烃类的生成是产生异常高压和微裂隙的重要原因，而微裂隙又是初次运移的重要通道，说明生烃和排烃这两种作用必然是一个连续的地质过程，看来这种天然的内在联系也完全符合自然规律。研究表明，油气沿此类微裂隙的运移是呈幕式涌流方式进行的，流体排出后压力释放，微裂隙闭合，又进入新一轮的蓄压—破裂－排烃过程，如此周而复始。

34微裂缝：指宽度小于100μm的裂隙，大多为10～25μm，是成熟—过成熟阶段的主要运移通道。烃类的生成及其他作用---异常高压---微裂隙---排烃---微裂隙闭合---蓄压—再破裂－再排烃2.微裂缝35干酪根生成烃类过程中，微裂缝的形成与烃类的注入（据Ungerer等,1983)异常高流体压力能导致烃源岩形成微裂缝。当流体压力超过静水压力的1.42～2.4倍时，岩石就会产生裂隙。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点。36含有有机质粘土加压实验，表示微裂缝对油气运移的影响37微裂隙证据

（据胜利油田）1.高电阻率层段的优质烃源岩；2.在空间上与有机质纹层紧密相关；3.烃源岩大量生烃阶段相对应。38亮晶方解石有机质纹层亮晶方解石微裂隙证据裂隙的发生在空间上与有机质纹层紧密相关39测井曲线分析和岩芯观察均表明，发生裂隙的母岩均为高电阻率的优质烃源岩段。微裂隙证据

40进入成熟阶段的富有机质源岩大量生烃，造成孔隙流体压力迅速上升达到或接近静岩压力，并导致了顺层裂隙的产生。

液态烃包裹体微裂隙证据

413.构造裂缝和断层这里所指的构造裂缝主要是在地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。但对一个断陷盆地来说，一般认为浅于2000m以水平应力为主，而深于2000m则以垂直应力为主（李明诚，2004），此时可产生近于垂直层面的张裂缝或剪切裂缝；对于以水平应力为主的挤压盆地来说，则可产生平行于层面的张裂缝或剪切裂缝。张裂缝的宽度一般大于100μm，属毛细管孔径，烃类只要克服其毛细管阻力就能顺利通过它。断过烃源岩的断层也是初次运移的重要通道。断层可以由构造裂缝连接发展而成，同时断层的活动又可以在其邻近形成宽度不等的裂缝带。断层还可以造成烃源岩与其他地层在两盘并置，使烃类流体发生横穿断层面的运移进入运载层。此外，地震泵效应进一步增强了断层的通道作用。即在断层张开和闭合的过程中，由于体积的扩张和压缩；流体压力的降低和升高；致使断层两盘的流体流人和排出，断层的活动就像是插入烃源岩中的吸管，将烃类和流体吸入和排出。显然，这种排烃是呈幕式的。42（1）构造裂缝：——地应力作用下烃源岩中产生的裂缝。张裂缝：宽度一般大于100μm，属毛细管孔径。（2）断过烃源岩的断层也是初次运移的重要通道地震泵效应增强了断层的通道作用。活动断层像插入烃源岩中的吸管。--幕式排烃3.构造裂缝和断层434.缝合线

缝合线广泛发育在碳酸盐岩、蒸发岩中特别是在含泥质的石灰岩中的缝合线，是成岩后生阶段压溶作用的产物，也初次运移重要通道。缝合线往往顺层面分布，也有与层面呈斜交或正交，其中常含有泥质、铁质或有机物等不溶残渣。缝合线与构造裂缝在岩石中往往交织在一起组成同—体系。

5.有机质或干酪根网络Momper(1978)等认为，生油层中的有机质并非呈分散状，主要是沿微层理面分布。McAuliffe(1979)进一步证实，生油岩中还存在有三维的干酪根网络。相对富集的有机质又可使微层理面具有亲油性，有利于烃类运移；若在微层理面之间再有干酪根相连，那么在大量生油的阶段，不但微层理面本身可以作为运移通道，而且还可以在三维空间上形成相互联通的、不受毛细管阻力的亲油网络，从而成为初次运移的良好通道。

44碳酸盐岩、蒸发岩，特别是含泥质的石灰岩——成岩后生阶段压溶产物，初次运移重要通道。4.缝合线往往顺层面分布，也有与层面呈斜交或正交。45生油层中：有机质主要是沿微层理面分布→微层理面具亲油性，三维的干酪根网络→亲油网络，不受毛细管阻力——大量生油的阶段：初次运移的良好通道5.有机质或干酪根网络46烃源岩本身的非均质性，形成大小不一、纵横交错的孔隙和裂缝系统，再加上后期形成的次生孔隙，微裂隙、缝合线以及干酪根网络，从而形成了烃源岩多种多样的排烃通道。尽管烃源岩中以微孔和微裂隙为主，但也存在有较大的孔隙和裂缝，实际上它们各有不同的作用。较大的孔隙和裂缝虽然较少但可以发生效率较高的体积流，而在微小孔隙和裂隙中则可以发生扩散流，两者在时空上可以相互转换、相互补足。说明细粒的烃源岩中总是有运移通道存在，只要有驱动力也总是可以排烃的。47孔隙、微裂缝、微层理面、构造裂缝、干酪根网络。低成熟-未成熟阶段：孔隙和微层理面；成熟-过成熟阶段：微裂缝为主，复合通道。三、初次运移的通道48四、初次运移的主要时期和距离石油：有机质热演化成熟阶段

天然气：多期，大量生气之后排烃门限：达到排烃所需的饱和度1、初次运移的主要时期49六、烃源岩有效排烃厚度源岩所生成的油气，由于受到各种因素的制约（如源岩厚度很大、渗透率很小、排烃动力不足等）,并不是全部都能运出源岩层，排烃有效厚度：烃源岩中的油气能有效排出的厚度。只有与储集层相接触的一定距离内生油层中的烃类才能排出来。生油层有效排烃厚度约为28m(上、下距储集层各14m)。厚层块状泥岩源岩层排烃不利，相当一部分厚度对初次运移排油无效。50排烃有效厚度：烃源岩中的油气能有效排出的厚度。只有与储集层相接触的一定距离内生油层中的烃类才能排出来。生油层有效排烃厚度约为28m(上、下距储集层各14m)。厚层块状泥岩源岩层排烃不利，相当一部分厚度对初次运移排油无效。2、初次运移的距离51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52五、油气初次运移模式53三种模式：正常压实排烃模式异常压力排烃模式扩散模式三者在运移相态、动力、通道等方面有差异。五、油气初次运移模式54源岩层埋深较浅，油气生成的数量少，源岩孔隙水多，渗透率较高，部分油气溶解在水中呈水溶状态，部分呈分散的游离油气相。动力为正常压实。在压实作用下，油气随压实水流，通过源岩孔隙运移到运载层或储集层中。

1未熟－低熟阶段正常压实排烃模式55源岩层孔隙水较少，渗透率较低，源岩排液不畅，有机质大量生成油气，大量油气呈游离状态。异常高压为排烃动力。欠压实作用、蒙脱石脱水作用、有机质生烃作用、热增压作用以及渗析作用等各种因素导致孔隙流体压力不断增加，形成异常高压，成为排烃的主要动力。2成熟－过成熟阶段异常压力排烃模式56当生油岩孔隙流体压力增高还不足以引起岩石产生微裂缝时，油气可从生油岩中慢慢驱出。当孔隙流体压力很高、导致源岩产生微裂缝，这些微裂缝与孔隙连接，形成微裂缝－孔隙系统。在异常高压驱动下，油气水通过微裂缝－孔隙系统向源岩外涌出。当排出部分流体后压力下降，微裂缝闭合。压力恢复升高和微裂缝重新开启后，又发生新的涌流。油气水以一种间歇式、脉冲式（不连续）方式进行混相涌流。57轻烃，特别是气态烃，具有较强的扩散能力，与体积流相比，效率较低，但在源岩中轻烃扩散具有普遍性。气体依靠扩散进行的初次运移，只发生在源岩层内比较短的距离。

3、轻烃扩散辅助运移模式58烃源岩复式排烃模式三种排烃模式（方式）裂缝带排烃模式差异突破压力排烃模式断层排烃模式在异常高压区内，由于生油母质、烃源岩结构、异常高压分布以及断裂发育特征等的不同，的排烃主要分为微裂缝排烃、和断层排烃三种类型59有效烃源岩复式排烃示意图断层排烃微裂缝排烃差异突破压力排烃60微裂缝排烃：当烃源岩中的流体压力达到或超过烃源岩的破裂压力时，烃源岩内相对封闭的系统被打破，开始排出烃类流体。随着排烃的持续，裂缝开始闭合，一次排烃结束。之后，烃源岩内的流体压力又开始逐渐升高，当再次积累到破裂压力时，微裂缝开启，发生二次排烃。周而复始，直到烃源岩生烃能力枯竭或生烃的物化条件被改变而停止排烃。微裂缝排烃排出流体的过程是幕式的，相态是混相的，即幕式排烃、混相涌流。有机质地球化学方面表现为：从开始排烃深度处到泥—砂岩交界面，有机质族组成无显著变化，排烃效率高，排烃厚度大。61裂缝带排烃模式压裂区裂缝带排烃过程示意图樊1井Es3段超压裂缝(被沥青充填)微裂缝排烃：幕式、混相，即幕式排烃、混相涌流62微裂隙证据

1.高电阻率层段的优质烃源岩；2.在空间上与有机质纹层紧密相关；3.烃源岩大量生烃阶段相对应。63位于营11浊积岩单砂体之上的营67井，油层顶面埋深3066.2m，压力系数达1.60以上，上覆有效烃源岩的起始排烃深度为3056.5m，排烃厚度为11.2m，属微裂缝向下排烃。微裂缝排烃佐证实例64岩心地球化学分析资料表明，在排烃方向上，饱和烃和芳烃分别保持在43%和10%左右，变化不大，表明生成的烃类是沿着压裂产生的微裂缝进入到储层中的。序号深度(m)有机碳(%)氯仿沥青“A”(%)氯仿沥青“A”族组分(%)饱和烃芳烃非烃沥青质总烃1234567893054.53056.53058.53060.03061.33062.43063.43064.43065.31.831.641.651.873.191.963.322.340.17540.21540.24150.42080.16450.39490.22510.35290.504653.2143.6240.5746.2743.0243.8742.2146.8041.9511.867.4111.019.028.1410.289.8711.209.7325.0029.6327.3624.7127.9130.8332.3227.6034.567.6912.2612.2612.948.537.516.469.606.0465.0751.0351.5855.2951.1654.1552.1058.0051.68营67井源岩地球化学特征65差异突破压力排烃：烃源岩裂缝较少或没有。烃源岩的排烃过程与前一种相似，但排烃过程中的主要阻力是烃源岩自身的毛细管压力。当烃源岩复合流体压力达到或超过烃源岩的毛管排驱压力时，烃源岩中的流体以独立相态的形式被排出。随着排烃的持续，烃源岩中的压力开始下降，直到排烃过程带走了烃源岩过剩的能