石油地质学教学课件ppt版+习题 第四讲油气运移

第四章油气运移第四章油气运移(migration)本章重点：主要介绍与油气运移有关的概念,重要阐述油气初次运移与二次运移过程的机理和条件（相态、载体、动力、方向、时间等）.

石油、天然气是流体，可流动性是它们的基本性质之一，找到它们的地方并不是生成地点，这就很自然地提出“运移”的问题。

源岩生的油气，由于受到各种因素的制约（如源岩厚度大、渗透率低、排烃动力不足），并不是所有生成的烃都能运出烃源层。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，这个有效距离称排烃有效厚度，一般为上下距储层各14米。第一节几个基本概念一、初次运移和二次运移按时间顺序分：初次运移，油气生成后在源岩中的运移及从源岩向储层的运移；二次运移，油气进入储层后的一切运移。按运移方向分：侧向运移(顺层运移)；垂向运移(穿层运移)。二、油气运移的基本方式

渗滤是一种机械运动、整体流动方式，由机械能高的向低流动，达到吸附平衡以后各种组分的浓度基本不改变，油气渗滤可以用达西定律来描述。

扩散方向总是从高浓度向低浓度进行，扩散系数与分子大小、扩散介质条件有关。对于气态烃，分子扩散是其传递的主要作用之一

三、岩石的润湿性(wettablity)润湿性，流体附着固体的性质，即固体上分子润湿流体所需的功。当液体对固体的分子引力(附着力)大于液体自身的分子引力(内聚力)时，液体将润湿固体。润湿相，在多种互不混溶的流体共存于岩石孔隙中时，易附着在岩石上的流体。非润湿相，在多种互不混溶的流体共存于岩石孔隙中时，不易附着在岩石上的流体。岩石颗粒多数为水润湿，因水是极性分子，能在颗粒表面上形成吸附水膜。烃源岩为部分亲水、部分亲油的中间润湿，含有许多亲油的有机质颗粒，毛细管压力方向指向水。岩石的润湿性具有非均匀性、混合润湿性

岩石的湿润性影响着油气在其中的运移难易程度，不同的润湿性造成油、水两相在孔隙中的流方式、残留形式和数量不同。

四、油气运移临界饱和度

油(气)运移的临界饱和度，油(气)水同时存在时，油(气)相运移所需的最小饱和度，油相的饱和度低于10％时，油相不能流动。

不同流体会具有不同的相对渗透率。对于一定的岩石，存在最低的含水饱和度、含油饱和度或含气饱和度，各种流体饱和度低于最低界线值时，它们的有效渗透率为0。第二节初次运移一、初次运移的相态和载体目前根据有没有游离态的烃进行划分：①水溶相，油气溶于水，随水一起排出源岩；②游离相，油气呈独立油相、气相从源岩排出；③气溶相，油溶于气中，再以气相从源岩排出，§2油气初次运移（PrimaryMigration）

分子溶液指油气被水溶解，水作为运移的载体，从动力学角度看，水溶相是最理想的相态，水溶液沿细小的孔喉道运移，亲水生油层中呈单相流动的水只存在水分子之间的内摩擦阻力，基本上不存在毛细管压力的阻力。

液态烃类大量溶解于水中比较困难，虽然其在水中溶解度随温度升高而增加，但在石油主生成温度范围60-150℃内,石油的溶解度不过几百万分之一。天然气主要由甲烷组成，还含有少量乙烷、丙烷、丁烷乃至戊烷，在常温常压下烃类气体在水中的溶解度比石油要大100倍，在高温高压条件下还要更大。一般情况下压力增加，溶解度增加，可见水溶相是天然气运移的主要机制。

一、初次运移的相态和载体

1、水溶相：包括分子溶液和胶束溶液运移。

有机质向烃类转化过程伴生有机酸成分，如环烷酸、羰基酸、羧基酸等，它们的分子一端有亲油的烃链，另一端有亲水的极性键，当这些物质在水溶液中达到一定的浓度时，它们就形成分子聚集体，称之为胶束，胶束中心的亲油部分可以增溶一部分烃类，使烃类以胶束溶液为载体运移。§2油气初次运移（PrimaryMigration）一、初次运移的相态和载体

1、水溶相：包括分子溶液和胶束溶液运移。

在常温下烃在水中的溶解度很低，且随分子量增大而减少；另外是水源问题，由于烃在水中的溶解度很低，加上石油又是晚期生成和运移，溶解烃的水是个关键问题。至于胶束溶液，除了同样具有上述问题外，还存在胶束在生油层难以存在，胶粒粒径较大，很难通过泥岩的孔隙喉道以及增溶效果有限等问题。

§2油气初次运移（PrimaryMigration）一、初次运移的相态和载体

1、水溶相：包括分子溶液和胶束溶液运移。§2油气初次运移（PrimaryMigration）油相运移是油气呈游离的油相从烃源岩中渗流排出，当孔隙中含油饱和度很低时就呈分散状油相运移，饱和度高时就呈连续油相运移。烃源岩进入压实的晚期，随着烃类不断生成，烃的饱和度不断增加，相对渗透率也增大。加上成熟烃源岩内表面还可能有部分是油润湿而不是水润湿的，所以，以连续油相或气相运移会受较小的毛细管阻力，需要的临界含油饱和度也会降低。再者，生油期间产生的CO2溶解于油中还可以降低石油的粘度，增强其流动性。Dickey认为在压实时石油将呈一种极细但连续的油丝运移。

问题是石油最初是如何克服毛细管阻力而形成连续油相的，还有能否达到连续油相运移的临界饱和度的问题。

一、初次运移的相态和载体

２、游离相：指游离油相和游离气相，包括分散状和连续状油气相。§2油气初次运移（PrimaryMigration）石油与天然气是相互可溶的，特别是天然气在石油中的溶解度比在水中要大得多，并随着压力的增大而增大，可见当源岩中有石油存在时天然气优先溶解其中，并以石油为载体进行初次运移，同时也会使石油的粘度与密度降低，有利于石油的运移。在天然气溶解与石油的同时，石油也可以溶解于天然气中，世界上许多油田含湿气或凝析气就是气溶相运移的证据。一、油气初次运移的相态和载体３、油溶气相和气溶油相：§2油气初次运移（PrimaryMigration）有机质的不同演化阶段，油气运移相态会发生相应的变化。低成熟阶段，由于埋深较浅，地层中原生水较多，生在的烃类相对较少，此阶段源岩中含油气饱和度很低，油气运移以水溶相为主；在生油气高峰阶段，一方面地层中自由水大量已排出，孔隙度变小，另一方面烃类大量生成，油气饱和度超过临界饱和度后就会以游离相（气溶相或油溶相）为主；随着演化程度的增加，在凝析油气阶段中油气则以气溶相为主，过成熟阶段则以游离相和扩散相为主运移。二、油气初次运移的相态和载体４、相态变化§2油气初次运移（PrimaryMigration）三、油气初次运移的动力

油气要从源岩中运移出来，必须有驱动力。目前认为油气排出是由于存在剩余压力，从而驱使油气沿剩余压力较小的方向运移，剩余压力的产生原因归结如下。1、压实作用

在上覆沉积负荷作用下，沉积物不断排出孔隙流体，如果流体能够畅通地排出，孔隙度能随上覆负荷增加而作相应减小，孔隙流体压力基本保持静水压力;沉积物在达到压实平衡的层序之上又沉积了新沉积物，此时颗粒要重新紧缩排列，孔隙体积要缩小，就在这些变化的瞬间，孔隙流体就要承受部分由颗粒产生的有效压应力，使流体产生了超过静水压力的剩余压力。正是在剩余压力作用下孔隙流体才得以排出，排出后孔隙流体又恢复了静水压力，沉积物又达到新的压实平衡。§2油气初次运移（PrimaryMigration）1、压实作用（Compaction)一般来讲，深部沉积物的剩余流体压力大于浅处的剩余流体压力，在均一岩性的层序里流体一般是向上运移排出的。

如果新沉积物的厚度在横向上有变化，那么由上式不难看出水平剩余流体压力梯度远远小于垂向上的剩余流体压力梯度，往往只是1/200～1/20，因此，大部分流体沿垂直方向向上运移，只有很少一部分流体沿水平方向运移。§2油气初次运移（PrimaryMigration）1、压实作用（Compaction)由于泥质沉积物和砂质沉积物的原始结构不同，其抗压性能也不同，在压实过程中泥岩孔隙度丧失得快，说明在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多，所产生的瞬时剩余流体压力比砂岩大，因此流体运移的方向是由页岩到砂岩。在砂、泥岩互层的情况下，泥岩中流体的运移方向既有向上的也有向下的，总是指向砂岩，砂岩中的压实流体只能与所排入的压实流体一起沿砂层做侧向运移。

2、欠压实作用（Undercompaction）泥质岩类在压实作用过程中，由于压实流体的排出受阻或来不及排出，孔隙体积不能随上覆负荷增加而减小，导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷，出现孔隙流体压力高于相应的静水压力现象称欠压实。由于欠压实，泥岩中存在剩余压力，当压实程度进一步增加，超过岩石的破裂强度，就会产生破裂，使流体从微裂缝涌出，压力释放。欠压实对初次运移的影响

①使孔隙水的排出受到不同程度的延缓；②如流体排出正好推迟到主要生油时期，则将对初次运移起积极作用；③欠压实使更多的水较长时间处于较高温度下，有利于石油在水中的溶解。④欠压实大多发生在中等深度范围内，一般也是油气大量生成的深度范围。

欠压实的存在，对促进烃源岩中的烃类向外运移起了相当重要的作用！3、粘土矿物脱水作用

粘土矿物(蒙脱石、高岭石、伊利石等)都是层状结构，层间拥有较多的层间水。在埋藏到一定深度发生转化，尤其是蒙脱石在埋藏到一定深度向伊利石转化等。

在转化过程中，释放结合水(层间水)进入粒间孔隙，成为自由水。

发生变化：①结合水变为自由水，体积要膨胀，引起流体压力增高；②给合水具有较大的密度，进入孔隙成为孔隙水密度减小，体积要膨胀；③脱水与成烃高峰期是相呼应的，提供了运载工具—孔隙水；

积极作用：①再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃类的能力；②层间水脱出，颗粒体积减小，改善了孔、渗性能，便于流体排出；③蒙脱石转为伊利石减小了对有机质的吸附能力。

4、烃类生成的增容作用

干酪根在热降解生成石油和甲烷气体等烃类的同时，也产生大量的水和非烃气体（主要是CO2），而这些流体的体积大大超过原来干酪根的体积，因此引起页岩孔隙流体压力大幅度的提高，使异常高压进一步增强，这种压力的增加将导致微裂缝的产生，使石油进入渗透性的岩层。在地层的温度和压力下干酪根产生的CO2可以大量溶于石油，从而降低石油的粘度和表面张力，改善石油的流动性，提高排烃效率，有利于油气运移。饱和有CH4和CO2气体的孔隙水，在一定的压力和温度下可以容载更多的烃类以水相方式运移出生油层。5、流体热增压作用地层温度增加，发生的变化：

①泥岩中的流体受热膨胀，体积增大；②矿物颗粒受热膨胀，产生更多孔隙空间；③水、油、气的膨胀系数比颗粒的膨胀系数大得多，受热体系(流体)趋于增大；④水的比容随温度增加加大，流体体积膨胀5～10%，将促使流体在地下深处的运移；⑤伴随温度增加，有机质热解成烃(气、液)引起流体体积及压力增加，产生排出潜势。

作用：①温度升高，热解出更多烃类，促使运移发生；②温度升高，有助于解脱烃类被吸附；③温度升高，有助于降低流体粘度；④温度升高，有助于降低油、水间界面张力；⑤温度升高，有助于油气在水中的溶解。6、渗析作用

在渗透压差作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高方向运移，直到浓度平衡。

由于泥质岩石具有过滤盐类离子的作用，即允许水分子通过而将可溶盐类有离子部分过滤下来。这种作用随着压实埋深而增强，结果无论泥岩还是砂岩其盐度均随埋深而增加，在压实过程中泥质岩石的流体总是排向砂岩，造成泥质孔隙水中盐度比砂岩低得多。

含盐量高则渗透压力低；反之，渗透压力高；渗析作用是烃类从页(泥)岩向砂岩运移。

Thedistributiongraphofporosity、fluidpressure、salinityofholewaterinshalebetweensandandshale7、其他作用构造作用产生微裂缝，有利于吸附烃解吸，侧向构造挤压力传递到孔隙流体，促使流体运移；毛管压力作用表现源岩与储层间具毛管压力差，其合力指向孔喉较大一侧，推动油气排出；固结和重结晶作用使碳酸盐岩孔隙变小，孔隙压力增加，导致岩石破裂，油气被排出；致密或异常高压地层，流体渗滤较难，气可在浓度梯度驱动下进行分子扩散。8、源岩排烃动力演变

有机质热演化生烃过程不同阶段，主要排烃动力有差异，诸作用力作用时间及大小不同。浅层一中层，压实作用为主要动力；中层一深层，异常压力（欠压实）为主要动力；深层，分子扩散，异常压力为主要动力。§2油气初次运移（PrimaryMigration）四、初次运移的通道、模式和时间

1、初次运移途径虽然源岩层一般孔隙度较低，但由于岩石的非均质性，总会存在一些较大的孔隙成分有利的运移通道；实验测定发现生油层中沿着层理面的水平方向渗透率大于垂直层理面的渗透率，表明微层理面也是良好的运移通道；由于生油层普遍存在异常压力，会在其中形成微裂缝，当流体压力超过静水压力的1.42-2.45倍时，岩石会产生裂缝，这些微裂缝比较平直，毛细管阻力较小，是一种重要的运移通道。研究表明未熟-低熟阶段主要是孔隙和微层理面，成熟—过成熟阶段主要是微裂缝。2、初次运移模式未熟低熟阶段，埋深浅，生成的油气少，源岩中的孔隙水较多，孔隙性和渗透率较高，部分呈水溶相，部分呈分散相，在压实作用下形成压实流，本阶段属正常压实排烃模式；成熟—过成熟阶段源岩已被压实，孔隙水大减少，渗透率较低，源岩排烃不畅，油气大量生成，孔隙水不足以溶解所有油气，各因素促使异常流体压力形成，初期油气运移连续进行，后期以涌流运移，本阶段属异常压力排烃模式；轻烃扩散辅助运移模式主要适于在短距离运移。埋深,m温度,℃演化阶段运移动力原因0-150010-50未熟正常压实、渗析、扩散孔隙度高，原生孔隙水多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、扩散前期孔渗变小，但有机质生烃、蒙脱石脱水开始；中期生烃高峰，脱水第二阶段。4000-7000150-250高-过成熟有机质生气、气体热增压、扩散岩石相对致密§2油气初次运移（PrimaryMigration）四、初次运移的通道、模式和时间

3、初次运移时间油气初次运移时间的确定较为困难，但初次运移必须发生在油气生成之后是肯定的。从油气初次运移的条件来看，初期压实阶段孔隙度较高，流体可以方便地排驱，但生成的烃类很少，油气即使发生初次运移，其规模也非常小，且成工业性油气聚集的可能性很低。在沉积物中期-晚期压实阶段，孔隙度为30-10%，此时烃类大量生成，也是孔隙水大量排出的时期，同时也是剩余压力产生的重要时期，利于油气运移。到了重结晶阶段，孔隙度降低至10-5%，此阶段仍有油气生成，但孔隙空间小流体数量少，运移规模也较小。§3油气二次运移（SecondaryMigration）一、定义

石油和天然气进入储集层后的一切运移都称为二次运移（SecondaryMigration）。包括油气在储层内部的运移，油气沿不整合面或断层运移，也包括原有油气藏经破坏后其中油气再调整（也有人称此为三次运移）。

二次运移其实是与初次运移同时存在的连续过程。由于二次运移环境发生了变化，储集层与源岩层相比：孔隙空间变大了，孔隙度和渗透性较高；储集层中自由水较多，毛细管力相对较小；温度、压力和盐度相对较低。§3油气二次运移（SecondaryMigration）二、二次运移的相态

石油：

初次运移的相态可以是水溶相、气溶相和连续油相，但最具意义的是连续油相运移，对于二次运移来说也是如此。初次运移中以水溶相、气溶相进入储集层后，也会随着温度、压力的降低，盐度的增加，石油在水中的溶解度随之下降，会使石油中水中卸载成为游离相。可见游离相石油是其二次运移中重要的，甚至于可以说是唯一的相态§3油气二次运移（SecondaryMigration）二、二次运移的相态

天然气：水溶相在初次运移中很重要，但二次运移中由于储集层温度、压力、盐度等因素变化，天然气将最终从水中析出成为游离相；天然气以油为载体的油溶相进入储集层后，一部分天然气仍留在油中随油一起二次运移，一部分天然气溶于储层孔隙水中随水运移，再有剩余的天然气才析出成为游离气；§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的动力

各种运动会在岩层内部产生种种应力活动，当其超过一定的岩石强度，会造成种种褶皱和断裂，并促使油气运移。机理包括：构造使地层倾斜，产生供水区和泄水区，使油气沿倾斜地层运移；构造应力产生的断裂和裂缝可以沟通孔隙，形成运移通道；不整合面附近形成的风化带和地下水溶带也中运移通道；构造运动力也能直接促使油气使之由高压区向低压区运移。

1、构造运动力：石油和天然气密度都比水小，因此游离相的油气在水中由于密度差异产生浮力。在水平地层条件下，浮力方向垂直向上，有F=V（ρw-ρo）g，浮力使油气垂直向上指向储盖层界面；地层倾斜情况时，浮力沿上倾方向分力为F1=V（ρw-ρo）g·sinα，油气则沿地层上倾方向运移。油气运移过程中必须首先克服毛细管阻力，只有浮力大于毛细管阻力时才能移动，即V（ρw-ρo）g>2σ(1/rt-1/rp)，石油在储集层中聚集到临界高度（厚度）时才能开始运移。

2、浮力：§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的动力

油、气的密度范围分别为0.71-1.0g/cm3和0.00073g/cm3（甲烷）-0.5g/cm3（高压混合气）；而水的密度为1.0-1.2g/cm3。从重量的角度即油、气与水之间存在着比重差异，因而在重力场中油气总有在水中升浮的趋势。浮力的大小不仅与流体间的密度差有关，同时还与油（气）柱的高度有关。Buoyancyinoilreservoirunderhydrostaticconditions

(fromSmith,1960)油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差假如储集层中连续的油层厚度（即油柱高度）为1cm，水的比重为1.03，石油的比重为0.83，每平方厘米面积上的浮力为2Pa；如果油层厚度为1m，则浮力为200Pa。可见油层要有一定的连续厚度，才能克服毛细管压力而浮起。这在实验室已得到证实。

Componentofforcesofapparentbuoyancyalongslant当地层倾斜时，浮力将分解成垂直层面和平行层面的两个分力。促使单位面积连续油相沿地层上倾方向上浮（运移）的力，等于其浮力沿地层倾斜向上的分力（F1）这时用公式表示为：

F1=Z(ρw-ρo)g·sinα

即单位面积连续油相沿倾斜地层上浮的分力F1与地层倾角的正弦成正比。

Commonpatternmapofoilandnaturalgasalongupdipmigrationinreservoir

(fromHobson,1975redraw)由储集层底部进入的石油，有些因受毛管压力所阻停留在底界面上。当石油积累到一定厚度足以克服毛管压力时即上升到储层顶面，这个积累过程需要浮力之外的外力（如油气从生油层初次运移排出时的压力）。倘若储层发生倾斜，则当石油积累到临界长度时，便可依靠沿储层上倾方向的浮力之分力克服阻力（毛管压力）朝储层上倾方向移动。储集层中是充满水的，油气进入储层后要受到水压作用。水的流动可以沿水平地层作水平运动，也可以沿倾斜地层向下倾或上倾方向运动，水动力在油动力在油气运移过程中的作用是起动力还是阻力作用要看水流动方向和浮力方向是否一致来决定。

3、水动力§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的动力

水平地层情况下，水动力与浮力垂直，油气上浮至输导层顶部被盖层所封闭后，当水动力大于毛细管阻力时，油气沿水动力方向运移。在地层倾斜时，存在水动力沿地层下倾或上倾方向两种情况，在上倾方向与水流方向一致的背斜一侧，水动力与浮力方向一致，水动力起动力作用；而在背斜另一侧水动力方向与浮力方向相反，水力起阻力作用。TheeffectofHydrodynamismtobuoyancy在静水条件下，浮力为Pbs；水的下倾方向流动对浮力起削弱作用，即抵消水动力后剩余的浮力为PbD；水的上倾方向流动对浮力起加强作用，促使石油运移的升浮力为Pbu。水上倾流动，由于水动力方向与浮力F1方向一致，石油向储层上倾方向运移；当水下倾流动时，水动力与浮力的方向相反，石油或朝上倾方向运移（浮力＞水动力+毛管压力）或朝下倾方向运移（水动力＞浮力+毛管压力）。四、二次运移的阻力

油气在多孔介质中最主要的阻力是孔隙介质对油气的毛细管力。毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）界面上所产生的指向油（或气）方向的压力。

实际上岩石孔隙形态、结构是十分复杂的，当油气从大孔隙进入小孔隙或穿越喉道时，将在油体两端形成毛细压力差(△Pc)。由毛细压力差(△Pc)：

△Pc=Pt-Pp=2δcosθ/rt-2δcosθ/rp=2δcosθ（1/rt-1/rp）=2δ

（1/rt-1/rp）rt—喉道半径(小孔隙半径)，rp—孔隙半径(大孔隙半径)

cosθ=1，δ—界面张力

显然喉道越细，界面张力越大，界面弯曲程度越高，排替压力越大。对油气的阻挡、封闭能力越强，油气也越难运移。§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的通道、方向和距离

1、二次运移的通道1、孔隙系统

储层本身具有孔隙性和渗透性，是最广泛、最基本的二次运移通道。

2、断裂

断层既可作为油气的遮挡条件而造成断层圈闭，也可成为油气二次运移的通道，特别在穿层和垂向运移中具有独特的作用。

3、不整合面

不整合面分布具有区域性，往往形成区域稳定的高孔高渗古风化壳带或古岩溶带，对于油气作远距离运移具有特别重要的意义。轮南-吉拉克地区油气运移示意图过吉南—轮南50—轮南14—轮南30—轮南4井油藏剖面图网毯式侧向砂体模式网毯式垂向断裂模式“网毯式”输导体系类型所谓“网”，指体系下部的油气源通道网层和上部的油气聚集网层；所谓”毯”，指呈“毯状”稳定分布的巨厚辫状河流相块状砂砾岩，以及通过油源断裂等输送上来的它源油气在其中的蓄积状如”毯状”“T－型”输导系统成熟源岩骨架砂岩指源岩-活动性断层-骨架砂岩-圈闭构成的输导体系。“T”-型输导是油气进入大中型地层圈闭的主要方式。“阶梯型”输导系统断裂—不整合模式断裂—砂体模式是由断层和骨架砂岩组成的油气由低势区向高势区运移的连续输导系统。在砂泥岩层系中，横穿断层面的运移主要决定于断层两盘并置的岩性，压实过程中不连通孔隙间歇压裂“裂隙型”输导系统坨741坨143裂隙型输导体系是指运移的途径主要有孔隙、微层理面和微裂隙油气运移优势通道勘探实践表明，油气在地质条件下的运移除了受区域构造背景与一般意义条件下的流体势场控制外，还主要受控于“优势运移通道”。优势运移通道是指油气在无外界干扰情况下，在二次运移过程中自然优先流经的通道。能够成为油气运移优势通道的可以是上述的任何一种通道。运移通道所表述的是一种具优先选择的运移途径，与运移趋向或潜在运移倾向无关优势通道概念模型35003000290028002700310028002800烃源灶优势通道??图3-20显微镜下观察到的油气运移情况(据金之钧等，2003)面状砂岩孔隙组合体模型中油运移通道面状砂岩孔隙组合体模型中纺锤状油运移波及区优势通道概念模型指输导层内孔渗性结构分布差异形成的优势通道，油气在其中总是顺着级差（指通道介质与周围介质中的孔渗性的差异）优势最大的通道运移优势通道概念模型指有效烃源岩之上输导层沉降中心的有序偏移形成的油气运移通道，其关键在于断裂与区域性盖层的匹配关系

指油气运移过程中流压作用形成的优势通道。均质的输导层内，若不存在动水动力，则油气主要自身浮力作用下由深部向浅部运移，一旦存在动水动力，则油气运移的方向和通道就受浮力与水动力的双重控制。

指油气在运移过程中受浮力作用形成的优势通道。沉积盆地内，由于孔隙介质充满了地下水，油气的运移始终受到浮力的作用，当有断裂出现时，油气运移方向和通道受到浮力和断面倾角的控制。倾角越大，油气越易直接向上运移，倾角越水，则越难顺断裂向上运移。甚至可能在没有顺断裂面达到顶部或地面之前就顺优势通道分流并形成富集。

岩性变化较大的地区，若没有合适的通道，则不可能进行远距离运移；储集层性质变化较小，连通性好，若再有合适的通道，则可以进行远距离运移。

2、二次运移的距离§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的通道、方向和距离

我国陆相含油气盆地中的油田分布大多靠近生油凹陷，运移距离较近，一般常在30km以内。

较远距离的运移常与不整合面有关，如准噶尔盆地克拉玛依油田的石油来自盆地东南的玛纳斯湖凹陷，最大运移距离约为80km。美国中勘萨斯的古潜山带中的石油，来自其东南方的生油凹陷，最大运移距离约160km。与之相对的是一些透镜体储层中的石油，二次运移距离微不足道，实际上油气经初次运移就直接进入圈闭形成透镜状岩性油气藏。大方向：油气质点所受到的主要动力是浮力或浮力和水动力的合力。在含油气盆地中，如果在静水条件下，油气主要沿着浮力方向运移，在动水条件下，则沿着浮力和水动力的合力方向，所以油气二次运移总的来说是垂直向上的，当受到遮挡时，则沿着上倾方向。在沉积盆地中，生油区一般位于凹陷的最深处，与之相邻的斜坡和隆起是二次运移的主要指向。

小方向：具体的运移路线是沿着各种通道的最小阻力方向，它受储层的岩性变化、地层不整合以及断层分布等因素的控制和影响。因此，位于凹陷附近的隆起带及斜坡带，特别是长期继承性隆起带中良好储层常常控制着油气的初始分布。

3、二次运移的方向§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的通道、方向和距离

油气运移过程中，存在类似于色层分析一样的选择性吸附作用，称运移地质色层效应。可据此变化追踪油气运移方向。但若以氧化作用为主，则特征相反。（1）芳烃、卟啉、沥青质、胶质和重金属含量随运移方向相应减小（非烃极性强，易被吸附）；（2）C13/C12比值随运移距离增大而降低；（3）石油密度、粘度、含蜡量、凝固点随运移方向相应减小；（4）生物标志物也会有变化（甾烷的ββ异构体比αα异构体运移快；重排甾烷比规则甾烷运移快）。

3、二次运移的方向§3油气二次运移（SecondaryMigration）三、二次运移的通道、方向和距离

一般是生于较深处的石油，向上运移至埋藏较浅的圈闭中聚集的过程中，随着运移环境变浅，当大气降水通过断层或储层地表露头渗入运移环境时，可能发生较强的氧化作用。所以通过石油的成分变化也可反映石油的垂向运移。如我国渤海湾盆地大港油田的上第三系石油，据认为是由下第三系的石油运移上来的，其物理性质和化学组成的变化就带有氧化特征。ThedatasheetofcrudeoilcharactersinDangangOilfield

项目

地层层位石油性质比重（D420）粘度(10-3Pa·s）含蜡量（%）凝固点（℃）胶质沥青质（%）新近系明化镇组明一0.9322112.66.1-15.317.6明二0.918462.78.0-1.315.6明三0.899129.89.02.812.6馆陶组馆一0.887818.39.2169.2馆二0.877762.011.92112.3馆三0.869525.614.724.89.8馆四0.856411.714.830.57.2古近系东营组0.84114.9916.37258.67沙河街组沙一～二0.85837.5918.26219.66沙三0.82002.8712.49235.66

4、二次运移的时期一般说是初次运移之后即开始二次运移。二次运移时期受初次运移控制，(因油气进入储层之后超过临界油柱高度之后不可能不流动)；大规模二次运移时期，在主要生油期之后发生的第一次构造运动时期，此时：

①油气已大量生成；②构造运动使地层发生形变，产生构造(褶皱、断裂)，原压力平衡打破，流体压力重新分配。§3油气二次运移（SecondaryMigration）四、二次运移研究指标1．烃类组分（1）低分子正构烷烃。低分子正构烷烃，特别是甲烷具有最大渗透性和扩散能力，而矿物对重烃组分具有较强的吸附保留作用，沿运移方向CH４相对含量逐渐增加，重烃组分（C2+）逐渐减少。经常选用C1（%）、C1/C2+、C2+（%）、C2/C3等指标。（2）分子量相同而结构不同的组分。分子有效直径小的组分与矿物岩石表面作用力相对弱（如iC4=0.5278nm），而直径大者由于极性强（如nC4=0.5784nm），吸附力作用力大，同时iC4的扩散系数亦比nC4的扩散系数大，故沿油气运移方向上有效直径小的组分含量相对增大。常用参数有iC4/nC4、iC5/nC5。§3油气二次运移（SecondaryMigration）四、二次运移研究指标1．烃类组分（3）芳烃与链烷烃。苯具有芳香烃结构分子，而C6是链状结构，对于极性强者在运移过程中易被岩石吸附，迁移速率比较慢。某些强极性组分，由于岩石对它们的吸附力很强，可能永远滞留在运移途中；而一些极性较弱的组分，由于岩石对它们吸附弱，迁移速率相对较快。因此在运移方向上苯/nC6比值减小。

（4）ΔR3参数。由于R3参数（iC4/nC4）与R4参数（iC4/nC3）受母质类型影响很大，将二者组合后形成ΔR3参数（ΔR3=|R3-R4|/R4），则受母质影响大大减小，随着运移距离增加，R3不断增加，R4不断减小，使得ΔR3增大的幅度加大（一般相差在1.0左右），更能反映运移的变化。§3油气二次运移（SecondaryMigration）四、二次运移研究指标1．烃类组分（5）轻烃参数。轻烃组成按照官能团可以区分出正构烷烃、异构烷烃、环烷烃和芳烃四种。异构烷烃又可分为带甲基、二甲基、三甲基三种类型。正构烷烃在运移途中易于钻入岩石微孔道产生“滞留”，异构烷烃因为有支链不易钻入微孔道相对损失较少，随着距离的增加，组分异构化、环烷化加剧。在异构组分中，二甲基、三甲基链烷烃比单甲基链烷烃更能体现运移效应。常用参数有异构化指数：2,3—二甲基戊烷/（2—甲基已烷+3—甲基己烷）；环化指数：（C6—C7

）环烷/（C6—C7）正构烷烃；异构化—环化指数：（二甲基+三甲基+环烷）（C6—C7）/（C6—C7）正构烷烃等。

§3油气二次运移（SecondaryMigration）四、二次运移研究指标2．非烃组分

含氮化合物。咔唑类化合物中，烷基取代位置的不同会引起化合物性质发生变化，其一属于完全裸露型;其二属于半屏蔽型；其三为屏蔽型。由于烷基的屏蔽效应，故其极性降低，在油气运移过程中不易被矿物表面吸附，其丰度降低的幅度相对较低；而裸露型化合物中则不存在这一屏蔽效应，运移时易于被矿物表面吸附。常用参数有1，8—二甲基咔唑/2，7—二甲基咔唑、1，3—二甲基咔唑/1，6—二甲基咔唑等。

咔唑屏蔽型半屏蔽型裸露型运移阶段运移特征石油天然气初次运移成因和母质主要是有机成因，主要是分散的Ⅰ—Ⅱ型干酪根，在热解成熟阶段的产物除有机成因外，还可以有无机成因；除各类分散的干酪根外，煤也是主要源岩，而且在有机质演化的每个阶段上都可以产出相当数量的天然气排烃的相态以油相运移为主，气溶相运移也有一定的重要性可以有水溶相、油溶相、游离气相和扩散相四种运移方式，而且在不同阶段上都很有效排烃的动力在正常压实层系中，主要是瞬时剩余压力；在非正常压实层系中，主要是异常高压力

除与石油相同外，特别是依靠自身生成所产生的异常主压力。此外，浮力也有一定作用，还有分子扩散力排烃的阻力亲水介质中的毛细管阻力，与孔隙喉道间的摩擦力，与基质颗粒分子间的吸附力，油与油之间的内摩擦力由于气—水界面张力比油—水界面张力大，所以毛细管阻力比油大；由于分子小，与孔隙喉道间的摩擦力比油小；由于分子的极性小，与基质颗粒之间的吸附力比油小；由于粘度小，气体分子间的内摩擦力比油小排烃的通道主要是烃源岩中的孔喉系统、干酪根网络、层理面、微裂隙以及穿过烃源岩的断层主要是烃源岩中的孔喉系统、微裂隙以及穿过烃源岩的断层排烃和方向和距离在正常压实情况下，首先从烃源岩的边部和顶、底两边的运载岩排出，并慢慢向中部扩展，最终可以达到整个烃源岩厚度；在非正常压实情况下，微裂隙首先在烃源岩异常压力最大的中心部分产生，因此石油从烃源岩中部向两边运载岩排出基本上与石油相同，只是达到整个烃源岩厚度的速率比石油快；但天然气的扩散方向则是由高浓度向低浓度方向，不受剩余压力或异常高压梯度方向控制排烃的主要时期在正常压实情况下，当烃源岩含油饱和度达到并超过临界排油饱和度时，有油相运移，一般是从大量生油的时期开始；在非正常压实情况下，当烃源岩产生微裂缝时，有混相（油、气、水）流体排出，一般是滞后于大量生油的时期

只要有天然气生成，就能以任何一种相态向外排出；因为每种相态都可以排出相当数量的天然气，所以生气期一般就说是排气期排烃效率目前研究，排油效率可高达45%左右排气效率一般可达75%左右运移阶段运移特征石油天然气二次运移运移的相态以油相和气溶相为主有水溶相、油溶相、游离气相和扩散相运移的动力主要是浮力、水动力（与运移方向一致时）主要是浮力、水动力（与运移方向一致时）和分子扩散力运移的阻力主要是毛细管阻力、水动力（与运移方向相反时）、与孔隙喉道间的摩擦力、与基质颗粒分子间的吸附力、油与油之间的内摩擦力与石油基本相同，只是毛细管阻力比石油大，其他摩擦力和吸附力均比石油小运移的通道具有孔隙度、渗透性的地层、不整合面、层理面、裂缝和断层与石油基本相同，对通道、渗透性的要求可以比石油低运移的方向由高势区到低势区，具体为：静水条件下，沿浮力方向遇封盖层后沿运载层顶面或断层面的上倾方向；动水条件下，先沿浮力和水动力合力方向遇封盖层后沿运载层顶面或断层面的上倾方向天然气的渗流方向与石油基本相同，由高势区到低势区，只是受水动力方向的影响比石油小，更趋向于铅直向上的浮力方向；但对天然气的扩散来说，则是由高浓度向低浓度方向运移的距离决定于运移通道的连续性、圈闭的位置、流体势梯度、油源的丰度和含油气盆地的大小；一般侧向运移的最大距离不超过盆地长轴的半径决定天然气运移距离的因素基本上与石油相同；但对于天然气的扩散来说，只要存在着浓度差就没有运移距离的限制运移的时期基本上与初次运移时期相同基本上与初次运移时期相同运移的效率目前研究认为，可达25%，一般在15~20%一般在1%以下1020304050

0518212636465262100

时间（min）高度（cm)管状模型（玻璃珠、河砂；浮力、注入力；各种影响因素）左图为一具代表性实验中获得的不同时间点优势路径图像。运移路径内为油饱和的主干路径的宽度比较小（2－5mm）、基本直立，油运移过程中形成的路径各部分的形态和空间展布特征基本一致，基本不随时间变化。充注速率：0.6ml/min充注速率：1.2ml/min充注速率：4.8ml/min平板模型（玻璃珠；浮力、注入力）充注速率：0.6ml/min充注速率：0.6ml/min充注速率：0.6ml/min平板模型（河砂；浮力、注入力）★发现了影响油气运移路径的六种微观因素57°142°0°167°91°影响因素之一－

不同的颗粒表面润湿性接触角：可形成从极度优势到完全活塞式的运移路径5102030达因/厘米

40506070达因/厘米影响因素之二－

界面张力0.1μm0.5μm1μm影响因素之三－

孔喉大小影响因素之三－不同的颗粒粒度粒度：可形成从极度优势到完全活塞式的运移路径20－40目40－80目60－80目80－100目0.6