第四章石油天然气运移

第四章石油和天然气的运移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的研究方法油气运移：地壳中的石油和天然气在各种天然因素作用下发生的移动。第一节油气运移概述一、油气运移概念及证据二、油气运移的阶段划分初次运移：油气在烃源岩中的运移，以及自烃源岩向输导层或储集层中的运移。二次运移：油气进入储集层或输导层后的一切运移。三、油气运移的基本方式1、渗滤：机械运动，整体流动，遵守能量守恒定律。由机械能高的地方向机械能低的地方流动。★—渗滤、扩散2、扩散：分子运动，使浓度梯度达到均衡。扩散方向：从高浓度向低浓度。四、岩石的润湿性润湿性:流体附着固体的性质，吸附作用。润湿相:易附着在岩石上的流体。非润湿相:不易附着在岩石上的流体。岩石润湿性影响因素：矿物组成、流体性质、颗粒表面粗糙程度等。岩石颗粒多数为中间润湿或非均匀润湿。润湿性的分类：水润湿油润湿中间润湿混合润湿非均匀润湿五、油气运移临界饱和度油水或气水共存时，油相或气相运移所需的最小饱和度，称油气运移的临界饱和度。在烃源岩中，油相初次运移的临界饱和度为10％（Levorsen，1954）。在砂岩储层中，油相二次运移的临界饱和度为20％～30％（C.D.McAliffe，1979；W.A.England等，1987）天然气二次运移临界运移饱和度为5%～10%（Levorsen，1967）。某相流体饱和度低于一定数值时，相对渗透率为0，不流动。地静压力：由上覆沉积物的基质和孔隙空间流体的总重量所引起的压力，又称静岩压力。

S=ρrgh

S-静岩压力；h--上覆沉积物的厚度；g--重力加速度

ρr--上覆沉积物的平均总体密度；

静岩压力实际为由颗粒产生的有效压力(σ)和孔隙流体产生的流体压力(p)之和：S=σ+P地静压力梯度：指每增加1米沉积物所增加的压力。单位Pa/m，约为0.23×105Pa/m六、地静压力、地层压力、静水压力静水压力：由静水柱重量所造成的压力。是由连通在地层孔隙中的水柱所产生的压力。

Pw=ρwgH

式中：Pw--静水压力；H--上覆水柱高度；ρw--水密度；g--重力加速度静水压力梯度：上覆水柱增加单位高度时所增加的压力。

单位用Pa/m单位表示。静水压力梯度约为0.1×105Pa/m.地层压力：地下岩层孔隙流体的压力，又称地层流体压力或孔隙流体压力。

P=ρwgh单位：大气压(atm)或帕斯卡(Pa)；1atm＝101kPa。异常孔隙压力：高于或低于静水压力值的地层压力。Pf＞PH：异常高压，超压；Pf

＜PH：异常低压。PHPfPf＞PH正常情况下：Pf＞PH异常高压示意图水压头：地层压力所能促使地层水上升的高度（上覆水柱的高度）。

h=P/(ρwg)

式中：

P为地层压力，h为水压头，ρw为水的密度，g为重力加速度。由于水的密度为1，1个大气压的地层压力约相当于10m高的水柱重量。单一储集层内静水压面示意图测压面：同一层位各点水压头顶面所组成的一个面。

静水条件下，测压面水平；动水条件下，测压面倾斜。折算压力与水流方向示意图折算压力：测点相对于某一基准面的压力，相当于由测压面到折算基准面的水柱高度所产生的压力。

A点的折算压力P’＝h1ρwg＋PA＝(h1＋hA)ρwg

一、油气初次运移的相态二、油气初次运移的动力和方向三、油气初次运移的通道四、油气初次运移的主要时期五、烃源岩有效排烃厚度六、油气初次运移的模式第二节油气初次运移一、油气初次运移的相态初次运移的相态是指油气在地下发生初次运移时的物理相态。可能的相态：游离的油相、气相；水溶相；油溶于气呈气溶相；气溶于油呈油溶相；扩散相（一）石油初次运移的相态石油以分子水溶液和胶体溶液运移。1.水溶相石油初次运移相态：水溶相油相气溶相扩散相优越性：不存在毛细管阻力。（1）石油在水中的溶解度问题

常温、常压下石油在水中的溶解度很低。

在目前公认的生油温度60℃～150℃区间内，石油在水中的溶解度不过几个mg/L～几十mg/L。

如此低的溶解度要形成目前已知的石油储量是远远不够的。（2）水的来源问题大气降水可以渗透过包括烃源层在内的地层并溶解石油进行初次运移；大量生烃期烃源岩孔隙度降到15%以下，地层难以提供足够量的水；粘土矿物脱水：提供有限水源，碳酸盐岩产油区不能由此提供水源；地下深处孔隙水多以结构水的形式存在不能运移。（3）地球化学方面的问题排出石油中各种成分的含量与其水溶解度的大小并不相符。烷烃溶解度最小，而烷烃石油最多；芳香烃在水中的溶解度大，而芳香族的石油在全球最少；溶解度大的苯和甲苯应在石油中含量多，在烃源岩中残留少，而事实正相反。（4）水溶相不能解释碳酸盐岩中油气的初次运移碳酸盐岩基本上属化学成岩，在很浅甚至几米的深度上就排出了孔隙水而固结成岩。碳酸盐岩很少含粘土矿物，所以很难解释水溶相运移的水源问题。结论：石油呈水溶相运移观点还是存在异议的。天然气在水中有较大的溶解度，而且它在水中的溶解度是随压力的增加而增加的，因此，天然气可呈水溶相运移。2.油相证据：在数量上满足物质平衡要求；游离相石油存在于烃源岩孔隙或裂隙中；只有油相运移才能解释烃源岩生成大量油气的排出；厚层烃源岩剖面中可测定出对初次运移的色层效应。——石油初次运移最重要的相态。石油呈分散或连续状的游离相态分散油相连续油相石油在天然气中的溶解度与T、P的关系：

相同温度下，随压力增大而增大；

相同压力下，随温度增大而增大。气溶相存在的问题：

天然气的数量问题：在大量生油期天然气的量能否满足石油的溶解。

石油的出溶问题：出溶的条件。

毛细管阻力问题：由于气—水的界面张力比油—水的大（约1倍），所以气相运移将受到更大的毛细管阻力。3.气溶相——石油初次运移的一种重要方式4.扩散相分子的扩散作用对气体和轻烃是有效的，而对石油尤其是C10以上的重组分则几乎没有意义。烷烃（C1～C10）的有效扩散系数（据Leythaenser，1981）烷烃有效扩散系数D（cm2/s）烷烃有效扩散系数D（cm2/s）CH42.12×10-6nC5H121.57×10-7C2H61.11×10-6nC6H148.20×10-8C3H85.77×10-7nC7H164.31×10-8iC4H103.75×10-7nC10H226.08×10-9nC4H103.01×10-7（二）天然气初次运移的相态1.水溶相天然气初次运移相态：溶解相水溶相油溶相气体渗流相扩散相游离相——烃类气体溶于水中，以水为载体随水进行初次运移。压力的影响：随压力增加而增加；温度的影响：80℃以下随温度增加而减少，80℃以上随温度增加而增加；高温、高压下天然气的溶解度很大；溶解度大小顺序：甲烷＞乙烷＞丙烷；盐度的影响：随盐度的增加而减少。天然气在水中的溶解度的影响因素：1.水溶相2.油溶相天然气在油中的溶解度比在水中的大得多。天然气在轻质油中的溶解度大于在重质油中的溶解度。烃气在石油中的溶解度随压力增加而增加，直至饱和压力（泡点压力）。烃源岩中，天然气优先溶于油中，并以油为载体进行初次运移。石油的粘度和密度也将因溶有气体而大大降低，促进石油运移。——天然气溶于石油中，以油为载体随石油进行初次运移。3.游离气相——天然气以连续的或非连续的游离相态运移。形成游离气相的条件：天然气满足了油、水两相的溶解量。地层温度、压力的变化，原先呈溶解相的烃类气体从油中或水中析出。4.扩散相烃类气体能在烃源岩中以扩散相进行初次运移没有人怀疑，而且还推断出在深埋的低孔渗烃源岩中、超压烃源岩和低成熟烃源岩中，扩散相很可能是烃类气体运移的重要方式，甚至是唯一方式。随埋深增加初次运移可能模式（据B.P.Tissot，Welte，1978）低成熟阶段，水溶相运移最有可能生油高峰阶段，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（三）油气初次运移相态的演变二、油气初次运移的动力和方向（一）油气初次运移的动力瞬时剩余流体压力欠压实作用蒙脱石脱水作用流体热增压作用有机质的生烃作用渗析作用毛细管力作用扩散作用重结晶作用1.瞬时剩余压力（1）剩余流体压力及其形成机理

v0(1-φ0)=v(1-φ)l0(1-φ0)＝l(1-φ)——达到压实平衡状态v0/v——压实前/后体积，m3φ0/φ

——压实前/后孔隙度，%l0/l

——压实前/后厚度，m

压实前后岩石体积的变化与流体的排出压实后压实前压实作用水矿物水矿物v0l0

φ0v

lφ流体排出(2)瞬时剩余流体压力的形成瞬时剩余流体压力：沉积物在压实过程中，由于上覆新沉积物的重力载荷作用，使得孔隙流体产生瞬时的、超过静水压力的异常压力。剩余流体压力的大小直接与上覆新沉积物厚度和密度有关，其值等于上覆新沉积物的负荷与孔隙水的静水压力之差：最大瞬时剩余流体压力就等于上覆新沉积物的有效压应力。瞬时剩余流体压力对初次运移的作用作用时期：由正常压实产生的瞬时剩余压力作用下的排烃主要发生在成岩早期。作用方式：随上覆沉积层的不断增加，孔隙流体压力持续出现瞬间剩余压力与正常压力的交替变化，从而排出孔隙流体，孔隙体积减小。在连通的孔隙系统中，达到烃类临界饱和度时，烃类和水将在瞬时剩余压力作用下克服毛细管阻力，以混相排出烃源岩；在不连通的孔隙系统中蓄压，造成岩石破裂，烃类以混相沿微裂缝排出；幕式的，往复的。瞬时剩余流体压力作用下的排烃方向新沉积物横向厚度均等时：横向上各点剩余压力相等，不存在横向剩余流体压力：E=(ρb0-ρw)gl0

垂向上剩余流体压力梯度：dp／dZ=El/l0=[(ρb0-ρw)gl0]／l0=(ρb0-ρw)g

在均一岩性的层序里，压实流体的流动方向是垂直向上的。新沉积物横向厚度有变化时：剩余流体压力的横向变化梯度很小，难以造成流体的横向运移。在楔状沉积物负荷下压实流体的排出方向(据Magara，1978)（6）瞬时剩余流体压力作用下的排烃方向在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多，孔隙流体所产生的瞬间剩余压力：泥岩大于砂岩，流体由泥岩向砂岩运移。砂岩层中的流体作侧向运移，泥岩内部的流体作垂向运移为主；对于碎屑岩盆地，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运移。（6）瞬时剩余流体压力作用下的排烃方向2.欠压实作用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，使孔隙流体承受了部分上覆沉积的有效压应力，具有高于相应深度静水压力的异常高压，这种现象称为欠压实作用。（2）欠压实作用形成条件快速沉积盆地；厚层泥岩；高泥比率的砂泥岩互层岩系。（1）欠压实作用的概念（3）欠压实带特征正常压实带（NC）和欠压实带（UC）上伏沉积物负荷压力（S）流体压力（p）及颗粒支撑的有效应力（σ）关系图（3）欠压实带特征欠压实在声波时差和孔隙度曲线上的表现欠压实表现为地层具有偏离正常压实趋势的较大孔隙度和声波时差异常、高孔隙流体压力。(4)欠压实作用排烃机理及优势

烃源岩因欠压实导致超压；

岩石破裂排烃：当孔隙流体压力超过岩石破裂强度，岩石便产生裂隙，使流体得以排出；

排烃后再次蓄压，周而复始：随着流体排出，孔隙超压被释放，微裂隙重新闭合，此后流体压力再次积蓄升高，使岩石再次破裂而排烃，直到欠压实和异常压力消失为止。

异常压力的形成与排液释放也具有幕式特征；在连续沉降的盆地中，烃源岩产生欠压实的深度一般位于生烃门限以下，与生油窗相匹配好。(5)欠压实作用下流体排出方向欠压实带中流体由高剩余流体压力区向低剩余流体压力区运移，从欠压实带中心向上、下运移；由欠压实带向周围正常压实带运移；由烃源岩内部向边部运移；由烃源岩向邻近的储集层或输导层运移。3.蒙脱石脱水作用(1)粘土矿物脱水机理主要指蒙脱石向伊利石转化的成岩作用过程中释放层间水的作用。构成泥质沉积物的粘土矿物中，以层状硅酸盐类的蒙脱石、伊利石、蛭石、高岭石、绿泥石最为重要，它们都不同程度地含层间水。（2）蒙脱石脱水在初次运移中的作用促进地层中异常高压的形成。水的相变和膨胀使得烃类从矿物表面集中到粒间孔隙中，同时，由于层间水变成自由水，矿物颗粒收缩，从而提高了有效孔隙度和渗透率。此外，转化过程中层间结构收缩失去膨胀性，吸附能力大大降低。蒙脱石脱水可以提供泥岩总体积10-15%的水量，这种再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃的能力，为烃类以水溶相运移提供深部水源。4.流体热增压作用温度增加时，油气水的体积膨胀，即具有热增容效应；不同地区，地温梯度不同，水的膨胀增容程度不同；需要一个相对封闭的地质条件——连续沉积、厚层泥岩；欠压实带中流体热增压作用更为明显。地下流体由于温度升高引起体积膨胀，增加封闭地层系统的孔隙流体压力的作用，称流体热增压作用。（1）流体热增压作用机理（2）流体热增加作用与油气初次运移在烃源岩封闭系统内形成增压作用，形成异常高压，导致岩石破裂，有利于排烃。在砂泥岩互层中，泥岩层易于形成流体热增压作用，而砂岩不易产生，因此，泥岩中的流体总是向邻近的砂岩中运移。

5.有机质的生烃作用干酪根所形成的油气(包括水)的体积大大超过原干酪根本身的体积，新生的流体进入孔隙中，排挤孔隙已存在的流体，驱替原有流体向外排出。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。烃源岩生烃过程孕育了排烃的动力，石油的生成与运移是一个必然的连续过程。（1）烃源岩生烃过程也孕育了排烃的动力直接运移动力，在烃源岩中形成局部的异常高压；产生微裂缝，提供运移通道；饱和CH4和CO2气体的孔隙水在一定温度和压力下可以溶载更多的烃类以水溶相运移；

CO2等气体可以改善石油流动性，提高排烃效率；上述作用都发生在大量生烃期，与生烃时间匹配好。（2）生烃作用对初次运移的影响

5.有机质的生烃作用

6.渗析作用渗析作用：指水由盐度低区通过半渗透膜向高盐度区的运移的作用，随着盐度差消失渗析作用逐渐停止。对砂泥岩互层剖面：流体从泥岩到砂岩运移。对烃源岩本身：流体从泥岩中部到边部运移。渗析作用与初次运移渗析作用可以促使异常压力的形成构造应力作用：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。

7.构造应力8.毛细管压力在地下亲水介质的多相流动中，毛细管压力对烃类运移一般都表现为阻力。在烃源岩与运载层接触面上，由于烃源岩的孔隙远远小于运载层孔隙，因此就形成由烃源岩指向运载层的毛细管压力差，驱使烃类由烃源岩向运载层中运移。

在亲水烃源岩内部，在毛细管压力差作用下，烃类比较容易被从喉道中挤到大的孔隙中去，使烃类在较大孔隙中相对集中，有利于连续烃相的初次运移。

9.扩散作用——由于浓度差而产生的分子扩散。扩散作用方向：由具高浓度烃的烃源岩向围岩运移；扩散作用适合于低碳数烃，尤其对气态烃具有更重要的意义。扩散作用存在时空广泛：在烃源岩内部和异常高压状态下可以无障碍地进行，在有机质成烃初期和过成熟热演化期依然进行。扩散流和渗流在地下孔隙空间中可以互相转换。碳酸盐岩孔隙变小，促使已存在于孔隙中的油气压力增加，导致岩石破裂，油气被排出。对以化学成岩为主的碳酸盐岩烃源岩来说，这种作用更为重要，被认为是碳酸盐岩烃源岩初次运移的有效动力。10.碳酸盐岩胶结和重结晶作用（二）油气初次运移动力的演化中—浅层深度，压实作用为主；中—深层深度,异常压力为主。在烃源岩有机质热演化生烃过程的不同阶段，其主要排烃动力有差异。

泥质源岩不同阶段的排烃动力（张厚福，1999）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、渗析作用、扩散作用1500～400050～150成熟正常压实－欠压实、蒙脱石脱水作用、有机质生烃、流体热增压、渗析作用、扩散作用4000～7000150～250高成熟－过成熟有机质生气、气体热增压、扩散（二）油气初次运移动力的演化一、油气初次运移的相态二、油气初次运移的动力和方向三、油气初次运移的通道四、油气初次运移的主要时期五、烃源岩有效排烃厚度六、油气初次运移的模式第二节油气初次运移三、油气初次运移的通道泥质烃源岩主要由各种粘土矿物、各种碎屑和非碎屑矿物以及有机质组成，其中粘土矿物含量占了绝大部分，并具有很强的非均质性。在显微镜下观察可以看到它是一个由不同大小的孔隙、喉道、晶洞和裂隙所组成的多孔系统，并具有网络状和有限连通的特征。碳酸盐岩烃源岩中的石灰岩、泥质灰岩、生物灰岩等为晶质结构，晶间孔隙、晶内孔隙、生物骨架孔隙及微裂缝等发育，也具有一定的有限连通特征。（一）烃源岩的组构（二）油气初次运移的通道油气初次运移的主要通道类型：较大的孔隙微层理面微裂缝构造裂缝与断层有机质或干酪根网络1.较大的孔隙与微层理面——是有机质未成熟-低成熟阶段的主要运移途径。（1）较大孔隙：烃源岩中孔径大于100nm的孔隙，包括微毛细管中的大微孔和少量毛细管孔(D≤2μm）。孔隙类型孔隙直径裂缝宽度超毛细管孔隙>500μm>250μm毛细管孔隙500～0.2μm250～0.1μm微毛细管孔隙<0.2μm<0.1μm(2)微层理面微层理面具有较好的渗透性，是烃类在泥质烃源岩内横向运移与调整的重要途径；在有机质成熟——过成熟阶段微层理面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。1.较大的孔隙与微层理面2.构造裂缝和断层地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。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。烃源岩中的断层也是初次运移的重要通道。断层在初次运移中的作用：直接作用：运移通道、运移动力。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。—幕式排烃间接作用：形成构造裂缝；造成烃源岩与对盘地层对接。2.构造裂缝和断层3.微裂缝缝宽：一般是指宽度小于100μm的裂隙；实测宽度：10～25μm(E.M.Cmexob，1974)最小：3～10μm(Neglia，1979)微裂缝与孔隙连接，形成微裂缝-孔隙系统。

——过成熟阶段的油气初次运移主要途径。微裂缝的主要成因：异常高压。烃源岩微裂缝的产生条件：流体压力超过静水压力的：1.42～2.4倍（Snarsky，1962）；1.6～2倍（李明诚，2004）。微裂缝形成和发育的特点：油气沿此类微裂隙的运移呈幕式涌流方式进行，具有间歇性、脉冲性、多期性、周期性特点。周期性开启与闭合（Rouchet，1981；Ungerer等，1983）。油气沿微裂缝的运移特征：4.有机质或干酪根网络Momper(1978)等认为，烃源岩中的有机质并非呈分散状，而主要是沿微层理面分布。McAuliffe(1979)进一步证实，烃源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。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。（二）油气初次运移的通道初次运移的多种动力，都可以造成烃源岩产生异常高压。它既是重要的运移动力，又能形成压裂通道。异常压力作用下，流体排出分为以油气相连续渗流运移过程和幕式的不连续混相运移过程，这两个过程，可以相互转化，周期性发生。当烃源岩内未产生异常高压并导致微裂缝形成时，油气沿微小孔隙或干酪根网络以油气相连续渗流运移。（三）初次运移中的异常压力、流体压裂与幕式排烃产生异常高压和岩石破裂下的、以混相涌流方式沿微裂缝的幕式运移。幕式压裂形成过程：生烃压裂阶段水力压裂阶段生烃压裂：主要是由于烃类的生成作用和液态烃的热裂解作用导致孔隙流体的超压和流体压裂作用。水力压裂：主要是由于泥质沉积物的欠压实作用、粘土矿物的脱水作用及水热增压作用导致地层孔隙流体的超压和水力压裂作用。（三）初次运移中的异常压力、流体压裂与幕式排烃四、初次运移的主要时期判断初次运移主要时期的依据：烃类演化、运移相态、运移通道、运移动力······初次运移主要时期：大量运移油气的时期。油气初次运移的时期是指烃源岩从开始排烃到终止排烃的整个时期。受烃源岩成岩作用、有机质演化、油气运移相态及排烃等条件的制约，初次运移必定存在一个主要时期。石油：有机质热演化成熟阶段天然气：多期，大量生气之后四、初次运移的主要时期五、烃源岩有效排烃厚度在烃源岩中能够有效排出烃类的厚度称为有效排烃厚度。阿尔及利亚储集层上覆页岩生油层中烃类、胶质、沥青质含量分布图（据B.P.Tissot，1971）影响有效排烃厚度的因素：烃源岩初次运移动力、相态、通道；烃源岩与相邻输导层的组合方式、接触面积；邻近输导层的孔渗性。有效排烃厚度大小一般认为烃源岩有效排烃厚度为10～30m（Tissot，1978；Magara，1978）。阿尔及利亚实例中烃源岩有效排烃厚度约为28m(上、下距储集层各14m)（B.P.Tissot，1971）。王捷等（1985）对东营凹陷利14、梁28和宁17等7口井沙三段烃源岩单层厚度（7.5～42.5m）的研究，认为进入成熟门限的烃源岩向上、下排烃的有效厚度分别为18.5m和4m，排油效率分别为54.6%和24.1%，以向上排烃为主。六、油气初次运移模式正常压实排烃模式异常压力排烃模式扩散模式油气初次运移可以归纳为三个模式：三者在运移相态、动力、通道等方面有差异。1.未熟－低熟阶段正常压实排烃模式源岩埋深小，生成油气的数量少，源岩孔隙水较多，部分油气可以溶解在水中呈水溶状态，部分可呈分散的游离油气滴。动力为正常压实在压实作用下，随压实水流，油气通过源岩孔隙运移到运载层或储集层中。2.成熟－过成熟阶段异常压力排烃模式在成熟－过成熟阶段，有机质大量生成油气，大量油气呈游离状态。欠压实、蒙脱石脱水、有机质生烃以及热增压作用等各种因素导致孔隙流体异常高压，成为排烃动力。高压导致源岩产生微裂缝，油气水通过微裂缝－孔隙系统向源岩外涌出。3.轻烃扩散辅助运移模式气体通过短距离的扩散进入最近的输导层后，即转变为其它方式进一步运移到储层中。轻烃的扩散可以作为一种辅助运移模式。但对于深层储层非常致密，或者处于流体异常高压状态的地层，流体的渗流几乎不可能进行，这时，天然气的扩散作用则显得更为重要。一、油气二运移的相态和流动类型二、油气二运移的阻力和动力三、油气二次运移的通道和方向四、油气二次运移的主要时期和距离第三节油气二次运移一、油气二次运移的相态和流动类型★主要：连续油相或者气相运移过程中因温压条件改变，会发生相态变化水溶相油溶相气相扩散相天然气二次运移的相态石油二次运移的相态游离相水溶相气溶相渗流：流体在地下岩石孔隙中的运动；浮力流：在地层孔隙水介质中油气在密度差作用下的上浮运动；扩散流：流体在浓度差作用下所产生的分子扩散。油气以水溶相运移时动水条件主要发生渗流，静水条件表现为扩散流；油气以游离相运移时主要发生浮力流；油气以游离相的渗流很少发生单相渗流。二次运移的流动类型不同相态的流动类型一、油气二次运移的相态和流动类型二、油气二次运移的阻力和动力1.油气二次运移的阻力相态游离相水溶相扩散相主要阻力毛细管压力、与岩石颗粒间的吸附力；某些时候浮力也可表现为阻力；水与孔隙内壁的摩擦力；分子间及分子与孔隙内壁的碰撞；2.油气二次运移的动力二、油气二次运移的阻力和动力常见动力类型：浮力、水动力、构造应力，分子扩散力。

Fwo＝V(ρw－ρo)g式中：Fwo—油在水中的浮力，Pa；V—油相体积，cm3

；

ρw、ρo—水、油的密度，g/cm3；

g—重力加速度，980cm/s2。浮力油气在浮力作用下运移，必须首先克服毛细管阻力。

（1）浮力式中：

Vo—油相体积，cm3；σ—油-水界面张力，10-5N/cm；rt—孔隙半径，cm；rp—油体半径，cm；g—重力加速度，980cm/s2；ρw—水的密度，g/cm3；ρo—油的密度，g/cm3。临界气柱高度：

石油在储层中开始运移的条件：油柱高度大于临界高度把石油体积V换成单位面积的高度，则石油运移的临界高度：浮力的方向垂直向上。在水平地层条件下，油气垂直向上运移至储盖层界面；在地层倾斜情况下，油气则沿地层上倾方向运移。（1）浮力由于ρw-ρg＞ρw-ρo

★粒度越细，孔喉越小，油柱上浮所需临界高度越大。★相同条件下，气柱上浮临界高度远小于油柱。所以：（1）浮力运载层中油气在静水条件下的二次运移石油从生油层排出进入储集层时，由于岩石的非均质性在储层底部形成高低不平的油水界面。当最高油体超过临界高度Zo时，会脱离界面而上浮。

沉积盆地的地下水动力条件对油气二次运移起着宏观控制作用。

压实作用——压实水动力（压实驱动）：由盆地中心向盆地边缘、由深处向浅处。

重力作用——重力水动力（重力驱动）：由盆地边缘向盆地中心（2）水动力①水动力类型压实水动力:主要来自于盆地内沉积物的压实排水，出现在盆地早期的持续沉降和差异压实阶段和过程中。通常在同一个时期，盆地中心的地层厚、沉积物负荷大，边部地层较薄、沉积物负荷较小，由此产生差异压实水流，其流动方向是由盆地中心向盆地边缘呈“离心流”状、由深处向浅处。盆地中地下水测势面在盆地中心和深部最高，向边缘和浅部降低，形成凹（洼）陷区指向边缘的区域地下水动力场。——压实流盆地重力水动力：盆地演化的成熟阶段。随着盆地沉降的停滞和进一步的成岩变化，压实作用变得越来越不明显，加上后期的地壳运动使得地层翘倾、褶皱，地层在盆地边缘往往出露并与大气水相通，形成由盆地边缘向盆地中心重力流，并在盆地中心穿层排泄，区域地下水表现为“向心流”的特征。——重力流盆地。滞流盆地：盆地演化的晚期，盆地地下水基本上处于静水状态，无流体能量交换。（2）水动力②水动力作用下的油气二次运移在压实水动力作用下油气运移，要视水动力、浮力、毛细管阻力之间大小、方向的对比。水平地层中油气在水动力推动下的运移水平地层：水动力大于毛细管阻力时，油气沿水动力方向运移。倾斜地层中水动力与浮力的配合对油气二次运移的影响倾斜地层：当存在来自上倾方向的水流时，水动力与浮力方向相反，对运移起阻碍作用；当存在来自下倾方向的水流时，水动力与浮力方向相同，将加速油气运移。从折算压力高向折算压力低的方向流动。压实水动力作用下的水流方向：在重力水动力驱动下流体的运移:在重力水动力驱动下，水流方向主要是由盆地边缘的高势区流向盆地中心的低势区。重力水流的大方向与油气在浮力作用下的运移大方向正好相反，在适当的条件下可以形成水动力圈闭。

在水动力作用下的油气二次运移构造应力：由地壳运动产生的地应力。是作用在岩石骨架中的压力，而地层压力是岩石孔隙中的流体压力，两者互相作用、互相传递，形成岩石统一的压力系统。（3）构造应力★构造作用产生的异常压力可以造成地下流体势的改变，促使油气运移。构造侧向挤压、断裂作用和刺穿作用等都是形成异常压力的重要因素。★构造应力促使岩层变形或变位，造成褶皱和断裂，地层发生倾斜，形成裂缝，并驱使地层中的流体向低势区发生运移。★构造应力形成运移通道。构造应力可以形成褶皱、断裂，使地层产生翘倾，形成供水区和泄水区，使得油气可以在浮力和水动力作用下有效运移。

（4）分子扩散力分子扩散力受浓度梯度控制，从高浓度区向低浓度区扩散；扩散力方向可以油气运移方向一致，有利于运移；其它方向的扩散，将导致油气散失；在致密地层中，分子扩散成为二次运移的主要动力和方式。1.油气二次运移的通道储集层的连通孔隙和裂缝：基本通道断层：垂向运移主通道不整合面：侧向运移重要通道三、油气二次运移的通道和方向连通孔隙岩石的连通孔隙是油气二次运移的基本通道；连通孔隙的输导油气能力取决于岩石的孔隙喉道结构；在那些不连通孔隙中的烃类只能发生分子扩散；碳酸盐岩中发育原生孔隙和次生孔缝洞。裂缝裂缝是岩石受力后完整性受到破坏，形成破裂面，破裂面两侧岩石未发生显著位移。形成裂缝的因素：构造作用早期成岩的收缩作用晚期成岩的溶蚀作用地层中异常高压异常高压与地应力的叠加构造裂缝成岩裂缝

原生裂缝次生裂缝

裂缝极大改善岩层渗透性。断层侧向运移垂向运移①油气沿断层运移的形式：前提条件：断层开启性以断层为通道的油气运移示意图油气沿断层侧向运移油气沿断层垂向运移②断层作为油气二次运移通道的意义沟通深部油源与浅部地层，造成油气在垂向上的运移与分布；沟通断层两盘对接地层间的流体运移，有利于油气横向运移与分布；多期活动断层造成油气多期运移；对也已形成油气藏的破坏作用。断层地层不整合面③地层不整合面作为运移通道的特点地层不整合结构样式及其渗透性决定其输导性；有利于油气横向运移；大面积汇集油气，连通不同时代、不同岩性的生、储岩层；在时空分布稳定，输导条件变化小。准噶尔盆地西北缘以不整合为运移通道的油气运移示意图2.二次运移的优势通道与运移方向有效运移通道——那些真正发生了运移作用的运移通道。（1）优势运移通道与有效运移通道优势运移通道——油气自然优先流经的二次运移通道，它决定油气二次运移的主要方向。控制着运移油气总量的绝大部分，是有效通道的一部分。（2）油气二次运移方向及其控制因素①输导层骨架砂体：分布连续性、孔渗性；断层：开启性、发育规模、活动时期、产状；不整合：类型、分布、结构及其输导有效性。美国湾岸区德克萨斯州渐新统三角洲的油气运移方向及油气田分布（据A.Perrodom，1993）（2）油气二次运移方向及其控制因素②输导层及相关地层的构造起伏控制优势运移通道方向骨架砂体输导层、不整合面的起伏断层面的构造起伏古构造背景起伏从盆地整体看，油气运移的方向总是由盆地中心向盆地边缘运移；由生烃凹陷（洼陷）向邻近的古凸起运移；由深部地层向浅部地层运移。在多种因素综合控制下，油气运移的总方向是:2.二次运移的优势通道与运移方向位于生油凹陷附近的凸起带及斜坡带，常成为油气运移的主要指向，特别是长期继承性的凸起带最为有利。（1）含义：是指油气从烃源岩到圈闭过程中所经历的所有路径网及其相关围岩，包括连通砂体、断层、不整合及其组合。油气沿着形态不规则的立体线状输导系统运移。3.油气二次运移的输导体系(2）输导体系的类型按主要运载层类型分类：输导体系的有效性是指输导体系输导油气的能力。输导体系与生油气中心的时空配置决定着输导体系的有效性；输导层输导油气能力及其组合关系；输导层与优质盖层的有效配置；构造作用为原有输导体系提供新的通道网络及流体运动动力，激活原有无效输导体系；异常高压既是运移动力，也可造成地质体破裂，形成有效运移通道。（3）输导体系有效性及影响因素输导体系有效性的影响因素：1.主要时期四、油气二次运移的主要时期和距离影响油气二次运移主要时期的因素烃源岩大量生排烃运移通道的形成构造运动在主要生排烃期后的第一次大规模构造运动决定了二次运移主要时期。2.运移距离横向：几米—上百公里；垂向：几米—几千米影响油气二次运移的距离的因素圈闭与油源区的距离运移通道发育程度岩性岩相变化区域构造条件上覆盖层分布断层的发育及其封闭性运移动力我国部分含油气盆地油气运移距离盆地名称运移距离（公里）一般距离最大距离松辽盆地小于40鄂尔多斯盆地小于4060渤海湾盆地小于2030江汉盆地小于1015南襄盆地小于1020酒泉盆地5～2030准噶尔盆地30～5080第四节油气运移研究方法一、有机地球化学方法二、地球物理和分析测试技术三、实验室模拟方法四、流体势分析方法一、有机地球化学研究方法

（一）有机地球化学方法研究初次运移李明诚（1969）指出初次运移排油深度以下的烷烃含量会突然减少；非烃、沥青质等和烷烃一起运移。Leythaeuser（1984，1986）指出正烷烃在排烃过程中有明显的分异作用，低碳数烷烃优先排出；根据烃源岩含烃量由中部向顶底递减，可以计算排烃率，也可以确定烃源岩有效排烃厚度。研究内容：确定排油深度和排油时间研究排油效率和有效排烃厚度根据剖面上地球化学指标的变化确定烃源岩排烃情况。

（一）有机地球化学方法研究初次运移（二）有机地球化学方法研究二次运移研究内容：油（气）源对比追踪油气运移路线生物标志化合物、正烷烃、碳同位素、族组分等地球化学指标，进行油源对比，追溯油气来源；储层中原油的物性变化和储层沥青的分布特征判断石油运移方向。（二）有机地球化学方法研究二次运移1.层析作用：沿着运移方向，石油被矿物选择性吸附，化学成分和物理性质规律性变化。

（1）非烃和芳香烃族分逐渐减少。（2）某些生物标志化合物有规律变化。（3）13C/12C比值逐渐降低。（4）石油密度、粘度降低。

2.氧化作用：沿运移方向，原油由轻变重，石油密度、粘度增大，由稀变稠。3.利用原油高压物性分析油气运聚方向原油高压物性能反映地下油层的物性，因此根据地层原油物性相对变化可定性地研究油气运移方向和距离。氧化作用占主导前提下：饱和压力和气油比逐渐变低，密度和粘度逐渐增加。（二）有机地球化学方法研究二次运移3.利用含氮化合物分析指标追踪油气运移路径利用含氮化合物研究油气运移方向的前提条件：油气来自于同一油源。最常用的是含氮化合物中的烷基咔唑类化合物。含氮化合物中的咔唑类受沉积环境、母源、有机质成熟度的影响很小，而主要受运移因素影响，是研究油气运移较为可靠的指标。（二）有机地球化学方法研究二次运移二、应用地球物理资料和分析测试技术研究油气运移1.利用压实曲线研究初次运移压实曲线是地层孔隙度随埋深的变化曲线，它是近似反映沉积物压实历史的一种方法。压实作用被认为是初次运移的主要动力。压实曲线反映了垂向压力的分布和变化，结合成烃演化史即可进行排烃方向和排烃深度的分析。根据欠压实曲线分析排烃深度和方向2.利用原油孢粉追溯油源和运移方向原油孢粉是原油中保存的孢粉微化石。孢子花粉由原生质体、内壁和外壁组成，仅孢粉外壁（耐高压、耐酸碱、不易氧化、不易被微生物降解）能保存下来。原油中均发现大量孢粉化石，为研究烃源岩和油气运移提供了直接的时空证据。二、应用地球物理资料和分析测试技术研究油气运移3.利用荧光显微分析技术研究油气运移二、应用地球物理资料和分析测试技术研究油气运移荧光显微分析技术是通过观察岩石中石油荧光的显示情况直接把石油与岩石联系在一起研究油气运移的一种重要手段。初次运移研究判断烃源岩有机质丰度证明初次运移的存在证明初次运移的通道二次运移研究推测油气运移期确定油、气、水界面及其演变三、实验室模拟方法1.初次运移物理模拟研究内容：排烃机理（主要针对临界排烃饱和度大小）排烃方式以含一定有机质丰度的岩石为样品，依靠升温热解生烃，并依赖生烃过程中流体体积膨胀引起的压力驱动烃类排出，然后收集排出的烃类定性或定量研究。三、实验室模拟方法