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第四章石油和天然气运移OilandGasMigration生烃（初次运移）（二次运移）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研究的主要内容•油气运移的机理—促使油气运移的动力—油气在运移中所处的状态—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）第一节与油气运移有关的几个基本概念一、初次运移和二次运移初次运移：油气从烃源岩向储集层的运移。二次运移：油气进入储集层以后的一切运移。二次运移包括了成藏前油气在储层（或输导层）内的运移，也包括了油气藏破坏以后的运移（有人称为三次运移）。三次运移：油气聚集后由于外界条件的变化，油气再次发生的运移称为三次运移。油气聚集初次运移生油岩二次运移生油岩输导岩二次运移输导岩初次运移海平面（a）（b）（a）初次和二次运移早期（b）初次和二次运移晚期及油气藏的形成油气二、油气运移的基本方式油气运移的基本方式是扩散和渗滤1.渗滤：油气在外力作用下，由高势区向低势区流动的一种机械运动方式。渗滤可用达西渗滤定律来描述。2.扩散：是油气分子发生的布朗运动。流体的扩散速度与浓度梯度有关。三、岩石的润湿性1.润湿性:指流体附着在固体上的性质，是一种吸附作用。不同流体与不同岩石会表现出不同的润湿性。2.润湿流体与非润湿流体:容易附着在岩石上的流体称为润湿流体，反之为非润湿流体。3.润湿相与非润湿相：在多相流体共存且不相溶的流体中，将润湿体又称之为润湿相，非润湿体称为非润湿相。例如：对于油层，在油水两相共存的孔隙中，如果水易附着在岩石上，则水为润湿相(水为润湿性流体)，而油为非润湿相(油为非润湿性流体)，说明岩石具亲水性（亲水憎油）；反之，则油为润湿相，水为非润湿相，岩石具亲油性（亲油憎水）。（一）概念：（二）岩石的润湿性的石油地质意义岩石的润湿性影响油气在储层中的运移难易程度。1.亲水岩石：利于油气运移。2.亲油岩石：不利于油气运移，油以薄膜形式附着在孔壁上，成为不能移动的残余油。岩石油水水水水(A)亲水孔隙介质()亲油孔隙介质通常根据润湿接触角的大小来判断岩石的润湿性湿润接触角：从密度较大的流体一侧测量四、油气运移的临界饱和度对于一定的岩石，存在一个最低的含水饱和度、含油饱和度或含气饱和度，当油气水的饱和度低于此值时，它们的有效渗透率为零，即不发生流动。因此，将油气水共存时，油（气）运移所需的最小饱和度称为油（气）运移的临界饱和度。例如：Levorson(1954)曾对亲水砂岩进行油水两相吸/排水的实验，结果表明油相的饱和度低于10%时，油不能运动，说明该砂岩油运移的临界饱和度为10%。五、地层压力、折算压力和测压面1.地层压力:地下多孔介质中流体所承受的压力，称为地层压力，亦称为地层流体压力或孔隙流体压力，单位：Pa。工程上用水压头直观地表示地层压力，水压头相当于地层压力所能促使地层水上升的高度，表达式为：（一）概念：h=P／(g)式中：h——水压头，m；P——地层压力，Pa；——水密度，kg/m3；g——重力加速度，m/s2。ww2.测压面:同一层位各点水压头顶面的连线称该层的测压面．测压面是一个用来反映横向上水压头的变化。在静水条件下，测压面是水平的，称其为静水压面；在动水条件下，测压面面是倾斜的。ABCDH1H2静水压面３.折算压力：是指测点相对于某基准面的压力，在数值上等于由测压点到折算基准面的水柱高度所产生的压力。折算平面测压面h4h2h1hahbhch3hdABCDhxhyH供泄第二节初次运移•烃源岩中生成的油气排出烃源岩的过程•发生背景：油气不断生成、烃源岩不断埋藏成岩一、油气初次运移的相态两种主要观点：-水溶相态运移-游离相态（油相、气相）运移（一）水溶相态运移-油气溶解在烃源岩的孔隙水中，呈水溶液运移。但是，液态油难以溶于水。关键问题：油气在水中的溶解度1石油：地表条件下除芳烃和环烷烃的简单分子（苯、甲烷、环戊烷等）外，其余在水中的溶解度很小（1）压力：压力的变化对其溶解度几乎没有什么影响（Hobson，1985）（2）温度：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物质平衡计算：根据已知油田的烃源岩的累积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在1000—10000ppm因此，（分子）水溶相态不是石油初次运移的主要相态。2.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，但呈水溶相运移无疑是天然气初次运移的一种重要方式。气相运移：烃源岩大量生气而地层水较少时，天然气则主要呈游离相运移。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）游离相态运移包括游离油相游离气相•油相运移：随着压实的继续进行核液态烃的不断生成，空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。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。泥质烃源岩随压实的进行，孔隙水不断的排出，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。（三）油溶气相、气溶油相运移石油与烃类气体可以互溶。１.气溶油相运移：石油伴生气２.油溶气相运移：凝析油，是由反溶解于气中。由于在石油大量生成的同时天然气也在大量生成，而天然气在由衷的溶解度又较大，因此有相当一部分天然气可以溶解在油中被带出烃源岩。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；一定的温度条件下故只渴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（Waples,1985）１.影响因素：与烃源岩类型、经历的温度、压力、埋深、流体压力、孔隙度等有关。如：对于泥质烃源岩：随埋深↑，温度↑，流体压力↑，孔隙度↓，生成水、油、气时间不同，油气初次运移相态不同。（四）油气初次运移的相态演化•未成熟阶段：石油未大量生成，地层孔隙度较大，源岩含油饱和度很低，只能为水相运移；•成熟阶段：生油量大增，孔隙度变小，源岩含油饱和度变大且超过临界运移饱和度，发生连续油相运移。•高成熟阶段：随着源岩进一步埋深，在较高温度下，进入湿气阶段，此时石油可以呈气溶相运移；•过成熟阶段：石油发生热裂解产生大量甲烷气体，可以产生游离气相运移。２.油气初次运移相态演变：总结：初次运移相态随埋深的演变规律是水溶相—油相—气溶相。概念：剩余压力：是指岩层的实际压力超过对应的静水柱压力的那部分压力。孔隙中的流体在静水柱压力下，处于一种压力平衡状况，流体是静止的。一旦压力超过其静水柱压力，就有剩余压力存在，若剩余压力超过毛管压力就会使流体流动。目前一般认为油气初次运移的驱动力的就是剩余压力。因此，剩余压力是油气初次运移的主要原因。产生剩余压力的原因（即动力）有如下几种情况：二、油气初次运移的动力和运移方向（一）．压实作用（1）压实作用：是沉积物在上覆沉积负荷作用下，沉积物致密程度增大的地质现象。（2）正常压实或压实平衡状态：在压实作用过程中，沉积物通过不断排出孔隙流体，孔隙度不断减少，孔隙流体压力基本保持静水压力，称为正常压实或压实平衡状态。在正常压实过程中，当烃源岩生成的油、气溶解在孔隙水中，就能够随着孔隙水一起被压实排出，实现油气的初次运移。1.概念：2.剩余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·LodpL:剩余流体压力；ρbo：新沉积物层的密度；ρw：地层水的密度；g：重力加速度；Lo：新沉积物层的厚度；对于厚度均匀的新沉积物，横向剩余压力均等，不存在横向剩余压力差，因此，流体不会发生横向运移；但是，纵向却存在剩余压力差，因此，流体从深部向浅部发生运移。对于厚度不等的楔状新沉积物，横向和纵向的剩余压力均不等，同时存在横向和纵向剩余压力差，因此，流体不但由深部向浅部发生运移，同时在横向上由厚层向薄层运移。在砂泥岩互层剖面中，由于压实使泥岩孔隙度减小得比砂岩快，即在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多，泥岩孔隙流体所产生的瞬间剩余压力比砂岩的大，因此流体的运移方向是油页岩到砂岩。宏观上，压实流体运移方向为：深部→浅部，盆地中心→盆地边缘（二）欠压实作用（Undercompaction）欠压实现象：泥质岩类在压实过程中，由于其渗透率难以满足排液速度的要求，孔隙流体不能正常排出，导致其孔隙流体压力高于相应深度的静水压力，形成异常高压。这种现象称为欠压实现象。与欠压实伴生的异常高压可驱使烃源岩中的油气排向相邻的储集层。欠压实特征：1孔隙度异常高2流体压力异常高（三）蒙脱石脱水作用蒙脱石：鹏润性粘土矿物，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，由脱出水产生的压力将推动油气运移；当排液不顺畅时，促进异常高压形成。干酪根成熟后可生成大量油气（包括水）。这些油气（包括水）的体积大大超过原干酪根本身的体积，这些不断新生的流体进入孔隙后，必然不断排挤孔隙已存在的流体，驱替原有流体向外排出。流体排出不畅时，也会增加流体超压。因此，烃源岩生烃过程也孕育了排烃的动力。由此也可推断，石油的生成与运移是一个必然的连续过程。（四）有机质的生烃作用（五）流体热增压当泥岩埋藏比较深，地层温度增加，流体发生膨胀，剩余压力增大，促进流体流动。水随温度增加，体积也会发生膨胀，产生水热增压作用。是指在渗透压差作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高的方向运移，直到浓度差消失为止（六）渗析作用页岩含盐量低，孔隙度小，渗透压力高；砂岩与此相反。因此，砂页岩互层中渗透流体运动方向是从低含盐量页岩层向高含盐量的砂岩层运移，由此促进烃类从页（泥）岩向砂岩运移，是烃类初次运移的动力之一。含盐低（七）其它作用油气初次运移的动力还有构造应力、毛细管压力，扩散作用、碳酸盐岩成岩作用等。构造应力作用：（１）使岩石产生裂缝系统，利于烃源岩的排烃和运移；（２）构造应力可传递到孔隙流体上，从而促使流体运移。毛细管压力：烃源岩层与储层界面上，因两者毛管压力的差指向储层，从而推动油气向储层排出。碳酸盐岩的固结和重结晶成岩作用使其孔隙变小，促使孔隙中的油气压力增大，最终导致岩石破裂，油气排出。扩散作用（分子运动）也是油气运移的动力之一。扩散作用是低分子烃的主要运移方式。（八）烃源岩排烃动力的演变总结：中—浅层，压实作用为主要动力作用；中—深层，异常高压为主要动力。三、油气初次运移的通道、时期、距离（途径）（一）通道—孔隙、微层里面、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。微裂缝具有周期性开启与闭合的特点（二）时期一般认为，油气初次运移的主要时期与烃源岩的主生油期相对应。•大规模的初次运移只可能发生在油气大量生成的同时或稍后•具备大量运移的环境条件：—烃源岩孔隙相对较大、可动水较少（正常压实时）—含油饱和度很容易达到临界运移值—存在多种引发超压的因素（欠压实、油气生成、粘土脱水、较高地温…）（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15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。四、油气初次运移模式（一）未熟—低熟阶段：主要以水溶相运移，正常压实成为排烃的主要动力；（二）成熟—过成熟阶段：油气主要以呈游离状态运移，蒙脱石脱水作用、热增压作用等导致孔隙流体压力增加，形成异常高压，成为排烃的主要动力；（三）轻烃扩散辅助运移模式轻