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第一节油气运移概述第六章石油与天然气运移重点：油气初次和二次运移的概念、形成机制与模式等。第二节油气初次运移第三节油气二次运移第一节油气运移概述一、基本概念二、主要内容重点：油气运移的概念。一、基本概念油气运移指地壳内的石油、天然气在自然因素所引起的某些动力作用下发生的位置迁移。分为初次运移和二次运移。储集层油气藏油气苗次生油气藏二次运移甲烷气、低熟油烃（油气）地表二次运移生油层干酪根初次运移沉积物沉积有机质二次运移初次运移指油气在烃源岩中的运移以及向运载层或储集层中的运移，又称排烃。二次运移指引起进入储集层或运载层以后的一切运移。解决的基本问题：油气运移方式；油气运移动力和阻力；油气运移途径；油气运移方向。强调动态分析和综合研究相结合。油气运移主要研究油气运移的动力学和运动学机制；主要包括油气运移的动力、相态、通道和数量等。二、主要内容第二节油气初次运移一、初次运移的介质条件二、初次运移的机制与模式三、初次运移的其它问题重点：初次运移的介质条件。一、初次运移的介质条件1、烃源岩的物理性质（1）烃源岩的压实Φ=Φ0e-CZΦ为深度为Z处的岩石孔隙度；Φ0为沉积物在地表的原始孔隙度；e自然对数底；C为因次常数（m-1），代表正常压实趋势的斜率。一般在1000m以内为主要排水阶段，1500m排水速率明显减缓，至2000m趋于稳定。压实作用砂岩和页岩孔隙度随深度的变化（据Athy,1930）（2）烃源岩的孔隙和比表面泥岩原始孔隙度可达60％－80％，成熟烃岩源孔隙度一般在15％~20％以下,孔隙直径大多小于5nm。比表面：指单位体积岩石中孔隙内表面的总和，用m2/m3表示。比表面大小直接影响流体与岩石颗粒间的表面分子现象。在相同体积或同等质量的岩石中，组成岩石的颗粒越细则比表面越大。比表面大意味着岩石与孔隙流体的接触面增大，分子在相互间的引力和带电极性的作用下更易吸附在岩石颗粒表面，不易流动。相同埋深情况下，泥岩的比表面比砂岩大。越是埋深致密的岩石，流体流动越难。（3）烃源岩的湿润性和毛细管压力润湿性指液体在表面分子力作用下在固体表面流散的现象，是吸附能的一种作用，一般用在固体表面分离流体所需要的功来度量。成熟烃岩源是部分亲水、部分亲油的中间润湿状态。毛细管压力（Pc）：指在两种互不混溶流体的弯曲界面上存在的压力差。由于两边流体所承受的压力不同，在凹面承受的流体压力较大。毛细管压力总是指向非润湿相。在亲水介质中，油为非润湿相，毛细管压力指向油；在亲油介质中，水为非润湿相，毛细管压力指向水。毛细管压力的大小取决于两相流体间的界面张力、毛细管半径和介质润湿性。公式：Pc=2σcosθ/rpc为毛细管压力，MPa；σ为界面张力，N／m；θ为润湿角，度；r为毛细管半径，m。在亲水介质中，油气运移首先要克服毛细管压力，又称之为毛细管阻力。2、运移的理化条件石油生成的温度范围：60－150℃天然气生成的温度范围：大于150℃石油初次运移开始的温度和深度一般大于石油大量生成的温度和深度。（1）温度条件温度：表示物质冷热程度的物理量，是大量分子的无规则热运动平均动能的标志。（2）压力条件压力：指孔隙流体压力，是作用在岩石或地层孔隙中流体上的压力，即地层压力。异常地层压力：高于或低于静水压力值的地层压力。烃岩源成岩压实过程中排液不畅造成异常地层高压现象；干酪根热降解生烃产生异常高压。二、初次运移的机制与模式1、初次运移的动力与阻力（1）初次运移的动力动因:力的不平衡。力的类型：压力、构造应力、分子扩散力和浮力。主要动力来源：压实作用及不均衡压实作用；生烃作用；粘土矿物脱水作用；流体热增压作用；构造挤压作用。①压力动力的压力：正常压实产生的剩余压力、欠压实产生的异常压力、渗透作用产生的渗透压力和烃源岩与运载层接触面产生的毛细管压力。A剩余压力剩余压力：指发生在正常压实过程中的异常高压力，又称瞬时剩余压力。上覆沉积负荷增加，下伏岩石压实，孔隙体积减小，孔隙流体承受部分由颗粒产生的有效压应力。孔隙流体排出的方向与剩余压力递减的方向一致。上覆沉积物厚度越大，下伏地层中剩余压力越大，在均一岩性的层序里孔隙流体一般是向上排出。水平剩余压力梯度远小于垂直剩余压力梯度。一般来说，盆地的沉积厚度由中心向边缘减薄，压实流体运移大方向总是由下往上、由盆地中心向盆地边缘。B异常压力流体承受了部分上覆沉积的有效压应力，具有异常高压力;岩石承受较低的有效压应力形成欠压实。欠压实烃源岩中的孔隙流体是借助异常高压，使相对封闭的烃源岩及不连通孔隙产生裂隙或重新张开而得以排出。异常压力的形成与排液释放具有幕式特征。两个欠压实层之间的正常压实层成为流体汇聚的排液区。C渗透压力渗透作用：指水由盐度低的一侧通过半渗透膜向盐度高的一侧运移的作用。溶液的盐度越高，蒸气压越低，水的活动性也越低。水体由活动性高的地方流向活动性低的地方。渗透作用对地下孔隙水的流动具有重要意义，但对油气运移（游离相运移）只是起间接作用的动力因素。盐度低渗透压高，盐度高则渗透压低。渗透作用渗透压差盐度差。盐度低盐度高渗透水流方向半渗透膜具结合水的离子水分子D毛细管压力阻力烃类运移动力（两种情况）第一种：烃源岩与运载层接触的界面，源岩一侧孔喉曲率半径较小，毛细管压力较大；运载层一侧孔喉曲率半径较大，毛细管压力较小。毛细管压力差指向运载层，油气向运载层运移。第二种：亲水烃源岩内部，由于孔喉两端毛细管曲率半径不同产生的毛细管压力不同，喉道一端的毛细管压力大于孔隙一端。压差指向孔隙，水将烃类排挤到较大孔隙中。②构造应力指导致地壳发生构造运动的地应力，或者是由于构造运动而产生的地应力。世界各地实测表明，水平应力总是大大超过垂直应力，水平构造应力存在且异常强大。所测地应力为负荷应力、构造应力、温度应力等的叠加。当水平构造应力大于垂直负荷应力时，最大主应力则为水平方向，流体将沿最小主应力方向流动。泥质烃源岩水平方向渗透率大于垂向渗透率，沿侧向的初次运移效率会更高。③分子扩散力指由于浓度差而产生的分子扩散。烃类的扩散方向由烃源岩指向四周围岩，与初次运移方向一致。扩散流（分子流）与渗流（体积流）在地下孔隙空间中可相互转换，形成扩散-渗流初次运移模式。浓度差④浮力在初次运移中只是一种辅助的动力。相对油气与岩石分子间力和毛细管阻力，是很小的；油气很难连结成足够的长（高）度以产生足够的浮力。但在烃源岩局部较大的毛细管孔隙或构造裂隙中，浮力的作用是存在的，是油气以游离相方式向上排烃的一种动力。①压实作用不均衡压实。（2）动力产生的因素厚大于60m泥岩：泥岩层顶底排水在先，先行压实，使中部的水排出不畅，呈现为欠压实状态。当均衡压实时，于1500m深处只有6%的孔隙率；而非均衡压实时，则仍保留有25%的孔隙率。此即意味着后者有相当数量的可作油气运移载体的水存在。非均衡压实对初次运移的影响在于使流体的排出受到不同程度的延缓。这取决于水力传导能力的强弱(流体输导的顺畅程度）和超压的增长速率。如果流体的排出正好被推迟到主要生油时期，则将对初次运移起积极作用。欠压实的泥岩，其孔隙度偏离正常压实趋势线。在声波测井曲线上表现出高时差。安6井独深1井深度/km0284406528声波时差/us/m0深度/kmN2dN1tN1sE2-3aE1-2zN2dN1tN1sE2-3a声波时差/us/m0901301701.02.03.04.001.02.03.0②有机质生烃、温度增高烃源岩进入生油门限后，有机质受热降解产出大量液态和气态产物，导致流体体积和压力增加。温度升高：有助于解脱被吸附的烃类；有助于降低流体粘度；有助于降低油水间界面张力；有助于气烃的溶解及烃在水中的溶解等。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）纯水在地表比容为1，当其埋深到5,000m深处时，按25℃/km的地温梯度计，比容将增至1.05，即体积增加5%。（3）初次运移的阻力①分子间吸着力吸收、化学吸附和物理吸附三种力。烃源岩生成的油气附着在矿物表面，达饱和后开始渗入内部产生吸收作用；紧靠矿物表层的烃分子在静电引力作用下产生化学吸附，形成有机物--粘土复合体；外层在范德华力作用下产生物理吸附。烃类的性质：石油的吸着力比天然气大。烃源岩的结构复杂程度：不连通孔隙越多吸着的烃类越不易排出。②毛细管阻力烃源岩微孔孔径为10～50nm，其毛细管阻力为12～2.4MPa。单从静态观点看油气很难排出，但从整个地质条件动态变化看，由于温度、压力、岩石组构、运移通道等条件，油气最终能排出。③油气的浮力当烃源岩向下或向下倾方向以游离相排烃时，还要克服油气浮力。虽然很小，但总是客观存在的一种阻力，特别当向下运移距离较大时，仍是一种不可忽视的阻力。2、初次运移相态演变指油气在地下发生运移时的物理相态。石油主要为水溶相、连续油相、气溶相和扩散相。天然气主要为水溶相、油溶相、连续气相和扩散相。（1）水溶相石油或天然气分子完全溶解于孔隙水中成为溶液状态进行初次运移。常温下油气在水中溶解度很低，烃溶解度大小：芳香烃＞环烷控＞烷烃；同族烃中分子越小越易溶。天然气在水中溶解度比石油大温度、压力、CO2含量等对天然气的增溶作用较为显著。（2）连续烃相与混合相指油气呈游离连续油（气）相运移。原因：烃源岩进入压实晚期，孔渗很低，水的饱和度降低，烃饱和度增加；成熟烃源岩内表面可能有部分是油润湿，以连续油相或气相运移会受较小的毛细管阻力；生油期间产生的CO2溶解于油中还可降低石油粘度。连续烃相运移包括气溶于油和油溶于气。压实中期最有利于油相运移，因为油的相对渗透率增大，而泥岩绝对渗透率尚未达到最低值。连续烃相运移观点由原来的通过压实作用运移发展为通过微裂缝排出，即通过微裂缝排烃。这种方式又称为混相运移。（3）扩散相扩散作用是天然气运移中的有效方式。扩散-渗流排烃模式：认为烃类先从干酪根扩散到孔隙，然后以渗流方式排出。煤层气减压解吸-扩散-渗流的开采方式说明在致密地层中扩散相运移往往具有不可替代的重要性。浓度差。（4）初次运移相态的演变取决于烃源岩的温度、压力、生烃量、孔隙度等条件。①石油相态演变Ⅰ、Ⅱ型干酪根烃源岩：在未成熟阶段，主要是水相运移；成熟阶段，主要为连续油相运移；高成熟阶段，主要是气溶相运移；过成熟阶段，主要是气相运移和扩散相运移。腐泥型源岩：水溶相→油相→气溶相→扩散相。腐殖型源岩：水溶相→气溶相→气相→扩散相。III型干酪根烃源岩：在未成熟阶段，主要是水溶相；成熟阶段，主要是气溶相运移；高-过成熟阶段主要气相和扩散相运移。石油运移：水溶相运移的作用有限；气溶相运移只能发生在高温、高压下受到限制；扩散相运移效率很低；所以油相运移最为重要。②天然气相态演变Ⅰ、Ⅱ型干酪根烃源岩：浅层生物气阶段，水相运移；成熟阶段，气溶于石油进行油溶相运移；高过成熟阶段有凝析气和裂解气的游离气相运移，进一步埋深时有扩散相运移。腐泥型：水溶相→油溶相→气相→扩散相。Ⅲ型干酪根烃源岩：以产气为主。腐殖型：水溶相→气相→扩散相。天然气运移：水溶相、油溶相、气相和扩散相四种对天然气的聚集有不同的效果和作用。3、初次运移的通道烃源岩中较大孔隙、构造裂缝和断层、微裂隙、缝合线以及有机质或干酪根网络。（1）孔隙指烃源岩中孔径大于100nm以上的孔隙，包括大微毛细管孔和毛细管孔。毛细管孔占烃源岩孔隙的极少数（5％），但它能让扩散流通过，发生体积流动（达西流），是最重要的排烃通道（连续烃相运移）。（2）构造裂缝和断层构造裂缝：在地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。断陷盆地：浅于2000m为水平应力，深于2000m为垂直应力，产生垂直张裂缝或剪切裂缝。挤压盆地：以水平应力为主，产生平行层面的张裂缝或剪切裂缝。断层：可由构造裂缝连接而成，又在其邻近形成宽度不等的裂缝带，与多组合的裂缝相当。（3）微裂隙指宽度小于100um裂隙，大多为10－25um，最小为3－10nm。地层中异常压力达上覆静岩压力的0.7－0.9倍时，产生张性微裂隙。发育于碳酸盐岩、蒸发岩，特别是含泥质石灰岩中的缝合线，是成岩后生阶段压溶作用的产物。（4）缝