第一節油氣運移(PetroleumMigration)

第三章油氣藏一、油氣運移在油氣藏形成中的作用油氣運移與油氣生成及油氣藏的形成、破壞、再形成過程緊密相聯系沉積物烴源巖油氣藏油氣運移（原生油）埋藏次生油氣藏油氣運移：地下的石油和天然氣在自然條件下發生的位置轉移油氣運移油氣運移初次運移（primarymigration）：油氣從烴源巖向儲集層(輸導層)的運移。二次運移（secondarymigration）：油氣進入儲集層后的一切運移。二、基本概念油氣運移概述油氣聚集初次運移二次運移疏導層烴源巖油氣已形成的油氣藏因聚集條件改變而引起油氣的再運移（包括在新的位置再聚集或逸出地表散失）。*三次運移(dysmigration):油氣運移概述三、油氣運移研究的主要內容

油氣運移的機理－油氣在運移中所處的相態－促使油氣運移的動力－油氣運移所循的通道－油氣運移的方向－油氣運移的時期－油氣運移的距離

油氣運移路徑的追蹤（油氣地球化學領域內容）

油氣生-運－聚的盆地模擬（綜合研究）兩種全石油（1，5）和四種拔頂石油（6，3，2，4）在水中溶解度隨溫度的變化(拔頂溫度為200℃)（據Price，1976）

溫度<100℃時,石油的溶解度很低溫度>100℃后,溶解度開始有較明顯增大,但一般也僅為幾至數十ppm

即使在180℃的高溫下,溶解度也只有數十至數百ppm

在更高溫度下可望石油的溶解度會有較快的增加,但這樣的高溫已超過了石油能穩定存在的臨界溫度值－在石油大量生成的溫度范圍內，升高溫度對其溶解度的提高只有十分有限的作用初次運移物質平衡計算:根據已知油田的烴源巖的累計壓實排水量和石油聚集量算出,假如這些石油是以水溶相態運移并聚集起來的話,則要求石油的溶解度至少應該達到1000-10000ppm.因此,(分子)水溶相態不是石油初次運移的主要相態.*膠束溶液運移有機質在生油的過程中會生成一些表面活性物質,如有機酸等,其分子的一端為親油的烴鏈,另一端為親水的極性基.當其在水中達到一定濃度時,會形成分子聚集體(即膠束),油被包裹在膠束中呈膠束溶液運移.問題:表面活性物質數量太少;膠束直徑過大;如何“破膠”將油釋放出來?氣態烴-地表條件下在水中的溶解度相對較大，一般為幾十ppm。-增大壓力可使其溶解度顯著提高初次運移（據Hunt1979資料）溫壓條件標準狀況900米深處2500米深處6100米深處甲烷溶解度約25ppm增大50倍約增大100倍約增大300倍盡管整個天然氣的溶解度隨壓力的增長沒有這樣大,但呈水溶相態運移無疑是天然氣初次運移的一種重要方式由于在石油大量生成的同時天然氣也在大量生成,而天然氣在油中的溶解度又較大,因此有相當一部分天然氣可以溶解在油中被帶出烴源巖.2、游離相態運移初次運移油相運移:泥質烴源巖隨壓實的進行,孔隙水不斷排出,含水量逐漸減少,且殘留的孔隙水中,很大一部分是以氫鍵固著在粘土顆粒表面的結構水.隨著壓實的繼續進行和液態烴的不斷生成,孔隙內的含油飽和度逐漸增高,而含水飽和度則相應降低.當含油飽和度達到某個臨界值后,石油即可呈連續油相進行運移.臨界含油飽和度油相運移的高峰是在中等壓實階段.在早期壓實階段油的相對滲透率低,不利于油相運移;而晚期壓實階段烴源巖的絕對滲透率低,也不利于油相運移.初次運移*孔隙中心烴網絡說同樣建立在隨壓實作用進行泥質烴源巖的孔隙水大部分成為不動的結構水的基礎上.在成熟階段的早期,干酪根生成的少量油吸附在干酪根顆粒表面.

隨著生成油的數量不斷增多,在烴源巖的孔隙中心形成連續的油相網絡(孔隙中心烴網絡).

后續生成的油沿著這一烴網絡以油相排出烴源巖.孔隙中心烴網絡的形成

(據Barker，1979)初次運移氣相運移:

油溶于氣,以“氣溶”方式運移要求的條件:游離氣烴的數量遠大于液烴的數量;一定的溫壓條件故只可望出現在成熟階段的晚期(高成熟期)或以生氣為主的烴源巖中(,1985)

在過成熟階段,存在的烴類幾乎全為甲烷,加之烴源巖中的可動水已極少,因此氣相運移可能是唯一的運移方式二、油氣初次運移的動力和運移方向（一）壓實作用-厚度均等的新沉積物層的加載流體排出老沉積物泥巖孔隙度深度壓實作用新沉積物剩余壓力：橫向剩余壓力相等只存在垂向剩余壓力梯度：

壓實流體的流動方向為垂直向上初次運移-橫向厚度變化的楔狀新沉積物層的加載老沉積物深度剩余壓力：此外，還有橫向剩余壓力梯度：存在垂向剩余壓力梯度：

新沉積物流體排出方向初次運移宏觀上，壓實流體運移方向為:深部→淺部，盆地中心→盆地邊緣初次運移在砂-泥巖剖面中,砂巖和泥巖都會經歷壓實排水的過程.但由于泥質沉積抗壓性差,其壓實效應相對較強.因此在壓實作用下,泥質烴源巖中的流體將排向相鄰的砂巖層中.（三）新生流體的增壓作用1．有機質生烴作用

干酪根在熱演化過程中生成的產物(油/氣/水)的增壓作用。Momper（1978）：生成流體的體積超過原始干酪根體積的25%。2．蒙脫石脫水作用

初次運移蒙脫石:膨潤性粘土礦物,含大量孔隙水和結構水.在壓實和熱力作用下,將排出其孔隙水和部分結構水.在烴源巖排液順暢時,這種體積膨脹產生的壓力將推動油氣運移;當排液不暢或受阻時,促進異常高壓形成。在烴源巖排液順暢時,由脫出水產生的壓力將推動油氣運移;當排液不暢或受阻時,促進異常高壓形成。初次運移粘土礦物層粘土礦物層水分子吸水膨脹干的膨潤性粘土蒙脫石在吸水后體積有時可增大數倍,伴隨體積膨脹產生的壓力可高達50,000kg/m2

!

石油開采:注水水敏建筑工程:建筑物安全性水霸工程:基巖裂縫填堵（四）流體熱增壓作用方向：地溫高處→地溫低處隨著埋深加大、地層溫度增加高：流體受熱膨脹→體積增大→層內壓力增高→流體運動欠壓實段烴源巖層：水熱增壓現象較正常壓實段更明顯。(含有更多的水)石英的熱膨脹率為水的1/15

水的膨脹超過因顆粒膨脹造成的孔隙體積膨脹初次運移在三種地溫梯度下，正常壓力帶水的比容-深度關系圖（據真柄欽次，1974）

初次運移砂頁巖互層中頁巖的孔隙度、流體壓力及孔隙水含鹽度分布泥質烴源巖不同階段的排烴動力埋藏深度，m溫度，℃有機質演化階段油氣初次運移動力0~150010~50未熟正常壓實滲析擴散1500~400050~150成熟正常壓實—欠壓實蒙脫石脫水

有機質生烴流體熱增壓滲析擴散4000~7000150~250高成熟—過成熟有機質生氣氣體熱增壓擴散總結:中-淺層，壓實作用為主要動力；中-深層，異常高壓為主要動力。（六）烴源巖排烴動力的演變初次運移（一）通道---孔隙、微層理面、微裂縫未熟—低熟階段，通道主要為孔隙、微層理面；成熟—過成熟階段，通道主要為微裂縫；1．埋深增加，溫度升高，流體熱膨脹，內壓力超過巖石機械強度，產生垂直微裂縫。2．Kerogen熱演化生成大量液態烴、CH4等，使生油巖內壓力不斷增大，產生微裂縫。初次運移三、油氣初次運移的通道、時期、距離微裂縫具有周期性開啟與閉合的特點。尼日利亞尼日爾三角洲某鉆井剖面中孔隙率和Ch/Co隨深度的變化與初次運移的關系

(據藤田,1977)C烴/C有機碳由下降到回升與孔隙率不隨深度增加而降低的深度間段（大致為1,950-2,550m）基本一致。說明此深度間段發生了初次運移。（三）距離

取決于烴源巖和儲集層的接觸關系、輸導能力。

烴源巖靠近儲集層14米左右。烴源巖的單層厚度并非越厚越好；存在排烴效率最佳的厚度。烴源巖單層厚度為10--20米（<30m），砂泥巖互層條件下，排烴效率最好。初次運移油氣在儲集層中向上傾方向運移的一般模式圖

(據Hobson,1975重繪)二、油氣二次運移的主要作用力二次運移浮力:動力水動力:動力或阻力毛細管力:阻力（一）浮力由于油、氣、水的密度差異而產生。油氣與水的密度差越大，所受的浮力越大。地層條件下水的密度一般為1.0–1.2g/cm3,油的密度一般為0.7–1.0g/cm3,氣的密度一般小于0.001g/cm3

。因此同等條件下，氣所受到的水的浮力遠大于油所受到的水的浮力。二次運移LSZL(a)(b)FF1F2在充滿水的儲集層中,長度為L、橫截面積為S的直立油鏈（圖a）所受到的阿基米德浮力為：?＝L?S?wg油鏈受到的重力為：G＝L?S?og故油鏈受到的合力（凈浮力）為：F＝?－G＝L?S(w-o)g作用在單位面積油鏈上的凈浮力為：F’=L(w-o)g當同一油鏈在傾角為的傾斜儲集層中順層展布時（圖b）,所受順層向上的凈浮力為:F1＝L?S(w-o)g?sin則沿順層向上方向,作用在單位面積油鏈上的凈浮力為：F1’=Z(w-o)g(F1=F?sin)(Z=L?sin)二次運移（二）毛細管力流體–流體系統潤濕接觸角(度)界面張力(N/m)空氣–汞1400.485甲烷–鹽水00.072<30oAPI的油–鹽水00.03030o-40oAPI的油–鹽水00.020>40oAPI的油–鹽水00.015*在石英固體表面上測得的數據在充滿水的儲集層中,呈游離相態的油氣在外力作用下由孔隙擠入喉道時,其前端必然發生變形,此時將產生指向油(氣)體運移后端的毛管壓力差,力圖阻止油(氣)體通過.該毛管壓力差可表示為:Pc=2(1/rt–1/rp)(假定儲集層為強水濕,=0,cos=1)只有當作用于油(氣)體的動力能克服該毛管壓力差時,油氣才能通過喉道而進入與之相連的下一個孔隙.二次運移（三）水動力..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L測勢面當儲集層的供水區和泄水區之間存在高差時,測勢面發生傾斜,水將沿測勢面降落的方向流動.由水的流動產生的壓力即水動力.如圖,作用在油鏈L上的水動力可表示為:P=wgh式中:w–地層水的密度h–油鏈兩端的水頭差(即油鏈兩端測勢面的高程差)二次運移..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L測勢面在本例中,水流方向與浮力方向相反,因此水動力是油鏈上浮運移的阻力.如果測勢面降落的方向與圖示的方向相反,水將沿儲層的上傾方向流動,此時水流方向與浮力方向相同,水動力就成為油鏈上浮運移的動力.二次運移能否進行,取決于浮力與毛管阻力的相對大小,以及水動力的存在與否及其大小和方向.浮力=Z0(w-o)g毛管力=2(1/rt–1/rp)水動力=wgh二次運移三、地下流體勢及油氣二次運移的方向基準面ZAZ2ZBZCZD....測勢面Hubbert(1950,1953):勢–單位質量流體所具有的機械能的總和:=gZ+即勢=位能+壓能+動能對于不可壓縮流體(如水),有:=gZ+P/+q2/2地下儲集層中的流體一般流速很小,其動能可忽略不計,于是有:=gZ+P/Z–該點流體相對于基準面(任意選定)的高程;P–該點的流體壓力:P=gh故=gZ+P/=gZ+gh/=g(Z+h)地下某點流體所具有的勢就等于將單位質量的該流體從基準面移動到測勢面所作的功.二次運移三、地下流體勢及油氣二次運移的方向基準面ZAZ2ZBZCZD....測勢面在本例中:A=g(ZA+hA)B=g(ZB+hB)C=g(ZC+hC)D=g(ZD+hD)因為(ZA+hA)>(ZB+hB)>(ZC+hC)>(ZD+hD)所以A>B>C>D

故水從A點流向D點.即水從高勢區向低勢區流動二次運移測勢面I層測勢面II層測勢面基準面在靜水條件下,測勢面是水平的,同一儲集層內為一等水勢空間,即儲集層內各點處的水勢相等(因此水不流動)。在有多層儲集層存在且各層的測勢面具不同高程時,若有通道(如開啟性斷層或井)將這些儲集層彼此溝通,則測勢面較高的儲集層中的水,將向測勢面較低的儲集層中流動(即從高勢區向低勢區流動)。基準面靜水條件下儲集層中油氣的高、低勢區究竟在哪里？？二次運移..AB測勢面基準面ZAZBhBhAoA=gZA+PA/o

=

gZA+wghA/o

=g(ZA+whA/o)如圖,考察靜水條件下儲集層中A、B兩點油勢的相對大小：oB=gZB+PB/o

=

gZB+wghB/o

=g(ZB+whB/o)oA-oB=g(ZA+whA/o)-g(ZB+whB/o)由圖可知ZA+hA=ZB+hB,帶入上式:oA-oB=g(ZA-ZB)(o-w)/o

<0即oB>oA結論:靜水條件下,油氣的高勢區位于儲集層的低部位,油氣的低勢區位于儲集層的高部位:油氣由低處向高處運移.二次運移二次運移的方向，遵循沿著阻力最小的途徑，由高勢區向低勢區運移這一基本規律。位于生油凹陷內部的隆起區及生油凹陷四周的隆起區和斜坡區,特別是其中的長期繼承性隆起區,往往是油氣二次運移的主要指向區。

石油二次運移過程中的地質色層作用（geochromatography）

石油二次運移方向的追蹤由于巖石的選擇性吸附作用，使得沿著油氣運移方向上石油的成分發生有規律的變化：

極性、重質成分（芳香烴、卟啉、膠質、瀝青質、重金屬等）含量沿運移方向逐漸降低。

相應地，石油的密度、粘度、含蠟量、凝固點逐漸變小降低。地區井號項目正烷烴主峰碳C22-/C23+鎳卟啉（ppm）比重（D420）粘度(10-3Pa·s）含蠟量（%）凝固點（℃）鴨兒峽189

30.0

158C211.6317.640.865723.513.7113.560

0.869226.614.384610

26.100.869227.312.87-0.3684C211.93

0.867225.716.48-3.8老君廟4120

19.200.861324.511.697H-181C212.0813.560.862224.015.322.3K-243C212.268.520.8659