石油地质学第4章油气运移
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《石油地质学》石油与天然气的初次运移
第四章 石油和天然气的运移
正常压实作用
正常压实导致孔隙水排出，孔隙度减少，密度增加。 正常压实导致孔隙水排出，孔隙度减少，密度增加。 不同岩性压实特征不同： 不同岩性压实特征不同：
碳酸盐岩易发生固结 作用,压实作用影响少. 泥砂岩变化大，泥岩 在2000米内孔隙度变 化快。砂岩较稳定。
泥岩与砂岩压实特征
第四章 石油和天然气的运移
3、相态演变方式 油气初次运移的相态，决定于源岩的温度、 油气初次运移的相态，决定于源岩的温度、 压力、生烃量、孔隙度、 压力、生烃量、孔隙度、溶解度以及岩石的组 构等条件，也可以说是地下各种物理、 构等条件，也可以说是地下各种物理、化学因 素综合作用的结果。 素综合作用的结果。因此说油气初次运移的相 态并非唯一的和万能的。它主要是随源岩的埋 态并非唯一的和万能的。 深和有机质类型的变化而变化。 深和有机质类型的变化而变化。Barker和 和 Tissot提出不同埋深以不同方式进行运移的相 提出不同埋深以不同方式进行运移的相 态演变方式。 态演变方式。
压实作用、 压实作用、欠压实作用 、蒙脱石脱水、流 体热增压、渗析作用和其它作用 。
第四章 石油和天然气的运移
（一）压实作用 １、正常压实 在上覆沉积负荷作用下， 在上覆沉积负荷作用下，沉积物通过不断 排出孔隙流体，如果流体能够畅通地排出， 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， 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， 体压力基本保持静水压力，则称为正常压实或 压实平衡状态(流体压力==静水压力 静水压力) 压实平衡状态(流体压力==静水压力)。
第四章 石油和天然气的运移
二、油气初次运移的动力因素
一般认为： 一般认为：油气从烃源岩排出的原因是由于烃源 岩中存在着——剩余流体压力。 剩余流体压力。 岩中存在着 剩余流体压力
第04章 油气运移
3、 轻烃扩散辅助运移模式
气体：短距离的扩散→最近输导层→其它方式到储层 短距离的扩散 致密的深层储层和 深层储层 流体高压地层：天然气扩散作用更重要 流体高压地层
六、排烃方向和烃源岩有效排烃厚度
——取决于剩余流体压力减小的方向 1、排烃方向
2、有效排烃厚度
约为28m(上、下距
储集层各 14m左右)
过厚块状泥岩：
中部易滞烃
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（据 B.P.Tissot,1978)
•
控制排烃的因素分析
A、通常优先排出饱和烃，依次为芳烃、非烃。 B、同一族分中“轻端优先排出”。 C、正烷烃比异构烷烃优先排出。 D、生储层接触面积越大，排烃效率越高。 E、烃源岩单层不可过厚。
•新沉积物横向厚度均等时，压实流 体垂直向上流动。 •新沉积层横向厚度有变化时，压实 流体在垂向上由深部向浅部运移，在 横向上由较厚处向较薄处运移。
砂泥岩互层剖面中压实流体的运移方向
正常压实流体总体运移特征：☆
砂泥岩互层剖面:流体的运移方向是由页岩到
砂岩。
砂岩压实流体不能进入泥岩，只能在砂岩层
润湿相：易附着在岩石上的流体 润湿相： 非润湿相：不易附着在岩石上的流体。 非润湿相：
——岩石的润湿性与矿物组成及流体性质有关。 ——岩石颗粒多数为水润湿。
五、油气运移临界饱和度
油或气、水同时存在时，油或气相运移所需的最 小饱和度。
某相流体饱和度低于一定数值时，相对渗透率为0，不流动。 烃源岩中油相运移临界饱和度可小于10％，甚至可降到1％。
•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.
石油地质学-第四讲油气运移
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 （Primary Migration）
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 （Primary Migration）
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。
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。
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。
第四章 油气运移
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。
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 ·Lo
dpL: 剩余流体压力；ρ bo：新沉积物层的密度； ρ w：地层水的密度； g：重力加速度； Lo： 新沉积物层的厚度；
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。
（二）游离相态运移
包括游离油相游离气相 •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。
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。
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。
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。
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 ·Lo
dpL: 剩余流体压力；ρ bo：新沉积物层的密度； ρ w：地层水的密度； g：重力加速度； Lo： 新沉积物层的厚度；
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。
（二）游离相态运移
包括游离油相游离气相 •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。
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。
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。
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。
第四章 油气运移
油气二次运移的主要动力 1、浮力
石油和天然气密度 比水小，因此游离相的 油气在水中存在浮力， 浮力的大小与油气密度 和体积有关。
油气二次运移的主要动力 2、水动力
浮力与水动力 方向相反 浮力由 水动力 而增强
浮力由 水动力 而增强
油气运移方 向取决于浮 力与水动力 合力的方向
油气二次运移的主要动力 3、毛细管力
水源：
主要是粘土矿物蒙 脱石脱水作用
蒙脱石： 结构水较多，按体积计算 可占整个矿物的５０％。这些结构水在 压实和热力作用下会成为孔隙水，这些 新增的流体必然要排挤孔隙原有的流 体，从而起到排烃作用。 在蒙脱石脱水过程中，蒙脱石最终 转变为伊利石。
第四章
油气运移及油气藏形成
第一节 油气初次运移
一、-------二、油气初次运移的动力 压实作用 2、水热增压作用 3、粘土矿物脱水作用 4、甲烷气的作用
第四章 油气运移及油气藏形成
（一）单一圈闭中的油气水分布
含油气边界：外含油边界、内含油边界、油气边界 含油气面积：油藏面积、含气面积 油气藏高度：油藏高度、气藏高度
此等高线 圈定的面 积：含气 面积
此等高线 圈定的面 积：含油 气面积
含 油 边 界
含 水 边 界
气 顶 边 界
内 含 气 边 界
气藏高度 油气藏高度 油藏高度
压实作用：
砾石
沉积物致密程度增大的地质 现象;导致孔隙减少;地层水排出.
砾岩
砾岩
孔隙度
10% 30%
φ0 −φ V = V0 −V1 = V1 1−φ0
Φ Φ
0--
V--
V0---
V1---
1000
深 度
3000
石油天然气地质-4-3初次运移动力、通道及模式
• 当欠压实及其他作用产生旳孔隙压力超 出泥岩旳承受强度时，泥岩产生微裂缝， 超压流体经过泥岩微裂缝涌出，油气发 生首次运移；伴随流体排出，超压被释 放，泥岩回到正常压实状态。
12
2. 蒙脱石脱水作用
• 蒙脱石：膨胀性粘土，构造水多。 • 随埋深增长，构造水脱出，由蒙脱石转变为伊
利石； • 蒙脱石脱出旳水排挤孔隙原有旳流体，产生异
10μm
100μm
28
1. 较大旳孔隙与微层理面
有机质未成熟～低成熟阶段旳主要运移途径。 •较大孔隙：孔径不小于100nm——最主要旳排烃通 道。 •微层理面：层内沉积物垂向变化旳界面，渗透性 很好——烃类横向运移旳主要途径。
31
临界排烃饱和度值（1%-10%）和泥质盖层旳突破压力值均与 几％大微孔有关
39
微裂隙证据
东营凹陷烃源岩顺层微裂隙的发育情况一览表
井名
深度
辛7 辛 10 辛 13 辛 128
2934~3065 3135~3200 3082~3115 3026~3050
郝科 1 3000-3242
营 74 营 80 通2
坨 153
3090~3130 2965~3000 3090~3166 3471.8~3472.8 3494.2~3494.6 3543.8~3544.0 3652.2~3654.0
• 上覆沉积层不断增长——瞬间剩余压力与正常压力 交替变化，孔隙流体排出，孔隙体积减小。
6
• 新沉积物横向厚度不变时，横向剩余压力相等： dPl=(ρb0-ρw)gl0
只存在垂向剩余压力梯度： dPl／dH=［(ρb0-ρw)gl0]／l0 =(ρb0-ρw)g
• 压实流体垂直向上流动。
7
当新沉积层横向厚度有变化时，两点间存在横向 压力梯度：
12
2. 蒙脱石脱水作用
• 蒙脱石：膨胀性粘土，构造水多。 • 随埋深增长，构造水脱出，由蒙脱石转变为伊
利石； • 蒙脱石脱出旳水排挤孔隙原有旳流体，产生异
10μm
100μm
28
1. 较大旳孔隙与微层理面
有机质未成熟～低成熟阶段旳主要运移途径。 •较大孔隙：孔径不小于100nm——最主要旳排烃通 道。 •微层理面：层内沉积物垂向变化旳界面，渗透性 很好——烃类横向运移旳主要途径。
31
临界排烃饱和度值（1%-10%）和泥质盖层旳突破压力值均与 几％大微孔有关
39
微裂隙证据
东营凹陷烃源岩顺层微裂隙的发育情况一览表
井名
深度
辛7 辛 10 辛 13 辛 128
2934~3065 3135~3200 3082~3115 3026~3050
郝科 1 3000-3242
营 74 营 80 通2
坨 153
3090~3130 2965~3000 3090~3166 3471.8~3472.8 3494.2~3494.6 3543.8~3544.0 3652.2~3654.0
• 上覆沉积层不断增长——瞬间剩余压力与正常压力 交替变化，孔隙流体排出，孔隙体积减小。
6
• 新沉积物横向厚度不变时，横向剩余压力相等： dPl=(ρb0-ρw)gl0
只存在垂向剩余压力梯度： dPl／dH=［(ρb0-ρw)gl0]／l0 =(ρb0-ρw)g
• 压实流体垂直向上流动。
7
当新沉积层横向厚度有变化时，两点间存在横向 压力梯度：
第04章 油气运移与油气藏的形成(01)
因此，不同地区、不同岩性、不同深度情况下，
油气运移的相态不同。
★★
对于泥质烃源岩而言
● 低成熟阶段--埋深较浅，孔隙度较大，地层水较多， 生烃量较少，油气的初次运移以水溶相运移最有可能。 ● 生油高峰阶段--油气大量生成，
油气主要以游离相运移， 气体多溶于油中--呈油溶相运移。
● 生凝析气阶段--主要以气溶油相运移，气为载体。
必然排挤孔隙内原有流体， 从而起到排烃作用。
膨胀型粘土(蒙脱石)向非膨胀型粘 土(伊利石)转化曲线(据Schmidt,1978)
蒙脱石脱水与流体异常压力的关系 (据Bruce,1984)
该两口井的地层压力突变带均位于蒙脱石转化带内。
静岩压力--地壳中某一深度岩石所承受的铅直压力(上覆岩柱/土柱的压力); 地静压力--由上覆沉积物重量造成的压力。
三、油气初次运移的通道/途径 四、初次运移的主要时期及烃源岩有效排烃厚度
1、正常压实产生的剩余流体压力
压实作用是沉积物最重要的成岩作用之一。压实导致 孔隙水排出，孔隙度减少，岩石体密度增加。
● 某一地层中流体压力为静水压力时，称压实平衡。
● 接受新沉积，新的沉积负荷使孔隙体积进一步缩小， 在变化的瞬间，孔隙流体要承受部分上覆负荷压力，使 孔隙流体产生了超过静水压力的剩余压力。在剩余压力 作用下，孔隙内流体排出；
一、初次运移与二次运移 二、油气运移的基本方式 三、岩石的润湿性 四、地层压力、折算压力和测压面
一、初次运移与二次运移
初次运移--指油气从烃源 岩层向储集层或运载层排 出的过程。 ★★
二次运移--油气由烃源岩 进入储集层或运载层之后 的一切运移。 ★★
还有人把油 气藏被破坏后 的油气运移称 三次运移。
第4章油气运移 油气田开发地质学 中国石油大学 华东
3.断层：油气二次运移的良好通道
4.地层不整合面：油气二维侧向运移的运载层，是油
气二次运移的重要通道。
三、二次运移的通道和方向★★
二次运移的方向：控制二次运移方向的因素： 1.运载层：控制二次运移方向的基本因素
2.运载层及相关地层的构造起伏：向运载层倾斜斜
率最大的方向运移，构造脊线聚敛的上倾方向
3.封盖层的形态与分布：盖层是油气横向运移的重要条件
实作用、水（流体）热增压作用、粘土矿物脱水作用、 甲烷气（有机质生烃）作用。
渗析作用（盐度差）、胶结和重结晶作用、 扩散作用(浓度差)、毛细管压力(孔吼半径差) 作
用、构造应力作用
三、初次运移的通道★★★
1.较大的孔隙(>100nm)与微层理面：有机质
未熟-低熟阶段
2.构造裂缝与断层
3.微裂缝 <100μm,10-25μm:成熟-过成熟阶
第四章 油气运移
第一节 油气初次运移★★★★ 第二节 油气二次运移★★★★
第三节 圈闭和油气藏的概念及度量★★★★★ 第四节 油气藏形成的基本地质条件★★★★★
油气运移
石油或天然气在自然动力作用 下，在地壳内的任何流动。
初次运移
油气从生油层向储集层（或运 载层、输导层）中的运移。
二次运移
指油气进入储集层（或运载层、 输导层）后发生的一切运移。
F=V(ρw-ρo)· g ·sinα
2．水动力
（1）压实水流：
盆地处于持续下沉、大量接受沉积时期，由不 均一的沉积负荷和差异压实作用所产生的水流。 方向：离心状，盆地中心→盆地边缘，深→浅
（2）重力水流：
当储集层出露地表且与大气水相通时，由供水 区流到泄水区的水流。 方向：盆地边缘露头区→盆地内部
4.地层不整合面：油气二维侧向运移的运载层，是油
气二次运移的重要通道。
三、二次运移的通道和方向★★
二次运移的方向：控制二次运移方向的因素： 1.运载层：控制二次运移方向的基本因素
2.运载层及相关地层的构造起伏：向运载层倾斜斜
率最大的方向运移，构造脊线聚敛的上倾方向
3.封盖层的形态与分布：盖层是油气横向运移的重要条件
实作用、水（流体）热增压作用、粘土矿物脱水作用、 甲烷气（有机质生烃）作用。
渗析作用（盐度差）、胶结和重结晶作用、 扩散作用(浓度差)、毛细管压力(孔吼半径差) 作
用、构造应力作用
三、初次运移的通道★★★
1.较大的孔隙(>100nm)与微层理面：有机质
未熟-低熟阶段
2.构造裂缝与断层
3.微裂缝 <100μm,10-25μm:成熟-过成熟阶
第四章 油气运移
第一节 油气初次运移★★★★ 第二节 油气二次运移★★★★
第三节 圈闭和油气藏的概念及度量★★★★★ 第四节 油气藏形成的基本地质条件★★★★★
油气运移
石油或天然气在自然动力作用 下，在地壳内的任何流动。
初次运移
油气从生油层向储集层（或运 载层、输导层）中的运移。
二次运移
指油气进入储集层（或运载层、 输导层）后发生的一切运移。
F=V(ρw-ρo)· g ·sinα
2．水动力
（1）压实水流：
盆地处于持续下沉、大量接受沉积时期，由不 均一的沉积负荷和差异压实作用所产生的水流。 方向：离心状，盆地中心→盆地边缘，深→浅
（2）重力水流：
当储集层出露地表且与大气水相通时，由供水 区流到泄水区的水流。 方向：盆地边缘露头区→盆地内部
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第二节 初次运移
物质平衡计算: 根据已知油田的烃源岩的累计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 的溶解度至少应该达到 1000-10000ppm.
因此, (分子)水溶相态不是石油初次运移的主要相态.
* 胶束溶液运移 有机质在生油的过程中会生成一些表面活性 物质, 如有机酸等, 其分子的一端为亲油的烃 链,另一端为亲水的极性基. 当其在水中达到一 定浓度时, 会形成分子聚集体(即胶束), 油被包 裹在胶束中呈胶束溶液运移.
第二节 初次运移 三、油气初次运移的通道、时期、距离 （一）通道---孔隙、微层理面、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。
x
存在垂向剩余压力梯度：
深 度
流体排出方向
老
dpL / dL (b0 w )g
沉 积
dpH / dH (b0 w )g
物
此外，还有横向剩余压力梯度：
dp / dx dpL dpH / x
(b0 w )g(L0 H 0 ) / x
第二节 初次运移
在砂-泥岩剖面中, 砂岩和泥岩都会经历压实排水的过程. 但由于泥质 沉积抗压性差, 其压实效应相对较强. 因此在压实作用下, 泥质烃源岩 中的流体将排向相邻的砂岩层中.
8.20×10-8 4.31×10-8 6.08×10-9
第二节 初次运移
轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图
（据D.Leythaeuser,1982,实测数据来自1980）
第二节 初次运移
（七）烃源岩排烃动力的演变 总结: 中-浅层，压实作用为主要动力； 中-深层，异常高压为主要动力。
- 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
第二节 初次运移 3、油气初次运移的相态演化
第二节 初次运移
二、油气初次运移的动力和运移方向 （一）压实作用
- 厚度均等的新沉积物层的加载
b0
泥岩孔隙度
L0 新沉积物
剩余压力： dpL (b0 w )gdL
（据Price，1976）
• 温度<100℃时, 石油的 溶解度很低
• 温度>100℃后,溶解度 开始有较明显增大,但一 般也仅为几至数十ppm
• 即使在180℃的高温下, 溶解度也只有数十至数 百ppm
• 在更高温度下可望石 油的溶解度会有较快的 增加,但这样的高温已超 过了石油能稳定存在的 临界温度值
烷烃 D值（cm2/s） 烷烃 D值（cm2/s） 烷烃 D值（cm2/s）
CH4* C2H6* C3H8*
2.12×10-6 1.11×10-6 5.77×10-7
iC4H10 nC4H10 nC5H12
3.75×10-7 3.01×10-7 1.57×10-7
nC6H14 nC7H16 nC10H22
第二节 初次运移
（四）流体热增压作用
随着埋深加大、地层温度增加高：
流体受热膨胀 → 体积增大 → 层 内压力增高→流体运动 石英的热膨胀率为水的1/15 水的膨胀超过因颗粒膨胀造成的孔 隙体积膨胀 欠压实段烃源岩层： 水热增压现象较正常压实段更明显。 (含有更多的水)
方向：地温高处→地温低处
在三种地温梯度下，正常压力带 水的比容-深度关系图
• 随着生成油的数量不断增多, 在烃 源岩的孔隙中心形成连续的油相网 络(孔隙中心烃网络).
• 后续生成的油沿着这一烃网络以 油相排出烃源岩.
孔隙中心烃网络的形成 (据Barker，1979)
第二节 初次运移
• 气相运移:
- 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; 一定的温压条件 故只可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)
埋藏深度， m
0~1500
泥质烃源岩不同阶段的排烃动力
温度，℃
有机质演化阶段
油气初次运移动力
10~50
未熟
正常压实 渗析 扩散
1500~4000 4000~7000
50~150 150~250
成熟 高成熟—过成熟
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
有机质生气 气体热增压 扩散
第二节 初次运移
润湿接触角:从密度较大的流体一侧测量
润湿性（wettability）： 在有其它不混相流体存在的情况下, 一种流体扩展或附着于某一固体表 面上的趋势. (Craig, 1971)
通常根据润湿接触角的大小来判 断岩石的润湿性.
油
水
岩石表面
水湿
油湿
根据润湿接触角确定的油藏储层润湿性的分布
第Ⅰ阶段属早期脱水，由于压实使 粘土脱出大部分孔隙水和多于二层 的层间水；
第Ⅱ阶段由于温度升高，蒙脱石发 生无序崩解（所生成的伊利石以无 序方式散布于互层中），伴有一次 脱水高潮；
第Ⅲ阶段为有序崩解，又有一次脱 水高潮；
第Ⅳ阶段为剩余蒙脱石的有序崩解， 直至全部成为伊利石，但其速度是 极其缓慢，实际上已接近于停滞。
（据真柄钦次，1974）
第二节 初次运移 （五） 渗析作用 在渗析压力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。
• 盐度差越大, 渗析压力越大
第二节 初次运移 砂页岩互层中页岩的孔隙度、流体压力及孔隙水含盐度分布
第二节 初次运移
（六）其他作用 1 构造应力作用 • 构造应力导致岩石形成断裂, 造成烃源岩层内泄压 和流体排出（图） • 岩石受力变形时, 构造应力会传递给孔隙流体
横向剩余压力相等
深
度
流
体
排
出
老
沉
积
压实作用
物
只存在垂向剩余压力梯度：
dpL / dL (b0 w )gL0 / L0
(b0 w )g
压实流体的流动方向为垂直向上
第二节 初次运移 - 横向厚度变化的楔状新沉积物层的加载
L0
b0
H 0 新沉积物
剩余压力： dpL (b0 w )gL0 dpH (b0 w )gH0
第四章 油气运移 (Petroleum Migration)
第一节 油气运移概述 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
一、油气运移在油气藏形成中的作用
有机质 沉积物
埋藏
烃源岩 干酪根
（原生油） 储集层
油气运移
油气运移
次生油气藏 油气运移
油气藏
油气运移与油气生成及油气藏的形成、破坏、再形成过程紧密相联系
2 毛细管力作用
烃源岩与储集层界面处，表现为动力
R
Pc 2 cos ( 1 1 )
r
3 固结和重结晶作用
rR
R
是碳酸盐岩烃源岩排烃的重要动力
4 扩散作用 在岩性致密、高压地层中对天然气运移有重要作用
岩石发生断裂, 造成地层泄压, 地层内 的流体沿断裂带他作用 1 构造应力作用 • 构造应力导致岩石形成断裂, 造成烃源岩层内泄压 (图) • 岩石受力变形时, 构造应力会传递给孔隙流体
问题: 表面活性物质数量太少; 胶束直径 过大; 如何“破胶”将油释放出来?
第二节 初次运移
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
温压条件 甲烷溶解度
标准状况 约25ppm
900米深处 2500米深处 6100米深处 增大50倍 约增大100倍 约增大300倍
2．蒙脱石脱水作用 蒙脱石: 膨润性粘土矿物, 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;当排液不畅或受阻时, 促进异常高压形成。
第二节 初次运移
黏土成岩脱水的阶段划分
(据Perry and Hower,1972)
宏观上，压实流体运移方向为: 深部→浅部，盆地中心→盆地边缘
第二节 初次运移
（二）欠压实作用（Undercompaction） 欠压实现象：泥质岩类在压实的过程中, 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.
是以氢键固着在粘土颗粒表面的结构水.
随着压实的继续进行和液态烃的不断生成,孔 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.
接触角(度)
碎屑岩油藏
水湿
0 – 75
13
中间润湿
75 – 105
2
油湿
105 –180
15
合计
30
(据Treiber, 1972; 转引自Anderson, 1986)
碳酸盐岩油藏 2 1 22 25
所有油藏 15 3 37 55
第一节 油气运移概述
三、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相态 － 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
欠压实特征： 1 孔隙度异常高