經典油氣技術講座油氣運移規(guī)律

1、,油氣在地下的聚集是動態(tài)的， 它受什么因素的制約？,其運動狀態(tài)如何？,其運移通道是什么？,運移到何處去？,Migration of oil and natural gas,Section 1 Summarization Section 2 Primary migration Section 3 Secondary migration,Section 1 Summarization,油氣運移是指油氣在地下因自然因素所引起的位置遷移(Migration of oil and natural gas is their position migration by the nature factors

2、underground)。,油氣必須經過運移才能聚集成為油氣藏，如今看來好象是一個勿需證明的簡單道理。但油氣在地下是否存在運移也曾經有過爭論。比如，二十世紀四十年代，卡里茨基就積極主張石油原地生成說，即發(fā)現石油的地方就是石油生成的地方。他認為砂巖中的石油是其所含的藻類所生成的；甚至認為正是因為砂巖中生成的石油起潤滑作用，才導致背斜的形成。,油氣運移是與油氣成因緊密聯系的。無論是有機學派還是無機學派，都存在油氣運移問題。 只是不同的油氣成因理論對油氣運移的方式、動力、途徑(mode、power、track)等主張各異。 無機成因學派一般認為深大斷裂是油氣運移的主渠道；而有機學派則將連通的孔隙、裂

3、縫、斷層、不整合面視為油氣運移的路徑。,油氣運移是形成油氣藏的必經過程(necessary course of forming oil and natural gas pool)。 按發(fā)生運移的時間順序，把油氣從細粒的生油巖向外排出的過程叫做初次運移(The course of oil and natural gas expelled from the granule source rock is primary migration)。 油氣脫離母巖后在儲集巖孔隙系統(tǒng)或其它通道內傳輸的過程叫做二次運移(secondary migration)。,另外，油氣形成聚集成藏之后，若聚集條件變化而發(fā)生

4、再次運移，都稱之為二次運移（Secondary migration)。按油氣運移的方向又可分為側向運移和垂向運移，或者順層運移和穿層運移(along and across migration)。,與油氣成因現代概念相聯系的油氣運移中，在初次運移的解釋上仍存在一些困難，因此有人又從砂巖生油的主張去尋求出路，因為砂巖中的運移解釋上容易被人接受，所以并不否認油氣在砂巖中的運移。 如韋貝爾（）在對現代沉積研究后指出，只要條件適合，砂巖和粉砂巖也可含有豐富的有機物質，因此生油巖石與儲油巖石可以復合一體。,還有安德列耶夫(，1968）認為，從沉積物的瀝青含量和成分看，砂質沉積較泥質沉積更可能是生油的。馬丁

5、（Martin，1969）研究了海灣地區(qū)漸新統(tǒng)弗里歐組后認為，該組中的石油母巖就是成為油層的砂巖。帕拉卡斯（Palcas，1972）等對弗羅里達州科塔瓦切灣159個沉積物樣品分析.,他認為，砂層平均含瀝青20ppm，泥層含瀝青170ppm；雖然前者含量不多，但只要一小部分轉化成石油，就可為油藏提供足夠的油源。按他們的推算，泥巖占沉積巖總體積的一半，泥巖平均含烴約200ppm，其總量相當于儲層中石油的60倍；只要泥巖排出3.3ppm到儲層中去即可滿足世界石油的儲量。 所以他們認為，砂巖不僅是潛在的儲集巖，在適當的條件下也是重要的母巖；從砂巖中C19-C32正烷烴奇偶碳分子分布之平滑看，比泥巖中的

6、相應成分更接近于石油，可能就是石油中高分子烴的來源。有些野外觀察似乎也支持砂巖可以生油。,。 得克薩斯州米特列斯油田，以灰色砂巖產油，砂巖上下均為硬石膏和紅色頁巖。美國還有一些夾于厚層石膏中的砂巖油藏，石油似乎只能生于砂巖本身。由上可見，砂巖生油確實存在。但估計在形成油氣藏中不會占有多大的份額。因為如上推測，尚若砂巖生油能對形成油氣藏具有舉足輕重的作用的話，地下就很少有空圈閉。那樣找油找氣就可簡化為找圈閉了?？陀^現實并非如此。看來泥質生油巖的地位是無可替代的；必須面對源于泥質生油巖的初次運移問題。,Section 2 Primary migration,初次運移問題是油氣有機成因說不可分割的組

7、成部分，任何有機成因理論如果不能同時解決好油氣初次運移問題，終將功虧一簣。特別是對于晚期成油說來說，初次運移的研究難度相當大，因而也是研究較為薄弱的環(huán)節(jié)，以致常常成為不同學術派系攻擊的把子。,目前，晚期生油說已成為油氣成因理論的主流，要建立與之適應的油氣初次運移機理，主要涉及油氣初次運移的動力因素，初次運次中油氣的相態(tài)，以及初次運移發(fā)生的時間等(power factor,oil and natural gas phase, occurring time)。,2.1 The geological background of primary migration,隨著上覆沉積負荷的不斷增加下伏先期沉

8、積物逐漸被壓實的現象稱為壓實作用(compaction)。早先引起母巖中的流體（主要是沉積水）向儲集層運移的主要因素就是壓實作用。,The change of porosity in sandstone and shale with depth （from Athy,1930）,壓實作用的早期，伴隨上覆沉積物負荷的增加，泥質沉積物(clay sediments)中孔隙水順利排出，處于均衡壓實狀態(tài)，排水效率較高。一般在1,000m以內為主要排水階段（深度為500m時約排出88%），至1,500m（已排出95%的水）排水速率明顯減緩，至2,000m漸趨于穩(wěn)定（至2,500m，98%的水已排出）。,

9、隨著埋藏深度的增加，泥巖排水效率逐漸降低，導致其孔隙流體排出滯后，因而其流體壓力高于靜水壓力。在流體壓力差的作用下，將迫使流體沿壓力梯度降落方向從泥巖流入相鄰的砂巖，以取得壓力均衡。,按晚期成油說，石油大量生成的門限溫度至少要50-60，這在通常地溫梯度下即門限深度約為1,500m。在地溫梯度較低的地區(qū)，該深度更大。顯然，主要生油時期超越了主要排水時期。因此，靠均衡壓實只能排出少許早期生成的烴，即未成熟油氣(immature oil and natural gas)。,總之，油氣大量生成時，經歷壓實作用的泥質生油巖，泥質礦物質點的排列已經非常緊密，孔徑很小，滲透性極差。這就是油氣初次運移所處的

10、環(huán)境。面對大量油氣生成時生油巖所處的地質環(huán)境，油氣初次運移需要解決的主要是兩個問題，一是相態(tài)問題，二是通道問題,2.2 The phase of primary migration,大量油氣生成時，在上述初次運移的環(huán)境中，烴類特別是石油是以什么方式，或者說是以什么相態(tài)實現初次運移的呢？石油在初次運移過程中呈現什么相態(tài)，一直是含混不清的。曾經提出過的運移方式大致可歸為水溶運移說(migration of molecular solution in water)和連續(xù)油相運移說(migration by continuous oil phase)。,2.2.1 Migration by molec

11、ular solution in water,曾經提出過的水介質運移方式有：,1) 分子溶液或真溶液(molecular or real solution),石油能否以水溶液狀態(tài)運移，由于油水基本上是不混溶的而一直評價很低。后經研究表明，不僅石油中的輕組分有不同程度的溶解性，在高溫下重組分也有一定的可溶性。促使人們要重新評價石油的溶解運移。,The solubility of hydrocarbon in water （quote from a secondary source Hobson，1975）,The solubility in water changes with temperat

12、ure about two full oils （1，5）and four pulled top oils（6，3，2，4） （from Price，1976）,分子溶解時，同類烴分子中隨烴類的分子量的增大溶解度顯著減小，例如，在25的溫度下，烴分子增加一個碳原子，對于正烷烴溶解度降低75%，對于芳香烴也降低70%（麥考里夫，1979）。在423K（150）的高溫下也呈現幾乎同樣的傾向。,石油呈真溶液運移還必須解決如何脫溶的問題。據認為，溶解于水中的烴類運移到儲層后，可因溫度、壓力的降低和含鹽度的增加等環(huán)境因素的變化而從溶液中解脫出來。但烴呈溶解態(tài)的生油巖與所謂脫溶的儲層間溫差、壓差以及含鹽度

13、差別有多大，是正差還是負差等都是不確定因素，脫溶機理令人置疑。,2)膠體溶液(colloid solution),化學上把分散粒子直徑在10-7cm的叫真溶液，把10-5cm的叫乳濁液，而把介于其間的叫膠體溶液。膠體溶液的分散粒子不是分子，而是分子聚合體，有別于真溶液。石油在水中呈膠粒（亦稱膠束）狀態(tài)運移最早是由貝克（Baker，1959）提出來的。貝克認為，皂膠粒對烴的溶解有增溶作用。皂是有機鹽。當皂分子達到一定濃度后就可以在水中形成膠體聚合體，即膠粒(micelle)。,The structure of micelle （from Baker,1959）,The structure of

14、soap micelle clusters about hypothesis of soap migration,？ 如達不到臨界膠束濃度（CMC）就形不成膠束。為了達到CMC，25時就需要500ppm（普賴斯，1978）。而且隨溫度上升CMC顯著增大，在90時就需要8,300ppm以上。但地層水中一般只含2-30ppm的增溶劑。,此外，中性膠束的平均直徑為500nm（1nm=10-3m），離子膠束為6.4nm（Baker，1962；1967）。與此相對，據欣奇（1978）的資料，通常頁巖孔隙的直徑平均為1-3nm，另據亨特（1979）的資料為5-10nm（200m深處的泥巖）。很明顯，中性膠

15、束要通過生油巖的孔隙是困難的。離子膠束的通過也不是完全沒有問題。因此，呈膠體溶液運移即使有也只是在很局限的范圍。,3)乳溶液(emulsion solution),采油時的油田水常呈乳濁液(emulsion)，人們由此聯想而將乳濁液列為石油初次運移的相態(tài)?？ㄌ孛谞枺?978）推測，在高溫下，隨著油水表面張力的接近，可能會出現各種油水混合的分散相。并且此時油水兩相間表面張力之低，足以使流體通過細小的毛管。,主要生油階段泥質巖的孔隙大多小于5m，而天然乳濁液中的油珠直徑，據吉爾金松等人的資料1-50m。太小的孔隙乳濁液通過也是有困難的。況且在地層條件下什么因素可以導致乳濁液的形成也不是很清楚。故呈

16、乳濁液運移的現實性令人懷疑。 以水為媒介的運移，首先要有使運移發(fā)生和所需運移量得以滿足之水量的存在。,如上所述，大量石油生成時壓實水已無從利用；泥質生油巖中孔隙水非常有限，且在細小的孔隙中相當部分是不能自由流動的吸附水（adsorption water)。 以呈真溶液運移為例，瓊斯首先在各類油田求出儲集巖中實際的石油量與生油巖中可能存在的水量，接著按溶解運移求出石油對水所需要的最小溶解度，認為威里斯頓盆地和洛杉磯盆地的石油量，石油需要對水的最小溶解度分別為15,000-50,000ppm和100,000ppm。這顯然是不可能達到的?，F測量到的溶解度，生油巖排出水量體積要大于整個壓實作用排出的正

17、常水量，才能滿足一個盆地已知的原油儲量。這當然是違背事實的。可以說，以水為載體的運移是困難重重。,2.2.2 Migration by continuous oil phase,大量石油生成時生油巖的埋藏深度已處于壓實作用的晚期，泥巖孔隙中所剩下的自由水(free water)已經不多了，而且相當部分以結構(structure water)水形式存在。,在上述情況下，生油巖中很少有能流動的水可資利用。這是前面以水為載體的初次運移方式行不通的關鍵所在。 正因為自由水的量少反而可使生成的石油有可能達到其流動的臨界飽和度(critical saturation)，于是在壓力作用下可呈連續(xù)油相排出母巖

18、。,現已知道，在富含有機質的泥巖中，油和有機質可以占據相當部分孔隙空間，并呈簿膜狀蒙蓋著大部分的礦物表面，順層面方向的礦物表面尤其如此，因而使泥巖具有很大的親油性。據經驗估計，孔隙完全油濕（oil-wet)所需的最低有機質含量為30%（Byramjce，1967）。在此條件下，油可以像水從水濕(water-wet)巖石中排出那樣從頁巖中排出。但要達到這樣的條件對、型干酪根來說幾乎是不可能的。,需要考慮的問題是，母巖中的石油要成為連續(xù)油相必須經過由分散的油滴或油珠到集中的過程。當油珠通過細小的毛細孔道時將會遇到很大的阻力(resistance)，即毛細管壓力(capillary pressure

19、)，,Pp=2cos/rp （孔隙pore中的毛細管壓力，方向向上） Pt=2cos/rt （喉道throat中的毛細管壓力，方向向下） 孔喉毛細管壓力差為：Pc=2cos(1/rt-1/rp) 其中：為油水界面張力 為潤濕角 rp 、rt 分別為孔喉半徑 只有得到能克服這一差值的外力油珠才能通過喉道。這種外力可以是浮力，也可以是各種原因造成的水壓力。,單一的浮力為外力油珠通過喉道的過程：a.浮力不足以使油珠變形迫使其進入喉道，油珠與周圍的水處于平衡狀態(tài)；b.油珠上浮受到阻力-喉道毛細管壓力，在浮力作用下油珠變形，上端進入喉道；c.浮力繼續(xù)克服阻力，至油珠上下兩端彎液面半徑相等，毛細管壓力亦相

20、等，油珠借助浮力向上運移通過喉道；d.油珠上端半徑大于下端半徑，此時上端毛細管壓力小于下端毛細管壓力，毛細管壓力差的方向與浮力一致，油珠迅速由喉道運移進入上方孔隙。,顯然，喉道越細小阻力必然越大，逾越也就更加困難。 再則，成油深度上泥質巖石的孔隙直徑大多小于5nm ，而油珠的直徑據韋爾特（Welte）估計應在1-100m之間，微小的孔隙很難允許油珠通過。此外油相的出現還有個脫吸附的問題。,The connection of porosity and pore diameter in shale(from Welte，1972 modification)1nm=10-9m=10-3m=10A,菲

21、利比（1974）認為，只有在成油晚期形成的石油達到了一定的數量（比如絕對含量700ppm）之后，才能解脫有機質的吸附成為單獨的油相。蒙培爾也認為，大規(guī)模的油相運移只有當有機質產生了850ppm的可抽提物時才能開始。要求石油在孔隙中要達到20-30%的臨界飽和度油相才能流動，則必須母巖體積的7.5%為有機質并轉化為石油（McAuliffe，1970）。在自然界這樣的生油巖罕見。,巴克（1979）提出，石油在結構水最弱的孔隙中心可以形成烴的網絡。隨著 烴類不斷生成，在滿足頁巖和有機質的吸附能力之后，烴類會形成游離的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互連接起來，形成連續(xù)的所謂孔隙中心網絡。然后

22、在流體熱膨脹和油氣生成所造成的壓力下被擠出孔隙。,The formation of hydrocarbon network in the middle of pores(from Barker，1979),莫帕爾（1978）認為生油巖中的有機質不是均勻分散在礦物基質間，而是沿層理面呈簿片狀發(fā)育，有時有機質如簿氈狀，有機質轉化成一定量的石油的同時，石油形成連續(xù)的油相進行第一次運移。,有些人則提出母巖中的殘余有機質（干酪根）可以作為石油運移的介質。干酪根在水濕頁巖中形成憎水的連續(xù)網絡，而由有機質生成的石油就可以沿著這個有機網絡運移出去，與水的運動不發(fā)生任何關系。這被形象地稱之為燭芯假說(wick

23、hypothesis)。,。 這一思路早于二十世紀五十年代末由希爾提出，七十年代受到?？伎?、菲利普等人的支持。更有積極支持者麥考里夫（1979）曾用掃描電鏡觀察去掉礦物質的干酪根，發(fā)現其呈現為立體的網絡結構；并認為含有機質1-6%的頁巖就能充分發(fā)育這種網絡結構。麥氏估算，油在有機質中的飽和度達到2.5-10%時，就能脫吸附而發(fā)生流動。導致油流動的壓力差可來自壓實作用、油氣生成作用以及流體熱膨脹作用等。網絡在順層方向的發(fā)育一般是相當完整的，而在第三度空間上只有少數內部連接。在生油巖低限（有機質0.5-1%）的頁巖中不足以形成三維連通網絡。,擁護溶解運移的普賴斯（Price，1976）認為此種學說

24、不適用于海灣沿岸產油盆地，且多數頁巖不足以形成干酪根網絡結構。就連積極推進油相運移的瓊斯（1978）也認為該學說對有機質含量少的海灣沿岸古近紀、新近紀難于解釋。,油的相對滲透率隨含油飽和度的增高而增大。在壓實作用達到大量水已經被排走時，油的滲透率及相對滲透率為油提供了特別有利的單相運移條件（Dickey，1775；Magara，1978a） 。至少要生油母巖中油足夠豐富和充分集中時，油才呈連續(xù)單相被排泄出來，這是一種完全可能的設想。大多數研究者都接受這個設想。,The sketch map of simulation experiment in oil phase migration,2.2.

25、3氣體溶液運移 (migration in gas solution),在特定的溫度和壓力條件下，液烴可以溶解于氣體之中。凝析氣田的存在就是證明。索柯洛夫等人（1963）的實驗也表明，在大約二、三米深處的溫壓下，有相當數量的液烴，尤其是烷烴和環(huán)烷烴可溶于CO2、CH4以及其它氣體之中。在壓力很大時，液烴混合物逆蒸發(fā)的臨界溫度要比其單個組分低得多。,據索柯洛夫和儒次等人的研究和估算，在40-80MPa和70-200的較高溫、高壓條件下，109m3天然氣能溶解和攜帶1-8105t輕質油。氣體溶液的形成不僅需要一定的溫壓條件，而且還需要數十倍于液相的氣體。因此，這只能出現在深部。,意大利的Malos

26、sa凝析氣田產層深6,100m，壓力105MPa，溫度153。據推測在這樣的條件下，直到C13的液烴都可溶解在氣體之中。困難在于氣體通過含水孔隙時同樣要遇到毛細管壓力的阻礙；氣體溶液所能運移的石油組分是很有限的；再說油藏中并非總有巨量的氣體。,綜觀上述石油初次運移的各種相態(tài)，從各含油盆地已經聚集起來的石油考慮，只有連續(xù)油相運移才能與其成分和數量達成一致。因而似乎擁護連續(xù)油相運移者亦占據主流。然而，任何想把某一機制視為唯一和萬能的，都將違背自然界的現實。隨時間和條件的變化不同機制將有機而諧調地發(fā)揮其作用，有些細節(jié)研究難度較大，要完全弄清楚還有待時日。必須明確，石油是成分十分復雜的有機混合物，它的

27、每一組分未必都要遵循統(tǒng)一的運移模式從母巖析出。,2.3 Phases of primary migration for natural gas,天然氣能溶于水，在石油中的溶解度很大。因此地層中的孔隙水和石油都可作為天然氣運移的載體。天然氣也可呈獨立相態(tài)運移（including molecular diffusion、air bubble and continuous gas phase）。,2.3.1 Water-soluble gas phase,天然氣在水中的溶解性已在第一章討論過，簡略歸納如下： 1) 氣態(tài)烴在水中的溶解度比石油大得多，且隨碳數增加而減小。 2) 壓力對天然氣的溶解度有明

28、顯影響，溶解度隨壓力增加而增大。,The table about solubility of hydrocarbon increases with C number decrease in water（from McAuliffe etc.,1963-1978）,4) 氣態(tài)烴在水中的溶解度隨含鹽度增加而減小。 5) 水中溶有CO2時，對氣態(tài)烴，特別是CH4有明顯的增溶作用。,3) 溫度對氣態(tài)烴溶解度的影響較為復雜，在溫度較低（75）時，溶解度隨溫度上升而減??；在較高溫度（75）時，溶解度隨溫度上升而增大。,壓力對天然氣增溶作用顯著，在埋深較大的地層水中，特別是異常高壓帶及其下的地層水中，常有豐

29、富的高壓水溶氣資源。天然氣呈水溶液狀態(tài)運移依據充分，因而廣為人們所接受。但這并非唯一相態(tài)。,2.3.2 Oil-soluble gas phase,天然氣在石油中的溶解度極大，特別是高壓油層中1m3原油可以溶解數百乃至上千米3以上的天然氣。因此，天然氣與石油一起形成時，常呈油溶氣相進行運移。大量天然氣加入可以使石油密度減小，粘度降低，大大增加石油的流動性和運移能力。,2.3.3 Independence gas phase,1) Air bubble 以氣泡運移僅限于表層沉積物中，湖泊、海洋沉積物和氣泉中都可以看到這種現象。當沉積物孔隙水中聚集的天然氣壓力達到或超過上覆水柱的壓力時，即可呈氣泡

30、向上運移。顯然，氣泡運移主要是早期生物成因氣。,2) Molecular diffusion 天然氣分子擴散是建立在天然氣濃度差基礎上的，當母巖中生成的天然氣達到一定數量，使母巖系統(tǒng)內外達到一定的濃度差時，分子擴散就會發(fā)生。分子擴散的強度除濃度差這一基本因素外，還與擴散介質的性質有關。由氣源巖與砂巖儲集層（即砂、頁巖）簿互層組成的巖性組合擴散作用最為明顯。,據D.Lcythacuscr（1980-1982）對格陵蘭西部兩口巖心井的輕烴地球化學研究表明，氣態(tài)烴以擴散方式進行的初次運移是一個很有效的過程。C1-C7烷烴的有效擴散系數（D值）約為10-6-10-9cm2/s（表）。擴散系數與輕烴的碳

31、原子數呈指數關系 。據D.Lcythacuscr的推算，200m厚的氣源巖，通過1,000km2面積進行擴散，在2106a內累積的擴散量足以形成象荷蘭格羅寧根和加拿大奇?zhèn)柲菢拥拇髿馓铩?Diffusion coefficient of light hydrocarbon across shale saturated by water,The graph about effective diffusion coefficient and C atomicity of hydrocarbon molecule of light n-alkyl（from D.Leythacuser,1982,tr

32、ue data from 1980）,通過擴散運移出的氣體成分與源巖中氣體成分有明顯的差異。泥巖中的氣體成分C1約占50%，而運移到相鄰砂巖中的氣體C1占80-90%（Vander Weide,1977；Hinch,1978）。,3) Continuous gas phase 成巖早期形成的生物成因氣，由于埋藏較淺，以氣泡方式運移到達沉積物表層后，大多向水體中或大氣中逸散，難于形成連續(xù)的氣相。隨著埋藏深度的增加，繼續(xù)生成的生物成因氣及其后的熱解成因氣，在數量超過孔隙水的溶解限度時，即可出現連續(xù)的游離氣相。,連續(xù)氣相運移主要出現在成油期后的成氣階段。此時一方面除干酪根熱解生氣外，成油階段先期生成

33、的液態(tài)烴亦將熱裂解形成天然氣，故該階段形成的天然氣量大；另一方面，由于壓實作用孔隙水尤其是自由水減少，同時熱裂解作用又使液態(tài)石油減少，亦即天然氣運移可資利用的載體減少，促成連續(xù)氣相運移成為天然氣運移的主要相態(tài)。,綜上所述，天然氣運移的相態(tài)是多種多樣的，各種相態(tài)的天然氣運移都可以有一定的效果。這與石油須在主成油階段后才開始運移，且以連續(xù)油相運移為主要運移相態(tài)有著明顯的差別。這種差別是造成天然氣在分布上與石油既有聯系又有明顯差異的重要原因之一。但就形成聚集的天然氣來說，還是應以連續(xù)氣相運移起主導作用。,綜觀前述，油氣初 次運移的相態(tài)不是一個孤立的問題，必須結合成烴演化階段、相應的壓實程度、水的豐度

34、、增溶因素，以及溫度壓力等物理化學條件的變化通盤考慮。,實際上無論以什么相態(tài)、什么方式運移，客觀上都存在大量油氣要從母巖運移出來與運移通道狹小的矛盾。目前對解決這一矛盾較為流行的思路是異常高壓導致生油巖產生微裂縫，為油氣初次運移提供通道(Abnormal high pressure leads source rocks to produce microfracturing that provides chunnels for oil and natural gas)。,2.4 Factors bringing primary migration,2.4.1 Non-equilibrium co

35、mpaction and abnormal formation high pressure 查普曼（Chapman，1972）首先提出，石油大量生成與流體大量排出在時間上的矛盾可以通過泥巖的非均衡壓實作用得到調節(jié)。 均衡壓實作用一方面需要負荷壓力，另一方面還需要相應的流體排出 ；這樣才能使流體壓力與靜水壓力取得平衡。,但對于較厚（查普曼認為應大于60m）的泥巖而言，由于泥巖層頂底附近排水在先，先行壓實，致使泥巖層中部的水排出不暢，以致在負荷壓力下內部的流體不能及時排出；因而保持了偏高的孔隙率，呈現為欠壓實狀態(tài)；對整個泥巖層來說則處于非均衡壓實狀態(tài)。貯存在泥巖層中部孔隙中的流體要承擔較大的負荷壓

36、力，即除靜水壓力外還要分擔部分靜巖壓力，于是泥巖層中部流體壓力就出現異常高壓。,The distribution graph of porosity、fluid pressure、salinity of hole water in shale between sand and shale,2.4.2 Mechanism of strengthening abnormal high pressure 1) Thermodynamic function 隨著溫度的升高，特別是進入生油門限以后，泥巖中的有機質將受熱降解產出大量液態(tài)和氣態(tài)產物。這一過程本身就是導致流體體積和壓力增加的因素，從而產生排出

37、的潛勢。按照蒙培爾（Momper，1978）的估計，有機質轉化產出的液態(tài)物質占原始有機質體積的25%，產出氣態(tài)物質的體積則遠遠大于此數。這些產物尤其是氣體，具有很大的熱膨脹系數，在溫度繼續(xù)增加時將進一步發(fā)生體積和壓力的增長。,隨著深度的增加，泥巖中的流體受熱膨脹，體積增大；同時礦物顆粒亦受熱膨脹，產生更大的孔隙空間。但它們的膨脹系數是不同的。據布瑞德萊（Bradley）的資料，在增溫時純水和鹽水的體積增長分別為巖石孔隙容積增長的40倍和80倍；油和氣更高，分別為200倍和800倍。據保守數據，石英的熱膨脹為水的1/15（據Skinner，1966），以此作為粘土熱膨脹（不易測得）的近似值計，如

38、果水與巖石顆粒的體積比大于1:15（相當于孔隙率為6%），那么水的膨脹就可超過巖石顆粒的膨脹。,純水在地表的比容為1，當埋深到5,000m深處時，按25/km的地溫梯度計，則比容將增至1.05 ，即體積要增加5%。實際上，由于地下水常是含鹽的，生油巖中并伴有油氣，且地溫梯度常大于該值，所以體積的增長遠不止此數。由熱膨脹而多出的這部分孔隙流體，在流體傳輸條件好時必將及時向外排出；在流體傳導條件不暢時，則將轉化為異常高壓，推遲排出。,2) Dehydration of clay,隨著埋藏的加深，泥巖不僅發(fā)生機械壓實，而且其粘土礦物還要發(fā)生成巖變化。泥巖中常見的粘土礦物主要是蒙脫石、伊利石和高嶺石。

39、海相條件大多以蒙脫石和伊利石占優(yōu)勢。泥巖中的粘土礦物顆粒由若干粘土單層組（結晶）所組成。,Diagenetic change about Compaction and dehydration of smectitic clays,The relation of smectite change in compaction course and hydrocarbon formation and ejectment 1-脫水變化；2-烴類的主要生成和可能排出階段；3-混合黏土；4-伊利石；5-蒙脫石,據沃納（Warner，1964）計算，蒙脫石、伊利石和高嶺石的比表面積分別為800、90和15cm

40、2/g，而蒙脫石的內表面積遠大于外表面積(分別為700和100cm2/g)。這就決定了蒙脫石向伊利石轉化為一脫水過程。,對于粘土成巖脫水階段的劃分不盡統(tǒng)一，但都承認在埋藏晚期還有機會形成脫水高潮。這正是油氣初次運移與粘土成巖作用的結合點。據佩里和豪爾（Perry and Hower，1972）對海灣地區(qū)淺層粘土的研究，從未見到單純的蒙脫石相，蒙脫石總是與伊利石組成不同比例的混合層，通常蒙脫石占70%以上。他們將脫水分為四段 ：,The stages partition of clays diagenism dehydration (from Perry and Hower,1972),假若淺處

41、蒙脫石含量占混合層的75%，經晚期脫水后還有20%殘留，那么整個成巖轉化中將有55%的蒙脫石釋放出層間水。如果某沉積物含有80%的粘土級（5m）礦物，其中75%為混合層；又知蒙脫石含有二層層間水時（經第階段脫水之后剩余的），水的重量約占其20%，該水將在晚期全部脫出；這樣，沉積物脫出的層間水總量應為：180%75%55%20%，即為沉積物原重量（除去孔隙水）的6.6%。以巖石的密度為2.5g/cm3計，釋放出的層間水量為：2.56.6%,即為沉積物原始體積的16.5%。,總之，在埋藏的晚期由于粘土礦物的成巖轉化，將有占被壓實沉積物體積約10-15%（據J.F.Burst）的水從粘土礦物層間釋放

42、到孔隙空間中成為自由水。它們在負荷壓力下勢必要向外排出。 鮑爾和伯斯特分別提出層間水的密度為1.4和1.5g/cm3，比孔隙中的自由水密度大。因而脫出后必將發(fā)生體積膨脹。果真如此的話，就有可能助長異常高壓，并直接促進運移。,綜上所述，油氣生成、粘土脫水、水熱膨脹，都與溫度有關。其共同點是：都有增加孔隙流體體積和壓力的潛勢。斯塔爾斯基（.，1970）認為，這種壓力一旦超過巖石的機械阻抗便可形成微裂縫。這時，流體將循之逸出；直到壓力減小到使微裂縫重新閉合。通過微裂縫這樣反復張合，烴類就不斷從其母巖中析出。蒂索曾用實驗證實了微裂縫發(fā)生的可能性。這種機制對碳酸鹽生油巖可能更有意義。,溫度的升高從許多方

43、面促進油氣初次運移。除上所述之外，溫度還有助于解脫被吸附的烴類；有助于降低流體粘度；有助于降低油水間界面張力；在主要深度范圍內還有助于氣烴的溶解；以及有助于烴在水中的溶解等。,粘土礦物層間水的排出對油氣初次運移還有如下有利之處： 這種再生的孔隙水礦化度低，具有較高溶解烴的能力（,1971）； 層間水脫出后顆粒體積減小，可改善孔、滲性能，便于流體排出（Cordell，1972）； 蒙脫石轉化為伊利石降低了對有機質的吸附能力（Grim，1953）。,引起油氣初次運移的因素很多，但以壓實作用，尤其是壓實過程中出現的非均衡壓實最為重要；對碳酸鹽生油巖可能壓溶作用是引起初次運移的主要因素；當生油巖埋藏到

44、較大的深度時，溫度可能成為另一重要因素。其它因素都可能只有局限或局部的意義。 非均衡壓實對初次運移的影響在于使流體的排出延緩。如果流體的排出正好被推遲到主要生油時期，則將對初次運移起積極作用。,Relations curve of porosity-depth in shale 阿賽的曲線據古生代頁巖繪制，可代表均衡壓實，迪更生的曲線據 古近系、新近系泥巖繪制，可代表非均衡壓實,水延緩排出的附加效果是，使更多的水有較長時間處于高溫高壓條件下，這將有利于油氣在水中的溶解。,就目前所知，盡管古生代盆地也有異常高壓出現，但異常高壓主要出現在古近系、新近系沉積盆地。非均衡壓實是形成異常高壓的前奏；非均

45、衡壓實也為繼后的成烴增壓、水熱增壓和粘土脫水增壓奠定了基礎。微裂縫的產生可能還有其它因素（如構造活動），但無疑異常高壓對微裂縫的形成和發(fā)育起重要作用。而微裂縫對油氣初次運移的促進作用更重要。,2.5 Efficiency, time and distance about primary migration,2.5.1 Amounts and quality of hydrocarbon- efficiency of primary migration,在大多數情況下，初次運移的排烴量一般很低，大概5-10%。個別情況可以多些。據亨特的估算，儲層中的烴量占不到母巖中烴量的1%。也就是說，如果將損

46、失到其它地方去的烴考慮進去，那么從母巖中初次運移出來的烴量最多只占生成烴類總量的百分之幾，一般不會超過10%。可見運移效率是非常低的。,石油從母巖中運移出來的前后，在質量上也有所變化。由于母巖中各種物質運移出來的速度不同，將引起類似于混合物色層效應的分異現象。烷烴被有機質和礦物表面吸附的程度比芳烴弱，更比O、S、N化合物弱，因此將優(yōu)先析出，因此石油的化合物組成一般是飽和烴含量芳香烴非烴（O、S、N化合物）。一般母巖抽提物以含大量O、S、N化合物為特征，而石油是以含大量飽和烴和芳烴為特征。二者差異明顯。,據目前研究，低熟油主要是木質體、樹脂體、細菌改造的陸源有機物質、藻類和高等植物、生物類脂物及

47、高硫大分子等不同原始母質的早期生烴機制形成。其生油門限Ro為0.3%-0.35%，生油高峰Ro=0.35%-0.7%。中、淺埋藏（2,500m），與低熟油生成相關的過?？紫读黧w壓力帶的形成，有利于低熟油初次運移的發(fā)生。,2.5.2 Stages of compaction and liquid expulsion -time of primary migration,隨著埋藏的加深，壓實程度增強，泥巖密度變大，孔隙率（及含水量）減小。海德伯格（1930）首先按孔隙率將泥巖壓實劃分為四個階段：機械重排階段-孔隙率90-75%；脫水階段-孔隙率75-35%；機械變形階段-孔隙率35-10%；重結晶

48、階段-孔隙率10%。,井波和夫和星野一男（1977）按泥質沉積物的物理狀態(tài)將其成巖過程劃分為三個階段：粘性壓實階段孔隙率80-30%；塑性壓實階段孔隙率30-10%；彈性壓實階段10%。 青柳宏一和淺川忠又主張將上述三個階段易名為早期壓實階段、晚期壓實階段和重結晶階段。,早期壓實階段顆粒很少接觸，沉積物呈粘性流動，主要成巖因素是壓實下的顆粒重排，孔隙率80-30%，有大量的水被逐出。 晚期壓實階段顆粒接觸增強，沉積物呈塑性固體特征，主要成巖因素為壓實、固化和礦物轉化，孔隙率30-10%，有較少的孔隙水和礦物層間水被擠出。 重結晶階段顆?；ハ嘟淮?，自生礦物質形成，孔隙被充填，從而形成堅固格架，主

49、要成巖因素是膠結和礦物轉化，壓實作用微弱，孔隙率10%，所剩之水不易排出，幾乎長期被封存。,青柳和淺川認為，在早期壓實階段石油尚未成熟，而重結晶階段石油難以排出，所以最重要的初次運移發(fā)生在晚期壓實階段。,顯然，基于油氣成因的現代概念，石油初次運移只能出現在達到生油門限之后?；\統(tǒng)地說，天然氣的初次運移出現比石油要早。 此外，對石油的初次運移還應考慮到未熟-低熟石油運移的可能性，這可能與有機質類型有關；只要有相當數量的未熟-低熟石油形成，在早期壓實階段尤其是該階段后期，就應有相應的石油初次運移。,2.5.3 Effective expulsion hydrocarbon thickness of

50、source rocksthe distance of primary migration,由于厚層泥巖的中間部分是欠壓實的，其所封存的烴未及時排出，所以產生了生油巖有效厚度問題。蒂索根據對阿爾及利亞泥盆系泥質母巖抽提物的含量及組成的分析發(fā)現，在靠近儲層生油巖的10m左右厚度范圍，輕的、易流動的成分（如烴類）向儲層方向減少；而重的、不易流動的成分向相反方向增多的現象（表）。,The relation of content and component of extract matter in source rocks and distance to border upon reservoir i

51、n Devonian，Algeria,這表明生油巖的初次運移排烴，是距離儲層越近的地方越優(yōu)先而有效。因此，有些研究者認為，巨厚的生油巖只有頂、底各二、三十米才是有效的。然而，異常高壓終歸是要釋放的，只是遲早而已。被封存在泥巖中部的流體，在漫長的地史中總要逐步替補泥巖頂底排出流體的位置，只是生油層越厚，這個替補過程越緩慢。 鑒于初次運移明顯主要是垂向運移，特別是以微裂縫作為主要運移通道的情況下更是如此，所以特殊情況下，初次運移的距離最大極限就是生油層厚度,前面提及，生油巖中平行層面方向干酪根分布的連續(xù)性要好些，按理油氣側向初次運移阻力應該小些，運移距離也理應長些。但目前尚未見到這方面的資料。側向

52、初次運移主要發(fā)生在盆地邊緣、盆地內橫向巖性變化相變帶以及生油層被斷層切割部位。由于生油巖滲透性所限，估計油氣側向初次運移距離也不會很遠。,2.5.4 The relation of primary migration of oil & natural gas and distribution of sands,油氣初次運移的方向是指向儲集巖的，因此儲集巖（如砂巖）的分布必然對初次運移有一定的影響。 據美國7,241個砂巖儲集層的統(tǒng)計，可采儲量與砂巖厚度的平方成正比（Curtis等，1960）。這表明砂巖（儲集層）與頁巖（生油層）的接觸面積（不是砂巖體積）是控制儲量的一個重要因素。接觸面積越大，

53、頁巖向砂巖的排流效率就越高。,但就整個沉積剖面而言，砂巖儲集層也并非越多越厚越好。剖面中生、儲層分布上最好有適當的搭配，以保證既有充足的烴源供給，又有較好的排流效率。美國7,241個砂巖的單層厚度平均約為12m。真炳欽次認為，生油巖的理想厚度平均約為30m。如前所述，泥巖單層厚度過大，其中間部分的流體不易排出，從整體上會降低生油巖的排烴效率。真炳欽次根據一些統(tǒng)計資料概括得出，有利含油地區(qū)，剖面中砂巖的含量百分數大致在20-60%，中值為30-40%,2.5.5 The meaning of reversion in the section of C烴/C有機碳,C烴/C有機碳是評價生油巖的重要

54、指標之一，是代表有機質成烴轉化的指標。該比值應該隨深度增加而增大。但如果烴在某個深度間段內發(fā)生過初次運移，那么該比值不是減小就是相對不變。下圖是科德爾據菲利比資料改繪的有關洛杉磯盆地烴含量及C烴/C有機碳隨深度變化的情況。,Depth changes of hydrocarbon content and hydrocarbon/organic carbon in basin of L.A (from Codell,1972) boiling point of hydrocarbon325,由此可見，利用這一比值可以判斷初次運移開始和結束的深度。過去我們習慣于把該指標高作為可能生油巖的標志。但若

55、考慮到初次運移的因素，就必須結合上下層位的情況加以分析?？磥碜鲞@種考慮是非常必要的。C烴/C有機碳隨深度加大而出現逆轉時，表示發(fā)生了初次運移。如果地層流體壓力也同時顯示出相應的異常，那就更證明了上述推斷是可信的。,Primary migration in relation to porosity and Ch/Co of certain wells section with depth change in Nigeria、Niger delta(from Tenta,1977),Section 3 Secondary Migration,油氣的二次運移是指油氣自源巖中排出并進入鄰近運載層（帶）

56、以后沿儲層、斷層、裂隙、不整合面等通道的運移。 廣義的二次運移泛指油氣脫離母巖后所發(fā)生的一切運移，包括聚集起來的油氣由于外界條件的變化所引起的再運移。,油氣經初次運移進入儲集層后，尚需經二次運移進入圈閉才能聚集起來形成油氣藏。可見二次運移與油氣的聚集密切相關。因此，了解油氣二次運移和聚集對指導油氣的調查和勘探具有實際意義。,二次運移是初次運移的接續(xù)，二次運移的傳導層(transmitted beds)主要是結構較粗的砂巖或其它孔隙性巖層。二次運移條件與初次運移有很大差異，其影響因素也相對要簡單些。,如果說油氣初次運移的相態(tài)尚有較多爭論的話，那末對二次運移相態(tài)的認識已趨于一致。一般認為，以連續(xù)烴

57、相運移是油氣二次運移的主要相態(tài)。其中包括天然氣的油溶氣相運移和輕質油或凝析油的氣體溶液運移。,3.1 Resistance of secondary migration,油氣二次運移中最主要和最普遍的阻力就是毛細管壓力(capillary pressure)。 在兩種不相混溶的流體介面上，任何一點都有使其各自的體積收縮成為具有最小面積的趨勢。如果在相接觸的兩種流體彎曲介面的相鄰兩點上測量其各自所受的壓力，就會發(fā)現它們所承受的壓力是不同的，這種壓力差就是所謂毛細管壓力。,毛管壓力是水潤濕系統(tǒng)（儲集層孔隙大多為水潤濕系統(tǒng)）的毛管中油水（或氣水）界面上所產生的指向油（或氣）方向的壓力（圖）。 毛細管

58、壓力用下式表示： Pc=2cos/rc 式中 Pc-毛細管壓力（Pa或Mpa）；-油水（或氣水）界面張力（dyn/cm）；-潤濕角，界面與管壁間的夾角表示（度）；rc-毛管半徑，相當于孔喉半徑cm）。,Resistance of secondary migration(from Purcell,1949),在儲集層孔隙系統(tǒng)中，作為非潤濕流體的油、氣要擠入水（潤濕流體）所飽和的毛細管中，就需要有外力來克服毛管壓力，這個外力通常稱之為排替壓力(displacement pressure)（Pd）。簡言之，排替壓力就是油氣排出毛細管中的水所需要的力。只有排替壓力大于毛管壓力時，油氣才能擠入水所占據的

59、孔道。,巖石的孔隙系統(tǒng)，其形態(tài)和結構十分復雜，并非圓形直管狀。當油氣從大孔隙進入小孔隙，或者穿越孔隙喉道時將在油（或氣）柱兩端形成毛管壓力差（Pc），其公式如下： Pc=2cos/rc-2cos/rp =2cos(1/rc-1/rp),式中rc為小孔隙或孔喉半徑；rp為大孔隙半徑?？讖皆叫?，油氣擠入所需的排替壓力就越大；而界面張力及界面彎曲程度越小，所需排替壓力越小。界面張力受溫度和壓力的影響比較復雜，特別是壓力對其影響較大。油水和氣水的界面張力都隨溫度的升高有所降低，但不顯著。,3.2 Drive of secondary migration-buoyancy,很早以前人們就開始注意到，在天然油氣聚集中，總是最輕的天然氣占據圈閉的上部，油居中間，水沉在下面。這種按比重差出現分異的現象，人們將浮力作為油氣在儲集層中進行運移的一種重要動力因素。,浮力是二次運移中的主要驅動力 物理學上對浮力的定義是物體所排開液體的重量。油氣地質學中所謂的浮力