4.油气运移(11)解析

4.油气运移4.油气运移petroleummigration概述油气初次运移油气二次运移内容提要一、油气运移概念概念：地壳中的石油和天然气在各种天然因素作用下发生的移动。4.1概述★油气运移的结果（1）使分散的油气在储集层的适当部位富集起来形成油气藏；（2）直接运移出地表，成为油气苗；（3）导致油气的分散，使油气藏遭破坏。4.1概述★油气运移的证据①地表：油气苗②油气：生成于烃源岩，储集于储集岩。③烃源层：分散状态油气→富油气区：聚集状态油气④油气藏中油、气、水按比重分异。　⑤从油源区→成藏区，化合物分布有规律渐变。4.1概述★研究油气运移的理论意义和实用价值意义：一般情况下，大油气田分布在油气运移主要方向上。为了研究油气在地壳中的分布规律，在含油气盆地内，需要追索油气二次运移的方向。它是寻找油气田的理论根据价值：预测油气田的分布，指导油气勘探的实践。4.1概述二、油气运移的阶段划分初次运移:油气自烃源岩层向储集层或运载层(输导层)的运移二次运移:油气进入储集层或运载层以后的一切运移若对整个油气运移来说,则是一个几乎同时存在的连续过程根据时间顺序和介质条件的变化，可将油气运移分成两个阶段：油气的运移和聚集油气运移聚集过程示意图三、油气运移的基本方式★——渗滤、扩散1、渗滤：机械运动，整体流动，遵守能量守恒定律，由机械能高的地方向机械能低的地方流动。2、扩散：分子运动，使浓度梯度达到均衡。扩散方向：从高浓度向低浓度。四、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％。•地静压力：由上覆沉积物的基质和孔隙空间流体的总重量所引起的压力，又称静岩压力：s=ρrgh（s--静岩压力；h--上覆沉积物的厚度；ρr--上覆沉积物的平均总体密度；g--重力加速度）静岩压力实际为由颗粒产生的有效压力(σ)和孔隙流体产生的流体压力(p)之和s=σ+p•地静压力梯度：指每增加1米沉积物所增加的压力,pa/m，约为0.23×105Pa/m五、地静压力、地层压力、静水压力、测压面•地层压力：地下岩层孔隙流体的压力，又称地层流体压力或孔隙流体压力。P＝ρwgh单位：大气压(atm)或帕斯卡(Pa)。1atm＝101kPa。•水压头：地层压力所能促使地层水上升的高度（上覆水柱的高度）：h＝P/(ρwg)式中,P为地层压力，h为水压头，ρw为水的密度，g为重力加速度。由于，水的密度为1，1个大气压的地层压力约相当于10m高的水柱重量。••静水压力静水压力：：由静水柱重量所造成的压力。是由连通在地层孔隙中的水柱所产生的压力。pw=ρwgH式中pw---静水压力；H--上覆水柱高度；ρw--水密度；g--重力加速度•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.单一储集层内静水压面示意图•测压面：同一层位各点水压头顶面所组成的一个面。静水条件下，测压面水平；动水条件下，测压面倾斜。一、油气初次运移的物理状态4.2油气初次运移石油初次运移的相态一直是争论的焦点，主要集中在水溶相与游离相之争，近年又出现了扩散相运移的新观点。石油的初次运移游离相占据主导地位（被越来越多的人认可）水溶相居次要地位某些条件下，油可溶于气体中进行初次运移天然气的初次运移一般认为，可以呈游离相和水溶相运移某些条件下，气可以溶于油中进行初次运移一、油气初次运移的物理状态4.2油气初次运移1、水溶相运移油气被水溶解成分子溶液，水作为油气运移的载体进行运移。从运动力学角度，水溶液沿细小的孔隙喉道运移，基本不存在毛细管阻力，只有水分子之间的内摩擦阻力优点：从物理学角度看它是最理想的运移相态局限性：水源问题；溶解度问题；化学成分问题2、游离相（烃相）运移以游离的油相或气相进行运移主要论点：当生油层中生成的烃类能饱和孔隙水和有机物的吸附时，烃类在孔隙中可以形成不连续的油滴和气泡，当生油层中含油饱和度足够大时，烃类可以呈不同程度的连续烃相运移。烃相运移方式：连续油相运移，间隙性运移证据：1）对生油岩进行显微观察时，发现游离相的石油存在于烃源岩孔隙和裂隙中——最直接的证据2）在较厚的烃源岩剖面中，可测定出烃源岩对初次运移的色层效应，即随着距离烃源岩-储层接触面距离的减少，烃源岩中的氯仿抽提物含量有减小的趋势——支持游离相运移的观点3、油气初次运移的综合模式Tissot（1980）和Burker（1981）综合应用Kerogen热演化生油各阶段的埋深、温度、作用因素及产物提出综合模式：1.当生油岩埋深1500m—生物化学生气产物以生物CH4气为主，液态烃较少，可以皂胶束形式溶解在水中，以水作为运载体，在欠压实作用形成的异常高压驱使下由生油层向储集层初次运移。2.埋深1500--4500米—热催化生油气阶段（生油窗）Kerogen大量向油气转化，形成数量较多的液态烃，生油层中的含油饱和度增加，油相的相渗透率随着增加，以游离的油相自生油层向储集层发生初次运移。3.当埋深4500米—热裂解生凝析气阶段、深部高温生气阶段液态烃发生高温裂解，形成大量CH4，液体溶解在CH4中，以CH4作为运载体发生初次运移。油气初次运移过程中的可能相态低成熟阶段，水溶相运移最有可能生油高峰阶段，主要以游离油相运移生凝析气阶段，以气溶油相运移过成熟干气阶段，以游离气相运移4、烃类运移相态小结没有一种模式能让大多数人普遍接受和充分信任。每种模式都有一定的依据，但同时存在一些难于解释的问题。大多数人赞同以连续油相运移为主。在油相运移中，虽普遍接受连续油相运移模式，但有越来越多的人支持微裂隙运移模式，气相运移和水溶相运移是石油初次运移的非主流模式。天然气运移相态包括水溶相、油溶相、游离相或扩散相中的一种或多种。在不同演化阶段油气运移相态可以发生变化。可根据烃源岩油气生成、演化的模拟资料，在综合考虑水溶作用、岩石吸附等影响后，根据状态方程和PVT计算模拟地下烃类的相态特征。没有一种模式能适用于各种地质情况。最主要的因素是生油岩的成岩变化和有机质的热成熟演化过程，这是一个连续的过程。不同阶段，由于作用因素不同，产物也不同因此，油气初次运移的相态应是多种相态并存的过程，只是不同演化阶段以某种相态为主，其它相态为次的过程综上所述，油气初次运移的相态与多种因素有关：1.压实作用2.粘土矿物脱水作用3.流体热增压作用4.有机质的生烃作用5.渗析作用二、油气初次运移的主要动力4.2油气初次运移1.压实作用4.2油气初次运移二、油气初次运移的主要动力•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。——在成岩早期，泥质岩孔隙度、渗透率都较大，以此种压实状态为主。S1）正常压实砂泥岩互层剖面中压实流体的运移方向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，只能在砂岩层中做侧向运移。碎屑岩沉积盆地:压实流体总是由泥岩向砂岩运移，由深部向浅部、由盆地中心向盆地边缘运移.正常压实流体总体运移特征：☆泥质岩类在压实过程中，由于压实流体排出受阻或来不及排出，孔隙体积不能随上覆负荷增加而减小，导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷，出现孔隙流体压力高于其相应的静水压力的现象称欠压实现象。SPf2）欠压实正常压实带（NC）和欠压实带（UC）上伏沉积物负荷压力（S）流体压力（p）及颗粒支撑的有效应力（σ）关系图欠压实带中流体的排出方向•剩余压力差驱动孔隙流体向低剩余压力的方向运移；•孔隙压力超过泥岩的承受强度——产生微裂缝——微裂缝排烃——释放超压，恢复正常压力。欠压实泥岩流体总体运移特征：2.蒙脱石脱水增压作用蒙脱石脱去层间水和有机质分子(进入粒间孔隙）随DT104.4—110C,加入钾云母伊利石•V水↑＞V孔↑，Pf↑，促使排烃•封闭性地层条件下，产生超压产生超压，出现微裂缝微裂缝————排烃•矿物蒙脱石转变为伊利石蒙脱石脱水的结果：膨胀性粘土（蒙脱石）向非膨胀性粘土（伊利石）转化的数量随深度增加的曲线蒙脱石脱水与流体异常压力的关系（阴影区：蒙脱石大量转化带）——地层压力突变带位于蒙脱石转化带内3.流体热增压作用热液流体的增压作用（水热增压作用）：流体受热膨胀→体积增大→内压力增大流体（油气水）比岩石颗粒的膨胀率大的多，例如：石英是油气水的1/15•水热增压作用促使流体运动的方向：是从地温高的地区向地温低的地区运动，即从深处向浅处，从沉积盆地的中心向边缘运移。•烃源岩干酪根生烃过程孕育了排烃的动力，干酪根形成的大量油气和水体积大于原干酪根体积。这些流体不能及时排出时——Pf增大——异常压力排烃作用。•甲烷等气体的形成对Pf和排烃影响最大。使烃源层Pf↑↑，以致产生微裂缝——排烃。4、有机质的生烃作用渗析作用是在渗透压差作用下，流体会通过半透膜从盐度低方向向盐度高方向运移，直到浓度差消失为止的过程。含盐量差别越大，产生的渗透压差也越大。5、渗析作用砂泥岩间互层层组中,泥岩的孔隙度，流体压力和孔隙水含盐量分布特征•页(泥)岩中水的含盐量与孔隙度成反比：含盐量增加，则孔隙度减小。•含盐量与渗透压力成反比关系：含盐量高则渗透压低。•渗透流体运动方向：从含盐量低流向含盐量高部分。6.其它作用构造应力作用：导致岩石产生微裂缝系统，有利于流体的运移毛细管力的作用：一般表现为阻力，仅在源岩和储集层的界面处才表现为动力。因为不同大小孔喉造成的毛细管压差，其合力的方向指向孔喉大的一侧扩散作用：在岩石致密和高压地层中对天然气可在浓度梯度下进行分子扩散胶结和重结晶作用：是碳酸盐岩源岩排烃的主要动力，胶结和重结晶作用使得碳酸盐岩孔隙度变小源岩低成熟-未成熟阶段：孔隙和微层理面；成熟-过成熟阶段：微裂缝为主。异常高流体压力导致源岩形成微裂缝。——较大孔隙、微层理面、构造裂缝与断层、微裂缝、缝合线、有机质或干酪根网络。三、油气初次运移的通道4.2油气初次运移干酪根生成烃类过程中，微裂缝的形成与烃类的注入（据Ungerer等,1983)异常高流体压力能导致烃源岩形成微裂缝。当流体压力超过静水压力的1.42～2.4倍时，岩石就会产生裂隙。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点。四、初次运移的主要时期和距离石油：有机质热演化成熟阶段天然气：多期，大量生气之后排烃门限：达到排烃所需的饱和度1、初次运移的主要时期4.2油气初次运移取决于生油层和储集层的接触关系、输导能力：一般情况下，油气初次运移的范围在生油层靠近储集层15米左右。由此可见，生油层的单层厚度不是越厚越好，而是达到排烃效率最佳的厚度。生油岩单层厚度为10—20米，砂泥岩互层条件下，排烃效率最好。2、初次运移的距离正常压实排烃模式异常压力排烃模式扩散模式五、油气初次运移模式油气初次运移可以归纳为三个模式：4.2油气初次运移1、未熟－低熟阶段：正常压实排烃模式•源岩层：孔渗性相对较高，孔隙水较多，油气少，油气可呈水溶状态、分散的游离油气滴运移。压实作用下，油气随压实水流通过连通孔隙和微层理面运移到运载层或储集层中。2、成熟－过成熟阶段异常压力排烃模式•源岩层：孔隙水较少，孔渗性较差，排液不畅，大量油气—游离状态。多因素异常高压排烃主要动力：未产生微裂缝时缝时，油气沿孔隙喉道被被慢慢慢慢驱出驱出；若导致微裂缝、形成微裂缝－孔隙系统，缝－孔隙系统，油气水以脉冲式、混相涌流脉冲式、混相涌流方式排出。。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致密的深层储层和流体高压地层：天然气扩散作用更重要•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。4.2油气初次运移定义：进入储层或运载层之后的一切运移。——在储集层内部、——沿断层或不整合面、——油气藏