第一节油气初次运移

第一节油气初次运移初次运移：是指生油层中生成的石油和天然气，从生油层向储集层(或输导层)中的运移。

是油气脱离烃源岩的过程，又称为排烃。

争论的焦点：油气是在“什么因素的驱使”下？呈“何种相态”？通过“什么途径”？排出烃源岩的一、油气初次运移的动力因素1、压实作用的动力因素正常压实：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，孔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，则称为正常压实或压实平衡状态。

欠压实：如果由于某种原因孔隙流体的排出受到阻碍，孔隙度不能随上覆负荷的增加而相应减少，孔隙流体压力常具有高于静水压力的异常值，这种压实状态就称为欠压实或压实不平衡。

(1)正常压实压实作用过程中流体的排出实际上是由于剩余流体压力的作用。

剩余流体压力是指超过静水压力的地层压力。

沉积物在达到压实平衡的层序之上又沉积了新沉积物，此时颗粒要重新紧缩排列，孔隙体积要缩小，就在这些变化的瞬间，孔隙流体就要承受部分由颗粒产生的有效压应力，使流体产生了超过静水压力的剩余压力。

正是在剩余压力作用下孔隙流体才得以排出，排出后孔隙流体又恢复了静水压力，沉积物又达到新的压实平衡。

可见，这种剩余压力只发生在压实平衡与达到新的压实平衡之间的瞬时，所以应当叫做瞬时剩余压力。

但在一个不断沉降、不断沉积、不断压实的连续过程中也可叫做剩余压力。

因为正常压实过程就是：由压实平衡到瞬时不平衡再到平衡的过程，而孔隙流体压力则是由静水压力到瞬时剩余压力再到静水压力的连续过程。

在这过程中流体不断排出、孔隙体积不断减小，如果流体的排出时烃源岩已经成熟成烃，即可实现初次运移。

其排液的方向视不同的沉积层序而不同。

排液方向均一泥岩的层序剩余压力的大小:El=（ρbo-ρw）glo一般来讲，深部沉积物的剩余流体压力大于浅处的剩余流体压力，在均一岩性的层序里流体一般是向上运移排出的。

如果新沉积物的厚度在横向上有变化，那么由上式不难看出水平剩余流体压力梯度远远小于垂向上的剩余流体压力梯度，往往只是1/200～1/20，因此，大部分流体沿垂直方向向上运移，只有很少一部分流体沿水平方向运移。

砂页岩互层的层序由于泥质沉积物和砂质沉积物的原始结构不同，其抗压性能也不同，在压实过程中泥岩孔隙度丧失得快，说明在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多，所产生的瞬时剩余流体压力比砂岩大，因此流体运移的方向是由页岩到砂岩。

在砂、泥岩互层的情况下，泥岩中流体的运移方向既有向上的也有向下的，总是指向砂岩，砂岩中的压实流体只能与所排入的压实流体一起沿砂层做侧向运移。

(2)欠压实查普曼（Chapman，1972）指出，泥岩正常压实排水的主要时期和油气大量生成在时间上的矛盾，使通过正常压实水流载出的油气可能是有限的，但可以通过欠压实作用得到调节。

对于较厚的泥岩，由于传导能力的限制，以致在负荷压力下内部的流体不能及时排出，于是造成欠压实，产生异常高压，在油气生成、运移过程中起到很好的作用：（1）欠压实使孔隙流体的排出受到不同程度的延缓，如果流体的排出正好被推迟到主要生油时期，则将对油气初次运移起到积极作用。

（2）欠压实还使更多的水较长时期处于高压下，这有利于促进有机质的热成熟，也有利于油气在水中的溶解。

（3）欠压实地层中流体的异常高压是驱使油气进行初次运移的潜在动力，这种异常高压远远超过一般正常压实地层的剩余压力，因此在多相流体运移过程中，它可以推动油气去克服毛细管阻力，而且还有可能进一步使岩层产生微裂隙，给油气运移创造更好的条件。

但如果为非生油层时，它只能成为最好的压力封闭盖层。

2、热力作用的动力因素由于水、油、气的膨胀系数比颗粒的膨胀系数大得多（分别为颗粒的40、200和800倍），所以在热力作用下泥岩孔隙流体体积趋于增大。

这部分由热膨胀而增加的孔隙流体在渗透性好的条件下可及时地排出，否则就推迟排出，而产生异常高压，成为油气初次运移的动力。

热力作用的温度升高，还是烃源岩有机质降解出更多的烃类，促使初次运移的发生。

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；有助于油气在水中的溶等。

3、烃类及非烃气体生成的作用干酪根热降解成烃一方面为初次运移提供了物源，另一方面成烃增压作用也是初次运移内部能量的一个重要来源。

干酪根在热降解生成石油和甲烷气体等烃类的同时，也产生大量的水和非烃气体（主要是CO2），而这些流体的体积大大超过原来干酪根的体积，因此引起页岩孔隙流体压力大幅度的提高，使异常高压进一步增强，这种压力的增加将导致微裂缝的产生（Hedberg，1980），使石油进入渗透性的载岩和储集层。

在地层的温度和压力下干酪根产生的CO2可以大量溶于石油，从而降低石油的粘度和表面张力，改善石油的流动性，提高排烃效率，有利于油气运移。

另外，饱和有CH4和CO2气体的孔隙水，在一定的压力和温度下可以容载更多的烃类以水相方式运移出生油层。

所以说在烃类生成的时候也孕育了排出烃类的动力，石油的生成与运移是一个必然的连续过程。

4、粘土矿物的脱水作用Powers(1959，1967)，Burst(1969)等提出，粘土矿物成岩作用过程中，在热力作用物的下蒙脱石转变为伊利石时，可释放出粘土矿结晶格架水，作为油气运移的载体。

研究表明达到一定深度的温度、压力条件下，蒙脱石向伊利石大量转化释放出大量的结合水，同时也引起泥岩体积的突变。

Schmidt研究了墨西哥湾沿岸一口井中膨胀型粘土（大部分是蒙脱石）与非膨胀型粘土（伊利石）的比例。

从图中表明粘土矿物转化率增加的深度大约是3200米（10500英尺），在这个深度的温度约为93.3C(200F)。

地温梯度也在3200米深处增加，而3200米处又正是异常高压的顶部。

这样看来，脱水与成烃高峰期是能呼应的。

晚期脱水对初次运移的重要性也正在于在关键时刻提供了运载工具—孔隙水。

当然，水的排出仍主要靠压实。

当然,粘土矿物脱水的意义也是局限的,有的盆地几乎不含蒙脱石,如威利斯顿含油气盆地（Dow，1974），碳酸盐岩生油岩粘土矿物也很少。

5、扩散作用自然界中只要有浓度差就有扩散作用，轻烃的扩散作用早已为人们所认识。

生油层中含烃浓度比周围岩石大，烃的扩散方向由生油层指向围岩，与油气运移的方向一致，因此它是进行初次运移的一种动力。

虽然，扩散作用在物质转移方面的效率比较低，但是它受客观条件诸如温度、压力、地层的物性以及有机质的成熟度等等的影响比较少。

只要有浓度差存在，扩散作用就无时无刻不在发生，甚至在欠压实和异常高压状态下也能毫无阻碍地进行。

因此，在漫长的地质时期中，它仍然是一种不可忽视的动力，尤其是气态烃的扩散作用具有更重要的意义。

另外，当地层深埋变得异常致密、流体的渗流很微弱或停止时，扩散作用几乎是流体运移的唯一方式，其重要性就更为突出。

对初次运移来说扩散作用总是一个积极因素。

扩散系数与轻烃的碳原子数是指数关系（Leythaeuser，1980～1984)，图为８组有机质类型和成熟度有所差别的气源岩，按累积扩散量与西加拿大的奇韦尔（Chigwell）气田和荷兰的哈令根（Harlingen）气田的甲烷地质储量对比图，因此认为轻烃的扩散方式进行初次运移是一种有效过程。

二、油气初次运移的相态1、水溶相运移分子溶液即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。

主要代表有Admas(1903)、Lewis(1924)、Baker(1960)、McAuliffe(1963～1978)、Price(1976～1989)等。

胶体溶液的分散粒子不是单分子，而是有机酸(R桟OOH)分子聚合体，它们的分子一端有亲油的烃链，另一端有亲水的极性键，极性端因亲水而向外，非极性端因亲油而向内，在胶束中心的亲油部分就可以增溶一部分烃类，以起到对烃增溶的作用，主要代表有Baker(1959)、Cordel(1973)。

水相运移说难以解释的是油气在水中溶解度的问题，在常温下烃在水中的溶解度很低，在同族中随分子量增大而减少，因此，天然气在水中溶解度比石油大；另外是水源问题，由于烃在水中的溶解度很低，加上石油又是晚期生成和运移，溶解烃的水是个关键问题。

至于胶束溶液，除了同样具有上述问题外，还存在胶束在生油层难以存在，胶粒粒径较大，很难通过泥岩的孔隙喉道以及增溶效果有限等问题。

2、游离相运移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，Dickey认为可低到10%，甚至1%以下。

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（Momper，1978）。

在这些因素作用下，Dickey认为在压实时石油将呈一种极细但连续的油丝运移。

Magara(1981）认为压实中期是最有利于油相运移的阶段。

此观点的问题是石油最初是如何克服毛细管阻力而形成连续油相的，还有能否达到连续油相运移的临界饱和度的问题。

连续烃相运移，还包括气溶于油和油溶于气的情况。

大量天然气溶于石油可使石油密度减小，粘度降低，极大地增加石油的流动性和运移能力。

在特定的温度和压力条件下，液态烃可溶于气体之中，气体溶液运移需要数十倍于液相的气体，因此一般只能发生在深处。

分子扩散是分子本身自由运动的结果，问题在于从数量上看扩散作用到底有多大实际意义。

Leythaeuser（1980）认为，扩散作用是天然气运移中的有效方式。

而对于液态烃，扩散作用的实际意义要小得多。

3、相态演变方式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、溶解度以及岩石的组构等条件，也可以说是地下各种物理、化学因素综合作用的结果。

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深和有机质类型的变化而变化。

Barker和Tissot提出不同埋深以不同方式进行运移的相态演变方式。

在埋藏较浅的未成熟阶段，由于石油还未大量生成而地层孔隙度又较大，此时源岩中含油饱和度很低只可能有水相运移；进入大量生油的成熟阶段后，一方面生油量大大增加，另一方面孔隙度又较小，源岩中的含油饱和度变大以致超过临界运移饱和度而发生连续油相运移，随着源岩进一步埋深，在较高温度下，演化进入高成熟的湿气阶段，此时石油可以呈气溶相运移；再往深处石油发生热裂解产生大量甲烷气体，可以产生游离气相和扩散相运移。

所以初次运移相态随埋深的演变规律主要是水溶相—油相—气溶相。

对于富含Ⅲ型干酪根的腐殖型源岩来说，因为源岩以产气为主，多以气溶相进行初次运移。