油气藏地质 第5章油气运移

由于油的组分不同，其润湿性差别很大，可能亲水， 也可能亲油。
3、毛细管力
使毛细管中液面上升或 下降的自然力。
Pc=2σcosθ/r
Θ：润湿角 σ：界面张力 r: 孔隙半径
4、岩石的润湿性对油 气运移的影响
①亲水岩石中：水附着在孔隙壁上，油在孔 隙中心，油的运动必须克服毛细管力；残余 油数量少。
②亲油岩石中：油附着在孔隙壁上，水在孔
油气运移（migration）：油气在地层条件下的移动 初次运移（primary migration）：
油气从烃源层向储集层的运移
二次运移（secondary migration）： 油气进入储集层或运载层 之后的一切运移
二、岩石的润湿性与毛细管力
1、润湿性的概念 润湿性是指液体在表面分子力作用下在固体表面的展 开能力，是流体和固体之间表面能作用的结果。
M.K.Hubbert(1940，1953)最早把流体势概念引入石油地质学 W.A.England(1987)对Hubbert流体势的概念进行了改进
1．Hubbert势（单位质量势）
单位质量的流体相对于基准面所具有的总机械能
p dp v2
2
gz
o
2
式中：Ф——流体势，J/kg； g——重力加速度，9.81m/s； z——测点相对于基准面的距离，m；（基准面以上为正）
烃
深 度
源
岩
C3
C2
C1 C0
二、油气初次运移的主要动力
4、其它作用力
浮力
–浮力：F=（ ρW﹣ ρ CH）.g ·V –毛细管力：P=2cos/r –渗析力
PC
PCC
PCR
1 r1
1 r2
2
cos
三、油气初次运移的通道
孔隙和微裂缝
烃源岩处于不同的成熟阶段，烃被排出的通道类型有差异 低熟成熟阶段主要通过孔隙排出 生烃高峰期及以后，裂缝与孔隙构成联合通道
二、油气初次运移的主要动力
1.上覆地层负荷重量增加而导致的压实作用力
（1）压实流体排出机理
急剧压实
孔隙度的不断 缩小，强迫孔 隙中的流体向 外运移
稳定压实
压实影 响小
（2）压实流体排出方向
新沉积物等厚
①沉积物等厚，垂向运移(向上)
②新沉积物为楔状，从厚处向薄处运移， 从盆地中心向盆地边缘运移
③砂泥互层：从泥岩→砂岩
石油与天然气的运移
关于油气如何从烃源岩层运移到圈闭中的过程、机理、条件
输导层 （储层）
圈闭油气藏
区
域
盖
层
烃源岩 （灶）
烃源岩 （灶）
烃源岩成熟了，就要向外排烃（初次运移），然 后通过各种通道进行二次运移，一些油气遇到合 适的圈闭就聚集成藏，一些则散失到地表
第一节 与油气运移有关的基本概念
一、初次运移和二次运移
在封闭的条件下（孔隙体积空间不变）， 孔隙流体的热膨胀，必然造成孔隙压力的 增加
L点（温度98 ℃ ，压力300bar M点： 温度123 ℃ ，压力为720bar
沿等容线温度增加25℃，压力增加420 bar
热增压是异常高压形成的重要因素
1）烃源岩（泥岩）异常高压的成因
⑤ 构造应力 地应力引起地层压缩和变形，造成地层孔隙空间
3）异常高压排烃的方向
由超压大（剩余压差大）的位置向超压小（剩余压差小）的方向排 （由烃源岩中部上下双方向排烃）
地层压力
正常压力
超压
埋藏深度
异常高压
二、油气初次运移的主要动力
3.扩散作用
烃源岩与储集层之间存在烃浓度差而产生扩散
扩散作用 J D gradC
扩散对轻烃（天然气）的 运移具有重要意义，但对于液 态烃意义不大。
碎屑岩盆地压实流体运移规律： 从泥岩向砂岩， 从深部向浅部， 从盆地中心向盆地边缘。
二、油气初次运移的主要动力
2.烃源岩内部的异常高压
烃源岩产生的异常高压是烃源岩排烃的最重要动力。
烃源岩（泥岩）异常高压产生的可能原因 欠压实 生烃作用 蒙脱石转化 流体热增压 地应力（构造作用）
1）烃源岩（泥岩）异常高压产生的原因
①欠压实作用（不均衡压实作用）
•由于泥岩地层遍布孔渗性降低，
导致地层内部孔隙流体不能及时
Ze
排出，泥岩孔隙体积不能随上覆
Z
负荷的增加而有效地减小。
•从而使泥岩孔隙流体承担了一
Z
部分上覆颗粒的重量，出现泥岩
孔隙度高于正常压实时的孔隙度，
孔隙流体压力高于正常静水压力
的现象。
正 常压实 曲线
欠压实 曲线
欠压实地层中的孔隙度、颗粒有效支撑力与孔隙流体压力的关系
（6）压力系数：某一深度的地层 压力与该深度静水压力的比值。
压力系数>1：异常高压 压力系数<1：异常低压 （7）压力梯度：
地层压力随深度的变化率
静水压力、地静压力、地层压力之间的大小关系，及其随深度的变化
水压头、测压面和折算压力
供水 区
水压头：地层压力能促使水从测点向
测压 面
上升的高度（水柱高度）。
2.天然气二次运移相态
游离相态 ： 气泡、气柱、连续气相 水溶相态 ： 天然气在水中有很高的溶解度
油溶相态 ：溶解在油里运移
分子扩散相
二、油气二次运移过程中的阻力和动力
1. 毛细管力 ——是油气运移过程中的阻力
（1）毛细管力的大小
PC
2
cos
r
水
r
颗粒 rt
油
r p
r
P
=
2σ r
2rσ>
2σ r
t
②油润湿的（oil-wet）： 油水两相共存孔隙系统中，如果油附着在岩石 的孔隙表面，则油为润湿相，水为非润湿相， 这时称岩石为油润湿的或亲油的
③中间润湿的（mixed-wet）： 部分亲油，部分亲水的岩石
石油在岩石中具有复杂的润湿性
岩石由多种矿物组成，不同矿物的表面性质极其复杂， 润湿性复杂；
1）烃源岩（泥岩）异常高压的成因
②蒙脱石脱水作用 层间水转化为自由水后，孔隙流体数量增加，成异常高压
泥岩在埋藏过程，会发生蒙脱石向伊利石的转化
蒙脱石向伊利石转化发生脱水作用
蒙脱石的特点：
蒙脱石转化为伊利石后：
(Al,Mg)2[Si4O10](OH2)•nH2O
蒙脱石含有层间水 2－4个水分子层
伊利石不含层间水
p
2rσ=
2σ r
油气总是优选选择大孔隙分布带（阻 力小）的方向运移。 大孔隙发育带是油气运移的优势通道
2. 浮力和重力
（1） 大小
浮力:油排开水的重量
重力:油本身的重量
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Fb V w g
Fg Vo g
油的上浮力:浮力和重力的合力
微裂缝幕式开启排烃
Snarsky(1962):
孔隙压力达到静水压 力的1.42-2.4倍，岩 石就会产生微裂缝
Momper(1978)：
孔隙压力达到上覆静岩压 力的80%，就能形成垂直 裂缝。
四、油气初次运移模式
压实排烃模式；异常高压微裂缝幕式排烃模式；扩散排烃模式
烃源岩 演化阶段
未熟－低熟
成熟-高 成熟阶段
蒙脱石脱水作用产生异常压力
1）烃源岩（泥岩）异常高压的成因
③有机质的生烃作用 (烃类生成形成异常高压)
干酪根演化生成液态烃和气态烃产物体积比干酪 根体积多2－3倍
当排烃不畅时则可以产生异常高压。
生烃作用是烃源岩产生异常高压的重要原因。
1）烃源岩（泥岩）异常高压的成因
④流体热增压作用 任何流体都具有热胀冷缩的性质
烷烃在页岩中的扩散系数
烷烃
C1 C2 C3 C4
D(cm2/s) 2.12×10-6 1.11 ×10-6 5.77 ×10-7 3.75 ×10-7
烷烃
C5 C6 C7 C10
D(cm2/s) 1.57 ×10-7 8.20 ×10-8 4.31 ×10-8 6.08 ×10-9
浓度
运移动力： 浓度梯度 运移方向：烃源岩 储集层
cos
r
式中： ——流体势，J/m3；
——两相界面张力，N/m；
r ——毛细管半径，m。
第一项：克服重力所做的功 第二项：克服膨胀力(压力)所做的功 第三项：克服毛细管力所做的功
gz
P
0
dp
p
2
cos
r
水势： w w gz p
油势：
o
＝ o gz
p
2 w / o cos
r
气势：
g
g
gz
接触角： θ＝0：称完全润湿 θ<90：称润湿 θ>90：称不润湿
润湿流体：易附着在固体上的流体，又称为润湿相 非润湿流体：不易附着在固体的流体，又称非润湿相
2、岩石的润湿性 ①水润湿的（water-wet）：
油水两相共存的孔隙系统中，如果水附着在岩 石孔隙表面，称水为润湿相，油为非润湿相， 这时称岩石为水润湿的或亲水的
隙中心，油的运动不受毛细管力的阻碍；残 余油数量多。
三、地层压力及其相关概念
（1）地层压力（formation pressure) ： 地下多孔介质中流体所承受的压力。 亦称孔隙压力或流体压力
单位：帕斯卡(Pa) 或常用兆帕(MPa)
（2）静水压力： 静止水柱产生的压力（重量）称 为静水压力
P wgh
（3）静岩压力： 上覆地层岩石的重量产 生的压力，又称为地静压力
P.rock rock gh
（4）正常地层压力：
如果地下某一深度的地层压力等于(或接近）该深 度的静水压力，则称该地层具有正常地层压力
（5）异常地层压力：
如果某一深度地层的压力明显高于或低于对应深度 处的静水压力，则称该地层具有异常地层压力。
(2)游离相(独立油相）
（2）游离气相
（3）油溶相 (3)气溶相（油溶解在气里）
（4）分子运移（扩散相）
油气初次运移相态随烃源岩埋深的演变
在烃源岩埋藏早期，生成 少量低成熟油阶段，可能 起到一定作用。
大量生油气阶段，以独立 相油相、独立气相、油气 互溶相
埋藏较深，烃源岩致密， 压力传递困难，以天然气 扩散方式为主
• 一般认为，有效排烃厚度 为20-30m。
• 烃源岩可形成页岩油藏
六、油气初次运移时间和临界运移饱和度
• 初次运移的时间取决于生烃的数量，大量生烃 才能发生有意义的排烃。生烃的数量超过烃源 岩的吸附数量和残留的数量后才能发生排烃。
• 一般认为，生油岩中的含油饱和度达到10%后 才能排烃（这个值称临界运移饱和度，多少取 决于地质条件和烃源岩特征），有人把达到这 个数值所对应的深度叫排烃门限
第三节 石油和天然气的二次运移
二次运移（secondary migration)： 石油和天然气进入储集层以后的一切运移
二次运移环境：储集层环境 ①运移空间：孔隙度、渗透率比烃源岩高得多 ②水介质的存在：储集层中被水充满
一、二次运移的相态
1.石油二次运移相态
游离相态 ： 表现为油珠、油条、连续油相
p——测点孔隙压力，Pa； v——流速，m/s。 ρ ——流体密度，kg/m3，
gz p dp v2
o 2
第一项：重力引起的位能，表示将单位质量 的流体从基准面移动到高程为Z所做的功；
第二项：压力产生的弹性，表示由基准面到 高程为Z，克服压力变化所做的功
第三项：动能，
基准面位置与Z的正负问题
g
p o
dp
g ( p)
2
w/
g cos
r
第二节 石油和天然气的初次运移
初次运移：油气从烃源层向储集层的运移
初次运移的环境：烃源岩地层，低孔隙度、低渗透率
一、油气初次运移的相态
石油与天然气初次运移的相态有相同之处也 有不同之处不同
1. 石油初次运移相态 2.天然气初次运移相态
(1)水溶相
（1）水溶相
的减小，从而引起地层压力增加。
2）异常高压烃源岩的排烃演化过程
异常压力排烃存在两个相互联系和转化的过程（幕式排烃）
A.压力积累阶段： 该阶段,异常压力尚处于
积累阶段，未导致微裂缝形成。 油气在异常压力作用下，通过 孔隙被连续缓慢排烃。
B.烃源岩破裂泄压阶段： 该阶段异常压力不断增加导
致岩石破裂。油气水伴随泄压 过程通过微裂缝混相排出。
动力
相态
压实作用 瞬时剩余压力
水溶相 游离相
异常高压
游离相 混相
通道
排烃 模式
孔隙
压实排 烃模式
微裂缝 微孔隙
异常高压微 裂缝幕式排 烃模式
过成熟阶段
扩散作用 异常高压
分子
微裂缝 扩散排 微孔隙 烃模式
五、烃源岩的有效排烃厚度
• 受排烃动力、运移通道的 渗透能力等地质条件的限 制，厚层烃源岩只有一定 厚度范围内才能发生完全 有效的排烃。
基准面2
测点在基准面之上，Z为正 测点在基准面之下Z为负 通常基准面取海平面
基准面1
gz p dp v2
o 2
p
水势： w gz w
油势：
o
gz
p
o
气势：
g
gz
p o
dp
g p
2．England势（单位体积势）
把单位体积的流体从基准面的点运送到某点所
需要做的功
gz
P
0
dp
p
2
hw P gw
hA
hB
B
A
h2 h1
hC
C
泄水 区
测压面：
h3
基准 面
连接各点水压头顶面的连线。 这是一个想象的面。 静水条件则为水平的，动水条件下则为倾斜的。
折算压力： 测点的实际压力再加上测点到基准面的水柱 压力，或者从测压面到基准面的水柱压力。
P （hA h1）gw
四、地下流体势
流体所具有的机械能被称之为流体的势