油气运移规律PPT

,油气在地下的聚集是动态的，它受什么因素的制约？,其运动状态如何？,其运移通道是什么？,运移到何处去？,Migrationofoilandnaturalgas,Section1SummarizationSection2PrimarymigrationSection3Secondarymigration,Section1Summarization,油气运移是指油气在地下因自然因素所引起的位置迁移(Migrationofoilandnaturalgasistheirpositionmigrationbythenaturefactorsunderground)。,油气必须经过运移才能聚集成为油气藏，如今看来好象是一个勿需证明的简单道理。但油气在地下是否存在运移也曾经有过争论。比如，二十世纪四十年代，卡里茨基就积极主张石油原地生成说，即发现石油的地方就是石油生成的地方。他认为砂岩中的石油是其所含的藻类所生成的；甚至认为正是因为砂岩中生成的石油起润滑作用，才导致背斜的形成。,油气运移是与油气成因紧密联系的。无论是有机学派还是无机学派，都存在油气运移问题。只是不同的油气成因理论对油气运移的方式、动力、途径(mode、power、track)等主张各异。无机成因学派一般认为深大断裂是油气运移的主渠道；而有机学派则将连通的孔隙、裂缝、断层、不整合面视为油气运移的路径。,油气运移是形成油气藏的必经过程(necessarycourseofformingoilandnaturalgaspool)。按发生运移的时间顺序，把油气从细粒的生油岩向外排出的过程叫做初次运移(Thecourseofoilandnaturalgasexpelledfromthegranulesourcerockisprimarymigration)。油气脱离母岩后在储集岩孔隙系统或其它通道内传输的过程叫做二次运移(secondarymigration)。,另外，油气形成聚集成藏之后，若聚集条件变化而发生再次运移，都称之为二次运移（Secondarymigration)。按油气运移的方向又可分为侧向运移和垂向运移，或者顺层运移和穿层运移(alongandacrossmigration)。,与油气成因现代概念相联系的油气运移中，在初次运移的解释上仍存在一些困难，因此有人又从砂岩生油的主张去寻求出路，因为砂岩中的运移解释上容易被人接受，所以并不否认油气在砂岩中的运移。如韦贝尔（）在对现代沉积研究后指出，只要条件适合，砂岩和粉砂岩也可含有丰富的有机物质，因此生油岩石与储油岩石可以复合一体。,还有安德列耶夫(，1968）认为，从沉积物的沥青含量和成分看，砂质沉积较泥质沉积更可能是生油的。马丁（Martin，1969）研究了海湾地区渐新统弗里欧组后认为，该组中的石油母岩就是成为油层的砂岩。帕拉卡斯（Palcas，1972）等对弗罗里达州科塔瓦切湾159个沉积物样品分析.,他认为，砂层平均含沥青20ppm，泥层含沥青170ppm；虽然前者含量不多，但只要一小部分转化成石油，就可为油藏提供足够的油源。按他们的推算，泥岩占沉积岩总体积的一半，泥岩平均含烃约200ppm，其总量相当于储层中石油的60倍；只要泥岩排出3.3ppm到储层中去即可满足世界石油的储量。所以他们认为，砂岩不仅是潜在的储集岩，在适当的条件下也是重要的母岩；从砂岩中C19-C32正烷烃奇偶碳分子分布之平滑看，比泥岩中的相应成分更接近于石油，可能就是石油中高分子烃的来源。有些野外观察似乎也支持砂岩可以生油。,。得克萨斯州米特列斯油田，以灰色砂岩产油，砂岩上下均为硬石膏和红色页岩。美国还有一些夹于厚层石膏中的砂岩油藏，石油似乎只能生于砂岩本身。由上可见，砂岩生油确实存在。但估计在形成油气藏中不会占有多大的份额。因为如上推测，尚若砂岩生油能对形成油气藏具有举足轻重的作用的话，地下就很少有空圈闭。那样找油找气就可简化为找圈闭了。客观现实并非如此。看来泥质生油岩的地位是无可替代的；必须面对源于泥质生油岩的初次运移问题。,Section2Primarymigration,初次运移问题是油气有机成因说不可分割的组成部分，任何有机成因理论如果不能同时解决好油气初次运移问题，终将功亏一篑。特别是对于晚期成油说来说，初次运移的研究难度相当大，因而也是研究较为薄弱的环节，以致常常成为不同学术派系攻击的把子。,目前，晚期生油说已成为油气成因理论的主流，要建立与之适应的油气初次运移机理，主要涉及油气初次运移的动力因素，初次运次中油气的相态，以及初次运移发生的时间等(powerfactor,oilandnaturalgasphase,occurringtime)。,2.1Thegeologicalbackgroundofprimarymigration,随着上覆沉积负荷的不断增加下伏先期沉积物逐渐被压实的现象称为压实作用(compaction)。早先引起母岩中的流体（主要是沉积水）向储集层运移的主要因素就是压实作用。,Thechangeofporosityinsandstoneandshalewithdepth（fromAthy,1930）,压实作用的早期，伴随上覆沉积物负荷的增加，泥质沉积物(claysediments)中孔隙水顺利排出，处于均衡压实状态，排水效率较高。一般在1,000m以内为主要排水阶段（深度为500m时约排出88%），至1,500m（已排出95%的水）排水速率明显减缓，至2,000m渐趋于稳定（至2,500m，98%的水已排出）。,随着埋藏深度的增加，泥岩排水效率逐渐降低，导致其孔隙流体排出滞后，因而其流体压力高于静水压力。在流体压力差的作用下，将迫使流体沿压力梯度降落方向从泥岩流入相邻的砂岩，以取得压力均衡。,按晚期成油说，石油大量生成的门限温度至少要50-60，这在通常地温梯度下即门限深度约为1,500m。在地温梯度较低的地区，该深度更大。显然，主要生油时期超越了主要排水时期。因此，靠均衡压实只能排出少许早期生成的烃，即未成熟油气(immatureoilandnaturalgas)。,总之，油气大量生成时，经历压实作用的泥质生油岩，泥质矿物质点的排列已经非常紧密，孔径很小，渗透性极差。这就是油气初次运移所处的环境。面对大量油气生成时生油岩所处的地质环境，油气初次运移需要解决的主要是两个问题，一是相态问题，二是通道问题,2.2Thephaseofprimarymigration,大量油气生成时，在上述初次运移的环境中，烃类特别是石油是以什么方式，或者说是以什么相态实现初次运移的呢？石油在初次运移过程中呈现什么相态，一直是含混不清的。曾经提出过的运移方式大致可归为水溶运移说(migrationofmolecularsolutioninwater)和连续油相运移说(migrationbycontinuousoilphase)。,2.2.1Migrationbymolecularsolutioninwater,曾经提出过的水介质运移方式有：,1)分子溶液或真溶液(molecularorrealsolution),石油能否以水溶液状态运移，由于油水基本上是不混溶的而一直评价很低。后经研究表明，不仅石油中的轻组分有不同程度的溶解性，在高温下重组分也有一定的可溶性。促使人们要重新评价石油的溶解运移。,Thesolubilityofhydrocarboninwater（quotefromasecondarysourceHobson，1975）,Thesolubilityinwaterchangeswithtemperatureabouttwofulloils（1，5）andfourpulledtopoils（6，3，2，4）（fromPrice，1976）,分子溶解时，同类烃分子中随烃类的分子量的增大溶解度显著减小，例如，在25的温度下，烃分子增加一个碳原子，对于正烷烃溶解度降低75%，对于芳香烃也降低70%（麦考里夫，1979）。在423K（150）的高温下也呈现几乎同样的倾向。,石油呈真溶液运移还必须解决如何脱溶的问题。据认为，溶解于水中的烃类运移到储层后，可因温度、压力的降低和含盐度的增加等环境因素的变化而从溶液中解脱出来。但烃呈溶解态的生油岩与所谓脱溶的储层间温差、压差以及含盐度差别有多大，是正差还是负差等都是不确定因素，脱溶机理令人置疑。,2)胶体溶液(colloidsolution),化学上把分散粒子直径在10-7cm的叫真溶液，把10-5cm的叫乳浊液，而把介于其间的叫胶体溶液。胶体溶液的分散粒子不是分子，而是分子聚合体，有别于真溶液。石油在水中呈胶粒（亦称胶束）状态运移最早是由贝克（Baker，1959）提出来的。贝克认为，皂胶粒对烃的溶解有增溶作用。皂是有机盐。当皂分子达到一定浓度后就可以在水中形成胶体聚合体，即胶粒(micelle)。,Thestructureofmicelle（fromBaker,1959）,Thestructureofsoapmicelleclustersabouthypothesisofsoapmigration,？如达不到临界胶束浓度（CMC）就形不成胶束。为了达到CMC，25时就需要500ppm（普赖斯，1978）。而且随温度上升CMC显著增大，在90时就需要8,300ppm以上。但地层水中一般只含2-30ppm的增溶剂。,此外，中性胶束的平均直径为500nm（1nm=10-3m），离子胶束为6.4nm（Baker，1962；1967）。与此相对，据欣奇（1978）的资料，通常页岩孔隙的直径平均为1-3nm，另据亨特（1979）的资料为5-10nm（200m深处的泥岩）。很明显，中性胶束要通过生油岩的孔隙是困难的。离子胶束的通过也不是完全没有问题。因此，呈胶体溶液运移即使有也只是在很局限的范围。,3)乳溶液(emulsionsolution),采油时的油田水常呈乳浊液(emulsion)，人们由此联想而将乳浊液列为石油初次运移的相态。卡特米尔（1978）推测，在高温下，随着油水表面张力的接近，可能会出现各种油水混合的分散相。并且此时油水两相间表面张力之低，足以使流体通过细小的毛管。,主要生油阶段泥质岩的孔隙大多小于5m，而天然乳浊液中的油珠直径，据吉尔金松等人的资料1-50m。太小的孔隙乳浊液通过也是有困难的。况且在地层条件下什么因素可以导致乳浊液的形成也不是很清楚。故呈乳浊液运移的现实性令人怀疑。以水为媒介的运移，首先要有使运移发生和所需运移量得以满足之水量的存在。,如上所述，大量石油生成时压实水已无从利用；泥质生油岩中孔隙水非常有限，且在细小的孔隙中相当部分是不能自由流动的吸附水（adsorptionwater)。以呈真溶液运移为例，琼斯首先在各类油田求出储集岩中实际的石油量与生油岩中可能存在的水量，接着按溶解运移求出石油对水所需要的最小溶解度，认为威里斯顿盆地和洛杉矶盆地的石油量，石油需要对水的最小溶解度分别为15,000-50,000ppm和100,000ppm。这显然是不可能达到的。现测量到的溶解度，生油岩排出水量体积要大于整个压实作用排出的正常水量，才能满足一个盆地已知的原油储量。这当然是违背事实的。可以说，以水为载体的运移是困难重重。,2.2.2Migrationbycontinuousoilphase,大量石油生成时生油岩的埋藏深度已处于压实作用的晚期，泥岩孔隙中所剩下的自由水(freewater)已经不多了，而且相当部分以结构(structurewater)水形式存在。,在上述情况下，生油岩中很少有能流动的水可资利用。这是前面以水为载体的初次运移方式行不通的关键所在。正因为自由水的量少反而可使生成的石油有可能达到其流动的临界饱和度(criticalsaturation)，于是在压力作用下可呈连续油相排出母岩。,现已知道，在富含有机质的泥岩中，油和有机质可以占据相当部分孔隙空间，并呈簿膜状蒙盖着大部分的矿物表面，顺层面方向的矿物表面尤其如此，因而使泥岩具有很大的亲油性。据经验估计，孔隙完全油湿（oil-wet)所需的最低有机质含量为30%（Byramjce，1967）。在此条件下，油可以像水从水湿(water-wet)岩石中排出那样从页岩中排出。但要达到这样的条件对、型干酪根来说几乎是不可能的。,需要考虑的问题是，母岩中的石油要成为连续油相必须经过由分散的油滴或油珠到集中的过程。当油珠通过细小的毛细孔道时将会遇到很大的阻力(resistance)，即毛细管压力(capillarypressure)，,Pp=2cos/rp（孔隙pore中的毛细管压力，方向向上）Pt=2cos/rt（喉道throat中的毛细管压力，方向向下）孔喉毛细管压力差为：Pc=2cos(1/rt-1/rp)其中：为油水界面张力为润湿角rp、rt分别为孔喉半径只有得到能克服这一差值的外力油珠才能通过喉道。这种外力可以是浮力，也可以是各种原因造成的水压力。,单一的浮力为外力油珠通过喉道的过程：a.浮力不足以使油珠变形迫使其进入喉道，油珠与周围的水处于平衡状态；b.油珠上浮受到阻力-喉道毛细管压力，在浮力作用下油珠变形，上端进入喉道；c.浮力继续克服阻力，至油珠上下两端弯液面半径相等，毛细管压力亦相等，油珠借助浮力向上运移通过喉道；d.油珠上端半径大于下端半径，此时上端毛细管压力小于下端毛细管压力，毛细管压力差的方向与浮力一致，油珠迅速由喉道运移进入上方孔隙。,显然，喉道越细小阻力必然越大，逾越也就更加困难。再则，成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于5nm，而油珠的直径据韦尔特（Welte）估计应在1-100m之间，微小的孔隙很难允许油珠通过。此外油相的出现还有个脱吸附的问题。,Theconnectionofporosityandporediameterinshale(fromWelte，1972modification)1nm=10-9m=10-3m=10A,菲利比（1974）认为，只有在成油晚期形成的石油达到了一定的数量（比如绝对含量700ppm）之后，才能解脱有机质的吸附成为单独的油相。蒙培尔也认为，大规模的油相运移只有当有机质产生了850ppm的可抽提物时才能开始。要求石油在孔隙中要达到20-30%的临界饱和度油相才能流动，则必须母岩体积的7.5%为有机质并转化为石油（McAuliffe，1970）。在自然界这样的生油岩罕见。,巴克（1979）提出，石油在结构水最弱的孔隙中心可以形成烃的网络。随着烃类不断生成，在满足页岩和有机质的吸附能力之后，烃类会形成游离的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互连接起来，形成连续的所谓孔隙中心网络。然后在流体热膨胀和油气生成所造成的压力下被挤出孔隙。,Theformationofhydrocarbonnetworkinthemiddleofpores(fromBarker，1979),莫帕尔（1978）认为生油岩中的有机质不是均匀分散在矿物基质间，而是沿层理面呈簿片状发育，有时有机质如簿毡状，有机质转化成一定量的石油的同时，石油形成连续的油相进行第一次运移。,有些人则提出母岩中的残余有机质（干酪根）可以作为石油运移的介质。干酪根在水湿页岩中形成憎水的连续网络，而由有机质生成的石油就可以沿着这个有机网络运移出去，与水的运动不发生任何关系。这被形象地称之为烛芯假说(wickhypothesis)。,。这一思路早于二十世纪五十年代末由希尔提出，七十年代受到希考克、菲利普等人的支持。更有积极支持者麦考里夫（1979）曾用扫描电镜观察去掉矿物质的干酪根，发现其呈现为立体的网络结构；并认为含有机质1-6%的页岩就能充分发育这种网络结构。麦氏估算，油在有机质中的饱和度达到2.5-10%时，就能脱吸附而发生流动。导致油流动的压力差可来自压实作用、油气生成作用以及流体热膨胀作用等。网络在顺层方向的发育一般是相当完整的，而在第三度空间上只有少数内部连接。在生油岩低限（有机质0.5-1%）的页岩中不足以形成三维连通网络。,拥护溶解运移的普赖斯（Price，1976）认为此种学说不适用于海湾沿岸产油盆地，且多数页岩不足以形成干酪根网络结构。就连积极推进油相运移的琼斯（1978）也认为该学说对有机质含量少的海湾沿岸古近纪、新近纪难于解释。,油的相对渗透率随含油饱和度的增高而增大。在压实作用达到大量水已经被排走时，油的渗透率及相对渗透率为油提供了特别有利的单相运移条件（Dickey，1775；Magara，1978a）。至少要生油母岩中油足够丰富和充分集中时，油才呈连续单相被排泄出来，这是一种完全可能的设想。大多数研究者都接受这个设想。,Thesketchmapofsimulationexperimentinoilphasemigration,2.2.3气体溶液运移(migrationingassolution),在特定的温度和压力条件下，液烃可以溶解于气体之中。凝析气田的存在就是证明。索柯洛夫等人（1963）的实验也表明，在大约二、三米深处的温压下，有相当数量的液烃，尤其是烷烃和环烷烃可溶于CO2、CH4以及其它气体之中。在压力很大时，液烃混合物逆蒸发的临界温度要比其单个组分低得多。,据索柯洛夫和儒次等人的研究和估算，在40-80MPa和70-200的较高温、高压条件下，109m3天然气能溶解和携带1-8105t轻质油。气体溶液的形成不仅需要一定的温压条件，而且还需要数十倍于液相的气体。因此，这只能出现在深部。,意大利的Malossa凝析气田产层深6,100m，压力105MPa，温度153。据推测在这样的条件下，直到C13的液烃都可溶解在气体之中。困难在于气体通过含水孔隙时同样要遇到毛细管压力的阻碍；气体溶液所能运移的石油组分是很有限的；再说油藏中并非总有巨量的气体。,综观上述石油初次运移的各种相态，从各含油盆地已经聚集起来的石油考虑，只有连续油相运移才能与其成分和数量达成一致。因而似乎拥护连续油相运移者亦占据主流。然而，任何想把某一机制视为唯一和万能的，都将违背自然界的现实。随时间和条件的变化不同机制将有机而谐调地发挥其作用，有些细节研究难度较大，要完全弄清楚还有待时日。必须明确，石油是成分十分复杂的有机混合物，它的每一组分未必都要遵循统一的运移模式从母岩析出。,2.3Phasesofprimarymigrationfornaturalgas,天然气能溶于水，在石油中的溶解度很大。因此地层中的孔隙水和石油都可作为天然气运移的载体。天然气也可呈独立相态运移（includingmoleculardiffusion、airbubbleandcontinuousgasphase）。,2.3.1Water-solublegasphase,天然气在水中的溶解性已在第一章讨论过，简略归纳如下：1)气态烃在水中的溶解度比石油大得多，且随碳数增加而减小。2)压力对天然气的溶解度有明显影响，溶解度随压力增加而增大。,ThetableaboutsolubilityofhydrocarbonincreaseswithCnumberdecreaseinwater（fromMcAuliffeetc.,1963-1978）,4)气态烃在水中的溶解度随含盐度增加而减小。5)水中溶有CO2时，对气态烃，特别是CH4有明显的增溶作用。,3)温度对气态烃溶解度的影响较为复杂，在温度较低（75）时，溶解度随温度上升而减小；在较高温度（75）时，溶解度随温度上升而增大。,压力对天然气增溶作用显著，在埋深较大的地层水中，特别是异常高压带及其下的地层水中，常有丰富的高压水溶气资源。天然气呈水溶液状态运移依据充分，因而广为人们所接受。但这并非唯一相态。,2.3.2Oil-solublegasphase,天然气在石油中的溶解度极大，特别是高压油层中1m3原油可以溶解数百乃至上千米3以上的天然气。因此，天然气与石油一起形成时，常呈油溶气相进行运移。大量天然气加入可以使石油密度减小，粘度降低，大大增加石油的流动性和运移能力。,2.3.3Independencegasphase,1)Airbubble以气泡运移仅限于表层沉积物中，湖泊、海洋沉积物和气泉中都可以看到这种现象。当沉积物孔隙水中聚集的天然气压力达到或超过上覆水柱的压力时，即可呈气泡向上运移。显然，气泡运移主要是早期生物成因气。,2)Moleculardiffusion天然气分子扩散是建立在天然气浓度差基础上的，当母岩中生成的天然气达到一定数量，使母岩系统内外达到一定的浓度差时，分子扩散就会发生。分子扩散的强度除浓度差这一基本因素外，还与扩散介质的性质有关。由气源岩与砂岩储集层（即砂、页岩）簿互层组成的岩性组合扩散作用最为明显。,据D.Lcythacuscr（1980-1982）对格陵兰西部两口岩心井的轻烃地球化学研究表明，气态烃以扩散方式进行的初次运移是一个很有效的过程。C1-C7烷烃的有效扩散系数（D值）约为10-6-10-9cm2/s（表）。扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系。据D.Lcythacuscr的推算，200m厚的气源岩，通过1,000km2面积进行扩散，在2106a内累积的扩散量足以形成象荷兰格罗宁根和加拿大奇伟尔那样的大气田。,Diffusioncoefficientoflighthydrocarbonacrossshalesaturatedbywater,ThegraphabouteffectivediffusioncoefficientandCatomicityofhydrocarbonmoleculeoflightn-alkyl（fromD.Leythacuser,1982,truedatafrom1980）,通过扩散运移出的气体成分与源岩中气体成分有明显的差异。泥岩中的气体成分C1约占50%，而运移到相邻砂岩中的气体C1占80-90%（VanderWeide,1977；Hinch,1978）。,3)Continuousgasphase成岩早期形成的生物成因气，由于埋藏较浅，以气泡方式运移到达沉积物表层后，大多向水体中或大气中逸散，难于形成连续的气相。随着埋藏深度的增加，继续生成的生物成因气及其后的热解成因气，在数量超过孔隙水的溶解限度时，即可出现连续的游离气相。,连续气相运移主要出现在成油期后的成气阶段。此时一方面除干酪根热解生气外，成油阶段先期生成的液态烃亦将热裂解形成天然气，故该阶段形成的天然气量大；另一方面，由于压实作用孔隙水尤其是自由水减少，同时热裂解作用又使液态石油减少，亦即天然气运移可资利用的载体减少，促成连续气相运移成为天然气运移的主要相态。,综上所述，天然气运移的相态是多种多样的，各种相态的天然气运移都可以有一定的效果。这与石油须在主成油阶段后才开始运移，且以连续油相运移为主要运移相态有着明显的差别。这种差别是造成天然气在分布上与石油既有联系又有明显差异的重要原因之一。但就形成聚集的天然气来说，还是应以连续气相运移起主导作用。,综观前述，油气初次运移的相态不是一个孤立的问题，必须结合成烃演化阶段、相应的压实程度、水的丰度、增溶因素，以及温度压力等物理化学条件的变化通盘考虑。,实际上无论以什么相态、什么方式运移，客观上都存在大量油气要从母岩运移出来与运移通道狭小的矛盾。目前对解决这一矛盾较为流行的思路是异常高压导致生油岩产生微裂缝，为油气初次运移提供通道(Abnormalhighpressureleadssourcerockstoproducemicrofracturingthatprovideschunnelsforoilandnaturalgas)。,2.4Factorsbringingprimarymigration,2.4.1Non-equilibriumcompactionandabnormalformationhighpressure查普曼（Chapman，1972）首先提出，石油大量生成与流体大量排出在时间上的矛盾可以通过泥岩的非均衡压实作用得到调节。均衡压实作用一方面需要负荷压力，另一方面还需要相应的流体排出；这样才能使流体压力与静水压力取得平衡。,但对于较厚（查普曼认为应大于60m）的泥岩而言，由于泥岩层顶底附近排水在先，先行压实，致使泥岩层中部的水排出不畅，以致在负荷压力下内部的流体不能及时排出；因而保持了偏高的孔隙率，呈现为欠压实状态；对整个泥岩层来说则处于非均衡压实状态。贮存在泥岩层中部孔隙中的流体要承担较大的负荷压力，即除静水压力外还要分担部分静岩压力，于是泥岩层中部流体压力就出现异常高压。,Thedistributiongraphofporosity、fluidpressure、salinityofholewaterinshalebetweensandandshale,2.4.2Mechanismofstrengtheningabnormalhighpressure1)Thermodynamicfunction随着温度的升高，特别是进入生油门限以后，泥岩中的有机质将受热降解产出大量液态和气态产物。这一过程本身就是导致流体体积和压力增加的因素，从而产生排出的潜势。按照蒙培尔（Momper，1978）的估计，有机质转化产出的液态物质占原始有机质体积的25%，产出气态物质的体积则远远大于此数。这些产物尤其是气体，具有很大的热膨胀系数，在温度继续增加时将进一步发生体积和压力的增长。,随着深度的增加，泥岩中的流体受热膨胀，体积增大；同时矿物颗粒亦受热膨胀，产生更大的孔隙空间。但它们的膨胀系数是不同的。据布瑞德莱（Bradley）的资料，在增温时纯水和盐水的体积增长分别为岩石孔隙容积增长的40倍和80倍；油和气更高，分别为200倍和800倍。据保守数据，石英的热膨胀为水的1/15（据Skinner，1966），以此作为粘土热膨胀（不易测得）的近似值计，如果水与岩石颗粒的体积比大于1:15（相当于孔隙率为6%），那么水的膨胀就可超过岩石颗粒的膨胀。,纯水在地表的比容为1，当埋深到5,000m深处时，按25/km的地温梯度计，则比容将增至1.05，即体积要增加5%。实际上，由于地下水常是含盐的，生油岩中并伴有油气，且地温梯度常大于该值，所以体积的增长远不止此数。由热膨胀而多出的这部分孔隙流体，在流体传输条件好时必将及时向外排出；在流体传导条件不畅时，则将转化为异常高压，推迟排出。,2)Dehydrationofclay,随着埋藏的加深，泥岩不仅发生机械压实，而且其粘土矿物还要发生成岩变化。泥岩中常见的粘土矿物主要是蒙脱石、伊利石和高岭石。海相条件大多以蒙脱石和伊利石占优势。泥岩中的粘土矿物颗粒由若干粘土单层组（结晶）所组成。,DiageneticchangeaboutCompactionanddehydrationofsmectiticclays,Therelationofsmectitechangeincompactioncourseandhydrocarbonformationandejectment1-脱水变化；2-烃类的主要生成和可能排出阶段；3-混合黏土；4-伊利石；5-蒙脱石,据沃纳（Warner，1964）计算，蒙脱石、伊利石和高岭石的比表面积分别为800、90和15cm2/g，而蒙脱石的内表面积远大于外表面积(分别为700和100cm2/g)。这就决定了蒙脱石向伊利石转化为一脱水过程。,对于粘土成岩脱水阶段的划分不尽统一，但都承认在埋藏晚期还有机会形成脱水高潮。这正是油气初次运移与粘土成岩作用的结合点。据佩里和豪尔（PerryandHower，1972）对海湾地区浅层粘土的研究，从未见到单纯的蒙脱石相，蒙脱石总是与伊利石组成不同比例的混合层，通常蒙脱石占70%以上。他们将脱水分为四段：,Thestagespartitionofclaysdiagenismdehydration(fromPerryandHower,1972),假若浅处蒙脱石含量占混合层的75%，经晚期脱水后还有20%残留，那么整个成岩转化中将有55%的蒙脱石释放出层间水。如果某沉积物含有80%的粘土级（5m）矿物，其中75%为混合层；又知蒙脱石含有二层层间水时（经第阶段脱水之后剩余的），水的重量约占其20%，该水将在晚期全部脱出；这样，沉积物脱出的层间水总量应为：180%75%55%20%，即为沉积物原重量（除去孔隙水）的6.6%。以岩石的密度为2.5g/cm3计，释放出的层间水量为：2.56.6%,即为沉积物原始体积的16.5%。,总之，在埋藏的晚期由于粘土矿物的成岩转化，将有占被压实沉积物体积约10-15%（据J.F.Burst）的水从粘土矿物层间释放到孔隙空间中成为自由水。它们在负荷压力下势必要向外排出。鲍尔和伯斯特分别提出层间水的密度为1.4和1.5g/cm3，比孔隙中的自由水密度大。因而脱出后必将发生体积膨胀。果真如此的话，就有可能助长异常高压，并直接促进运移。,综上所述，油气生成、粘土脱水、水热膨胀，都与温度有关。其共同点是：都有增加孔隙流体体积和压力的潜势。斯塔尔斯基（.，1970）认为，这种压力一旦超过岩石的机械阻抗便可形成微裂缝。这时，流体将循之逸出；直到压力减小到使微裂缝重新闭合。通过微裂缝这样反复张合，烃类就不断从其母岩中析出。蒂索曾用实验证实了微裂缝发生的可能性。这种机制对碳酸盐生油岩可能更有意义。,温度的升高从许多方面促进油气初次运移。除上所述之外，温度还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；在主要深度范围内还有助于气烃的溶解；以及有助于烃在水中的溶解等。,粘土矿物层间水的排出对油气初次运移还有如下有利之处：这种再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃的能力（,1971）；层间水脱出后颗粒体积减小，可改善孔、渗性能，便于流体排出（Cordell，1972）；蒙脱石转化为伊利石降低了对有机质的吸附能力（Grim，1953）。,引起油气初次运移的因素很多，但以压实作用，尤其是压实过程中出现的非均衡压实最为重要；对碳酸盐生油岩可能压溶作用是引起初次运移的主要因素；当生油岩埋藏到较大的深度时，温度可能成为另一重要因素。其它因素都可能只有局限或局部的意义。非均衡压实对初次运移的影响在于使流体的排出延缓。如果流体的排出正好被推迟到主要生油时期，则将对初次运移起积极作用。,Relationscurveofporosity-depthinshale阿赛的曲线据古生代页岩绘制，可代表均衡压实，迪更生的曲线据古近系、新近系泥岩绘制，可代表非均衡压实,水延缓排出的附加效果是，使更多的水有较长时间处于高温高压条件下，这将有利于油气在水中的溶解。,就目前所知，尽管古生代盆地也有异常高压出现，但异常高压主要出现在古近系、新近系沉积盆地。非均衡压实是形成异常高压的前奏；非均衡压实也为继后的成烃增压、水热增压和粘土脱水增压奠定了基础。微裂缝的产生可能还有其它因素（如构造活动），但无疑异常高压对微裂缝的形成和发育起重要作用。而微裂缝对油气初次运移的促进作用更重要。,2.5Efficiency,timeanddistanceaboutprimarymigration,2.5.1Amountsandqualityofhydrocarbon-efficiencyofprimarymigration,在大多数情况下，初次运移的排烃量一般很低，大概5-10%。个别情况可以多些。据亨特的估算，储层中的烃量占不到母岩中烃量的1%。也就是说，如果将损失到其它地方去的烃考虑进去，那么从母岩中初次运移出来的烃量最多只占生成烃类总量的百分之几，一般不会超过10%。可见运移效率是非常低的。,石油从母岩中运移出来的前后，在质量上也有所变化。由于母岩中各种物质运移出来的速度不同，将引起类似于混合物色层效应的分异现象。烷烃被有机质和矿物表面吸附的程度比芳烃弱，更比O、S、N化合物弱，因此将优先析出，因此石油的化合物组成一般是饱和烃含量芳香烃非烃（O、S、N化合物）。一般母岩抽提物以含大量O、S、N化合物为特征，而石油是以含大量饱和烃和芳烃为特征。二者差异明显。,据目前研究，低熟油主要是木质体、树脂体、细菌改造的陆源有机物质、藻类和高等植物、生物类脂物及高硫大分子等不同原始母质的早期生烃机制形成。其生油门限Ro为0.3%-0.35%，生油高峰Ro=0.35%-0.7%。中、浅埋藏（2,500m），与低熟油生成相关的过剩孔隙流体压力带的形成，有利于低熟油初次运移的发生。,2.5.2Stagesofcompactionandliquidexpulsion-timeofprimarymigration,随着埋藏的加深，压实程度增强，泥岩密度变大，孔隙率（及含水量）减小。海德伯格（1930）首先按孔隙率将泥岩压实划分为四个阶段：机械重排阶段-孔隙率90-75%；脱水阶段-孔隙率75-35%；机械变形阶段-孔隙率35-10%；重结晶阶段-孔隙率10%。,井波和夫和星野一男（1977）按泥质沉积物的物理状态将其成岩过程划分为三个阶段：粘性压实阶段孔隙率80-30%；塑性压实阶段孔隙率30-10%；弹性压实阶段10%。青柳宏一和浅川忠又主张将上述三个阶段易名为早期压实阶段、晚期压实阶段和重结晶阶段。,早期压实阶段颗粒很少接触，沉积物呈粘性流动，主要成岩因素是压实下的颗粒重排，孔隙率80-30%，有大量的水被逐出。晚期压实阶段颗粒接触增强，沉积物呈塑性固体特征，主要成岩因素为压实、固化和矿物转化，孔隙率30-10%，有较少的孔隙水和矿物层间水被挤出。重结晶阶段颗粒互相交代，自生矿物质形成，孔隙被充填，从而形成坚固格架，主要成岩因素是胶结和矿物转化，压实作用微弱，孔隙率10%，所剩之水不易排出，几乎长期被封存。,青柳和浅川认为，在早期压实阶段石油尚未成熟，而重结晶阶段石油难以排出，所以最重要的初次运移发生在晚期压实阶段。,显然，基于油气成因的现代概念，石油初次运移只能出现在达到生油门限之后。笼统地说，天然气的初次运移出现比石油要早。此外，对石油的初次运移还应考虑到未熟-低熟石油运移的可能性，这可能与有机质类型有关；只要有相当数量的未熟-低熟石油形成，在早期压实阶段尤其是该阶段后期，就应有相应的石油初次运移。,2.5.3Effectiveexpulsionhydrocarbonthicknessofsourcerocksthedistanceofprimarymigration,由于厚层泥岩的中间部分是欠压实的，其所封存的烃未及时排出，所以产生了生油岩有效厚度问题。蒂索根据对阿尔及利亚泥盆系泥质母岩抽提物的含量及组成的分析发现，在靠近储层生油岩的10m左右厚度范围，轻的、易流动的成分（如烃类）向储层方向减少；而重的、不易流动的成分向相反方向增多的现象（表）。,TherelationofcontentandcomponentofextractmatterinsourcerocksanddistancetoborderuponreservoirinDevonian，Algeria,这表明生油岩的初次运移排烃，是距离储层越近的地方越优先而有效。因此，有些研究者认为，巨厚的生油岩只有顶、底各二、三十米才是有效的。然而，异常高压终归是要释放的，只是迟早而已。被封存在泥岩中部的流体，在漫长的地史中总要逐步替补泥岩顶底排出流体的位置，只是生油层越厚，这个替补过程越缓慢。鉴于初次运移明显主要是垂向运移，特别是以微裂缝作为主要运移通道的情况下更是如此，所以特殊情况下，初次运移的距离最大极限就是生油层厚度,前面提及，生油岩中平行层面方向干酪根分布的连续性要好些，按理油气侧向初次运移阻力应该小些，运移距离也理应长些。但目前尚未见到这方面的资料。侧向初次运移主要发生在盆地边缘、盆地内横向岩性变化相变带以及生油层被断层切割部位。由于生油岩渗透性所限，估计油气侧向初次运移距离也不会很远。,2.5.4Therelationofprimarymigrationofoil&naturalgasanddistributionofsands,油气初次运移的方向是指向储集岩的，因此储集岩（如砂岩）的分布必然对初次运移有一定的影响。据美国7,241个砂岩储集层的统计，可采储量与砂岩厚度的平方成正比（Curtis等，1960）。这表明砂岩（储集层）与页岩（生油层）的接触面积（不是砂岩体积）是控制储量的一个重要因素。接触面积越大，页岩向砂岩的排流效率就越高。,但就整个沉积剖面而言，砂岩储集层也并非越多越厚越好。剖面中生、储层分布上最好有适当的搭配，以保证既有充足的烃源供给，又有较好的排流效率。美国7,241个砂岩的单层厚度平均约为12m。真炳钦次认为，生油岩的理想厚度平均约为30m。如前所述，泥岩单层厚度过大，其中间部分的流体不易排出，从整体上会降低生油岩的排烃效率。真炳钦次根据一些统计资料概括得出，有利含油地区，剖面中砂岩的含量百分数大致在20-60%，中值为30-40%,2.5.5ThemeaningofreversioninthesectionofC烃/C有机碳,C烃/C有机碳是评价生油岩的重要指标之一，是代表有机质成烃转化的指标。该比值应该随深度增加而增大。但如果烃在某个深度间段内发生过初次运移，那么该比值不是减小就是相对不变。下图是科德尔据菲利比资料改绘的有关洛杉矶盆地烃含量及C烃/C有机碳随深度变化的情况。,Depthchangesofhydrocarboncontentandhydrocarbon/organiccarboninbasinofL.A(fromCodell,1972)boilingpointofhydrocarbon325,由此可见，利用这一比值可以判断初次运移开始和结束的深度。过去我们习惯于把该指标高作为可能生油岩的标志。但若考虑到初次运移的因素，就必须结合上下层位的情况加以分析。看来做这种考虑是非常必要的。C烃/C有机碳随深度加大而出现逆转时，表示发生了初次运移。如果地层流体压力也同时显示出相应的异常，那就更证明了上述推断是可信的。,PrimarymigrationinrelationtoporosityandCh/CoofcertainwellssectionwithdepthchangeinNigeria、Nigerdelta(fromTenta,1977),Section3SecondaryMigration,油气的二次运移是指油气自源岩中排出并进入邻近运载层（带）以后沿储层、断层、裂隙、不整合面等通道的运移。广义的二次运移泛指油气脱离母岩后所发生的一切运移，包括聚集起来的油气由于外界条件的变化所引起的再运移。,油气经初次运移进入储集层后，尚需经二次运移进入圈闭才能聚集起来形成油气藏。可见二次运移与油气的聚集密切相关。因此，了解油气二次运移和聚集对指导油气的调查和勘探具有实际意义。,二次运移是初次运移的接续，二次运移的传导层(transmittedbeds)主要是结构较粗的砂岩或其它孔隙性岩层。二次运移条件与初次运移有很大差异，其影响因素也相对要简单些。,如果说油气初次运移的相态尚有较多争论的话，那末对二次运移相态的认识已趋于一致。一般认为，以连续烃相运移是油气二次运移的主要相态。其中包括天然气的油溶气相运移和轻质油或凝析油的气体溶液运移。,3.1Resistanceofsecondarymigration,油气二次运移中最主要和最普遍的阻力就是毛细管压力(capillarypressure)。在两种不相混溶的流体介面上，任何一点都有使其各自的体积收缩成为具有最小面积的趋势。如果在相接触的两种流体弯曲介面的相邻两点上测量其各自所受的压力，就会发现它们所承受的压力是不同的，这种压力差就是所谓毛细管压力。,毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）界面上所产生的指向油（或气）方向的压力（图）。毛细管压力用下式表示：Pc=2cos/rc式中Pc-毛细管压力（Pa或Mpa）；-油水（或气水）界面张力（dyn/cm）；-润湿角，界面与管壁间的夹角表示（度）；rc-毛管半径，相当于孔喉半径cm）。,Resistanceofsecondarymigration(fromPurcell,1949),在储集层孔隙系统中，作为非润湿流体的油、气要挤入水（润湿流体）所饱和的毛细管中，就需要有外力来克服毛管压力，这个外力通常称之为排替压力(displacementpressure)（Pd）。简言之，排替压力就是油气排出毛细管中的水所需要的力。只有排替压力大于毛管压力时，油气才能挤入水所占据的孔道。,岩石的孔隙系统，其形态和结构十分复杂，并非圆形直管状。当油气从大孔隙进入小孔隙，或者穿越孔隙喉道时将在油（或气）柱两端形成毛管压力差（Pc），其公式如下：Pc=2cos/rc-2cos/rp=2cos(1/rc-1/rp),式中rc为小孔隙或孔喉半径；rp为大孔隙半径。孔径越小，油气挤入所需的排替压力就越大；而界面张力及界面弯曲程度越小，所需排替压力越小。界面张力受温度和压力的影响比较复杂，特别是压力对其影响较大。油水和气水的界面张力都随温度的升高有所降低，但不显著。,3.2Driveofsecondarymigration-buoyancy,很早以前人们就开始注意到，在天然油气聚集中，总是最轻的天然气占据圈闭的上部，油居中间，水沉在下面。这种按比重差出现分异的现象，人们将浮力作为油气在储集层中进行运移的一种重要动力因素。,浮力是二次运移中的主要驱动力物理学上对浮力的定义是物体所排开液体的重量。油气地质学中所谓的浮力通常是指同体积的油、气与水的重量之差。,油、气的密度范围分别为0.71-1.0g/cm3和0.00073g/cm3（甲烷）-0.5g/cm3（高压混合气）；而水的密度为1.0-1.2g/cm3。从重量的角度即油、气与水之间存在着比重差异，因而在重力场中油气总有在水中升浮的趋势。浮力的大小不仅与流体间的密度差有关，同时还与油（气）柱的高度有关。,式中F-浮力（dyn）；Z-连续油相（油柱）的高度（cm）；w、o-水、油（若为气，o改为g）的密度（g/cm3）；g-重力加速度（cm/s2）。油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差。,按照阿基米德原理，单位面积上水对油的浮力可以表示为：F=Z(w-o)g,假如储集层中连续的油层厚度（即油柱高度）为1cm，水的比重为1.03，石油的比重为0.83，每平方厘米面积上的浮力为2Pa；如果油层厚度为1m，则浮力为200Pa。可见油层要有一定的连续厚度，才能克服毛细管压力而浮起。这在实验室已得到证实。,Componentofforcesofapparentbuoyancyalongslant,这时用公式表示为：F1=Z(w-o)gsin即单位面积连续油相沿倾斜地层上浮的分力F1与地层倾