第4章-石油和天然气的运移

,第四章石油气和天然气的运移,本章内容提要：石油、天然气运移是形成油气聚集的不可缺少的环节。初次运移与油气生成有直接联系，受烃源岩物理性质的影响较大；二次运移的结果是油气聚集，受储层物理性的影响较大。因此，有关运移的相态、动力、距离、方向、时期等问题是研究的主要内容。,石油、天然气是流体，可流动性是它们的基本性质之一，找到它们的地方并不是生成地点，这就很自然地提出“运移”的问题。地壳中的石油、天然气在各种自然因素作用下所发生的位置移动称为油气运移。运移使油气可以：富集成藏；也可分散。油气生成是呈分散状态在的，其之所能在储层中形成聚集其间必有一个运移从而达到聚集的过程。,第一节与油气运移有关的几个基本概念从油气生成、运移到聚集成藏的过程可进一步分为几个方面。一、初次运移和二次运移按时间顺序分：初次运移，油气生成后从源岩向储层的排放；二次运移，油气进入储层后的一切运移。按运移方向分：旁侧运移(顺层运移)；垂向运移(穿层运移)。,二、油气运移的基本方式渗滤与扩散是油气运移的两种基本方式，但两者的条件和效率不同。渗滤是一种机械运动、整体流动方式，由高的向低流动，达到吸附平衡以后各种组分的浓度基本不改变，油气渗滤可以用达西定律来描述。扩散方向总是从高浓度向低浓度进行，扩散系数与分子大小、扩散介质条件有关。对于气态烃，分子扩散是其传递的主要作用之一,三、岩石的润湿性润湿性，流体附着固体的性质，即固体上分子润湿流体所需的功。当液体对固体的分子引力(附着力)大于液体自身的分子引力(内聚力)时，液体将润湿固体。润湿相，在多种互不混溶的流体共存于岩石孔隙中时，易附着在岩石上的流体。非润湿相，在多种互不混溶的流体共存于岩石孔隙中时，不易附着在岩石上的流体。,岩石颗粒多数为水润湿，因水是极性分子，能在颗粒表面上形成吸附水膜。烃源岩为部分亲水、部分亲油的中间润湿，含有许多亲油的有机质颗粒，毛细管压力方向指向水，因而它对石油的运移不完全构成阻力。岩石的润湿性具有非均匀性、混合润湿性岩石的湿润性影响着油气在其中的运移难易程度，不同的润湿性造成油、水两相在孔隙中的流方式、残留形式和数量不同。,四、油气运移临界饱和度油(气)运移的临界饱和度，油(气)水同时存在时，油(气)相运移所需的最小饱和度，油相的饱和度低于10时，油相不能流动。不同流体会具有不同的相对渗透率。对于一定的岩石，存在最低的含水饱和度、含油饱和度或含气饱和度，各种流体饱和度低于最低界线值时，它们的有效渗透率为0。,五、地层压力、折算压力和测压面地层压力，地下多孔介质中流体的压力，单位为帕斯卡(Pa)。（流体压力或孔隙流体压力）水压头，工程上常使用，相当于地层压力所能促使地层水上升的高度。表达式为：h=p/(wg)测压面，同层位各点水压头顶面的连线，是一个想像的面，反映横向上水压头的变化，直观反映地层压力的大小。在静水条件下，测压面是水平的；在动水条件下，测压面是倾斜的。,折算压力，指测点相对于某一基准面的压力，在数值上等于由测压而到折算基准面的水柱高度所产生的压力。P=Zwg+p=（Z+h)wg折算压力大小除与地层实际压力有关外，还与相对基准面位置有关，相对于不同的基准面，有不同的折算压力。但测压面的空间位置是相同的，即测压面是唯的。,第二节石油和天然气的初次运移一、油气初次运移的相态油气初次运移相态，众说纷纭意见不一。目前根据有没有游离态的烃进行划分：水溶相，油气溶于水，随水一起排出源岩；游离相，油气呈独立油相、气相从源岩排出；气溶相，油溶于气中，再以气相从源岩排出，但这种相态是有条件的，压力、温度均需很高。目前较为流行的是游离相说(Magra,1977,Dickey,1975),（一）水溶相(包括分子溶液、胶体溶液等)认为油气及有关的产物主要是以溶于水的状态进行初次运移，溶液常分为乳浊液、胶体溶液及真溶液三种：真溶液，分散粒子直径10-9m；胶体溶液，分散粒子直径介于10-7m10-9m间；乳浊液，分散粒子直径10-7m。常温下烃在水中溶解度很低，一般芳香烃环熔烃烷烃，同族烃中分子越小越易溶(溶解度低常低于几个ppm)。,只在某些条件下才可大大提高溶解度如：(Baker，1959)等人提出皂胶粒增溶的见解，水中放人少量皂胶粒，可以使烃在水中的溶解度提高10100倍；普赖斯(Price1976)实验证实，温度升高可以提高溶解度，当温度从25180，石油溶解度将增加20-80倍；有人提出，有机物质中的酸、酮、脂等，与其相应的烃类比较，在水中有较好的溶解性，它们可以在储层中和圈闭中发生向石油的转化，,反对的意见：皂胶粒在页岩中是否存在还未证实，再者皂胶粒直径较大，通过页岩孔隙运移是困难的。此外，如何使烃类在运移中从胶粒中析出并聚集起来还未有合理的解释；石油呈真溶液运移也有困难之处，据研究，在100时油在水中溶解度不足50ppm，135时不足100ppm(再高将超出石油生成的温度极限)，一般温度到石油生成的温度极限时，溶解度不足100ppm，显然差的很远；,乳浊液中油珠直径，约为1-50m，而生油阶段泥质岩的孔隙多小于5m(10-6m)，乳浊液通过是困难的；油气生成于成岩作用晚期阶段，泥质岩中残留的孔隙水太少，水中的烃含量至少要达到10000ppm(10-6)才行，显然是达不到的。因此，目前认为，天然气呈水溶相运移可以成为重要的运移形式之一，对于石油可能会受到一定的限制。,（二）游离相(连续烃相与混合相)是目前大多数学者较为认同的观点。即烃源岩进入压实的晚期大量失水，孔、渗均很低，烃的不断生成提高了烃类在泥质岩中的饱和度，有时渗透率也增大；另外，此时岩石中水基本上是不可动的束缚水，连续油相或气相运移会受到较小毛管阻力，需要的临界含油饱和度(油相流动)也会降低。,现越来越多的人相信石油可以通过微裂缝以油相运移，特别是泥岩可因流体膨胀等产生的压力而形成微裂缝，它比孔隙通道要宽大的多，这样可把油相运移延伸到更大的深度。（具代表性的观点有以下几种）：迪基(Dickey)认为：So低到10%，甚至到1%以下可发生流动；CO2溶于油中可降低石油粘度，增加流动性。真柄钦次(Magra，1978)：经过研究，提出了一种油气运移模式（图）。混相说：连续烃相通过微裂逢排烃，即游离油（气）相与水相同时渗流。,真柄钦次(1978)提出油气运移模式（图）,真柄钦次(1978)提出油气运移模式（图）,真柄钦次(1978)提出油气运移模式（图）,(Bark，1978)提出：孔隙中心网络运移模式,图中现象也支持游离相观点,（三）气溶相在一定条件下，油溶于气，以气为载体运移。实验表明，甲烷和二氧化碳等气体可以溶解一定数量的石油烃类。基本条件是需数十倍于液相的气体。呈气溶运移难以解释的是，一些高分子烃和非烃在气体中并不易溶，再者，压力、温度需很高等也不好解释。,（四）油气初次运移相态演化不同地区、不同岩性、不同深度下，油气初次运移相态是不同的。随埋深增加，沉积物中各种物理参数也不断变化。如下图：,综上所述，石油初次运移要作综合考虑，在相态上，（Tissot，1978）等的看法可能更符合实际。即：在比较浅的深度段(1500m)，受压实作用的水体比较丰富，岩石孔隙大，可能以水溶相态为主；中等深度段(15004500m)，有机质处于成熟阶段液态烃大量生成，水体已大量排出，烃类可以游离相通过细小孔隙或微裂缝运移，游离气相也可能存在；深部段(4500m)，由于大量生成气态烃，以游离气相运移可能是最主要的。,二、油气初次运移的动力（一）压实作用压实过程中，地层静压力将部分地传递给孔隙中的流体，不同沉积物的抗压性能不同，其传递的静压力大小也将有很大不同。表现在当压力增加时，易于压缩的沉积物(泥岩)颗粒排列调整，加上颗粒本身体积收缩，地静压力较多的传递给孔隙中的流体。,当压力增加时，较难压缩的沉积物(砂岩)，孔隙体积收缩较小，加上砂粒本身支撑作用，使其传递的地静压力较小。因此，在相邻的砂岩层和泥岩层中产生压力差。为了取得压力均衡，必然使泥岩层中的流体向砂岩层中流动。砂质沉积物压实程度远较泥质沉积物小，孔隙度变化也小，也使泥岩层中的流体向砂岩层中流动成为可能。,烃源岩生成的部份油、气溶解在孔隙水中，压实排出、载出油气数量取决于：排烃中孔隙度的减少量(水排出多少)；油、气的溶解度；排出后油气的析出。通过正常压实水载出的油气可能是有限的。砂、泥岩中压力差使烃类与水在压实中，从高压区低压区，从盆地中心盆地边缘，从泥岩砂岩中运移。所以，压实作用是油、气初次运移动力之一。,（二）异常压力（欠压实作用）实际在一些盆地中，地下常发现沉积物有欠压实的存在。即沉积物不是被压实得过于紧密，而是被压实的不够，甚至压实很少，这种反常压实作用在埋藏较深的泥岩中，特别是厚层泥岩中部最为常见。研究认为，由于欠压实的存在，形成了异常压力的存在。异常压力可以维持相当长的地质时间，直到释放至平常静水压力。,研究发现，异常压力常出现在年青(较新)的沉积物中(E、N盆地中)多发生在中等深度范围内的砂、泥岩互层的泥岩中。欠压实作用，厚层泥岩在压实作用过程中由于压实流体排出受阻或来不及排出，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相应的静水压力称异常压力，此种现象称欠压实作用。,欠压实对初次运移的影响：使孔隙水的排出受到不同程度的延缓；如流体排出正好推迟到主要生油时期，则将对初次运移起积极作用；欠压实使更多的水较长时间处于较高温度下，有利于石油在水中的溶解。欠压实大多发生在中等深度范围内，一般也是油气大量生成的深度范围。所以，(欠压实)异常压力的存在，对促进烃源岩中的烃类向外运移起了相当重要的作用。,显然异常压力可以作为初次运移的动之一。即从泥岩中部向上、向下运移，盆地中心边缘运移。(当然，异常压力并不是时时处处存在)（自然界中，泥岩渗透率降到一定程度，会对排水产生障碍影响正常压实；此外，由构造作用引起的负荷快速增加如褶皱、断层、滑坡、崩塌等同样可引起异常压力的产生；热解生成液态、气态烃，使体积增大，粘土矿物成转化及地温增高都可引起异常压力形成。）,（三）粘土矿物脱水作用粘土矿物(蒙脱石、高岭石、伊利石等)都是层状结构，层间拥有较多的层间水。在埋藏到一定深度发生转化，尤其是蒙脱石在埋藏到一定深度向伊利石转化等。在转化过程中，释放结合水(层间水)进入粒间孔隙，成为自由水。因此，可能出现下述现象：,结合水变为自由水，体积要膨胀，引起流体压力增高；给合水具有较大的密度，进入孔隙成为孔隙水密度减小，体积要膨胀；脱水与成烃高峰期是相呼应的，提供了运载工具孔隙水；其重要性、作用也正在于此！,此外，层间水的排出还有如下好处：再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃类的能力；层间水脱出，颗粒体积减小，改善了孔、渗性能，便于流体排出；蒙脱石转为伊利石减小了对有机质的吸付能力。综上所述，粘土矿物脱水有可能为初次运移提供有利因素，成为一种初次运移的动力。,（四）成烃增压酐酪根热解生成大量液态烃，使烃源岩孔隙流体积或压力增加。在整个热演化过程中，始终有一定量的甲烷生成、早期与压实排出的水一起排出。进入生油门限后，一是生油岩固结，孔隙度减小；二是生气量不断增加，远远超过了气在水、或油中的溶解能力。因此，形成大量游离气，使烃源层内游离气的集积越来越多，压力增大。,大量游离气形成，使烃源层内游离气的集积越来越多，压力必然增大。当压力升高到超过岩石强度时，烃源岩会产生许多微细的微裂缝，一旦流体排出，压力下降微裂缝就闭合；新生的气态烃又重新集结，恢复压力升高，直到裂缝重张开。如此反复开、闭，烃源岩中的油气周而复始地排出。有人称之为“甲烷气的作用”(Hedberg,1980)。,（五）流体热增压作用地层温度增加，将发生下述变化：泥岩中的流体受热膨胀，体积增大；矿物颗粒受热膨胀，产生更多孔隙空间；水、油、气的膨胀系数比颗粒的膨胀系数大得多，受热体系(流体)趋于增大；水的比容随温度增加加大，流体体积膨胀510%，将促使流体在地下深处的运移；伴随温度增加，有机质热解成烃(气、液)引起流体体积及压力增加，产生排出潜势。,水热增压促使流体运动方向为：地温高地温低地区；深处浅处；盆地中心边缘；同压实作用引起流体运移方向一致。因此，热力作用是油气初次运移动力之一。此外：温度升高，热解出更多烃类，促使运移发生；温度升高，有助于解脱烃类被吸附；温度升高，有助于降低流体粘度；温度升高，有助于降低油、水间界面张力；温度升高，有助于油气在水中的溶解。,(六)渗析作用在渗透压差作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高方向运移，直到浓度平衡。由于盐离子易被页岩吸附过滤，含盐量与渗透压力间成反比关系，因此有：页岩孔隙水的盐度常比砂岩高；含盐量从页(泥)岩的中间部分向边部增高；含盐量高则渗透压力低；反之，渗透压力高。因此，渗析作用是烃类从页(泥)岩向砂岩运移，成为烃类初次运移动力之一。,(七)其他作用构造作用产生微裂缝，有利于吸附烃解吸，侧向构造挤压力传递到孔隙流体，促使流体运移；毛管压力作用表现源岩与储层间具毛管压力差，其合力指向孔喉较大一侧，推动油气排出；固结和重结晶作用使碳酸盐岩孔隙变小，孔隙压力增加，导致岩石破裂，油气被排出；致密或异常高压地层，流体渗滤较难，气可在浓度梯度驱动下进行分子扩散。,(八)烃源岩排烃动力演变有机质热演化生烃过程不同阶段，主要排烃动力有差异，诸作用力作用时间及大小不同。总体来讲：浅层一中层，压实作用为主要动力；中层一深层，异常压力（欠压实）为主要动力；深层，分子扩散，异常压力为主要动力。,三、初次运移的途径（通道）油气从烃源层向储集层排放的通道主要有：孔隙系统是最基本通道，随压实作用增强，运移排烃越来越难度加大；微层理面也应是基本通道之一；成熟过成熟阶段主要通过微裂缝作为通道进行运移。,四、初次运移模式可呈现多种相态、动力和通道等多种组合。概况而言，有三种基本模式。(1)正常压实排烃模式正常压实(动力)+水溶相(相态)+孔隙、微层理面系统(通道)；(2)微裂缝排烃模式(最为重要)异常高压(动力)+油相、气相+油气水单独渗流、混合渗流等(相态)+微裂缝、孔隙系统(通道)；(3)扩散作用浓度差(动力)+孔隙、裂缝(通道)+气相(相态)。,五、初次运移的其它问题（一）痕迹包裹体、微化石(孢子、花粉)等研究证实，随搬运距离增加，烃类组分发生变化。（二）时间、深度1.考虑石油生成的时间，只能发生在烃类生成之后才能进行初次运移。一般说来，主要生油期，也可能是主要初次运移期；,2.中期压实阶段，是大量生成石油烃类的时期，也应是烃类初次运移的时期；3.根据裂微裂缝形成时间确定，初次运移时间就是微裂缝形成时间、深度；4.根据包裹体确定，包裹体保留了生油时期的温度等信息，通过温度测定，确定油气初次运移的时间及深度；5.根据地化指标进行分析，大量生油开始时间也就是初次运移时间。,（三）方向(垂直向上为主，侧向运移视具体情况而定)总规律是从高压向低压方向，概括起来有：1.砂泥岩呈层状交替(互层)的沉积盆地中a.厚层泥岩夹薄层砂岩(向上、下方向)；b.砂岩夹薄层泥岩(向上运移)；c.上覆丰富的生油层(向下运移)；2.砂、泥岩层呈指状交叉的盆地向上、下、侧向运移；3.泥岩包围砂岩透镜体(三度空间均可)；此外，断裂系统存在导致运移方向变复杂化。,（四）初次运移的效率油气特别石油，排出的效率很低，据计算，最多不超过生成总量百分之十。原因有：邻近渗透性岩层顶、底部才能较多地排烃；接触面积越大，排流效率越好；不能认为砂岩、页岩越多越厚越好，生、储层应有适当配合(互层最好)；源岩理想厚度（有效厚度），平均为30m，单层厚度过大，其中间部分的流体不易排出。,（五）初次运移的距离以短距离为主，几米几十米。理由如下：1.地化资料表明，一个厚生油层，只有靠近储层的10米范围内，才见到有向储层运动的迹象；2.油气一旦进入储层，再要穿层初次运移的可能性不大(在一个断裂发育区，烃类顺断层发生的初次运移，距离可以加大）；3.初次运移不会超过烃源岩排烃厚度，最大极限就是烃源岩的厚度。,第三节石油和天然气的二次运移油气经初次运移进入到储层，就开始了二次运移。初次运移和石油生成密切有关；二次运移与石油的聚集密切相关(油藏的形成)；环境是孔、渗都较大的多孔介质；一般以连续游离相进行运移。二次运移，油气进入储层的一切运移，二次运移紧接初次运移而发生。包括储层内、沿断层、不整合面等通道的运移，聚集与成藏。,一、二次运移的相态油气的次运移进入储层后，条件发生变化，油气逐渐释放出来。目前主要认为温度、压力起作用：压力降低气态烃释放；温度降低液态烃释放。因此，相态应是以游离相为主，由分散的油滴油线油片油气藏。,二、油气二次运移的动力和阻力（一）受力分析单位质量的石油质点受到以下4种力的作用：1.重力，大小为g，方向下向；2.浮力，石油质点排开水体的重力，方向向上；3.水动力，静水状态下为零；动水状态下，水动力为(1/owEw)，方向为Ew（水力场强度）；4.毛细管力，大小为(2/c)，方向与运移方向相反（阻力）。,1.重力，方向下向；2.浮力，方向向上；3.水动力，静水下零；动水下，水动力为(1/owEw)4.毛细管力，与运移方向相反,（二）二次运移的动力浮力、重力和水动力的合力为二次运移的动力。1.净浮力，将浮力与重力代数和称为净浮力。Fr=-w/og+g=-（w-o）/og静水条件下：油(0.65-1.0)，气(0.15-0.5)，水(1-1.2)总是按密度分异，就是浮力作用的结果。单位面积(S=1)，高度为Z的油柱净浮力(Fr)为：Fr=Z1o（w-o）/og=-Z(w-o)g,显然连续油柱高度(Z)大到一定程度，净浮力才能克服毛细管阻力而使石油运移，即净浮力的大小取决于油柱高度。即：F=V(w-o)g2.水动力单位质量石油质点运移的水动力值为：Fo=w/oEw净浮力和水动力的矢量和(Eo)是动力，因此：Eo=-（w-o）/og+w/oEw,（三）二次运移的阻力油气在多孔介质中最主要的阻力是孔隙介质对油气的毛细管力。概念：毛细管力，在水润湿系统中毛细管油气界面所产生的指向石油的压力。其大小取决于孔隙半径，烃、水界面张力、润湿角。润湿角，是固体表面与液体空气或液体液体界面之间夹角。,()润湿角在0-90之间的岩石为水润湿。(并规定从密度大的液体方算起)。=0为完全润湿；90液体不润湿固体(非润湿相)=180完全不润湿大于90为油润湿(相对于水)沉积岩中，碎屑颗粒表面有一层水膜，因而角可看作为零度，即，cos=1,由毛细管压力方程：Pc=2cos/rc可看出,rc三个变量的任何变化都会改变对二次运移的阻力。显然，只有排替压力大于毛细管力时，油气才能挤入水所占据的孔隙喉道中。实际上岩石孔隙形态、结构是十分复杂的，当油气从大孔隙进入小孔隙或穿越喉道时，将在油体两端形成毛细压力差(Pc)。,由毛细压力差(Pc)：Pc=Pt-Pp=2cos/rt-2cos/rp=2cos（1/rt-1/rp）=2（1/rt-1/rp）rt喉道半径(小孔隙半径)，rp孔隙半径(大孔隙半径)cos=1，界面张力显然喉道越细，界面张力越大，界面弯曲程度越高，排替压力越大。对油气的阻挡、封闭能力越强，油气也越难运移。,三、油气二次运移的一般规律（一）油气二次运移的条件1.孔隙中油气饱和度So、Sg必须不小于临界含油气饱和度；2.二次运移的动力必须大于阻力(毛管压力差)；即，净浮力+水动力毛细管力,假设：(油滴、油丝、油片)油柱的载面积为1(单位面积)，长度为L，倾角为，二次运移的条件可表达成：oLSinEo2（1/rt-1/rp）即，Z(LSin)2（1/rt-1/rp）/oEo也就是说，油气必须累积到一定的长度或高度，才能克服毛管阻力进行二次运移。,二次运移油柱的临界高度：(静水条件)净浮力=毛细管力由，Z=(LSin)；F=V(w-o)g；V=Z1（单位面积）有Z(w-o)g=2（1/rt-1/rp）或Z=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g(动水条件)净浮力+水动力=毛细管力Z(w-o)g+dh/dZZ=2（1/rt-1/rp）Z(w-o)g-dh/dZZ=2（1/rt-1/rp）式中dh/dZ垂直方向的水势梯度；dh/dZZ高Z油体上受到的水动力。,A.水动力与浮力方向垂直Ldh/dL=2（1/rt-1/rp）式中dh/dL水平方向的水势梯度；Ldh/dL长Z油体上受到的水动力。B.水动力与浮力方向斜交Z(w-o)g=hwg化简得，Z=w/(w-o)h或表示为，Z=w/(w-o)dh/dXX,考虑水流方向：Z=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g+dh/dxxZ=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g-dh/dxx导出石油上浮(二次运移)的临界油柱高度(Zo)公式(Berg，1975)：Zo=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g(净水)Zo=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g+dh/dxxo(动水)Zo=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g-dh/dxxo,二次运移油柱的临界高度：(静水条件)净浮力=毛细管力由，Z=(LSin)；F=V(w-o)g；V=Z1（单位面积）有Z(w-o)g=2（1/rt-1/rp）或Z=2（1/rt-1/rp）/(w-o)g(动水条件)净浮力+水动力=毛细管力Z(w-o)g+dh/dZZ=2（1/rt-1/rp）Z(w-o)g-dh/dZZ=2（1/rt-1/rp）式中dh/dZ垂直方向的水势梯度；dh/dZZ高Z油体上受到的水动力。,水动力与净浮力方向一致取负值；不一致(相反)时取正值；油柱实际高度超过Zo时，石油可以上浮(二次运移)，如果储层发生倾斜，则石油积累到大于临界高度(长度)时可加上（减去）流向上倾方向的浮力分力，克服阻力前进(二次运移)。此外：(伯格的公式也被用来计算毛细管压力封闭时所允许的油藏高度和圈闭封闭烃(油、气)柱的最大高度）,无论各点绝对地层压力如何，水的流动方向总是从折算压力高向折算压力低的方向流动。当测压面呈倾斜状时，折算压力都沿测压面倾斜方向有规律地递减，水从供水区向泄水区流动。所以，储层内液体流动方向，并不决定于层内的绝对地层压力，而是受折算压力所控制。构造运动力也能促使油气运移，但只是给油气运移创造有利条件。,（二）二次运移的通道二次运移沿着毛细管阻力最小的位置进行。渗透性砂岩以孔隙型通道为主；致密碳酸盐岩以裂缝型通道为主；断层可成为良好运移通道，张性断层好于压性断层，高角度断层有利于运移，断层面有角砾岩且胶结不紧，有利于作通道；不整合面分布具区域性，又能把不同时代、不同岩性的地层勾通起来，有利于运移。,（三）二次运移的时期一般说是初次运移之后即开始二次运移。二次运移时期受初次运移控制，(因油气进入储层之后超过临界油柱高度之后不可能不流动)；大规模二次运移时期，在主要生油期之后发生的第一次构造运动时期，此时：油气已大量生成；构造运动使地层发生形变，产生构造(褶皱、断裂)，原压力平衡打破，流体压力重新分配。,（四）二次运移的方向总趋势总是沿阻力最小的途径由高能区流向低能区，高势区流向低势区。从盆地构造分析：与生油凹陷相邻的斜坡和隆起是主要指向；长期继承性隆起，且在主要通道上，更有利；在生油凹陷中的局部隆起尤其有利(距离近，油来源方向多，油源足)；具体到一个地区，运移方向到受到多种因素控制，如生油区位置，构造起伏，岩性变化，裂缝发育，水动力条件等。,（五）二次运移的距离各个盆地很不一致，变化范围大。主要取决于：通道的畅通程度；烃源岩供给的富集程度；盆地的大小及构造的格局、展布等；我国陆相地层特定环境，一般在在50km之内，最大约80km(克拉玛依)。海相地层在油源充沛及水动力条件有利情况下，可有较长距离的运移。如美国堪萨斯隆起的一个古潜山带,（六）二次运移的相态油气初次运移进入储层后，条件发生变化，油气逐渐释放出来。目前主要认为温度、压力起作用：压力降低气态烃释放；温度降低液态烃释放；因此，相态应是以游离相为主，由分散的油滴油线油片油气藏。,（七）二次运移的结果(变化)二次运移的最终结果是停止运移，在圈闭中聚集成藏。油气在通过岩层运移中，可看作是穿过一个天然的色柱层，产生色层效应。(主要是某些矿物表面吸付作用)因此，油气的物理性质，化学成分都产生一定的变化规律。为我们提供了一个