nullnull第一节 油气运移概述 第四章 油气运移 (Petroleum Migration) 一、油气运移在油气藏形成中的作用 油气运移与油气生成及油气藏的形成、破坏、再形成过程紧密相联系 油气运移:地下的石油和天然气在自然条件下发生的位置转移 油气运移油气运移null初次运移(primary migration):油气从烃源岩向储集层(输导层)的运移。 二次运移(secondary migration):油气进入储集层后的一切运移。 二、基本概念第一节 油气运移概述 油气聚集初次运移二次运移 疏导层 烃源岩油气已形成的油气藏因聚集条件改变而引起油气的再运移(包括在新的位置再聚集或逸出地
表
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散失)。* 三次运移(dysmigration):null第二节 初次运移 润湿性(wettability):在有其它不混相流体存在的情况下,一种流体扩展或附着于某一固体表面上的趋势. (Craig, 1971) 油水岩石表面 水 湿 油 湿通常根据润湿接触角的大小来判断岩石的润湿性.(据Treiber, 1972; 转引自Anderson, 1986)润湿接触角:从密度较大的流体一侧测量null第一节 油气运移概述 三、油气运移研究的主要内容 油气运移的机理
- 促使油气运移的动力
- 油气在运移中所处的相态
- 油气运移所循的通道
- 油气运移的方向
- 油气运移的时期
- 油气运移的距离 油气运移路径的追踪 (油气地球化学领域内容)
油气生-运-聚的盆地模拟 (综合研究)null第二节 初次运移 烃源岩中生成的油气排出烃源岩的过程
发生背景:油气不断生成、烃源岩不断埋藏成岩一、油气初次运移的相态两种主要观点:
- 水溶相态运移
- 游离相态(油相、气相)运移1、水溶相态运移-油气溶解在烃源岩的孔隙水中, 呈水溶液运移.关键问题: 油气在水中的溶解度石油 - 地表条件下除芳烃和环烷烃的简单分子(苯、甲苯、环戊烷
等)外, 其余在水中的溶解度很小
- 压力的变化对其溶解度几乎没有什么影响 (Hobson,1985)null两种全石油(1,5)和四种拔顶石油(6,3,2,4)
在水中溶解度随温度的变化(拔顶温度为200℃)
(据Price,1976) 温度<100℃时, 石油的溶解度很低
温度>100℃后,溶解度开始有较明显增大,但一般也仅为几至数十ppm
即使在180℃的高温下,溶解度也只有数十至数百ppm
在更高温度下可望石油的溶解度会有较快的增加,但这样的高温已超过了石油能稳定存在的临界温度值- 在石油大量生成的温度范围内,升高温度
对其溶解度的提高只有十分有限的作用null第二节 初次运移 物质平衡计算:
根据已知油田的烃源岩的累计压实排水量和石油聚集量算出,
假如这些石油是以水溶相态运移并聚集起来的话, 则
要求
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石油
的溶解度至少应该达到 1000-10000ppm.因此, (分子)水溶相态不是石油初次运移的主要相态.* 胶束溶液运移有机质在生油的过程中会生成一些表面活性物质, 如有机酸等, 其分子的一端为亲油的烃链,另一端为亲水的极性基. 当其在水中达到一定浓度时, 会形成分子聚集体(即胶束), 油被包裹在胶束中呈胶束溶液运移.问题: 表面活性物质数量太少; 胶束直径过大; 如何“破胶”将油释放出来?null气态烃 - 地表条件下在水中的溶解度相对较大,一般为几十ppm。
- 增大压力可使其溶解度显著提高第二节 初次运移 ( 据 Hunt 1979资料)尽管整个天然气的溶解度随压力的增长没有这样大, 但呈水溶相态运移无疑是天然气初次运移的一种重要方式null烃类在水中溶解度随碳数增加而减少
(气态烃溶解度明显大于液态烃)
(据McAuliffe等,1963-1978)
null2、游离相态运移第二节 初次运移 油相运移:泥质烃源岩随压实的进行,孔隙水不断排出,含水量逐渐减少,且残留的孔隙水中,很大一部分是以氢键固着在粘土颗粒表面的结构水.随着压实的继续进行和液态烃的不断生成,孔隙内的含油饱和度逐渐增高,而含水饱和度则相应降低. 当含油饱和度达到某个临界值后,石油即可呈连续油相进行运移.临界含油饱和度油相运移的高峰是在中等压实阶段. 在早期压实阶段油的相对渗透率低,不利于油相运移; 而晚期压实阶段烃源岩的绝对渗透率低,也不利于油相运移.null第二节 初次运移 由于在石油大量生成的同时天然气也在大量生成,而天然气在油中的溶解度又较大,因此有相当一部分天然气可以溶解在油中被带出烃源岩.* 孔隙中心烃网络说同样建立在随压实作用进行泥质烃源岩的孔隙水大部分成为不动的结构水的基础上. 在成熟阶段的早期,干酪根生成的少量油吸附在干酪根颗粒表面.
随着生成油的数量不断增多, 在烃源岩的孔隙中心形成连续的油相网络(孔隙中心烃网络).
后续生成的油沿着这一烃网络以油相排出烃源岩.孔隙中心烃网络的形成 (据Barker,1979)null第二节 初次运移 气相运移: 油溶于气,以“气溶”方式运移
要求的条件: 游离气烃的数量远大于液烃的数量; 一定的温压条件
故只可望出现在成熟阶段的晚期(高成熟期)或以生气为主的烃源岩
中 (Waples, 1985) 在过成熟阶段, 存在的烃类几乎全为甲烷, 加之烃源岩中的可动水已极少, 因此气相运移可能是唯一的运移方式null第二节 初次运移 3、油气初次运移的相态演化null二、油气初次运移的动力和运移方向(一)压实作用- 厚度均等的新沉积物层的加载 剩余压力: 横向剩余压力相等 只存在垂向剩余压力梯度: 压实流体的流动方向为垂直向上 第二节 初次运移 null- 横向厚度变化的楔状新沉积物层的加载剩余压力: 此外,还有横向剩余压力梯度: 存在垂向剩余压力梯度: 第二节 初次运移 null宏观上,压实流体运移方向为: 深部→浅部,盆地中心→盆地边缘 第二节 初次运移 在砂-泥岩剖面中, 砂岩和泥岩都会经历压实排水的过程. 但由于泥质沉积抗压性差, 其压实效应相对较强. 因此在压实作用下, 泥质烃源岩中的流体将排向相邻的砂岩层中.null欠压实现象:泥质岩类在压实的过程中, 由于其渗透率难以满足排液速度的要求,孔隙流体不能正常排出,导致其孔隙流体压力高于相应深度的静水压力,形成异常高压。这种现象称为欠压实现象。与欠压实伴生的异常高压可驱使烃源岩中的油气排向相邻的储集层.(二)欠压实作用(Undercompaction) 欠压实特征:1 孔隙度异常高2 流体压力异常高第二节 初次运移 null(三)新生流体的增压作用 1.有机质生烃作用 干酪根在热演化过程中生成的产物(油/气/水)的增压作用。 Momper(1978):生成流体的体积超过原始干酪根体积的25%。2.蒙脱石脱水作用 第二节 初次运移 蒙脱石: 膨润性粘土矿物, 含大量孔隙水和结构水. 在压实和热力作用下, 将排出其孔隙水和部分结构水. 在烃源岩排液顺畅时, 这种体积膨胀产生的压力将推动油气运移;当排液不畅或受阻时, 促进异常高压形成。在烃源岩排液顺畅时, 由脱出水产生的压力将推动油气运移;当排液不畅或受阻时, 促进异常高压形成。null黏土成岩脱水的阶段划分 (据Perry and Hower,1972)
第二节 初次运移 null第二节 初次运移 粘土矿物层粘土矿物层水分子吸水膨胀干的膨润性粘土蒙脱石在吸水后体积有时可增大数倍, 伴随体积膨胀产生的压力可高达 50,000kg/m2 ! 石油开采: 注水 水敏
建筑工程: 建筑物安全性
水霸工程: 基岩裂缝填堵null(四)流体热增压作用 方向:地温高处→地温低处 随着埋深加大、地层温度增加高:
流体受热膨胀 → 体积增大 → 层内压力增高→流体运动 欠压实段烃源岩层:
水热增压现象较正常压实段更明显。
(含有更多的水) 石英的热膨胀率为水的1/15
水的膨胀超过因颗粒膨胀造成的孔隙体积膨胀第二节 初次运移 在三种地温梯度下,正常压力带
水的比容-深度关系图
(据真柄钦次,1974) null(五) 渗析作用在渗析压力作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高的方向运移,直到浓度差消失为止。 第二节 初次运移 盐度差越大, 渗析压力越大null第二节 初次运移 砂页岩互层中页岩的孔隙度、流体压力及孔隙水含盐度分布
null(六)其他作用第二节 初次运移 2 毛细管力作用 烃源岩与储集层界面处,表现为动力 3 固结和重结晶作用 4 扩散作用 是碳酸盐岩烃源岩排烃的重要动力 在岩性致密、高压地层中对天然气运移有重要作用 1 构造应力作用 构造应力导致岩石形成断裂, 造成烃源岩层内泄压 和流体排出(图)
岩石受力变形时, 构造应力会传递给孔隙流体null岩石发生断裂, 造成地层泄压, 地层内的流体沿断裂带向浅部运移null(六)其他作用第二节 初次运移 2 毛细管力作用 烃源岩与储集层界面处,表现为动力 3 固结和重结晶作用 4 扩散作用 是碳酸盐岩烃源岩排烃的重要动力 在岩性致密、高压地层中对天然气运移有重要作用 1 构造应力作用 构造应力导致岩石形成断裂, 造成烃源岩层内泄压 (图)
岩石受力变形时, 构造应力会传递给孔隙流体null第二节 初次运移 通过饱含水的页岩孔隙的轻烃扩散系数(D)
(据D.Lcythaeuscr,1982) null轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图 (据D.Leythaeuser,1982,实测数据来自1980)
第二节 初次运移 null泥质烃源岩不同阶段的排烃动力
总结
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: 中-浅层,压实作用为主要动力;
中-深层,异常高压为主要动力。(七)烃源岩排烃动力的演变 第二节 初次运移 null(一)通道---孔隙、微层理面、微裂缝
未熟—低熟阶段,通道主要为孔隙、微层理面;
成熟—过成熟阶段,通道主要为微裂缝;
1.埋深增加,温度升高,流体热膨胀,内压力超过岩石机械强度,产生垂直微裂缝。
2.Kerogen热演化生成大量液态烃、CH4等,使生油岩内压力不断增大,产生微裂缝。第二节 初次运移 三、油气初次运移的通道、时期、距离微裂缝具有周期性开启与闭合的特点。null富沥青层
(生物降解油)null(二)时期
一般认为, 油气初次运移的主要时期与烃源岩的主生油期相对应。第二节 初次运移 大规模的初次运移只可能发生在油气大量生成的同时或稍后
具备大量运移的环境条件:
- 烃源岩孔隙相对较大、可动水较少(正常压实时)
- 含油饱和度很容易达到临界运移值
- 存在多种引发超压的因素(欠压实、油气生成、粘土脱水、较
高地温…)null尼日利亚尼日尔三角洲某钻井剖面中孔隙率和 Ch/Co 随深度的变化
与初次运移的关系 (据藤田,1977)C烃/C有机碳由下降到回升与孔隙率不随深度增加而降低的深度间段(大致为1,950-2,550m)基本一致。说明此深度间段发生了初次运移。 null(三)距离
取决于烃源岩和储集层的接触关系、输导能力。
烃源岩靠近储集层15米左右。
烃源岩的单层厚度并非越厚越好;存在排烃效率最佳的厚度。烃源岩单层厚度为10--20米(<30m),砂泥岩互层条件下,排烃效率最好。第二节 初次运移 阿尔及利亚泥盆系母岩抽提物的含量及成分与距相邻储集层距离的关系 (每一数值是3-4个测定值的平均值) nullTissot(1978)和Barker(1981)提出综合模式:
1.烃源岩埋深<1500m: 未成熟阶段
产物以生物CH4气为主,地层水较多,以水溶相运移最有可能,以水作为运载体,部分生物气也可以游离相运移。正常压实排烃模式。
2.埋深1500--4000米: 成熟阶段(生油窗)
液态烃大量生成,油相的相渗透率增大至临界值后,以游离油相运移。气体多溶于油中,呈油溶气相运移;异常压力排烃模式。
3.埋深>4000米: 高成熟、过成熟阶段
高成熟阶段,液态烃发生高温裂解,形成大量气态烃,液体溶解在气态烃中以气溶油相运移,气态烃作为运载体。
过成熟阶段烃源岩中的可动水已很少, 干酪根只能生成干气甲烷,天然气呈游离气相运移。扩散模式碳酸盐岩——缺少水来源,压实作用弱,以游离相排出。油气初次运移的综合模式null第三节 二次运移一、油气二次运移的相态 油气以具有一定体积的游离相态进入储层:
在表面张力作用下,油气会立即形成油滴/ 气泡。
随着进入储层的油气不断增多, 油滴/气泡将连接
合并, 直至其连续高度达到一定值后, 即可在浮
力作用下进行运移. 油气以溶解 状态进入储层:
随温度/压力的降低, 油气将从水中分离出来, 进
而以游离相态进行运移综上, 油气以游离相态(或最终要转变成游离相态)
进行二次运移null油气在储集层中向上倾方向运移的一般模式图 (据Hobson,1975重绘)null二、油气二次运移的主要作用力第三节 二次运移浮力: 动力
水动力: 动力 或 阻力
毛细管力: 阻力(一)浮力 由于油、气、水的密度差异而产生。油气与水的密度差越大,所
受的浮力越大。 地层条件下水的密度一般为 1.0 – 1.2 g/cm3, 油的密度一般为 0.7 –
1.0 g/cm3, 气的密度一般小于 0.001 g/cm3 。因此同等条件下,气所
受到的水的浮力远大于油所受到的水的浮力。null第三节 二次运移L SZL(a)(b)FF1F2在充满水的储集层中, 长度为 L、横截面积为 S 的直立油链 (图a)所受到的阿基米德浮力为:ƒ = L• S • wg油链受到的重力为:G = L• S • og故油链受到的合力(净浮力)为:F=ƒ-G = L• S ( w - o )g作用在单位面积油链上的净浮力为:F’ = L( w - o )g当同一油链在倾角为 的倾斜储集层中顺层展布时(图b), 所受顺层向上的净浮力为: F1 = L• S ( w - o )g • sin则沿顺层向上方向, 作用在单位面积油链上的净浮力为:F1’ = Z ( w - o )g( F1 = F • sin )( Z = L • sin )null第三节 二次运移(二)毛细管力* 在石英固体表面上测得的数据在充满水的储集层中, 呈游离相态的油气在外力作用下由孔隙挤入喉道时, 其前端必然发生变形, 此时将产生指向油(气)体运移后端的毛管压力差, 力图阻止油(气)体通过.
该毛管压力差可表示为:Pc = 2 ( 1/rt – 1/rp )(假定储集层为强水湿, = 0, cos = 1)只有当作用于油(气)体的动力能克服该毛管压力差时, 油气才能通过喉道而进入与之相连的下一个孔隙. null第三节 二次运移(三)水动力..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面当储集层的供水区和泄水区之间存在高差时, 测势面发生倾斜, 水将沿测势面降落的方向流动. 由水的流动产生的压力即水动力.
如图, 作用在油链 L 上的水动力可表示为:P = wg h式中:w – 地层水的密度h – 油链两端的水头差( 即油链两端测势面的高程差)null第三节 二次运移..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面在本例中, 水流方向与浮力方向相反, 因此水动力是油链上浮运移的阻力. 如果测势面降落的方向与图示的方向相反, 水将沿储层的上倾方向流动, 此时水流方向与浮力方向相同, 水动力就成为油链上浮运移的动力.二次运移能否进行, 取决于浮力与毛管阻力的相对大小, 以及水动力的存在与否及其大小和方向.浮力 = Z0 ( w - o )g
毛管力 = 2 ( 1/rt – 1/rp )
水动力 = wg hnull第三节 二次运移..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面假定油链 L 在三种力的作用下处于平衡状态, 则有:Z0 ( w - o )g= 2 ( 1/rt – 1/rp )+ wg h亦即Z0=2 ( 1/rt – 1/rp )( w - o )g+ w - o wh同理, 当测势面降落的方向与图示的方向相反, 水沿储层的上倾方向流动时:Z0=2 ( 1/rt – 1/rp )( w - o )g- w - o wh综合以上二式,有:Z0=2 ( 1/rt – 1/rp )( w - o )g± w - o wh( Hobson 公式 )null第三节 二次运移..……..……..……..…….……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..……..………………………………………………………hZ0X0L测势面2 ( 1/rt – 1/rp )( w - o )gZ0=± w - o wh公式中符号选取的原则:
水向下或下倾流动时, 取“ + ” 号;
水向上或上倾流动时, 取“ - ”号.Z0 称为临界油柱高度, 即石油向上倾方向运移所需的最小油柱高度.在静水条件下, 测势面是水平的, h=0,
于是公式变为:Z0=2 ( 1/rt – 1/rp )( w - o )g实用公式为:Z0=4.9( dw - do ) ( 1/rt – 1/rp )式中各参数的单位: Z0 – 米; - 达因/厘米;
rt rp – 微米; dw do – 克/立方厘米null第三节 二次运移三、地下流体势及油气二次运移的方向基准面ZAZ2ZBZCZD....测势面Hubbert (1950, 1953):
势 – 单位质量流体所具有的
机械能的总和: = gZ + 即 势 = 位能+压能+动能对于不可压缩流体(如水), 有:
= gZ + P/ + q2/2地下储集层中的流体一般流速很小, 其动能可忽略不计, 于是有: = gZ + P/Z – 该点流体相对于基准面(任意选定)的高程;
P – 该点的流体压力: P =gh故 = gZ + P/ = gZ + gh/ = g (Z+h)地下某点流体所具有的势就等于将单位质量的该流体从基准面移动到测势面所作的功.null第三节 二次运移三、地下流体势及油气二次运移的方向基准面ZAZ2ZBZCZD....测势面在本例中:
A = g (ZA + hA)
B = g (ZB + hB)
C = g (ZC + hC)
D = g (ZD + hD)因为 (ZA + hA)> (ZB + hB)> (ZC + hC)
> (ZD + hD)
所以 A > B > C > D 故水从 A 点流向 D点.即水从高势区向低势区流动null第三节 二次运移测势面I层测势面II层测势面基准面在静水条件下, 测势面是水平的,同一储集层内为一等水势空间, 即储集层内各点处的水势相等(因此水不流动)。在有多层储集层存在且各层的测势面具不同高程时, 若有通道(如开启性断层或井)将这些储集层彼此沟通, 则测势面较高的储集层中的水, 将向测势面较低的储集层中流动(即从高势区向低势区流动)。基准面null第三节 二次运移w = gZ + P/w
o = gZ + P/o
g = gZ + P/g一般认为油是不可压缩的(密度不随压力变化), 在压力变化不大的情况下, 气的密度也可以视为常数. 从而可将水势、油势、气势分别写为:令: w /g = hw(水头)
o /g = ho(油头)
g /g = hg(气头)
w = ghw
o = gho
g = ghg则:地下油气运移的总规律:从低油(气)势区向高油(气)势区运移。静水条件下储集层中油气的高、低势区究竟在哪里??null第三节 二次运移..AB测势面基准面ZAZBhBhAoA = gZA + PA/o
= gZA + wghA/ o
= g(ZA + whA/ o )如图, 考察静水条件下储集层中A、B两点油势的相对大小:oB = gZB + PB/o
= gZB + wghB/ o
= g(ZB + whB/ o )oA- oB =g(ZA + whA/ o )- g(ZB + whB/ o )
由图可知 ZA+hA = ZB+hB, 带入上式:oA- oB = g(ZA-ZB) (o - w)/ o <0即 oB > oA结论: 静水条件下, 油气的高势区位于储集层的低部位, 油气的低势区位于储集层的高部位: 油气由低处向高处运移.null第三节 二次运移二次运移的方向,遵循沿着阻力最小的途径,由高势区向低势区运移这一基本规律。位于生油凹陷内部的隆起区及生油凹陷四周的隆起区和斜坡区, 特别是其中的长期继承性隆起区, 往往是油气二次运移的主要指向区。 石油二次运移过程中的地质色层作用(geochromatography)
石油二次运移方向的追踪
由于岩石的选择性吸附作用,使得沿着油气运移方向上石油的成分发生有
规律的变化:
极性、重质成分(芳香烃、卟啉、胶质、沥青质、重金属等)含量沿运
移方向逐渐降低。
相应地,石油的密度、粘度、含蜡量、凝固点逐渐变小降低。nullnull酒泉盆地老君庙背斜带上第三系L层原油特性数据表 null第三节 二次运移四、油气二次运移的通道和距离1、通道 储集层(疏导层)的孔隙、裂缝
断层 – 可将地层剖面上相隔甚远的烃源岩与储集层沟通;常成为次生油
气藏成藏中油气运移的主要通道;油气散失的主要通道类型。
不整合面-可将平面上相隔很远的烃源岩与储集层沟通,常作为油气大
规模横向运移的主要通道。2、距离孔隙、裂缝、断层、不整合面等通道的变化受控于:区域构造条件:隆起、坳陷、斜坡的分布储集层岩性、岩相、物性等横向变化水流方向 供泄水区的变化null胡朝元:“源控论”null(据胡朝元,2005)null东委内瑞拉盆地(上)和西加拿大盆地(下) 油气的长距离横向运移null 一个盆地(或地区)最早的大规模二次运移时期,一般是与初次运移主要时期相当的时期。最早的大规模二次运移时期,决定了该盆地(地区)油气聚集原始格局形成的时期。由于初次运移主要时期对应着烃源岩的主生油期,故根据烃源岩的年代、达到主生油期所对应的埋深及埋藏速度,即可推算出最早的大规模二次运移时期。第三节 二次运移五、油气二次运移的主要时期构造运动可以改变原有的油气聚集格局、造成油气再次大规模运移并在新的有利位置重新聚集(或逸散)。含油气盆地常常经历过多期区域性构造运动,从而对应有多期较大规模的二次运移。盆地内最晚的大规模二次运移时期控制了盆地内现今油气分布格局形成的时期。null?null资阳、威远地区油气运移聚集模式图 资阳威远(据王廷栋等,2003,未发表的科研
报告
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