石油地质学入门（四）石油与天然气的运移

石油和天然气被视为流体形态存在，在缺乏阻碍条件的情况下会持续流动直至扩散至地面。本章将探讨油气在地下运行的规律及其影响因素，并分析运动过程中的相态、持续时间、延伸距离和传播方向等问题。这些问题不仅具有理论价值而且对油气勘探具有重要指导意义

§1与油气运移有关的几个基本概念

一、初次运移和二次运移

我们将地下油气的各种运动称为油气运移（因它们的运动速度较慢而无需称其为"运动"）。（为了表征油气生成后在不同的地质环境下以及发育的不同阶段的运移特点）, 又将其分为初次运移和二次运移（如图4-1所示）。

图4-1****油气初次运移和二次运移

初次运移——油气从烃源岩向储集层的排出（或运移）。

二次运移指的是从资源释放到最终采出这一过程中的各种移动现象。这种现象不仅发生在资源未完全凝结时，在储存介质内部或输导系统中也会发生；而且还会发生在资源被破坏后仍然继续迁移的现象也包含其中。

二、油气运移的基本方式

油气运移的基本方式是扩散和渗滤。

渗滤是指油气以不同物理状态，在流体动力作用下从高势区流向低势区的机械运动过程，并可依照达西渗流定律进行描述。作为一个常见实例，请考虑手部皮肤被划破的情况。

物质的扩散现象属于分子层面的一种物理现象，在流体中实现物质转移的过程其速率与空间浓度梯度密切相关其传播规律遵循费克（Fick）第一定律

J ＝－ DgradC （4-1）

式中：

J——扩散速率；D——扩散系数；C——物质浓度。

根据上式可以看出，在一定的温度和压力条件下，物质的扩散速率与其周围环境中的扩散系数和浓度梯度呈正相关关系。具体而言，在相同温度和压力下进行比较时发现：物质从高浓度区域向低浓度区域进行迁移过程主要受到分子尺寸大小的影响。通常情况下，在相同的温度和压力条件下，分子尺寸越小则运动速度越快、迁移效率越高从而导致更高的扩散系数值。由此可见，在同样的环境下天然气由于其较大的分子尺寸导致其在迁移过程中的阻力相对较高因而更容易发生质量损失现象而石油作为较小分子则具有更好的迁移效率因此其质量损失相对较少。随着科学研究和技术进步的发展人们越来越重视对天然气这种特殊流体的迁移特性和质量损失机制的研究

三、岩石的润湿性

描述了液态物质依附于固体表面的能力是物质的一种物理特性能量。同一类岩石通常表现出一致的液态物质依附特性，在此过程中不同类型的液体可能会表现出差异化的依附倾向。具体而言，在同一孔隙结构中若某类液体更容易依附于固体表面，则称其为湿润液态物质；而另一些则不具备这种特性被称为非湿润液态物质。当多种互不混溶的液态物质共同存在于孔隙空间时（例如，在含有油水分层的孔隙结构中），这些相互排斥的部分分别形成了独立的渗透区域：若其中一种成分（如水）更容易依附于岩石表面，则该部分即形成所谓的湿润相区域；而另一种成分（如油）则成为非湿润相区域，并相应地赋予岩石材料亲水或亲油性质的特点；反之情况则完全相反

岩性湿润性会影响油气在其内部迁移的难易程度；不同的岩性湿润性会导致两种相态（即液态与气态）在孔隙内的流动模式、残留形态以及数量存在显著差异。当岩性属于亲水型时，在孔壁以及颗粒表面会呈现水分覆盖；水分会在颗粒表面形成一层连续性的薄膜结构；而此时烃类物质则无法以薄膜形式附着于孔壁表面；反而会被压缩挤入孔隙中心位置形成了独立分离的油滴（如图4-2所示）。这种现象被命名为贾敏效应。而在亲 oil 岩体中，则会呈现相反的现象：烃类物质会直接附着于孔壁表面；成为固定附着于岩体表面作为无法流动的剩余油层。研究发现，在亲水介质环境中残留下来的石油数量少于亲 oil 环境中的数量；但相比之下，在亲水介质中的石油流动性较差。

图4-2****孔隙介质中油水的分布形式

岩石的润湿性能受矿物组成与流体特性的共同影响。普遍观点是大多数沉积岩具有显著的亲水特性，这一现象主要因沉积环境处于水中介质之中，并且其极性特征使其表现出显著的亲水倾向。然而，在烃源岩石中由于包含大量亲油类有机质颗粒以及能在特定条件下生成烃类物质的存在，则呈现出部分亲水与部分亲油性质的过渡特征。

四、油气运移的临界饱和度

在上一章中已经阐述，在多相流体共存的情况下不同流体会表现出不同的相对渗透率。这种相对渗透率不仅与其绝对渗透率有关而且与各相流体性质及含量之间存在密切关系。对于同一类岩石存在特定的最大含水饱水度最大含油饱水度或最大含气饱水度当这些流体的水饱水度、油饱水度或气饱水度低于该临界值时它们的有效渗流量将归于零即不再发生流动例如Dickey(1954)通过实验研究亲水性砂岩中的油水分两相吸排水现象发现当含油量低于10%时油相无法流动而泥岩中的相关研究由于技术限制尚无系统性的报告目前仍处于探索阶段而Dickey则认为在烃源岩中由于颗粒表面普遍被油层润湿因此在烃源岩中实现石油迁移所需的最小含水量可能低至1%甚至更低如果三种物质共存此时所指的就是实现石油（天然气）迁移所需的最小含水量被称为石油（天然气）迁移所需的临界含水量

五、地层压力、折算压力和测压面

地下储层内的流体所承受的压力被称为地层压力；也可被称为地层流体压力或孔隙流体压力；其单位为帕斯卡（Pa）。

为了更好地体现地层压力的大小，在工程实践中通常采用所谓的水压头概念。其数值上等于由地层压力所导致的地层水向上移动的高度，并以数学表达式表示为：

h =P ／(g) （4-2）

式中：

h——水压头，m；

P——地层压力，Pa；

——水密度，kg/m3；

g——重力加速度，m/s2。

同一层位各点水压头顶面上的压力连接线被称为该层的压力基准，在静止液体内该压力基准呈现水平状态（如图4-3所示）。而在动态液体内，则表现为倾斜状态。

图4-3****单一储集层内静水压面示意图

换算压力指的是测量点相对于某一基准平面的压力，在数值上等同于从测量点至换算基准面水柱高度所造成的压力（见图4-4）。

图4-4****折算压力与水流方向示意图

例如, 测定点相对于某一基准面的高程值为Z(注: 基准面处于测定点上方, Z取负值; 基准面处于测定点下方, Z取正值)。其中, 其地层压力设为P, 则该处的折算压力P'即为此数值

P ′=Zg+P=(Z+h)Pwg

石油与天然气的初次运移

烃源岩产生的油气必须经过初步迁移后才能进入储层，在此之后原本分散分布的气体在二次积累时能够聚集形成资源储存。由此可见，在评估油气资源远景时首次积累过程具有十分重要的意义。

一、初次运移的相态

通常情况下，在油的运动过程中（即运移相态），游离相占主导地位，并伴随有少量水溶性相的支持作用。这一现象的原因在于原油在水中具有极低的溶解度特性——无法被大量水溶解。此外还有观点认为油可能以胶束形式进行迁移运动——主要归因于表面活性剂的作用机制；但普遍意见倾向于这一现象难以实现——因为这些表面活性剂的数量有限且所形成的胶束直径较大，在泥岩的小孔隙中难以通过

在天然气迁移过程中,其主要表现为水溶性和气溶性两种形式.鉴于天然气在地下的温度及压力环境中具有较高的溶解度,因此其主要迁移形式呈现上述特点.具体而言,当源岩中的水量较多时,主要以水溶性形式存在;而当水量相对较少时,则主要表现为气溶性状态.

此外，在考虑石油与烃类气体之间的互溶性时，在天然气内部迁移过程中能够溶解石油；同样地，在轻质油迁移过程中也能溶解天然气。然而这些两种状态的影响较小。

在不同的地质演化阶段中（随着温度、压力以及孔隙发育程度等因素的变化），油气呈现何种相态运动状态也会随之改变）。这一现象主要体现在有机质演化的过程中（在不同发育时期的有机质特征上），具体表现为油气运动状态随条件变化而有所差异。在低熟地质条件下（低熟地质发育初期），由于源岩含水量较大（源岩水分含量较高），合成出的烃类资源较为贫乏（合成较少烃类），同时胶体和沥青质含量较高（胶体与沥青质含量较高），因此此时油气运动状态应主要体现为水溶性运动；进入成熟期后（成熟地质发育中期），由于资源富集程度提高（资源积累程度加深），大量烃类资源被合成并富集于地层内部（合成并富集油气于地下储层中），此时由于孔隙水相对较少（孔隙水量减少），因此气体主要以游离状态存在于石油体系中，在运输过程中伴随水作为载体介质；而在生凝析气发育后期（成熟地质条件下进一步发展到凝结析气时期），由于系统压力逐渐降低（系统压力持续下降）以及水分富集程度提高（水分富集程度加深），此时气体开始以溶解于油层的方式迁移并被携带者所伴随；进入过熟地质条件后，则气体可能主要以游离相形式迁移扩散

二、油气初次运移的动力

为了实现烃源岩中油气的有效释放，在地壳深处存在持续的动力场是必要的。这种动态场通常被认定为剩余压差的存在。剩余压差是指超出静水压强范围的压力值。在孔隙空间内，储存在其中的流体，在未受外力作用时会维持在静水压强下的平衡状态，并呈现静态状态。当外界加压超过其静水压强时，则会产生剩余压差；当剩余的压力超过毛管极限时就会引发流动。造成这种剩馀压差形成的主要原因有以下几种情况：一是外部施加的总作用力增大后未能完全释放；二是由于温度变化导致烃类发生体积膨胀；三是岩石Weathering过程中产生的化学反应影响了储层结构；四是由于非均相渗流的影响而造成了储层内部的压力分布不均。

（一）压实作用：

假设一组地层已达到静力平衡状态，在其上方又沉积了厚度为Δ h 的新沉积物后，则新沉积物所承受的压力将传递到下一层地层的孔隙流体中，在此过程中将导致下层孔隙流体压力超出静水柱压力水平而产生剩余压力。这种额外压力作用下会使孔隙流体释放出来，并使孔隙体积缩小从而实现沉积物的致密化效果。当部分孔隙流体释放后系统将恢复平衡状态。如此不断有新的沉积物质被添加在原有地层之上而伴随的是不断有孔隙流体被释放出去以维持静力平衡的状态。这一过程可能持续不断地进行或者在特定条件下也可能间断性地进行

（二）欠压实作用

在泥质岩石的压实过程中

随着欠压实程度的进一步增强，在孔隙内部积累的压力达到并超过泥岩顶底板所能承受的最大张力时，则会导致出现以下现象：首先会在泥岩表面产生裂纹（即所谓的"手风琴"状裂缝），随后将出现流体溢出现象并伴随相应压力释放；这些溢出流体会被压缩回正常饱和状态直到裂纹被封闭为止。这一过程可以重复发生多次从而形成了一个周期性的排烃脉冲机制

（三）蒙脱石脱水

膨胀性粘土类矿物中的一种称为蒙脱石，在其矿物构造中具有较高的结构水含量。通常情况下，在这种矿物构造中可能会含有四个及以上的水分子层。按照体积分数计算的话，则约占整个矿物总量的50%，而按照质量分数计算则约为22%左右。值得注意的是，在一定的压实压力和热力条件下，在这种环境中可能会有部分甚至全部的结构水分解为孔隙中的流体。这些额外产生的流体会迫使原有储存在孔隙中的流体排出，并起到排除烃类物质的作用

蒙脱石经过脱水作用后会依次转变成伊利石，并最终发展成为绿泥石。这一过程受温度和压力等因素的影响，在随着深度的增加而不断减少的过程中，其转化率较高的深度大致为3200米左右。当泥岩排液较为困难时，在这种情况下可显著提高异常孔隙中的流体超压。

（四）有机质的生烃作用

当干酪根达到成熟阶段时会产生大量的气体和水分。这些新产生的气体和水分的整体积远超单个干酪根细胞所占的空间。随着新产生的气体和液体逐渐渗透到周围的微小空间中，在此过程中它们会持续挤压着内部已存在的物质。这种挤压作用迫使原有的物质向外界释放。当这些气体和液体排放受阻时会使得内部压力显著上升

由此可见，烃源岩产气的过程也源于排烃的动力。同样可以推断出，石油的形成和迁移是一个必然的过程。

（五）流体热增压

当泥岩埋藏较深且地层温度上升时（或随着泥岩埋藏深度的加深和地层温度的升高），流体会发生膨胀（或膨胀程度增大），从而推动流体流动更为顺畅，并导致剩余压力显著增加（或显著提升）。同时随着温度梯度的变化（或温度梯度不同），水的比容也会随之发生变化（或变化程度不同）。例如：在2000英尺深度（即6069米）处（或如在2000ft深度处），当地温梯度为18摄氏度每千米时（或当地温梯度为18℃/km时），水会比容大约增加了3%左右（或增加了约3%）；而在25摄氏度每千米的地温梯度下，则比容增加了约7%；而到了36摄氏度每千米的地温梯度下，则比容增加了约15%，这是一个较为明显的趋势。

研究表明随着埋藏深度增加地温梯度呈现出增强趋势而水体积膨胀率上升

烃源岩层处于欠饱和状态时，在该区域表现出显著的孔隙度和孔隙水含量特征。由于水的热传导性较差且静止不动，在地下深处无法有效地传递热量向上层传导而导致深层出现异常高温状况。这种持续存在的高温环境与大量储存在地下的水分共同作用下必然会导致更大的膨胀体积。由此可见，在同样条件下其热增压效应明显强于正常饱和围岩。

此外，在烃源地层的发展过程中会产生新的流体成分注入孔隙空间，在水、油及烃类等多相渗流作用下必然会引起显著的热增压效应。

（六）渗析作用

渗析过程是指当存在浓度差异时，在压力驱动下液体通过半透膜从低浓度区域流向高浓度区域（图4-5）。

图4-5****渗析作用示意图

含盐量变化程度越大，则产生的渗透压差也会相应增大。通过Jones计算分析表明，在页岩与砂岩的盐度差异为5.8‰时，则显示出4.25MPa的渗透压差；而当两者盐度差异达到17.9‰时，则表现出高达22.7MPa的渗透压差

在压实沉积盆地内部，在一定深度范围内随着地层水受压程度的变化而呈现溶解度变化特征。值得注意的是，在页岩孔隙水中由于盐离子具有较高的物理吸附过滤特性，在相同条件下其溶解度通常高于砂岩孔隙水。从图4-6观察到，在页（泥）岩储层内部水中溶解度与其孔隙度之间呈现出显著的反比变化特征即溶解度越高则孔隙度越低这一现象由中部向边缘逐渐递增地层范围内表现出明显的分布规律性特点。此外还发现渗透压力与溶质含量之间存在密切的空间相关性当溶质含量升高时渗透压力相应降低这种负相关关系直接决定了渗流运动方向即由较低水平值区域流向较高水平值区域从而形成了有效的驱动力机制进而推动有机碳氢化合物物质通过渗析作用实现迁移过程

图4-6****沙泥岩互层层组中泥岩孔隙度流压含盐分布特征

（七）其它作用

油气初次运移的主要来源包括构造应力这一因素、毛细管压力的影响以及扩散过程等多方面的共同作用。

构造应力的作用会导致岩石形成微裂缝系统。其中能够促进岩石与有机质吸附烃类物质进行解吸作用的现象尤其明显，并且这一现象对致密类型的烃源岩以及煤系类烃源岩中的烃类物质排移更为关键。另一方面，在地层发生变形的过程中，侧向构造产生的挤压应力可能会将部分压力传递至孔隙中的流体中，并由此引发流体迁移现象的发生

毛细管力的作用主要表现为阻力作用。只有当作用于烃源岩层与储层界面时才会表现出动力作用。因为两者的毛管压力差总和的方向指向储层而导致油气被推移至储层。

由于碳酸盐岩的固结及重结晶作用，其孔隙逐渐缩小。同时，在这些微小孔隙中所残留的油气压力将被进一步增大。最终结果是岩石发生裂解，并释放出储存其中的油气资源。

其中一部分扩散作用（由分子运动引发）是实现油气运移的重要动力。其运行机制基于浓度梯度的作用，在这些过程中，主要涉及低分子烃物质（如天然气）作为主要运输介质。这种运输模式通常会导致烃类物质的流失，在特定条件下也可能促进资源聚集。

主要驱使油气迁移的动力源于多种因素，在烃源岩有机质热演化生烃的过程中各类作用力的具体表现形式、持续时间及强度存在显著差异。总体而言，在中到浅层地层范围内，其中压实作用占主导地位。此时烃源岩的孔隙度较高且原生孔隙中的水含量较多，在成岩过程中主要由压实作用主导生成的生物甲烷气以及少量未成熟和低成熟石油均通过水介质随水排出。而在深层范围则呈现出不同的演化特征：随着大量原生孔隙水分的有效排出使得泥岩类地层的孔隙度和渗透率显著下降从而制约了流体渗流效率；与此同时有机质开始大量生成并伴随蒙脱石等矿物物质发生脱水现象同时高温流体的压力增压效应逐渐增强导致孔隙压力持续积累直至形成异常高的局部压力场状态；当这种压力超过烃源岩材料自身的强度时就会引发微裂缝产生并释放游离流体成为此阶段的主要排烃动力机制这一综合效应即欠压实程度较低但伴随强烈生烃活动以及流体增压过程共同作用从而导致了深层范围内的复杂地质演化特征。

三、初次运移的途径

油气初次运移的主要途径有孔隙、微层理面和微裂缝。

在半成熟至初步成熟阶段（未熟-低熟），油气运移主要通过孔隙发育和微层理面扩展；而进入成熟-过成熟阶段后，则主要依靠微裂缝网络进行油藏物质的迁移。

四、油气初次运移模式

油气运移的方式主要包括正常压实排烃方式、高压排烃方式以及扩散方式。这三种类型在物理状态、驱动力及运输路径等方面存在显著差异。

（一）未熟—低熟阶段正常压实排烃模式

在当前阶段, 烃源地层深度较低, 产生的天然气资源量较少, 但因孔隙发育良好, 具有较高的渗水性, 其中一部分以游离状态存在, 另一部分则以溶解状态存在, 经过压实作用后, 最终通过孔隙介质迁移至储集层内部.

（二）成熟—过成熟阶段异常压力排烃模式

在此阶段, 烃源岩层经历了压实作用, 导致其孔隙水含量偏低且渗透性较差, 致使烃源岩排液受阻。与此同时, 有机质的大量生成伴随油气的产生, 其中部分油气未能被孔隙水充分溶解, 呈现为游离形式存在。此外, 蒙脱石的脱水作用以及热增压效应共同作用下, 孔隙流体压力持续增加, 形成了流体处于异常高压状态的情形, 这一过程成为推动烃源岩排烃的主要动力机制

当生油岩中的孔隙网络因压力增高而尚未导致岩石产生微裂纹时

当烃源岩的孔隙流体处于极高压力状态时（或：在烃源岩内部的高渗环境下），由于渗透压的作用会导致岩石发生裂解并产生一系列细小的裂纹（或：会引发一系列裂纹的发生），这些裂纹与原有的孔隙相互连接而形成一个复杂的微缝-孔系网络系统（或：将与现有的空洞相互连接而发展成为一个错综复杂的微观裂纹-空洞网络结构）。在这种极端高压的作用下（或：在如此巨大的渗压环境下），油-气-水三相物质就会通过由这些细小裂纹-空洞网络构成的通道向岩石表面方向移动并进行物质输送（或：就会借助这一错综复杂的微观裂纹-空洞网络系统来进行物质的迁移）。随着时间推移和部分资源物质被释放出去之后（或：随着释放了一定量的资源物质之后），内部的压力逐渐减小到一定程度就会触发原有的裂纹闭合现象（或：此时就会出现原有的裂纹逐渐关闭的现象）。随后经过一段时间的压力恢复后，在特定条件下再次打开这些裂纹通道（或：等一定时间后，在特定条件满足时重新打开这些发育中的裂纹通道）。此时，在该阶段中，油气水将以间歇式的脉冲方式进行混相流动（其中一些人将其形象地称为手风琴式的流动模式）。

在高压环境下，两种连续油气运输模式与脉冲式间歇相运移过程构成了异常压力增高过程的两个关键阶段。二者之间存在转换关系，并且具有周期性的特性，在此过程中后者更为突出。

（三）轻烃扩散辅助运移模式

以气态烃为主的轻烃类物质具有显著的扩散特性。然而这种分子运动本身效率并不高，并因而在实际应用中存在一定的局限性。尽管这种现象具有普遍性，在时间和空间上呈现出一定的连续性是不容忽视的问题。随着轻烃物质逐渐向储层内部渗透，在一定条件下可能会发生物性的转变成为水溶相或游离相的状态。同时这一过程也会造成资源损失

五、烃源岩有效排烃厚度

烃源岩产生的油气受多种因素的影响（如层厚较大、渗透率较低、动力不足以及吸附作用等），无法完全释放。仅限于与储集层直接接触范围内的产源层中的烃类才能被有效释放出来。能够实现有效释放的烃源层厚度被称为有效厚度，在数值上通常为30米上下波动。不同地区间的有效厚度存在显著差异性特征。在评价产源岩时可采用岩心含沥青化学分析方法评估排烃效率并区分出有效产源岩层和无效产源岩层两种类型：前者不仅具有产气能力还具备释放商业价值气体的能力后者虽然产生气体但释放的气体仍停留在产源部位而未能到达储集介质

由此可见,最优的生油层是指与储集层相互夹持关系的生油层,并非如此的是过厚的页岩

§3油气的二次运移

石油和天然气渗入储层后全部的迁移过程统称为二次运移。该油气在储集层内部、断裂面或非整合界面所进行的迁移过程包含于二次运移中。此外，在原始油藏破坏之后发生的迁移过程也包含其中。

一、二次运移的相态

目前一般认为油气的二次运移主要以游离相为主,而天然气则呈现水溶相状态.这是因为油气进入储层后会伴随物理和化学性质的变化,储层内部孔隙度提高的同时伴随压力降低和含水量增加.

以上改写遵循以下原则

二、二次运移的主要动力

促使油气运移的因素和动力很多，但主要有三个。

（一）浮力

石油类及天然气相比水较轻，在液气相状态下会漂浮于水面并进行迁移运动于水面层中；其在液态条件下的静止状态下的浮力大小为：

F=V（-）g

F代表浮体作用；V表示油相体积值（等于排开水所占据的空间体积）；而点号则用于分隔不同参数的意义说明。水层与油层密度分别用ρ_water和ρ_oil来表示。由于浮体作用方向向上，在这种情况下油气分布会随之呈现向上趋势。

油气在运移过程，必须要克服毛细管阻力（图4-7），即：

（4-3）

式中：

rt、rp：分别为喉道和孔隙半径；

：界面张力；

θ：润湿角。

图4-7****一滴油球在水润湿的地下环境中通过孔隙喉道运移

关于这个问题, 美国学者希尔进行过类似的实验（图4-8）

（4-4）

图4-8****浮力作用与油滴数量关系

（二）水动力

在储层中,当水处于静止状态时,油气不受水流动力的影响;而当水呈现流动状态时,则会受到水流动力的影响。在地层内部,动水流有两种类型:一种是致密油藏中的致密流,另一种是地表渗流。致密流通常自盆地中心向外延伸至边缘区域;而地表渗流则主要在水压差的作用下从盆地边缘向中心移动。如果地层水平,则该类流体将呈水平方向流动;但如果地层倾斜,该类流体会沿着上坡或下坡方向运动。

当处于水平地层时，水动力与浮力相互垂直。由于油气受到重力作用向上游移于储层顶部，在水动力超过毛细管阻力的情况下，则油气将沿着流体方向持续在储层顶部流动。

当地层发生倾斜时，在其上倾和下倾两个方向均有可能流动着水动力，在这种情况下其作用可能表现为阻力或者成为动力两种情况

如图4-9所示，在背斜的一侧翼部中存在水流的动力方向与其浮力方向一致的现象会产生推动力；而在背斜的另一侧翼部中存在水流的动力方向与其浮力相反的现象会产生阻力。

图4-9****背斜地层中水动力与浮力配合

（三）构造运动力

构造运动力可起到直接作用和间接作用。

直接动力来源主要由构造运动引起，在此过程中岩层产生变形和错动。这些变形和错动会导致作用力被传导至其中包含的流体介质中，并进而使油气资源按照应力方向迁移。

间接影响方面：构造活动导致地层倾斜，并使油气因浮力作用而向上倾方向迁移；能够建立供水区域及排水区域，并由此引发水动力效应；进而提供断裂带、裂隙以及不整合界面作为油气迁移的道路。

三、二次运移的通道、时期

1．通道；

油气二次运移的主要运输途径包括储层内部存在的空隙、裂隙、断层面以及未整合界面。在纵向方向上, 气体运输主要依赖于裂隙与断层面;而横向方向上, 则主要是由风化作用形成的界面以及储层内部存在的空隙主导

2．时期：

二次运移通常是初次运移的延续，在大多数情况下两者呈现连续性或几乎同时发生的状态。在这一时段内：一部分油气沿原有倾斜的地层向上倾方向迁移；其余大部分则分布在水平地层的储层顶部。大规模的二次运移阶段通常出现在主要生油期之后或伴随发生的第一构造运动阶段；这是因为这次构造运动导致原始地层倾斜并形成褶皱与断裂结构，从而打破了原有油气平衡状态。在这种情况下：进入储层中的油气会在浮力、水动力及构造运动力共同作用下向压力梯度减小的方向发生较大范围迁移，并在其受力均衡位置聚集起来。当这种聚集现象出现后：若该区域再次经历一次或多次数值范围内的构造活动：每一次新的构建设造都会对油气再迁移及再聚集产生一定影响；这种影响的程度取决于对该地区原有闭锁结构进行改造的程度。如果改造力度较小或仅使原有闭锁特性得以继承发展：则不会引发大面积区域性的系统性迁移；而当对该地区原有的闭锁系统造成较强破坏或重构时：就会重新启动大规模的系统性迁移过程。由此可见：研究油气聚集与油气藏形成的主要时段必须首先掌握该区域的主要构建设史；而研究油气迁徙的主要时段也就等同于研究上述两方面的主要时段；因此对这一问题的研究对于石油勘探工作具有重要的现实意义

四、二次运移的主要方向和距离

二次迁移的方向与长度不仅依赖于迁移路径的类型及其特征，并且受到动力因素包括力的大小、施加时间以及施加方向的影响。

1．运移的方向：

在静水中，储层内的油气因浮力作用而表现出向上移动的趋势。然而由于上下部被泥岩所限制，在水平方向上只能发生轻微的倾斜运动。若存在断裂或其他纵向开口，则该油气将可直接垂直向上进行迁移。

在动水中运行时，在初期形成的压力作用水流中（即早期的压实水流），其运动轨迹与重力场方向基本一致，在空间分布上主要呈现从下部向上部延伸的特点，并逐渐从盆地中心向外扩散；而随着地层压力变化发展出的压力差驱动流（即后期形成的水动力条件），由于外界水分渗透进入地层内部的作用，在空间分布上主要沿着垂直于地表的方向向下延伸，并逐渐从外围区域逐渐向盆地内部集中这一过程往往会导致流速与重力场方向出现差异

油气的运动方向主要取决于浮力作用与地层压力梯度等因素，在地层构造复杂性较低的区域中，则倾向于沿着阻力最小化的路径进行迁移；渗入水流的作用通常体现在油气迁移过程后期；尽管如此但其对整体迁移过程的影响相对较小；值得注意的是油藏开发初期由于地质条件较为简单此时油水关系较为稳定因而遵循上述基本规律；而在开发后期由于地质条件的变化可能出现复杂的油水关系从而影响原有的迁移模式

研究表明, 油气的主要迁移轨迹与其所在构造环境密切相关。具体来说, 这一迁移轨迹通常自凹陷部位向对应位置的隆起部位延伸, 并从盆地中心向外扩展至边缘区域。因此, 在构造条件和地质演化规律的影响下, 油气通常会聚集于对应的凹陷部位所对应的隆起地带或者盆底边缘区域(例如大庆长垣油田)。具体而言, 在油气勘探工作中遵循以下三条基本原则:首先应重点寻找具有地质意义的凹陷部位;其次要深入调查潜在资源存在的高概率位置;最后则需全面探测可能存在的资源分布边界和延伸范围。

在研究油品迁移方向时, 应全面分析影响油品迁移的因素, 包括其运动动力条件以及运动阻力特征及其演变趋势; 同时还需考察油品迁移通道的通达状况以及迁移路径的方向性特征等多方面内容

2．运移距离

油气运移距离主要受动力大小、通路延伸状况以及多种地质要素综合作用的影响。若岩相发育差异显著且无其他有效的迁移途径可循，则会导致油气无法实现长距离迁移。其中生物礁储集结构及其所处地质环境特征构成了这类复杂烃源系统的重要组成部分。

当烃源岩提供的油气资源丰富时，在具备足够的动力条件下，并且具备畅通无阻的运输通道时，则能实现这些资源的长途输送。若上述任何一个条件未能满足，则会阻止这些资源的长途输送。此外，在同样的条件下，在特定情况下气体比石油更容易实现长途输送；而在其他情况下则会更容易实现石油的长途输送

不仅还受到多种因素的影响，
不仅还受到多种因素的影响，
我国陆相沉积盆地中的油气运移距离通常不会过分延伸，
其中最大值也不超过80公里。
由此可见，在找油过程中，
应当重点关注那些围绕生油凹陷周边的位置，
这就是"源控论"的核心观点。

石油物质在迁移过程中，在地层内部矿物颗粒对原油成分表现出选择性吸附特性，并受到地层水溶解的影响；随着油品与气体混合物迁移方向的发展路径上会伴随出现一定的化学组成及物理性质的变化特征；通过分析这些变化规律可以深入探究油品与气体混合物迁移的方向路径及其传播范围

沿运移方向，油气的成分变化的大致规律是：

芳香烃类物质（包括有机碳氢化合物）、卟啉类物质、沥青质及胶质等成分的含量持续下降。由于非烃类物质、沥青质及胶质最容易附着在矿物表面，在矿物颗粒之间存在较大的相互作用力下，芳香烃类物质较饱和烃类具有更大的极性，并且能够与非烃类物质形成较强的互溶关系。

在某些生物标记化合物中存在显著差异。例如，在甾烷类化合物中（如5-甲基-6-β-羟基-8-β-羟基斯坦），5a, 8b-双羟基化物较其他类似结构具有更快的代谢转移速率；而经过重组修饰后的甾烷（如重组6a位点上的双羟基化物）相较于常规结构中的产物（如6a位点单羟基化物）显示出更快的代谢转移效率；其相对比例进一步揭示了不同异构体之间的迁移偏向性

随着迁移距离逐渐增大而减少；这是因为芳香烃分子中碳-13与碳-12原子丰度的差异所致。也有学者认为这与碳-12对碳-13吸附能力较弱而导致两者迁移速度较快有关。

随着位置的迁移，石油在运输过程中颜色会逐渐变得渐淡；同时，在这一过程中，石油的密度和粘度通常会呈现降低的趋势。

气体在地层中被吸附的现象与实验室中的色谱分析结果非常相似因而可被称作地层的分馏作用当分馏作用为主时所呈现的情况即为此规律若在迁移过程中氧化及微生物分解占主导地位则会产生相反的现象因此必须根据具体情况采取相应的处理措施

§4地下流体势分析

最初引入石油地质学领域流体势概念的是M·K·Hubbert先生，在20世纪40至50年代期间他运用这一理论来探究地下流体的能量变化规律及其运动迁移特征。直至20世纪80年代初,E·C·Dahlberg（1982）系统阐述了利用该方法研究油气的迁移路径及其聚集位置等问题,从而为油气勘探工作提供了明确的方向,引起了国内外学者及相关领域的广泛关注。

一、流体势的概念及其表达式

地下流体的渗流表现为一种机械运动过程，在势能梯度作用下形成流动状态；流体遵循热力学定律，在自然力的作用下会从高能量区域流向低能量区域。

Hubbert's definition states that the total mechanical energy per unit mass of fluid in an underground reservoir is referred to as fluid potential (Φ). This can be mathematically represented as:

（4-5）

式中：

m—为质量单位；

Ф—流体势；

Z—测点高程，m；

P—测点地层压力，Pa；

ρ—流体密度，kg/m3；

q—地层流体流动速度，m/s；

g—重力加速度

该式右侧的第一项代表由于重力所引起的势能。其含义是将单位质量流体从基准面（海拔高度设为0）移动至高度Z的过程中所做的功；第二项代表流体的压力能或弹性势能。其含义是当单位质量流体在基准面至高度Z之间由于压力变化所施加的能量；第三项代表动能。其含义是当单位质量流体从静止状态加速至速度_q_时所需的能量

基准面可任选其高度，在此基础上比较各测站与该水平参考面的高度差值关系。其中Z值是基于该参考面向比较的高度差值计算得出，在参考面上方时取正值，在下方则取负值。而P值则代表该位置压力变化的大小。

在地下通常处于静水环境或流体流动极其缓慢的情况下（速度小于1cm/s），q 2/2可以忽略不计；因此上述公式仅包含两项式。

普遍认为油和水都是不可压缩介质，在这种情况下它们的密度与压力的变化无关；当所考察的压力变化范围较小时，气体的密度也可以视为常数；对于上述方程组而言，则可以简化表示。

（4-6）

Φ_w可被测压水头h_w所表示。由于基于测点高程与测点压力水头（p/g）的总和计算得出的测量结果

hw=Z+P/g

则水势可写成Фw=gz+ρ／=g(hw-p/g)+p／=ghw

在没有流动的水中（即静水中），其水势保持不变。同样地，在这一条件下也可以推导出油头与其油势、气头与其气势之间的相互关系。

为了表现储层中流体势的空间分布特征，在剖面上通常采用测等潜力线的方法。它类似于等压线的概念，在储层中各点的流体潜力相等的位置连结而成的闭合曲线称为等潜力线。

二、势梯度与流体运移方向

Hubbert把单位质量流体所受的力定义为力场强度，用E表示：

E=-gradФ

gradФ表示Ф的梯度。力场强度是个向量，与力的方向相反。

由上式可分别得到水、油在同一点的力场强度。

由Фw=gz+p／ 对z求导得出：

Ew=g-gradp/ E0=g-grandp/ Eg=g-gradp/

由于油、气、水三种液体的密度各不相同，在相同的压力环境下，它们所形成的力场强度也各不相同。其中第一项对应于单位体积流体所受的重力其数值等于重力加速度g；第二项则对应于单位质量流体所受的压力其矢量和即为此两项之和

处于静止水中环境中时，在流体静力学中压强分布特性表明：单位体积内的水体所承受的重力等于其自身产生的静水压力，并且方向相反；总合力等于零；而对于油和气体而言，则存在非零值。

Ew=g-gradp/=g-g/=0

E0=g-grandp/=g-g/=- g(--1)=-g/(-)≠0

Eg=g-gradp/=g-g/=-g/(-)≠0

这时，油气的力场强度为静浮力，方向向上。

在流动介质中，作用于单位质量上游介质的外力与静止水中情况相比多出一个表征流动特征的水动力FW，在此情况下三种介质所受的总力场强度包括：静水环境下的F_0以及动水中各质点所受的额外作用力FW。

Ew=g-gradp／+Fw

E0=g-grandp／+(/)Fw

Eg=g-gradp／+(+)Fw

在水动力作用下，由于水、油和气的密度不同，导致它们的力场强度的大小和方向不同，三者分别按照自己的方向流动。合力E的大小和方向取决于Fw的大小。（如图4-10）：在静水条件下，油气藏中的油水的等势面都是水平的，因此油水、油气、水界面是水平的。动水条件下水由高势区向低势区运移，水的负势梯度方向指向下游，油和气的负势梯度方向也向下偏转，以保持油等势面与油势梯度方向正交，气水界面偏转角度要比油水界面偏转角度小，气油界面保持水平，因为油气保持静止（图4-11）。

图4-10

图4-11

三、相对流体势与油气运移和聚集

基于流体势理论的核心内容上，在此基础上构建了相对流体势的概念模型，并将其应用于分析石油与天然气迁移与聚集的方向及其所在区域。例如，在研究石油时，请详细阐述该方法的数学表达式。

由水势公式可得地层压力的下列表达式：

P=(Фw-gz) (Фw=gz+p ／) （4-7）

将上式代入油势表达式中得：

Ф0=gz+[(Фw-gz)]／ =(／)Фw-[(-)／]gz （4-8）

将水头与水势、油头与油势的关系代入上式，得：

gho =(／)hwg[(－)／]gz （4-9）

两边乘以 /(－)·g得：

[/(－)]h0 =[/(－)]hw-z （4-10）

令： U0=[/(－)]h0 ， V0=[／(－)]hw

则上式变为： U0=V0-Z

对于天然气经上面同样的变化可得： Ug=Vg-Z

这就是所谓ＵVZ公式。

在特定储层条件下（注：此处对原文进行了同义词替换），假设油-气-水三相物质的密度均为定值，则上式中的变量U和变量V仅与油头（注：此处将"油气头"替换为"油头"）以及水分头之差成一比例关系（注：此处对语序进行了调整）。因此，在这种情况下（注：此处对"因而在这种情况下"进行了简化），仍能有效表示油气压力及水分压力的空间分布特征（注：此处对"油气势及水势"进行了同义词替换）。其中Z可通过构造计算获得（注：此处将"由于Z可通过构造图获得"进行了简化），进而通过叠加计算得到相应位置的压力场数值（注：此处对语序进行了调整）。其中U代表油层压力相对于水分层的压力差（注：此处对原文进行了同义词替换），而V代表水分层压力相对于油层的压力差（注：此处对语序进行了调整）。这表明该方法本质上是一种基于流体静力学平衡的压力对比分析技术（注：此处对最后部分进行了重新表述）。

四、存在的问题与注意事项

油气在地层中运移还受毛细管力作用，在上述公式中忽略了这一影响。基于这种假设的方法计算出的UVZ图与构造图几乎完全一致，在实际情况下这是不合理的。为此,W·A·England重新定义了流体势,将其定义为单位体积而非质量,即单位体积流体从基准面运输至地下某点所做的功。

Ф =p -ρgz + （4-11）

用上述公式去分析流体势显然更合理一些。

流体势表达式中所涉及的压力是实测地层参数所代表的真实压强，在绝大多数情况下其数值通常大于静水柱压强值。因此，在流体动力学分析中应当充分考虑实测地层参数所代表的真实压强数值。

在利用构造剖面图对流体势进行分析时

4．要注意地下的压力系统是不同一的，要一个压力系统、一个压力系统去做。

5．油气运移的方向受多种因素控制，要结合各种因素去分析、判断。