石油天然气地质-4-3初次运移动力、通道及模式.pptVIP

微裂缝排烃： 当烃源岩中的流体压力达到或超过烃源岩的破裂压力时，烃源岩内相对封闭的系统被打破，开始排出烃类流体。随着排烃的持续，裂缝开始闭合，一次排烃结束。之后，烃源岩内的流体压力又开始逐渐升高，当再次积累到破裂压力时，微裂缝开启，发生二次排烃。周而复始，直到烃源岩生烃能力枯竭或生烃的物化条件被改变而停止排烃。 微裂缝排烃排出流体的过程是幕式的，相态是混相的，即幕式排烃、混相涌流。有机质地球化学方面表现为：从开始排烃深度处到泥—砂岩交界面，有机质族组成无显著变化，排烃效率高，排烃厚度大。 差异突破压力排烃 ： 烃源岩裂缝较少或没有。烃源岩的排烃过程与前一种相似，但排烃过程中的主要阻力是烃源岩自身的毛细管压力。当烃源岩复合流体压力达到或超过烃源岩的毛管排驱压力时，烃源岩中的流体以独立相态的形式被排出。随着排烃的持续，烃源岩中的压力开始下降，直到排烃过程带走了烃源岩过剩的能量，一次排烃结束。如此反复，直到烃源岩排烃终结。 差异突破压力排烃：过程阶段式，相态是单一油相。有机质地球化学方面表现为：从开始排烃深度处到泥—砂岩交界面，有机质族组成发生显著变化，排烃效率低，排烃深度小 断层排烃： 在有断层沟通烃源岩与砂岩透镜体的情况下，断裂的开启和由此引起的流体流动受多种因素的影响，可分为超压主导型、超压-构造活动联控型和突发性构造事件型。但无论何种类型的断层排烃，都是受到断层开启门限压力（断裂带的毛细管排替压力）的控制，排出流体的过程是幕式（脉动式）的，相态也是混相的。 位于营11浊积岩单砂体之上的营67井，油层顶面埋深3066.2m，压力系数达1.60以上，上覆有效烃源岩的起始排烃深度为3056.5m，排烃厚度为11.2m，属微裂缝向下排烃。 微裂缝排烃佐证实例 岩心地球化学分析资料表明，在排烃方向上，饱和烃和芳烃分别保持在43%和10%左右，变化不大，表明生成的烃类是沿着压裂产生的微裂缝进入到储层中的。 65.07 51.03 51.58 55.29 51.16 54.15 52.10 58.00 51.68 7.69 12.26 12.26 12.94 8.53 7.51 6.46 9.60 6.04 25.00 29.63 27.36 24.71 27.91 30.83 32.32 27.60 34.56 11.86 7.41 11.01 9.02 8.14 10.28 9.87 11.20 9.73 53.21 43.62 40.57 46.27 43.02 43.87 42.21 46.80 41.95 0.1754 0.2154 0.2415 0.4208 0.1645 0.3949 0.2251 0.3529 0.5046 1.83 1.64 1.65 1.87 3.19 1.96 3.32 2.34 3054.5 3056.5 3058.5 3060.0 3061.3 3062.4 3063.4 3064.4 3065.3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 总烃 沥青质 非烃 芳烃 饱和烃 氯仿沥青“A”族组分(%) 氯仿沥青“A” (%) 有机碳 (%) 深度 (m) 序号 营67井源岩地球化学特征 临界排烃饱和度值（1%-10%）和泥质盖层的突破压力值均与几％大微孔有关 若泥岩中视孔径30nm，油水界面张力取地面值3×102N/m，则泥岩中的毛细管阻力约为4MPa，至少需要百米以上的油柱或几十米的气柱高度，可见游离相的排烃动力主要是异常高压力 2.微裂缝 微裂缝一般是指宽度小于100μm的裂隙，实际测量的宽度大多为10～25μm (E．M．Cmexob，1974)，最小的宽度可为3～10μm(Neglia，1979)，是成熟——过成熟阶段的主要运移途径。异常高流体压力能导致源岩形成微裂缝的观点已被人们所普遍接受（Snarsky，1962；Hubbert和Willis，1973；Momper，1978）。Snarsky（1962）认为当流体压力超过静水压力的1.42～2.4倍时，岩石就会产生裂隙；李明诚（2004）认为当流体压力超过上覆静岩压力的0.7～0.9倍（相当于静水压力的1.6～2倍）时，烃源岩即可产生张性微裂缝。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点（Rouchet，1981；Ungerer等，1983）。Rouchet（1981）指出，当裂隙周围介质的孔隙压力等于裂隙中的孔隙压力时，裂隙可长时期保持开启，当周围介质孔隙流体压力低于裂隙中的初始压力，这类裂隙会由于其流体渗流到周围的孔隙中而迅速闭合。Ungerer等（1983）的研究结果也表明，在微裂缝张开之后，原先封闭的流体就沿裂缝排出，随后在上覆地层负荷作用下裂缝闭合。此后又可建立新的高压，又开始上述过程（图4-19