油藏地质学第3章油气藏.pptx

第三章油气藏

（OilGasReservoir）;气苗;§1油气运移（PetroleumMigration）;油气运移研究的主要内容;一基本概念

初次运移：生油层中生成的油气，自生油层向储集层中的运移。

二次运移：油气进入储集层后的一切运移。;二油气初次运移（PrimaryMigration）

㈠油气初次运移物理状态（相态）;－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;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.;2、游离相态运移

油相运移:; 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.;注意：油气初次运移取决于烃源岩的岩石类型、组构特点、地层温度和压力、埋藏深度、孔隙度大小和孔隙水多少、有机质类型及生烃量和生烃性质等多因素，因此，不同地区、不同岩性、不同深度情况下油气运移的相态不同。

;㈡油气初次运移的动力和方向

1.压实作用（重要动力）;横向厚度变化的楔状新沉积物层的加载;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.;注：

⑴不同沉积物抗压性能不同，其压实效果不同；对于一个碎屑岩沉积盆地，从微观上看，压实流体由泥岩向砂岩运移；从宏观上看，流体总是由深部向浅部、盆地中心向盆地边缘运移。

⑵深度不同，泥质沉积物排水表现不同

;2新生流体的增压作用;3流体热增压作用;4渗析作用;㈢油气初次运移的时期、通道、距离

1初次运移的时间

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。

根据泥岩的孔隙度、时间的变化以及烃类的形成，可以将压实和成岩过程分为三个阶段：

1.初期压实：φ＝80→30%，T＜60℃，液态烃没有生成，甲烷生成；

2.中期压实：φ＝30→10%，H＞1500m，T：60-100℃，有机质成熟，大量地向液态烃转化。

3.后期成岩重结晶阶段：形成固结岩石，φ变化小，T高，有机质过成熟。

;2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；

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。

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。;;Tissot（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。;三油气二次运移（SecondaryMigration）

㈠二次运移相态

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。;;㈡油气二次运移的主要作用力;;2毛细管力;3水动力;;㈢油气二次运移的方向

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。;㈣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