石油与天然气地质学-6.ppt
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石油与天然气地质学-6.ppt
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第一节油气运移概述,第六章石油与天然气运移,重点:
油气初次和二次运移的概念、形成机制与模式等。
第二节油气初次运移,第三节油气二次运移,第一节油气运移概述,一、基本概念二、主要内容,重点:
油气运移的概念。
一、基本概念,油气运移指地壳内的石油、天然气在自然因素所引起的某些动力作用下发生的位置迁移。
分为初次运移和二次运移。
储集层,油气藏,油气苗,次生油气藏,二次运移,二次运移,二次运移,初次运移指油气在烃源岩中的运移以及向运载层或储集层中的运移,又称排烃。
二次运移指引起进入储集层或运载层以后的一切运移。
解决的基本问题:
油气运移方式;油气运移动力和阻力;油气运移途径;油气运移方向。
强调动态分析和综合研究相结合。
油气运移主要研究油气运移的动力学和运动学机制;主要包括油气运移的动力、相态、通道和数量等。
二、主要内容,第二节油气初次运移,一、初次运移的介质条件,二、初次运移的机制与模式,三、初次运移的其它问题,重点:
初次运移的介质条件。
一、初次运移的介质条件,1、烃源岩的物理性质
(1)烃源岩的压实,=0e-CZ为深度为Z处的岩石孔隙度;0为沉积物在地表的原始孔隙度;e自然对数底;C为因次常数(m-1),代表正常压实趋势的斜率。
一般在1000m以内为主要排水阶段,1500m排水速率明显减缓,至2000m趋于稳定。
压实作用,砂岩和页岩孔隙度随深度的变化(据Athy,1930),
(2)烃源岩的孔隙和比表面,泥岩原始孔隙度可达6080,成熟烃岩源孔隙度一般在1520以下,孔隙直径大多小于5nm。
比表面:
指单位体积岩石中孔隙内表面的总和,用m2/m3表示。
比表面大小直接影响流体与岩石颗粒间的表面分子现象。
在相同体积或同等质量的岩石中,组成岩石的颗粒越细则比表面越大。
比表面大意味着岩石与孔隙流体的接触面增大,分子在相互间的引力和带电极性的作用下更易吸附在岩石颗粒表面,不易流动。
相同埋深情况下,泥岩的比表面比砂岩大。
越是埋深致密的岩石,流体流动越难。
(3)烃源岩的湿润性和毛细管压力,润湿性指液体在表面分子力作用下在固体表面流散的现象,是吸附能的一种作用,一般用在固体表面分离流体所需要的功来度量。
成熟烃岩源是部分亲水、部分亲油的中间润湿状态。
毛细管压力(Pc):
指在两种互不混溶流体的弯曲界面上存在的压力差。
由于两边流体所承受的压力不同,在凹面承受的流体压力较大。
毛细管压力总是指向非润湿相。
在亲水介质中,油为非润湿相,毛细管压力指向油;在亲油介质中,水为非润湿相,毛细管压力指向水。
毛细管压力的大小取决于两相流体间的界面张力、毛细管半径和介质润湿性。
公式:
Pc=2cos/rpc为毛细管压力,MPa;为界面张力,Nm;为润湿角,度;r为毛细管半径,m。
在亲水介质中,油气运移首先要克服毛细管压力,又称之为毛细管阻力。
2、运移的理化条件,石油生成的温度范围:
60150天然气生成的温度范围:
大于150石油初次运移开始的温度和深度一般大于石油大量生成的温度和深度。
(1)温度条件,温度:
表示物质冷热程度的物理量,是大量分子的无规则热运动平均动能的标志。
(2)压力条件,压力:
指孔隙流体压力,是作用在岩石或地层孔隙中流体上的压力,即地层压力。
异常地层压力:
高于或低于静水压力值的地层压力。
烃岩源成岩压实过程中排液不畅造成异常地层高压现象;干酪根热降解生烃产生异常高压。
二、初次运移的机制与模式,1、初次运移的动力与阻力,
(1)初次运移的动力,动因:
力的不平衡。
力的类型:
压力、构造应力、分子扩散力和浮力。
主要动力来源:
压实作用及不均衡压实作用;生烃作用;粘土矿物脱水作用;流体热增压作用;构造挤压作用。
压力动力的压力:
正常压实产生的剩余压力、欠压实产生的异常压力、渗透作用产生的渗透压力和烃源岩与运载层接触面产生的毛细管压力。
A剩余压力剩余压力:
指发生在正常压实过程中的异常高压力,又称瞬时剩余压力。
上覆沉积负荷增加,下伏岩石压实,孔隙体积减小,孔隙流体承受部分由颗粒产生的有效压应力。
孔隙流体排出的方向与剩余压力递减的方向一致。
上覆沉积物厚度越大,下伏地层中剩余压力越大,在均一岩性的层序里孔隙流体一般是向上排出。
水平剩余压力梯度远小于垂直剩余压力梯度。
一般来说,盆地的沉积厚度由中心向边缘减薄,压实流体运移大方向总是由下往上、由盆地中心向盆地边缘。
B异常压力流体承受了部分上覆沉积的有效压应力,具有异常高压力;岩石承受较低的有效压应力形成欠压实。
欠压实烃源岩中的孔隙流体是借助异常高压,使相对封闭的烃源岩及不连通孔隙产生裂隙或重新张开而得以排出。
异常压力的形成与排液释放具有幕式特征。
两个欠压实层之间的正常压实层成为流体汇聚的排液区。
C渗透压力渗透作用:
指水由盐度低的一侧通过半渗透膜向盐度高的一侧运移的作用。
溶液的盐度越高,蒸气压越低,水的活动性也越低。
水体由活动性高的地方流向活动性低的地方。
渗透作用对地下孔隙水的流动具有重要意义,但对油气运移(游离相运移)只是起间接作用的动力因素。
盐度低渗透压高,盐度高则渗透压低。
渗透作用渗透压差盐度差。
D毛细管压力阻力烃类运移动力(两种情况)第一种:
烃源岩与运载层接触的界面,源岩一侧孔喉曲率半径较小,毛细管压力较大;运载层一侧孔喉曲率半径较大,毛细管压力较小。
毛细管压力差指向运载层,油气向运载层运移。
第二种:
亲水烃源岩内部,由于孔喉两端毛细管曲率半径不同产生的毛细管压力不同,喉道一端的毛细管压力大于孔隙一端。
压差指向孔隙,水将烃类排挤到较大孔隙中。
构造应力指导致地壳发生构造运动的地应力,或者是由于构造运动而产生的地应力。
世界各地实测表明,水平应力总是大大超过垂直应力,水平构造应力存在且异常强大。
所测地应力为负荷应力、构造应力、温度应力等的叠加。
当水平构造应力大于垂直负荷应力时,最大主应力则为水平方向,流体将沿最小主应力方向流动。
泥质烃源岩水平方向渗透率大于垂向渗透率,沿侧向的初次运移效率会更高。
分子扩散力指由于浓度差而产生的分子扩散。
烃类的扩散方向由烃源岩指向四周围岩,与初次运移方向一致。
扩散流(分子流)与渗流(体积流)在地下孔隙空间中可相互转换,形成扩散-渗流初次运移模式。
浓度差,浮力在初次运移中只是一种辅助的动力。
相对油气与岩石分子间力和毛细管阻力,是很小的;油气很难连结成足够的长(高)度以产生足够的浮力。
但在烃源岩局部较大的毛细管孔隙或构造裂隙中,浮力的作用是存在的,是油气以游离相方式向上排烃的一种动力。
压实作用,不均衡压实。
(2)动力产生的因素,厚大于60m泥岩:
泥岩层顶底排水在先,先行压实,使中部的水排出不畅,呈现为欠压实状态。
当均衡压实时,于1500m深处只有6%的孔隙率;而非均衡压实时,则仍保留有25%的孔隙率。
此即意味着后者有相当数量的可作油气运移载体的水存在。
非均衡压实对初次运移的影响在于使流体的排出受到不同程度的延缓。
这取决于水力传导能力的强弱(流体输导的顺畅程度)和超压的增长速率。
如果流体的排出正好被推迟到主要生油时期,则将对初次运移起积极作用。
欠压实的泥岩,其孔隙度偏离正常压实趋势线。
在声波测井曲线上表现出高时差。
有机质生烃、温度增高,烃源岩进入生油门限后,有机质受热降解产出大量液态和气态产物,导致流体体积和压力增加。
温度升高:
有助于解脱被吸附的烃类;有助于降低流体粘度;有助于降低油水间界面张力;有助于气烃的溶解及烃在水中的溶解等。
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),纯水在地表比容为1,当其埋深到5,000m深处时,按25/km的地温梯度计,比容将增至1.05,即体积增加5%。
(3)初次运移的阻力分子间吸着力吸收、化学吸附和物理吸附三种力。
烃源岩生成的油气附着在矿物表面,达饱和后开始渗入内部产生吸收作用;紧靠矿物表层的烃分子在静电引力作用下产生化学吸附,形成有机物-粘土复合体;外层在范德华力作用下产生物理吸附。
烃类的性质:
石油的吸着力比天然气大。
烃源岩的结构复杂程度:
不连通孔隙越多吸着的烃类越不易排出。
毛细管阻力烃源岩微孔孔径为1050nm,其毛细管阻力为122.4MPa。
单从静态观点看油气很难排出,但从整个地质条件动态变化看,由于温度、压力、岩石组构、运移通道等条件,油气最终能排出。
油气的浮力当烃源岩向下或向下倾方向以游离相排烃时,还要克服油气浮力。
虽然很小,但总是客观存在的一种阻力,特别当向下运移距离较大时,仍是一种不可忽视的阻力。
2、初次运移相态演变指油气在地下发生运移时的物理相态。
石油主要为水溶相、连续油相、气溶相和扩散相。
天然气主要为水溶相、油溶相、连续气相和扩散相。
(1)水溶相石油或天然气分子完全溶解于孔隙水中成为溶液状态进行初次运移。
常温下油气在水中溶解度很低,烃溶解度大小:
芳香烃环烷控烷烃;同族烃中分子越小越易溶。
天然气在水中溶解度比石油大,温度、压力、CO2含量等对天然气的增溶作用较为显著。
(2)连续烃相与混合相指油气呈游离连续油(气)相运移。
原因:
烃源岩进入压实晚期,孔渗很低,水的饱和度降低,烃饱和度增加;成熟烃源岩内表面可能有部分是油润湿,以连续油相或气相运移会受较小的毛细管阻力;生油期间产生的CO2溶解于油中还可降低石油粘度。
连续烃相运移包括气溶于油和油溶于气。
压实中期最有利于油相运移,因为油的相对渗透率增大,而泥岩绝对渗透率尚未达到最低值。
连续烃相运移观点由原来的通过压实作用运移发展为通过微裂缝排出,即通过微裂缝排烃。
这种方式又称为混相运移。
(3)扩散相,扩散作用是天然气运移中的有效方式。
扩散-渗流排烃模式:
认为烃类先从干酪根扩散到孔隙,然后以渗流方式排出。
煤层气减压解吸-扩散-渗流的开采方式说明在致密地层中扩散相运移往往具有不可替代的重要性。
浓度差。
(4)初次运移相态的演变取决于烃源岩的温度、压力、生烃量、孔隙度等条件。
石油相态演变、型干酪根烃源岩:
在未成熟阶段,主要是水相运移;成熟阶段,主要为连续油相运移;高成熟阶段,主要是气溶相运移;过成熟阶段,主要是气相运移和扩散相运移。
腐泥型源岩:
水溶相油相气溶相扩散相。
腐殖型源岩:
水溶相气溶相气相扩散相。
III型干酪根烃源岩:
在未成熟阶段,主要是水溶相;成熟阶段,主要是气溶相运移;高-过成熟阶段主要气相和扩散相运移。
石油运移:
水溶相运移的作用有限;气溶相运移只能发生在高温、高压下受到限制;扩散相运移效率很低;所以油相运移最为重要。
天然气相态演变、型干酪根烃源岩:
浅层生物气阶段,水相运移;成熟阶段,气溶于石油进行油溶相运移;高过成熟阶段有凝析气和裂解气的游离气相运移,进一步埋深时有扩散相运移。
腐泥型:
水溶相油溶相气相扩散相。
型干酪根烃源岩:
以产气为主。
腐殖型:
水溶相气相扩散相。
天然气运移:
水溶相、油溶相、气相和扩散相四种对天然气的聚集有不同的效果和作用。
3、初次运移的通道烃源岩中较大孔隙、构造裂缝和断层、微裂隙、缝合线以及有机质或干酪根网络。
(1)孔隙指烃源岩中孔径大于100nm以上的孔隙,包括大微毛细管孔和毛细管孔。
毛细管孔占烃源岩孔隙的极少数(5),但它能让扩散流通过,发生体积流动(达西流),是最重要的排烃通道(连续烃相运移)。
(2)构造裂缝和断层构造裂缝:
在地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。
断陷盆地:
浅于2000m为水平应力,深于2000m为垂直应力,产生垂直张裂缝或剪切裂缝。
挤压盆地:
以水平应力为主,产生平行层面的张裂缝或剪切裂缝。
断层:
可由构造裂缝连接而成,又在其邻近形成宽度不等的裂缝带,与多组合的裂缝相当。
(3)微裂隙指宽度小于100um裂隙,大多为1025um,最小为310nm。
地层中异常压力达上覆静岩压力的0.70.9倍时,产生张性微裂隙。
发育于碳酸盐岩、蒸发岩,特别是含泥质石灰岩中的缝合线,是成岩后生阶段压溶作用的产物。
(4)缝合线,5微裂隙(早期收缩裂隙被蛋白石充填)178(渤l07井,1083m,含粉砂泥岩)6平行层理的张裂隙178(渤l02井,1163.02m)7平行层理与斜切层理的裂隙178(营26井,728.62m,粉砂质泥岩)8铸膜孔,生物碎片平行层理分布178(面20井,1105m,含粉砂灰质泥岩),济阳坳陷泥质岩的孔隙,(5)有机质或干酪根网络有机质并非呈分散状,主要沿微层理面分布,存在有二维干酪根网络。
微层理面为层内沉积间断面,具有相对较好渗透性。
4、初次运移基本模式运移模式:
动力、相态和通道的组合型式。
未熟-低熟阶段,烃源层埋深不大,生成油气数量少,孔隙水较多,油气呈水溶状态,部分呈分散游离滴,在压实作用下,随压实水流,通过烃源岩孔隙运移到储集层中。
三种模式:
正常压实、异常压力和扩散模式。
(1)正常压实模式,成熟-过成熟阶段,烃源岩层被压实,孔隙水较少,渗透率较低,油气生成,排液不畅。
同时,蒙脱石脱水、有机质生烃等作用形成流体异常高压。
间歇式、脉冲式:
当孔隙流体压力很高,导致源岩产生微裂缝,油气水通过微裂缝-孔隙系统向外涌出。
连续式:
如果孔隙喉道不太窄,或因为存在着连续的有机相和有干酪根三维网络使得毛细管压力不太大,油气可从烃源岩中慢慢驱出。
(2)异常压力模式,(3)扩散模式一种分子运移,效率较低,源岩中主要是轻烃,尤其是气态烃。
气体通过短距离的扩散进入最近的输导层面、裂缝、断层等,再运移到储集层。
注意:
非常致密的深层储集层,或者处于流体异常高压状态的地层,扩散作用显得更为重要。
三、初次运移的其他问题,1、初次运移的时间,
(1)根据压实阶段确定,海德伯格(1930)按孔隙率将泥岩压实划分为四个阶段:
机械重排阶段-孔隙率90-75%;脱水阶段-孔隙率75-35%;机械变形阶段-孔隙率35-10%;重结晶阶段-孔隙率10%。
井波和夫和星野一男(1977)按泥质沉积物物理状态将成岩过程划分为三个阶段:
粘性压实阶段孔隙率80-30%;塑性压实阶段孔隙率30-10%;弹性压实阶段10%。
青柳宏一和浅川忠(1979):
早期压实阶段、晚期压实阶段和重结晶阶段。
在早期压实阶段石油尚未成熟,而重结晶阶段石油难以排出,最重要的初次运移发生在晚期压实阶段。
(2)根据微裂缝形成时间确定按照微裂缝排烃模式,初次运移发生的时间就是微裂缝形成的时间。
根据油气生成史、异常压力史研究确定。
(3)根据有机包裹体确定测定有机包裹体形成的温度,确定油气运移的时间及深度。
2、初次运移的方向,取决初次运移的驱使因素和通道特征。
压力差:
垂向为主,侧向居次。
运移方向:
以垂直向上为主。
与生、储组合型式有关。
3、初次运移的距离,厚层泥岩中间部分是欠压实的,封存的烃不能及时排出,源岩有效厚度问题。
初次运移排烃是距离储集层越近的地方越优先而有效。
有效排烃厚度:
2030m。
干酪根分布连续性,油气侧向初次运移阻力应较小,运移距离应长些。
但受渗透性所限,运移距离一般不远。
初次运移途径:
孔隙、微层理面和微裂缝。
盆地边缘、盆地内横向岩性变化相变带以及生油层被断层切割部位。
未熟低熟阶段:
孔隙和微层理面;成熟过成熟阶段:
微裂缝。
初次运移排烃量一般5-10%。
据亨特估算,储层中的烃量占不到母岩中的1%。
4、初次运移的效率,排烃效率:
烃源岩排出烃的质量与生成烃的质量百分比。
计算方法:
根据生烃量减残烃量求得排烃量;按照排烃模式直接计算理论排烃量。
一般认为天然气的运移效率比石油高。
中、浅埋藏-低熟油-早生早排有利型,对辽河盆地、苏北盆地第三系和新疆某盆地二叠系烃源岩埋藏史、生油史、排油史模拟研究,结合与石油初次运移关系,提出五种类型:
深埋藏-高成熟-有利排油型,深埋后抬升-高成熟-有利排油型,持续中埋藏-中等成熟-抑制排油型,中埋后抬升-低成熟-不利排油型,第三节油气二次运移,一、二次运移的介质条件二、二次运移的机制与模式三、二次运移的其它问题,重点:
二次运移的机制。
一、二次运移的介质条件输导体系:
结构较粗的砂岩或其它孔隙性岩层。
孔隙的直径相对较大,是地下水活动的主要途径,常有大气降水补给,运移条件影响因素相对简单。
储集层具有较大的孔径和孔隙空间、低流体压力、低地温、高盐度和弱吸附力。
环境特点:
孔渗性变好;自由水增多,流动水成为运移的重要媒介,浮力成为重要的油气运移动力。
石油成为非湿润相,毛细管力成为阻力。
温度压力、盐度变低。
二、二次运移的机制与模式,1、二次运移的主要动力与阻力,
(1)二次运移的主要动力,浮力、水动力及扩散力,浮力,F=Z(w-o)g油、水间的浮力是同高度油柱压力与水柱压力之差。
细砂岩中上浮的油柱高度需3m;中-粗砂岩需0.3m。
地层倾斜,倾角,浮力沿上倾方向的分力:
F1=Z(w-o)gsin,注意:
Z是与水平面垂直的油相高度,不是与地层面垂直的高度。
如果连续油相厚度1m,长度500m,地层倾角为30o,沿地层倾斜面方向的上浮力约0.56Mpa;地层倾角为1o,上浮力约0.017Mpa。
若地层孔隙畅通,估计地层只要有1-2m/km的倾斜,石油可沿地层上倾方向上浮。
有些大油田地层倾角很平缓,只有几度,甚至小于1o。
但地层过于平缓,浮力可能被摩擦力所抵消,石油难以沿地层上倾方向上浮运移。
天然气向上倾方向运移,要求储层的倾角一般不小于0o30。
水动力,Q-液体体积;K-储集层的渗透率;F-所通过的横截面积;t-流动的时间;P2-P1-两点之间的压力差;L-两点之间的距离;-液体粘度。
Q/Ft的含义是单位时间内通过单位面积的流量,称之为水流速度,用V表示;(P2-P1)/L代表沿水流方向单位距离内的压力降落;若L为水平距离,变为l,(P2-P1)/l称为水压梯度,dP/dl表之。
水流速度与储层渗透率及水压梯度成正比。
在水动力作用下的流体运移(转引自陈作全,1987),A为供水区,B为泄水区,A、B两点的高差H即水压头。
地层倾角为,沿地层倾斜的连续油相(油柱)长为L,截面积为单位面积,油柱两端的水平距离为l,则推动石油顺流前进的水动力P表示为:
水压梯度越大,油柱长度越长,水动力作用就越大。
水动力的双重性,扩散力,在水动力梯度很微弱的致密地层中,分子扩散成为运移的主要动力和方式;在深盆气、煤层气、透镜体中油气的运聚成藏中有重要作用。
但有时是一种导致散失的因素。
毛细管压力最主要和最普遍的阻力。
Pc-毛细管压力(Pa或Mpa);-油(气)水界面张力(dyn/cm);-润湿角,界面与管壁夹角(度);rc-毛管半径,相当于孔喉半径(cm)。
(2)二次运移主要阻力,孔径越小,油气挤入所需的排替压力越大;界面张力及弯曲程度越小,所需排替压力越小。
毛管压力差:
Pc:
静水条件下最小的油气柱高度:
(W-O)gh=2cos/rh=(2cos/r)/(W-O)g,(3)二次运移条件,含油饱和度束缚油饱和度(油气运移临界饱和度)浮力水动力毛细管力,
(1)石油二次运移的相态与转换石油以水溶相进入储集层,随温度、压力降低,盐度增高,在水中溶解度降低而出溶。
2、油气二次运移的相态,石油以油相运移进入运载层,含油饱和度降低甚至变成分散油珠,但很快补充形成较大油体开始运移。
油相是最有效、最重要的运移相态。
(2)天然气二次运移的相态与转换天然气以饱和水溶液进入运载层,不能立即出溶。
但由于温度、压力等变化,部分天然气出溶成游离相,可形成少量水溶气聚集。
天然气扩散相运移是主要方式,特别是在流体渗流停滞或在聚集圈闭状态下。
在运移过程中地层间存在有扩散系数差时,扩散流才能转为体积流,进而聚集。
3、油气二次运移的通道,油气运移通道的类型及组合形式决定油气运移途径、成藏特征和分布位置等。
连通孔隙、裂缝、断层和不整合面等。
孔隙和裂缝:
基本通道;断层:
垂向运移主通道;不整合面:
侧向运移重要通道。
地层流体在其中流动和渗滤的孔隙空间,相当于储集层的有效孔隙。
流体通过孔隙的能力用渗透率衡量。
喉道半径越大越好、孔隙半径与喉道半径的差值越小越好。
(1)连通孔隙,第1数量级:
110nm;第2数量级:
10-100nm;第3数量级:
100nm1m;第4数量级:
1-10m;第5数量级:
10100m。
2、裂隙(缝)指在岩层中没有造成位移的各种缝隙。
构造裂缝:
边缘平直,具有一定的方向和组系,不受层面限制,延伸较远,是穿层运移的主要通道。
成岩裂缝:
受层理限制,多平行层面,形状不规划,缝面有弯曲,是储集层内运移的重要通道。
3、断层断层活动期,快速疏导流体。
断层与油气运移:
横穿断层面运移;沿断层面的运移。
横穿断层面的运移主要决定于断层两盘并置的岩性。
第一,断层两盘地层的渗透率很低,横穿断层面的运移难以发生;第二,断层面本身必须具有一定的渗透率;第三,沿断层面上下必须具有流体势梯度。
4、不整合面一般新生古储多与不整合面有关,其中最典型的就是基岩油藏。
地层不整合面可形成区域性稳定分布的高孔高渗古风化壳,长距离横向运移有利。
不整合面要成为良好的运移通道,其下伏地层最好是抗风化溶蚀力弱的岩石,可发育各种裂缝,张开性和抗闭合能力也强。
输导系统:
各种油气运移通道在空间上构成交织状的结构。
油气运移优势通道:
油气二次运移过程中在无外来干扰情况下自然优先流经的通道,又称“快速通道”或“主干通道”。
输导系统的类型,单一因素的结构连通砂体系统;断层系统;裂隙型系统;不整合系统。
复合因素的结构砂体不整合面系统;砂体断层系统;不整合面断层系统;砂体断层不整合面系统。
4、二次运移主要模式,
(1)多相渗流模式孔隙水中呈连续烃相的油气,二次运移过程大多是油、气、水三相渗流,并简化为油-水或气-水的两相渗流。
高程越大,对应油、气势越小,即深处是高势区,浅处是低势区;油气是从高势区向低势区渗流。
油气的势差是二次运移的动力源。
(2)扩散模式超致密地层、封闭的超高压地层、低成熟烃源岩中甚至是烃类惟一运移方式。
分子扩散的动力是烃浓度差。
李明诚把烃类从烃源岩扩散到运载层中的过程称为初次扩散,把从运载层扩散到圈闭或地表的过程称为二次扩散。
1、二次运移时期,三、二次运移的其它问题,根据烃源岩大量生排烃的时期、优势运移通道形成时期、烃类流体包裹体和构造运动期次确定二次运移时期。
2、二次运移方向,油气总是沿优势通道运移,主要方向取决于地层水动力和浮力的大小和方向。
通道类型和分布储层岩性与相变构造背景动力大小和方向,影响因素,从盆地整体上看,油气运移的方向,总是由盆地中心向盆地边缘运移;位于凹陷附近的凸起带及斜坡带,常成为油气运移的主要方向、特别是其中长期继承性的凸起带最为有利。
3、二次运移距离,取决于:
构造背景、输导条件、动力大小。
大多数盆地的油气二次运移距离在十到数十千米以内。
准噶尔盆地沿不整合面长距离运移达80km;国外有可靠资料证实的最长油气运移距离为160km。
一般来说,陆相盆地岩性岩相变化大、非均质性强,构造发育,油气运移距离较海相的短。
4、二次运移效率,二次运移开始时的数量是烃源岩的排烃量,如果运移途中有圈闭存在,则终止时的数量就是圈闭中的聚集量。
排聚率:
聚集量排烃量的百分数);生聚率:
聚集量生烃量的百分数。
主要有类比分析、物质平衡和数字模拟。
李明诚对东部盆地进行过聚集量模拟,表明石油生聚量为510%,天然气为0.5l。
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