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石油天然气地质-4-3初次运移动力、通道及模式

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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1第一节 油气运移概述第二节 油气初次运移第三节 油气二次运移第四节 油气运移研究方法第四章 石油和天然气的运移2第二节 1) 油气溶解在水中呈 分子溶液 ,水作为油气运移的载体进行运移。一、油气初次运移的相态原油在水中的溶解度随温度的变化( 2)— 石油初次运移最重要的相态。游离油相 和 游离气相 ,呈 分散状或连续状油相、气相 。油溶气相: 气溶解于石油中,以油相形式运移;气溶油相: 油溶于天然气中,以气相方式运移。证据:1)游离相石油存在于烃源岩孔隙或裂隙中;2)厚烃源岩剖面可测定出对初次运移的 色层效应 。4油气初次运移过程中的可能相态低成熟阶段,水溶相运移最有可能生油高峰阶段,主要以游离 油 相运移生凝析气阶段,以气溶油相运移过成熟干气阶段,以游离气相运移3、压实导致孔隙水排出,孔隙度减少,岩石体密度增加。 对于一套地层,当其中的 流体压力为静水压力 时,称之为 压实平衡 。• 若在压实平衡的层序之上新沉积了一个密度为ρ 度为 伏地层进一步压实,颗粒重新紧缩排列,孔隙体积缩小。• 新沉积层作用于压实平衡地层的瞬间,孔隙流体承受部分上覆负荷压力,产生剩余压力。二、油气初次运移的主要动力6• 在剩余压力作用下,孔隙流体排出,流体压力又恢复为静水压力。• 上覆沉积层不断增加 —— 瞬间剩余压力与正常压力交替变化 ,孔隙流体排出,孔隙体积减小。• 剩余流体压力的大小等于上覆新沉积物的负荷与孔隙水的静水压力之差 : (ρ w)g·剩余流体压力; ρ 新沉积的 w— 地层水的密度; 新沉积的沉积层的厚度;g— 重力加速度。7• 新沉积物横向厚度不变时,横向剩余压力相等:ρ w) (ρ w) ρ w)g • 压实流体垂直向上流动 。8当新沉积层横向厚度有变化时,两点间存在横向压力梯度:dP/x=[(ρb 0-ρ w)·g·b 0-ρ w)·g·x=( ρb 0-ρ w)·g·( , 横向上由厚层区向薄层区 运移。9砂泥岩互层剖面中压实流体的运移方向• 压实流体的运移方向:由泥岩向砂岩,由深部向浅部、由盆地中心向盆地边缘10• 欠压实: 泥质沉积物在压实过程中因流体排出受阻或来不及排出,孔隙体积不能随上覆负荷增加而有效减小,导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷,流体压力高于静水压力。• 特征: 高孔隙度、超压• 出现的条件: 快速沉积、细粒沉积比率高11欠压实带中流体的排出方向12• 当欠压实及其它作用产生的 孔隙压力超过泥岩的承受强度时,泥岩产生微裂缝,超压流体通过泥岩微裂缝涌出,油气发生初次运移; 随着流体排出,超压被释放,泥岩回到正常压实状态。•欠压实泥岩存在剩余压力,具有驱动流体向剩余压力减小的方向运移的趋势。13• 蒙脱石: 膨胀性粘土, 结构水多 。• 随埋深增加,结构水脱出,由蒙脱石转变为伊利石;• 蒙脱石脱出的水排挤孔隙原有的流体,产生异常高压,有利于排烃。2. 当流体不能及时排出时,导致孔隙流体压力增大,出现异常压力排烃作用。。•干酪根所形成的油气的体积大大超过原干酪根本身的体积。15• 温度增加时,油气水的体积膨胀, 即具有热增容效应。• 随 埋深增加,地温增大,水的密度降低,比容增大 ,这种 膨胀作用促使流体运移 ,有助于排烃。• 若 处在封闭或半封闭系统,可形成异常高压。4. 流体热增压作用16水的压力 — 温度 — 密度(比容)的关系曲线17图:正常压力带的三个地温梯度情况下,水的比容与深度关系18• 水由盐度低的一侧通过半透膜向盐度高的一侧运移的作用• 在渗透压差作用下 流体通过半透膜从低盐度区向高盐度区运移 ,直到浓度差消失为止。• 含盐量差别越大,渗透压差也越大。5. 渗析作用19美国湾岸地区某井砂岩和页岩孔隙水含盐量随深度变化曲线(据 1971)• 泥岩和砂岩的盐度均随埋深增加而增加 .• 渗透流体 从含盐量低的部分流向含盐量高的部分 。• 流体 从泥岩到砂岩运移。21• 构造应力作用产生微裂缝,吸附烃解吸,构造挤压应力传递到孔隙流体,流体运移6. 其它作用最大主应力为水平应力时,主要排烃方向沿最小主应力方向22• 毛细管压力源岩层与储集层界面处,源岩孔喉较小,储集层孔喉较大,两者间存在毛细管压力差,合力方向指向储集层方向。6. 其它作用23• 扩散作用岩性致密和高压地层中对天然气运移有重要作用• 胶结和重结晶作用使孔隙度降低,堵塞排液通道,形成成岩封闭,促使已存在于孔隙中的油气压力增加,导致岩石破裂而排烃。碳酸盐岩。25埋藏深度 有机质热演化阶段油气运移动力0~ 1500 10~50未 熟 正常压实、渗析、扩散1500~400050~150成 熟 正常压实-欠压实、蒙脱石脱水、有机质生烃、流体热增压、渗析、扩散4000~7000150~250高成熟-过成熟有机质生气、气体热增压、层理面微裂缝构造裂缝与断层缝合线干酪根网络三、油气初次运移的通道28泥(页)岩孔径的大小与烃类分子的比较甲烷和水能通过小微孔( 1nm>d>烷烃、芳香烃、沥青稀可通过中微孔( 10nm>d>1分子集合体和游离相烃只能通过大微孔( d>500μm 100μ成熟阶段的主要运移途径 。•较大孔隙: 孔径大于 100 最重要的排烃通道 。•微层理面: 层内沉积物垂向变化的界面 , 渗透性较好 —— 烃类横向运移的重要途径 。1. 较大的孔隙与微层理面32临界排烃饱和度值( 1%和泥质盖层的突破压力值均与几%大微孔有关35微裂缝:指宽度小于 100μ 大多为 10~ 25μm ,是成熟 — 过成熟阶段的主要运移通道 。烃类的生成及其他作用 再破裂-再排烃2. 微裂缝36干酪根生成烃类过程中,微裂缝的形成与烃类的注入(据 1983)异常高流体压力能导致烃源岩形成微裂缝。当流体压力超过静水压力的 石就会产生裂隙。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点。38微 裂 隙 证 据 (据胜利油田). 烃源岩大量生烃阶段相对应。39亮晶方解石有机质纹层亮晶方解石微 裂 隙 证 据裂隙的发生在空间上与有机质纹层紧密相关40东营凹陷烃源岩顺层微裂隙的发育情况一览表 井名 深度 层位 描述 资料 来源 井名 深度 层位 描述 资料 来源 辛 7 2 9 3 4 ~ 3 0 6 5 E s 3 下 丰富 录井 坨 73 3 3 8 0 ~ 3 3 8 1 . 23 E 存在 岩心 辛 10 3 1 3 5 ~ 3 2 0 0 E s 3 下 丰富 录井 牛 11 3 4 4 8 ~ 3 5 1 0 E s 3 下 丰富 录井 辛 13 3 0 8 2 ~ 3 1 1 5 E s 3 下 丰富 录井 牛 38 3360 E s 3 下 丰富 岩心 辛 128 3 0 2 6 ~ 3 0 5 0 E s 3 下 丰富 录井 王 78 3905 E 存在 岩心 郝科 1 3000 - 3242 E s 3 下、 E 发育 录井 王 57 3 4 0 5 ~ 3 4 2 1 . 5 E s 3 下 丰富 岩心 营 74 3 0 9 0 ~ 3 1 3 0 E s 3 下 丰富 录井 营 80 2 9 6 5 ~ 3 0 0 0 E s 3 下 丰富 录井 通 2 3 0 9 0 ~ 3 1 6 6 E s 3 下 丰富 录井 丰 1 1 2 3 1 3 3 . 1 7 ~ 3 1 3 4 . 1 7 3339 . 34~ 3 3 4 0 . 4 3 4 2 5 . 8 ~ 3 4 2 6 . 1 E s 3 下 存在 丰富 存在 岩心 河 130 3223 . 3 0 ~ 3 2 3 1 . 2 3 2 4 3 . 5 0 ~ 3 2 4 7 . 0 3 2 6 3 . 2 5 ~ 3 2 6 9 . 8 5 E s 3 下 E s 3 下 E s 3 下 丰富 丰富 丰富 岩心 坨 153 3 4 7 1 . 8 ~ 3 4 7 2 . 8 3 4 9 4 . 2 ~ 3 4 9 4 . 6 3 5 4 3 . 8 ~ 3 5 4 4 . 0 3 6 5 2 . 2 ~ 3 6 5 4 . 0 E s 3 下 E s 3 下 E E 丰富 存在 存在 存在 岩心 测井曲线分析和岩芯观察均表明,发生裂隙的母岩均为高电阻率的优质烃源岩段。微 裂 隙 证 据41进入成熟阶段的富有机质源岩大量生烃,造成孔隙流体压力迅速上升达到或接近静岩压力,并导致了顺层裂隙的产生。液态烃包裹体微 裂 隙 证 据43( 1) 构造裂缝:—— 地应力作用下烃源岩中产生的裂缝 。张裂缝:宽度一般大于 100μm, 属毛细管孔径 。( 2) 断过烃源岩的断层也是初次运移的重要通道地震泵效应增强了断层的通道作用 。 活动断层像插入烃源岩中的吸管 。 蒸发岩 , 特别是含泥质的石灰岩—— 成岩后生阶段压溶产物 , 初次运移重要通道 。4. 缝合线•往往顺层面分布,也有与层面呈斜交或正交。46生油层中:有机质主要是沿微层理面分布 → 微层理面具亲油性 ,三维的干酪根网络 → 亲油网络 , 不受毛细管阻力—— 大量生油的阶段:初次运移的良好通道5. 有机质或干酪根网络48孔隙、微裂缝、微层理面、构造裂缝、干酪根网络 。• 低成熟 隙和微层理面;• 成熟 裂缝为主,复合通道。三、初次运移的通道49四、初次运移的主要时期和距离石油:有机质热演化成熟阶段天然气:多期,大量生气之后排烃门限:达到排烃所需的饱和度1、初次运移的主要时期51• 排烃有效厚度:烃源岩中的油气能有效排出的厚度。• 只有与储集层相接触的一定距离内生油层中的烃类才能排出来。• 生油层有效排烃厚度约为 28m(上、下距储集层各 14m)。• 厚层块状泥岩源岩层排烃不利 ,相当一部分厚度对初次运移排油无效。2、初次运移的距离52阿尔及利亚储集层上覆页岩生油层中烃类,胶质,沥青质含量分布53五、油气初次运移模式54三种模式:• 正常压实排烃模式• 异常压力排烃模式• 扩散模式• 三者在运移相态、动力、通道等方面有差异。五、油气初次运移模式55• 源岩层埋深较浅,油气生成的数量少,源岩孔隙水多,渗透率较高, 部分油气溶解在水中呈水溶状态, 部分呈分散的游离油气相。• 动力为正常压实 。• 在压实作用下, 油气随压实水流,通过源岩孔隙运移到运载层或储集层中 。1 未熟-低熟阶段正常压实排烃模式56• 源岩层孔隙水较少,渗透率较低,源岩排液不畅,有机质大量生成油气,大量 油气呈游离状态 。• 异常高压为排烃动力。• 欠压实作用、蒙脱石脱水作用、有机质生烃作用、热增压作用以及渗析作用等 各种因素导致孔隙流体压力不断增加 , 形成异常高压 ,成为排烃的主要动力。2 成熟-过成熟阶段异常压力排烃模式57• 当生油岩孔隙流体压力增高还不足以引起岩石产生微裂缝时,油气可从生油岩中慢慢驱出。• 当孔隙流体压力很高、导致源岩产生微裂缝,这些微裂缝与孔隙连接,形成微裂缝-孔隙系统。• 在异常高压驱动下,油气水通过微裂缝-孔隙系统向源岩外涌出 。• 当排出部分流体后 压力下降,微裂缝闭合 。• 压力恢复升高和微裂缝重新开启后,又发生新的涌流。• 油气水以一种间歇式、脉冲式(不连续)方式进行混相涌流 。58• 轻烃,特别是气态烃,具有较强的扩散能力,与体积流相比,效率较低,但 在源岩中轻烃扩散具有普遍性 。• 气体依靠扩散进行的初次运移,只 发生在源岩层内比较短的距离 。3、 轻烃扩散辅助运移模式59烃源岩 复式排烃模式三种排烃模式(方式)裂缝带排烃模式差异突破压力排烃模式断层排烃模式在异常高压区内,由于生油母质、烃源岩结构、异常高压分布以及断裂发育特征等的不同,的排烃主要分为微裂缝排烃、和断层排烃三种类型60有效烃源岩复式排烃示意图断层排烃微裂缝排烃差异突破压力排烃622排烃时期第2 次排烃时期裂缝带排烃模式压裂区裂缝带排烃过程示意图樊 1井 被沥青充填 ) 微裂缝排烃:幕式、混相,即幕式排烃、混相涌流63微 裂 隙 证 . 烃源岩大量生烃阶段相对应。64位于营 11浊积岩单砂体之上的 营 67井 ,力系数达 烃厚度为 微裂缝向下排烃 。微裂缝排烃佐证实例65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。序号深度(m)有机碳(%)氯仿沥青“ A”(%)氯仿沥青“ A”族组分 (%)饱和烃 芳烃 非烃 沥青质 7井源岩地球化学特征67差异突破压力排烃过程示意图烃时期第2次 排烃时期P 成藏动力(砂泥岩差 异压力)砂岩突破压力曲线差异突破压力排烃模式差异突破压力排烃:过程阶段式,相态是单一油相68差异压实排烃佐证实例位于东营凹陷梁家楼水下浊积扇扇体轴根西侧的梁 28井,烃厚度仅为 力系数相对较小,只有 达到泥岩的破裂压力,属孔隙式向上排烃。69序号深度(m)有机碳(%)氯仿沥青“ A”(%)氯仿沥青“ A”族组分 (%)饱和烃 芳烃 非烃 和烃百分含量,而非烃和沥青质百分含量逐渐变大,这反映通过泥岩的孔隙网络向上排烃时,烃类发生分异作用的结果梁 28井 沙三段 烃源岩有机地化分析数据表逐渐变小71断层切割情况下欠压实带烃源岩内砂岩透镜体排烃过程示意图(被动 释压,完全或不完全释压,断层排烃,脉动式充注)2动(排烃)时期断层第2次 活动(排烃)时期断层排烃模式断层排烃过程示意图
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