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第4章 石油地质学

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地质 储层 沉积 地化 层序地层
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油和天然气的运移【提要】油气运移是油气藏形成过程中的重要纽带。渗滤与扩散是油气运移的两种基本方式,前者受势梯度驱动,后者受浓度梯度驱动。油气在源岩中的初次运移和在储集层(或输导层)中的二次运移是油气运移过程中连续而特点不同的两个阶段。压实作用和异常压力对油气的初次运移有重要作用;浮力和水动力对油气的二次运移有重要作用,而归根结底它们都是受构造运动的控制。本章在介绍了与油气运移有关的基本概念后,重点阐述了油气初次运移和二次运移过程的机理和条件,最后对地下流体势分析方法做了专门介绍。我们知道,油气是在富含有机质的细粒烃源岩层中生成的,而油气却主要贮藏在多孔的渗透性储集层中,油气是如何从源岩层“跑”到储集层并聚集起来的呢?这就是本章要阐述的内容。 实际上,油气从生油层到储集层是一个漫长的地质过程,并不是象在输水管道中那样畅通无阻地“跑”,而是要受到地层岩性及组构,特别是孔隙结构等种种因素的限制,拐弯摸角地向前一点一点地移动。我们把油气在地层条件下的移动称为运移。石油和天然气都是流体,它们具有流动的趋势,受某些地层因素的约束被迫停止运移的状态是相对的。油气的运移是从其生成那一时刻就开始了,油气可以从源岩运移到储集层(输导层),从储集层运移到圈闭中形成油气藏,油气也可以由于地质条件的改变而从圈闭沿输导层运移到别的储层中,或者通过断层或封闭性差的盖层向上运移到达地表。因此,油气运移贯穿于油气藏的形成、调整和破坏的整个过程。研究油气运移不仅具有理论意义,而且具有重要实际意义,搞清油气运移的特点,特别是其运移的途径、方向和时期对油气勘探有重要的指导意义。因此,油气运移研究是石油地质学的重要问题之一。油气运移问题要研究的内容很多,但是最基本的内容应该是油气在运移当中的物理状态、运移方式、促使油气运移的动力因素、油气在生油层中进行初次运移的机理、油气在储集层中所进行的二次运移过程,以及运移的时期、方向、规模等等。油气运移问题是一个很复杂的问题。许多观点并不完全一致。所以在实际研究中,必须结合各地区的实际地质情况,进行具体分析,才能得出比较切合实际的看法。这也是我们学习关于油气运移内容时需要注意的。第 1 节 与油气运移有关的几个基本概念为便于理解油气在地层中的运移,首先需了解与油气运移有关的几个基本概念:一、初次运移和二次运移为了便于描述油气自生成以后在不同环境、不同阶段的运移特点,我们把油气从源岩层向储集层的运移,称为初次运移。把油气进入储层以后的一切运移称二次运移(见图4- 1)。过去,有人把油气藏被破坏后的油气运移称三次运移(933),后来人们发现,油气藏被破坏后的运移与成藏前在输导层或储集层中的运移特点没有明显不同,所以,现在把这一阶段的运移也归于二次运移范畴,即,油气二次运移包括油气在输导层及储集层的运移,也包括油气聚集成藏后由于地质条件的改变所导致的油气再运移过程。图 4-1 油气初次运移和二次运移示意图(据 987)气运移的基本方式渗滤与扩散是油气运移的两种基本方式。但两者的条件和效率不同。渗滤是一种机械运动方式,流体在渗滤过程中遵守能量守恒定律,它总是由机械能高的地方向机械能低的地方流动;渗滤是一种整体流动方式,在流动中表现出一定的相态,在达到吸附平衡以后各种组份的浓度基本不改变。油气渗滤可以用达西定律来描述,即单位时间内液体通过岩石的流量(Q)与通过岩石的截面积(S)、岩石的渗透率(K) 及液体压力差(正比,而与液体的粘度(μ)和液体通过岩石的长度(L) 成反比:Q=[K·S ·((L·μ) (4-1)扩散是分子布朗运动产生的传递过程。这种运动可引起流体(气体、液体)的分子不断进行再分配,但这一过程在固体中进行的速率非常低,扩散的结果是使浓度梯度达到均衡。流体中的扩散传递速率与浓度梯度有关,服从费克(一定律:J= (4-2)式中,J 为扩散速率,质量/单位面积 /单位时间,D 为扩散系数,长度 2/单位时间。可见当物质存在浓度差时,扩散方向总是从高浓度向低浓度进行。扩散系数与分子大小有关,也与扩散介质条件有关。表 4-1 和 4-2 分别表示了不同分子在水和源岩中的扩散系数。表 4-1 气体在水中的扩散系数(据 988) [63]分子类型 2340 -7 s 500 192 149 120 97 89表 4-2 生油岩中轻烃的有效扩散系数(据 980) [63]分子类型 23H8 567100 -7 s)子越小,扩散能力越强,轻烃具有明显的扩散作用。因此,在研究油气运移时,对于轻烃,特别是气态烃,不能忽视分子扩散方式在其物质传递过程中的作用。三、岩石的润湿性润湿性是指流体附着固体的性质,是一种吸附作用。不同流体与不同岩石会表现出不同的润湿性。易附着在岩石上的流体称润湿流体,不易附着在岩石上的流体称非润湿流体。在多种互不混溶的流体共存于岩石孔隙中时,润湿流体又称润湿相,非润湿流体又称非润湿相。例如,在油水两相共存的孔隙中,如果水易附着在岩石上,这时我们称水为润湿相,油为非润湿相,岩石具亲水性;反之,如果油易附着在岩石上,这时我们称油为润湿相,水为非湿润相,岩石具亲油性。岩石的润湿性与岩石矿物组成及流体性质有关。一般认为,由于沉积岩大多在水体中形成,水又是极性分子,因此,岩石颗粒多数为水润湿,能在颗粒表面上形成吸附水膜。但是,对于烃源岩而言,由于本身含有许多亲油的有机质颗粒,又能在一定条件下生成烃类,因此可以认为是部分亲水、部分亲油的中间润湿。岩石的润湿性也具有非均匀性,例如,有时出现强亲水的岩石有一些内表面亲油、强亲油的岩石出现一些内表面亲水。有时还出现混合润湿性,例如,一些大孔隙亲油,小孔隙亲水的现象。岩石的湿润性影响着油气在其中的运移难易程度,不同的润湿性造成油、水两相在孔隙中的流动方式、残留形式和数量不同。在亲水岩石中,孔壁及颗粒表面为水所润湿,水油相不能以薄膜形式残留在孔壁上,而是被挤到孔隙中心部位。当油相饱和度很小时就会形成孤立的油珠(见图 4-2B)。这种油珠可以堵塞孔隙喉道阻碍流体运移,除非有相当大的推力使油珠变形,否则这种“贾敏效应”很难克服。在亲油岩石中,油以薄膜形式附着在孔壁上,成为不能移动的残余油。可见,亲水介质中残留油的数量要比亲油介质中少,但油相在亲水介质中的流动却比在亲油介质中难。图 4-2 孔隙介质中油水的分布形式A 亲油孔隙介质 B 亲水孔隙介质四、油气运移临界饱和度第三章已说明,当岩石中存在多相流体时,由于不同流体之间以及流体与岩石之间的相互作用,不同流体会表现出不同的相对渗透率,相对渗透率除与岩石绝对渗透率有关外,还与流体的性质和含量有关。从第三章图 3-3 和 3-4 中可见,对于一定的岩石,存在最低的含水饱和度、含油饱和度或含气饱和度,各种流体饱和度低于此值时,它们的相对渗透率为 0,即,不发生流动。例如,954) 对亲水的砂岩中进行油水两相吸排水的实验结果表明,油相的饱和度低于 10%时,油相不能流动。在泥岩中测定油相的临界饱和度有很大的难度,目前国内外尚无正式发表的资料。975) 认为,在源岩中由于大部分颗粒的内表面已为油所润湿,油相运移的临界饱和度可小于 10%,甚至可降到 1%。我们把油(气)水同时存在时,油(气)相运移所需的最小饱和度称为油(气)运移的临界饱和度。五、地层压力、折算压力和测压面地下多孔介质中流体的压力称为地层压力,亦可称为地层流体压力或孔隙流体压力。单位为大气压(帕斯卡(。1101直观反映地层压力的大小,工程上常使用水压头的概念。水压头相当于地层压力所能促使地层水上升的高度,表达式为:h= P/(ρ (4中, P 为地层压力,h 为水压头,ρ w 为水的密度,g 为重力加速度。由于,水的密度为1,因此,1 个大气压的地层压力约相当于 10m 高的水柱重量。同一层位各点水压头顶面的连线称该层的测压面,测压面是一个想像的面,用来反映横向上水压头的变化。在静水条件下,测压面是水平的;在动水条件下,测压面是倾斜的。折算压力是指测点相对于某一基准面的压力,在数值上等于由测压面到折算基准面的水柱高度所产生的压力。例如,测点相对于某基准面的高程为 Z(基准面位于测点之上 Z 取负号,之下取正号),其地层压力为 P,则该测点的折算压力 P’为:P’=Zρ =(Z+h)ρ (4算压力大小除与地层实际压力有关外,还与相对基准面位置有关,相对于不同的基准面,有不同的折算压力。但是测压面的空间位置是相同的。即测压面是唯一的。图 4示一个静水盆地的剖面,一个储集层向下弯曲呈盆状,四周出露地表,露头点的高程基本相同,因而均接受地表水的供给(供水区) ,而无泄水区。在这种情况下,该孔隙性地层 c 和 d 点的静水压力分别相当于 的水柱重量,即 Pc= 水压头则分别为 一点的水压头都应等于该点与该层供水区高点之间的海拔高差。当井钻穿该孔隙性地层时,各井中的液面都应上升至与 A 点和 B 点相当的高度。此时各井液面联接成一水平面 为该层的静水压面。图 4单一储集层内的静水压面示意图第 2 节 石油和天然气的初次运移油气自源岩层向储集层的运移称为油气初次运移。源岩层生成的油气,最初是呈分散状态存在于源岩层中的。要形成有商业价值的油气藏,就必须经过运移和聚集的过程,而初次运移是这一运移过程的第一步。一、油气初次运移的相态对于石油的初次运移,尽管存在水溶相与游离相运移之争,但现在越来越多的人已经承认游离相运移占主导地位,水溶相居次要地位。对于天然气初次运移的相态,目前争论不多,一般认为,它可以呈水溶相和游离相运移。另外,在某些条件下,油可溶于气体中,气可溶于油中进行初次运移。作为油气运移的载体进行运移。从运动力学角度,水溶相是最理想的运移状态,水溶液沿细小的孔隙喉道运移,基本不存在毛细管力的阻力。六十年代以前先后有不少著名学者从不同角度支持石油是水溶液状态运移这一论点(909, 918, 924, 930, 940, 1959, 962, 966)。直到六十年代末,由于晚期生油说的确立,才对水溶相运移的重要性表示怀疑。水溶相运移存在的问题首先是由于液态烃类(石油) 大量溶解于水中是比较困难的。虽然随着温度的升高,液态烃在水中的溶解度增加,如图 4示,但在目前公认的生油温度 60~ 150℃区间内,石油在水中的溶解度也不过几 几十 高也不过一百多曲线上可以看出,法默斯原油在 160℃时的溶解度大约是 150多学者根据物质平衡原理计算过,根据生油岩可利用的一切水(如原生水、粘土矿物转化水等)的数量,如此低的溶解度要形成目前已知的石油储量是远远不够。反过来,根据生油岩生油高峰的生油量,若以水溶相初次运移,则水中石油的溶解度至少是在 8000~15000右(974, 978, 978 ),显然,在生油有效温度范围内,如此大量石油溶解在水中是不可能的。图 4原油在水中的溶解度随温度的变化(据 976)烃类化合物在水中的溶解度与分子大小有关。966)研究表明,正构烷烃的溶解性在碳原子为 10 左右出现转折,见图 4-5 所示,这表明碳原子大于 10 以上的烃类在水中的溶解度变化不大,普遍很低。图 4-5 正构烷烃与芳烃在水中的溶解度 966)有的学者提出石油在水中可以呈胶束溶液运移(1959, 1967, 1973),认为在有机质向油气转化的过程中伴生有许多杂原子化合物,如有机酸成分,它们的分子一端有亲油的烃链,另一端为亲水的的极性键,起着表面活性物质的增溶作用,这些表面活性物质在水溶液中达到一定浓度时,会形成分子聚集体,即胶束。但目前多数人不赞成石油以胶束初次运移的观点,理由是表面活性物质数量少。此外,即使存在胶束形式,也存在胶束直径过大(平均 5000A。 )很难通过泥岩细小孔隙喉道进行运移、烃类如何从胶束上释放等问题。综上所述石油以水溶相运移存在许多无法解释的问题,因此,现在坚持这种观点的人已越来越少。但是,对于天然气而言,情况则大不一样。天然气在水中有较大的溶解度,例如,978)测定,在 70力下,温度 ,天然气在地下水的溶解度可达 900 然气在水中的溶解度是随压力的增加而增加的,见图 4-6。因此,天然气可呈水溶相运移.当然,能否以水溶相运移,还要看有无相应的水量.图 4-6 纯水中天然气的溶解度(S)与温度、压力的关系(据胡砺善,1957 )括分散状和连续状油(气) 相。现在越来越多的人认为,游离相是石油初次运移最重要的相态。其证据有,1)对生油岩进行显微观察时,发现有游离相石油存在于烃源岩孔隙或裂隙中,这种现象是油气以游离相运移的最直接证据;2)在较厚的烃源岩剖面中,还可测定出烃源岩对初次运移的色层效应,即随离烃源层-储层接触界面距离的减少,烃源岩中氯仿抽提物含量有减少的趋势,见图 4-7,这种现象也支持游离相运移观点。因为只有游离相运移才能出现色层效应。另一方面,只有这种运移相态才能解释烃源岩生成大量油气的排出,克服了水溶相运移假说所存在的种种难以解释的现象。天然气也可呈游离相运移,特别是当烃源岩大量生气而地层水很少的情况下,天然气则主要呈游离相形式进行运移。图 4- 7 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 (据 978)[122]3 油溶气相、气溶油相众所周知,石油与烃类气体有互溶性,即天然气可以溶解于石油中,石油也可溶于天然气中。因此天然气可溶解于石油中,以油相形式运移,石油也可溶于天然气中以气相方式运移。它们都是游离相形式。许多油田所含的伴生气多是天然气溶于石油中,后来地质条件变化而脱气的结果,同样,许多气田含凝析油也是油反溶于气中的很好例证。4 油气初次运移相态演化油气在地下究竟呈什么相态进行初次运移,取决于烃源层的岩石类型和组构特点、地层温度和压力、埋藏深度、孔隙度大小及孔隙水多少、有机质类型及其生烃量和生烃性质等多种因素。因此,不同地区、不同岩性、不同深度情况下油气运移的相态是不同的。岩类沉积物各种物理参数也不断变化,见图 4-8.因此,对于泥质烃源岩来讲,在低成熟阶段,埋深较浅,孔隙度较大,地层水较多,生烃量较少且胶质、沥青质含量高,这时油气的初次运移以水溶相运移最有可能,水作为载体。在某些适合大量形成生物化学气的环境中,所生成的生物甲烷气可呈水溶相运移外,也可以游离相运移。随着埋深增加,进入生油高峰阶段,由于油气的大量生成,孔隙水不足以溶解掉所生油气,这时油气主要以游离相运移,其中所生的气体多溶于油中,呈油溶气相运移;在生凝析气阶段则主要以气溶油相运移,气作为石油的载体;在过成熟阶段,烃源岩大量生气,这时,天然气则以游离气相运移。参见图 4-9碳酸盐岩由于其易胶结的成岩特点,岩石中缺少水来源,压实作用很弱,因此,其所生油气多是在具备排烃动力后以游离相排出。图 4-8 页岩类沉积物随深度增加各种物理参数的变化(据 978) [122]图 4-9 油气初次运移过程中的可能相态(据 978) [122]二、油气初次运移的主要动力和运移方向油气要从烃源岩中运移出来,必须存在驱动力。目前一般认为,烃类从其源岩层中排出原因是由于烃源岩存在剩余压力。剩余压力是指岩层的实际压力超过对应的静水柱压力的部分;由于不同点的剩余压力不同,从而驱动孔隙流体(包括油、气、水)沿剩余压力变小的方向运移。产生剩余压力的主要原因分述如下:实导致孔隙水排出,孔隙度减少,岩石体密度增加。不同岩性的压实特征不同,碳酸盐容易发生胶结作用,压实作用影响较小;压实早期对泥岩的影响较对砂岩的更显重要,见 4-10 图,0~2000m 范围内页岩孔隙度随深度的变化速率很快,而砂岩则基本稳定。压实作用如何排出孔隙流体?对于一套地层,当其中的流体压力为静水压力时,我们称之为压实平衡,如果在这样一个已达到压实平衡的层序之上又新沉积了一个体密度为ρ 度为 薄沉积层,新沉积物的负荷会使下伏地层进一步压实,此时颗粒要重新紧缩排列,孔隙体积要缩小。就在这些变化的瞬间,孔隙流体就要承受部分上覆负荷压力,结果使孔隙流体产生了超过静水压力的剩余压力。正是在剩余压力作用下,孔隙流体得以排出,当排出一定量后,孔隙流体压力又恢复为静水压力。随着上覆地层的不断增加,孔隙流体压力持续出现瞬间剩余压力与正常压力的交替变化,从而不断把孔隙中流体排出,孔隙体积不断减小。图 4-10 泥岩与砂岩压实特征比较(据 970)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· (4-5)dP l 为剩余流体压力;ρ 新沉积的 积层的密度;ρ w 为地层水的密度;新沉积的沉积层的厚度;g 为重力加速度。对于新沉积物横向厚度均等时,横向剩余压力相等,均为:dP l=(ρ w) (4-6) 不存在横向剩余流体压力,只存在垂向剩余压力梯度:dP l/(ρ w)l 0=(ρ w)g (4-7)这种情况下,压实流体的流动方向为垂直向上。当新沉积层横向厚度有变化时,则剩余压力横向上也有变化,例如楔状沉积物,见图 4-11,厚度 厚度 点垂向剩余压力梯度均为(ρ w)g,同时,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·(l 0x (4-8 ) 在这种情况下,压实流体不仅在垂向上由深部向浅部运移,同时在横向上也发生由比较厚的点向比较薄的点运移。这种厚度变化现象常出现在由盆地中心向盆地边缘的过渡带.因此,常常是压实流体从盆地中心向盆地边缘运移。在砂泥岩互层剖面中,由于压实使泥岩孔隙度减小得比砂岩快,即,在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多,这样泥岩孔隙流体所产生的瞬间剩余压力比砂岩的大,因此,流体的运移方向是由页岩到砂岩。尽管砂岩同样要被压实,但由于所产生的瞬间剩余压力比上下泥岩的小,其压实流体不能进入泥岩,只能在砂岩层中做侧向运移(见图 4当然,正如图 4示,如果泥岩存在厚度差异,其压实流体也可做侧向运移。综上所述,对于一个碎屑岩沉积盆地,从微观上看,压实流体总是由泥岩向砂岩运移,从宏观上看,压实流体总是由深部向浅部、由盆地中心向盆地边缘运移。图 4楔状沉积物负荷下压实流体的排出方向(据 977)图 4泥岩互层剖面中压实流体的运移方向 隙体积不能随上覆负荷增加而减小,导致孔隙流体承受了部分上覆沉积负荷,出现孔隙流体压力高于其相应的静水压力的现象称欠压实现象。由于欠压实泥岩孔隙中存在剩余压力,它具有驱动孔隙流体向低剩余压力的方向运移的潜势,特别是当欠压实程度进一步强化,孔隙压力超过泥岩的承受强度,则会出现泥岩破裂,结果超压流体会通过泥岩微裂缝涌出,达到排液目的,随着流体排出,孔隙超压被释放,泥岩回到正常压实状态。在欠压实带。沉积物的负荷压力是由岩石颗粒和孔隙流体共同承担的,因此颗粒有效支撑应力与孔隙流体压力呈消长关系。欠压实带的孔隙度变化与孔隙流体压力和颗粒有效-13 表示。图 4-13 正常压实带( 欠压实带(上覆沉积物负荷压力(S)、流体压力(P)和颗粒支撑的有效用力(σ)关系图(据 978)欠压实带中异常高压驱动油气水的排出方向是从欠压实中心向上下排出的。图 4示欠压实段中剩余孔隙流体压力及孔隙度的垂向分布示意图。图中的△示剩余流体压力值,△示最大剩余压力值。流体排出的方向由最大剩余压力点向上下运移。图 4欠压实带中流体的排出方向(据 968)构水较多,一般含有四个或四个以上的水分子层,这些水份按体积计算可占整个矿物的50%,按重量计可占22%。这些结构水在压实和热力作用下会有部分甚至全部成为孔隙水,这些新增的流体必然要排挤孔隙原有的流体,从而起到排烃作用。在蒙脱石脱水过程中,其矿物性质也随着改变,最终蒙脱石转变为伊利石。这一过程与温压条件有关。图 4示墨西哥湾沿岸一口井中膨胀型粘土( 大部分是蒙脱石)随埋藏深度含量不断减少,蒙脱石矿物转化率增加较快的深度大约是 3200 米(10500 英尺),在这个深度的温度约为 200F)。图 4胀型粘土 (蒙脱石)向非膨胀型粘土( 伊利石)转化的数量随深度增加的曲线(据 978)在泥岩排液困难情况下,蒙脱石的脱水作用很容易产生孔隙异常高压。984)的研究成果证明蒙脱石脱水有利于流体异常压力的形成,图 4-16 表示的是 A、B 两口井的地层压力突变带都位于蒙脱石转化带内,阴影区表示蒙脱石大量转化区间。图 4- 16 蒙脱石脱水与流体异常压力的关系(据 984)括水) 。干酪根所形成的油气 (包括水)的体积大大超过原干酪根本身的体积,这些不断新生的流体进入孔隙中,必然不断排挤孔隙已存在的流体,驱替原有流体向外排出。当流体不能及时排出时,则会导致孔隙流体压力增大,出现异常压力排烃作用。977)计算过,有机碳含量为1%的烃源岩,所生流体的净增体积大约是 34当于孔隙度为 10%的页岩总孔隙体积的 5%(引自李明诚,1989),可见,由此将引起孔隙流体压力大幅度增加。因此,烃源岩生烃过程也孕育了排烃的动力,由此推断,石油的生成与运移是一个必度增加时体积会膨胀,即具有热增容效应。理想气体的膨胀系数为 4000位体积/ ℃,原油为 1000位体积 /℃,盐水为 400位体积/ ℃ ,淡水为 200位体积/℃(引自李明诚,1989)。图 4水的压力中纵座标代表压力 (lb/横座标代表温度(摄氏或华氏)。水的密度值 (g/等密度线表示,与三个地温梯度线(25℃/8℃/6℃/交叉重叠在图上。地温梯度线与等密度线相交,交点的密度值由于压力的增加(或埋藏深度增加 )而减小 (比容增大)。即水随温度增加而膨胀,其膨胀数量可以根据图推算出来。例如,地温梯度是 25℃/,水的比容从 0kg/ 0lb/力时的 1 11600 lb/力时的 g,后一个压力相当于 7708m(25000埋藏深度。换言之,当埋藏到 7708m 深时,水的体积膨胀了 10%,这是一个很大的数量。图 4的压力容)的关系曲线(据 978)不同地区,地温梯度不同,水的膨胀情况也不同,可用图 4示之。该图表示在三个地温梯度下,水的膨胀情况,纵座标代表水的比容(),横座标表示深度(m);例如,在 6096m(20000深度,地温梯度为 18℃/,水发生的膨胀约为 3%;地温梯度为25℃ /,水膨胀约为 7%;地温梯度为 36℃/,水膨胀约为 15%。图 4常压力带的三个地温梯度(36℃/25℃/8℃/况下,水的比容与深度关系(据 978)上述情况说明:随着地温梯度的增加,水的比容增大,而地温度梯度的大小又常与埋藏深度成正比。因此,随埋藏深度的增加,水的比容也增大,水的这种膨胀将促使流体在地下深处的运移,当然也有助于烃类的运移。在砂泥岩剖面中,砂、泥岩孔隙中的流体都会一样地发生热增容(压)效应,但是由于砂岩渗透性好,本身是一个相对开放的子系统,因此砂岩内往往不会导致压力的异常升高,而泥岩不同,流体往往排泄不畅,容易产生异常高压,因此,泥岩中的流体总是向砂岩中运移的。从宏观上看,水热增压作用促使流体运动的方向,是从地温高的地区向地温低的地区运动,即从深处向浅处,从沉积盆地的中心向边缘运移。这个运移方向与由于沉积物压实作用引起的流体运移方向是一致的。当源岩层处于欠压实状态时,由于欠压实段有异常高的孔隙度及孔隙水含量,这不利于地下深处的热流向上传导,因为水的热导率较低,结果,欠压实地层往往具有异常高的地温,这种异常高的地温及异常大的水体积,必然表现出更大的热膨胀体积,因此,欠压实段的热增压现象较正常压实段更明显。同样,源岩在演化过程中有新生流体(如粘土矿物脱的水、有机质生的烃)进入孔隙,这种热增压现象会更突出。到浓图 4图 4渗析作用示意图含盐量差别越大,产生的渗透压差也越大。根据 967)计算表明,页岩与砂岩盐度相差 50000,可产生 渗透压差,如果两者相差 150000可产生 227渗透压差。在压实沉积盆地中,地层水的含盐量随深度和压实作用的增加而增加。由于盐离子易被页岩吸附过滤,页岩孔隙水的盐度常比砂岩孔隙水的高。图 4b、c 表示含盐量一页(泥)岩孔隙度图中可以看出,页( 泥)岩中水的含盐量与孔隙度成反比关系,即:含盐量增加,则孔隙度减小;因此,含盐量从每层页(泥) 岩的中间部分向边部增高。含盐量与渗透压力之间也是成反比关系,即:含盐量高则渗透压力低;反之,含盐量低则渗透压力高。因此,渗透流体运动的方向,是从含盐量低的部分流向含盐量高的部分,如图 4头所指的方向。所以渗析作用能促进烃类从页( 泥)岩向砂岩中运移,是烃类初次运移的动力之一。图 4砂泥岩间互层层组中,泥岩的孔隙度、流体压力和孔隙水含盐量的分布曲线(据 978)细管压力、扩散作用、碳酸盐岩胶结和重结晶作用等。构造应力作用能导致岩石产生微裂缝系统,这有利于岩石和有机质吸附烃的解吸作用(索洛维耶夫和阿穆而斯基,1983,戈洛莫 1983),特别是对于岩性致密的烃源岩以及煤系源岩的排烃有重要作用。另一方面,侧向构造挤压力在导致地层变形过程,也会有应力传递到孔隙流体身上,从而促使流体运移。毛细管力的作用一般都表现为阻力,仅在源岩层与储集层(运载层)的界面处才表现为动力,由于源岩孔喉较小,储集层(运载层)孔喉较大,两者间存在毛细管压力差,其合力的方向指向孔喉较大的一侧,即储集层(运载层)方向,从而推动油气向储集层(运载层)排出。胶结和重结晶作用是碳酸盐岩源岩排烃的重要动力。胶结和重结晶作用能使碳酸盐岩孔隙变小,促使已存在于孔隙中的油气压力增加,最终导致岩石破裂,油气被排出。扩散作用在岩性致密和高压地层中对天然气的运移有重要作用.在致密的或异常高压地层中,流体渗滤运移比较困难,但天然气可在浓度梯度的驱动下进行分子扩散。7 烃源岩排烃动力演变由上可见,促使油气初次运移的动力多种多样,但需要强调的是在源岩有机质热演化生烃过程的不同阶段,其主要排烃动力有差异,即,上述诸作用力的作用时间及作用大小是不同的。总体来讲,在中-浅层深度,压实作用为主要动力,中-深层以异常压力为主要动力.由于油气大量生成主要发生在中-深层,因此,异常压力更显得重要.下面仅以泥质源岩层为例,分析排烃动力的演变(见表 4在源岩层成岩作用阶段,孔隙度较高,原生孔隙水较多,主要形成少量的低熟-未熟石油,这一阶段,源岩压实作用为主,因此所生成的油气在压实水的作用下被排挤出源岩层;在成熟作用的初期,大量原生孔隙水被排出后,泥岩的孔径和渗透率变小,流体渗流受阻,这时,有机质开始生烃,蒙脱石大量脱水,因此这一阶段欠压实作用、有机质生烃脱石脱水作用以及受温度影响的油气水热增压作用并驾齐驱,迫使油气水排出源岩层;至成熟作用中期,有机质进入生油高峰时期,同时也是粘土矿物脱水的第二个阶段,大量新生流体(油、气、水)不断进入孔隙,导致孔隙压力不断增加形成孔隙异常压力,当其压力超过源岩骨架强度时,就会产生微裂缝,在内部异常高压推动下油气水不断涌出源岩层;在高成熟期,有机质进入生气高峰期,这一时期源岩层相对致密,油气的排出主要是由于气体的生成以及热膨胀作用导致的异常压力的结果。表 4-3 泥质源岩不同阶段的排烃动力埋藏深度 m 温度℃ 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1500~4000 50~ 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4000~7000 150~250 高成熟-过成熟 有机质生气、气体热增压、扩散三、初次运移的途径油气从源岩层向储集层中运移的途径主要有孔隙、微层理面和微裂缝。在源岩低成熟移的途径主要是孔隙和微层理面;但是在源岩成熟- 过成熟阶段油气运移的途径主要是微裂缝。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(962; 973;978)。1962 )认为当流体压力超过静水压力的 时,岩石就会产生裂隙。978)认为在松软地层中流体压力只要达到上覆静岩压力的 80%时,就能打开原有近水平的脆弱面(例如,层理、裂隙),并形成新的垂直微裂缝。这种微裂缝具有周期性开启与闭合特点(981;,1983)。981)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。(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(见图 4-21)。(1971)曾对含有固定有机组分的粘土岩进行加热、加压模拟微裂缝形成实验(图4- 22)。实线表示压力变化,虚线表示排气量。开始的机械压力为 440kg/热时可驱出的 甚微,直到压力增加到 540kg/,粘土岩开始破裂,产生微裂缝,相应地驱出的 急剧增加,同时,压力开始释放。图 4-21 干酪根生成烃类过程中,微裂缝的形成与烃类的注入(据 ,1983) 图 4-22 含有有机质粘土加压实验,表示微裂缝对油气运移的影响(据 ,1971 )气初次运移模式油气初次运移可以归纳为三个模式: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、运移动力、运移途径(通道)等方面均有差异,可分别用来述不同演化阶段源岩的排烃特点。1  未熟-低熟阶段正常压实排烃模式在未熟-低熟阶段,源岩层埋深不大,生成油气的数量少,源岩孔隙水较多,渗透率相对较高,部分油气可以溶解在水中呈水溶状态,部分可呈分散的游离油气滴,在压实作用下,随压实水流,通过源岩孔隙运移到运载层或储集层中。这一模式是基于压实作用对源岩排液的影响而提出的。2  成熟-过成熟阶段异常压力排烃模式在成熟-过成熟阶段,源岩层已被压实,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,孔隙水不足以完全溶解所有油气,大量油气呈游离状态,同时,欠压实作用、蒙脱石脱水作用、有机质生烃作用以及热增压作用等各种因素导致孔隙流体压力不断增加形成流体异常高压,成为排烃的主要动力。异常压力排烃存在两个相互联系和转化的过程(阶段):当生油岩孔隙网络内部建立起的压力增高还不足以引起岩石产生微裂缝时,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而使得毛细管力并不太大的话,那么,油气就可以从 生油岩中慢慢驱出,不需要裂缝存在,在这种情况下,油气在异常压力作用下被驱动应是个连续的过程。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。待压力恢复升高和微裂缝重新开启后,又发生新的涌流。因此,这一阶段是油气水以一种间歇式、脉冲式(不连续)方式进行的混相涌流。上述连续油气相运移过程和脉冲式不连续混相运移过程是异常压力增高过程中的两个阶段,两者可以相互转化,周期性发生。3 轻烃扩散辅助运移模式轻烃,特别是气态烃,具有较强的扩散能力,由于扩散作用是一种分子运移行为,因此与体积流相比,效率较低,但在源岩中轻烃扩散具有普遍性。许多学者认为,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中(1979, 1980, 1982)。气体通过短距离的扩散进入最近的输导层面、裂缝系统、断层和所夹的粉砂岩透镜体中后,即转变为其它方式进一步运移到储层中。因此,轻烃的扩散可以作为一种辅助运移模式。但是,对于深层储层非常致密,或者处于流体异常高压状态的地层,流体的渗流几乎不可能进行,这时,天然气的扩散作用则显得更为重要。 五、烃源岩有效排烃厚度源岩所生成的油气,由于受到各种因素的制约(例如源岩厚度很大、渗透率很小、排烃动力不足等)并不是全部都能运出源岩层,例如
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本文标题:第4章 石油地质学
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