《石油地質(zhì)綜合研究方法》課件03-排烴機(jī)理和研究方法

1、第二章 排烴機(jī)理和研究方法第一節(jié) 基本概念整體研究薄弱概念和假設(shè)多手段和方法少一、孔隙介質(zhì)中油水的分布形式A-親水孔隙介質(zhì)：孔壁及顆粒表面為水所潤濕，油相被擠到孔隙中心部位。當(dāng)油相飽和度很小時(shí)就會(huì)形成孤立的油珠。這種油珠可以堵塞孔隙喉道阻礙流體運(yùn)移，稱為“賈敏效應(yīng)” b-親油孔隙介質(zhì)：油以薄膜形式附在孔壁上，成為不能移動(dòng)的殘余油。 親水介質(zhì)中的殘余油比親油介質(zhì)中少，但油相在親水介質(zhì)中流動(dòng)比親油介質(zhì)中難。b-親油孔隙介質(zhì)A-親水孔隙介質(zhì)二、油氣初次運(yùn)移和二次運(yùn)移的概念 地層中的油氣當(dāng)受到某種動(dòng)力的驅(qū)使而發(fā)生流動(dòng)的過程，稱為油氣運(yùn)移。 初次運(yùn)移是指油氣在生油巖中生成后，烴分子從干酪根格架上釋放出來

2、并被排出生油巖的過程。 二次運(yùn)移是指油氣進(jìn)入儲集層或運(yùn)載層以后的一切運(yùn)移，它包括油氣在儲集層或運(yùn)載層內(nèi)部的運(yùn)移、油氣沿?cái)鄬?、裂隙、不整合面等通道的運(yùn)移以及聚集起來的油氣由于外界條件的變化而引起的再次運(yùn)移。 原始運(yùn)移是指油氣從生油母質(zhì)中析出和脫離母質(zhì)表面的過程。二、油氣初次運(yùn)移發(fā)生的時(shí)間和條件 油氣初次運(yùn)移研究的基本內(nèi)容包括：運(yùn)移的相態(tài) 、動(dòng)力、運(yùn)移通道、運(yùn)移時(shí)間、運(yùn)移方式、運(yùn)移臨界飽和度以及運(yùn)移量。 關(guān)于油氣初次發(fā)生的時(shí)間和條件： Leythaeuser等（1989）曾指出只有當(dāng)生油層中生出了足夠數(shù)量的烴類才會(huì)發(fā)生。 Cordell （1972）在綜合分析研究了世界上主要含油氣盆地資料后認(rèn)為油

3、氣大量運(yùn)移發(fā)生在油氣大量生成之后。 Philippi（1974）認(rèn)為只有當(dāng)油氣生成數(shù)量飽和了生油巖孔隙之后才能排出。 Durand（1988）明確指出生油巖孔隙網(wǎng)絡(luò)中的石油飽和度三、初次運(yùn)移的相態(tài)和動(dòng)力()石油的初次運(yùn)移相態(tài) 1.水溶相運(yùn)移 包括分子溶液和膠束溶液的運(yùn)移G.I.Admas(1903年)最早提出，C.O.McAuloffe(1966)等， 優(yōu)點(diǎn)：生油層中水的流動(dòng)不存在毛細(xì)管阻力，只存在水分子之間的內(nèi)磨擦力。存在問題： 水源問題： 溶解度問題： 化學(xué)成分問題：石油在水中的溶解度很低，25100。幾個(gè)PPM到10PPM，100-150以上溶解度才有明顯的增加，可以達(dá)100ppm或更高

4、。原油在水中的溶解度隨溫度的變化正構(gòu)烷烴與芳香烴在水中的溶解度烴類在水中的溶解度與分子大小有關(guān)。正構(gòu)烷烴的溶解性在碳原子為10左右出現(xiàn)轉(zhuǎn)折，表明碳原子大于10以上的烴類在水中的溶解度變化不大，普遍很低。 水源問題： 石油在水中溶解度很低，再加上石油又是晚期生成的和運(yùn)移的，是否有充足的水來溶解烴類，這時(shí)一個(gè)極尖銳的問題。 地化方面的問題： 如果水溶液是石油初次運(yùn)移的主要方式。輕烴溶解度最大：那么石油中輕烴應(yīng)占優(yōu)勢，然而事實(shí)恰好相反。 芳烴在水中溶解度大，但芳香烴的石油在世界上最少，烷烴溶解度最小，而烷烴族石油卻最多。 E.G.Baker(1959, 1967)和R.J.Cordell(1973)

5、提出石油在水中可以呈膠束溶液進(jìn)行初次運(yùn)移，他們認(rèn)為：有機(jī)質(zhì)烴類轉(zhuǎn)化過程中，伴有不少有機(jī)酸RCOOH，它們的分子一端有親油的烴鏈，另一端有親水極性鏈，起著表面活性物質(zhì)的增溶作用，當(dāng)這些表面活性物質(zhì)在水溶液中達(dá)到一定濃度的時(shí)候，它們就形成分子聚集體，通常稱之為膠束。它們的極性端因親水而向外，非極性端因親油而向內(nèi)，形成規(guī)則的分子集合體。在膠束中心的親油部分就可以增溶一部分烴類。這種假設(shè)提出后遭到很多人反對。傾水傾油存在問題： 表面活性物質(zhì)數(shù)量少； 膠束直徑過大(平均5000A。)，很難通過泥巖細(xì)小孔隙喉道； 烴類如何從膠束上釋放不清楚。頁巖類沉積物隨深度增加各種物理參數(shù)的變化膠束直徑過大(平均500

6、0A。)，很難通過泥巖細(xì)小孔隙喉道2.游離相 游離油相和游離氣相，呈分散狀或連續(xù)狀油相、氣相 。 石油初次運(yùn)移最重要的相態(tài)。證據(jù)： ）游離相石油存在于烴源巖孔隙或裂隙中； ）厚烴源巖剖面可測定出對初次運(yùn)移的色層效應(yīng)。 阿爾及利亞儲集層上覆頁巖生油層中 烴類、膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量分布 原油和抽提物C21正構(gòu)烷烴分布的相互消長關(guān)系存在問題： 1) 毛細(xì)管阻力油氣藏難以克服毛細(xì)管壓力，若油水為310-2Nm，孔喉直徑分別為100A和50A，毛細(xì)管阻力應(yīng)為120bar，只有當(dāng)外界動(dòng)力大于這一阻力時(shí)，油源才能通過孔喉。顯然很困難。 2) 連續(xù)油相飽和度，油飽和度很低時(shí)就呈分散狀，飽和度高時(shí)呈連續(xù)狀，當(dāng)連續(xù)油

7、相含油飽和度較高時(shí)，可以形成連續(xù)的親油通道，因此連續(xù)油相運(yùn)移時(shí)基本不存在毛管阻力問題. H.G.Botset(1940)在砂巖中雙相流動(dòng)實(shí)驗(yàn)證明：砂巖中臨界油飽和度為20%。 石油溶于天然氣之中以氣相方式運(yùn)移，60年代初，Zhuze，Sokolov等主張這種觀點(diǎn)。 世界上許多油田含濕氣或凝析氣就是氣溶相運(yùn)移的證據(jù)。 3.氣溶相運(yùn)移在相同溫度下，石油在天然氣中的溶解度隨壓力增加而增加。油氣初次運(yùn)移相態(tài)取決于： 烴源巖類型、溫度和壓力、埋深、孔隙度大小及孔隙水含量、有機(jī)質(zhì)類型及其生烴量等。不同巖性、不同演化階段運(yùn)移相態(tài)不同：4、初次運(yùn)移相態(tài)演化油氣初次運(yùn)移過程中的可能相態(tài)低成熟階段，水溶相運(yùn)移最有

8、可能生油高峰階段，主要以游離油相運(yùn)移生凝析氣階段，以氣溶油相運(yùn)移過成熟干氣階段，以游離氣相運(yùn)移液態(tài)烴應(yīng)以游離相排運(yùn)為主通道：微裂縫結(jié)論 天然氣初次運(yùn)移相態(tài)主要有溶解相、游離相、擴(kuò)散相三種運(yùn)移相態(tài)，這三種相態(tài)都是由天然氣的物理性質(zhì)所決定的，因此，爭論比較少(不象石油初次運(yùn)移相態(tài)那樣復(fù)雜)。 (1) 水溶相天然氣溶解在地層水中。 天然氣在常溫常壓下，在水中的溶解度，一般比石油在水中的溶解大100倍(Bonham，1978)，在高溫高壓下還要大。主要特點(diǎn)：(二) 天然氣初次運(yùn)移相態(tài) 特點(diǎn)：1)：甲烷溶解度比其同系物大的多： 2)：水熔相還可以避免毛細(xì)管阻力； 3)：自然界中廣泛存在水溶性氣藏。 （1

9、）在30MPa的壓力下，天然氣的溶解度可達(dá)3-4m3/m3（2）80時(shí)溶解度最低（3）隨礦化度增加溶解度降低松遼盆地CH4、CO2氣水中溶解度縱向變化 (2) 油溶相天然氣溶解在石油中 天然氣在石油中的溶解度比在水中大得多。據(jù)Sokolov(1956)研究，在常溫常壓下甲烷在油中的溶解度比在水中約大9倍；乙烷在石油中的溶解度比在水中大25-45倍；丙烷在油中的溶解度更大約為水中的1000倍，并隨壓力增加得更明顯。由此可見，當(dāng)源巖中有石油存在時(shí)天然氣將優(yōu)先溶解其中，并以石油為載體進(jìn)行初次運(yùn)移。從另一方面講，石油的粘度和密度也因溶有天然氣而大大降低，同時(shí)也促進(jìn)了石油的運(yùn)移。 我國渤海灣盆地與油伴生

10、的油型氣，其產(chǎn)狀多為與油共存的溶解氣、氣頂氣、夾層氣、單獨(dú)存在的氣藏很少，看來這就是天然氣呈油溶相運(yùn)移的結(jié)果。主要特點(diǎn) 特點(diǎn)：1)天然氣先溶于石油、后溶于水、再游離相。 2)以石油為載體運(yùn)移很重要； 3)天然氣溶于石油后，促進(jìn)石油的運(yùn)移。 (3) 游離相 當(dāng)源巖生成的天然氣在滿足了油、水兩相的溶解量之后，就會(huì)有游離氣相產(chǎn)生。由于氣體分子、粘度和密度都比石油小的多，因此氣體通過巖石中細(xì)小孔隙和喉道的能力就比石油強(qiáng)的多。但是與石油的運(yùn)移一樣，游離氣的運(yùn)移也面臨著多相流動(dòng)的相對滲透率(臨界運(yùn)移飽和度)和毛細(xì)管阻力的問題。主要特點(diǎn): 特點(diǎn)： 1）游離相運(yùn)移的條件Sg=l0%。 2）游離氣相運(yùn)移受到阻力

11、大，因氣水界面而張力比油水大的一倍。 3）大量排氣仍需游離相，是天然氣排烴的主要運(yùn)移方式。（4）擴(kuò)散相 從理論上講任何物質(zhì)只要存在著濃度差，就有分子擴(kuò)散的趨勢以達(dá)到濃度上的平衡。 Sokolov(1956)曾計(jì)算過，甲烷通過埋深1790m的泥巖，每lm2在lMa內(nèi)能擴(kuò)散20.6m3。如果氣田的面積為10km2，則在1Ma內(nèi)可擴(kuò)散掉2108m3，這樣的速度在漫長的地質(zhì)年代中和在更廣大的面積上還是相當(dāng)可觀的。 Hinch(1978)認(rèn)為：當(dāng)泥巖孔隙直徑被壓實(shí)降低到25-24A時(shí)，其對烴類的滲流作用基本上停止，此時(shí)烴類主要是呈單分子的擴(kuò)散相運(yùn)移。 特點(diǎn)： 1）擴(kuò)散相運(yùn)移不含時(shí)間地點(diǎn)限制，具廣泛性、持

12、續(xù)性。 2）擴(kuò)散相是天然氣所獨(dú)存的，因?yàn)槭蛿U(kuò)散可以忽略。 3）擴(kuò)散導(dǎo)致運(yùn)移組分異明顯。主要特點(diǎn)： (4) 天然氣初次運(yùn)移相態(tài)的演變（縱向變化） 1) 石油運(yùn)移的相態(tài)比較單一主要是油相，而水溶相和擴(kuò)散相幾乎沒有重要性。 2) 天然氣運(yùn)移可以是水溶相、油溶相、氣相和擴(kuò)散相，而且每種相態(tài)在不同的階段上都具有重要性。 3) 天然氣的運(yùn)移在各個(gè)演化階段上都遠(yuǎn)比石油活躍。這種特征決定了天然氣勘探的時(shí)空領(lǐng)域比石油更廣闊，同時(shí)也決定了天然氣比石油更難于保存。石油天然氣初次運(yùn)移相態(tài)的根本區(qū)別在于：初次運(yùn)移動(dòng)力： 壓實(shí)作用（正常壓實(shí)、欠壓實(shí)） 烴類氣體生成作用 水熱增壓作用 粘土礦物脫水作用 滲透作用 擴(kuò)散作用

13、 通道？沒有一種模式能讓大多數(shù)人普遍接受和充分信任。大多數(shù)人贊同以連續(xù)油相運(yùn)移為主。天然氣運(yùn)移相態(tài)包括水溶相、油溶相、游離相或擴(kuò)散相中的一種或多種。在不同演化階段油氣運(yùn)移相態(tài)可以發(fā)生變化。烴類運(yùn)移相態(tài)小結(jié)第二節(jié) 排烴厚度、排烴效率和排烴系數(shù)一、基本概念1、排烴厚度： 烴源巖生成的油氣能夠有效排出的源巖厚度，包括上排厚度、下排厚度2、排烴效率 烴源巖排出量烴與生成量的百分比。3、排烴系數(shù) 排烴量與生成量的比值（小數(shù)）。二、排烴厚度及研究方法（1）地球化學(xué)方法（2）流體壓力法1 各類烴源巖排烴特征 2 排烴厚度及研究方法充分排烴類型中的統(tǒng)一的壓力梯度分布 充分排烴型： 在壓實(shí)過程中，泥巖層中的烴類

14、能向上下充分排出，沒有相對優(yōu)越的方向，它與一些薄層砂泥巖互層的巖性組合形式有關(guān)，如指狀式砂泥組合、砂包泥式砂泥、泥巖嵌入式組合，其中砂泥巖互層，且其中單層泥巖很薄，一般小于5米。一方面，這種巖性組合能使烴類容易從泥巖中出來，進(jìn)入砂層，另一方面，在這種巖性剖面中，流體壓力具有統(tǒng)一的較小的壓力梯度，使流體運(yùn)移方向較為均勻。1 各類烴源巖排烴特征 牛6井砂巖嵌入式;坨158井指狀式坨76井砂包泥式充分排烴型薄層砂泥巖互層 泥巖層中烴向外排出有一個(gè)優(yōu)先的排出方向。 這種排烴類型一般發(fā)育于單層泥巖稍厚（5mh2.0%TOC:1.0%-2.0%2.烴源巖排烴門限和效率湖相源巖生烴動(dòng)力學(xué)模型HIo 為750

15、mg/gTOC，加熱速率2/Ma湖相油源巖HI 和TI 隨溫度的變化生烴動(dòng)力學(xué)依據(jù)未加熱前，TI20mg/gC，HI恒定在750mg/gC溫度達(dá)到110時(shí)，TI達(dá)到40mg/gC，并繼續(xù)升高，HI開始降低加熱過程中，TI最大可達(dá)100mg/gC（最大吸附量），HI急劇降低之后（170），TI穩(wěn)定在40mg/gC左右因此可用HI與TI判斷烴源巖生排烴階段及生排烴效率2. 烴源巖排烴門限和效率干酪根瀝青油生烴的初始階段主要產(chǎn)物是中間產(chǎn)物瀝青，這時(shí)瀝青沒有大量變成油，表現(xiàn)為HI 不降低，類似于HIo，瀝青A 數(shù)量增高，但TI 數(shù)值并沒有增高。隨溫度增高，更多瀝青生成，同時(shí)瀝青也轉(zhuǎn)化為油，表現(xiàn)為TI

16、數(shù)值增高，一般大于40mg/gTOC，在40-100 之間，烴類開始排出。青一段HI沒有降低,但TI已明顯增高,源巖干酪根已生成瀝青,但沒有明顯排烴.要與初始狀態(tài)的HI,TI和瀝青A比較生烴動(dòng)力學(xué)依據(jù)這些探井源巖HI、TI、瀝青A 與TOC 關(guān)系提示黑魚泡凹陷排油門限深度約在2000m2.烴源巖排烴門限和效率高豐度湖相源巖(TOC 2%)生排烴判識標(biāo)志傳統(tǒng)的用鏡質(zhì)體反射率劃分源巖生排烴階段的方法精度不夠生排烴的識別標(biāo)志2.烴源巖排烴門限和效率大47井典型探井湖相源巖生排烴分析排烴門限深度約為1980米青山口組查37井典型探井湖相源巖生排烴分析查37排烴門限深度約為2100米青山口組新338井典

17、型探井湖相源巖生排烴分析100012001400160018002000020406080100120TI(mgHC/gTOC)DEPTH(m)新338排烴門限深度約為1520米青山口組孤33井青一段、青二段、嫩一段烴源巖處于低熟階段，已生成瀝青，排烴不明顯。典型探井湖相源巖生排烴分析乾225排烴門限深度約為1970米青一段排烴門限深度確定青山口組廟133排烴門限深度約為1100米青一段排烴門限深度確定乾225排烴門限深度約為1400米嫩一段排烴門限深度確定青山口組嫩江組典型探井湖相源巖生排烴分析青一段烴源巖生排烴分析：成熟階段，大量排烴成熟階段，大量排烴未成熟階段未成熟階段成熟階段，開始排烴低熟階段，排烴不明顯低熟階段，排烴不明顯烴源巖質(zhì)量較差典型探井湖相源巖生排烴分析嫩一段烴源巖生排烴分析：低熟階段，排烴不明顯低熟階段，排烴不明顯成熟階段，開始排烴成熟階段，大量排烴未成熟階段未成熟階段未成熟階段 排烴門限確定后可以確定有效烴源巖厚度。 排烴效率計(jì)算方法轉(zhuǎn)化率：殘