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第四章石油和天然气的运移4.4.3 物理模拟方法研究油气运移（1）初次运移物理模拟●主要模拟油气从烃源岩排出的条件、方式、相态、临界排烃饱和度、排烃数量和排烃效率等方面的情况。
●早期的初次运移模拟大多数从属于生烃模拟实验，即利用生烃模拟所获得的气相和液相产物，通过换算可以得到某一温度下各相的数量或最终排烃量和排烃效率。
●20世纪90年代，我国胜利油田地质科学研究院研制出油气生成运移物理模拟系统装置，该系统可模拟地下5～6km深处油气生成和运移情况。
●排烃饱和度模拟研究成果：许多学者认为临界排油饱和度为0.1%～10%之间（Levorsen ，1967；Dickey ，1975等）。
5%~10%1%~10% 0.1%0.35% 0.3% 0.9% 根据成熟母岩抽提的烃含量推测排烃饱和度： 0.1%～0.35%（Hunt ，1961；Philip ，1965；Tissot ，1971；Momper ，1971）。
Welte （1987）认为油要占据页岩孔隙中有效空间的25%才能排出。
李明诚，汪本善（1991）认为一般泥质生油岩临界排油饱和度在5%左右，并取决于泥岩中较大孔隙所占的比例。
●研究内容：（2）二次运移物理模拟孔隙介质中油气运移和聚集的物理模拟流动水对石油二次运移和聚集的影响利用高温高压岩心驱替装置研究油气运移不同输导层的油运移模拟：均质和非均质砂层、碳酸盐岩地层、断层、不整合●油气二次运移模拟实验内容：孔隙介质中油气运移模拟：Lenormand（1989）等利用微观模型，研究了孔隙介质中非混溶驱替过程，并利用毛细管数和黏性比值系数将毛细管力对油气运移的影响概括为三种形式。
油驱水的过程所呈现的三种形式：黏性指进毛细指进稳定驱替有缘学习更多＋谓ｙｇｄ３０７６或关注桃报：奉献教育（店铺）优势式路径指进式路径活塞式路径3种运移模式在不同运移时刻的路径特征（侯平，2010）运移时间（min）模型:装满玻璃珠或河沙的玻璃管，强亲水模型。
基于应力场分析的辽河滩海地区油气运移规律研究【摘要】本文通过对辽河滩海地区地质构造条件的调查，应用基于应力场分析的数值方法，分析了辽河滩海地区油气分布规律，得出控制辽河滩海地区油气成藏的主要因素，对于研究该区域油气勘探开发技术和油气成藏及演化提供重要理论依据。
【关键词】地应力有限元应力场模拟油气运移辽河滩海地区位于辽东湾北部，西起葫芦岛，东到鲅鱼圈连线北侧，包括水深5米以下的浅海、海滩及陆滩区域，属渤海湾盆地滩海地区的重要组成部分。
经勘探其储藏了大量的油气资源。
油气运移是指石油和天然气在地壳中因各种自然因素的作用而发生的流动。
油气运移过程通常包括初次运移和二次运移两个阶段，油气在生油层分布较零散，在地层静压力、热力等作用下向邻近的储油层运移，被称为初次运移。
进入储油层后因环境条件的变化而产生的油气运移统称为二次运移。
本文通过对辽河滩海地区地质条件概况的深入分析，基于有限元方法计算该地区地应力场和油气运移的主要指标，预测该地区的主要含油区及易采区，为油田注采方案的制订提供可靠依据。
1 地质构造分析辽河滩海地区的地理条件很复杂，由多条河道、沙洲及滩涂由于的东部凹陷盆地，同时因处于渤海弯，海潮活跃，是一个中、新生代呈“三凸两凹”的构造格局的断陷型盆地。
主要分布9个正向二级构造带：东部正向构造带即太阳岛-葵花岛断裂背斜构造带和燕南潜山带；西部正向构造带即西部斜坡带、笔架岭构造带和葫东构造带；中部正向构造带发育有仙鹤-月牙断鼻构造带、海南-月东披覆构造带、海南东坡超覆构造带与盖州滩断鼻构造带[2]。
以及海南洼陷与盖州滩洼陷2个负向构造带。
该地区的地层由古生界、中生界和新生界古近系沙河街组、新近系馆陶组及东营组等多个含油气层系组成，其中主要有沙一、沙三及东三段烃源岩，上覆有良好的泥岩盖层，具有良好的封闭能力。
另外太阳岛断裂背斜构造带内分布多个局部构造和圈闭，如葵花岛构造和太阳岛构造等。
2 基于应力场的油气运移数值分析近来针对油气运移研究主要为动力耦合系统研究，主要的研究方法有：地质构造及其演化分析、物理模拟实验、地应力现场实测和计算机数值模拟四种[3]。
地质储气库埋藏层孔隙结构特征与油气运移规律分析地质储气库是一种储气设施，利用深层地下空间（如盐层穹丘、岩石洞室等）储存大量天然气或人工气体，是保障国家能源安全的重要手段。
地质储气库的地质条件对于气体储存和排放起着至关重要的作用。
而储层岩石的孔隙结构对于地质储气库的储气量和储存方式等方面也有很大的影响。
下面本文将重点分析地质储气库埋藏层孔隙结构特征和油气运移规律。
一、地质储气库埋藏层孔隙结构特征地质储气库的储层数一般是介于8000米到15000米之间。
埋藏层的岩石内部有各种类型的孔隙（包含间隙、微型裂隙、晶隙、原生孔隙、溶孔等），它们的尺度通常在纳米、微米、毫米和厘米级别。
随着孔隙尺度的变小，储层岩石的比孔容也会逐渐增大。
越小的孔隙对于储层岩石的储气量也越有利，因为它们的储存能力相对来说更加稳定和持久。
一些研究表明，在储层岩石中间隙和微小孔隙以及裂隙的比例是较高的，同时，适当的溶孔可增加储层岩石的孔隙度和渗透率，从而使天然气的存储和释放更为方便。
二、油气运移规律分析油气在储层岩石中的运移主要包括体积流动和分子扩散两种方式。
在大型孔隙和裂陷带内，油气流动路径比较简单，油气的运移可以直接通过孔隙隧道和裂缝。
而在微小孔隙中，油气分子基本逗留在孔隙内，直至压力渐变足以引起溶解气体的扩散时，才会漂移沿压力梯度。
当孔隙尺度小到纳米和亚纳米级别时，油气的分子扩散成为主要的运移方式。
在储层环境下，孔隙内油气溶解最多，油气分子通过扩散自由地在孔隙中运动，因此有效数量的气体释放时间会明显延长。
另外，岩石孔隙粒径分布和孔隙形状也是影响油气运移的重要因素。
当孔隙连通性良好且粒径大小和形状较为均匀时，油气的运移速度会快一些。
另外，孔隙分布和连通性的局部变化也会导致岩石的渗透性和存储性能发生变化。
因此，对于储层岩石孔隙结构的分析和研究非常重要，可以为储气库的储气和开发提供重要的参考依据。
三、结论地质储气库的储层岩石的孔隙结构对于天然气的储存和储气库的开发非常重要。
第六章高青油田北区油气运聚规律油气运移作为油气成藏中连接生烃与圈闭之间的“桥梁和纽带”，一直是石油地质工作者研究的热点，同时也是研究的难点。
油气运移通道类型及其空间组合形式是决定油气在地下向何处运移、在何处成藏以及成藏类型的重要因素。
从烃源岩排出的油气运移途径有三种：（1）进入与烃源岩直接相邻的不整合面进行斜侧向运移；（2）沿断入烃源岩的开启性断层进行斜侧向或垂向运移；（3）进入与烃源岩直接相邻的砂体，即烃源岩上下的储层。
因此，油气的运移通道主要有三种：储层、断裂和不整合。
上述三种运移途径在地质空间中的存在并非总是以单一形式存在，而往往是以相互组合的形式形成一个立体的油气运移通道网络，砂体、不整合的通道性能相对较稳定，而断层在油气运聚中所起的作用在不同地质时期可以由通道变成封堵面。
在前面分别就本区砂体分布特征、断层、不整合面与油气运聚关系进行探讨的基础上，本项目综合考虑三种油气运移通道的时空匹配，建立起本区综合运聚模型，并就其油气藏分布规律进行了探讨（图5－1，5－2）。
图5－1 高青油田油气运聚成藏平面模式图一、高青油田北区油气运聚模式前人研究结果表明，高青油田北区的油气来源于高青断裂东侧的博兴洼陷，烃源岩为沙四、沙三段的黑色泥、页岩，馆陶期开始排烃，油气向洼陷四周的髙部位运移、聚集（图5－1），形成了樊家油田、博兴油田、金家油田、正理庄油田等油气田，油气向西运移至高青断裂带时，此时该断裂带依然处于活动状态，成为油气垂向运移的良好通道；在垂向运移过程中，遭遇高青断层西盘的砂体及由于不整合面发育而形成的风化壳，加之断裂两盘良好的砂体对接关系，油气开始进入西盘，并沿地层上倾方向进行垂侧向运移。
图5－2 高青油田油气运聚模式剖面图在高青油田北区，中生界顶部的风化壳、孔店组、沙河街组及N/E不整合面的上倾方向均为SSW，油气在各通道中由NNE向SSW朝构造高部位运移，由于泥岩、断层的封堵、以及岩性尖灭等因素，形成了不同类型的油气藏，主要有：（1）地层不整合油气藏：由于储层上倾方向或上方受不整合面遮挡而形成，油气层可以存在于不整合面之上，也可在其下。
牛庄洼陷-八面河油田油气运移规律
郑亚斌;黄海平;周树青;杜秀娟
【期刊名称】《油气地质与采收率》
【年(卷),期】2007(014)006
【摘要】为研究牛庄洼陷到南斜坡八面河油田的油气运移成藏规律,对原油进行饱和烃气相色谱、生物标志物、咔唑类、酚类等地球化学分析.研究结果表明,牛庄油田原油以来自沙三段的成熟油为主,王家岗油田原油为成熟油与低熟油的混源油,而八面河油田以来自沙四段低熟油为主,并混入部分沙三段成熟油.油气运移的方向为自洼陷中心向周边呈"离心"式运移,以沿砂体横向运移和沿断层垂向运移结合的方式为主.
【总页数】4页(P43-46)
【作者】郑亚斌;黄海平;周树青;杜秀娟
【作者单位】中国石油大学,北京102249;中国石化石油勘探开发研究院,北
京,100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国地质大学(北京)能源学院,北京,100083;中国矿业大学(北京)资源与安全工程学院,北京,100083
【正文语种】中文
【中图分类】TE112.12
【相关文献】
1.牛庄洼陷油气成藏条件及成藏模式分析 [J], 肖淑民;钟建华;夏景生
2.东营凹陷牛庄洼陷地层流体演化与油气成藏 [J], 解玉宝
3.牛庄洼陷东部王58地区5砂组油气富集规律 [J], 蔡宏兴;王新征;邱隆伟
4.“牛庄洼陷沙二段隐蔽圈闭成因及油气藏分布规律研究”通过省级鉴定 [J], 焦念友
5.牛庄洼陷“岩性油气藏”油气成因 [J], 李素梅;邱桂强;姜振学;高永进
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水平井分段多簇压裂暂堵球运移封堵规律水平井分段多簇压裂暂堵球运移封堵是一种常用的油气井完井技术。
在该技术中，通过对水平井进行分段压裂，产生多个裂缝，同时利用暂堵球技术在裂缝上方形成封堵区域，使油气只能从裂缝中流出，提高井产能。
该技术已经得到广泛应用，但由于其操作复杂，在封堵区域内的运移规律和封堵规律研究仍面临一定挑战。
运移规律是指油气在封堵区域内的移动规律。
在封堵区域内，油气被限制在裂缝中流动，而封堵球又阻断了裂缝底部的油气流动。
不同裂缝之间的油气运移可能存在差异。
一些研究表明，随着时间的推移，油气会从高压区向低压区运移，其中，高压区是指封堵球附近，低压区则是指裂缝远离封堵球的区域。
此外，油气分布也可能受到压力梯度的影响，即从高压区到低压区压力逐渐降低。
封堵规律是指封堵球在裂缝顶部形成的封堵区域的形态和组织结构。
封堵球以良好的弹性和可压缩性为特点，充分沟通了裂缝底部与顶部之间的空隙。
随着封堵时间的增加，封堵球逐渐变硬，但裂缝中的油气流动仍可使其变形。
使用不同直径和长度的封堵球可以形成不同大小的封堵区域。
此外，裂缝中的油气流动也可能对封堵球的模型产生影响，例如，油气流动可能会破坏封堵球结构，从而降低封堵效果。
针对以上运移规律和封堵规律的研究，可采取以下几种措施来提高井产能。
1.优化封堵球的选择。
根据不同地质条件和工程要求，选择合适的封堵球直径和长度，确保封堵球可以最大限度地填充裂缝中的空隙，并尽可能增加封堵区域。
2.在裂缝顶部设置垂直隔离管。
在裂缝顶部设置垂直隔离管能够限制油气在不同裂缝之间的运移，并有助于提高封堵球的效果。
同时还能减缓裂缝产生的应力，并有助于取样和测试裂缝破坏压力。
3.加强封堵球的稳定性。
封堵球的稳定性直接影响封堵效果。
可以采取措施保持封堵球在裂缝区域内的活动性和可固定性，例如添加一定量的固定粉末和水泥等物质，这些物质可以增加封堵球的强度和稳定性。
总之，水平井分段多簇压裂暂堵球运移封堵技术为提高油气井的采收率发挥着重要作用。
万方数据·８·大庆石油地质与开发２００９年箕状断陷湖盆。
由于受断裂活动的影响，凹陷内下白垩统各组段地层的沉积特征变化较大，阿尔善组主要为扇三角洲和湖相泥岩沉积；腾一段为断陷湖盆发育全盛期，主要为巨厚的湖相泥岩沉积，仅在赛四构造带发育了来自东部陡坡带的扇三角洲前缘沉积砂岩体；腾二段为断陷湖盆震荡沉降期，西部缓坡带主要发育大型的扇三角洲沉积，陡坡带则主要发育以近岸水下扇、小型扇三角洲等沉积类型的砂岩体；赛汉组为湖盆消亡期沉积，主要以扇三角洲和河流相沉积为主。
受同沉积断裂的影响，凹陷东部的赛东洼槽内的阿尔善组、腾一段以及腾二段下部湖相泥岩达到生烃门限，为成熟烃源岩，最厚超过１０００ｍ。
凹陷内不同的构造带围绕成熟烃源岩的分布区域，通过断层、骨架砂岩、不整合面等油气运移通道，形成了以基底潜山、侏罗系、阿尔善组、腾一段、腾二段等为主要勘探目的层和以构造、岩性等油气藏为主的勘探格局。
油气主运移通道分析油气总是沿着阻力最小、分力最大的主通道进行渗透运移，其通道也是逐渐由发散到汇聚，位于主运移通道附近或内部且与主运移通道沟通的各类圈闭才是油气藏形成的主要场所…。
油气主要沿切割烃源岩的油源断层和不同级别的生长断层进行垂向运移，其次沿骨架砂岩、不整合面等进行侧向运移。
主运移通道是圈闭能否充满油气并形成油气藏的关键因素［２．３】。
赛汉塔拉凹陷三维区块的主要运移通道包括断层、骨架砂体、不整合面等，但这些运移通道多以组合形式出现。
骨架砂岩运移通道是油气侧向运移的主要通道。
骨架砂岩主要由三角洲、扇三角洲湖底扇、滨浅湖席状砂、近岸水下扇等渗透性良好的沉积砂岩体组成，发育在成熟烃源岩中的这类砂岩体可以直接通过骨架砂岩进行运移和成藏。
不整合面运移通道是油气侧向远距离运移的主要通道。
下伏地层遭受剥蚀后，与上覆地层之间存在一个高孔、高渗的界面，使得油气能够快速沿此界面进行远距离运移。
断层型运移通道是因幕式断裂活动期断裂开启，使深部的油气在地震泵的抽吸作用和浮力作用下快速在断层面和断裂破碎带内向上运移Ｈ剖。
油气垂向和侧向倒灌运移条件及其聚集规律的差异性
油气垂向和侧向倒灌是油气开采中常见的二种运移方式，它们具有独特的影响条件，研究了这两种形式运移条件及其聚集规律的差异性，将有助于准确预测油气开采时各种条件下的聚集规律。
油气垂向倒灌是指在采油井中出现水位过高，使轻烃或混合轻烃和水从低层贯穿上层，在上层蓄积的运移过程。
它的主要特点是在垂向的方向上液体的空气体的运移过程，垂向中油气的空气体的聚集表现为混合物在水、油层向上的聚合，往往继续向上发生自由波，油气的聚合形式也趋于稳定。
侧向倒灌是指，在地层发育过程中形成的竖缝充填水体，以及较高浓度烃体和水混合物聚集在侧缝上某一层穴，沿此穴继续向上流动，随着穴的深度增加而运移的过程。
这种侧向运移的特点是两种空气体的混合运移，而油气的聚集形式则是一个不断变化的过程，也是复杂的过程。
与垂向倒灌不同，侧向倒灌对由于因开发时压力和流体关系不同而出现的混合油气前进方向变化会表现出层次化的特点，这是由于烃体存在向上流动，波动方向移动的规律性特点，以及轻质烃和油水相混合物，向前受到抗力而无法聚集起来而形成的。
油气垂向和侧向倒灌运移条件及其聚集规律的差异性主要表现在运移特点、聚集形式和流动方向等方面，这些不同的特点，也使得研究者在油气开采中综合考虑这两种形式的运移条件，了解不同深度油气分布规律，以及油气开采时更精确的聚集规律。
只有更深入地认识这两种形式运移及其聚集规律的差异性，才能确保预测的精准性，从而确保正确的开采技术，使得开采更加精准全面。
油气运移是指油气由生油（气）层进入运载层及其以后的一切运移，它发生在烃源岩、储集层内，或者从一个储集层到另一个储集层的过程中、运载层出了渗透性地层外，还可以是不整合、微裂缝、断层或断裂体系、古老的风化带和刺穿的底辟构造带。
油气运移机理还包括油气运移相态、动力、运移通道、运移方向、运移距离、运移时期、运聚效率和散失量等，它是油气成藏的核心问题，也是石油地质学研究的重要内容。
初次运移的动力
大量的研究实践表明, 由于泥岩的异常压实等原因所导致的异常过剩地层压力是陆相生油岩系油气初次运移的主要动力。
鄂尔多斯中生界及古生界的油气初次运移研究相对较少，其中中生界延长组发育有广泛的泥岩欠压实现象。
欠压实起始层位主要分布于延长组上部油层组，层位分布存在着由西向东逐渐变老的趋势，由于延长组沉积后,盆地经受了数次大的构造运动，上覆地层遭到了不同程度的剥蚀。
同时，异常压实起始深度的差异性对各地区油气初次运移的时间将产生一定影响。
初次运移的通道
以微裂隙作为油气运移主要通道的观点越来越得到人们的承认，当孔隙流体压力增大到超过岩石的机械强度时，泥岩中便可产生极微裂隙。
微裂隙对油气运移的作用：①增大了通道，降低了阻力；②增大了生油岩和储集岩的接触面积。
流体释放后，压力减低到一定限度时，极微裂隙又会封闭，开始再一个循环。
因此，油气的排出是一种循环往复的过程，运移是断续、脉冲、幕式进行的。
地下油气总是按照沿阻力最小的途径由相对高过剩压力区向相对低过剩压力区运移的总规律进行。
因储集层或输导层具有较好的渗透能力，烃源岩中侧向过剩压力差总是小于烃源岩与相邻储集层或输导层之间的过剩压力差。
同时，沿烃源岩本身进行侧向运移的阻力又比从烃源岩进入相邻储集层或输导层的垂向运移阻力大得多。
因而，下部地层具有更高的过剩压力，本区初次运移的方向应以垂向向上运移为主。
已生成的油气在过剩压力的驱动下将首先进入邻近的储集层或输导层，其方向既可向上也可向下。
值得注意的是，由于研究区部分烃源岩存在着横向相变的特征，在这些地区油气的横向初次运移也是可能存在的。
烃源岩与储集层的接触面积大小应是控制本区初次运移排烃效率的重要因素之一，正
因为如此，油气直接从烃源岩垂向进入邻近储集层将是本区最为重要的运移途径之一。
另外，烃源岩侧向发生相变的某些地带往往可以形成比较良好的排烃条件。
油气二次运移
二次运移是油气进入输导层后的一切运移。
与初次运移的主要差别在于油气活动的空间增大，因此就带来了一系列不同于初次运移的特征。
二次运移的动力
浮力
若不考虑水动力因素，油气在浮力作用下运移，毛细管压力为阻力，浮力必须大于毛细管压力，即有：
其中
式中：L—克服毛细管压力所需的油柱高度，m；ρw—地层水密度，kg/ m3；ρo—地层原油密度，kg/m3；g—重力加速度，9.8m/ s2;Δpo—毛细管压力，Pa ；σow—油水界面张力，mN/ m；rt—喉道半径，μm ；rp—孔隙半径，μm；θ—润湿角，(°) 。
本区主要为低渗透致密砂岩储层，成分成熟度低，结构成熟度高，成岩作用强烈，具有低孔、低渗、低含油饱和度的特征。
延长组上部长2 、长3油层组多分布有Ⅰ类和Ⅱ类储集层，油藏底水较明显，若以含油饱和度50%作为油层出现的下限条件，克服毛细管压力所需油柱高度一般小于40 m，接近实际油柱高度，说明在长2、长3油层组中浮力对油气运移具有重要的作用。
异常压力
当孔隙内流体所承载的压力大于或小于静水压力时，此时的压力称为异常流体压力，前者称为异常高压/超压等，后者称之为异常低压。
异常流体压力主要由四种原因造成：1）压实和排水的不平衡，2）水热增压，3）粘土矿物的转化，4）有机质的热解生烃。
研究区延长组沉积期主要发育大面积湖泊三角洲沉积。
结合沉积埋藏史，恢复不同时期地层压实情况。
上表中，“当期孔隙度损失”通过不同时期孔隙度的差值求取。
其中,砂岩不同时期孔隙度恢复通过研究区实际数据统计的“孔隙度—深度”关系式计算；泥岩由于缺少大量实际数据，其不同时期孔隙度的求取采用Stetyukha（1964）的公式：Φ=Φ0 e-CD计算(其中Φ为深度D处的孔隙度; Φ0为原始地表孔隙度,取60 %; C为压实系数,采用6×10- 4) 。
通过对比可见，延长组泥岩和砂岩在早白垩世仍经历了一定的压实作用，但孔隙度减小幅度已远不如白垩纪之前。
特别是长3油层组以下地层，压实过程中砂岩和泥岩的排水量已经大大降低，大约只有侏罗纪之前排水量的1/ 5，说明早白垩世地层水已基本丧失水交替能力，封闭体系相对发育，加之早白垩世的快速沉积作用，地层欠压实形成异常高压。
异常高压的产生可从延长组广泛发育泥岩欠压实现象得以证实，泥岩压实曲线反映的地层压力代表了最大古埋深时(早白垩世末)的流体压力。
二次运移的通道
延长组大面积复合连片砂体在鄂尔多斯盆地延长期(晚三叠世)的整个湖盆发育过程中，它经历了湖盆形成、发展及消亡3个阶段，其沉积中心和沉降中心基本一致，各油层组沉积相具有近似的湖岸线形态和沉积结构型式。
即：深湖、半深湖相发育局限;浅湖相及河流相为主要沉积相类型；三角洲砂体和河流砂体发育，且具有砂体厚度大、单层厚、分布面积大、复合连片等特点。
侏罗系底部河床相复合砂体晚三叠世末的印支运动，使该盆地区域性整体抬升并伴随西升东降，形成总体上西高东低的古地貌格局。
其西部丘、台林立，沟壑纵横，水流湍急；东部地势低平，漫滩广布。
此时，水系发育，洪泛繁生，河流携带大量泥沙填充于侵蚀谷地及两侧漫滩阶地中，沉积物的分布完全受当时
的古水系控制，在河谷及其漫滩内侧往往形成大型板状叠加砂体。
这些受控于侵蚀切割延长组油源岩古河道控制的侏罗系砂体,首先作为输导层接受了延长组运移上来的大量油气，而后把油气输送到这个输导层的低势区方向(向上，或是两侧层间)，并圈闭于输导层上倾方向的超覆尖灭处，或渗透性变异处，或差异压实构造之中，形成鄂尔多斯盆地的侏罗系油藏。
