Chapter 5
Migration of oil and natural gas
油气在地下的聚集是动态的，
它受什么因素的制约？
其运动状态如何？
其运移通道是什么？
运移到何处去？
你可以从本章的讲解得到答案 !
Section 1 Summarization
Section 2 Primary migration
Section 3 Secondary migration
Section 1 Summarization
油气运移是指油气在地下因自然因素所引起的位置迁移 (Migration of oil and natural
gas is their position migration by the nature
factors underground)。
油气必须经过运移才能聚集成为油气藏,如今看来好象是一个勿需证明的简单道理。但油气在地下是否存在运移也曾经有过争论。比如，二十世纪四十年代，卡里茨基就积极主张石油原地生成说，即发现石油的地方就是石油生成的地方。他认为砂岩中的石油是其所含的藻类所生成的；
甚至认为正是因为砂岩中生成的石油起润滑作用，才导致背斜的形成。
油气运移是与油气成因紧密联系的。无论是有机学派还是无机学派，都存在油气运移问题。
只是不同的油气成因理论对油气运移的方式、动力、途径 (mode,power,track)等主张各异。
无机成因学派一般认为深大断裂是油气运移的主渠道；而有机学派则将连通的孔隙、裂缝、断层、不整合面视为油气运移的路径。
油气运移是形成油气藏的必经过程
(necessary course of forming oil and
natural gas pool)。
按发生运移的时间顺序,把油气从细粒的生油岩向外排出的过程叫做 初次运移
(The course of oil and natural gas
expelled from the granule source rock is
primary migration)。
油气脱离母岩后在储集岩孔隙系统或其它通道内传输的过程叫做 二次运移
(secondary migration)。
另外，油气形成聚集之后，若聚集条件变化而发生再次运移，有时称之为三次运移（ tertiary
migration)。按油气运移的方向又可分为 侧向运移和垂向运移，
或者顺层运移和穿层运移 (along
and across migration)。
与油气成因现代概念相联系的油气运移中，在初次运移的解释上仍存在一些困难，
因此有人又从砂岩生油的主张去寻求出路，
因为砂岩中的运移解释上容易被人接受，所以并不否认油气在砂岩中的运移。
如韦贝尔（ В е б е р ）在对现代沉积研究后指出，只要条件适合，砂岩和粉砂岩也可含有丰富的有机物质，因此生油岩石与储油岩石可以复合一体。
还有安德列耶夫 (А н д р е е в,
1968）认为，从沉积物的沥青含量和成分看，砂质沉积较泥质沉积更可能是生油的。马丁（ Martin,1969）研究了海湾地区渐新统弗里欧组后认为，
该组中的石油母岩就是成为油层的砂岩。帕拉卡斯（ Palcas,1972）等对弗罗里达州科塔瓦切湾 159个沉积物样品分析,
泥、砂沉积物生油条件对比表泥 砂有机碳 3.6% 0.15%
沥 青 170ppm 20ppm
烃 /有机碳 50% 22%
CPI 8 1.9
沥青 /有机碳 0.5% 1.3%
母 质 陆生植物 海生生物
（转引自高纪清,1986）
他认为，砂层平均含沥青 20ppm，泥层含沥青 170ppm；虽然前者含量不多，但只要一小部分转化成石油，就可为油藏提供足够的油源。按他们的推算，泥岩占沉积岩总体积的一半，泥岩平均含烃约 200ppm，其总量相当于储层中石油的 60
倍；只要泥岩排出 3.3ppm到储层中去即可满足世界石油的储量。
所以他们认为，砂岩不仅是潜在的储集岩，
在适当 的条件下也是重要的母岩；从砂岩中 C19-
C32正烷烃奇偶碳分子分布之平滑看，比泥岩中的相应成分更接近于石油，可能就是石油中高分子烃的来源。有些野外观察似乎也支持砂岩可以生油。
。
得克萨斯州米特列斯油田，以灰色砂岩产油，砂岩上下均为硬石膏和红色页岩。
美国还有一些夹于厚层石膏中的砂岩油藏，
石油似乎只能生于砂岩本身。
由上可见，砂岩生油确实存在。但估计在形成油气藏中不会占有多大的份额。因为如上推测，尚若砂岩生油能对形成油气藏具有举足轻重的作用的话，地下就很少有空圈闭。那样找油找气就可简化为找圈闭了。客观现实并非如此。看来泥质生油岩的地位是无可替代的；必须面对源于泥质生油岩的初次运移问题。
Section 2 Primary migration
初次运移问题是油气有机成因说不可分割的组成部分，任何有机成因理论如果不能同时解决好油气初次运移问题，终将功亏一篑。 特别是对于晚期成油说来说，初次运移的研究难度相当大，
因而也是研究较为薄弱的环节,以致常常成为不同学术派系攻击的把子。
目前，晚期生油说已成为油气成因理论的主流，要建立与之适应的油气初次运移机理，主要涉及 油气初次运移的 动力 因素，初次运次中油气的 相态,
以及初次运移 发生的时间 等 (power
factor,oil and natural gas phase,
occurring time)。
一,The geological background of
primary migration
随着上覆沉积负荷的不断增加下伏先期沉积物逐渐被压实的现象称为压实作用 (compaction)。
早先引起母岩中的流体（主要是沉积水）向储集层运移的主要因素就是压实作用。
The change of porosityin sandstone and shale with depth
（ from Athy,1930）
砂质沉积物 (sand
sediments)由于质点坚硬，在压实过程中主要表现为颗粒的进一步密集排列，所以压缩性小，体积的压缩很快就趋于稳定。
泥质沉积物 (clay
sediments)比较细、软，
可塑性较强，在压实过程中，除颗粒再排列外，还伴有颗粒本身的变形，所以压缩性大，且压缩持续时间较长。
压实作用的早期，伴随上覆沉积物负荷的增加，泥质沉积物 (clay sediments)中孔隙水顺利排出，处于 均衡压实状态,排水效率较高。
一般在 1,000m以内为主要排水阶段（深度为
500m时约排出 88%），至 1,500m（已排出
95%的水）排水速率明显减缓，至 2,000m渐趋于稳定（至 2,500m,98%的水已排出）。
随着埋藏深度的增加，泥岩排水效率逐渐降低，导致其孔隙流体排出滞后，
因而其流体压力高于静水压力。在流体压力差的作用下，将迫使流体沿压力梯度降落方向从泥岩流入相邻的砂岩，以取得压力均衡。
按晚期成油说，石油大量生成的门限温度至少要 50-60℃,这在通常地温梯度下即门限深度约为 1,500m。在地温梯度较低的地区，该深度更大。显然，主要生油时期超越了主要排水时期。因此，
靠均衡压实只能排出少许早期生成的烃，
即未成熟油气 (immature oil and natural
gas)。
总之，油气大量生成时，经历压实作用的泥质生油岩，泥质矿物质点的排列已经非常紧密，孔径很小，渗透性极差。
这就是油气初次运移所处的环境。面对大量油气生成时生油岩所处的地质环境，
油气初次运移需要解决的主要是两个问题,一是相态问题，二是通道问题二,The phase of primary migration
大量油气生成时，在上述初次运移的环境中，
烃类特别是石油是以什么方式，或者说是以什么相态实现初次运移的呢？石油在初次运移过程中呈现什么相态，一直是含混不清的。曾经提出过的运移方式大致可归为 水溶运移说 (migration of
molecular solution in water)和连续油相运移说
(migration by continuous oil phase)。
（一） Migration by molecular
solution in water
曾经提出过的水介质运移方式有：
1.分子溶液或真溶液
(molecular or real solution)
石油能否以水溶液状态运移，由于油水基本上是不混溶的而一直评价很低。后经研究表明，不仅石油中的轻组分有不同程度的溶解性，在高温下重组分也有一定的可溶性。促使人们要重新评价石油的溶解运移。
The solubility of hydrocarbon in water
（ quote from a secondary source Hobson,1975）
名 称 溶解度（ g/106g） 名 称 溶解度（ g/106g） 名 称 溶解度（ g/106g）
甲 烷 24.4 2-甲基戊烷 13.8 甲基环戊 烷 42.6
乙 烷 60.4 2,2-甲基丁烷 18.4 甲基环巳 烷 4.0
丙 烷 62.4 正庚烷 2.93 苯 1780
正丁烷 61.4 2,4-二甲基戊 烷 3.62 甲苯 538
异丁烷 48.9 正辛烷 0.66 邻二甲苯 175
正戊烷 38.5 2,2,4-三甲基戊 烷 2.44 乙苯 159
异戊烷 47.8 环戊烷 150 异丙苯 53
正巳烷 9.5 环巳烷 55.0
The solubility in water changes with temperature about two
full oils （ 1,5） and four pulled top oils（ 6,3,2,4）
（ from Price,1976）
分子溶解中,随烃类的分子量的增大溶解度显著减小,例如，在 25℃ 的温度下，
烃分子增加一个碳原子，对于正烷烃溶解度降低 75%，对于芳香烃也降低 70%（麦考里夫,1979）。在 423K（ 150℃ ）的高温下也呈现几乎同样的倾向。
石油呈真溶液运移还必须解决如何脱溶的问题。
据认为，溶解于水中的烃类运移到储层后，可因温度、压力的降低和含盐度的增加等环境因素的变化而从溶液中解脱出来。但烃呈溶解态的生油岩与所谓脱溶的储层间温差、压差以及含盐度差别有多大，
是正差还是负差等都是不确定因素，脱溶机理令人置疑。
2.胶体溶液 (colloid solution)
化学上把分散粒子直径在 10-7cm的叫真溶液，把 10-5cm
的叫乳浊液，而把介于其间的叫胶体溶液。胶体溶液的分散粒子不是分子，而是分子聚合体，有别于真溶液。
石油在水中呈胶粒（亦称胶束）状态运移最早是由贝克
（ Baker,1959）提出来的。贝克认为，皂胶粒对烃的溶解有增溶作用。皂是有机盐。当皂分子达到一定浓度后就可以在水中形成胶体聚合体，即胶粒 (micelle)。
The structure of micelle
（ from Baker,1959）
单个皂分子一端为较长的烃链或其它烃构型，另一端为官能团构成的表面活性极基。
由于前者憎水，后者亲水，所以在水中以其极性端朝外而呈定向排列。
The structure of soap micelle
clusters about hypothesis of soap
migration
由于胶粒内部是亲油的，因而可以将中、低分子的烃吸附并裹携在胶粒之内随水一起运移。因此，胶粒可以提高烃的视溶度，而胶粒化合物就被视为烃的增溶剂。
？ 如达不到临界胶束浓度（ CMC）就形不成胶束。为了达到 CMC,25℃ 时就需要
500ppm（普赖斯,1978）。而且随温度上升 CMC显著增大，在 90℃ 时就需要
8,300ppm以上。但地层水中一般只含 2-
30ppm的增溶剂。
此外，中性胶束的平均直径为 500nm
（ 1nm=10-3μm），离子胶束为 6.4nm（ Baker，
1962； 1967）。与此相对，据欣奇（ 1978）的资料，通常页岩孔隙的直径平均为 1-3nm，另据亨特（ 1979）的资料为 5-10nm（ 200m深处的泥岩）。很明显，中性胶束要通过生油岩的孔隙是困难的。离子胶束的通过也不是完全没有问题。因此，呈胶体溶液运移即使有也只是在很局限的范围。
3.乳溶液 (emulsion solution)
采油时的油田水常呈乳浊液 (emulsion)，人们由此联想而将乳浊液列为石油初次运移的相态。卡特米尔（ 1978）推测,在高温下，随着油水表面张力的接近，可能会出现各种油水混合的分散相。
并且此时油水两相间表面张力之低，足以使流体通过细小的毛管。
主要生油阶段泥质岩的孔隙大多小于 5μm，
而天然乳浊液中的油珠直径，据吉尔金松等人的资料 1-50μm。太小的孔隙乳浊液通过也是有困难的。况且在地层条件下什么因素可以导致乳浊液的形成也不是很清楚。
故呈乳浊液运移的现实性令人怀疑。
以水为媒介的运移，首先要有使运移发生和所需运移量得以满足之水量的存在。
如上所述，大量石油生成时压实水已无从利用；泥质生油岩中孔隙水非常有限，且在细小的孔隙中相当部分是不能自由流动的 吸附水（ adsorption water)。
以呈真溶液运移为例，琼斯首先在各类油田求出储集岩中实际的石油量与生油岩中可能存在的水量，接着按溶解运移求出石油对水所需要的最小溶解度，认为威里斯顿盆地和洛杉矶盆地的石油量，石油需要对水的最小溶解度分别为 15,000-50,000ppm和 100,000ppm。这显然是不可能达到的。现测量到的溶解度，生油岩排出水量体积要大于整个压实作用排出的正常水量，才能满足一个盆地已知的原油储量。这当然是违背事实的。可以说,以水为载体的运移是困难重重。
(二 ) Migration by continuous oil
phase
大量石油生成时生油岩的埋藏深度已处于压实作用的晚期，泥岩孔隙中所剩下的自由水 (free
water)已经不多了，而且相当部分以结构
(structure water)水形式存在。
在上述情况下，生油岩中很少有能流动的水可资利用。这是前面以水为载体的初次运移方式行不通的关键所在。
正因为自由水的量少反而可使生成的石油有可能达到其流动的临界饱和度 (critical
saturation)，于是在压力作用下可呈连续油相排出母岩。
现已知道,在富含有机质的泥岩中，油和有机质可以占据相当部分孔隙空间，并呈簿膜状蒙盖着大部分的矿物表面，顺层面方向的矿物表面尤其如此，因而使泥岩具有很大的亲油性。据经验估计，孔隙完全油湿（ oil-wet)所需的最低有机质含量为 30%（ Byramjce,1967）。在此条件下，
油可以像水从水湿 (water-wet)岩石中排出那样从页岩中被出 。 但要达到这样的条件对 Ⅰ,Ⅱ 型干酪根来说几乎是不可能的。
需要考虑的问题是，母岩中的石油要成为连续油相必须经过由分散的油滴或油珠到集中的过程。当油珠通过细小的毛细孔道时将会遇到很大的阻力 (resistance)，即 毛细管压力
(capillary pressure)，
Pp=2σcosθ/rp
（孔隙 pore中的毛细管压力，方向向上）
Pt=2σcosθ/rt
（喉道 throat中的毛细管压力，方向向下）
孔喉毛细管压力差为,Pc=2σcosθ(1/rt-1/rp)
其中,σ为油水界面张力
θ为 润湿角 rp,rt 分别为孔喉半径只有得到能克服这一差值的外力油珠才能通过喉道。这种外力可以是浮力，也可以是各种原因造成的水压力。
单一的浮力为外力油珠通过喉道的过程 （图）,
a.浮力不足以使油珠变形迫使其进入喉道，
油珠与周围的水处于平衡状态；
b.油珠上浮受到阻力 --喉道毛细管压力，在浮力作用下油珠变形，上端进入喉道；
c.浮力继续克服阻力，至油珠上下两端弯液面半径相等，毛细管压力亦相等，油珠借助浮力向上运移通过喉道；
d.油珠上端半径大于下端半径，此时上端毛细管压力小于下端毛细管压力，毛细管压力差的方向与浮力一致，油珠迅速由喉道运移进入上方孔隙。
显然,喉道越细小阻力必然越大,逾越也就更加困难。
再则,成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于 5nm,而油珠的直径据韦尔特
（ Welte）估计应在 1-100μm之间，微小的孔隙很难允许油珠通过。 此外油相的出现还有个解脱吸附的问题。
The connection of porosity and pore diameter in shale
(from Welte,1972 modification)
1nm=10-9m=10-3μm=10A
成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于 5nm,
而油珠的直径据韦尔特（ Welte）
估计应在 1-100μm
之间，微小的孔隙很难允许油珠通过菲利比（ 1974）认为,只有在成油晚期形成的石油达到了一定的数量（比如绝对含量
700ppm）之后，才能解脱有机质的吸附成为单独的油相。 蒙培尔也认为，大规模的油相运移只有当有机质产生了 850ppm的可抽提物时才能开始。要求石油在孔隙中要达到 20-30%
的临界饱和度油相才能流动，则必须母岩体积的 7.5%为有机质并转化为石油（ McAuliffe，
1970）。在自然界这样的生油岩罕见。
巴克（ 1979）提出,石油在结构水最弱的孔隙中心可以形成烃的网络。 随着烃类不断生成，在满足页岩和有机质的吸附能力之后，烃类会形成游离的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互连接起来，形成连续的所谓孔隙中心网络。
然后在流体热膨胀和油气生成所造成的压力下被挤出孔隙。
The formation of hydrocarbon network in the middle of pores
(from Barker,1979)
石油在结构水最弱的孔隙中心可以形成烃的网络（图）。随着烃类不断生成，在满足页岩和有机质的吸附能力之后，烃类会形成游离的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互连接起来，形成连续的所谓孔隙中心网络。
莫帕尔（ 1978）认为生油岩中的有机质不是均匀分散在矿物基质间，而是沿层理面呈簿片状发育，有时有机质如簿毡状，
有机质转化成一定量的石油的同时，石油形成连续的油相进行第一次运移。
有些人则提出母岩中的残余有机质
（干酪根）可以作为石油运移的介质。
干酪根在水湿页岩中形成憎水的连续网络，而由有机质生成的石油就可以沿着这个有机网络运移出去，与水的运动不发生任何关系。这被形象地称之为 烛芯假说 (wick hypothesis)。
。
这一思路早于二十世纪五十年代末由希尔提出，七十年代受到希考克、菲利普等人的支持。更有积极支持者麦考里夫（ 1979）曾用扫描电镜观察去掉矿物质的干酪根，发现其呈现为立体的网络结构；并认为含有机质 1-6%的页岩就能充分发育这种网络结构。麦氏估算，
油在有机质中的饱和度达到 2.5-10%时，就能解脱吸附而发生流动。导致油流动的压力差可来自压实作用、油气生成作用以及流体热膨胀作用等。网络在顺层方向的发育一般是相当完整的，而在第三度空间上只有少数内部连接。
在生油岩低限（有机质 0.5-1%）的页岩中不足以形成三维连通网络。
拥护溶解运移的普赖斯（ Price，
1976）认为此种学说不适用于海湾沿岸产油盆地，且多数页岩不足以形成干酪根网络结构。就连积极推进油相运移的琼斯（ 1978）也认为该学说对有机质含量少的海湾沿岸第三纪难于解释。
油的相对渗透率随含油饱和度的增高而增大。
在压实作用达到大量水已经被排走时，油的渗透率及相对渗透率为油提供了特别有利的单相运移条件（ Dickey,1775； Magara,1978a） 。至少要生油母岩中油足够丰富和充分集中时，油才呈连续单相被排泄出来，这是一种完全可能的设想。
大多数研究者都接受这个设想。
油的相对渗透率随含油饱和度的增高而增大。
在压实作用达到大量水已经被排走时，油的渗透率及相对渗透率为油提供了特别有利的单相运移条件（ Dickey，
1775； Magara,1978a）
The sketch map of simulation experiment in oil
phase migration
（ 三）气体溶液运移
(migration in gas solution)
在特定的温度和压力条件下，液烃可以溶解于气体之中。凝析气田的存在就是证明。 索柯洛夫等人（ 1963）的实验也表明，在大约二、三米深处的温压下，有相当数量的液烃，尤其是烷烃和环烷烃可溶于 CO2,CH4以及其它气体之中。在压力很大时，液烃混合物逆蒸发的临界温度要比其单个组分低得多。
据索柯洛夫和儒次等人的研究和估算,在 40-80MPa和 70-200℃ 的较高温、
高压条件下,109m3天然气能溶解和携带 1-8× 105t轻质油。 气体溶液的形成不仅需要一定的温压条件，而且还需要数十倍于液相的气体。因此，这只能出现在深部。
意大利的 Malossa凝析气田产层深
6,100m，压力 105MPa，温度 153℃ 。据推测在这样的条件下，直到 C13的液烃都可溶解在气体之中。困难在于气体通过含水孔隙时同样要遇到毛细管压力的阻碍；气体溶液所能运移的石油组分是很有限的；再说油藏中并非总有巨量的气体 。
综观上述石油初次运移的各种相态，从各含油盆地已经聚集起来的石油考虑，只有连续油相运移才能与其成分和数量达成一致。因而似乎拥护连续油相运移者亦占据主流。然而，任何想把某一机制视为唯一和万能的，都将违背自然界的现实。随时间和条件的变化不同机制将有机而谐调地发挥其作用，有些细节研究难度较大，要完全弄清楚还有待时日。 必须明确，石油是成分十分复杂的有机混合物，它的每一组分未必都要遵循统一的运移模式从母岩析出。
三,Phases of primary
migration for natural gas
天然气能溶于水，在石油中的溶解度很大。因此地层中的孔隙水和石油都可作为天然气运移的载体。天然气也可呈独立相态运移（ including molecular
diffusion,air bubble and continuous
gas phase）。
（ 一） Water-soluble gas phase
天然气在水中的溶解性已在第一章讨论过，
简略归纳如下：
1,气态烃在水中的溶解度比石油大得多，且随碳数增加而减小。
2,压力对天然气的溶解度有明显影响，溶解度随压力增加而增大。
The table about solubility of hydrocarbon increases with C
number decrease in water（ from McAuliffe etc.,1963-1978）
气态烃在水中的溶解度比石油大得多，且随碳数增加而减小
4.气态烃在水中的溶解度随含盐度增加而减小。
5.水中溶有 CO2时，对气态烃，特别是 CH4有明显的增溶作用。
3.温度对气态烃溶解度的影响较为复杂，在温度较低（＜ 75℃ ）时，溶解度随温度上升而减小；在较高温度（＞ 75℃ ）时，溶解度随温度上升而增大。
压力对天然气增溶作用显著，在埋深较大的地层水中，特别是异常高压带及其下的地层水中，常有丰富的高压水溶气资源。
天然气呈水溶液状态运移依据充分，因而广为人们所接受。但这并非唯一相态。
（ 二） Oil-soluble gas phase
天然气在石油中的溶解度极大，特别是高压油层中 1m3原油可以溶解数百乃至上千米 3以上的天然气。因此,天然气与石油一起形成时，常呈油溶气相进行运移。 大量天然气加入可以使石油密度减小，粘度降低，大大增加石油的流动性和运移能力。
（ 三） Independence gas phase
1,Air bubble
以气泡运移仅限于表层沉积物中，湖泊、
海洋沉积物和气泉中都可以看到这种现象。当沉积物孔隙水中聚集的天然气压力达到或超过上覆水柱的压力时，即可呈气泡向上运移。显然,气泡运移主要是早期生物成因气。
2,Molecular diffusion
天然气分子扩散是建立在天然气浓度差基础上的，当母岩中生成的天然气达到一定数量，
使母岩系统内外达到一定的浓度差时，分子扩散就会发生。 分子扩散的强度除浓度差这一基本因素外，还与扩散介质的性质有关。由气源岩与砂岩储集层（即砂、页岩）簿互层组成的岩性组合扩散作用最为明显。
据 D.Lcythacuscr（ 1980-1982）对格陵兰西部两口岩心井的轻烃地球化学研究表明，
气态烃以扩散方式进行的初次运移是一个很有效的过程。 C1-C7烷烃的有效扩散系数（ D
值）约为 10-6-10-9cm2/s（表）。扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系 。据
D.Lcythacuscr的推算,200m厚的气源岩，
通过 1,000km2面积进行扩散，在 200× 104a内累积的扩散量足以形成象荷兰格罗宁根和加拿大奇伟尔那样的大气田。
Diffusion coefficient of light hydrocarbon across shale
saturated by water
烷烃 D值（ cm2/s） 烷烃 D值（ cm2/s） 烷烃 D值（ cm2/s）
CH4* 2.12× 10-6 iC4H10 3.75× 10-7 nC6H14 8.20× 10-8
C2H6* 1.11× 10-6 nC4H10 3.01× 10-7 nC7H16 4.31× 10-8
C3H8* 5.77× 10-7 nC5H12 1.57× 10-7 nC10H22 6.08× 10-9
The graph about effective diffusion coefficient and C atomicity
of hydrocarbon molecule of light n-alkyl
（ from D.Leythacuser,1982,true data from 1980）
扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系通过扩散运移出的气体成分与源岩中气体成分有明显的差异。泥岩中的气体成分 C1约占 50%，而运移到相邻砂岩中的气体 C1占 80-90%（ Vander Weide,1977；
Hinch,1978）。
3,Continuous gas phase
成岩早期形成的生物成因气，由于埋藏较浅，以气泡方式运移到达沉积物表层后，
大多向水体中或大气中逸散，难于形成连续的气相。 随着埋藏深度的增加，继续生成的生物成因气及其后的热解成因气，在数量超过孔隙水的溶解限度时，即可出现连续的游离气相。
连续气相运移主要出现在成油期后的成气阶段。 此时一方面除干酪根热解生气外，成油阶段先期生成的液态烃亦将热裂解形成天然气，故该阶段形成的天然气量大；另一方面，由于压实作用孔隙水尤其是自由水减少，
同时热裂解作用又使液态石油减少，
亦即天然气运移可资利用的载体减少，
促成连续气相运移成为天然气运移的主要相态。
综上所述，天然气运移的相态是多种多样的
（图）,各种相态的天然气运移都可以有一定的效果。这与石油须在主成油阶段后才开始运移，且以连续油相运移为主要运移相态有着明显的差别。这种差别是造成天然气在分布上与石油既有联系又有明显差异的重要原因之一。
但就形成聚集的天然气来说,还是应以连续气相运移起主导作用。
综观前述，油气初 次运移的相态不是一个孤立的问题，必须结合 成烃演化阶段、相应的压实程度、水的丰度、增溶因素，以及温度压力等物理化学条件的变化通盘考虑 （图） 。
实际上无论以什么相态、什么方式运移，客观上都存在大量油气要从母岩运移出来与运移通道狭小的矛盾。目前对解决这一矛盾较为流行的思路是 异常高压导致生油岩产生微裂缝，为油气初次运移提供通道 (Abnormal high pressure leads
source rocks to produce microfracturing that
provides chunnels for oil and natural gas)。
四,Factors bringing primary migration
（一） Non-equilibrium compaction and
abnormal formation high pressure
查普曼（ Chapman,1972）首先提出，石油大量生成与流体大量排出在时间上的矛盾可以通过泥岩的非均衡压实作用得到调节。
均衡压实作用一方面需要负荷压力，另一方面还需要相应的流体排出 ；这样才能使流体压力与静水压力取得平衡。
但对于较厚（查普曼认为应大于 60m）的泥岩而言，由于泥岩层顶底附近排水在先，先行压实，致使泥岩层中部的水排出不畅，以致在负荷压力下内部的流体不能及时排出；因而保持了偏高的孔隙率，呈现为 欠压实状态 ；对整个泥岩层来说则处于非均衡压实状态。贮存在泥岩层中部孔隙中的流体要承担较大的负荷压力，即除静水压力外还要分担部分静岩压力，
于是泥岩层中部流体压力就出现 异常高压 。
The distribution graph of porosity,fluid pressure,salinity of
hole water in shale between sand and shale
（二） Mechanism of gaining pressure and strengthen
abnormal high pressure
1.Thermodynamic function
随着温度的升高，特别是进入生油门限以后，泥岩中的有机质将受热降解产出大量液态和气态产物。这一过程本身就是导致流体体积和压力增加的因素，从而产生排出的潜势。 按照蒙培尔（ Momper,1978）的估计，有机质转化产出的液态物质占原始有机质体积的 25%，产出气态物质的体积则远远大于此数。这些产物尤其是气体，具有很大的热膨胀系数，在温度继续增加时将进一步发生体积和压力的增长。
随着深度的增加，泥岩中的流体受热膨胀，
体积增大；同时矿物颗粒亦受热膨胀，产生更大的孔隙空间。 但它们的膨胀系数是不同的。
据布瑞德莱（ Bradley）的资料，在增温时纯水和盐水的体积增长分别为岩石孔隙容积增长的
40倍和 80倍；油和气更高，分别为 200倍和 800
倍。据保守数据，石英的热膨胀为水的 1/15
（据 Skinner,1966），以此作为粘土热膨胀
（不易测得）的近似值计，如果水与岩石颗粒的体积比大于 1:15（相当于孔隙率为 6%），那么水的膨胀就可超过岩石颗粒的膨胀。
纯水在地表的比容为 1，当埋深到 5,000m
深处时，按 25℃ /km的地温梯度计，则比容将增至 1.05（图）,即体积要增加 5%。实际上，
由于地下水常是含盐的，生油岩中并伴有油气，且地温梯度常大于该值，所以体积的增长远不止此数。 由热膨胀而多出的这部分孔隙流体，在流体传输条件好时必将及时向外排出；在流体传导条件不畅时，则将转化为异常高压，推迟排出。
At three geothermal gradien,relation cures representing
specific volume-depth in water of normal pressure strap
（ from Kinji,1974）
2.Dehydration of clay
随着埋藏的加深，泥岩不仅发生机械压实，
而且其粘土矿物还要发生成岩变化。 泥岩中常见的粘土矿物主要是蒙脱石、伊利石和高岭石。海相条件大多以蒙脱石和伊利石占优势。泥岩中的粘土矿物颗粒由若干粘土单层组（结晶）所组成
Diagenetic change about Compaction and dehydration of smectitic clays
作为膨润性粘土的蒙脱石，
吸附水不仅可以存在于各层组或颗粒之间，而且还可存在于单层之间，单层的数目比颗粒和层组的数目大得多，所以蒙脱石所吸附的水量也大得多，其中主要是层间水。
图中 A.表示成岩变化前全为结合水，岩石有效孔隙度和渗透率接近于零；
B.表示大部分结合水变成了自由水，岩石有了一定的有效孔隙度和渗透率；
C.压实作用使自由水被挤压排出，岩石被压缩，孔、
渗降低。
The relation of smectite change in compaction course and
hydrocarbon formation and ejectment
1-脱水变化； 2-烃类的主要生成和可能排出阶段； 3-混合黏土； 4-伊利石； 5-蒙脱石据沃纳（ Warner,1964）计算，蒙脱石、
伊利石和高岭石的比面分别为 800,90和
15cm2/g，而蒙脱石的内表面积远大于外表面积 (分别为 700和 100cm2/g)。这就决定了蒙脱石向伊利石转化为一脱水过程。
对于粘土成岩脱水阶段的划分不尽统一，但都承认在埋藏晚期还有机会形成脱水高潮。这正是油气初次运移与粘土成岩作用的结合点。 据佩里和豪尔（ Perry and Hower,1972）对海湾地区浅层粘土的研究，从未见到单纯的蒙脱石相，蒙脱石总是与伊利石组成不同比例的混合层，通常蒙脱石占 70%
以上。他们将脱水分为四段,
The stages partition of clays diagenism
dehydration (from Perry and Hower,1972)
第 Ⅰ 阶段属早期脱水，
由于压实使粘土脱出大部分孔隙水和多于二层的层间水；
第 Ⅱ 阶段由于温度升高，蒙脱石发生无序崩解（所生成的伊利石以无序方式散布于互层中），伴有一次脱水高潮；
第 Ⅲ 阶段为有序崩解，
又有一次脱水高潮；
第 Ⅳ 阶段为剩余蒙脱石的有序崩解，直至全部成为伊利石，但其速度是极其缓慢的，
实际上已接近于停滞。
晚期两次高速脱水出现在 2,000m左右，可延至 5,000m或更深，
依地温梯度而定。
假若浅处蒙脱石含量占混合层的 75%，
经晚期脱水后还有 20%残留，那么整个成岩转化中将有 55%的蒙脱石释放出层间水。如果某沉积物含有 80%的粘土级（＜ 5μm）矿物，其中 75%为混合层；又知蒙脱石含有二层层间水时（经第 Ⅰ 阶段脱水之后剩余的），
水的重量约占其 20%，该水将在晚期全部脱出；这样，沉积物脱出的层间水总量应为：
1× 80%× 75%× 55%× 20%，即为沉积物原重量（除去孔隙水）的 6.6%。以岩石的密度为 2.5g/cm3计，释放出的层间水量为：
2.5× 6.6%,即为沉积物原始体积的 16.5%。
总之,在埋藏的晚期由于粘土矿物的成岩转化，将有占被压实沉积物体积约
10-15%（据 J.F.Burst）的水从粘土矿物层间释放到孔隙空间中成为自由水。它们在负荷压力下势必要向外排出。
鲍尔和伯斯特分别提出层间水的密度为 1.4和 1.5g/cm3，比孔隙中的自由水密度大。因而脱出后必将发生体积膨胀。
果真如此的话，就有可能助长异常高压，
并直接促进运移。
综上所述，油气生成、粘土脱水、水热膨胀，都与温度有关。其共同点是,都有增加孔隙流体体积和压力的潜势。 斯塔尔斯基
（ А.Н.Снарский,1970）认为，这种压力一旦超过岩石的机械阻抗便可形成微裂缝。这时，流体将循之逸出；直到压力减小到使微裂缝重新闭合。通过微裂缝这样反复张合，
烃类就不断从其母岩中析出。蒂索曾用实验证实了微裂缝发生的可能性。这种机制对碳酸盐生油岩可能更有意义。
温度的升高从许多方面促进油气初次运移。 除上所述之外，温度还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；
在主要深度范围内还有助于气烃的溶解；以及有助于烃在水中的溶解等。
粘土矿物层间水的排出对油气初次运移还有如下有利之处：
①这种再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃的能力（ Карцев,1971）；
②层间水脱出后颗粒体积减小，可改善孔、
渗性能，便于流体排出（ Cordell,1972）；
③蒙脱石转化为伊利石降低了对有机质的吸附能力（ Grim,1953）。
总的说来，引起油气初次运移的因素可能很多，
但 以压实作用，尤其是压实过程中出现的非均衡压实最为重要；对碳酸盐生油岩可能压溶作用是引起初次运移的主要因素；当生油岩埋藏到较大的深度时，温度可能成为另一重要因素。 其它因素都可能只有局限或局部的意义。
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。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。
Relations curve of porosity-depth in shale
阿赛的曲线据古生代页岩绘制，可代表均衡压实，迪更生的曲线据第三系泥岩绘制，可代表非均衡压实水延缓排出的附加效果是，使更多的水有较长时间处于高温高压条件下，这将有利于油气在水中的溶解。
所以就目前所知，尽管古生代盆地也有异常高压出现，但异常高压主要出现在第三系沉积盆地。 非均衡压实是形成异常高压的前奏；非均衡压实也为继后的成烃增压、水热增压和粘土脱水增压奠定了基础。 微裂缝的产生可能还有其它因素（如构造活动）的作用，但无疑异常高压对微裂缝的形成和发育起着推波助澜的作用。 而微裂缝对油气初次运移的促进作用更重要。
五,Efficiency,time and distance
about primary migration
（一） Amounts and quality of hydrocarbon--
efficiency of primary migration
在大多数情况下，初次运移的排烃量一般很低，大概 5-10%。个别情况可以多些。 据亨特的估算，储层中的烃量占不到母岩中烃量的 1%。也就是说，如果将损失到其它地方去的烃考虑进去，
那么从母岩中初次运移出来的烃量最多只占生成烃类总量的百分之几，一般不会超过 10%。可见运移效率是非常低的 。
石油从母岩中运移出来的前后，在质量上也有所变化。由于母岩中各种物质运移出来的速度不同，将引起类似于混合物色层效应的分异现象。烷烃被有机质和矿物表面吸附的程度比芳烃弱，更比 O,S,N化合物弱，因此将优先析出，因此石油的化合物组成一般是饱和烃含量＞芳香烃＞非烃（ O,S,N化合物）。 一般母岩抽提物以含大量 O,S,N
化合物为特征，而石油是以含大量饱和烃和芳烃为特征。二者差异明显。
关于初次运移的效率，邹华耀和吴智勇（ 1998）通过对我国辽河盆地、苏北盆地的部分第三系和新疆某盆地的上二叠统烃源岩的埋藏史、生油史、排油史进行模拟研究，根据烃源岩埋藏史 -生油史与石油初次运移的关系，提出了五种关系类型：
1.Deep imbedding-post mature- favoring
expulsion type
烃源岩快速持续埋藏,当深度大于 3000m，
有机质达到高成熟（ Ro≥1.0% ），较高的埋藏速率和有机质转化率，有利于形成泥岩欠压实，以及粘土矿物脱水和水热增压形成异常高压；石油在异常高压下可以通过孔喉系统或水力微裂缝发生初次运移。
2,Elevation after deep imbedding-post
mature- favoring expulsion type
烃源岩在抬升之前持续埋藏到较大深度（ 3,500m），有机质达到高成熟
（ Ro≥1.0%）。特征与上相同，烃源岩初次运移主要发生在抬升期之前，抬升后处于中等埋藏或再次沉降经受埋藏，才有利于油气的保存。
3,Elevation after continuous middle imbedding-
mature-restraining expulsion type
烃源岩达到中等埋深约 2,500m时，有机质进入生油门限（ Ro=0.65%）。此后如果进一步埋藏较小或略有抬升，温度没有增加的条件，靠时间对温度的补偿作用使有机质达到中等成熟度（ Ro=0.7%-0.8%），烃源岩从生油门限到达排油饱和度门限的演化时间也相对较长；有机质生烃速率低，由于埋深小于
3,000m，不利于粘土矿物大量脱水和引起水热增压效应，难以形成异常高压，不利于初次运移的发生。
4.Elevation after middle imbedding-low
mature- disfavoring expulsion type
这种情况实际上是烃源岩进入生油门限后，埋深不增反减，烃源岩有机质始终维持在低成熟阶段（ Ro≤0.7%），生油量达不到排油饱和度门限，初次运移难以发生。
。
5.Middle,shallow embedding-low
mature-early generation,early expulsion
type
据目前研究，低熟油主要是木质体、树脂体、细菌改造的陆源有机物质、藻类和高等植物、生物类脂物及高硫大分子等不同原始母质的早期生烃机制形成。其生油门限 Ro
为 0.3%-0.35%，生油高峰 Ro=0.35%-0.7%。
中、浅埋藏（＜ 2,500m），与低熟油生成相关的过剩孔隙流体压力带的形成，有利于低熟油初次运移的发生。
（二） Stages of compaction and liquid
expulsion
--time of primary migration
随着埋藏的加深，压实程度增强，泥岩密度变大，孔隙率（及含水量）减小。海德伯格
（ 1930）首先按孔隙率将泥岩压实划分为四个阶段,①机械重排阶段 --孔隙率 90-75%；②脱水阶段 --孔隙率 75-35%；③机械变形阶段 --孔隙率 35-10%；④重结晶阶段 --孔隙率＜ 10%。
井波和夫和星野一男（ 1977）按泥质沉积物的物理状态将其成岩过程划分为三个阶段,⑴粘性压实阶段孔隙率 80-30%；⑵塑性压实阶段孔隙率
30-10%；⑶弹性压实阶段＜ 10%。
青柳宏一和浅川忠又主张将上述三个阶段易名为 早期压实阶段、晚期压实阶段和重结晶阶段。
早期压实阶段 颗粒很少接触，沉积物呈粘性流动，主要成岩因素是压实下的颗粒重排，
孔隙率 80-30%，有大量的水被逐出。
晚期压实阶段 颗粒接触增强，沉积物呈塑性固体特征，主要成岩因素为压实、固化和矿物转化，孔隙率 30-10%，有较少的孔隙水和矿物层间水被挤出。
重结晶阶段 颗粒互相交代，自生矿物质形成，孔隙被充填，从而形成坚固格架，主要成岩因素是胶结和矿物转化，压实作用微弱，孔隙率＜ 10%，所剩之水不易排出，几乎长期被封存。
青柳和浅川认为，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，所以 最重要的初次运移发生在晚期压实阶段。
显然，基于油气成因的现代概念，石油初次运移只能出现在达到生油门限之后。笼统地说，天然气的初次运移出现比石油要早。
此外，对石油的初次运移还应考虑到未熟 -低熟石油运移的可能性，这可能与有机质类型有关；只要有相当数量的未熟 -低熟石油形成，
在早期压实阶段尤其是该阶段后期，就应有相应的石油初次运移。
（三） Effective expulsion hydrocarbon thickness
of source rocks— the distance of primary
migration
由于厚层泥岩的中间部分是欠压实的，其所封存的烃未及时排出，所以产生了生油岩有效厚度问题。蒂索根据对阿尔及利亚泥盆系泥质母岩抽提物的含量及组成的分析发现，在靠近储层生油岩的 10m左右厚度范围，轻的、易流动的成分
（如烃类）向储层方向减少；而重的、不易流动的成分向相反方向增多的现象（表）。
The relation of content and component of extract matter in source rocks
and distance to border upon reservoir in Devonian,Algeria
距储集层距离
（ m）
抽提物 /有机碳
（ mg/g）
烃类 /抽提物
（ %）
沥青烯类 /抽提物
（ %）
2 72 54 12.2
4 86 61 11.2
7 90 63 7.5
10.5 112 63 5.7
14 118 64 5.8
这表明生油岩的初次运移排烃，是距离储层越近的地方越优先而有效。因此，有些研究者认为,巨厚的生油岩只有顶、底各二、三十米才是有效的。 然而，异常高压终归是要释放的，只是迟早而已。被封存在泥岩中部的流体，
在漫长的地史中总要逐步替补泥岩顶底排出流体的位置，只是生油层越厚，这个替补过程越缓慢。
鉴于初次运移明显主要是垂向运移，特别是以微裂缝作为主要运移通道的情况下更是如此，所以特殊情况下，初次运移的距离最大极限就是生油层厚度前面提及，生油岩中平行层面方向干酪根分布的连续性要好些，按理油气侧向初次运移阻力应该小些，运移距离也理应长些。但目前尚未见到这方面的资料。侧向初次运移主要发生在盆地边缘、盆地内横向岩性变化相变带以及生油层被断层切割部位。 由于生油岩渗透性所限，估计油气侧向初次运移距离也不会很远。
(四 ) The relation of primary migration of
oil & natural gas and distribution of sands
油气初次运移的方向是指向储集岩的，因此储集岩（如砂岩）的分布必然对初次运移有一定的影响。
据美国 7,241个砂岩储集层的统计，可采储量与砂岩厚度的平方成正比（ Curtis等,1960）。这表明砂岩（储集层）与页岩（生油层）的接触面积（不是砂岩体积）是控制储量的一个重要因素。
接触面积越大，页岩向砂岩的排流效率就越高。。
但就整个沉积剖面而言，砂岩储集层也并非越多越厚越好。剖面中生、储层分布上最好有适当的搭配，以保证既有充足的烃源供给，又有较好的排流效率。美国 7,241个砂岩的 单层厚度平均约为 12m。真炳钦次认为,生油岩的理想厚度平均约为 30m。 如前所述，泥岩单层厚度过大，其中间部分的流体不易排出，从整体上会降低生油岩的排烃效率。真炳钦次根据一些统计资料概括得出,有利含油地区，剖面中砂岩的含量百分数大致在 20-
60%，中值为 30-40%
(五 ) The meaning of reversion in the section
of C烃 /C有机碳
C烃 /C有机碳 是评价生油岩的重要指标之一，是代表有机质成烃转化的指标。该比值应该随深度增加而增大。 但如果烃在某个深度间段内发生过初次运移，那么该比值不是减小就是相对不变。下图是科德尔据菲利比资料改绘的有关洛杉矶盆地烃含量及 C烃 /C有机碳 随深度变化的情况。
Depth changes of hydrocarbon content and hydrocarbon/organic carbon in basin of L.A
(from Codell,1972) boiling point of hydrocarbon>325℃
图中显示，洛杉矶盆地的初次运移出现于 1188.72-
1828.8m（ 3.88-6kft）之间，因为此间段内烃含量和 C烃 /C有机碳 比值都有下降。发生过初次运移的间段继续埋藏到一定深度后，
初次运移中止。洛杉矶盆地初次运移变得没有意义的深度为 2895.6m
（ 9.5kft）。在此深度以下烃的绝对和相对浓度都增长得很快。这表明烃在继续生成，但由于渗透率和自由水量的严重降低而被保留在生油岩中。由此可见，利用这一比值可以判断初次运移开始和结束的深度。
由此可见，利用这一比值可以判断初次运移开始和结束的深度。过去我们习惯于把该指标高作为可能生油岩的标志。但若考虑到初次运移的因素，就必须结合上下层位的情况加以分析。看来做这种考虑是非常必要的。 C烃 /C有机碳随深度加大而出现逆转时，表示发生了初次运移。如果地层流体压力也同时显示出相应的异常，那就更证明了上述推断是可信的。图为尼日利亚一口井的实例。
Primary migration in relation to porosity and Ch/Co of certain wells
section with depth change in Nigeria,Niger delta
(from Tenta,1977)
图中显示 C烃
/C有机碳 由下降到回升与孔隙率不随深度增加而降低的深度间段（大致为 1,950-
2,550m）基本一致。说明此深度间段发生了初次运移。
Section 3 Secondary Migration
油气的二次运移是指油气自源岩中排出并进入邻近运载层（带）以后沿储层、断层、
裂隙、不整合面等通道的运移。
广义的二次运移泛指油气脱离母岩后所发生的一切运移，包括聚集起来的油气由于外界条件的变化所引起的再运移。
油气经初次运移进入储集层后，尚需经二次运移进入圈闭才能聚集起来形成油气藏。可见二次运移与油气的聚集密切相关。因此,了解油气二次运移和聚集对指导油气的调查和勘探具有实际意义。
二次运移是初次运移的接续，二次运移的 传导层 (transmitted beds)主要是结构较粗的砂岩或其它孔隙性岩层。二次 运移条件与初次运移有很大差异，其影响因素也相对要简单些。
如果说油气初次运移的相态尚有较多争论的话，那末对二次运移相态的认识已趋于一致。一般认为,以连续烃相运移是油气二次运移的主要相态。 其中包括天然气的油溶气相运移和轻质油或凝析油的气体溶液运移。
一,Resistance of secondary migration
油气二次运移中最主要和最普遍的阻力就是毛细管压力
(capillary pressure)。
将细玻璃管（毛细管）插入水中，水将沿毛细管上升，
这一现象是大家所熟悉的。这种现象就是由毛细管作用引起的。在两种不相混溶的流体介面上，任何一点都有使其各自的体积收缩成为具有最小面积的趋势。如果在相接触的两种流体弯曲介面的相邻两点上测量其各自所受的压力，
就会发现它们所承受的压力是不同的，这种压力差就是所谓毛细管压力。
毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）界面上所产生的指向油
（或气）方向的压力（图） 。
毛细管压力用下式表示：
Pc=2σcosθ/rc
式中 Pc-毛细管压力（ Pa或 Mpa）； σ-油水
（或气水）界面张力（ dyn/cm）； θ-润湿角，界面与管壁间的夹角表示（度）； rc-毛管半径，相当于孔喉半径 cm）。
Resistance of secondary migration
(from Purcell,1949)
毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）
界面上所产生的指向油（或气）
方向的压力 。
在储集层孔隙系统中，作为非润湿流体的油、气要挤入水（润湿流体）所饱和的毛细管中，就需要有外力来克服毛管压力，这个外力通常称之为排替压力 (displacement
pressure)（ Pd）。简言之,排替压力就是油气排出毛细管中的水所需要的力。 只有排替压力大于毛管压力时，油气才能挤入水所占据的孔道。
岩石的孔隙系统，其形态和结构十分复杂，
并非圆形直管状。当油气从大孔隙进入小孔隙，
或者穿越孔隙喉道时（参见 图 ），将在油（或气）
柱两端形成毛管压力差（ ΔPc），其公式如下：
ΔPc=2σcosθ/rc-2σcosθ/rp
=2σcosθ(1/rc-1/rp)
式中 rc为小孔隙或孔喉半径； rp为大孔隙半径。 孔径越小，油气挤入所需的排替压力就越大；而界面张力及界面弯曲程度越小，所需排替压力越小。 界面张力受温度和压力的影响比较复杂，特别是压力对其影响较大。油水和气水的界面张力都随温度的升高有所降低，但不显著。
二,Drive of secondary migration-buoyancy
很早以前人们就开始注意到，在天然油气聚集中，总是最轻的天然气占据圈闭的上部，油居中间，水沉在下面。这种按比重差出现分异的现象，
人们将 浮力作为油气在储集层中进行运移的一种重要动力因素。
浮力是二次运移中的主要驱动力物理学上对浮力的定义是物体所排开液体的重量。油气地质学中所谓的浮力通常是指同体积的油、气与水的重量之差。
油、气的密度范围分别为 0.71-1.0g/cm3和
0.00073g/cm3（甲烷） -0.5g/cm3（高压混合气）；而水的密度为 1.0-1.2g/cm3。 从重量的角度即油、气与水之间存在着比重差异，因而在重力场中油气总有在水中升浮的趋势。
浮力的大小不仅与流体间的密度差有关，同时还与油（气）柱的高度有关。
式中 F-浮力（ dyn）； Z-连续油相（油柱）的高度（ cm）； ρw,ρo-水、油（若为气,ρo改为 ρg）
的密度（ g/cm3）； g-重力加速度（ cm/s2）。
油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差。
按照阿基米德原理，单位面积上水对油的浮力可以表示为：
F=Z(ρw-ρo)g
Buoyancy in oil reservoir under hydrostatic conditions
(from Smith,1960)
油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差假如储集层中连续的油层厚度（即油柱高度）为 1cm，水的比重为 1.03，
石油的比重为 0.83，每平方厘米面积上的浮力为 2Pa；如果油层厚度为 1m，
则浮力为 200Pa。可见 油层要有一定的连续厚度，才能克服毛细管压力而浮起。 这在实验室已得到证实。
Component of forces of apparent buoyancy along slant
当地层倾斜时,浮力将分解成垂直层面和平行层面的两个分力。
促使单位面积连续油相沿地层上倾方向上浮（运移）的力，等于其浮力沿地层倾斜向上的分力（ F1）
这时用公式表示为：
F1=Z(ρw-ρo)g·sinα
即单位面积连续油相沿倾斜地层上浮的分力 F1与地层倾角的正弦成正比。
必须注意，上式中 Z所代表的应该是在与水平面成垂直方向上连续油相的高度，而并非连续油相与地层层面成垂直方向上的厚度（ M），二者的关系为,Z=M/cosα,故单位面积连续油相垂直向上的浮力和沿倾斜地层向上的浮力可以用下面两式分别表示：
假定连续油相顺倾斜地层层面方向的长度为 l，其截面为单位面积，则其沿倾斜地层向上的总浮力为：
由上式可见,油柱沿倾斜地层向上的浮力随其垂直地层层面方向上的厚度、倾斜层面方向延伸的长度以及地层倾角的加大而增大。
据计算,如果连续油相的厚度为 1m，长度为
500m，地层倾角为 30o，沿地层倾斜面方向的上浮力约为 0.56Mpa；若地层倾角为 1o，则上浮力约为
0.017Mpa。如果说地层孔隙畅通，那么估计地层只要有 1-2m/km的倾斜，石油即可沿地层上倾方向上浮。 世界上有些大油田实际上地层倾角很平缓，只有几度，甚至于小于 1o。但若地层过于平缓的话，浮力有可能被摩擦力所抵消，而使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'。：
伯格（ Berg,1975）提出下式用以确定石油上浮的临界油柱高度：
上式表示 在静水条件下，油柱的实际高度
（或油层厚度）超过 ZO时，所产生的浮力才能够使石油上浮运移；否则不能上浮。 据计算，通常条件下在细砂岩中上浮的油柱高度需要 3m；中 -粗砂岩需要 0.3m。
其实，将上式作如下简单变换：
不难看出,该等式左边为单位面积上水对油的浮力，等式右边则代表毛管压力；等式表示浮力与毛管压力处于平衡状态。只有增大浮力，克服毛管压力，石油才能上浮运移。 而在特定的条件下，等式中只有 ZO是变量，要增大浮力，只能通过增大 ZO来实现。
Common pattern map of oil and natural gas
along updip migration in reservoir
(from Hobson,1975 redraw)
由储集层底部进入的石油，有些因受毛管压力所阻停留在底界面上 。当石油积累到一定厚度足以克服毛管压力时即上升到储层顶面，这个积累过程需要浮力之外的外力（如油气从生油层初次运移排出时的压力）。倘若储层发生倾斜，则当石油积累到临界长度时，便可依靠沿储层上倾方向的浮力之分力克服阻力（毛管压力）朝储层上倾方向移动 。
从生油岩运移出来的油粒有些可能细小到足以在砂岩孔隙中自由流动。只有当其凝聚变大时才受到更大的阻力。
卡特麦尔和迪凯（ 1970）的实验表明，含油 20-
40ppm，粒径为 0.5-1.5μm的石油，可以自由地穿过 52.31μm2的砂岩。他曾对西西伯利亚含油气区的非产层砂岩进行调查，发现在构造顶部含烃
0.08%，翼部含烃为其一半。认为这些石油是不连续相，以致未能有效地运移和聚集。
（二） Hydrodynamic
水在多孔介质中的渗流遵循达西定律，通过其中任意两点之间的水流量可用下式表示：
式中 Q-液体体积（ cm3）； K-储集层的渗透率（ D）； F-所通过的横截面积（ cm2）； t-流动的时间（ s）；（ P2-P1） -两点之间的压力差（ kgf/cm2）； L-两点之间的距离（ cm）； μ-液体粘度（ cP）。
式中 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。这样，上式可写成：
该公式表明,水流速度与储层渗透率及水压梯度成正比。
在地层条件下，由于地层倾角不同、水压梯度不同以及岩层的渗透率变化等，各处的水流速度是不一样的。水的流速变化很大，由近于停滞直到每年上百米不等。曾测得在倾角平缓的地台区，当水压梯度为 1.8m/km，
渗透率为 200mD时，水流速度为 15m/a。在褶皱区，地层倾角较徒，水压梯度大，一般流速可达每年上百米。显然,在不同地质条件下，水 动 力因 素的 作用 效率有 很大差别。
呈溶解相的油气在水动力作用下可随水一起运移。呈游离相的油气在水动力作用下可被推动前进,推动油气前进的水动力值等于连片油气两端的水压差。
A为供水区,B为泄水区,A,B两点的高差 H即水压头。由于水压头的存在，水从供水区流向泄水区，
这样就给油气在地壳中的流动和分布带来重要影响。
Fluid migration in hydrodynamic condition
（ quote from a secondary source Cheng ZuoQuan，
1987）
在倾斜地层（倾角为 α）条件下，假设沿地层倾斜的连续油相（油柱）长度为 L，其截面积为单位面积，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可表示为：
该公式表明,水压梯度越大，油柱长度越长，水动力作用就越大。
反之，水动力方向与浮力 F1的方向相反，水动力反成为油气运移的阻力，阻力变为毛细管压力 +水动力，
即 2σ(1/rC-1/rP） +L cosα·m。
上面动力与阻力的平衡公式将改为：
L[(ρw-ρo)g·sinα± cosα·m]=2σ(1/rC-1/rP）
若用 m代表水压梯度，则水动力 P=Lcosα·m。当水上倾流动时，水动力方向与浮力 F1方向一致，促使石油运移的动力为浮力 +水动力，即
L(ρw-ρo)g·sinα+L cosα·m；
必须注意，上式中水上倾流动与下倾流动时，达到平衡所要求的油柱长度 L是不同的，后者大于前者。当储层为水平产状时,sinα=0，即浮力的 F1分力为 0，
上式变为
Lm=2σ(1/rC-1/rP）
此时，完全靠水动力克服毛管压力，只有当水动力大于毛管压力时才能推动石油沿水动力方向运移。
下图表示在倾斜储层中水动力与浮力对油气运移的影响。
The effect of Hydrodynamism to
buoyancy
在静水条件下，浮力为 Pbs；水的下倾方向流动对浮力起削弱作用，即抵消水动力后剩余的浮力为 PbD；水的上倾方向流动对浮力起加强作用，促使石油运移的升浮力为 Pbu。水上倾流动，
由于水动力方向与浮力 F1方向一致，石油向储层上倾方向运移；当水下倾流动时，水动力与浮力的方向相反，石油或朝上倾方向运移（浮力＞水动力 +毛管压力）或朝下倾方向运移（水动力＞
浮力 +毛管压力）。
浮力的作用无需水的流动，可是水的流动却要对浮力的作用产生影响。总的定量关系如下：
F1＞ PC± l·dp/dl或者 F1≤PC± l·dp/dl
上式中 F1代表浮力沿储层上倾方向的分力；
PC代表毛管压力； l·dp/dl代表水动力；（ +）、
（ -）号分别代表水作下倾流动或上倾流动。
石油的运移方向,前式表示当浮力 F1大于毛管阻力与水动力的代数和时，油气就向储层上倾方向运移。 后式当浮力 F1小于毛管阻力与水动力的代数和（即 F1＜ PC± l·dp/dl）时，油气并不一定就向储层下倾方向运移； 当 F1＜ PC+l·dp/dl时，水作下倾流动，在水动力作用下石油向下倾运移 ； 当 F1
＜ PC-l·dp/dl时，水作上倾流动，即 F1+l·dp/dl＜ PC，
因浮力 +水动力都不足以克服毛管压力，显然石油不能上倾运移，但也不会下倾运移，因为毛管压力并非动力； 当构成等式时，油气就可以聚集起来。
在大多数地区浮力驱动是比水驱重要得多的一个驱动力。通常只有当倾角小于 5o时水驱才成为一个影响因素，
对于更轻质的原油或高温度来说，这个限制倾角更小（ Richard W.Davis，
1987）。
三,A few questions about migration
(一 )The phase of oil and natural gas in
migration
油气二次运移普遍认为是以连续烃相运移为主要相态,前面所讨论二次运移的阻力和驱动力也是针对游离相油气运移提出来的。
二次运移中其它相态也有，但在二次运移中所占的地位都居次要 。比如呈分子溶液状态的运移，很多人（如卡特麦尔,1976；麦克奥利弗,1979等）认为是低效的。关于脱溶问题，温度降低可以使石油的溶解度降低而析出。
尽管储层可有地表大气降水的补给，水量问题有所缓和，但仍与如此巨大的需求差之甚远。对于天然气情况可能好些。
据美国湾岸地区资料，在 4,572m深处温度为 162℃,可溶解甲烷 4,850ppm；在 4,267m深处温度为 151℃,可溶解甲烷 4,200ppm；深度减小约 300m（温度降低 11℃ ）释放量为
650ppm。以此浓度欲达到 30%的饱和度需要
462倍孔隙体积的水。高压水溶气的存在是事实，如果说水溶气也看作一种资源的话，天然气（主要是甲烷）呈溶解相运移是不能忽视的。
但无论从油气藏中烃类的成分和数量考虑，还是从 二次运移传导途径 的可行性考虑，就油气藏中聚集起来的油气而言，应该 主要是呈游离相运移的 。由于浮力的作用，油气在储层中的运移很可能是贴近顶板进行的。这也许是在砂岩中很少钻遇较高残余油饱和度的原因所在。
（二）,The passage of migration
二次运移的通道主要是渗透性储层、断层和不整合面 。渗透性储层连通的孔隙系统是最广泛最基本的二次运移通道，油气聚集也正是居于其中。 在渗透性砂岩中以孔隙型通道为主，在致密碳酸盐岩中以裂缝型通道为主。断层可以成为良好的运移通道，
也可以是断层遮挡圈闭类型的重要封闭因素。 这主要取决于断层的新老、断层的活动性、断裂破碎带的胶结情况以及断层面两侧的岩性搭配等。断层在穿层和垂向运移中具有独特的作用；切割生油岩的断层，油气初次运移就直接进入断层通道进行二次运移。
不整合面是侧向运移的重要通道。
通过不整合面可以沟通或连接跨时代地层间生、储层的关系，通常新生古储多与不整合面有关，其中最典型的就是基岩油藏。
通过不整合面进行的二次运移常可达到很远的距离，这对陆相沉积尤为重要。最后，
还有岩层之间的层面也是较为通畅的运移通道。
石油运移可以看作是受严格约束的 "河流 "或 "
小溪 "，其位置主要受构造形态的控制 （ Gussow，
1954,1968）。利用由亲水石英、白云石、沙和玻璃珠组成的柱状堆积物可以在实验室里对石油运移进行模拟（ Dembicki和 Anderson,1989；
Catalan等,1992）。实验表明，在运移层的顶部，
石油二次运移的路径受到严格约束，其聚集通道紧靠封闭层的下面。
Thomas和 Clouse（ 1994）在一个堆满亲水沙的水槽中利用标有刻度的物理模型对运移路径进行模拟，他们通过观察运移速率发现,二次运移过程与地质时间相比是瞬间发生的。
H.Dembicki等（ 1989）用石英砂和白云岩颗粒分别在玻璃管中做实验，观察到石油是沿管子的中央或管壁形成 1-2mm（直径）
的通道上运移，运动速率在 8-13cm/h。
最近，石油化学示踪剂的研究结果证明了 "限制性的通道理论 "。该理论认为有些油田整个运移系统都充满了石油，运移系统的通道只有几十米，
或者其宽度更小（ S.R.Larter,1995）。运移路径中可能只有 1%-10%的输导层横断面面积被使用
（ England等,1987）。 地下油气运移通道的特征被描述为片状，其运移方向明显受石油运移时所通过岩石的水平渗透率控制（ Rhea等,1994）。
从厘米到米级大小，岩石渗透率决定了哪些运移输导层会沿运移通道运移大部分石油。
然而在整个盆地范围内，如果横向岩性致密不能成为运移通道（认为是横向封闭），
则渗透率差异将改变运移通道的方向。在生油区的上方，运移通道非常多，并形成稠密的网状。但在横向上如果远离生油区，汇集通道形成的限制性 "小溪 "是主要运移方式
（ Andrew D.Hindle,1997）。当上覆封闭层的毛细管压力不足以阻止正常运移的石油或天然气时，会发生垂向运移。
（三）,The distance of migration
二次运移的距离取决于运移通道的通畅程度、
母岩油气供给的富足程度、沉积盆地的岩性岩相变化、盆地的大小以及盆地构造格局的展布等因素。 一般地台区海相含油气盆地的岩性岩相横向变化不大，地台区盆地构造上较稳定，构造活动不剧烈，断层较少，二次运移距离可以远些。陆相盆地通常岩性岩相变化较大，非均质性强，盆地规模大多较小或盆地内构造分割性强，二次运移距离不可能很大。
我国陆相含油气盆地中的油田分布大多靠近生油凹陷，运移距离较近，一般常在
30km以内。 较远距离的运移常与不整合面有关，如准噶尔盆地克拉玛依油田的石油来自盆地东南的玛纳斯湖凹陷，最大运移距离约为 80km。美国中勘萨斯的古潜山带中的石油，
来自其东南方的生油凹陷，最大运移距离约
160km。与之相对的是一些透镜体储层中的石油，二次运移距离微不足道，实际上油气经初次运移就直接进入圈闭形成透镜状岩性油气藏。
（四）,The direction of migration
在以浮力和水动力为主要动力的驱动下，油气二次运移的方向总是循着阻力最小的路径由高势区向低势区运移,或者说从单位质量流体机械能较高的地方向较低的方向运移，直至遇到圈闭聚集起来形成油气藏，或者运移到地表散失掉亦或形成油气苗。
在沉积盆地中，油气源区一般位于盆地的深凹陷带，而深凹陷带又往往是盆地内压实水流的高水头区（高水势区）；压实水流通常是流向与之相邻的盆地边缘斜坡或隆起
（凸起）带（低势区）。 由深凹陷 → 斜坡或隆起（凸起）的方向是水流和浮力的共同指向，所以这自然成为油气二次运移的主要指向。尤其是那些地质历史上长期继承性发展的隆起带更为有利。
(五 ),The change of oil and natural gas in
migration
我们从油源对比已经知道，母岩抽提物与油藏中石油的组成成分上并不完全等同，一般只具有相似性。这除了初次运移中不同成分排出难易程度差别之外，也有石油在二次运移过程中变化的因素。已知二次运移中石油的高分子量成分以及极性成分易被矿物所吸附，而轻质的和无极性成分则能较自由地通过。这样就产生了 天然的色层分异效果。
二次运移过程中吸附作用显著时,石油成分变化的总趋势是：胶质、沥青烯、卟啉及钒镍等重金属减少，轻组分增多；而烃类呈现烷烃增多，芳烃相对减少；烷烃中低分子烃相对增多，高分子烃相对减少。反映在物理性质上，
表征为比重变轻，颜色变淡，粘度变低。通过油 -源和油 -油对比，可以对油气二次运移的轨迹进行追踪，建立油藏与油源之间的联系 。以我国酒泉盆地为例，自青西凹陷向鸭儿峡 -→
老君庙 -→ 石油沟方向，可见正烷烃主峰碳数和镍卟啉含量逐渐降低,C22以内与 C23以外正烷烃比值逐渐增加，以及比重、粘度、含蜡量和凝固点逐渐减小变低,
The datasheet of crude oil specialities in anticline
zone of Laojun temple in Tertiary of Jiuquan Basin
地区井号项 目正烷烃主峰碳
C22-
/C23+
镍卟啉
（ ppm） 比 重（ D4
20） 粘 度 (10
-
3Pa·s）
含蜡量
（ %）
凝固点
（ ℃ ）
鸭儿峡
189 30.0
158 C21 1.63 17.64 0.8657 23.5 13.71 13.5
60 0.8692 26.6 14.38 4
610 26.10 0.8692 27.3 12.87 -0.3
684 C21 1.93 0.8672 25.7 16.48 -3.8
老君庙
4120 19.20 0.8613 24.5 11.69 7
H-
181 C21 2.08 13.56 0.8622 24.0 15.32 2.3
K-
243 C21 2.26 8.52 0.8659 28.3 13.98 5.3
J-251 0.8614 22.8 13.71 -1.5
石油沟
249 C19 2.97 7.02 0.8607 22.5 14.73 5.3
195 C19 2.68 6.60 0.849 19.2 13.01 0.3
111 C19 8.12 7.35 0.8562 20 10.67 12.5
二次运移中由于路径上具体介质环境的变化，还可发生脱气、晶出等其它效应。
特别值得注意的是 氧化作用 (oxygenation)，
氧化作用可使石油的胶状物质增加，轻组分相对减少；环烷烃增加，烷烃和芳香烃减少；比重和粘度也随之增大。 其效果大多与吸附作用相反。因此二次运移中氧化作用通常会被吸附作用所抵消。 如果石油经二次运移到达地表附近，氧化作用更为显著，石油将全部变为沥青。
一般是生于较深处的石油，向上运移至埋藏较浅的圈闭中聚集的过程中，
随着运移环境变浅，当大气降水通过断层或储层地表露头渗入运移环境时，可能发生较强的 氧化作用 。所以通过石油的成分变化也可反映石油的垂向运移。
如我国渤海湾盆地大港油田的上第三系石油，据认为是由下第三系的石油运移上来的，其物理性质和化学组成的变化就带有氧化特征。
The datasheet of crude oil characters in Dangang Oilfield
项目地层层位石 油 性 质比 重
（ D420）
粘 度 (10-
3Pa·s）
含蜡量
（ %）
凝固点
（ ℃ ）
胶质沥青质
（ %）
上第三系明化镇组明 一 0.9322 112.6 6.1 -15.3 17.6
明 二 0.9184 62.7 8.0 -1.3 15.6
明 三 0.8991 29.8 9.0 2.8 12.6
馆陶组馆 一 0.8878 18.3 9.2 16 9.2
馆 二 0.8777 62.0 11.9 21 12.3
馆 三 0.8695 25.6 14.7 24.8 9.8
馆 四 0.8564 11.7 14.8 30.5 7.2
下第三系东营组 0.8411 4.99 16.37 25 8.67
沙河街组沙一～
二 0.8583 7.59 18.26 21 9.66
沙 三 0.8200 2.87 12.49 23 5.66
(六 ) About tertiary migration
所谓三次运移是指已经聚集起来的油气由于圈闭条件的改变而发生的运移。 油气聚集于圈闭之中形成油气藏是二次运移的一种结果或归宿。但油气藏形成之后，还可能发生构造运动，使圈闭经受改造致容积减小，油气溢出；甚至于发生切割油气藏的断层，使圈闭遭受破坏，油气发生再运移。这必将导致油气分布上的再调整。
三次运移的结果，部分油气可能进入新的圈闭重新聚集起来形成次生油气藏；但也必然有部分将分散损失掉。尚若破坏油气藏的断层断达地表，后者更是不可避免的。在大多数情况下，断层面不能汇集或聚集烃类，因为断层面一般是很大的平面或凹凸形面，通常具有发散效果（ Andrew
D.Hindle,1997）。
断层是油气三次运移的主要通道，与断层活动有关的三次运移时间短、速度快，原生油气藏中溢出的油气在运移过程中可能被向上涌流的水流所冲散，形成的浅层次生油气藏很分散，油层、气层和水层间互，其垂向分布有一定的随机性（ 张树林等,1996）。由此不难想见，二次运移是使本来分散的油气至少部分聚集起来形成油气藏；其对形成油气藏的建设性作用是不言而喻的。而三次运移是使已经聚集起来的油气至少部分再分散损失掉，无建设性可言 。
Migration of oil and natural gas
油气在地下的聚集是动态的，
它受什么因素的制约？
其运动状态如何？
其运移通道是什么？
运移到何处去？
你可以从本章的讲解得到答案 !
Section 1 Summarization
Section 2 Primary migration
Section 3 Secondary migration
Section 1 Summarization
油气运移是指油气在地下因自然因素所引起的位置迁移 (Migration of oil and natural
gas is their position migration by the nature
factors underground)。
油气必须经过运移才能聚集成为油气藏,如今看来好象是一个勿需证明的简单道理。但油气在地下是否存在运移也曾经有过争论。比如，二十世纪四十年代，卡里茨基就积极主张石油原地生成说，即发现石油的地方就是石油生成的地方。他认为砂岩中的石油是其所含的藻类所生成的；
甚至认为正是因为砂岩中生成的石油起润滑作用，才导致背斜的形成。
油气运移是与油气成因紧密联系的。无论是有机学派还是无机学派，都存在油气运移问题。
只是不同的油气成因理论对油气运移的方式、动力、途径 (mode,power,track)等主张各异。
无机成因学派一般认为深大断裂是油气运移的主渠道；而有机学派则将连通的孔隙、裂缝、断层、不整合面视为油气运移的路径。
油气运移是形成油气藏的必经过程
(necessary course of forming oil and
natural gas pool)。
按发生运移的时间顺序,把油气从细粒的生油岩向外排出的过程叫做 初次运移
(The course of oil and natural gas
expelled from the granule source rock is
primary migration)。
油气脱离母岩后在储集岩孔隙系统或其它通道内传输的过程叫做 二次运移
(secondary migration)。
另外，油气形成聚集之后，若聚集条件变化而发生再次运移，有时称之为三次运移（ tertiary
migration)。按油气运移的方向又可分为 侧向运移和垂向运移，
或者顺层运移和穿层运移 (along
and across migration)。
与油气成因现代概念相联系的油气运移中，在初次运移的解释上仍存在一些困难，
因此有人又从砂岩生油的主张去寻求出路，
因为砂岩中的运移解释上容易被人接受，所以并不否认油气在砂岩中的运移。
如韦贝尔（ В е б е р ）在对现代沉积研究后指出，只要条件适合，砂岩和粉砂岩也可含有丰富的有机物质，因此生油岩石与储油岩石可以复合一体。
还有安德列耶夫 (А н д р е е в,
1968）认为，从沉积物的沥青含量和成分看，砂质沉积较泥质沉积更可能是生油的。马丁（ Martin,1969）研究了海湾地区渐新统弗里欧组后认为，
该组中的石油母岩就是成为油层的砂岩。帕拉卡斯（ Palcas,1972）等对弗罗里达州科塔瓦切湾 159个沉积物样品分析,
泥、砂沉积物生油条件对比表泥 砂有机碳 3.6% 0.15%
沥 青 170ppm 20ppm
烃 /有机碳 50% 22%
CPI 8 1.9
沥青 /有机碳 0.5% 1.3%
母 质 陆生植物 海生生物
（转引自高纪清,1986）
他认为，砂层平均含沥青 20ppm，泥层含沥青 170ppm；虽然前者含量不多，但只要一小部分转化成石油，就可为油藏提供足够的油源。按他们的推算，泥岩占沉积岩总体积的一半，泥岩平均含烃约 200ppm，其总量相当于储层中石油的 60
倍；只要泥岩排出 3.3ppm到储层中去即可满足世界石油的储量。
所以他们认为，砂岩不仅是潜在的储集岩，
在适当 的条件下也是重要的母岩；从砂岩中 C19-
C32正烷烃奇偶碳分子分布之平滑看，比泥岩中的相应成分更接近于石油，可能就是石油中高分子烃的来源。有些野外观察似乎也支持砂岩可以生油。
。
得克萨斯州米特列斯油田，以灰色砂岩产油，砂岩上下均为硬石膏和红色页岩。
美国还有一些夹于厚层石膏中的砂岩油藏，
石油似乎只能生于砂岩本身。
由上可见，砂岩生油确实存在。但估计在形成油气藏中不会占有多大的份额。因为如上推测，尚若砂岩生油能对形成油气藏具有举足轻重的作用的话，地下就很少有空圈闭。那样找油找气就可简化为找圈闭了。客观现实并非如此。看来泥质生油岩的地位是无可替代的；必须面对源于泥质生油岩的初次运移问题。
Section 2 Primary migration
初次运移问题是油气有机成因说不可分割的组成部分，任何有机成因理论如果不能同时解决好油气初次运移问题，终将功亏一篑。 特别是对于晚期成油说来说，初次运移的研究难度相当大，
因而也是研究较为薄弱的环节,以致常常成为不同学术派系攻击的把子。
目前，晚期生油说已成为油气成因理论的主流，要建立与之适应的油气初次运移机理，主要涉及 油气初次运移的 动力 因素，初次运次中油气的 相态,
以及初次运移 发生的时间 等 (power
factor,oil and natural gas phase,
occurring time)。
一,The geological background of
primary migration
随着上覆沉积负荷的不断增加下伏先期沉积物逐渐被压实的现象称为压实作用 (compaction)。
早先引起母岩中的流体（主要是沉积水）向储集层运移的主要因素就是压实作用。
The change of porosityin sandstone and shale with depth
（ from Athy,1930）
砂质沉积物 (sand
sediments)由于质点坚硬，在压实过程中主要表现为颗粒的进一步密集排列，所以压缩性小，体积的压缩很快就趋于稳定。
泥质沉积物 (clay
sediments)比较细、软，
可塑性较强，在压实过程中，除颗粒再排列外，还伴有颗粒本身的变形，所以压缩性大，且压缩持续时间较长。
压实作用的早期，伴随上覆沉积物负荷的增加，泥质沉积物 (clay sediments)中孔隙水顺利排出，处于 均衡压实状态,排水效率较高。
一般在 1,000m以内为主要排水阶段（深度为
500m时约排出 88%），至 1,500m（已排出
95%的水）排水速率明显减缓，至 2,000m渐趋于稳定（至 2,500m,98%的水已排出）。
随着埋藏深度的增加，泥岩排水效率逐渐降低，导致其孔隙流体排出滞后，
因而其流体压力高于静水压力。在流体压力差的作用下，将迫使流体沿压力梯度降落方向从泥岩流入相邻的砂岩，以取得压力均衡。
按晚期成油说，石油大量生成的门限温度至少要 50-60℃,这在通常地温梯度下即门限深度约为 1,500m。在地温梯度较低的地区，该深度更大。显然，主要生油时期超越了主要排水时期。因此，
靠均衡压实只能排出少许早期生成的烃，
即未成熟油气 (immature oil and natural
gas)。
总之，油气大量生成时，经历压实作用的泥质生油岩，泥质矿物质点的排列已经非常紧密，孔径很小，渗透性极差。
这就是油气初次运移所处的环境。面对大量油气生成时生油岩所处的地质环境，
油气初次运移需要解决的主要是两个问题,一是相态问题，二是通道问题二,The phase of primary migration
大量油气生成时，在上述初次运移的环境中，
烃类特别是石油是以什么方式，或者说是以什么相态实现初次运移的呢？石油在初次运移过程中呈现什么相态，一直是含混不清的。曾经提出过的运移方式大致可归为 水溶运移说 (migration of
molecular solution in water)和连续油相运移说
(migration by continuous oil phase)。
（一） Migration by molecular
solution in water
曾经提出过的水介质运移方式有：
1.分子溶液或真溶液
(molecular or real solution)
石油能否以水溶液状态运移，由于油水基本上是不混溶的而一直评价很低。后经研究表明，不仅石油中的轻组分有不同程度的溶解性，在高温下重组分也有一定的可溶性。促使人们要重新评价石油的溶解运移。
The solubility of hydrocarbon in water
（ quote from a secondary source Hobson,1975）
名 称 溶解度（ g/106g） 名 称 溶解度（ g/106g） 名 称 溶解度（ g/106g）
甲 烷 24.4 2-甲基戊烷 13.8 甲基环戊 烷 42.6
乙 烷 60.4 2,2-甲基丁烷 18.4 甲基环巳 烷 4.0
丙 烷 62.4 正庚烷 2.93 苯 1780
正丁烷 61.4 2,4-二甲基戊 烷 3.62 甲苯 538
异丁烷 48.9 正辛烷 0.66 邻二甲苯 175
正戊烷 38.5 2,2,4-三甲基戊 烷 2.44 乙苯 159
异戊烷 47.8 环戊烷 150 异丙苯 53
正巳烷 9.5 环巳烷 55.0
The solubility in water changes with temperature about two
full oils （ 1,5） and four pulled top oils（ 6,3,2,4）
（ from Price,1976）
分子溶解中,随烃类的分子量的增大溶解度显著减小,例如，在 25℃ 的温度下，
烃分子增加一个碳原子，对于正烷烃溶解度降低 75%，对于芳香烃也降低 70%（麦考里夫,1979）。在 423K（ 150℃ ）的高温下也呈现几乎同样的倾向。
石油呈真溶液运移还必须解决如何脱溶的问题。
据认为，溶解于水中的烃类运移到储层后，可因温度、压力的降低和含盐度的增加等环境因素的变化而从溶液中解脱出来。但烃呈溶解态的生油岩与所谓脱溶的储层间温差、压差以及含盐度差别有多大，
是正差还是负差等都是不确定因素，脱溶机理令人置疑。
2.胶体溶液 (colloid solution)
化学上把分散粒子直径在 10-7cm的叫真溶液，把 10-5cm
的叫乳浊液，而把介于其间的叫胶体溶液。胶体溶液的分散粒子不是分子，而是分子聚合体，有别于真溶液。
石油在水中呈胶粒（亦称胶束）状态运移最早是由贝克
（ Baker,1959）提出来的。贝克认为，皂胶粒对烃的溶解有增溶作用。皂是有机盐。当皂分子达到一定浓度后就可以在水中形成胶体聚合体，即胶粒 (micelle)。
The structure of micelle
（ from Baker,1959）
单个皂分子一端为较长的烃链或其它烃构型，另一端为官能团构成的表面活性极基。
由于前者憎水，后者亲水，所以在水中以其极性端朝外而呈定向排列。
The structure of soap micelle
clusters about hypothesis of soap
migration
由于胶粒内部是亲油的，因而可以将中、低分子的烃吸附并裹携在胶粒之内随水一起运移。因此，胶粒可以提高烃的视溶度，而胶粒化合物就被视为烃的增溶剂。
？ 如达不到临界胶束浓度（ CMC）就形不成胶束。为了达到 CMC,25℃ 时就需要
500ppm（普赖斯,1978）。而且随温度上升 CMC显著增大，在 90℃ 时就需要
8,300ppm以上。但地层水中一般只含 2-
30ppm的增溶剂。
此外，中性胶束的平均直径为 500nm
（ 1nm=10-3μm），离子胶束为 6.4nm（ Baker，
1962； 1967）。与此相对，据欣奇（ 1978）的资料，通常页岩孔隙的直径平均为 1-3nm，另据亨特（ 1979）的资料为 5-10nm（ 200m深处的泥岩）。很明显，中性胶束要通过生油岩的孔隙是困难的。离子胶束的通过也不是完全没有问题。因此，呈胶体溶液运移即使有也只是在很局限的范围。
3.乳溶液 (emulsion solution)
采油时的油田水常呈乳浊液 (emulsion)，人们由此联想而将乳浊液列为石油初次运移的相态。卡特米尔（ 1978）推测,在高温下，随着油水表面张力的接近，可能会出现各种油水混合的分散相。
并且此时油水两相间表面张力之低，足以使流体通过细小的毛管。
主要生油阶段泥质岩的孔隙大多小于 5μm，
而天然乳浊液中的油珠直径，据吉尔金松等人的资料 1-50μm。太小的孔隙乳浊液通过也是有困难的。况且在地层条件下什么因素可以导致乳浊液的形成也不是很清楚。
故呈乳浊液运移的现实性令人怀疑。
以水为媒介的运移，首先要有使运移发生和所需运移量得以满足之水量的存在。
如上所述，大量石油生成时压实水已无从利用；泥质生油岩中孔隙水非常有限，且在细小的孔隙中相当部分是不能自由流动的 吸附水（ adsorption water)。
以呈真溶液运移为例，琼斯首先在各类油田求出储集岩中实际的石油量与生油岩中可能存在的水量，接着按溶解运移求出石油对水所需要的最小溶解度，认为威里斯顿盆地和洛杉矶盆地的石油量，石油需要对水的最小溶解度分别为 15,000-50,000ppm和 100,000ppm。这显然是不可能达到的。现测量到的溶解度，生油岩排出水量体积要大于整个压实作用排出的正常水量，才能满足一个盆地已知的原油储量。这当然是违背事实的。可以说,以水为载体的运移是困难重重。
(二 ) Migration by continuous oil
phase
大量石油生成时生油岩的埋藏深度已处于压实作用的晚期，泥岩孔隙中所剩下的自由水 (free
water)已经不多了，而且相当部分以结构
(structure water)水形式存在。
在上述情况下，生油岩中很少有能流动的水可资利用。这是前面以水为载体的初次运移方式行不通的关键所在。
正因为自由水的量少反而可使生成的石油有可能达到其流动的临界饱和度 (critical
saturation)，于是在压力作用下可呈连续油相排出母岩。
现已知道,在富含有机质的泥岩中，油和有机质可以占据相当部分孔隙空间，并呈簿膜状蒙盖着大部分的矿物表面，顺层面方向的矿物表面尤其如此，因而使泥岩具有很大的亲油性。据经验估计，孔隙完全油湿（ oil-wet)所需的最低有机质含量为 30%（ Byramjce,1967）。在此条件下，
油可以像水从水湿 (water-wet)岩石中排出那样从页岩中被出 。 但要达到这样的条件对 Ⅰ,Ⅱ 型干酪根来说几乎是不可能的。
需要考虑的问题是，母岩中的石油要成为连续油相必须经过由分散的油滴或油珠到集中的过程。当油珠通过细小的毛细孔道时将会遇到很大的阻力 (resistance)，即 毛细管压力
(capillary pressure)，
Pp=2σcosθ/rp
（孔隙 pore中的毛细管压力，方向向上）
Pt=2σcosθ/rt
（喉道 throat中的毛细管压力，方向向下）
孔喉毛细管压力差为,Pc=2σcosθ(1/rt-1/rp)
其中,σ为油水界面张力
θ为 润湿角 rp,rt 分别为孔喉半径只有得到能克服这一差值的外力油珠才能通过喉道。这种外力可以是浮力，也可以是各种原因造成的水压力。
单一的浮力为外力油珠通过喉道的过程 （图）,
a.浮力不足以使油珠变形迫使其进入喉道，
油珠与周围的水处于平衡状态；
b.油珠上浮受到阻力 --喉道毛细管压力，在浮力作用下油珠变形，上端进入喉道；
c.浮力继续克服阻力，至油珠上下两端弯液面半径相等，毛细管压力亦相等，油珠借助浮力向上运移通过喉道；
d.油珠上端半径大于下端半径，此时上端毛细管压力小于下端毛细管压力，毛细管压力差的方向与浮力一致，油珠迅速由喉道运移进入上方孔隙。
显然,喉道越细小阻力必然越大,逾越也就更加困难。
再则,成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于 5nm,而油珠的直径据韦尔特
（ Welte）估计应在 1-100μm之间，微小的孔隙很难允许油珠通过。 此外油相的出现还有个解脱吸附的问题。
The connection of porosity and pore diameter in shale
(from Welte,1972 modification)
1nm=10-9m=10-3μm=10A
成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于 5nm,
而油珠的直径据韦尔特（ Welte）
估计应在 1-100μm
之间，微小的孔隙很难允许油珠通过菲利比（ 1974）认为,只有在成油晚期形成的石油达到了一定的数量（比如绝对含量
700ppm）之后，才能解脱有机质的吸附成为单独的油相。 蒙培尔也认为，大规模的油相运移只有当有机质产生了 850ppm的可抽提物时才能开始。要求石油在孔隙中要达到 20-30%
的临界饱和度油相才能流动，则必须母岩体积的 7.5%为有机质并转化为石油（ McAuliffe，
1970）。在自然界这样的生油岩罕见。
巴克（ 1979）提出,石油在结构水最弱的孔隙中心可以形成烃的网络。 随着烃类不断生成，在满足页岩和有机质的吸附能力之后，烃类会形成游离的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互连接起来，形成连续的所谓孔隙中心网络。
然后在流体热膨胀和油气生成所造成的压力下被挤出孔隙。
The formation of hydrocarbon network in the middle of pores
(from Barker,1979)
石油在结构水最弱的孔隙中心可以形成烃的网络（图）。随着烃类不断生成，在满足页岩和有机质的吸附能力之后，烃类会形成游离的小油滴在孔隙中心聚集，最后至少部分可以相互连接起来，形成连续的所谓孔隙中心网络。
莫帕尔（ 1978）认为生油岩中的有机质不是均匀分散在矿物基质间，而是沿层理面呈簿片状发育，有时有机质如簿毡状，
有机质转化成一定量的石油的同时，石油形成连续的油相进行第一次运移。
有些人则提出母岩中的残余有机质
（干酪根）可以作为石油运移的介质。
干酪根在水湿页岩中形成憎水的连续网络，而由有机质生成的石油就可以沿着这个有机网络运移出去，与水的运动不发生任何关系。这被形象地称之为 烛芯假说 (wick hypothesis)。
。
这一思路早于二十世纪五十年代末由希尔提出，七十年代受到希考克、菲利普等人的支持。更有积极支持者麦考里夫（ 1979）曾用扫描电镜观察去掉矿物质的干酪根，发现其呈现为立体的网络结构；并认为含有机质 1-6%的页岩就能充分发育这种网络结构。麦氏估算，
油在有机质中的饱和度达到 2.5-10%时，就能解脱吸附而发生流动。导致油流动的压力差可来自压实作用、油气生成作用以及流体热膨胀作用等。网络在顺层方向的发育一般是相当完整的，而在第三度空间上只有少数内部连接。
在生油岩低限（有机质 0.5-1%）的页岩中不足以形成三维连通网络。
拥护溶解运移的普赖斯（ Price，
1976）认为此种学说不适用于海湾沿岸产油盆地，且多数页岩不足以形成干酪根网络结构。就连积极推进油相运移的琼斯（ 1978）也认为该学说对有机质含量少的海湾沿岸第三纪难于解释。
油的相对渗透率随含油饱和度的增高而增大。
在压实作用达到大量水已经被排走时，油的渗透率及相对渗透率为油提供了特别有利的单相运移条件（ Dickey,1775； Magara,1978a） 。至少要生油母岩中油足够丰富和充分集中时，油才呈连续单相被排泄出来，这是一种完全可能的设想。
大多数研究者都接受这个设想。
油的相对渗透率随含油饱和度的增高而增大。
在压实作用达到大量水已经被排走时，油的渗透率及相对渗透率为油提供了特别有利的单相运移条件（ Dickey，
1775； Magara,1978a）
The sketch map of simulation experiment in oil
phase migration
（ 三）气体溶液运移
(migration in gas solution)
在特定的温度和压力条件下，液烃可以溶解于气体之中。凝析气田的存在就是证明。 索柯洛夫等人（ 1963）的实验也表明，在大约二、三米深处的温压下，有相当数量的液烃，尤其是烷烃和环烷烃可溶于 CO2,CH4以及其它气体之中。在压力很大时，液烃混合物逆蒸发的临界温度要比其单个组分低得多。
据索柯洛夫和儒次等人的研究和估算,在 40-80MPa和 70-200℃ 的较高温、
高压条件下,109m3天然气能溶解和携带 1-8× 105t轻质油。 气体溶液的形成不仅需要一定的温压条件，而且还需要数十倍于液相的气体。因此，这只能出现在深部。
意大利的 Malossa凝析气田产层深
6,100m，压力 105MPa，温度 153℃ 。据推测在这样的条件下，直到 C13的液烃都可溶解在气体之中。困难在于气体通过含水孔隙时同样要遇到毛细管压力的阻碍；气体溶液所能运移的石油组分是很有限的；再说油藏中并非总有巨量的气体 。
综观上述石油初次运移的各种相态，从各含油盆地已经聚集起来的石油考虑，只有连续油相运移才能与其成分和数量达成一致。因而似乎拥护连续油相运移者亦占据主流。然而，任何想把某一机制视为唯一和万能的，都将违背自然界的现实。随时间和条件的变化不同机制将有机而谐调地发挥其作用，有些细节研究难度较大，要完全弄清楚还有待时日。 必须明确，石油是成分十分复杂的有机混合物，它的每一组分未必都要遵循统一的运移模式从母岩析出。
三,Phases of primary
migration for natural gas
天然气能溶于水，在石油中的溶解度很大。因此地层中的孔隙水和石油都可作为天然气运移的载体。天然气也可呈独立相态运移（ including molecular
diffusion,air bubble and continuous
gas phase）。
（ 一） Water-soluble gas phase
天然气在水中的溶解性已在第一章讨论过，
简略归纳如下：
1,气态烃在水中的溶解度比石油大得多，且随碳数增加而减小。
2,压力对天然气的溶解度有明显影响，溶解度随压力增加而增大。
The table about solubility of hydrocarbon increases with C
number decrease in water（ from McAuliffe etc.,1963-1978）
气态烃在水中的溶解度比石油大得多，且随碳数增加而减小
4.气态烃在水中的溶解度随含盐度增加而减小。
5.水中溶有 CO2时，对气态烃，特别是 CH4有明显的增溶作用。
3.温度对气态烃溶解度的影响较为复杂，在温度较低（＜ 75℃ ）时，溶解度随温度上升而减小；在较高温度（＞ 75℃ ）时，溶解度随温度上升而增大。
压力对天然气增溶作用显著，在埋深较大的地层水中，特别是异常高压带及其下的地层水中，常有丰富的高压水溶气资源。
天然气呈水溶液状态运移依据充分，因而广为人们所接受。但这并非唯一相态。
（ 二） Oil-soluble gas phase
天然气在石油中的溶解度极大，特别是高压油层中 1m3原油可以溶解数百乃至上千米 3以上的天然气。因此,天然气与石油一起形成时，常呈油溶气相进行运移。 大量天然气加入可以使石油密度减小，粘度降低，大大增加石油的流动性和运移能力。
（ 三） Independence gas phase
1,Air bubble
以气泡运移仅限于表层沉积物中，湖泊、
海洋沉积物和气泉中都可以看到这种现象。当沉积物孔隙水中聚集的天然气压力达到或超过上覆水柱的压力时，即可呈气泡向上运移。显然,气泡运移主要是早期生物成因气。
2,Molecular diffusion
天然气分子扩散是建立在天然气浓度差基础上的，当母岩中生成的天然气达到一定数量，
使母岩系统内外达到一定的浓度差时，分子扩散就会发生。 分子扩散的强度除浓度差这一基本因素外，还与扩散介质的性质有关。由气源岩与砂岩储集层（即砂、页岩）簿互层组成的岩性组合扩散作用最为明显。
据 D.Lcythacuscr（ 1980-1982）对格陵兰西部两口岩心井的轻烃地球化学研究表明，
气态烃以扩散方式进行的初次运移是一个很有效的过程。 C1-C7烷烃的有效扩散系数（ D
值）约为 10-6-10-9cm2/s（表）。扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系 。据
D.Lcythacuscr的推算,200m厚的气源岩，
通过 1,000km2面积进行扩散，在 200× 104a内累积的扩散量足以形成象荷兰格罗宁根和加拿大奇伟尔那样的大气田。
Diffusion coefficient of light hydrocarbon across shale
saturated by water
烷烃 D值（ cm2/s） 烷烃 D值（ cm2/s） 烷烃 D值（ cm2/s）
CH4* 2.12× 10-6 iC4H10 3.75× 10-7 nC6H14 8.20× 10-8
C2H6* 1.11× 10-6 nC4H10 3.01× 10-7 nC7H16 4.31× 10-8
C3H8* 5.77× 10-7 nC5H12 1.57× 10-7 nC10H22 6.08× 10-9
The graph about effective diffusion coefficient and C atomicity
of hydrocarbon molecule of light n-alkyl
（ from D.Leythacuser,1982,true data from 1980）
扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系通过扩散运移出的气体成分与源岩中气体成分有明显的差异。泥岩中的气体成分 C1约占 50%，而运移到相邻砂岩中的气体 C1占 80-90%（ Vander Weide,1977；
Hinch,1978）。
3,Continuous gas phase
成岩早期形成的生物成因气，由于埋藏较浅，以气泡方式运移到达沉积物表层后，
大多向水体中或大气中逸散，难于形成连续的气相。 随着埋藏深度的增加，继续生成的生物成因气及其后的热解成因气，在数量超过孔隙水的溶解限度时，即可出现连续的游离气相。
连续气相运移主要出现在成油期后的成气阶段。 此时一方面除干酪根热解生气外，成油阶段先期生成的液态烃亦将热裂解形成天然气，故该阶段形成的天然气量大；另一方面，由于压实作用孔隙水尤其是自由水减少，
同时热裂解作用又使液态石油减少，
亦即天然气运移可资利用的载体减少，
促成连续气相运移成为天然气运移的主要相态。
综上所述，天然气运移的相态是多种多样的
（图）,各种相态的天然气运移都可以有一定的效果。这与石油须在主成油阶段后才开始运移，且以连续油相运移为主要运移相态有着明显的差别。这种差别是造成天然气在分布上与石油既有联系又有明显差异的重要原因之一。
但就形成聚集的天然气来说,还是应以连续气相运移起主导作用。
综观前述，油气初 次运移的相态不是一个孤立的问题，必须结合 成烃演化阶段、相应的压实程度、水的丰度、增溶因素，以及温度压力等物理化学条件的变化通盘考虑 （图） 。
实际上无论以什么相态、什么方式运移，客观上都存在大量油气要从母岩运移出来与运移通道狭小的矛盾。目前对解决这一矛盾较为流行的思路是 异常高压导致生油岩产生微裂缝，为油气初次运移提供通道 (Abnormal high pressure leads
source rocks to produce microfracturing that
provides chunnels for oil and natural gas)。
四,Factors bringing primary migration
（一） Non-equilibrium compaction and
abnormal formation high pressure
查普曼（ Chapman,1972）首先提出，石油大量生成与流体大量排出在时间上的矛盾可以通过泥岩的非均衡压实作用得到调节。
均衡压实作用一方面需要负荷压力，另一方面还需要相应的流体排出 ；这样才能使流体压力与静水压力取得平衡。
但对于较厚（查普曼认为应大于 60m）的泥岩而言，由于泥岩层顶底附近排水在先，先行压实，致使泥岩层中部的水排出不畅，以致在负荷压力下内部的流体不能及时排出；因而保持了偏高的孔隙率，呈现为 欠压实状态 ；对整个泥岩层来说则处于非均衡压实状态。贮存在泥岩层中部孔隙中的流体要承担较大的负荷压力，即除静水压力外还要分担部分静岩压力，
于是泥岩层中部流体压力就出现 异常高压 。
The distribution graph of porosity,fluid pressure,salinity of
hole water in shale between sand and shale
（二） Mechanism of gaining pressure and strengthen
abnormal high pressure
1.Thermodynamic function
随着温度的升高，特别是进入生油门限以后，泥岩中的有机质将受热降解产出大量液态和气态产物。这一过程本身就是导致流体体积和压力增加的因素，从而产生排出的潜势。 按照蒙培尔（ Momper,1978）的估计，有机质转化产出的液态物质占原始有机质体积的 25%，产出气态物质的体积则远远大于此数。这些产物尤其是气体，具有很大的热膨胀系数，在温度继续增加时将进一步发生体积和压力的增长。
随着深度的增加，泥岩中的流体受热膨胀，
体积增大；同时矿物颗粒亦受热膨胀，产生更大的孔隙空间。 但它们的膨胀系数是不同的。
据布瑞德莱（ Bradley）的资料，在增温时纯水和盐水的体积增长分别为岩石孔隙容积增长的
40倍和 80倍；油和气更高，分别为 200倍和 800
倍。据保守数据，石英的热膨胀为水的 1/15
（据 Skinner,1966），以此作为粘土热膨胀
（不易测得）的近似值计，如果水与岩石颗粒的体积比大于 1:15（相当于孔隙率为 6%），那么水的膨胀就可超过岩石颗粒的膨胀。
纯水在地表的比容为 1，当埋深到 5,000m
深处时，按 25℃ /km的地温梯度计，则比容将增至 1.05（图）,即体积要增加 5%。实际上，
由于地下水常是含盐的，生油岩中并伴有油气，且地温梯度常大于该值，所以体积的增长远不止此数。 由热膨胀而多出的这部分孔隙流体，在流体传输条件好时必将及时向外排出；在流体传导条件不畅时，则将转化为异常高压，推迟排出。
At three geothermal gradien,relation cures representing
specific volume-depth in water of normal pressure strap
（ from Kinji,1974）
2.Dehydration of clay
随着埋藏的加深，泥岩不仅发生机械压实，
而且其粘土矿物还要发生成岩变化。 泥岩中常见的粘土矿物主要是蒙脱石、伊利石和高岭石。海相条件大多以蒙脱石和伊利石占优势。泥岩中的粘土矿物颗粒由若干粘土单层组（结晶）所组成
Diagenetic change about Compaction and dehydration of smectitic clays
作为膨润性粘土的蒙脱石，
吸附水不仅可以存在于各层组或颗粒之间，而且还可存在于单层之间，单层的数目比颗粒和层组的数目大得多，所以蒙脱石所吸附的水量也大得多，其中主要是层间水。
图中 A.表示成岩变化前全为结合水，岩石有效孔隙度和渗透率接近于零；
B.表示大部分结合水变成了自由水，岩石有了一定的有效孔隙度和渗透率；
C.压实作用使自由水被挤压排出，岩石被压缩，孔、
渗降低。
The relation of smectite change in compaction course and
hydrocarbon formation and ejectment
1-脱水变化； 2-烃类的主要生成和可能排出阶段； 3-混合黏土； 4-伊利石； 5-蒙脱石据沃纳（ Warner,1964）计算，蒙脱石、
伊利石和高岭石的比面分别为 800,90和
15cm2/g，而蒙脱石的内表面积远大于外表面积 (分别为 700和 100cm2/g)。这就决定了蒙脱石向伊利石转化为一脱水过程。
对于粘土成岩脱水阶段的划分不尽统一，但都承认在埋藏晚期还有机会形成脱水高潮。这正是油气初次运移与粘土成岩作用的结合点。 据佩里和豪尔（ Perry and Hower,1972）对海湾地区浅层粘土的研究，从未见到单纯的蒙脱石相，蒙脱石总是与伊利石组成不同比例的混合层，通常蒙脱石占 70%
以上。他们将脱水分为四段,
The stages partition of clays diagenism
dehydration (from Perry and Hower,1972)
第 Ⅰ 阶段属早期脱水，
由于压实使粘土脱出大部分孔隙水和多于二层的层间水；
第 Ⅱ 阶段由于温度升高，蒙脱石发生无序崩解（所生成的伊利石以无序方式散布于互层中），伴有一次脱水高潮；
第 Ⅲ 阶段为有序崩解，
又有一次脱水高潮；
第 Ⅳ 阶段为剩余蒙脱石的有序崩解，直至全部成为伊利石，但其速度是极其缓慢的，
实际上已接近于停滞。
晚期两次高速脱水出现在 2,000m左右，可延至 5,000m或更深，
依地温梯度而定。
假若浅处蒙脱石含量占混合层的 75%，
经晚期脱水后还有 20%残留，那么整个成岩转化中将有 55%的蒙脱石释放出层间水。如果某沉积物含有 80%的粘土级（＜ 5μm）矿物，其中 75%为混合层；又知蒙脱石含有二层层间水时（经第 Ⅰ 阶段脱水之后剩余的），
水的重量约占其 20%，该水将在晚期全部脱出；这样，沉积物脱出的层间水总量应为：
1× 80%× 75%× 55%× 20%，即为沉积物原重量（除去孔隙水）的 6.6%。以岩石的密度为 2.5g/cm3计，释放出的层间水量为：
2.5× 6.6%,即为沉积物原始体积的 16.5%。
总之,在埋藏的晚期由于粘土矿物的成岩转化，将有占被压实沉积物体积约
10-15%（据 J.F.Burst）的水从粘土矿物层间释放到孔隙空间中成为自由水。它们在负荷压力下势必要向外排出。
鲍尔和伯斯特分别提出层间水的密度为 1.4和 1.5g/cm3，比孔隙中的自由水密度大。因而脱出后必将发生体积膨胀。
果真如此的话，就有可能助长异常高压，
并直接促进运移。
综上所述，油气生成、粘土脱水、水热膨胀，都与温度有关。其共同点是,都有增加孔隙流体体积和压力的潜势。 斯塔尔斯基
（ А.Н.Снарский,1970）认为，这种压力一旦超过岩石的机械阻抗便可形成微裂缝。这时，流体将循之逸出；直到压力减小到使微裂缝重新闭合。通过微裂缝这样反复张合，
烃类就不断从其母岩中析出。蒂索曾用实验证实了微裂缝发生的可能性。这种机制对碳酸盐生油岩可能更有意义。
温度的升高从许多方面促进油气初次运移。 除上所述之外，温度还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；
在主要深度范围内还有助于气烃的溶解；以及有助于烃在水中的溶解等。
粘土矿物层间水的排出对油气初次运移还有如下有利之处：
①这种再生的孔隙水矿化度低，具有较高溶解烃的能力（ Карцев,1971）；
②层间水脱出后颗粒体积减小，可改善孔、
渗性能，便于流体排出（ Cordell,1972）；
③蒙脱石转化为伊利石降低了对有机质的吸附能力（ Grim,1953）。
总的说来，引起油气初次运移的因素可能很多，
但 以压实作用，尤其是压实过程中出现的非均衡压实最为重要；对碳酸盐生油岩可能压溶作用是引起初次运移的主要因素；当生油岩埋藏到较大的深度时，温度可能成为另一重要因素。 其它因素都可能只有局限或局部的意义。
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。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。
Relations curve of porosity-depth in shale
阿赛的曲线据古生代页岩绘制，可代表均衡压实，迪更生的曲线据第三系泥岩绘制，可代表非均衡压实水延缓排出的附加效果是，使更多的水有较长时间处于高温高压条件下，这将有利于油气在水中的溶解。
所以就目前所知，尽管古生代盆地也有异常高压出现，但异常高压主要出现在第三系沉积盆地。 非均衡压实是形成异常高压的前奏；非均衡压实也为继后的成烃增压、水热增压和粘土脱水增压奠定了基础。 微裂缝的产生可能还有其它因素（如构造活动）的作用，但无疑异常高压对微裂缝的形成和发育起着推波助澜的作用。 而微裂缝对油气初次运移的促进作用更重要。
五,Efficiency,time and distance
about primary migration
（一） Amounts and quality of hydrocarbon--
efficiency of primary migration
在大多数情况下，初次运移的排烃量一般很低，大概 5-10%。个别情况可以多些。 据亨特的估算，储层中的烃量占不到母岩中烃量的 1%。也就是说，如果将损失到其它地方去的烃考虑进去，
那么从母岩中初次运移出来的烃量最多只占生成烃类总量的百分之几，一般不会超过 10%。可见运移效率是非常低的 。
石油从母岩中运移出来的前后，在质量上也有所变化。由于母岩中各种物质运移出来的速度不同，将引起类似于混合物色层效应的分异现象。烷烃被有机质和矿物表面吸附的程度比芳烃弱，更比 O,S,N化合物弱，因此将优先析出，因此石油的化合物组成一般是饱和烃含量＞芳香烃＞非烃（ O,S,N化合物）。 一般母岩抽提物以含大量 O,S,N
化合物为特征，而石油是以含大量饱和烃和芳烃为特征。二者差异明显。
关于初次运移的效率，邹华耀和吴智勇（ 1998）通过对我国辽河盆地、苏北盆地的部分第三系和新疆某盆地的上二叠统烃源岩的埋藏史、生油史、排油史进行模拟研究，根据烃源岩埋藏史 -生油史与石油初次运移的关系，提出了五种关系类型：
1.Deep imbedding-post mature- favoring
expulsion type
烃源岩快速持续埋藏,当深度大于 3000m，
有机质达到高成熟（ Ro≥1.0% ），较高的埋藏速率和有机质转化率，有利于形成泥岩欠压实，以及粘土矿物脱水和水热增压形成异常高压；石油在异常高压下可以通过孔喉系统或水力微裂缝发生初次运移。
2,Elevation after deep imbedding-post
mature- favoring expulsion type
烃源岩在抬升之前持续埋藏到较大深度（ 3,500m），有机质达到高成熟
（ Ro≥1.0%）。特征与上相同，烃源岩初次运移主要发生在抬升期之前，抬升后处于中等埋藏或再次沉降经受埋藏，才有利于油气的保存。
3,Elevation after continuous middle imbedding-
mature-restraining expulsion type
烃源岩达到中等埋深约 2,500m时，有机质进入生油门限（ Ro=0.65%）。此后如果进一步埋藏较小或略有抬升，温度没有增加的条件，靠时间对温度的补偿作用使有机质达到中等成熟度（ Ro=0.7%-0.8%），烃源岩从生油门限到达排油饱和度门限的演化时间也相对较长；有机质生烃速率低，由于埋深小于
3,000m，不利于粘土矿物大量脱水和引起水热增压效应，难以形成异常高压，不利于初次运移的发生。
4.Elevation after middle imbedding-low
mature- disfavoring expulsion type
这种情况实际上是烃源岩进入生油门限后，埋深不增反减，烃源岩有机质始终维持在低成熟阶段（ Ro≤0.7%），生油量达不到排油饱和度门限，初次运移难以发生。
。
5.Middle,shallow embedding-low
mature-early generation,early expulsion
type
据目前研究，低熟油主要是木质体、树脂体、细菌改造的陆源有机物质、藻类和高等植物、生物类脂物及高硫大分子等不同原始母质的早期生烃机制形成。其生油门限 Ro
为 0.3%-0.35%，生油高峰 Ro=0.35%-0.7%。
中、浅埋藏（＜ 2,500m），与低熟油生成相关的过剩孔隙流体压力带的形成，有利于低熟油初次运移的发生。
（二） Stages of compaction and liquid
expulsion
--time of primary migration
随着埋藏的加深，压实程度增强，泥岩密度变大，孔隙率（及含水量）减小。海德伯格
（ 1930）首先按孔隙率将泥岩压实划分为四个阶段,①机械重排阶段 --孔隙率 90-75%；②脱水阶段 --孔隙率 75-35%；③机械变形阶段 --孔隙率 35-10%；④重结晶阶段 --孔隙率＜ 10%。
井波和夫和星野一男（ 1977）按泥质沉积物的物理状态将其成岩过程划分为三个阶段,⑴粘性压实阶段孔隙率 80-30%；⑵塑性压实阶段孔隙率
30-10%；⑶弹性压实阶段＜ 10%。
青柳宏一和浅川忠又主张将上述三个阶段易名为 早期压实阶段、晚期压实阶段和重结晶阶段。
早期压实阶段 颗粒很少接触，沉积物呈粘性流动，主要成岩因素是压实下的颗粒重排，
孔隙率 80-30%，有大量的水被逐出。
晚期压实阶段 颗粒接触增强，沉积物呈塑性固体特征，主要成岩因素为压实、固化和矿物转化，孔隙率 30-10%，有较少的孔隙水和矿物层间水被挤出。
重结晶阶段 颗粒互相交代，自生矿物质形成，孔隙被充填，从而形成坚固格架，主要成岩因素是胶结和矿物转化，压实作用微弱，孔隙率＜ 10%，所剩之水不易排出，几乎长期被封存。
青柳和浅川认为，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，所以 最重要的初次运移发生在晚期压实阶段。
显然，基于油气成因的现代概念，石油初次运移只能出现在达到生油门限之后。笼统地说，天然气的初次运移出现比石油要早。
此外，对石油的初次运移还应考虑到未熟 -低熟石油运移的可能性，这可能与有机质类型有关；只要有相当数量的未熟 -低熟石油形成，
在早期压实阶段尤其是该阶段后期，就应有相应的石油初次运移。
（三） Effective expulsion hydrocarbon thickness
of source rocks— the distance of primary
migration
由于厚层泥岩的中间部分是欠压实的，其所封存的烃未及时排出，所以产生了生油岩有效厚度问题。蒂索根据对阿尔及利亚泥盆系泥质母岩抽提物的含量及组成的分析发现，在靠近储层生油岩的 10m左右厚度范围，轻的、易流动的成分
（如烃类）向储层方向减少；而重的、不易流动的成分向相反方向增多的现象（表）。
The relation of content and component of extract matter in source rocks
and distance to border upon reservoir in Devonian,Algeria
距储集层距离
（ m）
抽提物 /有机碳
（ mg/g）
烃类 /抽提物
（ %）
沥青烯类 /抽提物
（ %）
2 72 54 12.2
4 86 61 11.2
7 90 63 7.5
10.5 112 63 5.7
14 118 64 5.8
这表明生油岩的初次运移排烃，是距离储层越近的地方越优先而有效。因此，有些研究者认为,巨厚的生油岩只有顶、底各二、三十米才是有效的。 然而，异常高压终归是要释放的，只是迟早而已。被封存在泥岩中部的流体，
在漫长的地史中总要逐步替补泥岩顶底排出流体的位置，只是生油层越厚，这个替补过程越缓慢。
鉴于初次运移明显主要是垂向运移，特别是以微裂缝作为主要运移通道的情况下更是如此，所以特殊情况下，初次运移的距离最大极限就是生油层厚度前面提及，生油岩中平行层面方向干酪根分布的连续性要好些，按理油气侧向初次运移阻力应该小些，运移距离也理应长些。但目前尚未见到这方面的资料。侧向初次运移主要发生在盆地边缘、盆地内横向岩性变化相变带以及生油层被断层切割部位。 由于生油岩渗透性所限，估计油气侧向初次运移距离也不会很远。
(四 ) The relation of primary migration of
oil & natural gas and distribution of sands
油气初次运移的方向是指向储集岩的，因此储集岩（如砂岩）的分布必然对初次运移有一定的影响。
据美国 7,241个砂岩储集层的统计，可采储量与砂岩厚度的平方成正比（ Curtis等,1960）。这表明砂岩（储集层）与页岩（生油层）的接触面积（不是砂岩体积）是控制储量的一个重要因素。
接触面积越大，页岩向砂岩的排流效率就越高。。
但就整个沉积剖面而言，砂岩储集层也并非越多越厚越好。剖面中生、储层分布上最好有适当的搭配，以保证既有充足的烃源供给，又有较好的排流效率。美国 7,241个砂岩的 单层厚度平均约为 12m。真炳钦次认为,生油岩的理想厚度平均约为 30m。 如前所述，泥岩单层厚度过大，其中间部分的流体不易排出，从整体上会降低生油岩的排烃效率。真炳钦次根据一些统计资料概括得出,有利含油地区，剖面中砂岩的含量百分数大致在 20-
60%，中值为 30-40%
(五 ) The meaning of reversion in the section
of C烃 /C有机碳
C烃 /C有机碳 是评价生油岩的重要指标之一，是代表有机质成烃转化的指标。该比值应该随深度增加而增大。 但如果烃在某个深度间段内发生过初次运移，那么该比值不是减小就是相对不变。下图是科德尔据菲利比资料改绘的有关洛杉矶盆地烃含量及 C烃 /C有机碳 随深度变化的情况。
Depth changes of hydrocarbon content and hydrocarbon/organic carbon in basin of L.A
(from Codell,1972) boiling point of hydrocarbon>325℃
图中显示，洛杉矶盆地的初次运移出现于 1188.72-
1828.8m（ 3.88-6kft）之间，因为此间段内烃含量和 C烃 /C有机碳 比值都有下降。发生过初次运移的间段继续埋藏到一定深度后，
初次运移中止。洛杉矶盆地初次运移变得没有意义的深度为 2895.6m
（ 9.5kft）。在此深度以下烃的绝对和相对浓度都增长得很快。这表明烃在继续生成，但由于渗透率和自由水量的严重降低而被保留在生油岩中。由此可见，利用这一比值可以判断初次运移开始和结束的深度。
由此可见，利用这一比值可以判断初次运移开始和结束的深度。过去我们习惯于把该指标高作为可能生油岩的标志。但若考虑到初次运移的因素，就必须结合上下层位的情况加以分析。看来做这种考虑是非常必要的。 C烃 /C有机碳随深度加大而出现逆转时，表示发生了初次运移。如果地层流体压力也同时显示出相应的异常，那就更证明了上述推断是可信的。图为尼日利亚一口井的实例。
Primary migration in relation to porosity and Ch/Co of certain wells
section with depth change in Nigeria,Niger delta
(from Tenta,1977)
图中显示 C烃
/C有机碳 由下降到回升与孔隙率不随深度增加而降低的深度间段（大致为 1,950-
2,550m）基本一致。说明此深度间段发生了初次运移。
Section 3 Secondary Migration
油气的二次运移是指油气自源岩中排出并进入邻近运载层（带）以后沿储层、断层、
裂隙、不整合面等通道的运移。
广义的二次运移泛指油气脱离母岩后所发生的一切运移，包括聚集起来的油气由于外界条件的变化所引起的再运移。
油气经初次运移进入储集层后，尚需经二次运移进入圈闭才能聚集起来形成油气藏。可见二次运移与油气的聚集密切相关。因此,了解油气二次运移和聚集对指导油气的调查和勘探具有实际意义。
二次运移是初次运移的接续，二次运移的 传导层 (transmitted beds)主要是结构较粗的砂岩或其它孔隙性岩层。二次 运移条件与初次运移有很大差异，其影响因素也相对要简单些。
如果说油气初次运移的相态尚有较多争论的话，那末对二次运移相态的认识已趋于一致。一般认为,以连续烃相运移是油气二次运移的主要相态。 其中包括天然气的油溶气相运移和轻质油或凝析油的气体溶液运移。
一,Resistance of secondary migration
油气二次运移中最主要和最普遍的阻力就是毛细管压力
(capillary pressure)。
将细玻璃管（毛细管）插入水中，水将沿毛细管上升，
这一现象是大家所熟悉的。这种现象就是由毛细管作用引起的。在两种不相混溶的流体介面上，任何一点都有使其各自的体积收缩成为具有最小面积的趋势。如果在相接触的两种流体弯曲介面的相邻两点上测量其各自所受的压力，
就会发现它们所承受的压力是不同的，这种压力差就是所谓毛细管压力。
毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）界面上所产生的指向油
（或气）方向的压力（图） 。
毛细管压力用下式表示：
Pc=2σcosθ/rc
式中 Pc-毛细管压力（ Pa或 Mpa）； σ-油水
（或气水）界面张力（ dyn/cm）； θ-润湿角，界面与管壁间的夹角表示（度）； rc-毛管半径，相当于孔喉半径 cm）。
Resistance of secondary migration
(from Purcell,1949)
毛管压力是水润湿系统（储集层孔隙大多为水润湿系统）的毛管中油水（或气水）
界面上所产生的指向油（或气）
方向的压力 。
在储集层孔隙系统中，作为非润湿流体的油、气要挤入水（润湿流体）所饱和的毛细管中，就需要有外力来克服毛管压力，这个外力通常称之为排替压力 (displacement
pressure)（ Pd）。简言之,排替压力就是油气排出毛细管中的水所需要的力。 只有排替压力大于毛管压力时，油气才能挤入水所占据的孔道。
岩石的孔隙系统，其形态和结构十分复杂，
并非圆形直管状。当油气从大孔隙进入小孔隙，
或者穿越孔隙喉道时（参见 图 ），将在油（或气）
柱两端形成毛管压力差（ ΔPc），其公式如下：
ΔPc=2σcosθ/rc-2σcosθ/rp
=2σcosθ(1/rc-1/rp)
式中 rc为小孔隙或孔喉半径； rp为大孔隙半径。 孔径越小，油气挤入所需的排替压力就越大；而界面张力及界面弯曲程度越小，所需排替压力越小。 界面张力受温度和压力的影响比较复杂，特别是压力对其影响较大。油水和气水的界面张力都随温度的升高有所降低，但不显著。
二,Drive of secondary migration-buoyancy
很早以前人们就开始注意到，在天然油气聚集中，总是最轻的天然气占据圈闭的上部，油居中间，水沉在下面。这种按比重差出现分异的现象，
人们将 浮力作为油气在储集层中进行运移的一种重要动力因素。
浮力是二次运移中的主要驱动力物理学上对浮力的定义是物体所排开液体的重量。油气地质学中所谓的浮力通常是指同体积的油、气与水的重量之差。
油、气的密度范围分别为 0.71-1.0g/cm3和
0.00073g/cm3（甲烷） -0.5g/cm3（高压混合气）；而水的密度为 1.0-1.2g/cm3。 从重量的角度即油、气与水之间存在着比重差异，因而在重力场中油气总有在水中升浮的趋势。
浮力的大小不仅与流体间的密度差有关，同时还与油（气）柱的高度有关。
式中 F-浮力（ dyn）； Z-连续油相（油柱）的高度（ cm）； ρw,ρo-水、油（若为气,ρo改为 ρg）
的密度（ g/cm3）； g-重力加速度（ cm/s2）。
油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差。
按照阿基米德原理，单位面积上水对油的浮力可以表示为：
F=Z(ρw-ρo)g
Buoyancy in oil reservoir under hydrostatic conditions
(from Smith,1960)
油、水间的浮力实际上就是同高度油柱压力与水柱压力之差假如储集层中连续的油层厚度（即油柱高度）为 1cm，水的比重为 1.03，
石油的比重为 0.83，每平方厘米面积上的浮力为 2Pa；如果油层厚度为 1m，
则浮力为 200Pa。可见 油层要有一定的连续厚度，才能克服毛细管压力而浮起。 这在实验室已得到证实。
Component of forces of apparent buoyancy along slant
当地层倾斜时,浮力将分解成垂直层面和平行层面的两个分力。
促使单位面积连续油相沿地层上倾方向上浮（运移）的力，等于其浮力沿地层倾斜向上的分力（ F1）
这时用公式表示为：
F1=Z(ρw-ρo)g·sinα
即单位面积连续油相沿倾斜地层上浮的分力 F1与地层倾角的正弦成正比。
必须注意，上式中 Z所代表的应该是在与水平面成垂直方向上连续油相的高度，而并非连续油相与地层层面成垂直方向上的厚度（ M），二者的关系为,Z=M/cosα,故单位面积连续油相垂直向上的浮力和沿倾斜地层向上的浮力可以用下面两式分别表示：
假定连续油相顺倾斜地层层面方向的长度为 l，其截面为单位面积，则其沿倾斜地层向上的总浮力为：
由上式可见,油柱沿倾斜地层向上的浮力随其垂直地层层面方向上的厚度、倾斜层面方向延伸的长度以及地层倾角的加大而增大。
据计算,如果连续油相的厚度为 1m，长度为
500m，地层倾角为 30o，沿地层倾斜面方向的上浮力约为 0.56Mpa；若地层倾角为 1o，则上浮力约为
0.017Mpa。如果说地层孔隙畅通，那么估计地层只要有 1-2m/km的倾斜，石油即可沿地层上倾方向上浮。 世界上有些大油田实际上地层倾角很平缓，只有几度，甚至于小于 1o。但若地层过于平缓的话，浮力有可能被摩擦力所抵消，而使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'。：
伯格（ Berg,1975）提出下式用以确定石油上浮的临界油柱高度：
上式表示 在静水条件下，油柱的实际高度
（或油层厚度）超过 ZO时，所产生的浮力才能够使石油上浮运移；否则不能上浮。 据计算，通常条件下在细砂岩中上浮的油柱高度需要 3m；中 -粗砂岩需要 0.3m。
其实，将上式作如下简单变换：
不难看出,该等式左边为单位面积上水对油的浮力，等式右边则代表毛管压力；等式表示浮力与毛管压力处于平衡状态。只有增大浮力，克服毛管压力，石油才能上浮运移。 而在特定的条件下，等式中只有 ZO是变量，要增大浮力，只能通过增大 ZO来实现。
Common pattern map of oil and natural gas
along updip migration in reservoir
(from Hobson,1975 redraw)
由储集层底部进入的石油，有些因受毛管压力所阻停留在底界面上 。当石油积累到一定厚度足以克服毛管压力时即上升到储层顶面，这个积累过程需要浮力之外的外力（如油气从生油层初次运移排出时的压力）。倘若储层发生倾斜，则当石油积累到临界长度时，便可依靠沿储层上倾方向的浮力之分力克服阻力（毛管压力）朝储层上倾方向移动 。
从生油岩运移出来的油粒有些可能细小到足以在砂岩孔隙中自由流动。只有当其凝聚变大时才受到更大的阻力。
卡特麦尔和迪凯（ 1970）的实验表明，含油 20-
40ppm，粒径为 0.5-1.5μm的石油，可以自由地穿过 52.31μm2的砂岩。他曾对西西伯利亚含油气区的非产层砂岩进行调查，发现在构造顶部含烃
0.08%，翼部含烃为其一半。认为这些石油是不连续相，以致未能有效地运移和聚集。
（二） Hydrodynamic
水在多孔介质中的渗流遵循达西定律，通过其中任意两点之间的水流量可用下式表示：
式中 Q-液体体积（ cm3）； K-储集层的渗透率（ D）； F-所通过的横截面积（ cm2）； t-流动的时间（ s）；（ P2-P1） -两点之间的压力差（ kgf/cm2）； L-两点之间的距离（ cm）； μ-液体粘度（ cP）。
式中 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。这样，上式可写成：
该公式表明,水流速度与储层渗透率及水压梯度成正比。
在地层条件下，由于地层倾角不同、水压梯度不同以及岩层的渗透率变化等，各处的水流速度是不一样的。水的流速变化很大，由近于停滞直到每年上百米不等。曾测得在倾角平缓的地台区，当水压梯度为 1.8m/km，
渗透率为 200mD时，水流速度为 15m/a。在褶皱区，地层倾角较徒，水压梯度大，一般流速可达每年上百米。显然,在不同地质条件下，水 动 力因 素的 作用 效率有 很大差别。
呈溶解相的油气在水动力作用下可随水一起运移。呈游离相的油气在水动力作用下可被推动前进,推动油气前进的水动力值等于连片油气两端的水压差。
A为供水区,B为泄水区,A,B两点的高差 H即水压头。由于水压头的存在，水从供水区流向泄水区，
这样就给油气在地壳中的流动和分布带来重要影响。
Fluid migration in hydrodynamic condition
（ quote from a secondary source Cheng ZuoQuan，
1987）
在倾斜地层（倾角为 α）条件下，假设沿地层倾斜的连续油相（油柱）长度为 L，其截面积为单位面积，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可表示为：
该公式表明,水压梯度越大，油柱长度越长，水动力作用就越大。
反之，水动力方向与浮力 F1的方向相反，水动力反成为油气运移的阻力，阻力变为毛细管压力 +水动力，
即 2σ(1/rC-1/rP） +L cosα·m。
上面动力与阻力的平衡公式将改为：
L[(ρw-ρo)g·sinα± cosα·m]=2σ(1/rC-1/rP）
若用 m代表水压梯度，则水动力 P=Lcosα·m。当水上倾流动时，水动力方向与浮力 F1方向一致，促使石油运移的动力为浮力 +水动力，即
L(ρw-ρo)g·sinα+L cosα·m；
必须注意，上式中水上倾流动与下倾流动时，达到平衡所要求的油柱长度 L是不同的，后者大于前者。当储层为水平产状时,sinα=0，即浮力的 F1分力为 0，
上式变为
Lm=2σ(1/rC-1/rP）
此时，完全靠水动力克服毛管压力，只有当水动力大于毛管压力时才能推动石油沿水动力方向运移。
下图表示在倾斜储层中水动力与浮力对油气运移的影响。
The effect of Hydrodynamism to
buoyancy
在静水条件下，浮力为 Pbs；水的下倾方向流动对浮力起削弱作用，即抵消水动力后剩余的浮力为 PbD；水的上倾方向流动对浮力起加强作用，促使石油运移的升浮力为 Pbu。水上倾流动，
由于水动力方向与浮力 F1方向一致，石油向储层上倾方向运移；当水下倾流动时，水动力与浮力的方向相反，石油或朝上倾方向运移（浮力＞水动力 +毛管压力）或朝下倾方向运移（水动力＞
浮力 +毛管压力）。
浮力的作用无需水的流动，可是水的流动却要对浮力的作用产生影响。总的定量关系如下：
F1＞ PC± l·dp/dl或者 F1≤PC± l·dp/dl
上式中 F1代表浮力沿储层上倾方向的分力；
PC代表毛管压力； l·dp/dl代表水动力；（ +）、
（ -）号分别代表水作下倾流动或上倾流动。
石油的运移方向,前式表示当浮力 F1大于毛管阻力与水动力的代数和时，油气就向储层上倾方向运移。 后式当浮力 F1小于毛管阻力与水动力的代数和（即 F1＜ PC± l·dp/dl）时，油气并不一定就向储层下倾方向运移； 当 F1＜ PC+l·dp/dl时，水作下倾流动，在水动力作用下石油向下倾运移 ； 当 F1
＜ PC-l·dp/dl时，水作上倾流动，即 F1+l·dp/dl＜ PC，
因浮力 +水动力都不足以克服毛管压力，显然石油不能上倾运移，但也不会下倾运移，因为毛管压力并非动力； 当构成等式时，油气就可以聚集起来。
在大多数地区浮力驱动是比水驱重要得多的一个驱动力。通常只有当倾角小于 5o时水驱才成为一个影响因素，
对于更轻质的原油或高温度来说，这个限制倾角更小（ Richard W.Davis，
1987）。
三,A few questions about migration
(一 )The phase of oil and natural gas in
migration
油气二次运移普遍认为是以连续烃相运移为主要相态,前面所讨论二次运移的阻力和驱动力也是针对游离相油气运移提出来的。
二次运移中其它相态也有，但在二次运移中所占的地位都居次要 。比如呈分子溶液状态的运移，很多人（如卡特麦尔,1976；麦克奥利弗,1979等）认为是低效的。关于脱溶问题，温度降低可以使石油的溶解度降低而析出。
尽管储层可有地表大气降水的补给，水量问题有所缓和，但仍与如此巨大的需求差之甚远。对于天然气情况可能好些。
据美国湾岸地区资料，在 4,572m深处温度为 162℃,可溶解甲烷 4,850ppm；在 4,267m深处温度为 151℃,可溶解甲烷 4,200ppm；深度减小约 300m（温度降低 11℃ ）释放量为
650ppm。以此浓度欲达到 30%的饱和度需要
462倍孔隙体积的水。高压水溶气的存在是事实，如果说水溶气也看作一种资源的话，天然气（主要是甲烷）呈溶解相运移是不能忽视的。
但无论从油气藏中烃类的成分和数量考虑，还是从 二次运移传导途径 的可行性考虑，就油气藏中聚集起来的油气而言，应该 主要是呈游离相运移的 。由于浮力的作用，油气在储层中的运移很可能是贴近顶板进行的。这也许是在砂岩中很少钻遇较高残余油饱和度的原因所在。
（二）,The passage of migration
二次运移的通道主要是渗透性储层、断层和不整合面 。渗透性储层连通的孔隙系统是最广泛最基本的二次运移通道，油气聚集也正是居于其中。 在渗透性砂岩中以孔隙型通道为主，在致密碳酸盐岩中以裂缝型通道为主。断层可以成为良好的运移通道，
也可以是断层遮挡圈闭类型的重要封闭因素。 这主要取决于断层的新老、断层的活动性、断裂破碎带的胶结情况以及断层面两侧的岩性搭配等。断层在穿层和垂向运移中具有独特的作用；切割生油岩的断层，油气初次运移就直接进入断层通道进行二次运移。
不整合面是侧向运移的重要通道。
通过不整合面可以沟通或连接跨时代地层间生、储层的关系，通常新生古储多与不整合面有关，其中最典型的就是基岩油藏。
通过不整合面进行的二次运移常可达到很远的距离，这对陆相沉积尤为重要。最后，
还有岩层之间的层面也是较为通畅的运移通道。
石油运移可以看作是受严格约束的 "河流 "或 "
小溪 "，其位置主要受构造形态的控制 （ Gussow，
1954,1968）。利用由亲水石英、白云石、沙和玻璃珠组成的柱状堆积物可以在实验室里对石油运移进行模拟（ Dembicki和 Anderson,1989；
Catalan等,1992）。实验表明，在运移层的顶部，
石油二次运移的路径受到严格约束，其聚集通道紧靠封闭层的下面。
Thomas和 Clouse（ 1994）在一个堆满亲水沙的水槽中利用标有刻度的物理模型对运移路径进行模拟，他们通过观察运移速率发现,二次运移过程与地质时间相比是瞬间发生的。
H.Dembicki等（ 1989）用石英砂和白云岩颗粒分别在玻璃管中做实验，观察到石油是沿管子的中央或管壁形成 1-2mm（直径）
的通道上运移，运动速率在 8-13cm/h。
最近，石油化学示踪剂的研究结果证明了 "限制性的通道理论 "。该理论认为有些油田整个运移系统都充满了石油，运移系统的通道只有几十米，
或者其宽度更小（ S.R.Larter,1995）。运移路径中可能只有 1%-10%的输导层横断面面积被使用
（ England等,1987）。 地下油气运移通道的特征被描述为片状，其运移方向明显受石油运移时所通过岩石的水平渗透率控制（ Rhea等,1994）。
从厘米到米级大小，岩石渗透率决定了哪些运移输导层会沿运移通道运移大部分石油。
然而在整个盆地范围内，如果横向岩性致密不能成为运移通道（认为是横向封闭），
则渗透率差异将改变运移通道的方向。在生油区的上方，运移通道非常多，并形成稠密的网状。但在横向上如果远离生油区，汇集通道形成的限制性 "小溪 "是主要运移方式
（ Andrew D.Hindle,1997）。当上覆封闭层的毛细管压力不足以阻止正常运移的石油或天然气时，会发生垂向运移。
（三）,The distance of migration
二次运移的距离取决于运移通道的通畅程度、
母岩油气供给的富足程度、沉积盆地的岩性岩相变化、盆地的大小以及盆地构造格局的展布等因素。 一般地台区海相含油气盆地的岩性岩相横向变化不大，地台区盆地构造上较稳定，构造活动不剧烈，断层较少，二次运移距离可以远些。陆相盆地通常岩性岩相变化较大，非均质性强，盆地规模大多较小或盆地内构造分割性强，二次运移距离不可能很大。
我国陆相含油气盆地中的油田分布大多靠近生油凹陷，运移距离较近，一般常在
30km以内。 较远距离的运移常与不整合面有关，如准噶尔盆地克拉玛依油田的石油来自盆地东南的玛纳斯湖凹陷，最大运移距离约为 80km。美国中勘萨斯的古潜山带中的石油，
来自其东南方的生油凹陷，最大运移距离约
160km。与之相对的是一些透镜体储层中的石油，二次运移距离微不足道，实际上油气经初次运移就直接进入圈闭形成透镜状岩性油气藏。
（四）,The direction of migration
在以浮力和水动力为主要动力的驱动下，油气二次运移的方向总是循着阻力最小的路径由高势区向低势区运移,或者说从单位质量流体机械能较高的地方向较低的方向运移，直至遇到圈闭聚集起来形成油气藏，或者运移到地表散失掉亦或形成油气苗。
在沉积盆地中，油气源区一般位于盆地的深凹陷带，而深凹陷带又往往是盆地内压实水流的高水头区（高水势区）；压实水流通常是流向与之相邻的盆地边缘斜坡或隆起
（凸起）带（低势区）。 由深凹陷 → 斜坡或隆起（凸起）的方向是水流和浮力的共同指向，所以这自然成为油气二次运移的主要指向。尤其是那些地质历史上长期继承性发展的隆起带更为有利。
(五 ),The change of oil and natural gas in
migration
我们从油源对比已经知道，母岩抽提物与油藏中石油的组成成分上并不完全等同，一般只具有相似性。这除了初次运移中不同成分排出难易程度差别之外，也有石油在二次运移过程中变化的因素。已知二次运移中石油的高分子量成分以及极性成分易被矿物所吸附，而轻质的和无极性成分则能较自由地通过。这样就产生了 天然的色层分异效果。
二次运移过程中吸附作用显著时,石油成分变化的总趋势是：胶质、沥青烯、卟啉及钒镍等重金属减少，轻组分增多；而烃类呈现烷烃增多，芳烃相对减少；烷烃中低分子烃相对增多，高分子烃相对减少。反映在物理性质上，
表征为比重变轻，颜色变淡，粘度变低。通过油 -源和油 -油对比，可以对油气二次运移的轨迹进行追踪，建立油藏与油源之间的联系 。以我国酒泉盆地为例，自青西凹陷向鸭儿峡 -→
老君庙 -→ 石油沟方向，可见正烷烃主峰碳数和镍卟啉含量逐渐降低,C22以内与 C23以外正烷烃比值逐渐增加，以及比重、粘度、含蜡量和凝固点逐渐减小变低,
The datasheet of crude oil specialities in anticline
zone of Laojun temple in Tertiary of Jiuquan Basin
地区井号项 目正烷烃主峰碳
C22-
/C23+
镍卟啉
（ ppm） 比 重（ D4
20） 粘 度 (10
-
3Pa·s）
含蜡量
（ %）
凝固点
（ ℃ ）
鸭儿峡
189 30.0
158 C21 1.63 17.64 0.8657 23.5 13.71 13.5
60 0.8692 26.6 14.38 4
610 26.10 0.8692 27.3 12.87 -0.3
684 C21 1.93 0.8672 25.7 16.48 -3.8
老君庙
4120 19.20 0.8613 24.5 11.69 7
H-
181 C21 2.08 13.56 0.8622 24.0 15.32 2.3
K-
243 C21 2.26 8.52 0.8659 28.3 13.98 5.3
J-251 0.8614 22.8 13.71 -1.5
石油沟
249 C19 2.97 7.02 0.8607 22.5 14.73 5.3
195 C19 2.68 6.60 0.849 19.2 13.01 0.3
111 C19 8.12 7.35 0.8562 20 10.67 12.5
二次运移中由于路径上具体介质环境的变化，还可发生脱气、晶出等其它效应。
特别值得注意的是 氧化作用 (oxygenation)，
氧化作用可使石油的胶状物质增加，轻组分相对减少；环烷烃增加，烷烃和芳香烃减少；比重和粘度也随之增大。 其效果大多与吸附作用相反。因此二次运移中氧化作用通常会被吸附作用所抵消。 如果石油经二次运移到达地表附近，氧化作用更为显著，石油将全部变为沥青。
一般是生于较深处的石油，向上运移至埋藏较浅的圈闭中聚集的过程中，
随着运移环境变浅，当大气降水通过断层或储层地表露头渗入运移环境时，可能发生较强的 氧化作用 。所以通过石油的成分变化也可反映石油的垂向运移。
如我国渤海湾盆地大港油田的上第三系石油，据认为是由下第三系的石油运移上来的，其物理性质和化学组成的变化就带有氧化特征。
The datasheet of crude oil characters in Dangang Oilfield
项目地层层位石 油 性 质比 重
（ D420）
粘 度 (10-
3Pa·s）
含蜡量
（ %）
凝固点
（ ℃ ）
胶质沥青质
（ %）
上第三系明化镇组明 一 0.9322 112.6 6.1 -15.3 17.6
明 二 0.9184 62.7 8.0 -1.3 15.6
明 三 0.8991 29.8 9.0 2.8 12.6
馆陶组馆 一 0.8878 18.3 9.2 16 9.2
馆 二 0.8777 62.0 11.9 21 12.3
馆 三 0.8695 25.6 14.7 24.8 9.8
馆 四 0.8564 11.7 14.8 30.5 7.2
下第三系东营组 0.8411 4.99 16.37 25 8.67
沙河街组沙一～
二 0.8583 7.59 18.26 21 9.66
沙 三 0.8200 2.87 12.49 23 5.66
(六 ) About tertiary migration
所谓三次运移是指已经聚集起来的油气由于圈闭条件的改变而发生的运移。 油气聚集于圈闭之中形成油气藏是二次运移的一种结果或归宿。但油气藏形成之后，还可能发生构造运动，使圈闭经受改造致容积减小，油气溢出；甚至于发生切割油气藏的断层，使圈闭遭受破坏，油气发生再运移。这必将导致油气分布上的再调整。
三次运移的结果，部分油气可能进入新的圈闭重新聚集起来形成次生油气藏；但也必然有部分将分散损失掉。尚若破坏油气藏的断层断达地表，后者更是不可避免的。在大多数情况下，断层面不能汇集或聚集烃类，因为断层面一般是很大的平面或凹凸形面，通常具有发散效果（ Andrew
D.Hindle,1997）。
断层是油气三次运移的主要通道，与断层活动有关的三次运移时间短、速度快，原生油气藏中溢出的油气在运移过程中可能被向上涌流的水流所冲散，形成的浅层次生油气藏很分散，油层、气层和水层间互，其垂向分布有一定的随机性（ 张树林等,1996）。由此不难想见，二次运移是使本来分散的油气至少部分聚集起来形成油气藏；其对形成油气藏的建设性作用是不言而喻的。而三次运移是使已经聚集起来的油气至少部分再分散损失掉，无建设性可言 。
