油氣微滲漏方式定量判別思考

楊 俊

(中國石油化工股份有限公司 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所，江蘇 無錫 214151)

烴類微滲漏是指油氣藏形成后，烴類不斷向外滲漏、散失的過程[1]。地球化學勘探(化探)以研究輕烴為主，主要為氣態烴的微滲漏。國內外學者提出了多種微滲漏方式，在實際應用中往往強調一種方式的作用，即使綜合考慮幾種方式，也僅停留在定性階段。本文在前人烴類微滲漏方式研究基礎之上，結合一般地質規律，建立理想地質模型，提出微滲漏方式判別系數，探討烴類微滲漏方式定量描述方法，為油氣化探地球化學場的成因解釋與評價奠定基礎。

1 微滲漏方式

滲漏包括滲透和擴散2種作用[2]。所謂滲透，系指由壓力差造成的烴類以游離相或者水溶相通過孔隙和裂隙等通道連續或斷續運移；擴散作用指由濃度差引起的物質分子的移動[3-4]。Abrams定義宏滲漏為可視的、高濃度的烴類整體流動；微滲漏指低濃度的烴類運移，不可視，但可檢測[5-7]。宏滲漏主要有滲溢方式和油氣粒方式；微滲漏主要有微泡方式、水溶方式和擴散方式。

1.1 微泡方式

膠體氣泡運移最早由MacElvain[8]提出，Price將其改進為主要沿微裂隙運移[9]，被人們普遍肯定和接受[10-11]。

這種理論認為，烴類氣體在水中的溶解是有限的，其濃度超過溶解度時就形成許多微泡，其大小為膠體粒度。氣體是以超小(膠體粒徑)氣泡遷移的，與大氣泡相比，微氣泡可顯示出與分子類似的布朗運動，擺脫“粘著”效應沿曲折路徑以每秒數毫米的速度快速上移；與溶解氣體和單分子氣體相比，在做垂向遷移時微氣泡不需要足夠的壓力差或者濃度差即可上浮[12]。

Price得出結論：膠態氣泡運移具有高垂向速度和較低流量的理想組合，可以很好的解釋新充儲氣庫上方土壤烴氣濃度為何迅速濃集，而在儲層氣耗盡之后異常迅速消失的原因[9]。

Saeed，Arp，Klusman先后用達西定律論證支持了這一學說[13]。Wen Baihong和Putikov從物理化學實驗和數學模擬的角度證實了這種運移機制的可行性[14]。

1.2 水溶方式

湯玉平等認為溶有烴類物質的水溶液可以通過地層中廣泛發育的微裂隙向上運移，即使微裂隙中毛細管阻力大到足以擋住大部分獨立相態的油氣時，大部分溶有烴類的水溶液仍能向上滲逸，從而提出“水溶壓驅混相裂隙滲透”運移機制。這種機制認為深部微量油氣以水為主要載體，在垂向壓力梯度和浮力的驅動下，在溫壓變化的環境中，以水溶烴或烴類膠體形式，呈混相以滲透方式為主，通過各種巖層縫隙系統向上做間歇遞進式的微量運移[12]。辛忠斌等在分析了烴類運移的分子相態、膠束狀態和油氣乳狀液相態后認為，上述諸相態是油氣微運移的非主要相態，含油氣水相是油氣發生微運移最普遍和優先起作用的相態，提出了“含油氣水相運移機制”[15]。李明誠研究認為，分散狀的油珠氣泡很難通過微小的孔隙通道，而水在水潤濕的巖石中幾乎可以毫不受阻地通過孔隙喉道，這就使人們想到烴類溶在水中以水溶液狀態運移[16]。

1.3 擴散方式

研究表明，當孔隙直徑小于1 nm時，無論施加多大的外力，流體都不可能呈連續介質狀態發生流動，只能以分子形式擴散運移[17]。

擴散方式指的是烴類分子在濃度差的作用下呈分子相態的滲漏遷移。擴散方式沒有特定的方向性，只要存在濃度差，可向各個方向以分子形式遷移[15,18]。擴散方式在含油氣地區普遍存在，不論是生油區或是儲油區，不論是分散的還是聚集的，只要有濃度差就會發生[15]。

1.4 導致化探異常的主要微滲漏方式

烴類從油氣藏到地表，微滲漏方式并不是一成不變的，而是隨地質條件變化而變化。地表化探異常的形成，不同學者強調不同烴類微滲漏機制，尚存在爭議。目前大部分學者認為引起近地表化探異常的烴類微滲漏方式主要是微泡方式和水溶方式。

大部分取自天然氣儲集層或正在開采的氣藏上方的資料，報道的微滲漏速度為100～1 000 m/a[19]。Leythaeuser[20]等認為擴散作用時刻都在發生，速率慢且量微，不能解釋由于地下油田開采導致地表油氣地球化學場的快速變化[12]。滲溢方式滲漏速度快、滲漏量大且需要良好的通道系統，一般會導致油氣藏的直接破壞，在地表形成宏觀的油氣苗[12,21]；大量油珠氣泡在含油氣飽和度很低的油氣藏上覆蓋層中不可能大規模存在。因此，擴散方式、滲溢方式和油氣粒方式不是化探異常的主要貢獻者。

因此，本文僅考慮微泡方式和水溶方式，結合一般地質規律，提出理想地質模型并進行條件假設，探討烴類微滲漏方式的定量描述方法。

2 模型及條件假設

2.1 地質模型及計算模型

天然氣在地層水中的溶解量是相當可觀的[22-24]。水溶相天然氣在運移過程中，因溫度、壓力等地質條件改變，處于過飽和狀態時便釋放出來[25]，因此，地層中烴類微滲漏方式存在轉變。

烴類微滲漏系統平衡后，各個地層中烴類供給與散失、溶解與析出、吸附與解吸附等都達到平衡。當滲漏源上覆各蓋層厚度和面積相等時，系統平衡后任意地層供給烴量(Qs)與散失烴量(Ql)相等，第N個地層散失烴量就是第N+1個地層補充烴量，因此對所有地層Qs和Ql都是同一常數，等于“滲漏源”散失烴量即直接蓋層補充烴量(圖1)。溶解與析出平衡說明任意地層中地層水都飽和天然氣。吸附與解吸附平衡說明巖石或者土壤顆粒都達到了最大吸附量。因此，微滲漏系統平衡后，“滲漏源”Ql數值上等于上覆各蓋層Qs，且都呈微泡方式。

蓋層中原始水溶烴量可能很大，但是大部分地層水不能垂向遷移，因此不能代表水溶方式微滲漏烴量，只有可垂向遷移的水溶烴量才代表水溶方式滲漏烴量。利用任意地層中垂向可動水溶烴量(Qmwh)與補充烴量(Qs)之比可判別上覆蓋層中各微滲漏方式重要性。處于平衡狀態的烴類微滲漏系統，地層水飽和烴類，下部地層的補充烴類以微泡方式進行微滲漏。因此，若Qmwh/Qs>100%，則呈水溶方式微滲漏的烴類多于微泡方式；若Qmwh/Qs<100%，則呈水溶方式微滲漏的烴類少于微泡方式。

圖1 微滲漏地質模型Fig.1 Geological model of micro-seepage

稍做改進，定義微滲漏方式判別系數W，其等于任意地層中垂向可動水溶烴量(Qmwh)除以“滲漏源”補充到地層中的烴量(Qs)與垂向可動水溶烴量(Qmwh)之和，即水溶方式占地層中所有微滲漏方式的百分比，見公式(1)：

(1)

F=f(P,T,礦化度)

(2)

V=f(Sw,Φ,H,S,I)=SwΦHSI

(3)

式中：Qmwh為任意地層中垂向可動水溶烴量，m3；Qs為“滲漏源”補入直接蓋層再遞次補入上覆所有蓋層的烴量，m3；F為天然氣在地層水中的溶解度，m3(氣)/m3(水)，其是壓力(P，MPa)、溫度(T，℃)和地層水礦化度(mg/L)的函數；V為可動地層水體積，m3，其是含水飽和度(Sw，%)、孔隙度(Φ，%)、地層厚度(H，m)、地層面積(S，m2)、可動地層水比例(I，%)的函數。

顯而易見，W介于0到1之間。0

“滲漏源”中烴類可呈游離相、水溶相和分子相擴散補入直接蓋層：

Qs=Qf+Qw+Qd

(4)

式中：Qf為滲漏源中烴類呈游離相補入直接蓋層的烴量，m3；Qw為滲漏源中烴類呈水溶相補入直接蓋層的烴量，m3；Qd為滲漏源中烴類呈分子相擴散補入直接蓋層的烴量，m3。

“滲漏源”以游離相補入直接蓋層的烴量可用改進的達西公式計算：

(5)

(6)

式中：K為直接蓋層滲透率，μm2；μ為油氣粘度，Pa·s；H為直接蓋層厚度，m；S為直接蓋層面積(模型中所有地層面積相等，皆用S表示)，m2；P2,P1分別為直接蓋層頂、底板地層壓力，Pa；t為油氣穿透直接蓋層的時間，s；v為微滲漏速度，m/s。

對公式(5)，采用烴水兩相流體有效滲漏率進行修正：

(7)

式中：Ko為烴水兩相中烴相有效滲透率，μm2；μo為烴類粘度，Pa·s。

同理，以水溶相補入直接蓋層的烴量為：

(8)

式中：Kw為烴水兩相中水相有效滲透率，μm2；F為烴類在地層水中的溶解度，m3/m3；μw為地層水粘度，Pa·s。

從公式(7),(8)可以看出，游離相和水溶相補充烴量都與蓋層厚度無關，當壓差、面積、油氣粘度和溶解度一定后，分別與Ko/v和Kw/v呈正比。

烴水兩相有效滲透率可由實驗測得，本文為計算方便，對公式(7)和(8)做簡單假設，即假設Ko=Kλo和Kw=Kλw。

(9)

(10)

式中：λo為“滲漏源”含烴飽和度；λw為“滲漏源”含水飽和度，λo+λw=100%。

以分子相擴散補充的烴量：

(11)

式中：D為擴散系數，10-7cm2/s；dc/dz為濃度梯度，10-6/m；S為“滲漏源”面積，m2；t為滲漏時間，s。

2.2 條件假設及評價

假設某地區，遠離地表，無氧化作用和微生物作用地層，建立等厚地質模型(圖1)。地層為正常壓實，數學模型為：

Φ=Φoe-cz

(12)

式中：Z為埋藏深度，m；Φo為基準面處巖石孔隙度；Φ為相對基準面深度為Z處巖石孔隙度。

假定各地層參數，地層面積1 km2，各蓋層厚度200 m，礦化度10 000 mg/L，地溫梯度3.4 ℃/hm，壓力梯度為靜水壓力梯度1 MPa/hm。泥巖Φo=52%，C=0.000 70，砂巖Φo=34%，C=0.000 40[26](表1)。直接蓋層有效滲透率K=0.01×10-3μm2，油氣粘度10 mPa·s，地層水粘度4 mPa·s。

前人[22-24]從實驗和理論方面研究天然氣在地層水中的溶解度，本次采用郝石生(1993)提供的回歸方程[22]計算“蓋層1～10”中(圖1)天然氣溶解度，由公式(2)和(3)計算可動水溶天然氣量(表2)。

由公式(9)和(10)計算不同K/v條件下游離相和水溶相補充烴量。Leythaeuser[20]研究了烷烴有效擴散系數，取天然氣擴散系數為10×10-7cm2/s，由公式(10)計算擴散補充烴量。補充烴量以游離相為主，水溶相其次，擴散相基本可以忽略(表3)。

表1 地質模型參數Table 1 Parameters of geological model

注：溫度、壓力和孔隙度對應該地層中間深度，地表溫度取15 ℃。

表2 地質模型中天然氣溶解度、原始水溶天然氣及可動水天然氣量Table 2 Natural gas solubility, original gas content in water and gas content in movable water in geological model

表3 地質模型微滲漏系統補充烴量Table 3 Supplementary hydrocarbon amount in micro-seepage system of geological model

圖2 相同K,v，不同I情況下深度與W關系K=0.01×10-3 μm2，v=200 m/a。Fig.2 Relationships between depth and W with the same “K”, “v” and different “I”

圖3 不同K,v，相同I情況下深度與W關系I=5%。Fig.3 Relationships between depth and W with different “K”, “v” and the same “I”

由表2和表3可求得微滲漏方式判別系數(W)(圖2,3)。

3 地質意義

由表3和圖2,3可以看出：

(1)K/v愈大，Qs越大(表3)。說明K/v越小，直接蓋層封蓋能力越好，“滲漏源”對微滲漏系統補充烴量越小；反之補充烴量越大。

(2)直接蓋層決定微滲漏系統補充烴量，即K/v確定時，地層由深部至淺部，W有變大趨勢(圖2)，說明水溶方式隨地層變淺有增加趨勢。

(3)隨著垂向可動水比例I的增大，W有增大趨勢(圖2)。說明蓋層中垂向可動水含量是影響微滲漏方式的重要因素之一。

(4)W隨著直接蓋層封蓋能力變差而減小(圖3)。說明直接蓋層封蓋能力越差，對微滲漏系統補充烴量越多，微泡方式越重要，導致W減小。如果存在從“微泡方式為主”向“水溶方式為主”轉變，轉變層位將隨著直接蓋層封蓋能力變差而逐漸上移。說明直接蓋層封蓋能力是影響上覆蓋層中烴類微滲漏方式的重要因素之一。

(5)垂向上若巖性相同，同為砂巖或者泥巖，W一直變大；但是砂巖、泥巖互層時，W并不一直增大(圖2,3)。同一深度的砂巖、泥巖壓實系數不同，孔隙度存在差別，即使天然氣溶解度相同，砂巖中Qmwh也高于泥巖，會造成砂巖中W大于泥巖，使得水溶方式在砂巖中較泥巖中大。等厚地質模型中，“蓋層3”為泥巖，淺于“蓋層2”砂巖，天然氣在“蓋層3”中的溶解度大(表2)，但是由于“蓋層3”孔隙度小(表1)，Qmwh要小，導致“蓋層3”中W小于“蓋層2”(圖2,3)。說明地層物性也是影響微滲漏方式的重要因素之一。

4 結束語

通過建立等厚地質模型，根據一般地質規律，假定相關參數，計算微滲漏方式判別系數，從而達到定量評價微滲漏方式的目的，研究認為：

1)地層中烴類微滲漏方式并不是一成不變的。地層由深部到淺部，因地質條件的變化，往往水溶方式所占比例逐漸變大，微泡方式所占比例逐漸減小，擴散方式相對以上2種方式可以忽略不計。擴散一般不是形成地表烴類異常的主要作用，而是形成大范圍背景場；而滲透(微泡方式和水溶方式)才是形成地表烴類異常的主要方式。

2)烴類微滲漏方式判別系數的提出，使微滲透方式定量判別成為可能。等厚地質模型分析計算還表明，烴類微滲漏過程中，微滲漏方式主要受直接蓋層的封蓋能力、地層物性和垂向可動水含量的影響。

參考文獻:

[1] 許懷先,陳麗華,萬玉金,等. 石油地質實驗測試技術與應用[M]. 北京：石油工業出版社,2001.

[2] 程同錦,王國建,范明. 油氣藏烴類垂向微滲漏的實驗模擬[J]. 石油實驗地質,2009,31(5)：522-527.

[3] 黃志龍,高耀斌,郝石生. 天然氣蓋層濃度封閉的定量評價及其應用[J]. 沉積學報,1996,14(2)：89-94.

[4] 付廣,付曉文,呂延防. 蓋層對油氣聚集的控制作用[J]. 天然氣地球科學,1999,10(5)：17-22.

[5] Abrams M A. Significance of hydrocarbon seepage relative to petroleum generation and entrapment[J]. Marine and Petroleum Geology, 2005,22(4):457-477.

[6] 湯玉平,寧麗榮,蔣濤,等. 積雪油氣化探方法試驗研究[J]. 石油實驗地質,2009,31(3)：287-291.

[7] 蔣濤,湯玉平,吳傳芝,等. 油氣藏上方吸附絲指標異常模式及成因分析：以塔里木盆地英南2井侏羅系氣藏為例[J]. 石油實驗地質,2009,31(4)：403-408.

[8] MacElvain R. Mechanics of gaseous ascension through a se-dimentary column[C]//Heroy W B．Unconventional methods in exploration for petroleum and natural gas.Dallas: Sou-thern Methodist University Press,1969：15-28.

[9] Price L C. A critical overview and proposed working model of surface geochemical exploration[C]// Davidson M J.Unconventional Methods Exploration for Petroleum and Natural Gas-IV. Dallas: Southern Methodist University Press,1986:245-304.

[10] Klusman R W, Saeed M A. Comparison of light hydrocarbon microseepage mechanisms[C]//Schumacher D, Abrams M. AAPG Memoir 66: Hydrocarbon migration and its near-surface expression. Tulsa: AAPG, 1996:157-168,203-221.

[11] Saunders D F, Burson K R, Thompson C K. Model for hydrocarbon microseepage and related near-surface alterations[J]. AAPG Bulletin,1999,83:170-185.

[12] 湯玉平,王國建,程同錦．烴類垂向微滲漏理論研究現狀及發展趨勢[J]. 物探與化探,2008,32(5)：465-469.

[13] 文百紅,林蓓,劉吉敏. 油氣微滲漏的垂向結構與地面地電化學油氣檢測[J]. 石油勘探與開發,1999,26(5)：33-35.

[14] Wen Baihong, Putikov O F. Gas bubble-facilitated transport of metals in lithosphere[J]. Transactions of Nonferrous Metals Society of China,1999,9(1):152-157.

[15] 辛忠斌,張交東,丁麗榮,等. 油氣微運移的烴類相態[J]. 河南石油,2002,16(4)：8-10.

[16] 李明誠. 石油與天然氣運移[M]. 北京：石油工業出版社,2004.

[17] 呂延防,于潤濤. 蓋層微滲漏及其可能性研究[J]. 天然氣工業,2004,24(10)：14-16.

[18] 夏響華,楊瑞琰,鮑征. 烴類組分垂向微運移的模擬研究[J]. 石油與天然氣地質,2003,24(3)：260-263.

[19] 付廣群,陳敏燁. 天然氣微滲機理研究[J]. 國外油田工程,2002,18(8)：31-33.

[20] Leythaeuser D. Role of diffusion in primary migration of hydrocarbon[J]. AAPG Bulletin,1981,66(4):408-429.

[21] Brown A. Evaluation of possible gas microseepage mechanisms[J]. AAPG Bulletin,2000,84(11):1775-1789.

[22] 郝石生，張振英．天然氣在地層水中的溶解度變化特征及地質意義[J]. 石油學報,1993,14(2)：12-21.

[23] 付曉泰,王振平,盧雙舫．氣體在水中的溶解機理及溶解度方程[J]. 中國科學(B輯),1996,26(2)：124-130.

[24] 付曉泰,王振平,盧雙舫,等．天然氣在鹽溶液中的溶解機理及溶解度方程[J]. 石油學報,2000,21(3)：89-94.

[25] 張云峰，付廣．一種計算氣藏中水溶釋放氣貢獻量的方法[J]. 新疆石油地質,2002,23(1)：46-48.

[26] Hegarty K A,Weissel J K,Mutter J C. Subsidence history of Australia’s southern margin:Constraints on Basin Mo-dels[J]．AAPG Bulletin,1988,72(5):615-635.