油气微渗漏方式定量判别思考

杨 俊

(中国石油化工股份有限公司 石油勘探开发研究院 无锡石油地质研究所，江苏 无锡 214151)

烃类微渗漏是指油气藏形成后，烃类不断向外渗漏、散失的过程[1]。地球化学勘探(化探)以研究轻烃为主，主要为气态烃的微渗漏。国内外学者提出了多种微渗漏方式，在实际应用中往往强调一种方式的作用，即使综合考虑几种方式，也仅停留在定性阶段。本文在前人烃类微渗漏方式研究基础之上，结合一般地质规律，建立理想地质模型，提出微渗漏方式判别系数，探讨烃类微渗漏方式定量描述方法，为油气化探地球化学场的成因解释与评价奠定基础。

1 微渗漏方式

渗漏包括渗透和扩散2种作用[2]。所谓渗透，系指由压力差造成的烃类以游离相或者水溶相通过孔隙和裂隙等通道连续或断续运移；扩散作用指由浓度差引起的物质分子的移动[3-4]。Abrams定义宏渗漏为可视的、高浓度的烃类整体流动；微渗漏指低浓度的烃类运移，不可视，但可检测[5-7]。宏渗漏主要有渗溢方式和油气粒方式；微渗漏主要有微泡方式、水溶方式和扩散方式。

1.1 微泡方式

胶体气泡运移最早由MacElvain[8]提出，Price将其改进为主要沿微裂隙运移[9]，被人们普遍肯定和接受[10-11]。

这种理论认为，烃类气体在水中的溶解是有限的，其浓度超过溶解度时就形成许多微泡，其大小为胶体粒度。气体是以超小(胶体粒径)气泡迁移的，与大气泡相比，微气泡可显示出与分子类似的布朗运动，摆脱“粘着”效应沿曲折路径以每秒数毫米的速度快速上移；与溶解气体和单分子气体相比，在做垂向迁移时微气泡不需要足够的压力差或者浓度差即可上浮[12]。

Price得出结论：胶态气泡运移具有高垂向速度和较低流量的理想组合，可以很好的解释新充储气库上方土壤烃气浓度为何迅速浓集，而在储层气耗尽之后异常迅速消失的原因[9]。

Saeed，Arp，Klusman先后用达西定律论证支持了这一学说[13]。Wen Baihong和Putikov从物理化学实验和数学模拟的角度证实了这种运移机制的可行性[14]。

1.2 水溶方式

汤玉平等认为溶有烃类物质的水溶液可以通过地层中广泛发育的微裂隙向上运移，即使微裂隙中毛细管阻力大到足以挡住大部分独立相态的油气时，大部分溶有烃类的水溶液仍能向上渗逸，从而提出“水溶压驱混相裂隙渗透”运移机制。这种机制认为深部微量油气以水为主要载体，在垂向压力梯度和浮力的驱动下，在温压变化的环境中，以水溶烃或烃类胶体形式，呈混相以渗透方式为主，通过各种岩层缝隙系统向上做间歇递进式的微量运移[12]。辛忠斌等在分析了烃类运移的分子相态、胶束状态和油气乳状液相态后认为，上述诸相态是油气微运移的非主要相态，含油气水相是油气发生微运移最普遍和优先起作用的相态，提出了“含油气水相运移机制”[15]。李明诚研究认为，分散状的油珠气泡很难通过微小的孔隙通道，而水在水润湿的岩石中几乎可以毫不受阻地通过孔隙喉道，这就使人们想到烃类溶在水中以水溶液状态运移[16]。

1.3 扩散方式

研究表明，当孔隙直径小于1 nm时，无论施加多大的外力，流体都不可能呈连续介质状态发生流动，只能以分子形式扩散运移[17]。

扩散方式指的是烃类分子在浓度差的作用下呈分子相态的渗漏迁移。扩散方式没有特定的方向性，只要存在浓度差，可向各个方向以分子形式迁移[15,18]。扩散方式在含油气地区普遍存在，不论是生油区或是储油区，不论是分散的还是聚集的，只要有浓度差就会发生[15]。

1.4 导致化探异常的主要微渗漏方式

烃类从油气藏到地表，微渗漏方式并不是一成不变的，而是随地质条件变化而变化。地表化探异常的形成，不同学者强调不同烃类微渗漏机制，尚存在争议。目前大部分学者认为引起近地表化探异常的烃类微渗漏方式主要是微泡方式和水溶方式。

大部分取自天然气储集层或正在开采的气藏上方的资料，报道的微渗漏速度为100～1 000 m/a[19]。Leythaeuser[20]等认为扩散作用时刻都在发生，速率慢且量微，不能解释由于地下油田开采导致地表油气地球化学场的快速变化[12]。渗溢方式渗漏速度快、渗漏量大且需要良好的通道系统，一般会导致油气藏的直接破坏，在地表形成宏观的油气苗[12,21]；大量油珠气泡在含油气饱和度很低的油气藏上覆盖层中不可能大规模存在。因此，扩散方式、渗溢方式和油气粒方式不是化探异常的主要贡献者。

因此，本文仅考虑微泡方式和水溶方式，结合一般地质规律，提出理想地质模型并进行条件假设，探讨烃类微渗漏方式的定量描述方法。

2 模型及条件假设

2.1 地质模型及计算模型

天然气在地层水中的溶解量是相当可观的[22-24]。水溶相天然气在运移过程中，因温度、压力等地质条件改变，处于过饱和状态时便释放出来[25]，因此，地层中烃类微渗漏方式存在转变。

烃类微渗漏系统平衡后，各个地层中烃类供给与散失、溶解与析出、吸附与解吸附等都达到平衡。当渗漏源上覆各盖层厚度和面积相等时，系统平衡后任意地层供给烃量(Qs)与散失烃量(Ql)相等，第N个地层散失烃量就是第N+1个地层补充烃量，因此对所有地层Qs和Ql都是同一常数，等于“渗漏源”散失烃量即直接盖层补充烃量(图1)。溶解与析出平衡说明任意地层中地层水都饱和天然气。吸附与解吸附平衡说明岩石或者土壤颗粒都达到了最大吸附量。因此，微渗漏系统平衡后，“渗漏源”Ql数值上等于上覆各盖层Qs，且都呈微泡方式。

盖层中原始水溶烃量可能很大，但是大部分地层水不能垂向迁移，因此不能代表水溶方式微渗漏烃量，只有可垂向迁移的水溶烃量才代表水溶方式渗漏烃量。利用任意地层中垂向可动水溶烃量(Qmwh)与补充烃量(Qs)之比可判别上覆盖层中各微渗漏方式重要性。处于平衡状态的烃类微渗漏系统，地层水饱和烃类，下部地层的补充烃类以微泡方式进行微渗漏。因此，若Qmwh/Qs>100%，则呈水溶方式微渗漏的烃类多于微泡方式；若Qmwh/Qs<100%，则呈水溶方式微渗漏的烃类少于微泡方式。

图1 微渗漏地质模型Fig.1 Geological model of micro-seepage

稍做改进，定义微渗漏方式判别系数W，其等于任意地层中垂向可动水溶烃量(Qmwh)除以“渗漏源”补充到地层中的烃量(Qs)与垂向可动水溶烃量(Qmwh)之和，即水溶方式占地层中所有微渗漏方式的百分比，见公式(1)：

(1)

F=f(P,T,矿化度)

(2)

V=f(Sw,Φ,H,S,I)=SwΦHSI

(3)

式中：Qmwh为任意地层中垂向可动水溶烃量，m3；Qs为“渗漏源”补入直接盖层再递次补入上覆所有盖层的烃量，m3；F为天然气在地层水中的溶解度，m3(气)/m3(水)，其是压力(P，MPa)、温度(T，℃)和地层水矿化度(mg/L)的函数；V为可动地层水体积，m3，其是含水饱和度(Sw，%)、孔隙度(Φ，%)、地层厚度(H，m)、地层面积(S，m2)、可动地层水比例(I，%)的函数。

显而易见，W介于0到1之间。0

“渗漏源”中烃类可呈游离相、水溶相和分子相扩散补入直接盖层：

Qs=Qf+Qw+Qd

(4)

式中：Qf为渗漏源中烃类呈游离相补入直接盖层的烃量，m3；Qw为渗漏源中烃类呈水溶相补入直接盖层的烃量，m3；Qd为渗漏源中烃类呈分子相扩散补入直接盖层的烃量，m3。

“渗漏源”以游离相补入直接盖层的烃量可用改进的达西公式计算：

(5)

(6)

式中：K为直接盖层渗透率，μm2；μ为油气粘度，Pa·s；H为直接盖层厚度，m；S为直接盖层面积(模型中所有地层面积相等，皆用S表示)，m2；P2,P1分别为直接盖层顶、底板地层压力，Pa；t为油气穿透直接盖层的时间，s；v为微渗漏速度，m/s。

对公式(5)，采用烃水两相流体有效渗漏率进行修正：

(7)

式中：Ko为烃水两相中烃相有效渗透率，μm2；μo为烃类粘度，Pa·s。

同理，以水溶相补入直接盖层的烃量为：

(8)

式中：Kw为烃水两相中水相有效渗透率，μm2；F为烃类在地层水中的溶解度，m3/m3；μw为地层水粘度，Pa·s。

从公式(7),(8)可以看出，游离相和水溶相补充烃量都与盖层厚度无关，当压差、面积、油气粘度和溶解度一定后，分别与Ko/v和Kw/v呈正比。

烃水两相有效渗透率可由实验测得，本文为计算方便，对公式(7)和(8)做简单假设，即假设Ko=Kλo和Kw=Kλw。

(9)

(10)

式中：λo为“渗漏源”含烃饱和度；λw为“渗漏源”含水饱和度，λo+λw=100%。

以分子相扩散补充的烃量：

(11)

式中：D为扩散系数，10-7cm2/s；dc/dz为浓度梯度，10-6/m；S为“渗漏源”面积，m2；t为渗漏时间，s。

2.2 条件假设及评价

假设某地区，远离地表，无氧化作用和微生物作用地层，建立等厚地质模型(图1)。地层为正常压实，数学模型为：

Φ=Φoe-cz

(12)

式中：Z为埋藏深度，m；Φo为基准面处岩石孔隙度；Φ为相对基准面深度为Z处岩石孔隙度。

假定各地层参数，地层面积1 km2，各盖层厚度200 m，矿化度10 000 mg/L，地温梯度3.4 ℃/hm，压力梯度为静水压力梯度1 MPa/hm。泥岩Φo=52%，C=0.000 70，砂岩Φo=34%，C=0.000 40[26](表1)。直接盖层有效渗透率K=0.01×10-3μm2，油气粘度10 mPa·s，地层水粘度4 mPa·s。

前人[22-24]从实验和理论方面研究天然气在地层水中的溶解度，本次采用郝石生(1993)提供的回归方程[22]计算“盖层1～10”中(图1)天然气溶解度，由公式(2)和(3)计算可动水溶天然气量(表2)。

由公式(9)和(10)计算不同K/v条件下游离相和水溶相补充烃量。Leythaeuser[20]研究了烷烃有效扩散系数，取天然气扩散系数为10×10-7cm2/s，由公式(10)计算扩散补充烃量。补充烃量以游离相为主，水溶相其次，扩散相基本可以忽略(表3)。

表1 地质模型参数Table 1 Parameters of geological model

注：温度、压力和孔隙度对应该地层中间深度，地表温度取15 ℃。

表2 地质模型中天然气溶解度、原始水溶天然气及可动水天然气量Table 2 Natural gas solubility, original gas content in water and gas content in movable water in geological model

表3 地质模型微渗漏系统补充烃量Table 3 Supplementary hydrocarbon amount in micro-seepage system of geological model

图2 相同K,v，不同I情况下深度与W关系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”

图3 不同K,v，相同I情况下深度与W关系I=5%。Fig.3 Relationships between depth and W with different “K”, “v” and the same “I”

由表2和表3可求得微渗漏方式判别系数(W)(图2,3)。

3 地质意义

由表3和图2,3可以看出：

(1)K/v愈大，Qs越大(表3)。说明K/v越小，直接盖层封盖能力越好，“渗漏源”对微渗漏系统补充烃量越小；反之补充烃量越大。

(2)直接盖层决定微渗漏系统补充烃量，即K/v确定时，地层由深部至浅部，W有变大趋势(图2)，说明水溶方式随地层变浅有增加趋势。

(3)随着垂向可动水比例I的增大，W有增大趋势(图2)。说明盖层中垂向可动水含量是影响微渗漏方式的重要因素之一。

(4)W随着直接盖层封盖能力变差而减小(图3)。说明直接盖层封盖能力越差，对微渗漏系统补充烃量越多，微泡方式越重要，导致W减小。如果存在从“微泡方式为主”向“水溶方式为主”转变，转变层位将随着直接盖层封盖能力变差而逐渐上移。说明直接盖层封盖能力是影响上覆盖层中烃类微渗漏方式的重要因素之一。

(5)垂向上若岩性相同，同为砂岩或者泥岩，W一直变大；但是砂岩、泥岩互层时，W并不一直增大(图2,3)。同一深度的砂岩、泥岩压实系数不同，孔隙度存在差别，即使天然气溶解度相同，砂岩中Qmwh也高于泥岩，会造成砂岩中W大于泥岩，使得水溶方式在砂岩中较泥岩中大。等厚地质模型中，“盖层3”为泥岩，浅于“盖层2”砂岩，天然气在“盖层3”中的溶解度大(表2)，但是由于“盖层3”孔隙度小(表1)，Qmwh要小，导致“盖层3”中W小于“盖层2”(图2,3)。说明地层物性也是影响微渗漏方式的重要因素之一。

4 结束语

通过建立等厚地质模型，根据一般地质规律，假定相关参数，计算微渗漏方式判别系数，从而达到定量评价微渗漏方式的目的，研究认为：

1)地层中烃类微渗漏方式并不是一成不变的。地层由深部到浅部，因地质条件的变化，往往水溶方式所占比例逐渐变大，微泡方式所占比例逐渐减小，扩散方式相对以上2种方式可以忽略不计。扩散一般不是形成地表烃类异常的主要作用，而是形成大范围背景场；而渗透(微泡方式和水溶方式)才是形成地表烃类异常的主要方式。

2)烃类微渗漏方式判别系数的提出，使微渗透方式定量判别成为可能。等厚地质模型分析计算还表明，烃类微渗漏过程中，微渗漏方式主要受直接盖层的封盖能力、地层物性和垂向可动水含量的影响。

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