油气在地下的聚集是动态的，它受什么因素的制约

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1 油气在地下的聚集是动态的，它受什么因素的制约
petroleum migration 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

2 [教学内容] 油气初次运移的相态，油气初次运移的主要动力和效率 ；二次运移的主要动力，二次运移的通道，二次运移时期，二次运移的主要方向和距离。 [目的要求] 1、掌握油气初次运移的主要动力、运移方向； 2、掌握油气二次运移的主要动力、通道，运移时期，运移的主要方向和距离。 3、理解油气运移的概念、方式，油气运移的相态。 [重点难点] 重点：油气初次运移和二次运移的主要动力、通道、运移时期、运移的方向和距离；烃源岩有效排烃厚度。难点：油气运移的相态、模式。

3 证据 油气是流体，可以流动是其自然属性； 有限的油（气）田范围内拥有巨大的油气储量，如科威特的布尔干油田的石油储量为107×108t；前苏联乌廉戈依气田的天然气储量为4.5×1012m3； 油气藏中油气水按比重分异； 地表渗出的油气苗； 象墨西哥黄金巷油田的最高产油井初产日产量达37,140t；美国和加拿大的超巨型气井日喷气数千万立方米，最高纪录达77×108m3；这必是井筒周围产层中的油气向井中运移汇集的结果。

4 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。

5 Migration: Oil and gas “migrates” from source rock into reservoir rock
Micro-fractures Oil is formed under very high pressure The pressure caused hair-line fractures to develop in the overlying rocks Allowing the oil to migrate Reservoir Rock Source Rock

6 Migration: Oil and gas migrates through reservoir rock to trap
If migrating oil encountered a reservoir rock it preferentially flowed through this conduit If it led straight to the surface, the petroleum escaped If the reservoir was folded or faulted, the oil may have been trapped. oil & gas seeps Reservoir Rock trapped oil & gas

7 Anticlines are folds in the earth
Oil accumulates in anticlines Gas Oil Water Oil is lighter than water and gas is even lighter. This phenomenon creates the basic petroleum trap

8 Trap: Oil and gas “migrates” from source rock,
through reservoir rock to trap

9 Seal: Seal rock prevents petroleum from leaking
out of a trap

10 油气运移 石油或天然气在地壳内的任何流动，包括初次运移、二次运移。 沉积物 油气苗 储集层 油气藏 生油层 次生油气藏 沉积有机质
甲烷气、低熟油 地表 二次运移 油气苗 二次运移 储集层 油气藏 初次运移 生油层 干酪根 烃（油气） 次生油气藏 二次运移 石油或天然气在地壳内的任何流动，包括初次运移、二次运移。 油气运移

11 初次运移 油气从生油层向 储集层中的运移 二次运移 指油气进入运载层（储层、断层与不整合面） 后发生的一切运移。

12 初次运移 油气初次运移的地质背景 石油初次运移的相态 天然气初次运移的相态 引起初次运移的因素 初次运移的效率、时间和距离

13 砂岩和页岩孔隙度随深度的变化 （据Athy,1930）
1、油气初次运移的地质背景 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（nm级），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。 砂岩和页岩孔隙度随深度的变化 （据Athy,1930）

14 2、油气的初次运移的相态

15 真溶液 烃在水中的溶解度 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 （转引自Hobson，1975） 不同族烃的溶解度是烷烃<环烷烃<芳香烃，同族烃中分子愈小愈易溶。烃类混合物的溶解度比单个烃的溶解度总的约低50％；这表明溶液中有彼此取代的趋势。

16 两种全石油（1，5）和四种拔顶石油（6，3，2，4）在水中溶解度随温度的变化 （据Price，1976）拔顶温度为200℃
图中显示，当温度从25℃升高至180℃时，石油的溶解度将增大20-80倍，即达 ppm。在此增温范围内拔顶原油的溶解度增加25-90倍，即达 ppm。可见温度特别是高温的影响是最为明显的。 两种全石油（1，5）和四种拔顶石油（6，3，2，4）在水中溶解度随温度的变化 （据Price，1976）拔顶温度为200℃

17 胶体溶液 胶粒的结构 （据Baker,1959）拔顶温度为200℃ 推测的皂运移中的两种皂胶束结构
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（图）。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。 胶粒的结构 （据Baker,1959）拔顶温度为200℃ 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。 推测的皂运移中的两种皂胶束结构

18 乳浊液 采油时的油田水常呈乳浊液，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。前已提及，主要生油阶段泥质岩的孔隙大多小于5nm，而天然乳浊液中的油珠直径，据吉尔金松等人的资料这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。

19 2、油气的初次运移的相态

20 结构水是指粘土矿物表面的水分子，其氢端与矿物相结合，在矿物表面1nm之内构成规则排列的水（图）。其粘度之高显示为近乎固体的性状。
结构水的水分子分布

21 油珠在亲水岩石颗粒间的运移示意图 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

22 页岩孔隙率与孔隙直径的关系 (据Welte，1972修改) 1nm=10-9m=10-3μm=10A，石油中的烃分子一般<2nm
成油深度上泥质岩石的孔隙直径大多小于5nm(图) ，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 页岩孔隙率与孔隙直径的关系 (据Welte，1972修改) 1nm=10-9m=10-3μm=10A，石油中的烃分子一般<2nm

23 孔隙中心烃网络的形成 (据Barker，1979)
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。 孔隙中心烃网络的形成 (据Barker，1979)

24 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，1978）。

25 2、油气的初次运移的相态

26  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。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，除非是漏掉了。 综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。

27 3、天然气的初次运移的相态

28 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（图） 。
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。 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。 气态烃在水中的溶解度随含盐度增加而减小。 水中溶有CO2时，对气态烃，特别是CH4有明显的增溶作用。

29 烃类在水中溶解度随碳数增加而减少（气态烃溶解度明显大于液态烃）情况图 （据McAuliffe等,1963-1978）
水溶气相 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 。 烃类在水中溶解度随碳数增加而减少（气态烃溶解度明显大于液态烃）情况图 （据McAuliffe等, ）

30  天然气呈水溶相态运移的限度是生油层中孔隙水成为天然气的饱和溶液。鉴于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。

31 通过饱含水的页岩孔隙的轻烃扩散系数（D） * 根据实测数据的趋势线（回归线）外推得出 （据D.Lcythacuscr，1982）
油溶气相 独立气相 气泡     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。 分子扩散     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。 通过饱含水的页岩孔隙的轻烃扩散系数（D） 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 * 根据实测数据的趋势线（回归线）外推得出 （据D.Lcythacuscr，1982）

32 轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图 （据D.Leythacuser,1982,实测数据来自1980）
扩散系数与轻烃的碳原子数呈指数关系 轻正烷烃有效扩散系数与烃分子碳原子数的关系曲线图 （据D.Leythacuser,1982,实测数据来自1980）

33 独立气相 连续气相      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。但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。

34 综上所述，天然气运移的相态是多种多样的，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。

35 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。

36 初次运移 油气初次运移的地质背景 石油初次运移的相态 天然气初次运移的相态 引起初次运移的因素 初次运移的效率、时间和距离

37 基于油气成因的现代概念讨论了油气初次运移的相态，曾多处提到压实作用晚期生油岩孔隙直径太小的障碍。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。
1、压实作用

38 1. Restricted-compaction
2. Meteoric Water Recharge

39 砂页岩互层中页岩的孔隙度、流体压力及孔隙水含盐度分布曲线
对于较厚（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

40 当欠压实程度进一步强化，孔隙的剩余压力超过泥岩顶底板的抗张强度，则会出现泥岩裂缝，流体排出，压力释放，恢复到正常压实状态，裂缝闭合；然后随上覆压力的加大又会形成超压，再释放。这种过程可进行多次，形成脉冲式的排烃机制，有人称之为“手风琴”式的排烃方式。

41 2、热力作用 有机质的生烃作用、流体热增压 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。

42 2、热力作用 有机质的生烃作用、流体热增压  随着深度的增加，泥岩将遇到逐渐升高的温度。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。据保守些的数据，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。

43 在三种地温梯度下，正常压力带水的比容-深度关系图 （据真柄钦次，1974）
2、热力作用 有机质的生烃作用、流体热增压 纯水在地表的比容为1，当其埋深到5,000m深处时，按25℃/km的地温梯度计，则比容将增至1.05（图） 即是说体积要增加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。 在三种地温梯度下，正常压力带水的比容-深度关系图 （据真柄钦次，1974）

44 3、粘土脱水作用  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。对于非膨润性粘土，如伊利石和高岭石，吸附水可以存在于各层组或颗粒之间；

45 3、粘土脱水作用 蒙脱石质黏土压实脱水的成岩变化
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 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。 蒙脱石质黏土压实脱水的成岩变化

46 压实过程中蒙脱石的变化与烃类在黏土岩中生成和排出之间的关系 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

47   对于粘土成岩脱水阶段的划分不尽统一，好在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。

48 黏土成岩脱水的阶段划分 (据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。 黏土成岩脱水的阶段划分 (据Perry and Hower,1972)

49  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。

50 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
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。

51  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）。

52 但也还有一些尚存疑虑之处：①粘土矿物脱出层间水的高密度值大多是计算得来的，而非直接实测，所以其可靠性受到马廷等人的怀疑；而认为可靠的密度值却小于1g/cm3。亨特（1979）也认为以往文献中所提粘土脱水引起异常高压的说法都是错误的。②有人认为伊利石与蒙脱石比例随深度的变化是沉积环境的不同，而不是成岩变化的结果；厄尔德曼（Erdman，1977）声称他对北海第三系粘土的研究可以证实这种看法。很可能两种情况都存在，但如何区分还有待粘土矿物学家和沉积学家做出结论

53 此外，虽然粘土矿物脱水有可能成为初次运移的有利因素，但未必是主要的，更不是唯一的。因为地跨美加两国的威利斯顿含油盆地几乎不含有蒙脱石（Dow，1974）；日本上第三系生油岩也没有足以形成补充水源的蒙脱石-伊利石转化（田口雄一，1975）；对于粘土矿物很少的碳酸盐生油岩更缺少该有利因素。由此看来，粘土矿物脱水并非油气初次运移的必要条件。这就降低了粘土脱水的意义。

54 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。假若水力传导能力极低，使得流体的排出迟缓到近乎停滞状态的情况下，则可能对初次运移起消极的过分延迟作用。但在地质进程中，异常高压迟早要通过各种途径得以释放。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是不言而喻的。

55     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。这取决于水力传导能力的强弱(流体输导的顺畅程度）和超压的增长速率。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。
当均衡压实时（图中最上面的曲线），于1,500m深处只有6%的孔隙率；而非均衡压实时（图中最下面的曲线），则仍保留有25%的孔隙率。此即意味着后者有相当数量的可作油气运移载体的水存在。 俄克拉荷马(Athy,1930)、委内瑞拉(Hedberg,1936)、湾岸地区(Dikinson,1953)等处页岩孔隙度-深度关系图 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

56 渗析作用是指在渗透压差作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高方向运移，直到浓度差消失为止
渗透压力作用（盐度差） 扩散作用(浓度差) 毛细管压力(孔喉半径差)等作用 渗析作用是指在渗透压差作用下流体会通过半透膜从盐度低向盐度高方向运移，直到浓度差消失为止

57 促使油气运移的动力是多种多样的，但在烃源岩有机质热演化生烃过程中，各种作用力的类别、作用时间和大小是不同的。总体来说，在中—浅层，压实作用为主要动力。此时，烃源岩孔隙度高，原生孔隙水较多，成岩作用以压实作用为主，生成的生物甲烷气及少量的未熟、低熟石油在压实作用下随水排出。在中—深层，因大量原生孔隙水被排出，泥岩的孔隙和渗透率变小，流体渗流受阻，而此时，有机质开始大量生烃，蒙脱石大量脱水，加上高温流体增压，造成了孔隙压力不断增加，形成异常高的孔隙压力，而这种压力超过烃源岩的强度时，就会产生微裂缝，排出流体。所以，此阶段的排烃主要动力为异常孔隙流体超压。它是欠压实、生烃作用、流体增压、蒙脱脱水的综合效应。

58 初次运移 油气初次运移的地质背景 石油初次运移的相态 天然气初次运移的相态 引起初次运移的因素 初次运移的效率、时间和距离

59 1、初次运移的效率：初次运移出来的烃之数量和质量
大多数情况下，初次运移的排烃量一般很低，大概5-10%。据亨特估算，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，故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。

60  关于初次运移的效率，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：
深埋藏-高成熟-有利排油型 烃源岩快速持续埋藏深度大于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。 深埋后抬升-高成熟-有利排油型 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。

61 持续中埋藏-中等成熟-抑制排油型 中埋后抬升-低成熟-不利排油型 中、浅埋藏-低熟油-早生早排型
 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%）。此后进一步埋藏甚小或略有抬升，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，以及埋深小于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。 中埋后抬升-低成熟-不利排油型 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。 中、浅埋藏-低熟油-早生早排型 据目前研究，低熟油主要是木栓质体、树脂体、细菌改造陆源有机物质、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），低成熟烃源岩在其生油高峰期内达到排油饱和度门限是不成问题的；加之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。

62 2、初次运移的时间：压实的阶段性与流体排出
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。

63 日本秋田(Akita)地区地温梯度对运移的影响 (据青柳宏一等,1980)
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。根据秋田（Akita）油田的孔隙率-深度关系图推测，晚期压实阶段约相当于1,300-2,600m。日本的中新世沉积，石油生成的温度约在 ℃。图 ，若地温梯度为7℃/100m，则初次运移期间的地温为 ℃，已超出油藏存在的温度范围，所以形成大油藏的可能性不大，但可形成气藏。如果地温梯度为3℃/100m，则初次运移期间的温度为54-93℃，低于该地区生油门限，只能有生物甲烷气藏。再若古地温梯度为5℃/100m，则初次运移的温度为80-145℃，在此情况下形成大油田的可能性很大。 日本秋田(Akita)地区地温梯度对运移的影响 (据青柳宏一等,1980)

64 阿尔及利亚泥盆系母岩抽提物的含量及成分与距相邻储集层距离的关系 （每一数值是3-4个测定值的平均值）
3、初次运移的距离生油岩有效排烃厚度 3、初次运移的距离生油岩有效排烃厚度 3、初次运移的距离生油岩有效排烃厚度 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） 。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。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。 阿尔及利亚泥盆系母岩抽提物的含量及成分与距相邻储集层距离的关系 （每一数值是3-4个测定值的平均值） 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 5.7 14 118 64 5.8

65 生油岩中在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。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。 油气初次运移的主要途径有孔隙、微层理面和微裂缝。在未熟—低熟阶段，运移的途径主要是孔隙和微层理面；但在成熟—过成熟阶段油气运移途径主要是微裂缝。

66 4、砂岩的分布与油气初次运移的关系 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，与前面所述生油层（页岩）厚度并非越厚越好一样，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%。

67 5、剖面中C烃/C有机碳出现逆转的意义 于 m（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。

68 尼日利亚、尼日尔三角洲某钻井剖面中孔隙率和Ch/Co随深度的变化与初次运移的关系 (据藤田,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。 尼日利亚、尼日尔三角洲某钻井剖面中孔隙率和Ch/Co随深度的变化与初次运移的关系 (据藤田,1977)

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70 油气的二次运移

71 油气二次运移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。

72 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。
1、二次运移的阻力*** 毛细管力—主要阻力 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 (度)； rc-毛管半径，相当于孔喉半径(cm)。 二次运移中的阻力 (据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。

73 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（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。

74 毛管压力差：ΔPc 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。在低压（＜10Mpa）条件下，油水与气水的界面张力相差较大，气水界面张力高于油水界面张力。如在地表，气水界面张力约为73dyn/cm，油水界面张力一般在25dyn/cm左右。气水界面张力随压力增加下降明显，而油水界面张力随压力增加略有上升，在温度＞70℃，压力＞20Mpa条件下，气水和油水界面张力比较接近，大致在30-35dyn/cm之间。

75 2、二次运移的动力*** （1）浮力—主要动力 地下水（ρw）：1-1.2 油（ρo）： 气（ρg）： 0.001 F=Z(ρw-ρo)· g 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。

76 2、二次运移的动力*** 若地层倾斜，倾角为α，则浮力沿上倾方向的分力为： F1=Z (ρw-ρo) · g ·sinα
 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。

77 2、二次运移的动力*** 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： 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。

78 2、二次运移的动力*** 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。自然条件下整个过程是交织进行的。

79 2、二次运移的动力*** （2）水动力 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：
 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： Q-液体体积； K-储集层的渗透率； F-所通过的横截面积； t-流动的时间； P2-P1-两点之间的压力差； L-两点之间的距离； μ-液体粘度。 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。

80 在水动力作用下的流体运移 （转引自陈作全，1987） 水压梯度越大，油柱长度越长，水动力作用就越大。
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。 在水动力作用下的流体运移 （转引自陈作全，1987） 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图。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： 水压梯度越大，油柱长度越长，水动力作用就越大。

81 水动力的双重性 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；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，亦即2σ(1/rC-1/rP）+L cosα·m。

82 油气二次运移的阻力和主要动力 动力：浮力、水动力 阻力：毛细管力、水动力

83 油气二次运移的物理相态 运移环境：运移通道粗，多样，毛细管阻力小。
    二次运移是初次运移的接续，二次运移的传导层主要是结构较粗的砂岩或其它孔隙性岩层。其孔隙的直径相对较大，是地下水活动的主要途径，又常有大气降水的补给，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。

84     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。不整合面是旁侧运移的重要通道。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。 油气二次运移的通道 孔隙和裂缝：基本通道 断层：垂向运移主通道 不整合面：侧向运移重要通道

85 油气二次运移的方向和距离 油气二次运移的主要方向与距离，一方面取决于可渗透性地层的产状，即受运移通道类型和性质限制，另一方面取决于地层水动力和浮力的大小和方向。地壳中的油气试图沿着阻力最小的方向运移，运移的主要方向受多种因素的控制，其中最重要的是区域构造背景，即凹陷区与隆起区的相对位置及其发育历史。从盆地整体上看，油气运移的方向，总是由盆地中心向盆地边缘运移，因为一般情况下，源岩位于盆地中心，埋深较大。 从国内外已发现的油气田情况看，它们一般都具有近生油气中心分布的特点，“源控论”是我国陆相盆地油气勘探的有效理论。因此，大多数盆地的油气二次运移距离在十到数十km以内。我国含油气盆地油气运移距离最长的在准噶尔盆地，油气沿不整合面长距离运移达80km；国外有可靠资料证实的最长的油气运移距离为160km。一般来说，陆相盆地的油气运移距离较海相的短。

86 油气在二次运移中的变化 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。

87 酒泉盆地老君庙背斜带上第三系L层原油特性数据表
地区 井号 项 目 正烷烃主峰碳 C22-/C23+ 镍卟啉（ppm） 比 重（D420） 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 27.3 12.87 -0.3 684 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 2.08 13.56 0.8622 24.0 15.32 2.3 K-243 2.26 8.52 0.8659 28.3 13.98 5.3 J-251 0.8614 22.8 -1.5 石油沟 249 C19 2.97 7.02 0.8607 22.5 14.73 195 2.68 6.60 0.849 19.2 13.01 0.3 111 8.12 7.35 0.8562 20 10.67 12.5

88 大港油田原油性质数据表 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 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 9.66 沙 三 0.8200 2.87 12.49 23 5.66

89 圈闭和油气藏

90 中国石油天然气集团公司2007年5月3日宣布，在渤海湾滩海地区发现储量规模达10亿吨的大油田——冀东南堡油田。这是40多年来我国石油勘探又一个激动人心的发现，对于落实国家关于石油工业“稳定东部、发展西部”战略方针，实现我国原油生产稳定增长和可持续发展，增强我国能源安全供应的保障能力具有重要意义。同时，也将有力地促进京津唐乃至渤海湾地区经济社会的发展。

91 新发现的冀东南堡油田位于河北省唐山市境内曹妃甸港区，地质上为渤海湾盆地黄骅凹陷北部的南堡凹陷，属中石油冀东油田公司勘探开发范围。据数据显示，冀东南堡油田已发现四个含油构造，基本落实三级油气地质储量（当量）10.2亿吨，其中探明储量4.0507亿吨，控制储量2.9834亿吨，预测储量2.0217亿吨，天然气地质储量折算油当量1.1163亿吨。

92 冀东南堡油田勘探开发纪事 一、早期自营勘探阶段(1992年～1995年) 南堡滩海地区开展勘探，钻探冀海1x1井，试油获低产油流。 二、对外合作勘探阶段(1995年～2002年) 年7月，中石油与美国科麦奇公司签订冀东滩海两个区块的风险勘探合同，共钻两口井，未见油气显示。 年11月，中石油与意大利埃尼集团阿吉普公司签订风险勘探合同，钻探1口井，未获工业油气流。 3.在此期间冀东油田在南堡陆地自营区块开展了二次三维地震攻关，从方法和先期试验的角度为后期海上获得高品质三维地震资料进行了充分准备。 1997年，中国第一块二次三维地震老爷庙二次三维获得成功，资料品质有明显改善，形成了一套适合冀东油田地质特点的地震采集方法系列，开创了国内二次三维地震的先河。 三、近期自营勘探阶段(2002年至今) 2002年9月，南堡滩海探矿权收回。 2002年11月27日，冀东油田第一口水平井Ll02-P1成功投产，日产油126吨，揭开了冀东油田“少井高效”开发的序幕。 2003年10月，通过部分新井钻探、老井复查和老区地质再认识，发现高南亿吨级油田，新增三级地质储量10162万吨。 2004年9月29日，老堡南1井测试，日产油700立方米、气16万立方米，发现了南堡油田。 2005年4月19日，南堡油田第一口试采井———南堡1-2井自喷生产，日产油80吨，日产气2万立方米。 2006年11月，南堡油田先导试验区第一口试验水平井NP1-P1井投产，日产油505吨，气76000立方米。这是冀东油田历史第一口日产超500吨的井。 2007年1月，冀东油田公司提出建设千万吨级大油田。 2007年4月，冀东油田第一口千吨井NP1-P4井诞生。 2007年4月，初步计算南堡油田油气储量规模10亿吨。