最新石油与天然气地质学教案第五章 石油和天然气的运移.docx
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最新石油与天然气地质学教案第五章石油和天然气的运移
第五章石油和天然气的运移
第一节 油气初次运移
初次运移：
是指生油层中生成的石油和天然气，从生油层向储集层（或输导层）中的运移。
是油气脱离烃源岩的过程，又称为排烃。
争论的焦点：
油气是在“什么因素的驱使”下？
呈“何种相态”？
通过“什么途径”？
排出烃源岩的
一、油气初次运移的动力因素
1、压实作用的动力因素
正常压实：
在上覆沉积负荷作用下，沉积物通过不断排出孔隙流体，如果流体能够畅通地排出，孔隙度能随上覆负荷增加而作相应减小，孔隙流体压力基本保持静水压力，则称为正常压实或压实平衡状态。
欠压实：
如果由于某种原因孔隙流体的排出受到阻碍，孔隙度不能随上覆负荷的增加而相应减少，孔隙流体压力常具有高于静水压力的异常值，这种压实状态就称为欠压实或压实不平衡。
（1）正常压实
压实作用过程中流体的排出实际上是由于剩余流体压力的作用。
剩余流体压力是指超过静水压力的地层压力。
沉积物在达到压实平衡的层序之上又沉积了新沉积物，此时颗粒要重新紧缩排列，孔隙体积要缩小，就在这些变化的瞬间，孔隙流体就要承受部分由颗粒产生的有效压应力，使流体产生了超过静水压力的剩余压力。
正是在剩余压力作用下孔隙流体才得以排出，排出后孔隙流体又恢复了静水压力，沉积物又达到新的压实平衡。
可见，这种剩余压力只发生在压实平衡与达到新的压实平衡之间的瞬时，所以应当叫做瞬时剩余压力。
但在一个不断沉降、不断沉积、不断压实的连续过程中也可叫做剩余压力。
因为正常压实过程就是：
由压实平衡到瞬时不平衡再到平衡的过程，而孔隙流体压力则是由静水压力到瞬时剩余压力再到静水压力的连续过程。
在这过程中流体不断排出、孔隙体积不断减小，如果流体的排出时烃源岩已经成熟成烃，即可实现初次运移。
其排液的方向视不同的沉积层序而不同。
排液方向
均一泥岩的层序
剩余压力的大小:
El=（ρbo-ρw）glo
一般来讲，深部沉积物的剩余流体压力大于浅处的剩余流体压力，在均一岩性的层序里流体一般是向上运移排出的。
如果新沉积物的厚度在横向上有变化，那么由上式不难看出水平剩余流体压力梯度远远小于垂向上的剩余流体压力梯度，往往只是1/200～1/20，因此，大部分流体沿垂直方向向上运移，只有很少一部分流体沿水平方向运移。
砂页岩互层的层序
由于泥质沉积物和砂质沉积物的原始结构不同，其抗压性能也不同，在压实过程中泥岩孔隙度丧失得快，说明在相同负荷下泥岩比砂岩排出流体多，所产生的瞬时剩余流体压力比砂岩大，因此流体运移的方向是由页岩到砂岩。
在砂、泥岩互层的情况下，泥岩中流体的运移方向既有向上的也有向下的，总是指向砂岩，砂岩中的压实流体只能与所排入的压实流体一起沿砂层做侧向运移。
（2）欠压实
查普曼（Chapman，1972）指出，泥岩正常压实排水的主要时期和油气大量生成在时间上的矛盾，使通过正常压实水流载出的油气可能是有限的，但可以通过欠压实作用得到调节。
对于较厚的泥岩，由于传导能力的限制，以致在负荷压力下内部的流体不能及时排出，于是造成欠压实，产生异常高压，在油气生成、运移过程中起到很好的作用：
（1）欠压实使孔隙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，则将对油气初次运移起到积极作用。
（2）欠压实还使更多的水较长时期处于高压下，这有利于促进有机质的热成熟，也有利于油气在水中的溶解。
（3）欠压实地层中流体的异常高压是驱使油气进行初次运移的潜在动力，这种异常高压远远超过一般正常压实地层的剩余压力，因此在多相流体运移过程中，它可以推动油气去克服毛细管阻力，而且还有可能进一步使岩层产生微裂隙，给油气运移创造更好的条件。
但如果为非生油层时，它只能成为最好的压力封闭盖层。
2、热力作用的动力因素
由于水、油、气的膨胀系数比颗粒的膨胀系数大得多（分别为颗粒的40、200和800倍），所以在热力作用下泥岩孔隙流体体积趋于增大。
这部分由热膨胀而增加的孔隙流体在渗透性好的条件下可及时地排出，否则就推迟排出，而产生异常高压，成为油气初次运移的动力。
热力作用的温度升高，还是烃源岩有机质降解出更多的烃类，促使初次运移的发生。
温度升高，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；有助于油气在水中的溶等。
3、烃类及非烃气体生成的作用
干酪根热降解成烃一方面为初次运移提供了物源，另一方面成烃增压作用也是初次运移内部能量的一个重要来源。
干酪根在热降解生成石油和甲烷气体等烃类的同时，也产生大量的水和非烃气体（主要是CO2），而这些流体的体积大大超过原来干酪根的体积，因此引起页岩孔隙流体压力大幅度的提高，使异常高压进一步增强，这种压力的增加将导致微裂缝的产生（Hedberg，1980），使石油进入渗透性的载岩和储集层。
在地层的温度和压力下干酪根产生的CO2可以大量溶于石油，从而降低石油的粘度和表面张力，改善石油的流动性，提高排烃效率，有利于油气运移。
另外，饱和有CH4和CO2气体的孔隙水，在一定的压力和温度下可以容载更多的烃类以水相方式运移出生油层。
所以说在烃类生成的时候也孕育了排出烃类的动力，石油的生成与运移是一个必然的连续过程。
4、粘土矿物的脱水作用
Powers（1959，1967），Burst（1969）等提出，粘土矿物成岩作用过程中，在热力作用物的下蒙脱石转变为伊利石时，可释放出粘土矿结晶格架水，作为油气运移的载体。
研究表明达到一定深度的温度、压力条件下，蒙脱石向伊利石大量转化释放出大量的结合水，同时也引起泥岩体积的突变。
Schmidt研究了墨西哥湾沿岸一口井中膨胀型粘土（大部分是蒙脱石）与非膨胀型粘土（伊利石）的比例。
从图中表明粘土矿物转化率增加的深度大约是3200米（10500英尺），在这个深度的温度约为93.3C（200F）。
地温梯度也在3200米深处增加，而3200米处又正是异常高压的顶部。
这样看来，脱水与成烃高峰期是能呼应的。
晚期脱水对初次运移的重要性也正在于在关键时刻提供了运载工具—孔隙水。
当然，水的排出仍主要靠压实。
当然,粘土矿物脱水的意义也是局限的,有的盆地几乎不含蒙脱石,如威利斯顿含油气盆地（Dow，1974），碳酸盐岩生油岩粘土矿物也很少。
5、扩散作用
自然界中只要有浓度差就有扩散作用，轻烃的扩散作用早已为人们所认识。
生油层中含烃浓度比周围岩石大，烃的扩散方向由生油层指向围岩，与油气运移的方向一致，因此它是进行初次运移的一种动力。
虽然，扩散作用在物质转移方面的效率比较低，但是它受客观条件诸如温度、压力、地层的物性以及有机质的成熟度等等的影响比较少。
只要有浓度差存在，扩散作用就无时无刻不在发生，甚至在欠压实和异常高压状态下也能毫无阻碍地进行。
因此，在漫长的地质时期中，它仍然是一种不可忽视的动力，尤其是气态烃的扩散作用具有更重要的意义。
另外，当地层深埋变得异常致密、流体的渗流很微弱或停止时，扩散作用几乎是流体运移的唯一方式，其重要性就更为突出。
对初次运移来说扩散作用总是一个积极因素。
扩散系数与轻烃的碳原子数是指数关系（Leythaeuser，1980～1984），图为８组有机质类型和成熟度有所差别的气源岩，按累积扩散量与西加拿大的奇韦尔（Chigwell）气田和荷兰的哈令根（Harlingen）气田的甲烷地质储量对比图，因此认为轻烃的扩散方式进行初次运移是一种有效过程。
二、油气初次运移的相态
1、水溶相运移
分子溶液即石油或天然气分子完全溶解于孔隙水中成为溶液状态进行初次运移。
主要代表有Admas（1903）、Lewis（1924）、Baker（1960）、McAuliffe（1963～1978）、Price（1976～1989）等。
胶体溶液的分散粒子不是单分子，而是有机酸（R桟OOH）分子聚合体，它们的分子一端有亲油的烃链，另一端有亲水的极性键，极性端因亲水而向外，非极性端因亲油而向内，在胶束中心的亲油部分就可以增溶一部分烃类，以起到对烃增溶的作用，主要代表有Baker（1959）、Cordel（1973）。
水相运移说难以解释的是油气在水中溶解度的问题，在常温下烃在水中的溶解度很低，在同族中随分子量增大而减少，因此，天然气在水中溶解度比石油大；另外是水源问题，由于烃在水中的溶解度很低，加上石油又是晚期生成和运移，溶解烃的水是个关键问题。
至于胶束溶液，除了同样具有上述问题外，还存在胶束在生油层难以存在，胶粒粒径较大，很难通过泥岩的孔隙喉道以及增溶效果有限等问题。
2、游离相运移
油相运移是油气呈游离的油相从烃源岩中渗流排出，当孔隙中含油饱和度很低时就呈分散状油相运移，饱和度高时就呈连续油相运移。
烃源岩进入压实的晚期，随着烃类不断生成，烃的饱和度不断增加，相对渗透率也增大。
加上成熟烃源岩内表面还可能有部分是油润湿而不是水润湿的，所以，以连续油相或气相运移会受较小的毛细管阻力，需要的临界含油饱和度也会降低，Dickey认为可低到10%，甚至1%以下。
再者，生油期间产生的CO2溶解于油中还可以降低石油的粘度，增强其流动性（Momper，1978）。
在这些因素作用下，Dickey认为在压实时石油将呈一种极细但连续的油丝运移。
Magara（1981）认为压实中期是最有利于油相运移的阶段。
此观点的问题是石油最初是如何克服毛细管阻力而形成连续油相的，还有能否达到连续油相运移的临界饱和度的问题。
连续烃相运移，还包括气溶于油和油溶于气的情况。
大量天然气溶于石油可使石油密度减小，粘度降低，极大地增加石油的流动性和运移能力。
在特定的温度和压力条件下，液态烃可溶于气体之中，气体溶液运移需要数十倍于液相的气体，因此一般只能发生在深处。
分子扩散是分子本身自由运动的结果，问题在于从数量上看扩散作用到底有多大实际意义。
Leythaeuser（1980）认为，扩散作用是天然气运移中的有效方式。
而对于液态烃，扩散作用的实际意义要小得多。
3、相态演变方式
油气初次运移的相态，决定于源岩的温度、压力、生烃量、孔隙度、溶解度以及岩石的组构等条件，也可以说是地下各种物理、化学因素综合作用的结果。
因此说油气初次运移的相态并非唯一的和万能的。
它主要是随源岩的埋深和有机质类型的变化而变化。
Barker和Tissot提出不同埋深以不同方式进行运移的相态演变方式。
在埋藏较浅的未成熟阶段，由于石油还未大量生成而地层孔隙度又较大，此时源岩中含油饱和度很低只可能有水相运移；进入大量生油的成熟阶段后，一方面生油量大大增加，另一方面孔隙度又较小，源岩中的含油饱和度变大以致超过临界运移饱和度而发生连续油相运移，随着源岩进一步埋深，在较高温度下，演化进入高成熟的湿气阶段，此时石油可以呈气溶相运移；再往深处石油发生热裂解产生大量甲烷气体，可以产生游离气相和扩散相运移。
所以初次运移相态随埋深的演变规律主要是水溶相—油相—气溶相。
对于富含Ⅲ型干酪根的腐殖型源岩来说，因为源岩以产气为主，多以气溶相进行初次运移。
三、油气初次运移的方式
油气初次运移的通道有烃源岩中的孔—隙系统、裂缝系统、孔隙裂缝网络。
运移方式取决于动力因素。
1、压实水流排烃
孔隙系统是油气初次运移最基本的通道。
但由于前述烃源岩孔隙结构特征，以孔隙系统作为通道进行初次运移，也是有条件的。
一般在沉积后大量压实以前，泥质烃源岩的孔隙度还较高，渗透性良好，流体排出的动力是剩余流体压力，油气以“压实水流”模式通过孔隙系统排出来。
压实到一定程度后，随着烃源岩孔、渗性的变差，以孔隙系统作为排烃通道的运移越来越困难。
2、微裂缝排烃
微裂缝系统作为油气初次运移主要通道的观点Snarskiy（1961）最先提出,目前得到人们的承认。
他认为，由于生油岩压实、岩石弹性变形，再加上温度和构造力的增大，岩层内部孔隙压力可升高到比岩石的压力大得多，引起岩石破裂和裂隙的扩大。
Pp≥S3+K，岩石产生微裂缝；
Pf≥S3+K，微裂缝延伸和扩展；
Pf≥Pp时，油气运移进储集层。
因此，微裂缝排烃过程可概括为压力增长产生微裂缝—微裂缝排出流体使压力释放—微裂缝闭合再积累压力，如此周而复始，间歇性进行，是一个断断续续的动平衡、间歇排液过程。
2、扩散作用排烃
以浓度差为驱动的动力因素，油气以扩散作用向外排出。
四、初次运移条件的研究
一个有含油远景的地区必须具备良好的生油条件和有利的初次运移条件，而且必须是油气生成深度与该层高压释放的深度恰当配合时，油气初次运移才能真正实现，才是有效生油岩，否则，就只能生成含沥青的页岩，而无法产生真正的生油岩。
另外，初次运移方向和排烃的有效厚度是定量评价含油气盆地的资源远景必不可少的参数。
因此，研究油气初次运移出现的深度和时期、油气初次运移的方向、距离和有效排烃厚度尤为重要。
1、初次运移出现的深度和时期
油气主生成期是初次运移发生的最早时间，具体的时间必须研究初次运移的条件和结果。
异常高压是油气初次运移的潜在动力，因此根据泥岩压实历史，结合油气生成史等地球化学分析可确定油气初次运移的时间和深度。
一种方法是把孔隙度剖面与地球化学资料结合起来，认为含烃量异常即为初次运移。
图中Ch/Co比值负偏离正常趋势线的异常段，表示烃含量突然减少，是运移深度段。
此法要求沉积剖面有相同的沉积环境和有机质成分。
另一种方法是把孔隙度剖面与异常压力剖面结合起来判断，认为在有机质成熟后的强压差带是初次运移段。
华北石油勘探开发设计院对渤海盆地中的几个凹陷运移期的分析：
老第三系大量生油的温度一般是95～110C即埋深2700～3200m，此深度又出现了强压差带，认为这个深度是初次运移段。
有机包裹体是运移期油气的原始样品，通过成岩序次的研究，测定有机包裹体形成的温度，也可确定油气运移的时间及深度。
（二）油气初次运移的方向、距离和有效排烃厚度
方向:
初次运移的方向取决于油气初次运移的驱使因素和通道特征。
烃源岩内的孔隙压差是最重要的驱使因素，这个压力差的方向主要是垂向的，侧向变化居次要地位；受最小应力S3（一般为水平的）控制的微裂缝方向也是近垂直的，所以，初次运移的方向主要是垂向的。
但实际运移方向常与生、储组合型式有关。
排烃距离
排烃距离取决于上下层段储层与生油层压力差的大小及排液通道的畅通情况。
当生油层较厚时，中间流体不能及时排出，油气滞留于生油层中。
蒂索和威尔特（1971）对阿尔及利亚泥盆系生油岩研究，发现只有距储层上下各14m的距离内能运移出去。
也就是说烃源岩排烃的有效厚度为20～30m，如果在厚的生油层中有许多砂岩夹层，将大大增加排烃的有效厚度。
排烃效率是指烃源岩排出烃的质量与生烃的质量百分比。
烃源岩中排出油气的效率是很低的。
第二节 油气二次运移
油气二次运移:
是指油气脱离生油岩后，在孔隙度、渗透率较大的储集层中或大的断裂、不整合面中的传导过程，它包括聚集起来的油气由于外界条件的变化而引起的再次运移。
相态:
油气从烃源岩经过初次运移进入渗透岩石之后，就开始了二次运移。
由于二次运移的介质环境的改变，主要为孔隙空间、渗透率都较大的渗透性多孔介质，毛细管压力变小，渗透率变大，便于孔隙流体（包括水、油、气）的活动。
因此，二次运移中油气一般以连续游离相进行运移，应视为多孔介质中的渗流作用。
一、油气二次运移的机理
从物理角度讲，油气二次运移实际上是油气在含水介质中的机械渗流过程。
对于单位质量的油气质点受到以下4个力的作用：
垂直向下的重力；垂直向上的浮力；水动力和油气在孔隙介质中运移所受的毛细管阻力。
油气的二次运移要看是否具备了运移的条件，首先必须具有一定的油气饱和度，只有当油气饱和度大于临界油气饱和度时，才有相对渗透率和有效渗透率。
其次，油柱必须大于临界油柱高度，具有足够的浮力和水动力来克服毛细管阻力。
在静水条件下，油体上浮的条件是浮力Fr应大于毛细管阻力差Pc；在动力条件下，油体运移的条件是浮力Fr和水动力Fo之矢量和Eo大于毛细管阻力差Pc；当两者相等时，油气产生聚集。
油气的净浮力和水动力的矢量和为油气的力场强度：
Eo=ρw/ρo·Ew-（ρw-ρo）/ρo·g
Eg=ρw/ρg·Ew-（ρw-ρg）/ρg·g
Eo、Eg取决于Ew，即水的力场强度。
因此，当水由高势区向低势区流动时，油气也在其力场强度的作用下自发地从油气的高势区向低势区渗流，油气存在势差是二次运移的动力源。
1、二次运移的阻力
二次运移的阻力即孔隙介质对油气的毛细管力。
毛细管力取决于储集层孔隙半径、烃和水界面张力、润湿角。
影响烃水界面张力的因素主要是烃类成分、温度等，气水界面张力一般比油水界面张力大。
据Schowalter（1979）的资料，温度升高，界面张力降低。
因此地下高温条件下，烃类所受毛细管力降低。
二次运移途经中的岩石，被认为自沉积到成岩都是充满水的，颗粒表面有一层水的薄膜，因而湿润角可看作为零度，cosθ=1。
当石油经过孔隙系统时，油滴要发生变形，在油滴两端的毛细管压力差即为真正的毛细管阻力。
Pc=2γ（1/γt-1/γp）
式中，γt、γp分别为油滴两端的岩石孔喉半径，为界面张力。
2、二次运移的浮力
浮力是阿基米德浮力。
石油地质学中常将浮力与重力同时考虑，并将浮力与重力的代数和称为净浮力。
故石油质点的净浮力可用下式表示。
Fr=-ρw/ρo·g+g=-（ρw-ρo）/ρo·g
对于单位面积（S=1）的高度为Z的油柱（丝），净浮力（Fr）为：
Fr=Z·1·ρo·[-（ρw-ρo）/ρo·g]=-Z·（ρw-ρo）g
式中水、油的密度（ρw和ρo）与g都是相对固定的，因而连续油柱高度（Z）大到一定的程度，净浮力才能克服毛细管阻力而使石油运移。
伯格（1975）提出下式来确定石油上浮的临界高度（Zo）:
Zo=2γ（1/γt-1/γp）/（ρw-ρo）g
当储层底部的油在浮力以外的力的作用下积累到油柱高度Z大于Zo时，石油就能上浮，否则不能上浮。
当地层倾斜时，浮力将分解成垂直层面和平行层面两个分力，后者将推动石油沿地层上倾方向运移。
（二）水动力
二次运移是在含水的渗透层中进行的，当含水储层的供水区与泄水区之间存在高差时，水将沿位能下降方向发生移动，油气将受到水动力的作用。
推动单位质量石油质点运移的水动力值等于：
Fo=ρw/ρo·Ew
净浮力和水动力的矢量和（Eo）是油气动移的动力。
即合力：
Eo=-（ρw-ρo）/ρo·g+ρw/ρo·Ew
其大小决定了油气二次运移的可能性、速率和方向。
当水动力（倾斜岩层中水动力的垂直分力）与浮力方向一致时，水动力起到增加浮力的动力作用；当它与浮力方向相反时，水动力减少油体浮力，起到阻力作用。
在水平储层中，水动力方向与浮力方向垂直，当油体上浮至顶面为盖层封闭时，浮力的作用消失，此时油体主要靠水平方向的水动力驱动，当水动力大于毛细管阻力时，油气则沿水动力
方向在储集层中运移。
油气的二次运移首先必须具有一定的油气饱和度，只有当油气饱和度大于临界油气饱和度时，才有相对渗透率和有效渗透率。
其次，油柱必须大于临界油柱高度，具有足够的浮力和水动力来克服毛细管阻力。
静水条件，油体上浮的条件是:
Fr＞Pc
动力条件，油体运移的条件是：
Fr+Fo＞Pc
当Fr+Fo=Pc时，油气产生聚集。
因此，当水由高势区向低势区流动时，油气也在其力场强度的作用下自发地从油气的高势区向低势区渗流，油气存在势差是二次运移的动力源。
二、油气二次运移的通道
1、孔隙系统
渗透性岩石的孔隙系统是最广泛、最基本的二次运移通道。
在静水条件下，油气微滴可能从渗透性岩层底部向顶部累积，当累积到一定数量后，便可在层内发生侧向的顺层运移。
2、断层和裂缝面
断层既可作为油气的遮挡条件而造成断层圈闭，也可成为油气二次运移的通道，特别在穿层和垂向运移中具有独特的作用。
3、裂缝系统
裂缝系统对于改善孔隙间的连通性和渗透性，尤其对于改善致密岩石的渗透性具有重要意义。
构造裂缝边缘平直，具有一定的方向和组系，往往不受层面限制，延伸较远，是穿层运移的主要通道；成岩裂缝的特点是受层理限制，多平行层面，形状不规划，缝面有弯曲，是储集层内运移的重要通道。
碳酸盐岩中裂缝是重要的二次运移通道。
4、不整合面
不整合面分布具有区域性，故它对于油气作远距离运移具有特别重要的意义。
它能把不同时代、不同岩性的地层勾通起来。
因此，是垂向穿层运移的重要通道。
三、油气二次运移的指向及意义
机理:
油、气、水的力场分布对油气二次运移的方向起着直接控制作用。
油气势差是二次运移的动力源。
大方向:
油气质点所受到的主要动力是浮力或浮力和水动力的合力。
在含油气盆地中，如果在静水条件下，油气主要沿着浮力方向运移，在动水条件下，则沿着浮力和水动力的合力方向，所以油气二次运移总的来说是垂直向上的，当受到遮挡时，则沿着上倾方向。
在沉积盆地中，生油区一般位于凹陷的最深处，与之相邻的斜坡和隆起是二次运移的主要指向。
小方向:
具体的运移路线是沿着各种通道的最小阻力方向，它受储层的岩性变化、地层不整合以及断层分布等因素的控制和影响。
因此，位于凹陷附近的隆起带及斜坡带，特别是长期继承性隆起带中良好储层常常控制着油气的初始分布。
有利含油远景区：
隆起带的高点、断层两侧、不整合面上下、大型储集体系分布区。
注意：
构造运动常可使地层发生褶皱断裂，改变其原有产状，引起油气的再分布。
掌握盆地构造现有格局和历史发展，可以预测油气的区域分布。
当然油气在地下的运移过程是一个相当复杂的过程，特别是对于经历多期构造运动，油气产生多次再分布的盆地，油气的分布也是相当复杂的，要具体情况具体分析。
四、二次运移中油气性质的变化
1、色层效应
二次运移的距离取决于运移通道、烃源情况等。
在二次运移过程中，油气要发生一些性质和数量上的变化。
二次运移中石油的高分子量成分以及极性成分易被矿物表面吸附，轻烃和无极性成分可自由通过。
即产生天然的色层效应。
色层效应的结果往往是使石油的胶质、沥青质、卟啉及钒镍等重金属减少，轻组分相对增多，在烃类中烷烃增多，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。
反映到物理性质上，表现为密度变小、颜色变淡、粘度变小。
图为酒西盆地自青西凹陷向鸭儿峡—老君庙—石油沟方向，原油正烷烃主峰值和镍卟啉逐渐降低，C22-和C23+正烷烃比值逐渐增加，以及密度、粘度、含蜡量和凝固点逐渐减小。
2、氧化作用
二次运移中依具体介质环境的变化，还可发生脱气、晶出等其他效应。
特别值得注意的是氧化作用，它可使石油的胶状物质增加，轻组分相对减少，环烷烃增加，烷烃和芳烃相对减少，密度、粘度也随之加大，其效果大致与色层效应相反。
不过二次运移中的氧化作用通常要被色层效应所抵消，只有当石油接近地表或当大气借助于断层或地层水而与石油沟通时，氧化作用才可占优势。
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