初次运移的机制与模式
（一）初次运移的动力和阻力
1.初次运移的动力
驱使油气从烃源岩向运载层中运移的动力主要有压力、构造应力、分子扩散力和浮力。
（1）压力
初次运移作为动力的压力又包括正常压实产生的剩余压力、欠压实产生的异常压力、渗透作用产生的渗透压力和烃源岩与运载层接触面产生的毛细管压力。
A.剩余压力
剩余压力是指发生在正常压实过程中的异常高压力。由于其随着孔隙流体的排出仍保持正常压实状态，故又称瞬时剩余压力。当上覆新沉积负荷增加时，下伏岩石遭受压实，孔隙体积相应减小，在变化的瞬间，孔隙流体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应力的剩余应力。
在正常压实过程中，压实状态为压实平衡→瞬时不平衡→平衡，流体压力从静水压力→瞬时剩余压力→静水压力的连续性转变，因而使得孔隙流体不断排出，同时孔隙体积不断减小。
在剩余压力作用下，孔隙流体排出的方向与剩余压力递减的方向一致。通常情况下，上覆沉积物厚度越大，下伏地层中剩余压力越大，深部地层中的剩余压力总是比浅部大，因此在均一岩性的层序里孔隙流体一般是向上排出。如果新沉积物的厚度在横向上变化，在水平方向上剩余流体压力值在各处将不同（图6-7），且水平剩余压力梯度远小于垂直剩余压力梯度，因此大部分流体沿垂直方向向上运移，只有很少部分流体沿水平方向运移。但这只是单一岩性地层中利用排出的情况。在实际的砂泥岩互层剖面中，由于泥质沉积物与砂质沉积物原始组构和抗压性不同，在相同负荷下泥岩比砂岩的孔隙度减小快、泥岩排出多，所产生的瞬时砂岩压力比砂岩大，因而在砂泥岩互层剖面中流体排出的方向既有向上亦有向下，总是由泥岩到砂岩。砂岩在压实过程中排出的流体，只能与泥岩排出的压实流体一起沿砂层侧向运移（图6-8）。
图6-7 楔状沉积负荷流体排出示意图
图6-8 砂泥岩互层流体运移主要方向示意图
一般来说，盆地的沉积厚度由中心向边缘减薄，在压实作用下流体总是沿剩余压力减小的方向排出，因此盆地的压实流体运移大方向总是由下往上、由盆地中心向盆地边缘。
B.异常压力
烃源岩在经历了一定程度的压实以后，许多微小的孔隙，特别是烃源岩顶底的边缘部分逐渐封闭，使孔隙流体排不出去或排出困难。因而流体承受了部分上覆沉积的有效压应力，使孔隙流体具有异常高压力、而岩石则承受较低的有效压应力形成欠压实。这种由欠压实而产生的异常高压，可以在后期压实和排液的过程中逐渐消失。实际上欠压实烃源岩中的孔隙流体也正是借助于其本身产生的异常高压力，使相对封闭的烃源岩及不连通的孔隙产生裂隙或重新张开而得以排出。流体排出后异常压力消失或减弱，烃源岩遭到后期压实，微裂隙和连通的孔隙又重新封闭，此后流体压力再次积蓄升高使岩石再次破裂而排液，这样周而复始直到欠压实和异常压力消失为止。可见，异常压力的形成与排液释放也具有幕式特征。只是由欠压实产生的异常压力，在强度上比正常压实过程中产生的剩余压力要大得多。
在连续沉降的盆地中，烃源岩产生欠压实的深度一般都在生油门限以下，此时烃类已开始大量生成而异常高压又足以克服烃源岩中的各种阻力使油气排出，因此异常高压力是初次运移最重要、最有效的动力。此外，在欠压实形成的异常高压基础上，烃源岩中的生烃、水热和蒙脱石脱水等作用又能使流体的异常高压进一步加强。
在欠压实层中根据平衡深度的理论分析，可以计算出（图6-9）B处的异常压力最高，形成时间也最早。其上D和其下F处异常压力值比B处低且形成时间较晚。当B处不排液形成封闭时，D和F处仍有压实流体排出。由于B处的封隔，在D处排出的流体只能向上或沿水平方向运移；同理，F处排出的流体只能向下或沿水平方向运移。可见欠压实程度最高、首先停止排液的B处，实际上控制了层内压实流体排出的方向。
在正常压实与欠压实同时存在的混合压实带中，地层间出现流体压力差和压力封隔层。正常压实层中流体压力较欠压实层中低，流体从欠压实地层向正常压实地层中运移，同时异常高压的欠压实层本身也就成为流体运移的封隔层。这样在混合压实带中，处于两个欠压实层之间的正常压实层就成为流体汇聚的排液区（图6-10）。
另外，烃源岩生烃作用、水热作用、粘土矿物脱水作用以及胶结和重结晶作用，是烃源岩异常压力增高的影响因素。
图6-9 欠压实地层中流体排出方向
图6-10 混合压实带中流体排出方向
C.渗透压力
渗透作用是自然界普遍存在的重要现象，它是指水由盐度低的一侧通过半渗透膜向盐度高的一侧运移的作用。众所周知，溶液的盐度越高蒸气压就越低。水的活动性也越低；反之则水的活动性就越高。因此水体由活动性高的地方流向活动性低的地方，形成渗透流。这种作用的大小一般用渗透压力来衡量（图6-11）。我们也可以说盐度低渗透压高，盐度高则渗透压低。因此渗透作用也就是低盐度溶液中的水（溶剂），在渗透压差的作用下通过半渗透膜向高盐度方向运移，直到盐度差消失为止，可见这种作用是由盐度差引起的。
图6-11 渗透作用示意图
A—初始条件；B—终止条件
虽然渗透作用对地下孔隙水的流动具有重要意义，但对油气运移特别是游离相的运移只是一个起间接作用的动力因素。
D.毛细管压力
在地下亲水介质的多相流动中，毛细管压力对烃类的运移一般都表现为阻力，但在以下两种情况，毛细管压力对初次运移有积极作用，可成为一种动力。
在烃源岩与运载层接触的界面上，由于烃源岩一般是较细粒的沉积、孔喉比较小，而运载层一般是较粗粒的沉积、孔喉相对较大。结果是烃源岩一侧孔喉曲率半径较小，所产生的毛细管压力较大；而运载层一侧孔喉曲率半径较大，毛细管压力较小。两侧的毛细管压力差指向运载层。此时，紧靠界面烃源岩一侧的油气在此压差的作用下，能顺利地排到运载层一侧中去（图6-12）。这种压差在砂岩透镜体油气藏的形成过程中有重要作用。
在亲水烃源岩内部，由于孔喉两端毛细管曲率半径不同所产生的毛细管压力也不同，喉道一端的毛细管压力大于孔隙一端，两者之差指向孔隙。因此，润湿相水在此压差作用下可较容易地将烃类排挤到较大的孔隙中去，使烃类在较大孔隙中相对集中而有利于连续烃相的初次运移。
图6-12 烃源岩与运载层接触面上的毛细管压差示意图
图6-13 最大主应力为水平应力时主要排烃方向
（2）构造应力
构造应力通常是指导致地壳发生构造运动的地应力，或者是由于构造运动而产生的地应力。这里我们主要讨论水平（横向）的构造应力。过去人们一直假设地应力是单纯由岩石的重力引起的，并分解为垂直应力和水平应力。前面所讲的压实作用及其产生的瞬时剩余压力，都被认为主要是由垂直应力所引起的。世界各地实测的应力表明，地壳上部的水平应力总是大大超过由上覆岩石负荷引起的垂直应力，这说明水平的构造应力不仅普遍存在而且异常活跃和强大。此外，由于地温的变化也会产生应力，对一个两侧受限的地质体来说，温度增加会引起挤压应力，而温度下降则产生拉张应力。实际上今天所测得的地应力值就是负荷应力、构造应力、温度应力等各种应力的叠加值，也是地壳变形后的残余应力。所测得的岩石孔隙度和孔隙流体压力，也都是各种应力作用的结果。
构造应力之所以是初次运移的动力，是因为烃源岩孔隙度和流体压力的变化，不仅可以由上覆岩石的负荷应力所产生，也可以由水平的构造应力所引起，而大多是两种应力叠加的结果。但当水平的构造应力大于垂直的负荷应力时，最大主应力则为水平方向，流体将沿最小主应力方向流动（图6-13）。水平的构造应力对岩石的作用也可以理解为侧向的压实，与负荷应力产生的垂向压实一样可以引起瞬时剩余压力和岩石的破裂，只是压力梯度和破裂的方向有所不同，当地层倾角不大时主要是沿烃源岩的水平方向进行。而泥质烃源岩水平方向的渗透率一般都大于垂向的渗透率，所以沿侧向的初次运移效率会更高。在构造应力作用下同样可以使岩石变得很致密而导致封闭，并产生流体的异常高压。随着构造应力的释放和积蓄，同样可以使初次运移呈幕式进行。显然地壳构造的活动期也是初次运移最活跃的时期。
可以设想在一个沉积巨厚的盆地中，存在有很强的垂向压实，若又遭受侧向的构造挤压，则地层必将变得异常致密，同时，由于流体难以排出而产生巨大的异常压力，最终导致岩层破裂和流体释放。很多前陆盆地就属这种情况。如果这些作用发生在油气生成以后，必将成为初次运移的强大动力。
（3）分子扩散力
扩散作用是指由于浓度差而产生的分子扩散。地下岩石的孔喉细小、形状复杂且大多为水所占据。因此烃源岩中的烃类主要是在微孔水介质中进行扩散，属克努森（Knudsen）扩散。由于烃源岩中含烃浓度比周围岩石高，烃类的扩散方向由烃源岩指向四周围岩，与初次运移的方向一致，因此它是初次运移的一种动力，尤其是气态烃的分子扩散具有更重要的意义。扩散作用在初次运移中的作用主要有以下两个方面。
1）虽然扩散作用在烃类物质运移方面的效率比较低，但只要有浓度差存在，扩散作用就无时无刻不在发生，甚至在烃源岩欠压实和异常高压状态下也能无阻碍地进行。特别是在干酪根中最初生成的烃类要脱离有机质母体进入孔隙以及当烃源岩深埋变得异常致密、流体的渗流很微弱或停止时，分子扩散几乎是烃类初次运移的惟一方式。
2）扩散流（分子流）与渗流（体积流）在地下孔隙空间中可以相互转换，各显其能地进行初次运移。即在细小微孔中进行分子流，到达较大微孔中则转换成体积流，再遇到细小微孔时又可进行扩散流，并最终排出烃源岩。因此，目前有更多的学者主张扩散-渗流的初次运移模式。
现在人们越来越认识到分子扩散在初次运移过程中具有某些不可替代的作用，因而不能单纯用效率来评价扩散作用。
（4）浮力
浮力在初次运移中只是一种辅助的动力。一方面是浮力在烃源岩细小的微毛细管孔隙中，相对于油气与岩石分子间的作用力和毛细管阻力来说其作用力是很小的；另一方面是在烃源岩复杂的孔隙结构中，油气很难连结成足够的长（高）度以产生足够的浮力进行初次运移。所以，在初次运移中一般较少考虑浮力，但在烃源岩局部较大的毛细管孔隙或构造裂隙中，浮力的作用还是存在的，仍是油气以游离相方式向上或向上倾方向排烃的一种动力。
2.初次运移的阻力
（1）分子间的吸着力
油气分子与烃源岩矿物表面分子间的吸着力包括吸收、化学吸附和物理吸附三个层次上的分子作用力。泥质烃源岩中少量的干酪根实际上是分散并包裹在粘土矿物的沉积之中。生成的油气首先是附着在矿物表面上，当其达到饱和后便开始渗入矿物内部产生吸收作用，紧靠矿物表层的烃分子在静电引力作用下产生化学吸附，形成有机物-粘土复合体，其外层则是在范德华力作用下产生的物理吸附。这三个层次上的分子吸着力多是过渡存在，其结合强度由里到外逐渐减弱。解吸作用也是首先由最外层的物理吸附开始，因此这一部分烃类在一定的外力作用下可运移排出，而化学吸附和被吸收的部分在一般盆地的自然条件下是很难排出的。
实际上，生成的烃类首先要满足各种矿物和干酪根本身吸收和吸附的需要，有多余量时才能进入孔隙空间，在外力作用下才能被排出。所以，有机质含量越高、生烃量越大的烃源岩越容易排烃。油气与泥质烃源岩之间分子作用力的大小主要决定于粘土矿物的成分、类型和含量，例如蒙脱石的吸着能力约分别是伊利石和高岭石的3倍和8倍，因此烃源岩中蒙脱石含量越高吸着力越强、油气越不易排出；作用力的大小同样决定于烃类的性质，例如石油的吸着力比天然气大，而石油中高分子、带极性的化合物吸着力比低分子、非极性化合物强，此外还与烃源岩的结构复杂程度有关，不连通孔隙越多吸着的烃类越不易排出。可以说吸着力是阻碍初次运移造成烃源岩排烃率低下的主要原因。相比之下，碳酸盐烃源岩一般含粘土矿物较少，吸着阻力相对较小，因此单从这一点来看其排烃效率应比泥质烃源岩高。
（2）毛细管阻力
除去吸着的烃类以外，进入孔隙空间中的烃类要以游离相进行初次运移还必须克服巨大的毛细管阻力。若以烃源岩微孔孔径为10～50nm计算，其毛细管阻力为12～2.4MPa，说明至少需要如此大的异常压力油气才能运移。这也是除吸着力外，很多物理学家一直怀疑油气能不能从细粒烃源岩中排出来的另一个原因。这种怀疑对非石油地质家来说是不奇怪的，因为单从静态的观点来看油气确实很难排出，但若从整个地质条件的动态变化上看，由于地下温度、压力、岩石组构运移通道等条件的非均质性最终油气肯定是能排出的。可以说，这也是油气运移研究的能力所在。
（3）油气的浮力
当烃源岩向下或向下倾方向以游离相排烃时，还要克服油气的浮力。尽管与上述两种力相比浮力比较小，一般说只要能克服毛细管阻力，浮力自然也就不成问题了。但浮力总还是初次运移向下排烃时客观存在的一种阻力，特别是当向下运移距离较大时，仍是一种不可忽视的阻力。
图6-14 烃在水中的溶解度与碳数的关系图（据McAuliffe等，1963-1978）
（二）初次运移的相态及演变
初次运移的相态是指油气在地下发生运移时的物理相态，是整个初次运移研究中的一个核心问题，也是一个有很多争论的问题。关于石油初次运移的相态主要有水溶相、连续油相、气溶相和扩散相。天然气初次运移的相态主要有水溶相、油溶相、连续气相和扩散相。目前对于石油运移相态的争论较多，而对天然气运移相态的争论较少。以下介绍几种油气运移的相态。
1.水溶相
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。Admas（1903）最早提出这种观点，之后得到Lewis（1924），Baker（1960），McAuliffe（1963～1978），Price（1976～1989）等人的支持和发展。
在常温下油气在水中的溶解度很低，不同烃溶解度的大小顺序是：芳香烃＞环烷控＞烷烃，同族烃中分子越小越易溶（图6-14），因此，天然气在水中溶解度比石油要大。
有不少作者对水溶液中烃类的增溶作用（包括温度、压力、CO2含量增加对烃类的增溶作用）进行了研究。这些因素对天然气的增溶作用较为显著，但对石油影响较小，难以提供足以形成工业聚集的烃类浓度或载体。加之，石油的组成与烃源岩抽提物相近，而与水溶相烃类的组成相差甚远。因此目前认为，天然气呈水溶相进行运移可以成为主要的运移形式之一，而对于石油，虽然是一种可能的运移相态，但不能成为主要相态。
2.连续烃相与混合相
连续烃相是指油气呈游离的连续油（气）相从烃源岩中渗流排出。烃源岩进入压实的晚期，孔隙度、绝对渗透率都很低，孔隙中所剩下的自由水不多，水的饱和度降低，相对渗透率也降低。相反，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。另外，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黏度，增强其流动性（Momper，1978）。在这些因素作用下，Dickey认为在压实时石油就会先于水而排出，此时石油将呈一种极细但连续的油丝运移。
Magara（1981）根据上述思想绘制了一个油气运移模式图（图6-15）。该图表明，随压实作用的进行，泥岩的绝对渗透率不断下降，水的相对渗透率随之减小，而油的相对渗透率却增大。压实中期是最有利于油相运移的阶段，因为这时油的相对渗透率已增大，而泥岩绝对渗透率尚未达到最低值，也就是说，油相的有效渗透率可达到最大。
图6-15 页岩相对渗透率、绝对渗透率及流体流动与压实关系示意图据（Magara，1981）
必须指出，连续烃相运移，还包括气溶于油和油溶于气的情况。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、甚至上千立方米的天然气。大量天然气溶于石油可使石油密度减小，黏度降低，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。凝析气田的存在就是证明。Neglia（1979）根据意大利波河谷盆地Malossa凝析气田的生产特性推断：气体在深度为6100m、温度153℃与1050×105Pa压力下，可以携带直到C13的液态烃。Соколов（1963）也表示，温度和压力的增大可使溶质石油的密度降低，推测在增高的温度与压力条件下，石油中液态烷烃和环烷烃也可以被溶解。气体溶液运移的基本条件是数十余倍于液相的气体，因此一般只能发生在深处。
目前大多数学者原则上同意连续烃相运移的观点，而且对这一观点作了进一步的完善和发展，由原来的通过压实作用实现运移发展为通过微裂缝排出，即连续烃相通过微裂缝排烃。这种方式又被称为混相运移，即游离的油（气）相与水相同时渗流。
3.扩散相
扩散是分子本身自由运动的结果，从理论上讲，只要存在浓度差，任何物质都有扩散的趋势以达到浓度上的平衡。烃源岩生成烃类后，与外界存在着烃类的浓度差，因此，发生烃分子的扩散作用是必然的。问题在于从数量上看扩散作用到底有多大实际意义。扩散相运移在地下总是与其他相态的运移相互补充、相互促进。近年来有更多的学者提出扩散-渗流的排烃模式。认为烃类只能是先从干酪根扩散到孔隙中，然后再以渗流方式排出。煤层气减压解吸-扩散-渗流的开采方式就说明在致密地层中扩散相运移往往具有不可替代的重要性。
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。事实上，相比而言，扩散作用在油气藏破坏及形成气体分散晕等方面，具有相当重要的意义。
4.初次运移相态的演变
运移相态是研究初次运移的中心问题，也是初次运移特征的主要标志。它体现了烃类运移的性质是渗流还是扩散流，并决定着初次排烃量的大小和效率，是定量评价含油气盆地的基础。油气在地下到底呈什么相态进行初次运移，又决定于烃源岩的温度、压力、生烃量、孔隙度、溶解度以及岩石的组构等条件。然而这些条件在地下不是固定不变，而是随烃源岩的埋深和有机质类型的变化而变化。因此当烃源岩随埋深演化时，在每个演化阶段初次运移的主要相态就必然有所不同。还要说明的一点就是，在任何一个演化阶段，从理论上严格地说都是油气的混相运移。因为烃源岩中总是有水、油、气存在，而有水就有水溶相运移，有油就有油溶相和油相运移，有气就有气溶相和气相运移，扩散相在每个演化阶段都存在，只是各种运移相态在各演化阶段发生的规模大小和重要程度有所不同。这里所讨论的相态演变，就是指在每个演化阶段具代表性和重要性的主要运移相态的演变。
（1）石油相态演变
对于富含Ⅰ、Ⅱ型干酪根的腐泥型烃源岩来说，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，此时烃源岩中含油饱和度很低，主要是水相运移；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，烃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；随着烃源岩进一步埋深，在较高温度下，演化进入高成熟的湿气阶段，此时石油主要是气溶相（包括凝析气和轻质油）运移；再往深处石油发生热裂解产生大量甲烷气体，此时除在较大裂隙和较大孔喉通道中可以发生气相（包括凝析气、超临界气）运移外，由于地层已相当致密，主要是扩散相运移。所以，腐泥型烃源岩石油初次运移主要相态随埋深的演变主要是水溶相→油相→气溶相→扩散相。
对于富含Ⅲ型干酪根的腐殖型烃源岩来说，在未成熟阶段主要是水溶相。由于烃源岩以产气为主，在有机质演化的主要阶段，甚至到成熟阶段也很难发生较大规模的连续油相运移，而主要是气溶相（包括轻质油和凝析气）运移。在高-过成熟阶段主要发生气相（包括凝析气、超临界气）和扩散相运移。所以，腐殖型烃源岩石油初次运移主要相态随埋深的演变主要是水溶相→气溶相→气相→扩散相。
虽然石油初次运移的主要相态可以有水溶相、油相、气溶相和扩散相四种，但实际上，水溶相运移的作用很有限，很难形成大量石油的运移；全石油的气溶相运移也只能发生在高温、高压条件下，其潜力也受到限制；而石油的扩散相运移效率又很低，所以在石油的初次运移中油相运移最为重要，气溶相运移次之。
（2）天然气相态演变
对产于富含Ⅰ、Ⅱ型干酪根烃源岩中的腐泥气（油型气）来说；在浅层生物气阶段有水相运移；在大量生成石油的成熟阶段，生成的气溶于石油以油为载体进行油溶相运移；在高和过成熟阶段有凝析气和裂解气的游离气相运移；当地层进一步埋深变得异常致密时还有扩散相运移。所以，腐泥气的初次运移相态的纵向演变是水溶相→油溶相→气相→扩散相。
对产于富含Ⅲ型干酪根烃源岩和煤系地层中的腐殖气（煤型气）来说，因为烃源岩以产气为主，所以初次运移相态的纵向演变是水溶相→气相→扩散相。
可见，天然气初次运移的主要相态有水溶相、油溶相、气相和扩散相等四种方式，尽管这四种运移方式对以后天然气的聚集有不同的效果和作用，但对初次运移来说其效率都是可观的，因此每一种运移相态都具有重要性而不可忽视。
图6-16 石油与天然气初次运移主要相态纵向演变示意图（据李明诚，1994）
通过上述比较（图6-16）不难看出。石油与天然气初次运移相态的根本区别就在于：石油运移的相态比较单一，主要是油相和气溶相，而水溶相和扩散相的重要性很小和比较小；天然气运移可以是水溶相、油溶相、气相和扩散相，而且每种相态在不同的阶段都具有重要性。因此，天然气的运移在各个演化阶段都远比石油活跃。这种特征决定了天然气勘探的时空领域比石油更广阔，同时也决定了天然气比石油更难以保存。
（三）初次运移的通道
初次运移是在烃源岩范围内进行的，初次运移的通道包括烃源岩中较大孔隙、构造裂缝和断层、微裂隙、缝合线以及有机质或干酪根网络。
1.孔隙
主要是指烃源岩中孔径大于100nm以上的孔隙，包括微毛细管中的大微孔和少量的毛细管孔隙（d≤2μm），虽然后者只占泥质烃源岩孔隙的极少数（平均不到5%），但它不仅能顺利地让扩散流通过，而且还能发生体积流动（达西流），因此是最重要的排烃通道。实际上呈连续烃相运移的油气主要就是通过这不到5%的较大孔隙而排出烃源岩。在这部分较大的孔隙中还包括在有机质降解时期（65～90℃），烃源岩中的矿物成分如方解石、钾长石、高岭石和其他一些粘土矿物被有机酸溶蚀而产生的次生孔隙。
2.构造裂缝和断层
这里所指的构造裂缝主要是在地应力差作用下烃源岩中产生的裂缝。从板块运动的角度来看，地壳以水平应力为主，这是大的应力背景。但对一个断陷盆地来说，一般认为浅于2000m以水平应力为主，而深于2000m则以垂直应力为主，此时可产生近于垂直层面的张裂缝或剪切裂缝。对于以水平应力为主的挤压盆地来说，则可产生平行于层面的张裂缝或剪切裂缝。张裂缝的宽度一般大于100μm，属于毛细管孔径，烃类只要克服其毛细管阻力就能顺利通过。
断开烃源岩的断层也是初次运移的重要通道。断层可以由构造裂缝连接发展而成，同时断层的活动又可以在其邻近形成宽度不等的裂缝带，说明两者都是地应力变化互为因果的产物。因此断层的通道作用与多组合的裂缝相当。断层还可以造成烃源岩与其他地层在两盘并置，使烃类流体发生穿断层面的运移进入运载层。此外，地震泵效应进一步增强了断层的通道作用。即在断层张开和闭合的过程中，由于体积的扩张和压缩，流体压力的降低和升高，致使断层两盘的流体流入和排出。这样，断层的活动就像是插入烃源岩中的吸管，将烃类和流体吸入和排出。
3.微裂隙
微裂隙一般指宽度小于100μm的裂隙，实际测量的宽度大多为10～25μm，最小的宽度可为3～10nm（Neglia，1979）。当地层中异常高孔隙流体压力达到上覆静岩压力的0.7～0.9倍时（相当于静水压力的1.6～2倍），在烃源岩中就可以产生张性微裂隙。由于泥质烃源岩的可塑性较强，需要有很高的过剩压力，才能使其产生破裂，而当流体排出、压力释放后微裂隙闭合，所以不易看到微裂隙。通过仔细的观察发现很多微裂隙就是原来的构造裂隙，说明由应力差产生的构造裂隙和由高孔隙流体压力产生的微裂隙，实际上在地下是很难区分的，往往也是相互叠加、相互影响的。一般地说微裂隙比微孔隙要大，而且比较平直，烃类运移所受到的毛细管阻力相对较小。如果说烃类的生成是产生异常高压和微裂隙的重要原因，而微裂隙又是初次运移的重要通道，那么生烃和排烃这两种作用必然是一个连续的地质过程。
4.缝合线
缝合线也可以作为初次运移的通道（Leythaeuser，1995），它广泛发育在碳酸盐岩、蒸发岩中，特别是含泥质石灰岩中的缝合线，是成岩后生阶段压溶作用的产物。缝合线往往顺层面分布，但与层面呈斜交或正交的也不少，其中常含有泥质、铁质或有机物等不溶残渣。缝合线与构造裂缝在岩石中往往交织在一起组成同一体系。在显微镜下观察，缝合线中还发现有不少张开的微裂隙和微孔隙，其中还有油浸和液体沥青。所有这些说明缝合线与各种裂缝一样都是初次运移的重要通道。
5.有机质或干酪根网络
Momper（1978）等认为，烃源岩中的有机质并非呈分散状，主要是沿微层理面分布。McAuliffe（1979）进一步证实，烃源岩中还存在有二维的干酪根网络。微层理面可以理解为层内的沉积间断面，其本身具有相对较好的渗透性，如果再加上相对富集的有机质又可使其具有亲油性。若在微层理面之间再有干酪根相连，那么在大量生油阶段，不但微层理面本身，而且在三维空间它们很容易就形成相互联通、无毛细管阻力的亲油网络，从而成为初次运移的良好通道。
总之，由于烃源岩本身的非均质性，决定了在埋深过程中必然要形成大小不一、纵横交错的孔隙和裂缝系统，再加上后期形成的次生孔隙、微裂隙、缝合线以及干酪根网络，从而形成了烃源岩多种多样的排烃通道。尽管烃源岩中以微孔和微裂隙为主，但也存在有较大的孔隙和裂缝，实际上它们各有不同的作用。较大的孔隙和裂缝虽然较少但可以发生效率较高的体积流，而在不能发生体积流动的微小孔隙和裂隙中则可以发生扩散流，两者在时空上可以相互转换、相互补充。这说明细粒的烃源岩也总是有运移通道存在，只要有驱动力总是可以排烃的。
（四）初次运移基本模式
通过上述有关初次运移动力和阻力、相态和通道的分析，初次运移的机制已经很清楚了，即初次运移是一个复杂过程，油气在不同条件影响下，可以呈现多种相态，通过多种通道排出烃源岩。动力、相态和通道可以有多种组合，每种组合型式实际上就代表一种初次运移模式。油气初次运移可以归纳为三种最基本模式：正常压实模式、异常压力模式、扩散模式，其他模式都是这三种模式的延展。
1.正常压实模式
在未熟—低熟阶段，烃源层埋深不大，生成油气的数量少，烃源岩孔隙水较多，渗透率相对较高，部分油气可以溶解在水中呈水溶状态，部分可呈分散的游离油气滴，在压实作用下，随压实水流，通过烃源岩孔隙运移到储集层中。这一模式是基于压实作用对烃源岩排液的影响而提出的。在此模式基础上为了解决溶解度过低的问题，还提出了孔隙中心网络、干酪根网络等具体模式。
2.异常压力模式
在成熟—过成熟阶段，烃源岩层已被压实，孔隙水较少，渗透率较低，烃源岩排液不畅，有机质大量生成油气，孔隙水不足以完全溶解所有油气，大量油气呈游离状态。同时，欠压实作用、蒙脱石脱水作用、有机质生烃作用以及热增压作用等各种因素导致孔隙流体压力不断增加形成流体异常高压，成为排烃的主要动力。
异常压力排烃存在两个相互联系和转化的过程。一是当烃源岩孔隙网络内部建立起的压力增加还不足以引起岩石产生微裂缝时，如果孔隙喉道不太窄，或因为存在着连续的有机相和有干酪根三维网络而使得毛细管压力并不太大时，油气就可以从烃源岩中慢慢驱出，不需要裂缝存在。在这种情况下，油气在异常压力作用下排驱是一个连续的过程。二是当孔隙流体压力很高而导致烃源岩产生微裂缝时，这些微裂缝与孔隙连接，则形成微裂缝-孔隙系统。在异常高压驱动下，油气水通过微裂缝-孔隙系统向烃源岩外涌出。当排出部分流体后压力下降，微裂缝闭合。待压力恢复升高和微裂缝重新开启后，又发生新的涌流。因此，这一阶段是油气水以一种间歇式、脉冲式（不连续）方式进行的混相涌流。
上述连续油气相运移过程和脉冲式不连续混相运移过程是异常压力增高过程中的两个阶段，两者可以相互转化，周期性发生。
3.扩散模式
轻烃，特别是气态烃，具有较强的扩散能力。由于扩散作用是一种分子运移行为，因此与体积流相比，效率较低，但在源岩中轻烃扩散具有普遍性。
许多学者认为，气体依靠扩散进行的初次运移，只发生在烃源层内比较短的距离中（Hunt，1979；Barker，1980；Leythaeuser，1982）。气体通过短距离的扩散进入最近的输导层面、裂缝系统、断层和所夹的粉砂岩透镜体中后，即转变为以其他方式进一步运移到储集层中。因此，轻烃的扩散可以作为一种辅助运移模式。但是，对于非常致密的深层储集层，或者处于流体异常高压状态的地层，流体的渗流几乎不可能进行，这时，天然气的扩散作用则显得更为重要。