无论是油气从烃源岩排出进入砂岩储集层中的运移，还是油气在储集层中继续向前运移，均需要有动力来源，而且动力大于阻力时油气运移才能发生。 石油从烃源岩向储集层的运移称作初次运移，根据国内外大量的研究，很多种因素都可以形成异常高压，超压是油气初次运移的主要动力。 形成超压的机制有很多，对油气初次运移来讲，主要有欠压实作用、生烃作用。
油气沿油气运移通道或进入储集岩层以后的各种运移叫油气二次运移。 它包括：油气在储集岩层中的运移，油气沿断层、裂隙、不整合面等通道的运移，以及聚集起来的油气由于外界条件的变化而引起的运移。 二次运移是油气运移的第二个阶段，是初次运移的继续。 定边地区长9油层组中西部油藏受构造控制，因此，研究浮力能否使得油水分异尤为重要。
（1）过剩压力：地层埋藏压实过程中会产生孔隙度减小和地层流体的排出。 正常压实情况下，随着埋藏深度的逐渐增加，孔隙度逐渐减小，同时伴随流体的排出，地层中保持了正常的静水压力状态。 而当地层中流体排出受到限制时，岩石孔隙度会异常增大，形成欠压实现象，并在欠压实地层中形成高于正常静水压力的流体压力，即剩余压力。 一般具有生烃能力的岩层中，由于源岩生烃作用会导致剩余压力的产生。 剩余压力是石油初次运移的动力。 剩余压力会驱使流体向压力减小的方向扩散，使流体排出区和聚集区的压力达到平衡。 这也是通过剩余压力进行油气运移研究的理论基础。
前人研究结果表明，长7烃源岩在生烃时产生大量流体，体积膨胀，压力升高，一般在8～20MPa，局部超过24MPa（图5-12），在异常高压作用下，长7烃源岩开始排烃。长7与长9油层之间剩余压力差在5～10MPa以上，原油存在向下运移的动力（图5-13）。
图5-12 鄂尔多斯盆地过剩压力曲线
图5-13 定边长7～长9流体剩余压力剖面分布特征（据段毅，2007，修改）
（2）浮力：油气二次运移的动力为浮力和水动力，主要阻力为毛细管力。 由于水动力在地层中较小，本次研究暂不考虑。 石油和天然气的密度比水小，因此，游离相的油气在水中存在浮力，浮力大小可表示为：
F＝V（ρw-ρo）g （1）
式中：F为浮力，N；V为连续油的体积，m3；ρw为地层水的密度，1.03×103kg／m3；ρo为地下石油的密度，0.84×103kg／m3；g为重力加速度，9.8m／s2。
如果把式（1）中体积V变换成单位面积乘高h，则上式变为F＝Zo（ρw-ρo）g，此时F是指单位面积上高为Z0的油柱所受的浮力，其单位为N／m2。
地层中油气运移的阻力主要是毛细管压力，毛细管压力的大小取决于油与水之间的界面张力、毛细管半径和介质润湿性：
P＝2σowcosθ（1／rt-1／rp） （2）
式中：P为毛细管压力，N；σow为油水界面张力0.02N／m；rt为岩石喉道半径，m；rp为岩石孔隙半径，m；θ为润湿角，30°。
油气要在浮力作用下运移，浮力必须大于毛细管压力，即有：
F ＞P （3）
要形成高度为h的油柱，所需的连续油相的长度L为：
L＝Zo／sin1° （4）
1°为地层倾角。
根据计算，如果定边西北部、中部长9储层中石油浮力要克服毛细管压力，所需的连续油相的长度分别为2.5km、3.6km，与目前所发现长9单油藏规模平面上大小相近，证明浮力是使油水发生分异，局部调整的动力（表5-3）。
表5-3 定边地区长9油层组浮力计算参数表
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