鄭民，李建忠，吳曉智，李鵬，王文廣，王社教，謝紅兵

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.東北石油大學(xué)；3.中國石油大學(xué)（華東））

致密儲集層原油充注物理模擬
——以準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組為例

鄭民1，李建忠1，吳曉智1，李鵬1，王文廣2,3，王社教1，謝紅兵1

（1.中國石油勘探開發(fā)研究院；2.東北石油大學(xué)；3.中國石油大學(xué)（華東））

選取準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組致密儲集層巖心樣品，進(jìn)行原油充注物理模擬實(shí)驗(yàn)，研究致密儲集層中原油的運(yùn)移滲流規(guī)律及影響因素，分析致密油運(yùn)聚特征和成藏下限條件。致密儲集層內(nèi)原油充注具有啟動壓力梯度與臨界壓力梯度兩個具有界限特征的壓力梯度點(diǎn)，存在低速非線性滲流和擬線性滲流兩種特征；蘆草溝組致密儲集層原油充注過程中含油飽和度的增長過程可以分為跳躍增長型、快速增長型、平穩(wěn)增長型3種類型，快速增長型樣品所達(dá)到的最大含油飽和度最高，其次為平穩(wěn)增長型，跳躍增長型最低；含油飽和度的增長受到孔隙度、滲透率、原油黏度、驅(qū)替壓力梯度耦合控制，各要素相互影響、相互補(bǔ)償。繪制的致密儲集層原油聚集成藏判定圖版顯示，只有壓力梯度突破臨界壓力梯度進(jìn)入擬線性滲流區(qū)后，才能達(dá)到致密儲集層含油飽和度為30%的下限值。穩(wěn)定的致密儲集層很難實(shí)現(xiàn)油氣的先致密后成藏，而常規(guī)儲集層油氣充注后地層壓實(shí)膠結(jié)與礦物次生加大膠結(jié)可能是形成致密油，并具有較高含油飽和度的原因。圖8表3參22

致密儲集層；原油充注物理模擬；非線性滲流；成藏下限；吉木薩爾凹陷；二疊系蘆草溝組

0 引言

致密儲集層具有獨(dú)特的孔隙結(jié)構(gòu)和輸運(yùn)性質(zhì)，基于達(dá)西定律建立的傳統(tǒng)油氣運(yùn)移和聚集理論不適用于致密油成藏模式的研究。近20年來的低滲透油氣勘探實(shí)踐表明，低滲透油氣藏的運(yùn)聚過程和成藏條件明顯不同于常規(guī)油氣藏[1-10]。因此，致密油成藏模式的研究需要一套適用于致密儲集層的油氣滲流理論。準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾地區(qū)二疊系蘆草溝組儲集層滲透率小于10×10-3μm2，平均孔隙度在15%以下，屬于典型的低滲透—致密儲集層[11-12]。此類儲集層中，油氣運(yùn)移相態(tài)和方式、含油飽和度的增長過程、流動狀態(tài)的影響因素、致密油運(yùn)聚機(jī)理等均是研究熱點(diǎn)。

本研究選取準(zhǔn)噶爾盆地吉木薩爾凹陷二疊系蘆草溝組巖心，進(jìn)行原油充注物理模擬實(shí)驗(yàn)研究。采用“壓差-流量法”研究致密儲集層中原油滲流曲線特征、含油飽和度增長規(guī)律，應(yīng)用數(shù)學(xué)建模等方法嘗試確定原油運(yùn)移的啟動壓力梯度和臨界壓力梯度，通過分析原油運(yùn)移和聚集過程的影響因素，繪制相應(yīng)流態(tài)和含油飽和度判定圖版，以期能為致密油氣成藏模式的建立提供理論依據(jù)。

1 研究區(qū)致密油特征

1.1 儲集層物性特征

吉木薩爾凹陷位于準(zhǔn)噶爾盆地東部隆起西南端（見圖1），是在中石炭統(tǒng)褶皺基底上發(fā)育的西斷東超箕狀凹陷。二疊系蘆草溝組致密油儲集層主要為一套咸化湖盆白云巖與碎屑巖過渡的云質(zhì)巖沉積，整體屬于陸緣近海湖泊沉積，普遍具有石膏晶體和古鱈魚魚鱗化石等咸化沉積標(biāo)志[13-15]。主力產(chǎn)層的巖性為湖泊中心和扇間區(qū)的粉砂質(zhì)白云巖、白云質(zhì)粉砂巖和泥質(zhì)白云巖等，夾持在泥巖和油頁巖之間。單層厚度0.5～2.0 m，累計厚度20～60 m，油氣顯示豐富，巖屑見大段連續(xù)熒光，取心普遍見原油外滲，表現(xiàn)出源-儲一體、大面積含油的特征，含油面積100～1 000 km2。儲集空間以溶蝕孔、層間縫和殘余粒間孔為主，孔隙度為2.50%～16.27%，平均孔隙度8.75%，滲透率大多小于0.1×10-3μm2，平均滲透率0.05×10-3μm2?？缀碇睆揭话銥?00～500 nm。

圖1 準(zhǔn)噶爾盆地構(gòu)造綱要及研究區(qū)取心井位置圖（據(jù)文獻(xiàn)[16]修改）

蘆草溝組致密油“甜點(diǎn)”分布廣、厚度大，可分為上、下兩段，形成富集高產(chǎn)區(qū)?！疤瘘c(diǎn)”通常表現(xiàn)為儲集層物性好、裂縫發(fā)育、脆性強(qiáng)等特征，這些特征是致密油富集高產(chǎn)的重要控制因素。上“甜點(diǎn)”儲集層以云質(zhì)粉砂巖、云屑砂巖、砂屑云巖為主，覆壓孔隙度平均為9.4%，覆壓滲透率平均為0.063 7×10-3μm2；致密油分布面積為536 km2，厚度大于15 m、覆壓孔隙度大于6%、脆性指數(shù)大于11，且裂縫相對發(fā)育的“上甜點(diǎn)”面積為180 km2。在“甜點(diǎn)”鉆探的吉172-H井，初期最高日產(chǎn)油近70 t，目前日產(chǎn)油量為20～26 m3[17]。下“甜點(diǎn)”儲集層以粉砂巖為主，厚度大于20 m的面積為871 km2，平均厚度為34.8 m。儲集層為中高孔、低滲、細(xì)孔喉，覆壓孔隙度平均為9.34%，覆壓滲透率平均為0.023 1×10-3μm2[17]。

1.2 烴源巖發(fā)育特征

蘆草溝組烴源巖發(fā)育厚度大，約占總厚度80%左右。主要有頁巖、碳酸鹽質(zhì)頁巖、碳酸鹽質(zhì)泥巖、泥巖、粉砂質(zhì)泥巖5種巖性，依據(jù)TOC值、有機(jī)質(zhì)類型、氫指數(shù)（HI）等參數(shù)，可合并為3大類：①頁巖、碳酸鹽質(zhì)頁巖，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ型為主，TOC值大于4%（平均值為7.22%），HI值平均約為617 mg/g；②碳酸鹽質(zhì)泥巖，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ—Ⅱ1型為主，TOC值約為2%～4%（平均為3.32%），HI值平均約為500 mg/g；③泥巖、粉砂質(zhì)泥巖，有機(jī)質(zhì)類型以Ⅰ1—Ⅱ2型為主，TOC值小于2%（平均為1.54%），HI值平均約為311 mg/g。

1.3 原油性質(zhì)

吉木薩爾凹陷蘆草溝組含油飽和度為70%～95%，原油密度為0.8～0.9 g/cm3[17]。致密油原油性質(zhì)表現(xiàn)為低熟、三高特征，油質(zhì)較差，即原油密度高（0.88～0.93 g/cm3），凝固點(diǎn)高（4～44 ℃），黏度較高（50 ℃條件下黏度為44～552 mPa·s）；油層壓力隨致密油成熟度的升高，逐漸由常壓向異常高壓過渡，凹陷東部常壓，中部及西部凹陷中心均異常高壓，壓力系數(shù)最高達(dá)1.5以上。

1.4 致密油富集特征

吉木薩爾凹陷蘆草溝組處于斜坡構(gòu)造背景，烴源巖和云質(zhì)巖致密儲集層厚度均較大，并且大面積互層共生，橫向連續(xù)性好，無明顯圈閉界限，源儲蓋一體分布，近源成藏，具備縱向上整體含油特征。凹陷內(nèi)蘆草溝組烴源巖自晚三疊世（對應(yīng)Ro值為0.5%）開始進(jìn)入生油階段，并在中侏羅世（對應(yīng)Ro值為0.7%）進(jìn)入大量生烴階段，至今逐漸進(jìn)入生烴高峰期。此外，吉木薩爾凹陷蘆草溝組構(gòu)造背景單一，燕山運(yùn)動之后的構(gòu)造運(yùn)動對其影響不大，一直處于單斜構(gòu)造形態(tài)，但由于輸導(dǎo)體系不暢通，屬于原地自生自儲型致密油，因此致密油最富集區(qū)帶為凹陷中心區(qū)域和斜坡區(qū)。

2 原油充注物理模擬實(shí)驗(yàn)

2.1 實(shí)驗(yàn)裝置與實(shí)驗(yàn)條件

致密儲集層原油充注物理模擬實(shí)驗(yàn)在中國石油大學(xué)（北京）完成，實(shí)驗(yàn)裝置由4部分組成（見圖2），分別是流體注入系統(tǒng)、流體驅(qū)替系統(tǒng)、流體測定系統(tǒng)與數(shù)據(jù)采集和處理系統(tǒng)，各系統(tǒng)均由計算機(jī)全程自動控制。流體注入系統(tǒng)采用美國ISCO100DX微量注射泵，其最小注入速率為0.01 μL/min，其最大注入壓力為68.9 MPa。流體驅(qū)替系統(tǒng)的恒溫箱內(nèi)有中間容器及巖心夾持器，工作壓力范圍為0～30 MPa，工作溫度范圍為20～150 ℃，油水計量范圍為0.05～5.00 mL/min，允許誤差小于等于1%。巖心夾持器的環(huán)壓（模擬地層骨架壓力）由自動環(huán)壓泵控制，且始終自動追蹤使其環(huán)壓差（環(huán)壓與巖心注入壓力之差）恒定。溫壓控制系統(tǒng)通過計算機(jī)預(yù)先設(shè)定的溫壓數(shù)值，使流體驅(qū)替系統(tǒng)內(nèi)的巖心夾持器保持所需溫壓。流體測定系統(tǒng)主要由流體自動計量儀精確計量出口端的流體流量，利用重力分異使油和水自動分離，允許誤差為1%。數(shù)據(jù)采集和處理系統(tǒng)主要由數(shù)據(jù)采集器和計算機(jī)組成，全程自動采集實(shí)驗(yàn)所需參數(shù)。

實(shí)驗(yàn)采用吉木薩爾凹陷吉174井蘆草溝組致密儲集層巖心，巖心直徑為2.50±0.03 cm，長度為3.44～6.50 cm。本次研究共采集6塊巖心樣品進(jìn)行洗樣，挑選其中滲透率較高的4塊巖心開展成藏物理模擬實(shí)驗(yàn)（見表1）。由于洗樣的原因，樣品的物性參數(shù)較實(shí)際值高，孔隙度為9.86%～17.92%，滲透率為（0.04～5.56）× 10-3μm2。依據(jù)《油氣儲集層評價方法》（SY/T 6285-2011）[18]中的分類標(biāo)準(zhǔn)，除J31-2樣品以外，這些樣品構(gòu)成的儲集層均屬于超低滲—致密儲集層，而且實(shí)際地質(zhì)條件下的巖心樣品孔隙度與滲透率均較低。

圖2 原油運(yùn)移成藏物理模擬實(shí)驗(yàn)裝置示意圖

表1 吉木薩爾凹陷蘆草溝組實(shí)驗(yàn)樣品基本參數(shù)統(tǒng)計表

吉木薩爾凹陷地層壓力略低于50 MPa，實(shí)驗(yàn)?zāi)M過程中根據(jù)實(shí)際地質(zhì)條件和設(shè)備條件設(shè)定實(shí)驗(yàn)壓力為1～55 MPa。根據(jù)吉木薩爾凹陷蘆草溝組地層水礦化度，采用CaCl2配制礦化度為150 g/L的實(shí)驗(yàn)用水，測定其密度為1.02 g/cm3，黏度為0.9 mPa·s；并配制黏度為10.1 mPa·s的白油作為實(shí)驗(yàn)用油。

2.2 實(shí)驗(yàn)流程

實(shí)驗(yàn)采用恒壓法，以模擬油為流動介質(zhì)，在飽和水狀態(tài)下進(jìn)行油驅(qū)水滲流實(shí)驗(yàn)。實(shí)驗(yàn)從最小驅(qū)替壓力開始進(jìn)行，最小驅(qū)替壓力的設(shè)定視巖心出口端的最低流速而定，出口流速在0～0.01 mL/min時的壓力可視為最小驅(qū)替壓力。設(shè)定注射泵的注入壓力值并保持恒定，由壓力傳感器測定該流速下巖樣入口端與出口端的壓差，并由流體自動計量儀精確計量出口端的流體速度，通過計算機(jī)采集，每隔一定時間（通常為3～5 min）記錄一次壓力差值和出口速度，當(dāng)連續(xù)記錄的出口端流體速度值穩(wěn)定趨于某一值時（測得的相鄰值誤差持續(xù)小于2%），認(rèn)為在某一恒定驅(qū)替壓差下，巖樣出口端的滲流速度達(dá)到穩(wěn)定狀態(tài)，記錄該流速下的平衡壓力差和出口速度。逐步增大注入壓力，壓力穩(wěn)定后，記錄相應(yīng)的壓差、流量。依次類推，選取若干個不同的流體注入壓力，分別記錄數(shù)據(jù)，直至實(shí)驗(yàn)結(jié)束。

油驅(qū)水模擬實(shí)驗(yàn)過程中需要首先設(shè)定壓力差Δp1，注入模擬油，等出口流速基本穩(wěn)定后，記錄此時出口流速v1、出口排出的油量Q1和排出的水量Q1＇，然后改變注入壓力差為Δp2繼續(xù)實(shí)驗(yàn)，等穩(wěn)定后記錄出口流速v2、出口排出的油量Q2和排出的水量Q2＇。以此類推分別記錄恒定平衡壓力差Δp3，Δp4，…，Δp10下的出口流速v3，v4，…，v10和出口排出的油量Q3，Q4，…，Q10以及排出的水量Q3′，Q4′，…，Q10′。

3 實(shí)驗(yàn)結(jié)果

3.1 原油非線性運(yùn)移滲流特征參數(shù)

原油在巖石中的運(yùn)移存在非達(dá)西滲流現(xiàn)象[19]，只有首先突破啟動壓力梯度才會發(fā)生液體的滲流。前人通過實(shí)驗(yàn)研究了全滲流過程的壓力梯度-流態(tài)曲線[20]，并在此基礎(chǔ)上將全滲流過程壓力梯度-流態(tài)曲線劃分成滯留、低速非達(dá)西滲流、達(dá)西滲流和高速非達(dá)西滲流階段[21]。非達(dá)西滲流的一個根本原因是原油黏度過高，原油中極性物質(zhì)附著在孔道表面造成向孔道中心方向原油黏度降低，向孔道邊緣方向原油黏度增大。在低滲介質(zhì)中，小孔喉中孔道邊緣的原油黏度與自由狀態(tài)下相差太大，必須加以校正[1]。前人的研究發(fā)現(xiàn)，當(dāng)流體處于擬線性滲流階段時，流速增量與壓力梯度增量的3次冪成正比關(guān)系[2-5]。

綜合前人的研究成果和地質(zhì)研究的實(shí)際需要[1-5]，并考慮到流體在巖石中的滲流是連續(xù)過程，其非線性滲流段和擬線性滲流段在連接點(diǎn)Δp/L=b處斜率相等，因此建立3段式低速非達(dá)西滲流模型：

設(shè)定當(dāng)壓力梯度Δp/L＜a時，原油的流態(tài)為滯流；當(dāng)a≤Δp/L＜b時，流態(tài)為非線性滲流；當(dāng)Δp/L≥b時，流態(tài)為擬線性滲流[2-5]。由于地質(zhì)過程非常漫長，可認(rèn)為地下流體的流動是穩(wěn)態(tài)的，因此不考慮高速非達(dá)西滲流及以上流態(tài)。根據(jù)該方法求取每個巖心的特征系數(shù)（λ）、啟動壓力梯度（a）和臨界壓力梯度（b）等相關(guān)滲流特征參數(shù)。由于J31-2號樣品孔隙度與滲透率數(shù)值較高，所測得的滲流特征參數(shù)較其他3個樣品相差一個數(shù)量級（見表2、圖3a）。

表2 實(shí)驗(yàn)樣品滲流特征參數(shù)表

圖3 實(shí)驗(yàn)樣品的流速、含油飽和度與壓力梯度對應(yīng)關(guān)系

3.2 實(shí)驗(yàn)巖心含油飽和度特征參數(shù)

油氣充注的過程表現(xiàn)為在地質(zhì)條件下油氣驅(qū)替地層水、使儲集層中的含油飽和度不斷增長的過程。在注油驅(qū)水過程中，油水界面處的驅(qū)替壓力與毛細(xì)管力始終處于動態(tài)平衡當(dāng)中。充注開始時，儲集層飽含水，隨著烴源巖生成原油體積增多，驅(qū)替壓力不斷加大，原油陸續(xù)克服毛細(xì)管阻力注入儲集層。由于大孔隙的毛細(xì)管阻力相對小，原油會優(yōu)先選擇這些孔隙充注。隨著驅(qū)替壓力增大，原油能夠克服的毛細(xì)管力變大，原油能夠進(jìn)入的孔隙的半徑變小。由于地質(zhì)過程非常漫長，且致密油分布在烴源巖附近，油源充足，因此可以認(rèn)為在油氣充注的最初階段，驅(qū)替壓力與含油飽和度具有一一對應(yīng)關(guān)系。當(dāng)驅(qū)替壓力增大到一定程度時，原油占據(jù)了儲集巖的大部分孔隙，此時即使壓力進(jìn)一步增大，含油飽和度也不會有明顯增大，即達(dá)到最大含油飽和度（見表3、圖3b）。

表3 實(shí)驗(yàn)樣品含油飽和度統(tǒng)計表

4 討論

4.1 致密儲集層原油非線性滲流特征及影響因素

4.1.1 致密儲集層原油流動低速非達(dá)西滲流特征

在中高滲儲集層中，流速與壓力梯度成正比關(guān)系，滲流曲線為一條過原點(diǎn)的直線。致密儲集層孔喉結(jié)構(gòu)復(fù)雜，滲透率極低，流體在其中的流動明顯有別于在中高滲透油藏中的滲流，最明顯的一點(diǎn)就是其中的流動規(guī)律不再符合達(dá)西定律，流體滲流表現(xiàn)為低速非達(dá)西滲流。低速非達(dá)西滲流滲流曲線通常表現(xiàn)為不經(jīng)過原點(diǎn)的線性特征，或者表現(xiàn)為不經(jīng)過原點(diǎn)的兩段式曲線特征。致密儲集層中滲流曲線與壓力梯度軸交點(diǎn)對應(yīng)的壓力梯度稱為啟動壓力梯度，即在致密儲集層中，當(dāng)且僅當(dāng)壓力梯度超過某一定值時原油才會運(yùn)移。兩段式特征曲線中兩段曲線分界點(diǎn)（或交點(diǎn)）對應(yīng)的壓力梯度稱為臨界壓力梯度。兩段式特征在滲透率低于0.05×10-3μm2的樣品中表現(xiàn)得非常明顯，而在滲透率較高的樣品中，由于壓力測點(diǎn)均超過儲集層的臨界壓力梯度，往往只表現(xiàn)滲流曲線的線性段。本次分析測試結(jié)果顯示，J32號、J31-2號、JX-J5號、JX-S1號巖心均呈現(xiàn)出不經(jīng)過原點(diǎn)的線性特征（見圖3a）。

4.1.2 致密儲集層原油低速非達(dá)西滲流的影響因素

通過總結(jié)實(shí)驗(yàn)測試結(jié)果，原油低速非達(dá)西滲流主要有兩個影響因素，即滲透率和黏度。滲透率越小，通過致密儲集層孔隙的流體流速越低，壓力梯度增加對低滲透樣品中流速的影響越?。ㄒ妶D3a），即隨著滲透率減小，滲流曲線變平緩，啟動壓力梯度增大。

原油黏度對流速的影響具有相反的效果。相同滲透率情況下，原油黏度越大，通過致密儲集層孔隙的流體流速越低，壓力梯度增加對流速影響越小，即原油黏度增大，滲流曲線變平緩，啟動壓力梯度增大。

為反映孔滲條件與原油黏度對原油運(yùn)移的影響，引入視流度K/μ和平均孔隙半徑的概念，視流度表征儲集層滲透性與原油黏度對原油運(yùn)移的共同影響，其中，特征系數(shù)與視流度呈正相關(guān)關(guān)系，啟動壓力梯度、臨界壓力梯度與視流度均呈負(fù)相關(guān)關(guān)系（見圖4a—4c）。平均孔隙半徑表征儲集層滲透率與孔隙度對原油運(yùn)移的共同影響，其中，特征系數(shù)與平均孔隙半徑呈正相關(guān)關(guān)系，啟動壓力梯度、臨界壓力梯度與平均孔隙半徑均呈負(fù)相關(guān)關(guān)系（見圖4d—4f）。

圖4 原油非線性滲流特征參數(shù)與視流度、平均孔隙半徑對應(yīng)關(guān)系散點(diǎn)圖

4.1.3 致密儲集層原油滲流特征區(qū)域劃分

基于致密儲集層原油滲流影響因素分析，應(yīng)用視流度、平均孔隙半徑、啟動壓力梯度和臨界壓力梯度等數(shù)據(jù)，建立原油運(yùn)移的視流度與平均孔隙半徑判定圖版。

①視流度判定圖版。在壓力梯度半對數(shù)坐標(biāo)系中，擬合啟動壓力梯度與視流度，以及臨界壓力梯度與視流度的關(guān)系曲線（見圖5a），從而確定出滯留區(qū)、非線性滲流區(qū)、擬線性滲流區(qū)的分區(qū)界限。依據(jù)該圖版可利用視流度和壓力梯度判斷致密儲集層中原油的流動狀態(tài)。

②平均孔隙半徑判定圖版。在壓力梯度半對數(shù)坐標(biāo)系中，擬合啟動壓力梯度與平均孔隙半徑，以及臨界壓力梯度與平均孔隙半徑的關(guān)系曲線（見圖5b），從而確定出滯留區(qū)、非線性滲流區(qū)、擬線性滲流區(qū)的分區(qū)界限。依據(jù)該圖版可利用平均孔隙半徑和壓力梯度判斷致密儲集層中原油的流動狀態(tài)。

圖5 致密儲集層原油流動狀態(tài)圖版

4.2 致密儲集層含油飽和度增長特征及影響因素

4.2.1 致密儲集層含油飽和度增長過程

在致密巖心原油運(yùn)移模擬實(shí)驗(yàn)中，通過改變驅(qū)替壓力模擬原油驅(qū)替地層水的過程，既可以通過觀測不同驅(qū)替壓力下的含油飽和度來分析致密儲集層的孔隙結(jié)構(gòu)，又可以通過分析不同孔隙結(jié)構(gòu)的含油飽和度來判斷致密儲集層原油聚集的影響因素。根據(jù)含油飽和度與壓力梯度對應(yīng)關(guān)系的散點(diǎn)圖形態(tài)，將本次實(shí)驗(yàn)樣品的含油飽和度增長過程分成3種類型：跳躍增長型、快速增長型、平穩(wěn)增長型（見圖3b）。①跳躍增長型，J32號樣品的驅(qū)替壓力達(dá)到啟動壓力以后含油飽和度經(jīng)歷一次快速跳躍型增長過程，達(dá)到一個較高的含油飽和度后增長平緩，直至第2次啟動后再發(fā)生一次快速跳躍增長，并達(dá)到最大含油飽和度。這類巖心孔喉通常集中在某兩個尺寸，分布比較單一，散點(diǎn)形態(tài)呈階梯狀，每一次跳躍代表突破了一個尺寸孔喉的啟動壓力梯度，其中尺寸較大的孔喉率先突破。②快速增長型，J31-2號樣品在較小的壓力梯度條件下即開始快速充注，并在較短壓力梯度范圍內(nèi)達(dá)到最大含油飽和度（63.9%），這類巖心通?？缀沓叽鐔我磺逸^大。③平穩(wěn)增長型，JX-J5號和JX-S1號巖心樣品的含油飽和度經(jīng)歷了一個緩慢而連續(xù)的增長過程，達(dá)到一個較高的含油飽和度后增長放緩，直至達(dá)到最大含油飽和度。含油飽和度-壓力梯度散點(diǎn)圖的形態(tài)呈“廠”字形，這類巖心往往分選較好，孔喉尺寸分布均勻。

從圖3b分析得出，3種增長方式中快速增長型樣品所達(dá)到的最大含油飽和度最高，為60%～70%；其次為平穩(wěn)增長型，為50%～60%；跳躍增長型最低，在45%以下。

4.2.2 致密儲集層最大含油飽和度的影響因素

含油飽和度的3種增長方式說明，不同孔滲條件的巖心樣品具有不同的含油飽和度及其增長方式?？紫抖容^大且孔喉尺寸相對單一的巖心樣品油氣充注最快速，并且能夠達(dá)到較高的含油飽和度；孔喉尺寸分散，非均質(zhì)性較強(qiáng)的巖心樣品原油充注過程需要逐級突破其阻力，而且受非均質(zhì)性影響其充注程度較低。

滲透率對含油飽和度影響相對較小，其作用主要體現(xiàn)在啟動壓力梯度或臨界壓力梯度，一旦突破壓力梯度限制，含油飽和度的大小就主要取決于孔隙度和孔喉連通性。此外，滲透率的作用還體現(xiàn)在對不同黏度原油的選擇，黏度較小的原油，滲透率與原油飽和度呈正相關(guān)關(guān)系，而油質(zhì)較差的情況下充注困難，其相關(guān)關(guān)系不明顯。

4.2.3 含油飽和度耦合控制圖版

致密儲集層油氣成藏可以歸結(jié)為能量條件（油氣充注的壓力梯度）和接受條件（孔隙度和滲透率）兩方面。將致密巖心充注能量（壓力梯度）與滲透率（孔隙度）對含油飽和度的控制關(guān)系進(jìn)行耦合，可以分析低滲透砂巖的油氣成藏過程或含油飽和度增長過程。

從圖6中可以看出，如果以含油飽和度30%為成藏界限，隨著孔隙度的增大，其成藏的壓力梯度下限整體上是降低的；同理，隨著滲透率的增大，成藏的壓力梯度下限也隨之降低。

4.3 致密儲集層原油聚集成藏分析

致密油成藏過程中，要達(dá)到一定的含油飽和度，所需的壓力梯度與儲集層物性負(fù)相關(guān)，表明低滲透砂巖成藏時壓力梯度與孔滲的相互補(bǔ)償作用，即滲透率低的樣品成藏需要較高的壓力梯度，而滲透率高的樣品成藏則只需較小的壓力梯度。

4.3.1 致密儲集層原油聚集成藏判定圖版

一般認(rèn)為，致密儲集層含油飽和度達(dá)到30%或40%以上就可以聚集成藏，在致密儲集層原油滲流特征區(qū)域劃分圖版的基礎(chǔ)上，繪制原油在低滲透儲集層中含油飽和度分別為30%、35%、40%時視流度和平均孔隙半徑與壓力梯度的擬合曲線，并分別投在壓力梯度-視流度圖版與壓力梯度-平均孔隙半徑圖版上，編制致密儲集層成藏判定圖版（見圖7）。

圖6 致密儲集層壓力梯度、孔隙度和滲透率對含油飽和度的耦合控制圖（圖中百分?jǐn)?shù)為含油飽和度）

圖7 致密儲集層原油聚集成藏判定圖版

從圖7可以看出，含油飽和度為30%條件下，視流度-壓力梯度曲線與視流度-臨界壓力梯度曲線基本吻合，而平均孔隙半徑-壓力梯度曲線與平均孔隙半徑-臨界壓力梯度曲線完全吻合，說明吉木薩爾凹陷蘆草溝組致密儲集層含油飽和度要達(dá)到30%的成藏下限，需要突破臨界壓力梯度從而進(jìn)入擬線性滲流區(qū)域，才能繼續(xù)充注以達(dá)到更高的含油飽和度。

4.3.2 致密儲集層原油聚集成藏機(jī)理討論

為說明致密儲集層原油聚集成藏機(jī)理，通過判定圖版提取出含油飽和度為30%的擬合曲線公式如下：

（2）式為視流度判定圖版的擬合曲線公式，（3）式為平均孔隙半徑判定圖版的擬合曲線公式。從（2）式、（3）式中可以看出控制成藏下限的地質(zhì)要素主要是滲透率、孔隙度、黏度以及源儲間的壓力梯度，各要素相互影響、相互補(bǔ)償，綜合控制成藏。原油充注過程中，壓力梯度突破啟動壓力梯度進(jìn)入非達(dá)西滲流區(qū)域，由于沒有達(dá)到含油飽和度30%的成藏下限，所以突破啟動壓力梯度僅代表源儲之間打開了油氣充注通道，不能代表成藏。從判定圖版中可以清楚看出，只有當(dāng)壓力梯度超過臨界壓力梯度，致密儲集層原油流動狀態(tài)進(jìn)入擬線性滲流區(qū)域才有可能形成油藏。

低壓力梯度下存在流速慢、參與滲流孔隙喉道少、參與滲流喉道相對較大的特點(diǎn)。源巖超壓使得烴類物質(zhì)突破啟動壓力梯度到達(dá)源儲界面，并充注進(jìn)入源儲界面儲集層一側(cè)的孔隙喉道。由于此時不具備足夠大的壓力梯度以突破孔隙毛管壓力，先期到達(dá)的烴類物質(zhì)堵塞較大孔隙喉道，導(dǎo)致儲集層一側(cè)流體滲流的過流截面減小，對后續(xù)的充注起到了一定的阻礙作用。后續(xù)烴類物質(zhì)持續(xù)注入，推動前期烴類物質(zhì)突破毛管壓力的同時，會依次出現(xiàn)堵塞另外孔隙喉道的現(xiàn)象。理論上來講，非線性滲流曲線段（AB段）呈上凹形，曲線與橫軸交點(diǎn)（A點(diǎn)）對應(yīng)壓力梯度即為啟動壓力梯度。過B點(diǎn)切線與橫軸交點(diǎn)（C點(diǎn)）對應(yīng)壓力梯度為擬啟動壓力梯度。由A點(diǎn)到D點(diǎn)，單位壓力梯度增量對應(yīng)的流速增量較小（見圖8），說明過流截面減小與水潤濕下毛管壓力起到了很大的阻礙作用。突破D點(diǎn)后，壓力梯度增加伴隨較快速的流速增長，滯留或半滯留在孔隙喉道間的烴類物質(zhì)滲流速度加快，而且后續(xù)烴類物質(zhì)陸續(xù)突破更多更小級別孔隙喉道，參與滲流的喉道數(shù)量增加，巖心斷面上的滲流截面增大，即進(jìn)入DB段之后流速變化幅度明顯增大。當(dāng)烴類流體突破臨界壓力梯度B點(diǎn)之后，壓力梯度、過流截面、參與滲流喉道等趨于穩(wěn)定，原油以擬線性滲流方式充注成藏。

圖8 致密儲集層原油充注物理模擬的壓力梯度變化過程

隨著驅(qū)動壓力增加，參與滲流的喉道數(shù)量增加，巖心斷面上的滲流截面增大[22]。當(dāng)?shù)竭_(dá)臨界壓力梯度，其斜率不再發(fā)生變化，此時油氣充注阻力趨于穩(wěn)定，壓力梯度增加，流速也相應(yīng)線性增加。此時，即使壓力梯度不再發(fā)生變化，也能夠保持相對較高的流速進(jìn)行油氣充注。突破了30%的含油飽和度成藏下限之后，含油飽和度會隨著流速的增加或者固定流速的持續(xù)充注，從而達(dá)到某一較高的含油飽和度，即最大含油飽和度。

致密儲集層的原油充注物理模擬顯示，只有壓力梯度突破了臨界壓力梯度從而進(jìn)入擬線性滲流區(qū)之后，才能達(dá)到含油飽和度30%的下限值。由此可得，對于致密儲集層，如果沒有構(gòu)造運(yùn)動、構(gòu)造裂縫等有利地質(zhì)條件的配合，很難實(shí)現(xiàn)油氣的先致密后成藏。雖然現(xiàn)今地質(zhì)條件下的含油氣飽和度非常高，但油氣充注成藏初期并非很高，相反其含水飽和度較高。因此，常規(guī)儲集層或低滲透儲集層以低含油飽和度充注成藏以后，上覆地層厚度逐漸加大、覆壓逐漸增高的情況下，地層壓力驅(qū)替排水造成地層壓實(shí)膠結(jié)，同時水流動過程中也會發(fā)生礦物次生加大膠結(jié)，從而導(dǎo)致地層越來越致密，含油飽和度越來越高，這也許是高含油飽和度致密油形成的原因。

5 結(jié)論

模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果顯示，致密儲集層中原油充注存在啟動壓力梯度與臨界壓力梯度兩個具有界限特征的壓力梯度點(diǎn)，分別具有低速非達(dá)西滲流和擬線性滲流特征。影響原油滲流的因素有孔隙度、滲透率、黏度及孔喉特征。通過引入視流度及平均孔隙半徑表征各因素對滲流的影響，建立原油運(yùn)移的視流度與平均孔隙半徑判定圖版。

通過分析實(shí)驗(yàn)樣品的含油飽和度增長過程，將其分成3種類型：跳躍增長型、快速增長型、平穩(wěn)增長型。3種增長方式中快速增長型樣品所達(dá)到的最大含油飽和度最高，為60%～70%；其次是平穩(wěn)增長型，為50%～60%；跳躍增長型最低，在45%以下。

油氣充注進(jìn)入儲集層突破了啟動壓力梯度后，隨著壓力梯度的增大，原油充注的阻力更大，當(dāng)突破臨界壓力梯度之后其滲流阻力趨于穩(wěn)定。油氣在達(dá)到臨界壓力梯度之前并沒有改變巖石的水潤濕條件，也沒有打通原油滲流通道，而是受毛管阻力影響占據(jù)了孔隙空間并堵塞了部分孔隙喉道，減小了滲流截面。致密儲集層的原油充注物理模擬顯示，只有壓力梯度突破了臨界壓力梯度從而進(jìn)入擬線性滲流之后，才能達(dá)到致密儲集層含油飽和度30%的下限值，并在此后充注過程中逐漸達(dá)到更高的含油飽和度?？刂瞥刹叵孪薜牡刭|(zhì)要素主要是滲透率、孔隙度、黏度以及源儲間的壓力梯度，各要素相互影響、相互補(bǔ)償，綜合控制成藏。

符號注釋：

a——啟動壓力梯度，MPa/cm；b——臨界壓力梯度，MPa/cm；K——滲透率，10-3μm2；L——巖心長度，cm；Δp——巖心兩端的壓差，MPa；v——滲流速度，cm/s；λ——特征系數(shù)，10-3μm2/（mPa·s）；μ——黏度，mPa·s；φ——孔隙度，%。

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（編輯 魏瑋）

Physical modeling of oil charging in tight reservoirs:A case study of Permian Lucaogou Formation in Jimsar Sag,Junggar Basin,NW China

ZHENG Min1,LI Jianzhong1,WU Xiaozhi1,LI Peng1,WANG Wenguang2,3,WANG Shejiao1,XIE Hongbing1
(1.PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development,Beijing 100083,China; 2.Northeast Petroleum University,Daqing 163318,China; 3.China University of Petroleum (Huadong),Qingdao 266580,China)

Modeling experiments of oil charging were conducted to find out patterns and affecting factors of oil migration and seepage in tight reservoirs,and analyze oil migration and accumulation and low limit conditions of tight oil accumulation using core samples from tight reservoir beds of the Permian Lucaogou Formation in the Jimsar Sag of the Junggar Basin.Crude oil charging in tight reservoir beds has two pressure gradient points (start-up pressure gradient and critical pressure gradient,and has two features:low velocity non-Darcy seepage,quasi-linear seepage).During crude oil charging in tight reservoir beds in the Lucaogou Formation,the process of oil saturation increase can be divided into three types:saltation increase,quick increase and stable increase.Samples of quick increase type reached the highest oil saturation,the second place is the stable increase type,and saltation increase type is the last.Oil saturation increase is controlled by the combined effect of porosity,permeability,oil viscosity and displacement pressure gradient.These factors interact and complement one another.By establishing template for oil accumulation in tight reservoir beds,it can be seen that only when pressure gradient breaks through the critical pressure gradient and the oil flow is quasi-linear,can oil saturation reaches the lower limit value (30%) in tight reservoir beds.It is hard for stable tight reservoir beds to become tight firstly and be charged with oil and gas later; while for conventional reservoir beds,after oil and gas charging,the formation compaction,cementation,and secondary mineral outgrowth may be the reasons for the formation of tight oil accumulation with high oil saturation.

tight reservoir; oil charging physical modeling; non-linear seepage; hydrocarbon accumulation threshold; Jimsar Sag; Permian Lucaogou Formation

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05043）；中國石油天然氣集團(tuán)公司科技重大專項(xiàng)（2013E-0502）；中國石油勘探開發(fā)研究院創(chuàng)新項(xiàng)目（2012Y-006）

TE122

A

1000-0747(2016)02-0219-09

10.11698/PED.2016.02.07

鄭民（1979-），男，山東濰坊人，博士，中國石油勘探開發(fā)研究院高級工程師，主要從事油氣資源戰(zhàn)略及石油地質(zhì)綜合研究。地址：北京市海淀區(qū)學(xué)院路20號，中國石油勘探開發(fā)研究院油氣資源規(guī)劃研究所，郵政編碼：100083。E-mail：zhenmin@petrochina.com.cn

2015-08-03

2015-12-30