黃文彪，詹卓琛，逯瑞敬，高 陽，盧雙舫，白振華，楊 亮

[1.中國石油大學(華東) 地球科學與技術學院，山東 青島 266580； 2.中國石油 大慶油田有限責任公司 第四采油廠,黑龍江 大慶 163511； 3.中國石油 新疆油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院,新疆 克拉瑪依 834000； 4.中國石油 大慶油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院 黑龍江 大慶 163712； 5.中國石油 吉林油田有限責任公司 勘探開發(fā)研究院,吉林 松原 138000]

油氣的聚集成藏過程實質上就是儲層中孔隙流體被油氣驅替的過程。對于常規(guī)儲層而言，油氣在浮力和水動力的作用下向構造圈閉或巖性圈閉運移，并發(fā)生油-氣-水重力分異[1-5]，這種運移和聚集方式業(yè)已被大量物理模擬實驗剖析和證實[6-8]。隨著油氣勘探的深入，低孔、低滲致密油氣藏不斷被發(fā)現(xiàn)，致密油氣的充注機理及富集規(guī)律研究逐漸成為熱點。

目前，國內外學者業(yè)更多關注致密儲層孔喉結構[9-10]、成巖作用[11-12]、致密化成因[13-14]、油氣藏特征[15-16]等方面研究。致密油氣藏通常具有大面積連續(xù)分布、局部富集、無統(tǒng)一油-水或氣-水界面等特征[9,17]，油氣藏邊界不受構造控制[17-19]。這一切均表明致密油氣與常規(guī)油氣成藏機理存在顯著差異。目前諸多學者針對致密氣充注行為開展了大量模擬實驗[20-22]，但針對致密油充注模擬實驗鮮見報道。

為了更好地理解致密油的充注行為和控制因素，本次選取松遼盆地南部長嶺凹陷泉四段致密砂巖樣品，開展致密油充注模擬實驗，揭示原油充注行為；并基于恒速壓汞、鏡下觀察、核磁共振對孔喉尺寸和結構進行表征；分析成巖作用、自生礦物含量及生長形態(tài)對孔喉結構及原油充注行為的影響，以期對致密油藏形成、分布及富集規(guī)律的探尋提供指導。

1 致密油微觀充注實驗

1.1 實驗裝置和方法

本次采用分段式恒壓法，以模擬油和模擬地層水為流動介質，在飽和模擬地層水狀態(tài)下進行原油充注模擬實驗，實驗儀器為由美國CoretestSystem生產(chǎn)的巖心驅替實驗裝置，儀器型號FDES-65Z，驅替裝置安裝在恒溫箱中。實驗裝置分為注水系統(tǒng)、注油系統(tǒng)、巖心夾持裝置以及流體計量系統(tǒng)四個部分(圖1)，實驗流程如下。

1) 制備致密砂巖巖心柱，洗油后進行孔、滲檢測。

2) 將制備好的致密砂巖巖心安裝到巖心夾持器中，檢查裝置的氣密性，打開圍壓泵，使得在整個實驗過程中環(huán)壓一直高于驅動壓力2 MPa。

3) 打開注水系統(tǒng)的高壓閥，關閉注油系統(tǒng)的高壓閥，用水泵驅動模擬地層水對巖心中的空氣進行驅替，直至夾持器出口端再無氣體釋放，使得巖心中充分飽和地層水。

4) 打開注油系統(tǒng)高壓閥，進行模擬原油的充注，定時監(jiān)測記錄夾持器末端流出的油量和水量，進行數(shù)據(jù)整理與計算。直至巖心夾持器兩端壓差達到穩(wěn)定狀態(tài)時停止充注，增大驅動壓力，重復步驟4繼續(xù)進行驅替充注。

圖1 致密油充注實驗儀器原理示意圖Fig.1 The schematic diagram showing the mechanism of tight oil charging instrument1—巖心夾持器；2—圍壓泵；3—水泵；4—油泵；5—壓力傳感器；6—過濾器；7—三通閥；8—油水分離器；9—兩通閥；10—燒 杯；11—天平；12—壓差傳感器；13—回壓閥

1.2 實驗環(huán)境及樣品參數(shù)

為了使實驗更加接近地質情況下的原油充注過程，根據(jù)松遼盆地南部泉四段的原油和地層水性質，配比粘度為44 mPa·s、密度為0.75 g/mL的原油進行充注；樣品飽含水，水型為NaHCO3型，密度為1.02 g/mL；恒溫箱溫度恒定在22 ℃。實驗樣品為松遼盆地南部CP2井(樣品Ⅰ)和R53-2井(樣品Ⅱ)泉四段致密砂巖，樣品參數(shù)如表1所示。Ⅰ號樣品開展了5,6,8,9,12,15,18,21和25 MPa 9個壓力點下的致密油充注實驗，累計時長121.5 h。Ⅱ號樣品充注壓力分別為8,10,12,13,15,18,21和25 MPa，累計時長97.5 h。

1.3 致密油微觀充注實驗結果

1) 充注油量隨驅替壓力變化的動態(tài)特征

原油在充注過程中，油水界面處的驅替壓力與毛細管阻力始終處于動平衡狀態(tài)[23]。隨著驅替壓力的增大，累積充注油量曲線整體上呈“S”型變化，據(jù)此，可將致密油的微觀充注過程劃分為3個階段。

表1 致密油充注實驗巖心樣品基本參數(shù)Table 1 Basic parameters of the samples in tight oil charging experiments

① 充注啟始階段：該階段為驅替壓力達到啟動壓力之前，此時驅替壓力未能克服毛細管阻力，原油難以充注入樣品，樣品Ⅰ、Ⅱ的充注啟始階段分別為6 MPa和12 MPa之前(圖2a,b)。

② 快速充注階段：該階段為驅替壓力超過啟動壓力后，樣品充注的原油量和充注率呈現(xiàn)出快速增長的過程，如樣品Ⅰ在6～9 MPa以及樣品Ⅱ在12 MPa的驅替壓力下的充注過程均屬于此階段。不過，兩塊樣品在快速充注階段變現(xiàn)出不同的增長模式，樣品Ⅰ在3個壓力點下均呈現(xiàn)持續(xù)的快速充注，在充注油量與驅替壓力關系圖上呈現(xiàn)連續(xù)的快速增長過程(圖2c)；而樣品Ⅱ僅在12 MPa的驅替壓力下快速充注，在圖2c中呈現(xiàn)跳躍式在增長。

③ 緩慢充注階段：該階段出現(xiàn)在快速充注過程之后，隨著驅替壓力的進一步增大，原油雖然能夠克服更高的毛管阻力，進入尺寸更小的孔喉系統(tǒng)，但充注油量的增幅有限，如樣品Ⅰ和樣品Ⅱ分別在9 MPa和12 MPa之后(圖2)。

整體上看，樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的最終充注油量分別為1.61 mL和0.69 mL，對應最終充注率(程度)分別為68.1%和39.4%(圖2)，其中約82%的原油是在快速充注階段被注入。在緩慢充注階段，并非每一次增加壓力，含油飽和度都有所增長，如樣品Ⅰ在驅替壓力從12 MPa升至15 MPa(圖2a)、樣品Ⅱ從18 MPa升至21 MPa時(圖2b)均未觀察到原油被充注進樣品中。

2) 充注速度/流速隨壓力和時間的演變特征

當驅替壓力達到啟動壓力后，樣品中的流體開始流動，原油開始充注。隨著驅替壓力的增大，流體的平均流速整體上呈增加趨勢(圖2a,b)。然而，在局部壓力點下，流體的平均流速呈小幅度降低。對比平均流速與累積注油量關系發(fā)現(xiàn)，在平均流速增加時，巖心內的注油量有可能增多，但也有可能無變化(如樣品Ⅰ從12 MPa升至15 MPa)；但當平均流速降低時，均顯示有原油注入，累積注油量增多(圖2a,b)。

當驅替壓力突破某一級別喉道后，原油才開始注入相應喉道控制的孔喉系統(tǒng)中。事實上，由某一尺寸喉道控制的孔喉系統(tǒng)內的滲流通道依然較為復雜，既存在較易流動的相對順直的通道，也存在曲折的不易流動的通道。在壓力不變的情況下，原油優(yōu)先沿著相對順直的通道進入儲集空間，其充注速度較快，隨后沿著曲折的通道充注，充注速度逐漸下降。當該孔喉系統(tǒng)內的儲集空間被注滿后，原油停止充注，累積注油量保持不變。故此，在同一驅替壓力下，隨著充注時間的延長，原油的瞬時充注速度(累積充注油量-充注時間曲線的斜率)呈現(xiàn)從高速逐漸降低直至為零(圖2a,b)。

圖2 致密油充注特征Fig.2 Characteristics of tight oil charginga，b.分別為樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的累積充注油量、平均流速隨充注壓力和充注時間變化特征；c.兩塊樣品含油飽和度隨充注 壓力變化特征。

2 恒速壓汞實驗和孔喉結構特征

2.1 孔隙和喉道進汞特征

原油微觀充注模擬實驗很難區(qū)分孔隙和喉道的充注行為。然而恒速壓汞能夠彌補這一缺陷，故此借助恒速壓汞實驗便成為揭示孔隙和喉道微觀充注過程的有效手段[24]。在壓汞過程中，較大喉道以及與之連通的孔隙首先被充注，隨后充注次一級尺寸喉道以及與之連通的孔隙[25]，這一過程事實上也揭示了原油充注的路徑及動態(tài)過程。根據(jù)孔隙和喉道的進汞特征，將壓汞過程可以劃分為3個階段。

圖3 兩塊樣品的恒速壓汞曲線Fig.3 The stable rate mercury injection curves of two sanplesa,c.分別為樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的累積汞飽和度曲線；b,d.分別為樣品Ⅰ和樣品Ⅱ在孔隙和喉道的進汞飽和度增量(圖中Ⅰ,Ⅱ,Ⅲ分別代表了早期喉道控制階段、孔喉控制階段和晚期喉道控制階段。)

壓汞早期，由于進汞壓力較小，僅較大尺寸的孔喉系統(tǒng)中進入少量的汞(圖3)。如樣品Ⅰ，毛管壓力小于1.23 MPa時的累積汞飽和度僅為6.2%(圖3a)，對應的喉道半徑大于0.6 μm(圖3b)。樣品Ⅱ在毛管壓力小于1.79 MPa(喉道半徑大于0.41 μm)時累積汞飽和度僅為8.4%(圖3b)。壓汞早期喉道的進汞體積多于孔隙的進汞體系(圖3)，說明了此階段喉道為主要儲集空間。因此，該階段定義為早期喉道控制階段。

隨著毛管壓力的持續(xù)增加(毛管壓力從1.23 MPa升至3.06 MPa，圖3a)，樣品Ⅰ在喉道半徑介于0.24～0.60 μm范圍內的進汞量迅速增加(圖3b)。同樣，樣品Ⅱ在喉道半徑介于0.18～0.25 μm(毛管壓力介于3.0～4.1 MPa)的范圍內進汞量也迅速增加(圖3b)。在此階段，雖然孔隙和喉道均進入大量的汞，但兩塊樣品的孔隙和喉道進汞量存在顯著差異。樣品Ⅰ的孔隙進汞量遠多于喉道，然而樣品Ⅱ的孔隙進汞量少于喉道(圖3b,d)。此階段的進汞量超過總進汞量的半數(shù)以上，孔隙和喉道均為主要的儲集空間。故此，此階段被定義為孔-喉控制階段。

隨著壓汞實驗的持續(xù)進行，當樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的毛管壓力分別超過3.06 MPa和2.72 MPa(圖3a,c)、相應的喉道半徑小于0.24 μm和0.27 μm(圖b,d)時，汞的進入量顯著減少。此階段的進汞主要由喉道貢獻，孔隙的進汞量非常少、甚至沒有。故此，此階段可定義為晚期喉道控制階段。

2.2 孔隙和喉道結構及尺寸分布

雖然兩塊樣品孔徑分布無明顯差異(孔徑主要分布在100～250 μm)，但樣品Ⅰ比樣品Ⅱ含有更多的孔隙(圖4a)，導致樣品Ⅰ具有更高的孔隙度(兩塊巖心樣品尺寸相當)。此外，兩塊樣品的喉道半徑分布顯示樣品Ⅰ的分布范圍遠寬于樣品Ⅱ(樣品Ⅰ：0.2～1.0 μm，樣品Ⅱ：0.2～0.5 μm，圖4b)。這也反映在孔喉比中，表現(xiàn)為樣品Ⅱ的孔喉比比樣品Ⅱ更集中(圖4c)。如同孔隙的數(shù)量，樣品Ⅱ的喉道數(shù)量也遠少于樣品Ⅰ(圖4b)。因此，根據(jù)孔喉的尺寸和數(shù)量，樣品的儲集性能和滲流能力均明顯差于樣品Ⅰ。

3 成巖作用及束縛水飽和度特征

膠結和壓實是孔隙空間遭受破壞的兩個主導因素。鑄體薄片和掃描電鏡照片揭示樣品Ⅱ的膠結和壓實作用明顯強于樣品Ⅰ(圖5)。樣品Ⅰ中的顆粒間接觸關系為點-線接觸，粒間孔相對發(fā)育；而樣品Ⅱ為線-縫合接觸，粒間孔發(fā)育程度較低(圖5a,b,d,e)。增加孔隙度的另一個成巖作用是骨架顆粒的溶蝕作用(如長石和其他不穩(wěn)定礦物，圖5c,f)。溶蝕孔在兩塊樣品中均占主導地位，其中粒間和粒內溶孔在樣品Ⅰ中普遍發(fā)育(圖5a)，樣品Ⅱ中溶蝕孔雖然也能發(fā)現(xiàn)，但分布并不均勻，且孔隙間的連通性較差(圖5d)。據(jù)統(tǒng)計，研究區(qū)泉四段溶蝕作用引起的孔隙度增加1.5%～10%，平均為6%[26]。

圖4 致密儲層孔喉參數(shù)分布特征Fig.4 Distribution characteristics of the pore-throat parameters in tight reservoirsa.兩塊樣品孔隙半徑數(shù)量及分布頻率；b.兩塊樣品喉道半徑數(shù)量及分布頻率；c.兩塊樣品的孔喉比分布

兩塊樣品孔隙內的自生礦物及粘土生長形態(tài)也存在顯著差異?？梢杂^察到，樣品Ⅱ孔隙中自生礦物(如方解石、石英、粘土等)的含量明顯高于樣品Ⅰ(圖6)。此外，樣品Ⅰ中粘土礦物(伊/蒙混層和綠泥石)以孔襯形式附著在孔壁表面(圖6b,c)；樣品Ⅱ中的粘土礦物(伊利石和綠泥石)含量明顯增多，基本充填了整個孔隙，以孔橋形式生長在孔隙內(圖6d—f)。Neasham(1997)提出儲層的物性隨著自生粘土礦物在孔隙中的產(chǎn)狀不同，按分散質點型、薄膜(孔襯)型、搭橋型依次降低[27]。

核磁共振(NMR)不僅可以揭示儲層特征參數(shù)，還是區(qū)分儲層內流體性質的重要方法[28]。通過厘定適當?shù)腡2截止值(T2,cutoff)，T2譜圖可被劃分為束縛流體(BW)和自由流體(FW)兩部分[29]。T2譜圖揭示樣品Ⅰ的T2截止值為37.84 ms，束縛水飽和度為68%；樣品Ⅱ的T2截止值為8.91 ms，對應的束縛水飽和度為85%(圖7)。在砂巖中，通常以T2=3 ms作為粘土束縛水(CBW)和毛管束縛水(CPW)的分界線[30]。當T2<3 ms時，孔隙內基本為粘土束縛水；當3ms

圖5 兩塊樣品的鑄體薄片和SEM鏡下照片F(xiàn)ig.5 Photographs of the casting thin sections and SEM of two samplesa—c.來自樣品Ⅰ，CP2井，埋深2 183.45 m，顆粒呈線接觸，以粒間和粒內溶蝕孔為主，其次為原生粒間孔；d—f.源自樣品Ⅱ，R53-2井，埋深2 176.92m，顆粒間呈線-縫合接觸，粒間和粒內溶蝕孔不均勻分布，孔隙連通性差，長石部分被溶蝕

圖6 兩塊樣品掃描電鏡鏡下照片F(xiàn)ig.6 Photographs of SEM of two samplesa—c.源自樣品Ⅰ，CP2井，埋深2 183.45 m;d—f.源自樣品Ⅱ，R53-2井，埋深2 176.92 m；a.孔隙被次生石英充填，孔壁被伊/蒙混層覆蓋；b.石英次生加大、孔壁被伊/蒙混層和綠泥石覆蓋；c.石英次生加大、綠泥石附著在孔壁；d.孔隙被粒間方解石、伊/蒙混層和少量伊利石充填； e.孔隙被次生石英和伊/蒙混層充填；f.孔隙被次生石英、綠泥石和伊利石充填

圖7 兩塊致密樣品基于核磁共振實驗的T2譜Fig.7 The nuclear magnetic T2 spectrums of two tight sandstone of two tight samples

4 討論

4.1 孔喉尺寸及結構對致密油微觀充注過程的影響

致密儲層孔喉結構具有較強的非均質性，控制著致密油的充注行為[26]。兩塊樣品具有相同的孔隙尺寸和不同的喉道半徑(圖4a,b)，樣品Ⅰ的喉道半徑和分布范圍均大于樣品Ⅱ(圖4b)。在微觀充注過程中，原油依次突破不同尺寸的孔喉系統(tǒng)，導致喉道半徑分布較寬的致密儲層內的充注油量/飽和度隨驅替壓力的增大呈持續(xù)型快速增長(如樣品Ⅰ)。然而對于喉道半徑小且集中分布的致密儲層(如樣品Ⅱ)，所需的啟動壓力較大，且當驅動壓力突破主體儲集空間的毛管力后，充注油量/飽和度呈跳躍式快速增長。由此可見，在原油微觀充注過程中，喉道尺寸和分布范圍對于充注油量的增長模式有著顯著的控制作用。

值得注意的是，當主要儲集空間充注完后，即使充注壓力進一步增加，致密儲層內的充注油量增加依然有限。恒速壓汞實驗也同樣觀察到，在孔-喉控制階段之后，喉道成為主要儲集空間，孔隙中的進汞量也極為有限。由大尺寸喉道連通的孔喉系統(tǒng)更易成為有效的儲集空間[9,31]，但在晚期喉道控制階段，喉道尺寸較小，使得與其連通的孔隙有效性大幅度降低。儲層的最終充注油量取決于孔隙度大小以及孔隙間的連通性[23]，即使總孔隙大小相同，細喉道發(fā)育的樣品無效孔占比會明顯增多。樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的孔隙度比約為1.37，然而兩塊樣品的最終含油飽和度比值為1.73，這也進一步證實樣品Ⅱ的孔隙間連通性更差，導致更多的無效孔隙。

4.2 成巖作用對致密油微觀充注過程的影響

事實上，致密儲層成巖作用的演化結果主要體現(xiàn)在孔喉尺寸及結構上。較強的壓實和膠結作用不僅降低了孔喉尺寸，而且還使得孔喉結構變得更加復雜。根據(jù)顆粒間的接觸關系可知，樣品Ⅱ的壓實和膠結作用明顯強于樣品Ⅰ(圖5a,d)，致使樣品Ⅰ孔隙之間的連通性優(yōu)于樣品Ⅱ。恒速壓汞揭示樣品Ⅰ主要喉道尺寸大、分布范圍寬，而樣品Ⅱ喉道半徑較小、分布集中。這就造成了樣品Ⅱ的突破壓力要高于樣品Ⅰ，且樣品Ⅰ和樣品Ⅱ的含油飽和度分別呈現(xiàn)為持續(xù)型和跳躍型快速增長。

幸運的是，溶蝕在一定程度上起到增孔作用[32]，而且溶蝕作用的發(fā)育也揭示了儲層具有較高的滲流能力。不穩(wěn)定礦物、酸性流體以及開放通順的流體通道是溶蝕作用形成的先決條件[33-34]。較強的壓實和膠結作用導致致密儲層內流體通道的損失，限制了酸性流體的流動和溶蝕孔的發(fā)育，正如樣品Ⅱ中的溶蝕孔零星分布(圖5d)。此外，酸性流體的濃度也是影響溶蝕孔發(fā)育程度的重要因素。松遼盆地青一段有機質生成的有機酸沿斷層或微裂隙向下運移至泉四段致密儲層中[35]，故此在斷層或微裂隙附近的酸性流體濃度高于遠離斷層或微裂隙的區(qū)域。業(yè)已證明，在斷層或微裂隙附近的儲層中次生孔隙發(fā)育程度明顯強于遠離斷層或微裂隙的儲層[35-36]。溶蝕孔隙越多，不僅意味著致密儲層的儲集空間越大，而且預示著孔隙間的連通性越好。這有助于原油保持一個持續(xù)且快速的充注過程，也使得致密儲層達到更高的含油量或含油飽和度。

4.3 自生礦物對致密油微觀充注過程的影響

掃描電鏡照片揭示樣品Ⅱ中的自生礦物(如石英、方解石、粘土等)含量要明顯高于樣品Ⅰ，而且兩個樣品中的粘土礦物生長形態(tài)也從孔襯型向孔橋型轉變(圖6)。相比于孔襯型粘土礦物，孔橋型粘土礦物在孔隙中呈纖維狀或交錯板狀生長，將粒間孔分割成若干個更加微小的孔隙，并形成更為復雜、彎曲的滲流通道，極大地阻礙了流體的自由流動[37]。這也是樣品Ⅱ具有較高的突破壓力和較低滲透率的另一個原因。隨著孔橋型自生礦物對孔隙的進一步分割，在礦物晶體之間形成大量的微孔，從而增大了毛管束縛水的含量。此外，表面帶負電荷的粘土顆粒吸引水溶液中的正離子，與極性水分子結合，形成粘土束縛水[38]。NMR實驗也證實樣品Ⅱ中的粘土束縛水飽和度遠高于樣品Ⅰ(分別為65%和26%)?？紫吨惺`水的廣泛分布促使了儲層內有效儲集空間進一步縮小，導致在原油充注實驗中樣品Ⅱ的含油量和含油飽和度遠低于樣品Ⅰ。

值得注意的是，其他自生礦物，如石英和方解石，也對致密砂巖的儲集性能也有著顯著的影響。這些礦物對喉道的影響比對孔隙的影響弱[39]，致使對滲透率的影響比對孔隙度的影響小?？梢杂^察到，樣品Ⅱ中粒間孔自生礦物的充填滿整個粒間孔(圖6d,e)，這造成了樣品Ⅱ在原油充注實驗中的油量和含油飽和度遠低于樣品Ⅰ(圖2)。而且由于大量的粒間孔演變成與喉道尺寸相當?shù)木чg孔，使得這些晶間孔的進汞特征與喉道相似，造成樣品Ⅱ中的喉道進汞飽和度占比大幅增加(圖3b)。

5 結論

1) 致密油充注行為受到驅替壓力和孔喉結構特征制約。隨著驅替壓力的增大，原油充注過程存在滯留、快速增長和緩慢增長3個階段，且由于孔喉尺寸和結構的差異，快速充注階段呈持續(xù)或跳躍型快速增長模式。

2) 借助恒速壓汞實驗，可有效表征孔隙和喉道的充注特征。按孔喉的進汞特征，壓汞過程被劃分為早期喉道控制階段、孔-喉控制階段和晚期喉道控制階段，分別對應于原油充注實驗的3個充注階段，其中孔-喉控制階段展現(xiàn)了主體儲集空間孔喉的進汞特征，在原油充注實驗中表現(xiàn)為油飽和度快速增長模式。

3) 主體儲集空間中，喉道半徑分布范圍較寬且連續(xù)分布的致密儲層呈現(xiàn)為持續(xù)型快速增長模式，喉道分布相對集中的致密儲層通常呈現(xiàn)為跳躍型快速增長模式。最終含油飽和度受驅替壓力、有效儲集空間大小以及孔隙連通性的制約，故此，在油源充足的條件下，探尋高驅替壓力和優(yōu)質儲層發(fā)育區(qū)是致密油勘探的首要任務。

4) 成巖作用對原油充注行為的影響歸因于對儲層內孔喉尺寸及結構的影響。壓實、膠結、自生礦物及其生長形態(tài)對致密儲層的儲集性能和滲流能力產(chǎn)生負面影響，溶蝕作用是整體致密背景下儲層品質改善的關鍵因素。故此，與生烴源巖溝通的斷層和微裂隙附近，由于超壓高、酸性流體濃度強、流體鹽度低、原油充足，是致密油富集的有利區(qū)帶。