0 引言

众多学者曾开展过油气运移和聚集模拟的实验研究，运用一维模型和二维模型研究了油的运移、聚集过程及机理（Dembicki and Anderson，1989； Catalan et al.，1992；Thomas and Clouse，1995；曾溅辉和王洪玉，1999；金之钧等，2003）。自 1980 年以来，油气运移聚集物理模拟方面取得了很大的进展。以地质模型为基础，以实验原理和模拟过程为纽带，将地质模型、实验原理、模拟过程、揭示机理有机地融为一体，以揭示油气成藏机理（曾溅辉和金之钧，2002）。韦学锐等（2007）针对油气成藏物理模拟实验中存在的一些问题，重点讨论了砂岩透镜体中油气初次运移和聚集、砂岩透镜体成藏物理模拟实验、断层输导系统油的运移和聚集的模拟实验。西北大学自主研发的微观水驱油可视化物理模拟实验，通过微观模型驱替模拟实验，实现了物理模拟实验过程的可视化（王瑞飞，2007；王瑞飞和陈明强，2008；高辉，2009；郭平等，2009；高辉和孙卫，2010；马瑶等，2016；宋珈萱，2016；黎盼，2019； 张宇辰等，2020）。

前期针对低渗透储层的物理模拟实验结果认为，低渗透岩心中含油饱和度的增大呈阶段性，可分为快速增长、缓慢增长和稳定3个阶段，其最终含油饱和度较低，且低渗透岩心含油饱和度与岩心孔隙度、渗透率并非简单的线性关系（朱志强等， 2007；吴凯等，2013；马淼等，2016；王峻峰，2017；冀靖宇，2018；胡龙朝，2019），其是本文泥质白云岩致密储层充注物理模拟实验的理论基础。

前人研究低渗透储层多针对低渗透砂岩储层 （王瑞飞，2007；高辉和孙卫，2010；胡龙朝，2019；张玉晔和赵靖舟，2021；马旭晴等，2022），对于低渗透碳酸盐岩研究较少。本文以青西凹陷致密泥质白云岩储层为研究对象，利用致密泥质白云岩岩心开展充注物理模拟实验，查明泥质白云岩致密油含油性特征及其控制因素，以期为青西凹陷甜点区的预测提供地质依据。

1 研究区地质背景

酒泉盆地位于中国西北部甘肃省，大地构造位置处于华北板块和塔里木板块的交界处的北祁连加里东造山带。盆地中部因嘉峪关隆起被分为酒东坳陷与酒西坳陷，其中，酒西坳陷是中新生代时期在加里东褶皱基础上形成的内陆沉积盆地，位于祁连造山带北缘西部。酒西坳陷不仅是中国西北地区酒泉盆地内油气资源的富集之地，更是一个关键的油气勘探与开发热点区域。其下白垩统中已发现多口具有工业价值的中高产油井，油气资源潜力巨大。酒西坳陷的形成与演化受到太平洋板块俯冲及西伯利亚板块向南漂移的影响，具有典型的断-坳双层结构（杨林等，2011），坳陷内次一级构造单元从南到北可分为南部凸起带、中央凹陷带和北部斜坡带（图1）。中央凹陷带包括青西凹陷和中央凹陷，其中青西凹陷自西而东发育红南次凹、青西低凸起和青南次凹（图1），是盆地的沉降-沉积中心，面积约 650～800 km²，其内致密油资源丰富，主力产层位于白垩系下沟组内，其储层岩性包括泥质白云岩、白云质泥岩、泥砾岩、白云质粉砂岩及含砾砂岩（图2）。

青西凹陷下沟组油藏埋深约 3600～4000 m，泥质白云岩受晚期成岩作用影响较大，压实、胶结作用强烈（刘占君，2003；杨红梅等，2004）。实验检测结果显示，样品基质孔隙度（无裂缝样品）小于 5%，基质渗透率小于0.5 mD，属于致密储层。下沟组储层具有基质孔隙和裂缝双重介质特征。孔隙主要包括溶蚀孔洞和微孔隙（如晶间微孔等），溶蚀孔洞包括晶间溶孔及溶洞等，裂缝包括构造缝、构造-溶蚀缝及微裂缝等（孙维凤等，2015）。

2 物理模拟实验条件与方法

2.1 模拟实验与地质条件相似性分析

岩心充注驱替物理模拟实验是一种模拟地下岩石孔隙中流体流动的实验方法，其通常用于研究油气藏以及评估油气开采效率和优化开采方案。在进行岩心充注驱替物理模拟实验时，选用取自青西凹陷下沟组岩心样品，可真实反映目标油气藏地质特性和储层条件。为了确保实验的准确性和模拟地下环境的真实性，依据研究区地层水分析资料 （表1），配制了矿化度为 7.5 g/L 的 NaHCO₃ 型地层水。

在本文岩心充注驱替物理模拟实验中，选用取自青西凹陷 Q2-4井的原油样品作为实验用油。为了确保实验结果的精确性和可靠性，实验前对所选用的原油样品进行了一系列的物理性质测定，其中包括密度和粘度两个关键参数，测试结果如表2 和表3所示。

综合实验用岩心、实验用油、实验用水3方面的相关性分析，在所具备的实验室条件下，向研究区真实岩心中充注原油的实验在一定程度上可以模拟地质条件下原油充注过程，可据此揭示致密油的充注过程、赋存特征等。

2.2 模拟实验条件与方法

本研究采用中国石油勘探开发研究院自主研制的成藏物理模拟实验装置，实验过程采用真实岩心进行实验，根据研究区地层水情况配制实验用水，并使用研究区原油进行实验，使研究成果尽可能接近地质条件，更具可信度。

实验装置由5部分组成，分别是流体注入系统、流体驱动系统、温压控制系统、流体测定系统和数据采集处理系统（图3）。

实验岩心取自青西凹陷柳沟庄和窟窿山区块，储层物性参数如表4所示。根据青西凹陷地层水的特征，配制矿化度为 7.5 g/L 的 NaHCO₃地层水作为实验用水，实验温度为 50~90℃，围压为追踪围压，保持围压比充注压力始终大3 MPa以上。

实验采用先恒速后恒压的方法，具体做法为：油头注入岩心前设定压力上限，首先采用恒速注油，待压力稳定后，改为恒压注油，记录一定时间段的注油量，待夹持器末端不再出水时升压重复实验过程，并记录实验数据，直至实验结束。实验流程和步骤如下：

（1）样品前处理过程

①岩样的钻取：选择有代表性的岩样，运用岩心钻取机将其钻成直径约 2.54 cm 的小岩芯柱； ②岩样的清洗：先用清水洗净岩心外表的泥和杂质，对其编号，然后采用全自动洗油仪，对岩心柱进行洗油、洗盐，目的是去掉岩心中残留的油、盐等物质。将抽提、清洗过的岩心柱置于 108℃的条件下烘干 24 h，去掉岩心中的酒精与水，岩心称重 m₀； ③岩心柱基本参数测定：选用氦气测定岩心的孔隙度、渗透率，实验设备使用油气成藏实验室的油气成藏参数定量测量系统，其中岩心孔隙度测定采用玻义尔定律双室法，渗透率测定采用非稳态法； ④岩心饱和地层水：将岩心放于样品室，将配制的 NaHCO₃地层水倒入液体室，关闭连接阀门，样品室先接通真空泵，连续抽真空 2 h以上，然后保持岩心处于真空室 24 h。打开样品室与液体室的连接阀门，继续抽真空至液体室中的地层水溶液完全将岩心浸没，保持48 h，取出岩心，称重m₁。

记录岩心干燥后重量 m₀、岩心饱和水后的重量 m₁，然后按照下式（式 1）计算岩心的有效孔隙体积V_e：

式（1）中：V_e—岩心有效体积（mL），m₁—饱和地层水后岩心质量（g），m₀—干燥岩心质量（g），ρ_w—实验配制地层水密度（g/cm³）。

饱和地层水后岩心的有效孔隙体积与利用氦气法测定的孔隙体积按照下式（式 2）进行对比，判断岩心样品是否已饱和水彻底：

式（2）中：V_He—利用氦气法测定的孔隙体积 （mL）。

（2）水驱水过程：目的是让夹持器及管线充满水，并确定管线的空体积，实验步骤如下。

①将真空饱和水后的岩心上游端垫上滤纸，放入夹持器中，加环压 10 MPa，环压为追踪环压。为了保证流体顺利通过岩心横截面，始终保持比充注压力大 3 Mpa；②打开阀门①，恒速 2 mL/min 充注，泵压上升，直到V _空1右端出水，将其与岩心夹持器左端连接；③继续恒速 2 mL/min 充注，见泵压出现明显增长趋势，此时将注水模式改为恒压充注，压力设置为 5 MPa，待出水速率等于注水速率时结束该过程。

记录：当恒速注水时，记录打开阀门①至V _空1右端出水期间的累计进水量V_B0，即为V _空1=V_B0。

恒压注水时，待泵压增至 5 MPa 到实验结束 t₁ 时间段内，记录注入泵累计进水量 V_B1、量筒累计出水量 V_B2。期间，仔细观察装置最右出口端出水情况，每隔一定时间记录一次注入泵瞬时累计进水量 V_B1n、量筒瞬时累计出水量 V_B2n。相互之间关系可表示为（式3）：

（3）油驱水过程，目的是模拟致密油充注成藏过程。实验步骤如下：

①关闭阀门①，流体注入压力下降为0 MPa，将中间容器中的水换成原油；②以 2 mL/min恒速注油 t₂时间，直到压力值上升为 0.5 MPa，充注模式改为恒压（充注压力 0.5 MPa）；③打开阀门①向岩心中注油，直至一段时间t₃后量筒中不再出水、开始出油为止。

恒速充注过程中，记录从实验开始至压力升至 0.5 MPa的t₂时间内注入泵累计进油量V_C0。恒压充注过程中，从打开阀门①至实验结束t₃时间内，注入泵累计进油量 V_C1、量筒累计出水量 V_C2、量筒累计出油量 V_C3。期间，仔细观察装置最右出口端出水、出油情况，每隔一定时间记录一次注入泵瞬时累计进油量V_c1n、量筒瞬时累计出水量V_c2n、量筒瞬时累计出油量V_c3n。

3 结果与分析

3.1 驱动压力

本研究采用分段式恒压连续油相充注模式，其是一种模拟地下油藏条件的有效方法。在实验时逐步增加驱动压力，直到岩心样品中的孔隙水被完全驱替，从而观察和分析流体流动和含油饱和度的变化情况。根据样品差异选择不同的初始驱动压力、压力范围和驱替时间。

整个实验过程中，随着模拟油的持续注入，每个阶段的驱动压力提升都对岩心孔隙中的流体分布产生了显著影响。在实验的初始阶段，模拟油开始进入岩心孔隙，逐步替换原有的孔隙水，此时含油饱和度呈现出较为缓慢的增长。这个阶段反映了流体在岩心孔隙中的初步进入，是驱替过程的起始点。随着驱动压力的增加，进入了实验的第二阶段，即快速增长阶段。在这一阶段，由于压力差增大，模拟油的注入速率加快，孔隙水被更迅速地驱出，导致含油饱和度显著提升。这一阶段的观察结果揭示了在较高压力条件下，流体在岩心中的流动效率和驱替效果得到了显著增强。最终，实验进入第三阶段，即稳定阶段。此时，尽管驱动压力继续增加，但由于孔隙水已被大部分驱除，含油饱和度的增长速率开始放缓，最终趋于稳定。这个阶段的含油饱和度维持在45.3%~56.8%，表明岩心中的孔隙水已被驱替至一个动态平衡状态，进一步的流体驱替变得相对有限。整个实验过程不仅展示了含油饱和度随驱动压力变化的动态过程，而且反映了岩心孔隙结构对流体驱替行为的影响。图4和图5 直观地展示了含油饱和度增长的三阶段式演化规律。

实验结果显示，在实验室条件下并不需要太大的初始驱动压力致密储层中流体即开始流动，初始驱动压力小于高压压汞实验显示的排驱压力。实验过程中设定的初始驱动压力为 0.5 MPa，大部分实验岩心在该驱动压力下就可使流体缓慢流动，并使岩心达到一定的含油饱和度。尽管初始的驱动压力可以促使流体流动，但岩心的含油饱和度在达到某一水平后会出现平台期，即在该压力水平下饱和度不再显著增加。为了突破这一平台并进一步提升含油饱和度，必须增加驱动压力。这表明在实际的地质储层中，可能需要更高的压力梯度来实现有效的油气开采。实验中使用的岩心样本相对较短，与实际地质环境中致密储层的纵向跨度相比存在显著差异。在地质环境中，致密储层的纵向跨度较大，甚至可达数百至数千米。由于这些储层的孔隙喉道非常细小，毛细管阻力相应较大，导致油水在微小孔隙中的重力分异作用不明显，浮力对流体流动的贡献有限。因此，要实现地质条件下的大规模流体流动，需要更大的驱动压力来克服这种毛细管阻力。

3.2 含油饱和度与孔隙度、渗透率的关系

统计结果显示，最终含油饱和度与孔隙度、渗透率表现出一定的正相关关系（图6），说明在一定驱动压力充注的情况下，储层物性影响岩心的最终含油饱和度。具体而言，较高的孔隙度意味着岩心中有更多的空间可以被流体填充，从而提供了更大的储油潜力。同时，渗透率的高低直接影响了流体在岩心孔隙网络中的流动能力，渗透率高的岩心允许流体更快速、更有效地充注和替换孔隙中的水，进而增加了含油饱和度。

3.3 致密油富集成藏规律

本文物理模拟实验结果可知，油驱水初始阶段 （岩心出口端未见油之前），注入的油可以完全替代岩心中的孔隙水，并使岩心达到较高的含油饱和度。该充注过程类似活塞运动，其中油的注入相当于活塞压缩下的空间推进，将孔隙中的水完全挤出。这种活塞式的驱替运动不仅高效，而且能够确保油在储层中的均匀分布和充分接触，为油藏的最终形成奠定了基础。油进入储层，完全取代孔隙水的阶段被定义为致密油藏成藏阶段，大部分原油在此阶段聚集。

当驱动压力增高，原油注入继续增加之后，岩心中的孔隙水继续排出，这些水可能部分是岩心孔隙喉道中的角隅水，该阶段含油饱和度继续增加，但增加幅度减小。这一阶段为原油富集阶段。

在这种活塞式驱替运移模式下，致密储层集疏导层和储集层于一体。在足够的驱动压力下，致密储层中发生规模化的油气运移和充注，以扩张式前进驱替地层水。随着烃类流体的反复驱替以及驱动压力的不断增高，使致密储集体含油范围不断扩大，含油饱和度增高，最终形成大面积致密油聚集。

3.4 控制因素

模拟实验结果表明：充注初期，原油注入量较少，含油饱和度呈快速增长特征，随着原油注入量的不断增加，岩心含油饱和度持续缓慢增高，注入原油越多，含油饱和度越高。因此，烃源岩生烃量是控制致密油含油规模、运移距离和富集程度的关键因素。

a—样品Q2-4-1；b—样品L4-2；c—样品LG104-2；d—样品L9-3

致密储层孔喉细小，毛管阻力大，储层中的流体较难发生重力分异，浮力在流体运移过程中不能发挥作用。如果注入流体为油水混合或油水交替注入，则会造成孔隙中油水混乱分布，石油聚集困难。因此，成藏流体的组成也是影响油气富集的重要因素，富烃流体更有利于油气富集。此外，实验过程中，含油饱和度随着驱动压力的增加而增加，因此，较高的驱动动力是油气富集成藏的影响因素。最终含油饱和度与储层孔隙度、渗透率相关性较好，因此，储层物性是影响最终含油性的关键因素。

所以，烃源岩生烃量、成藏流体组成、驱动压力大小及储层物性是影响致密储层中原油富集成藏的主要因素。

4 结论

基于物理模拟实验与理论分析，查明了青西凹陷白垩系下沟组致密油储层含油性特征及影响因素，主要获得如下结论认识：

（1）物理模拟实验显示，随着模拟油的不断注入和驱动压力的逐步增高，岩心中的孔隙水不断被驱替出来，岩心含油饱和度随之增加，最终含油饱和度为 45.3%~56.8%。含油饱和度呈明显的三阶段式增长演化规律：缓慢增长阶段—快速增长阶段 —稳定阶段。

（2）泥质白云岩致密油聚集成藏模式为：在足够的驱动压力下，致密储层中发生规模化的油气运移和充注，以扩张式前进驱替地层水。随着烃类流体的反复驱替以及驱动压力的不断增高，使致密储集体含油范围不断扩大，含油饱和度增高，最终形成大面积致密油聚集。

（3）烃源岩生烃量、成藏流体组成、驱动压力大小及储层物性是影响泥质白云岩致密储层含油性的主要因素。

参考文献