火山岩定容充注物理模拟实验研究——以松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩为例

张学娟，荣鹏飞，卢双舫，张 曦,郭天然，王 民

(1.东北石油大学 地球科学学院，黑龙江 大庆 163318；2.东北石油大学 非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室，黑龙江 大庆 163318；3.中国石油大学(华东) 非常规油气与新能源研究院，山东 青岛 266580；4.西南油气田分公司 工程技术研究院，成都 610017；5.吉林油田分公司 油气工程研究院，吉林 松原 138000)

油气充注物理模拟实验是研究油气运聚机理的必要方法和手段[1-6]。实验条件和真实地质条件的差异是影响实验结果可靠性的重要因素。油气充注物理实验装置已由最初的二维模型逐渐发展为三维管状模型或箱状模型，而实验边界材料目前仍以耐温压能力有限的玻璃装置或观测范围有限的金属材料为主[4,7]。通常，玻璃模型由于可直观地观察油气运移特征而广泛应用，但其耐温压能力有限，仅能模拟充注环境为低温低压条件下的人工模拟介质油气充注过程，与地质实际差异较大。金属装置是油气运移模拟实验中常见的实验模型，其加载的温压范围大，充注的介质也可多样化，但目前采用局部耐温压的“可视窗”仅能实现有限范围的二维观测，因此，一般采用金属装置的运移模拟实验通常只能得到关键参数的定量关系，而无法直观地跟踪观察。且利用金属箱状模型对原状岩心油气充注模拟时，需要对岩心进行切割，切割后的岩心尺寸往往过小而难以全面描述油气运移特征。以实际岩心为物理介质的充注实验，通常对实验装置耐压能力都有较高的要求，耐压性与可视性是实验装置中互相矛盾而难以同时满足的2个条件。因此，即使实际岩心是最接近真实地质条件的实验介质，但目前大量的充注物理模拟实验介质仍然以人工岩心为主[1,4,7-8]，或采用小尺寸实际岩心配合金属装置开展物理模拟实验。

火山岩非均质性极强，油气运聚规律较碎屑岩输导层更为复杂，人工岩心难以模拟其复杂非均质性。本研究以火山岩油气运移模拟研究现状为基础，采用全直径火山岩岩心为物理模拟介质，以一定厚度的甲基丙烯酸甲酯(PMMA)高分子耐压透明材料作为模型的边界材质，高透明环氧树脂为围压胶结物，设计制作了具有额定耐压能力的全直径岩心物理充注模拟装置，开展火山岩天然气充注物理模拟实验研究，以实现可视的、更逼近地质实际的运移充注模拟研究。实验以松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩井下取心为实际介质，通过一定的初始压力开展定容衰竭充注实验，模拟天然气在输导岩层中的运移过程；通过不同类型火山岩充注过程动态图像及数据的观察记录与分析，探讨徐家围子断陷营城组火山岩输导层的运移、聚集特征，以期进一步认识火山岩天然气运聚机理。

1 火山岩输导条件

徐家围子断陷营城组主要成藏时期为泉头组沉积末期至青山口组沉积初期，该时期沙河子组和营城组的烃源岩均已进入生烃高峰期，开始大量生排烃。随着松辽盆地开始大幅度的扩张和基底的沉降，深部断层进入活动期，天然气沿断层、裂缝由烃源岩中排出到输导层内，通过输导层内的断层、裂缝以及高渗透孔隙等运移通道，在一定的排烃压力下，将天然气向邻近孔隙、裂缝中运移，直至压差减小达到平衡[9-10]。徐家围子断陷营城组火山岩输导通道类型多样，通过原生气孔、次生溶孔—溶洞以及裂缝相互组合，可形成纯裂缝型、纯孔隙型、裂缝—孔隙组合型3种类型输导通道[11]。

徐家围子断陷营城组火山岩输导层的岩石类型主要为流纹岩和流纹质(熔结)凝灰岩，分布较为广泛；其次为火山角砾岩以及火山集块岩；而营城组的中基性火山岩多因气孔和裂缝被充填而成为较次要输导层，火山岩输导层的物性特征主要受岩相—岩性联合控制[12]。一般来说，喷溢相上部亚相的气孔流纹岩、爆发相热碎屑流亚相的(熔结)凝灰岩、火山岩通道相火山颈亚相的角砾熔岩(凝灰熔岩)输导层物性最好；喷溢相下部亚相的角砾流纹岩、爆发相空落堆积亚相的角砾集块岩输导层物性中等；其他火山岩相输导层物性普遍较差[13-15 ]。

2 天然气充注物理模拟

2.1 样品的筛选及其物性参数测试

火山岩岩性多样、非均质性强、受后期改造作用明显，因此岩石输导类型复杂多样。综合火山岩岩性、岩相、裂缝及孔隙的发育情况，最终从14口井中选取了18块全直径火山岩样品开展实验。经测量岩心样品孔隙度分布范围为0.45%～20.25%，渗透率分布范围为(0.145 6～122.360 6)×10-3μm2，孔渗范围变化较大；岩性包括火山角砾岩、凝灰岩、玄武岩以及流纹岩，样品具有一定的代表性。按样品的孔渗特征将样品分为3类，即裂缝型(Ⅰ)、孔渗型(Ⅱ)和致密型(Ⅲ)。裂缝型(Ⅰ)样品最显著的特点是发育有明显微裂缝且基质孔隙度小于4%，但渗透率可达(0.2～2)×10-3μm2，其岩性多样，可包括火山角砾岩、凝灰岩、玄武岩或流纹岩等。该类型火山岩的输导通道主要依靠微裂缝的开启形成输导通道，本次收集该类样品5块。一般孔渗型(Ⅱ)样品的次生溶孔、溶洞较为发育，且孔—洞连通性好，形成以孔—洞连通状态的孔渗输导系统，样品孔隙度分布在5%～12%，渗透率大于2×10-3μm2，最大可达100×10-3μm2以上；岩性多为火山碎屑岩类，如火山角砾岩或凝灰岩。收集本类岩心共7块，其中具有明显溶孔溶洞的高孔高渗岩心2块，中孔中渗岩心5块。致密型(Ⅲ)样品的孔隙度和渗透率均为低值，样品孔隙度低于4%，渗透率低于0.3×10-3μm2，多出现在侵出相或次火山相等相对致密的火山岩中。该类型火山岩相对致密，孔渗较小，一般难以形成有效的输导通道，该类型岩心本次收集6块。

2.2 实验装置设计以及方案

研究区主要成藏时期，深部断裂进入活动期，在天然气运聚成藏中，对于构造运动频繁、断裂发育的盆地，幕式成藏往往占有重要的地位[16]。实验条件下，采用压力定容衰竭充注实验是模拟油气幕式运移成藏过程的重要方式[17-21]。首先，将全直径岩心抽真空并在石蕊水溶液中高压饱和吸附水，置于设计定制的甲基丙烯酸甲酯透明管状装置内，用环氧树脂透明水晶滴胶胶结管壁与岩心，透明环氧树脂固结后用耐高压不锈钢堵头与有机玻璃管两侧密封连接，在岩心两侧与不锈钢堵头之间保留一定体积的气室。甲基丙烯酸甲酯有机玻璃具有良好的耐压、耐温、耐酸碱以及高度透明的特点[22]，密闭装置通过尺寸及形状的设计经过多次测试最高可耐压3 MPa。整个操作过程中注意保护岩心中高压饱和液体原始状态，尽量不散失或少散失，并同时保证环氧树脂管壁与岩心胶结良好，然后按图1连接装置。

通过解压阀将高压CO2气瓶与高压导气管连接通过阀门连接高压定容器，高压定容器与数字压力表连接，高压定容器通过高压导气管经过阀门与有机玻璃模型的进气端不锈钢堵头密闭连接，管状有机玻璃模型的出气端通过高压导气管依次连接阀门、液体量杯。

3 实验结果与讨论

3.1 裂缝型火山岩天然气充注实验现象

第Ⅰ组为裂缝型火山岩，示例岩样为玄武岩， 直径100 mm，长度86.7 mm，孔隙度仅为0.45%，渗透率为0.564 6×10-3μm2。该岩样孔渗低、裂缝发育明显，可以代表该组基本特征。第一次以0.1 MPa的充注压力开展定容衰减充注实验，实验经过了60，120，600 min时分别记录，定容充注压力均未发生变化，岩心出口端未观察到气体排出，说明在达到开启压力前，裂缝不能作为天然气有效运移通道[23-26]。

将该样品充注压力提高至0.52 MPa，定时记录压力随时间的变化数据、计算衰减速率并拍照观察充注过程(图2，3)。起始时裂缝处于封闭状态，岩心裂缝表面基本呈灰黑色(图2a，e)；随着充注的进行，气体驱动裂缝中的水溶液向前运移，岩心表面裂缝处由灰黑色逐渐变为灰白色，且灰白色轮廓沿着裂缝逐渐向前延伸，充注15 min时灰白色轮廓贯通整条裂缝，出口涌出气泡(图2b，f)，充注刚开始的15 min内定容充注压力降低极为缓慢(图3)；充注15～30 min时，岩心出口气泡涌出速度逐渐增加(图2c，g)，充注压力随时间呈指数关系迅速下降，充注速率在25～30 min期间达到最大，最大压力衰减速率可达0.02 MPa/min(图3)；充注30～45 min时岩心截面裂缝出口气泡涌出速度逐渐下降(图2d，h)，充注速率进入缓慢降低阶段，且速度出现波浪式衰减特征，充注压力差衰减为零时，气体充注才停止(图3)。

图2 松辽盆地徐家围子断陷营城组低孔裂缝型火山岩充注实验照片Fig.2 Filling experimental photograph of low porosity fractured volcanic rocks in the Yingcheng Formation of the Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

图3 松辽盆地徐家围子断陷营城组裂缝型火山岩输导层充注压力、压力衰减速率与时间关系Fig.3 Relationship between pressure, pressure attenuation rate and time in low porosity fractured volcanic rocks in the Yingcheng Formation of the Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

3.2 孔渗型火山岩天然气充注实验现象

第Ⅱ组为孔渗型输导类型，输导通道主要为较为连通的火山岩溶蚀孔洞以及孔隙，示例样品为中孔中渗的1号凝灰岩(孔隙度为11.15%，渗透率为0.851 5 ×10-3μm2)及高孔高渗特征的2号火山角砾岩(孔隙度为14.07%，渗透率达12.11 ×10-3μm2)。

第Ⅱ组1号岩心直径100 mm，长度99.8 mm，岩心中部存在一体积较大的、物性优于围岩的非均质体，非均质体呈透镜状分布于岩心中部，气体运移接触到该非均质体后，充注速度变快且气体均沿该体运移，通过该体后继续接触围岩缓慢运移，但运移路径已经表现出明显的类指状突进模式。在进行定容充注实验时选择稍高压力作为初始充注压力(初始压力为0.66 MPa)，定容衰竭压力与实验时间的关系依然呈指数降低，只是压力衰减的速率相对较低，局部压力衰减速率欠稳定，呈现出明显波浪式衰减趋势，表现为幕式运移的特征(图4a)。但这种充注速度起伏衰减的幕式运移特征，由于充注压力的衰减而变得越来越不易于直观观察，而最终体现在压力表摆荡现象。如当压力由0.4 MPa降到0.39 MPa时，压力并非稳定下降，而是在两值之间来回摆动，持续摆动长达5 min，最终降至0.39 MPa。并且通过透明装置观察发现，气体呈指状运移，优先选择物性较好的部分呈活塞式缓慢运移。

第Ⅱ组2号岩心直径101 mm，长度98.8 mm，孔隙度为14.07%，渗透率达12.11×10-3μm2。孔洞发育且孔洞呈现出串珠状分布，构成相对连通的输导通道，使得整体孔隙度和渗透率均较高，在较小的初始定容压力条件下就可以形成有效充注。实验选择0.1 MPa的初始压差进行定容充注实验，实验一开始充注压力就显著下降(图4b)，几秒钟后装置出口端便可观察到岩心孔隙中的液体被排出，随后出现气—水混合排出，即表现出气泡排出的特征。充注压力随着时间呈指数趋势降低，局部出现明显压力的摆动，充注速率则随着充注压力的降低呈现出明显的“波浪式”降低的幕式衰减的特征(图4b)。

第Ⅱ组高孔高渗的2号样品在较小初始充注压力下可实现快速充注，岩心出口端在4min时达到排气顶峰，同时可观察到气泡高速排出，排出气泡位置所占截面面积(有效路径范围)最大且稳定。随着充注压力的衰减，充注速度整体表现为幕式衰减的特征，出口端排气泡的岩石面积也逐渐缩小。在此过程中，通过透明装置从岩心表面也明显观察到有效路径的幕式变化的特征(图5)。第Ⅱ组2号样品在充注到29 min时，在岩心表面进行了局部连续抓拍(1 s内)，发现在当时的充注压力下，如图5中局部岩心可分为3个小的气体连通单元，其中①和②从其他单元获得气体后，需要通过相同的方式分别输送给③，③也以同样的方式输送给下一个连通单元，从而实现气体的传递输送，0 s时①和③是非连通的；在0.3 s时，①从邻近单元获得气体使自身膨胀，从而与③接触并连通，即①和③输导通道连通；0.6 s时，由于①的气体与③连通并输送给③，使连通体内部整体压力下降，单元面积缩小，①和③输导通道连接中断；0.9 s时，①和③以同样的方式再次连通，至此当前压力下①和③完成了2次幕式排放周期。而②和③在0 s到0.9 s过程中正好完成了一个幕式运移周期(图5)。随着压力的进一步衰减，当充注压力减小到一定程度时，幕式排放路径逐渐被放弃，表面难以观察到油气运移的有效路径。所谓气体连通单元是指在一定压力下，彼此气体可以连通的独立储层单元，该单元范围会随着气体充注压差实时动态变化，外界充注压差越大，气体联动单元范围就越大。

图4 松辽盆地徐家围子断陷营城组孔渗型火山岩充注压差、压力衰减速度与时间关系Fig.4 Relationship of charge pressure, pressure attenuation rate and time of high porosity and permeability volcanic rocks in the Yingcheng Formation of the Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

3.3 模拟实验现象讨论

火山岩定容衰减充注实验中，整体上具有充注压力随时间呈指数关系衰减的特征，压力的衰减速率主要受火山岩的物性与初始充注压力相对关系影响，物性越好压力衰减速率越快，高孔高渗型火山岩样品的压力平均衰减速度为中孔中渗型火山岩样品的25.8倍以上。从火山岩充注的运移路径来看，其运移通道所占输导层的比例，随着充注压力的降低而减小，即油气运移并非发生在固定范围的优势运移通道内。

图5 松辽盆地徐家围子断陷营城组高孔高渗型火山岩充注实验中运移通道变化记录照片红色虚线为孔渗单元的范围，红色箭头表示孔渗单元间连通，黑色箭头表示孔渗单元间中断Fig.5 Migration pathway changes of charging experiment in high porosity and permeability volcanic rocks in the Yingcheng Formation of the Xujiaweizi Fault Depression, Songliao Basin

裂缝型火山岩，需要在充注压力作用一段时间后逐渐完全开启，而后形成高速充注[23-24]，且充注压力需要达到门槛值方可启动裂缝，裂缝一旦启动后，在充注压力持续衰减过程中即使充注压力小于启动压力，天然气仍可持续通过裂缝充注输导，直到充注压力衰减为零。裂缝型输导岩层的输导能力较好，但是这类输导岩层在形成输导通道时，需要一定的启动压力，在实际地质条件中对于紧闭的裂缝一时难以形成有效充注差压，需要在一定条件配合下才可以形成有效运移通道。

孔渗型(高孔高渗型与中孔中渗型)火山岩介质充注压力随时间呈指数关系衰减的同时，明显表现出局部的速度波浪起伏下降的幕式充注特征，且物性越好的输导介质其速度起伏下降的幕式充注特征越明显。孔渗型(中孔中渗型)火山岩相对较致密，在岩样表面难以明显观察到明显的幕式充注特征，但是压力随时间下降时的摆动现象表明幕式充注的存在。摆动周期越长说明运移速度越慢，随着充注压力的降低，越来越多的幕式运移单元被放弃，最终不能形成有效的幕式充注过程；孔渗型(高孔高渗型)输导岩层的输导能力最强，且本身具有良好的储集空间，这类输导岩层在空间上配置以良好的烃源岩时，往往可以形成高效的油气聚集。以徐家围子徐东凹陷的徐深232井火山角砾岩成藏为例，其火山沉积相中的火山角砾岩具有与烃源岩距离近，岩石孔隙在烃源岩生成的有机酸溶蚀后，易形成相互连通的高孔渗带，这不仅为油气运移提供了有效的路径，也为油气聚集提供了良好的场所。对于孔渗型(中孔中渗型)岩层，在气源充足、盖层发育的条件下，配合以良好的圈闭，往往也可以形成高丰度油气藏，如徐深1井3 448 m处凝灰岩气藏，其孔隙度为11.148%，渗透率仅为0.851 5×10-3μm2，其试气结果日产气195 698 m3。而致密型全直径岩心在有限的时间内难以观察其气体渗透的规律，一般难以形成有效的油气运移及油气聚集。

4 结论

(1)火山岩定容衰减充注实验结果表明：定容充注压力具有随时间呈指数衰减的特征；压力的衰减速率主要受火山岩的物性影响，物性越好压力衰减速率越快；充注过程中压力衰减速度表现为局部波浪起伏降低的幕式充注特征，且物性越好的输导介质其幕式充注特征越明显，而火山岩输导介质的幕式充注特征是内部孔渗单元幕式运移的综合体现；非均质体的存在使得油气运移过程中表现为指状突进式特征，优势路径往往沿高孔渗带延伸。

(2)裂缝需要在充注压力作用一段时间后逐渐完全开启，且充注压力应高于启动压力，才可形成高速充注。而裂缝一旦开启后，即使充注压力低于开启压力，裂缝依然具有输导能力，直到充注压差降至为零。

(3)高孔高渗型输导岩层的输导能力最强，这类输导岩层在空间上配置以良好的烃源岩时，往往可以形成高效的油气聚集；中孔中渗型输导岩层，在气源充足、盖层发育的条件下，配合以良好的圈闭，往往也可以发育形成高丰度油气藏；裂缝型输导岩层的输导能力较好，但这类输导岩层在形成输导通道时，需要一定的启动压力，在实际地质条件中对于紧闭的裂缝一时难以形成有效充注差压来达到启动压力，只有裂缝发育相对密集且配合以发育良好的盖层，才有可能形成有效的油气聚集。