摘要: 以松辽盆地徐家围子断陷营城组火山岩全直径取心岩样为实验介质，设计制作耐压可视的实验装置，选择一定的初始充注压力开展定容衰竭气体充注实验。实验结果表明:裂缝型介质需要一定的开启压力及开启时间才具备高效输导能力，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，直到充注压差降为零;孔渗型非均质岩样中，中孔、中渗岩心气体运移路径可表现为明显指状突进式特征，而高孔、高渗型火山岩介质可以明显观察到充注过程中各孔渗单元有规律的幕式周期运移过程。整体上，定容充注压力与衰减时间具有指数关系的衰减特征，气体运移速度随时间具有波浪式起伏降低的幕式特征，且随着充注压力的不断降低，幕式运移路径范围逐渐减小。
关键词: 火山岩;充注实验;幕式运移;输导类型;徐家围子断陷;松辽盆地
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) ×10-3 μm2 ，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)×10-3 μm2 ，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 2×10-3 μm2 ，最大可达 100×10-3 μm2 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 0.3×10-3 μm2 ，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。
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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 6×10-3 μm2 。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)。
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 ×10-3 μm2 )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 ×10-3 μm2 )。
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 12.11×10-3 μm2 。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4 min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。
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。
