天然气地球科学 >

2022 , Vol. 33 >Issue 2: 256 - 266

DOI: https://doi.org/10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.005

天然气地质学

柴达木盆地英西地区致密油成藏物理模拟实验

  • 陆统智 , 1, 2 ,
  • 曾溅辉 1, 2 ,
  • 王濡岳 3, 4 ,
  • 伍坤宇 5 ,
  • 曹喆 1, 2, 3, 4 ,
  • 王鑫 1, 2 ,
  • 梁晓宇 5 ,
  • 李庆波 5 ,
  • 郭正权 5
展开
  • 1. 中国石油大学（北京）油气资源与勘探国家重点实验室，北京 102249
  • 2. 中国石油大学（北京）地球科学学院，北京 102249
  • 3. 中国石化石油勘探开发研究院，北京 100083
  • 4. 页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京 100083
  • 5. 中国石油天然气集团公司青海油田分公司，甘肃 敦煌 736202

陆统智（1996-），男，吉林四平人，硕士研究生，主要从事油气成藏研究. E-mail：.

收稿日期: 2021-06-03

  修回日期: 2021-08-17

  网络出版日期: 2022-02-25

收起

Physical simulation experiment of tight oil accumulation in Yingxi area， Qaidam Basin

  • Tongzhi LU , 1, 2 ,
  • Jianhui ZENG 1, 2 ,
  • Ruyue WANG 3, 4 ,
  • Kunyu WU 5 ,
  • Zhe CAO 1, 2, 3, 4 ,
  • Xin WANG 1, 2 ,
  • Xiaoyu LIANG 5 ,
  • Qingbo LI 5 ,
  • Zhengquan GUO 5
Expand
  • 1. State Key Laboratory of Petroleum Resource and Prospecting，Beijing 102249，China
  • 2. College of Geosciences，China University of Petroleum，Beijing 102249，China
  • 3. SINOPEC Petroleum Exploration & Production Research Institute，Beijing 100083，China
  • 4. State Key Laboratory of Shale Oil and Gas Enrichment Mechanisms and Effective Development，Beijing 100083，China
  • 5. Qinghai Oil Field Company，CNPC，Dunhuang 736202，China

Received date: 2021-06-03

  Revised date: 2021-08-17

  Online published: 2022-02-25

Supported by

The Production and Scientific Research Project of Qinghai Oilfield, PetroChina(Yan 2019-exploration-analysis-03)

the National Natural Science Foundation of China for Young Scholar(41802151)

Fold

本文亮点

柴达木盆地英西地区下干柴沟组致密储层非均质性强，运移和聚集特征复杂，严重制约了致密油的规模勘探和开发。选取柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段致密储层样品，在岩石薄片观察和全岩分析以及高压压汞测试的基础上，开展石油成藏物理模拟实验，探索致密油的充注过程和成藏特征。结果表明：柴达木盆地英西地区储层平均孔隙度和平均渗透率分别为4.12%和0.007 1×10-3 μm2，渗透率主要受孔隙结构影响，灰云岩储层的物性、孔隙结构参数优于粉砂岩储层和膏岩储层；致密储层中石油运移为非达西渗流特征，存在启动压力，含油饱和度增长曲线呈现先快速增加后逐渐稳定的特征。致密储层石油运聚受渗透率和驱替压力的耦合控制，运聚模式可以分为3类：第Ⅰ类为快速增长—高饱和度型；第Ⅱ类为中速增长—中饱和度型；第Ⅲ类为慢速增长—低饱和度型；石油在致密储层中发生运移的临界条件为：y=5.841 6e-318.6 x，形成稳定运移通道的临界条件为：y=9.848 1e-269.9 x（x为储层渗透率，y为驱替压力梯度）。

本文引用格式

陆统智 , 曾溅辉 , 王濡岳 , 伍坤宇 , 曹喆 , 王鑫 , 梁晓宇 , 李庆波 , 郭正权 . 柴达木盆地英西地区致密油成藏物理模拟实验[J]. 天然气地球科学, 2022 , 33(2) : 256 -266 . DOI: 10.11764/j.issn.1672-1926.2021.09.005

Highlights

The tight reservoir of the Lower Ganchaigou Formation in the Yingxi area of Qaidam Basin has strong heterogeneity and complex migration and accumulation characteristics， which seriously restricts the scale exploration and development of tight oil. In this study， the tight reservoir samples of the upper member of Xiaganchaigou Formation in the Yingxi area were selected. Based on the observation of rock slices， X-ray diffraction tests and high-pressure mercury intrusion （HPMI） tests， the physical simulation experiment of petroleum accumulation was carried out to clarify the characteristics of tight mixed rock reservoirs and explore the characteristics of tight oil filling and reservoir formation. The results show that the average porosity and average permeability of reservoirs in Yingxi area are 4.12% and 0.007 1×10-3 μm2， respectively. The permeability is mainly affected by the pore structure. The physical properties and pore structure parameters of limestone reservoirs are better than those of siltstone reservoirs and gypsum reservoirs. The migration and accumulation ability of limestone reservoirs is better than that of siltstone reservoirs and gypsum reservoirs. The oil filling and migration in tight reservoirs are characterized by non-Darcy flow， with starting pressure， and the oil saturation growth curve shows the characteristics of rapid increase and gradual stability. The migration and accumulation of oil in tight reservoirs are controlled by the coupling of permeability and displacement pressure. The migration and accumulation modes of the tight reservoir can be divided into three types： Type I is the rapid speed growth-high saturation type； Type II is the medium speed growth-medium saturation type； Type III is the slow speed growth-low saturation type. The threshold conditions for oil migration in tight reservoirs are： Y=5.841 6 e-318.6X， and the threshold conditions for forming stable migration channels are： Y=9.848 1e-269.9X （x represents the reservoir permeability， Y is displacement pressure gradient）.

0 引言

21世纪以来，世界能源消费总量持续增长，全球能源供应紧张，各国加快致密油的勘探步伐［1-3］。美国在威利斯顿盆地Bakken组实现致密油规模化开采后，继续大力发展致密油，使世界能源格局发生了重大改变。我国致密油分布广，类型多［4-7］，在松辽盆地［8-9］、准噶尔盆地［10］、鄂尔多斯盆地［11］、柴达木盆地等获得良好的勘探效果，开发前景广阔［12］。
致密储层油气成藏规律与常规储层具有区别。大量致密储层油气成藏模拟表明，油气运移表现为非达西渗流，渗流曲线呈现非线性曲线形态和不经过坐标原点等特征［13］，并且存在启动压力［14］。由于存在毛细管力和贾敏效应，油水两相渗流启动压力大于单相渗流［15］。油气成藏过程受储层物性和压力梯度的影响，含油饱和度具有非线性增长特征［16］。
英西地区位于柴达木盆地西部，关于英西地区致密油气藏的类型、形成过程［17］、储层特征及储层物性影响因素［18］等已有较多研究。但有关该地区致密储层油气成藏机理研究相对薄弱。笔者基于致密储层岩矿分析、物性测定、压汞分析等实验，开展高温高压油气充注和运聚成藏物理模拟实验，探讨英西地区致密储层充注特征、运移和聚集机理，为致密储层石油勘探和开发提供科学依据。

1 区域地质背景

英西地区位于柴达木盆地西部凹陷区狮子沟—英雄岭构造带的西北段，花土沟东北地区。由于英西地区受到来自阿尔金山方向和昆仑山方向的双重应力挤压，形成了一系列北西—北西西向的逆断层，构造复杂。
英西地区古近系、新近系自下而上依次为古近系路乐河组（E1+2）、下干柴沟组（E3）、新近系上干柴沟组（N1）、下油砂山组（N2 1）及上油砂山组（N2 2）5套地层［19-20］。本文研究目的层位为下干柴沟组上段（E3 2）（图1）。地层厚度普遍在1 410~2 250 m之间，可分为6个油层组，其中Ⅰ—Ⅲ油层组为盐间含油组合，Ⅳ—Ⅵ油层组为盐下含油组合。英西地区下干柴沟组上段为典型咸化湖盆沉积［21］，总有机碳含量（TOC）明显偏低，最大厚度在2 000 m以上，有机碳平均含量为0.91%，有机质类型主要以Ⅱ1型、Ⅱ2型为主，镜质体反射率（R O）值为0.8%~1.3%，整体处于成熟阶段，生烃潜力大［22］。通过包裹体丰度、颗粒荧光定量等技术测定发现，英西地区古近系储层发生过2期油气充注［23］。目前认为，英西地区下干柴沟组上段主要为致密碳酸盐岩储层，主要为源储一体型，油气在孔缝系统中运移，形成油气藏［24-25］。
图1 英西地区E3 2沉积相平面图（a）及地层沉积序列（b）［19］

Fig.1 Sedimentary facies plane plan（a） and stratigraphic sedimentary sequence（b） of E3 2 in Yingxi area［19］

2 英西地区储层特征

采取柴达木盆地英西地区狮220井古近系下干柴沟组上段（E3 2）致密储层样品，开展岩石薄片鉴定、全岩矿物分析、储层物性、高压压汞和润湿性分析。

2.1　岩性特征

由于英西地区下干柴沟组上段岩石组成多样，矿物成分复杂，因此传统的陆源碎屑—碳酸盐混积岩分类无法描述其特征。因此，结合下干柴沟组上段特殊的混积沉积过程，参考姜在兴等［26］岩性划分方案，对复杂混合沉积岩石类型进行划分。依据硬石膏、黏土矿物、碎屑岩矿物和碳酸盐矿物相对含量对下干柴沟组上段进行分类。划分方案如下：将含量最多的矿物定为岩石的主名，其他次要矿物含量超过25%定为“质”，含量超过10%定为“含”。根据上述方案，研究样品岩性主要为灰云岩和砂岩（图2）。
图2 英西地区下干柴沟组上段致密储层岩性和矿物成分及物性特征

（a）含砂含灰云膏岩，镜下可见碎屑矿物和碳酸盐矿物，单偏光；（b）含泥灰云质粉砂岩，单偏光；（c）砂质灰云岩，正交光；（d）含膏粉砂岩，单偏光；（e）含灰云粉砂岩，正交光；（f）砂质灰云岩，裂隙被碳酸盐矿物填充，单偏光；（g）含灰云粉砂岩，单偏光；（h）含泥砂质灰云岩，粉砂与白云石互层，单偏光

Fig.2 Lithology， mineral composition and physical properties of tight reservoir in upper member of Xiaganchaigou Formation in Yingxi area

2.1.1　灰云岩

灰云岩以碳酸盐矿物为主，英西地区下干柴沟组上段主要发育砂质灰云岩。碳酸盐矿物主要为铁白云石/白云石，平均含量为39%；其次为方解石，平均含量为18.06%。碎屑矿物平均含量为13%，黏土矿物平均含量为10%。灰云岩样品镜下特征表现为以泥晶结构为主，铁白云石/白云石与方解石含量相当，分布均匀，同时观察到少许硬石膏。

2.1.2　粉砂岩

英西地区下干柴沟组上段主要发育含灰云粉砂岩。成分以石英为主，含量最高可达45%，长石次之，含量最高为33%。颗粒多呈次圆状，分选中等，灰质胶结，致密。

2.1.3　膏岩

英西地区下干柴沟组上段发育有含砂含灰云膏岩。矿物以硬石膏为主，碳酸盐矿物和碎屑矿物含量基本相当。镜下白云石和长石类矿物均匀分散分布。

2.2　储层物性特征

采用气测法测量英西地区储层孔渗参数，测试结果表明，英西地区下干柴沟组上段孔隙度范围为3.298%~5.133%，渗透率范围为（0.002 2~0.014 6）×10-3 μm2。
孔喉结构是影响油气充注和运聚的重要因素［10，27-28］，选取4个样品进行高压压汞实验，最大孔隙半径范围为0.013~0.021 μm，最大汞饱和度范围为47.009%~52.759%，退汞效率为11.07%~13.78%，孔隙半径主要分布在0.003~0.1 μm之间（图3）。
图3 致密储层高压压汞分析结果

（a）压汞曲线；（b）孔隙分布曲线。1号为膏岩，孔隙度为4.134%，渗透率为0.005 3×10-3 μm2；3号为灰云岩，孔隙度为4.291%，渗透率为0.014 6×10-3 μm2； 4号为粉砂岩，孔隙度为4.140%，渗透率为0.008 1×10-3 μm2；5号为粉砂岩，孔隙度为3.673%，渗透率为0.005 7×10-3 μm2

Fig.3 Analysis results of high pressure mercury injection in tight reservoir

结合岩性特征、孔渗特征、压汞曲线和孔喉分布图，发现灰云岩储层物性较好，平均孔隙度为4.617%，渗透率平均为0.010 4×10-3 μm2，孔隙半径峰值位于0.025 μm处；膏岩储层物性较差，孔隙度为4.419%，渗透率为0.005 3×10-3 μm2，孔隙半径峰值位于0.004 μm处；粉砂岩储层物性比膏岩储层物性稍好，平均孔隙度为3.742 3%，渗透率为0.005 1×10-3 μm2，最大孔隙度为4.14%，最大渗透率为0.008 1×10-3 μm2，孔隙半径峰值位于0.016 μm处（表1）。综合各项参数，灰云岩孔隙结构优于粉砂岩、膏岩。
表1 高压压汞孔隙特征参数

Table 1 Pore characteristic parameters of high pressure mercury injection

样品编号 岩性 孔隙半径/μm

分选系数

（SP）

结构系数

（Φ）

均质系数

（α）

 汞饱和度/% 退汞效率（W e）/% 排驱压力（P cd）/MPa
最大（R a） 平均（R p） 最大（S max） 最终剩余（S r）
1 含膏含灰云膏岩 0.053 0.013 2.406 0.006 0.251 47.396 26.347 44.411 13.78
3 砂质灰云岩 0.067 0.021 1.432 0.004 0.309 52.759 35.079 33.510 11.02
4 含膏粉砂岩 0.053 0.014 1.801 0.007 0.258 49.183 27.453 44.182 13.77
5 含灰云粉砂岩 0.053 0.014 1.856 0.007 0.262 47.009 27.793 40.878 13.77

2.3　储层润湿性特征

润湿性是表征岩石物理特性的一个重要参数，对毛细管力、相对渗透率等影响储层中油气渗流规律的参数有重要影响［28-31］。为评价英西地区上干柴沟组上段储层岩石表面润湿性，选用光学接触角测定仪进行测定。测试结果显示，英西地区储层岩石润湿性主要为水湿，平均润湿角在36.4°~94.35°之间，其中灰云岩的接触角大于粉砂岩和膏岩（表2）。此外，随着硬石膏含量增大，岩石接触角减小。反映了矿物组成对润湿性具有一定影响。
表2 接触角测定结果

Table 2 The contact angle measurement results

样品编号 岩性 硬石膏含量/% 润湿角（左）/（°） 润湿角（右）/（°） 润湿角（平均）/（°） 润湿性
1 含膏含灰云膏岩 51.76 36.5 36.3 36.4 亲水
2 含泥灰云质砂岩 4.1 62.1 59.5 60.8 亲水
3 砂质灰云岩 4.28 56.7 56 56.35 亲水
4 含膏粉砂岩 22.74 38.4 38.8 38.6 亲水
5 含灰云粉砂岩 5.49 48 44.8 46.4 亲水
6 砂质灰云岩 4.77 94.4 94.3 94.35 中性
7 含灰云粉砂岩 5.06 55.4 54.4 54.9 亲水
8 含泥砂质灰云岩 3.71 54.4 54.6 54.5 亲水

3 石油成藏物理模拟实验

3.1　实验装置

致密油的成藏方式主要是从源岩向储层充注，发生短距离运移和聚集［32］。因此通过实验岩心的石油成藏模拟实验，可以厘清致密储层石油充注、运移和聚集过程，确定其影响因素，揭示致密储层中石油的运移聚集机理。
模拟实验采用中国石油大学（北京）油气资源与探测国家重点实验室一维油气成藏模拟实验装置（图4）。
图4 一维油气成藏模拟实验装置示意

Fig.4 Schematic diagram of one-dimensional hydrocarbon accumulation simulation experiment device

3.2　实验条件与实验方法

根据柴达木盆地英西地区下干柴沟组上段储层的实际地质条件，并结合实验室的实际情况，实验温度设置为120 ℃，实验流体为白油，黏度为11.7 mPa·s，地层水溶解性总固体（TDS）为250 g/L。
实验采用恒压法，岩心用苯和酒精混合溶液洗油，真空饱和地层水后使用环压泵给岩心施加围压，以白油为流动流体进行油驱水渗流实验。首先设定压力差∆p 1，注入模拟油，等出口流速基本稳定后，记录此时出口流速V 1、出口排出的油量Q1和排出的水量Q1′，然后改变注入压力差为∆p 2后继续实验，以此类推分别记录恒定平衡压力差∆p 2，∆p 3，∆p 4，…，∆p 10下的出口流速V 2，V 3，V 4，…，Vn和出口排出的油量Q2，Q3，Q4，…，Q n以及排出的水量Q3′，Q4′，…，Q n′。

3.3　实验结果

3.3.1　石油运移特征

石油运移渗流曲线表现出以下特征：首先，运移渗流特征曲线不通过坐标轴的原点；其次，运移渗流特征曲线在低压力梯度下呈现非线性特征，呈上凹型，随着压力平方梯度的增大，渗流曲线逐渐由非线性向线性过渡［图5（a）］。
图5 英西地区岩心石油运移渗流曲线

（a）8块岩心石油运移渗流曲线；（b）第Ⅰ类石油运移渗流曲线；（c）第Ⅱ类石油运移渗流曲线；（d）第Ⅲ类石油运移渗流曲线。图中1~8号为样品编号，下同

Fig.5 Migration and seepage curves of core oil in Yingxi area

在初始为100%饱含水的岩心内，油驱水运移存在阻力，该阻力为最小运移压力梯度，当流体充注压力梯度大于该值时，油气能够发生运移，渗流曲线呈上凹型；当油气在储层发生稳定运移之后，渗流曲线为拟线性曲线，此时压力梯度为石油最小稳定运移压力梯度［33］（图6）。
图6 石油运移渗流示意［34］

Fig.6 Schematic diagram of oil migration and seepage ［34］

实验结果表明，各个样品的最小运移压力梯度和最小稳定运移压力梯度范围分别为0.091 9~5.431 4 MPa/cm、0.174 3~5.468 7 MPa/cm。8个岩心的石油运移渗流曲线大致可以分为3类（表3）：第Ⅰ类为3号岩心［图5（b）］；第Ⅱ类为4号、5号、6号、8号岩心［图5（c）］；第Ⅲ类为1号、2号、7号岩心［图5（d）］。
表3 最小运移压力梯度参数

Table 3 Minimum migration pressure gradient parameter table

类型 样品编号 岩性 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2）

最小运移压力梯度

/（MPa/cm）

最小稳定运移压力梯度

/（MPa/cm）
Ⅰ 3 砂质灰云岩 4.291 0.014 6 0.091 9 0.174 3
Ⅱ 4 含膏粉砂岩 4.14 0.008 1 0.601 4 0.640 0
5 含灰云粉砂岩 3.673 0.005 7 0.141 8 0.971 5
6 砂质灰云岩 4.428 0.00 71 0.141 6 1.526 4
8 含泥砂质灰云岩 5.133 0.009 4 0.245 2 1.203 5
Ⅲ 1 含膏含灰云膏岩 4.134 0.005 3 5.431 4 5.468 7
2 含泥灰云质砂岩 3.858 0.002 2 3.615 2 3.659 3
7 含灰云粉砂岩 3.298 0.004 5 3.4 4.753 7
第Ⅰ类样品的渗流曲线特征：储层渗透率大于0.01×10-3 μm2，平均渗透率和平均孔隙度分别为0.014 6×10-3 μm2和4.291%，最小运移压力梯度最小，为0.091 9 MPa/cm，最小稳定运移压力梯度也最小，为0.174 3 MPa/cm，渗流曲线斜率最大，最终达到的流速较高，为0.000 23 cm/s。
第Ⅱ类样品的渗流曲线特征：储层渗透率大于0.005 5×10-3 μm2，小于0.01×10-3 μm2。平均渗透率和平均孔隙度分别为0.007 6×10-3 μm2和4.343%。导致最小运移压力梯度变大，为0.141 6~0.601 4 MPa/cm，平均为0.282 5 MPa/cm，最小稳定运移压力梯度也变大，为0.640 0~1.526 4 MPa/cm，平均为1.085 4 MPa/cm。曲线位于第Ⅰ类样品渗流曲线和第Ⅲ类样品渗流曲线之间，最终达到的流速平均为0.000 105 cm/s。
第Ⅲ类样品的渗流曲线特征：储层渗透率小于0.005 5×10-3 μm2，平均渗透率和平均孔隙度分别为0.005 6×10-3 μm2和4.375%，导致最小运移压力梯度最大，为3.400 0~5.431 4 MPa/cm，平均为4.148 9 MPa/cm，最小稳定运移压力梯度也最大，为3.659 3~5.468 7 MPa/cm，平均为4.627 2 MPa/cm，最终达到的流速平均为0.000 096 cm/s。

3.3.2　含油饱和度增长特征

将8块样品的含油饱和度增长曲线绘于同一坐标系内，可以发现以下几点规律（图7）：
图7 英西地区岩心含油饱和度增长曲线

Fig.7 Oil saturation growth curve of core in the Yingxi area

（1）整体来看，随压力梯度的增加，岩心内含油饱和度呈现先快速增大后缓慢增加，最终维持恒定不变的过程。
（2）对于不同的样品，所能达到的最终含油饱和度不同（表4）。最终含油饱和度普遍分布在45%~90%之间。
表4 含油饱和度增长实验结果

Table 4 Experimental results of oil saturation growth

类型 样品编号 岩性 孔隙度/% 渗透率/（10-3 μm2） 最终含油饱和度/%
Ⅰ 3 砂质灰云岩 4.291 0.014 6 88.57
Ⅱ 4 含膏粉砂岩 4.14 0.008 1 54.5
5 含灰云粉砂岩 3.673 0.005 7 53.7
6 砂质灰云岩 4.428 0.007 1 68.19
8 含泥砂质灰云岩 5.133 0.009 4 70.2
Ⅲ 1 含膏含灰云膏岩 4.134 0.005 3 57.9
2 含泥灰云质砂岩 3.858 0.002 2 56.35
7 含灰云粉砂岩 3.298 0.004 5 45.33
（3）不同样品，随压力梯度的增加，含油饱和度增长趋势不同，体现为各样品在含油饱和度增长过程中，曲线出现大量交叉，主要是因为不同样品的孔隙结构不同，含油饱和度增长有所不同。
根据3类样品的饱和度增长曲线规律，结合之前的石油运移渗流曲线参数，分别对其命名（表5）。
表5 3种运聚类型样品饱和度增长特征

Table 5 Saturation growth characteristics of samples of three types of migration and polymerization

类型 运聚类型名称 主要岩性 平均孔隙度/% 平均渗透率/（10-3 μm2） 最终含油饱和度 增长速率
I 快速增长—高饱和度 灰云岩 4.291 0.014 6 高 快
II 中速增长—中饱和度 灰云岩、粉砂岩 4.343 5 0.007 6 中 中
III 慢速增长—低饱和度 粉砂岩、膏岩 4.375 0.005 6 低 慢
第Ⅰ类：快速增长—高饱和度油气聚集模式。储层渗透率大于0.01×10-3 μm2，石油在储层运移过程中，最小运移压力梯度小，充注速度较快，具有高最终含油饱和度特征，数值为88.57%，含油饱和度增长曲线随着压力梯度的变大增长速度快。
第Ⅱ类：中速增长—中饱和度油气聚集模式。储层渗透率大于0.005 5×10-3 μm2，小于0.01×10-3 μm2，石油在储层运移过程中，表现为最小运移压力梯度，充注运移速度中等，具有中等最终含油饱和度特征，范围为53.70%~70.20%，均值为61.65%。含油饱和度增长曲线随着压力梯度的变大增长速度中等。
第Ⅲ类：慢速增长—低饱和度油气聚集模式。储层渗透率小于0.005 5×10-3 μm2，石油在储层运移过程中，最小运移梯度大，充注速度慢，具有低最终含油饱和度特征，范围为45.33%~57.9%，均值为53.19%。含油饱和度增长曲线随着压力梯度的变大增长速度缓慢。
综合3类致密储层样品的石油运移渗流曲线和饱和度增长曲线，呈现第Ⅰ类运聚特征的致密储层中，油气更容易运移和聚集。第Ⅱ类运聚类型的储层和第Ⅲ类运聚类型的储层中石油运聚成藏能力依次变差。

4 讨论

4.1　储层孔隙结构对石油成藏的影响

储层物性对于油气运聚具有重要影响。结合压汞参数可以发现，Ⅰ类含油饱和度增长类型的孔隙结构参数最优，最大孔隙半径、平均孔隙半径、均质系数、最大汞饱和度均最大，排驱压力最小。Ⅲ型压汞参数与之相反，Ⅱ型压汞参数位于两者之间。Ⅱ型孔隙结构参数上更偏近Ⅲ型，可能是由于高压压汞实验更偏向表征半径大于50 nm的大孔［35］，英西地区的储层过于致密，存在许多小孔。
最小运移压力梯度和最小稳定运移压力梯度与渗透率呈负相关关系（图8），最终含油饱和度和渗透率呈正相关关系（图9）。对于孔隙结构较好的样品来说，石油开始充注所要克服的毛细压力较低，往往在较低的压力梯度下便出现石油的充注。随着驱替压力的增大，充注过程中石油所能克服的毛细压力越大，石油能够进入越小的孔隙。渗透率越大，孔隙结构参数越优，致密储层越容易发生油气充注，并且最终含油饱和度越大。孔隙度对储层运聚特征影响不明显。
图8 渗透率和最小运移压力梯度、最小稳定运移压力关系

Fig.8 Relationship between permeability and minimum migration pressure gradient and minimum stable migration pressure

图9 渗透率和最终含油饱和度关系

Fig.9 Relationship between permeability and final oil saturation

4.2　储层岩性和润湿性对石油成藏的影响

英西地区下干柴沟组上段主要含有灰云岩、膏岩、粉砂岩3种岩性。灰云岩样品油气运聚类型包括Ⅰ型、Ⅱ型；膏岩样品含油气运聚类型为Ⅲ型；粉砂岩样品油气运聚类型包括Ⅱ型、Ⅲ型。总体上，灰云岩储层运聚能力好于粉砂岩储层和膏岩储层，致密油在灰云岩储层中运移更容易。各矿物成分对储层运聚特征影响不明显，通过前文分析笔者发现，灰云岩储层孔隙结构参数好于粉砂岩和膏岩，说明孔隙结构才是影响英西地区储层渗透率的重要因素。英西地区储层岩石润湿性对储层运聚特征影响同样不明显，接触角对油气运聚影响有限。

4.3　致密储层石油运移动力学机制

通过前面分析，可以得出英西地区低孔特低渗储层的石油运移临界条件主要包括储层物性条件和驱替动力条件2个方面。为探究英西地区致密油运移临界条件及其影响因素，绘制了英西地区致密油运移模式解释图版（图10）。
图10 英西地区致密油运移模式解释图版

Fig.10 Interpretation chart of tight oil migration mode in the Yingxi area

致密油的运移受储层渗透率和驱替压力的耦合控制，以储层渗透率为横坐标，驱替压力梯度为纵坐标，致密油发生运移的临界条件为：y=5.841 6e-318.6 x，当驱替动力大于最小运移压力梯度时，致密油能够在储层中进行大规模运移，反之则无法进行大规模二次运移，致密油只能在一定的范围内近源聚集；致密油稳定运移的临界条件为：y=9.848 1e-269.9 x，当驱替动力大于最小稳定运移压力梯度时，致密油能够在储层中形成稳定通路。非运移区指致密油无法发生有效运移，非稳定运移区指致密油开始发生有效运移，稳定运移区指致密油发生稳定有效运移。
通过致密油运移模式解释图版（图10），油气在英西地区致密储层中运移特征如下：由于岩石孔隙结构影响，油气向储层中运移存在阻力，当排驱压力大于发生运移的临界条件时，油气开始向储层内充注，但此时油气还未克服运移通道内全部阻力，无法形成有效稳定的运移通道。当排驱压力大于稳定运移的临界条件时，油气在储层内形成稳定运移通道，油气在储层内稳定运移。

5 结论

柴达木盆地英西地区致密储层主要包括灰云岩、粉砂岩、膏岩3类，灰云岩相对粉砂岩储层和膏岩储层，储层物性更好，孔隙结构参数更优，渗透率主要受孔隙结构影响。综合致密油的运移和聚集特征，灰云岩储层运聚成藏能力强于粉砂岩储层和膏岩储层。
柴达木盆地英西地区致密油的运聚特征受储层渗透率和驱替压力耦合控制，渗流特征表现为非达西流，存在启动压力。储层渗透率越好，储层最小运移压力和最小稳定运移压力越小，最终含油饱和度越大，石油在储层中的运移越容易。
柴达木盆地英西地区致密油的运聚模式可以分为3类：第Ⅰ类为快速增长—高饱和度型，储层类型主要为灰云岩，储层渗透率大于0.01×10-3 μm2；第Ⅱ类为中速增长—中饱和度型，储层类型主要为粉砂岩和灰云岩，储层渗透率大于0.005 5×10-3 μm2，小于0.01×10-3 μm2；第Ⅲ类为低速增长—低饱和度型，储层类型主要为粉砂岩和膏岩，储层渗透率小于0.005 5×10-3 μm2。
柴达木盆地英西地区致密油发生运移的临界条件为y=5.841 6e-318.6 x；柴达木盆地英西地区致密油稳定运移的临界条件为y=9.848 1e-269.9 x（x为储层孔隙度，y为驱替压力梯度）。通过发生运移的临界条件和稳定运移的临界条件可以明确英西地区致密储层中油气运移和成藏特征。

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