页岩气成藏特征及富营养化评价

页岩气成藏特征及富营养化评价

随着多元化能源需求的增加，世界上非常常见的天然气资源重心逐渐转移到磺酸世界。同时,由于对页岩认识的提高和开采技术的改进,页岩气的开发技术已逐渐成熟。目前比较成熟的页岩气开发项目主要分布在美国和加拿大2个国家中的五大页岩气盆地。页岩气藏评价首先要在区域上进行地层格架、构造演化和沉积环境研究,在此基础上主要进行气藏的构造特征、厚度特征、有机质丰度及类型、有机质成熟度、岩石脆性度和储层特征研究,进而进行气层识别和储量评价。1页岩气井多井井系统页岩气是指以吸附、游离或溶解状态赋存于泥页岩中的天然气。页岩气在全球分布广泛,除了北美地区,主要分布在中国、非洲、亚太等地区。据估计,中国页岩气资源量高达26×1012m3,约占全世界资源量的22%(表1),北美富含有机质气源的页岩气盆地总潜在资源量约(14～28)×1012m3。世界上第1口页岩气井于1821年在美国完钻,当前页岩气开发在美国已十分常见。研究资料表明,页岩气藏没有明显的圈闭和盖层,较易保存或不易破坏,浅层和深层都能发育页岩气藏;页岩气储层以特低孔隙度、极低渗透率的富有机质页岩为主,一般发育裂缝;页岩气的烃源岩在有机质演化的各阶段能够连续供气,成藏过程中,烃类不靠水动力运移,原地成藏或极短距离运移,且连续聚集;页岩气的赋存状态多样,以游离态和吸附态为主,极少为溶解态;页岩气藏没有明显的气藏边界和气水界面,一般具有异常压力,不受构造控制,大面积连续分布;页岩气的资源总量大,但单井可采储量低于常规气藏;因气井单井产量低,需采用大长度水平井和多级分段压裂等技术进行开采;页岩气单井生产动态特征符合双曲递减规律,初期产量高,递减速度快,产量主要贡献于投产的前几年(图1)。2黄岩气评价技术2.1页岩气区域评价方法与常规天然气藏不同,页岩气藏本身存在一个自给系统,页岩既是气源岩,又是储层和封盖层,其生烃、排烃、运移、聚集和保存全部在页岩内部形成。由于页岩气藏有其独特的聚集成藏分布规律,因此其评价方法和开发方式不同于常规油气藏。页岩气区域评价主要进行地层格架建立、区域构造演化及古地理演化研究,以确定盆地内是否具有形成富含有机质页岩的古地理环境,识别富含有机质页岩的发育层位和分布层段以及其区域上构造和分布的稳定性。页岩气区域评价过程中,首先进行深度评价,一般富含有机质页岩需具有一定埋深其有机质才能成熟并达到生气门限,而且只有当页岩气藏具有一定埋深,储层压力达到一定值时,才能保存具有经济开采价值的天然气。通常盆地中心区或构造斜坡区为页岩气的有利富集区(图2)。2.2总有机碳、有机质热、脆性矿物含量页岩气藏的评价指标主要包括储层埋藏深度、储层厚度、有机质丰度、有机质热成熟度和页岩脆性度等。页岩气藏具有一定的保存条件,并非所有页岩都能成藏。可以成藏的页岩一般埋藏较深,成岩作用较强。从北美某页岩气藏顶面构造图看,气藏构造平缓,埋深较大,由北向南气藏主要埋深分布在4000～11000ft之间(图3)。富含有机质的页岩厚度应达到一定标准,一般情况下,有效厚度应大于15m,总有机碳含量较低的页岩厚度应大于30m以上,且页岩区域上需连续稳定分布,才能有效开发。北美某页岩气藏有效厚度分布范围在100～400m之间,这为水平井多级分段压裂开采提供了有利条件(图4)。页岩气成藏一般要求有机质丰度达到一定标准,依据美国的开发经验,总有机碳含量(TOC)一般应大于2.0%,总有机碳含量如能达到3.0%以上最好;有机质热成熟度(Ro)应在生气窗范围之内,一般应大于1.1%,有机质热成熟度如能达到1.5%以上较好。如北美某页岩气藏中总有机碳含量分布在1.0%～7.6%之间,有机质干酪根类型为Ⅱ1型,有机质热成熟度为0.47%～2.05%(图5)。脆性矿物的含量决定了页岩被压裂改造的能力,脆性矿物含量越高,页岩脆性度就越大,页岩越易被压裂改造。脆性矿物主要包括石英、方解石、白云石和长石等。通常情况下,页岩脆性矿物含量应大于30%～40%,脆性度才有利于压裂。如北美某页岩气藏,其页岩中的方解石、石英、斜长石和黄铁矿等矿物含量占岩石总重量的81%,而伊利石、蒙脱石和高岭石等黏土矿物含量只占19%,此套页岩脆性矿物含量较高,有利于压裂改造(图6)。此外,页岩气开采一般应选择页岩气区的优质区块进行钻井,此类区块一般有机质含量高,有机质演化过程中形成大量热解孔隙,发育天然裂缝等,这些区域页岩气产量一般较高。3岩相初步发现岩相系统岩相页岩气储量评价一般采用体积法,具体有2种:等值线图法和分区法。前者适用于井点资料丰富的地区,先计算每个井点的原始地质储量丰度,再勾绘原始地质储量丰度等值线图,利用积分法,求取页岩气原始地质储量;后者适用于只有少量井点资料的地区,首先根据地质特征对整个评价区域进行分区,有井资料的区域先计算井点原始地质储量丰度,地质储量丰度乘以该区的面积可得到原始地质储量,没有钻井资料的地区,利用地质特征类比法,得到该区地质储量丰度,乘以该区面积得到原始地质储量。3.1页岩气层岩性结构页岩气层由于含有丰富的有机质,测井响应特征与常规储层明显不同。通常情况下,干酪根形成于还原环境,可以使铀元素沉淀下来,从而使页岩气层具有高自然伽马放射性特征。由于干酪根的密度较低,介于0.95～1.05g/cm3之间,所以,其存在降低了页岩气层体积密度。同时干酪根还具有较高的含氢指数和较低的光电吸收指数,导致页岩气层具有高中子孔隙度、低光电俘获截面特征,而且页岩气层中一般饱含天然气,导致气层具有高电阻率特征。因此,可以利用测井曲线识别页岩气层。页岩气层一般参数的定量计算比较困难,主要由于页岩气层的岩石物理体积模型比常规储层更加复杂。页岩气层岩石骨架成分复杂。富含有机质,且有机质表面还吸附天然气;页岩气层不仅是储集层,也是烃源岩,需计算总有机碳含量、吸附气含量等评价参数。页岩气层参数需综合利用测井资料与钻井取心分析资料进行评价。3.1.1烃源岩声波时差总有机碳含量是分析页岩生烃潜力的重要参数。目前,Passey法是利用测井资料计算烃源岩总有机碳含量的最好方法。这种方法综合利用自然伽马、电阻率和声波时差曲线来计算烃源岩的总有机碳含量:ΔlgR=lgRR基线+Κ×(Δt—Δt基线)ΤΟC=(ΔlgR)×102.297-0.1688×RoΔlgR=lgRR基线+K×(Δt—Δt基线)TOC=(ΔlgR)×102.297−0.1688×Ro式中:Δt为烃源岩声波时差,us/ft;Δt基线为非烃源岩基线声波时差,us/ft;R为烃源岩电阻率,Ω·m;R基线为非烃源岩基线电阻率,Ω·m;K为刻度因子,0.02;Ro为有机质成熟度,%;TOC为总有机碳含量,wt%。3.1.2总有机碳含量估算方法页岩的孔隙度参数是评价其地质储量的重要指标。与常规储层相比,页岩气层富含有机质,对体积密度曲线影响较大。因此,在计算页岩孔隙度时,需要考虑有机质对体积密度曲线的影响。孔隙度计算公式为:ρlog=ρmatrix(1-ϕ-VΤΟC)+ρfluidϕ+ρΤΟCVΤΟCϕ=ρmatrix-ρlog(ρmatrixΤΟCρΤΟC-ΤΟC+1)ρmatrix-ρfluidρlog=ρmatrix(1−ϕ−VTOC)+ρfluidϕ+ρTOCVTOCϕ=ρmatrix−ρlog(ρmatrixTOCρTOC−TOC+1)ρmatrix−ρfluid式中:ρlog为页岩体积密度,g/cm3;ρmatrix为岩石骨架密度,g/cm3;ρfluid为流体密度,g/cm3;ρTOC为干酪根密度,g/cm3;VTOC为干酪根体积百分比,v/v;TOC为总有机碳含量,w/w;ϕ为页岩孔隙度,v/v。3.1.3表12rw法页岩气的勘探实践表明,含气量越高,测得的地层电阻率也就越大,这与常规油气藏的规律是一致的。一般地,由于页岩黏土含量较高,因此采用泥质校正后的归一化Wax—Simits饱和度公式来计算含水饱和度:1Rt=Snwtϕ-mt[1Rw+QvnSwt(1Rwsh-1Rw)]Qvn=Vsh×ϕtshϕtSwt=(Swt-Qvn)(1-Qvn)1Rt=Snwtϕ−mt[1Rw+QvnSwt(1Rwsh−1Rw)]Qvn=Vsh×ϕtshϕtSwt=(Swt−Qvn)(1−Qvn)式中:Qvn为归一化的阳离子交换容量,变化范围为0～1.0;ϕt为测井计算总孔隙度,v/v;Rt为地层电阻率,Ω·m;Rw为地层水电阻率,Ω·m;Rwsh为泥岩中的地层水电阻率,Ω·m;ϕtsh为泥岩总孔隙度,v/v;Swt为测井计算总含水饱和度,v/v;Swe为测井计算有效含水饱和度,v/v;a、b为岩性系数;m为胶结指数;n为饱和度指数。3.1.4储层岩石有机碳含量的求取兰格缪尔(Langmuir)等温吸附实验可以在特定温度下对特定岩心进行增压,模拟页岩在不同压力下的天然气吸附能力。利用测井资料求取地层条件下吸附气含量,需要先利用测井资料求得地层总有机碳含量,结合兰格缪尔等温吸附实验结果,经过地层温度和地层压力校正,最终可以求取地层条件下的吸附气含量,具体计算公式为:GC=Vlc⋅p(p+Ρlt)Vlc=Vlt⋅ΤΟClogΤΟCisoVlt=10(-0.0027(Τ+c4))Ρlt=10(0.005(Τ+c8))c4=logV1+0.0027⋅Τic8=logΡl-0.005⋅ΤiGC=Vlc⋅p(p+Plt)Vlc=Vlt⋅TOClogTOCisoVlt=10(−0.0027(T+c4))Plt=10(0.005(T+c8))c4=logV1+0.0027⋅Tic8=logPl−0.005⋅Ti式中:GC为地层吸附气含量,scf/t;p为地层压力,psi;T为地层温度,℃;Ti为岩心实验温度,℃;TOC为地层总有机碳含量,wt%;TOCiso为岩心总有机碳含量,wt%;Vl为兰格缪尔体积,scf/t;Pl为兰格缪尔压力,psi。3.1.5页岩气层开采关键参数确定有生产能力的页岩气层段厚度受多种因素影响,包括页岩骨架矿物成分、黏土矿物含量、总有机碳含量、孔隙度、流体饱和度和渗透率等。其中,总有机碳含量、孔隙度和流体饱和度对于确定页岩层是否具有开采价值非常重要。北美多个页岩气盆地的开采经验表明,要想实现经济开采,页岩气层必须符合或超过以下关键参数:总有机碳含量≥2%,孔隙度≥4%,含水饱和度≤45%及渗透率≥100nD。利用以上标准可确定有效页岩气层厚度。3.2储层精细度fre储量丰度是评估页岩气储量以及优选井位的重要参数(图7)。求得储量参数后进行储量丰度计算,一般以井点周围1mile2为标准进行计算,计算公式如下:ΟGΙΡ=ΟGΙΡfre+ΟGΙΡadsΟGΙΡfre=1546×A×h×ϕeff×(1-Sw)×ΡΖ×(Τ+459.67)×106ΟGΙΡads=1359.7×A×h×ρb×GC109式中:OGIP为页岩气储量丰度,bcf/mile2;OGIPfre为游离气储量丰度,bcf/mile2;A为单位面积,640acres(1mile2);h为储层厚度,feet;ϕeff为有效孔隙度,v/v;Sw为含水饱和度,v/v;P为储层压力,psi;T为储层温度,℉;Z为天然气偏差因子;OGIPads为吸附气储量丰度,bcf/mile2;ρb为地层体积密度,g/cm3;GC为地层吸附气含量,scf/t。4页岩气层识别和储量评价(1)随着油气资源需求的不断增长以及评价开采技术的成熟,页岩气必将成为未来天然气来源的重要组成部分。我国页岩气资源量巨大,国内石油公司应采取积极主动的措施,开展页岩气的深入研究和勘探开发。(2)页岩气有其独特的聚集成藏和分布规律,其评价方法和开采方式与常规油气藏不同。页岩气评价首先进行区域地层格架、构造演化和沉积环境研究,在此基础上进行构造特征、厚度特征、有机质丰度及类型、有机质热成熟度、岩石脆性度和储层特征研究,在地质特征研究的基础