页岩气远景区评价技术综述

页岩气远景区评价技术综述

0储层基质渗透率低经过40a的发展，天然气工业的目标层从传统的天然气储层发展到致密气储层，最终发展到具有低渗透渗透性的普通和有限气储层。然而，从岩石储层获取商业气资源尤其困难。有利储层的基质渗透率已经从毫达西(常规气)降到微达西(致密气),再到毫微达西(页岩气)。因此,只有通过对页岩储层进行详细的勘探评价,充分了解页岩储层特征,找出有利的页岩气勘探开发区域,才能进行页岩气的商业性生产。1元材气远景区评价指标及评价方法1.1评估指标1.1.1岩石学和地质特征页岩厚度对页岩气藏开发有重要意义,但有机质丰度(TOC)的垂直浓度是最重要的。在页岩气远景区,至少有一个区域有较高的TOC含量,且至少有45.72m的连续厚度。这将成为水力压裂垂直区域内的可行性目标。如果TOC含量垂向上超过152.4~304.8m或者更多,那么其水力压裂效应与低潜能岩石相比将会被分散。Barnett页岩最大厚度为91.44m,然而,在60.69m厚度处,垂向的有机组分占绝大比例,其产能较好的井也都在该处。具有高初始生产速率的Haynescille页岩气田,其高TOC含量区还不到45.72m。美国5大页岩气勘探开采区的页岩净厚度为9.14~91.44m,其中产气量较高的Barnett页岩和Lewis页岩的平均厚度在30.48m以上。我国南方地区的下寒武统烃源岩平均厚度为139m,下志留统烃源岩厚为100~700m;华北—东北地区济阳坳陷页岩厚度在100m以上,鄂尔多斯盆地上三叠统延长组泥页岩厚度为300~600m;青藏地区中—古生界泥页岩地层厚度也较大,均为较好的页岩气开发区。1.1.2页岩有机碳含量分布有机质丰度(TOC)至少应为2%,它主要取决于沉积环境和热演化程度。沉积之初,温度、盐度、水体深度适宜的古地理环境,水生生物发育相对繁盛,有机质生产效率高;还原、缺氧条件有利于有机质保存;陆源碎屑供应量增多,有机质遭到稀释,含量相对减少。有机物进入成岩作用、深成热解作用及后成作用,成熟度加深,生产大量油气。研究表明,多数盆地的页岩中有机碳含量(TOC)与页岩产气率之间都有良好的线性关系。北美页岩气勘探目标绝大多数选择TOC含量大于2%,甚至4%以上的地区。美国五大页岩气系统页岩总有机碳含量较高,分布范围大,为0.5%~25%,可分为2类:Antrim页岩和NewAlbany页岩的TOC含量较高,一般分布于0.3%~25%之间;而Ohio页岩、Barnett页岩和Lewis页岩的TOC含量在0.45%~4.7%之间。我国四川盆地下寒武统筇竹寺组的有机碳含量为1.0%~11.07%,普遍大于1%;龙马溪组的有机碳含量一般分布在0.51%~4.88%之间,最高可达9%左右,含气量较高。干酪根类型也影响着页岩气的产生,其类型有Ⅰ型、Ⅱ型和Ⅲ型。Ⅰ型干酪根(油亲干酪根)是一种好的气体来源,Ⅰ型干酪根和Ⅲ型干酪根具有较高的IH值。干酪根与成熟度也有很大关系,只有达到一定成熟度才能生烃。如果RO>1.4%,确保石油已经被裂解为湿气;如果RO>2.0%,确保凝析气已被裂解为干气。图1展示了Woodford页岩干酪根岩心的显微图片。图1a中页岩TOC含量有35.5%。图1b中的燧石TOC含量有6.4%,两者都有较高的TOC含量。我国济阳坳陷古近系沙河街组泥页岩较发育,其TOC含量高,可达10%以上,有机质类型以腐泥型—混合型为主,有机质成熟度处于未熟—高成熟阶段,具备形成页岩气藏的物质基础。1.1.3岩的其他类型和岩石学特性在热成因页岩储层中,当页岩中TOC达到一定指标后,有机质的成熟度则成为页岩气源岩生烃潜力的重要预测指标,含气页岩的成熟度越高表明页岩生气量越大。镜质体反射率,即热成熟具有1.0%<RO<3.0%特征。因为目前的浅层页岩可能会由于之后的隆起而埋得更深,从而具有比当前埋深更高的RO值,因此需评价区域的埋深和以后的隆起。需注意埋藏过深的页岩,因为RO>3.0%是油气破坏的起始点。一般RO值处于1.2%~1.4%之间适宜,如FortWorth盆地Barnett页岩气开发区位于RO>1.1%的生气窗,该地区无定型有机质占95%~100%,有机质丰富。图2阐述了干酪根类型、RO\,最高温度(Tmax)和油气产生的关系。在我国南方地区,四川盆地西南部的筇竹寺组页岩和龙马溪组页岩处于过度成熟阶段,前者RO值在1.83%~3.23%之间,后者超过3.0%,而在我国华北—东北地区的济阳坳陷页岩成熟度大多低于2%。因此,相比较来看,后者可能产生的页岩气流量要低于前者。1.1.4岩石学指标检测含气页岩实际上是粒径尺寸的泥岩,范围从粘土(<5μm),到粉砂岩(5~63μm),到砂岩(>63μm)。通常它们都含有较高的石英含量,石英含量的增加能提高岩石的脆性。充足的黄铁矿是无生物扰动的缺氧深水沉积的良好指标。页岩中如粘土、石英等矿物类型对页岩储层有一定影响。一般而言,铁镁质岩石类型的蒙脱石粘土和火山起源的粘土在钻井和水力压裂时都存在粘土膨胀问题,气体采收率差。高岭石和花岗岩类的伊利石对钻井和清水压裂液的负面影响最小。通过X-射线衍射和电缆测井能够轻易的辨别出这些成分。有时也可在压裂液中添加2%~4%的KCL来最大程度的减少粘土膨胀效应。通过对四川盆地其筇竹寺组页岩和龙马溪组页岩X-射线衍射分析发现,其石英、长石和黄铁矿的平均含量为30%~64%,且石英及方解石等脆性矿物含量均超过40%;粘土矿物主要为伊利石,含量平均在31%~51%之间,不含蒙脱石,其中筇竹寺组的伊利石含量平均值为83.5%,比龙马溪组高。1.1.5储层渗透率—渗透率(K)含气页岩渗透率很低,在(0.001~0.00001)×10-3μm2之间。致密砂岩层的渗透率为(0.1~0.001)×10-3μm2。将含气页岩的渗透率与致密砂岩层的渗透率进行比较,图3展示了含气页岩的渗透率测量。根据含气页岩岩心的数据绘出的渗透率—孔隙度曲线表明,致密含气砂岩和更加致密的含气页岩之间有不同的渗透率。页岩与致密砂岩储层有相近的孔隙度,但是页岩的渗透率不足砂岩的1×105。由于储层孔隙度与渗透率有一定关系,因此,页岩中的粉砂岩是高初始流速的主要原因。目前,含气页岩的采收率在8%~15%之间,并会随着井距的减小和压裂设计与效率的提高而不断升高。水力压裂后,会产生垂直方向和水平方向的渗透率。高TOC值也会增加原地渗透率,极大地提高预期的最终采收率。美国采用GRI页岩岩心测定法研究认为,其渗透率一般小于0.1×10-3μm2,平均喉道半径不到0.005μm。我国四川盆地页岩也进行了储层物性分析,认为筇竹寺组页岩和龙马溪组页岩孔隙度平均在1.6%左右,渗透率在(0.001~0.11)×10-3μm2之间,平均值为0.019×10-3μm2。1.2评估方法1.2.1物理测井模型建立测井和取心是页岩气储层评价的主要方式。页岩气井测井主要是指气层、裂缝、岩性的定性与定量识别(表1)。而岩心分析则主要用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC值和吸附等温曲线。页岩气具有不导电、密度小、含氢指数低、传播速度慢等物性,因此,气层测井会显示高电阻、高声波时差、低体积密度、低补偿中子、低光电效应等特征。可用Triple-combo测井获取密度、γ射线、电阻率、中子和密度孔隙度;用声波测井获取岩石的力学性质,并识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据;用成像测井识别出裂缝和断层,并对页岩进行分层;用脉冲伽马能谱(PSG)测井可精确测量大范围不同性能下的含油饱和度和井眼状况,从而提高采收率;而且DEN-CNL、AC-CNL曲线经岩性及环境影响校正后进行重叠,可根据差异判断气层,利用3条孔隙度曲线和电阻率曲线及数字处理成果进行综合评价。裸眼井测井技术用于建立代表性的岩石物理测井模型。建议开始时不仅要采用基本的Triple-combo伽马测井、电阻率测井和孔隙度测井,还应采用更高级的测井技术,如核磁共振。一旦资源全面开发时,可以只采用基本的Triple-combo测井体系,偶尔在进行某些参数验证时可以采用高级测井技术。不同阶段的测井技术也不同,具体如下:(1)勘探阶段的测井:Triple-combo、光谱分析和微电极测井(页岩评价)、偶极子声波测井(力学特性)、成像测井(裂缝识别和定向)、激光地层和泥浆测井(矿物成分和油气显示)、中子脉冲测井。(2)垂直开发阶段的测井:Triple-combo、微电极测井、泥浆测井、中子脉冲测井。(3)水平开发阶段的测井:LWD伽马射线、激光地层、泥浆测井、中子脉冲测井。岩石物理测井模型在描述和评价页岩气藏方面具有重要意义。它是裸眼井测井数据和实验室数据的混合,对页岩资源进行描述。以页岩物理测井模型为例,物理测井模型提供的信息可分为2部分:一是原始裸眼井测井数据;二是推算出的信息,包括矿物成分、岩石特性、含气量、TOC、干酪根和页岩孔隙度等。使用这些信息可进行完井层段的选择。对特定地区的测井资料进行研究可以获得有机质丰度、岩石脆性和泥浆测井气体显示等信息。来自于成像测井的信息也包含在测井资料中。再通过从页岩试样上获得的实验数据对测井模型进行校正。实验测量的矿物成分和岩石特性被用于估算岩石脆性和压力剖面。有机质的测定数据被用于校正地质储量、页岩气含量、游离气、吸附气和干酪根的推算。研究表明,在直井中,必须有充足的累积有机质含量以便于经济性天然气的生产。Russum描述了页岩气储层的筛选标准,其中TOC-FT的指标大于30。所以,除非页岩有机质丰富,否则就需要对大段垂直长度进行多次压裂来暴露充足的储层岩石。通常垂直井的测井程序有:Quad-combo(伽马射线测井、电阻率测井、体积密度测井、中子孔隙度测井和声波测井)、方位井眼成像和光谱测井。有时,工作者甚至会在测井程序中结合核磁共振测量和取心。这些测量和岩心试样用于提供关于储层特性的岩性物理和地质力学评估。我国南方、华北—东北、西北等地区暗色页岩较为发育,有机质丰度和成熟度高,通过对这几个地区的老井测井资料进行分析有助于找到页岩气藏。可见,测井评价技术适合于页岩较为发育地区资源的勘探,对于页岩不发育和测井资料难以获得的地区不太适用。而且为了保证数据的可靠性,最好能结合取心,对相关参数进行对比。1.2.2岩心裂缝:岩心初心、目标导向随着技术进步,越来越多的页岩气生产者开始钻水平井,这是因为水平井与储层有更大的接触面积,可以提高单井产量。而且,技术进步也使得大多数有线传输测量可以在LWD中获得。LWD和BHA的结合提供了关键的地层评价信息,有助于准确确定井位,并横穿目标结构进行储层描述,而且需要很少的额外时间或精力花费在重要轨迹上。在垂直井眼评价原理的基础上,利用LWD获取的最优水平测井包括Quad-combo测井、斯通利延迟、方位井眼成像测井,井径和光谱测量。由于LWD具有很高的遥测率,在钻井的同时可以传输关键的测量结果。图4显示了正在钻进的水平井的实时解释结果。这一分析呈现了井径;伽马射线和σ数据(轨迹1);矿物成分数据,随着页岩体积的变化用不同的颜色呈现(轨迹3);满井眼方位密度图像展示了随着井眼切割整个薄基层时薄层的情况(轨迹4);电阻率和孔隙度测量(轨迹5和轨迹6);地层岩性显示了给定深度的每种矿物成分(轨迹7)和水平段碳氢化合物含量,从而能改善储层目标区(轨迹8和轨迹9)。这种超前解释允许利用强健的地层评价做出实时合理的决定。许多成功的页岩气井都与页岩体内横贯的天然裂缝群或网络有关。了解页岩气储层天然裂缝类型、打开/闭合、分布和方位对于提高整个增产效率和降低完井难度是十分必要的。通常裂缝侦测的一种方法是使用高分辨率的井眼成像,我们可以在高分辨率的LWD侧向测井视电阻率图像上清楚地看到裂缝。利用这些图像可以辨别出天然裂缝、钻井诱导的裂缝和井眼钻孔。结合其他岩石物性数据,可进行综合的定量裂缝分析来计算裂缝密度、裂缝长度和裂缝开度。裂缝监测和表征的另一种技术是利用斯通利波的敏感性来打开裂缝。Tezuka模拟和波场分离被用于辨别井眼效应。通过对比裂缝识别的图像结果可以区分闭合和打开的裂缝系统。这一信息在完井设计方面十分重要,因为在许多盆地地区,闭合的裂缝常常是较好的水力压裂增产的目标,而打开的裂缝则会消耗水力压裂的能源并扩展到不必要的水区。利用盆地特定页岩气物理模型并结合LWD测井测量可以得出页岩气特征。这些物理模型是由各个页岩气盆地发展起来的,并用岩心附近的数据进行过校正。这一模型广泛应用于页岩气开发地区。当开发盆地内新的区域时,需取新的岩心对模型进行再次校正,尤其是当流体发生变化或者矿物成分出1现变化。页岩气评价依赖于光谱数据,并将其作为主要组成部分,用于提供有关地层岩性的详细岩相描述。光谱描述为地层组分提供了精确的评价,包括粘土、碳酸根离子、硬石膏、石英、长石和云母,但不包括有机质,如干酪根。结合Triple-combo测量,2种分析的区别使干酪根含量和孔隙度的定量评价得以进行。高级页岩气物理模型有助于确定岩性和复杂页岩矿物成分,包括粘土类型和定量分析。此外,模型还能计算总的有机质含量(TOC)、流体饱和度、有效孔隙度、基质渗透率和气体的地质储量(游离气和吸附气)。粘土类型的了解对于水力压裂流体的选择和由膨胀粘土体积和分布决定的微调压裂设计都十分重要。由于页岩气储层与常规储层相比具有较低的渗透率和孔隙度,水平井的成功取决于水平段多级水力压裂实施的有效性。水平段精确的物理模型和压力剖面影响射孔和阶段策略,而阶段策略有助于整个增产的有效性和更加经济的完井决策的做出。此外,利用LWD还可以获得声波数据,如斯通利波和声波测井油气指示(ALHI),后者可以通过Vp/Vs与纵波时差(TCO)交会图推算出来。由于压缩和剪切传输(骨架和孔隙空间仅对比骨架空间)的不同,响应差异可以用来产生气体指示,而Brie交会可进一步被用于饱和度分析。用传播物理学来证实气体的物理定量分析,加强整个评价体系。LWD声波数据的压缩和剪切时差被用于推算水平段的岩石力学性质。将压缩和剪切时差测量作为输入量输入到三维各向异性力学地球模型中,通过模型可以计算弹性模量、泊松比、单轴抗压强度(UCS)、应力梯度和应力方向。该模型保证了具有对称特点的横向各向同性水平轴(TIH)。在一口普通均质各向同性井(HI)应用二维多孔弹性应力方程,在TIV/TIH对称系统中,压力方程必须结合垂直和水平轴的杨氏模量和泊松比测量。理论预测认为,当一口井穿透这样一个TIH对称系统时,很可能会出现大角度裂缝,而且最小和最大水平应力之间应力差的动态范围会增加。由于最小和最大水平应力的差值控制着裂缝增长的范围和类型,而且是观察到的最好的生产相关关系,因而最小和最大水平应力的差值是十分关键的。需注意的是,这些压力差常常出现在不均质的岩石体积间隔。2barnett页岩岩心特征FortWorth盆地Barnett页岩是一套富含有机质的黑色页岩,是美国储量巨大的页岩气藏,目前已经获得成功开发。该地区Barnett页岩含有石灰、粘土、石英和白云石等矿物成分,其中石英、长石和黄铁矿含量为20%~80%(石英含量为40%~60%),碳酸盐矿物含量低于25%,粘土矿物含量通常小于50%,但是由于该地区流体的运动,导致Barnett页岩的矿物成分在下游地区较为富集。同样,其厚度在整个FortWorth盆地内也是变化的,在北部的平均厚度为91m,最深可超过305m,具有良好的开发前景。Barnett页岩的干酪根主要为Ⅱ型,位于成熟度(RO)高于1.1%的气窗内,一般处于1.2%~1.4%之间。其有机质丰度(TOC)往往在2%以上,甚至4%以上,如NewarkEast气田T.P.Sims2井采出的Barnett页岩岩心的有机碳质量分数为4.5%,而且该井Barnett页岩TOC(y)与页岩气产率(x)还存在y=27.538x+67.886的关系,利用相关信息和常规测井曲线即可识别优质的烃源岩,如声波时差—电阻率叠合法求取有机质丰度