渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系页岩油藏研究

渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系页岩油藏研究

0美欧两国岩油市开发的经验借鉴岩油是一种重要而固定的油气资源。中国广泛发育的陆相盆地中有丰富的岩油气。在传统的石油勘探中，经过勘探的页岩通常显示出油气，并获得石油供应[7、8、9、10、11、12和13]。北美等地区拥有一些开发页岩油的成功经验,但由于其页岩地质特征及研究程度与中国陆相页岩明显不同,其经验不能直接用于中国陆相页岩油的勘探开发。本文以具典型陆相盆地页岩特征的中国东部渤海湾盆地济阳坳陷东营凹陷古近系沙河街组页岩为研究对象,从地层能量角度,结合页岩物性特征、力学性质及含油性质等,分析陆相页岩油的可动性(可动油占总含油量的比例),以期为具有相似地质条件的陆相盆地页岩油研究提供思路和方法。1岩石地球化学特征东营凹陷为中国东部渤海湾盆地济阳坳陷的次级构造单元,凹陷长轴近东西走向,北部近东西向和北东向边界断层断裂活动强,控制了整个凹陷的沉积演化,使凹陷总体上呈“北断南超、北深南浅”的箕状结构。东营凹陷古近系页岩主要发育于沙河街组沙四段上亚段、沙三段下亚段和沙一段。由于沙一段埋深相对较浅,热演化程度低,并且东营凹陷已发现油气大多源自沙四段上亚段(Es4s)和沙三段下亚段(Es3x),本文以Es4s和Es3x页岩作为研究对象。Es4s沉积时期,湖水盐度较高,嗜盐微生物较多。由于湖水具有较稳定的盐度和密度分层,底水为富硫化氢强还原条件,有机质保存条件较好,从而形成了沉积于咸水—盐湖环境的湖相页岩。该层段页岩厚度一般为100~400m(见图1),由各个洼陷中心向边缘逐渐减薄。Es3x沉积时期,湖水有一定程度的淡化,强还原条件主要分布在深湖—半深湖区,但该时期湖水较深和湖泊较高的生产率弥补了有机质保存条件变差的不足,从而形成了沉积于微咸—半咸水环境的湖相页岩。该层段页岩厚度一般为100~300m(见图2),由各个洼陷中心向边缘逐渐减薄。东营凹陷最新钻探的页岩取心井牛页1井Es4s和Es3x页岩岩性、地球化学特征及物性特征如图3所示。岩性以纹层页岩、层状页岩为主,碳酸盐含量较高,中间夹部分泥质白云岩及泥质灰岩。Es4s和Es3x页岩有机碳含量一般为1%~5%,部分大于6%,热解参数S1多为4~8mg/g,部分样品大于20mg/g;氯仿沥青“A”含量一般为0.3%~3.0%,主要为0.5%~2.0%,因此Es4s和Es3x页岩大多具有较好的含油性和较高的有机质丰度。无机矿物组成中,黏土矿物含量主要为10%~70%,大部分样品小于50%。碳酸盐含量为5%~80%,大多为10%~60%。陆源碎屑石英与长石含量为5%~60%,主要分布范围为15%~30%,石英与长石含量较高的样品可能与页岩内粉砂条带较为发育有关。实验测定页岩孔隙度一般为6%~23%,平均约为12%。渗透率一般为0.001×10-3~500×10-3μm2,大部分样品渗透率小于1×10-3μm2。2岩浆岩的空隙度和力学性质的变化规律2.1深度对孔隙度的影响对东营凹陷页岩岩心进行孔隙度分析测试,绘制页岩孔隙度剖面(见图4)。总体上,Es4s页岩孔隙度为0.3%~36.9%,Es3x页岩孔隙度为0.21%~29.3%。页岩孔隙度随埋深变化整体呈两段式特征:2800m以浅,孔隙度随深度增加而减小,且变化明显;埋深达3000m,平均孔隙度有变大趋势,之后在一定深度范围内,随深度增加孔隙度整体变大;但达到一定深度后,孔隙度达到最大值后再次下降。2800m以浅,页岩处于正常压实和成岩作用深度范围;在3000m以深,由于页岩的大量生烃,一方面固体有机质转化为流体烃类使孔隙度增加,另一方面页岩生烃迅速,生烃增压积累,岩石的有效应力下降致使页岩孔隙度增加,因此页岩大量生烃是造成该深度段页岩孔隙度异常的主要原因。当埋深继续增加,达到一定深度后,生成的烃类流体中气态烃含量增加,整体分子量降低,黏度下降,更易于烃类排出,因此整体孔隙度再次下降。2.2页岩压缩系数随埋深的变化实验室一般采用覆压孔隙度测定方法测定岩石弹性压缩系数,即对岩石样品施加不同的有效应力,测定不同有效应力下的岩石孔隙度,计算岩石孔隙体积压缩系数,但页岩在施加应力过程中易破碎,难以获得孔隙体积压缩系数。本文采用声波测井和密度测井数据计算页岩的弹性压缩系数。东营凹陷页岩弹性压缩系数随深度变化明显,呈三段式特征(见图5):2800m以浅,页岩平均压缩系数随深度增加而迅速降低;2800~3500m页岩平均压缩系数先增大,后明显降低;3500~4000m压缩系数缓慢降低。页岩压缩系数的变化与其压实及成岩演化作用密切相关。2800m以浅,最初机械压实作用较为强烈,随着埋深进一步增加,成岩作用迅速增强。隋风贵等认为:在2000m以深,东营凹陷页岩中蒙脱石迅速向伊利石转化,伊蒙混层比明显减小,3000m左右伊蒙混层比基本稳定;2500m以浅,碳酸盐矿物以原生碳酸盐为主,2500~3100m,页岩中的原生碳酸盐逐渐发生重结晶,3100m左右时,原生碳酸盐逐步被重结晶碳酸盐所取代。因此,在2800m以浅,随埋深增加,机械压实作用增强,成岩矿物迅速转化,岩石力学性质变化明显,压缩系数迅速降低。在2800~3500m,尽管压实及成岩矿物转化作用趋于平缓,但页岩生烃作用进一步影响其岩石力学性质。2800m以深,页岩逐步进入生烃高峰阶段,一方面烃源岩大量生烃会使部分固态有机质转化为液态烃,从而形成部分次生孔隙,另一方面大量生烃导致超压,而超压会使页岩形成部分裂缝及微裂缝。由于孔隙及裂缝等体积增加,页岩内部所含流体增加,导致岩石整体压缩系数增高。但随着页岩达到一定的埋深,有机质演化程度进一步增加,页岩生成烃类流体中气油比增大,烃类流体密度及黏度逐步降低,页岩内流体的排出相对更为容易,超压程度降低,孔隙及微裂缝等体积逐步减小,因此页岩的压缩系数会再次迅速减小。在3500m以深,烃源岩生烃对页岩力学性质的影响已大大减弱,岩石力学性质主要受控于成岩作用,主要成岩矿物(蒙脱石、碳酸盐)的转化活动大大减弱,因此压缩系数变化也趋于平缓。由于共同受控于页岩的成岩演化过程,岩石压缩系数变化趋势与孔隙度变化趋势(见图4)相似。3岩浆油3.1氯仿沥青“a”含量确定的投资标准由于页岩致密,孔隙空间较复杂,且以微米—纳米级孔隙为主,常规方法难以准确测定页岩含油饱和度。另外,页岩中含有大量轻质烃,常规测定含油饱和度过程中轻质烃会大量散失,进一步导致含油饱和度测定结果偏低。张林晔等对页岩进行氯仿抽提,抽提出页岩中所有液态产物(氯仿沥青“A”),根据页岩氯仿沥青“A”测定数据和孔隙度分析数据,计算页岩含油饱和度;在氯仿沥青“A”测定过程中,由于抽提温度较高,抽提产物为C15+的烃类组分,也会导致轻质烃的部分损失。因此对于轻质烃含量较高的页岩,利用氯仿沥青“A”计算含油饱和度会产生较大误差。本次研究利用新鲜页岩,将样品分为两份:一份用氟利昂抽提方法测定页岩中轻质烃(C5—C14)含量;另一份利用氯仿沥青“A”抽提法测定页岩中氯仿沥青“A”含量。对不同深度的页岩样品分别测试轻质烃(C5—C14)含量和氯仿沥青“A”含量,根据不同深度段轻质烃含量与氯仿沥青“A”含量的关系,确定氯仿沥青“A”总烃量恢复系数的纵向变化规律,计算出页岩内总含油量,结合孔隙度测定结果,计算出页岩含油饱和度,绘制演化剖面(见图6)。Es3x和Es4s页岩(见图6和表1)含油饱和度主体为1%~80%,变化趋势为:首先含油饱和度随深度增加而升高,一定深度时,含油饱和度达到最大值,此后随深度增加含油饱和度迅速降低。Es3x和Es4s含油饱和度最大值分别对应生烃高峰,但两者的含油饱和度变化存在较大差异:Es4s页岩含油饱和度有两个高值区间(2200~2800m和3000~3800m),对应两个生烃高峰,即未熟—低熟油生烃高峰和成熟油生烃高峰;Es3x含油饱和度有1个高值区间(3000~3700m)。含油饱和度峰值区间差异主要与生烃母质有关:Es4s页岩沉积于咸水—盐湖相强还原环境,更有利于有机质保存,沉积了大量未熟—低熟油生烃母质;Es3x沉积水体盐度相对淡化,为微咸—半咸水沉积环境,未熟—低熟生烃母质数量相对较少,因而大量生烃区间更为集中。而同样深度段含油饱和度数值的差异,可能与湖相页岩的强非均质性有关,湖相页岩沉积过程中,受气候、水体及有机质生产力等方面波动的影响,有机质丰度必然存在较大差异。3.2饱和压力影响页岩油产出驱动类型的确定页岩气油比及原油饱和压力是石油工程中的重要参数。气油比决定页岩烃类流体的组成和页岩油产能特征。原油饱和压力影响页岩油的产出驱动类型:饱和压力越高,溶解气驱动能量越大,溶解气驱动产出流体的比例越大。饱和压力除了受温度、压力等控制,最主要的影响因素是气油比。由于页岩气油比和原油饱和压力难以直接获得,本文利用间接方法研究页岩气油比和饱和压力变化规律。3.2.1页岩气油比特征采用生烃物理模拟实验方法、生烃数值模拟方法和源内油藏统计方法间接分析页岩气油比变化规律。生烃物理模拟实验法和生烃数值模拟法根据生烃产物气油比反推页岩内流体的气油比;源内油藏统计法假定源内油藏流体近似于围岩页岩流体,根据油藏初期产出流体的气油比反推页岩内气油比。用源内常规油藏统计、生烃物理模拟实验与数值模拟相结合的方法反推页岩内气油比,多种方法综合研究更能够客观地反映页岩气油比的变化规律。图7为利用3种方法得到的页岩气油比变化剖面,3种方法得到的气油比存在一定差异,可能与方法的假设条件等有关。总体上随深度增加,页岩气油比变大。3700m以浅,随深度增加,页岩内气油比变化幅度相对较小,而3700m以深,气油比变化明显增大;尤其4000m以深气油比增加更明显。深度为4700m左右时,气油比最大可以大于10000m3/m3,深度为5000m时,气油比达到20000m3/m3以上。3.2.2原油饱和和饱和土体结构页岩油饱和压力变化趋势可以大致利用油藏统计资料确定,尤其是源内自生自储油层,其组成和物理性质与围岩内的流体性质更为接近。对于源外未饱和油藏,如能确定其从页岩排出到聚集过程中未发生明显油气分异,其气油比应该与其供油的页岩接近。图8为东营凹陷部分油藏气油比、饱和压力与深度关系图,可以看出,2000m以深原油饱和压力均低于静水压力,说明油藏内天然气在油中均未达到饱和(一般饱和压力等于或接近地层压力时达到饱和)。而2000m以浅饱和压力逐步接近于地层压力(2000m以浅一般无异常高压,地层压力近似等于静水压力),油溶天然气开始出溶。2000m以深的原油自烃源岩排出,向浅部运移过程中,饱和压力均低于地层压力,天然气均未出溶。这些原油的气油比和饱和压力近似等于其供烃烃源岩的气油比和饱和压力。而某种气油比原油出现的最大深度,即为排出该组成原油的烃源岩深度。并且此气油比的原油在最大深度时的饱和压力近似等于该深度页岩油的饱和压力。如气油比为100m3/m3的原油出现的最大深度约为3500m,原油饱和压力约等于14MPa,可认为3500m时,页岩内气油比约为100m3/m3,页岩内原油的饱和压力约等于14MPa。据此推测页岩油饱和压力随深度变化关系(见图8),随深度增加页岩内原油的饱和压力变大,4000m左右时原油的饱和压力约等于20MPa。4内流体特性的分析东营凹陷页岩油大多为未饱和原油,降压开采过程中,驱动能量分为明显两段:当地层压力大于饱和压力时,为弹性能量驱动阶段;当地层压力等于饱和压力时,开始溶解气驱动。根据页岩岩石弹性力学性质和页岩内流体性质等,可对弹性驱动可动油率及溶解气驱动可动油率进行计算。计算结果仅为一种可能性,即由原始状态到最终状态的理论可动油率,未考虑中间变化过程。天然条件下,由于页岩致密、渗透性较差,只有距井筒一定范围内的页岩油能产出。因此页岩油的可动量还与钻井数量及压裂等措施效果有关。本次计算的可动油率实际上是具备了良好的渗流条件(或者是天然具备,或者是经过压裂等措施改造而形成)而且距离井筒一定范围内的页岩的可动油率。东营凹陷缺少页岩油开采经验,且开采措施或技术手段不同,实际可采出的页岩油量也不同。本文计算的可动油率实际上为最大天然能量可动油率,对资源量的深入评价具有一定意义。4.1弹性可动油率计算方法由于页岩渗透性较差,流体排出困难,一般保持较高的流体压力,特别在3000m以深,页岩内均发育异常高压。由于高压,烃类等流体以压缩状态存在,储存大量弹性能量。在开采过程中,页岩油藏流体压力降低,一方面页岩油藏岩石所受有效应力增加,岩石孔隙体积减小;另一方面烃类等流体由于压力降低而膨胀,流体弹性能量部分释放。在孔隙减小和流体膨胀的双重作用下,驱动烃类等流体排出。根据油藏弹性可采储量计算公式,推导出页岩油弹性可动油率计算公式:计算过程中,Cr根据孔隙度剖面(见图4)、岩石体积压缩系数剖面(见图5)计算;Co根据源内油藏及部分高压物性分析数据确定;Cw一般随深度变化较小,根据杨通佑等经验公式计算;Soi根据页岩含油饱和度演化剖面(见图6)计算。由于东营凹陷页岩内原油饱和压力均低于地层压力,天然气主要溶解于油中,因此页岩内主要为油水两相,含油饱和度与含水饱和度之和为1。实测的地层压力变化较大,地层压力系数高者可达2,低值接近于1。因此本次计算采用平均压力系数,选取1.4,分别计算Es4s和Es3x的弹性可动油率(见图9)。可见,Es4s和Es3x弹性可动油率为4%~10%,总体上随深度增加而增大。Es4s页岩比Es3x页岩具有更高的弹性可动油率,埋深3900m左右两者趋于一致,原因在于同样深度范围内Es4s页岩具有更高的含油饱和度,但达到一定深度,含油饱和度差异对可动油率的影响较小,因此弹性可动油率相近。4.2岩心核磁共振分析当油层的地层压力降低至饱和压力时,溶解气出溶,驱动流体流出。页岩油地质储量为:枯竭压力下的剩余储量为:采出量为:则页岩溶解气驱可动油率为:对新取出岩心进行核磁共振分析,间接计算含气饱和度,测定结果一般约为5%,因此枯竭时含气饱和度选取5%进行计算。体积系数比(Boi/Bo)根据压缩系数及压力变化量计算:页岩油溶解气驱动可动油率计算结果如图10所示:2800~4000m,溶解气驱动可动油率为4%~22%,总体上随深度增加可动油率变大。可动油率变化与气油比及原油性质等条件有关,埋藏越深,气油比越高,原油越易于膨胀流动。总体上,Es4s可动油率略高于Es3x。4.3总可动油率特征根据弹性驱动可动油率与溶解气驱动可动油率,计算页岩油总可动油率:计算结果(见图11)表明,总体上随埋深增加,总可动油率增大,Es4s总可动油率大于Es3x。2800~4000m深度范围内,Es3x总可动油率为8%~28%,Es4s为9%~30%。总可动油率的影响因素包括岩石弹性特征、流体弹性特征、气油比、含油饱和度等。从页岩含油饱和度剖面(见图6)和页岩可动油率变化剖面(见图11)来看,3400m以深,页岩具有相对较高的含油饱和度,且页岩油可动油率迅速增加,而在3400m以浅,计算的页岩油可动油率较低,且变化较平缓。因此根据地层能量总体变化,可认为3400m以深是东营凹陷页岩油勘探开发的有利层段。5油气藏成岩年龄和储层质量特征东营凹陷古近系沙河街组Es3x和Es4s页岩具有陆相盆地页岩典型特征。页岩孔隙度随埋深变化整体呈两段式特征:2800m以浅,孔隙度随深度增加明显减小;埋深达3000m,平均孔隙度有变大趋势,之后在一定深度范围内,随深度增加孔隙度整体变大,达到最大值后再次下降。2800m以浅,页岩平均压缩系数随深度增加而迅速降低;2800~3500m页岩平均压缩系数先增大,后明显降低;3500~4000m压缩系数缓慢降低。Es3x和Es4s页岩含油饱和度主要为1%~80%,含油饱和度先随深度增加而升高,达到最大值后随深度增加含油饱和度迅速降低。随深度增加,页岩气油比总体变大:3700m以浅,随深度增加,页岩内气油比变化幅度相对较小,而3700m以深,气油比变化明显增大;尤其4000m以深气油比增加更明显。随深度增加页岩内原油的饱和压力变大,4000m左右时原油的饱和压力约等于20M