頁巖氣儲層的基本特征及其評價

蔣裕強 董大忠 漆麟 沈妍斐 蔣嬋 何溥為

1.西南石油大學資源與環境學院 2.中國石油勘探開發研究院 3.延長油田股份有限公司子長采油廠

頁巖氣儲層的基本特征及其評價

蔣裕強1董大忠2漆麟1沈妍斐1蔣嬋1何溥為3

1.西南石油大學資源與環境學院 2.中國石油勘探開發研究院 3.延長油田股份有限公司子長采油廠

頁巖氣獨特的賦存狀態,“連續成藏”的聚集模式,區別于常規天然氣儲層的特征以及評價內容等決定了頁巖氣儲層研究的特殊性。目前,國內針對頁巖氣儲層特征及評價的工作開展得相對較少,需要建立相應的評價標準。在大量調研國外文獻的基礎上,綜合利用四川盆地最新的淺井鉆探和野外露頭取樣資料,從常規儲層研究思路入手,詳細分析了頁巖氣儲層的基本特征(有機質特征、礦物組成、物性特征、儲滲空間特征),進而總結了頁巖氣儲層評價的主要內容;同時,借鑒美國頁巖氣勘探成功經驗,從實際資料出發,篩選出有機質豐度、熱成熟度、含氣性等8大關鍵地質因素,進而提出了一套較為適用的儲層評價標準。據該標準評價后認為,四川盆地下古生界筇竹寺組和龍馬溪組2套海相黑色頁巖具有良好的勘探開發前景。

頁巖氣 儲集層 溶蝕孔隙 有機孔隙 裂縫 評價內容 評價標準 關鍵地質因素

頁巖氣是指主體上以吸附和游離狀態存在于低孔隙度、特低滲透率,富有機質的暗色泥頁巖或高碳泥頁巖層系中的天然氣。在頁巖氣藏中,天然氣亦可存在于該層系中的粉、細砂巖,粉砂質泥巖或砂巖夾層中,在此討論的頁巖氣儲層專指頁巖。頁巖除具備儲集條件外,還作為頁巖氣藏的烴源巖和蓋層。如何對頁巖這一特殊儲層的特征進行描述、評價,正是筆者探討的問題。

1 頁巖氣儲層基本特征

1.1 有機質特征

頁巖氣儲層中含有大量的有機質,其豐度與成熟度對頁巖氣資源量有重要影響。頁巖氣吸附實驗結果也表明,頁巖中有機碳含量與頁巖氣的生氣率具較好的正相關性[1-3]。在相同溫壓條件下,富有機質的頁巖較貧有機質的頁巖具有更多的微孔隙空間,能吸附更多的天然氣,影響吸附氣多寡的關鍵因素是有機碳含量的高低。

美國5大含氣頁巖的有機碳含量均較高,其中Barnett頁巖有機碳含量介于2.0%～7.0%,平均為4.5%,Antrim頁巖和New A lbany頁巖有機碳含量部分超過20%,吸附氣含量最低為13%,最高可達70%(表1)。筆者依據四川盆地最新淺井及露頭分析資料,對該區下寒武統筇竹寺組和下志留統龍馬溪組頁巖進行分析,結果顯示筇竹寺組有機碳含量為1.0%～11.07%,普遍大于1%;龍馬溪組的有機碳含量一般分布在0.51%～4.88%,最高可達9%左右。可以推測,四川盆地下古生界2套頁巖吸附氣含量應該是較高的。

從美國主要產頁巖氣盆地頁巖氣成因看包括生物成因氣、熱成因和兩種混合成因氣,即包含低成熟度頁巖氣(Antrim頁巖Ro為0.1%～0.6%)、高成熟度頁巖氣(Barnett頁巖 Ro為1.0%～2.1%)和高低成熟度混合頁巖氣。由此可看出,頁巖儲層中有機質成熟度不是影響頁巖氣成藏的關鍵因素,但成熟度越高越有利于頁巖氣成藏。根據北美地區統計資料,頁巖氣成藏要求Ro>1.3%。

四川盆地西南部筇竹寺組頁巖總體熱演化程度高,其Ro一般分布在1.83%～3.23%;長芯1井揭示該井龍馬溪組頁巖 Ro值均超過3.0%,平均可達3.21%。2套頁巖在區域上 Ro最低也接近或大于2.0%,表明這2套頁巖進入了過成熟演化階段,具備形成頁巖氣藏的條件。伴隨天然氣生成作用產生的微裂縫也有利于儲存更多的游離氣。

1.2 礦物組成

頁巖儲層的礦物組成除常見的黏土礦物(伊利石、蒙皂石、高嶺石)外,還混雜有石英、長石、云母、方解石、白云石、黃鐵礦、磷灰石等礦物。

北美地區Barnett頁巖的石英、長石和黃鐵礦含量為20%～80%(其中石英含量為40%～60%),碳酸鹽礦物含量低于25%,黏土礦物含量通常小于50%。四川盆地下古生界2套頁巖的X射線熒光衍射(XRD)分析結果總體與Barnett頁巖相似(圖1、表2),其石英、長石和黃鐵礦的平均含量為30%～64%,碳酸鹽礦物的平均含量低于20%,極少數為0,黏土礦物含量平均在31%～51%。與Barnett頁巖對比,龍馬溪組的硅質含量偏少,筇竹寺組的含量偏多,但龍馬溪組的碳酸鹽礦物含量較高,而筇竹寺組的含量偏少。研究表明,石英等脆性礦物含量高有利于后期的壓裂改造形成裂縫;碳酸鹽礦物中方解石含量高的層段,易于溶蝕產生溶孔。

Bow ker研究認為,Barnett頁巖層中黏土礦物主要為微含蒙皂石的伊利石[10]。四川盆地及鄰區筇竹寺組和龍馬溪組頁巖儲層黏土礦物分析結果也表明其組成主要是伊利石,其次為綠泥石,不含蒙皂石,有少量的高嶺石和伊/蒙混層(表3、圖2)。筇竹寺組的伊利石含量較龍馬溪組高,平均值為83.5%,I/S混層比在0～40%,平均為32.5%;龍馬溪組的綠泥石平均含量為15.67%,I/S混層比平均為10.72%。

研究表明,頁巖氣儲層中黏土礦物的含量與吸附氣含量具有一定的關系,其中最主要的是伊利石;蒙皂石類膨脹性黏土礦物不利于對后期儲層壓裂造縫。

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圖2 四川盆地及鄰區下古生界黑色頁巖黏土礦物相對含量變化圖

1.3 物性特征

北美地區頁巖氣儲層物性評價采用了美國天然氣研究所(1996)研制的 GRI頁巖巖心測定方法。該方法不僅可以測定頁巖基質總的孔隙度,還可以測定出含氣孔隙度,且測定出的頁巖滲透率最低可達10-14mD[11]。國內目前不具備此技術,只能按常規儲層物性分析方法測試,故不能與北美頁巖物性進行比對。

頁巖氣儲層具低孔、特低滲致密的物性特征。美國主要產氣頁巖儲層巖心分析總孔隙度分布在2.0%～14.00%,平均為4.22%～6.51%;測井孔隙度分布在4.0%～12.00%,平均為5.2%;充氣孔隙度分布在1.0%～7.5%,充水孔隙度為1.0%～8.0% (表4)。滲透率一般小于0.1 mD,平均喉道半徑不到0.005μm[2]。

四川盆地頁巖儲層物性分析取得部分孔隙度資料,因滲透率測試靈敏度低未測出。資2井筇竹寺組黑色粉砂質頁巖樣品物性分析孔隙度分布在1.0%～2.5%,平均孔隙度為1.58%;資3井硅質頁巖的孔隙度為0.12%～0.70%。威001-2井筇竹寺組頁巖儲層的測井孔隙度在0.69%～3.08%,平均值為1.64%,滲透率在0.001～0.11 mD,平均值為0.019 mD[12-15]。陽深2井龍馬溪組測井解釋孔隙度一般為1.0%～5.0%(表5)。陽63、隆32等井在龍馬溪組已測試獲氣流,可見,四川盆地下古生界頁巖具備儲集條件。

北美地區主要頁巖儲層含水飽和度為10%～35%(表4)。頁巖儲層的含水飽和度直接影響著含氣量,隨頁巖成熟度的增加產氣量劇增,而含水飽和度降低[10,17],含水量高將降低產氣效率。關于頁巖氣開發含水飽和度下限斯倫貝謝公司選取值為45%[1]。

含油飽和度(So)小于5%時才被認為是頁巖氣的有利勘探區[1]。這是因為,一方面,含油飽和度若過大勢必降低含氣飽和度;另一方面,油分子太大容易堵塞微米—納米級別的微孔隙和喉道,減慢氣體的流速,不利于頁巖氣的產出。

1.4 儲滲空間特征

頁巖儲層的儲滲空間可分為基質孔隙和裂縫。基質孔隙有殘余原生孔隙、有機質生烴形成的微孔隙、黏土礦物伊利石化形成的微裂(孔)隙和不穩定礦物(如長石、方解石)溶蝕形成的溶蝕孔等。

表4 北美主要產氣頁巖儲層物性統計表

表5 四川盆地下古生界頁巖儲層巖心與測井孔隙度分析表

1.4.1 殘余原生孔隙

主要是分散于片狀黏土中的粉砂質顆粒間的孔隙。這部分孔隙與常規儲層孔隙相似,隨埋藏深度增加而迅速減少。

1.4.2 有機孔隙

目前有研究認為,頁巖中的孔隙以有機質生烴形成的孔隙為主(圖3)。據Jarvie等人研究,有機質含量為7%的頁巖在生烴演化過程中,消耗35%的有機碳可使頁巖孔隙度增加4.9%[18]。有機微孔的直徑一般為0.01～1μm。

圖3 有機質生烴體積縮小形成的孔隙圖[18]

1.4.3 伊利石化體積縮小的微裂(孔)隙

蒙皂石向伊利石轉化是頁巖成巖過程中重要的成巖變化。當孔隙水偏堿性、富鉀離子時,隨著埋深增加,蒙皂石向伊利石轉化,伴隨體積減小而產生微裂(孔)隙。

1.4.4 次生溶蝕孔隙

王正普等在鑒定川東及鄰區志留系龍馬溪組暗色泥質巖時見有發育的溶孔,次生溶蝕孔隙的孔徑多數在0.01～0.05 mm,少數在0.05～0.60 mm,連通孔隙率最低值僅為 0.82%(不含易溶礦物),最高達32.41%,一般為16%,碳酸鹽含量在10%～30%時最易形成高孔段[19]。該類次生孔隙是由于有機質脫羧后產生的酸性水對頁巖儲層的碳酸鹽礦物強烈溶蝕形成的。

筆者在研究中亦發現黑色頁巖中顆粒被溶蝕的現象(圖4)。掃描電鏡下溶蝕孔孔徑為15～20μm,孔緣不規則。上述孔隙的觀察依賴于微米—納米級電子顯微鏡分析技術。

圖4 黑色頁巖中顆粒被溶蝕現象圖

1.4.5 裂縫

頁巖儲層中的裂縫多以微裂縫形式存在。其產生可能與斷層和褶皺等構造運動相關,也可能與有機質生烴時形成的輕微超壓而使頁巖儲層破裂有關,也有學者認為與差異水平壓力有關[20]。

微裂縫對頁巖氣的產能增加有很大影響,同時裂縫的存在也使得頁巖氣的開發變得格外復雜。一方面,微裂縫發育并與大型斷裂連通,對于頁巖氣的保存條件極為不利;地層水也會通過裂縫進入頁巖儲層,使氣井見水早,含水上升快,甚至可能暴性水淹。另一方面,微裂縫發育不但可以為頁巖氣的游離富集提供儲滲空間,增加頁巖氣游離態天然氣的含量;而且,微裂縫也有助于吸附態天然氣的解析,并成為頁巖氣運移、開采的通道。

2 儲層評價內容及標準

2.1 評價內容

頁巖氣藏是典型的自生自儲型氣藏[21],因此評價頁巖儲層除與常規儲層有相同的巖石學、物性等儲層基本特征外,還應考慮頁巖氣藏形成的含氣性及能否被開采等要件[22]。為此,結合美國頁巖氣勘探成功經驗,筆者篩選了8大關鍵地質因素嘗試對頁巖儲層進行初步的評價(圖5)。

圖5 頁巖儲層評價內容示意圖

1)有機質豐度:有機質含量高低直接影響頁巖含氣量的大小。有機質豐度越高,頁巖氣含量越高。北美地區研究認為具有商業價值的頁巖氣藏有機碳含量一般大于2%,最高達10%。

2)熱成熟度:反映有機質是否已經進入熱成熟生氣階段(生氣窗)。因為有機質進入生氣窗后,生氣量劇增,有利于形成商業性頁巖氣藏。北美頁巖氣儲層的Ro值一般大于1.1%。

3)含氣性:頁巖氣主要的存在形式是游離氣與吸附氣。故應根據現場損失氣量測定及頁巖等溫吸附實驗,直接測定頁巖的游離氣量及吸附氣量,以評價頁巖儲層的含氣性。

4)頁巖厚度:指高伽馬、富含有機質頁巖的厚度,因為富含有機質頁巖厚度越大,頁巖氣藏富集程度越高。頁巖厚度和分布面積是保證有充足的儲滲空間和有機質的重要條件,一般要求直井厚度大于30 m。由于水平鉆井和分段壓裂等技術的應用,頁巖有效厚度可能低于該下限值。

5)儲層物性:通過頁巖基質孔隙度、含氣孔隙度、滲透率及含氣飽和度測定以及裂縫組構和類型分析,評價頁巖儲層的儲氣能力大小。

6)礦物組成:除硅質、鈣質礦物外,頁巖儲層中還包括黏土礦物。頁巖儲層的伊利石含量與吸附氣含量有一定關系。硅質、鈣質礦物成分越高,頁巖儲層加砂壓裂時,越容易被壓開。

7)脆性:頁巖儲層的基質滲透率很低,需要裂縫才能形成工業產能。除本身的天然裂縫外,在開發過程中還應考慮頁巖儲層在加砂壓裂改造時,是否易于被改造。脆性越大,越易被改造。

8)力學性質:通過泊松比、楊氏模量等測定,評價頁巖儲層的造縫能力。

以上指標1)～5)主要評價頁巖儲層的儲氣量大小,即地質儲量(GPI);而指標6)～8)則是評價頁巖儲層是否易于改造,能否最終將儲藏在頁巖中的天然氣開采出來。

2.2 評價標準

根據上述評價內容,筆者建立了相應的頁巖氣儲層評價標準(表6)。

四川盆地下古生界筇竹寺組和龍馬溪組頁巖儲層的有機碳含量普遍大于2%,Ro值最低都大于2.0%,石英及方解石等脆性礦物含量均超過40%,黏土礦物含量低且不含蒙皂石,其滲透率和含水飽和度均滿足下限標準,高伽馬值黑色頁巖厚度也在30 m以上。依照上述標準,四川盆地筇竹寺組和龍馬溪組海相黑色頁巖具有勘探開發價值。

3 結論與認識

1)頁巖氣藏是典型的“自生自儲”氣藏。作為儲層的頁巖富含有機質,有機質含量及成熟度對頁巖含氣量有著重要的影響。

2)頁巖儲層具有獨特的礦物組成。除黏土礦物外,還含有不等量的石英、長石、云母、方解石等礦物。黏土礦物中伊利石含量高低與吸附氣含量有一定關系。石英、長石等脆性礦物含量高,有利于儲層壓裂改造;方解石含量高則易于形成次生溶孔,改善儲集條件。

3)頁巖儲層屬特低滲—致密儲層,具備一定儲集能力。孔隙類型多樣,孔徑大小為微米—納米級,包括殘余粒間孔、有機質生烴形成的微孔隙、溶蝕孔和黏土礦物伊利石化形成的微裂(孔)隙;裂縫多為微裂縫,其形成與構造運動、生烴超壓、差異水平壓力等有關。

4)頁巖氣儲層評價內容包括儲層含氣性、氣藏可開采性等要件。基于有機質特征、無機礦物組成、物性及巖石學特征4個方面建立了頁巖儲層評價標準。

成文中,中國石油西南油氣田公司王世謙教授級高級工程師給予了熱情指導,特致以真誠的感謝。

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Basic featuresand evaluation of shale gas reservoirs

Jiang Yuqiang1,Dong Dazhong2,Qi Lin1,Shen Yanfei1,Jiang Chan1,He Fuwei3
(1.School of Resources&Environment,Southw est Petroleum University,Chengdu,Sichuan 610500,China; 2.Petroleum Exp loration and Development Research Institute, PetroChina,Beijing 100083, China; 3.Zichang Production Plant,Yanchang Oilf ield Co.,L td.,Zichang County,Shaanx i 717300,China)

NATUR.GAS IND.VOLUM E 30,ISSUE 10,pp.7-12,10/25/2010.(ISSN 1000-0976;In Chinese)

Shale gas reservoirs are featured by unique gasoccurrence and continuous gas accumulation,and their characteristics and evaluation criteria are different from thoseof conventional gas reservoirs.Just due to the said peculiarities,related studieson shale gas reservoir features and evaluation are relatively poo r at p resent in China,so it is essential to establish co rresponding evaluation criteria.Based on an investigation into a number of literatures at home and abroad,in combination w ith the latest shallow exp lo rato ry drilling data and outcrop data in the Sichuan Basin,we perfo rmed an in-dep th analysis of the basic features of shale gas reservoirs, including organic matter,mineral composition,physical p roperties,and poroperm characteristics,and p resented themain contentsof shale gas reservoir evaluation.In addition,eight key geologic factors such aso rganic abundance,thermalmaturity,and gas content, etc.are selected and corresponding evaluation criteria are established.Acco rding to these criteria,the Lower Palaeozoic Qiongzhusi and Longmaxi formations in the Sichuan Basin are favo rable targets for marine black shale gas exploration.

shale gas,reservoir,dissolution pore,organicmatter,fracture,evaluation content,evaluation criteria,key geologic facto r

蔣裕強等.頁巖氣儲層的基本特征及其評價.天然氣工業,2010,30(10):7-12.

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.002

國土資源部全國油氣資源戰略選區調查與評價專項課題(編號:XQ-2009-14)、國家科技重大專項(編號: 2008ZX05001-001)。

蔣裕強,1963年生,副教授;從事儲層地質、油氣藏地質、沉積學研究工作。地址:(610500)四川省成都市新都區新都大道8號西南石油大學。電話:13981828815。E-mail:xnsyjyq3055@126.com

2010-05-23 編輯 羅冬梅)

DO I:10.3787/j.issn.1000-0976.2010.10.002

Jiang Yuqiang,associate p rofessor,bo rn in 1963,has long been engaged in research of reservoir geology and sedimentology.

Add:No.8,Xindu Avenue,Xindu District,Chengdu,Sichuan 610500,P.R.China

Tel:+86-13981828815 E-mail:xnsyjyq3055@126.com