頁巖油可持續開采的影響因素

0頁巖油作熱價值高、數量大的地層要素特征及資源潛力隨著水平井等關鍵技術的創新，黃巖氣在美國首次實現了營銷和規模化，產量迅速增長。由于黃巖氣產量的迅速增加，美國天然氣價格繼續上漲。因此，許多石油公司開始關注更經濟價值的黃巖油。國外勘探實踐證實,頁巖油資源同樣潛力巨大.其中美國Bakken的頁巖油資源量達570億t(超過沙特原油儲量,378億t)(羅承先,2011),俄羅斯西西伯利亞盆地薩累姆油田上侏羅統巴熱諾夫組頁巖油儲量高達13.7億t(蒲泊伶,2008).產量方面,2012年美國頁巖油產量達到72萬桶/日,約合年產量3600萬t,俄羅斯薩累姆油田已累計產出頁巖油120×104t(蒲泊伶,2008).因此,頁巖油有可能成為繼頁巖氣之后,未來又一重要的接替能源.在我國,東部陸相含油氣盆地有機質類型以Ⅰ、Ⅱ型為主且成熟度處于油窗范圍內,符合頁巖油勘探條件.在以往常規油氣勘探過程中,松遼、渤海灣、南襄等盆地已發現眾多泥巖裂縫油藏(張光亞等,1993;丁文龍等,2003;穆小水等,2003;徐福剛等,2003;向立宏,2008),也在一定程度上顯示了頁巖油的資源潛力.相對頁巖氣而言,頁巖油勘探開發研究較為滯后,目前雖然已對其基本地質地化特征(Cardott,2012;鄒才能等,2013)、資源豐度(Luetal.,2012)及可采性評價(Jarvie,2008;ShengandChen,2014)等有了一定的認識,但缺少我國頁巖油勘探開發數據的支撐.2011年泌陽凹陷泌頁HF1井通過水平井分段壓裂技術獲得日產23.6m3的高產油量(馬永生等,2012;張金川等,2012),率先取得我國陸相頁巖油開發的突破,同時也為我國陸相頁巖油勘探提供了第一手資料.本文即以泌陽凹陷為例進行了頁巖油富集、開發主控因素探討,為頁巖油勘探開發提供參考意見.通過老井復查、實驗數據的分析整理,我們認為頁巖油能否被成功地勘探開發,主要取決于6個方面的條件:生烴基礎、存儲空間、保存條件、儲層改造條件、原油物性和開采方式.1巖油富生產業的主要因素1.1泥頁巖有機質豐度、類型和成熟度對含油量的影響生烴基礎是頁巖油存在的物質基礎,主要取決于泥頁巖的性質和發育規模.泥頁巖的性質主要包括有機質的豐度、類型和成熟度.研究發現,工區泥頁巖的含油性與其有密切的關系.通過理論計算可以得出不同性質泥頁巖的生烴潛力,如表1所示.從表1中可以看出,泥頁巖生油量要達到富集資源要求,含油率超過0.4%(Luetal.,2012),其有機質豐度、類型和成熟度都有較高的要求(表中原油烴類族組成按60%計算).目前國內外一般認為泥頁巖富氣標準是含氣量超過1m3/t,從生氣角度講要達到這一標準對泥頁巖有機質豐度、類型和成熟度的要求均可較低.從計算過程中可以看出,泥頁巖有機質對頁巖油氣的意義是不同的,對于頁巖油而言,泥頁巖有機質的油源作用突出,而對于頁巖氣而言,有機質更多地起到吸附氣載體和游離氣、溶解氣儲集體的作用(RossandBustin,2007,2009).造成這一現象的根本原因是天然氣的易散失性,泥頁巖對石油的儲存能力遠高于天然氣.為將有機質性質對泥頁巖含油量的影響進行細致刻畫,我們分別進行了泥頁巖有機質豐度、類型和成熟度對泥頁巖含油量的影響的研究.1.1.1有機質豐度與富集段toc關系從圖1中可以看出,泥頁巖含油性隨TOC的增大總體呈上升趨勢,表現出明顯的3段性特征.根據包絡線拐點值,對泥頁巖的含油性進行了分段統計,如圖1b所示,可以看出泥頁巖的含油性與有機碳的值域有明顯的正相關性.實測分析數據顯示,泌頁1井和安深1井總體均具有較高的有機質豐度,其中泌頁1井、安深1井H33中部富集段TOC均值分別為2.83%和2.52%,均超過了泌陽凹陷富集段的門限值1.70%,也達到了目前國內學者所認可的富集資源或有利區劃分的門限值2%(Luetal.,2012;張金川等,2012;鄒才能等,2013).較多的有機質類型為其高含油性奠定了基礎,泌頁1井氯仿瀝青“A”平均值為0.4%.1.1.2有機質類型對儲頁巖含油性的控制由圖2a可以看出,泌陽凹陷有機質類型總體以Ⅰ型和Ⅱ1型為主,安深1井、泌頁1井核三上亞段泥頁巖有機質類型主要為Ⅰ型.從圖2中可以明顯看出,泥頁巖有機質類型對其含油性有明顯的控制作用,有機質類型越好,含油性越好.有機質類型為Ⅱ2型和Ⅲ型的泥頁巖值明顯低于有機質類型為Ⅰ型和Ⅱ1型的泥頁巖.有機質為Ⅰ型泥頁巖含油性為Ⅲ型的10倍以上.安深1井、泌頁1井良好的有機質類型也是其高含油性的重要基礎.1.1.3地層成烴作用泥頁巖有機質成熟度可以用傳統地化指標Ro加以反映,隨深度的增加有機質成熟度總體上呈增大趨勢(圖3a).受成熟度影響,氯仿瀝青“A”/TOC隨深度總體上呈先增加后減小的趨勢(圖3b),早期的增加是有機質的生烴作用造成的,后期的減小則是液態烴的裂解造成的.從含油量角度考慮,氯仿瀝青“A”/TOC的高值區所對應的深度范圍是進行頁巖油氣勘探、開發的有利深度范圍,對于泌陽凹陷,該深度范圍大約是3000~3500m,對應Ro大約在0.8%~1.2%.安深1井和泌頁1井H33中部富集段埋深在2500m左右,距離最佳埋深還有一定的差距,成烴轉化率還未達到最高值.成熟度較小一方面會對泥頁巖的含油性造成影響.另一方面,還將對地層原油的物性造成很大影響,具體我們將在下文“原油物性”部分展開介紹.1.2氣測異常與儲層儲層存儲空間同樣是頁巖油富集的重要因素,不難理解在油氣源充足的情況下,儲存空間越大,泥頁巖的含油性越高.頁巖油氣的存儲空間主要包括兩大類:無機孔隙(裂縫)和有機納米孔隙.從圖4中可以看出,泥頁巖含油性與有效孔隙度呈正相關,與TOC呈負相關,說明有效孔隙度主要源于無機孔隙/裂縫的貢獻,有機納米孔隙作用有限,相互連通的無機孔隙是頁巖油的主要賦存空間.另外,氣測異常與有效孔隙度、擴徑等有較好的對應關系,與有機質豐度呈負相關關系,說明氣測異常主要揭示溶解氣和游離氣的量.吸附氣量在氣測異常上沒有很好的響應主要由于在油氣可以共存的較大孔隙內,氣分子難以與油分子競爭吸附位,天然氣主要是溶解在原油中或以游離態存在,而賦存在納米級孔隙中以吸附態存在的天然氣在平衡鉆井過程中難以在短時間內大量解析.含油性、氣測異常與孔隙度間的良好對應關系說明,對于大面積連續分布的泥頁巖油氣藏,也存在高孔滲的甜點區,有利于頁巖油氣的富集和開采.另外需要注意的是,在不發生擴徑的層段可能出現含油性較好,但氣測異常不明顯的情況.加之氣測異常與鉆井工藝有很大關系,因此僅靠氣測異常確定含油氣層位具有一定的風險.泌頁1井和安深1井研究顯示,泌陽凹陷無機孔隙(裂縫)主要包括宏觀的頁理、高角度構造裂縫(圖5)以及微觀的紋理(圖6)、基質孔隙(圖7)等.從圖5~7中可以看出,對于頁巖而言,其頁理、高角度構造裂縫、紋理發育,而普通塊狀泥巖發育程度較差.泥頁巖的基質孔隙主要受其成分控制,對于成分單一粘土礦物含量較高的泥巖其基質孔隙往往是不發育的,而成分復雜的白云質泥頁巖往往具有較好的基質孔隙.1.3儲頁巖油氣保存條件頁巖油氣的保存條件主要涉及溝通傳統源儲的斷裂、源內裂縫的發育程度和巖性組合等.溝通源儲的斷裂發育會造成泥頁巖向高孔滲的儲層大量排烴,從而不利于頁巖油的保存;致密的頂底板或薄夾層可對頁巖油氣起到較好的封閉作用;頁理、構造裂縫和層間微裂縫既是頁巖油氣的儲存空間,又是油氣運移的疏導通道,具有雙重作用.泌陽凹陷有效泥頁巖層系均發育在深凹區內,斷裂不發育(陳祥等,2011),此外,泌陽凹陷頁巖油富集段發育致密的白云巖頂底板且段內發育低有機質豐度泥頁巖隔層(圖8),這些均有利于頁巖油的保存.不過頁巖油的保存還涉及其他因素,總體上頁巖油氣的保存條件涉及因素多,缺少定量化的指標,研究難度大,但異常地層壓力的存在與否可以作為頁巖油氣保存條件的判斷標準.因為保存條件好的地區,有機質生烴過程中必然產生異常高壓(吳財芳等,2014;楊興業等,2014),盡管產生異常高壓的原因不僅限于此,目前已發現的頁巖油藏通常呈高壓特征(張金川等,2012;鄒才能等,2013).從聲波時差隨深度變化的關系曲線(圖8)可以看出,泌陽凹陷頁巖油富集段具有高聲波時差的特征,但這些位置恰好是有機質豐度較高的層位,且經常伴隨擴徑現象發生,因此高聲波時差的特征未必是超壓現象的體現,泌陽凹陷的勘探實踐也證實該凹陷不存在明顯超壓.超壓的不存在說明該區頁巖油氣保存條件一般,同時也說明該區地層能量不高,這對頁巖油氣的開采不利.2黃巖油可萃取的主要因素2.1泌陽凹陷儲層的激活特點儲層改造的最終目的是形成網狀裂縫,提高滲流能力.在地應力場和施工條件一定的情況下,影響儲層壓裂效果的主要是巖石的脆性和天然孔縫的發育.首先,巖石的脆性越高,越容易形成網狀裂縫,而天然的孔縫可以與人造裂縫相互連通,進一步增加儲層的滲流能力.泌陽凹陷具備一定的天然孔縫,尤其是頁理、紋理發育(圖5~6),它們很容易與壓裂過程中產生的高角度裂縫連通形成網狀疏導體系.另外,泌陽凹陷泥頁巖脆性礦物含量普遍較高,多數超過50%(圖9),有利于儲層的壓裂.泌頁1井脆性礦物含量與泌陽凹陷整體大致相當,安深1井脆性礦物含量稍高,一般在60%以上(圖9).2.2泌陽凹陷原油、泥頁巖抽提物與深度的關系原油物性是影響頁巖油開采的重要因素之一,不難理解,對于低孔滲的致密儲層,低密度、低粘度的原油更容易被采出,正因如此目前所產出的頁巖油主要為輕質油(含凝析油)(張金川等,2012;鄒才能等,2013).影響原油物性的因素主要有兩點,一是原油的膠質、瀝青質的含量,一是原油溶解天然氣的數量.圖10給出了泌陽凹陷原油、泥頁巖抽提物隨深度變化關系,可以看出,隨深度(成熟度)的增加原油及抽提物中膠質與瀝青質的含量呈明顯的降低趨勢.安深1井、泌頁1井原油性質介于同深度常規原油與泥頁巖抽提物之間.這主要是由于原油從源巖排出的初次運移過程中存在組分分餾作用,烴類更多地排除,而膠質和瀝青質則更多地殘留在泥頁巖中;而與源巖抽提物相比安深1井和泌頁1井早期所產原油主要源自較大的孔縫(層理、裂縫),跟基質孔隙中原油相比烴類含量較高,而且源巖抽提物存在輕烴揮發損失的問題.隨著膠質、瀝青質含量的降低,原油的密度和粘度呈明顯下降趨勢(圖11),特別是在2800m左右,原油密度和粘度開始驟減.泌頁1井、安深1井由于埋深較小,有機質成熟度較低(Ro平均值0.86%),所產原油的密度和粘度均處于高值區.從原油物性考慮,2800m以下應是頁巖油開發的有利深度段.結合成熟度對泥頁巖含油量的影響,泌陽凹陷泥頁巖埋深較大的東南部地區可能是下步頁巖油勘探開發的有利區.2.3儲層流場演變影響儲層精細供給,提高頁巖油的產出量從圖12中可以看出頁巖油產能呈逐漸下降趨勢,下降速度逐漸降低,頁巖氣產能呈先下降、后高值波動、最后平穩的三階段特征.這種產能變化曲線是Bakken頁巖油氣生成過程中的最為典型的一種(Tranetal.,2011).頁巖油氣產能的變化反映了地層壓力變化下頁巖油氣賦存空間、相態的變化.在頁巖氣產能快速降低的第一階段(50d之前)單相流體(頁巖氣以溶解態產出)從裂縫網絡流向井筒,儲層壓力高于泡點壓力,但壓力急劇下降;在頁巖氣產能出現高值波動的第二階段(50~150d),儲層壓力低于泡點壓力,氣體從溶解態解析出來,油仍從裂縫網絡流向井筒;在頁巖氣產能趨于平穩的階段(150d以后),基質開始向裂縫網絡排烴,在基質補充充足的情況下,氣和油的產量趨于穩定.原油中溶解天然氣的數量對其粘度有重要影響,天然氣的大量脫溶必然造成原油粘度的大幅上升,從而不利于頁巖油的產出,降低頁巖油最終的產出量.因此生產過程中應盡量延緩儲層壓力的降低,增長頁巖氣產出的第一周期,使頁巖氣更多地以溶解態而不是以游離態產出,最終達到提高頁巖油采收率的目的.此外,以往對致密儲層的研究表明,低滲透儲層一般具有較強的應力敏感性,地層壓力的降低會進一步降低儲層滲透率,增強流固耦合作用,增大啟動壓力梯度,不利于致密油氣的開采(郭肖和伍勇,2007;胥洪俊等,2008;李傳亮,2009).而且,泥頁巖相對致密砂巖具有較高的粘土礦物含量,塑性較強,儲層應力敏感會更為明顯.基于該認識,頁巖油氣開采過程中也應盡量保持儲層壓力.3儲層壓力的影響頁巖油的富集性主要受控于生