頁巖油可持續(xù)開采的影響因素

頁巖油可持續(xù)開采的影響因素

0頁巖油作熱價值高、數(shù)量大的地層要素特征及資源潛力隨著水平井等關(guān)鍵技術(shù)的創(chuàng)新，黃巖氣在美國首次實現(xiàn)了營銷和規(guī)?；a(chǎn)量迅速增長。由于黃巖氣產(chǎn)量的迅速增加，美國天然氣價格繼續(xù)上漲。因此，許多石油公司開始關(guān)注更經(jīng)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(tǒng)巴熱諾夫組頁巖油儲量高達13.7億t(蒲泊伶,2008).產(chǎn)量方面,2012年美國頁巖油產(chǎn)量達到72萬桶/日,約合年產(chǎn)量3600萬t,俄羅斯薩累姆油田已累計產(chǎn)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(zhì)類型以Ⅰ、Ⅱ型為主且成熟度處于油窗范圍內(nèi),符合頁巖油勘探條件.在以往常規(guī)油氣勘探過程中,松遼、渤海灣、南襄等盆地已發(fā)現(xiàn)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(fā)研究較為滯后,目前雖然已對其基本地質(zhì)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(fā)數(shù)據(jù)的支撐.2011年泌陽凹陷泌頁HF1井通過水平井分段壓裂技術(shù)獲得日產(chǎn)23.6m3的高產(chǎn)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(fā)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(fā)主控因素探討,為頁巖油勘探開發(fā)提供參考意見.通過老井復(fù)查、實驗數(shù)據(jù)的分析整理,我們認為頁巖油能否被成功地勘探開發(fā),主要取決于6個方面的條件:生烴基礎(chǔ)、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(chǎn)業(yè)的主要因素1.1泥頁巖有機質(zhì)豐度、類型和成熟度對含油量的影響生烴基礎(chǔ)是頁巖油存在的物質(zhì)基礎(chǔ),主要取決于泥頁巖的性質(zhì)和發(fā)育規(guī)模.泥頁巖的性質(zhì)主要包括有機質(zhì)的豐度、類型和成熟度.研究發(fā)現(xiàn),工區(qū)泥頁巖的含油性與其有密切的關(guān)系.通過理論計算可以得出不同性質(zhì)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(zhì)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(nèi)外一般認為泥頁巖富氣標(biāo)準是含氣量超過1m3/t,從生氣角度講要達到這一標(biāo)準對泥頁巖有機質(zhì)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(zhì)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(zhì)的油源作用突出,而對于頁巖氣而言,有機質(zhì)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(xiàn)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(zhì)性質(zhì)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(zhì)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(zhì)豐度與富集段toc關(guān)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(xiàn)出明顯的3段性特征.根據(jù)包絡(luò)線拐點值,對泥頁巖的含油性進行了分段統(tǒng)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(guān)性.實測分析數(shù)據(jù)顯示,泌頁1井和安深1井總體均具有較高的有機質(zhì)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(nèi)學(xué)者所認可的富集資源或有利區(qū)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(zhì)類型為其高含油性奠定了基礎(chǔ),泌頁1井氯仿瀝青“A”平均值為0.4%.1.1.2有機質(zhì)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(zhì)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(zhì)類型主要為Ⅰ型.從圖2中可以明顯看出,泥頁巖有機質(zhì)類型對其含油性有明顯的控制作用,有機質(zhì)類型越好,含油性越好.有機質(zhì)類型為Ⅱ2型和Ⅲ型的泥頁巖值明顯低于有機質(zhì)類型為Ⅰ型和Ⅱ1型的泥頁巖.有機質(zhì)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(zhì)類型也是其高含油性的重要基礎(chǔ).1.1.3地層成烴作用泥頁巖有機質(zhì)成熟度可以用傳統(tǒng)地化指標(biāo)Ro加以反映,隨深度的增加有機質(zhì)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(zhì)的生烴作用造成的,后期的減小則是液態(tài)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(qū)所對應(yīng)的深度范圍是進行頁巖油氣勘探、開發(fā)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(yīng)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(zhuǎn)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(guān),與TOC呈負相關(guān),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(yīng)關(guān)系,與有機質(zhì)豐度呈負相關(guān)關(guān)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(yīng)主要由于在油氣可以共存的較大孔隙內(nèi),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(tài)存在,而賦存在納米級孔隙中以吸附態(tài)存在的天然氣在平衡鉆井過程中難以在短時間內(nèi)大量解析.含油性、氣測異常與孔隙度間的良好對應(yīng)關(guān)系說明,對于大面積連續(xù)分布的泥頁巖油氣藏,也存在高孔滲的甜點區(qū),有利于頁巖油氣的富集和開采.另外需要注意的是,在不發(fā)生擴徑的層段可能出現(xiàn)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(guān)系,因此僅靠氣測異常確定含油氣層位具有一定的風(fēng)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(gòu)造裂縫(圖5)以及微觀的紋理(圖6)、基質(zhì)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(gòu)造裂縫、紋理發(fā)育,而普通塊狀泥巖發(fā)育程度較差.泥頁巖的基質(zhì)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(zhì)孔隙往往是不發(fā)育的,而成分復(fù)雜的白云質(zhì)泥頁巖往往具有較好的基質(zhì)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(tǒng)源儲的斷裂、源內(nèi)裂縫的發(fā)育程度和巖性組合等.溝通源儲的斷裂發(fā)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?shù)装寤虮A層可對頁巖油氣起到較好的封閉作用;頁理、構(gòu)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(dǎo)通道,具有雙重作用.泌陽凹陷有效泥頁巖層系均發(fā)育在深凹區(qū)內(nèi),斷裂不發(fā)育(陳祥等,2011),此外,泌陽凹陷頁巖油富集段發(fā)育致密的白云巖頂?shù)装迩叶蝺?nèi)發(fā)育低有機質(zhì)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(biāo),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(biāo)準.因為保存條件好的地區(qū),有機質(zhì)生烴過程中必然產(chǎn)生異常高壓(吳財芳等,2014;楊興業(yè)等,2014),盡管產(chǎn)生異常高壓的原因不僅限于此,目前已發(fā)現(xiàn)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(guān)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(zhì)豐度較高的層位,且經(jīng)常伴隨擴徑現(xiàn)象發(fā)生,因此高聲波時差的特征未必是超壓現(xiàn)象的體現(xiàn),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(qū)頁巖油氣保存條件一般,同時也說明該區(qū)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(wǎng)狀裂縫,提高滲流能力.在地應(yīng)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(fā)育.首先,巖石的脆性越高,越容易形成網(wǎng)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(fā)育(圖5~6),它們很容易與壓裂過程中產(chǎn)生的高角度裂縫連通形成網(wǎng)狀疏導(dǎo)體系.另外,泌陽凹陷泥頁巖脆性礦物含量普遍較高,多數(shù)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(dāng),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(guān)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(chǎn)出的頁巖油主要為輕質(zhì)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(zhì)、瀝青質(zhì)的含量,一是原油溶解天然氣的數(shù)量.圖10給出了泌陽凹陷原油、泥頁巖抽提物隨深度變化關(guān)系,可以看出,隨深度(成熟度)的增加原油及抽提物中膠質(zhì)與瀝青質(zhì)的含量呈明顯的降低趨勢.安深1井、泌頁1井原油性質(zhì)介于同深度常規(guī)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(zhì)和瀝青質(zhì)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(chǎn)原油主要源自較大的孔縫(層理、裂縫),跟基質(zhì)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(fā)損失的問題.隨著膠質(zhì)、瀝青質(zhì)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(zhì)成熟度較低(Ro平均值0.86%),所產(chǎn)原油的密度和粘度均處于高值區(qū).從原油物性考慮,2800m以下應(yīng)是頁巖油開發(fā)的有利深度段.結(jié)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(qū)可能是下步頁巖油勘探開發(fā)的有利區(qū).2.3儲層流場演變影響儲層精細供給,提高頁巖油的產(chǎn)出量從圖12中可以看出頁巖油產(chǎn)能呈逐漸下降趨勢,下降速度逐漸降低,頁巖氣產(chǎn)能呈先下降、后高值波動、最后平穩(wěn)的三階段特征.這種產(chǎn)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(chǎn)能的變化反映了地層壓力變化下頁巖油氣賦存空間、相態(tài)的變化.在頁巖氣產(chǎn)能快速降低的第一階段(50d之前)單相流體(頁巖氣以溶解態(tài)產(chǎn)出)從裂縫網(wǎng)絡(luò)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(chǎn)能出現(xiàn)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(tài)解析出來,油仍從裂縫網(wǎng)絡(luò)流向井筒;在頁巖氣產(chǎn)能趨于平穩(wěn)的階段(150d以后),基質(zhì)開始向裂縫網(wǎng)絡(luò)排烴,在基質(zhì)補充充足的情況下,氣和油的產(chǎn)量趨于穩(wěn)定.原油中溶解天然氣的數(shù)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(chǎn)出,降低頁巖油最終的產(chǎn)出量.因此生產(chǎn)過程中應(yīng)盡量延緩儲層壓力的降低,增長頁巖氣產(chǎn)出的第一周期,使頁巖氣更多地以溶解態(tài)而不是以游離態(tài)產(chǎn)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(yīng)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(yīng)力敏感會更為明顯.基于該認識,頁巖油氣開采過程中也應(yīng)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