页岩气藏超低含水饱和度形成模拟及其意义

方朝合, 黄志龙 王巧智, 游利军, 康毅力, 王义凤

(1. 中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室, 北京 102249; 2. 国家能源页岩气研发(实验)中心, 河北 廊坊065007; 3. 中国石油集团非常规油气重点实验室, 河北 廊坊 065007; 4. 油气藏地质及开发工程国家重点实验室, 西南石油大学, 四川 成都 610500)

0 引 言

页岩气具有自生自储、储量巨大的特点, 随着开发技术的日益完善, 国内外学者日益关注页岩气的研究。资源评价表明, 全世界的页岩气资源量大约等于煤层气与致密砂岩气资源量的总和[1–3]。研究发现, 页岩储层较为致密, 其孔隙度普遍小于 5%,束缚水饱和度一般超过 60%。笔者对中国石油页岩气示范区岩芯(油基泥浆条件下取芯)的测试发现,富含气页岩储层初始含水饱和度皆在 50%以下, 富气页岩储层历经埋藏和生烃/排烃阶段的脱水过程,形成了超低含水饱和度, 即Swi ＜＜ Swirr(最大束缚水含水饱和度)的现象, 较大厚度的泥页岩盖层和较高压力天然气的存在对超低含水饱和度的保持起到相当重要的作用[4–7]。干涸状态下的页岩孔隙吸水动力强, 工作液接触到岩石表面后, 立即在毛管力下自吸进入储层, 致使侵入的工作液滞留裂缝面或近井带, 导致近井带或裂缝面附近储层中水饱和度增加, 页岩储层气相渗透率降低, 严重影响气体产出,使气层表现为低阻, 测试低产或无产, 影响气藏及时发现或准确评价。宁201-H1、威201-H1和YSH1-1均不同程度地出现了井壁垮塌现象, 我国先期开发的威远、长宁、昭通多口页岩气井压裂规模较大, 6个月内返排率仅为12%～55%, 笔者认为均与该现象的存在有关。

本研究拟以川渝露头页岩为例, 通过物理模拟实验对页岩气藏的生烃充注排液过程中水的运移规律进行初步探索, 结合地质因素对页岩超低含水饱和度的成因加以讨论, 揭示页岩超低含水饱和度形成的必然性, 探讨页岩超低含水饱和度对勘探开发的启示。

1 气驱水实验模拟

1.1 实验装置与实验方法

气驱水室内实验模拟采用装置如图1。

1.1.1 气驱水

模拟生烃充注排水过程[8], 在常温及高温条件下, 开展基块、裂缝岩样气驱水实验, 分析驱替过程对含水饱和度的影响。选取 4块川渝露头页岩(CT7-25B、CT5-13、YY2-3-2和 YY2-4-6), 对比研究实验前后含水饱和度变化。

实验步骤如下:

(1) 将选取的岩样进行干燥称重后测量其直径、长度和孔隙度;

(2) 将岩样抽真空后饱和地层水称重, 计算出含水饱和度;

(3) 设定实验围压3 MPa, 在室温下, 用1 MPa氮气驱30 h后称重, 累计驱至60 h再次称重, 计算含水饱和度;

(4) 将岩芯加热到 70 ℃继续用 1 MPa的氮气驱累计至90 h, 120 h再次称重, 计算含水饱和度;

(5) 记录每一个时间点的气测渗透率。

1.1.2 气携液

气体在运移过程中存在较强的携液能力, 随着埋深的增加, 地层温度逐渐增加, 热裂解气汽化携液作用愈发强烈[9–10]。页岩孔缝中的液体以气态水的形式被携带出来, 实验设定围压 3 MPa, 通过出口端干燥瓶前后的质量差分别计算不同气驱压力下(0.5 MPa、1 MPa、3 MPa、5 MPa)不同温度(15 ℃、40 ℃、55 ℃、70 ℃)的携液能力, 分析气携液对含水饱和度的影响。

图1 实验流程装置示意图Fig.1 Schematic diagram showing experiment process and device

1.2 气驱水实验结果

气驱过程中页岩含水饱和度变化情况见表 1。不同温度压力条件下气体携水能力见表2。

2 生烃环境对超低含水饱和度形成的影响

天然气大量生成及聚集成藏影响页岩气藏超低含水饱和度的形成, 伴随烃类生成、运移及聚集, 烃源岩及储集岩中地层水不断地被天然气所排替。四川盆地志留统龙马溪组页岩有机碳含量较高, 达0.5% ～ 2.4%;热演化程度高,Ro为 2.5% ～ 4.0%; 生烃强度大, 为75×108～ 275×108m3/km2, 具备页岩气大量生成的地质条件, 天然气不断生成并在气藏内聚集。资源评价表明, 四川盆地志留统龙马溪组页岩气资源丰度达2.7×108～ 5.5×108m3/km2, 烃源岩的生烃强度与石油资源丰度之差存在对数关系, 两者之关系暗示着排烃量。

石油资源丰度与烃源岩的生烃强度之间的关系式为:

y为评价单元的石油地质资源丰度(×104t/km2),x为烃源岩的生烃强度(×104t/km2)。

从关系式中可以看出, 仅有一小部分烃得以保存, 绝大部分烃被迫进行排液。同时, 该区域龙马溪组页岩的厚度为150 ～ 550 m, 沉积厚度大, 不仅可以作为良好的储集层, 而且也可以作为有效盖层,为超低含水饱和度的保存提供了有利条件[11–14]。

2.1 裂缝对超低含水饱和度影响

油气藏流体在储层不同空间尺度中的流动具有时间效应, 在裂缝中流动较快, 在孔隙和喉道中流动较慢, 裂缝不仅是连通孔隙与裂缝、裂缝与裂缝及孔隙与孔隙的枢纽, 裂缝或微裂缝还是重要的渗流通道, 水可以沿裂缝通道发生运移[15]。页岩基块孔喉细小, 毛管压力高, 束缚或滞留水能力强, 表现为基块致密、微裂缝发育。断裂、裂缝的发育程度和分布特征对于泥页岩中页岩气的聚集成藏和气水运移具有重要地质意义。

具有低泊松比、高弹性模量、富含有机质的页岩层段在构造运动中属于非常好的滑脱层, 川东南地区受燕山运动后期的应力扭转作用, 形成了大量的“S”型或“弧形”断裂, 易产生构造缝和滑脱缝。受构造运动挤压形成的裂缝不仅可为页岩气提供充足的储集空间, 而且成为水的渗滤通道, 大幅度提高排液效率。天然裂缝的存在, 显著提高了生烃排液能力。四川盆地页岩裂缝发育, 宏观上可见较多由构造活动引起的高角度裂缝和网状交叉缝(图 2a),微观下可见较多由封存烃类流体压力值突破本身封闭条件产生的层理缝和微裂缝(图2b, 图2c)。

表1 气驱过程中页岩含水饱和度变化情况Table 1 Variation of water saturation in shale with the process of gas drive

图2 四川盆地页岩裂缝发育Fig.2 Diagrams showing shale fracture in Sichuan basin

表2 不同温度压力条件下气体携水能力(×10–7 g/cm3)Table 2 Water-carrying capacity (×10–7 g/cm3) of gas under different temperature and pressure conditions

川南地区下志留统龙马溪组页岩岩屑中普见自形晶方解石和石英(1%～7%), 脆性较强, 烃源岩在大量生烃期间, 干酪根的体积不断减小, 之前由干酪根支撑的那部分有效压应力向孔隙流体转移, 倘若不能及时排出流体就必然将产生异常高压(龙马溪组页岩的压力系数可达 1.4～1.89), 为超高压含气区域, 脆度极高的页岩地层压力突破岩石破裂极限强度产生大量复杂的断裂、裂缝[16–18](图3)。后生烃阶段, 天然气不断生成, 烃类流体由烃源岩向储集岩中排驱, 烃源岩不断生烃(图 3a), 产生异常高压致使岩石破裂(图 3b), 高压地层流体从储集岩中排驱(图3c), 储层压力下降, 裂缝闭合(图3d)。储层会因为烃源岩的再次生烃产生高压, 不断进行“幕式排液作用” (a→b→c→d→a…d…a)。从表 1 可知, 常温下气驱后裂缝性页岩的含水饱和度(75%～78%)小于基质性页岩(81%～87%)。裂缝性页岩的排液量大于基质页岩, 页岩成藏过程中产生的裂缝提高页岩渗透率, 考虑到裂缝这一条件, 所以页岩成藏过程中在生烃排液作用下气藏中超低含水饱和度能够实现。

2.2 温度和排烃压力对超低含水饱和度影响

在成岩作用后期, 天然气的生成以热裂解气为主, 进入热裂解气携带残余水阶段, 在高温干燥天然气排液作用下, 页岩气藏超低含水饱和度最终得以形成(图4)。烃源岩达到生烃门限的值约为435 ℃,烃源岩生烃伴随超压、超高温。页岩气生产核心区均伴随不同程度的超压。生烃增加了页岩中天然气的数量, 消耗一半含 10%干酪根的烃源岩即可产生10 MPa压力[19–20], 形成高于地层压力的排气压力,导致天然气携液沿着岩石的薄弱面产生小规模裂缝运移, 加大了排烃携液效率。超高温是烃源岩正在生烃的标志, 随着埋深的增加, 地层温度增加, 温度每增加 10 ℃, 干酪根热降解成烃的反应速率增加一倍并与时间呈线性关系。

超压、超高温加大了热裂解气携液的效率。针对蒸发与热裂解气携液作用, 国外学者先后进行过研究。Mahadevanet al.对饱和盐水的岩芯进行了气驱替实验, 随着注入气体积的增加气相相对渗透率增大[21]; Dodsonet al.利用PVT筒第一次通过实验研究了在不同压力和温度条件下的携液量, 认为气携液速度随着温度增加而增加[22]; Grahamet al.通过计算预测了北海油田的蒸发, 结果显示 195 ℃条件下, 蒸发作用损失了约40%的水[23]; Zuluagaet al.通过实验证实, 水相蒸发速度随气体排驱速率增加而增加, 随液相矿化度增加而降低[24]。Betteet al.研究了注入气对岩芯中饱和水的携液作用, 实验后这些岩芯中的水含量很低, 气携液量很高, 有的则完全被携带走[25]。

图3 页岩气藏生烃排水模式Fig.3 Model showing hydrocarbon generation and drainage in shale gas reservoirs

图4 生烃充注气驱携液概念模型及水的赋存状态Fig.4 Conceptual model showing hydrocarbon generation, charging and water expulsion as well as water occurrence in gas reservoir

热裂解气携液其实质是一个气-液相互作用过程, 高温高压条件下水在烃类的溶解加大, 溶解与协同作用加大了气携液的速率。实验发现, 70 ℃、5 MPa气压下的携液能力是15 ℃、0.5 MPa气压下携液能力的10.2倍(表2)。热裂解气汽化携液作用增大了地层水被携带到上覆地层的可能性, 超高压、高温使页岩气藏超低含水饱和度的形成更为容易。

3 超低含水饱和度对页岩气藏勘探开发的启示

页岩气藏存在超低含水饱和度现象, 页岩气藏的初始含水饱和度小于束缚水饱和度, 延伸可动孔喉范围, 提高气相渗流能力。但是, 如果开采时沟通了水体或者外来流体侵入, 外来水会在毛管力的作用下迅速吸入页岩储层增加页岩气藏含水饱和度, 影响开发效果。宁 201-H1、威 201-H1和YSH1-1均不同程度地出现了井壁垮塌现象; 威远、长宁、昭通多口页岩气井压裂规模越大, 返排难度非常大, 在钻井液和增产措施作业水的冷却作用下, 储层接触面附近会聚集更多的束缚水, 影响气体产出。超低含水饱和度的地质意义与工程意义见表3。

页岩气藏的超低含水饱和度现象影响页岩气的传输行为。页岩气藏与常规气藏的孔隙分布有很大区别。非常规页岩纳米级孔隙发育, 孔隙直径在几纳米到几微米之间。特殊的孔隙结构决定了具有特殊的渗流方式, 甲烷主要以吸附状态赋存于页岩基块的微纳孔隙中, 在一定压力下处于动态平衡状态, 其产出机理遵循解吸-扩散-渗流的过程, 即：从页岩基块孔隙表面解吸, 通过基块和微孔隙扩散到裂隙中, 以达西流方式经裂隙流向井筒三个过程。超低含水饱和度对页岩气体传输能力的影响见表4。

表3 超低含水饱和度的地质意义与工程意义Table 3 Summary of the geological and engineering significance ofutlra-low water saturation

表4 超低含水饱和度对页岩气体传输能力的影响Table 4 The ultra-low water saturation effects on shale gas transfer ability

4 结 论

(1) 气驱物理模拟实验是研究超低含水饱和度成因的一种可行方法, 室内开展基块、裂缝岩样气驱水实验, 成功地模拟生烃充注排水和热裂解气携液过程, 证实了超低含水饱和度的存在。

(2) 裂缝与高温环境加速了生烃充注排水与热裂解携液进程。

(3) 超低含水饱和度可作为页岩气藏有利区评价的指南针, 促使中国页岩气“甜点区”的勘探向“超低含水饱和度区”转移。

:

[1] Perry K, Lee J. Unconventional gas reservoirs: Tight gas,coal seams, and shales[J]. Working Document of the NPC Global Oil and Gas Study, 2007, 18: 14.

[2] 张金川, 徐波, 聂海宽, 汪宗余, 林拓. 中国页岩气资源勘探潜力[J]. 天然气工业, 2008, 28(6): 136–140.Zhang Jin-chuan, Xu Bo, Nie Hai-kuan, Wang Zong-yu, Lin Tuo. Exploration potential of shale gas resource in China[J].Nat Gas Ind, 2008, 28(6): 136–140 (in Chinese with English abstract).

[3] 刘洪林, 王红岩, 刘人和, 赵群, 林英姬. 中国页岩气资源及其勘探潜力分析[J]. 地质学报, 2010, 84(9): 1374–1378.Liu Hong-lin, Wang Hong-yan, Liu Ren-he, Zhao Qun, Lin Ying-ji. China shale gas resources and prospect potential[J].Acta Geol Sinica, 2010, 84(9): 1374–1378 (in Chinese with English abstract).

[4] 方朝合, 黄志龙, 王巧智, 郑德温, 刘洪林. 富含气页岩储层超低含水饱和度成因及意义研究[J]. 天然气地球科学,2014, 25(3): 471–476.Fang Chao-he, Huang Zhi-long, Wang Qiao-zhi, Zheng De-wen, Liu Hong-lin. Cause and significance of the ultra-low water saturation in gas-enriched shale reservoir[J].Nat Gas Geosci, 2014, 25(3): 471–476 (in Chinese with English abstract).

[5] 陈更生, 董大忠, 王世谦, 王兰生. 页岩气藏形成机理与富集规律初探[J]. 天然气工业, 2009, 29(5): 17–21.Chen Geng-sheng, Dong Da-zhong, Wang Shi-qian, Wang Lan-sheng. A preliminary study on accumulation mechanism and enrichment pattern of shale gas[J]. Nat Gas Ind, 2009,29(5): 17–21 (in Chinese with English abstract).

[6] Lewan M D. Experiments on the role of water in petroleum formation[J]. Geochim Cosmochim Acta, 1997, 61(17):3691–3723.

[7] Seewald J S. Organic-inorganic interactions in petroleumproducing sedimentary basins[J]. Nature, 2003, 426(6964):327–333.

[8] 张浩, 康毅力, 陈一健, 李前贵, 高波. 致密砂岩气藏超低含水饱和度形成地质过程及实验模拟研究[J]. 天然气地球科学, 2005, 16(2): 186–189.Zhang Hao, Kang Yi-li, Chen Yi-jian, Li Qian-gui, Gao Bo.The study of geology course and experiment simulation for formation ultra-low water saturation in tight sandstones gas reservoirs[J]. Nat Gas Geosci, 2005, 16(2): 186–189 (in Chinese with English abstract).

[9] Bennion D B, Bietz R F, Thomas F B, Cimolai M P.Reductions in the productivity of oil and low permeability gas reservoirs due to aqueous phase trapping[J]. J Can Petrol Technol, 1994, 33(9): 45–54.

[10] Katz D L, Lundy C L. Absence of connate water in Michigan reef gas reservoirs: An analysis[J]. AAPG Bull, 1982, 66(1):91–98.

[11] 张金川, 聂海宽, 徐波, 姜生玲, 张培先, 汪宗余. 四川盆地页岩气成藏地质条件[J]. 天然气工业. 2008, 28(2):151–156.Zhang Jin-chuan, Nie Hai-kuan, Xu Bo, Jiang Sheng-ling,Zhang Pei-xian, Wang Zong-yu. Geological condition of shale gas accumulation in Sichuan Basin[J]. Nat Gas Ind,2008, 28(2): 151–156 (in Chinese with English abstract).

[12] 蒲泊伶, 蒋有录, 王毅, 包书景, 刘鑫金. 四川盆地下志留统龙马溪组页岩气成藏条件及有利地区分析[J]. 石油学报,2010, 31(2): 225–230.Pu Bo-ling, Jiang You-lu, Wang Yi, Bao Shu-jing, Liu Xin-jin.Reservoir forming conditions and favorable exploration zones of shale gas in Lower Silurian Longmaxi Formation of Sichuan Basin[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010, 31(2): 225–230(in Chinese with English abstract).

[13] 鄢琦, 周总瑛. 中国东部断陷盆地石油资源丰度统计模型的建立[J]. 石油实验地质, 2009, 31(3): 292–295.Yan Qi, Zhou Zong-ying. Establishment on oil resources abundance statistical model in East China Rift Basins[J].Petrol Geol Exper, 2009, 31(3): 292–295 (in Chinese with English abstract).

[14] 游利军, 谢婷, 康毅力. 超低含水饱和度致密砂岩气藏损害[J]. 新疆石油地质, 2012, 33(6): 700–703.You Li-jun, Xie Ting, Kang Yi-li. Damages of tight sandstone gas reservoirs with ltra-low water saturation[J]. Xinjiang Petrol Geol, 2012, 33(6): 700–703 (in Chinese with English abstract).

[15] 朱炎铭, 陈尚斌, 方俊华, 罗跃. 四川地区志留系页岩气成藏的地质背景[J]. 煤炭学报, 2010, 35(7): 1160–1164.Zhu Yan-ming, Chen Shang-bin, Fang Jun-hua, Luo Yue. The geologic background of the Siluric shale-gas reservoiring in Szechwan, China[J]. J China Coal Soc, 2010, 35(7):1160–1164 (in Chinese with English abstract).

[16] 熊斌辉, 米立军, 王存武. 构造生烃理论及其在页岩气上的应用[J]. 海洋石油, 2010, 30(4): 1–6.Xiong Bin-hui, Mi Li-jun, Wang Cun-wu. Tectonic generation theory and its use in shale gas[J]. Offshore Oil,2010, 30(4): 1–6 (in Chinese with English abstract).

[17] 李明诚, 李剑. “动力圈闭”——低渗透致密储层中油气充注成藏的主要作用[J]. 石油学报, 2010, 31(5): 718–722.Li Ming-cheng, Li Jian. “Dynamic trap”: A main action of hydrocarbon charging to form accumulations in low permeability-tight reservoir[J]. Acta Petrolei Sinica, 2010,31(5): 718–722 (in Chinese with English abstract).

[18] Newsham K E, Rushing J A, Lasswell P M. Use of vapor desorption data to characterize high capillary pressure in a basin-centered gas accumulation with ultra-low connate water saturations[C]//SPE Annal Technical Conference and Exhibition. Society of Petroleum Engineers, 2003:SPE84596.

[19] Warbrick R E, Osborne M J. Mechanisms that generate abnormal pressure: An overview [M]//Law B E, Ulmishek G F, Slavin V I. Abnormal Pressures in HydrocarbonEnvironments. AAPG Memoir 70, 1998: 13–34.

[20] 汤勇, 杜志敏, 张哨楠, 孙雷, 孙良田. 高温气藏近井带地层水蒸发和盐析研究[J]. 西南石油大学学报(自然科学版),2007, 29(2): 96–99.Tang Yong, Du Zhi-Min, Sun Shao-nan, Sun Lei, Sun Liang-tian. Formation water vaporization and salt out at near well bore zone in high temperature gas reseroirs[J]. J Southwest Pet Univ, 2007, 29(2): 96–99 (in Chinese with English abstract).

[21] Mahadevan J, Sharma M M. Factors affecting clean-up of water blocks: A laboratory investigation[J]. SPE Journal,2005, 10(3): 238–246.

[22] Dodson C, Standing M. Pressure-volume-temperature and solubility relations for natural-gas-water mixtures[J]. Drill Prod Prac, 1944: 173-179.

[23] Graham G M, Dyer S J, Shone P, Mackay E J, Juhasz A. High temperature core flooding experiments for the selection of appropriate scale inhibitor products for potential application as downhole squeeze treatments in high temperature reservoir environments[C]//International Symposium on Oilfield Scale.Society of Petroleum Engineers, 2001: SPE-68314-MS.

[24] Zuluaga E, Muñoz N I, Obando G A. An Experimental study to evaluate water vaporization and formation damage caused by dry gas flow through porous media[C]//International Symposium on Oilfield Scale. Society of Petroleum Engineers, 2001: SPE-68835-MS.

[25] Bette S, Heinemann R F. Compositional modeling of high-temperature gas-condensate reservoirs with water vaporization[J]. SPE Symposium on Reservoir Simulation.Society of Petroleum Engineers, 1989: SPE-18422-MS.