页岩气勘探开发中的几个地质问题

2019-11-11郭彤楼

油气藏评价与开发 2019年5期

郭彤楼

（中国石化华东油气分公司，江苏南京210019）

近年来，我国页岩气勘探开发取得快速发展，涪陵页岩气田累产超过200×108m3，2018年产量超过60×108m3，全国页岩气产量超过100×108m3。对比中国与美国页岩气的勘探开发史可知，美国的页岩气商业开发始于低压页岩气，理论技术成熟于常压页岩气，推广应用到超压页岩气；而中国则相反，页岩气的产量几乎全部来自超高压区，首先在超高压地区取得商业发现[1-2]。近几年，我国加大了对盆缘地区常压页岩气的勘探攻关，先后在南川、武隆等地区取得常压页岩气的突破，实现了商业开发，形成了适用于常压页岩气勘探开发的地质评价与技术，对推动常压页岩气的勘探开发具有积极的示范作用[3]。

1 页岩气藏的分类

据天然气藏分类国家标准（GB/T 26979—2011），按照地层压力系数（αp）划分，αp＜0.9为低压气藏，0.9≤αp＜1.3为常压气藏，1.3≤αp＜1.8为高压气藏，αp≥1.8为超高压气藏。20世纪美国五大页岩气田Barnett、New Albany、Ohio、Antrim、Lewis，除Barnett页岩气田地层压力系数在0.43～0.44 psi/ft（也有资料认为压力系数为0.48 psi/ft[4]，1 psi=0.006 895 MPa，1 ft=0.304 8 m）为常压外，其他4个气田地层压力系数都小于0.40 psi/ft，甚至低至0.15 psi/ft[5]，属于低压气藏。再从 Marcellus、Haynesville、Bossier、Barnett、Fayetteville、Muskwa、Woodford、Eagle Ford、Utica、Montney这10个美国页岩气田地层压力系数来看[4]，只有Haynesville为超高压页岩气，Marcellus、Bossier为高压页岩气，其余7个页岩气田地层压力系数0.44～0.52 psi/ft，属常压页岩气田。对照上述分类标准，我国实现规模商业开发的涪陵、长宁、威远等页岩气田，都属于高压页岩气田。

从页岩气成因的角度，页岩气可分为生物成因、热成因及二者混合形成3类[5]。

本文重点讨论常压页岩气藏的分类。从气藏压力分布特点来讲，美国的常压页岩气田基本在盆地范围内连续分布，且表现为在埋深大的地区，地层热演化程度和压力高；向盆地边缘热演化程度降低、地层压力系数也降低，如Marcellus页岩气在盆地东北部表现为常压和高压，向西南逐渐过渡为常压和低压，和热演化特征高度一致（图1）[6]；Barnett页岩气也表现出相同的特点。而中国南方页岩气则不具有此特征或不完全具有此特征，即地层压力、热演化程度、埋深没有很好的对应关系[7]。中国南方常压页岩气藏分布有3个特点：①分布于盆内或盆缘，属于埋深变浅或受保存条件变差所致，由高压变为常压，比如平桥构造主体向西南地层尖灭区，就由高压过渡为常压，丁山地区也是如此，由深部的DY2井的高压向浅部构造高部位的DY1井、DY3井过渡为常压（表1）；②位于盆内但页岩层系上部地层剥蚀，顶板的封盖作用遭到破坏，如威远龙马溪组上部地层剥蚀区，页岩气藏表现为常压，而向地层保存较为完整的地区，则又表现为高压；③四川盆地之外的页岩地层残留区，无论背斜还是向斜，都表现为常压甚至低压，如彭水、武隆地区（图2）。

表1 不同地区含气量、产量、压力系数Table1 Gas content,production and pressure coefficient in different areas

图1 阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩压力梯度、成熟度（Ro）分布（根据参考文献[6]）Fig.1 Distribution of pressure gradient andRoof Marcellus Shale in Appalachian Basin（according to reference[6]）

图2 四川盆地主要页岩气井分布Fig.2 Distribution of main shale gas sells in Sichuan Basin

基于以上分析，南方常压页岩气藏可分为3种类型：盆内（缘）过渡型常压气藏、盆内剥蚀型常压气藏和盆外的残留型常压气藏。

2 页岩气勘探开发中的几个地质问题

基于对中国南方和美国页岩气地质特点的分析，探讨了中国式页岩气成藏富集主控因素及勘探开发的关键问题，提出了中国式页岩气地质特点，包括：构造演化阶段多，构造类型复杂，断裂发育，页岩层系连续分布面积小，寒武系、志留系两套主要页岩层系现今的热演化程度和埋深没有对应关系等，并对影响页岩气富集的主要因素如裂缝、构造类型、页岩气运移、含气量等进行了分析和探讨[7-9]。但随着勘探开发的不断深入，资料不断丰富、问题也不断产生，有必要再对一些地质问题作出进一步探讨。

2.1 有机碳和孔隙度的关系

总体而言，页岩有机碳含量越高，孔隙度越大；但不是有机碳含量越高，孔隙度总是同步正向增大。MILLIKEN等选取阿巴拉契亚盆地Marcellus页岩成熟度不同的两口井，研究了总有机碳和有机质孔隙度之间的关系，通过致密岩石分析方法测量的体积孔隙度在总有机碳低于5.6 wt%时，与体积孔隙度正相关；总有机碳值含量高于5.6 wt%时这种相关性在低成熟度井中消失，在高成熟度井中相关性减小（图3）[10]。

而对于成熟度区间相同的页岩，其孔隙度总体随总有机碳值增高而增高，但总有机碳值大于5%时，页岩孔隙度随总有机碳增高增加幅度有限，可能与有机质孔隙保存条件有关，高总有机碳页岩岩石组构更易于压实，不利于有机质孔隙保存（图4）[11]。对高过成熟度页岩，有机碳含量和孔隙度的关系，在总有机碳为3%左右出现了相反的趋势，宣页A、天马A、天星A三口井为寒武系牛蹄塘组页岩，当总有机碳含量小于3%时，随着总有机碳含量增加，页岩的孔隙度逐渐增大；当总有机碳含量大于3%，随着总有机碳含量增大，页岩的孔隙度逐渐减小（图5）[12]。

图3 不同成熟度（Ro）页岩总有机碳含量和孔隙度关系（根据文献[10]）Fig.3 Relation between TOC and porosity of shale with differentRo（according to reference[10]）

图4 海相有机质页岩有机碳含量和孔隙度关系（根据文献[11]）Fig.4 Relation between TOC and porosity of marine organic shale（according to reference[11]）

图5 海相有机质页岩有机碳含量和孔隙度关系（根据文献[12]）Fig.5 Relation between TOC and porosity of marine organic shale（according to reference[12]）

在页岩成熟度、总有机碳含量相近的条件下，保存条件决定了有机碳和孔隙度的相关性，保存条件好，二者相关性就强，反之就差。四川盆地外围彭水地区PY1井总有机碳平均含量3.31%，平均孔隙度2.91%，日产气量低于3×104m3，压力系数为0.96，孔隙度与总有机碳含量相关性较差，甚至在孔隙度小于2%时，总有机碳含量和孔隙度呈负相关关系。四川盆地内缘JY10井总有机碳平均含量3.2%，平均孔隙度3.3%，日产气量大于10×104m3，压力系数为1.18，孔隙度与总有机碳含量相关性较好。涪陵页岩气田发现JY1井总有机碳含量平均值为3.5%，平均孔隙度为4.8%，地层压力系数为1.55，日产气量大于20×104m3（图2、图6）。

因此，就有机碳含量和孔隙度关系而言，有机碳含量过高，孔隙度反而会下降。保存条件好，有机碳含量和孔隙度会有较好的对应关系，二者的相关性，在某种程度上，能反映地层压力特征和产量大小。

图6 三口井总有机碳含量与孔隙度关系Fig.6 Relation between TOC and porosity of three wells

2.2 热演化程度和孔隙度的关系

热演化程度决定了有机质孔隙度的发育程度和孔径大小。但对于具体的成熟度指标，不同学者有不同的看法。

低成熟度下不发育有机质纳米孔。如Barnett成熟度0.52%的页岩，只在有机质颗粒边缘发育少量粒间孔，内部也不存在非均质性[13]。LOUCKS等[14]比较了成熟度小于0.7%和大于0.8%的页岩有机质纳米孔的发育情况，认为前者不发育纳米孔、内部也不存在非均质性，有机质颗粒中纳米孔丰度与镜质体反射率的强相关性表明，孔隙形成是有机质（干酪根）热成熟和转化的结果。

CURTIS[15]认为成熟度不能单独作为孔隙度预测的指标，有机质组分可能使有机质孔隙的形成和保存复杂化（2012年用Woodford不同成熟度样品、2011年用Marcellus成熟样品得出同样结论）；比较了Woodford页岩（成熟度为0.9%），未发现有机质纳米孔，认为次生纳米孔的产生是因为油向气的转化；还比较了Marcellus页岩成熟度大于1.1%（包括大于临界值3.1%）的样品，并未发现孔径和孔隙密度随成熟度增大而变大，但孔径随成熟度增大而变小。即使在同一个样品中，也会出现部分有机质孔隙发育，另一部分不发育有机质孔隙的现象，可能与有机质组分有关（图7）。还认为，应在更大视域、更大成熟度范围再做研究。

图7 BSE成像下有机质孔隙发育情况（样品为成熟度1.4%的Woodford页岩，根据文献[15]）Fig.7 Pore development of organic matter by BSE（The sample is the Woodford shale withRo=1.4%,according to reference[15]）

也有学者认为孔隙度主要受演化程度控制而非总有机碳含量[10]，且热演化程度增长至一定程度后，孔隙度开始下降，镜质体反射率大于2.88%的样品，单位总有机碳含量孔隙度比热成熟度低的样品降低25%以上[16]。这表明，随着成熟度增高，孔隙度的总体增加可能有一个门限值，超过该门限，残余流体包裹体及其相关矿物沉淀可能填充较早形成的孔隙，从而显著降低孔隙度。

彭钰洁等[17]用张家口—怀来地区下马岭组低成熟度富有机质泥页岩开展了模拟实验，原始样品总有机碳含量为4.23%，干酪根类型为Ⅰ型，成熟度（Ro）为0.62%，模拟温度分别为350℃、400℃、450℃、500℃、550℃、600℃，页岩成熟度相应达到了1.04%、1.83%、2.04%、2.46%、2.84%、3.12%，得出下列结论：①页岩有机质在热演化过程中，随着有机质成熟度升高，其孔隙度呈线性增长，微孔和介孔明显增多，介孔孔径为30～50 nm的孔隙增加更为显著，而孔径大于10 000 nm的宏孔逐渐减少，这与有机质热演化导致的有机质孔大量生成以及孔隙富集导致的骨架坍塌有关，且随热演化过程加深孔隙连通性逐渐变好；②有机质热演化过程直接影响了页岩气赋存空间，吸附气与游离气赋存空间均有随孔隙孔径增大而升高的趋势，但呈现不同的增加速率，指示页岩气从纳米孔中的形成随热演化加深，气体由吸附状态逐渐大量析出，游离至大孔空间中的赋存转变过程。

综合来看，有机质孔隙度发育受控于热演化程度，既有上限也有下限。对中国南方几套页岩气来讲，目前志留系（五峰组—龙马溪组）页岩演化程度对孔隙度的控制总体是正相关；寒武系页岩的演化程度总体偏高，对孔隙度发育起抑制作用。二叠系页岩成熟度差异较大[8]，前文提到的美国页岩气成熟度和孔隙度的几种关系都存在。

2.3 含气量（显示）与产量的关系

BOWKER[18]认为Barnett页岩高产区存在5个影响含气性的因素：①有机碳含量，页岩气勘探目标总有机碳值应在2.5%～3.0%；②页岩厚度，大于15 m、30 m厚的富有机质页岩足以产出商业气流；③成熟度，热演化程度应处于生气窗；④孔隙度和含水饱和度，Barnett页岩高产区的孔隙度为5.5%，含水饱和度为25%；⑤黏土矿物含量应小于50%。然而，在这5个因素基本相似的条件下，页岩气的含气性、产量差别可以很大，如表1列出的一些井，这表明静态指标仅可作为页岩含气性判别的基础，实践中更应关注保存、构造等动态因素。对比表1不同构造、不同压力系数的单井总含气量和产量后发现，含气量和产量总体上还是呈正相关关系，因此，总含气量是判断页岩气产量高低的一个关键因素。

2.4 关于页岩气运移

郭彤楼曾提出页岩气存在阶梯运移，即“相邻低部位孔缝中天然气置换式向上微距离运移，保证聚散平衡，一个个相邻孔缝的阶梯式运移，实现了大范围的页岩气向背斜（正向构造）的汇聚”[2]。从勘探实践来看，页岩气的运移是一个不争的事实，如平桥背斜主体向露头区，地层压力系数由高压（大于1.3）向常压变化，这表明存在页岩气的散失，但与彭水地区相比，其压力系数、产量都要高得多。比较盆（内）地边缘金佛斜坡和盆外残留向斜的彭水地区会发现，二者最大的区别是虽然距露头区都比较近，但盆地内页岩是大面积分布的，而盆外彭水地区残留地层，页岩分布面积有限。盆缘向露头区有散失，但还有来自盆内页岩气的运移补充（表1中的JY10井和JY10-B井）；而盆外残留区，运移补充不充分，因此总体压力低、产量低（表1中的PY1井和LY1HF井）。

2.5 不同压力梯度的页岩都能实现效益开发

四川盆地目前已建成的页岩气田，如涪陵、长宁、威远等页岩气田都是高压甚至超压页岩气田。美国的Fayetteville、Haynesville等页岩气田也具有比较高的压力梯度[6]，但常压甚至低压页岩发育区也能实现页岩气的效益生产。Appalachian盆地Marcellus页岩气自北东向南西由超压向常压、低压转化，在常压和低压区的Big Sandy气田自19世纪20年代末开始生产，目前仍有数千口井在生产，至1986年已累产2.5TCF（707.92×108m3）的页岩气[6]。Barnett页岩气压力系数1.0～1.2，与武隆地区LY1HF井和金佛地区JY10井区相当（表1），平均埋深2 400 m，初期产量6.4×104m3/d，第一年平均产量3.4×104m3/d，第一年递减率65%，第二年递减率26%，累产气量6 132×104m3。LY1HF井产量模型符合双曲递减，埋深2 500 m，压力系数1.08，初期产量4.6×104m3/d，第一年产量递减到2.8×104m3/d，递减率39%，三年累产超过3 000×104m3，预计可累产气6 614×104m3，二者递减特征基本一致（图8）。JY10井区属盆缘过渡型常压气藏，具有较高的初始产量和较好的商业效益；LY1HF井区属盆外残留型常压气藏，初始产量较低，要实现商业开发，还需大力攻关增产和降本技术。