海相页岩气储层评价发展趋势与综合评价体系

2019-11-12蒋裕强付永红董大忠周克明程晓艳张海杰马廷虎谷一凡

天然气工业 2019年10期

蒋裕强付永红谢军董大忠周克明程晓艳漆麟张海杰陈超马廷虎谷一凡

1. 西南石油大学地球科学与技术学院 2. 中国石油非常规重点实验室储层评价实验室 3. 中国石油西南油气田公司4. 中国石油勘探开发研究院 5. 四川页岩气勘探开发有限责任公司6. 中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院 7. 重庆页岩气勘探开发有限责任公司

0 引言

页岩气储层评价一直是页岩气地质评价选区、“甜点区”及建产核心区优选的关键，明确储层静态基本属性特征和开发动态参数变化规律，对于实现页岩气高效开发具有重要的意义。随着中国页岩气勘探开发快速有序地向着页岩气规模化开采推进[1]，对储层评价又提出了更高的需求。为什么部分储层品质较好甚至相当好的页岩气井出现低产，而储层品质略差的页岩气井却出现高产，是亟待解答的问题。因此，完善储层评价内容与标准，使页岩气选区、选层更加精准，有助于页岩气的有效开发，促进页岩气增产和上产，推动页岩气产业的大发展。

2010年，Sondergeld等[2]从岩石物理性质方面进行了页岩气储层评价，分为储集能力、气体流动能力和储层改造能力等3大类，包含了岩石矿物组成、总有机碳含量（TOC）、孔隙度、含水饱和度、渗透率和可改造性质；Chelini等[3]在原储层评价内容的基础上新增了页岩气储层非均质性；蒋裕强等[4]通过对比美国页岩气储层与我国南方海相页岩气储层特征与差异性，率先提出了页岩气储层评价内容与标准，该标准系统性地涵盖了页岩气储层的有效厚度、储层地球化学指标（TOC和Ro）、储层储集指标（孔隙度、渗透率、含气性、含水饱和度）及可压裂性指标（脆性矿物组成、泊松比、杨氏模量）。2011—2012年，Clarkson等[5-6]在前人的储层评价基础上增加了孔径分布、毛细管压力、相对渗透率、电学性质、吸附气含量等参数，并形成了较为全面的储层评价流程。2015年，Miriam等[7]提出了一种采用热解—傅里叶变换红外光谱法快速评价页岩气储层含气靶体位置和质量的方法。此后的页岩气储层评价内容都是在以上储层评价内容基础上针对某个指标或某个参数进行深入研究，例如：含气性多研究游离气和吸附气的比例；孔径分布主要研究有机孔多少及孔径分布范围及其控制因素；可压裂性由脆性指数和韧性指数直接评价，同时也加入了水平主应力差等。随着页岩气勘探开发不断深入，逐渐认识到现有储层评价内容均为水力压裂前的静态参数指标，缺乏页岩气储层有效性和压后动态参数评价内容。目前储层评价只能反映出储层内是否有丰富的页岩气资源和可压裂能力，并不能回答哪些孔隙的页岩气能有效开发、哪些属性是影响压后页岩气开采的关键因素以及压后排采措施是否合理等难题。因此，完善储层评价内容与标准，评价储层有效性、评价“自动缓解水锁”潜力，优化压裂液体系和排采措施，有利于更好实现地质—工程一体化进程，推进页岩气的高效开发及页岩气产业的大发展。

为此，笔者基于现有的页岩气储层评价方法，分析页岩气储层静态评价的不足及其面临的挑战，初步探讨了页岩气储层有效性评价方法，尝试建立页岩压后动态评价参数体系，提出了一套适合我国海相页岩气储层“静—动”结合的页岩气储层综合评价方案，使地质与工程有机结合，以期为页岩气的高效勘探开发提供科学的依据。

1 页岩气储层评价面临的新挑战

1.1 页岩总孔隙度和有效孔隙度认识不清

孔隙度是页岩气储层评价的关键，包含总孔隙度和有效孔隙度。目前，页岩气储层总孔隙度和有效孔隙度的理解及测量方法尚无统一标准，不同实验室或不同测量方法对同一样品的孔隙度测量结果差异显著（图1、表1），该差异可达1～3倍[2]，给储层评价带来了困难。

图1 不同方法测量Z202井页岩孔隙度结果对比图

表1 不同页岩样品闭孔率计算结果统计表

国内外页岩气储层孔隙度测量认可度较高的岩心分析方法有两种：GRI方法和GB/T 29172—2012岩心分析方法。前者测量孔隙度时会将岩石破碎，可探测岩石中大量不连通的孔隙空间；后者测量柱塞样孔隙度，无法探测不连通孔隙空间。因此，GRI方法孔隙度可认为是岩石总孔隙度，柱塞样孔隙度可认为是连通孔隙度。此外，国内常常以干燥90 ℃后的柱塞样孔隙度作为页岩总孔隙度，导致有效孔隙度认识差异较大。页岩矿物组分多样，黏土矿物含量高，黏土矿物束缚水含量有较大差异（图2）。以下问题亟待解答：测量孔隙度时，黏土矿物束缚水是否应该去除？页岩孔隙结构复杂，孔径小，吸附能力强，测量氦气孔隙度是否需要抽真空？氦气注入压力多高才能充分饱和样品等。

图2 不同井页岩干燥90 ℃后核磁共振T2谱图

页岩气储层分类评价通常划分为Ⅰ～Ⅲ类储层，各类储层的孔隙度下限各不相同，尤其是Ⅲ类储层孔隙度下限值较小（小于2%）[1]。如果不能准确测量页岩有效孔隙度，或评价有效孔隙度结果误差较大，将直接影响到页岩气储层分级的准确性。针对页岩气储层矿物组分、润湿性和孔隙结构的特殊性，总孔隙度和有效孔隙度评价需进一步完善，才能为页岩气储量计算、有效评价储层及采收率评价提供准确的数据。

1.2 页岩有效孔隙评价有待深入

1972年，国际理论和应用化学协会（IUРAC）根据孔隙的绝对大小将孔隙分为微孔（小于2 nm）、中孔（2～ 50 nm）和大孔或宏孔（大于 50 nm）。2012年，Loucks等[9]提出了一个泥页岩储层基质孔隙三端元分类方案，把基质孔隙划分为3种类型：粒间孔隙、粒内孔隙和有机质孔隙。2017年，张鹏飞等[10]基于孔隙孔径大小建立了页岩油储层的孔径分级方案：微孔—Ⅰ（0～25 nm）、微孔—Ⅱ（25～100 nm）、介孔（100 ～ 1 000 nm）和宏孔（大于 1 000 nm）。3类主流分类方法是以孔径大小或孔隙成因为参考依据进行划分，无法反映页岩气储层中流体的运移特征，仅从静态的角度评价页岩孔隙特征难以满足页岩气有效开发的需求。常规储层通常采用离心＋核磁共振的方法评价孔隙有效性，但是否适用于页岩气储层尚不明确。图3-a显示离心8 000 r/min后的核磁共振T2谱基本保持稳定，其谱峰面积占饱和核磁共振T2谱峰面积的30%左右，故离心方法可有效划分致密砂岩储层有效性。页岩离心后的核磁共振T2谱下降趋势缓慢，且下降程度小（图3-b、c），所以离心＋核磁共振的方法难以划分页岩气储层中的毛细管束缚水。由于页岩气开发通常采用大型水力压裂技术，毛细管束缚水占据的空间可能被有效开发，使离心＋核磁共振方法评价页岩气储层有效性略有不足。因此，针对页岩气储层孔隙有效性及孔隙系统定量分级需有技术攻关。

图3 页岩和致密砂岩不同离心转速核磁共振T2谱图

Testamanti等[11]采用渐变干燥方式确定页岩气储层黏土矿物束缚水的T2截止值。Liu Yong等[12]利用离心和渐变干燥方法对页岩气储层进行分级，认识到流体在孔隙空间中流动性质的重要性。但页岩气开发需采用大型水力压裂，不连通孔隙是否被开采仍需研究（不连通孔隙占总孔隙比例最高可达69%[8]）。页岩中孔隙形状多样，页岩压裂后大量的“喇叭状”不连通孔隙可能变成有效孔隙而被开发，正是这些闭孔或“喇叭状”不连通孔隙的存在，为页岩气储层有效性评价与划分增加了难度。测量页岩孔径分布均是采用页岩碎样颗粒，如氮气吸附、二氧化碳吸附、核磁冻融等实验，但是每种测量方法的样品颗粒大小各不相同，造成测量结果表达连通孔隙和不连通孔隙的信息不同，最终导致柱塞样测量的孔径分布和碎样颗粒测量的孔径分布匹配度低。页岩气储层存在大量的不连通孔隙必将限制页岩气在储层基质中的流动，这些不连通孔隙在页岩气开发过程中是否可采尚待深入研究。

1.3 页岩水力压裂后“自动缓解水锁”潜力缺乏研究

大型水力压裂已经成为页岩气成功开发和增产的主要技术手段，2×104～3×104m3压裂液泵入页岩气储层中，而压裂液返排率往往较低（5%～40%）[13]。成千上万吨压裂液滞留于地层中的孔隙、裂缝中，势必严重影响页岩气在地层中的流动。相关研究表明，压裂液注入地层主要存在形式有3种：游离于压裂主裂缝、游离于大孔隙及束缚于大量微孔隙[14-15]，受到储层矿物组成、孔隙含量及连通性的影响，导致不同属性的页岩气储层滞留压裂液能力存在差异，进而影响压裂液返排和单井产量。基于常规储层水锁伤害认识，提高压裂液返排率将对降低储层伤害至关重要[16-18]，但页岩气储层开发过程中表现出了明显不同的情况。页岩气储层中不仅滞留大量的压裂液，而且黏土矿物吸水膨胀将产生大量的微裂缝[19-21]，使页岩气储层的渗流能力大大增加，促进页岩气在储层中的渗流。美国Нorn River盆地的页岩气井通过延长压裂后的关井时间（闷井）有效地提高了产气量，说明压裂液渗吸对气体具有交换作用，已得到了实验和现场验证[22-23]，表明部分页岩气储层压后具有“自动缓解水锁”潜力。然而，“自动缓解水锁”主要与储层与压裂液的相互作用密切相关，仅靠TOC、孔隙度、渗透率、孔隙结构等页岩气储层评价参数不足以评价页岩气储层“自动缓解水锁”的潜力。

申颍浩等[19]认为，页岩“自动缓解水锁”潜力与页岩气储层吸水能力、扩散能力、初始饱和度、黏土矿物含量、类型及离子含量、微裂隙形成能力相关。蒋裕强等[20]的研究表明，除了以上参数外，页岩气储层润湿性、孔隙结构和不连通孔隙多少也与“自动缓解水锁”密切相关。虽然研究认识到部分页岩具有“自动缓解水锁”潜力，但不同属性储层的“自动缓解水锁”潜力强弱关系不清，极大地制约了页岩气储层产气率。目前的“自动缓解水锁”潜力评价参数和评价体系未统一，难以对页岩气开发提供实质性的指导。

1.4 排采措施的特殊性为储层评价提出新要求

页岩气储层与常规储层在开发方式上具有明显差异。适合中国页岩气排采机制主要包含“压后闷井”和“控压限产”两大排采新机制[24]。两种排采机制都被认为具有以下优势：①持续产生微裂缝，改善页岩气解吸与扩散能力，增加泄气面积；②增加地层吸水量，减少主裂缝压裂液含量，促进裂缝进一步扩展；③维持储层超高能量，增加气体弹性能；进而有效提高了页岩气单井产量。以上排采制度对页岩气储层开发具有显著效果，但效果差异显著。不同“自动缓解水锁”潜力的页岩气井是否应当采用相同的排采措施或闷井时长？因此，不同储层属性的页岩气井压后释压与闷井时长等参数有待深入研究。针对不同属性页岩气储层，尚未提出相关排采制度与措施，对现有页岩气储层评价提出了新的要求。

2 页岩气储层评价发展趋势

现有页岩气储层评价内容主要针对页岩气勘探开发前期的选区、选层和选“甜点”，集中体现为优选地质甜点、工程甜点和经济甜点。但缺乏页岩气储层有效性评价和压后动态参数评价，导致页岩气储层评价内容不能满足页岩气快速勘探开发的需求。因此，页岩气储层评价内容需更加精细化，并向着页岩压后动态参数体系评价拓展。

2.1 细化储层静态评价参数

页岩气储层评价内容主要包含页岩气储层生气能力、储集能力和可压裂能力，这3方面的评价参数均是压裂前储层基本静态参数，如TOC、孔隙度、含气性、岩石矿物组分等。为更好地满足页岩气勘探开发需求，部分静态参数需要进一步挖掘，如总孔隙度、有效孔隙及孔隙系统等，进一步提高评价页岩气储层的有效性。

总孔隙度是计算页岩气地质储量的基本参数，若总孔隙度测量结果偏小，将导致页岩气地质储量严重偏低。有效孔隙度是计算页岩气储层探明储量必不可少的参数，在一定程度上可反映页岩气的可采储量。由于页岩中存在大量的不连通孔隙，采用柱塞样的方式测量页岩的孔隙度通常只能表达出连通孔隙的孔隙体积，而忽略了不连通孔隙体积。若将页岩岩心粉碎至一定程度，势必打开大量的不连通孔隙，使碎样孔隙体积大于柱塞样孔隙体积，其差值可表达出不连通孔隙体积，也从侧面反映出页岩孔隙结构的复杂性。图1示出，核磁共振孔隙度较氦气孔隙度大，原因可能为：①核磁共振实验过程中，样品经过长时间的抽真空处理，而氦孔法没有对样品进行抽真空，样品孔隙中有气体存在，这些气体占据了部分孔隙空间；②页岩孔隙细小，氦气分子在较小的注入压力下难以充分饱和，导致氦气孔隙度偏小。为了准确测量页岩连通孔隙度，需建立一套抽真空和高压饱和氦气的实验方法，为计算有效孔隙奠定基础。因此，碎样孔隙度可视为页岩的总孔隙，柱塞样孔隙可视为连通孔隙度。

页岩孔隙中含有较高的含水饱和度，储层中的水势必将影响天然气在孔隙中的流动[25]，尤其是黏土矿物束缚水，其所占体积直接影响了可采空间的评估。图4显示，页岩饱和水后的核磁孔隙度经不同温度干燥处理测量变化可划分为3个阶段，具有3个不同的下降斜率。依据吉布斯—托马斯方程，在一定温度下水蒸气分子逃逸出孔隙的能力与其受束缚力的大小呈反比。页岩气储层中自由水、毛细管束缚水、黏土矿物束缚水在孔隙中赋存方式不同，受到的束缚力差异显著。因此可根据孔隙度变化斜率差异区分不同的干燥温度节点，进而划分不同流体占据的孔隙空间。第①阶段孔隙度下降较快，表明岩心损失的孔隙水主要以可动水和毛细管束缚水为主；第②阶段孔隙度基本保持不变，这主要由黏土矿物束缚水的束缚力较强引起，故而需要更高的干燥温度；第③阶段，温度高于120 ℃，黏土矿物束缚水开始大量损失。因此，第①阶段干燥80 ℃可划分可动水＋毛细管束缚水组合；第②阶段岩心基本不损失水；第③阶段干燥120 ℃可划分黏土矿物束缚水。通常情况下，可动水和毛细管束缚水可通过高速离心的方法进行确定。在此基础上，结合渐变干燥的岩心处理方式，应用核磁共振技术将页岩气储层孔隙系统进行定量分级划分（图5）。

图4 不同井页岩样品饱和水不同干燥温度后的核磁孔隙度变化图

图5 页岩气储层孔隙系统划分示意图

采用大型水力压裂技术实现了页岩气工业化开采，大规模压裂必将打开大量不连通孔隙。因此，在评价页岩气储层有效性时需建立页岩孔隙下限，结合孔径（连通孔隙和不连通孔隙）测试手段确定不连通孔隙的主要孔径分布范围，再论证不连通孔隙的压后开采性，最终实现页岩气储层孔隙有效性评价。通过计算的有效孔隙下限值，统计大于有效孔隙下限的有效孔隙体积大小（包含不连通孔隙部分），进而确定有效孔隙度。

2.2 “自动缓解水锁”潜力是页岩气储层评价的重要指标

应页岩气高效开发需求，压后可开采性评价越来越被重视。目前，微地震广泛应用于压裂效果评估，但并不能很好地指导页岩气压后的增产和排采措施。为了将储层评价更好地为现场生产服务，就必须探寻页岩气储层压后动态评价及评价参数。

为了分析页岩气储层“自动缓解水锁”潜力差异，笔者选取川南地区深层页岩气井Н202井和R203井页岩储层岩心（岩心样品具有相似的TOC和孔隙度，且未见裂缝；R203井黏土矿物含量略高）进行吸水膨胀测试，结果显示出两口井吸水量和膨胀系数具有显著差异（图6）。Н202井储层单位质量岩心具有更高的吸水能力，且吸水膨胀具有持续渐变特征，持续吸水时间长。经过闷井后储层吸水、膨胀及产生微裂缝是一个持续过程，对减少主裂缝中液体具有显著作用。R203井储层单位质量岩心吸水能力较弱，而吸水膨胀表现为突变特征。经闷井后，储层吸水、膨胀及产生微裂缝快速定型，储层孔隙或裂缝空间被压裂液充注，基质吸收量少，不利于气体的流动。图7显示，Н202井岩心自吸水后核磁共振T2谱峰出现明显向右偏移，说明该井吸水产生微裂缝能力较强，由此可见该井可能具有较强“自动缓解水锁”潜力；而R203井岩心自吸水后核磁共振T2谱峰并未出现明显右移现象，表明其吸水产生微裂缝能力弱。页岩气储层压裂后具有依靠毛细管力吸水的特征，储层润湿性偏向（亲油、亲水和混合型润湿）影响毛细管力的大小，是决定吸水滞留能力的又一影响因素，进而影响页岩气储层吸水后膨胀强度和产生微裂缝的能力。由此可见，影响“自动缓解水锁”潜力的因素包含润湿性、吸水能力、膨胀能力、膨胀方式及吸水产生微裂缝的能力。

页岩具有较强的吸水滞留能力才能减少压裂主裂缝中压裂液的体积，吸水膨胀能力强且具有持续性，才有可能促进微裂缝产生，扩展微裂缝波及范围，增加页岩气泄气面积，提高页岩气的采收率。“自动缓解水锁”潜力强的页岩气储层有利于减少主裂缝中压裂液含量，提高页岩气流动能力（图8）。储层基本静态属性的差异将影响吸水滞留能力、吸水膨胀方式、膨胀率和吸水产生裂缝能力。通常，页岩气储层压裂后自吸过程中具有先吸水再膨胀，持续产生微裂缝，增加吸水波及范围，其先后顺序决定了页岩气储层压后动态评价参数权重的重要性，笔者提出的4大评价参数可评价页岩气储层“自动缓解水锁”潜力。

图6 龙一11小层页岩吸水膨胀实验图

图7 龙一11小层页岩吸水过程核磁共振监测图

图8 页岩“自动缓解水锁”示意图

2.3 建立“静—动”结合的综合储层评价体系势在必行

页岩气勘探与开发体现为先勘探找甜点，后开发评价动态特征，欲建立完整的页岩气储层评价体系，离不开页岩气储层静态地质评价和压后动态评价。因此，页岩气储层静态评价是基础，压后动态评价为补充。只有保障了页岩气储层质量，才能实现页岩气工业化开采；只有建立了“静—动”结合的储层评价体系，才能有效地指导页岩气高效勘探与开发。

为了进一步实现页岩气储层有效性评价和压后动态评价，提出合理增产措施和排采制度是现阶段页岩气勘探开发的重点。Н202井和R203井孔隙有效性及孔隙系统划分表明，Н202井可动水及毛细管束缚水所占有效孔隙体积较大（表2）。图6、7显示出Н202井具有较强的吸水滞留能力、持续渐变膨胀方式、吸水产生裂缝能力强等特征，展示出较强的“自动缓解水锁”潜力。“自动缓解水锁”潜力弱的R203井需进一步改善压裂液性质或其他工艺措施，以提高微裂缝产生能力。在返排措施上，由于R203井吸水能力弱，膨胀速度快，容易造成主裂缝被压裂液充注，建议采取先排液后闷井，有利于页岩基质对主裂缝压裂液的吸收，从而缓解水锁。而Н202井“自动缓解水锁”潜力大，可适当延长压后闷井时间，促进微裂缝在闷井过程中充分产生，增加更多的页岩气泄气面积。

为了实现页岩气高效勘探开发，须建立“静—动”结合的储层评价体系，主要包含生气能力、储集能力、可压裂能力、储层有效性、“自动缓解水锁”潜力等方面的评价参数。该评价体系既能体现页岩气储层品质，又能反映储层可采性。

3 “静—动”结合页岩气储层综合评价体系

基于以上分析，页岩气储层综合评价体系正从“静态”评价向着“静—动”结合的综合评价体系发展，不仅包含生气能力、储集能力、可压裂能力等静态储层评价内容，而且纳入了储层有效性和“自动缓解水锁”潜力动态评价内容。静态评价内容主要评价页岩气储层储气量大小和储层是否易于改造；动态评价内容主要评价页岩气储层压后可采出能力和采用何种排采措施等。目前，页岩储层动态参数评价仍处于探索研究过程中，研究的井数量有限，只能采用定性描述。要实现定量评价还需在页岩气储层勘探开发过程中不断实践完善，故初步推荐的页岩气储层综合评价标准见表3。