中国典型咸化湖盆页岩油富集与流动特征及在“甜点”评价中的意义

赵文智, 卞从胜, 蒲秀刚, 刘诗局, 关 铭,刘 伟, 李永新, 董 劲

(1.中国石油勘探开发研究院,北京 100083; 2.中国石油勘探开发研究院赵文智院士工作室,北京100083; 3中国石油大港油田研究院,天津 300280)

根据热演化程度与现阶段开发技术的不同,中国陆相页岩油可分为中高熟(镜质体反射率Ro≥0.9%,咸化湖盆Ro≥0.8%)和中低熟(Ro<0.9%,咸化湖盆Ro<0.8%)两大类资源[1-4],其中中低熟页岩油可根据页岩油形成期早晚、页岩油物性与流动性特征,以及开发技术不同,又可分为原位转化型和非原位转化型两大类[5]。原位转化型页岩油是指在淡水湖盆页岩中,有机质向液态烃转化的窗口出现较晚(Ro一般在0.8%～1.2%),在中低熟阶段有机质转化率较低(多数低于45%)、页岩中存在较多重质烃、胶质和沥青质与尚未转化的固体有机质,导致已形成的液态有机物流动性极差甚至不流动,必须通过原位加热改质技术,使多类有机物发生轻质化转化,从而形成“人造”油气,才能有效开发。中国鄂尔多斯盆地上三叠统延长组长73段页岩和松辽盆地上白垩统嫩江组页岩中赋存的页岩油多属此类。非原位转化型页岩油是指不需要地下人工加热改质技术,直接用水平井和体积改造技术就能生产的中低熟页岩油,如渤海湾盆地济阳坳陷古近系沙河街组三—四段和沧东凹陷孔店组二段,准噶尔盆地吉木萨尔凹陷二叠系芦草沟组,以及柴达木盆地古近系下干柴沟组等[6-9]。咸化湖盆页岩油具有倾油有机母质占比高、活化能较低,形成液态烃的主窗口出现早,中低熟阶段液态烃形成数量较多等特点。因此,只要页岩有机质丰度较高(一般TOC>1.5%或者2.0%),集中段厚度较大(单层厚度需10～15 m,累积厚度25～30 m),且现今地层温度足够高以保持中低熟液态烃较好的地下流动性,就可以形成经济性较好的累积采出量(EUR)。目前,国内咸化湖盆页岩油相继在大港油田沧东凹陷、胜利油田牛庄、博兴凹陷以及准噶尔盆地吉木萨尔凹陷等获得了勘探突破,并陆续进入规模建产阶段。2022年中国咸化湖盆页岩油产量超过80万t[10-11]。其中,吉木萨尔凹陷芦草沟组和济阳坳陷陷沙河街组已被批准为国家级页岩油示范区建设[11],如果通过技术和管理创新能进一步较大幅度降低成本,咸化湖盆页岩油将成为中国陆相页岩油上产建设的重要贡献者。正因为国内多数咸化湖盆烃源岩热演化程度不高,Ro主体在0.6%～1.0%,其形成的页岩油具有密度(0.84～0.94 g/cm3)和黏度高(50 ℃条件下黏度11～988 mPa·s),饱芳含量偏低(质量分数为76%～88%),且烷烃中蜡含量较高(20%～40%)以及胶质和沥青质含量高(25%～30%)等特点,导致中低熟页岩油流动性总体偏差[11-12]。然而,由于咸化湖盆页岩的黏土矿物含量低,长英质和碳酸盐等脆性矿物含量高,页岩的脆性较好,且对页岩油的吸附能力偏弱,所以可动烃数量较高,这对于咸化湖盆页岩油提高流动性和实现有效开发又是有利的[7,12-14]。搞清咸化湖盆页岩岩石组构特征、页岩油物性、流动性与富集特征,归纳总结影响页岩油地下流动性的主控因素,对咸化湖盆页岩油富集段评价和“甜点”靶体优选都具有重要现实意义,已成为咸化湖盆页岩油勘探关注和亟待解决的重要问题。笔者通过分析渤海湾盆地沧东凹陷孔二段等典型咸化湖盆页岩油的基本地质条件、页岩油物性与流动特征等,提出咸化湖盆页岩油富集与流动控制因素,以便为咸化湖盆页岩油“甜点”靶体优选提供依据。

1 咸化湖盆混积型页岩油的基本特征

混积岩是两种以上沉积作用形成的岩石组合,咸化湖盆混积岩主要指由化学沉积作用形成的碳酸盐或硫酸盐沉积物与由牵引流或其他搬运营力(如风成作用、火山灰沉落和重力流)产生的主要由悬浮总体垂直沉落或密度流形成的长英质沉积构成的互层,多为细粒沉积,纵向上呈频繁变化的互层或以一种岩性为主,另一种岩性为夹层的岩石组合[15-19]。在渤海湾盆地孔店-沙河街组、准噶尔盆地二叠系风城-芦草沟组,以及柴达木盆地古近系下干柴沟组等均有分布[20-24]。以渤海湾盆地沧东凹陷孔二段为例,页岩由长英质、灰云质和黏土质纹层互层构成,造岩矿物包括陆源长英质细碎屑和黏土、方解石和白云石,以及热液相关的方沸石等[19],石英和长石体积分数平均为35.4%,方解石和白云石体积分数平均为20.3%,黏土矿物体积分数为23.3%,方沸石体积分数平均为16%,其他矿物体积分数平均为5%[23]。其中,长英质页岩的长英质矿物体积分数大于50%,有机质丰度最高,TOC平均为5.41%,生烃潜量(S1+S2,S1为常规热解滞留烃数量,mg/g;S2为常规热解残余生烃量,mg/g)平均为30.8 mg/g;混合质页岩有机质丰度中等,TOC平均为3.49%,生烃潜量(S1+S2)平均为20.0 mg/g;碳酸盐体积分数大于50%的页岩有机质丰度较低,TOC平均为2.04%,生烃潜量(S1+S2)平均为10.1 mg/g。页岩纹层发育,平均单层厚度小于1 cm,纹层占比大于70%,纹层厚度主体在0.02～0.1 mm,纹层密度可达(1.0～5.0)×104条/m。胜利油田牛庄和博兴凹陷沙河街组沙三—四段页岩主要由灰质、泥灰质和黏土质纹层构成互层,碳酸盐大于40%,长英质约20%,黏土小于20%[21-22]。其中纹层状泥质灰页岩和灰质泥页岩的TOC较高,平均大于3%,生烃潜量较大,S1+S2平均为17 mg/g,纹层厚度明显高于沧东凹陷孔二段,主体在0.58～5.1 mm,其中亮晶纹层厚度主体在1.25～5.1 mm,纹层密度为700～1700条/m。层状泥质灰页岩和灰质泥页岩虽然TOC和S1+S2均不低(分别为3%和15 mg/g),但因纹层不发育,孔隙度和含油性偏低。陆相淡水湖盆页岩以鄂尔多斯盆地长73段为例,矿物组成以石英、长石和黏土为主,石英长石体积分数平均为41.5%,黏土体积分数为47.4%,碳酸盐体积分数为5.8%,其他矿物主要以黄铁矿为主,占比5.3%。与淡水湖盆相比,咸化湖盆碳酸盐矿物含量较高,黏土矿物含量偏低,与长英质矿物构成“三分天下”格局(图1)。

图1 中国主要陆相页岩层系矿物组成(左)与咸化湖盆岩矿三角图(右)

研究表明,咸化湖盆不同类型页岩TOC垂向变化大,与沉积环境和气候有关。湖侵期气候相对湿润,地表径流注入量和陆源物质输入量较大,同时水体变深,导致细粒沉积层中长英质含量增加,加之陆源输入有机质和营养物质增加等因素,一定程度提高了湖盆生物的初始生产力,使页岩TOC增大[25-26];干旱期湖盆水体蒸发超过径流输入,湖平面下降,湖水盐度增高,有利于碳酸盐或硫酸盐矿物沉积,陆源输入有机质和营养物质也相对减少,加之湖盆咸化以后生物种属也相应变化,生长数量也有改变,导致页岩TOC下降。干、湿气候频繁交替期,长英质矿物和碳酸盐矿物交替出现,富有机质层与贫有机质层间互发育,这为混积岩内滞留烃发生层内微运移、形成可动烃富集层创造了条件。此外,混积型页岩页理较发育,与长英质和碳酸盐质矿物相关的粒间孔、晶间孔和溶蚀孔较多,微纳米孔隙的直径相对较大,一般大于200 nm。此外,如果发育生烃增压或构造作用,脆性层还可以发育不同程度裂缝,既增加储集空间又提高了渗流能力。大港油田沧东孔二段纹层型页岩孔隙度主体在3%～13%,渗透率为(0.1～16)×10-3μm2;胜利油田沙三—沙四纹层型页岩孔隙度主体在3%～10%,渗透率为(0.001～2)×10-3μm2。而纹层不发育的泥岩段,在大港油田沧东孔二段孔隙度小于3%,渗透率小于0.1×10-3μm2,在胜利油田沙三—沙四孔隙度为2%～5%,渗透率为(0.001～0.005)×10-3μm2。混积型页岩的脆性指数平均大于70%[27],而松辽和鄂尔多斯盆地淡水湖盆富有机质页岩,黏土矿物体积分数平均大于45%,脆性指数平均为40%[28]。可见,咸化湖盆混积型页岩脆性较好,这为人工建立更多的导流通道提供了有利条件。

中国咸化湖盆页岩油具有较高的原油密度和黏度,饱芳含量较低,含蜡量较高,如沧东凹陷孔二段页岩油Ro为0.6%～0.9%,原油密度为0.84～0.93 g/cm3,50 ℃原油黏度为14～214 mPa·s,饱芳质量分数为75.6%,其中芳烃为17%,含蜡量在30%～40%,属中质油范畴;济阳坳陷牛庄、博兴凹陷页岩油Ro为0.6%～0.8%, 原油密度为0.84～0.90 g/cm3,50 ℃原油黏度为11～54 mPa·s,也属于中质原油,饱芳质量分数为87.5%,其中芳烃质量分数为21%～24%,含蜡量为20%～25%;准噶尔盆地吉木萨尔卢草沟组页岩Ro为0.8%～1.1%,原油密度为0.86～0.94 g/cm3,50 ℃黏度为17～988 mPa·s,饱芳质量分数为76%,其中芳烃质量分数为16%,含蜡量为4%～16%,属于中质-普通稠油范畴。上述3个地区的页岩油在常温下呈褐色半固态,地面流动性较差。根据石油烃不同组分、胶质和沥青质对页岩油黏度和流动性的影响研究,芳烃对降低页岩油黏度是有利的,含蜡量则对页岩油黏度和流动性有负面作用,碳数大于26的重组分烃和胶质、沥青质等非烃是易被吸附的组分,其含量越高越不利于页岩油流动。从页岩油组分构成与物理性质看,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩油芳烃含量较低,比重较高,黏度较大,是中国咸化湖盆页岩油流动性最差的端元,济阳坳陷牛庄和博兴凹陷沙三—沙四段页岩油在芳烃含量、原油黏度方面相对较好,加之页岩微裂缝发育,页岩油流动性是咸化湖盆页岩油中最好的端元,而沧东凹陷孔二段页岩油含蜡量较高,芳烃含量居中,其流动性在这3种页岩油中处于中间状态。

从页岩油富集段所处地层温度看,渤海湾盆地济阳和黄骅坳陷埋藏深度都大于3500 m,现今地层温度大于120 ℃[7,29],对页岩油地下流动是个有利因素。吉木萨尔页岩油“甜点”段埋深在3000～3500 m或更深,地层温度约80～90 ℃,对改善页岩油地下流动性的作用有限。松辽盆地古龙页岩油成熟度较高,Ro为1.2%～1.4%,原油密度为0.73～0.79 g/cm3,黏度为1.5～4.5 mPa·s,饱芳质量分数为91%,地下流动性明显好于咸化湖盆页岩油。但因纯页岩的孔隙吼道主体分布在10～30 nm,加之有机质对重组分烃和非烃有较强的吸附性,要想获得较高的单井采出量,还需要合理的生产制度,以保持多组分烃和非烃能形成最佳混相和最大流动量,不然页岩油的单井累积采出量会受到不利影响。

2 咸化湖盆页岩油的富集与流动特征

咸化湖盆页岩油因生烃母质类型、生烃“液态窗”出现时机、原油组分与物性等方面存在特殊性,致使其页岩油在富集和流动方面与淡水湖盆存在较大差异。

2.1 咸化湖盆倾油型有机母质在中低熟阶段形成较多液态烃,是页岩油富集基础

咸化湖盆由于环境变化大,形成的页岩有机质丰度也差异明显。有机质丰度偏低的页岩,如果发育较多的构造缝,也可形成有工业价值的页岩油聚集,但其分布则主要受裂缝控制,单井产油规模与裂缝系统有很大关系。咸化湖盆有规模的页岩油应该分布在有机质丰度较高且母质类型好的页岩层段,TOC一般为1.5%～2.0%,生烃潜量(S1+S2)整体要高,如沧东凹陷孔二段和吉木萨尔凹陷芦草沟组混积型页岩,主富集段TOC为2%～4%和3%～4%,氢指数(HI)达600～900 mg/gTOC[29],滞留烃(S1)含量达到4.43 mg/g和5.65 mg/g;而低TOC段(如沧东凹陷孔二段顶部和底部),S1基本小于2 mg/g,难成为页岩油富集段。柴达木盆地古近系下干柴沟组泥页岩,TOC为0.4%～2%,主体小于1.0%,虽然生烃潜力较大(400～600 mg/gTOC),但S1偏低,基本小于2 mg/g[30],要形成连续性较好、基质孔含油饱和度高的富集段就很有难度。

咸化湖盆发育的藻类更富类脂成分与硫元素[31-32],在较低温度下即可产生较多液态烃,且转化率较高[33-34]。如柴达木盆地下干柴沟组页岩有机质生烃所需活化能较低,平均为190～210 kJ/mol,在Ro约为0.8%时,烃源岩业已进入生烃高峰[31],烃产率达到450 mg/gTOC,有机质转化率大于50%。而鄂尔多斯盆地淡水湖盆长73段页岩在Ro为1.0%时才进入大量生油期,烃产率仅有300 mg/gTOC;在Ro为0.8%时,有机质刚进入生烃门限,烃产率仅50 mg/gTOC,二者主生烃期差异明显。因此,咸化湖盆在中低熟阶段即可生成大量液态烃,滞留在地层中的烃含量也高,可与松辽盆地古龙中高熟页岩的烃滞留量相当。统计表明,济阳凹陷沙四上段和沙三下段页岩在Ro为0.6%～0.8%时,S1达2～8 mg/g[7],油烃饱和指数(OSI)在Ro为0.6%时最高可达到600～800 mg/gTOC,且有半数以上OSI大于100 mg/gTOC。博兴凹陷沙四段首个开发实验井组5口井投产8个月,目前稳定日产油281 t,平均单井日产56 t,已累积产油9.2万t。沧东凹陷孔二段页岩在Ro为0.6%～1.0%,S1为2～9 mg/g,主力产层位于Ro为0.8%～1.0%范围, OSI在Ro为0.8%时达到300～400 mg/gTOC,其中大于100 mg/gTOC层段占比为30%～40%。以孔东斜坡5号平台为例,孔二段主甜点段埋深约3950 m,Ro>0.8%,S1平均为10.3 mg/g,OSI平均为239 mg/g TOC,2022年12月投产的5口井已生产8个月,约240 d,累产原油4.03万t,平均单井累产8000 t,预测单井EUR>3.93万t。此外,吉木萨尔凹陷芦草沟组页岩在Ro为0.6%～0.9%时,S1为1～8 mg/g, OSI峰值出现在Ro=0.9%阶段,主体在100～200 mg/gTOC(图2),统计看,目前超过70%的生产井位于Ro<0.9%的区域。这说明,咸化湖盆页岩油在中低熟阶段即可含有较多可动烃,具有良好的开发潜力。

图2 典型陆相咸化湖盆页岩油烃饱和指数与成熟度关系

2.2 混积型页岩源储呈互层结构,有利于页岩油近源微运移形成富集段

混积型页岩表现为富有机质黏土层与贫(或低)有机质的长英质或碳酸盐质层纵向上频繁交替,形成烃源岩和储集层互层结构,有利于页岩油发生微运移,形成富集段。以准噶尔盆地吉木萨尔凹陷芦草沟组为例,通过典型井统计,芦草沟组纵向上岩性为粉砂岩/钙质粉砂岩与泥页岩互层,泥页岩单层厚度为0.5～2.5 m,粉砂岩单层厚度为0.5～1.5 m,在厚近30 m井段形成26个源储互层。粉砂岩段含油饱和度大于90%,通过直井段压裂求产,获11.49 t/d的工业油流。另外,吉2801H水平井揭示,富有机质泥页岩段滞留烃S1相对较低,平均为2.3 mg/g,OSI小于100 mg/gTOC,体积压裂19段共1136 m求产,仅获油1.8 t/d,而相邻的粉砂岩段滞留烃S1为8.5 mg/g,OSI大于500 mg/gTOC,体积压裂11段共452 m求产,获油19.5 t/d,占水平段总产量的91.5%(图3)。可见,频繁的源储互层使得页岩油近距离微运移可在长英质或碳酸盐质储层段形成富集段,有利于页岩油的规模有效开发。

图3 吉木萨尔凹陷卢草沟组吉2801H井水平段综合柱状图与产量剖面

沧东凹陷孔二段页岩按岩性组合和纹层发育特征,分为纹层状长英质页岩和层状云灰质页岩两大类。前者表现为富有机质黏土纹层与富长英质或碳酸盐质纹层交互发育,单层厚度在30～50 μm,连续厚度可超过30 m。TOC平均为4%,最高达11%;S1最高大于20 mg/g,多数层段大于10 mg/g(图4);后者云灰质层占比大于50%,纹层结构不发育,单层厚度大于10 cm,TOC普遍小于1%,S1仅有长英质页岩的1/3。以官1702H井为例,在水平段3940～4220 m和4680～4820 m共420 m属于纹层状长英质页岩,对其进行9段压裂,平均百米产油量大于3 t/d,9段产油量占该井21个压裂段总产量的73.9%;在4220～4680 m和4820～5260 m共900 m井段,属于层状灰云质页岩,测试产量较低,12段产油量仅占比总产量的26.1%。

图4 沧东凹陷孔二段官1702H井水平段综合柱状图与产量剖面

2.3 混积型页岩黏土含量低,减小了吸附烃量,提高了储层物性和脆性,人工改造可形成较好的导流效果

研究表明,矿物的比表面积越大,吸附油量也越高[35-38],由于黏土矿物的比表面积是其他无机矿物的10倍以上,因此黏土的吸附油量比其他无机矿物可高出一个数量级[38](图5(左))。咸化湖盆页岩黏土矿物含量相对较低,平均占比约20%。通过矿物含量配比计算,中国咸化湖盆页岩无机矿物的最大吸附油量为8～10 mg/g,而淡水湖盆页岩无机矿物的最大吸附油量为12～16 mg/g,咸化湖盆比淡水湖盆低30%～40%(图5(右))。因此咸化湖盆混积型页岩的吸附烃量较低,有利于页岩油的流动和具有较高的流出量。另外,咸化湖盆混积岩含有较高的长英质和碳酸盐矿物,具有较好的骨架支撑作用,同时在酸性水和构造作用下可形成次生孔缝,使其具有较好的储集物性。以沧东凹陷孔二段为例,纹层状灰云质页岩发育大量晶间孔和微裂缝,核磁有效孔隙度可超过6%,最高超过12%;济阳坳陷沙四段亮晶碳酸盐岩纹层和富有机质纹层间互段,也发育孔缝系统,孔隙度平均为8.72%,孔径平均可达0.6～0.9 μm,亮晶碳酸盐岩纹层裂缝宽度在0.1～1 μm,渗透率在(0.1～1)×10-3[7]。

图5 陆相页岩层系无机矿物吸附油量与比表面积关系(左)及最大吸附油量(右)

咸化湖盆混积型页岩的脆性矿物含量主体在69%～83%,而淡水湖盆主体为47%～61%,咸化湖盆页岩比淡水湖盆页岩约高20%。同等条件下,咸化湖盆页岩的压裂效果明显好于淡水湖盆页岩,如沧东凹陷孔二段5号平台,压裂改造后形成较好的导流效果,如官1702H井在纹层状长英质页岩段,压裂获得的平均百米产油量大于3 t/d,效果明显好于淡水湖盆页岩油的改造效果。松辽盆地三肇凹陷白垩系青山口组一段纹层型富有机质页岩,Ro为0.9%,与沧东孔二段相当,页岩黏土矿物体积分数大于40%～45%。已钻探的肇页1H井对页岩油甜点段Q1实施水平井,水平段长度1700 m,压裂41段,3 mm油嘴放喷求产,日产油14.4 t,平均百米水平段获日产油仅0.84 t。

2.4 页岩油非均质性强,多组分烃和非烃的混相流动和恰当的生产制度可保证单井较高的累积采出量

如前述,咸化湖盆页岩油形成早,具有在中低熟阶段产液态烃数量较大的特点[39-41]。这部分液态烃多数是从母质的类脂组分直接转化而来,可能未经过干酪根的解聚过程,其分布多具有原地性,除了烃和非烃组分构成复杂外,腊质组分和碳数大于26的重组分烃以及非烃占比较高,页岩油的非均质性极强,且流动能力较差。这些液态烃赋存在页岩的微纳米孔隙中,要想让页岩油最大量地流出地层,需要跳出达西流动和非达西流动的范畴,在“烃组分流动”范畴思考对策。笔者在与石油化工领域专家开展合作研究和讨论基础上,提出页岩油地下呈“烃组分流动”[11]的概念,指页岩油在地下呈多类石油烃和非烃物质的混合物,只有在轻、中、重组分烃与非烃物质发生混相以后,重组分烃和非烃物质有最佳流动性和流出量,页岩油从地层微纳米孔隙中的流出过程可称为“组分流动”。以沧东凹陷孔二段页岩油为例开展实验分析,研究页岩油组分流动的机制。实验揭示,页岩油中的胶质和沥青质等极性大分子与页岩微纳米孔隙表面的黏附力极强,可达2～3 nN,且这些极性大分子可通过氢键和π-π键作用形成多分子的聚集体,聚集体之间再通过氢键作用联接形成尺寸可达上百纳米至微米级的更大聚集体。把沥青质组分与孔二段页岩油加热蒸馏得到的不同温度段的馏分相混合,混合比例为1∶4,然后把混合物滴到云母表面,形成一定尺寸的沥青质聚集体。该实验中,低温馏分代表轻烃组分,高温馏分代表中质-重质组分,随着加入的馏分温度升高,形成的沥青质聚集体尺寸从40 nm增大到0.5～1 μm(图6)。孔二段页岩储层的孔径主体在30 nm～1 μm之间,因此胶质、碳数大于26重组分烃和胶质、沥青质等组分极容易吸附在孔隙表面,从而堵塞孔隙,降低页岩油的流出量。如果中质和轻质烃组分含量增高,尤其是芳烃如苯及其同系物含量增加,就可通过在大分子极性聚集体周围形成“溶剂化”层,显著降低胶质、沥青质等聚集体之间的作用力,并可减小聚集体的尺寸,从而降低页岩油的黏度,最大可降低一个数量级,使页岩油的流动性得到显著提高。

对沧东凹陷GY5-3-1L井孔二段取自不同试采时间点的原油组分构成进行分析,进一步观察页岩油地下组分流动的特征。GY5-3-1L井孔二段页岩油垂直井深约3950 m,页岩油成熟度Ro为0.9%～1.0%,原油密度为0.87 g/cm3。从原油气相色谱图看,不同时间产出的页岩油全烃组分差异较大,在试采初期最先流出地层的原油中轻组分烃占比较高,说明轻烃组分更易流出地层。随试采时间增加,原油中轻组分烃逐渐变少,重组分烃增加(图7),代表着流出过程产生了多组分烃的混相流动。在历时13个月的生产过程中,共拾取了8个样品,轻、重烃组分产出数量的变化大致呈两个旋回,都是先轻烃产出多,然后减少,接着重烃组分增加,间隔在4～5个月。这种周期性变化可能反映了页岩油地下分布的非均质性,也就是在一定的流动压差条件下,某几组与流动通道关联的孔喉系统中的页岩油会先发生流动,而当可动烃流尽之后,另几组孔喉中的页岩油会在当时压差驱动下进入流动通道,继续提供可动烃。对孔二段其他几个井组产出原油作分析,也显示同样特征,这反映出页岩油通过多组分烃和非烃的混相流动,可显著提高重组分烃和非烃的流动性,对于提高页岩油单井产量和累积采出量具有重要作用。

要让页岩油多组分烃和非烃物质充分混相从而有最佳流动性和最大流动量,合理的生产制度对保持多组分烃和非烃物质在微纳米孔隙中形成混相流动必不可少[11]。合理的生产制度包括控制生产压差,以使多组分烃和非烃在地下微纳米孔隙中充分混相,形成稳定流动和最大流动量;保持生产制度稳定,不轻易更改作业制度,以防止地下已经形成的混相流动被打破,让稳定流动的层流瞬间变成紊流,使重组分烃和非烃发生沉淀,不仅堵塞孔隙吼道,而且降低烃流出量。合理的生产制度可建立起多组分烃和非烃混相稳定流动,让页岩油中轻组分烃不过早过快流出地层,从而使重烃和重质组分能尽可能多流出地层,以提高页岩油采出量和经济性。

2.5 良好的保存条件和较高的地层温度可提高页岩油流动性和单井累积采油量

咸化湖盆页岩油之所以具有较好的单井产量和累积采出量,除了前述诸方面的因素外。保存条件也是重要条件,其主要作用是保持地层具有足够高的能量,亦即地层压力,当打开地层以后有足够大的动力驱使页岩油能流出地层。另外,保存条件可以让可动烃尽可能多地留在地层内部,以保持足够大流动烃数量。保存条件包括盖层的岩性、厚度、完整性和断裂切割程度。准噶尔盆地吉木萨尔凹陷的芦草沟组,顶部为不整合面,在凹陷东部地区,地层剥蚀量超过千米,不整合面之上为梧桐沟组砂砾岩,渗透性较好,因此芦草沟组页岩油顶部保存条件较差。另外,白垩纪末期大规模抬升卸载和断裂活动也导致页岩油中部分轻组分散失,使页岩油中可动烃数量减少[2],气油比仅13～24 m3/m3,且埋藏较深的下甜点比上甜点更低。沧东凹陷孔二段数口页岩油生产井证实,在盖层条件相当条件下,断裂的发育对页岩油可动烃数量有重要影响,如产量相对较高沧东凹陷南部地区,距离主断层2～5 km,原油密度平均为0.85～0.87 g/cm3,单井日产油主体20～30 t。而在凹陷西北部地区,生产井距离活动断层仅0.5～1 km,原油密度为0.86～0.92 g/cm3,日产油只有5～15 t。从目前生产资料看,页岩油富集段能形成较高初始产量和较大累积产油量的井,通常都具有超压,压力系数至少大于1.2。沧东孔二段产量较高的平台压力系数都大于1.2,最高可达1.5;济阳坳陷沙三—沙四段页岩油的压力系数也都大于1.2,最高达1.9,这是沙三—四段页岩油得以高产和稳产的重要因素。

如前述,咸化湖盆页岩油具有较高密度、黏度和高含蜡量,凝固点为20～30 ℃,在常温下呈半固态至固态,流动性很差。实验分析揭示,蜡质在较高温度下可以发生物理状态变化,从固态变为液态,流动性获得提高。选择沧东凹陷孔二段页岩油作蒸馏实验分析,发现页岩油的不同馏分,液化的温度点也不同。较低温度馏分,如340～360 ℃的馏分可在温度大于30 ℃时,黏度从20 ℃时的4790 mPa·s迅速降至10 mPa·s以下;较高温度的馏分,如420～460 ℃的馏分在温度大于50 ℃时黏度从20 ℃时的大于10000 mPa·s迅速降低至10～20 mPa·s,且随温度升高,黏度继续降低(图8(左))。因此在较高地层温度下,原油黏度会降低,从而提高流动性,以孔二段页岩油为例,主要目的层段埋深在3500 m以下,地层温度超过120 ℃,页岩油黏度平均在2～5 mPa·s,流动性明显变好。此外,在较高地层温度下,黏土矿物的吸附性也会降低,从实验看,随着热成熟度升高,黏土中蒙脱石含量显著降低,伊利石含量增加,而伊利石的比表面积低于蒙脱石,从而使页岩油的吸附量降低,可动烃量增加。笔者选择河套盆地第三系临河组咸湖相泥页岩开展了黏土矿物对原油吸附性实验,表明当Ro从0.6%(临华1X)增加到1.0%(河探1)时,黏土矿物的最大吸附量平均从400～500 mg/g降低到300～350 mg/g,降低幅度可达25%～35%(图8(右))。

图8 沧东凹陷孔二段页岩油不同馏分的温度与粘度变化关系(左)与临河组不同井深的黏土矿物最大吸附油量(右)

3 咸化湖盆页岩油“甜点”评价的关键要素

页岩油在地下储层中的流动性决定了页岩油的采出量,也决定了页岩油开发的经济性。开展咸化湖盆页岩油“甜点”评价既要关注形成页岩油数量的物质基础,更要关注制约页岩油流动性与流动量的要素。概括起来主要有4个方面:

首先,页岩具有较高的有机质丰度,这是保证页岩中具有足量滞留烃基础。从现有试采资料看,TOC>1.5%或者2.0%是必要条件,具体取值还可根据有机质类型和生烃潜力高低作适度调整,如柴达木盆地下干柴沟组,部分层段有机质生烃潜力很高,氢指数多在600～1200 mg/gTOC,TOC下限可取1.5%;其次,页岩层系具有较高的地层压力系数,这是保持页岩具有较高地层能量的重要条件,也就是地层保存条件要好,这不仅为页岩油的流出提供动力,而且为地下烃和非烃组分混相以后、形成最大流出量提供必要条件;第三,是现今地层温度要高,以使常温下密度和黏度较高的页岩油发生降黏,提高页岩油地下的流动性,要求地层现今温度大于120 ℃。因此足够大的地层埋深对非原位改质型中低熟页岩油形成较高产量也是重要条件。目前国内几个重点咸化湖盆探区页岩油埋深都在3500 m以上,富集段地层温度达到120 ℃或更高;最后,开发上需要合理的生产制度,以保持多组分烃和非烃在地下能够形成稳定的混相组分流动,从而获得最大采出量,以保证生产的经济性。

4 结束语

陆相咸化湖盆发育的混积型泥页岩,因其沉积环境、岩石组构、有机质类型与生烃时机与淡水湖盆泥页岩存在显著差异,导致咸化湖盆页岩油具有不同的富集与流动特征。有机质丰度较高的咸化湖盆,页岩在中低熟阶段可形成较多滞留烃,且在纵向上形成良好的源储匹配,有利于页岩油近源运移形成富集段;其次,咸化湖盆页岩黏土含量较低,对液态烃吸附量较小,页岩油地下可流动烃数量较多,加之脆性矿物含量较高,可提高人工改造的导流效果;第三,地下微纳米孔隙中的页岩油可通过多组分烃和非烃混相,形成烃组分流动,可有效改善页岩油的流动性,从而提高中低熟页岩油的流动量;合理的生产制度是保证页岩油在地下形成稳定的混相流动和获得较高单井累积采油量的重要条件。此外,良好的保存条件和较高的地层温度对提高页岩油单井累积采油量也必不可少。