川东南地区志留系页岩含气量特征及其影响因素

张汉荣

川东南地区志留系页岩含气量特征及其影响因素

张汉荣

中国石化勘探分公司

张汉荣.川东南地区志留系页岩含气量特征及其影响因素. 天然气工业,2016, 36(8): 36-42.

页岩含气量是页岩气勘探潜力评价、勘探有利区优选、资源量计算的重要指标,也是后期进行开发规划、气藏描述、储量计算的关键参数.为了探索影响页岩含气量的因素,应用统一的方法现场测量了四川盆地东南不同地区多口页岩气探井的含气量,通过对比分析其含气量特征,找到了不同页岩气探井的岩性、总有机碳含量、孔隙度、压力系数等参数与含气量的关系,归纳了影响页岩含气量的主要因素.结论认为,影响页岩含气量的因素可以分为两大类:①只在早期对含气量有影响的基础因素,主要为有机质类型、有机质丰度、岩性、黏土矿物含量等;②控制页岩含气量的关键因素是保存条件,构造样式和断裂发育程度是影响保持条件的主要因素.孔隙度、孔隙结构、压力系数等参数不是影响页岩含气量的因素,而是表征页岩含气量高低的指标性参数,因此在勘探中可以尝试通过孔隙度预测或压力预测来判断页岩的含气性.

四川盆地东南部 志留纪 页岩含气量 影响因素 岩性 TOC 孔隙度 压力系数

页岩含气量是页岩勘探潜力评价、勘探有利区优选、资源量计算的重要指标,也是后期进行开发规划、气藏描述、储量计算的关键参数.四川盆地川东南及周缘十几口页岩气专探井的钻探结果显示,志留系页岩气的含气量变化差异非常大,如焦石坝地区页岩气含气量较高而且比较稳定,已获得工业气流并提交页岩气探明地质储量3 806X108m3,但是在有些地区页岩含气量却比较低,甚至在钻进过程中没有气显示.因此有必要研究控制页岩含气量的影响因素,以便于在勘探部署中做到有的放矢.

1　页岩含气量测量及特征

1.1页岩含气量测量

页岩含气量测量的方式有直接法和间接法[1-8].目前国内采用的方法主要是现场直接测量(解析法),而后用等温吸附法和测井解释法等间接法来分析吸附气和游离气含量.不同的测量设备、不同的解析方法或回归方法都有可能得到不同的结果,致使数据缺乏对比性.川东南页岩含气量的测量统一采用中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所开发的基于排水解析集气法现场测量页岩含气量的自动化仪器,将取出井口的岩心迅速装入解析罐中自然解析,按时记录不同时刻的解析气体积,前3 h的解析温度采用泥浆循环温度,以模拟取心过程中的解析,后6～8 h模拟地层温度解析,直到高精度流量仪读数变化不大于0.1 cm3(或每天总解析量不大于5 cm3).经多口井实验发现,将温度提高到100 ℃以上后残余气量几乎为0,这种新的二阶解析法不再研碎样品来测量残余气量,因而可以加快解析速度.解析完成后进行损失气量的恢复,以提钻到井身中部的时间作为零点时间,将实测的解析气量与解析时间的平方根做交汇图,用多项式曲线法回归计算损失气量,两者之和就是现场实测的含气量.

1.2页岩含气量特征

川东南地区已钻井在上奥陶统五峰组-下志留统龙马溪组页岩中普遍有含气显示,但现场含气量测试结果显示含气量大小在不同层段、不同地区存在较大差异.

纵向上单井含气量分布特征表现为底部优质页岩层段含气量最高,上部含气量相对较小.如焦页1井底部五峰组-龙马溪组龙一亚段优质页岩含气量平均为5.85 m3/t,中部龙二亚段页岩含气量平均为3.22 m3/t,上部龙三亚段页岩含气量平均为3.36 m3/t(图1).其他页岩气井的含气量在纵向上也具有相似特征.

图1　焦页1井含气量纵向变化图

图2　焦页1井-焦页4井区五峰组-龙马溪组页岩含气量直方图

平面上焦石坝地区焦页1井-焦页4井区页岩含气量主要介于0.63 ～9.63 m3/t,113个页岩含气量数据的平均值为4.61 m3/t.含气量大于等于1 m3/t的样品频率高达到97.3 %,其中含气量介于2～4 m3/t的样品占37.1 %;含气量超过4 m3/t的样品达到54.9 %(图2).4口井页岩气层段(五峰组-龙三亚段)现场测量含气量比较相近,其中焦页1井现场测量含气量介于2.30 ～8.85 m3/t,平均值为4.30 m3/t;焦页2井现场测量含气量介于1.94 ～8.90 m3/t,平均值为5.10 m3/t;焦页3井现场测量含气量介于0.63 ～9.63 m3/t,平均值为4.23 m3/t;焦页4井现场测量含气量介于1.19～8.83 m3/t,平均值为4.83 m3/t.丁山地区丁页2井五峰组-龙马溪组龙一亚段优质页岩气层段含气量介于3.83 ～9.85 m3/t,平均值为6.79 m3/ t;而丁页1井相同层段含气量介于1.70 ～6.03 m3/t,平均值为3.07 m3/t,比丁页2井明显降低.仁怀地区RY1井的含气量更低,在钻进过程中少见气显示.

2　影响页岩含气量的因素

影响含气量的因素很多,前人研究认为有机质丰度和成熟度、孔隙结构和孔隙体积、矿物含量、裂缝发育程度、地层温度和压力[9-13]等都可以影响含气量.通过川东南焦页1井、焦页2井、焦页3井、焦页4井与其他页岩气探井的对比分析,认为需要动态研究影响页岩含气量的因素.

2.1沉积过程中的影响因素

2.1.1岩性与含气量

五峰组-龙马溪组岩性主要为含放射虫碳质笔石页岩、含碳含粉砂泥岩、含碳笔石页岩和含粉砂泥岩.焦页1井-焦页4井区现场含气量测量结果与岩性有很好的相关关系(图3),含放射虫碳质笔石页岩含气量最高,介于3.52～9.63 m3/t,平均值为6.07 m3/t;含碳笔石页岩含气量次之,介于3.95 ～5.02 m3/t,平均值为4.3 m3/t;含碳含粉砂泥岩含气量较低,介于2.12～4.42 m3/t,平均值为3.35 m3/t;含粉砂泥岩含气量最低,介于0.53 ～3.87 m3/t,平均值为2.24 m3/t.

图3　焦石坝地区五峰组-龙马溪组岩性与含气量关系图

焦页1井-焦页4井区岩性与含气量对应关系较好.岩性直接反映沉积环境,五峰-龙马溪早期,川东南经历了两个海侵海退次级旋回即深水陆棚-浅水陆棚的过程,依次沉积了含放射虫碳质笔石页岩、含碳含粉砂泥岩、含碳笔石页岩和含粉砂泥岩.由于深水陆棚水体较深,放射虫等生物在还原环境下保存完好,这些有机质在沉积后期生烃并滞留致使含气量高;而在浅水陆棚环境下沉积的含粉砂泥岩,由于陆源的输入使有机质稀释且水体较浅不利于有机质的保存,其含气量相对较低.因此影响含气量的主要因素之一就是沉积环境.

川东南地区所钻页岩气探井的岩性是可以对比的,说明其五峰期-龙马溪早期沉积环境是相同的,但是除了焦页1井-焦页4井区的岩性与含气量有很好的相关关系外,其他地区钻井岩性与含气量并没有关系,说明岩性等受沉积环境控制的因素曾经影响过含气量,其他地区的页岩含气量差异大说明还受到其他因素的影响.

2.1.2总有机碳含量(TOC)与含气量

沉积环境对含气量的影响还体现在有机质丰度与含气量的关系上,正常情况下深水陆棚环境沉积的含放射虫碳质笔石页岩,其有机质含量丰富,TOC高,故生烃能力强,含气量也高.焦页1井-焦页4井区现场实测页岩含气量与TOC呈明显的正相关关系(图4),相关系数R2高达0.85以上,这是因为高TOC的页岩提供了足够的物质基础,且高TOC页岩有机孔隙更为发育,有利于页岩气的吸附和储集[14-15].

TOC对含气量的影响与岩性对含气量的影响是类似的,川东南地区页岩气钻井的TOC都很相似,但TOC与含气量呈明显的正相关关系也主要体现在焦页1井-焦页4井区,而丁山及其他地区却没有明显的相关关系,如RY1井,TOC与焦页1井-焦页4井类似(焦页1井、焦页2井、焦页4井的TOC平均值分别为3.58%、3.71%、3.65%,RY1井TOC平均值为3.6%),但是RY1井含气量几乎为0.因此,TOC也只是曾经影响过页岩含气量.

川东南地区五峰-龙马溪早期的沉积环境是相似的,其岩性、TOC是可以对比的,但只有焦页1井-焦页4井区的岩性及TOC与含气量具有较好的相关关系,原因是不同地区经历了不同的地质演化(成岩演化、构造运动等),页岩的含气性不只受岩性和TOC控制和影响,该井区的页岩含气量与岩性及TOC具有较好的相关性,说明其后期改造比较弱,而其他井区的相关关系较弱,说明在后期改造中被或多或少的地破坏了.

早期影响含气量的因素还有有机质类型、矿物含量等受沉积环境控制的参数,它们是曾经影响了页岩含气量的因素,但不是决定性的因素.

图4　焦页1井(左)、 焦页2井(右)含气量与TOC关系图

2.2地质演化过程中的影响因素

2.2.1孔隙度与含气量

对比川东南地区钻井现场实测含气量及岩心物性分析结果后发现,与岩性和TOC不同,页岩孔隙度与含气量在川东南地区所有探井中都具有良好的相关关系(图5).

图5　典型井优质页岩段孔隙度、含气量、压力系数关系图

五峰组-龙马溪组页岩孔隙类型可分为有机质孔、黏土矿物孔、脆性矿物孔,以有机质孔和黏土矿物晶间孔为主,其中纳米级有机质孔分布最为广泛[15],而有机质孔是页岩中的有机质在生烃过程中慢慢形成的,随着页岩有机质成熟度的增加,纳米级孔隙在增大,有机质越丰富,这种孔隙越多,含气量也就越大.理论上,TOC、孔隙度、含气量三者应呈正相关关系,但是RY1井的TOC与焦页1井相当,成熟度也相近,生油气过程中形成的孔隙也应该相近,而实际上焦页1井的孔隙度为4.65%,含气量为5.85 m3/t, RY1井实测孔隙度却小于1%,含气量也非常低.分析原因,是RY1井区保存条件差致使页岩气逸散,含气量降低后孔隙被压实了.因此,保存条件是影响含气量的关键因素.

除了孔隙度,孔隙结构也能影响页岩的储集能力,与含气量关系密切.五峰组-龙马溪组页岩孔径主要为纳米级,孔径大小参差不齐,孔隙结构表现为孔径分布范围宽、形状不规则(图6),如焦页1井页岩孔径介于10～300 nm,形态多样,平面上通常表现为泡泡状、似椭圆状、港湾状及其他不规则形状,说明储集条件好,其含气量为5.85 m3/t;而RY1井孔隙结构均一化明显(图6),孔径分布范围缩小,介于5～20 nm,储集空间不足,含气量低.

图6　焦页1井(左)与RY1井(右)孔隙结构图

2.2.2压力与含气量

由于所获得的页岩气井的埋藏深度各不相同,页岩层的压力值相差很大,不利于对比研究,因此采用压力系数,以消除埋深的影响.在对比川东南地区各井页岩气产量与实测的压力系数后发现,页岩气压力系数与单井产量具有对数正相关关系.RY1井压力系数小于1,未能获产;PY1井压力系数1.05,页岩气产气量2.5X104m3/d;焦页1井压力系数1.55,页岩气产气量20.3X104m3/d(图7).由于单井产量受水平井段长度、水平井穿行在优质页岩层段的比例、压裂改造工艺等诸多因素的影响,因此单井产气量与压力系数的关系不能等同于含气量与压力系数的关系,但正常情况下单井产气量与含气量是呈正相关关系的.综合分析影响这些井产量高低的原因,主要是后期保存条件存在差异,RY1井位于单斜构造上,邻近大断层,PY1井位于盆地外的桑拓坪向斜,靠近剥蚀区,其保存条件受到不同程度的破坏,气体逸散导致含气量降低,地层压力为常压或低压;焦页1井位于盆地内的宽缓潜伏构造上,有断凹与盆缘断层相隔,生成的页岩气得到保存,表现出含气量高,压力系数高.

图7　页岩单井日产量与压力系数与相关关系图

2.3含气量影响机制探讨

页岩含气量的多少与常规天然气一样,也是一种动态平衡的结果.不同的是它本身作为烃源岩,不是考虑供烃与散失的平衡,而是考虑早期生气量的大小与后期保存气量的多少.

早期生烃量的多少与沉积环境和最大埋深有关,页岩岩性、有机质丰度、有机质类型是主要的影响因素.黑色碳质页岩含有丰富的TOC,在具有顶底板的封闭空间里,随着埋深加大温度压力增加,页岩开始生烃,纳米级孔隙也逐渐形成,并随着页岩有机质成熟度的增加,生烃量越来越大,纳米级孔隙逐渐增大,页岩中的含气量也逐渐增高,而且页岩TOC越大,生烃量越大,含气量也越高.如果地质条件保持不变,那么页岩就会保持这种高TOC高孔隙度高含气量的状态.

但是川东南地区在燕山期后经历了复杂的构造改造,保气量的多少是最终含气量的关键,影响保气量的主控因素是保存条件[16-17].当页岩靠近剥蚀区或邻近大断裂,跟常规天然气运移一样将发生气体扩散、渗流及逸散,页岩内的保气量将会降低.同时页岩的页理发育,水平渗透率远远高于垂向渗透率,高陡的地层将增大纵向上的重力分异,从而致使气体顺层向上逸散,当遇到断层沟通则逸散速度会加快,页岩层气体难以保存,含气量降低、孔隙压力下降、压力系数降低,在围岩压力下页岩被压实,孔隙由不规则的大孔,逐渐转变为定向性分布的扁平状中孔,最后形成较圆的微孔甚至消失.因此,构造样式和断层发育程度是影响含气性的两大关键要素,构造宽缓是保气的基础,远离断层是保气的关键.而断层的形成时间、活动期次、规模大小及抬升剥蚀的程度将决定页岩气逸散的程度,也决定了后期保气量的多少.

3　结论

1)有机质丰度、有机质类型、页岩岩性、黏土矿物含量等参数只在早期对页岩含气量有影响.

2)控制页岩最终含气量的关键因素是后期的保存条件,当保存条件被破坏页岩气会逸散,页岩孔隙压力会降低、孔隙结构会均一化、孔隙度会降低.

3)孔隙度、孔隙结构、压力系数不是影响含气量的因素,而是页岩含气量高低的指标性参数,因此在勘探中可以尝试通过孔隙度或压力预测来判断页岩的含气性.

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(修改回稿日期 2016-06-16 编 辑 陈 玲)

Gas content of the Silurian shale in the SE Sichuan Basin and its controlling factors

Zhang Hanrong
(Sinopec Exploration Company, Chengdu, Sichuan 610041, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.36-42, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Shale gas content is one of important indicators not only for exploration potential evaluation, favorable zones optimization, resource quantity prediction, etc. in the former preparation period but for development planning, gas reservoir description, reserves calculation in the latter period. This paper aims to explore the factors influencing the gas content of the Silurian shale in the SE Sichuan Basin. The uniform method was first applied to measure the gas contents of multiple shale gas exploratory wells located at different areas in this study area. Also, a comparison analysis was made of the gas content characters to disclose the relations between shale gas content and such parameters as lithologic property, TOC content, porosity, pressure coefficient, etc. In conclusion, the influencing factors of shale gas content are classified into two main types. One type is fundamental factors in the earlier gas generation period that mainly include organic matter types, abundance, petrographic characters, clay material contents, etc. The other one, also as the key factor, is the preservation conditions, which is mainly affected by structural style and degree of fault development. Those factors like porosity, pore structure, pressure coefficient, etc. are not real factors affecting the shale gas content but indicators for the characterization of high or low shale gas content, for which prediction on shale porosity or shale formation pressure should be tried, as suggested in shale gas exploration, to help estimate the gas content of shale.

Sichuan Basin; Southeast; Silurian; Shale gas content; Controlling factors; Lithologic character; TOC; Porosity; Pressure coefficient

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.005

中国石油化工集团公司科技项目" 四川盆地周缘下组合页岩气形成条件与有利区带评价"(编号:P13129).

张汉荣,女,1968年生,高级工程师,博士;从事页岩气勘探研究工作.地址:(610041)四川省成都市高新区吉泰路688号.电话:13981959806.ORCID: 0000-0002-4019-4909.E-mail: zhanghr.ktnf@sinopec.com