四川盆地页岩气储层含气量的测井评价方法

钟光海　谢　冰　周　肖　彭　骁　田　冲

四川盆地页岩气储层含气量的测井评价方法

钟光海1,2谢冰1周肖1彭骁1田冲1,2

1. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院 2. 页岩气评价与开采四川重点实验室

钟光海等. 四川盆地页岩气储层含气量的测井评价方法. 天然气工业,2016, 36(8): 43-51.

含气量是页岩气储层评价的一项重要参数指标,其值的高低直接影响着页岩气区块是否具有工业开采价值.而页岩气含气量主要由吸附气和游离气组成,其影响因素较多,包括孔隙度、含气饱和度、地层压力、地层温度、总有机碳含量等.为此,针对四川盆地蜀南地区下志留统龙马溪组页岩气储层开展综合研究,形成了一套系统的页岩气储层含气量测井评价方法:①通过页岩岩心等温吸附实验,建立了兰格缪尔方程关键参数计算模型,并对吸附气含量主要影响因素地层温度、地层压力、有机碳含量进行分析及校正,提高了吸附气含量计算精度;②开展页岩储层孔隙度和含水饱和度精细评价,为精确计算游离气含量奠定了基础;③由于吸附态甲烷占据一定孔隙空间,扣除吸附气体积影响后,总含气量计算精度较高,与岩心分析数据具有较好的一致性.通过实验与理论的结合,所形成的四川盆地页岩气储层含气量评价方法在该区块具有较好的适应性,为现场试油层位的优选和区块资源潜力评价提供有效的技术支撑.

四川盆地 志留纪 页岩气 等温吸附实验 吸附气含量 游离气含量 评价方法

含气量是评价页岩气储层的最重要参数之一.页岩气主要由吸附气和游离气组成,影响页岩气储层含气量大小的因素较多,包括孔隙和裂缝发育程度、含气饱和度、地层压力、地层温度、总有机碳含量、干酪根类型、黏土类型等[1].对于页岩地层吸附气含量而言,主要的控制因素为地层总有机碳含量及有机质成熟度,并且受地层压力、地层温度的影响[2].本次研究借鉴国外经验,根据四川盆地蜀南地区下志留统龙马溪组岩心等温吸附实验,结合地层压力、温度等资料,利用兰格缪尔方程来研究地层吸附气含量,并通过实验、测井资料建立吸附气含量计算模型.对于游离气而言,有效孔隙度和含气饱和度是评价游离气的主要参数,这点与常规气藏是一致的,但与常规气藏不同的是,页岩气储层要计算游离气含量.游离气含量是指从井下储层条件换算到地面标准条件下每吨岩石所含游离气的体积,故与地层的压力和温度以及天然气的压缩因子等有关.

1　吸附气含量的计算方法

在国外,页岩吸附气含量因井的深浅、总有机碳含量的大小而变化.一般吸附气含量占总含气量的20%～80%,根据国内外已有的研究成果[3],浅层的页岩,压力对吸附气含量影响较大,而深层页岩的温度对吸附气含量影响更大.

1.1兰格缪尔方程

兰格缪尔(Langmuir)等温吸附方程对于煤层气、页岩气乃至水蒸气等在物质表面的吸附均适用.其基本理论认为,吸附在干酪根表面上的甲烷与页岩中的游离甲烷处于平衡状态,兰格缪尔等温线就是用来描述某一恒定温度下的这种平衡关系的[4],图1为兰格缪尔等温吸附实验示意图.

图1　兰格缪尔等温吸附实验示意图

该关系涉及兰格缪尔体积和兰格缪尔压力这两个重要参数.前者描述的是无限大压力下的气体积;后者描述气含量等于1/2兰格缪尔体积时的压力,在一定的温度条件下,对于任一压力条件下吸附的气体体积可用如下公式表示:

式中p表示储层压力,MPa;pL表示吸附气量达到饱和吸附量一半时的压力,又称兰格缪尔压力,MPa; VL表示达到饱和吸附时所吸附的气量,又称兰格缪尔体积,m3/t ;Va表示吸附气含量,m3/t.

1.2关键参数的确定及理论校正方法

由于等温吸附线是用特定的样品(总有机碳含量为定值)在一定的温度下通过实验的手段取得的.因此,对于不同深度的页岩,由测井计算吸附气含量时必须进行总有机碳、温度的校正来得到等温吸附参数.国外公司基于北美含气页岩大量的等温吸附线,建立了等温吸附参数计算的经验法[5].首先通过大量等温吸附线,得到兰格缪尔体积、压力及温度差(等温吸附实验温度与不同深度页岩的温度差)近似呈一种指数关系,兰格缪尔体积与总有机碳含量呈线性关系,根据这两种关系对等温吸附线进行温度和总有机碳含量的校正,得到不同深度、不同性质页岩的等温吸附参数.

对于温度校正,方法如下所述:

式中VLt表示在油藏温度下的兰格缪尔体积,m3/t;pLt表示在油藏温度下的兰格缪尔压力,MPa;c1表示常数, c1=0.002 7;c3表示常数,c3=0.005;c2、c4表示中间过渡变量;T表示油藏温度,℃;Ti表示等温线的温度,℃.

图2为蜀南地区XX井所做的等温吸附实验样品的曲线图,从图2中可见整体具有随TOC增大,其吸附气量增大的特征.因此进行吸附气量计算时需要进行TOC校正.

总有机碳含量校正的方法为:

图2　蜀南地区XX井页岩岩心等温吸附实验曲线图

式中VLc表示在油藏温度下经过TOC校正后的兰格缪尔体积,m3/t;TOCiso表示等温吸附实验所采用的页岩的总有机碳含量;TOClog表示测井得到的总有机碳含量;VLt表示在油藏温度下的兰格缪尔体积, m3/t.

兰格缪尔参数经过温度和总有机碳含量校正后,采用兰格缪尔方程计算吸附气含量:

式中Va表示吸附气含量,m3/t;p表示油藏压力, MPa;pLt表示油藏温度下的兰格缪尔压力,MPa.

由于等温吸附线计算得到的含气量是页岩能够容纳的吸附气含量的最大值,而不是实际页岩岩心所含吸附气,即如果含气页岩中气体出现逃逸现象,用兰格缪尔曲线得到的结果会偏大,但页岩本身也是盖层,如果裂缝不发育,保存条件较好时用这种方法计算吸附气含量效果较好[6].本次研究区各井龙马溪组压力系数在1.0～2.0之间,说明保存条件较好,可以用等温吸附气计算的含气量代表储层实际吸附气含量.

1.3兰格缪尔参数模型的建立

前面介绍了吸附气含量的影响因素包括地层温度、压力、页岩孔隙度、总有机碳含量等,而页岩吸附性质可以用兰格缪尔方程来描述.因此,这些因素对吸附气量的影响可以通过等温吸附参数来体现,也就是说通过大量的岩心等温吸附实验建立基于测井参数的等温吸附参数统计计算模型.

图3是蜀南地区龙马溪组兰格缪尔体积与有机碳含量关系图.从图3可以看出:兰格缪尔体积与有机碳含量呈正相关关系.对研究区兰格缪尔体积与有机碳含量的关系进行参数数理统计分析,得到如下兰格缪尔体积计算公式为:

图3　兰格缪尔体积与有机碳含量关系图

式中VL表示兰格缪尔体积,m3/t;TOC表示有机碳含量;a1、b1分别表示系数.

图4是兰格缪尔压力与有机碳含量的关系图.从图4可以得到:兰格缪尔压力与有机碳含量呈负相关关系.根据以上分析,对研究区兰格缪尔压力与有机碳含量相关性进行分析,得到兰格缪尔压力计算公式为:

式中pL表示兰格缪尔压力,MPa;a2、b2分别表示系数、小数.

图4　兰格缪尔压力与有机碳含量关系图

利用以上形成的吸附气含量测井计算方法,测井计算的吸附气含量(黑色实线)与岩心实测的吸附气含量(红色杆状)具有较好一致性(图5),说明形成的吸附气含量兰格缪尔方程参数计算模型在该地区具有较好的适应性.

2　游离气含量的计算方法

相对于吸附气而言,游离气含量的计算方法较为简单,其主要与有效孔隙度和含气饱和度有关,与常规储层的评价相似.当然,由于页岩气储层要计算含气量,这种含气量是指从井下储层条件换算到地面标准条件下(一个大气压、25 ℃)每吨岩石中所含的游离气体积,故与地层的压力和温度以及天然气的压缩因子等有关[7].

图5　XX井测井计算吸附气含量与岩心吸附气量对比图

2.1地层压力和地层温度

区域上地层的压力系数和地温梯度已知后,近似地计算出解释井段的地层压力和井温,另外,从测井资料也可以知道储层的温度.即

式中Tlog表示储层温度,℃;T0表示地表年平均温度,℃;D表示地温梯度,℃/100 m;DEP表示井深, m;plog表示储层压力,MPa;Y表示地层压力系数, MPa/100 m.

2.2地层条件下游离气含量

在页岩气储层中,游离气含量主要由孔隙度及含水饱和度计算得到,其计算方法如下:

式中Qf表示储层温度压力下游离气含量,m3/t;φ表示有效孔隙度;Sg表示含气饱和度;Den表示地层岩石体积密度,g/cm3.

根据式(12),可以看出储层孔隙度和含水饱和度是计算游离气含量非常重要的储层参数.下面将阐述页岩孔隙度和含水饱和度的测井计算方法.

2.2.1页岩孔隙度的计算方法

页岩岩石测井值是地层骨架、孔隙、微裂缝及流体等的综合响应,其值大小不能明显区分基质孔隙和微裂缝孔隙.而页岩储层孔隙度与岩石测井值具有一定的相关性.因此,利用岩心孔隙度直接刻度测井曲线,建立孔隙度测井计算模型用于评价页岩气储层的孔隙度.进一步利用工区内2口井200余块深度归位后岩心孔隙度与测井曲线进行相关性分析,得到声波、铀含量、密度与岩心孔隙度相关性较好,而中子与岩心孔隙度相关性较差.因此,利用岩心孔隙度刻度声波、密度、铀含量测井曲线,建立该地区多曲线孔隙度测井计算模型为:

式中AC表示岩石骨架测井声波值,μs/ft;DEN表示岩石密度,g/cm3;URAN表示岩石铀含量,mg/L; a0、a1、a2、a3分别表示模型系数.

在孔隙度验证中,采用取心段较长,连续性较好、归位后的岩心分析孔隙度与测井孔隙度进行对比分析.根据图6对比分析,利用经验关系法建立的孔隙度计算模型计算结果与岩心分析孔隙度对应性非常好.因此,采用经验关系法计算该地区页岩气储层孔隙度.

2.2.2含水饱和度的计算方法

页岩气储层中的流体主要为束缚水、吸附气和游离气,基本上没有可动水.因此测井计算出的含水饱和度就是束缚水饱和度.含水饱和度的计算在砂岩、碳酸盐岩储层中有多种公式,并不断发展具有针对性的模型,包括Archie方程、Waxman Smits方程、印度尼西亚方程、尼日利亚方程、双水模型方程及Simandoux方程等.国外石油大公司在页岩气测井评价上应用不同的含水饱和度方程,威德福公司使用Waxman Smits方程,斯仑贝谢公司应用的是Simandoux方程.

2.2.2.1计算方法适应性分析

Waxman Smits(W-S)方程是基于泥质砂岩的阳离子交换作用来建立的电导率解释模型,W-S模型认为:除地层水的导电性要比按其含盐量所预计的更好外,泥质砂岩与同样孔隙度、孔隙曲折度和含水饱和度的纯砂岩地层一样具有相同的导电特性. Waxman-Smits方程[8]的改进模型为双水模型(式14),即束缚水和自由水,但页岩气储层不存在自由水,故不适用.

图6　XX井经验方法计算孔隙度与岩心孔隙度对比图

式中Sw表示含水饱和度;Rt表示岩石真电阻率,Ω.m; φ表示地层有效孔隙度;Rw表示地层水电阻率,Ω.m; B表示黏土表面被吸附的平衡阳离子的等效电导率, S/m;Qv表示泥质砂岩的阳离子交换容量,mol/L;a、m、n分别表示地区岩电实验参数,为常数,可以通过地区岩电实验来确定.

Simandoux方程[9]适用于含泥质较多,岩性很细的含油气粉砂岩,同时该模型不考虑黏土或泥质的具体分布形式,只是把泥质看成是黏土和细粉砂组成,把泥质部分当作可含油气的、泥质较重、岩性很细的粉砂岩.该方程最早是针对砂岩剖面开发的,发现部分砂岩粒度细(粉砂含量高)黏土含量高,从而考虑了泥质对电阻率的影响.尽管当前还没有开发出专门的页岩含水饱和度方程,但借用Simandoux方程来计算页岩气储层的含水饱和度是比较合适的,国外公司在进行页岩气储层评价时即使用该模型计算含水饱和度,该模型为:

式中Rsh表示纯泥岩的岩石电阻率,Ω.m.因此,对该地区页岩岩心开展岩电实验,得到适用于该地区的岩电参数,用于计算页岩含水饱和度.

2.2.2.2页岩的岩电实验参数确定

由于页岩易碎及遇水后易分解,因此岩电实验难度极大,国外也未开展相应的岩电实验,本次研究选取2口井98个样品开展岩电实验,地层因素测量成功47个,不同饱和度下的电阻增大率测量成功12个.

将岩心不同含水饱和度和对应的电阻率计算得到的地层电阻率增大系数(I)在对数坐标下作图(图7),得到饱和度指数(n)和岩性相关系数(b).

图7　电阻率指数与含水饱和度关系图版

将100%饱和地层水的岩样电阻率计算得到的地层因素(F)与地层孔隙度在对数坐标下进行统计回归得到岩性系数(a)和胶结指数(m)(图8).

利用取得的蜀南地区的页岩的岩电参数,根据Simandoux方程计算的含水饱和度与岩心含水饱和度对应性好(图9),说明Simandoux方程和实验得到页岩的岩电参数在蜀南地区计算页岩气储层含水饱和度具有较好的适用性.

图8　地层电阻率因素图版

2.3吸附气含量对游离气含量校正

根据相关文献调研[10-12],国内外较多学者认为吸附态甲烷是占一定孔隙空间的,即在计算游离气含量时,需要剔除吸附态甲烷所占的孔隙空间,计算模型如图10所示.Ambrose等[12]于2012年通过分子动力学理论模拟甲烷的吸附态密度,认为甲烷的吸附态密度约为0.34 g/cm3,Haydel和Kobayashi于1967年相关研究认为甲烷吸附态密度为0.37 g/cm3, Mavor等与2004年相关研究认为甲烷吸附态密度为0.42 g/cm3.

通过调研国内外研究成果[13],认为甲烷吸附态密度为0.34～0.42 g/cm3,平均为0.38 g/cm3,根据甲烷吸附态密度数据,假设页岩样品密度为2.5 g/ cm3,针对不同吸附态密度的吸附气含量,计算吸附气态所占孔隙度(表1),计算结果表明甲烷密度取0.38 g/cm3时,1 m3/t吸附气量占孔隙度为0.47%,2 m3/t吸附气量占孔隙度为0.94%,3 m3/t吸附气量占孔隙度为1.41%.

图9　XX井Simandoux方程计算含水饱和度与岩心含水饱和度对比图

图10　游离气含量计算模型图

由表1可见:甲烷吸附态是占一定孔隙体积的,如果忽略甲烷吸附态所占体积,计算游离气含量偏大.因此,计算游离气含量时需要考虑吸附态所占体积影响[14].等温吸附实验方法计算游离气时,利用孔隙度、含气饱和度、地层温度和地层压力等实验基础数据,还考虑吸附态密度和吸附气含量对游离气含量进行校正,校正方法如下:

式中Qf表示吸附气含量校正后的游离气含量,m3/t; φ表示孔隙度;Sw表示含水饱和度;DEN表示岩石密度值,g/cm3;φs表示吸附气所占孔隙度.

2.4换算到标准条件下游离气含量

换算到1 atm和25℃的标准条件下游离气的含量,由气体物质平衡方程得知以下的换算公式:

式中Vf表示游离气含量,m3/t;plog表示地层压力,MPa; Tlog表示温度,℃;p0表示1个标准大气压,0.101 3 MPa;Z表示气藏原始天然气偏差系数,通过高压物性实验或页岩气组分和相对密度经温压校正得到.

表1　吸附态所占页岩孔隙度计算数据表

3　总含气量计算及验证

3.1总含气量计算

页岩气储层某一深度点的总含气量计算公式如下:

式中Vt表示总的含气量,m3/t;Va表示经过正后的吸附气含量,m3/t; Vf是经过校正后游离气含量,m3/t.

3.2总含气量验证

用以上方法计算不同地层压力下页岩气储层的吸附气含量和游离气含量,进而计算总含气量,由图11可见,测井计算的总含气量(蓝色曲线)与岩心总含气量(红色杆状数据点)具有较好一致性,相关性较好,能够满足地质储量计算要求.

图11　蜀南地区XX井测井计算总含气量与岩心含气量关系图

4　现场方法应用

根据常规测井资料的处理成果,综合录井显示及岩心分析数据,应用建立的页岩气储层参数的测井评价方法,对蜀南地区XX井页岩气储层进行了测井综合评价分析(图12),该井处理解释了3段页岩气储层.1号储层,有机碳含量普遍小于2%,总含气量较低,脆性矿物含量及脆性指数中等,综合解释为页岩差气层;2～3号储层,有机碳含量均大于2%,测井计算的含气量与岩心分析吸附气含量、总含气量具有较好的一致性,该段储层总含气量好,脆性矿物含量及脆性指数高,综合解释为页岩气层.对2～3号储层优选3段优质储层段进行射孔和大型加砂压裂改造,测试获得大于1.0X104m3/d的工业气流.

通过以上分析,表明形成的页岩气储层含气量测井计算方法方法能够解决该区页岩气储层评价要求,支撑了页岩气试油层段及储层改造措施优选.

5　结论

1)在区域地质特征和实钻井的岩心资料分析基础上,兰格缪尔体积及压力与有机碳含量有较好相关性,并建立了该地区的兰格缪尔模型关键参数的计算模型,通过测井计算吸附气含量与岩心吸附气量具有较好的一致性,参数计算精度较高.

2)根据文献调研及研究分析,吸附态甲烷是占一定孔隙空间的,计算游离气含量时需要扣除吸附态甲烷所占孔隙体积,通过校正后总含气量更符合页岩气储层实际情况,通过测井计算总含气量与岩心分析总含气量具有较好一致性,说明形成的页岩气含气量测井评价方法在该地区具有较好的适应性.

图12　蜀南地区XX井页岩气储层测井综合处理成果图

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(修改回稿日期 2016-05-30 编 辑 韩晓渝)

A logging evaluation method for gas content of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin

Zhong Guanghai1,2, Xie Bing1, Zhou Xiao1, Peng Xiao1, Tian Chong1,2
(1. Exploration and Deνelopment Research Institute of PetroChina Southwest Oil & Gas Field Company, Chengdu, Sichuan 610041, China; 2. Sichuan Key Laboratory of Shale Gas Eνaluation and Exploitation, Chengdu, Sichuan 610041, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 8, pp.43-51, 8/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Gas content, as an important indicator for shale gas reservoir evaluation, directly determines whether a shale gas block is of industrial production value. Gas content is mainly composed of free gas and adsorbed gas, and is impacted by many factors, including porosity, gas saturation, formation pressure, formation temperature and total organic carbon content (TOC). In this paper, a set of systematic logging evaluation methods for the gas content of shale gas reservoirs was developed based on a comprehensive study of the shale gas reservoirs of Lower Silurian Longmaxi Fm in the southern Sichuan Basin. First, a calculation model for the key parameters of Langmuir equation was built up by conducting isothermal adsorption experiments on shale cores. And the calculation accuracy of adsorbed gas content was improved by analyzing and correcting its main influential factors, such as reservoir temperature, reservoir pressure and TOC. Second, porosity and water saturation of shale reservoirs are precisely evaluated to provide a basis for accurate calculation of free gas content. And third, the adsorbed methane occupies a certain pore space, so the calculated gas content is more accurate after the effect of adsorbed gas volume is excluded, and it is consistent with the core analysis data. To sum up, the calculation method for gas content of shale gas reservoirs in the Sichuan Basin is developed experimentally and theoretically, and is of good adaptability in this block. So it provides an effective technical support for production testing horizon selection and block resource potential evaluation.

Sichuan Basin; Silurian; Shale gas; Isothermal adsorption experiment; Adsorbed gas content; Free gas content; Evaluation method

10.3787/j.issn.1000-0976.2016.08.006

国家重点基础研究发展计划(973计划)项目"中国南方古生界页岩气赋存富集机理和资源潜力评价"(编号: 2012CB214706-03)、四川省科技计划项目"四川盆地下古生界页岩气资源潜力评价及选区"(编号:2015SZ0001)、中国科学院战略性先导科技专项"页岩气勘探开发基础理论与关键技术"(编号:XDB10010500).

钟光海,1982年生,工程师,硕士;主要从事地球物理测井资料处理及综合解释工作.地址: (610041)四川省成都市高新区天府大道北段12号.电话: (028)86015644.ORCID: 0000-0001-6555-829X.E-mail: zgh_kty@petrochina.com.cn