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    三大非常规油气领域的地质学解读(二)-页岩油气、致密油气和煤层气

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    发布时间:2014-08-12

    页岩油气、致密油气和煤层气

    它们的开采技术难度大、成本高、主要由于储层物性差,所以列为非常规油气。美国James W.Schmoker最早提出连续油气聚集的概念,上述几种类型的油气都属于连续油气聚集,是目前讨论的非常规油气最热门的内容,也是产量增长最迅速严重的情况是古油藏完全被破坏。如果暴露时间短,继续有上覆新地层沉积,可以形成不的领域。

    2.1 页岩气、致密气

    非常规气主要有页岩气、致密气、煤层气3种,非常规气与常规气的储层性质是逐渐变化的。

    页岩气以吸附态与游离态赋存于富含有机质的页岩中。页岩主要由粘土组成,含少量粉砂颗粒,也可能有薄层的碳酸盐岩,渗透率极低,实际上就是烃源岩。富含有机质,大部分气为热成因,也有部分为生物成因。这种烃源岩所生成的天然气在成熟时一部分已经排出运移到相邻的储层中,剩余部分滞留在页岩中。页岩起了储层的作用,但其孔隙度和渗透率低,渗透率为毫微达西(<1×10-9μM2),孔隙度6%~12%。

    页岩气的分布不受圈闭的控制,页岩气的分布范围基本上受有效烃源岩的分布范围控制。因此形成了大面积分布的连续聚集,页岩气可以大量存在于盆地中心和斜坡区,页岩气的挑战不在于发现是否含气,而在于寻找最佳区域,或“甜点”,决定其高产和采收率。

    在页岩气中许多参数极为重要,如总有机碳(TOC)含量、干酪根类型、热成熟度、矿物成分、岩性、脆性、天然裂缝、应力状态、气的储集位置和类型、热成因或生物成因系统、沉积环境、厚度、孔隙度和压力等参数。

    页岩中天然气的储存有3种形式:(1)游离气,包括储存于页岩基质孔隙中和天然裂缝中;(2)吸附气,包括化学吸附和物理吸附;(3)溶解气,溶解于沥青中。最先产出的是游离气,随着压力降低后产出的是吸附气,其数量后者大于前者,生产中不产水。

    由于极低孔、极低渗的特点,页岩气的开采方式都用水平井和水力压裂,才能产出具有商业价值的天然气资源。北美对页岩气的研究深度大,已形成了配套技术。美国页岩气的年产已达6.35万亿立方英尺,预测到2035年将达到13.5万亿立方英尺。

    美国能源信息署2013年6月公布的数据,评价了除美国以外的41个国家、137个页岩地层的评价结果,风险后地质资源量为3.1138万万亿立方英尺,风险后技术可采资源量6.634千万亿立方英尺,加上美国分别为3.5782万万亿立方英尺和7.295千万亿立方英尺。页岩气将成为未来石油地质学和勘探开发技术的重要方向。

    致密气赋存的储层渗透率小于0.1MD。致密气与页岩气和煤层气不同,致密气是从烃源岩中运移出来聚集在相邻的地层中。致密气储层由两种类型,一种是细颗粒的致密沉积岩,另一种是岩石胶结紧密,低孔隙、细喉道和毛细管连通性差。

    致密气的许多特征介于常规气和页岩气之间,它不存在分离的气水接触带,但往往含有少量的水,产状呈层状和透镜状,孔隙度介于7%~15%,气储存于孔隙中,不是标准的连续聚集。致密气的开采方式与页岩气基本相同,也以水平井为主,并要进行水力压裂,采收率略高于页岩气。

    应该认识到:几乎没有相同的页岩气藏,也没有典型的致密气藏,对这两类气藏的研究必须根据实际资料进行深入研究。目前,美国的致密气产量与页岩气基本相当,但从发展趋势来看,页岩气将大大超过致密气。

    中国的非常规气以致密气为主体,在相当长的时间内仍是如此。有不少机构对致密气的潜力进行评估,但差别较大,也没有详细的评价报告。IEA(2009)指出,全球致密砂岩气可采资源量为3.883千万亿立方英尺,发展潜力巨大。页岩气、致密气和常规气的地质特征具有逐渐变化的过程。如表1所列。

    页岩气和致密气从勘探到生产研究方法和内容已取得了相似的认识。

    (1)勘探阶段。

    其任务是选择盆地、层系和地区、确定核心区(“甜点”)。进行储层描述,初步确定储层潜力和经济价值。具体内容有地质学数据———沉积学、地层学及沉积环境;地球化学———TOC、干酪根类型、热成熟度;储层物性———岩石类型、岩性、矿物成分、孔隙度。充分使用三维地震研究地质学数据。利用地震属性认识天然裂缝,利用地震交汇图确定“甜点”,利用声阻抗技术确定最高TOC地区,应用测井资料进行初期储层描述。

    (2)评价阶段。

    其任务是钻探评价井,建立地质模型进行数值模拟,制定气田开发计划,确认储层的经济可行性。评价阶段所钻井数增加将进一步完善气藏描述。研制各种评价方法,如递减曲线分析,物质平衡法(Payne和Holditch),但多不完全匹配。

    用水力压裂后,页岩气藏和致密气藏特点已发生变化。要研究更可靠的分析和预测方法,Vassilells等人引进了多学科交叉的方法———“页岩工程技术方法”,该方法涉及3种模型(气藏模型、气井模型和裂缝模型)所用技术涉及地质学、岩石物理学、地质力学、地球化学、地震学和工程学。

    (3)开发阶段。

    其任务是补充完善气田开发方案,进行钻井设计和优化钻井成本,细化和优化水力压裂和完井设计。开发阶段的核心技术是水力压裂,现在已普遍应用微地震检测仪实时监控页岩气和致密气的压裂作业,监控裂缝的方位角、宽度和长度(是否超出作业区到含水层)。

    (4)生产阶段。

    其任务是检测和优化采气速度,水循环处理,防止腐蚀,细菌污染,环境保护,要管理和控制压裂液返排速度。用生产测井仪和分布温度技术(DTS)测定压裂后不产气井段,确定是否要用其它储层改造技术。对于页岩气井的压裂返排水和致密气井采出水的脱水技术和水处理。

    (5)气田再生阶段。

    再生阶段的主要挑战在于修复低产井和低经济效益井,要评价筛选出需要再次压裂的井,再压裂可以减缓产量递减或恢复生产。有时甚至超过原始压裂后产量。根据生产状况确定加密井的井网密度。如有的致密气藏从原来井网密度为160英亩,后加密到5~10英亩。

    2.2 煤层气

    煤是有机物质和无机物质的复合体,具有明显的非均质性。煤的显微组分可以分为壳质组、镜质组和惰质组。按煤的成因可以分为腐殖煤(由高等植物形成),腐泥煤(由海藻等低等植物残骸生成)和残留煤(由细菌和分散的植物形成)。

    煤层气是一种由煤层自生自储的非常规气藏。包括煤层颗粒基质表面吸附气、裂隙中的游离气、煤层水中溶解气和煤层之间薄砂岩、碳酸盐岩等储层、夹层间的游离气。煤层气俗称“瓦斯”,其主要成分是甲烷,其热值与天然气相当,可以与天然气混输混用。

    煤层气有两种基本成因类型:生物成因和热成因。生物成因气是由各类微生物的一系列复杂作用过程导致有机质发生降解而形成的;而热成因气是指随着煤化作用的进行,伴随着温度升高、煤分子结构与成分的变化而形成的烃类气体。煤层气以游离状态、吸附状态和溶解状态赋存于煤层内。

    世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。美国、英国、德国、俄罗斯等国煤层气的开发利用起步较早,主要采用煤炭开采前抽放和采空区封闭抽放方式开采煤层气,产业发展较为成熟。

    20世纪80年代初美国开始试验应用地面钻井开采煤层气并获得突破性进展,标志着煤层气开发进入一个新阶段。

    2011年,中石油对全球74个主要含煤盆地煤炭和煤层气资源量进行了重新统计核算。全球煤层气资源量约为(4.008~4.344)万万亿立方英尺。加上中国的1.299千万亿立方英尺,全球煤层气资源量超过5.295千万亿立方英尺。

    煤层气评价内容包括储层地质学特征评价、储集层物性特征评价、资源储量评价以及煤层气可采性综合评价技术等。煤层气储层评价参数包括含煤性、含气性、渗透性、储层压力、含气饱和度、原地应力、储层温度、煤层产状8个方面。煤层气资源量计算方法主要有类比法、体积法、压降曲线法、物质平衡法、数值模拟法和产量递减法等。

    煤层气井的钻井方法与油气田开发的钻井方法相类似。当煤层深度小于1000M,地层压力正常时,钻井通常采用小型钻机或车载钻机等常规钻井设备。在煤层埋藏较深,煤层的渗透率较高,压力较大的情况下,钻井需要采用非常规的钻井方法。

    目前,煤层气较为有效的增产改造技术主要有多元气体驱替技术、水力压裂增产改造技术和采煤采气一体化技术等。多元气体驱替技术指的是通过注气来开采煤层气的技术。

    注入煤层的气体包括二氧化碳、氮气、烟道气、空气等气体。注入气体在地层中膨胀,能有效增加煤层的地层能量,改变压力传导特性和增大气体的扩散速率,从而达到提高单井产量和采收率的目的。

    由于煤层气储层孔隙度、渗透率很低,地层压力往往不足,采用常规抽汲开采的方法开发效果常常不佳,煤层气的产量往往很低,因此压裂技术和水平井技术成为了提高煤层气产量的有效技术方法。国内外工业煤层气开采已有30多年的历史,大部分煤层气都是经过压裂后才获得有价值的工业气流。

    煤的开采与煤层气的开采相结合的技术称为采煤采气一体化。在煤层的开采过程中会引起煤储层的裂缝移动,这种变形、移动会使煤储层内部压力下降,压力的释放有助于煤层气的开采。

    这种方式也使得煤储层的渗透率大大提高,为煤层气的开采建立了很好的渗滤通道。先采气,后采煤,可以有效降低煤层瓦斯含量和煤层瓦斯压力,减少煤矿瓦斯事故。

    煤层气埋藏较浅,钻井费用较低,煤层气的开采通常要排水降压,初始产量低,产量递减慢。

    2.3 页岩油和致密油

    页岩油和致密油与页岩气密切相关。开始多称为页岩油,后来在公开场合交替使用。现在石油界一般将其称为致密油,因为这个名称有更大的包容性,更为确切,关系到在任何具体井中产油的地质层位,包括页岩以外的地层。

    页岩油和致密油的成因和分布与页岩气密切相关。油的来源与页岩气一样,烃源岩受热成熟度控制,如果处于生油窗阶段,生成的是油;如果处于生气窗阶段就生气。

    生成的油排出,运移至常规储层,成为常规油藏,运移到致密储层就成为致密油,继续滞留在生油的页岩中就成为页岩油。油的分子量比气的分子量大,要求运移的孔隙直径更大,能够运移油的储层物性要求更高。美国的巴肯组和鹰滩组可以作为典型的代表。

    巴肯组上下为页岩层,富含有机质,一直处于生油窗阶段,孔隙度在2%~4%,渗透率小于0.1MD,含油饱和度达70%~80%,而巴肯组的中间是致密层,油气运移聚集在这套地层中。

    巴肯组岩心剖面图

    巴肯组石油主要产自中下部致密地层,但也产自经压裂改造的页岩层。巴肯页岩干酪根类型为Ⅰ、Ⅱ型,Ro为0.6%~0.9%,原油密度0.81~0.82,压力系数1.35~1.56,TOC含量11%~15%,最高达20%,为世界级烃源岩。中部储层由砂岩、细粉砂岩和灰岩组成,是主要产油层段。

    鹰滩组由层状的海相碳酸盐岩和富含有机质的页岩组成。在鹰滩同一套页岩层系内,Ro介于0.6%~0.8%的生产井均为油;Ro介于0.8%~1.1%的生产井均为凝析油;Ro大于1.1%的生产井均为干气。Ro随页岩层埋深增加而增加,由盆地东南向西北逐渐抬高;油气相态自东南向西北依次由干气过渡为凝析油和油。