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页岩气储层孔隙连通性及其对页岩气开发的启示——以四川盆地南部下志留统龙马溪组为例张海杰1 蒋裕强2,3 周克明4 付永红2,3 钟铮1张雪梅5 漆麟6 王占磊2,3 蒋增政71.重庆页岩气勘探开发有限责任公司2.西南石油大学地球科学与技术学院3.中国石油非常规重点实验室储层评价分室4. 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院5.四川科宏石油天然气工程有限公司6.中国石油川庆钻探工程有限公司地质勘探开发研究院7.四川杰瑞泰克科技有限公司摘 要 大型水力压裂后，页岩气储层中的不连通含气孔隙有可能转变成“潜在可采孔隙”，而目前的主流页岩气储层孔隙分类方法没有考虑上述不连通孔隙，对储层孔隙有效性评价的准确性有影响。
为此，以四川盆地南部下志留统龙马溪组页岩为研究对象，开展柱塞样和碎样岩心孔隙度、饱和盐水后离心＋渐变干燥核磁共振和核磁冻融实验，分析页岩气储层不连通孔隙体积、主要发育位置、主要孔径分布范围，划分页岩气储层孔隙系统，确定页岩含气连通孔隙有效孔径的下限，开展页岩气储层全孔隙有效性评价，并探讨页岩中不连通孔隙对于页岩气开发的影响。
研究结果表明：①该区页岩气储层存在着大量的不连通孔隙，占比高达30.23%，孔径分布介于5～30 nm，主要发育于有机质和少量的黏土矿物中；②该区页岩气储层黏土束缚水核磁T2截止值为0.26 ms，对应孔径为5.35 nm，此为该区页岩气储层有效孔径的下限；③大型水力压裂可改善页岩气储层中孔径超过5.35 nm的不连通孔隙，实现页岩气有效开发；④水力压裂改造后的不连通孔隙可增加压裂液在基质中的储存空间，吸收裂缝中的压裂液，置换孔隙中的页岩气，促使页岩气储层自动缓解水锁，提高页岩气单井产量。
结论认为，采用“离心＋渐变温度干燥”法，结合核磁共振实验可实现页岩孔隙中流体赋存状态和孔隙系统的定量划分，高速离心＋核磁共振实验可以确定可动水和毛细管束缚水，渐变干燥＋核磁共振实验可以确定毛细管束缚水和黏土束缚水。
四川盆地页岩气富集规律一、引言四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其丰富的页岩气储量备受关注。
为了深入了解四川盆地的页岩气资源特征和富集规律，本文针对该领域研究成果进行了梳理和综述，旨在为进一步的科学研究提供参考。
二、页岩气基本概念页岩气是一种深层非常规天然气，是指分布在页岩地层中的天然气。
页岩气的开发具有投资大、技术难度高、环境污染等特点。
三、四川盆地页岩气特征四川盆地页岩气主要分布在下古生界龙门山组、侏罗系下段泸州组和尺口组等地层中，以泸州组为主力地层。
该地层具有厚度大、含气量高、孔隙度小、渗透率低等特点，属于低孔隙度、低渗透率的紧致性地层。
四、影响因素1. 地质构造：四川盆地是我国的油气勘探重点区域之一，受到多次构造整合和调整，形成了复杂的地质构造，对页岩气富集有一定影响。
2. 页岩物质特性：四川盆地的页岩具有较高的有机质含量、良好的岩石完整性等特点，这些特性对其成熟度和富集程度具有一定影响。
3. 地层压力：地层压力是影响页岩气释放和流动的重要因素，其中自生压力和应力状态对页岩气释放和储集都有一定的影响。
五、页岩气富集规律页岩气在地质构造特征、页岩物质特性和地层压力等方面均具有一定的富集规律。
结合四川盆地的具体地质条件，可归纳为以下数个方面。
1. 地质构造对页岩气储集的影响：四川盆地中存在各类构造，包括古隆起、波浪凹陷等，这些构造对页岩气的储集和分布具有明显的影响。
2. 页岩物质特性对页岩气富集的影响：四川盆地页岩有机质含量高，成熟度较高，厚度大，这些地质特性为页岩气的富集提供了基础。
3. 地层压力对页岩气富集的影响：页岩气的释放和储集往往与地层压力密切相关。
如四川盆地区域内岩层压力较大，对页岩气富集有一定的促进作用。
六、结论四川盆地是我国重要的页岩气资源基地之一，其页岩气富集规律主要受到地质构造、页岩物质特性和地层压力等方面的影响。
深入了解这些影响因素是进一步挖掘四川盆地页岩气潜力的前提，同时也为其他地区的页岩气资源开发提供了借鉴意义。
图1 四川盆地构造区带划分2 五峰组—龙马溪组页岩地质特征
2.1 五峰组—龙马溪组页岩分布特征
图2 四川盆地五峰组—龙马溪组地层残厚平面图2.2 页岩储层特征
2.2.1 岩石矿物特征
研究区内页岩储层类型主要包含以下几种页岩，即含放射虫碳质笔石页岩、碳质笔石页岩、含骨针放
3 晶内溶孔，C井，2 174.04～2174.07 m
4 有机孔，F井，2 214.37～2 214.52 m
图5 A井龙马溪组测井曲线分析
将龙马溪组的纵波阻抗、纵横波速度比进行交6），其中图（a）中的颜色部分显示含量多少，暖色调（虚线区域）为含量值究可知，低纵波阻抗、低纵横波速度比，这些特征是页岩段储层物性、含气性较好的地层及优质页岩所具备的。
图6 龙马溪组纵波阻抗、纵横波速度交会图
（2）TOC预测。
通过已钻A井、C
口井研究，从TOC与纵横波速度比的交会分析结果
可得（见图8），TOC与VP/VS相关性较好，VP/VS
值低的部分TOC高，这段属于含气段，VP/VS 图8 TOC含量敏感参数统计分析图
图11 A-J井区龙马溪组地质“甜点”预测图
图12 A-J井区龙马溪组工程“甜点”预测图
（下转第63页）。
应用测井资料评价四川盆地南部页岩气储层一、本文概述本文旨在通过详细分析和评价四川盆地南部地区的页岩气储层，探讨测井资料在该地区页岩气勘探和开发中的应用。
四川盆地作为中国重要的能源产区，其南部地区蕴藏着丰富的页岩气资源，具有巨大的开发潜力。
然而，由于页岩气储层的复杂性和非均质性，如何准确评价储层特性，提高页岩气勘探成功率，一直是业界关注的焦点。
本文将首先介绍四川盆地南部地区的地质背景，包括地层结构、岩性特征以及页岩气储层的基本属性。
在此基础上，本文将重点论述测井资料在评价页岩气储层中的关键作用，包括测井方法的选择、数据处理和分析技术，以及如何利用测井资料来评估储层的物性参数（如孔隙度、渗透率）、含气性、岩石力学特性等。
通过深入剖析实际测井资料，本文将展示测井技术在识别页岩气储层、评价储层质量以及预测产能等方面的应用效果。
本文还将探讨当前测井技术在评价页岩气储层中存在的挑战和局限性，以及未来可能的研究方向和技术创新点。
本文将总结测井资料在四川盆地南部页岩气储层评价中的实际应用价值和潜力，为页岩气勘探和开发提供有益的技术支持和参考。
通过本文的研究，期望能够为四川盆地南部乃至更广泛区域的页岩气勘探和开发工作提供有益的指导和借鉴。
二、四川盆地南部页岩气储层地质背景四川盆地南部位于我国西南地区，是我国重要的能源基地之一。
该区域具有复杂的构造背景和丰富的沉积历史，为页岩气的形成和聚集提供了良好的地质条件。
四川盆地南部页岩气储层主要发育于中生代和新生代地层中，以海相沉积为主，夹杂有少量的陆相沉积。
地质上，四川盆地南部经历了多期的构造运动和沉积作用，形成了多套烃源岩和储集层。
其中，下志留统龙马溪组和上奥陶统五峰组是页岩气的主要储集层位。
这两套地层厚度大、分布稳定，且富含有机质，为页岩气的生成提供了充足的烃源。
储层的物性特征是评价页岩气储层的关键参数。
四川盆地南部页岩气储层具有低孔、低渗的特点，储集空间以纳米级孔、缝和微裂缝为主。
深层页岩气井产能的主要影响因素——以四川盆地南部永川区块为例曹海涛1,2,3 詹国卫1 余小群1 赵 勇11. 中国石化西南油气分公司勘探开发研究院2. 中国石化西南油气分公司博士后科研工作站3. 西南石油大学博士后科研流动站摘 要 影响深层页岩气井产能的地质和工程因素众多，明确主要的影响因素对于深层页岩气的高效开发具有重要的意义。
为此，以四川盆地南部永川地区8口水平井为样本，采用灰色关联分析法研究地质、钻井、压裂、生产等4个方面的19个参数与气井产能的关联度，明确了主要的影响因素，并建立了无量纲产能评价指标(QI )与无阻流量的关系式，进而针对永川区块南区和北区分别提出了提高页岩气单井产能的建议。
研究结果表明：①裂缝发育程度、Ⅰ类储层钻遇率、水平段长度、埋深、单段液量、加砂强度、压力系数、总有机碳含量和脆性指数等9个因素对气井产能起到了主要的控制作用；②所建立的QI 与气井无阻流量的关系模型，可实现对气井产能的快速评价；③建议在永川区块南区加强钻井的跟踪监测以提高优质储层的钻遇率，在北区则加强对压裂工艺的攻关，提升储层改造的效果以实现气井产能的突破。
结论认为，该研究成果对于研究区的井位部署和压裂参数优化具有一定的指导意义。
关键词 深层页岩气 气井 生产能力 影响因素 灰色关联 关联度 永川区块 四川盆地南部DOI: 10.3787/j.issn.1000-0976.2019.S1.020基金项目：中国石化“十条龙”科技攻关项目“深层页岩气综合评价及开发技术政策”（编号：P18058-1）。
作者简介：曹海涛，1987年生，博士；主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
电话：（028）65286384。
E-mail:*****************通信作者：赵勇，1981年生，副研究员；主要从事页岩气开发方面的研究工作。
地址：（610041）四川省成都市高新区吉泰路688号。
天 然 气 工 业Natural Gas Industry 第41卷第5期2021年5月· 42 ·四川盆地西南缘山地复杂构造区页岩气富集模式及勘探启示：一个页岩气新区杨平1,2 余谦1,2 牟传龙1,2 汪正江1,2 刘伟1,2赵瞻1,2 刘家洪1,2 熊国庆1,2 邓奇1,21.中国地质调查局成都地质调查中心2.自然资源部沉积盆地与油气资源重点实验室摘要：四川盆地南部页岩气是目前中国海相页岩气勘探开发最为成功的地区，为了进一步开拓页岩气的新战场，寻找新的页岩气储量、产量接替区块，需要不断丰富、完善和建立不同构造背景下的页岩气评层选区标准。
前期的勘探实践表明，四川盆地西南缘山地复杂构造区页岩含气性差异大，系统研究分析该区页岩气富集规律对于寻找页岩气勘探新区具有重要的意义。
为此，基于四川盆地西南缘山地复杂构造区5口井的实钻资料，在对龙马溪组页岩露头和岩心、岩屑有机地球化学、物性、含气量、生烃史和孔隙演化史开展系统实验和分析的基础上，探讨了页岩含气性的主要控制因素和页岩富集模式，为一个页岩气新区的诞生奠定了坚实的地质基础。
研究结果表明：①四川盆地西南缘山地复杂构造区龙一段1亚段页岩平均TOC为3.02 %～4.97 %，R o为2.38 %～3.37%，局部富集区平均总含气量可达4.62 m3/t，属于优质页岩；②生烃史研究表明，页岩具有“慢热低熟”特征，生烃时间晚，热演化速率慢，现今成熟低，晚期扩散时间短，为页岩气的富集创造了有利条件；③孔隙演化史揭示页岩孔隙演化可以划分为孔隙锐减、孔隙减少、有机孔形成、孔隙保存、有机孔消亡和岩溶作用等6个演化阶段，有机质孔及有机碳含量是页岩含气量最直接的控制因素；④有利陆棚沉积相带利于形成规模储集空间和有效孔隙，不同构造样式和构造部位保存条件的差异性控制了不同孔隙演化阶段，山地复杂构造区页岩气具有水平分带、差异富集的特点，“慢热低熟”和“构造缓抬”有利于页岩气的长期富集与保存。
四川盆地涪陵页岩气田3种典型页岩气保存类型舒逸;陆永潮;包汉勇;王超;刘占红【期刊名称】《天然气工业》【年(卷),期】2018(038)003【摘要】四川盆地涪陵页岩气田页岩原生品质平面差异性小,但开发井的产气量却差异较大,有分析认为这是页岩气保存条件平面差异变化所致.为了定量评价该区页岩气的保存条件,以构造精细解释成果为基础,综合地质、测井、气井测试等资料,对该页岩气田构造受力强弱、构造形态、断裂发育程度等构造特征进行了综合分析和构造类型划分;结合页岩气单井测试产量,从宏观—微观两个方面对影响该区上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组海相页岩气保存条件的主要指标进行了研究,并据所确定的评价指标划分了页岩气保存类型.结果表明:①该页岩气田构造类型可划分为稳定型、弱变形型和复杂型3种;②优选构造形态、裂缝特征、顶底板条件、地层压力、孔隙度、孔径大小等6项参数作为该区页岩气保存条件的评价指标;③构造形态平缓、远离边界主控断裂是页岩气得以保存的基础,顶底板有效的隔挡封闭条件可显著降低构造改造对气藏的破坏作用,超压环境、孔隙度和孔径大小是保存条件的综合表象;④3种构造类型分别对应于3种典型的页岩气保存类型,其中构造稳定型为最有利的保存类型.【总页数】10页(P31-40)【作者】舒逸;陆永潮;包汉勇;王超;刘占红【作者单位】中国地质大学(武汉)资源学院;中国地质大学(武汉)资源学院;中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院;中国石化江汉油田分公司勘探开发研究院;中国地质大学(武汉)资源学院【正文语种】中文【相关文献】1.四川盆地五峰组-龙马溪组页岩气高产地质原因及启示——以涪陵页岩气田JY6-2 HF为例 [J], 聂海宽;张柏桥;刘光祥;颜彩娜;李东晖;卢志远;张光荣2.页岩气田储层含气性测井评价——以四川盆地涪陵页岩气田J区块为例 [J], 柳筠;张梦吟3.页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例 [J], 朱海燕;宋宇家;唐煊赫;李奎东;肖佳林4.页岩气藏加密井压裂时机优化——以四川盆地涪陵页岩气田X1井组为例 [J], 朱海燕;宋宇家;唐煊赫;李奎东;肖佳林5.四川盆地涪陵页岩气田江东区块下古生界深层页岩气勘探开发实践与启示 [J], 陆亚秋;梁榜;王超;刘超;吉靖因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
第32卷 第3期2011年5月石油学报A CT A PETROLEI SINICAV o l.32M ayN o.32011基金项目:国家科技重大专项(2008ZX 05018)资助。
第一作者及通讯作者:吴庆红,女,1968年9月生,1991年7月毕业于西南石油学院,现在中国石油煤层气有限责任公司工作,中国地质大学(北京)能源学院在读博士,主要从事非常规油气勘探开发方面的研究工作。
E mail :w qh 69@p 文章编号:0253 2697(2011)03 0484 05页岩气测井解释和岩心测试技术以四川盆地页岩气勘探开发为例吴庆红1,2 李晓波3 刘洪林3 陈 霞4(1 中国地质大学能源学院 北京 100083; 2 中国石油煤层气有限责任公司 北京 100076;3 中国石油勘探开发研究院廊坊分院 河北廊坊 065007;4 中国石油华北油田分公司综合一处 河北廊坊 065007)摘要:利用页岩气专用测井技术对页岩气评价井进行了储层参数和气源参数的研究,并利用岩心测试技术对测井结果进行验证及校正,以更准确地反映储层物性参数。
其中对四川盆地页岩气评价井的页岩有利层段进行了有利储层段划分以及硅质、脆性矿物、黄铁矿、含气量和T OC 的测试。
由于测井结果具有地域性差异,借助页岩岩心资料对上述参数进行了验证并对部分参数进行了校正,为合理开发页岩气提供了研究手段。
关键词:岩心测试;测井技术;储层段;硅质含量;含气量测试中图分类号:P 631 8 文献标识码:ALog interpretations and the application of core testing technology in the shale gas:Taking the exploration and development of the Sichuan Basin as an exampleWU Qinghong 1,2 LI Xiaobo 3 LIU H o ng lin 3 CH EN Xia 4(1.School of Ener gy Resources ,China Univer sity of Geosciences ,B eij ing 100083,China;2.Petr oChina Coalbed Methane Comp any L imited ,B eij ing 100076,China;3.L angf ang Br anch,PetroChina Resear ch I nstitute of Petroleum E x p lor ation &Develop ment,Langf ang 065007,China;4.General Division I ,PetroChina H uabei Oilf ield Comp any ,Langf ang 065007,China )Abstract :T he present paper investig ated so ur ce and r eser vo ir par ameters o f shale gas ev aluatio n wells by using professio nal log ging techniques of the shale g as,and the r esult o f log g ing was ver ified o r calibr ated by core testing techno lo gy so as to mor e accurately re flect physical pro pert y parameters o f reserv oir s.T he paper intro duced the application o f key log ging techniques to appra ising favo ra ble inter vals o f shales from so me shale g as evaluation wells in the Sichuan Basin,w hich included div isio n o f favo rable intervals of a reservo ir ,silica content t esting ,contents of frag ile minerals,pyr ite t esting ,g as co nt ent test ing and T OC t esting.A ll o f the par ameter s mentioned above wer e v erified and so me o f them wer e calibr ated by using co re data of shales because o f the reg ional difference of w ell log g ing r esult s.T he present study prov ided the rat ional develo pment o f the shale g as wit h a r esear ch appro ach.Key words :co re testing;lo gg ing t echnolog y;reservo ir sectio n;silica co nt ent;gas content test ing1 页岩气测井识别技术斯伦贝谢公司于2004年开展了页岩气测井解释,通过北美12个页岩气田比较,建立了页岩气测井系列,包括伽马、中子、密度、电阻率、声波扫描、电阻率成像(FM I)、伽马能谱(H NGS)和元素俘获能谱测井(ECS),其中声波扫描、电阻率成像、元素俘获能谱测井是页岩测井的关键技术[1 2]。
巧天然社地仏第42卷第1期OIL&GAS GEOLOGY2021年2月文章编号：0253-9985(2021)01-0086-12doi：10.11743/o gg20210108复杂构造区页岩气富集特征—以四川盆地东南部丁山地区下古生界五峰组-龙马溪组为例—卢志远匕何治亮余丿『片欣2,3,6,李东晖2,3,6,杜伟2,3,6,聂海宽2,3,6[1.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083； 2.页岩油气富集机理与有效开发国家重点实验室，北京100083；3.中国石油化工集团公司页岩油气勘探开发重点实验室，北京100083；4.中国石油化工股份有限公司科技部，北京100728；5.重庆地质矿产研究院，重庆400042；6.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083]摘要:川东南丁山地区是四川盆地页岩气主要勘探开发区，尽儈已有多口井获得高产页岩气试气产量,但由于递减速率快和估算的最终可采储量(EUR)低，导致该区尚未获得商业开发。
为了明确复杂构造区页岩气成藏富集特征，预测有利目标区，通过岩心观察、笔石带识别与对比以及扫描电镜观察等手段，对川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型、展布特征、储集类型和含气量等进行了分析。
研究结果表明：川东南丁山地区五峰组-龙马溪组页岩岩石类型主要包括硅质页岩、含灰-灰质页岩、粘土质页岩和粉砂质页岩4种，其中优质页岩为WF2—LM4笔石带的硅质页岩，厚度介于6~10m。
储集空间主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝，靠近盆地边缘无沥青充填的溶蚀孔相对发育，反映了较差的页岩气保存条件。
与涪陵页岩气田的对比分析表明，丁山地区五峰组-龙马溪组WF2-LM4笔石带硅质页岩厚度较薄，在靠近盆缘断裂带的地区埋藏较浅，页岩气藏压力系数低，为浅层常压页岩气藏；向盆内方向压力系数增加，埋深较大，属于深层超压页岩气藏。
建议在川东南地区WF2-LM4笔石带硅质页岩厚度大、埋藏适中和保存条件较好的地区开展页岩气的勘探工作。
四川盆地页岩气成藏地质条件页岩气作为一种清洁、高效的能源，日益受到全球。
我国对页岩气的勘探和开发也给予了高度重视。
四川盆地作为我国页岩气资源丰富的地区之一，其页岩气成藏地质条件备受。
本文将围绕四川盆地页岩气成藏地质条件展开分析，以期为相关研究提供参考。
四川盆地位于我国西南地区，地处四川省和重庆市，是我国重要的石油和天然气产区。
盆地内地形复杂，山脉、丘陵和高原等地貌交错分布。
四川盆地的形成始于2亿年前的三叠纪，经历了多次构造运动和沉积作用，形成了丰富的油气资源。
四川盆地内的地层结构复杂，由志留纪到第三纪地层均有发育。
其中，志留纪和二叠纪地层为页岩气的主要储层。
这些地层在沉积环境中处于适宜的古地理和古气候条件，为页岩气的形成提供了有利的环境。
四川盆地的气源条件十分优越，其中古生物化石和有机质是页岩气形成的主要来源。
在适宜的温度和压力条件下，这些有机质会发生降解和裂解，形成大量的页岩气。
同时，四川盆地的煤系地层也为页岩气的形成提供了丰富的气源。
四川盆地的地质构造特征对页岩气的形成和聚集具有重要影响。
该地区经历了多次构造运动，形成了多种类型的岩石类型，包括砂岩、泥岩和灰岩等。
这些岩石类型为页岩气的形成提供了物质基础，同时页岩中的多种矿物成分也对页岩气的生成和储集产生影响。
储层物性是影响页岩气成藏的重要因素之一。
四川盆地内的页岩储层具有较好的物性条件，包括高渗透率、高孔隙度和低含水饱和度等特征。
这些特征有利于页岩气的保存和开采。
本文从四川盆地的地理和历史背景出发，对页岩气成藏地质条件进行了详细分析。
结果表明，四川盆地具备了志留纪和二叠纪地层发育、优越的气源条件、复杂的地质构造和岩石类型以及良好的储层物性等有利条件。
这些条件为四川盆地页岩气成藏提供了良好的地质环境。
但是，针对不同地区的具体条件，仍需进一步深入研究，为页岩气的勘探和开发提供科学依据。
随着全球对清洁能源的需求不断增长，页岩气作为一种重要的清洁能源备受。
3本文为中国石油天然气股份公司对外合作非常规天然气技术攻关项目(编号:No.06203201)的部分成果。
作者简介:董大忠,1962年生,教授级高级工程师,博士;主要从事油气勘探与发展战略、非常规油气资源地质勘探与开发技术等方面的研究工作。
地址:(100083)北京市海淀区学院路910信箱油气资源规划所。
电话:(010)62098610。
E 2mail :ddz@页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用3董大忠1 程克明1 王世谦2 吕宗刚31.中国石油勘探开发研究院2.中国石油西南油气田公司勘探开发研究院3.中国石油西南油气田公司蜀南气矿 董大忠等.页岩气资源评价方法及其在四川盆地的应用.天然气工业,2009,29(5):33239. 摘 要 近10年来,在高天然气价格、水平井钻井技术和压裂技术进步的推动下,页岩气成为美国最重要的天然气开发目标,形成了适合于不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法,对页岩气资源的认识不断得到深化。
在详细研究美国页岩气资源评价方法基础上,探索了我国现阶段页岩气资源评价方法,并针对四川盆地西南部地区及威远气田区下古生界下寒武统筇竹寺组的页岩气资源做了初步预测。
结果认为四川盆地页岩气资源丰富,不少于盆地常规天然气资源量,是未来值得重视的重要天然气勘探开发新领域。
关键词 页岩气 资源 评价方法 四川盆地 应用 DOI :10.3787/j.issn.100020976.2009.05.0070 引言 与常规油气勘探开发一样,页岩气勘探开发的目标选择虽然细节极其复杂,但关键还是确定其是否具有工业价值。
美国在页岩气资源勘探开发实践中,将具有合适页岩类型、有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及天然裂缝发育等综合条件的页岩作为勘探开发的有利目标[1],不断深化页岩气资源潜力认识,形成了适合不同勘探开发阶段的页岩气资源潜力评价方法。
笔者在美国主要页岩气资源评价方法深入、系统调查与分析的基础上,通过四川盆地西南部及威远气田区古生界下寒武统筇竹寺组页岩气资源的初步估算,探索适合中国现阶段的页岩气资源潜力评价方法。
1 页岩气资源特点1.1 全球页岩气资源 自1821年发现页岩气以来已有近200a 的历史,但近10a 来的产量增长速度惊人,预测未来的潜在产量会更高。
页岩气资源被认为是含油气盆地中最后一类走上开发舞台的油气资源[1],在含油气盆地中蕴藏量最丰富。
据Roger (1997)早期的不完全估算,全球页岩气资源量高达456×1012m 3,超过全球常规天然气资源量(436.1×1012m 3)。
近年来,在钻、完井(尤其是水平井钻井、连续油管射孔和水力压裂等)技术进步、天然气价格高涨及开发速度快速增长的推动下,发现页岩气的领域越来越广,对页岩气资源的认识迅速提高,估计全球最终页岩气资源量将超过1000×1012m 3。
1.2 页岩气资源特点 有关页岩气资源的独有特征,可归纳概括如下。
1.2.1 资源潜力巨大 现仅以沃斯堡盆地加以说明。
沃斯堡盆地是北美地台重要含油气盆地,20世纪初发现盆地第一个油田,1917年开始油气生产,至1995年共生产原油大于3.87×108t 、天然气约2200×108m 3;1982年在盆地Barnett 页岩发现Newark East 页岩气藏,目前该气藏已成为美国第二大气田[2]。
目前,在盆地证实的页岩气资源量约2.6×1012m 3[3],2007年页岩气产量315×1012m 3,累计页岩气产量1200×108m 3。
1.2.2 含气面积广 页岩气藏为连续型气藏,缺少明显的圈闭,也没有明显的气水界线,分布范围与处于生气窗以内的烃源岩范围基本一致,为大面积区域含气。
・33・第29卷第5期 天 然 气 工 业 地质与勘探1.2.3 储层致密 页岩气产自被固结至超低孔隙度和渗透率的黏土和粉砂级颗粒组成的页岩中,页岩储层孔隙度一般为4%～6%,渗透率小于0.001×10-3μm 2。
与常规天然气藏相比,页岩气藏的经济产量在很大程度上要依赖于天然裂缝。
页岩中天然裂缝的发育可以大大改善其经济性,在天然裂缝发育区页岩储层孔隙度可达10%、渗透率可达1×10-3μm 2。
1.2.4 低产(一般无自然产能) 据美国早期页岩气井统计[3],40%的井初期裸眼测试无气流,55%的井初始无阻流量没工业价值,所有井都需要实施储层压裂改造。
早期开发的5个页岩含气盆地,直井改造后单井产量894～28300m 3/d ,平均8063m 3/d 。
近年来,水平井、水力压裂及分段压裂技术的成功应用,单井产量大幅提高,水平井平均单井产量约20000m 3/d ,最大水平井单井产量47.6×104m 3/d 。
1.2.5 页岩气井生产周期长 页岩气井年递减率小,一般2%～3%,最大5%,生产周期一般30～50a 。
U SGS (2008)甚至认为Barnett 页岩气藏的开采寿命可达80～100a [3]。
1.2.6 采收率变化较大 美国页岩气藏开发证实,页岩气藏采收率变化范围在5%～60%。
埋藏较浅、地层压力低、有机碳与吸附气含量低的页岩气藏采收率约60%;埋藏较深、地层压力高、吸附气含量高的页岩气藏采收率为25%～50%。
1.2.7 勘探开发投资大 美国主要页岩气藏勘探开发成本统计表明,页岩气井单井成本300～800万美元,是2000～2003年美国陆上油井单井成本45万美元的7倍、气井单井成本65万美元的5倍,其中Haynesville 页岩气藏单井成本与美国2000～2003年海上油气井的单井成本969万美元相当。
2 页岩气资源潜力评价方法 页岩气藏储层连续分布,具有较强的非均质性,包括多种气体富集机制、控制产能的多样性。
因此,页岩气资源评价中既要考虑地质因素的不确定性,也要考虑技术、经济上的不确定性。
不同勘探开发阶段适用的方法不同,关键参数不同,参数获取方式不同,资源估算结果也有较大差异。
美国形成了多种页岩气资源评价方法,如图1所示。
鉴于页岩气藏为连续型气藏,区域分布,U SGS在页岩气藏资源图1 主要页岩气资源评价方法示意图评价中引入了全含油气系统评价单元概念。
笔者在该概念阐述的基础上,论述了主要页岩气藏资源评价方法。
2.1 全油气系统评价单元概念 在页岩气资源评价中,基于资源评价目的,U SGS 把现有天然气藏划归为两个主要端元型气藏和一个过渡型气藏[425]。
两个主要端元型气藏是常规气藏和连续型气藏,同时兼具两个端元型气藏特征的为过渡型气藏。
连续型气藏(Schmoker ,1996;Pollastro ,2002)包括煤层气、页岩气、盆地中心气和致密砂岩气等,其特征具有较大的三维空间延展、无明显油气水界线、不依赖水的浮力连续聚集成藏、源岩与储层联系紧密、在整个源岩范围内均有气藏存在。
连续型气藏通过转换带可以渐变为常规气藏。
基于连续型气藏概念,U SGS (Klett 、Magoon 和Schmoker 等,2000)在资源评价中,提出了全含油气系统评价单元概念(TPS 2AU ),以取代其1995年以来的成藏组合概念。
全含油气系统评价单元概念关注于整个烃类流体系统,包括了Magoon 和Dow (1994)定义的所有与已知烃类成藏、油苗、输导体系等油气系统的元素,引入了与成熟源岩相连的所有未发现的油气聚集和相应的地理区域。
评价单元建立在相似地质单元和烃类聚集类型基础上,也可以代表需要评价的一套或多套成藏组合。
评价单元与成藏组合有明显不同,成藏组合可能包括多套源岩和(或)油气系统,并不局限在单个油气系统内,此外一个成藏组合内的烃类来源于多个油气系统的情况也很常见。
因此,全含油气系统评价单元概念对一个全油气系统内与未发现油气的源岩、油气生成、运移和圈闭相关的主要因素和过程有更为清晰的定义。
在页岩气资源评价中,对全含油气系统中的以下地质要素进行确定和成图:①烃源岩,尤其是富有机质页岩烃源岩;②富有机质页岩的地理分布;③来源于要评价的页岩中的烃类流体数量和地理展布范・43・地质与勘探 天 然 气 工 业 2009年5月围;④处在生油窗和生气窗内的富有机质页岩分布;⑤可生气或有生气潜力页岩分布范围;⑥生气能力最佳页岩分布范围。
2.2 主要页岩气资源评价方法2.2.1 福斯潘(FORSPAN)法[4] 福斯潘模型(FORSPAN)法是U SGS在1999年为连续型油气藏资源评价而提出的一种评价方法。
该方法以连续型油气藏的每一个含油气单元为对象进行资源评价,即假设每个单元都有油气生产能力,但各单元间含油气性(包括经济性)可以相差很大,以概率形式对每个单元的资源潜力作出预测。
以往也用体积法对连续型油气藏资源潜力作过评价。
在体积法中,原始资源量估算常用的参数主要是一些基本地质参数(如面积、厚度、孔隙度等),这些参数有很大的不确定性,且各单元间关系密切、缺乏独立性。
因此,参数选取及标准确定较困难。
福斯潘(FORSPAN)法建立在已有开发数据基础上(图2),估算结果为未开发原始资源量。
因此,该方法适合于已开发单元的剩余资源潜力预测。
已有的钻井资料主要用于储层参数(如厚度、含水饱和度、孔隙图2 福斯潘对连续型气藏未发现资源量评价方法示意图(据Schmoker资料修改)度、渗透率)的综合模拟、权重系数的确定、最终储量和采收率的估算。
如果缺乏足够的钻井和生产数据,评价也可依赖各参数的类比取值。
福斯潘法涉及参数众多,基本参数有评价目标特征、评价单元特征、地质地球化学特征和勘探开发历史数据等(见表1、2)[3]。
U SGS在2003年、2008年用该方法对沃斯堡盆地Barnett页岩气资源做了估算,2003年评价结果为7400×108m3,2008年评价结果为2.66×1012m3。
两次评价相差3.6倍,原表1 FORSPAN模型法中评价单元特征参数表 评价单元类型:石油(<20000cfg/bo)或者天然气(≥20000cfg/bo),包括发现的和潜在的增储潜力 各单元最小总储量: (石油评价单元为mmbo), (天然气评价单元为bcfg) 已测试单元数(个): ,已测试单元中总储量大于最小总储量的单元数(个): 确定的(已有发现的)单元数(个): ,假设的(未发现的)单元数(个): 各单元总储量平均值(石油:mmbo,天然气:bcfg):早期发现 ,中期发现 ,晚期发现 评价单元概率:单个因素发生概率(0～1.0),总概率为1、2、3的共同作用结果 1.充注:未测试单元有丰富的油气充注(总储量≥最小总储量): 2.岩石:未测试单元有充足的储层、圈闭和盖层(总储量≥最小总储量): 3.时机:未测试单元有有利的地质时间耦合(总储量≥最小总储量): 注:cfg为立方英尺天然气,1cfg=0.0283m3;bo为原油桶,1bo=0.136t;mmbo为百万桶油;bcfg为10亿立方英尺天然气。
