页岩气产量的影响因素

页岩气产量的影响因素：地质方面的观点（MonalisaMallickandManojAchalpurkar,Halliburton)石油工程师学会版权所有本文是为2014年11月10号到13号在阿联酋阿布扎比国际石油展览会上的介绍而准备的。本文呈现一个经SPE程序委员会审查后的包含作者总结的信息（S）。论文的内容还没有被石油工程师学会审查和受到作者的修正。这种材料并不一定反映石油工程师官方或成员的任何立场。在美国，本文任何组成部分在社会上的电子复制、分发、或储存必须得到石油工程师学会的书面同意。允许复制的摘录不得超过300字。插图不得复制。摘要必须包含显著承认SPE版权的内容。摘要在原始页岩的基质和断层中聚集的气体的学术术语称为“页岩气”。在地质上，富含页岩气的构造适合于种植谷物,有机物丰度高（达到5%~25%），孔隙度高，但不渗透的沉积地层包含聚集在空隙，天然裂缝，和或吸附在黏土表面的天然气。决定页岩气的生产潜力的主要因素是孔隙度、渗透率、天然裂缝，它们的原始生烃能力，和依然呈现在构造中的气量。这些因素和构造的地质和地质化学有关。生烃潜力包括原始积累的有机物质的数量或有机碳的含量（TOC），原始有机物质的种类，热量的成熟度和生烃能力或气体产量，以及原始有机物质向烃类转化的程度。这些因素很大程度上取决于有机物质，沉积环境，埋深，当地的地热温度，变质程度等的有效性。生烃潜力更加依赖网络状天然裂缝，微空隙，吸附，等页岩气地层的防渗性要求极端的自然或人工压裂（断裂刺激）去满足商业社会所需的大量气体。水力压裂和水平钻井技术最近成功用于商业生产页岩气，这取决于地质力学性能，如矿物学和脆性/延伸性的形成。然而，选择钻孔和刺激的方法需要其他地质参数的资料，如层面的布局、地层天然裂缝孔隙度和强度、粘土含量、泥页岩吸水量，流体的水敏性、页岩毛细管，页岩的分形模式，泥页岩水化，气页岩裂缝导流能力、地质特征的形成与区域地质设置时间和空间变化的关系，以及储层参数在时间和空间上的变化。这些参数控制断裂传播方向，气体回收率、和钻井时的井壁稳定，并帮助确定压裂液的盐度和流体类型的选择。本文的目的是为了阐明页岩气的形成与地质作用有关，以助于合理的开采烃类技术的发展。简介在上个世纪，世界油气消费的增长，迫使石油和天然气行业开发更多类型的石油资源来满足这种日益增长的需求。然而，在过去十年，化石燃料的世界储备一直被认为是因为有限的新资源的发现，石油行业所需的条条框框。近年来，非传统资源，包括重油、致密砂岩、煤层气、油砂、天然气水合物，页岩油和页岩气等，已经成为平衡传统资源赤字的显著前景。在野外自然气勘探页岩气已经引起了相当的注意力，它展示了巨大的潜力，在世界范围内，随着近期的技术进步，采收率有了明显的提高。所有非常规的，以及传统的资源基本上是地质系统。因此，地质地球化学评价是勘探和开发页岩气的前提条件，并且有助于缓解页岩气勘探的相关约束。了解页岩气形成的地质因素可以有助于发展提高采收率新技术。因此，本研究的重点是页岩气矿床地质特征。页岩气通常，从页岩地层产生的天然气称为页岩气。然而，与传统的天然气藏不同的是，资源页岩地层既有烃源岩，也有烃源岩储层，但具有非常低乃至超低渗透性。这些含气页岩地层的特点是富含有机质的页岩，因此在过去被视为烃源岩。此外，他们与传统的砂岩和碳酸盐岩油气藏的联系是另一个将他们作为烃源岩的原因。这些页岩通常是常规油气藏聚集的来源，这些常规油气藏被驱逐和迁移向上积累，并在一个多孔的密闭圈闭中聚集起来，往往是非有机页岩。有机质丰富的页岩通常通过生物或产热的过程生产小链氢（气或油），它们因为高压力被排出，通过自然裂缝并储存在多孔岩石中。然而，对于目前有商业价值的源页岩来说，排出的碳氢化合物量仅仅是局部的，而相当数量的油被保留，通常在基质孔隙、内部密封裂缝中形成甲烷，溶于油相，以及吸附在粘土矿物和有机质上。决定页岩气价值的因素影响页岩气产量的因素很多，从经济学的相关问题到地质、技术方面。在赚钱的气体生产中，经济因素确实非常关键。钻完井和增产的额外的成本，如日常的生产成本，波动的汽油价格，租赁土地、矿产所有权、市场结构和资本市场，从生产管理的回报率等等。除了这些，页岩气形成的地质，钻井，水的供应能力，以及技术方面，如天然气管道基础设施，也影响投资收益率。由于目前的审查主要集中在页岩气形成的地质和地球化学属性，当考虑到页岩气产气能力时只有这些因素将会被讨论。正如前面所讨论的，地球化学属性，TOC含量，干酪根类型、热成熟度、气体含量、和气体成分的主要参数，定义一个页岩气的形成。这些参数决定了页岩气的形成，经济可行的气体含量，和生产燃料的质量。从地质的角度来看，考虑一个商业“页岩气”的形成，地层孔隙度和渗透率是最重要的方面。因为非常规油气藏与常规油藏的形成方面非常紧密。因此，为了从这些地层经济产气，先进的技术是必需的。虽然用于回收页岩气的技术仍处于早期阶段，在美国水力压裂和水平钻井已成功地用于这种地层。因此，在页岩气生产中，地质力学性能，如矿物学和地层的脆性/延性是至关重要的因素。然而，当选择合适的技术用在一个特定的地层，许多其它地质参数是必需的，如层理面、地层天然裂缝布局特征、粘土含量、泥页岩吸水量，流体的水敏性、页岩毛细管，页岩的分形模式，泥页岩水化，和天然气页岩裂缝导流能力。这些参数控制断裂传播的方向，气体回收率，和钻井时井眼稳定性，以及帮助确定在压裂处理时标准流体的盐度和流体类型的选择。生烃潜力页岩气地层的年龄从寒武纪到第三级，虽然比较有机碳的沉积量（即生烃潜力）时间上不相关。成岩作用下有机质的数量和质量决定了生烃潜力。生烃潜力通常取决于几个因素；即有机物数量最初沉积类型、有机质和生烃能力，和热成熟度。这些因素又在很大程度上取决于有机物质的可用性，沉积环境，埋藏深度、地质时期，当地的地热梯度和变质程度，沉积和埋藏过程中有机质离子，水体和沉积物氧含量、水循环、泥沙颗粒大小，和沉降率（Demaison和Moore1980）。沉淀可以在很广的范围内形成沉积环境（如海洋、湖泊、河流三角洲等），主要是为有机物质的积累与保存创造必要的缺氧环境。因此，从地球化学角度，TOC，干酪根类型、热成熟度和最终的热成熟度是决定页岩气潜力的关键因素。有利于形成有机丰富的沉积物的一般条件是有一个足够大来自主要的基本生产者的有机物来源（直接或间接）–较高的陆地上的植物和在水生环境中的浮游植物）。有机质的保存，这就需要一个低能沉积环境（例如，低水流速度和有限的波动）防止有机物的侵蚀或循环）。碎屑物质的流入，不应该压倒有机质（彼得斯等人。2005）。陆地或陆地来源的有机物主要由陆生植物、孢子、花粉、细菌等为主。因此，陆源有机质是由纤维素、脂肪、蛋白质、木质素的生物大分子，最终生成成熟气（小的链烷烃）。海洋有机物，另一方面，是由海洋生物为主，如脂质细胞膜的浮游植物，依赖它们的石油生产在退化（killops和killops2005）。然而，海相烃源岩在成熟后期可产气。最后，沉积环境必须有利于有机质保存在沉积物中，以防止食腐生物和分解者，而这又是由高积累率的帮助，而且沉淀在沉积物-水界面是必需的（killops和killops2005）。干酪根类型。干酪根是指在岩石和煤的有机物，它不溶于有机溶剂并且在酸岩反应中有生存能力（Durand·1980）。干酪根类型也可以推断源有机质和沉积环境。干酪根可根据生烃潜力、沉积环境、有机质类型分为I型、II型和III型。偶尔，IV型也列入这个名单。然而，有时候这种类型干酪根有机碎屑高度氧化并且不具有任何生烃潜力。基于硫含量Ⅱ型干酪根进一步分为Ⅱ型和IIS，II型干酪根中含有硫并且大量沉积在高盐环境下的海洋环境中。三个主要的干酪根类型的简要总结，描述他们的生烃潜力、素材和沉积环境，如表1所示。沉积环境（即构造环境和沉积环境）最终决定有机物的前身，从而形成岩相。例如，湖泊和海洋环境在某些方面有所不同，导致湖泊相比深海盆地不同类型有机物的数量少。湖泊环境受到较多的陆源碎屑岩和陆源营养物质，适合提高初级生产）。在湖泊中的沉积速率（~1米/1000年）一般都超过深海（~1至10厘米/1000年），从而有利于快速埋藏有机质（彼得斯等人。2005）。然而，沿海海洋沉积物中的陆源有机质和沉积速度方面更类似于湖泊沉积物（~10至100厘米/1000年）。然而与湖泊岩石中普遍含有更多的TOC相比，在有机物被剥夺的深海沉积物、生物扰动的多样性和深度方面，湖泊底栖生物比海洋动物群少（迈尔斯1997）。溶解的硫酸盐是海水中的主要离子而不是湖泊的主要离子。反之，湖泊有机物是含N-化合物。因此，还原硫酸盐在海洋微生物改造中是重要的，但对湖泊来说不是这样。确定干酪根类型的另一种方法是通过确定烃源岩的显微组分组成。通过岩相学和地球化学，干酪根显微组分，可以说是微观的，可辨认的，保存在不同的有机物中（Durand·1980）。虽然没有被广泛接受的分类法已被开发，煤的显微组分组成，可用于解密干酪根类型、植被的起源，因此确定生烃潜力（表2）。总体上，煤岩显微组分的壳质组容易生油，镜质组煤岩显微组分通常容易产生气体，而惰质组没有潜在的生烃能力。热成熟度；热成熟是一种烃源岩的状态，热驱动的反应将沉积有机质转化为石油，最终转化为天然气和石墨。三级成熟早或低、中峰、晚期或高，并基于这些阶段，烃源岩被分别称为不成熟的，成熟的，过成熟的。热成熟度又取决于当地的地热梯度和埋藏深度。水平热成熟度的有机物可以通过几种不同的地球化学方法确定，如镜质体反射率、热解温度、和生物标志物的成熟度比。反射性的镜质组煤岩显微组分通常是用来确定成熟的干酪根。然而，紫外线（UV）荧光的稳定组为I型干酪根成熟度指标是因为镜质组显微组分（killops和killops2005）。虽然有机质与烃相比创造的热应力与镜质体反射率（Ro）更相关，但近似RO值表明生油或生气窗开始和结束。一个0.65至1.30%镜质体反射率被认为是主要的石油生成阶段，与最大的石油产生发生在1%镜质体反射率。一个1.35至2%滚装被认为是湿气—生成相，除此以外，干气产生（Hunt1995）。页岩气的形成往往紧接着干气生成窗口。在岩评价热解方面，Tmax表示，碳氢化合物的最大释放发生干酪根热裂解时期，并且能用于估计烃源岩热成熟度的温度。生物标志物是来源于以前生物的分子化石。它们可以追溯到它们的前体生物，因为它们在埋藏和成岩作用过程中，很少或不修改它们的母体有机分子（Hunt1995）。沉积岩、煤和原油的无处不在，是他们对烃源岩的特性了解的一个有用的工具。一些萜类生物标志物的立体化学（藿烷，甾烷）常被用来衡量成熟程度。例如，自然发生的藿烷类化合物有17␤（H），21␤（H）的配置，其中，逐步成熟，变为热力学更稳定的17␣（H），21␤（H）藿烷（彼得斯等人，2005）。热成熟度又在很大程度上取决于当地的地热梯度，埋藏深度，和沉降速度，而这又取决于沉积与构造活动速率。地球内部的热量为有机物质提供了能量，但在成熟过程中需要一个有效的加热时间，因此沉降速率很重要。构造快速沉降活动阻碍了缓慢的成熟过程。然而，对于缓慢沉降的过程中，一个共同的做法是假设一个独立的成熟过程中的时间。在这种情况下，成熟的过程的关键是地温梯度和埋藏深度。沉积速率与晶粒尺寸也显著影响有机物质的保存，如有机物因为类似的水力特性优先沉积细粒泥。因此，页岩地层，其主要成分是粘土颗粒，形成烃源岩有机质时，在合适的条件下，转化为烃。细颗粒污泥不包括沉积物-水界面的富氧水，为生烃创造了一个良好的缺氧环境。沉积速率与TOC含量变化，为提高快速埋藏保存的好氧细菌降解作用降低。孔隙度和渗透率从地质学上来说，页岩气资源地层细粒，富含有机质（0.5～25%）。多孔性，但不透水的沉积地层的天然气被困在毛孔中。与传统的天然气藏相比，这几乎是不透水的烃源岩是另一种通常具有渗透率大于0.1的对比度的气藏。低于这种渗透率，常规气藏通常被称为致密气藏。与之相反，资源性页岩气的形成有基质渗透率一般不超过0.001。因此，