从页岩气到页岩油致密油等细粒储层

从页岩气到页岩油/致密油等细粒储层系列的基本属性、关键控制因素和实际表征K.M.Bohacs摘要：具有一系列岩石特征和油气特性组合的细粒岩石可以形成很高的产能，有效地从“常规”致密油藏跨越到裂缝“页岩气藏”，根据主要的孔隙度-渗透率系统和地层结构可分为四类（如“常规”致密型、混合/互层、孔隙型“页岩”、裂缝型“页岩”）。细粒岩石油气藏包括形成于较低温压条件和热成熟度条件下的“页岩油”储层以及在需要较高温压条件和热成熟度条件的“页岩气”储层。这些细粒储层可以发育多种孔隙类型：粒内孔、粒间孔、裂缝、干酪根内孔、焦沥青/炭内孔——最后两种“有机质孔隙”类型在较高成熟度更常见。“页岩油”储层与“页岩气”储层特征有很多共同点，也有一些明显不同的地方。关键的区别是烃类流体的性质：在整个地质时期内的流体密度和相态影响基质中的流体饱和度。从短期的角度，流体粘度和相态影响井的产量和采油速度。因此，在油气藏的整个地质历史时期内，有两种类型的特征影响最终的“页岩”储层性能：岩石特征（主要是渗透率）和流体特征（主要是粘度）。总的储层渗透率包括基质渗透率和裂缝渗透率：基质渗透率是原始沉积组分、结构、层理、地层埋藏史（热应力、成岩作用）的综合体现；裂缝渗透率既受基质渗透率的控制，也受构造史（机械应力）的控制。流体特性（粘度、密度）同样受控于原始沉积特征（原始沉积特征决定干酪根类型）和埋藏/抬升史，及油藏现今的压力和温度。与“页岩油”藏相比，页岩气藏的热成熟度更高：由于伊利石化作用，它们往往含较少的蒙脱石，但是与干酪根和沥青有关的孔隙明显更为发育。这些因素影响了孔隙度-渗透率系统和测井响应。比较页岩气和页岩油特性之间的相似点和不同点将有效地促进各类油气资源的开发。1前言和背景油气能够从具有一系列岩石和油气特性组合的细粒岩石中产出，从“常规”致密油到“页岩”储层（表1）。所谓页岩储层可按照多种方法进行分类：岩相组合特征、主要的孔隙度-渗透率类型、油气流体性质、地层格架、运移距离、衰减曲线、盆地沉积演化背景等等。笔者认为前4个属性的组合对描述影响流体流动的流体性质和岩石的基本交互作用是很有用的（值得注意的是，所有的油气藏均由粒内孔隙度/粒间孔隙度以及与裂缝有关的孔隙度、渗透率构成，但可根据起主导作用或显著的特征因素分为几类）。我们在ExxonMobil公司所做的研究表明，不同的流体性质和岩石组合会产生不同特征的油气藏：例如，低孔隙度-低渗透率的岩石只能有效产出单相、低粘度流体，而具有较高孔隙度-渗透率的储层却能产出同黑油一样高粘度的流体（图1）。这些属性的关键因素及组合见表1。岩相组合包括岩石组分、粒级分布和层理；这些包括硅质、钙质和泥质岩石，粒级从极细粉砂岩或粒状灰岩、粉砂岩、泥粒灰岩、粒泥状灰岩（瓦克灰岩）到粘土岩（细粒泥岩）。孔隙度-渗透率系统包括各种粒间孔隙、粒内孔隙、晶间孔隙、干酪根内孔、焦沥青/炭内孔及各种裂缝的组合。油气流体流动特性中最重要的是粘度；密度、组分及其所形成的温度、压力、体积（PVT）特征（相态、泡点/露点温度、油气比等）也重要，因为它们影响粘度和生产动态。地层结构决定富有机质、有生烃能力的地层和有足够大的孔隙度和渗透率以便可以生产的地层之间的空间配置关系。地层结构基本决定着油气二次运移的距离，多孔泥岩储层运移距离只有毫米级别，“常规”致密储层达数公里。岩相和地层结构主要受沉积作用的控制，孔隙度、渗透率和流体性质则受后期埋藏、构造抬升的影响，同样地，后期的沉降、抬升对生烃、保存、排烃、油气运图1图中列举了有代表性的细粒储层/油气藏的对应的位置。这是基于岩石渗透率和流体粘度，及不同的流体类型来划分的。其产能与渗透率、流体粘度呈正比，因此干气能在纳达西岩石中流动，但黑油要要求岩石具有高得多的渗透率才能产出（该图中高粘度接近水的粘度--1cp。）表1各类细粒储层的特征和属性。值得注意的是储层均发育粒内孔/粒间孔，同时也有天然裂隙渗透率。根据主要的或特殊特征命名。移、成岩演化、以及现今的压力和温度产生着同样的影响（图2）。本文集中讨论多孔泥岩（“源岩”）储层，包括较低成熟度、P-T条件形成的页岩油和具较高成熟度、P-T条件的页岩气储层。两者均包括一系列孔隙类型：粒间孔、粒内孔、干酪根内孔和沥青/炭内孔。本论文主要讨论多孔泥岩（烃源岩）储层，包括处于较低热成熟度和温度压力条件下的页岩油储层，也包括处于较高的热成熟度和温度、压力条件下的页岩气储层。这两者都具有多种类型的孔隙类型：粒间孔、粒内孔、干酪根内孔和焦沥青/炭内孔。1.1关于术语的几点说明不论是实际情况还是术语上，多孔泥岩/烃源岩与粗粒硅质碎屑或碳酸岩储层有着一些明显不同的地方。在进一步深入讨论其特点之前，我们先介绍一些后面将要用到的用来表征它们的特性方面的术语。岩石：对于细粒岩石及其有机组分的定义一直存在较大的分歧（关于细粒岩石的定义及其不同分类方面的细致、深入的探讨，见Lazard等，2010年）。对于很多人来讲，“页岩”就是指“粘土岩”，其粘土级别的颗粒组分超过2/3。然而，在如此定义页岩的情况下，大多数“页岩”储层并非由页岩构成。当前，大多数页岩储层都含有大量的粉砂级别的生物硅质或碳酸盐组分和有机质，可以更精确地称之为“泥质白垩土”、“干酪根瓷状岩”或“富含有机质的骨架颗粒泥灰岩”。根据美国地质协会（AGI）的术语表（2005），页岩是一种页状的、固结的、易分裂的岩石，其粘土级别的矿物含量超过67％。然而，易裂性不是因为风化作用导致，也并不是岩石的固有属性；如果将一块具有新鲜表面的泥岩（手标本或岩心）置于盒子中，一年后打开盒子，这块岩石就会发育很多页状裂理，即“页岩”。页岩是一个在我们的行业中广泛应用的术语，尽管它在描述方面有些不足之图2岩石现今渗透率、流体粘度的地质主控因素及其与地层条件下的储量、产能的关系处，但很多人将可能继续使用这个术语，尤其是将它用作一个类别或者一个岩层组或群。但是，从狭义上讲，我们推荐页岩一词仅仅指细粒的、固结的、页状的野外沉积岩。“泥岩”这个词，与其他描述沉积岩的术语如砂岩或灰岩更具有一致性，它可能更适合作一个细粒岩石的技术性的通用名称（Macquaker和Adams，2003；Potter等，2005；Lazar等，2010）。对于其技术性描述，我们建议根据岩石的结构、层理、组分来对某一特定的细粒岩石进行命名（参阅Lazar等，2010年，作为指导原则）。本文中，“泥岩”指小于62.5微米粒级的组分超过50%的岩石。然后，我们增加了一些用来指定某一特定岩石组分和层理特征的术语。这种划分方法有助于更清楚地表明，多孔泥岩的基本特征和共同特征是岩石的结构，岩石成分和层理虽然也重要，却位居其次。有机质：人们对细粒岩石中发现的有机质的术语缺乏一个统一的用法。我们将“有机质”用作描述富含各种形式的有机碳的这类物质的通用词，其中只有一些有机质可以产生烃类和有机质支撑的孔隙。在地表温度、压力条件下的岩石中的有机质包括植物碎屑/煤显微组分、干酪根、沥青、炭、结晶油（“死油”），及残余液态烃类（图3，也可查阅Tyson中的讨论，1995年）（上述不同形态的不同成分的全部或一部分可在一次总有机碳含量TOC分析中测得，这取决于使用的分析流程）。植物碎片是松散的有机碎屑，同周边的矿物碎屑粒径几乎相同；它们基本包括了沉积的藻类和细菌/原生动物，也包括了陆生植物和真菌碎片（在煤质岩石中称为显微组分。本文中，对于该类颗粒笔者也使用术语“有机质”）。干酪根和沥青来自于植物碎片；其不同之处在于溶解的程度不同，而不是溶解性质的不同（在有机溶剂中的溶解度）。干酪根是由以共聚物形式存在的复杂烃类及与烃类相关的分子构成的固体不溶物。热成熟度较高时，干酪根将充填因油气生成、以及排烃后产生的孔隙。沥青是呈固态、半固态的可溶胶体，或呈具很高粘度的液态（其溶解度有一个范围，具体值取决于溶剂的类型和浓度）。焦沥青是沥青转化成烃类后的固态烃类残余物；熔点高、难溶解，进一步加热的话，仍然具有一定的生烃潜力。炭是烃类演化的终极产物，氢原子最少，基本不具备生烃潜力。焦沥青和炭质均可以发育大量有机质孔，与石油焦炭十分类似。结晶（“死”）油（如文中用到的）原为地下的液态烃类，由于流出井眼后、加工和储存过程中轻组份挥发掉，在地面条件下呈固态或非常高粘度的半固化物。对于孔隙的演化，主要的区别是地层条件下的固体与液体的比例——固体是保存孔隙的必要物质。烃类生成中，主要有两种方式形成有机质支撑的孔隙：干酪根生成“天然焦”，沥青/液态烃生成焦沥青和炭质（石油焦—这两种生成天然气的主要途径在Tissot和Welte的文章中讨论过，1984）。图3展示的是有机物在光合作用下，经过生油和生气窗阶段，至后甲烷过程的简略过程。随着埋藏深度的增加和有机质进一步成熟，当烃类生成、进行排烃之后，有机质逐渐变得多孔，并富含碳原子。大量的天然气由岩石中残留的烃类生成。1.2页岩油/致密流体（致密油）和“页岩气”系统的绝对渗透率——现状和进展岩心分析得到的孔隙度、流体饱和度和渗透率可与测井响应相结合；然而，多种研究说明，不同实验室岩心分析结果差异很大，这反映出分析技术、对基岩和流体性质的认识的差异；泥岩中毫米级别的颗粒普遍存在不确定性，因此难以选出具有相同特征的多块样品（Passy等，2010）。由于页岩储层的孔隙极小，而大的表面积（伴生表层水）和含有层间水的膨胀粘土使“页岩”储层孔隙度的测定极其复杂。以前人们认为准确测定细粒泥岩的孔隙度和渗透率是非常具有挑战性的（Passy，2010；Luffel和Guidry，1992；Luffel，1993；Sondergeld等，2010；Clarkson等，2012）。在最近三年中，业内各服务公司、大学、经营公司实验室一直致力于如何精确确定绝对孔隙度和渗透率的研究。值得高兴的是，孔隙度测定取得了很大进展：根据多次循环测试结果对比，不同实验室使用氦气法测试的总孔隙度值彼此之间的差值不超过±1pu。然而，页岩气的粉碎样品在各实验室间循环测试的渗透率结果对比却不理想，渗透率存在2～4个数量级的差异（Spears等，2011；Handwerger等,2011）。本文并不讨论哪种渗透率分析方法更精确。但是，近期已有许多论文（Sinha等，Handwerger等，2013，2012；Tinni等，2012；Suarez-Rivera等，2012；Fathi等，2012）对不同的渗透率测量方法的技术细节进行了探讨。“页岩油”/致密液体储层中可动油气的存在增加了渗透率测量的复杂性，这增加了得到可行的有效渗透率分析方法的挑战性。据预测，在未来一至两年内，生气窗内泥岩的有效渗透率分析方法问题会成功地解决，并将作为实验室的常规方法，这个方法可能会建立一个标准，这样有助于个实验室进行质量系统控制和工作流程标准化。2多孔泥岩（烃源岩）储层图3有机物经历光合作用，经由生油和生气窗，至后甲烷生成的过程示意图。实心线表示固体，短虚线表示残余在岩石中的流体（包括溶解气），长虚线表示排出的油气。蓝色长方形表示不同有机质支撑的孔隙，这种孔隙被短虚线框中表达的烃类混合物所填充；整个长方形面积粗略表示每个组分的相对体积含量。2.1地质控制因素和因子沉积过程：目前正在生产的大多数多孔泥岩（“页岩”）属于成熟到过成熟的亲油烃源岩（Bohacs，2007；Passey等，2010）。海相、湖相、或沼泽环境中沉积的富有机质泥岩，经过埋藏作用和热演化作用形成油气藏。前人对富有机质岩石的关键特征开展了深入的研究，这些特征主要包括：总有机碳（TOC）、热成熟度、岩矿特征、有机质类型和厚度——所有这些均可影响储层的生烃潜力。富含有机质岩石（ORRs）的成藏是一个复杂的交互作用过程（Bohacs等人更详细地讨论过，2005）。在综合研究板块构造、地球动力学、盆地构造发展史的恢复从而重建古环境的基础上，建立多孔泥岩/烃源岩或潜在的烃源岩的性质及其形成、分布的过程模型。有机质在沉积环境中的富集主要受三个复杂、非线性交互的变量控制：生产率、损耗率和稀释