基于存滞系数的页岩气资源评价方法

2020-11-03

天然气工业 2020年10期

中国石化石油勘探开发研究院无锡石油地质研究所

0 引言

随着国内外页岩气勘探开发工作的深入，页岩气资源评价方法近年来得到了不断的发展与完善，但不同评价方法均存在着一定的局限性。较之于国外的页岩气资源评价方法，我国页岩气资源评价主要采用静态法中的体积法[1-2]和类比法计算页岩气地质资源量，而采用成因法（盆地模拟法）计算页岩气资源量则鲜见报道，目前仍处于探索阶段[3-4]。

近年来，随着计算机技术的快速发展，盆地模拟技术取得了长足的进步，并且在油气资源评价中发挥着越来越重要的作用[5]。从生烃演化过程来说，页岩气作为自生自储的连续性油气藏，不用考虑复杂的油气运移及聚集过程，盆地模拟技术应同样适用于页岩气资源评价。为此，笔者根据泥页岩的生烃—排烃—滞留烃（以下简称生—排—滞留烃）演化过程，提出页岩气存滞系数概念，并给出了该参数的定义、获取方法和影响因素，以期为成因法计算页岩气资源量奠定基础。较之于常规方法，采用盆地模拟法计算页岩气资源量除了提供一个资源量数据外，还可以研究页岩气形成的动态演化过程，并且能给出页岩气资源的空间展布特征，明确资源富集区，可以为页岩气有利区优选和勘探部署制订提供依据。

1 页岩气资评评价方法研究现状

1.1 常用的页岩气资评方法

基于目前国内外常用的页岩气资源评价方法的原理，页岩气资评方法可划分为3大类：静态法、动态法和综合法，每种方法下又可细分为若干种具体评价方法（图1）。

图1 页岩气资源评价方法分类图

静态法主要依据富有机质泥页岩层系的静态地质指标计算页岩气资源量，具体可以划分为成因法、统计法和类比法：①成因法主要是从泥页岩生—排—滞留烃演化过程出发，通过计算待评价区泥页岩的生、排油气量和原油裂解气量得到泥页岩中残余天然气量，包括地球化学法和盆地模拟法两种[3]；②统计法是通过对中高勘探程度区大量静态地质参数或生产动态数据进行统计分析，建立相关数学预测模型，进而预测页岩气资源量的一种方法，主要包括体积法（容积法）[2]、FORSPAN模型法[6]、随机模拟法[7]和趋势分析法[5]等；③类比法是运用由已知推测未知的经典地质思想，根据低勘探程度盆地/地区与高勘探程度区（如涪陵页岩气田）页岩气形成地质条件的相似性粗略估算资源量的一种方法，又可以分为资源丰度类比法[3]、含气量类比法[8]和EUR（估算最终开采量）类比法[9]。

动态法主要根据页岩气在实际开发过程中的生产动态资料计算资源量，根据采用生产数据的不同又可以划分为物质平衡法[10-11]、曲线递减法[12]和数值模拟法[13-14]等，动态法主要用来计算可采资源量。

综合法主要是依据专家经验和其他方法计算的资评结果为依据综合确定待评价区资源量。对某一地区的油气资源潜力评价来说，随着勘探程度和地质认识程度的提高，资源量也是动态变化的，即使一个地区达到了高勘探程度，也很难获得准确的资源量评价结果。因此，在资源评价过程中，有必要进行专家评断，根据专家经验和地质认识得到更可靠的资源量估算结果，在此基础上发展出了特尔菲法和专家系统法[3]。

从页岩气资评方法应用情况来看，国内外存在着较大的差别。国外主要采用统计法和动态法开展高勘探地区的页岩气可采储量的计算，采用类比法和成因法开展中低勘探程度地区页岩气地质资源量评价；我国目前主要采用统计法中的体积法开展中高勘探程度地区页岩气资源评价，采用类比法估算低勘探程度区页岩气地质资源量，动态法和成因法应用较少。

1.2 存在问题

页岩气作为连续性油气藏的一种天然气，具有很强的非均质性，优质泥页岩段对页岩气资源量和产量贡献大，如四川盆地上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组页岩气产量主要来自于厚度不足5 m的“甜点段”[15]，这些“甜点段”和优质富集资源分布在哪是页岩气资源评价必须回答的问题。但采用常规的体积法、类比法或动态法仅能计算一个总的页岩气资源量，无法给出页岩气资源的空间展布特征，也无法对页岩气目标优选和勘探开发部署提供针对性的建议。

成因法是目前我国常规油气资源评价中计算生烃量的主要方法，但在页岩气资源评价中较少采用，其主要原因是由于难以准确预测泥页岩在地质历史时期的生—排—滞留烃演化过程，造成计算残留在泥页岩层系中的油气量十分困难。近年来，随着生—排烃模拟实验和盆地模拟技术的发展，采用在成因法基础上发展起来的盆地模拟法计算页岩气资源量成为可能。与常规油气资源评价相比，页岩气作为自生自储的连续性油气藏，不用考虑复杂的油气运移和聚集过程，减少了模拟结果的不确定性，成因法计算页岩气资源量更简单，结果更可靠。此外，盆地模拟法在计算过程中还充分考虑了泥页岩展布和生烃潜力的非均质性，是在复杂的泥页岩沉积埋藏史、热史和泥页岩成熟度史模拟基础上，结合地层孔隙热压模拟实验获得的泥页岩生—排—滞留烃演化模式来模拟计算泥页岩层系内理论最大滞留气量，最后结合页岩气存滞系数研究获得页岩气资源量及其空间分布情况。

2 存滞系数的概念及其获取方法

2.1 泥页岩生—排—滞留烃模式

要评价页岩气资源量，首先要明确页岩气的成因来源及泥页岩的生—排—滞留烃演化模式。研究结果表明，页岩气主要来源于干酪根裂解气和滞留油裂解气两部分，早期以干酪根裂解气为主，如鄂尔多斯盆地三叠系页岩气[16]；高—过成熟演化阶段以滞留油裂解气为主，如四川盆地志留系页岩气[17]。从泥页岩完整的生—排—滞留烃演化过程（图2）可以看出，烃源岩在早期阶段主要以生油为主，偏腐殖混合型—腐殖型干酪根早期也会生成少量的气；随着热演化程度的升高，早期生成的油一部分排出烃源岩体系外（与页岩气生成演化没有关系）；另外一部分仍滞留在烃源岩内，随热演化程度进一步升高，滞留油中的一部分油裂解为天然气，另外一部分仍滞留在烃源岩体系内，形成页岩油，还有一部分以源内沥青的形式存在；伴随原油进一步裂解生气的过程，烃源岩中的干酪根随热演化程度升高，也持续裂解生气。从位置上来看，滞留油裂解气和干酪根生气都属于烃源岩层系内生气，即源内生气，随着生、排烃作用的进行，源内生气又分为两部分，一部分排出烃源岩层系外；另外一部分残留在烃源层系内，形成页岩气。

图2 泥页岩生—排—滞留烃演化模式图

目前地层孔隙热压模拟实验[18]已能够定量各演化阶段的生油量、排出油量、残留油量和总生气量，从图2可以看出，烃源岩生成的气包括3部分：排出油裂解气、滞留油裂解气和干酪根裂解气。干酪根裂解气可以直接通过热压模拟实验的方式获得[19]，排出油和滞留油裂解气可根据各演化阶段的排出、滞留油量和原油性质，根据原油向天然气的转化效率[20]定量计量。如基于海相典型泥页岩（偏腐泥混合型）样品的地层孔隙热压模拟实验和原油裂解气模拟实验获取得到对应的源内气产率（图3）。从图3中可以看出，随热演化程度升高，源内气产率总体呈现逐步增加的趋势，成熟度（Ro）在0.8%之前源内气产率很低（低于10.0 mg/g），Ro介于0.8%～2.3%，源内气产率快速增加，最高可达185 mg/g，之后基本稳定在最高值附近，占总气产率的40%～50%。源内气产率的提出为采用成因法开展页岩气资源评价提供了关键参数。

图3 海相典型泥页岩（偏腐泥混合型）生—排—滞留烃图版

2.2 存滞系数概念及其获取方法

假定泥页岩层系内的滞留油裂解气和干酪根裂解气不排出，即源内生气都保存在泥页岩层系内可以得到理论最大滞留气量。但泥页岩实际生、排烃过程中势必有一部分源内生成气排出烃源岩体系外，形成常规气的一部分或散失掉，另外一部分仍保留在泥页岩层系内形成页岩气。目前仍残留在泥页岩层系的页岩气量与理论最大滞留气量（源内生成气量）的比值即为存滞系数，该系数是影响成因法计算页岩气资源量中最关键的参数。

天然气生成、演化过程极其复杂，目前尚无法从正演角度准确定量源内生成的气到底有多少排出烃源岩体系外，多少残留在烃源岩层系内。但通过典型页岩气井实测含气量数据，再结合单井泥页岩精细生—排—滞留烃模拟计算得到的理论最大滞留气量，可以反算得到不同井泥页岩段页岩气存滞系数，其计算过程如下：①基于单井重点泥页岩段实测总有机碳含量（TOC）及矿物组成数据，采用测井回归的原理[21]计算得到目的层井段泥页岩的TOC和岩石矿物组成数据；②结合不同类型有机质泥页岩完整的生—排—滞留烃模式曲线，采用盆地模拟技术计算得到单井不同地质时期泥页岩总生气量、源内生气量及其纵向展布特征；③最后根据现场解吸或等温吸附得到的对应泥页岩段的实测总含气量，除以理论最大滞留气量即得到页岩气存滞系数。以JY1井（图4）为例，五峰组—龙马溪组优质泥页岩段源内生气量和总含气量自下而上均呈逐渐降低的趋势，①—⑤层中部页岩源内生气量主要介于18～28 m3/t，总含气量主要介于4～9 m3/t，含气量约占源内生气量的1/3；⑤层上部—⑨层源内生气量主要介于5～15 m3/t，总含气量主要介于2～5 m3/t，同样约占源内生气量的1/3。

图4 JY1井五峰组—龙马溪组泥页岩综合柱状图

3 存滞系数的影响因素

3.1 典型页岩气井的存滞系数

采用上述方法对四川盆地东南地区五峰组—龙马溪组和东北地区下侏罗统重点页岩气井泥页岩开展精细生—排—滞留烃模拟计算，得到各井主要泥页岩段理论最大滞留气量纵向分布特征，再结合实测含气量数据得到页岩气存滞系数。从各井实测含气量与模拟计算的理论最大滞留气量关系图（图5）可以看出，不同地区页岩气存滞系数存在较大差异。

从图5可以看出，川东南五峰组—龙马溪组页岩气存滞系数分布特征为：永川地区YY1井页岩气存滞系数最高，为39.87%（图5-a）；其次为涪陵地区，JY1、JY5、JY8井页岩气存滞系数分别为30.85%、24.70%和31.00%（图5-b）；再次为丁山地区和南川地区，DY1井和NY1井页岩气存滞系数分别为21.74%和19.50%（图5-c）；彭水地区PY1井页岩气存滞系数最低，仅为14.08%（图5-c）。从这些井的分布位置来看，从盆内到盆缘，再到盆外，页岩气存滞系数呈逐渐降低的趋势，这可能是由于不同地区页岩气保存条件存在较大差异造成的。从盆内到盆缘，再到盆外，构造活动和强度由弱到强，页岩气保存条件逐渐变差，页岩气存滞系数也逐渐降低。

图5 四川盆地部分重点页岩气井含气量与理论最大滞留气量关系图

川东北陆相泥页岩主要分布在下侏罗统的大安寨段和东岳庙段[22]，涪陵地区XL101井大安寨段和东岳庙段页岩气存滞系数为48.32%；元坝地区YL4井大安寨段和东岳庙段页岩气存滞系数为42.56%（图5-d）。总体看来，陆相下侏罗统页岩气存滞系数明显大于海相五峰组—龙马溪组，这主要是由于陆相泥页岩有机质类型主体为偏腐殖混合型、腐殖型，且其热演化程度（Ro多介于1.5%～2.0%）较海相五峰组—龙马溪组泥页岩（Ro一般大于2.4%）偏低，源内生成气排出泥页岩外的比例较小；同时，川东北陆相下中侏罗统泥页岩生、排烃期较海相五峰组—龙马溪组泥页岩晚很多，其后期遭受的改造破坏时间短，从而导致滞留在泥页岩层系内的页岩气比例大，页岩气存滞系数高。

3.2 存滞系数的影响因素

盆地模拟法计算页岩气资源量最关键的参数就是页岩气存滞系数的确定，页岩气存滞系数的影响因素极其复杂。

从生烃特征来看，烃源岩热演化阶段早期（Ro＜1.1%）主要以生油为主，生成的少量气都集中在泥页岩层系内，故源内气比例为100%；热演化阶段中期（1.1%≤Ro≤1.8%），随着原油向天然气裂解和烃类的不断排出，源内气比例呈现“先缓后陡”的降低趋势；热演化阶段晚期（Ro＞1.8%），源内气比例呈现缓慢降低直至平衡的趋势（图6）。由于不同类型有机质的生油气能力和生—排—滞留烃模式具有较大的差异，源内气比例差异也较大；陆相偏腐殖混合型、腐殖型有机质在成熟阶段的源内气比例明显高于海相偏腐泥混合型有机质，在高—过熟演化阶段，陆相偏腐殖混合型、腐殖型有机质源内气比例介于55%～65%，海相偏腐泥混合型有机质源内气比例多介于35%～50%（图6）。对于同一沉积构造背景的泥页岩来说，沉积环境和热演化程度差异不大，如川东南地区五峰组—龙马溪组泥页岩，主要为深水陆棚相沉积，干酪根类型主要为腐泥型和偏腐泥混合型，热演化程度Ro值均介于2.4%～3.0%的高—过成熟演化阶段，泥页岩生烃性能主要受控于泥页岩TOC和岩性组合。前人的模拟实验结果表明，烃源岩的生、排油量和生、排油效率均与烃源岩TOC正相关的关系[23]，生、排油效率除与TOC相关外，还与泥页岩岩性组合相关，图6可以看出在高—过熟演化阶段，海相混合质泥页岩（偏腐泥混合型）源内气比例介于45%～50%，而海相钙质泥页岩（偏腐泥混合型）、海相硅质泥页岩（偏腐泥混合型）和陆相黏土质泥页岩（偏腐泥混合型）在高—过熟演化阶段，源内气比例差别不大，多介于35%～45%。泥页岩生、排油效率直接决定了源内气比例，也决定了后期滞留烃量及滞留烃比例，从而决定了页岩气存滞系数的大小。

从储集性能来看，泥页岩有效孔隙度直接决定了页岩气可容纳空间的大小，泥页岩孔隙类型及孔隙结构决定了页岩气的赋存状态（吸附、游离）。在其他地质条件相似的前提下，孔隙度越大，泥页岩含气量越高[24]，页岩气存滞系数也越大，从川东南五峰组—龙马溪组典型页岩气井孔隙度与页岩气存滞系数关系图上也可以得出该结论（图7-a）。泥页岩储集空间类型主要包括有机质孔、矿物质孔和微裂缝等3类，目前已有技术可定量计算3种不同类型的孔隙[25]，为页岩含气量预测及存滞系数研究奠定了基础。

勘探实践证明，页岩气含量及产量与后期保存条件密切相关，保存条件的影响因素很多，主要包括后期构造作用的强度与持续时间、良好的页岩顶底板条件、断裂作用与泥页岩侧向出露情况、构造抬升时间等。压力系数是保存条件的综合反映，高压或超压意味着良好的保存条件，压力高也是较好孔隙性和含气性特征的指示[26]。从图7-b中可以看出，川东南五峰组—龙马溪组页岩气存滞系数与压力系数之间具有良好的正相关关系，判定系数约为0.75。

综合所述，页岩气存滞系数的影响因素复杂，泥页岩有机质类型、成熟度、TOC和泥页岩岩性岩相组合直接影响了泥页岩的生、排烃能力；储集特征影响了泥页岩可容纳空间的大小和页岩气赋存方式，保存条件直接影响了页岩气的滞留比例。

图7 川东南五峰组—龙马溪组页岩气存滞系数与孔隙度、压力系数关系图

4 页岩气资源量计算新方法

不同类型有机质泥页岩生—排—滞留烃演化模式的确定和页岩气存滞系数的研究为成因法计算页岩气资源量奠定了基础。生—排—滞留烃演化模式主要用来确定理论最大滞留气量，存滞系数用来评价演化至今源内生气量究竟有多少排出泥页岩层系外，有多少仍继续保存在泥页岩层系内成为页岩气。在上述研究基础上提出了基于存滞系数的页岩气资源评价新方法，计算公式如下：

式中Qs表示源内生气量（理论最大滞留气量），108m3；S表示有效泥页岩分布面积，km2；H表示有效泥页岩厚度，m；ρ表示泥页岩密度，g/cm3；TOC表示泥页岩总有机碳含量；f表示有机碳恢复系数，无量纲；R源内表示有机碳源内气生成产率，m3/t；k表示页岩气存滞系数；Q表示页岩气资源量，108m3。

采用该方法计算页岩气资源量最关键的参数就是页岩气存滞系数，对于已经投入大量页岩气专探井的地区，可以在单井理论最大滞留气量模拟计算的基础上结合实测含气量反推页岩气存滞系数；对于已提交探明储量的地区，还可以根据探明储量来反推页岩气存滞系数；然后根据评价区不同井页岩气存滞系数分布范围，结合页岩气形成地质条件综合分析确定页岩气存滞系数，采用盆地模拟技术得到待评价区页岩气地质资源量及其空间分布情况。对于中低勘探程度地区，借鉴常规油气资源评价中类比法的思路，页岩气存滞系数的获取可以通过与其形成地质条件相似区（刻度区）页岩气存滞系数分析后综合类比获得，在成因法计算理论最大滞留气量的基础上确定页岩气地质资源量，借鉴曲面积分法（小面元法）的原理对评价单元进行精细网格划分，也可以获得页岩气资源的平面分布特征。