田巍,白云山,王強,苗鳳彬

(中國地質(zhì)調(diào)查局武漢地質(zhì)調(diào)查中心,湖北 武漢 430205)

0 引 言

北美頁巖氣開發(fā)推動了全球非常規(guī)天然氣資源的勘探開發(fā)[1-5]。煤系非常規(guī)天然氣是非常規(guī)天然氣資源的主要組成部分[6-7],包括氣態(tài)形式的煤層氣、頁巖氣和砂巖氣(以下簡稱煤系“三氣”)等。目前,對海陸過渡相煤系地層“三氣”等非常規(guī)天然氣資源的認(rèn)識還較薄弱,資源勘探開發(fā)程度也比較低[8]。湘中地區(qū)漣源凹陷早石炭世測水組、晚二疊世龍?zhí)督M是湖南省境內(nèi)最重要的煤系地層。黎石華等[9-12]闡述了湘中地區(qū)早石炭世測水組、晚二疊世龍?zhí)督M所含煤層氣的地質(zhì)特征,羅小平等[13-17]對湘中及湘東南地區(qū)二疊系、石炭系等海陸過渡相頁巖氣層系開展了大量的研究與勘探工作,而針對湘中地區(qū)煤系“三氣”復(fù)合氣藏的研究涉及較少,僅湖南省煤炭地質(zhì)勘查院(2015年至今)對湘中、湘東南地區(qū)的煤系地層組合中發(fā)育的煤系“三氣”及主要層位分布進行了初步探討。

2015年武漢地質(zhì)調(diào)查中心部署在湖南中部漣源凹陷車田江向斜東翼的地質(zhì)調(diào)查井2015H-D6井,揭示出研究區(qū)下石炭統(tǒng)海陸過渡相測水組的泥頁巖層、煤層及砂巖層伴生互層,具有同時形成煤系“三氣”復(fù)合氣藏的基礎(chǔ)地質(zhì)條件。本文以2015H-D6井為例,將下石炭統(tǒng)海陸過渡相測水組作為研究對象,利用單井測井曲線響應(yīng)特征和數(shù)據(jù)處理,對測水組泥頁巖、煤層、砂巖儲層進行了綜合評價?！叭龤狻眱泳鶠榈涂紫抖鹊蜐B透率儲層,含氣性方面煤儲層較好,砂巖儲層和頁巖儲層次之。

1 區(qū)域地質(zhì)背景

1.1 區(qū)域概況

漣源凹陷位于華南上揚子區(qū)西北部,是發(fā)育在前泥盆系淺變質(zhì)基底上的晚古生代—中三疊世準(zhǔn)地臺型沉積坳陷區(qū)。漣源凹陷大地構(gòu)造位置處于湘中坳陷,東北臨溈山凸起,南臨龍山凸起,西北為雪峰隆起,呈現(xiàn)出“三隆夾一凹”格局(見圖1)。漣源凹陷以鳳冠山斷裂帶和集云斷裂帶為界,可劃分為東部滑覆疊瓦沖斷帶、中部褶斷帶和西部疊瓦逆掩沖斷帶3個構(gòu)造單元。東部滑覆疊瓦沖斷帶以背斜為主,夾不對稱、不完整的“S”形向斜,形態(tài)不完整;中部褶斷帶寬緩向斜和緊閉背斜相間排列,形態(tài)較完整,主體包括恩口—斗笠山向斜,橋頭河向斜和車田江向斜;西部疊瓦逆掩沖斷帶以疊瓦狀逆沖斷層及其間的繞曲狀緊閉線型褶皺為主體構(gòu)造樣式。

漣源凹陷在前泥盆系淺變質(zhì)基底形成后,泥盆世至早三疊世地層連續(xù)沉積,各個層位原始沉積厚度基本穩(wěn)定,厚度變化不大。中三疊統(tǒng)、中上侏羅統(tǒng)和下白堊統(tǒng)在凹陷內(nèi)基本不發(fā)育,向斜內(nèi)部各層系地層保存較完整,零星出露白堊系及上三疊系—下侏羅系,而背斜核部地層剝蝕嚴(yán)重[18]。

圖1 漣源凹陷構(gòu)造單元劃分

1.2 測水組地層特征

通過武漢地質(zhì)調(diào)查中心部署在漣源凹陷中部褶斷帶車田江向斜東翼的地質(zhì)調(diào)查井2015H-D6井(見圖1)的鉆探工作,揭示出研究區(qū)測水組沉積厚度大,累計厚度達(dá)183 m(1 157.7～1 340.7 m井段)?；跍y井曲線及鉆井巖心觀察,依據(jù)巖石學(xué)、沉積構(gòu)造和相標(biāo)志的識別,認(rèn)為研究區(qū)測水組主要發(fā)育辮狀河三角洲與局限淺海相。漣源凹陷早石炭世至早三疊世的演化過程中,經(jīng)歷早石炭世劉家塘—石磴子期持續(xù)拗陷期,沉積潮坪—半局限海碳酸鹽巖夾泥頁巖,在早石炭世測水期受淮南運動的影響,沉積一套瀉湖—海陸過渡相含煤砂泥巖。

測水組巖性特征比較穩(wěn)定,頂部為1套淺綠色-灰綠色砂巖,與上覆梓門橋組底部灰?guī)r巖性差異較大,較易識別區(qū)分。測水組以中部1套較為穩(wěn)定的灰白色厚至巨厚層狀石英細(xì)砂巖為界,將其可劃分為上、下2段:上段主要為粉砂質(zhì)泥巖、泥質(zhì)粉砂巖夾灰?guī)r、泥質(zhì)灰?guī)r及石英細(xì)砂巖;下段主要為石英細(xì)砂巖、粉砂質(zhì)泥頁巖、泥巖、炭質(zhì)泥巖夾煤層(見圖2)。

圖2 漣源凹陷2015H-D6井測水組沉積層序綜合柱狀圖

2 “三氣”測井評價

氣層與水層的電阻率差異是常規(guī)測井識別氣層的主要方式。對于低孔隙度、低滲透率、低電阻率氣層識別難度較大[19]。煤層氣、致密砂巖氣和頁巖氣儲層均屬于低孔隙度、低滲透率儲層,且具有很強的非均質(zhì)性和各向異性,利用常規(guī)測井資料正確識別氣層的難度增大?！叭龤狻眱拥淖陨硖攸c造成其儲層地質(zhì)與測井響應(yīng)之間關(guān)系進一步復(fù)雜化,呈現(xiàn)更加明顯的非線性特征,給測井資料解釋結(jié)果帶來更強的多解性、模糊性和不確定性。其中利用測井方法直接計算非常規(guī)油氣儲層含氣量是測井評價的難點[20-21]。同時,“三氣”在儲集空間、氣體賦存狀態(tài)及運聚方式、成藏特點、沉積環(huán)境等方面有著較大的差異(見表1)[22-23],因此,對于不同的含氣儲層其測井評價參數(shù)具有一定的差異性。

表1 煤層氣、致密砂巖氣和頁巖氣特征對比(據(jù)劉成林2009年修改)

利用單井測井曲線參數(shù),不僅可以實現(xiàn)對巖層深度、厚度及結(jié)構(gòu)地確定,對不同氣層類型地劃分,巖性解釋及地層劃分等常規(guī)解釋應(yīng)用,而且可以實現(xiàn)巖層孔隙度、滲透率確定,吸附氣含量及含氣飽和度分析等相關(guān)內(nèi)容[20-21]。漣源凹陷海陸過渡相測水組是煤層氣、砂巖氣、泥頁巖氣儲層的主要發(fā)育段,其巖性主體為泥巖、泥質(zhì)砂巖、砂巖、煤。根據(jù)KH-3S數(shù)控測井系統(tǒng)的測井曲線響應(yīng)特征和數(shù)據(jù)處理結(jié)果,對2015H-D6井測水組煤層、砂巖、泥頁巖儲層進行了綜合評價。

2.1 煤層氣儲層測井評價

煤層儲層具有雙重孔隙介質(zhì)特征,包括基質(zhì)微孔和裂縫[24]。煤層氣多以吸附態(tài)存在于基質(zhì)微孔隙中,傳統(tǒng)的常規(guī)氣儲層的評價方法不能適用于煤層氣儲層評價。目前評價煤層氣的常規(guī)測井方法包括自然伽馬、雙側(cè)向電阻率、自然電位、井徑測井、補償密度、聲波時差以及中子孔隙度等[25]。

2.1.1 煤層的識別

含氣煤層段測井響應(yīng)具有“三高兩低”的典型特征,即高電阻率、高中子孔隙度、高聲波時差和低密度、低自然伽馬值,可以通過這些測井參數(shù)的變化反映含氣量的變化[21]?；诙鄥?shù)綜合測井將測水組劃分出4層煤氣層(M1、M2、M3、M4),累計厚度10.25 m(見圖3)。

圖3 測水組煤層氣層測井解釋圖*非法定計量單位,1 mD=0.987×10-3 μm2,下同

2.1.2 煤層氣儲層的評價參數(shù)及計算

本文利用含煤性、含氣性、滲透性、地層壓力、儲層溫度等主要參數(shù)評價煤層氣儲層(見表2)。

(1)含氣性。吸附態(tài)、游離態(tài)和溶解態(tài)是煤層氣的3種賦存方式,其中吸附氣占主導(dǎo)[26]?；诿簩淄榈奈侥芰εc溫度和壓力有關(guān),且灰分對煤層含氣量影響很小的情況下,認(rèn)為吸附氣含量主要取決于碳分含量[27]

(1)

式中,Gc為吸附氣含量;p為油氣藏壓力;Vc為碳分體積分?jǐn)?shù);VL為朗格繆爾體積;pI為朗格繆爾壓力。

(2)孔隙度。煤的孔隙分為裂縫孔隙與基質(zhì)孔隙2種。通常煤層近似垂直于井軸,基于基質(zhì)和裂縫孔隙中的流體與灰分之間的電阻存在著并聯(lián)關(guān)系,利用雙側(cè)向測井資料并根據(jù)阿爾奇公式可推得裂縫孔隙度[28]

(2)

式中,RLLd、RLLs分別為深、淺側(cè)向電阻率;Rmf為泥漿濾液電阻率;Rw為地層水電阻率;mf為裂縫孔隙度指數(shù)?；|(zhì)孔隙為水分含量與裂縫孔隙度之差。

(3)滲透率。煤層裂縫滲透率取決于煤層本身的裂縫發(fā)育程度,據(jù)柳孟文等[26,29]提供的煤層裂縫滲透率計算公式

Kf=FR×8.33×106φf

(3)

式中,φf為裂縫孔隙度,%;Kf為裂縫滲透率;FR為比例因子,通過分析井區(qū)煤層實驗數(shù)據(jù)求得FR=2.6×10-8。

由圖3和表2可知M1—M4煤層均具有較低孔隙度和滲透率,孔隙度分布在3.89%～4.43%,滲透率為9.25～9.67 mD;地溫梯度和地層壓力分別為2.3 ℃和9.8 kPa/m;含氣性較好,吸附氣平均含量分布在9.33～12.28 m3/t。因此,綜合各因素認(rèn)為含煤性是該組煤氣層儲層評價的關(guān)鍵因素,其中煤層厚度可作為評價標(biāo)準(zhǔn),當(dāng)煤層厚度≥3 m,3～1 m以及≤1 m依次表現(xiàn)為好(I)、中(II)、差(III)。據(jù)此,M3為I級煤層氣儲層,M1、M4為II級,M2為III級。

表2 煤層氣儲層測井成果解釋

2.2 砂巖氣儲層測井評價

致密砂巖儲層具有巖石結(jié)構(gòu)復(fù)雜、物性差、孔隙度和滲透率低、非均質(zhì)性極強、流體分異規(guī)律不明顯等特點,造成氣水難以識別[30]。目前國內(nèi)外基于測井資料識別評價致密砂巖氣層的方法主要包括三孔隙度法、多測井參數(shù)組合法,以及核磁共振(NMR)測井、交叉偶級聲波測井等[31-32]。

2.2.1 砂巖氣層的識別

含氣砂巖層段測井響應(yīng)具有低自然伽馬、高自然電位、低聲波時差、低補償中子以及高密度等特征,據(jù)此判別出測水組砂巖氣層7層(S1、S2、S3、S4、S5、S6、S7),累計厚度26.60 m(見圖4)。

2.2.2 砂巖氣儲層的評價參數(shù)及計算

基于致密砂巖氣的賦存方式和滲流能力,砂巖層孔隙度、滲透率、含氣飽和度可作為砂巖氣儲層的關(guān)鍵評價參數(shù)(見表3)。

(1)孔隙度。對于聲波時差、補償中子和體積密度測井的響應(yīng)方程,可表述為測井參數(shù)等于巖石各部分的相對體積與相應(yīng)物理參數(shù)乘積之和。即

γ=Vma×γma+φ×γf+Vsh×γsh

(4)

式中,γ、γma、γf、γsh分別為測井值、巖石骨架值、流體值、泥巖數(shù)值;Vma、φ、Vsh分別為礦物體積、孔隙度、泥質(zhì)含量。

(2)滲透率。儲層的滲透率受多種因素制約,如巖石的孔隙體積、孔隙結(jié)構(gòu)、顆粒粒度、膠結(jié)物含量等。采用Timur公式計算地層絕對滲透率

(5)

表3 砂巖氣儲層測井成果解釋表

式中,Sb為束縛水飽和度,小數(shù);φ為孔隙度,小數(shù);K為絕對滲透率,×10-3μm2。

(3)含氣飽和度。鑒于砂巖儲層儲集類型主要為孔隙型,儲集空間為溶蝕孔隙和原生孔隙,可利用阿爾奇公式計算原始含水飽和度。儲層流體一般為天然氣和地層水,不含殘余油,所以,原始含水飽和度與原始含氣飽和度之和等于1。

(6)

Sg=1-Sw

(7)

式中,Sg、Sw為原始含氣飽和度、原始含水飽和度,小數(shù);Rw為地層水電阻率,Ω·m;φ為儲層孔隙度,小數(shù);m、a為巖石膠結(jié)指數(shù)、與巖性有關(guān)的巖性系數(shù);n、b為飽和度指數(shù)、與巖性有關(guān)的常數(shù)。

借鑒周邊地區(qū)水分析資料進行分析對比,結(jié)合2015H-D6的測井資料,選取地層水電阻率Rw=0.02 Ω·m。巖性系數(shù)a、b采用經(jīng)驗值(即a=b=1)。物理參數(shù)m、n是通過實驗的方法進行測定,借鑒周邊地區(qū)層膠結(jié)指數(shù)m和飽和度指數(shù)n值,對于孔隙型或裂縫孔隙型儲層m、n值一般選擇經(jīng)驗值2。

S1—S7層巖性均為細(xì)砂巖,具有低自然伽馬值,自然電位變化大的特點,反映出儲層巖性穩(wěn)定,具有一定的滲透性。S1—S7砂巖儲層平均孔隙度分布在9.34%～13.97%,平均滲透率介于4.28～6.43 mD之間,屬低孔隙度低滲透率砂巖儲層。從表3中可以看出,該井砂巖儲層評價參數(shù)中,巖層厚度最敏感,孔隙度、滲透率平均值都比較接近,以巖層厚度5～10 m,2～5 m,0～2 m為標(biāo)準(zhǔn)依次劃分出I、II、III類砂巖儲層。

2.3 頁巖氣儲層測井評價

頁巖氣儲層為極低孔隙度低滲透率儲層,且具有很強的非均質(zhì)性和各向異性,同時頁巖儲層中的天然氣具有游離態(tài)和吸附態(tài)2種方式,因而利用常規(guī)測井解釋評價方法具有一定的局限性。

2.3.1 頁巖氣層的識別

目前中國應(yīng)用于頁巖氣儲層的識別與儲層物性評價分析主要包括自然伽馬、雙側(cè)向電阻率、自然電位、聲波時差、密度和補償中子等常規(guī)測井方法,能有效地區(qū)分頁巖儲層,但對于評價頁巖氣儲層的物性方面需要采用特殊測井技術(shù),如自然能譜測井,元素俘獲測井、核磁共振測井等[33-35]。

根據(jù)含氣頁巖層段測井響應(yīng)具有“三高兩低”特征,即高自然伽馬值、高中子孔隙度、高聲波時差、低雙側(cè)向電阻率、低地層密度[23]。同時結(jié)合自然能譜測井有助于準(zhǔn)確、詳細(xì)地劃分巖性,其中泥頁巖具有較高的U、Th、K含量。據(jù)此將測水組共劃分出5層頁巖氣層,累計厚度34.95 m(見圖4)。

2.3.2 頁巖氣儲層的評價參數(shù)及計算

頁巖氣儲層的評價參數(shù)有機碳含量、孔隙度、含氣量等多參數(shù),其中頁巖氣的賦存狀態(tài)主要包括吸附氣和游離氣,將含氣量參數(shù)進一步分為吸附氣量和游離氣量2部分。

(1)有機質(zhì)含量。有機質(zhì)含量是反映頁巖有機質(zhì)豐度的指標(biāo),是頁巖氣聚集最重要的控制因素。目前國內(nèi)外利用不同測井響應(yīng)特征差異估算TOC(總有機碳含量)方法主要包括自然伽馬能譜法、伽馬強度法、體積密度法、ΔlogR法和神經(jīng)網(wǎng)絡(luò)擬合法等。自然伽馬值與TOC呈線性關(guān)系,利用孔隙度和電阻率疊合的ΔlogR法,評價TOC含量

ΔlogR=log (R/R基線)+0.02(AC-AC基線)

(8)

式中,R為實測電阻率,Ω·m;R基線為非烴源巖電阻率,Ω·m;AC為實測聲波時差,μs/ft[注]非法定計量單位,1 ft=12 in=0.304 8 m,下同;AC基線為非烴源巖聲波時差,μs/ft;TOC為總有機碳含量,%。

在ΔlogR法的基礎(chǔ)上,研究對電阻率和聲波時差曲線的基線值引入巖性密度校正。改進后的ΔlogR表達(dá)式

ΔlogR=logR+K×AC-aDEN+b

(9)

TOC=(logRd+K×AC-

aDEN+b)×102.297-0.1688MI

(10)

(2)含氣量。頁巖氣的賦存狀態(tài)主要包括吸附氣和游離氣,將含氣量參數(shù)進一步分為吸附氣量和游離氣量2部分。通常游離氣體積通過確定頁巖的復(fù)雜礦物組分和地層有效孔隙度、地層含水飽和度計算得出

(11)

(12)

式中,Gcfm為游離氣含氣量;Bg為地層氣體體積系數(shù),cf/scf;φeff為有效孔隙度;Sw為地層含水飽和度;ρb為體積密度;n為飽和度系數(shù),研究區(qū)n=2。

吸附氣體積通過頁巖的有機質(zhì)含量,及巖心實驗得到的有機質(zhì)成熟度、吸附等溫線等參數(shù)計算得出。但鑒于部分參數(shù)如朗格繆爾體積、朗格繆爾壓力等在該次測井時無法得到,因此,根據(jù)David Jacobi(2009年)吸附氣量與TOC的擬合關(guān)系進行計算(見圖5),依據(jù)不同TOC求得的吸附氣量。

圖5 Antrim頁巖吸附氣量與總有機碳含量的擬合關(guān)系(David Jacobi et al,2009)*非法定計量單位,1 scf/t=0.028 316 8 m3/t

Antrim頁巖吸附氣量與TOC的關(guān)系式

y=7.226x+5.039

式中,x為總有機碳含量(TOC),%;y為頁巖吸附氣含量,scf/t。

基于各層的孔隙度、含氣量和TOC進一步劃分2類頁巖氣層1層厚度為2.00 m,3類頁巖氣層4層,共計厚度為34.95 m,頁巖氣儲層成果解釋見表4。

表4 頁巖氣儲層測井成果解釋表

Y1—Y5頁巖氣層平均孔隙度分布于9.16%～10.88%,屬低孔隙度頁巖儲層。富有機質(zhì)含量均大于4%,具有較好的生氣潛力,其中Y1頁巖氣層高達(dá)9.4%,其相對應(yīng)的總含氣量為2.86 m3/t,按照常規(guī)頁巖氣儲層劃分標(biāo)準(zhǔn)(II類頁巖儲層:5%≤孔隙度<10%,2 m3/t<含氣量<4 m3/t;III類頁巖儲層:1 m3/t<含氣量<2 m3/t),Y1層屬II類頁巖儲層,Y2—Y5層屬III類儲層(見圖4、表4)。

3 結(jié)論

(1)漣源凹陷海陸過渡相測水組空間上表現(xiàn)為泥頁巖層、煤層及砂巖層伴生互層,各含氣巖性層段單層厚度不大。含氣煤層總厚10.25 m,含氣砂巖層總厚26.60 m,含氣頁巖層總厚34.95 m。“三氣”儲層均為低孔低滲儲層,煤層平均孔隙度分布在3.89%～4.43%,滲透率為9.25～9.67 mD;砂巖層平均孔隙度分布在9.34%～13.97%,平均滲透率介于4.28～6.43 mD之間;頁巖氣層平均孔隙度分布于9.16%～10.88%。

(2)漣源凹陷測水組具有較好的“三氣”顯示。煤層吸附氣平均含量分布在9.33～12.28 m3/t,砂巖層現(xiàn)場解析含氣量介于1.84～2.88 m3/t,頁巖層平均總含氣量為1.27～2.86 m3/t。

(3)漣源凹陷測水組“三氣”儲層的評價參數(shù)具有差異性。含煤性、含氣性、滲透性、地層壓力、儲層溫度作為煤層氣儲層的評價參數(shù);孔隙度、滲透率、含氣飽和度作為砂巖氣儲層的評價參數(shù);有機碳含量、孔隙度、含氣量作為頁巖氣儲層的評價參數(shù)。