李國榮 張文哲

1. 延安職業(yè)技術學院, 陜西 延安 716000; 2. 陜西延長石油(集團)有限責任公司延安分院, 陜西 延安 716004

0 前言

研究工區(qū)位于鄂爾多斯盆地伊陜斜坡東南部,是延長石油油氣勘探的主體區(qū),也是延安國家級陸相頁巖氣示范區(qū)開發(fā)的主力區(qū)。

1 國內外頁巖氣儲層評價標準

北美頁巖氣勘探開發(fā)經驗較為成熟,評價標準主要涉及勘探和開發(fā)的參數包括厚度、埋深、有機質特征、儲層物性、含氣性、可壓裂性、地層壓力、儲量豐度等方面[4-6]。

國內海相地層的評價標準主要以中上揚子地區(qū)海相頁巖儲層勘探和開發(fā)成果為依據。頁巖氣儲層評價參數涉及頁巖厚度、有機質類型及含量、有機質成熟度、埋深、脆性礦物含量、黏土礦物含量、孔隙度、與斷層的距離等因素[7-9]。

與海相地層評級標準相比,國內學者對陸相地層分區(qū)評價標準的研究相對較少。陸相地層與海相地層相比,單層泥頁巖厚度以及泥頁巖總厚度更加受到重視。由于陸相頁巖的品質如TOC、含氣量等相對海相頁巖較低,所以陸相頁巖分類評價標準也相對較低[10-14]。

總結前人提出的評價標準,共涉及10個方面31個評價參數，見表1。

2 陸相頁巖氣評價指標建立

2.1 評價參數體系

針對我國陸相頁巖儲層沉積埋藏特征,認為分類評價參數體系主要從以下三個方面考慮。

2.1.1 埋深和厚度

斯倫貝謝認為頁巖氣儲層埋藏深度應該淺于4 500 m,北美大多數頁巖氣藏埋藏深度都小于3 000 m,只有少部分頁巖氣儲層埋藏深度在3 000～4 500 m。鄂爾多斯盆地長7段頁巖氣儲層埋藏主要小于2 000 m,只有少部分地區(qū)埋藏深度在2 000～3 000 m,因此鄂爾多斯盆地長7段頁巖氣儲層埋藏深度是較為有利的開采深度。

表1 現(xiàn)有評價方法涉及的評價參數

評價參數類型評價參數有機質干酪根類型、有機質豐度、成熟度流體特征吸附氣含量、總含氣量、游離氣含量、含水飽和度、含油飽和度物性孔隙度、滲透率礦物組成脆性礦物含量、黏土礦物含量巖石力學泊松比、楊氏模量構造條件埋深、地層傾角、與斷層距離、天然裂縫密度氣藏特征儲層壓力、地層壓力系數厚度單層泥巖厚度、頁巖有效厚度、儲層總厚度儲量儲量豐度、單井儲量勘探開發(fā)較成熟的地區(qū)產水量、產氣量、采收率

斯倫貝謝和貝克休斯都將頁巖厚度30 m作為頁巖氣選區(qū)的重要指標。北美頁巖氣開發(fā)中,頁巖氣儲層厚度下限一般為30 m,多數在50 m或超過100 m;而我國海相地層開發(fā),一般將30 m作為頁巖氣儲層的厚度下限,將40 m作為頁巖氣儲層優(yōu)選區(qū)域的標準。在鄂爾多斯盆地長7段張家灘頁巖分布厚度差異較大,鉆井揭示的頁巖氣儲層厚度在涇河地區(qū)最薄不到20 m,在盆地下寺灣地區(qū)最厚可以超過130 m。

2.1.2 生烴能力

2.1.3 可壓性指標

2.2 陸相頁巖氣儲層評價標準

根據鄂爾多斯盆地長7段和新場須五段頁巖氣儲層特征以及對其分類評價參數的分析,具體單井評價分類的標準見表2。

2.2.1 厚度

對于連續(xù)性頁巖儲層,其連續(xù)厚度應>30 m;要獲得較為穩(wěn)定的頁巖氣產量,建議厚度>40 m。對于非連續(xù)性儲層,建議頁巖層段累計厚度不小于40 m,當頁巖層段累計厚度>60 m時,可以作為有利的勘探開發(fā)目標。另外,考慮到陸相頁巖厚度和巖性變化相對較快,單夾層厚度大于3 m不再作為一個單層考慮,同時需要考慮泥頁巖層段在總地層厚度中的比例。

2.2.2 生烴能力

我國陸相頁巖的演化程度普遍較低,根據泥頁巖的生烴能力,建議RO下限為0.9,此時烴源巖開始以生氣為主,生油能力下降;優(yōu)選區(qū)的RO應>1.2,此時頁巖生氣能力明顯大于生油能力。

2.2.3 可壓性

頁巖氣儲層選取評價主要考慮埋深、總厚度、面積、Ⅰ類和Ⅱ類儲層在總厚度中的比例、資源豐度等。在埋深方面,埋深在2 000 m以內的儲層開采成本相對較低,有利于頁巖氣開發(fā)。埋藏深度>4 000 m,頁巖氣開發(fā)成本相對較高,不利于頁巖氣藏的開發(fā)。頁巖的品質要求越高、儲量豐度要求越高,評價得到的連續(xù)分布的面積可能越小,因此核心區(qū)面積下限不小于100 km2,而有利區(qū)和遠景區(qū)面積下限可以適當放寬,陸相頁巖氣分區(qū)評價標準見表3。

表2 陸相泥頁巖儲層單井評價標準表

項目關鍵評價參數Ⅰ類Ⅱ類Ⅲ類厚度累計厚度/m≥30≥30≥20單層厚度/m≥20≥20≥10巖性變化泥(頁)地比/()≥80≥60≥50單夾層厚度/m≤3≤3≤3生烴能力TOC/()≥2≥2≥1?R㊣O/()≥1.2≥0.9≥0.9儲集性能孔隙度/()≥1.50.8～1.5≥0.8滲透率/10-3 μm2≥0.02≥0.001≥0.001含氣參數總含氣量/(m3·t-1)≥1≥0.8≥0.5理論吸附氣量/(m3·t-1)≥0.4≥0.3≥0.1可壓性巖石力學脆性指數/()≥40≥40≥30礦物組分脆性指數/()≥40≥40≥30 注:單層厚度>3 m時,不再作為一個泥頁巖單層考慮;含氣主要以總含氣量為準,吸附氣量作為參考值[20-21];TOC>5 時,脆性指數可能極低,不作為分類標準。

表3 陸相頁巖氣分區(qū)評價標準

評價參數核心區(qū)有利區(qū)遠景區(qū)埋深/m<2 000<3 000<4 000厚度/m503010面積/km2≥100≥200≥500儲層類型Ⅰ、Ⅱ類儲層不低于40 Ⅰ、Ⅱ類儲層不低于20 Ⅰ、Ⅱ類儲層不低于20 資源豐度/(m3·km-2)100×10650×10615×106

3 延長地區(qū)長7段典型井對比分析

3.1 典型井概況

本次選取了延長地區(qū)YYP-1井和YYP-2井兩口水平井。YYP-1井目的層段的水平段長度為586 m,YYP-2井目的層段的水平段長度為1 006 m。從開井生產至2016年底,YYP-1井和YYP-2井產油量和產水量均較低,都處于無水產氣階段，見圖1～2。YYP-1井日均產氣量在4 000 m3左右,YYP-2井日均產氣量初期較高,在 8 000 m3左右,但是套管壓力迅速下降,產氣量迅速降低到3 000 m3。

圖1 YYP-1井生產動態(tài)(至2016年底)

圖2 YYP-2井生產動態(tài)(至2016年底)

3.2 典型井綜合評價對比分析

根據陸相頁巖氣儲層綜合評價標準,對YYP-1井和YYP-2井儲層類型進行了劃分。延長地區(qū)典型井綜合解釋結果見表4,單井綜合解釋曲線見圖3～4。

YYP-1井目的層可以分為A、B兩段,兩段均屬于Ⅰ類儲層。其中A段物性較好,平均滲透率k達到0.073×10-3μm2,遠高于Ⅰ類儲層標準0.02×10-3μm2,而B段的滲透率相對較差,k為0.013×10-3μm2,高于儲層下限0.01×10-3μm2,但低于Ⅰ類儲層標準。YYP-2井目的層段可以分為A、B、C三段,其中B段物性最好,k為0.049×10-3μm2,A、C兩段平均滲透率相對較低,略高于Ⅰ類儲層標準0.02×10-3μm2。

對比認為,YYP-2井和YYP-1井均屬于Ⅰ類儲層,但是其開發(fā)特征表現(xiàn)出一定差異。YYP-1井表現(xiàn)出更穩(wěn)定的產氣量。盡管YYP-2井的水平段長度遠高于YYP-1井的水平段長度,但是其Ⅰ類儲層的平均滲透率較低,是影響其產氣量的主要因素。

根據以上分析結果,盡管新場地區(qū)的新場32井獲得較高的產量,而新場29井的產量和延長地區(qū)的YYP-1井、YYP-2井相差不大。但是考慮到新場地區(qū)頁巖氣井的埋深普遍超過3 000 m,而YYP-1井、YYP-2井的埋深均小于2 000 m,延長地區(qū)的井的成本遠小于新場地區(qū),因此延長地區(qū)比新場地區(qū)具有更好的頁巖氣勘探與開發(fā)前景。

表4 延長地區(qū)典型井綜合解釋結果

井號層段水平段長度/m自然伽馬(API)聲波時差/(ms·m-1)孔隙度/()滲透率/10-3 μm2綜合解釋結果YYP-1A303126.722.24.90.073ⅠB283108.720.93.60.013ⅠYYP-2A380132.220.93.90.021ⅠB260154.521.94.60.049ⅠC466133.121.24.50.03Ⅰ

圖3 YYP-1井綜合解釋

圖4 YYP-2井綜合解釋

4 結論

1)通過對陸相頁巖氣儲層特性分析,優(yōu)選了該類儲層單井分類評價指標,包括厚度、巖性、生烴能力、儲集性能、含氣性、可壓性等。

2)建立了陸相頁巖氣儲層選區(qū)評價參數體系,主要包括埋深、厚度、面積、儲層類型、資源豐度等關鍵考慮因素,結合儲層特征,確立了陸相頁巖氣儲層評價標準。

3)通過對延長地區(qū)長7段兩口典型井綜合評價和對比分析發(fā)現(xiàn),兩口水平井儲層均屬Ⅰ類。該區(qū)儲層埋深遠遠低于新場地區(qū)儲層埋深,開發(fā)成本較低,具有更好的頁巖氣勘探與開發(fā)前景。