鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层评价技术研究

李国荣 张文哲

1. 延安职业技术学院, 陕西 延安 716000; 2. 陕西延长石油(集团)有限责任公司延安分院, 陕西 延安 716004

0 前言

研究工区位于鄂尔多斯盆地伊陕斜坡东南部,是延长石油油气勘探的主体区,也是延安国家级陆相页岩气示范区开发的主力区。

1 国内外页岩气储层评价标准

北美页岩气勘探开发经验较为成熟,评价标准主要涉及勘探和开发的参数包括厚度、埋深、有机质特征、储层物性、含气性、可压裂性、地层压力、储量丰度等方面[4-6]。

国内海相地层的评价标准主要以中上扬子地区海相页岩储层勘探和开发成果为依据。页岩气储层评价参数涉及页岩厚度、有机质类型及含量、有机质成熟度、埋深、脆性矿物含量、黏土矿物含量、孔隙度、与断层的距离等因素[7-9]。

与海相地层评级标准相比,国内学者对陆相地层分区评价标准的研究相对较少。陆相地层与海相地层相比,单层泥页岩厚度以及泥页岩总厚度更加受到重视。由于陆相页岩的品质如TOC、含气量等相对海相页岩较低,所以陆相页岩分类评价标准也相对较低[10-14]。

总结前人提出的评价标准,共涉及10个方面31个评价参数，见表1。

2 陆相页岩气评价指标建立

2.1 评价参数体系

针对我国陆相页岩储层沉积埋藏特征,认为分类评价参数体系主要从以下三个方面考虑。

2.1.1 埋深和厚度

斯伦贝谢认为页岩气储层埋藏深度应该浅于4 500 m,北美大多数页岩气藏埋藏深度都小于3 000 m,只有少部分页岩气储层埋藏深度在3 000～4 500 m。鄂尔多斯盆地长7段页岩气储层埋藏主要小于2 000 m,只有少部分地区埋藏深度在2 000～3 000 m,因此鄂尔多斯盆地长7段页岩气储层埋藏深度是较为有利的开采深度。

表1 现有评价方法涉及的评价参数

评价参数类型评价参数有机质干酪根类型、有机质丰度、成熟度流体特征吸附气含量、总含气量、游离气含量、含水饱和度、含油饱和度物性孔隙度、渗透率矿物组成脆性矿物含量、黏土矿物含量岩石力学泊松比、杨氏模量构造条件埋深、地层倾角、与断层距离、天然裂缝密度气藏特征储层压力、地层压力系数厚度单层泥岩厚度、页岩有效厚度、储层总厚度储量储量丰度、单井储量勘探开发较成熟的地区产水量、产气量、采收率

斯伦贝谢和贝克休斯都将页岩厚度30 m作为页岩气选区的重要指标。北美页岩气开发中,页岩气储层厚度下限一般为30 m,多数在50 m或超过100 m;而我国海相地层开发,一般将30 m作为页岩气储层的厚度下限,将40 m作为页岩气储层优选区域的标准。在鄂尔多斯盆地长7段张家滩页岩分布厚度差异较大,钻井揭示的页岩气储层厚度在泾河地区最薄不到20 m,在盆地下寺湾地区最厚可以超过130 m。

2.1.2 生烃能力

2.1.3 可压性指标

2.2 陆相页岩气储层评价标准

根据鄂尔多斯盆地长7段和新场须五段页岩气储层特征以及对其分类评价参数的分析,具体单井评价分类的标准见表2。

2.2.1 厚度

对于连续性页岩储层,其连续厚度应>30 m;要获得较为稳定的页岩气产量,建议厚度>40 m。对于非连续性储层,建议页岩层段累计厚度不小于40 m,当页岩层段累计厚度>60 m时,可以作为有利的勘探开发目标。另外,考虑到陆相页岩厚度和岩性变化相对较快,单夹层厚度大于3 m不再作为一个单层考虑,同时需要考虑泥页岩层段在总地层厚度中的比例。

2.2.2 生烃能力

我国陆相页岩的演化程度普遍较低,根据泥页岩的生烃能力,建议RO下限为0.9,此时烃源岩开始以生气为主,生油能力下降;优选区的RO应>1.2,此时页岩生气能力明显大于生油能力。

2.2.3 可压性

页岩气储层选取评价主要考虑埋深、总厚度、面积、Ⅰ类和Ⅱ类储层在总厚度中的比例、资源丰度等。在埋深方面,埋深在2 000 m以内的储层开采成本相对较低,有利于页岩气开发。埋藏深度>4 000 m,页岩气开发成本相对较高,不利于页岩气藏的开发。页岩的品质要求越高、储量丰度要求越高,评价得到的连续分布的面积可能越小,因此核心区面积下限不小于100 km2,而有利区和远景区面积下限可以适当放宽,陆相页岩气分区评价标准见表3。

表2 陆相泥页岩储层单井评价标准表

项目关键评价参数Ⅰ类Ⅱ类Ⅲ类厚度累计厚度/m≥30≥30≥20单层厚度/m≥20≥20≥10岩性变化泥(页)地比/()≥80≥60≥50单夹层厚度/m≤3≤3≤3生烃能力TOC/()≥2≥2≥1㊞R㊣O/()≥1.2≥0.9≥0.9储集性能孔隙度/()≥1.50.8～1.5≥0.8渗透率/10-3 μm2≥0.02≥0.001≥0.001含气参数总含气量/(m3·t-1)≥1≥0.8≥0.5理论吸附气量/(m3·t-1)≥0.4≥0.3≥0.1可压性岩石力学脆性指数/()≥40≥40≥30矿物组分脆性指数/()≥40≥40≥30 注:单层厚度>3 m时,不再作为一个泥页岩单层考虑;含气主要以总含气量为准,吸附气量作为参考值[20-21];TOC>5 时,脆性指数可能极低,不作为分类标准。

表3 陆相页岩气分区评价标准

评价参数核心区有利区远景区埋深/m<2 000<3 000<4 000厚度/m503010面积/km2≥100≥200≥500储层类型Ⅰ、Ⅱ类储层不低于40 Ⅰ、Ⅱ类储层不低于20 Ⅰ、Ⅱ类储层不低于20 资源丰度/(m3·km-2)100×10650×10615×106

3 延长地区长7段典型井对比分析

3.1 典型井概况

本次选取了延长地区YYP-1井和YYP-2井两口水平井。YYP-1井目的层段的水平段长度为586 m,YYP-2井目的层段的水平段长度为1 006 m。从开井生产至2016年底,YYP-1井和YYP-2井产油量和产水量均较低,都处于无水产气阶段，见图1～2。YYP-1井日均产气量在4 000 m3左右,YYP-2井日均产气量初期较高,在 8 000 m3左右,但是套管压力迅速下降,产气量迅速降低到3 000 m3。

图1 YYP-1井生产动态(至2016年底)

图2 YYP-2井生产动态(至2016年底)

3.2 典型井综合评价对比分析

根据陆相页岩气储层综合评价标准,对YYP-1井和YYP-2井储层类型进行了划分。延长地区典型井综合解释结果见表4,单井综合解释曲线见图3～4。

YYP-1井目的层可以分为A、B两段,两段均属于Ⅰ类储层。其中A段物性较好,平均渗透率k达到0.073×10-3μm2,远高于Ⅰ类储层标准0.02×10-3μm2,而B段的渗透率相对较差,k为0.013×10-3μm2,高于储层下限0.01×10-3μm2,但低于Ⅰ类储层标准。YYP-2井目的层段可以分为A、B、C三段,其中B段物性最好,k为0.049×10-3μm2,A、C两段平均渗透率相对较低,略高于Ⅰ类储层标准0.02×10-3μm2。

对比认为,YYP-2井和YYP-1井均属于Ⅰ类储层,但是其开发特征表现出一定差异。YYP-1井表现出更稳定的产气量。尽管YYP-2井的水平段长度远高于YYP-1井的水平段长度,但是其Ⅰ类储层的平均渗透率较低,是影响其产气量的主要因素。

根据以上分析结果,尽管新场地区的新场32井获得较高的产量,而新场29井的产量和延长地区的YYP-1井、YYP-2井相差不大。但是考虑到新场地区页岩气井的埋深普遍超过3 000 m,而YYP-1井、YYP-2井的埋深均小于2 000 m,延长地区的井的成本远小于新场地区,因此延长地区比新场地区具有更好的页岩气勘探与开发前景。

表4 延长地区典型井综合解释结果

井号层段水平段长度/m自然伽马(API)声波时差/(ms·m-1)孔隙度/()渗透率/10-3 μm2综合解释结果YYP-1A303126.722.24.90.073ⅠB283108.720.93.60.013ⅠYYP-2A380132.220.93.90.021ⅠB260154.521.94.60.049ⅠC466133.121.24.50.03Ⅰ

图3 YYP-1井综合解释

图4 YYP-2井综合解释

4 结论

1)通过对陆相页岩气储层特性分析,优选了该类储层单井分类评价指标,包括厚度、岩性、生烃能力、储集性能、含气性、可压性等。

2)建立了陆相页岩气储层选区评价参数体系,主要包括埋深、厚度、面积、储层类型、资源丰度等关键考虑因素,结合储层特征,确立了陆相页岩气储层评价标准。

3)通过对延长地区长7段两口典型井综合评价和对比分析发现,两口水平井储层均属Ⅰ类。该区储层埋深远远低于新场地区储层埋深,开发成本较低,具有更好的页岩气勘探与开发前景。