陸相頁巖層系巖心中氣態烴井場測定技術初步應用及展望

賈夢瑤,鮑云杰,李志明,申寶劍,曹婷婷,劉 鵬,楊振恒,盧龍飛,黎茂穩

1.中國石化 石油勘探開發研究院 無錫石油地質研究所,江蘇 無錫 214126;2.中國石化 油氣成藏重點實驗室,江蘇 無錫 214126;3. 頁巖油氣富集機理與高效開發全國重點實驗室,江蘇 無錫 214126;4.國家能源頁巖油研發中心,江蘇 無錫 214126;5. 中國石化 石油勘探開發研究院,北京 102206

頁巖油是指賦存于頁巖層系(包括層系內粉砂巖層、細砂巖層和碳酸鹽巖層)中的石油[1-2]。我國陸相盆地頁巖油資源潛力巨大,在松遼盆地白堊系青山口組、渤海灣盆地古近系沙河街組、準噶爾盆地二疊系、鄂爾多斯盆地三疊系延長組長7段、四川盆地侏羅系、蘇北盆地古近系阜寧組二段、江漢盆地古近系—新近系、南襄盆地古近系—新近系發育頁巖油儲層,已成為我國油氣儲量和產量的增長點[3-13]。我國陸相頁巖油與北美海相頁巖油相比具有顯著的差異。北美海相頁巖發育于構造背景相對穩定、沉積環境較為簡單的前陸盆地和克拉通盆地,油層厚度大,連續性好,烴源巖熱成熟度處于輕質油—凝析油窗口,氣油比較高,具有較高的地層能量和可流動性,開發效益良好[13];而我國陸相頁巖層系主要形成于斷陷和拗陷湖盆,受構造演化改造作用較強,沉積環境變化大,烴源巖熱演化程度以低—中為主,頁巖油氣油比、密度、黏度、含蠟量變化范圍大,頁巖層系的巖性、物性以及頁巖油的可流動性具有多樣性和非均質性強的特點。圍繞有機質豐度(TOC)、有機質熱演化程度(Ro)、游離烴(S1)含量、油飽和指數(OSI)、氣油比(GOR)、孔隙度(φ)的甜點評價研究已取得重要成果[14-17]?；陧搸r層系所含的油(氣)易于散失的特性,及時準確獲得頁巖層系巖心所含流體的第一手資料是流體表征和評價的基礎。當前,在頁巖層系含油性表征第一手資料獲取方面,提出了頁巖油探井井場巖心處置流程和方法,巖心出筒后立即進行必要的觀察劃線,典型巖心逸散氣收集,2個小時之內入庫冷凍保存,建立了含油性分析行業標準《泥頁巖含油量熱解分析方法:SY/T 7661-2022》,已成為頁巖油選層評價的重要支撐[18-20]。但是涉及巖心氣態烴分析及其應用的研究報道還較少,亟待深入研究。

本文基于陸相頁巖層系流體表征技術的現狀和現場需求,以巖心氣態烴采集測定儀等裝置為支撐開展實驗研究,建立了巖心氣態烴井場快速測定的樣品處置、測試流程和方法,探討了基于巖心氣態烴分析和熱解含油性分析資料,快速計算視氣油比、估算游離油損失的方法,以期為頁巖層系流體評價提供技術支撐。

1 氣態烴檢測實驗裝置及方法

本文的巖心氣態烴分析方法與頁巖氣領域的含氣量分析方法不同。頁巖氣領域巖心含氣分析包括解吸氣、殘余氣以及估算的損失氣。解吸氣含量測試是通過將一定長度的巖心加熱至地層溫度(或高于地層溫度),使巖心中的氣體(甲烷為主)解吸出來,以體積計量的方式得到解吸氣含量。殘余氣是巖心加熱解吸后殘留于巖心中的氣體,通過破碎的方式釋放,以集氣體積測定的方式定量[21-22]。本文的氣態烴分析方法與之不同:(1)全直徑巖心氣態烴分析在常溫下進行,不影響樣品后續分析測試;(2)塊狀巖心樣品總含氣量測試周期短,5min內即可完成;(3)以密閉空間中氣態烴濃度檢測的方式定量氣體含量,5 g的樣品也可測試,對樣品質量限制性要求低;(4)塊狀巖心樣品可以與井場熱解分析共用一件樣品,密集采樣測試具有高分辨率刻畫巖心軸向氣態烴含量變化的能力。

1.1 實驗裝置

實驗采用自主研發的“巖心氣態烴采集測定儀(2.0)”進行。測定儀主要由巖心密封筒、密封筒托架、塊狀樣品密閉破碎單元以及氣態烴測定單元等組成(圖1)。

圖1 巖心氣態烴采集測定儀組成示意

巖心密封筒的組成及結構等參見文獻[23]。塊狀樣品密閉破碎單元主要由密封碎樣罐和破碎主機兩部分組成。密封碎樣罐由罐體、頂蓋及振子構成,當將樣品和振子裝入密封碎樣罐中并加載到破碎主機中時,振子在主機磁場的作用下上下往復振動,將樣品密閉破碎,當樣品量為40 g左右時,破碎時間不大于10 s,實現樣品中氣態烴的快速釋放。氣態烴采集單元主要由氣泵、氣態烴收集瓶(袋)以及連接管線組成,用于巖心中氣態烴的收集和保存。

氣態烴測定單元用于巖樣氣態烴總量及其組分的測定。氣態烴總量由基于紅外原理的紅外全烴氣體檢測儀完成(圖2),儀器由甲烷激光檢測模塊和乙烷、丙烷、丁烷紅外檢測模塊組成。檢測范圍為0～100%,檢測相對誤差為10%,其測定結果為密封碎樣罐中密閉空間內氣態烴的體積濃度;氣態烴組分由氣相色譜儀測定,測定的是密封碎樣罐中氣態烴與空氣混合氣體的組分。

圖2 紅外全烴氣體檢測儀及其原理

1.2 實驗方法

全直徑巖心逸散氣態烴實驗方法參見文獻[23]。對塊狀巖心樣品以下述方法進行含氣量測定:(1)在鉆井現場巖心出筒擦除表面的鉆井液之后,第一時間取塊狀或碎塊狀巖樣并放置于密封碎樣罐中;(2)測定密封碎樣罐中氣態烴的濃度,并根據密封碎樣罐的容積、樣品質量和塊密度,將氣態烴濃度換算為單位質量巖樣的含氣量,稱之為逸散氣量;(3)將密封碎樣罐加載到破碎主機中,將塊狀樣品破碎成粉末狀;(4)測定密封碎樣罐中巖樣釋放氣態烴的濃度,換算為單位質量巖樣的含氣量,稱之為破碎氣量;(5)實驗結束,將樣品的逸散氣量與破碎氣量之和作為巖樣氣態烴的總量。

需要指出的是,利用本文所述的裝置和方法獲得的巖心塊狀樣品氣態烴檢測數據,反映的只是殘留在巖心中的氣態烴,并不包括巖心自井底提升到井口經歷降溫降壓脫氣過程中的損失氣態烴。頁巖油領域氣態烴(揮發油藏除外)主要以溶解方式賦存,巖心上提經歷降壓、氣態烴成核、生長、體積膨脹擠出油(水)、占據孔隙空間等過程,疊加巖心上提耗時較短、多孔介質導致泡點壓力降低等因素,致使溶解氣轉化成為游離單相耗時長。因此,氣態烴的損失方式,以溶解氣方式損失為主,損失量與視氣油比和游離烴(S1)損失量成正比,為視氣油比和游離烴(S1)損失量的乘積。

2 實驗數據分析應用及展望

2.1 用氣態烴分析資料進行頁巖含油氣性評價

現場實驗研究表明,巖心氣態烴檢測數據可以應用于頁巖層系含油氣性評價。A1井是部署于渤海灣盆地沾化凹陷的頁巖油風險評價井,旨在揭示渤海灣盆地古近系沙河街組三段的含油氣性。圖3是該井全直徑巖心氣態烴(逸散氣)與主要熱解參數綜合評價圖,圖3中YSQ為巖心出筒后放置于分段密封筒中,在常溫常壓下放置1 h測得的單位質量巖心的逸散氣含量。由圖3、圖4可見,逸散氣含量與游離油(S1)、油飽和指數(OSI)測試結果具有一定的相關性,反映了取心段巖心含油氣性垂向上的變化特征,可以作為甜點層段選取的參考依據。

圖3 渤海灣盆地沾化凹陷A1井氣態烴與熱解參數綜合評價YSQ為巖心出筒后放置于分段密封筒中,在常溫常壓下放置1 h測得的單位質量巖心的逸散氣含量。

圖4 渤海灣盆地沾化凹陷A1井氣態烴與熱解、油飽和指數相關關系

2.2 用氣態烴檢測資料進行頁巖油可流動性評價

我國陸相頁巖層系有機質熱演化程度以低—中為主,受控于熱演化程度變化較大,頁巖油的組分、密度、黏度、含蠟量等呈現多樣性的特點,受之影響頁巖油的可流動性一直是業內關注的熱點。氣油比是頁巖油綜合評價的重要參數之一,是頁巖油可流動性、地層能量、保存條件的綜合反映[13]。據前人研究成果[9,13,16],我國陸相頁巖油的氣油比變化范圍大,大港油田古近系孔店組二段氣油比取值80 m3/m3,濟陽坳陷樊頁平1井古近系沙河街組四段上亞段氣油比為75～88m3/m3,大慶古龍凹陷古頁平1井氣油比初期為1 200 m3/m3,后期穩定在300m3/m3左右,蘇北盆地阜二段頁巖油氣油比為40～80 m3/m3,可見陸相頁巖油富集層段氣油比的門限為80 m3/m3[13]?；跉庥捅仍陉懴囗搸r油評價中的重要性,本文探討了以塊狀巖心樣品氣態烴測試數據和熱解數據計算頁巖視氣油比的方法,以期為頁巖層系含油氣性及其可流動性評價提供新思路。

逸散氣量只是巖心中氣態烴的一部分,為進一步探討氣態烴總量與游離油的關系及其應用,對渤海灣、蘇北等盆地頁巖油專探井開展了氣態烴井場實驗測試研究。由圖5可見,不同地區頁巖層系中氣態烴總量與熱解游離油含量具有不同的相關關系,有的線性相關關系緊密,有的呈發散性關系,反映了頁巖層系含油氣性的多樣性和非均質性。事實上,圖5中不同的點位代表著塊狀巖心中氣態烴和游離油的比值,為區別以往氣油比(GOR)概念,本文稱之為視氣油比(AGOR),單位為cm3/g。

圖5 視氣油比評價圖版

由表1可見,蘇北盆地B1井阜二段視氣油比為35～71 cm3/g,平均51 cm3/g,游離油平均值為2.2 mg/g,該井經壓裂獲得22 t/d、峰產超50 t/d的頁巖油。蘇北盆地B2井阜二段視氣油比為9～398 cm3/g,平均為58 cm3/g,游離油平均值為2.72 mg/g,該井經壓裂獲得近30 t/d的頁巖油。渤海灣盆地A1井沙三段視氣油比為14～268 cm3/g,平均為74 cm3/g,游離油平均值為2.28 mg/g,該井經壓裂獲得超150 t/d的頁巖油。渤海灣盆地A2井為密閉取心井,視氣油比為11～149cm3/g,平均為53 cm3/g,游離油平均值為4.51 mg/g,該井壓裂獲工業油流,但產量未穩。南襄盆地C井視氣油比為4～79 cm3/g,平均為14 cm3/g,游離油平均值為2.67mg/g,該井尚未求產。由于目前視氣油比資料有限,尚沒有形成評價標準,但其具有反映地層含油氣性和可流動性的趨勢。具有相同或相近的游離烴含量的樣品,因氣態烴含量的差異,導致視氣油比不同,視氣油比高者,地層具有較高的能量,頁巖油具有更好的流動性和保存條件。有學者指出,低氣油比是頁巖層系頁巖油品質、流動性變差的重要因素[13]。南襄盆地C井鄰井的核三段熱解資料表明,取心10余年后的頁巖巖心熱解分析結果呈高值,S1平均為5.11 mg/g,S2平均為14.2 mg/g,Tmax平均為439 ℃,這可能與該地區巖心氣態烴含量低、視氣油比小相關。

表1 氣態烴測試井基本數據

2.3 用于陸相頁巖層系熱解含油性資料校正

陸相頁巖層系含油性是選層的重要基礎,用熱解資料表征含油性的輕烴損失恢復校正研究取得了眾多成果[18,24-26]。松遼盆地北部青山口組泥頁巖游離油校正后是校正前平均值的4.2倍[24]。大民屯凹陷E2s4(2)的重烴恢復系數為0.8～5.2,輕烴恢復系數為0.5～1.0[25]。三塘湖盆地蘆草溝組泥頁巖游離油校正后是校正前平均值的3倍[26]。常規碎樣的熱效應使得游離油損失30%左右,碎樣后放置一周游離油損失1/3[18]。在眾多研究成果中,針對巖心經歷降壓脫氣過程的校正研究相對較少,尚需要深化研究。實驗研究和生產實踐證實,巖心自井底提升到井口的過程是一個溶解氣驅過程,巖心中的溶解氣發生體積膨脹驅出部分油和(或)水,氣油比越高,驅出的油和(或)水量越大。這一溶解氣驅過程,是導致巖心流體損失的重要機制,甚于鉆井液沖刷?；跉庥捅葘r心流體損失影響的重要性,本文探討了側重于巖心降溫降壓脫氣過程的熱解游離烴損失恢復方法。

有研究表明,氣油比與地層流體體積系數(FVF)呈正相關關系,而地層流體體積系數可以應用于游離烴損失的估算[27]。據此,探索利用視氣油比估算巖心經歷降壓降溫脫氣過程中游離烴的損失量:

AGOR′=AGOR×ρ

(1)

S1S=0.003 7S1×AGOR′+0.917 2

(2)

式中:S1S為巖心經歷降壓降溫脫氣過程中游離油的損失量,單位mg/g;AGOR為視氣油比,單位cm3/g;AGOR′為折算視氣油比,c單位m3/cm3;ρ為原油密度,單位g/cm3;S1為熱解游離烴,單位mg/g。

由渤海灣盆地A1井沙河街組部分樣品游離油損失量恢復數據(表2)可見,巖心降壓降溫脫氣過程中,游離油損失量占總游離油量的50%以上,損失量占比為50.2%～63.8%,平均為54.1%。為進一步考察恢復校正的合理性,假設巖樣密度為2.55 g/cm3,原油密度為0.85 g/cm3,巖樣孔隙度為5%,將游離油損失量換算為含油飽和度的損失量,恢復前、后游離油飽和度差值介于10.88%～42.21%,平均17.41%。這與前人降壓脫氣過程巖樣游離油飽和度降低10%～30%的認識相近[28-30]。必須要指出的是,本文探討基于氣態烴分析數據計算視氣油比,并借鑒經驗公式計算游離油在巖心經歷降壓降溫脫氣過程的損失量,這是一個新的嘗試,忽略了地表和儲層條件下原油密度差異的影響,因此計算方法尚待進一步完善。

表2 渤海灣盆地A1井沙河街組游離油損失恢復數據

3 結論

(1)全直徑巖心逸散氣分析實現了巖心氣態烴的非破壞式采集和測定,數據采集于常溫常壓條件下的逸散過程,檢測結果從一個側面反映了頁巖層系垂向上含油氣性及其非均質性變化特征,逸散氣垂向的變化是巖性、物性及其非均質性的綜合反映。

(2)視氣油比反映了頁巖層系氣態烴與游離油相關關系的多樣性和差異性,在游離油相近的情況下,視氣油比越大,反映相應頁巖層系頁巖油可流動性越好,地層能量越強,頁巖層系的封閉性越好。

(3)視氣油比是巖心經歷降壓降溫脫氣過程游離油損失的首要參數,以經驗公式計算實例井游離油損失量占比50%以上,折算游離油飽和度損失17.4%左右,可供井場巖心熱解游離油損失校正恢復借鑒,但應用研究有待深化。

(4)視氣油比與氣油比獲取途徑和方法不同,因其受多重因素影響,會與氣油比存在差異,但其獲取幾乎與鉆井同步,時效性強。完善視氣油比計算方法,在頁巖層系甜點選層及評價研究中具有巨大的應用潛力。

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻/Authors’Contributions

賈夢瑤、鮑云杰參與實驗設計;賈夢瑤、鮑云杰、曹婷婷、劉鵬、楊振恒完成實驗操作;賈夢瑤、鮑云杰、李志明、申寶劍、曹婷婷、劉鵬、楊振恒、盧龍飛、黎茂穩參與論文寫作和修改。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by JIA Mengyao and BAO Yunjie. The experimental operation was completed by JIA Mengyao, BAO Yunjie, CAO Tingting, LIU Peng, and YANG Zhenheng. The manuscript was drafted and revised by JIA Mengyao, BAO Yunjie, LI Zhiming, SHEN Baojian, CAO Tingting, LIU Peng, YANG Zhenheng, LU Longfei, and LI Maowen. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.