张丽艳
, 秦文凯
中国石油大庆钻探地质录井一公司
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2019-11-22
网络出版日期: 2019-12-25
版权声明: 2019 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介：张丽艳 工程师,1985年生,2008年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业,现在大庆钻探工程公司地质录井一公司从事录井技术研究工作。通信地址:163411 黑龙江省大庆市让胡路区乘风庄8号。电话:13836828196。E-mail:zhangliyan_lj@petrochina.com.cn
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摘要
非常规油气资源是当前大庆油田油气勘探开发中新的领域,其中页岩油的勘探开发正在逐步推进。为实现页岩油钻探中的快速解释评价,通过对井筒录井资料的分析,研究录井相关技术参数在页岩油井解释评价中的应用,初步建立了一套适用于页岩油评价的录井解释方法,即采用气测参数、岩性及岩心裂缝观察、地化热解参数、残余碳分析、元素分析等多种录井参数相结合,从岩性、物性(裂缝发育情况)、含油气性、烃源岩特性、脆性等层面对页岩油进行评价,并确定各参数的评价范围及脆性的计算方法。研究结果对松辽盆地古龙凹陷页岩油录井的解释评价具有一定的指导意义,也为该区页岩油的下一步开发提供了可靠依据。
关键词：
目前,大庆油田松辽盆地常规油的勘探已接近尾声,正在逐步向致密油藏、低饱和度低渗透性油藏等非常规油气藏勘探领域迈进,其中页岩油勘探己初见成效。大庆油田松辽盆地中浅层发育两套主力烃源岩层系,分别为青山口组和嫩江组,有机质丰度较高,具有较好的生油条件,页岩油的大规模勘探开发,将对大庆油田油气资源可持续开发利用具有重大意义。
页岩油气藏具有低孔特低渗、自生自储、连续成藏等特点,在其勘探开发过程中,录井技术起着“眼睛”和“参谋”的双重作用。录井技术能够获取井筒的第一手资料,主要表现为气测录井能够快速识别页岩油层的游离烃含量,地化热解分析获取的各参数能够反映页岩油层的吸附烃含量,岩心录井通过岩心实物观察能够真实描述页岩的页理、油膜赋存状态、裂缝发育情况及含有物等关键性参数。另外,通过选取的岩心样品能够进行物性、含油性等参数分析。录井技术已经成为页岩油层评价不可或缺的关键性技术,录井解释评价方法是页岩油勘探评价中的重要手段,研究页岩油的录井解释评价方法尤为重要。目前,对松辽盆地页岩油井的录井解释评价方法还处于探索阶段,面对目前的页岩油勘探形势任务,需要研究确定录井哪些参数与页岩油层的解释评价相关性最好,可用来有效地评价页岩油层,并初步建立一套适用于页岩油评价的录井解释方法,进而指导该区块页岩油的录井解释评价。
古龙凹陷是松辽盆地中央坳陷区内的一个负向二级构造单元,是在基底构造形态基础上形成的继承性凹陷。本区主要生油岩为油源条件优越的青山口组暗色泥岩及嫩江组一、二段暗色泥岩,尤其是青山口组泥岩烃源岩厚度大,有机质丰度较高,有较好的生油条件,泥岩气测异常较活跃,气测异常发育区与断裂带具有密切的关系,反映出泥岩裂缝储集层发育。经钻井取心井统计,泥岩裂缝集中发育层位在青一、青二及青三段底部,厚度约200 m。青山口组地层压力系数普遍大于1.2,最高值可达1.5,整个古龙地区基本都处于异常高压区内。对齐家-古龙地区132口井测井声波时差资料分析发现,青山口组地层均存在比较明显的高压异常。
古龙地区青山口组页岩储集层中原油密度、粘度、含蜡量及凝固点低,流动性好,初步确定原油密度小于0.85 g/cm3、粘度小于20 mPa·s,有利于获得工业油流。
综上所述,松辽盆地古龙地区青山口组泥岩厚度大,烃源岩有机质丰度较高,且存在异常高压,局部裂缝发育,原油密度在0.85 g/cm3左右,流动性较好,具备较好的页岩油开采条件。
依据储集空间类型将松辽盆地页岩油赋存类型划分为基质型、裂缝型和夹层型3种[1]。基质型页岩油层主要表现为泥岩裂缝不发育,原油主要以游离和吸附态赋存于页岩的微孔隙或基质中;裂缝型页岩油层主要表现为天然裂缝发育,原油主要以游离状态赋存于裂缝中,原油具有较好的流动性;夹层型页岩油层主要表现为砂、泥岩互层,原油主要赋存于砂岩夹层中,该类型储集层脆性较好。
有利岩相、储集性能、异常压力和流体可流动性是页岩油富集的主控因素[2]。有利岩相突出表现在储集层是否为有效的烃源岩储集层、是否存在砂质条带或夹层通道、是否具有一定的含油气产状;储集性能主要表现在页岩页理、裂缝发育程度、脆性等;异常压力主要指是否存在异常高压、是否有利于储集层的压裂改造;可流动性主要表现在原油本身是否易于流动,流动性越好,越利于后期的开采,从而形成可观的工业油流。
页岩油与低孔低渗的致密油评价具有一定的相似性,大庆油田对致密油水平井在储集层“三品质”评价方面形成了一些技术方法[3],致密油评价技术主要包括岩性、物性、含油性、烃源岩特性、脆性。页岩储集层一般具有低孔、低渗的特性,故页岩油录井解释评价技术主要包括岩性、物性(裂缝发育情况)、含油气性、烃源岩特性、脆性。
录井技术可获取诸多实时井筒资料,主要为现场岩性落实、岩心实物观察、井筒油气显示发现以及针对岩屑、岩心、钻井液样品所做的各项分析化验数据。通过岩心观察能够获取岩性、裂缝及油膜发育情况资料;通过气测录井技术能够获取页岩油游离烃的能量资料;通过地化热解分析技术、二维定量荧光分析技术能够获取页岩油层的吸附态烃类的含油性资料;通过残余碳分析技术能够获取页岩油储集层烃源岩评价重要参数TOC值;通过元素分析技术可获取地层各元素分布情况,从而计算出储集层的平均脆性。综上所述,页岩油的解释评价中所需的五要素即岩性、物性(裂缝发育情况)、含油气性、烃源岩特性、脆性均可由录井技术首先获得,应用录井技术能够全面有效地评价页岩油层。
松辽盆地青山口组暗色泥岩发育,是主要的烃源岩层,也是页岩油勘探的潜在领域。岩性以泥岩为主,包括黑色泥(页)岩、灰黑色含介形虫泥岩及含粉砂泥岩。泥岩中夹层有两种类型岩性,一种砂质岩类,如泥质粉砂岩,一种钙质岩类,如介形虫层、钙质粉砂岩。 针对古龙凹陷区块,选取该区块青山口组钻井取心过程中,见泥岩裂缝且裂缝面见油膜的井共11口,对该区块岩性组合进行统计,结果显示该区青山口组岩性组合以灰黑色泥岩为主,夹钙质薄砂层或薄层介形虫层。泥岩占比超过85%,砂岩类岩性占比小于10%。
经分析研究,将本区青山口组岩性大体上分为6段(图1):第1段为青二、青三段顶部15 m,以砂泥岩互层为主,泥岩质不纯,含砂,颜色以深灰色为主,性较软;第2段厚约95 m,以深灰-灰黑色泥岩为主,夹薄层介形虫层,局部泥岩含介形虫,质纯,性软;第3段厚约25 m,以灰黑色泥岩为主,质纯,性脆;第4段厚约32 m,亦为灰黑色荧光泥岩,局部夹粉砂质泥岩,砂质呈薄条纹状分布,其中泥岩滴氯仿后可见荧光;第5段厚约45 m,主要为青二、青三段的底部,岩性为灰黑色荧光泥岩夹薄层泥质粉砂岩或薄层钙质粉砂岩,质纯,性脆,局部偶见厚度约1 m的薄层油迹砂岩,该段从取心观察看裂缝较发育,且多口井在此段试油有油流产出;第6段为青一段,厚约75 m,岩性以灰黑色荧光泥岩为主,夹薄层钙质砂条或介形虫层,泥岩质纯,性脆,页理发育,该段亦为裂缝发育区,以往多口井试油且有油流产出。
综上所述,第4至6段为荧光泥岩区,为页岩油藏的有利岩相,故青二、青三段底部及青一段为该区页岩油勘探的主要目标层段。
物性主要参考裂缝发育程度, (微)裂缝为页岩油从基质孔隙进入井筒提供了必要的运移通道[5],极大地改善了页岩的渗流能力,故裂缝的发育程度是影响页岩油产能的主要因素。
针对该区块选取6口钻井取心井进行数据统计(表1),从钻井取心描述资料可知,该区块在青二、青三段底部及青一段(图1中第5、6段)岩心裂缝发育横向裂隙为主,局部可见纵向裂缝,纵向裂缝长度介于2~74 cm之间,均有较好产能贡献,且纵横裂缝、裂隙、页理越发育,产能越高。综上所述,裂缝对页岩油产能有一定的影响。
表1 古龙凹陷青山口组泥岩岩心裂缝含油情况统计
| 井号 | 试油 方式 | 产量 | 试油 结论 | 岩心裂缝情况 | |
|---|---|---|---|---|---|
| 油/ (t·d-1) | 气/ (m3·d-1) | ||||
| Y 18 | 气举 | 2 | 21.1 | 含气工业 油层 | 裂隙及页理较发育, 主要为纵向裂缝,裂隙为主,斜交次之, 集中在青二、青三段下部及青一段上部 |
| MFE(Ⅰ) | 0.795 | - | 低产油层 | 以横向裂缝为主(水平含油裂缝22条), | |
| H 18 | 压后抽汲 | 3.52 | - | 工业油层 | 集中在青二、青三段下部及青一段上部 |
| H 14 | HST | 0.72 | - | 低产油层 | 26条横向裂缝,18条纵向裂缝, 纵向裂隙长度为5~74 cm, 集中在青一段及青二、青三段底部 |
| SY 2 | 压后求产 | 4.93 | - | 工业油层 | 25条横向裂隙,横向页理发育 |
| SY 1 | 压后求产 | 3.22 | - | 工业油层 | 17条横向裂隙,4条纵向裂隙, 集中在青一段及青二、青三段底部 |
| Y 15 | 提捞 | 0.016 | 微量 | 低产油层 | 28条纵向裂隙,长度为2~38 cm, 集中在青一段 |
通过气测异常显示、地化各分析项目参数可评价页岩油含油性。
3.3.1 气测异常显示
气测录井是发现油气显示的关键因素,进入泥岩裂缝型油气层,在气测资料上会有明显的异常显示,其显示幅度与储集层的含油气性呈正比。
从图1可以看出,本区气测异常从上至下纵向呈台阶式攀升状态,到该图的第4至6段基值抬升,气测基值大于2%,由对应岩心资料可知,此三段泥岩见荧光显示,且对应裂缝中见油膜。故从气测、岩心录井资料可知,第4至6段含油性相对较好,且试油有油流产出。
根据古龙凹陷青山口组泥岩试油段气测异常显示统计可知(表2):气测无显示则以干层为主;全烃小于2%,产油量0.1~0.5 t/d;全烃介于2%~40%之间,产油量0.5~1.0 t/d;全烃大于40%,产油量大于1.0 t/d。
表2 古龙凹陷青山口组泥岩试油段气测异常显示统计
| 井号 | 产量 | 试油 结论 | 气测异常 井段/m | Tg/% | 最大值/基值 | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 油/ (t·d-1) | 气/ (m3·d-1) | 水/ (m3·d-1) | 最大 | 一般 | 基值 | ||||
| G 535 | 1.36 | 1 253 | - | 低产油层 | 2 314~2 324 | 55.99 | 36.51 | 1.00 | 56.0 |
| G 105 | 1.49 | - | - | 工业油层 | 1 798~1 827 | 51.81 | 37.57 | 8.00 | 6.4 |
| H 18 | 0.80 | - | - | 低产油层 | 1 991~1 997 | 20.00 | 15.00 | 3.50 | 5.7 |
| Y 391 | 0.52 | - | - | 低产油层 | 1 862~1 869 | 35.64 | 5.94 | 0.74 | 48.2 |
| H 14 | 0.72 | - | - | 低产油层 | 2 031~2 032 | 8.00 | 1.80 | 0.50 | 16.0 |
| G 69 | 0.58 | 0 | 0.370 | 低产油水层 | 1 970~1 983 | 15.24 | 12.50 | 6.00 | 2.5 |
| G 57 | 0.33 | 39 | - | 低产油层 | 2 303~2 307 | 6.43 | 4.07 | 0.75 | 9.0 |
| Y 142 | 0.17 | - | 7.913 | 低产油水层 | 1 948~1 949 | 5.54 | 4.45 | 1.20 | 4.6 |
| L 12 | 0.25 | - | - | 低产油层 | 1 997~2 009 | 1.38 | 0.98 | 0.40 | 4.0 |
| H 16 | 0.21 | 21 | - | 低产油层 | 2 189~2 193 | 1.51 | 0.87 | 0.10 | 15.0 |
| H 8 | 0.13 | - | 0.050 | 低产油层 | 2 143~2 162 | 1.78 | 0.54 | 0.03 | 59.0 |
| Y 15 | 0.02 | 微量 | - | 低产油层 | 2 235~2 239 | 1.98 | 1.00 | 0.14 | 14.1 |
| G 37 | 0.15 | 0 | 0.950 | 油水同层具 少量油流 | 2 230~2 250 | 1.13 | 0.90 | 0.30 | 4.0 |
| T 26 | - | - | - | 干层 | - | 无显示 | - | - | - |
| G 601 | 0.00 | 0 | 0 | 干层 | - | 无显示 | - | - | - |
| Y 15 | 0.01 | - | - | 干层 | - | 无显示 | - | - | - |
3.3.2 地化分析参数
地化分析是砂岩储集层含油性识别的主要手段。同理,地化分析数据对页岩的含油性识别具有至关重要的作用。下面主要结合地化热解及二维定量荧光分析分别进行阐述。
(1)岩石热解技术。以区块内SY 1井、Z 76井为例。页岩油井SY 1井岩屑中的荧光泥岩S1平均值为1.2 mg/g,Pg平均值为6.0 mg/g;非荧光泥岩S1平均值为0.2 mg/g,Pg平均值为2.1 mg/g。荧光泥岩S1平均值及Pg值均明显高于非荧光泥岩。该井岩心中的荧光泥岩S1平均值为6.0 mg/g,Pg平均值为14.8 mg/g,明显高于岩屑的地化热解值,分析原因认为细碎岩屑被钻井液浸泡导致岩屑中的部分油气散失。非页岩油井Z 76井黑色泥岩中,青一段S1平均值为0.15 mg/g,Pg平均值为7.6 mg/g,S1值要低于SY 1井的S1值,但Pg值相差不大。以上分析表明,页岩油井通过岩石热解识别发现油气显示,主要参考S1值,该值较大说明存在油气显示。
(2)二维定量荧光技术。以区块内SY 2井为例,该井荧光泥岩岩屑含油浓度平均值186.54 mg/L,非荧光泥岩岩屑含油浓度约为50 mg/L。因此,可以利用二维定量荧光含油浓度参数的大小来识别泥岩是否含油。
3.4.1 TOC与页岩油产能的关系
统计古龙凹陷8口井青山口组试油泥岩段总有机碳TOC数值(表3)可以看出:当TOC小于1.0%,产油小于0.1 t/d;TOC为1.0%~2.0%,产油量在0.1~1.0 t/d;TOC大于2.0%,产油量大于1.0 t/d。可见,TOC对页岩油产能有较大影响。
表3 古龙凹陷青山口组泥岩试油段TOC分析数值统计
| 井号 | 井段/ m | 厚度/ m | 层位 | 试油 方式 | 日产量 | 试油 结论 | TOC样 品数/块 | TOC平 均值/% | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 油/ (t·d-1) | 气/ (m3·d-1) | ||||||||
| G 601 | 1 420.00~1 450.00 | 16.0 | K1qn2+3 | 提捞 | 干层 | 22 | 0.94 | ||
| Y 15 | 2 208.06~2 082.27 | 95.6 | K1qn2+3-K1qn1 | 提捞 | 0.02 | 微量 | 低产油层 | 76 | 0.98 |
| H 16 | 2 222.00~2 200.00 | 22.0 | K1qn2+3-K1qn1 | MFE(Ⅱ) | 0.39 | 23 | 低产油层 | 20 | 1.65 |
| H 18 | 2 020.00~1 989.00 | 15.0 | K1qn2+3 | MFE(Ⅰ) | 0.80 | 低产油层 | 4 3 | 1.82 1.92 | |
| H 14 | 2 083.00~1 995.50 | 87.5 | K1qn1 | HST | 0.72 | 低产油层 | 22 | 1.98 | |
| Y 18 | 2 036.30~1 942.50 | 93.9 | K1qn2+3-K1qn1 | 气举 | 2.00 | 21.1 | 含气工业 油层 | 29 | 2.06 |
| SY 1 | 2 082.20~2 048.00 | 34.2 | K1qn1 | 压后求产 | 4.93 | 工业油层 | 86 105 | 2.18 2.39 | |
| SY 2 | 2 394.00~2 346.30 | 47.4 | K1qn1 | 压后求产 | 3.22 | 工业油层 | 30 95 48 | 2.01 2.04 2.17 | |
3.4.2 烃源岩阈值的判断
页岩油层具有低孔、低渗的特性,开发难度较大,只有地层中页岩油资源富集到一定程度,才可以被有效的开发,故寻找页岩油资源富集的参数响应特征尤为关键。页岩油层主要为烃源岩,故寻找有效的烃源岩至关重要。整体上,页岩油资源量随TOC的增大而增大,但当TOC达到一定值时,不再随TOC的增大而变化,即含油达到饱和,此时对于页岩油开发最为有利,将此时TOC作为页岩油资源富集段划分标准[4]。
国内外普遍认为有效烃源岩是指能够生成并排出烃类而形成工业油气藏的烃源岩[5]。如果一套烃源岩的有机质类型和成熟度改变较小,且未发生排烃作用,则其生烃量与TOC含量之间呈较好的线性正相关关系。当TOC含量增高至一定程度时,烃源岩对烃类的吸附量已达到饱和,其中大于饱和吸附量的部分烃类将会被排出,残留烃量的变化将偏离正常的相关趋势线。此时,在二者关系曲线中,残留烃量开始偏离常规趋势线时对应的TOC含量下限即为排烃阈值[6-7]。也就是说,只有当烃源岩TOC含量超过其排烃下限时,烃源岩才会排出较多的烃类流体。低于TOC含量下限的烃源岩可能也会发生排烃,但较难达到工业产能,并非有效烃源岩。有效烃源岩是形成工业性油气藏的前提保障,所以寻求有效烃源岩的关键是找到烃源岩TOC的排烃阈值,即排烃下限值。针对2017年两口页岩油井SY 1井、SY 2井青山口组泥岩储集层的残余碳分析数据绘制(S1/TOC)与TOC图板,得出青山口组有效烃源岩的排烃阈值为2.1%(图2、图3),即当页岩油层的TOC含量超过2.1%后,较易形成工业油层。
页岩的脆性主要通过石英、碳酸盐岩等刚性矿物的含量来反映,可利用X射线元素录井技术检测的元素含量对页岩脆性进行评价。在录井现场,元素分析技术能定量分析Ca、Mg、Fe、Si、Al、S、P、K、Na、Cl、Mn、Ti、Ba等多种元素,各类元素的组合是地层岩性识别的关键数据。岩石地球化学研究表明:页岩化学组成以SiO2、Al2O3和H2O为主,其次为Fe、Mg、Ca、Na和K的氧化物以及一些微量元素;Ca和Mg元素含量与碳酸盐岩矿物含量的相关性最好;Al元素含量与黏土矿物含量的相关性最好;Si元素含量与石英含量呈指数关系[8]。通过对大庆探区致密油砂岩储集层的脆性研究发现,脆性矿物主要为石英、方解石及白云石,因此针对大庆探区页岩油层选取Ca、Mg、Si 元素作为脆性评价的主要元素。
将Ca、Mg、Si 这3种表征脆性的元素含量求和,然后进行离差化处理,达到全井数据归一化,从而引入脆性指数概念。利用检测样品Ca、Mg、Si元素含量值,通过以下公式计算所得参数BI称为脆性指数[8],用于表示地层脆性矿物相对含量的高低。
BI=
式中:Q为测量点Ca、Mg、Si元素含量测量值之和,%;Qmax为测量段Ca、Mg、Si元素含量最大值之和,%;Qmin为测量段Ca、Mg、Si元素含量最小值之和,%。
以GY 1井为例,将该井计算的脆性指数与测井计算的脆性指数进行对比(图4),发现按上式计算的脆性指数纵向上与测井所得脆性指数的变化趋势一致,故可以用元素分析来对该区块页岩油层的脆性进行纵向评价。
经过多口老井资料的梳理,发现古龙凹陷的青二、青三段下部及青一段岩性以荧光泥、页岩为主,为页岩油藏的有利岩相;裂缝的发育程度对页岩油产能有一定影响,纵横裂缝、裂隙、页理越发育,产能越高;气测录井技术能够获取页岩油游离烃的能量资料,气测全烃越大,页岩油的产能越高;岩石热解分析技术、二维定量荧光分析技术能够获取页岩油层的吸附态烃类的含油性资料,其中S1值、含油浓度与页岩油含油性具有较好的相关性,数值越高,含油性越好;残余碳分析的TOC值大于2.0%,为有效烃源岩,可能获得工业油流。利用元素分析检测样品Ca、Mg、Si元素含量值,可以对该区块页岩油层的脆性进行纵向评价。最终通过各项录井技术的综合分析,优选相应的特征参数,形成优选井筒甜点的录井解释评价方法。
本文通过对松辽盆地古龙地区青山口组页岩油层录井解释评价过程中所用的参数进行研究,确定可以用来评价页岩油层的录井参数。目前属于勘探前期阶段,随着勘探开发的进行和录井资料的不断丰富,会对页岩油的录井解释方法不断完善与补充,最终形成页岩油解释评价的规范及标准。
(编辑 唐艳军)
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济阳坳陷不同类型页岩油差异性分析 [J].Difference analysis of different types of shale oil in Jiyang depression [J]. |
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