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中国页岩气成藏条件分析及勘探方向-【新闻】

发布时间:2021-05-28 19:46:54 阅读: 来源:防火管厂家

中国页岩气成藏条件分析及勘探方向

中国页岩气网讯:页岩气的勘探开发始于美国,自从1821年在美国纽约Chautauqua县的第一口工业性天然气钻井在泥盆系Dunkil’k页岩(8m深度时产出裂缝气)中发现页岩气,至今已经有180多年历史,尤其是20世纪80年代以来,由于认识到了页岩气吸附机理,美国页岩气的勘探开发得到了快速发展。2006年美国拥有超过39500口页岩气井,页岩气产量达到了7245×108ft3

(204×108m3),占美国总天然气产量的8%,页岩气总资源量估计在500~600×1012ft3范围内,是已投入工业性开发的三大非常规天然气类型(即致密砂岩气或称根缘气、煤层气、页岩气)之一,成为重要的天然气替代能源。近年来,加拿大、澳大利亚、俄罗斯等国也相继开展了页岩气的勘探和研究工作,但目前,除了美国以外还没有见到有关页岩气商业化开采的报道(T.Ahlbrandt,2001),其原因要么是对页岩气的资源潜力和经济价值的认识不足,要么是页岩气井的产量和回收期未达到商业化标准,而不是缺乏潜在的产气泥页岩系统。随着世界能源消费量的猛增和供需矛盾的日益突出,非常规天然气资源引起了普遍重视,不少国家将页岩气、煤层气、油砂、油页岩等非常规油气资源的勘探开发提上了重要议事日程,将其列为2l世纪重要的补充能源,加大了勘探开发和综合利用力度。

自20世纪60年代以来,在中国东部的油气勘探中,陆续发现了一些泥页岩裂缝型油气藏(如四川盆地下古生界、沁水盆地上古生界泥页岩在钻井过程中气测异常强烈,甚至发生井喷),只是作为常规油气勘探中的一些局部发现,并未引起足够的重视,研究不够深入,没有认识页岩气的吸附机理,页岩气的勘探开发没有实现突破。近年来,中国一些学者受美国页岩气成功开发的启示,加强了页岩气的形成条件和成藏机理研究,但是针对页岩气的勘探工作还未展开。目前,中国石油、中国石化针对页岩气相继开展了一些区域性、局部性的基础研究工作,取得了一些的研究成果,初步展示了中国页岩气勘探巨大的资源潜力。页岩气是目前经济技术条件下,天然气工业化勘探的重要领域和目标,页岩气勘探一旦突破并形成产能,将对缓解中国油气资源接替的压力具有重大而深远的意义。

一、页岩气藏特征及成藏机理

页岩气,以及煤层气、致密砂岩气、溶解气、天然气水合物通称为非常规天然气资源,与常规天然气相比,页岩气在成藏条件及成藏机理等方面既有相似之处,又有不同点。John B.unis认为页岩气系统基本上是生物成因、热成因或者二者混合成因的连续型天然气聚集,页岩气可以是储存在泥页岩天然裂隙和粒间孔隙内的游离气,也可以是干酪根和页岩黏土颗粒表面的吸附气或是干酪根和沥青中的溶解气。中国学者张金川等(2004)认为页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集,为天然气生成之后在源岩层内就近聚集的结果,表现为典型的“原地”成藏模式。从某种意义来说,页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果。我们通过对国内外关于页岩气形成及聚集方式描述的分析,从成因、赋存机理两方面说明页岩气的概念、含义。页岩气是由泥页岩(作为烃源岩)连续生成的生物化学成因气、热成因气或两者的混合,在页岩系统(作为储集岩)中以吸附、游离或溶解方式赋存的天然气。页岩系统包括:页岩及页岩中呈夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩,甚至砂岩。

页岩气藏的特征体现在生成、运移、赋存、聚集、保存等方面:(1)早期成藏。页岩气的生烃条件及过程与常规天然气藏相同,泥页岩的有机质丰度、有机质类型和热演化特征决定了其生烃能力和时间,但是页岩气边形成边赋存聚集,不需要构造背景,为隐蔽圈闭气藏;(2)自生自储,泥页岩既是气源岩层,又是储气层,页岩气以多种方式赋存,使得泥页岩具有普遍的含气性;(3)页岩气运移距离较短,具有“原地”成藏特征;(4)对盖层条件要求没有常规天然气高;(5)赋存方式及赋存空间多样:吸附方式(有机质、黏土颗粒表面微孔隙)、游离方式(天然裂缝和孔隙)或溶解方式(在干酪根和沥青质中)均可;(6)气水关系复杂;(7)储层孔隙度较低(通常小于5%)、孔隙半径小(以微孔隙为主),其含气量较低,裂缝发育程度不但控制游离状页岩气的含量,而且影响者页岩气的运移、聚集和单井产量;(8)在开发过程中,页岩气井日产量较低,但生产年限较长。

页岩系统属于“连续型”天然气成藏组合(Gautier,等,1995;Schmoker,1995),实际上就是在一个大的区域(通常是区域范围内)不是主要受水柱压力影响的天然气成藏组合。由于页岩气在生成、运移、赋存、聚集成藏过程中的复杂性,使得页岩气在成藏特征、产出机理上介于煤层气、根缘气(或称深盆气)和常规天然气三大类气藏之间。页岩气生成机理:生物成因气(在微生物作用下通过二氧化碳的还原作用、醋酸盐的发酵作用生成甲烷)、热成因气(在较高的温度压力下通过干酪根降解作用,干酪根、沥青和石油裂解作用生成形成);赋存机理:吸附方式、游离方式和溶解方式;运聚机理:吸附式运聚机理、活塞式运聚机理、置换式运聚机理;产出机理:日产量不高、初期上升、然后缓慢下降、生产年限长。页岩气成藏过程经历三个阶段:页岩气成藏阶段、根缘气成藏阶段、常规气成藏阶段。

二、中国的泥页岩裂缝型油气藏与美国的页岩气藏

对美国的页岩气系统和中国的泥页岩裂缝型油气藏进行了分析、对比,寻找出了在泥页岩勘探和研究中认识上的异同点,初步分析了中国页岩气勘探开发没有突破的原因。中国的“泥页岩裂缝型油气藏”概念与美国现今的“页岩气藏”在认识上存在差异,主要表现在:一是烃类的赋存方式不同,中国的“泥页岩裂缝型油气藏”强调的是游离方式赋存,美国的“页岩气藏”强调的以吸附、游离,甚至以溶解方式赋存;二是烃类的相态不同,中国的“泥页岩裂缝型油气藏”认为内部储集的是油和气,美国的“页岩气藏”内部储集的是气;三是成藏机理上不同,中国的“泥页岩裂缝型油气藏”主要为置换式运聚成藏机理,美国的“页岩气藏”成藏机理复杂,包含吸附气成藏机理、活塞式气水排驱成藏机理和置换式运聚成藏机理;四是赋存空间不同,中国的“泥页岩裂缝型油气藏”的赋存空间是裂缝及孔隙,美国的“页岩气藏”的赋存空间多样,黏土矿物及有机质表面、裂缝及孔隙、干酪根及沥青中。

虽然中国在多个盆地的泥页岩中发现的油气藏,由于在理论研究上认识的局限性和勘探工作中对泥页岩油气显示不够重视,导致至今页岩气勘探没有出现大的突破,停留在小规模的裂缝型油气藏阶段,针对页岩气成套的勘探开发技术、研究方法和理论也没有形成。已经习惯把富含有机质的泥页岩视为烃源岩,其主要功能是生烃,即使见到油气显示,认为是裂缝中残余一些微不足道的油气,从未认识到它作为储层的功能;在实际的勘探工作中,仅仅盯着碎屑岩、碳酸盐岩储层,对泥页岩的油气显示往往忽略,即使油气显示强烈,也很少选择测试(尤其是气显示);在研究工作中,自我限定了泥页岩裂缝的游离态油气的模式,很少考虑有机质、黏土矿物、微孔隙等对烃类气体的吸附和溶解,进而影响了勘探思路和效果。

三、中国页岩气成藏条件

目前,进行商业开发的五大页岩气系统:美国密执安盆地Antrim页岩、阿巴拉契亚盆地O—hio页岩、伊利诺斯盆地New Albany页岩、福特沃斯盆地Barllett页岩和圣胡安盆地Lewis页岩,其成藏条件参数——热成熟度(镜煤反射率Ro)、储层厚度(Thaickness)、总有机碳含量Toc与页岩气资源特征参数一吸附气含量(Absorbed Gas)、页岩气资源丰度GIP存在很大的差异,通过分析认为页岩气成藏受泥页岩的厚度及分布、有机地化特征、孔渗条件、裂缝发育程度、盖层条件等的综合控制。

1.中国南方下组合页岩气成藏条件分析

在中国南方发育多套暗色一黑色泥页岩,尤其是下组合的下寒武统、上奥陶统和下志留统泥页岩,具有面积大、时代老、有机质丰富、成熟度高等特点,与美国东部地区盆地页岩气成藏条件极为相似,页岩气资源潜力较大。

下寒武统泥页岩:面积较大,整个长江流域均有分布,厚度为50—500m不等;有机碳含量多在2.0%以上,最高可达13.64%,平均为2.77%;母质类型以I型干酪根为主,少量为Ⅱ型干酪根,泥页岩的干酪根δ13C(PDB)在-29.82%~-32.92‰之间,平均值为-30.88‰,成烃潜力大;上扬子与下扬子地区泥页岩演化程度较高,尺。一般大于3%,最高可达7%,中扬子地区演化程度稍低,Ro多在2.0%~3.0%之间,部分小于2.0%。

上奥陶统(五峰组)泥页岩:在中、上扬子地区,泥页岩厚度不大(4—10m),但分布稳定,下扬子地区泥页岩厚度可达400m以上;在中、上扬子地区,有机碳含量一般1.0%~2.0%,最高可达6.47%,平均为1.68%,下扬子地区泥页岩有机碳含量多小于1.0%;母质类型以I型干酪根为主,干酪根的δ13C(PDB)在-27.93‰~-32.54‰之间,平均值为-29.52‰;泥页岩演化程度较高,上扬子与下扬子地区Ro一般为2.0%~3.0%,下扬子苏州一带Ro大于4.0%,中扬子地区演化程度稍低,一般小于2.0%。

下志留统(龙马溪组)泥页岩:厚度分布变化较大,上扬子地区,泥页岩厚度较大,最厚可达500m以上,在中、下扬子地区厚度一般小于200m;在中、上扬子地区,泥页岩有机碳含量在0.5%~2.0%之间,最高可达4.23%,平均为1.66%,下扬子地区泥页岩有机碳含量多小于1.O%;母质类型烃源岩母质以I型干酪根为主,混有少量的Ⅱ型干酪根,泥质烃源岩干酪根的δ13C(PDB)相对下伏层位的烃源岩有所偏正,为-28.17‰~-29.05‰,平均值为-28.85‰;泥页岩演化程度与上奥陶统基本一致,上扬子与下扬子地区Ro一般为2.0%~3.0%,下扬子苏皖地区Ro大于4.O%,中扬子地区演化程度稍低,一般小于2.0%。

页岩气显示特征:我们收集到的四川盆地14口井泥页岩段发现气测异常。威远地区的威5、威9、威18、威22和威28等井下寒武统泥页岩均见气浸井涌和井喷,气测异常共11处,厚度范围为O.2~3.75m不等,累计总厚度为18.1m,其中威5井,钻遇2795~2798m泥页岩段发现气浸与井喷,后测试日产气2.46×104m3,酸化后产气1.35×104m3;阳深2、宫深1、付深1、阳63、阳9、太15和隆32等7口井在下奥陶统龙马溪组发现气测异常20处,厚度为0.5~51.25m,累计总厚度为167.88m,其中阳63井3505~3518.5m黑色页岩酸化后,产气3500m3/d,隆32井3164.2~3175.2m黑色碳质页岩初产气1948m3/d。另外,高科1井的下寒武统泥页岩、丁山1井下组合三个层系也发现了气测异常。

2.鄂尔多斯盆地三叠系页岩气成藏条件分析

鄂尔多斯盆地现今形态为一不对称的矩形向斜盆地,东翼宽350km,构成盆地的主体,为一个西倾的大单斜,倾角不足1°,称为伊陕斜坡。构造变形从盆缘向盆内由强到弱有规律变化,沉积盖层厚度达5000~7000m,自下而上主要发育有四套有效烃源岩,下古生界海相碳酸盐岩烃源岩;上古生界海相碳酸盐岩烃源岩;上古生界石炭一二叠系煤和暗色泥岩类烃源岩;中生界三叠系延长组湖相暗色泥岩烃源岩。其中下古生界海相碳酸盐岩烃源岩和上古生界海相碳酸盐岩烃源岩以碳酸盐岩为主,且埋藏较深,石炭一二叠系煤系暗色泥页岩在盆地内部埋藏较深,一般大于3000m,不利于页岩气的勘探,因此我们仅对三叠系泥页岩的页岩气资源潜力进行分析。

三叠系延长组,分布于盆地南部10×104km2的范围内,主要生油层为长4+5一长9段,暗色泥岩总厚为300~500m。其中长7段处于湖盆发展的全盛期,为盆地中生界主要的烃源岩建造,母质类型以腐殖一腐泥型为主,厚30~160m;有机碳含量为1.0%~5.28%,氯仿沥青“A”含量为0.1%~0.67%,烃含量为331—5218mg/L,其中长7段,有机碳含量为2.45%~5.28%,氯仿沥青“A”含量为0.25%~0.67%,烃含量为1847~5218mg/,L,属好的烃源岩;延长组长4一长8段泥岩干酪根无定形颗粒和壳质组含量较高,有机质类型多为偏腐泥型的混合型,其中长7段大部分样品碳同位素一般小于-26%。,表现为腐泥型或接近腐泥型;长7段在盆地内大部分地区处于成熟阶段,局部地区向高成熟阶段过渡,吴旗一庆阳一富县一带已进入成熟阶段晚期,Ro大于1.0%;延长组大套的泥岩地层中经常夹杂有砂岩夹层,这些砂岩夹层中的孔隙为游离的页岩气提供了储集的空间,泥页岩本身也具有一定的孔隙空间,野外露头样品的实测资料,孔隙度总体都小于10%,另外,三叠系延长组泥页岩发育多组裂缝(曾联波,等,2007),孔隙和裂缝发育可以有效增加泥页岩的比表面积,加上较高的有机碳和黏土矿物含量,不仅有利于游离状态页岩气的富集,而且可以增加泥页岩的吸附能力。

延长组泥页岩在钻井过程中气测异常活跃,初步展示了良好的页岩气资源勘探前景。中富18井在长7、长8段的油页岩发育段(9lO~960m)出现明显的气测异常,而深感应曲线也出现高阻;庄167井在长7段下部泥页岩段(1840~1870m)出现了明显的气测异常;庄17l井在长7段的下部和长8段上部泥页岩段(1835~1865m)出现了明显的气测异常。

3.华北地区石炭一二叠系页岩气成藏条件分析

华北地区石炭一二叠系为一套海陆交互相一陆相含煤碎屑建造,包括暗色泥岩、煤岩和碳质泥岩,目前已在渤海湾盆地的冀中坳陷、黄骅坳陷南部、东濮坳陷文留、沁水盆地、淮南淮北等地区发现煤层气藏,暗色泥岩和碳质泥岩具有较好生烃条件,并且在多口钻井中泥页岩段见到气测异常,展示了页岩气良好的勘探前景。

石炭一二叠系暗色泥岩在华北地区均有分布,厚度为100~400m不等,在南华北地区厚度较大可达300~400m以上,在济宁一新汶地区厚度可达300m以上;有机碳含量为O.57%~4.59%,氯仿沥青“A”含量为0.012%-0.25l%,生烃潜力为O.42~2.86kg/t,其中济阳坳陷、东濮凹陷,平均有机碳含量分别为2.45%、2.26%;干酪根类型以Ⅲ为主,部分属Ⅱ2,为以生气为主的烃源岩;石炭一二叠系暗色泥岩多处于成熟和高成熟阶段,Ro一般在0.60%~2.0%之问,局部达到3.0%~7.0%,达到过成熟阶段。

对收集到的沁水盆地12口井的录井资料进行复查,其中沁1井、沁2井、沁4井、畅1井、老1井、阳2井等6口井的12个井段气测显示异常,显示厚度为1.2~lOOm不等,累计总厚度为473.7m,老1井、畅1井录井描述,泥页岩岩心取出放入水中气泡连续不断,含气量较大。

4.准噶尔盆地侏罗系页岩气成藏条件分析

准噶尔盆地中下侏罗世统为含煤层系,自下而上包括八道湾组(煤岩、泥岩、碳质泥岩)、三工河组(主要为泥岩)、西山窑组(煤岩、泥岩、碳质泥岩)。新一轮油气资源评价结果表明,该盆地煤层气资源丰富,煤层气主要为褐煤阶段的原生生物甲烷气和长焰煤一气肥煤阶段的热成因甲烷气,地质资源量为38698×108m3,可采资源量为8078×108m3。

准噶尔盆地广泛分布中下侏罗统暗色泥岩,厚度为100—800m不等,盆地的中南部和西北部泥页岩厚度较大,最厚可达800m以上,在盆地的东北部和西南部厚度较小,而在盆地的东南部几乎泥页岩分布;泥页岩平均有机碳含量为1.52%~2.6l%,平均氯仿沥青“A”含量为O.04%~0.05%;干酪根类型以Ⅲ、Ⅱ2为主;暗色泥岩Ro一般在0.43%~0.86%之间,处于低成熟和成熟阶段,成熟区位于盆地中南部和西北部。

柴3井录井共发现气测异常9层,其中4段为泥页岩(西山窑组和三工河组各2段),厚度为2.4~12.Om,累计厚度为21.5m。盆地模拟结果:泥岩和碳质泥岩生气量为57.53×1012m3,排气量为35.35×1012m3,残留泥页岩中的烃类气体22.18×1012m3。准噶尔盆地中下侏罗世统页岩气资源丰富。

四、页岩气有利发育区预测

根据页岩气的生成、运移、富集特点,综合运用泥页岩分布及厚度、有机碳含量、热演化程度、油气显示等参数,对中国南方地区下寒武统、上奥陶统及下志留统,鄂尔多斯盆地三叠系,华北地区石炭一二叠系、准噶尔盆地侏罗系的页岩气有利发育区进行了预测。

中国南方下寒武统有利区:中扬子地区的渝东一鄂西一带及下扬子苏皖地区,有机碳含量为1.0%~12.64%,平均为2.77%,以I型干酪根为主,Ro为2%~5%,厚度较大,为100~300m,且层位稳定,生烃强度平均达(5~20)×109m3/km2。但Ro大,生烃早,构造运动强,可能为页岩气发育的不利因素;上奥陶统有利区:中扬子地区的川西南一鄂西一带,其五峰组页岩有机碳含量较高,为0.8%~6.O%,平均为1.68%,以I型干酪根为主,Ro大约为1%~4%,有利于天然气生成。但五峰组页岩厚度小,仅为4~20m,且Ro大,生烃比较早、构造运动强烈,可能会影响到页岩气的储集及保存;下志留统有利区:川北宣汉一汉中地区及中扬子地区渝东一带,下志留统龙马溪组页岩的有机碳含量较高,为0.5%~2.0%,平均为1.66%,以I型干酪根为主,Ro为2%~3%,厚度为30~300m,生烃强度平均达(2~15)×109m3/km2。

鄂尔多斯盆地延长组页岩气的有利发育区位于盆地中南部地区,长7段泥页岩厚度为100~200m,有机碳含量大于2.0%,以腐殖一腐泥型干酪根为主的混合型干酪根(Ⅱ1),Ro大于1.0%,生烃强度大于5×1O9m3/km2。其中定边一华池一富县的“L”形区域是最有利发育区内,向外围泥页岩气的潜力逐渐变小。

华北地区石炭一二叠系页岩气的有利发育区位于沁水盆地、济阳坳陷、东濮凹陷等地区,这里泥页岩厚度较大、有机碳含量高、热演化程度适中、油气显示活跃。

准噶尔盆地中下侏罗统页岩气的有利发育区位于盆地南部奎屯一昌吉,该地区泥页岩厚度为500—800m,平均有机碳含量2.0%左右,干酪根类型以Ⅲ、Ⅱ2为主,Ro大于0.50%,处于成熟阶段。

五、建议

中国沉积盆地中广泛分布着富含有机质的泥页岩,这些泥页岩厚度大、成熟度高、生烃能力大,油气显示活跃,具有较大的勘探开发前景,鉴于中国油气资源供需日趋严峻的形势,建议加强页岩气资源的选区评价工作,促进油气勘探领域的拓展和页岩气资源的勘探开发;页岩气资源的勘探开发是一个全新的课题,中国页岩气方面的研究力量和勘探开发技术比较薄弱,针对页岩气藏的勘探工作投入很少、研究程度较低,建议加大页岩气资源的研究力度和勘探投入,形成中国的页岩气资源储备和勘探开发特色技术;根据我们的初步评价结果:中国南方的下组合泥页岩、华北盆地石炭一二叠系泥页岩、西北侏罗系泥页岩等层系具有较好的页岩气勘探前景,建议通过老井复查优选有利井段进行试气和试采,力争突破一点,以点带面,开创页岩气勘探新局面;中国的煤系沉积盆地大多含有厚层的富含有机质的泥岩和碳质泥岩,在煤层气探井钻井过程中,这些泥岩段气测异常比较普遍,目前中国煤层气的勘探开发进人了重要的攻坚阶段,预计今后几年投入的工作量会有较大的增长,因此,建议中国在煤层气勘探工作中兼顾页岩气的勘探,对泥页岩层予以重视,有利于页岩气藏的及早发现,提高整体综合勘探效益。另外,根据国外页岩气的勘探经验,分布在盆地内部生烃强度较高、并且裂缝比较发育的泥页岩,是页岩气有利的发育区,在勘探中应给予足够的重视。

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