页岩地球化学关键指标评价探析

根据油气地质基本条件,任何油气藏的形成必须具备三个关键要素,即油气来源、储集空间和保存条件。 页岩气也不例外,首先是生烃条件,页岩气藏烃源岩多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色或高碳泥页岩,总有机碳含量TOC、成熟度、有机质类型、气体含量、烃的相态、埋藏史和演化程度作为表征页岩气的重要地化指标而备受关注,其中,总有机质丰度、成熟度、有机质类型更是决定性因素(潘仁芳等,2009)。

1)有机碳含量

有机碳含量是影响页岩气富集的一个根本性因素,决定着页岩的生气量,也直接影响着页岩的含气量。 页岩中的有机质对气体具有重要的吸附作用,页岩气中有大量的气体就是以吸附形式存在于干酪根表面。 因此,高的有机碳含量就意味着高的生气量和吸附量(图5.1)。

图5.1　Antrim 页岩与含气量关系

渝东南黔浅1 井龙马溪组页岩样品进行有机碳实验测试和等温吸附实验分析表明,龙马溪组黑色页岩样品吸附气含量与有机碳呈正比例关系,拟合系数(R2)达0.674(图5.2)。综合分析认为,有机碳含量和页岩吸附气含量有很好的正相关关系,有机碳含量越高,吸附气含量也就越高,这说明有机碳含量是页岩吸附气含量的主控因素。

图5.2　黔浅1 井龙马溪组页岩有机碳含量与吸附气含量关系

目前评价页岩有机质丰度主要有两种途径:一是地球化学方法,常用的评价依据是有机碳、氯仿沥青及生烃潜量;二是有机岩石学的方法,即以烃源岩中有机组分类型及含量(TOC)作为评价依据。 本书选用第二种方法进行有机碳的测定,该方法是与北美国家一致的。 北美国家用这种方法测得TOC 分布范围,如密西根盆地的Antrim 页岩TOC 分布范围是0.3% ~24.0%;伊利诺斯盆地的NewAbany 页岩TOC 分布范围是1.0% ~25.0%;福特沃斯盆地的Barnett 页岩的TOC 分布范围是1% ~20%;圣胡安盆地的Lewis 盆地的页岩TOC 分布范围是0.45% ~2.5%。 可见不同盆地有机碳含量TOC 值分布范围较大,那么怎样划分有机质丰度的等级是急需解决的问题。 斯伦贝谢公司Boyer 等提出的页岩气藏有机碳含量的评价标准,把有机质丰度划为6 个等级,即TOC＜0.5%为很差,0.5% ~1%为差,1% ~2%为一般,2% ~4%为好,4% ~12%为很好,大于12%为极好。 Burnaman 等也提出,页岩中有机碳含量至少为2%。 对于有机碳含量的下限问题,不同地区不同层系,甚至不同学者其观点都不尽相同。 美国从事页岩气勘探开发的油公司将有效页岩TOC 含量下限值为2%,这一选值实际相当于石油地球化学家在评定烃源岩等级时所确定的“好生油岩”标准。

我国部分地区已具备页岩气勘探的基本地质条件,下古生界富有机质页岩地层十分发育,但我国页岩气勘探开发起步较晚,地质背景比北美地区复杂,主要原因在于地质条件的特殊性,包括地层年代更老、后期构造变形大等。 这就决定了北美地区页岩气的评价标准和勘探经验可能不完全适合我国页岩气的评价和勘探。 国内有些学者认为产气页岩的总有机碳含量为1% ~20%,0.5%被认为是有潜力的页岩气源岩的下限。 目前,已有的页岩气评价标准和勘探经验可能不完全适合国内多个盆地页岩气的评价和勘探,这些评价是建立在对已有盆地页岩气资料分析基础之上的,不应排除研究区域的特殊性,对于不同盆地的页岩甚至是同一套页岩的不同区域,都有可能存在差异,所以页岩气评估标准有待进一步勘探开发的实际工作来验证修订。 为了切实提高重庆地区页岩气勘探的成功率,当前迫切需要研究和建立适合重庆地区页岩气形成地质条件特点的标准。

重庆地区下古生界页岩为陆棚沉积环境,有机质大量生成并得以保存,沉积了厚度较大、分布面积较广的暗色页岩。 该区被视为中国页岩气的先导试验区,专家和学者们对其进行了研究,两大油公司专门针对页岩气层进行了钻探,获得了第一手资料。 应用野外露头、岩心、测井等资料,研究了重庆地区海相页岩气的生烃潜力的各项评价指标限值问题。根据重庆地区页岩气勘探方面的获得重大突破的黔页1 井、焦页1 井及其邻井地球化学及含气性特征初步建立烃源层评价的内容及相关评价标准。

黔页1 井构造上位于渝东南陷褶束桑柘坪向斜北东轴部,钻遇上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组。 黔页1 井测井解释及试气结果表明,在五峰—龙马溪组地层解释页岩储层3 层,共44.8 m,分别为:727.0 m~748.0 m、778.0 m~792.0 m 及792.0 m~801.8 m。 其中,最好的页岩气潜力层段为792.0 m ~801.8 m,试气结果显示产气能力最高,TOC 值为1.3% ~4.4%,均值为3.0%;一般储层段位于748.0 m~778.0 m 深度段,产气能力不如792.0 m~801.8 m 层段,但能产出工业气流,TOC 值为0.5% ~1.5%,均值为1.0%;较差储层位于727.0 m~748.0 m 深度段,产气能力较差,TOC 值为0.57% ~2.03%,均值为1.3%;根据有机碳含量分布结合试气情况,将一般储层段的TOC 平均值1.0%作为达到具有一定生气能力的下限,将试气情况最好的储层段的TOC 平均值3.0%作为产气能力较好的有机质丰度下限。

对于五峰—龙马溪组而言,TOC 含量是影响页岩含气量最直接的因素。 图5.3 呈现了黔浅1 井和焦页1 井有机碳含量与含气量的正相关关系。 两口井含气量要能达到工业下限(1 m3/t)要求(目前国内没有含气量工业性判别标准,根据北美勘探经验将1 m3/t 作为工业下限值),页岩TOC 含量都需要大于2%(图5.3、图5.4)。

图5.3　黔浅1 井TOC 与含气量关系

图5.4　焦页1 井TOC 与含气量关系

综合前面分析的结果,渝东南地区下古生界五峰—龙马溪组页岩有效TOC 分级情况如下:TOC 值为1%时,页岩具有一定的生气能力;TOC 值为2%时,页岩的含气量达到了工业下限1 m3/t 要求(表5.1)。

表5.1　渝东南地区五峰—龙马溪组页岩TOC 分级情况(www.xing528.com)

2)成熟度

成熟度是指沉积有机质在温度(主要与埋藏深度有关)、时间等因素的综合作用下,向烃类演化的程度。 常规油气的成熟度划分标准:未熟油的Ro 值小于0.5%,生油窗内的Ro值为0.5% ~1.3%,高成熟的Ro 值为1.3% ~2.0%,过成熟的Ro 值大于2.0%。

根据美国和加拿大的勘探开发结果,形成页岩气的页岩的成熟度为0.4% ~3.0%不等,发现其变化范围较大,从未成熟到过成熟均有发现。 如:密执安盆地Antrim 页岩成熟度下限为0.3%,而西弗吉尼亚州南部成熟度高达4%。 密西根盆地的Antrim 页岩Ro 分布范围为0.4% ~0.6%;阿巴拉契亚盆地的Ohio 页岩Ro 分布范围为0.4% ~1.3%;伊利诺斯盆地的NewAbany 页岩Ro 分布范围为0.4% ~1.0%;福特沃斯盆地的Barnett 页岩的Ro 分布范围为1.0% ~1.3%;圣胡安盆地的Lewis 盆地的Ro 分布范围为1.6% ~1.88%。 加拿大泥盆纪Horn River 盆地和三叠纪Montney 页岩所产的天然气则生成于较大的埋深处。 而阿尔伯达和萨斯喀彻温省的Second White Specks 页岩所产的天然气为浅埋藏,其埋深之浅以至于目前页岩中仍然有细菌正在生成气体;魁北克省的Utica 页岩则既有深埋藏又有浅埋藏,因而存在着生物气和热解气共存的可能。 因此,根据页岩成熟度可将页岩气藏划分为高成熟度、低成熟度以及高-低成熟度混合型页岩气藏三种类型。

现有资料分析表明,成熟度下限的临界值为0.4% ~0.6%,对于上限的讨论,陈建平等(2007)认为海相Ⅰ和Ⅱ型干酪根天然气生成成熟度的上限或“生气死亡线”的Ro 值为3.0%;陈正辅等(1997)通过生油岩高温模拟实验,当Ro 值大于3.5%,生气量大幅度减小,当模拟温度超过600 ℃时,相当于Ro 值为4.0%,装样玻璃管内出现黑色焦炭类物质,反映生气作用基本终结。

统计重庆地区6 口参数井70 余件岩心样品,包括五峰—龙马溪组和牛蹄塘组两套富有机质页岩的成熟度,Ro 的分布范围为1.60% ~4.96%。 可以看出,Ro 值已经超过生油窗,全部大于1.3%,说明重庆地区的页岩气是热成因气,已经进入高—过成熟阶段,甚至达到生烃终止。 虽然前人提出了不同的Ro 有效区间范围,但五峰—龙马溪组和牛蹄塘组两套富有机质页岩的Ro 值均处于各有效区间之内。 也就是说,重庆地区页岩热演化程度已达到高—过成熟阶段,满足生成大量页岩气的条件。

3)有机质类型

虽然干酪根的类型对烃源岩层的总产气数量的影响不大,但是在成熟度相同的情况下,干酪根具有不同的分子结构会影响页岩气的吸附率和扩散率。 根据对美国各盆地的研究,形成页岩气的有机质类型Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ型均有(Burnaman,2009)。 由于Ⅰ、Ⅱ型有机质在生油窗阶段以生油为主,气体生成较少,大量较大的油分子可以堵塞页岩的孔隙,减慢气体开采的流速,因此形成页岩气的页岩以成熟度较高为佳。 北美密西根盆地的Antrim 页岩有机质类型为Ⅰ—Ⅲ型;阿巴拉契亚盆地的Ohio 页岩有机质类型为Ⅰ、Ⅱ型;伊利诺斯盆地的NewAbany 页岩有机质类型为Ⅱ型;福特沃斯盆地的Barnett 页岩有机质类型为Ⅱ型;圣胡安盆地的Lewis 盆地的有机质类型为Ⅲ型。

据研究,由油窗到气窗的转变估计发生于Ro 在1.15% ~1. 4%阶段(Jarvie et al.,2005)。 Burnaman(2009)亦认为Ⅰ型有机质只有当Ro＞1.4%时才可能成为好的气源岩,而Ⅱ型和Ⅲ型干酪根则需要较高的氢指数才能保证有足够数量的天然气生成。 重庆地区下古生界页岩成熟度较高,基本在高—过成熟阶段,已经过了生油窗,Ro 均＞1.3%,且从实验数据看,氢指数很低,以渝东南彭水—南川区块焦页1 井镜下鉴定来进一步说明问题。

焦页1 井工区位于川东高陡褶皱带万县复向斜,沉积了一套深水陆棚相,根据获取的页岩气评价的地质参数,气测显示良好。 焦页1 井龙马溪组灰黑色页岩段,镜下可以看到页岩中富含腐泥无定型体,说明有机质类型好,为Ⅰ型。 该套页岩干酪根类型好,生烃潜力大,属于Ⅰ型干酪根,以海洋菌藻类为主要生源(图5.5)。

图5.5　焦页1 井有机质类型薄片鉴定(据中石化江汉油田)

干酪根的稳定碳同位素组成(δ13C)能够表征原始生物母质的特征,次生的同位素分馏效应不会严重掩盖原始生物母质的同位素印记,普遍认为是划分高—过成熟烃源岩有机质类型的有效指标。 这里以渝东南地区的五峰—龙马溪组海相页岩为例,用干酪根δ13C 的碳同位素值来判识页岩的有机质类型。 Schoell(1984)研究了中欧地区数个盆地干酪根同位素特征,发现Ⅰ型干酪根δ13C＜-28‰,过渡型干酪根δ13C 为-28‰ ~-25‰,Ⅲ型干酪根δ13C＞-25‰。 我国学者也提出了不同的划分标准(表5.2)。

表5.2　我国干酪根类型与δ13C 划分标准

渝东南下古生界五峰—龙马溪组页岩干酪根δ13C(PDB)为-28.8‰~-32.5‰,无论按照上述哪种分法,该套页岩母质干酪根类型均为典型腐泥型,含少量Ⅰ2 型。 综合镜下鉴定和干酪根碳同位素初步判定重庆地区页岩有机质类型为Ⅰ型干酪根。

根据上述研究,初步形成了适合重庆地区的地球化学指标的判别标准(表5.3)。

表5.3　重庆地区页岩地化指标判别指标