蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

doi:10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.04.30

现代地质 ›› 2021, Vol. 35 ›› Issue (04): 1054-1064.DOI: 10.19657/j.geoscience.1000-8527.2021.04.30

蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论

饶权¹(), 康永尚¹^,²(), 黄毅³, 赵群⁴, 王红岩⁴

1.中国石油大学(北京) 地球科学学院,北京 102249
2.中国石油大学(北京) 油气资源与探测国家重点实验室,北京 102249
3.中国石油集团测井有限公司西南分公司,重庆 400021
4.中国石油勘探开发研究院,北京 100083

收稿日期:2020-05-05 修回日期:2020-07-15 出版日期:2021-08-10 发布日期:2021-09-08
通讯作者: 康永尚
作者简介:康永尚,男,教授,博士,1964年出生,地质资源与地质工程专业,主要从事非常规油气勘探开发、油气储量和价值评估等方面的研究工作。Email: kangysh@sina.com。
饶权,男,硕士研究生,1994年出生,地质资源与地质工程专业,主要从事非常规油气开发地质研究工作。Email: raoquan94@126.com。
基金资助:
国家科技重大专项(2017ZX05035004-003);国家科技重大专项(2017ZX05035003-003)

Cutoff of Free Gas and Porosity in Shale Gas Industrial Production Area of Longmaxi Formation in Southern Sichuan Basin

RAO Quan¹(), KANG Yongshang¹^,²(), HUANG Yi³, ZHAO Qun⁴, WANG Hongyan⁴

1. College of Geosciences, China University of Petroleum, Beijing 102249, China
2. State Key Laboratory of Petroleum Resources and Prospecting, China University of Petroleum,Beijing 102249, China
3. Southwest Branch, CNPC Logging Company Limited, Chongqing 400021, China
4. Research Institute of Petroleum Exploration and Development, PetroChina, Beijing 100083, China

Received:2020-05-05 Revised:2020-07-15 Online:2021-08-10 Published:2021-09-08
Contact: KANG Yongshang

摘要/Abstract

摘要：

游离气作为页岩气重要赋存形式之一,决定了页岩气的开发潜力及经济效益。以蜀南地区龙马溪组页岩为例,结合X-射线衍射、岩石有机碳、储层物性、测井解释及生产测试等资料,对比分析了四川盆地及周缘页岩游离气含量与测试日产气量的关系,初步提出了工业建产区页岩游离气含量下限,并从烃源、储集及保存等方面对页岩游离气含量主控因素进行了系统研究,在此基础上探讨了工业建产区页岩孔隙度下限。结果表明:页岩游离气含量大于2.5 m³/t时,更易获得工业气流;蜀南地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、孔隙度、硅质矿物含量、地层压力系数、裂缝发育整体呈一定正相关,而与含水饱和度、碳酸盐矿物含量具有一定负相关;裂缝发育、含水饱和度以及硅质矿物、碳酸盐矿物等能通过关联孔隙度而间接影响游离气含量,均不作为页岩游离气含量主控因素,页岩游离气含量主控因素为TOC、孔隙度及地层压力系数;利用容积法对不同孔隙度下页岩游离气含量进行了蒙特卡罗模拟计算,发现当页岩孔隙度大于4%时,游离气含量大于下限值2.5 m³/t的概率超过50%,建议以4%作为工业建产区选择的孔隙度下限,以此控制页岩气开发的地质风险。页岩储层含气量评价建议以游离气评价为中心,重点从TOC、孔隙度、地层压力系数等3个方面开展系统评价。

关键词: 页岩气, 龙马溪组, 游离气, 主控因素, TOC, 孔隙度, 地层压力系数

Abstract:

As an important form of shale gas, free gas determines the development potential and economic benefit of shale gas. Taking the Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin as an example, and combining with X-ray diffraction (XRD), rock organic carbon, reservoir physical property, log interpretation and production test, we compared and correlated between free gas content and test daily gas production in Sichuan Basin and its periphery. We proposed the free gas content cutoff in industrial production area, and discussed the major controlling factors of shale free gas content from the aspects of hydrocarbon source, reservoir and preservation. Porosity cutoff was also discussed accordingly. The results show that it is easier to obtain industrial gas flow when the shale free gas content is above 2.5 m³/t. Free gas content of the Longmaxi Formation shale in southern Sichuan Basin is clearly positively correlated with TOC, porosity, siliceous mineral content, formation pressure coefficient, and fracture development, but negatively correlated with water saturation and carbonate mineral content. Fracture development, water saturation, siliceous minerals and carbonate can indirectly affect free gas content by correlating porosity, which are unlikely to be its major controlling factors. Major controlling factors of free gas content are TOC, porosity and formation pressure coefficient. The Monte Carlo simulation of free gas content indicates over 50% probability for 2.5 m³/t above free gas content when the shale porosity is > 4%. It is recommended to set porosity cutoff at 4% in shale gas industrial production area selection to control geological risk. Shale gas content should be evaluated systematically from three important aspects (i.e.TOC, porosity and formation pressure coefficient) with focus on free gas evaluation.

Key words: shale gas, Longmaxi Formation, free gas, major controlling factor, TOC, porosity, formation pressure gradient

中图分类号:

TE135.6

饶权, 康永尚, 黄毅, 赵群, 王红岩. 蜀南地区龙马溪组页岩气工业建产区游离气和孔隙度下限讨论[J]. 现代地质, 2021, 35(04): 1054-1064.

RAO Quan, KANG Yongshang, HUANG Yi, ZHAO Qun, WANG Hongyan. Cutoff of Free Gas and Porosity in Shale Gas Industrial Production Area of Longmaxi Formation in Southern Sichuan Basin[J]. Geoscience, 2021, 35(04): 1054-1064.

图/表 12

图1 蜀南地区构造位置图

Fig.1 Tectonic map of southern Sichuan Basin

表1 页岩气井工业气流标准(据文献[14])

Table 1 Lower limit of commercial shale gas production (from reference [14])

埋深/m	直井测试日产气量 /(10⁴ m³·d^-1)	水平井测试日产气量 /(10⁴ m³·d^-1)	埋深/m	直井测试日产气量 /(10⁴ m³·d^-1)	水平井测试日产气量 /(10⁴ m³·d^-1)
<500	/	/	2 000~3 000	1	4
500~1 000	0.2	1	3 000~4 000	2	6
1 000~2 000	0.5	2	4 000~5 000	3	8

表2 四川盆地及周缘页岩气地质特征与测试日产气量

Table 2 Geological features and test daily gas production of shale gas in Sichuan Basin and its periphery

地区	井号/井型	层位	深度/m	孔隙度/%	总含气量 /(m³·t^-1)	游离气占比/%	测试日产气量 /(10⁴ m³·d^-1)
蜀南 X-地区	X-01/直井	龙马溪组	1 501~1 541	3.9~6.7(5.44)	(2.4)	51.68	0.26
	X-02/直井		2 538~2 579	2.45~9.65(5.69)	3.7~4.5(4.1)	61.94	2.75
	X-04/直井		3 499~3 526	1.97~11.84(7.65)	(7.3)	76.33	16.5
	X-05/直井		3 676~3 705	2.79~7.24(4.65)	2.4~4.3(3.3)	62.8	2.6
焦石坝	JY1/水平井		2 378~2 416	2.78~7.08(4.65)	4.4~8.2(6.1)	60~75	20.3
	JY2/水平井		2 534~2 575	4.1~8.2(6.2)	3.8~9.6(6.8)	60~75	33.7
	JY3HF/水平井			(4.03)	(4.3)	60~75	12
长宁	宁201/直井		2479~2525	2.5~6.8(4.0)	2.0~6.2(4.8)	43.63~55.26	0.72~1.00
彭水	彭页1HF/水平井			(2.87)	(2.46)		2.3
丁山	DY2HF/水平井			(5.81)	(4.48)		10.5
保靖	保页1/直井			(0.77)	(2.5)		0.16
威远	威201/直井	筇竹寺组	2 652~2 704	0.82~4.86(2.2)	1.10~3.51(2.01)
长宁	宁206/直井		1 850~1 890	0.9~3.2(2.3)	0~0.8(0.65)
昭通	昭103/直井		2 490~2 540	0.75~3.65(1.79)	0.06~0.62(0.35)
常德	常页1/直井		1 120~1 250	1.2~1.9(1.5)	0.06~2.10(1.02)

图2 四川盆地及周缘龙马溪组页岩测试日产气量与总含气量关系(其他地区资料整理于文献[16-17,19])

Fig.2 Correlation between tested daily gas production and gas content of Longmaxi Formation shale in Sichuan Basin and its periphery

图3 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与TOC、Ro的关系(图(b)中数据来源于文献[20,21,22]) (a)X-地区龙马溪组页岩游离气含量、总含气量与TOC关系;(b)不同页岩产层Ro与游离气含量占比关系

Fig.3 Correlation between shale free gas content and TOC, and Ro in the X-area

图4 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与孔隙度、含水饱和度的关系 (a)X-地区页岩含气量、游离气占比与孔隙度关系;(b)X-地区页岩游离气含量与含水饱和度关系

Fig.4 Correlation between shale free gas content and porosity, and water saturation in the X-area

图5 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与矿物成分关系

Fig.5 Correlation between shale free gas content and mineral composition in the X-area

图6 蜀南地区龙马溪组页岩孔隙度与矿物成分的关系(威远地区龙马溪组页岩数据来源于文献[12])

Fig.6 Correlation between porosity and mineral composition of shale in southern Sichuan Basin

图7 X-地区龙马溪组页岩游离气含量与地层压力系数、裂缝密度的关系 (a)X-地区评价井页岩压力系数、游离气含量与深度变化关系;(b) X-地区X-02井龙马溪组页岩游离气含量与裂缝密度关系(游离气含量为损失气量)

Fig.7 Correlation between shale free gas content and formation pressure coefficient, and fracture density in the X-area

图8 游离气含量蒙特卡罗模拟结果(孔隙度为1%)

Fig.8 Monte Carlo simulation results of free gas content (porosity set to 1%)

表3 不同孔隙度条件下页岩游离气含量蒙特卡罗模拟结果表

Table 3 Monte Carlo simulation results of free gas content of shale under different porosity conditions

孔隙度/%	深度/m	压力系数	游离气含量累计概率分布/%
孔隙度/%	深度/m	压力系数	>1 m³/t	>2 m³/t	>2.5 m³/t	>3 m³/t	>4 m³/t
1	2 000~4 500	0.8~2	0	0	0	0	0
2	2 000~4 500	0.8~2	30	0	0	0	0
3	2 000~4 500	0.8~2	95	25	8	0	0
4	2 000~4 500	0.8~2	100	80	55	35	10
5	2 000~4 500	0.8~2	100	98	88	75	45
6	2 000~4 500	0.8~2	100	100	98	95	80

图9 X-地区龙马溪组页岩气水平井测试日产气量与孔隙度关系

Fig.9 Correlation between tested daily gas production and porosity for horizontal wells of Longmaxi Formation shale gas in the X-area

参考文献 35

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