作者简介:杨 智(1980—),男,中国石油勘探开发研究院高级工程师、博士. 研究方向:非常规油气地质、常规油气风险勘探. E-mail:yangzhi2009@petrochina.com.cn
中文责编:晨 兮; 英文责编:天 澜
1)中国石油勘探开发研究院,北京 100083; 2)中国石油长庆油田勘探开发研究院,陕西西安 710021
Yang Zhi1, Zou Caineng1, Fu Jinhua2, Hou Lianhua1, Liu Xianyang2, Lin Senhu1, and Li Shixiang21)PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, P. R. China2)PetroChina Changqing Oilfield Company, Xi'an 710021, Shaanxi Province, P. R. China
shale oil; liquid-rich shale; lacustrine shale stratum; in-situ conversion processing; in-situ upgrading processing; Ordos Basin; resource potential; tight oil
DOI: 10.3724/SP.J.1249.2017.03221
与依靠水平井体积压裂技术的页岩气、致密油开发相比,原位转化/改质技术更适合规模效益开发中国陆相大面积分布、成熟度介于0.5%~1.0%、总有机碳质量分数大于6%的页岩层系液态烃资源.本研究基于原位转化/改质技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度、较低污染等技术优势的特点,综合考虑鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度、页岩有机质丰度、热演化程度和现今埋深等地质参数,评价优选试验有利区主要分布在盆地东南部,其中埋深小于1 500 m的分布面积大于6 000 km2.页岩选区评价结果表明,鄂尔多斯盆地陆相页岩是原位转化/改质技术工业试验的有利页岩分布区.
Compared with the multi-stage horizontal well fracturing technology facilitating development of shale gas and tight oil, in-situ conversion/upgrading processing is more suitable for development of liquid hydrocarbons in broad continental shale formations with the maturity of 0.5%-1.0% and total organic carbon of over 6% in China. This technology has several unique advantages including wide applicability to various geologic conditions, underground conversion to light oil, high oil recovery, and lower environmental pollution. Based on the requirements of this technology, together with key geologic parameters of Yanchang-7 shale, including thickness, organic matter abundance, thermal evolution degree, and burial depth, the pilot areas are selected in the southeastern part of the basin, with area of over 6 000 km2 and buried depth less than 1 500 m. The selection result of the pilot areas indicates that, the lacustrine shales in the Ordos Basin will be favourable shale areas for the industrial test of in-situ conversion/upgrading processing.
页岩油与致密油是未来非常规石油战略接替领域.目前,美国已成功实现了致密油商业开采,中国致密油工业化试验也取得了重大突破,但页岩油尚未实现工业化突破.依靠水平井水力压裂技术仅能实现致密油3%~8%的最终采收率[1-13],用于页岩油将更具挑战[14-16].现行技术条件下,页岩油与致密油开采成本较高,采收率很低,如何提高页岩油与致密油最终采收率,降低勘探开发成本,是亟需攻关的重大科技难题.中国石油勘探开发研究院与荷兰皇家壳牌集团通过联合攻关,认为通过大规模体积加热,将地上炼油厂“搬到地下”,使原位页岩富有机质就地转化、原位黏稠液态烃就地轻质化和凝析化,同时伴生新的地下天然缝网系统、超压和气体,形成新的人工有效驱替系统,实现页岩油有效开采.基于原位转化/原位改质(in-situ conversion process/in-situ upgrading process,ICP/IUP)技术适用的基本地质条件,本研究综合考虑鄂尔多斯盆地延长组7段页岩层系页岩厚度、页岩有机质丰度、热演化程度和现今埋深等关键地质参数,完成可行性评价区域地质图件,进而优选出有利区.
为实现油页岩原位转化,埃克森美孚、壳牌和道达尔等均开展了大量研发和试验工作.ICP技术是壳牌集团研发的开采油页岩及其他非常规资源的专利技术,对开发较浅层(深度<1 500 m)油页岩尤其有利[17-18].ICP开采油页岩的基本原理,是在地下对油页岩矿层进行加热和裂解,促使其转化为高品质的油或气,再通过相关通道将油和气分别提取出来; 将这些高品质的油气采集到地面进行加工后,可生产出石脑油和煤油等成品油.IUP技术通过大规模原位体积加热改质,高效覆盖目的区域内的页岩系统,促使原位黏稠液态烃轻质化、凝析化,同时伴生新的地下天然缝网系统、超压和气体,形成新的人工有效驱替系统,最终获得高品质油品.地面条件需要较便利的电网、管网和交通运输等设施.壳牌针对稠油,利用IUP技术,采用循环热电阻加热或循环熔盐加热,实现高效热覆盖[17-18].
ICP/IUP技术具有明显优势:① 不受地质条件局限, 均匀热传导、 地层非均质性影响弱; ② 地下转化轻质油,API度(American Petroleum Institute, 美国石油学会)为30°; ③ 自成人造缝网,高效泄流系统; ④ 形成伴生气,有利于驱替; ⑤ 较高地层压力,压力系数1.3; ⑥ 高原油采收率,可达30%~60%; ⑦ 较低污染,降低CO2排放.壳牌利用ICP/IUP技术在美国科罗拉多州、加拿大阿尔伯达省和约旦等地进行了商业开采先导试验,取得了较好效果[17-18].目前ICP/IUP技术基本具备了工业化利用条件,但尚未达到工业化程度.中国石油勘探开发研究院与荷兰皇家壳牌集团联合攻关,正在积极研发适用于中国陆相富有机质页岩地层的水平井电加热轻质化技术.
鄂尔多斯盆地是中国内陆第2大沉积盆地,面积约为25×104 km2,其中,上三叠统延长组7段分布面积10×104 km2(图1).鄂尔多斯盆地大致以长城为界,北部为鄂尔多斯高原,海拔1 200~1 500 m,风成沙丘和沙漠广泛分布,低洼处盐碱湖零星发育,气候干旱,水源缺乏; 南部为黄土高原,海拔800~1 600 m(图1).
鄂尔多斯盆地处于华北克拉通西南部,盆地演化过程中经历了加里东构造运动晚期、印支构造运动晚期和燕山构造运动晚期等多次大的抬升作用,造成了多个区域沉积间断,构成了不同时代盆地的叠加、复合,为多重叠合型盆地[19-22],其中白垩纪末燕山晚幕构造抬升地层剥蚀厚度最大,延长组7段页岩沉积区剥蚀厚度在500~1 800 m[23].早白垩世,鄂尔多斯盆地存在一期构造热事件,主要发生在约1.4亿~1亿年前,持续时间约4千万~1千万年[24],这一时期延长组7段烃源岩热演化程度达到最高.鄂尔多斯盆地现今的构造形态总体显示为东翼宽缓、西翼陡窄的不对称、南北向矩形盆地.盆地边缘断裂褶皱较发育,而内部构造相对简单,地层平缓,如延长组7段底界为一由东向西倾宽缓斜坡,现今地层埋深主体为700~2 600 m(图1).
中、晚三叠世,鄂尔多斯盆地为大型内陆坳陷湖盆,盆地周缘发育众多水系汇入盆地内,具有多物源控制、湖平面进退交替频繁、沉积类型复杂、砂泥叠合大面积分布的沉积特征[25-27].延长组与下伏中三叠统纸坊组和上覆侏罗系富县组或延安组在盆地腹部表现为平行不整合或整合接触,而在盆地边缘地区表现为角度不整合.延长组发育一套 1 000 余米的河流、湖泊、三角洲碎屑岩沉积建造.延长组不同层段的岩性组合存在较大的差异,其中延长组7段以暗色泥岩、页岩为主,在沉积的早中期为延长组沉积期最大湖泛阶段.沉积类型丰富,发育湖泊、水下重力流、三角洲和冲积扇等沉积类型.
页岩分布特征:晚三叠世延长组沉积期,盆地形成了面积大、水域宽的大型内陆淡水湖盆,湖盆在延长组7段沉积期达到鼎盛,形成了盆地主要生油母质,以页岩和暗色泥岩为主.盆地页岩主要发育在延长组7段底部,呈NW-SE向展布,分布范围较广,厚20~60 m,优质页岩分布面积达5×104 km2(图2).
图2 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度图(单位:m.151个控制点)
Fig.2 Shale thickness isoline map of the 7th member of Yanchang Formation in Ordos Basin(unit: m. 151 control points)
页岩岩相类型:长 7 段页岩主要呈纹层状沉积构造,页理发育,呈黑色; 扫描电镜下,纹层状页岩呈粉砂质、泥质与有机质纹层互层(图3),黏土矿物质量分数一般为30%~55%,黄铁矿质量分数较高,一般为10%~15%,见图3(b)和(d).
页岩有机质丰度及类型特征:有机质丰度较高,总有机碳(total organic carbon, TOC)平均质量分数为11.7%,热解生烃潜量(S1+S2)平均值为35.6 mg/g(图4),氢指数(hydrogen index, HI)平均值为271 mg/g(图5).富有机质页岩主要分布在湖盆中心(页岩厚度>100 m)(图6).页岩有机质类型好,以低等水生生物为主,以Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根为主.
O为有机质; C为泥质; S为粉砂质; P为黄铁矿
图3 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩扫描电镜微观照片
Fig.3 The scanning electronic microscope microphotograph of the 7th member of Yanchang Formation in Ordos Basin
图4 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩有机质丰度(357个数据点)
Fig.4 Shale organic matter abundance of the 7th member of Yanchang Formation in Ordos Basin(357 data points)
图5 鄂尔多斯盆地长7段页岩有机质成熟度与类型(425个数据点)
Fig.5 Shale organic maturity and type of the 7th member of Yanchang Formation in Ordos Basin(425 data points)
图6 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度×w(TOC)(113个控制点)
Fig.6 Shale thickness×w(TOC)isoline map of 7th member of Yanchang Formation in Ordos Basin(113 control points)
页岩热演化特征:早白垩世处于最大埋深阶段(约2 500~3 200 m)(图7),成熟度适中,镜质体发射率Ro一般为0.7%~1.1%,热解峰温tmax一般为420~465 ℃(图5),进入生排烃高峰阶段.
图7 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩地史时期最大埋深等值线图(单位:m. 152个控制点)
Fig.7 The deepest burial depth isoline map of the 7th member of Yanchang Formation shalein geohistory in Ordos Basin(unit: m. 152 control points)
原位转化/改质技术重点针对埋深较浅(埋深<1 500 m)、有机质丰度较高(w(TOC)>6%)、 成熟度较低(Ro<0.9%)、原油黏度较大、电网管网发达、交通便利地区的页岩层系,通过大规模原位体积加热改质,原位有机质向液态烃规模转化,原位黏稠液态烃轻质化凝析化,并伴生人造缝网和超压,实现页岩层系油气资源一体化、低成本和高采收率采出.
基于原位转化/改质技术适用的基本地质条件,综合考虑鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度、页岩有机质丰度、热演化程度和现今埋深等关键地质参数,评价优选试验有利区.评价的难点在页岩热演化程度和富有机质页岩规模2个参数.针对页岩热演化程度:Ro较难反映Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根的真实成熟度,精度较低,平面数据点有限; tmax是反映Ⅰ型和Ⅱ1型干酪根热演化程度较好的参数,但平面数据点有限; 最终优选地史时期延长组页岩最大埋深作为热演化程度参数,利用晚白垩世以来剥蚀厚度[23]和延长组7段底界现今埋深相加求得,并利用tmax有限控制点校正.针对富有机质页岩规模,包括页岩厚度、w(TOC)、 S1+S2、 氯仿沥青“A”和氢指数等参数,最终利用页岩厚度×w(TOC)参数,综合反映富有机质页岩规模.完成单因素平面地质图件10幅,相互校正及印证,最终综合页岩富有机质页岩规模、最大埋深和现今埋深等3个参数,叠加优选出试验有利区.
优选试验有利区主要分布在盆地东南部,构造上位于伊陕斜坡南部和渭北隆起北部,地理上分布在长武-庆阳-庆城-太白-黄陵-铜川一带,面积约1.2×104 km2(其中50%以上的区域埋深<1 500 m)(图8).试验有利区内,延长组7段页岩底界地史时期最大埋深一般浅于2 600 m(对应Ro一般小于0.8%),页岩厚度大于100 m,延长组7段页岩底界现今埋深主体在700~1 700 m,拥有较为便利的钻井、地面设施、交通通讯和输运管网等基础设施.评价结果为原位转化/改质技术试区选择提供了有价值的参考,接下来将在该东南部有利区进一步落实、缩小试验地点.
图8 鄂尔多斯盆地延长组7段页岩ICP/IUP技术试验有利区综合评价图
Fig.8 The favorable zone evaluation map for industry test of the 7th member of Yanchang Formation shale in Ordos Basin using ICP/IUP technology, Ordos Basin
长庆油田从页岩储集空间角度出发,延长组7段页岩孔隙度均值为1.35%,页岩有效储集体积为76.09×108 m3,若以基于水平井体积压裂技术3%的采收率计算,潜在页岩油可采资源规模为2.28×108 m3[16].鄂尔多斯盆地延长组7段烃源岩生烃量为1.250×1011 t,其中,页岩生烃量为0.850×1011 t,占总生烃量的68%,若基于原位加热转化/改质技术开采,不仅可以动用滞留液态烃,且可增生新的液态烃,采收率有望达到30%~60%,延长组7段页岩可采资源规模将非常惊人. 积极尝试原位转化/改质等技术,实现页岩油的突破,是提升石油产量的根本途径.页岩油可能是石油工业下一个“革命者”,加强页岩油的理论技术创新研究,有利于推动石油工业可持续发展.
1)原位转化/改质技术具有不受地质条件限制、地下转化轻质油、高采出程度和较低污染等明显技术优势; 效益开发陆页岩层系液态烃资源,原位转化/改质技术革新将优于水平井体积压裂技术.
2)鄂尔多斯盆地富有机质页岩主要赋存于湖盆中部延长组7段中下部,具有大面积连续分布、粉砂质-泥质-有机质纹层结构、有机质质量高、热演化程度较低等特征.基于ICP/IUP技术适用性特点,综合考虑鄂尔多斯盆地延长组7段页岩厚度、页岩有机质丰度、热演化程度、现今埋深等关键参数,评价优选试验有利区主要分布在盆地东南部.
致谢: 谨此感谢赵文智、杨 华、刘玉章、胡素云、李建忠、徐黎明、莫伟坚、姚泾利、刘新社、牛小兵、魏新善、邓秀芹、罗安湘、惠 潇、王 克、赵彦徳、独育国、罗 霞、张丽君、崔景伟和吴松涛等专家的大力支持和帮助!
深圳大学学报理工版
JOURNAL OF SHENZHEN UNIVERSITY SCIENCE AND ENGINEERING
(1984年创刊 双月刊)
主 管 深圳大学
主 办 深圳大学
编辑出版 深圳大学学报理工版编辑部
主 编 阮双琛
国内发行 深圳市邮电局
国外发行 中国国际图书贸易集团有限公司(北京399信箱)
地 址 北京东黄城根北街16号
邮 编 100717
电 话 0755-26732266
0755-26538306
Email journal@szu.edu.cn
标准刊号 ISSN 1000-2618
CN 44-1401/N