頁巖油的資源潛力及流動性評價方法
——以西加拿大盆地上泥盆統(tǒng)Duvernay頁巖為例

諶卓恒,黎茂穩(wěn),姜春慶，錢門輝

(1.加拿大聯(lián)邦地質(zhì)調(diào)查局,阿爾伯塔,卡爾加里 T2L2A7； 2.中國石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京 100083)

烴源灶體系內(nèi)致密和頁巖儲層已成為北美海相沉積盆地老區(qū)油氣資源接替的勘探開發(fā)熱點[1]。中國陸相盆地頁巖油層系分布廣泛，保存條件較好，資源豐富，有可能成為老區(qū)油氣資源接替的突破口[2]。雖然頁巖油資源豐富，但沿用北美技術(shù)對陸相頁巖油儲層壓裂后增產(chǎn)效果一般不顯著[3]。對已知頁巖油氣儲層生產(chǎn)數(shù)據(jù)的分析及頁巖油氣儲層分子模擬結(jié)果表明，除儲層的礦物成分和力學(xué)性質(zhì)影響壓裂效果外，頁巖儲層孔隙中油氣的流動性是制約采收率的主要原因[4-6]。由于頁巖油氣儲層生儲兼容，孔隙介質(zhì)具二元結(jié)構(gòu)及納米尺度，油氣在頁巖儲層中的賦存狀態(tài)較致密儲層更為復(fù)雜，直接影響流體的流動性。在化學(xué)性質(zhì)上，頁巖油儲層內(nèi)大分子重油及瀝青質(zhì)組分與生烴母質(zhì)干酪根特征接近，兩者互溶，多以吸附狀態(tài)存在[4,7-9]，流動性較差。物理特征上，干酪根網(wǎng)絡(luò)中納米孔隙比表面積大，對流體有很強的吸附能力；當(dāng)孔隙介質(zhì)的空間尺度與原油分子尺度很接近時，不僅分子間的相互作用進(jìn)一步增強，流體流動性受到限制，而且可改變流體的相平衡[10-11]。隨溫度、壓力或孔隙介質(zhì)的變化，油氣組分動態(tài)調(diào)整，形成的小分子輕質(zhì)組分趨于在滲透率較高的層段富集；而分子較大，粘度較稠的組分趨向于留在殘余有機質(zhì)豐度高的烴源巖中[6,12-13]。這些現(xiàn)象也得到實驗室模擬實驗結(jié)果的驗證。頁巖油不同賦存狀態(tài)實驗研究發(fā)現(xiàn)，頁巖體系內(nèi)游離油/吸附油比值與有機碳含量存在負(fù)相關(guān)關(guān)系，這表明干酪根不是液態(tài)游離烴賦存的主要場所[7]。

在頁巖油資源評價中，依據(jù)油氣的賦存狀態(tài)對資源開展分類評價，不僅可對儲層中烴類流體的流動性有一個總體了解，也是圈定潛在生產(chǎn)“甜點”和頁巖油資源開發(fā)部署的重要依據(jù)。常規(guī)的儲層體積法，依據(jù)實驗室孔隙度和飽和度測試結(jié)果計算頁巖油資源量，存在諸多問題:一是通過各種孔隙試驗方法得出的結(jié)果差別較大，同一樣品在不同實驗室之間很難得到可對比的實驗結(jié)果[14-15]；二是實驗室條件與儲層條件差別甚大，無法提供地下頁巖油儲層中油氣賦存狀態(tài)有關(guān)的真實信息，得到的結(jié)果不能對油氣資源的流動性做出相應(yīng)的評價，由此無法為頁巖油資源的勘探和開發(fā)決策提供相關(guān)的信息。

頁巖油氣儲層中油氣組分和豐度是烴源巖成巖熱演化過程中階段產(chǎn)物的表征，烴源巖樣品熱解資料中包含大量與油氣組分和賦存狀態(tài)有關(guān)的信息，不同溫度階段的樣品熱釋組分特征可用來推測其相應(yīng)的賦存狀態(tài)及組成。本文提出采用熱解資料按資源賦存狀態(tài)分類及其流動性的評價方法，并以加拿大西部盆地Duvernay頁巖油為例介紹這套方法的應(yīng)用。

1 評價方法

1.1 頁巖油儲層特征

頁巖由其物理特征頁理而得名。巖性在垂向上頻繁交替，微觀尺度上礦物成分及其結(jié)構(gòu)多變，具很強的非均質(zhì)性，這使得在宏觀尺度上相互排斥的功能單元，如源巖-儲層，疏導(dǎo)層-蓋層，在微觀尺度上得以共存。烴源灶中富有機成分的“烴源巖”紋層既生也儲，粗相紋層增加儲能，在微觀尺度上集源、儲、蓋為一體，形成一個自生自儲的油氣聚集綜合體。為討論方便，本文將頁巖油定義為產(chǎn)于烴源灶生油窗口并賦存于烴源巖自身中的油氣資源。因此，頁巖油系統(tǒng)是一個集生儲蓋為一體的特殊含油氣系統(tǒng)，與致密油儲層的最大區(qū)別在于儲層的二元結(jié)構(gòu)，即烴源巖既是資源的供體又是載體，頁巖油儲層由雙孔介質(zhì)組成(干酪根中的有機孔系統(tǒng)和礦物基質(zhì)中的無機孔系統(tǒng))。本文中烴源巖儲層與頁巖油儲層為同義詞，交替使用。

1.2 頁巖油賦存狀態(tài)分類及各分量的計算

依據(jù)不同狀態(tài)下油氣動力學(xué)特征的差異來劃分油氣資源在頁巖油儲層中的賦存狀態(tài)，用熱解數(shù)據(jù)來表征不同賦存狀態(tài)下油氣組分的動力學(xué)特征。頁巖油儲層中油氣賦存狀態(tài)可分為兩類:游離油氣和吸附油氣。總烴為兩者之和，即實驗室熱解前樣品中就已經(jīng)存在的石油和天然氣。為討論方便，我們將熱解曲線按溫度區(qū)間，將熱釋和熱解產(chǎn)物分成三部分來表述賦存狀態(tài)。同一烴源巖中油氣賦存狀態(tài)主要受成熟度控制。圖1比較兩組不同成熟階段烴源巖熱解曲線的分解和按其相應(yīng)的活化能重組(詳見文獻(xiàn)[17])。生油窗口中晚期烴源巖熱解曲線(圖1a-d)及早期生油階段熱解曲線(圖1e-h)，展示同一烴源巖不同成熟度條件下的熱解曲線和組成特征，以及與之對應(yīng)的油氣賦存狀態(tài)關(guān)系。左圖為生烴高峰期的熱解曲線，大量干酪根已轉(zhuǎn)化成油氣(圖1d紅色)，其中一部分為大分子重油、瀝青或處于吸附著狀態(tài)(圖1d紫色斜杠部分)，殘余干酪根不多(圖1d藍(lán)色部分)。右側(cè)各圖所示烴源巖樣品剛進(jìn)入生烴階段，絕大部分仍為干酪根(與左圖比較)。

游離烴為總烴中分子量偏小油氣組分，又可分為兩部分:一是樣品中的殘余游離烴(記為S1a，圖1a)，熱解實驗溫度為300 ℃或低于300 ℃條件下FID響應(yīng)，即曲線中S1所代表的組分，其量由熱解曲線中的熱釋部分計算得出[16]。第二部分是輕烴損失部分，記為S1L，指在樣品采集、保存、實驗室處理過程中損失的輕烴部分，需要采用其它方法求得，稍后將專門討論輕烴損失的估計。處于吸附狀態(tài)的油組分(包括高沸點的烴類)為總烴中的另一部分，其熱釋溫度高于300 ℃，但低于大多數(shù)正常干酪根熱解溫度，常出現(xiàn)在熱解曲線的S1與S2兩峰之間的部位記為S1b，主要為高分子重油及瀝青和油中非烴類物質(zhì)[4,7]。

本文將烴源巖樣品中的游離烴記為S1c，吸附油記為S1b，Jarvie[4]將這兩者之和稱之為總生油量(Total Oil Yield)，記為TOY。這三者間有以下關(guān)系:

TOY=S1C+S1b

(1)

單位與熱解數(shù)據(jù)S1相同(mg HC/g rock)，為單位重量巖石中的油氣含量。

圖1 不同成熟度Rock-Eval熱解曲線與油氣賦存狀態(tài)各組分關(guān)系示意圖Fig.1 Schematic diagrams showing the relationship between Rock-Eval pyrolysis graph at diverse maturity stages and petroleum compositions under different states of occurrence a,b,c,d.生油高峰；e,f,g,h.生烴初期

1.3 游離烴及輕烴損失的計算

總游離烴(S1C)為殘余在樣品中的游離烴(S1a)與輕烴損失組分(S1L)之和:

S1C=S1a+S1L

(2)

單位與熱解數(shù)據(jù)S1相同(mg HC/g rock)。

Michael等[18]提出用原油的密度指數(shù)API與C15以下烴的含量來估計C15-中輕烴損失。Chen等[19]根據(jù)物質(zhì)平衡原理用地化資料來計算S1的輕烴損失量。本文根據(jù)不同溫壓條件下相態(tài)平衡原理和熱解輕烴損失實驗室測試結(jié)果，提出采用溶解氣的氣油比(GOR)或地層體積因子(Formation Volume Factor)來近似頁巖油儲層中的輕烴損失。這種方法基于以下兩個基本事實:1)在取樣過程中，巖心從儲層取出，樣品中油氣的相平衡由儲層溫度壓力條件下的狀態(tài)變到地表條件下的狀態(tài)，溶解氣從油中析出。氣體體積比相同質(zhì)量在儲層條件溶解在油中的體積可大幾十到上百倍。由于氣體膨脹遠(yuǎn)超出樣品本身容量，大部分析出的溶解氣在取樣過程中就損失掉了，只有少量氣體以吸附的形式殘留在樣品中。2)實驗結(jié)果表明，殘留在樣品中氣體以及一部分輕烴組分在樣品保存和分析制樣的過程中也很可能丟失[20]。Jiang等[21]觀察到輕烴損失可至C12，而Michael等[18]則觀察到樣品中輕烴組分的損失可到C15。

樣品保存和制樣過程中的輕烴損失量和組分與很多因素有關(guān)，例如樣品的類型(巖屑或巖心)，油氣成分和相對含量、烴源巖的成熟度，總有機碳含量，樣品本身的狀態(tài)(完整或破碎)，取樣后的保存條件(立即用塑料膜封閉保存或用液氮冷凍保存等)，以及樣品粉碎后是否立即分析等[18-19,21]。在缺乏取樣形式、巖石/樣品本身的狀態(tài)、保存條件、制樣流程等信息的情況下，很難對這部分輕烴的損失做精確的計算。因此我們對樣品在保存和制樣過程中的損失根據(jù)實際情況采用一經(jīng)驗系數(shù)做一般性校正。記取樣過程中的損失量為S1LS，保存和制樣準(zhǔn)備階段的損失量為S1LP，輕烴損失的總量(S1L)為:

S1L=S1LS+S1LP

(3)

單位與熱解數(shù)據(jù)S1相同(mg HC/g rock)。具體方法及應(yīng)用將在實例中根據(jù)實際資料予以介紹。

1.4 頁巖油儲層中吸附油的計算

由于干酪根熱降解的早中期產(chǎn)物含有大量高分子量的瀝青和重質(zhì)原油組分，生油窗階段油吸附現(xiàn)象很常見。例如，濟陽凹陷早期生油階段的始新世-漸新世沙河街組烴源巖中超過50%的總烴量被認(rèn)為處于吸附狀態(tài)[22]的分析表明美國Barnett頁巖中吸附烴的量可占總烴量的54%。采用常規(guī)實驗計算樣品中吸附油的含量，Jarvie[4]建議對同一樣品進(jìn)行兩次單獨的熱解實驗，對其中一次用有機溶劑對樣品萃取將可溶有機物除去后再做熱解。然后可以通過以下關(guān)系式從兩個熱解結(jié)果估算吸附油的含量(S1b):

S1b=S2-S2X-S1X

(4a)

式中,S2和S2X分別為有機溶劑提取前、后熱解數(shù)據(jù)中的生烴潛力，S1X為抽提后熱解的游離烴S1。

Jarvie[4]認(rèn)為抽提后熱解的游離烴為溶劑污染，應(yīng)該不計算在吸附油之內(nèi)。但Li等[22]認(rèn)為這部分很可能是隔離在納米孔中的游離組分，抽提的結(jié)果削弱對這些游離組分的隔離，使得這部分在抽提后的樣品分析中以游離烴的狀態(tài)出現(xiàn)。本文采納Li等[22]的算法，即:

S1b=S2-S2X+S1X

(4b)

Li等[22]提出了根據(jù)熱釋和熱解組分生烴動力學(xué)的差異，采用熱解分析結(jié)果直接計算吸附油的數(shù)值方法(圖2)。方法的原理簡單，即通過將樣品熱解曲線(圖2a)轉(zhuǎn)換到活化能變量域(圖2b)得樣品熱釋-熱解組分混合活化能分布。根據(jù)兩者動力學(xué)差異將代表熱釋組分的活化能從活化能分布中剔除后，把代表干酪根熱解組分的活化能通過生烴動力學(xué)模型反演單算干酪根組分的熱解曲線(圖2c)(其計算得組分含量記為S2Xeq)，相當(dāng)于樣品用有機溶劑處理后的熱解分析結(jié)果S2x。用數(shù)值方法將吸附油從熱解烴中剝離出來，其量可用下式計算:

S1b=(S2-S2Xeq)

(5)

方法的基本原理、計算流程的細(xì)節(jié)及應(yīng)用實例請參考Li等[22]。

1.5 可動資源量的計算

在頁巖油資源量計算中，我們將總生烴量(TOY)按巖石體積轉(zhuǎn)換后的資源量稱為地質(zhì)資源量(in-place)，油氣在儲層條件下不受束縛，能自由流動的部分稱之為可動資源量(movable oil)。統(tǒng)計數(shù)據(jù)表明北美非常規(guī)油氣具有產(chǎn)能的頁巖油層段中的油飽和度指數(shù)(OSI=100×S1/TOC)一般都大于100 mg HC/gTOC[4]。在常規(guī)油氣勘探中，Behar等人[16]將OSI>100稱為油顯示。盡管影響油氣流動性的因素很多，根據(jù)已知頁巖油生產(chǎn)的經(jīng)驗數(shù)據(jù)，我們可以將OSI值大于100 mg HC/gTOC作為頁巖油流動性的一種門檻，即該層段中游離烴與吸附油的比率超過臨界飽和狀態(tài)，這些超出臨界飽和門限的油氣不受吸附力和納米孔束縛限制。因此本文將可動資源豐度(Rrec:單位mg HC/g rock)定義為樣品中總游離烴(S1C)經(jīng)臨界飽和量折扣后(超過其樣品TOC值)的游離烴，即總游離烴中超過S1/TOC×100>100的部分:

(6)

2 應(yīng)用實例

2.1 西加拿大盆地上泥盆系Duvernay組頁巖油賦存狀態(tài)及資源潛力

Duvernay頁巖油產(chǎn)于西加拿大盆地上泥盆系Duvernay組處于生油窗口內(nèi)富含有機質(zhì)的烴源巖層段，地處阿爾伯塔省的西南部(圖3)。上泥盆Duvernay組頁巖也是西加盆地泥盆系常規(guī)油氣系統(tǒng)的主力烴源巖[24]。近年來采用水平鉆井與多級壓力的完井技術(shù)，這套地層成為北美高產(chǎn)頁巖油層之一[25-27]。Duvernay組由富瀝青質(zhì)頁巖和碳酸鹽夾層組成，沉積在生物礁和碳酸鹽臺地所環(huán)繞的局限海，有機物豐度高，殘留TOC值仍可達(dá)近15%(圖4a)，原始?xì)渲笖?shù)接近700(mg HC/gTOC)(圖4b，d)。Duvernay頁巖生的油含硫低(<0.5%)，姥鮫烷/植物烷比例為1.5～2.4[24]，表明為正常鹽度，低能缺氧環(huán)境下的產(chǎn)物。有機質(zhì)成熟度由東北部的不成熟到西南部靠前陸盆地變形帶的過度成熟,盆地主體Duvernay頁巖處于生油-生氣窗口[25]；烴源巖大規(guī)模生氣階段在Tmax>465 ℃以上，生油窗位于430 ℃

自2011年到2015年5年間，上泥盆統(tǒng)Duvernay頁巖油氣區(qū)共鉆有238口水平多級壓裂井，探明儲量2.1億桶油，1.2萬億立方英尺天然氣，圈定了三個甜點區(qū)，21個單井頁巖油藏和一百多個單井氣藏[25]。獲得了一系列頁巖油氣藏儲層及油氣特征的資料，可用于頁巖油氣資源的評價。對Duvernay頁巖區(qū)最新的可采資源估計量為76.5TCF天然氣，34.1億桶油，62.6億桶凝析油[28]。

生產(chǎn)數(shù)據(jù)顯示在常規(guī)油氣儲層中溶解氣的氣油比(GOR)與地層體積系數(shù)(FVF)存在很好的相關(guān)關(guān)系[29]。與常規(guī)油氣儲層類似，頁巖油儲層中溶解氣的氣油比與地層體積系數(shù)存在很好的相關(guān)關(guān)系。圖5a為已探明Duvernay頁巖油藏中氣油比與地層體積系數(shù)關(guān)系。資料分析顯示，成熟度指標(biāo)Tmax與GOR也有很好的經(jīng)驗關(guān)系(圖5d)。通過圖5a和圖5d中的關(guān)系式，我們可以推出一個Tmax與FVF的經(jīng)驗關(guān)系式:

(7)

式中，F(xiàn)VF為烴源巖儲層油的地層體積系數(shù)(在生油窗內(nèi)FVF變化在1-3之間)，Tmax為Rock-Eval熱解曲線中最高產(chǎn)烴率對應(yīng)的熱解溫度。

圖2 熱解分析結(jié)果生烴動力學(xué)計算吸附油量(包括高沸點烴類)的數(shù)值方法示意圖Fig.2 Kinetic model for estimating petroleum in sorption (including high-boiling hydrocarbons)

圖3 西加拿大盆地Duvernay頁巖油氣資源分布及當(dāng)前主要勘探目標(biāo)(據(jù)文獻(xiàn)[25]，修改)Fig.3 A map showing the distribution of Duvernay shale oil & gas resources and major exploration areas (modified after reference[25])

圖4 各種熱解數(shù)據(jù)的交匯圖展示加西盆地上泥盆統(tǒng)已知Duvernay頁巖烴源巖的基本特征Fig.4 Cross-plots of Rock-Eval parameters showing general characteristics of the known shale source rocks in the Upper Devonian Duvernay Formation,Western Canada Sedimentary Basin

Tmax是一動力學(xué)參數(shù)，對不同烴源巖，式(7)中的參數(shù)會有些變化，應(yīng)根據(jù)實際資料擬合適當(dāng)?shù)膮?shù)。本方法的應(yīng)用范圍為生油窗口之內(nèi)的烴源巖，對Duvernay頁巖，Tmax的上限為465 ℃(圖5d)。

對仍處在生烴窗口內(nèi)頁巖油，我們采用原油的地層體積系數(shù)(FVF)來計算熱解數(shù)據(jù)中樣品采集過程中的輕烴損失:

(8)

式中，S1為熱解數(shù)據(jù)，代表樣品中殘余游離烴量(單位:mg HC/g rock)；ρoilS和ρoilR為地表和儲層條件下的原油密度(單位為 kg/m3)；FVF為地層體積系數(shù)(無量綱)。

如果儲層和地面條件下原油密度的差別小于密度資料本身的不確定性，我們直接可用S1FVF來推斷樣品采集過程中的輕烴損失量。從式(7)可見FVF與Tmax為冪函數(shù)關(guān)系，在接近生油窗口的末端，很小的Tmax異常波動會影響FVF的計算。因此在FVF計算中我們根據(jù)物質(zhì)平衡原理引進(jìn)一限制條件，即校正后S1C的總量不能超過烴源巖已生油氣的量，可用下式來近似:

S1C≤(HIo-HI)×TOC/100

(9)

HI為樣品現(xiàn)時氫指數(shù)值;HIo為初始?xì)渲笖?shù)(單位為mg HC/gTOC),可采用經(jīng)驗?zāi)Ｐ蚚27]擬合得出(如圖6a)。

圖5 加西盆地上泥盆統(tǒng)Duvernay頁巖油儲層參數(shù)的交匯圖Fig 5 Cross-plots of shale reservoir parameters of the Upper Devonian Duvernay Formation,Western Canada Sedimentary Basin

以8-732-46-9W5井的單井評價為例介紹本文提出的方法及應(yīng)用。Duvernay組頁巖在8-732-46-9W5井位厚37 m，取有25個巖心樣。熱解實驗由加拿大聯(lián)邦地質(zhì)調(diào)查局地球化學(xué)實驗室分析。分析流程及樣品分析結(jié)果詳見Jiang等[30]。圖6a中Tmax處于410～425 ℃之間的HI的平均值可考慮為原始?xì)渲笖?shù)(HIo)的近似值。圖6a標(biāo)出8-732-46-9W5井Duvernay頁巖段所處的成熟度水平及干酪根的轉(zhuǎn)化程度。

根據(jù)Jiang等[21]的輕烴損失實驗研究，保存期間的輕烴損失與時間，TOC含量，破碎粒度等因素相關(guān)。我們采用實驗結(jié)果所得平均值15%的S1作為樣品保存和樣品分析準(zhǔn)備期間的損失量。FVF通過方程式(7)由Tmax值計算而得。取樣過程中的輕烴損失量由方程式(8)計算。

對處于吸附狀態(tài)的重油和瀝青組分，我們用其中的一個樣品的分析流程來介紹方法和應(yīng)用(圖7)。根據(jù)生烴動力學(xué)模型，將熱解曲線轉(zhuǎn)換到活化能域，剔除活化能分布中代表熱釋的組分，然后將代表剩余干酪根的活化能轉(zhuǎn)換回到溫度域得一新熱解曲線。新老曲線的差代表樣品中處于吸附狀態(tài)和滯留的重油和瀝青組分(圖7)。對每一條熱解曲線進(jìn)行同樣的操作，重油和瀝青質(zhì)的活化能組分占總分布組分的百分比即可求得S2中吸附組分的含量。圖6b和6c為計算所得Duvernay組8-732-46-9W5井段三種不同狀態(tài)油氣在垂向上的變化。其中圖6b為樣品油氣豐度，6c將豐度轉(zhuǎn)換為油飽和孔隙度。從圖中可見，大約3/4的干酪根已轉(zhuǎn)化為油氣，可動油氣占已生油氣的一半略多，另一半為吸附及流動受限制的油，由于熱演化程度接近生氣窗口，樣品中吸附狀態(tài)的油只占一小部分。

為方便與其它資源評價結(jié)果比較，我們按阿爾伯塔省政府規(guī)定的油氣勘探開發(fā)最小劃分單元(1平方英里=2.59平方公里)來計算單井控制的資源量。圖8a為8-32-46-09W5井Duvernay組的GR曲線，地層剖面分三段，上、下兩段(A和C)為瀝青質(zhì)頁巖，是頁巖油的勘探目標(biāo)，中間(B)為灰?guī)r夾層。剔除夾層B后瀝青值頁巖的凈厚大約30 m。根據(jù)巖心樣品的分析結(jié)果，巖石的密度在2.35～2.68 g/cm3，平均值為2.46 g/cm3.從產(chǎn)油井原油分析的資料分析得原油密度在720～850 kg/m3變化，均值為799 kg/m3。天然氣的密度在0.68～ 0.86 kg/m3變化，均值為0.78 kg/m3。

為展現(xiàn)資源量計算中的不確定性，我們將參與計算的變量看成隨機變量，并將變量按最小、最大、和均值各擬合成一beta分布(表1)，然后用蒙特卡洛模擬計算資源量的分布。以8-32-46-09W5井為中心一平方英里內(nèi)的資源量按質(zhì)量轉(zhuǎn)換成油當(dāng)量體積得頁巖油氣的地質(zhì)資源量如表2所示?？偟刭|(zhì)資源量的期望值為18.52百萬桶油當(dāng)量，其中油(包括凝析油)為10.58百萬桶，天然氣為7.94百萬桶當(dāng)量(表2)。地質(zhì)資源的概率分布特征如圖9所示。若按10%的采收率折算，可采資源量的期望值為1.85百萬桶油當(dāng)量。這與鄰區(qū)按實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)用產(chǎn)量遞減方法計算出的結(jié)果2.1百萬桶油當(dāng)量評價結(jié)果[28]很接近。說明本文提出的基于熱解數(shù)據(jù)和生烴動力學(xué)模型的頁巖油資源評價方法可行。

圖6 加西盆地32-46-09W5井上泥盆統(tǒng)Duvernay組頁巖中油氣資源及賦存狀態(tài)組分計算結(jié)果Fig.6 Duvernay shale oil & gas and its petroleum compositions under various states of occurrence in Well 32-46-09W5,Western Canada Sedimentary Basin a. Tmax-HI交匯圖展示干酪根的熱演化途徑及富有機質(zhì)頁巖所處成熟度水平；b. 8-32-46-09W5井Duvernay組中不同油氣賦存狀態(tài)的資源豐度剖面；c. 8-32-46-09W5井Duvernay組中儲層條件下油氣飽和孔隙度剖面

圖7 原始熱解曲線(藍(lán)色)及由干酪根活化能計算的干酪根的熱解曲線(紫色)Fig.7 Original pyrolysis curve (Blue) and calculated pyrolysis curve calculated by kerogen activation energy (Purple)a.及相應(yīng)的活化能分布的分解；b.藍(lán)色為熱釋組分，紫色為熱解組分

表1 資源評價中部分評價參數(shù)Table 1 Part of reservoir parameters used in resource assessment

3 結(jié)論

1) 本文根據(jù)Rock-Eval熱解數(shù)據(jù)結(jié)合生烴動力學(xué)模型提出一種新的頁巖油氣資源評價的方法，可將頁巖油的賦存狀態(tài)分組計算資源量，并在此基礎(chǔ)上將油氣資源分為不可動(吸附)，受限和可動資源，以解決頁巖油氣賦存狀態(tài)分組和資源流動性評價的難題。

2) 依據(jù)流體在不同溫壓條件下相平衡原理和輕烴損失熱解分析試驗結(jié)果，提出了采用石油地層體積系數(shù)恢復(fù)取樣過程中輕烴損失的方法。通過對加拿大西部盆地上泥盆Duvernay頁巖油生產(chǎn)數(shù)據(jù)和Rock-Eval熱解資料的分析，建立了熱解數(shù)據(jù)與資源評價所需油藏參數(shù)之間的經(jīng)驗關(guān)系，可直接采用熱解數(shù)據(jù)中的Tmax直接估計頁巖油儲層的地層體積系數(shù)，估算取樣過程中的輕烴損失。

圖8 加西盆地32-46-09W5井上泥盆統(tǒng)Duvernay組頁巖中油氣資源按組分分組計算結(jié)果Fig.8 Resource estimates of different petroleum groups in terms of composition in the Upper Devonian Duvernay shale in Well 8-32-46-09W5,Western Canada Sedimentary Basina.加西盆地8-32-46-09W5井Duvernay組的GR曲線；b.按資源類型(重質(zhì)油，中-輕質(zhì)油和天然氣)劃分的資源量豐度剖面；c.及流動性劃分的資源豐度剖面

表2 以8-32-46-09W5井為中心一平方英里內(nèi)Duvernay頁巖中頁巖油氣資源的油當(dāng)量體積Table 2 Volume of oil equivalent shale oil & gas resources within one square mile area around Well 8-32-46-09W5

圖9 加西盆地以8-32-46-09W5井為中心一平方英里內(nèi)Duvernay頁巖中頁巖油氣資源(分油和天然氣當(dāng)量體積的)概率分布Fig 9 Distributions of shale oil and gas resource estimates in the section (one square mile) around Well 8-32-46-09W5,Western Canada Sedimentary Basin

3) 本文通過8-32-46-9W5井Duvernay頁巖油氣資源評價應(yīng)用實例，介紹了方法的基本原理及其應(yīng)用。評價結(jié)果顯示以該井為中心的區(qū)塊單元內(nèi)的資源量，經(jīng)10%的采收率折扣后，與鄰區(qū)按實際生產(chǎn)數(shù)據(jù)用產(chǎn)量遞減方法計算出的結(jié)果一致，說明本文提出的基于熱解數(shù)據(jù)和生烴動力學(xué)模型的頁巖油資源評價方法可行。