页岩气评价:动态法与容积法的对比

近年来,美国的页岩气快速发展,促使世界各国极大地关注这种非常规能源潜力的评价,很多国家开始评价页岩气资源。通常,人们根据现有的数据,采用不同的评价技术。由于美国具有页岩气井的生产数据,美国地质调查局(USGS)采用了需要大量井动态数据的方法。而在其他一些国家,现有的页岩气生产数据少,因此提出并应用了其他不同的方法,如容积法(荷兰应用科学研究组织(TNO),2009;Kuuskraa等,2011;美国能源信息署(EIA),2013)。

总的来说,不同的评价方法得到的结果差异显著。例如,美国能源信息署对波兰卢布林盆地(Lublin Basin)页岩气资源进行估算,2011年为44万亿立方英尺(1.246万亿立方米),2013年为9万亿立方英尺(2550亿立方米)。资源量大幅度降低的主要原因是严格应用地质筛选标准,对构造复杂性有了更清楚的认识,因此远景面积减少了80%。根据不同方法估算波兰的页岩气潜力,过去5年不断公布估算量,结果的差异为几个数量级(图1)。与之类似,不同的组织使用不同的方法和定义,估算美国马塞勒斯(Marcellus)的页岩气潜力,得到的估算值大相径庭。弄清这些差异的原因有难度,因为公布的数据和方法不够详细。

本文此次对比了两种评价方法,即美国地质调查局的动态法和德国联邦地球科学和自然资源研究所(BGR)的容积法,对一些差异进行了研究。本文采用两个研究实例对比了这些方法的结果,包括阿尔科马盆地(Arkoma Basin)中位于俄克拉荷马州(Oklahoma)一侧的伍德福德页岩(Woodford Shale),该气藏有丰富的生产历史,及阿拉斯加北坡(Alaska North Slope),该气藏还未勘探,没有页岩气的开发历史。本文的目的是针对开发时间长和未测试的气藏,输入类似的数据,检验两种方法得到的结果是否相当。

不同机构对波兰页岩气评价的结果
注:ARI—先进资源国际公司;Wood Mackenzie—能源咨询机构伍德•麦肯锡;EIA—美国能源信息署;PGI—波兰地质研究所;USGS—美国地质调查局。波兰地质研究所引用了Wood Mackenzie的数据(2012年)

目前的评价方法总体可以分为:①类比法;②容积法;③动态法。类比法主要应用于未钻井或勘探程度低的页岩气藏,与地质条件类似的生产区进行地质和油藏方面的类比。容积法和动态法耗费时间更长且过程更复杂。两种方法的差别在于使用数据的类型,容积法使用生产前的数据,动态法使用生产后的数据。当生产的历史足够长,能够预测将来的动态,可使用动态法。由于美国的页岩气生产经验丰富,因此建立动态分析法,当确定页岩气藏的类比合理时,还可用于未测试的气藏。欧洲地区的生产数据少,主要使用容积法评价国家页岩气资源(如荷兰(TNO,2009),英国(Andrews,2013)和德国(BGR,2012))。这些方法的选择取决于勘探和生产程度、储层非均质性和现有数据的类型、质量和数量。最后,两种方法都有不确定性,需要进行描述。

评价石油资源的第一步是区分常规资源和非常规资源(也称为连续性资源),这个步骤至关重要。美国地质调查局使用了这两类资源的定义,Schmoker和Klett(2005)、Schmoker(2005)、Schenk和Nelson(2015)对这两类资源的区分标准进行了概括。美国地质调查局于20世纪90年代,提出了评价诸如页岩气等非常规石油资源的方法,并进行了多次改进,实现对连续性资源更好地理解。Charpentier和Cook对该方法不断改进,并描述了美国地质调查局目前使用的方法(2010a)。总之,该方法利用生产数据的种类,对技术可采油气资源量做定量和概率性估算(美国地质调查局油气评价项目组,2012)。该方法中,美国地质调查局的目的不是估算原始资源储量。美国地质调查局的方法是首先进行地质研究,包括各种参数绘图,如厚度、有机丰度和潜在烃源岩和相关层位的热成熟度,重建埋藏史和抬升史(含油气系统建模)。利用地质模型将总含油气系统细分为次级单元,即评价单元(AU),这些评价单元具有类似的地质特征。

USGS和BGR页岩气评价主要步骤的流程图

该方法可用于正在生产未测试的层位,或与未测试和勘探程度低的页岩气藏进行类比。当评价正在生产页岩气藏未测试层位时,可以利用前期开发区块的井动态数据来估算井的平均泄流面积、气井成功率范围和未来井的“预计最终采收率(EUR)”。所有的参数从概率分布的角度评价。简而言之,该方法根据递减分析和相关数据,使用已有钻井作为“计算机”计算可采资源量。井动态的数据包括井距(泄流面积)、应用的技术(如水平井或垂直井技术)和产量。可以利用这些数据将双曲递减曲线与平均递减数据拟合,计算每口井的预计最终采收率(图3a)。因此,根据生产井历史特征建立生产趋势,进行外推,直到达到低产界限。通过这种方法分析“气藏”中的每口井,获得井动态信息的种类,称为预计最终采收率分布。直接利用最终可采储量分布,或不改动,预测气藏未开发区域的产量。该方法的基本假设是根据历史动态建立的趋势能够可靠预测未来动态。

对于每个待评价的评价单元,预计最终采收率、成功率和泄流面积作为概率估计,作井动态的最小值和最大值,最小值可能性最大(图3b)。除此之外,根据地质模型,可以估算甜点和非甜点未钻井的数量,这取决于评价单元和甜点的面积、井泄流面积和未测试单元的比例。参数的分布和不确定性与地质参数有关,如页岩气藏的跨度、厚度、总有机碳和成熟度。利用这些参数可以描述成功率和预计最终采收率的变化。

(a)双曲递减曲线拟合井的平均产量递减,根据递减曲线计算预计最终采收率(根据Charpentier和Cook修改,2011)。(b)每次评价中,建立预计最终采收率的最小值、众数和最大值分布(根据美国地质调查局油气评价组修改,2012)。分布的平均值用菱形表示

对于勘探程度低和未测试的页岩气藏,建立类比方法,这种方法中,利用多个盆地几千口正在生产井的预计最终采收率、井泄流面积和井成功率数据,进行地质和工程方面的类比,对未测试储层进行评价。利用蒙特卡罗模拟,将潜在生产区域的输入分布、泄流面积(井距)、成功率和预计最终采收率相结合。该方法不仅对未发现天然气、技术可采天然气资源量作概率估算,还能够得到充分开发资源需要的井数和平均估计的最终采收率。

容积法(又称天然气地质储量法(VGIP))估算含天然气烃源岩的体积。容积法的初始步骤与美国地质调查局的初始步骤相同。建立和优选精细地质模型之后,就可以根据地质标准,从地质和地层学两个角度清晰地定义评价单元。烃源岩要成为待评价的潜在烃源岩系统(页岩气)单元,必须满足某些地质和地球化学筛选条件,如岩石学(脆性)、有机质类型、总有机碳重量百分比、深度、有效厚度、热成熟度。估算由筛选标准定义的潜在开采区域的局部跨度。然后根据标准工程方程式计算天然气地质储量(如荷兰,2009;美国能源信息署,2013)。

容积法区分孔隙网络中的自由气和无机矿物组分和干酪根表面吸附的气体(公式1)。吸附气体的含量(公式2)是岩石体积(V)、岩石密度(ρ)和吸附气体浓度的函数,吸附气体浓度用每吨岩石吸附气体的立方米数表示。吸附的甲烷量(G,公式3)取决于孔隙压力(P),及朗格缪尔(Langmuir)体积(G1)和朗格缪尔压力(P1)。朗格缪尔压力表示吸附气体体积占朗格缪尔体积一半时的压力。吸附气体量随孔隙压力的增加呈指数级增加。使用的参考文献的数值,是根据美国正产气页岩计算的朗格缪尔体积。孔隙空间中的自由气数量(公式4)取决于岩石体积(V)、膨胀系数(Bg)、基质孔隙度和气水比。在未测试的页岩层中,通常,孔隙度中气体充填比例的数据有限或没有数据。美国产气页岩的经验值表明,一般情况下,孔隙空间的一半充满了天然气,假设孔隙度的50%充满气体。利用气体膨胀系数将储层条件下的自由气量转化为地面条件下的量,用公式(5)计算,压力(P)和温度(T)为储层与地面条件的比值。

为了表征参数的不确定性,通过蒙特卡罗模拟对输入的参数进行随机描述。参数范围、厚度、深度、密度、含气孔隙度、朗格缪尔体积和压力通过最小值、最大值和平均值确定频率分布。得到结果的分布与输入参数的分布有关。因此,输入参数分布的截断是个重要的课题。对于每个参数,都确定了特定的分布,还要考虑现有数据的质量。该方法得到的结果是天然气地质储量的概率频率。技术可采资源量用合理的采收率确定,理想条件下,采收率由实际生产数据得出。根据目前的研究,假设采收率为10%。

伍德福德页岩:成熟页岩气藏实例分析:晚泥盆世-早密西西比世(Upper Devonian-Lower Mississippian)的伍德福德页岩位于俄克拉荷马州和阿肯色州(Arkansas)阿尔科马盆地的西部(图4)。人们很早之前就已经发现,伍德福德页岩是一套烃类产量极其丰富的烃源岩,阿尔科马盆地西部常规油气藏生产的天然气和原油,大部分来自伍德福德页岩。自大约10年前开始钻井以来,伍德福德页岩已经完钻1000多口井,生产天然气超过1.3万亿立方英尺(370亿立方米)。

沿着阿尔科马盆地由北至南,伍德福德页岩厚度增加,北部不足15米,南部厚度超过90米。总的来看,这是干燥气候中沉积在西侧、被动大陆边缘的黑色、多裂缝、局部凝固页岩和夹层燧石受上抬影响的海侵继承过程。目前,总有机碳含量范围为1%~10%,局部超过20%,主要包含最初为生油型的不定形(II型)干酪根。伍德福德页岩评价单元北部与切诺基地台(Cherokee platform)相邻,南部与沃希托山脉(Ouachita Mountains)乔克托逆冲断层(Choctaw thrust fault)相邻,西部与阿巴克尔隆起(Arbuckle uplift)相邻。评价单元的东部边界突然尖灭,测井响应伽马射线值高(HGR)。成熟度从西北往东南方向升高,净高伽马射线值厚度从北往南增加。利用深度、热成熟度、净高伽马射线值厚度确定评价单元西南部的甜点。美国地质调查局利用Crovelli描述的方法评价伍德福德页岩(2012)。

美国地质调查局估算伍德福德页岩的未勘探技术可采页岩气为10.7万亿立方英尺(3030亿立方米)。德国联邦地球科学和自然资源研究所的天然气地质储量估算量为171万亿立方英尺(4.842万亿立方米)。假设采收率为10%,则平均预计可采资源量为17.1万亿立方英尺(4840亿立方米),与美国地质调查局的估算值差不多。德国容积法的概率分布为4.95万亿立方英尺(1400亿立方米;P05)至34.7万亿立方英尺(9830亿立方米;P95)之间,而美国地质调查局的估算值为6.06万亿立方英尺(1720亿立方米;F95)至17.04万亿立方英尺(4830亿立方米;F05)之间,前者比后者的范围要大。

伍德福德页岩评价单元位于俄克拉荷马州东部和阿肯色州之间,北部与切诺基地台相邻,南部和西部分别与沃希托山脉乔克托逆冲断层和阿巴克尔隆起相邻

阿拉斯加北坡:未经测试待开发的潜在页岩气藏。人们认识到阿拉斯加北坡已经生成了油气,运移至常规气藏,如普拉德霍湾油田。阿拉斯加北坡是大型的陆上和近陆含油区,覆盖面积约为16.2万平方千米。历史生产数据只来自常规油气藏,因此生油型和生气型烃源岩中打的勘探井较少。2012年,美国地质调查局评价了三处烃源岩的非常规油气潜力:一为三叠系舒布里克组(Shublik Formation),二为侏罗系-下白垩系金阿克页岩(Kingak Shale),三为白垩系-第三系布鲁克层序(Brookian sequence)发育的页岩。

舒布里克(Shublik)和布鲁克(Brookian)烃源岩的埋藏深度,从北部海岸附近巴罗穹隆(Barrow arch)的900米到布鲁克斯山脉(Brooks Range)山麓丘陵下的6000米。在这个埋深范围内,烃源岩的热成熟度从北部生油窗起始点穿过生油窗进入南部生气窗不断上升。舒布里克和布鲁克烃源岩都含有脆性岩相,因此适合水力压裂。金阿克页岩通常缺乏脆性岩相,因此容积法和动态法的对比中不包括该页岩。

舒布里克组是岩相的复杂继承体,包含页岩、石灰岩、磷矿和砂岩,厚度范围从小于15米到大于120米。近端沉积的岩相包括似海绿石、磷酸盐和砂岩,在北部发育,而往南的方向发育为远端岩相,主要为页岩和石灰岩。总有机碳和含氢指数数据表明最丰富的生油型烃源岩集中在海侵沉积相,厚度范围从不足15米到大于60米。总有机碳总的分布范围为1%~15%,主要含I型和II型生油干酪根的混合物。

布鲁克页岩(Brookian shale)具有一系列致密岩相,沉积在斜坡沉积系统的远端、深水系统,斜坡沉积系统穿过北坡(North Slope)往东和东北方向近积。盆地继承包含致密页岩,厚度可达300米,并且继承的大部分有机层位由测井响应的高伽马值确定,厚度从0~150米。测量的总有机碳总体范围为1%~6%,从西部和南部的低值逐渐上升到东部和北部的高值,表现形式与高伽马响应值类似。布鲁克干酪根主要为II型干酪根和III型干酪根的混合,可能为生油型或生气型,与位置有关。

南部布鲁克山脉到北部波弗特海(Beaufort Sea)的剖面图,说明了三处烃源岩,即舒布里克组、布鲁克层序的有机页岩和金阿克页岩的分布示意图。烃源岩的成熟度从北向南增加,穿过生油窗的起始点到南部生气窗

根据地质绘图、建模和成熟度等地质参数形成的阿拉斯加北坡各评价单元概览。页岩油气的评价单元为(a)舒布里克组和(b)布鲁克页岩。本文研究了舒布里克组和布鲁克页岩评价单元

根据多项标准绘制评价单元边界。北部界限由州和联邦之间的水域(近海)或沉积尖灭或晚期侵蚀作用产生的零边界划定。其他评价单元边界根据热成熟度确定,包括经验镜质体反射率数据和根据时间-温度和生烃建模估算的镜质体反射率数据。利用热成熟度约束条件评价每个烃源岩的原油评价单元和天然气评价单元的边界。天然气评价单元的南部界限由早白垩系产生的地质构造的北部边界或4%镜质体反射率的建模边界划定。约束条件输入参数的其他信息包括超压的局部分布、埋藏重建降温和北部斜坡带的抬升。美国地质调查局利用Charpentier和Cook的方法评价舒布里克和布鲁克烃源岩(2010a)。将海侵相等厚图或高伽马值响应地层等厚图、热成熟度相结合,或将海侵相与有机地球化学数据相关联确定评价的输入数据。

初看上去,联邦地球科学和自然资源研究所的容积法和美国地BGR质调查局的动态法有本质上的区别。联邦地球科学和自然资源研究所的方法估算了可被天然气填充的岩石体积,而美国地质调查局的方法利用动态数据估算了天然气技术可采资源量。但是,每种方法中的前两步是相同的:一是建立地质模型,二是划定评价单元。我们的结果表明,当评价单元相同,利用相同的地质数据(地质模型)和筛选标准进行估算,每个实例中,两种方法得到的评价结果相当。结果的分布范围反映两种方法都存在内在的不确定性。与伍德福德页岩相比较,阿拉斯加北坡未测试页岩地层的估算值分布范围更大,原因可能在于约束输入评价参数的现有生产数据的数量有限。

尽管从结果的分布范围看出,不确定性有所不同,但是我们的结果在相同数量级内,使用相同输入参数得到相似的结果,特别是它们的概率分布类似。对比两种方法时考虑使用相同的评价单元,筛选标准相同,得到的面积和岩石体积相同。这些约束条件对两种评价方法得到的估算值都有很大的影响。由于影响天然气地质储量的参数对天然气产量也有明显的影响,当输入参数相同时,可比较的结果差不多是有可能的。本文利用筛选标准,如总有机碳、储层跨度、厚度、深度、成熟度、压力划定概率输入参数,如开采面积、泄流面积、成功率和预计最终采收率的分布。然而,评价结果还与岩石物理参数有关,如孔隙度和含气饱和度,这些参数在容积法中至关重要。

另外一个参数,即采收率,根据美国页岩地层的经验值类比得到。采收率用BGR方法估算技术可采资源量(TRR)中是必要参数。与之相比,美国地质调查局的评价输入参数依据生产动态数据,采收率既未直接使用也不是必要参数。然而在判断未测试区的未来生产动态时,美国地质调查局结合对地质复杂性和储层性质的认识确定评价输入参数。美国的页岩气开发历史表明影响技术可采资源量(TRR)的参数不仅有矿物特征,还有各类相互影响的参数。除了井的数量和井距,地质构造、超压、矿物学特征与岩相特征相互影响、岩石物理学特征和地化特征(如孔隙尺寸、吸附作用/保留作用和粘土含量)以及裂缝和节理的相互作用极其复杂,都对技术可采资源量有很大的影响。

目前,每个起作用的参数对产量的定量影响仍不清楚,是一个仍需要研究和讨论的课题。因此,即使已知每个影响采收率的参数,推导未开发页岩气藏的单一“正确”采收率是不可能的。除此之外,美国的许多页岩气藏分布范围广,只有一小部分气藏集中开发;因此,一个评价单元内,采收率可能在空间上有所变化,采收率的估算值仍具有高度不确定性。公开发表的采收率也反映了这一点,变化范围很大,5%~60%(20%~60%,Curtis,2002;15%~40%,Kuuskraa,2009;15%~30%,国际能源署(IEA),2009;15%,Mohr和Evans,2011;10%~35%,Ejaz,2011;12%,Ikonnikova等,2012年;5%~10%,Sandrea,2012;20%~30%,美国能源信息署,2013)

由于采收率具有高度的不确定性,因此评价中采收率的优选经常被批评具有主观性。考虑这个因素,对比已发表文献上发布的值,以此为依据,优选实例分析中的标准化采收率。总的来说,美国地区的页岩气生产经验表明,根据地质参数,采收率几乎不小于5%,平均值可能为13%,不可能超过20%~30%(美国能源信息署,2013)。大于这些值是例外情况,因此本文不予以考虑。考虑采收率估算值的分布范围和不确定性,本文选择10%,与发布估算值的集中趋势近似。而且,假设采收率为10%,两种评价方法的结果具有高度相关性,能够证明这个值的合理性。两种结果的比较研究表明,如果具有足够精细的地质信息,正如本文的实例一样,美国地质调查局的动态法得到采收率的平均估算值为10%。如果随意选择采收率20%,结果不具有相似性。用P50估算值对比容积法和动态法评价的结果,表明伍德福德(Woodford)的采收率为7.2%,舒布里克的采收率为9.3%,布鲁克的采收率为5.8%。

两种方法的结果,特别是平均值和F50/P50值,吻合良好,这就表明联邦地球科学和自然资源研究所得到的结果与“真实值”相接近,与动态法得到的结果具有高度一致性。而且,地质模型的稳定性和评价单元的划定对结果的影响比方法的细节的影响大。我们得出结论,页岩气评价的巨大差异主要是由于盆地地质评价和输入参数有所不同,而不是由于方法的本质区别。结果还表明,用容积法对未开发盆地进行初步评价依据的筛选标准应该相同,尤其是为了保证不同国家(如欧洲)评价的结果具有可比性。然而,容积法采收率仍具有最大的不确定性。容积法中,选择相同参数对产生具有可比性的评价结果是最重要的。

最后,值得注意的是,在结果分布的低概率端,两种方法的结果具有巨大的差异性。这可能与两种方法的资源估算量都是对数正态分布,而且最小值和概率最大的值(平均值)比最大值的约束条件更多有关。例如,动态分布法定义截断的偏移对数正态分布为最终可采储量输入参数分布,容积法定义某些界限值为最小输入值,如页岩厚度为20米,总有机碳为2%,因此产生了截断概率分布。与之相反,最大值的输入参数以页岩气藏的“最大潜力”为准,一般情况下,这些参数的约束没那么严格。两种评价方法的结果都表现为对数正态分布,天然气地质储量法估算的值比动态法估算的技术可采资源量值更大。而且,当估算天然气地质储量的采收率为常数10%时,得到的P95值比动态法得到的F05大非常多。对这些差异进一步分析,有助于对页岩气储层的采收率及其在页岩气藏中的空间变化有更好的理解。

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