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海陆交页岩气储量计算参数选择 中国岩气资源广泛分布在中国的海相和地相盆地。在中国领土上的地质和历史时期，有来自各行各业的岩气资源。据初步估计，中国岩气资源约为100.1122m3。中国海相沉积广泛, 分布面积多达300×104km2【1】, 陆上海相沉积面积约280×104km2, 且主要层系均具有良好的烃源岩, 演化程度普遍在成熟—过成熟阶段, 具备页岩气成藏的地质条件。海陆交互相沉积含煤盆地中也蕴含有良好的烃源岩, 但以往研究工作多集中在煤炭、煤层气资源, 对其中的页岩气资源研究较少。 2010年以来中联公司在沁水盆地承担了若干个以页岩气为主的国家及企业课题【2】, 在盆地内取样467个, 并进行了岩矿鉴定、TOC、Ro、扫描电镜、X衍射、热解有机碳、含气量、超低渗透率、等温吸附等多个项次的测试, 通过对300余口老井资料的复查, 基本摸清了沁水盆地内页岩气储层特征并估算出页岩气资源量。资源量估算过程中采用体积法计算, 在参数选取及估算过程中, 遇到了诸如含气量、厚度、连续性等方面的诸多问题, 考虑到海陆交互相含煤盆地页岩气储层自身特有的属性, 这些问题与常规天然气储量估算及煤层气探明储量估算有着较大区别, 故而专门针对以下3个问题作出分析。 1 岩相资源量参数确定 沁水盆地页岩气资源量计算依据《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目页岩气资源潜力评价方法与有利区优选标准操作手册》展开, 操作手册主要推荐采用体积法。 体积法计算公式: Q总:页岩气地质资源量, 108m3 A:有效面积, km2 h:有效厚度, m ρ:页岩密度, t/m3 q吸:吸附含气量, m3/t q游:游离含气量, m3/t 公式中所需要的计算参数即此次页岩气资源评价参数体系。 估算资源量各参数获取方法: (1) 有效面积采用有机碳含量关联法, 以TOC等值线图为基础, 依据不同TOC含量等值线所占的面积, 分别求取与之对应的面积概率值。 (2) 有效厚度采用相对面积占有法, 首先绘制有效泥页岩厚度等值线图, 依照不同厚度所占的相对面积大小进行厚度赋值。即从最大厚度中心处开始, 占有效面积X%的厚度等值线即作为P (X) 条件概率的厚度值。 (3) 泥页岩密度采用样品实测法获得, 以实测数据为基础, 利用蒙特卡洛分析软件, 分别获得研究区不同概率下的密度赋值。 (4) 总含气量的确定, 首先通过现场解吸法分别获得损失气、吸附气、残余气量, 再以三者之和作为总含气量。以获得的数据为基础, 利用蒙特卡洛分析软件, 分别获得研究区不同概率下的总含气量值。 按照以上原则进行估算后确定, 沁水盆地页岩气资源量为0.49 1012m3。 2 煤层储层类型划分 对于沁水盆地海陆交互相沉积地层来说, 各层位均发育有多套富有机质暗色泥岩, 为方便确定目的层位置, 本次将页岩气储集层段在各组内分别做了层段划分;将下石盒子组泥岩自上而下分为下石盒子组一段泥岩 (P1x1) 、下石盒子组二段泥岩 (P1x2) ;将山西组泥岩自上而下分为山西组一段泥岩 (P2s1) 、山西组二段泥岩 (P2s2) ;将太原组泥岩自上而下分为太原组一段泥岩 (C3t1) 、太原组二段泥岩 (C3t2) 、太原组三段泥岩 (C3t3) , 如图1所示【2】。 根据泥岩在盆地的连续性制作了连井剖面, 并估算了单层泥岩的资源量。但在沁水盆地局部地区, 以山西组泥岩为例, 在中部沁源地区, 下二段泥岩与山一段泥岩中间仍有厚层泥岩局部发育, 且气测显示异常, 这类局部发育的含气性较好的泥岩命名仍为难题。 计算煤层气探明储量的前提是明确煤层气储层的名称, 比如沁水盆地3号煤及15号煤在全盆地广泛发育, 9号煤层只在盆地北部发育;中国海相盆地页岩储层常为80~200m厚层泥岩, 且在所在组中只有1~2段, 海陆交互相盆地有着砂泥岩互层的特征, 一套地层中常发育有多套厚度大小不一的泥页岩层段, 同时含煤地层中泥页岩层段有机质含量普遍较高, 气测显示均比较异常, 故而多数层段均可以作为有效烃源岩层段, 如果在沁水盆地中能够找到富含页岩气的有力储层7~8个, 在开展页岩气储量估算之前页岩气储层的命名将是首要问题, 需要权威部门给予统一解决。 3 储岩岩石厚度 根据《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选项目页岩气资源潜力评价方法与有利区优选标准操作手册》提出的中国页岩气层段划分标准, 海陆交互相泥页岩单层选取厚度不小于5m, 砂岩夹层大于3m则需要剔除。沁水盆地作为海陆交互相含煤盆地, 与海相地层相比, 泥页岩单层厚度较薄, 砂泥互层现象普遍, 薄煤层也比较常见;通过TS-020井中气测曲线显示, 下石盒子组泥岩含气性较差, 但经取样测试分析下石盒子组TOC在0.075%~5.59%之间。整体来看, 沁水