CN105699411A - 泥页岩储层岩石洗油效果评价方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种评价泥页岩储层岩石洗油效果的方法，具体是一种将ESH岩石热解分析技术与泥页岩岩样洗油相结合，通过比较泥页岩岩样洗油前后的ESH热解谱的变化评价洗油效果，制定了相应的评价标准。本发明所采用的方法克服了已有技术无法准确判断样品中自由烃清洗程度及固相有机质骨架完整性的缺陷，旨在为泥页岩储层岩石洗油效果的评价提供一种有效的手段。

Description

泥页岩储层岩石洗油效果评价方法

技术领域：

本发明涉及一种评价泥页岩储层岩石洗油效果的方法，具体的说是一种应用以延时缓慢加热为特征的ESH(ExtendedSlowHeating)岩石热解分析技术与泥页岩储层岩石洗油技术相结合，通过洗油前后的热解谱差异判断泥页岩孔隙中自由烃清洗效果和固相有机质骨架完整性的方法，属于恢复页岩气储层岩石骨架性质预处理工作的一部分。

技术背景：

随着常规储层产量递减及天然气在能源市场所占份额逐年增加，非常规气藏的研究和开采受到越来越多的重视。近年来，世界范围内掀起了页岩气开发研究的热潮，各大商业实验室也为此开展了大量关于泥页岩岩石物理性质的实验研究。实验室岩心分析是研究储层岩石及其流体性质的重要手段，而一切针对岩石骨架性质的测试分析都离不开洗油。以泥页岩的孔隙度测试为例，Luffel(1992)等发现根据实验室孔隙度测试结果估算的产气量比实际产出要小一个数量级。实验人员通过重复性测试或多种方法间的对比(如液体饱和法和气体注入法)检验测试结果的准确性，但并未发现异常。这是因为，在洗油不充分或过度清洗的情况下，重复或对比测试结果仍会呈现出高度的一致性，然而此时的孔隙度并不能反映真实情况。所以，孔隙中自由烃的清洗是保证实验质量的前提。

恰当的岩心清洗是获得总孔隙度的必要条件。根据孔隙度的定义，在实验测量前孔隙中的所有原始流体成分都应该被清洗掉。清洗通常是指通过各种方法和手段除去孔隙中的自由烃、粘土中的束缚水以及溶解在地层水中的盐分。本发明涉及关于除去孔隙中自由烃的问题。砂岩等不含有机质岩石的洗油标准非常清晰且统一，即把孔隙中所有的烃全部清除掉仅保留非有机质骨架。与砂岩等常规储层相比，泥页岩中有机质的存在使得洗油标准变得复杂。泥页岩中的有机质是多种具有不同流变性质的有机物的混合体，它的部分组分兼具流体和固体特性，例如干酪根是不溶于有机溶剂的，它表现出固态特性；而沥青质则表现出可溶解性以及与温度和压力有关的固液两相性。因此从孔隙度的定义可以得出，实验前需要将泥页岩孔隙中所有的自由烃(包括有机质中以流体相形态存在的流态沥青质和非有机质孔隙中的所有烃类)清洗掉，但必须保证骨架的完整性即不能破坏固相有机质骨架部分(如干酪根和固态沥青质等)。传统技术中，荧光照射技术是最常用的一种洗油效果评价方法，该方法通过检查岩心本身残存油的荧光级别或荧光下抽提溶剂的颜色变化洗油效果，在砂岩等洗油后只需要保留非有机质骨架的岩石中应用效果非常好。不过，泥页岩中固相有机质组分应当被保留的特性极大的限制了该方法的使用，因为该方法既无法定量判断自由烃残存量又无法反映固相有机质骨架在洗油过程中是否遭到破坏。既然传统评价手段无法提供用于判断泥页岩储层岩石洗油效果的可靠标准，那么泥页岩总孔隙度测试的准确性也就无法判断了。

RockEvalII岩石快速热解技术是一种对岩样进行连续热解的方法，主要是用于烃源岩的有机质类型、丰度、成熟度与热演化程度评价以及估算烃源岩生烃量等。Kuila(2014)等在2014年首次采用RockEvalII热解谱判断泥页岩洗油效果，与荧光照射法相比，该技术不但能够定量判断洗油是否完成，还能直观的反映孔隙中烃的变化量以及固相有机质骨架完整性。Kuila等提出的利用岩石热解谱评价洗油效果的方法，具体的说是一种按RockEvalII热解谱中的S1和S2组分划分流体和固体有机质组分的方法。该方法将热解谱上温度高于300℃后表现出热稳定性的S2组分定义为岩石的固态有机质骨架，而其余的S1组分则代表所有的流体相。该技术的实施分为两个阶段(参见说明书附图1)：第一阶段记作S1，该阶段恒温300℃持续加热3分钟；3分钟后以25℃/min的速率快速升温至650℃，记作S2阶段；整个热解过程只需要17分钟，期间仪器会自动记录各阶段中烃的释放量。RockEvalII热解谱中，S1组分代表样品中的自由烃，是孔隙清洗的目标成分；而S2组分反映在洗油过程中不能被破坏的构成岩石有机质骨架的固相有机质部分。该方法判断洗油效果的核心思想是分别测试泥页岩样品洗油前和洗油后的RockEvalII热解谱，最后通过比较两个谱的变化情况判断洗油效果。判断标准包括3种情况：1)如果洗油后热解谱中的S1组分较洗油前全部消失而S2组分基本不变，则认为孔隙中的自由烃全部被清除且保持了固相有机质骨架的完整性，此时洗油完成；2)如果S1组分仍有残余则需要继续洗油；3)S1组分消失后，如果S2组分出现了明显的缺失则表明固态有机质骨架在蒸馏萃取过程中遭到破坏，此时样品不适合再进行孔隙度的测试，需要更换样品重新进行实验。

然而，随着对泥页岩有机质组分特征研究的深入，有机质组分中类流体残余烃(FHR，fluid-likehydrocarbonresidue)的发现表明：利用传统RockEvalII快速热解技术得到的S1和S2热解谱来区分泥页岩中的流体相和固相有机质组分存在一定缺陷，在将其用于判断泥页岩孔隙中自由烃的清洗效果之前必须要对该技术进行改进。传统RockEvalII热解谱的S2组分中并不像传统意义上认为的那样只含有干酪根和固态沥青质等固相有机质组分，它同时还包括一部分FHR组分，而FHR本质上是附着在粒间孔和固态沥青质表面的一种呈流体或半流体状态存在的中质到重质的自由烃(Sanie,2015；Kondla,2016)。利用传统RockEvalII热解技术得到的S1和S2热解谱无法有效的区分这部分流体/半流体烃类和固相有机质组分，因此也就无法有效的判断自由烃是否完全被清除以及有机质骨架是否完好无损。

Sanei(2015)将传统的RockEvalII热解技术细节进行改进后提出了ESH热解方法。ESH热解技术设定初始温度为150℃并保持恒定延长加热时间到10分钟，与RockEvalII初始热解条件相比(初始热解温度300℃，持续3分钟)，较低的初始温度和较长的热解时间可以保证该过程中只有轻质自由烃组分(LightFreeHydrocarbons)挥发出来，这部分被定义为S1_ESH。随后以10℃/min的速率缓慢加热至650℃，与RockEvalII25℃/min的快速加热方式相比，较长的加热过程为自由烃残余组分提供了充足的解析和释放时间，最终S2谱被分成两个部分：一是由中质到重质烃组成的FHR组分，命名为S2a_ESH；另一部分是由干酪根与固态沥青质等组成的有机质骨架部分，命名为S2b_ESH。也就是说，RockEvalII热解谱的S1和S2两峰结构在ESH热解谱中被拓展为三峰结构：I)S1_ESH，轻质自由烃；II)S2a_ESH，类流体残余烃和III)S2b_ESH，固相有机质。ESH热解谱三个峰的分布区间及其所含烃类型介绍如下(参考说明书附图2)。

I)S1_ESH，轻质自由烃

S1_ESH组分是岩心ESH热解谱前10分钟内在恒定加热150℃条件下挥发出来的轻质自由烃，包括轻质油和一些气态凝聚物。

II)S2a_ESH，类流体残余烃

泥页岩储层岩石中的S2a_ESH组分大概分布在150-400℃之间，在这个温度区间内，大部分的有机质仍以流态到半流态的中质到重质烃的形式存在，是一层附着在粒间孔和固相有机质表面的一层烃膜。S2a_ESH组分是ESH与RockEvalII热解谱之间最显著的差别，ESH热解技术将这层烃膜从RockEvalII热解谱中独立出来。说明书附图1和附图2是用RockEvalII和ESH技术分别得到的源自同一块泥页岩样品的热解谱，两图的主纵坐标轴均为热解烃释放量的相对幅度。附图1和附图2中烃释放量的最小值定义均为0，作图时，将附图1和附图2中烃释放量的最高峰值定义为1，热解谱幅度做均一化处理，用于直观的反映烃释放量的相对幅度大小。从附图1中可以看出，RockEvalII热解谱的S2组分两个峰的相对幅度分布在非常狭窄的范围内(0.1-0.2之间)，期间没有能够区分FHR和固相有机质的明显界限；而附图2中，ESH热解谱三个组分的峰值在0.3-0.7之间，S2a_ESH组分与其他组分有明显的区分界限。在泥页岩储层岩石中含有FHR组分的S2通常均表现为：一个幅度较低的宽肩峰(温度范围约为300-450℃)后面紧跟着一个较为明显的高峰(温度范围约为450-650℃)，前面的宽肩峰是由一部分附着在粒间孔和固相有机质表面的FHR组分热解产生的，而后面的高峰主要源于固相有机质组分热解产生的烃(Sanie,2015；Kondla，2016)。

III)S2b_ESH，固相有机质

泥页岩储层岩石中，S2b_ESH组分大概分布在400-650℃之间，是由岩石中的固相有机质热解产生的烃。这些固相有机质包括一些残留的原始干酪根、固相沥青质及一些碎屑状耐热解的有机质成分。

发明内容

本发明的目的是为了解决已有洗油评价方法无法直观或准确的判断泥页岩孔隙中自由烃清洗效果以及固相有机质骨架完整性的问题，而提出的一种泥页岩储层岩石洗油效果评价方法。

本发明的目的是通过下述技术方案实现的。

1.一种泥页岩储层岩石洗油效果评价方法，其特征在于：将ESH热解技术与泥页岩储层岩石洗油技术相结合，通过比较洗油前后样品ESH热解谱中组分的变化判断泥页岩中自由烃和固相有机质骨架的变化，进而根据自由烃清洗程度和固相有机质骨架的完整性变化评价洗油效果，ESH是指延时缓慢加热；具体按以下步骤进行：

(1)所述ESH热解技术，其初始热解温度为150℃，保持恒定加热10分钟，随后以10℃/min的速率加热至650℃。

(2)所述的比较洗油前后样品ESH热解谱中组分的变化，其操作步骤如下：

①洗油前从待测原始样品中取50-70mg岩样研磨成粉末，对粉末进行ESH岩石热解测试得到洗油前样品的热解谱；

②进行岩样洗油并从洗油后的样品中取样50-70mg进行ESH岩石热解测试，比对当前热解谱与洗油前的热解谱；

(3)所述根据自由烃清洗程度和固相有机质骨架的完整性变化评价洗油效果，是按如下指标评价，将洗油后ESH热解谱与洗油前的热解谱相比，当：

①S1_ESH和S2a_ESH全部消失且S2b_ESH基本不变，表示孔隙中的自由烃全部被清除且固相有机质骨架未被破坏，此时洗油完成；

②S1_ESH和S2a_ESH仍有残余则需要继续洗油；

③S1_ESH和S2a_ESH消失的同时，S2b_ESH也出现了明显的缺失，表示固相有机质骨架在洗油过程中遭到破坏，洗油失败；

所述S1_ESH代表轻质自由烃、S2a_ESH代表类流体残余烃、S2b_ESH代表固相有机质，其中S1_ESH和S2a_ESH均属于自由烃，S2b_ESH属于固相有机质骨架部分。

与现有技术相比本发明的有益效果是：本发明将ESH热解技术应用于泥页岩样品洗油效果评价，修正了传统RockEvalII热解谱在含烃类型区分上存在的缺陷，提高了评价方法的有效性，为泥页岩孔隙中自由烃的清洗效果和固相有机质骨架完整性的判断提供一系列直观准确的指标。

附图说明

图1为某泥页岩岩心洗油前的RockEvalII热解谱。

图2为某泥页岩岩心洗油前的ESH热解谱。

图3为某泥页岩岩心洗油前和洗油后的ESH热解谱对比图。

具体实施方式：

下面结合附图和实施例来进一步描述本发明。

三幅图中的测试样品均取自同一块泥页岩岩样。为了直观的反映由RockEvalII与ESH两种热解技术得到的热解谱的差异，本发明在同一块岩样上取样两次分别进行测试。3幅附图中的横坐标轴均为时间，其中RockEvalII热解时长17分钟(图1)，而ESH热解时长达60分钟(图2)；主纵坐标轴为热解烃释放量的相对幅度，将图1和图2中烃释放量的最高峰值定义为1，根据最大值做均一化处理，用于直观的反映烃释放量的相对幅度大小；次纵坐标轴代表加热温度，其中图1加热温度范围是300-650℃，而图2在150-650℃，图中的虚线反映热解加热温度随时间变化关系。

图1中，粗实线代表洗油前样品在RockEvalII热解过程中释放出烃的量，虚线表示该技术对应的加热方式，即前3分钟恒温300℃，之后以25℃/min的速率加热直到650℃。A点处时间轴的垂线为300℃加热结束的位置，它是RockEvalII热解谱中S1和S2组分的唯一分界线，分界线左侧代表热解谱的S1组分，右侧为S2组分。从附图1中可以看出，RockEvalII热解谱S2组分中的宽肩峰(大约3-8分钟位置)和紧随其后的高峰(大约8-12分钟位置)相对幅度均较低，分布在0.1-0.2之间狭窄的区域内，期间没有能够区分FHR和固相有机质的明显界限。

图2中，粗实线代表洗油前样品在ESH热解条件下得到的烃释放量，虚线表示ESH加热方式，即前10分钟恒温150℃，之后以10℃/min的速率加热直到650℃。图中A点的时间温度坐标为(10，150)，过A点作时间轴的垂线，左侧热解曲线围成的部分代表轻质自由烃组分，ESH中S1_ESH恒位于A处垂线左侧温度为150℃的热解区间。S2a_ESH与S2b_ESH的分界线与两峰中间波谷的位置有关，其确定方法如下：首先过热解谱第二个峰和第三个峰的波谷做时间轴的垂线，与时间轴的交点为加热时间，延长该垂线与虚线(即加热线)交于B点，因为每个加热时间点对应唯一的热解温度，所以过B点作温度轴的垂线其交点即为热解温度。图2中B点处热解温度为350℃，热解谱上A和B处两条时间轴垂线之间(150-350℃)为FHR组分S2a_ESH；B处垂线右侧为固相有机质组分S2b_ESH(350-650℃)。S1_ESH和S2a_ESH两种组分共同构成了泥页岩孔隙中的自由烃。

图3中，粗实线代表样品洗油前的ESH热解谱，短划线代表样品洗油后的ESH热解谱。图3中的B点与图2中的B点是同一个点，B点处的时间轴垂线是S2a_ESH和S2b_ESH之间的分界线。B点处时间轴垂线左侧S1_ESH和S2a_ESH代表孔隙中所有的自由烃组分，右侧S2b_ESH属于固相有机质骨架。图3洗油后热解谱中的S1_ESH和S2a_ESH组分全部消失且S2b_ESH组分不变，表示孔隙中的自由烃全部被清除且固相有机质骨架未被破坏，此时洗油完成。

本发明按如下流程实现：

a.原始样品ESH热解测试

原始样品是指洗油前的样品。

①按照ESH参数调整热解仪器的加热方式。设置初始温度为150℃保持恒定加热10分钟，随后以10℃/min的速率加热至650℃，时间与温度的关系如图2和图3中虚线所示；

②从待测原始样品中取50-70mg岩样研磨成粉末；

③对粉末进行ESH热解测试得到洗油前样品的热解谱(如图2中粗实线所示)。

b.岩样洗油

岩样洗油通常采用蒸馏抽提组合的方式进行，溶剂的选择需要根据地区油品分析资料确定。洗油的原则是：在不破坏样品固相有机质骨架的前提下，去除孔隙中所有的自由烃。

①将待测完整样品或碎屑样品放入抽提器中；

②加入溶剂开始洗油；

③洗油过程中参考“c.洗油效果判断”取样测试。

c.洗油效果判断

①从洗油样品中取样50-70mg进行ESH热解测试，并比对当前热解谱与洗油前热解谱的差别(参考图3)。在实验样品不要求整体完整性的情况下，可直接取粉碎样品进行测试，如果要求保持样品的完整性，则需要放置块状平行样作等效判断；

②如果洗油后热解谱中的S1_ESH和S2a_ESH组分仍有残余，则需要继续洗油；

③如果洗油后热解谱中的S1_ESH和S2a_ESH组分相对于洗油前全部消失且S2b_ESH组分基本不变，则认为孔隙中的自由烃全部被清除且固相有机质骨架未被破坏，此时洗油完成停止实验，说明书附图3所示洗油前和洗油后的热解谱变化符合该情形；

④洗油后热解谱中的S2b_ESH组分出现明显的缺失，表示固态有机质骨架在洗油过程中遭到破坏，洗油失败。

本发明采用ESH热解技术评价泥页岩储层岩石洗油效果，克服了常规方法不能提供定量判断依据而新提出的RockEvalII快速热解技术在成分区分上存在缺陷的问题，提供了直观且准确的反映泥页岩孔隙中自由烃清洗效果的标准和固相有机质骨架在洗油过程中是否被破坏的判断指标。

Claims (1)

1.一种泥页岩储层岩石洗油效果评价方法，其特征在于：将ESH热解技术与泥页岩储层岩石洗油技术相结合，通过比较洗油前后样品ESH热解谱中组分的变化判断泥页岩中自由烃和固相有机质骨架的变化，进而根据自由烃清洗程度和固相有机质骨架的完整性变化评价洗油效果，ESH是指延时缓慢加热；具体按以下步骤进行：

(1)所述的比较洗油前后样品ESH热解谱中组分的变化，其操作步骤如下：

①洗油前从待测原始样品中取50-70mg岩样研磨成粉末，对粉末进行ESH岩石热解测试得到洗油前样品的热解谱；

②进行岩样洗油并从洗油后的样品中取样50-70mg进行ESH岩石热解测试，比对当前热解谱与洗油前的热解谱；

(2)所述根据自由烃清洗程度和固相有机质骨架的完整性变化评价洗油效果，是按如下指标评价，将洗油后ESH热解谱与洗油前的热解谱相比，当：

①S1_ESH和S2a_ESH全部消失且S2b_ESH基本不变，表示孔隙中的自由烃全部被清除且固相有机质骨架未被破坏，此时洗油完成；

②S1_ESH和S2a_ESH仍有残余则需要继续洗油；

③S1_ESH和S2a_ESH消失的同时，S2b_ESH也出现了明显的缺失，表示固相有机质骨架在洗油过程中遭到破坏，洗油失败；

所述S1_ESH代表轻质自由烃、S2a_ESH代表类流体残余烃、S2b_ESH代表固相有机质，其中S1_ESH和S2a_ESH均属于自由烃，S2b_ESH属于固相有机质骨架部分。