国内外页岩气勘探与开发技术分析

王 妍，高文冰

(1.西北大学 地质学系 大陆动力学国家重点实验室，陕西 西安 710069;2.长庆油田勘探开发研究院 石油开发二室，陕西 西安 710021)

1 页岩气藏地质特征

页岩气产自富有机质的暗色页岩中，富有机质暗色页岩本身既是源岩、也是储层和盖层，表现为源储一体、原地持续聚集的成藏模式［1］。页岩气藏的烃源岩多为沥青质或富含有机质的暗色泥页岩和高碳的泥页岩类，有机质含量一般为4% ～30%，地层总有机碳含量TOC一般大于2%，可达普通烃源岩的10～20倍。总有机碳含量TOC与吸附气含量及页岩气的产气率密切相关。有机质作为吸附气的核心载体，有机碳含量的高低会导致吸附气的含量发生数量级的变化［2，3］。

页岩气藏与常规油气藏不同，它不需要在构造的高部位，也不像常规气藏那样聚集在不相关联的圈闭之中，页岩气藏为连续性富集气藏［2，4，5］。页岩气藏的成藏机理具有递变过渡的特点，体现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移，因此页岩气藏具有典型煤层气、典型根缘气和典型常规圈闭气成藏的多重机理。

页岩气可以是生物成因、热裂解成因或混合成因。生物气的产生需要厌氧环境，热成因气的产生需要较高的温度条件，因此盆地内靠近盆地中心方向的构造较深部位是页岩气成藏的有利区域。页岩气成藏和分布范围与有效烃源岩的面积相当，呈区域性展布［6－8］。一般原生页岩气藏具有高异常压力。当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低，因此页岩气藏的地层压力多变。

页岩气储层具典型的低孔低渗物性特征，页岩产层厚度一般为15～100m。页岩结构致密，粘土矿物含量较高，粘土和泥质(粒径5～63 μm)为其最主要组分，属超致密储层。主要由裂缝提供其储集空间。页岩气储层中气流阻力大、释放天然气缓慢，导致了页岩气成为开发最晚的天然气，同时，这也决定了页岩气的开发必须要采用一系列新技术进行储层改造才能实现有效的开采［3，7，9］。

2 世界页岩气资源潜力与发展前景

从世界范围看，页岩气资源量为456.24×1012m3，主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非和前苏联［2］，与全球常规天然气(471×1012m3)相当，页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气［10］。

2.1 美国页岩气资源

目前，美国形成了五大商业性页岩气生产系统，即阿帕拉契亚盆地Ohio页岩(泥盆系)，密歇根盆地Antrim页岩(泥盆系)，伊利诺斯盆地New Albany页岩(泥盆系)，沃斯堡盆地Barnett页岩(上石炭统)和圣胡安盆地Lewis页岩(白垩系)［11－13］。

ARI(Advanced Resoures International)机构在 1996年、2002年和2006年对美国页岩气资源量进行估算，结果分别为 1.47 ×1012m3、2.21 ×1012m3和 3.62 ×1012m3。根据该机构2006年估算数值，美国页岩气技术可采资源达3.6×1012m3，占美国非常规天然气技术可采资源量的22%［11，14］。

2.2 加拿大页岩气资源

加拿大非常规天然气协会(CSUG)(2009)认为加拿大的页岩气原地资源量在42.5×1012m3以上，超过了加拿大常规天然气资源量12×1012m3，其中加拿大不列颠哥伦比亚省页岩气资源量达28×1012m3以上。Kuuskraa(2009)估算Montney和Horn River两个盆地的页岩气原地资源量为39×1012m3(可采资源量约 7 ×1012m3)［15］。

2.3 中国页岩气资源

中国页岩气的形成和富集地质条件与北美有许多相似性。但是，中国页岩气的形成、富集存在许多差异，对页岩气资源的估算难度较大。据专家估算，我国页岩气可采资源量约为26×1012m3，与美国大致相当。从现有资料看，页岩气除分布在四川、鄂尔多斯、渤海湾、松辽、江汉、吐哈、塔里木和准噶尔等含油气盆地外，在我国广泛分布的海相页岩地层、海陆交互相页岩地层及陆相煤系地层也都有分布［1，4－6］。

2005年以来中国石油勘探开发研究院对我国南方海相地层发育的四川盆地川西南地区的寒武系页岩地层页岩气成藏地质条件进行了研究，对四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩气资源量做了初步估算。估算结果认为四川盆地南部下寒武统筇竹寺组页岩气资源量为7.14×1012～14.6×1012m3，整个四川盆地现有常规天然气资源量为7.2×1012m3，说明我国页岩气资源量巨大［5］。

2.4 其它地区页岩气资源

ARI(2009)对欧洲页岩气资源进行了估算，认为欧洲页岩气资源量在30×1012m3(可采资源量约4×1012m3)以上。未来10年，欧洲页岩气的开采将使欧洲的天然气实现自给自足，摆脱俄罗斯的制约［7，15］。

ARI(2009)对非洲南部Botswana页岩估算的页岩气资源量约为3.9×1012m3(可采资源量大于1×1012m3)。同时，发现澳大利亚、新西兰许多盆地也具有页岩气勘探远景，如Amadeus、Cooper、Georgina盆地和新西兰东部沿海盆地Whangai页岩等［2，7，15，16］。

随着世界各地新的含气区带的不断发现、更密集的开发井钻探以及开采理论与技术的进步，页岩气资源潜力的估算结果也会随之发生变化。

3 国内外页岩气勘探与开发技术

美国将页岩气田开发周期划分为5个阶段:资源评估、勘探启动、早期开采、成熟开采和产量递减阶段。资源评估阶段需要对页岩及其储层潜力做出评估，主要考虑地质、技术的不确定性，不同勘探开发阶段适用的方法有所不同。Forspan法可用于连续型页岩气藏，如美国阿巴拉契亚盆地泥盆系页岩气藏，通过统计已有开发数据资料来预测剩余资源潜力。美国现已形成一套页岩气资源评价系统。近年来逐步发展起来的页岩气勘探开发前沿技术包括油页岩气化开采技术、4D地震监测技术、UOP公司膜技术、页岩气井完井技术、储层改造技术等［17，18］。

3.1 钻井技术

页岩气井钻井主要包括直井和水平井两种方式。直井主要目的用于试验，了解页岩气藏特性，获得钻井、压裂和投产经验，并优化水平井钻井方案。水平井主要用于生产，可以获得更大的储层泄流面积，得到更高的天然气产量。一般情况下，若页岩储层为水平裂缝，主要采用垂直井。若页岩储层为垂直裂缝，多采用水平井，形式包括单支、多分支和羽状水平井等，直井与垂直裂缝相交的机会较少。目前美国页岩气开发中主要应用的是单支水平井。水平井的轨道设计、随钻测量与地质导向以及轨迹控制是水平井技术在页岩气开发应用中的三个关键环节。

3.1.1 水平井轨道设计

水平段井眼位置主要依据页岩层的物性，水平段方位的设计主要依据地应力资料。水平井井位和水平段井眼方位通常选择在裂缝发育密集并且有机质与硅质富集的页岩层段。水平井的方位角及进尺对页岩气产量有重要影响。理论上，在与最大水平应力方向垂直的方向上进行钻井，可使井筒穿过尽可能多得裂缝带，从而优化在压裂过程中流出井筒和在生产过程中流入井筒的情况，提高页岩气采收率。利用三维地震解释技术设计水平井轨迹。水平井在裂缝性气藏中得到应用，不仅钻遇更多的裂缝，还能明显改善储层流体的流动状况。与直井相比较，水平井中同一储层、相同压力下产气量有大幅提高。

3.1.2 随钻测量与地质导向

采用地质导向技术，确保在目标区内钻进，避免断层和其它复杂构造区。随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD)，可以使水平井精确定位，同时作出地层评价，引导中靶地质目标［8］。另外，geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术，在钻井过程中实时识别天然裂缝，解决相关测井问题。

3.1.3 轨迹控制技术

对于位移较大、难度较高的水平井采用旋转钻井导向工具，可以形成光滑的井眼，更易获得较好的地层评价。同时采用欠平衡钻井技术，实施负压钻井，避免损害储层。成熟、稳定、地层相对干燥的区块通常使用气体钻井，机械钻速成倍提高。气动震击钻井/金刚石硬齿合金钻头钻井方式(空气压缩机、燃料、冲击锤、冲击钻头、技术监督)的相关费用可通过泥浆和使用较少的牙轮钻头、稳定作用或泥浆马达节省的费用来弥补。用于非常规气藏的实时井眼成像、随时需要的欠平衡技术、CT管钻井技术和多分支井技术预计将于2030年得到有效利用。Halliburton采用有效的井底钻具组合(BHA)应对复杂的钻井情况穿越更长的水平段，研究测井数据和协调 Haynesville区域的地质力学使用高级“fit－forpurpose”钻头对非生产时间进行最小化，以延长钻头寿命，使平均钻井周期由100 d降至最少35 d。

3.2 测井技术

页岩气井测井技术主要指气层、裂缝、岩性的定性与定量识别。页岩气作为一种非常规天然气，其识别方法有别于一般常规气藏的判别模式。老井测井资料复查是找到有利页岩气藏的重要途径之一，综合测井资料分析可以在测井曲线上辨别有利的页岩气储层。页岩气层测井显示高电阻、高声波时差、低体积密度、低补偿中子、低光电效应等特征。近年，国内一些研究者证明了测井响应识别页岩气目的层的有效性，初步探究和介绍了页岩气藏参数的求算方法，以求能够更加准确有效地识别优质页岩气藏［19］。在生产实践中，通过了解国外的相关研究和国内的发展形势，利用测井方法对一些老井进行复查，有望获得页岩气勘探方面的重大突破。

3.3 完井技术

国外从事油气勘探开发的一些公司认为，页岩气井的钻井并不困难，难在完井。主要由于页岩气大部分以吸附态赋存于页岩中，而其储层渗透率低，既要通过完井技术提高其渗透率，又要避免地层损害是施工的关键，直接关系到页岩气的采收率，因此在固井、完井方式及储层改造方面都有其特殊技术。

页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。由于泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、渗透率低、失水小、抗拉强度高等特点，因此泡沫水泥有良好的防窜效果，能解决低压易漏长封固段复杂井的固井问题，而且水泥侵入距离短，可以减小储层损害。根据国外经验，泡沫水泥固井比常规水泥固井产气量平均高出23%。

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井［20］。(1)组合式桥塞完井是在套管井中，用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法，但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，也是最耗时的一种方法。(2)水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用柏奴利(Bernoulli)原理，从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石，达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业，免去下封隔器或桥塞，缩短完井时间。(3)机械式组合完井主要采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，可以在同一井筒内打开或关闭选定的一个或多个层位，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。主要技术有Halliburton公司的Delta Stim完井技术，施工时将完井工具串下入水平井段，悬挂器坐封后，注入酸溶性水泥固井。井口泵入压裂液，先对水平井段最末端第一段实施压裂，然后通过井口落球系统操控滑套，依次逐段进行压裂。最后放喷洗井，将球回收后即可投产。膨胀封隔器的橡胶在遇到油气时会自动发生膨胀，封隔环空、隔离生产层，膨胀时间也可控制。

3.4 储层改造技术

由于页岩储层低孔低渗的物性特征导致裂缝的发育程度成为页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一。仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产，其余90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通其天然裂缝，提高井筒附近储层导流能力。

3.4.1 水力压裂

页岩储层改造技术要求针对页岩储层特点优选压裂层位和施工工艺，才能取得比较好的开发效果和经济效益。由于页岩气产能较低，通常埋深大，地层压力高地页岩储层都要进行水力压裂改造才能够实现经济开采。

水力压裂技术以清水为压裂液，支撑剂较凝胶压裂少90%，并且不需要粘土稳定剂与表面活性剂，同时也要求储层中膨胀性蒙脱石含量不能很高，原因是其水敏性强，遇水易膨胀、分散和运移，从而会导致岩石渗透率下降。

水力压裂包括计算泵入地层压裂液的量、预测目的层中生成裂缝的成功率和压力［21］。在页岩气开发过程中，压裂液主要由水基流体与添加剂组成，这些添加剂用于帮助水携带压裂支撑剂进入裂缝。当压裂泵不再泵入压裂液时，砂岩支撑剂需要支撑已打开的裂缝。一旦裂缝形成，添加液被泵入井眼而使得裂缝继续发育，并将支撑剂带入更深的地层中。添加液需要保持必要的井底压力，以适应地层中开放性裂缝长度的日益增长，从而优化裂缝网络，实现气体产量的最大化。

3.4.2 水平井分段压裂技术

虽然氮气压裂、泡沫压裂、凝胶压裂、水力压裂等各种压裂的理论和方法都很相似，但是每个盆地和每口井的压裂细节不同。为了能够更有效地产生裂缝网络，最大程度地提高最终采收率，同时还要节约成本，水平井分段压裂技术应运而生。最初水平井的压裂阶段一般采用但段或两段，目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿克马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton－1H－23井经过7段水力压裂措施改造后，增产效果显著，页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛应用，使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

3.4.3 重复压裂

当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致产量递减时，需要采取二次增产措施以提高采收率。重复压裂是在老井中再次进行水力压裂，恢复或增加生产产能。美国天然气研究所(GRI)研究证实，重复压裂能够以 0.1美元/mcf(1mcf=28.317m3)的成本增加储量，可使估计最终采收率提高8% ～10%，可采储量增加60%，是一种低成本增产方法。

3.4.4 同步压裂

2006年，同步压裂技术开始在Barnett页岩气井完井中实施，作业者在相隔152～305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂，显示出广阔的发展前景。由于页岩储层渗透性差，气体分子能够移动的距离短，需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显需要注意的是页岩储层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束，要针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺，才能取得比较好的开发效果和经济效益。

3.5 裂缝综合监测技术

页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。

推断压裂裂缝几何形态和产能的常规方法主要包括利用净压力分析进行裂缝模拟，试井以及生产动态分析等间接的井响应方法［21］。利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化。该技术有以下优点:①测量快速，方便现场应用;②实时确定微地震事件的位置;③确定裂缝的高度、长度、倾角及位;④具有噪音过滤能力［20］。

目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnrtt页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性［12］。经营者运用该技术认识到天然裂缝和断层对水力压裂裂缝的延伸及储层产能和开采产生很大影响。2005年，美国Chesa－peak能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价。

4 结语

我国页岩气研发总体还处在起步阶段，当前主要任务是进行资源量评价和有利目标区域优选，以及开展关键技术的试验先导性研究。针对目前页岩气勘探开发现状及存在问题，现阶段应将页岩气的研究重点投入以下几个方面:

(1)适应页岩气储层特征的数值模拟器的开发和应用。

(2)水平井及水平井压裂裂缝优化技术。着重研究水平井参数及水平井压裂裂缝参数在不同页岩储层特征下对页岩气井产能的影响。

(3)页岩气储集层的储层保护技术。由于页岩储集层孔隙度、渗透率很小，钻井和储层改造过程中储层保护极其重要，包括钻井液体系选择、压裂过程中工作液的选取等。

(4)页岩气渗流机理研究。对于渗流机理，要设计出适用于页岩气的多种渗流方式下的试验装置及测试方法，通过试验，建立页岩气渗流规律。

(5)页岩气资源量(储量)评价。该研究方向涉及页岩气基质孔隙度、裂缝系统、页岩气吸附规律以及含气饱和度的评价方法。

我国今后除了需要进一步加强页岩气成藏机理和模式研究、加大对页岩气勘探开发相关技术研究外，还需要深入开展页岩气开发先导性试验、加大国家政策对页岩气研发的支持力度以及加强国际交流和技术合作。

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