前言:页岩气为近年来在北美地区广泛勘探开发的天然气新目标，在全球非常规油气勘探开发中异军突起，成为突破最晚、近期发展最快的非常规天然气资源。与常规天然气相比，页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点， 大部分产气页岩由于分布范围广、厚度大，且普遍含气，页岩气资源量巨大， 因而页岩气井能够长期地以稳定的速率产气，一般开采寿命为30~50 年, 随着世界能源消费的不断攀升， 包括页岩气在内的非常规能源受到越来越多的重视。美国和加拿大已实现页岩气商业性开发， 中国和其他国家也正在加紧相关的研究工作。

1 美国页岩气勘探开发纵览

页岩气的勘探开发历史悠久， 已有近200 年的历史，目前正迈入快速发展期。北美页岩气的发展尤其迅速，实现了高效经济、规模开发，成为北美天然气供应的重要来源， 并引起全球天然气供应格局的重大变化。

世界第一口页岩气井位于美国东部1821~1975 年为页岩气早期勘探开发阶段。1821 年在美国东部阿巴拉契亚盆地泥盆系Dunkirk页岩中完钻的、井深仅21m 的一口井，在井深8.23m的泥盆系Perrysbury Dunkirk 页岩中获得天然气。该井成为北美陆台上的第一口页岩气井，也是全球第一口商业性页岩气井，生产的天然气满足了Fredonia 城市的照明和部分生活的需要， 一直供气到1858 年，长达37 年。1870~1900 年的勘探开发范围涉及到了美国东部的纽约、宾夕法尼亚、俄亥俄、肯塔基、弗吉尼亚等州或地区。1914 年在阿巴拉契亚盆地泥盆系Ohio 页岩的钻探中获得日产气2.83×104m3 的高产气流， 由此发现了世界第一个页岩气田———Big Sandy 气田，1926 年Big Sandy 气田的含气范围由阿巴拉契亚盆地的东部扩展到西部，成为当时世界已知的最大气田。目前，Big Sandy气田已累计钻井约10000 口， 单井平均日产气最高为2831.2m3，2008 年年产气量为15.2×108m3，处于美国第20 大气田的位置。BigSandy 气田为页岩气早期勘探开发的重大成果。2000 年以来， 页岩气勘探开发技术不断提高，并得到了广泛应用。同时加密的井网部署，使页岩气的采收率提高了20%，年生产量迅速攀升[8]。2000年， 美国页岩气年产量为122×108m3， 生产井约有28000 口[9]；2004 年美国页岩气年产量为200×108m3，约占天然气总产量的4%；2006 年，美国有页岩气井40000 余口，页岩气年生产量为311×108m3，占天然气总产量的6%；2007 年美国页岩气生产井近42000口，页岩气年产量450×108m3，约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005 年的23 家发展到2007 年的 家。美国相关专家预测，2010 年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。

当然除美国之外，页岩气开发规模最大的当属加拿大！

2 目前中国页岩气进展

就像老师说的为了政治需要在页岩气开采研究方面做赔本买卖，不管对于错，我个人觉得这是很必要的，随着石油价格一路狂涨，加之中东动荡而中国又是一个资源稀少而消耗浪费严重的国家，恰好中国据推测中国的页岩气地质资源量将达到100×，十分可观,不过很可惜在页岩气研究方面远落后于欧美，就连页岩气的所需的化学剂受到来自美国无情的剥削，看来落后不是挨打就是吃亏。中国对页岩气的高度关注是近几年的事， 目前对中国的页岩气资源的认识程度还远远不够， 有利勘探开发区域和层系尚不明晰。

2 页岩气钻井液技术

页岩气区别于常规天然气的特征之一是以吸附和自由气的形式存在于页岩之中。由于页岩的致密性， 具有商业开发价值的页岩气藏储层厚度都比较大。自从页岩气产业化以来，国内外都在储层评价、水平井增产、射孔优化和压裂增产技术上不断创新以寻求最佳的经济效益。

1.1 储层评价技术页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据， 包括EC（Elemental Capture Spectroscopy）来识别储层特征。单独的GR 不能很好地识别出粘土， 干酪根的特征是具有高GR 值和低Pe 值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试TOC 和吸附等温曲线。

1.2 水平井增产技术页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多，并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能的利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多的流入井筒，因此开采可使用水平钻井技术，并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说，水平段越长，最终采收率就越高。水平井的成本比较高， 但其经济效益也比较高，现代钻井技术使水平井的水平段在钻探过程中比较容易控制，因此页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出。在采用水平井增产技术过程中，水平井位与井眼方位应选在有机质富集，热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。为了更好地利用储层中的天然裂缝, 并且使井筒穿越更多储层, 越来越多的作业者都在应用水平井钻井技术。通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法增加井筒与裂缝相交的可能性, 从而打开更多的页岩表面进行开采。但是, 常规的定向钻井技术可能受到扭矩和阻力的影响, 扭矩和阻力通常是司钻在井筒造斜过程中由滑动和旋转造成的。在更复杂的井眼轨迹中, 扭矩和阻力可能横向位移, 加大测井难度。因此在开采较直且曲折度不大的井时, 可以采用旋转导向系统。某些情况下, 应用三维地震解释技术设计水平井轨迹图。随钻成像测井系统已被应用于解决水平井测井存在的一些问题。应用该系统可以在整个井筒长度范围内进行电阻率成像和井筒地层倾角分析。成像测井提供构造信息、地层信息和力学特性信息, 用于优化完井作业。成像能够将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较, 帮助作业者确定射孔和油井增产的最佳目标, 应用随钻测井系统优化完井的利用测井得到的成像资料来识别地震资料无法识别的断层以及与之相关的从下伏喀斯特白云岩中产水的天然裂缝群。在进行加密钻井时, 井眼成像有助于识别邻井中的水力裂缝, 从而帮助作业者将注意力集中在储层中原先未被压裂部分的增产措施上。井中是否存在钻井诱发裂缝以及裂缝的方向如何, 对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用, 而且在减轻页岩完井难度及降低相关费用方面也起到一定作用。水平井是页岩气藏成功开发的关键因素，水平井的推广应用加速了页岩气的开发进程。在页岩气层钻水平井，可以获得更大的储层泄流面积，更高的天然气产量。根据美国页岩气开发的经验，水平井的日均产气量及最终产气量是垂直井的３ ～ ５ 倍，产气速率则提高１０ 倍，而水平井的成本则仅为垂直井的２５％ ～ ５０％ 。国外在页岩气水平井钻完井中主要采用的相关技术有：① 旋转导向技术，用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井；② 随钻测井技术（LWD） 和随钻测量技术（MWD） ，用于水平井精确定位、地层评价，引导中靶地质目标；③ 控压或欠平衡钻井技术，用于防漏、提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进；④ 泡沫固井技术，用于解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题，套管开窗侧钻水平井技术降低了增产措施的技术难度；⑤ 有机和无机盐复合防膨技术，确保了井壁的稳定性［９ ］ 。另外，页岩气水平井钻井要考虑其成本，垂直井段的深度不超过３ ０００ m ，水平井段的长度介于５００ ～２ ５００ m 。考虑到钻井完成后，页岩气开发要进行人工压裂，水平井延伸方位要垂直地层最大应力方向，这样才能保证沿着地层最大应力方向进行压裂。欠平衡钻井时，人们有意识地在裸眼井段使井筒压力低于地层压力，当钻遇渗透性地层时，地层流体会不断流入井筒并循环到地面以利于控制，页岩气用空气作循环介质在暗色页岩中钻进，可依据演化模式预测暗色页岩对扩散相天然气封闭的能力，以指导页岩气藏勘探，提高勘探开发水平。另外，在页岩气水平井钻井中，采用欠平衡钻井技术，实施负压钻井，能够避免损害储层。美国肯塔基州派克县的派克３１ 井是泥盆系页岩气井，１９８６ 年８ 月完钻，完钻井深１ ３３０ m ，在井深８０９m 至完钻井底使用空气钻井，目的是在钻井时排出地层水以保持干净的井筒，便于识别天然裂缝和烃类进入井筒的情况。

1.3 射孔优化技术定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒减少井筒附近裂缝的弯曲程度， 进而减少井筒附近的压力损失，为压裂时产生的流体提供通道过大量页岩气井的开发实践， 开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则，即在射孔过程中，主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区，采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。在对水平井射孔时，射孔垂直向上或向下。

1.4 压裂增产技术水力压裂可以使储层产生密集的裂缝网络，进而提高储层渗透率， 使地层中的天然气更容易流入井筒。进行压裂前，应先对井（竖直井或水平井）进行测试，以确保井能够承受压裂的压力和注入泵率。页岩气开采过程中可采用多种压裂方式：重复压裂、多层压裂、清水压裂、同步压裂。重复压裂主要是在不同方向上诱导产生新裂缝进而增加裂缝网络，可有效改进井产量与生产动态特征；多层压裂多用于垂直堆叠的致密地层。清水压裂采用添加一定减阻剂的清水作为压裂液。

1.5页岩气储层改造技术，裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一,为页岩气储层裂缝模型。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。国外一些页岩埋藏较深, 地层压力较高的页岩气藏开发历程印证了钻采技术的不断更新: 氮气压裂、泡沫压裂、凝胶压裂、清水压裂、水平井钻探技术。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。对于埋藏较浅地层压力较低的储层通常采用氮气泡沫压

3影响页岩气开发因素及勘探开发技术展望

3.1 总有机碳含量(TOC )的影响

根据页岩气的定义, 有机质既是生烃的物质基础, 也是页岩气吸附的重要载体之一。TOC 的高低会导致吸附气量发生数量级的变化, 最终影响页岩气藏的产气率。福特沃斯盆地B arnett页岩气藏生产表明, 气体产量大的区块, 有机碳含量对应也高。多数盆地研究表明, 页岩气的含量与页岩产气率有良好的正相关关系。Ross等人在研究加拿大大不列颠东北部侏罗系Gordonda leMember页岩储层时发现, 有机碳含量与甲烷吸附能力具有一定的线性关系, TOC值大, 甲烷的吸附量也多, 主要原因是有机质含有大量微孔隙, 它对气体有较强的吸附能力。在评价页岩气资源时, 既要考虑储集层的生烃能力, 也要考虑不溶有机质的含量与吸附气之间的关系, 确定具有经济开采价值的页岩气藏TOC 起算值。若有机质含量比较低, 则吸附的气体量也随之减少, 开采效率相对比较低。

3.2成熟度的影响

页岩气藏的热成熟度越高, 表明页岩生气量越多, 页岩中赋存的气体也就越多。在热成因的页岩中, 有机质的成熟度是用来评价烃源岩的生烃潜

力。;据Dan ie lM Jarv ie等人的研究, 在Barneet页岩气田, 热成熟度低的区块, 气体流动速度低, 这是由于只有少量的气体生成, 另外残留的碳氢化合物堵塞了喉道; 在热成熟度高的井中, 气体的流动速度高, 由于干酪根和油的裂解, 生成大量的气体。因此, 热成熟度是评价页岩气高速流动可能性的重要地球化学参数。

3.3页岩矿物组成的影响

页岩的矿物成分较复杂, 除高岭石、蒙脱石、伊利石等黏土矿物以外, 还混杂石英、长石、黄铁矿、云母等许多碎屑矿物和自生矿物。为美国4大页岩储层矿物组成三角图[ 12] 。其相对组成对页页岩储层矿物组成三角图岩的岩石力学性质、储层特性及气体的吸附能力均有一定影响。与方解石相比, 黏土矿物和石英具有更多的微孔隙和更大的表面积, 吸附和赋存更多的气体。那些有机质和石英含量高的页岩, 脆性较强, 容易在外力的作用下形成天然裂缝和人工诱导裂缝, 有利于天然气的渗流, 同等情况下可以采出更多的天然气。页岩的矿物成分在一定程度上影响着裂缝的发育程度, 从而影响页岩气的产能

3.4天然裂缝的发育程度

世界页岩气资源很丰富, 但尚未得到广泛勘探开发, 最根本原因是页岩气藏的渗透率一般很低只有增加天然裂缝网络, 才能增加页岩基质渗透率。那些已经投入开发利用页岩储层往往天然裂缝系统比较发育, 例如M ich igan盆地北部Antrim 组页岩生产带主要发育2组正交高角度天然裂缝(北西向和北东向)。在主产区以外, 尽管也钻到了富含天然气的Antrim页岩, 但由于天然裂缝不发育, 渗透率很低而不具备商业价值。B ig Sandy 气田高产井大多沿北东方向分布, 与高角度多组裂缝发育紧密相关。FortWorth盆地N ewark E ast气田B arnett组页岩气产量高低与页岩内部微裂缝发育程度有关; Illino is盆地N ew A lbany组页岩经济可采储量也与裂缝系统相关。裂缝发育程度是决定页岩气藏品质的重要因素。一般来说, 裂缝对页岩气藏具有双重作用: 既是储集空间, 也是渗流通道。一方面裂缝为天然气提供了聚集空间, 有助于页岩气总含气量的增加; 另一方面是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径。页岩气藏的油藏描述重点是地层裂缝, 包括裂缝的生成、形态、展布、规模以及对流体渗流的影响, 裂缝是控制地层渗流的主要因素。因此, 页岩气藏的勘探目标应首选那些拥有较高渗透能力或具有可改造条件的泥页岩裂缝发育带。

3.5 压裂增产技术裂缝的发育程度是页岩气运移聚集和经济开采的关键因素之一。但据统计表明, 仅有少量发育良好的天然裂缝页岩气藏可直接投入开发生产, 90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施来沟通天然裂缝, 提高井筒附近的导流能力。在20世纪80年代, 高能气体压裂在美国东部泥盆系页岩气藏开发中实施。高能气体压裂可以有效地造成多条径向裂缝, 使之与天然裂缝相沟通的可能性大大提高, 解除近井地带的堵塞物, 使地层渗透性大为改善。21世纪以来, 清水压裂、多级同步压裂和水平井多段压裂是近期压裂工艺技术发展的重要方向。( 1) 清水压裂技术。水力压裂技术采用清水添加适当的减阻剂、黏土稳定剂和必要的表面活性剂作为压裂液来代替传统的凝胶压裂液。由于水是一种低黏度的流体, 较之美国20世纪90年代实施的凝胶压裂技术可以节约成本50% ~ 60%,并能提高最终估计采收率, 目前已成为美国页岩气井主要的增产措施。但仍要求储集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, 导致岩石渗透率下降。( 2) 同步压裂技术。同步压裂技术是美国近几年在沃斯堡盆地B arnett页岩气开发中成功应用的最新压裂技术。其技术特点是促使水力裂缝扩展过程中相互作用, 对相邻且平行的水平井交互作业, 增加改造体积, 其目的是用更大的压力和更复杂的网络裂缝压裂泥页岩, 从而提高初始产量和采收率。2006年, 同步压裂技术首先在德克萨斯州FortW orth 盆地的Barnett页岩中实施, 在相隔152~ 305m 范围内2口平行的水平井同时进行压裂, 显示出广阔的发展前景。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

4　中国页岩气勘探开发面临的主要问题

中国地质条件比北美复杂，页岩气勘探开发仅处于起步阶段，还有许多技术和问题需要探索。从北美的经验看，页岩气的勘探开发具有“高技术、高投入、低成本、长周期”的特点。页岩气能否成为中国天然气勘探开发的后备领域，能否形成产业化规模并为调整和优化能源结构、缓减天然气供需矛盾作出贡献，至少需要解决以下４个问题：①中国是否存在页岩气，即“有无”问题；②页岩气的单井产量有多高，即“多少”问题；③页岩气藏的规模有多大，即“大小”问题；④开采页岩气的成本是否划算，即“高低”问题。中国页岩气规模效益开发需要解决的问题图四川盆地长宁、威远地区已钻井压裂后均获气，表明四川盆地长宁和威远地区存在丰富的页岩气，初步回答了四川盆地有无页岩气的问题。但是资源前景、单井产量、气藏规模、投资效益等问题仍需艰苦探索。而要解决些问题，则面临着资源、环境、技术、成本和等５个方面的挑战，　页岩气资源评价、储量计算和产能预测方法需要探索，中国页岩气资源量、储量和产能尚不清楚尽管四川盆地具有形成页岩气藏的诸多有利地质条件，页岩气评价技术和核心工艺技术还未完全掌握中国针对页岩气勘探开发的分析实验技术还不完善，对页岩气的成藏机理和富集特点认识还不清楚，含气页岩有利区带和页岩气建产区的选择和评价、页岩气藏描述、产能预测、井位部署与井网优化等气藏工程技术与页岩气开发地质理论在国内尚处于空白。页岩气开发的关键工艺技术主要有水平井（井组）钻完井技术体系、分段多级压裂技术体系和微地震监测技术体系。中国现有的水平井钻完井技术还不能完满足页岩气水平井钻完井的需求，水平井分段多级压裂工艺技术及配工具仍需要引进、研发、试验和评价，页岩气压裂裂缝延伸规律、压裂规模优选、产量预测等方面还有待提高，利用微地震监测压裂效果的检测设备、施工技术和评价方法在中国还处于空白。

5 结论及展望

页岩气资源在全球分布非常广泛, 并日益成为一种重要的油气资源类型。我国页岩气资源也很丰富, 开展页岩气勘探开发是我国油气能源工业进一步发展的必由之路。但页岩气藏的开发过程受低孔低渗的特性以及复杂的成藏机理等因素的影响, 采收率低、生产周期长, 均制约着我国页岩气勘探开发的步伐。能否从页岩气储层中获得经济可采储量和商业开发价值是目前的主要风险。满足一定的地球化学基本条件如有机碳丰富、有机质成熟度高、硅质含量高、具有可被压裂的裂缝系统是有利的勘探开发目标。页岩气作为一种非常规天然气藏, 在美国已取得了成功的勘探和开发经验, 这很大程度上得益于成藏理论的进步和勘探开发技术的迅速发展, 例如水平井、水力压裂等先进钻完井技术以及裂缝监测等关键技术。尽管我国具有形成页岩气藏的诸多有利条件,但与北美地区相比, 存在一定的差异性, 还需在坚持以自主开发为主的原则下, 加强对外合作, 借鉴先进的技术和经验, 进行深入细致的研究和评估,加快国内页岩气资源的勘探开发。下载本文