页岩气藏的开采技术

过去150年所钻的数百万口油气井在达到其目标深度之前，都钻透了大量页岩层段。既然页岩层段的暴露如此普遍，是否每口干井实际上都是潜在的页岩气井呢？当然不是，页岩气只有在某些特定条件下才可以被开采出来。

页岩是一种渗透率极其低的沉积岩，通常被认为是油气运移的天然遮挡。在含气油页岩中，气产自其本身，页岩既是气源岩，又是储层。天然气可以储存在页岩岩石颗粒之间的孔隙空间或裂缝中，也可以吸附在页岩中有机物的表面上。对常规气藏而言，天然气从气源岩运移到砂岩或碳酸盐岩地层中，并聚集在构造或地层圈闭内，其下通常是气水界面。因此，与常规气藏相比，将含气页岩看作非常规气藏也就理所当然了。

美国地质调查局（USGS）认为，页岩气产自连续的气藏。USGS列举了16个特征，所有这些特征都可能在连续气藏中出现。与含气页岩有关的独特特征包括区域性分布，缺少明显的盖层和圈闭，无清晰的气水界面，天然裂缝发育，估算最终采收率（EUR）通常低于常规气藏，以及极低的基岩渗透率。

此外，其经济产量在很大程度上还依赖于完井技术。尽管页岩具有很多明显的不利因素，但是美国已经将某些具有合适页岩类型、有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及裂缝发育等综

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合条件的页岩作为开采目标。一旦经济上可行，非常规天然气开采活动将呈现出一派繁荣的景象。天然气需求的日益增长以及油田新技术的不断发展，促进了页岩气远景区的勘探与开发。在美国这一趋势正

3在扩大，天然气价格的不断上扬和每年23万亿英尺（651.82亿米3）

的天然气消耗量推动了其陆上钻井活动的发展。勘探与生产公司正在租赁数十万英亩的矿区钻井权，而先进的钻完井技术正在帮助作业者扩大已知页岩气盆地的范围。这些远景区同时也促进了技术的发展，使人们对这种普通的碎屑岩有了更深入的认识，并且推动了评价页岩资源的新设备、新技术的发展。 气藏开发

岩石内必须具备足够的通道以使天然气流入井筒，产至地面。在页岩中，气源岩中裂缝引起的渗透性在一定程度上可以补偿基质的低渗透率。因此将页岩作为开采目标的作业者应事先考虑系统渗透率，即由页岩基质和天然裂缝的综合渗透率。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钻井技术（下图）。虽然该技术在石油工业中并不是一项新技术，但它对扩大页岩气成功开发的战果却有着重大的意义。

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钻井穿过裂缝。FMI 全井眼微电阻率扫描成像测井显示出水平井钻遇的裂缝和层理特征。钻井诱发的裂缝沿着钻井轨迹顶部和底部出现，但沿着该井筒侧面终止，井筒侧面的应力最高。井筒钻穿的原有天然裂缝以垂直线的形态穿过井筒的顶部、底部和侧面。图中颜色较深的黄铁矿结核非常明显，与层理面平行出现。

通过得克萨斯州中北部Fort Worth盆地Barnett 页岩的开发进程可以清楚地看到水平钻井的作用。1 9 8 1 年，Mitchell 能源公司开始在该地区钻了第一口直井，15 年以后井的数量才超过300口。2002年，在收购Mitchell公司后，丹文能源公司开始在该地区钻水平井。截至2005 年，水平井数量已超过2000口。此外，Barnett页岩实际钻井经验表明，从水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的三倍，而费用只相当于直井的两倍。除水平井技术之外，其它技术也发挥了重要作用。如作业者通过采用三维地震解释技术能够更好地设计水平井轨迹。由于采用了该技术，作业者将Barnett 页岩钻井活动扩展了那些原来被一直误认为没有产能、含水且位于页岩下方的喀斯特白云岩区域。

一般情况下，作业者通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法来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所造成的。在更复杂的井眼轨迹中，扭矩和阻力可能限制横向位移，加大测井难度。为了

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避免上述问题的发生，在开采较直的、曲折度不大的井时，可采用旋转导向系统。某些情况下，从水平段底部到顶部的倾角变化低于0.5°。

诸如geoVISION随钻成像之类的随钻测井系统已应用于某些油气井，以解决水平井测井存在的一些问题。应用该系统后可以在整个井筒长度范围内产生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，用于优化随后的完井作业。例如，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。在Barnett 页岩远景区，利用这些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。井中有无钻井诱发裂缝的存在及钻井诱发裂缝的方向对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用。这一信息在减轻Barnett 页岩完井难度及降低相关费用方面也起到了很大的作用。 1. 储层评价技术

通过分析测井和取心资料进行页岩气储层评价。利用成像测井技术识别裂缝和断层，对页岩进行分层；利用声波测井技术识别裂缝方向和最大主应力方向，为实施气井增产措施提供基础数据；利用岩心

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分析来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩组分、流体和储层敏感性，确定TOC和吸附等温曲线。

测井和取心是页岩气储层评价的两种主要手段。Schlumber 公司应用测井数据， 包括ECS（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。

烃源岩潜力评估技术

烃源岩评估主要通过对页岩岩样的地球化学分析结合对先前所钻井测井资料的详细评价结果来完成。对全直径岩心、井壁取心、岩屑及露头岩样进行地球化学测试。其主要目的是为了确定岩样是否含有丰富的有机物，以及是否可以形成碳氢化合物。一般情况下，岩石中有机物含量越高，其源岩潜力越大（下表）。已经开发了多种复杂的地球化学技术来评估岩样中总有机质含量（TOC）及岩样的成熟度。TOC值可以从经过去杂质处理并被臵于1200°C （2192°F ）温度下燃烧的重量为1 克（0.0022 磅）的粉碎岩样中取得。干酪根中的碳被转换成一氧化碳和二氧化碳。碳的具体转化数量可以在红外线室中得到测定，然后转换成总有机质含量，以岩石质量百分比的形式进行

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记录。如果最初的筛选测试证明岩样含有足够丰富的有机物，则将对这些岩样实施更多测试。

源岩的有机质含量。通常认为页岩的总有机质含量（TOC）的最小截止值为0.5%。一些地学家认为另一种极端情况是有机物含量可能过多，多余的干酪根将可能会填充碳氢化合物将要占据的孔隙空间。 为了进一步描述有机物的丰富程度，许多地球化学实验室都采用法国石油研究院开发的程序化热解技术。该技术已经成为源岩地球化学测试的工业标准，测试过程中只需使用50 －100 毫克（0.00011 － 0.00022 磅）的粉碎岩石，整个测试过程也只需大约20 分钟。在热解测试中，每个岩样都需要在各个不同的温度控制范围内受热。在受热的第一阶段[加热至300°C（572°F）]，游离烃从岩石基质中释放出来[20]。当第二阶段温度增加到550°C（1022°F）时，释放出热裂化作用下形成的挥发性碳氢化合物。除碳氢化合物外，干酪根在温度从300°C增加到390°C（572°F－734°F）的过程中释放出二

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氧化碳。热力作用下的有机化合物释放可以通过火焰电离检测器测得。

气峰值-温度图。分两个阶段对岩样加热。S1 峰值表明第一阶段加热至300°C时每毫克岩石受热后释放出来的游离碳氢化合物数量。S2峰值表明第二阶段加热至500°C时干酪根受热裂化后产生的碳氢化合物数量。从该曲线中我们可以了解岩石中的残余油潜能，或者埋藏深度和热度继续增加后岩石仍然能够产出的碳氢化合物量。S3峰值表明干酪根受热后释放出来的二氧化碳的体积。Tmax值可以大致指示源岩成熟度。

上述测量结果和温度数据被记录在图表中后显示出三个明显的峰值（上图）。这三个峰值为地球化学家提供了干酪根中氢、碳和氧相对含量的信息[22]。为确定干酪根的类型及油气潜能提供了依据。碳氢化合物释放量最大时的温度与S2 高点对应，称作Tmax，样品的

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热成熟度与Tmax 值有关。鉴定岩样成熟度的另外一个指标是镜质体反射率。作为干酪根的一个关键部分，镜质体是植物细胞壁中木质素和纤维素受热转变后形成的一种发光物质。随着温度的增加，镜质体经历复杂的、不可逆转的芳构化反应，导致反射率增大。镜质体反射率最早用来确定煤炭的等级或成熟度，该技术后来被用于对干酪根热成熟度的评估。由于反射率随温度的增加而增大，因而可以通过使用该指标来评估碳氢化合物形成的各个温度范围。这些范围又可以被进一步划分成油窗或气窗。

通过一个配有油浸物镜及光度计的显微镜可以测量反射率（R）。根据玻璃或矿物反射率标准仔细对镜质体反射率进行刻度，反射率测量反映反射到原油中的光度百分比（Ro）。如果通过多个岩样测试后确定了镜质体反射率均值，则该均值被称为Rm。作为热成熟度的一个指标，各类有机物中的Ro 值都不尽相同。这就说明第一类有机物的碳氢化合物生成的起点与第二类有机物碳氢化合物生成的起点不同。而且由于形成气窗所需的温度范围大于油窗的温度范围，因而气的Ro值也相应地大于油的Ro 值。通过上述描述可以得出以下结论：成熟度值高（Ro>1.5）通常表示干气占主导优势，成熟度值中等（1.1%< Ro<1.5%）表示在该范围内的低端，气有不断向油转化的趋势。在0.8%< Ro<1.1% 范围的低端能够发现湿气。Ro值低（0.6%< Ro<0.8%）时油占主导地位，而Ro<0.6% 则表明干酪根发育不成熟。Ro 值本身容易使人产生误解，应与其它测量结果权衡后才能应用。其它常见的成熟度指标包括基于显微镜测量的孢子颜色的热变指数（TAI）、热

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解温度评估以及建立在小化石齿测量基础上的牙形石色变指数（CAI）。由于镜质体反射率的普遍性，这些指数通常与Ro 值有关。

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含气页岩测井结果。与普通页岩相比，含气页岩具有自然伽马强度高、

电阻率大、地层体积密度和光电效应低等特征。

可以通过测井资料对页岩的其它性质进行评价，在某些情况下，这些测井曲线具有明显的特征（上图）。高自然伽马强度被认为是页岩中干酪根的函数。通常情况下干酪根能形成一个使铀沉淀下来的还原环境，从而影响自然伽马曲线。高含气饱和度导致高电阻率，但电阻率也会随着流体含量和粘土类型而变化。粘土含量及干酪根的存在能降低地层体积密度，干酪根的比重较低，介于0.95 － 1.05 克/ 厘米3 之间。还可以根据测井资料确定页岩中复杂的矿物组分以及源岩孔隙空间内的游离气体积。通过综合应用常规三组合和地球化学测井资料，斯伦贝谢的岩石物理学家可以确定页岩中的有机碳含量并计算吸附气的含量。地球化学测井资料也能帮助岩石物理学家分辨粘土类型以及各自体积。这些信息对计算生产能力、确定随后的水力压裂作业中应使用流体的类型起着关键作用。

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ECS 元素俘获能谱仪器。ECS 探头记录和分析中子与地层作用后感生的自然伽马能谱。通过这些测量可以获得准确的地层成分评价结果，包括粘土、碳酸盐、硬石膏、石英、长石和云母等。

E C S （元素俘获能谱）探头及Platform Express综合电缆测井仪器与先进的解释技术结合后用以评估Barnett页岩及其它盆地中的含气饱和度和天然气地质储量，确定岩性特征。ECS 探头应用中

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子感生的俘获自然伽马能谱测定硅、钙、硫、铁、钛、钆、氯、钡和氢的含量（上图）。

上述数据与诸如对利用中子感生自然伽马能谱仪器获得的能谱进行处理的SpectroLith 岩性处理解释技术一起应用。通过SpectroLith 技术的应用，可以确定地层中粘土、石英-长石-云母、碳酸盐、黄铁矿或硬石膏的含量。

应用在SpectroLith 处理中的元素在干酪根中并不存在。因而虽然可以准确表示岩性，但是却无法对有机物进行表述。与此相比，用Platform Express仪器得到的测井资料则受干酪根的影响。比如还原环境下铀元素的存在使干酪根的自然伽马强度很高，前文对此已作过描述。仅仅依靠自然伽马资料来确定粘土含量容易高估粘土含量。而由于ECS和Platform Express之间存在差异，可以将两者结合起来使用以减少可能出现的岩性方面的错误，从而定量确定干酪根 含量及孔隙度（下图）。

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页岩中干酪根的扫描电子显微镜照片。有机质的存在导致碳氢化合物以吸附气的形式存在于孔隙性有机物的表面活性区域。同时，干酪根也为页岩基质创造了混合润湿性环境，使干酪根附近的页岩呈现油湿特征，而远离干酪根的区域则呈现水湿特征。（图片由TerraTek 公司的Barbara Marin 提供。

Barnett 页岩综合结果图显示测井资料、岩性和矿物解释及流体评估综合数据，是综合应用ECS 和PlatformExpress 得到的结果，可以帮助作业者确定天然气地质储量以及根据矿物组成和渗透率确定射孔位臵。同样，解释得到的矿物组成和孔隙度资料有助于确定在何处钻分支井。在某些地区，作业者利用矿物曲线图来识别页岩中的

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石英、方解石或白云石。这些矿物的存在增加了地层的脆性，从而有助于改善水平井中的造缝。以上分析是绘制地层、干酪根成熟度及温度- 深度图的基础。结合泥浆录井评价和岩石物理分析，地学家可以了解干酪根的成熟程度，寻找可能存在具有经济价值的天然气藏。钻井工作开始后，可对新获得的岩屑或岩心进行测试以评价页岩中的矿物及有机质含量。 2. 射孔优化技术

总结定向射孔的原则。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。

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。通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。

3. 压裂技术

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美国在页岩气商业开发早期，主要以压力方式实现增产。目前，一些公司已开发出了一种轻质压裂支撑物，其比重较低，一般为1.25～1.75，比普通石英砂（比重为2.65）低得多。经生产实践证明，这种支撑物易于输送到裂缝网络的末端，形成有效裂缝。另外，使用低粘度低伤害的压裂液，可以增加页岩井的初始和累计产量。在施工过程中，一般采用清水这种低成本压裂液，这是因为水是一种低粘度流体，更容易产生复杂的裂缝网络。在选择支撑物时，一般区域里的最大支撑物密度约为179.745kg／m3，在大多数区域不会超过0.2 ppa（每年百分率）。在压裂过程中应注意以下几点：避免采用高粘度胶体压裂液，这样可以产生两条对称的长裂缝；压裂过程中的高初始压力可导致对井筒附近的伤害；避免水泥／泥浆引入裂缝；适当的酸化可减少伤害；微地震可以检测出没有被压裂改造的区域。在Newark 东页岩气田，压裂后直井的产气速度为（0.14～5.7）×104m3／d 以上，预计这些井的最终采出量一般应为（2 831～7 077）×104m3，但实际采出量却达到了1.98×108m3。

含气页岩中的天然裂缝虽然具有一定的作用，但是通常无法提供经济开采所需的渗透通道。多数含气页岩都需要实施水力压裂。压裂使更多的页岩范围暴露于井筒的压降条件下。页岩中水平井周围紧密排列的水力压裂裂缝能够加快天然气的开采速度。

作业者通常在中等深度（一般在5000 － 10000 英尺（1524 － 3048 米）之间）的高压页岩中泵入低粘度水基减阻流体和支撑剂进

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行增产处理[35]。而在深度较浅或油气藏压力较低的页岩中，则泵入氮泡沫压裂液。高压条件下泵入的液体在页岩中产生裂缝。这些裂缝可以从井筒向外在页岩中延伸上千英尺。从理论上将，支撑剂颗粒嵌入裂缝，停泵之后可使裂缝保持开启状态。

Barnett 页岩开采过程中曾采用过多种增产措施。在20 世纪80 年代中期之前，对Barnett 页岩下部采用二氧化碳和氮气泡沫增产处理[36]。随后又实施了大型水力压裂措施（下图）。该措施平均每次需要耗费60万加仑（2270米3）的交联凝胶和140万磅（63.5万公斤）的支撑砂。增产作业虽然提高了估算最终采收率，但是昂贵的完井费用和低天然气价格使该远景区的经济效益不佳。直到1997年，才停止进行大型水力压裂作业，此时Mitchell 能源公司开始对使用减阻水增产措施进行评估。

Barnett 页岩大型水力压裂作业现场。在该单级增产措施中，将100 多个装满水的压裂罐运往井场并放臵在井场周围。泵送装臵、管汇和

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监测设备等则被放臵在井场中心附近的井口周围。由于采用了新的完井方法，现在所需的材料和设备少了很多。现在，作业者将井筒分成一些小层段，并对其实施多级增产处理。这一新方法改善了油气井动态，降低了完井成本。

采用新技术改善井动态。多年来随着钻井和压裂技术的不断发展，

Barnett页岩增产作业的效果不断得到改善。

这些增产措施能产生长而宽的裂缝通道，所使用的交联液大约是大型压裂措施的两倍，而泵入的支撑剂体积还不到大型水力压裂的10%。与大型水力压裂相比，虽然在油气井动态方面改善不是很明显，但其成本却下降了65% 左右。现在，减阻水增产措施已成为Barnett页岩中最为常见的增产措施（上图）。而且，增产作业费用的下降允许作业者对Barnett页岩上部层段实施完井，从而使估算最终采收率

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提高20% 以上。尽管在Barnett 页岩压裂过程中一般使用水和砂粒，但是其它页岩远景区的作业者发现，压裂过程中存在水力压裂裂缝中支撑剂充填不充分的情况。该现象可能是由于压裂液产生的裂缝宽度不够，不足以容纳支撑剂颗粒所造成的，也可能是因为泵入裂缝的砂粒从携砂液中快速脱离悬浮状态而造成的。上述两种原因都导致形成较小裂缝，使渗透率难以达到预定的目标值。为了克服以上难题，一些作业者采用了ClearFRAC 无聚合物压裂液或FiberFRAC 纤维基压裂液技术来延长支撑剂悬浮时间。使用ClearFRAC 液的目

的是为了将支撑剂送入裂缝深处。除了支撑剂本身以外，ClearFRAC 液中不含可能降低裂缝渗透率的固相成分， 并且可以与富含有机物的页岩配伍。

FiberFRAC 液中的纤维使支撑剂砂粒处于悬浮状态，直至裂缝在砂粒闭合并将其锁定。最后流体中的纤维溶解，从而增加裂缝中流体的流动能力。以上两种流体都将支撑剂保留在裂缝中，因而在井开井生产时，裂缝还能保持开启状态。

二十世纪90 年代末，Mitchell 能源公司开始实施其它新的增产试验。结果表明，重复压裂措施对原先使用凝胶液完井的油气井最有效。微地震监测数据表明，这些处理能够激活与最大水平应力垂直的天然裂缝。但这种裂缝激活反应通常不会发生在粘性流体中。因此，对于那些原先应用减阻水措施完井的井实施重复压裂通常效果不太明显。

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含气页岩井在经济上获得成功除了天然气价格上涨和水平钻井技术提高这两个因素之外，经济、有效的增产作业实践也是关键。 二次压裂增产技术

Barnett 的大部分页岩气井都进行了二次压裂，二次压裂后可接近或超过初次压裂时的产量。采用直井对Barnett 页岩气开发时，初期产量迅速递减，之后逐渐稳定。二次压裂能够使Newark 东老(直)井有效增产，特别是对上世纪90 年代末以前的井二次压裂效果明显。这项技术被进一步应用到比较新的井中，在一般情况下，二次压裂后井的产气速度能达到或超过原始产气速度。这种方法已成功应用到那些经济效益较差的井，这表明多次压裂对某些井来说是有经济效益的。

水平井增产技术

在页岩气资源中,页岩中的裂缝作为储积空间。页岩即是生气层也是产气层,但是通常渗透率低,产量也很低。水平钻井成本只有直井2倍,但产量可达到直井的4倍;再进行多层段压裂,产生垂直缝能达到很好的效果。压裂中尽量产生复杂的裂缝、保证井筒和主裂缝间的连通并减小裂缝扭曲度。常用的压裂液包括:胶化硝酸甘油、高能气体、氮气和二氧化碳泡沫、液态二氧化碳、低温氮气。

水平井技术的应用可以使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。水平井也需要压裂，如果不压裂则不能产气。将测

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斜仪和微地震技术相结合，对Newark 东油气田的微裂缝进行测量，其结果显示压裂后直井的排水区域又长又窄，平均约为915×152 m（Fisher 等，2002）。根据这个数据，作业人员推测对水平井压裂时，诱导裂缝垂直于钻井方向，这样能够产生一个平行于储层的排水区域，因此扩大了总的排采面积。Newark 东油气田水平井的初始产气速度一般比直井快2～3 倍。根据岩石遮挡垂直裂缝发展的强度不同，采用不同的完井步骤。在具有这种遮挡层的部位，作业者一般不会对井筒生产段进行固井，并且可能采用单步或多步进行压裂。当遮挡层缺失或出现无法遮挡裂缝扩展的某些问题时（例如遮挡层很薄或存在断层），生产段就会固井，并且采用多步压裂。在任何情况下均采用水力压裂。每步压裂液的体积为（284～751）×104 L 以上，主要取决于水平井分枝的长度，通常为150～1 070 m 以上。Scott（2005）分析了在Barnett 页岩采用水平井技术的两个原因：一是对水平井分枝进行压裂可使Newark 油气田的核心区域产量大幅度提高；二是与所观测的结果相关，在那些缺少遮挡或遮挡层很薄的区域，水平井压裂比直井压裂更能使裂缝保持在Barnett 储层的目的段中。

4.页岩气藏模拟技术

大多数气藏模拟器都是对常规气藏进行模拟分析，常规气藏中天然气储存在单一孔隙系统中。但是页岩气藏模拟则需要采取不同的方法。有限差分模拟器（如ECLIPSE 油气藏模拟软件中的页岩气藏模

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块）认为天然气储存在致密页岩基质的孔隙空间内，并吸附在页岩有机物上，游离气则蕴藏在页岩地层的天然裂缝内。

ECLIPSE油气藏模拟。标色后的页岩层模型显示九口垂直气井开采15年后的压力衰竭趋势。水力压裂裂缝以及天然裂缝相互交错组成网络通道，天然气通过这些通道从地层流入井内。

在建立气藏单井和整个气田模型时，这些气藏模拟器可以使作业者将所掌握的有关岩石的全部信息都包括进去。气藏的特性，如产层有效厚度、气藏压力、温度、气含量、含水饱和度、天然裂缝几何形状、岩石基质孔隙度、总有机质含量以及甲烷吸附等温线函数等都可

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以容易地包括在模型中。以上信息为作业者评估天然气地质储量奠定了基础。

还可以将来源于增产后模拟和微地震解释的基质渗透率测量数据及水力压裂裂缝几何形状数据结合到模型中。根据实际天然气和水产量对模型进行调整，可以评估系统渗透率。通过建立完全符合实际油气井生产动态的模型，作业者能够预测一个地区的估算最终采收率（上图）。

通过油气藏模拟可以实施多种类型的敏感性分析，这一点尤其重要。分析包括优化井设计，权衡水平井与直井之间的利弊，优化增产设计的次数与规模，根据不同的布井方案确定最佳钻井井位。上述分析为今后建立在科学、技术和经济基础上的开发决策创造了条件。 5.天然气地质储量评估技术

页岩气产量是否可以长期保持经济产量开采主要取决于原始天然气地质储量、完井质量及基岩渗透率这三个因素。其中天然气地质储量通常是远景区经济评价的关键参数，其重要性高于基岩渗透率和完井质量。

对于已充分开发的盆地，页岩气开采代表其已处于最后的开采阶段，通常具有很多油田研究和已钻油气井资料。因而在钻新井之前，诸如露头剖面、富含有机质页岩的油田地质图以及早期钻井数据等资料对地下页岩气开发的初步评估具有一定的意义。除岩性以外，早期油气

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井中具有天然气显示的泥浆录井资料、色谱分析记录和天然气火焰电离检测气读数尤其重要。岩屑通常经过过滤、清洗和风干处理，然后封存在岩样箱内。在适当的时候，这些岩屑将被送往实验室用于有机质含量和成熟度的分析。在开发页岩气钻井活动早期，取心在地层评价方案中具有重要的意义。页岩取心为地学家确定天然气地质储量提供了直接数据。

天然气蕴藏在孔隙空间及裂缝内，或吸附在页岩内有机物的活性表面（下图）。上述两种间隙气与吸附气一起构成全部页岩天然气。确定在油气藏条件下间隙气与吸附气的比例后，地学家可以运用多种手段评估天然气地质储量。

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利用Platform Express和ECS测井得到的Barnett页岩综合测井结果。前3道曲线是Platform Express仪器的测量结果。第4道是根据以Platform Express 和ECS数据为基础的含气页岩岩石物理模型得到的结果，这些数据通过ELANPlus高级多矿物测井分析软件进行了处理。该程序有助于对矿物成分、干酪根、含气孔隙度和含水孔隙度进行定量分析。其它道用来量化总孔隙度和有效孔隙度、含水饱和

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度、总有机物含量、基岩渗透率、天然气地质储量和累计产气量。对游离气和吸附气，都计算出其天然气地质储量和累计产气量。第4 道所描述的几个因素是页岩气远景区成功开采的关键。除了干酪根和含气孔隙外，Barnett 页岩还含有数量较多的石英和碳酸盐，这两种矿物使地层更脆弱，从而更容易进行压裂。粘土矿物成分主要是伊利石，一般情况下，伊利石不容易与压裂液起化学反应。

在井场，对新取出的岩心进行整理以运往实验室进行分析。该岩心的部分可能被封存在罐内并送往配有特殊装备的实验室实施罐吸附测试。测试过程中将对岩心中释放出来的天然气体积和组分随时间的变化进行测量。罐吸附测试测量释放出来的天然气总量，而不测量吸附气及间隙气的具体比例，也不对其与压力之间的依赖关系进行评价。因而还必须进行其它测量。

实验室工作人员将压碎后的页岩放入岩样室，然后对其增压。通过对恒定油藏温度条件下岩样室的分析，分析人员可以建立起页岩气实际PVT关系的吸附等温线（请参见“ 兰格缪尔等温线”）。

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吸附气储存。兰格缪尔等温线（蓝色）显示-饱和岩样在特定压力下所能吸附的天然气量。压力下降会导致甲烷按照蓝线描述的动态轨迹脱离吸附状态。随着压力的下降，天然气解吸附能力以非线性的形式加强，因而本例中岩样在压力为3500 psi（24.2 MPa）时所吸附的甲烷量约为74 立方英尺/ 吨。当压力从该点开始下降时，脱离吸附状态的天然气相对较少，而一旦压力下降到500 psi（3.4 MPa ），该页岩所能吸附的天然气中有一半将脱离吸附状态，剩余的天然气将在压力小于500 psi 的条件下全部脱离吸附状态。

吸附在干酪根表面上的甲烷与页岩中游离甲烷处于平衡状态。兰格缪尔等温线就是用来描述某一恒定温度下的这种平衡关系的。该关系涉及两个参数：兰格缪尔体积和兰格缪尔压力。前者描述的是无限大压

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力下的气体积，而后者描述气含量等于二分之一兰格缪尔体积时的压力。

将一压碎的页岩岩样加热以排除其所吸附的天然气，然后对其进行岩心分析，可获取兰格缪尔参数值。随后将岩样臵于一密封容器内，在温度恒定的甲烷环境下不断对其加大压力，测得其所吸附的天然气量，将结果与兰格缪尔方程式拟合后就形成等温线（上图）。 对于符合类似曲线的页岩，吸附作用是在低压（低于100 psi）条件下储存天然气非常有效的机理。相反，高压条件下，当吸附气接近高于2000 ps（i 13.8 MPa） 的渐近线时则吸附效率不佳。

另外一项用于专门分析低渗透率、低孔隙度地层岩样的技术是由斯伦贝谢旗下的TerraTek 公司开发的。这种被称为致密岩石分析（TRA）的专有热解技术可以对含气页岩岩样提供综合评价（下表）。

TerraTek 致密岩石分析技术。特殊岩心测量对颗粒密度、孔隙度、流体饱和度、渗透率和含气页岩总有机质含量等进行分析和描述。在该数据集中，含气饱和度、孔隙度和渗透率测量值等均表明该气藏为高潜能气藏。

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吸附等温线数据作为油藏压力的函数，可以用来直接评估有机物吸附天然气的最大能力。TRA 含气孔隙度数据也是油藏压力的函数，可直接提供间隙气测量结果。吸附等温线和含气孔隙度与罐解吸附测量数据结合，能提供完整的天然气地质储量描述结果。该信息为油气藏模拟提供了关键数据，并能指示间隙气和吸附气对诱发裂缝系统的相对贡献。

岩心分析经验表明，成熟、热成因的页岩主要被间隙气所饱和，吸附气所占比例在50% 到10%。相反，未发育成熟、生物成因的页岩主要被吸附气所饱和，间隙气所占比例很小。同时页岩孔隙空间中还被不同比例的水、气及可动油所饱和。

储层性质最佳的页岩通常含油和含水饱和度低、间隙气饱和度高，因而气相相对渗透率也较高。该类页岩中有机物含量在中等以上，有机物发育程度较高，其组织结构反映出孔隙度和渗透率在埋藏过程中保存较好。因此，为了对天然气地质储量进行评估，实验室测量必须能够对天然气和液体饱和度、孔隙度、基质渗透率、有机物含量和成熟度、有机物在恒定油藏温度下吸附天然气的能力（是油藏压力的函数）等进行直接评价。

最后，测井分析数据，特别是根据岩心分析所得的实际油藏性质标定后的测井分析数据，是利用孔隙度和气饱和计算进行天然气地质储量可靠预测的基础。以测井资料为基础的模型也可以用于预测横向范围有限区域内邻井中的特性，从而有助于对盆地的非均质性进行评价。

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评价页岩气藏潜力

评价页岩气藏的潜力涉及到对多种因素正反面影响的权衡，包括页岩矿物成分和结构、粘土成熟度、干酪根类型及成熟度、流体饱和度、吸附和间隙气储存机理、埋藏深度、温度和孔隙压力等。其中，孔隙度、流体饱和度、渗透率和有机质含量等对于确定页岩储层是否具有进一步开发价值非常重要（下表）。

关键储层参数。美国多个页岩气盆地的经验表明，要想实现经济开采，

页岩气藏必须符合或超过以上参数值。

页岩气产自非均质性严重的地层这一现实加大了储层评价的复杂性。页岩在水平和垂直方向上的性质都会发生突变，高潜能储层段与质量较差的层交互并存。储层岩层可能在相对较短的距离内横向延伸或尖灭，而页岩总厚度则保持不变。描述储层特性以及了解造成局部非均质性的沉积和环境因素，是页岩气藏勘探和开发过程中面临的

主要挑战。

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通过分析岩心和测井资料，地质学家可以评价井筒范围的非均质性。通过对岩屑进行岩石学分析可以确定页岩类型，再结合多井TOC测量数据和测井分析，能够对盆地中储层潜力进行初步评估。通过上述数据的分析，地学家可以确定天然气地质储量、储层潜力及其随深度的变化。这些数据是评估储层是否可以经济开采的基础，也是确定完井目标储层单元，以及评价横向和垂向完井成本－效益的基础。

从页岩中开采天然气所受到的最大限制可能来自岩石内的孔喉。TerraTek公司的研究人员曾将各个不同类型的页岩和不同盆地中的井产能与基质渗透率数值做过比较。这些分析得到的经验表明，渗透率低于100 毫达西是经济开采页岩气远景区的下限。这一限制似乎与完井质量及气含量无关。

最后，发现页岩气藏的关键在于各有利地质参数的综合，如热史、天然气含量、储层厚度、基质岩石特性和裂缝等。

页岩气藏勘探途径 11勘探原则

页岩气藏主控地质因素及分布规律,对四川盆地页岩气藏勘探原则的探讨很有启示,仍需进行完善,有针对性地具体化。页岩气藏勘探尽可能先于有机碳含量较高区域内进行,特别是有机碳含量大于2%的区

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域,应优先对黑色页岩较发育的区域进行勘探。页岩镜质体反射率大于014%的区域,有利于寻找页岩气藏。对于含沥青的过于成熟区域要慎重勘探。陆相和海相页岩气藏勘探应彼此顾及,首先勘探沉积较中心区域,有所发现的条件下,再逐步扩大勘探范围。陆相中的湖相和三角洲相是较为有利的优先勘探区域。也更应该了解区域内海相—海陆过渡相—陆相的纵向时空变化规律,寻求纵向上追踪勘探。裂缝发育区域的诊断就是关键环节,优选构造转折带,地应力较集中带、褶皱—断裂带重点勘探,现今的中深级埋藏深度是勘探重点,海相沉积页岩的过大抬升区域,要进行侦察性勘探。较稳定沉积地区的浅层应以生物气藏勘探为重点,中深层要以凝折气藏勘探为重点。暗色页岩单层厚度一般大于30 m较适合勘探,应结合有机碳的含量进行综合选择。暗色页岩层流体高势能区是勘探的重点,游离页岩气高压异常带应优先勘探,而吸附高压异常带勘探可推后进行,低压异常带勘探要慎重,也不放过低压异常中仍有较大的产出能力的可能性。暗色页岩类型及目前所处的演化阶段,要用演化模型预测其对扩散天然气的封闭能力及演化阶段。也可以由现有的发现去深化认识,促使地质研究开展。页岩气藏成藏与构造圈闭关系一般不明显,预示隐蔽性页岩气藏具有广泛性。也应优先对构造—岩性圈闭、褶皱—断层圈闭先进行勘探,这与储集层内天然裂缝较为发育有关。对于海相生成含钙质较多的地带宜于先勘探,也可能与溶蚀连通裂缝出现有关。四川盆地暗色页岩气藏勘探潜力很大,盆地东部和南部志留系是勘探的战略重点,川南地区更是勘探的突破口,要作为国内勘探示范区进行优先勘探。中石

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油获准承担的“中低丰度天然气藏大面积成藏机理与有效开发的基础研究”和“非均质油气藏地球物理探测的基础研究”国家级别的973科技计划项目,应尽可能将川南地区志留系暗色页岩气藏勘探列入其中。对于有关的新兴命题研究,也应纳入博士后工作站命题选向,扩大研究领域和范围,超前进行多种技术储备和新尝度,争创世界一流的研究成果,展示科研的中国特色。四川盆地内其它地区要在前期全面资源调查的基础上,从中筛选出较有利勘探区块,进行勘探可行性深入评价,中下侏罗系和二叠系大隆组是深入评价的重点。本着先易后难、先浅后深的原则进行前期勘探,要以发现促科研。川南老气区要实施立体勘探途径,降低勘探投入和风险。老井上试或下试,充分利用原有的地质资料重新再认识。对原有钻井气显示较好的井段,优先进行试气;已获得气产量较好的井,最好转入先期试采,以录取地质资料深化认识为目的,并探讨开采技术新途径。试采强度要科学确定,不宜追求过大的开采速度。对于试气中的气产量暂时较低的井,要进行增产措施攻关试验,不能盲目增加试验井数量。措施攻关试验要有可行性论证、施工方案和施工结果评价,立足不断获取明显增产效果。暗色页岩气藏勘探自主进行,可吸收国际上的专业人才参与,发挥其专业特长和专业技能。 21钻采工程技术探讨

暗色页岩气藏勘探属于世界范围内较边缘的专业学科领域,钻采工程技术探讨和攻关,重在于强化基础研究,地质与工程两大专业要全力

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配合,提高技术创新和技术集成再创新的针对性和实用性。要扩大技术探讨的思路,不能相互排斥。钻井和完井要采用现有的先进技术。老井上试或下试是立体勘探中的有效途径。对于原有的直井和斜井,特别是地层孔隙流体高压异常状态下,可进行氮气超正压射孔,如果要用液垫,须防泥质膨胀。处理孔眼附近地层因钻井、固井和射孔所引起的堵塞。采用现有的有机和无机盐复合防膨技术,也是一条重要技术途径。水力喷射孔能有效降低措施泵注压力,利于压裂集中造缝,甚至于与相关措施联作一次性进行。高含钙质的暗色页岩地层,可用乙醇酸进行水力喷射孔作业,发挥应有的多种功能。裸眼割缝衬管完井技术有广泛的适用性,尤其是新钻的井眼易于采取这种完井方式,钻井显示很好的井尤其应采用此完井方式。为了稳定井壁,也可以在井壁与割缝衬管间充填掺纤维的陶粒。水平井是暗色页岩气藏勘探评价的重要手段,对于原来有较好气显示的老井,可进行套管开窗侧钻水平井作评价,也可降低增产措施的技术难度。其中有待于用裂缝诊断技术确定水平井段延伸的方位。用空气作循环介质在暗色页岩中钻进,稳定井壁在于增加注气压力,新疆油田已成功地进行过超浅层水平井钻井作业,其原理可应用。

暗色页岩气藏增产措施要有明显的针对性,在压裂沟通地层更多天然裂缝的基础上,防止地层内泥质膨胀是技术关键环节。高能气体压裂,除非井壁附近地层内有天然裂缝存在,否则有限长度的人工微缝难以达到沟通的目的。压胀松动压裂是在最小压应力与最大压应力之比值小于或等于0115～0130的条件下才适用的,这是分级燃爆下产生的

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叠加波作用的结果。对于致密储集层更有效,可以用页岩进行室内评价实验。因适宜于深井作业,可与其它措施配合实施。更值得开展层内液相燃爆技术攻关,只要前期地层有较好的吸收能力,便可直接进作业;在裸眼水平井段仍可尝试,裸眼应是较小直径,可与加砂压裂配合进行。含钙质较多的暗色页岩地层,可用乙醇基压裂液压裂造人工裂缝,结合乙醇酸酸化一次性进行。施工作业的前缘可集中泵注液氮泡沫,利于减少液氮用量,便于作业后一次性尽快喷通地层,达到高效排液的目的。对于高含钙质的低压异常暗色页岩气藏,在地层吸收条件较好时,可直接采用乙醇泡沫酸酸化工艺技术。地层堵塞严重最好先进行酸浸作业,防止将大量无机堵塞物分散挤入地层内,在此基础上可进行加砂压裂作业。二氧化碳泡沫压裂液携砂作业是较佳的技术途径,拥有多方面的技术优势。乙醇基压裂液携砂作业仍有较好前景,这是针对甲醇基的有害弱点而取代的。前臵胶束酸加砂压裂在国内取得成效,对于胶束酸的配制应有针对性。排水采气工艺技术可能会排上用场,尤其是利于被吸附的页岩气解吸。注采可配套进行,用注入井注入的二氧化碳,发挥增能驱页岩气的作用,臵换被吸附的页岩气,将有害的气体封存在地层内,不能出现与开采井发生明显二氧化碳气窜。

页岩气资源投入商业开发的前提是综合评价

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泥页岩类基质孔隙极不发育(浅层孔隙度可大于10 % ,2300m 以下深度通常小于10 %) ,多为微毛细管孔隙,渗透率也远小于致密砂岩,属于渗透率极低的沉积岩。但沉积环境、成岩作用、有机质演化、构造应力、水动力条件和围岩特征等诸多因素的综合效应,能够使有机质丰富的泥页岩形成一定规模、渗透性较好的封闭体系,即裂缝性泥页岩油气藏。这是分布广泛的北美泥盆系页岩只在部分区域具有商业开发价值的主要原因之一,也是油气公司将页岩气的经济、技术可采储量臵于首位的重要原因。北美勘探开发公司通常要在确定天然气成因、页岩气分布面积、有效厚度、可能的生产机制以及基本控制影响经济开采的不利因素之后,才可能有效动用页岩气储量。因此,与常规油气藏钻井之后随即投产的模式不同,页岩气资源投入商业开发的前提是综合评价。

页岩气资源评价总体面临两个核心问题: ①作为储集层是否具有足够的天然气地质储量; ②是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。因此,储集层中赋存的天然气体积、储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数,有机质丰度、成熟度、甲烷吸附能力、孔隙度、含气饱和度、储集层有效厚度、矿物组成、裂缝发育范围与方向及其围岩的封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价涉及的必要内容。美国科罗拉多矿业学院石油勘探开发中心Curtis JB 主任对Barnett 组( Fort Worth 盆地) 、Ohio 组(Appalachian 盆地) 、Ant rim 组( Michigan 盆地) 、New Albany 组( Illinois 盆地) 和Lewis 组( San Juan盆地) 5 套商业性页岩气层的热成熟度、甲烷吸附气含

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量、储集层厚度、总有机碳含量和单储系数等关键参数进行了归纳和对比,结果显示差异较大。综合分析认为,尽管每个页岩气藏都有其特殊性,但仍有一些共同点。

2. 1 总有机碳含量( TOC) 与页岩气产率密切相关

Kentucky 东部Appalachian 盆地页岩气主产区BigSandy 气田的主力气层是泥盆系Ohio 组页岩Huron 下段烃源岩。图2 显示Huron 下段烃源岩储集层的TOC值比上下紧邻的页岩高,甲烷吸附气含量也丰富得多,说明TOC不仅是衡量烃源岩生烃潜力的重要参数,有机质作为吸附气的核心载体, TOC 值的高低会导致吸附气发生数量级变化。评价非常规页岩气资源,既要考虑生烃潜力,也要重视不溶有机质与吸附气之间的依存关系,合理确定TOC起算值和储集层有效厚度。若不溶有机质丰度比较低,页岩吸附气含量大幅度减少,形成具有经济开采价值的页岩气藏的概率就比较低。

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图2 Big Sandy 气田泥盆系页岩TOC 与甲烷吸附气含量(据文献

[ 21 ] ,有修改)

此外,Fort Wort h 盆地T. P. Sims # 2 井Barnett组页岩、Appalachian 盆地Chat tanooga 组页岩TOC( y) 与页岩气产率( x ) 之间还存在y = 27. 538 x +67. 886和y = 66. 59 x + 60. 154 的线性关系,其他页岩产层也多具有类似特征。根据这些正相关模型,结合TOC 与页岩密度的负相关性,利用常规测井曲线便可识别成熟的优质烃源岩,连续计算页岩段的含气量,为优选目的层提供关键参数。

2. 2 吸附气含量高

前面提到,页岩气主要由两部分构成:烃源岩不溶有机质(干酪根) 和岩石颗粒表面的吸附气,粒间孔隙和天然裂隙中的游离气。页岩气井

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生产寿命通常比较长,部分甚至高达30a ,产量年递减率一般小于5 %(多数为2 %～3 %) 。许多研究认为页岩气井稳产期较长的原因与储集层吸附气含量密切相关,页岩气后一阶段生产的天然气主要来自基质中的吸附气,吸附是页岩储集层中的天然气得以保存的主要方式之一,吸附气解吸是页岩气生产的重要机制。虽然Curtis (2002)的统计显示,各主要产层的吸附气和游离气构成比例非常不同, 吸附气含量范围较宽, 约20 %～ 85 % ,Barnet t 组页岩最低(仅20 %) ,其余均在40 %以上[20 ] ;不过,从随后的Barnett 组页岩实验研究和开采情况看,吸附气20 %的评估值偏低。Fort Worth 盆地Newark East 油气田T. P. Sims # 2 井不同深度Barnett 组页岩甲烷等温吸附曲线表明,当压力低于某一数值时, 吸附气可占天然气总产量的40 %～60 %;Mavor (2003) 也指出,Barnett 组页岩吸附气含量应当高于GRI (天然气研究协会) 的估算值,约占原始天然气地质储量的61 %[ 12 ,23 ] 。所以,Barnett组页岩吸附气含量取40 %～60 %比较合适。由此可见,对于产量、可采储量丰富的页岩储集层,吸附气含量可能至少占天然气总产量的40 %左右(见表2) ,构成比例可观,再次说明吸附气含量是预测页岩储集层产能的关键参数之一。

2. 3 页岩气储集层石英含量高

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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、云母等许多碎屑矿物和自生矿物。页岩可分为黑色页岩、钙质页岩、硅质页岩、炭质页岩、铁质页岩、油页岩等类型。北美裂缝性页岩气的综合评价中往往采用地层元素分析( ECS) 手段,通过谱分析图观测页岩的矿物含量。表2显示页岩储集层的石英含量多超过50 % ,有些高达75 % ,且多呈黏土粒级,常以纹层形式出现,而有机质、石英含量都很高的页岩脆性较强,容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝,有利于天然气渗流。该现象一方面说明岩性、岩石矿物成分是控制裂缝发育程度的主要内在因素,另一方面说明并不是所有优质烃源岩都能够形成具有经济开采价值的裂缝性油气藏,那些低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩才是页岩气资源的首要勘探目标。

2. 4 天然裂缝系统发育程度直接影响页岩气开采效益

世界页岩气资源很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低( 小于1mD) ,那些页岩气已经投入开发利用的地区往往天然裂缝系统比较发育。例如Michigan 盆地北部Antrim组页岩生产带主要发育北西向和北东向两组近垂直的天然裂缝; Fort Wort h 盆地Newark East 气田Barnett组页岩气产量高低与岩石内部微裂缝发育程度有关;Illinois 盆地New Albany 组页岩经济可采储量也与裂缝系统相关。从生产角度来看,页岩气井的初产高,但开始几年递减快(第一年可能递减60 %～70 %左右) ;单井产能也

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很悬殊,日产量可由几千立方米到数万立方米不等,高产井并非集中分布。这些状况说明裂缝改善了泥页岩的渗流能力,裂缝既是储集空间,也是渗流通道,是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径;裂缝性泥页岩储集层各向异性很强,页岩气可采储量最终取决于储集层内裂缝产状、密度、组合特征和张开程度。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可改造条件的泥页岩裂缝发育带,合理确定有利的页岩气分布面积,不应当仅考虑是否属优质烃源岩,因为优质烃源岩仅是页岩气储量评价的一个方面,且统计结果尚未显示页岩气的地质储量与产能之间存在着比较好的相关性。

总而言之,裂缝性泥页岩储集层天然气构成模式与常规天然气藏不同,相当部分页岩气以吸附状态存在,吸附量受储集层有机质丰度、地层压力等因素控制。气藏投入开发后,初期产量来自页岩的裂缝和基质孔隙,随着地层压力降低,页岩中的吸附气逐渐解吸,进入储集层基质中成为游离气,经天然和诱导裂缝系统流入井底,即吸附气的解吸是页岩气开采的重要机制之一。预测具有裂缝与孔隙双重介质的泥页岩储集层产能,若忽视吸附作用的效应,可能远远低估其资源潜力,若忽视储集层岩石物理学特性及裂缝系统的发育条件,则可能高估页岩气开采价值。在划分有效页岩储集层时,须重视页岩有机质丰度、地层压力、岩性、物性及裂缝发育程度对产气能力的影响。在大套泥页岩定量评估过程中,须采用测井多参数判别与测试资料相结合的方法建立研究区气层判别标准。利用地震技术定量预测裂缝发育的有利区域,仍然是研究人员探索和努力的方向。以岩心实验为基础,利用集

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地质、钻井、测井和地震资料为一体的勘探开发油藏描述工作平台,通过相关评价模型对厚层泥页岩目的层进行连续定量解释,计算资源量与可采储量,确定初始产能与递减率、生产机制,是页岩气综合研究的主要内容。

3 钻采技术是动用页岩气储量的关键

页岩气藏属于资源型聚集带( resource plays) ,要实现有效动用,地质储量并非主要障碍,问题在于有多少经济和技术可采储量。为了获取比较高的收益率,除了天然气市场价格因素以外,利用钻井、完井工程设计技术和油气井增产工艺,通过优选目的层段、加快钻井速度、提高单井产能、延长开采期限,达到成本控制的目的,是页岩气开采过程中的重要环节。 3. 1 页岩储集层钻井成本

北美主要页岩气储集层埋深约76～2591m ,大致分布在3 个范围,随埋深加大,钻井成本成倍增长(见表3)。对于埋藏深的Barnett 组页岩,研发新技术或改进常规钻井方法以加快钻井速度,弥补深度导致的成本增加,控制投入与产出比格外重要。埋藏较浅的Ant rim 组页岩则相对容易回收资本。

表3 美国页岩储集层深度与钻井成本对比

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3. 2 页岩储集层的钻采技术

如前所述,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,但统计表明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天然裂缝[ 22 ] , 提高井筒附近储集层导流能力。Fort Worth 盆地Barnet t 组页岩埋藏较深,地层压力较高,其开发历程(见表4) 印证了钻采技术的不断更新(如N2 压裂、泡沫压裂、凝胶压裂、清水压裂、水平井钻探技术) 带来的成果,致使更多的油气勘探开发公司参与Barnet t 组页岩气聚集带开发。按照日产量高低排序,主要有Devon 、XTO、Conoco Phillip s、EnCana 、EOG、Chesapeake 等能源公司,其中Devon 能源公司占据主导地位。

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