怎么开采页岩气

科普|中国页岩气为什么不能像美国那样大规模开采？

庞大页岩气储量给所有公司画了个大饼，页岩气概念成了股票市场炙手可热的“炒货”，美国的成功被各路专家挂在嘴边，但假如我们冷静下来想想，作为非传统油气资源之一的页岩气并非新玩意，但为什么到目前为止，页岩气革命只有在美国得到成功？美国有什么无法复制的得天独厚优势?又有什么可以分享的经验？难道真是“天佑美国”吗？

据世界能源研究所(WRI)的一项最新研究表明，中国页岩气储量高达30万亿立方米以上，居世界第一，几乎是美国的两倍。我国蕴藏着如此丰富的页岩气资源，但为什么不能像美国那样大规模开采呢？

全球页岩气盆地分布图

地质条件复杂，地表环境恶劣

美国地质背景好，页岩气藏构造条件较为简单，页岩广泛分布于全美、页岩结构平缓、地质断层和褶皱也不发育，以海相地层为主；页岩气储层大面积连续分布；储层厚度在49—610m之间，厚度大，具有开发潜力的面积非常庞大。

相比之下，我国地质条件就复杂的多，富含有机质的页岩大多分布在年代更老的地层，或年代较晚的陆相和海陆交互相地层中，断层和褶皱构造相对活跃，意味着页岩气聚集规律较美国复杂，开采难度大；页岩总体分布面积不大；储层厚度一般在20—300m之间，具有开发潜力的面积小。

四川盆地须家河组成藏模式

美国页岩气储层地表主要以平原为主，修建公路、交通运输、钻探开采以及设备安装都十分方便。即使从全球角度来看，像美国这么好的地质条件也绝无仅有。

而我国页岩气资源丰富的川、黔、渝等地区，人口稠密，地势较高，地质灾害多发，且压裂井场占地面积较大，如果未来开发井位较为密集，人为撬动易引发山体滑坡等地质灾害，交通运输、设备安装和钻探开采诸多不便。

埋藏较深，压裂水源不足

美国页岩储层埋深一般在800—3500m左右，储层深度浅层居多。

中国的川、渝地区和西北地区等页岩气田大部分分布在山区，3000米属于浅层，一般是4000—6000米，相对于美国钻井和开发成本大的多。

页岩气的开采一般为水力压裂开采，美国地广人稀，页岩气田一般靠近湖泊或者邻海，水源充沛（大型压裂每口井平均用水2万～4万立方米），为页岩气开采提供了天然的充足清水，且美国现已经能够做到单井压裂“千方砂，万方液”的规模化生产水平。

美国页岩气资源分布图

中国页岩气区块多位于干旱缺水的地区，严重制约了当地页岩气的发展。并且由于缺乏开采经验，单井压裂需要比“万方液”更多的砂和清水，这对于中国已经脆弱不堪的生态环境和水资源环境无疑是雪上加霜。

中国页岩气资源分布图

关键技术不成熟，开采成本高

经过20 多年的努力，美国已形成一套先进有效的页岩气开采技术，主要有水平井钻完井技术、压裂技术（包括多段压裂技术、清水压裂技术和重复压裂技术）、随钻测井、地质导向钻井、微地震监测等。在一定的市场和政策条件下这些先进技术的大规模推广应用，大大拓展了页岩气开采的面积和深度。

而在国内，虽然国内企业已具备一定的水平井钻井、水平井分段压裂等基础技术，但尚未开发出在国内开采页岩气的适用性技术，目前依然处于摸索阶段。

水平井及水力压裂技术示意图

在上述成熟技术体系的支撑下，美国可以实现规模化页岩气开采，单口井成本3000万左右。我国因需要引进国外技术，且深井、基础设施建设、征地费用等等，单口井需要7000万元左右。

管网系统不发达

美国天然气管网是一个集输配一体化的系统，目前已建干线管网长达49万公里，可以为美国48个州的几乎任何地区输送天然气或从其输出天然气，页岩气井采出气后运输2公里左右就可以进入输气管网。

美国天然气管线分布图

我国天然气管网不够发达，生产的天然气难以及时变成商品。目前已建天然气长输管道6万多公里，是美国的1/8左右。基础设施薄弱也是制约页岩气发展的重要因素。

中国天然气管线分布图

勘探开发处于起步阶段，补贴力度不足

美国1825年发现页岩气，近20年取得技术突破，现已处于勘探开发晚期，基础研究成果丰富，勘探开发已在全国开展。

我国的页岩气发展尚处于起步阶段，大部分储层的详细可采储量、地质数据还不明确，所以无法进行大规模开采。

自20世纪80年代起，美国政府实施了一系列鼓励替代能源发展的税收激励或补贴政策，大大降低了天然气开采税，并且鼓励天然气企业积极开展水平井钻探和多级地层水力压裂工序等技术创新。在这一系列政策扶持措施的推动下，页岩气勘探开发取得了明显成果。

我国从2012年开始补贴标准为0.4元/立方米，并且出台了已有矿产资源补偿费、探矿权、采矿权使用费减免等一系列优惠政策，但相较与美国而言，支持力度还是明显不够。

矿权管理制度不明

美国的土地可以买卖和租借，拥有土地所有权即拥有了该块土地的能源开采权，土地的容易获得使得不同资本可以在短时间能完成大规模的勘探工作。

中国是“矿业权主义”，取得矿权后还得到地方政府办理土地使用权。我国矿业秩序还不够理想，矿权纠纷多，协调难，这也阻碍了页岩气的发展。

监管制度尚需完善

页岩气的开发会伴随着水污染、大气污染等，美国将页岩气的监管分属联邦和州政府两级管理。各州负责州内的生产监管和环境监管，并制定了包括《资源保护和恢复法》、《清洁水法案》等页岩气开发环境监管法律。

现阶段，我国针对页岩气开发环节的环境监管体系尚未建立起来，尤其是针对地下水资源和压裂液污染防治，返排水的回收利用，以及地质灾害防范等的监管机制缺失。同时，中国现有的油气管理体制也不足以解决页岩气快速开发可能带来的环境问题。

页岩气其实是从页岩层中开采出来的天然气，形成过程和天然气一样。 

什么是页岩气？

页岩气是一种含有页岩石层可开采的天然气网络资源，我国页岩气可开采储量较大。页岩气的建立和聚集具有其独特的特点，通常分布在山地盆地的辉绿岩烃源岩地质结构中。与基本的天然气对比相比，页岩气开发设计具有采矿使用寿命长、生产时间长的优点。绝大多数页岩气生产覆盖范围广、厚、气体广，也使页岩气井长期以相对稳定的速度膨胀。

页岩气是指隐藏在有机泥页岩和隔层中的非传统天然气，以吸收和自由状态为基本存在模式。其成分以甲烷气体为主，是一种清洁、高效的能源供应和化工原料。主要用于居民天然气、城市供热、发电、汽车燃料、化工企业等，应用广泛。页岩气生产一般不使用排水管，生产制造时间长，一般为30-50年。勘探开发成功率高，工业生产经济效益高。中国页岩气网络资源发展潜力巨大。中国页岩气能源开采资源储存量基本可能为36.1万亿立方米，与基础天然气相比，略低于浅层油气地质环境资源储存量约36.8万亿立方米。

页岩气与天然气相比有什么区别？

页岩气与天然气相比，页岩气的开采更不方便。由于页岩气主要在岩层，而天然气不是这样，因此天然气的开采相对比页岩气更简单。现在我们可以看到很多地方大规模开采天然气，但基本上很少有地区会大规模开采页岩气。页岩气开采技术规定相对较高。正如上面提到的，在每个国家都可以看到许多天然气开采，但基本上没有页岩气开采。目前，页岩气开采技术最完善的国家是美国，其他国家的页岩气开采技术还不完善。关键原因是，在开采页岩气时，需要使用许多技术。这项技术现在被美国垄断，而天然气开采已经很久了。采矿技术不再是一个大秘密。

随着科学技术的进步，页岩气开采技术将越来越完善。经过技术的改进，页岩气将逐渐取代天然气的位置。由于页岩气的使用成本低于天然气，而且更清洁，我国在新疆有大量的页岩气生产。我们坚信，新疆将成为一个资源雄厚的国家省份，而页岩气开采也可以为新疆带来更多的社会经济发展，一举两得。

共需要柔性供砂系统、在线式流体管理、高功率密度泵送系统、双燃料能源管理系统、施工后期井下废水管理系统以及全集成自动化共6大理念、15类设备，其中包括：

4500型涡轮压裂车

240桶闭式混砂车

连续输砂设备

自升式立式储砂车

风送输砂罐车

新型全自动配液车

LGC450连续油管作业车组

全封闭式化添车

仪表车

一、地质综合评价技术

页岩气地质评价的目的是优选有利富集区。除常规的地质调查、地球物理勘探、参数井钻探和分析测试等手段外，核心是获取页岩的埋深、厚度、岩石结构、矿物成分、岩石物性、有机地球化学、地球物理、钻井、压裂改造等关键参数，编制基础图件，根据区域地质特点，确定各项地质评价标准，综合判别评价优选富集区(Michael Burnaman， et al.，2009)。

图5-15 美国产气页岩矿物组成直方图

二、储层评价技术

储层评价是定性和定量描述页岩储层的空间展布特征，模拟页岩内气体的赋存及产出状态。评价流程包括5个主要步骤(蒋裕强等，2009):①对关键井开展岩心物性、地化基本参数、岩石矿物组成等分析②开展现场岩心解吸气测试，计算等温吸附曲线，获取理论上页岩的吸附能力，确定含气饱和程度，计算吸附气含量③利用岩心数据刻度测井曲线，通过岩心-测井对比，建立解释模型，获取含气饱和度、含水饱和度、含油饱和度、孔隙度、有机质丰度、岩石类型等参数④结合沉积相、岩石组合特征以及测井解释成果确定含气页岩边界⑤利用三维地震资料和各种参数，如原始地质储量、矿物组成、流体饱和度、吸附气和游离气相对比例、埋藏深度、温度和压力等，开展经济评价，优选勘探目标，确定“甜点”分布规模。

三、实验分析技术

地球化学分析:岩心和岩屑样品TOC含量岩心及岩屑Rock-Eval热解分析:S1、S2、HI、Tmax测定岩心及岩屑镜质体反射率Ro测定气体样品的组分、碳同位素分析。

含气量测试:将所取页岩岩样密闭保存于金属解析罐内，利用水浴加热至储层温度，对岩心进行页岩总含气量测试(John， et al.，1977Matthias Block，2006)。

等温吸附测试:等温吸附试验测试是模拟页岩吸附气体的能力。首先，将页岩岩样压碎、加热，排除已吸附的天然气，求取Langmuir参数随后，将碎样置于密封容器内，在不同的温压条件下，测取页岩吸附甲烷的量，将结果与Langmuir方程拟合，建立页岩实际PVT关系下的等温吸附曲线(Ingemar Wadso， et al.，2001)。等温吸附曲线主要作用是:评价页岩吸附能力评价游离气含量确定临界解析压力。

微观孔隙评价:对页岩薄片进行氩离子抛光后，观察纳米级孔隙结构，确定孔隙度(Sebastian Storck， et al.，1998)。

渗透率测试:页岩的渗透率极低，常规方法无法进行测试，一般采用脉冲降压法和GRI法，测试速度快(Christopher， et al.，2009)，测试的最小渗透率可达10-9×10-3μm2。

四、测井评价技术

与普通页岩相比，含气页岩有机质富集，含气量高，粘土及有机质的存在降低了地层体积密度。因此，含气页岩的测井曲线响应具有高伽马、高电阻、高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低光电效应“四高两低”的特征(图5-16)。

页岩气测井评价中常用的测井系列包括伽马测井、电阻率测井、自然伽马能谱测井、密度测井、声波测井及中子测井、地球化学测井以及成像测井等(表5-9)。依靠测井技术和建立的测井评价标准，可以获取有效页岩厚度、含气层厚度、有机质丰度和成熟度、基质孔隙度和渗透率、裂缝、含气量、页岩气层开采潜力等重要参数。

表5-9 页岩气评价常用测井系列

图5-16 含气页岩测井响应特征

五、资源评价技术

页岩气资源评价既要考虑地质因素的不确定性，也要考虑技术、经济上的不确定性。根据勘探开发阶段的不同，可分别采用成因法、类比法和统计法评价。目前常采用的方法有类比法、FORSPAN法、单井(动态)储量估算法、容积法等。

FORSPAN模型适合于对已开发单元的原始剩余资源潜力的预测(董大忠等，2009)。该方法以连续型气藏的每一个含油气单元为评价对象，以概率的形式对每个目标单元未开发的原始资源量进行预测。涉及的基本评价参数包括评价目标特征(分布范围)、评价单元特征(单元大小、已开发和未开发单元数量、成功率等)、地质地球化学参数、热成熟度和勘探开发历史数据等。

容积法是常用的评价方法。容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机体和粘土颗粒表面吸附气的体积总和。

资源丰度类比法常用于勘探开发程度较低的地区。首先确定评价区页岩展布面积、有效页岩厚度其次根据吸附气含量、地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩构造、沉积演化等地质条件分析，与已知含气页岩类比，按地质条件相似程度，计算评价区储量丰度(资源丰度或单储系数)。

六、核心区评价技术

富有机质页岩具有普遍含气性，实现页岩气商业性勘探开发的关键是寻找页岩气富集区，尤其是开发核心区的地质评价与选择。根据北美的勘探开发经验，页岩气富集高产区的地质评价标准为:

(1)总有机碳含量＞2%(非残余有机碳)

(2)石英等脆性矿物＞40%，粘土＜30%，页岩脆度＞40%

(3)暗色富有机质页岩成熟度＞1.1%

(4)充气孔隙度＞2%，渗透率＞0.0001×10-3μm2

(5)有效暗色富有机页岩厚度大于30～50m。

页岩气地质选区评价过程可划分为:①区域沉积背景与老资料重新分析，落实黑色页岩的发育与展布特征，预测有利远景区带②页岩气形成与富集特征分析，开展了页岩气资源潜力预测，评价和优选页岩气有利勘探开发区块③页岩气勘探开发条件评价，包括地表条件、天然气管网条件等，落实有利勘探开发目标④确定页岩气核心区(资源高度富集区)、延展(扩展)区(资源中度富集区)和外围区(资源低富集区)⑤页岩气勘探开发先导试验区评价与优选，进一步提出勘探开发部署建议。

核心区为页岩气资源丰度最富集区，表5-10表明，Barnett页岩气核心区产量＞2×104m3/d，比扩展区产量高出60%，是外围区的3倍。

表5-10 Barnett页岩气核心区地质特征简表

七、水平井钻井技术

2002年以后，水平井的大量应用推动了美国页岩气的快速发展。目前几乎所有的页岩气都采用水平井开发，钻井方向均垂直于最大水平主应力方向。水平井钻井过程中，常采用欠平衡、空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等关键技术。在同一井场利用滑移井架钻多口水平井。与直井相比，水平井的技术优势在于:①成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终可采储量是直井的3～4倍②水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，明显改善储层流体的流动状况和增加泄流面积③减少地面设施，开采延伸范围大，受地面不利条件干扰少。

八、页岩储层压裂技术

Barnett页岩开发历史实践证实，该页岩开发之初钻井“无渗透率”，后来认识到“孔隙度”是储气机制，可以通过储层体积改造进行人造渗透率，改变了页岩气的开发规则。页岩储层压裂改造技术大幅提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定性作用。页岩气储层压裂改造技术主要有泡沫压裂、水力压裂(包括重复压裂、多级连续油管压裂、滑套完井、水力喷射压裂、N2与CO2及液化油气等无水压裂)。

20世纪70年代，美国页岩气开发采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增产技术80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂技术，使页岩气产量提高了3～4倍，但成本很高。90年代后，随着凝胶压裂及水力压裂等新技术的应用，页岩气产量及储量剧增。目前，最为常用的技术是水平井多级压裂技术、多井同步压裂技术(图5-17)。利用含有减阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水力压裂液，支撑剂较凝胶压裂减少90%，可以节约成本50%～60%，完井成本下降65%，并能提高采收率20% ，已成为美国页岩气生产中最主要的增产措施。

图5-17 页岩气水平井压裂现场与模式图

页岩气井生产的一个重要特征是可以进行多次重复压裂。一般初次压裂后，随着时间的推移与压力释放，原来由支撑剂保持的敞开裂缝逐渐闭合，产量大幅下降。通过重复压裂可以恢复产量，二次压裂后产量可以接近甚至超过初次压裂时的产量。初次完井后估算的采收率一般为10%左右，重复压裂后采收率可提高8%～10%，可采储量增加60%。

九、微地震监测技术

微地震监测技术是监测储层压裂改造效果的重要技术。监控压裂实施过程中的裂缝展布，实时进行压裂控制，改善压裂效果。在储层压裂改造过程中，在邻区或邻井中放入检波器，采集裂缝产生时形成的地震波信号，经过处理解释，了解裂缝产生的方向、延伸的长度等，以达到监测压裂效果的目的。

十、经济评价技术

非常规天然气资源的经济性开发，占主导地位的是储量规模、天然气价格、地面管网设施、关键开发技术等。美国已建立了页岩气经济评价方法，其中较为重要的评价方法为随机的、完整的商业价值链模型。在页岩气经济评价中，钻井与储层改造成本所占比重较大，但随着技术改进，呈逐年下降趋势。资料表明，美国Haynesville、Marcellus和Barnett页岩气开发成本构成中，储层改造和钻井费用所占比例相当，占总成本的80%以上，且在不断降低。

在页岩气层的井距方面，最优化方案仍未解决(Montgomery， et al.，2005)。最常用的设计是每个截面钻探两个762m支线，间距402m(0.32km2/井)，目前，0.32km2/井间距可提供15%～20%的可采储量，0.16km2/井间距会增加10%～20%的可采储量，但会降低每口井的增量储量。正在实验与测试井距为0.08km2/井的气井，可将整体天然气可采储量提高至超过天然气地质储量的50%。

页岩油基本特征：与源储分离的常规石油和近源聚集的致密油不同，页岩油在聚集机理、储集空间、流体特征、分布特征等方面具有明显的特征，与页岩气有更多相似之处。主要有六个特征：源储一体，滞留聚集；较高成熟度富有机质页岩，含油性较好；发育纳米级孔、裂缝系统，利于页岩油聚集；储层脆性指数较高，宜于压裂改造；地层压力高、油质轻，易于流动和开采；大面积连续分布，资源潜力大。

据报道，日前在“超临界二氧化碳强化页岩气高效开发基础”阶段成果总结暨研讨会上负责人表示，利用超临界二氧化碳高效开发陆相页岩气，把二氧化碳压入地下封存，同时把页岩气采上来，一举多得。

报道称，利用超临界二氧化碳高效开发陆相页岩气项目于2013年10月由国家科技部正式立项，武汉大学、重庆大学、陕西延长石油（集团）有限责任公司等9家单位共同承担，项目研究人员通过超临界二氧化碳破岩、压裂增渗、置换页岩气机理等方面的基础研究与关键技术攻关，形成超临界二氧化碳强化页岩气高效开发理论体系和技术方法。

据项目首席科学家李晓红院士表示，是将液态二氧化碳注入页岩气井下。当温度和压力处于31.1℃、7.38兆帕以上时，二氧化碳就处于超临界态，此时它既有气体的低黏度、超强的流动性和渗透性，又有液体的高密度。页岩对二氧化碳的吸附能力是吸附页岩气的4—20倍，超临界二氧化碳能将井下的页岩气挤出。

据了解，目前首次页岩气超临界二氧化碳压裂现场的试验已经取得了圆满成功，在这一领域走到了国际前沿，有望开辟一条绿色、环保、高效的陆相页岩气开发新途径。

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:shijin886@163.com,电话:18901289094。

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词:页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)

Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gasdevelopment technologyReservoir evaluationHorizontal well stimulationcomple- tion technologyfracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1]。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。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

2.1 国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。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。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%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64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%。图2是美国页岩气资源分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。

除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

2.2 中国页岩气开发现状

2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。

3 页岩气开发特点分析

3.1 页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

图2 美国的页岩气资源分布

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析

3.2 页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但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,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。

4.1 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ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。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,以此得到页岩含气量。

4.2 水平井钻井技术

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,为了尽可能地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,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。

4.3 完井技术

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。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],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。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,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。

4.4 压裂技术

据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

4.4.1 水平井分段压裂技术

在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]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运用,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。

4.4.2 重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%~10%,可采储量增加30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量,远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,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。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,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。

4.4.4 裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,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。

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[11]。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、倾角及方位(4)具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett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。2005年,美国Chesapeake[12]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。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

5.1 地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。

5.2 战略选区

作为可商业规模化开采的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

5.3 技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。

5.4 环保因素的考虑

对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸,单井产量上了新台阶重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况,实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。

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受美国页岩气成功开发影响，全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。

随着水力压裂技术日臻成熟，美国兴起了页岩气开发热潮。成功开采页岩气使美国跃居全球第一产气大国，随着技术的进步及探明储量的持续增加，未来页岩气开采将进入爆发式增长期，并带动美国的天然气生产进入“黄金时代”。

数据显示，在2000年，页岩气产量不足美国天然气供应的1%，而今天已经占到30%，而且份额还在上升。得益于页岩气的大规模开发，2009年，美国取代俄罗斯成为世界第一大天然气生产国，占世界天然气总产量份额达到20%。2012年，美国天然气销售量更达到7160亿立方米，比2006年增加30%。

受美国页岩气成功开发影响，全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。墨西哥计划未来2年投资20亿美元开发页岩气。已有40多家跨国石油公司在欧洲寻找页岩气，埃克森美孚公司已开始在德国进行钻探，雪佛龙公司和康菲石油公司开始在波兰进行勘探，奥地利OMV公司在维也纳附近测试地质构造，壳牌公司将页岩气勘探目标锁定在瑞典。能源供应大国俄罗斯尽管具有超大规模的常规天然气储量，但也还是做好了开采页岩气的准备。印度尼西亚等亚洲国家以及非洲的南非等都不同程度地进行着页岩气的发展规划。

页岩气成为新宠，不仅深刻影响天然气市场格局，而且开始改变美国一些高能耗的重化工业的命运。由于能源成本下降明显，美国的化工、制造业出现“回流”现象，产业竞争力有所提升。

在我国，根据《页岩气发展规划（2011-2015年）》，“十二五”期间，我国将完成探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米，实现2015年页岩气产量65亿立方米，2020年力争达到页岩气年开采量为600亿至1000亿立方米。如果这一目标得以实现，我国天然气自给率有望提升到60%至70%，并使天然气在我国一次能源消耗中的占比提升至8%左右。这将有助于扭转我国过度依赖煤炭的能源结构，并减少能源对外依存度。 页岩气开采技术，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术，这些技术正不断提高着页岩气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。如果能引进这些先进技术，将为中国页岩气开发助一臂之力。

中国页岩气开发技术不断进步：一个是钻井技术，3500米的页岩气井、2000米的水平钻最快45天就完成。二是分钻压裂技术已经完全掌握并基本实现了国产化。 虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺均直接影响着页岩气井的经济效益。

有专家提到根缘气，J.A.Masters (1979）提出了深盆气（Deep bagas)思想，建立了气水倒置的模式，描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大，P. R. Rose等（1986）提出了盆地中心气（Basin-centergas)，B．E．Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”，从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。

经过实验研究，将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集，并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩（根）天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的连续介质，故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后，大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段，故一般的埋藏深度相对较大。

根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理，将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征（与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同），在野猫井（而不是预探井甚至开发井）上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明天然气在成藏动力上的连续性，并进一步阐述天然气成藏的机理特点，从而确定天然气的聚集机理类型，即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在，确定天然气的成藏、富集及分布特点将气藏类型识别的时间向前延伸至勘探限为后续勘探思路最大限度的时间。 页岩气改变了美国的能源结构，也带来一系列潜在的问题，比如水资源的耗费和污染

《国际先驱导报》记者阳建发自华盛顿 美国是页岩气开发最早、最成功的国家，由于储量丰富、开发技术先进，美国的页岩油气资源开发已渐成规模，2011年其页岩气产量达到1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%。曾有专家预测，有了页岩气的补充，美国的天然气足够使用100年。

不过，虽然页岩气减少了美国的对外能源依赖，对于大规模开发页岩气，美国国内仍然存在诸多争议。 页岩开发助美成油气大国

美国非常规能源储备十分丰富，根据美国能源情报署的数据，在美国可开采的天然气储量中，页岩气、致密型砂岩气和煤层气等非常规能源天然气储量占到60%。

美国石油协会公布的数据显示，算上页岩天然气资源，美国达到开采标准的油气资源居世界首位，比沙特阿拉伯多24%。

自上世纪90年代以来，在国内政策、技术进步等支持下，美国率先在全球勘探和开发页岩气等非常规能源。之后，美国在水压破裂和水平钻井技术方面的进步，解决了从页岩中开采油气的技术和成本挑战，美国页岩气开发逐渐形成规模。

2000年，美国页岩石油每天开采仅20万桶，仅占美国国内总开采量的3%，而2012年每天开采100万桶。美国页岩气产量也从2000年的122亿立方米暴增至2010年的1378亿立方米。

美国剑桥能源咨询公司预计，到2020年底美国每天可产出300万桶页岩石油，超过2012年原油产量的一半。美国PFC能源咨询公司的数据显示，到2020年，页岩油气资源将占美国油气产出约三分之一，届时美国将是全球最大的油气生产国，超过俄罗斯和沙特阿拉伯。 因浪费水、易污染遭抵制

页岩气的开发改变了美国的能源结构。过去数十年来，煤电一直是美国电力的主要来源，2003年占比仍达53%。但随着页岩天然气的开发，市场上出现了大量廉价天然气，造成很多煤电厂关停，天然气发电厂兴起。2011年前9个月，煤电比例降至43%，而天然气发电比例则从2003年的不足17%升至25%左右。 不过，页岩气也引发了一系列潜在的问题。

首先是消耗大量水资源且不可回收。页岩天然气开采所使用的水压破裂技术需要消耗大量水资源，由此油气开发商开始抢占农业用水，甚至会挤占市政用水。据介绍，灌溉640英亩（约合2.6平方公里）干旱土地需要4.07亿加仑（约合15.4亿升）水，可收获价值20万美元的玉米，等量的水如果用于水压破裂技术钻井，可获得价值25亿美元的石油。由于钻井所使用的水注入页岩层，比地下蓄水层要深得多，主要被岩石吸收，不能再回收利用。

开发页岩气还容易造成环境污染。页岩油气开采在钻井过程中要经过蓄水层，钻井使用的化学添加剂会对地下水形成污染威胁。主要输送从油砂中提炼的重油的“Keystone”管道在2010年5月就曾发生两次重大泄漏事故，造成严重污染和生态破坏。

正是因为存在诸多隐患，美国环保团体和农牧业团体强烈反对非常规油气资源开发，奥巴马政府也推迟决定“Keystone”管道延长线项目的实施。