影响页岩气开发因素及勘探开发技术展望

王冕冕,郭 肖,曹 鹏,陈 玲,邓 玄

(1.油气藏地质及开发国家重点实验室 西南石油大学,四川 成都 615000; 2.中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 166500; 3.中海油湛江油气田分公司,广东 湛江 524057)

影响页岩气开发因素及勘探开发技术展望

王冕冕1,郭 肖1,曹 鹏1,陈 玲2,邓 玄3

(1.油气藏地质及开发国家重点实验室 西南石油大学,四川 成都 615000; 2.中油大庆油田有限责任公司,黑龙江 大庆 166500; 3.中海油湛江油气田分公司,广东 湛江 524057)

页岩气的勘探开发在缓解能源供给压力、发展低碳经济和调整优化能源结构等方面具有不可忽视的作用。以此为契机,在系统研究页岩气藏地质特征、开发特征和成藏机理的基础上,主要从有机质含量、成熟度、矿物成分、裂缝发育程度等几个方面着手,综述分析了影响页岩气产能的客观控制因素;针对页岩气储层物性差、开采难度大的特点,重点介绍了北美开采页岩气过程中采用的特殊完井工艺、水平井钻井技术、水力压裂等储层改造技术及裂缝监测等先进技术。同时对我国页岩气资源的勘探开发前景进行了简述,为实现页岩气大规模商业化开采,提供理论依据和技术思路。

页岩气;地质特征;影响因素;勘探开发技术

引 言

随着我国经济的持续快速发展,能源消费日益增加,非常规能源越来越受到重视。北美页岩气的成功开发利用,促使人们将目光转向新型能源资源页岩气[1]167-169。

1 页岩气概念及资源量

1.1 页岩气概念

张金川等对页岩气进行了定义,他指出页岩气是指以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用生成的,聚集在烃源岩中的天然气,在主体上包括了游离态 (存在于天然裂缝与粒间孔隙中)、吸附态(存在黏土矿物颗粒、干酪根颗粒表面)和溶解态(存在于干酪根和沥青质中),基本上包括了天然气存在的所有可能相态。

1.2 资源量分析

1.2.1 储量

据预测,世界页岩气资源量为 456.24×1011m3[2],主要分布在北美、中亚和东亚的中国、中东和北非、拉丁美洲以及欧洲的前苏联等地区,其中北美的页岩气储量为 108.79×1011m3,占总资源量的 23.84%。中国南方海相页岩地层是页岩气的主要富集地区,除此之外,松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也具有页岩气富集的基础和条件。

1.2.2 产量

目前美国和加拿大是页岩气资源实现商业开发的 2个主要国家。2009年美国页岩气产量接近1 000×108m3,超过我国常规天然气的年产量,页岩气的快速勘探开发使美国天然气储量增加了40%,预计 2010年页岩气产量将占全美天然气产量的 15%以上[3]。除美国和加拿大外,澳大利亚、德国、法国、瑞典、波兰等国家也开始了页岩气的研究和勘探开发[4]。

2 页岩气的基本特征与成藏机理

2.1 页岩气的基本特征

(1)页岩气源岩特征。页岩气源岩类型多样,可包括富含有机质的暗色 -黑色泥页岩、高炭泥页岩及富含沥青质泥页岩等。源岩组成一般为 30%～50%的黏土矿物、15%～25%的粉砂质 (石英颗粒)和 1%～20%的有机质,多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。页岩气产自有机质丰富的源岩中,是典型的自生自储型天然气藏,源岩既具有烃源岩的作用,也具有储层以及盖层的作用。

(2)储集层特征。页岩气藏储层具有低孔隙度低渗透率的特点,页岩储集层孔隙度一般小于10%,而含气的有效孔隙度一般只有 1%～5%,渗透率则随裂缝发育程度的不同而有较大变化,一般渗透率小于 0.001×10-3μm2,处于断裂带或裂缝发育带渗透率可达 1×10-3μm2左右[1]267-269。据统计,美国主要页岩气藏孔隙度为 4.22%～6.51%,渗透率为 40.9×10-6μm2。与常规气藏相比,页岩气藏的开发是否具有商业价值,很大程度上要依赖裂缝的发育情况。

(3)分布特征。页岩气的分布特征具有多样性和隐蔽性的特点。与常规油气藏不同,页岩气成藏不需要在构造高部位[5],页岩气藏的分布与有效烃源岩分布范围相当,呈区域性分布。其分布特点受构造背景和沉积条件、有机质类型、丰度、成熟度及裂缝、断裂等多种因素的影响,这些因素决定了其是否具有工业勘探开发价值。

(4)开发特征。页岩气藏是一种典型的“连续型”油气藏。所谓“连续型”油气藏尤其是“连续型”气藏指的是持续产气、持续供气,产量低、产能稳,资源量大,但采收率较低,需要人工改造增产[6]。“连续型”气藏本身不具备开采连续的地质特征,而是在开发过程中丰度低的游离气、吸附气、自由气(分散气)不断聚集,使得气体可以源源不断地被采出,显示出开采过程中的连续性。

裂缝性页岩气藏投入生产时,首先排出游离气,随着地层压力降低,岩石表面的吸附气开始解吸,并从基质中通过扩散作用进入裂缝系统,裂缝中的页岩气则以渗流方式进入井底,采至地面。游离气渗流速度较快,吸附气扩散速度慢,产量相对较低,但稳产后的递减速度较慢,一般为 2%～3%,生产周期比较长,开采寿命可达 30～50 a[5]。美国沃思堡盆地Barnett页岩气田开采寿命可达 80～100 a[1]167-189。开采寿命长,就意味着可开发利用的价值大,这也决定了其发展潜力。

2.2 页岩气的成藏机理

页岩气的成藏体现出非常复杂的多机理递变特点,兼有典型煤层气、常规圈闭气藏及根缘气成藏的多重机理。页岩气的形成是天然气在烃源岩中大量滞留的结果,页岩气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚,再到生烃高峰时期的置换式运聚,体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。由于页岩气在主体上表现为吸附态与游离态天然气之间的递变过渡,体现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移。因此,页岩既是烃源岩又是储层,具有典型的过渡性成藏机理及“自生、自储、自封闭”成藏模式[7]。

3 影响页岩气开发效果的主要因素

与常规气藏相比,页岩气藏主要表现为孔隙度小,渗透率超低,同时页岩气的赋存方式和成藏机理比常规气藏、煤层气和根缘气复杂得多,相应地影响开发效果的因素也较多。因此,加强对影响页岩气产气率的地质因素分析及储层评价参数的研究显得尤为重要。

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 Barnett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[8]。

Ross等人在研究加拿大大不列颠东北部侏罗系 Gordondale Member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[9],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。干酪根的成熟度Ro<0.5%时为未成熟阶段; 0.5%≤Ro≤2.0%时为成熟阶段;Ro>2.0%时为过成熟阶段[10]。

据 DanielM Jarvie等人的研究[11],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。图 1为美国 4大页岩储层矿物组成三角图[12]。其相对组成对页岩的岩石力学性质、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[13]。

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(小于 1×10-3μm2)。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的页岩储层往往天然裂缝系统比较发育[14],例如Michigan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[15]。Big 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Newark East气田Barnett组页岩气产量高低与页岩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。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[16],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。

图 1 页岩储层矿物组成三角图

4 国外页岩气勘探开发技术现状和进展

页岩气储层与常规气储层差异很大,具备一些独特性质,如区域性分布、缺少明显盖层和圈闭、无清晰气 -水界面、天然裂缝发育以及极低的基质渗透率,一般在 0.000 1×10-3～0.000 001×10-3μm2之间,比致密砂岩储层的渗透率低 2～3个数量级。这些特性给页岩气的勘探开发带来了较高的难度。近年来,国外加强了对页岩气的勘探开发技术攻关,页岩气藏的成功开发取决于先进技术的应用,如页岩气的水平井钻井技术、裂缝的设计和增产措施,三维地震监测技术等[17]。

4.1 固井、完井技术

(1)固井技术。页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、抗拉强度高等特点,具有良好的防窜效果及减少储层伤害的特性。在俄克拉荷马州Woodford页岩气藏最近的勘探和生产实践中,使用泡沫水泥固井比用常规水泥浆固井所获得的天然气峰值 (产量)平均高23%[18]。

(2)完井技术。页岩气井的完井多采用定向射孔完井技术,射孔完井技术多用于直井和水平井。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。通过大量页岩气井的开发实践,开发人员总结出定向射孔的经验: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。

4.2 水平井的应用

2002年以前,美国开采页岩气的主要钻井方式为垂直井。为了扩大井身中油层的泄油面积, Devon能源公司在 Barnett油田进行了水平井试验。其试验结果与直井相比,采收率是直井的 3倍,而水平井的费用是直井费用的 2倍。随着Barnett页岩气田水平井试验成功,业界开始大力推广水平井,2003～2007年 Barnett页岩累计钻水平井达 4 960口,占 Barnett页岩气生产井总数的 50%以上,2007年完钻 2 219口水平井,占该年页岩气完井数的 94%[19]。

与直井相比,水平井主要有如下几点优势。

(1)水平井成本为直井的 1.5～2.5倍,但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的 3～4倍。

(2)水平井与页岩层中天然裂缝及人工诱导裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大,更能使裂缝保持在储层目的段中[20]。统计结果表明,水平段为 200 m或更长时,比直井钻遇裂缝的机会多几十倍,明显改善储层流体的流动状况,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。

(3)在直井收效甚微的地区,水平井开采效果良好。如在 Barnett页岩气外围开采区内,水平井克服了 Barnett组页岩上下石灰岩层的限制,避免了 Ellenburger组白云岩层的水侵,降低了压裂风险,增产效果明显[21]。

(4)水平井可以提高油层的钻遇率和油气的采收率,同时还可以减少地面设施,减少生产占地,降低环境污染,避免部分地面风险[22]。

水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素[23],因此在水平井的建井过程中必须应用能保证水平井以最佳井身轨迹钻进的新工艺。在水平井钻井的过程中采用了旋转钻井导向工具,同时采用随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD),可以使水平井精确定位,引导中靶地质目标。

4.3 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[24]。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[25]。

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[26]。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%[27],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[28]。同步压裂技术是美国近几年在沃斯堡盆地Barnett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 FortWorth盆地的 Barnett页岩中实施,在相隔152～305 m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。目前已能够同时进行 4口井压裂,采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

(3)重复压裂技术。当开采进入到产量递减阶段时,需要采取再次增产措施以提高采收率。重复压裂就是在老井中再次进行水力压裂,直井中的重复压裂可以在原生产层再次射孔,注入的压裂液体积至少比其最初的水力压裂多出 25%,可使采收率增加 30%～80%[29]。

(4)多段水平井压裂技术[30]。在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络。最初水平井的压裂阶段一般采用 1段或 2段,目前已增至 7段。在Arkoma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运用,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关键的技术之一。

4.4 裂缝监测技术

(1)地面倾斜监测。它能够监测水力压裂造成的地面变形或地下移位情况。倾斜仪是一种非常敏感的工具,它能够感觉到小到十亿分之一的位移梯度变化(或倾斜)。由倾斜仪测量到的地面位移可以直接用来确定水力裂缝的方位和倾斜情况;同时,当多个平面出现裂缝增长时,可以确定注入到每个水平或垂直裂缝中的流体比例的大小。

(2)井下倾斜监测。可获得裂缝顶端和底部的位置以及每个侧翼的总长度。

(3)微地震监测。微地震压裂监测技术是近年来在低渗透油气藏压裂改造领域中的一项重要新技术[31]。通过在邻井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发微地震波来描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布。它能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位,利用这些信息可以优化压裂设计,从而提高采收率。

5 中国页岩气资源前景

我国的页岩气发育区可划分为四大区域,即南方、华北 -东北、西北和青藏等 4大区块[32]。据初步估算,我国主要盆地和地区页岩气资源量约为15×1011～30×1011m3,中值为 23.5×1011m3,与美国的 28.3×1011m3大致相当,其中仅四川盆地威远地区和泸州地区页岩气资源量就高达 6.8×1011～8.4×1011m3,相当于该盆地常规天然气资源总量。但我国页岩气商业化开发尚未起步,总体上处于前期的探索和准备阶段。

6 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。

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编辑 刘兆芝

TE132.2

A

1006-6535(2010)06-0012-06

20100520;改回日期:20100823

王冕冕 (1984-),女,2008年毕业于长江大学石油工程专业,现为西南石油大学油气田开发工程专业在读硕士研究生,主要从事油藏工程及油藏数值模拟研究。