美国页岩气勘探开发关键技术

1 引言

美国页岩气资源量达16.9万亿m3，可开采资源量7.47万亿m3。至20世纪90年代末，美国页岩气产量一直徘徊在（30～50）亿m3。2000年新技术的应用及推广，使得页岩气产量迅速增长。2005年进入大规模勘探开发，成功开发了沃思堡等5个盆地的页岩气田，产量以每年100亿m3的速度增长。2008年产量达到600亿m3，占美国天然气总产量的8%，相当于中国石油当年天然气总产量，目前则已占到天然气总产量的13%～15%。截至2008年底，美国累计生产页岩气3316亿m3。预计，2015年美国页岩气产量将达到2800亿m3。

自2009年以来，北美的页岩气开发发生了革命性的变化。目前美国已取代俄罗斯成为世界最大的天然气生产国，实现了自给自足并能连续开采上百年。美国页岩气快速发展是技术进步、需求推动和政策支持等多种因素合力作用的结果。从技术进步角度来看，则主要得益于以下几方面的关键技术：前期的页岩气藏分析、地层评价、岩石力学分析、后期的钻完井技术以及压裂增产技术。

1 美国页岩气藏特点分析

美国页岩气藏具有典型的衰竭特点，初始产量高，前3年急剧下降，随后在很长的时间里保持稳产并有所下降，生产寿命可达25年以上。美国页岩气资源丰富，致密页岩分布范围广，有效厚度大，有机质丰富，含气量大，裂缝系统发育，原始地质储量丰富，岩石埋深和粘度含量相对较低，有利于实施水力压裂，规模生产效果比较好。美国已经将具有合适页岩气类型、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合条件的页岩作为开采目标。

2 地层评价

页岩气藏评价是一套综合的石油物理方法，主要是通过结合对页岩岩样的地球化学分析以及对测井资料的详细评价结果来完成。主要目的是为了确定岩样是否含有丰富的有机质，以及是否可以形成碳氢化合物。

成功页岩气藏产生的因素可以概括为“五高、二低、一体”，即：高孔隙度，高基质渗透率，高有机质含量和成熟度，高的水力压裂裂缝接触范围；低岩石敏感性，低压裂后颗粒产出；大范围的均质连续岩体。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力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。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来描述有机物的丰富程度。也可以通过镜质体反射率鉴定样品的热成熟度。由于形成气窗的温度范围要比形成油窗的温度范围大，所以气的热成熟度Ro值要大于油的Ro。成熟度值高（Ro＞1.5%）表示干气占主导地位，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% 范围内能够发现湿气。Ro值低（0.6%＜Ro＜0.8%）时油占主导地位，而Ro＜0.6%时干酪根发育不成熟。常见的成熟度指标有基于显微镜测量的孢子颜色热变指数和热解温度评估。通过测井可以对页岩的其他性质进行评价，一般情况下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高、电阻率大、地层体积密度和光电效应低等特征。通过测井资料还可以确定页岩中复杂的矿物组分以及源岩空间内的游离气体积，确定页岩中有机碳含量并计算吸附气的含量。

通过地层评价可以得出页岩的测井资料、岩性和矿物解释以及流体评估综合数据，这些可以帮助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置；同时，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；通过矿物可以识别页岩中的石英、方解石或白云石，这些矿物增加了地层的脆性，可以改善水平井造缝。

3 岩石的机械特性分析

分析页岩的机械特性主要是为钻井和压裂服务。通过力学分析可以找出页岩地层中最适合造缝的地方。贝克休斯的GMI针对全球大概200个致密/页岩气地层建立了地质力学模型。开发地质力学模型是为了了解井筒稳定性和防止钻井过程中存在各种不稳定性。在这里，不稳定性是指引起井眼扩大的井筒周围地层的机械（压缩）失效，导致井眼坍塌、过量岩屑和水力参数变化等。影响井眼稳定性的因素主要有优化钻井液密度、井身轨迹、弱层理，随着时间的变化流体渗入页岩，以及流体与页岩反应。通过地质力学模型可以分析岩石的各向应力，找出射孔的最佳位置，适于造缝。裂缝高度主要由纵向的最小主应力差（Δσh）控制；在应力一定的情况下裂缝宽度主要受杨氏模量E控制。最小水平主应力（σh）作用在水力裂缝并使其闭合，它垂直于水力裂缝。岩石力学模型中有3个互相垂直、大小不等的主应力：垂直主应力（σv）、最大水平主应力（σH）和最小水平主应力（σh）；三者关系为σv＞σH＞σh。杨氏模量E为轴向应力与轴向应变之比，应变为长度变化量与初始长度之比。泊松比＝横向应变/轴向应变，轴向应变＝长度变化量/初始长度，横向应变＝宽度变化量/初始宽度。通过单轴抗压强度测试可以得出应力与应变的关系。通常情况下，人们对于岩石应力一般采用各向同性应力公式，但实际上各向异性对岩石的力学性质和应力都有影响。下面分别是各向同性和各向异性情况下的最小水平主应力公式。

各向同性应力：

式中：σh为最小水平主应力；v为泊松比，E表示杨氏模量；pr为上覆岩层压力；α为修正系数。

由以上公式分别求出粘土质页岩和硅质页岩的应力，可以发现硅质页岩在2种情况下应力变化不大，而粘土质页岩却由于各向异性导致应力较高。这说明各向异性对岩石的力学性质和应力会产生影响。

除了各向异性会对岩石应力产生影响外，地质方面也会对应力造成影响。下式为构造应力公式：

式中：εx、εy表示应变系数；EH杨氏模量。

从上式可以看出，构造应力可能会改变应力大小关系和剖面。

综上所述，岩石的各向异性和构造应力均会对岩石的应力产生影响，这时就不能单纯地把页岩当作各向同性来计算，而要考虑各向异性和构造应力。即使这样，也必须同实测数据进行校核。通过岩石的力学分析，找出影响地应力的因素、各向异性、杨氏模量、泊松比和地质作用等，将其与实测数据进行校正，可以找出裂缝的最佳位置，为钻井和完井射孔提供依据。

4 钻完井技术

由于页岩气处于低渗低孔的裂缝储层中，通常以游离态和吸附态为主，为了较快地将其产出，增加产量通常采用水平井技术。可以说正是水平井技术的应用使得美国页岩气得到较快发展。从Barnett页岩的实际钻井经验表明，从水平井中获得的估计最终采收率大约是垂直井的3倍，而费用只相当于直井的2倍。页岩气水平井钻井过程中，前期的地层评价对于选择水平井定向的位置非常重要，水平井要选在有机质与硅质丰富、裂缝发育程度高的页岩区。通过岩石力学分析，钻井要沿着与最大水平主应力方向垂直的方向上钻井，因为最大水平主应力与裂缝方向垂直，这样就可以使水平段尽可能多地与裂缝接触，在压裂的过程中提高页岩气采收率。

页岩气水平井钻井是一项综合技术，需要与测井、油藏等学科结合起来。在钻井过程中，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，沿应力最高的井筒侧面终止。MWD在钻井过程中提供井斜角和方位角信息；LWD随钻测井实时获得所钻地层岩性和岩石中流体的状况；SWD随钻地震提供钻头前方待钻地层岩石类型、岩石孔隙度、孔隙压力与其他声学敏感的岩石参数；通过三维地震解释技术能够更好地设计水平井井眼轨迹，钻遇更多的产气层；采用GST地质导向技术，根据随钻测量和随钻地质评价测井数据，控制井眼轨迹，使钻头始终沿油层钻进，自动避开地层和地层流体界面。水平井钻井在定向的时候由于扭矩高、摩阻大钻压高，造斜十分困难，通常采用旋转导向技术。美国威德福公司的带有膨胀封隔器的造斜器巧妙地解决了这个问题。钻页岩气表层的过程中，为了提高钻速，节省时间和成本，通常采用套管钻井和Supper钻机钻表层。通过岩石力学分析，以及页岩水化伤害机理研究，防止井壁失稳。另外，为了使页岩气开采具有规模化，通常采取加密钻井、多分支井或者丛式水平井钻井。

在页岩气完井方面，主要有尾管固井完井、裸眼尾管不固井完井以及多分支水平井完井。其中尾管固井完井是一种组合式桥塞完井，也就是用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔。这种方法需要坐封桥塞、射孔，然后钻开桥塞，是最好的完井方式。裸眼尾管不固井完井是采用可膨胀或机械式的裸眼封隔器以及特殊的压裂滑套，在一趟钻的过程中完成固井并进行分段压裂，适于用水平井裸眼井段压裂。多分支水平井完井则是将OHMS与分支井技术相结合的完井方式，可以是双分支式也可以是叠式双分支。分支井裸眼分段完井压裂工艺过程如图1所示。

图1 分支井裸眼分段完井压裂工艺过程

与常规钻井相比，页岩气钻井主要要实现3个方面的要求：第一，浅层的快速批钻钻井，即为了节省时间降低钻井成本，要实现浅层的快速钻进，往往采用表层特殊钻机实现批钻；第二，水平段快速侧钻；第三，在钻井过程中，要时刻了解随钻过程中的岩石储层物性，以实现水平段着陆。因此，页岩气钻完井的主要设备为表层特殊钻机；导向工具包括旋转导向和地质导向工具；随钻测量工具包括LWD、MWD和EM－MWD等。由于页岩气是低孔低渗透的非常规天然气，与常规天然气相比，主要靠压裂改造生产。与常规压裂相比，页岩气压裂需要很多的压裂液，因此压裂的主要设备为多个大型的压裂车和压裂罐，以及分段压裂时必须下入的封隔器。

表层特殊钻机（图2）是页岩气钻井必备的设备之一，其特点是体形小，十分轻便，价格低廉，在钻表层时速度很快，对于500m的表层每口井只用36h。这样就可以迅速完成表层钻井，钻完第1口井迅速转到第2口井，第1口井则由普通钻机接替继续钻进，钻井时间大大减少。

图2 表层特殊钻机

电磁MWD是井底实时传输系统，与常规MWD相比，它不受钻井时井眼流体和循环漏失物质的限制，传输信号更精确。其结构如图3所示，主要由3部分组成，即间接接头、着陆器接头以及发射机探测器。其中间接接头分离2个电极天线，向地层放射电磁波。着陆器接头由卡箍接头和压力扶正器组成，后者坐落在着陆器接头卡箍上，下端连接探针，具有井眼和环空传感器的作用。发射机探测器包括发射机传到井口的电子系统、井眼压力电子数据和环空压力测试器（井底钻井问题早期检测）以及高分辨率数据记录的存储器模块。它采用锂电池组为井底系统提供电源。

页岩气钻井在钻水平井的过程中主要存在以下难点：滑动钻井时间长、控制井眼轨迹和垂深的难度大、扭矩高、摩阻大和机械钻速低等。为了解决水平井侧钻的这些难题，通常采用旋转导向技术。旋转导向工具主要由模块化柔性稳定器、旋转导向转向机构以及非旋转套筒（长1.22m）等3部分组成，如图4所示。其中非旋转套筒包括近钻头传感器（钻头盒上方0.94m处）和独立转向臂。独立转向臂为液压式，共有3个，具有独立电动液压模块和控制系统，通过精确控制3个转向臂与井壁的连续作用力实现导向。非旋转套筒利用闭环控制系统每秒自动测量套筒位置，及时修正摩擦与振动引起的套筒非正常转动，确保导向矢量方向准确。旋转导向工具可以将造斜率控制在每30.48m10°内。

图3 电磁MWD（EM－MWD）结构图

图4 旋转导向工具图

压裂用膨胀式封隔器如图5所示，其作用是使用自动坐封裸眼封隔器将井筒封隔。封隔器间配有压裂孔，可采用液压启动或利用特定尺寸的投球法移动滑套打开压裂孔进行压裂。这种封隔器可以根据温度/压力、井眼尺寸和流体条件等量身定做，能控制其在井内的性能变化。

图5 膨胀式封隔器示意图

5 压裂技术

5.1 清水压裂技术

清水压裂技术是指在清水中添加很少量的减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂作为压裂液来进行压裂的技术。清水压裂的过程如图6所示。首先泵入“岩石酸”来清理可能被钻井液封堵的近井地带；然后进行清水压裂，将大量的带有少量粗砂支撑剂的清水注入裂缝中，使裂缝延伸；最后进行冲刷，将支撑剂从井眼中移除。清水压裂利用储层中的天然裂缝，将压裂液注入其中使地层产生诱导裂缝，在压裂过程中，岩石碎屑脱落到裂缝中，与注入的粗砂一起起到支撑剂的作用，使裂缝在冲刷之后仍保持张开。清水压裂成本低，伤害轻，很少需要清洗，可以提供很长的裂缝将支撑剂运移到压裂网格，因此在低渗透气藏中获得了很好的应用。该技术已经成为德克萨斯Barnett页岩气田的主要开采手段。

图6 清水压裂示意图

5.2 重复压裂技术

重复压裂技术是指在初始压裂无效，或者现有支撑剂性能下降情况下，在同层不同方向上进行2次或者2次以上的压裂，诱导产生新的裂缝，从而增加裂缝网格，提高生产能力。要使重复压裂获得成功，必须评估重复压裂前后的平均储层压力、渗透率厚度乘积和有效裂缝长度与导流能力等，以确定初始压裂产能不好的原因以及影响重复压裂效果的因素。重复压裂的另一个重要因素是裂缝转向。在Barnett页岩气重复压裂历史中，通过对远近地应力研究，了解到重复压裂裂缝刚开始沿着原先的裂缝延伸，很短的一段距离后裂缝开始转向。这是因为初始压裂后的井，由于多年生产，会引起初始裂缝椭圆形区域的局部空间应力重新分布，储层压力减小，储层应力状态改变。由于裂缝周围应力干扰区域延伸形状，最大和最小水平主应力有时会发生倒转，如果水平应力的倒转足够大或初始压裂产生的裂缝被有效封堵了，就形成重复压裂在转向上的适宜条件。此时，新裂缝可在90°方向传播到初始裂缝，直到达到应力紊乱区。在水平应力相等以外部分，新裂缝的方向与原始裂缝方向相同或在其原始裂缝平面上发展。如果渗透性是各向异性的，那么裂缝附近的区域，应力的衰减规律将更加复杂。图7显示了重复压裂的再取向过程。

图7 重复压裂技术

5.3 水平井分段压裂技术

水平井分段压裂技术广泛运用于页岩气开采中。如图8所示，水平井分段压裂利用封隔器或桥塞分隔各段，然后在水平井井筒内1次压裂1个井段，逐段压裂，在1个井筒中压开多条裂缝。它通常分为3个阶段：即先将前置液（无支撑剂）泵入储层，然后将含有一定浓度支撑剂（通常为砂）的压裂液泵入储层，最后使用更高浓度的支撑剂压裂液进行压裂。依此类推，相继泵入数量不定的压裂液到储层，同时泵入比之前浓度更高的支撑剂，直到达到要求。通常还可以通过使用桥塞、封隔器以及连续管等工具辅助压裂。利用水平井分段压裂技术可以增大水平井的导流能力，提高水平井产能。

图8 水平井分段压裂示意图

5.4 同步压裂技术

同步压裂技术是指同时对2口或2口以上的邻近平行井进行压裂。在同步压裂中，压裂液及支撑剂在高压下从一口井沿最短距离向另一口井运移，这样就增加了裂缝网格的密度和表面积，从而快速提高页岩气井的产量。同步压裂一方面可以促使水力裂缝扩展过程中相互作用，产生更复杂的缝网，增加改造体积，提高气井产量和最终采收率；另一方面它是2口或2口以上相邻且平行的水平井交互作业、逐段实施分段压裂。如图9所示，采用这种技术在短期内增产效果很明显。

图9 同步压裂示意图

6 结论和建议

（1）美国页岩气勘探开发取得巨大成功，离不开集成的解决方案。从地层评价了解到页岩的非均质性及岩石的矿物组成，确定气藏的好坏，为射孔位置、水平段着陆以及造缝提供依据；通过对岩石的力学分析，结合地层评价找出最佳的射孔位置和水平段钻井方向；而水平井钻完井优化，以及压裂措施则是页岩气增产的关键技术。

（2）美国页岩气的成功开发为中国页岩气开采展示了良好的前景。为了加快国内页岩气资源的开发利用，需要借鉴美国页岩气勘探开发的先进经验和技术，选择有实力的国外公司开展页岩气的合作开发。

（3）为了实现页岩气的规模化开采，建议向钻页岩气长水平段水平井、多分支井、丛式井和加密丛式井方向发展，并展开技术攻关，包括开发新型的地质导向工具、旋转导向工具，配制低摩阻钻井液等，以保证长水平段水平井的快速钻进。

（4）页岩气的后期增产主要依靠压裂，为此要掌握长水平段水平井多级压裂技术，开展膨胀式封隔器、多级滑套分段改造以及连续管分层压裂等技术攻关，实现压裂方式的多元化、高效化。