页岩气勘探开发技术研究

李建芳　刘云文

摘 要：页岩气是指产自低孔、低渗、富有机质页岩中的以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气。页岩气是一种大面积连续区域的非常规天然气藏，与常规的气藏相比，页岩气具有特殊的地质特征，因此，要想对其进行高效的开发就必须使用先进的开发技术。我国页岩气开发潜力巨大，但页岩气勘探开发相对落后，目前还处于起步阶段。文章介绍了页岩气资源开发现状、页岩气成藏机理、吸附与解吸机理、先进的页岩气勘探开发技术，针对国内页岩气勘探开发现状，指出建议重点研究的方向。

关键词：页岩气；成藏机理；勘探开发

1 国内外页岩气开发现状

全球页岩气资源量约为456.24×1012m3，主要分布在北美、中国和中亚、拉美、中东、北非和前苏联。2000年以来，页岩气的勘探开发技术不断提高，并得以广泛应用，其中尤以美国最为突出。美国拥有丰富的页岩气资源和世界领先的勘探设备及技术，在页岩气勘探开发领域取得了丰硕的成果，已进入页岩气开发的快速发展阶段；加拿大约有15.6～24.4×1012m3页岩气储量，其页岩气开发虽然还处于起步阶段，但是目前页岩气已成为加拿大重要的替代能源，已实现了页岩气的商业开发；中国是继美国和加拿大之后正式开始页岩气资源勘探开发的国家，我国页岩气资源丰富，约为30.7×1012m3，我国页岩气的勘探开发技术尚未成熟，对页岩气藏的研究还很欠缺，仍处于起步阶段；目前欧洲等国也开始逐步展开页岩气的勘探及开发，如英国、德国、法国、波兰、奥地利和瑞典等。

2 页岩气藏特征及其成藏机理

2.1 页岩气藏特征

与常规气藏相比，页岩气藏有其自身的特征：（1）大面积连续区域成藏，没有明显的圈闭；（2）低孔、低渗的超致密储层，孔隙度<4～6%左右（常规8～30%），渗透率一般<0.001～2×10-3？滋m2（常规50～2000）；（3）较易保存、不易被破坏；（4）独特的地质特征：“自生、自储、自盖”；页岩气成藏具有隐蔽性；具有普遍含气性，但含气量较低；成藏条件与储量丰度关系复杂；具有异常高压特征；产量低、生产周期长等。

2.2 成藏机理

页岩气以吸附态或游离态为主，成藏过程中页岩气无运移或极短距离的运移，页岩气本身形成了从典型吸附状态到常规游离状态之间的过渡特征，页岩气藏具有煤层气、根缘气、常规天然气成藏的多重成藏机理，其成藏过程可以细分为三个阶段，页岩气成藏过程如图1所示。

（1）第一阶段：天然气的生成与吸附。此阶段具有与煤层气大致相同的富集成藏机理，在天然气生成初期，主要是生物作用生成的天然气满足储层中有机质和粘土矿物颗粒表面的吸附作用，当吸附气量与溶解的逸散气量达到饱和时，多余的天然气就以游离或溶解的形式运移逸散。这一阶段生成的页岩气主要以吸附态分布在页岩内部，气量有限。

（2）第二阶段：天然气的挤压造隙及排出。由于天然气的生成主要来自于热化学能的转化，高密度的有机母质转化为低密度的天然气，在相抵密闭的页岩系统中，导致体积的增大和压力的升高，因此形成了高于地层压力的排气压力，进而导致沿岩石的薄弱面产生微裂缝。在此阶段，天然气主体上由生气膨胀力的促动成藏，且不受浮力作用，反映了活塞式的成藏过程，与根缘气具有相同的形成机理，天然气就近或原地分布，构成了挤压造隙式的成藏特征。此阶段天然气高度聚集，页岩气藏含气量丰度较高。

（3）第三阶段：成藏阶段。随着天然气不断地生成、运移、聚集，微裂隙网络组合成较大的裂缝网络，成为天然气运移及赋存的场所，由于裂缝空间的增大，运移的方式也由活塞式变为置换式，从而导致常规圈闭气藏的大范围出现。

3 页岩气吸附、解吸机理

3.1 吸附机理

微观物理吸附的实质为分子间吸附力和吸附势的作用，固体对气体的吸附主要由范德华力和剩余化学键力产生。有机质和粘土矿物颗粒对页岩气的吸附作用属于物理吸附，页岩表面的分子与CH4分子间的作用力为范德华力。由于有机质和粘土矿物颗粒等与其内部分子受力上存在差异，所以就存在剩余的表面力场，从而导致CH4分子在这些颗粒表面上的浓度增大，也就形成了吸附现象。

3.2 解吸机理

页岩气的解吸过程是吸附的逆过程：外界温度、压力等条件的变化将导致气体分子动能的变化，如果动能增加，气体分子将克服引力场，脱离束缚成为游离相，导致解吸现象的发生。在开发页岩气藏的初期，页岩气的产量主要来自于页岩中处于游离态的天然气；随着游离气的不断采出，储层压力逐渐降低，页岩中的吸附气逐渐被解吸并进入储层微裂隙中成为游离气。

4 页岩气勘探开发技术

4.1 页岩气开发特征

（1）自然产能低：由于页岩气具有产量低、生产周期长等独特的地质特征，页岩气井初期裸眼测试时产量极低甚至无产能，没有工业价值，必须通过压裂改造等增产措施来提高产能。

（2）生产周期长：页岩气井经过压裂改造后，储层中形成很多裂缝，游离气首先被排出，吸附气逐渐被解吸并进入裂缝中成为游离气，这样的过程反复持续，导致稳产期后递减速度极慢，生产周期较长。

（3）页岩气采收率差异大：由于页岩储层埋藏深度、地层压力、有机质丰度对页岩气的吸附气量的影响，导致不同深度、不同有机质丰度的页岩在采收率上存在极大差异。

4.2 勘探技术

（1）储层评价技术

测井和取芯是目前页岩气储层评价的主要手段：成像测井可以有效识别出裂缝和断层，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，从而为气井的增产提供数据；岩心分析可以有效测试储层渗透率、泥岩组分、孔隙度、TOC及等温吸附曲线、流体及储层的敏感性等。

（2）气测录井和现场测试技术

游离态的页岩气在钻进过程中逸散进入井筒，随循环的钻井液一起返至地表，气测录井技术主要是通过分离钻井液里的气体测定岩心的吸附气含量；现场测试技术包括页岩层气含量测定、解吸及吸附量测定等工作。气测录井和现场测试技術对评价页岩储层的资源量具有重要意义。

（3）三维地震技术

三维地震技术有助于鉴别异常的构造带、页岩非均质性和裂缝发育带，利用速度分析预测储层深度，预测潜在的压裂液漏失层和含水层的渗透率，可依据反射特征的差异识别和预测诱导裂缝的倾向，以提高探井或开发井成功率。

（4）油气微生物勘探技术

油气微生物勘探技术是油气藏中的轻烃在压力的驱动下向地表扩散和运移，土壤中的专性微生物以轻烃作为能量来源，在油气藏正上方极度发育。利用生物技术分离、培养、检测微生物异常，结合地质和钻井资料对油气区进行预测、分级评价、主控因素分析等。由于油气微生物勘探技术在实际应用中具有信息独立、灵敏度高、成本低、稳定性好等特点，已在我国12个页岩气区块进行过生产应用，效果很好。

4.3 钻井完井技术及工艺

水平井是定向斜井的延伸和发展，水平井的最大井斜角保持在90°左右，并在目的层维持一定长度水平段的特殊钻井。页岩气井主要包括直井、定向斜井和水平井。直井和斜井大多是用于试验，了解页岩气藏的特性；水平井则主要用于生产，可以形成目的层更大的泄流面积，提高产量，如图2所示。水平井技术已广泛应用于页岩气藏的勘探开发，尤其是Barnett页岩的勘探过程中，有90%以上的新井都是水平井。

4.4 页岩气井压裂技术

页岩气储层厚度薄，孔隙度小，渗透率低，大部分页岩气井必须通过储层改造才能获得理想的产能，而压裂技术也是目前对页岩气井进行储层改造的最有效方式。美国是最早也是最成功的开发页岩气的国家，他们在页岩气井的改造增产过程中使用最广泛的就是水平井多级分段压裂技术，其他的技术还包括清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂、同步压裂、氮气泡沫压裂、大型水力压裂等。由于大型水力压裂对底层伤害大、成本高等原因现已很少应用。

4.4.1 压裂技术工艺及适用性

页岩气储层的压裂改造工艺、加砂规模等都与常规压裂改造不同。不同区块的页岩储层特性各不相同，并不是所有的页岩都适合滑溜水、大排量压裂施工。脆性地层容易形成网络裂缝，而塑性地层容易形成双翼裂缝，因此不同的页岩气储层所采用的工艺技术和液体体系是不一样的。

（1）多级分段压裂技术：利用堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂，其原理与直井应用的投球压差式封隔器相同，能够针对储层特点分段压裂，目标准确，能有效产生裂缝网络，压裂效果明显，同时节约成本，如图3所示。多级分段压裂技术适用于产层较多，水平井段较长的生产井。

（2）清水压裂技术：又叫减阻水压裂，是用清水添加适当的减阻剂、稳定剂、表面活性剂或线性凝胶作为压裂液，可在不减产的前提下可节约30%的成本。请水压裂适用于天然裂缝系统较发育、岩性杨氏模量高的地层。

（3）水力喷射压裂：是用高压和高速液体携带砂体进行射孔，打开地层与井筒之间的通道后，提高流体排量，从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术，如图4所示。水力喷射压裂技术不使用密封元件而维持较低的井筒压力，能迅速地压开多条裂缝，成功地解决了裸眼完井水力压裂的难题。水力喷射压裂在国内应用时间短，技术有待进步，且成本较高，裸眼井壁坍塌严重，一般套管完井井内使用。

（4）重复压裂技术：当页岩气井初始压裂处理无效或现有支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致产气量大幅下降而采用压裂工艺对气井恢复或增加产能。采收率可提高8%～10%，可采储量增加60%。重复压裂适用于天然裂隙发育、层状和非均质地层，初始压裂效果不理想的井等。

（5）同步压裂技术：同时对配对井进行压裂，即同时对两口（或两口以上）井进行压裂，如图5所示。同步压裂目前在国内还是一个新概念，在国内的技术可行性还有待进一步实践。

（6）氮气泡沫压裂技术：泡沫压裂施工最早开始于1968年1月，从20世纪70年代开始，美国和加拿大就广泛运用泡沫压裂技术。氮气泡沫压裂技术适用于水敏性地层和埋深较浅的井。

4.4.2 压裂液体系

压裂液是对储层进行压裂改造时使用的工作液，它的的主要作用是将地面设备形成的高压传递至地层中，使地层破裂形成裂缝并沿裂缝输送支撑剂。页岩气井常用的压裂液有降阻水压裂液、线性胶压裂液、交联压裂液和泡沫压裂液等，而降阻水和复合压裂液是目前最主要的压裂液体系。

（1）降阻水压裂液体系：针对页岩气储层改造发展起来的一种新的压裂液体系，通过使用少量的稠化降阻剂来降低摩阻，其主要特点为：低摩阻性，降阻率≥60%；低伤害性，伤害率<10%；低粘度，2～30mPa·s；返排液表面张力较低，具有可回收再循环利用的基础；低成本，比常规冻胶压裂降低成本40～60%。降阻水压裂液适用于无水敏、储层天然裂缝较发育、脆性较高的地层。

（2）复合压裂液体系：由高粘度冻胶和低粘度降阻水组成，支撑剂则采用不同粒径的陶粒，适用于粘土含量高、塑性較强的页岩气储层。

4.5 超高导流能力压裂技术

超高导流能力压裂技术是利用高黏度的压裂液及可溶性纤维将支撑剂紧紧包裹在一起，再采取多段注入低黏度隔离液以形成超高导流能力的通道。该技术是在页岩气网络压裂技术的基础上演变而来的，与常规网络压裂技术相比有很大区别：首先，提供超高导流能力的不是支撑剂本身，而是各支撑剂堆间超高导流能力的通道；其次，由于支撑剂的作用不是直接提供导流能力，因此对支撑剂的质量无过高要求；最后，在泵注工艺上，由于隔离液黏度低，所以操作起来既安全又方便。因此，该技术具有很好的推广应用前景。

该技术在北美地区进行过对比实验，有5口井采用超高导流能力压裂技术，而另外8口井采用常规压裂技术，进行产能对比，对比结果是使用超高导流能力压裂技术的5口井单井初产提高23%，预计采收率提高17%。因此，该技术具有很好的推广应用前景。

4.6 超临界CO2辅助开发页岩气技术

当温度超过31.1℃，压力超过7.38MPa，CO2气体就会变成超临界态。超临界流體既不同于气体也不同于液体，具有许多独特的物理化学特性：超临界CO2的密度接近液体，黏度接近气体，扩散系数比液体大，具有良好的传质、传热性能等。

利用超临界CO2开采页岩气，具有独特的优势：

（1）利用超临界CO2喷射钻井，超临界CO2破岩门限压力低、破岩速度快，同时不会造成页岩层黏土矿物膨胀，能大大缩短建井周期。

（2）超临界CO2强化采气，提高采收率.超临界CO2流体既不含固相又不含水，对储层无任何损害和污染，非常适合于黏土含量较高的页岩气藏开发。

（3）超临界CO2流体黏度低、易流动、表面张力为零，容易进入储层毛细孔隙中，加之CO2分子与页岩的吸附能力强于CH4分子与页岩的吸附能力，置换CH4分子，提高单井产量。

（4）利用超临界CO2流体作为介质，可替代大量的水资源，同时CO2也可以得到有效地利用，降低温室气体排放量，清洁环保。

利用超临界CO2开采页岩气技术在我国仍处于实验研究和探索试验阶段，预计在未来的2～3年内，该技术将在我国页岩气勘探开发领域得到广泛应用。

5 研究方向

近年来，国外对页岩气进行了很好的开发利用，成果丰硕，而我国页岩气勘探开发尚处于起步阶段。基于国内页岩气勘探开发的现状，建议从下面几个方向进行重点研究：

（1）理论研究：结合我国页岩气储层的地质特征，加强对地质理论研究，深入了解页岩气的成因和富集规律；加强对页岩气吸附解吸机理、渗流机理等的研究，准确地评价页岩气藏，为有效地开发页岩气藏提供理论依据。

（2）钻井及压裂技术：重点研究页岩气水平井施工、水平井压裂、压裂液等关键技术。钻井技术方面深入研究羽状井、多分支井技术；压裂投产方式上亟待攻关，重点研究水平井主体体积压裂技术，可钻式桥塞分段压裂技术等。

（3）储层保护技术：钻井过程中，页岩储层极易受到堵塞和水锁等伤害。因此，钻井和储层改造过程中储层保护极其重要。我们应充分认识页岩储层性质和伤害机理，优选钻井液及压裂液体系，避免对页岩储层造成伤害。

6 结论及认识

（1）页岩气在国外得到很好的开发利用，我国对页岩气的勘探开发总体上还处于起步阶段，应该在结合我国页岩储层的实际，借鉴国外先进技术和成功经验的基础上，探索出一套适合我国页岩气藏的先进的开采技术。

（2）页岩气藏不同于常规天然气藏，页岩气资源开发技术要求高、成本高、经济性差等。我们应该加强对关键技术的研究和攻关，实现技术上的重大突破。

（3）技术上的突破是关键，政策上的扶持是导向。2013年10月30日国家能源局发布我国首个《页岩气产业政策》，其中明确将页岩气开发纳入国家战略性新兴产业，国家将加大对页岩气勘探开发等的财政扶持力度。在国家政策大力支持页岩气开发的今天，更应该顺应潮流，把握机遇，加快页岩气勘探开发的步伐。

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