页岩气压裂增产技术

牛作刚

（华东油气分公司采油气工程服务中心，江苏 泰州 225300）

1 我国页岩气存储和分布

1.1 页岩气存储情况

我国具有十分丰富的页岩气存储量，同时一些调查研究显示，在我国仅陆地就有约133.44万亿立方米的页岩气地质资源，不仅包含青藏高原地区，同时其他地区的页岩气地质资源也十分丰富，可高达27.45万亿m3，在陆地页岩气地质资源总面积中约有88万km2已经获得评价单元，该单元面积约有92.33万亿m3的地质资源总量，其中约有16.78万亿立方米的可使用资源，该数据在目前具有较高的确定度和精准性，由此可见，我国具有十分丰富的页岩气资源。

1.2 页岩气分布情况

立足我国地质条件方面进行分析，可为页岩气聚集提供有利条件。我国具有较大的海域沉积面积，同时我国的烃源岩具有良好发育状况和较高演化度，我国四川及渤海湾等盆地的页岩气都十分丰富，甚至一些局部地区约有超过30%的有机含碳量，而南方海相页岩地层也属于页岩气的重要聚集地之一，不仅如此，鄂尔多斯及松辽等盆地页岩地层的页岩气聚集情况也十分良好。除此之外，重庆武隆及南川等地区存在的成矿区带更是十分利于页岩气资源聚集，所以目前我国可在上述地区进行重点开发。

1.3 页岩气藏地质条件

从本质方面来看，页岩气不同于其他类型气藏，主要特征体现在生物化学成因气及热成因气、两者混合成因气等多方面，页岩气具备的地层饱含气及隐蔽聚集机理等特征较为普遍，同时具有极其复杂的贮存方式。我国一些研究学者通过大量研究发现，页岩气在泥页岩地层中聚集的状态是以吸附及游离等为主，而其中页岩气的一个重要机理就是吸附作用。立足页岩气藏特征进行分析，具体包含以下两方面内容：第一，队页岩即烃源岩，该岩层是页岩气的储层及盖层，气藏形式为自生自储，具有极短的运移特征[1]。第二，页岩气的主要贮存方式为吸附及游离等气体。第三，非达西流是页岩气主要的渗流方式，且孔喉直径属于纳米级，是一种超致密储层，具有极低的孔、渗，4%～5%为最高孔隙度，＜1×10-3μm2为渗透率，一般是由裂缝提供储气空间。第四，成藏是以大面积连续区域形式为主，比如说北美的Barnett，约有3.81万km2盆地面积，2.6万km2烃源岩面积，其中1.55万km2为页岩气藏开发面积。

2 页岩气勘探开发现状分析

从目前页岩气藏开发实际情况来看，并未形成普遍开发的状态，其开发主要是在美国及加拿大等国家集中，特别是对于美国来说，已经逐渐向快速开发页岩气的阶段中迈入[2]。美国纽约州某盆地的泥盆系为第一口商业性页岩气井，始于1821年，到目前为止，其历史已经有200余年，立足北美页岩气开发实际情况来看，一些经验体现着通过钻井及完井工程设计技术等的高效利用，加之在目的层段方面进行优先，进而基于钻井速度的逐步加快，能使单井产能有效提高，同时也利于开采期限的有效延长。而在2002年，某能源公司试验成功和推广的水平钻井技术，充分反映了页岩气开采跨时代的发展，主要原因在于2002年之前，美国开发页岩气时的钻井方式主要为垂直井，应用垂直井钻井方式开采页岩气的过程中，受长壁开采影响，覆岩运动情况极易引发，此时穿过采区的垂直页岩气井会出现各种变形情况，与此同时，垂直井开采过程，受软硬岩层间弱接触面影响，会给垂直井的稳定性造成影响，所以垂直井开采页岩气的过程中缺陷较多；而随着2002年水平钻井优势逐步凸显之后，水平钻井开始受到业内的大力推广，并且逐步趋于页岩气开发的主要钻井方式方面发展，自此之后迅速增加了大量页岩气水平井。

3 页岩气压裂增产技术

3.1 水平井分段压裂技术

为了能够科学开采页岩气，在具体开采页岩气的环节，通常都会有机结合水平钻井及分段压裂技术，从水平井技术方面进行分析，主要是说以某一具体水平面的水平方向打井为出发点，借此来达到科学化开采页岩气目的，该技术是以钻杆的利用为主，一些科学家在对比垂直钻井和水平钻井两种方式的情况下发现，以结果为主要依据，能够明确其中具有显著优势的为水平井，主要体现在以下几方面：首先，通过水平井技术来开发页岩气，能有效加大井筒及储存层，使裂缝相交机率逐步增加，所以该技术在低渗透率及小空隙的页岩开采中十分适用。其次，应用该技术开采页岩气无需占据较大面积，主要体现在水平井技术使用的设备方面，因设备体积较小，所以地面对设备的限制性因素也大幅度减少，可使设备开采范围逐步拓宽。立足分段压裂技术方面进行分析，主要是在水平井筒内利用分隔器，进而以逐级的方式开展压裂，一般是以三个阶段为主：第一，将前置液输入到页岩气储存层中；第二，注意压力液中支撑剂使用时合适浓度的调制；第三，将高浓度支撑剂投入到页岩气储存层。分段压裂适用于单一区域的页岩气开发。

3.2 重复压裂技术

应用重复压裂技术开采页岩气的过程中，主要是多次压裂同一地层，借此有效优化已经存在的裂纹，逐步达到重建储层和井眼间线性流的目的，此时能够成功且直接开采未能采集的页岩气。但是，要想确保该技术预期开采目标得以有效达成，应深入分析该技术应用时能获得成功的具体原因，基于获得成功原因的充分了解，进而优化技术的应用。此外，在开采页岩气的过程中，要想对重复压裂技术进行科学了解和切实掌握，还应注意失败原因的充分明确，综合评估各方面因素，如导流能力有效性及长度等参数，借此切实掌握重复压裂技术的科学运用，基于技术优势作用的充分发挥，为页岩气预期开采目标的良好实现奠定基础。

3.3 同步分裂技术

同步分裂技术主要是说在同一时间压裂多个井，通过此技术的应用，会产生一种高压作用，使两井间压裂液运移距离向最短方面降低，增加水力压裂裂缝网络表面积和密度。此外，通过该技术应用还能使操作区域逐步扩大，但值得注意的是，该技术应用环节往往会高要求技术水平，同时开采成本也会在一定程度上增加，因此需将后勤保障及协调等方面工作做好。同步分裂技术的显著优势为能保障页岩气井快速增产目标得以良好实现。水力压裂示意图如图1所示。

图1 水力压裂

3.4 新型压裂技术

在科技迅猛发展的背景下，页岩气开采技术也开始逐渐趋于成熟方向发展，而在页岩气压裂增产中应用大量新工艺及新技术，利于页岩气增产目标的实现。（1）新型重复压裂技术。该技术能够融合微地震解释技术，同时也能使实时监控及裂缝攒肚等技术有机结合，借此严密控制页岩气开采区域，为有效开发所有页岩气提供保障，也利于储存体系的逐步增加。（2）减阻水压裂技术。开采页岩气时，多数页岩地层缝网压裂十分必要，而仅有少数的天然裂缝无需开展缝网压裂操作。但值得注意的是，缝网压裂过程，因液体不具备较强的携砂能力，同时开采效率较低，大排量压裂目标很难实现，此时为保障上述问题有效解决，减阻水压力技术得到了有效研发，通过此技术应用，能为人们降低摩阻提供帮助，使得大排量压裂需求得以充分满足。

3.5 电动压裂和泵送桥塞与射孔联作技术

该技术用于开采页岩气中具备的显著特征体现在降本、绿色、环保、施工周期短及24 h连续施工等方面，技术实现的主要流程如下：将传统柴油机压裂模式转变成纯电动压裂模式，降低了施工时噪音的影响，实现了24 h连续施工的目标，实现了页岩气快速、高效的开发。电动压裂配合泵送桥塞与射孔联作技术，第一段采用爬行器或连续油管射孔后进行电动压裂改造，通过套管串中短套管的预置，使各压裂层段所在位置得到标记，之后使用电缆下入桥塞、射孔枪及磁定位仪等，采用小排量泵送的方式使桥塞到达预定位置进行坐封，实现第二段压裂层与第一段压裂层的分隔，上提电缆完成第二段的射孔工作，然后起出桥塞与射孔工具串，对第二段进行电动压裂改造，重复上述步骤，实现对页岩气井全井筒压裂改造的目的，该技术的顺利实施，实现了页岩气低成本、绿色环保、高效开发的目标。

4 页岩气勘测开发新技术

传统页岩气开采方式应用时，通常都会在采收率和生产周期方面进行充分考虑，我国进行页岩气开采时，采收率变动情况较大，一些情况下很难达到高效开采目的，主要原因在于开采页岩气层时周期较长。通常来说，页岩往往是以暗色泥岩或浅色粉砂岩为主，同时部分页岩还会在岩石颗粒或有机质表面吸附，受页岩气层地质及环境等多种因素影响，使开采难度逐渐增加，对此，就需要通过先进开采技术的应用，保障页岩气顺利开采及增产目标的逐步实现，具体技术包含：地质储量评估、压裂增产、射孔优化、水平井增产、欠平衡钻井等。

5 结语

属于重要资源之一的页岩气，发展前景十分广阔。开采页岩气的过程中，使用页岩气井压裂技术的优势十分显著，如开采规模大、排量大等，可借助大型压裂进行复杂网络缝的有效改造，使整体改造面积逐步扩大，促进增产目标的实现。在地区不同的情况下，页岩气差异也往往十分显著，加之海陆间差异也较大，因此开采技术应用过程，避免出现盲目照搬其他地区技术的现象，应根据地区实际情况优化技术应用，针对性进行压裂改造。