陆相页岩气勘探开发技术问题及对策(1)

四、陆相页岩气勘探开发存在的问题及技术对策

2、工程技术方面

（1）钻井技术方面

存在问题：

鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层粘土矿物含量高，且主要由伊/蒙混层矿物组成，钻井过程中，特别是在长水平段钻进时，水基钻井液易滤失到地层而使粘土矿物膨胀，导致井壁垮塌等井下复杂事故；

技术对策：

①开展页岩气钻井井壁稳定性研究，优化钻井参数，避免钻井过程中井壁的缩颈或垮塌；

②开发油基钻井液体系，如白油基钻井液，闪点高、低毒、无荧光，既解决了页岩段钻井安全的问题，又有利于储层保护。

（2）固井技术方面

存在问题：

页岩气井固井采用了双密度水泥浆固井技术，但对于鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层来说，压力低、微裂缝发育，固井水泥浆体系必然要滤失一部分水进入地层，对储层产生污染。

技术对策：

开发低密度泡沫水泥浆体系，降低水泥浆体系的密度，同时降低滤失量，降低固井过程对页岩气储层的伤害程度。

（3）压裂技术方面

存在问题：

①陆相页岩气主要采用大型滑溜水压裂工艺进行增产改造，一是每次（级）压裂需要使用2000方左右水，当水平井大规模多级压裂时，则需使用上万方水，这对水资源缺乏的陕北地区是一个严峻的考验；二是陆相页岩气储层粘土矿物含量高，地层强水敏，压裂时大量水进入储层会造成粘土矿物膨胀、分散运移，可能导致形成的页岩裂缝堵塞，影响最终的压裂效果；三是压裂后返排液量较大，外排可能对环境造成污染；

②水平井是页岩气开发的主要方式之一，分段压裂工具是水平井压裂的关键技术，目前使用的都是国外压裂工具，存在价格过高的问题；

技术对策：

①采用丛式井开采页岩气，将返排出的压裂液经过回收处理，再用于其它井的压裂施工。

②探索和试验页岩气井纯液态CO2压裂工艺，利用陕北煤化工富余CO2的资源优势和CO2独特的物理化学性质，替代滑溜水进行压裂改造，不仅对储层无伤害，而且也没有压裂返排液需要处理及外排的问题；

③与国内高校、研究机构合作研究，开发出页岩气水平井压裂井下工具，降低成本。

（4）地面集输技术方面

存在问题：

页岩气井单井产量低，地面塬、梁、峁、沟纵横，管网建设难度

大、成本高，经济效益较差。

技术对策：

①采用“低、小、简、短、串”等经济适用的集输工艺技术，即采用“低”成本材料、“低”压集气，“小”管线、“小”型撬装装置，“简”化工艺、“简”化设施设备，“短”流程，管线“串”接；

②采用丛式井开发方式，降低地面集输难度，提高了管网集输的经济效益；

③就近利用，用于生产LNG、CNG、发电或油气田生产自用等。

3、环保方面

存在问题：

①目前陆相页岩气压裂采用的是滑溜水压裂液，用液量大，而且压裂液中的化学添加剂在一定程度上会造成地下水污染。

②大量钻井液废液及压裂返排液液未经处理外排的话，会对环境造成污染。

技术对策：

①采用丛式井开发方式，对钻井液、压裂返排液进行处理后重复利用，减少环境排放量，既节约水资源又可防止对环境造成污染；

②开展钻井液废液、压裂返排液处理工艺技术研究，集中收集，进行处理后回注油层；

③开展页岩气井液态CO2压裂工艺研究与试验，提高压裂效果，，达到最终替代水基压裂液的应用目标，从根本上解决水基压裂液对储层和环境的污染问题。

4、成本方面

存在问题：

鄂尔多斯盆地陆相页岩气储层物性较差，对钻完井工程、压裂工程等技术要求高，但单井产量较低，造成生产成本高、综合经济效益较差。

技术对策：

①推广页岩气丛式井开发模式，在一个平台上钻多口定向井、水平井，减少施工机组动迁、占地、道路建设、集输管道等费用，降低成本；

②开展钻井液、压裂液回收处理、循环利用技术研究与应用，减少配制钻井液、压裂液的材料费用；

③开展新型工程工艺技术研究与应用，提高陆相页岩气井单井产量，提高综合经济效益