工程技术角度分析页岩气开采
工程技术角度分析页岩气开采
页岩气已成为全世界非常规油气资源勘探开发的重点领域。由于页岩气具有区别于常规气藏的显著特性，导致页岩气资源勘探开发成为一个庞大的系统工程，涉及复杂的技术体系，最主要的不同之处在于将工程技术前移至页岩气资源评价和开发过程。水平钻井、滑溜水多段压裂、裂缝检测等一系列关键技术的突破是美国页岩气近年来飞速发展的重要原因。中国非常规油气藏潜力很大，不同机构的评价结果表明，中国陆域页岩气可采资源量很大，是常规天然气资源量的1.1~2.4倍。目前，中国页岩气第二轮招投标已顺利结束，距离实现65亿立方米/a产量目标只有不到3年的时间，多个区块页岩气的勘探及评价即将陆续展开。目前，页岩气水平井分段压裂已占单井建设投资的40%~50%,进一步体现了工程技术的重要性。为此，在勘探开发过程中提出了工程技术的早期介入、合理应用和深入理解，以有助于页岩气的资源评价。
1 页岩气储层压裂机理及实现策略
1.1压裂改造原理
页岩气之所以能在页岩气中存留，缘于页岩极为致密的孔隙结构和极低的渗透率。页岩气储层中天然气基本无法运移到井筒，其主要原因在于2个方面：1.天然气分子直径在页岩气纳米级孔隙中运移难度大。甲烷的分子直径大小是：0.40nm，乙烷的分子直径大小是0.44nm，而页岩的孔隙大小是0.5~100nm，远远小于砂岩的孔隙（大于1μm）。对于孔隙直径较小的页岩，天然气基本是无法运移的。即使孔隙直径在100nm的页岩，天然气的运移难度也较大。2.天然气在致密孔隙结构中运移时间较长。理论研究表明，基质渗透率在0.000001mD时，流体穿透100m基质流入井筒需要的时间将超过1Ma。因此，页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗透能力的裂缝网络体系，使页岩气通过这个裂缝网络体系流入到井筒。
For personal use only in study and research; not for commercial use
页岩气压裂与常规压裂形成的双翼对称的平面张开缝不同，页岩气压裂（或称之为“体积改造”）旨在形成相互交错的复杂的“网络”裂缝体（含张开缝和剪切缝），增加平面与纵向上的储层改造体积SRV（stimulated reservoir volume），达到与页岩最大裂缝接触面积，提高初始产量和最终采收率。因此，页岩气开采工程技术实质是通过水力压裂把储层“压碎”。
1.2 压裂改造及其分类
人们将储层分为常规和非常规。压裂的目的不同，常规储层和页岩气储层的
水力压裂实现时采用的策略是不同的。
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页岩气的勘探开发需求引起了水力压裂技术与理论的发展，从而拓展了水力压裂技术的分类。因此，按储层的渗透性和增产机理，水力压裂技术可以分为3种类型：
（1）以解除污染并提高近井地带渗流能力的解堵型压裂。主要应用于渗透率比较高的储层，其水力压裂的实施策略是追求较高的人工裂缝导流能力。施工中采用较大排量、高砂比、有时配合端部脱砂等工艺，以消除钻完井过程中的污染，增加近井地带的渗透能力。这类水力压裂可以提高单井产量，但是因为人工裂缝尺度不大，对井网部署、注水开发、采收率等开发指标几乎没有影响。
（2）以增大油气泄油面积的改造型压裂。主要应用于低渗透和特低渗透储层，其水力压裂的实施策略是追求较长的人工裂缝长度。这类压裂施工采用高黏度压裂液，大液量、大砂量注入，在储层形成几十米或上百米并具有一定导流能力的长裂缝，扩大了单井泄油面积。由于人工裂缝尺度较大并具有一定的方向性，这类压裂可以提高单井产量和开采速度，有益于采收率等开发指标的改善。
（3）以形成最大SRV的缝网型压裂。当水力压裂技术应用于页岩气储层时，其储层改造机理与前面两种类型完全不同。页岩气压裂是通过尽可能“压碎”储层，在页岩储层中人工形成复杂密集裂缝网络，使游离和吸附在页岩空隙中的页岩气可以流动并汇集到井筒。这类压裂提高单井产量并决定了单井的可采资源量和采收率。
描述页岩气压裂的关键参数是压裂形成的有效裂缝体积ESRV（effective stimulated reservoir volume）、裂缝密度、支撑和未支撑裂缝导流能力，而不仅仅是人工裂缝的长度和导流能力。其水力压裂的实施策略是追求较高的有效裂缝体积。Cipolla定义裂缝复杂指数FCI（fracture complex index）来描述网络裂缝有效性，即网缝宽度与长度之比。这类水力压裂形成的裂缝网络使储层流体的流态复杂，压裂决定了井的初始产量和单井可采资源量（EUR）、开采的合理井距、以及采收率等开发技术指标。
Barnett某页岩气井压后微地震监测表明，网络裂缝的SRV达到14.5亿ft3（约4106万立方米），是单一裂缝改造体积的3.37倍。国内外页岩气压裂的SRV 达到上千万立方米。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂分为3类：①解堵型压裂，通俗称为“压痛”；②改造型压裂，通俗称为“压开”；③裂缝型压
裂（或“体积改造技术”），通俗称为“压碎”。
1.3 实现最大化SRV必须考虑的基本策略
国内外学者研究了实现“网缝压裂”和增大裂缝复杂性的设计方法，实现最大化SRV与页岩储层特性是紧密相关的，同时还涉及到水平井走向及射孔等完井策略。因此，页岩气压裂必须考虑如下页岩储层特性，才有可能最大限度地实现复杂的裂缝网络体系。
（1）充分利用页岩气储层天然裂缝和水平层理发育、沉积颗粒细小、石英及碳酸盐矿物组分含量高形成的脆性、水平主应力差值小的地质特性。
（2）页岩气储层水平井压裂要求水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度（不超过30°），这样使沿射孔眼形成的裂缝走向与井筒轴向垂直，通过多段、多簇压裂造成足够大的裂缝体积。
（3）按照泵入排量和裂缝净压力推算射孔数量，再考虑储层厚度、裂缝发育程度确定簇间距和段间距，并在整个水平段上均有分布。
（4）满足主裂缝上形成分支缝的条件，有效利用裂缝形成的应力阴影，使裂缝复杂化。当裂缝中压力及裂缝生成扩展，会在裂缝附近局部范围形成有限的次生附加应力场（应力阴影），改变了原来的地应力状态和分布，使裂缝更为复杂化。（5）采用摩阻低的滑溜水，大排量高速度注入。使远离井筒的裂缝末端仍保持一定的静压力，在沟通扩展天然裂缝和层理的同时，形成以剪切裂缝为主的新的水力裂缝。由于液体的进入和裂缝生成引起的应变，使储层中局部应力场发生变化，造成裂缝在多个方向发生并复杂化。
（6）注入液量越大，裂缝体积越大，改造效果越好。由于页岩储层渗透率低。尽管压裂液黏度不大，但压裂液滤失量极小，大部分压裂液起到造缝作用。虽然有相当多细小剪切微裂缝并没有被支撑剂充填，但这些细微裂缝形成的导流能力仍然要高出原有渗透率几个数量级，为页岩气运移到井筒提供了有效的通道。（7）使用不同黏度的压裂液配合不同级别粒径的支撑剂，可以在储层中形成尺度不同的主、次、细、微等多级分支裂缝。分支裂缝在延伸到其端部后会发生转向。继续沿最大地应力方向延伸，遇到天然裂缝后将形成次级分支裂缝。以此类推，水力裂缝与天然裂缝相互交错，形成高度密集的网状裂缝系统。
2 页岩气储层可压性评价
2.1 储层可压性评价的重要性
北美和中国页岩气储层的实践使得人们发现，即使是页岩沉积相对稳定、平面上连续分布，且孔隙度和渗透率变化不大，但是页岩气压裂后的产量差异却很大。资料统计表明，北美水平井分段分簇压裂后产量测试，有61%压裂簇产量低
于簇平均产量，甚至还有34%压裂簇可能没有产量，而所有这些井及各段压裂施工工艺参数差异并不大。以上情况说明，页岩储层的压裂甚至决定了页岩是否能够达到商业开采。因此，页岩气的甜点选择主要有两个条件：①天然气的生成和保存程度，②储层可压性。
这就涉及到页岩气在储层评价过程中需要完成的一个重要内容-----储层可压性的工程评价。可压性评价主要目的是评价页岩气储层是否能够通过水力压裂形成足够大的有效裂缝体积。经过地质论证具有较好富集规律的页岩储层，如果不具备较好的可压性，也很难通过工程手段达到有效的商业开采。
2.2 可压性评价的主要内容
可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性、水平应力差，这三者是决定页岩能否“压碎”的3个关键因素。
2.2.1 天然裂缝和层理
天然裂缝和层理越发育，页岩储层的可压性越好。而对于富含有机碳的泥岩，水平层理不发育，即使是烃源岩并生排烃、含有一定天然气，却很难像页岩气那样通过水平井分段压裂得到开发动用。
天然裂缝和层理为压裂液高速度注入提供了条件，也演得水平层理在压裂过程有很大作用。室内大型物理模拟试验表明，在注入压力远小于垂向上覆压力时，水平层理可以张开形成水平缝。诸多的水平状态的层理面，为垂向剪切缝的生成提供了条件。
2.2.2 页岩的脆性
页岩的脆性越高，可压性越好。页岩的脆性是物体受力达到一定程度后会发生破坏，由整体分成若干分离的部分，如果材料破裂不伴有（或少量的）永久变形，称材料是脆性的。脆性由储层矿物组分中石英、长石、方解石含量决定的。如果页岩中黏土含量高及成岩结构不利，储层弹性强，岩石受力后主要发生弹性应变并吸收压力传导的能量，页岩很难被“压碎”。
脆性指数通常是岩石的抗拉强度和抗压强度之比。该指数越高，则说明储层容易压裂，越容易形成网状裂缝；该指数越低说明储层塑性较强，则越容易形成双翼裂缝。泊松比越小，杨氏模量越大，脆性指数越大。
2.2.3 水平主应力差
水平主应力差越小，越有利于形成网状裂缝，即可压性越好。页岩压裂过程中滑溜水进入说平层理及微裂缝的同时形成新的裂缝，如果水平应力差小，裂缝将在多个方向上延伸。描述水平主应力差异大小的指标是水平应力差异系数。
天然裂缝和层理、页岩的脆性、较小的水平应力差这3个因素条件共存，是使渗透性极为紧密页岩储层能实现单井日产几万立方米产能的内在必要地质因素，使在页岩中打造人工裂缝体系成为现实。
3 低成本实现足够大的有效压裂裂缝体积
3.1 常用的页岩气压裂工艺技术
页岩气常用的压裂工艺是水平井速钻桥塞分段压裂工艺和裸眼滑套压裂工艺技术，其中水平井速钻桥塞分段压裂工艺是最主要的压裂工艺方法。
3.2 压裂工艺技术的低成本设计思路
由于北美页岩气市场资本运作，基本都采用由单井开采典型曲线推算出来的单井可采资源量和部署的钻井数来评估项目的资本价值。因此，一口页岩气井的压裂施工规模远远大于常规油藏的压裂，动辄上万立方米液、上千立方米砂，压裂设备功率往往都很大，成本投入是十分巨大的。这就要求在储层中打造李响的裂缝体系，获得尽可能大的单井可采资源量的同时，有效地优化并降低成本。
页岩气压裂工艺是采用水平井多段多簇压裂技术，更多的段数和更长的水平段长往往成了追求的目标。同一压裂设计（UFD）的概念井场被用来优化裂缝形态，从而得到最大的压裂井产量。然而，模型没有考虑在增加水平井段长度、提高压裂的分段数量和扩大各段压裂规模的同时，施工成本相应增加的情况。因此，在方案设计、规模和成本之间进行科学的优化是页岩气开采的技术关键。根据以上方法，为保持裂缝中的净压力，每个射孔眼的注入流量一般要保持在0.15~0.30m3/min;受井筒冲蚀流量的限制施工排量在12~15m3/min，每段射孔数量一般在40~80孔，并分为3~5簇；再由储层厚度及物性确定各簇的间距，一般在10~20m，从而得出分段的卡距长度和水平井长度及压裂段数。
当然，不同的页岩盆地具有不同的储层条件。水平段长度、分簇射孔间距及段长、注入速度、总液量的确定不仅要设计计算，更需要通过一定数量气井压后生产动态与施工参数的反复拟合分析，优化出适应不同区域施工的方案设计。
4 全面理解“工厂化”施工作业
4.1 “工厂化”施工作业的主要做法
“工厂化”施工作业广泛地应用在北美页岩气的开采中，而且逐步完善配套。这大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。其优势在于建立压裂中心平台，向多个钻井平台提供服务，平台上的压裂水可集中供应、重复利用。压裂管线预铺设好，配套的设备进行半永久式安装，实施工厂化管理，机械的复杂性低，作业可靠性高，减少作业时间，一般作业半
径可达6.5km。
“工厂化”施工作业的“硬件”条件指可以完成钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具，以实现钻井过程中程序批量钻井、离线作业、压裂施工中的连续交叉施工。
“工厂化”施工作业的“软件”条件，是实现“工厂化”施工作业的钻井、压裂、投产主要作业工序工艺设计的程序化和标准化。
一般来讲，页岩储层非均值性强，为了获得好的开采效果，每口井、每个井段都进行个性化的施工设计，使工艺技术更有针对性。安相对统一的标准化工学进行“工厂化”施工，简化一些工艺内容，主体工艺批量处理，加快了作业进度，降低了成本。尽管这些对某个井、某个井段技术的应用未能达到最优化，所带来的开采效果上的损失，远远小于“工厂化”施工得到的经济效益，正因为这样，使“工厂化”施工成为北美页岩气开采的重要技术措施。
4.2 中国与北美页岩气的工厂化条件实施的差异
中国实施工厂化作业模式需要考虑与北美地区页岩气的具体客观条件和技术差异。
（1）对于北美页岩气盆地海相沉积，连续分布地层稳定、储层条件好，这位“工厂化”施工提供了较好的地质条件，而中国页岩气南方海相沉积时代早、页岩有机质演化成熟度偏高、后期改造比较强烈、稳定性差，这给研究设计适应“工厂化”施工标准化的工艺及工序提出了更高的要求。
（2）页岩气单项压裂技术与北美地区仍然具有相当的不同。中国在页岩气基础理论压裂设计软件、主要压裂施工工艺、具有自主知识产权的井下作业工具盒材料方面仍然需要发展完善。
（3）“硬件”条件是中国与北美地区页岩气工厂化作业的主要差距。北美地区的工程化压裂设备配置包括6大系统：连续泵注系统、连续供砂系统、连续配液系统、连续供水系统、工具下入系统和后勤保障系统。如连续供砂系统自带轮具可拖挂，内部分不同腔体，实现不同粒径转换。连续混配车，混配能力可达19m3/min。还具有橇装化实时水处理设备。
（4）工厂化作业的压裂设计流程和地面作业设计流程尚未形成，这是形成“气工厂”模式的首要条件，最终形成具有标准化和程序化的设计流程。
（5）北美地区的地面条件较为平坦，而我国页岩气资源丰富的西南地区地形复杂、地面山川丘陵起伏较大，对于“工厂化”作业的管线敷设、压裂半径和供液半径的设计提出了较大的限制。
（6）北美地区水资源丰富，而中国西北地区干旱、少雨，也是工厂化作业的瓶颈所在。
4.3 适合中国“工厂化”施工作业的基本要点
（1）坚持时间摸索，在学习消化中形成中国的技术。页岩气在国外的发展经历了“实践摸索、工具突破、理论完善”的过程，技术上主要依赖于小公司，形成了“专业、专家、专注”的模式。中国在页岩气的发展时间远远落后于北美地区，在学习和模仿北美的过程中，走实践、分析、再实践、再认识的道路。
（2）以工程技术为主线，实行钻完井及压裂改造为技术核心，各专业形成系统配套。工程技术的核心技术要求是开展研究、解决问题、实现压裂和钻井的技术目的。加强各专业沟通，打破专业壁垒，加强各专业的配合调整，因此更利于形成有效的技术。
（3）一定工作量的实践是必须完成的。中国的页岩气和国外有许多不同，工程技术必然要经过摸索，仅仅凭借理论的研究是无法完成的。首先是单项技术突破和降低成本，鉴于页岩气的复杂性，几口井很难代表页岩气整体开发遇到的问题，因此一定的工作量是不可避免的。其次，在技术形成初期可以不计成本的实施，但是关键问题还是成本的下降。
（4）要走中国自己的路。中国的页岩气地层年代更久远，构造更加复杂，地面条件也更加复杂。要注重开发分支井技术、有机烃压裂技术和有效利用地下水技术。
（5）研究配套的水处理技术。
5 结论与建议
（1）页岩气得以开采利用，必须通过水力压裂施工在页岩储层里形成具有相当大体积、形态分布复杂、具有一定渗流能力的裂缝网络体系。根据储层渗透率的大小情况，可将水力压裂进一步分为解堵型压裂、改造型压裂和网缝型压裂等。（2）提出了实现最大化SRV必须考虑的6个基本因素，主要包括好的脆性和水平主应力差值小的地质特征、水平井段方位走向与最小主应力方向平行或保持较小角度、分簇分段射孔策略、滑溜水压裂液大排量和大液量要求、不同粒径组合的支撑剂等。
（3）开展页岩储层的可压性评价是页岩气“甜点”选择过程中的重要因素之一。可压性评价的主要内容是评价裂缝和层理、页岩脆性和水平应力差。
（4）提出了低成本实现足够大有效压裂裂缝体积是关键，以及压裂工艺技术的低成本设计思路。
（5）“工厂化”施工作业大幅度地提高了施工效率，降低了作业成本，减少了土地的占用及资源的消耗。实现其“硬件”条件，需研发钻机自动移位、自行式水力循环、连续混配及输砂、水供给及处理系统的机械装备和机具；“软件”条件需要达到钻井、压裂、投产主要作业工序设计的程序化和标准化。
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开采页岩气的危害
随着页岩气被视为未来能源的“明星”而大量开采，其对地下水和土壤的影响也受到高度关注。美国一项研究表明，页岩气开发过程中的污水处理问题不容小觑。 杜克大学研究人员2013年10月2日在《环境科学与技术》期刊上报告说，他们对美国宾夕法尼亚州西部一个页岩气污水处理厂排污口附近河水及河底沉淀物进行取样，并把检测结果与该河流上下游的情况进行对比，结果发现，排污口附近河水及河底沉淀物受到高放射性污染，且盐与金属含量严重超标。 检测还发现了高浓度的溴化物、氯化物与硫酸盐。研究人员指出，河水中含有大量溴化物尤其让人担心，因为它可与自来水厂中消毒用的氯及臭氧等发生反应，产生毒性非常强的副产物。 近日，备受争议的页岩气开发再一次成为人们关注的热点，针对页岩气开发，美国地缘政治学家威廉·恩道尔在他的新书《目标中国：华盛顿的“屠龙”战略》中详细分析了世界范围内页岩气开发的情况和页岩气开采技术对环境的危害。 页岩气——环境帮手还是凶手？ 2012年初，中国部分石油公司开始加入美国引导的对页岩气进行开发的浪潮中，开始采用极具争议的方法来开采埋藏于页岩层的天然气。页岩是一种富含黏土的岩石，内含多种矿物质。 2012年6月，中国石油巨头中石化开始在重庆钻取第一口页岩
气井，共计划钻井九口，预计到年底可以生产110亿－180亿立方英尺（约3亿－5亿立方米）天然气——略等于中国一天的天然气消耗量。中国希望到2020年页岩气能满足全国6%的能源需求。 页岩气开采技术由美国发明。中国石油公司邀请美英石油巨头共享开采技术，以满足日益增长的国内能源需求。2012年3月，英荷皇家壳牌集团（Anglo－Dutch Royal Dutch Shell Company）在华与中国石油天然气集团公司（简称中石油）签署首份页岩气生产技术共享协议。埃克森美孚（ExxonMobil）、英国石油公司（BP）、雪佛龙（Chevron）以及法国道达尔（Total）都相继与中国的石油公司签署了页岩气合作协议。 中国中央政府收到美国能源部能源信息管理局（EIA）的地质评估资料，该资料显示中国“可能”拥有全世界最大规模的“技术性可开采”资源，估计约1,275万亿立方英尺（约36万亿立方米）或占世界资源的20%。若评估属实，这将远远超过862万亿立方英尺（约24万亿立方米）的美国页岩气评估储量。美国能源信息管理局的研究表明，除重庆外，最具页岩气开采前景的当属新疆塔里木盆地。值得注意的是，近几年来，高度机密的美国情报工作中有一小部分已逐步通过美国能源部运作，提供虚假情报和进行情报侦察总是相伴相生。美国能源信息管理局是否故意抛出评估报告诱使中国仓促上阵开发页岩气，从而放弃寻求干净、安全的新能源来替代石油与天然气？如果是，那这就不是美国政府第一次通过篡改情报报告来实现政治目的了。
页岩气勘探技术
斯伦贝谢 页岩气勘探技术 斯伦贝谢科技服务（北京）有限公司
目录 一、斯伦贝谢页岩气勘探技术概述 (1) 二、页岩气资源量评价 (3) 三、页岩井筒综合评价 (5) 四、有利区（甜点）预测 (6) 五、地质风险分析与经济评价 (7) 六、页岩气勘探技术应用实例 (7) 附斯伦贝谢勘探平台介绍 (11)
一、斯伦贝谢页岩气勘探技术概述 非常规油气资源页岩（油）气目前在国内非常火热，一谈到页岩气，大家首先想到的是水平钻井和多段压裂技术。确实，工程技术是页岩气田成功的必要条件，没有成熟的工程技术，无法将页岩气从这种特殊的油气藏中开发出来。但工程技术成功的前提是，寻找较好的页岩气区块，即从地质上页岩达到生气阶段，有机质的丰度较高，因此地质评价是页岩气勘探的充分条件。这就对研究工作提出了较高的要求，即在钻井等工程工作进行之前，首先通过区域地质研究，对地下页岩的基础地质情况进行分析与预测，为后期的工程施工提供依据，减少钻井和压裂的风险。 与常规油气藏勘探相比较，页岩气藏的特殊性主要表现在以下几点： 1、页岩气藏为自生自储的类型，页岩本身即为烃源岩，同时又是储集层和盖层。气生成后保存于烃源岩中。 2、页岩气包括自由气（孔隙裂缝中）和吸附气（在碳原子表面）两部分，因此在评估页岩气资源量时，除了计算孔隙裂缝中的自由气，还要计算吸附气的资源量，这是有别于常规气藏的一个重要方面 3、储集层为页岩，属特低孔、特低渗储层。对于该类特殊储层，需要总结一套特殊的储层评价标准。同时，需要研究页岩内部裂缝的发育情况和地应力的状况，为后期工作改造提供依据。 与页岩气藏的特殊性相对应，目前勘探难点主要表现在： 1、页岩气资源评价存在很大不确定性。 2、页岩气勘探开发技术缺失成熟的行业标准。 3、页岩气开采投入大、成本高、气价低，经济风险较大。 针对页岩气上述勘探难点，斯伦贝谢公司研发和整合了所有勘探软件系列，形成了以模型为中心的页岩气勘探技术系列。该技术系列主要包括以下主要内容（图1）： 1、数据整合阶段：与常规油气藏相比，页岩气区块除了收集地震资料和井数据 外，还需要收集地化数据，如总有机碳、烃源岩厚度和干酪根类型，同时需 要对岩石物理数据和岩石力学数据进行收集和整理。 2、地质模型的建立：不同勘探阶段，建立的地质模型精度不同。从区域地质资 料建立的概念模型到根据地震和井数据建立的三维模型。随着数据的增加， 模型的精度也逐渐增加。
重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实
重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实 重庆涪陵焦石坝页岩气田勘探开发纪实 焦石坝，重庆涪陵区一个山区小镇。在这里，我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生，被命名为“页岩气开发功勋井”。今年3月24日，中国石化正式宣布，计划在2017年把涪陵页岩气田建成国内首个年产能100亿立方米的页岩气田，相当于一个1000万吨级大型油田。 重大突破 页岩气田进入商业开发 在中国石化勘探南方分公司岩芯库，保存着一筒采自焦页1HF井3000多米深处的深灰色页岩。“在焦石坝地底下，这些页岩就像一床大棉被，包裹着丰厚的页岩气。”分公司地质专家夏维书说。 撕开这床大棉被的“第一钻”在2012年2月14日晚8时开钻。11月28日，一个振奋人心的消息从焦石坝传来：焦页1HF井当天钻获20.3万方高产页岩气，这标志着我国第一口实现规模化、商业化生产的页岩气井诞生了。 页岩气是一种重要的非常规天然气，被认为是继常规天然气之后，又一种可以大规模开发的优质清洁能源。近年来，全球特别是北美地区，页岩气开发步伐明显加快。美国由于页岩气的大规模开采，甚至可能从油气输入国变为油气输出国。 在我国，常规天然气储量有限，而页岩气储量相对丰富。页岩气如果能得以大规模开发，对缓解我国天然气紧张局面、降低天然气对外依存度意义重大。 2011年，我国将页岩气列为独立矿种；2012年，出台《页岩气发展规划（2011—2015年）》；2013年，国家能源局正式批准涪陵页岩气田为国家级页岩气产能建设示范区。 继焦页1HF井后，环绕其周边数公里区域内，几口评价井也相继部署开采。2013年7月2日，焦页1—3HF井投产，测试产量20多万方/日；9月29日，焦页6—2HF 井投产，测试产量达35万方/日；10月9日，焦页8—2HF井投产，测试产量再创新高，达55万方/日。 “到这时，我们已吃上了定心丸：焦石坝区块页岩气藏不是一点，而是一片；这里不仅有页岩气，而且是高产气藏。”江汉油田涪陵工区项目部经理习传学说。 截至今年5月17日，在涪陵页岩气田280平方公里一期产建区，已开钻页岩气井82口，完钻47口，投产27口，平均单井日产气11万方以上。今年内，该区域将规划投产100口井左右。 “涪陵页岩气田进入商业开发，是我国页岩气开发的重大突破。”业内专家指出，我国页岩气资源潜力大、分布面积广、发育层系多，一旦形成产能，将对满足我国不断增长的能源需求、促进节能减排、优化能源结构、保障能源安全和促进经济社会发展具有重大战略意义。 技术创新 让
页岩气开采技术
页岩气开采技术 1 综述 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。 图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。 2 页岩气水平井技术 1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。 2.1 开采技术 早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采
美国页岩气勘探开发关键技术
目录 _Toc28155708 引言 (2) 1 美国页岩气藏特点分析 (2) 2 地层评价 (3) 3 岩石机械特性地质力学 (4) 4 钻完井技术 (5) 5 压裂技术 (8) 5.1 清水压裂技术 (8) 5.2 重复压裂技术 (9) 5.3 水平井分段压裂技术 (9) 5.4 同步压裂技术 (10) 6 结论和建议 (10)
美国页岩气勘探开发关键技术 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 /a。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100 亿m3 /a 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3 316 亿m3。预计2015 年美国页岩气产量将达到2 800 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 a 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，
页岩气开采压裂技术分析与思考
页岩气开采压裂技术分析与思考 摘要：目前，社会进步迅速，页岩气存储于致密泥页岩地层中，页岩连续分布、区域广，含有一定量的黏土矿物，塑性强，在高应力载荷下易发生形变，页岩储 层具有低孔低渗等特性，需对页岩储层进行改造才具备商业开发价值。目前涪陵 区块和川东南区块，均已实现页岩气大规模开发，形成一套成熟的页岩气开采工艺，工艺实施需借助现场施工实现，只有严格把控施工质量，确保工艺有效实施，才能够实现对页岩气资源的高效开发。下文对此进行简要的阐述。 关键词：页岩气；开采压裂技术分析；思考 引言 伴随着油田行业的深入发展，如今能源紧缺问题已经成为了社会性现实。页 岩气储层低孔低渗，往往要投入巨大的精力对其进行压裂改造才能够保障产能稳定。水力压裂中压裂液性能带来的影响十分直观与突出。 1页岩气压裂施工质量技术现状 当前，经常使用的技术大多是多级压裂、清水、压裂、水力喷射压裂、重复 压裂与同步压裂等等，页岩气开发过程中所使用的储层改造技术还有氮气泡沫压 裂和大型水力压裂也是国内外目前的主流压裂技术。影响页岩气产量的主要原因 是裂缝的发育程度，如何得到较多的人造裂缝是压裂设计主要应该考虑的。如何 才能得到有效而又经济的压裂成果，在实行水力压裂以前，经常要实行压裂的设计。然而，压裂设计的工作确双有许多，最为主要的核心应属压裂效果的模拟， 经过压裂的模拟才可以预测裂缝发育的宽度及长度，从而知道压裂能否顺利成功。 2页岩气压裂开采中对环境的影响 页岩气压裂在开采的过程当中必定会因为一些噪声及废水废气等开采事故灾 害对环境造成一些污染影响，通常会对水资源进行大量的消耗以及地下水层进行 污染。目前，有些专家和环保人士在对页岩气压裂开采的过程也是提出了很多相 关环境污染的影响问题，同时，岩气压裂在开采过程中确实造成了较为严重的环 境污染。 2.1大量消耗水资源 页岩气压裂的开采使用的水力压裂法是压裂液最为重要的，分别由高压水、 砂以及化学添加剂而组成的。页岩气压裂的开采其用水量也是较大的，一般情况 页岩气压裂开采需消耗四至五百万加化的水资源才能使页岩断裂。 2.2污染地下水层 页岩气压裂开采过程当中，其化学物质有可能会直接通过断裂及裂缝由地下 深处慢慢转向向上移动到地表或者浅层，同时也可能页岩气压裂开采过程中由于 质量问题或者某些操作的不当导致破裂或者空洞。某些石油公司把页岩气压裂使 用过程中的的压裂液中的化学添加剂当成非常重要化学物质，然而，也因为这些 化学物质就可能会造成地下水层的污染。其中的化学物质可能会泄露到地下水层 当中，从而就污染了湖泊及蓄水池等等的地下水资源。当整个开采过程完成以后，其很大部分的压裂液又转回流向了地面，而流回地面的压裂液当中不光只有压裂 液里面某些化学物质，也还有部分地壳中原本就存在的放射性物质以及大量盐之类。当一些有毒污水再流回现场时，转而再流向污水处理厂以及回收再利用，当 遇到雨季来临时，整个过程就造成了严重的地下水层污染。 3页岩气压裂施工工艺 随着页岩气开发力度的不断增大，常规的压裂施工技术已经不能满足大规模
影响页岩气开发因素及勘探开发技术研究
影响页岩气开发因素及勘探开发技术研究 窦凤珂 山东省煤田地质规划勘察研究院，山东泰安271000 摘要：在油气资源紧缺的现如今，对页岩气的勘探开发变得越来越重要。然而页岩气资源的特殊赋存条件和特点也对勘探开发技术有更高的要求。我国在页岩气的勘探开发方面遇到很多问题，技术层面还有很多待于研究和创新，本文就此进行研究并提出建议。 关键词：页岩气；开发因素；勘探开发技术 随着经济的繁荣发展，工业化进程的不断加快，全球对油气的利用量越来越大，且易开采的油气资源日渐减少，全球各国只能不断提高勘探开发技术来打造核心竞争力，争取优先一步开采到规模大的油气资源，因此，研究页岩气的勘探开发技术尤为重要。 1关于影响页岩气开发的因素 1.1关于总有机碳(TOC)的含量和热成熟度 我国要开采的页岩气资源主要集中于四川盆地和南方地带的海相沉积环境。目前，美国对页岩气的勘探技术较为先进。由于页岩气的特性较为复杂，所以，研究影响页岩气开发的因素是必要的。页岩气主要依附在有机质上，影响有机质上存在的页岩气量主要是由于TOC的含量，根据已实验过的案例表明，可以探测有机碳的存量，来估计页岩气的含量。页岩气的含量越高，页岩产气率也越高。也可探测甲烷的存量，原理与上述原因相同，这是因为有机质上存在很多微小的缝隙，且气体会很容易依附在这些缝隙上。根据这些信息来推测某一个地方的页岩气资源含量，其结果是相对准确的，可以此作为依据来提高开采的效率，并降低成本。 1.2关于页岩气藏的热成熟度 根据页岩气藏的热成熟度，也可以推测出页岩气的含量，国外的科学研究表明，热成熟度相对较高的地方，是由于有较多的气体流动，流动速度较快从而提高了热
页岩气开采压裂技术
页岩气开采压裂技术 摘要：我国页岩气资源丰富但由于页岩地层渗透率很低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术( 多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性, 探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。 关键词：水力压裂页岩气开采压裂液 0 前言 自1947年美国进行第1次水力压裂以来,经过50多年的发展,水力压裂技术从理论研究到现场实践都取得了惊人的发展。如裂缝扩展模型从二维发展到拟三维和全三维; 压裂井动态预测模型从电模拟图版和稳态流模型发展到三维三相不稳态模型,且可考虑裂缝导流能力随缝长和时间的变化、裂缝中的相渗曲线和非达西流效应及储层的应力敏感性等因素的影响; 压裂液从原油和清水发展到低、中、高温系列齐全的优质、低伤害、具有延迟交联作用的胍胶有机硼和清洁压裂液体系;支撑剂从天然石英砂发展到中、高强度人造陶粒,并且加砂方式从人工加砂发展到混砂车连续加砂;压裂设备从小功率水泥车发展到1000型压裂车和2000 型压裂车;单井压裂施工从小规模、低砂液比发展到超大型、高砂液比压裂作业;压裂应用的领域从特定的低渗油气藏发展到特低渗和中高渗油气藏(有时还有防砂压裂)并举。同时, 从开发井压裂拓宽到探井压裂,使压裂技术不但成为油气藏的增产增注手段,如今也成为评价认识储层的重要方法。 1 国内外现状 水力压裂技术自1947年在美国堪萨斯州试验成功至今近半个世纪了,作为油井的主要增产措施正日益受到世界各国石油工作者的重视和关注,其发展过程大致可分以下几个阶段: 60 年代中期以前, 以研究适应浅层的水平裂缝为主这一时期我国主要以油井解堵为目的开展了小型压裂试验。 60 年代中期以后, 随着产层加深, 以研究垂直裂缝为主。这一时期的压裂目的是解堵和增产, 通常称之为常规压裂。这一时期,我国进入工业性生产实用阶段,发展了滑套式分层压裂配套技术。 70年代，进入改造致密气层的大型水力压裂时期。这一时期,我国在分层压裂技术的基
国家能源局-页岩气2011-2015规划
国家能源局《页岩气发展规划（2011—2015年）》全文 2012年3月16日（周五）上午10:00 ，国家能源局在北京职工之家饭店召开新闻发布会，发布《页岩气发展规划（2011—2015年）》，并回答记者提问。国家能源局政策法规司司长曾亚川主持发布会，国家能源局石油天然气司司长张玉清、财政部经济建设司能源政策处副处长李成、国土资源部地质勘查司调研员高炳奇介绍《页岩气发展规划（2011—2015年）》。 页岩气发展规划（2011-2015 年） 一、前言 页岩气是指赋存于富有机质泥页岩及其夹层中，以吸附或游离状态为主要存在方式的非常规天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。近几年，美国页岩气勘探开发技术突破，产量快速增长，对国际天然气市场及世界能源格局产生重大影响，世界主要资源国都加大了对页岩气的勘探开发力度。国民经济和社会发展“十二五”规划明确要求“推进页岩气等非常规油气资源开发利用”，为大力推动页岩气勘探开发，增加天然气资源供应，缓解我国天然气供需矛盾，调整能源结构，促进节能减排，特制定本规划。本规划期限为2011 年至2015 年，展望到2020 年。 二、规划基础和背景 （一）发展基础 1、页岩气资源潜力 我国富有机质页岩分布广泛，南方地区、华北地区和新疆塔里木盆地等发育海相页岩，华北地区、准噶尔盆地、吐哈盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地和松辽盆地等广泛发育陆相页岩，具备页岩气成藏条件，资源潜力较大。据专家预测，页岩气可采资源量为25万亿立方米，超过常规天然气资源。 2、页岩气发展现状 （1）资源调查 我国页岩气资源战略调查工作虽处于起步阶段，但也取得初步进展。研究和划分了页岩气资源有利远景区，启动和实施了页岩气资源战略调查项目，初步摸清了我国部分有利区富有机质页岩分布，确定了主力层系，初步掌握了页岩气基本参数，建立了页岩气有利目标区优选标准，优选出一批页岩气富集有利区。
国内页岩气开采技术
2014年2014年度信息调研成果 1 国内页岩气开采现状 谭正湘 （信息技术中心） 页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气资源。页岩气的形成和富集有着自身独特的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。美国是世界上最早发现、研究、勘探和开发页岩气的国家。美国页岩气开采已有100多年历史。美国页岩气开发技术历程经历了4个阶段：第一阶段：1997年以前——直井大型水力压裂；第二阶段：1997~2002年——直井大型清水压裂为主；第三阶段：2002~2007年——水平井压裂技术开始试验；第四阶段：2007年至今——水平井套管完井及分段压裂技术，逐渐成为主体技术模式。随着水平井分段压裂技术的进步及成功应用，美国页岩气产量逐年增长，2000年至2012年页岩气产量由117.96亿立方米上升至2762.95亿立方米，年均增长率达到30%，特别是2006年以来年均增长更是达到48%。与此同时，页岩气占美国天然气总产量的比重由2000年的2.2%升至2012年的40.5%。美国页岩气革命的巨大成功，在世界范围内掀起了页岩气勘探开发的热潮。加拿大、英国、波兰、阿根廷、墨西哥、澳大利亚、印度等国家也正在大力开发页岩气。 我国页岩气发展时间很短，大致经历了学习了解、资源调查与评价、开发试验和政策跟进等三个阶段，2010年才真正进入页岩气的钻井、压裂施工作业。目前我国页岩气勘探开采主要集中在四川盆地。根据国土资源部2012年3月发布的数据，全国(不含青藏)页岩气地质资源量134.42万亿立方米，可采资源量25.08万亿立方米，其中四川盆地及其周边页岩气可采资源量达到6.44万亿立方米，占全国页岩气可采资源量的25.7%。最新资料介绍中国页岩气的可采储量达31.6万亿立方米，约占全球14.3%。 我国政府非常重视页岩气的开采，中央财政对页岩气开采企业给予补贴，2012年-2015年的补贴标准为0.4元/立方米，补贴标准将根据页岩气产业发展情况予以调整。地方财政可根据当地页岩气开发利用情况对页岩气开发利用给予适当补贴，具体标准和补贴办法由地方根据当地实际情况研究确定。 2011年以来国土资源部已组织两轮页岩气招标勘探，2014年3、4月份将进行第三轮页岩气招标勘探，2011年7月，页岩气首轮招标。中石油、中石化、中海油、延长石油、中联煤层气及河南煤层气6家国有企业受邀投标，参与竞标渝黔南川、贵州绥阳、贵州凤冈、渝黔湘秀山四个页岩气勘查区块的探矿权，面积共约1.1万平方公里。最终中石油中标渝黔南川和河南煤层气中标渝黔湘秀山页岩气区块的探矿权。2012年12月第二轮招标选择了20个区块作为探矿权招标出让，总面积为2.02万平方千米，分布在重庆、贵州、湖北、湖南、江西、浙江、安徽、河南8个省市，参与招标企业83家，19个区块招标成功，1个区块流标，三大石油公司均未中标。从前两轮招标实施情况看，达到预期进展的不多，主要存在成本高、投入大、效益没有保障等问题。第三轮招标主要集中在四川、重庆、湖北三地。 2013年我国页岩气钻井约150口，首次取得实际产能突破，全年产气量为2亿立方米。国家能源局《关于印发2014年能源工作指导意见的通知》提出2014年我国页岩气生产量15亿立方米，2015年页岩气产能将达65亿立方米。中石油、中石化两大集团均上调了页岩气开采指标，预计2015年两大公司合计开采页岩气量可达75亿立方米，超过全国规划65亿立方米的目标。其中，中石化集团是50亿立方米。
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
页岩气开采技术的革命性突破
页岩气开采技术的革命性突破 ——记美国页岩气之父乔治〃米歇尔 美国页岩气之父——乔治·米歇尔 2006年，美国页岩气产量为当年天然气总产量的1%，到2010年，这一数据跃升至17%，超过1000亿立方米。五年间，美国页岩气产量增长近20倍。在2009年2月的美国剑桥能源周上，专家们用“页岩气革命”来形容美国在页岩气领域取得的重大突破。 美国页岩气开发历程 2010年6月，在阿姆斯特丹召开的“解放您的潜力——全球非常规天然气2010年会”上，一位90岁的老人，页岩
气钻井和压裂技术的先驱——美国 Mitchell Energy & Development 公司的乔治〃米歇尔(George Mitchell)先生被美国天然气技术研究所（GTI）授予终身成就奖。米歇尔先生的成功引发了美国的页岩气革命，几年时间内，美国一跃成为世界天然气第一大资源国和生产国，不但有望实现天然气的自给，还有可能成为天然气出口国，这一转变将对世界天然气的供求格局产生巨大影响。 乔治〃米歇尔出生在德克萨斯州的Galveston市，是一个移民到美国的希腊牧羊人的儿子。大学就读于德克萨斯州农工大学。他在1946年创办了一家从事石油钻探和房地产业务的公司，即米歇尔能源开发公司（Mitchell Energy & Development Corp.）。虽然公司的运营状况相当不错，但作为自己的石油公司的负责人，米歇尔看到自己的油井在一段短暂的生产后便停产，感到并不满意。在20世纪80年代，他决定尝试一项重大技术挑战，即试图从Barnett部分页岩中开发出页岩气，Barnett页岩位于德克萨斯州Fort Worth 盆地深部和德克萨斯州中北部的15个县境内。 那时，人们已经知道页岩层中形成有巨量的天然气，但是这些天然气却都被束缚在岩石内，并不向钻孔处流动。同样，煤层中也蕴藏有大量的天然气，然而由于所处位臵太深而无法开采出来。这些气体像海绵一样渗透在沙石和其他半多孔岩石中。钻探人员通常称这些气体为“致密气”，要开
页岩气发展及其综合利用
页岩气发展及其综合利用 页岩气是一种非常规天然气，页岩气是以吸附和游离方式赋存于页岩和泥岩地层及其夹层中的天然气。近年来，兴起于美国的页岩气浪潮，不仅对美国天然气市场产生了巨大影响，同时也波及到全球能源化工行业。页岩气开采技术的突破带来了页岩气产量的猛增，不仅导致美国天然气价格极具竞争力，而且页岩气开采的湿气组分所包含的乙烷、丙烷、丁烷等也为下游化工行业提供丰富而廉价的原料。美国页岩气产业的发展对全球能源化工行业趋势的影响将重塑世界石化行业格局，对中国煤化工产生的影响也不容小觑。 一、页岩气的发展 （一）美国页岩气的发展 页岩气做为一种非常规天然气较常规天然气开采难度大经过30多年页岩气开发，逐步形成了成熟可靠的开采技术。页岩气的大规模开发受益于本世纪初水力压裂、水平井、微震监测等创新技术的成功应用。近年来美国页岩气产业蓬勃发展，1999年美国页岩气年产量达到112亿m3，过去二十多年里美国页岩气产量超过20倍增长，2012年美国页岩气产量达到2653亿m3，占美国天然气总产量34%，预计到2035年，页岩气产量比将提高至49%。目前美国有8000家油气公司从事页岩气开发，85%的页岩气由中小公司生产，新储量还在不断发现中。美国页岩气未来将成为美国天然气主要来源，页岩气产量的逐渐上升将成为弥补美国天然气缺口最主要的贡献因素，大幅降低天然气进口依赖度。 （二）中国页岩气发展概况 页岩气开发与利用在中国的起步较晚，但近年已越来越受重视。与常规天然气资源相比，中国的非常规天然气资源十分丰富，并且随着开采技术的进步，中国非常规天然气资源有着巨大的发展潜力。 目前，中国非常规天然气资源开发利用正处于快速发展阶段。以页岩气为主的非常规天然气的开采在今后二十年将保持每年超过10%的增长。据“十二五”规划，至2015年，全国页岩气产量将占非常规天然气产量的75%。因此对于中国的石油企业来说，转变认识、研发低成本配套技术以推进页岩气的开发利用将是一项重大战略选择。此外，在开发国内非常规天然气的同时，中国的石油企业必须争取通过各种途径获取国外非常规天然气资源和技术，以保证资源的充足性。
页岩气开发及利用
摘要 当前，世界各国能源需求不断攀升，能源压力日益增大。页岩气以其独特的优点在非常规天然气开发领域中异军突起，成为全球油气资源勘探开发的新亮点。 页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气，具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长的优点。页岩油气储层矿物组成十分复杂，根据矿物组成的不同，页岩油气储层大致可以分为三类：富含方解石的钙质页岩油气储层，富含石英的硅质页岩油气储层，以及富含黏土矿物的黏土质页岩油气储层。 中国主要盆地和地区页岩气资源量约为30万亿立方米与美国28.3万亿立方米大致相当，经济价值巨大。但在资源硬件、政策环境、资金投入、核心技术、基础设施和服务能力和市场化开发主体等方面还有一些差距。因此，我们要借鉴国外发展页岩气的先进经验，结合我国实际，寻找加快发展的路径，探索并形成具有中国特色的页岩气勘探开发和利用体系，推动我国页岩气开发利用实现跨越式发展。 当前，世界各国能源需求不断攀升，能源压力日益增大。作为常规能源的重要补充，页岩气、煤层气、油砂等非常规能源逐渐进入人们的视野。 页岩气是存储于页岩中的非常规天然气，虽然单井产量低，但产气时间长、储量丰富，在非常规天然气开发领域中异军突起，成为全
球油气资源勘探开发的新亮点。 一、页岩气概况 1、页岩气基本特点 页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。具有自生自储、分布广、埋藏浅、生产周期长等特点。 与常规天然气相比，页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长的优点，页岩气田开采寿命一般在30～50年，甚至更长。大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。 页岩气和传统的油气勘探在地质控制条件上有着很大差别，常规油气勘探地质条件可概括为“生、储、盖、运、圈、保”，而页岩气没有“盖”、“运”、“圈”、“保”的问题，“生”就是“储”，“盖”也是“储”。 页岩气在开采机理上与煤层气相似，需要排水降压，但由于储集层渗透率低、气流阻力比传统天然气大得多，开采难度也较大，需要充足的投资和先进的技术作为保障。 2、页岩气藏特征 页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，所有的井都 需要实施储层压裂改造才能开采出来。 3、油气储层地质特点 页岩油气藏没有油水界面、气水界面等流体界面概念，属于连续
页岩气开采技术与中国页岩气发展前景
页岩气开采技术与中国页岩气发展前景 一、页岩气的特点 页岩气(Shale gas)的狭义指产于页岩中的天然气。但在实际应用中已扩展到高碳质泥页岩、粉砂质泥岩、硅质泥岩等。正因为此，也有人称之为泥岩气。因而页岩气可以理解为致密细碎屑岩中所含有并可采出的天然气。与其相关的是页岩油，则是指在此类泥质岩(主要是裂缝)中所含的原油。从石油地质传统概念看，它属于“生储盖组合”中在生烃层中保存的天然气。正因为它赋存于特定的地层中而不受“圈闭”的控制，因而有人把它归属于“连续性气藏”。显然，页岩气是一种非常规天然气储藏(或储集体)。 页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气，它可以生成于有机成因的各种阶段天然气主体上以游离相态（大约50%）存在于裂缝、孔隙及其它储集空间，以吸附状态（大约50%）存在于干酪根、粘土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中。天然气生成之后，在源岩层内的就近聚集，表现为典型的原地成藏模式，与油页岩、油砂、地沥青等差别较大。与常规储层气藏不同，页岩既是天然气生成的源岩，也是聚集和保存天然气的储层和盖层。因此，有机质含量高的黑色页岩、高碳泥岩等常是最好的页岩气发育条件。 页岩气发育具有广泛的地质意义，存在于几乎所有的盆地中，只是由于埋藏深度、含气饱和度等差别较大分别具有不同的工业价值。中国传统意义上的泥页岩裂隙气、泥页岩油气藏、泥岩裂缝油气藏、裂缝性油气藏等大致与此相当，但其中没有考虑吸附作用机理也不考虑其中天然气的原生属性，并在主体上理解为聚集于泥页岩裂缝中的游离相油气。因此属于不完整意义上的页岩气。因此，中国的泥页岩裂缝性油气藏概念与美国现今的页岩气内涵并不完全相同，分别在烃类的物质内容、储存相态、来源特点及成分组成等方面存在较大差异。 页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点——大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。随着世界能源消费的不断攀升，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。美国和加拿大等国已实现页岩气商业性开发。页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大，所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来. 另一方面，页岩气采收率比常规天然气低，常规天然气采收率在60%以上，而页岩气仅为5%～60%。低产影响着人们对它的热衷，美国已经有一些先进技术可以提高页岩气井的产量。中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异，如四川盆地的页岩气层埋深要比美国的大，美国的页岩气层深度在800～2600米，而四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500米。页岩气层深度的增加无疑在我们本不成熟的技术上又增添了难度。 二、页岩气开采技术 美国将页岩气田开发周期划分为5个阶段：资源评估阶段，即对页岩及其储层潜力做出评估；勘探启动阶段，开始钻探试验井，测试压裂并预测产量；早期开采阶段，开始快速开发，建立相应标准；成熟开采阶段，进行生产数据对比，确定气藏模型，形成开发数据库；产量递减阶段，为了减缓产量递减速度，通常需要实施再增产措施，如重复压裂、人工举升等。整体看这5个阶段，开发页岩气所采用的技术与常规天然气开发技术有所区别。
页岩气勘探开发系列技术
页岩气勘探开发系列技术 目前，我国大规模开发非常规天然气尤其是页岩气的关键技术体系尚未形成，缺乏核心技术和相关标准规范。页岩气储层 孔隙度一般为4%～5%，渗透率小于10×10-3μm2。页岩气储层的特点决定其开发所采用的技术与常规天然气开发技术有所 区别。页岩气井对设备、钻采技术要求都很高，比如，在压裂 技术上，常规油气井的压力等级一般为30MPa，而页岩气井一般在100MPa左右；泥沙堵漏等问题也给施工带来一定难度。因此必须综合采用先进的勘探、钻井和开发技术，才能实现页岩气的商业开发。目前，国外石油企业已经积累了比较丰富的 页岩气开采经验，在开采技术方面形成了比较成熟的勘探开发 系列技术，包括三维地震综合采集与处理技术、多分支水平井技术、水平井加多段压裂技术、清水压裂技术和同步压裂技术等。 （1）钻井工程技术 页岩气钻井技术大概经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井钻井的发展过程。直井是美国2002 年之前页岩气开发的主流钻井方式，其目的是获取页岩气地质、油藏资料，为后续钻井、压裂和采气等做技术准备;继2002年Devon公司在FortWorth盆地Barnett页岩气7口水平井的试钻成功，利用增加储层泄流面积、提高页岩气采收率等方式
使得产气量显著提高，水平井、分支井、丛式井水平井等得以迅速发展，相继成为美国页岩气开发的主要钻井方式。水平井钻井技术经过近80年发展，目前已相当成熟完善，特别是井下动力钻具、地质导向工具、旋转导向钻井系统、随钻测量系统、控压钻井等新技术出现，使得在页岩气勘探开发领域水平井较直井更具优势: 图2：水平井钻井示意图 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； 水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，可明显改善储层流体的流动状况。统计结果表明，水平段长度为200m或更长时，比直井钻遇裂缝的机会多达几十倍；
页岩气开发现状及成功开发页岩气的关键因素
1前言 页岩气是从页岩层或泥岩层中开采出来的天然气，一部分以游离相态存在于裂缝、孔隙及其他储集空间中，一部分呈吸附状态(20%～85%)[1]存在于干酪根、黏土颗粒及孔隙表面，极少量以溶解状态储存于干酪根、沥青质及石油中。页岩气是目前经济技术条件下天然气工业化勘探的重要领域和目标。美国对页岩气的勘探开发走在世界的前列，是目前页岩气大规模商业开发取得成功的唯一国家。加拿大紧随其后，近年来也开展了页岩气的勘探及实验研究。我国页岩分布广泛，具有很大的开发潜力。 2国外页岩气开发现状 全世界范围内，泥、页岩约占全部沉积岩的 60％，页岩气资源前景巨大。全球页岩气资源量为456.24×1012m 3，主要分布在北美、中亚和中国、拉美、中东、北非以及前苏联地区等，如表1[2]所示。 目前，国外对页岩气的勘探开发并不普遍，仅美国和加拿大做了大量工作，美国是最早进行页岩气研究和开采的国家[3]，美国的页岩气资源量达到 (14.2～19.8)×1012m 3。1821年，北美最早的页岩气井钻于美国东部纽约州泥盆系页岩中；1926年，在阿帕拉契亚盆地成功实现了页岩气的商业开发。据统 计，20世纪70年代中期，美国页岩气步入规模化发展阶段，70年代末期，页岩气年产量约19.6×108m 3。 2000年，美国页岩气生产井约28000口，页岩气年产量约122×108m 3。2007年，页岩气生产井增加到近 42000口，页岩气年产量为450×108m 3，约占美国天然气年总产量的8%。2009年，美国的页岩气产量已超过900×108m 3，占全美天然气产量的12%。同时，随着页岩气勘探开发的巨大成功，越来越多的美国油气生产商投身于页岩气的勘探开发中。2005年，美国页岩气生产商只有23家，2006年增至39家，到2007年，已有64家油气生产商在北美从事页岩气勘探开发业务。 加拿大页岩气资源分布广、层位多，预测页岩气资源量超过28.3×1012m 3，其中加拿大西部不列颠哥伦比亚地区的白垩系、侏罗系、三叠系和泥盆系的页岩气资源量约为7.1×1012m 3。目前，已有多家油气生产商在加拿大西部地区进行页岩气开发试验， 2007年该区页岩气产量约为8.5×108m 3，其中3口水平井日产量较高，达到9.9×104～14.2×104m 3。欧洲 页岩气开发现状及成功开发页岩气的关键因素 赵勇 1，2 ，杨海波 2 (1.长江大学，湖北荆州434023；2.中国石化胜利油田钻井工艺研究院，山东东营257017) 摘要 介绍页岩气的性质、特点、全球分布情况以及国内外勘探开发现状，世界范围内，泥、页岩约占全部沉积岩的60％，页岩气资源前景巨大。全球页岩气资源量为456.24×1012m 3，主要分布在北美、中亚和中国、拉美、中东、北非以及前苏联地区等。我国页岩气可采资源量约为26×1012m 3，与美国大致相当。在目前的经济技术条件下，页岩气是天然气工业化勘探的重要领域和目标。北美油气生产商把页岩气藏作为重要天然气开发目标，并且取得了巨大成功。通过对北美页岩气藏的深入研究并系统总结其勘探开发历史与成功经验，认为其有效勘探开发的关键在于有政策引导和水平井、水力压裂等先进钻、完井技术的成功应用。我国页岩气资源潜力很大，但我国对页岩气的研究与勘探开发尚处于探索阶段。从勘探技术、钻井技术、开发技术和政策支持四方面论述了页岩气开发的难点和技术对策，提出了国内页岩气成功开发的工作思路，对国内开展相关技术的研究有一定的指导意义。 关键词 页岩气开发现状非常规资源成功开发关键因素 作者简介：赵勇，工程师，长江大学在读工程硕士研究生，主要从事石油完井科研与现场技术服务工作。 E-mail ：kellerkeller@https://www.360docs.net/doc/c72039402.html, SINO-GLOBAL ENERGY ·47· 第7期
页岩气钻完井技术分析
页岩气钻完井工程发展趋势页岩气钻完井技术 2011. 8
页岩气钻完井工程发展趋势 ?当前，我国正处于工业化快速推进阶段，对能源需求量越来越大，同时减少 碳排放的压力也与日俱增。这些都为非常规天然气快速发展提供了机会。 ?页岩气，是一种重要的非常规天然气资源。页岩气在非常规天然气中异军突 起，已成为全球油气资源勘探开发的新亮点，并逐步向一场全方位的变革演进。由此引发的石油上游业的一场革命，必将重塑世界油气资源勘探开发新格局。加快页岩气资源勘探开发，已成为世界主要页岩气资源大国和地区的共同选择。 ?美国作为世界上页岩气资源勘探开发最早的国家，在政策、价格和开发技术 进步等因素推动下，已在北美地区形成成熟的评价方法和勘探开发技术，值得我国页岩气研究和勘探开发工作者学习借鉴。 ?我国与美国在页岩气地质条件上具有许多相似之处，页岩气富集地质条件优 越，具有与美国大致相同的页岩气资源前景和开发潜力。目前我国页岩气资源调查与勘探开发还处于探索起步阶段，至今尚未对其潜力进行全面估算，页岩气资源有利目标区有待进一步落实，勘探开发还处于“空白”状态。
目录 前言 一国内外页岩气开发状况二页岩气钻完井技术 三启示和建议
?中国页岩气资源量约为30.7万亿方（类比法），总面积达300万KM2,资源丰富、分布广阔，潜力巨大，勘探开发刚刚起步 ?南方海相21万亿占70%，四川古生界12万亿，需尽快探明 ?示范工程威201、宁201井昭104直井压裂初见成效，为开发提供了宝贵经验 中国页岩气资源分布图 一、国内外页岩气开发状况
页岩气是主体上以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气。大部分是自生自储于古生界志留寒武系。 ?游离相态存在于裂缝、孔隙及 其它储集空间 ?吸附状态(20～85%)存在于干 酪根、粘土颗粒及孔隙表面 ?极少量以溶解状态储存于干酪 根、沥青质及石油中页岩气（shale gas）是从页岩层（or泥岩层）中开采出来的天然气。