史進1 吳曉東1 孟尚誌2 莫日和2 趙軍2
(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室 北京 102249 2.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011)
摘要:頁巖氣是壹種儲量巨大的非常規天然氣，但是頁巖氣藏儲層結構復雜，多為低孔、低滲型，開發技術要求很高。本文簡述了國內外頁巖氣開發現狀，分析了頁巖氣成藏機理以及開發特點，重點介紹了國外主要采用的頁巖氣開采技術，包括頁巖氣的儲層評價技術、水平井鉆井技術、完井技術以及壓裂技術這幾個方面，其中水平井鉆井以及壓裂技術是最為重要的。最後本文指出了中國頁巖氣開發急需解決的幾個方面的問題。
關鍵詞: 頁巖氣 開采技術 儲層評價 水平井增產 完井技術 壓裂技術
作者簡介: 史進，1983 年生，男，漢族，山東淄博人，中國石油大學 ( 北京) 石油天然氣工程學院博士生，主要從事煤層氣、頁巖氣開發方面的研究工作。E mail: shijin886@163. com，電話: 18901289094。
Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas
SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun
( 1. Petroleum engineering institute，China University of Petroleum，Beijing 102249， 2. China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)
Abstract: The shale gas is a kind of non conventional with giant amount of reserves，but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability ，so it needs advanced technology. This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad，analyses the gas generation and development characteristic of shale gas，mainly introduces gas exploration and development of technology，including reservoir e- valuation technology，horizontal well stimulation techniques，completion technology as well as fracturing tech- niques. At last，the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.
Keywords: Shale gas; development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.
1 前言
地球上各種油氣資源在地層分布的位置各不相同 ( 圖1) ，隨著全球能源的需求量增大，頁巖氣作為壹種非常規能源越來越受到人們的重視。頁巖氣是指主體位於暗色泥頁巖或高碳泥頁巖中，以吸附或遊離狀態為主要存在方式的天然氣聚集［1］。世界頁巖氣資源很豐富，但尚未得到廣泛勘探開發，根本原因是致密頁巖的滲透率壹般很低。但近幾年來，頁巖氣的開采已經成為全球資源開發的壹個熱點。由於頁巖氣的賦存、運移以及開采機理與普通天然氣有很大的不同，所以在勘探開發技術方面與普通天然氣也有很大的差別。
圖1 各種油氣資源分布示意圖
2 國內外頁巖氣勘探開發現狀
2.1 國外頁巖氣開發情況
國外的頁巖氣開發以美國為主，美國是目前世界上唯壹商業化開發頁巖氣的國家。美國第壹口頁巖氣井可追溯1821年，鉆遇層位為泥盆系Dunkirk頁巖［2］，井深僅8.2m。19世紀80年代，美國東部地區的泥盆系頁巖因臨近天然氣市場，在當時已經有相當大的產能規模。但此後產業壹直不甚活躍。直到20世紀70年代末，因為國際市場的高油價和非常規油氣概念的興起，頁巖氣研究受到高度重視，當時主要是針對FortWorth盆地Barnett頁巖的深入研究。2000年以來，頁巖氣勘探開發技術不斷提高，並得到了廣泛應用。同時加密的井網部署，使頁巖氣的采收率提高了20%，年生產量迅速攀升。2004年美國頁巖氣年產量為200×108m3，約占天然氣總產量的4%;2007年美國頁巖氣生產井近42000口，頁巖氣年產量450×108m3，約占美國年天然氣總產量的9%。參與頁巖氣開發的石油企業從2005年的23家發展到2007年的64家。美國相關專家預測，2010年美國頁巖氣產量將占天然氣總產量的13%。圖2是美國頁巖氣資源分布圖。
美國的頁巖氣能夠得到快速發展，技術上主要得益於以下四個方面:(1)減阻水壓裂技術:攜帶非常少的添加劑，這樣降低了成本，減少對地層的傷害，但攜砂能力下降。(2)水平井替代了直井，長度從750m增加到了1600m。(3)10至20段，甚至更多的分段壓裂大大提高了采收率。(4)同步壓裂時地層應力變化的實時監測。當然，這也離不開國家政策的支持，20世紀70年代末，美國政府在《能源意外獲利法》中規定給予非常規能源開發稅收補貼政策，而得克薩斯州自20世紀90年代初以來，對頁巖氣的開發不收生產稅。
除了美國，加拿大是繼美國之後較早規模開發頁巖氣的國家，其頁巖氣勘探研究項目主要集中在加拿大西部沈積盆地，橫穿薩克斯其萬省的近四分之二、亞伯達的全部和大不列顛哥倫比亞省的東北角的巨大的條帶。另外，Willislon盆地也是潛在的氣源盆地，上白平系、侏羅系、二疊系和泥盆系的頁巖被確定為潛在氣源層位。可以預測，在不久的將來加拿大西部盆地很可能發現數量可觀的潛在頁巖氣資源。
圖2 美國的頁巖氣資源分布
2.2 中國頁巖氣開發現狀
2009年以前，我國的頁巖氣開發以勘探為主，2009年12月，才正式啟動頁巖氣鉆井開發項目［3］。我國主要盆地和地區的頁巖氣資源量約為(15～30)×1012m3，中值23.5×1012m3，與美國的28.3×1012m3大致相當。預計到2020年，我國的頁巖氣年生產能力有望提高到150億～300億m3。頁巖氣在中國的分布在剖面上可分為古生界和中新生界兩大重點層系。在平面上可劃分為南方、西北、華北東北及青藏等4個頁巖氣大區。其中，南方及西北地區的頁巖氣(也包括鄂爾多斯盆地及其周緣)成藏條件最好。
我國南方地區是我國最大的海相沈積巖分布區［4］，分布穩定，埋藏深度淺，有機質豐度高。四川盆地、鄂東渝西及下揚子地區是平面上分布的有利區。在中國北方地區，中新生代發育眾多陸相湖盆，泥頁巖地層廣泛發育，頁巖氣更可能發生在主力產油氣層位的底部或下部。鄂爾多斯盆地的中古生界、松遼盆地的中生界、渤海灣盆地埋藏較淺的古近系等也屬於有利區。
3 頁巖氣開發特點分析
3.1 頁巖氣成藏機理
頁巖氣成藏機理兼具煤層吸附氣和常規圈閉氣藏特征，但又與這兩者有顯著的區別(表1)，顯示出復雜的多機理遞變特點。頁巖氣成藏過程中，賦存方式和成藏類型的改變，使含氣豐度和富集程度逐漸增加。完整的頁巖氣成藏與演化可分為3個主要過程，吸附聚集、膨脹造隙富集以及活塞式推進或置換式運移的機理序列。成藏條件和成藏機理變化，巖性特征變化和裂縫發育狀況均可對頁巖氣藏中天然氣的賦存特征和分布規律有控制作用。
表1 頁巖氣與其他天然氣資源對比分析
3.2 頁巖氣開發特點
頁巖氣儲層顯示低孔、低滲透率的物性特征，氣流的阻力比常規天然氣大。因此，頁巖氣采收率比常規天然氣低［5］。常規天然氣采收率可以達到80%甚至90%以上，而頁巖氣僅為5%～40%。但頁巖氣開發雖然產能低，但具有開采壽命長和生產周期長的優點，頁巖氣井能夠長期以穩定的速率產氣，壹般開采壽命為30～50年，美國地質調查局(USGS)2008年最新數據顯示，Fort Worth盆地Barnett頁巖氣田開采壽命可以達到80年。
頁巖氣中氣體主要分為吸附態和遊離態，和煤層氣相似，但頁巖氣中的吸附氣的比例較低，有的只有30%左右［6］，裂縫中的水很少，主要為遊離態的壓縮氣，頁巖氣的生產可以分為兩個過程，第壹個過程是壓力降到臨界解吸壓力以前，產出的只有遊離態的氣體，它的生成基本與低滲透天然氣無異，這個過程也是頁巖氣地層壓力降低的過程，第二個過程是壓力降到臨界解吸壓力以後，這時基質中的氣體開始解吸出來，與裂縫中的氣體壹起被采出，所以產氣量會達到壹個峰值，如圖3所示，但是由於吸附氣占的比例並不大，所以產氣量又很快下降，最終的殘余氣飽和度中只有很小壹部分是吸附氣，因為和煤層氣不同的是，采氣降壓不可能使儲層的壓力降得很低。
圖3 不同類型天然氣藏的生產曲線示意圖
4 主要頁巖氣勘探開發技術
頁巖氣的勘探開發技術與普通的氣井的不同之處主要體現在頁巖氣儲層評價技術、水平井鉆井技術、完井技術以及壓裂技術這幾個方面，其中水平井鉆井以及壓裂技術最為重要。
4.1 儲層評價技術
頁巖氣儲層評價的兩種主要手段是測井和取心。應用測井數據，包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)來識別儲層特征［7］。單獨的GR不能很好地識別出粘土，幹酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像測井可以識別出裂縫和斷層，並能對頁巖進行分層。聲波測井可以識別裂縫方向和最大主應力方向，進而為氣井增產提供數據。巖心分析主要是用來確定孔隙度、儲層滲透率、泥巖的組分、流體及儲層的敏感性，並分析測試TOC和吸附等溫曲線，以此得到頁巖含氣量。
4.2 水平井鉆井技術
頁巖氣儲層的滲透率低，氣流阻力比傳統的天然氣大得多，並且大多存在於頁巖的裂縫中，為了盡可能地利用天然裂縫的導流能力，使頁巖氣盡可能多的流入井筒，因此開采可使用水平鉆井技術，並且水平井形式包括單支、多分支和羽狀。壹般來說，水平段越長，最終采收率就越高。
水平井的成本比較高，但其經濟效益也比較高，頁巖氣可以從相同的儲層但面積大於單直井的區域流出以美國Marcellus頁巖氣為例，水平井的驅替體積大約是直井驅替體積的5.79倍還多。在采用水平井增產技術過程中，水平井位與井眼方位壹般選在有機質富集，熱數度比較高、裂縫發育程度好的區域及方位。
4.3 完井技術
頁巖氣井的完井方式主要包括組合式橋塞完井、水力噴射射孔完井和機械式組合完井。組合式橋塞完井是在套管井中，用組合式橋塞分隔各段［8］，分別進行射孔或壓裂，這是頁巖氣水平井最常用的完井方法，但因需要在施工中射孔、坐封橋塞、鉆橋塞，也是最耗時的壹種方法。水力噴射射孔完井適用於直井或水平套管井。該工藝利用伯努利原理，從工具噴嘴噴射出的高速流體可射穿套管和巖石，達到射孔的目的。通過拖動管柱可進行多層作業，免去下封隔器或橋塞，縮短完井時間。
4.4 壓裂技術
據統計，完井後只有5%的井具有工業氣流，55%的井初始無阻流量沒有工業價值，40%的井初期裸眼測試無天然氣流，這是因為頁巖氣埋深大，滲透率過低。所以壓裂對於頁巖氣來說是最為重要的。而且因為頁巖氣多采用水平井開采，因此頁巖氣壓裂技術，主要包括水平井分段壓裂技術、重復壓裂技術、同步壓裂技術以及裂縫綜合檢測技術(圖4)。
4.4.1 水平井分段壓裂技術
在水平井段采用分段壓裂，能有效產生裂縫網絡，盡可能提高最終采收率，同時節約成本。最初水平井的壓裂階段壹般采用單段或2段，目前已增至7段甚至更多。如美國新田公司位於阿科馬盆地Woodford頁巖氣聚集帶的Tipton-H223［9］井經過7段水力壓裂措施改造後，增產效果顯著，頁巖氣產量高達14.16×104m3/d。水平井水力多段壓裂技術的廣泛運用，使原本低產或無氣流的頁巖氣井獲得工業價值成為可能，極大地延伸了頁巖氣在橫向與縱向的開采範圍，是目前美國頁巖氣快速發展最關鍵的技術。
圖4 Barnett頁巖壓裂模式示意圖
4.4.2 重復壓裂
當頁巖氣井初始壓裂因時間關系失效或質量下降，導致氣體產量大幅下降時，重復壓裂能重建儲層到井眼的線性流，恢復或增加生產產能，可使估計最終采收率提高8%～10%，可采儲量增加30%，是壹種低成本增產方法，壓裂後產量接近能夠甚至超過初次壓裂時期，這是因為重復壓裂可以發生再取向(圖5)，在原有裂縫的基礎上，還會壓開壹些新的裂縫。美國天然氣研究所(GRI)研究證實［10］，重復壓裂能夠以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加儲量，遠低於收購天然氣儲量0.54美元/mcf或發現和開發天然氣儲量0.75美元/mcf的平均成本。
圖5 重復壓裂再取向
4.4.3 同步壓裂
同步壓裂技術最早在Barnet頁巖氣井實施，作業者在相隔152～305m範圍內鉆兩口平行的水平井同時進行壓裂。由於頁巖儲層滲透性差，氣體分子能夠移動的距離短，需要通過壓裂獲得近距離的高滲透率路徑而進入井眼中。同步壓裂采用的是使壓力液及支撐劑在高壓下從壹口井向另壹口井運移距離最短的方法，來增加水力壓裂裂縫網絡的密度及表面積。目前已發展成三口井，甚至四口井同時壓裂，采用該技術的頁巖氣井短期內增產非常明顯。
4.4.4 裂縫綜合監測技術
頁巖氣井壓裂後，地下裂縫極其復雜，需要有效的方法來確定壓裂作業效果，獲取壓裂誘導裂縫導流能力、幾何形態、復雜性及其方位等諸多信息，改善頁巖氣藏壓裂增產作業效果以及氣井產能，並提高天然氣采收率。
利用地面、井下測斜儀與微地震監測技術結合的裂縫綜合診斷技術，可直接地測量因裂縫間距超過裂縫長度而造成的變形來表征所產生裂縫網絡，評價壓裂作業效果，實現頁巖氣藏管理的最佳化［11］。該技術有以下優點:①測量快速，方便現場應用;②實時確定微地震事件的位置;③確定裂縫的高度、長度、傾角及方位;④具有噪音過濾能力。
作為目前美國最活躍的頁巖氣遠景區，沃斯堡盆地Barnett頁巖的開發充分說明了直接及時的微地震描述技術的重要性。2005年，美國Chesapeake［12］能源公司於將微地震技術運用於壹口垂直監測井上，準確地確定了NewarkEast氣田壹口水平井進行的4段清水壓裂的裂縫高度、長度、方位角及其復雜性，改善了對壓裂效果的評價。
5 中國頁巖氣開發亟需解決的問題
5.1 地質控制條件評價
我國頁巖氣勘探才剛剛起步，盡管頁巖氣成藏機理條件可與美國頁巖氣地質條件進行比對，但我國頁巖氣的主要儲層與美國有很大區別，如四川盆地的頁巖氣層埋深比美國大，美國的頁巖氣層深度在800～2600m，四川盆地的頁巖氣層埋深在2000～3500m。因此需要建立適合於我國地質條件且對我國頁巖氣資源戰略調查和勘探開發具有指導意義的中國頁巖氣地質理論體系。應重點研究我國頁巖發育的構造背景、成藏條件與機理(成藏主要受控於頁泥巖厚度、面積、總有機碳含量、有機質成熟度、礦物巖石成分、壓力和溫度等因素)、頁巖成烴能力(如有機質類型及含量、成熟度等)、頁巖聚烴能力(如吸附能力及影響因素等)、含氣頁巖區域沈積環境、儲層特征、頁巖氣富集類型與模式，系統研究我國頁巖氣資源分布規律、資源潛力和評價方法參數體系等。
5.2 戰略選區
作為可商業規模化開采的頁巖氣，戰略選區是頁巖氣勘探開發前的基礎性、前瞻性工作，除了地質控制因素的考慮，還應特別重視頁巖氣開發可行性。我國頁巖氣起步階段應首先要考慮海相厚層頁巖中那些總有機碳含量大於1.0%、Ro介於1.0%～2.5%之間、埋深介於200～3000m之間、厚度大於30m的富含有機質頁巖發育區;其次考慮海陸交互相富含有機質泥頁巖與致密砂巖和煤層在層位上的緊密***生區;但同時要研發不同類型天然氣資源多層合采技術;對於湖相富含有機質泥頁巖，重點考慮矽質成分高、巖石強度大、有利於井眼穩定的層系。
5.3 技術適應性試驗
美國頁巖氣成功開發的關鍵原因之壹在於水平井技術、多段壓裂技術、水力壓裂技術、微地震技術、地震儲層預測技術、有效的完井技術等壹系列技術的成功應用。但這些手段在中國是否會取得比較好的效果，還值得進壹步的現場試驗才能得出結果。中國頁巖氣的開發急需要研究出壹套適合中國地質條件以及頁巖氣特點的開發技術，使分布廣泛的頁巖氣資源量逐步轉化為經濟和技術可采儲量。
5.4 環保因素的考慮
對Barnett頁巖開采地區的研究表明，鉆井和壓裂需要大量的水資源，2000年在Bar-nett頁巖中開采頁巖氣需86.3×104m3的地表水和地下水，2007年這壹用量增長了10倍多，約60%～80%的水會返回地面，其中含有大量的化學物質或放射性元素，會造成水汙染，因此頁巖氣開發過程中對於環境的保護也是需要重視的問題。
6 結論
(1)美國頁巖氣的高速發展表明，除了天然氣價格上漲、天然氣需求增加以及國家政策扶持等因素外，主要得益於以下開發技術的進步與推廣運用:水平井鉆井與分段壓裂技術的綜合運用，使頁巖開發領域在縱向和橫向上延伸，單井產量上了新臺階;重復壓裂與同步壓裂通過調整壓裂方位，能夠改善儲層滲流能力，延長頁巖氣井高產時期;裂縫監測技術能夠觀測實際裂縫幾何形狀，有助於掌握頁巖氣藏的衰竭動態變化情況，實現氣藏管理的最佳化。
(2)目前中國的頁巖氣開發急需要解決以下幾個方面的問題:地質控制條件評價、戰略選區、技術適應性試驗、環保因素的考慮，從而推動中國頁巖氣產業的快速發展。
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