页岩气勘探与开发技术现状综述(9页).doc
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1、-页岩气勘探与开发技术现状综述-第 9 页页岩气勘探与开发技术现状综述摘要页岩气是一种以多种相态存在并富集于页岩地层中的非常规天然气，在世界上广泛分布,近年来在天然气产量中的比例正在不断增加。本文论述了页岩气的概念、资源分布、成藏机理和储层特征；介绍了国内外页岩气勘探与开发技术研究现状，并对我国页岩气勘探与开发提出了建议。关键词页岩气 勘探 开发 技术1页岩气的概况页岩气是指以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用生成的、聚集在烃源岩中的天然气，在主体上包括了游离态（存在于天然裂缝与粒间孔隙中）、吸附态（存在黏土矿物颗粒、干酪根颗粒表面）和溶解态（存在于干酪根和沥青质中），基本上包括了
2、天然气存在的所有可能相态。从全球范围来看，页岩气拥有巨大的资源量。据统计，全世界的页岩气资源量约为1012m3，相当于致密砂岩气和煤层气资源量的总和，具有很大的开发潜力，是一种非常重要的非常规资源。页岩气资源量占3种非常规天然气（煤层气、致密砂岩气、页岩气）总资源量的50%左右，主要分布在北美、中亚和中国、中东和北非、拉丁美洲、前苏联等地区，与常规天然气相当。页岩气的资源潜力甚至还可能明显大于常规天然气。美国的页岩气资源量达（1012m3(Brown,2006)，我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(1530)1012m3,与美国的大致相当。天然气主要以游离相、吸附相和溶解相存在。在生物化学生
3、气阶段，天然气首先吸附在有机质和岩石颗粒表面，饱和后富余的天然气以游离相或溶解相进行运移，当达到热裂解生气阶段，由于压力升高，若页岩内部产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集，受周围致密页岩烃源岩层遮挡、圈闭，易形成工业性页岩气藏。由于扩散作用对气态烃的运移起到相当大的作用，天然气继续大量生成，将因生烃膨胀作用使富余的天然气向外扩散运移，此时无论是页岩地层本身还是薄互层分布的砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性。页岩气藏的形成是天然气在烃源岩中大规模滞留的结果，主体上表现为吸附态与游离态天然气之间的递变过渡，体现为成藏过程中的无运移或极短距离的有限运移。为典型的自生自储、大面积连续聚集型的天
4、然气藏，富有机质暗色页岩，既是气源岩，又是储层和盖层，是典型的原地成藏模式。页岩气藏不需要常规圈闭的存在，页岩内部含有工业价值天然气的聚集，具有隐蔽性的特点。储层特征页岩气藏储层具有低孔隙度、低渗透率的特点，页岩储集层孔隙度一般小于10，而含气的有效孔隙度一般只有1-5，渗透率则随裂缝发育程度的不同而有较大变化，一般为。由于渗透率极低，按照常规气藏理论，该类气藏很难具有经济开发价值。但是，页岩气储层储气模式以游离气和吸附气为主，游离气主要决定气井初期产量，吸附气主要决定气井稳产期。因此，通过大规模压裂，增大改造体积，页岩气就能具有较长的稳产期和较好的开发价值。储层岩性及矿物组分复杂，储层中的碳
5、酸盐岩矿物含量是判断裂缝是否发育的一项重要指标。储层常含有天然裂缝，原生和次生的天然裂缝，碳体系通常为页岩气藏生产的关键。2页岩气勘探与开发技术资源评价目前对页岩气资源评价因素研究主要采用实验分析、测井评价、地震解译等方法。对页岩气资源量的计算,可根据不同勘探开发阶段,采用成因法、类比法和统计法等,目前常采用方法有类比法、FORSPAN法、单井(动态)储量估算法、容积法等。资源评估方面主要考虑地质、技术的不确定性，不同勘探开发阶段适用的方法有所不同。Forspan法可用于连续型页岩气藏，如美国Appalachian盆地泥盆系页岩气藏，通过统计已有开发数据资料来预测剩余资源潜力。美国现已形成一套
6、页岩气资源评价系统，如图1所示。图1 美国页岩气资源评价方法系统勘探目前用于页岩气勘探的方法有地质、地球物理、地球化学、钻井等方法,且呈现出以地球物理手段为主的多种方法综合研究。与常规油气勘探类似,地球物理勘探技术是当前用于页岩气勘探的最主要方法。地震勘探技术是目前从事页岩气勘探的最重要地球物理方法。由于泥页岩地层与上下围岩的地震传播速度不同,在泥页岩的顶底界面会产生较强的波阻抗界面,结合录井、测井等资料识别可以解释泥页岩,进行构造描述。地震勘探技术包括三维地震技术和井中地震技术。三维地震技术有助于准确认识复杂构造、储层非均质性和裂缝发育带，以提高探井或开发井成功率。由于泥页岩地层与上下围岩的
7、地震传播速度不同，结合录井、测井等资料，可识别解释泥页岩，进行构造描述。应用高分辨率三维地震可以依据反射特征的差异识别预测裂缝，裂缝预测技术对井位优化起到关键作用。井中地震技术是在地面地震技术基础上向“高分辨率、高信噪比、高保真”发展的一种地球物理手段，在油气勘探开发中，可将钻井、测井和地震技术很好地结合起来，成为有机联系钻、测井资料和地面地震资料对储层进行综合解释的有效途径。该项技术能有效监测压裂效果，为压裂工艺提供部署优化技术支撑，这是页岩气勘探开发的必要手段。在页岩气勘探中,可以通过测井解释等手段进行储层评价和裂缝预测。.2测井技术现有测井评价识别技术可用于含气页岩储层的测井识别、总有机
8、碳（）含量和热成熟度（）指标计算、页岩孔隙及裂缝参数评价、页岩储集层含气饱和度估算、页岩渗透性评价、页岩岩矿组成测定、页岩岩石力学参数计算。水平井随钻测井系统可在水平井整个井筒长度范围内进行自然伽马、电阻率、成像测井和井筒地层倾角分析，能够实时监控关键钻井参数、进行控制和定位，可以将井数据和地震数据进行对比，避开已知有井漏问题和断层的区域。及时提供构造信息、地层信息、力学特性信息，将天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较，用于优化完井作业、帮助作业者确定射孔和气井增产的最佳目标。老井测井资料复查是找到有利页岩气藏的重要途径之一,综合测井资料分析可以在测井曲线上辨别有利的页岩气储层。对页岩气储层有效的测
9、井曲线及对应的响应关系,如表2所示。国内研究者进一步证明了测井响应识别页岩气目的层的有效性,初步探究和介绍了页岩气藏参数的求算方法,以求能够更加准确有效地识别优质页岩气藏。在生产实践中,通过了解国外的相关研究和国内的发展形势,利用测井方法对一些老井进行复查,有望获得页岩气勘探方面的重大突破。2.2.3储层评价技术有效储层评价是页岩气勘探的关键。目前,测井和钻井取心技术是进行页岩气储层评价的2种主要手段。测井技术主要用于对页岩气层、裂缝、岩性的定性与定量识别。页岩气层在测井曲线上显示为高电阻、高声波时差、低体积密度、低补偿中子、低光电效应等特征。如成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层
10、。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试总有机碳含量(TOC)和吸附等温曲线。地层元素测井(ElementalCaptureSpectroscopy,ECS)通过对该技术测量的图谱进行分析,可以确定岩石中矿物的含量,进而可准确判断岩性,并进而识别储层特征。此外,通过岩心)测井对比建立解释模型,还可获取含气饱和度、含水饱和度、含油饱和度、孔隙度、有机质丰度、岩石类型等参数。2.2.4 裂缝预测技术页岩储层中的裂缝多以微裂缝形式存在。页岩基质孔隙度很低,最高仅为4%5%,渗透率小于110
11、-3m2,因而裂缝是页岩中游离气的主要储集空间。此外,裂缝还为页岩吸附气的持续解吸产出提供了通道。由此可见,寻找和识别泥页岩中的天然裂缝显得非常关键。目前,监测裂缝的方式主要包括常规化学示踪剂法!物理示踪剂法、微地震监测和测斜仪监测。其中,微地震监测应用较广泛,它分为同井监测和邻井监测。其原理主要是通过邻井放置多个检波器,记录在裂缝起裂和闭合过程中所发生的微地震事件,从而计算压裂改造所得到的改造体积及预测压裂后产量。高分辨率三维地震技术有助于准确认识复杂构造、储层非均质性和裂缝发育带，主要是通过相干分析技术、地震属性分析、层间切片等预测页岩裂缝以提高探井(或开发井)成功率。微地震裂缝技术可用于
12、预测裂缝生成方向，以及优化水力压裂设计和裂缝走向，改善水平井水力压裂评估。微地震裂缝技术分析数据如图2所示（图中）。2.3 开发2.3.1 储层改造技术页岩气储层致密,渗透率非常低,一般都无法直接进行生产,需要进行储层改造。页岩气储层改造包括压裂和酸化2种方法,而以压裂最为常用。页岩气开采过程中可采用多种压裂方式:包括氮气泡沫压裂、凝胶压裂、多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂等。N2泡沫压裂技术适用于低压、低渗透水敏储层压裂作业，可以减轻压裂液对地层的伤害，且返排效果好。多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术，是页岩气水力压裂的主要技术。清水压裂技术
13、采用清水添加适当的减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂等作为压裂液，可以改善页岩气层的渗透率，提高导流性，减小地层损害。该技术适用于致密储层，也是美国页岩气井最主要的增产措施。水力喷射压裂是用高速和高压流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，适用于发育较多的天然裂缝的页岩储层。重复压裂就是在老井中再次进行水力压裂，直井中的重复压裂可以在原生产层再次射孔，注入的压裂液体积至少比其最初的水力压裂多出25%，可使采收率增加30%80%，水平井的重复压裂必须设法隔离初始压裂层位，新的压裂层位必须是未压裂过的区域。同步压裂指对2口或2口以上的配对井同
14、时进行压裂，以促使水力裂缝扩展过程中相互作用，对相邻且平行的水平井交互作业，增加改造体积。同步压裂的目的是用更大的压力和更复杂的网络裂缝压裂泥页岩，从而提高初始产量和采收率。目前，页岩气层钻井主要有直井和水平井两种方式。直井主要用于实验，了解页岩气藏特性，获得钻井压裂和投产经验，并优化水平井钻井方案。水平井主要用于生产，页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多，并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多地流入井筒。因此，开采多使用水平钻井技术。与直井相比，水平井在页岩气开发中具有无可比拟的优势:水平井成本为直井的倍，但初采速度、控制储量和最终评价可
15、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，一般来说，水平段越长，最终采收率就越高；在直井收效甚微的地区，水平井开采效果良好。如在Barnett页岩气外围开采区内，水平井克服了Barnett组页岩上、下石灰岩层的限制，避免了Ellenburger组白云岩层的水侵，降低了压裂，增产效果明显，在外围生产区得到广泛运用；水平井减少了地面设施，开采延伸范围大，能够避免地面不利条件的干扰。当前，国外常用的水平井钻井技术有欠平衡钻井、旋转导向钻井、控制压力钻井等，其中：
16、欠平衡钻井技术可实施负压钻井，减少循环漏失，提高采收率和机械钻速，避免损害储层；旋转导向钻井技术由于在水平井钻井中采用旋转钻井导向工具，可以形成光滑的井眼，更易较好的进行地层评价，同时可有效提高钻井速度；控制压力钻井技术在钻井过程中能有效控制井筒液柱压力剖面，达到安全、高效钻井；随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD)可以使水平井精确定位，引导中靶地质目标，保证井眼轨迹，同时可以准确评价地层。2.3.3 完井国外从事油气勘探开发的一些公司认为,页岩气井的钻井并不困难,难在完井。主要由于页岩气大部分以吸附态赋存于页岩中,而其储层渗透率低,既要通过完井技术提高其渗透率,又要避免地层损害是施工
17、的关键。页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等。完井方式的选择关系到工程复杂程度、成本及后期压裂作业的效果，适合的完井方式能有效简化工程复杂程度、降低成本，为后期压裂完井创造有利条件。在短半径水平井或多底、分支水平井中，考虑到套管弯曲应力的限制和多根完井管柱的干扰，一般尽量采用裸眼或裸眼变种的完井方式。当地层不能满足裸眼完井的条件时，在裸眼内也会使用封隔器封堵薄弱层位，或下入不注水泥的筛管或衬管以支持薄弱地层。Halliburton集合连续钻井和高质量的储层评估数据，采用HT-2000TM增产单元（特别的设备和完井液）来
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