中国页岩气特征_挑战及前景_二_邹才能.docx

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1、石 油 勘 探 与 开 发 166 2016 年 4 月 PETROLEUM EXPLORATION AND DEVELOPMENT Vol.43 No.2 文章编号： 1000-0747(2016)02-0166-13 DOI: 10.11698/PED.2016.02.02 中国页岩气特征、挑战及前景（二） 邹才能 1，董大忠 1, 2，王玉 满 1，李新景 1，黄金亮 1，王淑芳 1，管全中 1， 张晨晨 1，王红岩 2, 3，刘 洪林 3，拜文华 3，梁峰 3，吝文 3，赵群 3， 刘德勋 3，杨智 1，梁萍萍 3，孙莎莎 3，邱振 3 （ 1. 中国石油勘探开发研究院； 2. 国家能

2、源页岩气研发（实验）中心； 3. 中国石油勘探开发研究院廊坊分院） 基金项目： 国家油气重大专项（ 2011ZX05018-001）；国家重点基础研究发展计划（ 973）（ 2013CB228001） 摘要： 重点阐述中国页岩气工业化进展 、 “ 甜点区 ” 评 价标准与勘探开发技术 、成 功 经验 、面 临挑战及发展前景 。根 据四川盆地涪陵、长宁、威远等页岩气田地质与工程参数，指出中国页岩气具有特殊性。中国南方特大型海相高演 化（ Ro 值 2.0% 3.5%）、超 高 压（ 压力系数 1.3 2.1）页 岩气田的发现 ，对 中国乃至世界古老海相页岩气勘探开发具 有重要科学意义与实践价值

3、。 提出 “ 经济甜点区 ” 须具备 “ 含气性优 、 可压性优 、 效益性优 ” 等特征 ， “ 四高 ” （ 高 TOC 值（ 大于 3.0%）、高 孔隙 度（ 大于 3.0%）、高 含气 量（ 大于 3.0 m3/t）、高 地层压 力（ 压力系数大于 1.3）、 “ 两发 育 ” （ 页岩 层理 、天 然微裂缝）是富集高产段与水平井轨迹选择的关键指标，水平井巷道必须控制在上奥陶统五峰组 下志留统龙马溪组底部高压封存箱中部 。提出 “ 微气藏 ” 群压裂形 成 “ 人工页岩气藏 ” 的 模式 ，揭 示 “ 压后焖井 、 控压限产 ” 机制 。 形成了三维地震与压裂微地震监测 、 水平井 、

4、 “ 工厂化 ” 生产模式等关键技术和 “ 甜点区 ” 优选 、 水平井巷道控制 、 水平段长度优化 、 “ 工厂化 ” 生产模式等成功经验 。 页岩气资源的不确定性 、 3 500 m 以深勘探开 发关键技术与装备突破、低成本生产、水资源与安全环保是中国页岩气实现规模开采面临的 4 大挑战。预测中国南 方海相页岩气可采资源量约 8.81012 m3，四川盆地有利区面积 4.0104 km2、可 采资源量 4.51012 m3， 2020 年中国页 岩气勘探开发有望实 现 “ 理论 、技 术 、生 产和成本 ” 4 个一体化革命 ，产 能达 到（ 200 300） 108 m3/a。未 来有望

5、在 四川盆地常规加非常规天然气产量一起建成 “ 西南大庆（气大庆 ） ” 。 图 11 表 2 参 21 关键词： 页岩气田；经济甜点区；微气藏；水平井； “ 工厂化 ” 生产模式；体积压裂；开发成本；资源潜力；有利目标 中图分类号： P618.13 文献标识码： A Shale gas in China: characteristics, challenges and prospects (II) ZOU Caineng1, DONG Dazhong1, 2, WANG Yuman1, LI Xinjing1, HUANG Jinliang1, WANG Shufang1, GUAN Qua

6、nzhong1, ZHANG Chenchen1, WANG Hongyan2, 3, LIU Honglin3, BAI Wenhua3, LIANG Feng3, LIN Wen3, ZHAO Qun3, LIU Dexun3, YANG Zhi1, LIANG Pingping3, SUN Shasha3, QIU Zhen3 (1. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development, Beijing 100083, China; 2. National Energy Shale Gas R&D (E

7、xperiment) Center, Langfang 065007, China; 3. PetroChina Research Institute of Petroleum Exploration & Development-Langfang, Langfang 065007, China) Abstract: This paper mainly discusses the industrialization progress, “sweet spot” evaluation criterion, E&P technologies, success experiences, challen

8、ges and prospects of Chinas shale gas. Based on the geologic and engineering parameters of the Fuling, Changning and Weiyuan shale gas fields in the Sichuan Basin, this paper points out that Chinas shale gas has its particularity. The discoveries of super-giant marine shale gas fields with high evol

9、ution degree (Ro=2.0%3.5%) and ultrahigh pressure (pressure coefficient=1.32.1) in southern China is of important scientific significance and practical value to ancient marine shale gas exploration and development to China and even the world. Its proposed that shale gas “sweet spots” must be charact

10、erized by high gas content, excellent frackability and good economy etc. The key indicators to determine the shale gas enrichment interval and trajectory of horizontal wells include “four highs”, that is high TOC (3.0%), high porosity (3.0%), high gas content (3.0 m3/t) and high formation pressure (

11、pressure coefficient1.3), and “two well-developed” (well-developed beddings and well-developed micro-fractures). Its suggested that horizontal well laneway be designed in the middle of high pressure compartment between the Upper Ordovician Wufeng Formation and Lower Silurian Longmaxi Formation. The

12、mode of forming “artificial shale gas reservoir” by “fracturing micro-reservoir group” is proposed and the mechanism of “closing-in after fracturing, limiting production through pressure control” is revealed. Several key technologies (such as three-dimensional seismic survey and micro-seismic monito

13、ring of fracturing, horizontal wells, “factory-like” production mode, etc.) were formed. Some successful experiences (such as “sweet spot” selection, horizontal well laneway control, horizontal length optimization and “factory-like” production mode, etc.) were obtained. The four main challenges to r

14、ealize large-scale production of shale gas in China include uncertainty of shale gas resources, breakthroughs in key technologies and equipment of shale gas exploration and“ 2016 年 4 月 邹才能 等：中国页岩气特征、挑战及前景（二） 167 development below 3 500 m, lower cost of production, as well as water resources and envi

15、ronment protection. It is predicted that the recoverable resources of the Lower Paleozoic marine shale gas in southern China are approximately 8.81012 m3, among which the recoverable resources in the Sichuan Basin are 4.51012 m3 in the favorable area of 4.0104 km2. The productivity of (200300)108 m3

16、/a is predicted to be realized by 2020 when the integrated revolution of “theory, technology, production and cost” is realized in Chinese shale gas exploration and development. It is expected in the future to be built “Southwest Daqing Oilfield (Gas Daqing)” in Sichuan Basin with conventional and un

17、conventional natural gas production. Key words: shale gas field; economic sweet spot; micro gas reservoir; horizontal well; factory-like production; volume fracturing; development cost; resource potential; favorable target 0 引言 本文将进一步阐述中国页岩气工业化发展进程、 页岩气 “ 经济甜点区 ” 评选标准、勘探开发关键技术 进步、主要成功经验、面临挑战及发展前景预测等

18、。 1 中国页岩气勘探开发进展 1.1 中国页岩气勘探开发发展阶段 2005 年中国开展页岩气勘探开发以来 ， 历经了从 页岩气地质条件研究 、 “ 甜点区 ” 评 选与评价井钻探及 勘探开发前期准备，到海相页岩气工业化开采试验、 海陆过渡相与陆相页岩气勘探评价两大发展阶段，正 有序向海相页岩气规模化开采、海陆过渡相与陆相页 岩气工业化开采试验阶段递进 （ 见图 1） 1-2。 初步实 现了中国海相页岩气勘探开发 “ 理论、技术、生产 ” 革命，正在进一步推动 “ 成本 ” 革 命（即理论 、技 术 、 生产和成本 4 个革命 ），实 现中国页岩气勘探开发 4 个 一体化革命和规模性发展。 图

19、 1 中国页岩气勘探开发重要事件与发展阶段划分图 页岩气前期地质条件研究 、 “ 甜点区 ” 评 选与评 价井钻探及勘探开发前期准备阶段 。 2005 年以来 ， 中 国在页岩气勘探开发上，借鉴北美成功经验，针对不 同地质背景、不同类型页岩，开展中国页岩气赋存地 质条件研究、资源前景评价和 “ 甜点区 ” 评价优选， 在四川盆地及邻区钻探了长芯 1、 渝页 1、 威 201、 宁 201、 焦页 1、 巫溪 2 等井 ， 在滇东北昭 通地区钻探了 昭 101 井 ， 在湘西地区钻探了湘页 1 井 ， 在下扬子地 区钻探了宣页 1 井 ， 在鄂尔多斯盆地钻探了柳评 177 井等一批具有战略意义的

20、区域评价井。先后在中国南 方寒武系 、 奥陶系 志留系 、 石炭 -二叠系 、 三叠系 侏罗系和鄂尔多斯盆地三叠系 、 石炭 -二叠系等层系页 岩中发现了页岩气，评价优选了四川盆地及邻区、鄂 尔多斯盆地为中国页岩气勘探开发有利区，锁定了威 远、长宁 昭通、富顺 永川、涪陵、巫溪、甘泉 下寺湾等一批有利页岩气目标。 海相页岩气工业化开采试验、海陆过渡相与陆 相页 岩气勘探评价阶段 。自 2010 年起 ，中 国先后在四 川盆地威远 长宁、富顺 永川、昭通、涪陵等区块 发现高产页岩气流，建立了 3 个海相页岩气工业化生 产示范区 。重 点是在海相页岩 气 “ 甜点区 ” 评 价方法 、 水平井优快

21、钻进 、大 型体积压裂改造 、安 全与环保 、 工 厂化 ” 平台井组生产模式、有效组织与管理等方面开 展了大规模理论创新、技术攻关和产能建设试验。经 1710 km ， 20 余家国内外企业在 11 个省区 5 大沉积 “ 2 现页岩气工业化开采，年产量逾 4010 m（见图 2） “ 168 石油勘探与开发 油 气勘探 Vol. 43 No.2 过近 5 a 理论研究 、技 术攻关和先导试验 ，初 步实现了 四川盆地上奥陶统五峰组 下志留统龙马溪组（以下 简称五峰组 龙马溪组 ）海 相页岩气直井 、水 平井 、 工 厂化 ” 平台井组工业化生产三大跨越，基本建立了中 国特色的高演化超高压页

22、岩气富集地质理论、基本实 现了目的层埋深 3 500 m 以浅海相页岩气水 平井钻完 井 、 体积压裂与装备 、 “ 工厂化 ” 平台井组生产模式 、 一体化高效组织管理等勘探开发关键技术与装备国产 化及广泛应用。 同时，在四川盆地、南方的湘鄂西、鄂尔多斯盆 地等地区开展了海陆过渡相与陆相页岩气勘探评价。 1.2 中国页岩气勘探开发重要进展 迄今 ，中 国共有页岩气探矿权区块 54 个 ，面 积约 4 2 庆 ” ， 后文均简称 “ 西南大庆 ” ）。 海相页岩气工业化生产示范区建设进展顺利， 局部实现规模化开发。 2010 年以来，中国页岩气勘探开 发围绕南方地区下寒武统筇竹寺组和五峰组 龙

23、马溪 组海相页岩开展区域评价勘探。经钻探发现这两套页岩 中五峰组 龙马溪组具有区域整体含气、四川盆地内 富集高产的特征，而筇竹寺组可能仅局部区块富气。评 价在四川盆地及邻区初步确定出页岩气有利面积 5.78 104 km （ 五峰组 龙马溪组 ： 5.16104 km2；筇 竹寺组 ： 6 200 km2），并 将勘探开发重点确定在川南 昭通 、川 东 渝东南两大领域的五峰组 龙马溪组。随着勘探 开发重点领域与主力层系的确定，及时实施了宁 201-H1、阳 201-H2、焦 页 1HF 等一批先导试验水平井 ， 在川南 昭通区的长宁、富顺 永川页岩气田及川东 盆地（区）开展页岩气勘探开发 3-

24、7 ，累计完成二维地 渝东南区的涪陵页岩气田先后获得 15104 m3/d、 震 2.2104 km、三维地震 2 134 km2，钻井 800 余口，压 裂试气 270 余口井获页岩气流。在四川盆地发现五峰组 龙马溪组特大型页岩气区，涪陵、长宁、威远 3 大 页岩气田累计探明页岩气地质储量 5 441.29108 m3，实 43104 m3/d 和 20.3104 m3/d 的单井初始测试产 量（ 见 图 2）， 发现四川盆地五峰组 龙马溪组特大型海相页 岩气区 4-9。 经过 3 4 a 的评价勘探和先导开发 试验， 长宁、威远页岩气田完钻井约 130 口，探明页岩 气面积 8 3 4-6

25、 ， 207.87 km2，探 明页岩气地质储量 1 635.31108 m3，累 中国成为全球第 3 个实现页岩气生产的国家。随着页 岩气与常规天然气产量的增加，四川盆地有望建成 5 000104 t 级油气当量 的 “ 西南大庆 ” （ 即 “ 西南气大 计生产页岩气 15.15108 m3 以上 。涪 陵页岩气田完钻井 250 余口 ，探 明页岩气面积 383.54 km2，探 明页岩气地 质储量 3 805.98108 m3，累 计生产页岩气逾 43108 m3。 图 2 中国页岩气主要单井初始测试产量统计直方图 同时，初步建立了高演化、超高压海相页岩气成 藏富集地质理论，基本形成了适

26、宜于页岩气勘探开发 的地球物理、钻完井、压裂改造等关键技术，自主研 发的可移动式钻机 、 3000 型压裂泵车 、 可钻式桥塞等 装备已规模化应用 ， 水平井钻完井周期从 150 d 减至 60 d， 最短 35 d， 分段压裂增产改造由最初的最多 10 段增至目前的平均 15 段（ 最多 26 段 ），完 全具备目的 层埋深 3 500 m 以浅水平井钻完井及大型分段体积压 裂能力，基本建立了平台井组 “ 工厂化 ” 生产模式， 水平井单井平均综合成本大幅降 低（ 从 2010 年的 1 亿 元下降到 2015 年的 6 000 7 500 万元 ）。 陆相和海陆过渡相页岩气仍处于地质评价、

27、 甜 点区 ” 评选及工业化探索阶段。中国陆相页岩普遍具 有厚度较大 、有 机质丰度高 、以 生油为主 、含 气量低 、 岩气 ， 单井初始测试日产气 （ 0.17 4.00） 10 m 。 GPa 泊松比 8.4 3.3 7.0 1.9 4.8 1.10 1.50 37 70 13.0 21.0 0.18 0.21 15 17 局部发育 丘陵 1 530 3 500 6.0 3.4 7.4 2.4 4.5 1.05 1.96 55 63 10.7 26.9 0.18 0.25 16 21 局部发育 山地 2 300 4 000 8.4 3.4 8.4 2.4 5.5 1.25 2.10 55

28、 65 20.7 25.0 0.19 0.22 17 24 局部发育 山地 2 300 4 000 6.3 3.7 7.8 4.7 7.2 1.35 1.55 50 67 25.0 40.0 0.20 0.30 16 21 有利区 巫溪 26 70 2.0 11.0 3.0 6.0 2.5 8.0 大于 1.20 大于 50 15.5 43.0 0.11 0.24 18 21 局部发育 山地 1 500 3 200 2016 年 4 月 邹才能 等：中国页岩气特征、挑战及前景（二） 169 脆性指数低等特点；海陆过渡相页岩多与煤层伴生， 具有高 TOC 含量集中段厚度小 、连 续性差 、储 集

29、空间 有限 、含 气量变化大 、脆 性指数中等的特征 。在 中国 ， 陆相、海陆过渡相两类页岩气的勘探与海相页岩气基 本同步，但实际勘探成效却明显不同。在四川盆地、 南华北盆地、柴达木盆地、鄂尔多斯盆地等地区均发 现这两类页岩气的存在，单井初始测试产量总体较低 且递减很快，不能建立规模产能。陕西延长石油（集 团 ）有 限责任公司自 2011 年起在鄂尔多斯盆地甘泉 下寺湾地区实施三叠系延长组陆相页岩气工业化生产 示范区建设 ， 迄今钻井 59 口 ， 其中有 30 口井发现页 4 3 2 中国页岩气 “ 经济甜点区 ” 评价标准 实践与研究认为海相页岩气富集高产 “ 经济甜点 区 ” 需 具备

30、地质 上 “ 含气性优 ” 、工 程 上 “ 可压性优 ” 、 效益上 “ 经济性优 ” ，即 “ 又甜、又脆、又好 ” 三优特征 。 根据长宁、涪陵等页岩气田五峰组 龙马溪组产层特征 （见表 1），提出地质上 “ 四高 ” （即高 TOC 值、高含气 量、高孔隙度、高地层压力）、 “ 两发育 ” （即页岩页 /层 理、天然微裂缝）是确定页岩气富集段与水平井轨迹的 关键指标；工程条件以脆性指数高、地应力差小为好；地 表简单、目的层埋深适中、管网较完善、气价合理、政 策支持到位等是页岩气的关键经济指标（见表 1、图 3）。 表 1 四川盆地五峰组 龙马溪组页岩气产层主要特征与 “ 经济甜点区 ”

31、 关键参数表 分类 高产层段 厚度 /m Ro/ % TOC/ % 孔隙度 / % 含气量 / （ m3 t1） 地层压力 系数 脆性指 数 /% 弹性模量 / 页理指数 / 天然 （层 cm1） 微裂缝 地表 条件 气层埋深 / m 页 岩 气 田 威远 18 30 2.1 2.8 黄金坝 30 40 2.5 3.1 长宁 32 44 2.5 3.0 1.1 2.1 1.9 涪陵 38 60 2.2 3.0 2.1 发育 丘陵 2 100 3 500 页岩气 2.8 3.0 经济甜点区 大于 20 2.0 3.0 大于 3.0 大于 4.0 大于 3.0 大于 1.3 大于 40 大于 20

32、 小于 0.25 大于 15 垂向微裂 缝发育 丘陵 1 500 3 500 图 3 页岩气 “ 经济甜点区 ” 主要评价指标构成 从图 4 中可见，单井初始测试产量超过 15104 m3/d 的高产井埋深为 2 000 4 000 m， 优质页岩 厚度 20 80 m， 地层压力系数为 1.3 2.1。 当压力系数大于 1.3 时 ，单 井初始测试产量大幅增加 ，为（ 7.0 55.0） 104 m3/d， 水平井单井产量为直井单井产量的 5 10 倍或 以上 。 统计发现 ， 高产井产层 TOC 值一般大于 3.0%， 孔隙度大于 4.0%，含 气量大于 3.0 m3/t，压 力系数大于

33、1.30， 优质页岩厚度大于 20 m， 脆性指数大于 40%， 弹性模量大于 20 GPa， 泊松比小于 0.25， 页岩层理及 天然微裂缝较发育 （ 见表 1）。 本文建立了有利埋深 2 000 4 000 m 的海相页岩 气 “ 经济甜点区 ” 评 选条件 图 4 四川盆地五峰组 龙马溪组页岩气层压力系数、 储集层埋深与产量关系图 与分类指标 （ 见表 2）， 类为经济性最好区带 ， 类 为次经济性区带 ，二 者均为页岩气勘探开发重点目标 ， 类区带的经济性较差，通常作为远景区带。 四川盆地长宁、涪陵等开发试验区所钻平台井组 也有一定比例井页岩气产量相对较低，表明在 “ 甜点 级 厚度

34、/ TOC/ Ro/ 质类 度 / 孔隙 、 4.0 0.5 3.0 深水 基质 定区 4.0 30 3 1.1 3.0 1 55 基质 裂缝 陆棚 30 1.5 20 2.0 3.0 300 丘陵、 区内管 山间 网较好 平坝 20 类 30 2 3 3.0 3.5 2 40 55 2.0 孔隙、 裂缝 4.0 0.1 0.5 2.0 3.0 半深水 深水 陆棚 10 20 20 30 0.20 0.25 较稳 1.3 1.5 10 20 3.0 4.0 100 300 低山 距管网 丘陵 较近 10 类 20 1 2 3.5 2 孔隙 20 0.25 改造 区 1.3 10 2.0 或 距

35、管网 较远 注 ： 稳定区 区域盖层完整 ，无 通天断层 ； 较稳定区 区域盖层部分剥蚀 ，通 天断层不发育 ； 改造区 目的层未出露 ，通 天断层不发 育或较远 区 ” 内也存在非均质性，既有宏观地质条件的差异， 也有微观地质结构的不同，本文以 “ 微气藏 ” 概念给 予诠释。页岩气储集空间由多种类型微米 纳米级孔 隙系统构成，如有机质纳米孔、粒间孔、粒内孔等。 有机质纳米孔隙大量形成于干酪根 原油裂解成气阶 段、含气程度高，呈 “ 蜂窝状 ” 集群式分布，构成页 岩气 “ 微气藏 ” 群。天然裂缝、水平井钻井、大型体 积压裂就是将这些无数的 “ 微气藏 ” 群相互沟通，形 成 “ 孔 -喉

36、 -缝 ” 三维 “ 人工页岩气藏 ” 系统 。 3 中国页岩气工业化关键技术 通过页岩气勘探开发先导试验的持续攻关，中国 初步实现了目的层埋深 3 500 m 以浅的三维地震勘探 与压裂微地震监测、水平井钻完井、大型体积压裂、 平台式 “ 工厂化 ” 生产模式等页岩气勘探开发关键技 术、可钻式桥塞等重要装备与主要地质评价体系的国 产化及规模应用。 3.1 水平井钻完井技术 中国初步形成了五峰组 龙马溪组海相页岩气水 式 “ 工厂化 ” 水平井组部署提供了依据。 3.2 平台式 “ 工厂化 ” 生产模式 在中国南方特殊地质、地表和水资源条件下，逐 步形成 了 “ 钻井 、压 裂 、生 产 ”

37、一 体化交叉平台 式 “ 工 厂化 ” 生产模式，有效保护了环境，减少用地用水， 实现了页岩气低成本、环境友好开发，提高了页岩气 开发利用的经济性。四川盆地长宁、威远页岩气田采 用同井场双钻机钻井模式 ， 钻井成本降低 15%以上 。 同时通过钻井工艺优化，钻井周期大幅缩短，长宁页 岩气田钻井周期由勘探初期的 120 d 降至目前的 60 d 左右 ， 威远页岩气田钻井周期已控制在了 80 d 以内 。 3.3 大型体积压裂与压裂效果评价技术 四川盆地页岩气水平井大型体积压裂技术以 “ 两 大、一小、一低 ” 为特征。 “ 两大 ” 即大排量、大 液量 。大 排量指压裂施工排量 ，一 般为 1

38、0 m3/min 以上 。 大液量则为单段压裂用液量 ，一 般为 2 000 6 000 m3。 “ 一小 ” 为 小粒径支撑剂 ，支 撑剂一般采用 0.150 0.212 mm（ 70 100 目 ） 和 0.212 0.425 mm（ 40 70 目）的陶粒。 “ 一低 ” 是低砂比，压裂液平均砂液 平井快速钻完井技术 4-7 ，机械钻速大幅提高，钻井周 比为 3% 5%， 最高不超过 10%。 期大幅缩短。水平井井眼轨迹控制是保证页岩气井钻 探成功以及获得高产的关键： 保证水平井段轨迹在 五峰组顶部 龙马溪组底部厚 20 m 左右的高压封存箱 中部钻进； 水平井段需要平行于最小主应力方向

39、，井 眼轨迹与最小水平主应力夹角越小，压裂改造储集层 体 积（ SRV）就 越大 ，单 井产量与最终可采储 量（ EUR） 就可能越高 ； 水平井段长度优化在 1 500 m 左右 ，依 据页岩储集层特征、工程技术难度、钻完井成本、井 间干扰、压裂效果等因素，将四川盆地五峰组 龙马 溪组页岩气水平井段长度优化在 1 500 m 左右 ，为 平台 目前正在试验和推广的页岩气水平井体积压裂技 术有同步压裂、拉链式压裂等，它们是通过压裂设计 增加井与井之间、段与段之间的岩石应力干扰，充分 形成复杂交错的三维缝网，提高页岩储集层改造效果 和保持压裂时效。长宁、威远页岩气田平台水平井组 采用 “ 同步

40、+拉链 ” 混合压裂模式 ， 每天压裂段数由 2 段提高到 6 段及更多，压裂效率大幅提高。 3.4 页岩气排采机制 中国探索形成了页岩气排采新机制，有效提高了 页岩气井单井产量 ，实 现了页岩气开 发 “ 提速增效 ” 。 2016 年 4 月 邹才能 等：中国页岩气特征、挑战及前景（二） 171 3.4.1“ 压后焖井 ” 新机制 中国南方海相页岩气开发初步形成了以压裂后焖 井、裂缝闭合前小油嘴控制排液、裂缝闭合后逐级放大 、 后期减小油嘴等新的排采制 度（ 见图 5），排 采过程平 稳，控砂排液效果好。观察认为压后焖井排采机制具有 以下优势： 可持续产生微裂缝，改善页岩气解吸与扩 散 ，

41、增 加泄气面积 ； 增加地层吸水量以减少返排量 ， 压裂后关井一定时间能够使地层吸收部分压裂液，持 续产生压裂缝、进一步加强裂缝的扩展，降低压裂液 返排率，最终形成较大储集层改造体积； 维持地层 超压。焖井能延缓裂缝闭合时间、降低井筒能量衰减 速度 、维 持地层超压 ，提 高单井产量和最终可采储量 。 图 5 长宁页岩气田宁 201-H1 井页岩气生产曲线图 3.4.2“ 控压限产 ” 生产新机制 页岩气开采有两种方式 ，即 无阻畅喷和控压限产 。 “ 无阻畅喷 ” 是在压裂后任由地层压力自然递减、不 采取任何控压措施，使其在较短时间内快速采气以快 速回收投资的一种开采方式，北美早期页岩气开发

42、中 常采用这种方式 10-12。 “ 控压限产 ” 是按一定开采速 度，保持一定油压、套压，使产量达到稳定，当产量 下降时采取焖井等措施保持产量稳定的开采方式，是中 国南方海相页岩气采用的重要开采方式。对比发现 “ 控 压限产 ” 开采方式具有以下优势： 保持人工裂缝长 期开启，增加泄气面积； 有利于吸附气解吸，延长 单井开采周期 ； 减少压裂液返排量 ，增 强压裂效果 ； 提高单井最终可采储量，提高页岩气开发经济性。 4 中国页岩气勘探开发成功经验与挑战 4.1 中国页岩气特殊性 北美海相页岩气具有先天优势 （ 见图 6）， 优质页 岩厚度大、分布稳定，页岩气产层埋深适中，热成熟 度适宜 （

43、 Ro 值为 1.1% 2.5%）。 沉积埋藏演化过程中 构造抬升次数少、抬升幅度小，未造成页岩气大规模 破坏 13。资源富集 “ 甜点区 ” 范围较大（通常为 0.5104 1.0104 km2），页 岩气层普遍超压，水平两向应力差及 垂向应力差都较 小（ 一般为 2 5 MPa） 14，储 集层压 裂改造易形成纵横交错的网状体积裂缝，改造体积大 （ 4 000104 12 700104 m3） 15。 中国发育海相 、 海 陆过渡相 、陆 相 3 类页岩 气（ 储集层 ）（ 见图 6），以 中 国南方五峰组 龙马溪组为代表的海相页岩厚 30 80 m， 埋深较大 （ 1 500 5 000

44、 m）（ 见图 7）， 热成熟度 高 （ Ro 值为 2.0% 3.5%）。 沉积埋藏演化过程中遭受 过多次构造抬升且抬升幅度大，造成页岩气大规模的 破坏。四川盆地西部（如威远页岩气田）及南部（如 长宁页岩气田）区域地应力复杂，水平两向应力差大 （ 变化范围 10 20 MPa）， 储集层压裂改造时不易形 成网状体积裂缝，以水平方向的顺层裂缝为主，改造 体积偏小 （ 4 000104 8 000104 m3）。 海陆过渡相页 岩以薄互 层（ 5 10 m）为 主 ，物 性 差（ 孔隙度为 1.0% 3.0%）。 陆相页岩埋藏深度大 ， 热成熟度低 （ Ro 值为 0.4% 1.3%），页 岩气

45、以生油过 程中的伴生气为主 ，储 图6 中美富有机质页岩类型与页岩气成藏基本特征对比示意图8-9,16-18172 石油勘探与开发 油 气勘探 Vol. 43 No.24%和含气量大于 3.0 m /t 等 。 2016 年 4 月 邹才能 等：中国页岩气特征、挑战及前景（二） 173 图 7 四川盆地南部五峰组 龙马溪组页岩底界埋深图 集层含气量低 （ 1.0 2.0 m3/t）， 储集层脆性矿物含量 低 （ 20% 40%）， 可压性较差 。 四川盆地五峰组 龙马溪组海相页岩气为典型的 高演化、超高压页岩气。超高压形成机制是： 以原 油裂解气为主要气源的增压； 早期深埋增压、后期 构造抬升

46、，良好的顶、底板和侧向封堵条件使其较好 地保存了早期较高的原始地层压力； 丰富的有机质 纳米级孔喉构成 的 “ 微气藏 ” 群 的压力系统易于保存 。 海相超高压页岩气藏的关键评价指标及下限为：储集 层压力系数大于 1.3、 TOC 值大于 3.0%、 孔隙度大于 3 4.2 中国页岩气勘探开发成功经验 中国页岩气勘探开发坚持地质理论创新、勘探开 量、热演化程度、脆性程度、埋深等为主要条件，确 定率先突破类型为南方古生界海相页岩气，重点主攻 地区为四川盆地及邻区，重点突破层系为五峰组 龙 马溪组 。综 合评价明确了页岩气地质特征及主控因素 ， 提出 了 “ 又甜又脆又好 ” 的 页岩气富 集 “ 经济甜点区 ” 优选标准 ，即 含气量大于 3.0 m3/t、脆 性指数大于 40%、 埋深介于 1 500 3 500 m 等 。 打 进 “ 甜点段 ” ，是 页岩气