页岩气开发技术对策研究

王玉磊

（长江大学 湖北荆州 434023）

（中石化胜利油田钻井工艺研究院 山东 东营 257000）

页岩油气是以吸附或游离状态赋存于富有机质、极低渗透率的页岩、泥质粉砂岩和砂岩夹层系统中的以自生自储、连续聚集成藏的油气藏。与常规天然气相比，页岩气开发虽然产能低，但具有开采寿命长和生产周期长的优点，大部分产气页岩由于分布范围广、厚度大，且普遍含气，页岩气资源量巨大，因而页岩气井能够长期地以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年[1]，中国的页岩气资源丰富，是常规天然气资源量的2.4倍[2]。研究页岩气的开发技术对策，对于缓解国内能源供需矛盾、保障国家能源安全将会发挥重要作用。

一、储集空间

1.微裂缝

裂缝在地下既是油气储集空间，同时连通了泥质岩本身的孔隙，通过裂缝网状系统连续分布，扩大了供烃范围，提高了储集层的渗流能力[3]。裂缝按成因可分为成岩微裂缝和构造微裂缝两类，前者主要包括层间微裂缝和超压微裂缝。超压微裂缝为压力达到岩石临界值时发生破裂形成的裂缝，一般可达到几十厘米长度。层间微裂缝为页理间的平行层理纹层面间的微孔缝，宽度较窄，一般为几十微米。构造微裂缝又分为张裂缝和剪裂缝，其中张裂缝包括横张裂缝和纵张裂缝，一般为毫米级别[3-（5]见图1）。

2.微孔隙

Loucks等人将微孔隙划分为大孔（孔径256～4 mm）、中孔（4 mm～62.5μm）、微孔（62.5～1μm）、纳米孔（1μm～1nm）、微微孔（小于1nm）。按照这一分类，根据干酪根、水、烃类分子与泥岩孔隙直径大小的比较，多数油气分子处于中孔到纳米孔径范围内，因此，纳米孔、微孔和中孔是泥页岩油气有效储集空间。

（a）罗69井，埋深3095.16 m，顺层微裂缝；（b）罗69井，埋深3029.18 m，层间微裂缝；（c）罗69井，埋深3046.57 m，顺层微裂缝发亮黄色荧光；（d）罗69井，埋深3060.62 m，超压裂缝内充填亮晶方解石（；e）罗69井，埋深3077.35 m，方解石半充填高角度斜交缝（构造缝）含油；（f）罗69井，埋深3021.05 m，灰质泥岩，未充填微裂缝发绿光。

图1 罗69井沙三下亚段泥页岩裂缝型储集空间[3]

3.有机质孔隙

有机孔隙主要与烃源岩中生物残留腔体、化石碎片遮挡以及干酪根分子间的微孔隙有关，其孔径一般为微米—纳米级别，也是油气的有效储集空间，其内页岩气主要为吸附气。骆杨研究了柳屯洼陷沙三上亚段泥页岩气藏的鱼骨化石，荧光薄片中可见有顺纹层分布的荧光显示，显示为明显的有机孔隙。

页岩气储层孔隙微小，微裂缝仅在局部区域发育，大部分区域渗流阻力大，不具备自然产能。因此，必须研究页岩气储层适宜的开发技术对策，才能提高产能。

二、开发技术对策

1.利用地震预测储层展布

如何优选“甜点”区，是油气勘探者面临的一个难题。衡量“甜点”区的指标主要包括埋藏深度、页岩本身的矿物成分、脆度、孔隙度（裂缝）、渗透率以及原始地应力大小、方向及差异等[6]。利用地震层序框架的宏观等时特性约束井间测井层序对比，建立起本区地震—测井综合层序地层对比框架，可有效预测有利页岩气储层的分布。利用叠前反演技术、叠后反演技术揭示泊松比（υ），纵横波速比等可识别页岩气藏的脆度大小[6]。利用叠后波阻抗反演、叠前A V O反演和叠前弹性阻抗反演以及频谱分解技术可对页岩储层进行含气性检测，运用相干与曲率等属性分析技术、宽方位甚至全方位地震各向异性分析技术、叠前反演技术、横波分裂技术等，可进行页岩气储层裂缝预测[8]。

2.水平井钻井技术

在104例患者中，63例诊断为DM，占比为60.58%，7例糖耐量异常（IGT），占比为6.73%，5例空腹血糖受损（IFG），占比 4.81%，11例 IGT+IFG，占 10.58%，18例糖耐量正常，占17.31%。见表1。

水平井相较直井，可以更好地利用储层中的天然裂缝，使井筒穿越更多储层，其最终采收率是直井的3倍，而费用只相当于直井的2倍。可采用三维地震解释技术设计水平井轨迹，通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法增加井筒与裂缝相交的可能性，从而打开更多的页岩表面进行开采。在钻井过程中，可利用旋转导向技术,用于地层引导和地层评价,确保目标区内钻井；随钻测井技术(L WD)和随钻测量技术(MWD)，可用于水平井精确定位、地层评价，将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较，确定射孔和油井增产的最佳目标。利用欠平衡钻井技术，以空气作为循环介质在页岩中钻进；可防止钻井液漏失，提高钻速，减少储层污染]。

3.完井技术

页岩主要成分为黏土、泥质和砂岩，容易引起水化膨胀，引发山井漏井塌，引起水锁和气锁效应，影响最终采收率，采用合理的钻井方式，选用适合的钻井液体系及固井液体系，完善完井方式是开发页岩气储层保护的重点。泡沫固井技术，能够解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题。套管开窗侧钻水平井技术降低了增产措施的技术难度，有机和无机盐复合防膨技术，能够确保井壁的稳定性。

4.压裂增产

大部分页岩气储层没有或具有极低的自然产能，不经过压裂等改造措施，基本没有工业价值。目前的压裂方式主要有同步压裂、链式压裂、重复压裂等，这几种压裂方式可以沟通更多的微裂缝，增加裂缝网络的复杂性，从而提高单井产能。目前国内主要的压裂液选择以清水压裂、凝胶压裂为主。但清水压裂受水资源用量大及携砂性能差的制约，产生的裂缝容易闭合；凝胶压裂携砂能力强于清水压裂，但对储层的伤害较大。国外一些新的压裂技术如混合压裂、纤维压裂、通道压裂、二氧化碳压裂、液化石油气压裂等能够解决中国水资源匮乏、大型压裂设备运输困难、压裂液处理技术繁琐等问题，施工时能减少清水压裂铺砂不到位、强滤失、易脱砂等技术问题，并能显著提高页岩气产量。

5.丛式井

结论

1.页岩气储集空间主要有微裂缝、微孔隙、有机质孔隙三种，微孔隙是其主要储集空间。

2.利用地震反演技术可预测页岩气储层的规模、脆度、含气性、裂缝发育状况，明确“甜点”区域。

3.三维地震技术有利于丛式水平井轨迹设计，旋转导向有利于地层引导和地层评价，随钻测井技术和随钻测量技术明有利于确有利确定射孔和油井增产的最佳目标，欠平衡钻井技术有利于提高钻速，减少储层污染，以上技术可提高丛式水平井钻井质量，最大限度提高产能。

4.泡沫固井技术，能够解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题。套管开窗侧钻水平井技术降低了增产措施的技术难度，有机和无机盐复合防膨技术，能够确保井壁的稳定性。

5.混合压裂、纤维压裂、通道压裂、二氧化碳压裂、液化石油气压裂等压裂技术更适应中国国情。

[1]李世臻，乔德武，冯志刚，等.世界页岩气勘探开发现状及对中国的启示[J].地质通报，2010,29（6）：918-923.

[2]胡文瑞，鲍敬伟.探索中国式的页岩气发展之路[J].天然气工业，2013,33（1）：1-7.

[3]张善文，王永诗，张林晔，等.济阳坳陷渤南洼陷页岩油气形成条件研究[J].中国工程科学，2012,14（6）：49-55.

[4]邓美寅，梁超.渤南洼陷沙三下亚段泥页岩储集空间研究：以罗69井为例[J].地学前缘（中国地质大学（北京）；北京大学），2012,19（1）：173-180.

[5]骆杨，赵彦超，吕新华.东濮凹陷柳屯洼陷沙河街组三段上亚段盐间泥页岩储层特征[J].2013,34（2）:293-300.

[6]杨瑞召，赵争光，庞海玲，等.页岩气富集带地质控制因素及地震预测方法[J].2012,19（5）：339-347.