中国页岩气开发理论与技术研究进展

朱维耀，陈 震，宋智勇，吴建发，李武广，岳 明

1) 北京科技大学土木与资源工程学院,北京 100083 2) 中国石油西南油气田公司页岩气研究院,成都 610051 3) 中国石油西南油气田公司,成都 610051

我国页岩气储量十分丰富，目前探明储量已突破1 万亿立方米[1]，估计储量达36.1 万亿立方米，居世界首位.但作为典型的非常规油气藏，页岩气的孔隙十分微小，孔隙直径通常在100～200 nm间，渗透率小于0.1×10−3μm2，并随机分布微裂缝[2].甲烷气体在如此微小的孔隙之中流动将与常规储层的流动具有显著的差别.具体表现在：流动偏离线性规律，为非达西流动，由于孔隙尺度微小，流动的过程中将存在着滑脱效应、努森扩散等多种流态；此外，由于甲烷分子吸附在有机质表面，故降压开采时还会发生气体解吸现象[3].这些机理共同作用于页岩气的传输过程之中.同时，页岩气从微裂缝流向人工裂缝的特性也导致页岩气的流动更加复杂[4]，这一过程包括纳微米孔隙、微裂缝、裂缝、水平井筒等一系列不同流动介质内的多流态复杂流动.因此，相较于常规油气而言，对页岩气藏工程的理论研究的深度和广度要求更高，技术难点也更为集中.其开发理论的快速发展可为我国的油气行业带来更大的进步.本文从以上这些方面入手，从微观尺度流动机理出发，归纳总结不同流动机理的研究现状，以及以不同流动机理研究为基础的页岩气开发非线性渗流理论、开发指标预测方法和中国页岩气开发适应性技术等内容，对页岩气开发的研究进展进行了归纳，分析了页岩气开发相关研究的发展脉络，总结了各个方向的关键研究问题和重要成果，并介绍了其进一步的发展趋势，包含本课题组的最新研究成果，对页岩气开发的进一步深入研究提供支撑.

1 页岩气多流态跨尺度传输流动机理

页岩中纳米级孔隙占主导地位，是页岩气的主要储集空间，储层中微裂缝和压裂裂缝是流体流通的主要通道[5].这导致页岩气储层中流体的流动包括解吸、扩散及多孔介质中的跨尺度流动，其流动机制不符合达西定律，且涵盖连续流、滑移流等多种流态.所以，需要对页岩气流动的各种流态进行分析，以便形成页岩多流态非线性渗流理论.

1.1 吸附-解吸机理

由于页岩气储层具有自生自储的特征，它本身富含有机质[6].甲烷分子可大量吸附在这些有机质的表面，以吸附气的形式赋存于储层之中[7].当开井降压开采后，压力的降低可以导致部分气体分子解吸，变为游离气.页岩气藏中吸附气量可达总储集气量的20%～60%[8].

此前页岩气的吸附实验研究主要集中在5～15 MPa 的低压范围，很少涉及到超临界状态，过剩吸附量与绝对吸附量基本相等.不同的页岩岩心样本往往具有不同的吸附特征，可用不同的吸附模型进行描述.如1995 年，Zhang 等通过实验发现了Langmuir 模型可以准确地拟合页岩气在单一温度下的吸附[9].笔者利用江苏珂地公司的页岩气吸附测试仪也验证了龙马溪组的页岩岩心甲烷吸附符合Langmuir 模型[10].郭为等也认为Langmuir模型与解吸式模型能很好地描述等温吸附和解吸过程[11].张志英和杨盛波[12]更利用经过修正的双Langmuir 模型，对页岩气的吸附及解吸滞后现象进行了描述.此外，Yu 等[13]通过对Marcellus 页岩的吸附实验研究，认为BET 模型对其吸附特征的描述更好.但总体而言，目前普遍采用Langmuir模型来描述页岩气的吸附−解吸行为.

而在深层高压条件下，测定的将是气体的过剩吸附量.目前有研究者发现高压时吸附曲线具有先上升后下降的趋势[14−16]，端祥刚等[17]和周尚文等[18]通过高压条件下的吸附-解吸实验，验证了这种情况，表明了高压等温吸附曲线随压力变化存在最大过剩吸附量（图1），对应压力为临界解吸压力，推导了相关数学模型.而陈花等则认为TOCH 模型对高温甲烷吸附实验数据拟合精度最高[19].这些研究对于下一步的深层页岩气开发尤为重要.

图1 最大过剩吸附量和临界解吸压力[17]Fig.1 Maximum excess adsorption capacity and critical desorption pressure[17]

通过页岩吸附−解吸实验，表明页岩吸附气量可随着温度升高而大幅降低.温度从40 ℃升高到60 ℃时，吸附气量平均减少42.6%[10].实际上，吸附−解吸为不完全可逆过程.因为甲烷分子吸附时，散失分子速度，释放一定能量，因此大量分子在解吸时没有足够能量挣脱固壁的吸引力，无法解吸，从而产生解吸滞后吸附效应，形成滞后环（图2）[16].而且孔道结构越复杂，分子能量补充越迟缓，滞后程度将越高[18−19].

图2 在同一温度下的吸附−解吸曲线[16]Fig.2 Adsorption-desorption curve at the same temperature[16]

1.2 滑脱机理

对于致密的页岩储层多孔介质，滑脱效应尤为显著.大量实验和理论研究证实了，气体在页岩气储层中的渗流受制于滑脱效应，并由此贡献一个气体流量的附加通量，与不存在滑脱的情况相比，气体分子在壁面的滑脱会降低气体的流动压力差[20].Javadpour 等通过计算页岩中的气体特性参数Knudsen 数（简记为Kn 数），对页岩气的流态进行划分，发现页岩中的气体流态处于滑脱流和过渡流区[21].实际上，受制于气体流动通道的压力和孔径宽度范围，滑脱效应的强弱有所不同.根据笔者所做的室内实验显示，当储层孔隙压力小于1.5 MPa 时，滑脱效应明显，滑脱对渗透率的影响较大；当储层孔隙压力大于1.5 MPa 时，滑脱效应则不明显.从储层深度来考虑，即较深的页岩储层可以不需要考虑滑脱效应的影响，而对于较浅的页岩储层来说，滑脱效应则不可忽视.此外，随着岩心裂缝宽度逐渐增大，气体渗流阻力减小，滑脱效应有所减弱.经测试，滑脱主要发生在页岩基质孔隙中，基质中的滑脱因子是裂缝中的10 倍[22].

1.3 扩散机理

页岩气的扩散主要是纳微米孔隙中的Knudsen扩散.即气体分子在较为狭小的孔隙中输运时，分子运动平均自由程与孔径几乎相差无几，分子以无规则碰撞孔壁的形式输运[23].通过实验结果可观察到，扩散系数对温度的敏感程度超强，呈现较好的指函数递增关系.当温度从25 ℃增至85 ℃，扩散系数快速增加，总体平均提高约8.36 倍.而且，温度越高，扩散系数增加的速度也越快（图3）[24].与之相对，有效应力则对页岩扩散系数有明显的抑制作用，二者呈现较好的指函数递减关系.随着有效应力从11 MPa 增加至19 MPa 时，扩散系数下降了64.5%（图4）[24].可见，分子热运动的活跃程度直接影响着扩散系数的大小.

图3 扩散系数与温度的变化关系[24]Fig.3 Relationship between diffusion coefficient and temperature[24]

图4 扩散系数与有效应力的变化关系[24]Fig.4 Relationship between diffusion coefficient and effective stress[24]

1.4 页岩气基质−裂缝多尺度渗流规律

页岩气藏的基质孔隙处于纳米尺度，气体传输主要为连续流动、滑脱流动和过渡流动，需要考虑纳微米效应对气体输运的非线性影响[25].而且，页岩储层中存在一定数量的微米级孔隙和大量的微裂缝，以及完井工程实现的大尺度人工裂缝和次生裂缝网络，而此类孔隙的尺度往往相对较大，也需要对其中的页岩气流动状态进行研究[26].所以，页岩气的流动本质上是一个多尺度导致多流态的问题.

1.4.1 页岩基质纳微米孔隙非线性渗流规律

通过电镜扫描，可见页岩基质岩样中发育有大量的纳米级孔隙（图5）[27].通过页岩岩心的渗流规律曲线可以看出，页岩气流动具有非达西渗流特征，表现出启动压力梯度的特点，其渗流曲线为明显的非线性特征（图6）[10].流速越大所需压差越大，且非线性增加.随着渗透率的增加，曲线的非线性逐渐减弱，而后则趋向达西流.

图5 基质页岩纳米孔隙[27]Fig.5 Nanopores in shale matrix[27]

图6 基质岩心渗流规律曲线[10]Fig.6 Porous flow curves of matrix cores[10]

为了更好地量化微小孔隙对气体流动的影响，宋付权等[28]利用纳米氧化铝膜，发明了纳米级孔径的气体流动实验方法和装置（图7）.通过纳米管束中的气体渗流规律实验，可以看到气体在纳微米孔隙中的非线性流动特性：当孔径在14.51 μm左右时，气体的实验流量与泊肃叶公式的理论流量相符合；但是当孔径降低到5.03 μm 以下时，气体的实验流量显然高于泊肃叶理论计算流量，但两者相差不大；可以看到，随着孔径降低到纳米级别，实验流量与泊肃叶理论预测的流量偏离程度越来越高，孔径小于100 nm 时，实验流量可比理论流量高1 至2 个数量级（图8）[28].由此可见，页岩气在基质中的流动受纳微米效应的影响显著，随着孔隙直径增大，这种影响逐渐减弱，最终趋向于线性流动.

图7 纳米多孔氧化铝膜.（a）12.6 nm 孔径；（b）89.2 nm 孔径[28]Fig.7 Nanoporous alumina membrane:(a) pore diameter of 12.6 nm;(b) pore diameter of 89.2 nm[28]

图8 实验流量与泊肃叶理论流量的比较.（a）5.03 μm 孔径；（b）89.2 nm 孔径[28]Fig.8 Comparison of experimental flow and poiseuille’s theoretical calculation:(a) pore diameter of 5.03 μm;(b) pore diameter of 89.2 nm[28]

1.4.2 页岩气微裂缝介质线性流动规律

页岩中纳米级孔隙占主导地位，是页岩气的主要储集空间，储层中微裂缝和压裂裂缝是流体流通的主要通道.页岩储层的复杂层理、裂缝性特征决定了压裂可能形成更为复杂的裂缝或裂缝网络，在人工压裂缝中存在大量的没有支撑剂支撑的微裂缝，这些微裂缝对于页岩气产能具有较大贡献[29−31].马东旭等通过对巴西劈裂实验进行改进，结合CT 扫描裂缝特征、声发射实时监测技术，进行了页岩岩心裂缝扩展分析和多尺度渗流实验测量.测量结果显示，岩心经过造缝试验，其孔隙度变化不大，然而渗透率却大幅增加，特别是对于贯穿缝岩样，其渗透率可增大近500 倍；微裂缝中的流体流动具有线性达西渗流特征，可以用达西定律进行描述；随着裂缝渗透率增加，渗流流量增加的幅度也越大（图9）[32].

图9 微裂缝中气体流动实验测量[32]Fig.9 Experimental measurement of gas flow in microcracks[32]

根据裂缝形态的相关实验可知，随着微裂缝开度或长度增加，渗透率可呈指数增加.如裂缝宽度由0.015 cm 增大到0.035 cm 时，渗透率可增大20 倍；裂缝长度从0.55 cm 增大到3.15 cm 时，渗透率可增大2.3～67 倍，平均17 倍.这说明微裂缝对页岩气开采具有重大作用.

1.4.3 页岩人工裂缝达西−高速非达西渗流规律

人工裂缝的开度通常较大，其中流体的流动状态不仅可以是达西流，也可以是高速非达西流.可根据雷诺数，判断页岩气在人工裂缝内的流动是否属于高速非达西流动：

其中，Re为雷诺数；μ为气体黏度，Pa·s；v为气体流速，m·s−1；K为多孔介质渗透率，m2；ρ为气体密度，kg·m−3；φ为多孔介质孔隙度.

通过实验，可获得临界雷诺数为0.2～0.3，雷诺数超出此范围时，人工裂缝中的流动属于高速非达西流.如果页岩储层厚度为20 m，裂缝宽度为1 cm，单段压裂3 簇，每簇2 条裂缝，则当压裂水平井的单段产气量大于9000 m3·d−1时，流动为高速非达西流动.

2 页岩气开发非线性渗流理论

如前所述，页岩气的流动跨越基质−微裂缝−人工裂缝多种介质，不同的尺度下可呈现不同的流动特征.因此，页岩气的开发伴随着多尺度多流态问题，可以利用分区的方式，对页岩气开发中的多尺度特征进行归纳研究，形成多重介质模型，从而构建页岩气开发渗流理论.

2.1 页岩气多尺度流动表征

针对页岩气在不同尺度下所反映的不同机理、不同流态进行分类，通常采用Kn 数来判定气体在不同尺度的孔隙介质中的流动状态[33]，绘制流态理论图版，并对其流态进行分析.主要划分为连续流（达西流）、滑脱流（滑脱效应）、过渡流（滑脱效应与气体扩散）和自由分子流（Knudsen 扩散）.如图10 所示[10]，纳米级孔隙的流动多以过渡流、滑移流为主，而压力增高可使其部分转换为连续流.当孔隙直径d大于 50 μm 时（如在裂缝介质中），流体流动均为连续流动；而对于典型的页岩储层基质孔隙和压力范围而言（储层在压力为10～20 MPa，孔隙直径为10～300 nm），气体流动基本上属于滑移流.

图10 页岩气流动多流态图版[10]Fig.10 Multimode flow pattern of shale gas[10]

考虑到页岩气的流动通过基质−微裂缝−人工裂缝等不同介质，因此将呈现为跨尺度多流态流动，这种输运机理导致常规的达西定律不能描述页岩气在多尺度孔径下的流动，需要提出新的包含纳微米流动机理的新型流动方程.这类方程包括两种，一种是Javadpour[34]、Wu 等[35−36]和Ertekin等[37]通过将不同流态通量代数相加的方式，提出了纳微米孔体相气体传输模型，这类模型通常很难考虑流态间的耦合效应；另一种是基于Beskok−Karniadakis 模型（B−K 模 型），该模型以Kn 数为纳微米效应主要参数，得出了多孔介质连续流动、滑移和扩散条件下的渗透率的变化，从而得到渗流速度为[38]：

其中，K0为多孔介质固有渗透率，m2；x为两个渗流截面间的距离，m；α为稀疏因子；b为滑移系数，通常被指定为−1.稀疏因子α是唯一的经验参数，由Beskok−Karniadakis 给出[38]：

然而，这一模型仅适用于纳米级孔，并不能表征页岩气多尺度的流动特征，且经验系数过多，又主要依赖于Kn 数来计算，储层实际开采过程中，得到储层内各处的Kn 数实际上是不可能的.Civan 等的结果也与之类似[39−41].Deng 等通过将B−K 模型做级数展开进行改进，形成页岩气跨尺度流动统一渗流模型，消除了Kn 数，其中的努森扩散系数及滑移效应参数均可在实验室环境内获得，其计算结果通过了实验验证[42]：

其中，DK为气体的努森扩散系数，m2·s−1.

这一方程可揭示吸附·解吸、扩散、滑移和渗流作用下的多尺度流动规律，适用于从纳米级孔隙到裂缝中的不同尺度下流动特性的计算，在纳米级孔隙中，流动具有非线性特征，而在微裂缝中，该方程则退化为达西定律，呈现出线性特征（图11）[42].因此，实现了对页岩气多尺度−多流态的流动特性的精确计算.

图11 纳微米孔隙及微裂缝中的流动规律比较[42]Fig.11 Comparison of flow laws in nano/micropores and microcracks[42]

2.2 页岩气压裂水平井开发多区耦合渗流模型

2.2.1 “人造气藏”物理特性及区域结构

利用水平井对页岩气储层进行分段体积压裂，势必造成储层区域内出现缝网结构.与常规油气的径向流不同，缝网结构将影响渗流区域内的压力分布.由于近井地带分布裂缝，造成储层非均质，压降漏斗不再是圆形而是椭圆形，椭圆长轴为压裂缝网分布方向.在距离井筒位置足够远的区域，即压裂改造区域的边界部分，其压力分布等值线已近似规则圆形，流线也近似指向共同中心.为此，可将页岩气流动进行分区研究.根据上述分析，可将页岩气的流动分为三大区域：I 改造区（主改造区、次改造区）、II 未改造区（未改造动用区、未改造未动用区）、III 水平井筒区（图12）[10].在这种分区结构中，页岩气由未改造区流入改造区，再由改造区流入水平井筒区，形成页岩气储层完整的流动体系.

图12 页岩气藏开发分区耦合示意图[10]Fig.12 Schematic of sector coupling during shale gas reservoir development[10]

2.2.2 页岩气水平井压裂开发非线性渗流数学模型

在页岩储层非线性开发渗流理论研究方面，国外对页岩储层多尺度非线性、多场耦合渗流理论的综合研究并不能很好地适用于中国的页岩储层.总体来讲，国外对页岩气开发模型的研究考虑的机理耦合因素较少.因此研究人员们提出了适用于页岩气的非线性渗流模型，如2013 年以来，Yao 等[43]、Wu 等[44−47]基于双重或三重连续型介质，分别建立了基质和裂缝运动方程，形成了一系列多重介质流动模型.

然而，由于页岩气流动的非线性极强，导致数学求解的难度很大，上述研究极少有采用数学方法求解页岩气开发非线性模型解析解的研究，而主要都是基于多重介质模型的数值求解.这类数值解法求解成本较大、不确定性大，而且难以量化确定各种流动因素的影响.笔者根据前述页岩气跨尺度流动统一渗流模型，以及页岩气流动区域分区耦合物理模型，建立了不同分区内的流动方程，通过方程联立消除相邻两区的中间变量，进而求解得到了页岩气体积压裂开发的稳态/非稳态压力分布和产量数学模型，通过将页岩气开发过程的改造区与非改造区进行耦合，揭示了人工改造缝网区域与未改造可动用区域流场和产量变化规律[48−49].

直井开发的页岩气单相非线性流动的稳态数学模型为：

其中，q为气体产量，m3·s−1，；pe为储层初始压力，Pa；pw为井底压力，Pa；Kf为裂缝渗透率，m2；wf为裂缝宽度，m；hf为裂缝高度，m；pm为改造区与非改造区相交处压力，Pa；psc为标态压力，Pa；T为地层温度，K；Z为气体压缩因子；Zsc为气体标态压缩因子；Tsc为标态温度，K；re为供给半径，m；xf为裂缝半长，m；h为储层高度，m；qd为解吸气源项，m3；λ为人工裂缝表观系数，表达式如下：

而qd按照Langmuir 模型计算，其表达式为[50]：

其中，Vm为Langmuir 体积，m3·kg−1；pL为Langmuir压力，Pa.

水平井多段压裂开发的数学的稳态模型为：

其中，F为稳流系数，表达式如下：

其中，

式中，a为裂缝椭圆形区长半轴，m；b为裂缝椭圆形区短半轴，m；pm2为改造区的边界压力，Pa；KN为缝网区渗透率，m2，可依照渗透率分形等效方法进行计算[51].

通过上述数学模型，计算了不同缝网区域大小的影响：随着改造区半径增大，压力曲线的变化坡度基本一致，但改造区边界处的压力值将升高，因此生产压差变大（图13）[52]；计算不同缝网区渗透率大小的影响，可以发现缝网区裂缝渗透率增加时，改造区地层压力曲线坡度变缓，说明地层压力下降减慢，但未改造区的地层压力基本不变（图14）[52].可见，储层压裂的规模和有效性直接影响页岩气开发的能量供给能力.

图13 不同缝网区域大小的影响[52]Fig.13 Influence of different fracture network sector sizes[52]

图14 缝网区裂缝渗透率的影响[52]Fig.14 Influence of fracture permeability of the fracture network sector[52]

今后，需要继续研究将微裂缝与人工裂缝加以区别的强非线性渗流模型，并分析地应力对两种裂缝的影响.页岩气开采的数学模拟势必需要非线性更强的多场耦合模型的求解、多维流动的求解、多相流动的求解等，同时随着工程技术研究的深入，此前很少注意到的因素往往越来越受到重视，例如，目前已有报道指出了裂缝网络支撑剂的分布情况也将对流动造成影响[53]，这是此前的渗流理论中很少考虑的问题.其中有些问题即使在常规油气藏理论领域也仍然是研究的难点，因此页岩气开发的研究需要与数学及工程的前沿技术更紧密地结合.

3 页岩气藏工程的开发指标预测

3.1 页岩气开发有效驱动边界预测方法

由于页岩气储层纳微米孔隙界面层微观力作用明显，压力扰动的传播不能瞬时到达无穷远，具有与低渗油藏类似的动边界压力传播特性，且页岩气流动具有更强的非线性渗流特性.因此，页岩气在不稳定渗流过程中的压力扰动随时间逐渐向外传播，其边界条件也是一个动边界问题.通过页岩气非线性渗流数学模型，可以计算得到基质区储层压力扰动传播影响动边界随时间变化的关系为[54−55]：

其中，re(t)为动边界半径，m；qsc为地面条件下的气体产量，m3·s−1；c为气体压缩系数，Pa−1.

如果考虑页岩气开发为多区耦合过程，可采用下式计算单一裂缝所扩展的动边界随时间的变化关系：

根据上式计算可知，压力扰动传播影响动边界随时间增加向外扩展.在同一时刻渗透率越大，压力扰动传播影响动边界越远（图15）[55].而经压裂后的页岩气井，基质向裂缝渗流渗流阻力大，初期气体供给速度较慢，压力波向外传播速度快；生产中后期基质的泄气范围逐渐增大，压力波向外传播速度逐渐减小并趋于稳定（图16）[55].

图15 不同渗透率下未压裂井动边界曲线[55]Fig.15 Moving boundary curves of wells at different permeabilities without any fracture[55]

图16 不同渗透率下单一裂缝井动边界曲线[55]Fig.16 Moving boundary curves of wells at different permeabilities with a single fracture[55]

3.2 页岩气开发产量预测方法

在常规气藏的勘探开发过程中，准确分析气井的开发动态特征，计算气藏的动态储量对于该气藏的合理开发至关重要.页岩气开发的产量预测可以分为经验方法、渗流方法.经验方法主要应用传统气藏工程中的递减分析方法对页岩气产量进行预测，但页岩储层的固有特点使得页岩气井与常规气藏的气井有不同的产量递减规律.由于页岩气藏渗透率极小，常规的递减曲线法对其产能预测有较大的误差，笔者通过划分多个时间段分别采用Arps 方法分析的方式，近似耦合形成一整套页岩气井产量递减的整体性描述和预测模型[56].该模型已在4 个页岩气区块共189 口井应用，产能预测结果与现场实际产能符合率高达85%以上.

渗流方法是指通过页岩气开发非线性渗流理论所推导的产量，推导的难度较大，但具有计算精度高的优点.在页岩气多区耦合开发过程中，同样引入复合区模型，进行多区耦合联立求解.可以得到对单条人工压裂缝而言，其页岩气单相流动的非稳态产能为：

其中，Ki为第i条裂缝的渗透率，m2；μi为第i条裂缝处的气体黏度，Pa·s；ci为第i条裂缝处的气体压缩因子，Pa−1.

当考虑水平井多段压裂开发时，需要进行多条裂缝的产量叠加，即

其中，qj为单条裂缝的产量，m3·s−1.

通过对产量的预测可以看到，当井底流压一定的情况下，产量在200 d 以内下降较快.生产时间超过300 d 时产气量下降幅度较慢，产量逐渐稳定.产气量随着生产压差的增加而增大，整体非稳态生产曲线呈现为“L”形（图17）[42].

图17 不同缝网区域大小对产量的影响[42]Fig.17 Influence of different fracture network sector sizes on production[42]

同时，产量随着缝网复杂程度的增加而提高.如随着裂缝级数的增加，产气量增大（图18）[42].

图18 裂缝段数的影响[42]Fig.18 Influence of the number of fracture stages[42]

目前，该数学模型已编写相关商业软件，应用于渗流力学研究所等单位，与现场开采数据拟合效果较好（图19）[52]，与CMG 等数值模拟软件计算结果的误差小于15%[52].

图19 采气井的生产数据拟合曲线[52]Fig.19 Production history matching curve of the gas recovery well[52]

国外的页岩气开发研究多基于数值模拟方法，如多重介质模拟机离散裂缝模拟等，与上述页岩气开发理论所提出的解析解有很大不同.本文所介绍的解析解完全避免了数值模拟所需的大量人力和时间成本，可以更为方便地进行影响因素分析，而且两者拟合程度很高.

目前，对于页岩气藏开发的预测模型多基于单相甲烷.实际上，页岩气压裂开发过程中需要注入大量的压裂液，地层之中的流动实际上为气−水两相流.通常，两相流动与单相流动的区别很大，因此，有必要考虑含水的存在.同时，含水页岩的物性往往会与干燥页岩有巨大差别，体现在页岩的孔、渗变化，岩石力学参数的变化等方面.尤其是在深层页岩气开发过程中，地应力的作用凸显，含水的影响变得很重要，有必要加以模拟计算.在此基础上，下一步需要对含水及应力作用于缝网的特性加以考虑，形成考虑流固耦合及多场耦合作用机理的页岩气水平井开发渗流数学模型，以便更加精确地对页岩气开发进行模拟计算.

4 中国页岩气开发适应性技术

在页岩气理论的基础上，还需进一步发展页岩气适应性技术.目前，国外的页岩气开发技术无法直接借鉴，也不能完全用以指导中国的页岩气开发.这主要是由于，国外的页岩气储层孔隙度通常在10%以下，而在国内通常是5%以下，两者的成藏条件与储层结构都不相同.中国的页岩气开采研究面临着孔径更小、纳微米效应更加凸显、多尺度非线性影响更大的复杂问题[57−59].需要在适应性研究中有所创新进步，以形成适应我国页岩气特点的开发技术.

4.1 页岩储层分级评价及优选目标评价方法

此前，我国没有页岩气田适应性分级评价和有利目标优选方法，导致含气富集区难以定位.同时，国外经验不适用于我国储层.其主要原因在于：（1）我国页岩储层的构造运动次数多且剧烈，保存条件不如北美；（2）我国页岩气藏埋深浅于3000 m 的相对较少，部分页岩储层埋深可超过5000 m，而美国的优质页岩资源埋深范围通常介于1000～3500 m.因此，有必要发展我国的适应性分级评价及优选目标评价方法.

4.1.1 页岩储层分级评价标准

此前的国外油气研究人员在页岩气勘探开发过程中形成了一系列储层评价方法，选择的评价参数大体一致，通过结合我国海相页岩气开采工作，已提出了一套页岩气勘探开发的储层评价参数与阈值.与国外油气公司的评价方法相比，重点增加了对页岩储层保存条件的评价.这一方法优选了4 个指标作为分级评价标准，并按优选程度分为3 类[60−62]，如表1 所示.

表1 页岩储层分级评价标准[62]Table 1 Classification and evaluation criteria for shale reservoirs[62]

目前我国页岩气的分级评价标准主要基于对含气量及钻采成功率的认识，多方法综合评价体系尚在起始阶段.接下来，应进一步加入经济、环境评价方法，扩展储层的分级评价方法体系.

4.1.2 有利开发目标优选方法与指标

有利开发目标的优选旨在定位地质上的页岩气富集区以及工程上易于实施的目标.目前在西南地区页岩气田所广泛应用的优选方法采用了单因素分析多因素综合叠加法，分别形成了优质页岩厚度、压力系数、埋深以及地面条件4 张基础地质图件，在此基础上叠加这4 幅图件，重叠的有利区范围即为最终优选出的开发有利目标（表2）[63−65].

表2 页岩气开发有利目标优选指标与标准[65]Table 2 Preferred indicators and standards for favorable targets for shale gas development[65]

不过，目前对页岩气有利目标优选标准的研究还仅限于海相页岩气储层，并且只针对浅−中埋深的地层，对于陆相储层以及深层-超深层的页岩储层尚需进一步探索研究.目前页岩气开发已逐渐向深层−超深层进发，其物理、化学特性均与浅−中埋深的储层有所不同，对其主要特征进行研究应是下一步的重点研究方向.

4.2 页岩气限压控制产量快速递减开发方法

我国页岩气开采呈现典型的“L 型”曲线递减规律，初始产量高，但递减非常快，单井第一年产量递减率一般为60%～70%.针对我国页岩气开发阶段产量衰减速率快的问题，通过页岩气多场耦合实验和模拟研究，发现了流固耦合作用和井底积液是减弱气体渗流能力的主控因素.此前采用美国的放压开采方法导致气井产量递减过快，效益井大幅度下降，严重影响了开发规模和上产.为此，笔者基于已有的页岩气非线性渗流理论，根据基质−裂缝多区域流场结构特征和产气排液规律，提出阶梯性地降低、调整开采压力，并采用“焖井→控压→稳定→连续”的排采制度，形成了阶梯降压的页岩气开发方法[10]，通过限压降低了应力场变化和压裂液聚集成桥塞作用的影响，实现了扩大多区域多流态流场贡献、控制井底积液，高效抑制页岩气产量递减.通过模拟可以看到，采用限压控制产量快速递减开发方法后，页岩气的产量递减情况得到大幅改善（图20）.

图20 采用阶梯降压开发效果对比图Fig.20 Comparison of the effect of using the step-gradient reducing pressure development method

现在的适应性开发技术研究还仅限于3000 m以浅的页岩储层，而我国许多页岩储层的埋深都超过3000 m，对于这些储层而言，其应力敏感性和温度场的影响将更加显著，已有的适应性技术也不能完全适用于这类页岩储层.需要针对深层页岩气藏的特点进行有针对性的进一步研究.

4.3 中国页岩气压裂开发工艺适应性技术

北美地区的页岩气藏具有天然优势，其页岩储层厚度大、埋深相对较浅，而且地面条件多在平原地带，附近有丰富水源；我国页岩气藏则埋深大、厚度小，地面环境多为丘陵，取水不易，而目前通常水力压裂所需用水每次至少是1×104m3.种种复杂条件制约着我国页岩储层的开采效果，也迫使我国发展了适应性的页岩气压裂开采技术.

4.3.1 逐步走向深层的页岩储层水平井钻井技术

目前，国外通常在钻井过程中使用三维旋转导向闭环系统，这种工具可以更方便地操作转向臂并对井壁的连续作用力实现导向作用[66]，具有摩阻与扭矩小、钻速高、井眼轨迹平滑和易调控等特点[67].我国南方海相页岩气田根据地质特征和旋转导向工艺特点，对水平段选择旋转导向施工，加上耐高温螺杆、定向聚晶金刚石复合片（PDC）钻头等自主研发的工具，保证了测井、下套管一次性到位，大大加快了钻完井周期[68]，目前已形成了水平井优快钻完井技术，钻井周期从此前的4 个月缩至不到3 个月[69]，2018 年1 月17 日，川庆钻探在威202H13−6 井创造了27.6 d 的最短钻完井记录[70].我国对于浅−中埋深页岩储层的钻完井工程技术已经非常成熟，下一步应着重发展深层钻完井的技术.

针对水平段页岩储集层摩阻大和易垮难题，我国已自主研发了两套油基钻井液，国内油基钻井液最高耐温150 ℃,油水体积比为90∶10，可实现高效回收利用.但与国外相比，国内油基钻井液的耐温性相对较低，油水比偏高[71]，需要进一步研究疏油材料，提高岩壁亲水疏油性能，有效解决钻井液毛细管吸力引起井壁失稳问题.另一方面，高性能水基钻井液试验已在我国取得初步成效，钻井液费用比进口钻井液降低21%[72]，在提升环境友好度的同时节约了成本.但水基钻井液的最大难点在于井壁稳定问题，必须加大抑制剂的研究，降低水的表面张力，防止岩层表面水化[73].

通过水平井井眼轨迹控制，保证了水平井轨迹沿着甜点区约20 m 厚的高压封存箱中钻进[74].水平井长通常优化控制在1500 m 左右，但已有超长水平井的作业，目前初步形成了以“个性化钻头＋配套钻井提速工具＋优质钻井液体系”为主体的超长水平段钻井技术，水平段长度达到2810 m，而周期较此前缩短了50%[75].西南油气田通过精准建立地质导向模型,使用高性能地质导向工具，形成了超深井作业，目前钻井深度最深达4245 m[76].这些技术为下一步的深层页岩气开发提供了必要基础.

4.3.2 页岩井场“工厂化”作业模式

我国页岩储层的地面条件受井场空间小、水源短缺等限制，对此我国逐步形成了“钻井、压裂、生产”甚至结合“地质”的一体化“工厂化”生产模式[77]，使压裂液混配、压裂作业、采气都集中在一定范围之内，极大地缩小了占用空间，在节约土地、水源、材料、人工和保护环境等方面发挥了关键作用[78].

目前，威202、威204 等区块已形成了水平井“工厂化”部署及地质工程一体化设计与实践[79].水平井钻井平台周期较此前可节约15～20 d，机械钻速增幅达到127%，每米钻井费用成本降低50%以上，提速效果明显[80].天然气在出井之后直接进行除砂、分离、计量后再输运至气站.在地面工程方面，建立了压裂返排液地面处理技术，形成了压裂液反排再利用，通过地面大排量实时混配，使采出液的重复利用率达到90%，降低成本的同时解决了井场空间受限及清水资源缺乏的问题.这些作业模式大幅度加快了页岩气井的投产进度.但仅就目前而言，我国页岩开发区的管网仍相对不发达，基础设施投入成本比北美地区要高出很多，打井成本也较高，需要进一步发展适应于我国页岩气开采的技术.

4.3.3 页岩气压裂工艺设计及地质−工程一体化技术

页岩气藏属于“人工气藏”，压裂是其开发的核心[81].水平井同步压裂、拉链式压裂和重复压裂技术是目前水平井压裂提高页岩气产能的关键[82].同步压裂是指大致平行的两口或两口以上的井同时进行水力压裂改造，增大井间改造体积和复杂程度的技术[83]，与常规压裂方式相比，同步压裂井破裂压力突破更早，生产率和套管压力更高、更稳定[84].运用该技术，中石化涪陵焦石坝页岩气田实现了2.36 倍产量的提升[82].通过结合拉链式压裂技术，可实现任意段数的压裂，段与段之间的时间周期为2～3 h，尤其适用于工厂化一体化作业[85].目前，长宁H3 平台H3−1 井、H3−2 井实施拉链式压裂，完成24 段加砂压裂，平均每天压裂达3.16 段[86].重复压裂技术是指在开采一定时间之后，裂缝受地层应力影响，发生闭合情况，此时通过重复压裂形成新的裂缝扩展，使裂缝重新打开或转向，增大人工改造体积，恢复甚至增大产能.北美地区的重复压裂实践表明，该技术可使单井EUR（估算最终产量）提高30%～50%[87].目前，重复压裂技术在我国尚处于先导试验阶段，但今后会有重要发展前景.

我国南方海相页岩气的压裂作业具有大排量（压裂施工排量一般超过10 m3·min−1）、大液量（单段压裂用液量一般为2000～6000 m3）的特征.为确定最优的压裂规模、间距等参数，提高储层动用及改造效果，逐步形成了以“桥塞分段，分簇限流射孔，高、低黏滑溜水体系，组合粒径支撑剂，连续与分段加砂结合，大排量，大液量和大砂量”为指导的页岩气水平井主体压裂技术，确立了地质工程一体化研究、一体化设计、一体化实施的推行方案.目前，长宁−威远国家级页岩气示范区已经依此进行产能建设，建成了25×108m3的年产气能力[88].未来，探索最优水平段长、最佳压裂关键参数可进一步提高页岩气开发经济效益.

目前，对于我国浅−中埋深的页岩储层，其钻采和压裂技术日渐成熟，可实现效益开发，处于持续上产阶段.但对于埋深超过3500 m 的深层−超深层页岩气田，当前仍处于试验先导阶段，应在丛式井、一趟钻、磁导向钻井和电加热开采等关键工程技术方面进行创新，探索关键参数对开发效果的影响，并合理建立地下立体井网，追求“少井高产”和高采收率.

5 结论

综上，页岩气储层的物性条件决定了其开发机理的复杂性，对页岩气开发理论研究的深化有助于进一步完善页岩气的开采工作，应整合现有理论成果并进一步深入探索，以强化页岩气藏开发理论的研究.具体包括以下几个方面：

（1）在多尺度流动机理方面，已经从实验和理论等方面普遍认识到了页岩气开发过程中的解吸、扩散和滑脱等机理页岩基质渗流具有扩散、滑移、解吸、渗流多种流动的非线性渗流特征；页岩微裂缝表现出达西渗流特征；在人工裂缝内的流动属于高速非达西流动.

（2）在页岩气多尺度流动渗流理论方面，通过考虑不同尺度下的多流态流动，已建立反映全过程的页岩气储层多尺度流动统一模型，涵盖了从纳米孔到裂缝尺度下的流动特性，实现了对页岩气多尺度−多流态的流动特性的精确计算.

（3）在页岩气开发气藏工程方法方面，已通过多级压裂水平井渗流三区物理模型，得到页岩气直井/水平井的稳态/非稳态压裂开发产能数学模型解析解，构建了多级压裂水平井产能预测方法，形成了页岩气多区耦合非线性渗流理论，揭示了人工改造缝网区域与未改造可动用区域的流场和产量变化规律.

（4）在我国页岩气开发适应性技术方面，已提出了我国储层分级评价及优选目标评价方法，并针对我国页岩气特点构建了页岩气产量递减模型.对于我国页岩气产量递减快的问题，提出了页岩气限压控制产量快速递减开发方法.针对我国页岩气田复杂的地面条件以及大规模压裂工艺的需求，形成了页岩气压裂开发工艺适应性技术.在今后，应进一步针对我国深层页岩气的特性，进行适应性开发技术的研究.