页岩气藏储层特征与开采技术文档格式.docx

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1012m3。

在美国，页岩气商业性开采早已实现，2009年美国页岩气产量为889×

108m3，高于中国当年的常规天然气产量830×

108m3，美国页岩气2010年超过了1200×

108m3，占据13%~15%的天然气产量。

我国四川盆地下古生界泥页岩分布厚度大，有机质含量丰富，且演化程度高、生烃量大，尤其地质特征与美国页岩气盆地极为相似。

近年来，中国对页岩气的勘探开发投入力度加大，特别是四川盆地威201井，经过直井压裂测试，日产气量上万方，达到工业气流，这给后续页岩气资源的勘探开发提供了基础和信心。

1页岩气藏的成藏特征

1.1页岩气藏基本特征

与煤层气类似，富含有机质的页岩本身可以作为页岩气的气源岩，又可以作为储集层，页岩气的赋存方式、成藏机理和成藏过程与常规天然气有很大不同，因此，页岩气藏具有独特的地质特征。

页岩气的赋存方式和赋存空间的特殊性，决定了页岩气藏具有隐蔽性特征和裂缝型圈闭。

构造圈闭对页岩气藏的形成并不起主导作用，但是一个长期长期稳定的构造背景，对页岩气聚集可能具有一定的积极作用。

泥页岩的孔隙较小且不发育，游离状态的页岩气主要赋存于裂缝系统中，泥页岩中的裂缝发育带往往是页岩气的有利聚集带，因此，裂缝型圈闭是页岩气藏的主要圈闭类型。

裂缝产生的原因主要是上文中提到的气体的连续生产所产生的页岩内外压力差，另外构造作用也是产生裂缝的原因之一。

1.2页岩气成藏条件与储量丰度关系复杂

选取美国正在进行商业性开采的5套页岩层系的成藏条件参数－热成熟度（镜煤反射率Ro）、储层厚度（Thickness）、总有机碳含量（Toc）和页岩气资源特征参数－吸附气含量（AbsorbedGas）、页岩气资源丰度（GIP）作图，进行页岩气的有机地化特征与地质特征比较，发现关系图形状各异（图1），五项关键参数之间的关系有出人意料的变化，说明，页岩气成藏条件与储量丰度关系复杂。

因为页岩较为致密，孔隙度、渗透率都比常规储层岩石低，使得页岩的含气量较低，页岩的含气量变化幅度较大,从0.4m3/t到10m3/t,一般小于5m3/t。

同时由于页岩的孔隙半径小，所以大分子烃饱和度含量较低。

图1美国五大含气页岩地球化学特征与地质特征对比图

（据Hill和Nelson，2000）

1.3页岩气成藏边界条件

　　广义上的页岩气普遍发育且分布广泛,但要形成具有工业勘探开发价值的页岩气尚需具备相应的地质条件。

结合对美国具有工业勘探开发价值页岩气的统计研究,可对页岩气的形成条件简单作一讨论。

按照常规的烃源岩评价指标,有机碳含量（TOC）0.5%和成熟度（Ro）0.5%是有效烃源岩的底限边界,但由于页岩气的成藏机理和过程特殊,其中天然气的聚集不需要考虑运移、圈闭等复杂条件。

因此有机碳含量和成熟度等条件不再苛刻。

在有机碳含量0.3%、有机质成熟度0.4%、岩石总孔隙度3%、净页岩厚度6m等条件下亦可分别形成页岩气。

在页岩气成藏条件中,尽管某一项地质要素要求条件很低,但其他地质条件的补偿将会使页岩气具有更好的产能。

对比分析美国不同盆地的页岩气成藏地质条件发现,各影响因素之间具有不同程度的相互弥补性（图2）。

（图2）美国不同盆地页岩气成藏条件的互补性图（数据选自Curtis,2002）

1.4页岩气富集带特征

裂缝发育在大部分页岩中，以多种成因（压力差、断裂作用、顺层作用等）的网状裂缝系统为特征。

在页岩中裂缝、溶蚀页理缝是主要的储集空间。

次要储集空间：

钙质条带中的溶孔、生物体腔孔、晶间孔、粒间孔等。

粒间孔主要是指的砂质及泥质双重孔隙。

在钙质泥页岩互层为主的夹薄层砂岩的地层中，具有泥页岩裂缝、层理缝和薄层砂岩孔隙等储集空间。

裂缝发育带不但提供了游离态页岩气赋存的空间，而且为页岩气的运移、聚集提供了输导通道，并且对页岩气的开发十分有利。

美国页岩气的开发实践证明只有裂缝发育的页岩气藏不需压裂就可以获得工业气流，多数的页岩气藏必须经过压裂才能达到工业产量要求。

页岩气虽然具有地层普遍含气性特点，但目前具有工业勘探价值的页岩气藏或甜点主要依赖于页岩地层中具有一定规模的裂缝系统。

在美国的大约30000口钻井中，钻遇具有自然工业产能的裂缝性甜点的井数只有大约10%，表明裂缝系统是提高页岩气钻井工业产能的重要影响因素。

除了页岩地层中的自生裂缝系统以外,构造裂缝系统的规模性发育为页岩含气丰度的提高提供了条件保证。

因此,构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱—断裂发育带通常是页岩气富集的重要场所。

1.5页岩气藏异常高压特征

常规储层由于其孔隙度大，渗透率高，对压力的传导有利，是一个相对开放的压力系统，因此压力系统与地层压力接近。

对较厚页岩储层孔隙度小、渗透率低，是一个相对封闭的压力系统，由于欠压实作用和天然气量的增多、生气膨胀力等作用容易形成高

压异常带，平均压力梯度在0.343psi/ft。

原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低。

因此页岩气藏可为高异常、正常或低异常压力特征。

从美国已发现页岩气的统计规律来看,页岩气藏既有高异常地层压力,也有低异常地层压力。

产生理论分析与统计结果不相符合的主要原因在于构造的抬升或沉降运动,由于页岩气储层为致密的地层所构成,其间的孔隙地层水无法进行有效的流动,因此地层压力的封闭性相对较强。

当已经成藏的页岩气发生相对的构造抬升或沉降运动时,原始的页岩气藏地层压力得到了一定程度的滞留,从而产生了更高或相对降低的异常地层压力。

根据这一特点,页岩气藏的发育通常与高异常地层压力保持一致,除非在页岩气成藏后发生了较大幅度的构造沉降运动。

2．页岩气的成藏过程

页岩系统的地层组成：

多为暗色泥页岩夹浅色泥质粉砂岩、粉砂质泥页岩的薄互层。

在页岩系统中，天然气的赋存状态多种多样。

除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中。

吸附状天然气与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系，其中吸附状态天然气的含量变化于20%～85%之间。

因此从赋存状态观察页岩气介于煤层吸附气（吸附气含量在85%以上）和常规圈闭气（吸附气含量通常忽略为零）之间（张金川等，2004）。

页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点，除天然气在孔隙水、干酪根有机质以及液态烃类中的溶解作用机理以外，天然气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚，再到生烃高峰的置换式运聚，体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。

2.1成藏过程

2.1.1第一阶段（页岩气成藏阶段）

该阶段是天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离（图3①），具有与煤层气成藏大致相同的机理过程。

在天然气的最初生成阶段，主要由生物作用所产生的天然气首先满足岩石中有机质和粘土矿物颗粒表面吸附的需要，当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕出来的天然气则以游离相或溶解相进行运移逃散，条件适宜时可为水溶气藏的形成提供丰富气源。

此时所形成的页岩气藏分布限于页岩内部且以吸附状态为主要赋存方式，总体含气量有限。

2.1.2第二阶段（根缘气成藏阶段）

在热裂解气大量生成过程中，由于天然气的生成作用主要来自于热化学能的转化，它将较高密度的有机母质转换成较低密度的天然气。

在相对密闭的系统中，物质密度的变小导致了体积的膨胀和压力的提高，天然气的大量生成作用使原有的地层压力得到不断提高，从而产生原始的高异常地层压力。

由于压力的升高作用，页岩内部沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性薄弱面产生微裂缝，天然气与孔隙壁之间所形成的束缚水膜阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动（浮力作用），此时页岩气藏的形成在主体上表现为由生气膨胀力所促动的气排水活塞式成藏过程，天然气原地或就近分布，构成了挤压造隙式的运聚成藏特征（图3②）。

在通常情况下，与页岩间互的致密粉砂岩夹层，具有低孔低渗特点，它限定了天然气通过气排水的活塞式运移、聚集逐渐形成根缘气藏。

此时的天然气聚集已经超越了页岩本身，表现为无边、底水和浮力作用发生的地层含气特点，从整套页岩层系考察，不论是页岩地层本身还是薄互层分布的粉砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性在该阶段，游离相的天然气以裂隙聚集、孔隙为主，页岩地层的平均含气量丰度达到较高水平。

2.1.3第三阶段（常规气成藏阶段）

随着更多天然气源源不断地生成，则彼此连通性较差的裂隙网络组合构成较大的裂缝网络，可以作为天然气游离赋存场所和运移高速通道，由于空间的增大，天然气的运移方式由活塞式转变微置换式。

如果生气量继续增加，则天然气分布范围进一步扩大，直到遇常规储层或输导通道后，天然气受浮力作用而进行置换式运移，从而导致常规圈闭气藏的大范围出现（图2）

图2页岩气成藏的三个阶段（据张金川等，2004）

注：

①页岩气成藏阶段；

②根缘气成藏阶段；

③常规圈闭气成藏阶段图

3页岩气藏开发的生产特征及影响因素

3.1页岩气生产特征

页岩气产自渗透率极低的沉积岩中，估算的采收率通常低于常规气藏，其经济产量依赖于天然裂缝缝发育程度、页岩脆性以及钻、完井技术。

从开发角度来看，页岩气藏具有如下典型的开发特征：

（1）低产或无自然产能据美国东部早期的页岩气井完井数据统计，40％的页岩气井初期裸眼测试时无天然气流，55％的页岩气井初始无阻流量没有工业价值，基本上所有的页岩气井都要实施储层压裂改造。

直井压裂改造后的产能平均为8063m3/d，水平井压裂改造后的产能最高可超过10×

104m3／d。

页岩气井在生产过程中适宜多次改造，美国早期的页岩气直井在生产过程中普遍实施过２次以上的增产改造。

（2）生产周期长与常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点（图4）。

根据美国巴内特页岩气开发的估算，页岩气井的生产寿命通常可在30～50年，产量年递减率一般小于5%（多数为2%～3%）。

美国联邦地质调查局最新数据显示，美国沃思堡盆地Barnett页岩气田开采寿命可达80～100年。

（3）气藏采收率变化较大据美国５个主要页岩气产气盆地的统计，页岩气藏的采收率变化范围为5％～60％（图5）。

如埋藏较浅、地层压力较低、有机质丰度较高、吸附气含量较高的Antrim页岩气藏的采收率可达60％而埋藏较深、地层压力较高、吸附气所占比例相对较低的Barnett页岩气藏的采收率早期为7％～8％，随着水平井和压裂技术的进步，目前的采收率达到16％，预计最终可达25％左右。

3.2影响页岩气生产的主要因素

页岩层要形成具有商业开采价值的页岩气藏，则必须具备一定的生烃条件，如有机质含量、热成熟度、页岩的有效厚度等，这些因素决定了页岩气藏的储量丰度，直接影响着页岩气藏的开发价值。

结合目前已开发的页岩气藏的生产情况，对页岩气生产有影响的主要因素则是页岩气储层的一些特性。

3.2.1页岩气的赋存方式

页岩气具有自生、自储、自保的特点。

在这类孔渗性能不好的生烃岩中吸附于岩石中的油气是其主体，因而它们都不能完全依靠自然压力来开采。

而对于裂缝较发育的页岩来说，则吸附气与游离气并存（见表1），亦可存在于页岩层系的流体中，其吸附气含量占20%～85%,需以排气降压方式开采。

地层压力的大小也影响页岩层中吸附气量的大小。

在Barnett页岩岩心甲烷等温吸附关系曲线中发现，吸附气量与地层压力成正比关系。

通常是页岩中的地层压力越大，其吸附能力越强。

但许多学者认为，不同地区有机质含量、产气量及周围页岩封存能力的不同会引起压力梯度的差异，吸附气的多少也会有所变化（图6）。

许多研究表明，页岩气井稳产期较长的原因与储集层吸附气含量密切相关，在页岩气藏中，相当大部分页岩气也是以吸附状态存在，所以，页岩气后一阶段生产的天然气主要来自基质中的吸附气（图7）。

图6游离气和吸附气含量随压力的变化

图7Barnett页岩采收率与压力的关系

3.2.2页岩气储层孔隙度、渗透率

尽管泥页岩孔隙度（基质孔隙度一般小于10%）、渗透率极低（基质渗透率几乎都小于0.01×

10-3μm2），但一定范围内二者依然显示出正相关性，仍需重视储层基质孔隙度和渗透率评价。

孔隙度相对较高的区带，页岩气资源潜力大，经济可采性高，特别是吸附气含量非常低的情况下；

页岩的渗透率高表明其微裂缝发育，裂缝能沟通致密储层孔隙，增强岩层渗透能力，扩大泄油面积，提高采收率。

4主要开采技术

由于页岩孔隙度和渗透率较低天然气的生产率和采收率也较低，因此岩气的最终采收率依赖于有效的压裂措施，压裂技术和开采工艺直接影响着页岩气井的经济效益。

4.1清水压裂

目前美国页岩气开发最主要的增产措施是清水压裂，即使用添加了一定减阻剂的清水作为压裂液。

这种压裂液主要成分是水，以及很少量的减阻剂、粘土稳定剂和表面活性剂[7]。

之所以使用这种低成本压裂液是因为，水是一种低粘度流体，更容易产生复杂的裂缝网络，而且很少需要清理，是一种清洁压裂技术，可提供更长的裂缝，并将压裂支撑剂运到远至裂缝网络，清水压裂在像Barnett等低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果。

4.2重复压裂

重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致气体产量大幅下降时，采用压裂工艺对气井经行重新压裂增产的工艺。

重复压力能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加产量，使最终采收率增加8%～10%，可采储量增60%[8]，是一种低成本增产方法。

美国天然气研究所（GRI）研究证实：

重复压裂能够以0.1美元/Mcf的成本增加储量，远低于收购天然气储量0.54美元/Mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/Mcf的平均成本[9]。

4.3同步压裂

2006年，同步压裂技术开始在Barnett页岩气井完井中实施，作业者在相隔152～305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂[10]，显示出广阔的发展前景。

由于页岩储层渗透性差，气体分子能够移动的距离短，需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。

同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。

目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.4多级压裂

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。

多级压裂能够根据储层的含气性特点对同一井眼中不同位置地层进行分段压裂，其主要作业方式有连续油管压裂和滑套完井两种。

多级压裂的特点是多段压裂和分段压裂，它可以在同一口井中对不同的产层进行单独压裂。

多级压裂增产效率高，技术成熟，适用于产层较多，水平井段较长的井。

页岩储层不同层位含气性差异大，多级压裂能够充分利用储层的含气性特点使压裂层位最优化。

多级压裂技术是页岩气水力压裂的主要技术，在美国页岩气生产井中，有85％的井是采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采，增产效果显著[11]

4.5缝网压裂技术

所谓“缝网压裂”技术就是利用储层两个水平主应力差至于裂缝延伸净压力的关系，一旦实现裂缝延伸净压力大于两个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时，则容易产生分叉缝，多个分叉缝形成“缝网”系统，其中，主裂缝为“缝网”系统的主干，而分叉缝可能在距离主缝延伸一定长度后，又回复到原来的裂缝方位，则最终可形成以主裂缝为主干的纵横“网状缝”系统，这种实现“网状”裂缝系统效果的压裂技术称为“缝网压裂”技术[12（]图7）缝网压裂的改造对象是低-特低渗透砂岩及泥页岩油气藏。

这类油气藏的压裂裂缝仅扩大了井控面积，但由于垂直于人工裂缝壁面方向的渗透性很差，不足以提供有效的垂向渗流能力，导致压裂产量低或压后产量递减快等问题。

通过“缝网”压裂在垂直于主裂缝方向形成“人工多裂缝”，改善了储层的渗流特征，提高了储层改造效果和增产有效期。

目前，进行“缝网压裂”的切实可行方法是主缝净压力控制方法、端部脱砂压裂方法及水平井横切缝多段压裂技术等，缺点就是没有切实可行的检测方法，有待进一步加强。

（图8）缝网压裂工艺示意图

4.6泡沫压裂

CO2、N2泡沫压裂是由液态CO2、N2和增稠剂及多种化学添加剂组成的液-液混合物，携带支撑剂迅速进入地层，随着液体在井筒和地层中温度的升高，当温度达到临界点以后液态的CO2、N2开始汽化，形成以CO2、N2为内相由含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系，由于泡沫两相体系的出现使流体粘度显著增加，通过起泡剂和高分子聚合物的作用，大大增加了泡沫流体的稳定性，形成了低滤失、低密度和易反排的压裂液特性。

因此，泡沫压裂液流体具备了压裂液的必要条件，并拥有了常规水基压裂液不能相比的多种优势[13，14]（表2）

表2压力技术特点及试用性统计

4.7裂缝监测及压裂效果评价技术

页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。

推断压裂裂缝几何形态和产能的常规方法主要包括利用净压力分析进行裂缝模拟，试井以及生产动态分析等间接的井响应方法。

此外利用电阻率测井、成像测井识别裂缝以及地震裂缝预测技术[15]都可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而

造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化。

5结论

目前，我国页岩气资源的勘探开发才刚刚起步，还未得到大规模商业化开采。

页岩气勘探开发面临成本较高等诸多难题，美国页岩气开发的成功经验和先进技术非常值得我们借鉴和参考。

相信伴随着页岩气的开发，也可以在压裂技术上取得重大突破，使我国的页岩气产量不断增长，实现大规模商业化开采，为我国的经济发展添砖加瓦。

参考文献

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页岩气压裂技术及其效果评价