页岩气深入研究报告.docx
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页岩气深入研究报告
一．工艺流程总览
二．流程分步解析
1.页岩气地质特征及勘探技术
1.1页岩气地质特征
自生自储的页岩气藏的产气能力受有机碳含量（TOC）、热成熟度（Ro）、无机组分含量、天然和诱导裂缝等因素的影响。
经研究发现，页岩气储层具有以下特点[5,6]：
1）分布面积广；
2）井封闭，并且包含水力压裂能量；
3）埋藏深度适中；
4）厚度大（大于34.08m）；
5）有机质丰度高（TOC>3%）；
6）在气窗口里的成熟度（Ro在1.1~1.4之间）；
7）好的气含量>100ft3/t；
8）产水量较少，低氢含量；
9）黏土含量中等（小于40%），有很低的混合层组分；
10）脆性较高，低泊松比、高杨氏弹性模量；
11）围岩条件有利于水力压裂控制。
含气页岩大多为含油气系统中主力烃源岩，尤以受上升洋流影响、倾油混合型干酪根为主的海进体系域黑色页岩为佳，且现今处于大量生气阶段或充注过程中，既保存了较高的残余有机质丰度，储集大量吸附气，又能新增一定孔隙度，容纳足够数量的游离气，有助于提高基质系统的渗透性，使生产井保持较高产气速度，规模化开发生产的经济效益达到最大[5]。
图3页岩气地质特征
Fig.3Thegeochemicalpropertiesofshalegas
1.2页岩气的勘探技术
页岩气勘探方法有地质、地球物理、地球化学勘探、钻井等方法，采用多学科综合勘探是页岩气勘探发展方向。
地震勘探技术是页岩气地层解释和识别的一项关键技术，利用三位地震绘制页岩裂缝带图可准确认识复杂构造、储层非均质性和裂缝发育带，提高探井（或开发井）成功率；利用微地震监测技术对水力裂缝分布情况进行监测可确定微地震情况，结合录井、测井等资料可识别解释泥页岩，进行构造描述[3]。
目前，新开发的4D地震监测技术可测试了页岩地层的声波和弹性对加压和减压的反应，这种分析能帮助找到被绕过的产层，从而优化开采，有助于提高作业效率，了解最终采收率和该区域的压力范围。
测井和取心是页岩气储层评价主要方式。
页岩气井测井主要是指气层、裂缝、岩性的定性与定量识别。
由于页岩气具有不导电、密度小、含氢指数低、传播速度慢等物性，因此，气层测井会显示高电阻、高声波时差、低体积密度、低补偿中子、低光电效应等特征[3]。
可应用triple-corflbo测井获取密度、γ射线、电阻率、中子和密度孔隙度；应用声波测井获取岩石的力学性质，并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；应用成像测井识别出裂缝和断层，并对页岩进行分层；应用脉冲伽马能谱（PSG）测井可精确测量大范围不同性能下的含油饱和度和井眼状况，从而提高采收率；而且DEN-CNL，AC-CNL曲线经岩性及环境影响校正后进行重叠，可根据差异判断气层，利用三条孔隙度曲线和电阻率曲线及数字处理成果进行综合评价[3]。
综合测井资料分析可在测井曲线上辨别有利的页岩气储层[7]，见表1。
而岩心分析则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TOC和吸附等温曲线。
测井曲线
输出参数
曲线特征
影响因素
自然伽马
自然放射性
高值（>100API），局部低值
泥质含量越高，自然伽马值越大，有机质可能含有高放射性物质
井径
井眼直径
扩径
泥质地层显扩径：
有机质的存在使井眼扩径更严重
声波时差
时差曲线
较高，有周波跳跃
岩性密度：
泥岩<页岩<砂岩；有机质丰度高，声波时差大；含气量增大声波值变大；遇裂缝发生周波跳跃；井径扩大
中子孔隙度
中子孔隙度
高值
束缚水使测量值偏高；含气量增大使测量值偏低；裂缝地区的中子孔隙度变大
地层密度
地层密度
中低值
含气量大密度值低；有机质使测量值偏低；裂缝底层密度值偏低，井径扩大
岩性密度
有效光电吸收指
低值
烃类引起测量值偏小，气体引起测量值偏小，裂缝带局部曲线降低
深浅电阻率
深探测电阻率
浅探测电阻率
总体低值，局部高值，深浅侧向曲线几乎重合
地层渗透率：
泥质和束缚水均使电阻率偏低，有机质干酪根电阻率极大，测量值局部为高值
表1页岩气测井曲线响应特征
Table1Responsecharacteristicsofshalegaswelllogging
除此之外，由于页岩的主要以裂缝和微孔隙赋存天然气，因此，在录井过程中需现场进行页岩气含量测定和解吸、吸附等资料的录取，有助于页岩气资源量的评价。
2.页岩气层的钻完井技术
2.1钻井技术
目前，页岩气井钻井包括垂直和水平井。
在2002年以前，美国页岩气开发主要的钻井方式是垂直井，但在2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气试验水平井取得了成功之后[8]，水平井成为页岩气开发的主要钻井方式。
前者主要用于试验、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；后者主要用于生产，可以获得更大的储层泄流面积，得到更高的天然气产量[6]。
由于水平井在成本上是直井的1~2倍，但产量却是远大于直井，且能够更大面积的使井筒与与裂缝接触，因此，水平井技术的应用可使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。
图4水平井开发页岩气
Fig.4Horizontalwellsinshalegasreservoirdevelopment
在水平井钻井中可采用采用三维地震解释技术来更好地设计水平井轨迹；在开采较直的、曲折度不大的井时采用旋转导向系统可减少甚至避免井筒造斜过程受到由滑动和旋转所引起的扭矩和阻力的影响，形成光滑的井眼，更易获得较好的地层评价，某些情况下，从水平段底部到顶部的倾角变化低于0.5°[9]；还可采用geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等随钻测井技术（LWD）和随钻测量技术（MWD）在钻遇后即时识别天然裂缝和水平井进行精确定位，从而作出地层评价，引导中靶地质目标。
同时采用欠平衡钻井技术，实施负压钻井，避免储层损害。
除此之外，钻井作业还采用井下钻具统、定向设备以及泥浆系等常规钻井方式。
采用地质导向技术，确保在目标区内钻井，避免断层和其他复杂构造区，避免钻穿目标区，或者发生井漏。
水平井形式包括单支、多分支和羽状水平井。
一般水平段越长，最终采收率和初始开采速度也就越高。
目前，我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较成熟，2005年以来，西南油气田先后引入LWD、旋转地质导向、FEMWD等先进装备，2007年应用欠平衡钻井技术完成广安002-H1井钻井作业，水平井段超过2000m。
2.2固井、完井技术
页岩气井通常采用具有浆体稳定、密度低、渗透率低、失水小、抗拉强度高等特点的泡沫水泥进行固井。
泡沫水泥能过发挥较好的防窜效果，并能解决低压易漏长封固段复杂井的固井问题，而且水泥侵入距离短，可以减小储层损害。
在俄克拉荷马州Woodford页岩最近的生产实践表明，使用泡沫水泥固井可比用常规水泥浆固井所获得的天然气产量平均多23%[6]。
除此之外，Barnett页岩气田采用了一种增加了许多碳酸钙的酸溶性水泥体系（ASC）。
当与盐酸（HC1）接触时，水泥就会依随溶解度和接触时间而溶解[10]。
这种水泥浆可满足已固侧钻井和侧钻井长度增加对分段隔离的需要。
两种泥浆的主要特性参数列于表2[10]中。
传统的水泥浆（50/50POZ：
H级）
酸溶性水泥浆
质量/ppg
14.2
15.0
产量/ft3（每袋）
1.26
2.51
水/gal（每袋）
5.66
10.98
压缩强度（72h）/psi
2700
550
溶解度
25%
92%
表2传统的水泥浆与酸溶性水泥浆的特性对比
Table2Thecomparisonbetweentraditionalcementslurryandtheacid-solublecementslurry
页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井[3]。
组合式桥塞完井是页岩气水平井最常用也是最耗时的完井方法，在套管井中，用组合式桥塞分隔各段，分别进行射孔或压裂。
水力喷射射孔完井是以高速喷出的流体射穿套管和岩石的射孔完井方式，不用下封隔器或桥塞，可缩短完井时间，适用于直井或水平套管井。
机械式组合完井采用特殊的滑套机构和膨胀封隔器，适用于水平裸眼井段限流压裂，一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工[3]。
目前一些列新型完井技术也在涌现，如Halliburton公司的DeltaStim完井技术，聚能射孔和多级完井，各个阶段对射孔产层使用挠性油管或扣连接的油管供水或喷砂等。
3.压裂增产技术
3.1各种压裂措施
3.1.1清水压裂技术
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、黏土稳定剂和表面活性剂。
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，在像Barnett等低渗透油气藏储层改造中取得很好的效果。
3.1.2重复压裂技术
重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝，从而增加裂缝网络，提高生产能力。
如果初始压裂已经无效，或现有的支撑剂因时间关系已经损坏或质量下降，那么对该井进行重复压裂将重建储层到经验的线性流，最终采收率估计提高8%～10%，可采储量增加60%[11]，是一种低成本增产方法。
如果要是得重复压裂获得成功，必须评估重复压裂前、后的平均储层压力，渗透率厚度乘积和有效裂缝长度与导流能力等。
所以重复压裂的实施离不开室内试验的帮助。
Barnett的大部分页岩气井都进行了二次压裂，二次压裂后可接近或超过初次压裂时的产量。
3.1.3同步压裂技术
该技术同时对配对井（offsetwells）进行压裂，即同时对两口（或两口以上）的井进行压裂。
它可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，从而增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。
该技术已经在美国的Barnett页岩气田试验使用，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[12]，目前已发展到3口、甚至4口井间同时压裂。
据估计，该技术在未来页岩气开采方面将有很大前景。
3.1.4直井压裂
目前的直井压裂设计特征如下：
1）有4或5处射孔位置，长度0.61～1.22m；2）5孔/ft（SPF）和60°定相；3）每个射孔孔眼的泵速是1～2bbl/min（1bbl=0.159m3），或者每个起始位置的泵速是20bbl/min。
泵入的体积约2500gal/ft（1gal/ft=12.418L/m），供给400lb/ft（1lb/ft=1.488kg/m）的支撑剂[6]。
在页岩气开发初期，钻垂直井有助于作业者掌握储层特征，获得经验，从而有效的规划以后的生产活动。
在Newark东页岩气田，直井进行压裂后的产气速度为（0.14～5.7）×104m3/d以上，预计这些井的最终采出量一般应为（2831～7077）×104m3，但实际采出量却达到了1.98×108m3。
3.1.5水平井压裂
水平井也需要压裂，如果不压裂则不能产气。
目前的水平井压裂设计一般包括：
1）2～8段/水平井眼；2）2～4压裂开始位置/段；3）0.61～1.22m的射孔/位置，6孔/ft，60°定相；4）每个压裂点20～30bbl/min，每个射孔点2~4bbl/min；5）体积平均1800gal/ft[6]。
通过对Newark东油气田进行水平井压裂，发现其初始产气速度一般比直井快2～3倍。
对Newark气田进行水平井分段压裂，可使其核心区域产量大幅度提高，并且在那些缺少遮挡或遮挡层很薄的区域，水平井压裂比直井压裂更能使裂缝保持在Barnett储层的目的段中。
最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段，目前已增至7段甚至更多。
3.2储层保护
页岩的岩性特点使其多具有水敏性，水进入储层后可使其粘土矿物（特别是蒙脱石）膨胀，从而堵塞孔缝，降低其产量。
因此需要利用X-衍射和SEM测试结果分析黏土矿物的类型和含量，从而针对粘土矿物的特点采取防水敏的钻井液和压裂液以保护储层和增强储层改造的效果是一个重要的技术措施。
新型的减阻剂有助于降低来自长链式聚合物对压裂面的损害。
降黏剂通过降低流体黏度，有助于使水压裂处理的效果最大化，改善负荷采收率，使减阻剂聚合物的损害最低，防止聚合物吸附到压裂面上，从而提高开采量[6]。
3.3裂缝监测技术
现在检测裂缝的方法有很多种，如利用电阻率测井、成像测井识别裂缝等，但主要还是采用地震裂缝预测技术。
目前地震裂缝预测方法有很多种，如利用叠后地震信息进行裂缝预测，包括倾角扫描技术、谱分解等；利用叠前地震信息进行裂缝预测，包括P波方位各向异性裂缝预测等[13]。
在Barnett页岩气开发地区，主要运用地面、井下测斜仪与微地震监测技术等裂缝监测技术来了解裂缝增长的不同方面。
在后期压裂过程中，人工裂缝的监测普遍采用微地震压裂监测技术，它能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位角，利用这些信息可以优化压裂设计、优化井网或其他油田开发措施，从而提高采收率。
表3列出的就是通过不同监测技术得到的裂缝几何尺寸。
地面倾斜仪
井下测斜仪
微地震分析
方位
×
×
高度
×（尖端）
×（井眼）
长度
×
不对称性
×
西北体积
×
组成
表3通过不同技术测量的Barnett裂缝几何尺寸
Table3ThroughdifferenttechniquestomeasurethecrackgeometryofBarnett
4.页岩气的储运
由于页岩气开采后就是天然气，所以页岩气的储运与天然气相同。
目前,天然气的储运方式有管道运输、液化天然气（LNG）输送、压缩天然气（CNG）储运、吸附（ANG）储运和天然气水合物（NGH）储运5种。
1．管道储运
管道输送方式适用于稳定气源与稳定用户间的长期供气情况,是一种成熟的已得到广泛应用的技术。
目前,约占总量75%的天然气采用管道输送。
我国的输气管道主要分布在四川盆地、东北地区和华北地区,管道总长约20000km。
随着天然气消费量的增长,天然气管道总长还将快速增加。
管道输送的缺点是投资大、成本高,每公里约为400百万美元,西气东输管道工程仅敷设干线管道就投入了460×108元人民币。
对于大量的边远零散气田,特别是井口压力高、总体储量有限气井的开发,敷设管道经济性很差。
2．LNG储运
LNG储运方式是利用低温技术将天然气液化,并以液体形式进行储运的一种技术,一般采用丙烷预冷的混合制冷剂液化。
LNG液化站一般建在气源充足的气井处,以扩大LNG产量,便于回收投资。
LNG采用低温储罐槽车经公路运输,到达目的地后,经LNG槽车自增压系统增压,然后进入LNG储罐。
储罐中的LNG再经自增压系统压入气化器中气化,经调压计量送入城市管网。
LNG液化后的体积远比气体小,在运输方面具有很大的优势。
LNG运输是目前天然气远洋输送的主要手段,是提高海洋、荒漠地区天然气开发利用率的有效方法,同时,LNG输送成本仅为管道输送的1/6～1/7,并可降低因气源不足敷设管道而造成的风险。
但是,LNG工厂规模庞大,设备昂贵,净化、液化工艺复杂,运行费用较高,日产400m3的LNG工厂一次性投资在1×108元人民币以上。
世界上大多数LNG都是采用船运的方式,LNG船结构复杂,技术要求高,耗资巨大。
另外,由于储存温度低,LNG一旦发生泄漏将很快形成爆炸云团,因此,在生产和储运过程中危险性很高。
3．CNG储运
CNG储运是将天然气进行高度压缩至20～25MPa,再用高压气瓶组槽车通过公路运输,或将天然气充入一个管束容器（由高级钢管制成）中,将容器固装在运输船上海运,还可以将管束容器制成铁路运输槽车的形式通过铁路运输,在使用地的减压站（输配站）将高压天然气经1～2级减压（1.6MPa左右）,然后泵入储罐,或进一步调压进入城市管网。
与气瓶组相比,管束容器虽然略重,但制作工艺较为简单,相同容积的造价更低,使用安全性及灵活性也好于高压气瓶组。
CNG储运适用于零散用户及车用燃气的用气,技术难度低,成熟度高,在我国得到了一定程度的应用。
但由于其储气压力高达20MPa以上,对储存容器要求高,具有一定的危险性,而且能量储存密度不大,因此,不具有大规模发展应用的可能性。
4．ANG储运
ANG储运方式克服了CNG储存压力过高的缺点。
ANG是在储罐中装入高比表面的天然气专用吸附剂,利用其巨大的内表面积和丰富的微孔结构,在一定的储存压力（3～4MPa）下使ANG达到与CNG相接近的存储容量,使用时再通过降低储存压力,使被吸附的天然气释放出来。
决定ANG方法工业应用的关键是开发一种专用高效吸附剂和改进储存容器的结构设计。
理想的吸附剂应在正常情况下吸附和脱附的速率高,当压力下降到常压时,残留在壁内的“余气”少,有良好的导热性能,使热量迅速传出储罐外,以减弱这一影响,而且单位体积吸附剂的吸附量应尽可能大,吸附剂的使用寿命长,能够再生使用,价格便宜。
近年来,国内外许多学者已对各种不同固体吸附材料（沸石、分子筛、硅胶、炭黑、活性炭等）进行过吸附性能的研究和评价。
试验证明,吸附存储天然气的有效吸附剂是具有高微孔体积的活性炭。
目前,该技术还存在一些问题,一是相同储存容积下的有效储气量比CNG或LNG储存容器低得多;二是天然气吸附与释放过程中的热效应未得到解决;三是如何解决天然气的重组分在释放过程中的滞留问题。
ANG降低了储存压力,使用安全方便,储存容器无需隔热,材质选择余地大,质轻,低压,具有一定的发展前景。
但由于气体储存
密度不大、吸附剂寿命有限等,其在工业方面的应用范围受到了限制〔2〕。
5．NGH储运
NGH储运技术是近几年国外研究发展的一项新技术,由于NGH储量丰富,应用前景广阔,现已成为能源前沿科学的热点课题。
一个单位体积的NGH固体中可含有100～300倍体积的天然气气体,以水合物形式来储运天然气具有体积小的优点。
同时,NGH的储存压力比CNG和LNG低,增加了系统的安全性和可靠性。
另外,NGH储运方式不需要复杂的设备（只需一级冷却装置）,工艺流程简化;在水合物状态下储运气体的装置不需要承受压力,采用普通钢材制造即可。
三．页岩气开采所需主要设备
1.勘探阶段
测井和取心是页岩气储层评价的两个主要步骤。
成像测井可以识别出裂缝和断层，并对页岩进行分层。
声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，为水平井的钻井方向提供依据。
岩心分析主要用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩组分、流体及储层敏感性，并分析测试TOC和吸附等温曲线等。
勘测流程图
1.1三维地震技术
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，以提高探井开发率。
主要包括地震数据采集、地震数据处理与解释和地震地质分析等环节，帮助油气公司确认钻井井位。
其中地震数据处理解释是关键环节，涉及到集群计算机系统和辅助处理设备。
1.2数据采集
基于地球物理学和石油地质学理论，使用地震记录仪以及地震检波器采集人工震源激发的地震波在地壳内传播信息的过程，并将其展示出来的过程，主要包括测量、钻浅井埋炸药、埋检波器、不值电缆线至仪器车工序。
1.3数据解释
虽然野外采集的地震数据反映了地下地质情况的记录，但石油公司无法直接根据野外采集的地震数据进行钻井开采，原因是地震记录仅是以数码形式存在磁盘上的各种信息，不能直接反应地下底层的埋藏深度以及起伏变化的情况，还需要将地震记录输入到计算机系统中，以获得地下地层真实情况的数据和图像。
2.完井阶段
2.1水平井钻井
钻井指利用机械设备，将地层钻出具有一定深度的圆柱形孔眼过程。
水平井钻井指首先采用直井钻井，用于资料搜集，然后利用特殊的井底动力工具，在直井套管开窗垂直于主应力方向侧钻水平。
钻成井尽可能通过天然裂缝，获得更大泄流面积的定向钻井技术，包括随钻测量技术、井眼轨迹控制技术、井壁稳定技术和钻井完井液技术等。
涉及专用设备：
通常钻机都由动力机、传动机、工作机和辅助设备组成。
包括举升系统、旋转系统、钻井液循环系统、传动系统、控制系统、动力驱动系统、钻机底座、钻机辅助系统。
PDC钻头（聚晶金刚石复合片钻头）
目前PDC钻头已广泛应用于常规油气的勘探开采中，而国内常规天然气埋藏深度一般在1500米～3000米左右，深度与页岩气相当，因此从深度的角度判断PDC钻头也应适用于页岩气勘探开采。
事实上过去150年全球所钻的数百万口油气井在达到其目标深度之前，都钻透了大量页岩层段，页岩层属于中软级别岩层，而我们知道PDC在中硬级别以下岩层钻进中优势显著，因此理论上PDC钻头应成为页岩气开发的主力钻头。
目前国内最大的生产企业为江汉石油股份有限公司，成都石油总机械厂。
我国钻头，钻机产业成熟。
页岩气的钻井设备与天然气开采所需设备基本一致
2.2水平井录井
记录、录取钻井过程中的各种相关信息，是及时、准确获得地下信息的重要手段。
涉及专用设备和技术：
综合录井仪、计算机网络、色谱技术、传感器技术和数据传输技术等。
水平井方位示意图综合录井仪
2.3水平井固井
通过套管将水泥浆注入井底，进入套管与井壁之间的环空内并达到设计高度的操作，把套管柱和地层岩石固结起来的过程。
为了减少对储层的伤害，一般采用低密度高强度水泥固井。
涉及专用设备：
固井泵、固井水泥车、批量混浆撬、自动混浆撬、固井供液撬等。
一年单套固井设备一般满负荷可对2000米深作业40口，按75%的工作量来算可固井30口。
固井水泥泵车
1、单机单泵水泥车（GJC40-17、GJC45-21）：
底盘车：
北奔6X6和6X4或同类型
底车发动机：
潍柴为主
台上发动机：
康明斯、底特律
台上变速箱：
阿里逊HD4700OFS
柱塞泵：
GJC40-17配STP350
GJC45-21选配OPM600、SPM600、STP600
混浆系统：
烟台杰瑞集团或江汉四机厂生产
密度计：
可选用FM300微弯管、德国E+H或U型管
离心泵：
进口MISSION4X3或MISSION6X5
2、双机双泵水泥车（GJC70-30）
底盘车：
肯沃斯K500、沃尔沃、德国曼
底盘发动机按照底车配套
台上发动机：
康明斯、底特律
台上变速箱：
阿里逊HD4700OFS
柱塞泵：
进口泵HD500、SPM600（S）、江汉四机国产泵STP600（s）、江汉四机塞瓦仿哈里伯顿TPH400
主要技术参数
2.4水平井射孔
指利用射孔器将射孔弹发射出去，把套管和井壁周围岩层打破，使井筒与资源层相通。
长井段多簇射孔：
射孔段长100-300m，每段4-12簇，每簇间隔20-30m
涉及专用设备：
射孔器
射孔器的销售与射孔长度直接相关，一般每米2000元左右，水平井单井射孔距离200~400米。
固井示意图水平井射孔
2.5辅助材料-钻
升级会员 