页岩气开发现状及开采技术分析

1. 页岩气开发现状及开采技术分析

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2
(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 102249 2.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气，但是页岩气藏储层结构复杂，多为低孔、低渗型，开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状，分析了页岩气成藏机理以及开发特点，重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术，包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。
关键词: 页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术
作者简介: 史进，1983 年生，男，汉族，山东淄博人，中国石油大学 ( 北京) 石油天然气工程学院博士生，主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E mail: shijin886@163. com，电话: 18901289094。
Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas
SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun
( 1. Petroleum engineering institute，China University of Petroleum，Beijing 102249， 2. China United Coalbed Methane Co. ，Ltd. ，Beijing 100011，China)
Abstract: The shale gas is a kind of non conventional with giant amount of reserves，but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability ，so it needs advanced technology. This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad，analyses the gas generation and development characteristic of shale gas，mainly introduces gas exploration and development of technology，including reservoir e- valuation technology，horizontal well stimulation techniques，completion technology as well as fracturing tech- niques. At last，the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.
 Keywords: Shale gas; development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.
1 前言
地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同 ( 图1) ，随着全球能源的需求量增大，页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集［1］。世界页岩气资源很丰富，但尚未得到广泛勘探开发，根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来，页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同，所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状
2.1 国外页岩气开发情况
国外的页岩气开发以美国为主，美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年，钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩［2］，井深仅8.2m。19世纪80年代，美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场，在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末，因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起，页岩气研究受到高度重视，当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来，页岩气勘探开发技术不断提高，并得到了广泛应用。同时加密的井网部署，使页岩气的采收率提高了20%，年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3，约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口，页岩气年产量450×108m3，约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测，2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。
美国的页岩气能够得到快速发展，技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂，这样降低了成本，减少对地层的伤害，但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井，长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段，甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然，这也离不开国家政策的支持，20世纪70年代末，美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策，而得克萨斯州自20世纪90年代初以来，对页岩气的开发不收生产税。
除了美国，加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家，其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地，横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外，Willislon盆地也是潜在的气源盆地，上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测，在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

图2 美国的页岩气资源分布

2.2 中国页岩气开发现状
2009年以前，我国的页岩气开发以勘探为主，2009年12月，才正式启动页岩气钻井开发项目［3］。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15～30)×1012m3，中值23.5×1012m3，与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年，我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿～300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北东北及青藏等4个页岩气大区。其中，南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。
我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区［4］，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区，中新生代发育众多陆相湖盆，泥页岩地层广泛发育，页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。
3 页岩气开发特点分析
3.1 页岩气成藏机理
页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征，但又与这两者有显著的区别(表1)，显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中，赋存方式和成藏类型的改变，使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程，吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化，岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。
表1 页岩气与其他天然气资源对比分析


3.2 页岩气开发特点
页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征，气流的阻力比常规天然气大。因此，页岩气采收率比常规天然气低［5］。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上，而页岩气仅为5%～40%。但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，页岩气井能够长期以稳定的速率产气，一般开采寿命为30～50年，美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示，Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。
页岩气中气体主要分为吸附态和游离态，和煤层气相似，但页岩气中的吸附气的比例较低，有的只有30%左右［6］，裂缝中的水很少，主要为游离态的压缩气，页岩气的生产可以分为两个过程，第一个过程是压力降到临界解吸压力以前，产出的只有游离态的气体，它的生成基本与低渗透天然气无异，这个过程也是页岩气地层压力降低的过程，第二个过程是压力降到临界解吸压力以后，这时基质中的气体开始解吸出来，与裂缝中的气体一起被采出，所以产气量会达到一个峰值，如图3所示，但是由于吸附气占的比例并不大，所以产气量又很快下降，最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气，因为和煤层气不同的是，采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术
页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面，其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。
4.1 储层评价技术
页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据，包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征［7］。单独的GR不能很好地识别出粘土，干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分析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，以此得到页岩含气量。
4.2 水平井钻井技术
页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多，并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多的流入井筒，因此开采可使用水平钻井技术，并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说，水平段越长，最终采收率就越高。
水平井的成本比较高，但其经济效益也比较高，页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例，水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中，水平井位与井眼方位一般选在有机质富集，热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。
4.3 完井技术
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。组合式桥塞完井是在套管井中，用组合式桥塞分隔各段［8］，分别进行射孔或压裂，这是页岩气水平井最常用的完井方法，但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞，也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理，从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石，达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业，免去下封隔器或桥塞，缩短完井时间。
4.4 压裂技术
据统计，完井后只有5%的井具有工业气流，55%的井初始无阻流量没有工业价值，40%的井初期裸眼测试无天然气流，这是因为页岩气埋深大，渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采，因此页岩气压裂技术，主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。
4.4.1 水平井分段压裂技术
在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本。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。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223［9］井经过7段水力压裂措施改造后，增产效果显著，页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用，使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

4.4.2 重复压裂
当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加30%，是一种低成本增产方法，压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期，这是因为重复压裂可以发生再取向(图5)，在原有裂缝的基础上，还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实［10］，重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)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。

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂
同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施，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。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，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。
4.4.4 裂缝综合监测技术
页岩气井压裂后，地下裂缝极其复杂，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。
利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，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［11］。该技术有以下优点:①测量快速，方便现场应用;②实时确定微地震事件的位置;③确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;④具有噪音过滤能力。
作为目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年，美国Chesapeake［12］能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了NewarkEast气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价。
5 中国页岩气开发亟需解决的问题
5.1 地质控制条件评价
我国页岩气勘探才刚刚起步，尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对，但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别，如四川盆地的页岩气层埋深比美国大，美国的页岩气层深度在800～2600m，四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式，系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。
5.2 战略选区
作为可商业规模化开采的页岩气，战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作，除了地质控制因素的考虑，还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%～2.5%之间、埋深介于200～3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩，重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。
5.3 技术适应性试验
美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果，还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术，使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。
5.4 环保因素的考虑
对Barnett页岩开采地区的研究表明，钻井和压裂需要大量的水资源，2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水，2007年这一用量增长了10倍多，约60%～80%的水会返回地面，其中含有大量的化学物质或放射性元素，会造成水污染，因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。
6 结论
(1)美国页岩气的高速发展表明，除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外，主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用，使页岩开发领域在纵向和横向上延伸，单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位，能够改善储层渗流能力，延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状，有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况，实现气藏管理的最佳化。
(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑，从而推动中国页岩气产业的快速发展。
参考文献
［1］张金川，薛会，张德明等.2003.页岩气及其成藏机理.现代地质，17(4):466
［2］ Carlson E S. Characterization of Devonian Shale Gas Reservoirs Using Coordinated Single Well Analytical Models: pro- ceedings of the SPE Eastern Regional Meeting，Charleston，West Virginia，［C］ . 1994 Copyright 1994，Society of Petroleum En- gineers，Inc. ，1994
［3］ 陈波，兰正凯 . 2009. 上扬子地区下寒武统页岩气资源潜力，中国石油勘探，3: 1 ～ 15
［4］ 张金川，金之钧，袁明生 . 2004. 页岩气成藏机理和分布 . 天然气工业，24 ( 7) : 15 ～ 18
［5］ Shaw J C，Reynolds M M，Burke L H. 2006. Shale Gas Production Potential and Technical Challenges in Western Cana- da: proceedings of the Canadian International Petroleum Conference，Calgary，Alberta，［C］
［6］ Javadpour F，Fisher D，Unsworth M. 2007. Nanoscale Gas Flow in Shale Gas Sediments ［J］，46 ( 10)
［7］ Bustin A M M，Bustin R M，Cui X. 2008. Importance of Fabric on the Production of Gas Shales: proceedings of the SPE Unconventional Reservoirs Conference，Keystone，Colorado，USA，［C］ . Society of Petroleum Engineers
［8］ Cipolla C L，Warpinski N R，Mayerhofer M J et al. 2008. The Relationship Between Fracture Complexity，Reservoir Properties，and Fracture Treatment Design: proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colo- rado，USA，［C］ . Society of Petroleum Engineers
［9］ 钱伯章，朱建芳 . 2010. 页岩气开发的现状与前景 . 天然气技术，4 ( 2) : 11 ～ 13
［10］ Lewis A M，Hughes RG. 2008. Production Data Analysis of Shale Gas Reservoirs: proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，Denver，Colorado，USA，［C］ . Society of Petroleum Engineers
［11］ Mayerhofer M J，Lolon E，Warpinski N R et al. 2008. What is Stimulated Rock Volume: proceedings of the SPE Shale Gas Production Conference，Fort Worth，Texas，USA，［C］ . Society of Petroleum Engineers
［12］ Arthur J D，Bohm B K，Cornue D. 2009. Environmental Considerations of Modern Shale Gas Development: proceed- ings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition，New Orleans，Louisiana，［C］ . Society of Petroleum Engineers

2. 页岩气开发现状及开采技术分析

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2
作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:shijin886@163.com,电话:18901289094。
(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。
关键词:页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术
Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas
SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun
(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)
Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.
Keywords: Shale gas;development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.
1 前言
地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1]。世界页岩气资源很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状
2.1 国外页岩气开发情况
国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的采收率提高了20%,年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。
美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。
除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。
2.2 中国页岩气开发现状
2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。
我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。
3 页岩气开发特点分析
3.1 页岩气成藏机理
页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

图2 美国的页岩气资源分布

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析


3.2 页岩气开发特点
页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但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,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。
页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术
页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。
4.1 储层评价技术
页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析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,以此得到页岩含气量。
4.2 水平井钻井技术
页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开采可使用水平钻井技术,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终采收率就越高。
水平井的成本比较高,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。
4.3 完井技术
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。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间。
4.4 压裂技术
据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。
4.4.1 水平井分段压裂技术
在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。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。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。
4.4.2 重复压裂
当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%~10%,可采储量增加30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)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。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图


图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂
同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,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。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,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。
4.4.4 裂缝综合监测技术
页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,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。
利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术,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[11]。该技术有以下优点:(1)测量快速,方便现场应用;(2)实时确定微地震事件的位置;(3)确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;(4)具有噪音过滤能力。
作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年,美国Chesapeake[12]能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上,准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性,改善了对压裂效果的评价。
5 中国页岩气开发亟需解决的问题
5.1 地质控制条件评价
我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。
5.2 战略选区
作为可商业规模化开采的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。
5.3 技术适应性试验
美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。
5.4 环保因素的考虑
对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。
6 结论
(1)美国页岩气的高速发展表明,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸,单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况,实现气藏管理的最佳化。
(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。
参考文献
[1] 张金川, 薛会, 张德明等.2003. 页岩气及其成藏机理.现代地质, 17 (4): 466
[2] Carlson E S.Characterization of Devonian Shale Gas Reservoirs Using Coordinated Single Well Analytical Models: pro- ceedings of the SPE Eastern Regional Meeting,Charleston,West Virginia,[C] .1994 Copyright 1994,Society of Petroleum En- gineers, Inc., 1994
[3] 陈波, 兰正凯.2009.上扬子地区下寒武统页岩气资源潜力, 中国石油勘探, 3: 1～15
[4] 张金川, 金之钧, 袁明生.2004. 页岩气成藏机理和分布.天然气工业, 24 (7): 15～18
[5] Shaw J C,Reynolds M M,Burke L H.2006.Shale Gas Production Potential and Technical Challenges in Western Cana- da: proceedings of the Canadian International Petroleum Conference,Calgary,Alberta,[C]
[6] Javadpour F, Fisher D, Unsworth M.2007.Nanoscale Gas Flow in Shale Gas Sediments [J], 46 (10)
[7] Bustin A M M,Bustin R M,Cui X.2008.Importance of Fabric on the Production of Gas Shales: proceedings of the SPE Unconventional Reservoirs Conference, Keystone, Colorado, USA,[C] .Society of Petroleum Engineers
[8] Cipolla C L, Warpinski N R, Mayerhofer M J et al.2008.The Relationship Between Fracture Complexity, Reservoir Properties, and Fracture Treatment Design: proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colo- rado, USA,[C].Society of Petroleum Engineers
[9] 钱伯章, 朱建芳.2010. 页岩气开发的现状与前景.天然气技术, 4 (2): 11～13
[10] Lewis A M, Hughes RG.2008.Production Data Analysis of Shale Gas Reservoirs: proceedings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, Denver, Colorado, USA,[C] .Society of Petroleum Engineers
[11] Mayerhofer M J,Lolon E,Warpinski N R et al.2008.What is Stimulated Rock Volume: proceedings of the SPE Shale Gas Production Conference, Fort Worth, Texas, USA,[C] .Society of Petroleum Engineers
[12] Arthur J D, Bohm B K, Cornue D.2009.Environmental Considerations of Modern Shale Gas Development: proceed- ings of the SPE Annual Technical Conference and Exhibition, New Orleans, Louisiana,[C] .Society of Petroleum Engineers

3. 页岩气的开发利用

 受美国页岩气成功开发影响，全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。随着水力压裂技术日臻成熟，美国兴起了页岩气开发热潮。成功开采页岩气使美国跃居全球第一产气大国，随着技术的进步及探明储量的持续增加，未来页岩气开采将进入爆发式增长期，并带动美国的天然气生产进入“黄金时代”。数据显示，在2000年，页岩气产量不足美国天然气供应的1%，而今天已经占到30%，而且份额还在上升。得益于页岩气的大规模开发，2009年，美国取代俄罗斯成为世界第一大天然气生产国，占世界天然气总产量份额达到20%。2012年，美国天然气销售量更达到7160亿立方米，比2006年增加30%。受美国页岩气成功开发影响，全球页岩气勘探开发呈快速发展态势。墨西哥计划未来2年投资20亿美元开发页岩气。已有40多家跨国石油公司在欧洲寻找页岩气，埃克森美孚公司已开始在德国进行钻探，雪佛龙公司和康菲石油公司开始在波兰进行勘探，奥地利OMV公司在维也纳附近测试地质构造，壳牌公司将页岩气勘探目标锁定在瑞典。能源供应大国俄罗斯尽管具有超大规模的常规天然气储量，但也还是做好了开采页岩气的准备。印度尼西亚等亚洲国家以及非洲的南非等都不同程度地进行着页岩气的发展规划。页岩气成为新宠，不仅深刻影响天然气市场格局，而且开始改变美国一些高能耗的重化工业的命运。由于能源成本下降明显，美国的化工、制造业出现“回流”现象，产业竞争力有所提升。在我国，根据《页岩气发展规划（2011-2015年）》，“十二五”期间，我国将完成探明页岩气地质储量6000亿立方米，可采储量2000亿立方米，实现2015年页岩气产量65亿立方米，2020年力争达到页岩气年开采量为600亿至1000亿立方米。如果这一目标得以实现，我国天然气自给率有望提升到60%至70%，并使天然气在我国一次能源消耗中的占比提升至8%左右。这将有助于扭转我国过度依赖煤炭的能源结构，并减少能源对外依存度。 页岩气开采技术，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术及最新的同步压裂技术，这些技术正不断提高着页岩气井的产量。正是这些先进技术的成功应用，促进了美国页岩气开发的快速发展。如果能引进这些先进技术，将为中国页岩气开发助一臂之力。中国页岩气开发技术不断进步：一个是钻井技术，3500米的页岩气井、2000米的水平钻最快45天就完成。二是分钻压裂技术已经完全掌握并基本实现了国产化。  虽然有吸附与游离相天然气的同时存在，但页岩气的开发并不需要排水降压。由于页岩中游离相天然气的采出，能够自然达到压力降低的目的，从而导吸附相及少量溶解相天然气的游离化，达到进一步提高天然气产能并实现长期稳产之目的。由于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均直接影响着页岩气井的经济效益。有专家提到根缘气，J.A.Masters (1979）提出了深盆气（Deep bagas)思想，建立了气水倒置的模式，描述了天然气勘探开发的广阔前景。由于识别难度大，P. R. Rose等（1986）提出了盆地中心气（Basin-centergas)，B．E．Law等人研究思路将该类气藏的识别方法从“区域气水倒置”改进为“没有边水”，从而简化了繁琐的识别过程并在很大程度上提前了对该类气藏的识别时间。由于对“无边底水的确定仍然较多的钻井地质资料故仍然不是最佳的解决方案。经过实验研究，将根缘气确定为致密砂岩中与气源岩直接相连的天然气聚集，并强调其中的砂岩底部含气特点。由于紧邻气源岩（根）天然气与地层水在运移动力上形成直接传递的连续介质，故被视之为根缘气。该类气藏主体形成于砂岩普遍致密化后，大致对应于煤系及暗色泥岩的热解及石油的裂解生气阶段，故一般的埋藏深度相对较大。根缘气研究方法基于天然气成藏动力学原理，将气藏识别技术推进到单井剖面即是否出现并发育砂岩底部含气特征（与常规圈闭中的砂岩顶部含气模式和特点完全不同），在野猫井（而不是预探井甚至开发井）上即可对气藏类型进行最早期的快速识别。只砂岩底部含气就能够说明天然气在成藏动力上的连续性，并进一步阐述天然气成藏的机理特点，从而确定天然气的聚集机理类型，即深盆气、盆地中心气、缘气甚至向斜含气或满盆气等的存在，确定天然气的成藏、富集及分布特点将气藏类型识别的时间向前延伸至勘探限为后续勘探思路最大限度的时间。 页岩气改变了美国的能源结构，也带来一系列潜在的问题，比如水资源的耗费和污染《国际先驱导报》记者阳建发自华盛顿 美国是页岩气开发最早、最成功的国家，由于储量丰富、开发技术先进，美国的页岩油气资源开发已渐成规模，2011年其页岩气产量达到1800亿立方米，占美国天然气总产量的34%。曾有专家预测，有了页岩气的补充，美国的天然气足够使用100年。不过，虽然页岩气减少了美国的对外能源依赖，对于大规模开发页岩气，美国国内仍然存在诸多争议。 页岩开发助美成油气大国美国非常规能源储备十分丰富，根据美国能源情报署的数据，在美国可开采的天然气储量中，页岩气、致密型砂岩气和煤层气等非常规能源天然气储量占到60%。美国石油协会公布的数据显示，算上页岩天然气资源，美国达到开采标准的油气资源居世界首位，比沙特阿拉伯多24%。自上世纪90年代以来，在国内政策、技术进步等支持下，美国率先在全球勘探和开发页岩气等非常规能源。之后，美国在水压破裂和水平钻井技术方面的进步，解决了从页岩中开采油气的技术和成本挑战，美国页岩气开发逐渐形成规模。2000年，美国页岩石油每天开采仅20万桶，仅占美国国内总开采量的3%，而2012年每天开采100万桶。美国页岩气产量也从2000年的122亿立方米暴增至2010年的1378亿立方米。美国剑桥能源咨询公司预计，到2020年底美国每天可产出300万桶页岩石油，超过2012年原油产量的一半。美国PFC能源咨询公司的数据显示，到2020年，页岩油气资源将占美国油气产出约三分之一，届时美国将是全球最大的油气生产国，超过俄罗斯和沙特阿拉伯。 因浪费水、易污染遭抵制页岩气的开发改变了美国的能源结构。过去数十年来，煤电一直是美国电力的主要来源，2003年占比仍达53%。但随着页岩天然气的开发，市场上出现了大量廉价天然气，造成很多煤电厂关停，天然气发电厂兴起。2011年前9个月，煤电比例降至43%，而天然气发电比例则从2003年的不足17%升至25%左右。 不过，页岩气也引发了一系列潜在的问题。首先是消耗大量水资源且不可回收。页岩天然气开采所使用的水压破裂技术需要消耗大量水资源，由此油气开发商开始抢占农业用水，甚至会挤占市政用水。据介绍，灌溉640英亩（约合2.6平方公里）干旱土地需要4.07亿加仑（约合15.4亿升）水，可收获价值20万美元的玉米，等量的水如果用于水压破裂技术钻井，可获得价值25亿美元的石油。由于钻井所使用的水注入页岩层，比地下蓄水层要深得多，主要被岩石吸收，不能再回收利用。开发页岩气还容易造成环境污染。页岩油气开采在钻井过程中要经过蓄水层，钻井使用的化学添加剂会对地下水形成污染威胁。主要输送从油砂中提炼的重油的“Keystone”管道在2010年5月就曾发生两次重大泄漏事故，造成严重污染和生态破坏。正是因为存在诸多隐患，美国环保团体和农牧业团体强烈反对非常规油气资源开发，奥巴马政府也推迟决定“Keystone”管道延长线项目的实施。

4. 页岩气发展规划（2011—2015年）的介绍

为加快我国页岩气发展步伐，规范和引导“十二五”期间页岩气开发利用，2012年3月13日，国家发展改革委、财政部、国土资源部、国家能源局以发改能源〔2012〕612号印发《页岩气发展规划（2011—2015年）》。该《规划》分前言、规划基础和背景、指导方针和目标、重点任务、规划实施、社会效益与环保评估6部分。《规划》提出的总体目标是：到2015 年，基本完成全国页岩气资源潜力调查与评价，掌握页岩气资源潜力与分布，优选一批页岩气远景区和有利目标区，建成一批页岩气勘探开发区，初步实现规模化生产。

5. 页岩气发展规划（2011—2015年）的效益与环保

 页岩气的开发对推动我国科技进步、带动经济发展、改善能源结构和保障能源安全具有重要的意义。1、推动油气勘探理论创新和技术进步。页岩气成藏理论突破了传统地质学关于油气成藏的认识，有利于开拓页岩油等非常规油气资源勘探的思路。水平井钻井、分段压裂、同步压裂、微地震监测和批量工厂化生产等相应的开发技术也可应用到其他非常规油气的勘探开发。2、促进改善能源结构。实现页岩气产业化开发，有利于增加天然气供给，缓解我国天然气供需矛盾，改善能源结构，降低温室气体排放，提高我国天然气对外谈判的话语权和影响力。3、带动基础设施建设。我国部分页岩气勘探开发区交通不便，管网欠发达。开发这些地区的页岩气资源，对改善当地基础设施建设，促进天然气管网、液化天然气（LNG）、压缩天然气（CNG）等发展具有重要意义。4、拉动国民经济发展。作为一项重大能源基础产业，页岩气开发利用可以拉动钢铁、水泥、化工、装备制造、工程建设等相关行业和领域的发展，增加就业和税收，促进地方经济乃至国民经济的可持续发展。 1、开发利用页岩气有利于减少二氧化碳排放，保护生态环境。按页岩气的年产量65 亿立方米计算，与煤炭相比，如果用于发电，可减少二氧化碳年排放约1400 万吨、二氧化硫排放约11.5 万吨、氮氧化合物排放约4.3 万吨和烟尘排放约5.8 万吨。2、页岩气开发环境保护措施。页岩气开采工艺与常规气大部分相同，可能产生的环境和生态破坏与常规气基本相同。在页岩气开发各个环节采取有针对性的措施，可有效减少或杜绝可能产生的各种环境问题。一是工厂化作业减少地表植被破坏。页岩气开发多采用丛式水平井群，一个井场可以向不同方向钻多口水平井，大大减少了井场数量，较好地解决了占地多和地表植被破坏多的问题。二是压裂液循环利用减少用水量。页岩气压裂用水量比生产同等能量的煤和燃料乙醇要少得多。且出于成本考虑，页岩气压裂液须多口井循环重复利用，客观上节约大量用水。三是严格钻完井规程杜绝污染地下水。页岩气井钻井液为天然气人工合成的油基泥浆，短时间内可自然降解；压裂液主要成份是水和砂，不足0.5%的添加剂体系中绝大部分都是日常生活中常见的无毒无害物质。另外，页岩气层比地下饮用水层深很多，且中间夹有多层不可渗透岩层，压裂液污染地下水的可能性很小。如严格执行钻完井操作规程，保证套管和固井质量，可彻底杜绝水层污染。目前，全球尚未发生开采页岩气导致重大地下水污染的事件。四是加强环保监测实现压裂液无污染排放。压裂开采石油天然气已有60 年历史，压裂液成份和排放标准均有严格法规要求。通过加强日常生产中的环保监测检查，保证压裂液无害排放，防止土壤和地表水污染。

6. 页岩气开采技术的关于川渝地区页岩气开发的建议

5．1川渝地区页岩气资源潜力　　1侏罗系页岩气资源潜力1113侏罗系中统和下统是四川盆地内暗色页岩发育的主要层系湖盆中心暗色页岩厚度最大其西侧附近的暗色页岩平均厚度45m南充至重庆一线的东北部暗色页岩有效厚度50m以上最大厚度达379m四川盆地东部地区暗色页岩有效厚度平均为142m川北地区暗色页岩有效厚度平均为96m川中地区暗色页岩有效厚度平均为45m生油量127．05×108t生气量8×1012m3川西地区侏罗系红层中所夹的暗色页岩厚度为47．5m114m钻探中还发现沥青生气量为5．6118．26×1012m3　　2二叠系页岩气资源潜力14二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩即大隆组烃源岩四川盆地北部分布有4个大型海槽城口―鄂西海槽开江―梁平海槽广元―旺苍海槽和松潘―甘孜海槽此前的钻探已表明前三个海槽地区均有大隆组暗色页岩广泛分布大隆组暗色页岩的厚度有从西向东变薄的趋势广元―旺苍海槽区14口井钻遇大隆组地层厚度平均32．34m开江―梁平海槽7口井钻遇大隆组地层厚度平均22．86m城口―鄂西海槽区6口井钻遇大隆组地层厚度平均15．67m大隆组暗色页岩分布面积很大如开江―梁平海槽相区内分布的面积约2．5×104km2　　3志留系页岩气资源潜力志留系是我国南方地区的重要烃源岩特别是志留系下统地层是四川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源尤其为盆地东部地区石炭系云岩气藏集中存在发挥了重要的作用川南地区志留系下统页岩气资源很丰富中石油于2006年的资源调查成果丰硕威远地区的筇竹寺组和泸州地区的龙马溪组暗色页岩均有页岩气成藏的地质条件威远阳高寺和九奎山区域158口井前期钻井资料复查普遍有气显示威5井筇竹寺组暗色页岩井段钻井显示气浸和井喷在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得天然气产量2．46×104m3d泸州地区龙马溪组暗色页岩地层几口井资料复查也有不同级别的气显示威远和泸州两地区的两套暗色页岩地层页岩气资源初步评估就多达6．88．4×1012m3相当于四川盆地内的常规天然气资源总量　　5．2开发建议　　当前我国页岩气资源勘探开发尚处于初级阶段急需完成以下几个方面的工作　　1页岩气地质条件具有复杂性和特殊性非常规油气藏成藏条件复杂储层致密非均质性强属于低渗透储层渗透率极低而目前对川渝地区的页岩储层特征缺乏系统认识尚有待于全面而系统地勘探开发和评价建议借鉴国外技术手段对比川渝地区的储层和国外页岩气储层寻找页岩气富集区带和有利开发区　　2页岩气储层的钻完井技术包括直井和水平井以目前国内技术完全可以实现为了提高固井质量建议在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术目前国内从页岩气井的钻探到储层改造均已具备了一定的技术基础但还未投入实践需要开展试验性的工作进行验证并从中摸索经验在开发初期可以先选择较浅深度2000m左右的页岩储层钻直井进行试验了解目的层特性获得钻井压裂和投产经验获取一定数据资料和施工经验后再向深井深度3000m4000m和水平井发展先期水平井压裂试验应在单支水平井中进行积累一定成功经验后再试验同步压裂等技术7　　3储层改造技术方面建议借鉴国外经验在产层初期改造时可采用水力压裂工艺对于水平井可采用较为成熟的分段水力喷射射孔压裂技术此外对水力压裂效果监测可尝试微地震监测技术根据四川志留系龙马溪组页岩样品矿物分析结果其中方解石平均含量为16．6%白云石平均含量为14．2%因此可以考虑通过酸压来提高储层渗透率但必须经过实验室分析测试后才能决定是否采用该工艺以及采用何种酸液体系建议在水平井水力压裂方面开发或引进类似DeltaStim技术的用于水平裸眼井段的增产滑套完井和多级压裂技术7　　4根据川渝地区页岩储层的特点开发适合压裂施工所需的工作液体系

7. 页岩气发展规划（2011—2015年）的基本信息

国家发展改革委 财政部 国土资源部国家能源局关于印发页岩气发展规划（2011-2015年）的通知发改能源〔2012〕612号各省、自治区、直辖市及计划单列市发展改革委、财政厅、国土资源厅、能源局，有关企业：为加快我国页岩气发展步伐，规范和引导“十二五”期间页岩气开发利用，我们研究制定了《页岩气发展规划（2011-2015年）》，现印发你们，请按照执行。附件：页岩气发展规划（2011-2015年）国家发展改革委　财政部　国土资源部　国家能源局二〇一二年三月十三日页岩气发展规划（2011-2015 年）