页岩气开发关键技术
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发布时间：2022-04-20 09:01
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时间：2023-07-10 02:43
一、地质综合评价技术
页岩气地质评价的目的是优选有利富集区。除常规的地质调查、地球物理勘探、参数井钻探和分析测试等手段外，核心是获取页岩的埋深、厚度、岩石结构、矿物成分、岩石物性、有机地球化学、地球物理、钻井、压裂改造等关键参数，编制基础图件，根据区域地质特点，确定各项地质评价标准，综合判别评价优选富集区(Michael Burnaman， et al.，2009)。
图5-15 美国产气页岩矿物组成直方图
二、储层评价技术
储层评价是定性和定量描述页岩储层的空间展布特征，模拟页岩内气体的赋存及产出状态。评价流程包括5个主要步骤(蒋裕强等，2009):①对关键井开展岩心物性、地化基本参数、岩石矿物组成等分析;②开展现场岩心解吸气测试，计算等温吸附曲线，获取理论上页岩的吸附能力，确定含气饱和程度，计算吸附气含量;③利用岩心数据刻度测井曲线，通过岩心-测井对比，建立解释模型，获取含气饱和度、含水饱和度、含油饱和度、孔隙度、有机质丰度、岩石类型等参数;④结合沉积相、岩石组合特征以及测井解释成果确定含气页岩边界;⑤利用三维地震资料和各种参数，如原始地质储量、矿物组成、流体饱和度、吸附气和游离气相对比例、埋藏深度、温度和压力等，开展经济评价，优选勘探目标，确定“甜点”分布规模。
三、实验分析技术
地球化学分析:岩心和岩屑样品TOC含量;岩心及岩屑Rock-Eval热解分析:S1、S2、HI、Tmax测定;岩心及岩屑镜质体反射率Ro测定;气体样品的组分、碳同位素分析。
含气量测试:将所取页岩岩样密闭保存于金属解析罐内，利用水浴加热至储层温度，对岩心进行页岩总含气量测试(John， et al.，1977;Matthias Block，2006)。
等温吸附测试:等温吸附试验测试是模拟页岩吸附气体的能力。首先，将页岩岩样压碎、加热，排除已吸附的天然气，求取Langmuir参数;随后，将碎样置于密封容器内，在不同的温压条件下，测取页岩吸附甲烷的量，将结果与Langmuir方程拟合，建立页岩实际PVT关系下的等温吸附曲线(Ingemar Wadso， et al.，2001)。等温吸附曲线主要作用是:评价页岩吸附能力;评价游离气含量;确定临界解析压力。
微观孔隙评价:对页岩薄片进行氩离子抛光后，观察纳米级孔隙结构，确定孔隙度(Sebastian Storck， et al.，1998)。
渗透率测试:页岩的渗透率极低，常规方法无法进行测试，一般采用脉冲降压法和GRI法，测试速度快(Christopher， et al.，2009)，测试的最小渗透率可达10-9×10-3μm2。
四、测井评价技术
与普通页岩相比，含气页岩有机质富集，含气量高，粘土及有机质的存在降低了地层体积密度。因此，含气页岩的测井曲线响应具有高伽马、高电阻、高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低光电效应“四高两低”的特征(图5-16)。
页岩气测井评价中常用的测井系列包括伽马测井、电阻率测井、自然伽马能谱测井、密度测井、声波测井及中子测井、地球化学测井以及成像测井等(表5-9)。依靠测井技术和建立的测井评价标准，可以获取有效页岩厚度、含气层厚度、有机质丰度和成熟度、基质孔隙度和渗透率、裂缝、含气量、页岩气层开采潜力等重要参数。
表5-9 页岩气评价常用测井系列
图5-16 含气页岩测井响应特征
五、资源评价技术
页岩气资源评价既要考虑地质因素的不确定性，也要考虑技术、经济上的不确定性。根据勘探开发阶段的不同，可分别采用成因法、类比法和统计法评价。目前常采用的方法有类比法、FORSPAN法、单井(动态)储量估算法、容积法等。
FORSPAN模型适合于对已开发单元的原始剩余资源潜力的预测(董大忠等，2009)。该方法以连续型气藏的每一个含油气单元为评价对象，以概率的形式对每个目标单元未开发的原始资源量进行预测。涉及的基本评价参数包括评价目标特征(分布范围)、评价单元特征(单元大小、已开发和未开发单元数量、成功率等)、地质地球化学参数、热成熟度和勘探开发历史数据等。
容积法是常用的评价方法。容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机体和粘土颗粒表面吸附气的体积总和。
资源丰度类比法常用于勘探开发程度较低的地区。首先确定评价区页岩展布面积、有效页岩厚度;其次根据吸附气含量、地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩构造、沉积演化等地质条件分析，与已知含气页岩类比，按地质条件相似程度，计算评价区储量丰度(资源丰度或单储系数)。
六、核心区评价技术
富有机质页岩具有普遍含气性，实现页岩气商业性勘探开发的关键是寻找页岩气富集区，尤其是开发核心区的地质评价与选择。根据北美的勘探开发经验，页岩气富集高产区的地质评价标准为:
(1)总有机碳含量＞2%(非残余有机碳);
(2)石英等脆性矿物＞40%，粘土＜30%，页岩脆度＞40%;
(3)暗色富有机质页岩成熟度＞1.1%;
(4)充气孔隙度＞2%，渗透率＞0.0001×10-3μm2;
(5)有效暗色富有机页岩厚度大于30～50m。
页岩气地质选区评价过程可划分为:①区域沉积背景与老资料重新分析，落实黑色页岩的发育与展布特征，预测有利远景区带;②页岩气形成与富集特征分析，开展了页岩气资源潜力预测，评价和优选页岩气有利勘探开发区块;③页岩气勘探开发条件评价，包括地表条件、天然气管网条件等，落实有利勘探开发目标;④确定页岩气核心区(资源高度富集区)、延展(扩展)区(资源中度富集区)和外围区(资源低富集区);⑤页岩气勘探开发先导试验区评价与优选，进一步提出勘探开发部署建议。
核心区为页岩气资源丰度最富集区，表5-10表明，Barnett页岩气核心区产量＞2×104m3/d，比扩展区产量高出60%，是外围区的3倍。
表5-10 Barnett页岩气核心区地质特征简表
七、水平井钻井技术
2002年以后，水平井的大量应用推动了美国页岩气的快速发展。目前几乎所有的页岩气都采用水平井开发，钻井方向均垂直于最大水平主应力方向。水平井钻井过程中，常采用欠平衡、空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等关键技术。在同一井场利用滑移井架钻多口水平井。与直井相比，水平井的技术优势在于:①成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终可采储量是直井的3～4倍;②水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，明显改善储层流体的流动状况和增加泄流面积;③减少地面设施，开采延伸范围大，受地面不利条件干扰少。
八、页岩储层压裂技术
Barnett页岩开发历史实践证实，该页岩开发之初钻井“无渗透率”，后来认识到“孔隙度”是储气机制，可以通过储层体积改造进行人造渗透率，改变了页岩气的开发规则。页岩储层压裂改造技术大幅提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定性作用。页岩气储层压裂改造技术主要有泡沫压裂、水力压裂(包括重复压裂、多级连续*压裂、滑套完井、水力喷射压裂、N2与CO2及液化油气等无水压裂)。
20世纪70年代，美国页岩气开发采用裸眼完井、*油爆炸增产技术;80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂技术，使页岩气产量提高了3～4倍，但成本很高。90年代后，随着凝胶压裂及水力压裂等新技术的应用，页岩气产量及储量剧增。目前，最为常用的技术是水平井多级压裂技术、多井同步压裂技术(图5-17)。利用含有减阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水力压裂液，支撑剂较凝胶压裂减少90%，可以节约成本50%～60%，完井成本下降65%，并能提高采收率20% ，已成为美国页岩气生产中最主要的增产措施。
图5-17 页岩气水平井压裂现场与模式图
页岩气井生产的一个重要特征是可以进行多次重复压裂。一般初次压裂后，随着时间的推移与压力释放，原来由支撑剂保持的敞开裂缝逐渐闭合，产量大幅下降。通过重复压裂可以恢复产量，二次压裂后产量可以接近甚至超过初次压裂时的产量。初次完井后估算的采收率一般为10%左右，重复压裂后采收率可提高8%～10%，可采储量增加60%。
九、微地震监测技术
微地震监测技术是监测储层压裂改造效果的重要技术。监控压裂实施过程中的裂缝展布，实时进行压裂控制，改善压裂效果。在储层压裂改造过程中，在邻区或邻井中放入检波器，采集裂缝产生时形成的地震波信号，经过处理解释，了解裂缝产生的方向、延伸的长度等，以达到监测压裂效果的目的。
十、经济评价技术
非常规天然气资源的经济性开发，占主导地位的是储量规模、天然气价格、地面管网设施、关键开发技术等。美国已建立了页岩气经济评价方法，其中较为重要的评价方法为随机的、完整的商业价值链模型。在页岩气经济评价中，钻井与储层改造成本所占比重较大，但随着技术改进，呈逐年下降趋势。资料表明，美国Haynesville、Marcellus和Barnett页岩气开发成本构成中，储层改造和钻井费用所占比例相当，占总成本的80%以上，且在不断降低。
在页岩气层的井距方面，最优化方案仍未解决(Montgomery， et al.，2005)。最常用的设计是每个截面钻探两个762m支线，间距402m(0.32km2/井)，目前，0.32km2/井间距可提供15%～20%的可采储量，0.16km2/井间距会增加10%～20%的可采储量，但会降低每口井的增量储量。正在实验与测试井距为0.08km2/井的气井，可将整体天然气可采储量提高至超过天然气地质储量的50%。
