SPE 133456 页岩气开发30年的经验

SPE 133456 （2010-9）
页岩气压裂30年的经验
前言
本次研究的基本认识：
(1) 每一块页岩都是独一无二的，没有两块页岩是相似的。

在平面和纵向上页岩存在一种变化的趋势，甚至在同一井筒内都存在差异。

(2) 认识和预测页岩井产能需要收集和识别页岩关键参数，从而优化完井和措施设计。

(3) 世上没有一种普适和最优的页岩井措施设计。

页岩气完井文献更新很快，前期页岩气研究有助于我们理解全球范围内页岩开发中的许多现象，部分页岩气开发经验仍掌握少数公司手中，并以之作为一种竞争优势。

然而，许多实际进展都在文献中进行了报导。

本次研究参阅了350篇文献资料，从中选出250篇进行研究，如SPE、AAPG、咨询公司报告、政府报告等，60%以上都是近3年的研究，认识更新很快。

希望通过这项工作使技术进一步发展和优化。

在此所有地质、地球化学和地震学的研究都是为压裂研究打基础。

本次研究并不是针对单个页岩，它是要找出那些与完井、增产和开采技术相关的页岩特性，即本项研究的目标是综述、汇总尽可能多的完井、压裂和开采方面的资料信息。

页岩气开采始于1820年代，现在已发展为一种专项技术。

但只是最近几年页岩气开发才成为实际可行。

页岩气开发技术使早期2%采收率提升到目前的50%以上（EOG公司在巴内特5口同步压裂井的认识）。

多数现代页岩气井的最终采收率在15%-35%之间，这主要取决于页岩储层、完井技术和开发商的不同。

随着水平井和压裂技术针对特定页岩不断改良，采收率还在不断提高。

一个问题是页岩气井的开采寿命，尽管许多开发商把开采期定为50年，但多数开发商的收益只是在前几年。

对于致密气开发同样如此。

一个最大的难题是能否保持这些老井生产以及后期低产井脱水问题。

页岩气井的产量递减曲线呈现陡降趋势，这是因为最易开采的游离气和液体很快被采出。

根据长期生产报告，早期递减呈现双曲线，随后过渡到相对稳产期，这一时期呈现指数曲线，许多公司和统计者将n值设到2以上。

通过小孔隙和无支撑天然裂缝的流动通道是致密砂岩气的主要产出机理，但近期页岩气研究认为，干酪根和有机碳的孔隙间的沟通可能是游离气和流体在基质内运移的主要机
理。

在一些页岩气藏，随着压力降低吸附气将主导产气量。

当然，这需要采取必要的工程手段来维持和提高气水产量，以及防止天然裂缝闭合。

我们知道页岩气能在极低产量下生产40年，当前的经济和技术人员必须考虑如何确定页岩气的实际采收率。

讨论
页岩气开发技术最早始于1970年代的北美德文郡页岩，当时是由美国能源部（DOE）、采气院（GRI）和许多开发商共同研究的结果，但这是一种松散的合作，这些早期技术包括水平井、多级压裂和减阻水压裂，但当时这些新技术并未得到页岩气开发商的认可，直到在巴内特页岩这些技术被细化，压裂规模被扩大，才为大家关注，之后技术一直在不断改进。

支撑页岩气开发的4项基本技术包括：
(1) 减阻水压裂（SWF）：采用极少添加剂（超低粘度）替代传统凝胶和泡沫压裂液。

它能降低压裂成本，穿透和扩大天然裂缝，极大提高了页岩层的储藏接触面积，不伤害地层，但其支撑性能被牺牲。

(2) 水平井替代直井：新型水平井通常与裂缝方向横切，多数采用端部上翘，水平段长度在750-1600m之间，采用套管固井或裸眼封隔器进行多级压裂。

(3) 多级压裂：采用10-20级压裂与地层沟通，大大提高初期产量和采收率。

(4) 同步压裂或顺序压裂：利用邻井压裂产生的实时应力变化来使裂缝转向进入未压开地层，从而使单井产能大幅提升。

这些方法都不是新技术，但随着人们对页岩储藏开发和流动通道的认识而进行了改进。

前三项技术在10多年前已在德文郡页岩中应用，现在仍在巴内特应用。

在提高页岩气产量方面，不断演变的技术毫无疑问起着主导作用，利用新技术不仅减少了钻井数量，而且提高采收率。

与页岩油气措施改造和开采相并列的，还有6项附加技术，进一步提高了页岩采收率和环境认可度：
(1) 储藏评价技术：要想经济有效开发页岩，首先必须获取足够的关键数据，才能选择、优化和实施完井和措施改造。

这些关键参数包括3D地震、地质成像、岩心、石油物理研究、裸眼井测井、DFIT、FET、压裂微震、示踪剂、措施评价、返排特性和生产响应等。

所有这些资料不可能一次性取得，尤其在前期探井中，最大的问题是如何更快的获取、验证和应用这些资料，缩短学习的过程。

对于多数新的页岩储层而言，使用钻直井来研究页岩地质特征、收集资料和测试完井方式和生产响应是一种最通用的办法。

(2) 提高裂缝-页岩的接触面积：使用20+级压裂时可以提高裂缝复杂度或形
成裂缝网络。

裸眼完井还是套管完井：页岩气井可以采用套管固井完井或裸眼完井。

裸眼完井具有经济优势，但多裂缝控制和选择压裂点是个难题。

新型多级滑套压裂具有更高的作业效率，但缺点是管柱对井径有限制且结构复杂。

在巴内特、菲耶特威尔和马塞勒斯，套管固井完井最为常见。

在固井完井中，固井作业质量非常关键，因为它对于多级压裂的隔离和复杂裂缝的生成非常重要。

尽管固井完井最常见，但一些作者认为水泥可能侵入地层，堵塞天然裂缝，造成严重的地层伤害，因而提出酸溶性水泥来清除近井伤害，一些地区推荐使用轻质水泥。

裸眼井采用封隔器和滑套实现分级压裂，其优点是节省了套管和固井的费用，还节省了时间，另外投球打开滑套使级与级之间切换时间缩短了2小时，另外还节省了泵送桥塞和射孔的费用。

其缺点是一些管柱存在限流问题，而且在压裂段内无法确定起裂点。

另外，曾经有人研究过机械和扩张封隔器对应力的影响，结果显示裂缝更容易在一些封隔器的坐封位置起裂（取决于封隔器对井壁的坐封力）。

关于水平井端部采用上翘还是下倾方式，一直都存在争议。

但多数认为端部上翘设计可以有助于返排和人工举升。

其它因素还涉及井筒斜度、地层倾角、气水产量等。

井筒波动可能造成段塞积聚，应尽量避免。

射孔方式：水平段长度已逐渐由600m提高到1200m，如果能够采用更多级数压开更长水平段，可以进一步降低每米钻井成本。

射孔枪和射孔弹的选择已有许多学者进行过研究，但都未给出一个绝对数据。

通常的选择是采用60°相位射孔枪和深穿透弹，射孔弹尺寸约1cm（0.4"），射孔枪（段）长度<4倍井筒直径。

反应性衬管弹和磨料在某些情况些也有使用。

管材选择：与其它类型的井没有太大差异，但要能满足大排量减阻水和20+级压裂施工的压力需要。

最常见的套管尺寸是4 1/2" 和5 1/2"。

尺寸、重量和级别根据压裂排量和压力选择。

一些地区的热成因气中含有少量CO2，许多作业者选用N-80或L-80，某些作业也会选择P-110来应对压裂中的高压。

在生物成因气中可能存细菌和高CO2腐蚀，可能需要采用13Cr管材。

页岩地层的压裂与常规地层可能不同，页岩压裂中的施工压力通常表现为低排量下即可压开地层，但随着排量逐渐升至目标排量（可能达到16m3/min），施工压力会逐渐升高。

当排量从13升至16m3/min时，砂比会从120kg/m3升至
360kg/m3，这时必须考虑压力和磨蚀对套管的影响。

压力限制值很容易计算出来，通过材料选择也可以满足腐蚀、磨蚀和热力等的要求。

在5 1/2"套管内，16m3/min 的压裂排量下，管内直线流速可能超过23.5m/秒。

然而，在套管内无节流的情况下，现场未发现严重的磨损。

井筒方向、井距和裂缝间距：页岩气开发中，同一个平台上水平井之间的间距主要决定于压裂时裂缝的分布和延伸，最优的完井设计应考虑下列因素，这些都应针对具体的页岩储藏：
(1) 了解裂缝方向和最优井筒方向；
(2) 充分了解岩石力学特性，确保能有效压开射孔簇，形成主裂缝，并且努力提高裂缝复杂度。

(3) 了解裂缝与裂缝之间的实际最大干扰，包括来自井筒内和邻井的干扰。

(4) 了解同步压裂是否能够提高产量。

最终，优化多井井距和井内裂缝间距还要看是采用多井+笼统压裂还是采用较少的井+多级压裂来达到目标泄气面积，这需要：
(1) 计算少数井+多级压裂Vs. 多井笼统压裂的成本/收益；
(2) 确定裂缝能否可靠的延伸并稳定在周边目标区；
(3) 形成针对特定页岩储藏的开采工艺，来提高产气量。

第一个考虑是井筒方向，在井场建立之前，就必须首先确定，原则是确保能形成横向裂缝。

巴内特页岩井的认识是：在（有压裂遮挡层的）核心区，井筒方向很重要，但并不能决定压裂的效果。

而在巴内特边缘和其它地区，尤其是地质风险区，井筒方向以及人工裂缝与井筒方向的关系对产量却有重要影响。

主裂缝方向通常与最小水平应力近乎垂直。

尽管局部应力差异可能改变水力裂缝方向，但水力裂缝方向通常与主裂缝走向一致。

页岩完井的一个趋势是压裂级数的增加。

将增产效果与压裂评价直接关联表明，随着级数增加，裂缝复杂度、产能和采收率都会提高。

在巴内特，平均压裂级的长度已从2002年时的900-1200m（全井笼统压裂）降为75-105m/级，一段内射开多簇，同时限制炮眼数量从而有利于限流转向。

薄层页岩可能需要更多级小规模压裂，以防止层间突破，而厚层页岩需要较少级数和更大排量（以生成复杂缝）。