页岩气基础知识

页岩气基础知识
( 1) 页岩岩性多为沥青质或富含有机质的暗色、黑色泥页岩和高碳泥页岩类, 岩石组成
一般为30%~ 50%的粘土矿物、15% ~ 25% 的粉砂质( 石英颗粒) 和4%~ 30%的有机质。

页岩气的工业聚集需要丰富的气源物质基础, 要求生烃有机质含量达到一定标准, 那些”肥沃”的黑色泥页岩通常是页岩气成藏的最好岩性, 它们的形成需要较快速的沉积条件和封闭性
较好的还原环境。

在页岩气藏中, 地层有机碳含量相对较高, 一般大于2%, 可以达到普通源岩有机碳含量的10~ 20 倍。

天然气的生成可来源于生物作用、热成熟作用或两者的结合, 因此镜质体反射率一般在0. 4%以上。

在陆相盆地中, 湖沼相和三角洲相沉积产物一般是页岩
气成藏的最好条件,但通常位于或接近于盆地的沉降沉积中心处, 导致页岩气的分布有利区主要集中于盆地中心处。

从天然气的生成角度分析, 生物气的产生需要厌氧环境, 而热成因气的产生也需要较高的温度条件, 因此靠近盆地中心方向是页岩气成藏的有利区域。

( 2) 页岩本身既是气源岩又是储集层, 其总孔隙度一般小于10%, 而含气的有效孔隙
度一般不及总孔隙度的一半, 渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。

页岩气虽然为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。

根据有关资料分析, 页岩的含气量变化幅度较大, 从0. 4m3/ t 到10 m3/ t, 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。

页岩气的采收率变化较大( 5% ~ 60%)钻井的产气量相对较低, 但生产周期较长, 在天然气产出的同时伴随有地层水的排出。

美国页岩气井的单井总平均产气量约为1000 m3/ d, 但页岩气产区的单井产率一般介于2800~ 33000 m3/ d之间。

页岩气在中国具有良好的勘探前景, 对页岩气( 泥页岩气) 的勘探研究也已经逐步展开, 在四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、吐哈盆地、江汉盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等均有页岩气成藏的地质条件, 局部有机碳含量在30%以上, 发现了典型页岩层中局部的天然气富集。

其中, 暗色页岩发育的地区和层位是需要重点研究的领域和目标。

在吐哈盆地, 吐鲁番坳陷水西沟群地层广泛发育了暗色泥岩和炭质泥页岩, 炭质泥岩累积平均厚度在30 m 以上, 有机碳含量一般介于6% ~ 30% ; 暗色泥页岩厚度更大, 如八道湾组暗色泥页岩厚度一般大于100 m, 盆地中北部达到200m 以上, 西山窑组暗色泥页
岩最大厚度大于600 m,有机质的成熟度目前大都处于0. 4% ~ 1. 5% 之间,非常有利于页岩气藏的形成和发育。

此外, 我国南方志留系广布区中泥页岩气的勘探前景亦不可忽视孔隙度和渗透率极低，总孔隙度一般小于 10%，含气的有效孔隙度只有 1% ～5%，
压裂方法：（1）泡沫压裂液技术。

国外泡沫压裂液研究始于20世纪70年代，最早应用于美国。

泡沫压裂液至今大概经历了4个阶段：第一代泡沫压裂液主要由酸类、盐水、原油、N 、甲醇和起泡剂配制而成，其泡沫质量小、泡沫稳定性差、寿命短、携砂能力弱，仅适合于浅井小规施工；第二代泡沫压裂液主要由盐水、起泡剂、聚合物、稳泡剂和N 或CO 组成，泡沫质量适中、气泡沫稳定性好、寿命长、粘度大，携砂浓度可达480~600kg/m ，适合各类油气井压裂施工；第三代泡沫压裂液主要由盐水、聚合物、起泡剂、交联剂、N或CO组成，以交联冻胶体为稳泡剂，泡沫质量大，气泡分散更均匀、更稳定、粘度更大，携砂浓度最低可达600 kg /m ，适合高温深井压裂施工；第四代泡沫压裂液成分与第三代相似，但是更强调相内泡的分布和体积的控制，具有耐温抗剪切性更好、泡沫质量更好、泡沫寿命更长、粘度更大、携砂能力更强的优点，浓度可达1440 kg /m以上，能够满足大型加沙压裂的需求。

国内现在发展较成熟的有两种，即酸性交联CO 泡沫压裂液和有机硼(碱性)交联N 泡沫压裂液。

这两种都相当于国外第三代泡沫压裂液，其稳泡性、抗温耐剪切性、携砂性、破胶性、助排性、滤失性等方面均获得了显著提高。

其中N 泡沫压裂液因对管柱的低伤害更胜一筹，因此在实际应用中获得了良好的效果。

（2）清水压裂技术。

清水压裂是在低渗透油气藏改造中, 应用清水作为工作液, 靠水力( 有时也加少量的支撑剂) 在地层中形成水力裂缝, 具有低伤害、低成本、能够深度解堵等优势, 弥补了常规污水增注措施的不足。

清水压裂技术主要由以下四种机理协调作用来提高开发效果：①存在于地层岩石中的天然裂缝表面一般较为粗糙，裂缝不能够完全闭合, 因此具有一定的导流能力，为注入水提供了有利的通道；②油水井实施清水压裂作业后，工作液返排率高、残渣少，减少了工作液残渣对储层造成的二次伤害；③压裂过程中，原本存在于地层或在压裂过程中脱落的岩石颗粒能起到很好的支撑作用，能保持裂缝张开；④当裂缝周边的岩石在压力超过临界压力后，剪切力使上下裂缝粗糙面产生剪切滑移，停泵后粗糙面不能再滑回到原来的位置，使得裂缝张开，具有一定的导流能力。

清水压裂用低粘度减阻水代替常用的凝胶压裂液，这样既降低了成本又减小了凝胶对地层的伤害，但是因压裂液粘度低，携砂能力弱，使得压开的裂缝半径小。

因此，清水压裂适合于天然裂缝较发育、杨氏模量较高的地层。

张金川等认为清水压裂在国内有较多的理论研究和作业实践，用于我国的页岩气开发有一定的技术基础，是可行的压裂技术
（3）同步压裂技术。

同步压裂（见图1）指对两口或两口以上的配对井同时进行压裂。

同步压裂是使压裂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有效方法，可以增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积，利用井间连通的优势来增大工区裂缝的连通的程度，最大限度地连通天然裂缝。

同步压裂最初是两口互相接近且深度大致相同水平井间的同时压裂，目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂。

同步压裂对页岩气井短期内增产非常明显，而且对工作区环境影响小，完井速度快，节省压裂成本，是页岩气开发中后期比较常用的压裂技术。

2006年同步压裂首先在美国Ft.Worth盆地的Barnett页岩中实施，作业者在水平井段相隔152～305m的两口大致平行的水平井配对井之间进行同步压裂。

由于压裂井的位置接近，如果依次对两口井进行压裂，可能导致只在第二口井中产生流体通道而切断第一口井的流体通道。

同步压裂能够让被压裂的两口井的裂缝都达到最大化，相对依次压裂来说，获得收益的速度更快。

在Barnett页岩的同步压裂作业中，大约158.76万公斤的支撑剂和39750立方米的减阻水被注入到井孔中的9个层位（其中一口井4个，另一口井5个），之后这两口井均以相当高的速度生产，其中一口井以日产25.5 10 m 的速度持续生产30天，而其他未压裂的井日产速度只有5.66~14.16 10 m 不等。

（4）重复压裂。

从压裂造缝观点分析，目前重复压裂作用机制主要有以下几种：①重新张开原水力压开裂缝。

原先压开的裂缝，压裂后地层压力下降，使闭合压力大幅度上升，使压裂失效。

重复压裂时加强压裂对应层能量补充，将会有效地张开原先压开的裂缝；②有效地延伸原有裂缝网络系统。

有效延伸原先裂缝系统，扩大泄油面积，增加原裂缝网络系统渗流通道；③冲洗裂缝面。

原先压开的裂缝面，由于压裂液中存在的不溶物(残渣)堵塞或压裂液形成的滤饼太厚太结实而影响裂缝面渗流能力，对它应进行有效的清洗，并将堵塞物质返排出地层；④再填充支撑剂。

已压裂过的井中的支撑剂的破碎和嵌入都会不断增加，需要再次填充高导流能力支撑剂，改进加砂方法，使重复压裂井增产；⑤压开新裂缝是在老裂缝的基础上从油层中打开新的渗流通道，更大范围地沟通老裂缝未能动用的油气层，从而使产量大幅度提高
由表1可知水平井主体压裂技术基本上有5种。

裸眼封隔器+滑套分段压裂技术可分为两种，区别在于封隔器的不同，一种是液压座封裸眼封隔器，施工过程中不需动管柱，既生产管柱作为压裂管柱，投球打开滑套分压各段，施工快捷。

不足是裂缝位置无法准确预测；另一种是遇油膨胀封隔器，封隔环空，隔离系统无需机械操作，地面投球打开滑套，施工快捷。

不足是封隔器膨胀时间长，无法解封。

泵送可钻式桥塞分段压裂技术。

同时进行射孔及座封压裂桥塞，可进行大排量施工，分压段数不受限制，压裂后可快速钻掉，不受限制。

不足之处是对套管和套管头抗压要求高以及对电引爆座封等配套技术要求高。

套管内封隔器分段压裂技术。

管柱下至设计位置后，装好压裂井口等装置，反洗井，正加液压使底部阀关闭，管内增压至封隔器座封压力使封隔器座封，套管加液压，检验油套环空的密封性。

压裂施工时，开始压裂第一层，投一对应低密度球，泵送至相应滑套开关上，加液压打开滑套，即可进行第一层段的压裂。

依此步骤重复完成剩余压裂段施工作业。

双封单压分段压裂技术，一次性射开所有待改善层段，压裂时利用导压喷砂封隔器的节流压差压裂管柱，采用上提的方式，一趟管柱完成各层的压裂。

双封单压分段压裂技术是近几年新发展起来的一项油田增产措施工艺，该工艺具有针对性强、效率高、安全可靠和加砂量大等特点，工艺耐温80℃、耐压60MPa，与目前在南翼山油田已成熟应用的前置液投球分3层段压裂工艺相比，该工艺一趟管柱可压裂3~10层段，在降低单层施工成本的同时也满足了七个泉油田储层压裂要求。

2011年6月20日，青海油田七新6-2井双封单卡5层压裂的成功，
标志着青海油田分段压裂技术又上了一个新台阶，它降低了施工强度、成本和风险，提高了效率，为青海油田低渗透、长井段薄互层的高效开发提供了强有力的技术支撑。

水力喷砂分段压裂技术。

水力喷射技术可以在裸眼、筛管甚至套管完井的水平井以及石灰岩、砂岩、页岩等不同岩性上进行分段酸压或加沙压裂，而且施工安全快捷。

大力发展水平井水力喷射分段压裂技术，特别是与大直径连续油管联作是一个发展趋势。