页岩气开采技术

页岩气开采技术

1 综述

页岩气是一种以游离或吸附状态藏身于页岩层或泥岩层中的非常规天然气，是一种非常重要的天然气资源，主要成分是甲烷。页岩气的形成和富集有其自身的特点，往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中。如图1.1所示。页岩气一般存储在页岩局部宏观孔隙体系中、页岩微孔或者吸附在页岩的矿物质和有机质中。页岩孔隙度低而且渗透率极低，可以把页岩理解为不透水的混凝土，这也是页岩气与其他常规天然气矿藏的关键区别。可想而知，页岩气的开采过程极为艰难。根据美国能源情报署（EIA）2010年公布的数据，全球常规天然气探明储量有187.3×1012m3，然而页岩气总量却高达456×1012m3，是常规天然气储量的2.2倍。与常规天然气相比，页岩气具有开采潜力大，开采寿命长和生产周期长等优点，至少可供人类消费360年。从我国来看，中国页岩气探明储量为36×1012m3，居世界首位，在当今世界以化石能源为主要消费能源的背景下，大力发展页岩气开采技术，对我国减少原油和天然气进口，巩固我国国防安全有很重要的意义。我国页岩气主要分布在四川盆地、长江中下游、华北盆地、鄂尔多斯盆地、塔里木盆地以及准噶尔盆地，如图1.2所示。

图1.1页岩气藏地质条件图1.2中国页岩气资源分布页岩气开采是一种广分布、低丰度、易发现、难开采、自生自储连续型非常规低效气藏，气开采过程需要首先从地面钻探到页岩层，再通过开凿水平井穿越页岩层内部，并在水平井内分段进行大型水力加砂压裂，获得大量人工裂缝，还需要在同一地点，钻若干相同的水平井，对地下页岩层进行比较彻底的改造，造成大面积网状裂缝，最后获得规模产量的天然气。因此，水平井技术和水力压裂技术的页岩气成功开采的关键。

2 页岩气水平井技术

1821年，世界上第一口商业性页岩气井在美国诞生，在井深21米处，从8米厚的页岩裂缝中产出了天然气。美国也是页岩气研究开采最先进的国家，也是技术最成熟的国家。国外页岩气开采主要在美国和加拿大（因为加拿大和美国地质条件类似，因此可以承接美国的开采技术），主要得益于水平井技术、完井及压裂技术的成功应用。

2.1 开采技术

早期的页岩气开采主要运用直井技术，直井开采技术简单，开始投入成本低，但是开采

能力却只有水平井的2141 。因为水平井能够使井能接触更多的储层面积，降低生产成本因此，目前大多数开采井都使用水平井。与直井相比，水平井有如下优势和注意事项：

图2.1 水平井与直井

2.1.1 减少地面扰动

开采井从测井，录井到完井都会有大量的基础建设，会占用土地，但是直井开采范围有限，相同范围内，需要更多口井。而且每个垂直井均需要一个钻井平台，但是多个水平井可以共享一个钻井平台，大大节省建设成本。1km 2范围内大约需要6——7个直井，如果选择水平井，大概只需要3——4个。页岩气的低渗透率要求直井设置需小间距，这样才能更好地控制页岩气资源。此外，由于多个水平井可以共用一个钻井平台，这样就能减少相应的钻井平台、道路交通、管线建设、设备使用以及土地征收费。每个直井大概控制0.16km 2范围，而水平井能控制0.64km 2范围。总的来看，水平井不仅降低了开采成本，更重要的是减少了环境扰动面积。

2.1.2 降低对野生物种的影响

页岩气作用一般在野外，对周围生物环境造成很大影响。水平井的应用，不仅能减少地表环境扰动，还能减少道路交通和其他公共设施的使用。相对较小的开采占地面积，将使生产作业更加灵活。在某些生态敏感去或者生态环境脆弱区，水平井开采能减少土地占用面积，可使生态环境尽可能受到小的破坏，保护野生动物。

2.1.3 降低对居民区的影响

油气开采不可避免地会经过居民区，因此也会产生交通拥挤、道路损坏、灰尘和噪声等不利影响。尤其是在开采初期建设阶段，短期能交通压力增大，随着道路交通压力增大，超过了道路原来的承载能力，道路会破会。因此，应当尽量采取措施，比如沿道路洒水，调整作业时间不与当地交通冲突，安装特殊设备减少灯光和噪声污染等。必要时，必须与当地当地居民和有关部门协商。

2.1.4 地下水保护

水力压裂技术涉及添加剂的使用，以及水流回收，因此，需安装多层钢管和水泥保护层，用于保护蓄水层中的淡水资源，将生产圈与上覆地层隔离开来。设置导管、外层套管柱和中

间套管柱，并用水泥密封套管地层和套管之间和两层套管之间的间隙。多层套管、水泥胶凝材料和生产油管是页岩气完井技术的重要组成部分，主要是为了避免水污染，确保页岩气沿着钻井方向方向向上流动，不至于泄漏。套管的作用就是隔离内外两层液体，避免其相互接触，因为钻井液带有添加剂，会污染地下水源。如图2.2所示

图2.2 套管和水泥胶结物示意图

2.2 井身结构设计

水平井的井身结构设计步骤是由内而外，自下而上的。根据裸眼井段安全钻进应满足的压力平衡、压差卡钻约束条件，自全井最大地层孔隙压力处开始，自下而上逐次设计各层套管下入深度的井身结构的设计方法。

2.2.1 设计约束条件

钻井液密度即最小液柱压力当量密度大于或者等于裸眼井段的最大地层孔隙压力当量密度：

ρρρ∆+≥max min p

考虑到地层坍塌压力对井壁稳定的影响，确定裸眼井段的钻井液密度：

(){}max max max c p m ρρρρ∆+=

式中min ρ——应采井的最低钻井液密度，3

/cm g ；

p ρ——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度，3

/cm g ；

p ∆——钻井液密度附加值，3/cm g ；

m ax c ρ——裸眼井段最大地层坍塌压力。

2.2.2 最大井内压力当量密度

正常作业时最大井内压力当量密度： g m S +=max max ρρ

式中m ax ρ——正常作业时最大井内压力当量密度，3

/cm g ； m ax m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/cm g ；

g S ——激动压力系数，3/cm g 。

发生溢流关井是最大井内压力当量密度：

k X

m S D D ⋅=m max max ρρ 式中m ax ρ——正常作业时最大井内压力当量密度，3/cm g ；

m ax m ρ——裸眼井段最大钻井液密度，3/cm g ；

m D ——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部深度，m ；

X D ——裸眼井段最浅井深；

k S ——激动压力系数，3/cm g 。

安全地层破裂压力当量密度：

f f ff S -=ρρ

式中ff ρ——安全地层破裂压力当量密度，3

/cm g ； f ρ——层破裂压力当量密度，3/cm g ；

f S ——地层破裂压力当量密度安全允许值，3/cm

g 。

2.2.3 约束条件

（1）压力平衡约束条件

裸眼井段某一深度处的压力当量密度b ρ应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力