范文一: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11?。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42
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。1km2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0.16km2范围,而水平井能控制0.64km2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:
?min??pmax???
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:
?m?max???pmax?????cmax?
式中?min——应采井的最低钻井液密度,g/cm; 3
?p——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度,g/cm3;
?p——钻井液密度附加值,g/cm3;
?cmax——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:
?max??mmax?Sg
式中?max——正常作业时最大井内压力当量密度,g/cm3;
?mmax——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
Sg——激动压力系数,g/cm3。
发生溢流关井是最大井内压力当量密度:
?max??mmaxDm?Sk DX
式中?max——正常作业时最大井内压力当量密度,g/cm3;
?mmax——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
Dm——裸眼井段最大地层孔隙压力当量密度对应的顶部深度,m;
DX——裸眼井段最浅井深;
Sk——激动压力系数,g/cm3。
安全地层破裂压力当量密度:
?ff??f?Sf
式中?ff——安全地层破裂压力当量密度,g/cm3;
?f——层破裂压力当量密度,g/cm3;
Sf——地层破裂压力当量密度安全允许值,g/cm3。
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应小于或等于裸眼井段最小安全地层破裂压力
破裂当量密度?ffmin即:
?b??ffmin
式中?b——裸眼井段某一深度处的压力当量密度,g/cm3;
?ffmin——裸眼井段最小安全地层破裂压力破裂当量密度,g/cm3。
(2)压差卡钻约束条件;
钻井作业中,钻井液液柱压力与孔隙压力最大压差不大于?pn或者?pa:
??mamx??pmin??Dn??pn ?p?0.00981
式中?p——钻井液液柱压力与地层孔隙压力最大压差,MPa;
?mmax——裸眼井段最大钻井液密度,g/cm3;
?pmin——裸眼井段正常或最小地层孔隙压力当量密度,g/cm3;
m; Dn——最深正常地层孔隙压力当量密度或最深最小地层孔隙压力当量密度对应井深,
?pn——正常压力地层压差卡钻临界值,MPa;
?pa——异常压力地层压差卡钻临界值,MPa;
2.2.4 井身结构设计方法与步骤
(1)计算安全地层破裂压力当量密度值
(2)绘制压力当量密度曲线
绘制地层孔隙压力当量密度曲线、地层破坏压力当量密度曲线、安全破坏压力当量密度值曲线。
(3)确定井深结构设计参数。
(4)技术套管设计
(5)表层套管设计
(6)尾管设计
2.2.5 套管与井眼间隙的配合
一般页岩气开发应满足气田开发与压力施工的要求,选择间隙时,开发井有下而上、由内而外确定各层套管与井眼的间隙,新区的探井一般由上而下、由内而外确定各层套管与井眼的的间隙。套管与井眼的配合应保证套管安全下入并满足固井质量要求。下以开次的钻头尺寸应小于上层尺寸的通经。
2.3 井型的选择
水平井的成本一般是直井的1——1.5倍,但是产量却是直井的3被。在现代工艺中,钻井技术已经发展到相当高的水平,允许钻具转弯,钻头还可以准确地停留在一个狭窄的定向垂直窗口内。因为水平段变得容易控制,因此页岩气能从相同储存厚度但过流面积却小于直井的区域流出。水平井有更多的接触面积,相应的驱替体积也就更多,因此最终采收率和初始开采速度也就越高。
另一方面,水平井的方位角以及进尺对页岩气产量也有影响。在于最大地应力方向垂直的方向上进行钻井,可以使井筒尽可能多穿过地层并与更多的裂缝接触,从而提高采收率。
在最新的井型发展方面,“鱼钩”井型比传统井型有更多的接触长度,因而能获得更多的产量。虽然成本增加了40%左右,但是产量确定提高两倍。如图2.3所示
图2.3 传统水平井与“鱼钩”井型
3 水力压裂
水力压裂技术就是一种储层改造措施,用来增加生产储层的渗透性,使气体更加容易通过井筒流出。水力压裂用来克服阻止液体(气体或水)流向井筒的天然屏障。这些屏障包括页岩储层的低渗透率,或者钻井活动中,井筒附近破损产生的低渗透率。
水力压裂过程包括将压裂液以预计的速率和压力压进地层中,在目的地层产生断裂和裂缝。压裂液主要由清水和添加剂组成,添加剂的作用是增加水的携砂能力。此外,还有支撑剂,作用是在压裂液停止注入后将裂缝撑开。一旦裂缝形成,将继续注入新的压裂液,进行压裂过程,同时将支撑剂携带至储层更深处。这些添加剂和支撑剂的必不可少的,塔可以维持井底深处的压力,使之适合不断延伸的储层裂缝结构。每个岩石储层都有自己内在属性,对不同的裂缝来说,其裂缝压力也不相同。在水力压裂设计中,需要确定目的储层的性质,包括破裂压力和预计裂缝长度等。
3.1 设计思路
页岩的矿物成分和沉积结构影响着完井增产质量。通过大量微地震监测发现,页岩压裂形成的裂缝与常规砂岩裂缝存在较大差异。常规砂岩压裂形成平面双翼裂缝,页岩气压裂则形成三维缝网,页岩气中的吸附气通过释放与游离气一起通过这些裂缝,然后达到井筒并排除,也即形成了油藏泄油体积(SRV)。
因为油藏的复杂性以及裂缝的多样性,导致数值模拟很难进行。因此,在油藏数值模拟中,常通过加入微地震数据测量的裂缝SRV,来解决页岩气藏压裂后模拟不准确问题。如图
3.1所示。
图3.1 页岩气压裂设计图
3.2 油藏特性分析
3.2.1 含烃潜力分析
页岩含烃潜力是页岩气成功开发的基础,也是影响压裂设计的参数。常用的评价指标及其特征范围如下:
(1)净层段厚度 >30m
(2)总有机碳(TOC) >4%
(3)热成熟度(R0) 1%
(4)孔隙度 >2%
(5)气体组分 CO2,N2和H2S含量低
(6)渗透率 >0.01mD
(7)储层压力 >1.13MPa/1000m
(8)原始天然气地质储量(OGIP) >7.1×109m3/km2
(9)非均质性 越弱越好
3.2.2 岩石可压裂性分析
岩石中的无机矿物成分主要是黏土、石英、方解石,其相对组成的变化影响了页岩的岩土力学性质。高碎屑的页岩硅质含量高,岩石脆性好,使得岩石在压裂过程中易产生剪切破坏,压裂易形成多分枝结构的空间体积缝网,从而大幅提升了裂缝体积;而黏土含量高的页岩塑性较强,易吸收能量,成为双翼平面裂缝,压裂效果较差。
常用判别脆性系数的方法有两种:
(1)岩心试验法。通过分析岩心的矿物含量,标定全井段矿物测井曲线。常用公式为:
脆性系数?Qtz/?Qtz?Carb?Clay?
式中Qtz——硅值含量,%;
Carb——碳酸盐岩含量,%;
Clay——黏土含量,%。
从国外的经验看,硅值含量超过35%,泥值含量少于30%的页岩压裂效果好。
(2)测井解释法。岩石的脆度等级与岩石的弹性模量,泊松比密切相关。通过声波测井曲线,计算动态弹性模量,泊松比,相应的获取岩石的脆度。
YM_BRIT???YMS_C?1?/(8?1)??100
PR_BRIT???PR_C?0.4?/?0.15?0.4???100
BRIT??YM_BRIT?PR_BRIT?/2
式中YMS_C——弹性模量,GPa;
PR_C——泊松比;
BRIT——脆性系数,无量纲。
通过声波测井资料获取岩石的弹性模量和泊松比,运用上式计算得到岩石的脆性系数。对脆度较高的页岩,泊松比较低,弹性模量较高;而脆度较低的页岩,泊松比较高,弹性模量较低。
3.2.3 裂缝及地应力方位
天然裂缝发育,且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致。在这样的状况下,压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直,容易形成相互交错的裂缝网络。虽然初始裂缝方位由岩石应力控制,但可以通过压裂设计加以调整。
3.3 压裂模拟
3.3.1 压裂模型建立
常规压裂模型不能完全模拟裂缝几何特征,在压裂模拟器中很难精确描述页岩的压裂过程。当有完整的微地震数据时,则可以通过推测复杂裂缝系统,运用常规压裂软件来近似模拟。
3.3.2 泵注程序设计
页岩气压裂泵注程有“两大,两小”特征
两大:
(1)大排量。施工排量一般在10m3/min,实际中为12——2010m3/min;
(2)大液量。压裂液为低浓度胶液或滑溜水,每段用水2000——5000m3,单井用液量达到上万立方米或者几万立方米。
两小:
(1)小颗粒支撑剂。支撑剂一般采用70/100目和40/70目陶粒。
(2)低砂比。平均砂液比为3%——5%,最高砂液比不超过10%。
3.3.3 压裂模型校正
由于压裂过程的复杂性,压裂模型不一定能有效模拟页岩压裂。但是净压力历史拟合是验证压裂模型正确性的有效方法。如果一个压裂工程收集的净压力与模拟吻合较好,那么裂缝与模拟也会同样好。
3.4 微地震监测
通过在邻井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发的微地震波来描述压裂过程中裂缝的生长情况。微地震监测能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位,从而优化压裂设计,提高采收率。
3.5 动态分析及油藏模拟
生产动态数据即可以用来验证模拟数据,也可以指导压裂设计。然后通过参数采集,模拟藏气模型。这些参数有:
(1)原始地层应力;
(2)岩石骨架的原始含水饱和度;
(3)油、水相渗透率及其关系;
(4)页岩储层和非页岩储层的垂直渗透率;
(5)天然裂缝和骨架的总和值;
(6)相对于DFN模型的压裂裂缝孔隙度、渗透率以及总和值。
然而,对于页岩层这些参数很难获得。通常与历史拟合软件,确定各参数可能的变化范围,多次迭代使模拟结果与实际动态数据相吻合,从而为下一步油气开发和压裂作指导。 4 总结评价
本文对页岩气开采只是作了初步的介绍,页岩气开采涉及多土木、机械、化工、安全等多个部门。页岩气的开采为可持续发展、建设美丽中国、生态文明建设提供充足保障。然而,同时也伴随着多方面的问题。比如水力压裂技术产生压裂液泄漏会导致水源污染,而且这种污染是无法恢复的;尤其是水力压裂会消耗大量水资源,我国本来就是缺水型国家,能源开采固然重要,但是不能因此影响其他方面的供水。与此同时,页岩气开采伴随着的生态环境问题也日趋严重。与美国相比,我们过的地质条件远比美国复杂。就目前来说,页岩气开采集中在重庆,四川盆地,现有的技术不足以对两个地方进行全面开发,开采对山体地形地貌的改变是否会引发灾难?这些问题都需要解决。立足当前,加快发展才是解决之道!
范文二:页岩气开采技术
石
油
工
程
学
院
对页岩气开发技术的描述与总结
石工09-11订单班 余 涵 2009043324
摘 要:本文概述了页岩气开采方面的先进技术以及成功经验。近年来,作为非常规天然气的页岩气开发异军突起,已成为全球油气资源开发的新亮点。它是一种优质、清洁、高效的能源。随着世界对能源需求的攀升、能源压力的增加以及环保意识的加强,页岩气的开发具有一定的必要性和紧迫性。我们必须依靠成熟的开发生产技术以及完善的管网设施, 使页岩气开采成本仅仅略高于常规气, 因此学习先进的开发技术,对我国今后的页岩气开发具有一定的指导意义。 关键词:超临界CO 2技术;页岩气藏模拟技术;射孔优化技术;水力
压裂技术
一、 超临界CO 2页岩气开采技术
超临界流体既不同于气体, 也不同于液体, 具有许多独特的物理化学性质。
1. 超临界CO2 具有接近于液体的密度, 同时, 其黏度与气体接近, 扩散系数比液体大, 具有良好的传质性能另外, 超临界CO2的表面张力为零, 因此它们可以进入到任何大于超临界CO2 分子的空间。在临界温度以下, 不断压缩CO2 气体会有液相出现, 然而压缩超临界CO2 仅仅导致其密度的增加, 不会形成液相。在临界点附近,CO2 流体的性质有突变性和可调性, 即压力和温度的微小变化会显著影响CO2 流体的性质, 如密度、黏度、扩散系数和溶剂化能力等因此, 它在页岩气开发方面存在诸多优势。
2. 超临界CO2 流体不含固相颗粒, 也不含水, 钻井过程中不会对储
层造成任何污染, 还能改善近井地带的油气渗流通道。同时, 利用超临界CO2 流体进行储层喷射压裂改造时, 其低黏特性能够使储层产生诸多微裂缝, 从而最大限度地沟通天然裂缝, 进一步提高裂缝的导流能力, 达到增产和提高采收率超临界CO2 流体密度大, 有很强的溶剂化能力, 能够溶解近井地带的重油组分和其他污染物, 减小近井地带油气的采收率由于页岩气开发难度较大, 单井产量和采收率低, 因此超临界CO2流体开发页岩气具有较强的经济优势。
3. 超临界CO2 对储层没有任何污染, 钻开储层时不但不会增大表皮系数, 反而会使其下降, 投产前无需对近井地带进行改造, 节约了费用。
二、页岩气藏模拟技术
大多数气藏模拟器都是对常规气藏进行模拟分析,常规气藏中天然气储存在单一孔隙系统中。但是页岩气藏模拟则需要采取不同的方法。有限差分模拟器认为天然气储存在致密页岩基质的孔隙空间内,并吸附在页岩有机物上,游离气则蕴藏在页岩地层的天然裂缝内。
上图为ECLIPSE 油气藏模拟。标色后的页岩层模型显示九口垂直气井开采15年后的压力衰竭趋势。水力压裂裂缝以及天然裂缝相互交错组成网络通道,天然气通过这些通道从地层流入井内建立气藏单井和整个气田模型时,这些气藏模拟器可以使作业者将所掌握的有关岩石的全部信息都包括进去。气藏的特性,如产层有效厚度、气藏压力、温度、气含量、含水饱和度、天然裂缝几何形状、岩石基质孔隙度、总有机质含量以及甲烷吸附等温线函数等都可以容易地包括在模型中。以上信息为作业者评估天然气地质储量奠定了基础。还可以将来源于增产后模拟和微地震解释的基质渗透率测量数据及水力压裂裂缝几何形状数据结合到模型中。根据实际天然气和水产量对模型进行调整,可以评估系统渗透率。
通过建立完全符合实际油气井生产动态的模型,
作业者能够预测一个地区的估算最终采收率通过油气藏模拟可以实施多种类型的敏感性分析,这一点尤其重要。分析包括优化井设计,权衡水平井与直井之间的利弊,优化增产设计的次数与规模,根据不同的布井方案确定最佳钻井井位。
三、水力压裂技术
页岩气开采压裂技术主要以清水压裂和重复压裂为主。研究表明:一次完井只能采出页岩地质储量的10%,重复压裂可以使采收率提高8%—10%,在直井中进行原层复射和用比一次压裂液量大25%的规模处理即可获得更好的增产效果。清水压裂是现阶段我国页岩气开发储层改造的适用技术,对于开采长度(厚度)大的页岩气井,可以使用多级分段清水压裂压裂。而同步压裂技术则是规模化的页岩气开发的客观需要。页岩气开发水力压裂原理就是利用储层的天然或诱导裂缝系统,使用含有各种添加剂的压裂液在高压下注入地层,是储层裂缝网络扩大,并依靠支撑剂支撑裂缝,从而改善储层裂缝网络系统,达到增产目的。
四、射孔优化技术
总结定向射孔的原则。定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒,减少井筒附近裂缝的弯曲程度,进而减少井筒附近的压力损失,为压裂时产生的流体提供通道。定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒,减少井筒附近裂缝的弯曲程度,进而减少井筒附近的压力损失,为压裂时产生的流体提供通道。通过大量页岩气井的开发实践,开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则,即在射孔过程中,主要射开低应力区、高孔
隙度区、石英富集区和富干酪根区,采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。在对水平井射孔时,射孔垂直向上或向下。
中国页岩气的发展正处于起步阶段。由于中国现有天然气产量难以持续满足中国国民经济和社会高速发展的需求,也由于北美页岩气勘探开发的成功经验,如何加快页岩气产业的发展步伐,成为各界讨论的热点。
目前我国已在地震储集层预测、大型压裂应用于低渗透气藏储集层改造、裂缝性油藏压裂产能评价以及微地震监测技术等方面积累了丰富的经验。但目前的技术储备尚难以解决我国的页岩气勘探开发问题。
要遵循我国的页岩气资源地质条件、成藏特点等客观规律,加大地质理论与配套关键技术的研究力度,应充分利用技术上的“后发优势”,引进吸收和提高创新地球物理、地球化学、钻探完井和压裂等技术方法、页岩气储层评价技术、射孔优化技术、水平井技术和压裂
技术、提高页岩气勘探开发技术水平。页岩气资源开发难度大、经济
性差,要想突破开发瓶颈,尚需要大量的勘探工作量和资金投入。美国页岩气开发走在世界前列,已经探索出一套先进的页岩气开采技术。吸引有资质的国外石油公司把人才、技术、资金、管理等生产要素投入到国内页岩气开发中来,选择较成熟的页岩区开展先导试验,可以加快建立符合我国页岩气藏特点的勘探开发配套技术。
参考文献
1. 超临界CO2 开发页岩气技术 王海柱 沈忠厚 李根生
2. 页岩气开发技术的几点看法 罗平亚 关德师 牛嘉玉. 中国非常规油气地质
[M]. 北京 : 石油工业出版社,1995:116~120.
3. Oil&Gas Journal,Compositional Variety Complicates Processing Plama For Us Shale Gas[ ER/OL ].(2009-03-09) [2010-03-02]
范文三:页岩气开采技术
页岩气开采技术
错误~未指定书签。
专 业 机械设计制造及其自动化12-1班 作者姓名 刘威振 指导
教师 错误~未指定书签。
日 期 错误~未指定书签。
致 谢 .................................................................................................................. 错误~未定义
书签。
摘
要 .................................................................................................................................................... 2
abstract .............................................................................................................................................
....... 2
1. 页岩气简
介 ........................................................................................................................................ 2
2. 气藏开
发 ............................................................................................................................................ 3
2.1 储层评价技术 .......................................................................................................................... 5
2.2 烃源岩潜力评估技术 .............................................................................................................. 5
2.3 射孔优化技术 ........................................................................................................................ 11
2.4 压裂技术 ................................................................................................................................
11
2.5 二次压裂增产技术 ................................................................................................................ 14
2.6 水平井增产技术 .................................................................................................................... 14
3. 页岩气藏模拟技
术 .......................................................................................................................... 15
4. 天然气地质储量评估技
术 .............................................................................................................. 16
5. 评价页岩气藏潜
力 .......................................................................................................................... 19
6.页岩气藏勘探途
径 ............................................................................................................................ 21
6.1 勘探原则 ................................................................................................................................
21
6.2 钻采工程技术探讨 ................................................................................................................
22
7.页岩气资源投入商业开发的前提是综合评
价 ................................................................................ 23
7.1 总有机碳含量( TOC) 与页岩气产率密切相关 .................................................................. 24
7.2 吸附气含量高 ........................................................................................................................
25
7.4 天然裂缝系统发育程度直接影响页岩气开采效益 ............................................................ 26
8. 钻采技术是动用页岩气储量的关
键 .............................................................................................. 27
8.1 页岩储集层钻井成本 ............................................................................................................
27
8.2 页岩储集层的钻采技术 ........................................................................................................
28
8. 中国页岩气开采技
术 ...................................................................................................................... 29
8.1 开发技术不成熟 ....................................................................................................................
30
8.2 技术借鉴 ................................................................................................................................
31
致
谢 ......................................................................................................................................................
32
1
摘 要
尽管页岩具有很多明显的不利因素,但是美国已经将某些具有合适页岩类型、有机质含量、
成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及裂缝发育等综合条件的页岩作为开采目标。一旦
经济上可行,非常规天然气开采活动将呈现出一派繁荣的景象。天然气需求的日益增长以及
油田新技术的不断发展,促进了页岩气远景区的勘探与开发。在美国这一趋势正在扩大,天
然气价格的不断上扬和每年23万亿英尺3(651.82亿米3)的天然气消耗量推动了其陆上钻
井活动的发展。勘探与生产公司正在租赁数十万英亩的矿区钻井权,而先进的钻完井技术正
在帮助作业者扩大已知页岩气盆地的范围。这些远景区同时也促进了技术的发展,使人们对
这种普通的碎屑岩有了更深入的认识,并且推动了评价页岩资源的新设备、新技术的发展。
abstract
Although shale has many obvious disadvantages, but America will havesome suitable shale type, organic matter content, maturity, porosity,permeability, gas saturation with comprehensive conditions and crackdevelopment of shale as a mining target. Once the economy is feasible,unconventional natural gas mining activities will be flourishing. Development of the growing demand for natural gas and oil field of new technologies,promote the exploration and development of shale gas prospect area. InAmerican this trend is expanding, natural gas prices continue to rise and the annual $23 feet 3 (65182000000 m 3) natural gas consumption pushed the
development of onshore drilling activity. Exploration and productioncompanies are lease drilling
rights in hundreds of thousands of acres, anddrilling and completion technology is helping expand
the advanced workerknown shale gas basins. These prospective areas but also promote the
development of the technology, make people have a more thorough understanding to the clastic
ordinary this, and promote the development of new equipment, new technology evaluation of
shale resources.
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1. 页岩气简介
过去150年所钻的数百万口油气井在达到其目标深度之前,都钻透了大量页岩层段。既然页岩层段的暴露如此普遍,是否每口干井实际上都是潜在的页岩气井呢,当然不是,页岩气只有在某些特定条件下才可以被开采出来。
页岩是一种渗透率极其低的沉积岩,通常被认为是油气运移的天然遮挡。在含气油页岩中,气产自其本身,页岩既是气源岩,又是储层。天然气可以储存在页岩岩石颗粒之间的孔隙空间或裂缝中,也可以吸附在页岩中有机物的表面上。对常规气藏而言,天然气从气源岩运移到砂岩或碳酸盐岩地层中,并聚集在构造或地层圈闭内,其下通常是气水界面。因此,与常规气藏相比,将含气页岩看作非常规气藏也就理所当然了。
美国地质调查局(USGS)认为,页岩气产自连续的气藏。USGS列举了16个特征,所有这些特征都可能在连续气藏中出现。与含气页岩有关的独特特征包括区域性分布,缺少明显的盖层和圈闭,无清晰的气水界面,天然裂缝发育,估算最终采收率(EUR)通常低于常规气藏,以及极低的基岩渗透率。
此外,其经济产量在很大程度上还依赖于完井技术。尽管页岩具有很多明显的不利因素,但是美国已经将某些具有合适页岩类型、有机质含量、成熟度、孔隙度、渗透率、含气饱和度以及裂缝发育等综合条件的页岩作为开采目标。一旦经济上可行,非常规天然气开采活动将呈现出一派繁荣的景象。天然气需求的日益增长以及油田新技术的不断发展,促进了页岩气远景区的勘探与开发。在美国这一趋势正在扩大,天然气价格的不断上扬和每年23万亿英尺3(651.82亿米3)的天然气消耗量推动了其陆上钻井活动的发展。勘探与生产公司正在租赁数十万英亩的矿区钻井权,而先进的钻完井技术正在帮助作业者扩大已知页岩气盆地的范围。这些远景区同时也促进了技术的发展,使人们对这种普通的碎屑岩有了更深入的认识,并且推动了评价页岩资源的新设备、新技术的发展。
2. 气藏开发
岩石内必须具备足够的通道以使天然气流入井筒,产至地面。在页岩中,气源岩中裂缝引起的渗透性在一定程度上可以补偿基质的低渗透率。因 3
此将页岩作为开采目标的作业者应事先考虑系统渗透率,即由页岩基质和天然裂缝的综合渗透率。为了更好地利用储层中的天然裂缝,并且使井筒穿越更多储层,越来越多的作业者都在应用水平钻井技术(如图2-1)。虽然该技术在石油工业中并不是一项新技术,但它对扩大页岩气成功开发的战果却有着重大的意义。
图2-1 钻井穿过裂缝。FMI 全井眼微电阻率扫描成像测井显示出水平井钻遇的裂缝和层理特征。钻井诱发的裂缝沿着钻井轨迹顶部和底部出现,但沿着该井筒侧面终止,井筒侧面的应力最高。井筒钻穿的原有天然裂缝以垂直线的形态穿过井筒的顶部、底部和侧面。图中颜色较深的黄铁矿结核非常明显,与层理面平行出现。
通过得克萨斯州中北部Fort Worth盆地Barnett 页岩的开发进程可以清楚地看到水平钻井的作用。1981年,Mitchell 能源公司开始在该地区钻了第一口直井,15 年以后井的数量才超过300口。2002年,在收购Mitchell公司后,丹文能源公司开始在该地区钻水平井。截至2005 年,水平井数量已超过2000口。此外,Barnett页岩实际钻井经验表明,从水平井中获得的估计最终采收率大约是直井的三倍,而费用只相当于直井的两倍。除水平井技术之外,其它技术也发挥了重要作用。如作业者通过采用三维地震解释技术能够更好地设计水平井轨迹。由于采用了该技术,作业者将Barnett 页岩钻井活动扩展了那些原来被一直误认为没有产能、含水且位于页岩下方的喀斯特白云岩区域。
一般情况下,作业者通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法来增加井筒与裂缝相交的可能性,从而打开更多的页岩表面进行开采。但是,常规的定向钻井技术可能受到扭矩和阻力的影响,扭矩和阻力通常是司钻在井筒造斜过程中由滑动和旋转所造成的。在更复杂的井眼轨迹中,扭矩和阻力可能限制横向位移,加大测井难度。为了避免上述问题的发生,在开采较直的、曲折度不大的井时,可采用旋转导向系统。某些情况下,从水平段底部到顶部的倾角变化低于0.5?。
诸如geoVISION随钻成像之类的随钻测井系统已应用于某些油气井,以解决水平井测井存在的一些问题。应用该系统后可以在整个井筒长度范围内产生电阻率成像和井筒地层倾角分析。成像测井提供构造信息、地层信息和力学特性信息,用于优化随后的完井作业。例如,成像能够将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较,帮助作业者确定射孔和 4
油井增产的最佳目标。在Barnett 页岩远景区,利用这些测井得到的成像资料来识别地震资料无法识别的断层以及与之相关的从下伏喀斯特白云岩中产水的天然裂缝群。
在进行加密钻井时,井眼成像有助于识别邻井中的水力裂缝,从而帮助作业者将注意力集中在储层中原先未被压裂部分的增产措施上。井中有无钻井诱发裂缝的存在及钻井诱发裂缝的方向对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用。这一信息在减轻Barnett 页岩完井难度及降低相关费用方面也起到了很大的作用。
2.1 储层评价技术
通过分析测井和取心资料进行页岩气储层评价。利用成像测井技术识别裂缝和断层,对页岩进行分层;利用声波测井技术识别裂缝方向和最大主应力方向,为实施气井增产措施提供基础数据;利用岩心分析来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩组分、流体和储层敏感性,确定TOC和吸附等温曲线。
测井和取心是页岩气储层评价的两种主要手段。Schlumber 公司应用测井数据, 包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征。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。
2.2 烃源岩潜力评估技术
烃源岩评估主要通过对页岩岩样的地球化学分析结合对先前所钻井测井资料的详细评价结果来完成。对全直径岩心、井壁取心、岩屑及露头岩样进行地球化学测试。其主要目的是为了确定岩样是否含有丰富的有机物,以及是否可以形成碳氢化合物。一般情况下,岩石中有机物含量越高,其源岩潜力越大(如图2-2)。已经开发了多种复杂的地球化学技术来评估岩样中总有机质含量(TOC)及岩样的成熟度。TOC值可以从经过去杂质处理并被置于1200?C (2192?F )温度下燃烧的重量为1 克(0.0022 磅)的粉碎岩样中取得。干酪根中的碳被转换成一氧化碳和二氧化碳。碳的具体转化数量可以在红外线室中得到测定,然后 5
转换成总有机质含量,以岩石质量百分比的形式进行记录。如果最初的筛选测试证明岩样含有足够丰富的有机物,则将对这些岩样实施更多测试。
图2-2 源岩的有机质含量。通常认为页岩的总有机质含量(TOC)的最小截止值为0.5%。一些地学家认为另一种极端情况是有机物含量可能过多,多余的干酪根将可能会填充碳氢化合物将要占据的孔隙空间。
为了进一步描述有机物的丰富程度,许多地球化学实验室都采用法国石油研究院开发的程序化热解技术。该技术已经成为源岩地球化学测试的工业标准,测试过程中只需使用50 ,100 毫克(0.00011 , 0.00022 磅)的粉碎岩石,整个测试过程也只需大约20 分钟。在热解测试中,每个岩样都需要在各个不同的温度控制范围6
图2-3 气峰值-温度图。分两个阶段对岩样加热。S1 峰值表明第一阶段加热至300?C时每毫克岩石受热后释放出来的游离碳氢化合物数量。S2峰值表明第二阶段加热至500?C时干酪根受热裂化后产生的碳氢化合物数量。从该曲线中我们可以了解岩石中的残余油潜能,或者埋藏深度和热度继续增加后岩石仍然能够产出的碳氢化合物量。S3峰值表明干酪根受热后释放出来的二氧化碳的体积。Tmax值可以大致指示源岩成熟度。
通过一个配有油浸物镜及光度计的显微镜可以测量反射率(R)。根据玻璃或矿物反射率标准仔细对镜质体反射率进行刻度,反射率测量反映反射到原油中的光度百分比(Ro)。如果通过多个岩样测试后确定了镜质体反射率均值,则该均值被称为Rm。作为热成熟度的一个指标,各类有机物中的Ro 值都不尽相同。这就说明第一类有机物的碳氢化合物生成的起点与第二类有机物碳氢化合物生成的起点不同。而且由于形成气窗所需的温度范围大于油窗的温度范围,因而气的Ro值也相应地大于油的Ro 值。通过上述描述可以得出以下结论:成熟度值高(Ro>1.5)通常表示干气占主导优势,成熟度值中等(1.1%< Ro<1.5%)表示在该范围内的低端,气有不断向油转化的趋势。在0.8%< Ro<1.1% 范围的低端能够发现湿气。Ro值低(0.6%< Ro<0.8%)时油占主导地位,而Ro<0.6% 则表明干酪根发育不成熟。Ro 值本身容易使人产生误解,应与其它测量结果权衡后才能应用。其它常见的成熟度指标包括基于显微镜测量的孢子颜色的热变指数(TAI)、热解温度评估以及建立在小化石齿测量基础上的牙形石色变指数(CAI)。由于镜质体反射率的普遍性,这些指数通常与Ro 值有关。
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图2-4 含气页岩测井结果。与普通页岩相比,含气页岩具有自然伽马强度高、电阻率大、地层体积密度和光电效应低等特征。
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可以通过测井资料对页岩的其它性质进行评价,在某些情况下,这些测井曲线具有明显的特征(如图2-4)。高自然伽马强度被认为是页岩中干酪根的函数。通常情况下干酪根能形成一个使铀沉淀下来的还原环境,从而影响自然伽马曲线。高含气饱和度导致高电阻率,但电阻率也会随着流体含量和粘土类型而变化。粘土含量及干酪根的存在能降低地层体积密度,干酪根的比重较低,介于0.95 , 1.05 克/ 厘米3 之间。还可以根据测井资料确定页岩中复杂的矿物组分以及源岩孔隙空间内的游离气体积。通过综合应用常规三组合和地球化学测井资料,斯伦贝谢的岩石物理学家可以确定页岩中的有机碳含量并计算吸附气的含量。地球化学测井资料也能帮助岩石物理学家分辨粘土类型以及各自体积。这些信息对计算生产能力、确定随后的水力压裂作业中应使用流体的类型起着关键作用。
图2-5 ECS 元素俘获能谱仪器。ECS 探头记录和分析中子与地层作用后感生的自然伽马能谱。通过这些测量可以获得准确的地层成分评价结果,包括粘土、碳酸盐、硬石膏、石英、长石和云母等。
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E C S (元素俘获能谱)探头及Platform Express综合电缆测井仪器与先进的解释技术结合后用以评估Barnett页岩及其它盆地中的含气饱和度和天然气地质储量,确定岩性特征。ECS 探头应用中子感生的俘获自然伽马能谱测定硅、钙、硫、铁、钛、钆、氯、钡和氢的含量(如
图2-5)。
上述数据与诸如对利用中子感生自然伽马能谱仪器获得的能谱进行处理的SpectroLith 岩性处理解释技术一起应用。通过SpectroLith 技术的应用,可以确定地层中粘土、石英-长石-云母、碳酸盐、黄铁矿或硬石膏的含量。
应用在SpectroLith 处理中的元素在干酪根中并不存在。因而虽然可以准确表示岩性,但是却无法对有机物进行表述。与此相比,用Platform Express仪器得到的测井资料则受干酪根的影响。比如还原环境下铀元素的存在使干酪根的自然伽马强度很高,前文对此已作过描述。仅仅依靠自然伽马资料来确定粘土含量容易高估粘土含量。而由于ECS和Platform Express之间存在差异,可以将两者结合起来使用以减少可能出现的岩性方面的错误,从而定量确定干酪根含量及孔隙度(如图2-6)。
图2-6 页岩中干酪根的扫描电子显微镜照片。有机质的存在导致碳氢化合物以吸附气的形式存在于孔隙性有机物的表面活性区域。同时,干酪根也为页岩基质创造了混合润湿性环境,使干酪根附近的页岩呈现油湿特征,而远离干酪根的区域则呈现水湿特征。(图片由TerraTek 公司的Barbara Marin 提供。
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Barnett 页岩综合结果图显示测井资料、岩性和矿物解释及流体评估综合数据,是综合应用ECS 和PlatformExpress 得到的结果,可以帮助作业者确定天然气地质储量以及根据矿物组成和渗透率确定射孔位置。同样,解释得到的矿物组成和孔隙度资料有助于确定在何处钻分支井。在某些地区,作业者利用矿物曲线图来识别页岩中的石英、方解石或白云石。这些矿物的存在增加了地层的脆性,从而有助于改善水平井中的造缝。以上分析是绘制地层、干酪根成熟度及温度- 深度图的基础。结合泥浆录井评价和岩石物理分析,地学家可以了解干酪根的成熟程度,寻找可能存在具有经济价值的天然气藏。钻井工作开始后,可对新获得的岩屑或岩心进行测试以评价页岩中的矿物及有机质含量。
2.3 射孔优化技术
总结定向射孔的原则。定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒,减少井筒附近裂缝的弯曲程度,进而减少井筒附近的压力损失,为压裂时产生的流体提供通道。
定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒,减少井筒附近裂缝的弯曲程度,进而减少井筒附近的压力损失,为压裂时产生的流体提供通道。通过大量页岩气井的开发实践,开发人员总结出定向射孔时应遵循的原则,即在射孔过程中,主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集区和富干酪根区,采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。在对水平井射孔时,射孔垂直向上或向下。
2.4 压裂技术
美国在页岩气商业开发早期,主要以压力方式实现增产。目前,一些公司已开发出了一种轻质压裂支撑物,其比重较低,一般为1.25,
1.75,比普通石英砂(比重为2.65)低得多。经生产实践证明,这种支撑物易于输送到裂缝网络的末端,形成有效裂缝。另外,使用低粘度低伤害的压裂液,可以增加页岩井的初始
和累计产量。在施工过程中,一般采用清水这种低成本压裂液,这是因为水是一种低粘度流体,更容易产生复杂的裂缝网络。在选择支撑物时,一般区域里的最大支撑物密度约为179.745kg,m3,在大多数区域不会超过0.2 ppa(每年百分率)。在压裂过程中应注意以下几点:避免采用高粘度胶体压裂液,这样可以产生两条对称的长裂缝;压裂过程中的高初始压力可导致对井筒附近的 11
伤害;避免水泥,泥浆引入裂缝;适当的酸化可减少伤害;微地震可以检测出没有被压裂改造的区域。在Newark 东页岩气田,压裂后直井的产气速度为(0.14,5.7)×104m3,d 以上,预计这些井的最终采出量一般应为(2 831,7 077)×104m3,但实际采出量却达到了1.98×108m3。
含气页岩中的天然裂缝虽然具有一定的作用,但是通常无法提供经济开采所需的渗透通道。多数含气页岩都需要实施水力压裂。压裂使更多的页岩范围暴露于井筒的压降条件下。页岩中水平井周围紧密排列的水力压裂裂缝能够加快天然气的开采速度。
作业者通常在中等深度(一般在5000 , 10000 英尺(1524 , 3048 米)之间)的高压页岩中泵入低粘度水基减阻流体和支撑剂进行增产处理。而在深度较浅或油气藏压力较低的页岩中,则泵入氮泡沫压裂液。高压条件下泵入的液体在页岩中产生裂缝。这些裂缝可以从井筒向外在页岩中延伸上千英尺。从理论上将,支撑剂颗粒嵌入裂缝,停泵之后可使裂缝保持开启状态。
Barnett 页岩开采过程中曾采用过多种增产措施。在20 世纪80 年代中期之前,对Barnett 页岩下部采用二氧化碳和氮气泡沫增产处理。随后又实施了大型水力压裂措施(如图2-8)。该措施平均每次需要耗费60万加仑(2270米3)的交联凝胶和140万磅(63.5万公斤)的支撑砂。增产作业虽然提高了估算最终采收率,但是昂贵的完井费用和低天然气价格使该远景区的经济效益不佳。直到1997年,才停止进行大型水力压裂作业,此时Mitchell 能源公司开始对使用减阻水增产措施进行评估。
图2-8 Barnett 页岩大型水力压裂作业现场。在该单级增产措施中,将100 多个装满水的压裂罐运往井场并放置在井场周围。泵送装置、管汇和监测设备等则被放置在井场中心附近的井口周围。由于采用了新的完井方法,现在所需的材料和设备少了很多。现在,作业者将井筒分成一些小层段,并对其实施多级增产处理。这一新方法改善了油气井动态,降低了完井成本。
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图2-9 采用新技术改善井动态。多年来随着钻井和压裂技术的不断发展,Barnett页岩增产作业的效果不断得到改善。
这些增产措施能产生长而宽的裂缝通道,所使用的交联液大约是大型压裂措施的两倍,而泵入的支撑剂体积还不到大型水力压裂的10%。与大型水力压裂相比,虽然在油气井动态方面改善不是很明显,但其成本却下降了65% 左右。现在,减阻水增产措施已成为Barnett
页岩中最为常见的增产措施(如图2-9)。而且,增产作业费用的下降允许作业者对Barnett页岩上部层段实施完井,从而使估算最终采收率提高20% 以上。尽管在Barnett 页岩压裂过程中一般使用水和砂粒,但是其它页岩远景区的作业者发现,压裂过程中存在水力压裂裂缝中支撑剂充填不充分的情况。该现象可能是由于压裂液产生的裂缝宽度不够,不足以容纳支撑剂颗粒所造成的,也可能是因为泵入裂缝的砂粒从携砂液中快速脱离悬浮状态而造成的。上述两种原因都导致形成较小裂缝,使渗透率难以达到预定的目标值。为了克服以上难题, 一些作业者采用了ClearFRAC 无聚合物压裂液或FiberFRAC 纤维基压裂液技术来延长支撑剂悬浮时间。使用ClearFRAC 液的目
的是为了将支撑剂送入裂缝深处。除了支撑剂本身以外,ClearFRAC 液中不含可能降低裂缝渗透率的固相成分, 并且可以与富含有机物的页岩配伍。
FiberFRAC 液中的纤维使支撑剂砂粒处于悬浮状态,直至裂缝在砂粒闭合并将其锁定。最后流体中的纤维溶解,从而增加裂缝中流体的流动能力。以上两种流体都将支撑剂保留在裂缝中,因而在井开井生产时,裂缝还能保持开启状态。
二十世纪90 年代末,Mitchell 能源公司开始实施其它新的增产试
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验。结果表明,重复压裂措施对原先使用凝胶液完井的油气井最有效。微地震监测数据表明,这些处理能够激活与最大水平应力垂直的天然裂缝。但这种裂缝激活反应通常不会发生在粘性流体中。因此,对于那些原先应用减阻水措施完井的井实施重复压裂通常效果不太明显。含气页岩井在经济上获得成功除了天然气价格上涨和水平钻井技术提高这两个因素之外,经济、有效的增产作业实践也是关键。
2.5 二次压裂增产技术
Barnett 的大部分页岩气井都进行了二次压裂,二次压裂后可接近或超过初次压裂时的产量。采用直井对Barnett 页岩气开发时,初期产量迅速递减,之后逐渐稳定。二次压裂能够使Newark 东老(直)井有效增产,特别是对上世纪90 年代末以前的井二次压裂效果明显。这项技术被进一步应用到比较新的井中,在一般情况下,二次压裂后井的产气速度能达到或超过原始产气速度。这种方法已成功应用到那些经济效益较差的井,这表明多次压裂对某些井来说是有经济效益的。
2.6 水平井增产技术
在页岩气资源中,页岩中的裂缝作为储积空间。页岩即是生气层也是产气层,但是通常渗透率低,产量也很低。水平钻井成本只有直井2倍,但产量可达到直井的4倍;再进行多层段压裂,产生垂直缝能达到很好的效果。压裂中尽量产生复杂的裂缝、保证井筒和主裂缝间的连通并减小裂缝扭曲度。常用的压裂液包括:胶化硝酸甘油、高能气体、氮气和二氧化碳泡沫、液态二氧化碳、低温氮气。
水平井技术的应用可以使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。水平井也需要压裂,如果不压裂则不能产气。将测斜仪和微地震技术相结合,对Newark 东油气田的微裂缝进行测量,其结果显示压裂后直井的排水区域又长又窄,平均约为915×152 m(Fisher 等,2002)。根据这个数据,作业人员推测对水平井压裂时,诱导裂缝垂直于钻井方向,这
样能够产生一个平行于储层的排水区域,因此扩大了总的排采面积。Newark 东油气田水平井的初始产气速度一般比直井快2,3 倍。根据岩石遮挡垂直裂缝发展的强度不同,采用不同的完井步骤。在具有这种遮挡层的部位,作业者一般不会对井筒生产段进行固井,并且可能采用单步或多步进行压裂。当遮挡层缺失或出现无法遮挡裂缝扩 14
展的某些问题时(例如遮挡层很薄或存在断层),生产段就会固井,并且采用多步压裂。在任何情况下均采用水力压裂。每步压裂液的体积为(284,751)×104 L 以上,主要取决于水平井分枝的长度,通常为150,1 070 m 以上。Scott(2005)分析了在Barnett 页岩采用水平井技术的两个原因:一是对水平井分枝进行压裂可使Newark 油气田的核心区域产量大幅度提高;二是与所观测的结果相关,在那些缺少遮挡或遮挡层很薄的区域,水平井压裂比直井压裂更能使裂缝保持在Barnett 储层的目的段中。
3. 页岩气藏模拟技术
大多数气藏模拟器都是对常规气藏进行模拟分析,常规气藏中天然气储存在单一孔隙系统中。但是页岩气藏模拟则需要采取不同的方法。有限差分模拟器(如ECLIPSE 油气藏模拟软件中的页岩气藏模块)认为天然气储存在致密页岩基质的孔隙空间内,并吸附在页岩有机物上,游离气则蕴藏在页岩地层的天然裂缝内。
图3-1 ECLIPSE油气藏模拟。标色后的页岩层模型显示九口垂直气井开采15年后的压力衰竭趋势。水力压裂裂缝以及天然裂缝相互交错组成网络通道,天然气通过这些通道从地层流入井内。
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在建立气藏单井和整个气田模型时,这些气藏模拟器可以使作业者将所掌握的有关岩石的全部信息都包括进去。气藏的特性,如产层有效厚度、气藏压力、温度、气含量、含水饱和度、天然裂缝几何形状、岩石基质孔隙度、总有机质含量以及甲烷吸附等温线函数等都可以容易地包括在模型中。以上信息为作业者评估天然气地质储量奠定了基础。
还可以将来源于增产后模拟和微地震解释的基质渗透率测量数据及水力压裂裂缝几何形状数据结合到模型中。根据实际天然气和水产量对模型进行调整,可以评估系统渗透率。通过建立完全符合实际油气井生产动态的模型,作业者能够预测一个地区的估算最终采收率(如图3-1)。
通过油气藏模拟可以实施多种类型的敏感性分析,这一点尤其重要。分析包括优化井设计,权衡水平井与直井之间的利弊,优化增产设计的次数与规模,根据不同的布井方案确定最佳钻井井位。上述分析为今后建立在科学、技术和经济基础上的开发决策创造了条件。
4. 天然气地质储量评估技术
页岩气产量是否可以长期保持经济产量开采主要取决于原始天然气地质储量、完井质量及基岩渗透率这三个因素。其中天然气地质储量通常是远景区经济评价的关键参数,其重要性高于基岩渗透率和完井质量。
对于已充分开发的盆地,页岩气开采代表其已处于最后的开采阶段,通常具有很多油田研究和已钻油气井资料。因而在钻新井之前,诸如露头剖面、富含有机质页岩的油田地质图以及早期钻井数据等资料对地下页岩气开发的初步评估具有一定的意义。除岩性以外,早期油气井中具有天然气显示的泥浆录井资料、色谱分析记录和天然气火焰电离检测气读数尤其重要。岩屑通常经过过滤、清洗和风干处理,然后封存在岩样箱内。在适当的时候,这些岩屑将被送往实验室用于有机质含量和成熟度的分析。在开发页岩气钻井活动早期,取心在地层评价方案中具有重要的意义。页岩取心为地学家确定天然气地质储量提供了直接数据。
天然气蕴藏在孔隙空间及裂缝内,或吸附在页岩内有机物的活性表面(下图)。上述两种间隙气与吸附气一起构成全部页岩天然气。确定在油气藏条件下间隙气与吸附气的比例后,地学家可以运用多种手段评 16
估天然气地质储量。
图4-1 利用Platform Express和ECS测井得到的Barnett页岩综合测井结果。前3道曲线是Platform Express仪器的测量结果。第4道是根据以Platform Express 和ECS数据为基础的含气页岩岩石物理模型得到的结果,这些数据通过ELANPlus高级多矿物测井分析软件进行了处理。该程序有助于对矿物成分、干酪根、含气孔隙度和含水孔隙度进行定量分析。其它道用来量化总孔隙度和有效孔隙度、含水饱和度、总有机物含量、基岩渗透率、天然气地质储量和累计产气量。对游离气和吸附气,都计算出其天然气地质储量和累计产气量。第4 道所描述的几个因素是页岩气远景区成功开采的关键。除了干酪根和含气孔隙外,Barnett 页岩还含有数量较多的石英和碳酸盐,这两种矿物使地层更脆弱,从而更容易进行压裂。粘土矿物成分主要是伊利石,一般情况下,伊利石不容易与压裂液起化学反应。
在井场,对新取出的岩心进行整理以运往实验室进行分析。该岩心的部分可能被封存在罐内并送往配有特殊装备的实验室实施罐吸附测试。测试过程中将对岩心中释放出来的天然气体积和组分随时间的变化进行测量。罐吸附测试测量释放出来的天然气总量,而不测量吸附气及 17
间隙气的具体比例,也不对其与压力之间的依赖关系进行评价。因而还必须进行其它测量。
实验室工作人员将压碎后的页岩放入岩样室,然后对其增压。通过对恒定油藏温度条件下岩样室的分析,分析人员可以建立起页岩气实际PVT关系的吸附等温线(图4-2)。
图4-2 吸附气储存。兰格缪尔等温线(蓝色)显示-饱和岩样在特定压力下所能吸附的天
然气量。压力下降会导致甲烷按照蓝线描述的动态轨迹脱离吸附状态。随着压力的下降,天然气解吸附能力以非线性的形式加强,因而本例中岩样在压力为3500 psi(24.2 MPa)时所吸附的甲烷量约为74 立方英尺/ 吨。当压力从该点开始下降时,脱离吸附状态的天然气相对较少,而一旦压力下降到500 psi(3.4 MPa ),该页岩所能吸附的天然气中有一半将脱离吸附状态,剩余的天然气将在压力小于500 psi 的条件下全部脱离吸附状态。
吸附在干酪根表面上的甲烷与页岩中游离甲烷处于平衡状态。兰格缪尔等温线就是用来描述某一恒定温度下的这种平衡关系的。该关系涉及两个参数:兰格缪尔体积和兰格缪尔压力。前者描述的是无限大压力下的气体积,而后者描述气含量等于二分之一兰格缪尔体积时的压力。
将一压碎的页岩岩样加热以排除其所吸附的天然气,然后对其进行岩心分析,可获取兰格缪尔参数值。随后将岩样置于一密封容器内,在温度恒定的甲烷环境下不断对其加大压力,测得其所吸附的天然气量,将结果与兰格缪尔方程式拟合后就形成等温线(图4-1)。
对于符合类似曲线的页岩,吸附作用是在低压(低于100 psi)条件下储存天然气非常有效的机理。相反,高压条件下,当吸附气接近高于2000 ps(i 13.8 MPa) 的渐近线时则吸附效率不佳。
另外一项用于专门分析低渗透率、低孔隙度地层岩样的技术是由斯 18
伦贝谢旗下的TerraTek 公司开发的。这种被称为致密岩石分析(TRA)的专有热解技术可以对含气页岩岩样提供综合评价(图4-3)。
图4-3 TerraTek 致密岩石分析技术。特殊岩心测量对颗粒密度、孔隙度、流体饱和度、渗透率和含气页岩总有机质含量等进行分析和描述。在该数据集中,含气饱和度、孔隙度和渗透率测量值等均表明该气藏为高潜能气藏。
吸附等温线数据作为油藏压力的函数,可以用来直接评估有机物吸附天然气的最大能力。TRA 含气孔隙度数据也是油藏压力的函数,可直接提供间隙气测量结果。吸附等温线和含气孔隙度与罐解吸附测量数据结合,能提供完整的天然气地质储量描述结果。该信息为油气藏模拟提供了关键数据,并能指示间隙气和吸附气对诱发裂缝系统的相对贡献。
岩心分析经验表明,成熟、热成因的页岩主要被间隙气所饱和,吸附气所占比例在50% 到10%。相反,未发育成熟、生物成因的页岩主要被吸附气所饱和,间隙气所占比例很小。同时页岩孔隙空间中还被不同比例的水、气及可动油所饱和。
储层性质最佳的页岩通常含油和含水饱和度低、间隙气饱和度高,因而气相相对渗透率也较高。该类页岩中有机物含量在中等以上,有机物发育程度较高,其组织结构反映出孔隙度和渗透率在埋藏过程中保存较好。因此,为了对天然气地质储量进行评估,实验室测量必须能够对天然气和液体饱和度、孔隙度、基质渗透率、有机物含量和成熟度、有机物在恒定油藏温度下吸附天然气的能力(是油藏压力的函数)等进行直接评价。
最后,测井分析数据,特别是根据岩心分析所得的实际油藏性质标定后的测井分析数据,是利用孔隙度和气饱和计算进行天然气地质储量可靠预测的基础。以测井资料为基础的模型
也可以用于预测横向范围有限区域内邻井中的特性,从而有助于对盆地的非均质性进行评价。
5. 评价页岩气藏潜力
评价页岩气藏的潜力涉及到对多种因素正反面影响的权衡,包括页岩矿物成分和结构、粘土成熟度、干酪根类型及成熟度、流体饱和度、 19
吸附和间隙气储存机理、埋藏深度、温度和孔隙压力等。其中,孔隙度、流体饱和度、渗透率和有机质含量等对于确定页岩储层是否具有进一步开发价值非常重要(如图5-1)。
图5-1 关键储层参数。美国多个页岩气盆地的经验表明,要想实现经济开采,页岩气藏必须符合或超过以上参数值。
页岩气产自非均质性严重的地层这一现实加大了储层评价的复杂性。页岩在水平和垂直方向上的性质都会发生突变,高潜能储层段与质量较差的层交互并存。储层岩层可能在相对较短的距离内横向延伸或尖灭,而页岩总厚度则保持不变。描述储层特性以及了解造成局部非均质性的沉积和环境因素,是页岩气藏勘探和开发过程中面临的主要挑战。
通过分析岩心和测井资料,地质学家可以评价井筒范围的非均质性。通过对岩屑进行岩石学分析可以确定页岩类型,再结合多井TOC测量数据和测井分析,能够对盆地中储层潜力进行初步评估。通过上述数据的分析,地学家可以确定天然气地质储量、储层潜力及其随深度的变化。这些数据是评估储层是否可以经济开采的基础,也是确定完井目标储层单元,以及评价横向和垂向完井成本,效益的基础。
从页岩中开采天然气所受到的最大限制可能来自岩石内的孔喉。TerraTek公司的研究人员曾将各个不同类型的页岩和不同盆地中的井产能与基质渗透率数值做过比较。这些分析得到的经验表明,渗透率低于100 毫达西是经济开采页岩气远景区的下限。这一限制似乎与完井质量及气含量无关。
最后,发现页岩气藏的关键在于各有利地质参数的综合,如热史、天然气含量、储层厚度、基质岩石特性和裂缝等。
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6.页岩气藏勘探途径
6.1 勘探原则
页岩气藏主控地质因素及分布规律,对四川盆地页岩气藏勘探原则的探讨很有启示,仍需进行完善,有针对性地具体化。页岩气藏勘探尽可能先于有机碳含量较高区域内进行,特别是有机碳含量大于2%的区域,应优先对黑色页岩较发育的区域进行勘探。页岩镜质体反射率大于0.14%的区域,有利于寻找页岩气藏。对于含沥青的过于成熟区域要慎重勘探。陆相和海相页岩气藏勘探应彼此顾及,首先勘探沉积较中心区域,有所发现的条件下,再逐步扩大勘探范围。陆相中的湖相和三角洲相是较为有利的优先勘探区域。也更应该了解区域内海相—海
陆过渡相—陆相的纵向时空变化规律,寻求纵向上追踪勘探。裂缝发育区域的诊断就是关键环节,优选构造转折带,地应力较集中带、褶皱—断裂带重点勘探,现今的中深级埋藏深度是勘探重点,海相沉积页岩的过大抬升区域,要进行侦察性勘探。较稳定沉积地区的浅层应以生物气藏勘探为重点,中深层要以凝折气藏勘探为重点。暗色页岩单层厚度一般大于30 m较适合勘探,应结合有机碳的含量进行综合选择。暗色页岩层流体高势能区是勘探的重点,游离页岩气高压异常带应优先勘探,而吸附高压异常带勘探可推后进行,低压异常带勘探要慎重,也不放过低压异常中仍有较大的产出能力的可能性。暗色页岩类型及目前所处的演化阶段,要用演化模型预测其对扩散天然气的封闭能力及演化阶段。也可以由现有的发现去深化认识,促使地质研究开展。页岩气藏成藏与构造圈闭关系一般不明显,预示隐蔽性页岩气藏具有广泛性。也应优先对构造—岩性圈闭、褶皱—断层圈闭先进行勘探,这与储集层内天然裂缝较为发育有关。对于海相生成含钙质较多的地带宜于先勘探,也可能与溶蚀连通裂缝出现有关。四川盆地暗色页岩气藏勘探潜力很大,盆地东部和南部志留系是勘探的战略重点,川南地区更是勘探的突破口,要作为国内勘探示范区进行优先勘探。中石油获准承担的“中低丰度天然气藏大面积成藏机理与有效开发的基础研究”和“非均质油气藏地球物理探测的基础研究”国家级别的973科技计划项目,应尽可能将川南地区志留系暗色页岩气藏勘探列入其中。对于有关的新兴命题研究,也应纳入博士后工作站命题选向,扩大研究领域和范围,超前进行多种技术储备和新尝度,争创世界一流的研究成果,展示科研的中国特色。四川盆地内其它地区要在前 21
期全面资源调查的基础上,从中筛选出较有利勘探区块,进行勘探可行性深入评价,中下侏罗系和二叠系大隆组是深入评价的重点。本着先易后难、先浅后深的原则进行前期勘探,要以发现促科研。川南老气区要实施立体勘探途径,降低勘探投入和风险。老井上试或下试,充分利用原有的地质资料重新再认识。对原有钻井气显示较好的井段,优先进行试气;已获得气产量较好的井,最好转入先期试采,以录取地质资料深化认识为目的,并探讨开采技术新途径。试采强度要科学确定,不宜追求过大的开采速度。对于试气中的气产量暂时较低的井,要进行增产措施攻关试验,不能盲目增加试验井数量。措施攻关试验要有可行性论证、施工方案和施工结果评价,立足不断获取明显增产效果。暗色页岩气藏勘探自主进行,可吸收国际上的专业人才参与,发挥其专业特长和专业技能。
6.2 钻采工程技术探讨
暗色页岩气藏勘探属于世界范围内较边缘的专业学科领域,钻采工程技术探讨和攻关,重在于强化基础研究,地质与工程两大专业要全力配合,提高技术创新和技术集成再创新的针对性和实用性。要扩大技术探讨的思路,不能相互排斥。钻井和完井要采用现有的先进技术。老井上试或下试是立体勘探中的有效途径。对于原有的直井和斜井,特别是地层孔隙流体高压异常状态下,可进行氮气超正压射孔,如果要用液垫,须防泥质膨胀。处理孔眼附近地层因钻井、固井和射孔所引起的堵塞。采用现有的有机和无机盐复合防膨技术,也是一条重要技术途径。水力喷射孔能有效降低措施泵注压力,利于压裂集中造缝,甚至于与相关措施联作一次性进行。高含钙质的暗色页岩地层,可用乙醇酸进行水力喷射孔作业,发挥应有的多种功能。裸眼割缝衬管完井技术有广泛的适用性,尤其是新钻的井眼易于采取这种完井方式,钻井显示很好的井尤其应采用此完井方式。为了稳定井壁,也可以在井壁与割缝衬管间充填掺纤维的陶粒。水平井是暗色页岩气藏勘探评价的重要手段,对于原来有较好气显示的老井,可进行套管开窗侧钻水平井作评价,也可降低增产措施的技术难度。其中有待于用裂缝诊断技术确定水平井段延伸的方位。用空气作循环介质在暗色页岩中钻进,稳定井壁在于增加注气压力,新疆油田已成功地进行过超浅层水平井钻井作业,其原理可应用。
暗色页岩气藏增产措施要有明显的针对性,在压裂沟通地层更多天然裂缝的基础上,防止地层内泥质膨胀是技术关键环节。高能气体压裂,除非井壁附近地层内有天然裂缝存在,否则有限长度的人工微缝难以达 22
到沟通的目的。压胀松动压裂是在最小压应力与最大压应力之比值小于或等于0115,0130的条件下才适用的,这是分级燃爆下产生的叠加波作用的结果。对于致密储集层更有效,可以用页岩进行室内评价实验。因适宜于深井作业,可与其它措施配合实施。更值得开展层内液相燃爆技术攻关,只要前期地层有较好的吸收能力,便可直接进作业;在裸眼水平井段仍可尝试,裸眼应是较小直径,可与加砂压裂配合进行。含钙质较多的暗色页岩地层,可用乙醇基压裂液压裂造人工裂缝,结合乙醇酸酸化一次性进行。施工作业的前缘可集中泵注液氮泡沫,利于减少液氮用量,便于作业后一次性尽快喷通地层,达到高效排液的目的。对于高含钙质的低压异常暗色页岩气藏,在地层吸收条件较好时,可直接采用乙醇泡沫酸酸化工艺技术。地层堵塞严重最好先进行酸浸作业,防止将大量无机堵塞物分散挤入地层内,在此基础上可进行加砂压裂作业。二氧化碳泡沫压裂液携砂作业是较佳的技术途径,拥有多方面的技术优势。乙醇基压裂液携砂作业仍有较好前景,这是针对甲醇基的有害弱点而取代的。前置胶束酸加砂压裂在国内取得成效,对于胶束酸的配制应有针对性。排水采气工艺技术可能会排上用场,尤其是利于被吸附的页岩气解吸。注采可配套进行,用注入井注入的二氧化碳,发挥增能驱页岩气的作用,置换被吸附的页岩气,将有害的气体封存在地层内,不能出现与开采井发生明显二氧化碳气窜。
7.页岩气资源投入商业开发的前提是综合评价
泥页岩类基质孔隙极不发育(浅层孔隙度可大于10 % ,2300m 以下深度通常小于10 %) ,多为微毛细管孔隙,渗透率也远小于致密砂岩,属于渗透率极低的沉积岩。但沉积环境、成岩作用、有机质演化、构造应力、水动力条件和围岩特征等诸多因素的综合效应,能够使有机质丰富的泥页岩形成一定规模、渗透性较好的封闭体系,即裂缝性泥页岩油气藏。这是分布广泛的北美泥盆系页岩只在部分区域具有商业开发价值的主要原因之一,也是油气公司将页岩气的经济、技术可采储量置于首位的重要原因。北美勘探开发公司通常要在确定天然气成因、页岩气分布面积、有效厚度、可能的生产机制以及基本控制影响经济开采的不利因素之后,才可能有效动用页岩气储量。因此,与常规油气藏钻井之后随即投产的模式不同,页岩气资源投入商业开发的前提是综合评价。
页岩气资源评价总体面临两个核心问题: ?作为储集层是否具有 23
足够的天然气地质储量; ?是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。因此,储集层中赋存的天然气体积、储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数,有机质丰度、成熟度、甲烷吸附能力、孔隙度、含气饱和度、储集层有效厚度、矿物组成、裂缝发育范围与方向及其围岩的封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价涉及的必要Big Sandy 气田泥盆系页岩TOC 与甲烷吸附气含量
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此外,Fort Wort h 盆地T. P. Sims # 2 井Barnett组页岩、Appalachian 盆地Chat tanooga 组页岩TOC( y) 与页岩气产率( x ) 之间还存在y = 27. 538 x +67. 886和y = 66. 59 x + 60. 154
的线性关系,其他页岩产层也多具有类似特征。根据这些正相关模型,结合TOC 与页岩密度
的负相关性,利用常规测井曲线便可识别成熟的优质烃源岩,连续计算页岩段的含气量,为优选目的层提供关键参数。
7.2 吸附气含量高
前面提到,页岩气主要由两部分构成:烃源岩不溶有机质(干酪根) 和岩石颗粒表面的吸附气,粒间孔隙和天然裂隙中的游离气。页岩气井生产寿命通常比较长,部分甚至高达30a ,产量年递减率一般小于5 %(多数为2 %,3 %) 。许多研究认为页岩气井稳产期较长的原因与储集层吸附气含量密切相关,页岩气后一阶段生产的天然气主要来自基质中的吸附气,吸附是页岩储集层中的天然气得以保存的主要方式之一,吸附气解吸是页岩气生产的重要机制。虽然Curtis (2002)的统计显示,各主要产层的吸附气和游离气构成比例非常不同, 吸附气含量范围较宽, 约20 %, 85 % ,Barnet t 组页岩最低(仅20 %) ,其余均在40 %以上 ;不过,从随后的Barnett 组页岩实验研究和开采情况看,吸附气20 %的评估值偏低。Fort Worth 盆地Newark East 油气田T. P. Sims # 2 井不同深度Barnett 组页岩甲烷等温吸附曲线表明,当压力低于某一数值时, 吸附气可占天然气总产量的40 %,60 %;Mavor (2003) 也指出,Barnett 组页岩吸附气含量应当高于GRI (天然气研究协会) 的估算值,约占原始天然气地质储量的61 %。所以,Barnett组页岩吸附气含量取40 %,60 %比较合适。由此可见,对于产量、可采储量丰富的页岩储集层,吸附气含量可能至少占天然气总产量的40 %左右(如表2) ,构成比例可观,再次说明吸附气含量是预测页岩储集层产能的关键参数之一。
7.3 页岩气储集层石英含量高
页岩的矿物成分较复杂,除高岭石、蒙脱石、伊利石等黏土矿物以 25
外,还混杂石英、长石、云母等许多碎屑矿物和自生矿物。页岩可分为黑色页岩、钙质页岩、硅质页岩、炭质页岩、铁质页岩、油页岩等类型。北美裂缝性页岩气的综合评价中往往采用地层元素分析( ECS) 手段,通过谱分析图观测页岩的矿物含量。表2显示页岩储集层的石英含量多超过50 % ,有些高达75 % ,且多呈黏土粒级,常以纹层形式出现,而有机质、石英含量都很高的页岩脆性较强,容易在外力作用下形成天然裂缝和诱导裂缝,有利于天然气渗流。该现象一方面说明岩性、岩石矿物成分是控制裂缝发育程度的主要内在因素,另一方面说明并不是所有优质烃源岩都能够形成具有经济开采价值的裂缝性油气藏,那些低泊松比、高弹性模量、富含有机质的脆性页岩才是页岩气资源的首要勘探目标。
7.4 天然裂缝系统发育程度直接影响页岩气开采效益
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( 小于1mD) ,那些页岩气已经投入开发利用的地区往往天然裂缝系统比较发育。例如Michigan 盆地北部Antrim组页岩生产带主要发育北西向和北东向两组近垂直的天然裂缝; Fort Wort h 盆地Newark East 气田Barnett组页岩气产量高低与岩石内部微裂缝发育程度有关;Illinois 盆地New Albany 组页岩经济可采储量也与裂缝系统相关。从生产角度来看,页岩气井的初产高,但开始几年递减快(第一年可能递减60 %,70 %左右) ;单井产能也很悬殊,日产量可由几千立方米到数万立方米不等,高产井并非集中分布。这些状况说明裂缝改善了泥页岩的渗流能力,裂缝既是储集空间,也是渗流通道,是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途
径;裂缝性泥页岩储集层各向异性很强,页岩气可采储量最终取决于储集层内裂缝产状、密度、组合特征和张开程度。因此,页岩气藏的勘探目标应首选那些拥有较高渗透能力或可改造条件的泥页岩裂缝发育带,合理确定有利的页岩气分布面积,不应当仅考虑是否属优质烃源岩,因为优质烃源岩仅是页岩气储量评价的一个方面,且统计结果尚未显示页岩气的地质储量与产能之间存在着比较好的相关性。
总而言之,裂缝性泥页岩储集层天然气构成模式与常规天然气藏不同,相当部分页岩气以吸附状态存在,吸附量受储集层有机质丰度、地层压力等因素控制。气藏投入开发后,初期产量来自页岩的裂缝和基质孔隙,随着地层压力降低,页岩中的吸附气逐渐解吸,进入储集层基质中成为游离气,经天然和诱导裂缝系统流入井底,即吸附气的解吸是页岩气 26
开采的重要机制之一。预测具有裂缝与孔隙双重介质的泥页岩储集层产能,若忽视吸附作用的效应,可能远远低估其资源潜力,若忽视储集层岩石物理学特性及裂缝系统的发育条件,则可能高估页岩气开采价值。在划分有效页岩储集层时,须重视页岩有机质丰度、地层压力、岩性、物性及裂缝发育程度对产气能力的影响。在大套泥页岩定量评估过程中,须采用测井多参数判别与测试资料相结合的方法建立研究区气层判别标准。利用地震技术定量预测裂缝发育的有利区域,仍然是研究人员探索和努力的方向。以岩心实验为基础,利用集地质、钻井、测井和地震资料为一体的勘探开发油藏描述工作平台,通过相关评价模型对厚层泥页岩目的层进行连续定量解释,计算资源量与可采储量,确定初始产能与递减率、生产机制,是页岩气综合研究的主要美国页岩储集层深度与钻井成本对比
27
8.2 页岩储集层的钻采技术
如前所述,裂缝的发育程度是页岩气运移聚集、经济开采的主要控制因素之一,但统计表明仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产, 其余90 %以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝, 提高井筒附近储集层导流能力。Fort Worth 盆地Barnet t 组页岩埋藏较深,地层压力较高,其开发历程(见表4) 印证了钻采技术的不断更新(如N2 压裂、泡沫压裂、凝胶压裂、清水压裂、水平井钻探技术) 带来的成果,致使更多的油气勘探开发公司参与Barnet t 组页岩气聚集带开发。按照日产量高低排序,主要有Devon 、XTO、Conoco Phillip s、EnCana 、EOG、Chesapeake 等能源公司,其中Devon 能源公司占据主导地位。
表4 Fort Worth 盆地Barnett 组页岩气开发历程
20 世纪80 年代初Mitchell 能源公司(2001 年被Devon 能源公司收购) 采用泡沫压裂技术提高垂直井产能,产量增幅有限。自20 世纪90 年代后期以来,各种先进的水平井钻完井技术、压裂技术(如清水压裂、多段压裂、重复压裂) 和压裂实时监测技术(如微地震测绘) 使Barnet t 组页岩储集层改造成本降低70 % ,地层伤害降低,储集层有效厚度增加,烃类排泄面积扩大,单井产能和生产潜力大大提高,如1985 年至1989年、1999 年和2002 年3 个时期平均单井最终可采储量( EUR) 依次为
9.8 ×106 m3 (0.35bcf ) 、2.4 ×107 m3(0.86bcf) 和3.4 ×107 m3 (1.23bcf ) ,产区也由Wise 、Dendon 和Tarrant 构成的核心区向外围逐渐拓展,克服了Barnet t 组页岩上下灰岩层的限制, 避免了Ellenburger 组白云岩层的水侵,使可采储量在气窗范围内( Ro值大于
1.1 %) 得到最大程度动用。与2000 年相比, 2005 年产量翻了5 倍以 28
上( 见表4) 。按照Quicksilver 公司公布的数据, Fort Worth 盆地外围区域Johnson 区水平井日产量已达到5.9X104 ,1.4X105m3 (2.1,5 mmcf) 水平。需要注意的是,页岩储集层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束,要针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺,才能取得比较好的开发效果和经济效益。对于埋藏较浅、地层压力较低的储集层通常采用N2 泡沫压裂。清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂,但仍要求储集层中膨胀性蒙脱石含量不能很高,原因是其水敏性强,遇水易膨胀、分散和运移,导致岩石渗透率下降,所以,利用X2衍射和SEM测试结果分析黏土矿物的类型和含量十分必要。
8. 中国页岩气开采技术
页岩气是非常规气体的一种,简单说就是从页岩层中开采出来的天然气。近年来,全球页岩气开采的公开数据非常有限,但人类对于页岩气开采的兴趣却越来越浓。7月2日,记者从页岩气储层开采技术研讨会上获悉,中国石油集团国际事业部中加阿尔伯达石油中心通过搭技术交流桥,促进对北美测量页岩气储量、属性新技术的学习和了解及相关先进理论,助力中国页岩气开发。
美国进行页岩气开采大约有80多年历史。在加拿大,作为商业开采还处于起步阶段。因为能补偿常规天然气开采量下降的问题,这些很难开采的气体在加拿大天然气开采中的作用越来越重要。数据显示,加拿大西部地区大约有550万至860万亿立方英尺页岩气储量。
2006年初,中国石油勘探开发研究院油气资源规划所组织专家展开了页岩气资源调查研究。有关专家表示:“整个中国页岩气资源量潜力到底有多大,现在还无法估量。”
资源量这么巨大的宝藏之所以沉睡地下,主要因为页岩气储集层页岩是由岩化的黏土、有机物质和矿物质混合而成,尽管有机质能够产生丰富的页岩气,但这些纹理清楚的岩石间的空隙太小,渗透率低、气流阻力大,开采难度很大。
“以往,人们一直认为烃源岩只生成油气而不能储藏。近年来研究 29
证明,页岩气不仅生成于烃源岩还大量储藏于其中。”中加中心主任韩华说:“目前,我国在页岩气开采方面经验少、技术也不强。页岩气广泛应用于生产生活还有很长的路要走。美国和加拿大已经开始对页岩气进行勘探开发,并取得了一定成果。向他们学习经验、进行技
术交流是中加中心举办研讨会的初衷。”
据韩华介绍,美国目前已对密西根、印第安纳等5个盆地的页岩气进行商业性开采,2005年页岩气产量达到198亿立方米,成为一种重要的天然气资源。
在研讨会上,来自加拿大等国主要从事页岩气、煤层气油藏评价,二氧化碳和聚合物驱机理研究,为当地各石油公司实际二氧化碳和聚合物驱注采进行设计和咨询的专家,就页岩储层的定位和开采,气体储藏、地球化学和回收机理等进行了技术交流。
页岩气是隐藏在页岩中的非常规天然气,成分以甲烷为主,是一种清洁、高效的能源。中国国土资源部近日公布的评估显示,中国陆地页岩气资源潜力是134.42万亿立方米,可采资源潜力为25万亿立方米(不含青海、西藏)。
8.1 开发技术不成熟
尽管储量巨大,但中国页岩气的开发技术并不成熟,也没有商业投产。中国国土资源部油气资源战略研究中心副主任张大伟说,中国页岩气还处于起步阶段,需要借鉴外国的技术。他说:“现在几大公司在自己的区块里、就是页岩气比较好的地区进行勘探开发,同时也和国外公司进行合作。”
中国油田设备制造商、烟台杰瑞石油服务公司的程永丰(Cheng Yongfeng)说,页岩气的开采一种是定向钻探,一种是液体分解。液体分解需要向地下注入几百万加仑的高压水和化学药剂,迫使岩层断裂,中国目前掌握的分解技术还不成熟。
而页岩气开发技术最成熟的是美国。新华社说,美国页岩气产业近 30
年发展迅速,2011年产量超过1700亿立方米。美国页岩气开发公司Breitling Oil & Gas
总裁福克纳(Chris Faulkner)指出,中国页岩气开采的难题是页岩气资源蕴藏丰富地区往往水源不足,而且缺乏天然气管道。花旗银行全球大宗商品部负责人马尔科姆(Rodney Malcolm)指出,管道设施缺乏会继续制约中国的页岩气开发:
“美国的情况不太相同,因为页岩气开发区已经铺设了管道。比如美国东北部地区的页岩气产区面积很大,就相对容易地同跨州管道连接起来,并投入市场。中国的情况就不是这样。你能发现页岩气储藏,但要投入市场,就必须花数十亿美元先铺设管道。”
马尔科姆说,美国的天然气管道有210条,长度超过30万英里,可以与几乎所有的主要城市连接。中国的天然气管道截至2010年只有3万6000公里。因此,即使中国的页岩气充分开发,也很难向沿海地区输送。
8.2 技术借鉴
中国国有能源企业2009年后已经同美国的切萨皮克能源公司(Chesapeake Energy)和戴文能源公司(Devon Energy Corp)签署数十亿美元和合作协议,共同开发页岩气资源。美国能源研究机构Sanford Bernstein的分析师贝弗里奇(Neil Beveridge)认为,美国公司将是中国页岩
气开发的主要求助对象。
迄今为止,只有中国的能源公司能够参加这些区块的招标,但一些西方能源巨头也有兴趣。这(中国)是全球页岩气产业的新边疆,你会看到雪佛龙、艾克森和壳牌等石油公司将努力同中国大型能源公司合作,分享中国页岩气开发的机会。
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致谢
本论文的完成是在我们的导师潘江茹老师的细心指导下进行的。在每次设计遇到问题时老师不辞辛苦的讲解才使得我的设计论文顺利的进行。从论文的选题到资料的搜集直至最后论文的修改的整个过程中,花费了潘老师很多的宝贵时间和精力,在此向导师表示衷心地感谢~导师严谨的治学态度,开拓进取的精神和高度的责任心都将使学生受益终生~
还要感谢和我同一论文小组的几位同学,是你们在我平时设计中和我一起探讨问题,并指出我论文上的误区,使我能及时的发现问题把论文顺利的进行下去,没有你们的帮助我不可能这样顺利地结稿,在此表示深深的谢意。
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范文四:页岩气开采技术
页岩气开采技术
,,,琳娜王 毛 小 平 何
,,中国石 油 西南油气田公司蜀南气矿 中国石 油西 南 油 气 田公司川东北 气 矿 ,,,,
,,中国石油西南油气田公司天然气研 究 院 ,,
,,摘 要 通过 调 研国内外页岩气开发现状 分析国外技术对我国开采 页 岩气 的 适 应性 针 对 我
,国 页岩气 开 发目前存在的问题提出了开展相关 技 术 研 发 的 建 议 系 统 地 勘 探 和 评 价 我 国 页 岩 气 ,,、资 源 寻 找 页 岩 气 富 集 带 和 有 利 开 发 区 研 究 水 平 井 多 段 压 裂 同步压裂等先 进 的页 岩 气 开采技,,,。术 开 发 适 合 的 开 采 工 艺 加 强 保 护 环 境 意 识 开发过程 中采取相应环保措施 关键词 页 岩 气 气 田 开 发 完 井 技 术 储 层 改 造
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,, ,, ,,。全球页岩气资源量多达 相 当 于 年美国页岩气年产量为,,,×,:,,,:,:,,:,×,:
、,,加拿大页岩气资源分布广层位多预测页岩气 煤层气与致密砂岩气资源量的总和占三种主要非
,, ,。,资源量超过目前已有多家油气生 ,、、,常规天然气煤层气致密砂岩气页岩气总资源量 ,,,,×,:,
,,,,。,产商在加拿大西部地区进行页岩气开发试验的左右因此页岩气是现有技术经济条件 ,::: ,:,
, ,。年该地区页岩气产量约。下天然气工业化勘探的重要目标我国页岩气资源 ,,,×,:, ,,亦非常丰富仅四川盆地下志留系烃源岩即有欧洲受美国启发近年来一些国家开始着手页 ,:×
,, 。,“”岩气的研究年初欧洲页岩项目在德,左右的资源量但 目 前 对 页 岩 气 的 勘 探 开 发 ,::,,:,
,,,国国 ,,。家地学实验室启动此项跨学科工程由政府还处于探索阶段尚需深入研究
、、地质 调查部门咨询机构研究所和高等院校的专家
,组成 工作团队工作目标是收集欧洲各个地区的页
国外页岩气开发现状 , 、,岩样 品测井试井和地震资料数据建立欧洲的黑色
,,页岩 数据库与美国的含气页岩进行对比分析盆,目前全球对页岩气的勘探开发并不普遍但美
、、,地有 机质类型岩石矿物学成分等以寻找页岩,国和加拿大做了大量工作欧洲许多国家开始着手
,前为此工作提供数据 支 持 的 有 ,。。 页岩气的研究俄罗斯仅有局部少量开采 气目 ,,,,,,:
,, ,、、、埃 克 森 美 孚,,,,,:, ,,,:,,,,,,,,,,,,,,,,美国页岩气资源总量超过页岩气 ,,×,:,
,, ,、,技术可采资源达到近年来页岩气 ,,,,,,, ,,,×,:,,:)
。开发的发展很快世纪年代中期美国页岩气 ,::: 、。 德国地学实验室等家公司和机构,,:,,,
,开始规模化发展年代末期页岩气年产量约::,,,, ,研究人员认为仅西欧潜在的页岩气资源量将
,,, ,,, ,,,年个页岩气产气盆地的生产井约。 有欧洲的沉积盆地主要发 育 热 ×,:,,::: , ,,,,,×,:
, ,,,,成因类型的 页 岩 气如北欧的寒武―奥陶系 口年产量约年页岩气产 ,,,, ,,:::,,,×,:,,:::
,,、。,气盆地有余个生产井增加到近口页岩 页岩德国的石炭系海相页岩近年来多个跨国公 ,:,,:::
, ,。,,司开始在欧 洲 地 区 展 开 行 动年 月波 兰 气年产 量 为 约 占 美 国 天 然 气 年 产 量 ,::: ,: ,,:×,:,
,,,,,。能源公司被授权勘查波兰的志留系黑色页岩壳牌 的成为重要的天然 气 资 源 之 一年 美 ,,,::,
。公司声称对瑞典的地区感兴趣埃克森美孚 ,国页 岩 气 生 产 井 约 口页 岩 气 年 产 量 接 近,,,,,,,,,:
, ,公司已在匈牙利 地区部署了第一口页岩气探,,,ó ,。超 过 我国常 规天然气的年产 量,:::×,:,
第 第 期 卷 页岩气开采技术,: , ,:,
,,,, 井并计划在德国 盆地完成 口,。 时间在页岩气开发中的应用正逐步增多,:,,,,,,:,,: , ,,,。,页岩气探井能源公司与法国道达尔石油 国外在页岩气水平井钻完井中主要采 用 的 相 ,,,:,,,,,,关技术有旋转导向技术用于地层引导 和 地 ,。 公司建立合作关系获得在法国钻探的许可康菲 ?
,,,石油公司最近宣布它已经与 英国石油公司的 ,,层评价确保目 标 区 内 钻 井随 钻 测 井 技 术 和 随 ,,?
。子公司签署了在波罗的海盆地寻找页岩气的协议 ,、,钻测量技术用于水平井精确定位地层评价引导
,,中靶地质目标控 压或欠平衡钻井技术用 于 防 ?
,,:、,漏提高钻速和储层保护采用空气作循环介质在页 国外页岩气开采技术, ,,岩中钻进泡 沫 固 井 技 术用 于 解 决 低 压 易 漏 长 ? ,美国将页岩气田开发周期划分为 个阶段资 , ,封固水平段固井质量不佳的难题有机和无机盐 ? ,,源评估阶段即对页岩及其储层潜力做出评估勘探 ,。复合防膨技术确保了井壁的稳定性 ,,, 启动阶段开始钻探试验井测试压裂并预测产量
,,,早期开采阶段开始快速开发建立相应标准成熟
,,,开采阶段进行生产数据对比确定气藏模型形成 测井技术 ,,, ,,开发数据库产 量 递 减 阶 段为了减缓产量 递 减 速 现有测井评价识别技术可用于含气页岩储层的 ,,、度通常需要实施再增产措施如重复压裂人工举 、,,,,测井识别总有机碳含量和热成熟度指 ,:,,:。,升等整体看这个阶段开发页岩气所采用的技 , 、、标计算页岩孔隙及裂缝参数评价页岩储集层含气 。术与常规天然气开发技术有所区别 、、、 饱和度估算页岩渗透性评价页岩岩矿组成测定
。页岩岩石力学参数计算
水平井随钻测井系统可在水平井整个井筒长度 地震勘探技术 ,,, 、、范围内进行自然伽马电阻率成像测井和井筒地层 。包括三维地震技术和井中地震技术三维地震
,、倾角分析能够实时监控关键钻井参数进行控制和 、技术有助于准确认识复杂构造储层非均质性和裂
,,定位可以将井数据和地震数据进行对比避开已知 ,。 缝发育带以提高探井或开发井成功率由于泥页
。 、有井漏问题和断层的区域及时提供构造信息地 ,、 岩地层与上下围岩的地震传播速度不同结合录井
、,层信息力学特性信息将天然裂缝和钻井诱发裂缝 ,,。测井等资料可识别解释泥页岩进行构造描述应
,、进行比较用于优化完井作业帮助作业者确定射孔 用高分辨率三维地震可以依据反射特征的差异识别
。和气井增产的最佳目标 ,。预测裂缝裂缝预测技术对井位优化起到关键作用
井中地震技术是在地面地震技术基础上向
“”、、高 分辨率高信噪比高保真发展的一种地
,,、球物理手 段在油气勘探开发中可将钻井测井页岩含气量录井和现场测试技术 ,,,
,、和地震技术 很好地结合起来成为有机联系钻测,,页岩孔隙度低以裂缝和微孔隙为主绝大多数
井资料和地面 地震资料对储层进行综合解释的有、。 页岩气以游离态吸附态存在游离态页岩气在取 。,效途径该项技 术能有效监测压裂效果为压裂工,心钻进过程中逸散进入井筒主要是测定岩心的吸
,艺提供部署优化 技术支撑这是页岩气勘探开发的。附气含量录井过程中需要在现场做页岩层气含量
。必要手段 、。 测定页岩解吸及吸附等重要资料的录取这些资
。料对评价页岩层的资源量具有重要意义针对页岩
,、气钻井对录井的影响可以通过改进录井设备方法 钻井技术 ,,, ,、。和措施达到取全取准录井资料的目的 自从美国年完钻世界上第一口页 岩 气 井 ,,,,
,、、以来页岩气钻井先后经历了直井单支水平井多
、、。分支水平井丛式井丛式水平井的发展历程,::, ,,,固井技术 ,,, ,。 年以前直 井 是 美 国开 发 页岩气的主要钻 井 方 式、页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥酸溶性水 随着年 能 源 公 司 口 页 岩 气 ,::, ,,,:, : ,,,,,,,、泥泡沫酸溶性水泥以及火山灰级水泥等种 ,, , ,实验水平井取得巨大成功水平井已成为页岩气开 。,类型其中火山灰级水泥成本最低泡沫酸溶 ,, 。 、发的主要钻井方式丛式水平井可降低成本节约 ,,性水泥和泡沫水泥成本相当高于其他两种水泥是
石 油 与 天 然 气 化 工,,,,,,,,,:,,:,,,,:, :,:,, , ,,, ,:,, ,:,
。 ,。 火山灰级水泥成本的倍固井水泥浆配 口井甚至口井同时压裂此技术是采用使压裂 ,, ,,,, ,
,,方和工艺措施处理不当会对页岩气储层造成污染 液和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和表 增加压裂难度直接影响后期采气效果
,面积利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的程 完井技术 ,,, ,。 度和强度最大限度地连通天然裂缝同步压裂对
,, 国外一些公司认为页岩气井的钻井并不困难,页岩气井短期内增产非常明显而且对工作区环境
。难在完井主要是由于页岩气大部分以吸附态赋存 ,,。影响小完井速度快节省压裂成本
,,于页岩中而其储层渗透率低既要通过完井技术提 水力喷射压裂,,:,, ,,高其渗透率又 要 避 免 其 地 层 损 害这 是 施 工 的 关 、、水力喷射压裂是集水力射孔压裂隔离一体化 ,。键直接关系到页岩气的采收率 ,,、的技术有多种工艺如水力喷射辅助压裂水力喷 页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔 、。 射环空压裂水力喷射酸化压裂等此技术优点是 、、、完井尾管固井后射孔完井裸眼射孔完井组合式 ,不受水平井完井方式的限制可在裸眼和各种完井
、。 桥塞完井机械式组合完井等完井方式的选择关 ,结构的水平井实现压裂不使用密封元件而维持较
、,系到工程复杂程度成本及后期压裂作业的效果适 ,,低的井筒压力迅速准确地压开多条裂缝解决了裸
、, 合的完井方式能有效简化工程复杂程度降低成本眼完井水力压裂常见的储层天然裂缝发育时裸露井
。为后期压裂完井创造有利条件 ,。 壁表面会使 大 量 流 体 损 失影 响 压 裂 效 果 的 难 题
。缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制
重复压裂,,:,, ,,,: 储层改造技术,,: 重复压裂是在页岩气井初始压裂处理已经无效 ,页岩气储层改造技术包括水力压裂和酸化可 ,或者原有支撑剂因时间关系损坏或质量下降导致
。 以通过常 规 油 管 或 连 续 油 管 进 行 施 工国 外 在 新 ,产气量大幅下降的情况下对气井重新压裂的增产 、井老井再次增产或二次完井中经常采用连续油管 ,,工艺能在页岩气藏重建储层到井眼的线性流产生
,。 进行施工作业可用于分支水平井压裂增产措施 ,。 导流能力更高的支撑裂缝恢复或增加产能据统 ,、、、有多种包括氮气泡沫压裂凝胶压裂多级压裂清 , , ,,,,计重 复 压 裂 能 够 以 美 元:,,,,:,::,,:,:、、、。 水压裂同步压裂水力喷射压裂重复压裂等多 ,的储量成本增加页岩气产量可使页岩气井估计最 、、、级压裂清水压裂同步压裂水力喷射压裂和重复 ,。终采收率提高可采储量增加 ,,,:,,:,:。压裂是目前页岩气水力压裂常用的技术
我国页岩气开发现状与存在问题 , 多级压裂,,:,,
多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不 页岩气研究与开发情况,,,
,,同层位进行分段压裂的技术有种方式一是滑套 ,,年年国土资源部油气资源战略研 ,::,,:,::
,。 封隔器分段压裂二是可钻式桥塞分段压裂美国 、究中心从在川渝鄂苏浙皖及中国部分北方地区共
, , 页岩气生产井 采 用 水 平 井 和 多 级 压 裂 技 术 结 ,,, 、,范围内开展调查勘查示范研究我国 ,:×,:,,
,。合的方式开采增产效果显著 。正式开始页岩气这一新型能源的资源勘探开发项
目实施的第一口地质资料井已于年月初在 清水压裂,::,,,,,:,,
、、。清水压裂是清水加少量减阻剂稳定剂表面活 重庆市彭水县开钻
,性 剂 等添加剂作为 压 裂 液又叫做减阻水压裂 、、中国石油中国石化中国海洋石油已经施工:
,,。,,,实验表明添加了支撑剂的 口页岩气探 井 并 压 裂利 用 老 井 复 查 若 干 口浅 井 ,,,,,,,,,,,,,,,,,,
,、。清水压裂效果明显提高并且成本低地层伤害小 ,。 余口正在施工的水平井口页岩气勘查工作 ,:,
、,在四川威远湖北等地取得了良好的勘查效果已有 同步压裂,,:,,
。,口探井获得了工业气流同步 压 裂 是 对 口 或 更 多 的 配 对 井 , , :,,,,,
,,进行同时压裂最初是 口互相 接 近 且 深 度 ,,,,,,
,大致相同的水平井间的同时压裂目前已发展成 ,
第 第 期 卷 页岩气开采技术,: , ,::
,,,中国石油年月与美国新田石油公司签 需要比美国更先进的技术我国页岩气藏的 ,:::,:,
《》,,署了威远地区页岩气联合研究协议研究内容是 储层与美国相比有所差异如四川盆地的页岩气层
, 。四川威远地区页岩气资源勘探开发前景综合评价埋深要大于美国美国的页岩气层深度在 ,:: ,:
, 这是中国页岩气开发对外合作签署的第一个协议,而四 川 盆 地 的 页 岩 气 层 埋 深 在 ,,:: ,,::: ,:还与 美国沃思堡盆 地 页 岩 气 生产中最有实力的 ,。。页岩气层深度的增加增添了开采难度,,:: , 。 ,公司签约联合 研 究另 一 方 面中 国 石 油 正 ,,:,,,,,其他困难比如页岩气开发需要大量资金 ,着手研究从中国已进行和正进行的油气勘探中取得 ,,,投入初期开发成本很高短期内很难降下来而且 。的页岩气第一手资料中国石油在吐哈盆地侏罗系 ,页岩气开发的投资回收周期长经济效益短期内难 ,、 实施了油气兼探以新的手段专门获得页岩吸附气。,,以体现但是业内人士普遍认为相比之于技术这 ,游离气含量的资料认识含油气盆地的测井和地震 。些困难并不是问题的主要方面只要解决好技术难 。,响应特别值得一提的是在四川宜宾实施了 口 , ,。题我国页岩气大发展指日可待 ,,页岩气专探井设计的井深取芯进行 ,::, ,,,,
,多项目大量的测试分析该井已于年月完 ,::, ,,
,,:。,,,钻此外为 了 促 进 该 项 工 作年 月中 国 ,::, ,, 我国页岩气开发适应技术分析, 石油西南油 气 田 公 司 成 功 开 钻 我 国 第 一 口 页 岩 气 ,要选择适合国情的页岩气开发技术首先要了 —。,。井威井年月威井获气,:,,:,: , ,:, ,:,, ,解我国各地区页岩储层的特性如粘土矿物成分及 ,年月西南油气田公司又开钻了国内第一口页岩 ,、,,含量脆性等在借鉴国外页岩气开发工艺技术的 ,。 , 气水平井威 井目前该井已完钻此 外,:,),, ,。基础上优化出适应性较强的页岩气开发技术 , 西南油气田公司还同壳牌公司开展了页岩气合作
。对富顺―永川区块页岩气进行联合评价 国内外页岩储层层位对比 ,,, 中国石化中原油田于 年月成功实施大 ,:,: , ,美国页岩储层属于海相沉积层位深度范围在 “”型压裂改造的页岩气井方深井顺利进入排,,。 厚 度 通 常 为 如 :, ,,,,: , ,: ,,,: ,::液施 。,工阶段这口气井的压裂施工成功标志着和 有 口 页 岩 气 井 深 度 :,, ,,,,,,,,,,,, ,::: , 中国石 化页岩气勘探开发工作迈出了实质性的重,、在和 :, ,,,: ,,,,,,,,,,,,,:,,,, ,,,,, :,,。要一步 ,有口页岩气井深度在,,::::,,,,,,,,,,,,:)
,和 页岩气井要更深些在,,,,::,,:,,,,,, ,:
,和 页岩气井深度在,,,:,,,,,,,,,,,,,,,,,,: ,,
。,,,,: ,: 页岩气开发存在的问题 ,,,
我国四川盆地页岩气比较有利的储层是下志留 当前我国页岩气资源的勘探开发尚处于初级阶
,系龙马溪组和下寒武系筇竹寺组这两个层位的深 ,。 段面临着诸多经济上和技术上的困难与问题这
, 度分别在和,,,,,,,,,, ,,,,,,,,,,::,些难题主要体现在以下方面
。也属于海相沉积下志留系龙马溪组黑色页岩厚度 ,,,,开发经验匮乏需要技术积累页岩气开发 ,,由威远地区的向东南增厚到下 :,,::, ,,:,:,,技术还不成熟处于刚刚起步的阶段加之我国的常
寒武系筇竹寺组页岩厚度基本稳 定 在 ,:: ,,:: :,规天然气开发正处在蓬勃发展时期目前也无法动
。 ,。用大量人力物力去勘探开发页岩气资源
,通过以上比较可以看出我国四川盆地的页岩 ,,,页岩气资源的开采难度大页岩气储集层是 ,,。气富集储层埋深比美国的大厚度相当 、,由岩化的黏土有机物质和矿物质混合而成尽管有
,机质能够产生丰富的页岩气但这些纹理清楚的岩
,,石间的空隙太小渗透率低气流阻力比常规天然气
,,大开采难度很大所有的井都需要实施多级压裂改 国内外页岩储层特性对比 ,,, 。。造而且页岩气采收率比常规天然气低常规天然 以美国 页岩和四川盆地龙马溪组和筇 ,,,,,,,,。气采收率在以上而页岩气仅为 ,:,,,,:,:,、竹寺组页岩为例页岩储层的镜质组反射率总有机
、、。质含量孔隙度渗透率的对比见表,
石 油 与 天 然 气 化 工,,,,,,,,,:,,:,,,,:, :,:,, , ,,, ,:,, ,:,
,,,,,,: ,, ,,,,,侏 罗 系 中 侏罗 系 页 岩 气 资 源 潜 力通过比较以上几组页岩各指标基本相当但是,
,。 对于四川盆地页岩储层的改造还需参考其它因素 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 。通过试验进一步验证
,岩平均厚度南充至重庆一线的东北部暗色页 ,, ,
国内页岩气开发技术适应性分析 ,,, ,,岩有效厚度以上最大厚度达 四川盆 ,: , ,:, ,我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较 ,地东部地区暗色页岩有效厚度平 均 为 川 北 ,,, ,,,、成熟年以 来西 南 油 气 田 先 后 引 入 旋 ,::,,,,,地区暗色页岩有效厚度平均为川中地区暗色,, ,
、,转地质导向等 先 进 装 备年 应 用 欠 ,,,,, ,:::
,平衡钻井技术完成广安 井钻井作业水 平 ::,,,, ,,,页岩有效厚度平均为生油量 ,, ,,,:,:,×,: ,。 ,井段超过在 固 井 方 面泡 沫 水 泥 固 井 技 ,::: , ,,,。“”生气量 川西地区侏罗系红层中,×,: ,, 术从世纪年代就已在我国部分油气田应用 ,:,: 所夹,的暗色页岩厚度为钻探中还发现 ,:,, ,,,, ,:、、目前在青海油田花土沟吐哈油田巴喀胜利油田草 ,, ,。,,。沥青生气量为,,,,,,,,,×,:,: 、、桥鄂尔多斯气田河南油田气井中均取得了较好的 ,,,,,,,二叠系页岩气资源潜力二叠系上统顶 ,,。 应用效果技术已相对成熟目前国内完井常采用 ,部发育有海相深水沉积的暗色页岩即大隆组烃源 ,、,工艺包括射孔完井如 射孔水力喷射射孔以 ,,, 。,岩四川盆地北部分布有 个大型海槽城口―鄂 , ,及多功能组合管柱试油完井等这些技术在国内各 、、西海槽开江―梁平海槽广元―旺苍海槽和松潘― 。油气田均得到广泛应用 。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 口 ,,
表美国 盆地与四川盆地页岩物性对比, ,,,,,,,,,井钻遇大隆组地层厚度平均开江―梁平 ,,,,, , 指 标 龙马溪组 筇竹寺组,,,,,,, ,,海槽口井钻遇大隆组地层厚度平均 城 :,,,,, ,,, 镜质组反射率 , ,,, ,,,:,,:,:,口―鄂西海槽区口井钻遇大隆组地层厚度平 均, ,, 总有机质含量, , :,,,,,,,:
硅含量,,含长石,, ,, ,, ,, 。 ,大 隆 组 暗色页岩分布面积很大如 开 江,,,,: , ,粘土矿物含量, ,: ,,,, ,:,,, :
孔隙度,, ,,, ,,, ,
,,,,,:×), , ), ), 渗透率, ),,,:,,,,×,:,,,,×,: , , 。―梁平海槽相区内分布的面积约 ,,,×,: ,,): μ ×,:,,,,:,,,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 ,、储层改造技术方面水力压裂酸化工艺广泛应,川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源尤 。用于油气井增产其中连续油管水力喷射加砂压裂 其为盆地东部地区石炭系云岩气藏集中存在发挥了 、、、,在大庆长庆四川吐哈等油田成功应用在此基础 。重要的作用川南地区志留系下统页岩气资源很丰 上发展的水平井分段水力喷射加砂压裂技术也较成 ,。富中石油于年的资源调查成果丰硕威远地 ,::,。熟我国许多油气田已从国外进口了大型的压裂设 ,区的筇竹寺组和泸州地区的龙马溪组暗色页岩均 ,备如四川井下作业公司先后引进了 型 ,,,,,,,,, 。有页岩气成藏的地质条件威远阳高寺和九奎山区 、、、 压裂车型压裂车混砂车,,,:::,,,,,::,,, ,。 域口井前期钻井资料复查普遍有气显示威,,, ,连续油管 作 业 等 设 备可以完全满足水力 ,,,:,
,,井筇竹寺组暗色页岩井段钻井显示气浸和井喷,。 、 压裂施工的需要再次增产可采用重复压裂技术
在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得天然气产 。人工举升技术大庆油田成功应用了裂缝转向重复 , ,,。 量泸州地区龙马 溪 组 暗 色 页 岩 ,,,,,,×,:,。 压裂技术可以实现裂缝有效控制气举排水在煤
。地层几口井资料复查也有不同级别的气显示威远 。层气开发中已经被大量采用 ,和泸州两地区的两套暗色页岩地层页岩气资源初
,, ,,,,步评估就多达相当于四川盆 ,,,,,,×,:,:
。地内的常规天然气资源总量 关于川渝地区页岩气开发的建议 ,
川渝地区页岩气资源潜力,,,
第 第 期 卷 页岩气开采技术,: , ,:,
,,,,谭蓉蓉世纪初的美国页岩气 勘 探 开 发 情 况 天 然 气 工 ,,,, :,开发建议 ,,, ,,,业 ,::,,,,,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 ,,,,, ,:,,,,::,,:,,,:,, ,,。 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 ,,, ,,,,,,,,,:,,,,,,:,,,,,,),,,,,,,::,,,,,,,,,,,,,, :,,,,,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 刘洪林中国页岩气勘探开发适用技术探讨 油 气 井 测 试, ::,
,,,,,::,,, ,,,):,,。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 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 和水平井 发 ,::: ,,::: ,:,,,,崔思华班 凡 生袁 光 杰页岩气钻完井技术现 状 及 难 点 分 析,, 。, 展先期水平井压裂试验应在单支水平井中进行,,,,,,,天然气工业 :,,:,,,,,:,):,,,,:,,,,,,,唐颖唐玄王广源等页岩气开发水力压裂技术综述地 。,,::,积累一定成功经验后再试验同步压裂等技术
,,,,,质通报 ,:,,,:,),,,,),,,,,,,。 储 层 改 造 技 术 方 面建议借鉴国外经验,,,,,,唐立章张晓 鹏四川盆地西部油气资源潜力 天 然 气 工 ,,,:,,,在产层初期改造时可采用水力压裂工艺对于水平 ,,,,,业 ,::,,,:,),,, 井可采用较为成熟的分段水力喷射射孔压裂技术,,,,陈盛吉川中地区侏罗系油气源对比及烃源条件研究 天 ,,,:,。 此外对水力压裂效果监测可尝试微地震监测技术,,,,,然气勘探与开发 ,::,,,,,,),,,
, 根据四川志留系龙马溪组页岩样品矿物分析结果,,,,杜 敏四川盆地侏罗系源岩分布及地化特征研究 天 然 气 ,,,:,
,,,,,,其中方解石平均含量为白云石平均含量为勘探与开发 ,::,,,,,,),,,,,,,
,,,,王一刚四川盆地开江天然气工梁平海槽内发现大隆组,) ,,:, ,,因此可以考虑通过酸压来提高储层渗透率,,,,,,,,,,业 ,::,,,,,,),,,,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 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
,,,根据川 渝 地 区 页 岩 储 层 的 特 点开 发 适 合 , 檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶。压裂施工所需的工作液体系 作 者 简 介
,王 琳,,,男生于 年年毕业于重庆石 油 学 校,,,, ,,,, ,::,
,。 年毕业于西南石油大学工程师现任中国石油西南油气田公司蜀
。南气矿工程技术与监督部主任兼长宁威远页岩气项目部副经理
,毛小平,,,男生于 年年毕业于重庆石 油 学 校,,,, ,,,, ,,,,
,。 年毕业于西南石油学院石油工程 系工 程 师现任中国石油西南油
。气田公司川东北气矿勘探开发科大修办主任 参 考 文 献
,,,,,,,,,,,, , ,,,,,:,,,,,,:,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,,:, :,,
檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶檶,,,,,,,:,,,::,,,, ,:,,,,,,:,,,,,,,,,, , ,,,,,,,,,,, ,,,,编辑冯学军收稿日期 ,:,,):,):,,::,,
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file:///C|/Users/Administrator/Desktop/新建文本文档.txt2012/8/26 12:19:58
范文五:页岩气开采技术
页岩气的开采技术
12全球页岩气资源量多达456×10 m3,相当于煤层气与致密砂岩气资源量
的总和,占三种主要非常规天然气(煤层气、致密砂岩气、页岩气)总资源量的50%左右。因此,页岩气是现有技术经济条件下天然气工业化勘探的重要目标。我国页岩气资源亦非常丰富,仅四川盆地下志留系烃源岩即有60×108m3左右的资源量,但目前对页岩气的勘探开发还处于探索阶段,尚需深入研究。
国外页岩气开采技术。美国将页岩气田开发周期划分为5个阶段:资源评估阶段;勘探启动阶段;早期开采阶段;成熟开采阶段;产量递减阶段。应用技术包括:地震勘探技术;钻井技术;测井技术;页岩气气量录井和现场测试技术;固井技术;完井技术;储层改造技术(多级压裂,清水压裂,同步压裂,水力喷射压裂,重复压裂)。
国内页岩气研究与开发情况。我国第一口页岩气井于2009年11月在重庆市彭水县开钻。现今中国石油,中国石化,中国海洋已经施工了多口页岩气探井并压裂,已有钻井获得了工业气流。当然我国页岩气开发存在着很多问题,例如:开发经验匮乏,需要技术积累;我国页岩气资源开采难度大;需要投入大量的资金等等。 国内页岩气的开发技术适应性分析。我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较成熟,井钻井作业,水平井段超过2000m,在固井方面,泡沫水泥固井技术从20世纪80年代就已在我国部分油气田应用,技术已相对成熟。储层改造技术方面,水力压裂、酸化工艺广泛应用于油气井增产。
页岩气开发的建议。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。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。③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。
文献:《页岩气开采技术》王琳,毛小平,何娜。《中国页岩气勘探开发技术探讨》刘洪林。《21世纪美国页岩气勘探开发情况》谭蓉蓉。