页岩气开发的技术基础与发展方向

页岩气开发的技术基础与发展方向

1页岩气技术创新发展现状由于黄岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长、生产周期长等优点，已成为当前能源研究的热点和突破。页岩气是以多种相态存在、主体上富集于泥页岩(部分粉砂岩)地层中的天然气聚集,全世界页岩气资源总量约456×1012m3,我国页岩气资源量约为26×1012m3,约占全球页岩气资源量的5.7%。美国和加拿大已经开始了对页岩气的勘探开发,特别是美国,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。2007年10月,中国石油与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》的协议,国土资源部2009年10月在重庆市綦江县启动了中国首个页岩气资源勘查项目。这标志着继美国和加拿大之后,我国正式开始页岩气这一新型能源资源的勘探开发。2009年12月18日中石油第一口页岩气井威201井开钻,中石化江汉油田建南地区首口页岩气井——建111井于2010年6月23日完钻并试采成功。2011年底,页岩气被正式批准为我国第172个独立矿种,中国“十二五”规划也明确要求:“推进页岩气等非常规油气资源开发利用”,初步提出2015年达到65×108m3的产量目标。去年以来,一大批页岩气井钻井及大型压裂施工相继完成,到2012年4月,我国已在页岩气开发实验区钻井62口,其中24口井获得工业气流,富顺—永川区块第一口页岩气井阳201-H2井2012年10月上旬日产量达到43×104m3,成为中国测试产量最高的一口页岩气井,这预示着页岩气资源开发已全面铺开,并即将商业化。因页岩气储层与常规储层的差异很大,必须采用先进的开发技术,才能实现经济有效的开发。可见,推动页岩气开发技术进步,尤其是水平井钻井、完井及压裂技术的进步,对推动页岩气开发起着至关重要的作用。针对页岩气藏的特点,水平井钻井技术和水力压裂技术成为了页岩气开发的核心技术。本文在国外页岩气开采技术简述的基础上,介绍近两年国内在页岩气开采技术方面取得的一些进展、面临的问题及下步工作方向。2主要技术的成功应用国外,特别是美国,在页岩气开发方面成功的关键原因之一,是水平井技术、多段压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术,以及有效的完井技术等一系列先进技术的成功应用[7~9]。特别是水平井钻井技术和多段压裂技术作为页岩气开采的关键技术,为国内页岩气开采提供了参考。2.1水平井开采的效果水平井钻井技术是页岩气成功开发的核心技术之一,深受业界重视。与直井相比,水平井成本虽然是直井的2~3倍,而产量却是直井的3~5倍。水平井提高了与页岩层中裂缝接触的可能性,增大了与储层中气体的接触面积,在直井收效甚微的地区,水平井开采效果良好。同时,水平井减少了地面设施,开采延伸范围大,避免地面不利条件的干扰。当前,国外常用的水平井钻井技术有欠平衡钻井、旋转导向钻井、控制压力钻井等,其中:(1)欠平衡钻井技术可实施负压钻井,减少循环漏失,提高采收率和机械钻速,避免损害储层;(2)旋转导向钻井技术由于在水平井钻井中采用旋转钻井导向工具,可以形成光滑的井眼,更易较好的进行地层评价,同时可有效提高钻井速度;(3)控制压力钻井技术在钻井过程中能有效控制井筒液柱压力剖面,达到安全、高效钻井;(4)随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD)可以使水平井精确定位,引导中靶地质目标,保证井眼轨迹,同时可以准确评价地层。2.2泡沫水泥固井国外页岩气固井技术的核心是水泥浆体系,所涉及的水泥浆包括泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥等4种类型:(1)泡沫水泥,由于泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、渗透率低、失水量小、抗拉强度高等特点,其良好的防窜效果,能有效解决低压易漏长封固段复杂井的固井问题,而且水泥侵入距离短,可以减轻储层损害。泡沫水泥固井比常规水泥固井产气量平均高出23%。在水力压裂期间,泡沫水泥相对低的抗压强度不会增加水泥环里裂缝产生和扩大的风险。美国页岩气井通常采用该技术。(2)酸溶性水泥固井技术,尽管常规水泥也可溶于酸,但酸的溶解度一般为25%,而酸溶性水泥的溶解度则达到92%,容易从地层孔隙中清除,所以通常用于需进行限流水力压裂的水平井段固井。美国Bernatt页岩钻井过程即用酸溶性水泥固井。(3)泡沫酸溶性水泥,由泡沫水泥和酸溶性水泥组成,兼顾泡沫水泥和酸溶性水泥的特点和优点。典型的泡沫酸溶水泥由H级普通水泥和碳酸钙组成,用氮气发泡。该类型水泥固井不仅能避免水泥凝固过程中的井壁坍塌,且能提高压裂能力。(4)火山灰+H级水泥体系,可通过调整水泥浆密度来改变水泥石强度,可有效防止漏失,同时有利于水力压裂裂缝,该水泥要能抵制住比常规水泥更高的压力。流体漏失添加剂和防漏剂的使用,能有效防止水泥进入页岩层。2.3压裂机的研究由于页岩气藏超低渗透率和低孔隙度,页岩气水平井需经过多级大规模水力压裂处理,才能保证页岩气藏经济生产。国外常用的水力压裂技术包括泡沫压裂、多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂、同步压裂等。(1)N2泡沫压裂技术适用于低压、低渗透水敏储层压裂作业,可以减轻压裂液对地层的伤害,且返排效果好。(2)多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术,是页岩气水力压裂的主要技术。(3)清水压裂技术采用清水添加适当的减阻剂、黏土稳定剂和表面活性剂等作为压裂液,可以改善页岩气层的渗透率,提高导流性,减小地层损害。该技术适用于致密储层,也是美国页岩气井最主要的增产措施。(4)水力喷射压裂是用高速和高压流体携带砂体进行射孔,打开地层与井筒之间的通道后,提高流体排量,从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术,适用于发育较多的天然裂缝的页岩储层。(5)重复压裂就是在老井中再次进行水力压裂,直井中的重复压裂可以在原生产层再次射孔,注入的压裂液体积至少比其最初的水力压裂多出25%,可使采收率增加30%~80%,水平井的重复压裂必须设法隔离初始压裂层位,新的压裂层位必须是未压裂过的区域。(6)同步压裂指对2口或2口以上的配对井同时进行压裂,以促使水力裂缝扩展过程中相互作用,对相邻且平行的水平井交互作业,增加改造体积。同步压裂的目的是用更大的压力和更复杂的网络裂缝压裂泥页岩,从而提高初始产量和采收率。此外,还有近年来在低渗透油气藏压裂改造领域中应用的一项重要新技术——微地震压裂监测技术。在水力压裂施工中采用微地震监测这一辅助技术,通过倾斜仪和传感器,可以远距离监测压裂效果。通过处理微地震数据,确定水力压裂产生的裂缝走向、倾向、高度、长度等数据,调整施工参数,从而保证压裂效果,预测水力压裂处理后的产量。3国内外油气开采经验为国内页岩气开发积累了初步的经验近两年来,特别是2012年以来,随着国内页岩气开发的快速推进,在借鉴国外先进技术及国内常规油气开采经验的基础上,顺利完成了一批页岩气井的钻井、固井及大型压裂施工作业,为国内页岩气的开发积累了初步的经验。现从钻完井及压裂技术两方面进行介绍。3.1页岩气水平井技术水平井是开发页岩气的有效方式,因此页岩气水平井钻完井技术是关键。在页岩气水平井技术方面,关键是井壁稳定技术、井眼轨迹优化设计和控制技术、下套管与固井技术、降摩阻技术、井眼清洗技术等。国内围绕上述目标开展了有效工作。3.1.1复杂井段施工技术(1)威201-H1井的初步实践,为今后在该区块的钻井设计和钻井施工提供了一定的技术支撑。基于四川油气田威远构造的第一口页岩气水平井—威201-H1井,探讨了页岩气水平井钻井技术:首次在该区域探索使用PDC钻头,并成功穿越龙潭底部和茅口段黄铁矿和燧石地层;通过LWD仪器的伽马参数,结合综合录井提供的气测显示情况,能够充分指导并实现储层跟踪钻进,满足页岩气水平井钻井需要。通过该井的实践认为,今后需要开展如下工作:尽快开展页岩岩石特性、垮塌机理研究,为页岩水平井钻井及井壁稳定提供理论指导,以提高页岩气的开发效益;进一步优化井身结构,以降低钻穿飞仙关水层、龙潭泥页岩垮塌层、茅口及栖霞漏层、龙马溪页岩垮塌层等多个复杂井段,以及长水平段页岩储层钻井工程风险。(2)初步形成了适合昭通页岩气示范区的优快钻井技术、防漏堵漏技术、油基钻井液体系和固井工艺等钻井完井技术,对国内页岩气钻井施工有一定的借鉴意义。为加快中国石油昭通页岩气示范区页岩气水平井钻井技术探索,根据该区块第一口水平井(评价井)——YSH1-1井的实钻情况,基于常规水平井安全优快钻井完井技术研究,通过优选钻头、细化防漏堵漏方案、应用高密度油基钻井液、优化固井工艺等措施,有效解决了地层研磨性和冲击性强、恶性井漏频发、泥页岩井壁垮塌严重、固井质量难以保证等技术难点。通过该井的实践,总结出了适合昭通页岩气示范区的水平井钻井完井技术。针对大斜度及水平井段页岩层理发育、极易垮塌的情况,建议开展储层地应力与岩石(弱面)力学研究,通过室内试验及实钻资料进行井壁失稳机理分析,为提高钻井液性能,特别是在页岩地层中的抑制性、造壁性和封堵性提高依据;加强油基、合成基高性能钻井液和配套堵漏技术的研究,完善油基、合成基钻井液性能;针对该地区地层研磨性和冲击性极强的技术难点,从耐磨地层破岩机理出发,研制个性化高效钻头;深入开展易漏长封固段固井工艺及水泥浆的配方研究,以满足水平段优质固井质量要求。(3)在彭页HF-1井施工过程中,通过应用旋转导向钻井技术、油基钻井液等关键技术,同时结合钻头优选和钻具组合优化,有效提高了机械钻速,降低了摩阻和扭矩,保证了井壁稳定。该井实钻效果及泌页HF-1井的实践表明,旋转导向钻井技术和油基钻井液是页岩气水平井施工成功的关键,对国内其他页岩气水平井施工具有指导和借鉴作用。需要强调的是,旋转导向钻井技术、油基钻井液等技术成本较高,特别是地层裂缝发育的区块,钻井液漏失会造成很大的损失,而且油基钻井液堵漏技术尚不完善,很多传统的堵漏材料在油基钻井液中无法使用,这些都需要在将来的施工中进一步完善。3.1.2油基钻井液体系页岩地层裂缝发育,水敏性强,长水平段钻井中不仅易发生井漏、垮塌、缩径等,且由于水平段较长,还会带来摩阻、携岩及地层污染问题,从而增加了产生井下复杂的几率。为解决页岩气水平井钻井中井壁稳定、降阻减摩和岩屑床清除等问题,基于页岩气水平井钻井的特点及对钻井液的需求,提出了页岩气水平井钻井液的选用原则。从近期完成的威201-H3、泌页HF-1井、渤页HF-1井、建页HF-1井、延页HF-1井、涪页HF-1井和焦页HF-1井等井的初步实践证明,油基钻井液是页岩气水平井施工的首选钻井液体系。威远地区页岩气储层石英含量较高,岩石脆性特征明显,属弱水敏。同时具有较强的层理结构,极易发生层间剥落,且页岩强度有显著的各向异性,层理面倾角为40°~60°,岩心易发生沿层理面的剪切滑移破坏,造成定向段和水平段井壁失稳。针对威远地区页岩气储层特性,威201-H3井在定向、水平段应用了油基钻井液体系:柴油+3.5%有机土+10%CaCl2水溶液(质量体积比为20%~40%)+4%~6%主乳化剂+1%~2%辅乳化剂+2%~3%降滤失剂+1%~3%塑性封堵剂+0.5%~1%润湿剂+1%~2%CaCO3(粒径为0.043mm)+2%~3%CaCO3(粒径为0.030mm)+1.0%~1.5%CaO+重晶石。该体系较好地解决了威远地区泥页岩层垮塌的问题。泌页HF-1井设计三开井段在页岩层中钻进水平段,水平段设计长度为1000.00m。该井定向段应用水基聚合物钻井液,在接近水平段时钻遇泥岩、页岩地层,并发生严重的井壁失稳。为防止页岩水化、分散、垮塌及长水平段易黏卡的问题,在三开水平井段试验应用了油基钻井液。该体系采用5号白油为连续相,质量浓度为28.0g/L的CaCl2水溶液为水相,通过优选主乳化剂、辅乳化剂及其加量,以及合理控制润湿剂、有机土、降滤失剂、提切剂和封堵剂的加量,形成了油基钻井液配方。该油基钻井液在泌页HF-1井三开水平段应用,仅用时6.5d就钻完实际长达1044.00m的水平段而顺利完钻。应用表明,油基钻井液封堵防塌能力强、性能稳定、滤失量低、流变性好,且具有较强的携岩能力。油基钻井液的成功应用,为页岩气水平井安全快速钻井积累了经验。此外,为了解决页岩钻井中的井壁稳定问题,借助固体力学、断裂力学和界面化学理论,建立了介质润湿特性控制的裂缝扩展模型,提出了基于润湿理论的页岩井壁稳定评价方法。采用该方法评价表明,在页岩地层钻井时,水基钻井液应减小钻井液界面张力和增大钻井液与岩石的润湿角;油基钻井液应减小钻井液界面张力和润湿角,从而强化井壁围岩强度、防止页岩井壁发生垮塌;页岩地层井壁稳定性尺度效应明显,不同尺度条件下井壁围岩裂缝扩展机制各异。这一结论对页岩气井钻井液设计具有重要的意义。3.1.3特殊情况应用为了提高页岩气开发的速度,在页岩气钻井中还尝试了其他一些技术,并见到了初步的效果。(1)低密度膨胀型堵漏技术应用。湘页1井在二开钻井过程中发生了裂缝型和溶洞型漏失,为提高漏失层承压能力,保证固井质量,采用低密度膨胀型堵漏浆技术,对漏失层段进行了承压堵漏。结果表明,低密度膨胀型堵漏浆具有良好的流动性能以及很强的封堵承压能力,且在堵漏施工中,易于配制、调整,不需要特殊设备,施工安全系数高,承压堵漏效果显著。(2)空气钻井及泡沫钻井的应用,为今后相同区块同类地层应用空气钻井技术提高机械钻速及防止漏失提供了宝贵的实践经验。黄页1井为中国石化华东分公司在贵州黄平区块部署的一口页岩气井,该井上部地层为白云岩,中下部地层为碳质泥岩,地层研磨性较强,机械钻速低。同时,地质构造复杂,地层缝、洞发育,钻进过程中易发生漏失。为此,在该井尝试了空气钻井及泡沫钻井技术,在一定程度上获得了较高的机械钻速,同时较好地解决了井漏问题。(3)水力脉冲射流辅助钻井技术在宣页1井的应用效果明显。宣页1井是一口页岩气探井,该井完钻井深2848m,主要钻遇奥陶系、寒武系等中古生界地层,地层岩性致密,地层可钻性差、倾角大,给钻井施工带来了一些困难。该井除采用其他技术措施外,为了提高钻井钻速,缩短钻井周期,在分析水力脉冲空化射流钻井机理及关键技术的基础上,应用了水力脉冲射流辅助钻井技术。结果表明,水力脉冲空化射流钻井技术可以有效提高页岩气钻井施工的机械钻速,在钻进地层相同、相近工况下,试验井段比同井相邻井段机械钻速平均提高105.3%。3.1.4水平井固井技术页岩气水平井固井的关键是如何提高长水平段固井质量,以满足多级多段压裂的封固要求。近期,围绕提高固井质量进行了初步的研究与实践。(1)技术对策及工程页岩气储层多为低孔低渗,需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝,因此对固井质量的要求很高。通过对页岩气水平井固井面临的套管下入与居中度、油基钻井液有效驱替和大型压裂对固井胶结质量的影响等技术难题进行深入分析,提出了提高页岩气水平井固井质量的技术对策:(1)采用具有较好的防窜性能,可以改变水泥石材料动态力学性能的弹韧性水泥浆体系,提高水泥石抗冲击破坏的能力;(2)采用洗油冲洗液,清洗黏附在界面处的油浆、油膜及滤饼,改善环空界面的胶结环境,并通过优化前置液及用量,有效循环钻井液,提高不规则井眼顶替效率技术,确保固井胶结质量;(3)优选、优化套管扶正器的类型和安放位置,确保套管居中度达到70%以上,并从优化通井程序、采用漂浮接箍和套管抬头技术等方面确保水平段套管顺利下入。这些措施不仅可以提高水平井固井质量,也为今后页岩气水平井固井提供了参考。(2)水平井分段压裂技术研究者在室内试验基础上,优选出SFP弹韧性水泥浆体系配方。室内模拟试验结果表明,该水泥浆具有较好的抗冲击性和较高的柔韧性,在黄页1井准139.7mm生产套管固井中的应用表明,固井施工顺利,48h变密度测井检测结果显示,页岩气目的层固井质量优质,为实施页岩气水平井固井提供了基础。彭页HF-1井通过采用双凝双密度水泥浆、超级扶正器等技术,保证了套管的居中度,固井过程中未发生漏失,水泥浆正常返至地面,固井质量较好,值得在页岩气水平井推广应用。为了提高页岩气水平井固井质量,满足分段压裂需求,对彭水地区海相页岩气水平井固井技术进行了探索。针对彭页HF-1井的固井技术难点,以通井数据为基础,进行了水平井套管下入数值模拟分析,优选了扶正器类型和扶正器安放间距。针对该井部分井段地层漏失特性,采用“应力笼”理论,开展了承压堵漏作业,并优选合适的高效驱油冲洗液和隔离液及水泥浆体系,满足界面润湿反转和驱油要求。基于数值模拟分析,设计的弹性水泥浆弹性模量为6.5~8.5GPa,扶正器端面居中度达到67%,水平段固井质量能够满足压裂的需求。CBL测井结果表明,彭页HF-1井水平段固井优良率为78.4%,质量合格,压裂过程未发现层间窜现象。针对四川盆地页岩气井水平井段固井应能满足大型分段加砂压裂增产作业的需要,开展了增韧材料的优选和高效冲洗剂等的研制与应用研究:(1)应用自主开发的增韧材料,配制出密度达1.95g/cm3的增韧水泥浆,水泥石抗冲击韧性超过常规水泥石20%,抗折强度提高了10%~15%,弹性模量则下降了约20%,显示出良好的增韧性能;(2)采用油基介质下高效冲洗液,能在短时间内改变套管及井壁的润湿性,该冲洗液对界面冲洗效果超过90%,达到了有效清除套管及井壁残留油泥、隔离油基钻井液与水泥浆的效果;(3)通过集成应用川渝地区旋流刚性扶正器、漂浮顶替等成熟的固井技术,实现了水平井段的有效顶替。经过3口井的应用表明,固井质量均满足了后期增产作业的技术要求,为页岩气藏水平井固井提供了技术支撑。3.2压裂技术3.2.1借鉴国外经验,促进页岩气水平井压裂改造随着页岩气水平井的开发,页岩水平井大型压裂也取得了初步进展,一系列页岩气水平井压裂取得成功[27~29],促进了页岩气的开发速度。中国石油西南油气田公司在四川盆地W201井首次进行了页岩气藏加砂压裂先导性试验。作为国内第一口页岩气井,先导性试验虽然在工艺上取得了成功,但是,页岩气藏改造技术尚未真正起步,增产改造技术有待发展和引进。必须在实践的基础上,吸收国外先进技术与经验,深入开展页岩气水平井多段压裂工艺与配套技术研究。在参考国外海相页岩气储层改造标准的基础上,结合鄂尔多斯盆地延长组陆相页岩气储层的特点,通过对页岩气储层改造方式、增产机理、区域层位选择三方面论证,提出了压裂液体系优化、支撑剂优选、施工参数优化、工艺配套技术优化的方案,在实践的基础上,逐步形成了一套适合延长组陆相页岩气储层的清水压裂改造工艺技术,并在延长油田多口页岩气井现场应用。目前,所实施的大型压裂的数口页岩气井压后试气均有良好见气显示。尽管目前制定的压裂工艺基本能够满足延长区域页岩气直井的压裂施工,但仍需进一步完善提高。江汉油田在建页HF-1井开展大液量多段压裂的试验,取得成功。在地面供液流程设计、分段压裂完井工具优选、压裂液体系及支撑剂选型、井口装置设计基础上,采用可钻桥塞和射孔联作工艺技术,成功实施了建页HF-1井水平段大液量多段(7段)压裂试验,注入总液量为12117.6m3,加砂量为394.5m3。结果表明,该井压裂效果显著,为在页岩气水平井大液量多段压裂改造积累了技术及现场实施经验,可在同区块推广应用。涪页HF-1井泵送易钻桥塞分段大型压裂技术的成功实施,为今后国内页岩气水平井分段大型压裂提供了参考。3.2.2滑答裂缝的折射相页岩气能否有效产出,很大程度上取决于压裂裂缝和压裂过程中诱导天然裂缝开启而形成的相互交错的网络裂缝面积大小,其与页岩气井生产指数具有一定的相关性。因此,如何形成有效的网络裂缝是页岩气压裂设计的根本所在。借鉴国外海相页岩气压裂成功经验,针对国内陆相页岩气的特殊性,进行了网络压裂的探索性研究。初步确立了页岩气网络压裂设计原则及相关理论基础,阐述了包括射孔方案、小型测试方案、压裂材料优选、施工参数及压后返排参数优化等内容的网络压裂设计的基本思路及优化方法,并围绕页岩气网络裂缝的主控因素(页岩可压性、诱导应力场、主裂缝净压力优化及控制等),进行了系统的模拟分析。基于所提出的优化设计方法,在河南油田页岩气井成功实施了压裂施工,并取得了预期效果。为了认识页岩气藏清水压裂缝网能够提供的导流能力大小及裂缝的有效性,选择合理的压裂方案,利用四川盆地某构造的页岩,从支撑剂浓度、支撑剂粒径、支撑剂类型等方面,对滑溜水压裂获得的裂缝导流能力进行了室内测试。结果表明:(1)在有效闭合压力低于30MPa时,缝网中支撑剂浓度不足单层时能够提供较高的导流能力,但闭合压力超过30MPa,就需要更高浓度或更大粒径的支撑剂来克服嵌入、更高强度的支撑剂来抵制破碎,从而保证裂缝有足够的支撑缝宽;(2)若缝内形成的支撑剂浓度较低时,仅增大支撑剂粒径,并不足以克服嵌入影响。因此,在页岩气藏滑溜水压裂过程中,形成的缝网不能过于复杂,裂缝内需要有足够的支撑剂浓度,尤其是在硬度低、黏土含量高、嵌入严重的页岩中;(3)页岩黏土含量高,支撑剂充填层泥化严重,对支撑裂缝有效性的伤害不容忽视,可变形的树脂覆膜砂在降低嵌入和充填层泥化方面比陶粒支撑剂表现出了更好的效果。为了提高压裂施工作业的效率及效果,为压裂工艺参数优选提供基础数据,通过室内实验和理论分析相结合,对我国和北美主要页岩气储层矿物组成、力学参数、微观成像研究,推导出了适用于页岩压裂的闭合压力和缝宽计算方法,计算了埋藏条件下的页岩脆性指数、闭合压力和缝宽,提出了压裂液体系、黏度、排量和支撑剂类型的优选原则,并利用黑色页岩进行了室内模拟压裂。结果表明,岩心分析技术能为压裂工艺参数优选提供必要支撑,且根据室内分析方法计算的压裂工艺参数具有较强的实用性,能够提高压裂的效果。为了给页岩气钻井和压裂设计工作提供技术支撑,开展了页岩气储层岩石力学特性及脆性评价。结果表明,页岩普遍具有脆性破坏的特征,破坏类型与页岩种类、取心深度、取心方位和加载条件相关。低围压下标准试样以劈裂式破坏为主,全应力应变曲线经历极短的塑性屈服阶段即发生破坏;高围压时多出现双剪式和单剪式破坏,页岩的脆性与试样的弹性参数和矿物组成关系密切。实例分析表明,脆性特征影响压裂效果,与压裂造缝能力和产气情况吻合良好。页岩通常含有一定比例的黏土矿物,大液量、大排量压裂施工可能导致黏土矿物膨胀、水化分散,而目前还没有建立起相关的评价体系。为此,基于前人的研究,采用自吸实验法、吸水膨胀实验法、X射线衍射(XRD)矿物成分分析等方法,对其膨胀、分散特征开展了大量的实验研究工作。结果表明:(1)对于烃源页岩而言,自吸实验、吸水膨胀实验等可以作为页岩气藏膨胀和分散特征评价的有效方法;(2)具备生、储烃能力的页岩虽然具有较高的黏土含量,但膨胀和分散特征明显不同于常规的泥页岩及黏土含量较高的砂岩;(3)对于页岩气藏而言,对如何有效抑制初期的自吸及膨胀应高度重视;(4)对于四川盆地的页岩气藏,完井及压裂时由于化学原因导致的页岩膨胀、分散特征等,不属于井壁稳定性及压裂方案设计考虑的主要因素。4页岩气开采中存在的问题尽管页岩气开采前景广阔,并在开采技术上取得了成功经验,见到了初步的成果,但在页岩气开采方面仍然存在一些不容忽视的问题,主要体现在技术和环境保护两方面[39~43]。4.1页岩气聚集技术美国早在1821年就发现和使用页岩气,但直到近10年才得以飞速发展。而我国页岩气才刚刚起步,显然,在页岩气开发的初级阶段将面临许多挑战。国内页岩气地质条件与美国存在着差异,美国页岩气主要分布在上古生界和中生界,以海相地层为主,而我国富含有机质的页岩多分布在年代更老的,或年代更新的地层里,陆相和海陆交互相地层占很大比例。美国地质构造相对稳定,我国相对活动,不少目的层系后期都经历了强烈改造,页岩气聚集规律更为复杂。而且,我国页岩气储层埋藏深,如四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m,而美国的页岩气层深度在800~2600m。页岩气层深度的增加也增加了开采难度,这就对开发技术提出了更高要求,同时也需要更大的投资支撑。尽管业界认为开发页岩气所采用的技术与装备,与常规天然气开采并无大的区别,其中水平钻井与压裂增产等关键核心技术已在我国常规油气开采中成功应用,而且国内在钻机、压裂车组、井下设备等装备制造方面也已有较强的技术、生产和配套能力,但成熟度和适用能力还远远跟不上需要,尤其是一些核心技术。如,上世纪90年代后期开发的旋转地质导向钻井技术,可以将水平井钻井时间大大缩短,但该技术主要掌握在国外几家大的服务商手中。再就是水力压裂核心技术,目前与国外还存在不小的差距,如分段压裂技术,北美单井水平段分段压裂一般可达30~40段,最多可到60段,而我国还很难达到。可见,国内在页岩气开采技术上仍然存在差距,还需要一定时间的积累、完善和提高,才能满足需要。4.2页岩气开采的环境尽管人们对页岩气作为替代能源类型的前景充满期待,但同时面临大量耗水、气体泄漏等问题,因此页岩气开采带来的问题不容忽视。当前,页岩气经济产能全靠水平井和大型压裂。即便如此,单井日产量大多低于1×104m3,因此要上产,就必须多打井。水力压裂技术,是目前唯一可以有效开采页岩气矿藏的手段,然而水力压裂技术也是一把双刃剑,由于大型压裂每口井平均用水(2~4)×104m3,页岩气开采将大量消耗水资源,加上压裂中压裂液添加剂对地下水源和地表可能造成严重的污染,不得不引起重视。相对而言,美国的页岩气开采较为成熟,但仍然遭到环保人士的强烈反对,国外一些地区甚至已开始叫停一些页岩气项目。我国人均占有土地和水资源的数量远逊于美国,且长期过度的开发使我国生态环境更加脆弱。就我国而言,还面临因地理环境限制和环境立法不足,更易造成环境污染的可能。我国页岩气田的分布与缺水地区的分布重合比较多。在水量相对充裕的长江流域,只在四川和江汉盆地发现了页岩气,而在西北、华北地区,页岩气储量丰富,水资源却相当紧张。其中,由于地表水缺乏,或者是水质污染严重,华北平原和沿海地区的页岩气开采将主要依靠地下水。而华北平原是地下水超采最为严重的地区之一,一些沿海地区则因为地下水水位下降,引起了海水入侵,导致地下水水质恶化。但中国尚未正视这一环境问题,页岩气资源的开发将对中国水资源的质与量提出严峻考验。在页岩气勘探开发进程中,我们应重视页岩气开采的环境污染评估,争取以技术进步和相关环境立法来克服环境安全隐患,减少对环境的破坏和污染,保证页岩气开采的健康发展。5页岩气开采的技术对策尽管我国在页岩气开采方面,初步具备了水平井钻井、固井及多级压裂技术,但还不能满足页岩气快速高效开发的需要,结合目前情况,今后在页岩气开采方面,需要围绕以下方面开展工作:5.1水基钻井液体系(1)对研磨性强的地层,要从耐研磨地层破岩机理出发,研制高效钻头,采用旋转导向等先进钻井技术,以有效提高页岩气钻井的机械钻速。应开展适合页岩地层特点的控压或欠平衡(尤其是气体钻井)钻井工艺技术研究,加快突破页岩气勘探开发的瓶颈。(2)为了保证页岩气水平井的安全高效钻井,针对页岩具有的易膨胀、易破碎特点,应开展