页岩气开发关键技术探讨

页岩气开发关键技术探讨

岩气是指天然气的主要存在于黑色粘土或高碳粘土中，主要存在于附件或疏远状态中。在页岩气藏中,天然气也存在于夹层状的粉砂岩、粉砂质泥岩、泥质粉砂岩、甚至砂岩地层中,为天然气生成之后在源岩层内就近聚集的结果,表现为典型的“原地”成藏模式,或游离于基质孔隙和裂缝中,或吸附于有机质和黏土矿物表面,在一定质条件下聚集成藏并达到经济开采价值。一、岩浆岩的国内外开发1.页岩气产量稳步发展,罪犯、储美国页岩气开采最早可追溯到1821年,20世纪20年代开始现代化工业生产,70年代中期步入规模化发展阶段,70年代末期年产约19.6×108m3。1980年,为了摸清页岩气的分布规律及发现新的页岩气田并进行资源潜力评价,美国开始对页岩气进行全面系统研究,进入20世纪90年代,特别是2000年以来,相关勘探开发技术得到广泛应用,年产量和经济、技术可采储量迅速攀升。2002年、2004年页岩气产量分别占天然气总产量的3%和4%;根据美国地质勘探局数据,FortWorth盆地中部Barnett组页岩气技术可采储量由1990年的3.9×1010m3提高到2005年1.1×1012m3,页岩气产量从1998年的9.7×109m3增加到2007年的3.12×1011m3,增长了30倍。至2006年,美国有页岩气井40000余口,年生产页岩气3.11×1010m3,占天然气总产量的6%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。预计页岩气产量占天然气总产量的比例将从2007年的12%上升到2013年的35%,到2030年这一比例将上升到55%。页岩气勘探开发已成为美国天然气勘探开发的重要领域。美国页岩气勘探开发正由东北部地区盆地向中西部盆地及以及圣胡安丹佛(Niobrara白垩岩)、富特沃斯、阿纳达科(Woodford页岩)等盆地扩展。此外加拿大等北美部分国家已开始了页岩气的勘探开发,并取得了一定效益。2.岩相基层页岩气勘探方向较我国页岩气勘探开发才起步,在国家能源勘探战略上,国土资源部高度关注页岩气资源开发利用。2004年,国土资源部油气资源战略研究中心、中国地质大学(北京)即开始了页岩气资源的研究工作。经过比对湖南、四川等8省市成矿条件后,认为重庆市渝南、东南地区广为分布下寒武、下志留、中二叠三套地层,不少地方有形成大规模页岩气的可能。其中重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带,因此被确定为首批实地勘查工作目标区。四川盆地华蓉山以西的下寒武统筇竹寺组和以东的下志留统龙马西组厚层页岩发育去,其页岩具有干酪根生烃、成岩作用以及构造应力产生裂缝的条件,是未来页岩气资源的勘探方向。中国主要盆地和地区页岩气资源量约为26×1012m3,与美国28.3×1012m3大致相当,经济价值巨大。我国的地质因素给页岩气的形成与富集创造了得天独厚的条件。连续式富集页岩气藏往往分布在盆地内厚度较大、分布广的页岩烃源岩地层中,与常规油气藏有着密切的成因关系。我国陆相沉积盆地较多,海象陆相沉积都比较发育,且油气资源丰富,良好的地质因素为页岩气的富集创造了非常有利的条件。2009年末,随着中国石油与壳牌公司的合作开发项目―富顺-永川区块页岩气项目在成都启动,标志着中国首个页岩气合作开发项目正式进入实施阶段。二、页岩气与油气的关系较常规天然气相比,页岩气开发有以下几个特点:一是采收率变化较大(5%~60%),钻井的产气量相对较低。二是生产周期长,页岩气田开采寿命一般可达30~50年,甚至更长。三是页岩气在成藏、开采机理上与煤层气具有相似性,页岩在地层层序上,多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。页岩气在页岩中除极少量的溶解状态天然气以外,大部分均以吸附状态赋存于岩石颗粒和有机质表面,或以游离状态赋存于孔隙和裂缝之中,吸附状态天然气的含量变化于20%~85%之间。页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量通常忽略为零)之间。页岩气藏因其储层物性差、孔隙度和渗透率低,使其开采难度大,需要应用特殊的勘探开发技术。1.天然气地质储量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。评价手段有取心评价,斯伦贝谢旗下的TerraTek公司开发的专门分析低渗透率、低孔隙度地层岩样的技术,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。2.孔长和孔隙率大量页岩气井开发实践证明,定向射孔应遵循的原则是,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通阻力。3.岩气压裂法低压法目前页岩气开发主要靠压裂技术增产,包括氮气压裂技术、泡沫压裂技术、凝胶压裂技术,二次压裂技术、多段压裂技术、清水压裂技术和近期出现的同步压裂技术。压裂过程要注意避免采用高黏度胶体压裂液,压裂过程中的高初始压力可能导致对井筒附近的伤害,避免水泥、钻井液引入裂缝,适当的酸化可以减少伤害,微地震可以检测出没有被压裂改造的区域。业界对开发页岩气资源的一个重要担心,是碳氢化合物或化学品可能流入到提供饮用水的蓄水层。但在大多数情况下,含气层和含水层的垂直距离很大,页岩气水力压裂法污染饮用水的可能性不大。虽然水力压裂法用水量大,但与其他能源生产过程相比,水的消耗要少得多。1524~3048m之间的高压页岩中泵入低黏度水基减阻流体和支撑剂进行增产处理;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。4.钻井、压裂、水平井、井-井合作发展模式在开发初期,可以先选择较浅(深度2000m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3000~4000m)和水平井发展。先期水平井压裂试验应在单支水平井中进行,积累一定成功经验后再试验同步压裂等技术。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。5.超临界co钻井技术优势目前常用的大型水压裂技术成本高,对储层伤害大降低了页岩气经济开采价值,减少了页岩气经济技术可采储量。中国石油大学沈忠厚教授提出了超临界CO2开发页岩气技术。超临界流体既不同于气体也不同于液体,具有许多独特物理化学性质:密度接近于液,能够为井下马达提供足够扭矩、溶剂化能力强;黏度接近于气,易流动、摩阻系数低;扩大系数大于液,传热、传质性能良好;表面张力接近于零,可进入到任何大于超临界流体分子的空间。超临界CO2开发页岩气技术的优势表现在:超临界CO2喷射破岩效率高、门限压力低,可采用连续油管超临界CO2喷射辅助钻井,减少井下复杂问题的出现,提高钻井速度,缩短建井周期,减少钻井费用;超临界CO2流体中不含固相颗粒,不会堵塞孔隙喉道;超临界CO2流体不是液相、也不含液相,不会导致储层中黏土膨胀,从根本上避免了水锁效应、岩石润湿性反转等危害的发生,钻井过程中,有效保护储层不受损害;超临界CO2能有效改善流动通道,高效驱替甲烷,高效置换甲烷,可有效提高油气井单井产量和采收率。6.充井工艺在上下施工困难的情况下,广泛、稳定国内目前正在试验开发的长宁、威远页岩气区块,上部钻井液钻井过程中大部分井出现了机械钻速慢、恶性井漏等问题,以至于下部施工困难,如宁201井等,采用充气钻井技术后,顺利钻达固井井深,成功解决了本井因恶性井漏导致下部钻井实施困难的问题,保证了下部工程得以顺利实施,减少了因井漏造成的处理复杂时间,缩短了钻井周期,节约了钻井成本,经济效益明显。采用欠平衡钻井技术提速治漏,可以加快页岩气工程的开发进程。三、岩相储层影响(1)通过国内外文献跟踪、调研可知,国外页岩气开发正处于发展阶段,美国进入页岩气开发的快速发展阶段,我国储量大,分布广,四川盆地、鄂尔多斯盆地在国内具备较好的页岩气勘探开发条件,但我国页岩气的开发才刚刚起步。(2)目前页岩气的开发主要集中在压裂增产技术及水平井增产技术,可能导致地下饮用水层污染及储层伤害。水平井增产技术的推广应用加速了页岩气的开发进程,使其具有更大的储层泄流面积,更高的天然气产量。(3)超临界CO2开发页岩气技术喷射破岩效率高、门限压力低,减少井下复杂问题的出现,提高钻井速度,缩短建井周期,减少钻井费用;不含固相颗粒,不会堵塞孔隙