页岩气调研综述Word文件下载.docx

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值0.51%～1.04%,生气潜力中等以上,有一定的生烃规模。

生气量为（5.61～18.26）×

1012m3,也是重要的辅助气源岩,为附近地层常规气藏成藏补充了大量的天然气。

川中地区中下侏罗系暗色页岩有机碳平均丰度1.19%,大于1.0%的样品达45%,有较好的生烃能力。

甘酪根腐泥组组分含量47%～79%之间,多在50%以上。

甘酪根（母质）主要为Ⅱ～Ⅲ型。

R。

为0.70%～1.12%,处于成油高峰期,有利于液烃大量生成。

川中地区中、下侏罗统暗色页岩生油量127.05×

108t,生气量80980×

108m3,生烃强度为59.17×

104t/km2,以中部和东北部生烃强度高,疑折气藏特征明显,天然气多为湿气。

1.2二叠系页岩气资源潜力

二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩,这是海相重要烃源岩大隆组,其中含多种生物化石或化石碎片。

四川盆地北部从东到西曾分布有4个大型海槽:

城口-鄂西海槽、开江-梁平海槽、广元-旺苍海槽和松潘-甘孜海槽。

至今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。

大隆组暗色页岩属于较老的地层,但现今的埋藏深度多大于5000m,仍有浅层和地表露头存在。

四川盆地周边的龙门山、火仓山、大巴山前缘的广元、旺苍、城口、巫山等地均有大隆组地层露头存在。

广元、旺苍以南的河湾场、九龙山、张家碥等地的钻井也钻遇过大隆组的地层。

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14口井,钻遇大隆组地层厚度16.6～59.5m,平均32.34m;

开江-梁平海槽,7口井钻遇大隆组地层厚度12.5～29.0m,平均22.86m;

城口～鄂西海槽区,6口井钻遇大隆组地层厚度4.7～29.95m,平均15.67m。

因大隆组暗色页岩是集中发育的,所以倍受关注。

大隆组暗色页岩不仅分布广泛,且分布的面积也很大,其中开江～梁平海槽相区内分布的面积约2.5×

104km2,岩体体积特别巨大。

大隆组暗色页岩富含有机质,仅开江～梁平海槽相区18个样品的有机碳含量平均为3.88%,其中8个黑色样品平均含量达6.21%;

甘酪根的腐泥组含量平均为71.9%,镜质组平均为11.3%,惰质组平均为16.4%,干酪根属于Ⅱ型。

埋藏过程中地层温度60℃,R。

达0.5%开始生液烃,R。

达0.6%后进入生油高峰期。

埋藏温度100℃,R。

达1.0%时就进入生湿气高峰,以至于埋深温度超过120℃、R。

达1.2%后就开始生沥青。

因而暗色页岩已进入干气生成阶段,历经了生烃和排烃过程,这是有效的烃源岩,不仅为长兴组生物礁气藏和飞仙关组云岩气藏的形成提供了大量补充气源,也有效地封闭了之下的长兴组气藏。

目前,中石化和中石油在开江-梁平海槽相区相继获得天然气藏勘探重大发现和新突破。

1.3志留系页岩气资源潜力

志留系是国内南方地区的重要烃源岩,也是埋藏较老的地层。

特别是志留系下统地层还是四川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源,尤其为四川盆地东部地区石炭系云岩气藏集中存在发挥了重要的作用。

志留系下统暗色页岩最初生烃阶段374～258Ma,未能有充注能力。

258～245Ma期间才达生油高峰,充注效率增大。

到245Ma时的充注效率达到55×

108m3/km2,处于相对平稳时期。

163～144Ma期间干酪根生气,115～40Ma原油裂解生气,形成晚期充注效率高峰期。

正是由于晚期原油裂解型烃源灶的继续生气,补充了喜山运动造成的天然气散失,使得石炭系气藏晚期构造抬升的背景下得以保存。

川南地区志留系下统页岩气资源很丰富,中石油于2006年的资源调查成果丰硕。

威远地区的九老洞组和泸州地区的龙马溪组暗色页岩,均有页岩气成藏的地质条件。

威远阳高寺和九奎山区域,158口井前期钻井资料复查,普遍有气显示。

威5井九老洞组暗色页岩井段,钻井显示气浸和井喷级别,还获得天然气产量2.46×

104m3/d,还是在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得的。

泸州地区龙马溪组暗色页岩地层,数口井资料复查也有不同级别的气显示。

威远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6.8×

1012m3～8.4×

1012m3,相当于四川盆地内的常规天然气资源总量,勘探潜力很大。

2页岩气资源评价

页岩气资源评价总体面临两个核心问题:

①作为储集层是否具有足够的天然气地质储量;

②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内容。

2.1页岩埋深小于3000m，深于3000m作为资源潜力区

美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于3000m，过深则目前的开采技术成本过高，不具有经济价值，商业规模开发的五大含气页岩系统埋藏深度为183∼2591m，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统埋藏深度为1891∼2591m；

加拿大核心页岩气开采区深度一般在400∼17000ft（122∼5000m）。

考虑到我国页岩气勘探刚刚起步，以及开发技术难度，同时强调保存条件，有利富集区埋藏深度以1000∼3000m为宜，并且分布在盆地斜坡或盆地中心等构造相对稳定的部位；

但随着页岩气勘探开发技术的进步，大于3000m以上的可作为资源潜力区，而且近年水平井技术的进步，成本降低，4000∼5000m的页岩气开采在国外已不成问题，因此这个现实区与资源潜力区的界限在随后的中国页岩气开采实践中加深到3500m也是合理的。

2.2页岩单层厚度大于30m

作为页岩气生成和赋存的主体，一定的含气泥页岩厚度是形成页岩气富集区的基本条件，也是影响页岩气资源丰度高低的重要因素。

美国进入大规模商业开发的五大含气页岩系统厚度为31∼579m（页岩净厚度为9∼91m），目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统厚度为61∼300m（页岩净厚度为15∼60m）；

加拿大核心开采区的页岩厚度为100∼1000ft（30∼300m）。

富含有机质的泥页岩厚度越大，就越能保证页岩气资源量和压裂改造的条件。

2.3有机碳含量（TOC）在2.0%以上

美国大规模商业开发的五大含气页岩系统有机碳含量为0.5%∼25.0%，目前页岩气单井产量和年产量较高的Barnett页岩系统有机碳为2.0%∼7.0%。

加拿大核心开采区页岩有机碳为10.0%∼30.0%。

Burnaman认为形成页岩气的TOC至少应为2.0%。

但研究认为，由于存在原始有机碳含量和残余有机碳含量的差异问题，在中国高演化地区，特别是I型有机质页岩，残余有机碳含量在1.0%即可成为有效页岩。

2.4有机质成熟度（Ro）1.4%∼3.0%

美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气田Barnettshale每年366×

108m3的页岩气全部为热成因气，绝大部分Barnett页岩气井分布在Ro≥1.1%的范围内。

Burnaman亦认为I型有机质只有当Ro>

1.4%时才可能成为好的气源岩，而Ⅱ型和Ⅲ型则需要较高的氢指数才能保证有足够数量的天然气生成。

2.5硅质含量>

35%，易于形成微裂缝

硅质含量影响页岩的脆性及裂缝发育，对页岩气层的识别和商业化开采十分重要。

石英、长石、碳酸盐岩等矿物统称为脆性矿物，一般以其含量作为评价参数。

目前，加拿大较好的含气页岩硅质等脆性含量达到了40%，作为商业开采的下限一般也要达到25%；

世界上进行商业化开采的页岩气藏，少数天然微裂缝发育（10%），大多数需要进行压裂改造形成微裂缝（90%）。

勘探初期发现的页岩气藏往往发育于天然微裂缝发育的含气泥页岩中。

2.6储层物性（K≥1mD、ϕ≥4%）

储层物性直接影响页岩气的产能，对页岩气的赋存也至关重要。

页岩气藏本来具有低孔低渗的特点，但由于页岩脆性较好，构造裂缝及微裂缝发育，因此它的孔隙度和相对渗透率也相对较高。

美国主要页岩气产层物性统计数据表明，其孔隙度为4.22%∼6.51%，渗透率为41.4mD；

加拿大以渗透率在50∼100mD、孔隙度2%∼8%的页岩作为核心勘探开发区，具有商业开采价值的页岩层渗透率至少为50mD。

考虑到物性参数获得的难易程度和页岩压裂改造的必然实施，认为选择孔隙度作为物性参数代表较为合理。

3页岩气资源潜力计算方法

页岩气资源潜力计算的方法较多，主要分为静态法和动态法两大方面。

静态法是依据页岩储层的静态地质参数计算其资源量，具体又细分为成因法（物质平衡法、Tissot法）、类比法（面积丰度类比法、体积丰度类比法、特尔菲法）、统计法（蒙特卡罗法、FORSPAN模型法）；

动态法是根据页岩气在开发过程中的动态资料计算其资源量，目前对页岩气进行资源量评价的动态法主要包括：

物质平衡法、递减法、数值模拟法

3.1容积法

容积法是页岩气生产商常用的评价方法,其评价基础是页岩气的蕴藏方式。

页岩气蕴藏在页岩的基质孔隙空间、裂缝内以及吸附在有机物或粘土颗粒表面。

因此,容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机物和粘土颗粒表面的吸附气体积的总和,即

G总=G游+G吸=Sh（ΦgSg+ρGf）

式中

G总—页岩气总含量，×

108m3；

G游—游离气总含量，×

G吸—吸附气总含量，×

S—页岩含气面积，km2；

h—有效页岩厚度，km；

ϕg—含气页岩孔隙度，%；

Sg—含气饱和度，%；

ρ—页岩岩石密度，t/km3；

Gf—吸附气含量，×

108m3/t。

孔隙度（ϕg）、含气饱和度（Sg）、吸附气含量（Gf）是影响该方法结果可靠程度的关键参数，可以通过实测或类比获得，其中吸附气含量下限可以参考Lewis页岩平均值0.8m3/t，吸附气含量上限可以参考Antrim页岩平均值2.0m3/t，或者根据页岩岩芯实测数据。

带入公式便可直接计算资源量或储量。

3.2资源丰度类比法

资源丰度类比法是勘探开发程度较低地区常用的方法,也是一种简单快速的评价方法。

简要过程是：

首先确定评价区页岩系统展布面积、有效页岩厚度等关键评价参数；

其次根据评价区页岩吸附气含量、页岩地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩沉积、构造演化等地质条件，选出具有相似地质背景的已成功勘探开发的页岩气区，求出相似程度（地质评价系数之比），便可算出研究区的资源量丰度，然后乘上有效面积得到评价区的资源量。

3.3体积丰度类比法

体积丰度法其实与容积法有相似之处，也需要考虑到吸附气和游离气的含量，但为了简便，不用仔细计算游离气的含量，只是大致考虑它们在含量中占的比例，由于页岩气中以吸附状态存在的天然气含量为20%∼85%，因此只需类比出吸附气的含量便可对资源量进行估算。

研究区页岩的有效总面积、有效厚度、总有机碳含量平均值、Ro平均值都可获得。

对美国五大盆地页岩进行分析，可得出美国页岩气在总有机碳含量、有机质成熟度为相似值时的吸附量为2∼4m3/t，或者采用已有井的实测数据，根据有效页岩系统的分布面积、有效厚度算出总体积，乘上吸附量及所占比例可计算总资源量。

3.4成因法

根据对研究区的烃源岩的生排烃史的认识，借鉴前人计算的该烃源岩的生烃量结果直接参与成因法计算。

由于无法精确统计每一次生、排烃量，但通过多次实验可求得平衡聚集量，从而求得页岩烃源岩的剩余含气量。

总结出烃源岩在不同构造、不同成熟度条件下的排烃系数，乘以总生烃量，便可求出排烃量及剩余的页岩气资源量。

3.5综合分析法

为了进一步得到可靠的资源量数值，在资源丰度类比法、容积法、体积丰度类比法、成因法计算资源量的基础上,采用特尔菲法的综合思想等对计算结果进行综合分析,具体做法是对前面计算结果进行加权处理以得到相对合理的数据结果，根据不同计算方法的精确程度给定不同权重系数，如表4所列，这样加权处理四种方法后可得到较可信的资源量。

中国各地区页岩气的勘探开发程度不同，有些地区地质条件又非常复杂，不能笼统地采用一种资源量计算方法，应根据地区的具体情况选择不同的方法。

比如，目前在四川盆地威远地区已进行了页岩气的勘探开发研究，资料相对齐全，则可选择容积法进行精确计算。

若资料相对较少则应经过地质分析后，借鉴类似国内外盆地或地区的页岩气参数，选择类比法计算。

4页岩气勘探开发技术

页岩气藏的特性决定了页岩气只有在特定条件下才能被开采出来。

与含气页岩有关的特征包括缺少明显的盖层和圈闭、无清晰的气水界面、天然裂缝发育、最终采收率低于常规气藏以及极低的基岩渗透率。

4.1储层评价技术

储层评价技术页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。

应用测井数据，包括ECS（ElementalCaptureSpectroscopy）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。

对页岩气储层有效的测井曲线及对应的响应关系,如表所示。

4.2水平井钻完井技术

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井钻井技术。

水平井成本为直井的115～215倍,但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍。

水平井可以提高油层的钻遇率和油气的采收率,同时还可以减少地面设施,减少生产占地降低环境污染,避免部分地面风险。

4.2.1采用三维地震解释技术设计水平井轨迹　

通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法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。

因此在开采较直且曲折度不大的井时,可以采用旋转导向系统。

4.2.2应用随钻成像测井技术　

随钻成像测井系统已被应用于解决水平井测井存在的一些问题。

应用该系统可以在整个井筒长度范围内进行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,用于优化完井作业。

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油井增产的最佳目标。

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。

井中是否存在钻井诱发裂缝以及裂缝的方向如何,对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用,而且在减轻页岩完井难度及降低相关费用方面也起到一定作用。

4.3固井技术

页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。

泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、抗拉强度高等特点,具有良好的防窜效果及减少储层伤害的特性。

在俄克拉荷马州Woodford页岩气藏最近的勘探和生产实践中,使用泡沫水泥固井比用常规水泥浆固井所获得的天然气峰值（产量）平均高23%。

4.4射孔优化技术

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

4.5页岩气储层改造技术

页岩气储层裂缝模型图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,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其天然裂缝,提高井筒附近储层导流能力。

页岩气开采过程中可采用多种压裂方式：

重复压裂、多层压裂、清水压裂、同步压裂。

重复压裂主要是在不同方向上诱导产生新裂缝进而增加裂缝网络，可有效改进单井产量与生产动态特征；

多层压裂多用于垂直堆叠的致密地层。

清水压裂采用添加一定减阻剂的清水作为压裂液。

这种压裂液的主要成分是水，以及很少量的减阻剂、粘土稳定剂和表面活性剂。

清水压裂在低渗透气藏中能取得更好的效果，该技术在不减产的前提下能节约30%左右的成本，而且清水压裂也很少需要清理，且可提供更长的裂缝，并将压裂支撑剂运至裂缝网络。

清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂，但仍要求储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X射线衍射等测试结果分析粘土矿物的类型和含量十分必要。

同步压裂是指同时对两口或两口以上的井进行压裂压力液及支撑剂在高压下从一口井沿最短距离向另一口井运移，这样就增加了裂缝网络的密度及表面积，从而快速提高页岩气井的产量。

4.6裂缝监测技术

（1）地面倾斜监测。

它能够监测水力压裂造成的地面变形或地下移位情况。

倾斜仪是一种非

常敏感的工具,它能够感觉到小到十亿分之一的位移梯度变化（或倾斜）。

由倾斜仪测量到的地面位移可以直接用来确定水力裂缝的方位和倾斜情况;

同时,当多个平面出现裂缝增长时,可以确定注入到每个水平或垂直裂缝中的流体比例的大小。

（2）井下倾斜监测。

可获得裂缝顶端和底部的位置以及每个侧翼的总长度。

（3）微地震监测。

微地震压裂监测技术是近年来在低渗透油气藏压裂改造领域中的一项重要新技术。

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微地震波来描述压裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布。

它能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和方位,利用这些信息可以优化压裂设计,从而提高采收率。

5美国页岩气开发经验

美国页岩气最早的规模开发始于得克萨斯州的巴耐特（Barnett）页岩。

最近几年，Haynesville、Fayetteville、Marcellus和Woodford等几个页岩气田也相继得到开发。

在过去的十几年，美国页岩气产量呈指数级增长：

1998年，产量为85×

108m3，占美国天然气年产量的1.6%；

2008年，产量达500×

108m3，占美国天然气年产量的8%。

页岩气产量的大幅增长扭转了美国天然气产量下降的趋势，降低了美国对进口天然气（尤其是LNG）的依赖。

据美国能源信息署（EIA）预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上涨，到2035年，页岩气产量将占到美国天然气总产量的24.3%。

5.1美国页岩气的快速发展的主要推动因素

（1）政府的财税政策；

（2）天然气价格的作用；

（3）水平井和压裂技术的进步

美国经过多年攻关，探索出一套先进的页岩气开采技术，主要包括：

水平井钻井技术、水平井分段压裂技术、清水压裂技术和微震裂缝实时成像技术等。

（4）完备的基础设施

美国页岩气开发的另一个主要推动因素是附近有现成的输气管线等基础设施。

许多页岩气的开发紧邻常规油气田，拥有现成的基础油气设施，交通便利，可以实现钻机、压裂设备等快速转移。

如果页岩气田附近没有充足的基础设施的话，开发初期投资会很大。

5.2美国页岩气开发主要障碍

（1）获得开发权比较困难

（2）水源和水处理问题突出

页岩气的开发用水量很大。

以巴耐特页岩为例，钻井平均用水量为182t口井，压裂平均用水量为13650t/口井。

因此，页岩气成功开发的一个关键点就是要确保钻井和压裂用水供应不与当地社区居民用水发生冲突。

尽管正在设法减少施工过程的用水量，获得足够的水源仍是一大障碍。

产出水的处理也是一个很大的问题，需要制定既环保又经济的水处理方案。

井场附近如果没有污水处理设备的话，会大大减缓页岩气藏的开发速度，增加开发成本。

（3）环境法规约束

环境法规是页岩气开发的又一大障碍。

由于页岩气需要的井数很多，钻井对地面影响较大。

大量压裂用水的处理可能会触犯环境法，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处理成本会很高。

如果能够在进一步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多的页岩气藏，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处理成本会很高。

如果能够在进一步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多的页岩气藏，尤其是人口密集和环境敏感地区的资源。

5.3成功开发页岩气的典型案例（巴耐特页岩气田）

5.3.1井型与井距

由于页岩渗透率极低，只要钻井密度不够大或者临近井的压裂裂缝没有相互交叉，每口井只能采出该井所控制那一小块气藏里的天然气。

因此，页岩气产量与钻井数量和压裂规模密切相关。

页岩气藏需要的井数为常规气藏的10倍，井距较小。

截至2008年，巴耐特页岩气田总井数为12000口。

在2008年产量高峰期的时候，有180多台钻机同时作业，相当于美国所有可用钻机数的10%。

如图1所示，近几年钻的井绝大多数为水平井（通常为20～40口的丛式井），水平段长度通常为1000～2000m，压裂级数为4～15级。

大多数页岩气井井距为400～800m，但是为了提高采收率，一些区块的井距甚至为245～283m（相当于16口井/km2）

图1巴耐特页岩井型和产气量

5.3.2生产剖面

巴耐特页岩7000多口气井的生产剖面极为类似：

均为早期出现一个产量高峰，之后迅速下滑。

每