頁巖氣開發(fā)現(xiàn)狀與技術(shù)適應性分析

頁巖氣開發(fā)現(xiàn)狀與技術(shù)適應性分析

世界巖氣資源量為45612m3，相當于煤層和致密砂巖氣資源量的總和。約50%的原始天然氣資源量（煤層、致密砂巖氣、砂巖氣）。因此,頁巖氣是現(xiàn)有技術(shù)經(jīng)濟條件下天然氣工業(yè)化勘探的重要目標。我國頁巖氣資源亦非常豐富,僅四川盆地下志留系烴源巖即有60×108m3左右的資源量,但目前對頁巖氣的勘探開發(fā)還處于探索階段,尚需深入研究。1美國頁巖氣產(chǎn)業(yè)現(xiàn)狀目前全球?qū)搸r氣的勘探開發(fā)并不普遍,但美國和加拿大做了大量工作,歐洲許多國家開始著手頁巖氣的研究,俄羅斯僅有局部少量開采。美國頁巖氣資源總量超過28×1012m3,頁巖氣技術(shù)可采資源達到3.6×1012m3,近30年來頁巖氣開發(fā)的發(fā)展很快。20世紀70年代中期美國頁巖氣開始規(guī)?；l(fā)展,70年代末期頁巖氣年產(chǎn)量約19.6×108m3;2000年5個頁巖氣產(chǎn)氣盆地的生產(chǎn)井約28000口,年產(chǎn)量約122×108m3;2007年頁巖氣產(chǎn)氣盆地有20余個,生產(chǎn)井增加到近42000口,頁巖氣年產(chǎn)量為450×108m3,約占美國天然氣年產(chǎn)量的8%,成為重要的天然氣資源之一。2009年美國頁巖氣生產(chǎn)井約98590口,頁巖氣年產(chǎn)量接近1000×108m3,超過我國常規(guī)天然氣的年產(chǎn)量。2010年美國頁巖氣年產(chǎn)量為1378×108m3。加拿大頁巖氣資源分布廣、層位多,預測頁巖氣資源量超過42.5×1012m3。目前,已有多家油氣生產(chǎn)商在加拿大西部地區(qū)進行頁巖氣開發(fā)試驗,2007年該地區(qū)頁巖氣產(chǎn)量約8.5×108m3。歐洲受美國啟發(fā),近年來一些國家開始著手頁巖氣的研究。2009年初,“歐洲頁巖項目”在德國國家地學實驗室啟動,此項跨學科工程由政府地質(zhì)調(diào)查部門、咨詢機構(gòu)、研究所和高等院校的專家組成工作團隊,工作目標是收集歐洲各個地區(qū)的頁巖樣品、測井試井和地震資料數(shù)據(jù),建立歐洲的黑色頁巖數(shù)據(jù)庫,與美國的含氣頁巖進行對比,分析盆地、有機質(zhì)類型、巖石礦物學成分等,以尋找頁巖氣。目前,為此工作提供數(shù)據(jù)支持的有Marathon、StatoiHydro、埃克森美孚、GazdeFranceSuez、Vermillion、德國地學實驗室等13家公司和機構(gòu)。研究人員認為,僅西歐潛在的頁巖氣資源量將有14.4×1012m3。歐洲的沉積盆地主要發(fā)育熱成因類型的頁巖氣,如北歐的寒武―奧陶系A(chǔ)lum頁巖、德國的石炭系海相頁巖。近年來,多個跨國公司開始在歐洲地區(qū)展開行動。2007年10月,波蘭能源公司被授權(quán)勘查波蘭的志留系黑色頁巖,殼牌公司聲稱對瑞典的Skane地區(qū)感興趣。?？松梨诠疽言谛傺览鸐akó地區(qū)部署了第一口頁巖氣探井,并計劃在德國LowerSaxony盆地完成10口頁巖氣探井。Devon能源公司與法國道達爾石油公司建立合作關(guān)系,獲得在法國鉆探的許可?？捣剖凸咀罱?它已經(jīng)與BP(英國石油公司)的子公司簽署了在波羅的海盆地尋找頁巖氣的協(xié)議。2早期開發(fā)階段美國將頁巖氣田開發(fā)周期劃分為5個階段:資源評估階段,即對頁巖及其儲層潛力做出評估;勘探啟動階段,開始鉆探試驗井,測試壓裂并預測產(chǎn)量;早期開采階段,開始快速開發(fā),建立相應標準;成熟開采階段,進行生產(chǎn)數(shù)據(jù)對比,確定氣藏模型,形成開發(fā)數(shù)據(jù)庫;產(chǎn)量遞減階段,為了減緩產(chǎn)量遞減速度,通常需要實施再增產(chǎn)措施,如重復壓裂、人工舉升等。整體看這5個階段,開發(fā)頁巖氣所采用的技術(shù)與常規(guī)天然氣開發(fā)技術(shù)有所區(qū)別。2.1地震解釋井內(nèi)技術(shù)包括三維地震技術(shù)和井中地震技術(shù)。三維地震技術(shù)有助于準確認識復雜構(gòu)造、儲層非均質(zhì)性和裂縫發(fā)育帶,以提高探井或開發(fā)井成功率。由于泥頁巖地層與上下圍巖的地震傳播速度不同,結(jié)合錄井、測井等資料,可識別解釋泥頁巖,進行構(gòu)造描述。應用高分辨率三維地震可以依據(jù)反射特征的差異識別預測裂縫,裂縫預測技術(shù)對井位優(yōu)化起到關(guān)鍵作用。井中地震技術(shù)是在地面地震技術(shù)基礎(chǔ)上向“高分辨率、高信噪比、高保真”發(fā)展的一種地球物理手段,在油氣勘探開發(fā)中,可將鉆井、測井和地震技術(shù)很好地結(jié)合起來,成為有機聯(lián)系鉆、測井資料和地面地震資料對儲層進行綜合解釋的有效途徑。該項技術(shù)能有效監(jiān)測壓裂效果,為壓裂工藝提供部署優(yōu)化技術(shù)支撐,這是頁巖氣勘探開發(fā)的必要手段。2.2巖氣水平井開發(fā)現(xiàn)狀自從美國1821年完鉆世界上第一口頁巖氣井以來,頁巖氣鉆井先后經(jīng)歷了直井、單支水平井、多分支水平井、叢式井、叢式水平井的發(fā)展歷程。2002年以前,直井是美國開發(fā)頁巖氣的主要鉆井方式。隨著2002年Devon能源公司7口Barnett頁巖氣實驗水平井取得巨大成功,水平井已成為頁巖氣開發(fā)的主要鉆井方式。叢式水平井可降低成本、節(jié)約時間,在頁巖氣開發(fā)中的應用正逐步增多。國外在頁巖氣水平井鉆/完井中主要采用的相關(guān)技術(shù)有:①旋轉(zhuǎn)導向技術(shù),用于地層引導和地層評價,確保目標區(qū)內(nèi)鉆井;②隨鉆測井技術(shù)和隨鉆測量技術(shù),用于水平井精確定位、地層評價,引導中靶地質(zhì)目標;③控壓或欠平衡鉆井技術(shù),用于防漏、提高鉆速和儲層保護,采用空氣作循環(huán)介質(zhì)在頁巖中鉆進;④泡沫固井技術(shù),用于解決低壓易漏長封固水平段固井質(zhì)量不佳的難題;⑤有機和無機鹽復合防膨技術(shù),確保了井壁的穩(wěn)定性。2.3隨鉆測井系統(tǒng)現(xiàn)有測井評價識別技術(shù)可用于含氣頁巖儲層的測井識別、總有機碳(TOC)含量和熱成熟度(Ro)指標計算、頁巖孔隙及裂縫參數(shù)評價、頁巖儲集層含氣飽和度估算、頁巖滲透性評價、頁巖巖礦組成測定、頁巖巖石力學參數(shù)計算。水平井隨鉆測井系統(tǒng)可在水平井整個井筒長度范圍內(nèi)進行自然伽馬、電阻率、成像測井和井筒地層傾角分析,能夠?qū)崟r監(jiān)控關(guān)鍵鉆井參數(shù)、進行控制和定位,可以將井數(shù)據(jù)和地震數(shù)據(jù)進行對比,避開已知有井漏問題和斷層的區(qū)域。及時提供構(gòu)造信息、地層信息、力學特性信息,將天然裂縫和鉆井誘發(fā)裂縫進行比較,用于優(yōu)化完井作業(yè)、幫助作業(yè)者確定射孔和氣井增產(chǎn)的最佳目標。2.4心鉆進及巖心解吸頁巖孔隙度低,以裂縫和微孔隙為主,絕大多數(shù)頁巖氣以游離態(tài)、吸附態(tài)存在。游離態(tài)頁巖氣在取心鉆進過程中逸散進入井筒,主要是測定巖心的吸附氣含量。錄井過程中需要在現(xiàn)場做頁巖層氣含量測定、頁巖解吸及吸附等重要資料的錄取。這些資料對評價頁巖層的資源量具有重要意義。針對頁巖氣鉆井對錄井的影響,可以通過改進錄井設(shè)備、方法和措施,達到取全、取準錄井資料的目的。2.5水泥等種類頁巖氣固井水泥漿主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H級水泥等4種類型。其中火山灰+H級水泥成本最低,泡沫酸溶性水泥和泡沫水泥成本相當,高于其他兩種水泥,是火山灰+H級水泥成本的1.45倍。固井水泥漿配方和工藝措施處理不當,會對頁巖氣儲層造成污染,增加壓裂難度,直接影響后期采氣效果。2.6頁巖氣井的完井方式國外一些公司認為,頁巖氣井的鉆井并不困難,難在完井。主要是由于頁巖氣大部分以吸附態(tài)賦存于頁巖中,而其儲層滲透率低,既要通過完井技術(shù)提高其滲透率,又要避免其地層損害,這是施工的關(guān)鍵,直接關(guān)系到頁巖氣的采收率。頁巖氣井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、組合式橋塞完井、機械式組合完井等。完井方式的選擇關(guān)系到工程復雜程度、成本及后期壓裂作業(yè)的效果,適合的完井方式能有效簡化工程復雜程度、降低成本,為后期壓裂完井創(chuàng)造有利條件。2.7管井壓裂增產(chǎn)期頁巖氣儲層改造技術(shù)包括水力壓裂和酸化,可以通過常規(guī)油管或連續(xù)油管進行施工。國外在新井、老井再次增產(chǎn)或二次完井中經(jīng)常采用連續(xù)油管進行施工作業(yè),可用于分支水平井。壓裂增產(chǎn)措施有多種,包括氮氣泡沫壓裂、凝膠壓裂、多級壓裂、清水壓裂、同步壓裂、水力噴射壓裂、重復壓裂等。多級壓裂、清水壓裂、同步壓裂、水力噴射壓裂和重復壓裂是目前頁巖氣水力壓裂常用的技術(shù)。2.7.1分段壓裂技術(shù)多級壓裂是利用封堵球或限流技術(shù)分隔儲層不同層位進行分段壓裂的技術(shù),有2種方式,一是滑套封隔器分段壓裂,二是可鉆式橋塞分段壓裂。美國頁巖氣生產(chǎn)井85%采用水平井和多級壓裂技術(shù)結(jié)合的方式開采,增產(chǎn)效果顯著。2.7.2添加劑壓裂液法清水壓裂是清水加少量減阻劑、穩(wěn)定劑、表面活性劑等添加劑作為壓裂液,又叫做減阻水壓裂(SlickwaterFracture)。實驗表明,添加了支撐劑的清水壓裂效果明顯提高,并且成本低、地層傷害小。2.7.3井間同時壓裂技術(shù)同步壓裂是對2口或更多的配對井(OffsetWells)進行同時壓裂,最初是2口互相接近且深度大致相同的水平井間的同時壓裂,目前已發(fā)展成3口井,甚至4口井同時壓裂。此技術(shù)是采用使壓裂液和支撐劑在高壓下從一口井向另一口井運移距離最短的方法,來增加水力壓裂裂縫網(wǎng)絡(luò)的密度和表面積,利用井間連通的優(yōu)勢來增大工作區(qū)裂縫的程度和強度,最大限度地連通天然裂縫。同步壓裂對頁巖氣井短期內(nèi)增產(chǎn)非常明顯,而且對工作區(qū)環(huán)境影響小,完井速度快,節(jié)省壓裂成本。2.7.4低水平井壓裂技術(shù)水力噴射壓裂是集水力射孔、壓裂、隔離一體化的技術(shù),有多種工藝,如水力噴射輔助壓裂、水力噴射環(huán)空壓裂、水力噴射酸化壓裂等。此技術(shù)優(yōu)點是不受水平井完井方式的限制,可在裸眼和各種完井結(jié)構(gòu)的水平井實現(xiàn)壓裂,不使用密封元件而維持較低的井筒壓力,迅速準確地壓開多條裂縫,解決了裸眼完井水力壓裂常見的儲層天然裂縫發(fā)育時裸露井壁表面會使大量流體損失,影響壓裂效果的難題。缺點是受到壓裂井深和加砂規(guī)模的限制。2.7.5氣井重新壓裂技術(shù)重復壓裂是在頁巖氣井初始壓裂處理已經(jīng)無效或者原有支撐劑因時間關(guān)系損壞或質(zhì)量下降,導致產(chǎn)氣量大幅下降的情況下,對氣井重新壓裂的增產(chǎn)工藝,能在頁巖氣藏重建儲層到井眼的線性流,產(chǎn)生導流能力更高的支撐裂縫,恢復或增加產(chǎn)能。據(jù)統(tǒng)計,重復壓裂能夠以(0.353~0.706)美元/104m3的儲量成本增加頁巖氣產(chǎn)量,可使頁巖氣井估計最終采收率提高8%~10%,可采儲量增加60%。3中國巖漿巖的開發(fā)現(xiàn)狀和存在的問題3.1川渝合作簽署頁巖氣勘探前景及一地2005年~2010年,國土資源部油氣資源戰(zhàn)略研究中心從在川渝鄂、蘇浙皖及中國部分北方地區(qū)共40×104km2范圍內(nèi)開展調(diào)查、勘查示范研究,我國正式開始頁巖氣這一新型能源的資源勘探開發(fā)。項目實施的第一口地質(zhì)資料井已于2009年11月初在重慶市彭水縣開鉆。中國石油、中國石化、中國海洋石油已經(jīng)施工7口頁巖氣探井并壓裂,利用老井復查若干口,淺井20余口,正在施工的水平井2口。頁巖氣勘查工作在四川威遠、湖北等地取得了良好的勘查效果,已有4口探井獲得了工業(yè)氣流。中國石油2007年10月與美國新田石油公司簽署了《威遠地區(qū)頁巖氣聯(lián)合研究》協(xié)議,研究內(nèi)容是四川威遠地區(qū)頁巖氣資源勘探開發(fā)前景綜合評價,這是中國頁巖氣開發(fā)對外合作簽署的第一個協(xié)議;還與美國沃思堡盆地頁巖氣生產(chǎn)中最有實力的Devon公司簽約聯(lián)合研究。另一方面,中國石油正著手研究從中國已進行和正進行的油氣勘探中取得的頁巖氣第一手資料。中國石油在吐哈盆地侏羅系實施了油氣兼探,以新的手段專門獲得頁巖吸附氣、游離氣含量的資料,認識含油氣盆地的測井和地震響應。特別值得一提的是,在四川宜賓實施了1口頁巖氣專探井,設(shè)計200m的井深取芯154m,進行多項目大量的測試分析,該井已于2008年11月完鉆。此外,為了促進該項工作,2009年12月,中國石油西南油氣田公司成功開鉆我國第一口頁巖氣井—威201井。2010年9月,威201井獲氣。2011年1月,西南油氣田公司又開鉆了國內(nèi)第一口頁巖氣水平井威201-H1井,目前該井已完鉆。此外,西南油氣田公司還同殼牌公司開展了頁巖氣合作,對富順―永川區(qū)塊頁巖氣進行聯(lián)合評價。中國石化中原油田于2010年5月成功實施大型壓裂改造的頁巖氣井“方深1井”順利進入排液施工階段。這口氣井的壓裂施工成功,標志著中國石化頁巖氣勘探開發(fā)工作邁出了實質(zhì)性的重要一步。3.2頁巖氣開發(fā)的難點當前我國頁巖氣資源的勘探開發(fā)尚處于初級階段,面臨著諸多經(jīng)濟上和技術(shù)上的困難與問題。這些難題主要體現(xiàn)在以下方面:(1)開發(fā)經(jīng)驗匱乏,需要技術(shù)積累:頁巖氣開發(fā)技術(shù)還不成熟,處于剛剛起步的階段,加之我國的常規(guī)天然氣開發(fā)正處在蓬勃發(fā)展時期,目前也無法動用大量人力物力去勘探開發(fā)頁巖氣資源。(2)頁巖氣資源的開采難度大:頁巖氣儲集層是由巖化的黏土、有機物質(zhì)和礦物質(zhì)混合而成,盡管有機質(zhì)能夠產(chǎn)生豐富的頁巖氣,但這些紋理清楚的巖石間的空隙太小,滲透率低,氣流阻力比常規(guī)天然氣大,開采難度很大,所有的井都需要實施多級壓裂改造。而且頁巖氣采收率比常規(guī)天然氣低。常規(guī)天然氣采收率在60%以上,而頁巖氣僅為5%~60%。(3)需要比美國更先進的技術(shù):我國頁巖氣藏的儲層與美國相比有所差異,如四川盆地的頁巖氣層埋深要大于美國。美國的頁巖氣層深度在800m~2600m,而四川盆地的頁巖氣層埋深在2000m~3500m。頁巖氣層深度的增加增添了開采難度。(4)其他困難,比如:頁巖氣開發(fā)需要大量資金投入,初期開發(fā)成本很高,短期內(nèi)很難降下來,而且頁巖氣開發(fā)的投資回收周期長,經(jīng)濟效益短期內(nèi)難以體現(xiàn)。但是,業(yè)內(nèi)人士普遍認為相比之于技術(shù),這些困難并不是問題的主要方面。只要解決好技術(shù)難題,我國頁巖氣大發(fā)展指日可待。4頁巖氣技術(shù)開發(fā)的必要性要選擇適合國情的頁巖氣開發(fā)技術(shù),首先要了解我國各地區(qū)頁巖儲層的特性(如粘土礦物成分及含量、脆性等),在借鑒國外頁巖氣開發(fā)工藝技術(shù)的基礎(chǔ)上,優(yōu)化出適應性較強的頁巖氣開發(fā)技術(shù)。4.1儲層類型對雙湖地區(qū)頁巖儲層的影響美國頁巖儲層屬于海相沉積,層位深度范圍在76m~2440m,厚度通常為30m~150m。如NewAlbaney和Antrim有9000口頁巖氣井深度在76m~610m;Appalachian、Devonian和Lewis有20000口頁巖氣井深度在915m~1525m;Barnett和Woodford頁巖氣井要更深些,在1525m~2440m;Caney和Fayetteville頁巖氣井深度在610m~1830m。我國四川盆地頁巖氣比較有利的儲層是下志留系龍馬溪組和下寒武系筇竹寺組,這兩個層位的深度分別在2188m~4131m和1948m~4618m,也屬于海相沉積。下志留系龍馬溪組黑色頁巖厚度由威遠地區(qū)的0m~170m向東南增厚到650m,下寒武系筇竹寺組頁巖厚度基本穩(wěn)定在200m~300m。通過以上比較可以看出,我國四川盆地的頁巖氣富集儲層埋深比美國的大,厚度相當。4.2頁巖儲層的反射率、總有機質(zhì)含量、孔隙度、滲透率的對比以美國Barnett頁巖和四川盆地龍馬溪組和筇竹寺組頁巖為例,頁巖儲層的鏡質(zhì)組反射率、總有機質(zhì)含量、孔隙度、滲透率的對比見表1。通過比較,以上幾組頁巖各指標基本相當,但是對于四川盆地頁巖儲層的改造還需參考其它因素,通過試驗進一步驗證。4.3儲層改造技術(shù)方面的應用進展我國水平井鉆井技術(shù)與欠平衡鉆井技術(shù)已比較成熟,2005年以來,西南油氣田先后引入LWD、旋轉(zhuǎn)地質(zhì)導向、FEMWD等先進裝備,2007年應用欠平衡鉆井技術(shù)完成廣安0022H1井鉆井作業(yè),水平井段超過2000m。在固井方面,泡沫水泥固井技術(shù)從20世紀80年代就已在我國部分油氣田應用,目前在青海油田花土溝、吐哈油田巴喀、勝利油田草橋、鄂爾多斯氣田、河南油田氣井中均取得了較好的應用效果,技術(shù)已相對成熟。目前國內(nèi)完井常采用工藝包括射孔完井,如TCP射孔、水力噴射射孔,以及多功能組合管柱試油完井等,這些技術(shù)在國內(nèi)各油氣田均得到廣泛應用。儲層改造技術(shù)方面,水力壓裂、酸化工藝廣泛應用于油氣井增產(chǎn)。其中連續(xù)油管水力噴射加砂壓裂在大慶、長慶、四川、吐哈等油田成功應用,在此基礎(chǔ)上發(fā)展的水平井分段水力噴射加砂壓裂技術(shù)也較成熟。我國許多油氣田已從國外進口了大型的壓裂設(shè)備,如四川井下作業(yè)公司先后引進了FC222512Q型壓裂車、HQ2000型壓裂車、FBRC100ARC混砂車、HR10M連續(xù)油管作業(yè)等設(shè)備,可以完全滿足水力壓裂施工的需要。再次增產(chǎn)可采用重復壓裂技術(shù)、人工舉升技術(shù)。大慶油田成功應用了裂縫轉(zhuǎn)向重復壓裂技術(shù),可以實現(xiàn)裂縫有效控制。氣舉排水在煤層氣開發(fā)中已經(jīng)被大量采用。5關(guān)于四川和重慶巖氣開發(fā)的建議5.1四川、重慶地區(qū)巖漿巖資源潛力(1)侏羅系“紅層”的巖石有效厚度侏羅系中統(tǒng)和下統(tǒng)是四川盆地內(nèi)暗色頁巖發(fā)育的主要層系。湖盆中心暗色頁巖厚度最大,其西側(cè)附近的暗色頁巖平均厚度45m,南充至重慶一線的東北部暗色頁巖有效厚度50m以上,最大厚度達379m,四川盆地東部地區(qū)暗色頁巖有效厚度平均為142m,川北地區(qū)暗色頁巖有效厚度平均為96m,川中地區(qū)暗色頁巖有效厚度平均為45m,生油量127.05×108t,生氣量8×1012m3。川西地區(qū)侏羅系“紅層”中所夾的暗色頁巖厚度為47.5m~114m,鉆探中還發(fā)現(xiàn)瀝青。生氣量為(5.61~18.26)×1012m3。(2)大隆組白色頁巖分布二疊系上統(tǒng)頂部發(fā)育有海相深水沉積的暗色頁巖,即大隆組烴源巖。四川盆地北部分布有4個大型海槽:城口―鄂西海槽、開江―梁平海槽、廣元―旺蒼海槽和松潘―甘孜海槽。此前的鉆探已表明前三個海槽地區(qū)均有大隆組暗色頁巖廣泛分布。大隆組暗色頁巖的厚度有從西向東變薄的趨勢:廣元―旺蒼海槽區(qū)14口井,鉆遇大隆組地層厚度平均32.34m;開江―梁平海槽,7口井鉆遇大隆組地層厚度平均22.86m;城口―鄂西海槽區(qū),6口井鉆遇大隆組地層厚度平均15.67m。大隆組暗色頁巖分布面積很大,如開江―梁平海槽相區(qū)內(nèi)分布的面積約2.5×104km2。(3)系下統(tǒng)頁巖氣藏成藏條件志留系是我國南方地區(qū)的重要烴源巖,特別是志留系下統(tǒng)地層,是四川盆地上覆碳酸鹽巖氣藏天然氣主要補充來源,尤其為盆地東部地區(qū)石炭系云巖氣藏集中存在發(fā)揮了重要的作用。川南地區(qū)志留系下統(tǒng)頁巖氣資源很豐富,中石油于2006年的資源調(diào)查成果豐碩。威遠地區(qū)的筇竹寺組和瀘州地區(qū)的龍馬溪組暗色頁巖,均有頁巖氣成藏的地質(zhì)條件。威遠陽高寺和九奎山區(qū)域158口井前期鉆井資料復查,普遍有氣顯示。威5井筇竹寺組暗色頁巖井段,鉆井顯示氣浸和井噴,在未進行裂縫型氣藏解堵措施條件下獲得天然氣產(chǎn)量2.46×104m3/d。瀘州地區(qū)龍馬溪組暗色頁巖地層幾口