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1、页岩气藏成藏特征与主要开发技术页岩气藏成藏特征与主要开发技术摘要：页岩气作为一种重要的非常规能源，目前只有美国和加拿大取得商业开发成功。页岩气独特的赋存状态，成藏特点与模式, 区别于常规天然气储层的特征以及评价内容等决定了页岩气储层研究的特殊性。页岩气商业开发成功主要取决于水平钻井和压裂技术的突破。目前常用的技术有多级压裂、清水压裂、缝网压裂重复压裂和同步压裂等。我国页岩气的勘探和开发处于初级阶段，本文从页岩气成藏特征和主要开发技术方面做了简要介绍。关键词：页岩气; 成藏；异常高压；压裂；裂缝0 引言根据勘探资料显示，我国页岩气主要盆地的可采资源量约为23.51012m3，资源量十分丰富，略小
2、于美国的281012m3。在美国，页岩气商业性开采早已实现，2009年美国页岩气产量为889108m3，高于中国当年的常规天然气产量830108m3，美国页岩气2010年超过了1200108m3，占据13%15%的天然气产量。我国四川盆地下古生界泥页岩分布厚度大，有机质含量丰富，且演化程度高、生烃量大，尤其地质特征与美国页岩气盆地极为相似。近年来，中国对页岩气的勘探开发投入力度加大，特别是四川盆地威201井，经过直井压裂测试，日产气量上万方，达到工业气流，这给后续页岩气资源的勘探开发提供了基础和信心。1 页岩气藏的成藏特征1.1页岩气藏基本特征与煤层气类似，富含有机质的页岩本身可以作为页岩气的
3、气源岩，又可以作为储集层，页岩气的赋存方式、成藏机理和成藏过程与常规天然气有很大不同，因此，页岩气藏具有独特的地质特征。页岩气的赋存方式和赋存空间的特殊性，决定了页岩气藏具有隐蔽性特征和裂缝型圈闭。构造圈闭对页岩气藏的形成并不起主导作用，但是一个长期长期稳定的构造背景，对页岩气聚集可能具有一定的积极作用。泥页岩的孔隙较小且不发育，游离状态的页岩气主要赋存于裂缝系统中，泥页岩中的裂缝发育带往往是页岩气的有利聚集带，因此，裂缝型圈闭是页岩气藏的主要圈闭类型。裂缝产生的原因主要是上文中提到的气体的连续生产所产生的页岩内外压力差，另外构造作用也是产生裂缝的原因之一。1.2 页岩气成藏条件与储量丰度关系
4、复杂选取美国正在进行商业性开采的5套页岩层系的成藏条件参数热成熟度（镜煤反射率Ro）、储层厚度（Thickness）、总有机碳含量（Toc）和页岩气资源特征参数吸附气含量（Absorbed Gas）、页岩气资源丰度（GIP）作图，进行页岩气的有机地化特征与地质特征比较，发现关系图形状各异（图1），五项关键参数之间的关系有出人意料的变化，说明，页岩气成藏条件与储量丰度关系复杂。因为页岩较为致密，孔隙度、渗透率都比常规储层岩石低，使得页岩的含气量较低，页岩的含气量变化幅度较大,从0.4m3/t到10m3/t ,一般小于5m3/t。同时由于页岩的孔隙半径小，所以大分子烃饱和度含量较低。图1 美国五大
5、含气页岩地球化学特征与地质特征对比图（据Hill和Nelson，2000）1.3 页岩气成藏边界条件广义上的页岩气普遍发育且分布广泛,但要形成具有工业勘探开发价值的页岩气尚需具备相应的地质条件。结合对美国具有工业勘探开发价值页岩气的统计研究,可对页岩气的形成条件简单作一讨论。按照常规的烃源岩评价指标,有机碳含量( TOC) 0.5 %和成熟度( Ro ) 0.5 %是有效烃源岩的底限边界,但由于页岩气的成藏机理和过程特殊,其中天然气的聚集不需要考虑运移、圈闭等复杂条件。因此有机碳含量和成熟度等条件不再苛刻。在有机碳含量0. 3 %、有机质成熟度0. 4 %、岩石总孔隙度3 %、净页岩厚度6 m
6、 等条件下亦可分别形成页岩气。在页岩气成藏条件中,尽管某一项地质要素要求条件很低,但其他地质条件的补偿将会使页岩气具有更好的产能。对比分析美国不同盆地的页岩气成藏地质条件发现,各影响因素之间具有不同程度的相互弥补性(图2) 。（图2）美国不同盆地页岩气成藏条件的互补性图(数据选自Curtis ,2002)1.4 页岩气富集带特征裂缝发育在大部分页岩中，以多种成因（压力差、断裂作用、顺层作用等）的网状裂缝系统为特征。在页岩中裂缝、溶蚀页理缝是主要的储集空间。次要储集空间：钙质条带中的溶孔、生物体腔孔、晶间孔、粒间孔等。粒间孔主要是指的砂质及泥质双重孔隙。在钙质泥页岩互层为主的夹薄层砂岩的地层中，
7、具有泥页岩裂缝、层理缝和薄层砂岩孔隙等储集空间。裂缝发育带不但提供了游离态页岩气赋存的空间，而且为页岩气的运移、聚集提供了输导通道，并且对页岩气的开发十分有利。美国页岩气的开发实践证明只有裂缝发育的页岩气藏不需压裂就可以获得工业气流，多数的页岩气藏必须经过压裂才能达到工业产量要求。页岩气虽然具有地层普遍含气性特点，但目前具有工业勘探价值的页岩气藏或甜点主要依赖于页岩地层中具有一定规模的裂缝系统。在美国的大约30000 口钻井中，钻遇具有自然工业产能的裂缝性甜点的井数只有大约10 %，表明裂缝系统是提高页岩气钻井工业产能的重要影响因素。除了页岩地层中的自生裂缝系统以外,构造裂缝系统的规模性发育为
8、页岩含气丰度的提高提供了条件保证。因此,构造转折带、地应力相对集中带以及褶皱断裂发育带通常是页岩气富集的重要场所。 1.5 页岩气藏异常高压特征常规储层由于其孔隙度大，渗透率高，对压力的传导有利，是一个相对开放的压力系统，因此压力系统与地层压力接近。对较厚页岩储层孔隙度小、渗透率低，是一个相对封闭的压力系统，由于欠压实作用和天然气量的增多、生气膨胀力等作用容易形成高压异常带，平均压力梯度在0.343psi/ft。原生页岩气藏以高异常压力为特征，当发生构造升降运动时，其异常压力相应升高或降低。因此页岩气藏可为高异常、正常或低异常压力特征。从美国已发现页岩气的统计规律来看,页岩气藏既有高异常地层压
9、力,也有低异常地层压力。产生理论分析与统计结果不相符合的主要原因在于构造的抬升或沉降运动,由于页岩气储层为致密的地层所构成,其间的孔隙地层水无法进行有效的流动,因此地层压力的封闭性相对较强。当已经成藏的页岩气发生相对的构造抬升或沉降运动时,原始的页岩气藏地层压力得到了一定程度的滞留,从而产生了更高或相对降低的异常地层压力。根据这一特点,页岩气藏的发育通常与高异常地层压力保持一致,除非在页岩气成藏后发生了较大幅度的构造沉降运动。2页岩气的成藏过程页岩系统的地层组成：多为暗色泥页岩夹浅色泥质粉砂岩、粉砂质泥页岩的薄互层。在页岩系统中，天然气的赋存状态多种多样。除极少量的溶解状态天然气以外，大部分均
10、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。吸附状天然气与游离状天然气含量之间呈彼此消长关系，其中吸附状态天然气的含量变化于20 %85 % 之间。因此从赋存状态观察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（张金川等，2004）。页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点，除天然气在孔隙水、干酪根有机质以及液态烃类中的溶解作用机理以外，天然气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚，再到生烃高峰的置换式运聚，体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。2.1 成藏过程2.1.1 第一阶段（页岩气成
11、藏阶段）该阶段是天然气在页岩中的生成、吸附与溶解逃离（图3 ），具有与煤层气成藏大致相同的机理过程。在天然气的最初生成阶段，主要由生物作用所产生的天然气首先满足岩石中有机质和粘土矿物颗粒表面吸附的需要，当吸附气量与溶解的逃逸气量达到饱和时，富裕出来的天然气则以游离相或溶解相进行运移逃散，条件适宜时可为水溶气藏的形成提供丰富气源。此时所形成的页岩气藏分布限于页岩内部且以吸附状态为主要赋存方式，总体含气量有限。2.1.2 第二阶段（根缘气成藏阶段）在热裂解气大量生成过程中，由于天然气的生成作用主要来自于热化学能的转化，它将较高密度的有机母质转换成较低密度的天然气。在相对密闭的系统中，物质密度的变小
12、导致了体积的膨胀和压力的提高，天然气的大量生成作用使原有的地层压力得到不断提高，从而产生原始的高异常地层压力。由于压力的升高作用，页岩内部沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性薄弱面产生微裂缝，天然气与孔隙壁之间所形成的束缚水膜阻断了地层水穿越天然气所在孔隙段的流动（浮力作用），此时页岩气藏的形成在主体上表现为由生气膨胀力所促动的气排水活塞式成藏过程，天然气原地或就近分布，构成了挤压造隙式的运聚成藏特征（图3 ）。在通常情况下，与页岩间互的致密粉砂岩夹层，具有低孔低渗特点，它限定了天然气通过气排水的活塞式运移、聚集逐渐形成根缘气藏。此时的天然气聚集已经超越了页岩本身，表现为无边、底水和浮力作用发生
13、的地层含气特点，从整套页岩层系考察，不论是页岩地层本身还是薄互层分布的粉砂岩储层，均表现为普遍的饱含气性在该阶段，游离相的天然气以裂隙聚集、孔隙为主，页岩地层的平均含气量丰度达到较高水平。2.1.3 第三阶段（常规气成藏阶段）随着更多天然气源源不断地生成，则彼此连通性较差的裂隙网络组合构成较大的裂缝网络，可以作为天然气游离赋存场所和运移高速通道，由于空间的增大，天然气的运移方式由活塞式转变微置换式。如果生气量继续增加，则天然气分布范围进一步扩大，直到遇常规储层或输导通道后，天然气受浮力作用而进行置换式运移，从而导致常规圈闭气藏的大范围出现（图 2）图2 页岩气成藏的三个阶段（据张金川等，200
14、4）注：页岩气成藏阶段；根缘气成藏阶段；常规圈闭气成藏阶段图3 页岩气藏开发的生产特征及影响因素3.1 页岩气生产特征页岩气产自渗透率极低的沉积岩中，估算的采收率通常低于常规气藏，其经济产量依赖于天然裂缝缝发育程度、页岩脆性以及钻、完井技术。从开发角度来看，页岩气藏具有如下典型的开发特征： (1)低产或无自然产能据美国东部早期的页岩气井完井数据统计，40的页岩气井初期裸眼测试时无天然气流，55的页岩气井初始无阻流量没有工业价值，基本上所有的页岩气井都要实施储层压裂改造。直井压裂改造后的产能平均为8063m3/d，水平井压裂改造后的产能最高可超过10104m3d。页岩气井在生产过程中适宜多次改造
15、，美国早期的页岩气直井在生产过程中普遍实施过次以上的增产改造。（2）生产周期长与常规天然气相比，页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点（图4）。根据美国巴内特页岩气开发的估算，页岩气井的生产寿命通常可在3050年，产量年递减率一般小于5%（多数为2%3%）。美国联邦地质调查局最新数据显示，美国沃思堡盆地Barnett页岩气田开采寿命可达80100年。（3）气藏采收率变化较大据美国个主要页岩气产气盆地的统计，页岩气藏的采收率变化范围为560（图5）。如埋藏较浅、地层压力较低、有机质丰度较高、吸附气含量较高的Antrim页岩气藏的采收率可达60而埋藏较深、地层压力较高、吸附气所占比例相对较低的Barnett页岩气藏的采收率早期为78，随着水平井和压裂技术的进步，目前的采收率达到16，预计最终可达25左右。3.2 影响页岩气生产的主要因素页岩层要形成具有商业开采价值的页岩气藏，则必须具备一定的生烃条件，如有机质含量、热成熟度、页岩的有效厚度等，这些因素决定了页岩气藏的储量丰度，直接影响着页岩气藏的开发价值。结合目前已开发的页岩气藏的生产情况，对页岩气生产有影响的主要因素则是页岩气储层的一些特性。3.2.1 页岩气的赋存方式 页岩气具
