页岩气调研报告

目录TOC\o"1-3"\h\u79821调研概述 144921.1北美页岩气研究现实状况 218341.2中国页岩气研究现实状况 2169212页岩气地质理论 3307542.1页岩气成因机理 3130482.2页岩气成藏机制 3305512.2.1成藏机制 3267552.2.2成藏控制原因 4172382.3有效页岩气层识别 6113362.3.1页岩气地质评价 6143002.3.2页岩气有利区优选 7270922.4页岩气产能 876802.4.1含气量影响原因 827402.4.2含气确定方法 9129643页岩资源评价 950223.1评价原因 9157413.1.1生气能力 1051013.1.2储气能力 1095123.1.3易开采性 10168383.2评价参数 1143973.3评价方法 12124533.3.1容积法 12288983.3.2资源丰度类比法 12156583.3.3体积丰度类比法 12139563.3.4成因法 12246583.3.5综合分析法 13204853.3.6福斯潘法 13280393.3.7单井储量估算法 13295344页岩气开发 1367034.1钻井工艺 13170034.2测井工作 14252434.3固井技术 14108994.4完井技术 14162604.4.1套管固井后射孔完井 14181274.4.2尾管固井后射孔完井 14308544.4.3组合式桥塞完井 15324604.4.4机械式组合完井 158084.5储层改造 15133724.5.1裂缝检测技术 1570304.5.2压裂液体系 1560374.5.3压裂技术 16272045页岩气产能影响原因 17183735.1有机组分 17282915.2无机组分 17155395.3天然和诱导裂缝 18190336中国页岩气特点 18149677参考文件 181调研概述油气工业从1880年开始到现在大致有3历史，历经结构油气藏、岩性地层油气藏、非常规油气藏勘探开发三个阶段和三大领域。油气藏分布方式分别有单体型、集群型、连续型3种类型。从结构油气藏向岩性地层油气藏转变是第一次理论技术创新，以寻找油气圈闭为关键；从岩性地层圈闭油气藏向非常规连续型油气藏转变是第二次理论技术创新或革命，以寻找有利油气储集体为关键，致密化“减孔成藏”机理新论点突破了常规储集层物性下限与传统圈闭找油理念。非常规油气，即空气渗透率小于1×10-3μm2或地层渗透率小于0.1×10-3μm2油气。全球非常规油产量超出7500×104t,非常规天然气产量超出1800×108m3，美国非常规天然气产量已占本国产量近二分之一。非常规天然气资源包含煤层气、致密砂岩气、页岩气、水溶气等。其中，致密砂岩气占23％、煤层气占7％、页岩气占4％、水溶气少许、常规气占66％。页岩是由粒径小于0.0039mm细粒碎屑、黏土、有机质等组成，具页状或薄片状层理、易碎裂一类沉积岩。页岩气是指从富有机质黑色页岩中开采天然气，或自生自储、在页岩纳米级孔隙中连续聚集天然气。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式天然气聚集，是天然气生成之后在烃源岩层内就近聚集结果，表现为经典“原地”成藏模式。在地层组成上多为暗色泥岩与浅色粉砂岩薄互层。它是一个自给系统，既是气源岩，又是储层和封盖层。页岩气成熟度范围较宽，现有生物气、未熟—低熟气、热解气，又有原油、沥青裂解气。页岩演化各个阶段都有可能形成具备商业价值页岩气藏，但高演化阶段页岩气藏规模更大。页岩中天然气，极少数呈溶解态，大部分以吸附态赋存于岩石颗粒和有机质表面，或以游离态赋存于孔隙、裂缝中。对应地，甲烷在孔径小于2nm页岩微孔中次序填充，在孔径为2～50nm)介孔中多层吸附至毛细管凝聚，在孔径大于50nm大孔中甲烷以压缩或溶解态赋存。泥、页岩占全部沉积岩60%，全球泥页岩资源456.24×1012m3，主要分布在北美、中亚、中国、拉美、中东、北非、前苏联等。表1.1世界主要地域页岩气储量中国南方志留系发育黑色页岩，有机碳含量多达10％～15％，演化程度高，可形成页岩气资源潜力大。四川盆地为古生代海相沉积背景下形成富含有机碳页岩，与美国东部地域页岩气发育盆地相同，其威远、泸州地域页岩气资源潜力为6.8×1012m3~8.4×1012m3，相当于四川盆地常规天然气资源总量。中国松辽盆地白垩系、江汉盆地第三系以及渤海湾、南华北、柴达木酒泉盆地均具备页岩气资源。1.1北美页岩气研究现实状况全球页岩气勘探开发自18在美国东部泥盆系页岩中钻成第l口页岩气井、19发觉第1个页岩气田——BigSandy气田以来，历经1821——1978年偶然发觉、1978——认识创新与技术突破、——水平井与水力压裂等技术推广应用、——全球化发展等4个阶段。美国现在已对密西根、印第安纳等5个盆地页岩气进行商业性开采，页岩气产量达成198×108m3。预计到2035年，美国页岩气产量将增加20%，占美国天然气总产量45%。加拿大自年进行西加拿大盆地群页岩气研究和勘探开发先导试验以来，年实现了页岩气产量突破。年北美页岩气上表产量达950×108m3（其中美国为878×108m3，加拿大为72×108m3），还有大量中小企业产量未计入其中，页岩气产量已占到北美天然气总产量12%，成为影响北美地域乃至全球天然气格局主要战略资源[1]。1.2中国页岩气研究现实状况中国页岩气走过了裂缝油气藏勘探与偶然发觉(以前)、基础研究与技术准备(—)和工业化突破()等3个阶段。1966年四川威5井在寒武系筇竹寺组页岩中获日产气2.46×104m3，为中国最早页岩产气井；中国石油勘探开发研究院在四川长宁地域钻探长芯1井为中国第1口页岩气地质井；中国石油在四川威远一长宁、富顺一永川等地域开启了首批页岩气工业化试验区建设；中国石油勘探开发研究院在四川I长宁地域建立了第1条中国页岩气数字化标准剖面；中国石油钻探四川盆地威201井在寒武系、志留系页岩中获工业气流，实现中国页岩气首次工业化突破。在四川盆地、鄂尔多斯盆地、渤海湾盆地、松辽盆地、吐哈盆地、江汉盆地、吐哈盆地、塔里木盆地、准噶尔盆地等都有页岩气成藏地质条件。其中，暗色页岩发育地域和层位是需要重点研究领域和目标。四川盆地下志留统烃源岩约60×108m3／km2，下古生界海相页岩气平均可采资源量约3.0×108~3.5×108m3／km2。在四川盆地华蓥山以西下寒武统筇竹寺组和以东下志留统龙马溪组厚层页岩发育区，其页岩具备干酪根生烃、成岩作用以及结构应力产生裂缝条件，是未来页岩气资源勘探方向。其中盆地南缘川东南——鄂西渝东地域是最为有利页岩气勘探和开发战略先导地[2]。10月，中国石油天然气股份有限企业与美国新田石油企业签署了中国第一个页岩气开发对外合作协议——《威远地域页岩气联合研究》，标志着中国页岩气借鉴合作研究开端。11月26日，长芯1井在四川省宜宾市顺利完钻，意味着中国页岩气研究步入了以“寻证找气”为特点勘探开发阶段。5月11日，中国页岩气技术国际研讨会在长江大学召开；之后，《中国石油石化》发表原中石油副总裁胡文瑞随笔《迎接页岩气发展春天》[3]。2页岩气地质理论2.1页岩气成因机理海侵体系域沉积时期，海平面上升造成可容空间增大，沉积物供给速率小于可容空间增大速率，盆地处于欠赔偿状态，陆源粗碎屑物质难以抵达盆地深处，只有细粒泥质沉积物才能够搬运并沉积在盆地较深处，加上盆地内部细粒内碎屑物质、海水表面生物体遗体等，最终形成了暗色泥页岩沉积体[4]。页岩中天然气成因具备多样性机理,包含了生物气、未熟——低熟气、成熟气、高——过成熟气等,也包含了如二次生气、生物再作用气以及沥青生气等复杂成因机理,覆盖了几乎全部可能有机生气作用机理。成因多样性特点延伸了页岩气成藏边界,扩大了页岩气成藏与分布范围,使通常意义上非油气勘探有利区带成为了需要重新审阅并有可能取得工业性油气勘探突破主要对象[5]。2.2页岩气成藏机制2.2.1成藏机制页岩气成藏与演化可分为3个主要作用过程，本身组成了从吸附聚集、膨胀造隙富集到活塞式推进或置换式运移机理序列。除了天然气在孔隙水、干酪根有机质以及液态烃类中溶解作用机理以外，天然气从生烃早期时吸附聚集到大量生烃时期活塞式运聚，再到生烃高峰时期置换式运聚，表现出了页岩气本身所组成完整性天然气成藏机理序列。在生物化学生气阶段，天然气首先吸附在有机质和岩石颗粒表面，饱和后则充裕天然气以游离相或溶解相进行运移，当达成热裂解生气阶段，因为压力升高，若页岩内部产生裂缝，则天然气以游离相为主向其中运移聚集，受周围致密页岩烃源岩层遮挡、圈闭，易形成工业性页岩气藏。因为扩散作用对气态烃运移起到相当大作用，天然气继续大量生成，将因生烃膨胀作用使充裕天然气向外扩散运移，此时不论是页岩地层本身还是薄互层分布砂岩储层，均表现为普遍饱含气性。第一阶段是天然气在页岩中生成、吸附与溶解逃离。在天然气最初生成阶段，主要由生物作用所产生天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附需要，当吸附气量与溶解逃逸气量达成饱和时，富裕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形成提供丰富气源。在热裂解气大量生成过程中，因为天然气生成作用主要来自于热化学能转化，它将较高密度有机母质转换成较低密度天然气。在相对密闭系统中，物质密度变小造成了体积膨胀和压力提升，天然气大量生成作用使原有地层压力得到不停提升，从而产生原始高异常地层压力，即“高压锅”原理。因为压力升高作用，页岩内部沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性微弱面产生裂缝，天然气聚集其中则易于形成以游离相为主工业性页岩气藏，天然气原地或就近分布，组成了挤压造隙式运聚成藏特征。伴随更多天然气源源不停地生成，越来越多游离相天然气无法全部保留于页岩内部，从而产生以生烃膨胀作用为基本动力天然气“逃逸”作用。在通常情况下，与页岩间互出现储层主要为粉一细砂岩类，具备低孔低渗特点，它限定了天然气运移方式为活塞式排水特点，这种气水排驱方式从页岩开始，从而在页岩边缘以活塞式推进方式产生根缘气聚集。此时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地层含气特点。所以从整套页岩层系考查，不论是页岩地层本身还是薄互层分布砂岩储层，均表现为普遍饱含气性(图2.1③)。若地层中砂岩含量逐步增多并逐步转变为以致密砂岩为主，则页岩气藏逐步改变为根缘气藏(图2.1②)。假如生气量继续增加，则天然气分布范围深入扩大，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，从而造成常规圈闭气藏大范围出现(图2.1③)[6]。图2.1天然气成藏三个阶段（①页岩气成藏阶段；②根缘气成藏阶段；③常规圈闭气成藏阶段）页岩气成藏过程中无运移或极短距离运移，具备经典煤层气、经典根缘气和经典常规圈闭气成藏多重机理，表现了多机理递变特点。2.2.2成藏控制原因页岩气成藏主要控制原因,分为内部原因和外部原因:前者指页岩本身原因,包含有机质类型和含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度等;后者主要包含深度、温度和压力等。其中,有机质类型和含量、成熟度、裂缝及孔隙度和渗透率是控制页岩气成藏主要原因。（1）内部控制原因内部原因是指页岩本身原因,主要包含有机质类型及含量、成熟度、裂缝、孔隙度和渗透率、矿物组成、厚度、湿度等。1）有机质类型及含量有机碳含量是页岩气聚集成藏最主要控制原因之一,不但控制着页岩物理化学性质,包含颜色、密度、抗风化能力、放射性和硫含量,也在一定程度上控制着页岩裂缝发育程度,更主要是控制着页岩含气量。同时干酪根类型也影响着气体含量、赋存方式及气体成份。不一样类型干酪根,其微观组分不一样,微观组分也是控制气体含量主要原因。2）成熟度页岩气成因包含生物成因、热成因以及两种成因混合。依照页岩成熟度可将页岩气藏分为对应3种类型:高成熟度页岩气藏、低成熟度页岩气藏以及高低成熟度混合页岩气藏。成熟度不但决定天然气生成方式,还决定气体组分组成。天然气组分对页岩气藏整体经济价值有一定影响作用,并能对判断天然气是生物成因或热成因提供证据。成熟度同时还控制着气体流动速度。因为气体成因和赋存方式不一样,高成熟度页岩气藏比低成熟度页岩气藏气体流动速度要高。从页岩中残留油气相对数量能够判断页岩成熟度。成熟度最高页岩只有干气,次成熟页岩可能含有湿气,成熟度再低页岩只有液态石油。准确判断页岩成熟度是精准预测商业价值页岩气藏关键。裂缝页岩气藏本身有效基质孔隙度很低，主要依靠由大范围发育区域性裂缝或热裂解生气阶段异常高压在沿应力集中面、岩性接触过渡面、脆性微弱面产生裂缝。裂缝有利于页岩层中游离态天然气体积增加和吸附态天然气解析。实际上,裂缝对页岩气藏具备双重作用:首先裂缝为天然气和地层水提供了运移通道和聚集空间,有利于页岩总含气量增加。页岩具备非常低原始渗透率,假如天然裂缝发育不够充分,就需要进行压裂来产生更多裂缝,以使有更多裂缝与井筒相连,为天然气解析提供更大压降和面积。另首先,假如裂缝规模过大,可能造整天然气散失。在相同力学背景下，有机碳含量、石英含量等是影响裂缝发育主要原因。有机碳含量高黑色碳质页岩较软,裂缝较发育,易风化,而石英含量高硅质页岩,质地较硬,裂缝欠发育,难风化。巨型裂缝和大型裂缝垂直缝多为结组成因，是页岩受结构应力作用而产生,通常表现为边缘平直、延伸长度大、穿过不一样岩性岩层、具备一定方向,与结构形变有紧密联络。这类裂缝通常是页岩排烃通道,发育该类裂缝区域,有利于页岩排烃,页岩中残留烃较少,不利于页岩气聚集。而这类裂缝欠发育或不发育区域,页岩排烃受阻,排烃较少,页岩中残留烃较多,有利于页岩气聚集,是页岩气发育有利位置。中型裂缝、小型裂缝和微型裂缝多为非结构裂缝,是由非结构应力作用形成裂缝,主要是封闭在泥岩中粘土矿物脱水收缩和烃类受热增压作用形成,其中超压裂缝是该类裂缝主要类型[7]。4）孔隙度和渗透率页岩中可能含有大量孔隙而且在这些孔隙中含有大量油和游离态天然气,孔隙度大小直接控制着游离态天然气含量。因为页岩具备低渗透率,所以就需要产生大量裂缝来维持商业生产。5）矿物组成页岩主要矿物组成为石英、黏土和碳酸盐,次要矿物组成为黄铁矿、干酪根、长石、高岭石和绿泥石。气体生产速度依赖于裂缝发育程度,而裂缝发育程度取决于页岩矿物组成,故页岩矿物组成在很大程度上影响着页岩气产能。6）厚度页岩厚度控制着页岩气藏经济效益,依照页岩厚度及展布范围能够判断页岩气藏边界。页岩厚度可由有机碳含量增大和成熟度提升而适当降低，具备良好页岩气开发商业价值页岩厚度下限为9m。7）湿度页岩湿度直接影响着吸附态天然气含量。岩石润湿后,因为水比气吸附性能好,从而会占据部分活性表面,造成甲烷吸附容量降低。湿度往往随页岩成熟度增加而减小,故成熟度高页岩含气量可能更高。（2）外部控制原因1）深度页岩气藏深度改变较大,深度不是页岩气藏发育决定原因,关键问题是该页岩气藏是否具备商业开发价值。但深度不一样,页岩气藏特征也有较大差异(表2.1)。表2.1页岩气藏埋藏深度与气藏特征2）温度与压力温度主要影响着吸附气体含量,温度增高,气体分子运动速度加紧,降低了吸附态天然气含量。随压力增大,不论以何种赋存方式存在气体,含量都呈增大趋势,但压力增大到一定程度以后,含气量增加迟缓,因为孔隙和矿物表面是一定,前者控制游离态气体含量,后者控制吸附态气体含量。2.3有效页岩气层识别2.3.1页岩气地质评价很多学者尝试利用各种参数对页岩气藏进行预测:Shiley等认为在伊利诺斯盆地肯塔基州能够依照岩心中铁离子百分含量改变来预测天然气聚集有利区;Cruits指出,页岩产气能力及页岩气分布主要取决于有机碳含量、干酪根类型以及热成熟度,盆地中心部位是最好页岩气发育区;而Martini等从生物气地球化学观点分析认为,盆地边缘具备生物化学生气条件,也是页岩气发育有利区;Hill等认为有机碳、热成熟度、厚度、吸附气所占百分比和天然气地质储量等特征控制了美国5大产页岩气盆地中页岩气藏总体特征。美国页岩气勘探开发表明,页岩气产出最好地域必须有高有机碳含量、厚度、孔隙度和渗透率以及适当热成熟度、深度、裂缝、湿度、温度压力等良好匹配区域[8]。（1）富有机质泥页岩基本特征经过地质和地球物理、地球化学资料，确定富有机质泥页岩层位、分布、厚度和埋深。分析确定页岩层系岩石类型和剖面组合，分析沉积微相特征。研究岩石矿物组成。研究岩石TOC含量及其在剖面、平面上随岩石类型和沉积微相改变规律；确定有机质成熟度。（2）岩石孔渗特征和储层力学参数、敏感性参数经过岩心、测井资料，研究富有机质泥页岩层系各类岩石孔隙度和渗透率。经过岩心和薄片分析，研究岩石宏观和显微裂缝特征；经过扫描电镜，研究分析岩石微观孔隙、裂缝特征和矿物成份；经过低压注N2、CO2、CH4和高压压汞，研究岩石孔隙结构、孔喉半径等。在建立岩电关系基础上，经过测井数据，研究解释富有机质泥页岩层系物性特征和改变规律。经过岩石力学试验，确定岩石弹性模量、泊松比和岩石抗张、抗剪、抗压数等参数数据。经过敏感性试验，确定岩石水敏、酸敏、碱敏、速敏、压敏等参数，为钻井和压裂提供基础参数。（3）富有机质泥页岩层系含气性以岩心资料为基础，标定饱和度数据资料，并建立岩电关系，经过测井资料，确定富有机质泥页岩层系游离气含量；经过岩心解吸，确定岩心吸附气含量和残留气含量。最终确定富有机质泥页岩层系总含气量。在经过岩心资料标定后，可经过测井数据同时确定富有机质泥页岩地层层系游离气、吸附气和总页岩气含量。2.3.2页岩气有利区优选页岩气作为聚集于源岩层系连续型油气聚集，其分布层位明确，分布面积大，但有富集区存在。资源潜力评价要同时考虑以游离态和吸附态存在天然气。现在，国外页岩气资源潜力评价方法有体积法、类比法、统计法、成因法等。在勘查阶段主要采取体积法和类比法，其中体积法是基础方法。现在，美国页岩气有利区优选要求有机质含量达成一定指标。美国主要页岩气层TOC通常大于2%，最好在2.5%~3.0%以上；有机质热成熟度在生气窗范围之内，Ro通常在1.1%以上。表2.2页岩气关键参数下限中国3类富有机质页岩泛指海相、海陆交相互以及陆相页岩和泥岩，重点指含油气盆地中优质泥质烃源岩。海相厚层富有机质页岩主要分布在中国南方,以扬子地块为主;海陆交相互中薄层富有机质泥页岩主要分布在中国北方,以华北、西北和东北地域为主;湖相中厚层富有机质泥页岩,主要分布在大中型含油气盆地,以松辽、鄂尔多斯等盆地为主[9]。中国海相页岩是一套高有机质丰度(TOC为1.0％～5.5％)、高一过成熟(Ro值为2.0％～5.0％)、富含页岩气(含气量1.17～6.02m3／t)、以陆棚相为主沉积，主要分布在华南扬子地域古生界。华北地台古生界和塔里木盆地寒武系一奥陶系；海陆过渡相煤系炭质页岩有机质丰度高(TOC为2.6％～5.4％)，成熟度适中(Ro值为1.1％～2.5％)；中新生界陆相页岩有机质丰度高(TOC为0.5％～22.0％)、低熟一成熟(Ro值为0.6％～1.5％)[10]。2.4页岩气产能页岩含气量是指每吨岩石中所含天然气折算到标准温度和压力条件下（101.325kPa，25℃）天然气总量，包含游离气、吸附气、溶解气等，现在主要关注吸附气和游离气。页岩含气量＝生烃量－排烃量。其中，生烃量受有机质类型、含量和成熟度控制；排烃量主要受排烃门限高低控制，突破压力大，排烃门限高，则在相同生烃条件下，含气量高。按每10m水柱＝14.5MPa换算，若页岩地层处于正常流体压力状态，在1150m以浅，尤其是在700m以浅，页岩气中吸附气含量伴随深度增加而显著增加，在1150m以深，吸附气含量增加迟缓，在m以深，吸附气含量曲线变得十分平缓，吸附气增加量已经不显著。而游离气伴随埋深增加表现出平稳增加趋势，波动比较小（图2.2）。试验结果也显示出，在1150m左右，游离气和吸附气含量基本相等，之后，伴随埋深增加，游离气含量逐步增加，在埋深达成2800m左右时，游离气达成吸附气2倍以上。总体上表现出在1150m以深，页岩气存在状态主要以游离气为主趋势。图2.2游离气、吸附气及其与压力之间关系2.4.1含气量影响原因（1）压力、温度富有机质页岩含气量总体随压力增加而增加，其中，吸附气在低压条件下增加较快，当压力达成一定程度后，增加速度显著减缓，而游离气依然在显著增加，并成为页岩气主体。温度增加会降低富有机质页岩吸附能力，任何富有机质页岩在高温条件下吸附能力都会显著下降，温度升高1倍，吸附能力下降近2倍。即伴随地温不停增加，富有机质页岩吸附能力不停下降，游离气百分比不停增加。（2）有机质含量有机质含量决定了页岩生烃能力、孔隙空间大小和吸附能力，对富有机质页岩含气量起决定性作用。有机质含量越高，含气量越大。二者具备近似线性相关关系，相关程度很高。（3）其余原因除以上影响原因外，岩石湿度、有机质类型、粘土矿物含量、地层水矿化度等，对富有机质页岩含气量也有不一样程度影响。其中，干岩石含气量显著高于“湿”岩石；伊利石吸附能力高于蒙脱石，高岭石吸附能力最弱。而地层水矿化度对生物成因页岩气含气量有显著影响。从以上富有机质页岩含气量影响原因看，页岩气聚集和保留也是需要一定条件。开展页岩气聚集条件研究，是寻找页岩气富集有利区基础。2.4.2含气确定方法（1）直接测定包含保压取心测定和密闭取心测定。国外研究人员认为，保压取心测定页岩含气量方法不但价格昂贵，而且准确度不高，不提议使用。经过密闭液覆盖可保留大部吸附气和部分游离气。密闭取心测定页岩含气量方法偶然使用。（2）分类测定经过分类测定页岩中游离气、吸附气和残留气，得到页岩气总含气量，是现在应用最广页岩气含气量测定方法。游离气测定首先经过岩心确定含水饱和度，假如含油，确定含油饱和度，进而确定游离气含气饱和度。经过建立岩电关系，利用饱和度测井确定游离气含量。吸附气含量主要经过解吸和测井伎俩获取。3页岩资源评价页岩气资源评价总体面临两个关键问题:①作为储集层是否具备足够天然气地质储量;②是否具备足够渗流能力与条件实现经济开采。所以,储集层中赋存天然气体积、储集层渗透率是评价页岩气藏关键参数,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封闭能力都是页岩气资源量计算和经济评价包括必要内容[11]。3.1评价原因页岩气资源评价除需考虑页岩本身特点(如岩层厚度、岩石结构、矿物组成、孔隙度、渗透率、裂缝发育程度等)、页岩成烃能力(如有机质类型、丰度、成熟度、生烃潜力等)、页岩聚烃能力(如吸附能力、影响原因等)等制约原因外,从商业开采方面还应考虑页岩气藏形成含气性及页岩可压裂性(脆性、力学性质等)等要素[12]。杨振恒等将页岩气评价总结为生气能力、储气能力和易开采性3大方面。3.1.1生气能力生气能力影响指标包含页岩中有机质含量、有机质成熟度、页岩厚度及面积等。（1）有机质既作为气体母源物质，又能将气体吸附在其表面。Ross等人对Antrim页岩总有机碳含量与含气量关系研究发觉，页岩对气吸附能力与页岩总有机碳含量之间存在正相关关系。（2）页岩气具备多个生气机理，包含生物成因、热成因及二者混合作用成因，所以成熟度值范围相对较广，但要具备较强生气能力，其成熟度也必须达成一定条件，进入生气窗可能是最好条件。（3）页岩厚度和面积也很主要，广泛分布泥页岩直接在页岩气生成量上具备优势，而较大沉积厚度是确保足够有机质及充分储集空间前提条件，也能增强页岩封盖能力，有利于气体保留。3.1.2储气能力页岩气主要成份为游离气和吸附气，要从这两个方面考虑储气能力决定原因。（1）吸附气存在于有机质和粘土矿物表面，有机质含有大量微孔隙，对气体具备较强吸附能力。（2）粘土矿物及其余无机成份相对页岩中石英和方解石成份来说具备更强吸附能力。（3）温度、压力和含水饱和度对吸附气和游离气含量也存在影响。伴随压力增加，泥页岩游离气和吸附气都会增加；而地层温度增加，相同压力下游离气含量会降低，吸附气含量也降低。（4）尽管含水饱和度与含气量大小之间没有一个确定关系，不过水占据了页岩中孔隙空间，直接降低了烃类气体含量，Ross等还指出伴随页岩样品含水量提升，其吸附能力将降低。（5）游离气除受压力、温度和含水饱和度影响外，愈加主要是页岩孔隙度和裂缝发育程度，这能够从页岩气形成机理上看出，因为游离气主要就存在于这些空间中。3.1.3易开采性（1）埋深浅页岩开采起来更具经济性，但伴随钻井技术提升和开发成本节约，这一影响参数是改变。（2）页岩层大多非常致密，如国外90%以上页岩气开发都要对页岩储层进行压裂改造，这就必须考虑到岩石成份，页岩中矿物组成除常见粘土矿物（蒙皂石、伊利石、高岭石）外，还有石英、长石、云母、方解石、白云石、黄铁矿、磷灰石等。石英等脆性矿物易形成裂缝和微裂缝，对压裂效果有显著影响。如页岩中含有碳酸盐矿物在方解石含量高条件下易于形成溶蚀孔隙，这也将有利于提升储层压裂改造效果。（3）地理条件和天然气管网成本也需要考虑。另外页岩气开发还应考虑水源及水处理等环境方面问题，所以选择最具经济开发价值盆地和地域非常主要。上述3个方面影响原因之间存在着相互联络和制约关系，如深度较大页岩层具备更大成熟度，裂缝加大地层压力则会降低，硅质含量、粘土含量、孔隙度、渗透率四者之间也是两两相关，所以有利页岩气成藏区块必须是生气能力、储集气能力和易开采性3方面原因有效组合（图3.1）。图3.1页岩气评价三大方面及各原因可能存在制约关系3.2评价参数有利页岩气参数包含：（1)页岩埋深小于3000m，深于3000m作为资源潜力区；（2）页岩单层厚度大于30m；（3）有机碳含量（TOC）在2.0%以上；（4）有机质成熟度（Ro）1.4%~3.0%；（5）硅质含量>35%，易于形成微裂缝；（6）储层物性（K≥1mD、φ≥4%），各参数评价和权重分级如表3.1和表3.2：表3.1页岩气评价参数分级表表3.2页岩气各项参数权重系数表3.3评价方法页岩气资源潜力计算方法较多，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静态地质参数计算其资源量，详细又细分为成因法、类比法、统计法；动态法是依照页岩气在开发过程中动态资料计算其资源量，现在对页岩气进行资源量评价动态法主要包含：物质平衡法、递减法、数值模拟法。3.3.1容积法容积法是页岩气生产商惯用评价方法,其评价基础是页岩气蕴藏方式。页岩气蕴藏在页岩基质孔隙空间、裂缝内以及吸附在有机物或粘土颗粒表面。所以,容积法估算是页岩孔隙、裂缝空间内游离气、有机物和粘土颗粒表面吸附气体积总和。3.3.2资源丰度类比法资源丰度类比法是勘探开发程度较低地域惯用方法,简明过程是：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；其次依照评价区页岩吸附气含量、页岩地化特征、储层特征等关键原因，结合页岩沉积、结构演化等地质条件，选出具备相同地质背景已成功勘探开发页岩气区，求出相同程度，便可算出研究区资源量丰度，然后乘上有效面积得到评价区资源量。3.3.3体积丰度类比法体积丰度法其实与容积法有相同之处，也需要考虑到吸附气和游离气含量，但为了简便，不用仔细计算游离气含量，只是大致考虑它们在含量中占百分比，因为页岩气中以吸附状态存在天然气含量为20%~85%，所以只需类比出吸附气含量便可对资源量进行估算。3.3.4成因法依照对研究区烃源岩生排烃史认识，借鉴前人计算该烃源岩生烃量结果直接参加成因法计算。因为无法精准统计每一次生、排烃量，但经过数次试验可求得平衡聚集量，从而求得页岩烃源岩剩下含气量。总结出烃源岩在不一样结构、不一样成熟度条件下排烃系数，乘以总生烃量，便可求出排烃量及剩下页岩气资源量。3.3.5综合分析法为了深入得到可靠资源量数值，在资源丰度类比法、容积法、体积丰度类比法、成因法计算资源量基础上,采取特尔菲法综合思想等对计算结果进行综合分析,详细做法是对前面计算结果进行加权处理以得到相对合理数据结果，依照不一样计算方法精准程度给定不一样权重系数，如表3.3所列，这么加权处理四种方法后可得到较可信资源量[13]。表3.3页岩气资源量评价——综合分析法3.3.6福斯潘法该方法以连续型油气藏每一个含油气单元为对象进行资源评价,即假设每个单元都有油气生产能力,但各单元间含油气性(包含经济性)能够相差很大,以概率形式对每个单元资源潜力作出预测。以往也用体积法对连续型油气藏资源潜力作过评价。3.3.7单井储量估算法关键是以1口井控制范围为最小估算单元,把评价区划分成若干最小估算单元,经过对每个最小估算单元储量计算,得到整个评价区资源量数据[14]。4页岩气开发4.1钻井工艺水平井是页岩气藏成功开发关键原因,水平井推广应用加速了页岩气开发进程。在页岩气层钻水平井,能够取得更大储层泄流面积,更高天然气产量。依照美国页岩气开发经验,水平井日均产气量及最终产气量是垂直井3~5倍,产气速率则提升10倍,而水平井成本则仅为垂直井25%~50%。国外在页岩气水平井钻完井中主要采取相关技术有:（1）旋转导向技术,用于地层引导和地层评价,确保目标区内钻井;（2）随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD),用于水平井精准定位、地层评价,引导中靶地质目标;（3）控压或欠平衡钻井技术,用于防漏、提升钻速和储层保护,采取空气作循环介质在页岩中钻进;（4）泡沫固井技术,用于处理低压易漏长封固水平段固井质量不佳难题,套管开窗侧钻水平井技术降低了增产方法技术难度;（5）有机和无机盐复合防膨技术,确保了井壁稳定性。4.2测井工作岩石试验技术关键工作包含：1）页岩有利层段划分；2）硅质、脆性矿物、黄铁矿等含量测定；3）含气量和总有机碳（TOC)测定[15]。页岩气经济产量很大程度上依赖于完井技术，多采取水平井和斜井开发页岩气，其中对于透镜体油藏多采取斜井钻进，而水平井则用于开发边缘海相和海相席状砂岩。采取三维地震解释技术设计水平井轨迹，沿垂直于最大水平应力方向钻井，增加井筒与裂缝相交可能性。为降低扭矩和阻力影响，可采取旋转导向系统。随钻成像测井系统用于处理水平测井存在问题。湖沼相和三角洲相沉积产物通常是页岩气成藏最好条件，其中靠近盆地沉积—沉降中心方向是页岩气成藏有利区域。这是因为天然气生成需要厌氧环境，而热成因气产生需要较高温度。页岩气勘探方法有地质法、地球物理法、地球化学勘探法、钻井法，采取多学科综合勘探是页岩气勘探发展方向[16]。4.3固井技术页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥等4种类型。页岩气井通常采取泡沫水泥固井技术,因为泡沫水泥具备浆体稳定、密度低、渗透率低、失水量小、抗拉强度高等特点。所以泡沫水泥有良好防窜效果,能处理低压易漏长封固段复杂井固井问题,而且水泥侵入距离短,能够减轻储层损害,泡沫水泥固井比常规水泥固井产气量平均高出23%。4.4完井技术页岩气井完井方式主要包含套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等。4.4.1套管固井后射孔完井套管固井后射孔完井工艺流程是:在套管固井后,从工具喷嘴喷射出高速流体射穿套管和岩石,达成射孔目标,经过拖动管柱进行多层作业。其优点是免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间,工艺相对成熟简单,有利于后期多段压裂,缺点是有可能造成水泥浆对储层伤害。美国大多数页岩气水平井均采取套管射孔完井。4.4.2尾管固井后射孔完井尾管固井后射孔完井优点是有利于多级射孔分段压裂,成本适中,但工艺相对复杂,固井难度较大,可能造成水泥浆对储层伤害。裸眼射孔完井能够有效防止水泥浆对储层伤害,防止注水泥时压裂地层,防止水泥侵入地层原有孔隙当中,工艺相对简单,成本相对较低,缺点是后期多级射孔分段压裂难度较大,不易控制,后期完井方法难度加大。尾管固井后射孔完井及裸眼射孔完井在页岩气钻完井中不惯用。4.4.3组合式桥塞完井组合式桥塞完井是在套管中用组合式桥塞分隔各段,分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最惯用完井方法,其工艺流程是下套管、固井、射孔、分离井筒,但因为需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,所以也是最耗时一个方法。4.4.4机械式组合完井机械式组合完井是现在国外采取一个新技术,采取特殊滑套机构和膨胀封隔器,适适用于水平裸眼井段限流压裂,一趟管柱即可完成固井和分段压裂施工。施工时将完井工具串下入水平井段,悬挂器坐封后,注入酸溶性水泥固井。井口泵入压裂液,先对水平井段末端第一段实施压裂,然后经过井口落球系统操控滑套,依次逐段进行压裂。最终放喷洗井,将球回收后即可投产。膨胀封隔器橡胶在碰到油气时会自动发生膨胀,封隔环空、隔离生产层,膨胀时间也可控制[17]。4.5储层改造页岩气储层改造主要目标是在沟通天然裂缝系统同时形成新水力裂缝，以尽可能增大改造体积[18]。4.5.1裂缝检测技术水力压裂作业过程中，为了了解裂缝走向和评价压裂效果，需要对诱导裂缝方位、几何形态进行监测。微地震是用于水力压裂过程中诱导裂缝监测主要技术，其主要原理是，在水力压裂过程中，裂缝周围天然裂缝、层理面等微弱层面稳定性受到影响，发生剪切滑动，产生类似于沿断层发生微地震或微天然地震。微地震辐射出弹性波频率相当高，通常处于声波频率范围内，这些弹性波信号能够用精密传感器在邻井探测，并经过数据处理得出关于震源信息。伴随微地震在时间和空间上产生，裂缝监测结果连续不停地更新，从而形成一个裂缝延伸动态图，即微地震裂缝图。从该图能够得到裂缝方位和长度平面视图，直接得到裂缝顶部、底部深度、裂缝两翼长度和裂缝扩展方位。4.5.2压裂液体系现在页岩气井水力压裂惯用压裂液类型有减阻水压裂液、纤维压裂液和清洁压裂液。页岩中含有多个酸溶性矿物，它们均匀地分布在页岩基质、层理和原生裂缝中。当这些酸溶性矿物碰到可反应流体时，就会溶解并被去除，从而有利于增加压裂所产生裂缝表面积，提升吸附态页岩气解吸速度并增强页岩气在裂缝网络中扩散作用。在页岩压裂液中添加一个可与页岩中酸溶性矿物发生反应化学成份，是现在页岩压裂中一个较新理念。试验表明，添加可反应性流体成份后，井眼内气体初始产量可比未添加反应性流体成份时增加1倍。4.5.3压裂技术氮气泡沫压裂多用于深度较浅（小于1524m）或地层压力较低页岩；凝胶压裂成本较高，已经逐步被清水压裂取代；对于中等深度页岩（1524~3048m）通常使用清水压裂。水力压裂从1985年开始用于页岩储层增产作业中，多级压裂、清水压裂、同时压裂、水力喷射压裂和重复压裂是现在页岩气水力压裂惯用技术。（1）多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不一样层位进行分段压裂技术。多级压裂能够针对储层特点进行有针对性施工，目标准确，压裂效果显著。多级压裂有2种方式，一是滑套封隔器分段压裂，二是可钻式桥塞分段压裂。（2）清水压裂是在清水中加入少许减阻剂、稳定剂、表面活性剂等添加剂作为压裂液进行压裂作业，又叫做减阻水压裂。（3）同时压裂指对2口或2口以上配对井进行同时压裂。同时压裂采取使压裂液和支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短方法，来增加水力压裂裂缝网络密度和表面积，利用井间连通优势来增大工作区裂缝程度和强度，最大程度地连通天然裂缝。（4）水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化水力压裂技术。对裸眼水平井进行水力压裂，当储层发育较多天然裂缝时，大而裸露井壁表面会使大量流体损失，影响压裂效果。水力喷射压裂技术不使用密封元件而维持较低井筒压力，快速准确地压开多条裂缝，处理了裸眼完井水力压裂难题。水力喷射压裂由3个过程共同完成：水力喷砂射孔、水力压裂和环空挤压，优点是不受水平井完井方式限制，可在裸眼和各种完井结构水平井实现压裂，缺点是受到压裂井深和加砂规模限制。（5）重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有支撑剂因时间关系损坏或质量下降，造成气体产量大幅下降时，采取对气井进行重新压裂增产压裂工艺。重复压裂增产方法对处理低渗、天然裂缝发育、层状和非均质地层很有效，尤其是页岩气藏，重复压裂能重建储层到井眼线性流，产生导流能力更高支撑裂缝，恢复或增加产能。据资料统计，重复压裂能够以（3.53~7.06）美元/103m3储量成本增加页岩气产量，可使页岩气井估量最终采收率提升8%~10%，可采储量增加60%。重复压裂除了用来恢复低产井产能外，一样也用于有些产量相对较高井。实际上，生产情况良好井经常具备实施重复压裂条件，高潜力井具备条件是实施重复压裂增产成功关键。裂缝重新取向是重复压裂主要增产机理之一，裂缝重新取向能够绕开钻井和压裂造成地层伤害区，避开压实作用和渗透率下降区，从而取得愈加好生产条件。重复压裂能够有效地改进页岩气单井产量与生产动态特征，建立良好生产井产能，在一些情况下，经过重复压裂井能够达成生产最高水平，井产量与估量最终可采储量都靠近甚至超出首次压裂时期。多级压裂技术是现在页岩气水力压裂作业中应用最广泛技术，多级压裂加水平井是合理页岩气开发方式。清水压裂改变了以往依靠交联冻胶延长裂缝伎俩，既达成了增产效果，又减小了对地层伤害。同时压裂技术作业特点是2口或2口以上井同时压裂，尤其适适用于开发中后期井眼密集时压裂作业。水力喷射压裂应用不受完井方式限制，可在裸眼和各种完井结构水平井实现压裂，缺点是受到压裂井深和加砂规模限制。重复压裂能够有效地改进单井产量与生产动态特征，除用来恢复低产井产能外，对于那些产量相对较高井提升产量一样适用。清水压裂作业成本低，地层伤害小，在国内常规油气开发中应用成熟，是现阶段中国页岩气开发储层改造适用技术，对于开采长度（厚度）大页岩气井，能够使用多级分段清水压裂，在开发中后期产量下降时，能够使用重复压裂技术重新改造。伴随中国页岩气开发技术成熟和开发规模扩大，同时压裂技术是规模化页岩气开发客观需要[19]。5页岩气产能影响原因现在发觉具备商业价值页岩气藏有机质类型以I—II型为主。因为I、II型干酪根往往具备较高吸附能力。页岩中有机质丰度与页岩气产能之间有着良好线性关系。不过页岩孔隙中含水量和矿物组成改变会影响这种线性关系。页岩中矿物成份以黏±、石英、方解石为主，其相对组成改变影响岩石力学性质、孔隙结构和对气体吸附能力。天然开启裂缝在页岩中并不常见，而因胶结而封堵裂缝是力学上微弱带，轻易在压裂中破裂，能够压裂页岩带才是页岩成藏带成功储集天然气关键[20]。5.1有机组分有机碳含量（TOC）与页岩产气率之间有良好线性关系，把TOC作为评价页岩气主要参数，原因有两方面：其一因为页岩气运移距离短，含气面积经常与页岩分布面积相当；TOC高，生气潜力大，因为运移不出去，其单位面积页岩含气率也高。其二因为有机质含有大量微孔隙，它对气体有较强吸附能，同时烃类气体在无定形和无结构基质沥青质体中溶解作用也对增加气体吸附能力作出了贡献。裂缝性泥页岩储集层天然气组成模式与常规天然气藏不一样,相当部分页岩气以吸附状态存在。气藏投入开发后,早期产量来自页岩裂缝和基质孔隙,伴随地层压力降低,页岩中吸附气逐步解吸,进入储集层基质中成为游离气,经天然和诱导裂缝系统流入井底,即吸附气解吸是页岩气开采主要机制之一。5.2无机组分孔隙度中含水量对页岩吸附烃类气体能力有主要影晌。因为水占据了孔隙空间，降低了烃类气体吸附位置。页岩中无机矿物成份主要是黏土、石荚、方解石，其相对组成改变影响了页岩岩石力学性质、孔隙结构和对气体吸附能力。黏土矿物与石英和方解石相比，因为前者有较多微孔隙和较大表面积，所以对气量有较强吸附能力，不过当水饱和情况下，对气体吸附能力要大大降低。石英含量增加将提升岩石脆性。石英和碳酸盐矿物含量增加，将降低页岩孔隙，使游离气储集空间降低，尤其是方解石在埋藏过程胶结作用，将深入降低孔隙。脆性矿物含量是影响页岩