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页岩气典型开发技术浅析
页岩气典型开发技术浅析
张楠郭肖贾莎王晓琴窦莲
(油气藏地质及开发工程国家重点实验室西南石油大学四川成都610500)
摘要:
页岩气生产机制复杂,涉及吸附气与游离气、天然裂缝与诱导裂缝系统之间的相互关系。
页岩气储集层通常呈低孔、低渗透率,开采寿命长,生产周期长,不同于常规天然气的开采特点决定了页岩气开发具有其独特的方式:
水平井和分段压裂技术是成功开发页岩气的关键技术。
本文以此为契机,详细介绍了国外页岩气水平井开采技术的历程、优势以及其影响因素和水平井分段压裂的现状、优化设计及效果等情况。
同时对我国页岩气的开发现状、技术发展进行了简述,为实现国内页岩气大规模的商业化开采提供一定的启发。
关键词:
页岩气;水平井;分段压裂;开发现状;展望
本文属于B类
AnalysisofTypicalDevelopmentTechnologiesinShaleGasReservoir
ZhangNanGuoXiaoJiaShaWangXiaoqinDouLian
(StateKeyLaboratoryofOilandGasReservoirGeologyandExploitation
SouthwestPetroleumUniversity,SichuanChengdu610500)
Abstract:
Inshalegas,thecomplexproductionmechanisminvolvestherelationshipsbetweenabsorbedandfreegasesandbetweennaturalandinducedfractures.Atypicalshalegasreservoirischaracterizedbylowporosity,lowpermeability,longproductionlifeandlongleadtime.Determinedbyitscharacteristicsdifferentfromconventionalnaturalgasproduction,shalegasdevelopmenthasitsuniquepattern.Horizontalwellandstagedfracturingtechnologiesarecriticaltosuccessfulshalegasdevelopment.Basedonthesepoints,thispaperpresentsthebriefhistory,advantagesandaffectingfactorofhorizontalwelltechniqueandthecurrentstatus,optimaldesignandeffectofstagedfracturingforhorizontalwellintheoverseasshalegasreservoirsindetail.Meanwhile,italsosimplysummarizestherecentexploitationstateandtechnicaldevelopmentofshalegasinChina,whichcanprovidesomeideasforachievinglarge-scalecommercialshalegasexploitationinourcountry.
Keywords:
shalegas;horizontalwell;stagedfracturing;exploitationtechnology;expectation
引言
页岩气资源被认为是含油气盆地中最后一类走上勘探开发舞台的油气资源,在含油气盆地中蕴藏量最丰富。
从全世界范围看,泥、页岩约占全部沉积岩的60%,页岩气资源前景巨大。
据美国国家石油委员会(NPC)统计,全球页岩气资源量为456.24×1012m3,占全球非常规气资源量的近50%。
主要分布在北美(占23.8%)、中亚和中国(占21.9%)、中东和北非(占15.8%)、拉美(占13.1%)等国家和地区。
北美页岩气的成功勘探开发,已证明是潜力巨大的天然气资源。
我国页岩气资源丰富,与美国大体相当,而且具有比美国更为广大的消费市场,开发前景被十分看好。
加上这种新能源具有低碳、洁净、绿色、低污染的特性,开发利用技术也日趋成熟,必将是我国新能源发展的重要方向。
如何唤醒这一“沉睡的”资源,对于保障国家能源安全,提高能源自给率具有举足轻重的意义。
1页岩气储层开采特征
1.11.1页岩气的地质特点及产能影响因素
Curtis[1]2002年对页岩气(shalegas)进行了描述性界定并认为,页岩气在本质上与其他类型的气藏有较大的差异,具有生物化学成因气、热成因气或两者混合的多成因特点,具有普遍的地层饱含气、隐蔽聚集机理等特点,赋存方式复杂。
张金川[2]等对页岩气也进行了定义,他指出页岩气是指以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用生成的,在烃源岩中就近聚集的天然气,表现为典型的“原地”成藏模式。
在主体上包括了游离态(存在于天然裂缝与粒间孔隙中)、吸附态(存在于黏土矿物颗粒、干酪根颗粒表面)和溶解态(存在于干酪根和沥青质中),基本上包括了天然气存在的所有可能相态。
页岩气在成藏及分布上具有运移距离短、多种封闭机理、聚集成藏隐蔽、地层饱含气等地质特殊性,自生自储、吸附作用机理及由此所产生的大规模聚集是页岩气的重要地质特点。
自生自储的页岩气藏的产气能力受有机碳含量(TOC)、热成熟度(Ro)、无机组分含量、天然和诱导裂缝等因素的影响。
美国在开采页岩储藏的实践中,归纳出具备开发价值的页岩储藏具有以下特点[3,4]:
1)有机质丰度高(TOC>3%);2)热成熟度(Ro)在1%~3%之间;3)产水量较少(Sw<45%);4)渗透率大于100毫微达西;5)含油饱和度小于5%;6)好的气含量(大于8.2x108方/km2);7)分布面积广,埋藏深度适中;8)厚度大(大于34.08m);9)黏土含量中等(小于40%),有很低的混合层组分;10)脆性较高,低泊松比、高杨氏弹性模量;11)围岩条件有利于水力压裂控制。
不同地区对投入产出、开发价值的评判标准具有一定差异,该标准的适用性需要进行进一步讨论。
1.21.2页岩气开采机理及潜力
裂缝性页岩气藏投入生产时,首先排出页岩裂缝和基质孔隙中的游离气,随着地层压力的降低,页岩表面的吸附气逐渐开始解吸,并从基质中通过扩散作用进入天然和诱导裂缝系统,再以渗流方式进入井底,采至地面。
吸附气的解吸是页岩气开采的重要机制之一,页岩气的解吸是吸附的逆过程,处于运动状态的气体分子因温度、压力等条件的变化,导致动能增加而克服引力场,从页岩中脱离成为游离相,发生解吸。
页岩气藏是一种典型的“连续型”油气藏。
所谓“连续型”油气藏尤其是“连续型”气藏指的是持续产气、持续供气,产量低、产能稳,资源量大,但采收率较低,需要人工改造增产[5]。
“连续型”气藏本身不具备开采连续的地质特征,而是在开发过程中丰度低的游离气、吸附气、自由气(分散气)不断聚集,使得气体可以源源不断地被采出,显示出开采过程中的连续性。
游离气渗流速度较快,吸附气扩散速度慢、产量相对较低,但稳产后的递减速度较慢,一般为2%~3%,生产周期比较长,开采寿命可达30~50年[6]。
据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80~100年[7]。
开采寿命长,就意味着可开发利用的价值大,这也决定了其发展潜力。
2.页岩气水平井开采方式
页岩气是存在于页岩裂缝等空隙中的天然气,要使其尽可能地流人井筒,就必须合理利用储层中的裂缝。
使井筒穿过尽可能多的储层。
现在业界多利用水平钻井技术来进行页岩气的开采,虽然该技术并不是一项新技术,但是对于扩大页岩气开发却具有重大意义。
1.32.1国外水平井开采页岩气简史
2002年Devon能源公司水平钻井的试验成功和推广,对于页岩气的开采来说具有划时代的里程碑意义。
2002年以前,垂直井是美国页岩气开发主要的钻井方式,随着2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气试验水平井取得了巨大成功[7],业界开始大力推广水平钻井,水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式。
前者主要用于试验、了解页岩气藏特性,获得钻井、压裂和投产经验,并优化水平井钻井方案;后者主要用于生产,可以获得更大的储层泄流面积,得到更高的天然气产量[5]。
由于水平井在成本上是直井的1~2倍,但产量却是远大于直井,且能够更大面积的使井筒与裂缝接触,因此,水平井技术的应用可使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。
2002年后,Barnett页岩气水平井完井数迅速增加,2003-2007年Barnett页岩水平井累计达4960口,占该区生产井总数的50%以上,2007年完钻2219口水平井,占该年页岩气完井数的94%,直井井数为149口,仅为当年完钻井数的6%[8]。
图1Barnett页岩气井数量图(据IHS)
1.42.2水平井开采页岩气的巨大优势
目前,水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式。
与直井相比,水平井在页岩气开发中具有无可比拟的优势:
1)水平井成本为直井的1.5-2.5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。
沃斯堡盆地Barnett页岩最成功的垂直井在2006年上半年页岩气累积产量为991.10×104m3/d,而同期最成功的水平井产量为2831.7×104m3/d,为直井产量的近3倍[9]。
2)水平井与页岩层中天然裂缝及人工诱导裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大,更能使裂缝保持在储层目的段中[10]。
统计结果表明,水平段为200m或更长时,比直井钻遇裂缝的机会多几十倍,明显改善储层流体的流动状况,水平井技术的应用可以使无裂缝或少裂缝通道的页岩气藏得到有效的经济开发。
3)在直井收效甚微的地区,水平井开采效果良好。
如在Barnett页岩气外围开采区内,水平井克服了Barnett组页岩上、下石灰岩层的限制,避免了Ellenburger组白云岩层的水侵,降低了压裂风险以及增产效果明显,在外围生产区得到广泛的运用[11]。
1.52.3影响因素及辅助技术
水平井水平段在油层中的位置、延伸长度和延伸方向是决定水平井产能的关键因素[12],而水平井位与井眼方位应选择在有机质与硅质富集、裂缝发育程度高的页岩区及层位,水平井的方位角及进尺对页岩气产量有着重要影响[10]。
理论上讲,在与最大水平应力方向垂直的方向上进行钻井,可以使井筒穿过尽可能多的地层而与更多的裂缝接触,从而简化在压裂过程中流出井筒和在生产过程中流人井筒的情况,提高页岩气采收率。
如今,在水平井钻井的过程中采用了旋转钻井导向工具,同时采用随钻测井技术(LWD)和随钻测量技术(MWD),另外还可以采用三维地震解释技术更好地设计水平井轨迹,这样就可以保证水平井精确定位,引导中靶地质目标。
3.页岩气水平井分段压裂技术
1.63.1页岩气压裂的必要性及优化设计
对页岩储层来说,裂缝系统既是气体的主要储存空间,也是渗流的主要通道,对页岩气开发来说,裂缝系统是压裂液进入储层的主要通道。
天然裂缝的发育程度是影响页岩气运移聚集,经济开采效益的关键因素之一[1]。
但据统计表明,仅有少量发育良好的天然裂缝页岩气藏可直接投入开发生产,90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施。
因此页岩气水力压裂应该尽量选择天然裂缝发育程度高的层位,来沟通天然裂缝,提高井筒附近的导流能力[13]。
水力裂缝方位垂直最小主地应力方位,因此,依据水平井井筒方向与最小主地应力方位的关系,水平井压后水力裂缝形态一般有横向裂缝、纵向裂缝和复杂裂缝三种类型。
对于一口水平井,水力压裂后将形成哪一种形态的水力裂缝,取决于地应力状态与水平井井筒方位的相互关系,如果井筒平行最小主应力方向,则产生与井筒相垂直的横向裂缝,如果井筒与最小主应力方向垂直,则产生与沿井筒方向延伸的纵向裂缝。
对于高渗透率地层或裂缝性地层采用纵向裂缝较好,而对于低渗透油气层则产生多条横向裂缝效果较好。
因此,页岩气水平井进行分段压裂时,井筒一般平行最小主应力方向进而产生横向裂缝(见图2),能有效地沟通储层本身所含有的大量微裂缝进而产生裂缝网络。
实践证明,沟通储层微裂缝是开发页岩气的核心技术[14]-[16]。
图2水平井垂直裂缝分段压裂图
1.73.2页岩气水平井分段压裂现状
欲在比较长的水平井井段中以较短的时间、安全地压裂形成多条水力裂缝,且压后快速地排液,实现低伤害的水平井分段压裂,其压裂工艺技术难点在于分段压裂工艺方式选择和井下封堵工具,归纳国内外水平井分段压裂的工艺技术方法,主要分为以下四类:
化学隔离技术,机械封隔分段压裂技术,限流压裂技术,水力喷砂压裂技术。
近年来,应用于页岩储层水平井分段压裂的一个趋势就是结合传统压裂工艺和连续油管、滑套完井两种作业方式,在压裂液体系、封隔器、滑套等方面进行改进。
1)水力喷射分段压裂技术,其原理是根据伯努利方程,用高速和高压流体携带砂体进行射孔,打开地层与井筒之间的通道后,提高流体排量,从而在地层中打开裂缝的水力压裂技术(见图3[17]),它将水力喷砂射孔与水力压裂完美地结合了起来。
利用这种技术可以在裸眼井中不使用密封元件而维持较低的井筒压力,迅速、准确地压开多条裂缝,尤其对于裸眼完井的页岩水平井来说,是一种非常有效的压裂增产措施。
2005年,水力喷射压裂技术第一次使用在美国Barnett页岩中,作业者使用水力喷射环空压裂工艺对Barnett页岩中的53口井进行了压裂,其中26口井取得了技术和经济上的成功,有21口井被认定为技术成功[18]。
图3水力喷射压裂原理图
2)哈利伯顿的定点压裂技术(PinpointFRAC),利用公司自己的滑套完井和连续油管压裂两项新技术,并结合应用增产套、膨胀封隔器和无封隔高压水射流底部钻具组合(BHA)等工具,扩大了完井和压裂技术的应用范围,可以对水平井套管完井水平段进行准确的压裂,与传统工艺相比速度更快、操作风险更低、效果更好。
3)斯伦贝谢的水平井分段压裂技术(StageFRAC),结合了先进的压裂液体系,可以准确放置压裂液,裂缝导流能力高、压裂液损害小,可将完井时间从几天缩短到几小时,一次压裂级数可达17级。
4)加拿大封隔器能源服务公司的StackFrac技术,使用可彭胀封隔器,可以随井眼变化而变形,极好地适应井下高温高压环境,目前应用的水平井最深达到7620m。
5)贝克休斯的裸眼封隔器组合分段压裂,其系统除了有裸眼封隔器和小球座封压裂滑套之外,还增加了衬管顶部封隔器和压力座封滑套。
在美国北达科他贝肯页岩层进行了8级压裂。
1.83.3分段压裂一般设计及效果
目前的水平井分段压裂设计一般包括[4]:
1)2~8段/水平井眼;2)2~4压裂开始位置/段;3)0.61~1.22m的射孔/位置,6孔/ft,60°定相;4)每个压裂点20~30bbl/min,每个射孔点2~4bbl/min;5)体积平均1800gal/ft。
通过对Newark东油气田进行水平井压裂,发现其初始产气速度一般比直井快2~3倍。
水平井分段压裂根据储层的含气性特点对同一井眼中不同位置地层进行分段压裂,其主要作业方式有连续油管压裂和滑套完井两种。
分段压裂技术是页岩气水力压裂的主要技术,在美国页岩气生产井中,有85%的井是采用水平井和分段压裂技术结合的方式开采,增产效果显著。
最初水平井的压裂阶段一般采用1段或2段,目前已增至7段甚至更多。
在Arkoma盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-1H-23井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著,页岩气产量高达14.16×104m3/d[19](见表1)。
水平井水力分段压裂技术的广泛运用,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围,是目前美国页岩气快速发展关键的技术之一。
表1Woodford页岩气藏水平井分段压裂产量表
井名
压裂段数
初始产量(104m3/d)
最终产量(104m3/d)
Tollett-1H-22
Bullock-1H-15
Tipton-1H-23
5
5
7
28.32
14.16
19.82
16.99
11.61
14.16
1.93.4辅助技术
水力压裂技术的突破,也离不开配套技术的发展。
微地震技术的发展,给页岩气水力压裂照明了方向:
在水力压裂前,需要结合储层的特点和压裂参数来预测裂缝发育的宽度、长度和方向(如使用美国Meyer&Associates公司的MeyerFracturingSimulators平台[20]),在压裂过程中通过微地震来随时监测裂缝的方位和尺寸。
页岩气水力压裂成功与否关键在于压裂液处理,除了使用大量的活性水外,还要加入一些特殊的添加剂,如特殊的降阻剂(不含苯酚)、微乳化表面活性剂、裂缝清洁加强剂和导流增强剂等。
在这些添加剂的综合作用下,可以改善页岩气层本身超低的渗透率,提高导流性,优化页岩气的生产条件,减小地层损害。
页岩气压裂需要淡水资源规模庞大,单井用量在1万方以上,有序管理水资源是页岩气水力压裂一个重要环节。
在缺水地区,还研究了甲醇压裂液、泡沫压裂液、稠化油压裂液、液化天然气压裂液等。
正是各种增产技术的不断突破,才使页岩气的投产、稳产得到保障。
4.我国页岩气开发现状
我国页岩气的开发刚刚起步,总体上处于前期的探索和准备阶段。
据初步估算,我国主要盆地和地区页岩气资源量约为15~30万亿立方米,中值23.5万亿立方米,与美国的28.3万亿立方米大致相当,其中仅四川盆地威远地区和泸州地区页岩气资源量就高达6.8~8.4万亿立方米,相当于该盆地常规天然气资源总量。
四川盆地具有与美国典型盆地相似的地质条件和构造演化特点,均属于古生代发育的海相沉积盆地,具有较大的页岩气勘探前景。
中石油早在2007年就与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》的协议,2009年又与壳牌公司在重庆富顺—永川区块启动合作勘探开发项目。
中石化与英国石油公司(BP)在贵州凯里、苏北黄桥等地着手合作开采页岩气。
2010年年初,经过5年多的调查分析后,国土资源部确定了川南、贵州北、渝东南、渝东北等7个国家级页岩气先导试验区。
在这7个试验区中,重庆市凭借得天独厚的资源占据了两个半。
表2北美和四川储层参数对比表(Curtis,2002)
参数
Antrim
Ohio
NewAlbany
Barnett
Lewis
四川盆地
有效厚度(m)
21~37
9~31
15~30
15~60
61~91
60~90
TOC(%)
0.3~24
0~4.7
1~25
4.5
0.45~2.5
0.34~2.8
Ro(%)
0.4~0.6
0.4~1.3
0.4~1.0
1.0~1.3
1.6~1.88
1.83~3.23
孔隙度(%)
9
4.7
10~14
4~5
3~53.5
2.0~4.5
含气量(m3/t)
1.13~2.83
1.69~2.83
1.13~2.26
8.50~9.91
0.42~1.27
1.92~3.45
吸附气含量(%)
70
50
40~60
20
60~85
25~45
储层压力(psi)
400
500~2000
300~600
3000~4000
1000~1500
5000~8000
产水量(m3/d)
0.79~79.49
0
0.79~79.49
0
0
-
产气量(103m3/d)
1.13~14.16
0.85~14.16
0.28~1.42
100~1000
2.83~28.31
0~24.6
1psi=6.895KPa
我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较成熟,2005年以来,西南油气田先后引入LWD、旋转地质导向,FEMWD等先进装备,2007年应用欠平衡钻井技术完成广安002-H1井Z钻井作业,水平井段超过2000m。
近年来,我国通过引进、消化、吸收国外先进技术和自主研发等手段,在水平井分段压裂技术方面也有长足进步,连续油管水力喷射加砂压裂在大庆、长庆、四川、吐哈等油田得到成功应用。
2010年5月7日,中国石化华东分公司的页岩气方深1井特大型压裂施工获成功。
该井位于贵州省大方县境内,地层属下寒武统牛蹄塘组黑色泥页岩烃源岩,厚99m。
采用的是带降阻水压裂液的光套管大型压裂技术工艺,施工历时5h,共注入压裂液2121m3,加砂量270t。
这是国内首次对页岩进行的特大型压裂施工,开启了国内页岩气储层改造的序幕。
同年6月底,川庆钻探工程有限公司井下作业公司与EOG、BJ、贝克休斯等多家国内外公司联手完成了角68-1H井页岩层6段加砂压裂改造作业,为在川渝地区进行页岩气开发作业积累了宝贵经验。
威201井是中石油针对页岩气开发的第一口试探井,整体设计、配套工艺、施工均由该公司自行承担。
该公司并于7月底顺利完成了中石油第一口页岩气井——威201井的加砂压裂施工任务,这次试水标志着中石油进入页岩气开发的实战阶段。
2010年8月11日,中国石油天然气集团公司宣布水平井裸眼分段压裂酸化工具及其配套技术自主研发并生产成功,这标志着中石油自主研制高端工具及其技术获得重大突破。
成功开发了水平井裸眼分段压裂酸化工具及配套技术,并在座封机构、投球滑套设计等方面取得重大突破,实现了这一技术领域真正国产化目标,这也将为我国运用自主研发技术开发页岩气增添利器。
④中国石油2010年12月27日发布消息称,中国石油与荷兰壳牌石油公司合作的第1口页岩气阳101井已于本月22日开钻,这标志着中国首个页岩气开发项目四川富顺区块页岩气合作开发项目迈入新阶段。
未来5年到10年时间里,我国的页岩气将进入一个飞速发展阶段。
而我国目前的页岩气大规模商业开发主要受基础理论研究和开发技术的制约。
因此,我们一方面应借鉴国外先进开采经验,进行有效的资源评价,确定资源分布区域,根据不同地质状况选择经济合理开采技术及增产方式;另一方面应合理利用我们已成熟的常规天然气开采技术,页岩气勘探开发的主体技术与常规天然气开采基本相似。
在常规天然气开采技术方面,我国有一系列的配套成熟技术,在页岩气的水平井钻井技术、压裂改造技术等方面具备了一定的基本条件。
同时更应该加大适应于我国页岩气储层开采核心技术的自主研发力度,争取早日摆脱受制于人的局面,而上述事例也说明我国的页岩气开发正进入了一个的良好的开端。
5.结论及建议
1)近年来,页岩气作为一种非常规天然气藏,日益成为全球资源开发的一个热点。
在美国页岩气已成功开发利用和我国能源安全供给日趋紧张的形势下,加之我国页岩气资源蕴藏量也很丰富,具有广泛的勘探开发前景,页岩气的开发已经成为中国战略性的能源选择。
2)页岩气藏是具有极低孔、低渗条件的连续型气藏,但其开采寿命长,生产周期长,因而具有可观的开发潜力。
其开采方式主要以水平井+分段压裂为主,以便能最大限度地沟通天然微裂缝和人工压裂裂缝形成裂缝网络,提高单井产量。
3)目前,我国已经进入页岩气商业试采阶段,但由于各种原因,在基础资料、理论研究和核心技术方面都比较缺乏。
页岩气将来要实现大规模的商业化开采,地质选区评价、储层识别、水平井分段压裂改造等技术是重点突破口。
未来页岩气
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