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页岩气藏水平井分段压裂技术
摘要：据中石油勘探开发研究院廊坊分院2008年预测数据显示，我国页岩气资源量为30万亿立方米，这在很大程度上能够有效地缓解我国能源紧缺的局面。页岩气藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的非常规天然气藏，由于其特殊的地质条件，常规的开发技术无法直接适用于页岩气藏的生产。因此，页岩气藏能够成功开发的关键在于压裂技术的进步，而水平井分段压裂技术已成为开发页岩气的关键技术。本文根据页岩气藏的分布、地质条件以及发展前景，通过详细介绍水平井分段压裂技术与微地震监测技术，以期能解决当前水平井分段压裂技术相关难题，并对裂缝进行实时监测以提高采收率，加快页岩气开采进程。
关键字：页岩气藏；水平井；分段压裂技术；裂缝监测技术；增产；开采
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前言
页岩气藏属于典型的低渗透率、低孔隙度的非常规天然气藏，在我国油气资源里占有很大的比重。但其开发成本高、难度大，而其特殊的储层特征又决定了开发这类储层必须采用强化手段——储层压裂改造技术，改善油气流渗流条件，从而达到有效的开采目的。压裂改造储层不仅可使页岩气以高的初始产气量，较快地收回生产投资，而且可以延长压裂初始高产后的相对稳产期，使气井寿命持续30年左右。储层实施压裂改造后需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝、导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善气藏压裂增产作业效果以及气井产能并提高页岩气采收率。
1 页岩气藏基本特征 1.1 页岩气藏的分布
根据地质历史及其变化特点，可将我国的页岩气发育区划分为四大区域：南方、华北一东北、西北及青藏四大地区（见图1）。南方古生界发育寒武系、志留系、二叠系海相黑色页岩建造，分布稳定，埋藏深度浅，有机质丰度高，在保存条件好的地区，有利于页岩气的形成与富集。其中，寒武系页岩较为典型，厚度在200~1000m，分布较稳定；有机碳含量在1.5%~ 5.0%，普遍较高；热演化程度一般在2%以上，以热成熟气为主。北方地区发育多套湖相泥页岩，包括松辽盆地白垩系湖相页岩、鄂尔多斯盆地上三叠统湖相油页岩、准噶尔盆地南缘上二叠统、中-下侏罗统湖相页岩和吐哈盆地中-下侏罗统湖相碳质页岩等，具有较好的页岩油气勘探前景。其中，松辽盆地下白垩统泥页岩已发现大量油气显示，揭示出良好
的勘探前景[2]。
图1 中国主要页岩气盆地分布图（资料来源：张金川等，2008）
1.2 页岩气藏的储层特征
页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态存在于泥岩、高碳泥岩、页岩及粉砂质岩类夹层中的天然气聚集，它可以生成于有机成因的各种阶段[3]。页岩气藏基本特征为：
（1）页岩本身既是烃源岩又是储层，即页岩气藏为自生自储型天然气藏，页岩气主要以吸附和自由气的形式存在于页岩之中；
（2）页岩岩石组成一般为30%~50%的粘土矿物、15%~25%的粉砂质（石英颗粒）和 1%~20%的有机质，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层；
（3）页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，渗透率大小一般处于(10~100)×10-3mD，而孔隙度一般为4%~6%，处于断裂带或裂缝发育带的储层孔隙度会高一些。仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直井投入生产，其余90%以上的页岩气井需要采取压裂等增产措施沟通天然裂缝，提高井筒附近储层导流能力；
（4）在页岩中，气源岩裂缝引起的渗透性在一定程度上可以补偿基质的低渗透率。因此，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；
（5）页岩气的渗流阻力比常规天然气大，所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来；
（6）低产（一般无自然产能）、投资大、生产周期长，投资回收期长[4]。
页岩气藏储层气流阻力相对于常规天然气来说要大许多，储层中的游离气渗流速度快，初期产量较高，但产量下降很快；而吸附气的解析、扩散速度很慢，产量相对较低，属于页岩气的稳产期。目前已投入生产的页岩气藏的单井日产量介于2800~33000。因此压裂改造储层不仅可使页岩气以高的初始产气量较快地收回生产投资，而且可以延长压裂初始高产后的相对稳产期使气井寿命持续30年左右，从而明显提高页岩气的采收率。
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1.3 页岩气藏压裂增产主要机理与技术关键
页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，除少数裂缝发育带可能具有较高的自然产能外，一般页岩气藏均需经过压裂改造之后才具有工业产能由于页岩气藏的特殊性，因此其压裂增产机理与增产技术关键与砂岩有很大的不同。
1.3.1 页岩气藏压裂增产主要机理
页岩气藏不以常规圈闭的形式存在，但页岩中裂缝发育有助于游离相天然气的富集和自然产能的提高。由于页岩的渗透率很低，只有存在天然裂缝网络才能增加页岩极低的基质渗透率。页岩气产量高低与岩石内部微裂缝发育程度有关，裂缝既是储集空间，也是渗流通道，是页岩气从基质孔隙流入井底的必要途径。
页岩气可采储量最终是取决于储层内裂缝产状密度组合特征和张开程度。由于页岩储层一般都发育有良好的天然裂缝及层理，同时岩石脆性系数高，在压裂过程中产生剪切破坏，沟通天然裂缝系统而形成复杂的网状缝。
因此，页岩气藏压裂主要增产机理是在水力压力作用下尽可能多地在地层中沟通或产生有效的裂缝网络从而增加改造体积，提高页岩气产能。另外，由于页岩气藏的特殊性，页岩压裂不是形成单一对称裂缝，而裂缝在平面和纵向上呈复杂网状扩展，这一点国外通过微地震裂缝测试已予以证明。
1.3.2 页岩气藏压裂技术关键
从页岩气藏的地质特征开发特点、增产主要机理等综合分析可以得出，页岩气藏增产改造必须把握以下技术关键：
（1）尽可能低的伤害
页岩储层孔隙度极低，基质渗透率极差，外来液体引起的潜在伤害主要是对天然裂缝及压裂裂缝导流能力伤害为主；再次，粘土矿物本身对储层具有潜在的水敏性伤害。因此，压裂改造应优选残渣含量低且具一定防膨能力的工作液体系，滑溜水（也称活性水）是页岩气藏压裂的最佳工作液体系。
（2）工艺技术经济有效
由于页岩气井产能低、生产周期长、投资回收期长，因此压裂增产工艺技术必须考虑经济性与有效性。
（3）工艺技术有利于沟通地层中的裂缝，在地层中产生有效的裂缝网络系统，为了达到此目的，除了采用水平井技术开发外，必须采用压裂增产技术来沟通或张开更多的裂缝系统。
由于页岩气层较致密，气层渗透率更低，不采取工艺措施气体难以流入井筒。因此，页岩气储层改造的理念完全不同于常规储层以提高改造的储层体积的水力压裂方式将储集体打碎，产生人工裂缝网络，对储层在长宽高三维方向的立体改造，增大裂缝壁面与储层基质的接触面积，缩短油气从任意方向的基质向裂缝的渗流距离，极大地提高储层整体渗透率，从而实现页岩气的开发（图2）[6]。
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图2 页岩气储层复杂裂缝形态示意图
2 水平井分段压裂技术
随着页岩气开发的深入，常规的直井完井方式已经无法满足工业生产的要求，由于水平井能够最大限度地暴露产层，特别对页岩气藏来说水平井段能够沟通更多的缝网系统，因此