页岩气钻采技术

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，目前美国已经拥有一些先进技术可以提高页岩气井的产量，主要包括水平井技术和多层压裂技术、清水压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术等，这些技术正在不断提高着页岩气井的产量。

水平井技术

页岩气是存在于页岩裂缝等空隙中的天然气，要使其尽可能地流入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。

水平井的成本一般是垂直井的11.5倍，例如800~1000m水平段的常规水平井钻井及完井投资约700万美元，而产量是垂直井的3倍左右(见图2)，与此同时现代钻井技术已发展到了允许钻机转弯，钻头还可以准确地停留在一个狭窄的定向垂直窗口，由于水平部分很容易控制，所以能使页岩气资源从相同储层但面积大于单直井的地理区域流出，以美国宾夕法尼亚州的Marcellus页岩气田为例，一口垂直井的驱替体积大约只有直径1320ft

(1ft=304.8mm下同)、高50ft的圆柱体体积那么大，相比之下，水平井可延长至2000~6000ft，驱替体积可达6000ft~1320ft，大约是直井驱替体积的5.79倍还多，驱替体积的增加使水平井比直井具有更多的优势。

北美页岩气井对比

在钻井过程中井筒穿过裂缝FMI全井眼微电阻率扫描成像测井显示出水平井钻遇的裂缝和层理特征钻井引发的裂缝出现在钻井轨迹顶部与底部终止于井筒应力最高的侧面井筒钻穿的天然裂缝垂直穿过井筒顶部底部和侧面图中颜色较深的黄铁矿结核非常明显与层理面平行出现

井筒穿过裂缝

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入井筒的情况提高页岩气采收率如今将MWD(随钻测井)技术应用于水平井钻井能够实时监控关键钻井参数将自然伽马测井曲线应用到水平井钻井中可以进行控制和定位将井数据和地震数据进行对比可以避开已知有井漏问题和断层的区域

水平钻井能否取得成功要取决于有效的井身设计采用三维地震解释技术能够更好地设计水平井轨迹采用该技术可使页岩钻井活动一直扩展到被认为没有生产能力含水的区域但是常规定向钻井技术可能在井筒造斜过程中受到由滑动和旋转引起的扭矩和阻力的影响限制横向位移加大测井难度解决这个问题的方法是在开采较直的曲折度不大的井时采用旋转导向系统某些情况下从水平段底部到顶部的倾角变化低于0.5

除此之外geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术有助于在钻遇后即时识别天然裂缝解决相关测井问题应用该类技术后可以分析整个井筒长度范围内产生的电阻率成像和井筒地层倾角而且成像测井可以提供用于优化完井作业的相关信息如构造信息地层信息和力学特性信息等例如通过对地层天然裂缝与诱发裂缝进行比较可以确定射孔和油井增产的最佳目标在进行加密钻井时通过井眼成像可识别邻井中的水力裂缝继而有助于作业人员在储层中原先未被压裂部分实施增产措施井中诱发裂缝的存在及方向对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有用钻井作业还采用井下钻具定向设备以及泥浆系统等常规钻井方式采用地质导向技术确保在目标区内钻井避免断层和其他复杂构造区否则会导致钻穿目标区或者发生井漏一般水平段越长最终采收率和初始开采速度也就越高据美国公布的数据最有效的水平井进尺包括造斜井段一般为9141219m[7

压裂技术

3.2.1清水压裂技术

水力压裂是一种储层增产技术用于产生更密集的裂缝网络形成额外的渗透率使气体能更容易流向井中从而生产出大量地层天然气水力压裂技术的不断改进使之成为一项在特殊地层区域布置裂缝网络的非常复杂的工程过程

水力压裂处理方法针对目标页岩设置了专门的参数包括厚度局部应力条件压缩性和刚性局部条件用于计算机模型来设计具体地点的水力压裂处理过程并优化新裂缝页岩气藏和它们之间要进行压裂的间隔都很厚所以将水力压裂分为几个阶段往往更加有效每一个阶段都重点对储层的一个连贯部分进行处理每个工作阶段都孤立于井内从而使压裂设备的所有容量可用于单个储层单元这可以在垂直或水平井中收到良好效果

在对一口井(不论是水平井还是直井)实施压裂措施之前通常会进行一系列的测试以确保井井口设备和压裂设备的正常工作并经得起压裂措施的压力和泵率表面设备经过测试后水力压裂过程便首先开始泵入岩石酸常常是用盐酸来清理可能被钻井泥浆和水泥封堵的近井地带

下一步是清水压裂即采用添加一定减阻剂的清水作为压裂液这种压裂液的主要成分是水以及很少量的减阻剂黏土稳定剂和表面活性剂清水压裂在低渗透气藏中能取得更好的效果而且该技术已经成为开发如得克萨斯州Barnett页岩气田等的主要开采手段该技术在不减产的前提下能节约30%%左右的成本而且清水压裂也很少需要清理且可提供更长的裂缝并将压裂支撑剂运到远至裂缝网络经过第一次水栓后作业者将大量带有少许细砂的清水压入井中开始压裂过程随后使用大量带粗砂支撑剂的清水使裂缝靠近井筒开窗处最后一步是冲刷过程将支撑剂从设备和井筒开窗处移除出去冲刷之后下一步的处理阶段就从新的孔洞开始这些孔洞都具有其自身特定的储层参数包括厚度局部应力压缩性和刚度这个阶段的压裂需严密监控通过压裂井与井(不论是水平井还是直井)之间的间隔区域作业者能够进行调整从而适应页岩气储层的局部变化其中包括岩性自然分裂刚度的变化和应力状态的变化

压裂的具体过程是通过模拟设备来确定的工程师和地质学家可以操纵模拟器并评估其对裂缝高度长度和定位方向的影响从模拟系统获得的推测数据可以用于监测和评价压裂工作的结果同时还可以通过微地震测绘的方式来进行实时控制这种技术可以在孔洞的东西和南北方向上找到断裂终端进而沿着轨迹找到它们开始的源头尤其重要的是在垂直方向上的裂缝的增长作业者会格外关注这种裂缝以确保这些裂缝没有偏移出页岩储层和邻近水域因为这种裂缝会降低页岩气井的经济效益在压裂处理过程中作业者会在水砂混合物中加入大量化学剂每一种化合物都会起到一定的工程作用例如降低黏度或细菌的生长或储层表面的生物污染不同的盆地不同的工程承包商所用的压裂液的组成都是不同的任何成分的毒性例如酸都会因泵入液体的稀释和酸与地下岩石的反应而大大降低

3.2.2多层压裂技术

多层压裂技术是对增产措施的一种改变大多数情况下第一阶段必须要向储层中泵入前置液前置液是一种没有支撑剂的压裂液接下来第二阶段要运送含有一定浓度支撑剂的压裂液进入储层第三阶段则要使用含有较高浓度支撑剂的压裂液随后还有数量不定的压裂液泵入储层且每一种压裂液都含有比之前压裂液更大浓度的支撑剂

以上描述的是单一储层区域的多层压裂需要注意的是多层压裂也可能是对储层中几个不相连区域或间隔区域进行处理这样每一个区域或间隔带的压裂都是一个不同的阶段所以要注意多层压裂是针对一个单独区域还是多个区域而言的

多层压裂技术常常用于垂直堆叠的致密地层的增产致密气井可能会遇到几个含气的砂岩间隔区域从而需要不同的增产措施作业者一般会想方设法尽可能地减少在单一或多个区域实施压裂的时间下列技术可以满足上述要求

桥塞是作业者在多层区域的基础上确定压裂具体措施的井下工具一般是将压裂区域分割开来防止某一个区域的增产措施对其他区域造成影响它们要么是通过测井电缆被收回要么被钻碎复合桥塞是可回收的通常可使用连续油管将其取出由于直通式桥塞本身所特有的机制因此它能够根据需要使流体通过见图3

油管压裂

连续油管是水力压裂的一种节省时间的解决措施有几种不同类型的压裂技术使用连续油管封隔器用于在压裂过程中封隔不同区域通常有一个专门的封隔器用于区域封隔在压裂过程中压裂液和支撑剂要么沿着油管要么沿着环空泵入封隔器将压裂液隔离在被处理的区域外面图显示了这种封隔器在多层压裂中的应用情况

压裂措施

其他用于压裂多个非常规地层的技术是整体隔离系统其中有一种被称为外部套管射孔是一种通过允许每一单独的间隔区域进行射孔隔离和增产从而完井的方法在中射孔枪和射孔信号系统连接在油管外面在钻孔中运行并用水泥封固射孔枪沿着液压控制管线或电线射孔能射穿油管且可在其他方向上射孔整个系统也包含射孔时开动的隔离装置通过设置隔离装置既可以防止在较低间隔区域的射入也能防止来自较低间隔区域的流体的侵入

在压裂过程中支撑剂也是一个重要的考虑因素球形支撑剂颗粒是最合适的选择因为它满足支撑剂充填层的孔隙度和渗透性好于形状不规则大小不均匀的砂粒的要求此外陶土的强度比砂粒高且不容易在高的压裂闭合应力下发生破碎也是比较好的选择除了选择良好的支撑剂还应注意支撑剂在实际生产中出现的问题如支撑剂沉积由于液体黏度低于悬浮支撑剂的门限压力支撑剂返排等可以通过向压裂液中加入表面活性剂纤维材料变形粒子等解决这些问题

重复压裂技术

重复压裂技术用于在不同方向上诱导产生新的裂缝从而增加裂缝网络提高生产能力如果初始压裂已经无效或现有的支撑剂因时间关系已经损坏或质量下降那么对该井进行重复压裂将重建储层到井眼的线性流该方法可以有效改善单井产量与生产动态特性在页岩气井生产中起着积极作用压裂后产量接近甚至超过初次压裂时期如果要使重复压裂获得成功必须评估重复压裂前后的平均储层压力渗透率-厚度乘积和有效裂缝长度与导流能力等所以重复压裂的实施离不开室内实验的帮助在室内进行实验时先生成裂缝在最小垂直应力5MPa和最大水平应力10MPa的条件下形成裂缝之后用最小应力代替水平应力用最大应力代替垂直应力将一些液体泵入模型后产生一个与原始裂缝正交的新裂缝实验结果表明如果应力差小于3MPa甚至是应力逆转则重复产生的裂缝会沿着原始裂缝传播当应力差大于3MPa时在实验条件下会产生新的裂缝裂缝测试之后进行断裂封堵效应测试垂直方向上最大主应力15MPa两水平主应力分别为10MPa和5MPa射孔沿着最大和最小主应力方向取向之后将封堵物质泵入裂缝将其封堵先形成垂直于最小水平主应力的垂直裂缝再形成与较大水平应力垂直的新裂缝最后新裂缝会转向最小主应力方向如图4所示

形成新裂缝旧裂缝的实验过程

最后一个阶段是裂缝定向一般重复压裂都是在已生产了几年的井中进行的长时间的生产引起了在初始裂缝椭圆形区域的局部空隙应力重新分布储层压力减小从而改变了储层压力状态由于裂缝周围应力干扰区域的延伸形状最小和最大水平主应力有时会发生改变如最大应力变为最小应力或反过来如果两水平应力的倒转足够大或初始压裂产生的裂缝被有效封堵了那么就会形成重复压裂再定向的适宜条件在这种条件下新的裂缝可在90方向传播到初始裂缝直至到达应力紊乱区在两水平应力相等以外部分新裂缝的方向与原始裂缝相同或在其原始裂缝平面上发展如果渗透性是各项异性的那么在裂缝附近的椭圆形区域内应力的衰减规律将更加复杂图4简要显示了重复压裂的再取向过程

重复压裂的再取向过程

3.2.4同步压裂技术

除了上述3种技术外还有最新的同步压裂技术即同时对两口或两口以上的井进行压裂在同步压裂中压力液及支撑剂在高压下从一口井沿最短距离向另一口井运移这样就增加了裂缝网络的密度及表面积从而快速提高页岩气井的产量目前已发展到3口甚至4口井间同时压裂

结论

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因而具有其独特的开采方式

水平井技术是页岩气开发采取的方式之一它结合geoVISION随钻成像服务和RAB钻头附近地层电阻率仪器等LWD技术可进行更高效更合理的开采

压裂增产技术是页岩气开采的另一种方式如今发展起来的清水压裂多层压裂重复压裂及同步压裂技术结合室内实验和测井技术使得页岩气具有更大的发展潜力

就当今世界能源问题和技术进步来看页岩气在未来有可能成为能源供应的一个重要来源2100433B

页岩气产自渗透率极低的沉积岩中，大部分产气页岩分布范围广、厚度大且普遍含气，使得页岩气井能够长期地稳定产气，一般情况下页岩气开采具有3个特点：

（1）生产能力低或无自然生产能力。由于页岩气储集层通常呈低孔低渗透率，气流阻力比常规天然气大，难以开采，因此所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来，目前在页岩气井中实施2次以上增产措施的尝试已在美国实现了。

（2）井的寿命和生产周期长。页岩气在泥页岩地层中主要以游离态和吸附态存在，游离气渗流速度快、初期产量较高但产量下降快，相反吸附气解析扩散速度慢、产量相对较低但属于页岩气稳产期，进入该时期后产量递减速度慢，使得生产周期变长，一般页岩气井生产寿命可达30~50年 。

（3）采收率变化较大并且低于常规天然气采收率。根据埋藏深度地层压力有机质含量和吸附气量等不同页岩气藏的采收率不同(见图1) ，而且相关数据还表明页岩气采收率通常低于常规天然气采收率，常规天然气采收率可达60%以上而页岩气仅为5%~60%。

美国页岩气采收率