耿海玲　高正宪　刘健铭　廖 训　郭晓乐

(重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)



我国页岩气采输技术探析

耿海玲高正宪刘健铭廖 训郭晓乐

(重庆科技学院石油与天然气工程学院， 重庆 401331)

摘要：在阐述目前国内页岩气开发技术现状的基础上，重点分析了页岩气开采中的储层评价技术、储层改造技术、钻井技术、固井技术和地面集输技术，指出我国页岩气采输技术需解决的问题，点明页岩气采输技术的发展方向。

关键词：页岩气； 开采技术； 油气储运； 开发模式

页岩气作为一种新兴的非常规天然气已在世界能源领域备受重视。我国具有丰富的页岩气资源，勘探开发前景广阔，但我国页岩气开发较晚，采输技术与理论还不够成熟和完善，尤其在钻采工艺和集输工艺方面相对滞后。页岩气开发一方面需要借鉴国外先进技术和经验，另一方面要综合考虑我国国情和我国页岩气储层的地质特征。

1页岩气资源量简况

页岩气是一种主体吸附或游离于暗色或黑色泥页岩、高碳泥页岩或粉砂质岩中的非常规天然气[1]。与煤层气和致密气一样，其主要成分为甲烷。页岩气多孕育在有机质含量高的页岩烃源岩地层中，分布范围广、厚度较大，能连续集气，且能自生自储，这就使得页岩气井可以长时间的开采[2]。据研究，约20%～85%的页岩气以吸附状态存在于干酪根、空隙和黏土颗粒表面。少量页岩气以游离状态存在于页岩裂缝和孔隙中，极少量溶解于干酪根和沥青质中[3]。

较常规气藏而言，页岩气藏孔隙度较小，有些储层孔隙度甚至只有4%～6%；储集层渗透率较低，甚至低于0.001×10-3μm2[4]。由于构造的上升或下降运动，储层内部的压力也相应地升高或降低，造成页岩气藏内部压力不稳定，加大了页岩气的开采难度，降低了页岩气采收率。

2013年美国能源信息署(EIA)公布的世界页岩气可采资源量为206.6×1012m3。这些资源大部分分布于美洲、欧洲、亚洲和非洲(见图1)。根据美国能源部发布的“2013年年度能源展望报告”，中国页岩气可采资源量位居世界第一位[5-6]。

图1　世界页岩油气可采资源量分布柱状图

我国的页岩气主要集中在东北、西北、北部和中东部一些盆地及凹陷区，主要包括：川南、川东等地的寒武系、奥陶 — 志留系、侏罗系；鄂尔多斯盆地的三叠系；渝东南、滇黔北、渝东鄂西、四川盆地、渝东北等地的寒武系、奥陶 — 志留系、二叠系、三叠系；江汉、苏北、修武、萍乐盆地等地的寒武系、二叠系；塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木盆地等地的寒武系、奥陶系、石炭系、二叠系、三叠系、侏罗系、白垩系；辽东凹陷、松辽盆地等地的古近系、白垩系。截止2013年底，页岩气已探明可采量在全国各省的大致情况如图2所示。

2我国页岩气采输技术发展现状

图2　中国部分省市区页岩气资源量分布柱状图

我国的页岩气资源量巨大，但开发研究起步较晚。2006年我国开始着手页岩气资源勘探工作，目前已基本完成调查和评估工作，但研究尚处于初级阶段。中石油主要勘探了重庆和四川东南部等地区，中石化在贵州和四川东北部等地进行了勘探，中海油则在安徽和浙江等地进行了勘探。我国先后成功开发了90多口页岩气先导性试验井，但远未达到《页岩气发展规划(2011 — 2015年)》的目标：页岩气年产量在2015年达到65×108m3，到2020年页岩气年产量力争达到100×108m3。

现对目前我国的页岩气采输技术现状分述如下。

2.1页岩气储层评价技术

根据页岩气的成藏机理及常规天然气资源的评价方法，目前常用的页岩气藏储层评价方法主要有类比法(地质类比法)、成因法、统计法以及综合分析法等[7]。

蒋裕强等人[8]给出了一套页岩气储层的评价方法和评价标准，即根据储层的有机质特征、矿物组成、物性特征和储层空间特点等进行评价。他们指出，影响储气量的因素有有机质丰度、热成熟度、含气性、页岩厚度和储层物性；影响采收率的主要地质因素有矿物组成、脆性和力学性质。蒋裕强等人按其制定的评价标准对四川盆地筇竹寺组和龙马溪组海相黑色页岩进行了评价，指出其开发前景良好。

2.2页岩气储层改造技术

能直接投产的页岩气井都发育有良好的天然裂缝，但这类井较少。大多数页岩气井都需要进行压裂改造来提高储层的导流能力。

清水压裂技术是一种常见的低成本压裂技术，其以清水为压裂液并添加适量的减阻剂。利用该技术更容易产生裂缝网络，但该技术不适合含有较多膨胀性蒙脱石的储层。目前，延长油田页岩气井采用清水压裂技术达到了良好的见气效果。氮气压裂技术和泡沫压裂技术发展较早，适用于储层较深、压力较低的页岩气井。它是将固体支撑剂和压裂液注入储层裂缝壁面，对地层形成保护屏障。页岩气井水平压裂还常用凝胶压裂和重复压裂技术。刘立才等人[9]研究了利用层内爆炸技术来改造页岩气储层，基本思路是利用水力压裂技术将乳胶状爆燃药压入油层裂缝，并采取技术措施点燃，从而在主裂缝周围产生大量裂缝，达到增产的目的。

2.3页岩气钻井技术

页岩气藏水平井的钻井技术是开发页岩气的关键技术。目前的水平井钻井技术可以穿越多储层，获得较大的储层泄流面积，提高页岩气采收率。我国页岩气钻井技术研究的难点在于井壁稳定、井眼轨迹控制、套管安全下入、固井、降阻减磨等方面。

页岩气水平井钻井技术在我国广泛应用。泌页HF-1井使用了旋转导向钻井和高效PDC 钻头技术；威201-H1井采用PDC钻头成功穿越了有黄铁矿和燧石的储层，并利用LWD仪器所测的伽马参数结合录井信息指导储层跟踪钻进；彭页HF-1井应用旋转导向钻井和油基钻井液技术，达到了降阻减磨稳定井壁的效果；昭通YSH1-1井通过优选钻头和使用油基钻井液，有效预防了井漏事故的发生，增强了井壁稳定性[10]。

2.4页岩气固井技术

结合常规天然气藏固井技术，国内页岩气固井技术研究的重点在于套管安全下入、提高居中度、提高顶替效率以及固井水泥浆等方面。在川西页岩气固井作业中，采用新型扶正器和滑套固井技术，优选弹韧性固井水泥浆，应用SCW冲洗液，确保固井质量[11]。延长油田延页平1井采用四级清油型冲洗隔离液技术，优化钻具结构，优选水泥浆体系，解决了套管下入及提高居中度问题，提高了水平井的固井质量。

为降低套管下入摩阻，提高固井质量，研究者们提出了安装套管滚轮扶正器，套管漂浮技术和套管抬头下入技术等。但这些技术成本高且不能满足页岩气开发的需要，所以页岩气开采亟需低成本的配套工艺技术[12]。

2.5页岩气集输技术

页岩气井开采初期产量较大，一般开采1年后产量迅速递减，而且同一区块内的气井产量差异可能会很大。常规天然气井产量相对较稳定，而且衰减相对较慢。因此，页岩气的地面集输技术与常规天然气必然不同。

页岩气集输管网多采用枝状管网，单井就近接入集气阀组或集气站[13]。页岩气井产量衰减较快，常常要靠新井来弥补集气管网产量的递减。为了节省管网的投资及运营费用，井场一般采用撬装化设计。富顺永川页岩气区块使用的井口工艺为：井口一级节流 — 除砂 — 加热 — 二级节流 — 初步分离和计量。页岩气井多为水力压裂开采，需要在井口安装除砂器，避免泥沙等固体杂质堵塞分离器。两级节流会使页岩气温度过低，形成水合物。因此，一般在一级节流与二级节流之间设置加热炉，对气体进行加热，或者在一级节流前添加水合物抑制剂。添加水合物抑制剂的页岩气井口PID工艺见图3。

页岩气井水力压裂产生的污水多为压裂返排液，采出的地层水较少，因此污水处理主要针对返排液进行。返排液含有多种化学药剂，处理较困难。常用的页岩气污水处理流程通常为三级处理：一级处理主要利用具有聚沉和凝结功能的化学氧化和絮凝方法，除去污水中的部分颗粒、油脂及一些细菌；二级处理主要是污水软化，除去其中的镁离子或钡离子等；三级深度处理多采用离子交换法、反渗透法等技术，降低污水中的盐浓度[14]。

图3　页岩气井口PID工艺图

3我国页岩气采输需重点解决的问题

目前的页岩气储层评价方法具有一定的局限性。不同区域有机质的演化发育程度不同，目前尚无适合不同演化阶段成熟度定量计算的方法，当前的技术手段也还不能对压裂改造前后的孔隙度进行定量化分析，因此，评价结果的准确性偏低。在钻井过程中，需加强井壁的稳定性，避免因储层膨胀导致井壁坍塌。钻井液在一定程度上对井壁孔具有一定的清洁保护作用。由于不同地域页岩气藏储层条件差异大，目前尚无适合所有页岩气藏的钻井液[15]。因此，需要根据不同储层条件合理选择或研发钻井液，提高钻井效率，减少事故的发生。固井水泥浆添加有大量的化学药品，一方面可以保护井壁稳定，提高压裂能力，另一方面也可能对储层造成伤害。在页岩气开采过程中，在地面集输阶段要处理大量压裂返排液和产出水，现有技术大多沿用常规天然气污水处理方法，不能有效循环利用污水。因此，我国页岩气采输过程需重点解决的问题是：在储层评价中，建立适合不同演化阶段成熟度的定量计算方法；在钻井过程中，合理选择或研发钻井液；在地面集输中，建立高效处理页岩气污水的方法。

4我国页岩气采输技术的发展方向

我国非常规油气资源丰富，开发页岩气是缓解当前以及未来资源供需紧张的必然趋势。从目前全世界对页岩气开采情况来看，尚无成熟的采输理论体系和有效的工艺技术，来降低投资成本，缩短开采周期，因此页岩气的开发面临着巨大的挑战。我国页岩气采输技术的发展方向将朝3个方面进行：

(1)形成页岩气采输理论和标准。我国对页岩气的研究起步较晚。与页岩气开发技术相对较成熟的国家如美国、加拿大相比，我国页岩气藏还存在分布范围广，地质条件复杂的特点，不能完全照搬国外页岩气采输理论。我们要借鉴国外的成功经验和先进理论，同时要结合国内储层和盆地构造特征加以研究，不断积累经验，尽快形成适合我国页岩气储量评价和地面工艺的采输理论体系。另外，要加快制定页岩气采输的相关标准和行业规范，使我国页岩气采输有规可循。

(2)提高页岩气采输工艺。目前，我国的页岩气开发顺利完成了水平井钻井及大型压裂作业的现场试验，积累了一定的经验。但我们的水平井钻井技术和压裂技术与国外相比仍有一定的差距。在水力压裂方面，需借鉴国外多级压裂技术、泡沫压裂技术、清水压裂技术、同步压裂技术、重复压裂技术的相关经验。页岩气集输管网布置采用单井就近接入阀组或集气站，进行初步计量和气液分离，节省投资，便于统一管理，但缺点是接入阀组或集气站的各个单井由于井口压力不同，常造成一口或几口单井气体倒灌，不得不对个别单井增压或关井。国外一般在单井站采用撬装化设备，将单井气体最大限度采出，但投资费用较高。该模式能否适用于我国的页岩气集输，还有待研究。

(3)规范页岩气采输工具和设备。我国页岩气钻采所用工具和材料相当一部分依靠进口，对外依存度大。国产化设备自动化程度低。目前国外已研制出滑移式钻机和行走式钻机等自动化设备，而国内尚未掌握该类技术。国产个性化配套钻采装备也亟待研发[16-17]。

5结语

页岩气开发任重道远。应在借鉴国外先进技术和经验的同时，结合国内实际情况，在页岩气开发试验的基础上，加强相关理论研究，积极探索出安全环保、经济高效的页岩气开发模式。

参考文献

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The Exploratory Analysis of Mining Technology for Shale Gas Fields in China

GENGHailingGAOZhengxianLIUJianmingLIAOXunGUOXiaole

(Oil and Gas Engineering Institute, Chongqing University of Science and Technology, Chongqing 401331, China)

Abstract:This paper describes the current status of shale gas development technology in china and focuses on shale gas exploration in the reservoir evaluation technology, reservoir modification technology, drilling technology, cementing technology and goil & gas storage & transportation technology. Finally the paper advocates the problems to be solved in China′s shale gas mining and transportation technology, and points out the future direction of the development of shale gas.

Key words:shale gas; mining technology; oil & gas storage and transportation; development model

收稿日期：2015-09-07

基金项目：重庆市科委项目“页岩气微小井眼钻井连续油管遇阻牵引控制系统研究”(CSTC2013JCYJA90011)；重庆科技学院研究生科技创新基金项目“XX地下储气库三甘醇脱水系统运行研究”(YKJCX2015004)；重庆市教委科学技术研究项目“大斜度井段钻杆旋转对岩屑运移的影响研究”(KJ1401318)

作者简介：耿海玲(1987 — )，女，山东菏泽人，重庆科技学院在读硕士研究生，研究方向为油气储运工程。

中图分类号：TE866

文献标识码：A

文章编号：1673-1980(2016)03-0097-04