页岩气是指以吸附或游离态赋存于富有机质页岩地层中，具有商业开采价值的生物成因 或热成因的非常规天然气，主要由两部分构成:烃源岩不溶有机质(干酪根)和岩石颗粒表面的 吸附气,粒间孔隙和天然裂隙中的游离气。页岩气藏自身有效基质孔隙度很低，最高仅为4% 到5%，渗透率小于1*103 um2,是典型的自生自储连续性气藏。
页岩气在基质孔隙和裂缝中的流动机理是:基质微小孔隙的页岩气向大孔隙和裂缝中扩 散，基质孔隙表面的页岩吸附气不做扩散运动，而在一定压力下解析成为游离气，进入孔隙 和裂缝中。由于页岩孔隙和裂缝有限，页岩气早期产量会下降并达到稳定值，稳定值前的产 量主要以孔隙和裂缝中的游离气为主，后期稳定产量以吸附气解析后产生的页岩气为主。页 岩气主要是由页岩中的有机质，通过生物成因、热成因或混合成因演化而来，页岩普遍富含 有机质，所以页岩气能够长期稳产，在开采后期对储层实施一定的改造，（主要是储层压裂 和酸化)，仍可获得稳定的产量。 0.页岩气
0.1基本特点
1 岩性多为富含有机质的暗色、黑色页岩、高碳页岩及含沥青页岩，总体上表现为暗色页岩类与浅色粉砂岩类的薄互层。
2 岩石的组成一般为30%-50%的粘土矿物，15%-25%的粉砂质（石英颗粒）和2%-25%的有机质。
3 页岩气可主要来源于生物作用或热成熟裂解作用。
4 总有机碳含量一般不小于2%，镜质体反射率介于0.4%-1.88%之间。 5 页岩本身既是气源岩又是储气层。
6 孔隙度一般小于10%，二含气的有效孔隙度一般只有1%-5%。渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化。
7 页岩中具有广泛的饱含气性，天然气的赋存状态多变，以吸附和游离态为主，吸附态天然气含量变化于20%-85%之间，一般在50%左右，溶解态仅有少量存在。
8 页岩气成藏具有隐蔽性特点，可以不需要常规圈闭存在，游离于游离相天然气富集。 9 页岩气发育的裂缝达到一定数量，构成天然气勘探的有利目标——甜点。
1
0.2开采特点
页岩气开发具有开采寿命长和生产周期长的优点——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。但页岩气储集层渗透率低，开采难度较大。随着世界能源消费的不断攀升，包括页岩气在内的非常规能源越来越受到重视。美国和加拿大等国已实现页岩气商业性开发。 0.3气藏特点
页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，气流的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，而我国至今还没有形成成熟的技术。
另一方面，页岩气采收率比常规天然气低，常规天然气采收率在60%以上，而页岩气仅为5%～60%。低产影响着人们对它的热衷，现在美国已经有一些先进技术可以提高页岩气井的产量。 中国页岩气藏的储层与美国相比有所差异，如四川盆地的页岩气层埋深要比美国的大，美国的页岩气层深度在800～2600米，而四川盆地的页岩气层埋深在2000～3500米。页岩气层深度的增加无疑在我们本不成熟的技术上又增添了难度。
1、川渝地区页岩气资源潜力
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/km
2
。在四川盆地华荃山以西的下寒武统筑竹寺组和以东的下志留统龙马溪 组厚层
页岩发育区，其页岩具有干酪根生烃、成岩作用以及构造应力产生裂缝的条件，是未 来页岩气资源的勘探方向。
1.1侏罗系页岩气资源潜力
侏罗系中统和下统是四川盆地内暗色页岩发育的主要层系。陆相沉积带仍较有利，由深 -半深湖相沉积，逐步演变为浅湖-半深湖相沉积，近湖盆较中心地区沉积相特别好。浅湖〜 半深水湖相沉积的湖盆中心在达州-平昌一带，暗色页岩厚度最大。而湖盆中心的西侧附近的 暗色页岩仍较发育，均是主要的烃源岩。厚度在12〜132 m之间变化，平均厚度45 m。深-半 深水湖沉积的有利地区在南充-重庆一线的东北部，暗色页岩有效厚度50 m以上，最大厚度达 379 m;四川盆地东部地区暗色页岩有效厚度为14.6〜379 m,平均为142 m;川北地区暗色页岩 有效厚度15〜213 m,平均为96 m;川中地区暗色页岩有效厚度为12〜132 m,平均为45 m。 川西地区侏罗系“红层”中所夹的暗色页岩厚度为47.5〜114 m,钻探中还发现沥青。有机碳 含量0.23%〜1.61%，甘酪根以III型为主，有机质热演化程度适中,R。值0.51%〜1.04%,生 气潜力中等以上，有一定的生烃规模。生气量为（5.61〜18.26)X1012m3，也是重要的辅助气源 岩，为附近地层常规气藏成藏补充了大量的天然气。川中地区中下侏罗系暗色页岩有机碳平 均丰度1.19%,大于1.0%的样品达45%,有较好的生烃能力。甘酪根腐泥组组分含量47%〜 79%之间，多在50%以上。甘酪根(母质）主要为II〜III型。R。为0.70%〜1.12%,处于成油 高峰期，有利于液烃大量生成。川中地区中、下侏罗统暗色页岩生油量127.05 X 108t,生气量 80 980x10sm3，生烃强度为59.17X 104t /km2,以中部和东北部生烃强度高，疑折
2
气藏特征明显, 天然气多为湿气。 1.2二叠系页岩气资源潜力
二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩，这是海相重要烃源岩大隆组，其中含 多种生物化石或化石碎片。四川盆地北部从东到西曾分布有4个大型海槽:城口-鄂西海槽、 开江-梁平海槽、广元-旺苍海槽和松潘-甘孜海槽。至今的钻探已表明前三个海槽地区均有大 隆组暗色页岩广泛分布。大隆组暗色页岩属于较老的地层，但现今的埋藏深度多大于5 000 m, 仍有浅层和地表露头存在。四川盆地周边的龙门山、火仓山、大巴山前缘的广元、旺苍、城 口、巫山等地均有大隆组地层露头存在。广元、旺苍以南的河湾场、九龙山、张家碥等地的 钻井也钻遇过大隆组的地层。大隆组暗色页岩的厚度有从西向东变薄的趋势:广元-旺苍海槽 区14 口井，钻遇大隆组地层厚度16.6〜59.5 m,平均32.34 m;开江-梁平海槽，7 口井钻遇大隆 组地层厚度12.5〜29.0 m,平均22.86 m;城口〜鄂西海槽区，6 口井钻遇大隆组地层厚度4.7〜 29.95 m,平均15.67 m。因大隆组暗色页岩是集中发育的，所以倍受关注。大隆组暗色页岩不 仅分布广泛，且分布的面积也很大,其中开江〜梁平海槽相区内分布的面积约2.5X104km2, 岩体体积特别巨大。大隆组暗色页岩富含有机质，仅开江〜梁平海槽相区18个样品的有机碳 含量平均为3.88%，其中8个黑色样品平均含量达6.21%;甘酪根的腐泥组含量平均为 71.9% ,镜质组平均为11.3% ,惰质组平均为16.4%，干酪根属于II型。埋藏过程中地层温度60 °C, R。达0.5%开始生液烃,R。达0.6%后进入生油高峰期。埋藏温度100°C, R。达1.0%时 就进入生湿气高峰,以至于埋深温度超过120°C、R。达1.2%后就开始生沥青。因而暗色页岩 已进入干气生成阶段，历经了生烃和排烃过程，这是有效的烃源岩，不仅为长兴组生物礁气藏 和飞仙关组云岩气藏的形成提供了大量补充气源,也有效地封闭了之下的长兴组气藏。目前, 中石化和中石油在开江-梁平海槽相区相继获得天然气藏勘探重大发现和新突破。
1.3志留系页岩气资源潜力
志留系是国内南方地区的重要烃源岩,也是埋藏较老的地层。特别是志留系下统地层还 是四川盆地上覆碳酸盐岩气藏天然气主要补充来源，尤其为四川盆地东部地区石炭系云岩气 藏集中存在发挥了重要的作用。志留系下统暗色页岩最初生烃阶段374〜258Ma,未能有充注 能力。258〜
245 Ma期间才达生油高峰,充注效率增大。到245Ma时的充注效率达到55X 108m3/km2,处于相对平稳
时期。163〜144Ma期间干酪根生气115〜40 Ma原油裂解生气，形 成晚期充注效率高峰期。正是由于晚期原油裂解型烃源灶的继续生气，补充了喜山运动造成 的天然气散失，使得石炭系气藏晚期构造抬升的背景下得以保存。川南地区志留系下统页岩 气资源很丰富，中石油于2006年的资
3
源调查成果丰硕。威远地区的九老洞组和泸州地区的 龙马溪组暗色页岩，均有页岩气成藏的地质条件。威远阳高寺和九奎山区域，158 口井前期钻 井资料复查，普遍有气显示。威5井九老洞组暗色页岩井段，钻井显示气浸和井喷级别，还 获得天然气产量2.46X104m3/d,还是在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得的。泸州地区 龙马溪组暗色页岩地层，数口井资料复查也有不同级别的气显示。威远和泸州两地区的两套 暗色页岩地层，页岩气资源初步评估就多达6.8X1012m3〜
8.4X1012m
3
,相当于四川盆地内的 常规天然气资源总量，勘探潜力很大。
2页岩气资源评价
页岩气资源评价总体面临两个核心问题：①作为储集层是否具有足够的天然气地质储 量；②是否具备足够的渗流能力与条件实现经济开采。因此，储集层中赋存的天然气体积、 储集层渗透率是评价页岩气藏的关键参数，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的封闭能力都是页 岩气资源量计算和经济评价涉及的必要内容。
2.1页岩埋深小于3 000 m,深于3 000 m作为资源潜力区
美国目前获得商业性气产量的开发深度一般小于3 000 m，过深则目前的开米技术成本 过高，不具有经济价值，商业规模开发的五大含气页岩系统埋藏深度为183〜2 591 m，目前 页岩气单井产量和年产量较高的Bamett页岩系统埋藏深度为1 891〜2 591 m;加拿大核心页 岩气开采区深度一般在400〜17 000 ft (122〜5 000 m)。考虑到我国页岩气勘探刚刚起步，以 及开发技术难度，同时强调保存条件，有利富集区埋藏深度以1000〜3000 m为宜，并且分布 在盆地斜坡或盆地中心等构造相对稳定的部位；但随着页岩气勘探开发技术的进步，大于3 000 m以上的可作为资源潜力区，而且近年水平井技术的进步，成本降低，4000〜5000 m的 页岩气开采在国外已不成问题，因此这个现实区与资源潜力区的界限在随后的中国页岩气开 采实践中加深到3 500 m也是合理的。
2.2页岩单层厚度大于30 m
作为页岩气生成和赋存的主体，一定的含气泥页岩厚度是形成页岩气富集区的基本条 件，也是影响页岩气资源丰度高低的重要因素。美国进入大规模商业开发的五大含气页岩系 统厚度为31〜579 m (页岩净厚度为9〜91 m)，目前页岩气单井产量和年产量较高的Bamett 页岩系统厚度为
61~300 m (页岩净厚度为15~60 m);加拿大核心开采区的页岩厚度为100 〜1 000 ft (30〜300 m)。富含有机
4
质的泥页岩厚度越大，就越能保证页岩气资源量和压裂改 造的条件。
2.3有机碳含量（TOC)在2.0%以上
美国大规模商业开发的五大含气页岩系统有机碳含量为0.5%~25.0%，目前页岩气单井 产量和年产量较高的Bamett页岩系统有机碳为2.0%〜7.0%。加拿大核心开采区页岩有机碳 为
10.0%~30.0%。Bumaman认为形成页岩气的TOC至少应为2.0%。但研究认为，由于存
在原始有机碳
含量和残余有机碳含量的差异问题，在中国高演化地区，特别是I型有机质页 岩，残余有机碳含量在1.0%即可成为有效页岩。
2.4有机质成熟度（Ro) 1.4%〜3.0%
美国页岩气产量主要来自热成因气，占85%以上，最大的页岩气田Bamett shale每年 366X 108m3
的页岩气全部为热成因气，绝大部分Bamett页岩气井分布在Ro多1.1%的范 围内。Bumaman亦认为I型有机质只有当Ro>1.4%时才可能成为好的气源岩，而II型和 III型则需要较高的氢指数才能保证有足够数量的天然气生成。
2.5硅质含量>35%,易于形成微裂缝
硅质含量影响页岩的脆性及裂缝发育，对页岩气层的识别和商业化开采十分重要。石英、 长石、碳酸盐岩等矿物统称为脆性矿物，一般以其含量作为评价参数。目前，加拿大较好的 含气页岩硅质等脆性含量达到了 40%，作为商业开采的下限一般也要达到25%;世界上进 行商业化开采的页岩气藏，少数天然微裂缝发育（10%)，大多数需要进行压裂改造形成微 裂缝（90%)。勘探初期发现的页岩气藏往往发育于天然微裂缝发育的含气泥页岩中。
2.6储层物性（K>1mD、Ф>4%)
储层物性直接影响页岩气的产能，对页岩气的赋存也至关重要。页岩气藏本来具有低孔 低渗的特点，但由于页岩脆性较好，构造裂缝及微裂缝发育，因此它的孔隙度和相对渗透率 也相对较高。美国主要页岩气产层物性统计数据表明，其孔隙度为4.22%〜6.51%，渗透率为
41.4 mD;加拿大以渗透率在50〜100 mD、孔隙度2%〜8%的页岩作为核心勘探开发区，具
有商业开
采价值的页岩层渗透率至少为50 mD。考虑到物性参数获得的难易程度和页岩压裂 改造的必然实施，认为选择孔隙度作为物性参数代表较为合理。
5
3页岩气资源潜力计算方法
页岩气资源潜力计算的方法较多，主要分为静态法和动态法两大方面。静态法是依据页 岩储层的静态地质参数计算其资源量，具体又细分为成因法（物质平衡法、Tissot法）、类 比法（面积丰度类比法、体积丰度类比法、特尔菲法）、统计法（蒙特卡罗法、FORSPAN 模型法)；动态法是根据页岩气在开发过程中的动态资料计算其资源量，目前对页岩气进行 资源量评价的动态法主要包括：物质平衡法、递减法、数值模拟法 3.1容积法
容积法是页岩气生产商常用的评价方法，其评价基础是页岩气的蕴藏方式。页岩气蕴藏 在页岩的基质孔隙空间、裂缝内以及吸附在有机物或粘土颗粒表面。因此，容积法估算的是 页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机物和粘土颗粒表面的吸附气体积的总和，即
G 总=G 游+G 吸=Sh(OgSg+PGf)
式中
G
总一页岩气总含量，X108m3; G游一游离气总含量，X108m3;
G吸一吸附气总含量，X108m3; S—页岩含气面积，km2; h—有效页岩厚度，km;
%—含气页岩孔隙度，％; Sg—含气饱和度，％;P—页岩岩石密度，t/km3; Gf —吸附气含量，X108m3/t。
孔隙度（中g)、含气饱和度（Sg)、吸附气含量（Gf)是影响该方法结果可靠程度的关键 参数，可以通过实测或类比获得，其中吸附气含量下限可以参考Lewis页岩平均值0.8 m3/t， 吸附气含量上限可以参考Antrim页岩平均值2.0 m3/t，或者根据页岩岩芯实测数据。带入 公式便可直接计算资源量或储量。 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区常用的方法，也是一种简单快速的评价方法。 简要过程是：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；其次根据 评价区页岩吸附气含量、页岩地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩沉积、构造演化等 地质条件，选出具有相似地质背景的已成功勘探开发的页岩气区，求出相似程度（地质评价 系数之比），便可算出研究区的资源量丰度，然后乘上有效面积得到评价区的资源量。
6
3.3体积丰度类比法
体积丰度法其实与容积法有相似之处，也需要考虑到吸附气和游离气的含量，但为了简 便，不用仔细计算游离气的含量，只是大致考虑它们在含量中占的比例，由于页岩气中以吸 附状态存在的天然气含量为20%〜85%，因此只需类比出吸附气的含量便可对资源量进行估 算。
研究区页岩的有效总面积、有效厚度、总有机碳含量平均值、Ro平均值都可获得。 对美国五大盆地页岩进行分析，可得出美国页岩气在总有机碳含量、有机质成熟度为相似值 时的吸附量为2〜4 m3/t，或者采用已有井的实测数据，根据有效页岩系统的分布面积、有 效厚度算出总体积，乘上吸附量及所占比例可计算总资源量。 3.4成因法
根据对研究区的烃源岩的生排烃史的认识，借鉴前人计算的该烃源岩的生烃量结果直接 参与成因法计算。由于无法精确统计每一次生、排烃量，但通过多次实验可求得平衡聚集量， 从而求得页岩烃源岩的剩余含气量。总结出烃源岩在不同构造、不同成熟度条件下的排烃系 数，乘以总生烃量，便可求出排烃量及剩余的页岩气资源量。 3.5综合分析法
为了进一步得到可靠的资源量数值，在资源丰度类比法、容积法、体积丰度类比法、成 因法计算资源量的基础上，采用特尔菲法的综合思想等对计算结果进行综合分析，具体做法 是对前面计算结果进行加权处理以得到相对合理的数据结果，根据不同计算方法的精确程度 给定不同权重系数，如表4所列，这样加权处理四种方法后可得到较可信的资源量。
中国各地区页岩气的勘探开发程度不同，有些地区地质条件又非常复杂，不能笼统地采 用一种资源量计算方法，应根据地区的具体情况选择不同的方法。比如，目前在四川盆地威 远地区已进行了页岩气的勘探开发研究，资料相对齐全，则可选择容积法进行精确计算。若 资料相对较少则应经过地质分析后，借鉴类似国内外盆地或地区的页岩气参数，选择类比法 计算。
4页岩气勘探开发技术
页岩气藏的特性决定了页岩气只有在特定条件下才能被开采出来。与含气页岩有关的特 征包括缺少明显的盖层和圈闭、无清晰的气水界面、天然裂缝发育、最终采收率低于常规气 藏以
7
及极低的基岩渗透率。 4.1储层评价技术
储层评价技术页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据，包括 ECS
(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征。单独的GR不能很好地识别出粘土，
干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层，并能对页岩进 行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向，进而为气井增产提供数据。岩心分 析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性，并分析测试TOC 和吸附等温曲线。对页岩气储层有效的测井曲线及对应的响应关系，如表所示。 表2 页岩气测井曲线响应特征 测井曲线 输入参数 曲线特征 影响因素 自然伽马 自然放射性 泥质含量越高，自然伽马值越大；有机质中可能含有高放射性物质 高值（>100AP1)， 局部
井径 声波时差
井眼直径 时差曲线
低值
扩径
泥质地层显扩径（有井眼扩大现象）；有机质的存在使井眼扩径更加 严重
较高，有周波跳跃 岩性密度：泥岩<页岩<砂岩；有机质丰度高，声波时差大：含气量 增大，声波值
变大；遇裂缝发生周波跳跃；井径扩大 髙值
中子孔隙度 中子孔隙度 地层密度 岩性密度 深浅电阻率
束缚水使测量值偏高；含气量增大使测量值偏低；裂缝地运的中子孔 隙度变大
地层密度 有效光电吸收搰 数
深探测电阻率， J探测舰率
中低值 含气量大，密度值低；有机质使测量值偏低；裂缝底层密度值偏低； 低值 井径扩大
烃类引起测量值偏小；气体引起测量值偏小；裂缝带局部曲线降低
总体低值，局部高值: ；深浅地层渗透率；泥质和束缚水均使电阻率偏低；有机质干酪根电阻率极
辅軸线儿 爾細織純
4.2水平井钻完井技术
为了更好地利用储层中的天然裂缝，并且使井筒穿越更多储层，越来越多的作业者都在应 用水平井钻井技术。水平井成本为直井的115〜215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。水平井可以提高油层的钻遇率和油气的采收率，同时还 可以减少地面设施，减少生产占地降低环境污染，避免部分地面风险。
4.2.1采用三维地震解释技术设计水平井轨迹
通过沿垂直于最大水平应力方向钻井的方法增加井筒与裂缝相交的可能性，从而打开更 多的页岩表面进行开采。但是,常规的定向钻井技术可能受到扭矩和阻力的影响，扭矩和阻力 通常是司钻在井筒造斜过程中由滑动和旋转造成的。在更复杂的井眼轨迹中,扭矩和阻力可 能限制横向位移,加大测井难度。因此在开采较直且曲折度不大的井时,可以采用旋转导向系 统。
8
4.2.2应用随钻成像测井技术
随钻成像测井系统已被应用于解决水平井测井存在的一些问题。应用该系统可以在整个 井筒长度范围内进行电阻率成像和井筒地层倾角分析。成像测井提供构造信息、地层信息和 力学特性信息,用于优化完井作业。成像能够将地层天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较，帮助 作业者确定射孔和油井增产的最佳目标。在进行加密钻井时，井眼成像有助于识别邻井中的 水力裂缝，从而帮助作业者将注意力集中在储层中原先未被压裂部分的增产措施上。井中是 否存在钻井诱发裂缝以及裂缝的方向如何,对确定整个水平井的应力变化及力学特性非常有 用，而且在减轻页岩完井难度及降低相关费用方面也起到一定作用。 4.3固井技术
页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。泡沫水泥具有浆体稳定、密度低、抗拉强度高等 特点，具有良好的防窜效果及减少储层伤害的特性。在俄克拉荷马州Woodford页岩气藏最近 的勘探和生产实践中，使用泡沫水泥固井比用常规水泥浆固井所获得的天然气峰值(产量)平 均高
23%。
4.4射孔优化技术
定向射孔的目的是沟通裂缝和井筒，减少井筒附近裂缝的弯曲程度，进而减少井筒附近 的压力损失，为压裂时产生的流体提供通道。通过大量页岩气井的开发实践，开发人员总结 出定向射孔时应遵循的原则，即在射孔过程中，主要射开低应力区、高孔隙度区、石英富集 区和富干酪根区，采用大孔径射孔可以有效减少井筒附近流体的阻力。在对水平井射孔时， 射孔垂直向上或向下
4.5页岩气储层改造技术
页岩气储层裂缝模型图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，仅有少数天然裂缝十分发育的页岩气井可直接投入生产，其余90 %以上的页岩气井需要 采取压裂等增产措施沟通其天然裂缝，提高井筒附近储层导流能力。
页岩气开采过程中可采用多种压裂方式：重复压裂、多层压裂、清水压裂、同步压裂。 重复压裂主要是在不同方向上诱导产生新裂缝进而增加裂缝网络，可有效改进单井产量与生 产动态特征；多层压裂多用于垂直堆叠的致密地层。清水压裂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、粘土稳定剂和表面活性剂。 清水压裂
9
在低渗透气藏中能取得更好的效果，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，并将压裂支撑剂运至裂缝网络。 清水压裂的压裂液中一般已加入适量抑制剂，但仍要求储层中膨胀性蒙脱石含量不能很高， 原因是其水敏性强，遇水易膨胀、分散和运移，导致岩石渗透率下降，所以利用X射线衍射等测 试结果分析粘土矿物的类型和含量十分必要。同步压裂是指同时对两口或两口以上的井进行 压裂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。
4.6裂缝监测技术
(1)
地面倾斜监测。它能够监测水力压裂造成的地面变形或地下移位情况。倾斜仪是一种非 常
敏感的工具，它能够感觉到小到十亿分之一的位移梯度变化(或倾斜)。由倾斜仪测量到的地 面位移可以直接用来确定水力裂缝的方位和倾斜情况;同时，当多个平面出现裂缝增长时，可 以确定注入到每个水平或垂直裂缝中的流体比例的大小。
(2) (3)
井下倾斜监测。可获得裂缝顶端和底部的位置以及每个侧翼的总长度。
微地震监测。微地震压裂监测技术是近年来在低渗透油气藏压裂改造领域中的一项重要 新
技术。通过在邻井中的检波器来监测相对应的压裂井在压裂过程中诱发微地震波来描述压 裂过程中裂缝生长的几何形状和空间展布。它能实时提供压裂施工产生裂隙的高度、长度和 方位，利用这些信息可以优化压裂设计，从而提高采收率。
5美国页岩气开发经验
美国页岩气最早的规模开发始于得克萨斯州的巴耐特（Bamett)页岩。最近几年， Haynesville、
Fayetteville、Marcellus和Woodford等几个页岩气田也相继得到开发。在过去
的十几年，美国页岩气
产量呈指数级增长：1998年，产量为85X 108m3，占美国天然气年产 量的1.6%; 2008年，产量达500X
108m3，占美国天然气年产量的8%。页岩气产量的大幅
增长扭转了美国天然气产量下降的趋势，
降低了美国对进口天然气（尤其是LNG)的依赖。 据美国能源信息署（EIA)预测，未来20多年，页岩气产量还会大幅上涨，到2035年，页 岩气产量将占到美国天然气总产量的24.3%。
5.1美国页岩气的快速发展的主要推动因素
(1)
政府的财税政策；
10
(2) (3)
天然气价格的作用； 水平井和压裂技术的进步
美国经过多年攻关，探索出一套先进的页岩气开采技术，主要包括：水平井钻井技术、 水
平井分段压裂技术、清水压裂技术和微震裂缝实时成像技术等。
(4)
完备的基础设施
美国页岩气开发的另一个主要推动因素是附近有现成的输气管线等基础设施。许多页岩 气
的开发紧邻常规油气田，拥有现成的基础油气设施，交通便利，可以实现钻机、压裂设备 等快速转移。如果页岩气田附近没有充足的基础设施的话，开发初期投资会很大。 5.2美国页岩气开发主要障碍
(1) (2)
获得开发权比较困难 水源和水处理问题突出
页岩气的开发用水量很大。以巴耐特页岩为例，钻井平均用水量为182t 口井，压裂平 均用
水量为13650t/口井。因此，页岩气成功开发的一个关键点就是要确保钻井和压裂用水 供应不与当地社区居民用水发生冲突。尽管正在设法减少施工过程的用水量，获得足够的水 源仍是一大障碍。产出水的处理也是一个很大的问题，需要制定既环保又经济的水处理方案。 井场附近如果没有污水处理设备的话，会大大减缓页岩气藏的开发速度，增加开发成本。
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环境法规约束
环境法规是页岩气开发的又一大障碍。由于页岩气需要的井数很多，钻井对地面影响较 大。大量压裂用水的处理可能会触犯环境法，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处
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理成本会很高。如果能够在进一步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多
的页岩气藏，尤其是那些地下水污染很受重视的地方，水处理成本会很高。如果能够在进一 步降低占地面积方面技术有所突破的话，将有助于开发更多的页岩气藏，尤其是人口密集和 环境敏感地区的资源。
5.3成功开发页岩气的典型案例（巴耐特页岩气田）
5.3.1井型与井距
由于页岩渗透率极低，只要钻井密度不够大或者临近井的压裂裂缝没有相互交叉，每口 井只能采出该井所控制那一小块气藏里的天然气。因此，页岩气产量与钻井数量和压裂规模 密切相关。页岩气藏需要的井数为常规气藏的10倍，井距较小。截至2008年，巴耐特页岩 气田总井数为12000 口。在2008年产量高峰期的时候，有180多台钻机同时作业，相当于 美国所有可用钻机数的10%。如图1所示，近几年钻的井绝大多数为水平井（通常为20〜 40 口的丛式井)，水平段长度通常为1000〜2000m，压裂级数为4〜15级。大多数页岩气井 井距为400〜800m，但是为了提高采收率，一些区块的井距甚至为245〜283m (相当于16 口井/km2)
图1巴耐特页岩井型和产气量
5.3.2生产剖面
巴耐特页岩7000多口气井的生产剖面极为类似：均为早期出现一个产量高峰，之后迅 速下
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滑。每口井的产能都与所在区块的地质特征及完井作业的有效性（是否实现了与产层的 最大接触）有关。井与井之间的产能差异明显大于常规油气藏。
很高的初始产量和紧随其后的快速下滑意味着页岩气资源开发很快，4年之内就可以开 发出2/3。这就确保了每口井的投资成本可以很快回收。增加钻井数量可以迅速提高产量， 一旦停止钻井，产量就会迅速下滑。
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图2巴耐特页岩水平井生产剖面图
从对巴耐特页岩气井的生产剖面分析可以推断其他有待开发的页岩气藏的生产特征，即 产量与钻井数量成函数关系。假设每年钻80 口井，每口井的设计和生产特征相同，一个新 开的页岩气藏7年之后能达到高产稳产期（图3)。为了维持稳产，必须不停地钻井；如果 彻底停止钻井，3年之后产气量就会下降到稳产期产量的一半。
图3 —个新开发页岩气藏的生产剖面
5.3.3产量递减率
巴耐特页岩气井的产量递减率明显高于大多数常规气井。总体来说，巴耐特页岩气井产 量第二年比第一年下降39%，第三年比第二年下降50% (图4)。几年之后，产量下降速率 会放缓但还是相当高，因此，几年之后大部分可采气都可以采出了。垂直井的产量递减率也 很高：第二年比第一年下降42%，第三年比第二年下降55%。
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图4巴耐特页岩水平井产量递减率
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5.3.4单井最终可采资源量
国际能源署在历史产量数据的基础上对巴耐特页岩气井的单井最终可采资源量进行了 预测。水平井平均单井可采量为3860X104m3，60%的井在平均值以下（图5)。这些预测是 建立在完井初期的产气量基础上的，没有考虑新产层压裂和老产层的重复压裂所带来的产量 剧增，所以数据有点保守。垂直井的单井最终可采资源量分布与水平井非常类似，但总体数值有点低.
页岩气藏每口井的单井产量和可采资源量之间差别很大，这反映了原始地质储量、储层 的局部地质特征、井的水平段长度以及压裂规模之间的差异。平均单井产量最高的区块称为 “核心区块”.
5.3.5
净现值（NPV)
由于巴耐特页岩气田每口井的单井可采资源量和单井产量变化很大，它们的经济价值 (净现
值）也差别很大。据国际能源署（IEA)评估，水平井平均净现值为58万美元/口井(以2008年的钻井和作业成本、美国财政成本为基础，贴现率为10%，井口气价为6美元/MBtu) (MBtu是百万英热单位）。基于同样的假设，垂直井平均净现值不到10万美元/口井。 如果要获得10%的资本利润率，几个主要的生产页岩气的县的临界井口气价为4〜13美元 /MBtu (图6)。迄今为止，过半数的水平生产井都分布在最具产能的两个县（Johnson和 Tarrant)。这些临界气价是各个县的所有作业者的平均值，“核心区块”的作业者能够把它们 的临界气价控制的比较低。降低生产成本的关键在
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于通过试验找到最佳的气井设计和完井方 法，尤其是井的水平段长度、压裂级数与规模、井距、施工等。如果每口井都采用最佳的开 发设计和技术，并根据试验不断更新作业标准，经营者就能够提高产能和采收率、降低单位 成本、增加盈利。
产年数
图6巴耐特页岩几个主要区县的临界井口气价
6页岩气存在问题及开发研究方向
6.1存在的问题
目前有关页岩气的研究，绝大多数集中在页岩气的地质理论上，包括成藏、储层特征等 方面。有关页岩气开发的钻井技术论述较多，主要是将致密储层水平井钻井技术应用于页岩 气储层。但我国在长距离多分支水平井、超致密储层分段压裂改造技术方面落后，并且没有 研制出有效保护页岩储层的低伤害压裂液体系；不同页岩储层地质条件下水力压裂裂缝展布 特征不够清晰，页岩储层压裂方式有待于改进；对多分支水平井页岩气生产过程中的页岩芯 产出认识程度较低，多分支水平井控制的影响关键因素及作用机制不清等直接制约了我国页 岩气的开发和增产。此外，在测井技术和储层改造技术方面也有大体上的论述，但不够深入， 没有形成系统的开发技术体系。在页岩气资源评价方面，重点从地质角度考虑了页岩气的储 量规模，而对准确的页岩气储量计算，只局限于常规气藏的类比法、容积法以及动态法，对页 岩气的特殊地质特征没有充分考虑。另外，有关页岩气的渗流机理方面研究较少。
6.1.1页岩气的先进开采技术
目前，我国急需要开发适用于我国地质条件的先进的生产工艺技术，主要包括以下几方 面：定向水平井技术、低成本空气钻井、洞穴完井技术、压裂技术、页岩储层保护技术、页岩
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气藏数值模拟技术等。我国目前页岩气生产规模比较小，没有形成从钻井、完井、 生产到集输的一体化程序。要选择适合我国的页岩气开发技术，首先要了解我国各地区页 岩储层的特性（如粘土矿物成分及含量、脆性等)，在借鉴国外页岩气开发先进工艺技术的 基础上，优化出适应性较强的页岩气开发技术 6.1.2储量的准确计算存在困难.
页岩气藏中的天然气由3部分组成：裂缝中的游离气、基质孔隙中的游离气和吸附气。 要想准确地计算页岩气的储量，必须解决好几个问题:一是页岩基质孔隙度的准确计算;二是 裂缝系统的准确评价;三是页岩基质吸附量的准确评价；四是含气饱和度的准确计算。
6.1.2渗流机理复杂多样
页岩气藏有特殊的产气机制。与常规低渗气藏不同，天然气在页岩中的流动主要有4种 机理，这4种机理覆盖了从分子尺度到宏观尺度的流动。主要表现为游离气渗流、解吸附、 扩散和自吸。
第一，由于气体滑脱效应的存在，游离气在有机质和无机质基岩中的流动属非达西渗流，但在 天然或水力裂缝中的流动为达西渗流。
第二,有机质上的吸附气对渗透率有不利的影响,这是由于有机质的天然气吸附层对天然气分 子的引力增大所致，但是，如果有机质不属于多孔介质，仅作为连接基质孔隙或为裂缝之用，那 么，在生产时，远离孔隙和裂缝的吸附气只能沿有机质表面易扩散的方式进行运移。如果有机 质属于多孔介质，部分吸附气能够直接释放进入有机质孔隙，并且，这样会使扩散的重要性被 减弱。
第三，自吸作用是当压裂水在致密气藏流动时发生的一种现象，在页岩储层压裂时，由于自吸 作用和重力分异作用，导致压裂水的返排率不足50%。因此，气水两相在裂缝中共同流动时， 往往气在裂缝的上部流动，此时，在裂缝的下部留有大量的水。在钻井液和在钻井液和增产措 施作业水的冷却作用下，储层接触面附近会聚集更多的束缚水，因而也会恶化自吸现象的影响 6.2开发技术研宄方向
伴随页岩气开发技术的逐步成熟，我国页岩气勘探开发的进程也会不断加快。为了适应 勘探开发的形势，基于页岩气开发技术方面的进展以及前人所做的工作，认为可从以下几个方 面进行重点研究和攻关：第一，页岩气资源量（储量）评价。该研究方向涉及页岩气基质孔隙 度、裂缝系统、页岩气吸附规律以及含气饱和度的评价方法。第二，页岩气渗流机理研究。 对于渗流机理，要设计出适用于页岩气的多种渗流方式下的试验装置及测试方法，通过试验， 建立页
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岩气渗流规律。第三，水平井及水平井压裂裂缝优化技术。着重研究水平井参数及水 平井压裂裂缝参数在不同页岩储层特征下对页岩气井产能的影响。第四，页岩气储集层的储 层保护技术。由于页岩储集层孔隙度、渗透率很小，钻井和储层改造过程中储层保护极其重 要,包括钻井液体系选择、压裂过程中工作液的选取等。第五，适应页岩气储层特征的数值模 拟器的开发和应用。
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