页岩气开发的特点

页岩气为原地滞留成藏,几乎没有自然产能,必须通过压裂释压解吸开采,而其勘探风险就在于能否从低渗透的页岩储层中获取经济可采储量。 在地质、地化、测井和地震综合评价基础上,通过水力压裂等增产措施提高储集层渗流能力是页岩气开采的关键,成因、赋存、成藏及生产机理上的特殊性决定其开发过程的差异性。

1)页岩气与常规气藏动用方式的差异

常规气藏由于其渗透率较大,一般高于0.1 mD,有些储层在不进行增产改造的情况下,仍然能够有较高的产量。 水平井大规模应用之前,开发以直井为主,随着水平井开发效益的逐步显现,水平井也越来越多地应用到了常规油气藏的开发中。

图1.3　Barnett 页岩典型水平井生产曲线

相比于常规油气藏,页岩气最大的特点在于其超低的渗透率,一般只有100 ~1 000 nD。要想具有经济产量,必须进行储层改造,目前水平井多段压裂为应用最广泛的改造措施。压裂施工中,常规气藏一般都是采用高黏液体作为压裂液,如胍胶等,而页岩气压裂施工中,主要采用清水压裂,或者采用清水与线性凝胶的混合压裂。 对于常规气藏,其最优的裂缝形态是保证一条主裂缝,并且保证其导流能力,应尽量避免复杂缝网,因为复杂缝网的出现会降低该类储层的产能;对于页岩气藏,在形成一条具有较高导流能力的主裂缝外,还需要形成复杂缝网,因为复杂缝网能够极大提高储层产能。 此外,生产过程中,页岩气与常规气藏的一个重要差异就在于其产量递减速率较高,不能长期保持较高的产量。 具体比较项目见表1.1。

表1.1　常规气藏与页岩气藏动用方式的区别

2)页岩气与致密气藏动用方式的区别

目前存在多种致密气藏的定义,但现今最为认可的是美国联邦能源管理委员会(FERC)对致密砂岩气的定义,即储层渗透率小于0.1 mD 的砂岩储层。 与页岩气类似,致密气藏也具有较低的渗透率,但页岩气的渗透率更低,只有100 ~1 000 nD。 除了渗透率,致密气藏不同于页岩气的一个主要特征就在于储层的矿物成分,致密气藏一般都是砂岩储层,其中的黏土成分含量较少,而典型的页岩气储层中,硅酸盐、碳酸盐和黏土成分大约各占1/3,所以页岩气储层中含有较多的黏土成分,这对后续的储层改造设计提出了挑战。 此外,与常规气藏类似,致密气藏中的天然气都是储集在基质孔隙中的自由气或游离气,基本上没有吸附气,而页岩气不仅有储集在孔隙和天然裂缝中的自由气,还有吸附在黏土和有机质表面的吸附气。

由于两种气藏的渗透率都较低,所以一般都需要进行压裂改造,主要采用低黏度的液体作为压裂液,但是由于页岩气储层中黏土含量高,所以对压裂液体系要求更高。 此外,国外许多学者都认为,页岩气储层中天然裂缝发育,天然裂缝对压后产量起到至关重要的作用,所以压裂设计时要尽可能地使人工裂缝沟通天然裂缝。

在井型上,前期都是以直井为主,随着水平井在Barnett 页岩的成功应用,水平井压裂开发逐渐成为主流,页岩气中水平井的比例更高,现在有超过90%的新井都是水平井。 在压裂施工规模上,相比于致密砂岩,页岩压裂施工规模更大,压裂级数超过20 级,最多的可以达到60 级,而在致密砂岩气藏中,多数都达不到20 级。 此外,数值模拟结果显示,对于致密气藏,其最优的裂缝形态应该为具有较高导流能力的平面主裂缝,再加上小规模的复杂裂缝网络,而对于页岩气藏,其最优的裂缝形态为具有一定导流能力的主裂缝和大规模的缝网。 在压后产量上,页岩气产量递减速度更快,据一份来自Chesapeake 的报告显示,在Haynesville 页岩气储层,其公司所属的水平井在第一年产量递减达到了85%,具体参数比较见表1.2。(www.xing528.com)

表1.2　致密气藏与页岩气藏动用方式的区别

3)页岩气与煤层气藏动用方式的差异

狭义的煤层气是指可供能源开发利用的、在煤层及其周围岩石自生自储的以甲烷为主的天然气,其气体成分以吸附气为主,基本没有自由气。 煤层气产出机制为“排水—降压—解吸—扩散—渗流—煤层气”,也就是通常所说的压裂排水降压后获得解析吸附气,从而获得具有工业开采价值的煤层气。 煤层气储层深度较浅,在我国,煤层埋深小于1 500 m 的资源量占总资源量的82.1%,而煤层埋深1 500 ~2 000 m 的资源量占总资源量17.9%,也就是说,煤层埋深一般都是小于2 000 m。 页岩气储层埋深范围较大,较浅的如Antrim 和New Albany,深度为200 ~600 m,较深的如Haynesville,深度为3 000 ~4 000 m。 图1.4 表明了在不同埋深或者不同地层压力条件下,页岩气中吸附气和自由气的相对含量,可以看出:在埋深较浅的储层中,吸附气所占的比例更大,而在埋深较深的储层中,自由气所占的比例更大。 埋深上的差异也导致开发方式的差异,前面所提到的两个最浅的页岩气藏Antrim 和New Albany,它们的开发方式与煤层气类似,主要采用排水降压开采,压后初期产水量很大,其产气高峰期出现在储层改造的1 ~2 年后,除了这两个页岩气藏外,在北美的其他主要页岩气产区都没有出现产水情况。

图1.4　不同地层压力条件下页岩气藏中吸附气与自由气比例的关系

除了由于埋深不同所引起的开发方式不同外,两种气藏还有一些其他差异。 首先是井的类型,在2002 年以前,页岩气开发以直井为主,此后就进入了以水平井为主的开发阶段,开发方式就是进行水平井多段压裂,形成几十条横向裂缝;而在煤层气开发中,除了垂直井和水平井外,还有一些新型的井结构,例如羽状水平井、U 形井等。 在压裂液方面,两者一般都是采用低黏度的清水压裂液,但在具体配方上,页岩气储层需要针对黏土类型选择黏土稳定剂和防膨剂,为了提高返排率,需优选表面活性剂;而煤层气储层为了防止煤粉堵塞裂缝,需要添加煤粉分散剂。 此外,在生产曲线上,相对于页岩气,煤层气产量递减较慢。 表1.3 列出了煤层气藏与页岩气藏动用方式的一些差异。

表1.3　煤层气藏与页岩气藏动用方式的差异

续表