全球页岩气资源量多达456×1012 m3，相当于煤层气与致密砂岩气资源量的总和，占三种主要非常规天然气(煤层气、致密砂岩气、页岩气)总资源量的50%左右[1]。因此，页岩气是现有技术经济条件下天然气工业化勘探的重要目标。我国页岩气资源亦非常丰富，仅四川盆地下志留系烃源岩即有60×108m3左右的资源量，但目前对页岩气的勘探开发还处于探索阶段，尚需深入研究。
目前全球对页岩气的勘探开发并不普遍，但美国和加拿大做了大量工作，欧洲许多国家开始着手页岩气的研究，俄罗斯仅有局部少量开采。
美国页岩气资源总量超过28×1012 m3，页岩气技术可采资源达到3.6×1012 m3，近30年来页岩气开发的发展很快。20世纪70年代中期美国页岩气开始规模化发展，70年代末期页岩气年产量约19.6×108 m3；2000年5个页岩气产气盆地的生产井约28 000口，年产量约122×108 m3；2007年页岩气产气盆地有20余个，生产井增加到近42 000口，页岩气年产量为450×108 m3，约占美国天然气年产量的8%[2]，成为重要的天然气资源之一。2009年美国页岩气生产井约98 590口，页岩气年产量接近1 000×108 m3，超过我国常规天然气的年产量。2010年美国页岩气年产量为1 378×108 m3。
加拿大页岩气资源分布广、层位多，预测页岩气资源量超过42.5×1012 m3。目前，已有多家油气生产商在加拿大西部地区进行页岩气开发试验，2007年该地区页岩气产量约8.5×108 m3。
欧洲受美国启发，近年来一些国家开始着手页岩气的研究。2009年初，“欧洲页岩项目”在德国国家地学实验室启动[3]，此项跨学科工程由政府地质调查部门、咨询机构、研究所和高等院校的专家组成工作团队，工作目标是收集欧洲各个地区的页岩样品、测井试井和地震资料数据，建立欧洲的黑色页岩数据库，与美国的含气页岩进行对比，分析盆地、有机质类型、岩石矿物学成分等，以寻找页岩气。目前，为此工作提供数据支持的有Marathon、Statoi Hydro、埃克森美孚、Gaz de France Suez、Vermillion、德国地学实验室等13家公司和机构。
研究人员认为，仅西欧潜在的页岩气资源量将有14.4×1012 m3[4]。欧洲的沉积盆地主要发育热成因类型的页岩气，如北欧的寒武―奥陶系Alum页岩、德国的石炭系海相页岩。近年来，多个跨国公司开始在欧洲地区展开行动。2007年10月，波兰能源公司被授权勘查波兰的志留系黑色页岩，壳牌公司声称对瑞典的Skane地区感兴趣。埃克森美孚公司已在匈牙利Makó地区部署了第一口页岩气探井[5]，并计划在德国Lower Saxony盆地完成10口页岩气探井[6]。Devon能源公司与法国道达尔石油公司建立合作关系，获得在法国钻探的许可。康菲石油公司最近宣布，它已经与BP(英国石油公司)的子公司签署了在波罗的海盆地寻找页岩气的协议。
美国将页岩气田开发周期划分为5个阶段：资源评估阶段，即对页岩及其储层潜力做出评估；勘探启动阶段，开始钻探试验井，测试压裂并预测产量；早期开采阶段，开始快速开发，建立相应标准；成熟开采阶段，进行生产数据对比，确定气藏模型，形成开发数据库；产量递减阶段，为了减缓产量递减速度，通常需要实施再增产措施，如重复压裂、人工举升等。整体看这5个阶段，开发页岩气所采用的技术与常规天然气开发技术有所区别。
包括三维地震技术和井中地震技术。三维地震技术有助于准确认识复杂构造、储层非均质性和裂缝发育带，以提高探井或开发井成功率。由于泥页岩地层与上下围岩的地震传播速度不同，结合录井、测井等资料，可识别解释泥页岩，进行构造描述。应用高分辨率三维地震可以依据反射特征的差异识别预测裂缝，裂缝预测技术对井位优化起到关键作用。
井中地震技术是在地面地震技术基础上向“高分辨率、高信噪比、高保真”发展的一种地球物理手段，在油气勘探开发中，可将钻井、测井和地震技术很好地结合起来，成为有机联系钻、测井资料和地面地震资料对储层进行综合解释的有效途径。该项技术能有效监测压裂效果，为压裂工艺提供部署优化技术支撑，这是页岩气勘探开发的必要手段。
自从美国1821年完钻世界上第一口页岩气井以来，页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井的发展历程。2002年以前，直井是美国开发页岩气的主要钻井方式。随着2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气实验水平井取得巨大成功，水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式。丛式水平井可降低成本、节约时间，在页岩气开发中的应用正逐步增多。
国外在页岩气水平井钻/完井中主要采用的相关技术有[8]：①旋转导向技术，用于地层引导和地层评价，确保目标区内钻井；②随钻测井技术和随钻测量技术，用于水平井精确定位、地层评价，引导中靶地质目标；③控压或欠平衡钻井技术，用于防漏、提高钻速和储层保护，采用空气作循环介质在页岩中钻进；④泡沫固井技术，用于解决低压易漏长封固水平段固井质量不佳的难题；⑤有机和无机盐复合防膨技术，确保了井壁的稳定性。
现有测井评价识别技术可用于含气页岩储层的测井识别、总有机碳(TOC)含量和热成熟度(Ro)指标计算、页岩孔隙及裂缝参数评价、页岩储集层含气饱和度估算、页岩渗透性评价、页岩岩矿组成测定、页岩岩石力学参数计算。
水平井随钻测井系统可在水平井整个井筒长度范围内进行自然伽马、电阻率、成像测井和井筒地层倾角分析，能够实时监控关键钻井参数、进行控制和定位，可以将井数据和地震数据进行对比，避开已知有井漏问题和断层的区域。及时提供构造信息、地层信息、力学特性信息，将天然裂缝和钻井诱发裂缝进行比较，用于优化完井作业、帮助作业者确定射孔和气井增产的最佳目标。
页岩孔隙度低，以裂缝和微孔隙为主，绝大多数页岩气以游离态、吸附态存在。游离态页岩气在取心钻进过程中逸散进入井筒，主要是测定岩心的吸附气含量。录井过程中需要在现场做页岩层气含量测定、页岩解吸及吸附等重要资料的录取。这些资料对评价页岩层的资源量具有重要意义。针对页岩气钻井对录井的影响，可以通过改进录井设备、方法和措施，达到取全、取准录井资料的目的。
页岩气固井水泥浆主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥等4种类型。其中火山灰+H级水泥成本最低，泡沫酸溶性水泥和泡沫水泥成本相当，高于其他两种水泥，是火山灰+H级水泥成本的1.45倍。固井水泥浆配方和工艺措施处理不当，会对页岩气储层造成污染，增加压裂难度，直接影响后期采气效果。
国外一些公司认为，页岩气井的钻井并不困难，难在完井。主要是由于页岩气大部分以吸附态赋存于页岩中，而其储层渗透率低，既要通过完井技术提高其渗透率，又要避免其地层损害，这是施工的关键，直接关系到页岩气的采收率。
页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等。完井方式的选择关系到工程复杂程度、成本及后期压裂作业的效果，适合的完井方式能有效简化工程复杂程度、降低成本，为后期压裂完井创造有利条件。
页岩气储层改造技术包括水力压裂和酸化，可以通过常规油管或连续油管进行施工。国外在新井、老井再次增产或二次完井中经常采用连续油管进行施工作业，可用于分支水平井。压裂增产措施有多种，包括氮气泡沫压裂、凝胶压裂、多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂、重复压裂等。多级压裂、清水压裂、同步压裂、水力喷射压裂和重复压裂是目前页岩气水力压裂常用的技术。
多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位进行分段压裂的技术，有2种方式，一是滑套封隔器分段压裂，二是可钻式桥塞分段压裂。美国页岩气生产井85%采用水平井和多级压裂技术结合的方式开采，增产效果显著。
清水压裂是清水加少量减阻剂、稳定剂、表面活性剂等添加剂作为压裂液，又叫做减阻水压裂(Slickwater Fracture)。实验表明，添加了支撑剂的清水压裂效果明显提高，并且成本低、地层伤害小。
同步压裂是对2口或更多的配对井(Offset Wells)进行同时压裂，最初是2口互相接近且深度大致相同的水平井间的同时压裂，目前已发展成3口井，甚至4口井同时压裂。此技术是采用使压裂液和支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法，来增加水力压裂裂缝网络的密度和表面积，利用井间连通的优势来增大工作区裂缝的程度和强度，最大限度地连通天然裂缝。同步压裂对页岩气井短期内增产非常明显，而且对工作区环境影响小，完井速度快，节省压裂成本。
水力喷射压裂是集水力射孔、压裂、隔离一体化的技术，有多种工艺，如水力喷射辅助压裂、水力喷射环空压裂、水力喷射酸化压裂等。此技术优点是不受水平井完井方式的限制，可在裸眼和各种完井结构的水平井实现压裂，不使用密封元件而维持较低的井筒压力，迅速准确地压开多条裂缝，解决了裸眼完井水力压裂常见的储层天然裂缝发育时裸露井壁表面会使大量流体损失，影响压裂效果的难题。缺点是受到压裂井深和加砂规模的限制。
重复压裂是在页岩气井初始压裂处理已经无效或者原有支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致产气量大幅下降的情况下，对气井重新压裂的增产工艺，能在页岩气藏重建储层到井眼的线性流，产生导流能力更高的支撑裂缝，恢复或增加产能。据统计，重复压裂能够以(0.353~0.706)美元/104 m3的储量成本增加页岩气产量，可使页岩气井估计最终采收率提高8%~10%，可采储量增加60%。
2005年~2010年，国土资源部油气资源战略研究中心从在川渝鄂、苏浙皖及中国部分北方地区共40×104 km2范围内开展调查、勘查示范研究，我国正式开始页岩气这一新型能源的资源勘探开发。项目实施的第一口地质资料井已于2009年11月初在重庆市彭水县开钻。
中国石油、中国石化、中国海洋石油已经施工7口页岩气探井并压裂，利用老井复查若干口，浅井20余口，正在施工的水平井2口。页岩气勘查工作在四川威远、湖北等地取得了良好的勘查效果，已有4口探井获得了工业气流。
中国石油2007年10月与美国新田石油公司签署了《威远地区页岩气联合研究》协议，研究内容是四川威远地区页岩气资源勘探开发前景综合评价，这是中国页岩气开发对外合作签署的第一个协议；还与美国沃思堡盆地页岩气生产中最有实力的Devon公司签约联合研究。另一方面，中国石油正着手研究从中国已进行和正进行的油气勘探中取得的页岩气第一手资料。中国石油在吐哈盆地侏罗系实施了油气兼探，以新的手段专门获得页岩吸附气、游离气含量的资料，认识含油气盆地的测井和地震响应。特别值得一提的是，在四川宜宾实施了1口页岩气专探井，设计200 m的井深取芯154 m，进行多项目大量的测试分析，该井已于2008年11月完钻。此外，为了促进该项工作，2009年12月，中国石油西南油气田公司成功开钻我国第一口页岩气井—威201井。2010年9月，威201井获气。2011年1月，西南油气田公司又开钻了国内第一口页岩气水平井威201-H1井，目前该井已完钻。此外，西南油气田公司还同壳牌公司开展了页岩气合作，对富顺―永川区块页岩气进行联合评价。
中国石化中原油田于2010年5月成功实施大型压裂改造的页岩气井“方深1井”顺利进入排液施工阶段。这口气井的压裂施工成功，标志着中国石化页岩气勘探开发工作迈出了实质性的重要一步。
当前我国页岩气资源的勘探开发尚处于初级阶段，面临着诸多经济上和技术上的困难与问题。这些难题主要体现在以下方面：
(1) 开发经验匮乏，需要技术积累：页岩气开发技术还不成熟，处于刚刚起步的阶段，加之我国的常规天然气开发正处在蓬勃发展时期，目前也无法动用大量人力物力去勘探开发页岩气资源。
(2) 页岩气资源的开采难度大：页岩气储集层是由岩化的黏土、有机物质和矿物质混合而成，尽管有机质能够产生丰富的页岩气，但这些纹理清楚的岩石间的空隙太小，渗透率低，气流阻力比常规天然气大，开采难度很大，所有的井都需要实施多级压裂改造。而且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%。
(3) 需要比美国更先进的技术：我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大于美国。美国的页岩气层深度在800 m~2600 m，而四川盆地的页岩气层埋深在2000 m~3500 m。页岩气层深度的增加增添了开采难度。
(4) 其他困难，比如：页岩气开发需要大量资金投入，初期开发成本很高，短期内很难降下来，而且页岩气开发的投资回收周期长，经济效益短期内难以体现。但是，业内人士普遍认为相比之于技术，这些困难并不是问题的主要方面。只要解决好技术难题，我国页岩气大发展指日可待。
要选择适合国情的页岩气开发技术，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工艺技术的基础上，优化出适应性较强的页岩气开发技术。
美国页岩储层属于海相沉积，层位深度范围在76 m~2 440 m，厚度通常为30 m~150 m。如New Albaney和Antrim有9000口页岩气井深度在76 m~610 m；Appalachian、Devonian和Lewis有20 000口页岩气井深度在915 m~1 525 m；Barnett和Woodford页岩气井要更深些，在1 525 m~2 440 m；Caney和Fayetteville页岩气井深度在610 m~1 830 m。
我国四川盆地页岩气比较有利的储层是下志留系龙马溪组和下寒武系筇竹寺组，这两个层位的深度分别在2 188 m~4 131 m和1 948 m~4 618 m，也属于海相沉积。下志留系龙马溪组黑色页岩厚度由威远地区的0 m~170 m向东南增厚到650 m，下寒武系筇竹寺组页岩厚度基本稳定在200 m~300 m。
通过以上比较可以看出，我国四川盆地的页岩气富集储层埋深比美国的大，厚度相当。
以美国Barnett页岩和四川盆地龙马溪组和筇竹寺组页岩为例，页岩储层的镜质组反射率、总有机质含量、孔隙度、渗透率的对比见表 1。
通过比较，以上几组页岩各指标基本相当，但是对于四川盆地页岩储层的改造还需参考其它因素，通过试验进一步验证。
我国水平井钻井技术与欠平衡钻井技术已比较成熟，2005年以来，西南油气田先后引入LWD、旋转地质导向、FEMWD等先进装备，2007年应用欠平衡钻井技术完成广安0022H1井钻井作业，水平井段超过2 000 m。在固井方面，泡沫水泥固井技术从20世纪80年代就已在我国部分油气田应用，目前在青海油田花土沟、吐哈油田巴喀、胜利油田草桥、鄂尔多斯气田、河南油田气井中均取得了较好的应用效果，技术已相对成熟。目前国内完井常采用工艺包括射孔完井，如TCP射孔、水力喷射射孔，以及多功能组合管柱试油完井等，这些技术在国内各油气田均得到广泛应用。
储层改造技术方面，水力压裂、酸化工艺广泛应用于油气井增产。其中连续油管水力喷射加砂压裂在大庆、长庆、四川、吐哈等油田成功应用，在此基础上发展的水平井分段水力喷射加砂压裂技术也较成熟。我国许多油气田已从国外进口了大型的压裂设备，如四川井下作业公司先后引进了FC222512Q型压裂车、HQ2000型压裂车、FBRC100ARC混砂车、HR10M连续油管作业等设备，可以完全满足水力压裂施工的需要。再次增产可采用重复压裂技术、人工举升技术。大庆油田成功应用了裂缝转向重复压裂技术，可以实现裂缝有效控制。气举排水在煤层气开发中已经被大量采用。
(1) 侏罗系页岩气资源潜力[11]~[13]：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。湖盆中心暗色页岩厚度最大，其西侧附近的暗色页岩平均厚度45 m，南充至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平均为142 m，川北地区暗色页岩有效厚度平均为96 m，川中地区暗色页岩有效厚度平均为45 m，生油量127.05×108 t，生气量8×1012 m3。川西地区侏罗系“红层”中所夹的暗色页岩厚度为47.5 m~114 m，钻探中还发现沥青。生气量为(5.61~18.26)×1012 m3。
(2) 二叠系页岩气资源潜力[14]：二叠系上统顶部发育有海相深水沉积的暗色页岩，即大隆组烃源岩。四川盆地北部分布有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。此前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平均32.34 m；开江―梁平海槽，7口井钻遇大隆组地层厚度平均22.86 m；城口―鄂西海槽区，6口井钻遇大隆组地层厚度平均15.67 m。大隆组暗色页岩分布面积很大，如开江―梁平海槽相区内分布的面积约2.5×104 km2。
(3) 志留系页岩气资源潜力：志留系是我国南方地区的重要烃源岩，特别是志留系下统地层，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。川南地区志留系下统页岩气资源很丰富，中石油于2006年的资源调查成果丰硕。威远地区的筇竹寺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井筇竹寺组暗色页岩井段，钻井显示气浸和井喷，在未进行裂缝型气藏解堵措施条件下获得天然气产量2.46×104 m3/d。泸州地区龙马溪组暗色页岩地层几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(6.8~8.4)×1012 m3，相当于四川盆地内的常规天然气资源总量。
当前我国页岩气资源勘探开发尚处于初级阶段，急需完成以下几个方面的工作：
(1) 页岩气地质条件具有复杂性和特殊性。非常规油气藏成藏条件复杂，储层致密，非均质性强，属于低渗透储层，渗透率极低。而目前对川渝地区的页岩储层特征缺乏系统认识，尚有待于全面而系统地勘探开发和评价。建议借鉴国外技术手段，对比川渝地区的储层和国外页岩气储层，寻找页岩气富集区带和有利开发区。
(2) 页岩气储层的钻/完井技术包括直井和水平井，以目前国内技术完全可以实现。为了提高固井质量，建议在成本允许的条件下采用泡沫水泥固井技术。目前国内从页岩气井的钻探到储层改造均已具备了一定的技术基础，但还未投入实践，需要开展试验性的工作进行验证，并从中摸索经验。在开发初期，可以先选择较浅(深度2 000 m左右)的页岩储层钻直井进行试验，了解目的层特性，获得钻井、压裂和投产经验，获取一定数据资料和施工经验后再向深井(深度3 000 m~4 000 m)和水平井发展。先期水平井压裂试验应在单支水平井中进行，积累一定成功经验后再试验同步压裂等技术[7]。
(3) 储层改造技术方面，建议借鉴国外经验。在产层初期改造时，可采用水力压裂工艺，对于水平井可采用较为成熟的分段水力喷射射孔压裂技术，此外对水力压裂效果监测可尝试微地震监测技术。根据四川志留系龙马溪组页岩样品矿物分析结果，其中方解石平均含量为16.6%，白云石平均含量为14.2%，因此可以考虑通过酸压来提高储层渗透率，但必须经过实验室分析测试后，才能决定是否采用该工艺以及采用何种酸液体系。建议在水平井水力压裂方面开发或引进类似Delta Stim技术的用于水平裸眼井段的增产滑套完井和多级压裂技术[7]。
(4) 根据川渝地区页岩储层的特点，开发适合压裂施工所需的工作液体系。
2011, Vol. 40 Issue (5): 504-509
2011, Vol. 40 Issue (5): 504-509