《１前言》

１前言

据统计，2010 年美国页岩气的总产量达到了 1378 亿 m3[1]，占到该国天然气总产量的 23 ％，得益于页岩气这一“生力军”，美国的能源供应压力得到了极大缓解。原本属于天然气进口国的美国，戏剧性地逆转成为潜在的天然气出口国。位于德州西南部的 Eagle Ford 是美国页岩气的主产区，多家公司勘探证实该区页岩气资源丰富，估计原始地质储量达6000 亿 m3，中海石油斥资 10 多亿美金收购该区块 33.3 ％的股权（见图1），为我国页岩气的发展走出国门开创了先河。

《图1》

图1 Eagle Ford页岩气区块图

Fig.1 Eagle Ford shale gas block

页岩气开发的意义不仅在于充当常规能源的代替品，更在于从根本上拓展了储层概念，突破了资源禁区。随之而来的水平井多级压裂技术对解放储藏，释放产量效果极其显著。中海油从10年前就将多支压裂适度出砂技术应用于海上稠油油田的开发，其技术原理与水平井多级压裂技术大同小异，将页岩气的水平井多级压裂技术和海上油气田常用的多支压裂适度出砂技术相结合，既可大幅度提高海上三低油气藏、稠油油藏的采收率[2,3]，也可为我国页岩气开发作一些技术储备。

《２页岩气资源及分布概况》

２页岩气资源及分布概况

页岩气资源在全球分布广泛，主要分布于北美、中亚、中国、中东、北非和非洲南部等国家和地区。根据 2011 年美国能源信息署（Energy Information Administration, EIA）的最新预测，全球共有 32 个国家，48 个盆地含有页岩气资源，初步评估资源分布形势如图 2 所示。全球的页岩气地质储量总和约为 623 万亿 m3 ，可采储量约为 163 万亿 m3 ，全世界各地区页岩气地质储量和可采储量统计数据见表1。

《图2》

图2 全球页岩气资源分布图（据 EIA 2011 年统计）

Fig.2 Worldwide shale gas resources distribution（according to 2011 statistics of EIA））

《表1》

表1 全球页岩气地质储量和可采储量统计表（据 EIA 2011 年统计）

Table 1 Worldwide shale gas geological reserves and recoverable reserves（according to 2011 statistics of EIA）

我国各地质时期的页岩气分布广泛，资源量十分丰富，开发潜力巨大。据美国能源信息署 2011 年 4 月发布的数据，我国 14 个盆地中的 25 个页岩构造含有页岩气资源，地质储量达 100 多万亿 m3 ，可采储量达 20 万亿～３６万亿 m3 ，如果都能开发，按当前的天然气年产量计算，可以开发 200 多年。

根据沉积环境划分，可将我国的富有机质页岩分为：海相页岩、海陆交互相页岩以及陆相页岩三大类，图3为三大类页岩沉积相的分布图[4] 。分布图总体呈现出南北不同的鲜明特征：南方以海相泥页岩为主，北方以湖相泥页岩为主；南方以古生界为主，北方以中新生界为主。如南方地区的震旦统陡山沱组页岩、下寒武统筇竹寺组页岩；北方地区的松辽盆地下白垩统青山口组泥岩、鄂尔多斯盆地上三叠统延长组张家滩页岩等，可见我国的页岩气主要分布在以往未被重视的地区中，具有极高的开发潜力。

《图3》

图3 中国三大类页岩沉积相分布图（据邹才能2010年统计）

Fig.3 Three types of shale sedimentary facies distribution in China

（according to 2010 statistics of Mr.Zou Caineng）

《３美国页岩气评价标准分析》

３美国页岩气评价标准分析

页岩气藏是典型的自生自储型气藏，对页岩气进行储层评价除了需要常规物性参数以外，还应考虑有机质丰度、岩石脆性度等特殊参数。通过对美国 Eagle Ford 页岩气项目的考察，了解美国 Eagle Ford 页岩气储层评价标准表（见表2），此标准在一定程度上代表了美国页岩气的评价标准。判断页岩油气藏是否具有经济性在满足以上标准的基础上，对于分布面积广、埋藏深度适中、围岩条件有利于分段压裂的气藏应优先开发。利用此标准，也对四川盆地古生界龙马溪组页岩储层进行对比评价，认为龙马溪组该层段的海相黑色页岩具有勘探开发价值。对于美国标准，我国可以参考，但我国页岩气储层特性、评价的经济指标和美国都不一样，因此应建立自己的评价标准。

《表2》

表2 美国页岩气储层评价标准表

Table 2 Shale gas reservoir evaluation standard in A merica

《４美国页岩气开发技术要点》

４美国页岩气开发技术要点

页岩气的开发需要先钻直井到达目的层上方，再钻水平井在目的层内部延伸，尽量多的钻遇高碳页岩，最后实施分段压裂获得纵横交织的人工裂缝，才能获得一定规模的页岩气，因此页岩气的开发主要依赖水平井和分段压裂两项关键技术。美国页岩气大获成功主要得益于这两项技术的突破，根据 Eagle Ford 项目的成功经验，水平井钻井与分段压裂技术的要点有以下几方面。

《4.1 页岩储层水平井钻井技术》

4.1 页岩储层水平井钻井技术

常规的水平井钻井技术我国已完全掌握并成功实践，而页岩地层由于具有层理性与易水化的特点，钻水平井又存在其特殊性。美国 Eagle Ford 项目在造斜方式上主要采取短半径大曲率水平井方式，在表层段定向造斜 5°后钻斜直井，钻至目的层前采用（8°～12°）/30 ｍ的大曲率造斜着陆，造斜段长度在 240～360 ｍ左右，既减少了钻井进尺，又降低了资源浪费，页岩气的大曲率造斜与常规曲率造斜对比见图 4。

《图4》

图4 美国 Eagle Ford页岩气区短半径大曲率造斜方式与常规曲率造斜对比

Fig.4 Comparison between large curve （short radius）of America Eagle Ford with conventional curve

《4.2 钻井液完井液技术》

4.2 钻井液完井液技术

Eagle Ford 区块钻井过程中在表层段选用水基钻井液以节约成本，水平段使用油基钻井液抑制页岩水化。我国四川盆地威远构造所钻威 201 – H1 井的实际情况反映：层理性页岩垮塌严重，水敏性页岩水化后易垮塌，返出的铝土质泥岩严重垮塌掉块与层状页岩掉块如图 5 所示。根据我国页岩气地质特点，采用岩石力学与泥浆化学耦合的手段维持井壁稳定是实现页岩气优快钻井的关键。

《图5》

图5 四川盆地威201-H1井泥页岩坍塌掉块

Fig.5 Collapse of shale in well 201-H1 in Sichuan Basin

《4.3 页岩气水平井分段压裂技术》

4.3 页岩气水平井分段压裂技术

该技术主要涉及两个方面：分段压裂工艺和压裂液配方。美国所用的压裂液大多为滑溜水（slip-water）[5]，依据 Eagle Ford 页岩储层特性，该项目中使用的压裂液主要成分为酸液、滑溜水、胶液和胶联携砂液，每口井的用砂量都在上千吨，用水量在上万立方米。分段压裂工艺则主要是指套管射孔后，通过快速可钻式桥塞封隔各段来实现分段压裂，整个压裂过程从水平段的趾端向根端逐级作业，一般压裂级数为 20～30 级，每级又分 5～8 段，每段射 6～10 个孔，称为一簇。通常压裂级间距为 80～100英尺（1 英尺＝0.3048 m），便于下可钻桥塞，簇间距为 30～80 英尺，以控制每一簇的距离。图 6 为 Eagle Ford 快速可钻式桥塞示意图，图 7 为 Eagle Ford 压裂分级与簇示意图。成本方面，每一级的压裂成本约 25 万美元，一口井单纯压裂成本就达到数百万美元。

《图6》

图6 Eagle Ford快速可钻式桥塞示意图

Fig.6 Eagle Ford fast drillable bridge plug sketch map

《图7》

图7 EagleFord压裂分级与簇示意图

Fig.7 Eagle Ford fracture stages and cluster diagram

页岩中的脆性矿物（石英及方解石等）含量决定了页岩气储层被改造的难易程度，脆性矿物含量越高越易被改造。Eagle Ford 页岩部分符合表2所列的指标，这一特点使得 Eagle Ford 页岩改造过程较为顺利。除分段压裂外，还有同步压裂、重复压裂、纤维压裂转向技术、微地震裂缝监测等技术[6]，都值得科研工程人员深入探究。这是根据美国 Eagle Ford 页岩气的特定地质条件设计的，我国应根据自身地质特点来确定具体的压裂方案。

《５中国页岩气发展的思考》

５中国页岩气发展的思考

中国拥有不可多得的页岩气可采储量，令许多国家羡慕不已，但是能开采出来的才是资源，储量永远是与技术成正比的。目前，我国页岩气事业尚处于探索阶段，真正产业化仍有多重制约因素亟需突破。通过对美国 Eagle Ford 页岩项目的考察，结合对美国政策的认真解读，笔者认为我国页岩气发展应注意以下几个方面：

1）页岩气“热”需要“冷”思考。目前页岩气在我国异常火热，各类投资主体都对页岩气抱有极大热情，但是要清醒地认识到我国的页岩气资源跟美国相比还有很大的不同，情况更加复杂，任务更加艰巨。美国的页岩气资源埋深较浅，一般在 1500～2500 m，而我国的页岩气埋深更深，一般在3500 m 以上；美国页岩气多分布在水资源较丰富的平原地区，我国页岩气比较富集的区域一般分布在水资源比较缺乏的丘陵山区，人口密集且地表条件不利于施工。加之我国页岩气技术刚刚起步，配套的管理制度也不健全，单凭热情一拥而上，遇到瓶颈又浅尝辄止，势必造成我国各种资源的浪费。所以，我国未来 5～10年的首要任务是：资源储量上开展大调查、大评价，技术装备上开展大研发、大储备，方法上开展大协作、大部署，为建立有中国特色的页岩气大开发做准备。

2）走出去请进来，突破技术瓶颈。目前我国页岩气井的建井费用大约在 4000 万～5000 万人民币，有的甚至高达 7000 万人民币，而著名的美国 Barnett 页岩气，单口水平井成本大约在 1700 万～2300 万人民币。页岩气是讲求低成本见效的产业，具有低产量、产量稳、寿命长的特点。只有突破关键技术瓶颈，以“井工厂”的模式批量作业，规模化开采，才能压缩成本实现盈利。这些关键技术包括水平钻井、分段压裂、极低渗气藏渗流规律等，要结合我国的地质特点，或走出国门或吸引外企，通过交流，消化吸收，锻造出一套有中国特色的、工业化、商业化的技术体系和装备体系。

3）压裂技术移植用于三低油气田。页岩气开发的关键技术──分段压裂技术属于典型的体积压裂，应用于储层能够建立纵横交错的立体裂缝，达到沟通储层与井眼的目的，对于释放产能降低渗流阻力意义重大。我国的三低油气田、稠油油藏与页岩气储层一样都具有难动用的特点，将体积压裂技术的原理用于此类油气田必将大大解放储层，产生丰厚经济效益。尤其是在当前阶段，页岩气储层评价技术尚不完善，先将分段压裂技术试用于三低油气藏特别是海上油气藏，既有利于海上油气田的开发，又能为我国页岩气开发提供技术储备。

4）多种非常规气藏合采同开。总有机碳丰度高的储层常常同时发育多种非常规天然气藏，如页岩气、煤层气、致密砂岩气等，如果教条地将不同的气藏区分对待，建立多套班子，不同的矿主，不同的管理者，以多套程序开采必定增加数倍的成本，使页岩气开发效益差。如果灵活处理，将同一区块的不同天然气藏一视同仁，不再人为的区分煤层气与页岩气，统筹规划，合采同开，必定能产生事半功倍的效果。

5）资源开发坚守环保阵地。美国目前对返排压裂液的处理通常采用就地挖污水池，靠天然晾干后推平掩埋的办法进行简单处理。页岩气水力压裂所用化学药剂可能会对地下水产生污染，美国联邦政府以及州政府在大力推进页岩气开发的同时，也采取了一系列环保措施，如《美国联邦环境法》、《清洁水法案》、《资源保护和恢复法》等，这些举措保证了美国页岩气的可持续发展。目前，美国环保部正在针对压裂液成分进行立法，要求压裂作业方披露压裂液的化学成分，以便充分评估对地下水的影响。我国在全力发展技术的同时也应注意环境保护，坚决杜绝为攫取资源而破坏生态的行为，保证页岩气可持续发展。

6）政府大力扶持页岩气开发。美国政府大力支持页岩气发展，美国政府在《能源意外获利法》中规定，对 2003 年之前生产和销售的页岩气实施税收减免政策；2004 年《美国能源法案》还规定：十年内联邦政府每年投资 4500 万美元用于包括页岩气在内的非常规天然气研究，并专门设立了非常规油气资源研究基金，对能源行业实施五种税收优惠政策；页岩气开发、天然气管网及销售完全独立运行，页岩气按政府规定的价格优先进天然气管网，管网运行商须无条件接受，政府按投资给管网运行商固定的利润率；这些激励政策促使美国页岩气产量扶摇直上。因此适合本国国情的鼓励政策才是美国页岩气异军突起的根本原因，建议我国相关部门尽快出台页岩气优惠政策，扶持民族能源工业的发展。

《６结语》

６结语

通过对美国 Eagle Ford 页岩气项目的考察，笔者探究了中国页岩气今后的发展方向，并提出了一些建设性意见，其中涉及技术的问题属于真命题，目前基本都有了解决方案，笔者坚信凭借我国科研技术人员的智慧必定可以实现。我国页岩气发展的亟待明确之处在于如何结合我国特色，建立一套从设计施工到后勤保障的高效管理体制。由于每个国家的具体国情不同，在发展战略和管理体制上照搬国外的经验往往是行不通的，只有实现管理体制的自主创新，建立适合自身发展的管理办法，才能保证人尽其才，物尽其用。

总之，页岩气商业化开发需要政府鼓励，管理创新，技术进步，只要形成合力就能产生巨大的推进作用。在页岩气正以强盛姿态席卷全球的国际背景下，国内从政府到民众都持乐观态度，并报以很高的期望，中国的页岩气发展之路前景一片利好，加大研究力度和勘探开发的投入刻不容缓。页岩气工业的崛起必将改善中国的能源布局，从根本上提升我国在世界能源格局中的战略地位。