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页岩气开发技术难点及对策分析 摘要：页岩气分布广泛， 开发潜力巨大， 但是页岩气成藏规律、 储集空间、 渗流规律以及开发模式有其自身的特点， 特别是储层具有低孔特征和极低的基质渗透率， 给有效开发带来很大的困难和挑战。本文从介绍页岩气的概念、 成藏机理及储层特征出发， 重点总结了目前页岩气的主要开发技术及存在的难点， 并分析了我国页岩气开发适应性技术， 对开展页岩气开发技术的研究有一定的指导意义。 关键词： 页岩气； 储层特征； 开发技术； 技术难点； 对策分析 1页岩气储层特征页岩气页岩气页岩气 盆地不同演化阶段直接控制富有机质页岩的发育与分布，根据页岩沉积环境的不同，将富含有机质页岩划分为海相页岩、 海陆交互相煤系碳质页岩、陆相页岩3种基本类型。 页岩储层的矿物由常见的黏土矿物(伊利石、蒙脱石和高岭石)混杂石英、长石、方解石、白云石、云母、黄铁矿等碎屑矿物和自生矿物组成。岩石矿物的存在将影响到吸附气含量的大小及页岩气的开采。黏土矿物通常具有较大的比表面积和微孔隙体积，对气体的吸附能力强。碳酸盐矿物和石英碎屑含量的增大，会降低岩层对气体的吸附能力，但岩石脆性会提高，使页岩在外力作用下，容易形成裂缝，增大游离态页岩气储集空间。 1.3.2 有机质特征 页岩气储层中含有大量的有机质，其干酪根类型、丰度和成熟度对页岩气资源量有重要影响。干酪根的类型不仅对岩石的生烃能力有影响，同时还影响天气吸附率和扩散率。统计国内外各页岩气储层干酪根类型，大多以I型(腐泥型)干酪根为主，II型(腐泥–腐殖混合型)次之， 也见III型(腐殖型)干酪根。有机碳含量(TOC)与页岩气的生气率之间有较好的正相关性，页岩有机碳含量越高及地层压力越大，天然气吸附量越高。页岩产气能力与有机质成熟度(镜质体反射率Ro)密切相关， 成熟度越高, 越有利于页岩气成藏。 1.3.3 物性特征 页岩气储层具有典型的低孔隙度、极低渗透率的物性特征。其气流阻力比常规天然气大；孔隙度低于10%，一般只有4%~6%；渗透率一般低于0.1×10–3 μm2；喉道半径不到0.005 μm。当处于裂缝发育带或断裂带时，页岩的孔隙度和渗透率将会增大。另外，含水饱和度的增加，会降低产气率；而含油饱和度过大，一方面会降低含气饱和度，另一方面，油分子容易堵塞微孔隙和喉道，使气体流速减慢，不利于页岩气的产出。 1.3.4 储集特征 烃类气体在页岩层中生成后， 会自身储集成藏，属于“连续型”聚集。天然气在页岩储层中主要有两种储集方式：在天然气生成初期，首先在有机质和岩石颗粒表面以吸附方式存在；随着天然气的大量生成，当吸附气量达到饱和时，在页岩内部裂缝或大孔隙中则有游离态天然气存在。 页岩气的储集空间包括裂缝、基质孔隙和不整合面。 页岩储层中的裂缝多以微裂缝形式存在，包括有机质生烃时产生自生裂缝系统、断层和褶皱等构造运动产生的构造裂缝系统、差异水平压力产生的裂缝系统。裂缝的存在一方面会使地层水通过裂缝进入页岩储层，发生水淹，并且对页岩气的保存极为不利；另一方面裂缝有助于页岩层中游离态天然气含量的增加和吸附态天然气的解吸。 页岩储层中的基质孔隙包括：分散于黏土中粉砂质颗粒间的残余原生孔隙、有机质生烃形成的孔隙、黏土矿物伊利石化开成的微裂(孔)隙和不稳定矿物(如长石、方解石等)溶蚀形成的溶蚀孔等。 页岩地层中不整合面和沉积断面也可以成为页岩气储集的良好空间，同时还能提高页岩层的孔隙度和渗透率。 2 页岩气的开发技术、开发难点及对策分析 2.1页岩气的开发技术 测井技术。（1）页岩气的识别。含气页岩测井响应与普通页岩相比，具有自然伽马强度高、电阻率大、地层体积密度和光电效应低的特点，高自然伽马强度被认为是页岩中干酪根的函数。（2）页岩气测井评价参数。运用相关测井评价系统对页岩矿物成分、总孔隙度、有效孔隙度、含水孔隙度、含水饱和度、总有机物含量、干酪根、游离气和吸附气等定量估算；在各有效参数估算基础上，估算单井地质储量和产量。（3）页岩气储层潜力评价。页岩气储层的潜力评价主要体现在岩性（矿物）识别、有效厚度判定、有机碳含量与成熟度计算、裂缝识别与地层压力预测等方面。 钻井技术。目前，页岩气层钻井主要有直井和水平井两种方式。直井主要用于实验，了解页岩气藏特性，获得钻井压裂和投产经验，并优化水平井钻井方案。水平井主要用于生产，页岩气储层的渗透率低，气流阻力比传统的天然气大得多， 并且大多存在于页岩的裂缝中，为了尽可能利用天然裂缝的导流能力，使页岩气尽可能多地流入井筒。因此，开采多使用水平钻井技术与直井相比，水平井在页岩气开发中具有无可比拟的优势： ①水平井成本为直井的1.5-2.5倍， 但初速度、 控制储量和最终评价可采储量却是直井的3-4倍； ②水平井与页岩层中裂缝（主要为垂直裂缝）