页岩气资源开发环境风险及保护建议

页岩气资源开发主要采用水平井技术和水力压裂技术,其开发过程不仅会消耗大量的水资源,还可能引起地表水、地下水的污染;同时钻井平台会对周边生态环境产生破坏;工业废气的泄漏会对大气环境造成污染。对开发所带来的环境风险,要加强环境执法监管,充分落实相关方责任,加强公众参与管理。在环境执法、开发技术、责任落实和社会公众等方面设置相应的标准或规则,降低页岩开发对环境的影响,有助于页岩气能源的可持续发展。     

页岩气开发的关键技术

页岩气开发由于具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长等优点,成为现在能源研究的热点和突破口。钻井技术和水力压裂技术是页岩气开发的关键技术。本文对国外主要的水平井钻井技术以及这些钻井技术所面临的挑战进行了研究;介绍了国外常用的几种水力压裂技术,并分析了其适用范围。     

川南页岩气体积压裂技术发展与应用

我国四川盆地页岩气资源丰富,经过10余年探索,中国石油在川南地区实现页岩气的规模效益开发,掌握了页岩气勘探开发核心技术,页岩气压裂理论、技术和方法从无到有,从单一到配套,实现了从跟跑到部分领跑的全面进步。2010年至今,川南地区页岩气压裂经历了先导试验、自主研发、系统完善、技术升级4个发展阶段,形成了以体积压裂工艺技术、体积压裂配套技术、压裂裂缝监测与压裂后效果评价技术、工厂化压裂技术为核心的3500m以浅页岩气水平井体积压裂技术体系。研究总结了现阶段页岩气压裂技术进展和应用成效,分析了已有技术的局限性、川南地区压裂难点,提出需要针对不同埋深的页岩储层地质特征开展针对性的压裂理论深化研究与技术攻关,需攻关3500m以浅老区提高采收率、3500m以浅新井提高产量和储量动用程度、3500m以深页岩气提高单井产量及复杂防控等领域,以支撑未来页岩气高效开发。     

对中国页岩气压裂工程技术发展和工程管理的思考与建议

中国页岩气的资源禀赋与北美地区存在着较大的差异,由此决定了不能生搬硬套后者页岩气革命的经验和做法。为了实现中国页岩气资源的规模有效开发,在借鉴北美页岩气开发先进理念的基础上,结合自身页岩气资源的实际情况,对我国页岩气增产改造技术现状进行了梳理与总结,进而对页岩气压裂关键技术发展方向与加强工程管理提出了建议:①融合了地质、工程及生产信息的数据体是页岩气勘探开发与生产各环节设计与优化的基础,应打破"数据孤岛",深入数据挖潜,实现数据的高效应用,促进地质工程一体化数据融合;②应在考虑页岩岩石力学各向异性特征与地应力特征的基础上,发展并完善适用于页岩的地质力学测试评价方法和技术,提升地质工程一体化方案设计水平;③需要研发全可溶桥塞,提高分段压裂作业效率,降低施工风险,助力页岩气开发降本增效;④工程管理方面尚有很大的提升空间,值得探索和研究,油气行业和油气公司应抓住这一重要的战略机遇期,积极优化现有的工程管理模式,寻找提质增效的最佳途径。结论认为,我国页岩气资源的勘探开发目前还处于起步阶段,技术与装备、生产管理、勘探开发效果、政策法规等与国外存在着显著的差距,亟需结合自身资源条件,对美国页岩气革命水力压裂经验与管理理念进行借鉴、消化、吸收与再创新,进而探索出一条符合中国实际的页岩气开发可行之路。     

国内外页岩气勘探开发技术研究现状及进展

页岩气是二十一世纪潜力巨大的非常规天然气资源,可以作为常规能源的重要补充,能够有效地缓解世界能源压力。页岩气开采对于中国来讲既是机遇又是挑战。页岩气存储于泥页岩中,具有自生、自储、自保的特性,且每个页岩气藏都其自身勘探开发的特性。国外页岩气开发正处于发展阶段,先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、PAD水平井钻井的发展历程,水平井及欠平衡钻井技术的应用加速了页岩气的开发进程,页岩气固井主要采用泡沫水泥固井技术,完井方式以套管固井后射孔完井为主。在增产方面,采用了大型水力压裂技术,包括清水压裂、直井压裂、水平井分段压裂、重复压裂和同步压裂等,并对裂缝进行实时监测以提高采收率。     

地质工程一体化技术在威远页岩气高效开发中的实践与展望

针对威远页岩气地表条件复杂、储层埋藏深度大、构造复杂、非均质性强、压裂改造难度大等特点,坚持"一体化、工厂化、效益化"的开发理念,应用地质工程一体化技术,厘定平面甜点和纵向甜点,优化井位设计;实现精准地质导向,大幅提升甜点钻遇率;提高钻井工程质量,有效缩短钻井周期和降低井下复杂状况的发生率;优化压裂工艺设计,实现压裂改造体积的最大化。基于此,形成了较为完善、复杂海相条件下对页岩气勘探开发有较强借鉴意义的项目管理、研究设计、科研现场、地质钻井和地质压裂5个一体化模式,单井产量不断提升,单井成本持续降低,实现了威远页岩气规模有效开发;不断践行与完善地质工程一体化技术,深化地质认识和加强工程技术配套,实现威远3500m以浅页岩气高效开发以及深层页岩气效益开发。     

美国东部页岩气项目回顾及启示

出于对美国天然气供应短缺的担心,1976—1992年间美国能源部实施了东部页岩气项目,其目标是准确评价页岩气地质资源量和可采资源量,建立优选勘探目标的勘探原理及开发并完善低成本的开采方法。该项目研究内容涵盖各类评价、资源及现场表征、基础研究和建模、生产技术研发,开发了泡沫压裂、定向取心及断口分析、页岩气吸附与解吸机制、井下视频、大型水力压裂、定向钻井、随钻电磁测量、二氧化碳压裂等多项关键技术和产品,在提高天然气产量、累积基础资料、提高政府税收和促进美国页岩气发展等方面取得了明显效果,随之引起了世界范围的"页岩气革命"。通过回顾项目的成功经验,对我国发展页岩气提出要发挥政府主导作用,发挥科技创新的驱动作用,吸引中小石油公司积极参与等建议。     

页岩气开采技术

通过调研国内外页岩气开发现状,分析国外技术对我国开采页岩气的适应性,针对我国页岩气开发目前存在的问题提出了开展相关技术研发的建议：系统地勘探和评价我国页岩气资源,寻找页岩气富集带和有利开发区;研究水平井多段压裂、同步压裂等先进的页岩气开采技术,开发适合的开采工艺;加强保护环境意识,开发过程中采取相应环保措施。     

页岩气井水力压裂技术及其应用分析

页岩储层孔隙度小、渗透率低,页岩气井完井后需要经过储层改造才能获得理想的产量,而水力压裂是页岩气开发的核心技术之一。在研究水力压裂技术开发页岩气原理的基础上,剖析了国外的应用实例,分析了各种水力压裂技术(多级压裂、清水压裂、水力喷射压裂、重复压裂以及同步压裂技术)的特点和适用性,探讨了天然裂缝系统和压裂液配制在水力压裂中的作用。研究表明,中国现阶段页岩气勘探开发水力压裂应从老井重复压裂和新井水力压裂两个方面着手,对经过资料复查、具有页岩气显示的老井可采用现代水力压裂技术重复压裂;埋深在1500m以浅的有利储层或勘探浅井可采用氮气泡沫压裂,埋深在1500～3000m的井可采用清水压裂,埋深超过3000m的储层暂不考虑开发。     

中国页岩气勘探开发进展及发展展望

中国页岩气进入了快速发展的黄金时期,随着天然气在能源消费结构中的比重不断攀升,以及在川南地区页岩气商业化开发的成功,页岩气成为中国未来最可靠的能源接替类型。文章系统梳理了近10年来中国页岩气在勘探开发实践中的理论认识和开发技术进展,总结了中国页岩气商业开发的成功经验,明确了页岩气在中国未来天然气发展中的前景与地位。中国页岩气资源潜力巨大,是未来天然气产量增长的现实领域;获得工业性页岩气资源的条件包括“两高”(含气量高、孔隙度高)、“两大”(高TOC集中段厚度大、分布面积大)、“两适中”(热演化程度适中、埋藏深度适中)和“两好”(保存条件好、可压裂性好);中国海相页岩气最具勘探开发潜力,是目前页岩气上产的主体,已形成适用于四川盆地及周缘奥陶系五峰组—志留系龙马溪组页岩气开发的六大主体技术系列(地质综合评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、工厂化作业技术、高效清洁开采技术)。中国页岩气商业开发的成功经验可总结为四点:①选准最佳水平井靶体层位;②配套优快钻进和高效体积改造技术;③促进地质工程一体化数据融合;④探索先进组织管理模式。对中国页岩气未来发展的三点建议:①加强非海相及深层海相页岩气低成本开发关键技术与装备攻关;②重视提高区块页岩气采收率问题,实现整体规模效益开发;③重视非资源因素对页岩气上产节奏的影响。     

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发领域与技术攻关方向

四川盆地中国石化探区天然气勘探开发成果显著,自新场气田发现以来,勘探开发领域逐步扩大,储量和产量快速增长。地质理论认识深化与关键技术进步是推动天然气勘探开发大发展的主要动力。中国石化探区天然气资源丰富,有利目标类型多,常规天然气整体探明程度为16%,页岩气勘探尚处于初期阶段,根据HCZ模式预测,中国石化探区天然气（含页岩气）勘探开发仍将快速发展,具备年均新增探明天然气地质储量(1 600~2 000)×10⁸ m³的潜力。围绕页岩气、海相碳酸盐岩天然气、陆相致密砂岩气等领域的高效勘探开发,需要加强深层海相页岩气增产降本的钻完井、压裂技术攻关,以及陆相、海陆过渡相页岩气资源潜力评价和勘探开发适应性技术准备,加强深层超深层礁滩相碳酸盐岩储层、风化壳储层预测和超深井高效钻井、压裂测试技术攻关,加强陆相致密砂岩气地质—测井—地震一体化甜点预测和低成本直井多层压裂技术攻关。     

当前页岩气资源开发的瓶颈及建议

当前页岩气资源已经成为全球开发非常规油气藏的一个热点。通过搜集大量最新的国内外文献及资料,对目前页岩气开发中存在的主要问题、研究进展以及我国的勘探开发前景,进行了广泛地讨论并给出了一些建设性意见。研究认为:页岩气资源地质特征复杂,渗流机理认识不够充分亟待突破,现已开发的页岩气资源主要依靠水平井技术和水力压裂工艺。众多资料显示,中国页岩气资源储量丰富且开发前景良好,应该加大在此方面的投入和研究力度。     

页岩油气革命及影响

页岩油气革命延长了世界石油工业生命周期、助推了全球油气储量和产量增长、影响着各国能源战略格局。地质历史时期生命大爆发及生物大灭绝事件控制了全球富有机质页岩的形成和演化。结合世界页岩油气勘探开发实践分析,页岩油气革命包涵科技革命、管理革命和战略革命。科技革命将资源视野从源外单一资源类型扩展到"源岩油气"系统;管理革命实现页岩油气低成本开发;战略革命重塑世界能源新版图。通过系统介绍中国陆相页岩油、海相/陆相页岩气两大领域的工业实践,明确了地下原位加热转化技术是中—低成熟度页岩油资源规模开发利用的现实探索,水平井体积压裂技术是实现中—高成熟度页岩油经济开发的有效途径,指出鄂尔多斯盆地延长组7段中—低成熟度页岩油和四川盆地侏罗系自流井组大安寨段中—高成熟度页岩油具有很大的资源潜力。当前,中国3 500 m以浅海相页岩气开发已有成功经验,海陆过渡相和3 500 m以深海相页岩气勘探取得了重要突破。地下煤气化试验探索煤炭清洁化和可持续利用新模式。页岩油气革命对中国能源发展具有深远影响:页岩油气革命突破传统找油理念,助推"源岩油气"成为新的油气系统;页岩油气革命推动"技术爆发",加快能源类型迭代;页...     

涪陵页岩气田绿色开发关键技术

涪陵页岩气田地处山区,地下暗河溶洞发达,人口密集,开发过程中面临着环境保护问题。结合涪陵页岩气田地表自然环境特征和页岩气开发工程特点,分析了涪陵页岩气田开发过程中面临的主要环境问题,开展了土地集约化利用、水资源节约与保护、油基钻屑无害化与资源化利用、钻井和压裂污水循环利用及页岩气田开发绿色环境管理模式等技术研究,形成了适用于涪陵页岩气田的绿色开发技术体系。现场应用表明,应用绿色开发技术体系后节约土地62.1%,钻井和压裂污水循环利用率达到100%,处理后的油基钻屑含油率低于0.3%,二氧化碳减排64.47×104 t,实现了页岩气田开发零污染。研究认为,涪陵页岩气田绿色开发技术对我国页岩气田规模化开发中的环境保护具有示范作用和借鉴价值。      

提升川南地区深层页岩气储层压裂缝网改造效果的全生命周期对策

为了实现深层页岩气的规模高效开发,以四川盆地川南地区泸州—渝西区块上奥陶统五峰组—下志留统龙马溪组深层页岩气储层为研究对象,系统分析了涵盖井位部署、钻完井、排采生产阶段的页岩气井全生命周期中影响页岩气储层压裂缝网改造效果的地质和工程因素,进而提出了有针对性的技术对策及下一步的技术发展方向。研究结果表明:①应力状态和断裂体系是影响缝网扩展程度的首要因素,不等时靶体及其钻遇率是形成复杂缝网的先决条件,发育的天然弱面区带是诱导裂缝延伸的重要介质,优质页岩储层厚度是衡量资源纵向上能动性的地质依据;②液体携砂效率与密簇是提升水力裂缝复杂程度的工艺保障,精细分段射孔工艺是实现储层横向上充分动用的技术核心,一体化压裂方案设计是避免井下复杂情况产生、实现储层得到最大限度改造的创新流程,合理的焖井与排采制度是保证气井长期高位稳产的必要措施;③提升深层页岩气井压裂缝网改造效果的全生命周期对策的内涵包括确定适宜的储层纵横向动用模式以实现对优质储层的充分改造、有效识别断层与弱面以减少井下复杂情况的产生、优化簇间距和砂液体系以保证水力裂缝网络规模达到最大化、通过制订合理的生产制度以保证气井最大估算最终开采量(EUR)的获取;④开展长水平段气井精细压裂方案设计、持续优化砂液体系、簇间距与施工强度、研究多层立体压裂技术是深层页岩气储层缝网压裂技术下一步的发展方向。     

实现页岩气“绿色”开发的配套工艺技术体系

在川渝地区页岩气产能建设过程中,不可避免地会产生大量的废水、废气、废渣(特别是含油岩屑)和噪声,并且还有可能造成水土流失。如何防治上述环境风险源、确保页岩气的"绿色"开发,是一个重大难题。为此,总结了中国石油天然气集团有限公司在长宁—威远国家级页岩气产业示范区开发实践中形成的系列环保技术体系:(1)采用井场清污分流系统、钻井液不落地技术、随钻实时处理工艺和岩屑资源化利用技术保障钻井清洁生产;(2)优选环保型压裂液、对压裂返排液进行循环利用,从而实现压裂环保管理;(3)配套平台化作业实现"井工厂化"、实施油改电降噪音、推行环保钻井工艺、制订全面的环境评价方案等措施,进一步降低环境污染的风险。实践证明,页岩气清洁生产工艺从废弃物产生源头入手,加强作业过程控制、末端污染治理,则可实现废弃物减量、无害化、资源化的目标。结论认为,采用上述污染防治和"绿色"开发配套技术,可以有效促进该区页岩气的可持续开发。     

川渝地区页岩气勘探开发工程技术集成与规模化应用

自2009年四川盆地长宁—威远国家级页岩气示范区第1口井开钻以来,经过8年的探索和实践,中国的页岩气勘探开发工程技术取得了长足的进步和全面的发展。及时总结所优化集成的页岩气勘探开发工程配套技术,对于"高效益、高效率"推进川渝地区页岩气规模开发具有重要的意义。研究结果表明:(1)形成并完善了10项页岩气钻完井工程主体技术系列,整体处于国内领先水平,为页岩气规模上产提供了技术支撑;(2)形成了从设计到室内实验评价、井中地震压裂缝网实时监测的体积压裂配套技术,保证了页岩气增产方案的实施效果;(3)创新形成了钻井—压裂、钻井—采输、压裂—采输等同步作业模板,优化平台布置,实现"批量化、模块化、程序化、一体化"作业,大幅度加快了页岩气井的投产进度;(4)形成6项页岩气开发环保节能技术,实现了页岩气清洁节能生产;(5)形成了以高精度三维地震勘探技术为基础的技术体系,为打造"透明"气藏奠定了基础;(6)优化地面集输工艺,实现了气藏采输智能化、数字化管理。结论认为,所形成的页岩气勘探开发配套工程技术有效支撑了长宁—威远国家级页岩气示范区的页岩气上产,在技术进步和管理创新等方面都具有引领示范作用。     

陆相页岩气层的CO_2压裂技术应用探讨

中国陆相页岩气资源潜力较大。与海相页岩相比,陆相页岩气层具有厚度薄、脆性矿物含量低、黏土矿物含量高、压力低等特点,海相页岩气的开发技术(特别是压裂技术)并不完全适用。为此,针对陆相页岩气层的储层特征和压裂改造难点,分析了CO2泡沫压裂技术、CO2增能压裂技术和液态CO2压裂技术的特点,并在鄂尔多斯盆地中生界延长组长7段页岩气层开展了液态CO2压裂、CO2增能压裂应用试验。结果表明:纯液态CO2在2.0m3/min排量下可压开长7段页岩气层,压后排液迅速,24h后即点火可燃;同时,CO2增能压裂能显著提高压裂液返排速度和返排率,缩短排液周期,有利于陆相页岩气的勘探开发。此外,根据目前国内压裂设备和技术现状以及环保问题,提出了陆相页岩气层CO2压裂技术今后的应用和发展思路。