摘要：近年来，美国页岩气的勘探开发步入大规模快速发展阶段。除了得益于天然气市场需求的增长、国家政策扶持等因素外，技术进步是推动美国页岩气快速发展的关键因素，其中钻井、完井与增产技术的进步，尤其是水平井钻井、水力多段压裂、重复压裂、同步压裂以及裂缝综合监测等技术的突破与广泛运用起着极为重要的作用。美国页岩气勘探开发的巨大成功表明，只要突破传统的勘探思想，坚持不懈地开展技术创新，仍然能够使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。
关键词：美国；页岩气；技术进步；关键因素；水平井；压裂；裂缝监测
1 近年来美国页岩气产量大幅增长
美国页岩气开采最早可以追溯到1821年，20世纪20年代开始现代化工业生产，70年代中期步入规模化发展阶段，至80年代末累计产量达到840×108m3。1989～1999年，美国页岩气生产整体保持较高速度增长，年产量翻了近两番，达106×108m3。进入2000年以来，美国页岩气产量大幅增长，处于快速发展阶段[1](图1)。
目前，美国有5大商业性页岩气生产盆地，即密歇根盆地(Antrim页岩)、阿帕拉契亚盆地(Ohio页岩)、伊里诺斯盆地(New Albany页岩)、沃斯堡盆地(Barnett页岩)和圣胡安盆地(Lewis页岩)，5大盆地页岩气地质资源量12.85×1012～25.14×1012m3，探明地质储量6994.3×108m3[2]。
在美国五大页岩气盆地中，尤以沃斯堡盆地Barnett页岩气的发展最为迅猛。1993年Barnett页岩气年产量仅7.9×108m3，至2007年8960口页岩气生产井产气量猛增近40倍，达315×108m3[3]，超过2006年全美页岩气总产量(图2)。据美国能源信息署(EIA)2006年公布的数据，主产区Newark East气田年产量和技术可采储量在美国各气田中排名分别为第二和第三，并且随着勘探开发程度不断扩大及技术的进步，沃斯堡盆地陆续发现了一大批具有商业性开采价值的页岩气气田[4]，美国联邦地质调查局(USGS)及其他研究机构对Barnett页岩气技术可采储量的评估值也迅速攀升，由1990年的390×108m3(USGS，1990)、1996年的840×108m3(USGS，1996)、2004年的7300×108m3(USGS，2004)增至2005年的1.1×1012m3(ARI，2005)[4～5]。
伴随着页岩气在沃斯堡盆地Barnett地区取得巨大的成功，美国众多油气公司对页岩气的投资热情日益高涨。截至2007年底，美国有64家油气公司进行页岩气商业开采[7]。最近，美国在5大盆地之外更大面积范围内开采页岩气资源，新兴页岩气勘探开发区块近70个[7～8]，其中Fayetteville页岩聚集带正成为继Barnett页岩气富集带之后又一个新的页岩气开发热点地区，2007年页岩气产量达25.2×108m3。
2 美国页岩气勘探开发成功的启迪
从页岩气的实践在美国获得的巨大成功来看，除了依赖于天然气市场需求的增长、国家政策扶持(如美国《联邦税法》第29章——非常规能源生产税减免政策)外，勘探与开发技术的突破及规模推广运用是其中最关键的因素。页岩气的发展无不与科技进步紧密相连，勘探开发技术的创新与推广是页岩气开发取得成功的引擎，技术进步推动了并将继续推动页岩气的持续快速发展。
开发技术的创新尤其是水平井钻井、压裂技术以及裂缝综合诊断技术的进步与广泛运用在推动沃斯堡盆地Barnett页岩气藏的快速发展中起着至关重要的作用。1981年，Barnett页岩区在按计划钻探过程中偶然发现显示良好的Barnett页岩层段。自1981年第一口发现井到1992年历经10a生产井仅99口，开发缓慢。1997年后，水力压裂开始取代凝胶压裂成为页岩气主要的增产措施，Barnett页岩气的开发也随之加快了前进的步伐。随着1999年重复压裂、2003年水平钻井以及2005年水平井分段压裂等一系列新技术的广泛运用，Barnett页岩气发展速度惊人(图2)，从1997～2007年的10a时间里，Barnett页岩气区有多达8629口页岩气井投入生产(其中水平井4973口，占50%以上)。新技术的运用同样使Barnett页岩气产量发生了翻天覆地的变化，截至2008年1月，Barnett页岩气产量约0.996×108m3/d，累计产量1044.9×108m3[3]。
3 技术进步推动美国页岩气快速发展
3.1 水平井是页岩气开发的主要钻井方式
与直井相比，水平井在页岩气开发中其有无可比拟的优势：①水平井成本为直井的1.5～2.5倍，但初始开采速度、控制储量和最终评价可采储量却是直井的3～4倍[9]。沃斯堡盆地Barnett页岩最成功的垂直井在2006年上半年页岩气累积产量为991.10×104m3/d,而同期最成功的水平井产量为2831.7×104m3/d，为直井产量的近3倍[5]。②水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，明显改善储层流体的流动状况。统计结果表明，水平段为200m或更长时，比直井钻遇裂缝的机会多几十倍[10]。③在直井收效甚微的地区，水平井开采效果良好。如在Barnett页岩气外围开采区内，水平井克服了Barnett组页岩上、下石灰岩层的限制，避免了Ellenburger组白云岩层的水侵，降低了压裂风险以及增产效果明显，在外围生产区得到广泛的运用[4]。④减少了地面设施，开采延伸范围大，避免地面不利条件的干扰。
2002年以前，垂直井是美国页岩气开发主要的钻井方式，随着2002年Devon能源公司7口Barnett页岩气试验水平井取得了巨大成功，业界开始大力推广水平钻井[4]，水平井已然成为页岩气开发的主要钻井方式。2002年后，Barnett页岩气水平井完井数迅速增加，2003～2007年Barnett页岩水平井累计达4960口，占Barnett页岩气生产井总数的50%以上，2007年完钻2219口水平井，占该年页岩气完井数的94%(图2)[3]。
水平井位与井眼方位应选择在有机质与硅质富集、裂缝发育程度高的页岩区及层位，水平井的方位角及进尺对页岩气产量产生重要的影响[5]。一般水平井选择与主要裂缝网络系统大致平行的方位钻井，能够生成众多横向诱导裂缝，使天然或诱导裂缝网络彼此联通，增大了气体接触表面积，提高页岩气采收率。在水平钻井过程采用MWD(随钻测井)和自然伽马测井曲线在页岩段内定向控制和定位，应用对比井数据和地震数据避开已知有井漏问题和断层的区域。水平钻井取得成功的关键是有效的井身设计，利于节约完井和管理成本。钻井作业采用泥浆系统、井下钻具以及定向设备等常规钻井技术。采用地质导向技术，确保在目标区内钻井，避免断层和其他复杂构造区，否则会导致钻穿目标区，或者发生井漏。通常，水平段越长，最终采收率和初始开采速度就会得到越大的提高。根据美国公布的数据，最有效的水平井进尺包括造斜井段一般为914～1219m[9]。
3.2 压裂增产技术的进步显著提高了页岩气的产量
3.2.1 美国页岩气压裂增产措施的发展历程
含气页岩储层的基质孔隙度和渗透率总体上非常低，除少数裂缝发育带可能具有较高的自然产能外，一般页岩气藏均需人工压裂改造之后才具有商业价值[11]。
20世纪70年代，美国的经营者对东部泥盆纪页岩气开发中曾采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增产技术来提高天然气的采收率[12]；20世纪80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂，使得页岩气产量提高了3～4倍[13]。进入21世纪后，随着水力压裂、重复压力及平行压裂等新技术的运用和推广，极大地改善了页岩气井的生产动态与增产作业效果，页岩气单井产量增长显著，极大地促进了页岩气的快速发展。
沃斯堡盆地Barnett页岩气藏的开发先后经历了直井小型交联凝胶或泡沫压裂、直井大型交联凝胶或泡沫压裂、直井减阻水力压裂与水平井水力压裂等多个阶段，增产效果极大地提高(图3)[14]。如Barnett页岩气区的C.W.Slay1号井早期采用氮气泡沫压裂，12a内累计总产气量为50×104m3；关井2a后采用大型凝胶进行重复压裂，2.5a内产气量为30×104m3；再次关井2a后采用水力压裂，获得210×104m3的产气量；截至2007年底，这口最初被认为无经济价值的页岩气井累计产气量已达3817.5×104m3。
3.2.2 水力压裂
由于页岩气产能较低，通常埋深大、地层压力高的页岩储层必须进行水力压裂改造才能够实现经济性开采。水力压裂技术以清水为压裂液，支撑剂较凝胶压裂少90%，并且不需要黏土稳定剂与表面活性剂，大部分地区完全可以不用泵增压，较之美国20世纪90年代实施的凝胶压裂技术可以节约成本50%～60%，并能提高最终估计采收率，目前已成为美国页岩气井最主要的增产措施(图4)[14]。
3.2.3 水平井分段压裂技术
在水平井段采用分段压裂，能有效产生裂缝网络，尽可能提高最终采收率，同时节约成本[15]。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段，目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-1H-23井经过7段水力压裂措施改造后，增产效果显著，页岩气产量高达14.16×104m3/d[7](表1)。水平井水力多段压裂技术的广泛运用，使原本低产或元气流的页岩气井获得工业价值成为可能，极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围，是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。
表1 新田公司阿科马盆地Woodford页岩气井产量表
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井名
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压裂段
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最大初始产量(104m3/d)
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最大最终产量(104m3/d)
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Tollett-1H-22
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5
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28.32
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16.99
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Bullock-1H-15
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5
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14.16
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11.61
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Tipton-1H-23
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7
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19.82
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14.16
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注：据John White等修改，2007年。
3.2.4 重复压裂
当页岩气井初始压裂处理已经无效或现有的支撑剂因时间关系损坏或质量下降，导致气体产量大幅下降时，重复压裂能重建储层到井眼的线性流，恢复或增加生产产能，可使估计最终采收率提高8%～10%，可采储量增加60%，是一种低成本增产方法。该方法有效地改善单井产量与生产动态特性，在页岩气井生产中起着积极作用，压裂后产量接近甚至超过初次压裂时期。美国天然气研究所(GRI)研究证实，重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28.317m3)的成本增加储量，远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本[16]。如图5所示，得克萨斯州Newark East气田Barnett页岩新井完井和老井采用重复压裂方法压裂后，页岩气井产量与估计最终可采储量都接近甚至超过初次压裂时期(图5)[17]。
3.2.5 同步压裂
2006年，同步压裂技术开始在Barnett页岩气井完井中实施，作业者在相隔152～305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂，显示出广阔的发展前景[7]。由于页岩储层渗透性差，气体分子能够移动的距离短，需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及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及表面积。目前已发展成三口井同时压裂，甚至四口井同时压裂，采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。
3.3 裂缝综合监测技术
页岩气井实施压裂改造措施后，需要有效的方法来确定压裂作业效果，获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息，改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能，并提高天然气采收率。
推断压裂裂缝几何形态和产能的常规方法主要包括利用净压力分析进行裂缝模拟，试井以及生产动态分析等间接的井响应方法[18～19]。利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术，可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络，评价压裂作业效果，实现页岩气藏管理的最佳化。该技术有以下优点[20]：①测量快速，方便现场应用；②实时确定微地震事件的位置；③确定裂缝的高度、长度、倾角及方位；④具有噪音过滤能力。
作为目前美国最活跃的页岩气远景区，沃斯堡盆地Barnrtt页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性[20～21]。经营者运用该技术认识到天然裂缝和断层对水力压裂裂缝的延伸及储层产能和开采产生很大影响。2005年，美国Chesapeak能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上，准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性，改善了对压裂效果的评价[19]。
4 结论与建议
美国页岩气的高速发展表明，页岩气在经济上获得成功除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外，以下开发技术的进步与推广运用是最关键的影响因素：
1) 水平井钻井与分段压裂技术的综合运用，使页岩开发领域在纵向和横向上延伸，单井产量上了新台阶。
2) 由氮气泡沫压裂发展到水力压裂，针对不同性质的页岩产层选择合适、经济的压裂措施，页岩气井完井成本大幅度降低。
3) 重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位，能够改善储层渗流能力，延长页岩气井高产时期。
4) 裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状，有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况，实现气藏管理的最佳化。
实践证明，只要突破传统的勘探思想，坚持不懈地开展技术创新，仍然能够使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。
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(本文作者：黄玉珍1 黄金亮2 葛春梅1 程克明2 董大忠2 1.中国石油对外合作经理部；2.中国石油勘探开发研究院)
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