从20世纪80年代初第一口Barnett页岩气井的发现至今,美国近代的页岩气勘探开发已经历了30余年的发展历程。从早期的直井泡沫压裂到目前的水平井多段滑溜水压裂,从早期东部页岩气的开采逐步向中西部扩展,其发展过程是循序渐进的,针对页岩气基础理论方面系统而深入的研究及开采技术的进步,为2006年以来美国页岩气产业的快速发展奠定了坚实的基础。

受北美地区页岩气革命巨大成功的影响,中国自2009年以来开展了较大规模的页岩气勘探工作。尤其是自2012年中华人民共和国国土资源部(以下简称国土资源部)第二轮页岩气探矿权区块公开招标以来,吸引了大批地勘、煤电企业以及地方民营公司积极投入到页岩气开采热潮中。

迄今为止,中石油、中石化等多家油气公司已经在四川盆地的海相页岩气勘探中取得了商业性突破,页岩气产量从2011年的约200×104m3迅猛增至2014年的13×108m3。然而,其余非油气公司在21个招标区块内的页岩气勘探成果却乏善可陈。

据部分媒体报道,国土资源部、地方政府及中标企业虽钻探页岩气井已达50余口,但皆未取得实质性成果。究其原因,除了对页岩气的成藏地质特征及其勘探选区方面存在认识问题外,可能还与目前一些页岩气开采企业不熟悉或不遵循页岩气勘探开发程序有关。

因此,有必要通过对近几年来国内外在页岩气勘探开发方面所取得认识进行梳理,总结出页岩气勘探开发所应遵循的程序或模式,以期减少页岩气勘探决策风险,提高勘探成功率。

1、 页岩气勘探开发基本特征

根据石油评估工程师协会(SPEE)在2009年成立的“资源型油气勘探委员会”(ResourcePlayCommittee)给出的定义,页岩气属于资源型油气勘探的一种类型,其他类型还包括煤层气、致密气、盆地中心气和某些致密油藏,也即美国石油地质家协会(AAPG)和石油工程师协会(SPE)所称的非常规油气藏。

它们具有“连续性”油气聚集的特征,而与构造圈闭或地层圈闭油气藏为代表的常规“非连续性”油气聚集特征明显不同,主要表现在以下几个方面:

1)页岩含油气系统一般呈区域性广泛分布,气藏分布范围往往与高伽马值富有机质的含气页岩(hot shale)分布范围相当。尽管页岩气是一种“连续性”的气藏,但是这并不意味着在一个页岩气区块内钻到商业性气井的机遇相等,因为页岩气藏在纵、横向上的非均质性较强,局部存在相对富集的“甜点区”。

而且,即使在同一“甜点区”内,受完井质量和压裂效果等工程因素的影响,单井气产量和最终可采储量(EUR)较高的“好井”与较低的“差井”也会交替分布。

2)页岩气藏集生烃层、储集层和封盖层为一体,自生自储连续性聚集成藏,无运移或运移距离极短,且不受构造圈闭和水动力的控制,无明显的气水界面。但这并不意味着页岩气井不产地层水,在页岩气藏埋深较浅(如美国Antrim 和NewAlbany页岩气藏)、页岩天然裂缝中若充注地层水或者压裂过程中若沟通了下伏潜在水层(如Barnett页岩气层下伏的奥陶系Viola组或Ellenburger组灰岩以及五峰组—龙马溪组底部页岩气层下伏的宝塔组灰岩)等情况下,均可能产地层水。

这势必会严重影响页岩气井的生产,既可能降低气井最终可采储量,又可能增加水处理成本,最终影响页岩气开采的商业性。而这也是目前国内一些页岩气开采区块面临的巨大挑战。

3)“页岩”实际上是一个很宽泛的地质术语,泛指颗粒粒径小于63μm 的所有细粒沉积岩。按传统的地质学认识,并非所有的页岩油气都产自“页岩”,例如美国最大的两个页岩油田(EagleFord和Bakken)实际上都属于碳酸盐岩。

而且,含气页岩储层岩相类型多样,从硅质含量较高、脆性的硅质或粉砂质页岩到黏土含量较高、塑性的黏土质页岩均有分布。实践证明,最有利于水力压裂且效果最佳的页岩岩相类型当属硅质页岩和粉砂质页岩。

区域上,页岩分布并不均质,岩相变化较大,由此造成页岩储层质量不一。这是造成同一区块内甚至是同一“甜点区”内页岩气压裂效果千差万别的一个重要原因。在页岩气开采中,许多被认为是“工程”引起的问题恰恰可能是“地质”问题。因此,为取得最佳的井轨迹和压裂设计方案,加强页岩气地质评价研究,建立“甜点区”地质模型显得尤为重要。

尽管目前在页岩气的开采中都倾向于采用“工厂化”批量作业的开发模式,而且丛式井组的实施效果明显好于单口井效果,但正如Sprunt所指出的,工厂化钻井并不能代替对页岩层的综合地质评价。

没有页岩气藏是完全相同的,也不存在适用于所有页岩气藏的通用技术。任何一项有效的页岩气开采技术都是针对具体的页岩储层条件经反复的现场试验探索而获得的。

4)页岩气资源潜力巨大,原始地质储量(GIIP )一般为千亿或万亿立方米级,资源丰度介于4×108~13×108 m3/km2。尽管页岩气分布范围广,资源量巨大,但是页岩气勘探区内存在局部高产的富集区或核心区。

例如,美国东部阿帕拉契亚盆地的Marcellus页岩气区带经勘探评价证实存在北部和南部两个核心区。这两个核心区的含气页岩具有高有机碳、高孔隙度和异常高压特征(表1)。美国得克萨斯州FortWorth盆地的Barnett页岩气区带也呈现出自东北部的核心区(面积4000km2,单井EUR 为0.71×108 m3)向西南部1号和2号扩展区面积逐步增大(分别达6000km2 和11000km2)而单井EUR 逐渐降低(分别为0.42×108 m3 和0.23×108 m3)的资源分布格局。

在钻井之前,甚至在取得页岩气勘探区块之前,通过页岩气选区评价工作,优选出有利区甚至核心区,对于取得页岩气规模效益开发至关重要。

5)页岩气开发往往需要钻探成百上千口水平井,而且需要实施大型的加砂压裂增产措施,才能达到一定规模的商业生产。这与常规气藏“稀井高产”的高效开发模式截然不同。因此,从某种意义上讲,页岩气藏是一种经压裂改造而成的“人工”气藏。

大批量的水平井钻井以及大规模的压裂增产改造,使得页岩气的开采成本极高,如何降本增效成为页岩气产业可持续发展的关键。

6)页岩气井的产量变化较大,第一年的生产即可呈断崖式下降,递减率高(70%~80%),之后逐步趋于稳定,低产量平稳生产周期较长,最终采收率较低,低者不足10%,高者也不过20%~30%,但随着页岩气开采技术的不断进步,最终采收率有望逐步提高。

中石化2014 年探明的涪陵页岩气田,其地质储量1067.50×108 m3,技术可采储量266.88×108 m3,采收率达25%。页岩气井的最终可采储量一般较低,美国著名的Barnett页岩气区的平均单井EUR 仅为0.45×108 m3。此外,页岩气井EUR 分布具有可重复的统计规律,但是用邻井的生产情况来预测未开发区的气井生产可能存在较大的不确定性。

页岩气的经济有效开发需要采用地质与工程一体化的设计、评价技术,有赖于先进的完井压裂工艺技术。在过去的10年间,美国页岩气压裂的段长从150m 缩短到目前常用的45~75m,减少射孔簇数和簇间距(一般采用15~30m)以及优化孔数已成为提高水力压裂效率的一种通用方法。

此外,固井滑套完井、及时破胶技术、连续加砂的激进泵注程序以及化学转向剂等一些新的完井工艺技术已在南方下古生界海相页岩气的开采中获得了成功应用,有效地提高了压裂增产效果,与此同时降低了压裂成本。因此,唯有通过技术的不断进步和开采实践经验的积累,逐步提高页岩气井的EUR,降低钻完井成本,才能最终实现页岩气的商业化开采。

7)在经济特征方面,与常规油气开发所需的钻井(多为直井)数量少、一次性投资决策、前期投资高以及投资回收较快等特征相比,页岩气开发所需的钻井(多为水平段较长的水平井)数量大,为减少投资风险,需要在不同的勘探开发阶段进行多次投资决策。因此需要长期不断的投资,而且投资回收的速度较慢。

2、 页岩气勘探开发基本程序

尽管页岩气勘探评价方法、开发技术和研究手段均与常规天然气和其他类型的非常规天然气存在一定的差异,但是与常规油气的勘探开发一样,页岩气的勘探开发同样需要遵循符合自身科学发展规律的基本程序。

从钻少量资料井的选区选层、资源潜力评价与可行性研究阶段,到钻数十口井的勘探评价阶段,再到大规模批量钻探,特别是引入“工厂化”施工理念的平台丛式井组钻探的开发阶段,页岩气勘探开发的每个阶段都有其特定的目标与任务,以及是否进入下一阶段的时间决策点(图1)。

据北美页岩气开采实践经验,一个完整的页岩气勘探开发程序可划分为选区评价、勘探评价、先导试验和开发生产等4个阶段。一般而言选区评价阶段所投入的装备较轻,投资较少,所承担的风险也相应较小。

一旦进入页岩气钻井勘探评价阶段后,所投入的钻井和压裂装备与生产设施将逐步增多,投资费用也逐渐增加,随之而来的勘探开发风险也逐渐加大。

由于页岩气开采具有投资大、风险高、投资回报期长的特点,为规避勘探风险,减少投资损失,就必须严格遵循勘探开发程序。在进入每一阶段之前的决策点,都要开展科学的评价与论证,以决定是否进入下一阶段。通常要在进入页岩气商业开发阶段之后,才有可能实现页岩气项目的投资回收。

与此同时,页岩气勘探开发步伐的快慢主要取决于技术的可行性与市场条件,如图2所示北美地区不同页岩气项目在2009年所处的勘探开发阶段各不相同。即使在同一页岩气勘探节奏快慢不一、不同阶段相间的“滚动勘探开发”特征。

需要强调的是,页岩气勘探开发各阶段的工作步骤可以加快,但程序不可逾越。若某一个阶段的工作还没有实施或完成,还没有取得该阶段设定的目标与任务就盲目地进入下一个阶段,这样往往会导致决策的失误并造成巨大的投资浪费。页岩气勘探开发各阶段所需完成的目标和任务以及在各决策点需解决的关键问题综述如下。

2.1 选区评价阶段

在实施页岩气钻井计划之前,首先需要对页岩气潜力区块的资源勘探前景开展评估,以及对页岩气勘探项目进行可行性论证。通过对含油气沉积盆地及其周缘地区黑色页岩岩系的区域地质调查与资源评价,查明评价区页岩含油气系统的基本地质特征及资源勘探潜力,最终优选出具有较高资源禀赋的页岩气勘探有利区。

该阶段围绕页岩层是否具有广泛形成油气资源富集所必需的成藏条件这一评价目标,开展对页岩岩系的区域地质特征、页岩储层分布特征以及页岩气资源潜力评价。

该阶段需要完成的地质评价任务包括:

①调查评价区内钻井中的页岩气显示、气流产出情况,以及页岩是否是常规油气田(藏)的母源;

②根据露头、测井和地震资料,确定优质页岩厚度及其分布范围;

③根据露头、岩屑和岩芯资料,确定有机质含量、类型和成熟度;

④测定页岩储层矿物含量、基质孔隙度和渗透率;

⑤研究页岩埋藏和生排烃史、区域应力场和天然裂缝发育情况;

⑥获取页岩地层的温度、压力资料等;

⑦分析区域构造断裂特征以及对页岩气的保存影响;

⑧计算页岩气地质资源量;

⑨优选勘探有利区。

在完成上述评价任务之后,需要对以下关键问题给出明确的答案:页岩气资源是否存在;资源规模有多大;是否有足够的资源可以确保下步勘探评价工作的开展,由此来决定是否进入到开展实质性钻探作业的页岩气勘探评价阶段。

该阶段评价工作的深入程度与质量高低在很大程度上决定着页岩气勘探开发的成败。选择页岩气资源禀赋高的有利区开展勘探开发工作是目前业界的共识。而目前国内页岩气招标区块内所遭遇的种种困难可能正是页岩气选区评价阶段存在问题的突出反映。

如果将资源禀赋并不高又存在极大钻完井工程风险的构造复杂区评价为所谓的勘探有利区,进而开展大规模的页岩气勘探开发,其结果是不言而喻的。

2.2 勘探评价阶段

该阶段的主要目标是在前一阶段选定的页岩气有利区块内,优选井位进行探井和评价井的钻探与压裂工作,以评价勘探区页岩目的层的储层质量与完井质量,进一步落实页岩气资源规模,验证页岩气层的产气能力。

为实现上述评价目标,该阶段需要完成下述勘探评价任务:

①确定井位目标,进行区域探井钻探(直井),并分不同储层层段压裂验证;

②采集实际数据(如取心、Isotube泥浆气取样、电缆测井、VSP等),开展岩心分析(如HRA 非均质性分析、TRA 致密岩石分析、岩石地球化学和岩石力学分析等),填补认识空白;

③水平井钻完井压裂测试评价,建立页岩气产能;

④在页岩气商业价值获得证实的情况下,开展2D地震详查、精查或3D地震勘探(主要针对甜点区);

⑤对压裂作业实施微地震实时监测,以优化水平井及多井平台设计;

⑥将钻获的页岩气井接入管线试生产,以获得长时间生产动态资料,评价气井最终可采储量;

⑦通过探井与水平井评价,以及气井试生产资料分析,确定可兹开展先导试验的甜点区。

在完成上述勘探评价任务之后,需要对页岩压裂后能否商业产出,页岩气产量是否足够大,以及页岩气能否长时间持续生产等关键问题做出明确回答,以确定评价区是否具有进入到下一阶段的商业开采价值。

2.3 先导试验阶段

页岩气的商业成功很大程度上取决于能否科学有序、经济有效地将储藏在页岩致密层中的天然气压裂开采出来。由于进入商业开发生产阶段后需要大批量钻完井,投资甚巨,因此需要通过小规模的先导试验,验证多井平台批量钻完井作业模式,制定适宜的页岩气开发技术政策,确定经济开发模式,编制页岩气开发方案。

先导试验阶段的主要评价任务包括:

① 启动多井平台钻井开发,开展水平井生产测试;

② 获取长时间生产数据,完善气藏地质模型;

③ 验证用于经济开发模式的各种技术假设条件;

④ 优化井身结构,优化钻井设备;

⑤ 证实通过多井平台钻井模式,可以有效地降低开采成本。

在决策进入大规模商业开发阶段之前,需明确回答以下关键问题:

①大规模开发是否具有经济性;

②页岩气开发过程与生产操作方式能否满足安全环保需求。

2.4 开发生产阶段

按照先导试验阶段确定的页岩气“工厂化”经济开发模式,科学有序地实施开发方案。通过生产作业表现的不断调整、提高和完善,逐步提高页岩气采收率和最终可采储量,同时通过改善投资结构,最终实现投资回报的最大化。

在先导试验的基础上,采用已试验成熟的钻完井配套技术和装备,集中部署一批井身结构和钻完井方式基本相同的平台水平井,以工厂流水线作业形式开展钻完井、压裂与测试生产的批量施工作业,从而实现提高页岩气单井产量和最终可采储量以及降本增效的经济开发目的。

该阶段的主要任务包括:

① 全面开展多井平台“工厂化”钻井压裂作业;

② 不断优化平台井设计、井身结构和钻完井作业;

③ 持续开展页岩气藏与气井动态监测;

④ 保持生产作业表现的稳定性,并不断提高生产作业效率和气井最终可采储量。

3、 滚动开发模式

页岩气的勘探开发特征表明,尽管页岩气资源丰富、分布广,但非均质性强,开发技术要求高,投资大,开采成本高。而且,能否实现页岩气的经济有效开发往往存在较大的不确定性。因此,在制定页岩气的开发方案时,往往不能像常规油气开发那样,采用一揽子的钻井计划作整体开发部署。

页岩气开发需要制定一个基于新的评价结果可以灵活调整的钻井计划,允许在一个页岩气区块内根据实际情况划分不同的开发区进行分期投资“滚动”开发(rollingdevelopment)。

首先开发已评价成熟的区块,尚不成熟的区块则需通过进一步的勘探评价,逐步成熟后进而开发,最终实现对整个页岩气区块的持续开发(图3)。这种“成熟一块开发一块”的分期分阶段开发模式与常规油气“整体探明、整体投资、整体开发”的开发模式存在明显的差异。通过先期小规模的开发投资,将在钻完井、压裂与测试生产方面已取得的成功经验逐步复制、推广,由此可以有效地控制页岩气开发所固有的较大投资风险。

根据北美地区页岩气开发经验,分期分阶段的“滚动开发”是控制页岩气开发成本和风险的最佳方式。如图所示,在一个分布面积较大的页岩气勘探有利区块内,根据前期所取得的钻探成果与评价认识程度的不同,划分若干个勘探评价区。页岩气分布规模较小的“甜点”区(A区)首先投入开发生产,与此同时,分布规模较大的B区和C区可能还分别处于“先导试验”和“勘探”阶段,需要通过进一步的勘探评价后再做出最终的开发投资决策。

页岩气“滚动”开发模式允许在一个总体开发方案中包含处于勘探、评价、先导试验和开发生产等不同阶段的所有页岩气有利区域,通过分期分批的投资决策,可以有效地控制成本和风险,最终实现页岩气资源的规模效益开发。

4、 结论

1) 页岩气藏特征与常规气藏存在明显差异,其勘探开发方式也迥异。

2)页岩气勘探开发工作是一个循序渐进的过程,一个完整的页岩气勘探开发程序可以大致划分为选区评价、勘探评价、先导试验和开发生产等4个阶段。

3)页岩气开发具有投资大、风险高、投资回报期长的特点,为降低投资风险,必须严格遵循勘探开发程序。在进入每一勘探开发阶段之前,都需要开展科学的评价与决策。

4)页岩气勘探开发各阶段的工作步骤可以加快,但程序不可逾越。否则,往往会导致决策的失误并造成巨大的投资损失。

5)页岩气开发方案的制定应具有一定的灵活性,采用分期分阶段的“滚动开发”模式,可以有效地控制页岩气开发中的高风险。