压裂液对煤层气解吸附伤害机理研究

庚勐1 孙粉锦1 李贵中1 刘萍1 梁丽1 李林地2

基金项目:国家科技重大专项项目37“煤层气完井与高效增产技术及装备研制”项目(2008ZX05037)资助。

作者简介:庚勐,男,1981年生,硕士研究生,2009年毕业于中国石油大学(北京),从事煤层气地质评价研究。地址:(065007)河北省廊坊市广阳区万庄44#煤层气所。电话(010)69213236,13581883303。E-mail:gengmengxi@petrochinacomcn。

(1中国石油勘探开发研究院廊坊分院;2中国石化石油勘探开发研究院)

摘要:煤层气作为一种重要的非常规天然气能源,在成藏方式、储集类型、开发手段上与常规天然气藏存在很大差异。煤层不仅是煤层气的生气层,同时也是储气层,而且煤层气多以吸附态赋存于煤层中。因此,在煤层气井压裂施工过程中压裂液对煤储层的伤害不仅体现在宏观的渗流能力伤害方面,更主要体现在对吸附在煤表面的煤层气吸附-解吸伤害影响上。本文针对煤层气的吸附-解吸影响因素进行了综合分析评价,具体分析了煤的成分与煤中化学元素组成对煤层气吸-附解吸的影响;确定了煤层气吸附-解吸伤害实验评价方法;提出了压裂液与煤层润湿性是评价压裂液对煤层气解吸附伤害程度的衡量参数。利用该评价模式对两处不同煤质特征样品进行了含有粘土防膨剂的压裂液及活性水对煤层气解吸附伤害影响评价。该研究成果为煤层气井压裂施工过程中的压裂液选择具备理论指导作用。

关键词:煤层气 吸附-解吸 压裂液 润湿角 伤害机理

Research on the Mechanism of Coalbed Methane Desorption Damages Caused by Fracturing Fluid

GENG Meng1,SUN Fenjin1,LI Guizhong1,LIU Ping1,LIANG Li1, LI Lindi2

(1Langfang Branch, PetroChina Petroleum Exploration and Development Research Institute, Lang-fang, Hebei 065007, China; 2Sinopec Petroleum Exploration &Production Research Institute, Beijing 100083, China)

Abstract: Coal-bed methane is an important unconventional natural energy resourceCompared to convention- al gas reservoir, it has greater difference with the ways of reservoir modes and storage types and exploration meth- odsCoal seam is the generation and storage of the gas which prefers to exist with adsorption behaviorTherefore, the damage caused by fracturing fluid during the fracture treatment not only displayed on the harm to filtration ca- pability moreover the influence on the adsorption &desorption of the gas being on the coal surfaceThis article makes synthetic analysis and appraisal of the coal bed methane absorption&desorption affecting factorsIt analyzes the influence of the coal component and chemical elements composition to coal·bed methane absorption-desorption, establishes the coal-bed methane absorption &desorption damage experimental evaluation methods, proposes that fracturing fluid and coal seam wettability are the measuring parameters for evaluating the damage degree of the frac- turing fluid to coal-bed methane desorptionIt evaluates the damages of the fracturing liquid and active water con- taining clay antiswelling agent with two samples of different coal quality featuresThe result has theoretical guid- ance on choosing fracturing liquid during coal-bed methane fracturing operation

Keywords: coal-bed methane; adsorption & desorption; fracturing fluid; wetting angle; damage mecha-nism

1 前言

煤层气作为一种重要的非常规天然气资源越来越受到世界各国的重视,2010年美国煤层气年产量已突破560亿方,达到常规天然气产量的一半;中国煤层气储量丰富,煤层气勘探开发利用的产业化进程也正在快速进行。煤层气开发技术不断突破,但由于煤储层的特殊性质,压裂施工成为获得工业气流的重要手段,而煤层气多以吸附态赋存于煤层中,使得压裂施工中对煤储层造成的伤害因素大大增加,其中压裂液与煤储层的配伍性显得格外重要。

2 煤层气吸附-解吸机理

煤层气在煤中主要以吸附态赋存外,还有游离态和水溶态赋存方式。煤是具有裂缝系统和基质孔隙的双孔结构,该结构控制了其中气体的储集和运移。煤层其主要吸附于煤的孔隙中,受到温度压力等条件影响,造成热运动能力改变,从而实现在煤表面的吸附和解吸[1]。

煤层气的吸附和解吸主要区别于以下四个方面:(1)作用过程。吸附是一种自发的热演化生烃排烃过程;解吸则是一种被动的人为排水降压过程。(2)作用时间。吸附过程要经历漫长的年代,要以百万年计算;而解吸过程则非常短暂,只需要几分钟或者几小时。(3)作用类型。吸附包括了物理吸附和化学吸附两种形式,化学吸附是以离子键吸附,需要能量较大,但所占吸附气比例很小,物理吸附则具备了热能低、速度快、可逆和无选择性等特点;解吸过程则是单一的物理过程。(4)作用条件。吸附是通过煤演化过程中逐渐脱水、增压实现的;解吸则是一个相对恒温过程[2]。

通过对煤层气的吸附解吸原理分析可知,压裂液对煤层气的吸附-解吸影响主要发生在解吸附过程中。

3 煤层气解吸附影响因素分析

煤对气体的吸附能力受多种因素的影响,通常情况下主要影响因素有压力、温度、矿物质含量、水分含量、煤阶、岩性、气体组分等[3]。本研究中使用了同一地区同一批次煤岩样品,等温吸附实验是在室内利用纯甲烷气体进行吸附-解吸实验;人为规避了以上常规因素对煤层气解吸附的影响,可以将各种压裂液配方对煤层气解吸附的影响在同一标准下进行比较。

压裂液对煤层气解吸附的影响主要体现为与气体在煤表面的润湿能力不同,造成对煤层气解吸附促进作用存在差异,降低了由于孔隙堵塞造成的解吸附气量减少,个别压裂液配方的注入甚至增加了煤层气的解吸量。压裂液与煤的润湿性可以通过接触角来测定,接触角越小润湿性越好,对煤层气解吸附的促进作用越大[4]。

4 煤质特征对润湿性的影响

41 水分

煤层中水的赋存状态分包括外在水和内在水以及部分结晶水,本研究中涉及的水分含量是指内在水含量,此时内在水是以物理吸附形势存在于煤样中;而煤样中的结晶水是以化学方式与煤中矿物质结合的,含量很小,可以忽略其影响。由图1可知,随着煤样的空气干燥基水分增高,煤样与水的接触角越小,表明煤样越容易被水润湿,该煤样的润湿性越好。

图1 煤样水分含量与接触角关系

图2 煤样灰分含量与接触角关系

42 灰分

煤的灰分是指煤中所有可燃物完全燃烧,煤中矿物质在一定温度下产生一系列分解、化合等复杂反应后剩下的残渣。煤中灰分全部来自煤中矿物质,而灰分的组成和重量与煤中矿物质含量不完全相同,其并非煤中固有成分,通常将其称为灰分产率。煤中的矿物质成分主要有高岭石、黄铁矿、石英和方解石等。

如图2所示,煤样中灰分含量越大,煤样与水之间接触角越小,煤样润湿性能越好。

43 挥发分

水分和矿物质含量虽然对煤的润湿性起到一定作用,但由于二者均属于无机物,并不是煤的主要成分,而挥发分是煤中有机成分,其与煤的成因、显微组分和煤化程度有关,可以通过挥发分产率大致判断煤的变质程度。由于挥发分主要是由吸附于煤样孔隙中的气体和水分以及随温度升高煤样外围官能团释放气,其中水分和极性官能团亲水,气体和非极性官能团不亲水,所以很难通过挥发份产率判断煤样的润湿性。如图3所示,挥发份产率同煤样与水的接触角之间相关性很差,证明了挥发份与煤样润湿性之间并无明显关联。

图3 煤样挥发分含量与接触角关系

44 固定碳

固定碳与挥发分一样都属于煤中有机成分,煤样中的干燥无灰基固定碳含量随煤化程度增加而变高,所以也有国家(或地区)将其作为煤的分类标准。

实际上固定碳并不只是煤中碳元素的含量,还包括氧、氮、硫等元素。固定碳并不是煤中固有成分,而是热分解的产物。由于煤是由若干结构相似的结构单元通过性质活泼的桥键连接而成的大分子结构,其核心结构是芳香核,在边缘存在一定得较为活泼的基团,随着固定碳含量增加,煤化程度加深,煤分子的稳定性加强,导致了润湿性变差。由图4可以看出,随着煤中固定碳含量的增加,煤样与水之间的接触角逐渐增大,润湿性变差。

图4 煤样固定碳含量与接触角关系

5 压裂液对煤层气解吸附影响分析

51 含粘土防膨剂压裂液对煤层气解吸附影响分析

通过以上分析可以看出,水分、灰分和固定碳都与煤质和水的润湿性存在关联,水分和灰分含量的增加都会降低水与煤质间的接触角,提高煤的润湿性;固定碳含量增加则会增大水与煤之间的接触角,降低煤的润湿性。如表1工业分析数据可知,目标煤层的固定碳含量要远大于水分和灰分含量,超过了75%,所以该目标煤层的润湿性能较差。

表1 目标煤层工业分析结果

本次试验中首先用到了蒸馏水作为对比液,同时选择地下水作为基液,添加了不同浓度KCl进行对比,由于压裂液配方的成分远复杂于蒸馏水,所以每种添加了不同浓度KCl的地下水压裂液与煤层的润湿性能存在很大差异。

如表2所示,对于3#煤层添加了1%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最小,而2%KCl的地下水压裂液与煤层的接触角最大;同时对于5#目标煤层,添加了2%和6%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较小,而添加了1%和4%KCl的地下水压裂液与煤层接触角较大。以上论则完全验证了添加不同浓度KCl粘土防膨剂的地下水压裂液污染后煤层解吸附曲线特征。

表2 不同浓度防膨剂与韩城地区3#煤样接触角对比表

如图5目标煤层受蒸馏水或含粘土防膨剂压裂液影响后的吸附-解吸曲线所示,目标煤层受到含有KCl的地层水或蒸馏水污染后,解吸附曲线出现程度不同的滞后现象,且解吸滞后现象严重程度与压裂液同煤层的接触角度数大小成正比,即与润湿性成反比,这是由于不同配方污染后造成的不利影响与解吸促进综合作用后的结果,与目标煤层润湿性较好压裂液具备较好的促进解吸作用,相对解吸滞后性减小。

图5-1 蒸馏水对3#煤解吸影响

对于3#目标煤层,几种不同浓度防膨剂配方对煤层气解吸附影响程度由大到小依次为:地表水+2%KCl>地表水+6%KCl>蒸馏水>地表水+4%KCl>地表水+1%KCl,除地表水+2%KCl要根据煤层原始压力考虑其实用性意外,其余几种浓度防膨剂配方煤层气解吸附影响程度差别非常小[5]。如表3所示,综合考虑到目标煤层较低的粘土含量,从成本角度可以考虑优先选择浓度为1%的KCl防膨剂进行压裂液配制。

对于5#目标煤层,当压裂液为蒸馏水时对煤层气解吸附影响较小;当加入1%和4%KCl防膨剂对煤层解吸附的影响最大,使煤层气解吸出现了明显的滞后性,不建议使用该种防膨剂进行压裂液配制。其他几种防膨剂对煤层气解吸附影响有限,可以使用;如表4所示,综合考虑到目标煤层较低的粘土含量,最适合于5#煤层解吸的防膨剂是2%KCl。

图5-2 蒸馏水对5#煤解吸影响

图5-3 1%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-4 1%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-5 2%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-6 2%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-7 4%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-8 4%防膨剂对5#煤解吸影响

图5-9 6%防膨剂对3#煤解吸影响

图5-10 6%防膨剂对5#煤解吸影响

表3 3#煤样粘土矿物含量测试表

表4 5#煤样粘土矿物含量测试表

52 活性水压裂液对煤层气解吸附影响分析

目前煤层压裂施工中大量使用活化水作为压裂液,因为活性水的粘度只有交联冻胶粘度1%,反排效果好,加砂量相对较少,同时对煤层的污染较少,所以具备较好的应用前景。

在对含粘土防膨剂压力液与煤层气解吸附影响评价基础上,本次试验中加入了05%DL-8助排剂形成活性水进行试验分析。

如图6所示,受到地表水+05%Dl-8助排剂+1%KCl防膨剂污染的5#煤试验样品解吸滞后性远远小于地表水+1%KCl防膨剂污染的5#煤层解吸过程。由表5可知,加入助排剂以后的压裂液与5#煤样接触角小于未加入助排剂之前,说明该助排剂改善了压裂液与目标煤层的润湿性,在某种程度上降低了单纯使用防膨剂给煤层气解吸造成的伤害。

图6 05DL-8助排剂+1%防膨剂对5#煤解吸影响对比

表5 添加助排剂前后压裂液与5#煤样接触角对比表

结论

压力液对煤层气的影响主要发生在解吸附过程中;对于同一煤层煤样,压裂液对煤层气解吸附影响主要是由于固液间润湿性差异造成的压裂液置换煤层气能力不同,使得解吸气量产生差异。煤质中影响煤与水润湿性的主要成分为固定碳,固定碳含量越大煤的润湿性越差;与之相反的是水分和灰分,二者含量越大煤的润湿性越好,但由于二者含量远小于固定碳含量,所以目标煤层煤的润湿性较差。

添加防膨剂以后使得压裂液性质变复杂,根据不同压裂液与目标煤层润湿性验证了煤层气等温吸附-解吸曲线滞后性特征;根据不同煤层具体情况选择经济高效的粘土防膨剂浓度进行压裂液配制。

对于加入了助排剂的活性水压裂液增加了液体表面活性,改善了其与目标煤层的润湿性,有效地降低了煤层气解吸附过程滞后性,提高了煤层气解吸附能力。

参考文献

[1]王红岩,刘洪林,赵庆波等2005煤层气富集成藏规律[M]北京:石油工业出版社,60~66

[2]张遂安,叶建平,唐书恒等2005煤对甲烷气体吸附-解吸机理的可逆性实验研究[J]天然气工业,25(1):44~46

[3]钱凯,赵庆波,王毅成等1997煤层甲烷气勘探开发理论与实验室测试技术[M]北京:石油工业出版社,143

[4]顾惕人,朱瑶等1994表面化学[M]北京:科学出版社

[5]王双明等2008韩成矿区煤层气地质条件及富存规律[M]北京,地质出版社,24~26

　　油气层伤害的原因、预防措施以及增产措施:

　　1 洗井过程中的油层伤害及保护

　　对试油井来讲，洗井时油气层没有打开，洗井不能直接对油层造成伤害，但是，洗井后有大量洗井液留在井筒内，油气层打开后，洗井液直接与油气层接触，可能会对油气层造成伤害；其次，长庆油田多为低压油气层，打开油气层后，井筒内洗井液可能倒灌地层，造成油气层伤害。

　　11 洗井液对油层可能造成的伤害

　　油气层打开后，洗井液进入油气层，就可能造成油层伤害： 洗井液中的固相颗粒可能堵塞地层孔隙，降低地层渗透率；洗井液与地层粘土接触，引起地层粘土水化膨胀，使孔隙喉道变窄，降低地层渗透率甚至堵塞地层孔隙；洗井液与地层流体不配伍，产生沉淀、乳化，降低地层渗透率，造成油层伤害；新井试油射孔前洗井不彻底，当油层打开后，钻井后留在井底的水泥浆等固体杂质在井筒液柱压力下可能进入射孔孔眼甚至部分进入地层，造成油层孔隙堵塞。洗井液水质不合格，PH值达不到要求，含有大量微生物等，当油层打开后，和地层水反应，生成物堵塞油层。

　　12 洗井过程中的油层保护措施

　　针对以上分析洗井过程中可能造成的油层伤害，洗井过程中的油层保护措施如下：

　　（1）严格控制洗井液的水质，其中的固相含量，一般不许超过02%；PH值必须在65-85之间；在洗井配制完和洗井前都要仔细检查。

　　（2）在洗井液中加入适当药品，降低洗井液对地层的伤害，如加入粘土稳定剂或KCL等，尽量避免地层粘土遇洗井液水化膨胀；同时要加入杀菌剂，使微生物数量减少。

　　（3）洗井施工前要取得该井地层流体相关资料，尽量选择与地层流体不发生沉淀或乳化反应的液体成分进行施工。

　　（4） 新井试油前必须用不少于井筒容积2倍的洗井液进行彻底洗井，防止固井中残留杂质造成底层伤害。

　　（5）洗井液与地层水应该具有良好的配伍性，不能使底层粘土矿物发生膨胀，低压漏失地层应加入增粘剂和暂堵剂，并且采取混气等手段降低洗井液密度；

　　（6）固体悬浮物含量小于2mg/L，铁离子含量小于05 mg/L

　　（7）洗井过程排量由小到大，排量一般控制在25-30 m3/h。

　　2 射孔过程中的油层伤害及保护

　　用射孔完成法投产的井，在钻开油层和固井的过程中，由于延长了泥浆浸泡油层的时间等因素，因而对油层的污染可能性增大，在其他条件等同的情况下，射孔方式的选择对油层渗透率有着明显的影响，选择不合理，将会降低地层渗透率，使油气井生产能力下降；反之则可达到预期的效果。因此在选择合适的射孔方式，并在辅助工作中采用合理施工非常重要。

　　21 射孔对油层的伤害

　　射孔按压差分为正压射孔和负压射孔，现在就分正压射孔和负压射孔两种射孔方式分析各自可能造成的地层伤害。

　　（1）正压射孔对油层的伤害。

　　正压差射孔，在射开油气层的瞬间，井简中射孔液侵入油气层，侵入的结果使得射孔液中的固相顺粒、碎屑岩屑、射孔弹碎片等堵塞地层。同时，若射孔液与地层岩性和流体的不配伍，也会发生沉淀、乳化反应，造成地层伤害，降低地层渗透率。

　　（2）负压射孔对油层的伤害

　　负压差射孔虽然有利于油层保护，但也必须合理利用，如果负压差过大，同样会造成油层激动，引起地层出砂，使射孔地带的岩石孔隙结构遭到破坏，甚至造成地层坍塌。

　　22 射孔过程中的油层保护措施

　　（1）正压射孔油层保护措施：在正压差下射孔的井，为了保护油层，应做到：选用合适比重的射孔液（射孔液比重可根据地层压力和地层岩性等资料确定），既要达到施工设计要求的正压值，又不可过大，否则有可能压破地层，造成地层深度污染。向射孔液中加入防膨剂等化学药剂，减少对地层的损害。

　　（2）负压射孔油层保护措施：在负压差下射孔的井，为了保护油层，应做到：负压射孔必须根据开发区块的地层压力，岩性状况等确定合理的负压值。具体做法就是在射孔前通过排液将井内液面降低到一个合理深度。 如果有一定能量的井在负压射孔后仍不能达到预期的效果，可考虑采取混气水排液法，进一步增大负压差值，提高疏通地层的能力，最大程度地恢复地层的渗透性能。

　　3 压裂施工的油层伤害及保护

　　压裂是增产增注的主要措施之一，但措施不当也会给油层带来伤害。其伤害主要是压裂液与储层岩石及地层流体相互作用的结果。

　　31 压裂液引发的油层伤害

　　（1）压裂液残渣以及压裂液在裂缝壁面上形成难以降解的滤饼会堵塞地层孔隙。　（2）压裂液与地层粘土矿物相遇，使其发生水化膨胀，堵塞地层孔隙。

　　（3）压裂液与地层流体配伍性不好，产生沉淀反应，堵塞地层孔隙。

　　（4）压裂液中的表面活性剂的离子电荷可能会改变地层的润湿性从而造成油层伤害。

　　32 支撑剂造成的油层伤害

　　（1）支撑剂粒径差别太大，造成小颗粒支撑剂在裂缝闭合后仍能不断随液体运移并逐渐累积堵塞裂缝。

　　（2）支撑剂强度不够，在上覆岩石压力作用下，有的被压碎，支撑剂碎屑会堵塞地层孔隙。

　　（3）支撑剂中杂质含量过高，其杂质可能堵塞地层孔隙。

　　33 压裂工艺施工质量问题导致油层伤害

　　（1）压裂前未冲管线，造成管线内残留脏物随施工液进入地层，堵塞地层孔隙。

　　（2）压裂后未按施工设计时间关井，突然放喷，造成裂缝闭合不好，地层大量吐砂，破坏地层结构。

　　34 压裂施工的油层保护措施

　　（1）配制压裂液之前检测所用水质是否合格，要求其PH值必须在7左右，正负误差不得超过02，机械杂质含量≤02%。

　　（2）采用低固相或无固相压裂液进行施工可降低压裂液残渣对地层孔隙的堵塞。

　　（3）配制压裂液时加入添加剂，如粘土稳定剂等，防止粘土水化膨胀。

　　（4）在其它条件允许的情况下选用非离子表面活性剂，减少表面活性剂对地层岩石表面润湿性的影响。

　　（5）严格选用支撑剂，包括支撑剂粒径检查、支撑剂强度测试和支撑剂杂质含量检查等。

　　（6）压裂施工前必须进行冲管线，将地面管线及地面设备中的杂质冲洗干净，避免将杂质带入井内。

　　（7）压裂后按施工设计要求时间关井，再用规定油咀进行控制放喷，避免由于压力激动造成地层吐砂破坏地层结构。

　　4 抽汲过程中的油气层保护

　　（1）抽汲过程中的油气层伤害主要有两种：没有结合油井产能和地质资料，盲目加大抽汲力度，导致地层出砂，破坏地层结构； 抽汲不及时、不连续，强度不够，造成部分施工液不能充分返排，过多残留在地层中，形成永久性伤害。

　　（2）油气层保护措施：根据地质资料和压裂施工数据建立合理的抽汲工作制度，最大限度的返排出压裂施工入地液体，同时又要兼顾到不破坏地层结构。

　　5 放喷过程中的油层保护

　　放喷实际上是地层能量释放的一个过程，放喷对地层造成的危害，主要是由于压差过大。在瞬间较大的压差下可能造成近井地带的岩石结构发生破坏，地层液体携带部分颗粒运移并流向井简，结果造成炮眼附近的孔隙堵塞，使渗透率降低。因此放喷过程中要控制好压差并且再压裂后必须按施工设计要求时间关井后才可进行放喷。一般应用设计要求的油咀控制放喷，放喷一定要平稳进行。

　　6 压井过程中的油层保护

　　压井是新井试油作业过程中经常遇到的作业工序之一，常用压井液有泥浆、盐水、清水等。常用的压井方式有循环法压井、挤注法压井、灌注法压井等。压井也是最容易造成油层伤害的主要工序之一。

　　61 压井过程中对油层造成的伤害

　　由于压井液与地层不配伍，压井液比重不合适，压井液质量不合格和压井方式不合理等因素，压井过程中会对油层造成伤害。

　　（1）压井液与地层不配伍造成地层伤害及油层保护措施

　　一种是油层中敏感性矿物与压井液相遇时发生水敏、速敏、酸敏、碱敏等现象，从而造成油层孔隙堵塞；另一种是压井液与不配伍的地层流体相遇时，会在油层中发生作用，引起沉淀、乳化反应或促进细菌繁殖，导致渗透率下降。在选择压井液时，常规作业井应首选与油层岩性、矿物成分、流体物性相匹配的压井液，如高压作业井、特殊施工井应选择高密度无固相压井液，力求使压井液本身对地层的损害降到最低。

　　（2）压井方式对油层的损害及相应油层保护措施

　　1）正常情况下采用循环方式进行压井，压井液进入地层的比例比较少，造成地层损害的程度也相对轻。

　　2）在一些特殊情况下，如地层压力较高或砂卡泵、砂堵油管造成无法循环，进行压井时只能采用挤压法，压井液在较大的压差作用下进入井底，并有一定比例进入地层，过大的压差本身就能够破坏岩石的孔隙结构，加之大量的压井液进入地层，造成油层的伤害更大。

　　3）压井所用时间也同样影响着油层的渗透率，压井液浸泡油层的时间越长，对地层造成的伤害就越大，反之则小。

　　62 针对以上油层伤害，其油层保护措施如下：

　　压井施工应尽量选择循环压井方式；不能进行循环又必须压井作业的，挤注施工时要把握好挤注量，以防对油层造成大的伤害；压井后要组织连续施工作业，尽可能提高作业施工速度，最大限度地减少压井液对油层的浸泡时间，降低对油层的损害。

　　63 压井液密度对油层的伤害及其正确选用

　　压井液相对密度越大，在相同条件下进入地层的压井液就越多，对油层造成的损害就越大。

　　（1）压井液密度选择可按照公式γ=100KP/H，P油层中部地层压力，H为井深，K为附加值，一般取105～11。

　　（2）选择的压井液密度应使其在压井后达到“压而不死，压而不喷，压而不漏，保护油层”。

　　（3）对层系多，层间差异大，漏失严重的井，应该先堵漏失层后再选择合适的压井液施工，以减少压井液对油层的伤害，提高压井成功率。

　　64 压井施工设备对油层的伤害及相应油层保护措施

　　压井施工设备主要是指压井过程中拉运压井液所用的罐车和存放压井液用的储液罐。拉运压井液所用的罐车和存放压井液用的储液罐不干净，就可能使一些机械杂质随压井液进入地层造成伤害。压井施工用的设备，要保持清沽卫生，同一设备在拉运或存放不同规格型号压井液的时候，要进行彻底的清洗，减少人为因素对地层的伤害。

　　7 其它施工过程中的油层保护

　　新井试油作业中还有其它诸如酸化、注挤水泥浆等施工，这些施工一是要注意入井液体与地层流体的配伍性及与地层岩性的反应。二是注意颗粒物质对地层产生的影响。三是要把握工艺配方自身对地层渗透率的影响。四是工艺施工周期的影响。

一、地质综合评价技术

页岩气地质评价的目的是优选有利富集区。除常规的地质调查、地球物理勘探、参数井钻探和分析测试等手段外，核心是获取页岩的埋深、厚度、岩石结构、矿物成分、岩石物性、有机地球化学、地球物理、钻井、压裂改造等关键参数，编制基础图件，根据区域地质特点，确定各项地质评价标准，综合判别评价优选富集区(Michael Burnaman， et al，2009)。

图5-15 美国产气页岩矿物组成直方图

二、储层评价技术

储层评价是定性和定量描述页岩储层的空间展布特征，模拟页岩内气体的赋存及产出状态。评价流程包括5个主要步骤(蒋裕强等，2009):①对关键井开展岩心物性、地化基本参数、岩石矿物组成等分析;②开展现场岩心解吸气测试，计算等温吸附曲线，获取理论上页岩的吸附能力，确定含气饱和程度，计算吸附气含量;③利用岩心数据刻度测井曲线，通过岩心-测井对比，建立解释模型，获取含气饱和度、含水饱和度、含油饱和度、孔隙度、有机质丰度、岩石类型等参数;④结合沉积相、岩石组合特征以及测井解释成果确定含气页岩边界;⑤利用三维地震资料和各种参数，如原始地质储量、矿物组成、流体饱和度、吸附气和游离气相对比例、埋藏深度、温度和压力等，开展经济评价，优选勘探目标，确定“甜点”分布规模。

三、实验分析技术

地球化学分析:岩心和岩屑样品TOC含量;岩心及岩屑Rock-Eval热解分析:S1、S2、HI、Tmax测定;岩心及岩屑镜质体反射率Ro测定;气体样品的组分、碳同位素分析。

含气量测试:将所取页岩岩样密闭保存于金属解析罐内，利用水浴加热至储层温度，对岩心进行页岩总含气量测试(John， et al，1977;Matthias Block，2006)。

等温吸附测试:等温吸附试验测试是模拟页岩吸附气体的能力。首先，将页岩岩样压碎、加热，排除已吸附的天然气，求取Langmuir参数;随后，将碎样置于密封容器内，在不同的温压条件下，测取页岩吸附甲烷的量，将结果与Langmuir方程拟合，建立页岩实际PVT关系下的等温吸附曲线(Ingemar Wadso， et al，2001)。等温吸附曲线主要作用是:评价页岩吸附能力;评价游离气含量;确定临界解析压力。

微观孔隙评价:对页岩薄片进行氩离子抛光后，观察纳米级孔隙结构，确定孔隙度(Sebastian Storck， et al，1998)。

渗透率测试:页岩的渗透率极低，常规方法无法进行测试，一般采用脉冲降压法和GRI法，测试速度快(Christopher， et al，2009)，测试的最小渗透率可达10-9×10-3μm2。

四、测井评价技术

与普通页岩相比，含气页岩有机质富集，含气量高，粘土及有机质的存在降低了地层体积密度。因此，含气页岩的测井曲线响应具有高伽马、高电阻、高声波时差、高中子孔隙度、低密度、低光电效应“四高两低”的特征(图5-16)。

页岩气测井评价中常用的测井系列包括伽马测井、电阻率测井、自然伽马能谱测井、密度测井、声波测井及中子测井、地球化学测井以及成像测井等(表5-9)。依靠测井技术和建立的测井评价标准，可以获取有效页岩厚度、含气层厚度、有机质丰度和成熟度、基质孔隙度和渗透率、裂缝、含气量、页岩气层开采潜力等重要参数。

表5-9 页岩气评价常用测井系列

图5-16 含气页岩测井响应特征

五、资源评价技术

页岩气资源评价既要考虑地质因素的不确定性，也要考虑技术、经济上的不确定性。根据勘探开发阶段的不同，可分别采用成因法、类比法和统计法评价。目前常采用的方法有类比法、FORSPAN法、单井(动态)储量估算法、容积法等。

FORSPAN模型适合于对已开发单元的原始剩余资源潜力的预测(董大忠等，2009)。该方法以连续型气藏的每一个含油气单元为评价对象，以概率的形式对每个目标单元未开发的原始资源量进行预测。涉及的基本评价参数包括评价目标特征(分布范围)、评价单元特征(单元大小、已开发和未开发单元数量、成功率等)、地质地球化学参数、热成熟度和勘探开发历史数据等。

容积法是常用的评价方法。容积法估算的是页岩孔隙、裂缝空间内的游离气、有机体和粘土颗粒表面吸附气的体积总和。

资源丰度类比法常用于勘探开发程度较低的地区。首先确定评价区页岩展布面积、有效页岩厚度;其次根据吸附气含量、地化特征、储层特征等关键因素，结合页岩构造、沉积演化等地质条件分析，与已知含气页岩类比，按地质条件相似程度，计算评价区储量丰度(资源丰度或单储系数)。

六、核心区评价技术

富有机质页岩具有普遍含气性，实现页岩气商业性勘探开发的关键是寻找页岩气富集区，尤其是开发核心区的地质评价与选择。根据北美的勘探开发经验，页岩气富集高产区的地质评价标准为:

(1)总有机碳含量＞2%(非残余有机碳);

(2)石英等脆性矿物＞40%，粘土＜30%，页岩脆度＞40%;

(3)暗色富有机质页岩成熟度＞11%;

(4)充气孔隙度＞2%，渗透率＞00001×10-3μm2;

(5)有效暗色富有机页岩厚度大于30～50m。

页岩气地质选区评价过程可划分为:①区域沉积背景与老资料重新分析，落实黑色页岩的发育与展布特征，预测有利远景区带;②页岩气形成与富集特征分析，开展了页岩气资源潜力预测，评价和优选页岩气有利勘探开发区块;③页岩气勘探开发条件评价，包括地表条件、天然气管网条件等，落实有利勘探开发目标;④确定页岩气核心区(资源高度富集区)、延展(扩展)区(资源中度富集区)和外围区(资源低富集区);⑤页岩气勘探开发先导试验区评价与优选，进一步提出勘探开发部署建议。

核心区为页岩气资源丰度最富集区，表5-10表明，Barnett页岩气核心区产量＞2×104m3/d，比扩展区产量高出60%，是外围区的3倍。

表5-10 Barnett页岩气核心区地质特征简表

七、水平井钻井技术

2002年以后，水平井的大量应用推动了美国页岩气的快速发展。目前几乎所有的页岩气都采用水平井开发，钻井方向均垂直于最大水平主应力方向。水平井钻井过程中，常采用欠平衡、空气钻井、控制压力钻井和旋转导向钻井等关键技术。在同一井场利用滑移井架钻多口水平井。与直井相比，水平井的技术优势在于:①成本为直井的15～25倍，但初始开采速度、控制储量和最终可采储量是直井的3～4倍;②水平井与页岩层中裂缝(主要为垂直裂缝)相交机会大，明显改善储层流体的流动状况和增加泄流面积;③减少地面设施，开采延伸范围大，受地面不利条件干扰少。

八、页岩储层压裂技术

Barnett页岩开发历史实践证实，该页岩开发之初钻井“无渗透率”，后来认识到“孔隙度”是储气机制，可以通过储层体积改造进行人造渗透率，改变了页岩气的开发规则。页岩储层压裂改造技术大幅提高了页岩气产量，对页岩气商业性开采起着决定性作用。页岩气储层压裂改造技术主要有泡沫压裂、水力压裂(包括重复压裂、多级连续油管压裂、滑套完井、水力喷射压裂、N2与CO2及液化油气等无水压裂)。

20世纪70年代，美国页岩气开发采用裸眼完井、硝化甘油爆炸增产技术;80年代使用高能气体压裂以及氮气泡沫压裂技术，使页岩气产量提高了3～4倍，但成本很高。90年代后，随着凝胶压裂及水力压裂等新技术的应用，页岩气产量及储量剧增。目前，最为常用的技术是水平井多级压裂技术、多井同步压裂技术(图5-17)。利用含有减阻剂、粘土稳定剂和必要的表面活性剂的水力压裂液，支撑剂较凝胶压裂减少90%，可以节约成本50%～60%，完井成本下降65%，并能提高采收率20% ，已成为美国页岩气生产中最主要的增产措施。

图5-17 页岩气水平井压裂现场与模式图

页岩气井生产的一个重要特征是可以进行多次重复压裂。一般初次压裂后，随着时间的推移与压力释放，原来由支撑剂保持的敞开裂缝逐渐闭合，产量大幅下降。通过重复压裂可以恢复产量，二次压裂后产量可以接近甚至超过初次压裂时的产量。初次完井后估算的采收率一般为10%左右，重复压裂后采收率可提高8%～10%，可采储量增加60%。

九、微地震监测技术

微地震监测技术是监测储层压裂改造效果的重要技术。监控压裂实施过程中的裂缝展布，实时进行压裂控制，改善压裂效果。在储层压裂改造过程中，在邻区或邻井中放入检波器，采集裂缝产生时形成的地震波信号，经过处理解释，了解裂缝产生的方向、延伸的长度等，以达到监测压裂效果的目的。

十、经济评价技术

非常规天然气资源的经济性开发，占主导地位的是储量规模、天然气价格、地面管网设施、关键开发技术等。美国已建立了页岩气经济评价方法，其中较为重要的评价方法为随机的、完整的商业价值链模型。在页岩气经济评价中，钻井与储层改造成本所占比重较大，但随着技术改进，呈逐年下降趋势。资料表明，美国Haynesville、Marcellus和Barnett页岩气开发成本构成中，储层改造和钻井费用所占比例相当，占总成本的80%以上，且在不断降低。

在页岩气层的井距方面，最优化方案仍未解决(Montgomery， et al，2005)。最常用的设计是每个截面钻探两个762m支线，间距402m(032km2/井)，目前，032km2/井间距可提供15%～20%的可采储量，016km2/井间距会增加10%～20%的可采储量，但会降低每口井的增量储量。正在实验与测试井距为008km2/井的气井，可将整体天然气可采储量提高至超过天然气地质储量的50%。

一是大量用水，在南方水量充沛地区，问题不大，但是在西北沙漠、戈壁地区，用水会对周围人民生活造成影响。

二是可能造成地下水污染。页岩气开发需要使用压裂，压裂液中含有化学成分。如果按照操作规程规范操作，不会造成地下水污染，地下水层在地下大概几百米，页岩气开发压裂在地下两三千米，同时，钻井过程中只要套管安装好了，并且比地下水层还深几十米就可以了。风险在哪里呢？主要是有些企业如果为了省钱，操作不规范、套管没有下到位，就可能污染。或者在压裂附近有个通天大断层之前没有探测到，那么几千米深的压裂液可能顺着断层向上，进而污染了几百米深的地下水。

三是返排液可能造成地面污染。返排液里面成分很复杂，回到地面后，需要进行储集和处理。如果不按照规范来操作或者储集时候出现大暴雨之类的，返排液直接排放或者溢出，可能造成污染。

总的来说，页岩气开采会有一些环境问题，但只要按照规范操作、小心谨慎，整体是可控的。但是现在就害怕有不良企业昧着良心干活、害怕政府监管不到位、害怕一些意外情况发生（比如大雨、通天大断层没有发现）等。