1. 頁岩氣開發現狀及開采技術分析
史進1 吳曉東1 孟尚志2 莫日和2 趙軍2
作者簡介:史進,1983年生,男,漢族,山東淄博人,中國石油大學(北京)石油天然氣工程學院博士生,主要從事煤層氣、頁岩氣開發方面的研究工作。E-mail:[email protected],電話:18901289094。
(1.中國石油大學(北京)石油工程教育部重點實驗室 北京 1022492.中聯煤層氣有限責任公司 北京 100011)
摘要:頁岩氣是一種儲量巨大的非常規天然氣,但是頁岩氣藏儲層結構復雜,多為低孔、低滲型,開發技術要求很高。本文簡述了國內外頁岩氣開發現狀,分析了頁岩氣成藏機理以及開發特點,重點介紹了國外主要採用的頁岩氣開采技術,包括頁岩氣的儲層評價技術、水平井鑽井技術、完井技術以及壓裂技術這幾個方面,其中水平井鑽井以及壓裂技術是最為重要的。最後本文指出了中國頁岩氣開發急需解決的幾個方面的問題。
關鍵詞:頁岩氣 開采技術 儲層評價 水平井增產 完井技術 壓裂技術
Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas
SHI Jin WU Xiaodong MENG Shang MO Rihe ZHAO Jun
(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)
Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.
Keywords: Shale gas;development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.
1 前言
地球上各種油氣資源在地層分布的位置各不相同(圖1),隨著全球能源的需求量增大,頁岩氣作為一種非常規能源越來越受到人們的重視。頁岩氣是指主體位於暗色泥頁岩或高碳泥頁岩中,以吸附或游離狀態為主要存在方式的天然氣聚集[1]。世界頁岩氣資源很豐富,但尚未得到廣泛勘探開發,根本原因是緻密頁岩的滲透率一般很低。但近幾年來,頁岩氣的開采已經成為全球資源開發的一個熱點。由於頁岩氣的賦存、運移以及開采機理與普通天然氣有很大的不同,所以在勘探開發技術方面與普通天然氣也有很大的差別。
圖1 各種油氣資源分布示意圖
2 國內外頁岩氣勘探開發現狀
2.1 國外頁岩氣開發情況
國外的頁岩氣開發以美國為主,美國是目前世界上唯一商業化開發頁岩氣的國家。美國第一口頁岩氣井可追溯1821年,鑽遇層位為泥盆系Dunkirk頁岩[2],井深僅8.2m。19世紀80年代,美國東部地區的泥盆系頁岩因臨近天然氣市場,在當時已經有相當大的產能規模。但此後產業一直不甚活躍。直到20世紀70年代末,因為國際市場的高油價和非常規油氣概念的興起,頁岩氣研究受到高度重視,當時主要是針對FortWorth盆地Barnett頁岩的深入研究。2000年以來,頁岩氣勘探開發技術不斷提高,並得到了廣泛應用。同時加密的井網部署,使頁岩氣的採收率提高了20%,年生產量迅速攀升。2004年美國頁岩氣年產量為200×108m3,約占天然氣總產量的4%;2007年美國頁岩氣生產井近42000口,頁岩氣年產量450×108m3,約佔美國年天然氣總產量的9%。參與頁岩氣開發的石油企業從2005年的23家發展到2007年的64家。美國相關專家預測,2010年美國頁岩氣產量將占天然氣總產量的13%。圖2是美國頁岩氣資源分布圖。
美國的頁岩氣能夠得到快速發展,技術上主要得益於以下四個方面:(1)減阻水壓裂技術:攜帶非常少的添加劑,這樣降低了成本,減少對地層的傷害,但攜砂能力下降。(2)水平井替代了直井,長度從750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段壓裂大大提高了採收率。(4)同步壓裂時地層應力變化的實時監測。當然,這也離不開國家政策的支持,20世紀70年代末,美國政府在《能源意外獲利法》中規定給予非常規能源開發稅收補貼政策,而得克薩斯州自20世紀90年代初以來,對頁岩氣的開發不收生產稅。
除了美國,加拿大是繼美國之後較早規模開發頁岩氣的國家,其頁岩氣勘探研究項目主要集中在加拿大西部沉積盆地,橫穿薩克斯其萬省的近四分之二、亞伯達的全部和大不列顛哥倫比亞省的東北角的巨大的條帶。另外,Willislon盆地也是潛在的氣源盆地,上白平系、侏羅系、二疊系和泥盆系的頁岩被確定為潛在氣源層位。可以預測,在不久的將來加拿大西部盆地很可能發現數量可觀的潛在頁岩氣資源。
2.2 中國頁岩氣開發現狀
2009年以前,我國的頁岩氣開發以勘探為主,2009年12月,才正式啟動頁岩氣鑽井開發項目[3]。我國主要盆地和地區的頁岩氣資源量約為(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,與美國的28.3×1012m3大致相當。預計到2020年,我國的頁岩氣年生產能力有望提高到150億~300億m3。頁岩氣在中國的分布在剖面上可分為古生界和中-新生界兩大重點層系。在平面上可劃分為南方、西北、華北-東北及青藏等4個頁岩氣大區。其中,南方及西北地區的頁岩氣(也包括鄂爾多斯盆地及其周緣)成藏條件最好。
我國南方地區是我國最大的海相沉積岩分布區[4],分布穩定,埋藏深度淺,有機質豐度高。四川盆地、鄂東渝西及下揚子地區是平面上分布的有利區。在中國北方地區,中新生代發育眾多陸相湖盆,泥頁岩地層廣泛發育,頁岩氣更可能發生在主力產油氣層位的底部或下部。鄂爾多斯盆地的中-古生界、松遼盆地的中生界、渤海灣盆地埋藏較淺的古近系等也屬於有利區。
3 頁岩氣開發特點分析
3.1 頁岩氣成藏機理
頁岩氣成藏機理兼具煤層吸附氣和常規圈閉氣藏特徵,但又與這兩者有顯著的區別(表1),顯示出復雜的多機理遞變特點。頁岩氣成藏過程中,賦存方式和成藏類型的改變,使含氣豐度和富集程度逐漸增加。完整的頁岩氣成藏與演化可分為3個主要過程,吸附聚集、膨脹造隙富集以及活塞式推進或置換式運移的機理序列。成藏條件和成藏機理變化,岩性特徵變化和裂縫發育狀況均可對頁岩氣藏中天然氣的賦存特徵和分布規律有控製作用。
圖2 美國的頁岩氣資源分布
表1 頁岩氣與其他天然氣資源對比分析
3.2 頁岩氣開發特點
頁岩氣儲層顯示低孔、低滲透率的物性特徵,氣流的阻力比常規天然氣大。因此,頁岩氣採收率比常規天然氣低[5]。常規天然氣採收率可以達到80%甚至90%以上,而頁岩氣僅為5%~40%。但頁岩氣開發雖然產能低,但具有開采壽命長和生產周期長的優點,頁岩氣井能夠長期以穩定的速率產氣,一般開采壽命為30~50年,美國地質調查局(USGS)2008年最新數據顯示,Fort Worth盆地Barnett頁岩氣田開采壽命可以達到80年。
頁岩氣中氣體主要分為吸附態和游離態,和煤層氣相似,但頁岩氣中的吸附氣的比例較低,有的只有30%左右[6],裂縫中的水很少,主要為游離態的壓縮氣,頁岩氣的生產可以分為兩個過程,第一個過程是壓力降到臨界解吸壓力以前,產出的只有游離態的氣體,它的生成基本與低滲透天然氣無異,這個過程也是頁岩氣地層壓力降低的過程,第二個過程是壓力降到臨界解吸壓力以後,這時基質中的氣體開始解吸出來,與裂縫中的氣體一起被采出,所以產氣量會達到一個峰值,如圖3所示,但是由於吸附氣占的比例並不大,所以產氣量又很快下降,最終的殘余氣飽和度中只有很小一部分是吸附氣,因為和煤層氣不同的是,采氣降壓不可能使儲層的壓力降得很低。
圖3 不同類型天然氣藏的生產曲線示意圖
4 主要頁岩氣勘探開發技術
頁岩氣的勘探開發技術與普通的氣井的不同之處主要體現在頁岩氣儲層評價技術、水平井鑽井技術、完井技術以及壓裂技術這幾個方面,其中水平井鑽井以及壓裂技術最為重要。
4.1 儲層評價技術
頁岩氣儲層評價的兩種主要手段是測井和取心。應用測井數據,包括ECS(Elemental Capture Spectros)來識別儲層特徵[7]。單獨的GR不能很好地識別出粘土,乾酪根的特徵是具有高GR值和低Pe值。成像測井可以識別出裂縫和斷層,並能對頁岩進行分層。聲波測井可以識別裂縫方向和最大主應力方向,進而為氣井增產提供數據。岩心分析主要是用來確定孔隙度、儲層滲透率、泥岩的組分、流體及儲層的敏感性,並分析測試TOC和吸附等溫曲線,以此得到頁岩含氣量。
4.2 水平井鑽井技術
頁岩氣儲層的滲透率低,氣流阻力比傳統的天然氣大得多,並且大多存在於頁岩的裂縫中,為了盡可能地利用天然裂縫的導流能力,使頁岩氣盡可能多的流入井筒,因此開采可使用水平鑽井技術,並且水平井形式包括單支、多分支和羽狀。一般來說,水平段越長,最終採收率就越高。
水平井的成本比較高,但其經濟效益也比較高,頁岩氣可以從相同的儲層但面積大於單直井的區域流出以美國Marcellus頁岩氣為例,水平井的驅替體積大約是直井驅替體積的5.79倍還多。在採用水平井增產技術過程中,水平井位與井眼方位一般選在有機質富集,熱數度比較高、裂縫發育程度好的區域及方位。
4.3 完井技術
頁岩氣井的完井方式主要包括組合式橋塞完井、水力噴射射孔完井和機械式組合完井。組合式橋塞完井是在套管井中,用組合式橋塞分隔各段[8],分別進行射孔或壓裂,這是頁岩氣水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封橋塞、鑽橋塞,也是最耗時的一種方法。水力噴射射孔完井適用於直井或水平套管井。該工藝利用伯努利原理,從工具噴嘴噴射出的高速流體可射穿套管和岩石,達到射孔的目的。通過拖動管柱可進行多層作業,免去下封隔器或橋塞,縮短完井時間。
4.4 壓裂技術
據統計,完井後只有5%的井具有工業氣流,55%的井初始無阻流量沒有工業價值,40%的井初期裸眼測試無天然氣流,這是因為頁岩氣埋深大,滲透率過低。所以壓裂對於頁岩氣來說是最為重要的。而且因為頁岩氣多採用水平井開采,因此頁岩氣壓裂技術,主要包括水平井分段壓裂技術、重復壓裂技術、同步壓裂技術以及裂縫綜合檢測技術(圖4)。
4.4.1 水平井分段壓裂技術
在水平井段採用分段壓裂,能有效產生裂縫網路,盡可能提高最終採收率,同時節約成本。最初水平井的壓裂階段一般採用單段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美國新田公司位於阿科馬盆地Woodford頁岩氣聚集帶的Tipton-H223[9]井經過7段水力壓裂措施改造後,增產效果顯著,頁岩氣產量高達14.16×104m3/d。水平井水力多段壓裂技術的廣泛運用,使原本低產或無氣流的頁岩氣井獲得工業價值成為可能,極大地延伸了頁岩氣在橫向與縱向的開采范圍,是目前美國頁岩氣快速發展最關鍵的技術。
4.4.2 重復壓裂
當頁岩氣井初始壓裂因時間關系失效或質量下降,導致氣體產量大幅下降時,重復壓裂能重建儲層到井眼的線性流,恢復或增加生產產能,可使估計最終採收率提高8%~10%,可采儲量增加30%,是一種低成本增產方法,壓裂後產量接近能夠甚至超過初次壓裂時期,這是因為重復壓裂可以發生再取向(圖5),在原有裂縫的基礎上,還會壓開一些新的裂縫。美國天然氣研究所(GRI)研究證實[10],重復壓裂能夠以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加儲量,遠低於收購天然氣儲量0.54美元/mcf或發現和開發天然氣儲量0.75美元/mcf的平均成本。
圖4 Barnett頁岩壓裂模式示意圖
圖5 重復壓裂再取向
4.4.3 同步壓裂
同步壓裂技術最早在Barnet頁岩氣井實施,作業者在相隔152~305m范圍內鑽兩口平行的水平井同時進行壓裂。由於頁岩儲層滲透性差,氣體分子能夠移動的距離短,需要通過壓裂獲得近距離的高滲透率路徑而進入井眼中。同步壓裂採用的是使壓力液及支撐劑在高壓下從一口井向另一口井運移距離最短的方法,來增加水力壓裂裂縫網路的密度及表面積。目前已發展成三口井,甚至四口井同時壓裂,採用該技術的頁岩氣井短期內增產非常明顯。
4.4.4 裂縫綜合監測技術
頁岩氣井壓裂後,地下裂縫極其復雜,需要有效的方法來確定壓裂作業效果,獲取壓裂誘導裂縫導流能力、幾何形態、復雜性及其方位等諸多信息,改善頁岩氣藏壓裂增產作業效果以及氣井產能,並提高天然氣採收率。
利用地面、井下測斜儀與微地震監測技術結合的裂縫綜合診斷技術,可直接地測量因裂縫間距超過裂縫長度而造成的變形來表徵所產生裂縫網路,評價壓裂作業效果,實現頁岩氣藏管理的最佳化[11]。該技術有以下優點:(1)測量快速,方便現場應用;(2)實時確定微地震事件的位置;(3)確定裂縫的高度、長度、傾角及方位;(4)具有噪音過濾能力。
作為目前美國最活躍的頁岩氣遠景區,沃斯堡盆地Barnett頁岩的開發充分說明了直接及時的微地震描述技術的重要性。2005年,美國Chesapeake[12]能源公司於將微地震技術運用於一口垂直監測井上,准確地確定了Newark East氣田一口水平井進行的4段清水壓裂的裂縫高度、長度、方位角及其復雜性,改善了對壓裂效果的評價。
5 中國頁岩氣開發亟需解決的問題
5.1 地質控制條件評價
我國頁岩氣勘探才剛剛起步,盡管頁岩氣成藏機理條件可與美國頁岩氣地質條件進行比對,但我國頁岩氣的主要儲層與美國有很大區別,如四川盆地的頁岩氣層埋深比美國大,美國的頁岩氣層深度在800~2600m,四川盆地的頁岩氣層埋深在2000~3500m。因此需要建立適合於我國地質條件且對我國頁岩氣資源戰略調查和勘探開發具有指導意義的中國頁岩氣地質理論體系。應重點研究我國頁岩發育的構造背景、成藏條件與機理(成藏主要受控於頁泥岩厚度、面積、總有機碳含量、有機質成熟度、礦物岩石成分、壓力和溫度等因素)、頁岩成烴能力(如有機質類型及含量、成熟度等)、頁岩聚烴能力(如吸附能力及影響因素等)、含氣頁岩區域沉積環境、儲層特徵、頁岩氣富集類型與模式,系統研究我國頁岩氣資源分布規律、資源潛力和評價方法參數體系等。
5.2 戰略選區
作為可商業規模化開採的頁岩氣,戰略選區是頁岩氣勘探開發前的基礎性、前瞻性工作,除了地質控制因素的考慮,還應特別重視頁岩氣開發可行性。我國頁岩氣起步階段應首先要考慮海相厚層頁岩中那些總有機碳含量大於1.0%、Ro介於1.0%~2.5%之間、埋深介於200~3000m之間、厚度大於30m的富含有機質頁岩發育區;其次考慮海陸交互相富含有機質泥頁岩與緻密砂岩和煤層在層位上的緊密共生區;但同時要研發不同類型天然氣資源多層合採技術;對於湖相富含有機質泥頁岩,重點考慮硅質成分高、岩石強度大、有利於井眼穩定的層系。
5.3 技術適應性試驗
美國頁岩氣成功開發的關鍵原因之一在於水平井技術、多段壓裂技術、水力壓裂技術、微地震技術、地震儲層預測技術、有效的完井技術等一系列技術的成功應用。但這些手段在中國是否會取得比較好的效果,還值得進一步的現場試驗才能得出結果。中國頁岩氣的開發急需要研究出一套適合中國地質條件以及頁岩氣特點的開發技術,使分布廣泛的頁岩氣資源量逐步轉化為經濟和技術可采儲量。
5.4 環保因素的考慮
對Barnett頁岩開采地區的研究表明,鑽井和壓裂需要大量的水資源,2000年在Bar-nett頁岩中開采頁岩氣需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年這一用量增長了10倍多,約60%~80%的水會返回地面,其中含有大量的化學物質或放射性元素,會造成水污染,因此頁岩氣開發過程中對於環境的保護也是需要重視的問題。
6 結論
(1)美國頁岩氣的高速發展表明,除了天然氣價格上漲、天然氣需求增加以及國家政策扶持等因素外,主要得益於以下開發技術的進步與推廣運用:水平井鑽井與分段壓裂技術的綜合運用,使頁岩開發領域在縱向和橫向上延伸,單井產量上了新台階;重復壓裂與同步壓裂通過調整壓裂方位,能夠改善儲層滲流能力,延長頁岩氣井高產時期;裂縫監測技術能夠觀測實際裂縫幾何形狀,有助於掌握頁岩氣藏的衰竭動態變化情況,實現氣藏管理的最佳化。
(2)目前中國的頁岩氣開發急需要解決以下幾個方面的問題:地質控制條件評價、戰略選區、技術適應性試驗、環保因素的考慮,從而推動中國頁岩氣產業的快速發展。
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2. 頁岩氣儲層及儲集
一般來說，頁岩氣的商業性開採取決於若干條件的同時並存。源岩必須具有足夠的厚度，並且有適當的有機質類型、數量和熱成熟度。此外，頁岩氣儲層必須符合一定的儲集物性，並有足夠的孔隙度和滲透率。這些有利於氣體開採的特徵不一定要恰好出現在同一層或同一地層單元內。更多的情況是，它們往往分布於相鄰地層的組合中，其中不同的地層組分顯示出所期望的一種或多種特徵。例如，在一些地區，氣體顯然是從富含有機質的黑色頁岩源岩經過相對較短的距離運移至孔隙度稍好的岩層中，這些岩層通常由顏色較淺的灰色或淺綠—灰色粉砂質或砂質頁岩、粉砂岩和砂岩構成(Broadhead et al.，1982)。
(一)含氣頁岩的孔隙度及滲透率
與常規天然氣不同，對於頁岩氣來說，頁岩既是烴源岩又是儲集層。另外，泥頁岩儲層的儲集特徵與碎屑岩、碳酸鹽岩儲層不同，天然氣在其中的賦存方式也有所不同，因此，並非所有的頁岩都有利於頁岩氣的儲集。在常規儲層分析中，孔隙度和滲透率是儲層特徵研究中最重要的兩個參數，這對於頁岩氣藏同樣適用。儲集頁岩氣的泥頁岩，其總孔隙度一般小於10%，適於含氣的有效孔隙度一般不及總孔隙度的一半，滲透率則隨裂縫的發育程度不同而有較大變化，美國五大頁岩氣儲層滲透率一般均小於0.1×10－3μm2，所以頁岩氣的大規模發育需要相當的儲集空間(表6－6)。
表6－6美國含氣頁岩主要儲集特徵表
泥頁岩類基質孔隙極不發育，多為微毛細管孔隙，滲透率也遠小於緻密砂岩，屬於滲透率極低的沉積岩。但沉積環境、成岩作用、有機質演化、構造應力、水動力條件和圍岩特徵等諸多因素的綜合效應，能夠使有機質豐富的泥頁岩形成一定規模、滲透性較好的封閉體系，即裂縫性泥頁岩油氣藏。這是分布廣泛的北美泥盆系頁岩只在部分區域具有商業開發價值的主要原因之一，也是油氣公司確定頁岩氣經濟、技術可采段的主要依據之一。
頁岩中可能含有大量的孔隙並且在這些孔隙中含有大量的油和游離態的天然氣，孔隙度大小直接控制著游離態天然氣的含量。一些地質學家認為紐瓦克東場大約一半的天然氣儲存在基質孔隙中(Bowker，2003)。在阿巴拉契亞(Appalachia)盆地俄亥俄(Ohio)頁岩和密執安(Michigan)盆地安特里姆郡(Antrim)頁岩中，局部孔隙度可高達15%，游離氣體積占孔隙總體積的50%。滲透率是判斷頁岩氣藏是否具有開發經濟價值的重要參數。頁岩的基質滲透率非常低，一般小於0.11×10－3μm2，平均孔喉半徑不到0.1005μm，但隨裂縫的發育而大幅度提高。
很少有實驗室能夠把不可滲透岩石的孔隙度精確地測算出來，頁岩含水飽和度的測定則更難。當然，只有孔隙度和含水飽和度都知道的情況下才有助於新區的勘探。巴涅特(Barnett)頁岩富含有機質部分評價孔隙度大約是5.5%，含水飽和度大約是25%(Bowk-er，2007)。
組成頁岩的粘土礦物顆粒和不斷的沉積結果導致地層有限的橫向滲透性和極為有限的垂直滲透性。典型的非裂縫性頁岩的基質滲透率是0.01×10－3～0.00001×10－3μm2。極低滲透率的結果是，除非經歷極長的地質時間(幾百萬年)，否則氣體在頁岩中不能自由地移動，而被封堵在地層中。儲層「總」滲透率與儲層中天然裂縫系統的發育程度相一致，這通常通過測井和生產數據分析來確定。由於頁岩具有低的滲透率，因此就需要產生大量的裂縫(人工壓裂)來維持商業生產。
(二)頁岩氣的儲集
頁岩氣主體以游離、吸附或者溶解方式存在，成藏過程中沒有或僅有極短距離的運移。熱裂解氣和生物成因氣主要以吸附氣的儲集方式存在，游離氣一般儲集在裂縫或粒間孔中，還有些氣體存在於乾酪根和瀝青中(Martini et al.，1998)。
頁岩氣成藏的主要動力源自分子間作用力、生氣膨脹和毛細管力等，在吸附平衡和游離平衡機理的約束下，產出的天然氣經過初次運移吸附在富含有機質的表面和聚集在岩石顆粒孔隙和裂縫中。已有的研究成果表明，天然氣在泥頁岩中的賦存有三種基本方式:①以物理或化學的形式吸附在乾酪根和粘土顆粒表面上;②以游離氣的形式存在於有機質分解或其他成岩、構造作用所形成的孔隙或裂縫中;③少量頁岩氣甚至可以在乾酪根和瀝青質中以溶解狀態存在。
頁岩生成的天然氣首先被頁岩中富含有機質的顆粒所吸附，形成吸附態的頁岩氣藏;隨著天然氣生氣過程的繼續，天然氣開始以游離態聚集於頁岩原生孔隙;當原生孔隙不足以容納游離態天然氣的聚集需求時，頁岩中產生微裂縫並成為天然氣新的聚集空間，游離態天然氣聚集過程繼續;當天然氣生成量超過頁岩所能提供的最大可容空間時，天然氣進入與頁岩相鄰的儲層，頁岩氣成藏階段結束。
1.吸附氣
頁岩在地層組成上，多為暗色泥岩與淺色粉砂岩的薄互層。在頁岩中，頁岩氣(ab-sorbed－stategas)吸附狀態主要以物理吸附方式存在，有機質富集程度、乾酪根類型、熱成熟度、礦物成分含量和地層壓力都對頁岩的吸附能力有影響。吸附狀態天然氣的賦存與有機質含量密切有關，它與游離狀態天然氣含量之間呈此消彼長關系，其中吸附狀態天然氣的含量變化於20%～85%之間。因此從賦存狀態觀察，頁岩氣介於煤層吸附氣(吸附氣含量在85%以上)和常規圈閉氣(吸附氣含量通常忽略為零)之間。頁岩氣成藏體現出了非常復雜的多機理遞變特點，除天然氣在孔隙水、乾酪根以及液態烴類中的溶解作用機理以外，天然氣從生烴初期時的吸附聚集到大量生烴時期的活塞式運聚，再到生烴高峰時期的置換式運聚，體現出了頁岩氣自身所構成的完整性天然氣成藏機理序列。
在天然氣的最初生成階段，主要由生物作用所產生的天然氣首先滿足有機質和岩石顆粒表面吸附的需要，當吸附氣含量與溶解的逃逸氣含量達到飽和時，天然氣則以游離相或溶解相進行運移，條件適宜時可為水溶氣藏的形成提供豐富氣源。此時所形成的頁岩氣藏分布限於頁岩內部且以吸附狀態為主要賦存方式，總體含氣量有限。
有機碳含量是頁岩氣聚集成藏最重要的控制因素之一，不僅控制著頁岩的物理化學性質(包括顏色、密度、抗風化能力、放射性和硫含量)，也在一定程度上控制著頁岩裂縫的發育程度，更重要的是控制著頁岩的含氣量。同時，頁岩中的有機物質不僅是作為氣體的母源，也可以「范德華力」將氣體吸附在其表面。頁岩對氣的吸附能力與頁岩的總有機碳含量之間存在正相關關系。在相同壓力下，總有機碳含量較高的頁岩吸附的甲烷比總有機碳含量較低的頁岩吸附的甲烷明顯要高。在對安特里姆郡(Antrim)頁岩總有機碳含量與含氣量關系的研究中發現，二者呈密切的正相關關系，說明總有機碳含量對頁岩氣含氣量有重要的影響作用。
例如，福特沃斯(Fort Worth)盆地巴涅特(Barnett)頁岩有機碳含量0.5%～6%，平均值為4.5%(Bowker，2003)，吸附氣的含量與有機碳含量成正比(Mavor，2003)。高有機碳含量頁岩段往往存在高的天然氣儲量，並且通常需要基質具有高孔隙度及很低的粘土含量(Bowker，2007)。有機質的存在導致碳氫化合物以吸附氣的形式存在於孔隙性有機物的表面。同時，乾酪根也為頁岩基質創造了混合潤濕性環境，使乾酪根附近的頁岩呈現油濕特徵，而遠離乾酪根的區域則呈現水濕特徵(圖6－8)。
圖6－8頁岩中乾酪根的掃描電子顯微鏡照片 (據TerraTek公司，2006)
2.游離氣
游離氣(freegas)是天然氣在頁岩氣藏中存在的主要方式之一，以游離態存在的天然氣主要受岩層的孔隙度、構造裂縫和壓力等因素控制。在熱裂解氣大量生成過程中，由於天然氣的生成作用主要來自於熱化學能的轉化，它將較高密度的有機母質轉換成較低密度的天然氣。在相對密閉的系統中，物質密度的變小導致了體積的膨脹和壓力的提高，天然氣的大量生成作用使原有的地層壓力不斷增高，從而產生原始的高異常地層壓力，即「高壓鍋」原理。由於壓力的升高作用，頁岩內部沿應力集中面、岩性接觸過渡面或脆性薄弱面產生裂縫，天然氣聚集其中則易於形成以游離相為主的工業性頁岩氣藏，此時頁岩氣藏的形成在主體上表現為由生氣膨脹力所導致的頁岩氣成藏過程，天然氣原地或就近分布，構成了擠壓孔隙式的運聚成藏特徵。在該階段，游離相的天然氣以裂隙聚集為主，頁岩地層的平均含氣量達到較高水平。
在母質類型確定的情況下，游離相天然氣排出量的大小主要取決於岩石的母質豐度、轉化程度和岩石的殘留烴能力。母質豐度高、轉化程度亦較高的源岩天然氣生成量大，如果岩石殘留烴能力小，則有大量游離相天然氣排出。游離相天然氣在浮力作用下運移，遇到的阻力主要有毛細管力和反向的水動力。毛細管力的大小主要受氣水界面張力、潤濕角大小和孔喉半徑的控制。潤濕角越小，氣水界面張力越大;孔喉半徑越小，氣相運移的阻力越大。
天然氣在儲層中運移除受到來自最小孔喉半徑的阻力作用外，還受到來自最大孔喉半徑的動力作用。從剖面上看，一般埋深在1500m以下的地層有利於游離相天然氣的運聚成藏;埋深太淺時尚未大量生氣，源岩以壓實排水為主，生成的氣大都溶解於水和油中或被吸附，很難呈游離相形式排出和存在。
3.溶解氣
研究表明，少量頁岩氣甚至可以在水、乾酪根和瀝青質中以溶解狀態存在，將其稱為溶解氣(solutegas)。眾所周知，自然界中幾乎所有的氣體均能不同程度地溶解於水中。氣體的溶解度，是指在一定的溫度、壓力和礦化度條件下，單位體積水溶液中所能溶解的最大氣體量。它主要取決於地下水的溫度、壓力、礦化度及氣體組分等。在壓力不大(約<5MPa)時，水溶解氣量與壓力成正比，而在壓力較高時，水溶解氣量則隨壓力的增加而不呈比例地增大。在溫度不高(<80～90℃)時，氣的溶解度與溫度成正比，而在溫度較高(>90℃)時，則成反比。此外，幾乎所有氣體的溶解度都隨礦化度的增加而降低。
目前，研究人員已經普遍承認水溶相是烴類天然氣運移的重要相態。就頁岩氣而言，沉積盆地的有機質在生物改造和熱化學動力學作用下生成的天然氣，其中一部分會溶解在地層水中，隨著地層水滯留在原地，或由於頁岩孔滲性、構造作用的影響隨地層水流動而發生短距離運移，成為溶解氣。在氣源充足和地層水總量變化較小的情況下，天然氣會飽和地層水，在地層水中保持溶解與擴散的動平衡。這種動平衡會隨著地層水狀態的變化而發生變化，如地層水壓力增大會使溶解度增大，會有更多的游離氣溶解在地層水中從而達到飽和;但是當某種條件變化使得天然氣的溶解度降低時，則過飽和的氣會從水中擴散出來變成游離氣，從而減少水中的溶解氣量。水溶氣的相態就是在這種溶解和擴散的動平衡下不斷地在水溶相和游離相之間發生轉化。
(三)異常壓力
由於頁岩氣藏作為一個完全封閉的體系而存在，導致頁岩氣藏大多具有異常壓力。從成岩演化上看，熱裂解生氣階段形成的頁岩氣藏常具異常高壓，而生物化學生氣成藏方式常導致氣藏具異常低壓。因此，異常壓力的存在可以作為頁岩氣藏的一個識別標志。
一般情況下，隨壓力的增大，無論以何種賦存方式存在的氣體，含量都呈增大趨勢，但壓力增大到一定程度以後，含氣量增加緩慢，因為孔隙和礦物(有機質)表面是一定的，前者控制游離狀態氣體含量，後者控制吸附狀態氣體含量。當壓力較低時，吸附狀態氣體含量相對較高，如聖胡安盆地Lewis頁岩氣藏具有異常低地層壓力梯度，為4.197kPa/m，吸附狀態天然氣含量高達88%，而福特沃斯(Fort Worth)盆地巴涅特(Barnett)頁岩氣藏具有微超高壓力梯度的特徵，為12.121kPa/m，其吸附狀態氣體的含量最高為60%，最低為40%。
壓力對游離相天然氣的封閉作用不像毛細管封閉作用存在的那麼普遍，它只存在於特定的地質條件下，即欠壓實具有異常孔隙流體壓力的泥岩中，其封閉機理主要是由於泥岩蓋層欠壓實，大量的孔隙流體受上下緻密層的阻止而滯留在泥岩的孔隙中，使其除承受靜水壓力外，還將承受部分來自上覆地層載荷重量的作用，使泥岩形成了較上下正常壓實地層異常高的孔隙流體壓力，正是由於這種異常孔隙流體壓力的存在，阻止了游離相天然氣通過泥岩滲濾運移。異常孔隙流體壓力越大，其壓力封閉游離天然氣的能力越強，反之則越弱。因此，異常孔隙流體壓力是反映泥岩壓力封閉能力的最主要因素。
以巴涅特(Barnett)頁岩為例，現今剩餘壓力梯度(約0.52psi/ft(11.76kPa/m))實際上保持了地質歷史時期一個正常的壓力梯度，或者說稍微超過最大熱流存在時，烴類生成過程中的壓力梯度。巴涅特頁岩具有超低滲透率，極高的毛細管壓力。福特沃斯盆地鏡質組反射率曲線和盆地模擬(Pollastro et al.，2007)表明在二疊紀達到最大埋深時上古生界及中生界幾千英尺的沉積地層被剝蝕。紐瓦克東場巴涅特頁岩的平均深度是7500ft(2300m)，因此，巴涅特頁岩平均儲層壓力是:
非常規油氣資源
如果我們假設靜水壓力梯度為0.44psi/ft(9.95kPa/m)，我們可以得到剝蝕量:
非常規油氣資源
巴涅特頁岩是福特沃斯盆地目前發現的所有油氣的烴源岩(Montgomery et al.，2005)。巴涅特頁岩生成的油氣必須在烴類生成之後的抬升過程中被排出，而且來自巴涅特的天然氣目前正不停地運移至盆地地表。核心區域的生產井數據表明巴涅特頁岩氣藏亦具有異常超壓(Bowker，2007)。
3. 泥頁岩氣
泥頁岩氣是一種非常規天然氣資源，是常規油氣能源的重要戰略接替。近年來，美國泥頁岩氣勘探開發取得了重要突破，產量快速增加，引起了世界各國的廣泛關注。
2011年4月5日，美國能源信息署(EIA)公布了其對全球泥頁岩氣資源的初步評估結果。結果顯示，全球14個地理區域(美國除外)、48個泥頁岩氣盆地、70個泥頁岩氣儲層、32個國家的泥頁岩氣技術可采資源量為163×1012m3，加上美國本土的24×1012m3，全球總的泥頁岩氣技術可采資源量升至187×1012m3。其中，中國的泥頁岩氣技術可采資源量為36×1012m3，排名世界第一(約佔20%)，其後依次是美國(約佔13%)、阿根廷、墨西哥和南非(表1.1)。
表1.4 美國主要產氣泥頁岩基本特點
美國泥頁岩氣主要產於泥盆系、石炭系、侏羅系和白堊系。開發深度范圍為152～4115m，其中，生物成因泥頁岩氣開發深度范圍為152～671m，熱成因泥頁岩氣開發深度范圍為914～4115m。富有機質泥頁岩凈厚度范圍為6～183m，多數在30～90m之間，成熟度為0.4%～4.0%。有機碳含量變化范圍為0.45%～25.0%，其中低熱演化泥頁岩有機碳含量范圍為0.5%～25.0%，中高演化泥頁岩有機碳含量為0.45%～14.0%。低演化泥頁岩孔隙度為9.0%～14.0%，高演化頁岩孔隙度為1.0%～10.0%。泥頁岩含氣量變化范圍為0.4～9.9m3/t，Barnett頁岩含氣量最高，在8.5～9.9m3/t之間，Lewis含氣量最低，在0.4～1.3m3/t之間。在開發過程中，Antrim和New Albany兩套低演化泥頁岩產一定量的水，其餘幾套頁岩不產水(表1.4)。
泥頁岩氣井生產周期長，一般30～50年，根據對Barnett的測算，泥頁岩氣開采周期最長可達到80～100年，且多數不產水，這與煤層氣、緻密氣有顯著區別。
泥頁岩氣的成功開發，也帶來了頁岩油產量的增長。2008年以來，美國陸續在多套泥頁岩層系中產出了頁岩油，例如 Monterey頁岩、Bakken頁岩、Barnett頁岩、Woodford頁岩、Eagle Ford頁岩及Marcellus頁岩等，相關理論研究正在展開。
經過多年的探索實踐，美國已形成了先進有效的泥頁岩氣開發相關技術，包括水平井導向鑽進、儲層壓裂改造、微地震監測、CO2驅氣及節水減污等技術。在良好的市場和政策條件下，這些先進技術的大規模推廣應用降低了開發成本，大幅提高了產量。
在國家政策、天然氣價格和技術進步等因素的推動下，泥頁岩氣已成為美國最重要的非常規天然氣資源。美國地質調查局(USGS)完成了大量區域性和基礎性泥頁岩氣資源的調查評價和研究工作，特別是對重點盆地和重點地區開展的泥頁岩氣資源評價，極大地促進了泥頁岩氣資源的勘探開發。目前，美國已經掌握了從地層評價、氣藏分析、鑽完井和生產的系統集成技術，也產生了一批國際領先的專業技術服務公司，如哈里伯頓、斯倫貝謝、貝克休斯等公司。圍繞泥頁岩氣開采，美國已形成一個技術不斷創新的新興產業，並已開始向全球進行技術和裝備輸出。
近兩年，由於美國泥頁岩氣產量的快速增長，其國內天然氣價格並沒有受到國際油價大幅度上升的影響，是世界三大天然氣消費市場(北美、歐洲、亞太)中價格最低的地區。
(2)加拿大
加拿大是繼美國之後，取得頁岩氣商業開發成功的第二個國家，2007年，位於不列顛哥倫比亞省東北部的區塊已開始投入商業開發，其後加大了泥頁岩氣的研究投入和勘探開發力度。泥頁岩氣資源主要分布於不列顛哥倫比亞省、艾塔省、薩斯喀徹溫省、南安大略地區、魁北克低地以及濱海諸省，其中不列顛哥倫比亞西部地區的白堊系、侏羅系、三疊系和泥盆系的泥頁岩氣資源最為豐富。
目前，加拿大天然氣供應量已佔據了北美市場近50%的份額，不列顛哥倫比亞省東北部地區是其天然氣主要產區。過去10年中，該省天然氣產量的增長主要來自於非常規天然氣，即泥頁岩氣和緻密砂岩氣。2011年，加拿大國家能源局和不列顛哥倫比亞省能源和礦業廳聯合發表的一份報告表明，不列顛哥倫比亞省東北部的霍恩河盆地可能成為北美第三大泥頁岩氣產區，僅次於美國的Marcellus和Haynesville頁岩氣藏。雖然霍恩河盆地頁岩氣資源非常豐富，但加拿大國家能源局局長戴維森表示，目前還不確定現有的經濟狀況能否允許全面開發，而且也不能確定什麼樣的開采方式是可以採用的。這也就意味著這里的泥頁岩氣開發還面臨著諸多挑戰。
(3)歐洲
「歐洲泥頁岩氣研究計劃」(GASH)於2009年在德國國家地學研究中心(GFZ)啟動。此項計劃由政府地質調查部門、咨詢機構、研究所和高等院校的專家組成工作團隊，擬通過6年時間共同推動完成。工作目標是通過收集歐洲各個地區的泥頁岩樣品、測井試井和地震資料數據，建立歐洲的泥頁岩資料庫，與美國的含氣泥頁岩進行對比研究，在此基礎上尋找和發現泥頁岩氣以滿足當地和區域的需求。計劃的資助方包括挪威國家石油公司(Statoil)、埃克森美孚(Exxon Mobile)、法國天然氣蘇伊士集團(GDF Suez)、道達爾(Total)、斯倫貝謝(Schlumberger)、Wintershall、Vermillion、Marathon Oil、Repsol和Bayemgas等10家大型油氣公司。參與機構主要有德國國家地學研究中心(GFZ)、法國石油研究院(IFP)、荷蘭應用科學研究組織(TNO)等3家大型研究機構，英國、德國、荷蘭的多所高等院校，以及超過20個國家和地方地質調查局。
歐洲的非常規天然氣勘探開發主要集中在波蘭、奧地利、瑞典、德國和英國。據預測，歐洲的非常規天然氣產量2030年最高可達600×108m3/a，其中波蘭的產量最高，其他的則來自瑞典、德國、法國、奧地利和英國等國家。目前，波蘭已鑽11口泥頁岩氣探井，預計2014年實現商業化開采，並逐步實現燃氣自給，隨著技術的進步，開發成本有望大幅度降低。
(4)其他國家和地區
印度主要評估了坎貝、克里希納戈達瓦里、高韋里和達莫德爾等盆地的泥頁岩氣資源量，並在西孟加拉邦東部達莫德爾盆地實施了一口泥頁岩氣探井，在1700m左右地層中發現了泥頁岩氣，初步估算泥頁岩氣的分布范圍超過12000km2。
澳大利亞泥頁岩氣技術可采資源量約11×1012m3，主要分布在中南部、西部和東部的Cooper，Perth，Amadeus，Georgina和Canning等盆地中，其中在Perth，Cooper，Canning盆地泥頁岩氣的勘探開發已經取得了一定的進展。
阿根廷積極開展泥頁岩氣勘探開發。美國能源信息署的一份報告顯示，阿根廷泥頁岩氣技術可采資源量約為21.9×1012m3，居世界第三位，占拉丁美洲泥頁岩氣儲量的1/3。阿根廷在Neuquen地區泥頁岩氣勘探獲得重大進展，該區頁岩氣可采資源量約為7×1012m3。
南非泥頁岩氣資源主要分布在Karoo盆地南部，目前已開展頁岩氣勘探開發工作。該地區二疊系的Whitehill地層是泥頁岩氣有利目地層，Shell公司正在該區進行頁岩氣勘探開發。
其他國家，如墨西哥、哥倫比亞、委內瑞拉、土耳其、巴基斯坦等國家了開展了不同程度的泥頁岩氣勘探開發工作。
4. 美國的頁岩氣到底什麼情況
美國探明的可開采頁岩氣的儲量約1275萬億立方英尺。頁岩油在全速開採的情況下基本可以完成自給。（中國儲量更大，但開采也更難）
頁岩氣開采技術從上世紀中葉就已經開始應用，但真正蓬勃發展是從本世紀初開始的。美國因為頁岩氣產氣量大增全世界都看在眼裡了，俄國自然也明白。
因為美俄兩國對峙歷史悠久，美國的能源進口基本不依賴俄國，而是和波斯灣諸國比較密切。所以烏克蘭鬧事和頁岩氣生產關系應該不大。
您不妨注意一下最近油價暴跌的問題，剛出現油價下降、盧布貶值的時候曾經有人就提出這可能是歐盟和俄國兩大能源集團故意為之，藉以打壓美國新崛起的頁岩氣工業的。最近又有新聞稱美國有頁岩氣、油公司因開始進入破產模式。從結果來看，當時的分析不無道理。
5. 中國頁岩氣的發展形勢預測
從全球范圍來看，美國是頁岩氣開發最早也是最成功的國家。1981年，美國第一口頁岩氣井壓裂成功，實現了頁岩氣開發的突破。近年來，美國在頁岩氣勘探開發技術上實現了飛躍，頁岩氣開發迅猛，已改變了美國的能源格局。最新數據顯示，2013年美國頁岩氣產量達到2407億立方，占天然氣總產量的37%。
我國頁岩氣可采儲量全球領先，據美國能源情報署估計，中國頁岩氣儲量超過其他任何一個國家，頁岩氣可采儲量有1275萬億立方英尺。我國正式進入頁岩氣的勘探開發是在2009年。我國頁岩氣開發雖然起步較晚，但是動作非常快。通過這幾年的積極探索，部分資源評價井實現了商業化試生產，並基本掌握了頁岩氣開發的成套技術。
前瞻網發布的《中國頁岩氣行業市場前瞻與投資戰略分析報告》數據顯示，2011年全國完鑽頁岩氣水平井2口，2012年全國完鑽頁岩氣水平井20餘口，2013年完鑽50餘口。據不完全統計，截至2013年10月，中國已完成頁岩氣鑽井178口（包括參數井、探井），其中調查井58口（直井）、探井62（直井），評價井58口（水平井）。
總體來看，我國頁岩氣發展展現了良好的前景，有的地區勘探開發情況好於預期，目前頁岩氣產量已超過200萬立方米/天。
從《頁岩氣發展規劃（2011-2015年）》到《頁岩氣利用補貼政策》，再到「量身定製」《頁岩氣產業政策》的出台，可以看出，國家鼓勵頁岩氣發展的政策體系正在逐步完善，前瞻預測，在頁岩氣開采初期，為保證開發企業的盈利，在補貼、稅法上的支持力度將會進一步加大。
目前，我國在頁岩氣開采技術上已實現了重大突破，初步形成具有自主知識產權的頁岩氣開采配套工程技術，打破了國外技術壟斷，不僅大幅降低開采成本，而且使施工質量和勘探成功率成倍提高。而在開采設備上，《頁岩氣產業政策》中有提到對進口設備免徵關稅，這在一定程度上有助於開采成本的降低。
前瞻網頁岩氣行業研究報告分析認為，2014年我國頁岩氣勘探開發將步入實質性的規模化生產階段，全國頁岩氣新鑽水平井有望超過100-200口。另有消息顯示，2014年一季度第三輪頁岩氣招標將啟動，這將進一步點燃頁岩氣投資的熱潮，帶來頁岩氣產業發展盛宴。
頁岩行業前景很不錯的，市場規模及容量也很大，我國頁岩氣開采現在正處高速發展期。
希望我的回答對您有所幫助。
6. 頁岩氣開發帶來的環境危害有哪些
頁岩氣開發帶來的環境危害有6個方面。頁岩氣開採的潛在影響也是公眾和社區關注的主題。擔憂主要集中在：①開發過程需要消耗大量水;②由於管道的不密封性、壓裂液等造成水污染;③存儲與運輸過程中甲烷的泄漏將加劇溫室效應;④開發過程將可能誘發地震;⑤佔用大量的耕地資源，破壞地表及生態植被等;⑥引起噪音、交通問題等將影響居民的日常生活。
7. 石油大跌會對頁岩氣開發有什麼影響
石油大跌會對頁岩氣的開發，造成成本壓力上升的影響。
因為頁岩氣屬於非常規油氣資源，開采成本較高。首先油氣市場是一個不飽和市場，需大於求，也就是可以假設市場無限大。頁岩氣作為能源來說，和石油具有相互替代性。（但是不是任何方面都可以替代，在交通運輸和化工方面，很多地方是無法替代的，但是頁岩氣中經常含有頁岩油，這就和石油完全一樣，可以替代了）當石油價格升高的時候，比如高於60美元/桶，頁岩（油）氣就會得到快速發展，增加石油供給，或者說增加可替代商品供給，供給增加，價格就有下降的趨勢和壓力。同時，石油價格下降，將給頁岩氣開發帶來壓力，尤其當油價到頁岩氣開發成本以下，比如60美元/桶以下，頁岩氣企業不賺錢，生產動力下降，甚至破產倒閉，油氣供給下降，又給石油價格上升提供了動力。如此往復。