1. 页岩气开发现状及开采技术分析
史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2
作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:[email protected],电话:18901289094。
(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)
摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。
关键词:页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术
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
地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中,以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气聚集[1]。世界页岩气资源很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。
图1 各种油气资源分布示意图
2 国内外页岩气勘探开发现状
2.1 国外页岩气开发情况
国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的采收率提高了20%,年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。
美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。
除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。
2.2 中国页岩气开发现状
2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。
我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。
3 页岩气开发特点分析
3.1 页岩气成藏机理
页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显着的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。
图2 美国的页岩气资源分布
表1 页岩气与其他天然气资源对比分析
3.2 页岩气开发特点
页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但页岩气开发虽然产能低,但具有开采寿命长和生产周期长的优点,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。
页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,采气降压不可能使储层的压力降得很低。
图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图
4 主要页岩气勘探开发技术
页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。
4.1 储层评价技术
页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectros)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC和吸附等温曲线,以此得到页岩含气量。
4.2 水平井钻井技术
页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开采可使用水平钻井技术,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终采收率就越高。
水平井的成本比较高,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。
4.3 完井技术
页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间。
4.4 压裂技术
据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。
4.4.1 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。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-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显着,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无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。
4.4.2 重复压裂
当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,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30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)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。
图4 Barnett页岩压裂模式示意图
图5 重复压裂再取向
4.4.3 同步压裂
同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,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。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,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。
4.4.4 裂缝综合监测技术
页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,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。
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[11]。该技术有以下优点:(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Barnett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。2005年,美国Chesapeake[12]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。
5 中国页岩气开发亟需解决的问题
5.1 地质控制条件评价
我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。
5.2 战略选区
作为可商业规模化开采的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。
5.3 技术适应性试验
美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,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。
5.4 环保因素的考虑
对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。
6 结论
(1)美国页岩气的高速发展表明,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,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用: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;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;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。
(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。
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2. 页岩气储层及储集
一般来说，页岩气的商业性开采取决于若干条件的同时并存。源岩必须具有足够的厚度，并且有适当的有机质类型、数量和热成熟度。此外，页岩气储层必须符合一定的储集物性，并有足够的孔隙度和渗透率。这些有利于气体开采的特征不一定要恰好出现在同一层或同一地层单元内。更多的情况是，它们往往分布于相邻地层的组合中，其中不同的地层组分显示出所期望的一种或多种特征。例如，在一些地区，气体显然是从富含有机质的黑色页岩源岩经过相对较短的距离运移至孔隙度稍好的岩层中，这些岩层通常由颜色较浅的灰色或浅绿—灰色粉砂质或砂质页岩、粉砂岩和砂岩构成(Broadhead et al.，1982)。
(一)含气页岩的孔隙度及渗透率
与常规天然气不同，对于页岩气来说，页岩既是烃源岩又是储集层。另外，泥页岩储层的储集特征与碎屑岩、碳酸盐岩储层不同，天然气在其中的赋存方式也有所不同，因此，并非所有的页岩都有利于页岩气的储集。在常规储层分析中，孔隙度和渗透率是储层特征研究中最重要的两个参数，这对于页岩气藏同样适用。储集页岩气的泥页岩，其总孔隙度一般小于10%，适于含气的有效孔隙度一般不及总孔隙度的一半，渗透率则随裂缝的发育程度不同而有较大变化，美国五大页岩气储层渗透率一般均小于0.1×10－3μm2，所以页岩气的大规模发育需要相当的储集空间(表6－6)。
表6－6美国含气页岩主要储集特征表
泥页岩类基质孔隙极不发育，多为微毛细管孔隙，渗透率也远小于致密砂岩，属于渗透率极低的沉积岩。但沉积环境、成岩作用、有机质演化、构造应力、水动力条件和围岩特征等诸多因素的综合效应，能够使有机质丰富的泥页岩形成一定规模、渗透性较好的封闭体系，即裂缝性泥页岩油气藏。这是分布广泛的北美泥盆系页岩只在部分区域具有商业开发价值的主要原因之一，也是油气公司确定页岩气经济、技术可采段的主要依据之一。
页岩中可能含有大量的孔隙并且在这些孔隙中含有大量的油和游离态的天然气，孔隙度大小直接控制着游离态天然气的含量。一些地质学家认为纽瓦克东场大约一半的天然气储存在基质孔隙中(Bowker，2003)。在阿巴拉契亚(Appalachia)盆地俄亥俄(Ohio)页岩和密执安(Michigan)盆地安特里姆郡(Antrim)页岩中，局部孔隙度可高达15%，游离气体积占孔隙总体积的50%。渗透率是判断页岩气藏是否具有开发经济价值的重要参数。页岩的基质渗透率非常低，一般小于0.11×10－3μm2，平均孔喉半径不到0.1005μm，但随裂缝的发育而大幅度提高。
很少有实验室能够把不可渗透岩石的孔隙度精确地测算出来，页岩含水饱和度的测定则更难。当然，只有孔隙度和含水饱和度都知道的情况下才有助于新区的勘探。巴涅特(Barnett)页岩富含有机质部分评价孔隙度大约是5.5%，含水饱和度大约是25%(Bowk-er，2007)。
组成页岩的粘土矿物颗粒和不断的沉积结果导致地层有限的横向渗透性和极为有限的垂直渗透性。典型的非裂缝性页岩的基质渗透率是0.01×10－3～0.00001×10－3μm2。极低渗透率的结果是，除非经历极长的地质时间(几百万年)，否则气体在页岩中不能自由地移动，而被封堵在地层中。储层“总”渗透率与储层中天然裂缝系统的发育程度相一致，这通常通过测井和生产数据分析来确定。由于页岩具有低的渗透率，因此就需要产生大量的裂缝(人工压裂)来维持商业生产。
(二)页岩气的储集
页岩气主体以游离、吸附或者溶解方式存在，成藏过程中没有或仅有极短距离的运移。热裂解气和生物成因气主要以吸附气的储集方式存在，游离气一般储集在裂缝或粒间孔中，还有些气体存在于干酪根和沥青中(Martini et al.，1998)。
页岩气成藏的主要动力源自分子间作用力、生气膨胀和毛细管力等，在吸附平衡和游离平衡机理的约束下，产出的天然气经过初次运移吸附在富含有机质的表面和聚集在岩石颗粒孔隙和裂缝中。已有的研究成果表明，天然气在泥页岩中的赋存有三种基本方式:①以物理或化学的形式吸附在干酪根和粘土颗粒表面上;②以游离气的形式存在于有机质分解或其他成岩、构造作用所形成的孔隙或裂缝中;③少量页岩气甚至可以在干酪根和沥青质中以溶解状态存在。
页岩生成的天然气首先被页岩中富含有机质的颗粒所吸附，形成吸附态的页岩气藏;随着天然气生气过程的继续，天然气开始以游离态聚集于页岩原生孔隙;当原生孔隙不足以容纳游离态天然气的聚集需求时，页岩中产生微裂缝并成为天然气新的聚集空间，游离态天然气聚集过程继续;当天然气生成量超过页岩所能提供的最大可容空间时，天然气进入与页岩相邻的储层，页岩气成藏阶段结束。
1.吸附气
页岩在地层组成上，多为暗色泥岩与浅色粉砂岩的薄互层。在页岩中，页岩气(ab-sorbed－stategas)吸附状态主要以物理吸附方式存在，有机质富集程度、干酪根类型、热成熟度、矿物成分含量和地层压力都对页岩的吸附能力有影响。吸附状态天然气的赋存与有机质含量密切有关，它与游离状态天然气含量之间呈此消彼长关系，其中吸附状态天然气的含量变化于20%～85%之间。因此从赋存状态观察，页岩气介于煤层吸附气(吸附气含量在85%以上)和常规圈闭气(吸附气含量通常忽略为零)之间。页岩气成藏体现出了非常复杂的多机理递变特点，除天然气在孔隙水、干酪根以及液态烃类中的溶解作用机理以外，天然气从生烃初期时的吸附聚集到大量生烃时期的活塞式运聚，再到生烃高峰时期的置换式运聚，体现出了页岩气自身所构成的完整性天然气成藏机理序列。
在天然气的最初生成阶段，主要由生物作用所产生的天然气首先满足有机质和岩石颗粒表面吸附的需要，当吸附气含量与溶解的逃逸气含量达到饱和时，天然气则以游离相或溶解相进行运移，条件适宜时可为水溶气藏的形成提供丰富气源。此时所形成的页岩气藏分布限于页岩内部且以吸附状态为主要赋存方式，总体含气量有限。
有机碳含量是页岩气聚集成藏最重要的控制因素之一，不仅控制着页岩的物理化学性质(包括颜色、密度、抗风化能力、放射性和硫含量)，也在一定程度上控制着页岩裂缝的发育程度，更重要的是控制着页岩的含气量。同时，页岩中的有机物质不仅是作为气体的母源，也可以“范德华力”将气体吸附在其表面。页岩对气的吸附能力与页岩的总有机碳含量之间存在正相关关系。在相同压力下，总有机碳含量较高的页岩吸附的甲烷比总有机碳含量较低的页岩吸附的甲烷明显要高。在对安特里姆郡(Antrim)页岩总有机碳含量与含气量关系的研究中发现，二者呈密切的正相关关系，说明总有机碳含量对页岩气含气量有重要的影响作用。
例如，福特沃斯(Fort Worth)盆地巴涅特(Barnett)页岩有机碳含量0.5%～6%，平均值为4.5%(Bowker，2003)，吸附气的含量与有机碳含量成正比(Mavor，2003)。高有机碳含量页岩段往往存在高的天然气储量，并且通常需要基质具有高孔隙度及很低的粘土含量(Bowker，2007)。有机质的存在导致碳氢化合物以吸附气的形式存在于孔隙性有机物的表面。同时，干酪根也为页岩基质创造了混合润湿性环境，使干酪根附近的页岩呈现油湿特征，而远离干酪根的区域则呈现水湿特征(图6－8)。
图6－8页岩中干酪根的扫描电子显微镜照片 (据TerraTek公司，2006)
2.游离气
游离气(freegas)是天然气在页岩气藏中存在的主要方式之一，以游离态存在的天然气主要受岩层的孔隙度、构造裂缝和压力等因素控制。在热裂解气大量生成过程中，由于天然气的生成作用主要来自于热化学能的转化，它将较高密度的有机母质转换成较低密度的天然气。在相对密闭的系统中，物质密度的变小导致了体积的膨胀和压力的提高，天然气的大量生成作用使原有的地层压力不断增高，从而产生原始的高异常地层压力，即“高压锅”原理。由于压力的升高作用，页岩内部沿应力集中面、岩性接触过渡面或脆性薄弱面产生裂缝，天然气聚集其中则易于形成以游离相为主的工业性页岩气藏，此时页岩气藏的形成在主体上表现为由生气膨胀力所导致的页岩气成藏过程，天然气原地或就近分布，构成了挤压孔隙式的运聚成藏特征。在该阶段，游离相的天然气以裂隙聚集为主，页岩地层的平均含气量达到较高水平。
在母质类型确定的情况下，游离相天然气排出量的大小主要取决于岩石的母质丰度、转化程度和岩石的残留烃能力。母质丰度高、转化程度亦较高的源岩天然气生成量大，如果岩石残留烃能力小，则有大量游离相天然气排出。游离相天然气在浮力作用下运移，遇到的阻力主要有毛细管力和反向的水动力。毛细管力的大小主要受气水界面张力、润湿角大小和孔喉半径的控制。润湿角越小，气水界面张力越大;孔喉半径越小，气相运移的阻力越大。
天然气在储层中运移除受到来自最小孔喉半径的阻力作用外，还受到来自最大孔喉半径的动力作用。从剖面上看，一般埋深在1500m以下的地层有利于游离相天然气的运聚成藏;埋深太浅时尚未大量生气，源岩以压实排水为主，生成的气大都溶解于水和油中或被吸附，很难呈游离相形式排出和存在。
3.溶解气
研究表明，少量页岩气甚至可以在水、干酪根和沥青质中以溶解状态存在，将其称为溶解气(solutegas)。众所周知，自然界中几乎所有的气体均能不同程度地溶解于水中。气体的溶解度，是指在一定的温度、压力和矿化度条件下，单位体积水溶液中所能溶解的最大气体量。它主要取决于地下水的温度、压力、矿化度及气体组分等。在压力不大(约<5MPa)时，水溶解气量与压力成正比，而在压力较高时，水溶解气量则随压力的增加而不呈比例地增大。在温度不高(<80～90℃)时，气的溶解度与温度成正比，而在温度较高(>90℃)时，则成反比。此外，几乎所有气体的溶解度都随矿化度的增加而降低。
目前，研究人员已经普遍承认水溶相是烃类天然气运移的重要相态。就页岩气而言，沉积盆地的有机质在生物改造和热化学动力学作用下生成的天然气，其中一部分会溶解在地层水中，随着地层水滞留在原地，或由于页岩孔渗性、构造作用的影响随地层水流动而发生短距离运移，成为溶解气。在气源充足和地层水总量变化较小的情况下，天然气会饱和地层水，在地层水中保持溶解与扩散的动平衡。这种动平衡会随着地层水状态的变化而发生变化，如地层水压力增大会使溶解度增大，会有更多的游离气溶解在地层水中从而达到饱和;但是当某种条件变化使得天然气的溶解度降低时，则过饱和的气会从水中扩散出来变成游离气，从而减少水中的溶解气量。水溶气的相态就是在这种溶解和扩散的动平衡下不断地在水溶相和游离相之间发生转化。
(三)异常压力
由于页岩气藏作为一个完全封闭的体系而存在，导致页岩气藏大多具有异常压力。从成岩演化上看，热裂解生气阶段形成的页岩气藏常具异常高压，而生物化学生气成藏方式常导致气藏具异常低压。因此，异常压力的存在可以作为页岩气藏的一个识别标志。
一般情况下，随压力的增大，无论以何种赋存方式存在的气体，含量都呈增大趋势，但压力增大到一定程度以后，含气量增加缓慢，因为孔隙和矿物(有机质)表面是一定的，前者控制游离状态气体含量，后者控制吸附状态气体含量。当压力较低时，吸附状态气体含量相对较高，如圣胡安盆地Lewis页岩气藏具有异常低地层压力梯度，为4.197kPa/m，吸附状态天然气含量高达88%，而福特沃斯(Fort Worth)盆地巴涅特(Barnett)页岩气藏具有微超高压力梯度的特征，为12.121kPa/m，其吸附状态气体的含量最高为60%，最低为40%。
压力对游离相天然气的封闭作用不像毛细管封闭作用存在的那么普遍，它只存在于特定的地质条件下，即欠压实具有异常孔隙流体压力的泥岩中，其封闭机理主要是由于泥岩盖层欠压实，大量的孔隙流体受上下致密层的阻止而滞留在泥岩的孔隙中，使其除承受静水压力外，还将承受部分来自上覆地层载荷重量的作用，使泥岩形成了较上下正常压实地层异常高的孔隙流体压力，正是由于这种异常孔隙流体压力的存在，阻止了游离相天然气通过泥岩渗滤运移。异常孔隙流体压力越大，其压力封闭游离天然气的能力越强，反之则越弱。因此，异常孔隙流体压力是反映泥岩压力封闭能力的最主要因素。
以巴涅特(Barnett)页岩为例，现今剩余压力梯度(约0.52psi/ft(11.76kPa/m))实际上保持了地质历史时期一个正常的压力梯度，或者说稍微超过最大热流存在时，烃类生成过程中的压力梯度。巴涅特页岩具有超低渗透率，极高的毛细管压力。福特沃斯盆地镜质组反射率曲线和盆地模拟(Pollastro et al.，2007)表明在二叠纪达到最大埋深时上古生界及中生界几千英尺的沉积地层被剥蚀。纽瓦克东场巴涅特页岩的平均深度是7500ft(2300m)，因此，巴涅特页岩平均储层压力是:
非常规油气资源
如果我们假设静水压力梯度为0.44psi/ft(9.95kPa/m)，我们可以得到剥蚀量:
非常规油气资源
巴涅特页岩是福特沃斯盆地目前发现的所有油气的烃源岩(Montgomery et al.，2005)。巴涅特页岩生成的油气必须在烃类生成之后的抬升过程中被排出，而且来自巴涅特的天然气目前正不停地运移至盆地地表。核心区域的生产井数据表明巴涅特页岩气藏亦具有异常超压(Bowker，2007)。
3. 泥页岩气
泥页岩气是一种非常规天然气资源，是常规油气能源的重要战略接替。近年来，美国泥页岩气勘探开发取得了重要突破，产量快速增加，引起了世界各国的广泛关注。
2011年4月5日，美国能源信息署(EIA)公布了其对全球泥页岩气资源的初步评估结果。结果显示，全球14个地理区域(美国除外)、48个泥页岩气盆地、70个泥页岩气储层、32个国家的泥页岩气技术可采资源量为163×1012m3，加上美国本土的24×1012m3，全球总的泥页岩气技术可采资源量升至187×1012m3。其中，中国的泥页岩气技术可采资源量为36×1012m3，排名世界第一(约占20%)，其后依次是美国(约占13%)、阿根廷、墨西哥和南非(表1.1)。
表1.4 美国主要产气泥页岩基本特点
美国泥页岩气主要产于泥盆系、石炭系、侏罗系和白垩系。开发深度范围为152～4115m，其中，生物成因泥页岩气开发深度范围为152～671m，热成因泥页岩气开发深度范围为914～4115m。富有机质泥页岩净厚度范围为6～183m，多数在30～90m之间，成熟度为0.4%～4.0%。有机碳含量变化范围为0.45%～25.0%，其中低热演化泥页岩有机碳含量范围为0.5%～25.0%，中高演化泥页岩有机碳含量为0.45%～14.0%。低演化泥页岩孔隙度为9.0%～14.0%，高演化页岩孔隙度为1.0%～10.0%。泥页岩含气量变化范围为0.4～9.9m3/t，Barnett页岩含气量最高，在8.5～9.9m3/t之间，Lewis含气量最低，在0.4～1.3m3/t之间。在开发过程中，Antrim和New Albany两套低演化泥页岩产一定量的水，其余几套页岩不产水(表1.4)。
泥页岩气井生产周期长，一般30～50年，根据对Barnett的测算，泥页岩气开采周期最长可达到80～100年，且多数不产水，这与煤层气、致密气有显着区别。
泥页岩气的成功开发，也带来了页岩油产量的增长。2008年以来，美国陆续在多套泥页岩层系中产出了页岩油，例如 Monterey页岩、Bakken页岩、Barnett页岩、Woodford页岩、Eagle Ford页岩及Marcellus页岩等，相关理论研究正在展开。
经过多年的探索实践，美国已形成了先进有效的泥页岩气开发相关技术，包括水平井导向钻进、储层压裂改造、微地震监测、CO2驱气及节水减污等技术。在良好的市场和政策条件下，这些先进技术的大规模推广应用降低了开发成本，大幅提高了产量。
在国家政策、天然气价格和技术进步等因素的推动下，泥页岩气已成为美国最重要的非常规天然气资源。美国地质调查局(USGS)完成了大量区域性和基础性泥页岩气资源的调查评价和研究工作，特别是对重点盆地和重点地区开展的泥页岩气资源评价，极大地促进了泥页岩气资源的勘探开发。目前，美国已经掌握了从地层评价、气藏分析、钻完井和生产的系统集成技术，也产生了一批国际领先的专业技术服务公司，如哈里伯顿、斯伦贝谢、贝克休斯等公司。围绕泥页岩气开采，美国已形成一个技术不断创新的新兴产业，并已开始向全球进行技术和装备输出。
近两年，由于美国泥页岩气产量的快速增长，其国内天然气价格并没有受到国际油价大幅度上升的影响，是世界三大天然气消费市场(北美、欧洲、亚太)中价格最低的地区。
(2)加拿大
加拿大是继美国之后，取得页岩气商业开发成功的第二个国家，2007年，位于不列颠哥伦比亚省东北部的区块已开始投入商业开发，其后加大了泥页岩气的研究投入和勘探开发力度。泥页岩气资源主要分布于不列颠哥伦比亚省、艾塔省、萨斯喀彻温省、南安大略地区、魁北克低地以及滨海诸省，其中不列颠哥伦比亚西部地区的白垩系、侏罗系、三叠系和泥盆系的泥页岩气资源最为丰富。
目前，加拿大天然气供应量已占据了北美市场近50%的份额，不列颠哥伦比亚省东北部地区是其天然气主要产区。过去10年中，该省天然气产量的增长主要来自于非常规天然气，即泥页岩气和致密砂岩气。2011年，加拿大国家能源局和不列颠哥伦比亚省能源和矿业厅联合发表的一份报告表明，不列颠哥伦比亚省东北部的霍恩河盆地可能成为北美第三大泥页岩气产区，仅次于美国的Marcellus和Haynesville页岩气藏。虽然霍恩河盆地页岩气资源非常丰富，但加拿大国家能源局局长戴维森表示，目前还不确定现有的经济状况能否允许全面开发，而且也不能确定什么样的开采方式是可以采用的。这也就意味着这里的泥页岩气开发还面临着诸多挑战。
(3)欧洲
“欧洲泥页岩气研究计划”(GASH)于2009年在德国国家地学研究中心(GFZ)启动。此项计划由政府地质调查部门、咨询机构、研究所和高等院校的专家组成工作团队，拟通过6年时间共同推动完成。工作目标是通过收集欧洲各个地区的泥页岩样品、测井试井和地震资料数据，建立欧洲的泥页岩数据库，与美国的含气泥页岩进行对比研究，在此基础上寻找和发现泥页岩气以满足当地和区域的需求。计划的资助方包括挪威国家石油公司(Statoil)、埃克森美孚(Exxon Mobile)、法国天然气苏伊士集团(GDF Suez)、道达尔(Total)、斯伦贝谢(Schlumberger)、Wintershall、Vermillion、Marathon Oil、Repsol和Bayemgas等10家大型油气公司。参与机构主要有德国国家地学研究中心(GFZ)、法国石油研究院(IFP)、荷兰应用科学研究组织(TNO)等3家大型研究机构，英国、德国、荷兰的多所高等院校，以及超过20个国家和地方地质调查局。
欧洲的非常规天然气勘探开发主要集中在波兰、奥地利、瑞典、德国和英国。据预测，欧洲的非常规天然气产量2030年最高可达600×108m3/a，其中波兰的产量最高，其他的则来自瑞典、德国、法国、奥地利和英国等国家。目前，波兰已钻11口泥页岩气探井，预计2014年实现商业化开采，并逐步实现燃气自给，随着技术的进步，开发成本有望大幅度降低。
(4)其他国家和地区
印度主要评估了坎贝、克里希纳戈达瓦里、高韦里和达莫德尔等盆地的泥页岩气资源量，并在西孟加拉邦东部达莫德尔盆地实施了一口泥页岩气探井，在1700m左右地层中发现了泥页岩气，初步估算泥页岩气的分布范围超过12000km2。
澳大利亚泥页岩气技术可采资源量约11×1012m3，主要分布在中南部、西部和东部的Cooper，Perth，Amadeus，Georgina和Canning等盆地中，其中在Perth，Cooper，Canning盆地泥页岩气的勘探开发已经取得了一定的进展。
阿根廷积极开展泥页岩气勘探开发。美国能源信息署的一份报告显示，阿根廷泥页岩气技术可采资源量约为21.9×1012m3，居世界第三位，占拉丁美洲泥页岩气储量的1/3。阿根廷在Neuquen地区泥页岩气勘探获得重大进展，该区页岩气可采资源量约为7×1012m3。
南非泥页岩气资源主要分布在Karoo盆地南部，目前已开展页岩气勘探开发工作。该地区二叠系的Whitehill地层是泥页岩气有利目地层，Shell公司正在该区进行页岩气勘探开发。
其他国家，如墨西哥、哥伦比亚、委内瑞拉、土耳其、巴基斯坦等国家了开展了不同程度的泥页岩气勘探开发工作。
4. 美国的页岩气到底什么情况
美国探明的可开采页岩气的储量约1275万亿立方英尺。页岩油在全速开采的情况下基本可以完成自给。（中国储量更大，但开采也更难）
页岩气开采技术从上世纪中叶就已经开始应用，但真正蓬勃发展是从本世纪初开始的。美国因为页岩气产气量大增全世界都看在眼里了，俄国自然也明白。
因为美俄两国对峙历史悠久，美国的能源进口基本不依赖俄国，而是和波斯湾诸国比较密切。所以乌克兰闹事和页岩气生产关系应该不大。
您不妨注意一下最近油价暴跌的问题，刚出现油价下降、卢布贬值的时候曾经有人就提出这可能是欧盟和俄国两大能源集团故意为之，借以打压美国新崛起的页岩气工业的。最近又有新闻称美国有页岩气、油公司因开始进入破产模式。从结果来看，当时的分析不无道理。
5. 中国页岩气的发展形势预测
从全球范围来看，美国是页岩气开发最早也是最成功的国家。1981年，美国第一口页岩气井压裂成功，实现了页岩气开发的突破。近年来，美国在页岩气勘探开发技术上实现了飞跃，页岩气开发迅猛，已改变了美国的能源格局。最新数据显示，2013年美国页岩气产量达到2407亿立方，占天然气总产量的37%。
我国页岩气可采储量全球领先，据美国能源情报署估计，中国页岩气储量超过其他任何一个国家，页岩气可采储量有1275万亿立方英尺。我国正式进入页岩气的勘探开发是在2009年。我国页岩气开发虽然起步较晚，但是动作非常快。通过这几年的积极探索，部分资源评价井实现了商业化试生产，并基本掌握了页岩气开发的成套技术。
前瞻网发布的《中国页岩气行业市场前瞻与投资战略分析报告》数据显示，2011年全国完钻页岩气水平井2口，2012年全国完钻页岩气水平井20余口，2013年完钻50余口。据不完全统计，截至2013年10月，中国已完成页岩气钻井178口（包括参数井、探井），其中调查井58口（直井）、探井62（直井），评价井58口（水平井）。
总体来看，我国页岩气发展展现了良好的前景，有的地区勘探开发情况好于预期，目前页岩气产量已超过200万立方米/天。
从《页岩气发展规划（2011-2015年）》到《页岩气利用补贴政策》，再到“量身定制”《页岩气产业政策》的出台，可以看出，国家鼓励页岩气发展的政策体系正在逐步完善，前瞻预测，在页岩气开采初期，为保证开发企业的盈利，在补贴、税法上的支持力度将会进一步加大。
目前，我国在页岩气开采技术上已实现了重大突破，初步形成具有自主知识产权的页岩气开采配套工程技术，打破了国外技术垄断，不仅大幅降低开采成本，而且使施工质量和勘探成功率成倍提高。而在开采设备上，《页岩气产业政策》中有提到对进口设备免征关税，这在一定程度上有助于开采成本的降低。
前瞻网页岩气行业研究报告分析认为，2014年我国页岩气勘探开发将步入实质性的规模化生产阶段，全国页岩气新钻水平井有望超过100-200口。另有消息显示，2014年一季度第三轮页岩气招标将启动，这将进一步点燃页岩气投资的热潮，带来页岩气产业发展盛宴。
页岩行业前景很不错的，市场规模及容量也很大，我国页岩气开采现在正处高速发展期。
希望我的回答对您有所帮助。
6. 页岩气开发带来的环境危害有哪些
页岩气开发带来的环境危害有6个方面。页岩气开采的潜在影响也是公众和社区关注的主题。担忧主要集中在：①开发过程需要消耗大量水;②由于管道的不密封性、压裂液等造成水污染;③存储与运输过程中甲烷的泄漏将加剧温室效应;④开发过程将可能诱发地震;⑤占用大量的耕地资源，破坏地表及生态植被等;⑥引起噪音、交通问题等将影响居民的日常生活。
7. 石油大跌会对页岩气开发有什么影响
石油大跌会对页岩气的开发，造成成本压力上升的影响。
因为页岩气属于非常规油气资源，开采成本较高。首先油气市场是一个不饱和市场，需大于求，也就是可以假设市场无限大。页岩气作为能源来说，和石油具有相互替代性。（但是不是任何方面都可以替代，在交通运输和化工方面，很多地方是无法替代的，但是页岩气中经常含有页岩油，这就和石油完全一样，可以替代了）当石油价格升高的时候，比如高于60美元/桶，页岩（油）气就会得到快速发展，增加石油供给，或者说增加可替代商品供给，供给增加，价格就有下降的趋势和压力。同时，石油价格下降，将给页岩气开发带来压力，尤其当油价到页岩气开发成本以下，比如60美元/桶以下，页岩气企业不赚钱，生产动力下降，甚至破产倒闭，油气供给下降，又给石油价格上升提供了动力。如此往复。