页岩气简介

页岩气简介

一、什么是页岩气

1.定义

页岩气是从页岩层中开采出来的天然气，是一种重要的非常规天然气资源。随着能源需求的不断加大，页岩气在美国、加拿大等地已是重要的替代能源。2011年底，国务院正式批准页岩气为我国第172个独立矿种，这意味着页岩气的勘查和开发上升为国家战略。

这里有两个概念：页岩气——是地质学分类；非常规天然气——却是一个石油工程分类。

2.页岩气的产生与储存状态

地质历史上形成的富含有机质的泥页岩层系（可包括煤层），在实践中当不强调地质术语的准确性时可统而简之地称为暗色页岩。其中特别富含可生油有机质且后期尚未经历深埋条件下的高温压者，因其中有机质在人工加热分馏可产出各类油品（如汽、柴油等），特称油（母）页岩。而大部分这类页岩在后期经历深埋、有机质在热演化过程中产生大量气态和液态烃类。

其中气态的天然气液态的石油可从生烃层系中运移出去赋存于有孔隙的储层中。他们在孔渗条件好的储层中高度富集便形成常规油气，因致密而孔隙度渗透性差，并使其油气难采出的就是非常规的致密（储层）油气。己大量进入储层的油在近地表情况下受地下水氧化和生物降解就形成了非常规的重（稠）油和（沥青质）油砂、甚至更难利用的固体沥青矿。而在生烃层中不可避免仍有大量气态和液态烃以吸附状态和游离状态而残留，留在煤层中的为煤层气、留在页岩（类）中者则为页岩油、气。

页岩气的赋存状态以吸附和游离为主，也有少量溶解态（图1）。裂缝和孔隙是页岩气主要的储集空间。但页岩本身物性很差，孔隙度和渗透率都很低。因而局部的高孔渗区和裂缝发育区就有可能成为页岩气的“甜点”。

页岩孔隙可以分为原生孔和次生孔隙两种类型。通常原生孔隙比较常见，但大多由于压实作用而变得十分微小。地层水和有机酸等与页岩中不稳定矿物反应形成的次生孔隙也对页岩气的赋存具有重要意义。

构造裂缝和成岩裂缝是页岩裂缝的两种基本类型。构造裂缝相对于成岩裂缝具有长度更长、开角更大等特点，因而是更有利的页岩气储集空间。通常构造裂缝被方解石等矿物充填，也有未被充填的，它们都是页岩气“甜点”的有利发育区。

3.页岩气与非常规油气藏

常规与非常规油气之分

人类对地下资源的利用总是从其较易开发、资源丰度较高、因而易获得较大经济效益的地方入手，然后随需求的扩大和技术水平的提高而向资源稟赋较差的领域扩展。大致上自上世纪60年代以来，常规和非常规油气的概念开始流行。人们把当时就可进行经济开发的那些油气资源类型归为常规，而把丰度低、难开发以致在当时技术水平下难以取得经济效益（即难于达到经济门限）的油气资源列入非常规。

从其划分的两个关键词（技术水平、经济门限）看，都随着时间推移和条件的改变而变化，因而这个界限是模糊的、且因国家而异。在不断的探索中，上世纪后期，人们已认识到从地下赋存量上看，非常规油气要比己发现的常规油气高一至两个数量级。于是在需求的巨大推动下，依托科技水平的不断提升而使可采的经济边际不断下移。如按旧分类属“非常规石油”中的油页岩、致密油、重（稠）油、油砂、页岩油，“非常规气”中的致密气、煤层气、页岩气和水溶气

等，以现今的条件可能有一部份已属于技术上可开发、经济上可有效益的资源。

尽管如此，我们还是沿用着传统的划分，仍称其为非常规油气。当然，仍有些赋存量相当大的非常规油气，如天然气水合物（常被某些人不恰当的称其为“可燃冰”）在目前和短期内也难被商业性开发。

致密油气居国外非常规之首

致密油气，严格说应称为致密储层油气，指因储层致密而使孔隙度、渗透性差而导致低产难采，故可属非常规者。而致密储层除最常见的砂岩外，亦应包括致密碳酸盐岩和火成岩变质岩等，但在实际勘探开发工作中却仅指最常见的砂岩类，其它类储层如亦致密，其开发方式需另外讨论。因而，在约定成俗的日常应用中对致密砂岩储层中的石油、天然气常省去其“储层”或“砂岩储层”等字，而简称为致密油、致密气。

在国外，一般把致密油气归入非常规，且以其开发最早、产量最大而居非常规油气之首。目前美国商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气三种。按后两者开发规模不大的2000年计，致密气约占美国非常规气产量的70％，而到2010年尽管煤层气、特别是页岩气产量急剧升高，致密气也仍占48.8％。以致密气为主的非常规气在2009年达3089亿立方米，占全部天然气产量5828亿立方米的53％，即达到其“半壁江山”。

据统计，2009年全球致密气占非常规气产量的80％，注意到该年除美国外尚无页岩气商业开发、煤层气产量也不大，显然，致密气产量亦占全球气也占非常规气首位。依托致密气这个主体，非常规气产量（约5200亿立方米）占全球气产量约17％。

从带有预测性的资源量构成上，更可看出致密气在未来居更要的地位。Martin等（2010）对美国常规油气、致密气、页岩气、煤层气等各类资源数据较全的阿帕拉契亚、大绿河、圣胡安、尤因塔-皮申斯4个著名盆地的油气资源量作了统计，致密砂岩气占40%～47%、平均为43%，页岩气占9%～30%、平均为19%，煤层气占15%～38%、平均为25%，常规气占6%～17%、平均为10%，常规油占1%～7%、平均为3%。可见，在这些盆地中，非常规油气资源明显大于常规油气，致密气居非常规气资源之首。

致密油在美国石油产量中占重要地位。据统计，在其年产量达5亿吨的上世纪70年代中期，单井均日产量也仅为2.5吨，近年更降至1～1.5吨。单井日产小于0.5吨的油井占生产井总数约70％，占总产量约15％。在其它非常规油生产尚未兴起时，这些低产井中仅小部分为原产量较高井进入衰竭期，大部分为致密油，因而低产却相对稳产。可以说美国致密油是其长期保持产油大国地位的重要支柱之一。美国在页岩油气上取得的重大进展又进一步推动了致密油的勘探开发，据报道，近5年来有68亿吨储量的致密油新发现。从全球看，除美、中、加、委内瑞拉等少数国家外，主要产油国仍倾力于高利润的常规油开发。据统计，2008年全球非常规油产量约6.2亿吨，约占石油总产量的15％，但以加拿大油砂油和委内瑞拉重油为其主体，致密油产量约2.2亿吨、占全球产量的5.6％。

就连号称油气资源大国的俄罗斯，近年在西西伯利亚新探明油气储量中致密油气亦占50％以上，在老油气区更成为最主要的后备资源。近年加拿大在致密气勘探上取得重大进展，使其排名前3位的大气田都属致密气，其探明（可采）储量可达1.9万亿立方米。他们位于西加拿大艾尔伯塔盆地深部，除储层致密外，以其“上水下气、水气倒置”的特点有别于“下水上气”的常规气藏，即在其地层上倾方向以饱和含水形成封闭，向下在盆地深部形成连续性的饱和含气层。这种特称为“深盆气”的特殊类型是对非常规油气认识的发展。

中国致密油气产量占比重要

基于地质演化的特点，中国油气田中低丰度，低产所占比例较大。在油气生产实践中，努力向数量相当大的难采低产油气田开拓，是在发展早期就已提出并以日益加强的目标。因而，并没有特别在意相关规范中关于致密储层的孔渗参数和重（稠）油相关参数的界线，不断降低

着经济可采性的门限而使其开发对象中致密、乃至超致密储层中的油气比例越来越大。在统计中不再强调致密油气与常规油气的差别，并把致密油气和重（稠）油的储量产量也列入油气储量平衡表，成为所谓“表内储量”。

这样，在生产上致密油气和重（稠）油实际己被归入常规油气时，人们习惯性地把目前可以进行生产的非常规气限定于煤层气和页岩气了。在国内外对比中，应注意不要把中国煤层气和页岩气产量之和直接与美国的非常规气对应，这会造成误导。

从累计探明储量上看，据统计，到2003年中国致密油已占30.9％，近年来，新探明储量中致密油的比例明显增大，笔者估计，目前累计探明储量中致密油可能占35％左右，由于这类油储量的动用率较低，在剩余可采储量中它可能占40％以上。例如在中石化胜利油田目前未动用储量中致密油占45％，近年每年约1亿吨的新增储量中低（包括特低）孔渗者占60％。鄂尔多斯盆地石油探明储量占全国10.7％、其中致密砂岩储层占80％以上。

笔者研究预测，全国待发现石油资源量中致密油的比例应达40％左右。与石油相比，我国天然气储层偏老，储层致密程度更高，致密砂岩和灰岩中的气储量占主要地位。鄂尔多斯盆地是全国天然气储、产量最大的盆地，分别占到全国约33.4％、26.7％；其中上古生界致密砂岩储层分别占该盆地气储、产量的77.6％、90％；其作为全国最大的苏里格气田探明地质储量达1.1万亿立方米、产量105亿立方米，分别占全国14.7％、12.1％，全部产于上古生界致密砂岩中。陆上7个主要盆地致密气资源量预测为9～12万亿立方米，以中值计占7盆地预测气资源量的49％。笔者进而预测，全国待发现天然地质资源量中致密气比例可达60％左右，这比最新全国资源评价中的相应数据要大。显然，致密油气在中国已占相当重要的地位，可以说没有致密油气的开发，决不可能使中国的油气达到今天的规模。

在非常规油气开发技术中，最关键也最通用的是水平井技术和压裂两大套技术系列。中国致密油气开发的成功表明在这些方面已达到国际先进水平，其一些通用设备和材料（如压裂液中作为不可或缺的支撑剂陶粒）已在国际市场上占有相当的份额。这就为同样为非常规、同样是低孔渗、低产储层的煤层气、页岩油气的勘探开发奠了基础。这是我们分析中国这类资源开发的一个重要的出发点。

在国外，一般把致密油气归入非常规，且以其开发最早、产量最大而居非常规油气之首。目前美国商业性开发的非常规气包括致密气、煤层气、页岩气三种。按后两者开发规模不大的2000年计，致密气约占美国非常规气产量的70％，而到2010年尽管煤层气、特别是页岩气产量急剧升高，致密气也仍占48。8％。以致密气为主的非常规气在2009年达3089亿立方米，占全部天然气产量5828亿立方米的53％，即达到其“半壁江山”。

据统计，2009年全球致密气占非常规气产量的80％，注意到该年除美国外尚无页岩气商业开发、煤层气产量也不大，显然，致密气产量亦占全球气也占非常规气首位。依托致密气这个主体，非常规气产量（约5200亿立方米）占全球气产量约17％。

对全球非常规石油资源认识目前差异较大。邹才能等指出全球非常规石油（可采）资源量为4495亿吨，其中页岩油2770亿吨。另据世界能源理事会（World Energy Council，2010）估计，截止到2008年末，世界非常规石油(地质)资源量达1。4万亿吨，其中页岩油为6893亿吨。而据美国地质调查局（USGS）2007年评价结果，世界非常规石油（地质）资源总量为1。6

万亿吨，其中页岩油资源量4090亿吨。不同预测者依据资料、统计范围和方法皆有不同，其结果有异是可以理解的，但他们一致显示出非常规油潜力巨大且其中页岩油占重要地位。

新能源的期待

事实上，随着近年中国对石油等能源的对外依存度不断提高，页岩气作为富有潜力的新兴

能源肩负了许多期待。中国石油经济技术研究院此前发布的《2012年国外石油科技发展报告》显示，全球总的页岩气技术可采资源量为187万亿立方米，其中中国为360825亿立方米，约占总量的20%，排名世界第一。但与美国等发达国家相比，我国页岩气开发却处于起步阶段。

萧函表示，页岩气是中国未来能源的“新宠”，但目前我国页岩气开发核心技术、核心装备、开发模式、投入资金均明显不足。国家应该出台相关鼓励政策为页岩气的开发奠定良好基础，而随着页岩气的勘探、开采、运输、销售等各环节全面铺开，未来其有望在国内能源构成中占据重要地位。

4.为什么提出页岩气的概念

据美国机构预计，到2030年，如果不开发非常规气，中国天然气对外依存度将达到74%。

基于能源需求的解决和能源安全的加强，当前，中国政府正不遗余力地加快页岩气进程。

在大力推进页岩气开发的过程中，专家指出，一定要谨记煤层气发展的前车之鉴，进一步加强油气矿权改革和市场化探索，落实政府对页岩气资源的有效管理和监督；同时，必须遵循矿产资源开发和市场经济的基本规律。提前解决制约发展的关键问题，做到理性发展，才能更好地下好页岩气这盘“棋”。

政府推进页岩气进程加快

根据美国经验，政府在页岩气发展中起着关键作用。与当初发展煤层气相比，业内专家指出，我国政府在加快页岩气发展上反应迅速，显示的力度更大。

早在2009年11月，在美国总统奥巴马访华期间，国家能源局与美国国务院就签署了《关于页岩气合作的谅解备忘录》。根据该备忘录，双方于2010年5月25日又签署《中美页岩气资源工作组工作计划》。2010年年内，中美专家一共召开了三次资源工作组会议。国土资源部组织了产学研相结合的对我国页岩气资源的首次摸底研究，几大石油公司都开始打页岩气专探井。此外，国家能源局正式批准设立“国家能源页岩气研发（实验）中心”，7月23日，中国石油勘探开发研究院廊坊分院页岩气研发中心正式成为全国22个研发中心之一。

2011年页岩气推进工作取得了重大进展。2月27日第四次资源工作组会议召开，中美专家就中美政首个页岩气合作项目——辽河东部凹陷页岩气资源评价项目的结题交流、讨论。这一年，国家能源局专门设立了十二五“页岩气勘探开发关键技术”研究专项。国务院高度重视页岩气资源战略调查和勘探开发工作，已将页岩气纳入我国能源战略视野，正在制定的《科学发展的2030年国家能源战略》将页岩气摆到了重要位置。在有利的发展形势下，2011年，国土资源部完成了全国页岩气资源调查评价与有利区优选。初步成果认为，不含青藏区的全国页岩气可采资源潜力为25万亿立方米；全国五个大区中优选出有利区180个，面积为111万平方公里，并于今年年初发布。去年，作为揭开我国页岩气发展序幕的重要标志，国土资源部成功地完成了第一轮页岩气探矿权招标出让试点工作。而当年年底，国土资源部成功申报页岩气为新矿种（第172个矿种），则被广泛称为油气矿权市场化改革的“破冰之举”。

2012年，全国两会期间，温家宝总理在《政府工作报告》中特别指出，要“加快页岩气勘查、开发攻关”。两会不久，《国家页岩气发展规划（2011～2015年）》在一片期盼中问世。就在上个月中旬，《全国页岩气资源调查评价与勘查示范实施方案》经过审议，国土资源部提出要在八年内基本摸清我国页岩气资源家底和开发利用前景。

国务院领导不断作出批示，国家发改委、国家能源局等部门积极推进，当下，在政府的有力推动下，关于加快页岩气开发的鼓励政策也正在讨论、起草当中。页岩气进程不断加快。

前车之鉴管理痼疾须解

4月，据国土资源部人士称，第二轮页岩气探矿权招标相关材料已基本准备完成，今年有

望“开展1～2批页岩气探矿权招标出让”。在加快“发证”，加大试点开采步伐的同时，加强对页岩气资源开发的监管日益摆到政府的面前。

“页岩气的发展环境最像当初煤层气的发展”，“国家战略上高度重视，给专营权，给政策，给补贴，”但煤层气发展“从第一批试验井开始至今有20多年，现在远未达到当初人们的期望”。

近日，国内知名石油天然气专家张抗对本刊记者说。

如今，中国煤层气发展的案例，在很多天然气会议上被业内及政府人士提及，在管理体制上深刻反思。其中，多为人诟病的就是“跑马圈地、占而不采”和行政监管的尴尬。而背后的根本原因则是，在原有体制下矿权市场无法开放，区块集中在几个煤矿公司和石油公司手里；同时，行政部门无法对煤层气生产主体实施有效监管。

页岩气开发首先要面对同样的问题。去年，页岩气正式成为独立新矿种，被喻为政策解禁的一个重大突破。“醉翁之意不在酒”，可以理解为，作为页岩气开发的主要推进者和管理者，国土资源部此举旨在打破体制坚冰，为进一步开放矿权市场做铺垫。对此，国土资源部地质勘查司司长彭齐鸣表示，2011年，成功举办首轮招标意味着“完成了我国油气矿权首次市场化探索，向油气矿权市场化改革迈出了重要一步。”

然而，这只是第一步。一位业内人士指出，加强页岩气勘探开发利用的监督管理，包括妥善解决矿业权交叉重叠问题，审查其勘查开发利用方案，关键是如何做到严格监督“圈而不探”、“占而不采”和采出的气（包括煤矿瓦斯）没有被充分利用的问题，并真正实施区块退出机制。

怎么样把昔日的“不可能”变成“可能”呢？

张抗表示，既然页岩气已经是新矿种，就应该依照国际资源开发原则，借鉴美国开发经验，在区块租金、资金投入、工作量等方面有严格要求，以及在环境监管、整改罚款上，对中标者一律不留情面。对占有页岩气区块而未充分勘探开发者，接相关法规和合同责令其整改，直至退出。针对目前国土资源部工作量大、头绪多管不过来的现状，他提出，现阶段可以尝试“国土资源部一级登记，中央地方多级分权管理”，以及由该部牵头相关部委，组成联合监管团队，实施独立监管。

中国石油大学油气产业发展研究中心副主任刘毅军也指出，对页岩气资源开发的监理，关键是要建立一套包括监督机制在内的制度和法规，而不是仅靠以前的行政命令。

尽管阻力不小，我国页岩气资源管理工作已经起步。可以看出，国务院及国家能源局、国土资源部等相关部门，对油气矿权市场化改革，充满底气和信心。

加速发展必须尊重规律

自美国“页岩气革命”被频频报道以来，“页岩气”旋即成为时下的网络热词，大凡有此类会议，民企、金融投行、媒体接踵而至，有时候一个月要举办数场。在各种“热炒”之下，民众对中国实现这一“奇迹”充满期待。

“目前国内热情高涨，‘页岩气热’的原因是，仅从资源前景片面类比美国。实际上美国页岩气经历了长期的发展。”刘毅军认为，“发展页岩气不能一哄而上”。

资料显示，若从1821年世界第一口页岩气井算起，至今，美国页岩气发展历经190年。

自1999年以来，才进入快速发展阶段。相比之下，中国页岩气开发尽管已有一定基础，也仅仅是起步，“从技术攻关、政策研究到开发模式等，都处于摸索阶段”。

“要知道美国发展页岩气走了一个多么艰苦的历程。而中国为发展天然气，三部一院（原煤炭部、地矿部、石油部、中科院）联合，课题攻关五年一轮持续了四轮，历经20多年发展，常规天然气到现在也才一千多亿立方米。”张抗指出，“不要光看美国今天的辉煌，想着会一步冲天，‘十二五’主要是打基础。”

3月16日，我国首部《页岩气发展规划（2011～2015年）》正式发布，按照规划，2015年，页岩气产量达到65亿立方米/年；2020年达到600亿～1000亿立方米。对此，《中国科学报》记者撰文质疑，中国页岩气规划是否“大跃进”？

近日，一位接近政府部门的人士对本刊记者称，后来，有关方又将2015年的目标数字提高到一百。这从侧面反映了当前国家对开源的迫切。

但资源勘探开发有自身的发展规律，仅“资源勘探开发一般需要一个认识周期，”张抗介绍说，“以打100口井为例，可能首批只打10～20口井，总结成败经验、不断调整勘探方向和改进技术工艺，再打第二批、第三批井，打完了井还要试验、试采，至少要用数年时间。”他指

出，“中国现阶段是‘摸着石头过河’，自下而上一步步来比较好，心态不能过急，这就是‘勘探

开发程序只能加快、不能超越’的根本经验。”

“页岩气作为非常规资源，其勘探开发和利用、产业发展要有非常规的思路，解放思想，创新体制机制，才能在较短时间内实现较快发展。但是，作为一种地下矿产资源，页岩气勘探开发又必须遵从资源勘探开发的基本规律和市场经济的基本规律，节奏可以加快，但程序不能逾越，要实事求是，不能‘过热’。”3月底，在北京举行的cippe 2012国际油气产业高峰论坛上，国土资源部油气战略研究中心潘继平博士发言说。

同时，他强调，“有关部门、企业对页岩气的重视不能停留在口头上，要脚踏实地，加大投入，实实在在地开展页岩气勘探开发工作。只有这样，才能防止在页岩气开发遭受挫折后，出现‘过冷’。而作为一种矿产资源，其开发利用因为资源、技术等种种原因遭受挫折，是符合其发展的客观规律。过冷过热、急上急下都不利于页岩气资源的开发，要遵循客观规律，持之以恒，长期开展页岩气勘探开发，才能真正实现其大发展。”

链接——

中国非常规天然气资源量及现状

页岩气（TCM）3月1日，国土资源部发布《全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选》成果。经初步调查和评价，中国地质资源量134.42万亿立方米，可采资源量25.08万亿立方米(不含青藏区)，资源落实程度低，可靠性差。

其中，已获工业气流或有页岩气发现的评价单元，面积约88万平方公里，地质资源为93.01万亿立方米，可采资源为15.95万亿立方米，是目前页岩气资源落实程度较高，较为现实的勘查开发地区。页岩气储量、产量的增长将主要来自四川、重庆、贵州、陕西、新疆等省(区、

市)的四川盆地、渝东鄂西地区、黔湘地区、鄂尔多斯盆地等。

煤层气（CBM）截至2010年，全国地面煤层气产能建设达40亿立方米，年产量不足20

亿立方米。初具规模，初期开发阶段。

致密砂岩气（TSG）截止2010年底，全国累计探明致密砂岩气地质储量1.8万亿立方米。

2011年，全国致密砂岩气产量约350亿立方米，占全国天然气总产量的三分之一。总体处于早期勘探开发阶段，正日益成为我国天然气勘探开发的重要组成部分。

2010年8月我国首个专门从事页岩气开发的科研机构国家能源页岩气研发(实验)中心成立。

2011年12月国务院批准页岩气为新的独立矿种。

2012年3月《页岩气发展“十二五”规划》确定2015年页岩气产量为65亿立方米的目标。

2012年9月首个国家页岩气示范区“延长石油延安国家级陆相页岩气示范区”获批。

2012年11月财政部和国家能源局联合出台页岩气补贴政策，确定每立方米0.4元补贴标准。

▲延长石油18口页岩气井均获得气流

延长页岩气高效开发示范基地是国土资源部、财政部2011年部署的首批40个矿产资源综合利用示范基地之一。目前该基地建设单位——延长石油（集团）有限责任公司已完成页岩气钻井直井11口、水平井1口，压裂试气6口，均获得页岩气流，单井日产气约为1000立方米

至2000立方米，陆相页岩气勘探取得了重大突破。下一步将开展关键技术攻关，查明示范基

地内资源分布和资源量，形成规模产能。

▲四川盆地首口页岩气井将进入求产阶段

涪页HF-1井是中石化勘探南方分公司部署在四川盆地的第一口页岩气水平井。涪页HF-1井水平段长度1142.66米，该井采用套管完井，选用分段压裂工艺。至3月13日，涪页HF-1井10段

压裂施工全部完成，一般施工排量11～12立方米/分钟，施工泵压80～85兆帕，共注入液量15877.99立方米，共加砂485.76立方米。目前该井正在组织钻塞作业，下一步将进入排液、求产阶段。参加作业的队伍主要有胜利西南石油工程管理中心试气20队、中原井下特种作业处和美国贝克休斯公

司等。

▲中原首口非常规页岩气水平井交井

近日，中原油田钻井二公司50715队承钻的彭页HF-1井顺利交井。该井设计井深3404.96米，2011年12月31日从彭页1井原井眼1540米开始侧钻，今年3月12日完成固井施工。完钻井深

3446米，最大井斜达到80度，水平位移1256.58米，机械转速3。41米/小时，比设计建井周期节约15.4天。

▲中石化非常规压裂技术成功应用

中石化水平井多级分段压裂完井技术近日在胜利油田樊154—平3井成功应用。近年来，包括滩坝砂、低孔特低渗等非常规油气藏的开发始终面临技术和成本瓶颈。中石化称，在胜利油田已探明却未动用的6.26亿吨油气储量中，45%属于此类油藏。该技术是开采致密砂岩和页岩油气的核心技术，将为非常规油气开发提供有力的技术支撑。

▲江汉首口致密砂岩气水平井试生产

近日，江汉油田首口致密砂岩气水平井建密HF-1井已顺利投入试采。目前在井口油压6兆帕左右的日产量稳定在3.3万立方米左右。该井位于湖北省利川市建南镇茶坪村，是部署在建南构造北高点西南端轴线附近的一口评价井。成功采用“悬挂封隔器+裸眼封隔器+投球滑套”的工艺技术，分6段实施压裂取得成功。

5.中国页岩气储层基本特征

通过对国内外主要页岩气产层的地球化学特征分析研究表明，美国主要产气页岩以海相沉积为主，干酪根类型以Ⅲ型为主。而中国页岩沉积类型多样，其中南方广大地区、西北地区和青藏地区等以海相页岩为主，而华北地区、东北地区和中部地区则多发育陆相和海陆过渡相页岩。

中国的页岩气气深都超过3500米，美国的一般在1500米到3000米之间。另一方面，美国的页岩气大部分由海相地质结构生成，且分布范围比较广、连续性强、稳定性好，而中国的页岩气大部分是海陆相交互，连续性和稳定性都要差一些。此外，美国的岩石可以压裂，而中国的压裂难度大。

“据我们测算，国内施工一个页岩气井大约压裂钻探需要3000万元以上，压裂需要2000万元以上，总投入要超过5000万元。”他表示，这一高昂的成本加上核心技术的缺失注定中国距离大规模页岩气开采还有较长的一段路要走。他认为，国家层面上应该对开发如页岩气这样的非常规能源在操作过程中制定完整的技术路线图。

6.中国页岩气储层的分布

9月10日，国土资源部在其官方网站发布公告，面向社会各类投资主体公开招标出让页岩气探矿权。本次招标共推出20个区块，总面积为20002平方千米，分布在重庆、贵州、湖北、湖南、江西、浙江、安徽、河南等8个省（市）。

这标志着国内页岩气勘查开发领域首次向各类投资主体全部开放。而记者此前从重庆、湖南、安徽等省市了解到，各地方政府对页岩气开发均已重兵投入，有至少30家民企将积极参与。

各类投资主体均可进入

7.中国目前的勘探开发状态

根据我国《页岩气发展规划(2011～2015年)》，到2015年，全国页岩气产量的总体目标是达到65亿立方米。

“65亿立方米的规划中，中石化分配了17亿立方米的任务，目前看来，我们有希望超产完成目标。”中石化勘探开发研究院院长金之钧在会上说，截至2011年底，中石化共获得3个页岩气专属矿权区块，总面积1.7万平方公里；常规区块中可开展页岩气勘探的区块有43个，面积19.2万平方公里。

中石化的页岩气产量将主要来自四川盆地及其周边地区。金之钧表示，中石化明年将在涪陵地区建成10亿立方米的页岩气产能，并将在元坝地区建成中石化第二个10亿立方米的页岩气产能。

中石油的页岩气产量目标高于中石化。中石油勘探开发研究院廊坊分院新能源所副所长刘洪林对本报介绍说，中石油在“十二五”期间规划的页岩气产量目标是26亿立方米。他说：“近期我们在南方一些地区的勘察显示，页岩气的丰度和品位都比预计好，我们认为我国的页岩气可采资源储量应更新为30.7万亿立方米（此前国土部发布的我国不含青海和西藏地区的页岩气可采资源储量为25.08万亿立方米）。”

中石油的页岩气主力产区也集中在四川盆地，其四川长宁—威远页岩气产能建设区已经开始进行小规模的商业化试运行。此前的公开信息显示，截至今年3月22日，中石油在该区块

已经产出页岩气580万立方米，其中440万立方米的页岩气已经输入到天然气管网实现了商用。

“这是我国第一家进行页岩气商业试运行的项目。” 刘洪林说，但该地区的页岩气开采成本为1.7元～1.8元/立方米，即使获得0.4元/立方米的补贴，也是处于亏损运营。

按照中石油和中石化26亿立方米和17亿立方米的目标推算，如果顺利实现，“两桶油”未来三年在页岩气开发利用方面有望获得17.2亿元的中央财政补贴。

8.从页岩气到页岩油

美国从页岩气到页岩油的发展

页岩气研究程度最高的美国沃斯堡盆地Barnett页岩产层就是页岩气和页岩油共生、伴生的典型实例。盆地沉积中心位于这个簊状断陷西缘，西部有机质高成熟区(Ro>1.1％)以产气为主，特别是页岩气的甜点（亦称核心区、图1中深红色者）产气量甚高而产油量最低。成熟度适中（“生油窗”，即生产的延伸区）处油气并产，成熟度过低处产油井亦明显减少。按生产初定1982～2006年6月的统计（笔者作了单位换算和相应计算），该盆地产气6129亿立方米、油102.5万吨，油占油气当量和的比例为1.64％，在所产油中凝析油占86.3％、一般原油（生产中常称为黑油）占13.7％。从核心区和延伸区的待发现资源量看，油为1.43亿吨、气为7422.8亿立方米，油占油气当量和的比例为16.2％。显然，随着开发的延伸今后油的生产有较大潜力。

由于气的流动性明显比油大，在同等技术条件下气更易被采出，因而在向非常规领域开拓时首先指

向页岩气。但美国页岩气的快速发展导致气出现供大于求，气价大幅度降低。2008年美国Henry Hub 中心的标准气价为每百万英热单位（MBtu）12美元左右，2011年以来仅约4美元左右，2011年底曾降至2.98美元。过低的气价（特别是同一油当量气价与油价的差）压抑了页岩气生产者的积极性，却大为鼓励了同样地质条件和类似技术要求的页岩油开采。与页岩气开采使美国天然气产量明显回升类似，稍滞后一点时间页岩油的投入生产也改变了自1970年以来美国石油持续减产的趋势，开始回升。

以近年未开发页岩油的2001～2005的5年统计，石油平均年增率为-2.34％，而由于页岩油的投产2009～2010两年的石油平均年增率为5.63％；与同期世界石油产量有所减少相对照，美国成为石油增产最显著的国家之一。页岩油的开发与页岩气、煤层气开发类似，需钻大量的井。与美页岩油的产量激增相应的是石油钻井量的大增，达到几十年来的峰值。继页岩气开发高潮之后，页岩油的快速上产使美国对油气的投资持续增长，过去大量涌向国外的油气投资也开始向国内回流。

美国巴克莱资本（咨询）公司预计，一反过去美国油气上游投资增长长期低于世界增长率的局面，2012年美油气上游投资增长11％，而该年世界增长率为10％。除Barnett页岩外，目前美国页岩油开发进展最大的是Bakken和Eagle Fort两套页岩层系。据报道，Bakken页岩油产量2006年约为500万吨，2010年已近2000万吨，计划到2015年达4000万吨。随着生产规模扩大和技术改进，其生产成本也快速降低，2006年每桶为34.45美元，2009年降到每桶11.16美元。

Eagle Fort页岩也是油与气共/伴生，以在该页岩区更注重石油开发的Petrohawk公司为例，其原（黑）油产量为37.5万吨/年，凝析油产量为29.5万吨/年，天然气产量折合油当量约为77.5万吨/年。石油产量占油气当量和的46.4％，且其黑油产量明显大于凝析油。把这组数据与前面列出的以采气为目的沃斯堡盆地Barnett页岩开发早期相应数据对比，可以发现在页岩层系内当强调生产的重点不同时，油、气产量构成差别明显。2010年仅Bakken页岩和Eagle Fort页岩区北部（其南部以产干气为主）的页岩油产量就达2355万吨，占该年美国石油产量的6.27％；预计2015年该二层系产量达6335万吨，即可占2010年美国石油产量的16.9％。

据剑桥能源咨询公司等机构对全美各页岩气产层的预测，2015、2020年美国页岩油产量可望分别达到每天200、300万桶。这些产量分别相当于页岩油未大力开发前2008年美石油产量的29.2％和44.6％，分别相当于2010年美国从中东进口原油量每天172.9万桶（这个数字是原油加油品的量，由于从中东进口油品量很小故可近似的视为原油进口量）的115.7％和173.5％,分别相当于2010年美国进口原油量的21.9％和32.9％。考虑到同时美国还加强致密油开发，加大以气代油、以新能源（特别是第二代生物乙醇、太阳能、风能等）代油，可以认为美国在近期“斩断中东石油进口的脐带”，在2030年代石油和能源基本自给等就有实现的可能性。

中国页岩油研究刚刚起步

对全球非常规石油资源认识目前差异较大。邹才能等指出全球非常规石油（可采）资源量为4495亿吨，其中页岩油2770亿吨。另据世界能源理事会（World Energy Council，2010）估计，截止到2008年末，世界非常规石油(地质)资源量达1.4万亿吨，其中页岩油为6893亿吨。而据美国地质调查局（USGS）2007年评价结果，世界非常规石油（地质）资源总量为1.6万亿吨，其中页岩油资源量4090亿吨。不同预测者依据资料、统计范围和方法皆有不同，其结果有异是可以理解的，但他们一致显示出非常规油潜力巨大且其中页岩油占重要地位。

受美国页岩气发展成果的启发，中国在近两年非常注意这个新事物而逐步形成“页岩气热”。由于倡导者对页岩油气的共生/伴生机理宣传不够，多数国人对页岩油更感生疏。在长期常规油气勘探开发中人们已发现烃源岩（暗色泥页岩）中有气亦有油的显示、产出，个别尚具有商业价值。如在江汉潜北、松辽古龙、柴达木油泉子和南翼山等所见。但投入小规模开发的仅为页岩的裂缝性油藏。

2011年，中石油在辽河油田西部坳陷曙古165预探井古近系大套泥岩段中发现裂缝富油显示，在页岩油思路的指导下遂决定提前完钻对其试油，放喷获日产24立方米的油流，依托新的三维地震资料圈定50平方千米的可能含油面积。但严格地说，上述裂缝性油气藏与一般意义上的页岩油气还是分属不同类型。可喜的是，在中国第一批页岩气探索井进行的同时，少量以页岩油为目的预探井己实施。2009

年，中石化河南油田率先在号称小而肥的泌阳凹陷古近系布署专探页岩油的安深1井，次年1月在井深2450～2510米页岩层中实施大型压裂，获最高达日产4.68立方米的工业油流。其后布署第一口页岩油水平井泌页HF-1，并在2012年2月实施了15段压裂。初步估算该凹陷页岩油气资源量为5.4亿吨油当量。

目前我国已完成了对页岩气的第一轮资源评价。应在进一步研究美国页岩油开发进展和总结中国页岩气资评认识的基础上，在获得一批实验分析和钻井测试数据后，进行页岩油资源评价。中国的富含有机页岩（烃源岩）有许多仍处在成熟度适中的环境中，会有相当数量的黑油和凝析油得以保存。显然，与巨大的页岩气前景类似，中国亦有良好的页岩油前景。目前已有人初步估算中国页岩油可采资源量超过100亿吨。

综合勘探、开发、利用

注意到页岩气和页岩油的密切关系，注意到页岩层系中往往含有煤层、有煤层气，笔者在中国刚开始页岩气评价时就呼吁要重视其综合勘探开发。进一步说，页岩层系内和其上下也还有致密、非致密的砂岩、碳酸盐岩储层，常规和非常规油气间并无严格界线，他们在同一含油气系统性内可呈有规律的共生和/或伴生。客观地质规律明确地向我们提出各类非常规油气之间以及他们与常规油气之间的综合勘探开发的问题。显然，把油气作为统一的烃类资源，因地制宜的综合勘探、开发对油气企业来说，是有利其快速发展、降低成本、提高效益的康庄大道；对社会来说，综合利用，互相补充可更充份地发挥不同资源的优势、更好的保障能源资源供应。

广而言之，综合勘探开发还存于油气与煤、盐类（特别是中国缺乏的钾盐类）、铝土矿、沉积铀矿等的关系上。一些企业已对其综合利用，发展综合化工。

进行不同矿种、不同资源间的综合勘探开发，其首要难题在矿权管理上的配合和促进。煤层气发展中的问题足以暴露出这一问题的重要性，油气区块与沉积铀矿勘探区的重叠也带来许多麻烦，这也就显示出改善勘探区块管理办法和经济体制改革的迫切性。可以说，没有管理的到位和政策的优惠，就无从谈及煤层气、页岩油气等的发展；不进行经济体制的改革，能源安全和结构改善的目标也都难以实现。这不仅需要“顶层设计”的决心，也需要通过“示范区”的试点摸索经验。

打好页岩油气开发坚实基础

除综合勘探开发和管理体制改革外，仍需特别注意两点：

从总体上看，非常规资源的开发难度要大于常规资源，这就要求我们在现今及今后一段时间内仍要把常规油气的增储上产放在首位，决不可主次倒置。非常规资源的开发难度还要求，首先应在老油气区、在经济较发达区实施，而在中国这两者恰恰基本吻合。老油气区不仅有相当精细的地质和烃源岩（暗色页岩系）资料，也有较完备的勘探开发基础设施，这可使非常规油气容易获得成功并降低成本。经济发达区充份的市场需求为发展提供强大动力，也为非常规油气以分布式能源方式就近利用创造了条件。当然，在新区开拓时也必须将常规和非常规油气并重，这往往是开拓思路、促进新区评价和突破的重要环节。

针对目前全国上下急于保障能源供应、改善能源构成的迫切愿望，针对已开始露出苗头的“页岩气热”，笔者认为应充分认识其发展的难度。从中国地质特点上看，中生界，特别是古生界和上元古界后期经历了漫长的地质演化历程，曾生成的油气经历不同程度的改造破坏散失，保存条件相当复杂。换言之，有好的可以产生油气的暗色页岩系（而这恰是美国学者看好中国页岩气并认为其蕴藏居世界首位的出发点），并不意味着一定有巨大的页岩油气可采量。其保存量的大小、赋存特点及相适应的开采技术都需要通过大量实践（包括失败的实践）去摸索，并逐渐形成自己的理性认识和技术体系。这就需要投资和时间。

此外，近来有些业外人士，简单的理解非常规油气多具有“连续性油气藏”的特点，认为对页岩油气等只需要大量打井开发就可以了，不需要象点状分布的常规油气那样经历严格（有时也漫长）的勘探过程。这显然是不符合实际的。美国沃斯堡盆地Barnett页岩也不是到处都有可采的油气，何况为降低风险和成本总是要发现“甜点”，并首先在其上实施开发（图1）。对于非常规油气的勘探可以有其特

点，但加快勘探程序不能超越地质勘探的根本经验还是必须尊重的。对此，“十二五”规划不对页岩气设定过高目标而要求打好坚实基础，为“十三五”及以后更快发展天然气打开道路。这是符合实际的指导思想。

二、所涉及的学科基础知识

1.地质学

a.岩石分类

岩石可分为三大类：

火成岩（岩浆岩）—由岩浆（硅酸盐）容体冷凝而成。如花岗岩、玄武岩、橄榄岩、安山岩等。

变质岩—火成岩和沉积岩等由于高温高压作用或外来物质的加入，改变了原来的成分、结构，变成新的岩石。如：花岗岩→片麻岩，石灰岩→大理岩，石英砂岩→石英岩等。

沉积岩—母岩风化后的产物经过搬运、沉积和成岩作用而形成的岩石。如：泥岩、砂岩、石灰岩、白云岩、石膏、岩盐。

(1) 碎屑沉积岩

母岩风化后的物质经机械沉积作用后形成的岩石。碎屑颗粒（岩石碎屑、矿物碎屑）由胶结物（泥质、铁质、钙质、硅质）胶结在一起。

砾岩：颗粒大于1mm。主要是火成岩、变质岩碎屑，碎屑间由胶结物充填。

巨砾：＞1m；粗砾：100~1000mm；中砾：10~100mm；细砾：1~10mm 砂岩：颗粒0.1~1mm。石英、长石、辉石、角闪石、云母等矿物颗粒+胶结物

粗砂：0.5~1mm；中砂：0.25~0.5mm；细砂：0.1~0.25mm

粉砂岩：介于砂岩和泥岩之间的一类岩石，颗粒尺寸0.1~0.01mm。

泥岩：颗粒小于0.01mm。主要成分为粘土矿物，并含有部分碎屑物质（石英、长石、云母等）。

(2) 化学沉积岩（结晶沉积）

母岩风化后的溶解物质经化学沉积作用后形成晶质岩石。

碳酸盐岩—石灰岩，主要成分为石灰石（CaCO3）

白云岩，主要成分为白云石（MgCa(CO3)2）

硫酸盐岩—石膏（CaSO4）

岩盐—石盐（NaCl）

在沉积岩中：泥岩—60%，砂岩—30%，碳酸盐岩居第三位。

b.渗透率和孔隙度

渗透率

压力梯度为1时，动力黏滞系数为l的液体在介质中的渗透速度。量纲为L2。是表征土或岩石本身传导液体能力的参数。其大小与孔隙度、液体渗透方向上空隙的几何形状、颗粒大小以及排列方向等因素有关，而与在介质中运动的液体性质无关。渗透率（k）用来表示渗透性的大小。在一定压差下，岩石允许流体通过的性质称为渗透性；在一定压差下，岩石允许流体通过的能力叫渗透率。岩石渗透性的好坏，以渗透率的数值大小来表示，有绝对渗透率、有效渗透率和相对渗透率三种表示方式。

绝对渗透率

当单相流体通过横截面积为、长度为、压力差为的一段孔隙介质呈层状流动时，流体粘度为，则单位时间内通过这段岩石孔隙的流体量为：当单相流体通过孔隙介质呈层状流动时，单位时间内通过岩石截面积的液体流量与压力差和截面积的大小成正比，而与液体通过岩石的长度以及液体的粘度成反比：Q=K(P1-P2)A/μL

式中：

Q——单位时间内流体通过岩石的流量，cm/s；

A——液体通过岩石的截面积，cm；

μ——液体的粘度，10Pa·s；

L——岩石的长度，cm；

P1、P2——液体通过岩石前后的压差，MPa；

岩石的绝对渗透率是岩石孔隙中只有一种流体(单相)存在，流体不与岩石起任何物理和化学反应，且流体的流动符合达西直线渗滤定律时，所测得的渗透率。

由于气体受压力影响十分明显，当气体沿岩石由(高压力)流向(低压力)时，气体体积要发生膨胀，其体积流量通过各处截面积时都是变数，故达西公式中的体积流量应是通过岩石的平均流量。有效渗透率英文：effective permeability

释文：在非饱和水流运动条件下的多孔介质的渗透率。

多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的渗透率叫该项流体的有效渗透率，又叫相渗透率。相对渗透率

多相流体在多孔介质中渗流时，其中某一项流体的相渗透率与该介质的绝对渗透率的比值叫相对渗透率，用百分数表示。

孔隙度

孔隙度所谓孔隙度是指岩石中孔隙体积（或岩石中未被固体物质充填的空间体积）与岩石总体积的比值。

岩样中所有孔隙空间体积之和与该岩样体积的比值，称为该岩石的总孔隙度，以百分数表示。储集层的总孔隙度越大，说明岩石中孔隙空间越大。从实用出发，只有那些互相连通的孔隙才有实际意义，因为它们不仅能储存油气，而且可以允许油气在其中渗滤。因此在生产实践中，提出看了有效孔隙度的概念。

有效孔隙度是指那些互相连通的，在一般压力条件下，可以允许流体在其中流动的孔隙体积之和与岩样总体积的比值，以百分数表示。显然，同一岩石有效孔隙度小于其总孔隙度。有效孔隙度在自然状态下材料中的孔隙体积与材料体积之比，叫材料的孔隙度。它包括材料中所有的孔隙，不管它们是否连通。但在研究油贮的孔隙度时，所测量的孔隙度为连通的孔隙空间与岩石的总体积之比，即有效孔隙度。在一般情况下，有效孔隙度要比总孔隙度少5~10%。

多数油贮的孔隙度，变化在5~30%之间，最普通的是10~20%范围之内。孔隙度不到5%的油贮，一般认为是没有开采价值的，除非里面存在有取出的岩芯或岩屑中所没有看到的断裂、裂缝及孔穴之类。分类根据现场经验中粗略的孔隙度估计，储集岩可以分为：

孔隙度0~5% 无价值

孔隙度5~10% 不好

孔隙度10~15% 中常

孔隙度15~20% 好

孔隙度20~25% 极好

孔隙度的测定是在实验室中进行的，用的是小块的岩芯或岩屑。此外，还有几种估计孔隙度的定性方法：

（1）电测测量岩石的自然电位（SP），计算单位为mv（毫伏）。对非渗透层，电位低；对孔隙岩层，电位较高。

（2）放射性测井伽玛射线测井是测量岩石中放出的自然伽玛射线，中子测井是测量由于中子的作用而从岩层中感应出来的伽玛射线。中子测井曲线主要是受了氢的影响，也就是因为岩石中有气、油及水等流体的反映；而流体的存在就证明岩石中有孔隙。这两类测井曲线已广泛的用来证明石灰岩及白云岩储集层的孔隙性。

（3）其他测井微电极测井及声波测井对确定孔隙度是非常有用的。井径测井也可以对孔隙带给予定性的指示，并且对于有其他测井定量的孔隙度的确定也可提供数据。

（4）钻井岩屑的显微镜检查微小裂缝中的油可以从它在紫外线下发出萤光而检查出来对其相对数量用：紧、密、晶洞、针点、孔隙、多孔、晶间孔隙、粒间孔隙等术语进行区别。

（5）钻井时间录井钻时记录上进尺突然增加，表示钻遇的是孔隙岩石。孔隙越多，就越不致密，就越容易钻穿。

（6）岩芯的短缺岩芯短缺是因为储集层不坚实、有断裂和孔隙，而这些掉失的部分无法由岩芯筒取出，只能作为钻井岩屑由泥浆带出。

陆相层序地层与被动大陆边缘海相层序地层之间存在较大的差异。陆相盆地沉积受多种因素控制，而且不同类型盆地的主要控制因素又各不相同，造就了陆相盆地沉积类型多、相变快、横向连续性差、纵向上层序厚度变化大，频繁的湖侵湖退使湖盆沉积垂向上韵律变化快；因此陆相层序地层的形成、结构和模式更为复杂，研究更为困难。

在研究与实践中，中国学者根据陆相盆地的边界特征、体系域边界特征、初始湖泛面和最大湖泛面、是否有坡折带等因素，建立了符合中国盆地沉积实际的坳陷型盆地和断陷型盆地层序地层格架和模式。控制陆相地层层序发育的因素主要是湖平面的变化、构造、气候、基准面的变化和物源的供给，特别是构造和气候显得十分重要，它们直接控制了湖平面的变化。陆相地层层序研究的方法体系主要包括露头层序研究方法、实验观测和分析方法、测井层序地层分析、地震层序地层分析和层序地层的数值模拟方法。在油气勘探中的区带勘探阶段、目标勘探阶段和开发阶段，层序地层学都能发挥不可替代的作用。

储层评价

孔隙度是储层评价的重要参数之一。核磁共振（NMR）孔隙度只对孔隙流体有响应，在确定地层孔隙度方面具有其他测井方法无法比拟的优势。但是，在中国陆相复杂地层的应用中常常发现NMR孔隙度与地层实际孔隙度存在差异，有时差异甚至很明显，影响了NMR测井的应用效果。介绍了NMR 孔隙度的理论基础，在对NMR孔隙度影响因素分析的基础上，重点考察了国内现有的NMR孔隙度测井方法对测量结果的影响，通过对大量人造岩样和不同：占性的天然岩样的实验测量，提出了适合中国陆相地层的孔隙度测井方法，改善了NMR孔隙度的测量效果。针对中国陆相地层的复杂性，建议不同地区应根据；具体情况进行岩心分析，确定恰当的NMR测井方法，以获得比较准确的NMR孔隙度。

c.低孔低渗油气层

基于地质演化的特点，中国油气田中低丰度，低产所占比例较大。在油气生产实践中，努力向数量相当大的难采低产油气田开拓，是在发展早期就已提出并以日益加强的目标。因而，并没有特别在意相关规范中关于致密储层的孔渗参数和重（稠）油相关参数的界线，不断降低着经济可采性的门限而使其开发对象中致密、乃至超致密储层中的油气比例越来越大。在统计中不再强调致密油气与常规油气的差别，并把致密油气和重（稠）油的储量产量也列入油气储量平衡表，成为所谓“表内储量”。

2.物探测井

a.常规测量方法

地震勘测：石油地质勘探方法，有地震，测录井和井位图对比等方法，一个油气藏的确定及描述需要这几种方法的综合应用，而整合成一个新的学科，叫油藏描述，油藏描述从初探开始，一直到关井，油气藏废弃，贯穿油田开发和生产的始终。先说地震，地震是利用地球物理性质，制造人工地震波，然后通过地震波接收仪测得反弹回来的地震波，从而得到地层的初步信息（地震剖面图）。测井，通过测电阻率，伽马射线法，中子法等，主要用打探井的方法，把有关仪器下到待测地层，得出相关的孔隙度，泥质含量等数据，虽然较为准确，但容易被其他具有放射性的物质干扰，从而造成不可避免的误差。录井，是在打井的过程中在井壁或井底取芯，带到实验室进行一系列实验以获得具体准确的地层参数，但因成本较高，所以只在具有代表性的井内及地层中取芯。无论测井还是录井都可在钻井时同时施工。接下来地质工作者将会将这些数据汇总，得到各个井位的数据，进行比对，结合地震剖面图，最后得出该区块的具体地质构造及岩性信息，为油田的开发投产做准备。

b.电测解释

c.成像技术

3.石油天然气钻井工程

a.定向井和水平井

定向钻井

使井身沿着预先设计的方向和轨迹钻达目的层的钻井工艺方法，称为定向钻井，一般指斜向钻井。

定向对接钻井技术主要是指采用定向钻井技术和水平对接钻井技术，使地面相距数百米的两井，在地下数百米的目的矿层直接采用钻井方法实现两井连通。

对于连续贯通多井的定向对接工程，主要受钻机能力、控向精度和造斜实钻控制水平等多种因素的制约。经过造斜进去达到设计要求的井斜后（一般为86-90度）开始稳斜，从稳斜点到稳斜结束这段的长度为水平段长。

水平井

石油行业定义井斜角达到或接近90°，井身沿着水平方向钻进一定长度的井。如附图所示，井眼在油层中水平延伸相当长一段长度。有时为了某种特殊的需要，井斜角可以超过90°，“向上翘”。一般来说，水平井适用于薄的油气层或裂缝性油气藏，目的在于增大油气层的裸露面积。

（石油技术辞典> 第四篇钻井工程> 九、定向钻井> 水平井）

水平井示

水平井钻井概况

1863年，瑞士工程师首先提出钻水平井的建议；

1870年，俄国工程师在勃良斯克市钻成井斜角达60°的井；

瑞典和美国研制出测量井眼空间位置的仪器，1888年俄国也设计出了测斜仪器；

1929年，美国国加利福尼亚州钻成了几米长的水平分支井筒；

30年代，美国开始用挠性钻具组合在垂直井内钻曲率半径小的水平井分支井眼；

1954年苏联钻成第一口水平位移；

1964年—1965年我国钻成两口水平井，磨—3井、巴—24井；

自来80年代以来，随着先进的测量仪器、长寿命马达和新型PDC钻头等技术的发展，水平井钻井大规模高速度的发展起来。我国水平井钻井在90年代以来也取得了很大发展，胜利油田已完成各种类型水平井百余口，水平井钻井水平和速度不断提高。水平井类型根据水平井曲率半径的大小分为：

长半径水平井 long radius horizontal well 设计井眼曲率小于6°/30m的水平井；

中半径水平井 medium radius horizontal well 设计井眼曲率为(6°～20°)/30m的水平井；

中短半径水平井medium～short radius horizontal well 设计井眼曲率为(20°～60°)/30m的水平井；

短半径水平井 short radius horizontal well 设计井眼曲率为(60°～300°)/30m的水平井；

超短半径水平井 ultra short radius horizontal well 井眼从垂直转向水平的井眼曲率半径为1m～4m的水平井。

按水平段特性和功能可分为：阶梯水平井，分支水平井，鱼骨状水平井，多底水平井，双水平井，长水平段水平井等。其它水平井是指井的透水段（透气段）滤管呈水平放置的抽（注）流体的集水建筑物。这类井有几个重要特点

1.水向水平井的流动具有较大的垂向分速度

2.井透水段同含水层有较大接触面积

3.井的地表出口可避开地表永久障碍物（飞机跑道、河流、公路和建筑物等）

4.在含水层厚度很小的情况下，也可安装透水段很长的水平井

在许多实际应用中水平井的以上特点使它在许多领域的应用较竖直井优越得多，一般来讲，水平井大大提高了集水建筑物与地下水非饱和带中的气体、地下油气的接触面积，有效地提高了流体的抽取效率

b.地层压力和地层破裂压力

地层压力 formation pressure

简称“地压”。地下采矿中亦称“矿山压力”、“岩石压力”。也叫地层孔隙压力，指作用在岩石孔隙内流体(油气水)上的压力。有被孔隙内流体所承担的那部分上覆岩层压力称为基岩应力。采矿时，由于巷道和回采工作面周围应力重新分布，常引起围岩变形、移动和破坏，矿柱压

裂、倒塌，支架下缩、破坏等现象，称为“矿山压力显现”。地层压力的大小及分布规律与地质条件、开采深度、巷道和回采工作面的布置，以及巷道断面和回采空间的大小、形状和支护方法等因素有关。

又称孔隙流体压力。指地层孔隙内的油、气、水的压力。地层压力与地层所在深度有关，一般表现为地层与地表连通的静液柱压力。油气田的地层压力还与构造的封闭条件有关，穹窿构造的顶部受上覆表层压力的影响，可以形成很高的地层压力。油气层压力超过以泥浆密度为1.2克/厘米^3的静液柱压力称为高压油气层，低于盐水密度为1.07克/厘米^3的静液柱压力称为低压油层。地层压力的当量密度超过1.5～1.6克/厘米^3就称为超高压地层。[1] 在实际生产中，地层压力一般分为三种：

（1）原始地层压力：是指油田未开采时测得的油层中部压力。

（2）目前地层压力（静压）：指油田投入开发后，在指点的井点所测关井后油层中部恢复的压力值。

（3）流动压力（流压）：指在油井正常生产时测得的油层中部压力。

地层破裂压力formation fracture pressure

在井中，当地层压力达到某一值时会使地层破裂，这个压力称为地层破裂压力。

井中暴露出的地层，在承受压力达到某一极限时会使地层破裂，此压力极限值称为地层的破裂压力。

在钻井时，泥浆柱的静液柱压力超过地层破裂压力，可以引起井漏；若是钻进油气地层，泥浆静液柱压力大于地层压力(1.5～2倍时)会压裂地层也能引起井漏。而在低压油层试油时，为了油流畅通，或是增加石油产量，还采用压裂措施，用高压压裂地层。

地层破裂压力是当今钻井设计时的一个重要数据。地层破裂压力可以通过理论计算、岩心的试验和井眼实际压裂求得。[1] 地层破裂压力与底层流体压力的关系

c.常规钻井和欠平衡钻井

地层破裂压力与底层流体压力的关系

常规的钻井属于过平衡钻井，钻井液压力（a）大于地层流体压力（b），小于地层破裂压力（c）。这样做主要是即要防止井喷，又要防止井漏。

欠平衡钻井时，钻井液静态压力略小于底层流体压力，但动态时加上流动阻力，就稍大于地层流体压力（b）。同时要保证小于地层破裂压力。这样能防止钻井液污染油气藏，及早发现油气藏。

4.储层增产

包括氮气泡沫压裂、泡沫酸化酸压、水平井裸眼分段泡沫压裂、液态CO2加砂压裂、重复压裂、微聚无聚压裂液、轻型支撑剂可变形支撑剂和加纤维支撑剂、无聚合物CO2压裂、多级压裂。在得克萨斯Panhandle油田枯竭致密砂岩气藏中应用斯伦贝谢公司CO2压裂技术，结果表明，裂缝半长度提高41%，导流能力提高197%，产量提高29%，产层每英尺有效厚度的产量提高164%（图略）。作业成本显著降低，其中处理液用量减少18%，冲洗液用量减少25%。由于无需强行起下作业、封隔器润滑和压井，降低了油管安装成本。

压裂作业成本很高，占总钻完井费用的10%～15%，因此需要采取措施来降低成本。经过研究和开发，压裂工艺由直井压裂发展到重复压裂、斜井和水平井压裂、连续管压裂和小井眼压裂等多种压裂技术，压裂泵注程序也从单级压裂发展到多级压裂。连续管技术带动了压裂新技术的发展。连续管多层压

裂技术可以实现在一个井眼中通过一次起下钻处理多个层。减少了起下钻过程，节约了资金和时间。连续管压裂技术方面比较有代表性的有斯伦贝谢公司的CoilFRAC系统和贝克休斯公司的Fastfrac系统。斯伦贝谢公司的CoilFRAC系统，允许单层隔离压裂外，还可以实现在一个井眼中先进行一个层段的射孔、压裂和封堵作业，完成后上提再进行第二个甚至是第三个层段的压裂作业。

5.石油天然气油藏工程

a.油气藏驱替

驱替方式包括弹性驱、注水、注气及水气交注（图6）、人造气顶驱、蒸汽驱。目前由于CO2排放引发环境问题，各大石油公司重视和发展CO2驱油技术（图略）。

2008年统计世界低渗透油田EOR项目，油气藏储层渗透率小于50×10－3μm2，EOR总计99个，其中气驱82个，占83%，而CO2混相驱EOR占91%。世界低渗透油田的EOR以气驱为主，CO2气驱项目中以CO2混相驱为主，热采以蒸汽驱和火烧油层为主（图略）。

对低渗透油藏，注蒸汽后采收率提高幅度相当大。一个主要的原因是注入蒸汽时，热量通过热传导作用传递到渗透性较低的地区以及蒸汽波及不到的地区。尽管这个结果是从垂向驱油效率和平面驱油效率差异的主要原因。二维垂向水驱和蒸汽驱两种情况下：采收率提高值均大于35%。注蒸汽后油层含油饱和度减少。低渗透层中残余油饱和度大约在10%左右。热能一旦进入低渗透层，将通过热膨胀作用、汽化作用、降粘作用提高采收率。另一方面，对低渗透油层，水驱后的含油饱和度接近初始含油饱和度（50%）。而且，注入的蒸汽可以更好地驱替的油层。汽化作用使残余油饱和度减少到1%左右，而该区水驱后残余油饱和度为10%。在Belridse油田南部（加利福尼亚州）的低渗透、裂缝性轻质油藏已经开展了大量的注蒸汽现场试验。其中两个试验的结果证明这些油藏注蒸汽的效果非常好。

井网加密为了改善油田目前的开发效果，减缓产量递减，降低含水上升率，延长油田的经济开采期，实现其较长时间的高产稳产，减少储量损失，提高原油采收率，井网加密技术在开采中发挥了关键作用。对于多层叠置的透镜状气藏，由于单井泄气面积小，井间加密是提高气藏采收率的技术关键。美国低渗气藏的开发经验表明：通过井网加密，气藏采收率可以提高26%～44%（图略）。

为了高效开发低渗透油气，取得较好的经济效益，渗透油藏油气开发向着应用保护油层为主的小井眼、水平井、多分支井、欠平衡钻井、低密度钻井液及大型水力压裂技术与装备开发低渗透油气田。小井眼技术、水平井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用，较大幅度地提高了单井产量，实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。密井网、油藏保护、水力压裂、水平井、多分支井开发技术和小井眼开发技术成为低渗透油田开发的发展方向。

油气藏描述包括野外露头天然裂缝描述技术、岩芯裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究等技术。

b.二次采油和三次采油

通常把利用油层能量开采石油称为一次采油；向油层注入水、气，给油层补充能量开采石油称为二次采油；而用化学的物质来改善油、气、水及岩石相互之间的性能，开采出更多的石油，称为三次采油。又称提高采收率（EOR）方法。提高石油采收率的方法很多，主要有以下一些：注表面活性剂；注聚合

物稠化水；注碱水驱；注CO2驱；注碱加聚合物驱；注惰性气体驱；注烃类混相驱；火烧油层；注蒸汽驱等。用微生物方法提高采收率也可归属三次采油，也有人称之为四次采油。

一般油藏开发经过注水开发的“二次采油”阶段，要想再提高采收率，只有通过注蒸汽、注聚合物或混相驱等“三次采油”。其中混相驱是导入一种能与石油相混溶的介质，如二氧化碳气体、液体丙烷和丁烷。混相驱的采收率可达90%以上，见图2。

我国低渗、特低渗油藏投入开发后采收率均较低。从国外发展趋势看，气驱特别是CO2混相驱将是提高我国低渗透油藏采收率最有前景的方法之一。二氧化碳在超临界状态下的这些特殊性质也引起石油天然气行业的极大兴趣，首次提出将超临界二氧化碳应用于致密油气藏、页岩气开发的是中国工程院院士、中国石油大学沈忠厚教授。

沈忠厚教授提出，利用超临界CO2喷射钻井能够在页岩层中获得较高的机械钻速．同时不会使页岩层产生黏土膨胀、水锁等效应；利用超临界CO2流体进行储层压裂改造，能使储层产生更多微小裂缝，有助于页岩气生产。最重要的是CO2与页岩的吸附强度，高于甲烷气，能置换吸附在页岩上的甲烷气，在提高产量和生产速率的同时，实现CO2永久埋存。

《油藏驱替机理》是油藏工程理论和实践的核心部分，二次采油过程的油水两相弱压缩流体（饱和度波）驱替、三次采油过程的多相多组分流体溶剂混相和非混相（溶剂浓度波）驱替、三次采油过程的热力法采油非等温（温度波）驱替都是典型油藏驱替问题。《油藏驱替机理》从油藏工程和渗流力学角度出发，结合经典数学理论及近代数学中求解非线性问题的一些理论和方法，介绍各种驱替的机理及驱替过程中的油田开发指标计算方法，使读者对二、三次采油过程中的驱油机理有较深人的了解。

《油藏驱替机理》可用作石油工程专业学生教材，也可供从事油田开发的科研人员参考。

6.采油工程

a.分层采油采气

分层开采技术

油井中有多套层系合采时，由于油层之间的压力、油层物理性质、原油性质等差异,往往互相干扰,使部分油层不能发挥应有的作用。为减少或消除层间干扰，应分层开采，包括分层采油、分层注水及其配套技术。

分层开采技术

配套技术

分层采油

单管分采在开采多油层的生产井内，用封隔器将油层分隔成若干层段，用配产器来减少层间干扰，为便于井下作业和油井管理，在一口井中，一般可分 3～4个层段进行分层采油（图1）。分层开采技术

多管分采在一口井内下几根油管，一根油管开采一个层段，用封隔器将层段分隔开。此法可消除层间干扰，但在一口井中下的油管数要受井眼尺寸的限制，不能太多，而且井下工具和井口装置因管多而复杂化，通常多采用双油管分采两层。在抽油井中有时也进行分层采油。

分层注水

用封隔器之间的配水器调节一口注水井中各层段的注水量，使各层基本上能按分层配水量定量注水。调整注水井的吸水剖面，控制超注层的注水量、增加欠注层的注水量，使各层中的水线推进比较均匀。通常分层注水为 3～5个层段(图2)。层系比较简单时，可下一级封隔器，从油管和套管各注一层段。有时在一口井中也可下双油管，一组油管注一段。

分层开采技术

分层开采技术

分层测试

分层采油前，要测试分层压力、产量和含水率，根据测试的资料来确定分采的层段和对各层段的调节措施。分层采油过程中，也要用测试仪器检查效果。常用的仪器有压力计、产量计和含水测定计。分层注水前，要用放射性同位素载体法或流量计测吸水剖面，根据测试的资料确定分注的层段以及控制和加强注水层段。分层注水过程中用同样测试方法定期检查。

中国在60年代开发大庆油田的实践中，形成了一整套分层采油技术，并已在各油田推广使用，对延长无水开采期和提高采收率起了重要作用（见注水开采）。

b.压裂和分段压裂

压裂是指采油或采气过程中，利用水力作用，使油气层形成裂缝的一种方法，又称水力压裂。油气层压裂工艺过程用压裂车，把高压大排量具有一定粘度的液体挤入油层，当把油层压出许多裂缝后，加入支撑剂(如石英砂等)充填进裂缝，提高油气层的渗透能力，以增加注水量(注水井)或产油量(油井)。常用的压裂液有水基压裂液、油基压裂液、乳状压裂液、泡沫压裂液及酸基压裂液5种基本类型。

压裂选井的原则：（1）油气层受污染或者堵塞较大的井；（2）注不进去水或注水未见效的井。

压裂工艺技术

任何压裂设计方案都必须依靠适当的压裂工艺技术来实施和保证。对于不同特点的油气层，必须采取与之适应的工艺技术，才能保证压裂设计的顺利执行，取得良好的增产效果。压裂工艺技术种类很多，这里简要介绍分层及选择性压裂技术、控缝高压裂技术的基本原理。

一、分层及选择性压裂

我国有很多多层油气田，通常要进行分层压裂。另外，在油田开发层系划分中，有的虽同属一个开发层系，但油层非均质特性强，存在层内分层现象，这通常称为选择性压裂。

1．封隔器分层压裂

封隔器分层压裂是目前国内外广泛采用的一种压裂工艺技术，但作业复杂、成本高。根据所选用的封隔器和管柱不同，有以下四种类型。

1) 单封隔器分层压裂用于对最下面一层进行压裂，适于各种类型油气层，特别是深井和大型压裂。

2) 双封隔器分层压裂可对射开的油气井中的任意一层进行压裂。

3) 桥塞封隔器分层压裂。

4) 滑套封隔器分层压裂

国内采用喷砂器带滑套施工管柱，采用投球憋压方法打开滑套。该压裂方式可以不动管柱、不压井、不放喷一次施工分压多层；对多层进行逐层压裂和求产。

2．限流法分层压裂

用于欲压开多层而各层破裂压力有差别的油井。通过控制各层射孔孔眼数量和直径，并尽可能提高注入排量，利用先压开层孔眼摩阻提高井底压力而达到一次分压多层的目的。

有A、B和C三个油层，相应的破裂压力分别为24，20和22MPa ,按射孔方案射开各自的孔眼。当注入井底压力为20MPa时，B层压开；然后提高排量，因孔眼摩阻正比于排量，B层孔眼摩阻达到2 MPa时的注入井底压力为22 MPa，即C层被压开；继续提高排量，B层孔眼摩阻达到4MPa时的井底注入压力为24 MPa，A层被压开。射孔孔眼的作用类似于井下节流器，随排量增加，井底压力不断提高，从而逐层压开。

限流法分层压裂的关键在于必须按照压裂的要求设计合理的射孔方案，包括射孔孔眼、孔密和孔径，使完井和压裂构成一个统一的整体。

1．蜡球选择性压裂

在压裂液中加入油溶性蜡球暂堵剂，压裂液将优先进入高渗层内，蜡球沉积而封堵高渗层，从而压开低渗层。油井投产后，原油将蜡球逐渐溶解而解除堵塞。若高渗层为高含水层，堵球不解封有助于降低油井含水率。

2．堵塞球选择压裂

将井内欲压层段一次射开，首先压开低破裂压力层段后加砂，然后注入带堵塞球的顶替液暂堵该层段；再提高泵压压开具有稍高破裂压力的地层，根据需要注入顶替液后结束施工或者继续注入带堵塞球的顶替液暂堵该层段一边压裂另外层段。从而改善产油/吸水剖面。