湖北二仙岩页岩汽是否程功
页岩气潜力大省――湖北
湖北省接下来有望成为继四川、重庆和贵州之外，页岩气开发最重要的战略阵地，成为我国天然气增储上产的新基地。
目前中石油、中石化在四川重庆地区开采的页岩气，主要储藏于龙马溪组地质层系中，而鄂西地区在震旦系、寒武系、志留系3个地质层系均获高产页岩气流。
这意味着，鄂西地区为我国页岩气的勘查拓展到了一个新领域。这对国内的天然气勘探开发行业而言，是一次极大的突破。
实际上在过去几年当中，鄂西地区的页岩气勘探屡获突破，早已展现出了良好的开发潜力。
鄂西地区的页岩气地质调查始于2009年。调查发现鄂西地区震旦系、寒武系和志留系三个层系页岩分布和厚度都较大，且埋深适中，因此被确认为进行页岩气勘探的主要层系。
2012年，在中国第二轮页岩气探矿权出让招标中，华电集团、湖北省地质调查院合作，中标鹤峰和来凤-咸丰2个页岩气探矿权区块，双方随后合作钻探了湖北省首口页岩气井来地1井，这口井于2014年成功见气。
在2016年，湖北宜昌震旦、寒武、志留系获得多层页岩气重大发现，还成功入选了2016年度地质科技十大进展。
2017年是湖北地区页岩气勘探突破极大的一年。在这一年，位于湖北宜昌的页岩气井――鄂宜页1井，获得了日产量6.02万方、无阻气量每日达到12.38万方的高产页岩气流。
鄂宜页1井圈定了1200平方公里的页岩气有利区，预测页岩气资源量超5000亿立方米（约合4亿吨石油）。该井的突破为湖北省页岩气的规模化开发注入了极氏绝物大信心。
2018年，鄂阳页2井更是获得了产量5.53万立方米/日、无阻流量19.82万立方米/日的高产工业气流。特别的是，鄂阳页2井的水平段目的层为震旦系陡山沱组二段，是世界第一口在最古老地层完成的页岩气水平井。
中国页岩气开发迎新一轮提速
业内专家表示，鄂西地区有利区页岩气可采资源量超过4000亿立方米，初步具备建设100亿立方米/年产能的资源基础。
100亿立方米/年产能水平，和我国目前最大页岩气田――涪陵页岩气田产能水平相当。这意味着鄂西地区页岩气的开发，有望将我国页岩气产业的规模提升到一个新的水平。
从过歼液去一年国内页岩气产业发展情况来看，我国页岩气开发已取得极大进步，这将为鄂西地区页岩气的规模开采提供支撑。
中国石化江汉油田公司负责作业的涪陵页岩气田，2018年全年实现60.2亿立方米产量宏消，实现新增经济可采储量54.3亿立方米，新投产气井81口。涪陵页岩气田也于这一年建成了100亿立方米产能。
中国石油西南油气田分公司，其页岩气生产也进入了工业化大规模开采阶段。2018年，长宁-威远页岩气示范区年产气31.18亿立方米，到该年年底，川南页岩气日产量更是突破2000万立方米，同比增加119.3%。
并且在2019年1月15日，中国石油与英国石油公司(BP)合作的第一口水平井――威206-H1井顺利投产，标志着内江-大足区块五峰组-龙马溪组页岩气成功获得商业气流
中国石油浙江油田，2018年也实现了11.5亿立方米页岩气产量，并在中浅层页岩气勘探方面获得突破，继四川宜宾和云南昭通之后，在四川泸州开辟了页岩气战略新阵地。据了解，浙江油田在太阳―大寨地区集中勘探评价浅层页岩气已基本探明千亿立方米储量。
此外在2018年，贵州的千亿方级页岩气田――正安页岩气区块，开发也实现了推进。在2018年12月底，正安页岩气区块的安页2井开钻。
据了解，到2020年，正安页岩气区块将建成页岩气年产能5亿方，到2022年达到12亿方，到2025年达到30亿方，到2028年达到50亿方。
在页岩气的整体勘探方面，据自然资源部最新发布的《全国石油天然气资源勘查开采情况通报（2017年度）》，在2017年中国页岩气新增探明地质储量出现大涨，达到3767.6亿立方米（约合3亿吨原油），剩余可采储量增加了62%。
不管是从勘探还是生产上看，中国页岩气产业都呈现出了加速发展。所以湖北省的页岩气产业，接下来也值得页岩气相关企业的重点关注。
什么是致密砂岩气?
一、致密砂岩气的概念及特征
（一）致密砂岩气的概念
致密砂岩气是一种储集于低渗透―特低渗透致密砂岩储层中的典型的非常规天然气资源，依靠常规技术难以开采，需通过大规模压裂或特殊采气工艺技术才能产出具有经济价值的天然气（李建中等，2012；邹才能等，2011）。
（二）储层特征
致密砂岩储层具有分布面积较广、埋藏深度较大、成岩演化作用复杂、储层物性差、非均质性强及不完全受制于达西定律等特点，最主要的是单井产能一般较低，通常局部地区发育有“甜点”，利用常规技术难以进行开发。与常规砂岩储层相比，致密砂岩气储层具有以下基本特征：
（1）孔隙度与渗透率均较小，喉道小且改造频繁，连通性差。一般来说，致密砂岩的孔隙度小于10%，渗透率小于0.1mD。
（2）成岩后生作用强烈，次生孔隙占重要地位。致密砂岩通常具有沉积速度相对较慢、成岩过程长的特点。由于成岩历史长且成岩序列复杂，往往压实强烈，后生作用明显，原始粒间孔隙减少较多。据统计，其次生孔隙约占总孔隙的30%～50%。
（3）束缚水饱和度较高且变化较大。根据鄂尔多斯盆地上古生界致密砂岩储层束缚水饱和度的分析，束缚水饱和度都在40%以上，而Spencer认为致密砂岩储层的束缚水饱和度为45%～70%。
（4）砂体不发育，一般呈透镜状（主要是指“甜点”）。据统计，透镜体产层的天然气占致密砂岩气总储量的43%，这或许是由于透镜状砂体比薄互层状砂体压实率低及溶蚀作用强。
（5）非均质程度高，岩性多样且粒度偏细，自生黏土矿物含量较大，砂泥交互，酸敏明显，驱油效果差，通常伴有裂缝（尤其是微裂缝），层控作用明显。
（6）地层压力异常，变化不一，但毛管压力一般较高。在润湿相饱和度达50%的情况下，通过压汞法和高速离心法测得毛管压力一般大于6.9MPa，气水分布较为复杂（异常高压和异常低压均有可能）（于兴河等，2015）。
二、致密砂岩气的成藏机制
（一）储层成因类型
致密砂岩储层与常规砂岩储层相比具有特殊的特征。Soeder和Randolph（1987）将致密砂岩储层划分出3种类型，即由自生黏土矿物沉淀造成的岩石孔隙堵塞的致密砂岩储层、由于自生胶结物的堵塞而改变原生孔隙的致密砂岩储层和由于沉积时杂基充填原生孔隙的泥质砂岩储层。Shanley等（2004）认为了解常规储层和致密储层之间的岩石学特征对于理解致密储层和预测致密储层是非常关键的；而且指出，致密砂岩储层并不总是由砂岩成分的不成熟、泥质杂基含量高所造成的，在成分成熟度较高的砂岩中一样存在着致密储层。因此，按照砂岩储层的致密成因，可以将致密砂岩储层划分为4种类型（张哨楠，2008）。
1．由自生黏土矿物的大量沉淀所形成的致密砂岩储层
此类致密储层可以是结构成熟度和成分成熟度均比较高的砂岩，也可以是结构成熟度较高而成分成熟度不高的砂岩。岩石类型为石英砂岩，硅质岩碎屑含量比较高，岩石的分选性好，颗粒之间没有任何黏土杂基存在；但是在埋藏过程中由于自生的伊利石堵塞了颗粒间的喉道，喉道间陵基备的连通主要依靠伊利石矿物间的微尺毁孔隙，这使得岩石的渗透率极低，然而孔隙度的降低与渗透率相比不太明显，主要形成中孔、低渗的致密储层。
2．胶锋首结物的晶出改变原生孔隙形成的致密砂岩储层
在砂岩储层埋藏过程中，由于石英和方解石以胶结物的形式存在于碎屑颗粒之间，极大地降低了储层的孔隙度，储层的渗透率也随之降低，形成低孔、低渗的致密储层。在孔隙中可以保存形成时间比较早的次生孔隙。岩石类型为岩屑石英砂岩，岩石的分选较好，含有少量的长石，孔隙类型主要有长石早期溶蚀形成的粒内溶孔以及高岭石沉淀形成的晶间微孔隙。
3．高含量塑性碎屑因压实作用形成的致密砂岩储层
对于距离物源比较近、沉积环境水体能量不高、沉积物成分比较复杂尤其是塑性和不稳定碎屑含量较高的储层，在埋藏过程中，在没有异常压力形成的条件下，因压实作用使塑性碎屑变形从而呈假杂基状充填于碎屑颗粒之间，导致砂岩储层成为致密储层。
4．粒间孔隙被碎屑沉积时的泥质充填形成的致密砂岩储层
在低能条件下或者在浊流条件下，由于沉积水体浑浊或者因水体能量不高，碎屑颗粒间杂基含量比较高，成为泥质砂岩。由于粒间孔隙被杂基所占据，孔隙间的流体交换不顺畅，无论早期还是晚期的溶蚀性流体都很难进入到孔隙中，因此粒间孔隙或者粒内孔隙都不发育；在泥质杂基中，可能发生重结晶或者微弱的溶蚀，形成杂基内的溶蚀微孔隙。
（二）成藏机制
姜振学等根据储层致密化与天然气充注的先后关系将致密砂岩气藏分为2种类型――储层先期致密型（“先成型”）和储层后期致密型（“后成型”）。“先成型”致密砂岩气藏的储层致密化过程发生在烃源岩生排烃高峰期天然气充注之前，并要求孔隙度小于12%，渗透率小于1mD。而“后成型”致密砂岩气藏则以储层后致密为特征。
三、致密砂岩气的开发利用
（一）致密砂岩气的开采
1．多级压裂水平井技术
多级压裂水平井技术结合了水平井技术和多级压裂技术的优点，有效改善了近井地带渗流条件，大幅提高了单井控制储量，已成为有效开发致密砂岩油气藏的重要技术手段。通过利用参数对比法、试井曲线形态判别法、裂缝参数分析法等方法，对多级压裂水平井的有关参数进行评价及方案优选。
2．超前注水技术
致密砂岩油气藏的岩性致密，渗流阻力大，而且压力的传导能力很差。所以仅仅依靠天然的能量进行开采，其采收率很低，而且地层压力很难恢复。因此要保持地层的注采平衡，可以采用超前注水的方法。
超前注水是指注水井在采油井投产前投注，经过一定时间的注水，使地层压力上升至高于原始地层压力，并建立起有效驱替系统，油层内驱替压力梯度大于启动压力梯度后，油井投产并保持这种状态下开采的开发方式。
采用超前注水的机理如下：超前注水可以维持地层压力，促使单井获得较高的产量，从而避免了储层渗透率的降低和启动压力梯度的升高；超前注水增大了流体在地层中的渗流速度，有利于提高油相相对渗透率；超前注水会提高油气藏的最终采收率。
3．油气藏描述技术
油藏描述总体上分为三种：以测井为主体的油藏描述阶段、多学科协同油藏描述发展阶段、多学科一体化油藏描述阶段。
对致密砂岩气藏进行精细描述，是有效开发这类气藏的基础。目前发展了以提高储层预测和气水识别精度为目标的二维、三维地震技术系列，主要包括构造描述技术、波阻抗反演储层预测技术、地震属性技术、频谱成像技术、三维可视化技术以及地震叠前反演技术。对致密砂岩气藏而言，寻找裂缝发育带，对提高致密储层天然气的储量、提高单井产量有着举足轻重的作用，它直接关系到致密砂岩气藏的经济可采性。
4．储层改造技术
在20世纪末，储层改造主要是作为增产措施和解除近井地带地层的伤害、提高近井地带油气层的渗流能力、提高单井产量的重要手段。现阶段，储层改造技术越来越受到重视。中国石油对储层改造技术给予了高度的重视，并设置了多个重大专项，这些条件为储层改造技术的进步和发展提供了坚实的后盾。常见的储层改造技术如下：
（1）加砂压裂技术：在地面用压裂泵车，使井眼内的压力增高，从而克服地层的地应力和岩石张力强度，进而促使岩石破裂，形成人工裂缝。
（2）高能气体压裂技术：通过电缆将高能燃料输送到气层井段，利用点燃气体产生的大体积的燃烧气体，瞬间产生一个破裂压力，撕开多条主裂缝和微裂缝。
（3）喷砂射孔技术：通过油管将高压喷射射孔枪送到目的层段，利用射孔枪喷射产生的高速液体，在岩石中形成一定深度的孔眼。
（4）酸化技术：在地面用高压泵车，从油管内向地层注入一定浓度的酸液，通过酸液与地层中钻井液、滤液和地层中的可酸蚀成分发生化学反应，清除孔隙中污染和扩大孔隙，减小油气流阻力，提高油气井的产量。
5．注气开发技术
注气开发技术大致上可以分为一次接触、多次接触和非混相驱三种，其基本原理是通过注气达到降低油水界面张力，进而提高油田的驱油效率和提高油田的经济效益。
采用注气开发技术开发致密砂岩油气藏，首先要选择什么气体作为注入气，现行的注气开发一般选用的是CO2、N2或烃类气体，使用最多的是CO2。CO2气体能有效降低原油黏度，降低残余油饱和度，溶解储层中胶质，提高渗透率。气驱时，气体与原油接触并溶解于原油中，原油的黏度降低、体积膨胀，同时原油和注入气体的界面张力降低，原油中溶解的气体越多，降黏的幅度越大，油气的界面张力越小，气体进入孔隙的阻力越小。
（二）开发利用状况
据统计，目前全球大约有70个盆地中发育致密砂岩气，主要集中在北美、亚太、拉丁美洲、原苏联和中东―北非等地区。全球致密砂岩气资源量约为210×1012m3，现今技术可开采的致密砂岩气储量约为（10.5～24.0）×1012m3。致密砂岩气勘探开发率先取得重大突破的国家是美国，在900个气田中致密砂岩气生产井超过40000口，占美国陆上除了阿拉斯加和夏威夷州外天然气产量的13%。美国致密砂岩气的研究发展迅速，致密砂岩气产量逐年增加，已由1990年的600×108m3增加到2008年的1757×108m3（呙诗阳等，2013）。
我国致密砂岩气资源量主要分布在陆上含煤系地层的沉积盆地中，共有致密砂岩气地质资源量（17.0～23.9）×1012m3，技术可采资源量（8.1～11.4）×1012m3，均占全国致密砂岩气资源总量的86%左右。其中，鄂尔多斯盆地石炭―二叠系致密砂岩气技术可采资源量（2.9～4.0）×1012m3，四川盆地三叠系须家河组致密砂岩气技术可采资源量（2.0～2.9）×1012m3，塔里木盆地侏罗―白垩系致密砂岩气技术可采资源量（1.5～1.8）×1012m3，三者合计技术可采资源量（6.4～8.7）×1012m3，约占全国陆上致密砂岩气资源总量的78%。按照中国海油确定的近海海域致密砂岩气评价标准（海域按孔隙度5%～15%、渗透率小于10mD划为致密砂岩气，与陆上标准不同），我国东海、莺歌海、珠江口三个近海盆地共有致密砂岩气技术可采资源量（1.1～2.0）×1012m3，约占全国致密砂岩气资源总量的14%。随着海域含油气盆地地质认识程度的提高和勘探开发技术的进步，海域将是未来致密砂岩气勘探开发的重要接替领域（戴金星等，2012）。
从致密砂岩气赋存的层系看，我国致密砂岩气资源埋深普遍偏大，中部地区的鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地三叠系须家河组埋深一般为2000～5200m；西部地区的准噶尔、塔里木、吐哈等盆地埋深一般为3800～7000m，塔里木盆地库车地区致密砂岩气埋深甚至可达8000m左右。东部和海上诸盆地致密砂岩气目的层以白垩系、古近系和新近系为主，埋深一般为2000～4500m。
截至2010年底，我国15个致密砂岩大气田探明天然气储量共计28656.7×108m3，占当年全国天然气总探明储量的37.3%，如再加上全国中小型致密砂岩气田储量（1452.5×108m3），我国致密砂岩气探明储量将达30109.2×108m3，占全国天然气总探明储量的39.2%。
由图3-6可见，1990-2010年20年间美国天然气年产气量基本呈增长之势，这主要是由于有致密砂岩气产量增长作支撑（美国储量排名前100的气藏中有58个是致密砂岩气藏）。中国截至2010年底共发现储量大于1000×108m3的大气田18个，其中9个为致密砂岩大气田，总探明地质储量25777.9×108m3，占18个大气田的53.5%。由此可见，中国与美国致密砂岩气储量有相似之处，即致密砂岩气在我国天然气储量中占举足轻重的地位，因此把致密砂岩气作为我国今后一段时间非常规气勘探开发之首是合理的。
图3-6 美国1990-2035年各类天然气历史产量和预测产量结构图
图中百分数为各类天然气占总产气量的比例
四、致密砂岩气的发展趋势
（一）致密砂岩气发展的关键因素
我国致密砂岩气早在20世纪60年代在四川盆地就已有发现，但受认识和技术限制，发展较为缓慢。2005-2011年，我国致密砂岩气地质储量年增3000×108m3，产量年增50×108m3，呈快速增长态势（图3-7）。至2011年年底致密砂岩气累计探明地质储量为3.3×1012m3，已占全国天然气总探明地质储量的40%；可采储量1.8×1012m3，约占全国天然气可采储量的1/3。2011年致密砂岩气产量达256×108m3，约占全国天然气总产量的1/4，成为我国天然气勘探开发中重要的领域。致密砂岩气的快速发展得益于以下因素。
图3-7 1990-2011年我国致密砂岩气地质储量、产量增长形势图
1．资源潜力很大
资源调查表明，我国致密砂岩气重点分布在鄂尔多斯和四川盆地，其次是塔里木、准噶尔和松辽盆地，约占资源总量的90%。采用类比法，初步评估我国致密砂岩气技术可采资源量为10×1012m3左右，目前累计探明率仅18%，加快勘探开发进度，仍具有很大潜力。
2．关键技术已基本过关
近年来，借鉴世界致密砂岩气开采的关键技术，包括直井、丛式井、水平井分段压裂技术，我国致密砂岩气开发技术取得长足进步。随着大型压裂改造技术的进步和规模化应用以及生产组织运行管理模式的创新，单井产量大幅提高，成本大大降低，有力地促进了鄂尔多斯盆地上古生界、四川盆地川中须家河组等一批大型致密砂岩气田的商业性开发利用。在鄂尔多斯盆地苏里格地区成功开发的经验表明，早期天然气几乎完全不能动用，单井产量极低，一般无自然产能；引入市场化机制后，在中国石油长庆油田主导下，其他油气田企业、相关技术服务企业和大量民营企业进入，大大调动了甲、乙双方的积极性，科技攻关不断取得突破。经过压裂改造，单井产量达到日产（1～2）×104m3，开发产能迅速提升。以苏里格气田为例，共投产2681口气井，平均单井日产量1×104m3，生产动态表明，单井稳产4年，平均单井累产可达到2300×104m3。2011年苏里格气田产量达到121×108m3，储量动用程度逐步提高。总体而言，有序监控下的市场化机制促使我国致密砂岩气开采效果有突破性进展。
3．全面动用致密砂岩气地质储量的能力较差
我国致密砂岩气具有大面积分布的特点，但由于当前的天然气价格未到位，我国全面动用致密砂岩气的能力还较差。以苏里格地区为例，按照直井单井产量划分，大于2×104m3/d的为Ⅰ类气，（1～2）×104m3/d的为Ⅱ类气，（0.5～1）×104m3/d的为Ⅲ类气，小于0.5×104m3/d的为表外气，前三类气的储量占到60%，Ⅳ类气的储量达到40%。目前，苏里格地区主要动用的是Ⅰ类气和Ⅱ类气的一部分，Ⅲ类气和表外气的储量基本没有动用，主要原因是在现行天然气价格体系下，开发成本偏高，产出投入比较小，经济效益很差，甚至亏损。
总体上，我国致密砂岩气资源品位差异较大，全面动用我国致密砂岩气资源的能力还较差。较好的致密砂岩气资源，如长庆油田苏里格地区Ⅰ类气，目前开发具有一定的经济效益。Ⅱ、Ⅲ类气和表外气资源开发的关键难点是资源品位差、开发成本高、核心技术需要持续攻关。
（二）与页岩气、煤层气发展情况对比
致密砂岩气和页岩气、煤层气的开发步伐相比，其开发速度遥遥领先。虽然在非常规天然气开采中，致密砂岩气占绝对优势，煤层气和页岩气只有很少一部分，但致密砂岩气和页岩气、煤层气当前的发展状况却明显不一样。在美国页岩气革命成功后，我国页岩气的地位发生了重大改变，一跃成为独立的矿种，而致密砂岩气只是作为天然气的细小分支而存在。舆论媒体、国内外油气巨头、资本市场对页岩气更是钟爱有加，资本市场概念股横空出世、国土资源部两轮页岩气招标的推出更是将页岩气的影响力推上顶峰。
从经济效益来看，致密砂岩气有着非常完整的产业链，产运销各环节都不存在障碍，涉足企业的盈利能力也比较可观；而页岩气目前还处在勘探阶段的初期，储量尚不能有效落实，仅中国石化涪陵页岩气田和中国石油长宁―威远页岩气田实现了商业开发，第二轮全国页岩气招标中标的企业均处于前期勘探阶段。从储量来看，页岩气可采地质储量达25×1012m3，其开发潜力无可比拟，有望在常规天然气枯竭后成为清洁能源的主要来源。从工程技术方面来看，致密砂岩气开采的关键技术已相当成熟，川西、鄂尔多斯深盆、松辽断陷和淮南已实现大规模商业化开采；而页岩气开发还处于起步阶段，页岩气对开采技术和设备的要求更高，且页岩气开发的地质条件可能更为复杂，现正加紧试验和技术攻关，运输环节也需要更多投入，不过日后页岩气开采技术突破，实现了大规模商业开发后，将成为天然气产量来源的主力军。美国页岩气产业的巨大成功为我国提供了诸多可借鉴的经验，国内页岩气产业链一旦突破诸多技术瓶颈也会迎来爆发期；虽然现阶段页岩气炙手可热，但是产量已经有相当规模的致密砂岩气同样需要更多的资本投入，以获取更多产能（文小龙，2015）。
（三）发展前景
目前，我国已经拥有较为成熟的致密砂岩气勘探开发方法和技术，并在鄂尔多斯、四川和塔里木等盆地取得了一系列重要成果，形成了鄂尔多斯盆地上古生界、川中须家河组和塔里木盆地库车深层三大致密砂岩气现实区和松辽盆地、渤海湾盆地、吐哈盆地和准噶尔盆地等四大致密砂岩气潜力区。根据中国致密砂岩气的资源基础和目前的勘探开发现状，预计在今后相当长时期内，我国每年将新增致密砂岩气探明地质储量在（2500～3500）×108m3之间；预计到2020年全国致密砂岩气年产量有可能达到600×108m3以上，产量将主要集中在鄂尔多斯盆地、四川盆地和塔里木盆地。
总体而言，我国致密砂岩气资源较丰富，勘探开发技术较为成熟，是非常规天然气最现实的勘探领域。随着致密砂岩气勘探理论和开发技术的进步，致密砂岩气将成为中国天然气工业发展的重要组成部分（李建忠等，2012）。