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页岩气储层压裂改造关键技术及发展趋势_陕亮

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页岩 层压 改造 关键技术 发展趋势 陕亮
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第32卷第2期20 1 3年3月地 质 科 技 情 报Geological Science and TechnologyInformationVol.32 No.2Mar.  2013收稿日期 :2012-09-12   编辑 :杨勇基金项目 :中国地质调查局地质矿产调查评价专项项目 “重点成矿区带矿产勘查跟踪与成果集成研究 ”(12120110085534)作者简介 :陕亮 (1984—),男 ,研究实习员 ,主要从事地质调查规划与部署研究工作 。E-mail:shanlianggongzuo@126.com页岩气储层压裂改造关键技术及发展趋势陕亮 ,张万益 ,罗晓玲 ,刘志逊 ,张家强(中国地质调查局发展研究中心 ,北京100037)摘要 :页岩气是国内外新兴的非常规新能源 ,可作为常规能源的重要补充 ,在当前世界能源紧缺形势下具有特别重要的战略意义 。当前 ,我国页岩气资源潜力巨大 ,尚处于起步阶段 ,远落后于北美地区的商业化开发 ,但国家高度重视页岩气的勘探开发 ,以有效缓解能源紧缺 。页岩气高效开发的关键在于储层的水平井压裂改造 ,也是当前我国页岩气产业面临的重大困难之一 。整理和比较了多级压裂 、清水压裂 、同步压裂 、水力喷射压裂 、重复压裂 、CO2与N2泡沫压裂 、缝网压裂等当前储层压裂改造的关键技术及适用条件 ,对比了压裂中常用的滑溜水 、复合压裂液 、泡沫等各类压裂液体系和各类添加剂的优劣效果 ,总结了井下微地震 、测斜仪 、直接近井筒裂隙监测 、分布式声感器等常用的裂缝监测技术适用范围 。初步展望认为 ,超高导流能力压裂和超临界CO2开发技术是未来的发展趋势 。关键词 :页岩气 ;勘探开发 ;水平井 ;储层压裂改造 ;超临界CO2中图分类号 :TE93      文献标志码 :A    文章编号 :1000-7849(2013)02-0156-07页岩气成分以甲烷为主 ,是清洁高效的非常规能源和化工原料 ,可广泛用于居民燃气 、城市供热 、发电 、汽车燃料和化工生产等多个领域[1]。全世界 ,如北美 、中国等地区的页岩气资源十分丰富[2-4]。由于页岩气这一新能源可以作为常规能源的补充[5],因此在当前能源极大影响世界政治经济的复杂形势下具有巨大的战略意义 。其科学高效的开发利用将决定下一阶段能源竞争制高点 ,也将明显改变各国能源态势与能源结构 ,甚至改写世界油气地缘政治格局[6]。目前 ,美国拥有全美第二大气田的Fort Worth盆地密西西比系Barnett页岩 (面积超过1.55×104~1.81×104 km2,分布于德克萨斯州18个县 )等5套具有商业开发价值的页岩气系统[3,7],北美地区的页岩气已实现商业化开发 。美国将因此在未来10年一改天然气大量进口局面 ,甚至有望出口 。美国专家甚至认为 ,有了页岩气 ,未来100年无后顾之忧 。加拿大的勘探开发工作紧随美国之后 ,澳大利亚 、德国 、法国 、瑞典 、波兰等国家也开始了有关工作[8]。在我国 ,当前原油对外依存度已高达56%,煤炭早已由出口国变为了进口国 ,能源供应形势日趋紧缺 ,严重影响经济社会发展 。页岩气的勘探开发总体却处于起步阶段 ,目前主要集中于资源潜力调查评价及有利区战略优选工作 。显然 ,我国页岩气的科学高效勘探开发意义更加重大 。因此近年来越来越受到国家的高度重视 。党中央 、国务院领导多次做出重要批示 ,提出 “对页岩气资源的开发 ,要尽快制定规划 ,首先要搞好资源调查 ,研究开发技术条件 ”,“加强生成机理 、富集条件 、技术攻关和重点靶区研究 ”。纲领性的 “十二五 ”规划也明确提出 “推进页岩气等非常规油气资源开发利用 ”。2011年10月 ,国务院第176次常务会议通过的 《找矿突破战略行动纲要 (2011-2020)》将页岩气列为重要的勘探矿种 。更史无前例的是 ,温家宝总理在2012年的两会政府工作报告中明确提出要 “加快页岩气勘查 、开发攻关 ,提高新能源和可再生能源比重 ”。此外 ,国家还在中石油成立了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 。国土资源部系统也成立了新的以页岩气为主攻对象之一的专门地质调查机构并开展了专项申报工作 。美国 、加拿大等的页岩气勘探开发工作也曾因遭受难解的技术困难而停滞多年 ,但近年来已成功突破并促成了商业化开发 。其主要经验集中于储层的水平井压裂改造等关键技术[9]。我国近年开展的页岩气资源的潜力评价工作发现全国 (不含青藏区 )页岩气地质资源潜力约为134万亿m3,可采资源潜力约为25万亿m3,和目前常规天然气可采资源潜力 (2011年动态评价结果为32万亿m3)相当[10]。可据此基本证实与美国等同为页岩气资源大国 。但在当前的能源紧缺形势甚至政治经济效益背景下 , 第2期 陕亮等:页岩气储层压裂改造关键技术及发展趋势显然只有加快页岩气的勘探开发关键技术的研发 ,才能有效促进国民经济的发展 ,才能为避免日后受制于人作出应有的资源贡献 。因此 ,笔者详细梳理研究了页岩气勘探开发中储层压裂改造的关键技术现状 ,所获资料供今后工作中参考 。1 页岩气 (藏 )及开发特点1.1地质特征页岩气是以热成熟作用或连续的生物作用为主以及两者相互作用生成的 、聚集在烃源岩中的天然气 ,包括游离态 、吸附态和溶解态[11-18]。游离气存在于天然裂缝与粒间孔隙中 ,含 量 一 般 为20%~80%[11,13,19];吸附态存在黏土矿物颗粒 、干酪根颗粒表面 ,含量一般为20%~85%,随深度不同有较大的变化[12];溶解态存在于干酪根和沥青质中[20]。页岩气产自极低孔渗 、富有机质暗色页岩地层 ,完全独立自生自储 ,是源储一体 、原位持续聚集 、早成藏的源岩气藏 。储层复杂致密 ,主要包括泥岩 、高碳泥岩 、页岩及粉砂质岩类夹层等[21]。储层孔隙直径小 ,以纳米级为主[22]。储层黏土含量一般较高[23]。页岩气多在盆地内厚度较大 、分布较广的有效烃源岩层中大面积连续聚集 。含气范围一般与有效气源岩相 当 ,没 有 明 显 的 圈 闭 界 线 ,分 布 不 受 构 造 控制[21,24]。页岩储层总有机碳含量w(TOC)与甲烷吸附能力具有正相关线性关系[25-26]。w(TOC)高低甚至导致吸附气量发生数量级变化[11]。Barnett页岩开发实践表明原始有机碳含量w(TOC)0应大于2%[27]。具备开发价值的页岩储藏w(TOC)一般大于3%。热成熟度 (Ro)是评价页岩气高速流动可能性的重要参数[28]。Ro越高表明页岩生气量越多 ,页岩中赋存气体也越多 。具备开发价值的页岩气藏Ro一般在1%~3%之间[29]。矿物组成对页岩岩石力学性质 、储层特性 、气体吸附能力及裂缝发育程度均有一定影响 。如黏土矿物和石英比方解石具有更多微孔隙和更大表面积 ,能吸附和赋存更多气体[20,30]。裂缝发育程度是决定页岩气藏品质的重要因素 。裂缝为页岩气提供储集空间和从基质孔隙流入井底的必要通道 ,是控制地层渗流的主要因素[31-32]。已成功开发利用的储层往往天然裂缝发育[20],但Antrim页岩主产区外围尽管钻到富含天然气的页岩 ,由于天然裂缝不发育 ,渗透率很低而不具备商业价值[33]。1.2开发特点页岩气的开采分为3个阶段 :①压降作用下 ,基质中的页岩气在基质表面解吸附 ;②浓度差作用下 ,页岩气由基质系统向裂缝系统扩散 ;③流动势作用下 ,页岩气通过裂缝系统流向生产井筒[34]。因此 ,开发早期以采游离气为主 ,后期以采吸附气为主 。早期因裂缝空间有限 ,游离气产量快速下降 ,而稳定的后期产量主要来自于吸附气[35]。由于进入稳产期后递减速度慢 ,因此气田开采寿命长 ,生产周期可达30~50a甚至80~100a。开采中气体主要为自由溢出 ,因此单井产量低 ,很少直接具有工业价值 。另外 ,采收率变化范围极大 。此外 ,由于实际开采中随着游离相的采出 ,压力自然降低 ,吸附相及少量溶解相继续游离化 ,产能得以保持稳定 ,因此不需要额外排水降压[36]。2 水平井储层压裂改造当前 ,页岩气开发利用的关键技术集中在钻井方式和储层改造[15,37-39]。由于页岩气井初期一般没有工业价值 ,需要改造 。改造的目的主要是增加裂缝网络 ,提高裂缝导流能力 。目前常用的是水力压裂法[40-41]。此外 ,以往页岩气钻井方式主要为直井 。由于水平井与页岩裂缝相交机会大 ,能明显改善储层流体流动状况 ,即便在直井收效甚微的地区一般也可实现经济有效的开发 ,还能减少地面设施和生产占地 ,并且 ,水平井采收率是直井的3倍 ,勘探费用却只是2倍[11]。因此 ,水平井钻井技术已经成为钻采大多数页岩气体的最佳选择[36]。钻井方式由直井逐步变为了水平井 ,现已发展为单支 、多分支和羽状等形式[42]。大型水平井水力压裂可使人造裂缝理论半长达76.3~458.0m,天然气初始产量达到2.5×104~34×104 m3/d[43]。因此 ,成效显著的水平井储层水力压裂改造技术是当前最常使用 、效果最好的技术[44]。适合压裂改造的储层地层应具备以下条件[45]:①天然裂缝发育 ,且天然裂缝方位与最小主地应力方位一致 。在此情况下 ,压裂裂缝方位与天然裂缝方位垂直 ,容易形成相互交错的网络裂缝 。②岩石硅质含量高 (wB大于35%),脆性系数高 。硅质含量高可使岩石在压裂过程中产生剪切破坏 ,有利于形成复杂网状缝 ,从而大幅度提高裂缝体积 。③水敏感性不强 。3 主要技术方法3.1多级压裂多级压裂是利用封堵球或限流技术分隔储层不同层位后分段进行压裂 。因此 ,多级压裂能根据储层含气性特点对同一井眼不同位置针对性分段后单独压裂 。因此目标准确 ,增产效率高[44,46]。美国有751地 质 科 技 情 报2013年 85%的页 岩 气 井 采 用 水 平 井 多 级 压 裂 ,如WoodFord页岩成功采用5~7段式分段压裂技术使单井初始产量达到了28.32×104 m3/d。压裂阶段最初一般为1段或2段 ,目前增至7~8段 ,部分地区甚至13~15段[36,44,47]。段数越多 ,裂缝簇越多 ,改造体积更大 ,压裂效果更好 。作业方式分连续油管压裂和滑套完井两类 ,主要是可钻式桥塞封隔分段压裂 、压裂滑套封隔器分段压裂 、双封单压分段压裂 、水力喷砂分段压裂等 。可钻式桥塞封隔分段压裂一般8~15段 ,每段长100~150m,射孔4~6簇 ,每射孔 簇 跨 度 为0.5~0.8m,簇 间 距 为20~30m[48-49]。3.2清水压裂清水压裂 (减阻水压裂 )是在清水压裂液中加入少量减阻剂 、稳定剂 、表面活性剂等添加剂进行压裂 。它可提供更长的裂缝 ,并将压裂支撑剂运至裂缝网络 ,且储层伤害小 ,在不减产前提下还能节约30%的成本 ,是目前最主要的压裂技术[49-50]。早期曾仅使用清水为压裂液 ,产生裂缝的导流能力较差 ,后来在清水中加入添加剂 ,压裂效果得到大幅提高 。清水压裂要求储层中膨胀性蒙脱石等黏土矿物含量不能很高 ,因其水敏性强 ,遇水易膨胀 、分散和运移 ,从而堵塞裂缝通道 ,导致岩石渗透率下降[48]。该技术曾成功用于Barnett等页岩气藏开发 ,压裂后人工裂缝长而复杂 ,没有瓜胶残留 ,保证了裂缝导流能力[51]。采收率能提高20%,压裂费用降低65%。中石化2010年对方深1井 ,中石油对威201井使用该技术都获得了成功[48]。3.3同步压裂同步压裂是对2口或2口以上的配对井同时进行压裂 ,它在互相接近且深度大致相同的井间 ,高压驱使压裂液及支撑剂在井间运移以增加裂缝密度和表面积 ,最大限度地连通天然裂缝 ,提高产量[52]。最初在2口井间压裂 ,现已发展成3口 ,甚至4口井[53-44]。2006年 ,同步压裂首先在美国Barnett页岩中实施 ,效果良好 ,显示出广阔的发展前景[54]。3.4水力喷射压裂水力喷射压裂是用高速高压流体携带砂体进行射孔 ,打开地层与井筒之间的通道后 ,提高流体排量 ,从而在地层中打开裂缝 。用常规方式对裸眼水平井压裂 ,当天然裂缝较多时 ,大而裸露的井壁表面会使大量流体损失 ,从而影响压裂效果 。水力喷射压裂将水力喷砂射孔与水力压裂结合 ,不使用密封元件而维持较低的井筒压力 ,能迅速准确地压开多条裂缝[55]。其工艺有水力喷射辅助压裂 、水力喷射环空压裂 、水力喷射酸化压裂等多种[56]。它已在美国 、加拿大等多个国家和地区应用 。2005年 ,在美国首次使用水力喷射环空压裂工艺对Barnett页岩气藏的53口井进行压裂 ,其中26口井取得了成功[57]。3.5重复压裂重复压裂是指当页岩气井初始压裂处理无效 、支撑剂自然损坏或质量下降等导致产量大幅下降时 ,对气井重新压裂以增产的工艺[58-59]。页岩气井初始压裂并生产一定时间 ,井眼周围应力会发生变化 ,产量可能下降 。重复压裂能够使裂缝重新取向或重新压裂裂缝 。裂缝重新取向能绕开钻井和压裂造成的地层伤害区 ,避开压实作用和渗透率下降区 ,使页岩气井产能恢复到初始状态甚至更高 ,大大提高了生产效率[56]。据统计 ,重复压裂可以使页岩气井采收率提高8%~10%,可采储量增加60%[60]。美国天然气研究所 (GRI)研究证实重复压裂能够以0.1美元 /Mcf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[61]。如美国Barnett页岩1997年使用清水压裂对1995年前凝胶压裂增产后产量下降的井进行重复压裂 ,产量明显提高 ,部分井眼甚至超过初次压裂产量[56]。3.6 CO2、N2泡沫压裂CO2、N2泡沫压裂是由液态CO2、N2和增稠剂及多种添加剂组成的液-液混合物 ,携带支撑剂迅速进入地层 ,随着液体在井筒和地层中温度的升高 ,当温度达到临界点后液态CO2、N2开始汽化 ,形成以CO2、N2为内相 、含高分子聚合物的水基压裂液为外相的气液两相分散体系 。由于泡沫两相体系的出现使流体黏度显著增大 ,通过起泡剂和高分子聚合物的作用 ,大大增加了泡沫流体的稳定性 ,形成了低滤失 、低密度和易反排的优良压裂液 ,并拥有常规水基压裂液不能相比的多种优势[46,56,62]。3.7缝网压裂缝网压裂技术充分利用储层2个水平主应力差与裂缝延伸净压力的关系 ,一旦裂缝延伸净压力大于2个水平主应力的差值与岩石的抗张强度之和时 ,则产生分叉缝 。分叉缝最终可形成以主裂缝为主干的纵横网状缝系统 。缝网压裂适用于低-特低渗透砂岩及泥页岩油气藏[46,63]。4 各类技术特点及适用性不同压裂技术的适用性存在差异 。多级压裂技术成熟 ,能优化压裂层位 ,增产效果好 ,目前应用最广泛 ,适用于产层多 、水平井段较长的情况[56]。清水压裂液黏度低 ,携砂能力弱 ,压开裂缝半径小 ,适合天然裂缝较发育 、黏土含量适中 、杨氏模量较高 、851 第2期 陕亮等:页岩气储层压裂改造关键技术及发展趋势中等深度 (1 524~3 048m)地层[64]。同步压裂适用在井眼位置相对较近 ,井段大致平行的页岩气井之间 ,尤其开发中后期井眼密集时 ,而且对环境影响小 ,完井速度快 ,压裂成本低 。暂不适用勘探浅井和初期的开发单井[56]。水力喷射压裂不受完井方式限制 ,尤其适用在裸眼完井井眼 ,但受到压裂井深和加砂规模的限制 。当前国内应用时间不长 ,技术尚不成熟 ,且成本较高 ,主要依靠国外公司提供技术服务[48]。重复压裂对处理低渗 、天然裂缝发育 、层状和非均质地层页岩气藏比较适用 ,它除可以用来恢复低产井的产能外 ,对于提高那些产量相对较高井的产量同样适用 ,可作为我国页岩气开发中后期储层改造的措施[48]。CO2、N2泡沫压裂对地层伤害小 ,滤失低 ,携砂能力强 ,地层污染小 ,适用于水敏性地层和埋深较浅的井[62]。缝网压裂适合特低渗砂岩及泥页岩油气藏井 ,但目前应用效果没有切实可行的检测方法 ,有待进一步加强[46]。此外 ,压裂技术正处于不断发展改进的阶段 ,同时还是一个系统工程 。单一压裂技术一般难以满足开发需要 ,开发过程中往往需要几种工艺综合使用 。需要注意的是 ,页岩储层改造技术的应用始终不能脱离地质条件的约束 ,要针对页岩储集层特点优选压裂层位和施工工艺 ,才能取得比较好的开发和经济效益[26]。各类压裂技术特点及适用性见表1[56]。表 1各类压裂技术特点及适用性Table 1 Characteristics and applicability to the common kinds of fracturing technology技术名称 技术特点 适用性多级压裂 多段压裂 ,分段压裂 。技术成熟 ,使用广泛 。 产层较多 、水平井段长的井清水压裂 压裂液配方简单 ,主要为减阻水 ,成本低 ;施工简单 ,地层污染小 ,携砂能力有限 适用于天然裂缝系统发育的井水力喷射压裂 定位准确 ,无需机械封隔 ,节省作业时间 尤其适用于裸眼完井的生产井重复压裂 重新打开裂缝或裂缝 ,重新取向增产 ,成本低 对老井和产能下降的井均可使用同步压裂 多口井同时作业 ,节省时间 ,效果好于依次压裂 井眼密度大 ,井位距离近CO2、N2 泡沫压裂 地层伤害小,滤失低 ,携砂能力强 ,地层污染小 ,利于页岩气解附 水敏性地层和埋深较浅的井缝网压裂 形成以主裂缝为主干的纵横 “网状缝 ”系统 特低渗砂岩及泥页岩油气藏井传统大型水力压裂 使用大量凝胶 ,完井成本高 ,地层伤害大 对储层无特别要求 ,适用广泛5 压裂液与添加剂储层的不同特点对压裂液和添加剂有不同的要求[65]。如储层中的水敏性黏土矿物如泡水则溶解而导致井壁坍塌 ,显然不适合清水压裂技术[66]。因此 ,合理配置压裂液和添加剂是提高经济效益和保证安全生产的必须措施 。5.1压裂液目前主要采用的是滑溜水压裂液体系 、减阻水压裂液 、纤维压裂液 、清洁压裂液 、复合压裂液体系等[48]。滑溜水压裂液体系适用于无水敏 、储层天然裂缝较发育 、脆性较高的地层 ,复合压裂液体系主要针对黏土含量高 、塑性较强的储层[48,56]。5.2添加剂如在压裂液中按需添加不足总量1%的添加剂 ,就能起到催化剂般的神奇效果 。实验表明 ,使用添加剂后井眼初始产量可提高到原来的2倍 。地层条件不同 ,压裂要求不同 ,添加剂的使用也不同 。常用的添加剂类型及主要化合物见表2[48]。表 2水力压裂液添加剂类型 、主要化合物及其作用Table 2 Contrast on type,main compound and effect of the additive in hydrofracturing fluid添加剂类型 主要化合物 作用酸 盐酸 有助于溶解矿物和造缝抗菌剂 戊二醛 清除生成腐蚀性产物的细菌破乳剂 过硫酸铵 使凝胶剂延迟破裂缓蚀剂 甲酰胺 防止套管腐烛交联剂 硼酸盐 当温度升高时保持压裂液的黏度减阻剂 原油馏出物 减小清水的摩擦因子凝胶 瓜胶或羟乙基纤维素 增大清水的浓度以便携砂铁离子控制剂 柠檬酸 防止金属氧化物沉淀防塌剂 氯化钾 促使携砂液卤化以防止流体与地层黏土反应pH调整剂 碳酸钠或碳酸钾 保持其他成分的有效性 ,如交联剂防垢剂 乙二醉 防止管道内结垢表面活性剂 异丙醉 减小压裂液的表面张力并提高其返回率支撑剂 二氧化硅 促使裂缝保持张开以便气体能够溢出951地 质 科 技 情 报2013年 6 压裂裂缝监测技术实施压裂改造需要及时监测裂缝信息以优化压裂工艺设计[67]。裂缝监测主要包括微地震监测 、井下倾斜监测及地面倾斜检测等技术 。除此 ,美国还常用直接近井筒裂缝监测和分布式声传感裂缝监测等技术[67-68]。微地震监测能实时提供压裂中裂缝的方位 、长度和高度等信息 ,是目前判断最准确的方法之一 ,可用于预测裂缝生成方向 ,以及优化水力压裂设计和裂缝走向 ,改善水平井水力压裂评估[36,69]。井下倾斜监测可以取得裂缝底部及顶端或每一个侧翼总的长度 。地面倾斜监测通过测斜仪监测压裂造成裂缝的地下移位或地面变形情况[70]。直接近井筒裂缝监测技术通过测井压裂后页岩气井的流体物理特性 ,反演近井筒范围裂缝参数信息 ,主要包括同位素示踪剂法 、温度测井等等 。它不具备实时监测功能 ,监测范围小 ,通常作为补充手段[67]。分布式声传感裂缝监测方法是利用光纤作为声音传感传输介质实时监测光纤沿线的声音分布情况 ,进而获取裂缝信息[67,71]。常用裂缝监测技术对比详见表3[67]。表 3常用裂缝监测技术对比Table 3 Comparison among the common fissure monitoringtechnology监测技术监测裂缝的能力方位 倾角 缝长 缝高 缝宽局限性井下微地震能 可能 能 能 能对监 测 井 要 求 高 ,条 件苛刻测斜仪 能 能 能 能 能无法确定单个和复杂裂缝的尺寸 ,深井不适用直接近井筒裂隙监测能 可能 可能 可能 可能需要 压 裂 后 进 行 ,且 只能应用于井眼周边分布式声感器能 能 可能 不能 不能无法确定复杂裂缝的尺寸7 发展趋势7.1超高导流能力压裂新技术超高导流能力压裂新技术在设计思路 、应用材料及泵注工艺上有很大创新 。设计上 ,提供导流能力的不是支撑剂 ,而是各个支撑剂堆间无支撑剂充填的超高导流能力通道 。材料应用上是用高黏度的压裂液及可溶性纤维把支撑剂紧紧包裹在一起 。泵注工艺上采取多段注入低黏隔离液方式 。在施工可操作性及安全性等方面也都具有优势[71]。在北美试验该技术发现 ,初产提高约20%,采收率预计提高20%[71],应用前景很好 ,是今后值得特别关注的方向 。7.2超临界CO2开发技术CO2在井下750m能达到临界点 ,在钻井井筒中很容易达到超临界态 。超临界CO2不同于气体 ,也不同于液体 ,具有独特物理化学性质 。其密度接近液体 ,黏度接近气体 ,扩散系数比液体大 ,传质性能好 ;表面张力为零 ,可进入大于其分子的任何空间 ;压缩时仅增加密度但不形成水等液相 。因此在技术 、经济 、环保等多方面都存在较大优势[72]。国外CO2压裂技术分为3种 :CO2增能压裂 、CO2泡沫压裂和纯CO2压裂[62]。技术上 ,超临界CO2射流页岩破岩门限压力为水的1/2甚至更小 ,且不含水 ,降低了缩径 、卡钻风险 ,也不污染储层 ,并改善近井地带油气渗流通道 ,因此增加了纯钻时间 ,缩短了建井周期 ,还促使储层产生微裂缝 ,提高了采收率[51]。另外它在储层中容易流动 ,能进入到任何大于其分子的空间[72]。加之CO2与页岩的吸附能力强于CH4,因此在外力作用下 ,CO2能有效驱替并置换微小孔隙和裂缝中游离态CH4,促使更多CH4分子变为游离态流动 ,维持高产 。经济上 ,能缩短钻井周期 ,减少能源耗费 ,大大降低了钻井成本 。不污染储层则节约了投产前近井地带的改造费用[72]。此外 ,置换CH4提高了采收率和单井产量 ,增加了效益 。并且 ,钻井液适应性广 ,容易回收利用 ,不污染环境 ,节约了钻井液和环境治理费用 。环保上 ,CO2置换CH4后以更大吸附力束缚在页岩表面或驻留在孔隙 ,相当于得到了极好的安全埋存 。因此 ,不仅可以换得清洁能源 ,还可以将大量CO2永久封存 ,更可以参与碳交易 ,实现环保 、科学 、安全 、实惠等多赢 。参考文献 :[1]黑龙江省国土资源厅 .页岩气 [J].黑龙江国土资源 ,2012(2):39.[2]江怀友 ,宋新民 ,安晓璇 ,等 .世界页岩气资源与勘探开发技术综述 [J].天然气技术 ,2008,2(12):26-30.[3]Bowker,K.A.Recent 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