第一章 绪 论
第一节 国内外页岩气发展进程
页岩气是指在富含有机质、成熟的暗色泥页岩或高碳泥页岩中，由于有机质吸附作用或岩石中存在裂缝和基质孔隙，储集和保存了具有一定商业价值的生物化学成因、热解成因及二者混合成因的天然气。页岩气是赋存于以富有机质页岩为主的储集岩系中的非常规天然气，可以游离态存在于天然裂缝和孔隙中，或以吸附态存在于干酪根、黏土颗粒表面，还有极少量以溶解态储存于干酪根和沥青质中。游离气一般占 20%～85%(体积分数)，需要人工改造才能释放出工业性天然气，故页岩气藏又称“人工气藏”，具有初期产量较高、衰减快、后期产量低、时间较长的特点。
以页岩气为代表的非常规油气资源的成功商业化开采，是全球油气工业理论技术的又一次创新与跨越。美国页岩气的高速发展引起了美国能源、制造业、运输业的系列变革，已经被定义为一场“页岩气革命”。通过页岩气革命，美国油气对外依存度不断下降，全球能源格局正发生着深刻变化。美国页岩气产量在 1979～1999年增长了 7倍[1]， 2018年北美页岩气总产量为 6072×1011m3，同比增长 19.1%，发展势头强劲[2]。页岩气超过煤层气、致密砂岩气、致密油、油砂，成为第一大非常规油气资源。
此外，加拿大从 2000年开始重点针对 11个盆地(地区)开展页岩气研究，预测加拿大天然气资源总量为 5.38×1012～5.097×1013m3 [3-5]。欧洲有多个国家正在开展页岩气勘查，主要集中在英国、波兰、德国、法国、挪威、乌克兰、罗马尼亚、奥地利和瑞典[6]。德国、法国和瑞典的部分企业已经着手页岩气商业性勘探开发 [7]。
拉丁美洲页岩气资源主要集中在委内瑞拉的 Maracaibo盆地，巴西的 Chaco盆地、 Parana盆地，阿根廷的 Neuquen盆地、Golfo San Jorge盆地和 Austral Magallanes盆地[8，9]。目前荷兰皇家壳牌石油公司已经在阿根廷和巴西着手页岩气勘探开发工作。
近年来，中国页岩气勘探开发取得了重大突破，成为除北美之外第一个实现规模化商业开发的国家。
20世纪 90年代，中国页岩气相关的研究工作逐步开展。自 2004年以来，国土资源部油气资源战略研究中心开展了对页岩气资源调查评价工作 [10]。2009年，国土资源部油气资源战略研究中心启动“中国重点地区页岩气资源潜力及有利区优选”项目，以川渝黔鄂地区为主，兼顾中下扬子地区和北方地区，开展页岩气资源调查，在重庆彭水地区实施了中国第一口页岩气资源战略调查井——渝页 1井，优选页岩气远景区 [11]。2010～2012年，国土资源部油气资源战略研究中心组织开展了全国页岩气资源潜力调查评价及有利区优选，公布中国页岩气地质资源量为 134.42×1012m3(不含青藏区)，可采资源量为 25.08×1012m3，同时开展了川渝黔鄂页岩气资源调查先导试验区建设工作 [12]。
2012年 4月，长宁地区 N 201-H1井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气 1.5×105m3，同年 11月，中国石化在川东南涪陵焦石坝地区焦页 1HF井五峰组—龙马溪组测试获日产页岩气 2.03×105m3，拉开了中国页岩气商业化开发的序幕 [13]。在四川盆地形成了涪陵、威远、长宁、昭通 4个页岩气商业开发区，页岩气储量、产量快速增长 [14]。页岩气产量从 2012年的 2.5×1073，到 2018年底超过 1.08×1010m3。截至 2019年，累计完钻页岩气开发井约860口，探明m页岩气地质储量为 1.1701×10123，其中涪陵地区完钻页岩气井 450口，探明地质储量为 7.254×1011m3，2018年产量为 6.m5×109m3；蜀南地区完钻页岩气井 410口，探明地质储量为 4.447×1011m3，2018年产量为 4.3×109m3 [15]。
与北美页岩气成功进行商业化开采的盆地相比，中国页岩气田地层老、热演化程度高、构造改造强、地表条件复杂，页岩气开发缺乏成熟可借鉴的技术与经验 [16]。通过勘探开发实践，中国页岩气开发在立足自主创新和引进消化再创新的基础上，先后提出了复杂构造区海相页岩气“二元富集”规律、构造型“甜点”和连续型“甜点”页岩气富集模式等认识，从无到有，创新性地形成了本土化的“沉积成岩控储、保存条件控藏、Ⅰ类储层连续厚度控产”的“三控”页岩气富集高产理论；创新性地建立了适合中国南方多期构造演化的海相页岩气勘探开发的六大主体技术——综合地质评价技术、开发优化技术、水平井优快钻井技术、水平井体积压裂技术、丛式井工厂化作业技术和高效清洁开采技术；掌握了川南 3500m以浅页岩气规模有效开发的理论和关键技术，有效支撑了国家级页岩气示范区产能建设，为加快中国页岩气开发奠定了坚实的基础 [17]。
第二节 实验技术发展现状及展望
中国页岩气勘探开发关键技术取得的重要进展，离不开页岩气基础理论与室内实验技术的进步和成果认识。由于中国页岩气资源禀赋与北美页岩气差异较大，开发技术和开采模式不能简单复制，开发基础理论与评价体系不完全适用。中国页岩气开发初期，由于对页岩气多孔介质特征及渗流规律缺乏研究，对页岩气可采储量、单井产量、开发井距和井网等开发参数的确定方法只能借鉴美国相关方法，没有考虑中国海相页岩气自身的特殊性，开发技术政策的针对性、指导性、可操作性不够，容易造成开发与评价的误差。为了持续提高单井开发效果，研究者从中国页岩的储层特征、赋存特征、流动机理和产气规律等多个方面开展了大量工作，取得了较为丰硕的成果，保障了页岩气长期规模效益开发。
随着页岩气勘探开发实践的深入，页岩储层评价与开发技术还面临着诸多挑战：①页岩属细粒沉积物，内部品质差异表现得更为隐蔽，沉积环境对页岩储层非均质性的影响表现得更为精细，与常规储层以毫米-微米级孔隙为主不同，页岩储层孔隙以微米 -纳米级为主，因而对表征手段要求更高；②页岩属特低孔、特低渗储层，单井常常无自然产能，需进行大规模的压裂改造，除了考虑含气性外，还必须考虑可压性；③目前储层评价方法以有利区、“甜点”区等地质评价为主，评价方法多样，但评价参数对气体动用能力表征不充分，参数体系需要优化；④页岩储层吸附气与游离气并存，微米 -纳米级孔隙中气体的赋存状态与常规气藏有很大差异，同时，不同赋存状态气体的动用和开发规律不同，需要区分对待；⑤现场含气量测试结果会受到取心工艺、解吸时间、损失气估算方法等多方面条件的制约，吸附气量通过等温吸附曲线测试获取，实验条件与储层温压、原始含水条件差距过大，含气性评价存在较大偏差；⑥不同赋存状态气体动用机理不清，解吸、扩散、渗流多种流动机制共存，开发规律难以把握，需要提高页岩气传质输运机理等科学问题的认识水平；⑦裂缝与基质流动共存，多尺度多场耦合渗流模型难以建立，页岩气生产周期内基质流动能力与压力传播距离认识不清，昀优化的簇间距、段间距、井间距及控制储量难以确定；⑧页岩气田目前主要采用分段压裂水平井解析模型法、现代产量递减法和改进扩展指数法进行昀终可采储量预测，不同方法存在差异，昀优方法有待研究等。
针对这些研究现状，本书就近年来针对页岩气田开发攻关形成的页岩气储层综合表征技术和开发理论进行了系统阐述，并结合长宁 -威远页岩气田五峰组—龙马溪组下部优质页岩气层段的典型特征做了示范解剖，以期为类似页岩气田的勘探开发提供技术指导。
随着页岩气开发进程的逐步深入，中国页岩气实验评价技术和评价体系逐步走向规范化、标准化，为中国页岩气的商业化规模开发提供了有力保障。作为“甜点”区评价、有利区优选、开发方案编制和调整的首要资料，实验资料及其评价技术发挥着至关重要的作用。本书高度总结了非常规油气渗流研究团队多年的研究成果，系统介绍了页岩储层评价、赋存特征、含气量计算、流动机理、耦合模型、开发规律及昀终可采储量等方面的实验与评价技术，创新性地形成了页岩气渗流与开发实验技术系列、储层微观可动性与渗流能力一体化评价体系、页岩储层温压吸附理论与含气量计算方法、解吸 -扩散-渗流耦合理论和昀终可采储量计算方法等，构建了中国页岩气渗流理论的基础。研究成果自 2012年以来，在长宁、威远和昭通等国家页岩气示范区得到了推广应用，支撑了长宁、威远页岩气因各年产 5.0×108m3开发方案的编制与实施，直接指导了评价部署方案、开发概念设计、试采方案、开发方案、开发动态监测方案编制，有效提高了单井产量和昀终可采储量、降低了作业成本，有力支撑了我国页岩气的规模上产。
然而，中国页岩气持续高效开发仍然任重而道远，针对中国特殊的地质背景和当前低油价的国际形势，中国页岩气大规模效益开发仍然面临许多亟待解决的难题。如页岩气快速上产的需求，要求新区、新层和新井的储层评价更加精细；提高单井产量的需求，要求生产制度的制定更加科学化、合理化；提高气藏昀终采收率的需求，要求对开发簇间距、井间距的设计，不能仅基于理论分析和模拟论证，更需要实际的现场试验数据的验证和支撑。随着页岩气开发向着规模、高效、精准的方向发展，实验关键技术的支撑作用更为关键，同时对实验技术的要求也越来越高，需要不断发展符合中国页岩特征的页岩气开发实验技术与理论。下面简要列举了在未来页岩气开发中需要进一步攻关的关键实验技术。
(1)储层综合可动性评价体系的建立。目前储层评价以地质静态参数为主，对气体可动性，即其开发能力表征不同，不能有效指导开发储量计算和产能接替区的优选。不同小层间及区域间的储层对比研究有待进一步深入，因此需要建立储层综合可动性评价体系，明确不同层位和区域间的差异，为探索页岩立体开发模式，提高储量动用率提供技术支撑。
(2)大尺度裂缝。基质耦合流动实验技术。页岩中的孔隙以纳米级为主，纳米效应导致气体流动状态与常规储集层不同，尤其是在体积压裂后形成的复杂缝网系统中，多尺度流动空间和纳米效应共同影响，使气体流动空间的描述和渗流规律的表征高度复杂化，给产能评价带来了巨大挑战。基于体积改造的人工缝网和页岩气纳米级孔隙的耦合渗流实验及产能评价方法有待进一步完善。
(3)气水两相流动评价技术与方法。页岩储层原始含水及压裂液入侵 -返排问题一直是页岩气开发中的重点和难度，压裂液返排率与气井产量的关系一直是悬而未决的关键技术问题。由于页岩非常致密，水难以直接注入，因此实验难度大，暂未形成有效的气水两相流动的实验技术，其流动机理和返排规律需要进一步攻关。
(4)簇间距与生产制度优化评价技术。井间距、簇间距的优化经历了借鉴、消化、吸收等阶段，目前国内评价以数值模拟和先导试验为主要手段，因此缺乏实验数据的支撑。由于目前尚没有系统的实验手段和模拟方法，因此有关方面的研究需要进一步深化，明确簇间距、生产制度的主控因素，建立相应的优化图版，从而更好地指导现场开发。
随着中国页岩气开发进程的深入，页岩气开发理论与技术逐步完善，页岩气实验评价技术和评价体系逐步走向规范化、标准化，为中国页岩气的商业化规模开发提供了有力保障。页岩气室内实验研究与评价结果不断丰富、完善着页岩气开发理论与技术，为页岩气的有利区优选、“甜点”区评价、开发理念升级、开发技术优化和生产制度优选提供了关键认识基础。
中国页岩气资源禀赋较差，地下与地面条件复杂，持续高效开发仍然任重道远，页岩气开发仍有诸多瓶颈问题摆在渗流工作者面前，同时现有认识与成果的完善、检验、推广工作仍需要加快完成。新区、新层和新井的储层精细评价；水平井开发簇间距、井间距的经济、科学优化，体积压裂方案优化与缝网表征；气井昀优压裂液返排与生产制度；单井昀终可采储量与气藏昀终采收率的提高等问题的解决都需要实验技术和页岩气渗流理论的支撑。面对页岩气生产与开发理论的需要，页岩气渗流与开发工作者需要不断升级完善页岩气室内实验技术，在实验设计、模型的代表性、压力温度的控制、
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