1. 引言
同类气藏采用相同开发方式下开发特征的差异性取决于不同的地质特征，地质特征决定开发方式。通过对比分析国内外页岩气藏地质特征，探讨适用于国内页岩气藏的开发方式。美国Barnett气藏是世界上率先成功进行商业化开发的页岩气藏，水平井多级分段压裂技术的运用是其成功开发的关键。自此以后，水平井多级分段压裂技术成为开发页岩气藏的首选技术，美国和加拿大页岩气藏后续商业化开发进一步证实了该技术对页岩气藏开发的适用性。近年来，随着我国页岩气水平井勘探开发技术的不断提高，尤其是涪陵页岩气藏的投入开发，水平井分段压裂技术逐渐成为首选开发技术，页岩气井压裂试气表现出异常高产，部分井无阻流量超过100 × 104 m3/d，远远高出国外同类页岩气藏产能极限，甚至超过绝大部分常规气藏产能。决定国内外页岩气藏产能差异性的内在地质因素是否不同，由地质因素决定的开发因素是否要有所差别呢？我国页岩气开发是否仍然沿用国外页岩气开发技术，这些都是值得商榷的。
美国作为页岩气行业的先导者，先后开发了水平井、水力压裂两大核心技术，以形成页岩储层网状裂缝系统为目的，实现了页岩气的大规模开采。在目前的页岩气开发中，水平井加大规模水力压裂被认定为唯一方式，但其成本较高。据张小龙 [1] 对美国Barnett页岩约10,000口水平井的长度及页岩气单井第一年的产量统计，发现两者没有明显相关性，且离散性大，这说明影响页岩气产量变化的因素很多，能否完全照搬美国水平井和大规模水力压裂的成功经验，很多人对此提出了质疑 [2] 。
2. 国内外页岩气田地质特征对比
对比国内几个页岩气开发区块的岩石矿物组成及地球化学指标等参数，如表1所示，可以看出，我国页岩气藏和美国著名的Barnett页岩气藏存在较大差异性。
2.1. 总有机碳含量
Barnett页岩沉淀初期总有机碳含量(TOC)可达20%，现今TOC为3%~13%，平均4.5%。涪陵焦石坝区块TOC主要分布在0.46%~7.13%，平均2.66%，其中TOC ≥ 1.0%样品较多，达到样品总数的95.1%。鄂尔多斯盆地南部张家滩页岩有机质丰度为1.76%~5.88%，平均3.24%。川东南涪陵地区页岩TOC一般为1%~2%，横向分布稳定 [3] 。
2.2. 有机质类型与演化程度
涪陵焦石坝区块五峰组–龙马溪组有机质显微组分中腐泥组含量最高 [4] ，烃源岩主要为I型，镜质体反射率为2.42%~2.80%，平均2.59%。川东南涪陵地区下侏罗统大安寨页岩有机质类型以II2为主，镜质体反射率为1.26%~1.55%，基本处于高成熟阶段。鄂尔多斯盆地南部张家滩页岩镜质体反射率为0.52%~1.13%，平均0.72% [3] 。与北美Barnett等典型页岩地质特征相比，以涪陵龙马溪组为代表的国内页岩TOC、含气量、黏土矿物含量、脆性矿物含量等参数指标与北美页岩基本相当，具有相似的页岩气形成条件，埋藏深度适中，但热演化程度偏高 [5] - [7] 。
2.3. 物性特征
2.3.1
. 孔隙度
涪陵焦石坝区块五峰组–龙马溪组孔隙度分布在1.17%~8.61%之间，平均4.87%，孔隙度总体表现为低–中孔 [8] 。川东南涪陵地区下侏罗统页岩大安寨段孔隙度为1.40%~8.17%，平均4.68% [9] 。
2.3.2
. 渗透率
涪陵焦石坝区块五峰组–龙马溪组页岩储层垂直渗透率远远低于其水平渗透率 [10] ，垂直渗透率平均值为0.1539 mD，水平渗透率平均值为0.4908 mD。涪陵地区下侏罗统页岩大安寨段渗透率为0.0111~96.2014 mD，平均0.7371 mD。Barnett已发表渗透率数据为0.001~0.005 mD [11] 。对比渗透率数据可以看出，相比于Barnett毫达西级甚至是毫微达西级的渗透率，涪陵地区的渗透率存在数量级的增长，这可能是产能差异的主控因素之一。
3. 国内页岩气田高产因素分析
我国涪陵页岩气区块 [12]
2013 年11 月30 日
，稳定生产368 d后，JY1井产气量仍高达6.5 × 104 m3/d，压力稳定在20 MPa。已完成试气的26口井投入试采后均获得较高产能，单井无阻流量10.1 × 104~155.8 × 104 m3/d，单井产量5 × 104~35 × 104 m3/d，区域井组日产气量308.66 × 104 m3。数据显示，截至2014年
Table 1. Geological data of shale gas reservoirs both at home and abroad
表1. 国内外页岩气田地质数据表
底涪陵页岩气井已完井113口，投产89口，平均单井日产量达8.4 × 104 m3，较之于美国许多页岩气井产量有大幅增长。
3.1. 基于二元富集理论的有利目标选区
将我国第一批页岩气井威201井等与美国页岩气藏进行对比研究发现，我国南方地区海相沉积页岩气藏具有构造运动复杂、多期构造叠加、热演化程度高、保存条件复杂等特点。通过对比研究得到了“并不是所有页岩都具有页岩气，并不是所有页岩气都是商业性页岩气”，以页岩厚度、有机质丰度、热演化程度、埋藏深度和脆性矿物含量等主要地质评价参数，发现了奥陶系五峰组–志留系龙马溪组关键参数的耦合规律，提出海相页岩气“二元富集”理论并建立了相应的页岩气选区体系和标准 [13] 。结合进一步勘探开发经验，逐步形成了页岩气形成条件研究、富集主控因素分析及勘探实践的“三元富集”理论 [14] 。
3.2. 异常高压
地层压力系数是页岩气富集高产评价指标之一。页岩气藏相比常规油气藏具有特殊性，是生储盖三位一体的地质体 [15] ，因此其保存条件的评价也有所不同。页岩地层异常高压的产生原因目前还存在争议 [16] ，部分学者认为高压是烃源岩生烃过程中增压及泥页岩的欠压实作用 [17] ，以及良好的保存条件下天然气聚集所引起的，反之会因为气藏封闭性不好，页岩气排出过快造成压力大幅降低，甚至形成低压。美国Barnett和Haynesville等页岩气高产区均存在不同程度高压 [18] ，众多学者认为合适的高压是页岩气高产的重要原因之一 [19] - [21] 。
一方面在页岩气产出过程中高压提高了传质速度；另一方面，在大规模水力压裂过程中高压能够与水力作用相互影响，产生更多朝向射孔点方向的诱导裂缝，有效沟通储层、增强压裂效果。页岩中的异常高压可提高开采过程中的天然气流速，在压裂过程中，异常高压能够与水力作用“里应外合”，使压开裂缝朝井眼汇集，提高压裂开采效率。
3.3. 潜在的诱发裂缝
微地震数据监测到页岩地层裂缝呈现不规则的复杂裂缝网络系统 [22] [23] ，通过分析井周天然裂缝随机分布与层理平行发育下的诱导缝形态，从力学角度考虑，天然裂缝与层理高度发育的地层有潜力实现诱导缝分支，形成复杂的诱导缝形态 [24] 。然而Mayerhofer [25] 研究Barnett页岩气井产量规律时，从微地震监测与压裂裂缝形态变化特征入手，得出改造网状裂缝系统体积(SRV)越大，产量越高。
4. 页岩气储层直井开发的可行性论证
对比国内外页岩气田地质特征，分析国内页岩气高产因素，参照国际油价，页岩气开发能否选用直井代替水平井具有重大现实意义。根据第五届中国石油工程设计大赛页岩气数据，见表2。采用压裂模拟软件Meyer中适用于页岩气的MShale模块对比模拟水平井和直井压裂过程，将得到的裂缝信息输入数值模拟软件CMG的GEM组分模拟器，模拟页岩气的开采动态，并进行页岩气藏直井压裂开发的可行性论证。
Table 2.Shale gas data of the 5th National petroleum engineering design competition
表2. 第五届中国石油工程设计大赛页岩气数据
4.1. Meyer的MShale模块对比模拟水平井和直井压裂
模拟水平井压裂，水平段长1500 m，射孔压裂段深度2485.6~2549.34 m，分20段压裂，每段分3簇射孔，簇间距25 m，每簇长0.5 m，使用大型压裂：大排量(泥浆速率约为11 m3/min)、大液量(每段909 m3泥浆)、大砂量(支撑剂总质量67.390 t)、低砂比(小粒径以100目和40~70目为主)，最后模拟得到压裂半长为200 m，高72.566 m的裂缝。共用泥浆18,185.6 m3，共用支撑剂1374.8 t。
模拟直井压裂，直井段全射孔，射孔压裂段深度2479.2~2563.7 m，不改变裂缝数据等，Mshale中不勾选水平井选项，改变井斜数据，换为直井，所用泥浆体积和支撑剂质量均为水平井总量的1/3，总泥浆6364.9 m3，共用支撑剂471.73 t。模拟Mshale得到压裂半长为503.7 m、高81.29 m的裂缝，见表3。
由表3和图1、图2可知，模拟使用水平井所需1/3泥浆体积和支撑剂用量的直井压裂半长为503.7 m，计算得出的有效改造体积与水平井计算出的有效改造体积相差不大，故直井结合水力压裂具有现实意义。
4.2. 页岩气直井压裂和水平井压裂开发数值模拟
由于页岩节理和裂缝发育，基质孔隙作为页岩气储集空间，裂缝系统才是主要渗流通道，因此，采用双孔双渗模型对区块进行动态模拟和预测研究。将水平井和直井裂缝半长分别设置为200 m和503 m作对比分析，得到日产气量预测图(图3和图4)。
Figure 1. Facture outline of horizontal wells
图1. 水平井裂缝轮廓图
Figure 2. Fracture of vertical wells with 1/3 horizontal wells displacement
图2. 1/3水平井排量下直井裂缝轮廓图
Figure 3. Prediction of daily gas production in horizontal wells
图3. 水平井日产气量预测图
Figure 4. Daily production prediction of horizontal wells with 1/3 horizontal wells displacement
图4. 1/3水平井排量下直井日产气量预测图
Table 3.Comparison of horizontal wells and vertical wells
表3. 水平井与直井对比表
由图3、图4可以看出，只有水平井1/3压裂排量的直井日产气量却达到水平井产量的1/2，且其钻井成本低。当压裂排量与成本不呈线性关系时，采用直井开采成本更低。
5. 结论与认识
1) 由近几年国内页岩气开发过程实践得出，可以借鉴美国页岩气开发的成功经验，但在现行低油价环境下不能完全照搬。
2) 对比国内外页岩气地质条件发现，在总有机碳含量、含气量、黏土矿物含量、脆性矿物含量等参数指标与北美页岩基本相当的条件下，渗透率和超压或超高压是造成产能差异的主控因素。
3) 通过Meyer软件模拟压裂和CMG模拟开发过程得出，采用直井结合水力压裂的方式开发页岩气藏有较强的现实意义。
基金项目
中国石油科技创新基金研究项目(2015D-5006-0206)；非常规油气湖北省协同创新中心创新基金项目(BUOG-2014-3)。