编者按：我国的页岩气资源量处于世界前列，勘探和开发潜力巨大。力学研究所流固耦合系统力学重点实验室林缅研究团队针对深层页岩储层建成了宽温压范围的页岩特征参数测试平台，有效支撑了我国四川盆地南部页岩气井的勘探开发实践。 本刊专此介绍他们是怎样为页岩气的勘探和开发做贡献的。 

　　什么是页岩气？可能不少读者已经知道，页岩气是蕴藏于页岩层可供开采的天然气资源，其主要成分为甲烷（我国四川盆地页岩气中甲烷占比一般超过95%），是近年新兴的一种较为清洁的能源。页岩是主要的烃源岩（富含有机质、大量生成油气与排出油气的岩石，习惯上亦称作生油岩）。由于其具有致密（主体孔隙小至纳米级）、低渗（流动能力比常规砂岩小四、五个量级以上）的特点，当排出作用有限时，生成的油气难以排出或远距离运移，因而滞留在页岩内（页岩油、气）或聚集在烃源岩附近的砂岩、碳酸盐岩等储集层中（致密油、气）；具有较强的排出作用时，排出的油气经过多次运移聚集于一定构造或圈闭的储层中形成常规油气。图1示出了常规与非常规油气藏的分布。页岩和致密油气等非常规油气的资源量约为常规油气的4倍，是重要的战略接替能源。 

　　常规天然气藏一般采用垂直钻井、以自然压力开采为主，无需对储集层进行人工改造。致密、低渗的页岩气和致密气藏无法用常规技术开采，因而被称为“非常规天然气”；其需要通过“水平钻井+人工压裂”方式予以改造，水平钻井增加了井筒与储层的接触面积，人工压裂形成缝网提高了储层流动能力，才能实现经济开采。所谓“人工压裂”常利用高压泵通过井筒依次将压裂液、支撑剂等注入储集层岩石，超过其破裂压力后使裂缝张开并获得支撑，构建储集层与井筒之间的新流体通道，又称水力压裂。图2和3分别示出人工水力压裂的工作原理和作业现场。 

　　在20世纪末和21世纪初的交错之际，美国在页岩气开采领域实现了技术突破，开启了“非常规油气革命”，深刻改变了全球油气供给格局，并影响了全球能源发展态势？ 此后，世界主要资源国都加大了页岩气勘探开发力度。在“十二五”期间，我国页岩气勘探和开发也取得重大突破，已经基本掌握3500米以浅海相页岩气勘探开发主体技术，有效支撑了我国页岩气产业的健康快速发展，目前已成为北美洲之外第一个实现规模化商业开发的国家（参见图4）。通过近年勘探开发的实践，四川盆地及周缘大批页岩气井在志留系龙马溪组海相页岩地层勘探获得工业气流，证实了良好的资源及开发潜力。国家发改委、能源局批准设立了长宁-威远、昭通、涪陵等3个国家级海相页岩气示范区和延安陆相国家级页岩气示范区，集中开展页岩气技术攻关、生产实践和体制创新。中国石化、中国石油等也积极推进页岩气勘探开发，大力开展国家级页岩气示范区建设，率先在涪陵、长宁-威远和昭通等国家级示范区内实现页岩气规模化商业开发。 

　　据有关媒体报道，中国石油川南页岩气在2020年的产量已达116.1亿立方米（要知道，它在2012年的年产只有1亿立方米！），同比增长35.8亿立方米，占国内天然气增量的1/3。目前，3500米以浅页岩气已实现了规模效益开发，深层页岩气持续取得重大突破，它已成为我国首个“日产四千万方、年产逾百亿方、累产三百亿方、储量超万亿方”页岩气生产与综合利用基地，为保障国家能源安全、促进区域经济社会发展奠定了能源基础。中国科学院力学研究所林缅研究团队针对深层页岩储层，建成了宽温压范围的页岩特征参数测试平台（参见图5），有效支撑了我国四川盆地南部页岩气井的勘探开发实践。该平台已应用于我国四川盆地长宁、威远、泸州和渝西等区块的31口页岩气井的勘探开发实践，服务于五峰组与龙一₁^1-4页岩的物性与含气性精细评价以及微观流动分析，为中石油西南油气田分公司页岩气研究院的2019年度长宁和威远储量提交、2020年井位部署、水平井箱体设计、跟踪评价等生产任务的完成提供了必要的科学数据。 

　　前面提到，页岩气是蕴藏于页岩层的天然气资源。页岩（Shale）是一种沉积岩，是粘土岩的一种，由黏土物质经过压实作用、脱水作用、重结晶作用等硬化而形成的，其中的微小颗粒很容易裂碎，具有薄页状或薄片状的层理，因而具有明显的各向异性。那么，什么是“层理”？层理是岩石沿垂直方向变化所产生的层状构造（参见图6）。它通过岩石的物质成分、结构和颜色的突变或渐变来显现，是沉积岩一个重要的特征。沉积岩中的层理通常是沉积过程中沉积环境或沉积作用变化的标志。图7则给出四川盆地志留系龙马溪组页岩的剖面及层理发育的页岩样品。 

　　含气页岩一般为富含有机质、成熟的暗色或高碳泥页岩，其纳米孔隙发育，具有较高的比表面，对气体具有较强的吸附作用，页岩气以游离、吸附和溶解等方式赋存在其中。其中，吸附气量占总含气量的占比可达20%-80%。正是由于吸附气的存在使得页岩中的含气量高于采用常规天然气储量评价方法所得的结果。页岩气的储集空间与流动通道主要包括基质（裂缝不发育部分）孔隙和裂缝两大类。基质孔隙大小从1～3纳米至400～750纳米不等。裂缝与基质孔隙的流动能力存在量级上的差异，需要分开考虑。页岩气具有明显不同于常规天然气的上述特点，常规天然气储层的测试分析方法难以满足要求。 

　　特别要提出的是，我国埋深超过3500m的深层页岩气资源占比约2/3，是下一步页岩气勘探开采的重点，而相应的深层页岩特征参数测试设备却十分缺乏。页岩气的吸附及流动能力直接关系到其资源量与可采性，因其本质上受储层岩石与油气的相互作用控制，属于力学研究的范畴。力学所林缅研究团队根据深层页岩储层及气体赋存、流动的特点，通过改进设备硬件设计、开发数据处理软件、发展测试技术与分析方法等途径，研制了高压氦孔隙度与颗粒渗透率仪、多功能覆压超低渗透率分析仪、超高压气体吸附仪等设备，形成了有针对性的、独具特色的页岩特征参数测试平台。该平台可完成页岩不同加载条件、不同级别和不同方向的渗透率测试分析，可开展基本覆盖中深层页岩储层的温压范围的高压、超高压气体吸附测试。下面让我们来具体了解一下这个平台的主要构成及其特色吧！ 

　　图8是力学所自主研制的高压氦孔隙度与颗粒渗透率仪。这里，孔隙度是指岩样中所有孔隙空间体积之和与岩样体积的比值。渗透率（permeability）是渗流力学的一个学术术语。流体在岩层等多孔性和裂隙性介质（即“多孔介质”）中的流动，是所谓的“渗流”。研究油气在地层中流动是渗流力学的重要方面。在粘性力的作用下，单相牛顿流体通过多孔介质的低速流动满足流量与压力梯度之间的线性关系，即为所谓的“达西定律”；其中的比例系数即为渗透率，表征在一定压差下，岩样允许流体通过的能力。由于样品是将页岩粉碎成颗粒后制备而成，其中消除了天然裂缝，所以称为“颗粒渗透率”，也称为“基质渗透率”。当前进口设备仅能获得单一压力点（1.4MPa附近）的基质渗透率，无法获得页岩渗透率随气体压力变化的非达西特征，而且所采用的分析方法为美国天然气研究所推荐的（Gas Research Institute）曲线拟合法，对于我国四川盆地的页岩样品测试结果存在较大偏差。 

　　所谓的“非达西特征”是指低渗透储层等情况下，渗流规律不再满足达西定律，依据达西定律计算的“渗透率”值不再只取决于岩石内孔喉的大小及其分布，而是与通过流体的压力等有关。页岩微纳孔隙中由于Knudsen扩散、滑移效应等多种流动机制共存，其“渗透率”值随气体平均压力的变化而变化的非达西特征明显。随着开采的进行，储层中气体压力不断降低，必须考虑非达西特征才能获得全面的认识。 

　　本设备采用低压和高压双压力传感器配置，以确保宽压力范围的测试精度；同时具有高精度恒温控制能力，支持自然排空和真空泵抽真空两种排气模式，测试结果稳定性和重复性得到显著提高。该设备还搭载了自主开发的颗粒渗透率测试分析软件，实现了多个压力点渗透率的连续自动测试，而且可以对每个压力下测得的压力随时间衰减的曲线通过最优化求解来自动确定渗透率，如图9所示。该最优化方法所得渗透率反推的压力随时间衰减的曲线较GRI推荐方法的明显更接近实测曲线，如图10所示。力学所林缅研究团队利用这个设备准确和全面地评价了四川盆地长宁、威远、泸州和渝西等区块31口页岩气井不同小层页岩的基质渗透率差异。 

　　图11是多功能覆压超低渗透率一体分析仪，它主要用于测试块状样品（基质与裂缝并存）在一定覆压条件下的渗透率。由于页岩致密而超低渗，往往相同样品在不同渗透率仪上的测试结果差异可能大于一个数量级。究其原因，主要是超低渗对于仪器的测试精度提出了更高的要求。此外，页岩层理发育，各向异性强，流动机制复杂，需要进行不同条件下的测试方可获得其全面特征。这台设备基于小体积基础腔体+多种扩展腔体、低漏率连接等专利技术，实现低至0.5nD高至50mD的宽范围高精度测试，还具备了压力脉冲衰减法渗透率、原地法渗透率与覆压孔隙度（气体压力最高35兆帕）多方法同机测试的功能，可分别获得裂缝主控过程及裂缝-基质共同控制过程的渗透率。力学所林缅研究团队自主开发了不同上覆压力与气体压力条件下渗透率自动连续测试分析功能的硬件模块与控制软件，实现了“一次装样多点连续测试”，自动化水平与测试效率高，满足产业界大批量测试分析需求，并形成了具有特色的样品渗透率各向异性测试分析方法。基于该设备，可以全面获得页岩渗透率压敏性与非达西特征（参见图12）。图13示出了在平行和垂直层理的三个不同方向上，页岩样品的渗透率随压力变化的实测数据。实测结果为多方法、多维度全面认识页岩沿层理与平行层理渗透率差异、建立多尺度数字-实验岩心、实验室条件到地层条件的渗透率转换等提供了有力支撑。 

　　图14是超高压气体吸附仪。它用于测定粉体、块状固体等多种材料对高压气体的吸附能力，一般给出样品在同一温度下不同压力下吸附的气量（即吸附等温线）。我国页岩气藏埋深较深，具有开采价值的气藏往往伴随超压，而当前国产等温吸附仪的最大测试压力普遍低于20MPa，难以覆盖中深层地层压力范围。力学所林缅研究团队通过气路恒温、压力传感器校正、甲烷高压增压安全保护、死体积测试和高压气密性控制等关键技术环节的攻关，极大地提高了压力测试范围至50兆帕，而且性能水平与国外进口的Corelab GAI-100设备相当（参见图15）。此外，林缅研究团队提出了含水条件下页岩甲烷吸附等温线测试的“一次饱和多点测试”新技术，弥补了现有技术和方案的不足，为评价原生高含水（含水饱和度S_w>50%）页岩在地层条件下吸附气含量提供了技术支撑（图16）。该仪器自投入使用以来，已完成了四川盆地南部31口页岩气井近300块五峰-龙马溪组页岩的甲烷等温吸附测试分析，从而为页岩气储量评价及含气性分析提供了大量的基础数据。 

　　这里介绍的关于页岩特征参数测试的研究是在中科院先导专项、国家自然科学基金和“十三五”国家科技重大专项等项目的支持下完成的。通过一系列技术攻关，中国科学院流固耦合系统力学重点实验室林缅研究团队建成的页岩特征参数测试平台，在功能及多项技术指标上领先于国内外同类设备，完成的测试分析已接近3000样次。这不仅支撑了四川盆地长宁、威远、泸州和渝西等区块页岩气井的勘探开发实践，还形成了8项发明专利（已获授权4项）、7项软件著作权登记，并有13篇论文的产出。 

　　力学所林缅研究团队就是这样以解决国家重大需求为牵引，以力学研究为手段，为我国页岩气的勘探和开发做出了一份贡献。