水平钻井和多级压裂是页岩气开发的核心技术，同时也是各国希望突破的技术“瓶颈”。目前，大规模清水压裂是改造页岩气藏，创造商业产能的关键，但却不能完全满足中国的实际需要。与北美相比，中国页岩气开发的地质条件更加特殊，埋藏范围更深，地层年代更老。

　　中国页岩气多分布在四川、贵州、新疆、松辽等丘陵、山区地带，水资源匮乏，交通运输不便，大型清水压裂只能满足前期试验性开发，大规模商业开采时上述问题必将成为制约页岩气发展的重要因素。因此，探索适应中国页岩气开发的技术体系，形成自主产权的原始创新，是中国页岩气开发的必经之路。

　　一、页岩气清水压裂技术及中国的约束条件

　　绝大多数页岩气井需大型压裂才能获得商业产量，页岩储层改造技术在工艺和规模上均有别于常规压裂。清水压裂是目前应用最广的压裂技术(重复压裂和同步压裂也多以清水基液为主)，但由于世界各地基础条件和储层特性的差异，并非所有页岩气藏都适合应用这一技术。压裂技术的选择要结合页岩的地质属性、矿物组成、微观结构、敏感性、脆性、技术条件、开发条件等多种因素综合考虑。北美在作业过程中总结了一套选择压裂技术的方法，主要根据地层特点选择压裂液类型、排量和加砂量等。这套遴选方法在北美页岩气开发中取得了较好的指导作用，但由于未考虑水资源供应能力、对周围环境的扰动效应等作业条件的约束，也带来了一定的矛盾和问题。

　　清水压裂成本低廉，改造规模较大，但也有自身技术局限，在中国应用时需考虑以下问题：

　　1) 水资源供应能力 水基压裂(清水压裂、重复压裂、同步压裂)水资源用量巨大。生产数据显示，北美75%以上页岩气高产井均压裂10级以上，重复压裂1～2次，需压开井周60 m以外储层。美国国家环境保护局(EPA)统计，2010年单口页岩气井平均用水量在0.76×10 4～2.39×10 4t(取决于井深、水平段长度、压裂规模)，其中20%～85%压后滞留于井下。美国水资源相对丰富，大致可以满足开发需求。但中国水资源匮乏，很难满足大量清水需求。

　　2) 储层特性限制 清水的携砂性能较差，长水平段和裂缝中支撑剂易沉降，铺砂效率低，有效缝长较难达标。与美国相比，中国页岩气储层石英含量低，碳酸盐岩和黏土含量高，支撑剂嵌入后蠕变明显，且裂缝容易重新闭合，改造后长期导流能力不足。

　　3) 大型设备和作业规模约束 清水压裂所需压裂设备和作业规模均较大，数万吨清水和支撑剂混配更需专门的混配设施，原料储运依赖数量庞大的作业车队，输运规模巨大。

　　中国页岩气的勘探开发以川、渝、滇、黔、鄂、皖、赣、苏、陕、豫、辽、新为重点，这些区域进行水平钻井和大型压裂除面临上述问题外，还受到地质构造、地形、地貌、储层埋深等多种因素的限制，这些约束条件将在可预见的未来制约中国页岩气的大规模勘查和开发。国家发改委“页岩气发展规划(2011至2015年)”中要求“开展新型压裂液、压裂液处理和再利用等技术攻关，掌握适用于中国页岩气开发的增产改造核心技术，提高页岩气单井产量”，同时要“节约水资源利用”，这表明进行科技攻关，探索新型压裂技术已是国家战略层面的需求。

　　以上问题不只是中国的实际问题，北美、欧洲在页岩气开发过程中也曾面临同样难题。美国部分州县和法国等曾一度因压裂污染、水源紧缺和返排液处理问题叫停页岩气开发。大量水源供应难题也让美国西部、加拿大和欧洲部分国家转而研发新的环境友好型压裂技术。由此可见，在页岩气开发过程中，探索新型压裂、开发技术已是大势所趋。

　　二、新型压裂技术及特点

　　1、混合压裂技术(Hybrid Fracturing)

　　清水压裂虽造缝能力强、经济成本低，但页岩储层中的强滤失使压开裂缝易于闭合，需通过高排量弥补压裂液滤失量，因此对泵注要求和水资源的需求较高。由于清水压裂携砂能力差，裂缝宽度难以保持，近井筒地带易砂堵，采用小粒径支撑剂降低沉降速度则易使裂缝在高地层压力下重新闭合，影响了清水压裂的增产改造效果(图1)。混合压裂的出现显著改善了清水压裂滤失高、黏度低和携砂能力差的缺陷，其可以泵入更大粒度的支撑剂，增加裂缝宽度，降低储层伤害。

　　混合压裂技术的施工流程是先泵入滑溜水，利用清水的强造缝能力产生长裂缝，再泵入交联凝胶前置液，最后利用凝胶和一定粒径支撑剂的混合液在先前形成的长裂缝中发生黏滞指进，减缓支撑剂沉降，确保裂缝导流能力。

　　混合压裂的技术特点是能够获得比普通清水压裂更长的有效裂缝，具有更好的携砂能力和较低的滤失。储层伤害方面，混合压裂技术介于清水压裂和凝胶压裂之间，伤害程度明显小于交联凝胶压裂，且可节约部分用水量。

　　该技术在Barnett页岩黏土含量较高的地区应用，显示单井产量可提高27.7%。阿纳达科石油公司在美国Haynesville页岩气开发中采用压裂诊断技术来对比混合压裂和清水压裂的应用效果。结果显示，小规模清水压裂的平均有效裂缝半长为25 m，混合压裂后有效裂缝半长为75 m。因此，采用混合压裂可显著增长裂缝，提高裂缝影响范围。

　　贝克休斯公司在俄克拉荷马州Anadarko盆地Atoka地层同时采用清水压裂和混合压裂进行施工，结果显示在18次清水压裂中，7次成功，2次砂堵中断，9次脱砂。而14次混合压裂中，12次成功，2次发生洗井时脱砂，仅5.37 m³压裂液未成功泵入。对Atoka层段完井的A、B两井试验性作业结果分析，储层厚度都在13 m左右，A井清水压裂，B井混合压裂(表1)。

　　表1 Atoka地层清水压裂和混合压裂设计对比

　　对比结果显示，A井比B井多用35.9%的压裂液，泵入速率高26.8%，支撑剂泵入量却少47.6%。费用方面，A井需更高功率的泵入设备和更多清水资源，B井则需略多支撑剂费用。从长期生产效果看，B井创造的产能显著高于A井，经济效益更好。

　　2、纤维压裂技术(Fiber FRAC Fracturing)

　　清水压裂技术普遍存在水力裂缝中支撑剂充填不到位，渗透率不达标的问题。究其原因，一是水力裂缝宽度不够，支撑剂嵌入困难;二是压裂液携砂能力不足，支撑剂自混合液中快速沉淀、聚集在井周裂缝底部。为克服上述难题，延长支撑剂悬浮时间，斯伦贝谢等公司采用新型纤维基压裂液(FiberFRAC)作为页岩气压裂主剂，有效地改善了上述问题(图1)。

　　图1  纤维支撑剂充填层及悬砂效果

　　(右图a为纤维压裂液，b为常规滑溜水)

　　纤维压裂技术的工艺原理是在压裂液中加入纤维(或光纤)类物质使石英砂等支撑剂在压裂过程中保持悬浮态，裂缝闭合时能改善支撑效果，有些纤维结构可在压裂结束后自动溶解，从而进一步提高改造缝的导流能力。

　　纤维压裂技术的优点是：

　　① 良好的悬砂性能，提高支撑剂运至裂缝尖端的比例，改善裂缝导流能力(图2);

　　② 避免支撑剂过早沉降，改善裂缝闭合时支撑剂半充填造成的效率低下问题(图2);

　　③ 设备需求简单，成本优势显著。

　　不足之处在于纤维聚合物较清水压裂对储层伤害率略高，压裂质量控制方面有待完善。

　　图2  清水压裂和纤维压裂铺砂效果对比

　　可降解纤维压裂技术适合在低弹性模量、弱脆性、浅埋藏页岩储层中使用，配合滑溜水基液和轻质支撑剂效果更好。

　　纤维压裂在北美致密气藏开采中表现优异。墨西哥国家石油公司在开发Burgos盆地Wilcox 4致密砂岩气时对比了常规清水压裂和纤维压裂的生产效果。选用2口临近井配对，A井用常规清水压裂，压裂液密度为3.6 g/cm³，泵入支撑剂(陶粒)113 t;B井用纤维压裂，以5.57 m³/min速度泵入支撑剂(陶粒)93 t。两井均返排1周，B井产气能力是A井的7倍以上(图3)。

　　图3  纤维压裂与清水压裂生产对比

　　该技术在美国Barnett页岩气开发过程中也多有应用，并表现出极大的改造优势。与传统清水压裂相比，纤维压裂的有效裂缝体积更大，改造效果更明显，投产后日产量明显高于传统方法。Barnett地区2口对比井分析结果显示，纤维压裂井产能是清水压裂井的2倍左右，120 d产气量提高80×10 4m³。

　　3、通道压裂技术(HiWAY Channel Fracturing)

　　页岩气储层黏土矿物以蒙脱石、伊利石为主，水化作用下强度易降低，支撑剂嵌入水力裂缝后常为点接触，塑性形变易导致裂缝闭合。清水压裂技术多通过提高支撑剂磨圆度、强度，降低支撑剂破碎与凝胶吸附等提高裂缝导流能力，但无法避免支撑剂堆积和脱出造成的导流能力降低。

　　通道压裂技术主要由斯伦贝谢公司设计研发并于2010年推出。该技术整合了完井、填砂、导流和质量控制技术，在水力裂缝中聚集支撑剂创造无限导流能力的通道，形成复杂而稳定的油气渗流，使油气产量和采收率最大化。通道压裂技术创造出来的裂缝有更高的导流能力，不受支撑剂渗透性的影响，油气不通过充填层，经由高导流通道进入井筒，这些通道从井筒一直延伸到裂缝尖端，增加了裂缝的有效长度，从根本上改变了裂缝导流能力(图4)。

　　图4  清水压裂(左)和通道压裂(右)渗流效果对比

　　通道压裂技术施工时，通过专业混配设备和操控系统将支撑剂以较高速率脉冲式泵入井下，泵送完成后支撑剂收缩成柱，保持裂缝开启，高速渗流通道围绕支撑剂单元贯通连接(图4)。压裂液中除混入支撑剂还将掺入特制纤维材料，用以防止泵注时支撑剂分散，提高携砂、悬砂能力。压裂过程采用专业模拟软件监测泵入速率、脉冲频率和加砂比等参数。通道压裂与清水压裂技术相比最大的革新在于支撑剂起到阻止裂缝闭合，而非疏导中介的作用，避免了支撑剂粉碎、压扁、流体伤害和非达西渗流对裂缝导流的影响。

　　该技术主要优点：

　　① 可显著提高最终采收率，降低人工举升成本;

　　② 优化支撑剂嵌入位置，降低采油气过程中的生产阻力;

　　③ 减少清水(50%以上)和支撑剂(30%以上)用量;

　　④ 减少裂缝壁面伤害;

　　⑤ 应用范围较广，可适应直井、水平井的单级或多级压裂需求，储层温度38～163℃间均可应用。

　　目前，斯伦贝谢公司已将通道压裂技术用于10多个国家的近3000段压裂作业中，向超过30个公司提供该服务。阿根廷国家石油(YPF)公司将此技术用在晚侏罗系Eolian储层二次改造上，结果显示通道压裂显著减少了返排时间，增加了水力裂缝有效半长，提高了压裂液回收比率，大幅度增加了油气产量。对比分析发现，与清水压裂技术相比(初期日产气为15.3×10 4m³/d)，通道压裂技术改造后(23.2×10 4m³/d)初期日产气提高了53%。

　　按照已有的2 a生产数据计算，通道压裂技术处理后，单井采收率在10 a间可提高15%以上，平均单井产气量达2.8×107m³。此外，为改善水平井多级压裂效果，提高最终采收率，Petrohawk公司在Eagle Ford页岩气开发时也应用了通道压裂技术，结果显示改造效果显著增强，页岩气渗流通道稳定、高效，与配对井(清水压裂)对比，初期日产气提高37%，最终采收率提高25%～90%。Petrohawk公司首席运营官兼总裁Dick Stoneburner透露，已将斯伦贝谢公司承接的所有Eagle Ford页岩气开发业务转为通道压裂技术进行开发。

　　4、二氧化碳压裂技术(CO2Fracturing)

　　CO2压裂技术在北美试验和应用较多，可大幅降低清水用量，降低储层伤害，也被称为“干式压裂技术”。通常按照CO2和水基配比分为CO2泡沫压裂和纯CO2压裂2种，前者泡沫质量比为30%～85%，一般高于60%;后者采用100%液态CO2作压裂液，受压裂规模和井深限制，作业时需专业密闭混配车，不适合中等以上规模压裂。

　　CO2泡沫压裂的关键技术包括起泡、酸性交联和提高砂液比3方面。压裂前需针对储层埋深、地温梯度、裂缝温度场和地层压力的动态变化，分析CO2起泡时间和深度范围，保证正常起泡。液化CO2呈弱酸性，只适合选用酸性羟丙基瓜胶类作增黏剂，酸性条件下的有效交联是CO2泡沫压裂设计、施工的核心。国外研究发现，采用恒定内相技术可提高砂液比，保证压裂液黏度。作业时，先将加压泵、管线、阀门、接头等组成的压裂系统用低温气态CO2冷却至相态变化，防止管材热损(以系统表面凝霜为标志)，然后开始泵入预先汽化、混配好的CO2，井下起泡，也可直接注入汽化好的CO2泡沫(图5)。

　　图5  CO2压裂施工地面流程图

　　CO2泡沫压裂的优点是清水用量少，抗滤失和携砂能力强，泡沫黏度高，储层伤害和返排问题少。但由于水基压裂液用量少，难以实现高砂比，施工压力对设备有较高要求。

　　20世纪80年代，美国和加拿大开始进行CO2泡沫压裂的实验研究。1986年德国费思道尔夫气藏采用CO2压裂增产近12倍，取得了巨大成功美国在Wasatch、Cotton Valley致密砂岩气储层先后试用该技术，增产效果优于常规水基压裂。2000年美国压裂公司在Ohio页岩气开发过程中进行了试验和应用，2002年伯灵顿公司在Lewis Shale进行页岩气藏CO2泡沫压裂喜获成功并取得重大突破。中国CO2压裂技术始于20世纪90年代，吉林、大庆、苏里格气田均有试验性应用。2000年后长庆油田在油井上进行了CO2泡沫先导性压裂试验，试验井超过20口，取得了较好的改造效果，现场统计结果显示压裂液返排大多高于70%，效率大幅提升，CO2泡沫压裂技术解决了低压气层压裂液返排难、气层伤害严重的问题。其中，陕28井初测日产气2×10 4m³/d，压后试气22×10 4m³/d，产量提高11倍，表明中国已初步掌握应用此项技术的关键技术。

　　5、液化石油气压裂技术(LPG Fracturing)

　　液化石油气压裂技术也称无水压裂或丙烷/丁烷压裂，由加拿大Gasfrac Energy Services研发，荣获第一、二届世界页岩气技术创新奖。该技术采用液化丙烷、丁烷或二者混合液进行储层压裂。液化石油气压裂相对清水压裂的突破在于使用液态烃类(丙烷和丁烷等)作为压裂介质而非清水基液，液态烃纯度常高于90%，若压裂成功液态烃低密、低黏和可溶的优势将非常突出，洗井迅速且近100%返排，可消除多相流问题，压后获得更长的裂缝，从而大幅提高产量(图6)。

　　图6  水基压裂液和液化石油气压裂铺砂效果对比

　　(a为加入支撑剂前;b为搅拌8s;c为搅拌15s)

　　液化石油气压裂系统由气体凝胶系统、氮气密闭系统、混配系统(凝胶与支撑剂)、压裂注入系统、远程监控系统(风险控制)、气体回收系统组成。施工时全程封闭，先将气体液化，加入支撑剂完成混配后以远程红外监控压裂(图7)。

　　图7  液化石油气压裂系统作业流程

　　液化石油气压裂可提高单井油气产量和最终采收率(20%以上)，降低储层伤害，压裂过程不需要清水，降低了压裂液的返排污染(丙烷等可回收，图8)，减少对环境扰动。此外，优异的悬砂、携砂性能保证铺砂效率和长期支撑、渗流能力。然而，值得注意的是液化石油气压裂的短期成本是常规清水压裂的2倍，烃类回收后变为120%，投入较大;液化石油气属高危气体，可燃性强，安全防爆问题非常关键，需进行严格监测。

　　图8  压裂返排效果对比

　　目前，掌握丙烷压裂技术的公司主要是加拿大Gasfrac Energy Services。该公司拥有10组作业队，在加拿大Cardium、Mannville、Viking地层和美国Niobrara、Eagle Ford、Permian、Marcellus页岩地层中均取得了成功，气井投产后经济效果显著。2012年GeoScout Industry Database公布了该公司液化石油气压裂与清水压裂效果的对比结果，结果显示丙烷压裂初产产量提高50%～80%，累计产能提高103%以上。

　　自2008年1月开始，该技术已服务于Apache、Royal Dutch Shell、Chevron、Husky Energy、DevonCorporation、Murphy Oil和Pennwest Energy等50多家国际油气公司。截至2012年3月，液化石油气压裂技术共作业400井次，压裂1200级，泵入丙烷16.1×10 4m³、支撑剂3.1×10 4t。最多压裂10级(水平段为1 200 m)，泵入450 t丙烷，最高处理压力为90 MPa，最高泵速为8 m³/min，适用于45类油气藏，最深井垂深达4 000 m，适应地层温度为15～149℃。

　　三、新型压裂技术在中国的适应性

　　页岩气压裂技术的发展是逐渐革新的过程，从最初的凝胶、N2压裂到广泛应用的清水压裂，每次创新都给页岩气开发带来了革命性突破。压裂技术的优选是一个系统性工程，不同的压裂技术适应性不同，高效开发页岩气常需要多种压裂技术的综合应用。

　　中国页岩气产业的资源潜力与开发基础已大致具备。高效的勘探开发工作需要建立在储层特性的理解上。通过借鉴国外经验，考虑实际技术条件和开发限制因素，研发适应中国国情的页岩气压裂开发技术是目前的重要任务。

　　现有压裂技术以清水压裂、重复压裂、同步压裂和水力喷射压裂为主。这些技术多以清水为压裂基液，混配添加剂和支撑剂，用水量巨大，混配设备和压裂设备需求量大。清水压裂在中国页岩气前期试探性开发阶段具有不可替代的作用，对于落实页岩气储量、验证资源可采性意义重大，需要集中力量，摸索规律。大规模应用阶段将有许多因素影响着开发技术的应用和推广，目前宜探索适合中国页岩气开发的新型压裂方法作为技术储备。

　　1、混合压裂技术能够显著改善清水压裂高滤失、低黏度和携砂能力差的状况，可以泵入更大粒度、更高强度的支撑剂，增加裂缝宽度，减缓支撑剂沉降，确保裂缝导流能力。采用混合压裂可节约1/5左右的清水用量，泵入设备和压裂条件更简单，针对中国页岩气开发的桎梏，能较好满足实际需求，可作为页岩气开发技术研发目标进行攻关。

　　2、纤维压裂技术能够克服清水压裂时支撑剂嵌入困难，近井眼砂堵造成的低产问题，设备需求简单，边际效益显著，对于浅层、塑性易蠕变的页岩具有良好的适用性。纤维压裂能够高效提升页岩气单井产量，不需特别配置大型设备，对于中国南方寒武系、志留系老页岩储层，纤维压裂能够满足弱脆性、高黏土和低石英含量层段的改造需求，创造出满足生产所需的裂缝长度和宽度，提高增产效果。

　　3、通道压裂技术从根本上改变了裂缝导流能力，是常规清水压裂的重要革新，能够有效防止裂缝闭合，大幅提升流体渗流能力。该技术可显著提高最终采收率，降低人工举升成本，与清水压裂相比平均节约1/2的清水和1/3的支撑剂，适于不同地层和多种井型需求。纤维压裂具有成熟的应用案例，可大量节约清水用量和降低设备需求，满足中国页岩气开发的实情，在研发和应用方面值得科研和生产部门大力攻关与探索。

　　4、CO2泡沫压裂和液化石油气压裂技术均可大幅降低(或不需)清水用量，压裂液抗滤失性能好，储层伤害小，携砂能力强，后期生产时返排回收容易，但均需特殊配置的压裂设备。CO2泡沫压裂在中国致密砂岩气的试验性应用效果良好，在页岩储层中的应用有待研究。

　　5、液化石油气压裂技术在北美页岩气开发中已有大量尝试，在中国尚无应用先例，其显著的节水、环保性，在提高产量、减少压后问题方面表现出的优异特性，具有极大的吸引力，技术引进与自主研发均具有重要的战略意义。

　　结论及建议：

　　☞ 中国的页岩气资源开发受到特殊的地质和作业条件限制，在学习国外先进压裂技术的同时要立足实际，探索适宜的新型压裂技术。

　　☞ 新型压裂技术能够解决中国水资源匮乏、大型压裂设备运输困难、压裂液处理技术繁琐等问题，施工时能减少清水压裂铺砂不到位、强滤失、易脱砂等技术问题，并能显著提高页岩气产量。

　　☞ 混合压裂技术结合清水强造缝和凝胶高携砂能力能形成高导流长裂缝;纤维压裂技术是解决清水加砂压裂时支撑剂回流、破碎和堆积造成压裂效果不理想的有效手段，对厚度大，闭合压力高，出砂严重的低-特低渗储层有良好的应用效果;通道压裂技术可从根本上改变裂缝导流能力，降低作业成本，在优化支撑剂分布，降低生产阻力的同时，减少清水和支撑剂用量，适用面广;CO2泡沫压裂和液化石油气压裂可直接减少清水用量，降低返排阻力和储层伤害，减少返排液污染问题，从而成倍提高页岩气产量。

　　☞ 随着中国页岩气可采储量的进一步落实，大规模商业开发工作将很快展开，许多技术难题会陆续出现，在解决已有技术问题，提高页岩气产量方面，新型压裂开发技术具有极大优势，但由于研发时间较短，尚需更多试验和应用验证，宜结合实际国情，走适合中国页岩气开发的自主道路。