页岩气开发及利用.docx

页岩气开发及利用.docx

《页岩气开发及利用.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《页岩气开发及利用.docx（8页珍藏版）》请在冰点文库上搜索。

页岩气开发及利用

摘要

当前，世界各国能源需求不断攀升，能源压力日益增大。

页岩气以其独特的优点在非常规天然气开发领域中异军突起，成为全球油气资源勘探开发的新亮点。

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气，具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长的优点。

页岩油气储层矿物组成十分复杂，根据矿物组成的不同，页岩油气储层大致可以分为三类：

富含方解石的钙质页岩油气储层，富含石英的硅质页岩油气储层，以及富含黏土矿物的黏土质页岩油气储层。

中国主要盆地和地区页岩气资源量约为30万亿立方米与美国28.3万亿立方米大致相当，经济价值巨大。

但在资源硬件、政策环境、资金投入、核心技术、基础设施和服务能力和市场化开发主体等方面还有一些差距。

因此，我们要借鉴国外发展页岩气的先进经验，结合我国实际，寻找加快发展的路径，探索并形成具有中国特色的页岩气勘探开发和利用体系，推动我国页岩气开发利用实现跨越式发展。

当前，世界各国能源需求不断攀升，能源压力日益增大。

作为常规能源的重要补充，页岩气、煤层气、油砂等非常规能源逐渐进入人们的视野。

页岩气是存储于页岩中的非常规天然气，虽然单井产量低，但产气时间长、储量丰富，在非常规天然气开发领域中异军突起，成为全球油气资源勘探开发的新亮点。

一、页岩气概况

1、页岩气基本特点

页岩气是指主体位于暗色泥页岩或高碳泥页岩中，以吸附或游离状态为主要存在方式的天然气，成分以甲烷为主，是一种清洁、高效的能源资源。

具有自生自储、分布广、埋藏浅、生产周期长等特点。

与常规天然气相比，页岩气开发具有资源潜力大、开采寿命长和生产周期长的优点，页岩气田开采寿命一般在30～50年，甚至更长。

大部分产气页岩分布范围广、厚度大，且普遍含气，这使得页岩气井能够长期地以稳定的速率产气。

页岩气和传统的油气勘探在地质控制条件上有着很大差别，常规油气勘探地质条件可概括为“生、储、盖、运、圈、保”，而页岩气没有“盖”、“运”、“圈”、“保”的问题，“生”就是“储”，“盖”也是“储”。

页岩气在开采机理上与煤层气相似，需要排水降压，但由于储集层渗透率低、气流阻力比传统天然气大得多，开采难度也较大，需要充足的投资和先进的技术作为保障。

2、页岩气藏特征

页岩气藏的储层一般呈低孔、低渗透率的物性特征，所有的井都需要实施储层压裂改造才能开采出来。

3、油气储层地质特点

页岩油气藏没有油水界面、气水界面等流体界面概念，属于连续型油气聚集单元。

页岩油气储层矿物组成十分复杂，主要有石英、方解石、黏土矿物、黄铁矿等，而且不同盆地页岩油气储层的矿物含量差别很大。

根据矿物组成的不同，页岩油气储层大致可以分为三类：

富含方解石的钙质页岩油气储层，富含石英的硅质页岩油气储层，以及富含黏土矿物的黏土质页岩油气储层。

4、油气储层测井评价

页岩油气储层含烃饱和度较高，导致高电阻率，但电阻率也会随着流体含量和黏土类型而变化，因此可以利用常规测井识别页岩油气储层。

二、页岩气开采技术

页岩气藏的储层一般呈低孔隙度、低渗透率的物性特征，气流阻力比常规天然气大，采收率比常规天然气低，一般需要实施压裂改造才能开采，页岩气开发的成本也就相对增加了。

因此，为了获得较高的收益率，需要加快钻井速度，提高单井产能，延长开采期限。

1、钻井工艺技术

自美国1821年完钻世界上第一口页岩气井以来，页岩气钻井先后经历了直井、单支水平井、多分支水平井、丛式井、丛式水平井的发展历程。

2002年以前，直井是美国页岩气开发的主要钻井方式；随着2002年戴文能源公司7口伯内特页岩气实验水平井取得巨大成功，水平井已成为页岩气开发的主要钻井方式；丛式水平井可以降低成本、节约时间，是比较新的页岩气钻井技术。

2、完井射孔技术

页岩气井的完井方式主要包括套管固井后射孔完井、尾管固井后射孔完井、裸眼射孔完井、组合式桥塞完井、机械式组合完井等。

3、固井泥浆体系

页岩气固井水泥主要有泡沫水泥、酸溶性水泥、泡沫酸溶性水泥以及火山灰+H级水泥4种类型。

其中泡沫酸溶性水泥与泡沫水泥成本相当，高于其他两种水泥，是火山灰+H级水泥成本的1.5倍。

页岩气井通常采用泡沫水泥固井技术。

泡沫水泥浆体稳定、密度低、渗透率低、失水小、抗拉强度高，具有良好的防窜效果，能解决低压易漏长封固段复杂井的固井问题，而且水泥侵入距离短，可以减小储层损害。

4、钻完井难点及研究重点

由于页岩地层裂缝发育，长水平段（1200米左右）钻进易发生井漏、垮塌等问题，造成钻井液大量漏失、卡钻、埋钻具等工程事故。

页岩气水平井钻井中，水平段较长，摩阻、携岩及地层污染问题突出，钻井液好坏直接影响钻井效率、工程事故发生率以及储层保护效果。

页岩气单井产能低，勘探开发成本高，需要优化钻井工艺，研发低成本钻井技术及其配套装备，提高采收率。

为此，需要重点解决以下问题。

（１）针对页岩具有易膨胀、易破碎的特点，开展页岩气钻井井壁稳定性研究，避免钻井过程中井壁的缩颈或坍塌。

（２）针对页岩地层特点，开展预防水平井钻井工程事故的研究，优选或研制有关事故预防和处理工具，避免卡钻、埋钻具等工程事故发生。

（３）深入开展适合页岩地层特点的控压或欠平衡钻井工艺技术研究，优化钻井液性能，降低钻具有效摩阻，提高钻井效率，预防井漏发生。

（４）根据页岩地层及埋深特点，有针对性地研究优化井身结构和完井方式，满足高效、安全、保质及低成本要求。

（５）根据地质和井深条件，研制合理优化的井下配套仪器（一般技术指标：

工作温度低于150℃，工作压力小于140Mpa，工作时间120小时），以满足页岩层水平井钻井需要。

开展页岩气水平井固井工艺和水泥浆配方研究，确保水平段优质固井质量要求，避免储层污染。

三、中国页岩气现状

1、贮量和分布特点

中国主要盆地和地区页岩气资源量约为30万亿立方米与美国28.3万亿立方米大致相当，经济价值巨大。

中国许多盆地发育有多套煤系及暗色泥、页岩地层，互层分布大套的致密砂岩存在根缘气、页岩气发育有利条件。

资料显示，中国南方海相页岩地层可能是页岩气的主要富集地区。

除此之外，松辽、鄂尔多斯、吐哈、准噶尔等陆相沉积盆地的页岩地层也有页岩气富集的基础和条件。

重庆綦江、万盛、南川、武隆、彭水、酉阳、秀山和巫溪等区县是页岩气资源最有利的成矿区带，因此被确定为首批实地勘查工作目标区。

目前中国国土资源部主要将页岩气藏的目标区域划分为南方，即扬子沿线、川渝、湘鄂、滇黔桂一带等、华北、东北（松辽平原）、西北（包括吐哈盆地和鄂尔多斯盆地等）和青藏五大区域。

2、开发面临的困难

我国页岩气资源储量与美国页岩气资源量相当，作为页岩气资源大国，这种优质非常规能源的勘探开发已经进入了我国能源战略的视野。

尤其是近年随着一系列政策法规的出台，国内发展页岩气产业的呼声不断升高。

但从目前情况来看我国页岩气开发的软硬件条件与美国相比均有不足。

第一，资源硬件尚不充足。

与美国相比我国页岩气开发的硬件“先天不足”。

如美国地质构造较简单中国地质条件较复杂在资源潜力相当地区美国多为平原而中国多为高山峻岭中国水资源相对匮乏在一些页岩气资源丰富地区如西北地区等水的问题将制约气的开发美国页岩气资源丰富地区人口稀少而中国许多地区则人口较密集。

第二，政策环境有待完善。

缺乏顶层设计，如配套的税收、补贴政策，作为独立矿种的监管条例和体系。

明晰的矿权和矿权管理机制等均有待制定。

这极易导致页岩气开发“一哄而上又一哄而下”的结果。

作为一个高风险、高投入、高技术行业配套制度和回报机制直接影响到投资者的积极性。

第三，资金投入尚不充足。

我国2011年用于石油勘探的投入达600多亿元人民币，其中用于页岩气的投资不到10亿元，2008年以来累计投入为70亿元人民币。

而2011年美国对页岩气产业投入高达1000多亿美元，存在明显差距。

第四，核心技术依然落后。

美国1821年打了第一口页岩气井1981年有了第一口压裂井，发展至今技术已较完善成熟。

而中国目前有技术但不精，尤其在水平井钻井技术、水力压裂技术和实验测试等关键技术方面，比美国落后近十年。

第五，基础设施和服务能力亦不完善。

除油气开采装备外，管网建设也不发达，且第三方不准入。

目前在用于招标的区块里几乎没有现成的管网。

此外，美国有6000多个专业化的油服公司，能够为页岩气开采提供专业优质服务，而中国油服公司很少，且多集中在几大石油公司手里。

第六，市场化开发主体不够明晰。

虽然页岩气开发已定调向市场放开。

但究竟如何放开还没有一套明确合理的机制，页岩气开发涉及的三大主体——国企、民企和地方政府，如何协调三者关系，调动各方积极性，保证参与者既公平竞争又“有利可图”仍是一个亟待解决的重要问题。

3、加快我国页岩气开发利用，须打破常规多措并举

虽然我国页岩气勘探开发起步较晚，与美国差距很大，存在诸多不利因素，但开局良好，呈现出了积极的发展态势。

借鉴国外发展页岩气的先进经验，结合我国实际，寻找加快发展的路径，探索并形成具有中国特色的页岩气勘探开发和利用体系，显得十分迫切。

为此，应重点采取以下措施，推动我国页岩气开发利用实现跨越式发展。

一是开放市场。

创造开放的竞争环境，推进页岩气勘探开发投资主体多元化，鼓励中小企业和民营资本参与。

放开页岩气市场，鼓励国内具有资金、技术实力的多种投资主体进入页岩气勘探开发领域；允许国外企业以合资、合作等方式参与页岩气勘探开发。

允许民营资本、中央和地方国有资本等以独资、参股、合作、提供专业服务等方式，参与页岩气投资开发。

二是技术攻关。

组织全国优势科技力量联合攻关，重点突破水平井钻完井、储层多段压裂改造、页岩气含气量及储层物性分析测试等技术瓶颈。

重点支持和建设若干个国家级页岩气重点实验室和技术研发中心，提高我国页岩气技术自主创新能力和水平。

鼓励企业研发并推广应用成熟新技术、新工艺，为页岩气的勘探开发和跨越式发展提供有效的理论和技术支撑，不断提高资源开发效率。

三是加强管理。

页岩气勘探开发实行国家一级管理。

制定科学合理的页岩气发展规划，进行合理引导和综合布局。

各类投资主体通过竞争取得页岩气矿业权。

国家在已登记石油天然气和其他矿产区块内设置页岩气矿业权，矿业权人和其他企业通过竞争取得页岩气矿业权。

实行合同管理，通过合同约定各自的权利和义务。

加强对页岩气招标区块成果和勘查资料的汇交管理。

建立页岩气调查评价、勘探开发、资源储量管理制度和规范标准，强化页岩气勘探开发全过程监管，实现有序开发。

四是政策扶持。

在对美国等国家鼓励页岩油气发展政策进行调研的基础上，结合我国实际，参照国内煤层气勘探开发优惠政策，制定页岩油气勘探开发的鼓励政策实行页岩气市场定价、自主销售；减免资源税、资源补偿费、矿业权使用费；减免关键技术装备进口关税等税费；实施财政补贴；用地保障等扶持政策，以引导和推动页岩油气产业化发展。

五是调查评价。

在全国范围内，深入开展页岩气资源基础研究和调查评价。

加大财政投入，产学研相结合，全面调查评价我国页岩气资源潜力，优选勘探开发靶区。

开展我国页岩气生成机理、富集条件、分布特征与开发技术研究，总结我国页岩气成藏条件和富集规律，形成页岩气基础地质和勘探开发理论体系。

为推动我国页岩气勘探开发，制定能源规划特别是页岩气中长期发展规划和宏观决策以及资源管理提供依据。

六是先行示范。

在国土资源部已建设的“川渝黔鄂”页岩气资源战略调查先导试验区基础上，选择川渝黔鄂湘、陕北、辽南等页岩气重点有利区，建设一批页岩气勘探开发和综合利用示范基地，在评价与开发技术、管理体制、政策支持、利用模式和监管等方面先行先试，综合试验，率先突破，形成储量和产能。

制定科学合理的发展规划和试点工作方案，明确页岩气勘探开发利用一体化示范工程定位、示范目标、发展重点和保障措施，加强组织领导和统筹协调，不断总结经验，为推进全国页岩气勘探开发和利用提供借鉴。

七是注重环保。

跟踪研究页岩气勘探开发对地下水的影响，建立地质环境影响评估制度、压裂混合液化学成分报告和披露制度，加强页岩气勘探开发矿区进行地质环境监测，对返排液处理实行严格的监督管理。

开展页岩气开采前的环评和开采过程中的监管。

严格执行我国现有的环境保护方面的法律法规。

八是对外合作。

加强页岩气国际合作与交流，积极引进国外页岩气开发先进技术。

继续跟踪美国页岩气勘探开发技术进展。

在页岩气勘探开发初期，鼓励与国外有经验的公司合作，引进实验测试、水平钻井、测井、固井和压裂等技术。

建立和加强政府间页岩气合作与交流机制，搭建企业、科研院校国际合作平台，建设科技攻关联盟。

通过技术引进、联合攻关、引进人才和委托培养等多种方式，快速提高我国页岩气技术水平。

九是建设管网。

推动天然气基础设施特别是管网建设，继续加快天然气输送主干网、联络管网和地方区域管网等建设，逐步建成覆盖全国的天然气骨干网和能够满足地方需要的管网。

借鉴电力体制改革经验，成立独立运行的天然气管网公司。

根据页岩气发展趋势调整完善管网规划。

允许地方和企业自建局域管网。

鼓励发展LNG设施和页岩气就地利用。

如果措施得当，可以大大缩短我国页岩气开发利用的发展过程，实现跨越式发展。

预计2020年产量将超过1000亿立方米，达到我国目前常规天然气生产水平，并持续保持强劲增长势头。

2030年产量有望与常规天然气相当，与美国接近。

参考文献：

１、胡昌蓬、徐大喜：

《页岩气储层评价因素研究》

　　【天然气与石油】发表于2012年10月25日

２、廖永远、罗东坤、袁杰辉：

《促进中国页岩气开发的政策探讨》【天然气工业】发表于2012年10月25日

３、《页岩气资源》

　　【煤田地质与勘探】发表于2012年10月25日

４、刘雪：

《油气专家：

中国页岩气勘探开发面临四大瓶颈》　　

　　【经济参考报】　　发表于2012年10月２２日

5、陈新军、包书景、侯读杰、毛小平：

《页岩气资源评价方法与关　　　键参数探讨》

【石油勘探与开发】　　发表于2012年10月２３日

6、范建平：

《加速页岩气发展势在必行》

　　【中国证券报】　　　发表于2012年10月２２日