中国石油鄂尔多斯油价-鄂尔多斯油价调整信息

1.“煤制油对中国能源安全战略的重要意义”的相关论文谁可以帮忙一下呢？谢谢了~~

2.中国油气勘探现状与对策

3.油气勘探开发成效显著

4.页岩气开发现状及开采技术分析

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煤制油

我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，2000~2003年探明储量均为1145亿吨，储采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。

煤炭间接液化技术

由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。

我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。

我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。

山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。

据预测，到2020年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。

目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。

我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。

中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。

壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。

云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。

由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。1997年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。

煤炭直接液化技术

早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。1973年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。

我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。

甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。

甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。

神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2020年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。

中国油气勘探现状与对策

徐旺

（中国石油勘探开发研究院，北京　100083）

近一年来，国际油价由每桶10美元迅速升至每桶30美元左右，引起了世界能源市场中各国政府的极大关注。当前各国综合国力的竞争，能源起着很重要的作用。我国的油气勘探现状怎样？其发展前景如何？这是我国经济和国防建设中的一个至关重要的问题。

我国石油工业发展从建国初期的年产12万t到目前年产1.6亿多t的世界产油大国，在油气勘探与开发工作上已经取得了巨大成绩。但由于我国人口众多，在人均占有水平上远低于世界平均水平。为了实现我国社会主义现代化建设，制定了“三步走”的发展战略。经测算，我国2000年、2010年和2050年石油最低消费量分别为2亿t、2.5亿t和4亿t；天然气的最低需求量分别为300亿m3、600亿m3和2000亿m3。按现在国民经济以7%左右的速度发展，2000年在石油需求量上将存在6000万t的差额，2010～2020年差额在8000万～1.2亿t左右。面对我国经济建设快速发展的现实，形势严峻不容乐观。

回顾我国石油工业的发展历程，50年代主要在西北。由于50年代末的战略东移，发现了大庆油田和渤海湾油区，1978年达到年产1亿多t,1997年达到1.6亿多t，进入石油大国行列。但是进入80年代，我国的石油工业总体上进入发展缓慢时期。产生这些现象的主要原因是：新增地质储量和可采储量增长缓慢；老油田进入高含水期，生产难度增大；我国石油地质条件比较复杂，从长远分析，我国可采油气资源量并不十分富有。今后一个时期，国家经济建设需求和预测年产量之间存在明显差距，除非新区有重大油气发现，从现在到2020年，每年将需要有一定数量的原油进口，这是不容置疑的事实。

根据我国人口众多的实际情况，现代化建设的需求和我国油气资源现状，油气勘探的前景是一个极为重要的战略问题。据1998年世界《油气杂志》统计，世界石油剩余储量为1391亿t，待探明储量为670亿t，此外还有4000亿～7000亿t非常规石油资源。天然气剩余探明储量144万亿m3。按现在全世界每年消费油30亿t和气2万多亿m3分析，至少到2040年以前，油气仍然是一种不可替代的优质能源。因此在我国陆上960万km2和海上近300万km2的广大领域内，应进一步加强勘探挖掘油气的潜力，增加后备储量，其发展方向是：“稳定东部、发展西部、开发海洋、参与国外合作”，立足国内，积极参与国外油气资源勘探开发竞争，使我国油气生产达到一个新的水平。

我国第二次油气资源评价成果说明，全国的石油资源量为940亿t，按已知含油盆地和油田的资源量转化到储量的平均系数标定，为130亿t可采资源量。到1997年底松辽、渤海湾、西部和海上4区探明可采储量52亿t，其中已采出29.2亿t，待探明可采资源量78亿t，表明我国仍具有丰富的油气潜力。预测在新区仍有可能取得重大突破，使储量产量继续增长，预计全国年产油量的水平是：2000年1.6亿t;2010年1.8亿t（最高年产量）有可能实现稳产10年，保证此预测方案的实施，关键在于加强勘探工作量的力度，进一步落实后备油气资源量。

石油资源今后勘探发展的远景地区，全国陆上和大陆架主要在3个裂谷盆地带和克拉通盆地中。重点在松辽、渤海湾、塔里木、准噶尔、四川、鄂尔多斯、吐哈、柴达木等8大盆地。中国东部经向的松辽、渤海湾、苏北等白垩系、第三系产油裂谷盆地带，勘探程度甚高，但仍有很大潜力，如3500m以下的深层和沿渤海湾的滩海地带，水深5m以内的面积有1000多km2，已发现一批油气田，是一个很有远景的工区。对老油区内部如合理加密井网，加强油藏注采系统调整，加次采油实施以提高采收率，预计可增加相当数量的可采储量。中国北方纬向侏罗系—白垩系产油的裂谷盆地带，准噶尔、库车、柴达木、吐哈等盆地还有极大的油气潜力。准噶尔盆地经过近几年的勘探，在盆地腹部区发现彩南、石西、石南等3个大油田，近期又在南带的呼图壁、卡因第克、吐哈鲁等区发现工业性油气流，陆梁的陆9井在白垩系试出高产油流取得新突破。

在塔里木、鄂尔多斯和四川3个克拉通盆地的古生代和中新生代地层中，已发现塔河油田、东河塘、轮南、塔中4、马岭、志丹—靖边等油气田，特别是近期在陕北发现苏里格庙地区二叠系高产气层和大面积低渗透地层—岩性油气藏，都有重要的理论意义。其他如柴达木盆地冷湖—南八仙弧形带也有新的储量增长。

中国南方和华北下古生界海相碳酸盐岩区，面积有300多万km2，仍是一个值得重视的勘探后备领域。

1　继续坚持“稳定东部、发展西部”的方针

在我国，东部地区实施挖潜，在西部加强勘探增加新的储量。1999年，东部大庆油气区和渤海湾油气区的原油产量占全国总产量1.6亿t的70%以上，所以，继续在我国东部挖潜增加储量，对全国石油稳产和增长是重要资源基础，而西部儿大盆地和海上大陆架则是新增储量的接替区。

东部大庆油田资源量129亿t，标定可采储量为31亿t。计划2000年仍可稳产5500万t,2010年可稳产5147万t,2020年预计年产水平3221万t，如果2000～2010年再探明9亿～10亿t储量，产量还可增加一些。

东部第二大油区渤海湾，资源量189.9亿t，标定可采储量是29.5亿t，已探明可采储量19.31亿t，已采出11.74亿t，剩余7.57亿t，待探明可采资源量仍有15.29亿t。

从东部两大油区分析，2000年以前仍可稳产1.1亿t以上，到2010年预计可稳产1亿t，以后将逐渐递减。在这个时期如果西部几大盆地每年增加几亿吨储量，除可以弥补东部的递减外，还可以略有增长。

西部5大盆地塔里木、准噶尔、鄂尔多斯、吐哈和柴达木盆地，勘探程度较低，是重要的油气资源接替区。5个盆地油气资源量295亿t，折算可采资源量73亿t。目前已探明地质储量33.9亿t，待查明可采资源量30亿t。1999年5个盆地生产原油2500余万t，预计2010年生产原油可达3500万～4000万t。

2　21世纪将是天然气大发展的一百年

世界天然气资源极其丰富。据15届世界石油大会预测，可采储量为323万亿m3，到1998年已探明剩余可采储量为144万亿m3，年平均增长4.24万亿m3。目前全世界每年消耗量2.2万亿m3。预测产量2000年2.37万亿m3,2010年2.56万亿m3,2040年达到天然气高峰年产量，以后逐年降低。

我国天然气资源量38万亿m3，标定可采资源量为10万亿m3。目前已探明天然气储量2.3万亿m3（其中伴生气8400亿m3），1994年生产天然气近300亿m3。世界1996年的天然气与石油产量比为1∶1.3，我国差距较大（气油比为1∶7），因此尚有很大发展潜力。我国应加速天然气勘探。

天然气资源陆上的发展前景主要在3个克拉通盆地的古生代海相地层中。鄂尔多斯和四川盆地勘探程度较高，今后还有可能在这两个盆地的古生代海相地层中发现大气田。在四川川西新场地区，新星公司已探明侏罗系浅层气储量2500亿m3，年产天然气占四川省的四分之一左右。塔里木盆地面积最大，勘探时间短，勘探程度低，虽有较大的天然气资源量，但探明的天然气储量仅5000多亿m3，探明程度较低，今后还有可能找到大量的天然气资源。柴达木盆地东部第四系天然气储量已达1500亿m3，可能是继鄂尔多斯、四川盆地和塔里木盆地之后的第四气区。应当指出的是，准噶尔盆地南缘和陆南也是天然气富集区，已发现呼图壁等一批气田，有可能成为第五个天然气区。预计四川、鄂尔多斯和塔里木3个盆地以及近海大陆架盆地，在21世纪前10年，都有可能具备上万亿立方米的天然气储量规模。

此外，非常规天然气包括煤层甲烷气和致密砂岩气。从中国地质条件分析，煤层甲烷气和致密砂岩天然气资源已取得大量资料，致密砂岩气藏已在长庆、大庆三肇凹陷、四川等地区开发。以煤层气为例，我国煤资源丰富，经预测全国埋深300～1500m的煤层气总资源量有10万亿m3。近10年来已在晋西柳林、晋城沁水盆地的单井日产煤层气3000～4000m3。探明和控制沁水盆地储量有1000亿m3，如果继续加大井组生产，可以建成煤层气工业基地，应该说我国煤层气勘探已经取得了阶段性突破。

根据预测，我国对天然气的需求量2000年为300亿m3,2010年600亿m3,2020年1000亿m3,2050年2000亿m3。根据我国天然气资源和已探明储量，2000年到2010年供需基本平衡，2020～2050年缺口500亿～1000亿m3，这个差额解决方案，重点是国内西部5大盆地、南海西部和东海大陆架快速增加天然气探明储量，建成新的产能。近期已做出重大决定，即“西气东输”，将西部天然气用管道输至上海市及其附近城市，但目前西北几个盆地的储量尚不能满足所需外输天然气资源。解决办法一是加强国内勘探，二是利用国外资源解决。

3　中国沿海大陆架具有丰富的油气资源

中国海域面积广阔，有300多万km2，其中大陆架面积130多万km2。中国的近海海域有一系列中新生代的沉积盆地，这些地区具有很大的含油远景。经过十几年与国外石油公司合作勘探或自营勘探，已发现了流花1.1、中36-1、石白坨、蓬莱193等一批油田。其中4个为亿吨级大油田，而蓬莱193是海上第一个大油田，崖13-1为储量达1000亿m3的大气田。在对大陆架的油气资源做了充分的研究和论证之后，预测石油地质储量为84亿t，天然气储量3万亿m3。主要油气田分布在渤海、南海东部和西部，气田主要分布在琼东南、东海和莺歌海盆地，中国新星石油公司在东海盆地发现了5个气田，储量1200亿m3。到1999年底大陆架已探明石油储量27亿t，探明天然气储量4500亿m3。1997年产油1600多万t，天然气42亿m3。海洋石油总公司提出，原计划在2005年实现“三个一千万”的战略目标，即，南海珠江口的原油年产量稳产1000万t；渤海湾的原油年产量达到1000万t；以南海西部为主体的天然气产量达到100亿m3（折算原油1000万t）。目前已突破这一目标，预计2003年生产原油3000万t、气70亿m3。现在的勘探部署正围绕这一目标进行。

中国南海南部海域面积140万km2，是一个重要的后备能源地区。该区位于中沙以南，东邻菲律宾、南至曾母暗沙、西邻中南半岛，平均水深500～1000m。在中国南部海域以海相沉积为主，含油主要层系是中、上新统碎屑岩及碳酸盐岩，初步估算南部海域几个盆地石油资源量为200亿t，天然气8万亿m3，是一个具有丰富油气潜力的地区，周边几个国家已发现了一批重要油田，我国应尽早安排计划，开展勘探工作。

4　积极开展对外合作，勘探开发国外资源

当前已进入经济全球化的时代，我国已基本具备开拓国外市场的能力，中国石油天然气总公司从1993年开始，以不同方式参与了加拿大、秘鲁、苏丹、哈萨克斯坦等国的油气勘探开发，已取得不少涉外合作的经验，并在苏丹和哈萨克斯坦取得重要进展，建成了年产1000多万t的产能。目前苏丹合作开发年产1000万t、哈萨克斯坦已探明储量6亿t，目前年产250万t。据报道，中国在加强国内外油气资源勘探的同时，并计划开展海外石油勘探，重点放在中东、俄罗斯、中亚和其他油气远景区。在本世纪末预计在海外生产原油1000多万t，到2010年预计生产2000万t，同时，每年提供天然气500亿m3。根据集团公司的安排，应周密考虑，加大步伐，有选择地开展一些地区的调研工作，如中东地区、滨里海、哈萨克斯坦、东西伯利亚和东南亚地区，争取一些有利的区块进行合作勘探，同周边国家合作勘探或共同开发。我国的油气勘探理论、技术水平已经有了一套对付复杂油气田的方法，能够取得成功。这些境外生产的石油，可作为国内能源的重要补充。

总的来说，我国油气能源坚持立足国内，使国内油气生产持续发展，同时积极参与国外油气资源勘探的竞争，开拓国外市场做为补充，以满足我国社会主义建设的需要。

参考文献

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[3]谢泰俊.南海北部大陆边缘陆坡区含油远景.勘探家（2）.北京：石油工业出版社，1997.

[4]胡见义.我国天然气的发展基础和战略机遇.勘探家（2）.北京：石油工业出版社，1998.

[5]谯汉生.渤海湾盆地油气勘探现状与前景.勘探家（1）.北京：石油工业出版社，1999.

油气勘探开发成效显著

我国在世界103个产油国中，属于油气资源“比较丰富”的国家，油气资源总的特点是总量丰富，品质一般，分布不均，油气比相近，石油总量略高于天然气。

2.1.1 勘探投入增长，成果显著

2007年全国石油天然气勘查投资大幅度增长，达541.89亿元，较2006年的447.02亿元增加了94.87亿元，增幅达到21.2%，约为“十五”年均勘查投资的2倍。从各石油公司勘查投入的比例看，中国石油天然气集团公司占57.9%，中国石油化工股份有限公司占27.9%，中国海洋石油占10.8%，陕西延长石油（集团）有限责任公司占2.2%，中联煤层气有限责任公司占1.2%。

2007年各石油公司遵循油气并举的勘探思路，加强岩性地层、前陆盆地、海相碳酸盐岩等复杂油气藏勘探，取得重大成果，松辽、渤海湾、鄂尔多斯、四川、塔里木和准噶尔等盆地获得重要发现，落实了一批油气储量，实现了油气储量的高位增长。

冀东南堡油田是2007年油气勘探的最大亮点，提交探明石油地质储量4.45亿吨，三级油气地质储量油当量油达到11.80亿吨。长庆苏里格气田新增基本探明天然气地质储量5652.00亿立方米（此前已提交探明储量5336.52亿立方米），初步形成了我国第一个三级储量超过万亿立方米的巨型气田。

2.1.2 油气储量稳定增长

2.1.2.1 石油

2007年全国新增探明石油地质储量12.31亿吨，较2006年增加了2.82亿吨，增幅29.8%，比“十五”年均增长25.1%，是继1961年（20.60亿吨）、2004年（12.65亿吨）之后的第3个高峰年。全国新增探明技术可采储量2.47亿吨，较2006年增加了0.74亿吨，增幅42.8%。

至2007年年底，全国石油累计探明地质储量277.40亿吨，同比增长4.6%，石油资源探明程度达35.0%；累计探明技术可采储量76.72亿吨，同比增长3.4%；剩余技术可采储量28.33亿吨，同比增长2.7%，储采比15.2。

2007年全国石油新增探明地质储量大于5000万吨的盆地有渤海湾、松辽、鄂尔多斯和塔里木，合计新增探明地质储量11.38亿吨，占全国总量的92.7%，同比增长58.2%；新增探明技术可采储量2.29亿吨，占全国总量的92.1%，同比增长59.4%。其中，渤海湾盆地陆上由于冀东南堡油田的重大突破，新增探明地质储量同比增长了151.0%，新增探明技术可采储量同比增长了141.1%；渤海海域也有大幅增长，新增探明地质储量同比增长了88.0%，新增探明技术可采储量同比增长了82.9%；鄂尔多斯和塔里木盆地的新增储量保持了持续增长的势头。

2.1.2.2 天然气

2007年全年新增探明天然气地质储量6119.03亿立方米，为历史上第2个高峰年，较2006年增加了487.48亿立方米，增幅8.7%，比“十五”年均增长14.1%。新增探明技术可采储量2926.65亿立方米，较2006年下降了262.60亿立方米，降幅8.2%，主要原因是探明的储量中溶解气比例大。

至2007年年底，全国天然气累计探明地质储量7.39万亿立方米，同比增长9.7%；累计探明技术可采储量4.13万亿立方米，同比增长8.4%；剩余技术可采储量3.27万亿立方米，同比增长7.8%。

2007年全国天然气新增探明地质储量大于500.00亿立方米的盆地有松辽、四川、鄂尔多斯、塔里木和渤海湾，合计新增探明地质储量5902.47亿立方米，占全国总量的96.5%，同比增长15.1%；新增探明技术可采储量2831.07亿立方米，占全国总量的96.7%，同比下降7.0%。其中，松辽盆地增长最多，2007年新增探明地质储量2012.03亿立方米，新增探明技术可采储量989.36亿立方米；由于冀东南堡溶解气储量增加了536.08亿立方米，从而使渤海湾陆上新增天然气探明地质储量649.89亿立方米，新增探明技术可采储量149.52亿立方米；而四川、鄂尔多斯和塔里木盆地的新增储量较2006年有明显下降。

2.1.3 石油产量持续稳定增长

2007年，全国石油产量稳定增长，全年累计生产石油1.86亿吨，比“十五”年均产量增长8.0%。其中，中国石油天然气集团公司生产原油1.08亿吨，占全国的57.9%；中国石油化工股份有限公司生产原油0.41亿吨，占22.1%；中国海洋石油总公司生产原油0.27亿吨，占14.4%；延长石油（集团）有限责任公司生产原油0.10亿吨，占5.5%，其他企业23.6万吨，占0.1%。

2007年全国石油产量大于1000万吨的盆地有渤海湾、松辽、鄂尔多斯、塔里木、珠江口和准噶尔盆地，合计产量1.76亿吨，占全国总量的94.5%，同比增长1.47%。除松辽、珠江口盆地石油产量较上年减少外，其余均稳定增长。其中，渤海湾陆上2007年产量5315.41万吨，同比增长0.41%；渤海湾海域1417.22万吨，同比增长0.66%；鄂尔多斯盆地2505.02万吨，同比增长11.60%；塔里木盆地1179.26万吨，同比增长9.46%；准噶尔盆地1251.93万吨，同比增长3.66%。

全国石油产量由2001年的1.59亿吨增加到2007年的1.86亿吨，年均增加450万吨；其中2007年较2006年净增200万吨，同比增长1.1%，2006年较2005年净增300万吨，同比增长1.7%，可见石油产量增长速度变慢。

截至2007年年底，石油累计采出量48.20亿吨，2007年石油产量列世界第5位。

2.1.4 天然气产量快速增加

2007年全国天然气产量大于30.00亿立方米的盆地有松辽、渤海湾、四川、鄂尔多斯、塔里木和柴达木盆地，合计产量593.13亿立方米，占全国总量的85.58%，同比增长21.46%。天然气增幅较大的盆地有塔里木、四川、鄂尔多斯、柴达木和松辽盆地。其中，松辽盆地2007年产量30.49亿立方米，同比增长10.99%；四川盆地产量172.32亿立方米，同比增长10.77%；鄂尔多斯盆地124.63亿立方米，同比增长39.75%；塔里木盆地163.65亿立方米，同比增长37.69%；柴达木盆地34.02亿立方米，同比增长38.86%。

2.1.5 煤层气勘探开发刚刚起步

1996年以来，煤层气勘探开发工作起步，10多年来先后在30多个地区进行了钻井评价，在沁水、鄂尔多斯、阜新、准噶尔等10个盆地和地区取得勘探进展；国家级沁南潘庄煤层气开发示范项目、晋城寺河煤层气开发项目、沁南枣园煤层气开发试验项目和阜新煤层气开发试验项目等4个项目先后进入煤层气商业化开发示范阶段；同时，煤矿区煤层气开发利用也取得进展。

截至2007年年底，探明地质储量1130.30亿立方米。通过钻探和试采评价，目前已确定沁水盆地和鄂尔多斯盆地为2个重点勘探盆地。沁水盆地晋城潘庄煤层气先导试验项目6口多分支水平井的排采，达到了国内日产煤层气的最高水平，其中单井最高日产量达到9万立方米，总日产气量达30万立方米。2007年，煤层气累计产量约2.93亿立方米。

2.1.6 油砂勘探开发还没有真正起步

我国油砂尚处于普查与初步研究阶段。近几年，随着油价的不断升高，石油公司、科研院所、民企等许多机构也开始了油砂的调查、勘探和开采。

中国石油天然气集团公司从2003年开始投入大量的人力、物力进行大量的科学研究，于2006年开展了准噶尔盆地红山嘴红砂6井区油砂水洗工艺小试，完成了红山嘴红砂6井区1万吨产能油砂中试厂可行性论证。2007年，中国石油天然气集团公司在油砂水洗工艺上取得了重大进展。提出了油砂水洗分离4大机理，为新一代高效、低成本水洗配方的优选缩短了研发周期。研制了日处理能力10吨的油砂水洗分离装置，对西北缘油砂进行为期3个月的分离实验，水洗效率85.0%以上，实现18.5吨油砂可分离出1吨油砂油良好效果。进行了日处理200吨油砂的水洗分离放大工艺方案设计，初步确定采用2条生产线，单条生产线日处理200吨油砂，按照18.5吨产1吨油的效果，2008年2条生产线可以实现5000吨油产量。

此外，内蒙古图牧吉地区可供开采的含油10.0%以上的油砂储量为1.04亿吨，可供开采的油砂量为1350万立方米（含油量357.5万吨），该区油砂资源储量大、品质高、赋存浅、油砂层厚，宜于露天开采。恒源矿业公司已在图牧吉建成了油砂分离的生产线，并进行了试生产。

2.1.7 油页岩勘查开发再度升温

我国油页岩勘查程度较低，只有近39.0%的油页岩含矿区勘查程度达到勘探和详查程度，大部分处于普查和预查阶段。油页岩查明资源主要分布在吉林省农安、登娄库、长岭，辽宁省抚顺、朝阳，广东省茂名、高州、电白，海南省儋州等地。

地质、煤炭、石油、冶金、化工、建材等部门都进行过油页岩勘查工作，工作水平基本停留在20世纪50～60年代，由于大庆油田的发现，致使油页岩提炼成本相对较高，勘查工作基本停滞。2005年以来，随着全国油页岩资源评价项目的开展，吉林省地质调查院和中国石油天然气集团公司在吉林省和内蒙古区的3个矿点开展了初步勘查工作。

我国开发利用油页岩已有70多年的历史，20世纪50年代为我国油页岩开发利用的繁盛时期，页岩油产量曾占我国整个石油产量的一半。抚顺页岩油的产量从1952年的年生产页岩油22.61万吨，到1959年年生产页岩油达到72.00万吨，成为我国第1个人造石油生产基地，也是当时世界上最大的页岩油生产基地；20世纪60～90年代为我国油页岩发展的停滞时期；2004年以来，油页岩开发利用再度升温，吉林桦甸、辽宁抚顺、广东茂名、吉林罗子沟、山东黄县等油页岩相继投入开发。

2007年全国共生产页岩油35.00万吨，产自辽宁省和吉林省。其中，辽宁抚顺2007年页岩油产量30.00万吨，吉林桦甸2.00万吨，吉林汪清3.00万吨；大庆油田在柳树河盆地完成了3.00万吨页岩油的中试。山东龙口也准备引进日本的炼油设备，开展油页岩的炼制。广东茂名开采的油页岩主要用于发电，目前电厂正在建设当中。

2.1.8 天然气利用不平衡

2007年，我国一次能源消费结构中，天然气只占有3.3%，而全球天然气在一次能源中的比重达到近1/4。随着我国天然气探明储量及产量的稳步增长，天然气在我国一次能源中的比重将稳步提升。国际原子能机构在一份关于21世纪能源的研究报告认为，约在2040年，世界天然气供应将超过石油和煤炭，在一次能源消费中的比重将达到51.0%，成为名副其实的“第一能源”。但是，天然气的广泛利用，必须有相应的政策出台，以鼓励甚至强制天然气的利用。

我国“十一五”期间的能源发展目标是：2010年，我国一次能源消费总量控制目标为27.00亿吨标准煤左右，年均增长4.0%。煤炭、石油、天然气、核电、水电、其他可再生能源分别占一次能源消费总量的66.1%、20.5%、5.3%、0.9%、6.8%和0.4%。

煤炭、石油在我国一次能源消费结构中的比重将下降，天然气在我国一次能源中的比重将稳步提升。在我国原油进口依存度不断提高的情况下，油价高涨使我国石化企业承受着较大的成本压力。在预计未来几年油价继续高涨的情况下，降低石油在一次能源中消费比重，有助于缓解我国进口原油的压力。天然气与煤炭、石油相比，具有清洁、无污染的优点，在油价持续高涨的情况下，天然气的优势得以显现。

2.1.9 天然气水合物调查研究取得初步进展

2001年，中国地质调查局在财政部的支持下，广州海洋地质调查局继续在南海北部海域进行天然气水合物资源的调查与研究，计划在东沙群岛附近海域开展高分辨率多道地震调查3500千米，在西沙海槽区进行沉积物取样及配套的地球化学异常探测35个站位及其他多波束海底地形探测、海底电视摄像与浅层剖面测量等。

2002年1月18日，批准设立了“我国海域天然气水合物资源调查与评价”专项（简称“118”专项），执行时间为2002～2010年，承担单位是国土资源部中国地质调查局。

“118”专项自启动以来，先后组织调查船6艘共20个航次，重点在南海北部陆坡西沙、神狐、东沙及琼东南等4个海域，有重点分层次地开展了天然气水合物资源调查与评价，并在神狐海域实施了钻探工程，获取了天然气水合物实物样品。

2007年，主要在南海北部琼东南海域重点目标区、南海西部陆坡区，开展了海域天然气水合物资源调查，完成多道地震、水深测量各5015千米，地质取样202个站次；在综合分析地震、地质和地球化学等资料信息基础上，优选东沙海域天然气水合物钻探目标区3个，神狐海域天然气水合物钻探目标区2个；提出了东沙海域天然气水合物钻探井位6个，神狐海域钻探井位8个。

2007年5月1日，在南海北部陆坡首钻获取了天然气水合物实物样品，实现了我国海域天然气水合物调查的战略突破，为南海北部陆坡天然气水合物资源远景评价及成藏机理和分布规律研究提供了第一手资料和基础。据现场资料显示，钻井岩心中多个层段含水合物，含水合物的沉积层厚度达40多米，通过对钻探取样、测井和地震资料的综合分析，初步预测该区天然水合物总资源量大于100亿吨油当量。

页岩气开发现状及开采技术分析

史进1 吴晓东1 孟尚志2 莫日和2 赵军2

作者简介:史进,1983年生,男,汉族,山东淄博人,中国石油大学(北京)石油天然气工程学院博士生,主要从事煤层气、页岩气开发方面的研究工作。E-mail:shijin886@163.com,电话:18901289094。

(1.中国石油大学(北京)石油工程教育部重点实验室 北京 1022492.中联煤层气有限责任公司 北京 100011)

摘要:页岩气是一种储量巨大的非常规天然气,但是页岩气藏储层结构复杂,多为低孔、低渗型,开发技术要求很高。本文简述了国内外页岩气开发现状,分析了页岩气成藏机理以及开发特点,重点介绍了国外主要采用的页岩气开采技术,包括页岩气的储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术是最为重要的。最后本文指出了中国页岩气开发急需解决的几个方面的问题。

关键词:页岩气 开采技术 储层评价 水平井增产 完井技术 压裂技术

Analysis on Current Development Situation and Exploitation Technology of Shale Gas

SHI Jin WU Xiaodong MENG Shangzhi MO Rihe ZHAO Jun

(1.Petroleum engineering institute, China University of Petroleum, Beijing 102249,2.China United Coalbed Methane Co., Ltd., Beijing 10001 1, China)

Abstract: The shale gas is a kind of non-conventional with giant amount of reserves,but the shale reservoir has complex structure with low porosity and low Permeability , so it needs advanced technology.This article sum- marizes current situation of shale gas development both in and abroad,analyses the gas generation and development characteristic of shale gas,mainly introduces gas exploration and development of technology,including reservoir e- valuation technology, horizontal well stimulation techniques, completion technology as well as fracturing tech- niques.At last, the paper points out the urged problem needed to be sloved for china's shale gas development.

Keywords: Shale gas;development technology; Reservoir evaluation; Horizontal well stimulation; comple- tion technology; fracturing techniques.

1 前言

地球上各种油气资源在地层分布的位置各不相同(图1),随着全球能源的需求量增大,页岩气作为一种非常规能源越来越受到人们的重视。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聚集[1]。世界页岩气资源很丰富,但尚未得到广泛勘探开发,根本原因是致密页岩的渗透率一般很低。但近几年来,页岩气的开采已经成为全球资源开发的一个热点。由于页岩气的赋存、运移以及开采机理与普通天然气有很大的不同,所以在勘探开发技术方面与普通天然气也有很大的差别。

图1 各种油气资源分布示意图

2 国内外页岩气勘探开发现状

2.1 国外页岩气开发情况

国外的页岩气开发以美国为主,美国是目前世界上唯一商业化开发页岩气的国家。美国第一口页岩气井可追溯1821年,钻遇层位为泥盆系Dunkirk页岩[2],井深仅8.2m。19世纪80年代,美国东部地区的泥盆系页岩因临近天然气市场,在当时已经有相当大的产能规模。但此后产业一直不甚活跃。直到20世纪70年代末,因为国际市场的高油价和非常规油气概念的兴起,页岩气研究受到高度重视,当时主要是针对FortWorth盆地Barnett页岩的深入研究。2000年以来,页岩气勘探开发技术不断提高,并得到了广泛应用。同时加密的井网部署,使页岩气的采收率提高了20%,年生产量迅速攀升。2004年美国页岩气年产量为200×108m3,约占天然气总产量的4%;2007年美国页岩气生产井近42000口,页岩气年产量450×108m3,约占美国年天然气总产量的9%。参与页岩气开发的石油企业从2005年的23家发展到2007年的64家。美国相关专家预测,2010年美国页岩气产量将占天然气总产量的13%。图2是美国页岩气资源分布图。

美国的页岩气能够得到快速发展,技术上主要得益于以下四个方面:(1)减阻水压裂技术:携带非常少的添加剂,这样降低了成本,减少对地层的伤害,但携砂能力下降。(2)水平井替代了直井,长度从750m增加到了1600m。(3)10至20段,甚至更多的分段压裂大大提高了采收率。(4)同步压裂时地层应力变化的实时监测。当然,这也离不开国家政策的支持,20世纪70年代末,美国政府在《能源意外获利法》中规定给予非常规能源开发税收补贴政策,而得克萨斯州自20世纪90年代初以来,对页岩气的开发不收生产税。

除了美国,加拿大是继美国之后较早规模开发页岩气的国家,其页岩气勘探研究项目主要集中在加拿大西部沉积盆地,横穿萨克斯其万省的近四分之二、亚伯达的全部和大不列颠哥伦比亚省的东北角的巨大的条带。另外,Willislon盆地也是潜在的气源盆地,上白平系、侏罗系、二叠系和泥盆系的页岩被确定为潜在气源层位。可以预测,在不久的将来加拿大西部盆地很可能发现数量可观的潜在页岩气资源。

2.2 中国页岩气开发现状

2009年以前,我国的页岩气开发以勘探为主,2009年12月,才正式启动页岩气钻井开发项目[3]。我国主要盆地和地区的页岩气资源量约为(15~30)×1012m3,中值23.5×1012m3,与美国的28.3×1012m3大致相当。预计到2020年,我国的页岩气年生产能力有望提高到150亿~300亿m3。页岩气在中国的分布在剖面上可分为古生界和中-新生界两大重点层系。在平面上可划分为南方、西北、华北-东北及青藏等4个页岩气大区。其中,南方及西北地区的页岩气(也包括鄂尔多斯盆地及其周缘)成藏条件最好。

我国南方地区是我国最大的海相沉积岩分布区[4],分布稳定,埋藏深度浅,有机质丰度高。四川盆地、鄂东渝西及下扬子地区是平面上分布的有利区。在中国北方地区,中新生代发育众多陆相湖盆,泥页岩地层广泛发育,页岩气更可能发生在主力产油气层位的底部或下部。鄂尔多斯盆地的中-古生界、松辽盆地的中生界、渤海湾盆地埋藏较浅的古近系等也属于有利区。

3 页岩气开发特点分析

3.1 页岩气成藏机理

页岩气成藏机理兼具煤层吸附气和常规圈闭气藏特征,但又与这两者有显著的区别(表1),显示出复杂的多机理递变特点。页岩气成藏过程中,赋存方式和成藏类型的改变,使含气丰度和富集程度逐渐增加。完整的页岩气成藏与演化可分为3个主要过程,吸附聚集、膨胀造隙富集以及活塞式推进或置换式运移的机理序列。成藏条件和成藏机理变化,岩性特征变化和裂缝发育状况均可对页岩气藏中天然气的赋存特征和分布规律有控制作用。

图2 美国的页岩气资源分布

表1 页岩气与其他天然气资源对比分析

3.2 页岩气开发特点

页岩气储层显示低孔、低渗透率的物性特征,气流的阻力比常规天然气大。因此,页岩气采收率比常规天然气低[5]。常规天然气采收率可以达到80%甚至90%以上,而页岩气仅为5%~40%。但页岩气开发虽然产能低,但具有开采寿命长和生产周期长的优点,页岩气井能够长期以稳定的速率产气,一般开采寿命为30~50年,美国地质调查局(USGS)2008年最新数据显示,Fort Worth盆地Barnett页岩气田开采寿命可以达到80年。

页岩气中气体主要分为吸附态和游离态,和煤层气相似,但页岩气中的吸附气的比例较低,有的只有30%左右[6],裂缝中的水很少,主要为游离态的压缩气,页岩气的生产可以分为两个过程,第一个过程是压力降到临界解吸压力以前,产出的只有游离态的气体,它的生成基本与低渗透天然气无异,这个过程也是页岩气地层压力降低的过程,第二个过程是压力降到临界解吸压力以后,这时基质中的气体开始解吸出来,与裂缝中的气体一起被采出,所以产气量会达到一个峰值,如图3所示,但是由于吸附气占的比例并不大,所以产气量又很快下降,最终的残余气饱和度中只有很小一部分是吸附气,因为和煤层气不同的是,采气降压不可能使储层的压力降得很低。

图3 不同类型天然气藏的生产曲线示意图

4 主要页岩气勘探开发技术

页岩气的勘探开发技术与普通的气井的不同之处主要体现在页岩气储层评价技术、水平井钻井技术、完井技术以及压裂技术这几个方面,其中水平井钻井以及压裂技术最为重要。

4.1 储层评价技术

页岩气储层评价的两种主要手段是测井和取心。应用测井数据,包括ECS(Elemental Capture Spectroscopy)来识别储层特征[7]。单独的GR不能很好地识别出粘土,干酪根的特征是具有高GR值和低Pe值。成像测井可以识别出裂缝和断层,并能对页岩进行分层。声波测井可以识别裂缝方向和最大主应力方向,进而为气井增产提供数据。岩心分析主要是用来确定孔隙度、储层渗透率、泥岩的组分、流体及储层的敏感性,并分析测试TOC和吸附等温曲线,以此得到页岩含气量。

4.2 水平井钻井技术

页岩气储层的渗透率低,气流阻力比传统的天然气大得多,并且大多存在于页岩的裂缝中,为了尽可能地利用天然裂缝的导流能力,使页岩气尽可能多的流入井筒,因此开采可使用水平钻井技术,并且水平井形式包括单支、多分支和羽状。一般来说,水平段越长,最终采收率就越高。

水平井的成本比较高,但其经济效益也比较高,页岩气可以从相同的储层但面积大于单直井的区域流出以美国Marcellus页岩气为例,水平井的驱替体积大约是直井驱替体积的5.79倍还多。在采用水平井增产技术过程中,水平井位与井眼方位一般选在有机质富集,热数度比较高、裂缝发育程度好的区域及方位。

4.3 完井技术

页岩气井的完井方式主要包括组合式桥塞完井、水力喷射射孔完井和机械式组合完井。组合式桥塞完井是在套管井中,用组合式桥塞分隔各段[8],分别进行射孔或压裂,这是页岩气水平井最常用的完井方法,但因需要在施工中射孔、坐封桥塞、钻桥塞,也是最耗时的一种方法。水力喷射射孔完井适用于直井或水平套管井。该工艺利用伯努利原理,从工具喷嘴喷射出的高速流体可射穿套管和岩石,达到射孔的目的。通过拖动管柱可进行多层作业,免去下封隔器或桥塞,缩短完井时间。

4.4 压裂技术

据统计,完井后只有5%的井具有工业气流,55%的井初始无阻流量没有工业价值,40%的井初期裸眼测试无天然气流,这是因为页岩气埋深大,渗透率过低。所以压裂对于页岩气来说是最为重要的。而且因为页岩气多采用水平井开采,因此页岩气压裂技术,主要包括水平井分段压裂技术、重复压裂技术、同步压裂技术以及裂缝综合检测技术(图4)。

4.4.1 水平井分段压裂技术

在水平井段采用分段压裂,能有效产生裂缝网络,尽可能提高最终采收率,同时节约成本。最初水平井的压裂阶段一般采用单段或2段,目前已增至7段甚至更多。如美国新田公司位于阿科马盆地Woodford页岩气聚集带的Tipton-H223[9]井经过7段水力压裂措施改造后,增产效果显著,页岩气产量高达14.16×104m3/d。水平井水力多段压裂技术的广泛运用,使原本低产或无气流的页岩气井获得工业价值成为可能,极大地延伸了页岩气在横向与纵向的开采范围,是目前美国页岩气快速发展最关键的技术。

4.4.2 重复压裂

当页岩气井初始压裂因时间关系失效或质量下降,导致气体产量大幅下降时,重复压裂能重建储层到井眼的线性流,恢复或增加生产产能,可使估计最终采收率提高8%~10%,可采储量增加30%,是一种低成本增产方法,压裂后产量接近能够甚至超过初次压裂时期,这是因为重复压裂可以发生再取向(图5),在原有裂缝的基础上,还会压开一些新的裂缝。美国天然气研究所(GRI)研究证实[10],重复压裂能够以0.1美元/mcf(1mcf=28317m3)的成本增加储量,远低于收购天然气储量0.54美元/mcf或发现和开发天然气储量0.75美元/mcf的平均成本。

图4 Barnett页岩压裂模式示意图

图5 重复压裂再取向

4.4.3 同步压裂

同步压裂技术最早在Barnet页岩气井实施,作业者在相隔152~305m范围内钻两口平行的水平井同时进行压裂。由于页岩储层渗透性差,气体分子能够移动的距离短,需要通过压裂获得近距离的高渗透率路径而进入井眼中。同步压裂采用的是使压力液及支撑剂在高压下从一口井向另一口井运移距离最短的方法,来增加水力压裂裂缝网络的密度及表面积。目前已发展成三口井,甚至四口井同时压裂,采用该技术的页岩气井短期内增产非常明显。

4.4.4 裂缝综合监测技术

页岩气井压裂后,地下裂缝极其复杂,需要有效的方法来确定压裂作业效果,获取压裂诱导裂缝导流能力、几何形态、复杂性及其方位等诸多信息,改善页岩气藏压裂增产作业效果以及气井产能,并提高天然气采收率。

利用地面、井下测斜仪与微地震监测技术结合的裂缝综合诊断技术,可直接地测量因裂缝间距超过裂缝长度而造成的变形来表征所产生裂缝网络,评价压裂作业效果,实现页岩气藏管理的最佳化[11]。该技术有以下优点:(1)测量快速,方便现场应用;(2)实时确定微地震事件的位置;(3)确定裂缝的高度、长度、倾角及方位;(4)具有噪音过滤能力。

作为目前美国最活跃的页岩气远景区,沃斯堡盆地Barnett页岩的开发充分说明了直接及时的微地震描述技术的重要性。2005年,美国Chesapeake[12]能源公司于将微地震技术运用于一口垂直监测井上,准确地确定了Newark East气田一口水平井进行的4段清水压裂的裂缝高度、长度、方位角及其复杂性,改善了对压裂效果的评价。

5 中国页岩气开发亟需解决的问题

5.1 地质控制条件评价

我国页岩气勘探才刚刚起步,尽管页岩气成藏机理条件可与美国页岩气地质条件进行比对,但我国页岩气的主要储层与美国有很大区别,如四川盆地的页岩气层埋深比美国大,美国的页岩气层深度在800~2600m,四川盆地的页岩气层埋深在2000~3500m。因此需要建立适合于我国地质条件且对我国页岩气资源战略调查和勘探开发具有指导意义的中国页岩气地质理论体系。应重点研究我国页岩发育的构造背景、成藏条件与机理(成藏主要受控于页泥岩厚度、面积、总有机碳含量、有机质成熟度、矿物岩石成分、压力和温度等因素)、页岩成烃能力(如有机质类型及含量、成熟度等)、页岩聚烃能力(如吸附能力及影响因素等)、含气页岩区域沉积环境、储层特征、页岩气富集类型与模式,系统研究我国页岩气资源分布规律、资源潜力和评价方法参数体系等。

5.2 战略选区

作为可商业规模化开采的页岩气,战略选区是页岩气勘探开发前的基础性、前瞻性工作,除了地质控制因素的考虑,还应特别重视页岩气开发可行性。我国页岩气起步阶段应首先要考虑海相厚层页岩中那些总有机碳含量大于1.0%、Ro介于1.0%~2.5%之间、埋深介于200~3000m之间、厚度大于30m的富含有机质页岩发育区;其次考虑海陆交互相富含有机质泥页岩与致密砂岩和煤层在层位上的紧密共生区;但同时要研发不同类型天然气资源多层合采技术;对于湖相富含有机质泥页岩,重点考虑硅质成分高、岩石强度大、有利于井眼稳定的层系。

5.3 技术适应性试验

美国页岩气成功开发的关键原因之一在于水平井技术、多段压裂技术、水力压裂技术、微地震技术、地震储层预测技术、有效的完井技术等一系列技术的成功应用。但这些手段在中国是否会取得比较好的效果,还值得进一步的现场试验才能得出结果。中国页岩气的开发急需要研究出一套适合中国地质条件以及页岩气特点的开发技术,使分布广泛的页岩气资源量逐步转化为经济和技术可采储量。

5.4 环保因素的考虑

对Barnett页岩开采地区的研究表明,钻井和压裂需要大量的水资源,2000年在Bar-nett页岩中开采页岩气需86.3×104m3的地表水和地下水,2007年这一用量增长了10倍多,约60%~80%的水会返回地面,其中含有大量的化学物质或放射性元素,会造成水污染,因此页岩气开发过程中对于环境的保护也是需要重视的问题。

6 结论

(1)美国页岩气的高速发展表明,除了天然气价格上涨、天然气需求增加以及国家政策扶持等因素外,主要得益于以下开发技术的进步与推广运用:水平井钻井与分段压裂技术的综合运用,使页岩开发领域在纵向和横向上延伸,单井产量上了新台阶;重复压裂与同步压裂通过调整压裂方位,能够改善储层渗流能力,延长页岩气井高产时期;裂缝监测技术能够观测实际裂缝几何形状,有助于掌握页岩气藏的衰竭动态变化情况,实现气藏管理的最佳化。

(2)目前中国的页岩气开发急需要解决以下几个方面的问题:地质控制条件评价、战略选区、技术适应性试验、环保因素的考虑,从而推动中国页岩气产业的快速发展。

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